根據(jù) 2018 年 3 月 9 日國(guó)家能源局發(fā)布的《2018 年能源指導(dǎo)意見(jiàn)通知》，2018 年內(nèi)計(jì)劃安排新開(kāi)工建設(shè)規(guī)模約 2500 萬(wàn)千瓦，新增裝機(jī)規(guī)模約 2000 萬(wàn)千瓦。目前第一個(gè)季度 6000 瓦以上新增裝機(jī)容量 478.71 萬(wàn)千瓦，增速為 10.6%。雖然目前風(fēng)電投資檢測(cè)預(yù)警放松，但由于棄風(fēng)率仍未達(dá)標(biāo)，我們預(yù)計(jì) 2018 年底累計(jì)風(fēng)電裝機(jī)容量為 18248 萬(wàn)千瓦，新增裝機(jī)容量 1950 萬(wàn)千瓦;2019-2010 將保持這一增速，至 2020 年我國(guó)風(fēng)電裝機(jī)約為 22148 萬(wàn)千瓦，符合“十三五”規(guī)劃 2.1 億千瓦的目標(biāo)，但距離《2017-2020 年風(fēng)電新增建設(shè)規(guī)模方案》中，2020 年風(fēng)電規(guī)劃并網(wǎng)目標(biāo)為 236GW(不含特高壓輸電通道配套的風(fēng)電基地和海上風(fēng)電建設(shè)規(guī)模)，仍有一定距離。

收入：用電需求大增，拉動(dòng)風(fēng)電消納

2018 年前 4 月全國(guó)平均利用小時(shí)數(shù)為 812 小時(shí)，同比大增 150 小時(shí)。其中利用小時(shí)數(shù)最高的省份有是云南。利用小時(shí)數(shù)最低的省份是青海。2018 年第一季度紅色預(yù)警地區(qū)棄風(fēng)情況有所好轉(zhuǎn)。其中吉林棄風(fēng)率下降 35.5 個(gè)百分點(diǎn);黑龍江棄風(fēng)率下降 27.8 個(gè)百分點(diǎn)。山東、遼寧、蒙東、甘肅、新疆棄風(fēng)率下降超過(guò) 10 個(gè)百分點(diǎn)，全國(guó) 18 個(gè)省份棄風(fēng)率同比下降。

上半年棄風(fēng)率的下降主要由于用電需求大增拉動(dòng)風(fēng)電消納提升。隨著特高壓輸電通道建成，我們預(yù)計(jì)棄風(fēng)率將持續(xù)下降。當(dāng)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(fēng)電和光伏發(fā)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?！?018 年能源工作指導(dǎo)意見(jiàn)的通知》指出年內(nèi)計(jì)劃建成內(nèi)蒙古上海廟—山東臨沂±800 千伏特高壓直流、新疆準(zhǔn)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(wàn)千瓦。此外，到 2020 年之前預(yù)計(jì)還有 4 條特高壓將投產(chǎn)(內(nèi)蒙古和新疆各兩條)，我們預(yù)計(jì)投產(chǎn)以后能進(jìn)一步消納當(dāng)?shù)仫L(fēng)電發(fā)電量。

2018 年前 4 個(gè)月全國(guó)平均利用小時(shí)數(shù)的增速為 22%，我們預(yù)計(jì) 2018 年風(fēng)電平均利用小時(shí)數(shù)增速為 10%，2018 年全國(guó)平均利用小時(shí)數(shù)為 3729.27 小時(shí)。根據(jù)《風(fēng)電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出的風(fēng)電消納利用目標(biāo)：2020 年“三北”地區(qū)全面達(dá)到最低保障性收購(gòu)利用小時(shí)數(shù)的要求。我們預(yù)計(jì) 2020 年全國(guó)風(fēng)電平均利用小時(shí)數(shù)為 2065.88 小時(shí)。

收入：陸上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)下降，風(fēng)電競(jìng)價(jià)促進(jìn)平價(jià)上網(wǎng)

