1、风电行业项目研究报告第一部分 风力发电一、 风电行业概况(一) 企业种类风电行业近几年快速发展，国内参与者较多，且多以项目公司方式运作。按照其股东整体实力、电力行业经验、风电项目现有规模及运作能力，可将主要参与主体分为以下四个层次：1. 五大电力集团五大电力集团作为央企中的专业电力企业，在电力行业包括风电领域均占据领先优势，在装机规模和在建规模中均遥遥领先，其运作能力相较国内其它企业更强。2. 华润电力、国投电力、神华集团、三峡总公司、中核、中广核、粤电力等其他央企此类企业在电力行业内部有着较高的装机规模，在各自领域内各有优势，同时也积极参与风电的开发建设。3. 省级的电力企业集团及其他大型投
2、资性国企省一级的电力企业集团是地方上发展风电的重要参与主体，同时除了上述央企外，部分不以电力为主业的央企与地方大型投资性国企也参与其中。4. 民营企业及自然人由于风电领域投资总额相对较低，同时地方扶持政策较多，因此部分民营企业及自然人也有所参与。(二) 股东出资和运营经验股东出资的高低和运营经验将对项目运营的财务负担及运营水平有直接的影响。对于风电项目，国家统一要求的资本金最低比例为 20%，合资或外资企业适用比例通常为 33%。股东出资较高，有助于缓释金融机构的信贷风险。风险点：大型电力集团通常出于战略因素对风电投入较大，风电是服务于集团整体资源配置的。而中小型投资者则主要是追求盈利，通常缺
3、乏长期考虑。鉴于目前风电项目整体收益不高，设备稳定性较差，能否实现预期盈利有待观察。二、 风电项目特点风电项目是指利用自然风力动能发电的大型并网型风电场项目，不包括小型分散式利用风力发电、照明项目。(一) 项目核准风电项目采用核准制。根据风电场装机规模 不同，核准权限归属不同，总装机容量低于 5万千瓦以下的风电场由省及自治区发改委核准，总装机容量 5 万千瓦以上（含 5 万千瓦）的风电场由国家发改委核准。主要审批要件包括： 发改委核准件 同级环保部门对环评的批复 土地部门对项目用地的审查意见 省级电网公司的关于项目接入的批复文件风险点：由于风电项目目前阶段上网问题的特殊性，尤其需要关注电网公司
4、的接入批复文件。(二) 项目风资源1. 风资源水平风资源等级越高，风资源条件越好，较好的风资源条件将转化为设备利用小时。年设备利用小时达到 2200 小时以上的为风资源条件较好，2000-2200 小时以下的风资源条件一般，低于 2000小时的风资源条件较弱。不同区域的年发电小时有较大差别，甚至在邻近区域内由于地势的变化也会引起项目发电小时的较大变化。不同区域可参考的年发电小时数据如下：地区 西北 华北 东北 山东、江苏 广东、福建 海南年发电小时 2200-2500 2200-2400 2200-2500 1900-2200 2300-2500 1800-21002. 风资源的可信度项目测风
5、期的长短直接关系到风资源的可信度，可参考国家规划的千万千瓦级和百万千瓦级风电基地名单： 千万千瓦级风电基地：新疆、甘肃酒泉玉门等地、蒙西蒙东地区、河北地区、江苏沿海以及东北地区 百万千瓦风电基地：内蒙古四子王旗、包头地区、巴彦淖尔乌拉特中旗、内蒙古辉腾锡勒、通辽地区、赤峰地区、锡盟灰腾地区、吉林白城地区、阜新地区、承德地区、张北地区风险点：由于风电项目发展迅速，远超出此前规划，部分项目由于上马过快，缺乏切实的测风数据，这直接影响了风资源的可信度。对于测风期短于一年的风电项目，应以周边项目实际数据作为参考，增强测风数据的可信度。(三) 项目投资分析1. 单位千瓦投资水平目前所获得的 2007-2
6、008 年度风电项目单位千瓦投资数据如下（单位：元/千瓦）：地区 概算 决算华北 9082 8861东北 9382 8532西北 8612 7920华东 9356 9044华中 11507 10845南方 12020 9617平均 9285 86732. 投资结构从全国范围内的平均水平来看，在风电项目投资结构中，风电设备投资大约占项目总投资额的八成。风电项目的投资结构如下： 机电设备及安装工程：83.38% 建筑工程：8.66% 其他费用：5.27% 预备费：0.18% 贷款利息：2.50%3. 资金来源评审对于 5 万千瓦以上的大规模风电项目，通常由大型电力集团投资兴建，其出资能力有所保障，
7、银行参与程度也相对较高。但对于 5 万千瓦以下的风电项目，由于审批权限在地方，同时总投资量较低，因此参与主体较为分散，出资能力差别较大。风险点：中小企业、自然人投资的风电项目资本金到位存在风险。(四) 设备发电项目风电项目的投资主要集中在设备方面，应重点考察厂商的基本资质、技术实力、以及项目设备的质保期。具体请参见下文风电设备行业：(五) 项目市场分析1. 供求关系在我国的电力项目上网排序上，风电项目优先于火电，属于新能源范畴，优先上网。因此理论上不存在市场问题。风险点：实际运行中，由于电网接入条件等因素会影响风电设备利用小时数。1) 电网整体消纳能力不足风电项目由于出力不稳定，因此在目前我国
