电力设备及新能源行业：承前启后继往开来

1、目 录 HYPERLINK l _TOC_250025 板块及业绩回顾：风光强劲，工控筑底，泛在起势6 HYPERLINK l _TOC_250024 风电：最强抢装潮即将来袭，补贴余热有望催生装机新纪录7 HYPERLINK l _TOC_250023 去补贴稳步推进，5 月文件点燃抢装情绪7 HYPERLINK l _TOC_250022 回顾 2019：抢装红利加速释放，制造环节冷暖自知8 HYPERLINK l _TOC_250021 抢装逻辑初步验证，装机量同比高增长8 HYPERLINK l _TOC_250020 零部件盈利明显修复，整机厂消化价格战苦果9 HYPERLINK l

2、 _TOC_250019 展望 2020：装机量将创新纪录，板块盈利再上新台阶11 HYPERLINK l _TOC_250018 存量待装机规模接近天量，2020 年装机量将创新纪录11 HYPERLINK l _TOC_250017 供应链全线紧绷，板块量利齐升12 HYPERLINK l _TOC_250016 投资建议：抢装最强音将吹响，龙头业绩估值吸引力强13 HYPERLINK l _TOC_250015 光伏全面平价元年到来，产业链利润迎来再分配14 HYPERLINK l _TOC_250014 补贴急剧退坡，光伏跑步进入平价时代14 HYPERLINK l _TOC_2500

3、13 回顾 2019：海外超预期保障全年装机，国内景气或有所推迟15 HYPERLINK l _TOC_250012 海外市场：欧洲市场大超预期新兴市场多点开花，全年装机预计 90GW15 HYPERLINK l _TOC_250011 国内市场：全年装机预计 30GW，景气将延续至 2020Q117 HYPERLINK l _TOC_250010 利润格局：产业链利润历经多次洗牌，单晶硅片成为目前唯一的利润高地19 HYPERLINK l _TOC_250009 展望 2020：补贴退坡进入最后一公里，平价元年把握利润再分配机会21 HYPERLINK l _TOC_250008 多晶硅：本

4、轮扩产渐入尾声，将出现供需周期底部向上的确定性机会21 HYPERLINK l _TOC_250007 单晶硅片：供需逐步宽松，或为平价让利，盈利有所承压22 HYPERLINK l _TOC_250006 电池片：技术迭代风险降低，先发优势逐步强化，降本提效带动盈利回暖23 HYPERLINK l _TOC_250005 组件：海外渠道仍是首要关注点，叠瓦等新技术有望突破23 HYPERLINK l _TOC_250004 辅材：中长期成长逻辑最为清晰，将率先出现一批长期价值龙头24投资建议：看好多晶硅和电池片底部复苏，辅材长期成长和单晶硅片提前布局三大机会.26 HYPERLINK l _

5、TOC_250003 泛在电力物联网：赋能电网建设转型，2020 年是投资放量的关键年28 HYPERLINK l _TOC_250002 响应电网转型需求，泛在电力物联网横空出世28 HYPERLINK l _TOC_250001 2020 年加速落地，信息化、智能化是重点受益方向28 HYPERLINK l _TOC_250000 投资建议：建议关注国网系双雄估值先行机会31工控自动化：持续探底，龙头进入绝对收益配置区域32整体需求仍在探底，项目型市场存在结构性机会32投资建议：看好优质龙头穿越行业周期，凸显绝对收益34风险提示35图表目录图 1：电力设备指数略逊于沪深 300 指数6图

6、2：各子板块涨跌幅对比6图 3：光伏行业板块收入与利润6图 4：风电行业板块收入与利润6图 5：工控自动化板块收入与利润7图 6：电气设备板块收入与利润7图 7：最近 2 年来风电补贴退坡节奏及幅度明显加速（元/kWh）8图 8：2018 年起国内风电装机量出现恢复性增长9图 9： 2018 年 Q4 起风电板块营收增速加快9图 10：2019 年以来零部件板块利润总额持续高增长10图 11：2019 年以来主要零部件企业毛利率逐渐修复10图 12：2019 年风机板块增收不增利11图 13：金风科技主力出货机型价格下降成本上升11图 14：2016 年以来风电招标量不断累积11图 15：20

7、19-2022 年行业装机空间广阔（GW）11图 16：2019 年以来主流机型风机招标价格快速反弹12图 17：新机型有望降低风机物料消耗12图 18：天顺风能风塔部门盈利能力与板材价格关联密切13图 19：日月股份铸件盈利能力与原材料价格走势统计13图 20：近两年光伏补贴退坡有所加速（元/kWh）15图 21：一些典型地区的达到行业基准收益的单瓦投资15图 22：2017-2019 年国内组件出口数量（MW）16图 23：2018 年 10 月-2019 年 9 月欧洲主要市场组件出口（MW16图 24：过去十二个月海外新兴市场组件出口大幅增加（MW）16图 25：2019 年海外市场装

8、机预测汇总16图 26：单晶 PERC 组件价格在三季度开始大幅下降（元/W）17图 27：三类资源区电站补贴强度变化（元/kWh）17图 28：国内光伏装机增速波动与成本和补贴变化（元/kWh）18图 29：2019 年光伏竞价项目建设时间轴18图 30：不同电价和装机成本的 IRR18图 31：2019 年单晶产业链利润分配变化（元/W）19图 32：2019 年领先厂商单晶 PERC 电池价格与成本（元/W）20图 33：2019 年领先厂商单晶硅片价格与成本（元/片）20图 34：2018.10-2019.10 国内多晶硅分企业产量（吨）20图 35：2019 年多晶硅价格走势（元/k

