风力发电：风力发电究竟能不能赚钱

　　平安证券 窦泽云

　　本报告力图探讨一个问题：“风力发电在我们国家究竟能不能赚钱？”。对这一问题的研究，将有助于看清风电设备制造业的发展空间，同时有助于挖掘即将出现的以风力发电为主业的上市公司，比如银新能源，轻工机械。

　　对于风力发电赚不赚钱，我们的结论是：①国内早期的风电项目均是赚钱的；②特许招标项目投产当年多在盈亏平衡点附近，从特许经营25年的长周期看，考虑还贷后的财务费用减少，其平均的ROE水平大致在3～6%之间，离10%的合理回报水平还有一段距离；③目前是风力发电盈利低点，风电成本可能加速降低，风电必将成为一个能获取稳定合理回报的赚钱行业。

　　从全球看，风电产业的发展已经进入规模化阶段，风电制造成本在10年内有望再降低20%，加上资源价格上涨和环保的因素，以及国产化率的提高，我们认为，我国风电成本5年内就可能和传统火电接轨。

　　中国风电产业在2006年出乎世界预料的高速发展，后期发展将远超发改委规划，按照目前普遍的预测，中国将在2020年前后成为继欧洲、北美后的风电第三极。

　　结合欧洲对风力发电公司的估值情况，在我国风电产业10年内年均不低于30%，近4年不低于40%扩张的基础上，我们认为可给予我国风力发电产业08年动态的30倍市盈率估值。

　　CDM已经成为风电可依赖的长期利润来源，由于其具有的可持续性和与风电项目的高度关联性，结合风电产业30倍市盈率以上的估值水平，我们认为可以给予CDM收益20倍市盈率的估值水平。

　　金山股份是目前A股公司中风力发电收益占比最高的(13%)，银新能源，轻工机械有望成为后起之秀，值得重点关注。五大集团旗舰上市公司，以及地方电力龙头对风力发电也多有涉足，但短期来看，风电利润很难在这类公司总利润中占据10%以上的比重，风电对此类公司仅是一个概念。

　　1、风力发电究竟能不能赚钱？

　　报告的意义

　　目前A股中，鲜有以风电运营为主业的上市公司，但设备类的上市公司已初显端倪，形成一个板块。对风力发电盈利现状和前景的研究，就资本市场而言，主要有两方面的意义，首先，风电作为一个产业，运营商赚不赚钱，将来的前景如何，直接影响到上游设备商的发展空间；其次，风电产业的发展速度可能远超预期，成为发电领域里的重要力量，对其盈利状况和前景的研究，有助于挖掘即将出现的以风力发电为主业的上市公司，比如银新能源，轻工机械。

　　风电赚不赚钱，主要取决于电价和成本，因此，我们将主要探讨风电电价的现状和前景，以及成本的变化趋势。

　　依靠补贴的上网电价

　　国外的情况

　　欧洲是世界上风电开发最为成熟的区域，风电已经占据能源供应的很大比例。在丹麦，风电已经占全国电力消耗总量的20%；德国的几个联邦州，例如下萨克森州和萨克森·安哈尔特州，风电已能满足电力需求的25%以上；在西班牙的某些省，风电甚至可满足100%的电力供应。大规模的风电开发，对运营商而言，能否获取稳定合理的电价至关重要，总体看，欧美风电的并网电价还是高于传统的火电水电，甚至高于其销售电价，高电价的获取，政府补贴以保证风电合理的电价和盈利仍是主要的形式。不过美国和欧洲有所不同，美国更倾向立法对风电进行补贴，而欧洲相对更注重市场导向。

