从“含海量”视角寻找风电行业阿尔法

1、目录国内平价时代来临，十四五装机中枢有望达 36GW 1 HYPERLINK l _TOC_250009 平价时代来临，消纳向好，风电切换成长属性 1 HYPERLINK l _TOC_250008 项目储备充足，海风从 0 到 1 成长性突显 2 HYPERLINK l _TOC_250007 海风降本持续优化格局，集中度有望进一步提升 4海外稳中有升，格局集中，国内供应链业绩稳定器 6 HYPERLINK l _TOC_250006 海外装机量稳中有升，主机厂格局相对集中 6 HYPERLINK l _TOC_250005 国内零部件供应链具有出海优势，海外业务成业绩稳定器 8 HYPER

2、LINK l _TOC_250004 大型化是趋势，穿越周期成长看”含海量” 9 HYPERLINK l _TOC_250003 核心趋势：大型化引领技术升级，利好份额向龙头集中 9 HYPERLINK l _TOC_250002 投资主线：看”含海量”寻找能够穿越周期的龙头 10风险因素 11 HYPERLINK l _TOC_250001 投资策略 112021 年投资策略 11 HYPERLINK l _TOC_250000 重点公司分析 12插图目录图 1：风电上网电价调整情况 1图 2：2010-2019 全球光伏/光热/陆风/海风 LCOE 变化曲线 1图 3：国内特高压线路在建在

3、运示意图 2图 4：2011-2025E 国内弃风率及预测 2图 5：2009-2025E 国内风电新增吊装容量及预测 2图 6：2018-2025E 年全球海风新增装机及预测 3图 7：2000-2019 年欧洲/中国海风平均风机/风场功率 4图 8：2019 年我国陆上风电整机吊装份额 4图 9：2019 年我国海上风电整机吊装份额 4图 10：主流厂商风机功率（横轴：MW）与叶轮直径（纵轴：米）对应情况 5图 11：CfD 机制+规模化装机提升迅速降低英国海风 LCOE 5图 12：近十年全球可再生能源技术 LCOE 降幅 5图 13：海上风电投资额下降途径及幅度 6图 14：2018-

4、2025E 海外陆/海风装机量 7图 15：2018-2025E 海外陆/海风分地区装机量 7图 16：2019 年海外陆风主机厂吊装量份额 7图 17：2019 年海外海风主机厂吊装量份额 7图 18：维斯塔斯 2018-2020Q3 分季度新增订单及价格 7图 19：美、欧、中三地中厚板价格对比 8图 20：国内塔筒海外市占率总体趋势上提升 8图 21：2018-2019 年机舱罩、逐渐、塔筒环节国内海外毛利率 8图 22：风机大型化趋势 9图 23：风电产业链各环节毛利率与市占率 10图 24：风电产业链”含海量”梳理 11表格目录表 1：我国沿海各省海上风电核准/目标/累计并网/剩余容

5、量 3表 2：风电板块重点跟踪公司盈利预测 12表 3：东方电缆盈利预测及估值表 12表 4：中材科技盈利预测及估值表 13表 5：金风科技盈利预测及估值表 14 国内平价时代来临，“十四五”期间装机中枢有望达36GW平价时代来临，消纳向好，风电切换成长属性电价补贴完全退出，风电即将进入平价时代。2019 年 5 月，国家发改委发布文件关于完善风电上网电价政策的通知，确认了 2021/2022 年后并网的陆/海风项目全部平价上网。回顾我国风电发展史，电价补贴调整与弃风限电构成了 5 年周期景气度的涨落驱动因素。2020/2021 年预计风电市场由于抢装效应而处于高景气阶段。本轮与上轮周期景气高

6、点 2014-2015 年相比，最大的不同在于补贴退出后行业迎来了陆风平价时代。根据 IRENA的数据，2019 年全球陆风平均 LCOE 约为 0.046 美元/kWh（约合人民币 0.3034 元/kWh），已经初步实现平价。趋势上看，全球 2021 年 LCOE 将进一步下探。因此风电具备了市场化竞争的基础，从周期属性逐渐向成长属性切换。图 1：风电上网电价调整情况（元/kWh）图 2：2010-2023 全球光伏/光热/陆风/海风 LCOE 变化曲线1类资源区2类资源区 3类资源区 4类资源区 近海风电潮间带风电0.90.80.70.60.50.40.30.22009-14 20152

