新能源行业2019年中期策略报告：需求复苏，景气向上 27页

'长城证券2目录1.光伏：景气延续需求加速51.1需求：国内复苏海外繁荣51.1.1国内：政策落地装机复苏51.1.2海外：出口爆发持续繁荣61.2供给：需求看单晶成本定边际81.2.1多晶硅料：低成本产能带来价格弹性81.2.2硅片：单晶趋势强化龙头优势显著101.2.3电池片：PERC继续主流新技术量产需考验成本111.2.4组件：品牌铸就市场微创新亮点不断121.3投资建议131.3.1投资机会131.3.2投资空间142.风电：抢装下的盈利拐点162.1需求：复苏延续下半年抢装162.1.1订单创新高电价抢并网162.1.2限电持续改善三北陆续解禁192.1.3海上风电优势显著投资规模继续增长202.2供给：需求复苏上游放量原材料下行盈利空间扩大222.2.1风机：招标量验证回暖大机组价格上行222.2.2零部件：业绩增长确定性高原材料降价业绩弹性大232.2.3配套：塔筒更高叶片更长262.3投资建议273.风险提示28 长城证券3图表目录图1：中国新增光伏装机量及同比增速5图2：多晶硅料价格走势（美元/千克）6图3：硅片价格走势（美元/片）6图4：国内光伏组件出口情况（MW）6图5：日本光伏装机变化7图6：欧债危机后欧洲光伏市场需求下降7图7：欧洲主要市场光伏装机量7图8：印度光伏装机预测（GW）7图9：印度2017~2018财年能源结构分布7图10：中国与全球多晶硅料产能（万吨）9图11：单多晶组件价差逐渐收敛10图12：隆基股份PE-Bands13图13：通威股份PE-Bands14图14：全球太阳能分布地图14图15：太阳能辐射原理14图16：2050年电力供给结构15图17：2018~2020全球装机规模预测（GW）15图18：2018~2050光伏产业累计产值及构成（亿美元）15图19：光伏产业链各市场空间测算16图20：风电装机规模及同比增速17图21：风电月度装机数据17图22：季度公开招标容量（GW）17图23：非竞价风电存量项目分析（GW）18图24：国内风电弃风率及弃风电量19图25：海上风电并网数量地理分布图21图26：海上风电装机数量与增速（GW）21图27：风电机组不同容量占比22图28：月度公开招标均价（元/kW）22图29：铜价格趋势（元/吨）23图30：风机成本占比23图31：铸件企业成本拆分24图32：废铜和生铁价格24图33：铸件龙头企业毛利率迎来拐点（元/kW）24图34：风电主轴产品25图35：主轴成本构成占比25图36：塔筒龙头企业毛利率将迎来拐点26图37：叶片制造商市场份额占比27图38：风电行业研究框架28表1：部分中东部地区国家光伏政策8表2：主流多晶硅企业产能及达产时间预测（万吨）9 长城证券4表3：海外多晶硅料企业产能规模（万吨）9表4：主流硅片企业产能规模10表5：PERC电池产能分析11表6：新技术电池产品效率比较12表7：晶硅电池平均转换效率12表8：国内组件产能统计（GW）12表9：本片组件带来的增益13表10：风电标杆上网电价及触发条件（元/kWh）18表11：红六省装机变化（万千瓦）20表12：配套特高压基地项目进入建设期20表13：陆上风电和海上风电特点比较20表14：海上风电标杆电价未调整（元/kWh）21表15：2MW风机所用铸件重量24表16：铸件产能前五企业及产能规模24表17：国内外风电主轴制造商25表18：提升塔筒高度对发电量提升效果26 长城证券51.光伏：景气延续需求加速1.1需求：国内复苏海外繁荣1.1.1国内：政策落地装机复苏2018年国内光伏新增装机44.3GW，同比下滑17%。其中，分布式新增装机20.96GW，同比增加8%，集中式装机23.3GW，同比下滑31%，主要是受到“531”政策影响导致集中式电站受到规模限制。2019年一季度国内新增并网装机5.2GW，同比下降46%。根据中电联数据，5月新增并网装机2.52GW，较去年同期2.23GW小幅增长，需求开始逐步启动。2019年1~5月累计并网8.02GW，同比下降46.5%。往年由于抢630的原因，导致6月、7月（没赶上630转结）装机快速增长，2016~2018年6月和7月新增装机分别为13.35GW、23.23GW和16.1GW，占全年装机量分别为38.61%、43.53%和35.99%。对于2019年，仍有部分项目需要抢630。1）技术领跑者有1.5GW；2）2018年遗留项目指标需要抢630，例如部分特高压配套项目。但由于2018年没有新增指标，单靠往年结转的项目，预计今年6~7月份不会出现往年爆量的现象。图1：中国新增光伏装机量及同比增速6,0001200%5,0001000%800%4,000600%3,000400%2,000200%1,0000%0-200%20122013201420152016201720182019（1~5）装机量(万千瓦)同比增速（%）资料来源：WIND我们认为2019年国内光伏需求呈现前高后低情况，1~6月份光伏装机量大概在12GW左右，下半年需求将逐月呈现高速增长。主要原因是竞价、平价项目的管理细则出台较晚：1）2019年5月公布第一批平价上网名单，风电光伏总装机量为20.76GW，其中光伏占14.78GW；2）竞价项目7月份才能竞标完毕。我们判断新指标转化成装机规模将需要2~5个月，因此在9~12月装机量将逐步呈现增长趋势。我们认为2019年国内光伏新增装机在45.32GW左右：1）存量项目大约有10GW，包含存量有指标光伏项目总数；2）平价项目5GW，包括地面电站1GW、工商业分布式4GW；3）户用指标3.5GW，根据建设方案户用光伏补贴7.5亿元（折算3.5GW）；4）扶贫指标，1.6GW。5）竞价规模。补贴规模为22.5亿元，竞价项目平均度电补贴决定了总的装机规模。我们预计平均度电补贴为0.08元/kWh，经测算竞价装机为25.22GW。 长城证券6受国内市场调整及行业新增产能释放等影响，2018年产业链价格调整明显。从均价来看，2018年全年国内多晶硅料均价同比下跌19.09%，多晶硅片、电池、组件分别下跌39.82%、33.22%、24.10%，单晶硅片、电池、组件分别下跌35.43%、33.62%、25.28%。