2019 年光伏行業持續向好。根據國家能源局數據，截至 2019 年 9 月底，全國光伏發電累計裝機19019萬千瓦，同比增長 15%。自2013 年中國光伏新增裝機量首次成為全球第一，其后連續 6 年保持榜首，直至2018年中國新增裝機容量占全球的 42.4%。2013-2018 年中國光伏年復合增長率 27.99%，發展一直超預期。2019 年是全面推行市場化競爭配置的第一年。在 2018 年出臺“531”新政的背景 下，2019 年國家出臺的一系列政策，旨在發揮市場在資源配置中的決定性作用。通過逐步下調補貼，并以競價、平價的方式形成合理的新增規模，促進行業進一步優 勝劣汰，降低度電補貼。因此，2019 年是承啟降本增效的一年，是行業至關重要的 一年。

	  1. 市場總結與回顧

	  1.1 新能源行業近期行情回顧

	  新能源板塊行情以震蕩上行為主。2019 年新能源行業全面推行市場化競爭配置， 通過競價上網的方式來配置光伏、風電項目成為行業新趨勢。同時，光伏海外市場 持續高景氣，風電迎來搶裝行情，因此 2019 年新能源行業各子版塊表現較好。年 初至今，光伏設備（申萬）指數上漲 32.61%，風電設備（申萬）指數上漲 24.80%， 而同期滬深 300 指數的漲幅為 31.10%。在此期間，光伏指數最高漲幅至 53.42%； 而風電指數最高漲幅為 55.81%。

	  我們認為，光伏與風電設備的全年行情走勢與行業景氣度高度關聯。回顧去年“531” 的出臺，極大地打壓了市場對于光伏新增裝機規模的未來預期，風電行情同樣也受 波及。而在 2018 年底及 2019 年初，國家明確仍將保證補貼裝機規模，并積極推進 風電、光伏平價上網，市場預期復蘇。2019 年上半年，受益于光伏海外需求高景氣， 風電下游搶裝行情，帶動行業中上游景氣度攀升，產業盈利能力大幅提升，其中光 伏電池片、組件以及風電零部件盈利創出新高。而年中由于補貼政策出臺，競價、 平價項目以及戶用光伏的規模落地，市場預期三、四季度形成裝機潮。 雖然目前來 看國內裝機低于預期，但戶用光伏仍發展火熱，第四季度預計競、平價項目將貢獻 新增裝機增量。而風電仍受搶裝行情驅動，預計將持續到明年年底。

	  ……

	  1.2 各子行業中，中上游和零部件環節業績大幅提升

	  從業績來看，行業中上游及零部件環節受下游需求提振，業績大幅提升。

	  營業收入方面，2019 年前三季度各子版塊中，除光伏設備、風電運營，其他環節營 收增速均有大幅提升，其中光伏中游、運營環節營收增速實現由負轉正，風電零部 件營收增速提升幅度最大，相對去年同期由 3.06%提升至 56.05%；而風電整機增 速為 45.32%，同比提升了約 30 個百分點。而光伏設備增速的降低主要由于公司晶 盛機電營收占板塊比例大，風電運營相對平穩。

	  凈利潤方面，光伏上游、中游、風電零部件環節盈利均實現大幅提升，2019 年前三 季度凈利潤分別增長 77%、114.51%、74.16%。風電整機由于金風科技凈利潤占 板塊比例較大，而有所下滑，但整機板塊中其他標的盈利均有不錯的增長。光伏運 營以及風電運營相對平穩，光伏設備主要由于 2018 年前三季度凈利潤基數偏大， 2019 年增速幅度有所降低。

	  毛利率方面，光伏中游、風電零部件環節毛利率同比均有一定提升，而其他產業環 節則有所下降。毛利率的下降，主要由于新能源行業平價上網目標臨近，倒逼去補 貼進程加快。而補貼的減少對產業鏈各環節利潤形成擠壓，因此毛利率有正常的下 降趨勢。值得關注的是，光伏中游、風電零部件毛利率仍然在整體下滑的背景下逆 勢增長，實現量價齊升，顯示該環節具備較高的議價能力。

