新能源深度報告之風電光伏：全球能源轉型，平價漸行漸近

能源可再生能源新能源煤炭石油技術天然氣交通巴黎未來智庫 2019-06-27

（溫馨提示：文末有下載方式）

報告綜述：

風電光伏發展迅猛，全球能源轉型任重道遠。近 20 年來風電光伏的年發電量增速大幅領先於其他發電方式。光伏發電的複合增速高達42%，風電的複合增速達到 23%。雖然近二十年來可再生能源取得了巨大的發展，但要在本世紀實現將全球平均氣溫上升幅度限制在 2°C以內的目標，全球低碳能源轉型的速度還要加快。

風電面臨平價前最後窗口，補貼項目或迎搶裝。2019 年 5 月 21 日，國家發改委發佈了《關於完善風電上網電價政策的通知》，《通知》將風電標杆價改為指導價，且為平價上網留出了足夠時間窗口。根據 BNEF 的統計，目前符合固定上網電價的項目容量總計 88GW，如能保證在 2019 年底前開工，預計可獲得補貼，不受競價政策影響。我們認為這些項目會成為 2019 年風電搶裝的主力。

全球風電穩定增長，海上風電發展迅猛。預測未來五年內，全球風電年新增裝機預計在 60-70GW 之間，明顯高於 2018 年的裝機量，全球風電裝機將實現穩定增長。其中，陸上年新增裝機容量在 60GW 左右，海上風電年新增裝機容量將從 5GW 左右增長到 10GW，市場容量有望實現翻倍。

中國具有強大的光伏產業鏈，強勢出口全球。中國在硅料、硅片、電池片、組件等環節均擁有強大的產能，可以滿足全球八成的光伏裝機需求。根據最新的海關數據，2019 年 4 月，國內光伏組件出口量約為 5.7GW，同比增長 172%，環比下降 9%。1~4 月份的總出口量約為 20.6GW，同比增長 81%。

光伏平價路徑清晰，全球裝機維持高預期。我們認為未來 1-2 年內光伏發電可以實現全面平價上網。目前看來2020 年也是許多國家的政策節點，估計從 2019 下半年到 2020 年全球光伏需求都將非常旺盛。

報告摘要：

1. 全球能源轉型

全球範圍內，氣候問題已成為能源轉型的主要推動力。巴黎協定為緩解全球氣候變化制定了目標，即相較於前工業化時期的水平，將本世紀內全球平均氣溫上升幅度至少限制在 2°C以內。可再生能源的持續高速發展是可行的氣候問題解決方案的基石。

根據國際能源機構的統計，2018 年全球能源相關二氧化碳排放達到 331 億噸，比 2017 年增長 1.7%，碳排放量仍未得到有效控制，全球能源轉型任重道遠。

國際可再生能源機構(IRENA)指出，將全球氣溫上升幅度維持在2°C以內在技術上是可行的。相比現行和擬定的政策所制定的路線，這更符合經濟性、社會性以及環境友好性。然而，這要求全球能源系統必須經歷一場深刻的轉型，即從很大程度上基於化石燃料的能源體系轉型為以可再生能源為基礎的高效能源體系。

1.1 可再生能源發展現狀

根據 IRENA 的統計，過去十年間，全球可再生能源裝機容量逐年增加，從 2009 年的 1136.2GW 增長到 2018 年的 2350.7GW，複合年增長率達 7.5%。亞洲地區可再生能源發展成效顯著，裝機量由 349.1GW 增長到 1023.5GW，複合年增長率高達 11.35%，位居全球各地區之首。

可再生能源在各領域的佔比不斷提高，重要性日益提升。根據IEA 的數據，可再生能源在發電領域佔比從 2011 年的不到 20%提升到 2018 年的約 25%，在供熱、交通等領域的佔比也不可小覷，分別達到 10.6%和 3.4%。

1.1.1 化石能源仍佔主導

雖然可再生能源發展取得了巨大的成就，但過去的五十年中，化石能源的主導地位仍然難以撼動。

根據 IEA 的統計，以煤炭、石油和天然氣為代表的化石能源在全球一次能源供應(TPES)中的佔比從 1971 年的 86.4%變化為 2016 年的 81.1%，近 50 年來僅下跌 5 個百分點，仍然佔據能源供應的大頭。

同樣地，IEA 的數據顯示，化石能源在全球能源最終消費(TFC)中佔比從 1971 年的 75.7%變化為 2016 年的 65.7%，下降幅度為 10%，還是無法動搖化石能源在能源消費中的核心地位。

從能源需求來看，IEA 的數據顯示，2000 年全球一次能源需求(TPED)的構成中，煤炭佔 23%，石油佔 36%，天然氣的比例為 21%，化石能源合計佔比達到八成。雖然 2018 年全球一次能源需求結構有所變化，但化石能源的合計佔比仍然高達80%。

1.1.2 電力佔能源供應比例持續提升

近 50 年來，全球能源供應結構最明顯的變化是電力佔比的持續提高。根據 IEA 的統計，1971 年全球發電量僅 5257TWh，在能源供應中的佔比不到 10%;到了 2016 年，全球發電量變為 1971 年的五倍左右，在能源供應中的比例達到 15.6%。

電力在全球能源消費中的佔比提升也非常明顯。1971 年全球電力消費僅 377Mtoe，佔能源消費的比例為 8.88%;而 2016 年全球電力消費達到近 1800Mtoe，在能源消費中的佔比近 20%。

1.1.3 風電光伏發展最為迅猛

近年來風電光伏成為最受矚目的可再生能源，發展速度遙遙領先。根據IEA 的數據， 2000 年全球發電量的 65%來自化石能源，17%來自核電，17%來自水電，1%左右來自生物能，風電光伏的發電量佔比幾乎為零。然而僅不到 20 年，在 2018 年的發電量構成中，風電光伏的發電量佔比已經分別達到了 5%和 2%，可以說是已經佔據能源供應的一席之地。

可以發現，這 20 年來風電光伏的年發電量增速遙遙領先於其他發電方式。光伏發電的複合增速高達 42%，風電的複合增速達到 23%。這樣持續而高速的增長得益於各國政府對風電光伏行業的大力扶持。

IEA 仔細分析了 2018 年相對於 2017 年的發電量變化，發現 2018 年的主要發電增長來自於可再生能源。而可再生能源中，風電光伏的發電量增長分別達到了 136TWh 和 129TWh，已經超越了傳統可再生能源——水電的增長量(129TWh)。風電光伏已成為對能源轉型貢獻最大的可再生能源。

