投资要点

2018年风电中观行业景气和微观企业盈利出现背离：在三北解禁、中东部常态化、海上和分散式放量等因素驱使下，2018年风电行业迎来反转，全年新增并网容量20.6GW，同比增加37.0%。然而，中观行业的景气并没有传导到微观企业盈利，主要企业2018年盈利基本处于持平略增或者降低，原因主要是钢铁等原材料价格处于高位以及风机投标价格下滑。

2019年风电需求预计同增约20%，1-2年平价区域或达80%，平价将接力政策，行业景气持续：在2018年行业反转逻辑基础上，2019年行业还有三个积极因素：(1)贷款利率下行，资金成本降低会导致风电项目收益率提升;(2)由于弃风限电改善，三北剩余的三个红色预警省份有望解禁两个，当地风电建设将在解禁后重新启动，贡献行业新的增量;(3)按照能源局的电价政策，风电核准项目两年内必须开工，我们预计2019年底抢开工规模约64.51GW。考虑以上因素，我们预计2019年新增装机约28GW，同增约20%。中长期看，当前我国陆上风电系统成本约为7.0-7.5元/W，考虑到路条费取消以及机组大型化等技术进步，我们预计我国陆上风电系统成本1-2年内或降低至6.0-6.5元/W，届时全国80%用电量的地区可以实现平价，平价项目将成为需求主要驱动力，政策影响将边际弱化，行业景气持续。

竞争有望趋缓、钢价预期下行，中观行业景气或将传递至微观企业盈利：2018年以来，整机环节CR4增加9.8PCT至67.6%，增幅较2017年提高6PCT，行业集中度明显提升，后续竞争有望趋缓，风机价格或将短期见底。与此同时，由于环保限产边际放松，需求偏弱，预期2019年钢材价格处于下行周期。对于风电中游制造企业来说，将释放盈利空间，中观行业景气将传递至微观企业盈利，尤其是铸锻件等零部件环节将进入类似于2013-2015年的历史性的盈利向上周期。

投资建议：我们预计2019年风电需求同增约20%，且1-2年开始平价，届时政策影响将边际弱化，平价项目将成为需求主要驱动力，行业景气持续，同时竞争有望趋缓、钢价预期下行，中观行业景气将传递至微观企业盈利端。再叠加当前板块估值较低，我们认为2019年风电板块确定性较强，具备配置价值，重点推荐各细分环节龙头：金风科技、金雷风电、日月股份、天顺风能。

风险提示：新能源政策风险，新能源消纳改善和新增装机不及预期，补贴拖欠超预期。

1、2018年复盘：风电中观行业景气和微观企业盈利背离

1.1 三北解禁、中东部常态化、海上风电放量，2018年中观行业反转

受三北红色预警、中东部建设周期拉长，2016-2017年我国风电新增并网容量连续两年下滑。受2015年抢装回调的影响，2016年风电新增并网容量降为19.3GW，同比降低41.5%。进入2017年以来，风电行业持续低迷，新增并网容量15.0GW，同比降低22.0%。这表明从2016年开始，我国风电新增并网容量连续两年下滑，主要原因包括：

(1)弃风限电导致三北红色预警(国能新能[2016]196号)，2016年吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆红色预警，2017年内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆红色预警;

(2)由于三北预警，风电新增装机向中东部转移，而中东部前期项目开发相对繁琐，同时建设周期较长，打乱了风电装机释放节奏。

三北解禁、中东部常态化、海上风电和分散式贡献增量，2018年风电新增并网容量20.59GW，同增37.0%，行业反转验证。能源局数据显示， 2018年风电新增并网容量20.59GW，同增37.0%。其中，三北地区新增并网容量11.06GW，同增57%;中东部(不含云南)新增装机9.15GW，同增27%，这表明弃风限电改善带来的三北复苏(2018年三北红六省解禁三个省份)以及中东部常态化已经被装机数据验证。此外，2018年分散式、海上风电也贡献了增量。

2018风电需求反转原因之一：弃风限电改善，2018年三北解禁三个省区。由于国家密集出台多项政策来改善风电等新能源的消纳问题，主要包括风电的红色预警机制、解决风光上网调峰问题的火电厂灵活改性政策、解决北方地区冬季弃风弃光严重的可再生能源清洁取暖的政策等，从2017年开始弃风限电逐步改善，2017年全国风电平均弃风率12%，同比下降5PCT。在弃风限电改善背景下，2018年三北红六省中有黑龙江、宁夏、内蒙古三个省区解禁，仅吉林、甘肃、新疆还处于红色预警。解禁的三个省份2018年新增并网2.96GW，同增143%。

