2019年中国新能源发电行业发展概况及市场发展前景分析[图]

新能源发电李玲玲 2019-05-20 05:38 来源：智研咨询

新能源发电是指利用传统能源以外的各种能源形式，包括太阳能、风能、生物质能、地热能、潮汐能、生物质能源等实现发电的过程。其中风力发电、光伏发电在过去十几年的发展最为显著，产业投资十分活跃，新增装机规模屡创纪录；同时技术进步迅速，发电成本大幅下降，商业模式不断创新。

新能源需求中风电占比排名第二，17年为18%；而每年发电增速也是排名第二，近10年平均增速为21.5%，近3年平均增速为16.5%。从2017年全球各新能源（除生物质）需求占比看，水电占比仍然最大，达到65%，而排名第二的风电占比为18%，高于光伏的7%以及其他可再生能源的9.4%。水电的占比正持续下降，近10年从07年的86.7%下降至17年的65.4%，10年间下降了约21个百分点。风电方面，占比在近10年有明显上升，从07年4.8%上升至17年18%，10年间上升了约13个百分点。光伏也从07年的0.2%上升至17年的7%；其他可再生能源占比近年维持在9%左右。从增速看，光伏需求增速最快，近10年平均增速为50%，15-17年平均增速约31%。风电增速排名第二，近10年平均增速为21.5%，近3年平均增速为16.5%。其他可再生能能源增速在近10年为7%左右，而水电增速近年接近0%，近3年平均为1.5%。

2017年全球新能源（除生物质）需求占比

数据来源：公开资料整理

全球各新能源（除生物质）消费增速（%）

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政策支持及技术进步推动了新能源产业大发展

电力产业通常划分为：发电、输电、配电和售电四个环节，本报告讨论的是发电环节中风电、光伏两大新能源形式。发电环节的下游是电站运营，生产的产品是电力，在我国现有电力体系下，发电环节最主要的销售对象是电网，电网购电后进行输配调度，最终由各消费主体进行电力的应用。分布式电站，自备电厂等形式可以实现发电和用电环节直接对接，但是在我国现有电力体系中占比较小。

我国电力产业整体结构

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发电环节的中游是发电设备制造，风电设备制造产业链包括：风电主机、塔筒、叶片、发电机、变速箱、控制系统、轴承、结构件等。光伏设备制造中晶硅产业链是主流，包括：硅料、硅片、电池片、组件，以及各类辅材，例如光伏玻璃、胶膜、背板、支架等。

风电、光伏产业链简介

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政策扶持刺激产业大发展，正向市场化方向转变

为了促进新能源产业的发展，各国均制定了系列化的产业扶持政策。我国一系列产业扶持政策包括新能源补贴、相关企业税收优惠以及即将展开的新能源配额制、平价上网试点、电力交易办法改革等。我国风电光伏此前的发展与补贴政策密不可分。

补贴政策刺激了风电光伏装机规模快速扩大

FIT（Feed-in-Tariff，上网电价补贴/固定电价补贴）制度，是一项广泛应用于可再生能源广泛的机制，操作办法通常是政府与使用可再生能源发电的个人或公司签订长期购电合约（一般20年），期间发电者每向公共电网输送一度电，除了获得原本的电价以外，还可以获取额外补贴。

我国在2005年推出《可再生能源法》后确立了实行FIT模式支持新能源发展。政府制定的标杆电价即为新能源发电的上网价格。新能源标杆电价由“当地脱硫煤电价+可再生能源补贴”两部分构成，其中脱硫煤电价是从电网正常结算；补贴部分则需要集中上报，纳入目录后，由财政资金池统一安排支付，此外部分地区还有地方性补贴，能获得地方性补贴的项目，相应收益率会提升，地方补贴强度也是发电项目收益率的重要影响因素，但由于省市之间地补差异较大，不再进行详细分析。近年来随着风电光伏发电成本的大幅下降，标杆电价也多次下调，补贴强度较产业发展初期已有明显减弱。

