光伏与风电行业发展及2020年度投资策略

　　2019 年光伏行业持续向好。根据国家能源局数据，截至 2019 年 9 月底，全国光伏发电累计装机19019万千瓦，同比增长 15%。自2013 年中国光伏新增装机量首次成为全球第一，其后连续 6 年保持榜首，直至2018年中国新增装机容量占全球的 42.4%。2013-2018 年中国光伏年复合增长率 27.99%，发展一直超预期。2019 年是全面推行市场化竞争配置的第一年。在 2018 年出台“531”新政的背景 下，2019 年国家出台的一系列政策，旨在发挥市场在资源配置中的决定性作用。通过逐步下调补贴，并以竞价、平价的方式形成合理的新增规模，促进行业进一步优 胜劣汰，降低度电补贴。因此，2019 年是承启降本增效的一年，是行业至关重要的 一年。

　　1. 市场总结与回顾

　　1.1 新能源行业近期行情回顾

　　新能源板块行情以震荡上行为主。2019 年新能源行业全面推行市场化竞争配置， 通过竞价上网的方式来配置光伏、风电项目成为行业新趋势。同时，光伏海外市场 持续高景气，风电迎来抢装行情，因此 2019 年新能源行业各子版块表现较好。年 初至今，光伏设备（申万）指数上涨 32.61%，风电设备（申万）指数上涨 24.80%， 而同期沪深 300 指数的涨幅为 31.10%。在此期间，光伏指数最高涨幅至 53.42%； 而风电指数最高涨幅为 55.81%。

　　我们认为，光伏与风电设备的全年行情走势与行业景气度高度关联。回顾去年“531” 的出台，极大地打压了市场对于光伏新增装机规模的未来预期，风电行情同样也受 波及。而在 2018 年底及 2019 年初，国家明确仍将保证补贴装机规模，并积极推进 风电、光伏平价上网，市场预期复苏。2019 年上半年，受益于光伏海外需求高景气， 风电下游抢装行情，带动行业中上游景气度攀升，产业盈利能力大幅提升，其中光 伏电池片、组件以及风电零部件盈利创出新高。而年中由于补贴政策出台，竞价、 平价项目以及户用光伏的规模落地，市场预期三、四季度形成装机潮。 虽然目前来 看国内装机低于预期，但户用光伏仍发展火热，第四季度预计竞、平价项目将贡献 新增装机增量。而风电仍受抢装行情驱动，预计将持续到明年年底。

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　　1.2 各子行业中，中上游和零部件环节业绩大幅提升

　　从业绩来看，行业中上游及零部件环节受下游需求提振，业绩大幅提升。

　　营业收入方面，2019 年前三季度各子版块中，除光伏设备、风电运营，其他环节营 收增速均有大幅提升，其中光伏中游、运营环节营收增速实现由负转正，风电零部 件营收增速提升幅度最大，相对去年同期由 3.06%提升至 56.05%；而风电整机增 速为 45.32%，同比提升了约 30 个百分点。而光伏设备增速的降低主要由于公司晶 盛机电营收占板块比例大，风电运营相对平稳。

　　净利润方面，光伏上游、中游、风电零部件环节盈利均实现大幅提升，2019 年前三 季度净利润分别增长 77%、114.51%、74.16%。风电整机由于金风科技净利润占 板块比例较大，而有所下滑，但整机板块中其他标的盈利均有不错的增长。光伏运 营以及风电运营相对平稳，光伏设备主要由于 2018 年前三季度净利润基数偏大， 2019 年增速幅度有所降低。

　　毛利率方面，光伏中游、风电零部件环节毛利率同比均有一定提升，而其他产业环 节则有所下降。毛利率的下降，主要由于新能源行业平价上网目标临近，倒逼去补 贴进程加快。而补贴的减少对产业链各环节利润形成挤压，因此毛利率有正常的下 降趋势。值得关注的是，光伏中游、风电零部件毛利率仍然在整体下滑的背景下逆 势增长，实现量价齐升，显示该环节具备较高的议价能力。

　　净利率方面，光伏设备、运营以及风电运营环节净利率相对较高，而光伏上游、中 游、风电零部件环节均实现同比提升，其中光伏中游、风电零部件环节毛利率就有 所提升。相比之下，光伏上游在毛利率下降情形下，由于期间费用率控制优异，因 而净利率仍然有所增加。风电整机净利率的下降主要由于金风科技的盈利能力有所 下降。

