2017年电力及新能源发展形势分析

2017-01-18 08:49:59 兴业证券　点击量：评论 (0)

一、重点公司估值表和2016年板块行情回顾表1、重点关注公司估值表2016年海外电力和新能源板块股票走势分化明显，总体跌多涨少。新能源电池股以及风电运营龙头企业有正收益，而其余的光伏公司和传统火电公司等股票

一、重点公司估值表和2016年板块行情回顾

表1、重点关注公司估值表

2016年海外电力和新能源板块股票走势分化明显，总体跌多涨少。新能源电池股以及风电运营龙头企业有正收益，而其余的光伏公司和传统火电公司等股票皆出现显著较深的跌幅。其中我们首推买入的公司龙源电力和华能新能源均位于少数电力和新能源板块上市公司中获得2016年正收益的公司。海外电力和新能源股票基本分布在恒生公用事业和能源业指数中，基本上与恒生指数走势一致。能源指数走势略强于恒生指数，而公用指数则走势较恒生指数较为稳健。

图1、2016年港股新能源板块涨跌幅个股

图2、2016年港股恒生相关指数走势

二、电力结构调整正在进行时

改革开放30多年来，中国经济持续高速增长。进入“十二五”中后期，中国经济开始走向“新常态”，经济结构不断优化升级，从破坏性开采的粗放型发展转向以创新和环境友好为核心的新型发展。由于进行能源消费总量和强度双重控制，我国能源消费进入低速增长阶段。2012年以来，我国能源消费总量增速一直低于4%。

在能源消费中，电能是清洁、高效、便利的终端能源载体，提高电能占终端能源消费比例已成为世界各国的普遍选择。过去数十年，中国的电力需求持续增长，电能在中国终端能源消费中的比重稳步提高。但随着全社会用电量在2011年后持续增速下降，用电需求已经进入低速增长阶段，2015年全社会用电量更是只同比增长0.5%，是中国过去四十年电力同比增长数据最低的一年。但进入2016年，在经济政策持续刺激以及夏天高温天气情况下，全社会用电量出现了反弹，1-9月份全社会用电量都维持在2%左右或以上，其中三季度同比增幅在7-9%之间，前11月全社会用电量同比增长4.96%，预计全年全社会用电量或将在5%左右。但展望明后年，预计全社会用电量仍将维持低速增长，3-4%区间的稳定增长或是常态。

图3、中国过去20年电力消费量(单位：亿千瓦时)以及同比增长(%)

图4、2015.1-2016.11全社会用电(单位：亿千瓦时)以及同比增长(%)

我国电力过剩将在未来持续较长时间。随着装机总量的逐年递增，发电装机增速不断降低，但高于用电增速。2015年各类电源发电新增装机达到146GW，同比增幅高达30%；根据电力十三五规划，2020年，我国发电装机有望达到约20亿千瓦，比2015年增长约33%(2015年：15.3亿千瓦)，年均复合增速约为5.5%，预计将明显高于同期用电量增幅(3-4%)。预计电力过剩的局面难以中期内改变。

中国电力供需结构失衡，电力过剩矛盾日益突出。电力需求增速下降而各类电源装机仍旧高速增长，电力生产由短缺经济走向全面过剩经济。电力装机容量过剩，直观可表现为火电利用小时数连续下降。我国2013-2015年的火电利用小时分别为5,020、4,706和4,329小时，2016年上半年受水电大发挤压，预计全年利用小时数进一步下滑至4,150小时左右。

表2、中国电力结构现状和预测

从中国的电力结构现状来看，火电和水电仍然是中国的主要电源，非水可再生能源主要包括风、光、核电发电量总占比只有7%左右，仍具备较大的提升空间。预计中长期内国家鼓励可再生能源的能源战略不会改变，可再生能源发展将长期受益于国策，发电量将持续攀升。

三、火电：边际改善已现

3.1新增装机放缓，内生发展受阻，存量电站受益

在宏观的电力过剩背景下，2016年3月发改委和能源局发布文件督促督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，取消、缓核、缓建一大批煤电项目。在政策影响下，2016年火电新增装机出现同比下降，截止2016年11月底，全国新增火电装机容量约33.5GW，同比下降30%，累计增速为近几年最低。11月电力十三五规划进一步确定了限制火电新增的方向，预计2020年火电总装机不高于12亿千瓦(2015年：10亿千瓦)，其中煤电不高于11亿千瓦(2015年：9亿千瓦)，目标年复合增速压低至3.9%。我们预计2016-2017年是火电新增装机最后的高峰，主要是由于部分已开工项目投产，2018年以后火电新增投产将大幅下降，行业内生发展受阻，存量火电厂将受益。

虽然2016年全社会用电量超预期增长，但由于上半年水电大发，火电利用小时数受到挤压；进入下半年，来水情况由旺转枯，低于预期，火电利用小数开始回升。截止11月底，全国火电利用小时数为3,756小时，同比下降204小时。

