2017年電力及新能源發展形勢分析

2017-01-18 08:49:59 興業證券　點擊量：評論 (0)

一、重點公司估值表和2016年板塊行情回顧表1、重點關注公司估值表2016年海外電力和新能源板塊股票走勢分化明顯，總體跌多漲少。新能源電池股以及風電運營龍頭企業有正收益，而其余的光伏公司和傳統火電公司等股票

一、重點公司估值表和2016年板塊行情回顧

表1、重點關注公司估值表

2016年海外電力和新能源板塊股票走勢分化明顯，總體跌多漲少。新能源電池股以及風電運營龍頭企業有正收益，而其余的光伏公司和傳統火電公司等股票皆出現顯著較深的跌幅。其中我們首推買入的公司龍源電力和華能新能源均位于少數電力和新能源板塊上市公司中獲得2016年正收益的公司。海外電力和新能源股票基本分布在恒生公用事業和能源業指數中，基本上與恒生指數走勢一致。能源指數走勢略強于恒生指數，而公用指數則走勢較恒生指數較為穩健。

圖1、2016年港股新能源板塊漲跌幅個股

圖2、2016年港股恒生相關指數走勢

二、電力結構調整正在進行時

改革開放30多年來，中國經濟持續高速增長。進入“十二五”中后期，中國經濟開始走向“新常態”，經濟結構不斷優化升級，從破壞性開采的粗放型發展轉向以創新和環境友好為核心的新型發展。由于進行能源消費總量和強度雙重控制，我國能源消費進入低速增長階段。2012年以來，我國能源消費總量增速一直低于4%。

在能源消費中，電能是清潔、高效、便利的終端能源載體，提高電能占終端能源消費比例已成為世界各國的普遍選擇。過去數十年，中國的電力需求持續增長，電能在中國終端能源消費中的比重穩步提高。但隨著全社會用電量在2011年后持續增速下降，用電需求已經進入低速增長階段，2015年全社會用電量更是只同比增長0.5%，是中國過去四十年電力同比增長數據最低的一年。但進入2016年，在經濟政策持續刺激以及夏天高溫天氣情況下，全社會用電量出現了反彈，1-9月份全社會用電量都維持在2%左右或以上，其中三季度同比增幅在7-9%之間，前11月全社會用電量同比增長4.96%，預計全年全社會用電量或將在5%左右。但展望明后年，預計全社會用電量仍將維持低速增長，3-4%區間的穩定增長或是常態。

圖3、中國過去20年電力消費量(單位：億千瓦時)以及同比增長(%)

圖4、2015.1-2016.11全社會用電(單位：億千瓦時)以及同比增長(%)

我國電力過剩將在未來持續較長時間。隨著裝機總量的逐年遞增，發電裝機增速不斷降低，但高于用電增速。2015年各類電源發電新增裝機達到146GW，同比增幅高達30%；根據電力十三五規劃，2020年，我國發電裝機有望達到約20億千瓦，比2015年增長約33%(2015年：15.3億千瓦)，年均復合增速約為5.5%，預計將明顯高于同期用電量增幅(3-4%)。預計電力過剩的局面難以中期內改變。

中國電力供需結構失衡，電力過剩矛盾日益突出。電力需求增速下降而各類電源裝機仍舊高速增長，電力生產由短缺經濟走向全面過剩經濟。電力裝機容量過剩，直觀可表現為火電利用小時數連續下降。我國2013-2015年的火電利用小時分別為5,020、4,706和4,329小時，2016年上半年受水電大發擠壓，預計全年利用小時數進一步下滑至4,150小時左右。

表2、中國電力結構現狀和預測

從中國的電力結構現狀來看，火電和水電仍然是中國的主要電源，非水可再生能源主要包括風、光、核電發電量總占比只有7%左右，仍具備較大的提升空間。預計中長期內國家鼓勵可再生能源的能源戰略不會改變，可再生能源發展將長期受益于國策，發電量將持續攀升。

三、火電：邊際改善已現

3.1新增裝機放緩，內生發展受阻，存量電站受益

在宏觀的電力過剩背景下，2016年3月發改委和能源局發布文件督促督促各地方政府和企業放緩燃煤火電建設步伐，取消、緩核、緩建一大批煤電項目。在政策影響下，2016年火電新增裝機出現同比下降，截止2016年11月底，全國新增火電裝機容量約33.5GW，同比下降30%，累計增速為近幾年最低。11月電力十三五規劃進一步確定了限制火電新增的方向，預計2020年火電總裝機不高于12億千瓦(2015年：10億千瓦)，其中煤電不高于11億千瓦(2015年：9億千瓦)，目標年復合增速壓低至3.9%。我們預計2016-2017年是火電新增裝機最后的高峰，主要是由于部分已開工項目投產，2018年以后火電新增投產將大幅下降，行業內生發展受阻，存量火電廠將受益。

雖然2016年全社會用電量超預期增長，但由于上半年水電大發，火電利用小時數受到擠壓；進入下半年，來水情況由旺轉枯，低于預期，火電利用小數開始回升。截止11月底，全國火電利用小時數為3,756小時，同比下降204小時。