9、g）20图 36：2019 年 1-10 月国内多晶硅供应结构（吨）21图 37：行业内部分产能释放情况统计21图 38：各年底单晶硅片扩张情况（GW）22图 39：硅片降价 0.5 元/pc 后对不同电价项目 IRR 弹性测算22图 40：中国组件出口前十大厂商24图 41：辅材产值波动小于组件24图 42：光伏玻璃 CR2 变化24图 43：2020 年光伏玻璃供需图25图 44：光伏胶膜价格基本触底26图 45：光伏胶膜市场份额（亿平方米）26图 46：历年电网基本建设投资额（亿元）28图 47：泛在电力物联网第一阶段建设时间轴及预测29图 48：泛在电力物联网关键技术30图 49：电网

10、信息化两大龙头信息化产品营收（亿元）31图 50：2015-2017 年国网智能电表招标市场份额较为分散31图 51：代表企业国电南瑞上一轮股价走势31图 52：GDP 增速持续下滑32图 53：2019 年 PMI 和 PPI 指数持续下行 32图 54：机床当月产量同比增速33图 55：工业机器人单月产量与同比增速33图 56：2016Q1-2019Q3 工控行业增速（亿元）33图 57：OEM 市场和项目型市场规模增速（亿元）33图 58：中国的人工成本在持续上升（元）34图 59：中国制造 2025 十大重点领域34图 60：本土品牌市占率34图 61：部分细分领域本土品牌份额变化34

11、板块及业绩回顾：风光强劲，工控筑底，泛在起势2019 年上半年，电力设备与新能源板块整体走势和沪深 300 接近，下半年有所不及，年初至今上涨 16.07%，涨幅在 29 个行业位于第 16 名。从二级子行业来看，不同板块分化明显，其中新能源发电板块涨幅较好，光伏、风电板块涨幅均在 30%以上，核电、电力设备和工控自动化相对平稳， 新能源汽车遇冷，今年以来几乎没有涨幅。图 1：电力设备指数略逊于沪深 300 指数图 2：各子板块涨跌幅对比数据来源：Wind， 数据来源：Wind， 风光无限好，新能源发电板块强势反弹。2018 年，光伏板块受累于“531”新政出台，产业链价格大幅下滑 30%以上

12、；虽然降价刺激装机，收入增速尚可，但制造商利润出现显著下滑。在此低基数下，2019 年以欧洲为代表的海外市场继续爆发，带动光伏行业景气回升；根据 Wind 预测，2019 年光伏板块营收同比增长 39.51%，净利润同比增长 40.73%。2018 年，风电装机量已出现恢复性增长，但由于风机降价和原材料涨价导致产业链盈利能力大幅下滑；随着补贴退坡节点明确，2019 年启动抢装周期，产业链营收出现高增长，同时随着抢装预期的明确，风机价格持续回升，零部件订单供不应求，成本端原材料涨价压力减轻，零部件企业的盈利能力已明显修复；根据 Wind 预测， 2019 年风电板块营收同比增长 60.75%，净

13、利润同比增长 97.26%，显著回暖。图 3：光伏行业板块收入与利润图 4：风电行业板块收入与利润数据来源：Wind， 数据来源：Wind， 受累宏观经济增长放缓，工控自动化继续筑底。今年以来，受到宏观经济增速放缓和贸易摩擦加剧影响，前十个月中有八个月 PMI 指数位于荣枯线以下；根据 Wind 预测，2019 年营收增速为-1.69%，净利润增速为-38.95%，行业仍在探底。电网投资放缓，结构分化，电气设备整体保持平稳。2019 年前三季度，全国电网工程完成投资 2953 亿，同比下滑 12.5%；由于近年来电价下降和电改推进，国家电网也面临转型，大规模的资本开支投入模式已逐渐失效，投资结

14、构有所分化。泛在电力物联网作为国家电网转型的新增长点，尚处于顶层设计和试点阶段，在信息化和智能化领域正逐步放量。根据 Wind 预测，2019 年营收增速15.34%，整体保持平稳。图 5：工控自动化板块收入与利润图 6：电气设备板块收入与利润数据来源：Wind， 数据来源：Wind， 因此整体来看，电力设备新能源各子领域在 2018 年由于受到宏观经济/相关政策影响，基本处于景气度低点位置。而进入 2019 年预计新能源发电及特高压行业整体景气度将出现一定回升，工控行业呈现持续承压态势。我们认为在这样的背景下各行业仍将突出结构性机会，需要重点关注业绩确定性较强并存在业绩预期差的环节及公司。因

15、此从市场预期差及业绩确定性两个维度，我们对 2019 年行业的推荐顺序为风电、光伏、泛在电力物联网及工控。风电：最强抢装潮即将来袭，补贴余热有望催生装机新纪录去补贴稳步推进，5 月文件点燃抢装情绪自 2009 年推行风电标杆电价制度以来，我国风电装机容量从 2000 万 kW 增加至近 2 亿 kW。随着平价上网的临近，补贴政策面临退坡，能源局在 2015 年、2016 年和 2018 年连续下调新增项目的补贴强度，其中 2018 年新核准项目的补贴强度较前次大幅下调，1-4 类资源区的调降幅度高达0.07、0.05、0.05、0.03 元/kWh，并且规定已核准项目在 2 年内必须开工。因此

