电力设备与新能源行业深度报告：风电九问，基于总量视野和边际变化对风电复苏的判断 26页

'证券研究报告电力设投资评级：推荐（维持）备风电九问与报告日期：2017年1月25日新——基于总量视野和边际变化对风电复苏的判断能分析师源杨超0755-83663214重点推荐公司盈利预测Email:ychao@cgws.comEPSPE行股票名称执业证书编号:S107051207000117E18E17E18E业金风科技0.931.1020.1617.07联系人（研究助理）：中材科技1.031.3923.2817.20马晓明021-31829702天顺风能0.280.4125.7813.59Email:maxiaoming@cgws.com资料来源：长城证券研究所从业证书编号:S1070116080094核心观点行业表现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20%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行15%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，业10%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报5%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告0%一步判断投资机会。-5%边际因素变化对需求波动影响：行业从发展初期到成熟期，各影响因素在沪深300电力设备与新能源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）风电装机增数据来源：贝格数据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，相关报告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。行业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。深2009-2011、2016年行业盈利大幅下滑对应两次装机增速大幅回落，度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，风报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告期的关键，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。http://www.cgws.com请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告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。推荐关注金风科技、中材科技和天顺风能。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。长城证券2请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告目录1.风电行业需求影响的因素有哪些？...................................................................................62.不同边际因素对需求的影响程度？.................................................................................103.需求波动对公司盈利和股价影响？.................................................................................114.对风电行业需求复苏的判断依据？.................................................................................125.弃风限电边际改善的驱动及趋势？.................................................................................136.运营商现金流压力如何解决？.........................................................................................167.分散式风电会出现分布式光伏爆发吗？.........................................................................178.海上风电现在是否具备投资引力?...................................................................................189.哪些投资标的值得关注？.................................................................................................20长城证券3请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告图表目录图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长城证券4请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告表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长城证券5请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告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。图1：风电行业研究框架边际条件行业驱动产业需求IRR提升，装机补贴降低，IRR降低量提升上网电价投资需求弃风率降低，IRR提升核准利用小时内部收益不同地区、类型的成本降低，IRR提升率IRRIRR水平分化，装机装机量度电成本结构出现分化应收账款降低，装机结构财务压力IRR提升招标供给端层面成本价格市占率各环节市场空间PE利润率收入PE×EPS＝股价资料来源：长城证券研究所整理长城证券6请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告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。