陸上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)下降。2016 年 12 月 12 日，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整光伏發(fā)電陸上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的通知》，要求 2018 年 1 月 1 日以后核準(zhǔn)并納入財(cái)政補(bǔ)貼年度規(guī)模管理的陸上風(fēng)電項(xiàng)目執(zhí)行 2018 年的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，陸上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)一步下降。Ⅰ類(lèi)資源、Ⅱ類(lèi)資源Ⅲ類(lèi)資源以及 IV 類(lèi)資源地區(qū)的陸上發(fā)電調(diào)整為 0.4、0.45、0.49、0.57 元/千瓦時(shí)，下降幅度為 14.9%，10%，9.3%、5%。而海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)依舊按照原來(lái)標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。一方面，陸上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)降低意味著政策補(bǔ)貼逐漸減少，風(fēng)電行業(yè)發(fā)展的核心驅(qū)動(dòng)力由政策轉(zhuǎn)變?yōu)槭袌?chǎng)競(jìng)爭(zhēng)。國(guó)家發(fā)改委在《關(guān)于全面深化價(jià)格機(jī)制改革的意見(jiàn)》再次強(qiáng)調(diào)實(shí)施風(fēng)電、光伏等新能源標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)退坡機(jī)制，2020 年實(shí)現(xiàn)風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)與燃煤上網(wǎng)電價(jià)相當(dāng)。以Ⅰ類(lèi)資源為例，2017 年 7 月 1 日內(nèi)蒙古平均燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為 0.29 元/度，與Ⅰ類(lèi)資源的風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)僅差 0.11 元，到 2020 年能夠?qū)崿F(xiàn)風(fēng)電發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)。

風(fēng)電競(jìng)價(jià)時(shí)代來(lái)臨。2018 年 5 月 18 日國(guó)家能源局發(fā)布《2018 年度風(fēng)電建設(shè)管理有關(guān)要求通知》指出推行競(jìng)爭(zhēng)方式配臵風(fēng)電項(xiàng)目。2018 年尚未配臵到項(xiàng)目的年度新增集中式陸上風(fēng)電和未確定投資主體的海上風(fēng)電項(xiàng)目全部通過(guò)競(jìng)爭(zhēng)方式配臵和確定上網(wǎng)電價(jià)，已印發(fā)建設(shè)方案的省和已確定投資主體風(fēng)電項(xiàng)目仍執(zhí)行 2018 年原方案。從 2019 年起，各省新增核準(zhǔn)的集中式陸上風(fēng)電項(xiàng)目和海上風(fēng)電項(xiàng)目均通過(guò)競(jìng)爭(zhēng)方式配臵和確定上網(wǎng)電價(jià)。分散式風(fēng)電項(xiàng)目可不參與競(jìng)爭(zhēng)性配臵，逐步納入分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易范圍。風(fēng)電競(jìng)爭(zhēng)方式配臵確定上網(wǎng)電價(jià)意味著風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)加速，風(fēng)電補(bǔ)貼退坡以減少可再生能源補(bǔ)貼缺口。引入市場(chǎng)機(jī)制能夠提升行業(yè)整體技術(shù)，淘汰落后產(chǎn)能。國(guó)家能源局規(guī)定存量已核準(zhǔn)項(xiàng)目以開(kāi)工為標(biāo)準(zhǔn)，風(fēng)電運(yùn)營(yíng)商在 2019 年前開(kāi)工即可執(zhí)行原有方案。我們預(yù)計(jì) 2018 年下半年風(fēng)電招標(biāo)規(guī)模會(huì)擴(kuò)大，開(kāi)工率也會(huì)較上半年有所上升。

表 7 2018 年 1-5 月風(fēng)電項(xiàng)目核準(zhǔn)、開(kāi)工、并網(wǎng)數(shù)量

成本：風(fēng)電度電成本持續(xù)下降

可再生能源署(IRENA)發(fā)布《可再生能源發(fā)電成本報(bào)告》披露 2017 年全球陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電加權(quán)平均發(fā)電成本為 0.06 美元/千瓦時(shí)，比 2010 年(0.08 美元/千瓦時(shí))下降 25%。海上風(fēng)電加權(quán)平均成本為 0.14 美元/千瓦時(shí)，比 2010(0.17 美元/ 千瓦時(shí))下降 17%。預(yù)計(jì) 2019 年，最優(yōu)質(zhì)的陸上風(fēng)電項(xiàng)目度電成本不超過(guò) 0.03 美元/千瓦時(shí)，預(yù)計(jì) 2020 年-2022 年左右，海上風(fēng)電項(xiàng)目度電成本將降為 0.06-0.10 美元/千瓦時(shí)。通用電氣(GE)發(fā)布的《2025 中國(guó)風(fēng)電度電成本》白皮書(shū)指出，2015 年中國(guó)陸上風(fēng)電平坦地形的度電成本為 0.47-0.67 元/千瓦時(shí)，復(fù)雜地形風(fēng)電度電成本為 0.53-0.75 元/千瓦時(shí)，預(yù)計(jì) 2025 年平坦地形度電成本將下降至 0.34-0.46 元/千瓦時(shí)，復(fù)雜地形度電成本將下降至 0.34-0.50 元/千瓦時(shí)。

