电力、新能源行业2018年展望：可再生能源的新周期 30页

'证券研究报告2018年1月8日电力、新能源2018年行业展望：可再生能源的新周期观点聚焦目标P/E(x)投资建议股票名称评级价格2018E2019E金风科技-A推荐23.9017.215.3我们认为18年新能源制造业将受益于电力板块的供给侧改革和多林洋能源-A推荐13.0018.215.4元化应用，进入新的增长周期。我们看好设备制造业〉运营商的国投电力-A推荐9.4111.110.6成长机会，板块推荐排序是风电〉光伏〉火电。首选拥有技术和金风科技-H推荐17.4010.49.2成本优势的行业龙头，金风科技（A/H），保利协鑫和林洋能源。保利协鑫能源-H推荐1.805.85.3华能国际电力-H推荐6.427.96.2理由我们预测18-19年电力需求增长5.5%-5.2%，高于中电联预测。我们预计在工业供给侧改革和节能减排的影响下，电力需求18年将回落至5.5%，并受17年上半年高基数影响呈现前低后高的节奏。考虑今年房地产新开工仍然将达到10-15%的水平带动第二产业电力增长保持在3.5%，而同时结构性需求改善（居民用电，信息产业和交通）的增长将帮助第三产业/居民电力增长维持在10.6/10.8%高位。新能源设备企业将是电力供给侧改革的主要受益者。随着火电装机受到供给侧改革和碳税的双重限制，我们看到电力企业投资向可再生能源的结构转变愈加明显。其中18年我们预计风电的新增装机受到政策支持将获得32%的增长，并且随着多元化的推动将中金一级行业公用事业获得长期增长的动力。我们测算如果2020年之后火电不再有新建产能，风电和光伏的装机空间将再增加40-140%。沪深300中金电气设备中金电力133分布式政策将加速平价上网到来，开启行业增长新周期。我们看122到新能源政策从过去追求发电/装机比例的政策驱动转向刺激应(%)111用/加速平价上网的终端需求推动。新的分布式隔墙试点为新能源100和售电公司创造了政策性红利，我们测算风电和光伏分布式回报相对值均高于传统电站，且目前风电的成本已经在用户侧达到平价，因89此我们认为行业的长周期增长已经启动。782017-012017-042017-072017-102018-01盈利预测与估值相关研究报告过去两年除光伏板快估值有所回升，其余电力公用事业板块估值•保利协鑫能源-H|技术降本带来新的成长周期(2018.01.05)均处于历史低位，受到量价齐跌的双重打击。我们认为从估值角•新能源|2018年光伏电价调整好于预期，全年国内装机有望维度均存在较高安全边际，而其中新能源制造业拥有更高的成长确持高位(2017.12.22)定性且龙头企业正在不断增加竞争力和市场份额，我们认为风电•全国碳交易正式启动，加速淘汰小火电机组，利好清洁能源投资制造业将同时受益于估值和盈利反弹，而光伏企业去年估值已经(2017.12.20)部分修复，将主要受盈利增长推动。据此我们提高金风科技-A股•新能源|能源局发布光伏市场环境监测评价机制，提示弃光风2017/18年每股盈利预测2%/15%至0.89/1.09元，上调评级至“推险(2017.12.18)荐”，基于2018年22倍P/E，提升目标价57%至人民币23.9元。•新能源|分布式+技术升级：光伏及风电全产业链联合调研纪要(2017.12.11)风险•新能源|国家发改委发布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》分布式发展弱于预期，基准利率上升，电改弱于预期。的通知(2017.11.14)资料来源：万得资讯、彭博资讯、中金公司研究部刘俊刘佳妮季超联系人联系人分析员jun3.liu@cicc.com.cnjiani.liu@cicc.com.cnchao.ji@cicc.com.cnSAC执证编号：S0080117080030SAC执证编号：S0080117010012SAC执证编号：S0080515030001SFCCERef：AVM464SFCCERef：BFA993请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 中金公司研究部:2018年1月8日目录投资概要...............................................................................................................................................................................4电力需求结构变化带来新的增长动力..................................................................................................................................7电力需求：三产和居民用电将越来越成为增长的主要推动力，供给侧改革下工业电力需求增速趋缓，但2018-19年增速维稳在5.5%/5.2%的水平................................................................................................................................................7结构性转变为未来新能源装机提供40-140%的增长空间。..............................................................................................10风电-风回路转，重回上升期..............................................................................................................................................15装机多元化将是未来行业最大的变化.................................................................................................................................15利用小时将会持续改善........................................................................................................................................................17光伏-顺势而上，进入平价倒计时......................................................................................................................................19传统电力-底部回升，现金流改善......................................................................................................................................24图表图表1:可比公司估值表..............................................................................................................................................................6图表2:电力在一次能源消费中的占比（万吨标准煤）..........................................................................................................7图表3:电力需求和装机，利用小时增长..................................................................................................................................7图表4:电力消费分产业占比......................................................................................................................................................7图表5:各产业用电增速..............................................................................................................................................................7图表6:一产GDP和用电量增速.................................................................................................................................................8图表7:二产GDP和用电量增速.................................................................................................................................................8图表8:三产GDP和用电量增速.................................................................................................................................................8图表9:二产用电月度同比增速vs.钢铁，有色和水泥月度产量同比增速（%）................................................................8图表10:2013~2016火电企业杠杆情况......................................................................................................................................9图表11:火电企业资本开支计划（亿元）..............................................................................................................................9图表12:7省市碳交易试点概况..................................................................................................................................................9图表13:碳交易相关政策............................................................................................................................................................9图表14:亚临界机组（通常为小火电）负担更高碳排放成本的测算..................................................................................10图表15:新能源装机空间测算..................................................................................................................................................10图表16:2015-2020年累计装机占比变化.................................................................................................................................11图表17:光伏装机多元化变化和风电装机..............................................................................................................................11图表18:核电在建和在运，新投产装机..................................................................................................................................11图表19:水电新增装机陆续投产..............................................................................................................................................11图表20:煤电联动测算公式......................................................................................................................................................12图表21:2018年IPP和水电盈利变化.......................................................................................................................................13图表22:可再生能源基金节省的计算......................................................................................................................................13图表23:IRR测算（基于2018年的电价）...............................................................................................................................14图表24:IRR测算的假设.............................................................................................................................................................14图表25:红六省限电率情况......................................................................................................................................................15图表26:16年实际风电利用小时vs.