风电设备制造企业利润大降殃及发电企业

　　因产能过剩，在香港和美国上市的太阳能电池及组件和风电设备等公司的股价大多已高位腰斩。其中，风力发电设备制造企业，因毛利下跌、项目审批受阻、低电压穿越改造等因素影响，利润倒退大半，龙头股金风科技的股价最高跌幅超过八成。

　　如果说风电设备企业的股价暴跌在情理之中，那么下游风力发电运营企业受益于设备降价，在中报利润同比增长五成甚至翻倍增长的情况下，其股价竟然也腰斩，就耐人寻味。

　　风电运营企业一般是采购风电设备，建成风电场后进行日常维护，然后坐收电费。那么，风电运营企业的成本和收入是否也会像风电设备企业那样不确定呢？产能有没有过剩的问题呢？

　　风电收支模拟测算

　　表1是装机容量为49.5MW的风电场投资财务模型。

　　中国风电上网价格按资源类型分成0.51元、0.54元、0.58元和0.61元/度四个等级，如果以年发电2000小时来计，均价应该是0.58元/度左右。目前火电上网价格约0.4元/度左右，其中广东、浙江、上海等地接近0.5元/度，水电大概在0.2-0.4元/度之间，核能0.4元/度，太阳能1元-1.15元/度。

　　消费价格，以深圳为例，居民用电0.68元/度，小企业和商业用电1元/度左右，大型工业用电0.8元/度左右，有些省份的消费电价比深圳低一二成。对比来看，太阳能和风能电网公司是亏本的，其中风能略亏，所以风电企业的利润目前基本来自国家的补贴及电网公司的让利(电网公司配电成本约为0.12元/度，风电要长距离传输，成本会更高一些，大概每千公里增加0.05元)，未来上网电价会不会下调，或者消费用电会不会上调，暂时还难以估计。从物价上涨趋势的角度，以及节约能源、环境保护和对比国外的电价来看，风电上网价格大幅下调的可能性很小。由于煤炭、石油价格上涨趋势明显，预计到2015至2020年，火电上网价格极有可能达到0.5-0.6元/度，届时风电将不会再受到电网的排挤和非议。

　　欧美国家中，丹麦已经有100年风力发电史，二成以上用电来自风力，高峰期达到六成，其上网价格是4.8欧分，也就是0.4元人民币左右。德、法、美等国目前风电上网价格介于6-9欧分之间，换成人民币约为0.52-0.78元。由此看来，除了风力资源最丰富的丹麦外，大部分风能条件较好的国家，风电上网价格和中国相差不大。

　　由于《京都议定书》第一承诺期将于2012年到期，预计本月底举行的南非德班会议，美国、澳大利亚和俄罗斯仍可能拒绝进入，所以CDM(清洁发展机制)注册费存在不确定性，因此，现有的758万元/年的净收入暂不考虑。但是，减少碳排放，保护环境，走可持续发展之路是全世界共同的目标，欧盟就明确表示愿进入第二承诺期，所以，CDM收入未来极有可能延续。如果CDM能确定，那对于风电及太阳能等清洁能源运营企业将是巨大利好！

　　再来看成本费用，装机成本结构：风机主机占48%，风机塔筒占12%，建设安装占20%，其它设备8%，杂项12%。风机和塔筒等设施，模型中按23年来折旧，由于期间很长，而中国发展风电时间又短，故使用年限和期间维护成本有不确定性。不过，模型中4亿元的投资金额，按现在的市场价格已经可以选用进口风机。而随着科技的进步，风机的价格只会越来越低，效率会越来越高。

　　另外，贷款利率、维护成本等因素的变化都会对模型的结果产生影响，所以模型只能做一个大方向的判断。

　　从收入和成本敏感性分析来看，随着电网建设的推进、风机技术的进步，运营管理的改善，我认为发电小时完全可以保持甚至超过2000小时/年的水平。上网价格三五年内应该不会下调，而影响极大的CDM注册费则可能有意外收获，税收减免未来会逐步取消，结合来看，模型中的收入能够保持甚至超越。成本方面，随着产业规模的进一步扩大，单位成本下降肯定是趋势。模型的第一年，发电成本约为0.45元/度(贷款利息成本达0.22元/度)，与目前的火电相差不大，5年后将降低到0.4元/度，10年后降到0.35元以下。

　　我们发现，模型利润的增加，主要来自贷款本息的逐年减少，也就是说，风电投资的关键，是使用了收费的财务杠杆，其实，这也是火、水、核、光发电的共同特征。

　　风电运营股估值

　　目前在香港上市的风电运营股主要有以下几家，基本面数据见表2。

　　估值一，以大唐新能源(01798.HK)为例，对照前边的投资模型测算，大唐新能源目前9%的ROE处于模型中的2014年水平(建成后运营第3年)，5年后其ROE将翻倍到19.3%，而PB将下降到0.56倍，那么PE将下降到2.9倍，如果5年后市场给予15倍PE，那么将获利4.17倍。

　　估值二，龙源电力(00916.HK)和中国风电(00182.HK)等都溢价收购或出售风电场。其中，中国风电2011年开始改变发展策略，把已经建成并成功运营的风电场，每年出售一小部分，一方面可以提前兑现利润，另一方面大大加快了资金的周转，这一方式改变了上述财务模型。

　　以中国风电2011年出售的瓜洲风电场为例，大约每50MW的利润为0.73亿港元(约0.6亿元)，按它的说法，风电场以20%-60%的股本溢价出售(即1.2-1.6倍PB，此项目是前些年建成的，当时投资额要比现在高。龙源电力今年曾以1.5倍PB以上的价格收购大股东的4个风电场)。假设它将全部股本都投入，比如一年投资40亿元，因为建设周期就是1年左右，20%-60%的股本溢价利润就是8亿-24亿元。那么其PE将只有3.4-1.1倍，股价上涨的空间将有3-10倍。

　　注意：以上两种估值，都不考虑CDM注册费，如果CDM注册费能继续，那么估值要加多一倍。

　　有人可能会担心风电资源的天花板问题，截至2010年，中国的风力发电总装机为44.7GW，并网运营31GW，实际发电量占全社会消费电量的1.4%，十二五规划末并网将达到130GW，2020年达到200GW，年增20GW。而中国的陆上风能(不包括海上)估计可开发1000GW，按目前的进度可以开发50年。按《中国风电发展路线图2050》规划，到2050年将满足国内17%的电力需求，未来40年累计投资12万亿元。而上边的财务模型是按23年折旧来计的，意即23年后，原场地可以推倒重建，又由于电量是全社会持续需求产品，那也就是说，理论上风电运营完全可以永续经营。