新能源行业2020年度策略：光伏展望技术升级，风电抢装持续景气 29页

'目录1.市场总结与回顾61.1新能源行业近期行情回顾61.2各子行业中，中游环节和零部件业绩大幅提升82.光伏平价前夕迎市场化，降本倒逼产业技术升级102.1行业进入全面市场化，国内竞、平价项目涌现102.2去补贴倒逼产业链降本，海外装机延续高景气122.3平价上网渐趋渐进，降本仍需产业技术升级142.4坚定新能源发展大势，见证能源转型大战略173.风电景气周期开启，行业复苏迎抢装行情183.1国内装机景气复苏，弃风率持续下行183.2海上风电如火如荼，机组大型化步伐加快203.3抢装行情正当时，产业链价格持续下行233.4平价上网渐进，未来装机空间广阔254.建议关注细分领域龙头企业274.1隆基股份（601012）：成长的蜕变，进击的巨人274.1通威股份（600438）：产能扩张，成本为王274.3晶盛机电（300316）：光伏王者迎扩产，半导体蓄势待发284.4捷佳伟创（300724）：光伏设备领军前行，技术升级使命光荣284.5迈为股份（300751）：丝网印刷领军企业，积极布局HIT、叠瓦设备294.6金风科技（002202）：行业复苏，迎风起航304.7天顺风能（002531）：风塔量价齐升，叶片持续加码30图表目录图1：2019.01-2019.11光伏行业涨跌幅6图2：2019.01-2019.11风电行业涨跌幅6图3：光伏行业市盈率（TTM，整体法）7图4：风电行业市盈率（TTM，整体法）7图5：2019年行业个股涨跌幅与沪深300指数的比较7图6：新能源各子行业营业收入增速8图7：新能源各子行业净利润增速8图8：新能源各子行业毛利率比较9图9：新能源各子行业净利率比较9图10：全球、中国累计装机容量（单位：GW）10图11：全球、中国新增装机容量（单位：GW）10图12：2019国内光伏平价、竞价项目情况（单位：MW）11图13：2019国内光伏竞价项目电价降幅情况（单位：元）11图14：2019年户用光伏装机情况12图15：2019年户用光伏占新增装机比例12 图16：国内前三季度装机低于预期（单位：GW）12图17：历年中国光伏组件出口（单位：GW）12图18：多晶硅料价格走势（单位：元/kg）13图19：硅片价格走势（单位：元/片）13图20：电池片价格走势（单位：元/kg）13图21：组件价格走势（单位：GW）13图22：2019上半年组件出口前十企业（单位：MW）14图23：2019上半年组件出口主要国家（单位：MW）14图24：2010-2018年全球各国光伏度电成本下降幅度（单位：美分）14图25：光伏组件价格走势（单位：美元/W）15图26：未来成本下移更多将依赖技术成本15图27：硅片尺寸变迁（单位：mm）15图28：不同规格硅片对组件及电池环节的成本降低（元/W）16图29：中环股份2020年M12规格产出计划16GW16图30：至2030年国内累计发电装机量预测（单位：万千瓦）18图31：全球光伏市场前景五年预测（单位：GW）18图32：2019-2023年各地区新增光伏装机容量预测（GW）18图33：2019年1-9月电源工程投资结构（亿元）19图34：2011-2019年1-9月国内风电投资额（亿元）19图35：全球、中国历年新增装机容量（GW）19图36：近年来国内弃风量、弃风率持续走低20图37：回顾历史，弃风率与装机增速负相关20图38：全国平均风电利用小时数（单位：小时）20图39：“红六省”弃风率持续下行，2019年成为“红二省”20图40：全球、中国历年陆上风电新增装机（GW）21图41：全球、中国历年海上风电新增装机（GW）21图42：海上风电核准、开工建设情况21图43：2018年各省份核准开工建设比例21图44：国内大容量机组占比不断提升22图45：国内平均风轮直径不断提升22图46：海上风电收益率测算结果图形显示23图47：海上风电成本结构23图48：季度公开招标容量显著提升（单位：GW）24图49：陆上风电上网标杆电价调整（元/kwh）24图50：月度公开投标均价(元/kW)24图51：金风科技在手订单持续增长（MW）24图52：零部件单价走势向上25图53：零部件公司预收账款情况（单位：百万元）25图54：2010-2018年全球风电度电成本（美元/kW）25图55：2018年全球主要国家海上风电装机容量（GW）25图56：2010-2018年全球风电平均安装成本（美元/kW）26图57：中国风电度电成本预测（元/kwh）26 图58：2020年各省风电项目平均内部收益率测算（单位：%）26表1：2019年1月至11月新能源行业涨跌幅前五大股票8表2：“531”新政以来光伏产业相关政策及文件11表3：M6、M12硅片技术功率提升明显16表4：HIT技术优点及量产瓶颈16表5：测算HIT电池片相对PERC电池每瓦多挣(单位：元/W)17表6：海上风力发电侧平价上网经济性测算22表7：主要风电重点政策回顾23 1.市场总结与回顾1.1新能源行业近期行情回顾新能源板块行情以震荡上行为主。2019年新能源行业全面推行市场化竞争配置，通过竞价上网的方式来配置光伏、风电项目成为行业新趋势。同时，光伏海外市场持续高景气，风电迎来抢装行情，因此2019年新能源行业各子版块表现较好。年初至今，光伏设备（申万）指数上涨32.61%，风电设备（申万）指数上涨24.80%，而同期沪深300指数的涨幅为31.10%。在此期间，光伏指数最高涨幅至53.42%；而风电指数最高涨幅为55.81%。我们认为，光伏与风电设备的全年行情走势与行业景气度高度关联。回顾去年“531”的出台，极大地打压了市场对于光伏新增装机规模的未来预期，风电行情同样也受波及。而在2018年底及2019年初，国家明确仍将保证补贴装机规模，并积极推进风电、光伏平价上网，市场预期复苏。2019年上半年，受益于光伏海外需求高景气，风电下游抢装行情，带动行业中上游景气度攀升，产业盈利能力大幅提升，其中光伏电池片、组件以及风电零部件盈利创出新高。而年中由于补贴政策出台，竞价、平价项目以及户用光伏的规模落地，市场预期三、四季度形成装机潮。虽然目前来看国内装机低于预期，但户用光伏仍发展火热，第四季度预计竞、平价项目将贡献新增装机增量。而风电仍受抢装行情驱动，预计将持续到明年年底。图1：2019.01-2019.11光伏行业涨跌幅图2：2019.01-2019.11风电行业涨跌幅60.00%50.00%40.00%30.00%20.00%10.00%2019-01-022019-01-152019-01-282019-02-152019-02-282019-03-132019-03-262019-04-092019-04-222019-05-082019-05-212019-06-032019-06-172019-06-282019-07-112019-07-242019-08-062019-08-192019-08-302019-09-122019-09-262019-10-162019-10-292019-11-110.00%-10.00%光伏设备(申万)沪深30060.00%50.00%40.00%30.00%20.00%10.00%2019-01-022019-01-152019-01-282019-02-152019-02-282019-03-132019-03-262019-04-092019-04-222019-05-082019-05-212019-06-032019-06-172019-06-282019-07-112019-07-242019-08-062019-08-192019-08-302019-09-122019-09-262019-10-162019-10-292019-11-110.00%-10.00%风电设备(申万)沪深300资料来源：Wind,国元证券研究中心资料来源：Wind,国元证券研究中心估值方面，新能源行业整体同样处呈现震荡上行趋势。光伏行业从年初的22倍PE上行至26倍，期间上行至40倍的高点。