电力设备新能源行业投资策略：光伏政策加码，风电、电车持续向好 49页

'投资摘要关键结论与投资建议风电：在技术进步驱动下，需求端的爆发与供给端局部产能偏紧将会存在一个由需求带动产业链规模效应急升，局部细分市场价格上涨，最终全产业扩产收益的过程，因此我们建议的投资策略是全产业链自下而上看好龙头企业，重点关注低估值的制造+运营新秀：金风科技、天顺风能。光伏：530政策影响持续，由于需求总量被人为控制，制造端仍将持续供过于求，价格及利润率短期承压。下游运营及EPC将受益于成本下降。另外，考虑到第七批可再生能源补贴目录已下发，后续运营商现金流也将改善。同时，今年以来的限电持续改善也为运营商的盈利能力带来持续改善。建议重点关注太阳能，阳光电源，林洋能源。新能源汽车：“4+1”：a）关注新能源汽车向市场化、规模化方向发展带来的高端新需求：高镍三元+软包电池、高镍正极+电解液、乘用车高端零部件、动力电池回收及梯次利用市场机会；b）长线看好新能源汽车“三电”行业龙头，2018年市场份额为龙头核心关注指标，积极关注“三电”行业市场地位变化情况。建议重点关注新宙邦，同时关注天赐材料、当升科技。核心假设或逻辑风电：未来行业装机呈现稳步增长趋势，补贴及相关政策如预期推进。光伏：产业链价格下降带来的下游收益率提升，后期政策会逐步缓和。新能源汽车：未来几年国内和全球新能源汽车产量仍将维持快速增长势头。电池企业产能扩张进程按计划推进；乘用车发展呈现逐步高端化趋势。与市场预期不同之处我们认为，风电行业将会存在一个由需求带动产业链规模效应凸显、局部细分市场价格上涨最终全产业扩产收益的过程，由下而上关注产业链龙头。我们认为，光伏行业受530政策影响，需求总量被人为控制导致制造端降价压力大，而运营端由于成本下降及三重弹性改善获得收益。我们认为，新补贴政策落点在于积极推进中国新能源车市向高端化、大型化发展，在当前车市发展动能逐步转化的时间节点下，关注乘用车向高端化方向发展所带来的投资机会，建议关注高镍三元+软包电池、高镍正极+电解液、乘用车高端零部件、动力电池回收及梯次利用市场机会；同时看好“三电”行业产业链龙头，将在新一轮产业链洗牌中获得高于行业的发展增速。股价变化的催化因素第一，风电、光伏行业补贴及政策出现重大有利变化、装机量超预期；第二，风电、光伏行业集中度提升，产业链龙头效应加剧；第三，新能源汽车产销量数据大幅超预期；第四，国产企业倚靠国内景气市场发展壮大，并打入全球新能源汽车产业链。核心假设或逻辑的主要风险第一，风电、光伏行业补贴和政策不达预期第二，风电、光伏行业装机不及预期第三，新能源汽车板块受政策影响较大，若补贴政策出现不利变化，行业或面临需求下滑的风险；第四，双积分政策执行不及预期，CAFC、NEV积分转让不畅通；第五，新能源车企中高端车型推出不顺利，市场认可度不及预期。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 内容目录风光步入平价前夕，能源替代指日可待6全球范围内可再生能源替代趋势明显6我国风电光伏潜在装机空间大，度电成本逐步与火电媲美7风电：需求驱动演绎三年大行情12技术进步是风电全面平价上网基础12需求端厚积薄发，存量新增双发力17供给端持续收缩，三轮周期洗牌充分20光伏：政策加码超预期，平价上网加速行业洗牌21以史鉴今：政策扶持+技术进步是光伏行业发展双轮驱动21政策解读：短期强度超预期，倒逼行业加速平价22需求端：成本下降+限电改善提升收益率，需求增长潜在发展空间大24产业链分析：制造业承压，政策倒逼行业洗牌，运营端收益明显27新能源汽车：关注下半年消费市下高端需求32政策解读：下放补贴审核趋严，推荐目录向高端化倾斜32需求分析：下半年消费市酝酿开启，高端车型占比将逐步提升36电池产业链供给：出清加速下关注核心环节龙头39驱动总成产业链供给：二线车企供应商存在机会46投资建议48风险提示48国信证券投资评级50分析师承诺50风险提示50证券投资咨询业务的说明50若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图表目录图1：2017年全球各种能源发电量占比6图2：2007-2017年全球光伏新增和累计装机容量6图3：2007-2017年全球风电新增和累计装机容量6图4：2017年全球各区域光伏度电成本范围区间7图5：中国风电累计装机量7图6：中国光伏累计装机量7图7：我国历年一次能源占比变化9图8：2016年我国能源结构与发达国家能源结构比较9图9：2009-2017年我国风电发电量及渗透率10图10：2017年欧洲国家风电发电渗透率10图11：2012-2017年我国光伏发电量及渗透率10图12：2009-2016年欧洲国家光伏发电渗透率10图13：2015和2016年我国各省市非水可再生能源消纳比例（%）11图14：美国风电主流机型度电成本走势13图15：19省（区、市）新增低风速区风能资源潜力13图16：金风科技出货机型情况结构图15图17：变桨风机16图18：变桨风机内部构造16图19：中国各地区风电年新增装机占比情况17图20：非限电区域核准未建设项目情况18图21：“红六省”变“红三省”18图22：2020年全国海上风电开发布局19图23：中国风电新增装机容量预测20图24：2017年中国新增风机制造商市场份额20图25：2016年国内整机厂风机制造盈利情况比较20图26：光伏上网标杆电价与燃煤电价21图27：我国太阳能资源分布21图28：全球光伏每年新增装机量22图29：光伏晶硅组件价格（周平均价）22图30：2013-2017年中国光伏新增装机23图31：2018年1-5月份光伏累计装机23图32：中国光伏弃光率季度变化25图33：中国历年发电量统计及同比变化26图34：中国历年光伏新增装机及预测27图35：国产原生多晶硅一级料出厂价（含税，￥/kg）27图36：进口原生多晶硅经销价（不含税，$/kg）27图37：多晶硅片出厂价(A片含税，￥/片)28图38：八寸单晶硅片出厂价(A片含税，￥/片)28图39：156多晶硅电池片出厂价（含税，￥/W）28图40：156单晶硅电池片出厂价（含税，￥/W）28图41：国内光伏组件价格一览（$/W）28图42：七大运营商2017年资产负债率统计31图43：七大运营商2017年应收款项/带息负债统计31图44：补贴拖欠相对于利润弹性测算31图45：2017年三季度各类型机组电力辅助服务补偿分摊费用32图46：2016、2017年补贴核准车辆情况33图47：2016、2017年补贴金额下发情况33图48：合资车企距离2019年10%积分要求差距较大33图49：进口车企国内新能源积分一览（标红为0分车厂）33图50：2018年1-5月各车企新能源汽车积分占比34图51：2017年各车企新能源汽车积分占比分化严重34图52：纯电动乘用车推荐目录车型变迁一览（能量密度单位Wh/kg）34图53：纯电动客车推荐目录车型变迁一览（能量密度单位Wh/kg）35图54：纯电动专用车推荐目录车型变迁一览（能量密度单位Wh/kg）36图55：2018年1-5月个人零售销量占比已达80%36图56：非限牌城市乘用车销量占比一览37若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图57：2018年1-5月份新能源乘用车抢装现象显著37图58：第18批免税目录中400公里或160能量密度以上的车型一览（新补贴下）38图59：高端车型过渡期后补贴提升显著38图60：物流车产量同比持续增大，累计产量倍增39图61：2018年上半年客车抢装效果明显39图62：2017年产能利用率40图63：2018年Q1产能利用率40图64：2016年动力电池CR10为73.8%，2017年动力电池CR10为79.4%，2018年1-5月份动力电池CR10为87.2%41图65：中国动力电池企业产能规划明细（GWh）41图66：2017年磷酸铁锂电池成本拆解41图67：2017年三元电池成本拆解41图68：一周电池市场价格行业一览（元/KWh）42图69：正极市场价格一览（万元/吨）43图70：正极前驱体市场价格一览（万元/吨）43图71：负极市场价格一览（万元/吨）43图72：隔膜市场价格一览（元/平方米）44图73:电解液市场价格一览（万元/吨）44图74：六氟磷酸锂市场价格一览（万元/吨）44图75：2015-2017年三元正极材料占比提升加快45图76：国内电解液竞争格局一览46图77：2017年电机市场份额一览46图78：2018年Q1电机市场份额一览46表1：各省级行政区域2018年可再生能源电力总量配额指标8表2：西部地区特高压项目统计11表3：各地区电力辅助服务政策12表4：风电、火电度电成本测算12表5：各厂商2017年最新发布的低风速风机产品14表6：2016年上网电价风电EPC成本对IRR影响15表7：风切变与塔架高度对发电量的影响16表8：风电内部收益率测算17表9：各省市分散式风电规划方案19表10：《关于2018年光伏发电有关事项的通知》主要内容22表11：可再生能源电价附加资金补助目录（第七批）光伏统计24表12：光伏电站内部收益率测算25表13：利用小时数与电价对光伏电站IRR影响26表14：光伏各环节龙头公司盈利能力29表15：系统成本与电价对光伏电站IRR影响29表16：限电率改善对运营商利润弹性的预测30表17：2017年电池及四大材料供需关系对应表40表18：各企业目前最高能量密度技术一览45表19：国内主要专业电机、电控及动力总成生产厂家汇总47若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 风光步入平价前夕，能源替代指日可待全球范围内可再生能源替代趋势明显2017年可再生能源发电已达到全球发电量净增加值的70%。根据REN21统计，全球2017年可再生能源新增装机178GW，较2016年同比增长9%，其中光伏新增装机占比超过55%，风电新增装机占比达到29%。2017年可再生能源发电占全球发电量净增加值的比例从2016年的63%上升至70%，占总发电量的比例达到26.5%，其中水电占比16.4%，风电占比5.6%，光伏占比19%。图1：2017年全球各种能源发电量占比资料来源：《全球可再生能源现状报告2018》，国信证券经济研究所整理2017年全球新增光伏、风电装机98GW和52GW，新增正逐步从传统装机大国向各个国家分散。2017年全球光伏新增装机最多的五个国家分别是中国、美国、印度、日本和土耳其，占全球光伏新增装机84%，截至2017年底，全球有29个国家至少有1GW以上的光伏装机量。风电方面，2017年新增装机最多的国家为中国、美国、德国、印度和英国，截至2017年底全球有90个国家建设了风电项目其中有30个国家装机在1GW以上。图2：2007-2017年全球光伏新增和累计装机容量图3：2007-2017年全球风电新增和累计装机容量资料来源：《全球可再生能源现状报告2018》，国信证券经济研究所整理资料来源：《全球可再生能源现状报告2018》，国信证券经济研究所整理全球范围内，技术进步带来风电光伏度电成本下降，基本与化石能源平价。根据REN21统计，全球范围内陆上风电的度电成本为60$/MWh，最低可达到30$/MWh;而光伏的度电成本从2010年到2017年期间已经下降了73%，达到100$/MWh。