1、电力清洁化纵深推进

本文分析始于电力结构变化研判。对于未来我国电力行业的发展，我们主要观点有：1）电能替代 持续提升，用电需求温和增长；2）清洁能源发电在发电量中的占比于 2030 年将提高到 36%，核电将 担当基荷电源清洁化大任；3）电网投资短期将适度收缩。

1.1 电能替代持续提升，用电需求温和增长

我国是人口大国，且电力资源以自给自足为主。据能源局发布的统计数据，2019 年中国大陆全社 会用电量达到 7.2255 万亿 kWh，我们测算，较 2011 年的年均复合增速为5.52%。从 2019 年前 11 个 月各省区（含直辖市）用电量数据来看，21 个省区的用电量占比各自超过 2%，14 个省区的用电量占比 各自超过 3%；其中，广东、江苏、山东、浙江的用电量居前，皆超过 6%，合计占比 33.4%，如图 1 所示。

展望未来十余年，结合电能替代、工商业发展、人口增长等因素的驱动，以及经济调结构、控能耗 等相关政策落实推进，我们预计，2020 年、2025 年、2030 年，中国大陆全社会用电量将分别达到 7.52 万亿 kWh、9.10 万亿 kWh、10.50 万亿 kWh，2019~2025 年、2025~2030 年的年均复合增速分别为 3.92%、2.90%，如图 2 所示。

我们认为，电能替代将成为未来多年的用电量重要增量来源。据中国产业经济信息网 2019 年 11 月 1 日报道，2017、2018 年全国电能替代量分别达 1286 亿 kWh、1577 亿 kWh，占当年全社会用电量的 2.0%、2.3%；电能占终端能源消费比重从 2015 年的 22.9%提高到 2018 年的 25.5%；另据《中国能源 报》（2019 年 12 月 9 日第2 版）援引国网能源研究院发布的《中国能源电力发展展望 2019》预测，到 2020、2025、2035、2050 年，电能占终端能源消费比重将分别达到 26.5%、31.4%、40.6%、51.7%。上述统计及预测数据如图 3 所示。

从统计数据来看，电能替代已成为近期用电量的重要增量来源。据国家能源局官网 2019 年 10 月 29 日披露的新闻发布会笔录，2019 年前三季，工业、交通运输、居民生活、农业等领域的电能替代量 合计 0.16 万亿度，同比增长超过 30%，主要来自冶金电炉、辅助电动力、建材电窑炉、工业电锅炉等 用电量的贡献。另据能源局发布，2019 年前三季全社会用电量 5.3442 万亿度，同比增长4.4%，我们 据此测算，增量为 0.2252 万亿度。这意味着，电能替代量在 2019年前三季用电量同比增量中占比 71%。

1.2 清洁能源发电占比将持续提高，核电将担当基荷电源清洁化大任

经过多年努力，我国在能源结构转型方面取得较好成效，清洁能源在发电装机及发电量中的占比持 续提高，并为应对全球气候变化作出重要贡献。据人民网 2019 年 6 月 27 日报道，水电水利规划设计总 院牵头编制的《中国可再生能源发展报告 2018》提到，截至 2018 年底，我国水电、风电、光伏发电装 机容量稳居世界第一。

据中电联官网2020 年 1 月 21 日发布的《2019 年全国电力工业统计快报一览表》，截至2019 年底， 中国大陆发电装机总容量为 2,010.66GW，其中风电、太阳能、水电、核电的占比分别达到 10.45%、 10.18%、17.73%、2.42%，如图 4 所示；2019 年中国大陆总发电量 7.3253 万亿 kWh，风电、太阳能、 水电、核电的贡献分别为 5.54%、3.06%、17.77%、4.76%，如图 5 所示。

为满足用电量增长、抑制平均能耗上升的需求，发电装机亦将持续增长，且清洁能源占比将进一步 提高。我们预计，2020年底、2025年底、2030年底，中国大陆各类电源装机总容量将分别达到2,124GW、 2,566GW、2,930GW，火电装机占比分别降至 57.6%、52.0%、47.3%，如图 6 所示。

我们同时预计，2020 年、2025 年、2030 年，火电对于发电量的贡献，将分别降至 68.4%、66.3%、 64.0%，如图 7 所示；可再生能源（风、光、水）发电量占比分别为 26.7%、28.7%、29.3%，基荷电 源（火电+核电）发电量占比分别为 73.3%、71.3%、70.7%；清洁能源（风、光、水、核）发电量占比 分别为 31.6%、33.7%、36.0%。可见，电力消费结构在保证必要的基荷电源占比前提下实现一定的优 化，如图 8 所示。

在我国几种常见电源中，核电利用小时数最高，如图 9 所示。对于 2018 年来说，据中国核能行业 协会统计，核电设备平均利用小时数为 7499.22h，设备平均利用率为85.61%；据能源局发布，光伏、 风电利用小时数分别为 1,115、2,095h；据前述中电联《2019 年全国电力工业统计快报一览表》 ， （2018 年）水电、火电利用小时数分别为 3,607h、4,378h。据此测算，核电利用小时数分别是光伏、风电、水 电、火电的 6.73 倍、3.58 倍、2.08 倍、1.71 倍。

我们预计，未来十余年，核电年利用小时数将大概率不低于 7,350h，并承担基荷电源清洁化之大任；随着消纳进一步改善、“平价上网”导向下项目选址向优势资源区集中、海上风电建设加快，光伏、风 电并网项目利用小时数到 2030 年有望分别达到 1,180h、2,240h；随着一些小容量机组逐步关停、行业 整合提效，火电利用小时数逐步回升，预计 2030 年达到 4,920h，如图10 所示。

截至 2019 年底，我国大陆地区在运核电机组有 47 台，合计容量48.75GW，如表 1 所示。

截至 2019 年底，在建核电机组有 11 台，合计容量11.20GW，预计将于 2020～2024 年投产，如 表 2 所示。

展望 2020～2025 年，我们预计将有 31 台机组开建，陆续于 2025～2030 年投产，这些项目有：漳州 2 号，太平岭 1、2 号，田湾 7、8 号，徐大堡 1-4 号，海阳 3、4 号，荣成石岛湾大堆 1、2 号，台 山 3、4 号，昌江 3、4 号，三门 3、4 号，宁德 5、6 号，陆丰 1、2 号，霞浦1、2 号，海兴 1、2 号， 防城港 5、6 号，金七门 1、2 号。

基于上述统计和预测，我们预计， 到 2030 年底，我国大陆投运的核电机组累计将达到 89 台、98.2GW， 2030 年核能发电量占比将达到 6.69%；如相关项目建设推进顺利，2027～2029 年或将出现一轮核电投 运小高峰，如图 11 所示。由于核电项目审批流程较为严格，上述项目实际进度或偏离我们的预期。

1.3 电网公司将推进改革转型，电网投资短期将适度收缩

近年来，光伏、风电等间歇式清洁能源发电和电动汽车的快速发展，售电等环节的改革试点推进， 以及“大云物移智链”及边缘计算等新技术的兴起，给电网公司在新时期下的定位提出了挑战。我们认 为，两大电网公司（国家电网、南方电网）在未来数年中将持续推进改革转型，产业链优质供应商或将 进一步加大海外市场拓展及业务转型力度。