最低保障收购小时数.....................................................................................................15图表27:主要发电企业的未来风电装机投资计划..................................................................................................................16图表28:扶贫政策......................................................................................................................................................................16图表29:2015-20年光伏新增装机预测.....................................................................................................................................17图表30:2015-20年风电新增装机预测.....................................................................................................................................17图表31:2017年各省限电率数据..............................................................................................................................................17图表32:2017年前10个月同比新增发电量中风电占比........................................................................................................17请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明2 中金公司研究部:2018年1月8日图表33:可再生能源测算..........................................................................................................................................................18图表34:全球光伏需求预测......................................................................................................................................................19图表35:主要市场的季度装机..................................................................................................................................................19图表36:17年10月底中国组件企业占全球市场出货69%....................................................................................................19图表37:2016年底各产业环节前4/前8家的市场集中度......................................................................................................19图表38:回报测算......................................................................................................................................................................20图表39:201法案和双反政策对比............................................................................................................................................21图表40:Suniva提出的最低进口价格.......................................................................................................................................21图表41:税改变化......................................................................................................................................................................21图表42:税基侵蚀与反滥用税安排以及计算范例..................................................................................................................22图表43:多晶硅产能（左轴，吉瓦）及多晶硅需求（右轴，吉瓦）..................................................................................23图表44:行业龙头企业RD变化...............................................................................................................................................23图表45:装机变化和政策节点..................................................................................................................................................23图表46:各个电池/组件产品的新技术推进.............................................................................................................................23图表47:煤价变化对各个公司的敏感度..................................................................................................................................24图表48:2015~2017年企业债/中短票据收益率变化...............................................................................................................25图表49:利率上涨对各个公司的影响......................................................................................................................................25图表50:盈利预测调整..............................................................................................................................................................28图表51:金风风机平均售价与平均成本（人民币/千瓦）.....................................................................................................28图表52:金风风机出货量（左轴：兆瓦）及毛利率（右轴）..............................................................................................28图表53:风机制造商风电机组毛利率（左轴）及机组平均成本（右轴：人民币/千瓦）.................................................28请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明3 中金公司研究部:2018年1月8日投资概要我们观点的不同之处与市场认为电力供给侧改革利好火电不同，我们认为供给侧改革主要是为可再生能源提供更多的空间，而随着11月一系列新能源政策出台，我们认为风电装机将和光伏一样趋向多元化，带来风电装机新的增长周期，是2018年上半年市场主要的预期差。我们认为上半年光伏市场持续向好，但是可能出现较多波动，主要受去年高基数和海外市场美国税改的影响将拉低中游产品价格下跌。而火电板块我们认为重估的主要催化剂是煤炭价格何时可以回落，而不是煤电联动。考虑到未来的板块成长空间和盈利增长，我们更偏好新能源制造业〉运营商。2018年我们该买什么我们认为中国电力行业未来的发展将会围绕着电改（降低电价）和供给侧改革（增加可再生能源应用比例）两个政策方向展开。预计18年电改将会进入深水区，随着增量配网，分布式试点和现货市场的推出，在配电侧进行市场化竞争将可能出现新的政策红利；而另一方面供给侧改革将不仅仅提升新能源作为三去一降一补中补充的作用，同时政策方向上也将更重视新能源的应用和刺激推动平价上网的技术进步，变成真正的先进产能。我们看到分布式试点政策同时满足两个政策方向的展开，一方面这个政策作为新能源政策加速平价上网应用解决补贴和限电问题，另一方面给予新能源企业成本优势以刺激他们参与市场竞争扩大售电比例，因此我们认为这块的改革红利将成为未来板块投资的热点。我们2018年的推荐排序是风电〉光伏〉传统电力。►风电存在系统性反转，带动估值回升：我们认为市场对于风电行业的发展过于悲观，而没有看到行业已经发生变化，一方面我们预计18年开始风电行业的装机增长将会和光伏一样出现多元化发展；另一方面18年发电集团火电停建缓建之后投资方向将再次转回新能源，而同时政策将有望开放3个红色预警省份装机。我们预计扶贫和分布式将会提升风电的装机从17年的19GW到18年的25GW，并且随着分布式隔墙售电的铺开，风电作为已经实现用电侧平价的新能源，我们认为其长期发展潜力将提前释放带来趋势向上，因此推荐制造业龙头金风科技（A/H），并认为分布式发展将为公司开启后服务市场的可能。►光伏趋势持续，优选业绩能兑现的龙头企业：虽然从长期来看光伏的发展速度和预期最快，但是我们认为17年装机超预期之后，国内政策存在调整的风险，叠加美国201法案18年落地和税改的影响，我们预计18年上半年全球的市场需求会大概率出现增速下降，带来中游产品价格的压力。随着金刚线和PERC技术在多晶领域的突破，行业发展形成单多晶齐头并进的格局，加速整个行业的成本下降，即使18年的装机和价格有所回落，我们认为反而会加速平价上网的到来使得板块热度不减。并且分布式区域售电协议和绿证的推出将会有助于加速下半年的装机增长。看好成本快速下降的企业，推荐港股保利协鑫，A股林洋能源。►传统电力盈利见底，但估值回升仍需煤价回落：我们预计18年火电盈利将会逐步筑底复苏，但目前煤价强势使得板块盈利仍然面临不确定性，煤电联动虽然可能提升一定的市场情绪，但是对于估值改善实际影响有限，因为煤电博弈下，煤炭会将煤价推到电力企业的盈亏平衡点。同时考虑到17年底清洁煤炭供暖增长带来的火电机组落地加速，我们对火电利用小时保持谨慎，预计18年会出现小幅下跌，长期将会稳定在4000-4100小时左右。利率上升将是板块的主要负面压力，并将会减少股息对于市场的吸引力。我们认为随着新增火电机组的减少18年现金流改善仍然是大概率事件，推荐现金流改善带来派息增加，以及煤价敏感的电力企业，港股推荐华能国际，华润电力，A股推荐国投电力。请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明4 中金公司研究部:2018年1月8日公司推荐金风科技（002202.SZ；上调至“推荐”评级；2208.HK；维持“推荐”评级；首选标的）是中国规模最大的风力发电机组制造企业，2016年国内新增装机市占率达27.1%，位列第一，全球市场排名第三。