2016 年同期受電價后續下調預期不明等影響，需求量下降帶來組價價格大幅下滑，大部分光伏企業出現大規模減產、停產等情況。今年“630”出現較大不同，新技術帶來成本下降幅度超預期，國內需求穩定，疊加美國“201 條款”帶來海外需求的上漲。今年 4 月以來，光伏產品售價出現一定程度上漲，多晶硅、單晶硅電池現貨價（周均價）由 0.85 美元/片、1.1 美元/片分別上漲至 0.98 美元/片、1.2 美元/片，上漲幅度達到 15.3%和 9.1%。

 

國內光伏裝機按季度統計（單位：GW）

 

一、光伏搶裝潮延后，技術提升帶動成本下降

 

2016 年同期受電價后續下調預期不明等影響，需求量下降帶來組價價格大幅下滑，大部分光伏企業出現大規模減產、停產等情況。今年“630”出現較大不同，新技術帶來成本下降幅度超預期，國內需求穩定，疊加美國“201 條款”帶來海外需求的上漲。今年 4 月以來，光伏產品售價出現一定程度上漲，多晶硅、單晶硅電池現貨價（周均價）由 0.85 美元/片、1.1 美元/片分別上漲至 0.98 美元/片、1.2 美元/片，上漲幅度達到 15.3%和 9.1%。

 

國內光伏裝機按季度統計（單位：GW）

數據來源：公開資料整理

 

二、棄風限電持續改善，市場重心往中東部轉移

 

2016年全球累計吊裝容量達到486.8GW，其中新增裝機風電容量為54.6GW，國內市場占比 43%。全球風能理事會預計 2017 年全球風電新增裝機容量將超過60GW，并在未來五年內維持穩定增長，到 2021 年累計裝機將超過 800GW。截止 2017 年 1 季度末，國內累計風電并網容量 151GW，環比增加 3.52GW。風電裝機占電源總裝機的比重持續提高至 9.4%。

 

全球歷年風電新增吊裝及累計容量

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中國風電累計并網容量及電源結構占比

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今年以來，國內公開招標容量為 7.7GW，維持去年同期較高水平。2016 年全年公開招標容量達到 28.3GW，同比增長 51.3%。從風電消納來看，今年風電消納持續好轉，一季度上網電量 687 億 kWh，占全社會用電量的 4.8%，較同期增長0.6%。預計風電消納占比到 2020 年有望達到 6%以上。

 

國內公開招標容量 （單位：GW）

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全國風電利用小時數及棄風率（%）

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三、綠證推動補貼市場化，平價上網時點日益臨近

 

風電補貼資金缺口逐年擴大，2016 年底累計補貼資金缺口已達到 600 億元。國家通過建立“配額制+綠色電力證書交易”機制，增加可再生能源企業收入，緩解補貼壓力。光伏行業同樣面臨補貼的巨大壓力。因此國家財政部、國家發改委、國家能源局三部委于 2017 年 2 月聯合下發了《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》，以期“促進清潔能源高效利用和降低國家財政資金的直接補貼強度”。

 

關于綠證交易及綠證的價值，存在三大基本原則：發電企業綠證一經出售不再享受補貼；綠證認購價格不高于補貼；綠證不得多次交易。綠證交易分為自愿交易和強制交易兩種形式。7 月 1 日實施的是綠證的自愿交易，2018 年適時啟動可再生能源電力配額考核和綠色電力證書強制約束交易。目前由于缺乏強制力，綠證的價值很難體現出來，因此短時間內無法產生巨大的市場空間。

 

風電項目綠證更有競爭優勢。根據現行電價機制，補貼強度為光伏/風電項目標桿電價與當地脫硫煤標桿電價的差額。補貼強度月底的項目，競爭力越強。根據目前各地的脫硫煤標桿電價，以目前的標桿電價測算，風電綠色電力證書最高價為 0.26 元/kWh，光伏綠色電力證書最高價則可能達到 0.55 元/kWh，光伏綠證價格超過風電的兩倍。

 

東部六省份光伏、風電綠證上限價格差額

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從行業發展周期來看，光伏比風電發展滯后三年左右；而今年來光伏電池技術進步加快，因此最遲 2019 年，光伏項目的補貼強度與目前風電的補貼強度基本相同。到 2020 年，地面光伏電站項目可以實現平價上網。實現平價上網的途徑是降低度電成本。

 

光伏發電平價線路圖

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四、短期看好分布式光伏爆發及海上風電提速

 

國家能源局公布了今年一季度光伏發電數據，新增裝機量與 2016 年同期基本持平。其中集中式光伏新增裝機同比下降 23%，而分布式新增裝機同比增幅達到151%。且繼續呈大幅增長趨勢。

 

分布式光伏增速明顯

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分布式光伏具有“自發自用、余電上網”和“全額上網”兩種模式，在 2017 年標桿電價下降 0.13-0.15 元/kWh 的背景下，余電上網模式投資回報率相對高于全額上網模式，激勵分布式光伏在電價模式中可能傾向于選擇“自發自用、余電上網”模式。

 

從分布式光伏到分布式能源，中間離不開儲能系統的支撐。通過配套儲能裝置的調節，是每一個分布式能源均成為自治、可靠的節點，這就是微網和能源互聯網的雛形。因此分布式能源的發展從一定程度上帶動了儲能商業化的發展。截至2016 年底，我國投運儲能項目累計裝機規模 24.3 吉瓦，同比增長 4.7%。2016年，全國新增投運電化學儲能項目的裝機規模為 101.4 兆瓦，同比增長 299%。從應用分布來看，可再生能源并網仍然是去年國內新增投運電化學儲能項目應用規模最大的領域，占比 55%。

 

2011-2016年國內投運儲能裝機量（不含抽水儲能和儲熱項目）

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2016 年國內新增投運儲能裝機規模TOP10企業

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2017 年3月，國家能源局印發《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見（征求意見稿）》，提出未來 10 年儲能領域的發展目標，并提出了儲能的五大任務，明確開展試點示范、建立補償機制。隨著新能源汽車發展，鋰電成本的快速下降，帶動了電化學儲能在經濟性。鉛炭電池技術在循環壽命及成本領域目前仍具有較大優勢。

 

海上風電站上風口，大功率化降低整體風場投資成本。2016 年，中國海上風電實現新增裝機容量 0.59GW，同比增長 64%。新增裝機 154 臺，共有 4 家制造企業有新增吊裝，其中，上海電氣的海上風電機組供應量最大，占比達到 82.5%；其次是遠景能源、金風科技和重慶海裝。推薦上海電氣。

 

2016年中國海上風電新增和累計裝機容量

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《風電發展“十三五”規劃》明確提出，到 2020 年，全國海上風電開工建設規模達到 1000 萬千瓦，力爭累計并網容量達到 500 萬千瓦以上。以 1.3-2 萬元/Kw單位造價計算，到2020年，我國海上風力發電行業的市場空間大約為1500-2000億元。