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  1. 2018年电力行业投资策略报告:火电面临重重考验 合并浪潮重塑行业格局
  2. 2018年1月31日 来源: 银河证券

核心观点:核电引领清洁能源大发展。核电低碳环保、高效稳定,可发挥基荷电厂作用,目前在中国一次能源消费结构中仅占1.6%,成长空间广阔。核电盈利模式为刚性成本模式,运营成本低,利用率高,盈利能力强。核电设备国产化助力开发成本大幅下移。技术方面推陈出新,安全性再上台阶,但新一代技术成熟度还有待验证。一旦三代技术被验证安全可靠,我国核电发展有望在2018-2020年迎来加速增长期。核电国内沿海市场总量近5000亿元,海外市场受益于"一带一路"战略进展顺利。

在沉寂两年后,风电行业迎来复苏期。目前尚有约115GW的项目需要在2020年前开工建设,风电行业迎来"开工潮",带动风机设备商出货量。随着弃风限电问题大幅改善,"红色警报"有望在部分省份率先解除。此外,海上风电将创造行业新的利润增长点。我们看好陆上风电设备商、海上风电运营商以及开拓海外市场企业的盈利能力及投资机会。

2018年是光伏市场充满挑战的一年。全球光伏市场投资热度不减,主要装机大国的不确定性增大,新兴市场快速崛起。需求市场转向高效产品是大势所趋,倒逼技术加速、创新升级。新增产能将加剧行业内竞争。国内市场增速减缓、国外遭遇贸易保护主义,可能会导致供需失衡,并给产品价格带来压力。

传统能源看重成长性。2018年火电行业的投资三要素,首先是年内煤电联动的顺利执行,第二需甄选对于电价敏感度高的火电标的,第三是看重装机规模的成长性。水电方面,重点流域的下游水电站已经开发完毕或进入尾声,中上游水电站的经济性或将逐步下降。

(文章来源:文章节选自银河证券 转载请注明来源)

投资概要:

驱动因素、关键假设及主要预测:

1、预计今年核电建设、核准、开工有望提速。全球三代技术AP1000的示范首堆——三门核电站首台机组有望于2018年投入商运。一旦运行安全稳定并完成一个换料周期,将为后续同类型机组的核准建设吃下"定心丸"。目前使用AP1000技术路线的机组有6台待建,10台待获批。

2、核电沿海市场总量近5000亿元。截止到2017年底,我国已投运核电机组37台,装机容量3581万千瓦;在建19台,规模2200.4万千瓦。根据"十三五"能源规划,到2020年我国将实现5800万千瓦投运、3000万千瓦在建的目标,但目前尚有3018万千瓦的缺口。以三代机组平均造价1.6万元/千瓦预估,沿海核电市场总量近5000亿元。

3、风电行业迎来复苏期。主要逻辑:1)2016年国内风电机组的高招标量本应带来来年的高装机增长,该情景未能在2017年实现;2)2017年招标量继续保持高位;3)可再生能源发展"十三五"规划提出2017到2020年风电累计规划新增并网126GW,每年增量约31GW;4)根据发改委陆上风电标杆电价调整方案,在2019年前开工建设的项目可风电享受原有高电价。因此,我们预计2018-2019年间风电行业市场容量将得到集中释放。

我们与市场不同的观点:

在福岛核事故后,市场普遍对核电的安全性持谨慎态度。但我们认为福岛阴霾已经渐行渐远。目前世界各国对核电的总体态度以鼓励为主。大部分国家已走出福岛事故阴霾,在保证安全性的前提下继续大力发展核电,12个国家正在新建核电站,10个国家计划建设,30多个国家有意发展。少数国家开始重新审视其核电政策、逐步减少核电占比;个别国家选择弃核。

国内目前19台在建机组中有16台采用三代技术。三代技术的堆芯融化概率总体降至低于10-5/年,放射性物质大量泄漏概率降至小于10-6/年。具代表性的AP1000技术采用毋需外部能源系统、仅依靠自然驱动力的非能动应急系统,可完全避免福岛事件中外部电源失效导致堆芯过热的风险(福岛核电站机组采用二代技术)。

一、核电引领清洁能源大发展

1954年,随着前苏联奥布宁斯克核电站的并网发电,核电首次被人类使用。截止到2016年底,全球共有运行机组445座,装机总量38250万千瓦,发电量占全球总量16%左右。这些核电站主要集中在欧美发达国家。核能占一次能源比重仅为4.5%,仍具有较大发展空间。