就电网投资而言，我们认为，2020 年大概率将适度收缩。

另据南方电网公司官网 2019 年 11 月 26 日转载《南方电网报》报道，南方电网公司印发《优化投 资和成本管控措施（2019 年版）》，提出 20 项重点举措，着力建立精准投资管控体系，实施最优成本管 控策略，促进公司及电网发展由重“速度、规模”向重“质量、效益”转变。

据前述中电联《2019年全国电力工业统计快报一览表》 ，2019年全国电网工程完成投资4,856亿元， 同比下降 9.6%，可见电网公司 2019 年以来已适度控制投资规模。我们预计，2020 年电网投资预算将 进一步削减，但一些重要的工程项目（如已获官方批复的特高压输电工程）建设仍将推进。

根据国家发改委 2019 年 5 月 28 日发布的《输配电定价成本监审办法》，电动汽车充换电服务、抽 水蓄能电站、电储能设施等辅助性业务的成本费用，被视作与电网企业输配电业务无关，不得计入输配 电定价成本。我们认为，在电网公司严控投资的背景下，上述细分领域的投资主体有望多元化。

2. 新能源发电：多管齐下，迎战“平价”

2.1 新能源发电补贴退坡，产业界积极应对

近年来，我国出台多项政策支持新能源发电产业的发展，取得较好收效。据国家能源局 2020 年 1 月 20 日于其官网发布的 2019 年全国电力工业统计数据，截至 2019 年底，中国大陆太阳能发电（主要 为光伏发电）、风电的累计并网装机容量分别达到 204.68GW 、210.05GW。然而，为了引导产业长期 健康发展，官方亦明确对新能源产业的相关补贴将逐步退坡，近年来电价调整如表 3 所示。

2019 年 4 月 28 日国家发改委发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》 （发改价格 〔2019〕761 号），将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，且 2019 年指导价较此前标杆价有所下 调，并适当降低新增分布式光伏发电补贴标准。

2019 年 5 月 21 日国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，将风电标杆上网电价改 为指导价，且 2019 年指导价较此前标杆价有所下调，明确提出 2019 年开始新核准的集中式陆上风电项 目和海上风电项目，全部通过竞争方式确定上网电价；分散式风电项目中，如参与分布式市场化交易， 上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴，否则执行项目所在资源区指导价。对 于陆上风电项目，如 2018 年底之前核准但 2020 年底前仍未完成并网，或 2019~2020 年核准但2021 年底前仍未完成并网，国家不再补贴；2021 年 1 月 1 日及以后新核准的项目，全面实现平价上网，国 家不再补贴。对于海上风电项目，对 2018 年底前已核准的海上风电项目，如在 2021 年底前全部并网， 执行核准时的上网电价；2022 年及以后全部并网的，执行并网年份的指导价。

根据国家能源局官网 2019 年 7 月 11 日刊载的国家可再生能源信息管理中心《2019 年光伏发电项 目国家补贴竞价工作总体情况》一文，I、II、III 类资源区的普通光伏电站和全额上网分布式（非户用） 项目的平均补贴强度在 0.0381~0.0846 元/kWh 之间，这三类资源区对应的算术平均补贴强度分别为 0.06435 元/kWh、0.04695 元/kWh、0.07975 元/kWh；自发自用、余电上网分布式项目平均补贴强度为 0.0404 元/kWh。我们根据该文相关信息，对各类资源区装机比例取：普通电站:全额上网分布式:余电上 网分布式=79.5%:2.5%:18.0%，计算资源区加权平均补贴强度，分别为 0.06154 元/kWh、0.03896 元/kWh、 0.06893 元/kWh。相关数据提取与测算如表4 所示。该文还提及，在 22.79GW 的竞价补贴统计样本中， I、II、III 类资源区的项目装机比例分别为 8.9%、12.2%、78.9%，我们据此测算，2019 年非户用光伏 竞价项目的平均补贴强度为0.0646 元/kWh。

2020 年 1 月 23 日，国家能源局发布《关于 2020 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知（征 求意见稿）》 ，要点如下：

1）强调电网并网关口作用，要求国家电网、南方电网和内蒙古电力公司会同新能源消纳监测预警 中心及时测算论证经营区域内各省级区域 2020 年风电、光伏发电新增消纳能力，报国家能源局审核后 于 3 月底前对社会发布；

2）倡导风电、光伏发电投资企业理性投资，防范投资风险；

3）积极支持、优先推进无补贴平价上网风电和光伏发电项目建设，要求 3 月中旬报送项目信息， 项目必须在 2020 年底前能够核准、备案，且开工建设。

4）对于需要国家财政补贴的风电项目，要求落实“十三五”规划总量控制，要求集中式陆上风电 项目和海上风电项目组织竞争性配置，提出依法撤销核准两年仍未开工也未按规定办理延期或不具备开 工条件的项目之核准文件；对于海上风电并网容量、开工规模已超出规划目标的省份，要求暂停 2020 年海上风电项目竞争性配置和核准工作；对照已公示的 2020 年底前可建成并网、2020 年底前可开工建 设、2021 年底前可建成并网的三类海上风电项目清单，有序组织建设。此外，鼓励各地积极推动分散 式风电参与分布式发电市场化交易试点。

5）确定 2020 年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为 15 亿元（5 亿元户用+10 亿元集中式和工 商业分布式补贴竞价）；要求各地 4 月底前将 2020 年拟新建的光伏补贴竞价项目、申报上网电价等信息 报送国家能源局。

2020 年 1 月 22 日，财政部经济建设司官网发布了财政部、国家发改委、国家能源局《关于促进非 水可再生能源发电健康发展的若干意见》及解读，要点包括：1）自 2020 年起，所有新增可再生能源发 电项目均“以收定支”确定补贴，确保 2020 年新增项目补贴额度控制在 50 亿元以内；2）对于海上风电 和光热发电，中央财政仅补贴 2021 年底前全部机组完成并网的存量合规项目，不再补贴新增项目；3） 对于陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏，合理设置退坡幅度，引导尽快平价上网；4）2021 年起， 实行配额制下的绿色电力证书（简称“绿证”）交易，企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。

我们认为，上述《征求意见稿》和《若干意见》反映了决策层引导风光发电平价上网的积极意愿， 项目投资有望趋于理性，业主与电网公司就并网问题的沟通效率有望提高。

关于风电产业，我们判断，2019 年招标量“井喷”至 68GW 以上的火爆局面有望有所“降温”，海上风 电领域将从比拼核准开工过渡到研究降本增效、谋求长期发展的状态中来。我们预计，2020 年中国大 陆地区将新增风电并网 36GW，同比增长 39.9%。

关于 2020 年光伏补贴项目，假设户用项目延续 0.18 元/kWh 补贴标准、非户用竞价项目平均补贴 降至 0.05 元/kWh，则 15 亿元补贴可支撑新增并网额度约 20.7GW（含 2.78GW 户用） 。我们预计 2020 年中国大陆光伏市场将迎来复苏，并网容量将达到 30GW，较中电联版 2019 年统计数据（26.81GW） 增长 11.9%，如技术进步等因素带来的成本下降速度超预期、补贴发放显著改善，且电网可消纳容量足 够支撑，则年内并网容量存在一定超预期空间。