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图4：2017年全球各区域光伏度电成本范围区间资料来源：《全球可再生能源现状报告2018》，国信证券经济研究所整理图5：2017年全球各区域风电度电成本范围区间资料来源：《全球可再生能源现状报告2018》，国信证券经济研究所整理我国风电光伏潜在装机空间大，度电成本逐步与火电媲美中国风电光伏装机量提升显著，但距离配额制目标仍有距离。我国的风电和光伏行业经历多次洗牌后目前处于理性发展期，截止2017年底，我国风电累计装机容量达到1.88亿千瓦，同比增长11.7%；光伏累计装机达到130.25GW，同比增长68.24%，2017年就实现风电/光伏新增装机19.66GW/53.06GW。图5：中国风电累计装机量图6：中国光伏累计装机量资料来源：CWEA，国信证券经济研究所整理资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所整理《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》和《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)征求意见稿》对未来装机量和限电改善提出了指标性要求。我们初步统计计算发现，目前全国的可再生能源装机发电量贡献远低于2018年的配额要求，为了实现2018年配额同时兼顾消纳计划指标，2018年需要单独增加风电或光伏装机44GW/76GW。若考虑到风电的建设周期为6-8个月，光伏若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 建设周期4个月，实际新增装机的发电小时数仅为一个季度左右，这一数据还会大幅增长。表1：各省级行政区域2018年可再生能源电力总量配额指标2018年全部配额指标影响2018年非水配额指标影响情景假设一：限电不改善，年总发电量年增速5%限电不改善，年总发电量年增速5%2018年非水配额指标对应需求可再生能源发电量（万千瓦时）18009843656827638除去现有风、光、生物质装机后缺口（万千瓦时）103184366497638截至2018年需要新增风电装机(GW)5333截至2018年需要新增光伏装机(GW)9157情景假设二：清洁能源消纳计划（征求意见稿）按各地指标及全国指标年总发电量年增速5%按各地指标及全国指标年总发电量年增速5%2018年非水配额指标对应需求可再生能源发电量（万千瓦时）18009843656827638除去现有风、光、生物质装机后缺口（万千瓦时）87299935669195截至2018年需要新增风电装机(GW)4428截至2018年需要新增光伏装机(GW)7650情景假设三：限电大幅改善5%，年总发电量年增速5%限电大幅改善5%，年总发电量年增速5%2018年非水配额指标对应需求可再生能源发电量（万千瓦时）18009843656827638除去现有风、光、生物质装机后缺口（万千瓦时）18294363981138截至2018年需要新增风电装机(GW)919截至2018年需要新增光伏装机(GW)15332020年全额预期指标影响2020年非水预期配额指标影响情景假设一：限电不改善，年总发电量年增速5%限电不改善，年总发电量年增速5%2020年非水配额指标对应需求可再生能源发电量（万千瓦时）20232265176420825除去现有风、光、生物质装机后缺口（万千瓦时）32542651.0426090825截至2020年要新增风电装机(GW)167134截至2020年需要新增光伏装机(GW)287230情景假设二：清洁能源消纳计划（征求意见稿）按各地指标及全国指标年总发电量年增速5%按各地指标及全国指标年总发电量年增速5%2020年非水配额指标对应需求20232265176420825若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 可再生能源发电量（万千瓦时）除去现有风、光、生物质装机后缺口（万千瓦时）26536025.7924194200截至2020年需要新增风电装机(GW)134122截至2020年需要新增光伏装机GW)230209情景假设三：限电大幅改善5%，年总发电量年增速5%限电大幅改善5%，年总发电量年增速5%2020年非水配额指标对应需求可再生能源发电量（万千瓦时）185471474.770055839除去现有风、光、生物质装机后缺口（万千瓦时）7202474.66717209339截至2020年需要新增风电装机(GW)3584资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所预测配额制的出台指引了我国未来几年可再生能源的最小装机量，同时也解决了可再生能源发展中的消纳问题。从配额制倒推的装机量分析，我们认为2018年的配额指标主要依靠弃风弃光改善+新增装机共同促进达成，而2020年的预期目标主要依靠风电和光伏新增装机实现，因此配额制的设定保证了2020年前风电光伏装机的下限目标。从解决现有问题的角度分析，目前可再生能源发展主要存在补贴缺口+消纳能力差两大难题，而配额制明确了各省级电网企业负责组织经营区域内的市场主体完成区域可再生能源电力配额指标，对本经营区域完成配额指标进行监测和评估，促进了电网解决可再生能源消纳问题的积极性。参考发达国家能源结构，我国风电、光伏渗透率有待提高。截至2016年底我国一次能源非化石能源占比13.02%，与世界发达国家相比仍有较大差距。我国非化石能源结构自“十二五”以来持续改善，每年约提高1%，但横向对比欧美发达国家，除了俄罗斯外其他国家的占比普遍在15%以上，法国和丹麦更是达到47.86%和23.98%，假设之后几年仍保持相同的提升速度，我们预计我国和发达国家间的差距还需要2-3年的时间来追赶。非化石能源中，我国水电占比显著较高，而核电、风电和光伏的占比过低，考虑我国水电趋于平稳，能源结构调整主要依靠风电、光伏，这一差距将更加明显。图7：我国历年一次能源占比变化图8：2016年我国能源结构与发达国家能源结构比较资料来源：《BP世界能源统计年鉴》，国信证券经济研究所整理资料来源：《BP世界能源统计年鉴》，国信证券经济研究所整理我国风电装机容量高但渗透率较低。根据全球风能理事会发布的2016年《全球风电报告》显示，2017年中国风电累计、新增装机容量均居全球第一，但渗透率仅为4%。全球风电渗透率最高的为丹麦，达到了44%，紧随其后的是葡萄牙、爱尔兰和德国，它们都超过了20%，西班牙、瑞典和塞浦路斯都达到12%，若以风电渗透率15%计算，不考虑限电改善以及用电需求增长，我国风电装机若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 的潜在容量约为320GW，是现有累计装机量的两倍。图9：2009-2017年我国风电发电量及渗透率图10：2017年欧洲国家风电发电渗透率资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所整理资料来源：《WindEurope-Annual-Statistics2017》，国信证券经济研究所整理我国光伏发电同样存在装机量高、渗透率低的现象。2017年我国光伏发电新增装机53.06GW，累计装机达到130.25GW，而根据GTMResearch数据显示，2017年全球光伏新增装机为99GW，累计装机量约为400GW；中国在新增装机中的占比超过50%，累计装机量占比达到32.5%。但从发电量角度比较，2017年中国光伏发电占比仅为1.86%，远低于德国和意大利水平，若以欧盟2016年3.24%的光伏发电渗透率计算，我国光伏发电的潜在新增市场容量超过180GW，是目前累计装机容量的1.4倍。图11：2012-2017年我国光伏发电量及渗透率图12：2009-2016年欧洲国家光伏发电渗透率资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所整理资料来源：WIND，国信证券经济研究所整理增强电网消纳能力可消除我国可再生能源装机的最大瓶颈。可再生能源开发规模不断扩大的同时，电力装机增长与用电能力增长反差不断加大，加之我国可再生资源布局相对于用电负荷偏离，系统调峰能力有限、外送通道不畅等因素，电力供大于求的局面导致弃水弃风弃光现象严重。2016年全国非水可再生能源电力的瓶颈消纳水平仅为6.3%，其中新疆、吉林、内蒙古、辽宁等地可再生能源资源丰富但消纳比例不高，也是弃风弃光的重要原因。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图13：2015和2016年我国各省市非水可再生能源消纳比例（%）资料来源：WIND，国信证券经济研究所整理电网结构上：特高压建设有效解决弃风弃光。我国能源资源和负荷存在逆向分布的特点，我国主要大型发电机都位于三北和西南地区，远离动、中部负荷中心，因此随着大型发电基地的开发，我国存在大规模跨区松点的需求。“十三五”期间，国家电网跨区输电规模将从1.1亿千瓦提高到3.7亿千万，重点优化西部(西北+川渝藏)、东部(“三华”+东北三省+内蒙古)两个特高压同步电网，形成送、受端结构清晰的“五横五纵”29条特高压线路的格局。表2：西部地区特高压项目统计项目装机容量（万千瓦）投运时间所在地区锡盟-山东1000千伏特高压交流工程8622016内蒙蒙西-天津南1000千伏特高压交流工程6602016内蒙锡盟-江苏±800千伏特高压直流工程8622017内蒙上海庙-山东±800千伏特高压直流工程800内蒙扎鲁特-青州±800千伏特高压直流工程480内蒙灵州-绍兴±800千伏特高压直流输电线路工程9782016宁夏酒泉-湖南±800千伏特高压直流工程9802017甘肃榆横-潍坊1000千伏特高压交流输变电工程2017陕西哈密-郑州±800千伏特高压直流输电工程7922014新疆准东-皖南±1100千伏特高压直流工程1320新疆蒙西-湘南已核准内蒙准东-成都±1100千伏特高压直流工程已核准新疆胜利-锡盟-长辈-赣州特高压交流已核准内蒙资料来源：国家发改委，国信证券经济研究所整理政策上：跨省交易+电力调峰推动可再生能源调配。我国2016年出台了《跨区域省间可再生能源增量现货交易规则（征求意见稿）》后，各地又出台了一系列相应政策，积极推动跨省电力交易，2018年1月国家发改委正式发布《区域电网输电价格定价办法（试行）》，标志着跨区域电力交易又上一新台阶。在电力调峰方面，各地区辅助服务“市场化”政策陆续出台。2016年11月东北能监局首先发布了《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》，随后各地也逐步出台了相关文件，均提到了储能的地位以及具体实施方式，完善了以往单一的若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 商业模式。表3：各地区电力辅助服务政策时间文件名称所属电网区域2016年11月《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》东北区域2017年6月《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）》华北区域2017年8月《福建省电力辅助服务（调峰）交易规则（试行）》华东区域2017年9月《新疆电力辅助服务市场运营规则（试行）》西北区域2017年10月《山西电力风火深度调峰市场操作细则》《山西电力调频辅助服务市场运营细则》华北区域2018年1月《甘肃省电力辅助服务市场运营规章（试行）》西北区域资料来源：相关地区能监办，国信证券经济研究所整理现阶段我国风电光伏度电成本已可与火电媲美。