图5、2016年中国火电新增装机量及同比增速

图6、2016年中国火电发电利用小时数

展望2017年，由于厄尔尼诺长周期行将结束，预计来水情况不会多于2016年上半年，因此水电全年利用小时数有望走低，火电发电空间将得到释放。

图7、2016年水电发电利用小时数

图8、2016年火电发电量

3.2全社会用电量见底上升

经过2015年的低迷，2016年在房地产开工率提升以及大宗商品行业用电量提升刺激下，叠加2016年二三季度异常高温天气影响，全社会用电量见底回升，1-11月全社会用电量累计同比增长4.96%，预计全年同比增长5%左右，相比2015年全年同比增长0.5%已经大幅回升。在全社会用电量结构中，虽然第二产业用电量(其中大部分是工业用电量)占比仍然超过70%，但第三产业和城乡居民用电量持续较快增长，其增速都远快于全社会用电量增速。

从2016年各行业对全社会用电量的增量贡献分析，主要是有色金属冶炼行业以及电力热力供应行业贡献了接近一半的全社会用电量增量。相比而言，其他行业对2016年的用电量增长贡献不大。

图9、2016年全社会用电量结构占比

图10、2016年全社会用电量回升分行业贡献(主要行业)

展望2017年，全社会用电量有望在快速增长的第三产业和城乡居民用电量拉动下、以及第二产业用电量见底回升的惯性下持续增长，主要是上游有色金属冶炼行业复苏和用电量回升具备惯性。若考虑2017年夏季极端高温仍可能继续，从而带动全社会用电量1个百分点左右增长，则预计全年用电量同比增长4-5%。若不考虑天气因素，预计全社会用电量增速在3-4%左右。我们认为全社会用电量的回升将为火电进一步释放发电空间。

图11、2016年第三产业用电量持续较快增速

图12、2016年城乡居民用电量持续较快增速

3.3动力煤价格已见顶回落，成本下降，业绩将改善

2016年由于煤炭行业去产能的深化，“276”等行政政策的严格落实，煤炭产能产量大幅缩减，而进入三季度后全社会用电量同比高速增长，导致动力煤供应紧张，煤价大幅上涨，其中发改委公布的电煤价格指数从年初的330左右上涨至11月521，上涨幅度约60%；而行业中的动力煤价格涨幅更大。煤炭成本占火电行业经营成本的70%以上，大幅上扬的煤炭价格使得下半年火电行业经营成本持续攀升，进入四季度以来，甚至全行业80%以上的电厂出现亏损。

图13、全国电煤价格指数(2014.01-2016.11)

但发改委和能源局在11月持续出台多项行政措施以抑制煤价过快上涨，包括促成主要煤企神华和中煤与五大发电企业签订长期供货协议，5500大卡动力煤基准价锁定为每吨535元人民币；以及允许部分先进产能复产能，一系列行政措施使得煤价应声回落。我们认为若在未来1-2个月全国不出现极端严寒天气，则煤价高点已过，随着电厂补库存结束以及3月后供暖期陆续结束，煤炭需求下降，价格将缓慢下降。若2017年动力煤价格回落至550-580元/吨，则基本可以保障火电企业不再亏损；低于550元/吨，则盈利具备一定保障。因此尽管我们预计2017年第一季度火电企业盈利仍然难以期待，但行业最差时刻已经过去，边际改善时刻已经到来。

图14、秦皇岛港5500大卡动力煤平仓价(元/吨)

3.4国企改革加速，混改有望在电力行业迈出实质性步伐

电力和能源行业是国民经济的最重要组成行业之一，也是中央经济工作会议提出的国企改革重要突破口。在2016年12月举行的中央经济工作会议中，国家发改委秘书长李朴民指出，国家将在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等领域选择了7家企业或项目，首先开展第一批混合所有制改革试点，其中电力行业被排在了第一位。会议明确了混合所有制改革是国企改革的重要突破口，按照完善治理、强化激励、突出主业、提高效率的要求在2017年迈出实质性步伐。

我们认为国企改革在2015-2016年的铺垫试行之后，有望在2017年加快进度，而电力行业更是改革的重点。2015年党中央、国务院颁布实施《关于深化国有企业改革的指导意见》后，今年又先后出台了7个专项配套文件，国企改革“1+N”文件体系已经完成。同时，国资委还会同有关部门出台了36个配套文件，可以说国企改革从顶层设计到改革操作细则已基本齐备。可以预见2017年国资委在机构设臵方面还有大动作，形成管资本的职能框架，将增加资本管理机构，减少直接管企业、管经营的机构。

在会议之后，华能集团的混改即提速。12月27日，华能旗下上海华能电商公司与长城证券等金融机构投资人签署亿级战略融资协议，未来两年内将打造供应链金融3.0开放型生态平台，其中上海华能电商公司是华能集团贯彻“国企改革”新思路、顺应产业“互联网+”大潮、结合业务转型需求而批准成立的市场化试点公司。结合之前中广核集团在深圳成立全国首家增量配售电混合所有制供电企业—前海蛇口自贸区供电有限公司，后者成为央企参股的第一家“增量配售电混改”的企业。

预计2017年，在能源领域越来越多的央企加速驶入“混改”的快车道。除中广核外，中核、国电也加入了混改竞赛之列，如最近国电明确提出股权结构改革，兼并整合同质化严重的电力企业。国电集团选择“股权结构多元化”作为改革的突破口；此前，国电集团高层已明确要推进股权架构层面的改革，包括整体上市和发展混合所有制，在各个层面引进战略投资者。在4月座谈会上，国电集团高层曾要求下属企业“努力探索混合所有制”。此外同属于电力央企的中国华电集团，旗下几家企业的股权改革已有进展；在7月18日，中国华电集团旗下华电能源、金山股份、华电国际同时宣布停牌筹划重大事项。