产业链大幅降价刺激海外市场加速爆发，四季度开始国内组件出口增速扩大，产业链价格趋稳。262422201816141210国产多晶硅料(一级料)进口多晶硅料1.101.000.900.800.700.600.500.400.30单晶硅片(125mm*125mm)多晶硅片(156mm*156mm)单晶硅片(156mm*156mm)图2：多晶硅料价格走势（美元/千克）图3：硅片价格走势（美元/片）2016/3/252016/5/252016/7/252016/9/252016/11/252017/1/252017/3/252017/5/252017/7/252017/9/252017/11/252018/1/252018/3/252018/5/252018/7/252018/9/252018/11/252019/1/252019/3/252019/5/252016/3/252016/5/252016/7/252016/9/252016/11/252017/1/252017/3/252017/5/252017/7/252017/9/252017/11/252018/1/252018/3/252018/5/252018/7/252018/9/252018/11/252019/1/252019/3/252019/5/25资料来源：Wind资料来源：Wind1.1.1海外：出口爆发持续繁荣由于2018年下半年组件价格大幅下降，大幅降低了光伏投资的度电成本，海外光伏需求开始逐步攀升，下半年自10月开始组件出口量开始逐步增加。2019年上半年海外需求维持强势，国内组件出口持续超预期。5月国内组件出口约5.66GW，同比增长约95%；1~5月累计出口26.24GW，同比增长83.94%；图4：国内光伏组件出口情况（MW）7,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2016年2017年2018年2019年资料来源：WIND从出口的区域来看，5月出口量前三分别为荷兰、日本和澳大利亚：1）荷兰出口量比较高的原因是荷兰鹿特丹是欧洲重要港口，一般用于中转或库存，因此荷兰出货量实际是代表欧洲的需求量。2018年日本新增装机约6.78GW，同比下降8.2%；2）日本2019年 长城证券7迎来补贴退坡，由于2018年底政府出台政策，对2MW以上的存量项目补贴下调延期至图5：日本光伏装机变化12.0350%300%10.0250%8.0200%6.0150%100%4.050%2.00%0.0-50%200920102011201220132014201520162017资料来源：RTS长城证券研究所2019年9月，日本装机规模较去年会持续增长。Japan(GW)YoY2018年9月，欧委会宣布欧盟对华光伏产品反倾销和反补贴措施终止，但是德国、意大利曾经较大的光伏市场经过多年发展后目前市场呈现饱和状态，装机增速疲软，2017年新增装机8.8GW，占全球比重仅为8.63%。但随着欧盟双反决议撤销，国内低价光伏产品涌入欧洲市场，荷兰、瑞典等小众市场涌现，预测欧洲市场未来装机维持稳定增长。图6：欧债危机后欧洲光伏市场需求下降图7：欧洲主要市场光伏装机量2560%2040%1520%0%10-20%5-40%0-60%2.5300.00%250.00%2200.00%1.5150.00%100.00%150.00%0.50.00%-50.00%0-100.00%土耳其德国英国法国荷兰资料来源：IRENA长城证券研究所资料来源：IRENA长城证券研究所新增装机YoY20162017YoY由于光照充足（2000小时左右）以及土地费用和人力成本较低等因素，印度多数地区光伏招标电价已低于火电电价，实现发电侧平价。2017年印度新增装机9.1GW，同比增长122%，全球第三的规模。伴随着今年光伏组件价格进一步下跌，光伏发电很有可能成为印度最为廉价的能源。叠加印度人均用电量较低以及煤电占比过高，莫迪政府规划2022年装机达到100GW，预计2018年新增装机11GW，有望成为全球第二大市场。图8：印度光伏装机预测（GW）图9：印度2017~2018财年能源结构分布 长城证券8120250.00%100200.00%80150.00%60100.00%402050.00%00.00%3.85%0.03%7.81%2.94%9.68%75.69%煤电大水电核电燃气电柴油电清洁能源累计装机（GW）YOY资料来源：SPE资料来源：SPE其他新兴市场装机增长的趋势明显，包括巴西、巴基斯坦、墨西哥等地均出现快速增长，例如：1）越南平均每年共计约有2,000~2,600小时的日照时数，2017年政府出台的政策成为光伏产业成长的动力，越南政府设定目标2030年达到12GW的光伏装机量；2）墨西哥发布的《可再生能源利用特别计划》等明确表明要增加可再生能源发电装机量。表1：部分中东部地区国家光伏政策洲地区国家政策内容南美洲智利未来15年计划开发1.5GW的光伏电站，2028年总装机容量期待达到2.2GW；巴西2017年7月颁布的十年能源扩张计划议案（PDE2016），到2026年建成超13GW光伏安装量；中东约旦计划到2020年实现风能太阳能发电装机达到1.8GW；埃及2020年电力消费的20%将来自可再生能源，其中太阳能新增3.5GW；沙特2020年可再生能源比例达到10%，2030年前新增太阳能装机41GW；摩洛哥制定了一揽子电力建设规划，计划新增可再生能源装机容量达2GW；南非《2010年整合资源计划》2030年前建设10GW光伏容量；资料来源：随着度电成本降低，全球光伏需求呈现出快速增长的趋势，同时装机结构正在向多元化的结构发展，不像过去依赖于某几个国家的光伏装机。我们认为，日照条件好、土地成本低、电力需求偏紧的地区光伏需求将会更大，越南、西班牙、印度等新兴需求将延续增长的趋势，印度、日本和澳大利亚等市场为维持稳定，预计2019年海外需求大约为70GW左右。长期随着光伏度电成本曲线继续下移，光伏需求将出现匀速增长。