风电标杆电价变化曲线

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光伏标杆电价变化曲线

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我国已经成长为全球新能源并网规模最大、发展最快的国家。2010年以来，我国仅通过可再生能源附加费用所征收的资金规模超4000亿，全部用于支持新能源产业的发展。截至2018年，我国风电及光伏的累计装机规模分别达到185GW、176GW，较2010年分别扩大了4倍和200倍。风电光伏发电量亦实现快速增长，2017年的发电量合计达4200亿千瓦时，但是在全部发电量中的占比只有6.5%，低于全球水平。

中国风电、太阳能发电设备装机容量

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中国风电、太阳能合计发电量及占比

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补贴政策也加剧了规模增速及行业盈利的波动

FIT容易加剧行业新增装机规模的波动。FIT已在多国广泛应用，并且有效推动了产业高速增长，但实践来看，由于FIT主要由政府制定，具有一定行政调节特性，难以及时匹配市场和技术发展情况，容易加剧行业规模和建设进度的波动。如果政府制定的标杆电价过高或下调不及时，会导致项目经济性极好，投资热情高涨，新增规模则出现阶段性失控；为了控制这一趋势，政府只能将补贴政策收紧，又会导致新装机规模迅速萎缩，人为增大了行业波动。

我国风电行业2013-2015年、光伏行业2015-2017年的高速增长以及此后新增装机容量的下滑皆有政策调整的影响。

中国风电装机规模（单位：GW）

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中国光伏装机规模（单位：GW）

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行业需求波动叠加技术与产能进步，制造环节盈利能力波动更为显著。财政补贴影响风电光伏的装机规模，传导到制造环节就体现为盈利能力的巨幅波动。以光伏制造行业的大全新能源（生产光伏硅料为主）和晶澳太阳能（生产单晶硅棒、硅片、高效太阳能电池及组件）为例，毛利率波动极为明显，甚至出现阶段性亏损。

大全新能源收入及毛利率水平

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晶澳太阳能收入及毛利率

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我国风电光伏行业当前瓶颈：补贴缺口及消纳问题

国内风电光伏的装机规模呈现几何级增长，但也补贴缺口也“滚雪球”式增长。尽管FIT对促进新能源规模的增长起到了重要作用，但高速发展中累积的问题也日益凸显。我国风电光伏发电的电价补贴来自于财政部管理的可再生能源发展基金，其资金池的来源主要是可再生能源发展专项资金和向电力用户征收的可再生能源电价附加。由于可再生能源附加欠缴以及财政拨款不足，风电光伏行业随着发电装机规模扩大，补贴缺口也持续累积，2017年底补贴缺口就已超千亿元。

2012-2017年可再生能源附加收入、补贴支出及拖欠情况测算

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电站运营受补贴拖欠影响，现金流弱于传统发电企业。新能源发电项目受累于补贴拖欠，应收账款周转显著低于传统发电企业。能源项目投资强度较大，发电运营企业资产负债率普遍在65%以上，对比五大集团旗下资产分布、规模及运营能力均具有代表性的上市公司，可以发现以新能源装机为主的企业，ROA、ROE、ROIC等收益率指标均高于传统能源企业，但受累于补贴拖欠，应收账款周转天数往往是火电企业的3-5倍，由于补贴缺口无法短期内解决，新能源运营企业也仍需面临这一问题。

五大发电集团旗下主要上市公司应收账款周转天数

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消纳问题不仅影响存量资产的利用率，也是电力结构转型的一大瓶颈。风力光照资源较好的西北、东北、华北北部（“三北”地区）还存在新能源发电项目利用率不足的问题（即新能源消纳中的“弃风弃光”现象）。造成消纳问题的原因是多方面的，包括新能源发电不稳定、规模扩张过快、资源与负荷地域分配不均、区域利益冲突、配套通道不完善等。2018年在电源侧、电网侧以及政府部门的共同努力下，消纳问题有所缓解，以风电消纳为例，重点监测的省份中，甘肃、吉林、黑龙江的弃风情况都大幅改善，大部分省份完成了承诺目标，仅新疆全年弃风率仍在20%以上。按照能源局发布的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，要求到2020年基本解决清洁能源消纳问题，届时光伏、水能利用率需达到95%以上，风电利用率力争达到95%。

