驱动换挡需求升级，赛道清晰首选龙头
——2019年新能源发电行业中期策略报告
兴业电新团队：朱玥，刘思畅，陶宇鸥，曾英捷、张哲源
投资要点
光伏板块：增长逻辑确定，黄金时代开启
多重政策利好，国内加速平价：补贴政策正式发布，竞价政策落地在即，新政策新模式利于挤出行业寻租空间，降低非技术成本，利于固定补贴金额下装机规模最大化，减轻补贴压力同时加速平价，一举多得。同时，平价、消纳保障机制等多项利好政策陆续出台，短期改善存量、贡献增量，长期为平价后可再生能源持续渗透奠定基础。
需求拐点已至，海外平价放量：国内竞价模式思路已定，待政策落地后，国内需求释放，预计扶贫与户用先行，平价项目作为增量，Q3迎接需求拐点，全年预计装机45-50GW。海外受光伏建设成本下降刺激，多国进入平价时代，2019年全球规模确定性增长，预计新增装机130GW以上。Q1出口数据验证高景气，下半年国内外旺季叠加，产业链价格具备向上弹性，产业量利齐升。
高效加速渗透，龙头聚拢份额：单晶优势确立，渗透持续加速。高效产品市场溢价显著，拥有研发及技术优势的龙头企业可通过推出高效产品持续获得超额收益。技术引领产业高效化进程，充分挖掘光伏度电成本下降空间。平价后激活全球市场，区域性需求爆发带动装机规模非线性增长，龙头率先受益。
投资建议：光伏从周期走向成长，行业赛道清晰，下半年产业量利齐升，板块迎接戴维斯双击，推荐：隆基股份、通威股份、林洋能源、阳光电源等。
风电板块：持续抢装元年，产业格局优化
需求拐点确立，持续抢装开启：2018年需求回暖，需求拐点确立。在政策变革及平价预期促动在手项目加速建设并网，2019年开启3年持续抢装元年，预计吊装规模30GW以上。当前，招标规模创新高、招标价格企稳回升、龙头订单饱和、运营商资本开始计划大幅增加等先行指标验证，叠加限电改善、平价政策、保障消纳机制，风电高景气具备持续性。
盈利模式换挡，竞争格局优化：从标杆电价走向竞价，竞价转向平价，产业重心转移，盈利模式换挡。我们认为，随着对度电成本而非系统成本的关注度提升，产业需求升级转型，利于高质量高效率的龙头制造业市场份额提升，行业竞争格局优化。
投资建议：产业拐点确立，抢装衔接平价，需求持续放量，盈利模式换挡，竞争格局优化。推荐：金风科技、天顺风能等，关注：金雷风电、振江股份、日月股份、恒润股份（机械组覆盖）、泰胜风能、天能重工等。
风险提示：光伏装机不及预期；国际贸易摩擦加剧；原材料价格大幅波动；弃风限电恶化；风电装机不及预期；钢价大幅波动；汇率波动等。
报告正文
一、光伏：增长逻辑确定，黄金时代开启
1.1、需求：需求拐点已至，海外平价放量
国内：新政落地在即，静待反转来临
新政发布在即，静待需求释放。2019Q1由于国内光伏装机政策尚未落地，迎需求淡季。1-3月光伏新增装机5.2GW，同比略有下滑。从结构上看，分布式占比进一步提升，分布式新增装机2.8GW，集中式电站新增装机2.4GW。我们预计，光伏政策经过多轮征求意见后，基本思路已经明确“财政部定补贴额度、发改委定电价上限（既以往的标杆电价）、能源局定竞价细则、企业定补贴强度、市场定建设规模”。预计全年光伏新增装机规模45-50GW，下半年需求启动后，国内外旺季叠加，产业链价格及盈利迎来反转。
补贴政策下发，平价进程加速。4月28日，发改委公布2019年光伏电价政策《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》。新政要求除扶贫、户用外，集中式、分布式电站需竞价上网。规定“自发自用、余量上网”模式工商业分布式光伏，补贴标准不得超过0.1元/kWh。“全额上网”模式工商业分布式、集中电站指导价格分别为0.4元/kWh、0.45元/kWh、0.55元/kWh。户用电站全发电量补贴标准固定不变，为0.18元/kWh。纳入国家资金补助目录的扶贫电站，标杆电价保持不变，分别按照0.65元/kWh、0.75元/kWh、0.85元/kWh执行。竞价模式以及补贴倒逼可促进光伏落后产能淘汰，加速市场平价进度，最大化行业装机规模，减轻国家补贴压力，促进行业良性发展。
弃光率再创新低，光伏盈利得到保证。弃光问题是影响光伏电站收益和光伏投资热度的重要原因。2018年全国弃光问题明显改善，平均弃光率同比下降50%，仅为3%。全国弃光量最为严重的西北五省，光伏消纳问题得到明显解决。新疆，甘肃弃光率下降至16%，10%。根据《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年）》的规划要求，2020年新疆的弃光率将进一步降至10%。
