（温馨提示：文末有下载方式）
风电光伏发展迅猛，全球能源转型任重道远。近 20 年来风电光伏的年发电量增速 大幅领先于其他发电方式。光伏发电的复合增速高达42%，风电的复合增速达到 23%。虽然近二十年来可再生能源取得了巨大的发展，但要在本世纪实现将全球 平均气温上升幅度限制在 2°C以内的目标，全球低碳能源转型的速度还要加快。
风电面临平价前最后窗口，补贴项目或迎抢装。2019 年 5 月 21 日，国家发改委 发布了《关于完善风电上网电价政策的通知》，《通知》将风电标杆价改为指导价， 且为平价上网留出了足够时间窗口。根据 BNEF 的统计，目前符合固定上网电价 的项目容量总计 88GW，如能保证在 2019 年底前开工，预计可获得补贴，不受竞 价政策影响。我们认为这些项目会成为 2019 年风电抢装的主力。
全球风电稳定增长，海上风电发展迅猛。预测未来五年内，全球风电年新增装机 预计在 60-70GW 之间，明显高于 2018 年的装机量，全球风电装机将实现稳定增 长。其中，陆上年新增装机容量在 60GW 左右，海上风电年新增装机容量将从 5GW 左右增长到 10GW，市场容量有望实现翻倍。
中国具有强大的光伏产业链，强势出口全球。中国在硅料、硅片、电池片、组件 等环节均拥有强大的产能，可以满足全球八成的光伏装机需求。根据最新的海关 数据，2019 年 4 月，国内光伏组件出口量约为 5.7GW，同比增长 172%，环比下 降 9%。1~4 月份的总出口量约为 20.6GW，同比增长 81%。
光伏平价路径清晰，全球装机维持高预期。我们认为未来 1-2 年内光伏发电可以 实现全面平价上网。目前看来2020 年也是许多国家的政策节点，估计从 2019 下 半年到 2020 年全球光伏需求都将非常旺盛。
全球范围内，气候问题已成为能源转型的主要推动力。巴黎协定为缓解全球气候变 化制定了目标，即相较于前工业化时期的水平，将本世纪内全球平均气温上升幅度至少 限制在 2°C以内。可再生能源的持续高速发展是可行的气候问题解决方案的基石。
根据国际能源机构的统计，2018 年全球能源相关二氧化碳排放达到 331 亿吨，比 2017 年增长 1.7%，碳排放量仍未得到有效控制，全球能源转型任重道远。
国际可再生能源机构(IRENA)指出，将全球气温上升幅度维持在2°C以内在技术 上是可行的。相比现行和拟定的政策所制定的路线， 这更符合经济性、社会性以及环境 友好性。 然而， 这要求全球能源系统必须经历一场深刻的转型，即从很大程度上基于 化石燃料的能源体系转型为以可再生能源为基础的高效能源体系。
1.1 可再生能源发展现状
根据 IRENA 的统计，过去十年间，全球可再生能源装机容量逐年增加，从 2009 年 的 1136.2GW 增长到 2018 年的 2350.7GW，复合年增长率达 7.5%。亚洲地区可再生能 源发展成效显著，装机量由 349.1GW 增长到 1023.5GW，复合年增长率高达 11.35%， 位居全球各地区之首。
可再生能源在各领域的占比不断提高，重要性日益提升。根据IEA 的数据，可再生 能源在发电领域占比从 2011 年的不到 20%提升到 2018 年的约 25%，在供热、交通等 领域的占比也不可小觑，分别达到 10.6%和 3.4%。
1.1.1 化石能源仍占主导
虽然可再生能源发展取得了巨大的成就，但过去的五十年中，化石能源的主导地位仍然难以撼动。
根据 IEA 的统计，以煤炭、石油和天然气为代表的化石能源在全球一次能源供应(TPES)中的占比从 1971 年的 86.4%变化为 2016 年的 81.1%，近 50 年来仅下跌 5 个百分点，仍然占据能源供应的大头。
同样地，IEA 的数据显示，化石能源在全球能源最终消费(TFC)中占比从 1971 年的 75.7%变化为 2016 年的 65.7%，下降幅度为 10%，还是无法动摇化石能源在能源 消费中的核心地位。
从能源需求来看，IEA 的数据显示，2000 年全球一次能源需求(TPED)的构成中， 煤炭占 23%，石油占 36%，天然气的比例为 21%，化石能源合计占比达到八成。虽然 2018 年全球一次能源需求结构有所变化，但化石能源的合计占比仍然高达80%。
1.1.2 电力占能源供应比例持续提升
近 50 年来，全球能源供应结构最明显的变化是电力占比的持续提高。根据 IEA 的 统计，1971 年全球发电量仅 5257TWh，在能源供应中的占比不到 10%;到了 2016 年， 全球发电量变为 1971 年的五倍左右，在能源供应中的比例达到 15.6%。
电力在全球能源消费中的占比提升也非常明显。1971 年全球电力消费仅 377Mtoe， 占能源消费的比例为 8.88%;而 2016 年全球电力消费达到近 1800Mtoe，在能源消费中 的占比近 20%。
1.1.3 风电光伏发展最为迅猛
近年来风电光伏成为最受瞩目的可再生能源，发展速度遥遥领先。根据IEA 的数据， 2000 年全球发电量的 65%来自化石能源，17%来自核电，17%来自水电，1%左右来自 生物能，风电光伏的发电量占比几乎为零。然而仅不到 20 年，在 2018 年的发电量构成 中，风电光伏的发电量占比已经分别达到了 5%和 2%，可以说是已经占据能源供应的一 席之地。
可以发现，这 20 年来风电光伏的年发电量增速遥遥领先于其他发电方式。光伏发 电的复合增速高达 42%，风电的复合增速达到 23%。这样持续而高速的增长得益于各国 政府对风电光伏行业的大力扶持bvty宝威。
IEA 仔细分析了 2018 年相对于 2017 年的发电量变化，发现 2018 年的主要发电增 长来自于可再生能源。而可再生能源中，风电光伏的发电量增长分别达到了 136TWh 和 129TWh，已经超越了传统可再生能源——水电的增长量(129TWh)。风电光伏已成为 对能源转型贡献最大的可再生能源。