1.2供给：需求看单晶成本定边际根据CPIA数据，2018年我国多晶硅产量25.9万吨，同比增长7%；硅片产量107.1GW，同比增长16.8%；电池片产量85GW，同比增长18.1%。组件产量84.3GW，同比增长12.4%。2017年我国多晶硅料、硅片、电池片和组件产业规模全球占比分别为54.8%、87.2%、69%和52%。各环节均有五家以上的企业位居全球前十，产业化技术处于全球先进水平。1.2.1多晶硅料：低成本产能带来价格弹性我国2017年生产多晶硅料24.2万吨，全球规模占比54.8%；据统计2018年产量超过25万吨，同比增长3.3%，但后端硅片环节已超过80%，对海外的以来要求我国多晶硅料进 长城证券9口替代。2019年新投低成本产能将逐步落地，预计年内将新增低成本硅料约25万吨左右，根据全球多晶硅料产能规模情况，我国多晶硅料占全球比例有望接近70%。图10：中国与全球多晶硅料产能（万吨）9080%8070%7060%6050%5040%403030%2020%1010%00%2013201420152016201720182019中国（万吨）全球（万吨）占比（%）资料来源：多晶硅料技术特征属于化学工艺，设备环节壁垒不高，但对于生产工艺、品质管控、成本管理的壁垒极高，且资产重、周期长，后发优势并不明显，新进入者很难简单依靠装置实现低成本生产。目前新增低成本产能主要集中在市场龙头企业通威、特变、大全、协鑫几家公司，这些企业扩产纷纷选择在低电价区域，例如包头、新疆、四川等电价成本较低区域，在产品品质差异不大的情况下成本的竞争逐步演化成低电价的竞争。我们判断，未来两年多晶硅料的价格主要取决于边际低成本供给的影响。当前多晶硅料的价格维持在7.6（致密料）和5.9吨（菜花料）。对于部分不具备产能规模和低电价优势的企业，菜花料的价格已经将企业的盈利空间挤压受限，随着多晶硅料新增低成本产能出现，将驱动硅料价格持续下行、二三线企业产能退出市场。如果未来有限产能控制在10加企业以内，硅料价格的弹性会增大。表2：主流多晶硅企业产能及达产时间预测（万吨）20182019H12019H22020H1成本区间（万元/吨）通威25.38.68.6≤5特变3.53.57.17.1≤5新疆协鑫4444≤5徐州协鑫5.55.55.55.56~7东方希望3333≤5亚洲硅业22226~7洛阳中硅22226~7大全1.83.53.57≤5江苏康博11116~7资料来源：各公司公告表3：海外多晶硅料企业产能规模（万吨） 长城证券10硅料企业产能规模硅料企业产能规模瓦克德国6REC2瓦克美国2HEMLOCK2OCI4.8德山0.8OCI（马来）2ELKEM0.5韩华（HCC）1.5三菱（美、德）0.45资料来源：各公司公告1.2.1硅片：单晶趋势强化龙头优势显著经过多年的发展，我国硅片产能规模已占据全球比例超过80%，前十企业的集中度达到75.9%，呈现协鑫、隆基、中环、晶科四巨头的格局。近年来由于单晶成本的快速下降，单晶路线在度电上的优势更加明显，市占率逐步提升。531以来硅片环节价格大幅下降，高效单晶Perc电池需求更加旺盛，导致单晶硅片企业保持在满产状态，而多晶企业的开工率仅在40%~50%运行，且多晶价格已贴近生产成本，基本不盈利。图11：单多晶组件价差逐渐收敛18.001.3016.001.2514.001.2012.001.1510.001.108.006.001.054.001.002.000.950.000.90多晶组件单晶组件单/多晶组件资料来源：WIND相较于多晶，单晶硅的晶体结构相对完美，具备杂质少、纯度高、高少子寿命、无晶界位错缺陷以及电阻率容易控制等优势，使得单晶硅成为高效电池理想材料。从度电成本下降的角度来看，我们认为单晶未来具有更大的下降空间，主要原因是：1）硅片端单晶的成本下降曲线确定性更强；2）Perc电池需求旺盛，引领多晶用户对单晶路线的认知，未来会对高效电池更加青睐；3）由于单晶天然晶体优势，高效组件发展有利于单晶路线。根据各主流企业的产能规划，2019年底单晶硅片产能将达到90GW，其中隆基和中环两家企业占比高达73.33%。隆基规划2020和2021年底将形成50GW和65GW的产能，中环规划将继续增加20GW单晶硅片的产能，龙头的地位维持稳定。其他企业扩产主要为单晶产能，晶科2019年底前形成17GW产能，其中11.5GW是单晶，2020~2021年分别将每年增加5GW单晶产能，多晶龙头协鑫也开始扩充单晶产能。2018201920202021晶科10.5GW17GW22GW27GW表4：主流硅片企业产能规模 长城证券112018201920202021阿特斯1.65GW1.65GW2GW2.4GW隆基28GW36GW50GW65GW中环25GW30GW50GW50GW协鑫30GW30GW35GW40GW资料来源：各公司公告目前市场主流硅片尺寸主要是M1（156.75-205）与M2（边距156.75-210和M2尺寸标准，这是2013年隆基等五家单晶制造商联合推动的标准。大硅片能够：1）摊薄电站建设中的BOS成本；2）摊薄硅片、电池、组件生产环节的非硅成本；这就使硅片尺寸出现了157.0、157.5等多种型号，造成生产制造中的不便。2019年5月，隆基推出M6尺寸的大硅片。我们选取了隆基两款产品进行了比较：1）采用M6硅片，较M2硅片在电池片和组件端的非硅成本合计下降0.05元/W；2）在电站建设中，总BOS成本相较于MW硅片组件降低0.05元/W~0.06元/W。我们预计大硅片将能够得到客户认可，并再度统一行业标准：1）新产线兼容大硅片，基本不需要改造，目前主流产能基本上是新产线；2）大硅片能够摊薄度电成本，受组件厂和电站投资商的青睐；3）主流厂商改造产线，有助于挤出落后产能，提升市场占有率。1.2.1电池片：PERC继续主流新技术量产需考验成本PERC技术可将单晶电池效率提高1%~1.2%，多晶叠加黑硅技术能提高0.6%~0.8%，导致单多晶组件功率差进一步拉大。由于PERC电池线仅需要增加两套设备就可进行升级，得益于核心关键设备国产化突破、单位设备产出提升、效率提升、SE激光超预期效率提升以及主流厂商的认知跟进等因素，电池片企业基本都进行了高效PERC产能布局。