	  凈利率方面，光伏設備、運營以及風電運營環節凈利率相對較高，而光伏上游、中 游、風電零部件環節均實現同比提升，其中光伏中游、風電零部件環節毛利率就有 所提升。相比之下，光伏上游在毛利率下降情形下，由于期間費用率控制優異，因 而凈利率仍然有所增加。風電整機凈利率的下降主要由于金風科技的盈利能力有所 下降。

	  2.光伏平價前夕迎市場化，降本倒逼產業技術升級

	  2.1 行業進入全面市場化，國內競、平價項目涌現

	  2019 年光伏行業持續向好。根據國家能源局數據，截至 2019 年 9 月底，全國光伏 發電累計裝機 19019 萬千瓦，同比增長 15%。自 2013 年中國光伏新增裝機量首次 成為全球第一，其后連續 6 年保持榜首，直至 2018 年中國新增裝機容量占全球的 42.4%。2013-2018 年中國光伏年復合增長率 27.99%，發展一直超預期。

	  2019 年是全面推行市場化競爭配置的第一年。在 2018 年出臺“531”新政的背景 下，2019 年國家出臺的一系列政策，旨在發揮市場在資源配置中的決定性作用。通 過逐步下調補貼，并以競價、平價的方式形成合理的新增規模，促進行業進一步優 勝劣汰，降低度電補貼。因此，2019 年是承啟降本增效的一年，是行業至關重要的 一年。具體政策措施如下：

	  （1） 形成“省內競價+國家排序”的競爭性規則。要求除光伏扶貧、戶用光伏外， 其余需要國家補貼的光伏發電項目原則上均須按照競爭配置方式，通過項目 業主申報、競爭排序方式確定國家補貼項目及電價；

	  （2） 上網指導價取代標桿電價。指導價即市場化競價的上限，競價項目按修正后 電價由低到高全國排序、直至出清。

	  （3） 進一步推進項目管理。光伏發電分類管理體現在兩個層級，第一層級是分不 需要國家補貼和需要國家補貼兩類；第二層級分五類：光伏扶貧項目、戶用 光伏、普通光伏電站、工商業分布式項目、國家組織實施的專項工程或示范 項目。其中，光伏扶貧和戶用光伏項目，整體采用“不競價、限規模”方式。

	  （4） 明確建設期限。已經批復的納入財政補貼規模且已經確定項目業主，但尚未 確定上網電價的集中式光伏電站，2019 年 6 月 30 日（含）前并網的，上 網電價按照《關于 2018 年光伏發電有關事項的通知》規定執行；7 月 1 日 （含）后并網的，上網電價按照該通知規定的指導價執行。

	  國內市場化配置下，競價、平價項目涌現。根據《關于公布 2019 年第一批風電、 光伏發電平價上網項目的通知》 ，2019 年國內光伏平價項目共計 168 個，裝機量達 14.78GW。與此同時，國家能源局公布 3921 個光伏競價補貼項目，總裝機容量達 22.78GW，其中普通光伏電站 18.12GW、工商業分布式 4.66GW。從競價項目的 投標電價來看，雖然個別項目電價降幅達到 0.193 元/kWh，但絕大多數項目電價降 幅都在 0.04 元/kWh 至 0.10 元/kWh 區間內，相對較為理性。

	  戶用光伏裝機 5.3GW，發展依然火熱。截止 2019 年 10 月新納入財政補貼規模戶 用光伏項目裝機容量為 1.01GW，因此 2019 年國內戶用光伏將有 5.3GW 裝機量納 入 2019 年補貼指標，相比年中預計戶用光伏 3.5GW 的指標，有較大幅度的提升。 同時，第三季度戶用光伏占新增裝機總量近 50%，支撐著行業發展。