新政在软性政策上多重利好，有望降低企业非技术成本。在优化补贴模式外，国家还出台了一系列政策降低光伏企业项目实施难度，开拓多样化融资手段，保证电力收入落实。新政要求地方政府在土地及土地利用相关费用予以企业支持，避免不合理收费。允许平价项目核发绿证，鼓励其通过绿证交易获得收益。电网优先全额收购平价项目电力，按项目核准时的煤电标杆上网电价或招标电价，签订不低于20年的固定电价销售合同。对新能源项目提出具体金融政策支持，鼓励电站企业进行债券融资等多种金融产品。一揽子政策将有效改善光伏市场环境，降低光伏企业隐性成本，成为平价光伏的孕育温床。
消纳保障机制落地，产业利好叠加。为了保证光伏消纳，发改委、能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确消纳责任主体、消纳责任权重、考核机制、考核指标等细则。配额制主要解决可再生能源消纳，是整个可再生能源发展战略的顶层设计。短期，消纳保障政策利于改善存量电站限电，运营商盈利及资本开支能力增强。长期，以消纳保障机制为依托，消纳责任权重为约束，利于平价后可再生能源的持续增长渗透，为行业长期发展奠定基础。
国内：2019年装机规模45-50GW以上，下游抢装启动在即
在既定补贴下，竞价模式有利于最大化装机规模，竞价规模预计30GW以上。2019年新政用于竞价模式的补贴总额共计22.5亿元，预期最终补贴额度为0.055-0.08元/kWh。根据补贴总额固定，光照时长-补贴标准反向关系来预估2019年竞价光伏市场装机规模。以2018年全国平均年光照时长1115h作为标杆，补贴在0.055/kWh对应最大市场规模37GW，补贴在0.08元/kWh对应最小市场规模25GW。我们预期2019年竞价市场规模在30GW以上。
平价市场元年，贡献增量5-10GW。2019年第一批平价项目申报已经基本完成，预计申报总额在15-20GW。其中陕西2.04GW，黑龙2.07GW，内蒙古超过2.8GW，辽宁超过1.3GW。部分平价项目建设已启动，预计年内建成的平价规模可达5-10GW。
补贴规模预计30亿，装机规模预计45GW以上。光伏最新征求意见稿为2019年光伏补贴总规模30亿元，新增装机分为三部分：（1）平价项目，即不占用国家补贴的项目为平价项目，交由地方审批，国家不限制；（2）需补贴的项目，户用划分7.5亿元，单独管理，预计规模3.5GW。集中式和分布式集中竞价，由低到高排序，直至22.5亿补贴规模用完截至，预计有30-35GW，取决于竞价程度。（3）扶贫项目，专项管理，占用扶贫资金，不占用30亿补贴规模。
国内：平价上网区域充分，潜在市场充足
分布式光伏单位造价成本低，有望率先平价。在2018年光伏电站的成本构成中，组件仍是主要成本，分别占据分布式光伏和集中式地面电站总成本的48%和41%。从成本演化趋势来看，组件成本仍是未来潜在降幅最大的部分。2018年分布式光伏造价成本为4.18元/W，地面光伏系统造价成本为4.92元/W，预期两者将始终维持0.6-0.8元/W的价差。差价主要是由于分布式光伏管理费用（前期管理、勘察、设计及招标等费用）和一次设备费用（箱变、主编、开关柜、升压站）较低。
项目收益率有保证，局部平价时代已经到来。根据全国各地脱硫煤电价与平均光照小时数数据，在不同的工程造价成本（4.5元/W-3元/W）下，计算项目IRR。以最低IRR=6%为标准，判定该地区是否满足平价上网条件。根据测算，在工程造价成本为4.0元/W的条件下，只有四川、陕西、山西、宁夏、湖北、贵州、甘肃、安徽的全部或者部分地区平价上网存在难度。平价上网收益较好的地区有山东、四川西北部、辽宁、吉林、黑龙江、河南、河北、广东。预期这些优质地区将成为分布式平价市场的率先增长区域。
国内降税政策降低非技术成本，有望提前全面平价时间节点。在典型光伏企业收入结构拆分中，非技术成本（包括所得税、增值税、利息、销售税金及附加等）占据38.7%，折旧以及运维费用占据47.2%，净利润占据14.1%。可以看出国内光伏市场整体税率较高，挤压光伏企业收益，降低项目IRR。目前国内政策导向积极降税，4月1日起增值税已经由16%降到13%，5月18日国家发改委、财政部等四部门近日联合印发《关于做好2019年降成本重点工作的通知》，减税降费利好挤出光伏市场寻租利润，降低非技术成本，光伏全面迈入平价时间节点可提前2-3年。
发电侧平价后，我国理论年装机空间100GW以上。我们通过构建能源平衡表，在全局角度下，满足用电供需平衡。模型中，主要由火电、水电、风电、光伏及核电供给电力，满足全社会用电需求。根据能源平衡表测算，光伏2020年实现平价上网后，每年新增装机约合在100GW以上。同时，分布式渗透率提升至50%以上，市场空间巨大。
海外：19年边际改善显著，新增与替代需求共振
