2018年新能源行业分析报告

目 录1动力电池趋势：高镍三元+软包 31.1补贴退坡需求升级倒逼结构性放量 31.2得高镍三元者得市场 61.3轻量化趋势——软包电池 91.4投资建议 112光伏：行业急刹车，平价上网加速来临 112.1政策发布，趋严程度超预期 112.2光伏装机增长过快，补贴缺口日益严重 112.3规模压缩影响严重，电价下调影响不大 132.4投资建议 143.1我国风电新增并网容量已经连续两年下滑 173.2弃风改善，三北地区或将解禁，行业反转来临 195.2个百分点至11.9%。 193.3核准招标回暖，新标杆电价确保建设 203.4分散式与海上风电带来新增量 213.5投资建议 22图目录图表1新能源汽车各月产量及同比增长情况 4图表2新能源汽车产量（千辆） 5图表3新能源汽车2017-2018年补贴政策对比 5图表42017年第11批至2018年第5批新能源汽车推荐目录分布 6图表5乘用车各型号占比及增长情况 7图表6近年来动力电池的装机结构（GWH） 8图表7钴市场价格 8图表8主流动力电池生产商毛利率下滑 8图表9三元材料配比变动对电池性能的影响 9图表10部分正极材料生产商和电池企业高镍电池开发进度 9图表11今年前三个月三元材料产量变化 10图表122018Q1三元材料不同配比产量占比 10图表13今年前4月各形态动力电池分布 11图表14各形态动力电池的优劣势 11图表15布局软包电池的厂商 11图表16光伏电价下调 12图表17国内光伏新增装机容量及增长率 13图表18国内分布式光伏新增装机容量及增长率 13图表19国内光伏装机容量示意图 14图表202018年光伏新增装机空间 14图表21以三类资源区假设 14图表22装机成本与内部收益率的对应关系 15图表23国内多晶硅产能与产量（万吨） 16图表24国内多晶硅产能与产量（万吨） 16图表25多晶硅成本构成 17图表26光伏级多晶硅价格走势 17图表27国内多晶硅厂商产能及增长情况 17图表28全球产能成本图 18图表29国内风电新增并网容量及增速 19图表30国内风电累计并网容量及增速 19图表312016年风电装机分布情况 19图表32近年弃风量（亿千瓦时）及弃风率 19图表332016年国内风电弃风情况较恶劣的几个省 20图表34红六省装机容量骤减 20图表352017年三季度主要风电区发电量（亿千瓦时）及弃风率 21图表362018年电价下调及收益率差别情况 21图表37我国风力资源分布 22图表38近年弃风量（亿千瓦时）及弃风率 22图表39海上风电市场空间 23国家为促进新能源产业的快速发展，出台了很多补贴政策。在补贴的刺激下，不管是新能源汽车或是光伏、风电，都快速地度过了产业导入期。2018年我们谈的最多的则是补贴退坡，相关产业都已经到了政策退出的临界点，依靠强有力的市场化竞争赢得市场，市场空间将更上一个数量级。1 动力电池趋势：高镍三元+软包1.1 补贴退坡需求升级倒逼结构性放量年初新能源汽车补贴政策和新能源汽车推荐目录的连续性，使得上半年汽车的产销情况摆脱了去年年初的冷遇。根据中汽协的数据，2018年4月新能源汽车产销量为8.1万辆和8.2万辆，同比增长117.7%和138.4%，环比增长19.6%和20.8%，呈现加速增长。1-4月累计产销量为23.2万辆和22.5万辆，同比增长142.4%和149.2%。从车型结构来看，乘用车继续占主导，4月乘用车产销量6.95万辆和7.19万辆，同比增长106.2%和135.8%，商用车1.17万辆和1万辆，同比增长225.4%和158.4%。图表1新能源汽车各月产量及同比增长情况2000001500001000005000001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月500.00%400.00%300.00%200.00%100.00%0.00%-100.00%2017产量 2018同比增长 2017同比增长 2018产量近年来新能源汽车的快速扩张，按照《汽车产业中长期发展规划》，预计2018-2020年新能源汽车产量将保持至少37%的年复合增长速度，我们预计今年新能源汽车整体产量能达到108万辆。