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分布式能源行业投资分析报告
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2017年6月
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概述：
我国电力发展先后经历了以电源建设为主的“大电厂”时代和以电网建设为主的“大电网”时代，并正在经历以用户为中心的“大用电”时代。
2002年第一次电力体制改革以来，我国一直处在“大电网”时代，电网的投资、建设、运营是行业发展的主题。
以2015年“9号文”为节点，我国电力乃至能源发展开始进入“大用电”时代，即能源投资建设将围绕用户开展。
在“大电网”向“大用电”转变的过程中，传统“电源”“电网”的投资增速都将逐渐放慢，相应的设备需求也随之减少。
两个时代的交替，既是体制上的改变，还是分布式能源、大规模储能和智能电网等关键技术对现有电力能源供给体系的深层次的改变。
在两个时代交替中，需要大量用户工程对现有的能源供需结构进行改造，与之对应的工程类企业将集中受益，具体而言则是已经兴起的分布式光伏工程和正在爆发前夜的分布式燃气三联供工程。
分布式光伏项目受电价不变和工程成本下降所驱动，在今年下半年将加速增长；分布式燃气项目受《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》的驱动，也处在爆发前夜。
两种类型的能源工程将成为未来半年到一年的主要投资方向。
与此同时，亚非拉地区的发展对能源工程项目拥有广泛而全面的需求，这也将产生系列工程需求以及对传统电力设备的需求，从而产生投资机会。
综上所述，我们锁定在国内“分布式能源工程”和“海外电力工程”两个方面。
国内电力能源市场需经大量“分布式工程”改造，使能源供给体系发生结构性变化后才会形成对电力设备新的需求。
图表1：
分布式能源工程是近几年国内的确定性机会
1.大用电时代同处于全球能源行业第三次剧变，资源利用率和经济性是核心驱动力
进入工业化时代以来，世界能源结构出现了三次革命性变化，当前正处在第三次革命。
第一次能源结构的建立是爱迪生、特斯拉时代（1890-1940年），在负荷附近建立发电装置，就近输送；第二次能源结构改变是在（1940-1990）年，将发电设备集中起来，由输电线路送向负荷中心，也是我国现有的能源结构；第三次改变在1990年由德国《国家能源计划》发起，该计划采用分布式结构，利用微燃机、分布式光伏、电力电子产品、储能等技术（小型化的高效能机组）使发电装置因地制宜，能与负荷和当地能源特点高度匹配，提高能源使用效率。
发展至今，德国30%（美国18%）的能源需求由分布式结构供给，大型核电和火电逐步退出作为战略储备。
图表2：
能源结构的三次变迁
三次能源结构的变化均有其不同的驱动因素。
第一次能源结构剧变是以电力设备的发明和应用为基础，电力作为一种新型能源改变了能源生产、消费方式，使能源结构发生了变化，建立了电力系统的雏形；第二次能源结构剧变是以规模化生产为基础，社会工业化形成了负荷集中区域，与之对应电能生产也集中规模化，中间加以输变电线路连接，形成了现在的格局；第三次能源结构剧变是以新的能源装备技术为基础，以负荷中心作为载体，充分利用风能、太阳能、天然气、沼气等清洁能源，通过多能互补以高能效的分布式能源结构替代低能效的集中式能源结构，从而提高资源的综合利用率和经济性。
今年以来，电网投资实际完成情况明显减速，1-3月份电网投资增速仅为2.1%，不仅较去年全年12.64%的增速有较大幅度回落，而且还低于同期全社会用电量6.7%的增速。
种种现象和数据都表明“大电网时代”开始进入尾声，二次设备的替换周期到来及配网建设会带来局部性的机会。
具有持续性且来自增量部分的机会则在“大用电”时代背景下以负荷中心为载体的分布式能源工程。
1.1以燃煤为主体能源的能源结构资源利用率仅为三联供系统1/3
我国煤炭储量丰富，根据BP统计，2015年底我国煤炭中无烟煤和烟煤探明储量为622亿吨，次烟煤和褐煤探明储量为523亿吨，合计1145亿吨，占世界比例为12.8%，仅次于美国26.6%和俄罗斯17.6%。
