公用事业Ⅱ行业_补贴缺口仍在_新增装机短期承压

广发海外：公用事业Ⅱ行业总结

核心内容

本报告分析了中国风电行业的现状与未来趋势，重点探讨了补贴缺口、存量与增量装机、行业成本与收益、以及重点公司推荐等方面。

主要观点

• 补贴缺口问题已成为风电行业最大痛点，导致现金流滞后及政策性风险增加，短期内制约行业估值上限。
• 存量风电效益持续提升，弃风限电改善及利用小时数上升空间较大，未来三年仍是风电运营商业绩提升的主要来源。
• 陆上风电增量在2019-2020年因电价下调和政策限制面临压力，但随着平价上网政策的推进，未来有望释放。
• 海上风电在2018年取得显著进展，核准与技术双到位，未来装机容量有望持续增长，成本逐步下降。
• 风电行业正逐步进入平价上网时代，未来将面临运维费用上升、风资源波动、技术进展缓慢等风险。

关键信息

行业现状与挑战

• 风电行业补贴缺口问题长期存在，2018年底累计缺口近人民币1883亿元，2019-2021年新增缺口分别为997亿、1111亿、1196亿元。
• 2021年将基本实现陆上风电平价上网，补贴发放将逐步受限，风电行业进入新阶段。
• 应收账款规模扩大，现金流滞后，影响实际ROE，导致估值水平偏低。

存量风电运营效益

• 存量风电装机规模大，占据优质风资源区，弃风率持续改善，利用小时数仍有上升空间。
• 2018年风电运营商有效税率和运维费用出现阶梯式增长，但整体运营支出率呈下降趋势。
• 2019-2021年存量装机将保持稳定，对行业整体效益贡献显著。

增量风电发展

• 2019-2021年新增陆上风电装机预计分别为21/21/23GW，海上风电分别为2.2/2.8/3.4GW，总计23.2/23.8/26.4GW。
• 三北地区弃风率持续改善，特高压项目将有助于解决消纳问题，未来增量有望回升。
• 风机价格仍有下降空间，2017-2018年风机价格持续下降，2019年有所回稳。
• 单机容量增大，智能化管理推动综合降本，3.0MW以上机型占比逐步上升。

海上风电发展

• 海上风电核准与技术双到位，2018年项目开发取得进展，2019年进入有序发展期。
• 海上风电项目风资源好，收益率较高，未来装机容量有望持续增长。
• 2030年海上风电装机容量预计为35-40GW，与陆上风电形成互补。

重点公司推荐

• 龙源电力（00916.HK）：风电运营商龙头，弃风改善最大受益者，海上风电先行者，运营管理能力稳健。
• 新天绿色能源（00956.HK）：立足河北省，享有区位优势，燃气与风电板块双增长，业绩增长可见度高。

风险提示

• 运维费用上升风险：随着装机老化，运维成本将逐步上升。
• 风资源波动风险：未来风资源变化可能影响风电收益。
• 海上风电技术进展缓慢：技术瓶颈可能导致成本下降不及预期。
• 国际贸易形势变化风险：国际市场波动可能影响风电设备出口。

行业展望

• 随着平价上网政策推进，补贴需求将逐步得到控制，行业稳定性提升。
• 提高可再生能源附加费征收标准至2.5-3.2分/千瓦时可覆盖当年光伏+风电补贴需求。
• 未来风电装机容量有望实现翻倍，2030年全国风电装机容量预计达到435-470GW。
• 陆上风电装机容量将逐步向三北地区回归，海上风电将发挥更大作用。

