根據 2018 年 3 月 9 日國家能源局發布的《2018 年能源指導意見通知》，2018 年內計劃安排新開工建設規模約 2500 萬千瓦，新增裝機規模約 2000 萬千瓦。目前第一個季度 6000 瓦以上新增裝機容量 478.71 萬千瓦，增速為 10.6%。雖然目前風電投資檢測預警放松，但由于棄風率仍未達標，我們預計 2018 年底累計風電裝機容量為 18248 萬千瓦，新增裝機容量 1950 萬千瓦;2019-2010 將保持這一增速，至 2020 年我國風電裝機約為 22148 萬千瓦，符合“十三五”規劃 2.1 億千瓦的目標，但距離《2017-2020 年風電新增建設規模方案》中，2020 年風電規劃并網目標為 236GW(不含特高壓輸電通道配套的風電基地和海上風電建設規模)，仍有一定距離。

收入：用電需求大增，拉動風電消納

2018 年前 4 月全國平均利用小時數為 812 小時，同比大增 150 小時。其中利用小時數最高的省份有是云南。利用小時數最低的省份是青海。2018 年第一季度紅色預警地區棄風情況有所好轉。其中吉林棄風率下降 35.5 個百分點;黑龍江棄風率下降 27.8 個百分點。山東、遼寧、蒙東、甘肅、新疆棄風率下降超過 10 個百分點，全國 18 個省份棄風率同比下降。

上半年棄風率的下降主要由于用電需求大增拉動風電消納提升。隨著特高壓輸電通道建成，我們預計棄風率將持續下降。當前，天中和靈紹兩條自新疆起始的線路分別輸送了 23%和 29%的風電和光伏發電量，而錫盟-山東、皖電東送以及浙福三條線路的“零可再生能源配比”還有很多空間。《2018 年能源工作指導意見的通知》指出年內計劃建成內蒙古上海廟—山東臨沂±800 千伏特高壓直流、新疆準東—華東皖南±1100 千伏特高壓直流等輸電通道，新增輸電能力 2200 萬千瓦。此外，到 2020 年之前預計還有 4 條特高壓將投產(內蒙古和新疆各兩條)，我們預計投產以后能進一步消納當地風電發電量。

2018 年前 4 個月全國平均利用小時數的增速為 22%，我們預計 2018 年風電平均利用小時數增速為 10%，2018 年全國平均利用小時數為 3729.27 小時。根據《風電發展“十三五”規劃》提出的風電消納利用目標：2020 年“三北”地區全面達到最低保障性收購利用小時數的要求。我們預計 2020 年全國風電平均利用小時數為 2065.88 小時。

收入：陸上風電上網電價下降，風電競價促進平價上網

陸上風電上網電價下降。2016 年 12 月 12 日，國家發改委發布《國家發展改革委關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》，要求 2018 年 1 月 1 日以后核準并納入財政補貼年度規模管理的陸上風電項目執行 2018 年的標桿上網電價，陸上風電上網電價進一步下降。Ⅰ類資源、Ⅱ類資源Ⅲ類資源以及 IV 類資源地區的陸上發電調整為 0.4、0.45、0.49、0.57 元/千瓦時，下降幅度為 14.9%，10%，9.3%、5%。而海上風電上網電價依舊按照原來標準執行。一方面，陸上風電上網電價降低意味著政策補貼逐漸減少，風電行業發展的核心驅動力由政策轉變為市場競爭。國家發改委在《關于全面深化價格機制改革的意見》再次強調實施風電、光伏等新能源標桿上網電價退坡機制，2020 年實現風電上網電價與燃煤上網電價相當。以Ⅰ類資源為例，2017 年 7 月 1 日內蒙古平均燃煤標桿上網電價為 0.29 元/度，與Ⅰ類資源的風電上網電價僅差 0.11 元，到 2020 年能夠實現風電發電側平價上網。

風電競價時代來臨。2018 年 5 月 18 日國家能源局發布《2018 年度風電建設管理有關要求通知》指出推行競爭方式配臵風電項目。2018 年尚未配臵到項目的年度新增集中式陸上風電和未確定投資主體的海上風電項目全部通過競爭方式配臵和確定上網電價，已印發建設方案的省和已確定投資主體風電項目仍執行 2018 年原方案。從 2019 年起，各省新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目均通過競爭方式配臵和確定上網電價。分散式風電項目可不參與競爭性配臵，逐步納入分布式發電市場化交易范圍。風電競爭方式配臵確定上網電價意味著風電平價上網加速，風電補貼退坡以減少可再生能源補貼缺口。引入市場機制能夠提升行業整體技術，淘汰落后產能。國家能源局規定存量已核準項目以開工為標準，風電運營商在 2019 年前開工即可執行原有方案。我們預計 2018 年下半年風電招標規模會擴大，開工率也會較上半年有所上升。

