1、证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210 号 未经许可，禁止转载未经许可，禁止转载 证 券 研 究 报 告证 券 研 究 报 告新能源行业 2019 年中期投资策略 推荐推荐（维持维持）政策明朗，“风光”无限，新能源发电迎来新政策明朗，“风光”无限，新能源发电迎来新成长成长 2019 年光伏政策明朗，竞价及平价项目预期明确，长期成长空间已经打开。年光伏政策明朗，竞价及平价项目预期明确，长期成长空间已经打开。2019 年 4 月 12 日能源局下发关于征求对 2019 年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知（征求意见稿），对于 2019 年光伏 30 亿补贴金额进行
2、了确认；并再次明确扶贫项目、户用光伏、普通光伏电站、工商业分布式项目以及专项和示范项目的补贴方式，2019 年新增光伏补贴方式及装机需求已基本确立，预计国内全年装机量有望达到 42-45GW。同时根据此前 4 月 10 日能源局下发的关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案（征求意见稿）的要求，各地能源局需要于 4 月 25 日前上报 2019 年第一批光伏平价上网名单。参考目前各省申报的情况看，地方政府平价项目申报非常积极，第一批项目合计规模有望超过 30GW。虽然本次申报的平价项目大多数并不要求年内并网，但将对明年的平价项目量具有积极重要的贡献意义，光伏正逐步由依赖政府补贴逐
3、步过渡到无需补贴。而平价光伏装机量将逐步接替财政补贴规模，占据主导地位，光伏成长属性正逐步开启。风电迎来复苏大周期，海上风电加速发展。风电迎来复苏大周期，海上风电加速发展。根据能源局的下发“征求意见稿”对于存量带补贴项目积极鼓励其向平价项目转换，并给予优先消纳的权限。而根据发改委价格司召开的“2019 年风电上网电价政策讨论会”的要求对于 2018年之前批复的项目，并在 2020 年底并网；对于 2019 年竞价项目标杆电价将分别调整为 0.34 元/kWh、0.39 元/kWh、0.43 元/kWh、0.52 元/kWh。在国家大力推动去补贴的大背景下，存量带补贴的指标将迎来加速转化期，风电
4、有望迎来一轮复苏大周期。另外海上风电由于较好的资源禀赋以及靠近沿海城市，具有良好的消纳能力，近年来受到各沿海省份的大力扶持，呈现不断加速的趋势，国内日趋成熟的海上风电装备能力及施工维护能力，料将助力海上风电市场的快速发展。电网升级，提升风光电网升级，提升风光等清洁能源等清洁能源发电发电的的消纳能力，并驱动储能、特高压等投消纳能力，并驱动储能、特高压等投资资机机会。会。随着风电光伏装机规模持续攀升，电网是否能够有效消纳已成为行业长期发展空间矛盾。行业真实需求倒逼电网机制变化，东北电力辅助服务试点已论证基于市场化探索提高新能源消纳的效用及可行性，当前有望在全国更大范围推广。在此制度变化背景下，储能
5、市场真实需求也将有望因此而带动。另外国家电网考虑自身硬件架构及信通业务需求，有望加快泛在电力物联网建设和特高压投资，从而带动国内电网硬软件设备及信息服务新的订单需求。风险提示风险提示：产业政策变化导致行业下游需求低于预期；行业竞争加剧导致产品价格下滑超预期；电网升级及投资进度低于预期。重点公司盈利预测、估值及投资评级重点公司盈利预测、估值及投资评级 EPS（元）（元）PE（倍）（倍）简称简称 股价（元）股价（元）2018 2019E 2020E 2018 2019E 2020E PB 评级评级 隆基股份 22.7 0.98 1.43 1.86 23.16 15.87 12.2 5.0 强推 通