1.1.4 能源转型阶段任重道远
虽然最近二十年来以风电光伏为代表的可再生能源取得了巨大的发展，但要在本世 纪实现将全球平均气温上升幅度限制在 2°C以内的目标，全球低碳能源转型的速度还要 加快。
世界可再生能源机构(IRENA)给出了“低于 2°C”的目标下，风电光伏未来的发 展路线。IRENA 认为，在 2030 年、2040 年和 2050 年电力在能源消费中的占比分别应 达到 29%、38%和 49%;可再生能源在总发电量中的占比到 2030 年、2040 年和 2050 年时，则分别应达到 57%、75%和 86%。以风电光伏为代表的可再生能源是实现全球能 源转型的主要推动力。
按照 IRENA 设计的全球能源转型路线，到了 2030 年后，光伏每年的新增装机规模 应达到 300GW 以上，达到目前的 3 倍;而风电每年的新增装机规模应达到 200GW 以 上，达到目前的 4 倍。只有继续加速风电光伏的的发展，才能达成巴黎协定的气温控制 目标。
1.2 各国能源转型行动
在全球范围内，气候问题已成为能源转型的主要推动力。巴黎协定为缓解全球气候 变化制定了减排目标，但由于种种原因，巴黎协定的执行目前仍困难重重，世界并未步 入实现巴黎目标的轨道。
1.2.1 欧洲致力于实现承诺
欧盟为二氧化碳减排制定了长期目标，即到 2050 年将温室气体排放量在 1990 年的水平上减少 80-95%，同时制定了 2030 年关于可再生能源排放量和份额的具体目标。
同时作为能源转型措施的一部分，欧盟已经启动了《全欧洲入共享清洁能源》的一 揽子计划，包括有关能源目标、加强和谐能源市场和市场监管以及提高能源效率的措施 等方面的内容。
德国和丹麦在欧洲能源转型中处于领先地位，两国都有能源转型的长期计划。在德 国，旨在解决增长、结构经济变革和就业问题的特别煤炭委员会正在针对煤炭出口的最 后期限以及如何应对结构性变革的详细计划，努力使各利益相关方达成共识。在丹麦， 一项新的能源协议计划在2030 年之前消除丹麦电力部门的煤炭消耗，用风能和太阳能 取代煤炭，同时利用生物质和沼气发电。
欧洲的能源转型行动非常积极。2018 年欧洲的新能源投资主要集中在风电、光伏领 域，两者的投资合计占新能源投资的 88%。2018 年，欧盟各国的新增发电容量有超过 95%来自可再生能源，其中风电新增装机达 10.1GW，占比近一半，光伏新增装机 8GW， 占比近四成。化石能源的新增装机不到 5%，主要为天然气发电。
化石能源的退役机组容量超过新增装机容量。2018 年欧盟各国新增化石能源发电容 量 1GW，包括 0.8GW 的天然气和 0.2GW 的煤炭，但是退役的化石能源发电机组却高 达 2.9GW，其中退役的煤炭机组容量最多，达 1.7GW。
1.2.2 美国转型挫折不断
在过去两年中，美国出现了一些影响其能源转型的发展动态，包括联邦一级的政策 变化:废除了一些与气候变化有关的、推广可再生能源使用的州政策;减缓了鼓励电网 灵活性以及分布能源的市场改革;以及与可再生能源相结合的储能政策都有相应的变化。
有一些州和城市在不依赖于联邦政府的情况下已经组成了美国气候联盟，以实施美国 NDC 的政策措施，到 2025 年，州一级的温室气体排量将比 2005 年低 26%至 28%。
实现这一目标的关键政策工具是“可再生能源组合标准”(RPS)，29 个州已颁布了 该标准。从 2000 年到目前为止，RPS 政策已经累计部署了美国 56%的可再生资源。自 2015 年以来，10 个州已提出或扩展其 RPS，预计未来几年可能有更多的州会加入此计 划。
1.2.3 中国引领可再生能源革命
国际经验向中国明示了能源转型之路。近年来，中国可再生技术和产业发展迅速，已在多项指标上居世界领先地位，技术实力凸显。
在风电领域，中国不管是年新增装机容量还是累计装机容量均已超过欧洲，成为全 球最大的风电市场。得益于中国市场的发展，中国企业金风科技也成长为全球排名第二 的风电整机制造商，2018 年全球风机制造商 TOP15 中有 8 席被中国企业占据。
中国同样是全球最大的光伏市场，并且在光伏生产环节，中国企业的优势尤为显著。 中国强大的光伏产业链近乎满足了全球的光伏产品需求。中国企业几乎完全霸占了全球 光伏组件企业出货排行榜 TOP10(详见第三章)。
2.1 从欧洲到中国接力发展
2.1.1 全球风电现状:中国超越欧洲
目前全球风电已经进入新一轮增长周期。据全球风能协会(GWEC)的统计，2018 年全球新增装机 51.3GW，较 2017 年减少 4%，其中陆上风电装机 46.8GW，海上风电 装机 4.5GW。
继 2001-2010 年复合增速高达 22%的一轮高速爆发后，全球风电行业在 2010-2013 年间迎来调整，目前已进入平稳成长阶段，随着风电技术的成熟，成本不断降低，新兴 市场得到开拓，海上风电装机占比不断提高，从 2001 年占总装机的比例从 1.5%上升 2018 年到 8.8%。
全球风电累计装机容量增长较为平稳。根据GWEC 的数据，截至 2018 年末，全球 风电累计装机容量达到 591GW，同比增长 9%，其中陆上风电累计装机容量为 568GW， 海上风电累计装机容量 23GW，占总装机的比例接近 4%。
中美欧是全球主要的风电市场，根据GWEC 的数据，2018 年世界各国陆上风电的 新增装机量构成中，中国占 45%，欧洲占 19%，美国占 16%，三大市场合计占比达到 80%。在 2018 年世界各国陆上风电的累计装机分布中，中国占 36%，欧洲占 30%，美 国占 17%，三者合计占比达 83%。
