新能源：开工密集期将至，风电加快复苏
风电方面：2019年风电新增装机规模将延续2018年的改善态势，制造环节有望迎来盈利改善：整机方面，从应收预付款项来看，预计运营商资本开支改善将逐步反映在交付环节，且随着开发商关注点逐步由初装成本向LCOE转化，整机龙头竞争力将进一步显现，优质产品有望享受溢价；零部件制造方面，钢材价格自2018年9月份起下降，利好零部件制造环节盈利改善，在装机规模放量的背景下，若原材料价格持续下降，零部件制造将是业绩弹性较强的环节。我们认为2018-2020年将是风电新一轮发展恢复期，在风场盈利环境已明显改善的背景下，看好制造端盈利改善的长期逻辑，建议适时布局整机与零部件龙头企业，相关标的：金风科技、天顺风能。
光伏方面：国家能源局召开关于太阳能发展“十三五”规划中期评估成果座谈会，光伏行业的悲观预期得以修复，根据会议内容，保守预计2019-2020年年均装机约为35-40GW。作为最具发展潜力的新能源发电方式之一，光伏行业未来成长空间较为广阔，但短期来看，在平价上网的压力之下，预计光伏产业链竞争将进一步加剧，而各环节市占率较高的企业有望在进一步扩大市场份额，关注各环节市占率较高的企业，相关标的：隆基股份、阳光电源。
电气设备：特高压建设加速利好主设备供应商
2018年9月国家能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》，提出加快推进白鹤滩至江苏、白鹤滩至浙江特高压直流等9项重点输变电工程建设。我国特高压建设进度于2017年放缓，年内仅有两个项目核准，此次能源局提出加快输变电工程项目，保障了2018-2019年特高压项目的核准数量。参考此前特高压项目投资额，我们预计本次加快推进的9项重点输变电工程建设总投资额约为1800-2000亿元，其中设备采购金额占比约为60%，设备总体市场空间约在1080-1200亿元。若本次加快推荐的项目均能按时核准，预计2019-2020年为项目开工密集期，预计核心主设备供应商将业绩在2019年、2020年逐步释放，建议关注特高压交直流主设备上市公司，相关标的：国电南瑞、许继电气、平高电气、中国西电、特变电工等。
风险提示：风电新增装机不达预期、弃风率上升、原材料价格上涨、特高压项目核准进度不达预期。
正文目录
一、2018年回顾：电气设备板块整体跑输大盘
二．新能源：开工密集期将至，风电加快复苏
2.1 2018年新增装机容量大概率改善
风区建设向东南部转移影响2017年新增装机
2018年弃风率明显改善
2.2 2019年新增装机增长有望延续
弃风率下降助力2019年装机增长
三省份解禁贡献装机增量
补贴下调催发抢装预期
分散式风电是未来发展亮点
海上风电或将是意料之外的增量
2.3 关注制造环节盈利复苏
2.4 光伏预期修复，静待补贴政策下发
531新政影响下半年新增装机
行业悲观预期修复
光伏空间广阔，关注高市占率企业
三．电气设备：特高压建设加速利好主设备供应商
3.1 政策催化特高压建设步伐加快
3.2 特高压助力缓解区域间电力供需不均衡
保障可再生能源并网，促进新能源消纳
3.3 特高压确定性较强，建设提速利好主设备供应商
交、直流主设备供应商充分受益于建设提速
3.4 主设备制造公司受益于特高压建设提速
四．风险提示
以下为原文：
一、2018年回顾：电气设备板块整体跑输大盘
2017年12月31日至今（2018年11月27日），上证综指下跌22.15%，沪深300指数下跌22.17%，创业板指数下跌24.95%，电气设备指数下跌33.94%，整体跑输大盘。
受市场整体表现影响，A股28个行业板块均有一定程度的下跌，其中电气设备跌幅为33.94%，位于行业涨幅第23位。细分子板块来看，新能源汽车板块跌幅较高，为37.99%，新能源板块跌幅为32.75%。