	  戶用光伏增長較快一方面由于初始投資成本大幅下降（6-7元/W 降至 3.5-4元/W）、 金融支持力度提升、以及基于補貼調降預期的搶裝效應等，另一方面顯示戶用光伏 仍有較強的市場需求。因此，2020 年國家財政補貼支持的戶用光伏項目規模值得期待。

	  2.2 去補貼倒逼產業鏈降本，海外裝機延續高景氣

	  國內裝機低于預期，海外維持高景氣。根據國家能源局，2019 年 1-9 月國內光伏新 增裝機 15.99GW，同比降低 53.71%，其中前三季度光伏電站裝機 7.73GW，分布 式光伏 8.26GW。國內裝機需求的下降，主要是由于 2019 上半年國內光伏政策的 不明朗，大多數企業處于觀望狀態，因此發展與預期差距較大。而海外方面，前三 季度海外市場組件出貨量維持在高位，出口同比增長 80%。

	  海外市場率先實現平價。技術帶來的成本下行幅度超過補貼下降，使得產業獲利豐 厚，也造成規模急劇擴張。而產業無序擴張的后果是補貼缺口逐年擴大、不良產能 過剩以及棄光限電等一系列問題。因此，2018 年“531”新政出臺，通過控規模、 降補貼的方式使得光伏產業鏈下游需求驟降，對行業盈利造成巨大擠壓，使得產業 鏈價格大幅下滑，多家企業停產或破產頻發。然而，政策的出臺長期看利于行業的 健康發展。一方面，新政通過控制規模和補貼，直接緩解補貼缺口問題；另一方面， 淘汰落后產能，保護國內優質資產；同時，產業鏈價格的下滑進一步推進平價上網 的進程，利于加快最終市場化進度，因此海外市場率先實現平價。

	  海外出口高景氣，地區多元化發展。2019年1-9月光伏產品出口總額162.2億美元， 超過 2018 年全年出口總額，其中光伏組件出口量達到 53GW，同比增長 80%。2018 年，中國組件出口金額、出口量分別超過 1 億元和 1GW 的國家數量為 18 個與 6 個，而 2019 年這一數字分別增加到了 25 個和 12 個；其中，荷蘭取代印度成為組 件第一大出口市場，進口量超過 4.5GW，同比增長 1009.6%。企業方面，2019 年 上半年，晶科以 4.63GW 組件出口量蟬聯國內第一，隆基樂葉、東方日升等企業同比增速也均超過 100%。

	  2.3 平價上網漸趨漸進，降本仍需產業技術升級

	  平價上網漸趨漸進，2020 年或是補貼最后一年。只有當度電成本真正低于燃煤電 價，新能源替代傳統能源才會產生經濟效應，也才會真正迎來行業內生式的發展， 因此全球各國光伏行業的發展都伴隨著度電成本的下降。根據國際可再生能源署 （IRENA）， 2010-2018 年，各主要光伏發展國家度電成本下降幅度都達到 60%以 上；而中國這一數字達到 77%，幅度位于世界前列。

	  對于國內光伏，財政部、國家發改委、國家能源局曾明確，到 2021 年，陸上風電、 光伏電站、工商業分布式光伏將全面取消國家補貼，因此 2020 年大概率將成為我 國光伏電站享受國家補貼的最后一年，其中戶用光伏待定。因此，平價上網時點的 到來將倒逼光伏產業鏈各環節做出更多讓價。

	  未來平價上網更多依賴于技術進步。對于中國，自 2007 年起光伏組件、光伏系統成本分別從 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。由于光伏系統成本分為技術成本、非技術成本。技術成本主要是組件價格， 而非技術成本包括稅收、租金、接網費等其他費用。未來平價上網的進程，依賴于 技術成本和非技術成本的下降，使得系統成本趨于最小。

	  由于非技術成本的降低更多在于政策、人為對市場的規范，調整后可見較好效果， 但降本潛力不大。根據 CPIA 的預測，非技術成本在 2018 年之后呈現水平直線， 顯示出成本的剛性，預計絕對值下降空間不大；因此未來要實現平價上網，更多要 依靠技術成本的下降，而未來技術成本下降更多的依賴于技術進步，使得系統發電 小時數大幅提高，從而實現度電成本下降。