6、威股份 14.27 0.51 0.79 1.02 27.98 18.06 13.99 3.76 推荐 阳光电源 11.9 0.55 0.8 1.0 21.64 14.88 11.9 2.25 推荐 金风科技 11.56 0.78 0.82 1.08 14.82 14.1 10.7 1.9 推荐 天顺风能 5.29 0.26 0.41 0.55 20.35 12.9 9.62 1.8 强推 振江股份 21.4 0.73 1.4 1.9 29.32 15.29 11.26 1.95 推荐 东方电缆 12.6 0.34 0.57 0.82 37.06 22.11 15.37 3.66 强推 国电南瑞
7、 19.93 0.81 0.94 1.08 24.6 21.2 18.45 3.32 推荐 科士达 10.15 0.4 0.64 0.8 25.38 15.86 12.69 2.44 强推 资料来源：Wind，华创证券预测 注：股价为2019年04月30日收盘价 证券分析师：胡毅证券分析师：胡毅 电话：0755-82027731 邮箱： 执业编号：S0360517060005 证券分析师：邱迪证券分析师：邱迪 电话：010-63214660 邮箱： 执业编号：S0360518090004 联系人：杨达伟联系人：杨达伟 电话：021-20572572 邮箱： 占比%股票家数(只)193 5.35
8、 总市值(亿元)17,570.7 2.84 流通市值(亿元)12,679.58 2.8%1M 6M 12M 绝对表现-5.69 30.4-7.19 相对表现-6.74 4.59-11.35 电气设备行业周报（20190408-20190412）：3月新能车产业链产销两旺，新能源发电政策基本明朗 2019-04-14 电气设备行业周报（20190415-20190419）：电动化之潮抢眼上海车展，补贴预期明朗光伏机会凸显 2019-04-21 电气设备行业周报（20190422-20190426）：多晶硅料反弹涨价，动力电池需求渐入旺季 2019-04-28-35%-20%-5%10%18/05
9、 18/07 18/09 18/11 19/01 19/032018-05-022019-04-29 沪深300 电气设备 相关研究报告相关研究报告 相对指数表现相对指数表现 行业基本数据行业基本数据 华创证券研究所华创证券研究所 行业研究行业研究 电气设备电气设备 2019 年年 04 月月 30 日日 2 0 5 8 7 8 1 0/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 0 5 0 9:4 3 新能源新能源行业行业 2019 年中期投资策略年中期投资策略 证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210 号 2 目 录 一、一、光伏政策趋于明朗，需求预期明确光伏
10、政策趋于明朗，需求预期明确.5（一）政策趋于明朗，需求有望逐季释放.5 1、户用、扶贫以及技术领跑者有望率先启动.5 2、竞价项目有望支撑下半年国内需求.6 3、平价项目有望成为年内有益补充.7（二）竞价推动补贴有序下降.8（三）平价接力补贴，光伏成长开启.11 二、二、风电抢装预期持续演绎，行业复苏大周期开启风电抢装预期持续演绎，行业复苏大周期开启.13（一）补贴下调在即，存量项目有望迎来抢装.13 1、风电标杆电价下调在即.13 2、存量带补贴规模较大，有望迎来抢装.13（二）行业数据向好，复苏趋势确立.14 1、招标量与吊装量持续背离，有望迎来修复.14 2、弃风率下行，三北有望重启.1
11、5 3、海上风电处于快速导入期，千亿市场有望开启.17（三）2018 年欧洲海上风电“大”有所为.18（四）预期内的政策调整，国内海上风电正式起步.21 三、电网新能源消纳能力提升，风电三、电网新能源消纳能力提升，风电光伏行业发展天花板逐步抬高光伏行业发展天花板逐步抬高.23（一）新能源倒逼调解机制变化，东北成效验证天花板.23（二）“三北”地区外送通道集中投运，新能源装机空间重新打开.25 四、电网升级，孕育储能、特高压等新的电网投资机会四、电网升级，孕育储能、特高压等新的电网投资机会.27（一）国网规划泛在电力物联网，前期关注主网建设机遇.27（二）政策驱动下的细分板块机会，特高压、储能.