7、0162017201820192020资料来源：国家发改委，&资料来源：IRENA消纳和配套向好，大基地蓝图逐渐实现。此前由于消纳不及导致弃风率提升，进而造成装机回落。本轮周期与前两轮周期相比消纳和配套设施向好，致使周期回落因素亦得以出清，成长性进一步强化。目前国内投运、在建特高压直流线路中，已有酒泉-湖南线、青海-河南线 2 条主要配套新能源发电基地的线路，结合目前在推进的特高压线路计划及拟纳入规划的线路情况，我们预计“十四五”期间配套清洁能源基地的特高压外输通道占比将进一步提升，潜在规划线路预计有望达到 2-3 条，另外可进一步关注海风基地及配套柔性直流输电建设情况。得益于特高压网络日渐完

8、善，尽管处于抢装高景气周期，20Q1-3 弃风率仍控制在 3.4%的历史新低水平，我们预计“十四五”期间弃风率将保持在 4%以下。图 3：国内特高压线路在建在运示意图图 4：2011-2025E 国内弃风率及预测18.0%16.0%14.0%17.1%15.5%17.1%12.0%12.0%14.5%10.0%8.0%6.0%4.0%10.7%7.9%7.0%十四五弃风率预计42.0%2011201220132014201520162017201820192020E2021E2022E2023E2024E2025E0.0%4.0%3.40%资料来源：国家电网资料来源：国家能源局，&预测新能源政

9、策预期向好，“十四五”期间年均新增装机有望达 36GW。在我国风电“十三五”规划中明确 2020/2030 年可再生能源发电占比分别达 15%/20%。2019 年可再生能源发电占比达 15.3%，已经提前完成“十三五”目标。“十二五”/“十三五”年均新增装机分别为 20/25GW，考虑我国提出“3060”碳排放目标，我们认为可再生能源发电占比达 20%的目标有望提前至 2025 年实现。基于 2025 年可再生能源发电占比 25%的假设，我们测算“十四五”期间年均新增装机中枢有望进一步上移至 36GW（具体测算过程见电力设备及新能源行业光伏板块 2021 年投资策略平价竞争新格局，优选成长确

10、定性 2020-11-12）。图 5：2009-2025E 国内风电新增吊装容量及预测陆风海风总新增吊装量GW“十四五”年均新增装机36GW“十三五”年均新增装机25GW38.0“十二五”年均新增装机20GW30.0 27.033.028.024.00.6 1.21.62.43.55.5345650.040.030.020.010.00.0资料来源：CWEA，&预测项目储备充足，海风从 0 到 1 成长性突显项目储备充足，中国成为全球海风最大新增市场。截至 2019 年底，国内海风已核准项目共计约 31GW，考虑到各省目前已经基本达到 2020 年并网目标，全国“十三五”海风累计并网 5GW

11、的目标亦已提前达成，2020 年基本无新增核准容量。我们预计 2020 年国内海风装机新增装机/并网 3.5/2.9GW，因此截至 2020 年底预计国内海风累计并网约 8.8GW，仍剩余 22.2GW 存量核准项目。假设平均分摊至未来“十四五”期间并网，年均新增并网可达 4.44GW，项目储备充足。表 1：我国沿海各省海上风电核准/目标/累计并网/剩余容量（单位：GW）省份截至 2019 年底国家已核准容量2020 年并网目标截至 2019 年底累计并网容量剩余并网容量江苏12.83.54.28.6福建3.82.00.53.3山东0.3-广东9.90.30.29.6浙江2.40.30.32.

12、2上海0.40.30.40.0河北0.8-0.00.8海南-0.10.0辽宁0.6-0.20.4天津0.10.10.10.0广西-总计31.06.65.925.1资料来源：CWEA，&根据储备项目量，我们预计“十四五”期间国内海风累计/年均新增装机量为 23.5/ 4.7GW，进入快速发展期。“十四五”期间预计我国累计/新增装机约占全球 35%，是全球最大的海风装机市场。图 6：2018-2025E 年全球海风新增装机及预测中国欧洲北美其他GW22.514.510.29.110.464.35.81.62.43.55.534562520151050201820192020E2021E2022E2