表1：风电标杆上网电价及触发条件（元/kWh）执行条件I类资源区II类资源区III类资源区IV类资源区出台时间2015年底前并网0.510.540.580.612009.7.202016年底前并网0.490.520.560.612014.12.312017年底前并网0.470.500.540.602015.12.222019年底前开工0.470.500.540.602016.12.262018年后核准0.400.450.490.572016.12.26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%。图2：我国弃风电量与弃风率情况60020%18%50016%14%40012%30010%8%2006%4%1002%00%2011201220132014201520162017前三季度弃风电量（亿千万时）弃风率资料来源：能源局长城证券研究所整理长城证券7请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告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%。图3：风电场初始投资成本构成图4：设备及安装工程成本构成4%2%11%3%3%2%发电设备及安装工程设备及安装工程建筑工程升压变电设备及安装工程其他费用通信和控制保护设备及13%施工辅助工程安装工程基本预备费其它设备及安装工程92%70%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图5：发电设备及安装工程成本构成图6：国际市场风机成本（$/W）4%2%1%1.91.781.71.61风电机组1.51.4820%塔筒1.31.251.21.171.15集电电缆线路1.11.04箱变0.930.973%机组电气设备0.70.5200720082009201020112012201320142015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。近两年风电主流机型从1.7-103（额定功率1.7MW，风轮直径103m）升级为2.3-116（额定功率2.3MW，风轮直径116m），年发电量提升26.44%，度电成本降低8.51%，风轮直径、输出功率及容量因子的升级将持续提升机组发电能力。长城证券8请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告图7：扫风面积降低度电成本资料来源：GE2025中国风电度电成本白皮书长城证券研究所整理2016年我国新增装机的风电机组平均功率1955kW，与2015年的1837kW相比，增长6.4%；累计装机的风电机组平均功率为1608kW，同比增长2.9%。我国新增风电机组中，2MW风电机组装机占全国新增装机容量的60.9%，同比市场份额上升11%;1.5MW机组的市场份额下降16%，1.5MW机组和2.0MW机组的合计市场份额达到78.7%。机组功率的平均功率的提升有利于提高发电效率降低度电成本。图8：2016不同功率风电机组累计装机容量比例图9：2016不同功率风电机组新增装机容量比例6.60%1.40%1.50%1.90%0.50%2.00%0.20%2.60%小于1.5MW32.20%6.90%小于1.5MW1.6-1.9MW15.20%1.6-1.9MW4MW及以上4MW及以上3-3.9MW3-3.9MW2.1-2.9MW2.1-2.9MW1.5MW60.90%17.80%1.5MW2MW2MW50.40%资料来源：CWEA长城证券研究所整理资料来源：CWEA长城证券研究所整理财务费用：补贴延迟应收账款增加企业现金流压力增大风电上网电价包含两部分：基数电价和补贴电价，基数电价部分结算由当地电网公司结算，而补贴电价部分来源于可再生能源补贴，补贴来源于向除居民生活和农业生产以外的其他电力消费者征收电力附加费，用途是补贴风电、光伏等新能源行业。2013年、2016分别将可再生能源电价附加标准从每千瓦时0.8分钱、1.5分钱和1.9分钱，虽然征收标准在提升，但我国新能源产业增速更高，2016年底我国补贴缺口已超过700亿元。根据我们草根调研了解到，部分风电企业补贴收入大约延后约两年才能回款。若运营商的融资能力和偿债能力较差，会面临比较大的现金流压力。同时，我们在测算IRR的过长城证券9请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告程中，股权自由现金流=净利润+折旧（摊销）-资本性支出-营运资金增加+长期经营性负债增加-债务本金偿还，而补贴延后带来的应收账款的变化会降低IRR的水平。2.不同边际因素对需求的影响程度？我国风电终端需求受到电价补贴调整、弃风率变化、度电成本及财务压力等因素影响，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，我们根据研究框架复盘了风电行业的发展历史。图10：风机新增吊装量及增长率（GW）70200%60150%50100%403050%200%100-50%200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017E2018E我国新增吊装量全球新增吊装量我国新增吊装增长率全球新增吊装增长率资料来源：GWEA长城证券研究所整理2003~2009：行业发展成长期装机实现高增速2003年9月，发改委出台《风电特许权项目前期工作管理办法》，实行风电特许权招标政策：1）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/度~0.56元/度；2）在风电特许权协议框架下，电网公司与项目投资者签订长期购售电合同，保证全部收购项目的可供电量。在较高的投资回报率的背景下，行业在2003~2009年实现了高速的增长，国内新增吊装增长率远超全球平均水平。2009：标杆电价刺激装机激增，弃风限电初步显现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，风电标杆电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。在高电价刺激下，2009年我国风电装机容量增长了9GW，同比升幅达到92%。但当年由于装机增速较高，电网网架及机组所在区域无法完全消纳当地的风力资源，弃风现象初步显现。2010~2012：消纳问题集中爆发弃风率不断提升2010年起开始出现明显的弃风限电现象，全年限电量39.43亿千瓦时；2011~2012年弃风率分别达到16.23%和17.12%。持续加重的弃风限电影响了开发商的积极性，导致了这三年新增装机下滑的主因。同时风机产品故障问题开始凸显，国内风电场后发生多起大面积脱网亊敀，电监会要求已并网运行风电机组进行低电压穿越能力校验，由于风电电网检测资源不足，风电整机企业排队等待检测，也影响了并网的电量。