新能源行业2019年二季度投资策略：静待政策落地，新能源景气度回升 45页

'投资摘要关键结论与投资建议风电：国内风电整机板块业绩修复将滞后零部件板块12月左右，待消化完手中低价订单，并且新产品进入批量化生产成本降低后，风电整机厂商在2019年下半年盈利能力开始修复，并在2020年进入业绩快速增长周期。我们强烈建议关注风电零部件板块在市场扩张周期内的投资机会，并提前布局2020年量价齐升的风电整机板块。建议重点关注：日月股份、天能重工、天顺风能、金风科技。光伏：竞价政策呼之欲出，财政补贴对光伏行业引导正在弱化，产业链降本趋势下，国内将开启平价时代；同时，海外需求逐季度释放，2019年全球光伏装机预期向好。一方面，从产业链格局来看，产业链整体技术降本仍是大趋势，分环节来看，硅料、电池片环节因产能释放，价格短期承压；硅片环节短期供需偏紧，尤其单晶硅片或有涨价预期；组件环节海外订单饱满，静待国内装机需求释放。另一方面，产业链价格下降有利于下游光伏电站运营商的内部收益率提升，进一步加速平价进程。建议关注在传统领域有积累且具有增长潜力的公司，同时在新一轮高效电池扩产潮下，建议关注拥有高弹性机会的设备供应商环节，以及解决存量补贴预期下，估值有大幅上修预期的运营商环节。建议重点关注阳光电源、捷佳伟创、太阳能，关注林洋能源。新能源汽车产业链：从中长期来看，新能源汽车产业增速不减，电动化全球化趋势加剧；从短期来看，补贴政策基本符合预期过渡期超预期，同时产业已形成较为一致的提前布局；目前产业链景气度依然处于高位，我们认为伴随国内、外两大市场的放量以及上半年的抢装行情持续，产业链有望持续处于高景气度状态，各环节龙头将受益，标的方面精选国内磷酸铁锂路线复苏以及锂电全球供应链放量受益标的，建议重点关注国轩高科、宁德时代、新宙邦等。核心假设或逻辑风电：我们认为2019年国内风电装机将从2018年的21GW恢复到28-30GW左右，同时海外风电市场需求也开始爆发，预计吊装容量从2018年的28.7GW提升到44GW以上。随着外资整机厂商也在加大对中国风电零部件的采购比例，国内优质风电零部件制造企业面临国内和国外市场均供不应求的状况，进入出货量和盈利能力稳步修复的阶段，并需要开启下一轮扩产周期。我们预计这种趋势将在未来1-2年内保持下去。国内风电整机板块业绩修复将滞后零部件板块12月左右，待消化完手中低价订单，并且新产品进入批量化生产成本降低后，风电整机厂商在2019年下半年盈利能力开始修复，并在2020年进入业绩快速增长周期。光伏：补贴、电价及分布式政策如预期推进，高效PERC电池片推广符合预期，各环节扩产符合预期。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市场一直预期新能源行业受政策补贴影响严重，周期性或投资机会较难把握。 市场认为海外风电装机需求持平甚至会下滑，而我们预计2019年风电海外市场也会出现高增速，出现量价齐升的景气局面，并对国内风电零部件采购需求迅速提升。我们认为，光伏行业政策预期拐点已现，行业估值整体提升仍有较大空间，受益于上游成本由政策影响而快速下降，EPC环节、光伏运营商环节内部收益率提升显著。同时，伴随着当前高效电池全面铺开大趋势，电池片环节将主导此轮光伏行业技术迭代更新。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、乘用车高端零部件；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；第二，风电、光伏下游装机量超预期；第三，风电、光伏行业集中度提升，产业链龙头效应加剧；第四，新能源汽车产销量数据大幅超预期；第五，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，全球贸易战使得风电零部件对美出口受阻；第二，国内风电新增建设进度不达预期；第三，大宗原材料价格重新抬头；第四，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；第五，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；第六，双积分政策执行不及预期，CAFC、NEV积分转让不畅通；第七，新能源车企中高端车型推出不顺利，市场认可度不及预期。 内容目录全球风电市场正式进入快速成长通道7海外风电需求增长主要获益于电价快速下降10得益于消纳改善，国内风电2019年起稳步增长12光伏：需求有望超预期，寻找产业链优势环节15需求端：政策拐点出现，海外市场发力，行业景气度回调15供给端：产业链各环节供需压力不一18新能源汽车：补贴政策落地，行业需求有望爆发24补贴新政落地，中长期成长性无忧，短期有望延续抢装态势24电池产业链：关注磷酸铁锂复苏和全球化趋势30充电网络建设运营步入正轨，配套市场迎来爆发期39投资建议43风险提示44国信证券投资评级46分析师承诺46风险提示46证券投资咨询业务的说明46 图表目录图1：MAKE海外风电市场每年新增装机需求预测（GW）7图2：BNEF预测2019年海外各区域风电装机（GW）7图3：BNEF2019年海外市场陆上风电和海上风电装机预测（GW）8图4：2018年外资整机厂商海外市场份额合计86%8图5：2018年外资整机厂商公告披露新签订单容量（GW）8图6：海外市场季度招标量（MW，不完全统计）9图7：海外市场区域招标占比（不完全统计）9图8：Vestas每季度新签订单均价（欧元/千瓦）9图9：海外新招标平均单机容量（MW/台）10图10：印度风电新签电价走势（美分/千瓦时）10图11：海外海上平均招标电价（欧元/兆瓦时）10图12：海外陆上平均招标电价（欧元/兆瓦时）10图13：国际能源署关于2017-2040欧盟电力消费结构预测11图14：美国风电生产税抵免（PTC）退坡机制（美分/千瓦时）12图15：国内季度风电机组季度招标容量（GW）13图16：国内风电机组投标均价走势（含税价，元/千瓦）13图17：2020年补贴完全退出的情况下，光伏将走出全投资收益率平价之路（仅考虑集中式电站及单面发电）16图18：中国分布式光伏装机（政策不限额下，17年新增装机增长360%）16图19：全球累计光伏装机容量增长预期17图20：2014-2018年前三季度中国组件海外市场出货量（GW；出口量占海外市场当年新增装机比）18图21：国产原生多晶硅一级料出厂价（含税，￥/kg）18图22：八寸单晶硅片出厂价(A片含税，￥/片)18图23：156普通单晶硅电池片出厂价（含税，￥/W）18图24：单晶硅电池组件(280W，￥/W，含税)18图25：SOLARZOOM光伏经理人指数（周）19图26：2019年多晶硅产能扩张规划20图27：2018年Q4现金成本线一览20图28：2018年领跑者中标结果产品技术分析22图29：各路线电池片市场占比变化趋势图22图30：组件成本拆解23图31：2010-2018年中国新能源汽车销量及渗透率24图32：我国EV和PHEV电池技术发展路线25图33：2019年第2批推荐目录能量密度特征（Wh/kg）28图34：2019年第2批推荐目录续航里程特征（公里）28图35：我国乘用车新能源积分占比核算28图36：我国各乘用车集团2018年新能源汽车积分情况28图37：2017年全国动力电池行业装机格局31图38：2018年全国动力电池行业装机格局31图39：2018-2019.02动力电池逐月装机份额统计32图40：国内新能源汽车电池装机量按材料统计（GWh）32图41：2018年1-12月动力电池装机量按车型统计（GWh）32图42：国内新能源汽车分车型LFP电池装机占比%33图43：2017-2019第2批推荐目录各车型配套LFP比例33图44：LFP和NCM动力电池价格走势（元/Wh）33图45：中国动力电池产能利用率33图46：国内金属钴价格（元/吨）34图47：中国动力电池产能利用率34图48：中国NCM三元正极材料市场规模（亿元）34图49：2018年NCM正极材料市场份额34图50：负极材料石墨价格走势（万元/吨）35图51：我国负极材料产量及人造石墨占比情况35图52：2017年国内电解液行业市场份额情况35图53：2017年国内电解液行业市场份额情况35图54：六氟磷酸锂价格变化趋势（单位：万元/吨）36 