今年1-4月累计实现产量22.4万辆，仍有79%的产量未释放，结合以往汽车产销量走势，下半年将是全年数据冲刺的关键期。下半年产销旺季的到来将带动新能源车的放量。图表2新能源汽车产量（千辆）250020001500100050002015 2016 2017 2020E2018年新能源汽车补贴提前退坡最直观的表现就是两极分化：低端车型的补贴下降幅度最大，乘用车和客户基于电池能量密度的补贴调整系数最低门槛较去年上升了两个等级；高端车型如续驶里程超过300公里的乘用车补贴不降反升，乘用车能量密度高于160wh/kg的补贴调整系数提高到1.2倍。图表3新能源汽车2017-2018年补贴政策对比车辆类型2017过渡期2018万元/辆注：续驶里程R（工况法，公里）纯电动乘用车21.43.62.521.52.44.43.083.44.55插电式混合动力乘用车（含增程式）2.41.682.2纯电动乘用车补贴调整系数（倍）电池能量密度Wh/kg90-1051105-12010.6120-1401.11140-1601.11.1160以上1.11.2纯电动客车元/kwh非快充85-951440100895-11518001260115-135216015121200135以上1320快充类300021002100插电式混动客车（含增程式）300021001500纯电动专用车（元/kwh）注：储电量30kwh以下150060085030-50kwh120048075050kwh以上1000400650财政部，随着6月11日补贴过渡期截止日期的临近，相应的对续驶里程在100-150公里和150-200公里的低端车型（其中A00级车型占比较大）的补贴缓冲也将结束。我们之前预测过渡期内，车企一方面加快消化低端车型库存，另一方面研发设计推出更高性能的A00级车型或者高端的车型，为下半年销售增长积蓄实力。所以2018年补贴政策倒逼整车企业对产品升级换代，形成对车型生产的优胜劣汰。从今年的推荐目录也可以看出，相比去年第11批目录，今年的第2-5批目录，乘用车续驶里程在300-400公里以及能量密度在140-160wh/kg的占比大幅提升，超过45%的车型单车补贴超过了去年，超过一半的车型达到1.1倍补贴调整的。续驶里程超过400公里的车型比例由0增长到20%左右，第五批目录中还出现了能量密度超过160wh/kg的车型。此外，过渡期内专用车的补贴大幅低于2018年补贴金额，对上半年专用车的产销量有一定的抑制作用，过渡期结束后专用车有望恢复正常销售周期。图表42017年第11批至2018年第5批新能源汽车推荐目录分布10.90.80.70.60.50.40.30.20.102017年第11批 2018年第1批 2018年第2批 2018年第3批 2018年第4、5批崔东树，另一方面，从新能源乘用车销量结构来看车型需求升级已有趋势显现。纯电动乘用车销售中A00级车型仍占据半壁江山，但占比出现明显下滑；A级及A0级车型发力明显，其中A0级车型呈现爆发式增长，同比增长653%，环比增长263%，销售占比由10%以下迅速蹿升到19%；A级车型从3月起占比大幅提升了15个pct达到28%。此外，插电混动乘用车中A级车为主力车型，并且在A级车型的带动下也出现243%的强势增长。图表5乘用车各型号占比及增长情况100%800%80% 600%60% 400%40% 200%20% 0%0%1月 2月 3月 4月纯电动A00 纯电动A0 纯电动A 纯电动B-200%插电混动A 插电混动B 插电混动C 纯电A00同比纯电A0同比 纯电A同比 纯电B同比 插电A同比崔东树，我们认为过渡期结束后以乘用车为增长主力的新能源汽车产销将发生结构性变化：高端车型将成为主力，尤其是续驶里程在300-400km，能量密度在140-160Wh/kg的高端乘用车车型有望成为下半年的亮点，结合下半年新能源汽车放量全年实现108万辆，高端乘用车增长预期明显。1.2 得高镍三元者得市场长远来看，根据《汽车产业中长期发展规划》，新能源领域的阶段性目标是，到2020年，新能源汽车年产销达到200万辆，动力电池单体比能量达到300瓦时/公斤以上，力争实现350瓦时/公斤，系统比能量力争达到260瓦时/公斤、成本降至1元/瓦时以下。