而风电行业同样处于震荡态势，整体由20倍PE震荡上行至25倍。估值的上行，一方面是对2018年“531”新政出台悲观预期的修复，另一方面反映了今年以来光伏、风电业绩的大幅改善。考虑到行业临界平价上网前夕，未来装机空间广阔，我们认为，光伏及风电行业整体估值有较好的支撑。 图3：光伏行业市盈率（TTM，整体法）图4：风电行业市盈率（TTM，整体法）光伏设备(申万)风电设备(申万)45.000040.000035.000030.000025.000020.000015.000010.00005.00002019-01-022019-01-152019-01-282019-02-152019-02-282019-03-132019-03-262019-04-092019-04-222019-05-082019-05-212019-06-032019-06-172019-06-282019-07-112019-07-242019-08-062019-08-192019-08-302019-09-122019-09-262019-10-162019-10-292019-11-110.000035.0030.0025.0020.0015.0010.005.002019-01-022019-01-152019-01-282019-02-152019-02-282019-03-132019-03-262019-04-092019-04-222019-05-082019-05-212019-06-032019-06-172019-06-282019-07-112019-07-242019-08-062019-08-192019-08-302019-09-122019-09-262019-10-162019-10-292019-11-110.00资料来源：Wind,国元证券研究中心资料来源：Wind,国元证券研究中心从个股表现来看，我们选取的约50个新能源行业标的中跑赢沪深300指数的有18个，占比约36%。其中，沪深300指数自2019年1月至2019年11月的区间涨幅为31.10%。行业中，东方日升、明阳智能、泰胜风能、运达股份、晶科能源表现较好，涨幅排名前五；而熊猫绿能、芯能科技、中利集团、京能清洁能源、协鑫新能源排名靠后。整体来看，在跑赢沪深300的股票中，所处光伏上游数量最多，为5个；其次是光伏中游、风电零部件分别为4个；风电整机为3个，再其次为光伏设备、光伏运营。可以看出，光伏中上游以及风电零部件景气度最高。图5：2019年行业个股涨跌幅与沪深300指数的比较140%120%100%80%60%40%20%0%-20%-40%东方日升明阳智能泰胜风能运达股份晶科能源大全新能源天能重工隆基股份福斯特中环股份通威股份晶盛机电日月股份华能新能源中来股份金风科技天顺风能协鑫集成沪深300协合新能源金雷股份太阳能吉鑫科技湘电股份向日葵阳光电源迈为股份捷佳伟创中广核新能源通裕重工亿晶光电阿特斯太阳能拓日新能信义能源节能风电锦浪科技京运通金辰股份ST锐电振江股份大唐新能源珈伟新能华电福新华仪电气龙源电力协鑫新能源京能清洁能源中利集团芯能科技熊猫绿能-60%资料来源：Wind,国元证券研究中心 表1：2019年1月至11月新能源行业涨跌幅前五大股票涨幅前五跌幅前五证券代码证券简称所属领域区间涨跌幅（%）证券代码证券简称所属领域区间涨跌幅（%）300118.SZ东方日升光伏设备128.53%0686.HK熊猫绿能运营商-49.57%601615.SH明阳智能风电设备72.77%603105.SH芯能科技运营商-47.05%300129.SZ泰胜风能风电设备72.52%002309.SZ中利集团光伏设备-29.50%300772.SZ运达股份风电设备70.82%0579.HK京能清洁能源运营商-26.22%300569.SZ天能重工风电设备64.81%0451.HK协鑫新能源运营商-25.42%资料来源：公开资料，国元证券研究中心1.1各子行业中，中上游和零部件环节业绩大幅提升从业绩来看，行业中上游及零部件环节受下游需求提振，业绩大幅提升。营业收入方面，2019年前三季度各子版块中，除光伏设备、风电运营，其他环节营收增速均有大幅提升，其中光伏中游、运营环节营收增速实现由负转正，风电零部件营收增速提升幅度最大，相对去年同期由3.06%提升至56.05%；而风电整机增速为45.32%，同比提升了约30个百分点。而光伏设备增速的降低主要由于公司晶盛机电营收占板块比例大，风电运营相对平稳。净利润方面，光伏上游、中游、风电零部件环节盈利均实现大幅提升，2019年前三季度净利润分别增长77%、114.51%、74.16%。风电整机由于金风科技净利润占板块比例较大，而有所下滑，但整机板块中其他标的盈利均有不错的增长。光伏运营以及风电运营相对平稳，光伏设备主要由于2018年前三季度净利润基数偏大，2019年增速幅度有所降低。图6：新能源各子行业营业收入增速图7：新能源各子行业净利润增速60.00%50.00%2018前三季度增速2019前三季度增速140.00%120.00%2018前三季度增速2019前三季度增速114.51%56.05%45.32%35.47%38.26%20.60%22.29%3.72%40.00%30.00%20.00%10.00%0.00%-10.00%-20.00%-30.00%100.00%80.00%60.00%40.00%20.00%0.00%-20.00%-40.00%17.55%77.00%74.16%14.26%-20.76%-10.34%资料来源：Wind,国元证券研究中心资料来源：Wind,国元证券研究中心 图8：新能源各子行业毛利率比较图9：新能源各子行业净利率比较60.00%2018前三季度毛利率2019前三季度毛利率50.94%2051.66%30.00%2018前三季度净利率2019前三季度净利率50.00%3440.00%30.00%20.00%10.00%0.00%.58%21.22%19.93%19.35%25.37%25.00%20.00%15.00%10.00%5.00%0.00%.47%11.03%4.78%22.22%6.15%13.58%21.00%资料来源：Wind,国元证券研究中心资料来源：Wind,国元证券研究中心毛利率方面，光伏中游、风电零部件环节毛利率同比均有一定提升，而其他产业环节则有所下降。毛利率的下降，主要由于新能源行业平价上网目标临近，倒逼去补贴进程加快。而补贴的减少对产业链各环节利润形成挤压，因此毛利率有正常的下降趋势。值得关注的是，光伏中游、风电零部件毛利率仍然在整体下滑的背景下逆势增长，实现量价齐升，显示该环节具备较高的议价能力。净利率方面，光伏设备、运营以及风电运营环节净利率相对较高，而光伏上游、中游、风电零部件环节均实现同比提升，其中光伏中游、风电零部件环节毛利率就有所提升。相比之下，光伏上游在毛利率下降情形下，由于期间费用率控制优异，因而净利率仍然有所增加。风电整机净利率的下降主要由于金风科技的盈利能力有所下降。 1.光伏平价前夕迎市场化，降本倒逼产业技术升级1.1行业进入全面市场化，国内竞、平价项目涌现2019年光伏行业持续向好。根据国家能源局数据，截至2019年9月底，全国光伏发电累计装机19019万千瓦，同比增长15%。自2013年中国光伏新增装机量首次成为全球第一，其后连续6年保持榜首，直至2018年中国新增装机容量占全球的42.4%。2013-2018年中国光伏年复合增长率27.99%，发展一直超预期。图10：全球、中国累计装机容量（单位：GW）图11：全球、中国新增装机容量（单位：GW）全球光伏累计装机容量(GW）中国光伏累计装机容量（GW)同比增速:全球（右）同比增速：中国（右）全球光伏新增装机容量(GW）中国光伏新增装机容量（GW)同比增速：全球（右）同比增速：中国（右）600.00500.00400.00300.00200.00100.000.00400%300%200%100%0%120.00100.0080.0060.0040.0020.000.001500%1000%500%0%200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018-500%资料来源：Wind,国元证券研究中心资料来源：Wind,国元证券研究中心2019年是全面推行市场化竞争配置的第一年。