　　2.光伏平价前夕迎市场化，降本倒逼产业技术升级

　　2.1 行业进入全面市场化，国内竞、平价项目涌现

　　2019 年光伏行业持续向好。根据国家能源局数据，截至 2019 年 9 月底，全国光伏 发电累计装机 19019 万千瓦，同比增长 15%。自 2013 年中国光伏新增装机量首次 成为全球第一，其后连续 6 年保持榜首，直至 2018 年中国新增装机容量占全球的 42.4%。2013-2018 年中国光伏年复合增长率 27.99%，发展一直超预期。

　　2019 年是全面推行市场化竞争配置的第一年。在 2018 年出台“531”新政的背景 下，2019 年国家出台的一系列政策，旨在发挥市场在资源配置中的决定性作用。通 过逐步下调补贴，并以竞价、平价的方式形成合理的新增规模，促进行业进一步优 胜劣汰，降低度电补贴。因此，2019 年是承启降本增效的一年，是行业至关重要的 一年。具体政策措施如下：

　　（1） 形成“省内竞价+国家排序”的竞争性规则。要求除光伏扶贫、户用光伏外， 其余需要国家补贴的光伏发电项目原则上均须按照竞争配置方式，通过项目 业主申报、竞争排序方式确定国家补贴项目及电价；

　　（2） 上网指导价取代标杆电价。指导价即市场化竞价的上限，竞价项目按修正后 电价由低到高全国排序、直至出清。

　　（3） 进一步推进项目管理。光伏发电分类管理体现在两个层级，第一层级是分不 需要国家补贴和需要国家补贴两类；第二层级分五类：光伏扶贫项目、户用 光伏、普通光伏电站、工商业分布式项目、国家组织实施的专项工程或示范 项目。其中，光伏扶贫和户用光伏项目，整体采用“不竞价、限规模”方式。

　　（4） 明确建设期限。已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主，但尚未 确定上网电价的集中式光伏电站，2019 年 6 月 30 日（含）前并网的，上 网电价按照《关于 2018 年光伏发电有关事项的通知》规定执行；7 月 1 日 （含）后并网的，上网电价按照该通知规定的指导价执行。

　　国内市场化配置下，竞价、平价项目涌现。根据《关于公布 2019 年第一批风电、 光伏发电平价上网项目的通知》 ，2019 年国内光伏平价项目共计 168 个，装机量达 14.78GW。与此同时，国家能源局公布 3921 个光伏竞价补贴项目，总装机容量达 22.78GW，其中普通光伏电站 18.12GW、工商业分布式 4.66GW。从竞价项目的 投标电价来看，虽然个别项目电价降幅达到 0.193 元/kWh，但绝大多数项目电价降 幅都在 0.04 元/kWh 至 0.10 元/kWh 区间内，相对较为理性。

　　户用光伏装机 5.3GW，发展依然火热。截止 2019 年 10 月新纳入财政补贴规模户 用光伏项目装机容量为 1.01GW，因此 2019 年国内户用光伏将有 5.3GW 装机量纳 入 2019 年补贴指标，相比年中预计户用光伏 3.5GW 的指标，有较大幅度的提升。 同时，第三季度户用光伏占新增装机总量近 50%，支撑着行业发展。

　　户用光伏增长较快一方面由于初始投资成本大幅下降（6-7元/W 降至 3.5-4元/W）、 金融支持力度提升、以及基于补贴调降预期的抢装效应等，另一方面显示户用光伏 仍有较强的市场需求。因此，2020 年国家财政补贴支持的户用光伏项目规模值得期待。

　　2.2 去补贴倒逼产业链降本，海外装机延续高景气

　　国内装机低于预期，海外维持高景气。根据国家能源局，2019 年 1-9 月国内光伏新 增装机 15.99GW，同比降低 53.71%，其中前三季度光伏电站装机 7.73GW，分布 式光伏 8.26GW。国内装机需求的下降，主要是由于 2019 上半年国内光伏政策的 不明朗，大多数企业处于观望状态，因此发展与预期差距较大。而海外方面，前三 季度海外市场组件出货量维持在高位，出口同比增长 80%。

