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电力设备与新能源行业2019年度策略报告

3.5

与电网协同推进能源清洁化

3.5.1 配额制为新能源消纳提供政策保障

11月16日,能源局发布了第三版《可再生能源电力配额制征求意见稿》,明确了可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法,同时公示了各省(区、市)可再生能源电力总量配额指标及各省(区、市)非水电可再生能源电力配额指标,分为约束性指标和激励性指标。

根据2017年各省实际非水可再生能源消纳量以及发电量,计算得出2017年全国非水可再生能源占比为7.7%。而根据配额制文件中对2020年的约束性指标,以及2020年的预测发电量,计算得出2020年非水可再生能源占比11%左右,相比2017年仍有一定的提升空间。配额制的出台,从政策层面为新能源消纳、装机规模扩大提供了保障。

3.5.2 特高压为新能源消纳提供技术保障

从技术角度,电网对新能源的消纳必须是在电网稳定运行基础上进行。根据《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》4.3.1要求:小型光伏电站总容量不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%。由于此限制,光照条件较好地区容易因新能源装机超比例出现弃光限电现象,特高压作为解决电力区域不平衡问题的重要手段,正在发挥越来越积极作用。

9月能源局发布规划,未来两年将建成9个项目、共12条线路的特高压工程,总投资额将超过1500亿元。这些特高压项目主要连接西北新能源基地、西南水电基地与东部用电省份,对于新能源消纳有着极大推动作用。

3.6

投资策略:甄选优质产能释放的头部公司

3.6.1 通威股份(600483):用先进产能引领发展

在多晶硅领域,公司目前拥有产能4.5万吨(四川永祥2万吨+包头2.5万吨),2018年底达到7万吨(乐山2.5万吨投产后)。由于硅料生产过程中,电价占总成本44%,公司新投用的5万吨产能位于低电价区内蒙古和四川(包头坑口电价<0.3元,乐山水电价0.25元),新产线成本可降至4万元/吨,远低于行业平价6~7万元/吨成本水平。2019年全球多晶硅需求=110GW*50%*3.93g/W(多晶)+110GW*50%*3.4g/W(单晶)=40.3万吨,国内、全球产能50、70万吨,将出现产能过剩,新建产能具有后发成本优势,将在整体产能过剩情况下享有较高产能利用率。

在电池片领域,公司单晶PERC电池产能达到6GW,并且2019Q1还将有3GW投产,位列全球第一。基于产能优势,公司生产电池片非硅成本0.2~0.3元/W,远低于行业平均0.45元。在未来电池片新技术领域,公司也提前进行布局,1GW的HJT产线已于11月开工,待工艺成熟度提升后,N型电池片将成为未来新的增长方向。

我们预测公司2018~2020年营收分别为284.2、347.1、435.8亿元,归母净利润分别为24.3、31、39.3亿元,对应PE分别为16、12、9,上调至“强烈推荐”评级。

3.6.2 隆基股份(601012):单晶替代趋势下最大的受益者

在硅片领域,2018年底公司单晶硅片产能28GW,位列全球第一,2018年单晶渗透率达到40%,2019年将达到50%,未来单晶因转换效率上限高发展空间更大,公司将充分享受单晶渗透率提升带来的业绩增长。在成本控制方面,公司新投用的银川新产线非硅成本可达1元/pcs,全公司综合非硅成本为1.1~1.2元/pcs,相比行业1.3元/pcs具有领先优势。公司不断推进薄片化以降低硅成本,P型单晶硅片厚度可以从180μm降到160μm,而多晶硅片到180μm就几乎到最低值,公司研发已能做到120μm的硅片厚度。

在组件领域,2018年计划产能将达到12GW,并且公司不断推进高效组件研发,单晶PERC组件产品转换效率世界领先,单晶PERC电池转换效率最高水平达到23.6%,60型高效单晶PERC组件转换效率达到20.66%,60型单晶PERC半片组件功率突破360W。

我们预测公司2018~2020年营收分别为201.6、306.4、344.5亿元,归母净利润分别为21.8、30、33.7亿元,对应PE分别为24、17、16,维持“强烈推荐”评级。

4

风电:消纳改善,海上风电引风潮

4.1

2019年风电将进入竞价时代

我国风电行业从2000年后起步,共发展经历了5个阶段:

2003-2010年:政策利好,新增装机量不断上升。

2003年9月,国家发改委出台《风电特许权项目前期工作管理办法》,实行风电特许权招标政策,特许权项目通过上网电价的招标竞争选择开发商,在风电特许权协议框架下,电网公司与项目投资者签订长期购售电合同,保证全部收购项目的可供电量。