16、，2019 年是风电项目密集开工的年份。2019 年 5 月，国家发改委下发关于完善风电上网电价政策的通知，对风电政策作出大幅调整： 将陆上和海上风电项目电价由标杆上网电价调整为指导价，作为企业申报上网电价的上限，同时大幅调降标杆上网电价，明确2019 年-类资源区的新核准陆上风电指导价分别为每千瓦时0.34元、0.39 元、0.43 元、0.52 元（含税），与 2016 年下调后的风电上网标杆价相比，前三类风资源区的电价又下调了 0.06 元，第四类下调了 0.05 元。2020 年指导电价进一步下调，I-IV 类风区统一再降 0.05 元，新增核准项目的补贴强度将大幅降低。此外，带补贴的

17、项目按照核准日期确立并网截点。电价通知明确，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，即项目还剩一年半的建设期；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，即项目还剩两年半的建设期。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。海上风电政策脉络也比较类似。针对近海风电项目，2019 年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时 0.8 元，较之前的标杆电价下调了 0.05 元；2020 年进一步下调 0.05 元至 0.75 元/kWh。对 201

18、8年底前已核准的海上风电项目给予了三年的建设期，但并网要求比对陆上项目更加严格：对 2018年底前已核准的海上风电项目，如在 2021 年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价， 即每千瓦时 0.85 元的价格；2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。图 7：最近 2 年来风电补贴退坡节奏及幅度明显加速（元/kWh）数据来源：能源局， 由于风电建设期较长，2021 年之前所建项目大部分已锁定了较高的核准电价，这意味着其补贴退坡的幅度要大幅滞后于风机价格下降，因此目前存量的已核准项目投资价值极高，一个典型的四类地区项目，系统投资在 7700 元/kW 以下，发电小时数超

19、过 2200 小时，项目的资本 IRR 可达 19%。据彭博新能源财经统计，截至 2018 年年底，带补贴的陆上风电存量项目共计 67.0GW，海上项目共计 39.8GW，加上 2019 和 2020 年新核准的项目，未来三年年均装机规模有望达 30GW，较2016-2018 年均值（21.7GW）增长近 40%。回顾 2019：抢装红利加速释放，制造环节冷暖自知抢装逻辑初步验证，装机量同比高增长由于风电政策框架相对平稳，行业内对于2020 年前的装机热潮早有预期，不确定的只有启动时点。尽管 2018 年国内风电装机量只是呈现恢复性增长，但主要增量来自下半年，分季度来看，2018 年Q4 板块

20、收入增速突然提升，当季全板块营收增速达 44.7%，其中整机板块营收同比增长 56.8%， 零部件板块收入同比增长 34%，行业正式进入景气周期。进入 2019 年，产业链高景气的局面仍在持续，前三季度板块营收增速仍维持在 30%以上，其中整机板块收入同比增长 45%，零部件板块收入同比增长 37%。我们预计 2019 年国内风电装机量有望达到 26-28GW，同比增长近 30%，抢装逻辑得到初步验证。图 8：2018 年起国内风电装机量出现恢复性增长图 9： 2018 年 Q4 起风电板块营收增速加快数据来源：GWEC、 数据来源：Wind、 注：整机企业明阳智能、运达股份为次新股，部分季度

21、数据存在缺失，导致部分年份 2 季度数据失真零部件盈利明显修复，整机厂消化价格战苦果从板块盈利来看，2019 年产业链各环节分化明显，其中零部件板块表现亮眼。前三季度，风机零部件板块实现归母净利润 28.25 亿元，同比增长 66%，增幅远超收入增速，其原因是零部件企业的盈利能力大举修复。风机零部件多采用成本加成模式定价，价格多为一年一议，2018 年由于原材料价格飙升，同时需求不景气导致零部件无力转嫁成本，零部件环节的盈利能力跌至 5 年来谷底。进入 2019 年，随着景气度上行，供给刚性较强的零部件赢得了更强的议价能力，塔筒、铸件、锻件等结构件的价格均有不同程度上升，同时原材料价格的企稳减

22、少了成本波动的损失。从报表来看， 2019 年以来零部件龙头的毛利率持续提升，但由于原材料仍高于历史平均水平，零部件企业毛利率距离历史高位还有较大距离。图 10：2019 年以来零部件板块利润总额持续高增长图 11：2019 年以来主要零部件企业毛利率逐渐修复数据来源：Wind、 数据来源：Wind、 整机环节则仍在消化前两年价格战的苦果。前三季度，整机板块实现归母净利润 21 亿元，同比减少 18%，盈利下降的主要原因是毛利率大幅降低，低价订单的陆续交付以及零部件涨价，在价格成本两端压缩着本就不高的毛利空间。价格方面，本轮价格战始于 2016 年下半年，到 2018 年 3 季度末最低点时，

23、2.0MW 机型价格下降25%，惨烈程度仅次于 2010-2012 年的价格战。由于招标价格可持续跟踪，市场此前对于价格战的后果预期比较充分，但需要指出的是，2011-2013 年的风机降价主要是需求下降叠加电价调整所致，这一轮降价尽管也伴随需求下滑，但更主要的原因是市场集中度的快速提升。由于过去几年新建风电场上网电价总体稳定，运营商对于风机降价的诉求并不强烈，但二线企业为保订单引爆价格战。根据风能协会的年度统计数据，三线风机企业的吊装量自 2015 年起持续下滑，市占率自 2017 年起开始下滑，形成鲜明对比的是，行业龙头金风科技以及远景能源等二线整机厂的份额则持续提升。由于风机吊装一般滞后