　　海外市场率先实现平价。技术带来的成本下行幅度超过补贴下降，使得产业获利丰 厚，也造成规模急剧扩张。而产业无序扩张的后果是补贴缺口逐年扩大、不良产能 过剩以及弃光限电等一系列问题。因此，2018 年“531”新政出台，通过控规模、 降补贴的方式使得光伏产业链下游需求骤降，对行业盈利造成巨大挤压，使得产业 链价格大幅下滑，多家企业停产或破产频发。然而，政策的出台长期看利于行业的 健康发展。一方面，新政通过控制规模和补贴，直接缓解补贴缺口问题；另一方面， 淘汰落后产能，保护国内优质资产；同时，产业链价格的下滑进一步推进平价上网 的进程，利于加快最终市场化进度，因此海外市场率先实现平价。

　　海外出口高景气，地区多元化发展。2019年1-9月光伏产品出口总额162.2亿美元， 超过 2018 年全年出口总额，其中光伏组件出口量达到 53GW，同比增长 80%。2018 年，中国组件出口金额、出口量分别超过 1 亿元和 1GW 的国家数量为 18 个与 6 个，而 2019 年这一数字分别增加到了 25 个和 12 个；其中，荷兰取代印度成为组 件第一大出口市场，进口量超过 4.5GW，同比增长 1009.6%。企业方面，2019 年 上半年，晶科以 4.63GW 组件出口量蝉联国内第一，隆基乐叶、东方日升等企业同比增速也均超过 100%。

　　2.3 平价上网渐趋渐进，降本仍需产业技术升级

　　平价上网渐趋渐进，2020 年或是补贴最后一年。只有当度电成本真正低于燃煤电 价，新能源替代传统能源才会产生经济效应，也才会真正迎来行业内生式的发展， 因此全球各国光伏行业的发展都伴随着度电成本的下降。根据国际可再生能源署 （IRENA）， 2010-2018 年，各主要光伏发展国家度电成本下降幅度都达到 60%以 上；而中国这一数字达到 77%，幅度位于世界前列。

　　对于国内光伏，财政部、国家发改委、国家能源局曾明确，到 2021 年，陆上风电、 光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴，因此 2020 年大概率将成为我 国光伏电站享受国家补贴的最后一年，其中户用光伏待定。因此，平价上网时点的 到来将倒逼光伏产业链各环节做出更多让价。

　　未来平价上网更多依赖于技术进步。对于中国，自 2007 年起光伏组件、光伏系统成本分别从 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。由于光伏系统成本分为技术成本、非技术成本。技术成本主要是组件价格， 而非技术成本包括税收、租金、接网费等其他费用。未来平价上网的进程，依赖于 技术成本和非技术成本的下降，使得系统成本趋于最小。

　　由于非技术成本的降低更多在于政策、人为对市场的规范，调整后可见较好效果， 但降本潜力不大。根据 CPIA 的预测，非技术成本在 2018 年之后呈现水平直线， 显示出成本的刚性，预计绝对值下降空间不大；因此未来要实现平价上网，更多要 依靠技术成本的下降，而未来技术成本下降更多的依赖于技术进步，使得系统发电 小时数大幅提高，从而实现度电成本下降。

　　硅片方向，大硅片是未来趋势。回顾光伏发展历史，硅片尺寸也经历了从小到大的 过程，从二十年前边距为 100mm 增加到现在 156mm，而今年隆基股份推出尺寸为 166mm 大硅片 M6。而今年 8 月 16 日，中环推出的边长 210mm 大尺寸硅片 M12， 使得 60 片 N 型组件功率可达 620W，直接步入 6.0 时代，将更大幅度的降低光伏 电站的初始投资成本，度电成本可降低 6.8%，进一步推动全球光伏产业平价上网 的进程。

　　目前，随着硅料成本的不断下降，非硅成本的比重在增加。而大硅片可以有效摊薄 非硅成本。对于电池环节，大硅片可以摊薄银浆、辅助设施、电力、人工等成本， 根据光伏前沿测算，M6 相对 M2 电池成本降低 6.15%，M12 降低 25.56%。同样， 大硅片对于后面的组件环节以及电站建设环节可以摊薄成本，因此可有效的降低度 电成本。

　　电池片方向，HIT 技术大概率成为下一代市场主流。HIT 作为一种具有行业前景的 电池片技术，具有众多技术优点，其中工艺简单、双面发电、无衰减、可薄片化， 使其具备较高的发展潜力。而目前大规模量产瓶颈主要在于设备成本高，技术控制 难，环境要求高等。

