电力设备及新能源行业深度报告：再论平价上网，风电、光伏，谁将率先突围？ 30页

'HeaderTable_User8095784501376039218HeaderTable_Industry13020400看好investRatingChange.same173833568电力设备及新能源行业再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？核心观点行业评级看好中性看淡(维持)国家/地区中国/A股由于电力同质性，平价上网是衡量新能源行业生命力的唯一标尺。如果仅考行业电力设备及新能源虑发电的商业成本，新能源发展还需要政策支持，而如果将外部成本内化，报告发布日期2017年08月07日新能源发电成本已经初具竞争力。随着风电、光伏装机规模不断扩大，补贴缺口与日俱增，并且伴随风、光电装机成本的下降，行业降本空间已然显现；行业表现2017年我国计划推行全面的碳交易和“绿证”制度，火电度电成本将会有所上升，平价上网的难度有所降低，政策补贴退坡具备必要性和可行性。电力设备及新能源沪深30020%通过提高风机利用水平，多数省份风电已具备发电侧平价上网条件。风机行10%业经历过整合，系统成本和价格下行空间不大，降低度电成本主要依靠提高0%发电小时数。中东南部地区受益于风机技术进步，低风速地带的风机年利用小时数已达2000小时以上，而且当地火电成本较高，是国内率先实现平价-10%上网的区域；“三北”地区虽资源丰富，但自身消纳及外送能力有限，提高-20%跨区域输电能力是短时间内提高“三北”地区风电利用效率最有效的途径，6/08随着特高压项目的投运内蒙古、新疆等装机大省年利用水平有望显著改善。116/0916/1016/1116/1217/0117/0217/0317/0417/0517/0617/07深我们认为2020年以前中东南部地区将成为重点装机区域，并且由于补贴退资料来源：WIND度坡，2020年之前行业内将再次迎来抢装潮。报光系系统由于利用水平受限，降低系统成本是实现平价上网的不二选择。过告去6年里，凭借硅基成本的降低和转换效率的提高，系统成本已下降70%以上，但距离平价上网仍需降低50%左右。我们认为2020年前在用户侧实现平价上网问题不大，分布式光伏也因此成为光伏增长的主要来源，发电侧平价上网难度较高，集中式电站仍对政策有较强依赖。投资建议与投资标的风电行业2018年之后将迎来持续2年的抢装行情，建议关注整个产业链。整机环节建议关注制造业的龙头金风科技(002202，买入)，零部件环节建议关注塔架环节的龙头天顺风能(002531，买入)、泰胜风能(300129，未评级)。光伏行业高增长阶段已成历史，由于产品价格下行压力较大，建议关注结构性机会，包括成本优势稳固的供应商（通威股份(600438，未评级)）、单晶证券分析师彭翀替代机会（隆基股份(601012，未评级)）、行业集中度高、议价能力强的子021-63325888-6103行业（EVA膜龙头福斯特(603806，未评级)、逆变器龙头阳光电源(300274，pengchong@orientsec.com.cn买入)）和高效电池供应商（中来股份(300393，未评级)）。执业证书编号：S0860514050002风险提示联系人彭海涛风电、光伏发展不及预期，利用小时数增长遭遇瓶颈021-63325888-5098特高压输电线路建设低于预期，弃风、弃光率率改善较慢；penghaitao@orientsec.com.cn【行分布式光伏的补贴大幅下调，导致分布式光伏增速大幅下滑相关报告业·新能源平价上网在即，产业政策护航最后2017-07-31证征途券风电步入白银时代：市场驱动行业增长，2016-12-02研优势企业突出重围究风电平价，前路几何？2016-11-07报告】东方证券股份有限公司经相关主管机关核准具备证券投资咨询业务资格，据此开展发布证券研究报告业务。东方证券股份有限公司及其关联机构在法律许可的范围内正在或将要与本研究报告所分析的企业发展业务关系。因此，投资者应当考虑到本公司可能存在对报告的客观性产生影响的利益冲突，不应视本证券研究报告为作出投资决策的唯一因素。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？重大投资要素我们区别于市场的观点市场普遍认为风电、光伏等新能源到2020年可以实现平价上网，近期光伏产业政策比较超预期，因此市场对于光伏未来几年总体看好。我们认为，新能源发电与传统电力在产品上没有本质差别，决定其发展前景的核心因素是各种发电方式的成本对比。风电利用水平随技术进步稳步提升，到2020年可以实现发电侧平价上网，伴随补贴退坡而来的抢装将使全行业受益；光伏利用水平受限，进一步降低成本是平价上网的主要途径，按照目前的技术成本水平到2020年只能在用户侧平价上网，因此光伏的市场增量主要来自分布式，同时容易受到政策影响，因此对于光伏行业谨慎乐观，而应更多关注结构性机会。股价催化因素风电/光伏装机容量超出市场预期弃风/弃光率进一步明显改善投资建议与投资标的风电行业2018年之后将迎来持续2年的抢装行情，建议关注整个产业链。整机环节建议关注制造业的龙头金风科技(002202，买入)，零部件环节建议关注塔架环节的龙头天顺风能(002531，买入)、泰胜风能(300129，未评级)。光伏行业高增长阶段已成历史，由于产品价格下行压力较大，建议关注结构性机会，包括成本优势稳固的供应商（通威股份(600438，未评级)）、单晶替代机会（隆基股份(601012，未评级)）、行业集中度高、议价能力强的子行业（EVA膜龙头福斯特(603806，未评级)、逆变器龙头阳光电源(300274，买入)）和高效电池供应商（中来股份(300393，未评级)）。风险提示风电、光伏发展不及预期，利用小时数增长遭遇瓶颈特高压输电线路建设低于预期，弃风、弃光率率改善较慢；分布式光伏的补贴大幅下调，导致分布式光伏增速大幅下滑有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。2 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？目录能否平价上网是判断新能源发展前景的唯一标尺............................................6电力同质性决定成本领先战略优先.....................................................................................6平价上网含义及标准设定...................................................................................................6内化外部成本，新能源已初具竞争力..................................................................................7补贴压力日增，平价上网助力新能源二次腾飞...................................................................7现状总览：降本空间释放，距平价上网一步之遥............................................9风电：步入稳定发展期，成本已大幅下降，行业由市场驱动..............................................9系统成本：剧烈价格战已成过去，风机价格下行空间有限9度电成本：中东南部地区风火成本接近，“三北”地区仍需努力10光伏：政策仍是核心驱动力，系统成本快速下降..............................................................11系统成本：价格跌跌不休，平价上网才是终点12度电成本：用户侧平价上网已近实现，发电侧平价任重道远14平价上网路径分析........................................................................................15风电：提高利用水平是降低度电成本的主要途径..............................................................15“三北”地区当务之急是减少弃风限电损失16已平价地区依靠技术进步巩固成本优势17光伏：利用水平存上限，降低成本是不二选择.................................................................17发电小时数无法大幅提高，凭此降本几无可能18全产业链齐发力，光伏系统成本下降任重道远19绿证等政策将减轻新能源成本压力...................................................................................20结论：风电的未来在荒野，光伏的未来在城市.................................................................21通向2020，风光各有难念的经....................................................................21风电：抢装大潮隐现，谨防政策打压................................................................................212020年取消补贴，未来两年将掀抢装大潮21优质区域弃风率较高，当前政策目标下易受压制22光伏：温室中的巨婴，政策放不放手皆两难.....................................................................23临近拐点，放手不能，扶持无力23制造业惨淡，运营端火爆，谨防政策风险24投资建议......................................................................................................24风电：抢装大潮即将开启，未来三年看好制造环节..........................................................24光伏：全行业盛筵难再，结构性机会常有........................................................................26风险提示......................................................................................................27有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。