总体来说，我国风电和光伏行业仍将向“去补贴”的方向发展。早在 2017 年 8 月 31 日，国家能 源局便通过“国能发新能[2017]49 号”文件公布了位于河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等地的 13 个 共 707MW 的“风电平价上网示范项目” 。2019 年 5 月 20 日，国家发改委办公厅、国家能源局通过“发 改办新能[2019]594 号”文件公布了 2019 年第一批风电、光伏发电平价上网项目，由 16 个省区（含直 辖市）能源主管部门报送，共计 20.76GW。

在实际项目建设中，三峡新能源格尔木领跑者 500MW 光伏发电项目和中核汇能甘肃玉门崖子 50MW 平价风电示范项目分别在地面集中式光伏电站和风电领域成为首个实现“平价”上网的并网项目。

三峡新能源格尔木领跑者 500MW光伏发电项目

据《中国能源报》（2019 年 11 月 4 日第9 版）报道，总投资约 21 亿元的三峡新能源格尔木领跑者 500MW 项目上网电价为 0.316 元/kWh，略低于当地煤电标杆电价（0.3247 元/kWh）， 首次实现光伏电 价低于当地燃煤发电标杆电价，于 2018 年 12 月 29 日并网发电，至报道日运行良好，已超额完成年度 发电量任务。我们认为，发挥项目“规模效应”、应用先进技术、获得免费用地，是该项目合理控制成 本、实现“平价”上网的主要因素。

据前述报道，项目应用了彼时领先技术，如：全部采用 310Wp 以上 PERC 单晶组件，转换效率可 达 18.9%，在条件适宜地块还采用了双面发电组件，较传统方案提升单位容量发电量；逆变器采用 1500V 逆变系统，与传统 1000V 系统相比，将光伏组件串联能力提升约 1.5 倍，节约初始投资 0.05-0.1 元/Wp；部分采用固定可调支架和平单轴跟踪支架，与固定支架相比，可将日均发电量提高 11.4%。

另据微信公众号“能源杂志”2019 年 11 月 15 日文章报道，格尔木500MW 项目所在区域，都是 政府无偿划拨的国家未利用荒地。而据《中国能源报》（2018 年 10 月 8 日第 10 版）报道提及的案例， 某光伏电站项目土地复合成本达到 20 元/平方米，可折算成 0.5 元/W。由此可见，用地免费也是格尔木 500MW 光伏项目实现“平价”上网的重要因素。

中核汇能甘肃玉门 崖子 50MW 平价风电示范项 目

据微信公众号“每日风电”2019 年 8 月 2 日文章报道，被纳入国家能源局批准的首批风电平价示 范项目的中核汇能甘肃玉门崖子 50MW 平价风电示范项目自 2019 年 3 月 25 日开工建设，同年7 月 31 日并网发电，成为全国首个并网发电的平价风电示范项目，共安装25 台 2MW 风机，造价控制在 5.7 元/W 以内；预计年利用小时数超过 3000h，较中电联《2019 年全国电力工业统计快报一览表》披 露的 2019 年中国大陆风电平均利用小时数 2,082h 高出44%。另据北极星售电网 2017 年 11 月 21 日转 载玉门新闻中心报道，玉门市自 2017 年 7 月 1 日起调整燃煤发电标杆上网电价至 0.3078 元/kWh。

考虑大多数光伏和风电项目的具体情况，“平价上网”短期内在全国大面积普及仍有一定难度。但 是，展望未来，我们认为，在补贴退坡预期的引导下，产业界优质企业将持续以“降本增效”为核心目 标，发展新技术，优化资源配置，并积极开拓新市场，最终促进光伏产业进步。

2.2 风电：行业景气度高，风机平均容量提升

2.2.1 招标市场活跃，供应商议价能力提高

如前文所述，官方对风电补贴项目并网时间设了严格要求，近年来获得核准的风电项目，正在紧锣 密鼓地推进工程建设，力求及时并网，享受原定补贴额度。

据中国风电新闻网 2020 年 1 月 2 日转载界面新闻报道，综合风电开发商电子商务平台及公开招标 网站信息的不完全统计，2019 年，中国（大陆）风电市场公开招标量达 68.3829GW（不含民营企业未 公开招标数据），而 2018 年、2017 年分别为33.50GW、27.20GW；分类来看，2019 年陆上、海上风 电市场公开招标量分别为 52.1691GW、16.2138GW，分别是 2018 年的近 2 倍、逾 3 倍，分别占总招 标量的 76.29%、23.71%。由此可见，2019 年风电招标量呈现“井喷”之势，如图 13 所示。

风电招标量激增，使得重要配套设备市场一时间供不应求。从最重要的设备——风机角度来看，其 价格一路上涨。以风机龙头金风科技为例，根据其官网发布的《2019 年三季度业绩报告》演示材料，其 不同功率机型投标价格从 2018 年 7 月开始回升，2019 年 9 月 2.5MW 机型投标均价3,898 元/kW，自 2018 年 8 月价格低点3,330 元/kW回升 17.06%，2019 年 9 月 3MW机型投标均价已达到3900 元/kW， 如图 14 所示。另据微信公众号“每日风电”2019 年 10 月 20 日文章报道，2019 年 10 月下旬风机价格 出现 4150 元/kW 的案例，达到 2016 年同期价格高位区间。

我们认为，在市场需求旺盛的背景下，2020 年风机价格或将维持高位。展望未来，随着补贴退坡、 上网电价下移，风机价格进一步上涨的空间有限。随着陆上风电补贴全面退坡，下游市场需求或于 2021 年出现波动，亦将对后续风机价格走势形成一定压力。

在下游需求骤升的刺激下，诸多环节的供应商纷纷扩产，增加供应。以风塔供应商天顺风能为例，据其官方微信公众号报道， 其新建的山东鄄城 10 万吨风电塔筒基地已于2019 年 12 月 18 日正式投产， 我们判断，公司 2019 年底风塔产能已增至 55 万吨左右；另据公司 2020 年 1 月 9 日公告，全资子公司 “苏州天顺”将于内蒙古乌兰察布市商都县投资建设 12 万吨陆上风塔及其配套零部件产能，公司还将于江 苏射阳投资建设约 25 万吨风电海工产品产能。

然而，风电行业仍有一些环节存在一定程度的供应链瓶颈，比如，适配大功率风机的高端轴承、用 于制造风电叶片的巴沙木、海上风机吊装船、大型液压打桩锤等。

据中电联《2019 年全国电力工业统计快报一览表》 ，中国大陆 2019 年风电新增并网 25.74GW。同 时考虑中国市场的招标量“井喷”情况，以及供应链瓶颈的存在，我们预计，2020 年中国大陆将新增 风电并网 36GW。但是，随着一批 2018 年底前核准的项目在2020 年底前完成“抢装”并网，2021 年 的国内风电市场或将有所“降温”；随着一批 2019~2020 年核准的项目在 2021 年底前完成“抢装”并 网，补贴政策对此轮风电市场的刺激效应，将告一段落。

因此，对于优质供应商来说，适时布局海外市场，顺应国际客户需求变化，将有助减缓中国市场需 求波动对业绩走势的冲击。举例来说，振江股份的下游客户包括（但不限于）西门子、通用电气（GE）、 Enercon、Senvion 等国际知名风机制造商。其 2018 年营业收入中，转子房、机舱罩、定子段等风电设 备占比达到 48.9%；当期主营收入中，超过 77%来自国外市场的贡献。