　　HIT 技术普及在于设备国产化。由于转换效率高，高效电池片、PERC 电池片必然 有合理价差。假设 HIT 电池片效率为 23%，相比 PERC 电池效率为 21%，则合理 价差大概在 0.215 元/W。目前，HIT 电池进口设备约为 6-8 亿元/GW，设备投资是 PERC 的 2-3 倍。假设 PERC 产线的投资金额为 2 亿元/W，HIT 产线投资金额为 6 亿元，BOS 成本 730 元/60 片，假设 HIT 产线生产 3 年，则非硅成本相比 PERC 产线将高出 0.13 元/W，因此合理价差并不能覆盖非硅成本的增量，因而在这种情况下 HIT 产线投资并不具备经济效应。未来当 HIT 设备有所降低，每瓦的毛利将会 有所增加，具体测算如下：

　　根据测算，当 HIT 电池设备投资大约在 6 亿元/GW，HIT 产线的盈利能力与 PERC 电池相当；而当 HIT 电池设备投资进一步降低，每下降 1 亿元/GW，每瓦电池片毛 利可提升 0.03 元，若 HIT 电池设备与目前 PERC 产线投资额相同为 3 亿元/GW， 则相比 PERC，可实现 0.1 元/W 的超额收益。因此，通过设备国产化来大幅降低初 始设备投资成本，是未来 HIT 技术大规模量产的最重要方式。

　　2.4 坚定新能源发展大势，见证能源转型大战略

　　财政部提前下达 2020 年补贴预算。2019 年 11 月 20 日，财政部官网公布了《关于 提前下达 2020 年可再生能源电价附加补助资金预算的通知》 ，2020 年共计安排约 56.75 亿元的可再生能源补贴预算，其中光伏发电项目补助合计 21.58 亿元，风力 发电补助合计 29.67 亿元，生物质项目补贴以及公告可再生能源系统则分别为 0.73 亿元和 4.77 亿元。相比 2019 年补贴资金共计总额 81 亿元，2020 年补贴减少了原 来的三分之一。补贴的提前下达，对于缓解存量电站补贴资金拖欠具有一定的积极 意义，同时表明政策制定者对于光伏行业的关注，以及在平价上网前夕达到稳市场 预期的目的。2020 年光伏政策预计年底出台，考虑到今年部分竞价项目的推迟，我 们预计明年装机量会有较好的增长。

　　测算得出未来国内年均装机量约 47.94GW。根据国家能源局数据，2018 年国内全 社会用电量 68449 亿千瓦时，同比增长 8.5%。根据中国工程院院士刘吉臻，综合 各机构的数据，预测 2030 年全社会用电量将达 10 万亿千瓦时。同时假设，传统水 电、火电、核电未来新增装机量增速为 3%、0%、10%，水电、火电、核电、风电、 光伏平均利用小时数分别是 3700、4352、7500、2800、1450，则经过测算，2030 年国内风电、光伏累计装机量可达到 500GW、750GW，则平均每年新增装机量分 别为 26.31GW、47.94GW，至 2030 年火电发电量预计仅占总量的一半。

　　预测2023年全球光伏发电可提升至1610GW。而根据SolarPower Europe发布的“全 球市场前景五年预测” (GMO)，2019-2023 年，全球光伏发电能力将增长 800GW， 达到 1.3TW，每年装机量将分别为 128GW、144GW、158GW、169GW、180GW。 乐观情况下，SPE 预测到 2023 年底，全球光伏发电能力可能提升至 1610GW。

　　3. 风电景气周期开启，行业复苏迎抢装行情

　　3.1 国内装机景气复苏，弃风率持续下行

　　国内风电投资景气回升。根据国家能源局数据，2019 年 1-9 月份全国主要发电企业 电源工程完成投资 1797 亿元，同比增长 6.0%。其中，风电 598 亿元，同比增长 73.0%；太阳能发电 81 亿元，同比下降 26.4%。回顾历年国内风电投资，2015 年投资额在达到顶峰后开始逐渐下降，而 2017 年在增速达到底部之后开始回升，直 至 2019 年前三季度增速同比提升至 73%，显示又一轮景气周期启动。

　　风电新增装机重启增长态势。据世界风能协会（WWEA）发布的最新数据，截至 2018 年全球风电装机总量达 600GW，其中中国装机数量居于第一，装机超过 200GW；第二名美国接近 100GW。2017 年之后风电新增装机景气度提升，2018 年全球、中国新增装机量分别为 53.9GW、21.1GW，同比提升 4.05%、7.11%。根 据国家能源局，2019 年前三季度中国新增风电装机容量 13.08GW，同比提升 3.73%。