由于煤炭储量资源丰富，形成了我国以煤炭为主的能源利用结构。
我国60%以上的能源来自于燃煤消耗，其在电力能源中占比更高。
2016年火力发电占全国发电量的74.37%。
图表3：
煤炭仍是我国最主要的能量来源
燃煤发电资源利用率仅35%，资源浪费严重，燃气有望接力。
火力发电厂的发电效率处于30%到40%之间。
在德国，在2010年的时候，褐烟煤电厂的发电效率是35%，块状煤的发电效率是38%，超超临界机组理论效率能达48%。
再经过远距离传输产生线损，火力发电到达用户端时，终端能源综合利用率只有不到35%。
但如若在用户端采用天然气驱动的微型电站进行发电，辅以光伏、储能等能量设备。
在此基础上，由于同时对生产出的电能和热能（冷能）进行使用，从而大幅度地提高了能源使用效率，微型发电站的热电联产效率理论值能超过95%。
实际运用中，根据用户用能情况不同，能源综合利用率在70%-90%之间，远高于火力发电。
因此，从资源利用率的角度来看，以现有技术，燃煤利用率不到35%，大量以煤炭燃烧形式所获得的能源是一种资源的浪费行为。
而燃气虽然同为不可再生资源，但在现有生产力下，资源利用率超过90%，该种资源能够充分利用，是燃煤系统资源利用率的3倍，不存在资源浪费的行为。
这也构成了德国、美国、日本等国逐渐将燃气作为国家主要燃料的动机。
尤其德国，在天然气对外依存度不断攀升的情况下，依然将燃气作为国家的主要燃料，分布式燃气发电已占到该国全社会用电量的30%。
当前，德国天然气对外依存度（对外依存度=进口/（产量-出口+进口））已高达180%。
我国由于受燃机制造水平和燃气输配体系不全的制约，在我国发展较慢。
但随相关补贴政策出台、制造水平提升、输配体系完善等进程，燃气在一次能源中的占比在加速提升，2015年燃气发电占全社会用电量的3%，按“多能互补”相关政策规划、安排，我们预计2020年燃气发电将占全社会用电量10-15%，而且增量部分主要来自分布式。
图表4：
传统燃煤发电的资源利用年率远低于多能互补供能
1.2不考虑外部环境成本，燃煤发电也正在丧失经济性
从污染排放量来看，煤炭的二氧化氮、二氧化硫、二氧化碳等污染物的排放量是燃气的数倍到数百倍不等，对环境破坏最大。
根据中国风能协会的测算，火力发电在考虑外部成本的条件下，其完全成本是现行火电价格的2-3倍。
相较而言，风能和太阳能的外部收益为0.16元/千瓦时。
预计2030年，风光外部收益将达到0.3元/千瓦时，带来的外部环境收益约4560亿元。
这部分收益以可再生能源基金在当前对新能源的补贴中进行体现，而可再生能源基金的获取则是从每度火电中提取28厘。
如此形成我国能源消费内外部成本间的互补，那么在考虑外部环境的经济模型中，政府补贴作为环境成本的补充，应将之视为清洁能源自身经济效益的体现，即对外部经济环境影响的补偿，而非单一的非经济行补贴。
图表5：
燃气是一种清洁能源
2008-2015年，风电成本下降了35%，光伏成本下降了80%，在考虑外部环境成本的情况下，风光较燃煤发电已经具有了一定的经济性。
去年，智利某个风电项目上网电价只有0.3244元/千瓦时；前不久，西班牙的清洁能源项目竞标结果是风电上网电价为0.33元/千瓦时。
海上风电电价的下降也是紧随其后。
丹麦KriegersFlak海上风电场的电价只有0.37元/千瓦时。
光伏电价更是不甘示弱。
去年，沙特阿拉伯的一个项目的电价只有0.2元/千瓦时，西班牙的Solarpack公司在智利建设的一座120兆瓦太阳能电站，电价仅为0.2元/千瓦时。
国内领跑者基地项目也报出了0.45元/千瓦时的价格。
上述项目不需要补贴，其上网电价已经非常接近甚至低于燃煤发电价格。
综合考虑外部经经济性，其经济性远超煤电。
1.3分布式能源结构具有更强竞争力、更高经济性
当前，我国燃气发电和光伏发电占全社会用电量占比分别为3%和1%。
在现有装装机中，两种能源均以集中式为主，这主要因规模化建设具有较高经济性所致。
图表6：
分布式能源结构的竞争优势和价格优势都强于集中式
但从竞争优势而言，分布式结构明显优于集中式。
以光伏为例，集中式光伏作为发电主体无差别的参与火电、水电、核电等能源的竞争。
