2017清潔能源行業報告

／德勤研究／

2017清潔能源行業報告

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為促進可再生能源消納，需要進一步通過相關支持政策和激勵機制加大推進力度，加快外送通道建設，出臺可再生能源配額制，明確地方政府的主體責任，并納入地方政府績效考核；逐步放開發用電計劃，將發電權交易、直接交易等交易機制納入電力市場體系等。

一、概述

（一）社會資本投融資迎來利好，能源綠色低碳發展依然是主流

2017年3月27日，國家能源局發布了《關于深化能源行業投融資體制改革的實施意見》，明確指出了要激發社會資本參與能源投資的動力和活力，并暢通能源投資項目的融資渠道。《能源發展“十三五”規劃》中也提出，將完善能源投資政策，制定能源市場準入“負面清單”，鼓勵和引導各類市場主體依法進入“負面清單”以外的領域。

從數據上來看，近年來，我國清潔能源投資額始終為世界最高，各類清潔能源的裝機量和產出也都居世界首位。但清潔能源行業與傳統能源行業相比，對研發和投入的要求更高，成本也相應較高，盈利性較弱。因此，我國的清潔能源行業受政策和補貼的影響較大，國有資本的參與程度更高。隨著近年來清潔能源行業的發展，政策也在逐漸鼓勵和強化清潔能源市場的自主調節。從光伏、風電的平價上網到新能源汽車的補貼退坡政策，都可以看出這一趨勢。具體而言，可以總結為以下三點：

一是更加注重市場規律。如用市場機制協調電力送受雙方利益，發揮比較優勢，實現互利共贏；堅持集中開發與分散利用并舉，重視分布式能源發展。

二是充分發揮價格調節作用。放開電力、天然氣競爭性環節價格，并逐步形成及時反映市場供求關系、符合能源發展特性的價格機制；完善能源稅費政策。全面推進資源稅費改革，合理調節資源開發收益。加快推進環境保護費改稅。完善脫硫、脫硝、除塵和超低排放環保電價政策，加強運行監管，實施價、稅、財聯動改革，促進節能減排。

三是健全能源的金融體系。包括建立能源產業與金融機構信息共享機制、穩步發展能源期貨市場、探索組建新能源與可再生能源產權交易市場。加強能源政策引導，支持金融機構按照風險可控、商業可持續原則加大能源項目建設融資，加大擔保力度，鼓勵風險投資以多種方式參與能源項目。鼓勵金融與互聯網深度融合，創新能源金融產品和服務，拓寬創新型能源企業融資渠道，提高直接融資比重。

除此以外，能源綠色低碳發展依然是政府鼓勵的主要對象，清潔能源行業也始終受到政策的支持。政府依然把發展清潔低碳能源作為調整能源結構的主攻方向，堅持發展非化石能源與清潔高效利用化石能源并舉。逐步降低煤炭消費比重，提高天然氣和非化石能源消費比重，大幅降低二氧化碳排放強度和污染物排放水平，優化能源生產布局和結構，促進生態文明建設。

（二）多能互補集成發展，探索智慧能源系統

多能互補也是未來清潔能源發展的主要特征之一。新能源由于其發電峰值的不穩定性，和儲能火電的結合是必然的，能源互補系統既有利于發展清潔能源，提高新能源占比，又有利于降低火電等高污染高耗能的程度，一舉多得。國家能源局首批多能互補集成優化示范工程項目名單中，首批工程共安排23個項目，其中，終端一體化集成供能系統17個、風光水火儲多能互補系統6個。同時，除光伏、風能、水電外，清潔能源還有更多類型。截止2015年，可再生能源在全球發電量中有一定比例的包括水電、風能、生物智能、太陽能光伏、光熱發電、地熱能和海洋能等等。未來，這些種類的可再生能源都將結合非可再生能源，創造出一個更加清潔、利用率更高的能源互補發電系統。

圖1 中國可再生能源電力和燃料新增投資額（2005～2015年，billion USD）

從我國的情況來看，我國可再生能源的發電量已經遠超第二名和第三名的美國和德國，在世界上遙遙領先。但從可再生能源的構成來看，其他國家更加重視風能與太陽能光伏，而我國水電發電在可再生能源發電中的占比超過50%，而近年來的實踐顯示水電發電可能會對當地水域的生態環境產生一定的影響。因此，我國未來還將著重發展太陽能光伏和風能發電這兩大類清潔能源。在后文的子行業分析中，將著重介紹了未來光伏與風電平價上網的趨勢。

除此以外，生物質能的發展也受到了國家大力支持，在國家的“十三五”規劃中，著重提出了要積極發展生物質液體燃料、氣體燃料、固體成型燃料。推動沼氣發電、生物質氣化發電，合理布局垃圾發電。有序發展生物質直燃發電、生物質耦合發電，因地制宜發展生物質熱電聯產。加快地熱能、海洋能綜合開發利用。2020年生物質能發電裝機規模達到1500萬kW左右，地熱能利用規模達到7000萬噸標煤以上。鼓勵能源行業的多元化發展，是為了因地制宜地發展合適的清潔能源，以提高清潔能源的利用效率。盡管我國的風能與光伏發展已經處在世界前列，但棄光棄風的問題依然嚴重。因此，未來國家也將更加注重系統優化，創新發展模式，積極構建智慧能源系統。不僅把提升系統調峰能力作為補齊電力發展短板的重大舉措，加快優質調峰電源建設，積極發展儲能，變革調度運行模式，加快突破電網平衡和自適應等運行控制技術，顯著提高電力系統調峰和消納可再生能源能力。優化電力和天然氣需求側管理，顯著提升用戶響應能力。還將堅持節約資源的基本國策，把節能貫穿于經濟社會發展全過程，推行國際先進能效標準和節能制度。以智能高效為目標，加強能源系統統籌協調和集成優化，推動各類能源協同協調發展，大幅提升系統效率。

（三）遵循產業發展規律，消化存量，做優增量

圖2 2030年非化石能源發展目標

圖3 可再生能源占全球發電量比例（2015年末）

圖4 全球可再生能源發電量排名

在當前中國能源消費增速放緩、結構優化進程加快，以及全球范圍內的能源形勢和氣候急劇變化的雙重背景下，能源產業正在從粗放式生產轉向更高質量、更具效率的生產模式，調整能源結構、推動清潔能源的更廣泛應用成為現階段中國能源發展政策中的關鍵環節。

“十二五”時期我國能源較快發展，供給保障能力不斷增強，發展質量逐步提高，創新能力邁上新臺階，新技術、新產業、新業態和新模式開始涌現，能源發展站到轉型變革的新起點。而未來，清潔能源發展更加注重經濟效益，遵循產業發展規律，增強能源及相關產業競爭力。以全社會綜合用能成本較低作為能源發展的重要目標和衡量標準，更加突出經濟性，著力打造低價能源優勢。遵循產業發展趨勢和規律，逐步降低風電、光伏發電價格水平和補貼標準，合理引導市場預期，通過競爭促進技術進步和產業升級，實現產業健康可持續發展。