24、于招标 1 年左右，因此最迟在 2016 年招标市场的集中度已出现快速提升的苗头。事实上，本轮价格战也正是在 2016 年下半年引爆，始作俑者便是海装、运达等份额快速下降的三线整机厂。雪上加霜的是，风机制造成本也在持续上升。如前所述，景气度上行之后，瓶颈环节的零部件相继提升产品单价，另一方面，近年来风电装机重心南移，据我们统计，同等容量下低风速风机对于物料的使用量较传统高风速地区高出近 20%。以金风科技为例，其 2.0-115MW 的老机型物料单耗约为 66.5 吨/MW，2019 年大量交付的 2.2-131 机型则大举提升至 77 吨/MW 左右。图 12：2019 年风机板块增收不增利

25、图 13：金风科技主力出货机型价格下降成本上升数据来源：Wind、 数据来源：金风科技， 展望 2020：装机量将创新纪录，板块盈利再上新台阶存量待装机规模接近天量，2020 年装机量将创新纪录一个风电项目的完整周期一般包括核准招标吊装并网四个流程，总共持续 1-3 年，年度招标量一般可以作为下一年装机量的一个有效前瞻指标。2016 年以前，风电年度装机量与上一年度招标量均有较好的匹配，同时由于中小运营商一般采用直采模式，实际装机量往往高于上一年的招标规模。然而 2017 年起，招标规模的指引作用开始失效，其原因一方面是风电装机重心南移，由于中东南部地区的施工条件更加复杂，吊装工期从 3-6

26、个月普遍延长半年以上，导致很多项目进度低于预期；另一方面则是北方传统装机大省受到红色预警政策的限制，在过去 2 年里新增装机严重受限； 此外，部分央企为打压主机价格，采取了集体招标的模式，部分项目实际并不具备开工条件，也导致招标到吊装的时间延长。图 14：2016 年以来风电招标量不断累积图 15：2019-2022 年行业装机空间广阔（GW）数据来源：金风科技，GWEC， 数据来源：金风科技， 随着补贴退坡节点的明确，招标市场的热度进一步升温，从 2018 年下半年起，单季招标量持续保持在 10GW 以上，仅 2019 年前三季度招标规模已达 50GW，截至 2019 年 3 季度末，存量已

27、招标待交付的规模接近 70GW，由于这些项目绝大多数都是 2018 年底前核准，电价较高，因此我们预计已招标项目的转化率和交付都将加快。结构上看，多数陆上项目需要抢在 2020 年底并网，海上风电的装机高峰则会在 2021 年出现。供应链全线紧绷，板块量利齐升由于交付压力急剧增大，目前风电产业链的议价能力在快速向中上游转移。从招标价格来看，从2018 年 Q4 开始，风机价格开始底部回升，到 2019 年 3 季度末，风机价格已反弹至 3900 元/kW 左右，价位较一年前底部已增长 20%以上；从结构来看，由于一二线整机厂的产能限制，过去几年集中度持续提升的趋势出现反复，今年以来三一重能、中

28、车风电等三线主机厂也频频中标，甚至市占率非常边缘的外资厂如 GE 等也重回中标者行列。展望 2020 年，风机企业的出货量将进一步增长，同时在价格回升和机型迭代的带动下，盈利能力有望修复。到目前为止，一二线风机企业已积累了大量的在手订单，截至 2019 年 3 季度末，金风科技、远景能源、明阳智能和运达股份的在手订单分别达到 23/18/10/5GW，2020 年出货量有坚强支撑，随着低价订单在 2019 年大量执行，2020 年风机交付价格有望上扬。此外，一线风机企业将产品结构迅速切换至物料消耗更少的大容量机型，也有望缓解零部件价格上涨的压力，在成本端为盈利提升做出贡献。图 16：2019

29、年以来主流机型风机招标价格快速反弹图 17：新机型有望降低风机物料消耗数据来源：金风科技， 数据来源：公司技术资料， 重资产属性的零部件环节供给更加紧张。与整机相比，一些大部件如叶片、铸件、锻件、发电机等产能投资较大，而且建设期长，主轴轴承这样依赖进口的零部件供给更是受限，此外，过去几年低风速地区多样化的需求加速了机型迭代，尤其是机组大型化导致部分存量零部件产能沦为无效产能，因此未来一年零部件的供给将成为装机量的主要制约因素。以叶片和铸件为例，国内叶片龙头中材科技目前产能为 4000 套合计 8.35GW，国内市占率超过25%，其他叶片厂产能多在 1000-2000 套，考虑到 2020 年的

30、交付机型多为长叶片，叶片的实际供给应在 30-35GW 左右；铸件方面，除龙头公司日月股份在 2018 年启动扩产计划，其他铸件厂如吉鑫科技、永冠、龙马重工等产能几乎没有变化，考虑到铸件行业市场集中度高，2020 年的有效供给大约也在 30-35GW 左右。因此，尽管 2020 年市场需求极为庞大，但我们预计实际交付量增速相对平稳，板块的业绩弹性主要取决于产品价格，由于零部件相对稀缺，涨价红利可能在上游留存较多。值得一提的是，2019 年零部件板块的业绩提升主要来自销量和价格增长，成本端由于原材料价格仍处于高位，单位盈利能力仍处于历史较低水平。后续来看，原材料价格在高位已震荡多时，2020 年

31、存在一定的松动可能。考虑到原材料在零部件成本中的高占比，一旦价格下行，零部件盈利能力将表现出巨大的弹性。图 18：天顺风能风塔部门盈利能力与板材价格关联密切图 19：日月股份铸件盈利能力与原材料价格走势统计数据来源：Wind、 数据来源：Wind、 投资建议：抢装最强音将吹响，龙头业绩估值吸引力强我们预计，2020 年风电装机量有望创出新纪录，制造环节全面呈现供不应求的态势，我国风电的大规模建设已有十几年史，行业内企业经历两轮周期洗礼，目前龙头企业的竞争优势已十分明显， 建议关注各细分龙头。金风科技(002202，买入)：风电设备龙头，2020 年风机毛利率有望超预期整机环节建议关注风电设备龙