3 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？图表目录图表1：电力价格分类..................................................................................................................7图表2：2020年新能源在一次能源消费比重达到15%.................................................................8图表3：我国新能源总装机容量....................................................................................................8图表4：我国新能源补贴缺口越来越大.........................................................................................8图表5：2000年以来风电累计装机容量.......................................................................................9图表6：风力发电系统成本结构....................................................................................................9图表7：国内风电机组价格大幅下跌后企稳................................................................................10图表8：主要整机企业毛利率处于盈亏平衡线............................................................................10图表9：典型风电项目成本核算..................................................................................................10图表10：各资源区域风电成本评估............................................................................................10图表11：我国各省区风电平价条件测试统计..............................................................................11图表12：全球光伏市场增长趋于稳定.........................................................................................12图表13：中国光伏行业由高速增长期向稳定增长期切换............................................................12图表14：光伏系统各部分成本占比............................................................................................13图表15：光伏组件价格持续快速下降.........................................................................................13图表16：主要组件企业毛利率已降至15%以下.........................................................................13图表17：光伏电池效率不断提升................................................................................................13图表18：阳光电源逆变器价格下降90%，毛利率维持在高位....................................................14图表19：光伏支架产品价格降幅较小，毛利率持续低位............................................................14图表20：典型光伏电站项目成本核算.........................................................................................14图表21：三种资源区典型光伏电站项目成本核算.......................................................................14图表22：工商业用户的分布式光伏项目已可在用户侧平价上网.................................................15图表23：风电影响LCOE各变量敏感性分析.............................................................................15图表24：2011-2016年我国平均弃风率.....................................................................................16图表25：2016年我国主要弃风限电省份弃风率.........................................................................16图表26：光伏影响LCOE各变量敏感性分析.............................................................................18图表26：我国光伏年利用小时数................................................................................................18图表27：多晶硅成本构成..........................................................................................................19图表28：多晶硅成本下降路径...................................................................................................19图表29：2009-2018年风电标杆上网电价（元/kWh）..............................................................22图表30：2020年前风电装机容量空间测算................................................................................22图表31：新疆、甘肃等地2016年发电小时数低于最低保障目标...............................................23图表32：2017年上半年各省弃风情况统计................................................................................23图表33：主要光伏制造企业2017Q1或H1业绩同比增速.........................................................24有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。4 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？图表34：2017年上半年国内光伏装机仍然火爆.........................................................................24图表35：2017年国内风电建设出现“核准潮”（万kW）..........................................................25图表36：2016年以来国内风电招标持续高位............................................................................25有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。5 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？