此外，我國也將更加注重發展質量，調整存量，做優增量，積極化解過剩產能。對存在產能過剩和潛在過剩的傳統能源行業，“十三五”前期原則上不安排新增項目，大力推進升級改造和淘汰落后產能。合理把握新能源發展節奏，著力消化存量，優化發展增量，新建大型基地或項目應提前落實市場空間。盡快建立和完善煤電、風電、光伏發電設備利用率監測預警和調控約束機制，促進相關產業健康有序發展。

在“十三五”規劃中，我國將在2020年把能源結構調整到——非化石能源消費比重提高到15%以上，天然氣消費比重力爭達到10%，煤炭消費比重降低到58%以下。發電用煤占煤炭消費比重提高到55%以上。

二、太陽能

（一）趨勢一：產業化逐步成熟，進入質量優化階段

（1）太陽能發電已初具規模，裝機量位于世界首位

2015與2016都是光伏維持飛速發展趨勢的兩年。從現有的數據來看，2015年底全球太陽能發電裝機累計達到2.3億kW，年新增裝機超過5300萬kW，占全球發電裝機總量的20%。過去十年間，光伏發電平均年增長率更是超過了40%，成為全球增長速度最快的能源品種。

隨著光伏產業技術進步和規模擴大，光伏產業已經實現初步的產業化，光伏發電成本也快速降低。在歐洲、日本、澳大利亞等多個國家和地區，商業和居民用電領域已實現平價上網，我國也有了光伏平價上網的規劃。除光伏發電外，太陽能熱發電的市場也在不斷擴大，成為成本較低的熱水供應方式。使用太陽能供暖在歐洲、美洲等地區也具備了經濟可行性。

而在我國，光伏產業的發展趨勢更為迅猛。近五年間，全國光伏發電累計裝機從2010年的0.86GW增長到2017年3月的84.63GW，增幅幾乎到達100倍，2015年更是躍為全球光伏裝機容量最大的國家。最新的全球排名顯示， 2015年我國新增裝機15.13GW，超過上一年排名第一的德國，累計裝機和年度新增裝機均居全球首位。

圖5 2020年規劃能源結構

圖6 全球太陽能光伏新增裝機容量和總容量（2005～2015年，GW）

圖7 全球累計與新增光伏裝機量（2015年，GW）

2016年，我國受到光伏標桿電價調整的影響，光伏產業繼續飛速擴張。單上半年的新增裝機量就超過2015年全年裝機量，年新增光伏裝機量更是較2015年翻了一倍，達到34.54GW，同比增長128%。

（2）棄光限電問題亟需解決，分布式光伏或將迎來快速發展

高速發展和擴張帶來的影響便是我國棄光限電的問題遲遲沒有得到解決。過去幾年間，中國光伏發電應用市場的投資始終“重開發、輕消納”，大力投資和發展集中式光伏電站，而分布式光伏項目發展卻十分緩慢，幾乎無人問津。二者的發展局勢呈現冰火兩重天局面。近兩年，盡管分布式光伏項目有所增加，但占比依然較低。截至2017年一季度，中國光伏發電累計裝機容量84.63GW，集中式光伏電站裝機占比85%，分布式占比只有15%。

由于西部地區地廣人稀，土地資源和太陽能資源都十分豐富，因此集中式光伏電站主要建設在這里。但這些地區的電力需求較弱，太陽能發電的大量電力都需要向外輸出，而由于光伏發電的波動性較強，電網配套建設不夠完善，直接輸入電網會給電網的穩定性帶來沖擊，導致這些地區不得不采取棄光限電的措施，限制多余的電量向電網輸送。

棄光限電的問題與集中式光伏電站頻頻出現的投資風口顯然不是那么配套。2016年6月，國家能源局規定，對不具備新建光伏電站市場條件的部分省份停止或暫緩下達2016年新增光伏電站建設規模（光伏扶貧除外）；而利用固定建筑物屋頂、墻面及附屬場所建設的分布式光伏發電項目以及全部自發自用的地面光伏電站項目不限制建設規模，各地區能源主管部門隨時受理項目備案，電網企業及時辦理并網手續，項目建成后即納入補貼范圍。

圖8 我國新增光伏裝機量季度統計（2015Q1～2017Q1，GW）

圖9 我國今年累計光伏裝機量季度統計（2015Q1～2017Q1，GW）

圖10 我國近年來光伏發電的棄光限電量比較（2015Q1，2016Q1，2017Q1，GWh）

與傳統集中式光伏電站相比，分布式光伏較少受到地域的限制，不需要集中搭建，可以更好地在中東部地區普及，并且實現就近消納，能夠更好地解決棄光限電的問題。因此，在我國“十三五”規劃中，明確提出了在2020年，太陽能發電規模將發展到1.1億kW以上，其中分布式光伏6000萬kW、光伏電站4500萬kW、光熱發電500 萬kW。政府將大力推進屋頂分布式光伏發電，到2020年建成100個分布式光伏應用示范區，園區內80%的新建建筑屋頂、50%的已有建筑屋頂安裝光伏發電。在中東部等有條件的地區，開展“人人1kW光伏”示范工程，建設光伏小鎮和光伏新村。并鼓勵光伏發電項目靠近電力負荷建設，接入中低壓配電網實現電力就近消納。

除大力推廣分布式光伏外，在棄光限電嚴重地區，政府還將嚴格控制集中式光伏電站建設規模，采取本地消納和擴大外送相結合的方式，提高已建成集中式光伏電站的利用率，降低棄光限電比例。在“三北”地區，將利用現有和規劃建設的特高壓電力外送通道，按照優先存量、優化增量的原則，有序建設太陽能發電基地，提高電力外送通道中可再生能源比重，擴大“三北”地區太陽能發電消納范圍。逐漸形成東中西部共同發展、集中式和分布式并舉格局。

（3）產業鏈趨于完善，成本和價格不斷下降

光伏制造產業鏈主要包括硅料、硅片、電池片、電池組件和系統應用產品5 個環節。其中，硅料、硅片屬于上游產業區；產業的中游環節是電池片、電池組件環節；系統應用產品為產業的下游環節。近些年，我國光伏的新增裝機量十分巨大，促進了整個光伏制造產業鏈的發展。全產業鏈產品都能夠進行自主生產，制造水平不斷提高，成本和價格水平也不斷降低。

從上游原材料來看，2015年多晶硅產量16.5萬t，占全球市場份額的48%。2016年我國巨大的新增裝機容量使得多晶硅產量達到了19.4萬t，同比增長17.6%，進口量也高達13.6萬t。需求帶動了生產技術不斷進步，使得多晶硅成本持續下降，部分企業的成本已在70元／kg以下。硅片產量也超過63GW，同比增長31%以上。在技術上，我國企業已掌握萬噸級改良西門子法多晶硅生產工藝，流化床法多晶硅開始產業化生產。先進企業多晶硅生產平均綜合電耗已降至80kWh／kg，生產成本降至10美元／kg以下，全面實現四氯化硅閉環工藝和無污染排放。金剛線切多晶硅片的應用開始加快，單晶投料量、拉速不斷提升，硅片生產成本持續下降，每片成本低于1.4元。

