２０１８年风电行业深度研究报告⏹风电需求影响因素及分析框架：风电行业的需求主要受到投资内部收益率的驱动，而装机容量、上网电价、利用小时数、度电成本及财务压力是影响内部收益率水平的核心边际条件。
行业需求需要经过核准、招标和吊装，才能转化为中游制造企业的订单，因此结合总量的视野和边际的变化能够分析出风电行业终端需求的变化趋势，从而根据供需格局分析盈利能力进一步判断投资机会。
⏹边际因素变化对需求波动影响：行业从发展初期到成熟期，各影响因素在周期中呈现出阶段性切换的特征。
通过复盘风电装机周期的波动，我们认为：1）风电上网标杆电价下调前一年，通常会面临抢装；2）风电装机增速远高于电网投资及电力需求增速，弃风限电成为制约行业主要发展因素；3）设备制造技术不断升级，2010~2012年风电安全问题将不会再现，同时度电成本不断降低，2020年有望实现平价上网；4）补贴收入回款延迟，对融资能力和偿债能力不足的企业带来较大的现金流压力。
⏹需求波动对盈利和股价影响：1）需求周期与盈利的波动呈密切正相关。
2009-2011、2016年行业盈利大幅下滑对应两次装机增速大幅回落，2012~2015年盈利上涨对应期间装机大幅增长；2）从估值角度来看，风电行业估值水平短期受边际变化影响，业绩预期的逐步兑现是行情能够长期的关键，弃风限电成为压制估值重要因素。
⏹风电复苏判断依据：1）总量视野下，2017年底核准未建设项目达114.59GW，2018-2020年新增建设规模分别为28.84GW、26.60GW、24.31GW，2019年开工即可锁定更高上网电价，2018~2019年大概率抢装机；2）边际变化下来看，2017年弃风率反转拐点，度电成本处于持续下降通道，企业通过创新金融手段解决财务压力。
⏹弃风限电改善驱动及趋势：1）政策重视，弃风限电问题已被提升至重要高度，我国已出台多项解决弃风限电的政策，从控制增量、增量结构变化、消化存量、增加电力外送通道等多个维度解决弃风问题；2）部分区域移出红色预警意味弃风限电出现明显好转，特高压及装机结构东移有利于进一步优化弃风限电的问题。
⏹运营商现金流压力解决措施：1）创新金融产品，例如通过将风电收费收益权或可再生能源补贴进行资产证券化，缓解资金压力；2）绿色电力证书交易，逐步退出补贴模式。
⏹分散式风电将迎来发展机遇：1）2019年后补贴仍将退坡，开工时间锁定退坡前电价；2）靠近用电侧，有助于降低弃风率；3）装机容量低于集中式风电，初始投资金额门槛低，有利于投资者进入；4）分散式不受年度建设指标限制，该逻辑类似于2017年分布式光伏爆发逻辑。
⏹海上风电极具投资吸引力：1）风能资源丰富，利用小时数高；2）投资成本、运维费用目前较高，但处于快速下降通道；3）不占土地面积，靠近负荷中心有利于电力消纳。
海上风电装机占比正处于上升期。
⏹投资机会：从总量视野和边际变化的角度来看，我们认为2018~2019年大概率是风电装机抢装的年份，下游需求的旺盛将推动中游制造企业取得增量订单，手上充足的订单提升了企业业绩的确定性。
我们寻找投资标的核心逻辑是：1）风电中游制造将直接受益于需求的增长,市占率高的企业订单增速要高于行业需求增长速度，具备全球竞争力的公司优势明显；2）风电运营商进入弃风限电改善周期，对于弃风率相对较高的风电运营企业将明显受益。
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⏹风险提升：政策推进不及预期、分散式风电发展不及预期、核准未建项目未能如期开工、原材料价格上涨、系统性风险。
1.风电行业需求影响的因素有哪些？ (6)2.不同边际因素对需求的影响程度？ (10)3.需求波动对公司盈利和股价影响？ (11)4.对风电行业需求复苏的判断依据？ (12)5.弃风限电边际改善的驱动及趋势？ (13)6.运营商现金流压力如何解决？ (16)7.分散式风电会出现分布式光伏爆发吗？ (17)8.海上风电现在是否具备投资引力? (18)9.哪些投资标的值得关注？ (20)图1：风电行业研究框架 (6)图2：我国弃风电量与弃风率情况 (7)图3：风电场初始投资成本构成 (8)图4：设备及安装工程成本构成 (8)图5：发电设备及安装工程成本构成 (8)图6：国际市场风机成本（$ /W） (8)图7：扫风面积降低度电成本 (9)图8：2016不同功率风电机组累计装机容量比例 (9)图9：2016不同功率风电机组新增装机容量比例 (9)图10：风机新增吊装量及增长率（GW） (10)图11：营业收入及同比增速 (12)图12：净利润及同比增速 (12)图13：金凤科技PE-Bands (12)图14：我国风电装机招标规模（GW） (13)图15：我国核准未建风机数量及分布（GW） (13)图16：2014-2017年我国半年度弃风量和弃风率变化情况 (14)图17：红六省中四省弃风率已将至20%以下 (14)图18：我国风力资源分布情况 (16)图19：我国各省用电量分布图 (16)图20：我国各区域新增装机地理分布图 (16)图21：风机在手订单（MW） (21)图22：国际业务拓展情况 (21)图23：并网及在建项目(MW) (21)图24：权益装机容量趋势（MW） (21)图25：金风科技营业收入及同比增速 (22)图26：金风科技归母净利润及同比增速 (22)图27：中材科技营业收入及同比增速 (22)图28：中材科技归母净利润及同比增速 (22)图29：玻璃纤维下游需求 (23)图30：我国玻纤制品产能分布 (23)图31：我国隔膜产能分布 (23)图32：中国锂电池隔膜产量情况 (23)图33：天顺风能营业收入及同比增速 (24)图34：天顺风能归母净利润及同比增速 (24)图35：天顺风能已建成和即将建成风电场情况 (25)表1：风电标杆上网电价及触发条件（元/kWh） (7)表2：已投运及在建特高压项目 (14)表3：特高压规划 (15)表4：部分地区出台分散式风电发展文件 (17)表5：陆上风电和海上风电投资成本比较 (19)表6：陆上风电和海上风电特点比较 (19)表7：海上风电标杆电价未调整（元/kWh） (20)表8：海上风电装机情况（GW） (20)1.