到2025年，新能源汽车占汽车产销20%以上，动力电池系统比能量达到350瓦时/公斤。已发展的相当成熟的磷酸铁锂技术在能量密度上难达到这些要求，而三元材料+软包可以满足电池能量密度的要求。近期来看，我们认为下半年高端乘用车将实现放量，尤其能量密度在140wh/kg以上或者续驶里程在300-400km的车型，以采用三元电池为主，所以三元电池下半年将继续放量。图表6近年来动力电池的装机结构（Gwh）40353025201510502015 2016 2017 2018Q1三元 磷酸铁锂 其他 同比增长350%300%250%200%150%100%50%0%GGII、当前三元电池占比不断提高，在装机结构中占比从2015年的20%提高到2017年的接近50%，今年第一季度甚至超过了65%。同时三元电池也呈现高镍低钴的趋势。在补贴门槛的推动下，三元电池在材料配比上需要同时满足高能量密度、高安全性、低成本的三重要求，即不仅能满足车企在动力系统安全的前提下为获得补贴对电池能量密度的要求，也保证电池生产商在上下游价格夹击下的利润稳定性。技术上三元电池镍的含量不断提高将提升电池的能量密度，但安全性随之下降。而当前钴的价格虽然经历的5月的急刹但仍处在高位，钴含量占比的降低可以削弱钴价格对生产成本的影响。有研究数据显示，目前市场主流NCM523电池能量密度可达到160-200wh/kg，三元622可达到230wh/kg，NCM811或者NCA能达到280wh/kg以上；动力电池正极材料从523更换到811，电芯容量就从2.5AH提高到2.75AH，正极材料单位wh成本从0.414元降到0.39元。图表7钴市场价格 图表8 主流动力电池生产商毛利率下滑660000 660000600000 600000540000 540000480000 480000420000 420000360000 360000300000 300000240000 240000180000 18000050%40%30%20%10%0%15-06-3015-12-3116-06-3016-12-3117-06-3017-12-31市场价:钴:≥99.8%宁德时代国轩高科坚瑞沃能成飞集成亿纬锂能数据来源：Wind2017 2016wind、趋势上来看三元材料已由先前的NCM111升级为目前的主要材料NCM523，当前各大电池生产商正加紧实现622和811技术的量产，宁德时代、天津力神、合肥国轩都已研发出的高镍电池单体的能量密度接近甚至超过300wh/kg，高工锂电的信息，比克动力、天津力神、鹏辉能源等动力电池厂家已完成NCM811电池从产品技术突破到小批量生产再到客户送样认证测试的过程。当前对于龙头正极材料生产商和电池企业来说，已实现三元正极材料中镍含量的不断突破，相继有NCM622实现投产、NCM811进入试样阶段甚至已研发出镍含量超过80%的正极材料，但是根据宁波金和的技术人员描述高镍三元材料存在两个技术问题：首先是颗粒表面的相转变，容易引起电池容量、循环性能的衰减；二是循环后颗粒碎裂，引起811电池电化学性能衰减，导致热稳定性、安全性能下降。出于电池安全性和循环寿命的考虑，少有搭载811电池的新能源车型，其推出速度并不会太快，今年811型号电池的投产预计将以在数码产品和电动自行车上的应用为主。而未来谁解决了高镍动力电池的安全性问题谁就占据新能源汽车市场主动。图表9三元材料配比变动对电池性能的影响网络、图表10部分正极材料生产商和电池企业高镍电池开发进度公司NCM622NCM811/NCA当升科技海门二期第一阶段NCM622产能2000吨；海门二期第二阶段NCM622产能4000吨已投产811产品已供车企试样，海门三期1.8万吨NCM811/NCA正在建设周期宁波金和已量产去年年底产量达到500吨/月，2018年三季度规划达到1000吨/月杉杉能源已量产天津巴莫已向国际大客户批量供货比克电池已成功应用于江淮、上汽大通、北汽新能源、小鹏、云度等电动汽车的相关车型上，车型均已入围新能源推荐目录智慧能源3月已批量出货，预计三季度数码产品将全部采用高镍811材料国轩高科公司622三元产线已于去年10月向众泰供货鹏辉能源去年高镍811圆柱电池实现量产，配套上汽通用五菱公告，网络，根据鑫椤资讯数据显示，2018年一季度，国内三元材料产量31670吨，同比增长64.26%，其中常规NCM型号占比78%，NCM622型号占比14%，NCM811/NCA占比8%，其中NCM811产量大幅激增。