表 7 2018 年 1-5 月風電項目核準、開工、并網數量

成本：風電度電成本持續下降

可再生能源署(IRENA)發布《可再生能源發電成本報告》披露 2017 年全球陸上風電、海上風電加權平均發電成本為 0.06 美元/千瓦時，比 2010 年(0.08 美元/千瓦時)下降 25%。海上風電加權平均成本為 0.14 美元/千瓦時，比 2010(0.17 美元/ 千瓦時)下降 17%。預計 2019 年，最優質的陸上風電項目度電成本不超過 0.03 美元/千瓦時，預計 2020 年-2022 年左右，海上風電項目度電成本將降為 0.06-0.10 美元/千瓦時。通用電氣(GE)發布的《2025 中國風電度電成本》白皮書指出，2015 年中國陸上風電平坦地形的度電成本為 0.47-0.67 元/千瓦時，復雜地形風電度電成本為 0.53-0.75 元/千瓦時，預計 2025 年平坦地形度電成本將下降至 0.34-0.46 元/千瓦時，復雜地形度電成本將下降至 0.34-0.50 元/千瓦時。

風電投資成本下降有助度電成本持續下降。根據國家可再生能源中心預測，2030 年陸上風電平均投資成本相較于 2015 年下降 12.8%至 6.8 元/瓦，低風速地區風電投資成本下降 15%至 8.02 元/瓦，海上風電投資成本預計下降 26%至 11 元/瓦。

展望：分散式項目助力風電行業整體復蘇

2018 年是風電建設區域轉移第三年，中東部裝機將理順，釋放節奏或趨于常態化。從 2016 年風電新增裝機向中東部轉移算起，2018 年是區域轉移的第三年，風電行業在這個過程中進行了很多努力來應對區域轉移帶來的周期拉長問題，比如減少施工機器和人員在每個機位點的等待時間、通過預裝式升壓站將設計+交付時間由 9 個月降低 6 個月等。通過這些努力，2018 年前四個月中東部裝機已有回暖跡象。我們預計在棄風率下降、紅六省逐漸解禁、電價驅動、中東部風電裝機釋放等多因素作用下，風電釋放節奏或趨于常態化。我們預計 2018 年下半年風電投資額將會上漲，風電機組新增裝機量將持續增加，，2018 年至 2020 年風電新增裝機分別為 19.5 吉瓦，2020 年累計裝機量將達到 22148 萬千瓦，帶動風電行業整體復蘇。

光伏：政策帶來行業調整，行業盼“平價”

現狀：光伏發電爆發式增長，光伏制造業規模激增

2018年1-4月太陽能發電量為267.9億千瓦時，同比增長29.2%。全國新增太陽能發電設備容量1294萬千瓦，同比增長45.7%。全國太陽能發電設備平均利用小時數為 410 小時。我國三北地區光伏棄光率高、可再生能源補貼缺口擴大造成的補貼拖欠、土地及不合理收費非設備成本高等問題成為制約光伏行業發展的因素。為改善上述問題，2018 年 4 月，國家出臺多項光伏行業相關政策，包括：國家能源局發布的《國家能源局 2018 年市場監管工作要點》(國能綜通監管„2018?48 號)，《<能源領域行業標準化管理辦法(試行)>及實施細則的通知》(國能局科技„2009?52 號)等。

2017 年光伏行業出現爆發式增長

2017 年 7 月國家能源局發布的《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》提出 2016 年底的增補指標不再從年度指標中扣減，同時一次性下發了 2017-2020 年指標，這增強了市場信心，使得“630”后下半年光伏裝機趨勢不變;此外， 2017 年分布式光伏增速遠超預期。受上述原因帶動，2017 年全國新增光伏容量 53.94 萬千瓦，同比增長 58.0%，連續 5 年位居全球首位;累計裝機容量 130.25 萬千瓦，占全國累計裝機容量的 7.3%，提前實現《電力發展“十三五”規劃》的裝機目標 110，連續 3 年位居全球第一。

發電市場的景氣帶來光伏行業產能持續擴張

2017 年光伏發電的迅猛發展引發產能進一步擴張，一方面部分原本面臨市場淘汰的中小企業開始恢復生產;另一方面，行業內骨干企業憑借規模優勢也紛紛擴大產能。2018 年上游多晶硅料和硅片產業環節繼續擴產。以硅料為例，有色金屬協會預計國內多晶硅產能將達到 43.3 萬噸/年，同比增長 56.9%;硅片環節，多晶硅片完成金剛線切割改造，產能被動增加 30%，單晶硅龍頭企業隆基股份、中環股份和保利協鑫都紛紛擴產單晶硅片產能。

