風(fēng)電：電價(jià)或調(diào) 搶裝開(kāi)啟

　　（一）近期，上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)預(yù)期刺激短期風(fēng)電投產(chǎn) 

　　2009 年 7 月 24 日，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》，在此前 5 次風(fēng)電特許權(quán)招標(biāo)摸底的基礎(chǔ)上，按照風(fēng)資源區(qū)域確定了每千瓦時(shí) 0.51 元、0.54 元、0.58 元 和 0.61 元的四檔風(fēng)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)。  

　　風(fēng)電發(fā)電系統(tǒng)成本自 2009 年有顯著下降但發(fā)電小時(shí)數(shù)也不斷下降，以風(fēng)電整機(jī)價(jià)格為例 為例，2010 年 1 月公開(kāi)招標(biāo)價(jià)格為 5071 元/千瓦，2014 年 3 月為 3985 元/千瓦，同比下降 21%。 2013 年風(fēng)電場(chǎng)單位投資金額還小幅上漲，北部地區(qū)地勢(shì)平坦、使用公用匯流站，建造成本在 7500-8000 元/千瓦；南方地址不平坦、回流站增加成本、丘陵地帶鋪路增加成本，總成本在 8000-8700 元/千瓦。總體而言，項(xiàng)目 IRR 并未大幅提升。2012 年大規(guī)模限電，使得部分風(fēng)電 項(xiàng)目 IRR 下降至 9%。 

　　我們認(rèn)為，隨著安裝成本的下降、配套條件的完善、并網(wǎng)技術(shù)的提高等，風(fēng)電項(xiàng)目 IRR 將不斷提升，風(fēng)電運(yùn)營(yíng)商資本開(kāi)支大幅增長(zhǎng)，使得可再生能源基金和補(bǔ)貼缺口進(jìn)一步擴(kuò)大。國(guó) 家已經(jīng)在 2013 年提高了可再生能源附加的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，我們預(yù)計(jì)下調(diào)風(fēng)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)或是控 制缺口的可選方案之一。 

　　上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)預(yù)期將加速近 2 年風(fēng)電投產(chǎn)。 

　　（二）遠(yuǎn)期，配額制預(yù)期拉動(dòng)風(fēng)電長(zhǎng)遠(yuǎn)發(fā)展 

　　根據(jù)可再生能源配額制考核辦法征求意見(jiàn)稿，納入配額考核的可再生能源電力包括風(fēng)力發(fā) 電、太陽(yáng)能發(fā)電、生物質(zhì)能發(fā)電等。配額指標(biāo)為本地區(qū)消費(fèi)的可再生能源電量與全社會(huì)用電總 量的占比，本征求意見(jiàn)稿為 2015 和 2020 年分別設(shè)置了基本指標(biāo)和先進(jìn)制指標(biāo)，并將在 2015 年和 2020 年進(jìn)行考核。從 2015 年的基本指標(biāo)看，10%的地區(qū)包括內(nèi)蒙、遼寧、吉林、黑龍江、 西藏、甘肅、寧夏，新疆，7%的地區(qū)包括北京、天津、河北、山西、山東、云南、陜西、青 海，4%的地區(qū)包括上海、江蘇、安徽、福建、河南、湖北、湖南、廣東、廣西、海南，2%的 地區(qū)包括浙江、江西、重慶、四川、貴州，除浙江和四川外，各用電大省的配額均在 4%以上， 東北、華北及西北地區(qū)更都在 7%以上。 

　　2013 年末風(fēng)電并網(wǎng)規(guī)模 77GW。2013 年平均利用小時(shí)數(shù)超過(guò) 2080 小時(shí)，棄風(fēng)率為 11%。 我們預(yù)計(jì)棄風(fēng)略改善，發(fā)電小時(shí)數(shù)提升 5%超過(guò) 2180 小時(shí)，那么 2015 年配額制基礎(chǔ)目標(biāo) 2483 億千瓦時(shí)需114GW并網(wǎng)風(fēng)電規(guī)模全年發(fā)電。假設(shè)2014年并網(wǎng)23GW，年累計(jì)并網(wǎng)規(guī)模100GW， 那么 2015 年 100GW 全年發(fā)電加上上半年至少并網(wǎng) 27GW 發(fā)電半年，才能滿足基本指標(biāo)；如 2014 年并網(wǎng) 24GW，那么 2015 年上半年并網(wǎng)需超過(guò) 25GW。 