32、头金风科技。金风科技是行业内最大的综合性风电企业，风机业务国内市占率遥遥领先，同时风电场运营、水务、后市场运维等业务每年能贡献 20 亿以上的净利润。2020 年主要看点在于风机盈利能力的修复，由于价格战和成本上升，2018 年以来金风科技风机毛利率大幅下降，目前风机价格已经止跌回升，但市场对于公司成本控制能力仍不乐观。我们认为在机型集中化及平台化的推动下，凭借物料用量的节约风机成本有超预期的下降空间。随着抢装潮开启，风电市场议价能力向卖方转移，整机厂一方面不断提高市场报价，另一方面压缩产品序列，同时随着平台化渐入佳境，风机单位容量物料消耗有望下降 10%以上，我们认为 2020 年风机成本有

33、望降至 2017 年的水平，估计毛利率有望回升至 18%以上，市场一致预期为 15%左右，我们预计 2019-2020 年每股收益分别为 0.70、1.09、1.23 元，当前股价对应 2020 年业绩仅有 11 倍 PE，且风机利润率超预期概率颇高。天顺风能(002531，买入)：风塔产能快速扩张，拓展业务稳步向好天顺风能是全球塔架行业龙头，2018 年风塔产销量约 38 万吨，全球市占率接近 10%，核心客户是 Vestas、GE 等世界领先风机企业。近几年公司加大国内市场开发力度，相继在南昌、孝感拓展联营工厂，对太仓、包头和珠海的工厂进行产能升级改造，2019/2020 年两年公司产销量

34、有望达到55/70 万吨。同时公司风电场运营和叶片生产等业务发展迅速，目前已拥有 680MW 自营风电场和800 片长叶片，业绩弹性较大。2019 年前三季度营业收入 38 亿元，同比增长 52%，归母净利润5.46 亿元，同比增长 52.7%。预计 2019/2020 年 EPS 分别为 0.43/0.68 元，当前股价对应 2020年仅有 9 倍 PE。日月股份（603218.SH，买入）：铸件环节龙头，产品结构优化进一步提升盈利能力日月股份是全球最大的风机铸件企业，公司在行业内的优势体现在如下方面：一是低位扩产，公司于 2018 年 3 季度宣布 10 万吨的铸造产能和 10 万吨精加工

35、产能扩张计划，是行业内最早应对抢装行情的公司，到 2019 年底公司拥有 40 万吨铸造和 15 万吨精加工产能，领先第二名一倍以上； 二是产能结构优良，公司目前的产能全部可以满足 3MW 风机需求，其中 18 万吨可满足市场紧缺的 5MW 以上大功率风机需求；三是成本控制能力出色，即使在 2018 年行业盈利压力最大时，公司净利率仍维持在 12%以上，其他对手已落在盈亏平衡性附近。2019 年前三季度公司实现归母净利润，同比增长 73%，预计 2019/2020 年 EPS 分别为 0.92/1.27元，当前股价对应 2020 年仅有 14.4 倍。光伏全面平价元年到来，产业链利润迎来再分配

36、补贴急剧退坡，光伏跑步进入平价时代2019 年 5 月 28 日，国家能源局出台了2019 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知，确定了 2019 年光伏装机的补贴规则。相比过去，新规呈现两个最大的特点：1）确定补贴规模总额度上限为 30 亿；2）将标杆电价改为指导电价，通过市场化竞争最大化降低补贴强度。2019 年 7 月 11 日，国家能源局正式公布了 2019 年光伏发电项目国家补贴竞价，装机容量最终定格在 22.788GW，其中普通电站占比 80%，分布式电站占 20%。本次竞价的三类地区的平均补贴强度在 0.0381-0.0846 元/kWh，相比过去大幅下降；同时在符合要求的项目

37、全部通过的情况下， 由于项目方担心不能进入补贴目录，市场化竞价过于激烈，补贴额度未全部用完。总的来说，2019 年的补贴政策是在补贴缺口不断扩大的背景下提出，在有限的补贴盘子最大化释放了装机量，同时也通过竞价最大化地压低了单一项目的补贴强度和项目 IRR，是导致了四季度预期的抢装高峰期迟迟未出现的重要原因。图 20：近两年光伏补贴退坡有所加速（元/kWh）图 21：一些典型地区的达到行业基准收益的单瓦投资地区脱硫煤上网电价（元小时数单瓦投资/kWh）（h）（元/W）广东0.4538703.1陕西0.354513103.8黑龙江0.372312083.62冀南0.364410802.95辽宁0.

38、374912703.93安徽0.36939642.75数据来源：国家能源局， 数据来源：计鹏新能源， 2020 年国内的补贴政策尚处于征求意见阶段，预计或为补贴最后一年，且补贴额度将进一步下降。根据网络多家媒体报道，2020 年的光伏补贴政策基本延续 2019 年的思路，目前处于向社会各界广泛的意见征求阶段。由于今年补贴额度并未用完，且 2021 年陆上风电、光伏电站和工商业分布式光伏将全面取消补贴，预计 2020 年的补贴总额在 2019 年的 30 亿规模基础上将进一步下调， 且将会是补贴的最后一年。2020 年是平价项目爆发的元年，消纳空间取代补贴强度成为驱动需求的核心因素。一方面，首批

