中国新能源行业分析报告版.docx

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中国新能源行业分析报告版

2017年新能源行业分析报告

2017年7月出版

1、大用电时代处于全球能源行业第三次剧变，资源利用率和经济性是核心驱动力

进入工业化时代以来，世界能源结构出现了三次革命性变化，当前正处在第三次革命。

第一次能源结构的建立是爱迪生、特斯拉时代（1890-1940年），在负荷附近建立发电装置，就近输送；第二次能源结构改变是在（1940-1990）年，将发电设备集中起来，由输电线路送向负荷中心，也是我国现有的能源结构；第三次改变在1990年由德国《国家能源计划》发起，该计划采用分布式结构，利用微燃机、分布式光伏、电力电子产品、储能等技术（小型化的高效能机组）使发电装置因地制宜，能与负荷和当地能源特点高度匹配，提高能源使用效率。

发展至今，德国30%（美国18%）的能源需求由分布式结构供给，大型核电和火电逐步退出作为战略储备。

图表1：

能源结构的三次变迁

三次能源结构的变化均有其不同的驱动因素。

第一次能源结构剧变是以电力设备的发明和应用为基础，电力作为一种新型能源改变了能源生产、消费方式，使能源结构发生了变化，建立了电力系统的雏形；第二次能源结构剧变是以规模化生产为基础，社会工业化形成了负荷集中区域，与之对应电能生产也集中规模化，中间加以输变电线路连接，形成了现在的格局；第三次能源结构剧变是以新的能源装备技术为基础，以负荷中心作为载体，充分利用风能、太阳能、天然气、沼气等清洁能源，通过多能互补以高能效的分布式能源结构替代低能效的集中式能源结构，从而提高资源的综合利用率和经济性。

