新能源發電是指利用傳統能源以外的各種能源形式，包括太陽能、風能、生物質能、地熱能、潮汐能、生物質能源等實現發電的過程。其中風力發電、光伏發電在過去十幾年的發展最為顯著，產業投資十分活躍，新增裝機規模屢創紀錄；同時技術進步迅速，發電成本大幅下降，商業模式不斷創新。

    新能源需求中風電占比排名第二，17年為18%；而每年發電增速也是排名第二，近10年平均增速為21.5%，近3年平均增速為16.5%。從2017年全球各新能源（除生物質）需求占比看，水電占比仍然最大，達到65%，而排名第二的風電占比為18%，高于光伏的7%以及其他可再生能源的9.4%。水電的占比正持續下降，近10年從07年的86.7%下降至17年的65.4%，10年間下降了約21個百分點。風電方面，占比在近10年有明顯上升，從07年4.8%上升至17年18%，10年間上升了約13個百分點。光伏也從07年的0.2%上升至17年的7%；其他可再生能源占比近年維持在9%左右。從增速看，光伏需求增速最快，近10年平均增速為50%，15-17年平均增速約31%。風電增速排名第二，近10年平均增速為21.5%，近3年平均增速為16.5%。其他可再生能能源增速在近10年為7%左右，而水電增速近年接近0%，近3年平均為1.5%。

2017年全球新能源（除生物質）需求占比

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全球各新能源（除生物質）消費增速（%）

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    政策支持及技術進步推動了新能源產業大發展

    電力產業通常劃分為：發電、輸電、配電和售電四個環節，本報告討論的是發電環節中風電、光伏兩大新能源形式。發電環節的下游是電站運營，生產的產品是電力，在我國現有電力體系下，發電環節最主要的銷售對象是電網，電網購電后進行輸配調度，最終由各消費主體進行電力的應用。分布式電站，自備電廠等形式可以實現發電和用電環節直接對接，但是在我國現有電力體系中占比較小。

我國電力產業整體結構

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    發電環節的中游是發電設備制造，風電設備制造產業鏈包括：風電主機、塔筒、葉片、發電機、變速箱、控制系統、軸承、結構件等。光伏設備制造中晶硅產業鏈是主流，包括：硅料、硅片、電池片、組件，以及各類輔材，例如光伏玻璃、膠膜、背板、支架等。

風電、光伏產業鏈簡介

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    政策扶持刺激產業大發展，正向市場化方向轉變

    為了促進新能源產業的發展，各國均制定了系列化的產業扶持政策。我國一系列產業扶持政策包括新能源補貼、相關企業稅收優惠以及即將展開的新能源配額制、平價上網試點、電力交易辦法改革等。我國風電光伏此前的發展與補貼政策密不可分。

    補貼政策刺激了風電光伏裝機規?？焖贁U大

    FIT（Feed-in-Tariff，上網電價補貼/固定電價補貼）制度，是一項廣泛應用于可再生能源廣泛的機制，操作辦法通常是政府與使用可再生能源發電的個人或公司簽訂長期購電合約（一般20年），期間發電者每向公共電網輸送一度電，除了獲得原本的電價以外，還可以獲取額外補貼。

    我國在2005年推出《可再生能源法》后確立了實行FIT模式支持新能源發展。政府制定的標桿電價即為新能源發電的上網價格。新能源標桿電價由“當地脫硫煤電價+可再生能源補貼”兩部分構成，其中脫硫煤電價是從電網正常結算；補貼部分則需要集中上報，納入目錄后，由財政資金池統一安排支付，此外部分地區還有地方性補貼，能獲得地方性補貼的項目，相應收益率會提升，地方補貼強度也是發電項目收益率的重要影響因素，但由于省市之間地補差異較大，不再進行詳細分析。近年來隨著風電光伏發電成本的大幅下降，標桿電價也多次下調，補貼強度較產業發展初期已有明顯減弱。