中游的發展也同樣迅猛，2015年我國光伏組件產量約46GW，占全球市場份額的70%。2016年組件產量約為53GW，同比增長15.7%以上，半片、MBB、疊瓦等技術不斷涌現。太陽能電池轉換效率不斷提升，截止2016年，多晶硅電池效率已提升至18.3%～19.2%，單晶P-PERC電池產業化效率提升至20.5%～20.8%，N-PERT電池提升至20.5%～21.2%。

同時，2016年，我國電池片產量超過49GW，同比增長19.5%以上，生產技術不斷進步，PERC、黑硅等技術實現規模化生產。規模效應以及“領跑者”競價制使得整個光伏產業鏈成本持續下降，2016年晶硅組件價格跌破3元／W，部分企業成本降至2.45元／W以下。資源較好地區的光伏發電成本下降至0.65元／W水平，不斷逼近平價上網。

圖11 光伏產業鏈

圖12 多晶硅與多晶硅片單晶硅片價格走勢（2016.1～2017.5）

從下游來看，由于多晶硅材料、光伏電池及組件成本均有顯著下降，光伏電站系統成本降至7元／W左右，光伏發電成本在“十二五”期間總體降幅超過60%，并持續降低。

整個產業鏈的制造水平不斷提高，也使得我國光伏產業的國際競爭力繼續鞏固和增強。“十二五”時期，我國光伏制造規模復合增長率超過33%，年產值達到3000億元，創造就業崗位近170萬個，表現出強大的發展新動能。在國際上的市場也在不斷拓展，主要方式為直接出口終端產品組件。盡管2016年受到了中國光伏企業海外建廠的影響，整體出口量有所下滑，但我國的光伏產品在傳統歐美市場與新興市場仍占主導地位。隨著光伏產業新增裝機向新興市場轉移，出口組件也逐漸向印度、巴西等新興國家轉移。我國光伏制造的大部分關鍵設備已實現本土化并逐步推行智能制造，在世界上處于領先水平。

（4）產業升級促進技術進步，做優存量利好單晶市場

隨著光伏產業鏈的完善，光伏發電平價上網的可能性也在逐漸提高。近年來光伏發電的標桿電價不斷降低，在2020年，我國還計劃將光伏發電電價水平在2015年基礎上下降50%以上，在用電側實現平價上網目標，并使太陽能熱發電成本低于0.8元／kWh。電價的降低和集中式電站審批規模控制將倒逼光伏產業進行技術改革，從拼量階段轉換到比質階段。

從技術層面來看，太陽能電池根據所用材料不同，可分為晶體硅太陽能電池、薄膜太陽能電池和新型太陽能電池。后兩類太陽能電池由于存在原材料稀缺或有毒性、轉換效率低、穩定性差以及技術上尚未成熟等問題，尚未得到充分的應用。目前應用較多的是晶體硅類太陽能電池，包括單晶硅、多晶硅及非晶硅薄膜太陽能電池。

表1 晶硅電池轉換效率

圖13 硅電池與光伏組件價格走勢（2016.1～2017.5）

表2 2016年中國光伏產品出口情況

中國光伏行業協會《2016年中國光伏行業現狀及發展趨勢展望分析報告》中顯示，從全球市場份額來看，由于多晶體硅太陽能電池的成本更低，制造難度相對較小，因此近年來在市場上的份額穩步提升，而單晶硅的市場份額下降較為明顯。

然而事實上，單晶硅晶粒一致性更好，它的力學性質、電學性質等也都優于多晶硅。制成電池片后，單晶硅電池光電轉換效率也更高。目前單晶硅太陽能電池每瓦發電量大約比多晶高出5%左右，轉換效率也高于多晶硅電池。除此之外，單晶硅電池還能適應更廣的溫度，弱光性好，所用的電纜少，長期衰減的性能也明顯好于多晶。

因此，就電站的長期運營來看，盡管單晶硅電池的初裝成本要比多晶硅電池高一些，但從25年壽命期來看總投資收益卻更高。近幾年光伏搶裝潮投資者多看重組件的單價，傾向于選購初裝成本低的多晶組件。然而從長遠利益考慮，單晶組件優勢突出。同時在我國，由于生產效率的提升以及金剛線切割技術的引進，單晶硅電池的生產成本快速下降。

此外，解決棄光限電的問題與優化光伏電站布局，將在2020年建成60GW的分布式光伏電站。與地面集中電站不同，分布式光伏一般租金成本和人力施工成本都較高，使其更注重光伏組件的轉換效率以及整個生命周期內發電的穩定性與低衰減率。因此，分布式光伏的發展必將帶動單晶組件的需求和占比的提升，提升單晶組件的市場占有率。

近幾年來國內外光伏上游龍頭廠商紛紛加碼單晶市場，產能增加與成本下降使得單晶產品價格下降，漸漸具備與多晶產品競爭的實力，也預示著單晶市場將迎來利好。

圖14 太陽能電池分類

圖15 全球單晶、多晶、薄膜太陽能電池市場份額變化

表3 單晶、多晶光伏電站投資回收期測算

（二）趨勢二：產業結合將成為政策鼓勵的新方向

（1）與傳統產業協同發展，通過多種方式開展光伏扶貧

分布式光伏電站在投建之后可以通過售電和租賃的方式實現穩定的現金流，因此其投資有收益高、風險相對較小的特點。同時由于分布式光伏投資一般是一次性的，沒有后期燃料成本，只要設備質量合格，后期的維護保養費用都很低，投資額可預測性高。根據政府補貼、光照、自發自用比例不同，回收期也有所不同。一般國內回收期在4～11年左右，而光伏組件的壽命是25年及以上，回報周期很長。

分布式光伏發電的上述投資屬性十分有利于扶貧項目的開展。國務院在《“十三五”脫貧攻堅規劃的通知》中也指出，鼓勵分布式光伏發電與設施農業發展相結合，指標向貧困地區傾斜，并推廣應用太陽能熱水器、太陽灶等農村小型能源設施。通過實現分布式光伏發電與當地產業的協同發展，實現地區的產業模式升級，同時保障了電力的正常供給，提高當地居民的收入和生活水平。

目前，南方電網與國家電網分別開展了個人分布式光伏電站的并網工作，制定了一系列優惠措施，比如為業主提供免費的接入系統方案定制、并網檢測、調試等全過程服務，免收系統備用費，按照國家政權全額收購富余電力等，有力促進光伏扶貧發展。

表4 全國主要分布式光伏發展城市年峰值日照及年參考發電量

圖17 農光互補示意圖

與此同時，國家還在積極推廣光伏發電與建筑屋頂、灘涂、湖泊、魚塘、農業大棚及相關產業有機結合的新模式，鼓勵利用采煤沉陷區廢棄土地建設光伏發電項目，優先使用貧困戶勞動力，發揮項目綜合扶貧效益，并擴大中東部和南方地區分布式利用規模。其中，農光互補可以解決光伏電站的土地占用問題，實現土地立體化增值利用，建設現代高效農業綜合經濟體。適用于農業大棚、畜牧業以及漁業養殖。光伏發電可以用于抽水灌溉、機械動力設施供電，多余電力還可以上網輸出，享受國家新能源發電政策補貼。