　　中国风力发电早期是完全的政府补贴，电价平均在0.70元以上，随着风电装机成本的降低，尤其是特许招标制度的引入，风电电价目前普遍降低到了0.5～0.6元之间。

　　2001年1月开始，原国家计委开始酝酿风电特许权试点，2001年6月决定在广东惠来和江苏如东进行试点。2003年3月，两个项目开始招标，共吸引了国内外9家公司参与招标，其中有3家国外公司和一家私营企业。2003年9月招标工作完成，结果华睿集团以0.436元/千瓦时的超低价格中标如东项目，在当时激起业内一片哗然；粤电集团则以0.501元/千瓦时的价格中标惠来项目。如今这两个项目均已投产。

　　有望进一步降低的成本

　　以单位千瓦时电量为衡量标准，对风力发电成本影响较大的因素主要有单位造价(对应折旧和财务费用)，利用小时(对应单位电量总成本)，利率(对应财务费用)，折旧率的选取(对应折旧)。至于人员工资，检修，材料等费用，占比重不大。

　　随着风电制造技术和规模化的推进，风电成本有望进一步降低，同时，不可再生资源品价格的上涨，将导致传统电力成本上升，风电成本相对下降。

　　伴随单机规模的增大，以及材料等方面的技术进步，历史上风电制造成本不断降低。以风电发展最为成熟的欧洲市场为例，目前其陆上风电的投资成本在800～1150欧元/千瓦，发电成本在4～6欧分/千瓦时之间

　　今后的趋势。世界风能理事会在2007年发表观点认为：“风电制造成本下降，60%依赖于规模化发展，40%依赖于技术进步。过去的风电成本下降更多的是依据技术进步，以后则更多的是依赖于规模化、系列化和标准化，到2020年，陆上风机的总体造价还可以下降20%～25%，海上风电的造价可以降低40%以上，发电成本可以同幅下降”。

　　在假设平均煤价每年上涨5%～10%，固定造价(目前火电造价大幅度下降可能性不大)的情况下，在2016到2020年前后，风电成本完全有可能降低到和火电相接近的水平，而我们必须强调的是，这是在没有考虑火电环保成本，以及风电环保收益的情况下得到的结论。我们认为考虑环保的因素，二者成本有望在2012年前后达到接近的水平。

　　短期情况不乐观，长期看好国产化率的提高。近期国内风电设备价格不降反升，主要是由于风电场建设超预期，导致设备供应紧张，另一方面进口设备关税的不利变动，也导致设备价格有所上涨。但由于有国产化率70%的要求，长期看，国产化率的提高，将加速风电成本的下降。

　　中国CDM项目截至6月在联合国注册的有87项，占全球注册项目数量的12%左右，但却占减排总量的43%，在交易量上处于领先。作为全球人口，地域最大的发展中国家，预计中国CDM注册项目数量仍有望进一步增加，减排总量则将继续保持领先。从近几年的CDM交易情况看，中国和巴西是最大的卖家，而欧盟和日本的私营企业是最大的买家

　　我们赞同CDM交易将成为清洁能源项目长期持续收入的观点。虽然目前尚无后京都时代减排承诺，因此2012年后对CERs(核证减排额)需求情况仍然不明确，但欧洲已决定2012年后实施进一步的减排要求，我们认为从全球环保的大环境看，中国等发展中国家最终也将加入减排行列，减排将成为长期的趋势，CDM项目收益将是可持续的。考虑到风电行业面临的快速发展前景，而CDM已经成为和国内风电相捆绑的利润，我们认为从估值的角度看，可以给予CDM项目略低于风电产业的估值水平，对应20倍左右的市盈率是合理的。

　　对风力发电企业而言，由于国内目前特许招标导致的过低电价，整体盈利水平不佳，因此争取CDM的交易补偿就成为十分重要的利润来源。

　　风电项目的CDM案例分析

　　案例假设：

　　风电装机100MW；

　　年利用小时2000小时；

　　地处西北电网；

　　交易价格10美元/吨。

　　计算：

　　结果：

　　10万千瓦的风电机组，顺利的话，可申请到年1000万元人民币以上的CDM收入。电网温室效应气体排放因子是该项目所处系统内发电设备按发电量平均的排放量(吨二氧化碳/兆瓦时)。