图55：电解液价格变化趋势（单位：万元/吨）36图56：我国锂电隔膜产量及湿法隔膜占比情况36图57：隔膜价格变化趋势（单位：万元/吨）36图58：我国锂电湿法隔膜行业格局37图59：我国锂电干法隔膜行业格局37图60：全国公共类充电桩累计数量（单位：个）40图61：全国公共类公用桩和专用桩占比（单位：个）40图62：2018年各省市公共充电桩总量TOP10（台）40图63：2018年国家电网第一次充电桩招标中标结果42图64：全国规模化运营商商充电桩总量43图65：全国充电站保有量>=100座运营商情况43表1：六大海外整机厂商2018年新增订单和2018年底在手订单及同比增幅8表2：2017年以来印度新增风电竞标项目汇总12表3：印度市场2020-2022风电装机预测12表4：2018年公开招标容量(2019年底前开工)13表5：2018年各省列入当年风电开发建设方案的项目14表6：2019-2021年期间开工并建设的特高压和风电平价项目汇总14表7：2019-2021年风电国内待建项目汇总15表8：2018年以来重要光伏政策一览15表9：系统投资成本假设表16表10：2019年一季度主要厂家投产进度19表11：2018年硅片整体降价最剧烈21表12：主要电池商扩产规划及进程一览22表13：组件封装数据一览23表14：光伏组件设备公司一览24表15：乘用车2019与2018切换后补贴政策对比26表16：新能源汽车与燃油车经济性测算26表17：EV客车2019与2018切换后补贴政策对比27表18：专用车与货车2019与2018切换后补贴政策对比27表19：各省市对新能源汽车推广力度汇总29表20：国内新能源汽车产量及动力电池需求预测模型30表21：第314-318批新车公示配套情况31表22：海外车企在新能源汽车领域布局37表23：LG化学、三星SDI和松下产能分布情况39表24：国家层面充电桩主要政策41表25：2016-2020年各省（区、市）新能源汽车充电基础设施奖补标准42表26：充电桩盈利情况与充电服务费及利用率敏感性测算43 全球风电市场正式进入快速成长通道2019年全球风电行业均进入了快速成长通道，国内市场装机预计从2018年的21GW增长到28-30GW，同比增速33-42%；海外装机预计从2018年的28.7GW增长到41-45GW，同比增速43-57%。2018年下半年随着风机采购需求快速增长，全球风机新签订单均价已经出现触底回升。因此2019年国内风电零部件板块将获益于全球市场的高景气，优质零部件厂商将持续面临产销两旺和产品供不应求的局面，并且有可能启动新一轮扩产计划来满足客户需求；预计风机价格也将在2019年保持坚挺，并迎来结构性的细分市场需求爆发。海外需求增速2019年海外装机需求迎来新一轮爆发式增长图1：MAKE海外风电市场每年新增装机需求预测（GW）40353033334127422642433839434540352121151055201720182019202020212022202320242025资料来源:MAKE，整理,注：数据不包含中国大陆市场。根据行业资讯机构MAKE的预测，2019年海外市场风机装机容量将从前一年的33GW提高到41GW，同比增长24%，其中成熟市场增长17%，新兴市场增长40%。2020年海外市场依然保持42GW的装机需求，并保持长期稳定。14成熟市场新兴市场海外合计20与此同时，彭博新能源财经（BNEF）给出了更为乐观的增长预期，BNEF预测2019年海外风电市场新增装机从2018年的28.7GW增长到44.6GW，同比增速高达55%。欧洲、北美、南美以及亚洲（印度）是主要的风电市场。图2：BNEF预测2019年海外各区域风电装机（GW）201918161413.5121085.9432.5420.68资料来源：BNEF，整理,注：数据不包含中国大陆市场。 与此同时，陆上风电和海上风电市场都将在2019年取得快速增长。根据彭博的预测，2019年海外陆上风电装机预计达到39.6GW，同比增长52%；海上风电装机同比增长92%达到5GW。图3：BNEF2019年海外市场陆上风电和海上风电装机预测（GW）海外陆上海外海上39.626.12.65.02018A2019E资料来源：BNEF，整理,注：数据不包含中国大陆市场。2018年的海外市场装机数据显示，海外市场风电整机厂商的集中度非常高，前6家整机厂商占整个海外风电吊装市场份额达到86%。根据这6家海外风电整机厂商所披露的最新年报或者3季报，这些企业在2018年新签订单容量纷纷创历史新高，合计33GW同比增长27%，反映2019年风机市场高景气度非常确定。图4：2018年外资整机厂商海外市场份额合计86%图5：2018年外资整机厂商公告披露新签订单容量（GW）MHI-Vestas,4%Suzlon,4%Nordex,8%Vestas,35%GE,17%西门子歌美飒,19%MHI-Vestas,Suzlon,2.03.2Nordex,4.0Vestas,14.2GE,12.0西门子歌美飒,9.5资料来源：BNEF，整理资料来源：BNEF，整理，GE订单为根据金额估算值从各家整机厂商的具体情况来看，同比增速最快的是Suzlon，该公司新增订单的增加主要是得益于印度市场的爆发。龙头企业Vestas和Nordex的订单同比增速也非常理想，达到27%和47%。表1：六大海外整机厂商2018年新增订单和2018年底在手订单及同比增幅公司新增订单容量（GW）新增订单同比增速在手订单在手订单同比增速Vestas14.227%15.6GW36%西门子歌美飒9.512%228（亿欧元）10%GE109亿美元5%172.7（亿美元）10%Nordex447%31.4（亿欧元）186%MHI-Vestas3.1827%3.83GWN.ASuzlon1.9696%3.1GW9.70%合计3327%资料来源：公司公告，整理如果按照新签订单的时间和区域进行梳理统计，2018年根据各大整机厂商官方公开宣布的新签订单汇总形成的不完全统计，也基本可以印证每个季度海外风 机市场需求逐季加速的情况。根据BNEF的统计，2018年海外企业官方宣布的海外市场风机新增订单达到28GW，并且在第四季度加速增长，反映2019-2020年全球风电装机需求旺盛。欧洲、北美、亚洲（印度、土耳其）以及南美洲是主要的招标市场，合计占统计订单的88%。图6：海外市场季度招标量（MW，不完全统计）图7：海外市场区域招标占比（不完全统计）7,664北美,22%中东,1%南美洲,13%6,7716,521大洋洲,6%5,1811,998亚洲,15%非洲,5%欧洲,38%4Q171Q182Q183Q184Q18资料来源：BNEF，整理资料来源：BNEF，整理海外风机价格触底回升2017年海外风机价格行业因行业转向竞价上网模式而显著下滑，但在2018年已经企稳回升。