(一)发展核电大势所趋

1、低碳环保,助力能源结构转型

低碳环保的清洁能源。核电在发电过程,不产生二氧化硫、氮氧化物和烟尘等空气污染物,二氧化碳的排放量远低于火电。

可取代火电基荷电厂作用。在电力系统中,将给定时间内最低电荷以下部分的用电负荷称为基本负荷。水电、风电及光伏受到自然条件制约,发电量具有明显的波动性和间歇性,难以发挥基荷电厂的作用。核电作为一种高密度能源,单机容量大,能有效保证电能质量。在法国,核电装机容量比重高达72.28%,核电完全取代了火电的的基荷电厂的地位,这是其他清洁能源无法做到的。

在能源结构中必将占据一席之地。非化石能源在我国一次能源中的占比较小。2016年核能消费量仅占1.58%,低于6.86%的世界平均水平。面对节能减排压力,我国正在大力推进能源结构转型。我国核电在技术方面日益成熟,不但拥有自主研发的三代技术,还在积极拓展四代技术,为日后行业健康稳定发展提供了坚实有力的技术支持。作为为数不多的可发挥基荷电厂作用的清洁能源,我们认为核电在我国未来能源结构中必将占据一席之地。

2、核电选址匹配用电高负荷地区

避免长距离输电。我国人口分布及用电需求集中在东南沿海地区,而风电、水电和太阳能资源则集中在中西部。远距离传输不但成本高,还伴随着输电损耗。核电站的建立需要具备靠近水源、地质环境稳定等条件。沿海以及长江中下游地区都是核电站的适宜选址区域。

3、核电重启,政策保驾护航

我国核电发展经历了五个阶段:探索起步、规划发展、快速发展、暂缓建设和重启阶段。

近两年核准开工数不及预期。截至2017年9月30日,我国已投运核电机组37台,装机容量3581万千瓦,在建2200.4万千瓦。根据国家能源局规划,到2020年,我国核电运行和在建装机将达到8800万千瓦。"十三五"期间,我国每年至少要开工6台核电机组。2017年原定新核准8台,但目前并没有新核准或新开工机组,不及市场预期。我们认为主要原因有两点:1)国内电力产能总体过剩;2)全球三代技术首堆——三门AP1000机组建设缓慢,三代技术有待验证。

预计2018年建设、核准、开工有望提速。一方面,全球三代技术AP1000的示范首堆——三门核电站首台机组有望于2018年上半年投入商运。一旦运行安全稳定并完成一个换料周期,将为后续同类型机组的核准建设吃下"定心丸"。我国目前使用AP1000技术路线的机组有6台待建,10台待获批。另一方面,核电建设周期长达5年,若2018-2020年不加快在建及开工速度,"十三五"核电规划恐难以完成。

(二)经济性优越

1、盈利能力强

刚性成本模式。核电项目前期投入昂贵。2016年并网的核电项目的单位开发成本均超过12000元/千瓦,约为同期火电项目的3-4倍。折旧是核电成本的重要组成部分。折旧在核电运营商的营业成本中的占比接近40%,而在火电企业营业成本中的比重仅15%左右。

运营成本低。2016年中国核电的度电变动成本约为华能国际的1/4。当上网电量达到盈亏平衡点之后,核电项目的边际利润增长颇为可观。

利用率高。我国核电机组大部分以基荷模式运行,不参与电网调峰,发电量近乎全额上网,近5年平均利用小时数高达7596小时,远高于其他发电类型。

盈利能力占优势。由于运营成本低、利用率高,核电盈利能力较强且稳定。销售净利率多年保持在25%以上,仅次于水力发电;净资产收益率位于中等偏上水平。

2、享受税收优惠

税收优惠提升核电利润。根据财政部《关于核电行业税收政策有关问题的通知》,核电机组正式投产后前5年、6-10年、11-15年分别享受75%、70%、55%的增值税返还。中国核电近5年增值税返还金额均高于18亿元。

3、国产化助力成本下移

二代造价已大幅削减。随着核电装机快速增长,我国核电装备制造体系日趋成熟,已建成多个装备研发和制造基地,可自主生产绝大部分主、辅设备,核电站国产化率稳步提升,助力单位造价大幅下降。1997年开工建设的岭澳一期国产化率仅为30%,开发成本高达2033美元/千瓦;而2008年开工的阳江一期采用我国自主改进的二代加机型,国产化率达到83%,成本降至11096元/千瓦。

三代造价存在下降空间。在建AP1000机组中,三门核电站首台的国产化率仅为30%,而预计海阳核电站2号机组的国产化率将大幅提升至70-80%。我国拥有自主知识产权的CAP1400和华龙一号的国产化率已达85%。目前我国运用三代技术建设的核电机组的单位开发成本均高于16000元/千瓦。据西屋预测,批量化建设后的AP1000可降至1000美元/千瓦,不到三门项目的一半。