風(fēng)電投資成本下降有助度電成本持續(xù)下降。根據(jù)國(guó)家可再生能源中心預(yù)測(cè)，2030 年陸上風(fēng)電平均投資成本相較于 2015 年下降 12.8%至 6.8 元/瓦，低風(fēng)速地區(qū)風(fēng)電投資成本下降 15%至 8.02 元/瓦，海上風(fēng)電投資成本預(yù)計(jì)下降 26%至 11 元/瓦。

展望：分散式項(xiàng)目助力風(fēng)電行業(yè)整體復(fù)蘇

2018 年是風(fēng)電建設(shè)區(qū)域轉(zhuǎn)移第三年，中東部裝機(jī)將理順，釋放節(jié)奏或趨于常態(tài)化。從 2016 年風(fēng)電新增裝機(jī)向中東部轉(zhuǎn)移算起，2018 年是區(qū)域轉(zhuǎn)移的第三年，風(fēng)電行業(yè)在這個(gè)過(guò)程中進(jìn)行了很多努力來(lái)應(yīng)對(duì)區(qū)域轉(zhuǎn)移帶來(lái)的周期拉長(zhǎng)問(wèn)題，比如減少施工機(jī)器和人員在每個(gè)機(jī)位點(diǎn)的等待時(shí)間、通過(guò)預(yù)裝式升壓站將設(shè)計(jì)+交付時(shí)間由 9 個(gè)月降低 6 個(gè)月等。通過(guò)這些努力，2018 年前四個(gè)月中東部裝機(jī)已有回暖跡象。我們預(yù)計(jì)在棄風(fēng)率下降、紅六省逐漸解禁、電價(jià)驅(qū)動(dòng)、中東部風(fēng)電裝機(jī)釋放等多因素作用下，風(fēng)電釋放節(jié)奏或趨于常態(tài)化。我們預(yù)計(jì) 2018 年下半年風(fēng)電投資額將會(huì)上漲，風(fēng)電機(jī)組新增裝機(jī)量將持續(xù)增加，，2018 年至 2020 年風(fēng)電新增裝機(jī)分別為 19.5 吉瓦，2020 年累計(jì)裝機(jī)量將達(dá)到 22148 萬(wàn)千瓦，帶動(dòng)風(fēng)電行業(yè)整體復(fù)蘇。

光伏：政策帶來(lái)行業(yè)調(diào)整，行業(yè)盼“平價(jià)”

現(xiàn)狀：光伏發(fā)電爆發(fā)式增長(zhǎng)，光伏制造業(yè)規(guī)模激增

2018年1-4月太陽(yáng)能發(fā)電量為267.9億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)29.2%。全國(guó)新增太陽(yáng)能發(fā)電設(shè)備容量1294萬(wàn)千瓦，同比增長(zhǎng)45.7%。全國(guó)太陽(yáng)能發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)數(shù)為 410 小時(shí)。我國(guó)三北地區(qū)光伏棄光率高、可再生能源補(bǔ)貼缺口擴(kuò)大造成的補(bǔ)貼拖欠、土地及不合理收費(fèi)非設(shè)備成本高等問(wèn)題成為制約光伏行業(yè)發(fā)展的因素。為改善上述問(wèn)題，2018 年 4 月，國(guó)家出臺(tái)多項(xiàng)光伏行業(yè)相關(guān)政策，包括：國(guó)家能源局發(fā)布的《國(guó)家能源局 2018 年市場(chǎng)監(jiān)管工作要點(diǎn)》(國(guó)能綜通監(jiān)管„2018?48 號(hào))，《<能源領(lǐng)域行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化管理辦法(試行)>及實(shí)施細(xì)則的通知》(國(guó)能局科技„2009?52 號(hào))等。

2017 年光伏行業(yè)出現(xiàn)爆發(fā)式增長(zhǎng)

2017 年 7 月國(guó)家能源局發(fā)布的《關(guān)于可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃實(shí)施的指導(dǎo)意見(jiàn)》提出 2016 年底的增補(bǔ)指標(biāo)不再?gòu)哪甓戎笜?biāo)中扣減，同時(shí)一次性下發(fā)了 2017-2020 年指標(biāo)，這增強(qiáng)了市場(chǎng)信心，使得“630”后下半年光伏裝機(jī)趨勢(shì)不變;此外， 2017 年分布式光伏增速遠(yuǎn)超預(yù)期。受上述原因帶動(dòng)，2017 年全國(guó)新增光伏容量 53.94 萬(wàn)千瓦，同比增長(zhǎng) 58.0%，連續(xù) 5 年位居全球首位;累計(jì)裝機(jī)容量 130.25 萬(wàn)千瓦，占全國(guó)累計(jì)裝機(jī)容量的 7.3%，提前實(shí)現(xiàn)《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》的裝機(jī)目標(biāo) 110，連續(xù) 3 年位居全球第一。