13、023E2024E2025E资料来源：IRENA，&，注：海外预测数据来自 IRENA；中国预测数据来自&国内海风与海外差距有望缩小并实现超车。我国第一个陆上风电场在 20 世纪 80 年代并网，比海外第一个风场并网时间晚约近百年。国内风机及供应链企业是在 21 世纪开始入局，比海外风机巨头维斯塔斯晚约 60 年。我国首个近海/漂浮式风力发电项目比海外晚 19/3 年，差距逐渐缩小。根据 GWEC 数据，从机型上看，2000-2019 年海风风场/单风机功率均有提升。其中欧洲 2010 年最高单机功率达 5MW，国内至 2016 年实现该目标；欧洲 2013 年最高单机功率达 6MW 以上，国

14、内 2019 年实现该目标，国内追赶海外步伐加速。我们认为随着国内平价时代来临，降价压力和项目离岸距离增加将加速倒逼国内海风技术发展，未来有望实现弯道超车。图 7：2000-2019 年欧洲/中国海风平均风机/风场功率资料来源：IRENA海风降本持续优化格局，集中度有望进一步提升海风技术门槛比陆风高，叠加降本压力加速格局优化。2019 年我国陆/海上风电整机吊装份额 CR3 为 60%/92%，海风集中度比陆风更高。从各主流厂商推出的机型来看，5MW已成为海上风电机型门槛，较陆风有更大提升，因此格局较陆风更好。2022 年国补退出后面临降本压力，预计海风板块持续将被动出清，加速格局优化。图 8

15、：2019 年我国陆上风电整机吊装份额图 9：2019 年我国海上风电整机吊装份额2%9%金风科技远景能源明阳智能8%0%金风科技3%4%5%27%运达风电上海电气30%远景能源5%中国海装32%上海电气4%东方电气中国海装8%17%国电联合动力16%湘电风能30%湘电风能中车株洲所其他资料来源：CWEA，&资料来源：CWEA，&图 10：主流厂商风机功率（横轴：MW）与叶轮直径（纵轴：米）对应情况明阳智能上海电气金风科技远景能源陆上机组陆上大功率及海上机组海上大功率机组2202001801601401201002.533.544.555.566.577.588.599.5 10 10.5 1

16、1 11.5 12资料来源：各公司官网，&英国是海风降本典范，国内仍有空间。截至 2019 年底，英国海上风电累计装机 9.95GW，占欧洲海上风电累计装机 45%，是全球第一大海风装机大国。其中 2019 年新增装机GW，占欧洲新增海风容量 48.5%。得益于差额合约和容量市场的市场机制+规模效应，英国海风 LCOE 近 10 年下降 65%至 0.05 美元/kWh（约合人民币 0.33 元/kWh），英国第三轮 CfD 结果显示已实现平价。中国近 10 年海风 LCOE 下降幅度为 29%，对标英国来看未来还有下降空间。图 11：CfD 机制+规模化装机提升迅速降低英国海风 LCOE图

17、12：近十年全球可再生能源技术 LCOE 降幅2000150010005000左：装机量（MW）右：LCOE（USD/MWh）160140120100806040200100%海上风电陆上风电光热发电光伏发电-82%-29%-39%-47%80%60%40%20%0%20102013201620192022资料来源：GWEC，&资料来源：GWEC，&全产业链出力降本，LCOE 下降 30%可达平价。平价时代，在上网电价为 0.3949 元/度、IRR 收益率在 8-10%的合理范畴下， 海风 LCOE 需要继续下降 25-30%。其中：风机：需降本 35%，通过整机厂开发、升级机型、供应链控制

18、等途径实现。基础：需降本 20%，通过设计院和整机厂合作进行基础优化设计和塔筒减重实现。吊装：需降本 30%，通过施工方增加安装船供给+吊装方案、施工窗口、利用率优化实现。电气设备：需降本 30%，通过开放商和设计院合作进行升压站、送出线缆等设施共用、场内线缆布置优化、新型输电技术应用实现。运维：需降本 20%，通过整机厂提高机组可靠性和空中可更换部件占比、运维公司开发高空吊装维护平台实现。图 13：海上风电投资额下降途径及幅度资料来源：上海电气 海外装机稳中有升，格局集中，国内供应链业绩稳定器海外装机量稳中有升，主机厂格局相对集中预计海外装机稳中有升，欧洲海风成为主要增量。根据 IRENA