风电行业需求影响的因素有哪些？风电行业终端需求为风电场的投资、建设及运营，主要销售产品为电力，通过并入电网向电网出售电能而获取利润。
收入主要受上网电价、装机容量和利用小时数共同影响。
对于风电场的投资者而言，投资的内部收益率是驱动投资热情的核心因素，而影响内部收益率的核心因素包括收入（上网电价、利用小时数）和成本（度电成本、财务压力）两部分。
因此我们对风电行业的研究框架进行了简化，结合总量的视野和边际的变化分析终端需求、根据供需及竞争格局分析盈利能力、从盈利能力趋势判断投资机会：1）需求判断：装机量受到内部收益率驱动，对于风电投资者而言，高于10%的IRR具备基本的投资吸引力，IRR越高投资驱动能力越强。
影响IRR的因素包括装机容量、上网电价、利用小时数、度电成本和财务压力等。
其中，上网价格主要由发改委确定的风电标杆上网电价，利用小时数根据风电投资可行性研究和区域弃风率综合判定，财务压力主要受到补贴电价带来的应收账款变化影响。
2）盈利能力：由于风电行业进入成熟期，风电产业链的供给端的供需格局已经基本稳定，设备国产化和智能化程度提升，产能投资下降空间受限，行业后发优势大幅削弱，龙头企业长期积累的技术和管理层面优势明显，市占率、产品价格和成本将决定公司的盈利状况，而行业终端需求波动会加大盈利变化的弹性。
3）投资机会：风电产业中游公司是订单驱动型的行业，手上充足的订单提升了企业业绩的确定性；对于运营商企业而言，弃风率的改善以及应收账款的回款会改善收入与现金流结构。
我们根据行业位置的盈利特点、趋势及标的EPS及PE预期进行投资机会的分析。
根据历史经验来看，边际的改善短期首先将会导致估值的波动，而需求复苏带来的业绩变化将在中长期对股价的影响比较显著。
边际条件行业驱动产业需求资料来源：长城证券研究所整理⏹上网电价：补贴逐步退坡2020年实现无补贴上网2009年前，我国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，上网电价区间集中在0.43元/kWh~0.56元/ kWh；2009年7月，发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为四类风能资源区，风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54 元、0.58 元和0.61元；2016年12月，发改委提出下调陆上风电上网电价、海上风电电价不变，同时触发条件由原来的并网节点变更为开工节点。
资料来源：发改委长城证券研究所整理⏹利用小时数：弃风率不断升高成为限制行业发展主要制约2011~2012年，随着风电装机快速增长开始出现弃风限电情况；2013年冬季气温同比偏高，全国电力负荷同比增速提升，弃风率呈现一定好转；2014年整体来风偏小、特高压投运，缓解了弃风限电现象。
但由于2015风电抢装，弃风限电情况更加严重，2016年我国风电平均利用小时数1742小时，弃风率高达17%。
弃风限电自2010年后成为制约行业发展的主要障碍，主要原因是：1）我国风能资源与电力需求存在区域错配，三北地区风能资源丰富，但远离电力负荷中心，资源地本身的工业基础较为欠缺，用电增速低、消纳能力弱；2）风电本身具有波动性和间歇行等特点，并网需要配套建设调峰电源，但三北地区电源结构单一，基本没有调峰能力；3）跨区域的电力输送通道建设不足，导致了弃风限电的问题产生。
2017 弃风限电情况得到好转，前三季度全国风电发电量2128亿千瓦时，同比增长26%；平均利用小时数1386小时，同比增加135小时；全国弃风电量295.5亿千瓦时，同比减少103 亿千瓦时，弃风率同比下降6.7%。
资料来源：能源局长城证券研究所整理度电成本：成本降低叠加效率提升实现无补贴下的经济性风电场装机成本主要由设备及安装工程费用、建筑工程费用、施工辅助工程费用等组成，机组的成本约占整个风电场工程成本的47%。
自2007年以来，由于制造进步、效率提升、行业激烈竞争使得风电机组的价格持续降低。
国际上风电机组的成本从2007年的 1.78美元/瓦降至2015年的0.93美元/瓦，风机成本的降低也带动了度电成本的降低，陆上风电的度电成本目前约0.06美元/瓦，相较于2010年分别下降25%。
资料来源：中国产业信息网长城证券研究所整理资料来源：中国产业信息网长城证券研究所整理资料来源：中国产业信息网长城证券研究所整理资料来源：北极星电力网长城证券研究所整理从发电效率来看，风电技术水平在持续进步：1）通过提高叶轮直径、增加响应等方式，使发电效率以5%-10%增速提升；2）国内风机机型持续丰富，机型功率持续上升，带动风电发电效率提升。