風電標桿電價變化曲線

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光伏標桿電價變化曲線

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    我國已經成長為全球新能源并網規模最大、發展最快的國家。2010年以來，我國僅通過可再生能源附加費用所征收的資金規模超4000億，全部用于支持新能源產業的發展。截至2018年，我國風電及光伏的累計裝機規模分別達到185GW、176GW，較2010年分別擴大了4倍和200倍。風電光伏發電量亦實現快速增長，2017年的發電量合計達4200億千瓦時，但是在全部發電量中的占比只有6.5%，低于全球水平。

中國風電、太陽能發電設備裝機容量

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中國風電、太陽能合計發電量及占比

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    補貼政策也加劇了規模增速及行業盈利的波動

    FIT容易加劇行業新增裝機規模的波動。FIT已在多國廣泛應用，并且有效推動了產業高速增長，但實踐來看，由于FIT主要由政府制定，具有一定行政調節特性，難以及時匹配市場和技術發展情況，容易加劇行業規模和建設進度的波動。如果政府制定的標桿電價過高或下調不及時，會導致項目經濟性極好，投資熱情高漲，新增規模則出現階段性失控；為了控制這一趨勢，政府只能將補貼政策收緊，又會導致新裝機規模迅速萎縮，人為增大了行業波動。

    我國風電行業2013-2015年、光伏行業2015-2017年的高速增長以及此后新增裝機容量的下滑皆有政策調整的影響。

中國風電裝機規模（單位：GW）

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中國光伏裝機規模（單位：GW）

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    行業需求波動疊加技術與產能進步，制造環節盈利能力波動更為顯著。財政補貼影響風電光伏的裝機規模，傳導到制造環節就體現為盈利能力的巨幅波動。以光伏制造行業的大全新能源（生產光伏硅料為主）和晶澳太陽能（生產單晶硅棒、硅片、高效太陽能電池及組件）為例，毛利率波動極為明顯，甚至出現階段性虧損。

大全新能源收入及毛利率水平

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晶澳太陽能收入及毛利率

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    我國風電光伏行業當前瓶頸：補貼缺口及消納問題

    國內風電光伏的裝機規模呈現幾何級增長，但也補貼缺口也“滾雪球”式增長。盡管FIT對促進新能源規模的增長起到了重要作用，但高速發展中累積的問題也日益凸顯。我國風電光伏發電的電價補貼來自于財政部管理的可再生能源發展基金，其資金池的來源主要是可再生能源發展專項資金和向電力用戶征收的可再生能源電價附加。由于可再生能源附加欠繳以及財政撥款不足，風電光伏行業隨著發電裝機規模擴大，補貼缺口也持續累積，2017年底補貼缺口就已超千億元。

2012-2017年可再生能源附加收入、補貼支出及拖欠情況測算

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    電站運營受補貼拖欠影響，現金流弱于傳統發電企業。新能源發電項目受累于補貼拖欠，應收賬款周轉顯著低于傳統發電企業。能源項目投資強度較大，發電運營企業資產負債率普遍在65%以上，對比五大集團旗下資產分布、規模及運營能力均具有代表性的上市公司，可以發現以新能源裝機為主的企業，ROA、ROE、ROIC等收益率指標均高于傳統能源企業，但受累于補貼拖欠，應收賬款周轉天數往往是火電企業的3-5倍，由于補貼缺口無法短期內解決，新能源運營企業也仍需面臨這一問題。

五大發電集團旗下主要上市公司應收賬款周轉天數

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    消納問題不僅影響存量資產的利用率，也是電力結構轉型的一大瓶頸。風力光照資源較好的西北、東北、華北北部（“三北”地區）還存在新能源發電項目利用率不足的問題（即新能源消納中的“棄風棄光”現象）。造成消納問題的原因是多方面的，包括新能源發電不穩定、規模擴張過快、資源與負荷地域分配不均、區域利益沖突、配套通道不完善等。2018年在電源側、電網側以及政府部門的共同努力下，消納問題有所緩解，以風電消納為例，重點監測的省份中，甘肅、吉林、黑龍江的棄風情況都大幅改善，大部分省份完成了承諾目標，僅新疆全年棄風率仍在20%以上。按照能源局發布的《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》，要求到2020年基本解決清潔能源消納問題，屆時光伏、水能利用率需達到95%以上，風電利用率力爭達到95%。