1.1.4 能源轉型階段任重道遠

雖然最近二十年來以風電光伏為代表的可再生能源取得了巨大的發展，但要在本世紀實現將全球平均氣溫上升幅度限制在 2°C以內的目標，全球低碳能源轉型的速度還要加快。

世界可再生能源機構(IRENA)給出了“低於 2°C”的目標下，風電光伏未來的發展路線。IRENA 認為，在 2030 年、2040 年和 2050 年電力在能源消費中的佔比分別應達到 29%、38%和 49%;可再生能源在總髮電量中的佔比到 2030 年、2040 年和 2050 年時，則分別應達到 57%、75%和 86%。以風電光伏為代表的可再生能源是實現全球能源轉型的主要推動力。

按照 IRENA 設計的全球能源轉型路線，到了 2030 年後，光伏每年的新增裝機規模應達到 300GW 以上，達到目前的 3 倍;而風電每年的新增裝機規模應達到 200GW 以上，達到目前的 4 倍。只有繼續加速風電光伏的的發展，才能達成巴黎協定的氣溫控制目標。

1.2 各國能源轉型行動

在全球範圍內，氣候問題已成為能源轉型的主要推動力。巴黎協定為緩解全球氣候變化制定了減排目標，但由於種種原因，巴黎協定的執行目前仍困難重重，世界並未步入實現巴黎目標的軌道。

1.2.1 歐洲致力於實現承諾

歐盟為二氧化碳減排制定了長期目標，即到 2050 年將溫室氣體排放量在 1990 年的水平上減少 80-95%，同時制定了 2030 年關於可再生能源排放量和份額的具體目標。

同時作為能源轉型措施的一部分，歐盟已經啟動了《全歐洲入共享清潔能源》的一攬子計劃，包括有關能源目標、加強和諧能源市場和市場監管以及提高能源效率的措施等方面的內容。

德國和丹麥在歐洲能源轉型中處於領先地位，兩國都有能源轉型的長期計劃。在德國，旨在解決增長、結構經濟變革和就業問題的特別煤炭委員會正在針對煤炭出口的最後期限以及如何應對結構性變革的詳細計劃，努力使各利益相關方達成共識。在丹麥，一項新的能源協議計劃在2030 年之前消除丹麥電力部門的煤炭消耗，用風能和太陽能取代煤炭，同時利用生物質和沼氣發電。

歐洲的能源轉型行動非常積極。2018 年歐洲的新能源投資主要集中在風電、光伏領域，兩者的投資合計佔新能源投資的 88%。2018 年，歐盟各國的新增發電容量有超過 95%來自可再生能源，其中風電新增裝機達 10.1GW，佔比近一半，光伏新增裝機 8GW，佔比近四成。化石能源的新增裝機不到 5%，主要為天然氣發電。

化石能源的退役機組容量超過新增裝機容量。2018 年歐盟各國新增化石能源發電容量 1GW，包括 0.8GW 的天然氣和 0.2GW 的煤炭，但是退役的化石能源發電機組卻高達 2.9GW，其中退役的煤炭機組容量最多，達 1.7GW。

1.2.2 美國轉型挫折不斷

在過去兩年中，美國出現了一些影響其能源轉型的發展動態，包括聯邦一級的政策變化:廢除了一些與氣候變化有關的、推廣可再生能源使用的州政策;減緩了鼓勵電網靈活性以及分佈能源的市場改革;以及與可再生能源相結合的儲能政策都有相應的變化。

有一些州和城市在不依賴於聯邦政府的情況下已經組成了美國氣候聯盟，以實施美國 NDC 的政策措施，到 2025 年，州一級的溫室氣體排量將比 2005 年低 26%至 28%。

實現這一目標的關鍵政策工具是“可再生能源組合標準”(RPS)，29 個州已頒佈了該標準。從 2000 年到目前為止，RPS 政策已經累計部署了美國 56%的可再生資源。自 2015 年以來，10 個州已提出或擴展其 RPS，預計未來幾年可能有更多的州會加入此計劃。

1.2.3 中國引領可再生能源革命

國際經驗向中國明示了能源轉型之路。近年來，中國可再生技術和產業發展迅速，已在多項指標上居世界領先地位，技術實力凸顯。

在風電領域，中國不管是年新增裝機容量還是累計裝機容量均已超過歐洲，成為全球最大的風電市場。得益於中國市場的發展，中國企業金風科技也成長為全球排名第二的風電整機制造商，2018 年全球風機制造商 TOP15 中有 8 席被中國企業佔據。

中國同樣是全球最大的光伏市場，並且在光伏生產環節，中國企業的優勢尤為顯著。中國強大的光伏產業鏈近乎滿足了全球的光伏產品需求。中國企業幾乎完全霸佔了全球光伏組件企業出貨排行榜 TOP10(詳見第三章)。

2. 風電:歐亞風雲及四海

2.1 從歐洲到中國接力發展

2.1.1 全球風電現狀:中國超越歐洲

目前全球風電已經進入新一輪增長週期。據全球風能協會(GWEC)的統計，2018 年全球新增裝機 51.3GW，較 2017 年減少 4%，其中陸上風電裝機 46.8GW，海上風電裝機 4.5GW。

繼 2001-2010 年複合增速高達 22%的一輪高速爆發後，全球風電行業在 2010-2013 年間迎來調整，目前已進入平穩成長階段，隨著風電技術的成熟，成本不斷降低，新興市場得到開拓，海上風電裝機佔比不斷提高，從 2001 年佔總裝機的比例從 1.5%上升 2018 年到 8.8%。

全球風電累計裝機容量增長較為平穩。根據GWEC 的數據，截至 2018 年末，全球風電累計裝機容量達到 591GW，同比增長 9%，其中陸上風電累計裝機容量為 568GW，海上風電累計裝機容量 23GW，佔總裝機的比例接近 4%。

中美歐是全球主要的風電市場，根據GWEC 的數據，2018 年世界各國陸上風電的新增裝機量構成中，中國佔 45%，歐洲佔 19%，美國佔 16%，三大市場合計佔比達到 80%。在 2018 年世界各國陸上風電的累計裝機分佈中，中國佔 36%，歐洲佔 30%，美國佔 17%，三者合計佔比達 83%。

