风电光伏发展迅猛，全球能源转型任重道远

报告综述：

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。

报告摘要：

1.全球能源转型

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。

新能源深度报告之风电光伏：全球能源转型，平价渐行渐近

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。

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.风电:欧亚风云及四海

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。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。

新能源深度报告之风电光伏：全球能源转型，平价渐行渐近

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新能源深度报告之风电光伏：全球能源转型，平价渐行渐近

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%。WoodMackenzie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.光伏:全球扩张志四方

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GlobalData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WoodMackenziePower&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:

2018年9月13日，国家能源局发布了《关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知(征求意见稿)》，鼓励推动平价上网项目，将平价上网项目审批权下放至地方。

10月9日，三部委联合发布《关于2018年光伏发电有关事项说明的通知》，将5月31日之后，6月30日之前并网的户用光伏纳入国家补贴项目;将已经纳入2017年指标、且在6月30日(含)前并网的光伏电站项目，执行2017年电价。

10月16日，国家能源局印发了《关于光伏发电领跑基地奖励有关事项的通知》意见的函，计划对2017年光伏发电领跑基地给予3个150万千瓦建设规模奖励激励。

12月4日，发改委、能源局印发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》，提出要保障清洁能源行业高质量健康发展，测算并细化分解了风电、光伏、水电、核电等各能源品种逐年的具体目标:2018年，风电利用率高于88%(力争达到90%以上)，光伏发电利用率高于95%，全国水能利用率95%以上，大部分核电实现安全保障性消纳;2019年，风电利用率高于90%(力争达到92%左右)，光伏发电利用率高于95%，全国水能利用率95%以上，核电基本实现安全保障性消纳;2020年，风电利用率达到国际先进水平(力争达到95%左右)，弃光率低于5%，全国水能利用率95%以上，核电实现安全保障性消纳。

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%。

新能源深度报告之风电光伏：全球能源转型，平价渐行渐近

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。

新能源深度报告之风电光伏：全球能源转型，平价渐行渐近

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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。

新能源深度报告之风电光伏：全球能源转型，平价渐行渐近

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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。

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PVInfoLink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。

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