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1、光伏成本优势明显，国内市场发展承压

1.1 国内承压，海外有望接力

1.1.1补贴下滑，国内增速放缓

“531”新政后，国内光伏进入重整期。2018年，国内政策缩紧后，光伏市场下滑 较为严重，2018年新增装机量出现较大幅度回落。按照目前情况，2019年仍有较大 幅度的下滑,根据国家能源局数据，2019年1-10月，光伏新增装机约为17.5GW，同比 下降54%。按照年底累计装机超过200GW的预测，19年全年新增装机量大约在30GW左 右，同比下滑约32%，远低于之前40-45GW的预期水平。

今年国内光伏装机量不及预期由很多因素造成：

1.政策下发较晚。今年光伏电价、竞价补贴以及规模等相关政策下发较晚，政策迟 迟不落地造成了市场启动较晚，有效施工时间较短并且缩短了竞价项目的申报时 间，导致部分申报项目的消纳和土地问题没有实质落实，致使“僵尸项目”的出 现。

2.补贴缺口的扩大。光伏项目的补贴缺口连年加大，根据solarzoom新能源智库预 测，截至2020年，我国光伏补贴缺口将高达2553亿元。与此同时金融机构对部分企 业的信贷政策进一步缩紧，加大了开发商资金链的紧张程度。这极大程度上限制了 开发商建设新电站的投资意愿。

3.风电抢装的挤出效应。2019年-2020年是风电争取高电价的抢装期，因此电站开 发商更愿意优先选择收益率更高的风电项目，导致了一部分光伏项目的滞后。

1.1.2海外市场有望迎来增长

海外需求较好，弥补国内下滑。尽管国内市场情况不尽如人意，但全球整体来看，光 伏新增装机仍保持正向增长，尽管增速受到中国市场下滑的影响有所减缓，但未来仍 有较大空间。根据IRENA给出的2050年路线图，到2050年光伏将成为最主要的供电方 式，提供25%以上的总电量供应。光伏总装机量超越其他能源达到8519GW，较目前规 模提升至少10倍，比风电多出40.95%。

近年来，海外市场持续发力。除头部市场继续高速增长外，新兴市场的发展同样不可小觑。根据Energy Trend统计，仅仅经过3年，全球达到GW级市场的国家已经从 2016年的6个达到2018年的13个，预计到2020年将达到15个。

海外市场的增长带动了国内出口的增长，2019年前十月我国光伏产品出口额创新 高。2019年1-10月，我国硅片、电池片和组件出口额总计177.4亿美元，同比增长 32.3%，超出2018年全年总额，其中组件出口量58GW，同比增长超过75%。

1.2 明年市场环境改善，降本增效仍是主旋律

1.2.1 政策加速出台，料定市场情况好转

政策沿用2019年框架，汲取“前车之鉴”，启动时间提前。2020年光伏管理政策仍 然沿用2019年的“六定”原则，保证了政策的稳定性。2019年光伏新增装机量不及 预期的很大一部分原因是政策落地较晚，今年4月30日政策开始公开征求意见，5月 30日才正式下发。为保证明年政策在2020年1月1日正式实施，各方决定将征求意见 阶段与电价政策脱钩，即先将总原则公开征求意见，与此同时等待财政部和发改委 出台相关政策，从而缩短征求意见到正式下发政策的时间间隔。政策的稳定以及加 速出台有望为光伏市场注入一针“强心剂”。

预计2020年需求端开始改善，2021年后左右回归较快增长。明年市场规模组成部分 主要有2019年未完成的竞价/平价项目、2020年新增的竞价/平价项目、自发自用和 户用分布式项目以及领跑者奖励项目和国家示范项目等，根据智汇光伏估算，2019 年各类项目的结转规模大约为18.3GW；2020年的竞价上网项目约为15.6GW；户用项 目5-7GW；工商业平价项目3GW，合计大约为42-44GW，与CPIA之前40-50GW的预期一 致。