长城证券10请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告2013~2015：弃风率小幅改善标杆电价下调刺激抢装2013~2015年，国内新增装机出现持续增长，主要原因是：1）弃风率在2013和2014年均下滑，2013年冬季气温同比偏高，供暖期电网调峰压力较小，风电消纳较好的夏秋季来风增加，同时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，同时哈密-郑州特高压、新疆与西北主网联网750千伏特高压通道等输电工程的投运，都对弃风率的迚一步下降起到推动作用；2）受2015年以后的网风电标杆电价下调影响，2015年出现较为强烈的抢装潮，推动2015年新增装机达30.75GW。2016~2017Q3：弃风率较高叠加高基数效应，装机下滑严重2016年国内风电新增吊装23.37GW，同比下降24%，新增并网容量19.3GW，同比下降41.46%。主要原因是：1）2015年抢装透支了2016年的装机需求；2）弃风限电进一步恶化，抑制了风电运营商投资热情，进而降低了装机需求。2017年前三季度国内风电并网容量为9.7GW，同比下降3%，但弃风率从同比下降6.7%。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，影响部分企业的投资热情。3.需求波动对公司盈利和股价影响？从盈利的方面来看，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。由于风电产业中游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。我们以行业中游风机龙头金风科技为例，来分析行业需求波动中对企业盈利带来的影响。1）2009~2011年间，由于弃风限电和风机产品故障问题影响装机持续下滑。2011年全国新增装机量由17.13%将至6.85%，而公司的营业收入和净利润分别下滑27.01%和69.88%。2）2012~2015年间，公司的营收和净利润增速远高于行业增速。主要原因是行业竞争格局与壁垒导致企业间盈利分化，龙头企业规模化优势开始显现，成本与盈利优势明显。3）2016年装机同比下降24.01%，但公司营收同比降低12.20%，净利润同比增长8.01%，产业进一步向龙头集中，公司的市场份额超过25%。长城证券11请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告图11：营业收入及同比增速图12：净利润及同比增速350120%35400%300100%30300%80%25025200%60%2002040%100%1501520%0%100100%50-20%5-100%0-40%0-200%20072008200920102011201220132014201520162007200820092010201120122013201420152016营业收入（亿元）同比增速（%）净利润（亿元）同比增速（%）资料来源：Wind长城证券研究所整理资料来源：Wind长城证券研究所整理从投资方面来看，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。1）2009年7月上网电价出台后，公司估值中枢不断下移，主要是由于抢装带来弃风限电问题的担忧，同时抢装导致脱网事故开始显现，压制了公司的估值水平，业绩层面也出现了比较大的下滑，但公司的市场占有率在逐步提升，2）2014~2015年估值中枢小幅提升，主要驱动是弃风率有所好转叠加上网电价下调带来的抢装，期间业绩逐步兑现是股价上涨的主要动力。3）2016~2017年，公司的估值水平在13~16倍间波动，估值受到弃风率较高、应收账款压力大、15年抢装高基数效应等边际条件压制，业绩增速也比较稳定。图13：金凤科技PE-Bands资料来源：Wind长城证券研究所整理4.对风电行业需求复苏的判断依据？总量的视野：核准、招标、吊装、并网数据的差额终将收敛长城证券12请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告从风电核准来看：1）2016年，我国风电机组累计核准容量共计252.98GW，而风电累计装机容量共计169.04GW，说明83.94GW项目核准未建；2）国家能源局下发《2017-2020年风电新增建设规模方案》，提出2017-2020年新增建设规模分别为30.65GW、28.84GW、26.60GW、24.31GW；2017年底核准未建设项目达114.59GW。从风电招标量来看：1）2016年全年招标28.3GW，创下历史新高，2017年1-9月招标累计容量达到22GW，而我国前三季度并网容量仅为10GW；2）对比15年的抢装现象，14年同期的招标量仅为17.3GW，而14年全年的招标量也仅为27.5GW。我们认为核准、招标、吊装及并网的差额最终将会收敛，核准量逐步转换成并网量。图14：我国风电装机招标规模（GW）图15：我国核准未建风机数量及分布（GW）35302520151050201220132014201520162017Q3招标量我国新增吊装量资料来源：能源局长城证券研究所整理资料来源：金风科技公告长城证券研究所整理边际的变化：弃风限电改善明显抢电价推动装机复苏从电价调整的角度来看，根据最新的电价下调触发条件，上述114.59GW的项目需要在2019年底前开工建设，才能获得0.47~0.60元/千瓦时的上网电价，否则上网电价将被调整为0.40-0.57元/千瓦时，鉴于锁定老电价的要求，2018~2019年是确定性的开工大年。从度电成本角度来看，风电行业的度电成本仍处于下降通道，2020年有望实现平价上网。部分企业仍在等待成本下降至预期范围再进行招标。但由于目前装机呈现出向中东部和南方地区转型的趋势，施工周期比北方项目长6~9个月，因此我们认为若要2019年抢开工的背景下，2018年企业大概率会进行招标。从弃风限电的角度来看，行业最坏的时间点已经过去，2017年前三季度弃风率已经有了明显的好转，同比下降6.7%，且部分区域有望明年移出红色预警区域。5.弃风限电边际改善的驱动及趋势？2017年10月能源局发布2017年前三季度风电并网运行情况：1~9月全国风电发电量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；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%，实现弃风电量和弃风率双双降低，我们认为弃风限电改善的拐点已经初步呈现。三北地区消纳问题明显改善，红色预警地区有望解除装机禁令2016年7月能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，希望通过政策类指标、资源和运行类指标、经济类指标评定的综合分数评判该地区是否可长城证券13请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告以开工建设风机场。红色不下达年度开发建设规模，同时也不办理戒网手续；黄色不下达年度开发建设规模；绿色可以推进风电项目投资。