(三)安全性日益提升

1、福岛阴霾渐行渐远

我国从未发生过二级及以上核事故。核事件分级标准由国际原子能机构(IAEA)制定,共分七级,七级最严重。国外共发生过3起重大核电事故,其中三里岛为五级,切尔诺贝利、福岛为七级,是国际社会担忧核电安全的重要原因。

核电站层层设防以保证安全性。三层保护屏障可有效避免放射性物质泄漏。发生意外时还可通过控制棒停止核反应、通过应急系统冷却反应堆等措施,保障设备安全。

世界各国对核电的总体态度以鼓励为主。大部分国家已走出福岛事故阴霾,在保证安全性的前提下继续大力发展核电,12个国家正在新建核电站,10个国家计划建设,30多个国家有意发展。少数国家开始重新审视其核电政策、逐步减少核电占比;个别选择弃核。

2、技术推陈出新,安全性再上台阶

核电技术历经四个阶段。20世纪50年代出现的一代堆型证明了核能发电的可行性。二代技术出现在60年代后期,推动了核电大规模商业化。随后衍生出经济性、安全性更强的二代加技术。2010年前后三代技术日趋成熟。四代技术仍处于研发阶段。

三代核电安全性再上台阶。三代技术的堆芯融化概率总体降至低于10-5/年,放射性物质大量泄漏概率降至小于10-6/年。具代表性的AP1000技术采用毋需外部能源系统、仅依靠自然驱动力的非能动应急系统,可完全避免福岛事件中外部电源失效导致堆芯过热的风险。

在建多为三代堆型。目前国内在运的37台机组均采用二代、二代加技术,19台在建机组中有16台采用三代技术。2009年4月,AP1000全球首堆三门项目开工,预计今年并网。同时EPR机组也有望在中国台山率先投运。华龙一号首堆福清3号机组于2015年开工,预计建设周期60-70个月。三代首堆投产后,相关审批和建设环节有望加速。

积极开展四代研究。第四代核能系统由美国能源部在1999年提出,在安全性和经济性等方面较三代堆型有望实现较大飞跃。2002年,美国联合10余个国家、机构提出四代核能系统的概念,将钠冷快堆、铅冷快堆、气冷快堆、超临界水冷堆、超高温气冷堆、熔盐堆等6种堆型确认为重点研发对象,并预计将于2030年开启商业化进程。中核旗下的原子能科学研究院于2011年实现了国内首座钠冷快堆实验堆的满功率稳定运行。2015年,中核集团与比尔盖茨主导投资的美国泰拉能源签约,合作开发"行波堆"。以行波堆为代表的钠冷快堆型可将铀的利用率提高到60%以上,且能以贫铀、乏燃料回收铀或者天然铀为燃料,换料周期有望延长至10年以上。

(四)国内容量可观,海外前景广阔

1、沿海市场容量可观

沿海市场总量近5000亿元。截止到2017年底,我国已投运核电机组37台,装机容量3581万千瓦;在建19台,规模2200.4万千瓦。根据"十三五"能源规划,到2020年我国将实现5800万千瓦投运、3000万千瓦在建的目标,但目前尚有3018万千瓦的缺口。以三代机组平均造价1.6万元/千瓦预估,沿海核电市场总量近5000亿元。为完成目标,2018-2020年核电装机的复合增长率应达到17.43%。远期看来,我国核电发展潜力巨大。据世界核协会统计,截止2017年底,我国筹建及储备项目总量约1.64亿千瓦。

2、"一带一路"延伸新触角

华龙一号、CAP1400双轮驱动。核电出口的必要条件是拥有自主知识产权。在三代核电主流堆型中,AP1000技术属于美国西屋公司所有;华龙一号是由中核与中广核自主研发;虽然CAP1400是在AP1000基础上升级改进的,但已突破135万千瓦等级上限,也拥有了自主知识产权。

"一带一路"延伸新触角。"一带一路"沿线中,有28个国家计划发展核电,规划机组126台总规模约1.5亿千瓦。以三代机组平均造价1.6万元/千瓦预估,市场总量约2.4万亿元。受政治、经济、军事等因素影响,中国核电企业在"一带一路"所占的市场份额难以估计。但不可否认的是,核电出海已成为未来我国核事业发展的重要驱动力。目前,我国主要核电集团均参与了核电"走出去"战略,积极开拓海外市场。

中国核电集团"走出去"进展顺利。中核集团已与阿根廷、英国、埃及等近20个国家达成了合作意向。"一带一路"高峰论坛期间,中核集团与阿根廷核电公司签署了阿查图3号、4号两台机组的总合同,至此中核集团出口核电机组数量增加至8台。