39、 平价项目主要在明年并网。今年五月份，能源局公布了第一批平价上网项目，光伏装机量为14.78GW；其中，预计 2019 年内投产的平价项目约为 4.8GW，2020 年内投产的约为 9GW。考虑到2019 年竞价项目的建设都不及预期，预计首批名单中2020 年并网的平价项目或超过10GW， 成为明年国内装机的主要增量来源。另一方面，平价项目的收益率在持续提升。目前国内诸多地区已实现或接近平价上网，而光伏产业链的降价趋势仍在持续，预计 2020 年多数地区的平价项目将具备可观的收益率。回顾 2019：海外超预期保障全年装机，国内景气或有所推迟海外市场：欧洲市场大超预期新兴市场多点开花，全年装机预

40、计 90GW前三季度组件出口同比增长 80%，全年海外市场装机预计接近 90GW，高于年初预期。2019 年 1- 9 月，国内组件出口共计 49.9GW，同比增长 80%，出口表现强劲。从 2017 和 2018 年出口和装机表现来看，出口组件在海外的占比已经达到 70%左右；考虑到 2018 年 9 月的欧盟最低进口价格政策（MIP）到期，我们认为整体出口组件的海外占比将有所上升，预计在 75%左右，对应的全年全球海外新增并网量为 90GW，高于年初预期。欧洲市场是增长超预期的贡献主力。2018 年 9 月份 MIP 到期后，欧洲市场恢复自由贸易，市场组件订单价格迅速回归市场化，显著提高了

41、当地装机的投资回报率和装机热情。从荷兰、乌克兰、西班牙等欧洲主要市场的组件出口情况来看，MIP 到期后各大市场都出现了显著的出口量数倍爆发增长，一方面是国内组件厂商对海外组件厂商的份额取代，另一方面也是降价对欧洲市场的装机刺激。截止 2019 年 9 月，欧洲八个主要市场的组件出口总额为 16.87GW，假设四季度保持稳定， 国内出口占比达到 90%，我们预计欧洲今年的装机将达到 25.2GW，显著高于年初欧洲光伏产业协会预期的 15GW 和细分市场规划的 20GW， 2018 年欧洲全境的光伏装机量仅有 10.4GW。图 22：2017-2019 年国内组件出口数量（MW）图 23：2018

42、 年 10 月-2019 年 9 月欧洲主要市场组件出口（MW数据来源：Solarzoom， 数据来源：盖锡咨询， 预测美国市场的规模预计在 11GW 左右，保持小幅增长。由于双反、201 和 301 政策的原因，中国直接出口到美国的组件总体税率达到 80%，导致中国对美国直接出口通道受阻，美国市场的组件主要来自中国的海外工厂和美国本土组件厂。截止 2019H1，美国市场的装机量约为 4.8GW，与去年同期基本持平；细分来看，住宅版块持续增长，Q1 同比增长 7%，Q2 同比增长 8%，非住宅版块则有所下滑。从全年来看，我们认为美国市场将在去年基础上保持小幅的增长。其他市场方面， 印度市场有所

43、减速，全年装机预计在 8GW 以上。日本和澳大利亚市场稳步成长， 预计分别为 7.6 和 6.5GW，基本符合年初预期。图 24：过去十二个月海外新兴市场组件出口大幅增加（MW）图 25：2019 年海外市场装机预测汇总数据来源：盖锡咨询， 数据来源： 预测巴西、越南等海外新兴市场多点开花，GW 级市场不断增加成为海外市场的稳压器。今年，以巴西、越南为代表的海外新兴市场表现亮眼，组件出口量大幅增加；同时，Solarpower Europe 预测今年全球 GW 级的市场将达到 16 个，而 2017 年仅为 9 个。不断分散的海外市场也降低了光伏装机增长对单一市场的依赖，平滑了政策波动的风险，保

44、障光伏市场的长期成长。国内市场：全年装机预计 30GW，景气将延续至 2020Q1国内市场基本确定难以满足年中指引，全年预计在 25-30GW。根据国家能源局统计，国内 2019 年前三季度的光伏装机为 15.99GW，同比下滑 53.7%。其中，光伏电站 7.73GW，分布式光伏8.26GW。根据中电联发布的2019 前三季度全国电力供需形势分析预测报告，预计今年四季度的新增并网在 10GW 左右，即全年 26GW 的装机水平，与能源局年中给出的 40-45GW 的年度装机预测指引相去甚远。考虑到年末的抢装和三季度组件价格大幅下降带来的终端 IRR 提升，整体国内市场或将缓慢启动，此外，由于

45、今年政策退坡给出了一定的缓冲期，我们预计 2020 年上半年同比将有明显的增长。图 26：单晶 PERC 组件价格在三季度开始大幅下降（元/W） 图 27：三类资源区电站补贴强度变化（元/kWh）2018“531”前2019 竞价一类资源区普通电站0.250.0663分布式0.370.0624二类资源区普通电站0.2750.0381分布式0.370.0558三类资源区普通电站0.3610.0749分布式0.370.0846数据来源：PV Infolink， 数据来源：国家能源局，世纪新能源网， 国内市场装低于预期的原因主要有以下三点：核心原因在于补贴退坡速度高于成本降幅。从补贴方式来看，201

46、9 年竞价项目的补贴从过去的标杆电价模式转变为竞价模式，提高了补贴资金的使用效率但也加大了补贴项目的竞标强度。从补贴强度来看，2018“531”政策出台前，三类资源区地面电站平均的补贴强度分别为0.25、0.275 和 0.361 元/kWh；而竞价后平均补贴强度仅为 47 分钱/kWh，补贴强度下降幅 度达 80%。而从成本来看，一方面产业链的利润空间已大幅压缩，“531”以来组件价格已下降 30%，短期来看仅剩单晶硅片存在一定让利空间；另一方面，BOS 成本，尤其是非技术成本和消纳成本，通常涉及到电网体制、当地制度等软性约束，其下降并非通过技术进步能够快速解决，这也极大的限制了平价上网的进