2017年2月，能源局发布了《关于发布2017年度风电投资检测预警结果的通知》，将内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等六省纳入红色预警区域，同时规定红色预警地区不得核准建设新的风电项目，电网企业不得受理红色预警区域风电项目的新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目）。红色预警文件每年出具一次，红六省中除了新疆、甘肃外，宁夏、内蒙古、吉林和黑龙江弃风率均降至20%以下，根据红色预警机制，部分省份明年有望被移出红色预警名单，装机限制有望解禁。目前，红色预警地区内蒙古、新疆已经核准新增风电项目。未来假如红六省装机禁令解除，传统风电装机地区有望释放需求增量。图16：2014-2017年我国半年度弃风量和弃风率变化情况图17：红六省中四省弃风率已将至20%以下35025.0%35%21.0%30030%20.0%25015.6%25%15.2%13.6%15.0%20012.6%20%1508.5%15%10.0%6.2%1005.0%10%5.0%505%00.0%0%2014H12014H22015H12015H22016H12016H22017H12020甘肃新疆吉林内蒙古黑龙江山西河北辽宁云南陕西宁夏资料来源：国家能源局长城证券研究所整理资料来源：国家能源局长城证券研究所整理特高压投运高峰国网致力解决弃风问题在2014年初，受到环保压力与西部新能源发电并网的双重压力，国务院印发了《大气污染防治行动计划》，能源局则配套发布了跨区送电通道的规划。以特高压为主的跨区输电通道是解决负用电侧和发电侧错配的有效方式之一。国家能源局规划了十二条跨区“治霾”专用输电线路和国家电网“十三五”期间的5条特高压线路计划将从2017年起集中投运。我们认为，通过电源与优化通道结合将助力弃风率进一步下降。表2：已投运及在建特高压项目工程类型工程名称核准投运电压等级(kV)线路长度(km)晋东南-南阳-荆门2006200910002*640淮南-浙北-上海2011201310002*656浙北-福州2013201410002*603特高压直流工程淮南-南京-上海2014201610002*780锡盟-山东2014201710002*730内蒙古西-天津南2015201610002*608横榆-潍坊2015201710002*1049云南-广州20062010±8001438向家坝-上海20072010±8001907特高压交流工程锦屏-苏南20082012±8002100普洱-江门20112013±8001451长城证券14请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告哈密南-郑州20122014±8002210溪洛渡-浙江20122014±8001680宁东-绍兴20142016±8001720滇西北-广东20152017±8001928晋北-南京20152017±8001119锡盟-泰州20152017±8001620上海庙-山东20152017±8001239酒泉-湖南20152017±8002383准东-皖南20152018±11003324扎鲁特-青州20162017±8001233资料来源：国家电网长城证券研究所整理我国目前在运行、在建和已核准待建的特高压工程共21项，其中特高压交流工程7项，特高压直流工程14项。根据国家电网规划，“十三五”期间，在“四交五直”工程基础上，后续特高压工程分三批建设，首先是加快建设“五交八直”特高压工程，其次在2018年以前开工建设“四交两直”特高压工程，加快统一同步电网建设。最后，2020年以前开工建设“十三五”规划的特高压网架加强和完善工程。表3：特高压规划序列规划内容建设目标计划开工建成投运满足西北部能源基地和西南水电基地电力外送需第一批五交八直20162018-2019求。建设东北特高压环网，东北与华北、西北与西南、第二批四交两直20182019-2020华北-华中与华东特高压交流联络通道。建设东部电网内部网架加强工程、内蒙古特高压主第三批三交一直2020以前——网架、西部电网向新疆和西藏特高压延伸工程。资料来源：公开资料长城证券研究所整理未来几年依旧是我国特高压投运及建设的高峰，相关线路的投运将促进限电严重的西北地区电力外输，进而带动限电问题改善。而国家电网也提出，到2020年根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内。装机结构东移供需错配有望缓解我国风力资源主要分布在三北地区和沿海地带，然而我国用电地区主要在南方和中东地区，地理位置错配严重，用电侧与发电侧地理位置错配。随着三北地区弃风限电现象严重，为解决风电电力消纳问题，匹配用电端和发电端电力供求，目前我国正在逐步将风电场建立在南方等地区。2013年至2016年，中南和西南地区吊装数量由3.06GW（占比19%）上升到6.31GW（占比27%），年复合增长率达到27.33%。长城证券15请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告图18：我国风力资源分布情况图19：我国各省用电量分布图资料来源：CWEA长城证券研究所整理资料来源：CWEA长城证券研究所整理南方和中东地处中低风速地区，风速在5-6m/s之间。过去普遍认为，该等风速的风力资源不具备经济价值，但是随着技术创新开发专用机组，目前大多数中低速风电项目内部收益率已经可以达到8%以上。国家气象局测算，风速在5m/s以上的风力资源目前可达10亿千瓦，资源潜力巨大。而且风力该类地区也恰好是电力消耗的重要区域，具备良好的消纳条件，随着风轮直径加大，翼型效率提升，控制机制的智能化等先进技术应用，收益率将会不断提升，风电将在南方地区逐渐成为重要可再生能源生产方式。图20：我国各区域新增装机地理分布图100%90%80%70%201660%50%201540%201430%201320%10%0%西北华北华东西南中南东北资料来源：GWEA长城证券研究所整理我们认为，弃风限电改善的主要驱动在于政策层面。无论是从十三五规划还是能源工作报告来看，弃风限电问题已被提升至重要高度，上层的重视有利于利益的梳理及问题的解决。目前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。我们相信到2020年我国的弃风问题会得到非常大的改善，而2017年是弃风限电反转的拐点，6.运营商现金流压力如何解决？我们认为目前对于运营商的压力来自于资产负债结构和偿债能力，由于风电投资金额较大，多数企业会采用银行贷款和融资租赁的方式进行前期筹资。但由于可再生能源补贴缺口较大，补贴延迟到账的情况较为严重，企业应收账款压力较大，财务费用也比较高（尤其是融资租赁方式，不仅需要偿还利息，还要支付较高的手续费）。根据我们草根调长城证券16请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告研了解，目前企业的补贴已延迟两年后才到账。