根据我们测算，目前在4类风区按2200利用小时数计算，风电的度电成本已达到0.32元/kWh，而在3类资源区按1200利用小时数计算，虑到目前光伏组件价格出现大幅度下降，光伏的度电成本也可达到0.36元/kwh。后期随着限电改善+技术进步，我国国内风电和光伏平价时代或提前到来。表4：风电、火电度电成本测算风电光伏假设条件结论假设条件结论资源区4度电成本（元/kwh）0.32资源区3度电成本（元/kwh）0.48电价（元/kwh）0.6回收期3.7电价（元/kwh）0.7回收期4.79发电小时数2200irr23.7%发电小时数1200irr16.43%建设规模（mw）20建设规模（mw）20单位建设成本（元/w）7.5单位建设成本（元/w）4.5贷款利率5.39%贷款利率5.39%贷款比例20%贷款比例20%年运维费用（万元）160年运维费用（万元）65资料来源：国信证券经济研究所整理风电：需求驱动演绎三年大行情技术进步是风电全面平价上网基础全球范围风电度电成本下降趋势明显。随着技术的进步，风电的成本快速下降，根据IRENA最新的报告显示，全球范围自2010年以来陆上风电成本已下降约1/4，2017年陆上风电的全球加权平均度电成本为6美分，而化石燃料的度电成本则在5-17美分之间，两者间差距已不再明显。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图14：美国风电主流机型度电成本走势资料来源：《GE2025中国风电度电成本白皮书》，国信证券经济研究所整理我国风电项目系统性造价仅相当于美国的70%以下，加上限电改善对北方地区的度电成本下降空间至少在15-20%。2020年我国北方地区的度电成本有望降至0.2元/千瓦时，南方地区降至0.35元/千瓦时以下，可与当地煤电标杆电价形成明显差距。从风资源的角度：北方高风速地区在限电改善后有巨大的装机潜力，低风速风机技术成熟，助力低风速区域风资源开发。低风速风力发电机组技术发展开拓了巨大的风电开发空间，据风能协会数据显示，可增加可开发面积61万平方米，约7亿kW容量。我国中东南部19个省（区、市）风能资源开发量可由原来的3亿千瓦增至10亿kW。图15：19省（区、市）新增低风速区风能资源潜力资料来源：国家气候中心，国信证券经济研究所整理目前国内主流厂商均推出了针对低风速地区的产品系列。此类产品往往拥有更大的叶片长度和塔筒高度用以提升单位千瓦扫风面积，同时往往配备直驱机型用以获取更高的整机传动链以及更优秀的功率曲线。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 表5：各厂商2017年最新发布的低风速风机产品企业低风速风机产品特色金风科技GW2.x品台全新低风速旗舰机型；GW130/2500；GW136/4.x超低风速机为低风速、超低风速量身打造，扫风面积和发电量都有大的提升，可满足市场多元化需求中车株洲所2.xMWD131、3.xMW风电机组关键部件使用模块化设计，可定制；具备中低风速全适应性、可利用率高；几组的发电性能更优三一重能第三代超低风速2.5MW品台产品（906机型）WT2200D131机型、WT2500D131机型轮毂高度最高可达145米，最大风轮直径为140米，单机容量可扩展至2.7MW，单位扫风面积能达到6.11m2/KW明阳智能明阳MySE系列风机半直驱技术特性及高可靠、高效率的实际应用优势远景能源EN121-2.2MW机组；EN-131/2.5MW机型；EN-140/3.0MW国内外首款可以下探到低风速区间的2.5MW单机容量机组产品，有效解决了分散式风电开发面临的容量不足，单位千瓦投资高的挑战联合动力UP2000-129；UP3000-136/146补风效果最优，良好的电网适用性中国海装H146-3.0xMW国内外直径最大的3MW陆上风电机组上海电气2.1MW-126拥有全新的翼型设计叶片、成熟可靠的滑动偏航系统、拥有智能降载、超低风速控制及智能增发控制三大特点湘电风能XE131-22002.0MW+专门针对中超低风速风场定制开发的超大叶轮、超高效、超高可靠性于一身的重大技术突破东方风电FD2.0MW-127机组采用完全自主研发电控系统，新增双模运行功能、有效提升机组质量及低风速下发电量运达风电第三代WD2.x超低风速风机运用了模块化设计技术、风力发电系统辨识与自适应控制技术、超大风轮控制技术、最优风能捕获技术、模块化运输与小平台吊装技术等西门子歌美飒G122-2.1MW低风速机型专为中国低风速市场设计，拥有市场中最高的容量系数以及极低的功率密度，可以为低风速风场带来最佳的收益GEGE2.5-132低风速风机采用目前世界上领先的、GE设计的132米风轮，搭载了GE成熟的独立变桨控制技术，利用双馈变频系统将产生的电能高效并入电网，最大限度提高了年发电量华锐风电SL3000系列陆上型低风速风电机组新产品平台银河风电GX121-2.0MW采用了直驱永磁、全功率变频的技术路线，直径长达121米的叶轮提供超大扫风面积；采用全密封水冷技术，风机可利用率几乎为100%资料来源：风电头条，国信证券经济研究所整理风电机组大型化降低单位建设成本。EPC成本始终是影响风电IRR的重要指标之一，以四类风区2016年标杆电价发电1800小时为例，EPC成本每下降0.5元/W，则IRR能够提高3.5%-4%。目前集中式陆上风电的EPC成本在平坦地区大概在7-7.5元/W，复杂地形则在8-8.5元/W左右，而在该初始投资中，风电机组的采购成本大概占比47%，剩余的为其他设备及安装工程费用以及其他费用，风电机组大型化能够摊薄其他成本，同时大容量风机具有更高大的风轮直径和扫风面积，对于风能资源利用率也有较大提高，两者相结合极大降低了单位EPC成本。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 表6：2016年上网电价风电EPC成本对IRR影响EPC成本（元/W）一类风区（0.47元/kwh)二类风区（0.50元/kwh)三类风区（0.54元/kwh)四类风区（0.60元/kwh)6.512.62%14.99%17.96%22.04%78.94%11.22%14.08%18.04%7.55.85%8.02%10.76%14.59%83.23%5.29%7.90%11.60%8.50.93%2.93%5.43%8.97%9-1.14%0.83%3.26%6.65%资料来源：国信证券经济研究所整理国内整机商积极推进大型化趋势。国内整机厂也在积极布局大型化风机平台，以金风科技为例，公司2016年启动了ValuePlus产品及解决方案平台的开发应用于推广，2.0MW超低风速、2.5MW高海拔以及2.5MW高温机组投入销售，2017年公司又推出GW3.0MW（S）机型，同时海上风电也覆盖了3.XMW和6.XMW机型。公司出货结构中，2.XMW和3.XMW机型的比重在逐步上升，1.5MW机型在2015年后占比明显下降。图16：金风科技出货机型情况结构图资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理变桨和智能化技术大幅提高风能利用率。变桨系统将叶片旋转产生的机械能传递给传动系统，并根据风速大小实现三个桨叶独立边疆，确保风机可以再很广风速范围内有很高的风能利用率，同时该系统能够减小转子和驱动链中各部件的受力情况，减少风力对风机的冲击，使机组结构更加可靠。而智能化技术通过在风机各个重要部分安装传感器，对各个重要部分的参数采集上传，在提高风机功率曲线的同时也可通过远程控制中心对风机情况进行运维和诊断，降低风机故障概率和运维成本。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图17：变桨风机图18：变桨风机内部构造资料来源：国信证券经济研究所整理资料来源：国信证券经济研究所整理高塔架风电机组技术提升低风速地区发电量。风速在空中水平和（或）垂直距离上会发生变化，这种现象在大气学中称为风切变。以0.3的风切变为例，塔架高度从100m增加到140m，年平均风速将从5.0m/s增加到5.53m/s，某131-2.2机组的年等效满发小时数可从1991h增加到2396h，提升了20.34%。下表给出了该机组在不同风切变、不同塔架高度下的发电量增量，风切变越大、塔架高度越高，发电量增量越大。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版0.10.150.20.250.31000.00%0.00%0.00%0.00%0.00%塔架高度（米）1203.69%5.74%7.74%9.38%11.38%1406.95%10.59%14.17%17.76%20.34%表7：风切变与塔架高度对发电量的影响发电量提升风切变若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版资料来源：CWEA，国信证券经济研究所整理我国江苏、安徽、河南、山东、湖北、河北等低风速区域均有丰富的高切变风资源。对比我国80m和100m高度平均风速分布可以发现，中东部平原在80m高度的年平均风速仅5-6m，但在100m高度可超过6m/s，在此类风切变较大的地区，通过增加塔架高度，风轮被托举到风速更高的区域，从而捕获更多的风能，提高机组发电量。综合来看，技术进步不仅使得度电成本不断降低，还使得潜在市场容量不断扩大，从原来的仅限三北，全面转向中东部和南部。从CWEA统计的各地区历年新增装机占比情况来看，三北地区的占比从2010年的82.2%不断下滑，至2015年降为63.4%，而这一趋势在2016年和2017年更加明显，其中2016年三北地区新增装机占比为52.6%，2017年则仅为45%。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图19：中国各地区风电年新增装机占比情况资料来源：国家能源局，WIND，国信证券经济研究所整理需求端厚积薄发，存量新增双发力风电产业在与光伏以及其他传统能源的IRR博弈中胜出。对于下游需求端运营商来说，风电作为能源行业，由于初始投入较大，资金回收周期长，因此长期收益率更是最重要的考虑因素。根据我们测算，同样在江苏省投建一个风电场、光伏电站以及火电厂，根据2016年以后的标杆电价，风、光、火的IRR分别为23.60%、13.94%以及2.41%，风电场的IRR具有明显的优势。表8：风电内部收益率测算假设条件结论资源区4度电成本（元/kwh）0.32电价（元/kwh）0.6回收期3.95发电小时数2200irr23.60%建设规模（mw）20单位建设成本（元/w）8贷款利率5.39%贷款比例20%年运维费用（万元）160资料来源：国信证券经济研究所整理非限电区域存量项目积压，存量项目预期在2019年底前开工。截止2016年底我国已核准未建设的风电项目容量合计84.0GW，2017年7月28日国家能源局公布2017年将新增核准项目30.7GW，上述项目均有望在2019年底前开工，合计114.6GW。扣除2017年实际并网的15GW，还余100GW的容量需要开工建设。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图20：非限电区域核准未建设项目情况资料来源：金风科技官网，国信证券经济研究所整理限电大幅改善，“红六省”变为“红三省”。