我们预计电力板块在2017年将不断出现国企改革的事件，也将使板块内上市公司不缺乏事件刺激。

3.5利空充分反映，股息具备相当吸引力

火电板块上市公司股价自从2015年下半年以来，备受宏观电力需求疲弱、新能源电力持续增长、燃煤上网电价降低、2016年上半年水电大发挤压、下半年动力煤价格飙涨各种基本面利空打压，股价持续走低，显著弱于恒生指数走势，目前其估值水平已经纷纷跌落至上市以来的最低位臵，大部分处于0.5-0.7倍PB左右。

但我们也观察到，四季度由于煤价飙涨火电企业面临大面积亏损的情况下，板块股票表现出相当的抗压性，普遍已经不跌，我们认为火电企业的各项基本面利空已经充分反应，展望2017年大概率不会出现更差的消息。

图15、2016年火电股和恒生指数走势对比

图16、华能国际电力(902.HK)上市以来PBBand

图17、华电国际(1071.HK)上市以来PBBand

图18、中国电力(2380.HK)上市以来PBBand

图19、大唐发电(991.HK)上市以来PBBand

图20、华润电力(836.HK)上市以来PBBand

另一方面，火电股的股息率在资产荒和流动性充裕的环境下显得珍贵。我们用分红公告前一日的收盘价计算，5家火电公司过去三年的平均股息率均在4-7%之间，其中以华电国际电力(1071.HK)和华能国际电力(902.HK)为高。另外华润电力(836.HK)在2016年中报曾承诺“固定分红”，约港币0.8元左右，对应目前股价股息率在6.5%左右，也具备较高吸引力，此外华润电力具备显著的集团内部资源优势，保障发电量同比增长。而华能国际电力是行业内运营能力最为优秀的企业，资产布局优良，我们认为公司将大幅度受益于火电行业边际改善。

我们认为虽然四季度亏损，但随着煤价下跌，新增投资减少，火电公司的现金压力不大，维持目前的股息率困难不大，尤其是已经承诺固定分红的企业。基于以上考虑，我们在火电板块内推荐华能国际电力(902.HK)和华润电力(836.HK)。建议投资者积极关注。

图21、港股5家火电公司过去三年(2013-2015)股息率

四、风电：存量改善的核心逻辑逐步验证

4.12016年中国风电新增装机量回落

根据国家能源统计数据，2015年中国风电新增装机量达到33GW，为历史最高，但2016年前11个月完成风电并网容量为12GW，同比明显下降，预计2016年全年并网容量在22GW左右。风电新增装机回落主要原因是在2015年由于电价下调政策刺激风电行业出现明显的抢装，而2016年风电行业新增建设规模则趋于理性。

图22、中国风电新增装机量及增速

图23、中国风电累计装机量及增速

从目前存量风电装机容量来看，风电已是我国继火电、水电之后的第三大发电电源。截止2016年11月，全国风电并网装机容量143GW，占全国发电装机总量9.1%。2016年前11个月全国风力发电量约为2,162亿度，占全国总发电量4%，远仍小于欧盟10%的比例。我国风电装机仍有较大提升空间。根据11月发改委和能源局发布的电力和风电“十三五”规划，风电的发展目标是截止2020年底累计并网装机容量达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网容量达到500万千瓦以上，风电年发电量确保达到4,200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。我们认为210GW的目标是风电十三五期间发展的最低目标，最终结果大概率会达到230-250GW，即新增并网装机容量在90-110GW之间，即未来全国平均每年新增装机约25GW。

图24、“十二五”风电并网装机容量规划

图25、我国风电新增装机量预测

4.2风电上网电价加速下调，2020年前实现平价上网

我国风电上网电价实行不同区域的标杆电价。为尽早推动全行业成本下降以及实现平价上网，同时也处于可再生能源补贴基金亏空的现实压力，发改委和能源局在2015-2016年加速下调风电上网电价，自从2015年1月以来，已经在不到两年内连续三次下调上网标杆电价。

图26、风电的上网标杆电价下调

风电有望成为最早实现平价上网的新能源。2015年10月29日，发改委发布了《关于陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(讨论稿)，明确从2016年至2020年，逐年下调陆上风电、光伏发电上网标杆电价，以达到“到2020年风电发电与煤电上网电价相当、光伏发电与电网销售电价相当”的目标。发改委于2016年12月24日发布的《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，Ⅰ-Ⅳ类资源区2018年以后核准的风电项目上网标杆电价分别降为0.4、0.45、0.49以及0.57元，已经非常接近甚至低于国内很多地区的火电标杆电价，距离政府提出的2020年实现平价上网又迈出较大一步。若考虑2019-2020年的可能继续下调电价，我们预计2020年将实现除4类区以外的全部地区平价上网目标。

表3、我国发电种类的上网电价(元/千瓦时)

图27、风电新增装机增长趋势

4.3弃风率改善+降息可以抵消电价下调的影响

在电价确定持续下调的背景下，如何保持风电运营项目的合理收益是投资商最关心的的问题。从风电回报收益率的角度来讲，单位投资成本、利用小时数以及资金利息成本是影响项目IRR的三个核心因素。根据我们的财务模型测算，依据一般假设(四类风区上网电价0.61元，假设利用小时数1,800小时)，现行电价下风电项目IRR约为9.08%，不考虑其他因素前提下电价每下降1分钱，项目IRR下降约0.25个百分点。