在2018年出台“531”新政的背景下，2019年国家出台的一系列政策，旨在发挥市场在资源配置中的决定性作用。通过逐步下调补贴，并以竞价、平价的方式形成合理的新增规模，促进行业进一步优胜劣汰，降低度电补贴。因此，2019年是承启降本增效的一年，是行业至关重要的一年。具体政策措施如下：（1）形成“省内竞价+国家排序”的竞争性规则。要求除光伏扶贫、户用光伏外，其余需要国家补贴的光伏发电项目原则上均须按照竞争配置方式，通过项目业主申报、竞争排序方式确定国家补贴项目及电价；（2）上网指导价取代标杆电价。指导价即市场化竞价的上限，竞价项目按修正后电价由低到高全国排序、直至出清。（3）进一步推进项目管理。光伏发电分类管理体现在两个层级，第一层级是分不需要国家补贴和需要国家补贴两类；第二层级分五类：光伏扶贫项目、户用光伏、普通光伏电站、工商业分布式项目、国家组织实施的专项工程或示范项目。其中，光伏扶贫和户用光伏项目，整体采用“不竞价、限规模”方式。（4）明确建设期限。已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主，但尚未确定上网电价的集中式光伏电站，2019年6月30日（含）前并网的，上网电价按照《关于2018年光伏发电有关事项的通知》规定执行；7月1日（含）后并网的，上网电价按照该通知规定的指导价执行。 表2：“531”新政以来光伏产业相关政策及文件时间文件/机构内容2018年5月31日《2018年光伏发电有关事项的通知》明确暂不安排各地普通电站建设规模，安排1000万千瓦左右规模用于支持分布式光伏项目。下调一类至三类资源区光伏电站标杆电价各5分、下调分布式光伏发电度电补贴标准5分，维持光伏扶贫项目电价不变。2018年11月2日《国家能源局关于太阳能发展“十三五”规划中期评估成果座谈会》会议指出补贴会持续到2022年，同时“十三五”装机容量指标有望大幅上升。2019年4月30日《国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》2019年新建的地面电站项目，实行公开竞价，I、II、III类资源区的上限分别为每千瓦时0.40、0.45和0.55元，户用光伏为3.5GW+一个月缓冲期，发电量按0.18元/kWh补贴，工商业分布式补贴为0.10元/kWh。2019年5月22日《关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知此次审批的平价上网项目覆盖16个省(区、市)，其中项目累计168个，装机容量突破至1478万千瓦。2019年7月10日《国家能源综合司关于公布2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果的通知》22个省市共计3921项目纳入2019国家竞价补贴范围，总装机22.8GW，其中普通光伏电站18.12GW，分布式光伏4.66GW。《财政部关于提前下达2020年可下达地方电网公司补助资金56.7542亿元；其中，光伏补贴共计21.58亿元。2019年11月20日再生能源电价附加补助资金预算优先保障光伏扶贫、自然人分布式光伏、公共可再生能源独立电力系统等涉及的通知》民生的项目。资料来源：公开资料，国元证券研究中心国内市场化配置下，竞价、平价项目涌现。根据《关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知》，2019年国内光伏平价项目共计168个，装机量达14.78GW。与此同时，国家能源局公布3921个光伏竞价补贴项目，总装机容量达22.78GW，其中普通光伏电站18.12GW、工商业分布式4.66GW。从竞价项目的投标电价来看，虽然个别项目电价降幅达到0.193元/kWh，但绝大多数项目电价降幅都在0.04元/kWh至0.10元/kWh区间内，相对较为理性。图12：2019国内光伏平价、竞价项目情况（单位：MW）图13：2019国内光伏竞价项目电价降幅情况（单位：元500040003000200010000竞价项目（MW）平价项目（MW）竞电加权平均电价（元/度）0.60.50.40.30.20.1上海湖南广东江西湖北贵州广西安徽江苏河南浙江山东河北山西天津陕西内蒙古宁夏黑龙江辽宁北京重庆四川070006000500040003000200010000国内竞价项目规模(MW）占比0.350.30.250.20.150.10.050>0.100.08-0.100.06-0.080.04-0.060.02-0.04<0.02补贴平价上网有关工作的通知》提出开展平价上网项目和低价上网试点项目建设。2019年1月7日《关于积极推进风电、光伏发电无资料来源：国家能源局，智汇光伏,国元证券研究中心资料来源：国家能源局,智汇光伏,国元证券研究中心 户用光伏装机5.3GW，发展依然火热。截止2019年10月新纳入财政补贴规模户用光伏项目装机容量为1.01GW，因此2019年国内户用光伏将有5.3GW装机量纳入2019年补贴指标，相比年中预计户用光伏3.5GW的指标，有较大幅度的提升。同时，第三季度户用光伏占新增装机总量近50%，支撑着行业发展。图14：2019年户用光伏装机情况图11：2019年户用光伏占新增装机比例25002000150010005000户用光伏装机（MW）占当月新增装机比例88.46%67.33%44.50%19.5423.50%%1-6月7月8月9月10月100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%2000180016001400120010008006004002000纳入补贴户用光伏规模资料来源：国家能源局，智汇光伏,国元证券研究中心资料来源：国家能源局,智汇光伏,国元证券研究中心户用光伏增长较快一方面由于初始投资成本大幅下降（6-7元/W降至3.5-4元/W）、金融支持力度提升、以及基于补贴调降预期的抢装效应等，另一方面显示户用光伏仍有较强的市场需求。因此，2020年国家财政补贴支持的户用光伏项目规模值得期待。2.2去补贴倒逼产业链降本，海外装机延续高景气国内装机低于预期，海外维持高景气。根据国家能源局，2019年1-9月国内光伏新增装机15.99GW，同比降低53.71%，其中前三季度光伏电站装机7.73GW，分布式光伏8.26GW。国内装机需求的下降，主要是由于2019上半年国内光伏政策的不明朗，大多数企业处于观望状态，因此发展与预期差距较大。而海外方面，前三季度海外市场组件出货量维持在高位，出口同比增长80%。图16：国内前三季度装机低于预期（单位：GW）图17：历年中国光伏组件出口（单位：GW）历年国内前三季度新增装机（GW）同比增速42.034.516.016.09.94.045200%40150%3530100%2550%20150%10-50%50-100%70.057.340.826.120.219.620.160.050.040.030.020.010.00.0资料来源：国家能源局,国元证券研究中心资料来源：Wind,国元证券研究中心 海外市场率先实现平价。技术带来的成本下行幅度超过补贴下降，使得产业获利丰厚，也造成规模急剧扩张。而产业无序扩张的后果是补贴缺口逐年扩大、不良产能过剩以及弃光限电等一系列问题。因此，2018年“531”新政出台，通过控规模、降补贴的方式使得光伏产业链下游需求骤降，对行业盈利造成巨大挤压，使得产业链价格大幅下滑，多家企业停产或破产频发。然而，政策的出台长期看利于行业的健康发展。