19、预测，2021-2025 年海外装机量将呈现稳中有升的趋势，年均新增装机中枢为 45.5GW。其中陆风新增装机中枢为 37GW，2021-2023 年微有回落，主要系美国 2021 年起面向可再生能源的生产税收抵免取消，后续若拜登赢得美国总统大选，考虑其执政主张重视新能源，美国风电装机预期有望提升。而 2021-2025 年海外海风新增装机预计逐年提升，5 年 CAGR 达 45%，是海外风电装机的主要增量，主要系欧洲、北美、东南亚地区海风装机增加。GW陆风海风图 14：2018-2025E 海外陆/海风装机量图 15：2018-2025E 海外陆/海风分地区装机量陆风海风YoYGW44.54

20、7.928.72.634.13.742.34.740.939.916.52.69.56.16.441.937.64026.130.434.833.538.456.560504030201005035%4030%25%3020%15%2010%5%100%0-5%-10%欧洲北美拉美其他 资料来源：GWEC（含预测），&资料来源：GWEC（含预测），&海外主机厂集中度高，格局稳定，其零部件供应商订单连续性高。海外风机主机厂格局集中度高，主要由维斯塔斯、通用电气、西门子歌美飒主导。2019 年海外陆/海风新增装机 CR3 达 82%/99%。综上，海外装机量稳中有升+主机厂份额集中格局稳定+认证壁

21、垒高，海外主机厂的零部件供应商订单连续性得以充分保障。图 16：2019 年海外陆风主机厂吊装量份额图 17：2019 年海外海风主机厂吊装量份额Enercon 5%Nordex7%Siemens Gamesa 20%Others 6%陆风27GWGE 26%Vetas 36%MHIVestas 22%OthersGE1%8%海风GWSiemens Gamesa 69%资料来源：BNEF，&资料来源：BNEF，&图 18：维斯塔斯 2018-2020Q3 分季度新增订单及价格6000500040003000200010000左：新增订单（MW）右：订单均价（m/MW）5517569647384

22、43938074148 42433261300433111629Q1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q4Q1Q2Q3Q42018201920200.820.80.780.760.740.720.70.680.66201820192020E2021E2022E2023E2024E2025E201820192020E2021E2022E2023E2024E2025E资料来源：维斯塔斯官网，&国内零部件供应链具有出海优势，海外业务成业绩稳定器我国风电零部件较主机具备出海优势，竞争力持续强化，海外主机厂供应占比提升。相比于主机运输半径、技术优势等因素限制了出口，国内风电零部件如塔筒、主轴、铸件、机舱罩等由于原

23、材料价格、交付速度相比海外竞争对手更优而更具备出海优势。以塔筒为例，原材料主要是钢，占成本近 90%，常态化下国内中厚板比美、欧有 20%左右的价格优势。2020 年 2 月之后美欧中厚板价格开始下行，主要系疫情影响需求，预计未来将恢复常态。另一方面，我国风电零部件海外市占率持续提升，2016-2019 年国内塔筒海外供应市占率提升 1.69pcts（2016 年比 2017 年市占率高，系国内 2015 年抢装潮后个别公司将产能更多释放给海外）。未来随着平价进程推进和配套海外主机龙头大兆瓦机型产生的培育作用，零部件环节竞争力持续提升，有望持续打开海外供应。图 19：美、欧、中三地中厚板价格对

24、比图 20：国内塔筒海外市占率总体趋势上提升美国欧盟 中国美元/吨1,2001,1001,0009008007006005004009.00%8.00%7.00%6.00%5.00%4.00%3.00%2.00%1.00%0.00%天顺风能泰胜风能大金重工7.64%5.95%0.0615%6.40%5.66%0.39%1.42%1.99%0.77%1.78%1.78%5.29%3.85%3.86%3.87%2016201720182019资料来源：Wind，&资料来源：各公司公告，GWEC，&测算供应海外产品毛利率更高，成为国内零部件厂商业绩稳定器。供应海外的零部件由于配套海外大兆瓦机型，一方

25、面价格高，另一方面成本摊薄，因此毛利率较国内高。2019年机舱罩/铸件/塔筒海外毛利率高 4.08%/16.99%/2.32%。综上，海外需求稳定，毛利率较国内更高，国内零部件厂商海外供应份额提升，将有效平抑国内装机波动对业绩的影响。图 21：2018-2019 年机舱罩、逐渐、塔筒环节国内海外毛利率国内海外39.87%36.79%43.33%43.95%39.87%40.11%24.57%23.12%22.87%20.55%17.44%11.05%机舱罩铸件2018塔筒机舱罩铸件2019塔筒50%45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%资料来源：各公司公告，& 大型化是趋势，