光伏自身拥有出力不确定、上网电价高的劣势，在电力调度和经济性上都不具备优势，即便国家通过可再生能源基金给予了大量补贴其对电网调峰能力的负贡献也阻碍了其电能送出，由此造成了弃风光的问题。
分布式光伏直接依附于负荷，通过能源合同以略低于电网用户电价的价格向用户输送电能。
不足以满足用户需求的在结构竞争上，分布式光伏的优先级高于电网，更高于远端的各种能源；从成本的角度考虑价格，分布式能源减少了输配环节，其价格也较同种类型的远端能源少0.2-0.3元左右的输配电价，只是当前这部分成本一直被政策补贴所覆盖，因而其经济性在过去一直没有得到体现所体现。
但在去年集中式光伏补贴在“630”后退坡后，分布式“自发自用”模式的经济性开始强于集中式，这一点我们从分布式光伏的“全额上网”模式和“自发自用”模式的对比就可以看出。
分布式光伏有“全额上网”和“自发自用，余电上网”两种商业模式。
即在用户侧安装好光伏设备后，光伏资产所有者可选择将电全数卖给电网。
或者资产所有者可将电优先卖给临近的用户，用户无法消纳的部分再售给电网。
全额上网模式的商业本质与集中式电站并无差异：
同样参与其他电力在上网环节的竞争，经电网分配后再流向用户。
相对优势只在于其靠近负荷，具有短距离调配和传输的优势。
其电价按当地光伏上网标杆电价进行确认，相较集中式的优势在于不需要以低于标杆电价的价格进行竞价（一类地区：
0.65元/度；二类地区：
0.75元/度；三类地区：
0.85元/每度）。
“自发自用，余电上网”模式充分发挥了分布式能源的物理结构优势：
不经中间环节而直接与用户对接，售电价格为与用户的合同电价+0.42元补贴。
通常，分布式能源主要依托工商业用户建设，以中东部地区平均0.8元的工商业电价为计，享受85折优惠后的合同电价+0.42元补贴，价格约为1.1元，售电价格明显高于“全额上网”模式，更具经济性。
图表7光伏逐年上网电价与定价方式
如图所示，2016年630以后集中式光伏价格均降到了1元以下，普遍低于“自发自用”模式，以至于去年下半年开始，分布式光伏装机开始激增，今年一季度，分布式光伏增速高达151%。
我们预计，今年下半年随集中式光伏电价进一步下调，分布式光伏装机增速还将进一步提升，从而带动能源结构调整，带来系列投资机会。
时间节点上，目前尚未对分布式补贴认定的节点有其定论。
但我们认为，就以目前的政策而言，在今年12月31日前完成的项目能够保证其电价以“标杆电价+0.42元”的方式进行认定；在明年6月30日前完成的项目则存在补贴价格变动上的风险。
因此，今年下半年必将掀起分布式光伏的一股投融建浪潮，在明年逐渐掀起相关资产的并购浪潮。
2.下半年将掀起分布式光伏游投融建工程浪潮，海量资金等待并购
今年一季度，全国光伏新增装机7.21GW，其中集中式光伏电站新增装机4.78GW，同比下降23%；分布式光伏新增装机2.43GW，同比增长151%。
从装机数据来看，集中式和分布式光伏呈此起彼伏的状态，整个光伏装机总量以与2016年同期基本持平。
产能方面，在组件、硅片、硅料、支架、逆变器等多个环节上的技术改进都在加速进行，这导致了原有技术产能尚未完全释放，新技术产能便即将上线的情况，形成了产能快速扩张。
在产能扩张中，集中式萎缩，分布式加速，市场容量并未扩大，分布式光伏对上游带动有限。
另一方面，系统造价在技术驱动和产能扩张中持续下降，加厚了下游能源工程项目的利润。
善于市场开发、善用金融工具、具有较强项目工程能力和相关资产运营能力的企业受益将非常明显。
2.1我国光伏制造行业产能利用率未来3年将处在较低水平，年内的电站收益率持续上升
对于未来市场估计，我们相对市场较为乐观的认为今年国内光伏装机将达35-40GW，包括18GW的集中式光伏和15GW以上的分布式光伏；海外市场较去年略有提升约合25GW，全球市场需求约60GW。
我们根据市场需求和扩产情况测算，未来3-5年光伏制造业的产能利用率都将处在70%以下的较低水平，2.1.12017年我国光伏产品的全球市场需求约60GW/年（国内35-40GW，海外20-25GW）
根据《2017能源工作会议》的安排“年内计划安排新开工建设规模2000万千瓦，新增装机规模1800万千瓦。
有序推进部分地区项目前期工作，项目规模2000万千瓦。