受益于北方部分省份重新获准风电投资以及海上风电/分布式/扶贫等项目的崛起，我们认为2018年全国风电新增需求有望从17年的19GW反弹至25GW，加之公司市占率不断提升，2018年出货量或同比增长35%至7.5GW。考虑到新能源是电力供给侧改革的主要受益者，“十三五”期间风电投资需求稳健，预计公司2018/19年的盈利增速有望达到22%/10%。保利协鑫（3800.HK；“推荐”评级）是光伏产业链上游制造的龙头企业。截止2017年6月底公司多晶硅和硅片的产能已经分别达到7万吨和20吉瓦，市占率约30%和40%，全球第一。公司积极参与技术革新，加速金刚线普及减少生产成本，新疆的2万吨多晶硅新产线或在2018年三季度投产，进一步扩大生产规模并享有更好的电价优惠。此外，公司积极布局电子级多晶硅生产线，转型进入高端高毛利产品领域，目前已在进行最后产业链测试，若成功则可实现100%的进口替代，迎来价值重估（当前估值约~6倍市盈率vs.半导体平均20~30倍市盈率）。国投电力（600886.SH；“推荐”评级）是以水电为主，风火光为辅的综合电力上市公司，也是国内第二大水电装机规模的公司。截止2017年6月，公司电力装机共计29.5GW，其中水电占比56.63%，达16.72GW，主要包括持股52%的雅砻江水电，已投产14.7GW。我们认为公司的各个电力板块有望在2018年逐步复苏，基于1）水电是稳定和优质的资产。由于17年来水情况较差，18年板块盈利将大幅改善，政府已经提出加强西南水电外送，一般保证4500~4800的利用小时，5~10年稳定利润支撑，2）火电板块逐步走出低谷，燃煤机组上网电价已在17年7月上调1分钱，考虑到18年初潜在的煤电联动机遇（预估上调0.015元/千瓦时），预计有望推动公司18年盈利同比增长25%。华能国际（902.HK；“推荐”评级）是A/H股同时上市且规模最大的电力企业。截止2017年6月，公司控股装机达102GW，权益装机90.8GW，清洁能源装机占比13.36%。我们认为7月电价上调带来的业绩复苏，以及18年年初的煤电联动机会将帮助改善公司基本面和现金流情况。同时公司也不断加强清洁能源投资力度，积极应对可再生能源配额制及碳交易。此外公司表示即使在08/10年两次盈利较差情况时，派息率都一贯维持在50%以上，若18年维持该派息率，股息收益率将维持在6.7%的高位，具有吸引力。林洋能源（601222.SH；“推荐”评级）随着2018年光伏电价政策的落地，我们认为林洋能源有望受益于好于预期的分布式项目补贴调整。目前，公司已并网电站约1.2GW，计划2018年新增300-500MW装机且以分布式项目为主。考虑到此次分布式项目补贴下降幅度较小而2018年组件等系统投资成本有望进一步下降，我们预计公司2018年新增装机收益率有望边际提升。同时，上半年公司实现海外电表销售2,485万美元，同比增长1203.75%，在手订单高达近5,000万美元。我们预计公司海外业务开始进入收获期2018年有望持续保持高增长。重申“推荐”评级，目标价13元/股，基于2018年24倍市盈率。请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明5 中金公司研究部:2018年1月8日图表1:可比公司估值表市值3月平均成交量市盈率-市盈率-市盈率-市净率-市净率-市净率-净资产负债率-公司代码价格(美金百万)(美金百万)2016A(x)2017E(x)2018E(x)2016A(x)2017E(x)2018E(x)2016A(%)风电整机和零件制造商金风科技-H股2208HK13.749,71011.213.813.110.42.01.81.647.4金风科技-A股002202CH19.179,71087.823.120.917.23.43.12.747.4高速传动658HK11.822,4738.214.515.915.71.41.41.331.6维斯塔斯VWSDC433.6015,096133.919.113.914.64.03.74.90.0恩德能源NDX1GY9.341,0895.69.114.5198.70.90.90.911.1风电运营商华能新能源958HK2.603,5158.57.97.16.31.00.90.8240.0龙源电力916HK5.575,72711.410.99.68.10.90.90.8155.3华电福新816HK1.952,0982.27.16.65.60.70.60.6278.7协合新能源182HK0.353831.05.44.53.70.50.50.447.2中广核新能源1811HK1.156310.68.011.310.50.80.90.8254.9林洋能源601222CH10.112,74341.036.124.118.22.12.01.93.0大唐新能源1798HK0.918470.427.88.76.80.60.50.5314.9京运通601908CH5.491,68415.042.220.714.71.71.61.562.8天顺风能002531CH8.282,26514.330.728.220.23.13.02.731.2世界核电运营商中广核1816HK2.1312,38512.711.19.08.91.31.31.2195.4上海电力600021CH9.263,4316.121.624.111.91.91.81.1205.7法国电力EDFFP10.5137,00733.09.919.516.70.80.80.841.3东京电力9501JP446.006,38135.15.42.43.40.50.40.4217.0伊维尔德罗拉IBESM6.4348,829103.715.115.013.81.11.11.071.6中国核电设备制造商东方电气-A股600875CH11.193,72535.2N/A40.834.91.21.21.20.0上海电气-A股601727CH6.9313,76438.745.542.541.31.81.91.80.0上海电气-H股2727HK3.2613,7657.517.816.416.00.80.80.70.0东方电气-H股1072HK6.653,7261.3N/A22.317.70.60.60.60.0哈尔滨电气1133HK3.305810.79.18.710.20.30.30.30.0和利时HoliUS22.851,3797.019.912.811.61.81.71.50.0多晶硅生产商保利协鑫3800HK1.473,49638.011.19.85.81.01.00.9144.2大全新能源DQUS62.8666114.215.17.88.82.41.91.683.8特变电工600089CH10.165,81082.415.514.612.91.41.51.359.3OciCoLtd010060KS144,500.003,23836.314.217.318.71.01.01.052.0WackerChemieAgWCHGR166.6510,45414.946.236.826.32.62.72.537.3硅片生产商天津中环股份002129CH11.524,684135.575.850.141.12.82.72.670.2隆基601012CH37.5311,508173.743.625.821.26.25.74.70.0模组生产商晶澳JASOUS7.413523.83.312.613.80.31.71.755.3阿特斯CSIQUS17.1099218.615.111.79.01.01.01.0237.5晶科太阳能JKSUS24.5079713.92.719.512.30.80.70.7133.5运营商/工程公司兴业太阳能750HK3.603841.84.57.06.20.60.50.588.7阳光电源300274CH19.344,3086747302344426林洋电子601222CH10.112,7434136241922254协鑫新能源451HK0.601,464573119111N/A传统电力公司中国-A股长江电力600900CH15.9954,09559.716.916.516.82.72.62.569.4国投电力控股股份有限公600886CH7.557,87930.713.113.011.11.71.61.5221.3司川投能源600674CH10.437,06022.013.113.012.42.12.01.821.6桂冠电力600236CH5.745,3525.613.413.711.42.42.32.0137.1三峡水利600116CH9.191,40311.540.034.030.03.53.43.210.5郴电国际600969CH12.575113.433.224.622.11.0N/AN/A65.8文山电力600995CH9.406927.828.519.216.52.52.52.226.2涪陵电力600452CH34.698545.933.023.417.65.15.14.124.8浙能电力600023CH5.3911,27312.511.717.413.51.21.21.219.6粤电力000539CH4.883,6812.227.154.239.01.1N/AN/A99.3申能股份600642CH5.954,1659.511.014.011.81.11.01.018.1广州发展600098CH7.163,0027.129.225.620.51.2N/AN/A54.8华能国际电力股份有限公600011CH6.3213,24111.111.337.014.11.31.21.1164.7司华电国际600027CH3.745,3226.611.879.614.70.90.80.8192.4大唐发电601991CH4.267,5579.3N/A23.814.11.41.41.3247.6中国-H股大唐发电991HK2.387,5574.9N/A10.96.20.60.60.6247.6华能国际电力股份有限公902HK5.0513,24220.67.528.67.90.80.80.8164.7司华电国际1071HK2.905,3223.87.636.67.40.60.60.5192.4华润电力836HK14.388,85012.58.914.08.51.01.00.9116.8中国电力2380HK2.092,62210.15.811.96.30.50.50.5132.8港灯-SS2638HK7.138,0604.017.518.418.31.31.31.378.9中电控股2HK79.2525,61521.815.815.615.02.01.91.844.4电能实业6HK66.6018,18417.722.118.517.91.31.41.40.0资料来源：彭博资讯，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明6 中金公司研究部:2018年1月8日电力需求结构变化带来新的增长动力电力需求：三产和居民用电将越来越成为增长的主要推动力，供给侧改革下工业电力需求增速趋缓，但2018-19年增速维稳在5.5%/5.2%的水平我们预计2017年的电力需求增长将会达到6.3%的水平，超过中电联7月25日发布的《2017年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中预测的5%水平。回顾17年的电力需求增长，我们认为主要是受到经济形势改善工业增长值超预期，能耗下降幅度较小和第三产业持续发力的多重因素影响。基于宏观组对于GDP增速的最新预测（18/19：7.0%/6.9%）我们认为2018年的电力需求增长将会有所回落至5.5%左右的水平，但是仍然高于能源局《电力发展“十三五”规划》中的年均3.6%~4.8%的预测，由于17年上半年高基数影响整体将会是一个前低后高的节奏。图表2:电力在一次能源消费中的占比（万吨标准煤）图表3:电力需求和装机，利用小时增长500,00044.0%12%10%400,00043.0%8%42.0%6%300,0004%41.0%2%200,00040.0%0%-2%100,00039.0%-4%-6%-38.0%-8%-10%201520162017E2018E2019E2020E能源消费总量换算电力消费量电力占一次能源消费比重用电需求同比增幅装机同比增幅利用小时增幅资料来源：中电联，中金公司研究部资料来源：中电联，中金公司研究部图表4:电力消费分产业占比图表5:各产业用电增速100%12%10%80%8%60%71%71%70%69%68%66%6%4%40%2%20%13%13%14%15%15%16%0%13%14%14%15%15%16%0%-2%201520162017E2018E2019E2020E201520162017E2018E2019E2020E一产二产三产居民一产二产三产居民资料来源：中电联，中金公司研究部资料来源：中电联，中金公司研究部第一产业：2018年增长3.7%然而我们预计2018~2020年的需求增速将逐步放缓，从2018年的3.7%逐年下降到2020年的3.3%，主要基于1）第一产业GDP增长稳定在4%以及2）单位能耗不断改善，预计第一产业单位能耗从2015年的13.5万吨标准煤逐年下降至2020年的12.1万吨标准煤，2015~20年复合降幅约为2%。第二产业：2018年增速稳健但较17年有所放缓，供给侧改革改善能耗，二产比重减弱中金认为2018年二产GDP仍将保持稳健的增速，基于1）固定资产投资表现稳定，房地产开工面积和投资增速快于2017年以及2）在盈利显著改善，现金流和资产负债表修复请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明7 中金公司研究部:2018年1月8日的情况下或推动制造业投资加速的前提下，但同时考虑到2017年在低基数的助力下有强劲的反弹，2018年增速或有所缓和，基于2017~2019年二产GDP增速预测分别在6.3%/6.1%/5.8%的水平，我们预测第二产业电力增长在4.9%/3.5%/3.1%。第三产业：消费带动2018年增速持续上升新常态下我国经济结构不断优化升级，第三产业消费需求逐步成为主体。我们预测三产的GDP增速将会从2016/17年7.8%的水平进一步提升至2018~19年8%的较高水平。以现代服务业为代表的第三产业也成为用电需求的中坚力量。2017年前11个月，全社会用电量增速6.5%，其中第三产业用电同比大幅增加10.5%，表现强劲，大幅高于二产的5.5%。中金宏观预测2017~2019年，三产的GDP增速在8.1%的水平，而三产的用电需求稳定在2017-19年的10.3%-10.6%。主要原因包括：►收入增加推动消费：统计局的数字显示2017年前三季度城镇居民和农村居民收入依然保持稳健的增速，分别增长8.3%和7.5%。我们相信随着城乡居民收入的提升，消费动力也逐步从基础消费进一步扩张到更高端的消费升级，前三季度城镇居民的人均消费支出增长主要体现在医疗保险、教育文化、生活用品及服务。