降本增强海外竞争力，电力需求诱导装机。2018年硅片、电池片、组件出口总额约161.1亿美元（双反后最高水平），同比增长10.9%。2018年全球光伏装机106GW，其中美国装机11.7GW，印度装机11.1GW，欧洲装机8.6GW。光伏在海外已经成为发电成本最低的发电方式，其增长逻辑是：欠发达地区电力需求装机与发达地区老旧火力电站替代。印度、中东等地区，光照条件优异，人均电量不足，光伏成为最优选择，装机规模增长迅速。美国、欧洲等光伏大国电力设施换代，可再生能源占比顺势提升，光伏市场将继续稳健增长。预期2019年全球装机120GW，未来五年内全球新增光伏装机增速维持在10%-20%。
全球光伏装机呈现强国维持，新兴市场多点开花的局面。2019-2021年中国，欧洲，美国，印度将维持占有全球新增装机量的32%-34%，13%，10-11%，9-10%。其他国家地区装机规模占比将从29%提升到32%，主要由于光照资源好的新兴国家装机规模会大幅度提升。
海外市场繁荣，国内优质产品出口骤增。2018年组件出口额约129.9亿美元，同比提升24.3%，组件出口量约41GW，同比提升30%，主要系印度、荷兰、澳大利亚、阿联酋、南非等国家和地区需求提升。中国光伏海外出口正值增速爆发时期，2019年一季度出口总计29GW, 同比提升70%，四月份出口5.7GW，同比增长117%。随着海外光伏价格回暖，预期全年海外光伏市场将迎来量价齐升。
美国：201退坡，透支因素解除
2018年美国新增装机规模预计11.7GW，主要系2016年抢装透支叠加贸易摩擦约束进口组件成本所致。但随着光伏成本的进一步下降、税率进一步下降、以及ITC即将到期，有望看到以南美为主的光伏装机进一步增长。预计2019年美国新增装机有望达到12GW，同比增长20%。
政策红利加组件价格下降激发新增需求。美国国税局明确2019年底前并网项目可享受30%税收抵免，同时可再生能源配额政策也临近结束，加上税率退坡和组件价格下降，2019年新增需求将被激发，市场可能会迎来一波抢装。2020年后预计装机量将恢复增长，也预示着国内企业在美国市场的曙光即将到来。
欧洲：双反结束，大陆产能替代
双反结束后组件价格下降70%，强力刺激需求。欧洲自12年发起审查，至今对我国光伏双反已长达5年。17年10月复审，双反延期18个月，并执行MIP（最低价制度），18年9月到期后取消。MIP价格始终高于市场价30%，“531”市场价进一步下探，MIP价格已高于市场50%左右。双反之后，组件价格已下滑至19欧分，较最低限价30欧分下行30%。
替代+新增需求，龙头本土产能率先收益。取消双反后市场开放竞争，国内低成本产能将迎来巨大发展机遇。（1）替代需求，双反后，我国对欧洲出口大幅缩减，17年欧洲装机8GW，大部分组件来源于东南亚和台湾，我国出口产品仅2GW，预计有5-6GW替代空间。（2）新增需求，IEA预计欧洲新能源新增装机有望翻倍，预计组件价格减半将激发年均3-5GW新增装机。MIP取消后，对于龙头本土产能潜在空间8-11GW，利好龙头出货增长。
印度：装机潜力无限，需求逐年攀升
印度为电力缺口大国，光照资源禀赋较好。17年印度人均用电量1122千瓦时，仅为世界平均水平的1/3，近2.4亿人处于缺电状态，年均电力缺口约13%。预计2018-2040年印度电力市场总需求维持约5%的复合增速，2040年总需求达3288TWh。而印度绝大多数邦年均光照2000小时以上，光伏度电成本较低。
根据BTI预测，2019年印度光伏新增规模13.5GW。其中，公用事业10.9GW，屋顶光伏2.4GW，离网项目0.3GW。随着印度组件税收政策理顺，以及组件价格持续下降，预计 2020-2022 年印度每年光伏新增装机有望达到 15GW 的规模。
1.2、供给：高效加速渗透，龙头聚拢份额
降本增效主旋律，驱动平价需求
剑指发电侧平价，全产业链降本增效成为行业主逻辑。整体看来，成本下降路径可分为两类：一是，工艺优化带来的生产成本下降，如多晶流化床法，金刚线切割，连续投连等技术；二是，效率提升摊薄单位造价带来的成本下降，如单晶硅片，PERC电池，叠瓦技术等。目前工艺优化带来的成本下降逐渐进入尾声，提升效率成为各企业重点研发方向，高效产品市占率不断提升。
单晶替代趋势明晰，渗透率达46%。相比多晶硅，单晶硅片内部无晶界、材料纯度高，光电损失小，转换效率高。光伏单晶化已经成为行业共识。2018年市场主要以单晶扩产为主，并且通过不断规模化及高效化，单晶成本持续下降。从运营端看，高效单晶产品性价比优势凸显，单晶市占率已从2017年28%提升至2018年46%，渗透率增长迅猛，预期将在2020年达到64%。
