风电“抢装潮”来临

# 摘 要

陆上风电补贴退出带动2年抢装潮，但风电成本下降缓慢仍未平价、远期装机存有不确定，海上风电将成为短期发展方向。过去十年在补贴政策的驱动下，风电已经成为国内继火电、水电之后的第三大主力电源。当前在行业平价的大趋势下，陆上风电补贴退出时点已确定为2021年，由此带来两年的抢装潮、短期陆上风电装机有保障。长期来看，脱离补贴后驱动装机内生增长的仍为风电场的高IRR，近年风电的度电成本虽然已经低于火电，但土地、并网消纳、调度限制等导致其实际成本仍高于火电，此外其成本下降也进入瓶颈期，中期来看内生装机增长存有不确定性。海上风电近年来则受政策驱动装机快速增长，沿海电力需求旺盛+无土地限制，当前存量核准项目仍然较多、为未来政策支持方向。

风电转债募集资金主要流向下游风电场运维环节。就风电产业链各个环节来看，从零部件—>整机—>风电场，下游风场价值量最大、资产自然也最重，上游铸件、叶片等偏生产制造、资产较重，重由整机、塔筒等偏组装、资产较轻。在当前行业补贴去化、装机需求存在不确定性的背景下，中上游环节盈利存有较大不确定性，而短期内电价锁定、下游风电场成为最为盈利的环节，但资金也成为进入该环节的主要壁垒。从转债企业的募资流向来看，资金/资产规模较大的企业（明阳/福能/蒙电/天能），其转债募集资金主要用作回报较高的风电场建设，而规模较小的零部件企业（日月/金力）则仍然专注于本环节的投入、实现产能扩张。

当前风电存量转债数量不多，可关注明阳、福能、蒙电、中天等。

1）上游永磁材料金力转债，风电抢装或透支其短期需求，新能车与3C领域的拓展可带来长期增长，正股PE 96X、估值不低，其转债目前已进入转股期、目前价格115元、转股溢价率23.53%，溢价率不低，参与弹性较小；

2）风电零部件铸件龙头日月转债已于7月21日公告赎回、8月19日退市，参与意义不大；

3）风机整机主流企业风机明阳转债当前在手订单充足且以海上风电订单为主，当前价格129.85元、转股溢价率4.95%，估值不高，匹配当前的景气度仍有一定空间；

4）下游风电场运营有福能与蒙电，福能转债未来增量在于海上风场的投运，同时煤价下行也为其带来业绩弹性，正股估值处于中低水平，最新收盘价为124.7元，对应转股溢价率为5.04%，价位偏高、估值较低，仍可关注；蒙电转债为内蒙古地区发电龙头，受益于区域内用电需求上升、发电小时数不断提升，同时其煤电一体化利润稳定，当前股价对应股息率5%~6%，转债价格为113.11元，对应转股溢价率、纯债溢价率分别为18.85%、15.40%，仍有一定安全边际；

5）海底电缆标的中天转债，公司有光缆、海缆、电缆等业务，其中光缆仍处于周期底部，海上风电+特高压景气上行可带来增量，最新价格为127元、对应转股溢价率10.03%，价格、估值均处于中等偏高位置，但考虑到公司当前股价的安全边际，且尚未触发赎回，仍有一定的投资价值。

待发行标的有风塔龙头天能重工，后续可持续跟踪关注。

风险提示：赎回风险，下游装机不及预期

# 正 文

新能源发电是指利用传统能源以外的各种能源形式，包括太阳能、风能、生物质能、地热能、潮汐能、生物质能源等实现发电的过程。近年来随着环保要求的提升以及绿色发展的需求，全球各国政府均大力推动新能源发电。其中风力发电、光伏发电以及生物质能发电在过去十几年中，受政策推动发展最为显著，新增装机规模屡创纪录，带动产业链中的一批企业快速成长，当前的转债市场也已有不少标的。

当前风电存量转债数量不多，仅有上游永磁材料的金力转债，风电铸件的日月转债、风机整机的明阳转债，下游风电场运营中有福能转债与蒙电转债，此外海上风电相关的海底电缆标的有中天转债、亨通转债；

待发行标的中，目前仅有天能重工，其转债预案已获股东大会同意。

日月转债已经于7月21日公告赎回，8月19日将停止转股与交易，在行业与公司无催化剂事件的情况下，当前参与性价比已经不高。

01行业特征：

成本下降缓慢仍未平价、需求依赖政策补贴

风电已经发展成为国内第三大电源。过去10年来，风力发电作为新能源发电的重点方向，在国家补贴政策的催化下装机量迅速增长。在此过程中，一次次的补贴退坡（上网电价下调）催生一次次的抢装潮，如2014年~2015年，再如2019~2020年，均迎来抢装的小高峰。而在此过程中，风电装机量也不断增加，2019年末累计装机量210GW、占比全部发电装机容量的10.44%，2019年发电量3577.4 亿kWh、占比超过7%，成为继火电、水电后的第三大主力电源。

补贴取消最后时点已定，但尚未平价、装机内生增长仍有不确定性。过去风电行业依赖补贴带来的高电价产生电站运营的高IRR，驱动装机量增长。根据相关政策，2021年之后核准的风电项目，将不再享受补贴，此后的风电上网电价将与当地的脱硫脱煤电价相一致，风电的增长将彻底转为内生，而内生增长依赖于较高的电站IRR，在上网电价较为固定的情况下，成本端的下降成为驱动风电装机增长的核心因素。从近年风电的度电成本下降曲线来看，成本下降缓慢，目前降成本最核心的路线为风机大型化，而就陆上风电来说，受制于占地面积、地形等因素，度电成本下降已经进入瓶颈期。