2018年底的PERC产能约50GW，2019年底将形成90GW左右的产能。电池片环节的技术更新迭代快，部分工艺掌握在设备企业，技术和工艺普及迅速，产品标准差异不大，利润差主要体现在成本端，行业竞争格局稳定，二八分化现象比较显著，利润主要集中于具备规模优势的龙头企业。表5：PERC电池产能分析2016201720182019E2020E存量电池片产能（GW)100115125125125PERC渗透率（%）1326456590PERC产能（GW)12305681112PERC增量产能（GW)718283750资料来源：各公司公告整理在电池片发展趋势上开始的技术路线包括N-PERT、HIT、IBC、Topcon等路线及其组合方案。通威发布HIT电池效率为23.6%，高于单晶PERC1.1%；N型PERT电池效率在23%左右，较PERC电池效率提升5%，由于单位成本增加更多所以优势不明显。Topcon技术是常规产线的延续，在现有产线上增加2-3个步骤，效率在23%左右；钙钛矿电池仍面临高温不稳定以及含铅等污染物等问题。HIT有望成为电池片下一代主流技术，通威发布的HIT电池效率为23.6%。但HIT面临问题是：1）在现有设备商需要增加的核心设备价格过高，电池片提升的效率难以对冲掉超额的投资额；2）HIT非硅成本高于PERC电池，例如银浆、靶材等均高于PERC电池。 长城证券12表6：新技术电池产品效率比较类型厂商片数功率效率备注Topcon林洋6040020.20%半片MBBMWT日托7233520.40%单片HIT中智6033520.36%单片5BBHIT通威6034020.77%单片5BBHIT东方日升7243021%单片5BB资料来源：SNEC城证券研究所我们认为随着国产化替代加速，规模效应提升，HIT等初始投资有望得到出现较大幅度下降，良率和效率随量产线的增加也有望进一步提升。总的来说，在PERC技术成为主流后，常规单晶组件效率和HIT组件效率进一步拉近；而成本端的差异较大。因此HIT电池虽然有显著的提效降本空间，但距离具体量产仍有需要努力。表7：晶硅电池平均转换效率晶硅电池平均转换效率(%)2017年2018年2019年2020年2022年2025年量产效率BSFP型多晶电池平均转换效率18.718.919.219.319.520.0黑硅P型高效多晶电池平均转换效率19.019.219.519.920.521.2黑硅PERCP型多晶平均转换效率20.020.320.520.821.522.0BSFP型单晶电池平均转换效率20.320.621.021.321.522.2PERCP型单晶电池平均转换效率21.321.622.022.422.623.0PERT双面N型电池平均转换效率21.621.922.322.623.024.0异质结N型单晶电池平均转换效率22.022.523.023.524.025.0中试线效率PERCP型类单晶电池平均转换效率20.821.121.521.922.122.5N型类单晶-21.021.421.822.022.4背接触N型单晶电池平均转换效率23.123.423.623.824.225.0TOPC型电池平均转换效率22.022.723.323.9824.425.0资料来源：中国光伏产业发展路线图（2017）1.2.1组件：品牌铸就市场微创新亮点不断组件的技术壁垒相较于上游各环节相对较低，虽然组件端有在叠瓦、半片、双面等方面有微创新，主流企业都能进行复制学习，所以组件的差异化主要体现在渠道化能力上。随着国内组件产能不断扩张，海外市场已成为各主流企业必争之地。因此海外专业化的渠道能力将带来企业的分化，有海外渠道优势的组件企业将更有竞争力。我们认为海外市场在选取组件企业供货时比较关注：1）品牌影响力，科技型创新企业会带来企业附加值；2）产能规模大，能够持续良好的供货；3）信用度好，能够提供完善的售后保障制度；4）具备光伏电站运维经验。因此组件龙头企业晶科、天合、乐叶、东方日升等企业将在海外市场中拔得头筹。组件产能组件产能组件产能晶科15晶澳9.5赛拉弗5表8：国内组件产能统计（GW） 长城证券13组件产能组件产能组件产能天合15阿特斯8.8中力腾辉5乐叶14尚德6.5正信5东方日升10.6协鑫集成6英利4.2韩华9.5海泰5.5亿晶光电3.5资料来源：各公司公告随着组件目前中非硅成本占比逐步提升，降低留白部分成为提升组件功率的主要方法，目前方向有半片、叠瓦、拼片、无缝焊接和板块互联等方向。1）半片将传统电池片划分为2片，电流减半电压不变，能够提升功率5~10W；2）叠瓦利用电池片无缝叠加，能够大幅提高组件功率，但面临专利纠纷、工艺复杂和良率的问题；3）拼片技术通过采用三角焊带减小遮阴面积以及对焊带处的光线二次利用，实现焊带处对光浪费的降低。表9：半片组件带来的增益厂家型号功率（W）效率（￥）Q-CELL60型整片32019.360型半片33520.2晶澳72型整片39019.572型半片40520.2中环72型半片39020.3晶科60型半片34020.1资料来源：SNEC1.2投资建议1.2.1投资机会根据我们跟踪行业产业链的价格和出货量，我们对下半年产业链判断：1）PERC电池在三季度面临供给集中释放，而国内项目七月份竞价才有结果，三季度国内需求平稳，叠加海外市场维持稳定，PERC电池在三季度可能会面临降价压力；2）硅片环节产能持续释放，单速度低于PERC产能释放速度，因此降价的压力和空间低于电池环节，确定性较强；3）单晶硅片市占率持续提升，但硅片需求维持稳定，多晶硅料需求面临分化，致密料供需偏紧，菜花料降价空间更大。4）组件需要跟踪海外的拓展能力，目前晶科、晶澳等龙头企业海外业务开展多年，乐叶自2018年开拓海外市场，进步较快。因此我们在下半年认为：1）硅片环节确定性大于另外三个环节，且降价空间有限，龙头份额持续提升，随着大硅片的推出及渗透提升，毛利率有望上行；2）致密料价格维持稳定，低成本效应可以挤出二三线多晶硅料企业，龙头企业市占率继续提升；3）电池片环节二八分化，龙头企业赚取大部分利润。