按照我们对发电侧平价上网的定义，即光伏标杆上网电价等于脱硫煤标杆电价时运营商仍能实现8%的内部收益率，分别对三类资源区进行测算，对应光伏系统成本需降至4元/W左右，单晶组件价格需降至1.8元/W以下，单晶电池片需降至0.9元/W以下，单晶硅片价格需降至2.8元/片，多晶硅料价格需降至75-80元/kg。

综上所述，我们认为，随着明年低成本多晶硅料新产能集中释放以及技术进步将推动产业链各环节成本进一步下行，同时高效产品的渗透率进一步提升，2019年有望提前实现发电侧平价上网，从而推动2019年光伏装机超预期！

3.2. 风电：复苏趋势将延续，钢价回落增盈利

3.21.弃风限电持续改善，推动风电装机走向复苏

弃风限电持续大幅改善是本轮风电复苏的本质。进入2018年以来，弃风限电延续此前改善的势头，2018年前三季度，全国平均弃风率为7.7%，较上年同期减少了4.7pcts；风电平均利用小时数为1565小时，较上年同期增加178小时；弃风电量222亿千瓦时，同比减少了74亿千瓦时；新增风电并网容量12.6GW，同比增长30%，风电复苏的趋势非常明确。

弃风限电的持续改善推动了红色预警区域的解禁。2017年2月，国家能源局划为红色预警区域的六个省份内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等地弃风率下降非常明显。2017年全年，内蒙古、黑龙江和宁夏平均弃风率已降至20%以下，其中，宁夏弃风率甚至降至5%，新疆、甘肃和吉林虽然弃风率高于20%，但也出现明显下滑。

在此背景下，2018年3月，国家能源局网站发布《2018年度风电投资监测预警结果的通知》，通知显示，甘肃、新疆（含兵团）、吉林仍为红色预警区域；内蒙古、黑龙江为橙色预警区域，山西北部忻州市、朔州市、大同市，陕西北部榆林市以及河北省张家口市和承德市按照橙色预警管理；其他省（区、市）和地区为绿色预警区域。通知同时规定，红色预警地区暂停风电开发建设；橙色预警地区不再新增年度建设规模且之前已纳入年度实施方案的项目可以继续核准建设；绿色预警地区按照有关要求自行组织风电项目建设。这意味着，黑龙江、内蒙、和宁夏红色预警已经得到解除，“红六省”变成“红三省”。根据国家能源局数据统计，2017年黑龙江、内蒙和宁夏合计新增并网仅1.22GW，而截至2017年底，该三省合计核准未建规模达7.82GW，因此，红色预警的解除将对风电装机贡献可观的增量。

根据能源局最新数据，2018年前三季度，内蒙古（12.8%）、黑龙江（3.9%）、吉林（5.2%）、宁夏（1.6%）、甘肃（19.7%）、新疆（24.6%）弃风率进一步下滑，吉林已达到、甘肃接近达到解除红色预警的条件。预计随着弃风限电问题的进一步改善，吉林、甘肃和新疆也将陆续解除红色预警，从而推动行业进一步复苏。

另外，在限电持续改善的趋势下以及技术进步带来发电容量的提升下，风电项目的内部收益率不断提升，中东部及南方等低风速地区新增装机也出现明显复苏。

3.2.2.分散式多点开花，是推动行业需求增长的重要力量

进入“十三五”以来，国家明显加大了对分散式风电的支持和引导力度。2016年底出台的《电力发展“十三五”规划》、《风电发展“十三五”规划》以及《可再生能源发展“十三五”规划》中均提出要扶持并加快分散式风电的开发建设。2017年以来，政府对分散式风电的扶持进一步升级，提出分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制、规划建设标准及加强规划管理、推进分散式风电市场化交易试点等。同时地方政府也纷纷响应，河南、河北、山西、内蒙和辽宁等地已开展分散式风电项目，其中，河南“十三五”规划了2.1GW分散式风电、河北“十三五”规划了4.3GW分散式风电。随着分散式风电项目开发建设管理办法的逐步落实，预计分散式风电有望多点开花，迎来快速发展，成为推动行业需求增长的重要力量。

3.2.3.补贴退坡节点临近，有望刺激2019年风电抢装

2016年12月底国家发改委提出下调陆上风电上网电价，2018年1月1日之后，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，较当前上网电价下调幅度分别为14.89%，10%，9.26%，5%。另外，此次电价下调的触发条件由原来的并网变更为核准+两年内开工。

从风电建设的整个流程来看，核准量与招标量是下游开工建设的先行指标，而目前无论从核准量，还是招标量来看，均与下游吊装量产生了背离，这其中主要原因在于风电开发建设区域结构的改变以及标杆电价下调触发条件的改变。

从核准量来看，截至2017年，我国风电机组累计核准容量共计283.63GW，而风电累计装机容量共计188.39GW，这意味着仍有95.24GW项目核准未建，且这些项目均位于非限电地区。根据最新的电价下调触发条件，上述95.24GW的项目需要在2019年底前开工建设，以获得0.47-0.60元/千瓦时的上网电价，否则上网电价将被调整为0.40-0.57元/千瓦时。因此，我们认为2019年风电有望迎来抢装，预计2019年新增装机有望达到30GW。

3.2.4. 招标价企稳回升，原材料成本下行

2016年以来，全国风电新增公开招标容量维持历史高位水平，当年招标容量达28.3GW，同比增长51.34%，创历史纪录；2017年，全国风电新增公开招标27.3GW，依然维持在高位水平；2018年前三季度，全国风电新增公开招标容量23.9GW，同比增长11.7%，其中三季度单季度招标容量7.2GW，同比增长18%，招标量依然保持较快的增长。

风电招标量维持高位的根本原因在于风电运营的收益率较高，而这也是推动行业发展的核心驱动因素。利用小时数和标杆上网电价是决定风电运营内部收益率的核心因素。以三类资源区为例，按照一定的假设，在风电利用小时数为1900小时，标杆上网电价为0.54元/kwh的情况下，风电运营收益率在17%以上，投资回报具备较好的收益水平。通过敏感性分析可知，利用小时数和标杆上网电价对内部收益率的影响均较大。