1.2.2 行业加快出清，降本增效是盈利能力的保障

我国光伏发电已基本实现用户侧平价上网，正在迈进发电侧平价时代。由于“531” 对光伏产业的巨大冲击，下游需求锐减，光伏产业链各环节产品价格均大幅跳水，以 光伏组件为例，价格从2017年的3元/瓦降至2018年的2.1元/瓦再到2019年的1.77元/ 瓦以下，降幅巨大。光伏产业上游材料价格的下降导致了下游电站系统成本的骤降。 根据IRNEA数据，截至2018年底，我国光伏电站总安装成本为879美元/kW，同比下降 22.64%；平准化度电成本为0.066美元/kW，同比下降20.48%。

光伏成本下降速度较快，市场出清重塑行业格局。随着光伏成本端下降以及补贴退出进程的加速，光伏行业进入增速换挡期，产业下游需求逐渐由补贴驱动转换为内 生的收益率驱动。标杆电价的持续下调促进产业重整，提升行业集中度，“531”新 政后，产业链各环节产品价格大幅下降，产业竞争加剧，低端产能将陆续停产、出 清，市场集中度提升速度加快，同时也倒逼光伏企业开发更高质量产品并压缩生产 成本。

目前来看，光伏行业成本保持较快的下降速度，降幅高于标杆电价下调幅度。2011 年-2018年，我国光伏平均LCOE由0.247美元/kW下降至0.066美元/kW，降幅达73.28%；同时期我国光伏标杆电价下降幅度最大的I类资源区从1.15元/kW下降至 0.55元/kW，降幅仅为52.17%。我国光伏产业链成本的较快下降保证了头部企业的 盈利能力。在光伏政策的引导下，光伏平价上网有望加速实现，光伏企业的“降本 增效”阵痛期进一步缩短，下游需求加速回暖，光伏企业未来板块估值修复空间巨 大。

未来度电成本的降低主要依赖于光伏电站系统成本的下降。根据度电成本测算公式， 度电成本与发电量成反比，与投资成本成正比。影响发电量的因素有系统效率、组件 衰减率、有效利用小时数和弃光率；影响投资成本的因素有系统成本、杠杆使用等。 我们认为系统成本与有效利用小时数为影响光伏电站度电成本的主要因素，其中有 效利用小时数由各地区光照禀赋所定，所以未来度电成本降低主要依赖于系统成本 下降。

1.3 光伏产业链情况

1.3.1多晶硅：需求稳定，关注进口替代

全球多晶硅需求稳定，进口替代促进自给率提升。由于2018年政策调整的影响，我 国多晶硅进出口量较大程度的下滑，但进口量向上趋势仍然较为明显，我国多晶硅 国产化程度仍然偏低。但2018年的转折为国内多晶硅相关企业提供了扩大自身市场 份额的绝佳机会，随着未来技术升级和产能扩张带来的成本下降，我国多晶硅自给 率有望上升，未来多晶硅企业的主要增长点来源于进口替代。

行业格局稳定，国内企业制造成本稳步下降，毛利率维持高位。光伏产业链中多晶 硅环节属于高技术门槛与规模门槛并存的行业，市场格局稳定，集中度较高，毛利 率普遍维持高位，企业竞争力主要体现在成本控制能力上。通过分析多晶硅生产成 本结构可知，能耗成本占比最大，所以国内企业新建产能大多位于新疆、内蒙古等 电力资源丰富电价低的地区，靠近坑口电站。国内多晶硅新产能陆续投产将进一步 拉低生产成本，从上游压缩光伏产业链原料成本，推进平价上网进程。

多晶硅行业集中度较高，产能逐步扩张。2019年预计多晶硅产能CR10将达到89.47%， 同比增加4.57pct。行业产能扩张较快，2019年预计多晶硅产能将达到44.2万吨，同 比增长8.33%。