能否平价上网是判断新能源发展前景的唯一标尺电力同质性决定成本领先战略优先我国现存的新能源发电技术包括风电、光伏、生物质能等，核电也被归类于新能源，目前风电、光伏和核电的发展规模较大。新能源发电位于电力系统发电、输电、配电、售（送）电四个环节中的发电侧，其产品同火电、水电等传统电力具备极高的同质性，仅在电压、频率等方面有少许区别。对于绝大多数用户而言，不同电力产品仅存在价格区分，这意味着在不考虑其他因素的条件下，成本领先战略是发电企业必然也是唯一可行的竞争战略。新能源发电行业由于产业发展初期成本较高，必须依赖政策补贴才能维持一定的发展规模，此时新能源在能源结构中作为补充性能源，而补贴规模的大小决定了新能源空间的上限。只有当新能源发电成本与传统能源（主要为火电）具备可比性，也就是实现并网侧的平价上网，才能在市场竞争中扩大份额，并逐渐在能源结构中由补充性能源变为替代性能源，市场竞争力取代产业政策成为行业发展的核心驱动力，其发展上限也由补贴规模变为能源总需求。新能源在能源结构中的份额提升意味着能源结构的优化。我国已经充分意识到推动新能源发电并网侧平价上网的重要性：国家“十三五”规划明确提出光伏并网侧、用户侧平价上网的目标，并要求发电侧成本进一步下降30%、40%；同时要求到2020年风电实现并网侧平价上网。平价上网含义及标准设定通常所说的电价是指电力销售价格，其成本组成包括发电厂的发电成本、输配电成本等。我国的销售电价分为三类：工商业电价，一般在1元/kWh左右；大工业电价，一般在0.6~0.9元/kWh之间；居民和农业售电电价，由于享受国家的交叉补贴，价格较低。主要的几种新能源技术，风电目前的标杆电价为0.40~0.57元/kWh，集中式光伏为0.65~0.85元/kWh，分布式光伏0.7~0.9元/kWh左右，核电约为0.43元/kWh，低于大多数电力售价，初步具备用户侧平价上网的条件。判断新能源能否在发电侧与火电上网电价相竞争的方法是比较新能源发电度电成本与火电成本，衡量度电成本最为常用的指标是平准化电力成本（levelizedcostofenergy,LCOE），LCOE=电站生命周期内的成本现值/电站生命周期内发电量贴现。目前的新能源应用中，除分布式光伏之外，风电、集中式光伏及核电设备距离负荷中心距离较远，实现用户侧平价上网意义不大，真正能够促进产业发展的是实现发电侧平价上网，即在发电侧能够与火电的上网电价相竞争。目前国内不同地区脱硫煤电价格在0.26~0.5元/kWh，由于不同地区脱硫煤电价格差距较大，新能源不要任何补贴、实现全面的平价上网并不现实。我们认为在高电价地区，平价上网标准可以设置为脱硫煤电价格，而在低电价地区，考虑到新能源发电的正向外部性和煤电的负外部性，将平价标准设定为0.43元/kWh较为合理（2016年煤电的加权平均价格约为0.40元/kWh，加上碳交易3分/kWh的成本）。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。6 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？图表1：电力价格分类资料来源：东方证券研究所整理内化外部成本，新能源已初具竞争力新能源从起步到如今已经历了几十年，如果仅考虑发电的商业成本，新能源发展还需要政策扶植。对不同能源项目的商业成本核算一般包含其建设成本及运营成本。就当前情况而言，如果仅考虑新能源发电的商业成本，在短时间内实现全面的并网侧平价上网并不现实，在新能源发电技术商业成本优势欠缺的情况下，国家适当对新能源电价采取补贴政策相当必要。而如果将外部成本内化，新能源发电成本已初具竞争力。我国的电力结构以火电（主要是燃煤）为主，火电具有商业成本低、能量密度高等优点，但也是造成大气污染的罪魁，并且排放大量的温室气体，目前的火电价格中并未考虑上述负外部作用。新能源的清洁特性使其具有较好的环境正外部性，同时，如果内化火电的环境负外部性，其成本优势将被削弱。煤电企业要想达到国家规定超低排放标准，脱硫脱硝效率需从80%上升至95%和90%，火电度电成本约增加0.4分/kWh。同时，2017年我国计划全面推行碳交易机制，为碳排放定价。2011年10月，国家发改委决定在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳市设立7个线上碳交易试点，并于2014年全部启动。截止2017年5月，碳交易市场共纳入排放企业超过1900家，累计成交碳配额接近1.6亿吨，交易额37亿元，预计2017年我国有望全面推行碳交易市场。如果将2017年启动的碳交易因素纳入考虑范围，火电度电成本将继续增加约4分/kWh。未来伴随着超低排放标准及碳交易等政策的限制，火电成本竞争优势将显著下降。同时，“绿证”等新政策的开展将有效引入市场机制，补偿新能源的正外部性，加之新能源成本的逐渐下降，新能源发电将逐渐实现平价上网。补贴压力日增，平价上网助力新能源二次腾飞近几年，随着新能源扶植政策的紧密出台和大力推进，中国可再生能源发电产业取得快速发展，在一次能源结构中的比重不断增长，从2011年的8%上升至2016年的13%，根据《能源发展“十有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。7 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？三五”规划》要求，到2020年可再生能源占整体能源消费比重将不低于15%。2016年可再生能源总装机容量达到584GW（含水电，其中风电、光伏及核电合计装机量252GW），2005至2016年可再生能源总装机量CAGR达到15%（其中风电、光伏及核电等新能源装机容量CAGR为34%）。根据《中国能源展望2030》，到2030年，可再生能源发电总装机规模有望达到1440GW。图表2：2020年新能源在一次能源消费比重达到15%图表3：我国新能源总装机容量资料来源：国家统计局，东方证券研究所资料来源：国家能源局，东方证券研究所新能源大肆扩张之后，日益增长的电价补贴缺口表明新能源当前依赖政策扶植的发展模式不具有可持续性。我国实行新能源固定上网电价制度，对风电及光伏发电的补贴来自可再生能源补贴附加费。从2006年至今，可再生能源电价附加征收标准从1厘/kWh提高到1分9厘/kWh。2016年预计征收额可达到1100亿元，但实际征收额不足700亿元。随着风电及光伏发电行业上网电量不断扩大，补贴基金面临巨大的资金缺口。2016年全年可再生能源电价补贴缺口超过100亿元，累计缺口超过600亿元。图表4：我国新能源补贴缺口越来越大资料来源：财政部，东方证券研究所整理如果我们按照现行征收及补贴标准，并假设理论可再生能源补贴附加费与实际征收额相等，按照“十三五”规划对风电及光伏发电的发展要求，2020年当年补贴资金需要将超过1800亿元，当年补贴缺口将会扩大至400亿元以上。经估算只有可再生能源补贴附加征收水平提高至2分5厘/kWh有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。8 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？才能勉强达到收支平衡点。而在当前经济形势下行，社会用电量增速放缓的背景下，工商业降电价的预期强烈，再提高可再生能源电价附加征收标准可能性不大。因此，要想解决补贴缺口问题，只能逐渐降低对可再生能源的补贴标准，加快推进可再生能源市场化进程。一旦实现平价上网，风电、光伏将迅速抢占传统能源广阔的发展空间，迎来又一轮景气大周期。现状总览：降本空间释放，距平价上网一步之遥风电：步入稳定发展期，成本已大幅下降，行业由市场驱动我国风电行业的发展主要可划分为三个阶段，2005年以前的积累阶段；2006-2010年的爆发阶段，及2011年至今的稳定阶段。2006至2009年期间风电装机容量连续4年实现翻倍增长，2006到2010年CAGR达到105%，政策扶持是该阶段行业发展的核心驱动力。然而2010年以前的高速增长催生了风电行业并网难、消纳难、机组质量事故频发等一系列问题。2011年弃风限电量超过100亿kWh，弃风率达到16%，随后弃风量一直居高不下。弃风限电俨然成为制约风电行业发展的重要因素。自2011年开始，风电装机增量出现放缓，维持在20%左右，2011至2016年CAGR为22%，行业进入成熟期。另外，得益于风电行业规模化效应形成，以及风电设备企业激烈的市场竞争，风电行业上游成本大幅下降。据估计，从2010年到2015年，全球陆上风电的投资成本下降了约30%，而根据BNEF的预测，陆上风电建设成本会在2040年前下降47%左右。投资成本下降带来的度电成本下降促进了风电项目收益率的提升，推动行业走出衰退期迎来稳定增长，2014-2016年全国风电装机容量超过75GW。图表5：2000年以来风电累计装机容量图表6：风力发电系统成本结构资料来源：Wind，东方证券研究所资料来源：东方证券研究所整理系统成本：剧烈价格战已成过去，风机价格下行空间有限风电系统成本包含风机、塔筒、吊装费用、箱变费用、集成线路、建筑工程费用、征地费用等，其中风机成本占陆上风电成本的50~60%。2010年以来，由于风电行业增长停滞，风机市场经历了惨烈的价格战，风机销售价格从2007年接近7000元/kW的高位跌至2011年前后的3500元/kW，随后小幅回调至4000元/kW左右，并维持至今。目前国内主要地区风电系统装机成本约8000元/kW，“三北”地区由于基础费用较低，系统成本约7000元/kW，部分项目甚至低至6500元/kW。然而风机成本进一步下降空间十分有限，近年来风机价格下行势头明显减弱。从全球范围来看，中国风机价格处于最低水平，根据《中国新能源发电分析报告》，发达国家风电机组平均价格为有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。9 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？6923~8452元/kW，其中美国风电机组平均价格为5719~7212元/kW，比中国风机价格高65%以上。从整机厂商盈利能力来看，国内大多数整机厂商毛利率水平已经低至10~15%左右，净利率基本为零，风机价格进一步下调的空间极为有限，依靠系统成本下降带动度电成本大幅下降的难度很大。