推荐关注隆基股份、通威股份；图12：隆基股份PE-Bands 长城证券14资料来源：WIND图13：通威股份PE-Bands资料来源：WIND1.2.1投资空间2015年全球能源供应约168万亿千瓦时（热值当量折算），能源利用效率约70％，对应全球能源消费约118万亿千瓦时；全球电力装机约70亿千瓦，电力消费约24.8万亿千瓦时，电能在终端能源消费中的占比仅21％多一点，可再生能源发电占全部发电量的比重约22％，光伏发电所占比重仅为1.5%，处于非常初级的阶段。地球接收到的太阳辐射照的能力只是太阳辐射能量的20亿分之一，每秒钟的能量已相当于500万吨标煤；26%左右的辐射是直射和散射形式，可以用做光伏直接利用。我国陆地1年接收的太阳辐射能量相当于2.4万亿吨标煤，按当前光伏技术水平，在我国2%的面积铺上电池板，装机数量80亿千瓦，可产生8万亿千瓦时以上电能。图14：全球太阳能分布地图图15：太阳能辐射原理 长城证券15资料来源：互联网资料来源：互联网我国光伏开发的初级阶段，以补贴驱动带来的高速增长为特点；我们预计2019年将发生一轮新的需求高峰，驱动因素是用户侧平价；2020年后发电侧平价后，新建光伏电站将比新建火电更具经济性，光伏发电将成为新增用电需求的首选；2025年后光伏将逐步替代煤电，目前我国在运接近1000GW火电厂，主导存量用电需求中的70%以上。理论上当光伏LCOE下降低于火电厂运营成本，低效火电机组大概率将退出市场，存量电力市场空间将对光伏打开，我们预计2050年光伏发电占比将达16%。图16：2050年电力供给结构资料来源：预计全球到2050年光伏年发电量达到8万亿kWh，对应光伏发电装机达到8000GW以上，我国光伏装机达到2700GW。若从2020年开始考虑服役10年以上装机的组件，每年有2%因检修更换、技改或退役的需求，加上满足能源需求增长和结构调整的新增装机量，未来33年累计需要光伏组件达到8700GW，平均每年约265GW，峰值年约400GW。图17：2018~2020全球装机规模预测（GW）图18：2018~2050光伏产业累计产值及构成（亿美元） 长城证券16资料来源：CPIA资料来源：预计2018~2050年光伏装机累计投资超7万亿美元，其中35%～45%是组件成本，组件中电池片产值占比50%，硅片在电池片价值中占比80%，硅料在硅片价值中占比60%。我们认为单晶组件会在未来累计市场份额提升至75%，对应单晶硅片产值约8400亿美元，年均280亿美元，行业龙头企业市场占有份额将超50%。图19：光伏产业链各市场空间测算资料来源：1.风电：抢装下的盈利拐点1.1需求：复苏延续下半年抢装1.1.1订单创新高电价抢并网2015年我国风电装机29.61GW，创装机量最高，主要是标杆电价下降引发的抢装。2016年国内风电新增装机18.73GW，同比下降36.74%，主要原因是：1）2015年抢装透支了2016年的装机需求；2）弃风限电进一步恶化，抑制了风电运营商投资热情，进而降低了 长城证券17装机需求。2017年~2018年新增装机量为19.52GW和21GW，装机量逐步复苏。2019年1~5月份风电新增装机为6.88GW，同比增加9.21%，可以看出复苏的趋势有所延续。图20：风电装机规模及同比增速3,50060%50%3,00040%2,50030%20%2,00010%1,5000%-10%1,000-20%-30%500-40%0-50%装机量（MW）同比增速(%)资料来源：WIND图21：风电月度装机数据160014001200100080060040020003月4月5月6月7月8月9月10月11月12月资料来源：WIND长城证券研究所从月度数据来看，2015~2017年底前均发生大规模的抢装，尤其是12月份。2015~2018年12月份装机量分别为13.72GW、6.72GW、7GW和3.8GW，占当年总装机量比例分比为46.33%、35.87%、35.87%和18.1%。2018年12月装机量大幅下滑，部分原因是不用抢2018年电价，2019年底前开工即可锁定。201520162017201820192018年全国风电新增公开招标33.5GW，同比增长22.7%。2019年一季度，国内公开招标量已达14.9GW，同比增长101%，创单季最高招标量历史纪录。其中，海上风电招标3.0GW，同比增长61.2%，占比20.3%。分区域看，南方市场招标3.7GW，占比25.0%，北方项目11.1GW，占比74.3%，集中采购招标量0.1GW，占比0.7%。图22：季度公开招标容量（GW） 长城证券18资料来源：金风科技根据BNEF统计数据显示，目前符合固定上网电价的项目容量总计88GW，包括已核准未建设及在建项目，其中已开工项目为46GW，也就意味着还有42GW的项目还未开工。根据我们草根调研了解到，项目未开工原因众多，比如环保红线、融资利率等。主管部门也在梳理核准未开工项目原因，拟对部分项目予以作废投入竞价市场。同时企业若要锁定较高的电价等级，也必须于2019年年底前开工。图23：非竞价风电存量项目分析（GW）资料来源：金风科技风电建设顺序是招标、进场、吊装、并网，招标为实际并网装机的现行指标，制造端的业绩释放领先于风电并网装机数据，一般招标数据领先并网数据一年左右。设备从招标到进场也需要时间周期，因此若要年底前开工则必须尽快完成招标。因此我们认为今年一季度招标量攀升主要原因是由于存量项目抢电价影响。执行条件I类资源区II类资源区III类资源区IV类资源区出台时间2015年底前并网0.510.540.580.612009.7.202016年底前并网0.490.520.560.612014.12.31表10：风电标杆上网电价及触发条件（元/kWh） 长城证券19执行条件I类资源区II类资源区III类资源区IV类资源区出台时间2017年底前并网0.470.500.540.602015.12.222018年前核准、2019年底前开工0.470.500.540.602016.12.262018年核准0.400.450.490.572016.12.262019年核准0.340.390.430.522019.5.30资料来源：发改委整理我们预计未来两年风电并网装机将呈现高增长趋势：1）存量核准为开工项目由于抢电价，将在未来一年半左右的时间内加速吊装并网；2）伴随风电度电，竞价、平价、基地化项目将会逐步增长，今年开始平价项目和基地化项目呈现出放量趋势，如乌兰察布6GW风电基地项目，将引领打开竞价时代的市场空间。