可再生能源2018-2020消纳目标

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配额制及竞价上网正在成为新的政策

框架配额制试图通过市场化办法来解决新能源发电的电力消纳问题，以及部分解决新能源补贴问题。可再生能源配额制（RPS）是指政府要求配额主体保证一定比例的电力必须来源于可再生能源发电，配额制仅针对电量进行要求，电价则交由市场决定。被考核的主体可以是地方政府、发电企业、电网企业以及终端消费者（我国目前推出的征求意见稿中被考核主体包括电网公司、地方电网、配售电企业、独立售电企业、有自备电厂企业及电力直接交易用户6类）。如果被考核主体由于资源禀赋或其他原因无法完成配额义务的主体可以通过交易可再生能源证书（REC，即绿证）来达到配额要求。配额制的优势在于通过市场，自发将可再生能源的开发价格和生产数量调节至均衡水平；同时政府只是规则的制定者与监管者，不用投入大量补贴基金。

从海外经验来看，配额制实施成效各有差异。成功的案例至少具备了以下几个特点：1、有较为合理的配额制目标；2、有明确的配额权责主体；3、有明确交易细则和惩罚或激励机制；4、有明确的过程监管主体。

我国早在2009年就提出了配额制，但由于配额制涉及电力发、输、配、售等多个环节，如何确定配额义务的主体就颇具难度；同时地方与中央、电网企业与地方政府之间均存在着利益交织，导致政策多年都难以落地。2018年3月，能源局公布了《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》明确了2018年和2020年各省的可再生能源电力总量配额指标、非水电可再生能源配额指标以及考核监督办法。截至2018年末，配额制办法已推出了第三版征求意见稿。目前最新版征求意见稿中已基本明确了六类考核主体，并就执行办法提出了更具可操作性的指引。配额考核自2019年1月1日起正式实施。

2019年1月，能源局、发改委还联合印发了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，其中也鼓励平价项目通过绿证获取收益，随着电网消纳能力与电价机制的梳理，消纳和补贴将在项目运行之前解决，而非矛盾持续累积。竞价上网的模式将使得项目电价逐步由市场竞争决定，其中风电上网电价从2019年开始将由竞争性配置的方式决定，预计将有效降低项目度电水平。2018年5月18日，能源局印发了关于“风电项目竞争性配置的指导方案（试行）”，从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电、海上风电项目全部通过竞争方式配置和确定上网电价，分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。从竞争性配置的具体要求来看，投资企业评分将由“企业实力+设备先进性+技术方案+投标价格”四个方面共同决定，由于明确规定了“电价权重不得低于40%”，电价将是项目中标的核心，该项政策的直接目的就是逐步消除补贴，通过竞价逐步实现风电项目平价上网。光伏项目推出“领跑者”计划，采取竞价机制，部分地区中标电价已接近传统能源价格。2015年开始，能源局决定实行对部分光伏项目的专项扶持计划，即“领跑者”计划。“领跑者”计划要求电站所采用的技术和使用组件都是行业绝对领先的水平，以此建设拥有先进技术的光伏发电示范基地、新技术应用示范工程。“领跑者”计划基于项目的示范定位，地方政府会在关键设备、财政资金、土地、消纳等方面予以支持，意味着项目“非技术成本”很低。

“领跑者”计划的入选评分标准为“投资能力+技术与产业先进性+技术方案+价格水准”，其中电价权重占比最高，因此中标电价屡创新低。2018年部分项目中标电价与当地燃煤电价差距已缩小到1毛以内，显现发电侧平价的希望。2019年如果大部分光伏项目通过市场竞争决定电价，预计新项目电价也将明显下降。