歐洲曾是全球最大的風電市場，然而中國的累計風電裝機容量在2016 年已經超過歐洲，並且由於目前中國的年新增裝機量已大幅超過歐洲，歐洲與中國的累計裝機容量的差距將繼續拉大，中國最大風電市場的地位無可動搖，牢不可破。

2.1.2歐洲風電發展歷史與現狀

歐洲風電起步較早，在 20 世紀 90 年代初即有相關的裝機記載。歐洲風電的累計裝機容量在 2003 年以前一直保持 30%以上的高速增長。隨著基數的擴大，近年來裝機增速逐步下滑，目前累計裝機容量的同比增速基本保持在 10%左右。

近十年來歐洲每年新增風電裝機較為平穩，保持在10-15GW之間。2018 年，歐洲全年風電總裝機量下降至 11.7GW，其中包含 0.7GW 的退役機組。同 2017 年 17.1GW的裝機數據相比，這是一個顯著的衰減。

2018 年，歐盟 28 國的年風電裝機總量為 10.1GW，佔歐洲總裝機量的 87%。這是子 2011 年以來的最低數值，反映了歐盟成員國自審查歐洲國家援助準則以來所進行的監管變化。這使得許多國家自 2016 年開始引入拍賣機制，為許可和項目開發創造了新的環境，導致了裝機增長放緩。

截至 2018 年底，全歐洲的累計風電裝機容量達到 189GW。歐盟 28 國的累計裝機容量達到 178.8GW，它們幾乎提供了歐洲所有的海上風電裝機。歐洲 68%的風力發電設施分佈於以下五個國家，它們的裝機容量從高到低分別為:德國、西班牙、英國、法國、意大利。緊隨其後的是瑞典、土耳其和波蘭。其中，德國的累計裝機容量遙遙領先，近 60GW，接近全歐裝機總量的三分之一。

從 2018 年的新增裝機容量來看，全歐的風電裝機主要集中在德國、英國、法國和瑞典，這四個國家的新增風電裝機佔比達到了全歐的 65%。其中德國 2018 年的新增風電機組佔比為 29%，明顯低於它 2017 年 39%的佔比，陸上風能項目從 2017 年 5.3GW 的容量大幅下降。英國是歐洲第二大風電市場，2018 年新增機組佔比達 16%。法國和瑞典的佔比分別是 13%和 6%。

2018 年歐洲風電投資再創新高，總計有 16.7GW 的機組獲得投資，相比 2017 年增長了 45%。其中，陸上風電機組的融資額為 164 億歐元，海上風電機組獲得的融資額為 103 億歐元。

然而 2018 年的融資總額相對 2017 年僅增加 19.7%，這是因為整個風電產業鏈的成本降低和競爭加劇，使得投資者能夠以更少的資金為更多的風電項目提供支持。

英國是 2018 年全歐風電投資最多的國家，共計為建造陸上和海上風電提供了 59 億歐元的資金，佔 2018 年歐洲風能投資總額的 22%。英國將超過 90%的投資投向了海上風電。瑞典緊隨其後，投資額為 37 億歐元，全部為陸上風電。由於陸上風電成本更低，瑞典投資的機組容量超過英國，高達 3.2GW。

可以發現，2015 年後，歐洲單位容量風電投資呈現出明顯下降的趨勢，陸上風電的平均投資成本從 2015 年的近 2 歐元/瓦下降到 2018 年的 1.3 歐元/瓦，降幅為 35%;海上風電的投資成本下降更為顯著，從 4.4 歐元/瓦下降到 2.4 歐元/瓦左右，下降幅度超過 45%。

2.2 中國風電:平價前最後的政策窗口

2.2.1 擺脫野蠻生長，嚴控棄風率

我國的風電裝機主要集中在三北地區，截至2018 年底，我國累計風電併網容量達到 184GW，達到全部發電裝機容量的 9.7%。裝機量最高的三個省份是內蒙古、新疆和河北，分別達到 28.7GW、19.2GW 和 13.9GW

除了裝機容量外，三北地區的棄風率在全國也遙遙領先。2018 年，國內棄風率超過 8%的地區是新疆，甘肅和內蒙古。其中新疆的棄風率為 23%，棄風電量達 107 億千瓦時;甘肅的棄風率為 19%，棄風電量達 54 億千瓦時;內蒙古的棄風率為 10%，棄風電量達 72 億千瓦時。三省(區)棄風電量合計 233 億千瓦時，佔全國棄風電量的 84%。

2016 年，國家能源局對外發布了《關於建立監測預警機制促進風電產業持續健康發展的通知》(以下簡稱《通知》)，提出建立風電投資監測預警機制，引導風電企業理性投資，促進風電產業持續健康發展。預警程度由高到低分為紅色、橙色、綠色三個等級，預警目標年為發佈年的 1 年後。預警結果為紅色的省(區、市)，表示風電開發投資風險較大，國家能源局在發佈預警結果的當年不下達年度開發建設規模，地方暫緩核准新的風電項目，建議風電開發企業慎重決策建設風電項目，電網企業不再辦理新的接網手續。預警結果為橙色，表示風電開發投資具有一定風險，國家能源局原則上在發佈預警結果的當年不下達年度開發建設規模。

自國家發佈風電投資預警機制以來，全國以及甘肅、新疆、吉林三省的棄風率得到了明顯控制。全國的棄風率從 2016 年的 17.2%下降到了 2019 年一季度的 4%左右;甘肅的棄風率從 43.1%下降到了不足 10%;新疆的棄風率從 38.4%下降至 15.2%;吉林的成效最為顯著，棄風率從 30%下降到 4.3%。

2019 年 3 月 8 日，國家能源局發佈了《2019 年度風電投資監測預警結果的通知》，只有新疆(含兵團)、甘肅被列為紅色預警區域，吉林、黑龍江兩省分別從紅色和橙色轉為綠色。“紅六省”正逐步解禁，風電建設有序增長，區域佈局持續優化。

根據中國風能專委會(CWEA)的數據，2018 年我國新增風電裝機容量 21.14GW，同比增長 7.5%;累計裝機容量 209.53GW，同比增長 11.2%，繼續保持穩定增長態勢。可以發現，2012、2016 這兩年新增裝機增速的低點恰好是棄風率的高點，棄風率對風電裝機具有明顯的抑制作用。