如圖19所示，我國農業光伏有幾種模式。冬暖式反季節光伏農業大棚利用太陽能電池板和透光玻璃代替常用的塑料薄膜，占地1000m2的棚頂可安裝光伏組件75kW，年發電9萬kWh，大棚及發電系統總投資約80萬元，發電年收入10.8萬元，農業純收入8萬元，兩項收益年可達18.8萬元。類似的，弱光型光伏農業大棚、養殖大棚和漁光互補大棚都是在棚頂覆蓋太陽能組件，回收期均在五年以內。

我國的光伏農業在近幾年間成長迅速。2009年，中國光伏農業電站裝機容量不到0.001GW，2014年則達到1.18GW。到2014年3月，中國的光伏農業大棚、漁光互補的水產養殖、光伏畜禽養殖大棚等項目已達400多個。根據Frost amp; Sullivan的預測，到2018年，中國農業光伏電站年裝機容量將達到3.26GW，累計裝機容量將達到12.42GW。

將來，除了農業部門中的農耕領域，畜牧業的發展也將由粗放式生產向現代化、集中化生產模式轉變，高科技管理的光伏畜禽養殖大棚，讓牲畜和家禽有了很好的生長空間，屋頂裝設分布式發電設施，成為畜牧業升級的契機，以及畜牧業收入的新增長點，同時也可以實現生產的節能化。漁光互補項目也是近年來受到追捧的協同發展模式之一，這種生產模式不僅不需占用農業、工業和住宅用地，而且提高了水面資源利用效率，強化了同一塊土地的產出效率。分布式光伏發電設備還可以為魚群提供良好的遮擋作用，實現漁業養殖和光伏發電互補，經濟、社會和環境的共贏。

（2）光伏產業為社會帶來多重效益

圖18 “十三五”規劃中光伏扶貧裝機目標（GW）

圖19 “農光互補”的幾種模式

表5 不同農光模式的投資回收分析

上述產業間的結合不僅適用于貧困地區，對于經濟發達的農村地區也有較大市場。光伏農業需要將太陽能發電的過程與傳統的農業生產過程結合起來，廣泛應用到現代農業生產中的種植、養殖、灌溉、病蟲害防治等各個環節。同傳統農業相比較，光伏農業的土地利用率高，使用壽命長，耐候性強，對農業高效化、規模化有重要作用，并且可以進一步應用在高附加值的觀光旅游和生態農業領域，為業主帶來更高的收益。

2015年全球光伏市場規模達到5000多億元，創造就業崗位約300萬個，在促進全球新經濟發展方面表現突出。很多國家都把光伏產業作為重點培育的戰略性新興產業和新的經濟增長點，紛紛提出相關產業發展計劃，在光伏技術研發和產業化方面不斷加大支持力度，全球光伏產業保持強勁的增長勢頭。

在“十三五”規劃中，也著重強調了光伏產業為社會帶來的多重效益。規劃在2020年，太陽能年利用量達到1.4億t標準煤以上，占非化石能源消費比重的18%以上；新增太陽能年利用總規模折合7500萬t標準煤以上，約占新增非化石能源消費比重的30%以上。全國太陽能年利用量相當于減少二氧化碳排放量約3.7億t以上，減少二氧化硫排放量120萬t，減少氮氧化物排放90萬t，減少煙塵排放約110萬t，環境效益顯著。

與此同時，通過大規模發展太陽能利用產業，有力推動地方經濟發展轉型。預計“十三五”時期，太陽能產業對我國經濟產值的貢獻將突破萬億元。其中，太陽能發電產業對我國經濟產值的貢獻將達到6000億元，平均每年拉動經濟需求1200億元以上，同步帶動電子工業、新材料、高端制造、互聯網等產業，太陽能熱利用產業對經濟產值貢獻將達到5000億元。

太陽能利用上下游產業規模日益壯大，帶動相關產業發展的能力顯著增強，就業容量不斷增加，扶貧效果顯著。預計到2020年，太陽能產業可提供約700萬個就業崗位。

光伏產業結合能夠帶來較高的經濟效益，將為光伏產業吸引到更多的社會資本投資。而目前太陽能產業融資模式與傳統融資模式并無太大差別，沒有體現出清潔能源行業的融資利好。未來，我國將更多地創新投融模式，為太陽能產業帶來更多的活力。例如鼓勵金融監管機構和金融機構實施促進可再生能源等清潔能源發展的綠色信貸政策；探索售電收益權和項目資產作為抵押的貸款機制；完善分布式光伏發電創新金融支持機制；推動銀行等金融機構與地方政府合作建立光伏發電項目的投融資服務平臺等等。

未來，光伏產業較好的經濟效益會吸引更多的社會資本進行投資，而更多的光伏產業也將為社會帶來多重效益，形成良性循環。

三、風能

（一）趨勢一：格局優化，中游話語權增強

（1）穩定增長，限電地區與非限電地區分化發展

2016 年，全球風電年新增容量超過54.6GW，累計容量達到486.7GW。盡管新增風電裝機容量增速同比上年下降14%，但依然維持著相對穩定的風電裝機容量增長。2011～2015年間，全球累計風電裝機容量平均增長率為16.9%，全球市場的前景依然樂觀，這與各國政府鼓勵風電發展是密不可分的。

同年，我國全年新增風電裝機19.3GW，同比下降41.46%；累計并網裝機達到148.64GW，同比增長14.92%。從全球來看，我國風電新增裝機占全球42.7%，累計裝機占全球34.7%，無論新增裝機還是累計裝機均排名世界第一，是第二名美國的兩倍以上，在全球具有舉足輕重的地位。盡管目前中國的風電還面臨著棄風嚴重的問題，但從長期來看，風電在我國電源結構中的地位將會越來越重要，仍具有大的發展空間。

表6 全球按行業劃分的可再生能源直接或間接就業崗位（2015年，1000崗位）

表7 全球按行業劃分的可再生能源直接或間接就業崗位（2015年，1000崗位）

從發電量來看，2016年全國風電發電量2410億kWh，占全部發電量的4.1%，同比上升了0.8個百分點，份額進一步提升。風電平均利用小時數1742h，同比增加14h，全年棄風電量497億kWh，風電平均利用小時數較高的地區是福建（2503h）、廣西（2365h）、四川（2247h）和云南（2223h）。2016年平均棄風率17%，同比上升2個百分點，全國棄風較為嚴重的地區是甘肅、新疆、吉林和內蒙古。但分季度來看，一季度到四季度的棄風率分別為26%、17%、13%、12%，二季度以來的棄風率改善趨勢明顯。而從實際利用小時來看，三季度、四季度已經分別同比增加了10、80個h，而一季度、二季度則分別同比減少了55、21個h，季度改善趨勢同樣明顯。

