中国风/太阳能：最终关税削减计划传达了明确的削减关税信息

精选公司德意志银行亚洲中国实用工具行业中国风/太阳能日期2016年12月28日最终关税削减计划明确终审法院首席代表研究分析师（+852）2203 6167卢卡·朱研究助理（+852）2203 6173减少削减的信息关税削减最终确定；购买风能开发商，对设备名称持中立态度最终的风能/太阳能电价削减计划比9月提议的方案温和。对于风电，II / III / IV级项目的电价削减幅度为Rmb1 / 1/2美分/千瓦时。一线地区的项目，尽管价格提高了1分钱/千瓦时。对于太阳能，所有地区项目的电价下调幅度均为人民币10美分/千瓦时，略好于市场预期。削减关税重申了政府将新项目转移到无限制地区并实现电网均价的政策指导。我们重申对风电开发商的购买（LY / HNR / FX）。对于风电设备名称（GW / CHSTE），我们保持中立，因为我们认为中国2017年的风电安装量不太可能重现2015年的高水平，并且目前的估值看起来很合理。收益对上市风电IPP的影响有限； I-IV区项目的风电减价重申了政府的目标，即促进南部/东部（IV适度削减）的风能发展，同时优先减少能源消耗，而不是在北/西部建立新的能力（I-III刻薄）。关税削减后，I-III区（尤其是甘肃/新疆）的项目似乎无法在有限的利用小时内进行投资，因此可以进一步遏制进一步的产能扩张；对于IV区的项目，股本内部收益率应降低1个百分点，但仍可以保持在10％以上的有吸引力水平。没有提议对海上风电项目削减关税。对于风能发电企业来说，对收益的影响应该是有限的，因为降低关税的项目要到2019年才能启动；对于设备制造商，虽然我们确实预计17年风电装机量将同比增长，但我们预计紧急订单不会像2015年那样强劲，因为截止时间已更改为龙源电力（0916.HK），HKD6.00购买 2015A 2016E 2017E P / E（x）17.1 12.510.2EV / EBITDA（x）10.1 8.6 8.2单价（x）1.1 1.1 1.0华能新能源（0958.HK），HKD2.44买入 2015A 2016E 2017E P / E（x）15.01 7.707.07EV / EBITDA（x）9.7 8.0 7.8单价（x）1.0 1.0 0.9华电复兴（0816.HK），港币1.68买入 2015A 2016E 2017E P / E（x）12.34 5.805.06EV / EBITDA（x）9.3 7.6 8.3单价（x）0.8 0.6 0.6金风科技（2208.HK），港币12.78持有 2015A 2016E 2017E P / E（x）11.6 9.79.0EV / EBITDA（x）12.2 10.5 9.4单价（x）2.0 1.7 1.5施工日期（在批准的两年内）而不是运营中国高速铁路保持日期。此外，我们预计2018-20年市场将下降，即使2020年容量预测（250GW）高于目标210GW。针对太阳能农场的温和的太阳能关税削减计划；分布式项目不削减关税我们看到太阳能削减关税的若干含义：1）项目回报将正常化，但在进一步削减成本的努力下仍可维持在合理水平；与相对便宜的融资成本相比，国有企业可能比私营企业更能抵御关税削减。 2）与风电一样，由于电价降低和利用率下降而导致的盈利能力下降，这将抑制受限制地区的产能增加； 3）在不降低关税的情况下，分布式太阳能的增长将更为强劲（与之前提出的削减建议相比）； 4）考虑到会有更多的项目要通过电价招标，因此对公用事业规模项目的太阳能电价降温幅度可能不及预期。 5）对于太阳能设备生产商，鉴于大幅削减和规定的年度调整时间表，自2016年第4季度起的紧急订单应维持至1H17。基于“十三五”电力部门的微调国家电力D / S预测最近发布的中国电力行业“十三五”规划为电力容量，电网建设和电力系统改革设定了重要目标。特别是，它旨在建立一个更清洁，更平衡的电力容量结构，其重点是改善清洁能源的消费水平，而不是容量增长。