分區域來看，2018 年，中國六大區域的風電新增裝機容量所佔比例分別為中南(28.3%)、華北(25.8%)、華東(23%)、西北(14.2%)、西南(5.5%)、東北(3.2%)。 “三北”地區新增裝機容量佔比為 43.2%，中東南部地區新增裝機容量佔比達到 56.8%

與 2017 年相比，2018 年中國中南部地區增長較快，同比增長 33.2%。中南地區主要增長的省份有:河南、廣西、廣東。同時，東北、華北和華東地區裝機容量均有增幅，分別同比增長為 29.9%、8.2%和 9.3%;而西北和西南地區裝機容量出現下降，西南地區同比下降 33.8%，西北地區同比下降 11.5%。

東北、西北、華北地區新增裝機下滑的主要原因是由於前幾年無序擴張，棄風率高企，多個省份被列為紅色預警，導致風電投資受限所致。

2.2.2 競價即將落地，存量項目搶裝

最近一年多來，國家出臺了一系列政策保障風電建設由補貼向競價乃至平價上網平穩過渡。2019 年 4 月 12 日，國家能源局發佈了《關於 2019 年風電、光伏發電建設管理有關要求的通知》(徵求意見稿)，提出要優先建設平價上網風電、光伏發電項目，規范進行項目競爭方式配置、嚴格落實規劃和預警要求、嚴格落實電力送出和消納條件、優化建設投資營商環境。

2019 年 5 月 10 日，國家發改委、能源局發佈了《關於建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，正式確立了通過配額制與綠證交易的促進可再生能源消納的機制。

2019 年 5 月 21 日，國家發改委發佈了《關於完善風電上網電價政策的通知》，《通知》將陸上風電標杆上網電價改為指導價。2019 年 I~IV類資源指導價分別調整為每千瓦時 0.34 元、0.39 元、0.43 元、0.52 元。2020 年指導價分別調整為每千瓦時 0.29 元、 0.34 元、0.38 元、0.47 元。海上風電也執行指導價，2019、2020 年的價格分別為每千瓦時 0.8、0.75 元。《通知》將指導價梯度平穩下調，為風電平價上網留出了時間窗口。

根據彭博新能源財經行業統計數據顯示，目前符合固定上網電價的項目容量總計88GW，包括已核准未建設及在建項目。上述項目如能保證在 2019 年 12 月 31 日前開工，預計可獲得 0.47-0.6 元/千瓦時的風電上網電價，不受競價政策影響。我們認為這些項目會成為 2019 年風電搶裝的主力。

2.2.3 後補貼時代，儲備項目豐富

BNEF 的數據顯示，2020 年後競價項目儲備容量約為 52GW。另外，我國目前平價風電項目儲備容量約 6.7GW。隨著風電度電成本的降低和清潔能源消納的逐步改善，優質資源區具備首先市場化的條件，平價時代的到來，風電市場的增量空間將被全部打開。

2019 年 5 月 22 日，國家發改委、能源局公佈了 2019 年第一批風電平價項目。共計 56 個風電平價項目，裝機容量合計 4.51GW，主要分佈在吉林、黑龍江、河南三省。

根據金風科技公佈的數據，2019 年以來，國內公開招標量已達到 14.9GW，同比增長 101%，創單季最高招標量歷史紀錄。其中，海上風電招標 3.0GW，同比增長 61.2%，佔比 20.3%。

分區域看，南方市場招標 3.7GW，佔比 25.0%，北方項目 11.1GW，佔比 74.3%，集中採購招標量 0.1GW，佔比 0.7%。

分機型來看，指定招 2.0MW 級別機組的項目佔全國招標量的 23.6%，2.5MW 級別機組的項目佔全國招標量的 10.5%，3MW 級別機組的項目佔全國招標量的 65.9%。

根據歷史經驗，2019 年一季度市場招標量的大幅增長提前反應了 2019 年全年風電市場景氣度回升。

2.3 風電行業趨勢:份額集中化，機組大型化

2.3.1 主機集中度提高，龍頭佈局大容量

風電產業鏈主要包括上游的原材料供應，中游的零件、整機制造，以及下游的建安、運營。其中，風電主機是整個風電產業鏈中最為核心的一環。

根據 GWEC 發佈的《全球風電市場-供應側報告》顯示，2018 年全球風機制造商前十五中有八家來自中國。

該報告指出，來自丹麥的維斯塔斯藉助其全球佈局和在美洲的強勁表現，繼續保有全球最大風機制造商的頭銜。中國的金風科技，其本土市場份額在 2018 年增加了 5.1%，幫助其全球排名從 2017 年的第三名上升至第二名。而西門子-歌美颯由於去年在英國、德國及印度的裝機下降導致其全球排名滑落一位，位列第三。

美國通用可再生能源(GE)依然保持了全球第四名的位置。過去一年裡，GE 在美國市場表現不俗，並從維斯塔斯手中奪回了美國最大供應商的頭銜。遠景能源憑藉其在中國市場的強勁增長，取代了德國供應商 Enercon 排在全球第五位。

Enercon 去年的排名下滑一位，主要是因為其在德國市場的裝機量出現急劇下降。來自中國的明陽智能、聯合動力、上海電氣排名分別升至第七、九、十名，這要歸功於他們在中國本土市場的不俗表現。Suzlon 去年在印度市場的新增裝機下降了三分之一，導致其在全球排名跌出前十。Senvion 的排名下降三位，跌至第十二名。這家德國主機商 2018 年在德國本土的新增裝機只達到上一年的一半。中國海裝和湘電風能依然位列全球前十五的榜單中。運達風電取代東方電氣進入榜單。

CWEA 的數據顯示，2018 年，中國風電市場有新增裝機記錄的整機制造企業共 22 家，新增裝機容量 2114 萬千瓦，其中，金風科技新增裝機容量達到 671 萬千瓦，市場份額達到 31.7%;其次為遠景能源、明陽智能、聯合動力和上海電氣。

近 5 年來，我國風電整機制造企業的市場份額集中趨勢明顯。根據 CWEA 的統計，排名前五的風電整機企業新增裝機市場份額由 2013 年的 54.1%增長到 2018 年的 75%，增長了 20.9%;排名前十的風電整機企業新增裝機市場份額由 2013 年的 77.8%增長到 2018 年的 90%，增長了 12.2%。