我们预计，2019 ~2023 年全球风电新增装机将维持在 55~61GW 之间，总体保持平稳。关于 2017~2023 年中国大陆及全球风电新增装机的统计与预测，如表 5 所示。

2.2.2 提升利用小时数是风电实现平价的重要着力点，大容量风机将加大应用

对于国内风电行业来说，实现平价上网，是当期重要的阶段性目标。对于风资源确定的风电场而言， 若锁定上网价格（如与当地煤电上网基准价保持一致），影响项目收益率的主要因素有：机组利用小时 数、单位容量造价、项目融资结构及贷款利率等。结合产业发展现状，我们认为，通过各种途径提升利 用小时数，是实现平价的重要着力点；在大规模陆上风电场和海上风电项目中，大容量风机将加大应用。

从设备供应角度看，如自然环境等其他因素不变，提高指定风电场年利用小时数的主要途径有：改 进风机设计，增大单位容量扫风面积（m2/kW）；适当增加塔筒高度，使风机获得更大风速的运行环境；优化风电场设计，在保证风机安全的前提下减小风机之间的“尾流”影响。

为迎接“平价”时代到来，具有陆上风资源天然优势的地区，如“三北”（西北、华北、东北）地区与云南、福建、四川等省区，将对陆上风电项目投资资金产生较大的“虹吸”效应；远海风电开发， 也将逐步提上议事日程。而对于风资源较好的大规模陆上风电场和海上（尤其远海）风电项目来说，大 容量风机的应用，将有助提高风电场整体经济效益。

过去一两年，国内涌现一批颇具“规模效应”的大型单体陆上风电场开发项目，如：国家电投投资 建设的乌兰察布风电基地一期 6GW 项目、青海海南州特高压外送基地（2GW 风电+3GW 光伏）、上海 庙至山东直流特高压输电通道配套可再生能源基地阿拉善盟区域 1.6GW 风电项目。其中，乌兰察布风 电基地一期 6GW 项目已于 2019 上半年完成风机招标，据微信公众号“风能产业”2019 年 4 月 3 日 文章，上海电气、金风科技、中国海装、明阳智能和东方风电（东方电气下属公司）分别中标该项目五 个标段的配套风机采购招标，容量分别为 1.4GW、1.3GW、0.9GW、1.3GW 和 1.1GW。结合微信公 众号“风电财经”2019 年 3 月 18 日文章，上述 5 家风机制造商投标时报送的机型单机功率在3.2~5.6GW 之间。据微信公众号“每日风电”2019 年 9 月 27 日文章报道，该项目中标机型单机平均容量为4.16GW。

据中国可再生能源学会风能专业委员会、中国农机工业协会风力机械分会、国家可再生能源中心 2019 年 4 月 4 日联合发布的《2018 年中国风电吊装容量统计简报》 ，2018 年中国（大陆）市场新增风 电机组中，2MW 机型在新增装机容量中占比 50.6%，2~3MW（不含 3MW）机型占比 31.9%，为市场 主力，如图 15 所示；而当期 3~3.9MW、4~5.9MW 机型合计占比仅有 12.9%，且多用于海上风电项目。对比可见，乌兰察布风电基地一期 6GW 项目的应用机型显著高于 2018 年市场平均水平。

海上风电方面，2018 年 12 月 28 日出台的《福建省海上风电项目竞争配置办法（试行）（公开征求 意见稿） 》提出，“原则上采用的风电机组应具有自主知识产权、单机容量不低于 8000 千瓦（即 8MW）”；广东、浙江等地的规划也倡导海上风电采用 5MW 及以上机型。

我们分析认为，在运行环境允许的情况下，如以大功率风机代替小功率风机，可整体减少风电场单 位容量的投资额。比如，在大型陆上风电场用 5.0MW 风机替代 2.5MW 风机，在海上（尤其远海）风电 场用 12MW 风机（GE 已着手实施该类产品在中国广东揭阳的产业化）替代 6MW 风机，可以将风机、 塔筒的数量减少一半，尽管大容量风机及配套塔筒的单价或有一定上浮，但整体的塔筒投资、风机吊装 费用和风机维护费用，以及在配电系统方面的投入，有望得到一定缩减。

从实际装机情况看，风机应用的平均功率不断提升。中国风能协会（CWEA）统计数据表明，2008~2013 年，1.5~2MW 风机在相应年度新增装机中的占比超过 50%；2015 年以来，2.0~2.5MW 风 机占比超过 50%，挤占了 2MW 以下风机的份额，且 2.5MW 以上风机的占比逐年提升，如图 16 所示。

主流风机厂商已将大功率机型作为重要研发方向，在 2019 北京国际风能大会暨展览会（CWP2019） 上展出的陆上风机新产品一般超过 3MW 甚至 5MW，海上风机新产品以 10MW 为目标，如表 6 所示。

我们预计，2022 年以后，随着“平价”要求执行力度加大，陆上风电新建项目的单机容量将达到 3MW 以上；如 GE、东方电气、上海电气、明阳智能的相关新机型产业化顺利推进，8MW 及以上机型 在海上风电新项目中将加大应用，一定程度上将对我国远海风电资源开发起到重要支撑。

2.3 光伏发电：技术迭代加快，出口市场繁荣

回顾 2019 年，光伏市场出现的重要变化有：国企借收购加快光伏运营资产布局；制造环节出口比 例扩大。展望 2020 年及未来数年，我们预计，一方面，海外市场仍将成为光伏制造业的重要目标市场；另一方面，技术迭代将加快，促进光伏发电将本增效，推动平价上网尽快普及。

2.3.1 光伏发电资产交易活跃，国有资本借机布局

2018 年 5.31 新政实施以来，光伏行业竞争与市场洗牌加剧，光伏发电资产交易市场变得活跃。我 们预计，2020 年该市场将持续活跃，且国有资本将借机扩大在光伏发电领域的布局。

据普华永道中国及德国莱茵集团 2019 年 3 月 21 日联合发布的《2019 中国光伏电站资产交易 白皮书》，2018 年 5.31 新政后不到半年时间内，我国光伏电站市场基于存量的收并购交易的数量、金额 和容量超过了前三年的综合，该文统计共完成 11 起交易，交易容量 1.295GW，交易金额接近 90 亿元， 如图 17 所示。

进入 2019 年以来，中国市场存量光伏发电资产交易持续活跃。同时，多家国企加速进场，与民企 优势互补促进产业发展。一些存量项目存在补贴拖欠经年的现象，导致相关业主资金链紧张，从而出现 一些业主尤其融资成本较高的民营企业转让光伏发电资产的需求。与此同时，而一些资金充裕、融资能 力较强的央企或地方民营企业，出于国有资产增值保值等考虑，借机以合适价格购入光伏发电资产。

2020 年伊始，此类交易持续进行。据 H股上市公司保利协鑫、协鑫新能源 2020 年 1 月 21 日联合 公告，两家上市公司的间接附属公司将向华能一号基金及华能二号基金出售目标公司全部股权，该等目 标公司拥有 7 座已营运的光伏电站，总装机约 294MW，首批该等股权协议涉及 6 家目标公司，交易价 格为 8.505 亿元。公告提到，协鑫新能源与中国华能集团正积极推进其他批次之出售事项。