1.3.2硅片：行业垄断特征明显，单晶产能需求增长

单晶逐步占据主流市场，龙头积极扩产巩固自身地位。着眼未来，由于单晶具有天生 的晶格整齐排序优势，在金刚线细线化、配合PERC增加转换效率、硅片薄片化和高 效N型电池推广方面有着更大的潜力。受益于技术进步和规模效应带来的成本下降， “领跑者”计划等政策倾斜，国内单晶硅片市场份额不断增加。单晶替代的趋势已确立， 单晶硅片企业积极扩张产能，而多晶路线企业也积极转型规划单晶产能。单晶硅片龙 头隆基股份、中环股份2018年新增产能约13GW和9.5GW，多晶路线的晶科也有3GW 级别的扩产，促使整个行业的单晶产能快速扩大。头部企业产能扩张不停歇，隆基股 份19年底单晶硅片规划产能达到36GW，扩产8GW。

行业双寡头垄断特征明显，积极扩产稳固龙头地位。硅片行业集中度较高，从出货 量来看，硅片CR10逐年提高，从2015年的64.06%增加到2018年的75.90%。细分来 看，保利协鑫是多晶领域龙头，产能占比达20%；隆基与中环在单晶领域二分天下， 二者产能合计占比超六成。硅片领域竞争格局清晰，龙头企业溢价能力较强，毛利 率在政策缩紧的情况下依然保持稳定，压低了上游多晶硅与下游电池片的利润。由 于下游需求旺盛，硅片行业产能利用率一直维持在高位，我们认为在强调电池片效 率提升背景下，上游硅片品质将愈发重要，硅片高端产能尤其是单晶产能将继续保 持较高利用率，同时由于下游电池片企业竞争激烈，缺乏足够议价能力，以及硅片 行业进入门槛过高等原因，硅片领域龙头企业将继续保持较高盈利能力。

光伏电池技术进步对硅片纯度要求提升，单晶硅片为未来主流需求。虽然光伏电池 技术在单、多晶硅片上均可应用，但单晶转换效率更高，在高效电池技术（PERC/n 型电池）应用方面也更加成熟，同时也更加适合于集约性更高的分布式小型电站。 预计随着高效电池渗透率提升与分布式小型电站装机量增长，单晶硅片需求也将逐 渐增长，并成为未来市场主流产品。

大硅片是长期趋势，标准的确定是关键。6年前，隆基、晶龙、卡姆丹克、中环和阳 光能源五家国内主流单晶硅片制造商共同发布了单晶M1&M2硅片产品，统一了行业 156.75±0.25mm的单晶硅片规格，并于2015第三季度成为全球行业标准。近年来，行 业内157.35mm、158.75mm等非标尺寸的电池片和组件开始愈演愈烈，对单晶硅片的供 给端有一定的扰动。2019年5月23日，隆基推出M6（166mm）大硅片，希望能够以M6和 M2大小两种尺寸的单晶硅片满足所有客户对硅片尺寸的需求，并再度统一行业标准。 大硅片能够显著摊薄电池组件单瓦的非硅成本，小幅提升组件效率，但基本不能降低 每瓦硅成本。以包头项目为例进行BOS成本测算，得出采用M6硅片能够降低8.3分/W的 BOS成本。目前采用大硅片的厂商仍较少，下游厂商的推广仍有一定的阻力，一方面 隆基刚刚推出，向下传导需要时间;另一方面即使解决了工艺问题，客户选择组件版 型时仍趋向于熟悉的尺寸;此外，对现有产线的改造也需要额外的资金投入;最后，硅 片变大后能否保持表面均匀和批次的稳定，相关的工艺方面仍需验证，部分辅助装置 需重新设计。如果大硅片能复制M1和M2硅片的成功经验，顺利成为国际标准，渗透率 将快速提升，继而打破资金持观望态度。总的来说，我们认为大硅片符合长期降低组 件成本和最终度电成本的诉求，是长期发展的趋势;但短期来看，其渗透情况仍不明 确。