從累計裝機數據來看，截至 2018 年底，全國累計裝機容量達到 2.1 億千瓦，有 7 家整機制造企業的累計裝機容量超過 1000 萬千瓦，7 家市場份額合計達到 68%;其中，金風科技累計容量超過4900 萬千瓦，佔國內市場的 23.6%;另外，聯合動力累計裝機佔比 9%，位居第二。

2.3.2 風機大型化

風機大型化有助於降低風電度電成本，使得風電在某些地區與化石燃料具有經濟競爭力。根據 GE 的測算，假設風機的風輪直徑由 116 米增加到 160 米，掃風面積可以增加一倍，單機功率和年發電能力可以提升一倍，度電成本可以下降約30%。

近年來風機大型化趨勢明顯。2018 年，中國新增裝機的風電機組平均功率為 2.2MW，同比增長 3.4%，2000 年到 2018 年中國風機平均功率的年華增長率為 7.3%。

2018 年，中國新增風電機組中，2MW 以下(不含 2MW)新增裝機市場容量佔比為 4.2%，2MW 風電機組裝機佔全國新增裝機容量的 50.6%，2MW 至 3MW(不包含 3MW)新增裝機佔比達 31.9%，3MW 至 4MW(不包括 4MW)機組新增裝機佔比達到 7.1%。與 2017 年相比，2.1MW 至 2.9MW 機組市場份額同比增長了 31.7%;2MW 機組市場份額同比下降了 7.8%。

WindEurope 的數據顯示，2018 年歐洲新增裝機的陸上風電機組平均功率為 2.7MW，海上風電的平均功率為 6.8MW。挪威、德國新增陸上風電的平均功率均已超過 3MW，丹麥新增海上風電機組的平均功率已接近 8MW。

根據美國能源部(DOE)的數據，從 1998-2017 年這 20 年間，美國風機的平均標稱功率由 0.72MW 增長到了 2.32MW，平均風輪直徑由 48 米提升到 113 米，平均風塔高度從 56 米升高到 86 米。美國風機大型化趨勢與中歐基本一致。

2.4 海上風電

2.4.1 歐洲海上風電:市場高度集中

根據 WindEurope 的數據，截至 2018 年底，歐洲海上風電累計裝機容量約 18.5GW，同比增長 12%;新增裝機 2.7GW，同比下滑 15%。

2018 年，英國、德國海上風電裝機在歐洲遙遙領先於其他國家。其中，英國 2018 年新增海上風電機組 1312MW，佔歐洲裝機的 49%;德國新增裝機 969MW，佔據了 36% 的份額。

歐洲海上風電市場高度集中。2018 年，西門子-歌美颯提供率 245 臺機組，佔據了歐洲海上風電市場 62.2%的份額，緊隨其後的是三菱-維斯塔斯，向歐洲市場提供了 150 臺海上風電機組，佔據了三分之一的市場份額。其他取得訂單的廠商僅有 GE 和 Eolink兩家。

從累計裝機的維度來看，截至 2018 年底，西門子-歌美颯向歐洲市場提供了超過 3000 臺海上風電機組，裝機容量達 12.8GW，市場份額近 70%。供貨位列二三名的三菱-維斯塔斯和 Senvion 分別提供了 3.8GW 和 1.2GW 的裝機量。前三大廠商的市場份額超過 96%。

2.4.2 中國海上風電

CWEA 的數據表明，2018 年，中國海上風電發展提速，全年新增裝機 436 臺，新增裝機容量達到 165.5 萬千瓦，同比增長 42.7%;累計裝機達到 444.5 萬千瓦。2018 年共有 7 家整機制造企業有新增裝機，其中上海電氣新增裝機最多，共達 181 臺，容量為 72.6 萬千瓦，新增裝機容量佔比達到 43.9%。其次分別為遠景能源、金風科技、明陽智能、GE、聯合動力、湘電風能。

截至 2018 年底，海上風電整機制造企業共 12 家，其中，累計裝機容量達到 70 萬千瓦以上有上海電氣、遠景能源、金風科技，這 3 家企業海上風電機組累計裝機量佔海上風電總裝機容量的 85.9%，上海電氣以 50.9%的市場份額領先。

分機型來看，截至 2018 年底，在所有吊裝的海上風電機組中，單機容量 4MW 機組最多，平均單機容量 3.76MW，累計裝機容量達到 234.8 萬千瓦，佔海上總裝機容量的 52.8%;5MW 風電機組裝機容量累計達到 20 萬千瓦，佔海上總裝機容量的 4.6%; 較 2017 年，新增了單機容量為 5.5MW、6.45MW、6.7MW 的機組。

2018 年，中國海上風電新增裝機分佈在江蘇、浙江、福建、河北、上海、遼寧和廣東七省市;其中，江蘇新增海上風電裝機容量達0.96GW，佔全國新增裝機容量 57.9%，其次分別為浙江 9.4%、福建 9.3%、河北 7.5%、上海 6%、遼寧 5.6%和廣東 4.3%。

江蘇省海上風電裝機遙遙領先。截至2018 年底，江蘇省海上風電累計裝機容量突破 3GW，佔全部海上風電累計裝機容量的 70.4%;其次為上海，佔比達到 9.1%，福建佔比為 6.5%，浙江佔比 4.5%，河北佔比 3.6%，其餘 4 省累計裝機容量佔比合計約為 5.8%。

2.5 風電行業展望與相關標的

2.5.1 全球風電穩定增長，中國仍是裝機主力軍

GWEC 的數據顯示，全球風電累計裝機容量近五年內的年複合增長率高達 13%。 Wood Mackenzie 預測，2017-2027年，全球風電累計裝機容量的複合增速仍將高達 8.2%，中國始終是最大增量市場。

根據 GWEC、BNEF 等多家機構預測，未來五年內，全球風電年新增裝機預計在 60-70GW 之間，明顯高於 2018 年的裝機量，全球風電裝機將實現穩定增長。其中，陸上年新增裝機容量在 60GW 左右，海上風電年新增容量將從 5GW 左右增長到 10GW，海上風電市場容量實現翻倍。

預計未來五年內中國年新增裝機容量在20-25GW之間，是全球風電裝機的主力。中國的風電裝機增長主要有三大來源:享受補貼的已核准項目搶裝;多個地區陸上風電競價的同時快速推進;推動規模達 GW 級陸上風電項目實現平價上網。隨著平價時代來臨，平價上網的項目將逐漸成為裝機增長的主要推動力。