中广核集团覆盖范围更广。中广核集团与捷克能源集团签订协议,将在核能领域展开合作;与罗马尼亚国家核电公司签署了切尔纳诺德核电三、四号机组全寿命期框架协议;和法国电力集团将共同投资兴建的英国欣克利角核电项目。此外,中广核集团还与合作伙伴一起开拓欧洲、中亚、东南亚核能市场。

3、内陆核电值得期待

内陆核电可开发量约6200万千瓦。内陆核电站与沿海核电站对技术要求差异不大。目前,我国所有在运及在建核电站均位于沿海地区,而全球几个核电大国的核电站主要分布在内陆。全球范围内现有核电站440多座,其中位于内陆地区的占50%以上。我国已完成初步可行性研究审查的内陆储备厂址高达31个,保守假设平均每个厂址建设2台机组,每台装机容量100万千瓦,则我国内陆核电可开发量约6200万千瓦。

内陆核电发展慎之又慎,启动尚需时日。据国家原子能机构透露,中国内陆核电站首批厂址确定在湖南桃花江、湖北咸宁和江西彭泽,并已经获得路条并开展了前期筹备工作。但目前三大内陆核电站均未获得核准。

(五)设备商国企主导,运营商三分天下

1、产业链布局清晰,国企实力雄厚

核电产业链按照上中下游来划分,可分为上游铀矿开采加工及核燃料循环,中游设备制造,下游核电站设计、土建、安装、调试及运营。

上游核燃料循环一家独大。核燃料循环包括核燃料制备(前端循环)和乏燃料处理(后端循环)两个部分。由于核燃料浓缩难度很高且在国防方面有特殊安全要求,目前国内仅有中核集团下属中国核燃料有限公司拥有完整的核燃料循环产业牌照。

核电站主要由三大系统构成:核岛、常规岛及辅助设备。核岛是整个核电站的核心,负责将核能转化为热能,是核电站所有设备中工艺最复杂、投入成本最高的部分。常规岛利用蒸汽推动汽轮机从而带动发动机发电。辅助系统(BOP)主要包括数字化控制系统、暖通系统,保障核电站平稳运行。

中游国企主导。目前,我国核岛和常规岛领域以三大国企为主导。其中上海电气在核岛主设备领域优势明显,东方 电气在常规岛设备行业一马当先,哈尔滨电气主攻常规岛设备。在辅助系统、大型铸锻件、关键零部件等细分行业,民企也积极参与。

下游运营准入门槛高。核电站设计工作主要由三大核电集团旗下的设计院完成。建造方面,目前国内只有中核集团、中广核集团和国电投集团具有控股开发、建设、运营牌照。

后端乏燃料处理能力匮乏。根据"十三五"规划,2020年我国预计建成5800万千瓦核电机组,每年将产生超过1000吨的乏燃料,面临的处理压力巨大。但我国目前仅有60吨/年的处理能力。领先的英国和法国处理量可达到每年2100吨、1700吨。2013年,中核集团与法国阿海珐集团签署大型乏燃料后处理商业项目,项目建成后预计每年可处理800吨乏燃料。借此契机,中国企业有望学习吸收国外先进技术,进入乏燃料处理领域。

2、设备商国企主导,细分领域民企活跃

设备投资占比最大。一般而言,核电站投资中设备、基建和其他投资的比例分别为50%、40%和10%。以三门1号、2号机组为例,设备投资195亿元,接近总投资401亿元的一半。其中,核岛设备投资113亿元占比58%,常规岛43亿元占比22%,辅助系统38亿元占比20%。再向下拆分,反应堆压力容器、主管道及热交换器和蒸汽发生器构成核岛三大主要部件;汽轮机和发电机为常规岛最核心部件。

核岛设备毛利率丰厚。一般而言,核岛设备毛利率较高,约在35%以上。其中,堆内构件、主管道等设备毛利率高达50%。常规岛设备也提供给火电、水电等其他发电类型,并无特殊的技术要求,因此竞争较激烈,毛利率水平较低,一般低于15%。

核电设备按照生产时间是否大于1年可分为长周期设备和短周期设备。核岛和常规岛(除阀门)的主要设备属于长周期设备;短周期设备主要包括阀门、锆管、暖通系统、仪控系统等。

长周期设备招标高峰已至。由于生产周期长,核电运营业主一般在开工(FCD)前一年半就已经完成了长周期设备的招标。截至2017年三季度,国内多个筹建核电项目进行了设备招标,数量远高于前几年,这表明核电业主已经在为核电站建设开展前期准备工作。我们预计2018年核电政策开闸或将逐渐明朗,各大核电业主有望加快进行后续储备机组的长周期设备招标以及工程设计等前期工作。因此2018、2019年长周期设备产量还将持续增加。