47、展。因此，补贴退坡速度和装机成本下降速度的不匹配是近年来国内装机增速波动的主要原因。图 28：国内光伏装机增速波动与成本和补贴变化（元/kWh）数据来源：国家能源局， 绘制政策出台时间较往年晚，建设时间点过于紧凑。以往下一年的光伏补贴政策会在上一年的年末下发，经过前期准备后，在春节结束后陆续开工，完成全年计划。2019 年，由于新政的特殊性和重要性，同时面临诸多创新性的改革，因此历经多次征求意见后，于 2019 年 4 月底才正式发布，最后 22.79GW 竞价名单直到 2019 年 7 月 11 日才发布。这导致政策有效期从一年缩短到 4 个多月，建设时间点过于紧凑。图 29：2019 年光

48、伏竞价项目建设时间轴图 30：不同电价和装机成本的 IRR电价（元/kWh）装机成0.440.450.46本（元385012.72%13.47%14.23%/kW）390012.32%13.07%13.82%395011.91%12.68%13.41%400011.52%12.29%13.03%405011.13%11.89%12.65%410010.76%11.51%12.26%抢装节点放宽，市场观望情绪变浓。过去的补贴退坡以并网时间为节点，一旦并网逾期，则取消补贴资格，因此分别在 2016 和 2017 年出现了两次影响深远的“抢装潮”。而 2019 年对于逾期未建成并网的，每逾期一个季度

49、并网电价补贴下调 0.01 元/kWh，两个季度才取消补贴资格。根据我们的项目 IRR 测算模型，每当电价下调 0.01 元/kWh，对应的初始装机成 本需下降约 0.09-0.1 元/W，项目的 IRR 才能保持。从实际情况来看，一个季度对于系统的BOS 成本下降变化几乎可以忽略，因此这部分的降本压力基本落在组件上，由于产业链部分环节仍有超额收益，因此业主选择观望等待降价，这也是今年国内市场高峰期向后推迟，且“抢装”情绪不明显的原因之一。总的来说，在海外多个市场持续的高景气支撑下，即使国内装机高峰有所延后，我们认为全年完成110-120GW 的新增装机难度不大。但与 2016 和 2017

50、年不同的是，当时是以国内高补贴和高 IRR 驱动的全球市场装机增长，产业链的利润整体较高；而 2018 和 2019 年则是以产品价格不断下降刺激海外市场平价项目的爆发，虽然全球市场整体规模尚可，但产业链的利润已有所分化。因此， 光伏新增装机量的持续增长是比较确定的；而随着平价上网的逐步到来，高补贴驱动装机模式也 不再出现，即产业链很难获得整体的高利润空间；那么不同环节的供需变化和技术迭代决定了产 业链利润的分配，这将成为平价时代光伏企业的核心要素。利润格局：产业链利润历经多次洗牌，单晶硅片成为目前唯一的利润高地光伏产业链的利润分配很大程度上取决于产能周期，我们选取了今年三个价格相对稳定的代表

51、性阶段，以成本领先的龙头厂商为代表，分析今年主流的单晶产业链利润分配的走向。今年年初，PERC 电池产能是产业链上盈利最丰厚的一环。PERC 高效溢价叠加有效产能不足，年初时单晶 PERC 电池“一片难求”，与普通多晶电池片的价差一度拉大到 0.4 元/W 水平，溢价率在 40%以上。而从成本来看，根据我们的测算，单晶 PERC 电池的非硅成本相比普通多晶仅高出不到 0.05 元/W，造就了第三方单晶 PERC 厂商 30%左右的毛利水平。这也吸引力大量厂商通过新建或技改的方式参与单晶 PERC 电池片市场。图 31：2019 年单晶产业链利润分配变化（元/W）数据来源： 年中则是海外渠道优势

52、的组件厂商赢得盈利窗口期。进入三季度，由于 PERC 电池片产能集中释放，叠加海外夏休和国内市场尚未启动，高效电池供需急剧恶化，其价格一路从 1.2 元/W 下跌至最低时的 0.91 元/W，而硅片和非硅成本则保持稳定，导致 PERC 电池的盈利空间迅速压缩，预计领先的第三方电池片厂商毛利率最低时也降至 10%左右。而组件价格传导有一定滞后性，尤其是海外渠道有优势的厂商，其大量海外订单价格已提前锁定，充分享受了当季采购低价电池片的成本红利。年末，单晶硅片成为“慢跑冠军”，成为行业仅存的利润高地。而组件环节本质上还是一个完全竞争的人力密集型买方行业，后续其利润又逐步回归常规的微利水平；而电池片环

53、节盈利触底后虽有所反弹，但受制于行业大量产能释放，力度不太明显。单晶硅片今年以来价格较为稳定，以隆基为代表的龙头厂商通过工艺优化和规模效应，其成本持续下降，其单位毛利也在持续上升，预计目前领先厂商的毛利率可达 30%+。图 32：2019 年领先厂商单晶 PERC 电池价格与成本（元/W）图 33：2019 年领先厂商单晶硅片价格与成本（元/片）数据来源：PV Infolink， 数据来源：PV Infolink， 产能持续释放+需求并未明显增加，多晶硅持续处于产能出清的低盈利阶段。根据硅业分会统计， 从上半年来看，国内多晶硅产量约 15.4 万吨，同比增加 9.2%；其中三月份单月产量达到