1.3.3电池片：PERC成为主流应用技术

技术路线变更频繁，新产能更具竞争力。光伏产业链中，上游多晶硅、硅片环节主 要负责提供原料，下游组件环节主要负责组装加工，真正决定光伏电站系统效率的 是中游的电池片加工环节，该环节工艺流程较长，针对某一个工艺环节的技术微创 新更新较为频繁，龙头行业地位变更也较为常见，通常新产能配置最新的设备以及 最优的技术路线与成本控制能力，相比老产能而言更具市场竞争力。同时电池片生 产成本构成中硅片成本占比达75%左右，降本难度较大，因此选择合适的技术路线、 提升电池转换效率是电池厂商的核心竞争力。

PERC电池将成为未来主流量产电池，产能两年增长20倍。2016年之前，光伏电池研究 主要集中于对晶硅电池迎光面，效率提升速度在每年0.3%左右，2016年之后，随着沉 积AlOx产业化制备技术和设备的成熟，PERC技术开始进入产业化阶段。PERC，即钝化 发射极和背面电池技术，采用AL2O3膜对背表面进行钝化，有效降低了背表面复合，提 高开路电压，增加背表面反射，提高短路电流，从而提升电池效率。从第三批应用领 跑者中标结果来看，PERC电池占比已达70%，成为领跑者项目主流电池产品。目前光伏电池片都在积极布局PERC产能，2016年全国PERC电池产能约3GW，2017年达19GW以 上，2018年已经突破60GW，预计到2020年对PERC电池的需求将超过100GW。

PERC电池转换效率高、与其他高效电池和组件技术融合可以进一步提升转换效率。 PERC技术应用对于常规电池转换效率提升在1%以上，其中主流单晶PERC效率可达 21.3%，当前单晶PERC电池最高效率记录为隆基的24.03%，略高于n型电池主流水平。 双面PERC电池几乎在不增加成本的情况下便可实现双面发电，可在系统端实现10%25%的发电增益。同时PERC电池与多主栅、选择性发射极和TOPCon等技术叠加，转换 效率还将进一步提升。

PERC电池兼容老产线，且成本增长有限：PERC电池工艺相对简单，能够兼容现有产线， 只需增加钝化膜沉积设备和膜开口设备便可进行工业化复制，这也是PERC电池产能 得以快速扩张的原因；同时新产线成本增加主要为新增设备折旧，生产成本和常规电 池接近。

1.3.4组件：技术升级应对降本需要，产业整合构造行业壁垒

技术低端导致行业参与者众多，降本压力推动市场加速出清。光伏产业链中的组件 端主要为组装环节，毛利率较低。因为技术门槛较低，组件厂商在前几年光伏下游 装机需求旺盛的背景下数量激增，同时由于产品同质化较为严重，市场集中度并不 高，2018年CR10为56.27%，2019年同比上升5.15pct达到61.42%，但相比于硅料和硅 片集中度水平仍然较低。为降低下游电站系统成本推动平价上网超预期前行，组件 降本首当其中，市场出清加速。未来随着行业竞争格局优化，成本控制能力较强的 企业将维持较高毛利并攫取更大市场份额。

产业链整合可显著降低采购成本，行业进入壁垒持续提升。从组件生产成本构成来 看，制造费用占比较小，降本空间有限；电池片及辅材采购成本占比接近80%，因此 具有上下游产业链整合能力的龙头企业具有显著成本优势。在光伏组件价格不断下 降的背景下，未来具备规模优势或电池片-组件一体化经营的企业才具有竞争力，行 业壁垒将持续提升，自产电池片的隆基股份毛利率显著高于其他组件厂商也印证了 这种经营模式的合理性。

组件技术升级是促成平价上网最直接的技术通道，高效组件产能开始释放。下游电 站系统效率主要取决于组件效率，所以组件技术升级是提升系统效率、推进平价上 网最直接的技术通道；同时由于组件厂商制造成本下降空间有限，提升组件效率也 是降本的重要举措。组件效率一方面取决于电池片自身的转换效率，另一方面取决于组件新技术的应用。目前高效组件技术主要有多主栅（MBB）、双玻、半片以及叠 片等技术。