12、29 1、特高压确定性较高，新核准、新规划项目有望年内逐步落地兑现.29 2、储能市场且行且快，电网级市场逐步打开.30 五、风险提示五、风险提示.32 2 0 5 8 7 8 1 0/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 0 5 0 9:4 3 新能源新能源行业行业 2019 年中期投资策略年中期投资策略 证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210 号 3 图表目录 图表 1 户用光伏指标发放.5 图表 2 技术领跑者项目并网要求.6 图表 3 竞价项目投资回报率测算.7 图表 4 光伏标杆电价调整.8 图表 5 光伏重点地区最低保障收购小时数.8 图表 6
13、 各区域燃煤标杆电价.9 图表 7 光伏 I 类区域竞价项目投资回报率测算.10 图表 8 光伏 II 类区域竞价项目投资回报率测算（含最低保障利用小时数）.10 图表 9 光伏 II 类区域竞价项目投资回报率测算（不含最低保障利用小时数）.11 图表 10 光伏 III 类区域竞价项目投资回报率测算.错误错误!未定义书签。未定义书签。图表 11 三类地区的投资成本.12 图表 12 陆上风电标杆电价调整方案.13 图表 13 非竞价风电项目存量统计.14 图表 14 风电标杆电价调整方案.14 图表 15 风电吊装量与并网容量统计.14 图表 16 风电招标量&吊装量比较.14 图表 17
14、风电单季度招标量.14 图表 18 2011-2018 年吊装量&弃风限电率.15 图表 19 风电利用小时数&弃风率.15 图表 20 2015 年国内各地区风电装机占比.15 图表 21 2016 年国内各地区风电装机占比.15 图表 22 2017 年国内各地区风电装机占比.16 图表 23 2018 年国内各地址风电装机占比.16 图表 24 国家能源局 2019 年度风电检测预警结果.17 图表 25 国内海上风电“十三五规划”.18 图表 26 海上风电与陆上风电各环节投资占比差异较大.18 图表 27 欧洲海上风电历年装机容量（单位：MW）.19 图表 28 欧洲历年新增海上风机
15、单机容量（单位：MW）.19 图表 29 欧洲历年各个国家海上风机单机容量（单位：MW）.20 图表 30 欧洲历年新增海上风机合计容量（单位：MW）.20 图表 31 2009-2018 年国内海上风电新增装机容量.21 图表 32 各省 2030 年调整后的海上风电发展规划.21 图表 33 满足 0.85 元电价要求海上风电项目统计（征求意见稿）.22 2 0 5 8 7 8 1 0/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 0 5 0 9:4 3 新能源新能源行业行业 2019 年中期投资策略年中期投资策略 证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210 号
16、4 图表 34 具备调节能力的装机比例快速下降（单位：GW，%）.23 图表 35 风电弃电率仅内蒙、甘肃、新疆在 10%以上.24 图表 36 东北地区新能源装机量占比达到 30%（单位：GW）.24 图表 37 全国电力辅助服务市场建设进程加快.25 图表 38 我国电网跨区调配能力仍在不断增强.26 图表 39 国网存在诸多问题面临解决.27 图表 40 芯片、网架、顶层人工智能是泛在电力物联网投资的重要投资机会.28 图表 41 电力物联网投资层级区分及涉及相关上市公司.28 图表 42 特高压直流工程项目汇总.29 图表 43 特高压交流工程项目汇总.29 图表 44 广东调频市场启
17、动催化众多调频项目.30 图表 45 电网侧投资逐步加速多省电网启动试点.31 图表 46 储能应用领域、商业模式与催化因素.32 2 0 5 8 7 8 1 0/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 0 5 0 9:4 3 新能源新能源行业行业 2019 年中期投资策略年中期投资策略 证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210 号 5 一、一、光伏政策趋于明朗，需求预期明确光伏政策趋于明朗，需求预期明确 2019 年 4 月 12 日能源局下发“2019 年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知（征求意见稿）”，文件对于 2019年国内光伏补贴资金 30 亿金