二．新能源：开工密集期将至，风电加快复苏
2.1 2018年新增装机容量大概率改善
风区建设向东南部转移影响2017年新增装机
2018年前三季度我国风电新增并网装机12.61GW，同比增长30%；累计并网容量176.28GW，同比增长12%。风电建设由三北地区向东南部地区转移的换挡期切换完毕，预计全年并网容量大概率超预期。
2018年弃风率明显改善
2018年前三季度风电发电量2676亿千瓦时，同比增长26%；利用小时数同比增长178小时至1565小时，风电消纳有较为明显的改善。
2018年前三季度，原“红六省”弃风率好转，内蒙古、吉林、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆弃风率分别为16.70%、6.10%、5.00%、20.50%、1.60%、28.90%，除甘肃与新疆弃风率仍超20%外，其他省份弃风率均降至警戒线以下。
2.2 2019年新增装机增长有望延续
弃风率下降助力2019年装机增长
自国家能源局下发《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发展的通知》后，我国弃风率进入下降通道，2018年前三季度全国弃风率为7.7%，延续2017年的改善态势。目前我国弃风率与《电力发展“十三五”规划》要求仍然有一定差距，2019-2020年仍然有改善空间。
受弃风率下降的影响，2018年前三季度我们统计的8家风电运营商收入同比增长19.82%至354亿元，归属母公司所有者净利润同比增长60.33%至65亿元。此外，大部分运营商资产负债率持稳、资产收益率改善，流动比率与速动比率较2017年有一定程度的改善。
弃风率好转对风电运营商财务状况的改善已初步显现，预计这一变化将持续改善2019年运营商资本收支情况，进而提升其开工能力。
三省份解禁贡献装机增量
2018年3月7日，内蒙古、黑龙江、宁夏解除风电红色警戒，预计该地区受抑制的装机将会逐步释放，利好此后新增装机增长。此外，吉林省2017年弃风率已降至21%，预计2018年吉林解除装机禁令可能性较大，甘肃省同样有望解禁，为2019年整体装机规模贡献增量。
补贴下调催发抢装预期
2015年12月，发改委发布《调整陆上风电光伏发电上网标杆电价政策》，对陆上风电标杆电价进行调整。2016年12月，发改委再次调整2018年陆上风电项目标杆电价，四类资源区分别为0.40、0.45、0.49、0.57元/kWH。
标杆上网电价的调整对于风电行业极其重要，直接影响风电公司未来的度电收入。2015年风电抢装最主要的原因是政策规定并网时间在2015年12月31日之后的机组不能享受此前的上网电价。最近一期补贴调整政策提出，新建风电机组若要享受2016年上网电价，必须满足以下条件：（1）2018年前核准并纳入以前年份的补贴管理；（2）核准2年内开工且开工时间不晚于2019年年底。
2015年我国核准待建容量为87GW，2016年为84GW，截止2017年7月28日，我国核准待建容量为114.6GW，达历史高位，这部分核准未建设装机需要在19年12月31日前开工才可以享受目前上网电价。从历年风电标杆电价调整情况来看，本次标杆电价下调幅度最大，在度电收入显著下降的情况下，行业或将再度迎来抢装行情。
分散式风电是未来发展亮点
2011年7月国家能源局下发《关于分散式接入风电开发的通知》，并于此后陆续出台分散式风电相关政策。2017年6月6日，国家能源局正式发布《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》，要求各地提高分散式风能资源的利用效率，优化风电开发布局，切实做好分散接入风电项目建设。《通知》明确：（1）分散式风电应就近消纳；（2）接入电压低于或等于35kv；（3）严禁向高电压等级电网反送电。2018年3月国家能源局发布《分布式发电管理办法（征求意见稿）》，提出鼓励各类电力用户投资分布式发电项，并进一步简化审核流程，如豁免分布式发电项目发电业务许可等。