	  硅片方向，大硅片是未來趨勢。回顧光伏發展歷史，硅片尺寸也經歷了從小到大的 過程，從二十年前邊距為 100mm 增加到現在 156mm，而今年隆基股份推出尺寸為 166mm 大硅片 M6。而今年 8 月 16 日，中環推出的邊長 210mm 大尺寸硅片 M12， 使得 60 片 N 型組件功率可達 620W，直接步入 6.0 時代，將更大幅度的降低光伏 電站的初始投資成本，度電成本可降低 6.8%，進一步推動全球光伏產業平價上網 的進程。

	  目前，隨著硅料成本的不斷下降，非硅成本的比重在增加。而大硅片可以有效攤薄 非硅成本。對于電池環節，大硅片可以攤薄銀漿、輔助設施、電力、人工等成本， 根據光伏前沿測算，M6 相對 M2 電池成本降低 6.15%，M12 降低 25.56%。同樣， 大硅片對于后面的組件環節以及電站建設環節可以攤薄成本，因此可有效的降低度 電成本。

	  電池片方向，HIT 技術大概率成為下一代市場主流。HIT 作為一種具有行業前景的 電池片技術，具有眾多技術優點，其中工藝簡單、雙面發電、無衰減、可薄片化， 使其具備較高的發展潛力。而目前大規模量產瓶頸主要在于設備成本高，技術控制 難，環境要求高等。

	  HIT 技術普及在于設備國產化。由于轉換效率高，高效電池片、PERC 電池片必然 有合理價差。假設 HIT 電池片效率為 23%，相比 PERC 電池效率為 21%，則合理 價差大概在 0.215 元/W。目前，HIT 電池進口設備約為 6-8 億元/GW，設備投資是 PERC 的 2-3 倍。假設 PERC 產線的投資金額為 2 億元/W，HIT 產線投資金額為 6 億元，BOS 成本 730 元/60 片，假設 HIT 產線生產 3 年，則非硅成本相比 PERC 產線將高出 0.13 元/W，因此合理價差并不能覆蓋非硅成本的增量，因而在這種情況下 HIT 產線投資并不具備經濟效應。未來當 HIT 設備有所降低，每瓦的毛利將會 有所增加，具體測算如下：

	  根據測算，當 HIT 電池設備投資大約在 6 億元/GW，HIT 產線的盈利能力與 PERC 電池相當；而當 HIT 電池設備投資進一步降低，每下降 1 億元/GW，每瓦電池片毛 利可提升 0.03 元，若 HIT 電池設備與目前 PERC 產線投資額相同為 3 億元/GW， 則相比 PERC，可實現 0.1 元/W 的超額收益。因此，通過設備國產化來大幅降低初 始設備投資成本，是未來 HIT 技術大規模量產的最重要方式。

	  2.4 堅定新能源發展大勢，見證能源轉型大戰略

	  財政部提前下達 2020 年補貼預算。2019 年 11 月 20 日，財政部官網公布了《關于 提前下達 2020 年可再生能源電價附加補助資金預算的通知》 ，2020 年共計安排約 56.75 億元的可再生能源補貼預算，其中光伏發電項目補助合計 21.58 億元，風力 發電補助合計 29.67 億元，生物質項目補貼以及公告可再生能源系統則分別為 0.73 億元和 4.77 億元。相比 2019 年補貼資金共計總額 81 億元，2020 年補貼減少了原 來的三分之一。補貼的提前下達，對于緩解存量電站補貼資金拖欠具有一定的積極 意義，同時表明政策制定者對于光伏行業的關注，以及在平價上網前夕達到穩市場 預期的目的。2020 年光伏政策預計年底出臺，考慮到今年部分競價項目的推遲，我 們預計明年裝機量會有較好的增長。