因此，我们微调了我们的国家电力需求和供应预测，主要是：1）根据1-11M数字将2016-17年的电力需求增长提高到4.5 / 5.0％，以及2）将2020年风/太阳能发电量从262 / 140GW至250 / 130GW，但仍高于210GW / 110GW的官方目标，应该将其视为最低目标。（0658.HK），港币9.00 2015A 2016E 2017E P / E（x）7.2 11.411.9EV / EBITDA（x）4.2 4.7 4.4单价（x）0.8 1.2 1.2保利协鑫（3800.HK），港币0.93购买 2015A 2016E 2017E P / E（x）12.5 5.87.5EV / EBITDA（x）7.4 5.5 5.4单价（x）1.1 0.7 0.7估值与风险对于风电IPP，我们基于DCF的TP假设WACC为8.3-9.8％，TGR为2％。风险：削减比预期高，风速/容量增加低于预期。对于风电设备制造商，我们使用SoTP估值金风科技，并使用目标2016E P / B估值CHSTE。风险：新订单流入和交付情况好于/差于预期，产品利润率。在Solar中，我们使用SOTP来评估GCL。风险：多晶硅和硅片的价格，数量或成本降低低于预期。德意志银行/香港发行于：28/12/2016 12:51:34 GMT德意志银行与研究报告中所涵盖的公司开展业务并寻求开展业务。因此，投资者应注意，该公司可能存在利益冲突，可能会影响本报告的客观性。投资者应将此报告视为做出投资决定的唯一因素。披露和分析证明位于附录1中。MCI（P）057/04/2016。市场研究资料来源：德意志银行 2016年12月28日公用事业中国风/太阳能页面PAGE2德意志银行/香港最终的风能/太阳能关税削减计划比拟议的温和2016年12月26日，国家发改委/国家能源局联合宣布了最终的风能/太阳能关税削减计划，根据该计划：风散对于I / II / III / IV级地区的以下项目，每千瓦时将降低Rmb7 / 5/5/3美分：1）自2018年1月1日批准并纳入年度补贴计划，或2）2018年之前批准并包括在内的项目在2018年之前的年度补贴计划中，但未能在2019年底之前开始建设工作，或3）在2018年之前获得批准但在2018年之后的年度补贴计划中（图1）。与今年9月发布的拟议减税计划相比，最终的风电减税措施对一级地区的项目提高了1分/千瓦时，而二级/三级项目的降低了1分/千瓦时，而二级/降低了2分/千瓦时。适用于IV级区域的项目。与2015年12月发布的最初的2018年关税削减计划相比，I / II / III / IV级地区的削减幅度增加了1/2/2/2/4美分/千瓦时。但是，对于海上风电项目，未提议削减电价，目前的电价（近岸）为Rmb0.85 / KWh（潮间带），Rmb0.75 / KWh（潮间带）为不变。太阳能散客对于以下项目的I / II / III区域项目，每1千瓦时将降低Rmb15 / 13/13美分：1）自2017年1月1日起批准并纳入年度补贴计划，以及2）在2017年之前的年份批准但在6月30日之后投入运营的项目2017（图2）。此外，该公告还指出，太阳能FIT将每年进行一次调整。与今年9月发布的拟议的降价计划相比，所有分级地区项目的最终太阳能降价幅度均较Rmb10美分/ kWh低，好于市场预期。但是，考虑到还有更多项目要通过电价招标，因此可以忽略其积极影响。该公告还鼓励在确定项目电价时采用更多基于市场的电价招标。但是，考虑到为现有参与者分配的大量项目管道以及在招标之前需要进行更多准备工作（例如风速测试），我们认为电价招标不会在新的风能项目中流行。 