从用电需求上来看，2017年前10个月房地产业、教育以及商务服务、居民服务用电需求同比增长12.9%、11.6%和11.0%。此外，十九大已经将扶贫脱贫作为未来几年的国家重要战略发展，随着扶贫政策接连落地，有望加速改善农村地区生活质量，有效的拉动消费需求（交通通信、医疗保险、居住等）。►新兴用电需求培育：近几年，国家积极寻求产业升级，在李克强总理倡导的“大众创业、万众创新”号召下，积极鼓励信息消费，大数据等信息技术加快发展。细分行业中，我们发现前10个月计算机服务和软件业、城市公共交通以及电气化铁路为主要的推动力量，分别同比增长29.7%、25.3%和14.2%。图表6:一产GDP和用电量增速图表7:二产GDP和用电量增速60,00010.0%7.9%50,0007.3%8.0%6.2%6.3%6.1%5.8%5.8%40,0005.2%6.0%6.7%6.1%30,0004.9%4.0%3.7%3.5%20,0003.1%3.0%2.0%10,0000.0%-1.4%--2.0%201320142015A2016A2017E2018E2019E2020E二产：用电量（亿度电）第二产业GDP二产：用电量增速资料来源：统计局，中金公司研究部资料来源：统计局，中金公司研究部图表8:三产GDP和用电量增速图表9:二产用电月度同比增速vs.钢铁，有色和水泥月度产量同比增速（%）14,00012.0%(%)(%)11.2%12,000504011.0%403010,0003010.6%10.5%10.0%2010.3%10.2%208,00010.0%10109.0%8.3%8.2%8.1%8.1%8.1%06,00007.8%7.8%(10)8.0%(10)4,000(20)7.5%7.8%(30)(20)7.0%2,00011/0903/1007/1011/1003/1107/1111/1103/1207/1211/1203/1307/1311/1303/1407/1411/1403/1507/1511/1503/1607/1611/1603/1707/1711/17-6.4%6.0%粗钢产量同比增长率(左轴)水泥产量同比增长率(左轴)201320142015A2016A2017E2018E2019E2020E10种有色金属产量同比增长率(左轴)发电量同比增长(右轴)三产：用电量（亿度电）第三产业GDP三产：用电量增速资料来源：统计局，中金公司研究部资料来源：统计局，中电联，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明8 中金公司研究部:2018年1月8日电力供给侧改革下，火电负债率逐步改善，未来资本开支稳定但投资结构向新能源倾斜。从近两年数据来看，由于政府严格管控煤电投资，淘汰落后产能，火电企业的负债率从2013年起纷纷有所改善。除了华能集团在2015年略有上升外，五大发电集团的负债率连年下降。电力供给侧改革有利于公司整合资金，改善集团内部能源结构。根据和电力企业的交流来看，虽然煤电开发受到抑制，但是公司普遍没有下调资本开支的计划，同比保持稳定，其中除了火电机组改造费用外，剩余的大部分则是用于积极开发新能源。华能国际和华润电力每年计划新增风电装机1GW/1.5GW，而中国电力则积极布局光伏项目。由此可见，火电企业为了面对整体能源结构转型，以及应对碳排放交易和未来配额制下发，布局新能源是一个大的趋势。图表10:2013~2016火电企业杠杆情况图表11:火电企业资本开支计划（亿元）资本开支2017E2018E2019E未来发展目标88%未来火电投资会很少，燃气/风华能国际22726923486%电每年1GW大唐发电132n.a.n.a.加大风电光伏投资84%风电投资缓慢，降低负债率为华电国际150n.a.n.a.首要目标，可以压缩投资82%资本开支2018/19尚没有明确指引，主要看风电投资的进度，华润电力135n.a.n.a.80%不一定下降，目前2018/19年每年计划新增风电装机1.5GW78%除去收购，资本开支维持每年华能集团大唐集团华电集团国电集团国电投稳定在70亿，总量不会变，但中国电力7670702013A2014A2015A2016A是扩大清洁能源投资，逐步减少煤电投资资料来源：公司数据，中金公司研究部资料来源：公司数据，中金公司研究部全国范围的碳排放交易体系在2017年底已启动，火电发电量总量控制将是趋势。2017年12月19日，发改委正式下发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》。方案提出以发电行业为突破口率先启动全国碳排放交易体系，未来逐步扩大到其他行业。此次设定参与交易的发电企业门槛为年综合能耗1万吨标准煤（相当于二氧化碳排放2.6万吨当量），共计约有1700多家电力企业参与交易，发改委测算碳排放总量达到30多亿吨，对应火电发电量36,496亿千瓦时，占预测的2018年全年火电发电量的81%。配额总量设定和分配方案以基准线法和历史强度下降法为准。基准线以上的企业，鼓励增加生产，获得更多配额，获取利润。但具体分配数额细则尚未出台。因此在整个政策的基础下，我们认为火电即使未来有陆续的装机增长，总量控制都将是趋势。中国政府在此前的哥本哈根会议上承诺2020年相对2005年单位GDP二氧化碳减排45%（碳强度）。2015年我国单位GDP二氧化碳排放比2005年已经下降了25%。目前经济增长和气体排放的关系正在处于“脱钩”即关系弱化状态，如果假设中国的GDP增长仍依旧在6%左右，我们推测2020年单位GDP碳排放相较2005年累计下降50%，实现承诺。图表12:7省市碳交易试点概况图表13:碳交易相关政策时间重要节点2009年11月哥本哈根气候大会6,000吨人民币/吨140中国承诺：2020年单位GDP碳排放比2005下降40-45%建立全国统一的检测考核体系1202010年8月《关于开展低碳省区和低碳城市试点工作》5,0002011年10月《关于开碳排放权交易试点工作的通知》1004,000北京，上海，天津，重庆，湖北，广东，深圳试点2011年12月《“十二五”控制温室气体排放工作方案》803,0002012年6月《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》602014年12月《碳排放权交易管理暂行办法》2015年9月《中美元首气候变化联合声明》2,00040提出2017年启动全国碳排放交易体系2015年12月《巴黎协定》1,000202016年1月《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》2016年3月《碳排放权交易管理条例》送审002016年11月《“十三五”控制温室气体排放工作方案》Jun-13Dec-13Jun-14Dec-14Jun-15Dec-15Jun-16Dec-16Jun-17Dec-172016年12月《“十三五”节能环保产业发展规划》当日成交总量（左轴）成交均价（右轴）2017年12月《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》第一阶段：电力行业启动碳交易涵盖约1700家年耗能达1万吨标准煤以上企业资料来源：万得资讯，中金公司研究部资料来源：中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明9 中金公司研究部:2018年1月8日图表14:亚临界机组（通常为小火电）负担更高碳排放成本的测算亚临界机组负担更高碳排放成本的测算超超临界机组较亚临界机组每年少排放二氧化碳量28%按中电联统计2016年火电单位发电量二氧化碳排放量0.822千克/千瓦时折算亚临界机组平均多排放0.230千克/千瓦时按10元每吨当量二氧化碳排放折算小火电比大火电度电成本负担高出0.002元/千瓦时资料来源：国际能源署，中电联，中金公司研究部结构性转变为未来新能源装机提供40-140%的增长空间。根据我们的测算，如果按照2020年的中国用电量7.28万亿度电力需求，3%和4%的增长，将需要2180-2910亿度的新增电力需求。考虑到碳税对于火电排放总量的控制，我们认为2020年后不再有火电净新增装机，因此测算风电和光伏的装机规模将需要达到37-60GW和57-92GW，相比现在将有48%-138%和14-83%的上升空间。图表15:新能源装机空间测算假设1假设2长期电力需求增长3%4%每年新增电力需求（十亿千瓦时）218291新增发电量（十亿千瓦时）核电3535水电3518风电74119光伏74119对应新增装机需求（吉瓦）核电55水电1010风电3760光伏5792资料来源：中金公司研究部火电装机需求持续下滑，新能源装机继续增长我们预计2018年的整体新增装机将会是133GW，略大于2017年的新增装机，主要来自风电的新增量提升：►可再生能源持续增长：2018年风电、光伏预计分别新增25GW和50GW，占总新增量的19%和38%。•风电：风电新增量有望从2017年的19GW（预测值）提升至25GW。我们认为装机新增需求多元化将是增加的核心逻辑，其中包含：1）风电参与扶贫，2）风电分布式进入市场交易，经济性被认可，投资空间逐步打开，3）地面电站建设红色预警地区从北部地区六省缩为三省，内蒙古、黑龙江和宁夏随限电率改善，再次放开风电建设准许，此外火电建设受到抑制后，传统发电企业将资本开支转移至新能源开发建设。•光伏：我们预计2018年全年新增50GW，较2017年的50GW（预测值）持平，其中上半年新增装机或在2017年高基数（24.4GW）的情况下出现同比回落。主要是我们了解到行业内地面电站的实际指标越来越少，因此虽然政策利好，但是实际装机量可能难以再现去年的辉煌。但是分布式将持续增长，支撑投资需求，全年光伏新增量不应悲观，将使得全年装机至少保持稳定。►火电供给侧改革控制新增装机：五大发电集团旗下火电上市公司给出的2018年装机指引中，大部分煤电机组已经进入停建缓建，仅少量机组计划投产。虽然最新的《北方地区冬季清洁取暖规划（2017—2021年）》定调清洁使用热电联产将是未来北方供暖的主要来源，但是考虑到目前大量已经实际建成的机组被停建缓建，因此我们认为更多是被停建和缓建的机组被允许运行或完工。我们预计2018年火电净新增装机将继续呈现同比下降趋势，或仅为37GW，较2017年的40GW（预测值）更低，其中包含：1）新增装机量42GW（vs.2017年45GW），2）2017/2018年分别淘汰5GW煤电装机。请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明10 中金公司研究部:2018年1月8日►核电装机方面三代机组将在2018年投产：2018年我们预测将有6台核电机组，共7.6GW投产，其中包含原来计划17年投产的台山1号和海阳1号机组，以及计划18年投产的田湾3&4号，三门1号以及阳江5号。以上机组分别在2009~2013年期间开工建设。由于核电建设周期性较强，投产日期整体偏差不大。►水电装机逐步增加：我们预计2017/18年水电新增装机稳定在10GW的水平。截至目前，两河口在2014年开工，杨房沟、苏洼龙和双江口在2015年开工，乌东德和叶巴滩在2016年开工，而白鹤滩也在2017年8月开工，仅这些水电站的在建装机达36GW以上。完成全部商运日期普遍在2020年以后，但这之前会陆续按机组投产。图表16:2015-2020年累计装机占比变化图表17:光伏装机多元化变化和风电装机100%40（吉瓦）3%5%359%7%10%12%14%3590%9%302%9%302%10%2%11%232480%2%11%2521%2%2020%3%2070%19%18%1518%1517%60%91066%64%550%62%60%557%55%040%201520161H161H17201520161H161H17201520162017E2018E2019E2020E光伏风电太阳能风电核电水电火电光伏分布式光伏地面电站光伏领跑者光伏扶贫风电新增装机资料来源：中电联，中金公司研究部资料来源：中电联，中金公司研究部图表18:核电在建和在运，新投产装机图表19:水电新增装机陆续投产60(GW)55.2400(GW)48.55043.2370124035.61233.41027.4340103012203103643527.26.17.6332342105.36.73202.22803200201520162017E2018E2019E2020E250在运装机在建装机新投产装机201520162017E2018E2019E2020E资料来源：中电联，中金公司研究部资料来源：中电联，中金公司研究部2018年电力改革将进入深水区，售电交易有望重回市场关注我们预测煤电联动最后会带来燃煤机组上网电价提升每度电1.5分钱，其中0.5分来自于取消各类税/基金征收，1分来自于电网（输配电价整理后腾出的空间）。但是存在小于或迟于我们预期的可能性，因为煤电联动机制带来的电价提升或并不能达成电企的利润变丰的效果，而变成煤企有进一步抬高煤价的空间，进而吃掉大部分利润，而另一方面终端电价上目前持续降价的政策需求仍然将维持不变，因此电价可调整的空间非常有限，同时。在高煤价下，煤企为了保证利润，无意通过释放过多产量达到平抑煤价的效果。如果煤价不再继续上涨，煤电联动将会带来：►火电盈利提升约14.7%~32.7%，而水电等由于外送电量按受电省份当地燃煤上网电价结算，故亦有望实现4.5%~9.8%的盈利上涨。请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明11 中金公司研究部:2018年1月8日►新能源板块补贴支付下降：煤电联动后燃煤上网电价提升，将会帮助减少每度电3分钱的补贴支付（不考虑脱硫脱销电价降低影响），使得2018年所需补贴总额减少9%，亦将有效改善运营商的现金流。