金风科技、龙源电力调研随笔以及眼下风电行业投资的看法

对目前风电行业投资的几点看法

最近两个月自从标杆电价下调征求意见稿爆出以来，风电股持续表现低迷，其中风机制造企业由于有抢装预期（但也只是预期）表现较为平稳，而风电运营企业股价则持续下跌。在风电运营股票在属性上逐步向其本质—公用事业回归之际，恒指和恒生公用事业指数的表现也与风电运营公司股价表现表现出越来越强的相关性。而恒指四季度受川普上台加息落地外资回流等影响萎靡不振。但这只能解释一部分而已。

来源：微信公众号明看新能源（ID：investnewenergy） 作者：刘小明

股价因超预期因素而选择向上或向下。站在目前时点，对于风电运营股票，我认为以下两个因素直接决定未来1-2年股价的走势：第一，限电改善对于运营商利润端的弹性是否超预期；第二，电价调整时间和空间（包括存量电价是不是会被砍）是否超预期。以下逐条论述。

首先，根据这一年多的跟踪观察，限电改善应该既成事实，去年四季度和今年一季度就是限电的最高点，今年3-4季度以来，保障政策逐步落实，消纳方面已有明显改进，明年特高压逐步投产后预计也会产生明显积极的作用。而对利润端的弹性分析涉及到所谓的“电价风险”、竞价上网等，但个人认为目前这些利空因素大部分都已经Price-In，但风电运营商业务属性里面的高运营杠杆却极少被提及，运营杠杆保证了企业在限电改善时带来极大的利润弹性。

其次，电价调整空间和时间。标杆电价长期下调肯定是必然趋势，但从目前的多方博弈局面来看，即使是新增风电的电价下调也阻力重重，存量电价下调伤筋动骨，且本质上省不下多少钱（目前可再生能源基金亏空600亿元左右，其中风电约2/3即400亿元，对于全国财政来说，真的很多吗？即使砍一部分存量电价，又能节省多少钱呢？）所以，存量电价被砍的可能性很小，投资者过于担忧。

从时间来讲，目前时点到明年四季度再次Review电价期间，是利空政策的空窗期，且是利好政策的累积期，随着能源局发改委陆续颁布电力和风电十三五规划，预计能源局和各地方陆续颁布有关细则，这都将持续改善投资者情绪。这也是为什么目前时间推荐风电运营股票的理由。

因此，综上所述，我们认为目前是风电运营公司股票的买入时间，首推龙源电力，其次华能新能源和协合新能源。

金风科技调研纪要

1.   风机制造业务：

目前公司的在手订单中有70-80%来自于五大六小电力公司，其中今年五大电力集团的火电公司招标较多，也是今年风电招标较多的主要原因。公司估计五大集团下属的新能源企业风电招标量大致约为集团招标量的一半左右。在手订单的交付周期方面基本上可以按照往年40-50%在第二年交付预测，通常2年左右完成交付；但由于目前在南方建设较多，交付可能因为天气和建设等原因造成延期，具体的交付指引可以参照公司明年3月份发出的全年指引。四季度风电行业招标情况来看，10月份和11月大概每个月招标1GW，12月份招标约3GW，因此全年行业招标量约为30GW。

招标完成到建设和交付完成通常需要2年以内，但行业内也确实存在部分风电项目核准两年、招标完成仍未开工建设的情况，但公司认为此等情况属于少数。

招标业务的现金流：以前整个招标流程中按照招标完成预付款、进度款、到货款、预验收款、质保结束款分别交付10%、20%、50%、10%、10%进行。但目前公司与银行进行合作，将质保结束款提前结算到手，按照10%-20%-60%-10%收款，提高了资金周转率。

风机制造线路并没有出现同质化竞争，目前只有金风使用直驱永磁技术，也是因为公司长期以来的技术沉淀，也证明了公司技术路线的正确。目前有不少企业都在向直驱永磁技术靠拢，但由于不同技术路线使用的零部件、生产线以及供应链不同，加之目前市场情况也已经没有给企业太多试错空间，因此其他同行转向直驱永磁技术存在非常大的难度。

金风科技目前采用了卓有成效先进的供应链管理方法，在业主处完成招标后然后将生产任务交由各零部件供应商，供应商生产完毕后交由金风进行实地和工厂组装，金风通过这样的方法不仅实现了有效的库存管理、减低了存货成本，同时加强了对供应链上下游的掌控能力，将企业运营风险转移至产业链其他环节。而金风的产能实际上不存在上限，因为金风的产能实质上分散为各供应商的产能，若下游需求扩张，只需供应商去扩大产能即可，而金风也有足够的时间去响应下游业主客户需求。

公司认为风电开发新增市场结构性向南发展有利于公司进一步扩大市场份额，主要是由于南方大部分地区是低风速地区，适用于低风速地区的风机具备较高的技术壁垒和门槛，而公司在大容量风机如3M风机技术领先。

对于2017年风电市场公司维持乐观，招标量保证了明年的装机增长，预计新增装机在25GW以上。对于明年有可能风机市场竞争加剧的情况，公司并不担忧，主要是出于对公司产品的信心。