图表11今年前三个月三元材料产量变化 图表12 2018Q1三元材料不同配比产量占比140001200010000100%80%811、NCA8%800060004000200001月 2月 3月2017 2018 同比增长60%40%20%0%62214%其他NCM78%网络、1.3 轻量化趋势——软包电池从形态看，动力电池主要有方形电池、圆柱型电池和软包电池三种。其中方形电池是市场主流形态，以三星、宁德时代为代表。圆柱型电池的代表生产商是特斯拉的重要供应商松下。特斯拉目前处在18650到21700的升级过程中，相应的国内生产圆柱型电池的厂商也纷纷布局21700产线。软包电池以LG化学、AESC为代表。前四个月的动力电池装机情况来看，方形电池占比70%以上，同时相比圆柱型电池占比不断缩小，软包电池维持在10%左右，4月份一度超过圆柱型电池，也表现出市场对软包电池的偏爱度。图表13今年前4月各形态动力电池分布100%80%60%40%20%0%1月 2月 3月 4月方形 圆柱 软包真锂研究、从技术来看，软包电池较方形电池和圆柱电池用安全性好、重量轻、循环性能好的优势。其中重量方面，软包电池重量较同等容量的钢壳锂电池轻40%，较铝壳锂电池轻20%，单从这一点就可以大幅提升电池的能量密度。但是在生产上出现了电池一致性低和成本高的问题。综合来看，实现2020年动力电池单体比能量300Wh/kg、系统260Wh/kg的目标，采用软包形态的预期比较强，因而也成为各大电池厂商纷纷布局的重要原因。图表14各形态动力电池的优劣势方形电池圆柱型电池软包电池代表厂商三星SDI、宁德时代松下LG化学、AESC优势对电芯的保护作用强电芯容量大自动化程度高成本低产品良率高安全性好重量轻内阻小循环性能好劣势工艺难以统一PACK复杂循环寿命短电池一致性较低成本较高发生碰撞时铝塑膜易破损高工锂电，去年跻身动力电池装机量排名第四的孚能科技就专注于三元软包电池，此外万向A123、国能电池、上海卡耐等也较早地布局了软包电池。现如今其他电池厂商也开始规划软包电池产能。根据GGII数据显示，2018年在建的产能及规划情况中，29%的产能采用软包技术。图表15布局软包电池的厂商公司项目孚能科技已形成5Gwh产能，预计2018年产能达到13Gwh卡耐新能源已有0.8Gwh产能，规划今年达到10Gwh产能国能电池软包磷酸铁锂电池生产商，已有产能11Gwh，2018年预计达到13Gwh捷威动力已有1.7Gwh产能微宏动力已有4Gwh产能天劲股份已有1Gwh产能，2018年预计达到3Gwh万向A123预计2018年产能达到3Gwh亿纬锂能已有1.5Gwh软包三元电池产能国轩高科规划10Gwh软包电池生产基地，今年有望投产1Gwh鹏辉能源去年上半年已有0.35Gwh产能，预计2018年达到1.1Gwh高工锂电，1.4 投资建议补贴退坡和需求升级倒逼新能源汽车下半年结构性放量，动力电池需求进一步向高镍三元倾斜，所以三元电池主流厂商率先获益。长远来看，处于安全性考虑，实现高镍三元尤其是NCM811/NCA在电动汽车上的广泛应用仍需时日，同时与软包电池的结合也多有技术困难，但鉴于研发门槛高的特点，提前布局以及加大研发非常必要。龙头厂商在科研、资金、与下游车企紧密度上都有明显优势，在行业集中度不断提高的背景下，将呈现强者恒强的特点。我们推荐宁德时代、国轩高科、亿纬锂能。2 光伏：行业急刹车，平价上网加速来临2.1 政策发布，趋严程度超预期今年6月1日，国家发改委、财政部、能源局三部委下发《关于2018年光伏发电有关亊项的通知》（以下简称通知），通知的内容超出市场预期，引发了很大的市场反响，也将直接影响了光伏市场的发展走势。