	  測算得出未來國內年均裝機量約 47.94GW。根據國家能源局數據，2018 年國內全 社會用電量 68449 億千瓦時，同比增長 8.5%。根據中國工程院院士劉吉臻，綜合 各機構的數據，預測 2030 年全社會用電量將達 10 萬億千瓦時。同時假設，傳統水 電、火電、核電未來新增裝機量增速為 3%、0%、10%，水電、火電、核電、風電、 光伏平均利用小時數分別是 3700、4352、7500、2800、1450，則經過測算，2030 年國內風電、光伏累計裝機量可達到 500GW、750GW，則平均每年新增裝機量分 別為 26.31GW、47.94GW，至 2030 年火電發電量預計僅占總量的一半。

	  預測2023年全球光伏發電可提升至1610GW。而根據SolarPower Europe發布的“全 球市場前景五年預測” (GMO)，2019-2023 年，全球光伏發電能力將增長 800GW， 達到 1.3TW，每年裝機量將分別為 128GW、144GW、158GW、169GW、180GW。 樂觀情況下，SPE 預測到 2023 年底，全球光伏發電能力可能提升至 1610GW。

	  3. 風電景氣周期開啟，行業復蘇迎搶裝行情

	  3.1 國內裝機景氣復蘇，棄風率持續下行

	  國內風電投資景氣回升。根據國家能源局數據，2019 年 1-9 月份全國主要發電企業 電源工程完成投資 1797 億元，同比增長 6.0%。其中，風電 598 億元，同比增長 73.0%；太陽能發電 81 億元，同比下降 26.4%。回顧歷年國內風電投資，2015 年投資額在達到頂峰后開始逐漸下降，而 2017 年在增速達到底部之后開始回升，直 至 2019 年前三季度增速同比提升至 73%，顯示又一輪景氣周期啟動。

	  風電新增裝機重啟增長態勢。據世界風能協會（WWEA）發布的最新數據，截至 2018 年全球風電裝機總量達 600GW，其中中國裝機數量居于第一，裝機超過 200GW；第二名美國接近 100GW。2017 年之后風電新增裝機景氣度提升，2018 年全球、中國新增裝機量分別為 53.9GW、21.1GW，同比提升 4.05%、7.11%。根 據國家能源局，2019 年前三季度中國新增風電裝機容量 13.08GW，同比提升 3.73%。

	  棄風率下降，為新增裝機量提升創造空間。回顧國內風電發展，新增裝機容量往往 與該年度棄風率呈現負相關，主要由于棄風率高企時，電網消納能力往往有限，因 此影響下一年度風電投資；而棄風率下行，表明電網消納能力較好，市場資金由于 逐利新增裝機量又會有所提升。2019 年前三季度，棄風率進一步下行，顯示市場消 納水平良好，預示未來裝機空間充裕。

	  國內棄風電量、棄風率持續雙降。根據國家能源局，2019 年 1-9 月全國平均風電利 用小時數 1519 小時，同比下降 45 小時。1-9 月，全國棄風電量 128 億千瓦時，同 比減少 74 億千瓦時；全國平均風電利用率 95.8%，平均棄風率 4.2%，棄風率同比 下降 3.5 個百分點。

	  2019 年吉林紅色預警解除，貢獻增量空間。 “三北”地區依托得天獨厚的風資源條 件，曾是我國風電投資最為集中的地區。然而由于消納能力有限，外送通道不足， 國家下達紅色預警于六省份，并暫停其風電開發建設。2018 年，原紅六省中的內蒙 古、黑龍江、寧夏成功解除紅色預警。2019 年，吉林解禁成功，黑龍江由橙變綠， 可貢獻風電裝機增量。目前還剩新疆（含兵團）、甘肅為紅色區域，暫停風電開發建 設。未來隨著消納通道建設、棄風率持續下降，這兩個省份有望于解禁裝機禁令。

	  3.2 海上風電如火如荼，機組大型化步伐加快

	  從裝機結構看，可分為陸上風電、海上風電。陸上風電優點是機組成熟、成本較低、 運維簡單，但風資源集中在三北地區，外送通道容量有限使得消納水平低。海上風 電優點在于風資源優勢明顯、距離東部城市近而消納水平高，缺點是成本高、維護 難。目前，海上風電正成為各國風電發展的趨勢。