欧洲曾是全球最大的风电市场，然而中国的累计风电装机容量在2016 年已经超过 欧洲，并且由于目前中国的年新增装机量已大幅超过欧洲，欧洲与中国的累计装机容量 的差距将继续拉大，中国最大风电市场的地位无可动摇，牢不可破。
2.1.2欧洲风电发展历史与现状
欧洲风电起步较早，在 20 世纪 90 年代初即有相关的装机记载。欧洲风电的累计装 机容量在 2003 年以前一直保持 30%以上的高速增长。随着基数的扩大，近年来装机增 速逐步下滑，目前累计装机容量的同比增速基本保持在 10%左右。
近十年来欧洲每年新增风电装机较为平稳，保持在10-15GW之间。2018 年，欧洲 全年风电总装机量下降至 11.7GW，其中包含 0.7GW 的退役机组。同 2017 年 17.1GW的装机数据相比，这是一个显著的衰减。
2018 年，欧盟 28 国的年风电装机总量为 10.1GW，占欧洲总装机量的 87%。这是 子 2011 年以来的最低数值，反映了欧盟成员国自审查欧洲国家援助准则以来所进行的 监管变化。这使得许多国家自 2016 年开始引入拍卖机制，为许可和项目开发创造了新 的环境，导致了装机增长放缓。
截至 2018 年底，全欧洲的累计风电装机容量达到 189GW。欧盟 28 国的累计装机 容量达到 178.8GW，它们几乎提供了欧洲所有的海上风电装机。欧洲 68%的风力发电 设施分布于以下五个国家，它们的装机容量从高到低分别为:德国、西班牙、英国、法 国、意大利。紧随其后的是瑞典、土耳其和波兰。其中，德国的累计装机容量遥遥领先， 近 60GW，接近全欧装机总量的三分之一。
从 2018 年的新增装机容量来看，全欧的风电装机主要集中在德国、英国、法国和 瑞典，这四个国家的新增风电装机占比达到了全欧的 65%。其中德国 2018 年的新增风 电机组占比为 29%，明显低于它 2017 年 39%的占比，陆上风能项目从 2017 年 5.3GW 的容量大幅下降。英国是欧洲第二大风电市场，2018 年新增机组占比达 16%。法国和 瑞典的占比分别是 13%和 6%。
2018 年欧洲风电投资再创新高，总计有 16.7GW 的机组获得投资，相比 2017 年增 长了 45%。其中，陆上风电机组的融资额为 164 亿欧元，海上风电机组获得的融资额为 103 亿欧元。
然而 2018 年的融资总额相对 2017 年仅增加 19.7%，这是因为整个风电产业链的成 本降低和竞争加剧，使得投资者能够以更少的资金为更多的风电项目提供支持。
英国是 2018 年全欧风电投资最多的国家，共计为建造陆上和海上风电提供了 59 亿 欧元的资金，占 2018 年欧洲风能投资总额的 22%。英国将超过 90%的投资投向了海上 风电。瑞典紧随其后，投资额为 37 亿欧元，全部为陆上风电。由于陆上风电成本更低， 瑞典投资的机组容量超过英国，高达 3.2GW。
可以发现，2015 年后，欧洲单位容量风电投资呈现出明显下降的趋势，陆上风电的 平均投资成本从 2015 年的近 2 欧元/瓦下降到 2018 年的 1.3 欧元/瓦，降幅为 35%;海 上风电的投资成本下降更为显著，从 4.4 欧元/瓦下降到 2.4 欧元/瓦左右，下降幅度超过 45%。
2.2 中国风电:平价前最后的政策窗口
2.2.1 摆脱野蛮生长，严控弃风率
我国的风电装机主要集中在三北地区，截至2018 年底，我国累计风电并网容量达 到 184GW，达到全部发电装机容量的 9.7%。装机量最高的三个省份是内蒙古、新疆和 河北，分别达到 28.7GW、19.2GW 和 13.9GW
除了装机容量外，三北地区的弃风率在全国也遥遥领先。2018 年，国内弃风率超过 8%的地区是新疆，甘肃和内蒙古。其中新疆的弃风率为 23%，弃风电量达 107 亿千瓦 时;甘肃的弃风率为 19%，弃风电量达 54 亿千瓦时;内蒙古的弃风率为 10%，弃风电 量达 72 亿千瓦时。三省(区)弃风电量合计 233 亿千瓦时，占全国弃风电量的 84%。
2016 年，国家能源局对外发布了《关于建立监测预警机制促进风电产业持续健康发 展的通知》(以下简称《通知》)，提出建立风电投资监测预警机制，引导风电企业理性投 资，促进风电产业持续健康发展。预警程度由高到低分为红色、橙色、绿色三个等级， 预警目标年为发布年的 1 年后。预警结果为红色的省(区、市)，表示风电开发投资风 险较大，国家能源局在发布预警结果的当年不下达年度开发建设规模，地方暂缓核准新 的风电项目，建议风电开发企业慎重决策建设风电项目，电网企业不再办理新的接网手 续。预警结果为橙色，表示风电开发投资具有一定风险，国家能源局原则上在发布预警 结果的当年不下达年度开发建设规模。
自国家发布风电投资预警机制以来，全国以及甘肃、新疆、吉林三省的弃风率得到 了明显控制。全国的弃风率从 2016 年的 17.2%下降到了 2019 年一季度的 4%左右;甘 肃的弃风率从 43.1%下降到了不足 10%;新疆的弃风率从 38.4%下降至 15.2%;吉林的 成效最为显著，弃风率从 30%下降到 4.3%。
2019 年 3 月 8 日，国家能源局发布了《2019 年度风电投资监测预警结果的通知》， 只有新疆(含兵团)、甘肃被列为红色预警区域，吉林、黑龙江两省分别从红色和橙色转 为绿色。“红六省”正逐步解禁，风电建设有序增长，区域布局持续优化。
根据中国风能专委会(CWEA)的数据，2018 年我国新增风电装机容量 21.14GW， 同比增长 7.5%;累计装机容量 209.53GW，同比增长 11.2%，继续保持稳定增长态势。 可以发现，2012、2016 这两年新增装机增速的低点恰好是弃风率的高点，弃风率对风 电装机具有明显的抑制作用。