即使第七批补贴目录下发，由于可再生能源补贴缺口仍在扩大，补贴回流情况的压力依然非常大。鉴于财务上的压力，运营商正在采用创新的方式优化资产负债和现金流，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，优化资产负债表和现金流量表。例如：1）金风科技在2016年7月以装机容量合计247.5MW风电场的电费收益权作为基础资产发行了12.75亿元的ABS产品；2）华能2017年11月发行首单可再生能源电费补贴ABS产品，项目注册金额50亿元，首期发行规模为5.3亿元，期限36个月，联合资信给予项目AAA评级。ABS产品实现了无次级结构、无第三方增信的情况下的全额出表，有利于降杠杆、盘活资产、压降两金占用。同时，募集资金用于补充新能源企业现金流，有效缓解了新能源企业的资金压力。发改委、财政部和能源局2017年2月联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购制度。根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。自2017年7月1日起正式开展绿色电力证书认购工作，将依托可再生能源发电项目信息管理系统，试行为陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量发放绿色电力证书。风电企业出售绿色电力交易证书后，相应电量将不再享受补贴。绿色电力证书交易有望减轻运营企业现金流压力。7.分散式风电会出现分布式光伏爆发吗？分散式接入风电项目是指靠近负荷中心，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力就近接入当地电网进行消纳的风电项目。分散式风电应符合接入电压等级在35千伏以下、利用现有变电配电系统，就近接入当地电网进行消纳的风电项目，有利于风电消纳，降低弃风率，在中东南部低风速地区具有广阔的发展空间2009年我国开始提出分散式风电的概念，2011年出台了相关产业政策，但之后几年分散式放电的发展低于预期，主要原因是：1）政策支持力度不够尤其未能得到地方政府支持，同时审批环节较为繁琐；2）分散式接入风电项目容量较小，单位开发成本较高；3）没有完善的分散式风电技术标准体系和管理规范来指导分散式风电的整体开发工作；4）早期国内风电投资主体多为国企，对投资少、规模小的分散式接入风电投资积极性不足。2017年以来，政府对分散式风电的扶持进一步升级，提出分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制、规划建设标准及加强规划管理、推进分散式风电市场化交易试点等。同时地方政府也纷纷响应，目前河南、新疆、内蒙等地均出台相关文件，加快分散式风电的开发建设。例如，河南省稳健《关于下达“十三五”分散式风电开发方案的通知》，公示了124个项目共计210.7万千瓦的开发规模。表4：部分地区出台分散式风电发展文件时间地区名称内容2017.4.1湖南《2017年度风电建设项目方案》分散式项目5个共计72MW《关于山阴大团山、上喇叭、蓿麻沟、2017.6.22山西核准7个分散式风电项目台墎山分散式风电项目的核准》《关于河南省分散式风电开发方案的共计上报126个项目，总规模2017.11.13河南公示》2169MW。初步审查符合条件的有123长城证券17请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告时间地区名称内容个项目，总规模2079MW。《关于内蒙古“十三五”分散式风电分散式风电项目单体建设容量不超过2017.11.28内蒙古项目建设方案的公示》10MW（含10MW）《新疆维吾尔自治区“十三五”风电2017.12.7新疆鼓励风电分散式接入发展规划》资料来源：能源局、省发改委长城证券研究所整理从政策的支持的角度，我们认为分散式风电将迎来快速的发展，主要原因是：1）分散式风电靠近负荷中心，易于就近消纳，对缓解目前严峻的弃风限电问题；2）三北地区弃风严重，中东部和南方地区负荷集中，消纳能力较强，有利于分散式风电发展；3）相较于集中式风电，分散式风电具备不占核准指标、不用新建升压站、占地面积小、建设周期短等优点，有助于吸引民间资本参与风电项目开发，2017年分布式光伏迎来爆发式的发展，主要原因是：1）市场存在分布式补贴下降的预期，年底出台的退坡政策将补贴由0.42元/度降至0.37元/度；2）分布式靠近用电侧，可以及时消纳电力，相对于集中式电站弃光率严重，分布式得到政策的大力支持；3）自发自用分布式收益率高，全额上网分布式不受规模限制；4）商业模式逐步受到投资者的认可。相较于分布式光伏，分散式风电也适用于同样的逻辑：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。因此我们认为2018~2019年也将是分散式风电的快速发展期。8.海上风电现在是否具备投资引力?相较于陆上风电，海上风电具有以下特点：风能资源丰富、利用小时数高；我国海上风电资源丰富，海岸线长达1.8万公里，可利用海域面积超300万平方公里。根据CWEA的数据显示，我国5-25米水深、50米高度海上风电开发潜力约2亿千瓦，5~50米水深、70米高度海上风电开发潜力约5亿千瓦。同时，海上风力资源相对于陆上更好，我国大部分近海90米高度海域平均风速6.5~8.5m/s，尤其是东南沿海及其岛屿，沿海岛2屿的风能密度在300W/m以上，有效风力出现时间百分率达80-90%。以江苏为例，平均风速从东部沿海向西部内陆逐步减小，近海区域70m高度风速超过了7m/s，内陆地区70m高度风速基本低于6.5m/s，西部区域风速在6.0m/s以下。从利用小时角度来看，江苏沿海海上风电项目发电利用小时数基本在2400小时以上，而2016年陆上的平均发电利用小时为1900小时。建设成本高、运维费用高根据IRENA发布《可再生能源发电成本报告》，2017年全球范围内投运的陆上风电和海上风电的加权平准发电成本（LCOE）分别为0.06美元/千瓦时和0.14美元/千瓦时，相较于2010年分别下降25%和17%。LCOE的计算考虑全生命周期内的投资、运营成本和收益（由于海上风电在后期运维费用上占比较高，因此选取LCOE进行成本分析）。长城证券18请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告表5：陆上风电和海上风电投资成本比较陆上风电海上风电总承包投资成本7000~8000元/千瓦13000~20000元/千瓦风电机组65%~75%30%~50%基础5%~10%15%~25%内部和外部网格线10%~15%15%~30%安装05~5%5%~30%其他5%8%资料来源：中国产业信息网长城证券研究所整理不占用土地、消纳方便海上风电不占用土地资源，适用于大规模开发。欧美地区海上风电场规模多集中于200MW~300MW，最高的开发规模已超过500MW。