第三批领跑者项目中标电价与当地脱硫煤电价格对比

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技术进步带动成本下降是行业持续发展的内生动力

成本下降已经带动新能源行业实现了产业化大发展新能源发电成本实现了大幅下降，部分地区已处于传统化石能源成本区间。发电成本通常用平准化度电成本（LevelizedCostofEnergy，LCOE）指标来衡量，是指把项目生命周期内的全成本加上合理投资收益，再根据发电量进行平准化计算得到的度电成本。2010到2017年之间，各类新能源发电的LCOE均实现了大幅下降。其中陆上风电、海上风电、大型光伏地面电站LCOE分别降至0.06、0.14、0.1美元/kwh，降幅达到25%、17%、72%；在一些风力、太阳能资源丰富的地区，风力光伏发电的成本已经进入化石能源发电成本的区间。

全球风电、光伏度电成本降幅及预测（2010-020）

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全球范围来看，陆上风电、光伏装机规模已经历了爆发式增长。不同阶段、不同国家，对新能源的产业扶持力度都会有所差异，全球来看，虽然阶段性的发展中心会有所转移，但随着技术进步及成本下降，风电光伏逐渐从昂贵示范阶段，走向了全面产业化大发展。全球风电及光伏的装机规模在2004年分别为48GW、4GW，到2017年达到539GW、402GW，分别实现了10倍和100倍的增长。2017年全球新增电力装机中，可再生能源占比（含水电）约为70%，但由于基数很低，总装机占比仍不足20%；新能源发电量占比则更低，仅为12%。

全球可再生能源发电行业累计装机规模（单位：GW）及年均复合增速

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全球可再生能源装机及发电量占比

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技术进步主要由各制造环节推动

回顾过去，新能源发电成本下降的三大主要因素是：技术进步、项目实现规模化开发、竞价上网逐步开展。其中技术进步作为内生因素最具持续性，是行业持续发展的内生动力。技术进步贯穿行业各环节，风电制造业中，风机大型化、叶片材料轻量化等进步有效降低了风力开发的度电成本。光伏环节的技术进步更为迅速，过去几年，新技术持续实现了产业化，例如硅料环节通过冷氢化有效降低了能耗。硅片环节金刚线切割降低了硅耗，切割效率也大幅提升。

光伏电池片转换效率随着新技术路线的导入而持续提升。2016年的主流常规单晶电池片转换效率约19.8%，而近两年因为氧化铝钝化硅表面技术的革新，PERC（钝化发射极和背表面）电池片平均转换效率可提升至21.5%以上。组件环节叠瓦等封装形式也将提高组件的输出功率。
进口替代有效推动了产业链降本

我国制造企业在推动产业链降本的过程中发挥了重要作用。得益于成本优势、产业链完整性等优势，我国企业在各项技术的产业化导入和降本中起到了重要作用。过去几年，风力发电主机、光伏组件等产品虽然价格略有阶段性波动，但整体呈现明显下降趋势。以风机环节为例，2009年之前，进口风机基本垄断了国内市场，风机设备价格在6000元/千瓦以上，2010年以后，大批量国产机组投入市场，主流陆上风机价格已经降至3000元/千瓦左右。而光伏制造各主要环节（硅料-硅片-电池片-组件）不仅实现了国产化，还成为了全球的制造基地，各环节价格降幅更大。

风电整机制造企业新增容量占比

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我国光伏制造主要环节产能全球市占率

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风电主机公开招标投标均价

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硅料、硅片价格持续下降

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电池片、组件价格持续下降

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技术更迭也会造成制造业产能的淘汰

技术更迭往往成为产能发展的分水岭。对于制造环节，技术进步与落后产能淘汰总是并行。目前风电行业技术进步的可能方向包括：大型化、轻量化、智能化、储能化。光伏行业则围绕电池转换效率，组件封装形式，BOS优化等方面展开。风电光伏行业不乏制造巨头破产的事例，造成破产的原因，主要就是技术进步造成了产能分化、企业资本及现金流管控不当以及行业景气度下滑。