可再生能源2018-2020消納目標

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    配額制及競價上網正在成為新的政策

    框架配額制試圖通過市場化辦法來解決新能源發電的電力消納問題，以及部分解決新能源補貼問題。可再生能源配額制（RPS）是指政府要求配額主體保證一定比例的電力必須來源于可再生能源發電，配額制僅針對電量進行要求，電價則交由市場決定。被考核的主體可以是地方政府、發電企業、電網企業以及終端消費者（我國目前推出的征求意見稿中被考核主體包括電網公司、地方電網、配售電企業、獨立售電企業、有自備電廠企業及電力直接交易用戶6類）。如果被考核主體由于資源稟賦或其他原因無法完成配額義務的主體可以通過交易可再生能源證書（REC，即綠證）來達到配額要求。配額制的優勢在于通過市場，自發將可再生能源的開發價格和生產數量調節至均衡水平；同時政府只是規則的制定者與監管者，不用投入大量補貼基金。

    從海外經驗來看，配額制實施成效各有差異。成功的案例至少具備了以下幾個特點：1、有較為合理的配額制目標；2、有明確的配額權責主體；3、有明確交易細則和懲罰或激勵機制；4、有明確的過程監管主體。

    我國早在2009年就提出了配額制，但由于配額制涉及電力發、輸、配、售等多個環節，如何確定配額義務的主體就頗具難度；同時地方與中央、電網企業與地方政府之間均存在著利益交織，導致政策多年都難以落地。2018年3月，能源局公布了《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》明確了2018年和2020年各省的可再生能源電力總量配額指標、非水電可再生能源配額指標以及考核監督辦法。截至2018年末，配額制辦法已推出了第三版征求意見稿。目前最新版征求意見稿中已基本明確了六類考核主體，并就執行辦法提出了更具可操作性的指引。配額考核自2019年1月1日起正式實施。

    2019年1月，能源局、發改委還聯合印發了《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，其中也鼓勵平價項目通過綠證獲取收益，隨著電網消納能力與電價機制的梳理，消納和補貼將在項目運行之前解決，而非矛盾持續累積。競價上網的模式將使得項目電價逐步由市場競爭決定，其中風電上網電價從2019年開始將由競爭性配置的方式決定，預計將有效降低項目度電水平。2018年5月18日，能源局印發了關于“風電項目競爭性配置的指導方案（試行）”，從2019年起，各?。ㄗ灾螀^、直轄市）新增核準的集中式陸上風電、海上風電項目全部通過競爭方式配置和確定上網電價，分散式風電項目可不參與競爭性配置，逐步納入分布式發電市場化交易范圍。從競爭性配置的具體要求來看，投資企業評分將由“企業實力+設備先進性+技術方案+投標價格”四個方面共同決定，由于明確規定了“電價權重不得低于40%”，電價將是項目中標的核心，該項政策的直接目的就是逐步消除補貼，通過競價逐步實現風電項目平價上網。光伏項目推出“領跑者”計劃，采取競價機制，部分地區中標電價已接近傳統能源價格。2015年開始，能源局決定實行對部分光伏項目的專項扶持計劃，即“領跑者”計劃?！邦I跑者”計劃要求電站所采用的技術和使用組件都是行業絕對領先的水平，以此建設擁有先進技術的光伏發電示范基地、新技術應用示范工程?！邦I跑者”計劃基于項目的示范定位，地方政府會在關鍵設備、財政資金、土地、消納等方面予以支持，意味著項目“非技術成本”很低。

    “領跑者”計劃的入選評分標準為“投資能力+技術與產業先進性+技術方案+價格水準”，其中電價權重占比最高，因此中標電價屢創新低。2018年部分項目中標電價與當地燃煤電價差距已縮小到1毛以內，顯現發電側平價的希望。2019年如果大部分光伏項目通過市場競爭決定電價，預計新項目電價也將明顯下降。