圖5、2016年中國火電新增裝機量及同比增速

圖6、2016年中國火電發電利用小時數

展望2017年，由于厄爾尼諾長周期行將結束，預計來水情況不會多于2016年上半年，因此水電全年利用小時數有望走低，火電發電空間將得到釋放。

圖7、2016年水電發電利用小時數

圖8、2016年火電發電量

3.2全社會用電量見底上升

經過2015年的低迷，2016年在房地產開工率提升以及大宗商品行業用電量提升刺激下，疊加2016年二三季度異常高溫天氣影響，全社會用電量見底回升，1-11月全社會用電量累計同比增長4.96%，預計全年同比增長5%左右，相比2015年全年同比增長0.5%已經大幅回升。在全社會用電量結構中，雖然第二產業用電量(其中大部分是工業用電量)占比仍然超過70%，但第三產業和城鄉居民用電量持續較快增長，其增速都遠快于全社會用電量增速。

從2016年各行業對全社會用電量的增量貢獻分析，主要是有色金屬冶煉行業以及電力熱力供應行業貢獻了接近一半的全社會用電量增量。相比而言，其他行業對2016年的用電量增長貢獻不大。

圖9、2016年全社會用電量結構占比

圖10、2016年全社會用電量回升分行業貢獻(主要行業)

展望2017年，全社會用電量有望在快速增長的第三產業和城鄉居民用電量拉動下、以及第二產業用電量見底回升的慣性下持續增長，主要是上游有色金屬冶煉行業復蘇和用電量回升具備慣性。若考慮2017年夏季極端高溫仍可能繼續，從而帶動全社會用電量1個百分點左右增長，則預計全年用電量同比增長4-5%。若不考慮天氣因素，預計全社會用電量增速在3-4%左右。我們認為全社會用電量的回升將為火電進一步釋放發電空間。

圖11、2016年第三產業用電量持續較快增速

圖12、2016年城鄉居民用電量持續較快增速

3.3動力煤價格已見頂回落，成本下降，業績將改善

2016年由于煤炭行業去產能的深化，“276”等行政政策的嚴格落實，煤炭產能產量大幅縮減，而進入三季度后全社會用電量同比高速增長，導致動力煤供應緊張，煤價大幅上漲，其中發改委公布的電煤價格指數從年初的330左右上漲至11月521，上漲幅度約60%；而行業中的動力煤價格漲幅更大。煤炭成本占火電行業經營成本的70%以上，大幅上揚的煤炭價格使得下半年火電行業經營成本持續攀升，進入四季度以來，甚至全行業80%以上的電廠出現虧損。

圖13、全國電煤價格指數(2014.01-2016.11)

但發改委和能源局在11月持續出臺多項行政措施以抑制煤價過快上漲，包括促成主要煤企神華和中煤與五大發電企業簽訂長期供貨協議，5500大卡動力煤基準價鎖定為每噸535元人民幣；以及允許部分先進產能復產能，一系列行政措施使得煤價應聲回落。我們認為若在未來1-2個月全國不出現極端嚴寒天氣，則煤價高點已過，隨著電廠補庫存結束以及3月后供暖期陸續結束，煤炭需求下降，價格將緩慢下降。若2017年動力煤價格回落至550-580元/噸，則基本可以保障火電企業不再虧損；低于550元/噸，則盈利具備一定保障。因此盡管我們預計2017年第一季度火電企業盈利仍然難以期待，但行業最差時刻已經過去，邊際改善時刻已經到來。

圖14、秦皇島港5500大卡動力煤平倉價(元/噸)

3.4國企改革加速，混改有望在電力行業邁出實質性步伐

電力和能源行業是國民經濟的最重要組成行業之一，也是中央經濟工作會議提出的國企改革重要突破口。在2016年12月舉行的中央經濟工作會議中，國家發改委秘書長李樸民指出，國家將在電力、石油、天然氣、鐵路、民航、電信、軍工等領域選擇了7家企業或項目，首先開展第一批混合所有制改革試點，其中電力行業被排在了第一位。會議明確了混合所有制改革是國企改革的重要突破口，按照完善治理、強化激勵、突出主業、提高效率的要求在2017年邁出實質性步伐。

我們認為國企改革在2015-2016年的鋪墊試行之后，有望在2017年加快進度，而電力行業更是改革的重點。2015年黨中央、國務院頒布實施《關于深化國有企業改革的指導意見》后，今年又先后出臺了7個專項配套文件，國企改革“1+N”文件體系已經完成。同時，國資委還會同有關部門出臺了36個配套文件，可以說國企改革從頂層設計到改革操作細則已基本齊備。可以預見2017年國資委在機構設臵方面還有大動作，形成管資本的職能框架，將增加資本管理機構，減少直接管企業、管經營的機構。

在會議之后，華能集團的混改即提速。12月27日，華能旗下上海華能電商公司與長城證券等金融機構投資人簽署億級戰略融資協議，未來兩年內將打造供應鏈金融3.0開放型生態平臺，其中上海華能電商公司是華能集團貫徹“國企改革”新思路、順應產業“互聯網+”大潮、結合業務轉型需求而批準成立的市場化試點公司。結合之前中廣核集團在深圳成立全國首家增量配售電混合所有制供電企業—前海蛇口自貿區供電有限公司，后者成為央企參股的第一家“增量配售電混改”的企業。

預計2017年，在能源領域越來越多的央企加速駛入“混改”的快車道。除中廣核外，中核、國電也加入了混改競賽之列，如最近國電明確提出股權結構改革，兼并整合同質化嚴重的電力企業。國電集團選擇“股權結構多元化”作為改革的突破口；此前，國電集團高層已明確要推進股權架構層面的改革，包括整體上市和發展混合所有制，在各個層面引進戰略投資者。在4月座談會上，國電集團高層曾要求下屬企業“努力探索混合所有制”。此外同屬于電力央企的中國華電集團，旗下幾家企業的股權改革已有進展；在7月18日，中國華電集團旗下華電能源、金山股份、華電國際同時宣布停牌籌劃重大事項。