26、穿越周期成长看“含海量”核心趋势：大型化引领技术升级，利好份额向龙头集中风机大型化包括单机功率和尺寸大型化，核心是摊薄 BOP 成本并提升发电小时数。从 1980 年至今，风机的趋势是单机功率+叶片长度和塔筒高度提升。单机功率提升一方面可以摊薄 BOP 成本，另一方面在相同风场容量下可减少点位数，降低建设成本和运维成本。由于我国风资源相对较好的三北地区高风速资源区逐渐减少，需要提高风机高度以获得更好的风能资源，增加叶片提升发电小时数，最终达到降低 LCOE 的目的。根据罗兰贝格对某风场项目做的测算，6MW 风机替代 3MW 风机可以使 Capex/Opex 下降 6%/14%，最终使得 LCO

27、E 下降 17%。图 22：风机大型化趋势资料来源：EWEA大型化趋势强化壁垒，提升零部件环节盈利能力。大型化趋势下，零部件制造难度和质量要求提升，具体来说：塔筒：塔筒高度增加，载荷强度要求提升；另外大型化塔筒需要采取模块化的分瓣分段设计，建设工艺更为复杂。叶片：尺寸大型化后重量加重，因此需要轻型化设计；国内叶片主流技术是真空灌注，大叶片制造对模具、成型工艺、占模时间、生产场地均提高了要求。而我国大叶片迭代速度快，研发能力、模具开发能力强的企业才能满足下游客户迭代需求。铸件：人力密集型生产，自动化程度较低，因此产能与产品质量与工厂的生产管理经验密切相关，大尺寸铸件要求熟练工，另外受模具、熟练工

28、、环保等因素制约，铸件扩产周期一般为 2-3 年，具有技术代际壁垒。海缆：未来海上风电离岸距离增加，对海缆大长度、软接头技术要求提升，同时为减少输电损耗，送出电缆从交流转向高压柔直输电，强化技术壁垒。综上，风电大型化趋势对整个产业链提出更高要求，强化了各环节壁垒，加速供给侧被动出清。叠加大型化部件强化盈利能力，进一步拉开差距，预计将出现强者恒强局面，利好龙头。投资主线：看“含海量”寻找能够穿越周期的龙头抢装周期下供应偏紧，供应链龙头享受量价齐升。过去十余年，我国风电行业由于电价补贴调整和弃风限电共同作用而呈现周期性特征。2014-2015 年系上轮周期抢装高峰，抢装过后由于弃风限电，叠加发电成

29、本尚未下降至平价水平，导致项目收益率降低，业主装机意愿不强，2016-2017 年装机量波动较大，进而导致抢装过后供应链部分落后产能出清，龙头扩产规模相对有限。进入 2018 年新一轮周期后，相比于主机环节产能相对充裕，供应链环节呈现偏紧状态，因此享受了量价齐升的红利。对比 2019 和 2020H1 各环节毛利率可以发现，虽然抢装周期下风机招标价格上涨，但是零部件价格亦随之上涨，导致主机厂成本提升，毛利率基本没有改善。反观塔筒、叶片、机舱罩、齿轮箱、铸件、变流器等环节龙头在原材料价格相对稳定、竞争格局相对优质的情况下毛利率均有所提升。图 23：风电产业链各环节毛利率与市占率资料来源：各公司公

30、告海风即将进入抢装高峰，海外供货平抑周期波动，看“含海量”筛选具有阿尔法属性的供应链龙头。本轮抢装周期下供应链受益抢装的弹性较主机更高，2021 年系国内海风进入抢装高峰，陆风装机开始回落，海外由于已经基本实现平价而新增装机相对稳定。我们认为可以从“含海量”的角度具备阿尔法属性的供应链优质标的：1）海风业务比例高的，可以继续享受抢装带来的量利齐升；2）海外业务比例高的，可以平抑国内陆风装机波动；3）海风、海外业务兼有的。图 24：风电产业链“含海量”梳理资料来源：各公司公告，&测算 风险因素装机量不及预期、风电 LCOE 下降不及预期、原材料价格上涨、产能释放不及预期等。 投资策略及重点公司投