分区域来看，2018 年，中国六大区域的风电新增装机容量所占比例分别为中南(28.3%)、华北(25.8%)、华东(23%)、西北(14.2%)、西南(5.5%)、东北(3.2%)。 “三北”地区新增装机容量占比为 43.2%，中东南部地区新增装机容量占比达到 56.8%
与 2017 年相比，2018 年中国中南部地区增长较快，同比增长 33.2%。中南地区主 要增长的省份有:河南、广西、广东。同时，东北、华北和华东地区装机容量均有增幅， 分别同比增长为 29.9%、8.2%和 9.3%;而西北和西南地区装机容量出现下降，西南地 区同比下降 33.8%，西北地区同比下降 11.5%。
东北、西北、华北地区新增装机下滑的主要原因是由于前几年无序扩张，弃风率高 企，多个省份被列为红色预警，导致风电投资受限所致。
2.2.2 竞价即将落地，存量项目抢装
最近一年多来，国家出台了一系列政策保障风电建设由补贴向竞价乃至平价上网平 稳过渡。2019 年 4 月 12 日，国家能源局发布了《关于 2019 年风电、光伏发电建设管 理有关要求的通知》(征求意见稿)，提出要优先建设平价上网风电、光伏发电项目，规 范进行项目竞争方式配置、严格落实规划和预警要求、严格落实电力送出和消纳条件、 优化建设投资营商环境。
2019 年 5 月 10 日，国家发改委、能源局发布了《关于建立健全可再生能源电力消 纳保障机制的通知》，正式确立了通过配额制与绿证交易的促进可再生能源消纳的机制。
2019 年 5 月 21 日，国家发改委发布了《关于完善风电上网电价政策的通知》，《通 知》将陆上风电标杆上网电价改为指导价。2019 年 I~IV类资源指导价分别调整为每千 瓦时 0.34 元、0.39 元、0.43 元、0.52 元。2020 年指导价分别调整为每千瓦时 0.29 元、 0.34 元、0.38 元、0.47 元。海上风电也执行指导价，2019、2020 年的价格分别为每千 瓦时 0.8、0.75 元。《通知》将指导价梯度平稳下调，为风电平价上网留出了时间窗口。
根据彭博新能源财经行业统计数据显示，目前符合固定上网电价的项目容量总计88GW，包括已核准未建设及在建项目bvty.VIP。上述项目如能保证在 2019 年 12 月 31 日前开 工，预计可获得 0.47-0.6 元/千瓦时的风电上网电价，不受竞价政策影响。我们认为这些 项目会成为 2019 年风电抢装的主力。
2.2.3 后补贴时代，储备项目丰富
BNEF 的数据显示，2020 年后竞价项目储备容量约为 52GW。另外，我国目前平价 风电项目储备容量约 6.7GW。随着风电度电成本的降低和清洁能源消纳的逐步改善，优 质资源区具备首先市场化的条件，平价时代的到来，风电市场的增量空间将被全部打开。
2019 年 5 月 22 日，国家发改委、能源局公布了 2019 年第一批风电平价项目。共 计 56 个风电平价项目，装机容量合计 4.51GW，主要分布在吉林、黑龙江、河南三省。
根据金风科技公布的数据，2019 年以来，国内公开招标量已达到 14.9GW，同比增 长 101%，创单季最高招标量历史纪录。其中，海上风电招标 3.0GW，同比增长 61.2%， 占比 20.3%。
分区域看，南方市场招标 3.7GW，占比 25.0%，北方项目 11.1GW，占比 74.3%， 集中采购招标量 0.1GW，占比 0.7%。
分机型来看，指定招 2.0MW 级别机组的项目占全国招标量的 23.6%，2.5MW 级别 机组的项目占全国招标量的 10.5%，3MW 级别机组的项目占全国招标量的 65.9%。
根据历史经验，2019 年一季度市场招标量的大幅增长提前反应了 2019 年全年风电 市场景气度回升。
2.3 风电行业趋势:份额集中化，机组大型化
2.3.1 主机集中度提高，龙头布局大容量
风电产业链主要包括上游的原材料供应，中游的零件、整机制造，以及下游的建安、 运营。其中，风电主机是整个风电产业链中最为核心的一环。
根据 GWEC 发布的《全球风电市场-供应侧报告》显示，2018 年全球风机制造商前 十五中有八家来自中国。
该报告指出，来自丹麦的维斯塔斯借助其全球布局和在美洲的强劲表现，继续保有 全球最大风机制造商的头衔。中国的金风科技，其本土市场份额在 2018 年增加了 5.1%， 帮助其全球排名从 2017 年的第三名上升至第二名。而西门子-歌美飒由于去年在英国、 德国及印度的装机下降导致其全球排名滑落一位，位列第三。
美国通用可再生能源(GE)依然保持了全球第四名的位置。过去一年里，GE 在美 国市场表现不俗，并从维斯塔斯手中夺回了美国最大供应商的头衔。远景能源凭借其在 中国市场的强劲增长，取代了德国供应商 Enercon 排在全球第五位。
Enercon 去年的排名下滑一位，主要是因为其在德国市场的装机量出现急剧下降。 来自中国的明阳智能、联合动力、上海电气排名分别升至第七、九、十名，这要归功于 他们在中国本土市场的不俗表现。Suzlon 去年在印度市场的新增装机下降了三分之一， 导致其在全球排名跌出前十。Senvion 的排名下降三位，跌至第十二名。这家德国主机 商 2018 年在德国本土的新增装机只达到上一年的一半。中国海装和湘电风能依然位列 全球前十五的榜单中。运达风电取代东方电气进入榜单。
CWEA 的数据显示，2018 年，中国风电市场有新增装机记录的整机制造企业共 22 家，新增装机容量 2114 万千瓦，其中，金风科技新增装机容量达到 671 万千瓦，市场 份额达到 31.7%;其次为远景能源、明阳智能、联合动力和上海电气。
近 5 年来，我国风电整机制造企业的市场份额集中趋势明显。根据 CWEA 的统计， 排名前五的风电整机企业新增装机市场份额由 2013 年的 54.1%增长到 2018 年的 75%， 增长了 20.9%;排名前十的风电整机企业新增装机市场份额由 2013 年的 77.8%增长到 2018 年的 90%，增长了 12.2%。