2、风电抢装确定性强，海上风电有望发力

2.1 风电发展趋势良好，中国风电市场雄踞世界第一

随着全世界对碳排放要求愈来愈高，大规模使用清洁能源已经成为全球共识，根据 IRENA提出的能源发展路线图，预计2050年可再生能源发电量将达到总发电量的86%。 风力发电成本低廉，届时将占电力总供应量的35%，预计总装机量将达到6044GW，相 当于当前装机规模的10倍。

2005年以来，中国风电行业发展迅速，2018年我国新增风电装机量20.59GW，占全球 新增风电装机量的41.10%，累计装机量197.80GW，占全球累计装机量的33.13%，风电 市场规模牢牢占据世界第一。2018年全球风电整机制造商市场份额前15名中有8家企 业来自中国，我国风电产业链市场份额占比巨大。

随着我国风电产业链技术的日趋成熟，成本不断下降，风电已成为我国应用规模最 大的新能源发展方式。《风电发展“十三五”规划》提出，风电累计并网装机容量要 达到2.1亿千瓦以上，年发电量确保达到4200亿千瓦时。随着未来技术进一步发展， 风能将成为极具成本优势的电力来源，国家可再生能源中心预计，到2050年风力发 电将占我国发电量构成的50%，成为最主要的电力来源。根据中国风能协会估算，2050年风电总装机量将达到2150GW，中国风电行业未来前景十分广阔。

2.2 技术升级助力，降本增效加强风电竞争力

2.2.1 风电迅猛发展，成本优势明显

我国风电起步较晚，1993年国家才开始风电产业的规划，1997年国家计委提出，到 2001年风电项目达到1000MW。国家“十五”（2001-2005年）规划中开始对可再生能 源的比重作出要求，2003年起，国家连续5年组织风电特许权招标，规划大型风电基 地，随着2006年《可再生能源法》的实施，我国风电市场进入高速发展期，总装机 电量在2008年达到1221万千瓦，较2004年增长近20倍。在风电规模快速发展的同 时，我国风电企业的成本优势开始凸显，根据IRENA数据，2018年我国陆上风电平 均装机成本为1173美元/kW，较1996年下降65.93%，相较于2018年全球平均成本低 21.72%，平均度电成本从1996年的0.173美元/kW下降至2018年的0.047美元/kW，下 降72.83%。

在未来行业继续降成本的过程中，风机技术的升级将起到至关重要的作用，风机大 型化、发电机和叶片相关技术的快速更新将推动风电成本进一步下降。

2.2.2 风机大型化成为行业趋势

风力发电成本下降最主要推动力源于风机技术革新，其中衡量风机技术中较为重要 的两个参数为风轮直径和输出功率。通过提高风轮直径增加扫风面积，进而提高风能 利用率，使得风机即便在低风速区域也可以有优异的表现。全球各大整机制造商频繁 推出大叶片、大兆瓦机型来获得竞争优势。GE目前陆上机型为4.8MW和5.3MW，海上风 电达到12MW，西门子歌美飒则推出了5.8MW，170m叶片直径的大风机，维斯塔斯的海 上风机功率已经达到10MW。从国内市场来看，金风的3S陆上风机平台功率达到4.5MW， 东方风电、明阳、海装相继推出10MW海上风机。金风也推出8MW海上风机，风机大型 化趋势已经形成。

IRENA预测，到2022-2025年陆上风机平均功率将达到5.8MW，风轮直径达到170m；到 2025-2030年海上风机平均功率将达到15-20MW，风轮直径有望超过230m，这将极大 提高风电的发电效率，降低度电成本。

风轮直径逐年上升，大叶片成为行业主流。全球范围来看，2018年111-130m叶片直径 取代了2014年的91m-110m成为了行业最主流叶片规格，占据了57%的市场份额，较 2014 年提升了46%。从国内来看，120m以下叶片份额快速下降，2018年平均风轮直径已经 达到118m，140m以上直径规格叶片将逐步成为业界主流选择。