發(fā)電市場(chǎng)的景氣帶來(lái)光伏行業(yè)產(chǎn)能持續(xù)擴(kuò)張

2017 年光伏發(fā)電的迅猛發(fā)展引發(fā)產(chǎn)能進(jìn)一步擴(kuò)張，一方面部分原本面臨市場(chǎng)淘汰的中小企業(yè)開(kāi)始恢復(fù)生產(chǎn);另一方面，行業(yè)內(nèi)骨干企業(yè)憑借規(guī)模優(yōu)勢(shì)也紛紛擴(kuò)大產(chǎn)能。2018 年上游多晶硅料和硅片產(chǎn)業(yè)環(huán)節(jié)繼續(xù)擴(kuò)產(chǎn)。以硅料為例，有色金屬協(xié)會(huì)預(yù)計(jì)國(guó)內(nèi)多晶硅產(chǎn)能將達(dá)到 43.3 萬(wàn)噸/年，同比增長(zhǎng) 56.9%;硅片環(huán)節(jié)，多晶硅片完成金剛線切割改造，產(chǎn)能被動(dòng)增加 30%，單晶硅龍頭企業(yè)隆基股份、中環(huán)股份和保利協(xié)鑫都紛紛擴(kuò)產(chǎn)單晶硅片產(chǎn)能。

收入：設(shè)備價(jià)格下降、新能源消納改善，領(lǐng)跑者中標(biāo)電價(jià)逼近“平價(jià)上網(wǎng)”

組件價(jià)格下降推動(dòng)“平價(jià)上網(wǎng)”

供應(yīng)端產(chǎn)能擴(kuò)張迅猛，而國(guó)內(nèi)需求端未得到相應(yīng)增長(zhǎng)，加上國(guó)際需求的中速增長(zhǎng)，根據(jù) Solarzoom 調(diào)研，2018 年全球新增裝機(jī)約 100GW。隨著可預(yù)測(cè)到的國(guó)內(nèi)外裝機(jī)需求減少，上游光伏組件需求將驟降，并傳遞至太陽(yáng)能電池片生產(chǎn)環(huán)節(jié)。產(chǎn)能擴(kuò)張及更多先進(jìn)生產(chǎn)線的投產(chǎn)將帶來(lái)新一輪產(chǎn)業(yè)鏈的價(jià)格下調(diào)，進(jìn)一步夯實(shí)光伏“平價(jià)上網(wǎng)”基礎(chǔ)。

棄光率下降助力“平價(jià)上網(wǎng)”

光伏項(xiàng)目收益的主要影響因素為投資成本、電價(jià)和利用小時(shí)數(shù)，發(fā)電量上升有助于提高項(xiàng)目投資收益。由于光伏電站布局以西部為主，電網(wǎng)外送能力不足以及發(fā)電并網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不高等原因，我國(guó)棄光限電問(wèn)題較為嚴(yán)重。2018 年一季度，隨著全社會(huì)用電需求的大幅提升，國(guó)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(shí)，棄光率 4.3%，同比下降 5.4 個(gè)百分點(diǎn)。未來(lái)，隨著跨省新能源交易市場(chǎng)的完善，棄光、限電比例會(huì)得到進(jìn)一步改善，增厚光伏發(fā)電收益率，推動(dòng)光伏平價(jià)上網(wǎng)。

領(lǐng)跑者項(xiàng)目中標(biāo)電價(jià)已接近“平價(jià)上網(wǎng)”

光伏“領(lǐng)跑者”計(jì)劃是國(guó)家為了加快實(shí)現(xiàn) 2020 年光伏發(fā)電用電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)目標(biāo)，自 2015 年開(kāi)始計(jì)劃每年通過(guò)制定激勵(lì)政策，鼓勵(lì)選用同類(lèi)可比范圍內(nèi)能源利用效率最高的光伏產(chǎn)品。該計(jì)劃啟動(dòng)后，光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)大幅降低，收效顯著。2017 年第三批 8 個(gè)應(yīng)用領(lǐng)跑者基地的中標(biāo)結(jié)果公示表明，申報(bào)電價(jià)中標(biāo)部分項(xiàng)目與當(dāng)?shù)孛摿蛎弘妰r(jià)差價(jià)在 0.0369-0.1255 元/千瓦時(shí)，說(shuō)明一些地區(qū)的光伏發(fā)電已接近發(fā)電側(cè)“平價(jià)上網(wǎng)”。