……

3. 光伏:全球擴張志四方

3.1 全球光伏看中國

3.1.1 中國光伏裝機容量位居全球首位

全球太陽能發電主要以光伏(PV)為主，佔比接近 99%，聚焦式太陽能發電(CSP) 佔比非常少。根據 IRENA 的數據，近年來光伏累計裝機增速雖然不復過去指數式爆發的盛況，但仍然維持在20%以上

與風電類似，全球光伏裝機主要在中美歐三地。歐洲一度佔據全球近八成的光伏裝機量，但隨著我國光伏行業的強勢崛起，目前中國已經超越歐洲成為全球最大的光伏市場。IRENA 的數據顯示，截至 2018 年底，中國、歐洲、美國三地累計裝機容量佔全球總裝機容量的佔比分別式 36%、25%和 10%，合計佔比超七成。

從 2011-2018 年，中國新增光伏裝機容量與佔全球新增容量的比例雙雙大幅提升，新增容量由 2.7GW 最高增長到 53GW，佔比由 9%最高提升到超過 50%。中國光伏市場的重要性舉足輕重。

3.1.2 中國具有強大的光伏產業鏈

中國廣闊的市場孕育了我國強大的光伏產業鏈，從上游的硅料、硅片生產，中游的電池片、組件製造，到下游光伏電場的建設安裝、發電運營，各個環節產能驚人，同時也誕生了一批優秀的企業。

根據中國光伏行業協會(CPIA)的統計，多晶硅方面，2018 年，我國國多晶硅產能超過萬噸的企業有 10 家，產能利用率保持在較高水平，產量超過 25 萬噸。2019 年多晶硅產量預計將達到 28 萬噸。

硅片方面，2018 年全國硅片產量約為 109.2GW，同比增長 19.1%。全球前十大生產企業均位居中國大陸，預計 2019 年全國硅片產量將達到 120GW。

我國的硅片產能幾乎可以滿足全球光伏產業的需求。從2012 年開始，我國硅片產量佔全球當年裝機量的八成以上，且佔比逐年提高。到 2018 年，當年全球新增光伏裝機 110GW，我國硅片產量約 109GW。預計到 2019 年，我國硅片的產量或不低於全球光伏裝機需求。

晶硅電池片方面，2018 年，全國電池片產量約為 87.2GW，同比增長 21.1%。電池片產量超過 2GW 的企業有 12 家，其產量佔總產量的 53.4%，集中度進一步提高。CPIA 預計 2019 年全國電池片產量將超過 90GW 以上。電池片產量在全球光伏裝機需求的八成左右。

組件方面，2018 年，全國組件產量達到 85.7GW，同比增長 14.3%，以晶硅組件為主。組件產量超過 2GW 的企業有 11 家，其產量佔總產量的 62.3%，集中度進一步提高。預計 2019 年組件產量將超過 90GW。目前我國的組件產量滿足了全球 80%左右的需求。

根據 Global Data 的數據，2018 年中國企業晶科以 11.6GW的出貨量和 12.8%的市場份額繼續保持全球組件出貨第一的位置。2018 年全球組件出貨量排名前 10 的公司中， 9 家來自中國。排名前五的企業均來自中國，它們合計佔據了 46.3%的市場份額。

光伏逆變器方面，根據 Wood Mackenzie Power & Renewables 發佈的 2018 年逆變器銷量的統計數據，一共 5 家中國企業上榜，其中，華為、陽光電源仍舊牢牢佔據排行榜前二的位置。上能電氣排名滑落一位，位列第六;特變電工表現不佳，由第4 位掉落到第十的位置。

3.2 政策波折平價湧現

3.2.1 光伏政策一波三折

根據國家發改委價格司的統計，2018 年可再生能源補貼資金缺口累計達到 1200 億元，其中光伏補貼缺口超 600 億，並且按照過往幾年光伏較快的增長勢頭，如果裝機規模不加遏制，補貼資金缺口將逐年擴大。

在光伏行業發展過熱背景下，為了促進光伏消納、助力產業升級、改善營商環境，2018 年 5 月 31 日，國家發展改革委、財政部、國家能源局聯合印發了《關於 2018 年光伏發電有關事項的通知》(簡稱“531 新政”)，對2018 年光伏標杆電價及裝機規模做出明確指示:

l補貼退坡。新投運的光伏電站標杆上網電價每千瓦時統一降低 0.05 元，I 類、 II 類、III 類資源區標杆上網電價分別調整為每千瓦時 0.5 元、0.6 元、0.7 元(含稅),分佈式光伏發電項目，全電量度電補貼標準降低 0.05 元，即補貼標準調整為每千瓦時 0.32 元(含稅)。

l限制規模。2018 年國家將暫不安排地面電站建設指標，分佈式光伏建設規模將控制在 10GW，因此 2018 年剩餘光伏安裝量將來自於分佈式、光伏扶貧、領跑者項目及各地不需要補貼的光伏項目。

2018 年 9 月以來，光伏政策開始逐步緩和:

2018年9月13日，國家能源局發佈了《關於加快推進風電、光伏發電平價上網有關工作的通知(徵求意見稿)》，鼓勵推動平價上網項目，將平價上網項目審批權下放至地方。
10月9日，三部委聯合發佈《關於2018年光伏發電有關事項說明的通知》，將 5 月 31 日之後，6 月 30 日之前併網的戶用光伏納入國家補貼項目;將已經納入 2017 年指標、且在 6 月 30 日(含)前併網的光伏電站項目，執行 2017 年電價。
10月16日，國家能源局印發了《關於光伏發電領跑基地獎勵有關事項的通知》意見的函，計劃對 2017 年光伏發電領跑基地給予 3 個 150 萬千瓦建設規模獎勵激勵。
12月4日，發改委、能源局印發《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)》，提出要保障清潔能源行業高質量健康發展，測算並細化分解了風電、光伏、水電、核電等各能源品種逐年的具體目標:2018 年，風電利用率高於 88%(力爭達到 90%以上)，光伏發電利用率高於 95%，全國水能利用率 95%以上，大部分核電實現安全保障性消納;2019 年，風電利用率高於 90%(力爭達到 92%左右)，光伏發電利用率高於 95%，全國水能利用率 95%以上，核電基本實現安全保障性消納;2020 年，風電利用率達到國際先進水平(力爭達到 95% 左右)，棄光率低於 5%，全國水能利用率 95%以上，核電實現安全保障性消納。