18、额进行了确认，同时对于竞价项目的降价方式进行了明确。相较于之前的征求意见稿，本轮征求意见稿仅部分细节进行了调整，2019 年国内光伏政策已基本明确，政策端的明确从而推动了对于整体需求预期的明确，预计 2019 年国内光伏装机量有望达到 42-45GW。（一）政策趋于明朗，需求有望逐季释放（一）政策趋于明朗，需求有望逐季释放 “征求意见稿”明确将光伏发电项目分为 5 类进行分类管理：1、光伏扶贫项目；2、户用光伏；3、普通光伏电站；4、工商业分布式光伏发电项目；5、国家组织实施的专项工程或示范项目。对于每类项目补贴方式以及金额或指标进行了明确说明。整体而言，政策相较于之前的征求意见稿变动不大，2
19、019 年国内光伏政策已趋于明朗，需求有望逐季释放。1 1、户用、扶贫以及技术领跑者有望率先启动、户用、扶贫以及技术领跑者有望率先启动 户用指标先行，规模有望达到户用指标先行，规模有望达到 3.53.5-4GW4GW：此次“征求意见稿”对于户用光伏项目单独安排 7.5 亿资金进行补贴，预计补贴装机规模 3.5GW，考虑到 2018-2019 年未备案户用项目以及 1 个月缓冲期，整体 2019 年国内户用规模有望达到 3.5-4GW。年度装机总量内的项目以建成并网时间作为补贴计算起点执行固定度电补贴标准。对于文件发布前已建成并网的但未纳入国家补贴范围内的项目，自文件发布后可以向所在电网企业自愿
20、申报，以当地备案机关和电网企业审核确认进入补贴目录时点起算，并按该时点对应的补贴标准享受国家补贴政策。先到先得，给予先到先得，给予 1 1 个月缓冲期：个月缓冲期：而对于申报程序，省级电网企业每个月 10 号前对外公布上月新增并网（包括新审核确认文件发布前已建成并网但未纳入国家补贴范围的项目）和当年累计新增并网的户用光伏装机容量及项目名单，并于每个月 15 号前向国家能源局和国家可再生能源信息管理中心报送相关信息。当截止到上月底的当年累计新增并网容量超过当年可安排的新增项目年度装机总量时，当月最后一天为本年度可享受国家补贴政策的户用光伏并网截止日期。图表图表 1 1 户用光伏指标发放户用光伏指
21、标发放 资料来源：华创证券整理“十三五”第二批扶贫指标“十三五”第二批扶贫指标 1.67GW1.67GW 下发：下发：4 月 12 日能源局也下发了“十三五”第二批扶贫指标，指标涉及 15 个省、165 个县，共计 3961 个村级光伏扶贫电站，整体指标规模 1.67GW，原则要求并网截止日期为 2019 年底。同时对于2 0 5 8 7 8 1 0/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 0 5 0 9:4 3 新能源新能源行业行业 2019 年中期投资策略年中期投资策略 证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210 号 6 “十三五”第一批扶贫项目要求于 20
22、19 年 6 月 30 日前并网，逾期将不再纳入扶贫补贴目录。“十三五”第一批扶贫指标于 2017 年末发布，指标总装机容量 4.19GW，考虑到 2018 年部分未建完的第一批指标，及第二批 1.67GW 指标，2019 年光伏扶贫装机容量有望达到 2-3GW。1.5GW1.5GW 技术领跑者进入并网倒计时：技术领跑者进入并网倒计时：根据能源局 2018 年评选技术领跑者要求，技术领跑基地要求 2019 年 3 月 31 日前开工建设，2019 年 6 月 30 日前全部容量建成并网，技术领跑者项目将进入并网倒计时。去年部分领跑者项目的并网延期，预计 2019 年领跑者项目整体装机容量有望达
23、到 2-3GW。图表图表 2 2 技术领跑者项目并网要求技术领跑者项目并网要求 项目项目编号编号 场址位置场址位置 入选申报主体入选申报主体 主要技术参数主要技术参数 20192019 年年 2 2 季度季度预期单瓦成本预期单瓦成本 20202020 年年 4 4 季度季度预期单瓦成本预期单瓦成本 并网截至并网截至日期日期 1 1 黎城县 隆基 51%、联合光伏 49%单晶 P 型 Perc 叠片双面组件，电池转换效率 23.85%，组件转换效率 20.66%1.329 元/W 1.024 元/W 2019 年 6月 30 日 2 2 平顺县 天合光能 51%，国开新能源 49%单晶 N 型
24、Pert MBB 双面组件，电池转换效率 23.85%，组件转换效率 20.67%1.4 元/W 1 元/W 2019 年 6月 30 日 3 3 余干县 晶澳 90%，陕西化工 10%单晶 P 型 Perc 半片组件，电池转换效率23.08%，组件转换效率 20.4%2.9 元/W 1.7 元/W 2019 年 6月 30 日 4 4 鄱阳县 晶科能源 51%，晶科电力 49%单晶 P 型 Perc 接触钝化、SPE、半片、微聚光组件，电池转换效率 23%，组件转换效率20.5%2.28 元/W 1.68 元/W 2019 年 6月 30 日 5 5 黑家河村-刘家埝村场址 隆基绿能，三峡新