图表与数据

• 图1：存量逻辑：存量风电装机效益仍有改善空间。
• 图2：增量逻辑：新增装机短期保持平稳，平价上网后有望释放。
• 图3：2018年陆上风电补贴强度。
• 图4：2011-2018年累计可再生能源装机容量。
• 图5：2011-2018年当年可再生能源补贴需求。
• 图6：2009-2018年可再生能源附加费标准和收入。
• 图7：2011-2018年累计和当年可再生能源补贴缺口。
• 图8：2013-2018部分港股风电运营商应收账款。
• 图9：2003-2018全国新增风电装机容量和弃风率。
• 图10：2011-2019年3月GF风电平均PE与恒生公用事业指数、申万电力指数比较。
• 图11：2011-2019年3月GF风电平均PB与恒生公用事业指数、申万电力指数比较。
• 图12：2019-2029E每年可再生能源补贴需求和同比增速。
• 图13：2016-2029E每年风电补贴需求和同比增速。
• 图14：累计风电装机量和同比。
• 图15：港股部分风电运营商18年累计存量装机和19-21年新增装机预测。
• 图16：存量风电平均电价构成，交易电价+标杆电价。
• 图17：2009-2020年四类资源区标杆电价/指导电价。
• 图18：2013-2020E港股风电运营商平均风电电价预测。
• 图19：2011-2018全国弃风电量和弃风率。
• 图20：2018年主要省份的风电装机量和弃风率。
• 图21：2018年部分省份并网装机容量和不弃风利用小时数。
• 图22：2011-2018全国平均利用小时数。
• 图23：2015-2021测算全国新增全税或半税装机容量。
• 图24：部分港股风电运营商有效税率。
• 图25：陆上风机后期运维涉及环节。
• 图26：2018年我国陆上风机运维成本构成。
• 图27：2014-18龙源电力维护费用率和营业支出率。
• 图28：2014-18华能新能源维护费用率和营业支出率。
• 图29：2014-18大唐新能源维护费用率和营业支出率。
• 图30：2014-18三家维护费用率和营业支出率。
• 图31：2011-2020E全国、红六省新增风电装机容量和弃风率比较。
• 图32：2013-2020E“红六省”弃风率情况和预测。
• 图33：2011-2018全国和弃风六省风电发电量占全省总发电量比例。
• 图34：2017/06-2019/3金风科技主流风电机型整机价格。
• 图35：2018年我国陆上风电投资成本构成。
• 图36：2018年我国陆上风电运营支出构成。
• 图37：2018年中国风电整机制造企业新增装机容量占比。
• 图38：2017年中国风电整机制造企业新增装机容量占比。
• 图39：2018年全国不同单机容量风机新增容量占比。
• 图40：2017年全国不同单机容量风机新增容量占比。
• 图41：2008-2021E全国不同单机容量风电新增装机占比。
• 图42：2013-2020E海上累计和新增风电装机容量。
• 图43：2018年江苏省海上风电项目成本结构。
• 图44：2018年福建省海上风电项目成本结构。
• 图45：海上风电运营支出中维护费用占比较高。
• 图46：龙源电力2012-2020E收入及增幅。
• 图47：龙源电力2012-2020E归母净利润及增幅。
• 图48：龙源电力2011-2018风电营收和利润率。
• 图49：龙源电力2011-2018火电营收和利润率。
• 图50：龙源电力2013-2020E利用小时数。
• 图51：龙源电力2013-2020E风电装机容量。
• 图52：新天绿色能源2013-2020E公司分业务营业收入和同比增速。
• 图53：新天绿色能源2013-2020E归母净利润和同比增速。
• 图54：2013-2020E新天绿色能源风电利用小时数。
• 图55：2013-2020E新天绿色能源风电累计装机容量。
• 图56：2013-2020E新天绿色能源燃气售气量和增速。
• 图57：2013-2020E新天绿色能源天然气收入和净利。

表格与测算

• 表1：2019年1月1日以来重要风电政策、新闻汇总。
• 表2：部分批次可再生能源年补贴目录发放时间和项目覆盖情况。
• 表3：可再生能源基金补贴缺口测算。
• 表4：对窗口期内（2019-2020年）不同平价、竞价项目占比情况下累计补贴缺口测算。
• 表5：提高可再生能源附加费对补贴缺口影响的多情景测算。
• 表6：2019-2020年陆上、海上风电指导电价调整情况。
• 表7：2030年风电发电量和风电装机容量测算。
• 表8：截至2019年5月全国部分和风电相关特高压线路情况统计。
• 表9：陆上风电项目IRR测算。
• 表10：陆上风电IRR：利用小时数和投资成本敏感性分析。
• 表11：陆上风电IRR：维护成本和标杆电价敏感性分析。
• 表12：陆上风电IRR：利用小时数和维护费用敏感性分析。
• 表13：东部沿海部分省市2030年配额制电量需求和对应海上风电装机容量需求。
• 表14：陆上海上风电后期维护差别。
• 表15：2019年海上风电项目IRR测算。
• 表16：海上风电多情景IRR测算。
• 表17：龙源电力现金流折现法估值。
• 表18：新天绿色能源现金流折现估值。