PERC技术高效且兼容，迅速跃居主流。PERC技术由于产线兼容性好，效率高，性价比高，一跃成为主流产品。2018年市占率达到33%，2020年有望达到56%。目前，隆基股份创造PERC实验室转换效率记录24.06%，截止2018年底全球PERC产能约66.7GW，估计2019年底达到92GW，且SE成为PERC电池的常规工艺，推升电池片主流转换效率达21.6%~22%。
降本增效共同准则，HJT、TOPCon并行发展。单晶PERC电池即将进入性能提升瓶颈期，主要是P型电池存在本征性缺陷造成光致衰减效应（LID）。而N型电池杂质浓度低，无光衰，光电转化率与稳定性优势明显，有希望替代P型电池。在目前市场上，N型电池以HJT和TOPcon 技术呈现并行发展的局面。通威、上澎、晋能等布局HJT技术，中来，林洋等PERT厂商偏向TOPCon。短期来看N型技术经济性较弱，市场大规模上仍然以PERC为主。但是市场对组件效率和稳定性的要求会不断提高，N型是提高电池效率的确定趋势。目前HJT/TOPCon电池的量产转化效率在22%-23%，市场占有率在4%，预期2023年转化效率可以提升到24%以上，市场占有率达到25%。
组件技术兴起，助力PERC效率突破。随着高效需求增长，下游组件厂家提出新型组件技术，来接力效率提升。其中，半瓦+多主栅技术成为多数厂家的选择，预期2019年有望迎来放量。叠片技术近半年成为组件新主流技术，在技术成熟度提高后或于在2020年迎来放量。
高效降本技术铸就护城河，龙头集中度提升
行业变动，龙头承压能力更强。2018年光伏产业因政策波动，行业需求放缓。纵观产业链，在各个环节，龙头企业抗风险能力更强，波动小，整年产能利用率在70%以上，小产能企业产能利率明显降低到50%以下。
行业整合，小厂加速淘汰。小型企业没有成本技术优势，无法及时扩充新的低成本产能，最终随着产业链价格不断降低而被迫淘汰。龙头公司则依规模红利，加码研发，持续保持成本优势，不断提升市占率。
龙头企业享受超额溢价，盈利稳定。根据中国光伏行业协会测算，2018年硅料产业链14家公司平均净利率2.7%，硅片产业链27家公司平均净利率8.4%，电池产业链30家公司平均净利率-5.6%，组件产业链85家公司平均净利率1.0%。通威股份作为硅料、电池双龙头2018年净利率7.3%，隆基股份作为硅片、组件龙头净利率11.6%，显著高于行业平均水平。目前，龙头公司的低成本产能已经基本具备平价要求，护城河显著，能够享受超额溢价。
龙头企业加紧扩张，市场集中度提升。以隆基、通威为代表的光伏龙头企业近年来持续加码扩张，产业集中度提升显著。2018年多晶硅产能向西部低电价地区转移，新疆、内蒙、青海等西部地区多晶硅产量占比由2017年的41.4%提升至2018年的50%以上。硅片产业集中度进一步提升，前十企业份额由72.1%提升到75.9%，呈现协鑫、隆基、中环、晶科四巨头格局。专业化电池厂商开始崛起，通威、爱旭、展宇、中来、阳光中科产量快速提升。组件产业集中度进一步提升，前十企业份额由55.3%提升到60%。
1.3、投资建议：周期走向成长，龙头率先受益
短期，国内政策落地，下半年需求爆发，海内外旺季叠加，产业链价格具备向上弹性。长期，全球平价进行时，高效产品顺应平价趋势加速渗透，龙头公司逆势扩产，市占率稳步提升。推荐：隆基股份、通威股份、林洋能源、阳光电源等。
单晶龙头：隆基股份
战略布局单晶和PERC，引领行业趋势：2018年单晶市占率进一步提升至46%，单晶PERC市占率提升至33%，预期渗透率持续增长。2018年，公司实现单晶硅片出货34.83亿片，较2017年同比增长59%。组件出货7,072MW，对外销售5,991MW，海外销售1,962MW，同比增长370%。
海外出货量突破，市场认可度提升。公司凭借优异的产品质量以及全球知名机构认证带来的增誉效应，成功突破欧美市场。2018年与美国地面电站开发商签订6亿美元高效组件大单，德国市场亦有突破。海外单晶组件销量达到1,962MW，同比增长370%。公司将继续加强海外市场的渠道建设和市场拓展，创造新的业绩增长点。
加码扩张，打造打一体化龙头：为保障高效单晶产品供给，公司计划2019-2021年单晶硅片产能达到36/50/65GW，单晶电池片10/15/20GW，单晶组件产能16GW/25GW/30GW，进一步巩固高效单晶一体化龙头地位。
投资建议：预计公司19-21年EPS分别为1.21、1.63、2.04元,对应(6月5日)估值分别为19.1、14.1、11.3倍，予以审慎增持评级。
风险提示：光伏装机不及预期；国际贸易摩擦加剧；原材料价格大幅波动。
硅料&电池片龙头：通威股份
硅料逆势扩张，成本持续下降：18年公司新增5万吨低成本产能，总产能达到8万吨。公司产本控制能力行业领先，在18年硅料价格降幅40%左右的情况下，依旧维持毛利率35.67%。随着新产能释放，2019年公司硅料有望实现量利齐升。