图28、风电项目的财务模型和IRR测算

从单位投资成本角度，目前全行业平均投资成本在7.5元/瓦左右，由于风机招标价格在最近数年内并未出现明显下降。但通过对风机制造商的毛利分析可以看到，风机的制造成本是逐步下降的，毛利率逐步提升，其中金风科技的风机制造毛利率在上半年高达26%以上，因此最近数年风机招标价格稳定主要是由于市场竞争格局趋于稳定造成的，并非风机制造成本下降空间到达极值。我们预计未来随着上网电价下调，下游运营商会倒逼上游制造企业，风机价格有望缓慢下降(每年2-3%)，从而带动全行业单位投资成本下降。

图29、国内1.5MW、2MW以及2.5MW风机机型平均招标价格(元/千瓦)

从利用小时数和利息支出的敏感性分析可以得出，若降息50个BP或者利用小时数提振2-3%可以抵消1分钱的上网电价下调，项目IRR可以维持不变。而在目前我国的货币宽松和降息周期内，以及能源局逐步落实保障性收购政策的背景下，在未来1-2年内实现降息50个BP或者利用小时数提升6-7%是可以期待的，因此上网电价的下调对风电运营商2018年后的新增投产项目收益率影响并不大。

4.4保障收购政策逐步落实有效提振风电利用小时数

为促进新能源电力消纳，发改委与能源局于2016年5月31日发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，对可再生能源全额保障收购相关事宜进行了要求，公布了重点地区风、光保障性收购小时数。主要的政策亮点包括以下各方面：1)明确核定问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数，并明确指定各有关省(区、市)能源和经济运行主管部门要严格落实，确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电。2)明确保障性收购电量为最低保障目标。未达到最低保障收购年利用小时数要求的地区，不得再新开工建设风电、光伏电站项目。3)在制定发电计划和电量交易方案时，要充分预留风电和光伏发电保障性收购电量空间，不允许在月度保障性收购电量未完成的情况下结算市场交易部分电量，已经制定的市场交易机制需落实保障月度保障性电量的要求。

该政策是近年来发改委和能源局发布的、旨在促进新能源电力消纳的重磅文件，从实施规则、惩戒措施以及保障收购力度均超出市场预期。该政策为新能源电力未来的利用小时数指出了明确的指引，同时颁布以后各地省、自治区政府如山西、河北、甘肃、新疆等相继发布省内的保障收购政策细则，以推动政策的落实。

从文件发布后的可观察月份7-11月份中，我们观察龙头风电运营商的风电发电量数据，剔除新增装机以及风资源情况好坏的影响，我们可以大致评估该政策对龙头运营商龙源电力(916.HK)和华能新能源(958.HK)的利用小时数影响。根据测算，7-8月份龙头运营商利用小时数提振幅度在5-8%之间，而9-11月份则同比提振幅度超过10%。我们期待保障收购政策2017年可以持续提升近年来持续下滑的利用小时数。

图30、龙源电力限电区域7-11月份发电量比较

图31、华能新能源限电区域7-11月份发电量比较

4.5弃风限电制约行业发展，特高压将进入密集投产期

风电行业持续的高速增长，加之三北地区外送电力通道建设滞后，叠加全社会用电量增长放缓，使得弃风限电率近四年来明显上升。国家能源局数据显示,2016年上半年,我国风电限电现象持续加重,风电弃风电量达到323亿千瓦时(相当于同期北京市居民生活用电量的4倍),同比增加148亿千瓦时,限电比例进一步增加至21%,同比上升6个百分点；而前三季度风电总弃风电量394.7亿千瓦时，同比增加247亿千瓦时；平均弃风率19%，同比上升9.5个百分点，但环比上半年下降2个百分点，主要是保障收购政策逐步落实拉低了限电率。一般假设下，风电运营业务固定成本比例较高，因为风电的固定资产折旧和融资成本是风电最大利润表开支项，如果风电厂限电率超过30%，企业就可能进入亏损运营状态。

图32、全国风电平均利用小时数

图33、全国风电平均弃风限电率

我国弃风限电的原因很多，主要是风资源与负荷错位分布引发的外送问题、电网建设滞后、部分区域抢装以及与传统化石能源发电之间的不同步导致的调峰电源不足等问题综合所致。输电通道-特高压建设正在进行时，即将在1-2年内进入投产密集期。2014年7月7日召开的国家电网公司年中工作会议明确了“4交4直”共8条特高压工程开工建设时间表，从2014年7月开始陆续开工，计划2017年全部建成投运。根据最新建设进度，国家电网2015年特高压建设大超此前预期。2015年第一、二季度“两交两直”特高压工程核准开工，锡盟～泰州〒800kV特高压直流输电工程核准开工，上海庙～山东〒800kV特高压直流工程相继核准。目前，国网公司已累计建成“三交四直”特高压工程，在建“四交一直”特高压工程，在运在建特高压输电线路长度超过1.9万千米，变电(换流)容量超过1.9亿千伏安(千瓦)，累计送电超过3,000亿千瓦时。