图表20:煤电联动测算公式2015年周期2016年周期2017年周期平均电煤指数（元/吨）379348515电煤指数变化（2017vs.2015）136联动煤价公式：若煤价波动超过每吨100元且不超过150元C△=30+40×0.9+（指数变化-100）×0.8C△联动煤价95燃煤机组标杆上网电价与煤价联动计算公式P△=C△/5000*7000*供电煤耗/10000供电煤耗307.3在15年的燃煤机组标杆上网电价基础上应该联动幅度0.041（元/千瓦时）减去：2017年7月1日已经上调幅度（元/千瓦时）(0.012)减去：适当降低脱硫脱销电价（目前脱硫电价加价标准为(0.014)每千瓦时1.5分钱，脱硝电价为1分钱）我们预测煤电联动幅度0.015资料来源：发改委，统计局，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明12 中金公司研究部:2018年1月8日图表21:2018年IPP和水电盈利变化华能国际大唐发电华电国际华润电力中国电力2018年火电发电量（亿千瓦时）3,6901,4971,9291,592488电价提升幅度（元/千瓦时,除税）0.0130.0130.0130.0130.0132018年收入提升（亿元）4719252062018年税前利润145906710642盈利提升32.7%21.3%37.1%19.2%14.7%长江电力国投电力川投能源2018年受标杆电价影响水电发电量（亿千瓦时）911356328电价提升幅度（元/千瓦时,除税）0.0130.0130.0132018年收入提升（亿元）12542018年税前利润（亿元）25810743盈利提升4.5%4.3%9.8%资料来源：公司数据，中金公司研究部税率%18%14%1%图表少数股东22:可再生能源基金节省的计算%1%50%1%净利润提升9242017E2018E2018年净利润可再生能源基金补贴：（1-6批可再生能源补贴）213（1-7批可再生能源补贴）4642煤电联动前盈利提升4.5%4.3%9.8%风电补贴总额（百万元）30,05238,408地面光伏电站补贴总额（百万元）14,32418,858分布式光伏补贴总额（百万元）11,89422,394生物质补贴总额（百万元）21,29430,414可再生能源补贴总额（百万元）77,564110,075煤电联动后风电补贴总额（百万元）30,05232,157地面光伏电站补贴总额（百万元）14,32417,586分布式光伏补贴总额（百万元）11,89422,394生物质补贴总额（百万元）21,29428,362可再生能源补贴总额（百万元）77,564100,499变化%--8.7%资料来源：统计局，发改委，财政部，中金公司研究部围绕输配电增量配网，分布式和现货市场政策，才是电改的方向我们认为通过更多形式的市场化政策，增量配网，分布式，以及现货市场交易才是未来国家对于电改以及进一步降低电价的实际政策方向。也是实现进一步下降电力成本的主要手段。►启动分布式市场化试点交易2017年10月底发改委和能源局下达《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，意在2018年2月1日起启动交易。根据政策，接网电压等级在35千伏及以下的项目，单体容量不超过20兆瓦的分布式项目可参与市场电交易。或者单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。分布式开发商可选择1）与用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。2）委托电网企业代售电，后者对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”后将其余售电收入转付给发电项目单位。3）电网企业按国家核定的各类发电标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。►启动第三批增量配网试点，2018年上半年覆盖地级市以上所有城市在电力体制改革中，电网公司一家独大的局面正在改变，不再是唯一的售电方。随着增量配网运营商出现逐渐瓜分售电利益，电网垄断局面打破。目前已有两批增量配网项目在试点中（第一批105个项目+第二批90个项目）。从第一批105个增量配网项目运营情况看，7个项目已经取得电力业务许可证，民营企业参与多个项目。售电渠道的多样化，连接用户和发电企业，进一步扩大电力市场交易的范围。请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明13 中金公司研究部:2018年1月8日►2018年底或将启动电力现货交易试点。2017年9月5日，发改委和能源局下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，在南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区开展第一批试点，2018年底前启动电力现货市场试运行。试点将围绕形成日内分时电价机制，建立出清机制和阻塞管理机制。上述三条政策有利于：1.市场电量进一步打开：随着分布式开展电力交易，使得新能源也直接参与交易，同时帮助解决限电问题，因为新能源装机需要和需求匹配。2.加速平价上网：新政下，分布式“过网费”将非常低廉甚至可能为零，相比于电网厘定的0.35元/度的输配电价，拥有较强的经济优势。风电/光伏分布式项目的权益收益率将会达到14.2%/15.1%，具有吸引力。同时，更多的项目可以加入这个试点，例如单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内也可就近消纳。图表23:IRR测算（基于2018年的电价）18%17.0%16%15.1%15.2%14.8%14.2%13.9%14%13.3%11.4%12%10.7%10%8.8%9.0%8.0%8%7.1%6.5%6%4%2.8%1.6%2%0%风电光伏光伏核电风电水电燃煤光伏分布式分布式（3类地区）（AP1000）（4类风区）分布式地面电站(屋顶）权益收益率项目收益率资料来源：能源局，公司数据，中金公司研究部图表24:IRR测算的假设光伏光伏风电光伏核电风电主要假设（3类地区）水电燃煤分布式分布式分布式（AP1000）（4类风区）地面电站(屋顶）项目装机(兆瓦)2015.5201,250507006503单位建造成本(人民币/千瓦)8,0396,0005,70022,1607,74611,1104,0006,000总投资(人民币百万)1619311427,7003837,7772,60019股东权益比率20%20%30%20%20%20%20%50%融资成本5.0%5.0%5.0%4.5%4.5%4.5%4.5%6.5%折旧年数1515152515252015利用小时1,8001,1001,3007,0422,0003,6004,1651,100发电量（兆瓦时）36,00017,05026,0008,802,50094,0502,520,0002,707,2503,410限电率0%1%1%0%5%0%0%1%售电量/发电量95%95%95%95%95%100%95%95%售电量（兆瓦时）34,20016,19824,7008,362,37589,3482,507,4002,571,8883,240上网电价（人民币/千瓦时，除税）0.630.800.640.370.480.350.370.83秦皇岛动力煤价（5500大卡，元/吨）n.a.n.a.n.a.n.a.n.a.n.a.610n.a.单位供电煤耗（克/千瓦时）n.a.n.a.n.a.n.a.n.a.n.a.300n.a.权益收益率14.2%15.1%15.2%13.9%13.3%9.0%1.6%17.0%项目收益率8.8%11.4%10.7%6.5%8.0%7.1%2.8%14.8%资料来源：能源局，公司数据，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明14 中金公司研究部:2018年1月8日风电-风回路转，重回上升期装机多元化将是未来行业最大的变化短期：18年装机反弹至25GW，受益于部分省份投资预警解除和火电企业投资重心转移限电率大幅改善，内蒙古、宁夏和黑龙江有望出单。2017年2月，国家能源局下达了《关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知》，根据监测结果将内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等六个省份判定为风电开发建设红色预警区域。红色预警的省份不得核准建设新的风电项目，并要采取有效措施着力解决弃风问题。从2017年前三季度发布的限电率来看，内蒙古、宁夏和黑龙江的弃风限电率已经大幅低于20%的标准线。同时，前三季度的利用小时数分别同比上涨5%、14%和14%达1,432、1,210和1,351小时，有望完成最低利用小时目标。我们推测内蒙古+宁夏+黑龙江出单或将带来约2GW的投资空间。图表25:红六省限电率情况图表26:16年实际风电利用小时vs.最低保障收购小时数2,20045%2,00040%1,80035%1,60030%1,40025%1,20020%1,00015%80060010%4005%2000%-甘肃新疆吉林内蒙古黑龙江宁夏河北山西辽宁内蒙古黑龙江宁夏吉林新疆甘肃9M1620169M17标准线2016利用小时数保障性收购小时数资料来源：统计局，中电联，中金公司研究部资料来源：统计局，中电联，中金公司研究部煤电投资受到抑制，传统电力企业投资重心转移，加大新能源布局。当前，煤电2020年装机目标已经封顶在1,100GW。做个粗略的计算，能源局发布2017年9月底煤电装机约为963GW，考虑2017~2020年间淘汰20GW落后产能，即每年5GW，煤电在17年~20年每年平均可新增量约45GW，投资空间明显弱于15/16年的59/50GW。煤电新项目的指标获取已经愈发困难，不管是大型央企的电力平台还是地方电力企业，都在做着战略转变。从我们渠道交流的数据来看，18年整体的风电投资有望增长29%，而其中我们看到传统火电运营商从16-18年的风电投资在逐年上升，较传统风电运营企业更为积极。长期：需求多元化，开展扶贫+分布式风电+海上风电不同于之前的大规模集中式风电场开发，我们认为风电行业在2018年开始将迎来更为丰富的装机增长需求：小规模分散式开发进入工业园区、及农村助力扶贫行动、海上风电开发。这一系列举措将使得能够改善风电利用小时的技术得到更多的支持。分布式风电售电将带来长期增长动力。我们认为本次的分布式试点政策并不仅仅是为了分布式利用的推广，更是鼓励发电企业参与售电的刺激政策。考虑到分布式售电中给予的过网费相比传统电网输配电价的差额，我们认为售电公司将可以通过分布式项目来获得相比电网的竞争优势，将进一步扩大电力市场化交易的范围，这个才是我们认为整个政策核心逻辑。而相比增量配网，分布式售电不涉及电网的核心资产，同时在18年1月3日的《关于开展分布式发电市场化交易试点补充通知》提出分布式电站除自己与客户签订售电协议，也可以与配电网签订协议以及全额上网的方案，并没有将电网排除在外，请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明15 中金公司研究部:2018年1月8日因此我们认为未来两年分布式的比例将有望不断扩大。而风电是首次被放入分布式交易中进行鼓励，而相比光伏，风电其实已经在用户侧达到平价上网，因此将获得巨大的优势。以江苏为例，如果一个20MW的风电场，与当地工业用户签订0.6元/度（江苏一般工商业用电电价为0.82元/度，相当于26.8%折让），那么如果在110kV并网对工业园区用户10kV送电，将支付3分/度过网费，即相当于电价为0.57元/度，与4类风区目前的电价相当，因此即使没有任何补贴也能拥有足够的经济性。而政府仍然将支付90%的补贴优先与分布式项目，因此实际电价将为0.57+0.14元/度，将获得高达14.2%的项目回报（按照8/w成本和1800利用小时）。分布式开发，与国家扶贫政策高度一致：在2017年11月国家能源局印发《关于加快推进深度贫困地区能源建设助推脱贫攻坚的实施方案》，首次将风电纳入扶贫范畴，要求加快推进甘肃通渭风电基地、四川凉山风电基地建设，明确到2020年四川、云南、西藏、青海风电装机累计并网分别达到500、1200、20、200万千瓦。督促各省将风电、光伏建设规模向“三区三州”等贫困地区倾斜。从该政策带来的装机增长来看，我们预计未来每年受益于扶贫政策的风电新增装机约有1.5GW。风电海上拉开帷幕：根据金风科技提供的数据，2017年1~9月的国内公开招标共计21.3GW，同比下降11.7%。然而海上风电招标量却强势崛起，达2.9GW，占比13.6%，同比增幅高达189%。到2017年4月，中国海上风电核准规模已达8.17GW。2020年，江苏、浙江、福建、广东、海南、山东、上海、河北、辽宁等省市海上风电开工规模总计将达到7800多万千瓦。我们预计每年的新增量将至少达到1GW。图表27:主要发电企业的未来风电装机投资计划新增风电装机2016A2017E2018E传统风电运营商1.5~1.7GW(500MW海上风电，龙源电力1604MW1.2GW224MW南非项目)华能新能源532MW600~700MW~1.2GW大唐新能源1346.5MW500MW1GW金风科技1107.4MW600MW1GW未来加大海上风电建设，保障投产福华电福新923.4MW500~600MW清300MW海上风电，加快境外资产并购研究中国风电420MW300MW300MW国华电力1230MW1150MW1150MW中广核风电1890MW2GW2GW小计9,0536,7508,150同比变化-25%21%传统电力运营商风电投资比例会增加（上半年新能源投产150MW，在建500MW。还有大唐发电187.7MW260MW下半年会核准。现在核准待开工的有1GW。）华能国际328MW~1GW~2GW华电国际480.4MW668.6MW600MW华润电力992MW1.2GW1.5GW中国电力49.5MW200~300MW500~600MW三峡新能源3146MW3146MW3146MW北控清洁能源48MW-1GW小计5,2326,6659,196同比变化27%38%合计14,28513,41517,346同比变化-6%29%资料来源：公司公告，中金公司研究部图表28:扶贫政策2017~20年每年2017年9月底2017E2020E累计目标平均新增四川1.61.65.01.1云南7.57.512.01.5西藏0.00.00.20.1青海1.01.02.00.3四省共计10.110.119.23.0甘肃通渭风电基地2.00.7四川凉山风电基地10.53.5资料来源：发改委，能源局，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明16 中金公司研究部:2018年1月8日新增装机趋势风电正在复制光伏15-17的态势从历史数据来看，风电新增装机在2013~2015年基本呈现稳步递增的态势，在2016年由于“十二五”收官在高点，导致数据下降较明显。过去，推动装机快速增长的方式主要是简单粗暴的电价下调预期下的抢装现象，需求驱动来源单一。光伏装机虽然也主要依靠抢装达到快速增长，但即使在光伏电站17年较16年下降18%的情况下，2016年/10M17分别实现35GW和45GW可观的新增量，超出市场预期。而这一预期差就是来自于光伏分布式项目的爆发和领跑者/扶贫规模的快速扩张。我们认为风电18-19年的装机增长将类似光伏16-17年的表现，通过多元化装机带来8-34%的增长。图表29:2015-20年光伏新增装机预测图表30:2015-20年风电新增装机预测7031608508627471253401108111.51.51.518304233111125283320128102319142222221097019192015A2016A2017E2018E2019E2020E15地面电站分布式扶贫领跑者2015A2016A2017E2018E2019E2020E陆地集中风电海上风电扶贫分布式资料来源：中电联，中金公司研究部资料来源：中电联，中金公司研究部利用小时将会持续改善从主要的限电省份的分季度限电率数据来看，2017年前三个季度较同期都有大幅下降。