圖20 全球風電年新增裝機容量和總容量（2005～2015年，GW）

圖21 全球累計與新增風電裝機量排名（2015年）

圖22 風電新增并網與累計并網容量（2007～2016年，GW）

分地區來看，大部分非限電地區利用小時數都實現了增長，且均在全國平均線1742h以上。非限電地區的風力發電量占比也逐年上升，對全國的利用小時數提升有很大幫助。

而在限電地區中，華北、東北的利用小時數增長明顯，限電率同比下降。而內蒙、吉林、甘肅、寧夏、新疆的實際利用小時同比下降，限電問題依舊突出。

從2016年的新增裝機容量的分區域來看，甘肅、新疆、吉林、蒙西、黑龍江、寧夏等地新增裝機容量已經顯著降低，此前過快增長的勢頭得到有效遏制。主要限電地區2016年的新增裝機容量占比僅41.17%，同比下降了30.51個百分點，首次低于50%；累計裝機容量占比69.11%，同比下降了4.09個百分點。值得注意的是，考慮到新增裝機主要集中在下半年集中并網，對當年的發電量貢獻較低，在2017年開始顯著貢獻。

從政策方面來看，國家一方面鼓勵中東部和南方地區風電的開發，計劃2020年在這些地區擁有7000萬kW的陸上風電裝機規模，其中江蘇省、河南省、湖北省、湖南省、四川省、貴州省等地區風電裝機規模均達到500萬kW以上。另一方面，則是有序建設“三北”大型風電基地，解決棄風問題。“十三五”期間力保完成的5條特高壓線路計劃將從2017年起集中投運，再借助“三北”地區已開工建設和明確規劃的特高壓跨省區輸電通道，最大限度地輸送可再生能源，擴大風能資源的配置范圍，促進風電消納。到2020年，“三北”地區風電裝機規模確保1.35億kW以上，其中本地消納新增規模約3500萬kW。另外，利用跨省跨區通道消納風電容量4000萬kW。

圖23 近年來風力發電量與風力發電量占全部發電量比（2008～2016年）

圖24 近年來利用小時與棄風率（左圖：2010～2016年，右圖：2014Q1～2016Q2）

圖25 限電地區與非限電地區發電量比例

表8 主要限電地區利用小時與棄風率

值得一提的是，國家能源局也及時發布了風電投資監測預警通知。在限電率較高的甘肅、新疆、吉林、蒙西、黑龍江、寧夏等地2016年核準新增裝機容量為0。2017年內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆等地不再核準建設新的風電項目，并暫緩建設新疆準東、吐魯番百里風區、酒泉二期第二批風電項目，已投入運行或在建的輸電通道重點用于消納存量風電項目。新增裝機量將向河南、山東、湖南、貴州、山西、云南、山西等中東部、南部這類電力消納情況較好的地區轉移，且各省之間分布相對均勻。截止2016年底，全國核準未建的裝機容量達到98.56GW，其中非限電地區69.02GW，占比70%。國家能源局的風電投資監測預警機制與風電裝機核準政策都將鼓勵風電開發往東部南部等非限電地區轉移，非限電地區的發電量占比將進一步提升。

（2）電價再次調低，平價上網指日可待

2015年年底，發改委曾出臺政策調低一次風電的標桿上網電價，僅僅一年后，在2016年12月26日，國家發改委便繼續出臺《關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知》。通知中不僅將風電標桿電價再次下調，降低幅度還達到了歷次之最。

從調整情況來看，一類地區降幅最大，二三四類地區降幅不大。從中可以看出政策引導風電開發向非限電的南部地區轉移的意圖明顯，也側面映證了限電地區與非限電地區在政策的調整下，分化發展會越來越明顯的趨勢。

根據調整情況，在2018年執行新標桿電價前，近兩年的新增風機并網的標桿電價為0.47～0.6元/kWh。而當前我國火電的標桿上網電價在0.247～0.505元/kWh之間。根據能源局發布的全國電力價格情況，2015年我國火電、風電平均上網電價為0.384、0.594元/kWh，風電距離火電仍有兩角錢左右的差距，實現平價上網依然有一定的路要走。

圖26 限電地區與非限電地區的核準裝機容量占比

表9 風電標桿電價調整時間及執行條件

所幸，根據國家再生能源信息管理中心和水電水利規劃設計總院發布的《中國風電建設統計評價報告》，2015年全國風電項目平均單位造價在8356元/kW，而2010～2015年以來，風電概算單位造價每年平均降幅為290元/kW。風電項目造價降低將會為風電平價上網提供更大的可能性。從政策方面，能源局在2016年5月27日發布了《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》，明確了重點地區風電、光伏保障性收購年小時數，也確保了風電企業部分的保障性收益。從交易方面來看，當前風電的市場化交易主要包括直供電、風火置換、跨區域輸送折價等幾種方案。由于風力發電的邊際成本接近于0，通過市場化交易讓渡一部分電費收益給用電企業、電網側及火電企業，換取發電權益，雖然拉低了風電運營商的平均電價及盈利水平，但能夠增加交易雙方的整體收益。主流的風電運營商龍源電力、大唐新能源在2016年前三季度市場化交易均占到全部銷售電量的10%以上。

未來，風電或能夠在無補貼的情況下具備與火電直接競爭的能力，行業隨著成本的不斷降低獲得永續的生命力。

（3）整機產業集中度增加，龍頭企業優勢加大

目前，我國已經擁有了完整的風電產業鏈。從上游的零部件廠商，到中游的整機廠，再到下游的運營商近些年來都得到了一定的發展，但發展趨勢卻不盡相同。其中，最令人矚目的就是中游整機廠的發展。根據中國風能協會的統計，2016年，中國風電有新增裝機的整機制造商共25家，新增裝機容量23.37GW。其中，金風科技新增裝機容量達到6.34GW，市場份額達到27.1%，依舊遙遙領先。遠景能源、明陽風電、聯合動力和重慶海裝分列2～5名。從全球來看，金風科技在2015年占據了全球14%的風機制造市場份額，排名第一，聯合動力、明陽風電、遠景能源和中船重工海裝風電分別排名第7、8、9、10名。全球前十的風機制造商中有五家都是中國企業，整機產業的發展令人矚目。

除此之外，在過去六年間，整機產業的集中度也能夠看到明顯的上升趨勢，風機整機市場的“一超多強”格局十分明顯。這樣的格局形成原因，一方面是因為在風電平價上網的政策影響下，風電行業整體的利潤都有所降低，盈利模式逐漸變革，大廠商更利于生存；另一方面也是由于我國對風機設備的技術要求不斷提高，不再是以往靠規模化生產、低價競爭的模式了。

但這樣的影響暫時還沒有傳遞到運營商和零部件廠商端。運營商方面，民企占比提升，前十名的運營商的集中度下降。而由于風機設備的零部件十分繁雜，包括葉片、發電機、齒輪箱、偏航系統、控制系統、機艙、主軸等接近20個部分，每個部分也包括非常多的供應商。以發電機為例，幾大風機整機廠商都選擇了不同的供應商，也有許多廠商同時使用兩家或三家供應商的發電機，因此零部件供應商很難形成整合力量。而且由于風機在2015年也存在著搶裝行情，零部件廠商整體產能過剩。