此外虽然其发电端的度电成本已经低于火电，但风力发电的不稳定等特性，电网规划、承载、输送、调度能力有限，配套设施不完善，风电并网及外送等因素，也是导致其当前实际上网成本高于火电、不能完全实现平价的重要因素。

就风电产业链当前各个环节来看，从零部件—>整机—>风电场，风场价值量最大、初始投资比例自然最高，资产也最重。从中游各个环节来看，零部件偏生产制造、整机偏组装，因此铸件、叶片等的固定资产周转率低于整机企业。

从各个环节的盈利性来看，上游零部件既受到行业景气周期、抢装周期的影响，也受到钢材等原材料价格的影响，盈利存在一定波动性；中游整机企业虽然受原材料价格影响走弱，但同样要受行业景气周期、抢装周期的影响；而下游风电场并网即锁定上网电价、锁定收益，盈利与现金流较为稳定。

在当前行业补贴去化、装机需求存在不确定性的背景下，中上游环节盈利存有较大不确定性，而短期内电价锁定、下游风电场成为最为盈利的环节，但资金壁垒也是该环节主要的壁垒。

02行业现状：

陆上风电可持续至21年，海上风电将是景气方向

风电受疫情影响，上半年装机显著下滑。

2020年1~6月，我国风电新增装机6.3GW、同比下滑30.47%，受疫情影响不可避免出现下滑，其中仍以陆上风电为主，占总新增装机容量的17.10%，比2019年占比也有所下滑。

消纳比例持续提升，弃风率下降。

从发电情况来看，1-5月风电发电量2021亿千瓦时，同比上升9.7%，发电量持续升高，同时发电量占总电量比也上升至7.33%的水平（消纳比例也上升至7%以上），近年来持续创下新高。

2020年上半年，全国风电利用小时数为1123小时，与2019年的1133小时略有下降；2019年弃风量全国弃风电量169亿千瓦时，同比减少108亿千瓦时；全国平均弃风率4%，同比下降3个百分点，整体上风电的消纳能力仍然在不断提升。

补贴退坡节点由“开工”变为“并网”，风电“抢装潮”来临。

此前政策规定开工即可保电价，2019年5月底，能源局印发《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，电价确定节点由开工变为并网，受此影响，多数运营商抓紧开工、加速项目并网，希望保住上网电价。根据相关政策，2021年之后核准的风电项目，将不再享受补贴，而在此前核准并且在2021年底之前建成并网的风电项目将仍然享受补贴电价，也因此行业在2020年与2021年均会掀起“抢装潮”。

海上风电方面，2020年1月三部委出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》表示，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

风机招标量支撑2年内需求，招标价格仍处于高位。

从风机招标量来看，2019年全年风机招标量达到65.2GW，侧面反映出抢装潮，同时也保证后续2年的装机量。另一方面从风机招标价格来看，2019年全年呈现趋势性上行，今年一季度也仍然维持高位，当前装机需求仍然较为旺盛。抢装潮的带动下，产业链中各标的今年上半年业绩也有较好表现。

海上风电仍有较大发展空间，风机大型化为主要趋势。

陆上风电当前已经接近平价，但由于其对土地面积的占用以及对风力要求，当前新增仍以三北区域为主，同时由于消纳不足有弃风问题；海上风电则有所不同，一方面不占用土地面积，另一方面近海的长三角、珠三角等地区电力缺口较大，消纳问题较小，而海上风电当前离平价还有一定距离，政策驱动平价背景下海上风电近年装机增速保持较快增长，但累计装机量仍不足10GW。目前国内海上风电机组单机容量已从 4MW 快速迭代到 5.5MW、6MW 及 7MW 级别，但距离海外已有的11MW 和 12MW 机型仍存在着明显差距，大功率海上风机将是主流发展方向。

03转债募资流向：

主要投向下游的风电场建设

2018年福能、蒙电转债发行，作为电力企业，两者转债募集资金用途自然是装机建设，但也主要用于回报率较高的风电项目。

2019年明阳、日月转债发行，资产/资金规模较大的整机企业明阳智能将转债募集资金主要用作3个风电场项目投资；而规模相对较小的铸件企业日月股份则将转债募集资金用作海上风电零部件产能建设。当前待发行的天能重工资金投向主要也是风电场建设。

可见在有资金支持的背景下，当前风电企业转债募集资金最大的用途是风电场建设。

04存量转债盘点：

1）明阳转债：

在手订单充足，布局海上风电或可迎来发展

明阳智能为国内第三大风机企业，2019年全年风机销售量2.44GW。2019年公司收入104.93亿元，其中风电机组占比88.03%、风电场收入占比7.19%， 5.5MW海上机组收入21.53亿元、占比20.52%，3.0MW陆上型收入36.81亿元、占比35.08%，风机销售显著大型化。毛利方面，2019年公司风机毛利率19.22%，凭借风机大型化策略、实现高于同业可比公司的毛利率水平；风电场毛利率64.47%，保持较高的毛利水平。

在手订单充足，风机大型化战略明确。截至2020年一季度末，公司在手订单共15.23GW，受疫情影响比2019年末的15.75GW略有下降，但比2019年一季度末在手订单量同比翻倍。从在手订单的结构来看，陆上机组占比61%、海上机组占比39%，且海上机组以5MW以上的机型为主，整体上3MW以下的小型机组仅占比7.58%，未来或将全面转向3MW以上的较大机型。公司未来将凭借海上风电发展的势头以及地处广东的优势，成为海上风电龙头。公司2020年、2021年Wind一致预期归母净利润分别为12.31亿元、15.73亿元，对应PE分别为15.83X、12.38X，估值相对较低。