今年以来，电网投资实际完成情况明显减速，1-3月份电网投资增速仅为2.1%，

不仅较去年全年12.64%的增速有较大幅度回落，而且还低于同期全社会用电量6.7%的

增速。

种种现象和数据都表明“大电网时代”开始进入尾声，二次设备的替换周期到来及配网建设会带来局部性的机会。

具有持续性且来自增量部分的机会则在“大用电”时代背景下以负荷中心为载体的分布式能源工程。

1.1、以燃煤为主体能源的能源结构资源利用率仅为三联供系统1/3

我国煤炭储量丰富，根据BP统计，2015年底我国煤炭中无烟煤和烟煤探明储量为

622亿吨，次烟煤和褐煤探明储量为523亿吨，合计1145亿吨，占世界比例为12.8%，仅次于美国26.6%和俄罗斯17.6%。

由于煤炭储量资源丰富，形成了我国以煤炭为主的能源利用结构。

我国60%以上的能源来自于燃煤消耗，其在电力能源中占比更高。

2016年火力发电占全国发电量的74.37%。

图表2：

煤炭仍是我国最主要的能量来源

燃煤发电资源利用率仅35%，资源浪费严重，燃气有望接力。

火力发电厂的发电效率处于30%到40%之间。

在德国，在2010年的时候，褐烟煤电厂的发电效率是35%，块状煤的发电效率是38%，超超临界机组理论效率能达48%。

再经过远距离传输产生线损，火力发电到达用户端时，终端能源综合利用率只有不到35%。

但如若在用户端采用天然气驱动的微型电站进行发电，辅以光伏、储能等能量设备。

在此基础上，由于同时对生产出的电能和热能（冷能）进行使用，从而大幅度地提高了能源使用效率，微型发电站的热电联产效率理论值能超过95%。

实际运用中，根据用户用能情况不同，能源综合利用率在70%-90%之间，远高于火力发电。

因此，从资源利用率的角度来看，以现有技术，燃煤利用率不到35%，大量以煤炭

燃烧形式所获得的能源是一种资源的浪费行为。

而燃气虽然同为不可再生资源，但在现有生产力下，资源利用率超过90%，该种资源能够充分利用，是燃煤系统资源利用率的3倍，不存在资源浪费的行为。

这也构成了德国、美国、日本等国逐渐将燃气作为国家主要燃料的动机。

尤其德国，在天然气对外依存度不断攀升的情况下，依然将燃气作为国家的主要燃料，分布式燃气发电已占到该国全社会用电量的30%。

当前，德国天然气对外依存度（对外依存度=进口/（产量-出口+进口））已高达180%。

我国由于受燃机制造水平和燃气输配体系不全的制约，在我国发展较慢。

但随相关补贴政策出台、制造水平提升、输配体系完善等进程，燃气在一次能源中的占比在加速提升，2015年燃气发电占全社会用电量的3%，按“多能互补”相关政策规划、安排，我们预计2020年燃气发电将占全社会用电量10-15%，而且增量部分主要来自分布式。

图表3：

传统燃煤发电的资源利用年率远低于多能互补供能

1.2、不考虑外部环境成本，燃煤发电也正在丧失经济性

从污染排放量来看，煤炭的二氧化氮、二氧化硫、二氧化碳等污染物的排放量是

燃气的数倍到数百倍不等，对环境破坏最大。

根据中国风能协会的测算，火力发电在

考虑外部成本的条件下，其完全成本是现行火电价格的2-3倍。

相较而言，风能和太阳能的外部收益为0.16元/千瓦时。

预计2030年，风光外部收益将达到0.3元/千瓦时，带来的外部环境收益约4560亿元。

这部分收益以可再生能源基金在当前对新能源

的补贴中进行体现，而可再生能源基金的获取则是从每度火电中提取28厘。

如此形成

我国能源消费内外部成本间的互补，那么在考虑外部环境的经济模型中，政府补贴作为环境成本的补充，应将之视为清洁能源自身经济效益的体现，即对外部经济环境影响的补偿，而非单一的非经济行补贴。

表格1：

燃气是一种清洁能源

2008-2015年，风电成本下降了35%，光伏成本下降了80%，在考虑外部环境成本的情况下，风光较燃煤发电已经具有了一定的经济性。

去年，智利某个风电项目上网电价只有0.3244元/千瓦时；前不久，西班牙的清洁能源项目竞标结果是风电上网电价为0.33元/千瓦时。

海上风电电价的下降也是紧随其后。

丹麦KriegersFlak海上风电场的电价只有0.37元/千瓦时。

光伏电价更是不甘示弱。

去年，沙特阿拉伯的一个项目的电价只有0.2元/千瓦时，西班牙的Solarpack公司在智利建设的一座120兆瓦太阳能电站，电价仅为0.2元/千瓦时。

国内领跑者基地项目也报出了0.45元/千瓦时的价格。

上述项目不需要补贴，其上网电价已经非常接近甚至低于燃煤发电价格。

综合考虑外部经经济性，其经济性远超煤电。

1.3、分布式能源结构具有更强竞争力、更高经济性

当前，我国燃气发电和光伏发电占全社会用电量占比分别为3%和1%。

在现有装装

机中，两种能源均以集中式为主，这主要因规模化建设具有较高经济性所致。

图表4：

分布式能源结构的竞争优势和价格优势都强于集中式

但从竞争优势而言，分布式结构明显优于集中式。

以光伏为例，集中式光伏作为发电主体无差别的参与火电、水电、核电等能源的竞争。

光伏自身拥有出力不确定、上网电价高的劣势，在电力调度和经济性上都不具备优势，即便国家通过可再生能源基金给予了大量补贴其对电网调峰能力的负贡献也阻碍了其电能送出，由此造成了弃风光的问题。

分布式光伏直接依附于负荷，通过能源合同以略低于电网用户电价的价格向用户输送电能。

不足以满足用户需求的在结构竞争上，分布式光伏的优先级高于电网，更高于远端的各种能源；从成本的角度考虑价格，分布式能源减少了输配环节，其价格也较同种类型的远端能源少0.2-0.3元左右的输配电价，只是当前这部分成本一直被政策补贴所覆盖，因而其经济性在过去一直没有得到体现所体现。

但在去年集中式光伏补贴在“630”后退坡后，分布式“自发自用”模式的经济性开始强于集中式，这一点我们从分布式光伏的“全额上网”模式和“自发自用”模式的对比就可以看出。