2017年“红六省”仅新增并网1.57GW，全国占比仅10.45%，是17年风电复苏进程低于预期主要原因之一。2018年3月，能源局发布《2018年度风电投资监测预警结果的通知》，红六省中3个省份解禁，其中内蒙、黑龙江由红色预警改为橙色预警，可以继续核准建设已纳入年度实施方案的项目；宁夏由红色预警变为绿色预警。截至2017年底内蒙、黑龙江、宁夏三省已核准未装机的容量在750MW左右，此外内蒙在2017年和2018年分别有锡盟7GW项目以及乌兰察布6GW项目获批，已解禁的三省合计贡献装机规划14GW左右。图21：“红六省”变“红三省”资料来源：金风科技官网，国信证券经济研究所整理综合来看，未来每年的集中式风电的新增核准依然维持高位。2017年后弃风限电明显改善、中东部和南部的风电建设已有一定经验，同时受非限电区域积压数量以及风电内部高IRR驱动的影响，未来3年的风电新增装机量将大幅好转。根据国家能源局风电新增建设规模方案规划，2018-2020年集中式风电新增核准规模超过70GW，累计核准超过350GW，从政策上保证了十三五期间风电装机规模的快速增长。分散式风电有待政策催化，五省已公布详细建设规划。2011-2017年间，国家陆续出台了相关政策，对分散式风电产业的扶持力度逐步加大，特别是“十三五”若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 之后，国家进一步明确了分散式风电的规划以及管理。截至2017年，全国17省（市、区）公布十三五能源规划提到，将发展分散式风电。河南、河北、吉林、贵州、山西等省份已先后发布分散式风电量化建设方案。表9：各省市分散式风电规划方案省市文件2020年前规划规模贵州《分散式接入风电项目开发建设实施方案》120万千瓦山西《山西大同分散式风电规划方案》50万千瓦河南《关于下达河南省“十三五”分散式风电开发方案的通知》210.7万千瓦河北《河北省2018-2020年分散式接入风电发展规划》430万千瓦吉林《吉林省新能源和可再生能源“十三五”发展规划》525万千瓦资料来源：工信部、国信证券经济研究所整理技术进步+政策刺激是海上风电发展契机。参照欧洲发展海上风电的经验，机组的大型化、规模化对于降低海上风电度电成本有显著作用。目前国内2.5-4MW的海上风电机组技术已经成熟，5-6MW机组已经正式在市场中批量应用，新型大功率风力发电机正在逐步取代由陆上机组过渡而来的中小型风力发电机。此外，施工运维、勘测设计方面国内的施工方也在逐步积累相应经验。截止2017年8月31日，我国开工建设的海上风电项共19个，项目总装机容量4799.05MW，海上风电加速发展的趋势已非常明显。2018年1-6月我国海上风电招标容量约2.5GW，接近截至2017年底的行业累积吊装容量。“十三五规划”海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。根据《风电发展“十三五”规划》，“十三五”期间将积极稳妥推进海上风电建设，重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年四省海上风电开工建设规模均达到百万千瓦以上；积极推动天津、河北、上海、海南等省(市)的海上风电建设；探索性推进辽宁、山东、广西等省(区)的海上风电项目。图22：2020年全国海上风电开发布局资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所整理综合来看，即使不考虑海上、分散式、以及红六省的放开，而仅仅考虑存量项目的建设完成，我们预测未来三年年均建设规模也将达到接近40GW。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图23：中国风电新增装机容量预测资料来源：WIND，国信证券经济研究所整理供给端持续收缩，三轮周期洗牌充分龙头效应明显，其他参与者盈利能力较差。当前纯风机制造行业金风作为绝对龙头行业，市场份额和盈利能力具有绝对优势，第二梯队的明阳的从其2015年经营数据来看毛利仅为16.19%和，ROE仅为5.35%和金风有较大差距，其他第三梯队公司如湘电（市占率5.29%）、运达（市占率3.10%）和海装（市占率7.82%）的风机制造业务毛利率均不到20%。金风科技毛利率较高的原因是其销售规模远高于对手，规模效应带来的成本优势十分明显，同时公司凭借领先的战略、研发技术、国际化拓展和管理水平，早已经有效整合产业链上下游的价值环节，确保公司竞争地位和盈利能力远超其他整机厂商。行业二三梯队低迷情况下，伴随联合动力转让以及东方电气的低迷，整机供给呈现收缩态势，没有明显产能扩张现象。图24：2017年中国新增风机制造商市场份额图25：2016年国内整机厂风机制造盈利情况比较资料来源：CWEA，国信证券经济研究所整理资料来源：Wind、国信证券经济研究所整理我们预测未来三年的产业路径将是由在高收益预期下下游抢装需求带动的产业链供给紧张、局部市场价格上涨及全产业扩产收益的一个过程。2018年，在纠结中不断看到各个主体对风场的投资意愿强烈，并且在新增装机中实现；这一年，我们会看到同比的新增装机需求高速增长，和此前市场的悲观预期大相径庭，预期发生全面扭转。2019年，我们会看到集中抢装和价格的潜在弹性：伴随着在18年新增装机大幅增长之后，19年将会在此基础上再创新高，此时，由于全行业此前并没有提前做扩产准备，因此这一年我们会看到以优质塔筒厂若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 为代表的局部市场出现涨价和供不应求。2019年，我们才会看到头部零部件厂商落实扩产计划，按照彼时的价格测算，新增产能又能贡献大量的利润增长。光伏：政策加码超预期，平价上网加速行业洗牌以史鉴今：政策扶持+技术进步是光伏行业发展双轮驱动我国光伏行业发展对政策和技术进步依赖性显著。光伏作为可再生能源重要板块，对传统能源的替代是一个不变的话题。从下游运营商角度看，不同能源间的投资决策最终取决于期望收益率，光伏作为新兴能源在度电成本上与传统能源相比优势并不明显，因此政策扶持及加速技术进步尤为关键；从资源禀赋看，发展集中式光伏需要大量土地资源，而我国煤炭资源分布与土地资源分布具有较大的重合性，使得光伏对传统能源的替代难度加大，更依赖政策扶持和技术进步。图26：光伏上网标杆电价与燃煤电价图27：我国太阳能资源分布资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所整理资料来源：2014年中国风能太能源年景公报，国信证券经济研究所整理国内光伏装机量变化受政策和技术进步影响大。从政策层面看，2013年《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》发布以及2016年“630”标杆电价调整都对行业装机造成巨大扰动，2013年和2016年当年光伏新增装机量分别同比增长27.55%和47.31%，而2016年发布的《太阳能发电发展“十三五”规划》及2017年推动的隔墙售电推动分布式光伏大规模爆发导致全年新增装机52.83GW创历史之最；从技术进步层面来看，产业链价格下降及度电成本快速降低为大规模装机奠定了基础，目前光伏晶硅组件价格仅为0.28美元/瓦，较2011年7月的1.24美元/瓦下降了77.42%，而以德国为例目前光伏最低度电成本仅为0.29元/kWh，逐步趋近火电的可变成本，在各种能源中是最经济的。BNEF的统计显示，亚洲各国中印度目前的度电成本已低于煤电1.1美分/kWh，其他国家的光伏度电成本与煤电成本也在快速接近。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图28：全球光伏每年新增装机量图29：光伏晶硅组件价格（周平均价）资料来源：WIND、SOLARZOOM，国信证券经济研究所整理资料来源：WIND，国信证券经济研究所整理政策解读：短期强度超预期，倒逼行业加速平价2018年光伏政策整体严厉，但后期有望改善。2018年6月1日国家能源局发布了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，对光伏行业新增建设规模和补贴都作了相应规定，其严厉程度超市场预期的表现在于：普通光伏电站2018年指标暂不安排，分布式全年安排1000万千瓦规模，已建设未纳入管理范围的由地方政府支持；标杆电价即日起下调0.05元/千瓦时。表10：《关于2018年光伏发电有关事项的通知》主要内容建设规模发电补贴普通光伏电站暂不安排2018年规模普通标杆电价每千瓦时统一降低0.05元，I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元（含税）分布式光伏安排1000万千瓦规模，5月31日及以前已建设未纳入国家认可规模管理范围的项目，由地方依法予以支持“自发自用、余电上网”分布式全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.32元（含税）光伏扶贫在各地落实实施条件、严格审核的前提下，及时下达“十三五”第二批光伏扶贫项目计划。“全额上网”的分布式按所在资源区光伏电站价格执行领跑者计划今年视光伏发电规模控制情况再行研究村级光伏扶贫电站（0.5兆瓦及以下）标杆电价保持不变资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所整理新政的着重点在于引导光伏行业维持平稳增长以及减缓补贴压力。2017年发布的《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》中指导2017年全年光伏电站新增建设规模为22.4GW，其中领跑者基地8GW，而2017年实际光伏新增装机为53.06GW，其中仅分布式光伏就新增装机19.44GW，同比增长360%；而据中电联统计，2018年1-5月光伏新增装机量为15.18GW，同比增长29.85%。过快增长的行业装机一方面不利于行业的长期可持续增长，另一方面也带来了巨大的补贴缺口，据财政部统计截至2017年底可再生能源补贴缺口已达到1000亿，按照年新增装机40GW计算，每年新增装机新增补贴在100亿左右。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图30：2013-2017年中国光伏新增装机图31：2018年1-5月份光伏累计装机资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所整理资料来源：中电联，WIND，国信证券经济研究所整理中短期看，政策收紧带来制造端价格快速下探，下游运营端收益，倒逼行业加速平价。531政策后，制造端各环节产品价格下降压力增大，其中硅片、电池片、组件环节出现明显降价，预期伴随资金链紧张各环节后期降价压力将进一步加大，逐步往制造端可变成本靠近；运营端受益于组件成本下降，新建光伏电站内部收益率提升明显。《通知》留有余地，中长期内政策有望逐步放松。《关于2018年光伏发电有关事项的通知》并非要打压光伏行业，而是在控制的规模内鼓励在技术和成本上有优势的企业发展淘汰落后产能，因此《通知》在用词上留有再研究空间，如2018年普通电站建设规模是“暂不安排”，分布式规模在“1000万千瓦左右”等，预期后期随着产业各环节出现一定改观，政策有望逐步放松。第七批补贴目录公布，缓解运营商资金紧张。