高效电池龙头，产能翻倍增长：18年公司产能合计12GW，其中多晶3GW，单晶PERC 9GW。2019年眉山及成都产能落地后，总产能将提升至20GW，保持全球第一。18年电池销量6.44GW，同比增长61%，产能利用率达115%。
渔光互补，双主业协同发展：18年公司新增664MW电站，累计并网规模
1.15GW，19年预计新增 500MW，为公司业绩增长奠定基础。立足“渔光一体”，公司农业+光伏双主业形成协同，打造核心竞争优势。
投资建议：预计公司19-21年EPS分别为0.88、1.13、1.38元,对应(6月5日)估值分别为16.4、12.8、10.5倍，予以审慎增持评级。
风险提示：光伏装机不及预期；国际贸易摩擦加剧；原材料价格大幅波动。
分布式光伏龙头：林洋能源
优质电站项目在手，平价趋势增长无忧: 截至18年公司持有电站规模达1.45GW，发电量突破7.5亿，实现发电收益1.33亿元，同比增长21%。公司在手储备项目1.6GW以上，并积极布局平价后分布式项目。随着平价政策落地，利于公司电站规模有序扩张。
智能板块拐点在即，受益泛在物联网布局：公司18年智能板块实现营收14.3亿。公司通过海外市场突破，平抑国内需求波动。2018年公司实现海外销售3805万美元，在手订单达4800万美元。同时，公司作为全球电表龙头，有望深刻受益于泛在电力物联网建设红利，“三型两网”终端层建设开辟智能终端需求新蓝海。
N型电池效率突破，EPC元年首战告捷：公司高效N型电池量产转换效率突破21.8%，并启动TopCon技术升级。同时，凭借N型高效产品，EPC首年收入突破10亿，并与国内外核心运营商建立合作关系。公司规划2019年实现300-500MW电站开发及建设，其中布局100-200MW海外业务，奠定业绩持续增长基础，同时带动N型高效产品应用及渗透。
投资建议：预计公司19-21年EPS分别为0.53、0.64、0.77元,对应(6月5日)估值分别为8.5、7、5.8倍，予以审慎增持评级。
风险提示：分布式光伏装机不达预期；海外业务拓展不达预期；国内竞争加剧。
逆变器、EPC龙头：阳光电源
逆变器出货同比持平，海外增速亮眼：公司2018年逆变器全球出货量为16.7GW，同比增长1.2%，持续5年保持全球出货量第一。其中，中国出货量11.9GW，同比下滑9.8%，主因国内新增装机萎缩所致，但市占率提升至28%，龙头地位稳固。国外出货量4.8GW，同比大幅增长45.5%。
EPC逆势扩张，首度布局风电项目：2018年公司建设光伏电站规模合计1.45GW，规模同比增速9%，项目逆变器全部自供。得益于多年品牌及经验积累，公司建设电站多扶贫、分布式及领跑者项目，契合光伏发展方向，因此规模逆势扩张。同时，公司首度布局风电EPC，于2018年建设第一个风电项目——巨野县100MW风力发电项目，有望受益于发电平价前夕产业抢装大周期，贡献增量业绩。
储能增长近5倍，领先布局迎爆发期：2018年公司储能业务实现营业收入3.83亿元，同比实现近5倍增长，保持高速发展态势。目前公司储能产品及系统得到认证严格的欧美日国家认可，并应用于全球720多个储能项目。公司布局储能业务，率先占领行业制高点并获得海外突破，公司将受益于新能源的推广及储能行业的增长，成为公司下一阶段的增长点。
盈利预测：预计公司19-21年EPS分别为0.7、0.85、1.03元,对应(6月5日)估值分别为13.6、11.1、9.3倍，予以审慎增持评级。
风险提示：伏政策延迟落地；光伏装机不及预期；逆变器价格大幅波动；海外贸易摩擦加剧等。
二、风电：持续抢装元年，产业格局优化
2.1、需求拐点确立，持续抢装开启
18年需求拐点确立，19年抢装周期元年
2018年我国风电行业回暖。实现新增并网20.59GW，同比增长9.7%，新增吊装规模21.14GW，同比7.5%。我们认为装机增长主要受益于：（1）限电改善，运营商存量电站盈利修复，资本开始能力增加；（2）风机降价且发电性能升级，风场IRR较高，行业资本开支意愿提升；（3）中东部建设节奏回归正轨，行业空窗期已过；（4）同时，平价在即叠加存量项目清理政策，项目开发建设加速。
2019年开启3年抢装周期。由于部分已核准项目需2019年底前开工，以保障项目标杆电价不下调，2019年抢装周期正式开启，我们预计，2019年风电新增装机或达30GW以上。同时，市场预期平价节点临近，加速建设在手项目，风电三年持续抢装开启。2021年后发电侧平价后，市场空间打开，需求放量增长。
补贴模式变革，运营商装机指引提升