2.2.3 叶片材料革命，拥抱大风机时代

国家支持风电叶片材料研发。随着叶片长度的快速提升，对叶片刚度、强度以及重量 的要求也愈来愈高。早在2016年，国家发改委联合国家能源局印发的《能源技术革命 创新行动计划（2016-2030年）》中就提出，要研究100米级及以上叶片结构轻量化设 计、高效叶片气弹和新材料相结合的一体化设计技术以及叶片碳-玻材料混杂及铺层 优化设计技术，推动国产叶片产业化。国家能源局在《能源技术创新“十三五”规划》 中也指出，我国将开展大尺寸、大厚度碳纤维复合材料风机叶片热载荷与力学载荷综 合作用研究以及碳纤维复合材料风机叶片结构优化设计。科技部发布的《2019年国家 重点研发计划重点专项项目申报指南》也指出，将开展新型轻量超长柔性叶片技术、 超长叶片一体化设计技术等研究。可以预见，高性能材料和精细化设计将成为未来叶 片发展的必然方向。

性能优异，碳纤维复合材料逐步登上叶片舞台。碳纤维是用高温分解法在高温的惰性 气体下将有机母体纤维（粘胶丝、聚丙烯腈或沥青等）碳化制成的，具有强度大、密 度低、模量高、线膨胀系数小等特点，是一种力学性能优异的材料。碳纤维复合材料 具有刚度强、质量轻等一系列优异特性，研究表明，碳纤维复合材料叶片刚度是玻璃 纤维复合叶片的2-3倍。当叶片长度为34m时，EPR/玻纤复合材料叶片质量为5200kg， 而碳纤维增强EPR叶片质量仅为3800kg。

目前碳纤维没有普及的主要原因是材料成本过高以及对工艺制造水平要求较高。目 前叶片成本是风机价格的主要组成部分，约占20%，而其中叶片材料又占到叶片成本 的80%以上，因此叶片材料成本是风机制造商重要考量因素。尽管目前碳纤维成本仍 然比较高，但是由于碳纤维密度较小的优势，随着叶片长度不断增加，碳纤维材料的 成本将被摊薄，因此当叶片达到一定规格后，碳纤维的成本劣势将被弥补甚至转化为 成本优势。此外，通过碳纤和玻纤混编也可以有效降低成本，并兼具玻璃纤维和碳纤 维的优势，或在叶片关键部位应用碳纤维，如应用在叶片的表面、横梁以及在叶片前 后边缘以提高刚度和避免雷击对叶片造成的损伤。目前，在叶片中注入碳纤维工艺难 度也比较大，复合材料成型加工浸润比较困难。但是，通过行业不断技术创新，提高 叶片工艺制造水平，引进新型成型加工技术如预浸料（RTM）和真空辅助树脂传递模 塑工艺（VARTM）等，碳纤维生产难度也将逐步降低。

2.2.4 直驱技术引领行业方向，效率成为主要驱动力

双馈式风力发电机是一种绕线式感应发电机，为行业内早期普遍应用的技术。其风 轮通过高速齿轮箱连接发电机的高速转子，而直驱式发电机的转子转速低，无需齿 轮箱进行变速与风轮连接。由于直驱技术省去了齿轮箱，减少了传动部件，使得风 机的机械效率、噪音和故障率大大降低，同时风机体积也因此减小，降低了运输难 度。此外，永磁直驱技术具备较强的电容补偿、低电压穿越能力，对电网的冲击较 小。

相较双馈式发电机组，直驱技术未来有更大上升空间，其后续运维成本低廉并能适应 低风速情况，且在我国三北地区应用有较大优势。预计未来直驱风机占新增装机量的 比重将持续上升。

2.3 抢装背景下，市场格局向有利于整机商的方向倾斜

2.3.1 运营商为风电核心驱动因素

弃风弃电持续“双降”，为明年市场增量打开空间。2019年前三季度全国风电平均利 用小时数1519小时，同比下降45小时；全年弃风电量128亿千瓦时，同比减少74亿千 瓦时，平均弃风率4.2%，同比下降3.5个百分点，全国弃电量和弃风量持续“双降”， 均创新低。在弃风率大幅下降、利用小时数持续提升的背景下，IRR也将明显上升， 风电运营商投建新风电场动力大大增加。