从累计装机数据来看，截至 2018 年底，全国累计装机容量达到 2.1 亿千瓦，有 7 家整机制造企业的累计装机容量超过 1000 万千瓦，7 家市场份额合计达到 68%;其中， 金风科技累计容量超过4900 万千瓦，占国内市场的 23.6%;另外，联合动力累计装机 占比 9%，位居第二。
2.3.2 风机大型化
风机大型化有助于降低风电度电成本，使得风电在某些地区与化石燃料具有经济竞 争力。根据 GE 的测算，假设风机的风轮直径由 116 米增加到 160 米，扫风面积可以增 加一倍，单机功率和年发电能力可以提升一倍，度电成本可以下降约30%。
近年来风机大型化趋势明显。2018 年，中国新增装机的风电机组平均功率为 2.2MW， 同比增长 3.4%，2000 年到 2018 年中国风机平均功率的年华增长率为 7.3%。
2018 年，中国新增风电机组中，2MW 以下(不含 2MW)新增装机市场容量占比 为 4.2%，2MW 风电机组装机占全国新增装机容量的 50.6%，2MW 至 3MW(不包含 3MW)新增装机占比达 31.9%，3MW 至 4MW(不包括 4MW)机组新增装机占比达到 7.1%。与 2017 年相比，2.1MW 至 2.9MW 机组市场份额同比增长了 31.7%;2MW 机 组市场份额同比下降了 7.8%。
WindEurope 的数据显示，2018 年欧洲新增装机的陆上风电机组平均功率为 2.7MW， 海上风电的平均功率为 6.8MW。挪威、德国新增陆上风电的平均功率均已超过 3MW， 丹麦新增海上风电机组的平均功率已接近 8MW。
根据美国能源部(DOE)的数据，从 1998-2017 年这 20 年间，美国风机的平均标 称功率由 0.72MW 增长到了 2.32MW，平均风轮直径由 48 米提升到 113 米，平均风塔 高度从 56 米升高到 86 米。美国风机大型化趋势与中欧基本一致。
2.4 海上风电
2.4.1 欧洲海上风电:市场高度集中
根据 WindEurope 的数据，截至 2018 年底，欧洲海上风电累计装机容量约 18.5GW， 同比增长 12%;新增装机 2.7GW，同比下滑 15%。
2018 年，英国、德国海上风电装机在欧洲遥遥领先于其他国家。其中，英国 2018 年新增海上风电机组 1312MW，占欧洲装机的 49%;德国新增装机 969MW，占据了 36% 的份额。
欧洲海上风电市场高度集中。2018 年，西门子-歌美飒提供率 245 台机组，占据了 欧洲海上风电市场 62.2%的份额，紧随其后的是三菱-维斯塔斯，向欧洲市场提供了 150 台海上风电机组，占据了三分之一的市场份额。其他取得订单的厂商仅有 GE 和 Eolink两家。
从累计装机的维度来看，截至 2018 年底，西门子-歌美飒向欧洲市场提供了超过 3000 台海上风电机组，装机容量达 12.8GW，市场份额近 70%。供货位列二三名的三 菱-维斯塔斯和 Senvion 分别提供了 3.8GW 和 1.2GW 的装机量。前三大厂商的市场份 额超过 96%。
2.4.2 中国海上风电
CWEA 的数据表明，2018 年，中国海上风电发展提速，全年新增装机 436 台，新 增装机容量达到 165.5 万千瓦，同比增长 42.7%;累计装机达到 444.5 万千瓦。2018 年共有 7 家整机制造企业有新增装机，其中上海电气新增装机最多，共达 181 台，容量 为 72.6 万千瓦，新增装机容量占比达到 43.9%。其次分别为远景能源、金风科技、明阳 智能、GE、联合动力、湘电风能。
截至 2018 年底，海上风电整机制造企业共 12 家，其中，累计装机容量达到 70 万 千瓦以上有上海电气、远景能源、金风科技，这 3 家企业海上风电机组累计装机量占海 上风电总装机容量的 85.9%，上海电气以 50.9%的市场份额领先。
分机型来看，截至 2018 年底，在所有吊装的海上风电机组中，单机容量 4MW 机 组最多，平均单机容量 3.76MW，累计装机容量达到 234.8 万千瓦，占海上总装机容量 的 52.8%;5MW 风电机组装机容量累计达到 20 万千瓦，占海上总装机容量的 4.6%; 较 2017 年，新增了单机容量为 5.5MW、6.45MW、6.7MW 的机组。
2018 年，中国海上风电新增装机分布在江苏、浙江、福建、河北、上海、辽宁和广 东七省市;其中，江苏新增海上风电装机容量达0.96GW，占全国新增装机容量 57.9%， 其次分别为浙江 9.4%、福建 9.3%、河北 7.5%、上海 6%、辽宁 5.6%和广东 4.3%。
江苏省海上风电装机遥遥领先。截至2018 年底，江苏省海上风电累计装机容量突 破 3GW，占全部海上风电累计装机容量的 70.4%;其次为上海，占比达到 9.1%，福建 占比为 6.5%，浙江占比 4.5%，河北占比 3.6%，其余 4 省累计装机容量占比合计约为 5.8%。
2.5 风电行业展望与相关标的
2.5.1 全球风电稳定增长，中国仍是装机主力军
GWEC 的数据显示，全球风电累计装机容量近五年内的年复合增长率高达 13%。 Wood Mackenzie 预测，2017-2027年，全球风电累计装机容量的复合增速仍将高达 8.2%，中国始终是最大增量市场。
根据 GWEC、BNEF 等多家机构预测，未来五年内，全球风电年新增装机预计在 60-70GW 之间，明显高于 2018 年的装机量，全球风电装机将实现稳定增长。其中，陆 上年新增装机容量在 60GW 左右，海上风电年新增容量将从 5GW 左右增长到 10GW， 海上风电市场容量实现翻倍。