同时，沿海地区经济发展较好，也是中国的主要电力负荷中心，例如江苏、上海、浙江、福建和广东，电网结构坚强，海上风电的消纳较为顺畅。从我国风电发展来看，当前风资源较为丰富的三北地区弃风限电较为严重，中东部和南部地区风电发展面临风资源相对较差、用地紧张和环保等问题，海上风电则避免了这些劣势，极具发展潜力。表6：陆上风电和海上风电特点比较陆上风电海上风电风力资源2.5亿千瓦7.5亿千瓦维修难度小大风能质量风切变大，传动系统易损坏风切小，平均风速高年发电利用小时数2000小时3000小时单机装机容量小大用电负荷距离远近使用寿命20年25年建设成本低高占用土地大量不占用建设技术成熟不成熟资料来源：中国产业信息网长城证券研究所整理前几年国内海上风电的发展相对滞后，主要原因在于：1）技术与产业配套不成熟，我国企业不具备与海上风电需求相匹配的核心技术能力，包括机组技术、施工技术、输电技术、运维技术；2）建设与运维成本高，海上风电相较于陆上风电高出近一倍的电网成本、建造成本等使得海上风电项目，开发成本高昂；3）并网送出机制并不完善；4）多头管理协调不易，核准至并网其涉及海洋、渔业、交通航运、环保和军事等多个部门。但近两年海上风电需求发生了较大的变化。2016年我国海上风电新增装机154台，容量达到590MW，较上年同期增长64%；总装机规模上，由2010年150MW增长至2016年的1630MW，远高于陆上风电新增装机量。随着海上风电的发展，各地也都相应的调整了海上风电布局。预计到2020年，江苏将开工建设16GW，广东预计开工建设12GW，投产2GW，到2030年投产3GW，经调整，目前确定的规划总容量超过78GW。海上风电快速发展的原因是：1）经过多年的发展，海上风电开发的可行性和经济性已有明显的提升：2）根据2016年发改委发布的电价调整方案，海上风电电价维持平稳，随着成本的持续下降，海上风电投资回报率持续上升；3）此外，国内风电制造业加大对海长城证券19请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告上风电的布局，当前国内风机、风塔甚至风能变流器等技术均达到了满足海上大功率风电的要求，进一步支撑海上风电的发展。表7：海上风电标杆电价未调整（元/kWh）资源区2009~20152016~20172018后陆上风电I类资源区0.510.470.40II类资源区0.540.500.45III类资源区0.580.540.49IV类资源区0.610.600.57资源区2014~2017海上风电近海0.85潮间带0.75资料来源：发改委长城证券研究所整理我们认为，从总量的角度来看，《风电发展“十三五”规划》指出，到2020年全国海上风电开工建设规模达到10GW，力争累计并网容量达到5GW以上，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设。而2016年底海上风电累计装机仅1.63GW，2017年上半年，国内海上风电项目招标达2.9GW，我们认为海上风电装机开始进入快速正常通道。表8：海上风电装机情况（GW）2010201120122013201420152016新增装机18.7917.5212.8316.0322.9730.3922.78陆上风电累计装机44.5862.1174.9390.96113.94144.33167.1新增装机0.140.110.130.060.230.360.59海上风电累计装机0.150.260.390.450.671.031.63新增装机18.9317.6312.9616.0923.2130.7523.37合计累计装机44.7362.6375.3291.41114.61145.36168.73海上风电占比0.74%0.62%1.00%0.37%0.99%1.17%2.52%资料来源：CWEA长城证券研究所整理从边际变化的角度来看，海上风电的成本下降空间更大，利用小时数高于陆上风电，补贴优势远高于陆上风电，并且距离负荷中心较近，具备改善弃风率的作用，内部收益率边际增长的空间更大，也会吸引更多的能源投资者的青睐。9.哪些投资标的值得关注？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。推荐关注金风科技、中材科技和天顺风能。金风科技：装机增长推动风机业务复苏边际改善运营环境企稳回升金风科技是国内风机龙头和全球领先的风电整体解决方案提供商，主要业务是为大型风力发电机组生产销售、风力发电机零部件制造销售、风电场建设运营及风电服务，是目长城证券20请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告前国内最大的风力发电机组整机制造商。公司拥有自主知识产权的1.5MW、2.0MW、2.5MW、3.0MW、6.0MW永磁直驱系列化机组。2013~2016年风机行业CR5分别为54.1%、55.3%、58.3%和60.1%，CR10分别为77.8%、80.3%、81.2%和84.2%，风机的市场集中度逐年提升。公司作为风机行业龙头，目前市占率超过30%，公司前三季度待执行订单总量为9623.3MW，公司中标未签订单5760.05MW，在手订单共计15383.35MW，在手订单接近历史高位，随着未来订单陆续释放，将保证公司风机销售的稳定。公司在手订单中包含海外订单980.5MW。公司通过积极开拓国际市场，并取得良好的业绩。今年以来成功开发了美国RattleSnake、澳洲Stockyard等海外项目，待开发（由公司投资，但尚未吊装的境外风电项目容量）和储备项目（公司拟投资并在推进过程中的项目）的合计容量达到1,770.3MW，目前美国160MW的RattleSnake项目已经顺利开工。图21：风机在手订单（MW）图22：国际业务拓展情况1800016000140001200010000800060004000200002016.32016.62016.92016.122017.32017.62017.9已中标未签合同订单待执行订单（已签合同）资料来源：金风科技长城证券研究所整理资料来源：金风科技长城证券研究所整理前三季度公司已并网自营风场权益装机容量3710MW，其中43%位于西北地区、33%位于华北地区、16%位于华东及南方地区；新增并网的权益装机容量为132MW，主要位于华东及南方地区。2017年公司新增并网装机速度有所放缓的原因是：1）红六省政策影响西北、华北地区新增掌机，2）环保督查及南方施工周期长。我们认为2018年红六省弃风限电改善，将有部分省份移出预警区域，同时中东部、南部地区进入开工周期，新增装机将恢复性的增长。在公司自营风场的弃风率上，随着西北地区限电情况得到改善以及南方新增项目陆续投运，前三季度公司的标准运行小时数同比增加38小时至1417小时，高于全国同比增加31小时的水平。