与此同时，国内风电红色预警限制逐步解除，18 年由红六变红三， 19 年红三变红二， 2018 年吉林由红色区域调整为绿色区域，黑龙江由橙色调整为绿色，弃风弃电量的 双降加之风电投资预警的好转为明年的抢装行情打开了足够的增量空间。

指导电价逐年下调，运营商为高电价抢装。2019年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。此外，《通知》还规定了2019年和2020 年的指导电价，呈逐年下滑态势，并指出新核准项目不得高于项目所在资源区指导价。

在此背景下，为了保住高电价的项目，运营商一方面必须抢核准同时还要保证开工和 并网，2020年运营商将有充分的抢装动机来保障项目IRR。

国企运营商稳扎稳打，系抢装背景下主力军。从风电运营商的格局来讲，中国风电运 营商以国有大型电力集团为主。2018年风电运营公司累计装机量中排名前十的为国 能投、华能集团、大唐集团、国电投、华电集团、中广核、华润集团、天润、中国电 建和三峡集团，累计装机容量合计超过1.4亿千瓦，占全国装机量的70%。他们是风电 行业主力军，对中国风电行业的发展起到举足轻重的作用。鉴于国企背景，他们在经 营风格上倾向于稳扎稳打，抢装背景下不会出现光伏抽风式发展的混乱情况。

2.3.2 风机供不应求，产能成为整机商天花板

由于运营商的抢装需求，风电招标量激增。2019年前三季度，国内公开招标量达到49.4GW，同比增长108.5%，仅前三季度数据就以超过历年的年度招标总量。作为先 行指标，如此高的招标量预示着明年并网量将大幅提升。

抢装导致目前风机供不应求，推动风机价格快速上涨。今年11月25日，华能河南115MW 风电场工程项目中，GE的中标均价达到了5284元/kW。2019年以来，各机组投标均价 持续回升，且增幅不断扩大。今年9月，2.5MW级别机组投标均价为3898元/kW，比去 年8月份价格低点回升17%；2019年第三季度，3.0MW级别机组的投标均价均在3700元 /kW以上，9月份更是高达3900元/kW。

整机商产能紧张，出货量很难满足需求。从2018年下半年起，运营商项目招标开始加 速，目前仍有存量未消化订单，叠加今年如此高的招标量形成的新订单，此次抢装潮 对整个风电产业链尤其是整机商的产能要求较高，目前绝大多数一二线整机商已经 无空闲产能。根据Bloomberg NEF数据，2018年中国风电整机制造商名义产能合计仅 为58.3GW,与2014年持平，仅比近五年最低名义产能水平高出2.1GW。而名义产能中又 有很大一部分为主流4MW左右的机型，实际有效产能更加捉襟见肘，而海上风电由于 机型硕大、施工难度高，以当前产业链水平更是很难支撑如此大规模抢装潮。根据 Wood Mackenzie最新报告，目前已经核准的海上风电项目按照现有供应链水平，仅有 20%项目能够在2021年底前并网发电。

整机制造商格局明晰，市场份额集中度不断攀升。 2018年中国风电整机制造商新增装 机量排名金风稳居第一，远景能源排名第二，明阳智慧能源、国电联合动力、上海电 气分别位于第3、4、5名。近五年整机制造商市场份额集中度逐年上升，排名前五的 整机制造商市场份额由2013年的54.1%增长到2018年的75%；排名前十的市场份额由 2013年的77.8%增长到2018年的90%。综合近10年来的数据来看，整机制造商经过了一 轮洗牌，从2006年的100多家到现在的仅剩31家，行业竞争格局基本明确。金风科技 连续7年新增整机量排名第一，是行业的绝对龙头。另外，值得关注的是远景能源这 匹黑马，从2011年的排名第十五位，到2012年首次进入前十，再到2013年进入前五， 2015年进入前三，2016、2017和2018年连续三年保持第二名。远景是以智慧能源为切 入点，智能风机发电性能要比传统风机高15-20%。