我們預計電力板塊在2017年將不斷出現國企改革的事件，也將使板塊內上市公司不缺乏事件刺激。

3.5利空充分反映，股息具備相當吸引力

火電板塊上市公司股價自從2015年下半年以來，備受宏觀電力需求疲弱、新能源電力持續增長、燃煤上網電價降低、2016年上半年水電大發擠壓、下半年動力煤價格飆漲各種基本面利空打壓，股價持續走低，顯著弱于恒生指數走勢，目前其估值水平已經紛紛跌落至上市以來的最低位臵，大部分處于0.5-0.7倍PB左右。

但我們也觀察到，四季度由于煤價飆漲火電企業面臨大面積虧損的情況下，板塊股票表現出相當的抗壓性，普遍已經不跌，我們認為火電企業的各項基本面利空已經充分反應，展望2017年大概率不會出現更差的消息。

圖15、2016年火電股和恒生指數走勢對比

圖16、華能國際電力(902.HK)上市以來PBBand

圖17、華電國際(1071.HK)上市以來PBBand

圖18、中國電力(2380.HK)上市以來PBBand

圖19、大唐發電(991.HK)上市以來PBBand

圖20、華潤電力(836.HK)上市以來PBBand

另一方面，火電股的股息率在資產荒和流動性充裕的環境下顯得珍貴。我們用分紅公告前一日的收盤價計算，5家火電公司過去三年的平均股息率均在4-7%之間，其中以華電國際電力(1071.HK)和華能國際電力(902.HK)為高。另外華潤電力(836.HK)在2016年中報曾承諾“固定分紅”，約港幣0.8元左右，對應目前股價股息率在6.5%左右，也具備較高吸引力，此外華潤電力具備顯著的集團內部資源優勢，保障發電量同比增長。而華能國際電力是行業內運營能力最為優秀的企業，資產布局優良，我們認為公司將大幅度受益于火電行業邊際改善。

我們認為雖然四季度虧損，但隨著煤價下跌，新增投資減少，火電公司的現金壓力不大，維持目前的股息率困難不大，尤其是已經承諾固定分紅的企業。基于以上考慮，我們在火電板塊內推薦華能國際電力(902.HK)和華潤電力(836.HK)。建議投資者積極關注。

圖21、港股5家火電公司過去三年(2013-2015)股息率

四、風電：存量改善的核心邏輯逐步驗證

4.12016年中國風電新增裝機量回落

根據國家能源統計數據，2015年中國風電新增裝機量達到33GW，為歷史最高，但2016年前11個月完成風電并網容量為12GW，同比明顯下降，預計2016年全年并網容量在22GW左右。風電新增裝機回落主要原因是在2015年由于電價下調政策刺激風電行業出現明顯的搶裝，而2016年風電行業新增建設規模則趨于理性。

圖22、中國風電新增裝機量及增速

圖23、中國風電累計裝機量及增速

從目前存量風電裝機容量來看，風電已是我國繼火電、水電之后的第三大發電電源。截止2016年11月，全國風電并網裝機容量143GW，占全國發電裝機總量9.1%。2016年前11個月全國風力發電量約為2,162億度，占全國總發電量4%，遠仍小于歐盟10%的比例。我國風電裝機仍有較大提升空間。根據11月發改委和能源局發布的電力和風電“十三五”規劃，風電的發展目標是截止2020年底累計并網裝機容量達到2.1億千瓦以上，其中海上風電并網容量達到500萬千瓦以上，風電年發電量確保達到4,200億千瓦時，約占全國總發電量的6%。我們認為210GW的目標是風電十三五期間發展的最低目標，最終結果大概率會達到230-250GW，即新增并網裝機容量在90-110GW之間，即未來全國平均每年新增裝機約25GW。

圖24、“十二五”風電并網裝機容量規劃

圖25、我國風電新增裝機量預測

4.2風電上網電價加速下調，2020年前實現平價上網

我國風電上網電價實行不同區域的標桿電價。為盡早推動全行業成本下降以及實現平價上網，同時也處于可再生能源補貼基金虧空的現實壓力，發改委和能源局在2015-2016年加速下調風電上網電價，自從2015年1月以來，已經在不到兩年內連續三次下調上網標桿電價。

圖26、風電的上網標桿電價下調

風電有望成為最早實現平價上網的新能源。2015年10月29日，發改委發布了《關于陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》(討論稿)，明確從2016年至2020年，逐年下調陸上風電、光伏發電上網標桿電價，以達到“到2020年風電發電與煤電上網電價相當、光伏發電與電網銷售電價相當”的目標。發改委于2016年12月24日發布的《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》，Ⅰ-Ⅳ類資源區2018年以后核準的風電項目上網標桿電價分別降為0.4、0.45、0.49以及0.57元，已經非常接近甚至低于國內很多地區的火電標桿電價，距離政府提出的2020年實現平價上網又邁出較大一步。若考慮2019-2020年的可能繼續下調電價，我們預計2020年將實現除4類區以外的全部地區平價上網目標。

表3、我國發電種類的上網電價(元/千瓦時)

圖27、風電新增裝機增長趨勢

4.3棄風率改善+降息可以抵消電價下調的影響

在電價確定持續下調的背景下，如何保持風電運營項目的合理收益是投資商最關心的的問題。從風電回報收益率的角度來講，單位投資成本、利用小時數以及資金利息成本是影響項目IRR的三個核心因素。根據我們的財務模型測算，依據一般假設(四類風區上網電價0.61元，假設利用小時數1,800小時)，現行電價下風電項目IRR約為9.08%，不考慮其他因素前提下電價每下降1分錢，項目IRR下降約0.25個百分點。