一方面，新政通过控制规模和补贴，直接缓解补贴缺口问题；另一方面，淘汰落后产能，保护国内优质资产；同时，产业链价格的下滑进一步推进平价上网的进程，利于加快最终市场化进度，因此海外市场率先实现平价。图18：多晶硅料价格走势（单位：元/kg）图19：硅片价格走势（单位：元/片）多晶用料单晶用料多晶硅片单晶硅片大尺寸单晶硅片1009080706050403.53.02.52.01.51.0资料来源：Energytrend,国元证券研究中心资料来源：Energytrend,国元证券研究中心图20：电池片价格走势（单位：元/kg）图21：组件价格走势（单位：GW）多晶电池片单晶电池片高效单晶电池片特高效单晶电池片285W多晶组件295W单晶组件310W高效单晶组件310W以上特高效单晶组件1.41.31.11.00.90.70.62.32.11.91.71.5资料来源：Energytrend,国元证券研究中心资料来源：Energytrend,国元证券研究中心海外出口高景气，地区多元化发展。2019年1-9月光伏产品出口总额162.2亿美元，超过2018年全年出口总额，其中光伏组件出口量达到53GW，同比增长80%。2018年，中国组件出口金额、出口量分别超过1亿元和1GW的国家数量为18个与6个，而2019年这一数字分别增加到了25个和12个；其中，荷兰取代印度成为组件第一大出口市场，进口量超过4.5GW，同比增长1009.6%。企业方面，2019年上半年，晶科以4.63GW组件出口量蝉联国内第一，隆基乐叶、东方日升等企业同 比增速也均超过100%。图22：2019上半年组件出口前十企业（单位：MW）图23：2019上半年组件出口主要国家（单位：MW）5,0004,0002018上半年出口量2019上半年出口量德国,其他,9225.261荷兰,4579.449越南,3,0002,0001,00001046.43巴西,1599.43墨西哥,1741.42乌克兰,1784.48西班牙,1999.43澳大利亚,2505.323928.43日本,2976.03印度,2814.32资料来源：Energytrend,国元证券研究中心资料来源：CPIA，国元证券研究中心2.3平价上网渐趋渐进，降本仍需产业技术升级平价上网渐趋渐进，2020年或是补贴最后一年。只有当度电成本真正低于燃煤电价，新能源替代传统能源才会产生经济效应，也才会真正迎来行业内生式的发展，因此全球各国光伏行业的发展都伴随着度电成本的下降。根据国际可再生能源署（IRENA），2010-2018年，各主要光伏发展国家度电成本下降幅度都达到60%以上；而中国这一数字达到77%，幅度位于世界前列。图24：2010-2018年全球各国光伏度电成本下降幅度（单位：美分）资料来源：IRENA,国元证券研究中心对于国内光伏，财政部、国家发改委、国家能源局曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴，因此2020年大概率将成为我国光伏电站享受国家补贴的最后一年，其中户用光伏待定。因此，平价上网时点的到来将倒逼光伏产业链各环节做出更多让价。未来平价上网更多依赖于技术进步。对于中国，自2007年起光伏组件、光伏系统 成本分别从30元/W和50元/W下降到目前的1.8元/W和4.5元/W，均下降90%以上。由于光伏系统成本分为技术成本、非技术成本。技术成本主要是组件价格，而非技术成本包括税收、租金、接网费等其他费用。未来平价上网的进程，依赖于技术成本和非技术成本的下降，使得系统成本趋于最小。图25：光伏组件价格走势（单位：美元/W）图26：未来成本下移更多将依赖技术成本现货价(周平均价):晶硅光伏组件周1.401.201.000.800.600.400.200.00资料来源：Wind,国元证券研究中心资料来源：CPIA,国元证券研究中心由于非技术成本的降低更多在于政策、人为对市场的规范，调整后可见较好效果，但降本潜力不大。根据CPIA的预测，非技术成本在2018年之后呈现水平直线，显示出成本的刚性，预计绝对值下降空间不大；因此未来要实现平价上网，更多要依靠技术成本的下降，而未来技术成本下降更多的依赖于技术进步，使得系统发电小时数大幅提高，从而实现度电成本下降。硅片方向，大硅片是未来趋势。回顾光伏发展历史，硅片尺寸也经历了从小到大的过程，从二十年前边距为100mm增加到现在156mm，而今年隆基股份推出尺寸为166mm大硅片M6。而今年8月16日，中环推出的边长210mm大尺寸硅片M12，使得60片N型组件功率可达620W，直接步入6.0时代，将更大幅度的降低光伏电站的初始投资成本，度电成本可降低6.8%，进一步推动全球光伏产业平价上网的进程。图27：硅片尺寸变迁（单位：mm）资料来源：公开资料,国元证券研究中心目前，随着硅料成本的不断下降，非硅成本的比重在增加。而大硅片可以有效摊薄非硅成本。对于电池环节，大硅片可以摊薄银浆、辅助设施、电力、人工等成本，根据光伏前沿测算，M6相对M2电池成本降低6.15%，M12降低25.56%。同样，大硅片对于后面的组件环节以及电站建设环节可以摊薄成本，因此可有效的降低度电成本。 图28：不同规格硅片对组件及电池环节的成本降低（元/W）图29：中环股份2020年M12规格产出计划16GW硅片成本电池片成本组件成本内蒙天津1.61.41.210.80.60.40.200.7470.7410.7260.6210.3090.2990.290.23M2G1M6M126000050000400003000020000100000380644017926264511411374141211412114121Q1Q2Q3Q4资料来源：光伏前沿,国元证券研究中心资料来源：中环股份,国元证券研究中心表3：M6、M12硅片技术功率提升明显M2M6M12电池效率22.3022.3022.30电池总面积(平方米）1.7591.9743.175CTM0.9850.9850.985组件功率（瓦）386.4433.58697.32组件效率19.3619.4920.13资料来源：国元证券研究中心电池片方向，HIT技术大概率成为下一代市场主流。HIT作为一种具有行业前景的电池片技术，具有众多技术优点，其中工艺简单、双面发电、无衰减、可薄片化，使其具备较高的发展潜力。而目前大规模量产瓶颈主要在于设备成本高，技术控制难，环境要求高等。表4：HIT技术优点及量产瓶颈HIT技术优点目前大规模量产瓶颈双面发电，提升转换效率前道硅片表面清洁化要求高工艺简单，结构设备成本高，暂未成熟无光致衰减浆料连续印刷稳定性难控制适用于薄片化焊带拉力的稳定性控制难低温工艺，最高不超过200度后道必须使用高成本低温工艺和材料资料来源：公开资料，国元证券研究中心HIT技术普及在于设备国产化。由于转换效率高，高效电池片、PERC电池片必然有合理价差。假设HIT电池片效率为23%，相比PERC电池效率为21%，则合理价差大概在0.215元/W。目前，HIT电池进口设备约为6-8亿元/GW，设备投资是PERC的2-3倍。假设PERC产线的投资金额为2亿元/W，HIT产线投资金额为6亿元，BOS成本730元/60片，假设HIT产线生产3年，则非硅成本相比PERC产线将高出0.13元/W，因此合理价差并不能覆盖非硅成本的增量，因而在这种情 况下HIT产线投资并不具备经济效应。未来当HIT设备有所降低，每瓦的毛利将会有所增加，具体测算如下：表5：测算HIT电池片相对PERC电池每瓦多挣(单位：元/W)HIT电池片HIT产线投资金额（亿元/GW）109876543合理价差（元/W）0.1320.1320.1320.1320.1320.1320.1320.132非硅成本变化（元/W）0.2670.2330.2000.1670.1330.1000.0670.033HIT电池片相对PERC电池多挣(元/W)-0.13-0.10-0.07-0.030.000.030.070.10资料来源：国元证券研究中心根据测算，当HIT电池设备投资大约在6亿元/GW，HIT产线的盈利能力与PERC电池相当；而当HIT电池设备投资进一步降低，每下降1亿元/GW，每瓦电池片毛利可提升0.03元，若HIT电池设备与目前PERC产线投资额相同为3亿元/GW，则相比PERC，可实现0.1元/W的超额收益。