短周期设备2019年起确认收入。短周期设备一般在电站开工前后半年内进行招标,供应商多为民营企业。短周期设备的交付期一般在电站开工后的1年到4年之间,如果今年核电站迎来开工潮的假设成立,预计从2019年起短周期设备供应商将开始大规模确认收入。

国企主导,民企活跃。长周期设备领域三大电气和中国一重等国企实力雄厚,占据着主导地位。近年来,部分民营企业凭借着经营的灵活性、机制上的优势和更大的科研投入力度,成功进入了部分长周期设备制造领域,如生产反应堆压力容器的科新机电、主管道的台海核电、球阀蝶阀的江苏神通、控制棒驱动机构的浙富控股、蒸汽发生器用U型管的久立特材等。

3、运营商三分天下,格局稳中有变

运营商三分天下。鉴于核事业的特殊性,国家对核电项目的控股股东实行准入制度,其中对于安全、经验、资金、专业人才方面都提出了很高要求。目前,我国只有中核集团、中广核集团和国电投集团三家大型国企,上报其控股的核电项目时才有可能获批,故被认为事实上拥有"核电牌照"。"核电牌照"指的是核电控股资质,并无正式文件规范。国家核安全局曾在内部下发过涉及业主资质的《核电管理条例》征求意见。整理资料发现,此条例虽未正式下发,但国家能源局和核安全局审批核电项目时,大体根据该条例执行。

运营市场集中度高。已投运的37台机组中,全部由中核和中广核两家集团控股。中电投与国核技合并后的国电投集团成为第三家核电巨头。三家企业权益装机在已投运机组中比例为71.1%,其中中广核40.7%,中核21.7%,国电投8.7%;在建机组中的比例为71.0%,其中中广核30.3%,中核21.5%,国电投19.2%。

各大发电集团积极布局。除了三家具有控股资质的核电巨头外,华能、大唐、国电、华电也分别参股了数个已投运及在建的核电项目。福能、浙能、申能、粤电等地方能源集团在本省的核电项目中拥有一定股权。

运营格局存在变数。华能集团早在2004年就开始布局核电。2006年12月,华能、中核建、清华大学出资成立公司,负责投资建设运营山东石岛湾高温气冷堆核电示范工程。该项目意义非凡,不仅是列入国家16个重大科技专项之一,还是全球首台开工建设的具有"四代特征"的核电机组。更重要的是石岛湾项目使得以火电为主的华能集团首次成为核电项目业主。但这并不意味着华能已成为第四家拥有"核电牌照"的公司。此外,由于拥有厂址资源,海南昌江项目二期两台机组或将由华能控股投资建设及运营。我们认为,随着新技术的不断涌现,以及能源行业的兼并重组浪潮,未来核电"三分天下"的竞争格局有可能会发生变化。

二、"风光"迸发勃勃商机

2006至2016年间,我国风电行业以年复合52.14%的速度迅速成长。2010年装机规模首次超过美国,跃居世界第一。此后,我国继续保持领先地位,与其他国家逐渐拉开差距。据中国风能协会统计,2016年底中国累计风电装机已达到168.73GW,占全球比重高达34.48%。

(一)海上风电分享投资盛宴

1、海上风电优势凸显

风能资源丰富、密度高。据世界风能协会(GWEC)统计,我国5-50米深海区域的风电开发量约为500GW,而且资源密度较大。台湾海峡是中国近海风能资源最丰富的地区,从福建往北,近海风能资源逐渐减小,渤海湾的风能又有所增加。

邻近负荷中心。我国陆上风能资源主要分布于北部地区,当地电能消纳能力及电力外送通道有限,弃风限电问题严重。而海上风场建设在沿海一百公里处,靠近我国用电负荷中心东部沿海地区,且电网建设基础好,无消纳问题困扰。

不占用土地资源。陆上风电占用土地较多。2005年发改委提出风电场单位面积装机需达5MW/km2,但实际执行时多数风场单位面积装机仅为2-4MW/km2。与之相比,海上风电不占用耕地资源和城市居住空间,十分适宜在我国进行大规模开发利用。

运行稳定。由于不存在障碍物等原因,海上风电机组在风速和风向上相对稳定,风切变(垂直方向风速变化)明显小于陆风,风机运行更稳定。

单体容量大。2016年,我国陆上风电机组容量以1.5MW与2MW为主,合计占比82.6%;海上风电则以4MW机组为主,2.5MW以上占比达80.8%。。

利用率高。一般而言,海上风电年利用小时数高出陆上风电25%以上。其中,陆上风电年利用小时数约2000小时;海上风电视地区资源不同有所差别,例如江苏地区为2500-2700小时,福建地区可达3500-4000小时。