尽管整机商产能受限，但由于风机价格改善和装机量大幅提升，明年整机商业绩将 很大程度上的有较大提升，重点关注整机商龙头。

2.3.3 零部件产能趋紧，叶片板块值得关注

风电机组零部件主要包括叶片、主轴、风塔、锻铸件等零部件、齿轮箱（双馈式）、 发电机等。其中叶片成本约占整个机组成本约23%，是整个风机最大的成本组成部分。 主要叶片制造商有中材科技、时代新材等，其中中材科技市场占有率较高。在今年上 半年，叶片就曾出现过产能趋紧的情况，致使叶片价格大幅上升。在明年抢装背景下， 叶片产能将成为主要因素，板块相关标的值得关注。

风塔占整个机组成本约15%。目前，国内塔架生产企业约100多家，然而这些厂商的规 模与技术水平存在着较大的差异。风机塔架市场分为高端市场、中端市场和低端市场， 一般来说，2.0MW及以上风机塔架属于高端市场，1.5MW至2.0MW风机塔架市场属于中 端市场，1.0MW及以下风机塔架市场属于低端市场。中低端风机塔架市场尤其是低端 市场是完全竞争的市场，而高端市场份额被少数实力较强企业所占据。主要制造商有 天顺风能、泰顺风能、辽宁大金重工和天能重工，其中天顺风能是塔架环节的龙头。

2.4 后补贴时代，大基地和海上风电贡献增量

在补贴退出后的竞价/平价时代，中国风电项目储备将主要来自风电开发潜力较高的 区域，即“三北地区”和“东南沿海地区”，根据IRENA测算，中国陆上风电共有8800GW 的开发潜力，其中“三北地区”资源最为丰富且优质。从海上风电来看，在水深小于 20米区域，中国拥有496GW海上风电开发潜力；在20-50米区域，拥有1127GW的发潜力； 在50-100米区域，拥有2237GW的开发潜力。而 这些海上资源多数集中在东南沿海区域， 在可预见的未来，海上风电将贡献巨大增量，实现沿海电力生产中心即电力负荷中心 的目标，有效解决沿海煤电污染和特高压输电投资巨大问题。

三北地区拥有极好的风电开发潜力，风功率密度平均水平在400-600W/m2。然而，中 国用电需求主要集中在中部以及东南沿海城市，电力负荷中心与电力生产中心结构 性错配，之前大规模开发一度造成了严重弃风弃电现象。为了解决这种供需不匹配的 情况，中国近年来加大输电网络建设，运用先进的特高压技术，形成了庞大的特高压 输电网络，截至2018年底我国在运特高压累计线路长度达27114公里，累计输送电量 11457.77亿千瓦时。

依托逐渐完善的特高压远距离输电设施，我国开始在三北地区建设一批风电大基地 项目，这些大基地项目依靠优质风资源，在未来平价时代，能够形成较大优势。据金 风科技估计，风电大基地规划总规模不低于25GW，未来几年大基地的陆续开工将为风 电行业带来增量，同时加快三北地区风电行业复苏。

国家政策支持，中国海上风电发展迅速。截至2018年，中国海上风电累计装机4.445GW，根据国家“十三五”规划，到2020年海上风电要实现并网5GW和开工10GW，相较目前 装机量，海上风电仍有较大空间。

从全球范围上来看，2018年中国已经超越英国和德国，成为海上风电新增装机量第 一，新增装机量占全球总量的40%以上。中国海上风电国际竞争力在不断提升，这将 为海上风电技术发展打下基础。目前海上风电成本仍然较高，行业降成本需求大，同 时下降空间也较大，若未来成本优势进一步显现，海上风电将迎来更快发展。

3、投资建议

3.1 隆基股份（601012）:技术和成本优势，打造全球单晶一体化龙头

3.2 通威股份（600438）: 硅料将迎来全面满产，电池片盈利处于底部

3.3 金风科技（002202）: 风电整机龙头，整机毛利率拐点已到

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（报告来源：万联证券）

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