分散式风电适合在靠近负荷侧的中东部低风速地区建造，但受较多因素的制约，此前我国分散式风电发展缓慢：（1）技术无法满足低风速资源区开发需求；（2）我国风电投资始于集中式开发，分散式风电项目规模小叠加大型风电开发商决策流程较长，导致企业开发分散式风电的积极性不高。随着技术的进步（风轮直径的加大、翼型效率的提升、控制策略的智能化、超高塔筒的应用以及微观选址的精细化等），低风速资源地区逐渐具备经济开发价值。目前，年平均风速5米/秒的风电场，年等效满负荷利用小时数也可以达到2000小时左右。
分散式风电项目容量小，就地消纳的原则令项目弃风限电率较低，此外，与集中式项目相比，分散式风电的优点在于（1）不受装机指标限制；（2）审核流程简短。目前已有四个省份相继发布分散式风电规划，除已发布规划的四个省份外，山东、广东、湖南、广西、贵州等省份也在制定分散式风电相关政策。
根据《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》，分散式项目不受年度指导规模管理限制，各省级能源主管部门可以结合实际情况对规划进行滚动修编。
从相关政策来看，分散式审批的大方向或将是简化接入流程。目前分散式风电项目核准流程相对较短，从项目申报到并网运行仅需一年左右的时间，低于集中式开发所需时间。消纳有保障、不受指标约束、项目建设周期短是分散式风电的优势，我们认为分散式风电大概率将成为未来新增装机的亮点。
海上风电或将是意料之外的增量
根据《风电发展“十三五”规划》的规划，2020年我国海上风电开工规模达10GW，累计并网容量力争达5GW以上，截止2017年年底，我国海上风电并网容量为2.79GW，与5GW的目标尚有一定差距。
我国海上风电经10年发展已有一定基础，部分整机制造商已经具备大功率海上风机的制造能力。同时，风电上网电价下调暂不涉及海上风电，在成本持续下降的背景下，海上风电或将成为2019-2020年意料之外的增量。
2.3 关注制造环节盈利复苏
2019年风电新增装机规模将延续2018年的改善态势，制造环节有望迎来盈利改善：整机方面，从应收预付款项来看，预计运营商资本开支改善将逐步反映在交付环节，且随着开发商关注点逐步由初装成本向LCOE转化，整机龙头竞争力将进一步显现，优质产品有望享受溢价；零部件制造方面，钢材价格自2018年9月份起下降，利好零部件制造环节盈利改善，在装机规模放量的背景下，若原材料价格持续下降，零部件制造将是业绩弹性较强的环节。我们认为2018-2020年将是风电新一轮发展恢复期，在风场盈利环境已明显改善的背景下，看好制造端盈利改善的长期逻辑，建议适时布局整机与零部件龙头企业。
2.4 光伏预期修复，静待补贴政策下发
531新政影响下半年新增装机
2017年我国光伏发电新增装机53.06GW，其中光伏电站33.62GW，同比增长11%；分布式光伏19.44GW，同比增长约3.7倍。截至2017年年底，全国光伏累计装机达到130.25GW，其中光伏电站100.59GW，分布式光伏29.66GW。2018年5月31日，国家发展改革委、财政部、国家能源局发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，《通知》对光伏装机安排作出较大调整，总体来看影响有三方面：（1）暂不下发普通电站指标；（2）限制规模（10GW）；（3）度电补贴下调5分。
受531政策影响，2018年前三季度光伏装机35GW，低于预期，同时产业链各环节产品部件价格持续下降。
行业悲观预期修复
