安信策略：微电网建设 能源互联网的先行者

2.4. 海上风电接力陆上风电或迎新发展我国海上风电迎来加速发展期。“十二五”期间，中国海上风电发展较为缓慢，到2015年末，海上风电累计装机为103万千瓦，远低于之前规划的目标，主要原因是技术尚有待完善，开发海上风电的经济性不强，企业积极性不高。进入“十三五”，随着海上风电政策支持力度加大，设备及安装成本降低以及配套产业日渐成熟，海上风电正迎来加速发展期。2017年，我国海上风电装机实现大幅度增长，海上风电新增装机为116万千瓦，同比增长97%，截止2017年底，我国海上风电累计装机容量约为280万千瓦。根据我国《可再生能源发展“十三五”规划》，到2020年，全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上，新增装机容量400万千瓦以上，预计实际规模将超预期。

海上风电上演“三省争霸”。中国海上风电或将形成江苏、福建、广东三驾马车并驾齐驱之势。江苏省是我国海上风电的最早“试验田”。在潮间带和近海风电的装机容量和项目进展上处于领先位置。福建省以“海上风电看福建”的宏大声势入局，联手三峡集团，提出立足福建、面向沿海、辐射全球、打造海上风电引领者的发展战略。目前，全球首个国际化大功率海上风电试验场——福清兴化湾样机试验风场正加速推进。广东省海洋资源禀赋得天独厚，据估算广东省浅水区海上风电可开发容量超过1000万千瓦，近海深水区海上风电可开发容量超过5000万千瓦。

2017年海上风电项目火热进行中。2017年核准海上风电项目14个，共计406.5万千瓦装机规模。其中，广东省5个，浙江省4个，福建省3个。广东以其丰富的海上风能资源优势占据领先地位。2017年开工在建的海上风电项目共计14个，总装机规模398.5万千瓦(2016年开工，2017年在建的项目并不包括在内)。从地区分布上来看，仍是广东最多，福建、江苏次之(数据来源：北极星风力发电网)。可以看到的是，2017年核准的海上风电项目有大部分都已经开工建设，这意味着各地政府都在大力推动海上风电项目的落地，积极落实我国风电“十三五”规划的目标。

小结：2018年或迎风电行业反转

我国风电已经成为继煤电、水电之后的第三大电源，未来将成为电力供应的重要支柱。随着风电发展阻力的衰退，风电成本有望实现低于化石燃料的发电成本;一系列政策措施正推动弃风限电状况持续改善，预计三北地区投资将再度放量。分散式风电进入17省(市、区)“十三五”能源规划，尤其在中东部地区发展趋势向好，有望成为风电新的增长点;政策叠加技术进步助力海上风电稳步增进。我们预计这一系列内部结构的调整修复将带来2018年风电行业的反转。

3. 桑榆未晚：光伏产业呈现新生态

在可再生能源所占能源比例不断上升的大背景下，光伏发电自身的优势使其拥有更广阔的未来前景。1、太阳能潜力巨大，地球表面每天吸收的太阳能辐射量是地球需要总电量的2万倍;2、光伏产业链明晰，能够独立生产，便于投资;与过去光伏产业相比，当今的光伏产业政策转向，市场更替，技术更新，呈现出一片新生态。

3.1. 东方不亮西方亮，新兴市场接力传统市场

全球光伏市场去中心化，新兴市场崛起。一方面2016年全球光伏累计装机容量达301.47GW，2005-2016复合增长率达48.9%。虽然增速有所减缓，但增长速度依旧可观。另一方面，全球市场去中心化趋势明显。欧美市场由于补贴红利消失，在光伏增速上明显放缓。相反，印度等新兴市场潜力巨大。印度有望在2020年累计装机达100GW，成为全球第二大光伏市场。

中国光伏产业全面占领新兴光伏市场。光伏技术是我国为数不多的掌握全产业链核心技术、自主知识产权、规模化产能以及成本优势的行业。根据工信部报告，我国产业链各环节都超过50%，多晶硅、硅片、电池、组件的产能占比达到56%、96、76%、79%。伴随着政策刺激和技术突破双向利好，中国光伏产业和光伏市场在全球光伏格局变化中领跑。其中，崛起最快的印度本土组件产能有限，严重依赖中国进口。2017年装机10GW，组件90%以上依赖进口，80%以上从中国进口。除印度市场以外、南美、中东等新兴市场也正在快速成长。根据海关数据，2016年中国对印度、马来西亚、巴西以及越南的光伏产品出口额分别增长79.9%、132.3%、832.1%、208.5%。这些新兴市场的规模化发展，将在一定程度上弥补美国、日本等传统市场的需求下滑。