图表7：国内风电机组价格大幅下跌后企稳图表8：主要整机企业毛利率处于盈亏平衡线资料来源：北极星，东方证券研究所资料来源：Wind，东方证券研究所度电成本：中东南部地区风火成本接近，“三北”地区仍需努力风电经过十几年的快速发展，目前在电源结构的比重已超过9%，发电量占比超过4%，发电成本大幅降低，全国范围内风力发电的成本约为0.4-0.6元/kWh。以一个典型风电场为例，根据下表假设，该项目的LCOE为0.44元/kWh，假设上网电价为0.58元，该项目的IRR为12.5%。图表9：典型风电项目成本核算典型风电项目成本核算装机容量100MW装机成本7.5元/W自有资金20%运营年限20年贷款利率5%还款年限10年年利用小时2100折旧年限15年残值率5%运维开支0.08元/kWhLCOE（贴现率0.44元/kWh资本金IRR12.5%7.5%）数据来源：东方证券研究所中国风能资源丰富，可开发的风电场分布很广，国家能源局按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区。我们采用LCOE测算模型对四类资源区的度电成本和项目收益情况进行测算，计算结果见图表10。图表10：各资源区域风电成本评估系统成年可利用火电标杆风电标风电LCOE(贴LCOE（贴资本金本小时数电价杆电价现率7.5%)现率为0）IRR/%I类7000元>2700~0.30.40.3830.23711.8地区k/WII类7350元25000.31~0.40.450.4230.25816.0地区/kWIII类7700元22000.27~0.390.490.4890.31310.4地区/kW有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。10 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？IV类8000元20000.35~0.450.570.5470.32212.0地区/kW资料来源：东方证券研究所整理按照各资源区的资源禀赋和2018年下调之后的标杆电价水平，多数地区的风电项目都能获得较好的收益率，部分高电价地区的风电LCOE甚至具备平价上网的条件。然而在实际上，由于近年来弃风情况严峻，国内的风电年利用小时仅有1700小时左右，运营商不考虑贴现的度电成本约0.31-0.32元/kWh，考虑贴现的LCOE在0.55元/kWh以上，按2016年风电平均上网电价0.59元/kWh测算，国内风电项目平均收益率为10.85%。如果解决消纳问题，多数省份已经具备风电平价上网条件。我们核算了各省份达到与煤电平价所需年发电小时数，如果该省份的历史最高年发电小时数能够达到这一标准，则说明该省份风电具备能实现平价上网的条件。测算结果（详见行业深度报告《风电平价，前路几何？》）表明，不设定特殊标准，能够实现平价上网的省份有12个，均为中东部及南部的IV类资源区，装机容量普遍较小，2016年累计风电装机容量之和为1627万kW。如果按照之前预设的平价上网实现标准（高电价地区平价上网标准为脱硫煤电价格；低电价地区，平价标准为0.43元/kWh），则满足平价上网要求的地区增加至23个，新增11个省市当中除河北、内蒙古、宁夏及新疆为I类、II类资源区，其余均位于IV类资源区。不满足风电平价上网标准的省市有7个，其中东三省地区由于供热机组装机量较大，系统调峰能力有限，且自身消纳和外送能力不足，导致年利用小时数偏低；甘肃地区由于电网建设大幅落后于风电项目建设周期，导致外送能力有限；山东、陕西及贵州地区主要是由于当地资源禀赋的限制。图表11：我国各省区风电平价条件测试统计风火同价省份0.43元平价省份不能平价上网省份省份数量12117省份名称天津、上海、浙江、安徽、北京、河北、山西、内蒙古、山东、辽宁、吉林、福建、江西、湖北、湖南、江苏、河南、重庆、青海、黑龙江、陕西、甘肃、四川、广东、广西、海南宁夏、新疆、云南贵州2016年风电装机/万kW162787524488资料来源：东方证券研究所通过以上计算可知，在目前的资源禀赋和技术条件下，接近80%的省市均可以实现平价上网。而对于其他地区，目前阻碍风电发展的直接原因是风电利用小时数有限，根本原因在于消纳能力的制约。因此，我们认为未来风电发展的政策重点应从电价补贴转向扶植能够提高风电消纳能力的电网建设层面，从而加快风电的市场化进程。光伏：政策仍是核心驱动力，系统成本快速下降2001年，施正荣博士在无锡创立尚德电力，开启了中国光伏产业元年。之后的十年里，在欧洲国家高昂的补贴政策带动下，全球光伏行业经历了2003-2004、2006-2008以及2010-2012三轮装机热潮，中国光伏制造业沿着产业链不断向上延伸，完成了从多晶硅原料到电池组件的全面覆盖，有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。11 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？但国内下游装机并未大规模启动，产业严重依赖国外市场，这种局面持续到2010年，该阶段也可视为我国光伏行业的市场培育阶段。图表12：全球光伏市场增长趋于稳定图表13：中国光伏行业由高速增长期向稳定增长期切换资料来源：Wind，东方证券研究所资料来源：Wind，东方证券研究所2011年国家发改委发布《关于改善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，明确规定2011年7月前核准的项目上网电价为1.15元/kWh，之后执行1元/kWh，在强有力的政策扶植下，光伏发电行业得到快速发展，特别是2012年光伏产业遭受欧美“双反”冲击，国家出台光伏的标杆电价制度，下游装机容量迅速爆发，行业进入高速发展期，从2011-2016年，国内累计光伏装机容量增长了85倍。然而到目前为止，由于光伏发电的成本仍显著高于其他发电方式，光伏行业仍然主要由国家产业政策驱动。2016年国家颁布《太阳能发展“十三五”规划》，明确指出到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，实现用户侧平价上网；并于2017年下调三类地区光伏标杆电价至0.65元，0.75元及0.85元，维持分布式光伏0.42元/kWh的补贴力度。这些举措充分说明国家引导光伏行业由政策扶植向市场主导转移的决心。同时，随着光伏发电行业规模化效应的凸显和光伏组件行业激烈的市场竞争，光伏系统装机成本明显下降。目前国内集中式光伏电站的装机成本已下降至7元/W以下，2008年至今装机成本已经下降超过80%，组件成本下降约90%，并仍处于快速下降之中。虽然光伏补贴存在退坡现象，但成本端的同步下调一定程度上保证了光伏电站的整体收益，加之在每次补贴退坡新政执行日期前出现的“抢装潮”现象，2014年以后光伏行业增长速度并没有出现明显下滑。系统成本：价格跌跌不休，平价上网才是终点光伏系统成本主要包括组件、逆变器、支架、变压器、线缆、建筑工程费用、项目征地费用等，其中太阳能电池组件费用占整体成本的50%左右，BOS成本占比（包含控制器、支架、逆变器、蓄电池、线缆等）接近30%，其他成本包括土地、基础建设和EPC费用等。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。12 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？图表14：光伏系统各部分成本占比图表15：光伏组件价格持续快速下降资料来源：太阳能光伏网，东方证券研究所资料来源：Wind，东方证券研究所得益于光伏累计装机规模的不断增长以及技术进步，光伏系统的成本从超过50元/W下降至约7元/W，其中组件的价格从2006年近30元/W下降至当前的3元/W左右。组件价格下降的动力有二：一是全产业链产能扩张带来的规模效应大幅降低了各环节的成本；二是技术进步不断提高组件效率从而摊薄了整体的成本，其中规模效应主导了过去十几年光伏产业链成本下降的进程。目前，产业链各环节产能都出现过剩，组件企业的盈利十分微薄，因此规模扩大的边际效应大幅减弱，提高电池和组件效率以降低成本的作用日益凸显。目前多晶及单晶电池效率由2009年的16%和17.5%提高至2016年的19.2%和21%，在光照条件相等情况下，BOS成本、其他组件成本等都与电池效率相关，电池效率每提升1%，每瓦系统成本能降低约5-6%。图表16：主要组件企业毛利率已降至15%以下图表17：光伏电池效率不断提升资料来源：公司公告，东方证券研究所资料来源：《中国PERC太阳电池年度报告》，东方证券研究所光伏支架和逆变器等BOS产品价格的大幅下降也是光伏系统成本下降的重要助推。逆变器价格下降也是受益于规模扩大和技术进步，国内最大的逆变器厂商阳光电源2008-2016年间，逆变器销量增长超过300倍，价格则下降近90%，目前仍能维持30%以上的毛利率。光伏支架的技术门槛相对较低，成本下降有赖于规模经济和电池效率提高，但降幅远小于组件和逆变器等产品，由于主要企业的盈利能力一般，预计支架成本进一步下降难度较大。总体而言，光伏是成本下降速度最快的清洁能源，但目前产业链制造环节的格局仍然分散，竞争十分激烈，因此在光伏真正实现平价上网之前，产业链价格下跌的势头仍然必须持续。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。13 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？图表18：阳光电源逆变器价格下降90%，毛利率维持在高位图表19：光伏支架产品价格降幅较小，毛利率持续低位资料来源：阳光电源公司公告，东方证券研究所资料来源：爱康科技公司公告，东方证券研究所度电成本：用户侧平价上网已近实现，发电侧平价任重道远与风电不同，光伏系统由于装机容量非常灵活，既可以在并网侧建设大型光伏电站，也可在用户侧安装容量较小的分布式系统，其平价上网的标准也包括用户侧平价和发电侧平价两种。我国对分布式光伏系统电力采用“自发自用、余量上网”和“全额上网”两种购电模式，“全额上网”模式实际上和集中式电站没有分别，因此我们只讨论集中式电站和分布式的“自发自用”模式。以一个典型I类光伏电站为例，项目各项参数如下表，根据表中假设，该项目的LCOE为0.58元/kWh，假设上网电价为0.65元/kWh，该项目的IRR约为14.2%。