1、降量：暂不安排2018年光伏地面电站的建设指标；分布式光伏项目规划10GW；不需要补贴的项目鼓励各地自主支持；2、降价：降低光伏度电补贴，自发文之日起，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）。分布式项目，“自发自用、余电上网”模式在去年每千瓦时0.37元的基础上再降5分，“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。村级扶贫电站电价保持不变。图表16光伏电价下调2.2 光伏装机增长过快，补贴缺口日益严重光伏发展历史背景“两头在外”受制于人：2013年以前，我国光伏市场的格局是“两头在外”，即上游原材料硅主要依赖进口，下游组件产品基本依赖出口，中间加工环节在国内，产业严重受制国外。因此，2012年欧美对中国双反调查，国内光伏行业生存环境急剧恶化，大量企业倒闭或停产，其中最具代表性的要数无锡尚德。政府补贴光伏电价，国内市场迅速扩张：为帮助光伏产业度过难关，2013年起政府密集出台一系列扶持政策以增加国内对过剩产能的消化渠道、促进行业发展。在补贴方面，也有直接补贴设备，转变为实施地面电站标杆电价、分布式光伏补贴等模式，光伏电站运行效率与补贴挂钩，也防范了行业大量建设低效光伏电站，通过设备的使用获取补贴的情形。由此，激活了国内市场，光伏电站建设规模迅速提升。2017年光伏新增装机容量居首位由于产业的规模化及技术进步，光伏组件的成本实现大幅下降，部分企业通过提升光能转换效率，更是大幅降低了度电成本。在补贴的刺激下，每次调整标杆电价，都会又一波抢装潮，虽然补贴逐年降低，但电站建设仍然火热。去年在分布式光伏爆发的带动下，相对2016年高装机基数的基础上，仍然实现了53.6%的增长，新增光伏发电装机53.06GW，超出火电，居所有发电装机容量首位。其中，光伏电站33.62GW，同比增加11%；分布式光伏19.44GW，同比增长3.7倍。图表17国内光伏新增装机容量及增长率 图表18 国内分布式光伏新增装机容量及增长率wind、装机量超出规划，补贴缺口加大2015年年底国家能源局曾经发布过《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》，提到，“十三五”规划太阳能光伏电站累计装机量应达150GW，包括70GW分布式以及80GW集中式电站；另外还有10GW的太阳光热电站，太阳能利用总量将达160GW。但在2016年11月发布的《电力发展“十三五”规划》却提出到2020年，太阳能发电装机达到110GW以上，其中分布式光伏60GW以上、光热发电5GW，并力争将弃光率控制在5%以内。我们认为，政策的出台主要是因光伏上网规模增长迅速，补贴额度过大，而政策的核心目标则是激励平价上网。预计目前光伏补贴缺口在500亿以上，而新能源发电补贴的缺口整体已经接近1000亿，补贴拖欠已经达到3年，未来2-3年正常装机的情况下，各种解决补贴缺口的可能性都已经基本丧失（追缴自备电厂提高征收率、上调附加基金从1.3分到3.0分）。因此通过压缩规模，降低标杆电价的方式降低补贴压力。图表19国内光伏装机容量示意图分布式占比13.5%2.3 规模压缩影响严重，电价下调影响不大“通知”对指标压缩严重但三部委出台的“通知”，将2018年国内市场规模强行大幅压制。按相关规划：地面电站11.7GW（最初定位13.9GW，3月份缩减了2.2GW）暂时归零，是否重启不确定；分布式光伏10GW，（今年一季度已并网7.7GW，目前基本没有后续额度）；光伏领跑者6GW；光伏扶贫8GW；第一批光伏扶贫规模4.186GW，集中式扶贫电站于630前实现并网，村级扶贫电站年底建成。按照往年下发规模，第二批扶贫项目规模在4GW左右，全年合计8GW左右。2017年地面电站规划建设项目未并网指标6GW；特批的输电通道配套及示范项目3GW；合计总指标33GW-44.7GW，较2017年装机规模下滑22%-38%。图表202018年光伏新增装机空间地面电站分布式2017年普通电站未并网指标领跑者计划光伏扶贫特批的输电通道配套及示范项目通知前11.7GW不限规模通知后暂不下发10GW6GW6GW8GW3GW补贴下调相对影响不大我们认为，装机容量的压缩对行业的影响更为严重，而标杆电价以及分布式补贴下调5分钱的影响有限。