進入 2019 年，光伏政策持續向好。2019 年 4 月 28 日，發改委發佈了 2019 年光伏電價政策，將三類資源區集中式電站標杆上網電價改為指導價，分別為:I類地區 0.4 元/千瓦時、II類地區 0.45 元/千瓦時、III類地區 0.55 元/千瓦時。村級光伏扶貧電站(含聯村電站)，對應的 I~III 類資源區上網電價保持不變，仍分別按照每千瓦時 0.65 元、0.75 元、0.85 元執行。戶用分佈式調整為每千瓦時 0.18 元，其他工商業分佈式補貼不超過 0.10 元。

此次電價政策將標杆電價改為指導價。在固定補貼和平價上網之間形成良好過渡，平滑了行業去補貼帶來的影響。光伏定價基本符合預期，預計我國全年仍將保持 40GW 以上的裝機規模。

2019 年 5 月 28 日，能源局發佈了 2019 年正式光伏政策，該政策與此前幾輪徵求意見稿內容基本吻合，符合市場預期，即“在光伏全面實現平價上網前，對於不需要國家補貼的項目，由地方按規定自行組織建設;對於需要國家補貼的新建項目，原則上均應由市場機制確定項目和實行補貼競價。”

根據 2019 年光伏政策的要求，競價項目需 7 月 1 日前上報至能源局，指標有望於 7 月中旬陸續下發，2019 年下半年國內光伏市場將陸續啟動。

3.2.2 消納改善，平價項目湧現

根據能源局的數據，2019 年一季度，全國光伏發電量 440 億千瓦時，同比增長 26%; 棄光電量 12.4 億千瓦時，同比減少 3.8 億千瓦時;棄光率 2.7%，同比下降 1.7 個百分點，實現棄光電量和棄光率“雙降”。棄光主要集中在新疆和甘肅，其中，新疆(不含兵團)棄光電量 3.5 億千瓦時，棄光率 12%，同比下降 9.4 個百分點;甘肅棄光電量 2.1億千瓦時，棄光率 7.2%，同比下降 2.9 個百分點。

現階段我國光伏伏度電成本還同國內的火電上網標杆電價有一定差距，但通過管控非技術成本，光伏的度電成本同火電的差距越來越小。從第三批領跑者的招標電價來看，光伏電價與當地的火電差價在 0.0369-0.1255 元/kWh，差距進一步減小，隨著成本下降，效率的提升，目前在山東、內蒙古等地已有部分項目在朝著平價上網的目標推進。

2019 年 5 月 20 日，國家發改委、國家能源局發佈了《關於公佈 2019 年第一批風電、光伏發電平價上網項目的通知》，公佈了 14.78GW 的平價上網光伏項目，其中 4.6GW 的項目將在 2019 年內併網。這些平價項目主要分佈在東北、中部、華南三地。

3.3 平價路徑

光伏發電的度電成本主要由三個因素決定:單位建設成本，有效利用小時數，以及融資成本，我們測算了在上網電價為 0.40 元/kWh、自有資金 30%、貸款期限 10 年、貸款利率為 6%條件下，資本金 IRR 同光伏系統造價的關係。可以發現，假設系統造價 3.5 元/瓦，年有效利用小時數 1400 小時的區域，對應的資本金 IRR 接近 10%;光照時間為 1300 小時，對應的資本金 IRR 超過 7%。

我們認為，要實現光伏全面平價上網，必須從降本增效兩方面同時切入。增效即提高發電量，可以通過提高利用小時數，採用高效電池技術等方法來實現;成本構成中非硅成本的佔比日益提高，降低非硅成本的重要性日益顯現。

3.3.1 提高利用小時數

提高發電量最直接的方法是促進光伏發電的消納水平，提高電站的利用小時數。

CPIA 測算了國內光伏電站的 LCOE 的變化趨勢。2018 年，全投資模型下地面光伏電站在 1800 小時、1500 小時、1200 小時、1000 小時等效利用小時數的 LCOE 分別為 0.22、0.37、0.46、0.55 元/KWh。

如果保持 1400 小時以上的利用水平，未來隨著組件、逆變器等關鍵設備的效率提升，雙面組件、跟蹤支架等的使用，運維能力的提高，預計 2021 年後在部分高脫硫煤電價地區可優先實現與煤電同價。

2018 年，全投資模型下分佈式光伏發電系統在 1800 小時、1500 小時、1200 小時、 1000 小時等效利用小時數的 LCOE 分別為 0.21、0.32、0.40、0.48 元/KWh。

目前國內分佈式光伏主要分佈在浙江、山東、河南、廣東等省份，等效利用小時數通常在 1000-1100小時左右。由於工商業電價較高，工商業分佈式光伏發電已實現用電側平價，預計未來 1-2 年內也可實現居民用電側平價。

3.3.2 採用高效技術組件

提高發電量還可以通過採用高效技術組件來實現。

2018 年，規模生產的單多晶電池基本採用高效技術，其中多晶電池全面應用黑硅技術，單晶領域則大規模普及 PERC 技術，預計 2-3 年內在多晶領域也將全部由 PERC 技術替代。大規模生產的單多晶電池平均轉換效率也分別從 2010 年 17.5%和 16.5%提升至 2018 年的 21.8%和 19.2%。產品質保期也從過去 20 年提升至 25 年甚至 30 年以上。

隨著光伏市場的不斷髮展，高效電池將成為市場主導，單晶硅電池市場份額逐步增大，2018 年單晶硅片市場份額超過 40%，CPIA 預計 2019 年將超過一半。隨著異質結電池、N 型 PERT 電池的應用推廣，N 型單晶硅片的市場份額，也將逐年提高。而多晶硅片的市場份額未來將逐步下降。

3.3.3 降低非硅成本

2018 年，我國地面光伏系統的初始全投資成本為 4.92 元/W 左右，較 2017 年下降 1.83 元 W。其中，組件約佔投資成本的 40%，非硅成本佔比約 60%，其中非技術成本約佔 17%(不包含融資成本)。隨著技術進步，降本增效，組件價格將持續降低，在總投資成本中的佔比也將減少，預計到 2019 年全投資成本可下降至 4.48 元/W，2020 年可下降至 4.17 元/W。

其中，建安費用主要為人工費用，下降空間不大。接網、土地、項目前期開發費用、融資成本等屬於非技術成本，因不同區域、不同項目差別較大，降低非硅成本有助於加快推動光伏發電平價上網。