2011-2012年:弃风问题叠加脱网事故,核查速度遏制风机新增量。

在此期间,全国弃风限电现象明显,弃风率明显上升,同时国内风电场后发生多起大面积脱网事故。政府监管趋严,电监会要求已经电网运行的风电场要进行风电机组低电压穿越能力核查,不具备低电压穿越能力的要尽快制定切实可行的低电压穿越能力改造计划。由于风电电网检测资源不足,风电整机企业排队等待检测,影响电网速度。

2013-2015年:弃风限电现象改善,标杆电价上升引起抢装潮。

2013-2014年,在新增装机量不断下降的背景下,全国弃风率明显下滑。同时,受到风电标杆电价下调影响,2015 年出现较为强烈的风机抢装潮,推动 2015年新增装机达 30.75GW,为历年最高值。

2016-2017年:装机量透支+风电监测预警机制,新增容量走低。

随着2015年风机抢装潮透支新增装机量,弃风率维持高位水平。2016 年 7 月,能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》,风电投资监测预警机制正式启动。新疆、甘肃、宁夏、吉林、黑龙江 5 省被直接核定为红色预警省,新增装机相对 2015 年几近腰斩。2017 年,弃风率继续上扬,红色预警名单上新增内蒙古,红6省新增装机仍将呈现较大幅度下滑,对全国新增装机量造成拖累。

2018年以后:弃风率降低,风电全面进入竞价时代。

2018年1-10月,风电新增并网14.47GW,同比增长35.23%。我们预计2018年新增装机将超过20GW,预计2019、2020年新增装机将达到22GW、25GW。

5月24日,能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》,明确要求自2019年起,新核准的风电项目将采用竞价配置方式,标志着风电行业即将进入竞价时代。目前广东、宁夏已出台具体的竞价配置方法指导文件,已进入实操阶段。竞价配置将使得风电度电成本进一步下降,加快平价上网到来。

对于已核准的项目,在两年内开工仍可享受2018年0.4~0.57元/kWh的风电标杆电价,不受竞价配置的影响。目前已核准未开工项目规模为67GW,将在2019年迎来抢装。根据公开披露的风电公开招标规模,2017、2018年招标量预计为27.2GW、30GW,一般风机从订单转换为装机需要12~18个月,因此2017、2018的招标量增长将直接体现2018、2019年的装机规模稳步增长。

4.2

消纳改善促运营商业绩大幅提升

进入2018年后,由于用电需求侧的持续增长,风电消纳得到大幅改善,弃风率逐步下降。2018年1-10月,全国全社会用电量增速为8.7%,增速为近几年新高,需求侧持续回暖给风电提供了发展空间。

2018年1-10月,风电新增并网14.47GW,同比增长35.23%,利用小时数1724小时,同比增长172小时,弃风率7.7%,同比下降4.3 pct。2017年因弃风率较高而被列入“红色预警”的六省中,内蒙古、黑龙江、宁夏已实现解禁,仅吉林、甘肃、新疆仍处于红色预警中。

在消纳改善的状况下,风电运营商的业绩改善幅度更大。2018年前三季度风电运营商的盈利能力得到显著提升,净利润同比大幅增长。我们认为随着配额制文件的出台,以及特高压项目的投用,风电消纳将从政策、电网技术两个层面获得支撑,运营商将凭借风电运营低边际成本、高利润率的优势,维持较高的盈利能力

4.3

风机集中度提升及大型化趋势不改

4.3.1 风机制造商集中度显著提升

2017年新增装机19.66GW,其中金风科技、远景能源、明阳智能合计占比超55%,具有极强的领先优势。风机集中度持续保持增长态势,从2013到2017年,CR5、CR10分别从54%、78%增长至67%、90%。

截止2017年,风电总装机量达到188GW,金风科技以23%占比处于领头羊位置,远景能源、明阳智能为代表的新一代风机制造商由于装机近几年开始增长,在存量机组中占比排名中未进入前三,传统风机制造商联合动力、华锐风电、东方电气等凭借先发优势拥有靠前的市占比。

我们认为风机集中度仍然会上升,因为风机制造业目前处于产能过剩阶段,2017年产能利用率不足70%。在装机量趋于稳定的情况下,过剩产能会对压制风机价格,使得盈利能力出现下滑。在这种情况下,头部厂商因为产能规模优势,可以保持行业里相对较高的利润率,而小型厂商在价格下降过程中利润承压,会逐渐退出,造成行业集中度的进一步提升。

风机招标价格持续下降。由于2019年将开始执行风电竞价配置,中标上网电价会低于目前补贴电价,导致风机售价承压,仍有继续下降的可能。

原材料价格挤压制造端利润。风机制造作为典型的重工业制造业,成本端受钢价影响非常显著,2018年钢价持续维持高位对风机制造商的利润形成了挤压。近期由于环保限产减弱,钢价出现下跌,使得风机制造商成本压力得到部分缓解。未来原材料价格的波动,仍然会对制造端利润具有较大冲击。