风电企业普遍表示政府保障性消纳政策执行力度明显改善。17年政府加大了电力供给侧改革和环保督察力度，力求推动中国能源清洁化。我们相信这也是未来几年的主要趋势，更多的发电空间将会保留给清洁能源。因此我们预测2018年风电利用小时进一步回升至2,000小时。图表31:2017年各省限电率数据图表32:2017年前10个月同比新增发电量中风电占比60%5%50%10%40%火电30%水电15%20%风电核电10%6%64%光伏0%1Q161H169M1620161Q171H179M17甘肃新疆吉林内蒙古黑龙江辽宁宁夏全国平均资料来源：统计局，中电联，中金公司研究部资料来源：统计局，中电联，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明17 中金公司研究部:2018年1月8日补贴改善需要绿证和配额制支持，但存量补贴存在压力我们调研发现2017年可再生能源的补贴回收速度较为缓慢的原因是补贴优先给予了新的增量，存量项目排序靠后。拿2017年的数据为例，我们预计可再生能源基金征收总量在人民币693亿元，若首先支付当年1-6批扶贫光伏、分布式光伏以及生物质发电补贴，共计约364亿元，剩下的330亿元仅相当于当年集中式光伏+风电所需补贴总量412亿的80%，意味着约有20%的集中式风电+光伏无法收到补贴。我们预计2018年上半年在没有推出绿证或提升可再生能源附加之前，这个情况比较难改善。图表33:可再生能源测算2017E2018E（1-6批可再生能源补贴）（1-7批可再生能源补贴）可再生能源基金征收总量（百万元）69,30672,370扶贫装机(吉瓦)614利用小时1,1001,100集中式光伏发电量（吉瓦时）6,60015,400集中式光伏上网电价（人民币/千瓦时）0.850.75对标火电上网电价（人民币/千瓦时）0.370.37扶贫光伏电站补贴总额（百万元）3,1685,852分布式发电装机（吉瓦）2853利用小时1,0001,000分布式光伏发电量（吉瓦时）28,32053,320分布式光伏补贴（人民币/千瓦时）0.420.42分布式光伏补贴总额（百万元）11,89422,394生物质发电装机（吉瓦）913利用小时6,0006,000生物质发电量（吉瓦时）56,03780,037生物质上网电价（人民币/千瓦时）0.750.75对标火电上网电价（人民币/千瓦时）0.370.37生物质补贴总额（百万元）21,29430,414先付：扶贫+分布式+生物质36,35658,660征收总量-剩余32,95013,709需要付：集中式风电+光伏41,20851,414未能支付集中式风电+光伏比例：20%73%资料来源：统计局，发改委，财政部，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明18 中金公司研究部:2018年1月8日光伏-顺势而上，进入平价倒计时全球光伏增长2018年上半年或有压力，但仍将是最有潜力的新能源2017年，光伏分布式实现爆发时增长，上半年新增7.11GW，同比增长2.9倍。我们认为光伏板快在18年的上半年存在调整的可能，主要是考虑到年初美国201法案落地和特朗普税改对需求会有影响。由于201法案始终处于悬而未决的状态，光伏开发商在未来收益率存在下滑可能的情况下提前布局，从而使得美国光伏开发需求在整个2017年下半年都维持在较高的水平。但是国内光伏行业目前是处于一个新的周期中，我们认为分布式装机的增长将减缓过去市场季度的波动，目前行业政策支持的方向更加明确。预计2018年全球装机会达到111GW，中国装机会稳定在50GW左右。而上半年需求回落的主要压力来自美国201的法案预计将会在1月份落地，以及税改将消弱可再生能源减税对于企业投资的吸引力。考虑到3~4季度的时候美国的渠道供应商向中国购买了近5GW的组件，这块将使得1~2季度的美国采购量大幅减少。图表34:全球光伏需求预测图表35:主要市场的季度装机150(GW)142.422,000(MW)128.220,000111.218,00012016,00099.914,0009012,00075.410,0008,0006051.36,0004,0002,00030-1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q4Q1Q2Q0201520162017E2018E2019E2020E2015201520152015201620162016201620172017欧洲日本其他国家印度美国中国印度日本美国中国资料来源：彭博新能源财经，中电联，中金公司研究部资料来源：彭博新能源财经，中电联，中金公司研究部图表36:17年10月底中国组件企业占全球市场出货69%图表37:2016年底各产业环节前4/前8家的市场集中度100%晶科90%83%16%天合80%阿特斯66%31%英利70%61%62%晶澳60%49%韩华50%45%14%协鑫集成40%34%正泰27%30%尚德20%0%2%昱辉1%京瓷10%2%12%3%中利0%4%海润PolysiliconWaferCellModule2%2%5%6%其他前八家集中度前四家集中度资料来源：Solarzoom，中金公司研究部资料来源：Solarzoom，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明19 中金公司研究部:2018年1月8日中国电价调整方案靴子落地，降幅小于预期。2017年12月发改委宣布〈关于调整光伏发电陆上标杆电价的通知〉对于2018年之后的日地面电站/全额上网分布式电价下调0.1元/千瓦时，但是仍然宽限制6月30日执行，而自发自用的补贴则在2018年1月1日后下调0.05元/千瓦时至0.37元/千瓦时。对此，我们在保证造价不变的情况下（即产业链各环节产品价格保持当前水平），对现行电价和调整后电价进行了项目回报测算。在光伏三类地区电价下降后，虽然融资成本降低，但是权益收益率和项目收益率分别从15.1%/10.7%下降到14.2%/8.8%的水平。但是在年末单位造价下降后，可弥补电价下降情况，使得项目收益率迅速回到原先水平。图表38:回报测算光伏光伏光伏（3类地区）分布式隔墙售电地面电站(屋顶）2017权益收益率15.1%16.4%项目收益率10.7%14.3%假设变化单位建造成本(人民币/千瓦)6,5006,500融资成本5.0%6.5%利用小时1,3001,100上网电价（人民币/千瓦时，除税）0.730.872018年初权益收益率14.2%12.6%14.9%项目收益率8.8%10.1%13.3%假设变化单位建造成本(人民币/千瓦)6,5006,5006,500融资成本5.0%6.5%5.0%利用小时1,3001,1001,100上网电价（人民币/千瓦时，除税）0.640.830.802018年末权益收益率15.2%17.0%15.1%项目收益率10.7%14.8%11.4%假设变化单位建造成本(人民币/千瓦)5,7006,0006,000融资成本5.0%6.5%5.0%利用小时1,3001,1001,100上网电价（人民币/千瓦时，除税）0.640.830.80资料来源：发改委，能源局，中金公司研究部美国我们认为201法案即将落地以及美国税改方案的出台是影响18年美国市场需求的两大事件。►201法案的不确定性使得部分需求提前到17年下半年，预计2018年1月政策落地后需求略有回落2017年4月27日，美国光伏公司Suniva向美国国际贸易委员会申请运用“201条款”，对非美国制造的光伏产品设立最低进口价格。201条款，相比双反法规，成立的条件更为简易，只要确认1）外来进口量增加，2）本国产品产量或市场份额下降以及3）以上两条造成损害。若法律通过，执行期可达4年。根据Suniva提出的申请，组件和光伏的最低进口价格在第一年在0.78/0.40的水平，然后逐年递减到第四年的0.48/0.33（请见图54），但是均大幅高于现行售价0.31/0.20，甚至翻倍。请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明20 中金公司研究部:2018年1月8日图表39:201法案和双反政策对比图表40:Suniva提出的最低进口价格201法案反倾销/反补贴1.0(US$/watt)无指向性，该进口商品的0.90.78指向性全部来源国受到影响（允针对特定国家、特定产品的0.80.720.69许添加条款豁免部分国指向性措施0.7家）法律依据美国国内法律美国国内法律+WTO规则0.60.480.50.40美国国内企业无法承受全0.310.370.340.330.4球市场的竞争，海外企业不必须采取了任何不公平特定国家的贸易行为违背0.30.20判定手段，只要美国总统认为WTO规则，通过不公平竞0.2该行业受到竞争损害/有受争，影响美国国内企业0.1到竞争损害的威胁，就可0.0以启动组件价格电池价格进口补偿，关税，最低限措施进口税价，进口配额等第一年第二年第三年第四年当前市场价格资料来源：美国国际贸易委员会，中金公司研究部资料来源：美国国际贸易委员会，中金公司研究部►美国国会参议院最终投票通过了共和党税改法案，减税提供新选择，降低可再生能源投资积极性此前，面对高昂的企业税率，大型跨国企业会通过参与“税收平等”市场等方式，即从享有税收优惠的企业那里购买“税收抵免”的权利来降低税务开支。新能源领域投资是税收平等市场重要的组成部分，相对的，新能源项目也是依靠这个市场来融资开发建设，例如一个风电项目的50%~75%的融资来自于这一部分税收抵免。根据彭博新能源财经的数据，仅2016年，投资于新能源领域的税收平等市场规模就达到120亿美元，相当于美国全部新能源投资（585亿美元）的21%。按现有税制，跨国企业在缴交盈利产生地的海外所得税后，仍需向美国税局补交美国企业所得税35%税率和海外所得税的差异，例如苹果的爱尔兰海外子公司在缴纳爱尔兰当地12.5%税率后，需要向美国税局缴交35%-12.5%=22.5%的所得税。但是根据新的税改方案，控股超过一定水平的海外子公司汇回利润将改为征收不超过12%的税额。这意味着海外子公司有可能选择缴纳这不超过12%的税额，而放弃通过向可再生能源购买提供的30%的税收减免。大型企业投资可再生能源的积极性将会下降。此外，12月最终形成的经参众两院妥协的税改方案，按照参议院要求引入了税基侵蚀与反滥用税(BEAT)。这一机制要求除金融机构外的一般企业，需保持不低于10%的实际税率，即如果企业获得的税务抵扣导致实际税额低于应纳税额的10%，企业需要补足差额。这样导致企业通过投资可再生能源项目获得的较高税务抵扣面临使用限制，可再生能源税收抵免的吸引力进一步被削弱。综上，我们认为2018年美国光伏市场需求将维持在15GW的水平，较2017年的17GW增量放缓。图表41:税改变化现有税制新税制（草案）海外子公司控股超过50%即成为controlledforeigncorporation海外子公司控股超过10%可享有下列优惠(CFC)，需按规定缴税CFC产生的盈利缴交海外所得税后与美国企业所得税35%的税率差异需要上交美国税局（比如已缴交爱尔兰12.5%税率情况设立EstablishmentofParticipation（E&P）Exemption下，苹果的海外公司仍需缴交35%-12.5%=22.5%的所得税给美System，以股利形式汇回的盈利缴交不超过12%的税率国税局）海外子公司汇回利润用于投资美国国内地产仍需缴交全套国海外子公司汇回利润用于投资美国国内地产免税内税资料来源：汤森路透，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明21 中金公司研究部:2018年1月8日图表42:税基侵蚀与反滥用税安排以及计算范例条款两院协商版本结论公司缴纳下列两种税额中较高的一种：税基侵蚀与反滥用税(Base（1）金融机构11%；其他企业10%，2025年后为12.5%。ErosionAnti-abuseTax)（2）应纳税额减去按Sec.41(a)（科研税务抵免政策）和Sec.38（包括可再生能源PTC和ITC）给出的抵扣额的80%。税基侵蚀与反滥用税(BEAT)计算范例假定某公司为一间普通企业，其税基为：1,000情形1：实缴税款某公司在税改前按25%税率缴税，且可以获得150元税收抵免100某公司按新税制方法（1）计算结果100某公司按新税制方法（2）计算结果130最终该公司应缴纳130元情形2：实缴税款某公司在税改前按25%税率缴税，且可以获得200元税收抵免50某公司按新税制方法（1）计算结果100某公司按新税制方法（2）计算结果90最终该公司应缴纳100元资料来源：普华永道，中金公司研究部日本/欧洲我们认为日本和欧洲的光伏市场较为成熟，需求整体平稳，预计在2018~2020年分别保持每年6.5GW/5.6GW的新增装机。印度/新兴市场政策推动下，发展中国家成为光伏需求的另一大主要推动力。根据Solarbuzz数据，印度新增光伏装机从2014年的0.8GW，每年实现翻倍增长，在2015年新增2.1GW，2016年4.4GW。目前印度已经成为仅次于中、美、日、欧之后的第五大需求来源。和中国一样，印度政府也在积极推动新能源的发展，2014年印度新总理莫迪当选后，提出了到2022年实现100GW光伏装机的宏伟目标。IHS将南非、泰国、智利，马来西亚列为光伏市场的新兴市场，光伏的发展的主要推动力来自于日益加大的电力需求和减少对化石燃料进口的依赖。随着光伏产品的价格越来越具有竞争力，预计未来这些区域的装机会越来越多。产能释放带来中游价格回落从行业调研的情况来看，四季度多晶硅仍处于供不应求的阶段，价格在17~19元美金的高位运行，我们认为这样的情况将延续至2018年一季度才能出现缓解，即1）Wacker完成复产以及2）协鑫/通威股份逐步产能扩张。由于多晶硅的短缺且产能扩张需要时间，硅片产能的释放将大概率集中在2018年下半年。价格方面，考虑到需求在上半年有所缓解，我们认为光伏产业链各产品的价格应该从1季度后开始回落，但2~3季度价格压力会比较大，全年整体的价格下跌幅度会比较平稳，因此预计1季度多晶硅的价格应该会维持在18美元/千克的水平，从2季度开始回落。不会如2016年3季度一样出现断崖式下降，但预计年底将会回到13美元/千克水平，主要理由如下：►根据整理的各厂商投产计划，我们预测，2018年硅料的产能水平有望进一步提升142,000吨（+23.5%）至746,680吨。产能的扩张主要来自于保利协鑫的新疆20,000吨，通威股份的70,000吨，以及瓦克复产的20,000吨生产和东方希望的45,000吨。►多晶硅片金刚线普及，将会降低硅片对于多晶硅的耗量。我们预计18年多晶硅金刚线的普及率将从17年的50%快速提升至18年的100%。金刚线比砂浆线将会降低22%的硅耗，因此会使得平均每瓦硅耗从17年4.5克/瓦下降至18年的3.8克/瓦。则实际多晶硅产能按照GW提升将达到46.8%的增速。