对于电站来说，组件成本价格一直在下降，如果地面电站系统成本下降0.4元元，电站的内部收益率将不会受到影响。而从供需的角度来看，突然政策性的大幅降低需求，导致组件价格下滑，从而使得系统成本价格下降0.4元的可能性非常大。图表21以三类资源区假设系统成本5.5元/w利用小时数1100标杆电价0.75元/度下降至0.7元/度脱硫脱硝电价0.35元/度贷款比例70%，利率4.9%图表22装机成本与内部收益率的对应关系2.4 投资建议我们认为短期来看，政府通过“主动刺泡沫”的方式来规避更大的补贴缺口风险，减少存量并网项目融资的预期风险，存在“硬着陆”的风险，部分资金链紧张的企业甚至会出现破产。整个产业链的产品价格都将承压，而成本低，效率高的优质企业将会带动产业链产品降价，对于大量落后产能，可能会一波出清，集中度将会快速提升。按照SOLARZOOM智库的预测，本轮周期出清后，光伏系统成本将达到3.5元/W左右的水平，LCOE将降低至0.30元/度以下，实现平价上网，彻底摆脱政策束缚。全球光伏产业将出现一轮长度在15年以上的“全球平价上网大周期”。平价周期预计将在一年左右时间到来，市场空间将上一个数量级。我们认为，长期看好产业链龙头腾飞；但短期来看，多晶硅领域价格受到压制的时候，存在国产替代的放量，可以一定程度弥补价格下跌的损失。国内产能利用率大幅提升，但仍难自给自足太阳能级多晶硅纯度要求非常高，存在一定的技术门槛。产业发展初期，全球主要产能基本集中在美、德、日等国企业。由于总产能非常有限，多晶硅价格曾一度达到450美元/公斤，严重制约了光伏产业的发展。国内方面，2008年多晶硅产能仅2.2万吨，到2012年，达到19万吨，跃居世界第一，但产能利用率不足40%。国内快速上马的低端产能的弊端是：技术落后，高耗能，高污染，高成本，高于25美元/公斤的多晶硅产能超过5万吨/年，因此出现了一方面国内产能存在闲置，另一方面进口量高居不下的情况。近几年，众多相关企业严重亏损，破产，出现了一定的产能去化，而同时需求也出现了提升，产能利用率出现的较为明显的好转。2017年国内多晶硅产量24.2万吨，产能利用率93%。图表23国内多晶硅产能与产量（万吨）由于下游全球硅片产量83%来自中国，国内多晶硅消耗量占全球比重在80%左右，国内有效供应难以满足，国内多晶硅的自给率仅维持在60%左右。图表24国内多晶硅产能与产量（万吨）47%53%58%61%59%61%201220132014201520162017成本已较海外存在优势，国内产能扩张前些年，国际生产厂商对相对国内最主要的优势即成本，国际多晶硅厂家大多是化工厂，氯化氢、氢气原料等，以及四氯化硅、二氯二氢硅等副产品都可以在其化工厂内进行循环使用。近两年，国内厂商通过技改（改良西门子法）、厂房搬迁（往西部、北部电价便宜的地区搬迁）、新建产能等方式，实现了成本的大幅下降。由于国内部分地区电力成本具有一定优势，人工成本更是比国外便宜的多，最终国内多晶硅的成本已经完全低于国外。图表25多晶硅成本构成 图表26 光伏级多晶硅价格走势wind、考虑到产能的瓶颈无法突破，海外市场除了德国瓦克在2016年在美国新增了2万吨产能以外，其余厂商均未扩产。甚至受到中国对韩国、德国、美国多晶硅双反的影响，部分海外存在减产的预期。中国厂商开始大力扩产。随着新政策的实施，国内厂商降价，增量将弥补一定的价格损失，成本较高的海外供给将被加快取代。图表27国内多晶硅厂商产能及增长情况企业2017年产能（吨/年）2018年产能（吨/年）产能增加情况（吨/年）江苏中能7400011500041000新特能源36000400004000四川永祥200007000050000新疆大全20000250005000洛阳中硅18000180000亚洲硅业15000200005000东方希望15000150000赛特LDK10000100000内蒙古盾安10000100000江苏康博10000100000宜昌南玻800080000云南云芯600060000四川瑞能600060000国电晶阳500050000神舟硅业500050000河南恒星500050000陕西天宏400040000黄河水电250025000鄂尔多斯240080005600河北东明200020000新疆合晶150015000宁夏东梦100010000合计276400387000110600假定2018年全球光伏装机容量将下滑15%-20%，那么全球的多晶硅需求量约35吨，成本在12美元/KG以下的厂商将仍有市场空间，德国瓦克、LDK、亚洲硅业、韩华、盾安将运营艰难，其余成本更高的厂商面临淘汰。