3.2. 补贴持续下降加速，平价驱动显成效

3.2.1. 弃光限电问题集中治理，平价入网进入攻关期

弃光限电问题严重影响电站收益。光伏业内通常用内部收益率及度电成本两大指标来衡量电站收益。而弃光问题通过利用小时数的下降影响度电成本，降低了内部收益率。根据计算，利用小时数提升1%，IRR提升0.2-0.3%。2015年以来，弃光限电的问题几经恶化，对行业造成了巨大的负面影响。2016年全年弃光电量达497亿千瓦时，是2014年的4倍。从2016年的保障性收购政策开始，国家通过政策上的强制性要求着力解决弃光限电问题。

光电消纳配套政策陆续出台，配额制有利于解决弃光限电问题。 2017年年初，国家发改委颁布《可再生能源发展“十三五”规划》，规划明确指出，要建立弃光率预警考核机制，有效降低光伏弃电;同时，电网企业从机制和技术两层面采取措施，通过打破过去分省备用模式，实施全网统一调度;将新能源外送优先级提到跨区直流配套火电之前;率先试点弃风弃光跨区现货交易等，加强清洁能源消纳。2017年全国光伏发电量1182亿千瓦时，比2016年增长78.6%。全国弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点。2017年的弃光现象相比2016年大为缓解。2018年出台了《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)征求意见稿》，文件指出要确保2018年清洁能源消纳取得显著目标，全国弃光率低于5%。到2020年，弃光低于5%。近期即将出台的可再生能源配额制也会再次为光电消纳托底，弃光限电有望成为历史。

3.2.2. 分布式光伏有望支撑未来光伏产业增长

集中式光伏电站增速回落，分布式光伏扛起光伏产业增长大旗。集中式光伏在补贴政策激励下，装机容量经历了几年的快速增长。去年补贴下调的政策引发了“630”抢装潮。这或许是集中式光伏在成本大幅降低前的谢幕演出。而“630”抢装潮更是为集中式光伏回落按下了快进键。集中式光伏增速的回落并未让我们悲观。相反，分布式光伏产业的强势增长让我们看到了光伏产业的增长新动能。促进分布式光伏增长的主要驱动力是分布式光伏实现了工商业用户侧的平价入网。2017年分布式新增装机不仅是2016年的4.7倍、2015年的14倍、2014年的9.5倍和2013年的24.3倍，而且远超2016年底的累计装机量(10.32GW)。因此，2017年堪称是中国分布式光伏发展的元年。

政策转向，光伏政策的转变是发展动能的转换和发展方式的改进。一方面，《可再生能源发展“十三五”规划》中提出，到2020年分布式光伏装机容量要达到60GW。根据《能源发展“十三五”规划》，2018-2020年我国分布式光伏每年装机量要超过10GW。这一规划的出台为分布式光伏的发展奠定了基调。另一方面，2018年4月，国家能源局发布《分布式发电管理办法(征求意见稿)》和《分布式光伏发电项目管理办法(征求意见稿)》，两个办法加强了对光伏项目的管理力度，保障了分布式光伏的长期有效发展。而不会像过去光伏产业一次次“抢装潮”提前透支产业生命力，使得强如无锡尚德的前光伏企业龙头在光伏产业波动之下破产。因此，我们更加看好未来的分布式光伏的发展。

平价入网加强分布式光伏市场对补贴下调预期的承受力，补贴下调预期或能提高分布式光伏增速。2017年12月，国家发改委根据光伏产业技术进步和成本降低情况，降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元。对于2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，补贴标准调整为每千瓦时0.37元。相对于地面集中电站的补贴下调，增速趋于下降，分布式光伏项目依然坚挺，2017年补贴未退坡，2018年下降幅度远低于地面集中电站，利润相对丰厚，增速总体上升。预计未来集中电站的补贴会持续下调，分布式光伏补贴也会逐渐降低。但与集中电站不同的是，分布式光伏已经实现用户侧平价入网，对补贴下调的承受力更强。而成本的下降和补贴未来下调预期或许会进一步提升分布式光伏的增速。