预计未来五年内中国年新增装机容量在20-25GW之间，是全球风电装机的主力。 中国的风电装机增长主要有三大来源:享受补贴的已核准项目抢装;多个地区陆上风电 竞价的同时快速推进;推动规模达 GW 级陆上风电项目实现平价上网。随着平价时代来 临，平价上网的项目将逐渐成为装机增长的主要推动力。
……
3.1 全球光伏看中国
3.1.1 中国光伏装机容量位居全球首位
全球太阳能发电主要以光伏(PV)为主，占比接近 99%，聚焦式太阳能发电(CSP) 占比非常少。根据 IRENA 的数据，近年来光伏累计装机增速虽然不复过去指数式爆发 的盛况，但仍然维持在20%以上
与风电类似，全球光伏装机主要在中美欧三地。欧洲一度占据全球近八成的光伏装 机量，但随着我国光伏行业的强势崛起，目前中国已经超越欧洲成为全球最大的光伏市 场。IRENA 的数据显示，截至 2018 年底，中国、欧洲、美国三地累计装机容量占全球 总装机容量的占比分别式 36%、25%和 10%，合计占比超七成。
从 2011-2018 年，中国新增光伏装机容量与占全球新增容量的比例双双大幅提升，新增 容量由 2.7GW 最高增长到 53GW，占比由 9%最高提升到超过 50%。中国光伏市场的 重要性举足轻重。
3.1.2 中国具有强大的光伏产业链
中国广阔的市场孕育了我国强大的光伏产业链，从上游的硅料、硅片生产，中游的 电池片、组件制造，到下游光伏电场的建设安装、发电运营，各个环节产能惊人，同时 也诞生了一批优秀的企业。
根据中国光伏行业协会(CPIA)的统计，多晶硅方面，2018 年，我国国多晶硅产 能超过万吨的企业有 10 家，产能利用率保持在较高水平，产量超过 25 万吨。2019 年 多晶硅产量预计将达到 28 万吨。
硅片方面，2018 年全国硅片产量约为 109.2GW，同比增长 19.1%。全球前十大生 产企业均位居中国大陆，预计 2019 年全国硅片产量将达到 120GW。
我国的硅片产能几乎可以满足全球光伏产业的需求。从2012 年开始，我国硅片产 量占全球当年装机量的八成以上，且占比逐年提高。到 2018 年，当年全球新增光伏装 机 110GW，我国硅片产量约 109GW。预计到 2019 年，我国硅片的产量或不低于全球 光伏装机需求。
晶硅电池片方面，2018 年，全国电池片产量约为 87.2GW，同比增长 21.1%。电池 片产量超过 2GW 的企业有 12 家，其产量占总产量的 53.4%，集中度进一步提高。CPIA 预计 2019 年全国电池片产量将超过 90GW 以上。电池片产量在全球光伏装机需求的八 成左右。
组件方面，2018 年，全国组件产量达到 85.7GW，同比增长 14.3%，以晶硅组件为 主。组件产量超过 2GW 的企业有 11 家，其产量占总产量的 62.3%，集中度进一步提高。 预计 2019 年组件产量将超过 90GW。目前我国的组件产量满足了全球 80%左右的需求。
根据 Global Data 的数据，2018 年中国企业晶科以 11.6GW的出货量和 12.8%的市 场份额继续保持全球组件出货第一的位置。2018 年全球组件出货量排名前 10 的公司中， 9 家来自中国。排名前五的企业均来自中国，它们合计占据了 46.3%的市场份额。
光伏逆变器方面，根据 Wood Mackenzie Power & Renewables 发布的 2018 年逆 变器销量的统计数据，一共 5 家中国企业上榜，其中，华为、阳光电源仍旧牢牢占据排 行榜前二的位置。上能电气排名滑落一位，位列第六;特变电工表现不佳，由第4 位掉 落到第十的位置。
3.2 政策波折平价涌现
3.2.1 光伏政策一波三折
根据国家发改委价格司的统计，2018 年可再生能源补贴资金缺口累计达到 1200 亿元，其中光伏补贴缺口超 600 亿，并且按照过往几年光伏较快的增长势头，如果装机 规模不加遏制，补贴资金缺口将逐年扩大。
在光伏行业发展过热背景下，为了促进光伏消纳、助力产业升级、改善营商环境，2018 年 5 月 31 日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发了《关于 2018 年 光伏发电有关事项的通知》(简称“531 新政”)，对2018 年光伏标杆电价及装机规模做 出明确指示:
l补贴退坡。新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低 0.05 元，I 类、 II 类、III 类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时 0.5 元、0.6 元、0.7 元(含 税),分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低 0.05 元，即补贴标准调 整为每千瓦时 0.32 元(含税)。
l限制规模。2018 年国家将暂不安排地面电站建设指标，分布式光伏建设规模 将控制在 10GW，因此 2018 年剩余光伏安装量将来自于分布式、光伏扶贫、 领跑者项目及各地不需要补贴的光伏项目。
2018 年 9 月以来，光伏政策开始逐步缓和:
进入 2019 年，光伏政策持续向好。2019 年 4 月 28 日，发改委发布了 2019 年光 伏电价政策，将三类资源区集中式电站标杆上网电价改为指导价，分别为:I类地区 0.4 元/千瓦时、II类地区 0.45 元/千瓦时、III类地区 0.55 元/千瓦时。村级光伏扶贫电站(含 联村电站)，对应的 I~III 类资源区上网电价保持不变，仍分别按照每千瓦时 0.65 元、0.75 元、0.85 元执行。户用分布式调整为每千瓦时 0.18 元，其他工商业分布式补贴不超过 0.10 元。