　　我們 2014 年的新增裝機(jī)量是按照市場(chǎng)上較為樂(lè)觀的估計(jì)計(jì)算的，可以看到即使在此種估 計(jì)下，2015 上半年的風(fēng)電需要達(dá)到 27GW，超過(guò)以往全年裝機(jī)最高值，要注意，這種高增長(zhǎng) 僅僅能滿足 2015 年的配額要求。2015 年下半年風(fēng)電、光伏新增裝機(jī)數(shù)量還需滿足 2017 年及 2020 年配額制指標(biāo)要求。 

　　（三）一帶一路促進(jìn)行業(yè)周期繼續(xù)向上，風(fēng)電整機(jī)價(jià)量齊升 

　　風(fēng)電設(shè)備制造門(mén)檻較高、風(fēng)電場(chǎng)建設(shè)周期較長(zhǎng)，因此行業(yè)景氣周期較長(zhǎng)。一帶一路將風(fēng)電 制造走出去提升至國(guó)家戰(zhàn)略發(fā)展，促進(jìn)風(fēng)電企業(yè)業(yè)績(jī)爆發(fā)性增長(zhǎng)。推薦技術(shù)、生產(chǎn)門(mén)檻較高的 整機(jī)制造環(huán)節(jié)國(guó)內(nèi)龍頭金風(fēng)科技（002202.SZ）。 

　　國(guó)內(nèi)新增裝機(jī)高峰、毛利率提升于 2014 年開(kāi)始。風(fēng)電場(chǎng)建設(shè)周期大約 3 年，第一年測(cè)風(fēng)、 第二年核準(zhǔn)、第三年建設(shè)和調(diào)試。測(cè)風(fēng)最前期會(huì)調(diào)出當(dāng)?shù)厍笆甑臍v史數(shù)據(jù)，之后會(huì)樹(shù)立一年 自己的測(cè)風(fēng)塔累積一年的數(shù)據(jù)。項(xiàng)目通過(guò)核準(zhǔn)后，項(xiàng)目進(jìn)行公開(kāi)招標(biāo)，招標(biāo)方與中標(biāo)企業(yè)簽訂 合同確定要貨日期和價(jià)格，企業(yè)進(jìn)行生產(chǎn)、運(yùn)輸、送貨，風(fēng)電場(chǎng)項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)商簽收，吊裝、調(diào)試、 并網(wǎng)。不同設(shè)備廠家按照不同方式確認(rèn)收入，金風(fēng)科技按照運(yùn)營(yíng)商簽收確認(rèn)收入，明陽(yáng)風(fēng)電按 照調(diào)試完成確認(rèn)，但通常簽約到簽收時(shí)間一般為 6-12 個(gè)月，快的 3 個(gè)月，慢的 18 個(gè)月。風(fēng)電 場(chǎng)建設(shè)周期北方 6-7 個(gè)月，南方較好情況 8 個(gè)月一般情況 10 個(gè)月。一個(gè)風(fēng)場(chǎng)面積南方比北方 大。正常情況試運(yùn)行 3 個(gè)月（240 小時(shí)不間斷調(diào)試），時(shí)間長(zhǎng)短取決于國(guó)網(wǎng)限電，特別是北方 地區(qū)。 

　　2013Q1至2014Q1，風(fēng)電場(chǎng)項(xiàng)目公開(kāi)招標(biāo)規(guī)模同比增長(zhǎng)保持在 70-180%。2013Q2至2014Q1， 風(fēng)電站整機(jī)招標(biāo)價(jià)格在 3900 元/千瓦站穩(wěn)并保持穩(wěn)步小幅度提升的態(tài)勢(shì)。我們預(yù)計(jì)公開(kāi)招標(biāo)規(guī) 模的大幅增長(zhǎng)，將體現(xiàn)在 2014 年全年及 2015 年上半年整機(jī)廠商出貨量的大幅增長(zhǎng)，并且趨勢(shì)將持續(xù)。整機(jī)招標(biāo)價(jià)格從 3700-3800 元/千瓦（15%毛利率，盈虧平衡點(diǎn)），提升至 3900 元/千瓦（23%毛利率），毛利率的提升將從 2014H1 開(kāi)始體現(xiàn)，預(yù)計(jì)趨勢(shì)也將延續(xù)至 2015 年。 

　　國(guó)內(nèi)風(fēng)電企業(yè)在扎根本土市場(chǎng)的基礎(chǔ)上，大力開(kāi)拓海外新興市場(chǎng)，金風(fēng)科技、 國(guó)電聯(lián)合和明陽(yáng)風(fēng)電等企業(yè)在全球風(fēng)電市場(chǎng)份額的穩(wěn)步提升。 在國(guó)家一帶一路 的意志下，國(guó)內(nèi)風(fēng)電整機(jī)企業(yè)或?qū)?shí)現(xiàn)大跨步走出去，進(jìn)一步在新興市場(chǎng)對(duì)全球老牌造成一定威脅。