圖28、風電項目的財務模型和IRR測算

從單位投資成本角度，目前全行業平均投資成本在7.5元/瓦左右，由于風機招標價格在最近數年內并未出現明顯下降。但通過對風機制造商的毛利分析可以看到，風機的制造成本是逐步下降的，毛利率逐步提升，其中金風科技的風機制造毛利率在上半年高達26%以上，因此最近數年風機招標價格穩定主要是由于市場競爭格局趨于穩定造成的，并非風機制造成本下降空間到達極值。我們預計未來隨著上網電價下調，下游運營商會倒逼上游制造企業，風機價格有望緩慢下降(每年2-3%)，從而帶動全行業單位投資成本下降。

圖29、國內1.5MW、2MW以及2.5MW風機機型平均招標價格(元/千瓦)

從利用小時數和利息支出的敏感性分析可以得出，若降息50個BP或者利用小時數提振2-3%可以抵消1分錢的上網電價下調，項目IRR可以維持不變。而在目前我國的貨幣寬松和降息周期內，以及能源局逐步落實保障性收購政策的背景下，在未來1-2年內實現降息50個BP或者利用小時數提升6-7%是可以期待的，因此上網電價的下調對風電運營商2018年后的新增投產項目收益率影響并不大。

4.4保障收購政策逐步落實有效提振風電利用小時數

為促進新能源電力消納，發改委與能源局于2016年5月31日發布《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》，對可再生能源全額保障收購相關事宜進行了要求，公布了重點地區風、光保障性收購小時數。主要的政策亮點包括以下各方面：1)明確核定問題地區規劃內的風電、光伏發電最低保障收購年利用小時數，并明確指定各有關省(區、市)能源和經濟運行主管部門要嚴格落實，確保最低保障收購年利用小時數以內的電量以最高優先等級優先發電。2)明確保障性收購電量為最低保障目標。未達到最低保障收購年利用小時數要求的地區，不得再新開工建設風電、光伏電站項目。3)在制定發電計劃和電量交易方案時，要充分預留風電和光伏發電保障性收購電量空間，不允許在月度保障性收購電量未完成的情況下結算市場交易部分電量，已經制定的市場交易機制需落實保障月度保障性電量的要求。

該政策是近年來發改委和能源局發布的、旨在促進新能源電力消納的重磅文件，從實施規則、懲戒措施以及保障收購力度均超出市場預期。該政策為新能源電力未來的利用小時數指出了明確的指引，同時頒布以后各地省、自治區政府如山西、河北、甘肅、新疆等相繼發布省內的保障收購政策細則，以推動政策的落實。

從文件發布后的可觀察月份7-11月份中，我們觀察龍頭風電運營商的風電發電量數據，剔除新增裝機以及風資源情況好壞的影響，我們可以大致評估該政策對龍頭運營商龍源電力(916.HK)和華能新能源(958.HK)的利用小時數影響。根據測算，7-8月份龍頭運營商利用小時數提振幅度在5-8%之間，而9-11月份則同比提振幅度超過10%。我們期待保障收購政策2017年可以持續提升近年來持續下滑的利用小時數。

圖30、龍源電力限電區域7-11月份發電量比較

圖31、華能新能源限電區域7-11月份發電量比較

4.5棄風限電制約行業發展，特高壓將進入密集投產期

風電行業持續的高速增長，加之三北地區外送電力通道建設滯后，疊加全社會用電量增長放緩，使得棄風限電率近四年來明顯上升。國家能源局數據顯示,2016年上半年,我國風電限電現象持續加重,風電棄風電量達到323億千瓦時(相當于同期北京市居民生活用電量的4倍),同比增加148億千瓦時,限電比例進一步增加至21%,同比上升6個百分點；而前三季度風電總棄風電量394.7億千瓦時，同比增加247億千瓦時；平均棄風率19%，同比上升9.5個百分點，但環比上半年下降2個百分點，主要是保障收購政策逐步落實拉低了限電率。一般假設下，風電運營業務固定成本比例較高，因為風電的固定資產折舊和融資成本是風電最大利潤表開支項，如果風電廠限電率超過30%，企業就可能進入虧損運營狀態。

圖32、全國風電平均利用小時數

圖33、全國風電平均棄風限電率

我國棄風限電的原因很多，主要是風資源與負荷錯位分布引發的外送問題、電網建設滯后、部分區域搶裝以及與傳統化石能源發電之間的不同步導致的調峰電源不足等問題綜合所致。輸電通道-特高壓建設正在進行時，即將在1-2年內進入投產密集期。2014年7月7日召開的國家電網公司年中工作會議明確了“4交4直”共8條特高壓工程開工建設時間表，從2014年7月開始陸續開工，計劃2017年全部建成投運。根據最新建設進度，國家電網2015年特高壓建設大超此前預期。2015年第一、二季度“兩交兩直”特高壓工程核準開工，錫盟～泰州〒800kV特高壓直流輸電工程核準開工，上海廟～山東〒800kV特高壓直流工程相繼核準。目前，國網公司已累計建成“三交四直”特高壓工程，在建“四交一直”特高壓工程，在運在建特高壓輸電線路長度超過1.9萬千米，變電(換流)容量超過1.9億千伏安(千瓦)，累計送電超過3,000億千瓦時。