　　弃风率下降，为新增装机量提升创造空间。回顾国内风电发展，新增装机容量往往 与该年度弃风率呈现负相关，主要由于弃风率高企时，电网消纳能力往往有限，因 此影响下一年度风电投资；而弃风率下行，表明电网消纳能力较好，市场资金由于 逐利新增装机量又会有所提升。2019 年前三季度，弃风率进一步下行，显示市场消 纳水平良好，预示未来装机空间充裕。

　　国内弃风电量、弃风率持续双降。根据国家能源局，2019 年 1-9 月全国平均风电利 用小时数 1519 小时，同比下降 45 小时。1-9 月，全国弃风电量 128 亿千瓦时，同 比减少 74 亿千瓦时；全国平均风电利用率 95.8%，平均弃风率 4.2%，弃风率同比 下降 3.5 个百分点。

　　2019 年吉林红色预警解除，贡献增量空间。 “三北”地区依托得天独厚的风资源条 件，曾是我国风电投资最为集中的地区。然而由于消纳能力有限，外送通道不足， 国家下达红色预警于六省份，并暂停其风电开发建设。2018 年，原红六省中的内蒙 古、黑龙江、宁夏成功解除红色预警。2019 年，吉林解禁成功，黑龙江由橙变绿， 可贡献风电装机增量。目前还剩新疆（含兵团）、甘肃为红色区域，暂停风电开发建 设。未来随着消纳通道建设、弃风率持续下降，这两个省份有望于解禁装机禁令。

　　3.2 海上风电如火如荼，机组大型化步伐加快

　　从装机结构看，可分为陆上风电、海上风电。陆上风电优点是机组成熟、成本较低、 运维简单，但风资源集中在三北地区，外送通道容量有限使得消纳水平低。海上风 电优点在于风资源优势明显、距离东部城市近而消纳水平高，缺点是成本高、维护 难。目前，海上风电正成为各国风电发展的趋势。

　　海上风电快速增长。海上风电具有风资源丰富、发电利用小时数高、消纳能力好、 不占用土地资源等优势，全球正在积极探索发展海上风电。2018 年国内海上风电新 增装机为 1.65GW，同比提升 42.24%；装机占全球海上新增装机的 38.02%，且占 比逐年递增。据全球风能协会预测，到 2030 年，全球海上风电累计装机容量将达 到 120GW。而陆上风电，全球年度新增装机量呈下降趋势，其中 2018 年中国装机 有所提升至 19.45GW，同比提升 4.9%。

　　根据《风电发展“十三五”规划》，到 2020 年全国海上风电开工建设规模达到 1000 万千瓦，累计并网容量达到 500 万千瓦。而彭博新能源财经估计，到 2020 年中国 的海上风电累计装机容量可以达到 800 万千瓦。海上风电建设力度及进度最快的省 份为广东、江苏及福建，其中，广东省项目总量占国内总容量的近 62%。

　　机组大型化趋势加快。由于 2021 年陆上风电实施无补贴政策，倒逼风电度电成本 进一步下降，早日实现平价上网。因此风电场需要在既定的风况下，尽可能的提高 发电量同时降低工程造价。大容量机组在应用中有更多优势，（1）中高风速适应性 好；（ 2）节约征占地费用；（3）便于运维、管理；（4）整体上降低造价。因此目前 行业呈现机组大型化趋势。而海上风电机型大型化更加明显，目前 GE 已安装的最大风电机组 12MW，西门子歌美飒 10MW 风机目前已完成首台样机机舱制造。

　　海上风力发电侧平价上网经济性测算。目前，我国海上风电单位千瓦投资一般在 15000～19000元之间。假设按照2019年新核准海上风电指导价是0.8元/度测算， 运维费 1-3 年，3-5 年，6-10 年，10 年以后占总成本分别为 0%，1.1%，1.4%， 2.5%，其他固定成本每年 500 万元，利息 6%，等额本金测算如下：

　　根据中国电力行业年度发展报告，海上风电目前平价造价在 16233 元/kw，因此在 利用小时数达到 3400 以上时，内部收益率超过 8%，可以达到合理投资收益。未来 因设备价格下降、建安经验愈丰富、技术水平更高，使得系统成本下降潜力较大， 内部收益率或将十分可观。

　　3.3 抢装行情正当时，产业链价格持续下行

　　抢装行情正开启。风电行情的抢装，源于上半年风电政策的出台。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 2019-2020 年陆上风电 和海上风电新核准项目的电价政策，以及之前核准项目所适用的电价。利用市场的 逐利性，通过对度电补贴的调整，来改变国内新增装机的进度。