可以看出，我國(guó)光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)呈逐年下降趨勢(shì)。自 2018 年 6 月 1 日光伏新政以后，新投運(yùn)的光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)每千瓦時(shí)降低 0.05 元。對(duì)于 2017 年獲得指標(biāo)的項(xiàng)目而言，2018 年 5 月 31 日(含)前并網(wǎng)的，執(zhí)行 0.55、0.65、0.75 元/千瓦時(shí)的標(biāo)準(zhǔn)，6 月 1 日(含)后并網(wǎng)的，執(zhí)行最新的上網(wǎng)電價(jià)。

成本：可再生能源補(bǔ)貼缺口不斷擴(kuò)大，光伏裝機(jī)指標(biāo)收緊

供需不平衡，補(bǔ)貼缺口不斷擴(kuò)大

根據(jù)財(cái)政部統(tǒng)計(jì)，截至 2017 年底，可再生能源補(bǔ)貼缺口已達(dá)到 1000 億元。一方面，補(bǔ)貼征收增長(zhǎng)有限。近年來(lái)，為降低我國(guó)的能源成本，提高本國(guó)產(chǎn)品競(jìng)爭(zhēng)力，國(guó)家通過(guò)電改及降費(fèi)政策等舉措降低大工業(yè)及工商業(yè)電價(jià)。進(jìn)一步提高可再生能源附加征收標(biāo)準(zhǔn)有悖于我國(guó)降電價(jià)的舉措，而光伏、風(fēng)電等在裝機(jī)規(guī)模和發(fā)電成本上都獲得了長(zhǎng)足進(jìn)步，因此，未來(lái)幾年進(jìn)一步提高可再生能源補(bǔ)貼征收標(biāo)準(zhǔn)的概率較小。此外，由于用電量基數(shù)的不斷擴(kuò)大，全社會(huì)用電量難以維持 2010 年前的兩位數(shù)高速成長(zhǎng)。征收標(biāo)準(zhǔn)難以提高及征收基數(shù)增速收窄導(dǎo)致可再生能源補(bǔ)貼征收總額的增速減緩。

另一方面，補(bǔ)貼支出規(guī)模不斷增加。2017 年，由于設(shè)備價(jià)格下降，分布式光伏加上補(bǔ)貼后投資收益率高，且分布式光伏不受指標(biāo)限制，造成又一輪爆發(fā)式增長(zhǎng)，進(jìn)一步拉高可再生能源補(bǔ)貼支出。

由于無(wú)法建立電價(jià)附加補(bǔ)貼資金與可再生能源發(fā)展規(guī)模相匹配的聯(lián)動(dòng)機(jī)制，在補(bǔ)貼征收增速放緩、補(bǔ)貼支出需求水漲船高的情況下，控制提前實(shí)現(xiàn)裝機(jī)規(guī)模目標(biāo)且成本下降迅速的光伏裝機(jī)成為必要措施。6 月 1 日國(guó)家發(fā)改委、財(cái)政部、國(guó)家能源局聯(lián)合下發(fā)的《關(guān)于 2018 年光伏發(fā)電有關(guān)事項(xiàng)的通知》(發(fā)改能源„2018?823 號(hào))指出：暫不安排今年普通光伏電站指標(biāo)、分布式光伏指標(biāo)為 10GW、發(fā)文之日起新投運(yùn)的光伏電站標(biāo)桿電價(jià)和分布式度電補(bǔ)貼均下調(diào) 5 分錢(qián)。該政策將進(jìn)一步壓縮裝機(jī)需求，同時(shí)行業(yè)制造端產(chǎn)能將釋放出來(lái)，晶硅產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格將承受更大的壓力，未來(lái)一年將會(huì)出現(xiàn)落后產(chǎn)能陸續(xù)出清態(tài)勢(shì)。與此同時(shí)，產(chǎn)業(yè)鏈的壓力短期將會(huì)倒逼行業(yè)尋找海外市場(chǎng)、扶貧市場(chǎng)等突破點(diǎn)，長(zhǎng)期性?xún)r(jià)比的提升將會(huì)使光伏發(fā)電更快平價(jià)上網(wǎng)，從而打開(kāi)不依靠政策的市場(chǎng)。