图表20：典型光伏电站项目成本核算装机容量10MW装机成本6.5元/W自有资金30%运营年限20年贷款利率5.4%还款年限15年年利用小时数1600折旧年限15年残值率5%运维开支0.05元/kWhLCOE0.58元/kWh资本金IRR14.2%资料来源：东方证券研究所注：LCOE测算贴现率设定为8%利用该工具对我国不同资源区光伏项目的度电成本进行核算。我国的光资源区按照年辐射量的不同划分为三种，我们假设三类资源区的年发电小时数分别为1600小时、1300小时和1100小时，按照2017年6月30日之后的电站补贴标准，各区典型项目的LCOE和资本金IRR计算结果如下：图表21：三种资源区典型光伏电站项目成本核算年辐射量年等效利用测算电价年单位静态投标杆电价LOCE(元资本金2kWh/m小时数参考小时数资(元/W)(元/kWh)/kWh)IRR/%I类>1420>140016006.50.650.57914.2%II类1250~14201200-140013006.50.750.70212.6%III类<1250<120011006.50.850.82011.6%资料来源：王斯成，《如何科学测算光伏分区标杆电价》，东方证券研究所有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。14 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？我国各省的火电标杆电价约为0.3~0.5元/kWh，全国平均火电上网电价约0.4元/kWh，I类光照资源区所在的西部省份是全国火电成本最低的地区，因此尽管光伏成本已经有幅度巨大的下降，在发电侧实现平价上网仍有困难。能否实现用户侧平价上网取决于我国分布式光伏项目的度电成本。我国的分布式光伏项目大多位于中东南部的用电负荷区，光照资源多属于II类和III类资源区，参考图表21的计算结果，我国分布式光伏项目的LCOE约为0.70~0.82元/kWh。我国的居民生活用电价格约0.4~0.67元/kWh，平均约0.53元/kWh；工业用电价格多为0.7~0.9元/kWh，商业用电价格高达1元/kWh以上。因此，分布式光伏在工商业用电已基本实现用户侧平价上网，对于居民用户而言，光伏发电的成本还需要进一步下降。图表22：工商业用户的分布式光伏项目已可在用户侧平价上网分布式LCOE居民电价工业电价商业电价电力价格（元/kWh）0.70~0.820.40~0.670.7~0.9~1资料来源：东方证券研究所平价上网路径分析风电：提高利用水平是降低度电成本的主要途径风电单体项目的规模一般在几万kW以上，送出电压等级多为110kV及以上，接入配电网难度较大，一般采用先输出到电网再大规模向用户供电的方式利用，因此风电项目只能在发电侧同其他电源竞争，而风电平价上网的适用范围也只能是在电力系统的发电侧。调整图表9中风电项目的输入条件，对其LCOE做弹性测试，对风电度电成本影响最大的两个变量为装机成本和年利用小时数。因此，我们认为降低风电度电成本最有效的途径是进一步降低系统成本并且/或者提升利用小时数。由于系统成本下降空间较小，提高风电系统的利用效率是降低度电成本最可行的途径。图表23：风电影响LCOE各变量敏感性分析资料来源：东方证券研究所整理有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。15 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？“三北”地区当务之急是减少弃风限电损失我国风电利用小时数提升空间巨大。从全球范围来看，中国风电年利用小时数偏低，根据BNEF报告，巴西风场的平均年利用小时数可达3240小时，美国2890小时，英国2540小时，而中国仅为1742小时，比巴西低40%以上。从自然禀赋条件来看，中国风力资源极为丰富，风能资源等2级为2级及以上（风功率密度≥200W/m）的潜在开发量达39.4-57.3亿kW，相比之下，巴西的陆上风电潜在开发量仅为5亿kW左右，且我国内蒙古地区风电可利用小时数接近3200小时，说明中国风电利用小时数低并非由于自然禀赋。消纳能力差/弃风限电率高是阻碍风电利用小时数提高的关键。影响风电利用小时数的另一个因素是消纳能力。由于风电基地所在区域电力供给与需求的错配，2011年以来我国风电行业发展一直受制于弃风限电问题。2016年弃风率创新高的达到20.6%，全国弃风较为严重的甘肃、新疆及吉林地区弃风率均在30%以上，全年弃风总量达到497亿kWh，造成直接经济损失247亿元。全国弃风限电最严重的身份基本都位于“三北”地区，主要原因在于我国接近80%的风电设备位于该地区，而电力集中需求中心在中东部，加之“三北”地区以煤电为主，蓄能电站建设落后，造成风电供给远大于需求的现状。图表24：2011-2016年我国平均弃风率图表25：2016年我国主要弃风限电省份弃风率资料来源：Wind，东方证券研究所资料来源：能源局，东方证券研究所根据之前报告的测算（详见《风电平价，前路几何-多省具备平价上网条件，风电下行趋势有望反转》），目前未实现平价上网的省份大部分位于“三北”地区，风力资源丰富，但利用水平低。利用水平低下的原因主要是当地电网消纳能力差，并且外送能力严重不足。因此，在这类地区，决定风电能否实现平价上网的核心因素在行业之外，即电网的建设和调度计划。目前主要有三个途径可以改善这些地区的限电情况，分级消纳，优先省区内消纳：提高消纳能力。这一策略针对风电及光伏渗透率较低的省份较为有效。我国大部分中东部省市可再生能源装机量渗透率相对较低，平均渗透率在10%左右，例如江苏、山东等地虽然风光装机量较大，但整体渗透率仅为5.5%和7.7%，通过本地消纳没有问题。“三北”地区（按照东北、华北、西北的顺序）可再生能源装机量渗透率为23.1%，21.8%和33.2%，风电装机渗透率为17.4%，16.5%和19.2%，其中陕西、甘肃、青海和宁夏四省的可再生能源渗透率已经超过30%，远远超过20%的消纳极限，加之“三北”地区冬季供暖需求导致弃风率高企，仅仅依靠省内消纳显然无法扭转当前“三北”地区的严峻形势。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。16 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？加强统筹规划，利用调峰优化电力结构。“三北”地区电力结构严重失衡，主要由于供热机组装机量较大，系统调峰能力有限，且自身消纳和外送能力不足，导致“三北”对火电依赖性过大。因此“三北”地区提高风电、光伏利用率的方法是装设储能电站、抽水蓄能电站和可调峰的燃气联合循环机组。根据历史运行经验，在电源结构上需要配备25%~35%的调峰电源才能达到安全高效经济水平。2016年我国电力发电总量达到5.99万亿kWh，同比增长5.2%，电力设备利用小时数仅有4300小时，我国已经进入到电力过剩的阶段，在弃风、光率高企的情况下，广泛增加储能电站等电源建设的动力不足。另外，“三北”地区不具备大批上马调峰电源或储能电站的条件，虽然利用调峰优化电力结构能够从根本上解决风电消纳问题，但难以在较短时间内取得成效。加强“三北”地区外送能力。东北电网覆盖的蒙东地区有丰富的煤炭资源，可以借助本网资源优势以及核电和可再生能源建设满足本地需要，并有外送的电力流。华北电网覆盖地区是主要负荷中心之一，在主要依靠本地煤电的同时，可接受东北电网和西北电网东部地区部分电力；西北电网覆盖区域的煤炭、水能、风能和太阳能资源丰富，而负荷相对较轻，需要外送电力。2015年西北电网发电量为6700亿kWh，本地消纳仅5500亿kWh，需要外送1200亿kWh，受限于有限的外送通道以及今年火电盈利能力的提升，大量的风电和光伏电力被弃用。提高这些电力丰富区外送能力是解决弃风、弃光问题，提升新能源利用水平最可行的途径。已平价地区依靠技术进步巩固成本优势已平价地区通过技术进步提高发电效率。已具备平价上网条件的地区多为中东南部火电价格较高的省份，平价条件并不苛刻。根据气象数据，中东南部地区主要是三类和四类的低风速资源区，在风电发展早期年等效利用小时数不足1800小时，而且地势复杂，开发难度大，因此在当时的开发价值较小。近年来随着风机成本的下降河低风速风机技术的发展，中东南部地区的风电项目年利用小时数已提升到2000小时以上，并且由于风电渗透率低，基本不存在限电风险，风电的度电成本已大幅降低。与此同时，中东南部地区也是我国煤炭资源比较贫乏、火电价格较高的区域，因此风火电价差较小，风电实现平价上网难度较低。事实上，在湖南、广东等地，部分优质项目的发电成本甚至已经低于当地火电。在这些可以平价上网的地区，未来的发展方向是通过技术进步，持续提高低风速地区的发电效率，以摊薄度电成本。近年来低风速风机技术进展迅速，每年仅通过技术进步即可降低度电成本6%。技术进步的途径包括更高的轮毂、更大的叶轮和捕风面积，以及更有效的控制系统。通过以上分析，提高跨区域输电能力是短时间内缓解目前“三北”地区弃风现象、提高全国风电利用水平的有效途径。截止到2016年底，“三北”地区风电及光伏总发电量达到12636万kW，而目前我国跨省跨区输送新能源通道能力只有3696万kW，仅占“三北”地区风光发电量的30%左右，导致“三北”地区风、光电资源难以在更大范围消纳。2020年全国风电装机容量预计达到2.4亿kW以上，其中“三北”地区风电新增装机容量将接近1亿kW左右。根据消纳能力分析，送至负荷中心的风电规模需达到1亿kW左右，才能将弃风率控制在5%左右的水平。光伏：利用水平存上限，降低成本是不二选择有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。17 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？光伏电站的装机容量、系统成本和利用小时数变动范围较大，其度电成本也更为灵活。改变图表20光伏电站项目各变量参数，并测试LCOE的敏感性，对LCOE影响最为显著的三个变量分别为系统成本，年利用小时数和贴现率。然而由于贴现率变动范围有限，且通常为事先给定变量，因此不做进一步分析。因此我们认为进一步降低系统成本并且/或者提高利用小时数是降低光伏成本的最有效途径。