54、2.89 万吨，创历史新高，直接导致多晶硅价格出现大幅下跌；而随着五月份部分企业停产检修，价格止跌。从全年来看，无论是国内终端需求的迟迟未能启动，还是下游单晶硅片为产业链最紧缺环节，多晶硅的需求都较为疲软；而供给端，以通威、大全等为代表的的新产能持续释放也使得行业持续处于新老替代的产能出清期，盈利水平持续受到压制。图 34：2018.10-2019.10 国内多晶硅分企业产量（吨）图 35：2019 年多晶硅价格走势（元/kg）数据来源：硅业分会， 数据来源：PV Infolink， 总的来说，在光伏逐步去补贴迎来平价上网阶段，更低的度电成本是努力的方向，产业链也没有永恒的高利润环节。一般来说

55、，有两种情况的发生会使得某个产业链环节出现阶段性的高毛利：1） 高性价比技术的迭代，例如 2016-2017 年的单晶硅片对多晶的替代，以及 2018-2019H1 的 PERC 电池。更具性价比的技术出现将会对原有产品的竞争力造成巨大冲击，而初期由于新技术产能规模较小，通常会出现市场的供不应求，造成一定的溢价，先发者将享有一段时间的高毛利。但随着技术和产能迭代的逐步深入，溢价逐步消失，供需逐步匹配，新技术也转换为常规技术，盈利回归正常波动。2）供需周期波动，例如早期的多晶硅和 2019 年的单晶硅片。任何产品都有供需周期波动，若要获得可观的高盈利窗口期，则要求供给端的弹性要较弱，即扩产的周期

56、要更长，资金投入要更大，主要指的是产业链中上游。展望 2020：补贴退坡进入最后一公里，平价元年把握利润再分配机会2020 年是平价的元年。从产业链上来看，各个环节都需要为平价让利，但各环节又由于技术迭代、扩产周期、行业壁垒等原因产生不同的供需周期和对应的让利幅度，导致各个环节的盈利水平将会分化。因此，在光伏平价元年，投资的关键即在于把握产业链利润再分配机会，进行提前布局。多晶硅：本轮扩产渐入尾声，将出现供需周期底部向上的确定性机会2019H2 多晶硅国内产量屡创新高。截止 2019 年 10 月底，国内在产多晶硅企业 15 家，包括 3 家检修尚未复产。今年 9-10 月份，国内多晶硅产量供

57、给 6.19 万吨，同比大幅增加 56.3%，远超需求端的增速；其主要原因在于下半年国内一线大厂的新增产能逐步释放，导致 7 月份以来月产量持续创新高，十月份月产量已达到 32131 吨，环比增加 4.6%。进口量相对稳定是价格底部的有力支撑。目前多晶硅月进口量保持在 12000-14000 吨左右，占比在 30%左右；进口多晶硅主要来自 OCI 和瓦克，产品以高品质单晶料为主；由于其成本较高（EBITDA 为负），他们的生产成本决定了供需曲线的边际成本。而一旦价格跌破该区间，任意一家停产，供给端便会出现紧缺，导致价格上涨。从国内产量屡创新高，但进口量仍能保持稳定来看， 我们认为国内产能仍无法

58、完全替代海外产能，这部分产能的开工也是价格底部确认的重要信号。图 36：2019 年 1-10 月国内多晶硅供应结构（吨）图 37：行业内部分产能释放情况统计项目产能（万吨）预计投产日期大全 4A3.52019Q4-2020Q1通威二期2.5+2.5最快预计 2021H22019.5 出炉，2019Q3 已实现达产3.6新特能源东方希望5不确定，预计有所推迟数据来源：硅业分会，Wind， 数据来源：大全官网，Wind，公司公告， 2020 年多晶硅料的供需改善是确定性的。多晶硅的扩产周期相对较长，一般在 1.5-2 年，本轮扩产计划大多在 2017 年 H1-2018H1 推出，当时多晶硅毛利

59、率最高可超过 40%，属于典型的高利润 驱动投资型。而展望 2020 年，行业龙头通威、大全等龙头厂商均没有可见的新产能释放，主要原因也是毛利下降后对投资趋于谨慎。此外，2018 年的“531”新政出台后，2018H2 的投资计划有所搁置，也对 2020 年的产能释放有所抑制。根据我们的统计，本轮产能释放高峰或在 2019Q4- 2020Q1 结束；考虑到扩产周期较长和停复产成本较高的原因，我们预计之后将进入一年半左右的供给稳定期，供需将呈现逐季边际改善态势。新产能成本优势仍然显著，2020 年成本领先厂商的盈利将逐步回升。根据通威公告， 新产能的生产成本可降至 4 万元/吨以下，如果按照 7

60、0%的单晶致密料产出估算的话，价格支撑位的新产能毛 利率在 35%以上。因此，随着新产能爬坡的逐步完成，通威、大全新能源等成本优势且有新产能投放的厂商成本将逐步改善。单晶硅片：供需逐步宽松，或为平价让利，盈利有所承压单晶硅片的扩产大幕正在拉开。正如 2017 年的多晶硅和 2018 年的 PERC 电池一样，高利润是吸引投资者不断扩产的源动力。而到了 2019 年，单晶硅片作为目前仅剩的利润高地，不仅吸引隆基、中环、晶科等原有龙头的新产能加速释放，也吸引了上机数控等其他厂商进入该领域，单晶硅片的产能扩张愈演愈烈。考虑到单晶硅片产能建设爬坡期在一年左右，2019 年开启的大量扩产项目将 在 20