2018风电需求反转原因之二：2018年是装机区域转移第三年，中东部装机理顺，释放节奏趋于常态化。由于三北弃风率较高以及风电投资红色预警，从2016年开始，风电新增装机向中东部转移，2018年是区域转移的第三年。风电行业在这个过程中进行了很多努力来应对区域转移带来的周期拉长问题，比如减少施工机器和人员在每个机位点的等待时间、通过预装式升压站将设计+交付时间由9个月降低至6个月等。通过这些努力，加上业主对中东部风电项目的开发流程更加熟悉，中东部风电装机理顺，释放节奏趋于常态化。

2018风电需求反转原因之三：分散式风电、海上风电贡献新增量。由于靠近负荷中心、消纳好、作为集中式补充、审批时间短、可不参与竞价，分散式受到广泛关注，山西、陕西、河北、河南、天津先后出台分散式风电建设方案，2018-2020年建设容量8.0GW。此外，海上风电靠近用电负荷中心，不存在限电，同时利用小时数长，成为行业新增长点。彭博新能源财经数据显示，2018年海上风电新增吊装容量1.7GW，同比提高47%。

1.2 成本高位、风机价格下行，微观企业盈利与中观行业景气背离

微观企业盈利与中观行业景气出现背离。由于三北复苏、中东部常态化、海上风电放量、分散式多点开花，2018年风电行业反转，全年新增并网容量20.59GW，同增37.0%，是2016、2017年连续两年下滑之后增速首次转正。但是风电中游制造环节毛利率并未出现相应的改善，几乎所有环节都出现了毛利率的下滑，即出现了微观企业盈利与中观行业景气相背离的情况。

背离原因之一：钢材等大宗商品价格处于高位。2016年以来，由于供给侧改革等原因，钢材价格处于上升通道，2018年风电制造环节使用的生铁、废钢、中厚板、钢锭等价格处于2016年以来的高位区间，影响了成本中钢材占比较高环节(如铸锻件、风塔等)的毛利率。

背离原因之二：风机投标价格不断下滑。由于技术进步、竞争加剧等原因，风机投标价持续走低，2.0/118-121级别2017年的投标均价为3831元/千瓦，较2016年的4214元/千瓦，同比下降9.1%;2.5MW机型2017年内投标均价也同比下跌9.1%，达到3948元。按照交付周期，这部分订单一般是2018年交付的，也影响了整机商及其零部件的毛利率。

2、2019年风电需求持续增长，1-2年全国约80%用电区域有望实现平价

2.1 2019年需求：三北继续解禁、电价抢开工，短期需求持续增长

积极因素持续，2019年新增装机或达28GW，同增约20%。在三北解禁、中东部常态化、海上和分散式放量等因素驱使下，2018年风电行业迎来反转。展望2019年，除了2018年的好转逻辑之外，行业还有三个积极的因素：利率下行、三北地区继续解禁、电价抢开工，我们预计2019年新增装机约28GW，同增约20%(预计2018年新增装机23GW)。

变化一：宏观经济承压，贷款利率和预期收益率下行提升风电投资热情。市场预期2019年宏观经济短期承压，新能源发电需求具有弱周期属性，其需求基本不受宏观经济拖累。但由于新能源发电项目一般是重资产投资，风电贷款比例通常为80%，其投资吸引力会受贷款利率影响。据中泰银行团队观点，2019年贷款供给和需求有望保持弱平衡，贷款利率预计缓慢下行。我们认为这会从两个维度提升新能源发电投资热情：(1)从成本角度看，由于贷款利率下行，资金成本降低，项目IRR会增加;(2)从收益率吸引力角度看，由于预期收益率下降，新能源发电项目IRR(8%以上)相对而言更具吸引力。

变化二：弃风限电改善，三北红三省有望解禁两个。由于弃风限电改善，2018年三北地区的黑龙江、内蒙古、宁夏解除红色预警，红色预警省份仅剩吉林、甘肃和新疆。2018年以来弃风限电持续改善，2018年全国平均弃风率是7%，比去年同期减少了5个百分点。在此背景下，结合各省2018年利用小时数、弃风率数据以及风电预警政策(国能新能[2016]196号)，我们判断2019年吉林和新疆有望解除红色预警。