图表26：光伏影响LCOE各变量敏感性分析资料来源：东方证券研究所整理发电小时数无法大幅提高，凭此降本几无可能由于太阳辐照这一气象数据存在天然的限制，一般光伏项目年利用小时数的上限为1700~1800小时，这一条件大大限制了光伏度电成本的下降。2016年全国光伏平均年利用发电小时数为1133小时，年利用小时数最高的内蒙古地区发电小时数为1680小时，接近1700小时的上限。“三北”地区年发电小时在1300~1500小时左右，华东华南地区在1000小时左右。图表26：我国光伏年利用小时数16001395136814001229125512001133120010008006004002000201120122013201420152016数据来源：世纪新能源网、东方证券研究所有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。18 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？中国的光伏年发电小时数与全球平均水平相当，根据世界能源理事会综合数据，2014年全球范围内光伏发电设备的全年平均利用小时数为1168小时，当年我国光伏的发电小时数达到1255小时，超过全球平均水平。因此可见，光伏年利用小时数上升空间有限，年利用小时数的限制是阻碍光伏度电成本下降的重要原因。按照图表20中我们假设的光伏电场条件，并假设年利用小时数能够达到1700小时，可以得到LCOE为0.48元/kWh，高于大部分地区的脱硫煤电价格，假设仅依靠利用小时数的提升，没有省份能够达到平价上网的标准，其余地区仍需要依赖光伏补贴。因此，仅依靠有限的利用小时数的提升来降低光伏度电成本是远远不够的，光伏度电成本的下降有赖于系统成本的协同降低。全产业链齐发力，光伏系统成本下降任重道远假定I类地区的光伏电站年利用小时数为1600小时，若要将LCOE从0.579元/kWh降至0.4元/kWh，光伏系统的成本需要从6.5元/W降至4.3元/W，降幅约34%，其中，光伏支架、土地租金以及建筑工程等费用单价降低难度较大，通过组件效率提升可减少相关开支，假设组件效率从17%提升到20%，上述费用可降低15%，组件等主要设备目标降幅达45%，即组件价格由3元/W左右降至1.65元/W，逆变器价格由0.3元/W降至0.165元/W。组件端—规模经济和技术进步双轮驱动成本下降多晶硅环节：目前全球多晶硅厂商的多晶硅全成本大约为8-17美元/kg，其中大全的全成本8.4美元/kg，保利协鑫现金成本8.5美元/kg，全成本10.5美元/kg，OCI和Wacker成本约12-13美元/kg。多晶硅的综合电耗已降至65kWh/kg，预计未来会保持平稳。其他成本约32元/kg，折旧成本约11.5-13元/kg。根据电费的不同，国内多晶硅的现金成本约为45-58元/kg，全成本为58-71元/kg。预计随着行业的技术进步及产能进一步扩张，多晶硅的成本可能会向下，平均成本约60元/kg。由于多晶硅生产格局较集中，企业毛利率较高，假设行业平均毛利率为25%，多晶硅含税的合理价格为87.75元/kg。图表27：多晶硅成本构成图表28：多晶硅成本下降路径资料来源：东方证券研究所资料来源：《中国光伏产业发展路线图（2016年版）》，东方证券研究所硅片环节：多晶硅片的成本构成包括硅成本、铸锭成本和切片成本，单晶硅片的成本包括硅成本、拉棒成本和切片成本，其中硅成本占总成本的50~60%。由于单晶的拉棒成本通常达50元/kg左右，大幅高于多晶铸锭（10~20元/kg）成本，因此在使用相同切片工艺时，单晶硅片的成本比多晶硅片要高出0.5~1元/片。然而在近年来，由于单晶路线引入金刚线切割技术，将每片的硅耗降低了20%以上，而多晶仍以传统的砂浆切割为主，单晶硅片的成本逐渐逼近甚至已经低于多晶硅有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。19 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？片，2016年主要的单晶硅片供应商生产成本为3.68元/片，同比下降25%，预计未来可降至3元/片以下。多晶硅片在引入金刚线切割技术后，每片成本可比单晶硅片低0.5元/片左右。电池片环节：电池片制造环节包括清洗、制绒、扩散、刻蚀、PECVD、丝网印刷、烧结等过程，是光伏制造的核心环节，也是一个资金和技术密集型的环节。目前一般的电池设备投资60万元/MW，按十年折旧，折旧费用0.06元/W；浆料成本：每片铝浆消耗量在1375mg/片左右，每片银浆的消耗量行业平均水平在143mg/片左右，浆料成本约0.5元/片，未来下降30%到0.36元/片，其他电费、试剂、人工等费用加在一起电池片制造成本约2元/片，随着电池效率的提高电池制造成本可降至1元/W左右。组件环节：组件环节是将电池片连接封装，新增的成本包括EVA膜、背板、边框、玻璃、接线盒等，其中玻璃和边框是成本占比较高的部件。由于玻璃和边框的原材料价格目前处于低谷，预计未来进一步下降空间不大，EVA膜和背板行业的市场集中度较高，厂家议价能力强，组件环节的成本下降主要来自电池片成本的下降以及效率提升摊薄辅材成本。预计组件的成本极限约为1.5元/W，合理售价的极限约2元/W。BOS端—提高组件效率、摊薄BOS成本是最可能的途径BOS环节的成本包括光伏支架、逆变器、配电箱、电缆和土建安装等，过去十年里逆变器凭借技术进步和规模经济，其销售价格从3元/W降至不足0.3元/W，其他部分的成本降幅不足50%，而且主要来自系统效率提升带来的摊薄效应。随着逆变器成本在BOS中的占比越来越低，进一步降低BOS成本只能仰仗组件效率的不断提升。综合来看，在目前的技术水平下，组件端的极限价格（含税）约2元/W，整个系统的极限价格约为4.5元/W，该投资成本能够满足用户侧平价上网的需求，发电侧的平价上网在目前的电价水平下难以实现。绿证等政策将减轻新能源成本压力除了不断降低新能源度电成本之外，修正传统能源价格、将其对环境的负外部性计入价格中，也在另一方向上减轻了新能源平价上网的压力。碳排放权交易市场。2011年10月，国家发改委决定在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳市设立7个线上碳交易试点，并于2014年全部启动。截止2017年5月，碳交易市场共纳入排放企业超过1900家，累计成交碳配额接近1.6亿吨，交易额37亿元，预计2017年我国有望全面推行碳交易市场。火电的CO2足迹根据不同口径的计算结果从730g/kWh到1030g/kWh不等，为了减弱不同计算结果对于本文计算结果的影响，取国内已有火力发电CO2碳足迹的平均值作为火力发电CO2的碳足迹，结果为879.5g/kWh，按50元/吨排放权价格计，火电碳排放的成本约0.04元/kWh。绿色证书制度。2017年年初，国家三部委联合发布《试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，旨在建立可再生能源绿色电力证书自愿认购体系，并试行对风电、光伏企业核发绿色电力证书。根据通知，绿色电力证书自2017年7月1日起开始自愿认购，2018年将适时启动绿色电力配额考核和证书强制约束交易。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。20 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？在当前自愿申购阶段，绿证价格会以风电及光伏的市场定价为基准，且不高于国家的补贴标准，即当地的风电光伏绿证价格不得高于每兆瓦时风电光伏上网电价与当地脱硫煤电价格的差值。对发电企业而言，通过出售绿证而消耗的电量将不再享受相应的电价补贴；对购买者来讲，购买绿证的行为是为支持清洁能源发展所额外付出的成本，不能抵消使用相应电量时产生的电费。推行绿证的核心原因是通过出售绿证改变目前仅靠征收可再生能源电价附加来补贴风电、光伏项目的现状，根本目的都是要推广和扩大可再生能源使用，优化我国能源结构。绿证打破可再生能源补贴来源单一的窘境，绿证在交易平台上的买卖行为和价格能实时反映市场的供需关系，有利于风电、光伏行业尽快实现全面市场化。按照目前补贴标准，并假设风电比光伏绿证销售量为10:1，则在30%左右的风电及光伏电量以绿证形式售出的情况下，可再生能源基金规模将能够满足电价补贴需要。绿色证书如能与配额制结合，将进一步推高火电企业的成本，最终传导到电力价格上。长期看，碳交易市场和绿证将推高火电成本0.07元/kWh左右，从而在一定程度上降低新能源平价上网的门槛。结论：风电的未来在荒野，光伏的未来在城市对于风电而言，中东南部地区已有多个省份能够在发电侧平价上网，这些区域也将是2017-2020年国内风电建设的重点区域。当前亟待解决的问题是优质资源区弃风限电所造成的发电小时数偏低，预计随着特高压线路的相继投运以及其他政策的推进，困扰多时的弃风问题有望缓解，“三北”地区的风电成本将下降到0.4元/kWh以下，风电在发电侧的平价上网逐渐在全国实现，从而在2020年之后逐渐摆脱对补贴政策的依赖。对于光伏而言，由于其应用场景不局限于发电侧，因此目标市场更加多元。2011年以来国内光伏补贴倾向于集中式电站，因此光伏项目集中在发电侧。随着产业链价格不断下降，目前光伏在用户侧已能够平价上网，同时集中式电站的补贴迅速下降，分布式光伏在2017年迎来爆发。然而，用户侧平价走向发电侧平价需要光伏产品价格进一步大幅度下降，我们认为在2020年之前难以降至所需要的程度，因此中短期内光伏的主要增长空间将来自分布式光伏，集中式电站的发展仍然离不开政策的扶持。通向2020，风光各有难念的经风电：抢装大潮隐现，谨防政策打压2020年取消补贴，未来两年将掀抢装大潮2016年12月26日，发改委正式下发通知，对风电的标杆上网电价作出调整。通知规定，“2018年1月1日之后，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，比2016-2017年电价每千瓦时降低7分、5分、5分、3分”。新的标杆电价适用于2018年1月1日后核准的项目，2018年1月1日前核准于2019年年底前开工的项目仍适用于2016年的标杆电价。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。