表4、特高压送电通道建设进展

图34、目前投运和在建的特高压输送线路

预计大部分输电特高压线路将于2017年建成投产，三北地区的过剩电力外送通道将彻底打开，届时可大为缓解远距离输电线路问题，风电并网消纳问题也有望得到大幅缓解。因此我们认为2015年底和2016年一季度预计是风电行业弃风限电现象的最低谷，最坏的时刻已经过去。

弃风率改善和上网电价下调两个问题互相牵引，如果弃风率没法改善，我们认为上网电价下调的幅度可能会减小以及调价的时间会往后推迟。在第四类区域风电项目占比高、不限电区域项目占比较多的龙头运营商能够比较有效的冲抵弃风限电带来的不利影响。

4.6市场结构稳定，龙头公司受益，存量资产改善逻辑持续验证

经过2011-2012年的行业低谷以及2015-2016的弃风限电加剧，叠加全社会用电量增速下滑的宏观背景，风电整机和部分零部件行业的市场结构已经稳定，产业链上的龙头公司市场地位愈加稳固，将确定性受益于行业的增长以及资产收益的改善。

风电制造端，我们推荐风机整机行业龙头金风科技(002202.SZ，2208.HK)。公司的产品质量、研发能力、品牌形象在行业内均处于领先地位，市场份额逐步提升，龙头地位难以撼动。但未来1-2年内也存在着行业新增装机有限以及行业竞争加剧的问题，但由于公司优秀的管理能力、稳固的行业地位以及较高的股息率，我们认为公司的投资机会或主要来自于震荡波动。

风电整机行业已经过一轮洗牌，之前的市场龙头华锐风电市占率大幅下滑，让出市场份额的同时，价格战也进一步缓和。同时中小厂商的市场份额由明显下降，行业不景气使部分中小厂商停产。另一方面，业主对于质量和服务的要求明显提高，会更多的考虑全生命周期的成本而非初装成本，大厂商的品牌效应开始显现。金风、远景、明阳、湘电、联合动力等大厂商的市场份额均有提升，产品价格稳步回升。

展望2017以后中国和全球风机市场，我们认为风机市场或存在竞争加剧的局面。

首先，风机产能过剩仍在延续，根据BNEF估计，中国风机产能约为67GW，而国内需求不超过30GW；在中国市场，发改委和能源局的十三五风电规划中明确了未来风电发展的“北消纳、南新增”的目标，未来风电新增装机将主要集中在南方低风速区域，且总体规划目标有所缩减。我们认为虽然公司的风机质量备受美誉，低风速风机研发也走在行业前列，但由于整体行业新增装机的放缓，公司或将在南方市场遭到更激烈的竞争。其次，远景能源和明阳风电等纷纷在2016年加大了销售的覆盖和力度，推出了较大幅度的激励政策；同为风机市场领先者，远景在部分风电开发业主的内部考核排名超过了金风，联合动力的2MW超低风速机则保持着单位千瓦扫风面积最大的优势。最后，根据哥本哈根路透社在11月报道，维斯塔斯正寻求收购联合动力，继而加强在中国市场的渗透和开发；以及歌美飒(全球吊装容量超过34GW，目前在中国风机新增吊装容量中排名外资制造商第一)将推出更多高性价比产品，其中G97-2MW广受认可。在国外市场，随着西门子在6月份成功收购歌美飒，合并双方的风电业务，西门子的风电服务业务和歌美飒的风机制造业务将形成极佳的协同效应，且新公司的风机市场份额将跃居全球第一，未交付订单高达200亿欧元，西门子有关负责人明确表示，新公司将巩固在新兴市场的市场份额。我们认为这将为金风在海外市场的拓展增加了不确定因素。

图35、金风科技近年来中国市场份额变化

图36、2015年中国风机市场份额

风电运营类企业，我们推荐运营龙头企业龙源电力(0916.HK)、华能新能源(0958.HK)以及协合新能源(182.HK)。龙头运营企业技术实力强，管理运营效率高，同时项目多，非限电地区的项目布局较多，具有较好的抵御单一地区限电严重的能力。龙源电力大幅度受益于保障收购政策的落实，业绩弹性较大；华能新能源运营效率最高，业绩高速增长，估值有优势。协合新能源(182.HK)近两年来成功从风电EPC企业转型成为风电运营商，其风场运营效率佳，业绩增速快，加之估值低估显著，目前已经走在业绩和估值双提升的前夜。

表5、截止2015年底中国风电市场主要公司装机容量(万千瓦)及排名

图37、龙源电力的风电装机量

图38、华能新能源的风电装机量

五、光伏：关注光伏电站运营公司以及光伏玻璃

5.12016上半年史上最强抢装驱动光伏装机快速增长

全球光伏产业近年来持续快速增长，其中主要增长动力来自于中国市场。2016年上半年受光伏电价下调影响，下游出现了史上最强抢装潮，上半年已经完成了20GW的装机量，大幅超过去年全年的15GW装机量；前11个月共新增并网约24GW。伴随着政策以及技术革新的驱动，光伏产业链于2016年上半年发生了深刻的变化。由于光伏上网电价的下调引发史上最大规模的抢装潮，受需求强劲订单充足或并网容量增加，光伏全产业链公司上半年大多业绩靓丽，特别是中上游制造企业；但抢装结束，市场需求下降，产品价格和开工率持续下滑，个别企业库存高企，进一步对产品价格形成压制，上半年的高景气已经成为了最后的狂欢，光伏产业的又一寒冬似乎近在眼前。