收入：設備價格下降、新能源消納改善，領跑者中標電價逼近“平價上網”

組件價格下降推動“平價上網”

供應端產能擴張迅猛，而國內需求端未得到相應增長，加上國際需求的中速增長，根據 Solarzoom 調研，2018 年全球新增裝機約 100GW。隨著可預測到的國內外裝機需求減少，上游光伏組件需求將驟降，并傳遞至太陽能電池片生產環節。產能擴張及更多先進生產線的投產將帶來新一輪產業鏈的價格下調，進一步夯實光伏“平價上網”基礎。

棄光率下降助力“平價上網”

光伏項目收益的主要影響因素為投資成本、電價和利用小時數，發電量上升有助于提高項目投資收益。由于光伏電站布局以西部為主，電網外送能力不足以及發電并網系統調節能力不高等原因，我國棄光限電問題較為嚴重。2018 年一季度，隨著全社會用電需求的大幅提升，國家清潔能源消納的措施逐步到位，一季度，棄光電量 16.2 億千瓦時，棄光率 4.3%，同比下降 5.4 個百分點。未來，隨著跨省新能源交易市場的完善，棄光、限電比例會得到進一步改善，增厚光伏發電收益率，推動光伏平價上網。

領跑者項目中標電價已接近“平價上網”

光伏“領跑者”計劃是國家為了加快實現 2020 年光伏發電用電側平價上網目標，自 2015 年開始計劃每年通過制定激勵政策，鼓勵選用同類可比范圍內能源利用效率最高的光伏產品。該計劃啟動后，光伏標桿上網電價大幅降低，收效顯著。2017 年第三批 8 個應用領跑者基地的中標結果公示表明，申報電價中標部分項目與當地脫硫煤電價差價在 0.0369-0.1255 元/千瓦時，說明一些地區的光伏發電已接近發電側“平價上網”。

可以看出，我國光伏發電上網電價呈逐年下降趨勢。自 2018 年 6 月 1 日光伏新政以后，新投運的光伏電站標桿上網電價每千瓦時降低 0.05 元。對于 2017 年獲得指標的項目而言，2018 年 5 月 31 日(含)前并網的，執行 0.55、0.65、0.75 元/千瓦時的標準，6 月 1 日(含)后并網的，執行最新的上網電價。

成本：可再生能源補貼缺口不斷擴大，光伏裝機指標收緊

供需不平衡，補貼缺口不斷擴大

根據財政部統計，截至 2017 年底，可再生能源補貼缺口已達到 1000 億元。一方面，補貼征收增長有限。近年來，為降低我國的能源成本，提高本國產品競爭力，國家通過電改及降費政策等舉措降低大工業及工商業電價。進一步提高可再生能源附加征收標準有悖于我國降電價的舉措，而光伏、風電等在裝機規模和發電成本上都獲得了長足進步，因此，未來幾年進一步提高可再生能源補貼征收標準的概率較小。此外，由于用電量基數的不斷擴大，全社會用電量難以維持 2010 年前的兩位數高速成長。征收標準難以提高及征收基數增速收窄導致可再生能源補貼征收總額的增速減緩。

另一方面，補貼支出規模不斷增加。2017 年，由于設備價格下降，分布式光伏加上補貼后投資收益率高，且分布式光伏不受指標限制，造成又一輪爆發式增長，進一步拉高可再生能源補貼支出。

由于無法建立電價附加補貼資金與可再生能源發展規模相匹配的聯動機制，在補貼征收增速放緩、補貼支出需求水漲船高的情況下，控制提前實現裝機規模目標且成本下降迅速的光伏裝機成為必要措施。6 月 1 日國家發改委、財政部、國家能源局聯合下發的《關于 2018 年光伏發電有關事項的通知》(發改能源„2018?823 號)指出：暫不安排今年普通光伏電站指標、分布式光伏指標為 10GW、發文之日起新投運的光伏電站標桿電價和分布式度電補貼均下調 5 分錢。該政策將進一步壓縮裝機需求，同時行業制造端產能將釋放出來，晶硅產業鏈價格將承受更大的壓力，未來一年將會出現落后產能陸續出清態勢。與此同時，產業鏈的壓力短期將會倒逼行業尋找海外市場、扶貧市場等突破點，長期性價比的提升將會使光伏發電更快平價上網，從而打開不依靠政策的市場。