2018年6月15日，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录(第七批)的通知》，将符合条件的项目列入可再生能源电价附加资金补助目录。其中，光伏发电项目容量21.8GW，占全部并网发电项目的约33%，主要集中在内蒙古、河北、山东等地区；非自然人分布式光伏发电补贴容量约为3.2GW。按运营商统计，中节能（太阳能）0.52GW、华能0.25GW、大唐0.21GW、龙源0.02GW；分布式光伏：正泰93.90MW、晶科32.54MW、林洋12.20MW、爱康7.53MW、晶澳7.39MW。第七批补贴资金预期在年底前发放，极大程度上缓解了运营商的资金紧张问题。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 表11：可再生能源电价附加资金补助目录（第七批）光伏统计资料来源：财政部，国信证券经济研究所整理后期伴随《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》推进自备电厂可再生能源附加补缴以及绿证等措施的并进，可再生能源基金缺口有望得以弥补。根据发改委统计截至2016年底，自备电厂装机容量超过了1.42亿千瓦，占全国电力总装机的8.6%，其中自备煤电机组装机容量1.15亿千瓦，占全部自备机组装机总容量的81%，若自备电厂按8000小时，一次性应补缴的可再生能源电力附加合计524亿，以后每年应缴的可再生能源电力附加约为175亿元。需求端：成本下降+限电改善提升收益率，需求增长潜在发展空间大系统成本下降抵消标杆电价下调影响，下游新建电站收益率提高。根据《通知》，一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元，但是随着组件等系统成本下降以及发电小时数提升，我们测算在三类资源区的IRR能达到16.43%。光伏电站的成本构成中组件占比约为52%，传统的系统成本在5-5.5元之间，若按照最新组件价格0.28$/W测算，其度电成本将下降至0.36元，基本与火电上网电价持平。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 表12：光伏电站内部收益率测算假设条件结论资源区3度电成本（元/kwh）0.48电价（元/kwh）0.7回收期4.79发电小时数1200irr16.43%建设规模（mw）20单位建设成本（元/w）6贷款利率5.39%贷款比例20%年运维费用（万元）65资料来源：国信证券经济研究所预测弃光率持续下降改善收益率，运营商存量新增均受益。一季度可再生能源发电量达3442亿千瓦时，同比增长14%；可再生能源发电量占全部发电量的22%。一季度，全国弃光电量16.2亿千瓦时，弃光率4.3%，同比下降5.4个百分点。全国一季度弃光持续2017年的改善趋势，随着政策对消纳的重视，我们预测弃光率将维持稳步下降的趋势，而根据我们测算，发电小时数每提升100小时，普通光伏电站IRR就能上升3.2%-3.5%，对下游运营商存量和新增项目收益率改善效果明显。图32：中国光伏弃光率季度变化资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所整理若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 表13：利用小时数与电价利用小时数光伏电站IRR影响一类资源区电价（0.5元/千瓦）二类资源区电价（0.6元/千瓦）三类资源区电价（0.7元/千瓦）700-7.79%-4.21%-0.83%800-5.21%-1.31%2.47%900-2.77%1.54%5.77%1000-0.36%4.38%9.20%11002.03%7.30%12.76%12004.42%10.33%16.43%13006.89%13.48%20.19%14009.45%16.72%23.97%150012.12%20.07%27.77%对资料来源：国信证券经济研究所预测配额制+用电需求增长提供潜在装机空间，新增装机速度取决于政策指导。2017年我国全国发电量6.5万亿千瓦时，同比增长5.9%，其中太阳能发电量967亿千瓦时，同比增长57.1%，但占总发电量的比重仅为1.49%，太阳能风电合计发电占比也仅为6.03%。十三五期间，我国发电量年同比增速维持在5.5%-6%，在配额制制的前提下不考虑存量电源替代，仅考虑新增装机由风电和太阳能按照目前结构提供，每年需要新增太阳能装机130GW，潜在装机需求巨大。而参考历史经验，实际新增装机速度更多以来政策指导。图33：中国历年发电量统计及同比变化资料来源：WIND，国家统计局，国信证券经济研究所整理根据《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》规划，2018-2020年我国普通光伏电站新增建设规模为21.9GW、21.1GW和21.1GW，同时考虑到分布式光伏装机贡献，我们认为虽然短期内2018年建设规模暂不安排，但中长期行业装机量仍将维持稳定增长水平，预测2018年、2019年装机规模为35GW和40GW。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图34：中国历年光伏新增装机及预测资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所预测产业链分析：制造业承压，政策倒逼行业洗牌，运营端收益明显受补贴政策倒逼影响，产业链产品价格持续走低。截至6月25日，硅料环节国内主流厂多晶硅一级硅料平均价格为111.86￥/kg（含税），较较5月底涨跌幅为-4.2%；硅片环节国内主流厂商多晶硅片出厂价为2.83元/片（含税），较5月底涨跌幅为-20.73%%，八寸单晶硅片出厂价3.98元/片（含税），较5月底涨跌幅为-9%；电池片环节国内主流厂商156多晶硅电池片出厂价为1.05元/W（含税），较5月底涨跌幅为-12.5%，156单晶硅电池片出厂价1.22元/W（含税），较5月底涨跌幅为-8.30%；组件环节国内晶硅光伏组件现货价为0.28$/W，较5月底涨跌幅为-3.45%；国内薄膜光伏组件现货价0.31$/W，较5月底涨跌幅为-8.9%。图35：国产原生多晶硅一级料出厂价（含税，￥/kg）图36：进口原生多晶硅经销价（不含税，$/kg）资料来源：Wind、PVNEWS、国信证券经济研究所整理资料来源：Wind、PVNEWS、国信证券经济研究所整理若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图37：多晶硅片出厂价(A片含税，￥/片)图38：八寸单晶硅片出厂价(A片含税，￥/片)资料来源:Wind、PVNEWS、国信证券经济研究所整理资料来源:Wind、PVNEWS、国信证券经济研究所整理中轻太阳能南京中电上海联孚国内主流厂商平均1.601.501.401.301.201.101.000.900.802018/03/012018/04/012018/05/012018/06/01图39：156多晶硅电池片出厂价（含税，￥/W）图40：156单晶硅电池片出厂价（含税，￥/W）资料来源:Wind、PVNEWS、国信证券经济研究所整理资料来源:Wind、PVNEWS、国信证券经济研究所整理图41：国内光伏组件价格一览（$/W）资料来源：Wind、SOLARZOOM，国信证券经济研究所整理后期价格下探压力继续增大，优胜劣汰带来行业洗牌。从各环节公司盈利能力看，呈现利润向龙头企业、向上游转移的趋势。其中硅料环节由于扩产周期较长相对产能不足，毛利率逐年上升；硅片环节单晶龙头优先完成金刚线改造盈利能力较强；电池片环节竞争激烈，环节盈利能力相对较弱但龙头优势明显；组件环节高效组件趋势明显后期毛利有被压缩风险。按照现行政策及行业毛利若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 看，目前各环节的降价幅度远没有触及企业底线，我们认为随着供需格局进一步改变，各环节降价幅度将参考企业现金成本，而重资产环节尤为受创，优胜劣汰下完成行业新一轮洗牌。表14：光伏各环节龙头公司盈利能力环节证券代码公司简称环节毛利率（2015）环节毛利率（2016）环节毛利率（2017）环节毛利率（2018Q1）硅料DQ.N大全新能源18.88%25.20%43.81%44.76%1799.HK新特能源32.17%33.98%40.72%600438.SH通威股份33.86%41.15%硅片601012.SH隆基股份21.53%28.16%32.71%002129.SZ中环股份14.36%12.48%18.66%3800.HK保利协鑫能源27.00%27.70%27.20%601908.SH京运通19.83%15.41%-31.63%电池片601012.SH隆基股份19.06%22.12%23.80%600438.SH通威股份20.49%18.89%300118.SZ东方日升17.47%28.00%22.52%300393.SZ中来股份11.48%12.35%组件002506.SZ协鑫集成15.15%12.35%12.16%601012.SH隆基股份19.31%27.20%30.70%JASO.O晶澳太阳能16.95%14.57%12.26%JKS.N晶科能源20.30%18.10%11.30%CSIQ.O阿特斯太阳能16.60%14.60%18.80%300118.SZ东方日升18.18%17.10%13.03%资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理运营端龙头受益于系统成本下降成为政策最大受益方。一方面，由于运营商装机规模增长可以依赖自建和收购两个途径，因此行业规模受限和补贴退坡或造成民营小运营商资金紧张不得不出售项目，但龙头运营商具有资金成本优势受影响相对较小，反而更容易收购优质标的，其装机容量增长受政策影响下；另一方面，政策收紧带来制造业产品价格全线下降，有助运营商新建项目IRR提升，按照我们预测在目前水平下，组件成本每下降1元/W，系统成本约下降0.5元/W，带来IRR提升3%-3.5%。表15：系统成本与电价对光系统成本（元/W）伏电站IRR影响一类资源区电价（0.5元/千瓦）二类资源区电价（0.6元/千瓦）三类资源区电价（0.7元/千瓦）3.528.50%39.02%48.22%420.70%30.29%38.96%4.514.89%23.45%31.56%510.51%18.05%25.49%5.57.12%13.77%20.54%64.42%10.33%16.43%6.52.21%7.53%13.04%资料来源：国信证券经济研究所预测若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 运营端三重弹性逐步释放，业绩改善确定性高。第一重，限电改善有助于存量项目释放业绩。运营商的业绩增长主要来源于两块：新增装机容量发电贡献以及存量装机发电贡献，过去几年弃风弃光严重的环境下，运营商的业绩增长主要依靠新增装机容量发电贡献，而目前随着整体限电情况的改善，我们认为运营商存量项目限电改善将一次性在业绩中快速体现，该趋势在部分披露一季报的运营商中已可窥见。存量项目限电改善对于利润增长弹性高。由于风电、光伏的运维成本相较于初始投入来说较低，而且存在其他大量的不可变成本，限电改善带来的发电量增长将直接体现到相应的利润增长。