图23：并网及在建项目(MW)图24：权益装机容量趋势（MW）400036803710350030002647250020001644130615001000500020132014201520162017Q3资料来源：金风科技长城证券研究所整理资料来源：金风科技长城证券研究所整理长城证券21请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告2017年前三季度风机销售容量同比减少，得益于风力发电和其他业务补充，前三季度实现营业收入170.07亿元，同比增长0.2%。同期归属上市公司股东的净利润为22.96亿元，同比增长7.3%，净利率同比提高0.9个百分点至13.85%，受风机毛利率有所下降的影响，公司2017年前三季度毛利率为30.18%，微降0.39%。图25：金风科技营业收入及同比增速图26：金风科技归母净利润及同比增速35,00080%3,500350%30,0003,000300%60%25,0002,500250%20,00040%2,000200%15,0001,500150%20%10,0001,000100%0%5,00050050%0-20%00%20132014201520162017Q320132014201520162017Q3营业收入（百万）同比增速（%）归母净利润（百万）同比增速（%）资料来源：Wind长城证券研究所整理资料来源：Wind长城证券研究所整理对于风机业务，从量上来看，我们认为公司将持续受益风电复苏，同时市场份额有望进一步提升，从价格上来看，2016~2017年风机招标价格同比下滑7%和10，招标价格已经来到3.7~3.8元/瓦水平，接近部分厂商的盈亏平衡。预计风机价格下降空间有限，我们认为风机业务将呈现量升价稳的行情，销售有望持续保持增长。对于风电运营，受益于弃风限电改善以及应收账款压力逐步缓解，运营环节也将迎来复苏。随着国内风电新增装机的回暖以及公司在海外市场的有序拓展、高毛利风电运营业务的规模不断扩大，公司盈利能力将持续提升。预计公司2017~2019年的EPS分别为0.93、1.10和1.32元，对应的PE分别为20.16、17.07和14.27倍。中材科技：持续受益风电叶片、玻璃纤维行业复苏湿法隔膜蓄势待发公司是具备全球竞争力的风电叶片龙头，布局风电叶片、玻璃纤维、锂电隔膜三大业务领域，风电叶片有用七大兆瓦级产业基地，具备年产4000套兆瓦级风电叶片生产能力，市占率居全国第一。从成本来看，风电叶片生产所需的原材料主要是玻璃纤维，总成本中占比约70%，公司所需玻璃纤维大部分采购自泰山玻纤，2016年通过并购泰山玻纤，实现了产业链上下游协同，有效降低了原材料成本。从产品来看，为适应风电行业往大机组发展，公司积极调整叶片结构，产品结构由1.5MW级叶片向2.0MW级及以上叶片调整。图27：中材科技营业收入及同比增速图28：中材科技归母净利润及同比增速10,00060%700120%8,00050%600100%50040%80%6,00040030%60%4,00030020%40%2002,00010%10020%00%00%20132014201520162017Q320132014201520162017Q3营业收入（百万）同比增速（%）归母净利润（百万）同比增速（%）长城证券22请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告资料来源：Wind长城证券研究所整理资料来源：Wind长城证券研究所整理玻璃纤维业务主要来自于泰山玻纤，目前已成为全球三大、中国两大玻璃纤维制造企业，2016年产能占全球、国内比重分别达到11%、16%。目前泰山玻纤共有共有16条玻璃纤维生产线，设计产能75.18万吨。自并入中材科技后，泰山玻纤利用募集资金大力拓展生产线，预计2018年公司有望新增总产能6~8万吨。玻纤制品下游包括交通运输、风电、建筑、电子电器等。我们认为随着汽车轻量化推广、风电行业复苏、电子行业回暖、地产投资增速稳定的背景下，公司下游需求整体向好。图29：玻璃纤维下游需求图30：我国玻纤制品产能分布8%24%11%32%32%5%21%7%16%28%16%建筑交通运输工业装备电子电器风电中国巨石泰山玻纤重庆国际山东玻纤四川威玻其他资料来源：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2016年3月中材锂膜成立，公司持股比例为53.33%。中材锂膜从事高性能锂电池隔膜材料的研发、生产、销售，主要产品为5-20μm湿法同步拉伸隔膜及陶瓷涂覆膜。2016年的产能为2720万平，四条2.4亿平米湿法隔膜生产线于2017年底前投放两条，剩余两条预计于2018年一季度投产，同时公司规划2018~2019年年均增加4条生产线。隔膜是锂电池的关键材料之一，约占锂电池成本的10%左右。受益于我国新能源汽车的快速推广，我国隔膜产业也在快速发展，2016年出货量达到12.7亿平米，同比增加47%，占全球的产量达到52%，2011~2016年年均复合增长率达到60%。从国内整体隔膜市场看，市场集中度处于提升阶段。公司定位高端锂电池隔膜市场，已通过国内外多家厂家的认证。随着产能释放，公司未来有望进入主流客户的供应链。图31：我国隔膜产能分布图32：中国锂电池隔膜产量情况星源材质40,0000.813.86%13.55%35,000沧州明珠0.630,000东航光电25,0000.48.25%9.24%中科科技20,0000.215,0002.69%河南义腾08.43%10,000-0.2金辉高科5,0001.88%0-0.415.25%上海恩捷10.14%辽源鸿图7.18%9.51%重庆纽米中国锂电池隔膜产量中国锂电池隔膜产量环比资料来源：GGII长城证券研究所整理资料来源：GGII长城证券研究所整理预计公司2017~2019年实现EPS分别为1.03、1.39和1.68元，对应的PE分别为23.28、17.20和14.26倍。长城证券23请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告天顺风能：风电复苏风塔龙头盈利修复协同布局打开助力未来发展公司专业从事兆瓦级大功率风力发电塔架及其相关产品的生产与销售，业务主要分为三大板块：新能源设备制造、新能源开发及金融服务，分别进行风塔及相关零部件、叶片产品的生产和销售，风电场的开发运营、危废处理及金融服务等业务。公司是国内唯一同时获得Vestas、GE和Siemens全球风塔合格供应商资格认证的公司；主要客户为Vestas、GE、Siemens、金风科技、中水电、龙源电力等全球领先的风电整机厂商和国内风电业主，产品销往德国、英国、瑞典、西班牙等数十个国家和地区。2017年前三季度，公司实现营业收入22.74亿元，同比增长44.8%；实现归母净利润3.57亿元，同比增长4.1%，毛利率和销售净利率分别为29.4%和16.1%。公司业务覆盖了产业链上游的风塔、叶片、风塔零部件的制造等以及产业链下游的风电场运营，其中风塔业务是公司的主要收入来源，风电场运营和叶片业务是公司业绩增长的主要驱动力。