请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明22 中金公司研究部:2018年1月8日图表43:多晶硅产能（左轴，吉瓦）及多晶硅需求（右轴，吉瓦）250(吉瓦)(吉瓦)250217221200200187150150126142128100901001117310075505051868871513644002015201620172018E2019E2020E4间一线公司多晶硅产能（吉瓦）其他公司多晶硅产能（吉瓦）多晶硅需求（光伏装机，吉瓦）资料来源：Solarzoom,中金公司研究部政府加速推进平价上网，技术进步才是未来的方向“领跑者”项目竞价上网推动技术进步和成本下降。截止目前，从15年山西大同采煤沉陷区光伏基地1GW到16年8个基地5.5GW（占政府下达的2016年新增光伏电站指标的30%），再到17年11月能源局发布的17年光伏发电领跑基地优选结果，13个城市入围的10GW，领跑者总规模已扩大至16.58GW。政府通过支持高效率技术加速龙头企业从研发投资到回收的周期，因此加速多种光伏技术普及，比如PERC，双玻组件，N型组件。短期多晶硅普及金刚线是18年的一个明显趋势。我们预测18年随着金刚线切割的普及，多晶硅片成本的下降幅度将最明显。多晶硅片使用金刚线切割，将有效1）减少硅料成本，对于同样厚度的硅片，金刚线技术所需的硅料比砂浆技术少20%；2）切割效率提升，加工成本方面两种技术相差0.25元/片。金刚线切割或将帮助多晶硅片厂商减少成本0.5元/片以上。18年多晶硅片企业，包括保利协鑫、晶科等将首先受益；但考虑长期的发展，我们认为不断推出更高效电池的企业比如隆基股份，林洋能源将获得更长期优势，而保利协鑫需要完成多晶硅FBR及半导体级多晶硅的产业升级才能重新获得真正的行业优势。图表44:行业龙头企业RD变化图表45:装机变化和政策节点6006%20(吉瓦)推出分布式电量市场(百万人民币)化交易规则18推出可再生能源绿5005%色电力证书16调整4004%光伏标杆上网电价143003%12推出领跑者计划102002%推出8光伏扶贫计划1001%6-0%4英利晶澳晶科林洋通威2阿特斯隆基股份保利协鑫天合光能-大全新能源1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q2014201420142014201520152015201520162016201620162017201720172015R&D2016R&D2015R&D占比2016R&D占比季度新增光伏装机资料来源：公司数据，中金公司研究部资料来源：发改委，能源局，中金公司研究部图表46:各个电池/组件产品的新技术推进产业链环节代表公司技术影响多晶硅保利协鑫流化床法(FBR)降低能耗约26%，提升原料利用率，从而降低多晶硅生产成本。利好多晶硅环节。硅棒保利协鑫连续提拉法(CCZ)降低电耗，降低坩埚成本，提高生产速度，从而降低成本。利好硅片环节。硅片隆基、保利协鑫金刚线切割提高切割效率，降低损耗，提高硅料利用率，从而降低成本。利好硅片环节电池晶科干法黑硅反应离子刻蚀(RIE)绒面结构均匀，有效配合金刚线切割技术，提升转化效率，利好电池环节正面处理保利协鑫湿法黑硅金属催化化学腐蚀（MCCE）生产线改造成本较低，配合金刚线切割技术,提升转化效率，利好电池环节晶澳、晶科、天合、背面处理钝化发射极触电(PERC)增加长波光吸收，降低电子复合，提升转化效率。利好电池环节。阿特斯等天合、晶澳、协鑫集组件双玻组件技术防火安全性提高，适应建筑需求。利好组件环节，且利好光伏玻璃行业。成等资料来源：公司网站，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明23 中金公司研究部:2018年1月8日传统电力-底部回升，现金流改善煤价下降才是火电复苏的核心指标在目前煤炭和电力的博弈下，煤价虽然一直高位运行，但是煤企并无进一步复产来增厚利润的打算。通过稳定供给端，煤炭企业将火电企业压至煤电的盈亏平衡点。在无明显煤炭产能释放迹象下，我们认为新增电价上涨不能有效传导给火电企业，而是不断为煤炭价格上涨创造空间。即使发改委执行煤电联动，可能也无法有效地改善火电企业经营状况，从而无法为火电板块带来重估的机会。我们认为板块的估值修复只有在发改委控制住煤炭价格之后才能显现。中金煤炭组日前上调对2018年煤价预测，全年秦皇岛动力煤（5500大卡）的价格从580元/吨提升至600元/吨，同比下降6%，并认为2018年煤价走势将前高后低。以下是主要的判断依据：►煤炭价格上调主要因为宏观基于美国税改通过后美国增长通胀也有望加快，进而看好18年出口情况，提振需求。►当前供应释放有限，煤矿仍有增产空间，煤价仍存缓和可能。10月原煤产量低于2011~2015年平均10月产量，说明产量释放较为有限，煤企仍有意控制供给端。但是相信在高煤价和国家稳供应政策背景下，仍有增产空间。►新产能的投放将对稳定煤炭起到积极作用，执行力度成重要关键。发改委在2017年4月、6月、7月和9月分别印发鼓励优质产能释放、推动煤炭产能臵换等系列文件或召开煤炭供应专题会议。截止17年6月底，全国建设煤矿已建成，联合试运转的产能约为3.7亿吨，包含3.1亿吨新增产能。随着这部分的产能释放，预计2018年原煤产量有望同比增加7.5%至37.28亿吨。►17年水电低位和电力需求超预期或难以复制，18年火电发电空间同比缩小。我们预计煤电总发电量同比维持稳定，考虑到供电煤耗效率提升，我们认为煤炭需求也难以复制17年的旺盛。我们相信2018年1季度供暖结束后会适当出现煤炭价格小幅回落行业，带来板块的交易机会。图表47:煤价变化对各个公司的敏感度单位燃料成本变化1%对利润影响%2015A2016A2017E2018E华能国际-2.1%-3.8%-7.6%-4.6%华电国际-1.2%-2.8%-5.4%-2.9%大唐发电-1.7%-4.4%-4.7%-2.5%华润电力-1.1%-1.8%-2.5%-1.9%中国电力-1.1%-1.6%-2.7%-1.7%资料来源：公司数据，中金公司研究部利率上涨对于各个公司的实际影响可能有限，但会降低派息的吸引力根据万得数据，企业债及中短票据到期收益率从2016年四季度快速攀升，在2017年也呈现持续上扬的走势，上涨1.6个百分点。利率的持续走高，无疑对企业发债融资产生压力。其中，企业债到期收益率在2016年8月仅2.8%，而2017年12月这一数据已经上涨到5.0%。中金宏观组预测央行2018年将对称加息一次，预计在美联储3月或6月以后，幅度在25个基点，对公司融资产生一定影响。同时宏观组也预测2018年底前中国的10年期国债收益率也可能会上升至4.2%~4.5%左右，我们认为这一数据的提升将缩小和电力企业的股息收益率之间的差距，降低派息的吸引力。从搜集的发债信息来看，目前华能国际，华电国际和国电电力分别有110/115/110亿人请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明24 中金公司研究部:2018年1月8日民币的超短融债在2018年到期，占公司2017年整体债务比的5%~10%，其中华电国际占比最高，且公司对于利率上涨的敏感度最高，达4.4%。图表48:2015~2017年企业债/中短票据收益率变化图表49:利率上涨对各个公司的影响5.5%人民币百万2018年敏感度5.0%华能国际3.8%4.5%大唐发电4.0%4.0%华电国际4.4%国电电力3.4%3.5%中国电力3.0%3.0%2.5%人民币百万2017E年底有息负债超短融占比2018年到期超短融金额2.0%华能国际219,6165%11,000大唐发电143,6550%-华电国际118,33410%11,500Dec-14Feb-15Apr-15Jun-15Aug-15Oct-15Dec-15Feb-16Apr-16Jun-16Aug-16Oct-16Dec-16Feb-17Apr-17Jun-17Aug-17Oct-17Dec-17国电电力147,1997%11,000企业债到期收益率(AAA):1年中短票据到期收益率(超AAA):1年中国电力50,9990%-资料来源：万得资讯，中金公司研究部资料来源：公司数据，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明25 中金公司研究部:2018年1月8日金风科技乘风而上，进入新周期上调至推荐投资建议股票代码002202.SZ02208.HK我们上调金风科技-A股评级至“推荐”，同时提升目标价57%至评级推荐推荐人民币23.9元，基于22倍2018年市盈率，理由如下：最新收盘价人民币18.72港币13.60目标价人民币23.90港币17.40►看好18年全国风电新增装机回到25GW水平。我们对18年全国风电新增装机持乐观看法，有望从17年的19GW提升至52周最高价/最低价人民币19.75~10.57港币14.80~8.0025GW，基于1）政策放开3省装机；2）传统电力企业将扩总市值(亿)人民币617港币744大新能源投资。同时政府首次把风电加入分布式和扶贫发展，30日日均成交额(百万)人民币759.76港币133.81而风电分布式领域已达到平价上网，并摆脱过去受到补贴和发行股数(百万)3,5563,556限电周期限制，进入新增长周期。其中：自由流通股(%)791830日日均成交量(百万股)41.3310.62►预计2018年对外出货量将大幅反弹35%，并且市占率持续提主营行业新能源升至34%。我们认为公司18年的市场份额有望进一步提升，带动出货量提升38%至8.5GW，其中对外出货量7.5GW，提168002202.SZ沪深300升35%。长期，公司研发的智慧运营/大数据平台和全资子公151司天润在河南的分布式运营经验将帮助提高公司在分布式市(%)134场中获取更高的市场份额。117►虽然风机制造毛利承压，但招标价格已接近二线成本，未来相对股价100下降空间有限。虽然2016/17年风机招标价格同比下滑7/10%明显，但我们也注意到招标价格已经来到3700~3800元/千瓦832017-012017-042017-072017-102018-01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，好于市场预期。(人民币百万)2016A2017E2018E2019E我们与市场的最大不同？一方面市场认为电力过剩的情况下，中营业收入26,17425,43631,65735,140国需要等到火电利用小时回升之后才出现装机回升，但是电力供增速-12.3%-2.8%24.5%11.0%给侧改革本质上为煤电发电量设臵了上限，而在电力需求持续超归属母公司净利润3,0033,1543,8614,360预期增长下，新能源需求反弹将快于市场预期。我们认为市场对增速5.4%5.0%22.4%12.9%于风电发展过于悲观，预计明年开始风电行业的装机增长将会和每股净利润1.100.891.091.23光伏一样出现多元化发展。每股净资产7.306.126.697.29潜在催化剂：月度新增装机数据，招标数据变化，分布式示范性每股股利0.500.510.630.71项目落地。每股经营现金流1.130.901.251.43市盈率17.121.117.215.3盈利预测与估值市净率2.63.12.82.6基于较为乐观的全国风电新增假设，我们提高2017/18年每股盈EV/EBITDA16.721.417.215.3股息收益率2.1%2.7%3.3%3.8%利预测2%和15%至0.89/1.09元，同时引入2019年预测1.23元。平均总资产收益率5.1%4.8%5.4%5.4%上调金风科技-A股评级至“推荐”，提升目标价57%至人民币23.9元，基于2018年22倍市盈率。维持金风科技-H股“推荐”评级，平均净资产收益率16.3%15.1%16.9%17.5%基于SOTP上调目标价14%至港币17.4。风险资料来源：万得资讯，彭博资讯，公司信息，中金公司研究部电价下调风险。风机价格下降速度快于预期。刘俊刘佳妮季超联系人联系人分析员jun3.liu@cicc.com.cnjiani.liu@cicc.com.cnchao.ji@cicc.com.cnSAC执证编号：S0080117080030SAC执证编号：S0080117010012SAC执证编号：S0080515030001SFCCERef：AVM464SFCCERef：BFA993请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明26 中金公司研究部:2018年1月8日财务报表和主要财务比率财务报表（百万元）2016A2017E2018E2019E主要财务比率2016A2017E2018E2019E利润表成长能力营业收入26,17425,43631,65735,140营业收入-12.3%-2.8%24.5%11.0%营业成本18,61617,88822,77425,148营业利润-2.2%-7.9%37.8%13.3%营业税金及附加0000EBITDA13.9%1.0%31.4%15.2%营业费用2,4362,3672,9463,270净利润5.4%5.0%22.4%12.9%管理费用1,7151,9571,6441,825盈利能力财务费用6097438661,025毛利率28.9%29.7%28.1%28.4%其他253139198215营业利润率9.7%9.2%10.2%10.4%营业利润2,5442,3423,2283,657EBITDA利润率14.8%15.4%16.3%16.9%营业外收支1,0081,3181,2301,377净利润率11.5%12.4%12.2%12.4%利润总额3,5523,6604,4585,034偿债能力所得税446396463523流动比率1.341.311.241.30少数股东损益103110134151速动比率1.211.211.131.19归属母公司净利润3,0033,1543,8614,360现金比率0.310.230.160.20EBITDA3,8863,9265,1605,946资产负债率67.9%65.7%67.7%68.2%资产负债表净债务资本比率净现金净现金净现金净现金货币资金7,5345,2234,3425,975回报率分析应收账款及票据19,06018,52323,05325,590总资产收益率5.1%4.8%5.4%5.4%预付款项0000净资产收益率16.3%15.1%16.9%17.5%存货3,1922,4503,1203,445每股指标其他流动资产3,3103,2174,0034,444每股净利润（元）1.100.891.091.23流动资产合计33,09729,41334,51839,453每股净资产（元）7.306.126.697.29固定资产及在建工程19,52724,44229,97133,239每股股利（元）0.500.510.630.71无形资产及其他长期资产9,3149,2429,1699,096每股经营现金流（元）1.130.901.251.43长期资产0000估值分析资产合计64,43765,81376,61985,026市盈率17.121.117.215.3短期借款5,1644,5925,1175,372市净率2.63.12.82.6应付账款及票据19,49917,78022,63724,996EV/EBITDA16.721.417.215.3其他流动负债0000股息收益率2.1%2.7%3.3%3.8%流动负债合计24,66322,37327,75430,368长期借款和应付债券15,41917,18920,43923,949非流动负债合计19,07520,84524,09527,605负债合计43,73843,21851,84957,974股东权益合计19,97621,76323,80325,936少数股东权益7238329661,117负债及股东权益合计64,43765,81376,61985,026现金流量表净利润3,0033,1543,8614,360折旧和摊销9241,0581,3111,541营运资本变动-503-918-604-688其他-322-107-111-126经营活动现金流3,1033,1874,4565,087投资活动现金流入-1,510000投资活动现金流出-5,501-5,900-6,767-4,737投资活动现金流-7,011-5,900-6,767-4,737股权融资48000银行借款7,4521,7703,2503,510其他0000筹资活动现金流5,2474021,4301,282汇率变动对现金的影响47000现金净增加额1,385-2,311-8811,632资料来源：公司数据，中金公司研究部公司简介新疆金风科技股份有限公司成立于1998年，是中国最早从事风电机组研发和制造的企业之一，目前已发展成为全球领先的风电机组制造商，并致力于成为国际化的整体解决方案提供商,包括研发，生产，投资，销售和提供后续服务。