3.3. 规模效应难延续，技术叠加成为平价入网的可靠途径

当规模效应带来的低成本红利已被稀释时，降本技术和增效技术的双重叠加让光伏产业看到了未来平价入网的曙光。光伏产业在逐渐接近平价入网水平的过程中，也会进入持续增长通道。光伏发电平价入网将成为光伏行业的重要拐点，工商业用户侧的平价入网使分布式光伏新增装机容量大增。不过，发电侧平价入网要求系统成本降低至4元/W。就目前的情况而言，系统成本维持在5~6元/W左右，平价入网对成本下降的需求仍较强烈。要达到平价入网的水平，产业链各环节的价格仍需下降20~30%。

金刚线切割技术对传统的砂浆切割的替代将促进硅片降本增能。相比传统的砂浆，金刚线切割技术具有细、韧、锋等三个特点。金刚线切割技术的应用将会减小切割损耗和提升硅棒/硅锭的单位出片量。一方面从降本幅度上看，金刚线切割技术收益最大的单晶硅成本下降了24.55%。即使是多晶硅，其成本也在原有的基础上减少了18.97%。另一方面，由于单晶硅原本成本就是多晶硅的大约3倍，因此成本下降的程度也更加明显。

单晶多晶主流之争促进硅片产业对平价入网做出更大贡献。金刚线切割、Perc等技术的引入对硅片产业都产生了降本增效的有利影响。在这些技术的引入下，单晶硅片在成本上获得更大的收益，也撼动了多晶主流地位。黑硅技术的提升帮助多晶硅缓解了酸制绒工艺不利于降低硅片反射度问题。湿法黑硅技术在保利协鑫的推动下，60片组件的封装功率可以到达，2018年该技术的工艺的附加成本降至0.1元，相比之前下降了50%。单晶多晶的技术提升也引发了单晶多晶片价格上的持续走低。产能方面，由于受到成本优势的推动，全球最大单晶硅光伏产品制造商隆基在2015年初整合乐叶光伏，正式涉足单晶硅组件产品制造及销售。投资的单晶产能达20GW。另外，全球最大的多晶硅片生产企业协鑫集团，已于2015年5月在宁夏中卫投资建设10吉瓦单晶硅项目。

多重增效技术摊低BOS成本是未来降本的另一条路径。光伏系统的BOS成本占比随光伏组件价格不断下降使逐渐上升，降低BOS成本对降低系统成本的贡献提高。Perc技术、半片技术和MBB多主栅技术的叠加使多晶硅组件和单晶硅组件的功率分别上升22.22%和15.79%。

小结：因环境而生，因政策而兴，因平价而盛在全球变暖背景下，中国光伏产业利用成本优势从海外起步。长期的海外发展奠定了光伏产业链的技术基础。中国的光电激励政策恰似晚来的东风，推动国内光伏市场兴起，光伏装机容量不断增长，全球产业布局也随之进一步扩张。随着全球竞争愈发激烈和补贴红利的下降趋势确认，光伏产业逐渐走向以技术为主导的产业。在消纳问题的解决和技术进步对成本下降的双重叠加下，平价是大势所趋，也是中国光伏产业发展的重要节点。历史证明：追求平价的每一次突破都将会伴随着光伏市场的兴盛。我们预计：光伏行业将保持向好之势，平价实现之后市场空间将大为扩展。

4. 能源互联网：能源革命的重要支撑

能源互联网是一种互联网与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合的能源产业发展新形态，具有设备智能、多能协同、信息对称、供需分散、系统扁平、交易开放等主要特征。从组成部门看，能源互联网由电力系统、交通系统、天然气系统组成的能源网络与信息网络紧密耦合而成。

电力系统是核心，大量分布式单元存在，可再生能源成为最主要的一次能源，电网结构“扁平化”。

交通系统、天然气系统以电力系统为能源转换枢纽，包含于能源互联网之中。

信息系统是神经系统，保障能源互联网安全、有效运行。