4.3.2 风机呈现大型化发展趋势

由于风电场资源有限,未来新投运的风机将更加注重对资源利用效率的提升,因此对于技术未来发展,我们认为将呈现单机容量上升、叶轮直径增大、高效风机技术应用等特征。

单机容量上升,提升未来越来越稀缺的风电场资源利用率。从1986年我国第一台55kW的风机并网发电,到如今最大风电机组容量达到6MW以上,增长了近100倍。2016年,我国风电新增装机平均功率为1.95MW,同比增长6.4%,风电累计装机平均功率为1.6MW,同比增长2.9%。2016年,我国新增风电机组中,2MW风电机组装机占全国新增装机容量的60.9%,同比上升11 pct,4MW以上的机组占比1.9%。

叶轮直径增大,利于转换效率的提升和风机成本下降。世界范围内,发展风电的主要国家陆上风电机组叶轮直径不断上升,从50m上升至100m左右的水平。2018年5月,上海电气陆上风电新机型WD3000-146-95叶轮直径达到146m,为我国目前叶轮直径最大的陆上风电机组。

风机新技术不断涌现,推动行业技术进步。目前,风机市场中高速双馈机型、高速永磁同步机型、直驱永磁同步机型直驱励磁同步机型等为主,其中高速双馈技术最为成熟,市占率最高。风机技术参数在不断发展的过程中,展现出了技术成熟化、功率提高、切出风速提高等趋势。目前,单机最高功率的维斯塔斯(Vestas)V164平台下的9.5MW机型,于2018年6月正式投运。

4.4

海上风电已成为下一个竞技场

我国拥有1.8万千米的海岸线,蕴含着非常丰富的风资源,而且海上风速较陆地更高,平均海上风机利用小时数可达3000小时,陆地风资源较好的地区利用小时数仅2000小时左右,海上风电拥有极强的资源优势。海上风电目前可以享受0.85元/kWh的高补贴电价,在目前平均0.62元/kWh的度电成本下,享有非常高的投资收益率。在陆上风电电价下降、风电场资源紧张的情况下,海上风电已成为行业新的增长点和发展方向。

4.4.1 政策提供发展空间,在建项目如火如荼

国家能源局发布规划,计划2020年底海上风电装机达到5GW,在建10GW。各沿海省份也发布了各自的海上风电发展规划,总体计划规模远超5GW。我们认为2020年海上风电总装机有望突破8GW。

截止2018Q3,我国海上风电新增并网1.02GW,主要集中在江苏(0.92GW)和福建(0.09GW)两省。累计海上风电装机量达3.05GW,主要集中在江苏(2.55GW)、上海(0.3GW)、福建(0.19GW)。

在建海上风电项目共23个,在建容量6.48GW,同比增长35%,项目分布在7个省(市)海域,包括:江苏(7个项目,2.1GW)、福建(6个项目,1.62GW)、广东(5个项目,1.5GW)、辽宁(2个项目,0.6GW)、河北(1个项目,0.3GW)、浙江(1个项目,0.25GW)、上海(1个项目,0.1GW)。

4.4.2 海上是顶级风机技术竞技场

由于海上环境较陆地更为复杂,因此对风机提出了更为苛刻的要求,各家制造商均将自己最顶级的风机技术应用于海上风机。上海电气从西门子引进了海上风机技术,并实现了国产化制造,在海上风机市场占有率超过50%。

目前在建的23个共6.48GW海上风电项目中,使用(拟使用)上海电气机组2GW、明阳智慧能源机组1.89GW、金风科技机组1.17GW、中国海装机组0.8GW、远景能源机组0.55GW、东方风电机组0.06GW。而在存量海上风电机组,上海电气拥有55%的市占率。未来随着头部风机制造商如金风科技、远景能源、明阳能源等逐渐将发展重心转移到海上,海上风机竞争将更加激烈,进入集中度下降的蓬勃发展阶段。

海上风电当前建造成本约为1.4万/kW,其中50%是风机,另外50%由施工、海底电缆、升压站等构成。海上、陆地单台风机安装价格平均为450万/台、30万/台,由于海上的高施工和维护成本,单机功率提升意义重大,可以大幅降低单位成本投资。目前市占比最高的为4MW机组,占比达55%。各个制造商正在大力发展6MW及以上机组,未来机组大型化仍将是海上风机的主题。