因此，在這樣的產業鏈發展趨勢下，中游的整機廠商話語權和議價能力將一步增強，龍頭企業的優勢也將越來越大。

（二）趨勢二：海上風電迎來利好

（1）政策鼓勵海上風電發展

我國海上風能資源豐富，初步估算，海上可開發風能資源約7.5億kW，具有開發利用風電的良好市場條件和巨大資源潛力。我國首個海上風電項目——上海東海大橋風電場項目目前正在建設中。該項目總投入為30億元，預計裝機總容量為10萬kW，單機容量不低于2000kW。海上風電場所發電能將通過海底電纜輸送回大陸。未來預計年發電量可達2.6億kWh，發電量可提供上海20多萬戶居民使用一年。

圖27 風電行業產業鏈與發展趨勢

圖28 排名前10的風機制造商市場份額（2015）

圖29 風機廠商集中度的變化

然而， 我國近些年來的風電裝機大部分都是陸上風電所貢獻的。從全球來看，英國海上風電總裝機容量已達5.1GW，占據全球份額的40%以上，是全球海上風電市場的第一大國；德國位列第二，海上風電累計裝機3.3GW，全球市場份額27%，在2015年新增裝機爆發式增長，同比增長23倍以上，達到2.6GW；丹麥作為海上風電發源地，二十多年來一直保持全球前三位置。

而國內海上風電較陸上風電發展相對滯后。根據中國風能協會的統計，2016年中國海上風電新增裝機154臺，容量達到59萬kW，同比增長64%，累計裝機量達到163萬kW。雖然由于我國能源開發總量大，海上風電總裝機容量已經處于全球領先地位，但我國海上風電在風電整體裝機容量中的占比只有0.7%，遠低于全球海上風電前三大國家英國、丹麥、德國的35.7%、25.8%和7.3%，也就是說我國海上風電的發展與陸上風電高歌猛進存在一定程度的不匹配。而我國沿海地區風能資源豐富，且沿海地區電力消耗能力更強，更適合發展風電并網。在增長瓶頸突破之后，我國海上風電在下一個五年有望接棒全球領跑者。

從政策層面來看，國家能源局也發布了明確的海上風電規劃。根據《風電發展“十二五”規劃》，到2015年海上風電裝機容量達到5GW，然而最終實際完成率僅為20%，而2016年11月公布《風電發展“十三五”規劃》仍然維持5GW規劃目標不變，并且將總量目標拆解至各省份并網目標，其中重點推動江蘇、浙江、福建、廣東等四省的海上風電建設，累計并網規模占全國規劃規模90%，開工規模占比85%，同時積極推動天津、河北、上海、海南、遼寧等地區的海上風電建設。到2020年，全國海上風電開工建設規模達到10.05GW，力爭累計并網容量達到5GW以上。

除此之外，2017年1月4日，國家能源局、國家海洋局公布關于聯合印發《海上風電開發建設管理辦法》的通知，明確自通知印發之日起，海上風電項目管理按照本辦法執行，國家能源局不再統一編制全國海上風電開發建設方案。這意味著國家能源局將對海上風電項目管理簡政放權，由過去中央統一編制全國海上風電建設方案改由各省市根據地方建設規劃核準項目，海上風電將擁有更加靈活的審批流程，提升企業開發利用海上風電速度和效率，從而促進提高實現“十三五”規劃目標的可能性。

（2）具有更強的可持續盈利能力，吸引風電企業加入

從前述風電標桿電價下調的通知中可以發現，盡管近五年來為實現風電的平價上網，一再下調風電的標桿電價，但調整的都是陸上風電，海上風電的標桿電價始終不變。這一政策引導也被越來越多的企業所注意到。近三年來，國內機組制造商進入海上風電供應鏈維持在10家左右，并且形成海上風機的第一梯隊，包括金風科技、遠景能源、華銳風電等，都完成了5MW或6MW風電機組樣機的安裝。在機組大型化的同時，包括海上風電安裝船，海上升壓站等配套設施不斷完善，為海上風電的發展提供了支撐。

同時，海上風電由于我國豐富的風能資源，年發電利用小時數可達到3000h，并且東部沿海地區經濟發達，距離電力負荷中心近，電網容量大，進入條件好，不占用土地等優勢，非常適合大規模地建設近海風電場。 從成本構成來看，海上風電降本途徑則主要依賴基礎工程、變電站工程、電網接線等方面，這些方面也是建設成本高于陸上風電的主要原因。但另一方面，海上風電利用小時數高，使用壽命長，距離電力負荷中心近這些優點也使得海上風電具有更強的可持續盈利能力。

與陸上發電不同點在于，海上風電對運營商的要求更高，風電場開發運營環節是海上風電降本關鍵。風電開發商通過不斷積累海上風電場開發建設經驗，實現優化系統方案，降低運維成本，便能夠降低海上風電度電成本，實現更高的收益。經過近十年積累，國電集團等大型國有電力集團在海上風電領域已經形成明顯優勢，截至2015年國電集團運營海上風電累計裝機已超過全國一半，進一步奠定在整個風電開發運營行業的龍頭地位。

因此，相比于陸上風電產業鏈中游整機廠話語權較大，下游運營商集中度較低的情況，海上風電下游運營商更容易獲得話語權，在整個產業鏈中的地位也更好。雖起步困難，但積累海上風電場的開發建設經驗后會獲得更具有持續性和更為豐厚的盈利。海上風電還具有更為廣闊的市場，在未來也勢必會吸引更多的企業加入其中。

四、新能源汽車

（一）趨勢一：整車市場或將迎來產業拐點，變更銷售結構

（1）多靠限購城市貢獻銷量，未來還有較大的提升空間

最新數據顯示，2015年原限購城市電動乘用車銷量占78.74%。在實行汽車限購新能源汽車政策的北京、上海、廣東、天津等地，電動乘用車滲透率快速提升，目前滲透率最高的北京已經達到6.2%。而非限購城市滲透率并未明顯提高，未來還有著較大的提升空間。

目前，《京津冀及周邊地區2017年大氣污染防治工作方案（征求意見稿）》在網絡廣泛傳播。其中提出北京市2017年9月底前出租車全部更換為電動車，其他城市力爭2017年年底一半出租車更換為電動車。如果政策最終落地，以北京6萬輛，山東、河北、天津、山西四省合計6～7萬輛燃油出租車置換需求計，將為2017年電動汽車產銷托底12～13萬臺。

2014年，電動乘用車個人用戶比例僅占1/3，絕大多數為單位購買，而這一比例目前已上升至50%，個人用戶的消費習慣正在養成。據統計，安全性、續航里程與駕駛體驗已經超越價格，位列消費者最著重考慮的三大因素，這顯示出消費者對于電動汽車的評價趨于多元化，而非單一考慮補貼后的價格優勢。

表10 陸上風電與海上風電成本構成對比

表11 電動乘用車滲透率（分地區）

（2）行業或將面臨深度整合，迎來產業拐點

2016年，補貼退坡政策與雙積分政策對新能源汽車行業影響都十分巨大。2016年年底，四部委出臺新版補貼政策。調整后的乘用車補貼政策仍然根據續航里程進行劃分，劃分方式與2016年政策完全一致，數額均較2016年退坡20%。國補地補配套上限由1：1下調至1：0.5。政策首次提出“純電動乘用車動力電池系統的質量能量密度不低于90Wh／kg，對高于120Wh/kg的按1.1倍給予補貼”，意在鼓勵高能量密度路線發展。