第三批領跑者項目中標電價與當地脫硫煤電價格對比

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    技術進步帶動成本下降是行業持續發展的內生動力

    成本下降已經帶動新能源行業實現了產業化大發展新能源發電成本實現了大幅下降，部分地區已處于傳統化石能源成本區間。發電成本通常用平準化度電成本（LevelizedCostofEnergy，LCOE）指標來衡量，是指把項目生命周期內的全成本加上合理投資收益，再根據發電量進行平準化計算得到的度電成本。2010到2017年之間，各類新能源發電的LCOE均實現了大幅下降。其中陸上風電、海上風電、大型光伏地面電站LCOE分別降至0.06、0.14、0.1美元/kwh，降幅達到25%、17%、72%；在一些風力、太陽能資源豐富的地區，風力光伏發電的成本已經進入化石能源發電成本的區間。

全球風電、光伏度電成本降幅及預測（2010-020）

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    全球范圍來看，陸上風電、光伏裝機規模已經歷了爆發式增長。不同階段、不同國家，對新能源的產業扶持力度都會有所差異，全球來看，雖然階段性的發展中心會有所轉移，但隨著技術進步及成本下降，風電光伏逐漸從昂貴示范階段，走向了全面產業化大發展。全球風電及光伏的裝機規模在2004年分別為48GW、4GW，到2017年達到539GW、402GW，分別實現了10倍和100倍的增長。2017年全球新增電力裝機中，可再生能源占比（含水電）約為70%，但由于基數很低，總裝機占比仍不足20%；新能源發電量占比則更低，僅為12%。

全球可再生能源發電行業累計裝機規模（單位：GW）及年均復合增速

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全球可再生能源裝機及發電量占比

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    技術進步主要由各制造環節推動

    回顧過去，新能源發電成本下降的三大主要因素是：技術進步、項目實現規?；_發、競價上網逐步開展。其中技術進步作為內生因素最具持續性，是行業持續發展的內生動力。技術進步貫穿行業各環節，風電制造業中，風機大型化、葉片材料輕量化等進步有效降低了風力開發的度電成本。光伏環節的技術進步更為迅速，過去幾年，新技術持續實現了產業化，例如硅料環節通過冷氫化有效降低了能耗。硅片環節金剛線切割降低了硅耗，切割效率也大幅提升。

    光伏電池片轉換效率隨著新技術路線的導入而持續提升。2016年的主流常規單晶電池片轉換效率約19.8%，而近兩年因為氧化鋁鈍化硅表面技術的革新，PERC（鈍化發射極和背表面）電池片平均轉換效率可提升至21.5%以上。組件環節疊瓦等封裝形式也將提高組件的輸出功率。
進口替代有效推動了產業鏈降本

    我國制造企業在推動產業鏈降本的過程中發揮了重要作用。得益于成本優勢、產業鏈完整性等優勢，我國企業在各項技術的產業化導入和降本中起到了重要作用。過去幾年，風力發電主機、光伏組件等產品雖然價格略有階段性波動，但整體呈現明顯下降趨勢。以風機環節為例，2009年之前，進口風機基本壟斷了國內市場，風機設備價格在6000元/千瓦以上，2010年以后，大批量國產機組投入市場，主流陸上風機價格已經降至3000元/千瓦左右。而光伏制造各主要環節（硅料-硅片-電池片-組件）不僅實現了國產化，還成為了全球的制造基地，各環節價格降幅更大。

    風電整機制造企業新增容量占比

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我國光伏制造主要環節產能全球市占率

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風電主機公開招標投標均價

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硅料、硅片價格持續下降

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電池片、組件價格持續下降

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    技術更迭也會造成制造業產能的淘汰

    技術更迭往往成為產能發展的分水嶺。對于制造環節，技術進步與落后產能淘汰總是并行。目前風電行業技術進步的可能方向包括：大型化、輕量化、智能化、儲能化。光伏行業則圍繞電池轉換效率，組件封裝形式，BOS優化等方面展開。風電光伏行業不乏制造巨頭破產的事例，造成破產的原因，主要就是技術進步造成了產能分化、企業資本及現金流管控不當以及行業景氣度下滑。