图39、全球光伏历年装机量(GW)

图40、中国光伏历年装机量(GW)

展望全年以及未来光伏市场发展，预计随着光伏电价的进一步下调，光伏下游市场将在四季度和明年上半年再次迎来装机潮，光伏领跑者和光伏扶贫有望成为快速增长的动力；2016年全年装机总量预计在30GW左右，展望2017年上半年，预计装机量不会超过2016年同期，因此预计2017年全年装机很可能同比回落，并于2018年后随着弃光限电的缓解和行业成本的持续下降，迎来进一步快速发展驱动上网电价持续下调以达到平价上网的目标。

5.2部分地区弃光限电现象严重，期待保障收购政策落实

与风电行业类似，弃光限电问题同样困扰着光伏行业发展。随着短时间内大规模地面电站装机的出现，使得新增的发电量无法通过现有电网消纳，由此而引发“弃光限电”现象，已成为制约地面电站建设的重要因素。甘肃、新疆等部分区域弃光限电现象严重。甘肃一些地区由于配套送出工程没有与风、光伏发电项目同步规划建设和改造，受限比例较高，另外当地电力消纳能力有限、多余电力无法跨区域外送是造成弃光限电现象的主要因素。一季度全国弃光电量约19亿千瓦时，已经达到去年半年的弃光电量，主要发生在甘肃、新疆和宁夏，甘肃省弃光电量8.4亿千瓦时，弃光率39%，新疆(含兵团)弃光电量7.6亿千瓦时，弃光率52%。

表6、2016年上半年西北地区五省弃光限电率

我们认为，在光照资源丰富的西北地区，同风电一样由于当地无法消纳光伏电力，装机量持续超过规划中的配套送出工程、电网变电站建设、网架优化及负荷，限电无法避免，在未来特高压送电通道尚未投运前，限电情况难有明显的改善。保障收购政策或会部分提振光伏利用小时数，并减轻光伏弃光限电问题，但由于风电预计更受益于保障收购政策，光伏弃光限电问题缓解预计仍需时日。

5.3上游制造抢装行情结束后产品价格跌跌不休

受益于2016上半年的下游强劲抢装需求拉动，光伏上游制造企业中报业绩普遍靓丽，产品价格在2016年3-4月份达到峰值，但抢装结束后产品价格走弱，跌跌不休，进入四季度虽有反弹，但力度不强。展望2017年，下游指标缩减需求萎缩，同时由于部分企业以超低电价和超低组件价格竞标有关项目，促使上游产品价格持续下降，中上游企业2017年将面临量价齐跌的局面，业绩前景展望较为负面。

图41、全球和国内多晶硅产量(万吨)变化

图42、2016年国内多晶硅价格(美元/kg)变化

图43、全球和中国硅片产量(GW)发展

图44、2016年国内多晶硅硅片价格(美元/片)变化

图45、2016年电池片出厂价格(美元片)变化

图46、2016年组件出厂价格(美元/瓦)变化

多晶硅:

根据中国有色金属工业协会硅业分会统计数据，2016年上半年全球多晶硅产量为19.4万吨，同比增加14.1%，消费量为20.5万吨，同比增加27.6%，消化库存1.1万吨。国内多晶硅产量为10万吨，进口多晶硅为7万吨，出口量为0.6万吨，因此总供应量为16.4万吨，同比增加22.2%。上半年多晶硅消费量为17.15万吨，同比增加41.6%，因此上半年供应量略小于需求0.75万吨。全球和中国多晶硅上半年均呈现供应紧张需求火热的产业态势，导致多晶硅价格一路回升，成交价从2016年1月初历史最低点约10.54万元/吨回升至6月末的14.67万元/吨，涨幅达到39.2%；而上半年多晶硅均价为人民币12.87万元/吨(约19.2美元/公斤)，同比下降0.54%，环比上涨15.12%。但展望2017年多晶硅价格，由于众多企业意图在电力成本更低的新疆等地区设厂，将进一步拉低行业平均成本，同时预计光伏下游的需求同比下滑，使得多晶硅价格面临持续下调压力。

硅片:

2016年上半年国内硅片产量约68亿片，折合约30GW，同比增长51%(2015年上半年：45亿片)，行业整体产能利用率在90%以上，前十家企业产能利用率超过95%,产量占比达到72%，前五家占比达到54%。硅片产量和销量的大幅提升同样是受益于下游光伏市场抢装行情。上半年由于原料多晶硅的价格上涨，硅片环节的毛利率略有下降。多晶硅片出口主要集中在保利协鑫等几家企业，单晶硅片出口主要集中在隆基、中环、卡姆丹克。

电池片:

2016年上半年我国50家电池片生产企业平均产能利用率为83.5%，电池片总产量约25GW，同比增长37.4%(2015年上半年：18.2GW)。上半年高效电池技改或扩充速度加快，单晶及多晶电池片的产业效率分别达到19.8%和18.3%，高效电池已可达到21%和19%。目前最成熟的高效电池技术是PERC技术，PERC只需要在现有产线上增加两道工艺，技改成本低(每条产线增加的成本不超过600万美元)，生产成本增加较少(0.04美元/瓦)，但效率提升显著。

组件:

受益于下游需求旺盛，组件企业2016年前三季度组件出货量得到提升，业绩均同比环比高速增长，但行业格局有所变化，晶科能源成长速度最快，一跃而上超过天合光能成为全球最大的光伏组件出货企业；而行业集中度也有所提升，前三季度前五大组件制造商出货量达到18.3GW，占到市场总需求量超过60%。

2016年上半年，据中国光伏行业协会统计的42家光伏组件企业数据，行业平均产能利用率88.6%，总产量为27GW，同比增长37.8%(2015H1：19.6GW)。组件市场竞争格局分散，产品同质化竞争激烈，上半年产能利用率高导致库存积压明显，630后组件价格出现断崖式的下跌，且预计目前价格仍将有10%左右的下降空间。

图47、前五大组件制造商近一年半出货量变化

图48、2016年前三季度5大组件企业出货量对比

根据对2017年光伏下游需求的测算，我们预测2017年光伏制造产业链仍处于供大于需的状态，大型企业仍在不断扩充产能，同时需求将有所萎缩。目前整个光伏产业链中，电站开发环节有10%左右的内部收益率，远高于上游光伏制造业，投资光伏电站也可拉动企业自身消化电池组件等产能，虽然光伏电站运营亦有补贴依赖严重和补贴拖欠等行业性问题，但优质光伏电站的收益率仍然非常具备吸引力。目前全国组件制造商前20名中，几乎全部涉足下游电站开发业务。因此，建议可以关注保利协鑫能源、晶科能源、阿特斯太阳能等产业链龙头公司或者具备纵向一体化优势的公司。

5.4光伏玻璃：毛利提升，盈利能力稳定

光伏玻璃是光伏组件最外层的部分，透光性和可靠性是其主要要求，国内一级厂商产品透光性可以达到95%，而钢化和镀膜也决定了其产品的环境适应性。从成本结构来看，原材料(主要是石英砂和纯碱)和能源(主要是天然气和燃油)成本分别占比约45%和35%左右，是主要的成本组成部分。上半年受益于纯碱价格的持续下降以及发改委于2015年11月起的天然气价格调整，光伏玻璃企业的制造成本得以有效下降。销售价格端，上半年受益于下游终端市场需求旺盛，玻璃供应紧张而使得价格出现上涨，涨幅环比在10%左右。两因素叠加使得光伏玻璃企业上半年毛利率大幅提升，业绩靓丽；进入第三季度，价格仍然维持稳定，在8-9月份中下旬出现了5%左右的微降，但四季度需求持续低迷导致价格下降幅度较大，主流厂家出厂价格大概环比下降10%左右。

展望2017年上半年，我们认为光伏玻璃价格在目前价格(26-28元/平方米)基础上大幅度下滑的可能性不大，主要是基于以下几点：第一，预计随着光伏电价调整尘埃落定以及光伏企业陆续获得第六批补贴基金，上半年下游需求有望回升；第二，光伏玻璃市场竞争格局完全不同于组件市场，前两大厂商(信义光能和福莱特玻璃)市场份额占比超过一半以上，价格战的概率不大；第三，光伏玻璃价格只占组件成本的3-5%，大幅压低光伏玻璃采购价对于组件商的边际毛利贡献微乎其微；第四，信义光能和福莱特玻璃的毛利率远高于同行业竞争对手毛利率，因此竞争对手并没有把握和动力发起价格战。另外，福莱特玻璃的产品有接近一半为外销往日本以及其他海外国家，以日本为例，公司的客户(如SunFrontier)对价格不敏感而追求质量稳定，合同为三个月一签，有利于维持公司光伏玻璃价格的稳定。但进入2017年下半年以后，随着福莱特玻璃和信义光能在安徽的新生产线投产，预计产能或会轻微过剩，我们届时价格或会有压力。

表7、全球和中国未来光伏玻璃市场需求预测

从供应端分析，全球光伏玻璃产能的75%左右处于中国，因此中国市场光伏玻璃产能增长情况和产量情况对全球光伏玻璃市场产生决定性影响。据Frost&Sullivan报告，预计全球光伏玻璃产能和产量将从2014年的18,800吨/日和375.1百万平方米增长至2019年的27,200吨/日和544.4百万平方米，年复合增速分别为7.67%和7.73%。而中国光伏玻璃市场产能和产量将从2014年的13,800吨/日和274.6百万平方米增长至2019年的23,300吨/日和466.1百万平方米，年复合增速均为11%。

图49、中国光伏玻璃产能预测(千吨/日)

图50、中国光伏玻璃产量预测(百万平方米)

图51、光伏玻璃原片前五大厂商产能情况(吨/日)

图52、信义光能光伏加工玻璃产能预测

我们推荐光伏玻璃行业龙头信义光能(968.HK)和福莱特玻璃(6865.HK)。两家企业均是全球光伏玻璃产业龙头企业，受益于规模效应、天然气降价、良好的行业竞争格局以及优质的客户基础，两家企业均保持较高的毛利率，其中上半年信义光能光伏玻璃业务毛利率约46%，福莱特玻璃毛利率约42%，显著高于行业其他竞争对手。与此同时，两家企业均在持续扩充光伏玻璃产能，将最大限度享受全球光伏市场发展的红利，其中信义光能的产能扩充步伐更快，将抢先受益，从而带动业绩在未来1-3年内高速增长，我们同时也推荐被显著低估的福莱特玻璃(6865.HK)。