	  海上風電快速增長。海上風電具有風資源豐富、發電利用小時數高、消納能力好、 不占用土地資源等優勢，全球正在積極探索發展海上風電。2018 年國內海上風電新 增裝機為 1.65GW，同比提升 42.24%；裝機占全球海上新增裝機的 38.02%，且占 比逐年遞增。據全球風能協會預測，到 2030 年，全球海上風電累計裝機容量將達 到 120GW。而陸上風電，全球年度新增裝機量呈下降趨勢，其中 2018 年中國裝機 有所提升至 19.45GW，同比提升 4.9%。

	  根據《風電發展“十三五”規劃》，到 2020 年全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，累計并網容量達到 500 萬千瓦。而彭博新能源財經估計，到 2020 年中國 的海上風電累計裝機容量可以達到 800 萬千瓦。海上風電建設力度及進度最快的省 份為廣東、江蘇及福建，其中，廣東省項目總量占國內總容量的近 62%。

	  機組大型化趨勢加快。由于 2021 年陸上風電實施無補貼政策，倒逼風電度電成本 進一步下降，早日實現平價上網。因此風電場需要在既定的風況下，盡可能的提高 發電量同時降低工程造價。大容量機組在應用中有更多優勢，（1）中高風速適應性 好；（ 2）節約征占地費用；（3）便于運維、管理；（4）整體上降低造價。因此目前 行業呈現機組大型化趨勢。而海上風電機型大型化更加明顯，目前 GE 已安裝的最大風電機組 12MW，西門子歌美颯 10MW 風機目前已完成首臺樣機機艙制造。

	  海上風力發電側平價上網經濟性測算。目前，我國海上風電單位千瓦投資一般在 15000～19000元之間。假設按照2019年新核準海上風電指導價是0.8元/度測算， 運維費 1-3 年，3-5 年，6-10 年，10 年以后占總成本分別為 0%，1.1%，1.4%， 2.5%，其他固定成本每年 500 萬元，利息 6%，等額本金測算如下：

	  根據中國電力行業年度發展報告，海上風電目前平價造價在 16233 元/kw，因此在 利用小時數達到 3400 以上時，內部收益率超過 8%，可以達到合理投資收益。未來 因設備價格下降、建安經驗愈豐富、技術水平更高，使得系統成本下降潛力較大， 內部收益率或將十分可觀。

	  3.3 搶裝行情正當時，產業鏈價格持續下行

	  搶裝行情正開啟。風電行情的搶裝，源于上半年風電政策的出臺。5 月 24 日，國家 發改委發布《關于完善風電上網電價政策的通知》，明確了 2019-2020 年陸上風電 和海上風電新核準項目的電價政策，以及之前核準項目所適用的電價。利用市場的 逐利性，通過對度電補貼的調整，來改變國內新增裝機的進度。

	  陸上風電項目政策梳理：1、2019 年 I～Ⅳ類資源區符合規劃、納入財政補貼年度 規模管理的新核準陸上風電指導價分別調整為每千瓦時 0.34 元、0.39 元、0.43 元、 0.52 元（含稅、下同）；2020 年指導價分別調整為每千瓦時 0.29 元、0.34 元、0.38 元、0.47 元。2、2018 年底之前核準的陸上風電項目，2020 年底前仍未完成并網 的，國家不再補貼；2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。自 2021 年 1 月 1 日開始，新核準的陸上 風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。

	  海上風電項目政策梳理：1、2018 年底前大量核準的海上風電項目，如在 2021 年 底前全部機組完成并網的，才能執行每千瓦時 0.85 元的上網電價。2022 年及以后 全部機組完成并網的，執行并網年份的指導價。2、2019 年符合規劃、納入財政補 貼年度規模管理的新核準近海風電指導價調整為每千瓦時 0.8 元，2020 年調整為每 千瓦時 0.75 元。新核準近海風電項目通過競爭方式確定的上網電價，不得高于上述 指導價。