表4、特高壓送電通道建設進展

圖34、目前投運和在建的特高壓輸送線路

預計大部分輸電特高壓線路將于2017年建成投產，三北地區的過剩電力外送通道將徹底打開，屆時可大為緩解遠距離輸電線路問題，風電并網消納問題也有望得到大幅緩解。因此我們認為2015年底和2016年一季度預計是風電行業棄風限電現象的最低谷，最壞的時刻已經過去。

棄風率改善和上網電價下調兩個問題互相牽引，如果棄風率沒法改善，我們認為上網電價下調的幅度可能會減小以及調價的時間會往后推遲。在第四類區域風電項目占比高、不限電區域項目占比較多的龍頭運營商能夠比較有效的沖抵棄風限電帶來的不利影響。

4.6市場結構穩定，龍頭公司受益，存量資產改善邏輯持續驗證

經過2011-2012年的行業低谷以及2015-2016的棄風限電加劇，疊加全社會用電量增速下滑的宏觀背景，風電整機和部分零部件行業的市場結構已經穩定，產業鏈上的龍頭公司市場地位愈加穩固，將確定性受益于行業的增長以及資產收益的改善。

風電制造端，我們推薦風機整機行業龍頭金風科技(002202.SZ，2208.HK)。公司的產品質量、研發能力、品牌形象在行業內均處于領先地位，市場份額逐步提升，龍頭地位難以撼動。但未來1-2年內也存在著行業新增裝機有限以及行業競爭加劇的問題，但由于公司優秀的管理能力、穩固的行業地位以及較高的股息率，我們認為公司的投資機會或主要來自于震蕩波動。

風電整機行業已經過一輪洗牌，之前的市場龍頭華銳風電市占率大幅下滑，讓出市場份額的同時，價格戰也進一步緩和。同時中小廠商的市場份額由明顯下降，行業不景氣使部分中小廠商停產。另一方面，業主對于質量和服務的要求明顯提高，會更多的考慮全生命周期的成本而非初裝成本，大廠商的品牌效應開始顯現。金風、遠景、明陽、湘電、聯合動力等大廠商的市場份額均有提升，產品價格穩步回升。

展望2017以后中國和全球風機市場，我們認為風機市場或存在競爭加劇的局面。

首先，風機產能過剩仍在延續，根據BNEF估計，中國風機產能約為67GW，而國內需求不超過30GW；在中國市場，發改委和能源局的十三五風電規劃中明確了未來風電發展的“北消納、南新增”的目標，未來風電新增裝機將主要集中在南方低風速區域，且總體規劃目標有所縮減。我們認為雖然公司的風機質量備受美譽，低風速風機研發也走在行業前列，但由于整體行業新增裝機的放緩，公司或將在南方市場遭到更激烈的競爭。其次，遠景能源和明陽風電等紛紛在2016年加大了銷售的覆蓋和力度，推出了較大幅度的激勵政策；同為風機市場領先者，遠景在部分風電開發業主的內部考核排名超過了金風，聯合動力的2MW超低風速機則保持著單位千瓦掃風面積最大的優勢。最后，根據哥本哈根路透社在11月報道，維斯塔斯正尋求收購聯合動力，繼而加強在中國市場的滲透和開發；以及歌美颯(全球吊裝容量超過34GW，目前在中國風機新增吊裝容量中排名外資制造商第一)將推出更多高性價比產品，其中G97-2MW廣受認可。在國外市場，隨著西門子在6月份成功收購歌美颯，合并雙方的風電業務，西門子的風電服務業務和歌美颯的風機制造業務將形成極佳的協同效應，且新公司的風機市場份額將躍居全球第一，未交付訂單高達200億歐元，西門子有關負責人明確表示，新公司將鞏固在新興市場的市場份額。我們認為這將為金風在海外市場的拓展增加了不確定因素。

圖35、金風科技近年來中國市場份額變化

圖36、2015年中國風機市場份額

風電運營類企業，我們推薦運營龍頭企業龍源電力(0916.HK)、華能新能源(0958.HK)以及協合新能源(182.HK)。龍頭運營企業技術實力強，管理運營效率高，同時項目多，非限電地區的項目布局較多，具有較好的抵御單一地區限電嚴重的能力。龍源電力大幅度受益于保障收購政策的落實，業績彈性較大；華能新能源運營效率最高，業績高速增長，估值有優勢。協合新能源(182.HK)近兩年來成功從風電EPC企業轉型成為風電運營商，其風場運營效率佳，業績增速快，加之估值低估顯著，目前已經走在業績和估值雙提升的前夜。

表5、截止2015年底中國風電市場主要公司裝機容量(萬千瓦)及排名

圖37、龍源電力的風電裝機量

圖38、華能新能源的風電裝機量

五、光伏：關注光伏電站運營公司以及光伏玻璃

5.12016上半年史上最強搶裝驅動光伏裝機快速增長

全球光伏產業近年來持續快速增長，其中主要增長動力來自于中國市場。2016年上半年受光伏電價下調影響，下游出現了史上最強搶裝潮，上半年已經完成了20GW的裝機量，大幅超過去年全年的15GW裝機量；前11個月共新增并網約24GW。伴隨著政策以及技術革新的驅動，光伏產業鏈于2016年上半年發生了深刻的變化。由于光伏上網電價的下調引發史上最大規模的搶裝潮，受需求強勁訂單充足或并網容量增加，光伏全產業鏈公司上半年大多業績靚麗，特別是中上游制造企業；但搶裝結束，市場需求下降，產品價格和開工率持續下滑，個別企業庫存高企，進一步對產品價格形成壓制，上半年的高景氣已經成為了最后的狂歡，光伏產業的又一寒冬似乎近在眼前。