根據 CPIA 的數據，2018 年我國工商業分佈式光伏系統初始投資成本為 4.18 元/W， 2019 年預計下降至 3.73 元/W。工商業分佈式光伏系統的初始投資主要由組件、逆變器、支架、電纜、建安費用、電網接入、屋頂租賃、屋頂加固以及一次設備、二次設備等部分構成。

分佈式光伏的非硅成本中，支架價格、建安費用、電網接入、屋頂租賃以及屋頂加固的費用在未來繼續壓縮的可能性較低。逆變器方面或許還有進一步降低成本的空間。

3.4 中國製造，出口全球

3.4.1 海外需求旺盛，全球裝機維持高預期

光伏產品對外貿易形勢良好。2018 年 8 月歐盟宣佈，對華光伏反傾銷和反補貼措施將於 9 月 3 日到期後終止，標誌著歐盟對我國長達五年的“雙反”告一段落。取消限制令是對整個歐盟最有利的決定，將真正實現雙方產業的互利共贏，對其他國家也將起到引導示範作用。美國從2011 年起開始實施貿易保護措施，2011 年美國即開始“雙反” 調查並徵收關稅，2014 年對我國發起第二次“雙反”調查，2017 年發起 201 調查並準備徵收 30%的關稅，2018 年又將光伏產品加入 500 億徵收清單中。然而，八年來我國光伏產品全球市場佔有率越來越高，美國光伏企業相繼破產或外移，其光伏產能從 2011 年的 1.5GW 跌至 2017 年的 1GW。事實證明，貿易保護不是出路。

2018 年光伏產品(硅片、電池片、組件)出口總額 161.1 億美元，達到“雙反”後最高水平，同比增長 10.9%;硅片、電池片受價格跌幅影響，出口價減量增;組件出口額和出口量雙升，佔比由 71.9%提升至 80.6%。各環節出口均超過 2017 年，其中組件出口量月 41GW，同比增長 30%。多晶硅進口約 12.5 萬噸，同比下降 20%，進口額為 18.7 億美金，同比下降 21.9%(不含保稅區)。

光伏組件出口市場集中度繼續下降，形成傳統市場和新興市場(南美、中東、北非) 結合的多元化市場。歐盟取消“雙反”後，歐洲市場復甦，對歐洲主要國家(荷蘭、德國、英國)的組件出口有所增長;對烏克蘭、西班牙的出口大幅增長。受201 調查影響， 2018 年對美國的光伏組件的直接出口近 3141 萬美元，同比下降 90%以上。

光伏企業海外投資熱情高漲。根據CPIA 的統計，我國已有超過 20 家的光伏企業通過合資、併購、投資等方式在海外佈局產能;主要集中在越南、泰國、馬來西亞等東南亞國家。其中，2018 年海外佈局的電池片有效產能達到 12.2GW，組件有效產能達到 18.1GW，。此外，硅片、逆變器、光伏玻璃、背板、EVA 等配套產品的產能向海外佈局也開始增多，海外基地的產業配套能力逐漸增強。在“531 新政”的影響下，國內企業將電站開發、EPC 運營服務、儲能業務向海外擴張佈局，行業正在掀起新一輪的“走出去”浪潮。

全球光伏市場前景樂觀。光伏發電在很多國家已成為清潔、低碳、同時具有價格優勢的能源形式。不僅在歐美日等發達地區，在中東、南美等地區國家也快速興起。2018 年，全球光伏新增裝機市場預計達到 110GW，創歷史新高。2019 年，在光伏發電成本持續下降和新興市場拉動等有利因素的推動下，全球光伏市場仍將保持增長，預計全年全球光伏新增裝機量將超過 110GW，樂觀情形下甚至達到 120GW。

CPIA 預計到 2025 年全球年新增光伏裝機將達到 200GW。即使是保守估計，到 2025年全球光伏年新增規模也將達到 165GW，新增裝機複合年化增長速度約 6%。

3.4.2 出口強勁，無懼貿易戰

根據最新的海關數據，2019 年 4 月，國內光伏組件出口量約為 5.7GW，同比增長 172%，環比下降 9%。1~4 月份的總出口量約為 20.6GW，同比增長 81%。由於海外很多國家在 3 月份存在搶裝現象，近三年的 4 月份的需求量都會出現環比下降。即使如此，2019 年 4 月份的數據仍然遠超往年。

分國家來看，前五名的出口國家分別是荷蘭，越南，印度，日本和澳大利亞，它們佔據了超過一半的出口額。

按廠商來看，排名前五的企業分別是晶科、晶澳、天合、阿特斯和隆基，它們合計佔據了接近一半的出口份額。

雖然美國曾是中國光伏產品的第二大出口國，但由於2017 年 201 法案實施之後， 2018 年中國對美國的光伏產品出口量幾乎為 0;而 2019 年 1~4 月份的數據也印證了，中國的出口主要在歐洲、日本、東南亞。中美貿易戰對中國光伏行業的出口幾乎無影響。

3.5 光伏行業展望與相關標的

3.5.1 全球裝機維持高預期

目前光伏平價路徑已然清晰，預計未來1-2 年內可以實現光伏全面平價上網。多家機構預測 2019 年全球裝機在 110-130GW 之間，預計中國可以實現超過 40GW 的光伏裝機。

根據 PV InfoLink 的預測，印度、美國、歐洲三大市場 2019 年的需求相比去年都進一步提升，部分新興市場如巴西、埃及等也都可能較去年成長，整體海外市場動能明確。

光伏需求逐年成長，且目前看來 2020 年也是許多國家的政策節點，整體需求從 2019 下半年到 2020 年都會是需求旺盛的期間。若以樂觀值來看，2020 全球需求就有望挑戰 150GW，隨後將繼續逐年上升。

中國 2019 年的光伏政策已經明確，與市場預期一致，2019 年下半年國內市場隨即啟動，光伏行業復甦的確定性提高，產業鏈各環節尤其是龍頭將受益於平價前的最後一波需求反彈。

CPIA 樂觀預測，如果光伏平價上網順利推進，到 2025 年，全球光伏年新增裝機將達到 200GW，中國年新增裝機將達到 80GW。保守估計的話，2025 年，全球光伏年新增裝機也有 165GW，國內年新增裝機約 65GW。

……

溫馨提示：如需原文檔，請登陸未來智庫www.vzkoo.com，搜索下載。

（報告來源：德邦證券；分析師：韓偉琪、馮俊）