2016年12月28日公用事业中国风/太阳能德意志银行/香港页面PAGE3-0.05-0.05-0.03-0.05-0.05陆上风电关税太阳能上网电价人民币/千瓦时，含增值税2015201620172018原版的2018提议的2018年决赛（人民币/千瓦时，含增值税）20152016一级0.490.470.470.440.410.40一级0.900.80二级0.520.500.500.470.440.45二级0.950.88第三层0.560.540.540.510.480.49第三层1.000.98四级同比％0.610.600.600.580.550.57同比％一级-11%一级-4%0%-6%-13%-15%二级-7%二级-4%0%-6%-12%-10%第三层-2%第三层-4%0%-6%-11%-9%同比切四级-2%0%-3%-8%-5%一级-0.10同比切二级-0.07一级-0.020.00-0.03-0.06-0.07第三层-0.02II层-0.02 0.00 -0.03 -0.06III层-0.02 0.00 -0.03 -0.06IV级-0.01 0.00 -0.02 -0.05海上风电上网电价人民币/千瓦时，含增值税201520162017-18原版的2017-18提议的2017-18最后离岸0.850.85不适用0.800.80潮间带0.750.75不适用0.700.70同比％离岸0%不适用-6%0%潮间带0%不适用-7%0%同比切离岸--0.05潮间带--0.05分布式太阳能补贴降低风电价格以指导位置优化；对上市风电IPP的收益影响有限I-III级别项目的风电降价幅度远超预期，IV级别项目的风电降价幅度低于拟定，再次确认了政府在促进南部/东部风电发展的同时，重点关注削减风电的目标。如“十三五”风电计划所示。减税后I-III区大部分地区的项目（除内蒙古和河北以外的8个省）在目前的1,150-1,800小时的利用小时内似乎无法投资（图3），这被大量削减所压制。即使在内蒙古和河北有超过2000小时的工作时间，股本内部收益率也只能达到个位数。因此，可以在这些地区有效遏制进一步的产能扩张，以帮助降低削减率。根据我们的估计，对于要获得8％股本回报率的I-III区的风能项目，需要保证使用小时数为2,300-1,900或更高，而其他假设（资本支出，财务成本等）不变。这表明最低限度的削减是政府在“十三五”期间的目标。IV区（23个省）中的项目，其使用小时数在1,800- 2,700之间总体而言，仍然可以赚取超过10％的有吸引力的股票内部收益率（图4）。云南省，四川省，福建省和广西省（利用小时数> 2,200）的水价高，水价低廉，因此在省政府安排的电力交易机制下可享受电价优惠。图1：陆上风电计划（最终与建议）图2：公用事业规模的太阳能电价计划（最终与建议）资料来源：国家发改委，国家能源局，德意志银行资料来源：国家发改委，国家能源局，德意志银行2017提议的2017年决赛0.550.650.650.750.750.85-31%-19%-26%-15%-23%-13%-0.25-0.15-0.23-0.13-0.23-0.13（人民币/千瓦时，含增值税）201520162017提议的2017年决赛一级0.420.420.200.35二级0.420.420.250.35第三层0.420.420.300.40同比％一级0%-52%-17%二级0%-40%-17%第三层0%-29%-5%同比切一级0.00-0.22-0.07二级0.00-0.17-0.07第三层0.00-0.12-0.02 2016年12月28日公用事业中国风/太阳能页面PAGE4德意志银行/香港图3：风能公平IRR敏感性功率。例如，我们估计云南风电项目的已实现电价约为0.45元/千瓦时，而中旬的股本内部收益率仍然合理。风电价（人民币/千瓦时，含增值税）第一层二级第三层第四层0.400.450.490.571,600#NUM！1%3%7%乌尔斯1,7000%3%5%9%浩1,8001%4%6%11%上1,9003%6%8%13%阿提2,0004%7%10%15%伊利兹2,1005%9%11%18%t2,2006%10%13%20%2,300 8%12%15%22%