8、电网结构下，风电在地区电网装机容量中占比偏高时将导致电网运营安全性下降，因此部分地区会限制风电的出力，从而降低实际发电小时。2) 特殊时段的限制对于三北地区尤其是东北地区，由于冬季需要供热，因此冬季时首先是热电联产机组，因此在此时段内会由于供热要求限制风电出力。具体区域上，山东、江苏、广东福建沿海地区项目接入条件较好。对于三北地区项目虽然风资源较好，但接入条件普遍较差，目前依赖于国家建设特高压电网送出，相比之下国家规划的千万千瓦级与百万千瓦级风电基地的项目将会占据一定优势。2. 电价目前风电已经形成了十分完善的电价体系，2009 年 7 月国家发改委根据风资源的差异，制定了四类风区的标杆电价，
9、对于尚未核准项目按照具体风区的标杆电价执行，具体为：1) I 类资源区上网电价为 0.51 元/度，包括内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市。2) II 类区上网电价为 0.54 元/度，包括河北张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、3) III 类区上网电价为 0.58 元/度，包括4) IV 类资源区为除上述三类资源区以外的其他地区，上网电价为 0.61 元/度。(六) 风电项目财务分析1. 收入风电项目收入主要为电力销售收入，此外还有部分项目有 CDM 补贴收入、政府补贴收入、退
10、税收入等。电力销售主要针对电网公司，近年来由于国家政策保障较好，电网公司拖延风电项目收入结算的现象越来越少，因此相对稳定，与实际上网电量直接挂钩。2. 成本风电项目发电成本最为主要的是折旧、维护费用和财务费用，在全部经营期内，通常折旧占发电成本的 45-50%左右，维护费用占比 20-25%左右，财务费用占比受资本金影响有所差异，约占18-25%左右。同时在项目经营的前 15 年即折旧期内，折旧和财务费用合计约占 70-75%左右。风险点：由于风电在我国大规模发展年限较短，目前关于设备维护费用的实际水平的统计数据有限，该部分将是风电发电成本潜在的最为不确定的部分。3. 成本收益综合评估1) 内
11、部收益率风电项目由于开始大规模兴建的时间较短，同时国家近年来多次调整了风电的上网电价水平，风电设备价格也处于不断下降过程中，导致不同年份的项目在财务指标方面可比性较差，但通常可参考的内部收益率指标保持在 7-8%之间。2) 单位电能投资与经济效益由于发电小时存在差异，因此对于风电项目可结合发电小时考虑单位电能投资指标，即考虑每年单位发电量的投资水平。该指标越低，预期经济效益越佳。单位电能投资低于 4.5 元/千瓦时的项目较优，大于 5.5 元/千瓦时的项目投资效益一般。此外，应结合不同区域的电价水平进一步评估项目投资效益。3) 偿债能力根据现有项目数据统计，可按照还款期 15 年计算其偿债覆盖
12、水平，偿债覆盖水平计算公式=15 年 EBITDA/（15 年内全部贷款本息） 。上述指标应大于 110%，对于小于 110%的项目应考虑改善担保条件。风电项目仍处于快速发展阶段，在设备稳定性、电网、电价方面均存在较多变数，因此其偿债能力指标也在变化之中。三、 担保评审根据目前实际情况，对于五大电力集团等电力行业的投资项目，如偿债指标较高，项目通常可接受信用授信，对于其他类型承租人的风电项目，应提高授信担保条件。第二部分 风电设备 1行业一、 行业概况(一) 企业种类1. 国有控股企业1 本办法的风电设备主要指整机厂商，具体部件厂商由于过于分散，所以不在本办法涉及范围之内。近年来众多国有装备制
13、造企业进入风电设备领域，包括传统的电力设备制造企业，如东方电气、上海电气、哈尔滨电站设备集团；也包括此前从事其他行业的装备制造大型国企，如大连重工（华锐风电） 、中国航天（航天安迅能） 、沈阳机床厂（沈阳华创） ；还有部分此前从事电力设备零部件的国有企业转型为整机厂商，如湘电股份、兰州电机。此外，很多大型电力集团开始成立风电设备厂，产品直接供应集团投建的风电场。2. 民营企业除上述国有企业以外，部分民营企业由于在该领域起步较早，依托自主和引进的部分先进技术，依靠灵活的体制在市场竞争中占据了相当重要的地位。包括金风科技、浙江运达、广东明阳电气、江苏新誉等均在市场中占据较高的市场份额。3. 外资及