圖39、全球光伏歷年裝機量(GW)

圖40、中國光伏歷年裝機量(GW)

展望全年以及未來光伏市場發展，預計隨著光伏電價的進一步下調，光伏下游市場將在四季度和明年上半年再次迎來裝機潮，光伏領跑者和光伏扶貧有望成為快速增長的動力；2016年全年裝機總量預計在30GW左右，展望2017年上半年，預計裝機量不會超過2016年同期，因此預計2017年全年裝機很可能同比回落，并于2018年后隨著棄光限電的緩解和行業成本的持續下降，迎來進一步快速發展驅動上網電價持續下調以達到平價上網的目標。

5.2部分地區棄光限電現象嚴重，期待保障收購政策落實

與風電行業類似，棄光限電問題同樣困擾著光伏行業發展。隨著短時間內大規模地面電站裝機的出現，使得新增的發電量無法通過現有電網消納，由此而引發“棄光限電”現象，已成為制約地面電站建設的重要因素。甘肅、新疆等部分區域棄光限電現象嚴重。甘肅一些地區由于配套送出工程沒有與風、光伏發電項目同步規劃建設和改造，受限比例較高，另外當地電力消納能力有限、多余電力無法跨區域外送是造成棄光限電現象的主要因素。一季度全國棄光電量約19億千瓦時，已經達到去年半年的棄光電量，主要發生在甘肅、新疆和寧夏，甘肅省棄光電量8.4億千瓦時，棄光率39%，新疆(含兵團)棄光電量7.6億千瓦時，棄光率52%。

表6、2016年上半年西北地區五省棄光限電率

我們認為，在光照資源豐富的西北地區，同風電一樣由于當地無法消納光伏電力，裝機量持續超過規劃中的配套送出工程、電網變電站建設、網架優化及負荷，限電無法避免，在未來特高壓送電通道尚未投運前，限電情況難有明顯的改善。保障收購政策或會部分提振光伏利用小時數，并減輕光伏棄光限電問題，但由于風電預計更受益于保障收購政策，光伏棄光限電問題緩解預計仍需時日。

5.3上游制造搶裝行情結束后產品價格跌跌不休

受益于2016上半年的下游強勁搶裝需求拉動，光伏上游制造企業中報業績普遍靚麗，產品價格在2016年3-4月份達到峰值，但搶裝結束后產品價格走弱，跌跌不休，進入四季度雖有反彈，但力度不強。展望2017年，下游指標縮減需求萎縮，同時由于部分企業以超低電價和超低組件價格競標有關項目，促使上游產品價格持續下降，中上游企業2017年將面臨量價齊跌的局面，業績前景展望較為負面。

圖41、全球和國內多晶硅產量(萬噸)變化

圖42、2016年國內多晶硅價格(美元/kg)變化

圖43、全球和中國硅片產量(GW)發展

圖44、2016年國內多晶硅硅片價格(美元/片)變化

圖45、2016年電池片出廠價格(美元片)變化

圖46、2016年組件出廠價格(美元/瓦)變化

多晶硅:

根據中國有色金屬工業協會硅業分會統計數據，2016年上半年全球多晶硅產量為19.4萬噸，同比增加14.1%，消費量為20.5萬噸，同比增加27.6%，消化庫存1.1萬噸。國內多晶硅產量為10萬噸，進口多晶硅為7萬噸，出口量為0.6萬噸，因此總供應量為16.4萬噸，同比增加22.2%。上半年多晶硅消費量為17.15萬噸，同比增加41.6%，因此上半年供應量略小于需求0.75萬噸。全球和中國多晶硅上半年均呈現供應緊張需求火熱的產業態勢，導致多晶硅價格一路回升，成交價從2016年1月初歷史最低點約10.54萬元/噸回升至6月末的14.67萬元/噸，漲幅達到39.2%；而上半年多晶硅均價為人民幣12.87萬元/噸(約19.2美元/公斤)，同比下降0.54%，環比上漲15.12%。但展望2017年多晶硅價格，由于眾多企業意圖在電力成本更低的新疆等地區設廠，將進一步拉低行業平均成本，同時預計光伏下游的需求同比下滑，使得多晶硅價格面臨持續下調壓力。

硅片:

2016年上半年國內硅片產量約68億片，折合約30GW，同比增長51%(2015年上半年：45億片)，行業整體產能利用率在90%以上，前十家企業產能利用率超過95%,產量占比達到72%，前五家占比達到54%。硅片產量和銷量的大幅提升同樣是受益于下游光伏市場搶裝行情。上半年由于原料多晶硅的價格上漲，硅片環節的毛利率略有下降。多晶硅片出口主要集中在保利協鑫等幾家企業，單晶硅片出口主要集中在隆基、中環、卡姆丹克。

電池片:

2016年上半年我國50家電池片生產企業平均產能利用率為83.5%，電池片總產量約25GW，同比增長37.4%(2015年上半年：18.2GW)。上半年高效電池技改或擴充速度加快，單晶及多晶電池片的產業效率分別達到19.8%和18.3%，高效電池已可達到21%和19%。目前最成熟的高效電池技術是PERC技術，PERC只需要在現有產線上增加兩道工藝，技改成本低(每條產線增加的成本不超過600萬美元)，生產成本增加較少(0.04美元/瓦)，但效率提升顯著。