2018年11月2日上午，国家能源局召开关于太阳能发展“十三五”规划中期评估成果座谈会，商讨“十三五”光伏发电及光热发电等领域的发展规划目标的调整。国家能源局新能源司的主管领导提出几点意见：（1）光伏是国家重点支持发展的清洁能源，未来更会支持，绝不会变化；（2）补贴计划将持续到2022年，不会一刀切的推进平价上网进程。在真正进入全面“去补贴”之前，国家能源局仍将每年保证一定的补贴装机规模，并推进补贴强度的进一步下降。（3）对“十三五”规划进行调整；（4）加速出台明年光伏行业的相关政策，稳定市场预期；（5）认可户用光伏单独管理，与工商业分布式进行区分，给予更多的支持。
会议修复了光伏行业的悲观预期，调整了十三五规划目标，保守估计该目标有望调整至250GW以上，即2019-2020年年均装机约为35-40GW。
光伏空间广阔，关注高市占率企业
作为最具发展潜力的新能源发电方式之一，光伏行业未来成长空间较为广阔，但短期来看，在平价上网的压力之下，预计光伏产业链竞争将进一步加剧，而各环节市占率较高的企业有望在进一步扩大市场份额，关注各环节市占率较高的企业，相关标的：隆基股份（2017年单晶电池组件出货国内第一）、阳光电源（2015-2017年逆变器发货量全球第一）。
三．电气设备：特高压建设加速利好主设备供应商
3.1 政策催化特高压建设步伐加快
为加大基础设施领域补短板力度，发挥重点电网工程在优化投资结构、清洁能源消纳、电力精准扶贫等方面的重要作用，2018年9月国家能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》（国能发电力[2018]70号），提出加快推进白鹤滩至江苏、白鹤滩至浙江特高压直流等9项重点输变电工程建设。推进项目包括12条特高压工程，共计输电能力5700万千瓦。
我国特高压建设进度于2017年放缓，年内仅有两个项目核准，此次能源局提出加快输变电工程项目，保障了2018-2019年特高压项目的核准数量。根据能源局提出的要求，预计2018年第四季度将有4个特高压项目被核准，2019年全年核准的将有5个特高压项目被核准。
3.2 特高压助力缓解区域间电力供需不均衡
国外对特高压输电技术研究早于我国， 20世纪60年代以来，加拿大、前苏联、美国、日本、意大利等国家先后进行特高压输电技术研究。1965年加拿大建成735kV电压等级输电线路，1967年美国建750KV电压等级的项目，1985年前苏联1150kV交流输电线路，此后日本、意大利等国家先后建成特高压输电项目，但这些项目在运行时都降低了电压等级。
我国研究特高压技术的起步时间晚于国外，但商业化程度领先于全球其他国家。2006年发改委明确提出我国特高压工程所需设备要立足国内，走自主化开发研制和国内供货的道路。2009年1月6日，我国自主研发、设计和建设的具有自主知识产权的1000千伏交流输变电工程（晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程）通过试运行，标志着我国在远距离、大容量、低损耗的特高压核心技术和设备国产化上取得突破。经过多年发展，我国电网架构方式已由孤立小电网向大区域电网升级。
我国全社会用电量增速自2015年后进入上升通道，其中2017年用电量同比增长6.55%，2018年1-3季度用电量增速达8.9%，超过“十三五”电力工业发展目标（全社会用电量增速为3.6—4.8%）。
长期以来，我国能源资源与负荷不相匹配，主要的大型煤炭基地位于三北地区，而水电基地主要分布于西南地区，距离负荷中心较远。特高压技术的发展使电力长距离经济输送成为可能，并有效缓解了能源分布不均匀、进一步优化能源资源配置。
保障可再生能源并网，促进新能源消纳