2、以史为鉴:陆上风电发展有规律可循

我国风电行业迅速成长。2006至2016年间,我国风电行业以年复合52.14%的速度迅速成长。2010年装机规模首次超过美国,跃居世界第一。据中国风能协会统计,2016年底中国累计风电装机已达到168.73GW,占全球比重高达34.48%。

陆上风电发展有规律可循。中国风电发展始于1986年,由于国内技术不成熟、依赖进口等因素,行业长时间发展缓慢。2005年后,国家出台多项扶持政策,吸引企业投资风电,推动了技术创新、成本优化,项目盈利能力提升,行业迎来了井喷式增长。由于造价下移,补贴政策相继退坡,随后引发"抢装风潮",导致弃风率显著上升。国家开始政策调控产能规模,这标着风电行业步入平稳增长阶段。下面,我们将几个关键环节做逐一梳理。

政策扶持推动技术创新、成本优化。2005年《可再生能源法》及《可再生能源中长期发展规划》的颁布,大大鼓舞了国内企业进驻风电领域的信心。资金涌入推动技术创新,加之国家对于"风电设备国产化率需达70%以上"的要求,中国风电整机价格中枢一路下浮。国际能源署(IEA)预测,2030年机组价格有望降至约3000元/千瓦。与此同时,行业集中度明显提升。

运营商是最大受益者。2006至2011年风电行业成长速度惊人,带动上下游产业链的爆发式增长。从设备商的角度看(包括整机厂商和零部件厂商),虽然技术升级推动成本下降,但与此同时招标价格也一路走低。利润空间收紧加剧了行业竞争、优胜劣汰。从运营商的角度看,在补贴电价下调前,盈利能力持续提升,此阶段运营商是最大受益者。

补贴退坡引发"抢装风潮"、弃风率上升。风电上网电价由两部分构成:燃煤标杆电价以内的部分由省级电网负担;高出部分通过可再生能源基金解决。长远看来,摆脱补贴依赖、实现平价上网是保障风电行业健康发展的必由之路。2009年发改委首次制定标杆上网电价,2014年后历经三次补贴退坡。在第一次调价中,由于新电价仅适用于2015年以后投运的机组,直接引发了当年的"抢装风潮"。2015年新增装机2961万千瓦,创历年最高。随之弃风率直线上升,2016年一季度弃风率达到历史峰值25.8%,全年平均17.1%。

设备商成最大赢家。在"抢装风潮"中,从运营商的角度看,补贴退坡严重削弱了利润空间,投资回报率回归至发电行业普遍水平。对设备商而言,在订单需求旺盛时,业主对于招标价格敏感度不高,整机的毛利可维持在一定水平,再加上出货量激增,这个阶段设备商成为最大赢家。

国家出手解决弃风限电问题。弃风率的上升导致了极大的资源浪费,发改委与能源局随后出台多项政策缓解弃风限电问题。2017年,内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆六个省份被列为红色预警区域,能源局规定该区域不得核准建设新的风电项目。此外,发改委核定公布"三北"地区保障性收购年利用小时数。政策发力,2017年上半年弃风率降至13.6%。

3、海上风电方兴未艾,静待行业催化剂

基数小。截止2015年我国海上风电累计装机为1.04GW,仅实现了"十二五"海上风电发展目标5GW的20.8%。2016年海上风电累计装机增长至1.63GW,仅占我国全部风电装机的0.97%。

发展空间大。建设成本的持续优化以及配套产业的日渐成熟,我国海上风电有望在"十三五"期间迎来爆发增长期。规划目标是到2020年底确保并网5GW,力争开工10GW。要完成"十三五"目标,2017-2020年海上风电年复合增长率需达到32.34%。我国东南沿海地区已积极规划长期海上风电发展目标,目前确定的规划总量超过56GW。

政策扶持。借鉴陆上风电发展历程,我们认为海上风电尚处于初期阶段,政策扶持对于行业发展具有关键作用。2016年发改委下调2018年陆上风电标杆电价的同时,维持了海上风电高电价不变,规定近海、潮间带项目标杆电价分别为0.85和0.75元。此外,国家简化了海上风电项目的多部门审核程序,显示了国家对于扶持海上风电的决心。

技术创新是原动力。随着政策明确,海上风电领域资金大量涌入,进入企业逐渐增加,加快推动技术创新。投资成本高、施工难度大、运维难度大等问题均有望逐渐得到改善。技术创新带来的成本下降、盈利提升将为海上风电运营商带来丰厚利润。

静候行业催化剂。与陆上风电一样,海上风电为了提升竞争力,终将实现平价上网。在此之前,补贴额度将呈现阶梯式下移。在陆上风电补贴退坡的实施过程中,已经暴露出风电项目抢装导致弃风率显著上升的问题。为防止陆上风电装机过快增长,在第二、第三次标杆电价下调中,欲享受调整前的高电价,政策已从某时间点"投运"改为某时间点"开工",并将缓冲期放宽。借鉴陆上风电发展经验,未来海上风电或将迎来脉冲式增长,但退坡模式可能发生变化,难以重现陆上风电2015年的抢装热潮。