变化三：根据风电电价政策，我们预计2019年底抢开工规模约64.51GW。据金风科技统计，截止2018年6月底，国内有104.77GW的项目不受竞价政策影响。根据国家能源局的风电电价调整方案的要求(2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价)，上述项目中除了海上风电、分散式、大型风电基地以及2018年下半年15.47GW的装机(预计2018年新增23GW)之外，其余64.51GW的项目需要在2020年前开工建设，以获得相应核准的标杆电价。虽然开工的条件界定并不苛刻，且开工到并网存在9-18个月的间隔，但是由于能源局在清理核准项目，因此我们判断这部分抢开工规模很可能会直接吊装。

2.2 中长期需求：1-2年约80%用电区域有望实现平价

风电补贴缺口约600亿，平价打开成长瓶颈。目前来看，新能源发电主要面临三个问题：电力产出不稳定、全社会电源过剩以及补贴缺口。其中，补贴缺口是解决难度最大的问题，也是对新能源行业影响最大的问题。据Solarzoom测算，2018年底光伏补贴缺口为1045亿、风电补贴缺口为617亿，且缺口不断扩大。我们判断，当新能源发电达到平价之后，新增装机不需要补贴，行业将不受补贴问题的限制，新增装机增速将上升一个维度。

1-2年内系统成本或可降低至6.0-6.5元/W，全国80%用电量的地区有望实现平价。风电项目实现平价测算主要是基于项目系统成本降低到什么程度才可以实现平价来考虑，具体来说，在设定的情况下，求解系统成本的值以使得项目IRR达到8%，并将求解的系统成本与当前系统成本的情况进行对比，来判断与平价的距离。测算结果显示，当风电系统成本下降至6.0-6.5元/W时，对于集中式(不弃风)、集中式(弃风率5%)、集中式(弃风率10%)、分散式(50%自用)、分散式(100%自用)五类风电项目，全国可以实现平价区域的占比分别为78%、73%、57%、92%、100%，这些区域用电量占全国用电量的比例分别为86%、82%、61%、96%、100%。当前我国陆上风电系统成本约为7.0-7.5元/W，考虑到路条费取消以及机组大型化等技术进步，我们预计我国陆上风电系统成本1-2年内或可降低至6.0-6.5元/W，届时全国80%用电量的地区有望实现平价。

平价后，2021-2025年风电每年新增装机的均值或达109GW。基于上述测算，我们假设2021年开始，风电全部实现上网侧平价，基于全国电力系统平衡进行测算，2021-2025年我国风电每年新增装机的均值或达到109GW，是2016-2020年均值的4.6倍。

3、 竞争趋缓、成本下行，2019年中观行业景气或将传导到微观企业盈利

3.1 竞争有望趋缓，风机价格或将短期见底

行业集中度提升，后续竞争有望趋缓，风机价格或将短期见底。2010、2011年行业弃风限电严重、同时出现多起质量和安全事故(主要是机组脱网和烧机)，行业发生动荡，整机商竞争格局剧烈变化。CR4由2010年的65.4%下降至2013年的47.6%，且前四名整机商由2010年的华锐、金风、东汽、联合动力变成了2013-2018年的金风、联合动力、明阳、远景。2018年以来，整机环节CR4增加9.8PCT至67.6%，增幅较2017年提高6PCT，同时CR1也逐步增加，可以看出来行业集中度明显提升，竞争格局加速清晰，后续竞争有望趋缓，因此我们预测风机价格或将短期见底，并有望环比提高，这将释放微观企业的盈利空间。

风电竞价政策推行，引导行业更加关注度电成本，龙头整机商有望强者恒强，集中度将进一步提升。2018年5月18日，能源局印发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(国能发新能〔2018〕47号)，指出从2019年起，各省(自治区、直辖市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价，竞争要素包括企业能力、设备先进性、技术方案、已开展前期工作、接入消纳条件和申报电价，这引导行业更加关注度电成本。度电成本影响因素中风机选型、技术进步及突破对于度电成本降低的作用最明显，而龙头整机商在这些方面上占优势，有望强者恒强，集中度进一步提升。

关于市场关注的申报电价可能出现低价竞争的情况，我们认为不必过于担忧，主要是：(1)各省区内不同业主的得分区分度除了申报电价之外，还有企业能力和已开展前期工作;(2)各省分别设置了分档降价、加权平均基准电价等避免出现恶意电价竞争的细则。而宁夏公示的全国首份风电“竞价”结果也验证了该推论，前28个项目平均电价为0.44857元/千瓦时(宁夏标杆电价0.49元/千瓦时)，降幅约0.04143元/千瓦时。