补贴转向竞价，平价渐行渐近。2018年5月能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，结束标杆电价时代。竞价配置旨在去除非技术成本、加速平价进程，同时减少财政补贴压力。根据政策要求，补贴需求小、项目质量高、设备先进、消纳良好的项目将更加具备竞争力，优先纳入年度建设规模。同时，行业预期随着技术提升及非技术成本下降，2021年我国风电实现发电侧平价。
政策清理已核准项目，加速可建项目开工。4月12日能源局发布《国家能源局综合司关于征求对2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知（征求意见稿）意见的函》，提出各省市已核准2年未开工未延期及延期内仍为开工项目将重新参与竞争配置。预计已核准未开工项目，在2年内或延期内将加速开工建设。一方面，可保证固定电价上网，另一方面，可保障较高标杆电价水平。
项目集中开工建设，运营商建设规模提升。根据最新行业政策，风电项目核准后2年内需开工，政策将促动运营商在手项目加速建设。目前，符合固定上网电价的已核准未并网项目容量总计88GW。其中，融资完成/开工项目规模预计42GW，已核准项目规模46GW。我们预计，随着行业限电、融资、建设环境改善，叠加风电平价预期，2019-2021年风电装机加速，运营商抢装意愿强烈。多家运营企业发布2019年资本开支计划，如华能国际2019年风电资本支出计划高达239.5亿元，同比增240%。华润电力、华能新能源、龙源电力、大唐新能源等多家企业亦大幅提升2019年装机规划。
3年可建设指标97-105GW以上，增长动力强劲
根据《国家能源局综合司关于征求对2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知（征求意见稿）意见的函》，要求严格根据“十三五”规划开展风电项目配置、核准建设。截至2018年底，我国累计总装机达184.3GW，其中预计特高压项目30-35GW。18省市距2020年并网规划仍有装机空间，6省市因限电问题“十三五”并网目标尚未明确，7省市或已达到并网规划（因特高压项目不易拆分，或有省市仍有建设空间）。
我们预计，若剔除已建设的特高压规模距2020年并网目标仍有58-63GW装机空间，且海上项目有5-8GW装机空间。此外，不占指标项目贡献增量，分散式已有规划9.2GW，特高压规划19.8GW，平价项目预计2020年落实5GW。总计97-105GW风电项目可于2021年前建设，则2019-2021年年均可建设规模达到32-35GW，行业增长动力强劲。
限电改善显著，红色区域解禁
2018年风电受益于火电灵活性改造、西部地区用电增长、外输通道建成以及新增装机向负荷中心转移，弃风显著，2018年弃风率7%，同比下降5个百分点。同时，黑龙江地区由红色区域转橙绿色区域，吉林由红色区域转向橙色区域，为风电装机贡献增长潜力。
招标规模提升，招标价格反弹
从招标规模看，2018年中国风电招标规模33.5GW，创下历史新高，2019年一季度招标规模都达到14.9GW，同比增长101%，创单季度招标量历史记录。自2018年四季度以来，各机组投标均价企稳回升。招标价格止跌回升，一方面由于需求出现拐点，供需格局提升均衡价格，另一方面，受益于招标机型大型化，2.0MW及以上机组成为主力机型，抬高供应商准入门槛，竞争格局优化。
2.2、盈利模式换挡，竞争格局优化
产业重心从系统成本转向度电成本
风机风塔等成本刚性，降价空间有限。通过规模化、轻量化等方式，近10年风机风塔成本持续下降，目前已经处于相对成熟的阶段，未来单位成本下降的空间相对有限：
（1）风机，风机生产是通过采购零部件组装而成，购买零部件占风机成本95%。风机零部件以叶片、齿轮箱、发电机为主，生产较为成熟，生产供应商较多，其市场价格主要由玻纤、钢材等成本决定，因此风机成本下降空间相对有限。
（2）风塔，风塔直接原材料为中厚板，占成本比例达到70%以上。同时，塔筒属于定制化产品，无法实现完全的自动化，预计人工成本下降空间有限。
因此，我们认为未来系统成本下降主要依赖非技术成本的下降，诸如寻租空间的挤出。而风机、风塔等单位成本下降空间有限。
依靠效率提升及智能化管理，度电成本仍有较大降本潜力。2018年我国风电进入竞争配置时代，风电项目建设标准从路条转向度电成本，即在度电成本上具备优势、补贴依赖较少的项目才能批准建设。影响度电成本的主要因素为：建设成本、折旧、税率、运维成本及发电量。
通过敏感性分析，可以对以上影响因子进行排序（括号内为敏感系数）：发电量（1.0）>建设成本（0.9）>运维成本（0.1）>折旧（0.02）>残值(0.004)。