新能源制造企业为了提升效率、降低成本，不得不进行大量研发投入及更新或新建产线。以A股主要风电、光伏制造企业为例，过去五年的研发支出在当年毛利润中占比约为20%，其中光伏制造投入占比更高，硅片龙头企业隆基股份、中环股份部分年度研发支出占毛利润比例超过50%。进行大量的研发投入和产能升级是新能源行业中各制造企业竞争力提升的重要来源，但同时技术路线选择、产线折旧又潜藏危机。风电、光伏制造企业普遍负债率都在60%左右，如果技术路线、市场判断、产能投放有所失误，企业可能短期内就要面临严峻的考验，基于技术进步特性，光伏制造企业面临的这一风险更大。

风电光伏企业研发投入/毛利润中位数

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电力设备制造板块资产负债率对比

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新能源发电行业仍有中长期发展空间

新能源行业具有中长期增长的潜力

展望中长期新能源行业的发展空间，决定因素主要是：下游电力需求以及与传统能源相比，新能源发电在经济性、适用场景等方面的竞争力。总体来看，风电光伏发电的中长期发展空间仍极为广阔，规模持续增长的潜力主要来自于：1、电力需求会随着经济增长、城市化进程等因素继续增长。尽管驱动因素各不相同，但全球电气化趋势仍在延续，而化石能源的稀缺性和日益突出的环境问题都要求能源结构转变。当然，对我国而言这一过程必然是漫长且渐进的。2、风电光伏发电的经济性在持续提升。在技术进步以及各国多年产业支持政策之下，风电光伏发电成本已经显著下降并趋近传统化石燃料，项目经济性提升。即使补贴退出，随着技术进步，风电光伏发电的价格竞争力可以持续增强。考虑电力系统的灵活性以及各类新增电力消费场景的出现，风电光伏发电形式可能在部分新的电力应用场景中具有天然优势（例如太阳能发电与电动车充电站的结合）。3、储能技术成熟将打破新能源发电瓶颈。

风电光伏相对于火电的一个重要缺陷就是电源波动性问题，会对并网及调度造成较大压力。储能可以有效解决这一问题，但是在储能成本较高的阶段，配套储能将进一步拉低项目经济性。近年来随着储能技术的进步，成本的下降，产业正处于大规模商业化应用前夕。我国投运的储能装机规模在2017年底约为3000万kw，而国网能源研究院预测在2050年将达到4.2亿kw。储能产业的发展和应用的成熟有望从根源上化解风电光伏的发电波动以及消纳问题。
全球及中国市场发展展望

全球范围，中长期仍有成倍的增长空间。基于不同的经济增速、用电量增速及新能源占比的假设，对于新能源装机规模的预测数据差异较大，但能源结构转型的趋势是一致的。参考BNEF（彭博新能源财经）的预测，到2050年，2050年，全球光伏装机量较2017年将增长17倍，风电装机量增长6倍（即累计装机容量分别约为8000GW、3000GW）；光伏和风电发电量将约占全球总发电量的50%。由此带动行业在2018-2050间累积投资金额超8万亿美元（年均投资规模超千亿美元）。

全球能源项目投资总额展望

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我国风电光伏规模在未来三十年具有10倍发展空间。到2035年，我国火电设备装机量占比将降至30%左右，风电、光伏将在2040年前后成为主力非化石电源，到2050年，风电光伏装机量占比将接近60%。2017年新能源发电量折合标准煤约1.3亿吨，而到2050年则每年至少需要由新能源提供折合14亿吨标准煤的发电量，即保守估计也有10倍空间。

2035年我国各类电源装机容量占比预测