5.5关注高成长的光伏电站运营龙头企业

光伏电站运营端相对中上游制造企业盈利稳定，一旦并网则上网电价在电站生命周期内不再改变，且优质电站项目回报率较高，以100MW的光伏电站为例，假设利用小时数为1,100小时，上网电价0.8元/千瓦时，在20%资本金、80%贷款的条件下，项目的IRR可以达到10%左右，而股权IRR则可以超过20%。在房地产下行、实体经济低迷、优良资产稀缺的环境下，光伏电站实为优良回报资产，因此产业资本和金融资本大举进入光伏运营行业。多种金融工具被用于电站融资。融资方式包括但不限于银行商业贷款/项目贷款、定向增发、融资租赁、资产证券化、产业基金、信托、众筹等。

图53、光伏电站IRR测算模型

我国未来一定会出现光伏运营领域的龙头企业。投资角度看，在运营环节，我们从以下几个方面按图索骥，寻找优质的运营企业：

第一，融资成本和资金成本较低。由于光伏电站初始建设所需资金较大，资金成本在电站收益模型中为重要影响因子，能够以低资金成本尽量放大杠杆的公司可以为股东获取最高的回报，建议关注融资能力和金融创新能力强，商业模式成熟的公司。

第二，资产负债率有提升空间的企业。资产负债率过高的企业融资能力受限，同时资金成本也将较高，而资产负债结构优良的企业有进一步加杠杆扩大电站运营规模的潜力。

第三，运营电站规模。电站运营规模大、布局分散的企业可以有效的规避单一地区限电加重的风险。

第四，电站的建设成本和收益能力。平均成本越低的企业电站运营的毛利率越高，电站平均利用小时数的高低也直接影响了上市公司的盈利能力。

根据以上的研究角度，我们认为信义光能(968.HK)和协鑫新能源(451.HK)是下游运营企业中最优质的企业，将高速成长为中国光伏运营端的龙头企业，其中以信义光能为更佳的投资标的。

六、核电：核准放缓，积极关注下游运营龙头

6.1中国核电加速建设，但核准放缓

根据世界核协会的统计，截止2016年11月，全球范围内共有在运核电机组448台，总装机容量392GW；在建机组58台，总装机容量62GW；计划装机机组167台，装机容量175GW；其中中国在运机组35台，装机容量32GW；在建机组20台，装机容量23GW，计划装机41台，装机容量47GW。

在运机组容量方面中国排名世界第4位，而在建机组容量和计划装机容量方面，中国则遥遥领先于其他国家地区。这显示在全球核电建设中，中国目前一枝独秀，是核电建设的主要国家，未来数年全球核电装机的增加将主要来自于中国。

中国核电建设起点低，但是速度快。虽然目前在运机组数目只占到全球在运机组总量的7.6%，但在建机组数目达到全球在建机组总数的34%，而计划加上提议装机台数则占到全球的37%，中国将在不远的将来有望成为核电第一大国。

图54、全球核电在运机组

图55、全球核电在建机组

根据目前中国核电项目的在建和批核进度以及高层提出的2020年58GW的装机目标，可以预测未来5年内中国境内的核电装机将出现高速的增长。同时未来三年内一批新的核电项目将陆续开工，能源局领导在多场合强调中国将在未来5年内维持每年开工6-8台核电机组，2016-2018年每年新开工核电容量将快速增长。

但进入2016年以来，核电的核准步伐明显放缓，2016年全年没有新核准的机组，核电核准和开工进度并不及之前预期，2020年的58GW在运装机目标将难以实现。我们推测主要是由于国内电力过剩矛盾加剧，存量的核电消纳问题也逐渐成为运营商重点解决的问题，因此国务院在核电新增机组建设方面采取了审慎的态度。

核准步伐的放缓使得核电板块投资机会集中在下游核电运营端。核电运营端主要包括在A股上市的中国核电(601985.SH)和港股的中广核电力(1816.HK)，横向比较这两家企业，从核电机组的分布、运营效率和盈利水平以及管理效率方面，中广核电力都是更为优质的投资标的。

6.2核电下游：盈利增长确定性高，推荐中广核电力

在核电产业链中，下游的核电运营商具备技术和行政门槛高、高垄断、收益稳定且丰厚(上网电价稳定)、运营周期长(核电机组设计寿命一般为40-60年)的特点，中广核电力(1816.HK)、中国核电(601985.SH)和国家核电(计划资产重组入中国电力新能源735.HK)是目前仅有的三家拥有核电运营牌照的集团企业，而国内目前在运和在建的绝大多数核电站归属于前两家企业。

横向比较，截止2016年末，公司拥有在运机组19台，总装机容量为20,372MW；另有9台在建核电机组，其中2台处于调试阶段(阳江4号和台山1号)、3台处于设备安装阶段(阳江5-6号和台山2号)、4台处于土建施工阶段(红沿河5-6号，防城港3-4号)。在建机组中，台山1-2号和阳江4号机组都预计于2017年投产，此三台机组皆为大功率机组，总装机容量为4,586MW，大幅超过本年度的新增总容量3,294MW。预计2017年末公司总装机将达到24,958MW，明年将迎来新增装机高潮。

图56、中广核电力装机容量预测