重点关注：大规模扩产，成本在5万元/吨的通威股份（旗下四川永祥）。图表28全球产能成本图需求35吨10万吨3 风电：看好风电反转3.1 我国风电新增并网容量已经连续两年下滑一方面因为抢装投资未来装机需求2015年抢装，新增风电并网容量大增达到32.97GW，同比增长72%，而2016年则大幅下滑40%以上。2017年全年并网容量15GW，同比下滑22.3%。图表29国内风电新增并网容量及增速 图表30国内风电累计并网容量及增速wind、另一方面，三北地区被列入红色预警，装机受到限制三北地区由于风能资源丰富，一直以来都是风电装机主要区域，常年占比超50%，但该区域弃风限电情况一直以来都非常严重。2016年一季度全国弃风率一度高达26%，全年弃风率达17%，其中甘肃、新疆、吉林、内蒙古均超出了20%。弃风率导致电场收益率的下降，企业新增装机的动力也降低。图表312016年风电装机分布情况 图表32近年弃风量（亿千瓦时）及弃风率江苏4%云南5%其他24%山东6%内蒙古17%新疆12% 宁夏6%甘肃8%河北8%弃风电量弃风率60020%50015%40030010%200辽宁5%5%100山西00%5%20132014201520162017为了解决这一状况，2016年7月国家能源局发布《关于建设监测预警促进风电产业持续健康发展的通知》，建立了风电投资监测预警机制，通过多种指标进行核定，其中关键指标为利用小时数和弃风率。预警目标年为发布年的1年后。若发布年前一年度风电平均利用小时数低于地区设定的最低保障性收购小时数，风险预警结果将直接定为红色预警。发布年前一年度弃风率超过20%的地区，风险预警结果将为橙色或橙色以上。红色预警地区将实行风电限装，不能核准新项目，待弃风限电缓解后再下达各年度新增建设规模。新疆、甘肃、内蒙、宁夏、吉林、黑龙江6省被核定为红色预警省份。图表332016年国内风电弃风情况较恶劣的几个省省份弃风率保障性收购利用小时数实际利用小时数甘肃43%18001088新疆38%18501290吉林30%18001333内蒙古21%19501830黑龙江19%18801666宁夏13%18501553辽宁13%18501929河北9%20002054山西9%19001926受到预警的皆为装机大省。2016年红色6省新增并网容量仅为900MW，占全国新增并网容量的9.3%。红六省禁装对全国新增装机的影响很大。图表34红六省装机容量骤减250020001500100050002013 2014 2015 2016 2017Q3红六省新增并网容量 全国占比70%60%50%40%30%20%10%0%3.2 弃风改善，三北地区或将解禁，行业反转来临红色预警机制显现成效，各地方政府，尤其是弃风率高的三北地区，为了解禁获得风电项目的核准，着力解决风电的消纳问题。2017年弃风率同比大幅下降5.2个百分点至11.9%。从分区域风电利用小时数来看，三北地区改善最好。弃风率方面，红六省新疆、甘肃、内蒙、吉林、黑龙江、宁夏弃风率分别为29.3%、33%、14%、19%、12%、3%，同比均大幅改善，目前仅有新疆和甘肃两地弃风率高于20%。图表352017年三季度主要风电区发电量（亿千瓦时）及弃风率新能源智库3.3 核准招标回暖，新标杆电价确保建设2016年12月底国家发改委提出下调陆上风电上网电价，2018年1月1日之后，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元、0.57元，较此前上网电价下调幅度分别为14.89%，10%，9.26%，5%。具体的调整办法：适用于2018年1月1号以后核准的项目，或者之前核准的但2019年底前未开工建设的。