2.3.2 出口市场将持续繁荣

海外市场 2019 年成绩亮眼。从全球来看，2019 年装机整体情况较好，海外市场需求旺盛，一定程 度上弥补了国内需求疲软为国内光伏制造业带来的冲击。自 2018 年 5.31 新政之后，我国光伏产业链价 格大幅下降，并传导至海外市场，一定程度上刺激海外市场需求上升，组件出口量亦较往年提升明显。据微信公众号“Solarzoom 光储亿家”2020 年 1 月 17 日文章统计，2019 年中国大陆光伏组件出口 66.26GW，同比增长 43.5%，2017~2019 年各月度的组件出口量统计如图 19 所示。在出口目的地，荷 兰、印度、日本位列前三，如图 19 所示。

未来数年海外市场有望持续增长。在各国对新能源的政策鼓励及系统成本持续下降的共同作用下， 光伏需求预计未来会持续增长。EnergyTrend 在 2020 年 1 月 3 日于其官网发文预测，2020 年全球光伏 新增装机将达到 125GW，2020~2025 年期间年复合增速预计约7%，2020 年前五大市场预计为中国、 美国、印度、日本和荷兰。EnergyTrend 此前曾对 2020 年全球前 20 大组件需求市场及相应份额进行预 估，如图 20 所示。

对于海外光伏市场，下文对欧盟、美国、印度等重要区域市场展开讨论。

据欧盟委员会官网信息，原版《可再生能源指令》(RED 2009/28/EC)要求欧盟范围内到 2020 年实 现可再生能源在能源消费中占比达到至少 20%，新版《可再生能源指令》(RED 2018/2001/EU)要求这 一比例在 2030 年达到至少 32%。SolarPower Europe 在 2019 年 12 月 10 日发布信息，预计2019 年欧盟地区将新增光伏装机 16.7GW，同比增长 104%；预计 2020~2023 年分别新增光伏装机 21.0GW、21.9GW、24.3GW、26.8GW。

在 ITC 政策变化预期等因素的影响下，美国光伏市场出现一定程度的“抢装”行情。据 SEIA 在 2019 年12月12日发布的报告，美国新增光伏装机预计将于2019、2020年分别达到约13GW、19GW （我们根据图 22 推测的数据） ，2021 年预计达到 20.1GW，将出现小幅回落，2022~2024 年每年新增 装机预计在 18GW 左右。

此外，美国在光伏技术发展方面亦给予一定的资助引导。比如，美国能源部 2019 年 11 月 6 日通过 其官网宣布遴选 1.28 亿美元新项目用于提升太阳能技术，以降低太阳能发电成本、促进制造，并使太阳 能系统更能抵御网络攻击。

此外，中东地区，拉丁美洲的墨西哥、巴西，以及南非、澳大利亚等国的光伏市场近年来发展亦较 快，限于篇幅，不再逐一分析。

2.3.3 国内光伏产业链价格仍有下行空间

前文分析了政策层面对光伏行业去补贴化的指引，以及产业界在平价上网方面的尝试与阶段性成果。

我们以 50MW 的集中式电站为例，假设电站运营年限为 25 年，电站 PR（performance ratio）值 83%，资产负债率 70%，假设Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区的发电小时数分别为 1,500 小时、1,250 小时和1,100 小时，以 8%的收益率为基础进行测算，不同项目成本下的度电成本如表 7 所示。可见，如需实现全面 平价上网，未来建设成本仍需继续压缩。

展望 2020 年，光伏产业链各环节价格仍有一定下行空间。

硅料环节，扩产周期已过，价格将趋于稳定。2019 年单晶用料价格基本持稳，多晶硅价格下行， 在 2019 年年末阶段跌幅较大，如图 23 所示。在经历了 3-4 月份因国内多晶硅新增产能逐渐放量加码同 时需求相对疲软的大幅降价之后，硅料价格始终处于低位，根据各多晶硅企业生产运行成本来看，价格 基本触底，甚至达到一些企业承压极限。随着新增产能投放告一段落，我们预计未来价格将会企稳。根 据中国有色金属工业协会硅业分会统计，截至 2019 年底，国内在产多晶硅企业已由年初的18 家缩减至 12 家，除一家维持 20%左右开工率外，其余均满产运行，根据各企业生产计划，预计 2020 年 1 月国内 多晶硅产量在 3.4~3.5 万吨左右，与 2019 年 12 月产量基本持平，持续创新高，而海外方面韩国两家企 业 1~2 月陆续停产检修，国内进口量将随之减少，整体来看 2020 年第一季度国内产能叠加海外进口量， 总体硅料市场保持供需稳定，价格也将趋于稳定。多晶硅进口量及进口均价历史数据如图 24 所示。随着 2020 年光伏装机需求回暖，我们预计单晶硅料价格有望维持稳定，甚至可能存在一定回升概率，多 晶硅料则或将因多晶需求缩减而继续稳定在价格低位。

硅片环节，单晶龙头大幅扩产或引起价格波动。受益于 2019 年单晶市场份额的提升且各单晶硅片 企业产能扩张不多，单晶硅片价格相对坚挺，如图 25 所示。此外，上游硅料价格下行，龙头企业技术 升级非硅成本不断下降，单晶硅片成本下降，企业毛利乐观利润较高，盈利能力提升明显。因此各企业 对未来光伏装机需求及单晶份额占比持乐观态度，纷纷大规模扩产，据索比光伏网预计，2019 年单晶 硅片产能为 98.35GW，2020 年则将迅速增长至 186.85GW，如图 26 所示，其中隆基股份和中环股份 两大龙头企业合计扩产超过50GW，此外 2019 年 12 月及2020 年 1 月初，隆基股份又进一步公布30GW 单晶硅棒和硅片扩产计划，其中 10GW 产能将会在 2021 年投放。我们担忧，在如此大规模的产能扩张 背景下，2020 年单晶硅片价格或将面临较大压力，呈现一定的波动，同时多晶市场份额或将受到进一 步冲击。

电池片环节，单晶 PERC电池价格接近成本价，需新技术带来突破。2019 年电池片价格下降明显， 如图 27 所示，尤其是单晶 PERC 电池，目前 PERC 电池因其出色的性价比成为市场主流，市占率超过 50%，但 PERC 生产线经过多年发展已发展成熟达到瓶颈，效率进一步提升动力不足，目前 0.95 元/W 的价格已基本接近成本，基本处于薄利微利状态。

组件产品同质化较严重，价格承受压力。组件环节位于产业链中下游，光伏电站平价上网的成本压 力将首先传导至组件端，自 5.31 新政后组件价格一路下跌，单多晶价差逐渐缩小，如图 28 所示。我们 预计，2020 年组件价格仍将承受一定压力，相关制造商将逐力新技术，获得一定的竞争突围。

2.3.4 新技术将加速应用

尽管受制于自然属性，光伏的年利用小时数显著低于核电、水电、风电等清洁能源，但其安装灵活 性较好，且无燃料辐射问题，应用前景广阔。在决策层和产业界积极推进平价上网的背景下，光伏产业 链各环节都在积极进行技术革新以降本增效。我们认为，未来数年，光伏领域技术迭代将加快，助推单 位成本下降，从而进一步加大应用普及。