因此，通过设备国产化来大幅降低初始设备投资成本，是未来HIT技术大规模量产的最重要方式。2.3坚定新能源发展大势，见证能源转型大战略财政部提前下达2020年补贴预算。2019年11月20日，财政部官网公布了《关于提前下达2020年可再生能源电价附加补助资金预算的通知》，2020年共计安排约56.75亿元的可再生能源补贴预算，其中光伏发电项目补助合计21.58亿元，风力发电补助合计29.67亿元，生物质项目补贴以及公告可再生能源系统则分别为0.73亿元和4.77亿元。相比2019年补贴资金共计总额81亿元，2020年补贴减少了原来的三分之一。补贴的提前下达，对于缓解存量电站补贴资金拖欠具有一定的积极意义，同时表明政策制定者对于光伏行业的关注，以及在平价上网前夕达到稳市场预期的目的。2020年光伏政策预计年底出台，考虑到今年部分竞价项目的推迟，我们预计明年装机量会有较好的增长。测算得出未来国内年均装机量约47.94GW。根据国家能源局数据，2018年国内全社会用电量68449亿千瓦时，同比增长8.5%。根据中国工程院院士刘吉臻，综合各机构的数据，预测2030年全社会用电量将达10万亿千瓦时。同时假设，传统水电、火电、核电未来新增装机量增速为3%、0%、10%，水电、火电、核电、风电、光伏平均利用小时数分别是3700、4352、7500、2800、1450，则经过测算，2030年国内风电、光伏累计装机量可达到500GW、750GW，则平均每年新增装机量分别为26.31GW、47.94GW，至2030年火电发电量预计仅占总量的一半。 图30：至2030年国内累计发电装机量预测（单位：万千瓦）水电(装机）火电（装机）核电（装机）风电（装机）太阳能发电（装机）14000012000010000080000600004000020000020172018201920202021202220232024202520262027202820292030资料来源：国元证券研究中心预测2023年全球光伏发电可提升至1610GW。而根据SolarPowerEurope发布的“全球市场前景五年预测”(GMO)，2019-2023年，全球光伏发电能力将增长800GW，达到1.3TW，每年装机量将分别为128GW、144GW、158GW、169GW、180GW。乐观情况下，SPE预测到2023年底，全球光伏发电能力可能提升至1610GW。图31：全球光伏市场前景五年预测（单位：GW）图32：2019-2023年各地区新增光伏装机容量预测（GW）低位情景高位情景400350300250200150100500中国印度美国澳大利亚日本资料来源：SolarPowerEurope,国元证券研究中心资料来源：SolarPowerEurope,国元证券研究中心1.风电景气周期开启，行业复苏迎抢装行情1.1国内装机景气复苏，弃风率持续下行国内风电投资景气回升。根据国家能源局数据，2019年1-9月份全国主要发电企业电源工程完成投资1797亿元，同比增长6.0%。其中，风电598亿元，同比增长73.0%；太阳能发电81亿元，同比下降26.4%。回顾历年国内风电投资，2015年 投资额在达到顶峰后开始逐渐下降，而2017年在增速达到底部之后开始回升，直至2019年前三季度增速同比提升至73%，显示又一轮景气周期启动。图33：2019年1-9月电源工程投资结构（亿元）图34：2011-2019年1-9月国内风电投资额（亿元）投资额（亿元）同比增速中国风电投资额（亿元）同比7006005004003002001000水电火电核电风电光伏80.00%73.00%30.20%-26.40%-28.90%-29.80%60.00%40.00%20.00%0.00%-20.00%-40.00%-60.00%140012001000800600400200080.00%60.00%40.00%20.00%0.00%-20.00%-40.00%资料来源：Wind,国元证券研究中心资料来源：金风科技官网,国元证券研究中心风电新增装机重启增长态势。据世界风能协会（WWEA）发布的最新数据，截至2018年全球风电装机总量达600GW，其中中国装机数量居于第一，装机超过200GW；第二名美国接近100GW。2017年之后风电新增装机景气度提升，2018年全球、中国新增装机量分别为53.9GW、21.1GW，同比提升4.05%、7.11%。根据国家能源局，2019年前三季度中国新增风电装机容量13.08GW，同比提升3.73%。图25：全球、中国历年新增装机容量（GW）中国风电新增装机（GW）全球风电新增装机（GW）中国同比增速全球同比增速70605040302010050%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%-40%资料来源：Wind,国元证券研究中心弃风率下降，为新增装机量提升创造空间。回顾国内风电发展，新增装机容量往往与该年度弃风率呈现负相关，主要由于弃风率高企时，电网消纳能力往往有限，因此影响下一年度风电投资；而弃风率下行，表明电网消纳能力较好，市场资金由于逐利新增装机量又会有所提升。2019年前三季度，弃风率进一步下行，显示市场消纳水平良好，预示未来装机空间充裕。 图36：近年来国内弃风量、弃风率持续走低图37：回顾历史，弃风率与装机增速负相关全国弃风电量(亿千瓦时）弃风率国内新增装机增速(左）弃风率（右）50045040035030025020015010050018.00%16.00%14.00%12.00%10.00%8.00%6.00%4.00%2.00%0.00%50.00%40.00%30.00%20.00%10.00%0.00%-10.00%-20.00%-30.00%-40.00%18.00%16.00%14.00%12.00%10.00%8.00%6.00%4.00%2.00%0.00%资料来源：国家能源局,国元证券研究中心资料来源：国家能源局，国元证券研究中心国内弃风电量、弃风率持续双降。根据国家能源局，2019年1-9月全国平均风电利用小时数1519小时，同比下降45小时。1-9月，全国弃风电量128亿千瓦时，同比减少74亿千瓦时；全国平均风电利用率95.8%，平均弃风率4.2%，弃风率同比下降3.5个百分点。图38：全国平均风电利用小时数（单位：小时）图39：“红六省”弃风率持续下行，2019年成为“红二省18931948209517281742151925002000150010005000全国平均风电利用小时数50%45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%2016201720182019Q1-Q3吉林甘肃新疆黑龙江内蒙古宁夏资料来源：国家能源局,国元证券研究中心资料来源：国家能源局,国元证券研究中心2019年吉林红色预警解除，贡献增量空间。“三北”地区依托得天独厚的风资源条件，曾是我国风电投资最为集中的地区。然而由于消纳能力有限，外送通道不足，国家下达红色预警于六省份，并暂停其风电开发建设。2018年，原红六省中的内蒙古、黑龙江、宁夏成功解除红色预警。2019年，吉林解禁成功，黑龙江由橙变绿，可贡献风电装机增量。目前还剩新疆（含兵团）、甘肃为红色区域，暂停风电开发建设。未来随着消纳通道建设、弃风率持续下降，这两个省份有望于解禁装机禁令。3.2海上风电如火如荼，机组大型化步伐加快从装机结构看，可分为陆上风电、海上风电。陆上风电优点是机组成熟、成本较低、运维简单，但风资源集中在三北地区，外送通道容量有限使得消纳水平低。海上风电优点在于风资源优势明显、距离东部城市近而消纳水平高，缺点是成本高、维护难。目前，海上风电正成为各国风电发展的趋势。 