2017年我国风电与光伏装机占电力装机比例为17.97%，环比提升3.06个百分点，发电量占比为6.53%，环比增长1.33个百分点。随着可再生能源装机占比的提升，消纳问题逐步显现。
根据国家能源局统计，可再生能源储量丰富且远离负荷中心的省份普遍存在弃风限电现象。其中弃风现象较为严重的地区包括甘肃、新疆、吉林等省份，弃光现象普遍存在于西部五省，新疆、甘肃较为严重。
可再生能源消纳对我国能源结构转型影响较大，现有的主干网架构导致的外送能力不足是弃风弃光现象的主要原因之一，我们预计随着特高压线路架构逐步升级，可再生能源消纳将得到进一步改善。特高压电网有利于在更广阔的空间之内调节电源与负荷不匹配的局面，扩大了可再生能源的消纳范围。我们认为促进可再生能源消纳是本次加快特高压项目核准的重要原因之一。
3.3 特高压确定性较强，建设提速利好主设备供应商
本轮特高压项目建设的投资主体为国家电网，根据公司官网披露的数据，2015-2017年，国家电网营业收入为别为2.07万亿、2.09万亿、2.36万亿元，归属母公司所有者净利润分为651亿元、662亿元、644亿元，收入及归属母公司所有者净利润规模较大。此外，从国家电网资产负债率、现金流、EBITDA利息保障倍数等财务指标来看，公司财务状况较好，且具备较强的融资能力，我们认为本次项目落地的确定性较强。
交、直流主设备供应商充分受益于建设提速
特高压输电工程带动我国相关电源、输配电设备等相关产业发展，推动我国电气设备制造业升级。特高压建设的核心是关键装备，目前，我国已全面掌握特高压交流及直流规划设计、试验研究、设备研制、工程建设和运行管理等关键技术，并在国内国际上全面推广应用，在特高压领域由跟跑转变为领跑，实现中国创造和中国引领。
2004年起，国家电网公司开始酝酿和论证特高压项目，2006年8月，中国首个特高压交流输变电示范工程经发改委核准后开工建设，示范项目于2008年12月30日建成投入试运行，并于2009年1月6日正式投运。
特高压交流：
特高压交流线路主要由变电站与输电线路组成，升压与降压主要在变电站中完成，涉及主设备包括主变压器、电抗器、组合电器（GIS）、避雷器、互感器、断路器、隔离开关等，其中主变压器、电抗器与GIS投资占比较高。特高压交流线路投资额波动范围较大、与设计方案相关。
特高压交流变压器：
目前特高压交流变压器主要由特变电工、保变电气、中国西电和山东电力设备有限公司四家公司制造，其中特变电工市场份额相对领先。根据近期中标情况来看，目前1000MVA主变压器价格约为3500-4000万元。
特高压交流电抗器：
特高压并联电抗器是特高压输电系统中重要的无功调节设备，主要起无功补偿作用，相比于其他可控并联电抗器，特高压可控并联电抗器电压高、容量大，对响应速度、谐波含量以及可靠性等性能指标及相关技术有着更高的要求。目前，特高压电抗器市场主要被中国西电、保变电气、特变电工和山东电力设备有限公司四家垄断，其中中国西电市场份额相对领先。根据近期中标情况来看，目前1000kV高抗840Mvar 价格约为5500-6000万元。
组合电器（GIS）：
GIS是将主开关及避雷器等多项辅助设备封闭在特殊气体中的罐式设备，也是特高压变电站的主设备之一，国内特高压交流GIS制造商主要有平高电气、中国西电与新东北电气，竞争格局相对较为稳定，其中平高电气市场份额相对领先。根据近期中标情况来看，GIS价格约为9000万元-1亿元/间隔。
特高压直流：
特高压±800千伏直流输电技术复杂，国内外无可借鉴的经验，研发难度较大。根据国家电网报，为攻克特高电压、特大电流下的绝缘特性、电磁环境、设备研制、试验技术等世界级难题，国家电网公司等单位联合科研、高校、设备制造等160多家单位协同攻关，完成关键技术研究141项，创造了37项世界第一。2018年1月8日，“特高压±800千伏直流输电工程”获国家科学技术进步奖特等奖。历经多年发展，我国特高压交直流输电工程中的设备国产化率达到90%以上，特高压交流电压成为国际标准。我国在特高压换流变压器、换流阀、穿墙套管等设备领域取得突破，全面提升了电气设备行业的综合竞争力。