此次电价政策将标杆电价改为指导价。在固定补贴和平价上网之间形成良好过渡， 平滑了行业去补贴带来的影响。光伏定价基本符合预期，预计我国全年仍将保持 40GW 以上的装机规模。
2019 年 5 月 28 日，能源局发布了 2019 年正式光伏政策，该政策与此前几轮征求 意见稿内容基本吻合，符合市场预期，即“在光伏全面实现平价上网前，对于不需要国 家补贴的项目，由地方按规定自行组织建设;对于需要国家补贴的新建项目，原则上均 应由市场机制确定项目和实行补贴竞价。”
根据 2019 年光伏政策的要求，竞价项目需 7 月 1 日前上报至能源局，指标有望于 7 月中旬陆续下发，2019 年下半年国内光伏市场将陆续启动。
3.2.2 消纳改善，平价项目涌现
根据能源局的数据，2019 年一季度，全国光伏发电量 440 亿千瓦时，同比增长 26%; 弃光电量 12.4 亿千瓦时，同比减少 3.8 亿千瓦时;弃光率 2.7%，同比下降 1.7 个百分 点，实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在新疆和甘肃，其中，新疆(不含兵 团)弃光电量 3.5 亿千瓦时，弃光率 12%，同比下降 9.4 个百分点;甘肃弃光电量 2.1亿千瓦时，弃光率 7.2%，同比下降 2.9 个百分点。
现阶段我国光伏伏度电成本还同国内的火电上网标杆电价有一定差距，但通过管控 非技术成本，光伏的度电成本同火电的差距越来越小。从第三批领跑者的招标电价来看， 光伏电价与当地的火电差价在 0.0369-0.1255 元/kWh，差距进一步减小，随着成本下降， 效率的提升，目前在山东、内蒙古等地已有部分项目在朝着平价上网的目标推进。
2019 年 5 月 20 日，国家发改委、国家能源局发布了《关于公布 2019 年第一批风 电、光伏发电平价上网项目的通知》，公布了 14.78GW 的平价上网光伏项目，其中 4.6GW 的项目将在 2019 年内并网。这些平价项目主要分布在东北、中部、华南三地。
3.3 平价路径
光伏发电的度电成本主要由三个因素决定:单位建设成本，有效利用小时数，以及 融资成本，我们测算了在上网电价为 0.40 元/kWh、自有资金 30%、贷款期限 10 年、 贷款利率为 6%条件下，资本金 IRR 同光伏系统造价的关系。可以发现，假设系统造价 3.5 元/瓦，年有效利用小时数 1400 小时的区域，对应的资本金 IRR 接近 10%;光照时 间为 1300 小时，对应的资本金 IRR 超过 7%。
我们认为，要实现光伏全面平价上网，必须从降本增效两方面同时切入。增效即提 高发电量，可以通过提高利用小时数，采用高效电池技术等方法来实现;成本构成中非 硅成本的占比日益提高，降低非硅成本的重要性日益显现。
3.3.1 提高利用小时数
提高发电量最直接的方法是促进光伏发电的消纳水平，提高电站的利用小时数。
CPIA 测算了国内光伏电站的 LCOE 的变化趋势。2018 年，全投资模型下地面光伏 电站在 1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的 LCOE 分别为 0.22、0.37、0.46、0.55 元/KWh。
如果保持 1400 小时以上的利用水平，未来随着组件、逆变器等关键设备的效率提 升，双面组件、跟踪支架等的使用，运维能力的提高，预计 2021 年后在部分高脱硫煤 电价地区可优先实现与煤电同价。
2018 年，全投资模型下分布式光伏发电系统在 1800 小时、1500 小时、1200 小时、 1000 小时等效利用小时数的 LCOE 分别为 0.21、0.32、0.40、0.48 元/KWh。
目前国内分布式光伏主要分布在浙江、山东、河南、广东等省份，等效利用小时数 通常在 1000-1100小时左右。由于工商业电价较高，工商业分布式光伏发电已实现用电 侧平价，预计未来 1-2 年内也可实现居民用电侧平价。
3.3.2 采用高效技术组件
提高发电量还可以通过采用高效技术组件来实现。
2018 年，规模生产的单多晶电池基本采用高效技术，其中多晶电池全面应用黑硅技 术，单晶领域则大规模普及 PERC 技术，预计 2-3 年内在多晶领域也将全部由 PERC 技术替代。大规模生产的单多晶电池平均转换效率也分别从 2010 年 17.5%和 16.5%提 升至 2018 年的 21.8%和 19.2%。产品质保期也从过去 20 年提升至 25 年甚至 30 年以 上。
随着光伏市场的不断发展，高效电池将成为市场主导，单晶硅电池市场份额逐步增 大，2018 年单晶硅片市场份额超过 40%，CPIA 预计 2019 年将超过一半。随着异质结 电池、N 型 PERT 电池的应用推广，N 型单晶硅片的市场份额，也将逐年提高。而多晶 硅片的市场份额未来将逐步下降。
3.3.3 降低非硅成本
2018 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 4.92 元/W 左右，较 2017 年下降 1.83 元 W。其中，组件约占投资成本的 40%，非硅成本占比约 60%，其中非技术成本 约占 17%(不包含融资成本)。随着技术进步，降本增效，组件价格将持续降低，在总 投资成本中的占比也将减少，预计到 2019 年全投资成本可下降至 4.48 元/W，2020 年 可下降至 4.17 元/W。 bvty
其中，建安费用主要为人工费用，下降空间不大。接网、土地、项目前期开发费用、 融资成本等属于非技术成本，因不同区域、不同项目差别较大，降低非硅成本有助于加 快推动光伏发电平价上网。
根据 CPIA 的数据，2018 年我国工商业分布式光伏系统初始投资成本为 4.18 元/W， 2019 年预计下降至 3.73 元/W。工商业分布式光伏系统的初始投资主要由组件、逆变器、 支架、电缆、建安费用、电网接入、屋顶租赁、屋顶加固以及一次设备、二次设备等部 分构成。