目前维斯塔斯、西门子歌美飒等整机厂商在手订单均处于历史高位，订单转化周期为6-18个月，预计2019-2020年海外整机厂商的盈利能力将稳步回升。Vestas新签订单均价在2018年第三季度超过在手订单均价和销售均价，每千瓦价格上涨70欧元，达到780欧元/千瓦时。图8：Vestas每季度新签订单均价（欧元/千瓦）1,0009509508908808809008508108008007807607407307507107006502Q163Q164Q161Q172Q173Q174Q171Q182Q183Q184Q18资料来源：公司公告，整理风机价格的上涨主要因为需求快速提升以及机组大型化。海外风电项目的上网电价也开始企稳，对风机价格有一定支撑作用。截至2018年第四季度，海外风电整机招标的平均单台容量已经从一年前的3.3MW提升到3.8MW。印度过去18个月的风电竞价上网投标电价，也从最低的2.43美分/千瓦时回复到2.76美分/千瓦时，最高一度达到2.85美分，相当于比最低电价提高了17%。 Page10图9：海外新招标平均单机容量（MW/台）图10：印度风电新签电价走势（美分/千瓦时）4.5北美,22%亚洲,15%非洲,5%中东,1%南美洲,13%大洋洲,6%欧洲,38%4.03.83.83.53.33.32.93.04Q171Q182Q183Q184Q18资料来源：BNEF，整理资料来源：BNEF，整理海外风电需求增长主要获益于电价快速下降2016年海外风电竞价上网带动电价快速下降自从2016年墨西哥和西班牙首推风电竞价上网以来，海外新增风电项目全面转向竞价模式。这一趋势在短期内影响了部分市场的装机需求，并且在2017-2018年给风电机组价格带来显著下行压力，但同时也打开了风电的长期发展空间。竞价上网促进风电长期竞争力的提升，2017年墨西哥风电项目招标投出了1.77美分/千瓦时的电价。2016年荷兰博尔瑟勒海上风电项目的电价已经低至7欧分/千瓦时，彭博新能源预测2025年以前海上风电的电价将降至4欧分/千瓦时。图11：海外海上平均招标电价（欧元/兆瓦时）资料来源:BNEF，整理图12：海外陆上平均招标电价（欧元/兆瓦时）资料来源:BNEF，整理国际能源署预测风电在全球能源的消费占比将从2016年的7%提高到2040年的14%，要满足上述消费需求，2017-2040年间全球需要新增风电投资合计3.6 万亿美元（BNEF），相当于每年1万亿人民币，以目前全球每千瓦单位造价8500元/千瓦估算，约为120GW。度电成本快速下降促进欧洲清洁能源需求增长欧洲多国已将风电规划为未来第一大电力能源，加速存量替代煤电与核电。欧盟已倡议各成员国2030年可再生能源消纳占比目标从2017年的10%上调至32%（原为27%），成为第一大电力能源，各国将于2019年底之前提交本国相关规划，其中包括：l英国商业、能源和工业战略部（BEIS）计划到2030年英国30%的电力供应来自海上风电，届时英国海上风电装机将从目前的8GW提高到30GW，英国政府还将给予5.57亿英镑的补助促进产业发展。l丹麦计划关闭更多火电厂，并在2020年将可再生能源消纳占比提高至55%。l奥地利计划立法以实现2030年100%使用可再生能源的目标。l欧洲其他国家：瑞士2050能源战略已确定逐步淘汰核电装机，进一步提高可再生能源装机。图13：国际能源署关于2017-2040欧盟电力消费结构预测资料来源:IEA，整理美国：PTC政策到期前抢装需求旺盛美国风电装机市场长期以来的装机需求波动一直受到生产税收抵免（PTC）政策影响。现阶段PTC政策规定了2016年底前开工的项目，在2020年底前可以保留100%的PTC税收优惠条件，这将促使2019-2020年美国风电装机创历史新高，达到11-13GW，随后享受部分PTC抵免税的项目会持续建设到2023年。2024年PTC建设需求完全消化后，得益于全球风电成本在电力市场的绝对竞争力和各州清洁能源计划的推动，预计美国风电仍将有稳定需求。 图14：美国风电生产税抵免（PTC）退坡机制（美分/千瓦时）100%3.5100%380%80%2.560%22.3060%1.51.8440%11.3840%0.50.920%20%20162017201820192020资料来源:BNEF，整理注：时间为项目开工年份，开工后须4年内完工。印度政府招标释放大量风电建设需求印度政府致力于推动2022年风电累计装机达到67GW，2017年底以来由政府和地方电网公司组织的风电竞价招标达到9.9GW。预计印度2019-2022年新增装机合计40GW。表2：2017年以来印度新增风电竞标项目汇总印度风电竞价区间招标时间度电电价（美分/千瓦时）容量（MW）SEC-I17-Feb3.461,000TamilNaduState17-Aug3.42500SEC-II17-Oct2.641,000GujaratState17-Dec2.43500SEC-III18-Feb2.442,000MaharashtraState18-Mar2.85500SEC-IV18-Apr2.512,000国家火电集团18-Aug2.771,200SECI-V18-Sep2.761,200合计9,900资料来源:公开信息，整理表3：印度市场2020-2022风电装机预测年份202020212022合计吊装容量11GW12GW12GW35GW并网容量8GW11GW12GW31GW资料来源:Suzlon,整理得益于消纳改善，国内风电2019年起稳步增长根据国内风电电价调整政策和特高压项目的建设进度，预计2019-2021年国内风电年均装机需求将不低于31GW，但考虑到装制造业的供给能力和工程配套能力，预计2019年-2020年产业供给端持续偏紧，并促进设备价格稳中有升。2019/20/21年风电新增吊装容量预计为28/34/38GW。 2018年新增37GW招标项目将在2019年开工2018年，国内公开招标量为33.5GW，同比增长23.15%，招标较多的地区包括河北、河南、山西、内蒙等地，北方区域项目合计18.7GW，占比55.6%，3MW级别机组的项目占全国招标量的21.0%。海上风电招标4.8GW，同比增长42%。图15：国内季度风电机组季度招标容量（GW）9.39.68.67.47.26.76.15.912108642017Q117Q217Q317Q418Q118Q218Q318Q4资料来源:金风科技，整理国内绝大多数陆上风电项目在2017年底以前已经获取核准文件，需要在2019年底前开工(完成首台机组浇筑工作)，否则将面临核准电价大幅下调的风险。随着业主对风机的提货需求激增，风机价格在2018年底触底并快速回升，目前累计涨幅超过8%。图16：国内风电机组投标均价走势（含税价，元/千瓦）3,8003,7003,6003,5003,4003,3003,2002017年6月2017年9月2017年12月2018年4月2018年7月2018年10月2019年2月2019年5月资料来源:金风科技,整理，2019年招标价格为初步估计值。表4：2018年公开招标容量(2019年底前开工)2018年风电机组公开招标类型装机容量（GW）陆上28.5海上5合计33.5资料来源:金风科技，整理2018年新增陆上常规风电项目核准超过30GW2018年各地积极推进新增风电核准，各地公示的列入2018年度风电开发建设方案的陆上风电容量超过30GW，这些项目需要在核准文件生效后两年内（2020年底前）开工。 