	  風機設備價格持續回升。根據金風統計數據，行業招標容量顯著提升，產業鏈處于 供不應求狀態。風電整機企業的議價能力在不斷提升，截止三季度末，主流陸上風 機投標價格已從 2018 年底的 3327 元/千瓦反彈至 3800 元/千瓦，上漲 14.22%，部 分投標價格甚至超過 4200 元/千瓦。風機價格的提升，使得整機企業的盈利能力不 斷改善。

	  零部件企業盈利能力顯著提高。由于搶裝帶來的產品供不應求，零部件企業產品單 價都有較多提升，其中 2019 年上半年風塔、鑄件價格相對 2017 年都有 28.10%、17.54%的增幅。而公司預收賬款持續提升，顯示在手訂單持續增多。

	  搶裝帶來的收益豐厚。由于風電機組的全周期壽命為 20 年，無論是陸上風電或海 上風電，假設延遲并網使得度電補貼相差 0.05 元，則對于一個 500MW 的中型陸上 風電場，假設投資成本為 7000 元/kw，則總投資額約為 35 億元。假設利用小時數 2000h，則因為度電補貼減少 0.05 元，每年的收入將減少 0.5 億元，全周期 20 年 收入合計將減少 10 億元，粗略估計占初始總投資額 35%。所以，補貼的稍許差別 可帶來收益的巨大區別，因此搶裝行情在利益驅使下開啟。3.4 平價上網漸進，未來裝機空間廣闊

	  風電度電成本持續下降。2018 年全球陸上風電加權平均 LCOE 為 0.056 美元/千瓦 時，相比 2017 年下降了 13％，比 2010 年降低 35％；2018 年海上風電全球加權 平均 LCOE 為 0.127 美元/千瓦時，比 2017 年低 1％，比 2010 年低 20％。目前海 上風電市場主要參與者仍局限于少數國家，中國目前僅次于英國、德國，位居全球 第三，占全球海上風電裝機總容量的 20%。

	  而根據國網能源研究院發布的《中國新能源發電分析報告（2019）》，2018 年陸上 風電投資成本約為 7500 元/kw，同比下降 6%；而海上風電投資成本約為14000-19000 元/kw。陸上風電、海上風電平均度電成本約為 0.38 元/kwh、0.64 元 /kwh。根據彭博新能源財經最新預測，2020 年，我國陸上風電成本將下降至 0.3-0.4 元/kwh；2025 年，將下降到 0.20-0.23 元/kwh。而海上風電度電成本 2020 年將下 降至 0.56 元/kwh；2030 年下降至 0.41 元/kwh。

	  各省份風電項目收益率情況。從開發經濟性看，目前已有省份有不錯的內部收益率。 “三北”地區、以及山東、江蘇、上海、福建、四川等中東部和南方地區，由于資 源條件優越、建設成本和非技術成本較低，預計 2020 年可以實現平價上網。根據 國網能源研究院測算，福建、遼寧、四川、河北Ⅱ、湖南風電項目內部收益率排名 靠前，超過 10%；而貴州、寧夏、重慶、海南等受資源條件、土地、市場等非技術 成本影響，內部收益率較低，不具備平價上網的條件。

	  4. 建議關注細分領域龍頭企業

	  4.1 隆基股份（601012）：成長的蛻變，進擊的巨人

	  4.1 通威股份（600438）： 產能擴張，成本為王

	  4.3 晶盛機電（300316）： 光伏王者迎擴產，半導體蓄勢待發

	  4.4 捷佳偉創（300724）： 光伏設備領軍前行，技術升級使命光榮

	  4.5 邁為股份（300751）：絲網印刷領軍企業，積極布局 HIT、疊瓦設備

	  4.6 金風科技（002202）： 行業復蘇，迎風起航

	  4.7 天順風能（002531）： 風塔量價齊升，葉片持續加碼