电池片环节是光伏产业链的关键环节，对终端光伏发电效率影响甚大，新技术的应用与发展，将助 力光伏发电降本提效，尽早实现平价上网。

回顾 2019 年，产业界在大尺寸硅片方面取得一定进步。中环股份 2019 年 8 月正式发布 210mm 大 尺寸硅片产品，此后获得一些下游企业的积极回应。据公开报道，爱旭科技和东方日升都已着手布局 210 系高效电池片和组件的研制。据多家行业媒体报道，东方日升称，改用 M12（210mm 尺寸）硅片后， 单线产能可提升 30%，度电成本下降 6%，BOS 成本降低 9.6%。

与此同时，HIT（异质结） 、IBC（交叉背接触）等高效电池技术亦受到产业界较多关注。据公开科 技资料，在各类新技术中，就目前生产及实验室效率来看，HIT 效率优势较为突出，应用前景广阔，实 验室效率已经达到 26%的水平，量产也能实现23%以上，如图 29 所示，处于技术领先地位。此外，其 制造流程相对简单，且易于向双面电池领域发展，未来工艺成熟后充分叠加大硅片及双面、叠瓦等组件 技术，将大幅提高组件功率，摊薄光伏发电单瓦成本，但目前成本较高。我们预计，未来随着 HIT 技术 进一步改进、制造成本下降，其或将逐步替代 PERC 电池，为电池片环节带来新的突破。

在组件环节，高功率产品加快应用有望助推实现平价上网。组件环节在光伏产业链中对技术要求较 低，行业聚集效应不明显，产品同质化严重，企业盈利能力受限，同时在价格方面接近下游承压严重， 因此各企业致力于组件技术创新，通过高功率组件助力平价上网。

据公开科技资料，组件新技术主要有半片、叠瓦等。半片技术指使用激光切割的方法，将标准规格 的电池片切为相等的两个半片，进而将半片电池进行连接的技术方案，半片组件在封装效率、降低发热 量，减少温升损失、减少遮挡损失、降低热斑效应危害等方面的性能较常规组件更优；叠瓦技术是将电 池片切片后，再用专用的导电胶把电池片连成串，并采用叠片的连接方式，这样做到了前后两片电池无 间隙，充分利用了组件上有限的受光面积，输出更高功率，同时有效降低组件内部损耗；双玻组件则是 组件正反两面均使用玻璃背板，组件正反两表面均可吸收太阳能进行发电，可以充分利用地面反射光、 散射光提升发电效率的技术。这些新技术都将提高组件功率，形成高功率组件直接影响光伏电站的度电 成本。

根据 CPIA 预测，叠瓦和半片电池片组件的市场占有率将于未来数年逐步提升，2021 年合计占比将 达到 50%左右，2025 年合计占比将超过 65%，如图 30 所示。

2.3.5 光伏玻璃细分领域或迎量价齐升

在光伏各细分领域中，光伏玻璃市场格局相对稳定、赛道优质，其受益双玻组件兴起，或迎量利齐 升。光伏玻璃价格自 2018 年 11 月以来不断走高，如图31 所示。据卓创资讯相关信息，光伏玻璃主要 企业在2019年12月提升3.2mm光伏玻璃参考价至29元/平米，较当年11 月28元/平米均价上涨3.6%。这是 2019 年内第 3 次上调价格，3.2mm 镀膜片价格重回 5.31 政策影响前、2018 年 4 月的水平。

光伏玻璃过高的行业壁垒及规模优势使得其行业集中度不断提升，目前信义光能与福莱特的双寡头 地位稳固，市场控制力强，这也决定了整个行业不会盲目扩产而导致产能过剩，光伏玻璃价格在未来两 三年内都将保持坚挺。此外，超薄双玻组件因提升发电效率与更好的稳定性，受到一定市场认可，推广 前景可观。据 CPIA 在《中国光伏产业发展路线图（2018）》 中预计，双玻组件在当年新增市场中的渗 透率将稳步提升，如图 32 所示。

超薄双玻组件的兴起，也加大了对光伏玻璃的需求，尽管双玻组件用的光伏玻璃与传统单玻组件的 3.2mm 光伏玻璃相比变薄了不少，但每套组件对玻璃的需求量却翻了一倍，对光伏玻璃需求量贡献将增 加 49%。未来光伏装机回升叠加双玻组件渗透率提高，光伏玻璃龙头企业有望迎来量利齐升。

3. 新能源汽车：本土供应链走向国际市场

参见《新能源汽车行业深度研究：三个阶段，六大预判，三大趋势》。

4. 投资建议

4.1 复盘 2019：多数公司股价上行，逾半数前三季盈利增长

行业指数整体上涨，走势接近上证综指。2019年，上证综指、创业板指、中小板指数分别变动22.3%、 43.8%、41.0%。电力设备与新能源行业的 A 股公司列示于附录 I。我们在统计样本中剔除了天业通联、 ST 新梅、容百科技、嘉元科技、锦浪科技、明阳智能、运达股份、福莱特、德方纳米、中国广核等 10 个次新股与重组股，对余下共 188 只股票进行分析，研究发现：其总市值上升 28.66%（包含增发等因 素） ；另以调整股本（分级靠档方法）为权重进行加权平均测算拟合电力设备与新能源指数，测算发现 整体股价上涨22.93%，全年走势如图52所示。这当中，股价累计上涨的有143个，在数目上占比76.1%。

其中，全年股价涨幅超过 95%的前六大领涨股为：亿纬锂能、雄韬股份、置信电气、东方日升、尚 纬股份、炬华科技，累计涨幅分别为：219.1%、164.0%、159.1%、144.8%、104.9%、95.4%，同期 沪深 300 涨幅 36.07%。

我们认为，较好的 A 股大盘环境，以及多数公司盈利增长的基本面，是 2019 年多数公司股价上行 的重要因素。从近期财报来看，2019 年前三季，前述纳入统计的 188 家上市公司中，以归属股东净利 润为业绩参考指标，28 家亏损，59 家实现盈利但同比下降，6 家同比扭亏，43 家同比增长 0~30%，52 家同比增长 30%以上，约 54%的公司盈利同比改善、增长。其中，风电类企业天顺风能、双一科技、 金雷股份、日月股份、明阳智能、天能重工、东方电缆、泰胜风能等上市公司 2019 年前三季盈利同比 增长超过 50%；光伏企业东方日升、隆基股份、中环股份 2019 年前三季盈利增速分别为 271.13%、 106.03%、64.84%。

从市值分布角度看，9-50 亿元的小市值公司最多，但占比有所减少。2018 年底，行业纳入统计的 190 家上市公司中，50 亿元以下的小市值公司有 109 家，占 57.37%；市值处于 50~100 亿元之间、100~200 亿元之间的公司分别有 41 家、21 家，占 21.58%、11.05%；市值超过 200 亿元的公司有 19 家，占 10%。最小市值为 9.26 亿元，最大市值为 1,169.92 亿元。2019 年底，行业纳入统计的 198 家 上市公司（详见附录 I）中，50 亿元以下的小市值公司有90 家，占 45.45%；市值处于 50~100 亿元之 间、100~200 亿元之间的公司分别有 53 家、27 家，占 26.77%、13.64%；市值超过 200 亿元的公司有 28 家，占 14.14%；最小市值为 10.69 亿元，最大市值为 2,349.74 亿元。上述相关统计分析，如表 13、 图 53、图 54 所示。