4.5

投资策略:关注优质风场运营商及海上风电龙头

4.5.1 福能股份(600483):盈利模式清晰,海上风电成长性极强

公司作为福建省电力运营企业,旗下电力资产涉及火电、热电、气电、风电、核电,资产优质且具备非常强的成长性。

在火电领域,公司收购华润温州、六枝电厂资产,由于六枝电厂拥有配套煤矿,待19年煤矿投产后,燃煤成本将大幅降低,提升公司火电盈利能力。

在热电领域,公司旗下鸿山电厂热电联产机组执行以热定电政策,利用小时有保障。14至17年发电小时5000以上,明显领先于同类型纯燃煤发电机组。14至17年年均净利润5亿左右,在17年煤价高位运行仍实现近3亿的净利润,抗风险能力极强。

在气电领域,公司旗下晋江气电是政策性调峰电厂,18年凭借23.73亿kWh的的替代电量,实现毛利5.66亿元。由于福建省电力结构以清洁能源为主,政策性调峰电厂未来仍然作用突出,替代电量政策有望延续。

在风电领域,由于公司所在福建省拥有优质的陆上风电资源,具有四类区电价高、不弃风、风况好、利用小时数高的特点,风电板块盈利能力非常强,2017年末风电装机664MW,风电板块实现4.6亿净利润。在海上风电公司储备达2GW,目前2020年装机达到500MW,在建1GW。截止2018Q3,公司控股运营陆上风电装机714MW,核准在建风电项目573MW,其中陆上风电173MW(预计19年全部建成投产),两个海上风电400MW(预计19年部分投产,2020和2021年相继建成投产)。

在核电领域,公司参股华能霞浦核电(10%)、中核霞浦核电(20%)、国核福建核电(35%),核电储备装机量达3.8GW,提前布局将使公司充分受益于未来福建省核电发展。

我们预计公司2018年-2020年的营业收入分别为86.4亿元、94.4亿元和103.6亿元,归属于上市公司股东净利润分别为11.1亿元、13.2亿元和15.6亿元,每股收益分别为0.72元、0.85元和1.01元,对应PE分别为11、10、8。维持“强烈推荐”评级。

4.5.2 金风科技(002202):单晶替代趋势下最大的受益者

公司作为国内风机制造上龙头,在国内风机市占比达到27%,并且大力推进海上风机研发和制造,将充分受益于海上风电的蓬勃发展。

2018Q3公司在手订单达到18.21GW,其中外部待执行订单为12.96GW,同比增长34.7%,外部中标未签订单为5.25GW。去年同期公司外部待执行订单总量为9.6GW,订单量有明显增加。公司风机平均成本受订单数量的影响较大,订单数量增长有助于公司固定成本摊薄、修复利润率。

公司不断推进海上大容量、大叶轮机组研发和制造,目前在手订单中海上风机达到1382MW。最新公布了GW168-8MW、GW184-6.45MW等多型号机组,其中GW168是目前国内单机容量最大的海上风电机组。公司海上大容量机组的研发,可通过降低用海面积的方式有效降低征海费用、基础造价、施工吊装、海缆铺设等多项投资成本,为拓展海上风电业务开辟新的空间。

我们预计公司2018年-2020年的营业收入分别为260.4亿元、291亿元和329亿元,归属于上市公司股东净利润分别为32.9亿元、39.5亿元和46.9亿元,每股收益分别为0.92元、1.11元和1.32元,对应PE分别为12、10、8。维持“强烈推荐”评级。

5

核电:重回正轨,业绩和估值将修复

5.1

三代核电取得突破

回顾我国核电行业发展史,过程并不是一帆风顺,政策、政府间合作、电力需求、国际核安全事故等均会影响到行业发展。从时间维度,我国核电行业发展可以分为三个阶段。

起步阶段(1970年代初~1993年):开工并建设完成了我国第一座核电站秦山核电站,以及从法国引进的大亚湾核电站。

适度发展阶段(1994年~2005年):由于切尔诺贝利核电站事故的影响,以及电力供应相对充足,国家将核电定位为补充能源,谨慎发展。

积极快速发展阶段(2006年至今):由于电力需求增加以及清洁能源比重需要提升,国家提出积极推进核电建设,自此核电进入快速发展阶段。期间2011年福岛核事故,以及AP1000首堆机组建设不顺利造成了行业发展阶段性降速。

进入2018年后,核电行业利好消息不断,我们认为核电行业经过了2016~2017年的低潮后,将重新回到快速发展轨道

国产化三代核电机组CAP1400实现核准,核电新项目建设正式重启。总投资423亿元的国电投CAP1400核电示范工程项目已实现核准,将于近期开工,自2016年之后的核电“零核准”僵局被打破,提振后续AP1000、“华龙一号”核电机组开工预期。

三门、海阳AP1000机组首堆已投入运行,从技术角度后续AP1000系列机组开工无碍。虽然项目较原计划拖期4年,但经过9年建设已实现对AP1000技术的引进吸收,以及设备国产化。在此基础上,后续AP1000/CAP1400系列机组将以三门1号作为参考电站实现开工。

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