1.1.1限电持续改善三北陆续解禁2011~2012年，随着风电装机快速增长开始出现弃风限电情况；2013年冬季气温同比偏高，全国电力负荷同比增速提升，弃风率呈现一定好转；2014年整体来风偏小、特高压投运，缓解了弃风限电现象。但由于2015风电抢装，弃风限电情况更加严重，2016年我国风电平均利用小时数1742小时，弃风率高达17%。2017弃风限电情况得到好转，前三季度全国风电发电量2128亿千瓦时，同比增长26%；平均利用小时数1386小时，同比增加135小时；全国弃风电量295.5亿千瓦时，同比减少103亿千瓦时，弃风率同比下降6.7%。2018年弃风率持续改善，全年弃风率为，图24：国内风电弃风率及弃风电量600.0018%16%500.0014%400.0012%10%300.008%200.006%4%100.002%0.000%201020112012201320142015201620172018弃风电量（亿千瓦时）弃风率（%）资料来源：2016年7月能源局发布《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》，希望通过政策类指标、资源和运行类指标、经济类指标评定的综合分数评判该地区是否可以开工建设风机场。红色不下达年度开发建设规模，同时也不办接网手续；黄色不下达年度开发建设规模；绿色可以推进风电项目投资，预警文件每年出具一次。 长城证券202018年弃风改善，内蒙、黑龙江和宁夏从红色预警区域中解除；2019年吉林从红色预警区域中接触，目前红色预警区域仅包含新疆和吉林。而从2018年装机数据来看，甘肃、新疆、吉林、内蒙古、黑龙江和宁夏六省合计装机4.2GW，同比增长168%，其中于2018年解除预警的内蒙古、黑龙江和宁夏合计装机2.96GW，同比增长143%。表11：红六省装机变化（万千瓦）20142015201620172018吉林31366109甘肃3052452550新疆3035428530115内蒙古167407132113199宁夏116404120069黑龙江624958928新增装机9841683481157420全国装机19813297193015032059占比49.67%51.05%24.92%10.45%20.40%资料来源：我们认为三北地区风电装机增速将会持续高增长：1）随着弃风限电情况改善，吉林和新疆有望从红色预警区域中摘除，继续贡献新增装机；2）锡盟特高压、准东特高压等大型基地项目进入投建期，进一步贡献三北地区风电装机增量。表12：配套特高压基地项目进入建设期风电基地依托特高压线路电压等级(kV)线路长度(km)锡盟东部基地锡盟-山东10002*730鄂尔多斯东部基地内蒙古西-天津南10002*608宁夏风电基地宁东-绍兴±8001720锡盟北部基地锡盟-泰州±8001620鄂尔多斯西部基地上海庙-山东±8001239酒泉风电基地二期酒泉-湖南±8002383准东风电基地准东-皖南±11003324通辽风电基地扎鲁特-青州±8001233资料来源：国家电网整理1.1.1海上风电优势显著投资规模继续增长相较于陆上风电，海上风电具有以下特点：1）风能资源丰富、利用小时数高；2）建设成本高、运维费用高；3）不占用土地、消纳方便。前几年国内海上风电的发展相对滞后，主要原因在于：1）技术与产业配套不成熟，我国企业不具备与海上风电需求相匹配的核心技术能力，包括机组技术、施工技术、输电技术、运维技术；2）建设与运维成本高，海上风电相较于陆上风电高出近一倍的电网成本、建造成本等使得海上风电项目，开发成本高昂；3）并网送出机制并不完善；4）多头管理协调不易，核准至并网其涉及海洋、渔业、交通航运、环保和军事等多个部门。表13：陆上风电和海上风电特点比较陆上风电海上风电 长城证券21陆上风电海上风电风力资源2.5亿千瓦7.5亿千瓦维修难度小大风能质量风切变大，传动系统易损坏风切小，平均风速高年发电利用小时数2000小时3000小时单机装机容量小大用电负荷距离远近使用寿命20年25年建设成本低高占用土地大量不占用建设技术成熟不成熟资料来源：中国产业信息网整理在风电发展“十三五”规划，2020年底确保累计吊装容量达到210GW，其中海上风电项目开工10GW，并网装机达到5GW以上。2018年，我国海上风电取得明显进展，新增装机容量达165.5万千瓦，同比增长42.7%，累计装机444.25万千瓦。2350%2300%1250%1200%1150%1100%150%00%0-50%0-100%201020112012201320142015201620172018新增装机量（GW）同比增速（%）图25：海上风电并网数量地理分布图图26：海上风电装机数量与增速（GW）资料来源：CWEA资料来源：为了保障海上风电能够顺利进入产业化状态，国家一直未进行降补，一直保持“十二五”规划的补贴计划：2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为0.85元/kWh，潮间带风电项目上网电价为0.75元/kWh。在技术不断推进和政府大力支持下，我国海上风电有望快速进入产业化状态，与其他创新式新能源模式一同高速发展。资源区2009~20152016~20172018后陆上风电I类资源区0.510.470.40II类资源区0.540.500.45III类资源区0.580.540.49IV类资源区0.610.600.57资源区2014~2017海上风电近海0.85潮间带0.75表14：海上风电标杆电价未调整（元/kWh） 长城证券22资料来源：发改委整理海上风电快速发展的原因是：1）经过多年的发展，海上风电开发的可行性和经济性已有明显的提升；2）根据2016年发改委发布的电价调整方案，海上风电电价维持平稳，随着成本的持续下降，海上风电投资回报率持续上升；3）此外，国内风电制造业加大对海上风电的布局，当前国内风机、风塔甚至风能变流器等技术均达到了满足海上大功率风电的要求，进一步支撑海上风电的发展从边际变化的角度来看，海上风电的成本下降空间更大，利用小时数高于陆上风电，补贴优势远高于陆上风电，并且距离负荷中心较近，具备改善弃风率的作用，内部收益率边际增长的空间更大，也会吸引更多的能源投资者的青睐。