特高压直流工程主要由换流站及输电线路组成，工程核心部分是换流站。换流站直流侧除换流变压器与换流阀外，一次设备包括电抗器、滤波器、断路器、隔离和接地开关等。换流站交流侧设备与普通变电站相似，包括电抗器、组合电器、等。不同特高压直流项目的换流站与线路投资占比不同、换流站交流侧设备差异较大（接入电压等级不同），单条直流线路投资额主要取决于其电压等级，其中换流站投资额约占整体投资50%。
特高直流变压器：
特高压换流变压器负责电压转换，直流工程配置换流变压器的数量一般为56台。以锡盟—泰州直流工程为例：锡盟站28台换流变压器投资额约为17亿元，泰州站14台换流变压器投资额约为10亿元，此外，泰州站配备14台低端换流变压器接入1000kV交流电网，投资额约13亿元，该特高压直流工程的换流变压器投资额约40亿元。目前换流变压器制造商主要有特变电工、中国西电、保变电气、ABB与西门子等企业，特变电工与中国西电市场份额较高。
换流阀及阀冷系统：
特高压换流阀完成电能交直转换过程，一般采用户内悬吊、空气绝缘水冷却的方式，单个线路换流阀及阀冷系统数量较为固定。通常±800kV特高压直流项目单个工程采用8组12脉动阀组，投资额约15-20亿元。目前换流阀及阀冷系统制造商主要有许继电气、中电普瑞电力工程公司、中国西电、ABB与南瑞继保登企业，市场竞争较为激烈，许继电气和中电普瑞电力工程公司市场份额相对领先。
特高压直流GIS：
特高压直流GIS主要的供应商为平高电气、中国西电、新东北电气、山东电工电气、泰安开关厂等5家企业，其中平高电气优势较为明显。
3.4 主设备制造公司受益于特高压建设提速
目前，我国已建成8条特高压交流线路、13条特高压直流线路，在建4条特高压交流线路、2条特高压直流线路，参考此前特高压项目投资额，我们预计本次加快推进的9项重点输变电工程建设总投资额约为1800-2000亿元，其中设备采购金额占比约为60%，设备总体市场空间约在1080-1200亿元。特高压输电线路建设周期约为两年，按完工百分比法确认收入，若本次加快推荐的项目均能按时核准，预计2019-2020年为项目开工密集期。
《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》发布后，发改委核准青海-河南特高压直流输电工程，该项目在加快推进的特高压线路名单当中。特高压交直流主设备（交流变、电抗器、组合电器、直流环流阀、换流变压器等）具有较高的技术壁垒，市场集中度高，若核准与通知中的进度安排相符，预计本次核准的项目将在较大程度上改善主设备供应商业绩。
考虑到特高压项目建设周期，若项目审核时间与通知规划相符（2018年第四季度与2019年核准），2019年、2020年将是特高压项目建设的密集期。特高压项目按完工百分比法确认收入，预计核心主设备供应商将业绩在2019年、2020年逐步释放，建议关注特高压交直流主设备上市公司，相关标的：国电南瑞、许继电气、平高电气、中国西电、特变电工等。
四．风险提示
风电新增装机不达预期
风电新增装机受较多因素影响，作为行业重要指标之一，装机不达预期将直接影响相关设备制造公司。
弃风率上升
弃风率上升减少运营商资本收入，进而影响开工能力。
原材料价格持续上涨
电力设备原材料占成本比重较高，原材料价格持续上涨将对电气设备制造商毛利率水平产生负面影响。
特高压项目核准进度不达预期
特高压项目核准需考虑多方面因素，存在核准进度不达预期的可能。
原标题：【川财研究所*电气设备2019年度策略】风电制造环节盈利复苏，特高压建设加速