25、能源 单晶 Perc 叠片双面组件，电池正面效率23.85%，双面率 81%，组件正面转换效率20.66%1.329 元/W 1.024 元/W 2019 年 6月 30 日 6 6 许庄村-尧生村-八丈塬村场址 天合光能、湖南兴业绿色能源 单晶 N 型 Pert MBB 双面组件，电池正面效率 23.7%、双面率 83%，组件正面转换效率20.67%1.4 元/W 1 元/W 2019 年 6月 30 日 资料来源：北极星电力网，华创证券 征求意见稿对于户用项目征收文件出台前未备案项目予以承认，并单独给予 7.5 亿资金予以专项补贴，类似于鼓励先建先得，预计将会引发户用光伏项目的快速启动。同
26、时政策对于达到并网目标后一个月内的新增并网仍予以承认，将会导致实际并网量将超出政策指引的 3.5GW。考虑到“十三五”第一批扶贫项目以及技术领跑者并网截止日期到2019 年 6 月 30 日，预计 5-6 月份国内光伏市场将逐步启动，推动产业链价格逐步企稳。2 2、竞价项目有望支撑下半年国内需求、竞价项目有望支撑下半年国内需求 除扶贫项目、户用光伏项目外，其余需要国家补贴的光伏项目原则上全部采取招标等竞争性配置方式。竞价的形式主要通过项目业主申报、竞争排序方式优选确定国家补贴项目和补贴标准。竞争性配置项目合计安排补贴资金 22.5亿元。竞价项目主要分为 2 大类：1、普通光伏电站和全额上网工商
27、业分布式光伏发电项目；2、自发自用、余电上网工商业分布式发电项目。两类电站上报的项目通过公式进行修正电价，能源局按照修正后的电价从低到高排序，依次纳入补贴范围，且当项目需总补贴金额22.5 亿元时停止新增项目。普通光伏电站及全额上网工商业电价修正公式：I 类资源电价不做修正 II 类资源区修正后的电价=申报电价-0.05 元/kWh 2 0 5 8 7 8 1 0/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 0 5 0 9:4 3 新能源新能源行业行业 2019 年中期投资策略年中期投资策略 证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210 号 7 III 类资源区修正后
28、的电价=申报电价-0.15 元/kWh 自发自用、余电上网的工商业分布式项目：I、燃煤标杆电价0.3 元/kWh，修正后的电价=申报电价-所在省份燃煤标杆+0.3 元/kWh II、燃煤标杆电价0.3 元/kWh，申报电价不进行修正 竞价项目充分考虑到了各区域的日照资源禀赋的差异，运用差异化的电价调节方案保证每个区域竞争的相对公平，避免日照较好的 I 类区域因为可以报出更低的电价，获得更多的竞价项目资源。同时方案对于自发自用、余电上网类型的工商业分布式项目根据当地的火电标杆电价进行了微调，对于燃煤电价较高的区域给予一定的招标政策倾斜。考虑到 2018 年国内光伏平价日照平均利用时间数 1115
29、 小时，假设 2019 年新增装机对应平均利用小时数为 1200 小时，度电补贴金额为 0.07 元/kWh 时，对应的补贴装机量为 26.78GW；当度电补贴金额降低到 0.06 元/kWh 时，对应的补贴装机量 31.25GW。图表图表 3 3 竞价项目投资回报率测算竞价项目投资回报率测算 假设项假设项 单位单位 假设值假设值 假设项假设项 单位单位 假设值假设值 年利用小时数 小时 12001200 项目经营期 年 2525 首年光衰（%）2.00%2.00%次年光衰（%）0.50%0.50%国家分布式度电补贴（含税）元/kWh 0.070.07 补贴年限 年 2020 脱硫电价（含税）
30、元/kWh 0.370.37 脱硫电价年涨幅(%)0 0 运维费用增长率(%)1%1%运营维修比例(%)1.3%1.3%折旧年限 年 2020 固定资产残值(%)5%5%贷款比例（%）70%70%贷款利率%/年 4.9%4.9%单位投资成本（元/W）4.54.5 LCOE(元/kWh)0.420.42 IRR 8.3%8.3%单位投资成本（元/W）4.24.2 LCOE(元/kWh)0.400.40 IRR 10.3%10.3%单位投资成本（元/W）4 4 LCOE(元/kWh)0.390.39 IRR 11.8%11.8%资料来源：华创证券测算 在 4.2 元/W 的投资成本下，0.07 元
31、/kWh 的度电补贴，IRR 有望保持在 10.3%的合理水平。考虑到部分项目的实际投资成本低于这一水平，以及部分电站投资企业预期回报率低于这一数字，实际可补贴量有望超过 30GW，竞价项目将成为今年国内新增装机的主要形式。3 3、平价项目有望成为年内有益补充、平价项目有望成为年内有益补充 根据能源局 4 月 10 日下发的“关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案”，鼓励各地区优先建设光伏无补贴项目，并将电网的消纳权限优先满足不需要补贴的项目，鼓励各地区将含补贴项目申请转换成平价项目，并要求各地在 4 月 25 号前上报第一批光伏平价上网项目名单。根据目前的统计数据，预计国内上