1.1供给：需求复苏上游放量原材料下行盈利空间扩大1.1.1风机：招标量验证回暖大机组价格上行2018年，全国新增风电机组主要集中在单机容量为2.XMW，2.0MW至3.0MW（不包括3.0MW）新增装机占比达到82.5%，其中2.0MW风电机组装机占全国新增装机容量的50.6%。另外，3.0MW至4.0MW（不包括4.0MW）机组新增装机占比达到7.1%；4.0MW及以上机组新增装机占比达到了6.2%，同比增长了40.1%。在金风科技指定招标占比中，2.0MW级别机组的项目占全国招标量的62.1%，2.5MW级别机组的项目占全国招标量的5.9%，3MW级别机组的项目占全国招标量的21.0%。图27：风电机组不同容量占比100%230090%220080%210070%60%200050%190040%180030%170020%10%16000%15002012201320142015201620172018小于1.5MW1.5MW~2MW2MW~2.5MW2.5MW~3MW>3MW平均单机容量（W）资料来源：在风机产品价格上，根据金风科技产品数据，自2018年四季度以来，各机组投标均价企稳回升，价格维持在3300元/千瓦以上。2.0MW级别机组2018年12月投标均价为3,327元/千瓦，比较9月份价格低点上升5%；2.5MW级别机组2018年12月投标均价为3,450元/千瓦，比较8月份价格低点上升3.6%。考虑到1~1.5年的建设期。图28：月度公开招标均价（元/kW） 长城证券23资料来源：金风科技风机成本中铜和复合材料占比较高，伴随铜、玻纤等原材料下行，预计风机成本下降空间将有所扩大。同时叠加大机组渗透率逐渐提升、单瓦价格持续上涨，将带动风机盈利改善，具备产能规模大、技术研发优质的龙头企业将更加受益。图29：铜价格趋势（元/吨）图30：风机成本占比5.06%7.06%叶片4.71%主齿轮箱20.37%发电机主轴承7.32%偏航、变桨轴承5.78%16.83%机架2.43%主轴4.73%轮毂7.43%10.18%偏航、变桨齿轮箱7.45%资料来源：WIND资料来源：北极星电力网1.1.1零部件：业绩增长确定性高原材料降价业绩弹性大从需求端来看：风电铸件是风电机组设备的重要零部件，包括轮毂、底座、主梁、轴承座、齿轮箱外壳等。每兆瓦风机需要20～25吨铸件，其中轮毂、底座、主梁、轴承座等合计约15~18吨，齿轮箱部件约5~7吨，铸件成本约占到单台风电整机成本的8%~10%。2018年全球新增风电装机为49.7GW，对应的铸件需求为99.4万吨~124.25万吨，对应市场年产值空间为100亿元~130亿元。当前主流的2MW机型中，重量较大的铸件主要是轮毂、底座和机舱，三者合计重量超过35吨。在同样功率的风机中，直驱重量略轻于双馈机组，但差异并不大，以当前主流的2MW机型为例，单台双馈机组的铸件需求约46吨，2MW直驱机组所需铸件容量约45.3吨，二者相差无几。因此，风机铸件的总需求几乎完全取决于风电年度装机需求，受具体机型影响较小 长城证券24表15：2MW风机所用铸件重量轮毂底座齿轮箱行星架扭力臂支撑机舱主梁合计重量（吨）12.2214.31.843.11.925.7111.181.551.77资料来源：北极星电力网从供给端来看，风电铸件企业分三类：1）风电企业上游配套，如歌博铸造（维斯塔斯）；2）具备注塑机铸造基础，技术扩展进入风电市场，如宁波日月；3）自主开发铸件技术进入风电市场，如吉鑫科技。随着风机市场竞争更加激烈，专业化程度加深，风机专注于自身研发，自主配套铸件比例在降低，三方供应商占比越来越高。铸件行业的竞争格局相对集中，产能前五企业合计产能为97.5万吨，满产可以满足约45GW左右产能。表16：铸件产能前五企业及产能规模企业名称日月股份永冠集团吉鑫科技山东龙马歌博产能（万吨）3220161514.5资料来源：各公司公告从成本结构来看，直接材料占铸件产品成本的50-60%左右，直接材料中以生铁、废钢、树脂为主。受钢价影响，2017年风电铸件企业盈利能力大幅下滑，导致部分企业经营困难。同时，环保收紧背景下，部分中小企业产品被迫退出。风机大型化持续推进，产品结构调整导致部分铸件企业产能收缩。图31：铸件企业成本拆分图32：废铜和生铁价格120%100%80%60%40%20%0%2014201520162017直接材料直接人工制造费用加工费资料来源：日月股份资料来源：WIND2019~2020年全球风电装机约60GW、67GW，按照2吨/MW则对应铸件需求约为120万吨、167.5万吨。在铸件产能端的竞争格局已经比较集中，导致中小企业没有扩产的意愿，目前前五产能也仅日月股份在扩充产能。受整体供需格局带动，目前风电铸件价格趋于平稳，预计2019年签约价格与2018年下半年基本相当；受益于成本下降，预计铸件企业毛利率将呈现明显回升趋势。图33：铸件龙头企业毛利率迎来拐点（元/kW） 长城证券2550.000040.000030.000020.000010.00000.00002016H12016H22017H12017H22018Q12018Q22018Q32018Q42019Q1-10.0000-20.0000日月股份吉鑫科技永冠新材资料来源：WIND风电锻件产品主要为风电主轴。主轴在风电整机中用于联接风叶轮毂与齿轮箱，将叶片转动产生的动能传递给齿轮箱，是风电整机的重要零部件。主轴的重量及锻造难度随风机功率的增加而增大，1.5MW级风电主轴锻件毛坯通常重量约10吨，3MW风电主轴锻件毛坯重量约25吨。风电整机产品格局的变化将导致MW级以下风电主轴市场急剧萎缩，1.5MW以上的主轴将继续保持需求稳定的局面，同时大MW级主轴的市场需求将逐渐加大，未来2.5MW以上的风电主轴拥有广阔的市场。