Page14表5：2018年各省列入当年风电开发建设方案的项目2018年新增核准项目——陆上装机容量（GW）宁夏1.83陕西1.25天津0.36江苏2.58河北3.93广东1.13山东3.00湖北2.97河南5.50广西1.60山西3.20重庆0.33安徽1.08山西分散式0.99陕西分散式0.43合计30.18资料来源:各省发改委网站，整理2019-2021“三北”风电平价及特高压项目待建25GW中国部分资源禀赋较好的地区在不限电的前提下已具备平价经济性，我国风电产业在2019年正式迈入向平价逐步过渡的阶段。2019年我国北方地区新建项目度电成本有望降至0.15元/千瓦时，中东部地区降至0.3元/千瓦时以下，可与当地煤电标杆电价形成明显成本优势。匹配外送能力和优先调度机制等客观条件的落实，2017年以来国家能源局开始集中批复多个特高压配套风电基地、平价风电基地和风电平价试点项目，总容量高达25GW。随着技术进步和产业升级推动更多平价项目甚至低于火电燃煤标杆项目具备投资经济性（资本金IRR高于8%），这些平价或者特高压配套项目有望在2019年陆续启动招标和建设工作，并且在2019-2020年集中建设。表6：2019-2021年期间开工并建设的特高压和风电平价项目汇总项目类型项目名称总容量（GW）特高压配套风电基地准东至安徽皖南2.6特高压配套风电基地锡盟南部风电基地/蒙西-天津南特高压外送风电基地7.0特高压配套风电基地上海庙风电基地3.8特高压配套风电基地张北百万三期项目2.5特高压配套风电基地晋北风电基地2.4平价基地乌兰察布600万千瓦风电基地6.0平价示范项目河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆风电平价上网示范项目0.7合计25.0资料来源:国家能源局，整理综上所述，预计2017年底之前已核准并需在2019年底前开工的项目预计达到37GW（含3GW未招标项目），2018年新核准陆上项目超过30GW，尚待建设的特高压配套和风电平价项目合计25GW，即使不考虑2019和2020年的新增核准项目，预计2019-2021年国内需要集中建设的项目总容量高达92GW，年均装机容量超过30GW，较2018年增速在48%以上，在目前部分关键部件供应偏紧的情况下，快速释放的需求在对整个风电设备产业链的供应能力来说形成巨大考验。因此我们预计2019年国内风机实际供给能力只有28-30GW，2020年和2021年逐步提升，行业吊装量在2018-20年分别为28/34/38GW。 表7：2019-2021年风电国内待建项目汇总2019-2020待建风电项目类型容量（GW）2017年底前已核准，需要在2019年底前开工的项目372018年新核准，需要在2020年底前开工的陆上项目302017年以来新核准待建平价/特高压项目25合计92资料来源:国家能源局，地方发改委，整理光伏：需求有望超预期，寻找产业链优势环节需求端：政策拐点出现，海外市场发力，行业景气度回调竞价政策呼之欲出，财政补贴对光伏行业引导正在弱化。2019年2月18日国家能源局举行的光伏企业座谈会对于补贴规则进行优化，通过行业内的企业竞价来确定补贴强度，再通过补贴额度来控制企业的装机量。自去年年底以来，光伏行业政策预期大幅改善，继531后光伏行业也再一次被证明是国家重点扶持性行业，而新一轮重点扶持方向由补贴扶持转向配套政策扶持，在当前装机系统成本大幅下降的背景下，符合产业及国家对光伏行业的预期。表8：2018年以来重要光伏政策一览政策主旨方向政策文件部门时间布局：引导光伏电站合理布局发展《关于建立清洁能源示范省(区)监测评价体系(试行)的通知》国家能源局2018年2月8日扶贫：推动光伏扶贫电站建和运营规范化发布《光伏扶贫电站管理办法》国家能源局、国务院扶贫办2018年4月10日升级：引导光伏行业不断提高发展质量与效率《智能光伏产业发展行动规划（2018-2020年）》工信部、住房和城乡建设部、交通运输部、农业农村部、国家能源局、国务院扶贫办2018年4月19日规模：规模控制《关于2018年光伏发电有关事项的通知》国家发展改革委、财政部、国家能源局2018年5月31日模式：配合分布式发电市场化交易试点，探索电力交易新模式《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》国家发改委、国家能源局2018年7月18日成本：配合领跑者基地建设，通过试点示范，不断降低光伏非技术成本关于征求《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知》意见的函国家能源局2018年9月17日消纳：简历清洁能源配额制，保障可再生能源消纳，刺激绿证交易市场征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见的函（配额制第三版）国家能源局、国家发改委2018年11月15日资料来源:CPIA、能源局、发改委等，整理系统成本下降，非系统成本通过政策削减，国内光伏进一步加速平价。发电端平价是光伏与其他形式电力之间的对比，其中煤电发电成本最低，所以光伏发电端平价可以近似比较的是：无补贴下，光伏发电全投资IRR等于火电（脱硫煤电）期望IRR。当前，全国各省区火电上网标杆电价0.25~0.45元/KWh，在2020年补贴全部退出、火电标杆价格不变的假设下，2020年全国32个电力区实现光伏平价的区域达27个，占全部电力区84%。531后，光伏产业链价格降价明显，而新一轮政策支持也将逐步向非系统成本倾斜。考虑到光伏降本增效的快速进步，以及在主动调整电力结构的国家意志下，多省燃煤机组标杆上网电价逐年均有不同程度上调，未来1-2年部分省份或出现光伏发电成本与煤电上网电价的金叉，光伏发电端平价上网或将加快实现。 图17：2020年补贴完全退出的情况下，光伏将走出全投资收益率平价之路（仅考虑集中式电站及单面发电）25%20%脱硫煤标杆上网电价(元/度，右轴)集中电站发电全投资IRR（2018无补贴）集中电站发电全投资IRR(2019无补贴)集中电站发电全投资IRR(2020无补贴)Ⅰ类电价区Ⅱ类电价区Ⅲ类电价区0.50.415%2020(无补贴)0.310%2019（无补贴）0.25%2018（无补贴）0.1新疆宁夏蒙西甘肃青海蒙东山西陕西云南天津北京河北北网辽宁吉林黑龙江四川贵州河北南网安徽山东福建江苏重庆湖北江西上海广西浙江海南湖南广东0%0.0资料来源：发改委能源研究所、Solarzoom、整理预测注：柱状为各省火电发电电价，线状为光伏、火电IRR表9：系统投资成本假设表2017（年均）2018E2019E2020E组件价格（元/W）2.241.5751.4971.422逆变器价格（元/W）0.160.1350.1220.115安装维修价格（元/W）0.900.6330.6020.572其他费用（元/W）2.201.5481.4711.397合计系统投资（元/W）5.503.8923.6913.506资料来源:发改委能源研究所、Wind、预测分布式光伏是未来光伏新增装机的增长点。2018年国内新增装机44.26GW，仅次于2017年新增装机，为历史第二高，集中式电站和分布式光伏分别新增23.30GW和20.96GW，创历史新高分布式装机。分布式光伏的建设成本与集中式相差不大但更易平价，同时自发自用部分不受补贴影响，其内部收益率将高于集中式地面电站，虽然国家18年限制分布式装机10GW，但也应征光伏市场活力也集中体现在分布式装机。