補貼退坡的化解路徑無非兩條，一是提高售價，由消費者承擔；二是降低成本，由整車企業與產業鏈中上游共同承擔。我們認為，目前新能源乘用車相對于燃油車性價比優勢并不明顯，整車端提價不利于銷售，化解的壓力將主要由產業承擔。新政出臺后，雖然部分地區和品牌價格有所調整，但總體上看整車端提價空間有限。因此補貼退坡政策必將倒逼全產業鏈降成本。

在短期內，補貼退坡對行業的沖擊不可避免，產業將自下而上地進行調整，淘汰一批落后產能。在補貼退坡與對外開放提速兩大確定性趨勢下，預計本土電動乘用車企業2017年將極力降低生產成本，積極優化渠道、管理與營銷，加快技術研發，迎來產業的深度整合。

同時，最新兩批免購置稅目錄中已經出現了多達10款外資/進口車型，超越1-7批總和（7款）；其二，2016年底兩部委關于《外商投資產業指導目錄》修訂稿公開征求意見，放開新能源汽車電池領域外資準入的限制。除此之外，2020年后新能源汽車的補貼將徹底退出，因此，當補貼退出后，本土企業將無政策優惠，外資必然提前布局。合資和外資參與新能源汽車市場的管制將逐漸被打破。

隨著外資的進入，國內電動乘用車市場將由本土企業獨大的格局向更加開放的格局邁進，外資將與本土企業展開激烈競爭。特別是在中高端領域，以比亞迪、北汽新能源為首的本土企業將迎來外資強有力的挑戰，對于企業的技術研發能力與成本管理能力也提出了新的考驗。

與此同時，雙積分政策也在鼓勵整車企業發展新能源乘用車。一方面對汽車油耗進行限制，油耗積分累計為負將面臨處罰，倒逼車企改進汽車節能技術或者拓展新能源汽車；另一方面規定新能源積分比例，并設置新能源積分可1：1抵扣油耗負積分，強制要求車企轉型。2016年進入第四階段后油耗限值下降坡度越來越陡峭，預計2017年起企業通過改進燃油車節能技術達到標準的難度較大，單一通過這一渠道達標的可能性較低，只有通過積極生產新能源汽車滿足油耗標準。而2018年以后，車企油耗負積分陡增，基本上只能通過新能源汽車積分來抵消油耗積分。補貼退坡的背景下，雙積分政策的逐漸落地有望實現補貼由財政主導向市場化主導的過渡，將對行業形成持續長效利好機制。

圖30 消費者關心話題top10（左圖：純電動汽車；右圖：插電混動汽車）

表12 新能源乘用車補貼政策（2017，2016）

圖31 雙積分政策要求的新能源汽車積分比例

圖32 中國油耗限值目標路徑圖

雙積分政策要求2018～2020年車企生產新能源乘用車必須達到8%、10%、12%，否則必須高價購買積分，預計在政策帶動下2018年將出現明顯的增量供給。由于整車端市場競爭加劇情況下提價的空間不大，電池、電機企業較多，市場勢力較整車企業弱。因此補貼退坡導致全產業鏈存在降成本的壓力，將主要由中上游承擔。而同時，由于政策要求的技術門檻顯著提高，成本高、技術能力差的企業將逐漸被市場淘汰，在主流供應鏈的技術出色的龍頭公司將脫穎而出。

2015年top5的動力電池企業市場份額達到60.7%，2016年這一數值上升至72.8%。在《汽車動力電池行業規范條件（2017年）》（征求意見稿）將動力電池企業產能設為8GWh，目前達標的只有比亞迪和CATL，國軒高科與沃特瑪擴產后2018年產能將達標。動力電池產業技術壁壘高、投資大、擴產周期長，行業標準確立后中小企業將被整合或淘汰。同時，由于補貼發放方式改為事后撥付，中游賬期提升明顯，資金周轉能力差的中游企業將被淘汰。

新出臺的政策對于Ekg、續航里程、電池質量占比、電池能量密度等要求對整車企業提出了更高要求，行業脫離政策扶持向前發展也要求電池與其他零部件加快技術進步，降低成本。此外，技術升級需要大量資本投入與較為雄厚的技術開發累計，這對中小企業無疑是巨大的挑戰。整體看，核心零部件的準入門檻將大大提升，市場份額進一步集中至技術研發能力出眾的龍頭企業。并且技術門檻將作為龍頭企業的護城河持續存在。長期來看，龍頭公司有望憑借技術優勢壟斷市場份額，享受估值溢價。

（3）銷售結構或面臨進一步調整

國內新能源汽車市場在高比例補貼的推動下，目前保有量已經超過70萬輛，呈現爆發式增長。但下游應用結構并不合理，比如新能源客車市場2015年產量超過12萬輛，新車市場滲透率超過20%，而同期市場空間更大的乘用車市場產量僅21萬輛，滲透率低于1%。從區域銷售結構來看，限牌城市占比超過70%，可見2015年乘用車市場的高增長主要是依靠北京、上海等限牌城市擠壓需求的帶動。

公交車是純電動客車主體需求，占純電動客車總量的85%左右，一方面是由于公交車行駛路線固定，電動化有天然優勢，另一方面對使用成本的經濟性訴求更強，而且也是地方政府推廣新能源汽車的重要考核指標。在經濟性上，除了用電成本比燃油成本低以外，財政部在2015年出臺的公交車補貼政策中，一方面對成品油價格補貼進行退坡；另一方面對完成新能源公交車推廣目標的地區，每輛給予最高8萬元/年的運營補助。在政策考核壓力上，三部委發布的公交車考核辦法中，要求各省市逐年提高新能源客車的更換比。

其中，公交車存量最多的北京、上海、天津、河北、山西、江蘇、浙江、山東、廣東、海南，2015～2019年新增及更換的公交車中新能源公交車比重應分別達到40%、50%、60%、70%和80%。

圖33 動力電池市場份額（左：2015年；右：2016年）

圖34 2015年各城市乘用車銷量（輛）

雖然以客車為代表的商用車市場新能源汽車滲透率快速提升，但受制于長期市場空間相對較小，新能源汽車要想保持持續高成長，就必須確保乘用車市場的快速增長。從2015年乘用車區域銷售結構來看，大部分依賴于限購城市的擠壓需求。限購城市牌照數量相對有限，6個主要限牌城市年牌照發放量合計規模達到70萬個左右，考慮到不可能完全停發傳統汽車牌照，增長空間相對有限。以北京為例，其計劃2015～2017年分別針對新能源乘用車發放3、6、6萬個免費牌照，2016年將實現翻倍增長，2017年后增長動力將大幅減弱。