相应的补贴调整前后，对应的风电场投资收益率差别也很大。因此我们认为，2018年以前核准的装机容量，将在2018-2019年进入建设期，未来两年将出现一轮较为平滑的抢装。图表362018年电价下调及收益率差别情况地区投资成本（万元/MW）利用小时数脱硫脱硝电价（元/kwh）风电标杆电价（元/KWH）LCOE（元/kwh）内部收益率调整前调整后调整前调整后Ⅰ类资源区70025000.30.470.400.2422.06%13.59%Ⅱ类资源区75023000.350.50.450.2817.05%12.37%Ⅲ类资源区80021000.370.540.490.3313.48%9.87%Ⅳ类资源区85019000.410.60.570.3811.36%9.60%国家能源局，具体的抢装量有多大呢？据国家能源局的数据，截止2016年年底，我国已核准未建设的风电项目合计容量在83.94GW，2017年新增核准项目30.65GW，合计114.59GW。华北、华东、华中、华南地区已批未建的风电规模分别为34.45GW、26.97GW、20.16GW、12.19GW，合计占总已批待建规模的81.83%。2017年并网容量15GW左右，剔除该部分，将有99.59GW项目需要在2019年底前开工建设，以获得较高的上网电价。按照目前项目政策施工进度，这些项目有望在2020年底前全部完成并网。——并且这是在不考虑2018年以后核准建设的量。3.4 分散式与海上风电带来新增量分散式一般位于负荷中心附近，所产生的电力就近接入当地电网进行消纳的风电项目。此前没有发展起来的原因，主要是因为规模小，开发成本相对高，早期投资主体是大型国企，也看不上这样的小项目，同时地方政府的配套支持力度也比较小。但“十三五”以来，国家明显加大了对分散式风电的引导力度。几个纲领性的文，比如电力发展、风电发展、可再生能源发展的十三五规划中，都提出了要加快分散式风电的开发建设。2017年，政府提出分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制，地方政府也开始配合中央鼓励产业发展，因为可以拿到建设指标，并且对整体的弃风率改善有帮助。另外我国大部分区域，尤其是经济发达的区域，风速相对要弱，但随着技术进步，风机建的高一些，叶片更大一些，也就是机组单机功率增大，低风区域的分散式项目也开始具备较好的经济性。同时民营资本的进入，促进领域的发展加速。图表37我国风力资源分布 图表38近年弃风量（亿千瓦时）及弃风率海上风电这两年新增装机增速很快。2016年，新增装机容量达到590MW，比上年增长64%，累计1.63GW。并且，海上风电标杆电价，近海风电是0.85元/KWh，潮间带风电是0.75元/KWh，这次并不下调价格，相比陆上风电电价补贴优厚。按照《风电发展“十三五”规划》，到2020年全国海上风电开工建设规模达到10GW，并网达到5GW以上，但目前来看，各沿海地区都在积极布局，上调海上风电建设规模，预计十三五规划规模将轻松突破。按照风能咨询机构MAKE预计，到2020年中国海上风电累计装机容量将达到15.78GW，2017年-2020年海上风电累计装机容量复合增长率超过75%，2017年-2020年预计1.25GW、2.2GW、3.9GW、6.8GW。图表39海上风电市场空间海上风电新增装机量（MW）800060004000200002011 2012 2013 2014 2015 20162017E2018E2019E2020E3.5 投资建议从2017年下半年以来，风电复苏迹象明显，行业迈入新的发展周期。产业链中，最核心的价值环节即风机、塔筒及一些建筑安装，风机方面重点看好市占率第一，盈利能力第一，业绩弹性也较大的的金风科技，2018年1季度其在手风机订单16.8GW，达到历史最高水平保证了未来的盈利性。塔筒方面，天顺风能是技术优势突出，是国内唯一同时通过GE、Vestas与Siemens认证的风塔制造企业，订单饱满，通过技改+国内外投资设厂巩固了行业地位，解决产能瓶颈，提升利润。4 风险提示新能源汽车产销量整体不达标；光伏产业“硬着陆”；风电产业复苏低于预期。