17年全年及18年上半年分布式装机增速已经向市场证明，相较于集中式光伏，分布式拥有更高收益率及更优用电侧平价效益，在光伏市场化进程中，分布式光伏也将是未来光伏新增装机的增长点。图18：中国分布式光伏装机（政策不限额下，17年新增装机增长360%）新增装机量(GW)累计装机量(GW)新增装机增速(%,右轴)60359.6%400.0%50.62350.0%50300.0%40250.0%204.3%200.0%30156.3%29.66150.0%100.0%2050.0%10.327.82%0.0%103.14.676.06-32.2%-50.0%0-100.0%201320142015201620172018资料来源：国家能源局，整理平价之后，光伏将迎来新的拐点。在光伏实现平价上网后，可从需求和供给角 度演绎光伏拐点爆发：需求层面，全社会用电增速维持在6-8%左右，同时国家加强煤电产能退出(2020年煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内，2017Q3为10.8亿千瓦，十三五期间力争关停2000万千瓦、停缓建1.5亿千瓦)，一方面，国家层面希望电力需求的缺口由不需要补贴的光伏等新能源来弥补，另一方面，主管部门在制定光伏装机规划时将不再考虑可再生能源补贴基金的规模限制；供给层面，光伏项目的投资核心驱动力是IRR，目前由于没有完全实现发电端平价，光伏项目的补贴拖欠问题将导致实际IRR较低，同时造成项目的现金流紧张，一旦平价到来，IRR将恢复到理论值，投资热情将再次点燃。火电在光伏平价后经济性竞争力骤减，光伏装机量潜在空间巨大。实现平价上网后，新增增量方面，新建光伏电站将比新建煤电厂更具经济性，光伏发电将成为满足新增用电需求的首选；存量替代方面，当光伏全生命周期成本下降到低于在运煤电厂营运成本时，则理论上存量煤电提前退役将成为可能，庞大的存量市场又将为光伏装机提供新一轮增长机会。海外市场超预期，高增长需求将延续。截止到2018年11月，全球178个国家已签订巴黎协定，146个国家设定了可再生能源的目标，其中中东、南美、东南亚国家因光伏经济性及微网属性，将逐步加大对光伏发电需求。国内受531图19：全球累计光伏装机容量增长预期累计装机（GW）保守估计（GW）乐观估计（GW）中性增速(右轴，%)1,4001270.530%1,20025%1028.4225%1,00021%20%842.2319%20%800674.2318%600531.340210%4002005%00%20112012201320142015201620172018E2019E2020E2021E2022E资料来源：CPIA、SolarPowerEurope、整理政策影响新增规模预期下降较年初下降明显，而海外市场多地区增长超预期，各大机构预计2018年全球总量仍在100GW左右，19年得益于海外光伏市场接力，全球光伏新增装机预期将保持高速增长。15%中国光伏制造出口回升显著。中国作为全球光伏生产基地，2018年海外组件出口量已高达39.28GW，同比增长50.2%，海外市场因电价高、建造成本低、微网属性显著，因此更易平价，19年海外平价市场将为全球贡献装机。 图20：2014-2018年前三季度中国组件海外市场出货量（GW；出口量占海外市场当年新增装机比）日本印度美国菲律宾泰国荷兰智利英国澳大利亚巴基斯坦土耳其南非韩国阿联酋约旦意大利新加坡其他国家454039.28353026.13,56.6%2520.21,63.9%19.61,53.2%20.06,47.4%2015100.74.88.86.651.87.36.05.04.85.1020142015201620172018资料来源：Wind、整理供给端：产业链各环节供需压力不一短期供需边际变化决定价格波动，一周光伏经理人指数连续回升。年后海外市场需求回暖，产业链价格坚挺，下游电站采集经理人指数回升显著，进入3月份装机进入传统淡季，行业预期因国内竞价开启叠加海外需求三季度装机同比向好，行业逐步开始囤货，中上游采集经理人指数回暖，市场对于光伏行业信心逐步筑底恢复，光伏行业整体景气程度不断趋好。图21：国产原生多晶硅一级料出厂价（含税，￥/kg）图22：八寸单晶硅片出厂价(A片含税，￥/片)洛阳中硅四川永祥江苏中能浙江昱辉江西赛维江西晶科国内主流厂商平均45352515059585756570.8615511111大全国内主流厂商平均6.56.05.55.04.54.03.53.02.52017-06-152017-07-152017-08-152017-09-152017-10-152017-11-152017-12-152018-01-152018-02-152018-03-152018-04-152018-05-152018-06-152018-07-152018-08-152018-09-152018-10-152018-11-152018-12-152019-01-152019-02-152019-03-152.03.152017-06-152017-07-152017-08-152017-09-152017-10-152017-11-152017-12-152018-01-152018-02-152018-03-152018-04-152018-05-152018-06-152018-07-152018-08-152018-09-152018-10-152018-11-152018-12-152019-01-152019-02-152019-03-15资料来源:Wind、PVNEWS、整理资料来源:Wind、PVNEWS、整理图23：156普通单晶硅电池片出厂价（含税，￥/W）图24：单晶硅电池组件(280W，￥/W，含税) 中轻太阳能南京中电上海联孚国内主流厂商平均0.883.50天合光能南京中电阿特斯晶科东莞南玻3.303.102.902.702.252.502.302.101.902.102.52.01.51.00.5资料来源:Wind、PVNEWS、整理资料来源:Wind、PVNEWS、整理图25：SOLARZOOM光伏经理人指数（周）18016014012010099.248083.7272.01资料来源：Wind、SOLARZOOM、整理硅料：多晶硅产能逐步释放，价格承压一季度硅料产能相继释放，二季度价格承压。2019年1季度多晶硅环节投产项表10：2019年一季度主要厂家投产进度新增产能（万吨/年）进度新疆协鑫6达产率50%以上新特能源3.63月份投产大全1.52月达产东方希望1.5达产率80%内蒙通威2.52月底满产资料来源:硅业分会、整理目的产能增加了12万吨/年，一季度大全新能源总产能3万吨多晶硅扩产项目提前一季度达标，协鑫、通威两家企业多晶硅项目状况也在预期时间达产，2月份新疆协鑫、新疆大全、内蒙通威、东方希望等新增产能释放量合计约在6000吨左右，占总产量的23.0%。2019年1-2月份国内多晶硅产量共计5.16万吨，同比增加8.2%，其中2月产量2.61万吨，创历史新高，环比增加2.4%，相比2018年全年月均产量大幅增加20%，增量主要来自于新增产能的释放，而二季度国内竞价机制处在过渡期，预期装机同比增幅较小，多晶硅价格承压。 图26：2019年多晶硅产能扩张规划900002017年底产能（吨/年）2018年底产能（吨/年）2019年底预期产能（吨/年）70000500004000010000东方希望新特能源其他江苏中能新疆协鑫新疆大全内蒙通威四川通威四川永祥洛阳中硅亚洲硅业内蒙盾安江苏康博赛维LDK资料来源：硅业分会、整理现金成本领先产业仍具备较高毛利。