作简单测算，假设一个存量项目资本金净收益率20%，若限电改善带来的发电量增长为10%，则该项目收入增长10%，净利润增长为50%，其弹性是收入增长的5倍。我们根据八家运营商的装机分布情况以及发电量情况，对限电率改善的公司利润弹性作了测算，以中性的情况为参考，以太阳能装机为主的运营商太阳能其限电改善弹性达到了79.6%。表16：限电率改善对运营商利润弹性的预测悲观弃电率为目前的75%中性弃电率为目前的50%乐观弃电率为目前的25%证券代码公司简称2017年实际净利润（亿元）利润弹性利润弹性利润弹性0916.HK龙源电力36.8823.40%35.09%46.79%0958.HK华能新能源30.1213.08%19.62%26.16%1798.HK大唐新能源7.2877.91%116.86%155.81%0182.HK协合新能源2.0014.19%21.29%28.38%0816.HK华电福新21.1761.06%91.59%122.11%0579.HK京能清洁能源17.747.62%11.43%15.24%2208.HK金风科技（天润）30.559.39%14.09%18.78%000591.SZ太阳能8.0560.48%79.64%92.62%资料来源：公司公告，国信证券经济研究所预测第二重，补贴改善降低利息支出，财务杠杆弹性高。新能源运营商财务杠杆来源于两方面：在项目端一般会采用3:7或2:8的杠杆，同时由于补贴拖欠需要用借款维系现金流的原因，运营商的资产负债率普遍较高。从2017年运营商的资产负债率可以看到，十大运营商的资产负债率均在60%以上，其中大唐新能源的负债率高达80%。对于运营商来说，项目端的杠杆是轻易不会改变的，但随着经营效益提升，现金流自发改善过程中会减少对负债的需求，进而降低财务杠杆，从运营财务杠杆来说各大运营商均有较大弹性。补贴改善减少利息支出，财务杠杆相对于利润弹性大。运营商的大部分应收账款来源于拖欠的补贴，我们统计了十大运营商应收款项/带息负债的比例，剔除林洋能源（电表部分应收账款比例高）、协和新能源（EPC业务应收账款高）、太阳能（电池及组件业务应收款），其他公司的比例均在10%-20%之间。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图42：七大运营商2017年资产负债率统计图43：七大运营商2017年应收款项/带息负债统计资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理目前第七批补贴正在公告过程中，有望于年内下发，会对运营商的负债率和现金流起到一定改善作用。长期来看，随着自备电厂电力附加的追缴，可再生能源发展基金1000亿的补贴缺口将会逐步补上。剔除金风科技和协和新能源后，我们假设太阳能组建电池业务的应收账款占1/3，同时按照应收账款/带息债务的比重假设15%的带息债务来自于补贴拖欠，测算补贴拖欠带来的利息支出相对于利润的弹性。可以看到大唐新能源的弹性最高达到了39.1%，其次为华电福新20.5%。图44：补贴拖欠相对于利润弹性测算资料来源：公司公告，国信证券经济研究所预测因此对于运营商来说无论是运营杠杆的降低或者是补贴拖欠的好转，均会通过财务杠杆带来净利润的边际增量。而这种影响和限电改善还是相辅相成的，限电改善会影响到运营杠杆，进而促使三个杠杆发生乘数效应。第三重，新能源发电收入隐含量价弹性和分摊补偿弹性。据了解，由于运营发电的边际成本极低，绝大部分运营商为了实现利润最大化均存在低价售卖未能上网电量的行为，这种低价售电的现象部分虚增了运营商售电量，削薄了发电收入。而限电改善在一定程度上能够改善这种局面，但其绝对水平无法测算。同时，电网正常运行需要调峰、自动发电控制、备用、调压等电力辅助服务，鉴于新能源发电的不稳定性，这类功能基本由火电承担，相应的电网会对服务提供方提供相应补偿，该补偿由受益方分摊。根据能源局《2017年三季度电力若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 辅助服务有关情况的通报》可知，风电、光伏尚需分摊部分电力辅助费用，该费用同样也对新能源运营商利润进行了摊薄。图45：2017年三季度各类型机组电力辅助服务补偿分摊费用资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所整理综合来看，我们认为运营商三重改善弹性是逐步释放的。其中限电改善的弹性是随着弃风弃光下降最先表现出来的，而随着发电量提升项目运行效益向好，现金流问题得到一定改善，运营商财务杠杆中的运营杠杆会逐步改善；同时限电改善带来的未上网电量减少也将使发电收入隐藏的量价弹性得以释放。而财务杠杆的另一重利息杠杆将随着第七批补贴下发以及可再生能源发展基金缺口收拢在中短期内逐步改善。新能源汽车：关注下半年消费市下高端需求政策解读：下放补贴审核趋严，推荐目录向高端化倾斜下发补贴审核趋严，胡萝卜仍在，大棒将接力补贴审核下方趋严，17年第一批补贴申请率为70.1%。5月25日，工信部网站公示了2017年和2016年新能源汽车补贴清算审核信息：审核数据显示，2017年新能源汽车企业应获补贴资金66.41亿元，共161667辆车可领取补贴。较2016年企业申报情况对比，有三成补贴申请遭到核减，补贴申请的通过率大幅下降。政策趋严下，车企供给侧将加快进化，申补同步日益规范。自骗补事件以来，新能源汽车补贴政策数次收紧，而且审核越发严格，由事前拨付改为事后清算，并增加车辆行驶里程与补贴挂钩的考核条件。与此同时，主管部门开始建立新能源汽车运行实时监测机制，完善中央、地方、企业三级监测平台，加强车辆使用情况的考核。在车企申补审核趋严的情况下，各车企将逐步推出高端车型以满足监管里程数要求，侧面加快车市供给侧进化。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图46：2016、2017年补贴核准车辆情况图47：2016、2017年补贴金额下发情况资料来源：工信部、国信证券经济研究所整理资料来源：工信部，国信证券经济研究所整理国家发展新能源汽车意志坚定，新能源汽车补贴资金充足。因光伏531政策影响，市场担心国家层面对各补贴产业支持力度将有所减小，从而导致新能源汽车行业成长期延长或者停滞。而国务院总理李克强在党的十三届全国人大一次会议作政府工作报告中提出：将新能源汽车免购置税期限延长了三年至2020年，可见国家层面发展新能源汽车行业意志坚定。另一方面，光伏补贴资金的来源是可再生能源电价附加，而新能源汽车补贴资金来源中央财政的专项资金。两者补贴下发逻辑不同，专项资金的政府转移支付调控效果也将更加显著。双积分政策即将上线，车市市场化竞争博弈将逐步拉开战线。跟新能源行业单一补贴政策支持不同，目前我国新能源汽车行业由政府补贴和双积分政策共同驱动，且随着补贴金额的逐年快速退坡以及2019年开始考核新能源汽车积分比例，双积分政策将逐渐取代政府补贴成为了新能源汽车市场的主要推手。由于2018年政策过渡期抢装超预期，在政策支持及自主掌握产品规划的条件下，2018年1-5月份自主品牌的新能源汽车积分比例达到21.5%，大幅领先于合资品牌的0.7%。同时，在进口车企普遍为0分新能源积分的情况下，国外车企也将逐步发展新能源车型以满足中国市场政策准入门槛的刚性需要，未来可期在双积分逐步代替补贴成为重要激励手段之后，各车企（尤以合资、海外车企）将大力发展新能源市场，并充分竞争博弈。图48：合资车企距离2019年10%积分要求差距较大图49：进口车企国内新能源积分一览（标红为0分车厂）资料来源：乘联会，国信证券经济研究所整理资料来源：乘联会，国信证券经济研究所整理=若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图50：2018年1-5月各车企新能源汽车积分占比图51：2017年各车企新能源汽车积分占比分化严重资料来源：乘联会，国信证券经济研究所整理资料来源：乘联会，国信证券经济研究所整理推荐目录风格逐步变迁，高端化为主要审核标准从推荐目录变迁看国家推动高端化意志。为确保新、老政策平稳过渡，避免重复申报，第5批目录是对2017年以来总共16批目录中符合2018年补贴新政（过渡期后）车型的合集。过往16批目录中总共有3716款车型，第5批目录进行审查和筛选后，共有203户企业的1977款车型入选，入选总数占比53%，其中，入选的乘用车、客车、专用车分别占比过往目录中对应总车型数的70%、56%、42%。专用车比例较低主要系过渡期后政策的补贴门槛（能量密度、电耗等）较高。而纯电动车在新补贴后的补贴目录中占比提升，同时主流车型动力性、经济性、安全性以及舒适性大幅提升，体现车企高端化发展倾向。纯电动乘用车高能量密度车型占比逐步提高。18年纯电乘用车的能量密度的提升较快，其中18年第6批乘用车车高于120Wh/kg高达97%，140-150Wh/kg的纯电三元电池的达到70%。图52：纯电动乘用车推荐目录车型变迁一览（能量密度单位Wh/kg）资料来源：乘联会、国信证券经济研究所整理纯电动客车新补贴下磷酸铁锂车型占比保持95%以上。18年第6批磷酸铁锂的若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 电池的能量密度达到120以下为0%。而锰酸锂也是基本都是高于140。由于客车的竞争相对充分，大部分客车企业都能实现120的补贴鼓励要求。客车目前主高于140Wh/kg的客车车型也是已经成为新品主流。图53：纯电动客车推荐目录车型变迁一览（能量密度单位Wh/kg）资料来源：乘联会、国信证券经济研究所整理纯电专用车新补贴下能量密度提升显著。相对于客车和乘用车电池，专用车由于续航里程的要求较为宽松，2017年车型基本都在90-115Wh/kg区间内，占比达68%，而新补贴下专用车基本全面升级到120-140Wh/kg区间，占比达62%。而由于磷酸铁锂能量密度提高同步可满足专用车需求，18年新补贴下专用车的电池磷酸铁锂电池占比上升至42.2%。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图54：纯电动专用车推荐目录车型变迁一览（能量密度单位Wh/kg）资料来源：乘联会、国信证券经济研究所整理推荐目录的高要求化是国家对新政策补贴下的同步配套，充分体现了国家补贴扶优扶强的政策导向。预计2018年起新能源汽车将向高能量密度，低能耗，长续航里程的高端车型方向发展，市场放量下竞争将得到充分体现，龙头企业产业链供应商也将同步收益。需求分析：下半年消费市酝酿开启，高端车型占比将逐步提升上半年抢装逻辑已验证，下半年消费逻辑将接力2018年是新能源车增长动力转型年，市场风格从限购和补贴政策推动转向市场拉动。16年之后，新能源乘用车已逐渐成为新能源市场的主要增长力量，而从所有权销量角度分析，当前乘用车零售销量已远超单位批发销量：在全国新能源乘用车销量占比中，2018年1-4月份个人销售占比为80%（2017年为60.7%），零售已成为主要的新能源乘用车销售渠道。图55：2018年1-5月个人零售销量占比已达80%资料来源：WAYS零售检测、国信证券经济研究所整理从城市销售角度分析，非限牌城市销量占比逐年上升。纵观全国各城市新能源若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 乘用车销量，北京、上海、深圳、天津、杭州、广州等限牌城市仍排名靠前，而非限牌城市销量占比逐年提高，2017年其占比已接近全国60%。