組件:

受益于下游需求旺盛，組件企業2016年前三季度組件出貨量得到提升，業績均同比環比高速增長，但行業格局有所變化，晶科能源成長速度最快，一躍而上超過天合光能成為全球最大的光伏組件出貨企業；而行業集中度也有所提升，前三季度前五大組件制造商出貨量達到18.3GW，占到市場總需求量超過60%。

2016年上半年，據中國光伏行業協會統計的42家光伏組件企業數據，行業平均產能利用率88.6%，總產量為27GW，同比增長37.8%(2015H1：19.6GW)。組件市場競爭格局分散，產品同質化競爭激烈，上半年產能利用率高導致庫存積壓明顯，630后組件價格出現斷崖式的下跌，且預計目前價格仍將有10%左右的下降空間。

圖47、前五大組件制造商近一年半出貨量變化

圖48、2016年前三季度5大組件企業出貨量對比

根據對2017年光伏下游需求的測算，我們預測2017年光伏制造產業鏈仍處于供大于需的狀態，大型企業仍在不斷擴充產能，同時需求將有所萎縮。目前整個光伏產業鏈中，電站開發環節有10%左右的內部收益率，遠高于上游光伏制造業，投資光伏電站也可拉動企業自身消化電池組件等產能，雖然光伏電站運營亦有補貼依賴嚴重和補貼拖欠等行業性問題，但優質光伏電站的收益率仍然非常具備吸引力。目前全國組件制造商前20名中，幾乎全部涉足下游電站開發業務。因此，建議可以關注保利協鑫能源、晶科能源、阿特斯太陽能等產業鏈龍頭公司或者具備縱向一體化優勢的公司。

5.4光伏玻璃：毛利提升，盈利能力穩定

光伏玻璃是光伏組件最外層的部分，透光性和可靠性是其主要要求，國內一級廠商產品透光性可以達到95%，而鋼化和鍍膜也決定了其產品的環境適應性。從成本結構來看，原材料(主要是石英砂和純堿)和能源(主要是天然氣和燃油)成本分別占比約45%和35%左右，是主要的成本組成部分。上半年受益于純堿價格的持續下降以及發改委于2015年11月起的天然氣價格調整，光伏玻璃企業的制造成本得以有效下降。銷售價格端，上半年受益于下游終端市場需求旺盛，玻璃供應緊張而使得價格出現上漲，漲幅環比在10%左右。兩因素疊加使得光伏玻璃企業上半年毛利率大幅提升，業績靚麗；進入第三季度，價格仍然維持穩定，在8-9月份中下旬出現了5%左右的微降，但四季度需求持續低迷導致價格下降幅度較大，主流廠家出廠價格大概環比下降10%左右。

展望2017年上半年，我們認為光伏玻璃價格在目前價格(26-28元/平方米)基礎上大幅度下滑的可能性不大，主要是基于以下幾點：第一，預計隨著光伏電價調整塵埃落定以及光伏企業陸續獲得第六批補貼基金，上半年下游需求有望回升；第二，光伏玻璃市場競爭格局完全不同于組件市場，前兩大廠商(信義光能和福萊特玻璃)市場份額占比超過一半以上，價格戰的概率不大；第三，光伏玻璃價格只占組件成本的3-5%，大幅壓低光伏玻璃采購價對于組件商的邊際毛利貢獻微乎其微；第四，信義光能和福萊特玻璃的毛利率遠高于同行業競爭對手毛利率，因此競爭對手并沒有把握和動力發起價格戰。另外，福萊特玻璃的產品有接近一半為外銷往日本以及其他海外國家，以日本為例，公司的客戶(如SunFrontier)對價格不敏感而追求質量穩定，合同為三個月一簽，有利于維持公司光伏玻璃價格的穩定。但進入2017年下半年以后，隨著福萊特玻璃和信義光能在安徽的新生產線投產，預計產能或會輕微過剩，我們屆時價格或會有壓力。

表7、全球和中國未來光伏玻璃市場需求預測

從供應端分析，全球光伏玻璃產能的75%左右處于中國，因此中國市場光伏玻璃產能增長情況和產量情況對全球光伏玻璃市場產生決定性影響。據Frost&Sullivan報告，預計全球光伏玻璃產能和產量將從2014年的18,800噸/日和375.1百萬平方米增長至2019年的27,200噸/日和544.4百萬平方米，年復合增速分別為7.67%和7.73%。而中國光伏玻璃市場產能和產量將從2014年的13,800噸/日和274.6百萬平方米增長至2019年的23,300噸/日和466.1百萬平方米，年復合增速均為11%。

圖49、中國光伏玻璃產能預測(千噸/日)

圖50、中國光伏玻璃產量預測(百萬平方米)

圖51、光伏玻璃原片前五大廠商產能情況(噸/日)

圖52、信義光能光伏加工玻璃產能預測

我們推薦光伏玻璃行業龍頭信義光能(968.HK)和福萊特玻璃(6865.HK)。兩家企業均是全球光伏玻璃產業龍頭企業，受益于規模效應、天然氣降價、良好的行業競爭格局以及優質的客戶基礎，兩家企業均保持較高的毛利率，其中上半年信義光能光伏玻璃業務毛利率約46%，福萊特玻璃毛利率約42%，顯著高于行業其他競爭對手。與此同時，兩家企業均在持續擴充光伏玻璃產能，將最大限度享受全球光伏市場發展的紅利，其中信義光能的產能擴充步伐更快，將搶先受益，從而帶動業績在未來1-3年內高速增長，我們同時也推薦被顯著低估的福萊特玻璃(6865.HK)。