目前国内多晶用料价格至63-66元/公斤，二三线硅料厂库存压力渐增。单晶方面，3月中旬一线厂商基本处于交货中，价格坚挺，3月底开始洽谈4月订单，厂商表示单晶下游需求虽有支撑，但由于多晶用料价格近期下跌幅度较大，对单晶用料价格产生一定影响。19年二季度多晶硅价格承压，预期三季度装机同比大幅提高，行业存在二季度中期囤货可能，我们判断多晶硅价格二季度见底，现金成本领先企业三季度将迎来量利齐升，全年依然可保持较高毛利率水平。图27：2018年Q4现金成本线一览资料来源：CPIA、SolarPowerEurope、整理硅片：单晶双寡头局面稳定，多晶过剩产能出清硅片531以来价格降幅最为显著，产能出清明显。根据PVInfolink的统计数据，2018年全球硅片总产能超过160GW，年化产能利用率仅有74.6%，低于上下游的多晶硅和电池片环节，受531政策的影响，硅片环节是价格跌幅最大，同时洗牌程度最激烈，退出公司最多且产能损失最大。进入19年硅片开启新一 轮涨价潮，1月28日，中环股份将单晶低阻硅片的售价由3.1元/片提高到3.25元/片；2月22日，隆基上调单晶硅片价格，单晶硅片的售价由3.05元/片提高到3.15元/片，2018年大量硅片企业倒闭导致产能锐减，同样支撑此轮硅片涨价潮。表11：2018年硅片整体降价最剧烈年初年尾下降下降幅度致密料1558075-48.39%多晶硅片4.62.062.54-55.22%单晶硅片5.353.052.3-42.99%多晶电池片1.690.880.81-47.93%电池片（元/W）单晶电池片1.690.980.71-42.01%单晶高效电池1.781.20.58-32.58%多晶组件2.71.860.84-31.11%组件（元/W）单晶组件2.721.930.79-29.04%高效单晶组件2.912.150.76-26.12%硅料（元/kg）菜花料1507377-51.33%硅片（元/片）资料来源：CPIA、SolarPowerEurope、整理高效电池放量在即，2019年硅片环节格局最优。2018年年底国内高效PERC电池加速建设，2019年预计将有超过50GW产能释放，而中国前五大多晶硅厂的新产能估量在2019年第二季连续开出，届时前五大厂的产能将占全球近70%，且成本更具竞争力，2019年硅片环节供需及竞争格局最优。在硅片环节，2019年将由隆基与中环双龙头主宰市场，单晶供给链也将因此变得更具主导性，较无市场竞争力的多晶厂商将来也将逐渐被裁减。据PVInfolink，2019年市场预估既有硅片产能194GW，包含95GW的单晶与99GW的多晶，新增的25GW产能预计投入增加5-10GW的单晶产能。然而下游电池片也有172GW的产能，包含99GW的单晶与74GW的多晶。随着单晶拉速、DW切速提升、细线化、薄片化等单晶硅片制造技术的持续突破，单晶硅片综合成本将持续降低，仅2018年一年，粗步估算的单晶市占率就从接近30%增长到逼近50%，2019年单晶硅片市占率将进一步提高，而多晶面临产能持续退出风险。电池片：2019年全面开启PERC时代2018年领跑者中标项目中，单晶PERC路线组件占比超过64%的份额。领跑者项目自15年以来，对光伏技术指标一直有指引导向作用，由于领跑者项目高要求，2018年领跑者订单大多需达到310W（60pcs）或以上的效率水平，意味着2018年下半年开始将会出现对超高效单晶PERC电池片的大量订单集中需求，不少有单晶PERC电池片产能的制造商，皆加紧脚步增加单晶PERC产能以进一步提升转换效率。PERC电池逐渐取代BSF成为市场主流。在各种结构的电池片中，目前仍然受常规BSF电池占据主流地位，2017年其市场占比仍高达83.3%。但是PERC等新技术发展迅猛，凭借技术成本优势将逐渐侵占其市场份额。PERC电池是当前产能最大的高效电池，2017年市场份额占比达到15%左右，2018年预计将为PERC电池大规模替代扩产元年，未来随着各厂家产能建设完成及逐渐释放，PERC电池市占比迅速增长，预计2019年将超越BSF成为市场占有率最高的技术路线。而双面N型PERT电池、背接触IBC电池、异质结HIT电池等新兴高效电池也将逐渐在市场中占据越来越高的市场份额。 图28：2018年领跑者中标结果产品技术分析图29：各路线电池片市场占比变化趋势图单晶PERC-其他多晶PERC-4.0%90%80%70%60%50%40%30%20%10%83.3%62.0%64.0%56.0%52.2%35.9%15.0%黑硅单晶PERC6.0%41.0%多晶-MWT7.0%N型-双面8.0%N型-双面10.0%单晶PERC-双面19.0%20172018E2019E2020E2022E2025E资料来源：PVInfoLink、整理注：若同一项目使用多项技术申报，假设该项目容量由各项技术平均分配资料来源：CPIA、整理大规模扩产潮集中于18、19年，19年PERC电池产能将大规模释放。统计2017年以来各主流电池商扩产规划及产能落地进程：截止到2018年二季度末，主流高效电池商投产规划累计达76.5GW，投资额累计647.1亿元，而落地投产产能合计仅为13.6GW，保守估计下行业内仍有63GW高效电池扩产空间。随着18年“领跑者”规定并网时间将近，同时2019年行业内高效电池片需求跃升，18年底及19年初，行业出现高效PERC电池扩产潮，随着各厂家产能建设完成及逐渐释放，PERC电池市占比迅速增长，2019年将超越BSF成为市场占有率最高的技术路线。表12：主要电池商扩产规划及进程一览公司公告时间项目地点投资额说明广东爱旭2017.4.198GW高效PERC太阳能义乌60亿元电池项目分三期建设，首期2.65GW项目于2017年底建成项目分三期建设；建设前山1.35GW、义乌2.65GW中来股份2017.5.16年产10GWN型单晶IBC双面太阳能电池项衢州200亿元一期项目3GW，投资约60亿元，2018年上半年目已建成1.05W2018.810.5GW高效电池项目天津60亿元公司高效PERC产能：佛通威股份2017.1.22年产4GW高效晶硅电池生产项目年产20GW高效晶硅电合肥、成都50亿2017年底已建成合肥10GW，成都10GW；预计2018年底公司高效电池产能合计达10.9GW2017.11.7池生产项目合肥、成都120亿元5GW光伏电池和5GW（2018年11月18日成都3.2GW投产，预计2019年1月合肥3.2GW投产）分两期建设，一期投资50东方日升2017.12.5光伏组件的光伏产品制造基地项目常州金坛区80亿元亿元，2018年上半年已建成2GW2018.2.225GW太阳能电池组件生产基地项目浙江义乌20亿元分两期建设，建设期预计两年2018.1.4年产5GW单晶组件项目安徽滁州19.5亿元建设周期约28个月2018年底将拥有隆基股份2018.9.15年产5GW高效单晶电池银川30.5亿元项目3.5-4GW的自主PERC电池产能，加上外部战略合作等，将共拥有约6GW的PERC电池产能在一期2GW已建成的基平煤隆基2018.2.13襄城4GW高效晶硅电池襄城17.14亿元础上，再建二期年产2GW高效单晶硅电池片项目，项目建设期预计12个月合计76.5GW647.14亿截止18年第二季度，合计已建成13.6GW资料来源：公司公告、整理 组件：多种封装路线下关注叠瓦路线降低单位封装成本已提上日程。