32、报的光伏平价项目容量有望达到 30GW 以上，大多数并网截止日期要求为 2020 年。平价项目大多数不会在年内安装，但预计部分项目基于优先消纳权限考量，有望在年内装机，将成为今年国内光伏装机容量的有益补充，预计整体平价装机规模 5-10GW。而明年平价项目的大量释放，将支撑起明年国内新增装机的主要形式，国内光伏装机市场将有序从依赖补贴竞价降低补贴竞价为主，平价为辅平价为主，竞价为辅全面平价。平价之后，行业发展瓶颈料将逐步打开，行业将从依赖补贴逐步过度至自然成长。2 0 5 8 7 8 1 0/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 0 5 0 9:4 3 新能源新能源行业行业 2019 年
33、中期投资策略年中期投资策略 证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210 号 8 （二）竞价推动补贴有序下降（二）竞价推动补贴有序下降 竞价政策的完善，对于推动国内光伏逐步由依赖补贴向降低补贴，再到完全取消补贴具有极其重要的意义。自 2014年国内开始出台标杆电价政策以来，将全国按照日照情况分为三类地区，并分别制定了指导标杆电价，而各地实际光伏上网电价基本以标杆电价为准绳，并未做过多的竞价调整。由于区域划分幅度较大，统一制定的标杆电价由于日照的资源的巨大差异，导致部分区域形成了过度补贴，电站收益率远超合理回报率，补贴资金未能合理充分利用。图表图表 4 4 光伏标杆电价
34、调整光伏标杆电价调整 各地标杆电价各地标杆电价&分布式补贴标准（元分布式补贴标准（元/kWh/kWh）调整时间调整时间 2013 年 8 月 2015 年 12 月 2016 年 12 月 2017 年 12 月 2018 年 5 月 2019 年 E I I 类地区类地区 0.9 元/kWh 0.8 元/kWh 0.65 元/kWh 0.55 元/kWh 0.5 元/kWh 竞价 IIII 类地区类地区 0.95 元/kWh 0.88 元/kWh 0.75 元/kWh 0.65 元/kWh 0.6 元/kWh 竞价 IIIIII 类地区类地区 1 元/kWh 0.95 元/kWh 0.85
35、元/kWh 0.75 元/kWh 0.7 元/kWh 竞价 分布式项目分布式项目 0.42 元/kWh 0.42 元/kWh 0.42 元/kWh 0.37 元/kWh 0.32 元/kWh 0.18 元/kWh 资料来源：国家能源局、华创证券整理 而随着此次国内光伏竞价政策的出台，全国范围内进行统一申报，按照公式调整后的电价进行排序，价格较低以及规模较小的项目优先纳入补贴范围，直至补贴项目所需的补贴金额达到规定的 22.5 亿。由于光伏投资主体相对较多，竞价政策的导入将会导致补贴资金的利用效率将大幅提升，过度补贴的情况将有望快速得到解决；同时竞价政策的导入业主的预期回报率将更为合理，对于补贴
36、资金的需求将大幅下降，同样的资金可以补贴更多的装机规模。图表图表 5 5 光伏重点地区最低保障收购小时数光伏重点地区最低保障收购小时数 资源区资源区 地区地区 保障性收购利用小时数保障性收购利用小时数 I I 类资源区类资源区 宁夏 1500 青海海西 1500 甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌 1500 新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依 1500 内蒙除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区 1500 IIII 类资源区类资源区 青海除 I 类外其他地区 1450 甘肃除 I 类外其他地区 1400 新疆除 I 类外其他地区 1350 内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔 1400 黑龙
37、江 1300 吉林 1300 辽宁 1300 河北承德、张家口、唐山、秦皇岛 1400 山西大同、朔州、忻州 1400 陕西榆林、延安 1300 资料来源：国家能源局官网、华创证券整理 计算全国排序累计补贴总额时，各项目年补贴额计算公式=度电补贴强度装机年利用小时数，其中年利用小时数如上表所示，如果没有规定的，则 II 类区域按 1300 小时计算，II 类地区按 1100 小时计算。2 0 5 8 7 8 1 0/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 0 5 0 9:4 3 新能源新能源行业行业 2019 年中期投资策略年中期投资策略 证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可