14、合资企业具体厂商包括维斯塔斯（Vestas） 、歌美飒（Gamesa） 、通用电气（GE） 、Nordex、Suzlon 等等。(二) 风电设备市场1. 市场走向我国出台的可再生能源规划中 2020 年风电装机目标为 3000 万千瓦，而截止 2008 年末我国已累计吊装了 1215 千万瓦装机规模，由于各地风电项目的建设日益加速，预计我国将调高 2020 年的风电装机目标。从供给来看，风电整机产能扩张更加迅速，已建和在建产能已远远超出国内需求的消化能力，据 UBS 研究报告显示，预计 2010-2011 年产能将达到 3500 万千瓦-4000 万千瓦。相对于国内需求产能将大幅过剩，因此寻求
15、增加出口消化国内产能已成为部分厂商的策略重点。2. 集中度分析从我国主要十余家设备企业多年累计的国内市场份额来看，前五大企业占全部市场份额的74.8%，前十大企业占全部市场份额的 90.5%，市场集中度非常高。风险点：风电设备市场供大于求，竞争激烈，但同时集中度又非常高，因此行业内的分化程度较高，存在风险。此外，2010 年度国家取消了特许权项目国产化率必须达到 70%的要求，预计外资企业将加大对中国市场的投入，风电设备市场的竞争格局或发生一些变化。(三) 企业技术分析1. 技术来源国内大部分整机厂商通常采用如下两种方式： 购买国外厂商生产许可证的方式引进图纸，逐步在国内消化； 依托国外专业设
16、计公司进行联合设计企业技术来源及其稳定性是否经过实际检验，将直接影响企业的竞争力；同时，获得技术所支付单位费用的水平、支付方法及其他限制性条款（比如限制改进、限制销售范围等）也将影响企业的经营效益。2. 技术路线目前风电设备厂商主要遵循两种路线： 变速双馈式机组：目前的主流技术，产量较大，虽然由于齿轮箱的影响，故障率较高，但整体技术相对成熟，技术成本相对较低； 直驱式机组：目前量产不足，导致各项组件的成本依然过高，其后续发展需要技术的进一步稳定，逐步量产后才能成为主流。3. 技术认证除 ISO9000 系列认证外，国内认可的专业认证还包括德国劳氏船级社（GL）认证、鉴衡认证等等。(四) 项目综
17、合运营能力分析1. 订单分析基于制造业的特征，对于风电设备企业来说，获得足够的订单并按时按要求完成交付即可成功运营，因此获得订单的数量成为企业竞争力的集中体现。对具体承租人的订单分析，关键应具体分析其下游订单的落实情况1) 订单的丰裕程度及完工能力相对于承租人现有的产能，计算已获得订单数量对承租人产能的覆盖程度，从而可知承租人今后几年业绩的锁定程度，同时关注具体交货时间、完工情况、覆约能力。2) 订单的集中程度关于承租人前五大或十大客户订单量占其全部订单量的比重，对于集中度较高的订单应关注其稳定性和持续性。2. 成本控制与整合能力受限于资金、技术、规模效应，风电整机厂商通常无法自行生产全部的零
18、部件，需要通过外部采购予以整合。因此在保证质量的情况下，成本控制和整合能力是影响厂商竞争力的关键。具体来说，应重点关注主要部件的来源及成本是否具备优势。目前国内主要部件部分供应商参考： 叶片：中航惠腾、连云港中复、上海玻璃钢研究院、丹麦艾尔姆、歌美飒、维斯塔斯、Suzlon 等等； 齿轮箱：南京高速齿轮、重庆齿轮箱、杭州前进齿轮箱、大连重工、德阳二重、弗兰德（天津） 、歌美飒（天津）等； 发电机：兰州电机、永济电机、上海电机、株洲电机、弗兰德（天津） 、Suzlon、淄博牵引电机等； 控制系统：奥地利 Windtec、丹麦 Mita、西门子、科诺伟业、金风科技、上交大及上海自动化研究所、西班牙
19、 Integeam、上海惠亚电子、歌美飒、维斯塔斯、Suzlon 等。3. 销售渠道随着风电设备市场竞争的激烈，各设备厂商均改变了以往仅在一地设立生产销售基地的做法，而是彩根据市场需求的分布进行产能布局，在市场需求集中的地区建立总装厂，并就近采购各类配件，从而节约物流成本，缩短供货时间，提高自身的竞争力。4. 服务能力售后服务包括了售后安装调试、维修服务等，应重点关注其专业队伍的建设、服务能力。通常风电企业在同等价格下倾向选择质保期较长、有安装调试时间承诺、现场维修时间承诺等的企业。伴随竞争加剧，服务能力的高低将成为影响承租人销售的重要因素。二、 项目方案的评审(一) 资金需求的特征对于新建风电项目通常要求较高资本金比例，因此对项目贷款需求相对简单和有限。同时由于风电整机厂商成功与否的关键在于其上下游的整体运营，因此承租人在资金需求方面更侧重于流动资金需求。在资金特征上，按进度收取预付款项目是风电设备行业最重要的资金来源，因此承租人在授信形式上多表现为各类供应链融资需求。(二) 融资方案设计原则只针对重点厂商企业延伸产业链的资金需求，信托其整体考虑设计授信方案，予以项目融资支持。三、 担保评审风电设备行业融资租赁以资产抵押和集团担保为主。