2010年时，一张60型的组件电池成本占比高达91%，而封装成本仅有9%，由于电池成本占比较高，所以降本的主要方向为降低电池成本，而2018年9月，电池成本历史上首次低于封装环节的成本，相较于电池成本，单位封装成本依然有较大下降空间。图30：组件成本拆解2010年2018年封装成本9.0%封装成本51.0%电池成本49.0%电池成本91.0%资料来源：CPIA、整理叠瓦组件可有效提升单位效率，降低单位封装成本。叠瓦提高单瓦效率可达8%，即相比于常规组件，270w型可提升21.6w功率，而在PERC电池305W常规组件中，叠瓦技术可提高功率达24.4w，叠瓦相较于其他路线可更有效降低单位封装成本。表13：组件封装数据一览单面双面半片MBB叠瓦衰减率-0.20%-0.20%效能寿命延长5年技术难点破片率与良率难控制电池分选、模组串焊、模组叠层破片率难控制、专利争议生产量产难度低机低线较高较高高2018年全球预估7GW8GW28GW3.5GW3.5GW核心新增设备更换被板材料、串焊镭射切割、改造串焊、三分体接新网版、自动汇流焊接串焊设备、导电胶发电增产能系统发电量2.70%5-30%益模组功率5-10W5-10W15-20W模组端成本持平持平微增下降上升成本系统端成本持平下降下降下降下降系统每度电成本下降3.8-18.5%下降0.5-1%下降1.3-1.8%下降10%-15%资料来源：CPIA、SolarPowerEurope、整理关注叠瓦光伏组件设备生产商。组件产线的构成大致可以简化为三大部分，第一部分是串焊机，第二部分是层压机，第三部分是产线配套。串焊机主要的生产厂商为先导智能、奥托维、宁夏小牛，层压机主要的生产厂商为羿珩科技、博硕光电、金辰股份，产线端主要的生产厂商为金辰股份和苏州晟成，同时这两家也具备整线自动化的能力。在光伏整机成本不断下降，叠瓦技术产业化加速的背景下，我们建议关注具有叠瓦技术储备的设备生产商。目前布局叠瓦的设备厂商主要包括金辰股份、晶盛机电、羿珩科技（康跃科技子公司）、先导智能等，我们判断未来随着叠瓦放量，叠瓦设备类供应商将率先收益。 表14：光伏组件设备公司一览公司名称主营设备金辰股份光伏组件自动化生产线；层压机、串焊机等但提神；软件销售苏州晟成光伏组件自动化生产线；回流成型一体机、自动削边机等单体设备；智能物流系统等苏州宏瑞达光伏组件自动化生产线；环境测试实验箱博硕光电光伏组件自动化生产线；层压机、串焊机等单体设备先导智能（主营锂电设备）光伏组件自动化生产线；层压机、串焊机等单体设备奥特维串焊机宁夏小牛串焊机、自动排版机、自动汇流条焊接机康跃股份层压机、串焊机、排版机资料来源:公司官网、整理新能源汽车：补贴政策落地，行业需求有望爆发补贴新政落地，中长期成长性无忧，短期有望延续抢装态势工信部2020年200万辆目标不变，目前4.47%的低渗透率意味着潜在增长空间巨大。根据2017年4月颁布的《汽车产业中长期发展规划》要求，到2020年我国新能源汽车年产销达到200万辆，2025年新能源汽车占汽车产销20%以上，而工信部在会议上也曾表示我国新能源汽车要争取2019年8%、2020年10%的渗透率。根据中汽协统计，截至2018年底我国新能源汽车销量125.62图31：2010-2018年中国新能源汽车销量及渗透率3,0004.50%2,5002,0003.00%2.50%1,5002.00%1,0001.50%1.00%5000.490.821.281.767.4833.1150.7077.70125.6214.850.50%2010201120122013201420152016201720182019年1-2月资料来源：中汽协，整理万辆，渗透率仅为4.47%，与工信部2020年200万辆的目标仍有75万辆的差距，2020年平价前有年化26.18%的增长空间，2020-2025年按要求仍有年化24%的增长空间，潜在市场空间巨大。全国汽车销量（万辆）全国新能源汽车销量（万辆）我国新能源汽车渗透率高能量密度的大方向不变。《节能与新能源汽车技术路线图》规划2020/2025/2030年BEV动力电池单体比能量需要达到350Wh/kg、400Wh/kg和500Wh/kg，而目前市场上量产的三元软包电池单体能量密度最高可达260Wh/kg，量产的磷酸铁锂电池单体最高能量密度可达190Wh/kg,距离路线图的要求仍有一定差距，而现有体系的锂电池能量密度在300Wh/kg以上就存在瓶颈，因此研发新一代电池仍然是电动车发展的基本任务。 图32：我国EV和PHEV电池技术发展路线资料来源：《节能与新能源汽车技术路线图》，整理短期新补贴政策落地，上半年有望持续抢装行情。2019年补贴政策整体退波幅度超过50%，基本符合预期。本次补贴政策设置3个月的过渡期，过渡期内对符合2018年补贴技术要求但不符合2019年技术指标要求的销售上牌车辆按2018年的0.1倍补贴，符合2019年技术指标的按2018年0.6倍补贴，过渡期内地补不需取消。鉴于19年一季度以来行业一直处于抢装状态，本次过渡期设置的3个月时长以及地补政策极大概率上会将抢装行情延续至6月25日，对于行业上半年的销量起了拉动作用。乘用车国补下降幅度在47%-60%，缓冲期后地补取消，对续航里程和能量密度要求相对放缓。对比18过渡期后和19年补贴政策，对于乘用车的续航里程的起始要求从150km提升至250km，250-400km统一补贴金额为1.8万元，从而导致250-300km之间的车型补贴平均下降47%，300-400km之间的车型补贴平均下降幅度最大达到60%，400km以上补贴标准从5万元下降至2.5万元，平均降幅50%。能量密度方面，起始能量密度提升至120Wh/kg,120-140Wh/kg、140-160Wh/kg和160Wh/kg以上的补贴系数分别为0.8/0.9/1，较18年切换后政策版本分别下降20%/18%/17%。同时乘用车补贴设置度电补贴550元的上限，要求250km续航里程的车型至少带电量32.7kwh，400km以上至少带电量为45.5kwh。受安全性和市场选择影响，新补贴政策不再一味强调续航里程和能量密度指标，但对于体现技术指标的百公里电耗仍给予倾斜，对于优于门槛35%以上车型给予1.1倍补贴支持，继续坚定了降能耗的大方向。 表15：乘用车2019与2018切换后补贴政策对比EV乘用车分档标准18年切换后政策补贴金额/系数19年政策与18年政策变动比例150≤R＜2001.50-100%200≤R＜2502.40-100%续航里程（km)250≤R＜3003.41.8-47%300≤R＜4004.51.8-60%R≥40052.5-50%E<10500105≤E＜1200.60-100%技术要求(Wh/kg)120≤E＜14010.8-20%140≤E＜1601.10.9-18%E≥1601.21-17%0≤Q＜5%0.50-100%5%≤Q＜10%10-100%百公里耗电量优于门槛比例10%≤Q＜20%20%≤Q＜25%110.81-20%0%25%≤Q＜35%1.11-9%Q≥35%1.11.10%度电补贴上限1200550-54%资料来源:财政部，整理乘用车营运市场或将持续走强。19年新补贴政策规定营运类新能源乘用车按照对应补贴金额0.7倍给予补贴，2年2万公里的要求杜绝了以往的乱象。近期一汽集团、东风汽车、长安汽车三大整车央企公告了与苏宁、腾讯、阿里等巨头合作进军新能源汽车运营市场的计划，预计营运市场需求将持续走强。新能源乘用车消费端平价彰显经济性，极大程度促进渗透率提升。