图40：全球、中国历年陆上风电新增装机（GW）图41：全球、中国历年海上风电新增装机（GW）国内陆上风电新增装机(GW)全球陆上风电新增装机(GW)国内占比7060.00%6050.00%5040.00%4030.00%302020.00%1010.00%00.00%20142015201620172018国内海上风电新增装机(GW)全球海上风电新增装机(GW)国内占比38.02%25.476.7813.710.46%1%%2%540.00%35.00%430.00%325.00%20.00%215.00%110.00%5.00%00.00%20142015201620172018资料来源：国际可再生能源署,国元证券研究中心资料来源：Wind,国元证券研究中心海上风电快速增长。海上风电具有风资源丰富、发电利用小时数高、消纳能力好、不占用土地资源等优势，全球正在积极探索发展海上风电。2018年国内海上风电新增装机为1.65GW，同比提升42.24%；装机占全球海上新增装机的38.02%，且占比逐年递增。据全球风能协会预测，到2030年，全球海上风电累计装机容量将达到120GW。而陆上风电，全球年度新增装机量呈下降趋势，其中2018年中国装机有所提升至19.45GW，同比提升4.9%。图42：海上风电核准、开工建设情况图43：2018年各省份核准开工建设比例已开工已核准35302520151050广东江苏福建浙江其他11.3GW3GW5.1GW广东江苏福建其他31.7GW资料来源：明阳智能官网,国元证券研究中心资料来源：明阳智能官网,国元证券研究中心根据《风电发展“十三五”规划》，到2020年全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，累计并网容量达到500万千瓦。而彭博新能源财经估计，到2020年中国的海上风电累计装机容量可以达到800万千瓦。海上风电建设力度及进度最快的省份为广东、江苏及福建，其中，广东省项目总量占国内总容量的近62%。机组大型化趋势加快。由于2021年陆上风电实施无补贴政策，倒逼风电度电成本进一步下降，早日实现平价上网。因此风电场需要在既定的风况下，尽可能的提高发电量同时降低工程造价。大容量机组在应用中有更多优势，（1）中高风速适应性好；（2）节约征占地费用；（3）便于运维、管理；（4）整体上降低造价。因此目前行业呈现机组大型化趋势。而海上风电机型大型化更加明显，目前GE已安装的最 大风电机组12MW，西门子歌美飒10MW风机目前已完成首台样机机舱制造。图44：国内大容量机组占比不断提升图45：国内平均风轮直径不断提升资料来源：CWEA,国元证券研究中心资料来源：CWEA,国元证券研究中心海上风力发电侧平价上网经济性测算。目前，我国海上风电单位千瓦投资一般在15000～19000元之间。假设按照2019年新核准海上风电指导价是0.8元/度测算，运维费1-3年，3-5年，6-10年，10年以后占总成本分别为0%，1.1%，1.4%，2.5%，其他固定成本每年500万元，利息6%，等额本金测算如下：表6：海上风力发电侧平价上网经济性测算利用小时数海上风电IRR测算260028003000320034003600380040004200200.80%2.11%3.18%4.17%5.10%5.98%6.82%7.63%8.42%191.72%2.89%3.94%4.93%5.87%6.76%7.62%8.44%9.24%系统182.55%3.69%4.75%5.75%6.69%7.60%8.47%9.31%10.14%成本173.41%4.55%5.61%6.62%7.58%8.50%9.39%10.26%11.11%（元164.32%5.46%6.53%7.56%8.54%9.48%10.41%11.30%12.17%瓦）155.28%6.43%7.53%8.57%9.58%10.56%11.51%12.44%13.34%146.32%7.50%8.62%9.70%10.74%11.75%12.74%13.70%14.65%137.47%8.67%9.83%10.94%12.03%13.08%14.11%15.13%16.11%128.73%9.98%11.18%12.35%13.48%14.59%15.67%16.73%17.78%/资料来源：国元证券研究中心根据中国电力行业年度发展报告，海上风电目前平价造价在16233元/kw，因此在利用小时数达到3400以上时，内部收益率超过8%，可以达到合理投资收益。未来因设备价格下降、建安经验愈丰富、技术水平更高，使得系统成本下降潜力较大，内部收益率或将十分可观。 图46：海上风电收益率测算结果图形显示图47：海上风电成本结构其他固定成本5%利息9%运维费22%资料来源：国元证券研究中心资料来源：国元证券研究中心初始投资成本64%3.3抢装行情正当时，产业链价格持续下行抢装行情正开启。风电行情的抢装，源于上半年风电政策的出台。5月24日，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，明确了2019-2020年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，以及之前核准项目所适用的电价。利用市场的逐利性，通过对度电补贴的调整，来改变国内新增装机的进度。表7：主要风电重点政策回顾时间发布文件内容重点2009年7月国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》确定了四类资源区的陆上风电标杆上网电价机制。2014年6月国家发改委发布《关于海上风电上网电价政策的通知》确定了海上风电标杆上网电价。国家发改委、国家能源局发布《关于公布2019年第一批风公布了全国新增风电平价上网项目共计56个，总容2019年5月电、光伏发电平价上网项目的通知》量451万千瓦。将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，并明2019年5月国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》国家能源局下发了《关于2019年风电、光伏发电项目建设2019年5月有关事项的通知》确自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网。明确要求积极推进平价上网项目建设并严格规范补贴项目竞争配置，优先建设第一批平价上网项目。规定2019年集中式风电项目全部采取竞争方式配2019年5月国家能源局下发《风电项目竞争配置指导方案》置，各省竞价评分标准按照国家能源局要求制定或修改。资料来源：国家发改委、国家能源局网站，国元证券研究中心陆上风电项目政策梳理：1、2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。2、2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。海上风电项目政策梳理：1、2018年底前大量核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，才能执行每千瓦时0.85元的上网电价。2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。2、2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。图48：行业公开招标容量显著提升（单位：GW）图49：陆上风电上网标杆电价调整（元/kwh）资料来源：金风科技官网,国元证券研究中心资料来源：金风科技官网,国元证券研究中心风机设备价格持续回升。根据金风统计数据，行业招标容量显著提升，产业链处于供不应求状态。风电整机企业的议价能力在不断提升，截止三季度末，主流陆上风机投标价格已从2018年底的3327元/千瓦反弹至3800元/千瓦，上涨14.22%，部分投标价格甚至超过4200元/千瓦。风机价格的提升，使得整机企业的盈利能力不断改善。