　　风电享有的优惠政策

　　《可再生能源法》

　　《可再生能源法》于2005年2月28日人代会通过，将于2006年1月1日起施行。可再生能源，是指风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。

　　法规要点：

　　可再生能源可列为能源发展的优先领域；

　　国家鼓励和支持可再生能源并网发电；

　　电网企业应当全额收购取得行政许可的可再生能源发电企业电量。www.topcj.com

　　对列入国家可再生能源产业发展指导目录的项目予以贷款和税收的优惠政策；

　　对取得行政许可的可再生能源发电企业，电网企业未全额收购其电量，造成企业损失的，应当承担赔偿责任。

　　虽然法规无法定量很多指标，但可以肯定的是，在上网电量消纳方面，风电有着火电不可比拟的优势，运营方面几乎不用考虑人为造成的利用小时下降。

　　税收优惠：对于风力发电企业，根据国家财政部、税务总局下发财税[2001]198号文件，给予增值税减半的优惠政策。

　　A股风电上市公司盈利状况

　　银新能源

　　公司本次增发完成后，将成为目前A股中规模最大的风力发电上市公司。而公司大股东宁夏发电集团远景规划将建设200万千瓦以上的风电装机，是目前投产装机的10倍。据大股东对公司的定位看，新建风电装机会不断注入上市公司，公司今后在风力发电领域成长空间极为广阔。

　　公司拟增发收购的贺兰山风电场9.18万装机，06年由于遭遇小风年，利用小时未达到设计值，对业绩有所影响，而07年上半年的情况有较大的好转，加权利用小时已经恢复到2000小时以上。

　　金山股份

　　目前上市公司中，金山股份是风力发电利润占净利润总额比重最高的(13%)，公司积累了丰富的风电运行经验，控股50%的康平、彰武一、二期风电场由于有较为合理的电价水平，加上CDM的引入，06年仅5万装机就实现了1700万的净利润，ROE在15%以上，远高于火电，甚至高于优质水电如长江电力。

　　公司目前拟建康平、彰武三期5万装机，已完成测风并获得发改委核准，静待成本和电价得到有利落实后开工。由于在风电领域有先发优势，加之东北丰富的风能资源，公司今后在风电领域仍有较大发展潜力。

　　轻工机械

　　公司大股东上海弘昌晟集团承诺将于2007年底之前，将其在内蒙古乌兰察布市拥有的400平方公里风电场资源，以及50兆瓦风场特许经营权项目公司整体注入公司。该项目公司总装机容量1500兆瓦，全部达产后，预计年发电量37.5亿千瓦时，预计净利润3.71亿元。由于公司总股本不过1.47亿，150万千瓦的风电装机，足以支持公司5～10年的高速发展。公司有可能成为风力发电领域的后起之秀。

　　其他涉足风力发电的公司

　　除去上述三家公司，五大集团旗舰上市公司，以及地方电力龙头也纷纷加入到开发风能的行列，但由于传统火电资产规模庞大，加之特许招标后电价的不利状况，短期来看，风电利润很难在这类公司总利润中占据10%以上的比重。因此，对此类公司投资价值的判断，依旧得依赖其传统产业的发展状况，风电对此类公司仅是一个概念。

　　关于风电赚不赚钱的结论

　　从上市公司已投产机组的情况看，风力发电是赚钱的，即使是粤电集团以特许招标形式拿到的惠来石碑山风电也已略有盈利。但特许招标制度的推行，大大削弱了国内风力发电企业的盈利能力。我们最终的结论是

　　①国内早期的风电项目均是赚钱的；②特许招标项目投产当年多在盈亏平衡点附近，从特许经营25年的长周期看，考虑还贷后的财务费用减少，其平均的ROE水平大致在3～6%之间，离10%的合理回报水平还有一段距离；③目前是风力发电盈利低点，风电成本可能加速降低，风电必将成为一个能获取稳定合理回报的赚钱行业。