根据我们测算，在目前补贴政策下，相似燃油车型荣威RX5较纯电动ERX5的5年10万公里累计使用成本高5.5%，全生命周期内更具有经济优势。我们认为在补贴退坡的情况下，整车厂更可能会将成本转嫁于上游产业链而不是让消费者承担，无补贴消费端平价有望快速达成。表16：新能源汽车与燃油车经济性测算荣威RX5荣威ERX5测算成本里程数（km)10000车厂指导价（元）13880081800购置税率10%0车船税（元/年）4800补贴后车价（元）138800208800测算公里数能源成本（元）7185215093.75测算公里数保养成本（元）95140车险（元/年）5181残值（元）70000累计使用成本（元）190334179799资料来源：公司官网，汽车之家，预测客车补贴下降幅度较大，新能源公交车补贴政策另行公布但过渡期后不取消地 补。19年新的补贴政策对EV客车最高补贴金额退坡幅度达到50%，虽然下降幅度比较大但基本符合产业链预期，同时能量密度要求提升和单位载质量能量消耗量（Ekg）提升并不苛刻，目前主流客车能量密度均能达到135Wh/kg的要求，此外本次政策取消了新能源客车电池系统总质量占整车整备质量比例（m/m）不高于20%的门槛要求。本次补贴政策中没有公布新能源公交车的补贴细则，但规定过渡期后新能源公交车购置税补贴不会取消，对于新能源公交车相对利好。补贴政策对于快充类客车快充倍率以及插混客车节油率要求有一定提升，但由于插混客车销量占比极低，影响可忽略不计。表17：EV客车2019与2018切换后补贴政策对比EV客车分档标准18年切换后政策补贴金额/系数19年政策与18年政策变动比例610m189-50%1151351.11-9%0.1950650单车补贴上限（万元）10N1类（≤3.5t)N2/N3类（>3.5t)2万元5.5万元能量密度（Wh/kg)不低于115不低于125货车和运输类专用车Ekg0.35=100座运营商情况30032087154014601210114864602118特来电98216720国网公司13748星星充电15042上海安悦121212中国普天54814深圳车电网云杉智慧56549万马珠海驿联429310243178948625特来电星星充电966上海安悦深圳车电网1297万马10844珠海驿联4467云杉智慧贝棱斯特斯拉资料来源：充电联盟、整理资料来源：充电联盟、整理充电桩单桩盈利能力与利用率和充电服务费高度敏感。根据测算，以60kw直流充电桩测算，假设充电服务费平均为0.7元/W，折旧期为10年，在5%左右的利用率水平下基本可实现盈亏平衡。出于先车后桩的考虑，伴随新能源汽车量的增长，充电桩的利用水平将会得到有效改善，充电桩运营即将迈过盈亏平衡点，对于不同类型的充电桩来说，集中式充电站由于客流量较大，在科学规划下能够率先实现较高的盈利水平。表26：充电桩盈利情况与充电服务费及利用率敏感性测算60kw充电桩充电桩利用率3%4%5%6%7%0.5-7454.55-5407.74-3360.92-1314.1732.712充电服0.6-5953.78-3406.71-859.641687.4324234.504务费（元0.7-4453.02-1405.691641.644688.9687736.296/W）0.8-2952.25595.3364142.927690.50411238.090.9-1451.482596.366644.210692.0414739.88资料来源：预测投资建议风电：重点关注具备极强逆周期因子与行业需求高增长共振下的风电制造业。我们认为2019年国内风电装机将恢复到28-30GW左右，并在2020年和2021年逐步提升至34GW和38GW。2019年海外风电市场装机需求也开始爆发，预计海外风电吊装容量从2018年的28.7GW提升到44GW以上。与此同时，外资整机厂商也在加大对中国风电零部件的采购比例，国内优质风电零部件制造企业面临海内外市场持续供不应求的状况，进入出货量和盈利能力稳步修复的阶段，并需要开启下一轮扩产周期。我们预计这种趋势将在未来1-2年内保持下去。国内风电整机板块业绩修复将滞后零部件板块12月左右，待消化完手中低价订单，并且新产品进入批量化生产成本降低后，风电整机厂商在2019年下半年盈利能力开始修复，并在2020年进入业绩快速增长周期。我们强烈建议关注风电零部件板块在市场扩张周期内的投资机会，并提前布局2020年量价齐升的风电整机板块。 光伏：竞价政策呼之欲出，财政补贴对光伏行业引导正在弱化，产业链降本趋势下，国内将开启平价时代；同时，海外需求逐季度释放，2019年全球光伏装机预期向好。一方面，从产业链格局来看，产业链整体技术降本仍是大趋势，分环节来看，硅料、电池片环节因产能释放，价格短期承压；硅片环节短期供需偏紧，尤其单晶硅片或有涨价预期；组件环节海外订单饱满，静待国内装机需求释放。另一方面，产业链价格下降有利于下游光伏电站运营商的内部收益率提升，进一步加速平价进程。建议关注在传统领域有积累且具有增长潜力的公司，同时在新一轮高效电池扩产潮下，建议关注拥有高弹性机会的设备供应商环节，以及解决存量补贴预期下，估值有大幅上修预期的运营商环节。建议重点关注阳光电源、捷佳伟创、太阳能，关注林洋能源。新能源汽车产业链：从中长期来看，新能源汽车产业增速不减，电动化全球化趋势加剧；从短期来看，补贴政策基本符合预期过渡期超预期，同时产业已形成较为一致的提前布局；目前产业链景气度依然处于高位，我们认为伴随国内、外两大市场的放量以及上半年的抢装行情持续，产业链有望持续处于高景气度状态，各环节龙头将受益，标的方面精选国内磷酸铁锂路线复苏以及锂电全球供应链放量受益标的，建议重点关注国轩高科、宁德时代、新宙邦等。风险提示1、全球贸易战使得风电零部件对美出口受阻；2、国内风电新增建设进度不达预期；3、大宗原材料价格重新抬头；4、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；5、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；6、双积分政策执行不及预期，CAFC、NEV积分转让不畅通；7、新能源车企中高端车型推出不顺利，市场认可度不及预期。 附表：重点公司盈利预测及估值公司公司投资收盘价EPSPEPB代码名称评级2018A2019E2020E2018A2019E2020E2018603218日月股份买入26.580.711.192.0137.2922.313.23.91300569天能重工买入22.040.691.622.0832.0113.610.61.97002531天顺风能买入6.670.300.440.5122.2315.213.11.82002202金风科技买入14.551.011.011.6214.3914.49.02.05300274阳光电源买入10.990.570.811.0119.1913.610.91.85300724捷佳伟创买入33.830.971.381.7534.7724.519.34.86000591太阳能买入4.140.360.410.4911.3810.18.40.98601222林洋能源买入5.830.480.520.612.1511.29.71.10002074国轩高科买入17.590.770.911.0922.8019.316.12.43300750宁德时代增持851.651.972.4151.6643.135.37.55300037新宙邦增持25.640.831.031.2730.9624.920.23.51数据来源：wind、整理 '