38、（2009）1210 号 9 图表图表 6 6 各区域燃煤标杆电价各区域燃煤标杆电价 资源区资源区 地区地区 燃煤标杆电价燃煤标杆电价 电价中位数电价中位数 I I 类资源区类资源区 宁夏 0.2595 元/kWh 电价中枢：0.2915元/kWh 青海海西 0.3243 元/kWh 甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌 0.374 元/kWh 新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依 0.25 元/kWh 内蒙除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区 蒙东（0.3035 元/kWh）蒙西（0.2829 元/kWh）IIII 类资源类资源区区 青海除 I 类外其他地区 0.3247 元/kWh 电价
39、中枢：0.332元/kWh 甘肃除 I 类外其他地区 0.2978 元/kWh 新疆除 I 类外其他地区 0.25 元/kWh 内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔 蒙西（0.2829 元/kWh）蒙东（0.3035 元/kWh）黑龙江 0.3749 元/kWh 吉林 0.3731 元/kWh 辽宁 0.3749 元/kWh 河北承德、张家口、唐山、秦皇岛 0.372 元/kWh 山西大同、朔州、忻州 0.332 元/kWh 陕西榆林、延安 0.3545 元/kWh IIII 类资源类资源区其他区其他 北京 0.3598 元/kWh 价格中枢：0.3478元/kWh 天津 0.3655 元/kW
40、h 四川 0.4012 元/kWh 云南 0.3358 元/kWh IIIIII 类资源类资源区区 广东 0.453 元/kWh 价格中枢：0.3964元/kWh 湖南 0.45 元/kWh 海南 0.4298 元/kWh 广西 0.4207 元/kWh 湖北 0.4161 元/kWh 上海 0.4155 元/kWh 浙江 0.4153 元/kWh 重庆 0.3964 元/kWh 山东 0.3949 元/kWh 福建 0.3932 元/kWh 江苏 0.391 元/kWh 安徽 0.3844 元/kWh 河南 0.3779 元/kWh 湖南 0.3644 元/kWh 贵州 0.3515 元/k
41、Wh 资料来源：华创证券整理 2 0 5 8 7 8 1 0/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 0 5 0 9:4 3 新能源新能源行业行业 2019 年中期投资策略年中期投资策略 证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210 号 10 基于 I 类区域的 1500 小时发电水平，火电标杆电价中枢 0.2915 元/kWh 进行测算：图表图表 7 7 光伏光伏 I I 类区域类区域竞价项目投资回报率测算竞价项目投资回报率测算 假设项假设项 单位单位 假设值假设值 假设项假设项 单位单位 假设值假设值 年利用小时数 小时 15001500 项目经营期 年 25
42、25 单 W 投资成本 元/W 4.24.2 增值税可抵扣比例（%）70%70%首年光衰（%）2.00%2.00%次年光衰（%）0.50%0.50%脱硫电价（含税）元/kWh 0.29150.2915 补贴年限 年 2020 运营维修比例(%)1.5%1.5%运维费用增长率(%)1%1%折旧年限 年 2020 固定资产残值(%)5%5%贷款比例（%）70%70%贷款利率%/年 4.9%4.9%度电补贴强度（元/kWh）0.070.07 LCOE(元/kWh)0.33040.3304 IRR 10.4%10.4%度电补贴强度（元/kWh）0.060.06 LCOE(元/kWh)0.32820.3
43、282 IRR 9.6%9.6%度电补贴强度（元/kWh）0.050.05 LCOE(元/kWh)0.32590.3259 IRR 8.8%8.8%资料来源：华创证券测算 当度电补贴介于 0.05 元/kWh-0.07 元/kWh 时，对应的全资金 IRR 介于 8.8%-10.4%，基本可以满足当下企业的投资回报诉求。基于 II 类区域的含最低保障利用小时数的中位数 1350 小时发电水平，火电标杆电价中枢 0.332 元/kWh 进行测算：图表图表 8 8 光伏光伏 IIII 类区域类区域竞价项目投资回报率测算竞价项目投资回报率测算（含最低保障利用小时数含最低保障利用小时数）假设项假设项