2.   风电场开发运营业务：

公司的风电场主要位于北方，其中在新疆的风电场容量超过1GW。前三季度公司风电场利用小时数为1379小时，公司预计全年风电利用小时数在1800-2000小时（我们预计在1800小时左右）。公司的风电场弃风限电情况好于去年，目前的限电率大致在30-40%左右。

3.   风电场运维业务：

目前此项业务仍然占公司收入比例较小，主要是近几年公司出售的项目都在公司运维服务内。公司运维团队一般招聘自当地。以50MW的风电场为例，公司一年收取的运维费用大概在500万元人民币以内，运维团队人员在7-8人左右，运维业务的净利率一般在20%左右。

4.    财务相关：

资本开支方面，公司未来2-3年维持每年70-80亿的预算，主要是风电场业务的投资。折旧费用按照最近1-2年的推算延续即可。资金成本方面，公司的短债一般在3%左右，长债在基准利率4.9%左右。公司的外债全部用于发展公司的海外业务，公司也没有计划使用人民币偿还外债，因此外币汇兑损失只是会计损失而已，并不会对公司的实际业务产生影响。此外，管理费用和销售费用占销售收入比例预计在未来2-3年内持平。公司旗下的融资租赁公司主要是为业务提供一项金融解决方案，以及为后期的EPC和运维业务提供拓展空间。公司获得的资金成本大概是基准利率4.9%下浮10%，公司在此基础上加上3个百分点左右作为交给业务的融资租赁方案，通常业主会非常认可和欢迎。分红率方面，可以保守预计未来2-3年公司维持至少40%以上的分红率。

5.   股权结构相关问题：

公司目前的董事会席位3位非执行董事中三峡、新疆风能和安邦各一位，安邦不参与公司日常的任何管理业务，对于公司的业务发展基本都投同意票，入股之曾承诺若未来公司有资金需要，安邦可帮忙解决。其余事项公司管理层能做的较少。

龙源电力调研纪要

1：对于行业的判断

2017年以后的风电行业发展回归理性，十三五的规划目标也很清晰，预计增速不会超过近两年，明年不会出现抢装。目前来说，装机不是最重要，并网发电才是最重要的。

火电新增装机较多主要是惯性作用，根据了解上半年政策出台后，主要国企的火电建设项目都已经刹车，预计到2017-18年就不会有更多的火电装机。

龙源目前维持每年新增1.6-1.8GW的装机，差不多160亿元左右每年的资本投入。

国电集团目前非水可再生能源发电量占比约7-8%，接近9%，是五大发电集团中非水可再生能源发电比例最高的。公司通常开发风电项目都是自主决定，然后上报集团报批。公司对项目IRR的要求一直都是12%以上，最近几年开发的项目实质上IRR都超过了15%。

2：关于存量电价会不会被降低

存量电价被降的可能性微乎其微。关于电价调整方案，最新网络流出的方案很可能还不是最终方案，四类区电价可能不会被降。能源局发改委的政策通常都不会过年，如果在本周不出最终的电价调整方案，很可能就不会再降电价了。

3：四季度以来公司弃风限电明显改善

关于市场交易电量，公司四季度基本是在执行之前签的合约，所以价格和量没有差异，甚至由于补签了部分新合同，价格反而高了一点。因此公司的限电改善不是因为公司大幅度参与直供电交易等原因。公司预判全年限电率15%，其中上半年19.54%。11月底公司的利用小时数略超1700，公司预计全年1900（我们预计1850左右）。

四季度的限电改善与特高压也没有明显关系，主要是接纳方面的进步和改善。

4：云南的问题

云南目前四季度不限电了，或者说限电率更低（之前在5%以内），这是因为自8月开始标杆电价以水电结算，当地电网和政府在这个条件被默许后采取了对风电更友好的政策。国家发改委对此问题态度也很暧昧，由于目前电价以水电标杆电价为准，电价折扣在1-2毛钱。之后云南有可能要调到二类区。

5：风电场成本下降问题

土地使用成本、人工成本、建造成本都没有太多下降空间。但标杆电价的下降肯定会向上游传导，最终使得风机价格下降，预计会在未来1-2年内看到。此外，根据公司的经验，大型风机对提高利用小时数的确有帮助。

另外，从公司内部的评估体系来看，远景综合得分第一，金风第二。

6：海上风电项目

公司目前已经投运的海上项目496MW，其中江苏480MW，福建16MW，今年开工了900MW，明年会投产400-500MW，后年再投运400-500MW。目前已经核准的1100MW（包括900MW已开工项目），且在陆续核准。海上风电从测风（通常需要一年）到核准（目前国家也没有成熟核准体系），通常需要1-2年。海上项目建设周期是路上项目的2倍（陆上通常8个月左右）。江苏的建设周期短，福建的周期长，成本高，这是由各地的海底地质结构决定。建设成本来看江苏的成本15元/瓦，福建的18-20元/瓦。福建利用小时数高达3500，江苏约为2600—2700。

7：火电机组情况

火电机组今年发电量同比大增主要是因为是去年在改造，今年没有改造。火电机组小时数不会比去年低。去年标杆电价是436元/MWh，今年同比有所下降。火电机组发电煤耗2015年为294g/kwh。