虽2018年1-4月份非限牌城市占比回落，随着下半年高端车型补贴力度加大，限牌城市地方保护逐步弱化，及非限牌城市对新能源汽车消费认知逐步建立，未来可期二三线城市新能源汽车市场存量逐步释放。图56：非限牌城市乘用车销量占比一览资料来源：WAYS零售检测、国信证券经济研究所整理乘用车：高端车型随过渡期结束而释放新能源乘用车过渡期表现超预期。受过渡期抢装及2017年上半年低基数影响，1-5月新能源乘用车产销超预期，销量达28.06万，同比增长140%。其中，A0级纯电动车销售1.94万（+207%）；A级纯电动车销售4.79万辆（+84%）。而乘用车中，1-5月份纯电动SUV累计销售2.6万辆，同比增长722%，过渡期间表现超预期，为下半年高性价比高端车型销售提供强有力市场放量点。图57：2018年1-5月份新能源乘用车抢装现象显著资料来源：乘联会、国信证券经济研究所整理第18批免税目录助跑下半年放量。此次发布时间提早，体现了财政对新能源车的支持政策的常态化工作日益提升。同时，本批目录与新能源车补贴应该没有从属关系，属于与补贴并行的支持政策。这是国家为促进我国交通能源战略转型、推进生态文明建设、支持新能源汽车产业发展的重要鼓励政策。考虑到18年过渡期补贴仍按照17年标准执行，此批目录属于18年新补贴政策发布后的若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 第一批目录，因此有利于新能源车的下半年增量。图58：第18批免税目录中400公里或160能量密度以上的车型一览（新补贴下）资料来源：乘联会、国信证券经济研究所整理下半年乘用车看高端车型。相较于过渡期，6月11日新补贴实施后，高端乘用车车型将获得跟高补贴。而在过渡期高基数的前提下，第三季度新能源乘用车市场将承压，第三季度也或将成为2018年车市的“过渡期”。随着车企高端车型放量、推广目录逐步到位以及年底效应多重作用下，四季度乘用车消费行情或将重启。图59：高端车型过渡期后补贴提升显著资料来源：中国汽车消费网、国信证券经济研究所整理商用车：下半年物流车放量在即，客车增速将明显放缓物流车较燃油车运输成本优势显著，2017年起已逐步发力。物流车凭借路权及电费运营等成本优势，逐步被各大快递及电商平台认可，物流巨头菜鸟网络推出新能源智慧物流车计划，拟在未来五年联合上汽、东风等车企共同投放100万辆新能源智慧物流车。而随着京东宣布至2019年中旬，京津翼物流车全部用新能源物流车，未来三年内全国京东物流车替换完成，2018年下半年专用车若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 市场将逐步放量下半年客车看新兴区域市场公交增量。2018年补贴政策客车退坡力度最大，补贴退坡均在30%-50%之间，上半年则存在短暂抢装行情。2018年5月份广州省发布交通发展计划，确定2018年将加快推动广州市公交电动化，计划在年底前实现全市推广使用纯电动公交车超10万辆（2017年全国新能源客车市场销量10万辆）。而由于上半年提前透支消费，我们预计在第三季度，国内新能源客车产销量将较上年同期出现明显下降，而进入四季度，随着新一年公交车辆购置预算审批到位，在新需求拉动下新能源客车市场将迎来新一轮增长。“三万公里”调整为“两万公里”，利好新能源物流车车企。17年的3万公里造成产业链资金压力导致恶性的欠账循环，并存在运营车空转现象，对企业带来较大压力。18年新补贴政策对商用车“三万公里”调整为“两万公里”，为新能源物流车车企资金面大幅解压。随着政策清晰化，同时叠加电商快递业务的转型升级，新能源物流车成为新能源汽车发展的新增长点，众多产业链相关公司将发力点转向新能源物流车领域，看好新能源物流车市场持续增长。图60：物流车产量同比持续增大，累计产量倍增图61：2018年上半年客车抢装效果明显资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理资料来源：工信部，国信证券经济研究所整理电池产业链供给：出清加速下关注核心环节龙头政策加码，提门槛限制电池产业链产能纯电动乘用车资质门槛提升，动力电池严标准出台。2018年5月25日，发改委印发《汽车产业投资管理规定》（征求意见稿）。《意见稿》针对新建新能源汽车动力电池项目提出高要求，其中，动力电池要求所在省份上两个年度产能利用率均高于全国平均水平；能量型单体能量密度不低于300Wh/kg、系统能量密度不低于220Wh/kg。高规格标准将加快电池行业出清，龙头集中度仍将继续提升。根据GGII，2018年Q1动力电池全行业有效产能45.24GWh，产量8.64GWh，行业产能利用率为19.1%，而全行业除龙头及技术优势企业产能利用率能在30%-50%之间，尾部产能利用率不足10%；目前国内四家企业CATL、力神、国轩高科、中航锂电承接科技部300Wh/kg高比能锂电池研发项目，普遍量产时间表在2019年底至2020年，新晋者将难以在能量密度指标上有较大突破，两项高规格标准出台后，行业门槛得以大幅提高，同时伴随产能出清，锂电产业链核心环节龙头将进一步受益。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图62：2017年产能利用率图63：2018年Q1产能利用率资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理资料来源：工信部，国信证券经济研究所整理市场发力，电池产业链产能将加速出清动力电池产业链整体供大于求，但高端需求仍存在不足，2018年全产业链将量升价降保证成长，尾部低端产能加速出清。四大材料中，正极材料及隔膜环节总产能供给明显过剩争，与此同时，中游优质的龙头产能依旧供不应求，产品质量及规模效应进一步加大龙头企业竞争优势，在2018年电池全产业链将持续降本扩容的状态下，行业集中度将加速提升，尾部过剩低端产能逐步开始出清。表17：2017年电池及四大材料供需关系对应表资料来源：GGII、国信证券经济研究所整理国内电池产能扩产增速下降。2018年1-5月，新能源汽车市场累计完成装机量达12.7GWh，同比增长199%。从GGII统计2017年、2018年国内动力电池新增产能数据来看，整体扩产规模增速在下降：2017年国内整个新建成产能在180GWh，其中新增的量是95GWh；到了2018年，国内总体产能规模达到230—240GWh，但新增量只有60到65GWh，行业扩产增速下降将有助于产业链集中度进一步提升。电池结构性产能过剩明显，行业现一超多强，尾部产能将加速出清。目前，龙头优质产能加速扩产，供应份额上CR2优势依旧，二三梯队供应竞争加剧。根据中国储能网，2015年全国动力电池配套企业有450家，2016年则减少到240家，至2017年仅有96家实现了电池的有效装机供应，电池行业多年来呈现明显的马太效应，且2018年随着新补贴对高端电池的需求的提速换挡，电池行业尾部企业将进一步加速出清。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图64：2016年动力电池CR10为73.8%，2017年动力电池CR10为79.4%，2018年1-5月份动力电池CR10为87.2%资料来源：GGII、国信证券经济研究所整理图65：中国动力电池企业产能规划明细（GWh）资料来源：GGII、国信证券经济研究所整理2018年动力电池价格持续健康下降，加速推动新能源车经济性。在全产业链供给过剩的条件下，2018年磷酸铁锂电池成本下降可观，而三元电池受制于正极材料高成本，除此之外，正极存在价格壁垒弱化可能，锂或率先降价（盐湖提锂等技术应用）。而由于过渡期政策调整带来的成本差，整车企业（据众泰、江淮、知豆）承担比例在50%以上，剩下的部分则需要整和产业链上下共同承担。图66：2017年磷酸铁锂电池成本拆解图67：2017年三元电池成本拆解资料来源：GGII、CIAPS、国信证券经济研究所整理资料来源：GGII、CIAPS、国信证券经济研究所整理若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 电池：价格稳定，主流电池商订单饱满。企业虽表示生产情况较好，但实际原料采购方面并未见有明显增长。比亚迪表示工厂满产生产中，电池供不应求，预计青海工厂7月份投产后会缓解一部分压力，另外比亚迪预计三元电池在下半年开始逐渐尝试使用高镍产品。整体来看，今年动力电池市场的淡旺季区分不明显。主流铁锂电池包1.2元/Wh，三元电池包1.3元/Wh，回款速度仍然较慢。图68：一周电池市场价格行业一览（元/KWh）资料来源：CIAPS、国信证券经济研究所整理正极：三元材料市场价格继续小幅下跌。国内三元材料市场成交仍未见起色，价格仍出现小幅下跌，NCM523动力型三元材料主流价在21-21.5万元/吨，NCM523容量型三元材料报价在19-19.8万元/吨，NCM811三元材料报价在24万元/吨左右，较上周下跌0.2-1万元/吨。经过4个月的过渡，6月12日新的新能源车补贴正式实施，新补贴政策分出了细致的续航里程区间：纯电动车续航150-300公里车型补贴分别下调约20%-50%不等，低于150公里续航的车型将不再享有补贴；续航里程300-400公里及400公里以上车型，补贴分别上调2%-14%不等。这都对动力电池厂家提出了更高的要求，而进入6月份以来，国内动力电池开工率依旧不见好转，另外加上原料价格“阴跌不休”，材料厂家的心态因此也出现了波动。三元前驱体：市场保持稳定。523型主流报价13-13.3万元/吨，新签订单不多，生产方面，中小企业开工率有所降低。硫酸钴主流报价11.2-11.7万元/吨，较上周下调3000元/吨，出货不佳，市场仍处观望状态。硫酸镍市场暂时稳定，出货均较为清淡，主流报价2.7-2.9万元/吨。硫酸锰市场保持稳定，由于集中度较高且基本为年单月结，故而回款较好，不过零单较少少，主流报价6600-6800元/吨。从目前市场反馈来看，六月整体情况不如五月，市场期待动力电池旺季的到来。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图69：正极市场价格一览（万元/吨）图70：正极前驱体市场价格一览（万元/吨）资料来源:CIAPS、国信证券经济研究所整理资料来源:CIAPS、国信证券经济研究所整理负极：产品价格相对稳定。现国内负极材料低端产品主流报2.8-3.5万元/吨，中端产品主流报4.8-6.2万元/吨，高端产品主流报7-10万元/吨。据某负极材料生产厂家表示，现在不管是动力电池厂家还是数码电池厂家对于负极材料低价诉求意愿强烈，在新一轮的价格商量上目前仍处于博弈状态。本周低硫焦价格再次调涨，涨幅在400元/吨左右，针状焦方面锦州石化跟涨1500元/吨。下游动力电池市场除龙头企业保持较高开工率外，其他中小厂家依然开工率低位。数码市场方面，开始逐步进入淡季，预计淡季效应将在下个月凸显出来。但现中小规模负极材料厂家普遍乐意接受数码厂家的订单，主要是回款情况明显好于动力电池厂家图71：负极市场价格一览（万元/吨）资料来源：CIAPS、国信证券经济研究所整理隔膜：市场价格稳定下跌。目前隔膜市场整体产能过剩，开工率不高，隔膜价格整体呈现下跌趋势，幅度为3%-5%。如河南义腾干法隔膜生产占比6~7成，产量约每月300万平，湿法隔膜产量约每月100-200万㎡。价格方面，本周干法隔膜产品价格2.0-3.0元/平，湿法基膜主流产品价格在2.5-3.2元/平，陶瓷涂布隔膜价格为4.5-6.0元/平。