21 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？图表29：2009-2018年风电标杆上网电价（元/kWh）资源区2009年2015年2016年2018年(15年方案)2018年I类0.510.490.470.440.40II类0.540.520.500.470.45III类0.580.560.540.510.49IV类0.610.610.600.580.57资料来源：发改委，东方证券研究所由于此次电价调整给出的时间窗口较为充裕，2015年的抢装潮没有在今年重现，取而代之的是抢核准潮。随着电价下调时间节点的迫近，目前已累积的核准未开工项目规模已十分庞大，据统计，截止到2016年年底已核准而未建设的风电项目总规模已达94.35GW，其中77.25GW位于非限电区域，根据最新出台的《可再生能源“十三五”规划实施指导意见》，2017-2020年将有110GW的项目核准，其中2017年和2018年将新增58GW的核准规划，再加上不限规模的特高压配套项目和海上风电项目，2020年之前可以开工的项目总规模达150GW以上。我们认为2018年之后运营商的工作重心将由抢核准回归到抢吊装，风电行业将迎来平价上网前的最后一波抢装潮，2018、2019年的装机容量有望达到30GW的水平。图表30：2020年前风电装机容量空间测算资料来源：CWEA，东方证券研究所优质区域弃风率较高，当前政策目标下易受压制2015年下半年起，弃风弃光现象再度进入公众视线，甘肃、新疆等新能源装机大省的弃风、弃光率一度达50%以上，减少弃风弃光损失成为主管部门的一项重要政策目标。由于风电项目涉及到有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。22 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？各级发改委、地方政府、电网公司等多个主管部门，而且单体规模大，主管部门便于直接管理，因此对于抑制性的政策极为敏感。2016年5月31日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，通知对可再生能源全额保障收购相关事宜进行了要求，并公布了重点地区风电、光伏保障性收购年小时数。要求“除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求的省（区、市），不得再新开工建设风电、光伏电站项目（含已纳入规划或完成核准的项目）”。2016年7月4日，国家发改委和国家能源局联合下发了《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》(下称“意见”)。《意见》明确，到2020年，国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在5%以内，弃光率控制在3%以内。各省(区、市)新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右，既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。2016年11与出台的《风电发展“十三五”规划》则明确了“到2020年，有效解决弃风问题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求”。2017年2月，能源局下发风电红色预警通知，规定弃风率高于20%的省份不得建设新的风电项目，弃风率超过10%的省份电网不再下发并网文件。2017年列入红色预警名单的省份包括新疆、甘肃、内蒙古、宁夏、吉林、黑龙江，直接影响今年装机容量约10%。2017年5月份国家电网发布了《关于印发2017年促进新能源消纳工作安排的通知》，明确设立新能源投资监测黄色预警，对弃风弃光比例超过10%的省份按黄色预警对待，暂停出具风电、光伏项目接入系统意见。新能源的消纳情况将是各地电网公司被考核的重要指标，未来限电问题将持续影响新增装机。受政策影响，甘肃、河北北网地区开始出现并网困难的问题，预计其他限电率较高的地区并网难题也将开始显现，除了传统弃光严重的新疆、宁夏、甘肃等地区，内蒙古、河北、陕西、山西等地区未来也可能会出现电网接入风险。图表31：新疆、甘肃等地2016年发电小时数低于最低保障目标图表32：2017年上半年各省弃风情况统计资料来源：国家能源局，东方证券研究所资料来源：能源局，东方证券研究所光伏：温室中的巨婴，政策放不放手皆两难临近拐点，放手不能，扶持无力经过十几年的发展，国内的光伏产业终于从遥不可及的奢侈品开始走入寻常百姓家，迎来了行业发展的历史性拐点，目前并网侧平价上网的实现使得光伏初步具备了内生增长的能力；但光伏行业要有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。23 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？重回高速增长轨道，在发电侧实现平价上网是必由之路。这意味着系统和产业链价格在现有基础上进一步下降50%，这对整个行业都是一项巨大的挑战，同时也意味着还需要为时不短的等待，政策在相当长的一段时间里仍是产业赖以生存的基础。面对一个庞大的未成熟行业，政策层面面临着两难的选择：一方面不能放手，另一方面再维持原有的扶持力度也力不从心。2016年，我国光伏行业规模继续扩大，多晶硅产量约19.4万t，同比增长17.6%，硅片产量超过63GW，同比增长31%以上，电池片产量超过49GW，同比增长19.5%以上，组件产量超过53GW，同比增长15.7%以上。光伏产品总出口额为140亿美元，同比下降了10.4%。全产业链年产值超过2000亿元，相关从业人员达几十万。在应用环节，2016年光伏发电每度电的补贴额度大约是0.4元/kWh，每kW装机容量每年需要的补贴达500元左右，按一年30GW的装机容量，每年仅新增的补贴额度即超过150亿元，远远超过可再生能源基金附加增长的速度。制造业惨淡，运营端火爆，谨防政策风险2016年3季度起，由于抢装之后需求急速萎缩，以及前期扩产后供需情况恶化，产品价格大幅下降，2016年全年组件售价下滑30%以上。价格下滑的一大恶果是企业盈利能力的下降，到目前为止，除隆基股份、阳光电源等少数几家之外，大多数光伏制造公司在2017年上半年或一季度的业绩同比均呈大幅下跌的态势，甚至有少数企业在这一轮装机大潮里陷入亏损。与此同时，下游运营端的装机情况依旧火爆。2017年上半年国内光伏装机容量超过24GW，较2016年上半年的火爆情况毫不逊色。光伏装机的结构也发生明显变化，2016年全年我国光伏装机容量为34.54GW，其中地面电站30.3GW，分布式电站4.24GW，分布式光伏占比约12.3%；2017年上半年我国光伏装机容量约24.4GW，其中分布式光伏约7.11GW，占比29.1%。分布式光伏爆发的主要原因是2016年630之后地面电站的补贴额度大幅下调，分布式电站的额度仍维持在高位，随着系统成本的大幅降低，分布式光伏的投资价值日益凸显，有望成为未来几年国内光伏市场的重要支撑点。运营端火爆的根本原因在于当前补贴下调的速度慢于系统成本下降的速度，因此下游需求存在政策出现大幅下调的风险。图表33：主要光伏制造企业2017Q1或H1业绩同比增速图表34：2017年上半年国内光伏装机仍然火爆资料来源：Wind，公司公告，东方证券研究所资料来源：CPIA，东方证券研究所投资建议风电：抢装大潮即将开启，未来三年看好制造环节有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。24 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？2018年风电标杆电价面临大幅下调，根据《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》要求，2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电将实行新的标杆上网电价，而在2018年以前取得核准的项目，只需要在2019年年底之前开工即可，因此传统意义上的“抢装潮”在2017年将会转变为“核准潮”。由于2018年电价降幅大于以往，且这样的规定仅仅是延长了风电项目的开工时间而没有降低开发商的开工意愿，因此2017年整体风电开发计划仍会处在高位。最新公布的《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》规划2017-2020年国内将新增110GW风电的建设规模（核准规模），但并未严格限制各省年度的计划。截止到2017年7月底，已有青海、江苏、山东、湖南、湖北、河北、江西、山西、陕西、广东、广西11省区下发了2017年风电开发建设方案，剔除掉红色预警禁止新建项目的6个省区，仍有河南、贵州、四川、安徽、福建等省未公布2017年规划方案。已公布的11个省份规划核准的总容量接近40GW，另有特高压基地配套项目（约10GW）、海上风电项目（2~3GW）和余下的省份规模（至少5GW）未公布，预计2017年风电核准规模将创历史之最。图表35：2017年国内风电建设出现“核准潮”（万kW）图表36：2016年以来国内风电招标持续高位资料来源：北极星，东方证券研究所资料来源：金风科技公告，东方证券研究所能源局规定风电项目核准后2年内必须开工，随着各省核准的尘埃落定，国内风电装机将再度迎来抢装潮。截止到2016年年底，国内已核准为开工的项目规模为94.5GW，其中77.25GW位于非限电地区，加上2017年新核准的项目，2017-2019年存量的高电价项目规模将超过110GW。由于2020年之后风电的补贴将取消，预计未来2年国内风电行业将迎来平价上网之前最后一波抢装潮。整机环节建议关注制造业的龙头金风科技。补贴退坡将在一定程度上影响风电运营商的盈利水平，因此运营商在风机选择上会越来越倾向于成本低廉、发电量大、故障率低的风机。风机行业未来集中程度会进一步提高。根据国外风机行业发展趋势，风机行业最终会形成寡占的格局，金风科技有望进一步提高市占率水平。同时，公司积极开拓海外市场，2016年风机出口量占全国风机出口总量的70%，并在全球新增装机市场取得12%的份额。