3.2 钢价预期下行，成本需求现“金叉”，零部件盈利现拐点

需求向上、成本向下，风电中游零部件环节迎历史性盈利拐点。上文分析可知，由于利率下行、三北地区继续解禁以及电价抢开工，我们预计2019年新增装机约28GW，同增约20%。与此同时，环保限产边际放松，需求偏弱，2019年钢材价格预期处于下行周期。对于风电中游零部件企业(尤其是铸锻件环节)来说，风电需求景气向上、成本钢材价格预期下行，风电中游将进入类似于2013-2015年的历史性的盈利向上周期。

风电中游零部件(铸锻件环节)销售模式一般为提前锁量锁价，且钢材是最大的成本，钢价下行盈利弹性大。在风电中游零部件环节中，铸锻件的销售策略一般是提前锁量(或份额)、锁价(产品价格)，而原材料采购根据下游客户下订单的节奏进行。如果2019年钢价下行，铸锻件环节将锁住钢价下行带来的全部收益。而且，钢材成本占铸锻件环节成本的50-80%，业绩弹性大。

4、投资建议：行业景气持续，优选确定性龙头

4.1 行业景气持续，平价有望接力政策，中微观同时趋好

1-2年平价区域或达80%，行业将迎来长景气周期，短期来看，由于贷款利率下行、三北继续解禁、电价抢开工，2019年国内风电新增装机或达28GW，同增20%，同时竞争有望趋缓、钢价预期下行，释放微观企业盈利空间，中观行业景气将传递至微观企业盈利端。当前我国陆上风电系统成本约为7.0-7.5元/W，考虑到路条费取消以及机组大型化等技术进步，我们预计我国陆上风电系统成本1-2年内或将降低到6.0-6.5元/W，届时全国80%用电量的地区可以实现平价，平价项目将成为需求主要驱动力，政策影响将边际弱化。

短期来看，在2018年三北解禁、中东部常态化、海上和分散式放量等行业反转逻辑基础上，2019年行业还有三个积极的因素：贷款利率下行、三北地区继续解禁以及电价抢开工，因此我们预计2019年新增装机约28GW，同增约20%。

此外，行业集中度提升，竞争趋缓，风机价格或将短期见底;同时由于环保限产边际放松，需求偏弱，预期2019年钢材价格处于下行周期。对于风电中游制造企业来说，将释放盈利空间，尤其是铸锻件零部件环节将进入类似于2013-2015年的历史性的盈利向上周期。

4.2 估值相对较低，优选确定性细分龙头

新能源发电板块的整体估值偏低，具有修复的空间。目前风电板块各主要公司2019年的平均估值是14倍(中位数13倍)，板块的整体估值偏低，主要是由于补贴缺口造成的需求和政策不确定性。而我们预计1-2年内全国80%用电量的地区可以实现风电平价，届时平价项目将成为需求主要驱动力，政策影响将边际弱化，发展空间将进一步打开，板块估值具有修复空间。

行业需求向好，龙头业绩可期，建议配置。我们预计2019年风电需求同增20%，且1-2年开始平价，届时政策影响将边际弱化，平价项目将成为需求主要驱动力，行业景气持续;同时竞争有望趋缓、钢价预期下行，中观行业景气将传递至微观企业盈利端。在此背景下，叠加当前板块估值较低，我们认为2019年风电板块具备配置价值，重点推荐确定新的细分龙头：金风科技(风机龙头、风电场高增长)，金雷风电(风电主轴龙头、客户优质)，日月股份(风电铸件龙头)，天顺风能(风塔龙头、风电场和叶片业务放量)，关注：振江股份(西门子海上风电核心供应商)，泰胜风能(风塔龙头、布局海上风电)，中材科技(风电叶片龙头、玻纤和隔膜业务放量、建材组覆盖)。

5、风险提示

政策性风险：新能源发电产业的发展会受国家政策、行业政策的影响，相关政策的调整变动将会对行业的发展态势产生影响;

弃风限电：2017年以来我国弃风限电情况虽有一定改善，但随着我国风电等新能源发电市场的快速发展，新能源消纳存在一定的压力，弃风限电在一定时期内仍将是制约新能源发电发展的重要因素;

经济环境及汇率波动：世界主要经济体增长格局出现分化，全球一体化及地缘政治等问题对世界经济的发展造成不确定性, 在此背景下，可能出现的国际贸易保护主义及人民币汇率波动，或将影响新能源发电企业的国际化战略及国际业务的拓展;

电价补贴收入收回风险：目前可再生能源基金收缴结算过程周期较长，导致国家财政部发放可再生能源补贴有所拖欠。若这种情况得不到改善，将会影响新能源发电企业现金流，进而对实际的投资效益产生不利影响。