在标杆电价市场中，上网电价和发电收入明确，因此建设成本成为投资收益率的关键。而在竞价市场中，风电项目投资将从关注初始建设成本转向风电场全寿命周期度电成本最优，度电成本对运维成本和发电量等要素的敏感度显著提升，设备质量好、发电效率高、运维成本低的产品及服务将更具备竞争力。根据IEA预测，预计2040年中国度电成本有望再下降50%，而其方法主要是提升发电量，如：技术进步、优化风场设计、充分开发和利用风资源等。
2.2、降本增效趋势下产业链需求升级
风电行业盈利模式从固定电价转为竞价，最终实现平价。运营商重心从系统成本转向度电成本过程中，将带动产业链制造环节转型。
EPC：因地制宜，优化设计
装机转移趋势下，中东部地区地势复杂、风资源分布不均匀，各省气候、环境千差万别，需要根据资源区特性，以最大化利用风资源为目的，进行实地考察及可研，因此对开发主体的微观选址、选型方案及项目回报评估有更高要求。
优质风资源日益稀少，需要更加精益化的项目设计和流程，以保证对自然资源获取的价值。加深对资源形式的理解，以资源顶规模，最终以对资源的最优利用、提供的发电经济有效为标尺。根据行业测算，以50MW项目为例，在风资源评估和风机选型方面，随着设计经验的成熟，初始投资能够节省9%-13%，总成本下降贡献度达24%-30%。折算成度电成本，可以下降0.05元/kWh，对于复杂地形，预计可节省0.07元/kWh。
整机：大型化定制化，强调安全可靠
中东部和南方地区地形复杂，风资源差异较大，风场设计成为项目收益率的重要影响因素。为了更好地利用风场风能资源，最大限度发挥机组性能，风机大型化、定制化趋势显著。风机整机技术不断进步，从外部部件集成，到现在掌握核心设计能力（如，变频器）深度整合关键部件的趋势显著。我们认为，风机环节龙头优势更加明显，能够提供多品类机型、具备设计经验、掌握核心技术的厂商将在分散式爆发增长的趋势下提升集中度。
风机：大型化、集中化
大功率风机兴起，可靠性要求提升。风机功率大型化成为主流趋势，我国新增装机中2.0MW机型占比从2014年41%提升至51%，2.0MW以上机型占比从2014年11%提升至45%。2018年，中国新增装机的风电机组平均功率为2.2MW，同比增长3.4%。使用大功率风机可有效提升单位面积风场效率，摊薄部分固定成本。同时，对风机可靠性提出更高要求，若风机故障则检修成本较高、且大功率机型故障后单位时间内发电损失更高。
整机集中度提升，市场格局优化。随着对风机质量及发电效率要求的提升，近年风机市场份额集中趋势显著。排名前五的风电整机企业新增装机市场份额由2013年的54.1%增长到2018年的75%，增长了20.9%。排名前十的风电整机企业新增装机市场份额由2013年的77.8%增长到2018年的90%。
叶片：大型化、轻量化
延长风轮直径、叶片轻型化提高风能利用率。由于部分西部红色区域新增风电装机的限制尚未解除，风能开发利用不断向中东部的低风速区转移，因此延长风轮直径、叶片轻型化成为近年来越发明显的发展趋势。过去十年，国内主流风电机型的叶片直径从68米延长至116米，增加了70%，单个风机的额定功率也提升了50%-100%。从技术上看，延长风轮直径可增大单个风机的扫风面积，从而可捕获更多的风能。叶片材质的轻型化，有助于降低叶片对传动链的荷载，同时其对结构应力的影响也更加均匀，从而可以提高风能利用率。我们预计，轻型化风机叶片、延长风轮长度、提升风机轮毂高度等技术趋势仍将持续，预测到2025年中国主流风机的平均风轮长度可达160米，扫风面积20125平方米，相比目前提升100%，年发电能力提高100%，LOCE下降30%。
塔筒：高风塔品质优先，趋于高端化精益化
塔筒为风场基础而又关键的零部件，是风力发电的塔杆，支撑风电整机工作、吸收机组震动。一般情况下，高度越高，风资源越好。在低风速区，充分利用风资源的有效手段之一，即是提高风塔高度。风塔加高对其品质及建设工艺提出更高要求。
风塔生产流程简单，精益化管理先对关键，产业发展趋势对塔筒的提出更高要求：（1）风机大型化、叶片大型化，对应的塔筒能够有更强的支撑力；（2）低风速区地势复杂，风塔设计及建设需因地制宜；（3）塔筒高度增加，则塔筒厚度、运输高度、重量及制作成本增加，轻量化设计、高端化产品和精益化管理是关键。
2.3、投资建议：政策促需求转型，龙头份额急速提升
运营商资本开支增加，竞价、平价临近，抢装持续。招标价格企稳回升，龙头公司迎来量利齐升。同时，行业集中度有望在度电成本要求下进一步提升，推荐：金风科技、天顺风能等，关注：金雷风电、振江股份、日月股份、恒润股份（机械组覆盖）、泰胜风能、天能重工等。
全球风机龙头：金风科技
国内风机绝对龙头，品质保障市场占有率。公司深耕风电行业，自2001年起成为第一批风机制造商，历经几轮行业周期，品牌形象及产品品质经过时间检验。公司在国内风机市场占有率连年领先，截至2019年一季度，公司在手外部订单合计20GW,同比增长14.6%，总容量持续刷新历史记录。