5.5關注高成長的光伏電站運營龍頭企業

光伏電站運營端相對中上游制造企業盈利穩定，一旦并網則上網電價在電站生命周期內不再改變，且優質電站項目回報率較高，以100MW的光伏電站為例，假設利用小時數為1,100小時，上網電價0.8元/千瓦時，在20%資本金、80%貸款的條件下，項目的IRR可以達到10%左右，而股權IRR則可以超過20%。在房地產下行、實體經濟低迷、優良資產稀缺的環境下，光伏電站實為優良回報資產，因此產業資本和金融資本大舉進入光伏運營行業。多種金融工具被用于電站融資。融資方式包括但不限于銀行商業貸款/項目貸款、定向增發、融資租賃、資產證券化、產業基金、信托、眾籌等。

圖53、光伏電站IRR測算模型

我國未來一定會出現光伏運營領域的龍頭企業。投資角度看，在運營環節，我們從以下幾個方面按圖索驥，尋找優質的運營企業：

第一，融資成本和資金成本較低。由于光伏電站初始建設所需資金較大，資金成本在電站收益模型中為重要影響因子，能夠以低資金成本盡量放大杠桿的公司可以為股東獲取最高的回報，建議關注融資能力和金融創新能力強，商業模式成熟的公司。

第二，資產負債率有提升空間的企業。資產負債率過高的企業融資能力受限，同時資金成本也將較高，而資產負債結構優良的企業有進一步加杠桿擴大電站運營規模的潛力。

第三，運營電站規模。電站運營規模大、布局分散的企業可以有效的規避單一地區限電加重的風險。

第四，電站的建設成本和收益能力。平均成本越低的企業電站運營的毛利率越高，電站平均利用小時數的高低也直接影響了上市公司的盈利能力。

根據以上的研究角度，我們認為信義光能(968.HK)和協鑫新能源(451.HK)是下游運營企業中最優質的企業，將高速成長為中國光伏運營端的龍頭企業，其中以信義光能為更佳的投資標的。

六、核電：核準放緩，積極關注下游運營龍頭

6.1中國核電加速建設，但核準放緩

根據世界核協會的統計，截止2016年11月，全球范圍內共有在運核電機組448臺，總裝機容量392GW；在建機組58臺，總裝機容量62GW；計劃裝機機組167臺，裝機容量175GW；其中中國在運機組35臺，裝機容量32GW；在建機組20臺，裝機容量23GW，計劃裝機41臺，裝機容量47GW。

在運機組容量方面中國排名世界第4位，而在建機組容量和計劃裝機容量方面，中國則遙遙領先于其他國家地區。這顯示在全球核電建設中，中國目前一枝獨秀，是核電建設的主要國家，未來數年全球核電裝機的增加將主要來自于中國。

中國核電建設起點低，但是速度快。雖然目前在運機組數目只占到全球在運機組總量的7.6%，但在建機組數目達到全球在建機組總數的34%，而計劃加上提議裝機臺數則占到全球的37%，中國將在不遠的將來有望成為核電第一大國。

圖54、全球核電在運機組

圖55、全球核電在建機組

根據目前中國核電項目的在建和批核進度以及高層提出的2020年58GW的裝機目標，可以預測未來5年內中國境內的核電裝機將出現高速的增長。同時未來三年內一批新的核電項目將陸續開工，能源局領導在多場合強調中國將在未來5年內維持每年開工6-8臺核電機組，2016-2018年每年新開工核電容量將快速增長。

但進入2016年以來，核電的核準步伐明顯放緩，2016年全年沒有新核準的機組，核電核準和開工進度并不及之前預期，2020年的58GW在運裝機目標將難以實現。我們推測主要是由于國內電力過剩矛盾加劇，存量的核電消納問題也逐漸成為運營商重點解決的問題，因此國務院在核電新增機組建設方面采取了審慎的態度。

核準步伐的放緩使得核電板塊投資機會集中在下游核電運營端。核電運營端主要包括在A股上市的中國核電(601985.SH)和港股的中廣核電力(1816.HK)，橫向比較這兩家企業，從核電機組的分布、運營效率和盈利水平以及管理效率方面，中廣核電力都是更為優質的投資標的。

6.2核電下游：盈利增長確定性高，推薦中廣核電力

在核電產業鏈中，下游的核電運營商具備技術和行政門檻高、高壟斷、收益穩定且豐厚(上網電價穩定)、運營周期長(核電機組設計壽命一般為40-60年)的特點，中廣核電力(1816.HK)、中國核電(601985.SH)和國家核電(計劃資產重組入中國電力新能源735.HK)是目前僅有的三家擁有核電運營牌照的集團企業，而國內目前在運和在建的絕大多數核電站歸屬于前兩家企業。

橫向比較，截止2016年末，公司擁有在運機組19臺，總裝機容量為20,372MW；另有9臺在建核電機組，其中2臺處于調試階段(陽江4號和臺山1號)、3臺處于設備安裝階段(陽江5-6號和臺山2號)、4臺處于土建施工階段(紅沿河5-6號，防城港3-4號)。在建機組中，臺山1-2號和陽江4號機組都預計于2017年投產，此三臺機組皆為大功率機組，總裝機容量為4,586MW，大幅超過本年度的新增總容量3,294MW。預計2017年末公司總裝機將達到24,958MW，明年將迎來新增裝機高潮。

圖56、中廣核電力裝機容量預測