　　当前国内风场设备造价普遍在10000元/kw左右，在这样的设备造价下，风力发电的盈亏主要取决于电价和资源条件。在假定单位造价1万元的条件下，算上CDM收益和优惠税率，对应不同资源条件和电价，风电场的盈亏平衡和合理回报点见下表。由于国内多数风能资源年利用小时在2000小时左右，这样的资源条件，要获得合理的回报，电价水平不能低于0.60元，而实际上此等资源水平的招标项目，中标电价多在0.50元左右。

　　2、风力发电类上市公司估值探讨

　　国外风电企业的盈利和估值情况

　　目前在欧洲以风电和新能源为主业的上市公司基本不赚钱，06年的ROE大多为负，因此无法计算PE。但从PB估值的角度看，则总体水平较高，06年PB平均水平高达4.46倍，这意味着假如风电产业能达到8%～10%的ROE水平，也就是传统电力的平均水平，则静态PE在40倍左右。从动态PE值来看，也基本印证了这个逻辑，我们大致可以认为欧洲对风力发电产业的估值水平总体较高，07、08年的动态市盈率在30倍以上。

　　国内风电企业的估值讨论

　　归根结底，估值高低取决于增长速度和质量。因此无论欧洲是怎样的，我们对国内风力发电企业的估值还是要视具体情况而定。不过和传统火电、水电甚至核电不同，风电作为新生事物，欧洲经验多少有些参考价值。

　　我们认为在国内节能减排政策的推进下，不排除风电的电价政策出现有利于运营企业变化的可能。同时正如我们前面分析的，风电制造成本的降低和火电燃料价格的升高，以及环保的收益，抛开政府补贴，风电盈利能力将有望5～10年内达到和火电相近的水平。

　　另一方面，风电规模的高增长是火电很难相比的，因此，在我国风电产业10年年均不低于30%，近4年不低于40%扩张的基础上，我们认为给予风电产业08年动态的30倍PE估值并不为过。对于我国风电产业的扩张速度预期，我们将在后面讨论。

　　3、风力发电风险因素

　　对于风力发电，也有不少负面的声音，比如：

　　并网的安全性

　　由于风力发电原动力的不可控，风速的不稳定性和间歇性决定了风电机组的出力也具有波动性和间歇性的特点，风电基本上是不可调度的。并网运行的风电场相当于一个具有随机性的扰动源，对电网的可靠运行造成一定的影响。

　　目前国内各区域电网基本上处于连通状态，相对于风电电源来说，均可视为大电网，小电源对大电网频率影响甚微。只是对部分偏远地区而言，电网结构相对薄弱，会对电网的稳定性产生一定的影响。对此，也有很多技术专家提出了解决办法，比如说通过改善电网结构，使风电电压波动被补偿掉，或加装一些装置达到限制风电并网影响的作用。

　　从欧洲发展的经验看，风电在部分地区已经占据主导地位，表明技术方面已经得到了完善的解决。在我国，风电并网存在的不安全性值得关注，但不会成为限制风电发展的技术瓶颈。

　　对环境的影响

　　噪音

　　风力发电时会产生噪音，可分为机械噪音和空气动力噪音。但是，这些噪音相对于交通工具，和其他的一些工业噪音，并不算大。同时，现在优化设计的风机，可使风机在运行时更为安静。

　　4、中国，风电极具潜力的市场

　　风电是我国解决资源瓶颈的有效途径

　　中国单位GDP的能源消耗，分别是日本的11.5倍，意大利的8.6倍，法国和德国的7.7倍，英国的5.3倍，美国的4.3倍，加拿大的3.3倍。同时，高能耗还带来了高污染，中国目前主要污染物排放量位居世界前列，长此以往，资源和环境都无法承受目前的发展模式。我国风力资源丰富，从欧洲发展风电的历史经验看，风电将是我国解决能源问题的有效途径。