　　陆上风电项目政策梳理：1、2019 年 I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度 规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时 0.34 元、0.39 元、0.43 元、 0.52 元（含税、下同）；2020 年指导价分别调整为每千瓦时 0.29 元、0.34 元、0.38 元、0.47 元。2、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。

　　海上风电项目政策梳理：1、2018 年底前大量核准的海上风电项目，如在 2021 年 底前全部机组完成并网的，才能执行每千瓦时 0.85 元的上网电价。2022 年及以后 全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。2、2019 年符合规划、纳入财政补 贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时 0.8 元，2020 年调整为每 千瓦时 0.75 元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述 指导价。

　　风机设备价格持续回升。根据金风统计数据，行业招标容量显著提升，产业链处于 供不应求状态。风电整机企业的议价能力在不断提升，截止三季度末，主流陆上风 机投标价格已从 2018 年底的 3327 元/千瓦反弹至 3800 元/千瓦，上涨 14.22%，部 分投标价格甚至超过 4200 元/千瓦。风机价格的提升，使得整机企业的盈利能力不 断改善。

　　零部件企业盈利能力显著提高。由于抢装带来的产品供不应求，零部件企业产品单 价都有较多提升，其中 2019 年上半年风塔、铸件价格相对 2017 年都有 28.10%、17.54%的增幅。而公司预收账款持续提升，显示在手订单持续增多。

　　抢装带来的收益丰厚。由于风电机组的全周期寿命为 20 年，无论是陆上风电或海 上风电，假设延迟并网使得度电补贴相差 0.05 元，则对于一个 500MW 的中型陆上 风电场，假设投资成本为 7000 元/kw，则总投资额约为 35 亿元。假设利用小时数 2000h，则因为度电补贴减少 0.05 元，每年的收入将减少 0.5 亿元，全周期 20 年 收入合计将减少 10 亿元，粗略估计占初始总投资额 35%。所以，补贴的稍许差别 可带来收益的巨大区别，因此抢装行情在利益驱使下开启。3.4 平价上网渐进，未来装机空间广阔

　　风电度电成本持续下降。2018 年全球陆上风电加权平均 LCOE 为 0.056 美元/千瓦 时，相比 2017 年下降了 13％，比 2010 年降低 35％；2018 年海上风电全球加权 平均 LCOE 为 0.127 美元/千瓦时，比 2017 年低 1％，比 2010 年低 20％。目前海 上风电市场主要参与者仍局限于少数国家，中国目前仅次于英国、德国，位居全球 第三，占全球海上风电装机总容量的 20%。

　　而根据国网能源研究院发布的《中国新能源发电分析报告（2019）》，2018 年陆上 风电投资成本约为 7500 元/kw，同比下降 6%；而海上风电投资成本约为14000-19000 元/kw。陆上风电、海上风电平均度电成本约为 0.38 元/kwh、0.64 元 /kwh。根据彭博新能源财经最新预测，2020 年，我国陆上风电成本将下降至 0.3-0.4 元/kwh；2025 年，将下降到 0.20-0.23 元/kwh。而海上风电度电成本 2020 年将下 降至 0.56 元/kwh；2030 年下降至 0.41 元/kwh。

　　各省份风电项目收益率情况。从开发经济性看，目前已有省份有不错的内部收益率。 “三北”地区、以及山东、江苏、上海、福建、四川等中东部和南方地区，由于资 源条件优越、建设成本和非技术成本较低，预计 2020 年可以实现平价上网。根据 国网能源研究院测算，福建、辽宁、四川、河北Ⅱ、湖南风电项目内部收益率排名 靠前，超过 10%；而贵州、宁夏、重庆、海南等受资源条件、土地、市场等非技术 成本影响，内部收益率较低，不具备平价上网的条件。

　　4. 建议关注细分领域龙头企业

　　4.1 隆基股份（601012）：成长的蜕变，进击的巨人

　　4.1 通威股份（600438）： 产能扩张，成本为王

　　4.3 晶盛机电（300316）： 光伏王者迎扩产，半导体蓄势待发

　　4.4 捷佳伟创（300724）： 光伏设备领军前行，技术升级使命光荣

　　4.5 迈为股份（300751）：丝网印刷领军企业，积极布局 HIT、叠瓦设备

　　4.6 金风科技（002202）： 行业复苏，迎风起航

　　4.7 天顺风能（002531）： 风塔量价齐升，叶片持续加码