(二)分布式光伏成为撬动产业新支点

政策倾斜。根据《电力发展"十三五"规划》,到2020年太阳能发电装机达到110GW以上,其中分布式光伏60GW以上、光热发电5GW。能源局在发布的《太阳能发展"十三五"规划》中提出,到2020年建成100个分布式光伏应用示范区,园区内80%的新建建筑屋顶、50%的已有建筑屋顶将安装光伏发电,粗略估算分布式项目产值约万亿。为响应国家号召,多个省市地区纷纷颁布利好行业发展的补贴政策,2017年分布式光伏市场蓬勃发展,新产品、新模式、新业态层出不穷。

步入快车道。分布式成为2017年光伏市场发展的新亮点。2017年光伏市场经历了两轮电价下调,"抢装潮"推动分布式光伏装机迎来井喷式增长。2017年1-10月,分布式新增装机超过16GW,预计全年有望超过18GW。其中,户用光伏风起云涌,预计户用光伏装机已达到2GW以上。据国网统计,2015年家庭屋顶光伏并网户数只有2万户,2016年20万户,而2017年上半年就有41万户,其中浙江省已突破10万户大关,装机规模656MW。

推动重心东移。我国前期光伏项目多为大规模地面电站,主要位于土地成本低廉、光资源充足的西北地区。分布式光伏安装在屋顶,占用土地几可忽略,是中东部人口密集、土地资源稀缺的省份发展光伏的必然选择。2017年上半年,华东地区新增光伏装机825万千瓦,同比增加1.5倍;而西北地区仅为416万千瓦,同比下降50%。另一方面,分布式光伏在用电需求更高的中东部经济发达地区推广,将提高光伏整体利用率,有利于行业长期发展。

产业新支点。光伏作为朝阳性、战略性、民生性占优势的产业,已具备了极强的国内影响力和较强的国际竞争力。美国和印度是全球第二大和第三大光伏市场。2017年前三季度,我国分别向美国、印度出口光伏组件3.735GW、6.877GW,占出口总量的20.3%、37.5%。2017年中旬起,美、印相继对我国光伏产品发起反倾销调查,调查结果可能导致2018年出口量骤减,而2017年很多行业龙头都在大力扩产能,庞大的产能将难以借外需充分释放。在美、印市场面临严重收缩的前提下,2018年国内分布式光伏或将成为撬动产业的新支点。

三、传统能源遭遇瓶颈

(一)火电面临重重考验

1、产能收缩压力大

用电需求增长遇冷,新机投产热度不减。近年来我国经济增长放缓,用电量增速同步下滑,自2012年起已连续5年不足8%。而由于同期煤价成本低、电厂效益好,投资热情高涨,以及项目审批权下放,火电装机经历了一轮快速增长。

装机规模受到严控。根据"十三五"规划,2020年煤电装机总规模不超过11亿千瓦,预计年均增速仅为4%,占比降至55%以下。期间计划淘汰落后煤电机组约2000万千瓦,取消、推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上。2017年能源局发布25个省区煤电规划建设红色预警。截至目前,淘汰任务已覆盖100台机组472.1万千瓦,停建、缓建名单分别包括9省区29个项目和17省区50个项目。煤电去产能得到有力执行,环保、高效的大容量机组有望相对受益。

预计产能或将长期过剩。由于产能扩张速度远快于需求增长速度,火电利用小时数持续下滑,2016年降至历史新低4165小时。受益于严苛的去产能政策、经济回暖等因素,2016年四季度起火电利用小时增速开始由负转正。

2、合并浪潮重塑行业格局

"煤电联姻"拉开行业整合序幕。国电集团、神华集团于2017年8月发布重组消息,11月正式合并为国家能源投资集团。重组后火电装机近1.8亿千瓦、煤炭产能约4.4亿吨/年,均为全国第一。国电与神华的合并将奠定行业新格局,为跨行业、上下游一体化发挥产业链协同效应的重组模式提供了可供复制的示范案例。

能源类央企重组有望提速。2016年以来,国家发改委明确表示支持、推动大型发电集团之间、电力与煤炭企业之间的兼并重组。涉及的央企主要包括火电领域的华能、华电、大唐、国电投集团,水电领域的三峡集团,核电领域的中核、中广核集团,煤炭领域的中煤、同煤集团,综合型央企华润、国投、浙能集团,而规模相对较小的地方国企在区域市场内影响较大。未来整合方向可大致归纳为三类:1)火电与水电、核电:优化机组结构、缓解供给侧改革冲击;2)火电与煤炭:发挥产业链协同效应、减轻火电燃料成本负担、提高煤炭产能利用率;3)