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图72：隔膜市场价格一览（元/平方米）资料来源：CIAPS、国信证券经济研究所整理电解液：市场弱稳运行。现电解液价格主流报3.5-4.2万元/吨，高端产品价格在7万元/吨左右，低端产品报价在2.1-2.9万元/吨。市场需求方面，主要供应动力的大厂家出货量依然可观，但中小厂家的订单情况却表现平平，数码用户需求节奏开始逐步放缓，动力电池市场却迟迟没能启动。据某中等电解液厂家表示，目前公司更乐于开发新数码3C用户，主要原因是动力电池厂商回款状况不理想。原料市场方面，现六氟磷酸锂低位持稳，现主流报10-12万元/吨，部分高报15万元/吨。溶剂价格维持高位，现DMC报6900-7500元/吨，现DEC报13000-14000元/吨。图73:电解液市场价格一览（万元/吨）图74：六氟磷酸锂市场价格一览（万元/吨）资料来源:CIAPS、国信证券经济研究所整理资料来源:CIAPS、国信证券经济研究所整理高镍趋势下，关注产业链优势环节龙头补贴门槛逐年提高，三元逻辑已被市场验证。2018年补贴政策对于能量密度的需求逐年快速提升。乘用车能量密度高于140Wh/g才能拿到1.1倍补贴。105Wh/g以下车型直接无补贴，同时105-120Wh/g仅有0.6倍补贴。同时，2018年补贴政策将客车1.1倍补贴的能量密度要求提升至135Wh/g。相较于磷酸铁锂，三元高能量密度优势更能满足补贴门槛，2017年三元正极出货量占比高达40%，从市场的反映来看，三元电池已经成为未来发展的主要趋势，在本轮技术洗牌中看好高镍三元正极龙头。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图75：2015-2017年三元正极材料占比提升加快资料来源：GGII、国信证券经济研究所整理国内企业积极布局，看好高镍三元量产进展超预期企业。2017年占据三元材料主流地位的是NCM111、NCM523，并逐渐向NCM622过渡。多方面综合考量之下，2018年动力电池应用有跳过NCM622直接采用NCM811的趋势，其中NCM811在圆柱动力电池的应用基本成熟，国内如比克、力神、亿纬锂能、远东福斯特等均在规模上量，量产进度超预期，预计率先量产NCM811的电池商将在此次技术竞赛中取得新一轮洗牌前的先发优势。表18：各企业目前最高能量密度技术一览三元电芯能量密度（Wh/kg）备注卡耐240-260软包NCM811，将于2018年底于量产CATL240NCM622或811比克232NCM811比亚迪200NCM622捷威电池210软包LG化学240NCM811松下300NCA+硅碳负极资料来源：公司公告、国信证券经济研究所整理电池高镍化促进电解液技术升级。高镍三元正极的吸水性强、稳定性低，在高温条件下镍元素的催化作用会加速电解液的分解，使电解液氧化、产气，极片产生裂缝并且溶出的锰、钴等过渡金属离子还会破坏负极上的SEI膜，致使在高温环境下电池的容量、循环和安全性都受到严重影响。即在高镍时代，提升性能的关键仍是在于电解液添加剂，通过降低电解液在电极表面的反应活性、改善界面相容性，以提高电极之间的转化效率。电池高镍化后电解液环节的价值量或比肩正极。我们认为高镍时代到来之后，电解液环节的利润弹性可能不小于正极，随着高镍需求及有限高端供给格局到了，预计811电解液价格将显著高于普通电解液，则在高镍电解液上领先的企业龙头将直接受益此轮技术升级。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 图76：国内电解液竞争格局一览资料来源：GGII、国信证券经济研究所整理驱动总成产业链供给：二线车企供应商存在机会主机厂电机电控自配率较高，二线车企供应商存在机会独立第三方驱动总成企业市场份额变化显著，主机厂电机电控自配意识增强。2018年一季度新能源乘用车电机装机量比亚迪、北汽、联合电子位列前三。排名前十的企业占据了80%以上的市场份额，而整车厂占比较大。从供应关系来看，电机装机量的供应企业也相对集中，除上海电驱动供给10家车企、精进电动供给6家车企外，其他电机企业基本都是供应1至3家车企。目前，主机厂已开始主动进行电机、电控研发装配，而第三方电机电控供应商依然存在联合建厂机会。图77：2017年电机市场份额一览图78：2018年Q1电机市场份额一览资料来源：GGII、国信证券经济研究所整理资料来源：GGII、国信证券经济研究所整理驱动电机电控集成化趋势明显国内外电驱动呈集成化趋势。目前国内独立电机电控企业多布局“N合一”产品。而国外竞争对手驱动集成化布局较早：博世、博格华纳、采埃孚、吉凯恩、麦格纳等零部件巨头均有布局，相比国内零部件供应商，这些零部件巨头布局较早，有的企业甚至在近10年前就已有高集成化产品。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 表19：国内主要专业电机、电控及动力总成生产厂家汇总公司背景、渊源产品集成状态当前产能产能规划集成化方案主要合作伙伴大洋电机（上海电驱动）独立第三方、公司与北汽合资成立动力总成子公司，并收购国内驱动总成领先企业上海电驱动，同时入股全球燃料电池巴拉德，完成新能源汽车全产业链战略转型集成式驱动总成30万2018年预计新增18万台套产能电机+电控配套销售北汽、奇瑞、中通、厦门金龙、众泰等正海磁材（上海大郡）独立第三方、公司是国内钕铁硼永磁材料的主要供应商，15年公司完成了对国内领先驱动总成公司上海大郡控股，开启“高性能钕铁硼永磁材料+新能源汽车电机驱动系统”的双主营业务的跨界式发展模式。集成式驱动总成10万预计2020年将实现50万套五合一集成控制器（电机控制模块DC/DC模块+打气/转向泵控制模块+高压配电柜+整车控制器东风、广汽、厦门金龙、上海申龙、万向、中通等深圳大地和独立第三方、公司是行业内最早进入新能源汽车领域、最早启动新能源汽车驱动系统研究的企业代表集成式驱动总成10万拟建设目前遵义20万生产平台永磁同步电机及控制器东风、中通、郑州日产、凯马、荣成华泰、海马、安凯等精进电动独立第三方、驱动电机系统产销量和出口量均稳居中国行业首位，国内电机技术领先你也主产电机，在研电控、驱动总成10万二期项目完成后达20万三合一控制器（电机控制模块+DC/DC模块+电磁离合器模块）中通、郑州日产、长城、吉利、广汽、东风、黄海、北汽等方正电机独立第三方、收购新能源汽车电机独立制造商德沃仕自产电机，外购电控10万2018年达20万，2020年计划50万电机、变速箱、电控集成郑州日产、上汽、北汽、东风、荣成华泰、众泰等汇川技术独立第三方、公司在变频器、伺服以及新能源客车电控等产品市场份额国内第一，并借助其技术优势及业界口碑向其他工控产品及新能源乘用车等领域拓展集成式主驱动控制器3万筹备苏州第三期场地产能建设电控、DC/DC集成，主驱控制器、发电控制器转向控制器、DC/DC集成宇通客车、东风蓝海华腾独立第三方、公司在电机驱动的核心控制技术上拥有与国际先进水平同步的无速度传感器矢量控制技术和有速度传感器矢量控制技术主驱动控制器、集成辅助控制器7万新增租赁厂房8200平米五合一控制器（驱动电机控制模块+发电机控制模块+转向电机控制模块+DC/DC模块+高压配电模块）东风、大运、一汽、金龙、中通、五洲龙若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版资料来源:公司公告、国信证券经济研究所整理长期策略：寻找“电驱动玉柴”乘用车与商用车市场存在差异：由于客车和专用车电机电控标准较低、产品认证周期短、产品价格较高，第三方企业得以快速突入该市场。而乘用车相较于商用车，除技术要求严苛外，更注重消费者体验，因此整车生产商具有天然的市场优势。绑定整车企业，战略合作、合资建厂将成为未来市场主流竞争模式。目前，北若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 汽与大洋电机、西门子均成立合资子公司，前期均以联合开发生产为主；安徽巨一与江淮汽车合资生产电驱动系统；宇通客车通过与汇川技术联合研发生产的方式为其相关车型提供配套电机与电控。可预见未来电机电控市场发展将趋向于柴油机发展轨迹，整车车企将更依赖于独立第三方电驱动生产商，两者相互依存。寻找绑定乘用车，持续在乘用车研发投入的独立电机电控生产商。在未来主机厂自配率提升下，电机、电控行业集中度会进一步提升，未来具有强研发力、强产品力、强主机厂绑定能力的第三方供应商会依靠其专业性及与主机厂的良好关系得以发展。投资建议风电：技术端：风电行业中低速风机开发、高风速区域风机大型化、产品平台化设计、智能化技术、叶轮直径扩大、高塔架技术以及大数据应用成熟不仅促使风电度电成本降低，更将潜在市场从三北地区扩展到全国以及海上风电市场；需求端：风电项目盈利能力远高于其他新能源投资是运营商投资热情上升的最主要原因，投资主体多元化趋势加速也促进行业装机进度加快，同时非限电区域存量项目积压、“红六省”解禁以及分散式风电和海上风电兴起都为未来几年风电装机量提供保障，2018年5月国家能源局对新列入年度开发方案的项目实施竞争性配置的管理，也促进风电存量路条加快建设；供给端行业龙头效应明显，2018年未有明显的产能扩张。综合分析我们认为风电行业将会存在一个由需求带动产业链规模效应提升，局部供应链价格上涨最终全产业扩产收益的过程，全产业链自下而上看好龙头投资企业，重点关注金风科技、天顺风能。光伏：530政策影响持续，由于需求总量被人为控制，制造端仍将持续供过于求，价格及利润率短期承压。下游运营及EPC将受益于成本下降。另外，考虑到第七批可再生能源补贴目录已下发，后续运营商现金流也将改善。同时，今年以来的限电持续改善也为运营商的盈利能力带来持续改善。建议重点关注太阳能，阳光电源，林洋能源。新能源汽车产业链：动力电池产业链：全产业链产能集体过剩，2018年将加速出清，龙头电池商将加速绑定下游，以市场份额为2018年主要考核KPI，同时看好高镍三元领先企业，包含但不限于高镍正极及高镍电解液行业优质标的，或存在超行业增速发展机会（类比17年孚能科技）；驱动总成产业链：目前，主机厂已开始进行电机、电控研发，且规划未来逐渐自供，而在驱动总成集成化趋势下，第三方独立电机电控企业或凭借差异化驱动总成产品和成本优势依然存在较大机会。投资策略：“4+1”：a）关注新能源汽车向市场化、规模化方向发展带来的高端新需求：高镍三元+软包电池、高镍正极+电解液、乘用车高端零部件、动力电池回收及梯次利用市场机会；b）长线看好新能源汽车“三电”行业龙头，2018年市场份额为龙头核心关注指标，积极关注“三电”行业市场地位变化情况。建议重点关注新宙邦，同时关注当升科技、天赐材料。风险提示1、风电发展受年度装机容量影响较大，同时国内政策对行业发展影响较大。2、光伏行业的整体装机量对产业链公司盈利情况影响较大，同时分布式光伏特别是户用光伏发展速度直接影响相关公司盈利情况。3、新能源汽车板块受政策影响较大，若补贴政策出现不利变化，行业或面临需求下滑若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 的风险。4、双积分政策执行不及预期，CAFC、NEV积分转让不畅通。5、新能源车企中高端车型推出不顺利，市场认可度不及预期。若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版 若出现排版错位，数据显示不全等问题，可加微信535600147，凭下载记录获取PDF版'