分布式光伏有“全额上网”和“自发自用，余电上网”两种商业模式。

即在用户侧安装好光伏设备后，光伏资产所有者可选择将电全数卖给电网。

或者资产所有者可将电优先卖给临近的用户，用户无法消纳的部分再售给电网。

全额上网模式的商业本质与集中式电站并无差异：

同样参与其他电力在上网环节的竞争，经电网分配后再流向用户。

相对优势只在于其靠近负荷，具有短距离调配和传输的优势。

其电价按当地光伏上网标杆电价进行确认，相较集中式的优势在于不需要以低于标杆电价的价格进行竞价（一类地区：

0.65元/度；二类地区：

0.75元/度；三类地区：

0.85元/每度）。

“自发自用，余电上网”模式充分发挥了分布式能源的物理结构优势：

不经中间

环节而直接与用户对接，售电价格为与用户的合同电价+0.42元补贴。

通常，分布式能源主要依托工商业用户建设，以中东部地区平均0.8元的工商业电价为计，享受85折优惠后的合同电价+0.42元补贴，价格约为1.1元，售电价格明显高于“全额上网”模式，更具经济性。

图表5：

光伏逐年上网电价与定价方式

如图所示，2016年630以后集中式光伏价格均降到了1元以下，普遍低于“自发自用”模式，以至于去年下半年开始，分布式光伏装机开始激增，今年一季度，分布式光伏增速高达151%。

我们预计，今年下半年随集中式光伏电价进一步下调，分布式光伏装机增速还将进一步提升，从而带动能源结构调整，带来系列投资机会。

时间节点上，目前尚未对分布式补贴认定的节点有其定论。

但我们认为，就以目前的政策而言，在今年12月31日前完成的项目能够保证其电价以“标杆电价+0.42元”的方式进行认定；在明年6月30日前完成的项目则存在补贴价格变动上的风险。

因此，今年下半年必将掀起分布式光伏的一股投融建浪潮，在明年逐渐掀起相关资产的并购浪潮。

2、下半年将掀起分布式光伏游投融建工程浪潮，海量资金等待并购

今年一季度，全国光伏新增装机7.21GW，其中集中式光伏电站新增装机4.78GW，同比下降23%；分布式光伏新增装机2.43GW，同比增长151%。

从装机数据来看，集中式和分布式光伏呈此起彼伏的状态，整个光伏装机总量以与2016年同期基本持平。

产能方面，在组件、硅片、硅料、支架、逆变器等多个环节上的技术改进都在加速进行，这导致了原有技术产能尚未完全释放，新技术产能便即将上线的情况，形成了产能快速扩张。

在产能扩张中，集中式萎缩，分布式加速，市场容量并未扩大，分布式光伏对上游带动有限。

另一方面，系统造价在技术驱动和产能扩张中持续下降，加厚了下游能源工程项目的利润。

善于市场开发、善用金融工具、具有较强项目工程能力和相关资产运营能力的企业受益将非常明显。

2.1、我国光伏制造行业产能利用率未来3年将处在较低水平，年内的电站收益率持续上升

对于未来市场估计，我们相对市场较为乐观的认为今年国内光伏装机将达

35-40GW，包括18GW的集中式光伏和15GW以上的分布式光伏；海外市场较去年略有提升约合25GW，全球市场需求约60GW。

我们根据市场需求和扩产情况测算，未来3-5年光伏制造业的产能利用率都将处在70%以下的较低水平，

2.1.1、2017年我国光伏产品的全球市场需求约60GW/年（国内35-40GW，海外20-25GW）

根据《2017能源工作会议》的安排“年内计划安排新开工建设规模2000万千瓦，

新增装机规模1800万千瓦。

有序推进部分地区项目前期工作，项目规模2000万千瓦。

”

其中，新开工建设20GW是指标性数据，该指标已被去年占用了11GW；新增装机18GW是指集中式电站今年装机容量，有序推进的20GW我们认为是未来超级领跑者指标、扶贫指标及其他指标。

该20GW在今年落地的可能不大。

由此可得到2