图33：天顺风能营业收入及同比增速图34：天顺风能归母净利润及同比增速2,50060%45080%40070%50%2,00035060%40%3001,50050%25030%40%2001,00030%20%15050010020%10%5010%00%00%20132014201520162017Q320132014201520162017Q3营业收入（百万）同比增速（%）归母净利润（百万）同比增速（%）资料来源：Wind长城证券研究所整理资料来源：Wind长城证券研究所整理风机塔架行业壁垒主要是：1）承载主机系统较重，同时需抵抗叶片旋转振动，对稳定性和使用寿命要求极高；2）风电机组对风塔产品技术指标有严格控制，要求较高的精度；3）国际客户认证复杂，通常需要经过12~15个月的考核认证；4）向钢厂采购需要垫资，资金壁垒高。目前公司风塔总产能41万吨，全球市占率达到6%左右，有望随着我国风电需求复苏销售规模不断扩大。公司哈密300MW风电场2017年已正常并网发电，前三季度实现净利润8800万元左右，利用小时数1300小时左右，弃风率29.5%；2018年，公司鄄城左营（150MW）、菏泽牡丹李村（80MW）、南阳桐柏歇马岭（100MW）三个募投风电场，合计330MW也将全部并网发电，新增并网容量将为公司贡献新的利润增量。长城证券24请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告图35：天顺风能已建成和即将建成风电场情况资料来源：公司官网长城证券研究所整理风电叶片是风机的主要部件之一，整体占风电机组的成本约22%左右，公司叶片业务从收购昆山风速时代开始，目前已经拥有昆山、常熟两大生产基地，昆山基地目前拥有4条55~60米风电叶片生产线，常熟基地目前拥有8条60~70米风电叶片生产线。目前市场上主要风电叶片产品主要是40~50m产能，公司产品将受益于风机大型化趋势摆脱低端竞争，同时叶片业务有利于完善公司业务布局，增加公司在产业链里面的价值量。考虑到公司风塔业务毛利率回升、风塔出货量跟随产能增长以及风电运营利用小时数继续上升，公司盈利水平将稳步提升，预计公司2017~2019年的EPS分别为0.28、0.41和0.53元，对应的PE分别为25.78、17.81和13.59倍。长城证券25请参考最后一页评级说明及重要声明 行业深度报告研究员承诺本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，在执业过程中恪守独立诚信、勤勉尽职、谨慎客观、公平公正的原则，独立、客观地出具本报告。本报告反映了本人的研究观点，不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接接收到任何形式的报酬。特别声明《证券期货投资者适当性管理办法》、《证券经营机构投资者适当性管理实施指引（试行）》已于2017年7月1日起正式实施。因本研究报告涉及股票相关内容，仅面向长城证券客户中的专业投资者及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者。若您并非上述类型的投资者，请取消阅读，请勿收藏、接收或使用本研究报告中的任何信息。因此受限于访问权限的设置，若给您造成不便，烦请见谅！感谢您给予的理解与配合。免责声明长城证券股份有限公司（以下简称长城证券）具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格。本报告由长城证券向专业投资者客户及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者客户（以下统称客户）提供，除非另有说明，所有本报告的版权属于长城证券。未经长城证券事先书面授权许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布，亦不得作为诉讼、仲裁、传媒及任何单位或个人引用的证明或依据，不得用于未经允许的其它任何用途。如引用、刊发，需注明出处为长城证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息，但本公司不保证信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向他人作出邀请。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。长城证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易，或向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务在内的服务或业务支持。长城证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系，并无需事先或在获得业务关系后通知客户。长城证券版权所有并保留一切权利。长城证券投资评级说明公司评级：行业评级：强烈推荐——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅15%以上;推荐——预期未来6个月内行业整体表现战胜市场;推荐——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于5%~15%之间;中性——预期未来6个月内行业整体表现与市场同步;中性——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于-5%~5%之间;回避——预期未来6个月内行业整体表现弱于市场回避——预期未来6个月内股价相对行业指数跌幅5%以上长城证券销售交易部深圳联系人李双红:0755-83699629,lishuanghong@cgws.com程曦:0755-83516187,chengxi@cgws.com黄永泉:0755-83699629,huangyq@cgws.com佟骥:0755-83661411,tongji@cgws.com北京联系人赵东:010-88366060-8730,zhaodong@cgws.com王媛:010-88366060-8807,wyuan@cgws.com王眈棋:010-88366060-1133,wangdanqi@cgws.com张羲子:010-88366060-8013,zhangxizi@cgws.com上海联系人谢彦蔚:021-61680314,xieyw@cgws.com张溪钰:021-31829710,zhangxiyu@cgws.com徐文婷:021-31829711,xuwenting@cgws.com吴曦:021-31829712,wuxi@cgws.com长城证券研究所深圳办公地址：深圳市福田区深南大道6008号特区报业大厦17层邮编：518034传真：86-755-83516207北京办公地址：北京市西城区西直门外大街112号阳光大厦8层邮编：100044传真：86-10-88366686上海办公地址：上海市浦东新区世博馆路200号A座8层邮编：200126传真：021-31829681网址：http://www.cgws.comhttp://www.cgws.com'