火电行业内部:扩大规模、提高行业集中度、减少同业竞争、优化资源配置、加速产能出清。

3、电改加速优胜劣汰

利好边际成本低的发电机组。中国本轮电改实际上参考了美国电改经验。美国电改始于1990年代,20余年间逐步推进,目前还在继续。电改前,美国电企是发输配售高度一体化的州级垄断性公用事业公司(IOU)。电改以输电改革为开端,成立了无电网资产和零售用户的独立系统运营商(ISO)和区域输电组织(RTO),充当调度员、交易员角色。发电侧改革与输电侧改革同步进行,主要措施为剥离发电资产、定价基准由平均成本改为边际成本。售电改革力图构建多买多卖的售电市场,目前在不同地区进度不一。美国在发电侧引入竞争、改变定价方式后,不同装机结构利润率出现差异,边际成本较低的机组利润率更高、更具竞争力。

新电改正当其时。2015年3月,国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,我国新一轮电改自此正式开启。新电改采用"管住中间,放开两头"的架构,发电侧引入竞价上网,输电侧定价方式定为"准许成本+合理收益",配电侧鼓励混合所有制,售电侧培育独立售电市场,最终达到放开发用电计划、推动电力市场化、还原电力商品属性的目的。

输配电价改革进展顺利。2014年12月开始试点,2016年9月覆盖全部省级电网。电网企业盈利模式由吃差价转向成本管理。试点区下游终端用户电价降幅明显。输配电价改革标志着电网的公用事业属性逐渐回归,是电力市场引入竞争的基础。

配电侧改革加速推进。新电改鼓励以混合所有制方式发展配电业务,符合条件的市场主体均可投资增量配电资产。第一、二批试点项目共计195个,目前开始遴选第三批项目。值得注意的是,《有序开放配电业务管理办法》禁止发电企业建设专用线路,但未限制其投资增量配电网,发电企业布局配电领域成为可能。

售电公司大发展。售电公司是售电市场中的独立买方,是与发电企业竞价、再将电量销售给终端用户的代理人。目前售电市场建设尚处于起步阶段,但已有超2000家公司在电力交易中心公示,近8000家完成工商注册。发电企业在积极布局售电业务,"发售结合"模式可有效提升企业议价能力。

直购电规模"高歌猛进"。2016年全国电力直接交易由2015年4300亿千瓦时扩大到约7000亿千瓦时,平均每千瓦时降低6.4分钱,减轻企业用电成本约450亿元。能源局要求2018年实现工业电量100%放开,按照2016年41383亿千瓦时的统计量计算,直购电还有很大的增长空间。直购电市场竞争激烈,非理性降价较为普遍,成本控制能力强的企业相对受益。

绿证交易开启。绿证交易平台于2016年7月上线。随着环保政策日趋严苛,可再生能源配额制呼之欲出。未来火电企业需要通过购买绿证满足配额要求、获取发电权。

新电改加速行业洗牌。我国电力行业将在本轮电改中发生根本变化。输电企业还原公用事业属性,发电企业竞争加剧、并购重组已成为大势所趋,售电和配电侧的放开为电力市场化交易构建了平台。在此轮电改中,成本控制能力强的发电企业将占据优势,"发配结合"、"发售结合"的新业态将不断涌现。

(二)水电看重成长性

装机速度放缓。据咨询机构统计,我国十三大水电基地的规划总装机容量超过28576万千瓦,已建成12599万千瓦,在建5444万千瓦,筹建约2378万千瓦,取消或停建项目236.4万千瓦(浙、闽、赣规划的1417万千瓦暂无具体数据)。2015年之前,我国水电装机容量一直保持较快增长,但由于需求下滑以及经济性较强的电站开发接近尾声,装机增速逐年放缓。

开发条件愈发困难,工程造价呈上升趋势。目前重点流域的下游水电站已经开发完毕或进入尾声,预计中上游水电站的经济性将逐步下降。根据协会数据统计,"十二五"期间投产的常规水电工程平均概算单位造价为7467元/千瓦,2015年达到9780元/千瓦,较"十一五"期间出现明显上涨。造价变化的主要原因可归纳为两个方面:工程向河流上游、高海拔、藏区深入,开发条件愈发困难;受到国家政策和社会物价水平影响,环境保护、建设征地等标准提高。在十三大水电基地中,金沙江和雅砻江流域的在建电站规模较大,预计乌冬德、白鹤滩以及雅砻江中游将于2020年左右陆续投入商运,相关上市标的有长江电力、国投电力和川投能源。

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