图50：行业月度公开投标均价(元/kW)图51：金风科技在手订单持续增长（MW）2500020000150001000050000待执行订单（已签合同）已中标未签合同订单内部订单资料来源：金风科技官网,国元证券研究中心资料来源：金风科技官网,国元证券研究中心零部件企业盈利能力显著提高。由于抢装带来的产品供不应求，零部件企业产品单价都有较多提升，其中2019年上半年风塔、铸件价格相对2017年都有28.10%、 17.54%的增幅。而公司预收账款持续提升，显示在手订单持续增多。图52：零部件单价走势向上图53：零部件公司预收账款情况（单位：百万元）2016年2017年2018年2019H1天顺风能_风塔(元/吨)日月股份_铸件(元/吨)金雷风电日月股份天顺风能中材科技_叶片(元/每十万千瓦)12,00010,0008,0006,0004,0002,000025201510502016201720182019H1-5300250200150100500资料来源：公司公告,国元证券研究中心资料来源：Wind,国元证券研究中心抢装带来的收益丰厚。由于风电机组的全周期寿命为20年，无论是陆上风电或海上风电，假设延迟并网使得度电补贴相差0.05元，则对于一个500MW的中型陆上风电场，假设投资成本为7000元/kw，则总投资额约为35亿元。假设利用小时数2000h，则因为度电补贴减少0.05元，每年的收入将减少0.5亿元，全周期20年收入合计将减少10亿元，粗略估计占初始总投资额35%。所以，补贴的稍许差别可带来收益的巨大区别，因此抢装行情在利益驱使下开启。3.4平价上网渐进，未来装机空间广阔风电度电成本持续下降。2018年全球陆上风电加权平均LCOE为0.056美元/千瓦时，相比2017年下降了13％，比2010年降低35％；2018年海上风电全球加权平均LCOE为0.127美元/千瓦时，比2017年低1％，比2010年低20％。目前海上风电市场主要参与者仍局限于少数国家，中国目前仅次于英国、德国，位居全球第三，占全球海上风电装机总容量的20%。图54：2010-2018年全球风电度电成本（美元/kW）图55：2018年全球主要国家海上风电装机容量（GW）0.200.180.160.140.120.100.080.060.040.020.00全球陆上风电度电成本（美元/kW）全球海上风电度电成本（美元/kW）2010201120122013201420152016201720182018年各国海上风电装机容量（GW）9876543210英国德国中国丹麦比利时荷兰瑞典资料来源：国际可再生能源署,国元证券研究中心资料来源：国网能源研究院,国元证券研究中心而根据国网能源研究院发布的《中国新能源发电分析报告（2019）》，2018年陆上风电投资成本约为7500元/kw，同比下降6%；而海上风电投资成本约为 14000-19000元/kw。陆上风电、海上风电平均度电成本约为0.38元/kwh、0.64元/kwh。根据彭博新能源财经最新预测，2020年，我国陆上风电成本将下降至0.3-0.4元/kwh；2025年，将下降到0.20-0.23元/kwh。而海上风电度电成本2020年将下降至0.56元/kwh；2030年下降至0.41元/kwh。图56：2010-2018年全球风电平均安装成本（美元/kW）图57：中国风电度电成本预测（元/kwh）6000500040003000200010000全球陆上风电平均安装成本（美元/kW）全球海上风电平均安装成本（美元/kW）2010201120122013201420152016201720180.70.60.50.40.30.20.10陆上风电海上风电0.640.560.410.2150.350.382018年2020年2025年资料来源：国际可再生能源署,国元证券研究中心资料来源：彭博新能源财经,国元证券研究中心各省份风电项目收益率情况。从开发经济性看，目前已有省份有不错的内部收益率。“三北”地区、以及山东、江苏、上海、福建、四川等中东部和南方地区，由于资源条件优越、建设成本和非技术成本较低，预计2020年可以实现平价上网。根据国网能源研究院测算，福建、辽宁、四川、河北Ⅱ、湖南风电项目内部收益率排名靠前，超过10%；而贵州、宁夏、重庆、海南等受资源条件、土地、市场等非技术成本影响，内部收益率较低，不具备平价上网的条件。图58：2020年各省风电项目平均内部收益率测算（单位：%）内部收益率（%）12108642福建辽宁四川河北Ⅱ湖南黑龙江Ⅲ湖北上海山东江苏蒙东Ⅱ吉林Ⅳ陕西Ⅰ吉林Ⅲ安徽黑龙江Ⅳ甘肃Ⅱ浙江江西云南天津北京广东陕西山西甘肃广西河北Ⅳ新疆Ⅰ河南海南重庆宁夏新疆青海Ⅰ贵州0资料来源：国网能源研究院,国元证券研究中心 1.建议关注细分领域龙头企业1.1隆基股份（601012）：成长的蜕变，进击的巨人全球光伏持续向好，单晶龙头持续受益。2008-2018年全球光伏新增装机量从6.2GW增长至104GW，年复合增长率达32.66%。根据SPE预测，2019-2021年，全球光伏每年装机量将分别为128GW、144GW、158GW。而公司是全球光伏硅片领域龙头，市占率超过40%，将显著受益于行业需求提升。而目前多晶仍然占据一部分市场份额，随着高效单晶效率的持续提升，单晶替代多晶持续渗透，公司将持续受益于替代进程。高效硅片持续偏紧，公司扩产持续进击。在光伏产业链中，硅片行业技术含量高、行业格局好，2019年在产业链价格持续下滑的背景下，单晶硅片价格仍然维持平稳，显示行业产能仍然偏紧。目前，公司处于产能扩张期，2018年硅棒硅片产能为28GW，2019-2021年三年产能规划为硅片36/50/65GW，预计达产后单晶产能将占据全球的50%。公司预计2020年将提前完成65GW的产能建设，则未来出货量将持续高增长。成本端控制能力优异，大硅片技术引领行业。2019年公司毛利率持续上行，前三个季度毛利率分别为23.54%、28.05%、29.93%，同比提升1.62%、5.05%、8.61%。由于终端价格的稳定，毛利率的提升主要由于成本端非硅成本的下行，预计在公司积极扩产下，非硅成本将有继续下降的空间。而在今年5月，公司推出高效单晶组件Hi-MO4及大尺寸M6单晶硅片，相对M2电池成本降低6.15%，可降低度电成本进一步加快平价上网进程，预计未来大硅片将引领行业进步变革。风险提示：1、全球宏观经济下行，光伏海外推广不及预期；2、技术路线出现重大变革；3、国内装机不及预期。4.1通威股份（600438）：产能扩张，成本为王全球光伏需求持续提升，农业业务稳定发展。“531”新政之后光伏产业链大幅下滑带来全球平价上网的进程提前，同时使得全球装机量需求显著提升。根据SPE预测，2019-2021年，全球光伏每年装机量将分别为128GW、144GW、158GW。公司作为光伏多晶硅料、电池片龙头提供商，将显著受益于行业的高景气。而农业方面，公司是国内水产饲料行业龙头，市占率约15%。公司目前双主业协同发展，同时利用渔业资源，结合光伏产品打造出“渔光一体”新模式，引领行业发展。多晶硅产能加速释放，成本优势显著。目前多晶硅行业处于国产化替代进程。公司子公司永祥股份2018年底在包头、乐山各新建2.5万吨多晶硅产能，且于今年上半年达产，生产成本在4万元/吨以内，现金产能3万元/吨。叠加2017年底公司约有2万吨旧产能的基数，新产能的加速释放使得今年盈利显著提升，使得公司成为国内多晶硅料的龙头提供商。电池片出货量第一，技术升级未来可期。公司是全球光伏电池片龙头，根据PV InfoLink数据，公司2018年全球电池片出货量排名第一。公司电池片非硅成本处于行业第一梯队，在0.2-0.25元/W，大幅低于行业平均水平。公司目前电池片产能约12GW，远期规划为30GW。同时，公司积极投入电池片技术研发。今年6月公司第一片HIT电池片成功下线，转化效率达23%，预计HIT电池片发展逐步加速。风险提示：1、全球宏观经济下行，光伏海外推广不及预期；2、技术路线出现重大变革；3、国内装机不及预期。