31、资策略看“含海量”筛选具有阿尔法属性的供应链龙头。重点推荐受益海风抢装业绩弹性最大的海缆龙头东方电缆、三大主业处于向上周期的叶片龙头中材科技，以及铸件、机舱罩、塔筒环节的优质龙头。同时推荐具备显著低估值优势和基本面改善预期的风机龙头金风科技。表 2：风电板块重点跟踪公司盈利预测收盘价EPS（元）PE简称（元）19A20E21E22E19A20E21E22E评级东方电缆20.690.691.351.961.7730151112买入中材科技21.690.821.191.411.5726181514买入金风科技（A）12.070.510.760.981.1324161211买入金风科技（H）12.3

32、00.510.760.981.1324161311买入资料来源：Wind，&预测注：股价为 2020 年 11 月 11 日收盘价重点公司分析东方电缆：受益海风业绩弹性最大的海缆龙头海风环节具备阿尔法属性。海底电缆生产工艺与普通陆缆区别大，具有高技术壁垒，是海上风电相比陆生风电多出的部件，因此在该环节的标的不会有陆风业务拖累的担忧。海缆占海风投资 10%-15%，目前约合 20 亿元/GW。未来看随着海风风场离岸距离增加、大兆瓦机型应用、风场容量提升，海缆的长度和规格是有所增加的，其价值量能够在海风成本下降的趋势下保持坚挺，价值量占比则是提升的。综上，海缆环节本身具备阿尔法属性。公司是海风环节

33、中的阿尔法龙头。海缆行业有资金、区位、技术和资质四大壁垒，进入门槛高，竞争格局主要看存量玩家。公司是海缆行业双寡头之一，市场份额逐渐提升至 42%，海缆业务占比达 50%，行业各标的中弹性最大，自身也具备阿尔法属性。风险因素：海风装机量不及预期，海缆中标不及预期，产能释放不及预期。投资建议：维持预计公司 2020-2022 年 EPS 为 1.35/1.96/1.77 元，现价对应 15/11/12倍 PE，给予目标价 39.20 元，对应 2021 年 20 倍 PE，维持“买入”评级。表 3：东方电缆盈利预测及估值表项目/年度201820192020E2021E2022E营业收入(百万元)

34、3,024.223,690.435,306.926,850.237,138.20营业收入增长率 YoY47%22%44%29%4%净利润(百万元)171.43452.14882.231,284.931,160.33净利润增长率 YoY242%164%95%46%-10%每股收益 EPS(基本)(元)0.340.691.351.961.77毛利率17%25%31%34%29%净资产收益率 ROE9.91%21.14%29.85%32.90%25.78%每股净资产（元）2.653.274.525.976.88PE（倍）6130151112PB（倍）6.06.34.53.63.1资料来源：Wind，

35、&预测注：股价为 2020 年 11 月 11 日收盘价中材科技：三大主业均处于向上周期的叶片龙头公司有三大主业：玻纤、叶片、隔膜，均位于行业 Top3。叶片方面，公司是国内龙头，市占率达 30%。主要配套国内金风科技、明阳智能等头部主机厂，大兆瓦叶片领先行业 1-2 年水平，尤其在大兆瓦叶片占模时长上能做到 24h，仅为同行的 1/2。今年业绩快速增长由叶片业务主要拉动。玻纤价升，隔膜需求向好。玻纤方面，公司市占率国内第二，仅次于中国巨石。目前玻纤行业处于周期向上阶段，预计明年涨价趋势将持续，该业务将接棒叶片成为明年增长动力。锂电隔膜方面，公司配套宁德、比亚迪、LG、松下等全球头部电池企业，其中在宁德供应链内占 50%左右份额。明年预计在行业回暖下，优质客户资源有望带动公司产能释放，进一步扩大市场份额。风险因素：风电装机量不及预期，玻纤价格上涨不及预期，新能源车销量不及预期。投资建议：维持预计公司 2020-2022 年 EPS 为 1.19/1.41/1.57 元，现价对应 18/15/14倍 PE，给予目标价 29.08 元，对应 2021 年 24 倍 PE，维持“买入”评级。表 4：中材科技盈利预测及估值表项目/年度201820192020E2021E2022E营业收入(百万元)11,446.8713,590.4717,641.621