分布式光伏的非硅成本中，支架价格、建安费用、电网接入、屋顶租赁以及屋顶加 固的费用在未来继续压缩的可能性较低。逆变器方面或许还有进一步降低成本的空间。
3.4 中国制造，出口全球
3.4.1 海外需求旺盛，全球装机维持高预期
光伏产品对外贸易形势良好。2018 年 8 月欧盟宣布，对华光伏反倾销和反补贴措施 将于 9 月 3 日到期后终止，标志着欧盟对我国长达五年的“双反”告一段落。取消限制 令是对整个欧盟最有利的决定，将真正实现双方产业的互利共赢，对其他国家也将起到 引导示范作用。美国从2011 年起开始实施贸易保护措施，2011 年美国即开始“双反” 调查并征收关税，2014 年对我国发起第二次“双反”调查，2017 年发起 201 调查并准 备征收 30%的关税，2018 年又将光伏产品加入 500 亿征收清单中。然而，八年来我国 光伏产品全球市场占有率越来越高，美国光伏企业相继破产或外移，其光伏产能从 2011 年的 1.5GW 跌至 2017 年的 1GW。事实证明，贸易保护不是出路。
2018 年光伏产品(硅片、电池片、组件)出口总额 161.1 亿美元，达到“双反”后 最高水平，同比增长 10.9%;硅片、电池片受价格跌幅影响，出口价减量增;组件出口 额和出口量双升，占比由 71.9%提升至 80.6%。各环节出口均超过 2017 年，其中组件 出口量月 41GW，同比增长 30%。多晶硅进口约 12.5 万吨，同比下降 20%，进口额为 18.7 亿美金，同比下降 21.9%(不含保税区)。
光伏组件出口市场集中度继续下降，形成传统市场和新兴市场(南美、中东、北非) 结合的多元化市场。欧盟取消“双反”后，欧洲市场复苏，对欧洲主要国家(荷兰、德 国、英国)的组件出口有所增长;对乌克兰、西班牙的出口大幅增长。受201 调查影响， 2018 年对美国的光伏组件的直接出口近 3141 万美元，同比下降 90%以上。
光伏企业海外投资热情高涨。根据CPIA 的统计，我国已有超过 20 家的光伏企业通 过合资、并购、投资等方式在海外布局产能;主要集中在越南、泰国、马来西亚等东南 亚国家。其中，2018 年海外布局的电池片有效产能达到 12.2GW，组件有效产能达到 18.1GW，。此外，硅片、逆变器、光伏玻璃、背板、EVA 等配套产品的产能向海外布局 也开始增多，海外基地的产业配套能力逐渐增强。在“531 新政”的影响下，国内企业 将电站开发、EPC 运营服务、储能业务向海外扩张布局，行业正在掀起新一轮的“走出 去”浪潮。
全球光伏市场前景乐观。光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具有价格优 势的能源形式。不仅在欧美日等发达地区，在中东、南美等地区国家也快速兴起。2018 年，全球光伏新增装机市场预计达到 110GW，创历史新高。2019 年，在光伏发电成本 持续下降和新兴市场拉动等有利因素的推动下，全球光伏市场仍将保持增长，预计全年 全球光伏新增装机量将超过 110GW，乐观情形下甚至达到 120GW。
CPIA 预计到 2025 年全球年新增光伏装机将达到 200GW。即使是保守估计，到 2025年全球光伏年新增规模也将达到 165GW，新增装机复合年化增长速度约 6%。
3.4.2 出口强劲，无惧贸易战
根据最新的海关数据，2019 年 4 月，国内光伏组件出口量约为 5.7GW，同比增长 172%，环比下降 9%。1~4 月份的总出口量约为 20.6GW，同比增长 81%。 由于海外很多国家在 3 月份存在抢装现象，近三年的 4 月份的需求量都会出现环比 下降。即使如此，2019 年 4 月份的数据仍然远超往年。
分国家来看，前五名的出口国家分别是荷兰，越南，印度，日本和澳大利亚，它们 占据了超过一半的出口额。
按厂商来看，排名前五的企业分别是晶科、晶澳、天合、阿特斯和隆基，它们合计 占据了接近一半的出口份额。
虽然美国曾是中国光伏产品的第二大出口国，但由于2017 年 201 法案实施之后， 2018 年中国对美国的光伏产品出口量几乎为 0;而 2019 年 1~4 月份的数据也印证了， 中国的出口主要在欧洲、日本、东南亚。中美贸易战对中国光伏行业的出口几乎无影响。
3.5 光伏行业展望与相关标的
3.5.1 全球装机维持高预期
目前光伏平价路径已然清晰，预计未来1-2 年内可以实现光伏全面平价上网。多家 机构预测 2019 年全球装机在 110-130GW 之间，预计中国可以实现超过 40GW 的光伏 装机。
根据 PV InfoLink 的预测，印度、美国、欧洲三大市场 2019 年的需求相比去年都进 一步提升，部分新兴市场如巴西、埃及等也都可能较去年成长，整体海外市场动能明确。
光伏需求逐年成长，且目前看来 2020 年也是许多国家的政策节点，整体需求从 2019 下半年到 2020 年都会是需求旺盛的期间。若以乐观值来看，2020 全球需求就有望挑战 150GW，随后将继续逐年上升。
中国 2019 年的光伏政策已经明确，与市场预期一致，2019 年下半年国内市场随即 启动，光伏行业复苏的确定性提高，产业链各环节尤其是龙头将受益于平价前的最后一 波需求反弹。
CPIA 乐观预测，如果光伏平价上网顺利推进，到 2025 年，全球光伏年新增装机 将达到 200GW，中国年新增装机将达到 80GW。保守估计的话，2025 年，全球光伏年 新增装机也有 165GW，国内年新增装机约 65GW。
……
温馨提示：如需原文档，请登陆未来智库www.vzkoo.com，搜索下载。
（报告来源：德邦证券；分析师：韩伟琪、冯俊）