从市值变化率角度看，多数公司市值增长了 0~50%。2019 年，纳入统计的 188 家公司（剔除10 只次新与重组股）中，138 家市值有所增加（最多增加 2.61 倍），57 家市值增加了0~20%，40 家市值 增加了 20%~50%，34 家增加了 0.5~1 倍，6 家增加了1~2 倍，1 家公司增加了2 倍以上，如图55 所 示。

4.2 展望庚子年（2020）：关注长期价值

展望庚子年（2020）及未来更长时间，我们判断，电力设备与新能源板块仍有成长空间。

基于前文分析，我们将值得投资者长期关注的重要投资机会归纳如下：1）风电行业国内“抢装” 持续，惠及产业链优质标的；2）光伏行业持续降本增效，新技术加速应用；3）新能源汽车产业链优质 企业加大国际市场参与度。

投资者需同时注意如下风险：1）风光发电平价上网普及进度或低于预期，新能源发电补贴政策变 化或致国内项目投资意愿下降；2）国内及海外新能源汽车推广或不达预期；3）产业技术迭代或给部分 技术方向及相关领域带来有效需求下降阵痛；4）供应链瓶颈与并网限制等因素或致批量国内风电项目 不能按计划完成并网。

我们建议关注具备长期竞争力的优质企业，精选标的有：风电子板块中，顺势布局海内外市场的塔 筒供应商天顺风能、为西门子等国际风机巨头供货的振江股份、领跑海洋缆及敷设市场的东方电缆，光 伏子板块中引领 210 大硅片技术路线的中环股份、光伏玻璃强者福莱特，以及新能源汽车子板块中打入 欧洲市场的卧龙电驱、进入日韩高端动力电池供应链的正极材料供应商当升科技。

天顺风能（002531）：海外业务比例高，业务结构持续优化，“强烈推荐”评级

公司适时增加风电设备主业产能。据公司官方微信公众号报道，公司新建的山东鄄城 10 万吨风电 塔筒基地已于2019年12月18 日正式投产。结合此前披露的2019上半年风塔类产品产量（22.24万吨）， 我们判断，公司 2019 年底风塔产能已增至 55 万吨左右。另据2020 年 1 月 9 日公告，全资子公司“苏 州天顺”将于内蒙古乌兰察布市商都县投资建设 12 万吨陆上风塔及其配套零部件产能，公司将于江苏射 阳投资建设约 25 万吨风电海工产品产能。我们认为，如建设顺利，公司有望借新增产能加大拓展陆上 和海上风电市场，享受市场快速发展红利。

公司海外业务布局较广，有助减缓“抢装潮”后国内市场波动带来的潜在冲击。公司在丹麦设有工 厂，出口业务遍及北美、欧洲、南亚等区域，已进入 GE、Vestas、西门子-歌美飒等知名国际风电整机 厂商的采购体系。2019 上半年，海外业务为公司贡献了 46.2%的营业收入；据 2019 年 9 月 2 日披露的 投资者关系活动记录，2019 上半年 20.38 万吨塔筒销量中，约 10.9 万吨出口海外，占比 53.5%。此外， 公司 2019 年 9 月 2 日公告，拟收购德国Ambau 公司用于生产海上风电桩基的经营性资产，拟购标的 是欧洲北海海上风电桩基的重要供应商之一，客户包括 GE、Nordex、西门子、Vestas 等。我们认为， 如进展顺利，将增强公司对国际一流风电整机厂商的供货能力，并加大公司在海上风电领域的业务布局。

我们预计公司现有资产将于 2019-2021 年实现归母净利润7.11 亿元、8.34 亿元和 9.65 亿元，对应 当前股本下EPS 0.40 元、0.47 元和 0.54 元，对应 2020.2.12 收盘价 15.15 倍、 12.89 倍和11.22 倍 P/E。

风险提示：风电建设或不达预期；公司业务拓展与成本费用管控或不达预期。

振江股份（603507）：乘风起航，业绩迎来拐点，“推荐”评级

公司主营用于新能源发电领域的钢结构件，2018 年风电设备和光伏设备产品在主营收入中占比达 到 95.87%，已与 Vestas、GE、西门子-歌美飒、Enercon、特变电工、阳光电源等全球领先企业建立良 好的合作关系。受益行业快速发展，2019 年前三季度公司营业收入达到 10.77 亿元，同比增长 60.78%；Q3 毛利率也在逐渐修复，对比中期业绩已经扭亏。公司盈利能力正逐渐改善，预计未来几年内风电业 务募投项目新增产能释放，将推动收入与盈利增长。

随着海上风电建设热潮开启，项目陆续开工，专业海上施工安装船的“短板”效应凸显。据微信公 众号“每日风电”报道，公司定制的国内首座 1200 吨自航自升式风电安装平台“振江号”于 2019 年 12 月 13 日成功交付，该平台在方案设计、船型、吊机工艺等方面均处于国内领先水平。

我们预计，随 着“振江号”投入使用，公司将借海洋工程新业务完善上下游产业融合，并有助增收增利。我们预计，公司 2019-2021 年将实现归母净利润 0.48 亿元、1.52 亿元、2.72 亿元，对应当前股本 下 EPS 0.38 元、1.19 元、2.12 元，对应 2020.2.12 收盘价 P/E 为 62.24 倍、19.87 倍、11.16 倍。

风险提示：公司业务发展与成本管控或不达预期。

东方电缆（603606）：充分受益海上风电高增长，海缆订单充足，“强烈推荐”评级

海上风电因其在利用小时数、上网电价等方面的优势，发展潜力大，近年来建设加快。2019 年前 三季度海上风电新增并网 1.06GW，在同期全国新增风电并网容量（13.08GW）中占比 8.10%，仍有一 定提升空间。公司在国内海缆细分市场的份额不低于 3 成，竞争力较强，有望充分受益行业快速增长。

公司于2019 年公告的海缆业务重要订单与中标，合计金额23.05 亿元（个别项目含部分陆缆产品） 。这些项目涉及 8 个海上风电项目，对应金额 22.83 亿元，对应设计总容量 2.09GW；1 个油气类项目， 对应金额 0.22 亿元。我们预计，相关项目交货期一般长达 1 年左右，甚至超过 1 年。上述金额相当于 2017 年和 2018 年公告的同类订单与中标金额的1.76 倍和1.17 倍，这些海缆订单的客户有粤电、华能、 中广核、国华、龙源电力和中海油，应用于广东阳江、江苏灌云、江苏大丰、浙江岱山等地的海上风电 项目，以及渤海海上油田项目。我们认为，订单充裕将在一定程度上支撑海缆业务持续成长。

我们预计，公司 2019-2021 年归母净利润分别为4.55 亿元、5.73 亿元和 7.01 亿元，对应当前股本 下 EPS 0.70 元、0.88 元和 1.07 元，对应 2020.2.12 收盘价 16.24 倍、12.92 倍和 10.63 倍 P/E。