    新能源制造企業為了提升效率、降低成本，不得不進行大量研發投入及更新或新建產線。以A股主要風電、光伏制造企業為例，過去五年的研發支出在當年毛利潤中占比約為20%，其中光伏制造投入占比更高，硅片龍頭企業隆基股份、中環股份部分年度研發支出占毛利潤比例超過50%。進行大量的研發投入和產能升級是新能源行業中各制造企業競爭力提升的重要來源，但同時技術路線選擇、產線折舊又潛藏危機。風電、光伏制造企業普遍負債率都在60%左右，如果技術路線、市場判斷、產能投放有所失誤，企業可能短期內就要面臨嚴峻的考驗，基于技術進步特性，光伏制造企業面臨的這一風險更大。

風電光伏企業研發投入/毛利潤中位數

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電力設備制造板塊資產負債率對比

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    新能源發電行業仍有中長期發展空間

    新能源行業具有中長期增長的潛力

    展望中長期新能源行業的發展空間，決定因素主要是：下游電力需求以及與傳統能源相比，新能源發電在經濟性、適用場景等方面的競爭力?？傮w來看，風電光伏發電的中長期發展空間仍極為廣闊，規模持續增長的潛力主要來自于：1、電力需求會隨著經濟增長、城市化進程等因素繼續增長。盡管驅動因素各不相同，但全球電氣化趨勢仍在延續，而化石能源的稀缺性和日益突出的環境問題都要求能源結構轉變。當然，對我國而言這一過程必然是漫長且漸進的。2、風電光伏發電的經濟性在持續提升。在技術進步以及各國多年產業支持政策之下，風電光伏發電成本已經顯著下降并趨近傳統化石燃料，項目經濟性提升。即使補貼退出，隨著技術進步，風電光伏發電的價格競爭力可以持續增強?？紤]電力系統的靈活性以及各類新增電力消費場景的出現，風電光伏發電形式可能在部分新的電力應用場景中具有天然優勢（例如太陽能發電與電動車充電站的結合）。3、儲能技術成熟將打破新能源發電瓶頸。

    風電光伏相對于火電的一個重要缺陷就是電源波動性問題，會對并網及調度造成較大壓力。儲能可以有效解決這一問題，但是在儲能成本較高的階段，配套儲能將進一步拉低項目經濟性。近年來隨著儲能技術的進步，成本的下降，產業正處于大規模商業化應用前夕。我國投運的儲能裝機規模在2017年底約為3000萬kw，而國網能源研究院預測在2050年將達到4.2億kw。儲能產業的發展和應用的成熟有望從根源上化解風電光伏的發電波動以及消納問題。
全球及中國市場發展展望

    全球范圍，中長期仍有成倍的增長空間。基于不同的經濟增速、用電量增速及新能源占比的假設，對于新能源裝機規模的預測數據差異較大，但能源結構轉型的趨勢是一致的。參考BNEF（彭博新能源財經）的預測，到2050年，2050年，全球光伏裝機量較2017年將增長17倍，風電裝機量增長6倍（即累計裝機容量分別約為8000GW、3000GW）；光伏和風電發電量將約占全球總發電量的50%。由此帶動行業在2018-2050間累積投資金額超8萬億美元（年均投資規模超千億美元）。

全球能源項目投資總額展望

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    我國風電光伏規模在未來三十年具有10倍發展空間。到2035年，我國火電設備裝機量占比將降至30%左右，風電、光伏將在2040年前后成為主力非化石電源，到2050年，風電光伏裝機量占比將接近60%。2017年新能源發電量折合標準煤約1.3億噸，而到2050年則每年至少需要由新能源提供折合14億噸標準煤的發電量，即保守估計也有10倍空間。

2035年我國各類電源裝機容量占比預測

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2050年我國各類電源裝機容量占比預測

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