4.3晶盛机电（300316）：光伏王者迎扩产，半导体蓄势待发国内单晶炉龙头厂商，行业迎扩产新周期。公司光伏单晶炉国内市占率第一，占据国内90%的高端市场份额，客户覆盖几乎所有一线硅片厂商。伴随着全球光伏行业的高景气，公司迎来快速成长。经过上一轮光伏单晶扩产期2016-2018年上半年，公司进入订单低谷。然而新一轮扩产已经开始预热，中环、晶科、上机今年分别宣布25GW、25GW、5GW扩产，总规模超过上一轮扩产。公司目前在手订单25.55亿元，明年有望迎密集招标。光伏海内外需求共振，单晶趋势持续渗透。国内方面，“531”新政已得修复，国内装机量得以保障，预计明年国内年装机量预计在40GW左右，平价上网后装机或超预期。海外方面，由于新政导致组件价格大幅下滑，海外部分地区已实现平价，形成需求爆发。预计未来海内外装机需求形成共振，全球装机量继续维持高景气。另外，高效组件仍然是未来降低度电成本的主要通道，单晶由于转换效率更高、兼容技术更好，未来替代多晶趋势持续。公司作为单晶炉提供商将持续受益。半导体孕育巨大机会，业务起跑估值或提升。中国半导体贸易逆差巨大，进口替代需求显著。公司目前已开发12英寸半导体单晶炉、8英寸区熔炉，填补了国内技术空白。同时，公司积淀深厚，深绑中环股份，业务蓄势待发。截止2019年三季度，公司半导体在手订单5.4亿元。我们预计，在国内半导体级产业迎来投资潮之际，单晶炉设备也有望迎来国产化起点。公司半导体业务占比有望增长，估值可进一步提升。风险提示：1、全球宏观经济下行，光伏海外推广不及预期；2、国内半导体行业发展不及预期；3、国内光伏装机不及预期。4.4捷佳伟创（300724）：光伏设备领军前行，技术升级使命光荣全球光伏电池设备龙头，平价上网催动技术升级。公司是全球技术领先的光伏电池设备龙头供应商，是全球较少可提供电池片完整产线设备的企业，已为全球200家光伏电池企业提供服务。公司在电池片设备的整体市占率超过50%，其中制绒、刻蚀抛光、扩散环节市占率分别达70%、70%和40%。平价上网催动技术路线不断升级，从常规产线升级至PERC产线，再到下一代HIT技术，技术升级驱动上游设备 更替迭代。作为全球光伏电池设备龙头提供商，公司将显著受益于技术升级。PERC电池方兴未艾，HIT技术国产化后潜力巨大。由于PERC技术具备兼容性好、效率高、改造成本少等优点，近年来成为电池片行业主流技术。公司是国内PECVD设备的主要提供商，受益于PERC产线的新建和改造。而目前由于PERC产线大幅扩产，PERC电池超额利润正在减少，下一代技术HIT成为行业关注的焦点。公司目前已具备提供HIT技术核心设备，预计在HIT设备国产化后发展潜力巨大，公司未来将引领新技术前行。同时公司预收账款持续增长，显示目前在手订单丰富，预计可满足公司未来两年的营业发展。半导体设备降维应用，光伏设备格局或将趋于稳固。纵观全球半导体产业发展历史，半导体行业经历过两次转移，发现行业下游公司易随时间变迁，而上游设备企业却屹立不倒。光伏行业是半导体的降维应用，电池片相关制造步骤与半导体较为相似，同时技术进步因素都是两者发展至关重要的内在驱动力。我们预计未来光伏设备发展格局同样大概率会趋于稳固。因此公司作为目前全球光伏电池片设备龙头厂商，有望像半导体设备公司一样，产业链地位逐渐提高直至最终屹立不倒。风险提示：1、光伏行业发展不及预期；2、HIT技术国产化进度不及预期；3、新技术路线发生重大变化。4.3迈为股份（300751）：丝网印刷领军企业，积极布局HIT、叠瓦设备国内丝印设备龙头，在手订单充足。公司是全球技术领先的光伏电池设备龙头供应商，目前公司在丝网印刷设备市场份额占有率超过70%，且产品技术质量强、毛利率高，客户覆盖国内外知名光伏电池片厂商。目前，光伏电池片环节处于积极扩产状态，公司在手订单充足，公司2018年订单量或超过18亿元，在手订单充足给公司未来业绩提供了保障。引领丝网印刷国产替代，积极布局HIT、叠瓦设备。公司不断研发核心技术，产品历经产品也历经SL、SL-DP、DL、FDL等众多突破性发展，未来将继续受益于PERC扩产。同时随着HIT技术国产化，对原有产线的更新替代，将释放巨大市场空间，公司作为HIT的积极布局厂商，将显著受益。而叠瓦技术也是各厂商布局的方向，根据CPIA的预测，2023年叠瓦组件的市场占有率有望达到接近20%。公司具备先进的丝网印刷技术，同时利用开拓的激光设备技术，预计未来将受益于叠瓦组件的兴起。积极开拓OLED激光切割业务。2018年公司取得2.3亿激光订单，并中标维信诺固安的OLED面板激光切割设备，取得实质性订单。这是国产激光切割设备首次用于6代AMOLED产线。未来制造OLED的相关设备即将迎来爆发期，若公司设备能后续被维信诺成功验收并投入使用，将会使迈为在OLED设备市场取得先机，利于后续业务拓展。风险提示：1、光伏行业发展不及预期；2、HIT、叠瓦技术发展不及预期；3、新技术路线发生 重大变化。4.3金风科技（002202）：行业复苏，迎风起航抢装行情开启，行业持续复苏。根据国家能源局数据，2019年1-9月份全国主要发电企业风电投资额为598亿元，同比增长73.0%。投资额的大幅增长主要由于政策和补贴导致的行业抢装潮。预计抢装潮将持续到明年年底。公司目前是国内风电整机龙头提供商，2018年公司新增装机容量为6.71GW，占国内装机总量的31.72%。作为行业龙头，公司将显著受益于行业抢装潮的持续。风机量价齐升，在手订单持续创新高。2018年风机价格持续下滑，叠加2019年抢装潮的来临，今年风机价格持续走高。根据公司官网信息，公司2.5MW风机中标价格从年初3400元/kw提升至目前3900元/kw，提升幅度为14.70%。而订单方面，截止2019年三季度，公司在手订单合计22.8GW，同比增长25%，持续刷新历史记录，其中6S大型机组订单约1.1GW，同比增长125%。预计公司盈利拐点将至，明年公司业绩有望显著提升。风电场业务稳步发展，海外市场平稳向好。截止今年9月，公司权益装机容量4596MW，在建权益容量1390MW。三季度公司并网容量195MW。1-9月，公司自营风电场平均利用小时数为1645h，比行业平均高126h。海外市场方面，截止三季度，公司海外在手订单约1.2GW，预计今年海外交付量1.4GW，2020年提升至2GW。海外市场装机空间的打开，标志着公司竞争实力的不断增强，也预示着公司未来有更广阔的成长空间。风险提示：1、全球宏观经济下行导致风电行业需求不及预期；2、降本缓慢造成装机量增速放缓；3、原材料成本大幅增长。4.4天顺风能（002531）：风塔量价齐升，叶片持续加码全球风塔龙头，受益于行业高景气。目前，国内风电行业由于政策补贴的驱动而处于抢装周期。2019年前三季度数据显示，全国主要发电企业风电投资额为598亿元，同比增长73.0%；行业前三季度招标49.9GW，同比提升108.5%。公司作为全球风塔龙头提供商，显著受益于行业的需求提升。同时公司风塔产品交付价格出现一定幅度上升，预示量价齐升的高景气度。风塔新增产能逐步投放，收购Ambau进军欧洲市场。公司目前已有风塔包头、珠海、太仓生产基地，通过技改产能大幅提升，同时山东鄄城建设的10万吨产能预计年底投产。行业抢装叠加产能释放，预计2019年风塔出货量将在50万吨以上。目前成本端中厚板价格处于下行阶段，未来盈利有望持续提升。海外方面，公司收购Ambau，正式进军欧洲海上风电市场，未来公司海上风电业务可期。布局叶片和电站运营，增强协同效应。公司叶片业务持续增长，上半年叶片销售89套，模具销售13套，收入大增341.28%。目前公司在常熟工厂拥有300套叶片产 能，且在濮阳县签订投资建设产能为600套的风电叶片项目协议，预计明年投产后公司将拥有叶片产能900套。电站运营方面，截至今年三季度公司风电累计并网容量680MW，相比2018年增加215MW，同时公司目前在手订单充足，已核准订单199.4MW，已签订项目开发协议2.98GW，未来公司电站运营业务持续增长。风险提示：1、全球宏观经济下行导致风电行业需求不及预期；2、国内装机不及预期；3、原材料成本大幅增长。'