图34：风电主轴产品图35：主轴成本构成占比直接材料电力煤气其他资料来源：金雷风电资料来源：北极星电力网从事专业风电主轴生产的较少，大都是以多种自由锻件产品为主，金雷风电以风电主轴生产为主，并已经形成一定的生产规模。风电主轴生产工艺复杂，需要人工操作较多，目前无法完全实现自动化生产，这使得国内风电主轴制造商在生产成本上的优势更加明显。国内龙头企业金雷风电、通裕重工合计市场占有率30%以上。同时，国内主轴企业在全球具有明显竞争力，出口比重相对较大，如金雷风电出口业务占比超过50%。海外生产商所在国家国内制造商PILSENSTEELs.r.o捷克金雷风电Metalcam意大利通裕重工表17：国内外风电主轴制造商 长城证券26海外生产商所在国家国内制造商YonghyunBasematerialsco韩国江苏国光MyongKwang韩国江阴振宏平山集团韩国太原重工资料来源：公司公告1.1.1配套：塔筒更高叶片更长在相同风切片的条件下，提升塔架的高度，可以有效体恒风速，从而提升风电机组的满发小时数。例如在风切变在0.25的条件下，将塔架的高度从100米提升至140米，可以将发电量提升18%左右。我国中东部地区低风速区域均有丰富的高切变风资源，在80m高度的年平均风速仅5m左右，但在100m高度可提升20%。通过增加塔架高度可有效提高机组发电量，高塌架也是未来发展的趋势。表18：提升塔筒高度对发电量提升效果风切变塔筒高度0.10.150.20.250.31000%0%0%0%0%1203.69%5.74%7.74%9.38%11.38%1406.95%10.59%14.17%17.76%20.34%资料来源：塔筒需要多年野外运行，在保证风机稳固的同时还能够抵御风沙、雨水及恶劣气候条件对塔体的腐蚀。塔架提升高度后，对工艺和材料剔除更高的要求。由于风塔制造无法实现产线自动化，产品陆上运输半径有限，国内行业集中度仍相对较低，技术水平与生产规模差别较大。但随着利润承压淘汰了无效逞能，行业市场竞争逐步有序化，国内风塔企业集中度逐步提升。目前塔筒龙头企业有天顺风能、大金重工、泰胜风能等。龙头企业的优势体现：1）安全在风电运营中排首位，运营商对塔筒质量重视，龙头企业有品牌保证；2）伴随高塔筒渗透率逐步提升，龙头企业具备资金、研发和生产能力占据市场；3）过去两年钢价上涨的背景下企业现金流压力比较大，小企业逐步被淘汰。图36：塔筒龙头企业毛利率将迎来拐点454035302520151050大金重工天顺风能天能重工泰胜风能资料来源： 长城证券27采用大直径机组有助于提升年发电量，降低度电成本。近年风电主流机型从1.7-103（额定功率1.7MW，风轮直径103m）升级为2.3-116（额定功率2.3MW，风轮直径116m），年发电量提升26.44%，度电成本可以降低8.51%，2018年金风科技2MW以上机组销售占比已达到90%左右。随着大机组渗透率逐步提升，大直径风轮市场份额也将持续提升。在风电机组的成本中，叶片成本占比约25%左右。目前主要的叶片制造商包括中材叶片、中复联众、中航惠腾等，行业竞争格局相对集中，CR3超过40%。过去几年叶片的盈利压力比较大，产品更新迭代慢，且上游原材料价格上涨，企业基本上没有安排新产能扩张。我们判断随着大机组需求量的增加，大叶片的有效产能或将不足，2019~2020年风电需求复苏的背景下，大型叶片产能供需将呈现紧平衡的状态。图37：叶片制造商市场份额占比中材科技中航惠腾中复联众明阳风电时代新材联合动力洛阳双瑞艾朗风电南通东泰天顺风能其他资料来源：2.3投资建议根据我们对风电行业的研究框架进行了简化，结合总量的视野和边际的变化分析终端需求、根据供需及竞争格局分析盈利能力、从盈利能力趋势判断投资机会：1）需求判断：装机量受到内部收益率驱动，对于风电投资者而言，高于10%的IRR具备基本的投资吸引力，IRR越高投资驱动能力越强。影响IRR的因素包括装机容量、上网电价、利用小时数、度电成本和财务压力等。其中，上网价格主要由发改委确定的风电标杆上网电价，利用小时数根据风电投资可行性研究和区域弃风率综合判定，财务压力主要受到补贴电价带来的应收账款变化影响。2）盈利能力：由于风电行业进入成熟期，风电产业链的供给端的供需格局已经基本稳定，设备国产化和智能化程度提升，产能投资下降空间受限，行业后发优势大幅削弱，龙头企业长期积累的技术和管理层面优势明显，市占率、产品价格和成本将决定公司的盈利状况，而行业终端需求波动会加大盈利变化的弹性。3）投资机会：风电产业中游公司是订单驱动型的行业，手上充足的订单提升了企业业绩的确定性；对于运营商企业而言，弃风率的改善以及应收账款的回款会改善收入与现金流结构。我们根据行业位置的盈利特点、趋势及标的EPS及PE预期进行投资机会的分 析。根据历史经验来看，边际的改善短期首先将会导致估值的波动，而需求复苏带来的业绩变化将在中长期对股价的影响比较显著。图38：风电行业研究框架补贴降低，IRR降低IRR提升，装机量提升弃风率降低，IRR提升核准内部收益成本降低，IRR提升率IRR不同地区、类型的IRR水平分化，装机结构出现分化装机量应收账款降低，IRR提升装机结构招标供给端层面各环节市场空间PE利润率收入PE×EPS＝股价市占率价格成本投资需求财务压力度电成本利用小时上网电价边际条件行业驱动产业需求长城证券28资料来源：整理我们判断2019风电抢装的原因是：1）抢电价，存量项目于2019年底前开工，一季度招标数据火爆验证趋势；2）随着成本下降和利用小时数的上升，风电投资的收益率变高吸引企业投资；3）红色预警区域陆续解禁，提升装机增量。下半年开始行业进入加速抢装周期：1）需求增长直接利好风机行业，且随着风电机组容量提升，风机价格出现上涨，同时原材料价格下行，企业盈利能力逐步进入上行周期，驱动板块业绩向上；2）零部件采购是风机制造的先行指标，一季度企业业绩大涨映射出风机企业开工率较高，伴随原材料价格下行，零部件环节也将进入盈利向上周期。推荐关注金风科技、日月股份和天顺风能。1.风险提示光伏装机规模不及预期、光伏装机规模不及预期、行业竞争格局恶化带来降价风险、环保政策推高原材料价格、行业技术路线改变、投产进度不及预期等。'