截止2016年年底，公司在全球的累计风电装机量超过38GW。零部件环节建议关注塔架环节的龙头天顺风能、泰胜风能，以及齿轮箱行业的霸主中国高速传动。零部件环节专门化趋势较为明显，出现这样趋势的子行业多集中在技术资本密集，壁垒较高的环节，并通过整合涌现出一批行业龙头。天顺风能是全球塔架行业龙头，核心客户是Vestas、GE等世界有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。25 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？领先风机企业，海外业务贡献一半以上收入，2016年营业收入23.1亿元，同比增长6%，今年一季度收入5.35亿元，同比增长37.7%。泰胜风能是国内塔架巨头，年产能1500套，综合产能利用率在80%左右，市占率达到6%，主营业务连续5年保持增长，并且有军工等外延业务。从今年一季度的招标情况来看，公司海外订单和海上风电等毛利率较高订单占比的增幅较大。中国高速传动是齿轮箱行业的领先企业，国内市占率超过一半以上，齿轮箱是双馈风机成本占比最高的零部件之一，而且工艺要求高，附加值也高。运营端建议关注全球最大的风电运营商龙源电力。截止2016年，龙源电力的风电装机规模达1736万kW，且全年核准风电项目1840GW，项目储备丰富。2016年龙源电力实现营业收入223亿元，同比增长13.3%，风电控股装机容量继续保持全球第一的水平。光伏：全行业盛筵难再，结构性机会常有国内光伏装机经历了五年的高速增长后难以避免地增速放缓，虽然最新的“十三五”规划对国内的装机略超预期，但能维持在30-40GW的高位已属不易，保持一定增速的可能性较小，而全球范围内增速放缓的时间还要更早，因此光伏行业再现全面的高增长可能性较小。同时，光伏产品价格在平价上网之前下降趋势难以停止，企业保持盈利增长的压力较大。但光伏产业链较长，且技术路线众多，行业内存在较多的结构性机会。原材料环节关注具备成本优势的多晶硅企业通威股份。通威旗下的四川永祥硅业是国内较早进入多晶硅领域的公司，其多晶硅产能主要位于四川水电丰富的低电价地区，在2014年掌握冷氢化技术之后，其多晶硅制造成本大幅下降，目前全成本仅有9美元/kg左右，是全球成本最低的多晶硅供应商之一。制造环节建议关注如下方向的结构性机会：一是单晶替代机会，建议关注全球最大的单晶硅片供应商隆基股份。单多晶的路线之争是光伏行业内永恒的焦点，过去几年多晶凭借成本优势一度将单晶份额压制到10%不到。然而随着以隆基股份为首的单晶硅片企业突破了金刚线切割技术，单晶产品的成本迅速降低，目前已有一定的成本优势；另一方面，国内的领跑者计划和分布式光伏对于高效产品的需求旺盛，具备效率优势的单晶组件一时间供不应求、价格坚挺，隆基股份凭此一跃成为行业内的龙头企业。预计隆基股份的先发优势可以保持到2018年底，届时多晶金刚线切割技术渗透率提高，单晶硅片大规模的产能投放将对当前的格局形成冲击。二是行业集中度高、议价能力强的辅料子行业，建议关注阳光电源、福斯特。阳光电源是国内最大的光伏逆变器供应商，全球市占率接近15%，产品毛利率稳定在30%以上，近年来其出口业务也增长迅速，此外，阳光电源还是国内较大的EPC厂商；福斯特是全球最大的EVA膜供应商，全球市占率超过40%，毛利率在30%以上，国内和全球光伏市场的稳步增长对于公司业绩增长极为有利。三是高效细分领域机会，建议关注中来股份。高效组件有其特定的应用场景和市场空间，中来股份是国内最大的N型单晶电池供应商，目前有2GW的产能；此外，中来股份也是目前全球最大背板行业的龙头企业。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。26 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？风险提示风电、光伏发展不及预期，利用小时数增长遭遇瓶颈特高压输电线路建设低于预期，弃风、弃光率率改善较慢；分布式光伏的补贴大幅下调，导致分布式光伏增速大幅下滑有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。27 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？信息披露依据《发布证券研究报告暂行规定》以下条款：发布对具体股票作出明确估值和投资评级的证券研究报告时，公司持有该股票达到相关上市公司已发行股份1%以上的，应当在证券研究报告中向客户披露本公司持有该股票的情况，就本证券研究报告中涉及符合上述条件的股票，向客户披露本公司持有该股票的情况如下：截止本报告发布之日，东证资管仍持有金风科技(002202.SZ）股票达到相关上市公司已发行股份1%以上。截止本报告发布之日，东证资管仍持有隆基股份(601012.SH）股票达到相关上市公司已发行股份1%以上。提请客户在阅读和使用本研究报告时充分考虑以上披露信息。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。28 HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源深度报告——再论平价上网：风电、光伏，谁将率先突围？分析师申明每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明：分析师在本报告中对所提及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证券或发行人的看法和判断；分析师薪酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来，均与其在本研究报告中所表述的具体建议或观点无任何直接或间接的关系。投资评级和相关定义报告发布日后的12个月内的公司的涨跌幅相对同期的上证指数/深证成指的涨跌幅为基准；公司投资评级的量化标准买入：相对强于市场基准指数收益率15%以上；增持：相对强于市场基准指数收益率5%～15%；中性：相对于市场基准指数收益率在-5%～+5%之间波动；减持：相对弱于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级——由于在报告发出之时该股票不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该股票的研究状况，未给予投资评级相关信息。暂停评级——根据监管制度及本公司相关规定，研究报告发布之时该投资对象可能与本公司存在潜在的利益冲突情形；亦或是研究报告发布当时该股票的价值和价格分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确投资评级；分析师在上述情况下暂停对该股票给予投资评级等信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该股票的投资评级、盈利预测及目标价格等信息不再有效。行业投资评级的量化标准：看好：相对强于市场基准指数收益率5%以上；中性：相对于市场基准指数收益率在-5%～+5%之间波动；看淡：相对于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级：由于在报告发出之时该行业不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该行业的研究状况，未给予投资评级等相关信息。暂停评级：由于研究报告发布当时该行业的投资价值分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确行业投资评级；分析师在上述情况下暂停对该行业给予投资评级信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该行业的投资评级信息不再有效。 免责声明本研究报告由东方证券股份有限公司（以下简称“本公司”）制作及发布。本研究仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告的全体接收人应当采取必备措施防止本报告被转发给他人。本报告是基于本公司认为可靠的且目前已公开的信息撰写，本公司力求但不保证该信息的准确性和完整性，客户也不应该认为该信息是准确和完整的。同时，本公司不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的证券研究报告。本公司会适时更新我们的研究，但可能会因某些规定而无法做到。除了一些定期出版的证券研究报告之外，绝大多数证券研究报告是在分析师认为适当的时候不定期地发布。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人作出邀请。本报告中提及的投资价格和价值以及这些投资带来的收入可能会波动。过去的表现并不代表未来的表现，未来的回报也无法保证，投资者可能会损失本金。外汇汇率波动有可能对某些投资的价值或价格或来自这一投资的收入产生不良影响。那些涉及期货、期权及其它衍生工具的交易，因其包括重大的市场风险，因此并不适合所有投资者。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告主要以电子版形式分发，间或也会辅以印刷品形式分发，所有报告版权均归本公司所有。未经本公司事先书面协议授权，任何机构或个人不得以任何形式复制、转发或公开传播本报告的全部或部分内容，不得将报告内容作为诉讼、仲裁、传媒所引用之证明或依据，不得用于营利或用于未经允许的其它用途。经本公司事先书面协议授权刊载或转发，被授权机构承担相关刊载或者转发责任。不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。提示客户及公众投资者慎重使用未经授权刊载或者转发的本公司证券研究报告，慎重使用公众媒体刊载的证券研究报告。HeadertTable_Address东方证券研究所地址：上海市中山南路318号东方国际金融广场26楼联系人：王骏飞电话：021-63325888*1131传真：021-63326786网址：www.dfzq.com.cnEmail：wangjunfei@orientsec.com.cn'