新能源汽車碳配額政策對于乘用車的促進作用最大，目前無論是客車還是專用車因其全生命周期經濟性優勢明顯，滲透率快速提升。而乘用車面對的是C端消費市場，經濟性并不是消費者做出消費決策的唯一參考，只有出現更多性價比高、消費者認可度強的產品，消費者才會自發地購買新能源乘用車，確保產業滲透率快速提升。碳配額可倒逼整車企業加大新能源乘用車投入力度，不斷提升產品開發水平，通過更多更好的產品供給來刺激消費者購買新能源汽車產品。

短期來看，在限牌城市免費牌照供給的驅動下，乘用車將繼續保持高速增長；長期來看，因乘用車不同于商用車（客車與專用車），其消費品屬性更強，經濟性因素對于消費者是否選擇新能源乘用車的決策，作用相對于商用車弱很多，行業長期成長、高速增長將更多依靠消費者對新能源乘用車使用習慣的逐步養成。

未來，客車受需求透支和補貼退坡的牽累，需求下行壓力大。但由于公交市場的剛性需求，總量需求有支撐。乘用車受雙積分政策和網約車等細分市場的驅動，明年有望依舊保持高景氣。而物流車隨著主流車廠的出貨，產業邏輯由之前的高補貼驅動轉向電動化的經濟性驅動，景氣有望快速復蘇。

（二）趨勢二：動力電池產業鏈：集中化，高端化

（1）動力電池產業前景良好，面臨技術洗牌

騙補事件影響和新能源汽車的補貼延遲發放導致今年中小車企現金流承壓；而補貼政策調整出臺時點一再低于市場預期，影響了全年新能源汽車放量。2016年新能源汽車產量51.8萬輛，同比增長36.7%；而2016年中國汽車動力電池產量30.8GWh，同比增長82%。動力電池的增速超越新能源汽車增速，一方面是由于2015年底生產的部分整車需補裝電池；另一方面是由于2009～2013年生產的部分整車需要換裝電池。

從需求端看，按照國務院《節能與新能源汽車產業發展規劃（2012-2020年）》提出的要求，預計到2020年累計銷量500萬輛。工信部牽頭編制的《汽車產業中長期發展規劃》，明確了2020年我國新能源汽車年產量將達到200萬輛，以及到2025年我國新能源汽車銷量占總銷量的比例達到20%以上的發展目標。我們測算“十三五”期間新能源汽車的復合增速超過40%，新能源汽車下游的增長驅動了動力電池的成長性。

從產能端來看，2016年多家動力電池企業開啟擴產計劃，全年新增動力電池產能42GWh，總量是2015年的2.8倍。受《新版動力電池規范條件》的影響，2017年國內動力電池擴產潮仍將持續，雖然受補貼、三元暫緩、騙補、動力電池規范調整等影響，部分擴產規劃存在擱淺的情況。就擴產計劃來來看，我國2017年底合計產能將達90GWh，即使存在產能爬坡的因素影響，但是也可以看出產能過剩的趨勢將進一步擴大。行業處于行業集中度提升階段，價格競爭將開始，降成本壓力加大。

（2）三元電池或將迎來利好

2016年國內六氟磷酸鋰等關鍵材料產能擴張明顯，明年新增產能將會大幅放出，供應過剩是行業揮之不去的壓力，因此碳酸鋰、六氟磷酸鋰、電解液、正負極材料、電芯價格下行壓力大，但受乘用車和流車驅動，三元電池將在鋰電池產業中異軍突起。

鋰電池分為很多種材料。其中磷酸鐵鋰電極材料是目前最安全的鋰離子電池正極材料，加上其循環壽命達到2000次以上，標準充電（5小時率）使用，可達到2000次的循環性特點，再加上由于產業成熟而帶來的技術門檻和技術的下降，使得很多廠商出于各種因素考慮都會采用磷酸鐵鋰電池。可以說新能源汽車的興起，和磷酸鐵鋰電池有著不可或分的關系。

不過，磷酸鐵鋰電池有一個致命性的缺點，那就是低溫性能較差，即使將其納米化和碳包覆也沒有解決這一問題。研究表明，一塊容量為3500mAh的電池，如果在-10℃的環境中工作，經過不到100次的充放電循環，電量將急劇衰減至500mAh，基本就報廢了。這對于我國幅員遼闊，冬天低氣溫較多的綜合國情來說，的確不是一件好事。此外，材料的制備成本與電池的制造成本較高，電池成品率低，一致性差，這也是導致很多純電動汽車續航能力并不能達到標稱值的重要原因。因此，我們可以看到國內有不少的新能源汽車（無論是純電動還是混合電動），或者是一些比較廉價的新能源汽車，會出于不同的原因選擇磷酸鐵鋰電池。可以說，磷酸鐵鋰電池的使用，對于新能源汽車量產落地以及推廣，都有著不可磨滅的奠基作用。

而三元聚合物鋰電池是指正極材料使用鎳鈷錳酸鋰（Li（NiCoMn）O2）三元正極材料的鋰電池，三元復合正極材料前驅體產品，是以鎳鹽、鈷鹽、錳鹽為原料，里面鎳鈷錳的比例可以根據實際需要調整。三元鋰電池能量密度更大，但安全性經常受到懷疑。之所以會有這樣的原因是即便這兩種材料都會在到達一定溫度時發生分解，三元鋰材料會在更低的200℃左右發生分解，而磷酸鐵鋰材料是在800℃左右。并且三元鋰材料的化學反映更加劇烈，會釋放氧分子，在高溫作用下電解液迅速燃燒，發生連鎖反應。簡單而言，就是三元鋰材料比磷酸鐵鋰材料更容易著火。

正因為三元鋰材料有這樣的安全隱患，所以廠商也在努力往抑制產生事故的方向走。根據三元鋰材料容易熱解的特性，廠商在過充保護（OVP）、過放保護（UVP）、過溫保護（OTP）、過流保護（OCP）這幾個環節上都會下不少的功夫。

不過，由于三元鋰電池的安全性、高溫性能與磷酸鐵鋰電池相比較差，因此目前其還主要是應用于乘用車和專用車領域，而在對安全性要求更高的客車領域，其應用占比還相對較少，尤其是工信部裝備工業司司長張相木在2016中國電動汽車百人會上提出出于對動力電池安全問題的考慮，暫停三元鋰電池客車列入新能源汽車推廣應用推薦車型目錄的決定后，對三元鋰電池在客車領域的應用產生了嚴重影響，甚至可以說為中國三元鋰電池的未來發展蒙上了一層陰影。但可喜的是，在新能源乘用車和專用車的帶動下，中國三元鋰電池市場并未停下發展的步伐，仍繼續保持了高速增長。根據統計，2016年1～4月三元鋰電池在乘用車和專用車中搭載量的占比分別達到40.1%和52.4%，而在客車市場的占比僅為2.2%。

總體而言，由于三元電池擁有比能量優勢，在現行技術路線中已經被證明是兼顧成本與能量密度提升最好的路線。目前三元電池在純電動乘用車的應用比例占到7成，未來隨著補貼政策鼓勵高能量密度，這一比例還將繼續提升。三元電池有望搭上乘用車與專用車高增長的順風車。

（本文來自德勤研究《2017清潔能源行業報告》，有刪減。）