中环股份（002129）：大硅片引领新潮流，混改开启新篇章，“强烈推荐”评级

210 系大硅片迅速推进，中环抢占先机。自公司 2019 年 8 月发布“夸父”M12 系列以来，2019 年 12 月公司五期项目已生产出首批 M12 硅棒，多家下游客户提出合作意向，2020 年大部分产能已经锁定；下游龙头企业爱旭科技和东方日升也纷纷推出了 210 高效电池和组件，210 系硅片推广迅速。东方日升 称改用 210 系硅片后，单线产能可提升 30%，度电成本下降 6%，BOS 成本降低 9.6%，未来发展空间 巨大。中环作为 210 系硅片的先行者，技术优势明显，在建的五期项目25GW 全部为 210mm 硅片产能， 达产后总产能将突破 55GW，预计 2020 年 M12 硅片出货量有望达到16GW，未来随大硅片推广将获得 高速市场份额增长。

HIT、IBC 叠加大硅片将大放异彩。在行业降本增效的大趋势下，未来 HIT、IBC 等高效电池叠加大 硅片，将会大幅提升电池组件发电效率，同时减少生产成本。以 HIT 电池为例，硅片在电池成本中占比 接近 50%，使用大硅片可有效提升单张电池片瓦数，摊薄每瓦成本。随着未来高效电池技术的推广，公 司作为 N型硅片市占率第一的龙头企业以及大硅片技术的引领者，将会是硅片行业最大的收益者。

“混改”正式启动，向市场化发展。公司 2020 年 1 月 20 日公告，中环集团原股东将公开挂牌转让 中环集团 100%股权，混改正式启动。此次混改若成功引入民营资本，中环将进一步向市场化方向发展， 提升资本利用效率，实现资本运营和产业经营同步发展。

我们预计，公司 2019-2021 年实现归母净利润分别为 11.65、17.80、24.51 亿元、EPS 分别为 0.42 元、0.64 元和 0.88 元，对应 2020.2.12 收盘价 P/E 为 41.38、27.16 和 19.75 倍。

风险提示：G12 大硅片产能释放或不及预期；下游需求或出现波动；混改效果或不及预期。

福莱特（601865）：光伏玻璃双寡头之一，受益双玻组件需求增长，“强烈推荐”评级

全球光伏装机不断增长，光伏玻璃需求旺盛。在平价趋势引导下，单位发电量成为提升投资收益率 的关键因素之一，而双玻组件可通过提升受光照面积增加发电量。双玻组件的渗透率预计已达 20%，2025 年有望提升至 60%。综合光伏行业装机增长与双玻组件比例提升的影响，我们测算得到光伏玻璃的年需 求量将由 2019 年的 557 万吨提升至 2025 年的 962 万吨，年复合增长率约 15%。公司作为光伏玻璃龙 头企业，产能持续扩张，集中度有望进一步提高，光伏玻璃量利齐升，将支撑业绩稳定增长。

光伏玻璃具有天然客户黏性与较高的技术、规模壁垒，行业内“马太效应”明显，形成信义光能与 福莱特的双寡头地位，且行业集中度仍在继续提高，竞争格局良好。在市场需求旺盛、供给存在缺口的 局面下，龙头企业扩张势不可挡，截至 2021 年底公司产能将由当前的 5,290 吨/日增至 9,690 吨/日，新 增产能的释放将会为公司带来较为可观的业绩增长与市场份额提升。

公司 2020 年 1 月 23 日公告 2019 年预计实现归母净利润6.80~7.30 亿元，中值7.05 亿元，对应 当前股本下 EPS 0.36 元，对应 2019.2.12 收盘价 41.81 倍 P/E；我们预计公司 2020 年和 2021 年分别 实现归母净利润10.81 亿元和12.86 亿元，对应 EPS 0.55 元和 0.66 元，对 应 27.36 倍和22.80 倍 P/E。

风险提示：光伏装机需求或不及预期；公司产能释放或不及预期；公司成本管控或不及预期。

卧龙电驱（600580）：拥抱欧洲新能源汽车市场，“强烈推荐”评级

公司位列全球工业电机市场第三。公司聚焦电机领域，主要产品包括高低压电机及驱动、微特电机及控制等，下游应用于工业制造、采掘矿冶、家电等多个领域，我们预计新能源汽车需求有望成为电机 行业新的增长点。公司积极开展全球化布局，借收购 ATB 获得多个国际实力品牌及经营实体，在10 个 国家设有生产制造基地，并在中国杭州、日本大阪和德国杜塞多夫设立研究院，实现跨国经营，2019 上半年主营业务中海外销售占比 43.9%。

欧洲新能源汽车产业发展将提速。根据《欧洲议会和理事会第（EU）2019/631 号条例》，对年登记 量 30 万辆及以上的车企来说，2020 年开始逐步执行轿车排放量不高于 95g/km 的标准，较 2018 年欧 盟及冰岛地区实际平均排放量降低 21.1%。从奔驰、宝马、大众、雷诺等知名欧洲车企近年来披露的发 展方略及研制的新车型来看，欧洲主流车厂将深度参与新能源汽车产业的发展。公司在欧洲新能源汽车市场取得重要突破。

公司 2019 年 6 月 11 日公告，与ZF（采埃孚）签订定 点函，将于 2020~2026 年履约，供应新能源汽车电机及其零部件，对应车型生命周期内预估金额 22.59 亿元。2019 年 11 月 20 日公告，与采埃孚中国就设立合资公司相关事项签署《备忘录》，公司认缴额在 合资公司注册资本中占比 74%。

我们预计，公司将于 2019~2021 年实现归母净利润 9.78 亿元、9.96 亿元、11.99 亿元，对应当前 股本下 EPS 0.76、0.77、0.93 元，对应 2019.2.12 收盘价的 P/E 分别为 18.00、17.77、14.71 倍。

风险提示：公司新能源电机业务经营或低预期；成本费用管控或不达预期。

当升科技（300073）：两大发展机遇助力第二轮价值成长，“推荐”评级

行业将迎来“国内集中度提升”与“海外市场高增长”两大发展机遇。对于国内三元正极材料行业， 我们认为在“配套客户表现带动上游业绩分化”与“高镍化发展提升技术门槛”两大动力驱动下，落后 产能有望出清，行业集中度或将进一步提升。同时，在欧盟 2020 年开始执行更严格的碳排放要求、德 国提升对新能源汽车的补贴额度等因素的驱动下，海外新能源车市发展向好，外资动力电池及供应链将 迎来重要的发展机遇。

公司优势明显，有望抓住两大机遇开启新一轮成长周期。公司产品与国内同行相比在能量密度、振 实密度等方面具有优势，公司产品性能优良，将受益国内市场因为技术门槛提升带来的集中度提升；公 司三元正极材料出口量多年排名第一，早在 2006 年就已经成为三星 SDI 的供应商，目前供应韩国、日 本多家高端动力电池企业，产品深受海外客户认可，并且海外客户仍在不断开拓中。公司在 2015 年从 钴酸锂赛道切换至动力三元材料赛道而开启了上一轮成长周期；经过多年发展，积累足够竞争优势，将 抓住当前行业两大机遇，开启第二轮成长。

考虑 2020 年对比克电池剩余的 30%应收账款完全计提坏账准备，我们保守预计，公司2019-2021 年归母净利润分别为-2.06 亿元、2.77 亿元和 4.99 亿元，对应当前股本下 EPS -0.47 元、0.63 元和 1.14 元，对应 2020.2.12 收盘价-75.98 倍、56.49 倍和 31.34 倍 P/E。