44、单位单位 假设值假设值 假设项假设项 单位单位 假设值假设值 年利用小时数 小时 13501350 项目经营期 年 2525 单 W 投资成本 元/W 4.24.2 增值税可抵扣比例（%）70%70%首年光衰（%）2.00%2.00%次年光衰（%）0.50%0.50%脱硫电价（含税）元/kWh 0.3320.332 补贴年限 年 2020 运营维修比例(%)1.5%1.5%运维费用增长率(%)1%1%折旧年限 年 2020 固定资产残值(%)5%5%贷款比例（%）70%70%贷款利率%/年 4.9%4.9%度电补贴强度（元/kWh）0.070.07 LCOE(元/kWh)0.36740.367
45、4 IRR 10.5%10.5%度电补贴强度（元/kWh）0.060.06 LCOE(元/kWh)0.36520.3652 IRR 9.7%9.7%度电补贴强度（元/kWh）0.050.05 LCOE(元/kWh)0.36290.3629 IRR 9.0%9.0%资料来源：华创证券测算 当度电补贴介于 0.05 元/kWh-0.07 元/kWh 时，对应的全资金 IRR 介于 9.0%-10.5%，基本满足当下企业的投资回报诉求，回报情况略好 I 类区域，但整体差别不大。基于 II 类区域的（不含最低保障利用小时数）的中位数 1300 小时发电水平，火电标杆电价中枢 0.3478 元/kWh进
46、行测算：2 0 5 8 7 8 1 0/3 6 1 3 9/2 0 1 9 0 5 0 5 0 9:4 3 新能源新能源行业行业 2019 年中期投资策略年中期投资策略 证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210 号 11 图表图表 9 9 光伏光伏 IIII 类区域类区域竞价项目投资回报率测算竞价项目投资回报率测算（不（不含最低保障利用小时数含最低保障利用小时数）假设项假设项 单位单位 假设值假设值 假设项假设项 单位单位 假设值假设值 年利用小时数 小时 13001300 项目经营期 年 2525 单 W 投资成本 元/W 4.24.2 增值税可抵扣比例（%）7
47、0%70%首年光衰（%）2.00%2.00%次年光衰（%）0.50%0.50%脱硫电价（含税）元/kWh 0.34780.3478 补贴年限 年 2020 运营维修比例(%)1.5%1.5%运维费用增长率(%)1%1%折旧年限 年 2020 固定资产残值(%)5%5%贷款比例（%）70%70%贷款利率%/年 4.9%4.9%度电补贴强度（元/kWh）0.070.07 LCOE(元/kWh)0.37140.3714 IRR 11.7%11.7%度电补贴强度（元/kWh）0.060.06 LCOE(元/kWh)0.36920.3692 IRR 11.0%11.0%度电补贴强度（元/kWh）0.05
48、0.05 LCOE(元/kWh)0.36690.3669 IRR 10.2%10.2%资料来源：华创证券测算 当度电补贴介于 0.05 元/kWh-0.07 元/kWh 时，对应的全资金 IRR 介于 10.2%-11.7%，满足当下企业的投资回报诉求，回报情况明显好于 I 类区域以及 II 类含最低保利利用小时数区域。基于 III 类区域的发电小时数 1100 小时发电水平，火电标杆电价中枢 0.3964 元/kWh 进行测算：图表图表 10 光伏光伏 IIIIII 类区域类区域竞价项目投资回报率测算竞价项目投资回报率测算 假设项假设项 单位单位 假设值假设值 假设项假设项 单位单位 假设值
49、假设值 年利用小时数 小时 11001100 项目经营期 年 2525 单 W 投资成本 元/W 4.24.2 增值税可抵扣比例（%）70%70%首年光衰（%）2.00%2.00%次年光衰（%）0.50%0.50%脱硫电价（含税）元/kWh 0.39640.3964 补贴年限 年 2020 运营维修比例(%)1.5%1.5%运维费用增长率(%)1%1%折旧年限 年 2020 固定资产残值(%)5%5%贷款比例（%）70%70%贷款利率%/年 4.9%4.9%度电补贴强度（元/kWh）0.070.07 LCOE(元/kWh)0.44460.4446 IRR 8.8%8.8%度电补贴强度（元/kW
50、h）0.060.06 LCOE(元/kWh)0.44230.4423 IRR 8.3%8.3%度电补贴强度（元/kWh）0.050.05 LCOE(元/kWh)0.44010.4401 IRR 7.7%7.7%资料来源：华创证券测算 当度电补贴介于 0.05 元/kWh-0.07 元/kWh 时，对应的全资金 IRR 介于 7.7%-8.8%，勉强满足当下企业的投资回报诉求，但回报情况明显较前 3 类区域回报要低。竞价政策的导入对于 II 类区域竞争优势相较明显投资回报率较好；而 I 类区域由于具有充足的日照，投资回报率整体而言能够满足企业的要求；III 类区域虽然电价较高，但由于整体日照相较