顺应行业增量趋势，市场集中度加速提升。风电行业回暖明确，2018年风电新增吊装规模21.1GW，同比增长7.1%，2018年新增并网规模20.6GW,同比增长5.6%。同时，2019年步入持续抢装周期，需求有望放量增长。因新增项目需要更大的机型和更长的叶片捕捉更多风资源，对风机和叶片需求更加大型化。另一方面，低风速区及海上风电临近负荷中心，无消纳问题，因此风机效率成为影响收益率的重要因素。公司坚持直驱风机技术，风机更加高效且故障率更低，更加适合于增量市场项目。同时，公司凭借品牌优势，提供配套前后期服务，如，检修、运维及运营监控服务，大大提高产品附加值，有望在未来的市场进一步提升市场份额。
低本高质拓展海外，风机出口贡献业绩增量。公司产品在技术不断突破、质量管理强化的背景下，进一步实现成本下降，逐步具备国际竞争力。截至2019年一季度，公司在建0.86W国际项目。公司在海外市场布局步入收获期，预计未来海外出口业务将贡献增量业绩。
布局风场运营业务，产业一体化贡献现金流。公司基于风机优势，向产业链下游延伸，截至2019Q1，公司已经并网的自营风场容量达到4.7GW，在建1.5GW，其中国内项目主要位于不限电华东及南方地区，占比超60%。风场运营业务盈利水平较高，为公司业绩增奠定基础。
投资建议：预计公司19-21年EPS分别为0.95、1.24、1.49元,对应(6月5日)估值分别为11.2、8.6、7.2倍，予以审慎增持评级。
风险提示：风电装机规模不及预期；弃风限电改善不及预期；海外业务拓展不及预期；
全球风塔龙头：天顺风能
全球风塔龙头，深度绑定风机龙头企业：公司为全球风塔龙头，市场主要在对质量要求较高的海外市场。与国内不同，海外风塔招标由整机厂商负责，公司深度绑定Vestas、GE等海外风机龙头，优先挑选支付能力较强、资质较好的公司。从全球市场角度看，公司为全球风塔第一梯队，全球市占率约为7-8%，国内市占率10%。在同等质量下成本显著低于行业平均水平。优良品质+优质客户+低成本，三大优势相互促进印证，淘汰落后产能，强者恒强，公司市场集中度有望进一步提升。
产品供不应求，扩充海内外产能消化无忧：公司在手订单充足，优质客户择优选取，产品供不应求，短期限制在于产能。公司内生外延加速扩产，一方面，通过精细化管理，标准化生产，内生性提升产能。另一方面，在海内外加速建设生产基地，并部分通过外延并购和联营生产形式，保障产品供应和交付。公司现拥有5大生产基地，2019年底产能有望达58万吨。预计随着海内外产能不断扩张，产能释放带动收益增长。同时，国内市场结构性变革，对风塔的招标理念由低价竞争向质量保证转变，公司逐步回归国内市场，凭借海外积累的丰富经验，有望快速打开中国市场，充分受益于风电回暖高增长。
协同布局产业，加码电站运营及风电叶片：公司在夯实风塔制造的基础上，布局风场建设，截至2018年公司自持运营465MW风场，在建风场215MW，计划开工199MW，并新增120MW核准项目，已签订2980MW开发协议，为公司风场规模持续增长奠定基础。另一方面，公司收购风电叶片业务，拓宽营业收入来源，并协同风塔业务，与客户形成战略合作关系，增加客户粘性。常熟一期产能投产爬坡完成，2018年公司销售叶片266套，模具18套，为公司带来新增长点。
投资建议：预计公司19-21年EPS分别为0.42、0.57、0.72元,对应(6月5日)估值分别为12.3、9.1、7.2倍，予以审慎增持评级。
风险提示：原材料价格波动过大；人民币升值汇兑损益增加；产能扩张不及预期；风场运营弃风率居高不下。
三、投资建议
光伏：全球平价进行时，高效产品顺应平价趋势加速渗透，龙头公司逆势扩产，市占率稳步提升，推荐：隆基股份、通威股份、林洋能源、阳光能源等龙头标的。
风电：运营商资本开支增加，竞价、平价临近，抢装持续。招标价格企稳回升，龙头公司迎来量利齐升。同时，行业集中度有望在度电成本要求下进一步提升，推荐：金风科技、天顺风能等，关注：金雷风电、振江股份、日月股份、恒润股份（机械组覆盖）、泰胜风能、天能重工等。
四、风险提示
光伏装机不及预期；国际贸易摩擦加剧；原材料价格大幅波动；弃风限电恶化；风电装机不及预期；钢价大幅波动；汇率波动等。
重要申明
自媒体信息披露与重要声明：
注：文中内容节选自兴业证券经济与金融研究院已公开发布研究报告，具体报告内容及相关风险提示等详见完整版报告。
证券研究报告：《【兴业电新】驱动换挡需求升级，赛道清晰首选龙头——2019年新能源发电行业中期策略报告》
对外发布时间：2019年6月6日
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