　　2006年是我国实施《可再生能源法》的第一年，风电建设步伐明显加快。国家发改委日前公布的数据显示，据不完全统计，到2006年底，全国已建成约91个风电场，装机总容量达到约260万千瓦，比2005年新增装机134万千瓦，增长率105%，快过05年66%的同比增长速度

　　5、 全球风电展望

　　全球风电10年来平均增幅25%以上

　　从全球范围看，风电作为可再生能源，随着能源价格的高涨，以及环保日益受到重视，在过去几年中呈现加速增长之势。2005年2月，《京都议定书》的生效，成为风力发电行业飞速发展的催化剂。据欧洲风能协会的最新统计数据，2005年全球的新增风能发电装机容量1.51万兆瓦，比上年增长25.6%。该协会预测，2010年，各国风电装机容量将从目前的约7.4万兆瓦升至13.2万兆瓦，到2014年这一数字将达到21万兆瓦，增长势头十分迅猛。目前风力发电以欧洲技术最为发达，占全球总装机的75%，风力发电已经占到欧洲电力需求的3%。在丹麦这一比例达到20%，德国8%，西班牙7%。欧洲风能协会希望，到2030年欧洲电力需求的22%将来自于风力发电。

　　欧洲之外，风电的增长势头也十分强劲。例如，06年美国新增加的风力发电装机容量，由2004年的389兆瓦提高到2545兆瓦，二年之内连增数倍，增量居世界第一。07、08两年美国装机容量预计还将分别增加3300兆瓦。

　　2020年以后随着化石燃料资源减少，成本增加，风电将具备市场竞争能力，发展预计会加快。2030年以后水能资源大部分也将开发完，近海风电市场将进入大规模开发时期。

　　根据欧洲风能协会的预测，未来4年，全球风电机组累计装机容量将达到149.5GW，是目前的两倍多。从2006年到2010年，累积装机容量平均每年的增长速度将是19.1%，而从2004年到2006年这个速度是24.3%。

　　欧洲

　　欧洲依然保持最重要的市场地位，但是随着市场的全球化加剧，其份额将比过去有所下降，2006年欧洲占全球装机的65.4%，预计到2010年，预计欧洲将占全球装机总量的55%。

　　北美

　　北美市场在总装机容量方面继续保持第二大区域市场的地位，并将以年均24.6%的速度增长。从2007年到2010年，美国将成为世界上最重要的国家市场，预计年平均装机容量为3.5 GW。到2010年，在累积装机容量方面，美国将与德国持平。

　　亚洲

　　中国被认为是出人意料地高速发展，导致亚洲市场超出预期。未来，亚洲将以全球最高的年均增长速度(28.3%)发展。2007年到2010年，印度新增的装机容量预计为8,000MW，将成为全球第四。中国紧随其后，但增长速度最高，这期间的预计装机容量也是8,000MW。

　　拉丁美洲

　　2006年，拉丁美洲和加勒比海地区新装机容量达到296MW。从2007年到2010年，市场将快速发展，巴西首当其冲，墨西哥紧随其后。其他国家，如阿根廷和智利也有一定的发展。尽管拉丁美洲的潜力巨大，但是直到2010年，它在全球市场中的份额都不会太大，而在下一个十年将取得显著进步。

　　太平洋地区

　　2006年，太平洋地区的风能发展缓慢，新装机容量仅为112MW。可是，尽管政治上存在一些不确定性，澳大利亚的发展将继续，从2007年到2010年，装机容量预计为1,000MW。2006年，新西兰的新装机容量很少，但是许多项目正处于发展的不同阶段，预计到2010年底装机容量将增加400 MW。

　　非洲

　　非洲仍是风能产业最不发达的大陆。在过去的发展中，两个国家占据主要地位：埃及和摩洛哥。预计这两个国家的发展会加速，而且其他北非和中东的国家也将有一些发展，从2007年到2010年，整个非洲大陆的装机容量将增加900 MW。

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