金风科技根据不同的地理气候条件，进行差异化设计，形成了适用于高低温、高海拔、低风速、沿海等不同运行环境的风力发电机组系列，包括600kW/1.5MW/2.5MW/3.0MW/5MW及以上风机。请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明27 中金公司研究部:2018年1月8日图表50:盈利预测调整2017E2018E2019E人民币百万元调整前调整后%变化调整前调整后%变化调整前调整后%变化风机出货量(兆瓦)5,5755,5750%6,1407,50022%n.a.8,270n.a.营业收入25,43625,4360%27,09231,65717%n.a.35,140n.a.毛利率29%30%1%29%28%-1%n.a.28%n.a.销售管理费用-4,324-4,3240%-3,928-4,59017%n.a.-5,095n.a.净利润3,0963,1542%3,3303,86116%n.a.4,360n.a.每股收益(元)0.870.892%0.941.0915%n.a.1.23n.a.资料来源：公司数据，中金公司研究部图表51:金风风机平均售价与平均成本（人民币/千瓦）图表52:金风风机出货量（左轴：兆瓦）及毛利率（右轴）5,0006,00030%4,5005,00025%4,0004,00020%3,5003,00015%3,0002,00010%2,5001,0005%2,000-0%1H102H101H112H111H122H121H132H131H142H141H152H151H162H161H171H102H101H112H111H122H121H132H131H142H141H152H151H162H161H17平均售价（人民币/千瓦）平均成本（人民币/千瓦）风机出货量（兆瓦）毛利率资料来源：公司数据，中金公司研究部资料来源：公司数据，中金公司研究部图表53:风机制造商风电机组毛利率（左轴）及机组平均成本（右轴：人民币/千瓦）30%5,00026%25%4,00020%15%3,00015%14%4,0542,0003,69710%2,8202,7836%1,0005%0%-金风科技华锐风电上海电气东方电气COGS(RMB/KW)GM资料来源：公司数据，中金公司研究部请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明28 中金公司研究部法律声明一般声明本报告由中国国际金融股份有限公司（已具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格）制作。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但中国国际金融股份有限公司及其关联机构（以下统称“中金公司”）对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的信息、意见等均仅供投资者参考之用，不构成所述证券买卖的出价或征价。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。投资者应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，中金公司不向客户提供税务、会计或法律意见。我们建议所有投资者均应就任何潜在投资向其税务、会计或法律顾问咨询。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，中金公司及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。在不同时期，中金公司可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。本报告署名分析师可能会不时与中金公司的客户、销售交易人员、其他业务人员或在本报告中针对可能对本报告所涉及的标的证券市场价格产生短期影响的催化剂或事件进行交易策略的讨论。这种短期影响可能与分析师已发布的关于相关证券的目标价预期方向相反，相关的交易策略不同于且也不影响分析师关于其所研究标的证券的基本面评级。中金公司的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。中金公司没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。中金公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现。过往的业绩表现亦不应作为日后回报的预示。我们不承诺也不保证，任何所预示的回报会得以实现。分析中所做的回报预测可能是基于相应的假设。任何假设的变化可能会显著地影响所预测的回报。本报告提供给某接收人是基于该接收人被认为有能力独立评估投资风险并就投资决策能行使独立判断。投资的独立判断是指，投资决策是投资者自身基于对潜在投资的机会、风险、市场因素及其他投资考虑而独立做出的。本报告由受香港证券和期货委员会监管的中国国际金融香港证券有限公司于香港提供。香港的投资者若有任何关于中金公司研究报告的问题请直接联系中国国际金融香港证券有限公司的销售交易代表。本报告作者所持香港证监会牌照的牌照编号已披露在报告首页的作者姓名旁。本报告由受新加坡金融管理局监管的中国国际金融（新加坡）有限公司(“中金新加坡”)于新加坡向符合新加坡《证券期货法》定义下的认可投资者及/或机构投资者提供。提供本报告于此类投资者,有关财务顾问将无需根据新加坡之《财务顾问法》第36条就任何利益及/或其代表就任何证券利益进行披露。有关本报告之任何查询，在新加坡获得本报告的人员可向中金新加坡提出。本报告由受金融服务监管局监管的中国国际金融（英国）有限公司（“中金英国”）于英国提供。本报告有关的投资和服务仅向符合《2000年金融服务和市场法2005年（金融推介）令》第19（5）条、38条、47条以及49条规定的人士提供。本报告并未打算提供给零售客户使用。在其他欧洲经济区国家，本报告向被其本国认定为专业投资者（或相当性质）的人士提供。本报告将依据其他国家或地区的法律法规和监管要求于该国家或地区提供本报告。特别声明在法律许可的情况下，中金公司可能与本报告中提及公司正在建立或争取建立业务关系或服务关系。因此，投资者应当考虑到中金公司及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。与本报告所含具体公司相关的披露信息请访问http://research.cicc.com/disclosure_cn，亦可参见近期已发布的相关个股报告。与本报告所含具体公司相关的披露信息请访http://research.cicc.com/disclosure_cn，亦可参见近期已发布的关于该等公司的具体研究报告。研究报告评级分布可从http://www.cicc.com.cn/CICC/chinese/operation/page4-4.htm获悉。个股评级标准：分析员估测未来6~12个月绝对收益在20%以上的个股为“推荐”、在-10%~20%之间的为“中性”、在-10%以下的为“回避”。星号代表首次覆盖或再次覆盖。行业评级标准：“超配”，估测未来6~12个月某行业会跑赢大盘10%以上；“标配”，估测未来6~12个月某行业表现与大盘的关系在-10%与10%之间；“低配”，估测未来6~12个月某行业会跑输大盘10%以上。本报告的版权仅为中金公司所有，未经书面许可任何机构和个人不得以任何形式转发、翻版、复制、刊登、发表或引用。V160908编辑：樊荣、张莹 北京上海香港中国国际金融股份有限公司中国国际金融股份有限公司上海分公司中国国际金融（香港）有限公司北京市建国门外大街1号上海市浦东新区陆家嘴环路1233号香港中环港景街1号国贸写字楼2座28层汇亚大厦32层国际金融中心第一期29楼邮编：100004邮编：200120电话：(852)2872-2000电话：(86-10)6505-1166电话：(86-21)5879-6226传真：(852)2872-2100传真：(86-10)6505-1156传真：(86-21)5888-8976深圳SingaporeUnitedKingdom中国国际金融股份有限公司深圳分公司ChinaInternationalCapitalChinaInternationalCapital深圳市福田区深南大道7088号Corporation(Singapore)Pte.LimitedCorporation(UK)Limited招商银行大厦25楼2503室#39-04,6BatteryRoadLevel25,125OldBroadStreet邮编：518040Singapore049909LondonEC2N1AR,UnitedKingdom电话：(86-755)8319-5000Tel:(65)6572-1999Tel:(44-20)7367-5718Fax:(65)6327-1278Fax:(44-20)7367-5719传真：(86-755)8319-9229北京建国门外大街证券营业部北京科学院南路证券营业部上海浦东新区世纪大道证券营业部北京市建国门外大街甲6号北京市海淀区科学院南路2号上海市浦东新区世纪大道8号SK大厦1层融科资讯中心B座13层1311单元上海国金中心办公楼二期46层4609-14室邮编：100022邮编：100190邮编：200120电话：(86-10)8567-9238电话：(86-10)8286-1086电话：(86-21)2057-9499传真：(86-10)8567-9235传真：(86-10)8286-1106传真：(86-21)2057-9488上海黄浦区湖滨路证券营业部深圳福华一路证券营业部杭州教工路证券营业部上海市黄浦区湖滨路168号深圳市福田区福华一路6号杭州市教工路18号企业天地商业中心3号楼18楼02-07室免税商务大厦裙楼201世贸丽晶城欧美中心1层邮编：200021邮编：518048邮编：310012电话：（86-21)56386-1195、6386-1196电话：(86-755)8832-2388电话：(86-571)8849-8000传真：（86-21)6386-1180传真：(86-755)8254-8243传真：(86-571)8735-7743南京汉中路证券营业部广州天河路证券营业部成都滨江东路证券营业部南京市鼓楼区汉中路2号广州市天河区天河路208号成都市锦江区滨江东路9号亚太商务楼30层C区粤海天河城大厦40层香格里拉办公楼1层、16层邮编：210005邮编：510620邮编：610021电话：(86-25)8316-8988电话：(86-20)8396-3968电话：(86-28)8612-8188传真：(86-25)8316-8397传真：(86-20)8516-8198传真：(86-28)8444-7010厦门莲岳路证券营业部武汉中南路证券营业部青岛香港中路证券营业部厦门市思明区莲岳路1号武汉市武昌区中南路99号青岛市市南区香港中路9号磐基中心商务楼4层保利广场写字楼43层4301-B香格里拉写字楼中心11层邮编：361012邮编：430070邮编：266071电话：(86-592)515-7000电话：(86-27)8334-3099电话：(86-532)6670-6789传真：(86-592)511-5527传真：(86-27)8359-0535传真：(86-532)6887-7018重庆洪湖西路证券营业部天津南京路证券营业部大连港兴路证券营业部重庆市北部新区洪湖西路9号天津市和平区南京路219号大连市中山区港兴路6号欧瑞蓝爵商务中心10层及欧瑞天津环贸商务中心（天津中心）10层万达中心16层蓝爵公馆1层邮编：300051邮编：116001邮编：401120电话：(86-22)2317-6188电话：(86-411)8237-2388电话：(86-23)6307-7088传真：(86-22)2321-5079传真：(86-411)8814-2933传真：(86-23)6739-6636佛山季华五路证券营业部云浮新兴东堤北路证券营业部长沙车站北路证券营业部佛山市禅城区季华五路2号云浮市新兴县新城镇东堤北路温氏科技园服务长沙市芙蓉区车站北路459号卓远商务大厦一座12层楼C1幢二楼证券大厦附楼三楼邮编：528000邮编：527499邮编：410001电话：(86-757)8290-3588电话：(86-766)2985-088电话：(86-731)8878-7088传真：(86-757)8303-6299传真：(86-766)2985-018传真：(86-731)8446-2455宁波扬帆路证券营业部福州五四路证券营业部西安雁塔证券营业部宁波市高新区扬帆路999弄5号福州市鼓楼区五四路128-1号恒力城办公楼西安市雁塔区二环南路西段64号11层38层02-03室凯德广场西塔21层02/03号邮编：315103邮编：350001邮编：710065电话：(86-0574)8907-7288电话：(86-591)86253088电话：（+86-29）86486888传真：(86-0574)8907-7328传真：(86-591)86253050传真：（+86-29）86486868'