”其中，新开工建设20GW是指标性数据，该指标已被去年占用了11GW；新增装机18GW是指集中式电站今年装机容量，有序推进的20GW我们认为是未来超级领跑者指标、扶贫指标及其他指标。
该20GW在今年落地的可能不大。
由此可得到2016年和2017年光伏装机和指标的构成关系如下。
图表8各光伏指标与实际装机量的组合与拆分
根据2016年初指标，全年集中式光伏计划装机18GW（含5.5GW领跑者计划和12.6GW普通项目）。
由于该年采取“先建先得”的方式导致大量工程建设而为并网，因此年末下发了11GW增量指标，该指标占用了2017年20GW的总指标，从而导致今年普通集中式光伏指标最多只有9GW。
那么，再加上今年的领跑者指标和总量8-10GW的扶贫指标（含分布式），构成了今年18GW装机总量要求。
2016年分布式光伏装机较2015年增长200%，全年装机4.24GW时。
去年分布式装机并网项目约2/3来自下半年，在2017年分布式电价结构不做调整，集中式光伏电价继续下调的同等情况下。
分布式光伏装机并网时间仍将会如上年一样集中在下半年，全年整体呈加速上升趋势。
今年一季度，分布式光伏新增装机2.43GW，假定二季度与一季度装机数量相同，则上半年分布式光伏装机4.86GW。
按照2/3装机发生在下半年的比例，全年装机约14.58GW。
考虑到，2018年分布式光伏项目补贴可能直接下调，分布式光伏抢装潮或出现在今年下半年，我们预测今年分布式光伏装机约15-20GW，全年国内总装机乐观估计或达40GW。
亚洲区域主要国家市场：
印度2016年新增光伏装机4.5GW，印度的太阳能需求在政府《国家太阳能计划》的推动之下，2017年全年新增光伏装机预计为8.4GW，需求增长近2倍。
2016年中国光伏组件在印度市场占有率为3.6GW/4.5GW=80%，考虑到印度自身光伏组件产能远不能满足其自身新增装机需求，我们预测2017年中国光伏组件在印度市场占有率将保持不变，由此估算2017年印度对中国光伏组件需求为8.4GW×80%=6.7GW。
日本：
2016年光伏新增装机为8.6GW，而2017年光伏抢建潮很可能终结，因此将日本2017年光伏装机量下浮20%。
中国品牌的光伏组件在日本市占率较为稳定，因此可以估算2017年日本对中国光伏组件的需求约为8.6GW×（1−20%）×5.5GW=4.4GW
8.6GW
菲律宾：
2016年从中国进口光伏组件容量按本报告前面测算值为1.6GW。
考虑到菲律宾政府杜特尔特2016年12月访华时特别提到加强电力领域的双边合作，以缓解该国电力缺口，配合其FIT补贴政策，预计2017年菲律宾市场对中国光伏组件的需求能够保持在1.6GW。
北美洲区域主要国家市场：
根据公开资料显示，美国2016年光伏新增装机为14GW，考虑到美国抢装热潮稍减，2017年光伏新增装机预计下降10%至12.6GW。
2016年中国光伏组件在美国市场占有率为2.6GW/14GW=19%，考虑到特朗普上台后美国贸易保护主义将抬头，因此将2017年中国光伏组件市占率降低至10%。
由此预计2017年美国市场对中国光伏组件的需求约为
12.6GW×10%=1.3GW
欧洲区域主要国家市场：
根据本报告前面测算，荷兰2016年从中国进口光伏组件1.9GW。
考虑到荷兰政府在2016年底提议在2017年将可再生能源项目预算增加33%，我们同等比例调高荷兰从中国进口光伏组件数量，预计2017年荷兰市场对中国光伏组件的需求约为
1.9GW×（1+33%）=2.5GW。
南美洲区域主要国家市场：
根据本报告前面测算，智利2016年从中国进口光伏组件1.1GW。
2016年下半年，智利的清洁能源拍卖创历史新低，行业预测其2017年清洁能源投资将有所减少。
因此，我们将智利2017年光伏组件需求下调20%，预计2017年智利市场对中国光伏组件的需求约为
1.1GW×（1−20%）=0.9GW
其它国家市场：
行业普遍预测，除印度外，2017年全球光伏市场增长速度将大幅放缓，很可能出现零成长。
因此，我们维持其它国家市场光伏组件需求不变，与2016年需求相当，约为
21.3GW×（1−14%−26%−12%−9%−7%−5%）=5.8GW
2017年海外市场需求合计：
5.8+0.9+2.5+1.3+1.6+4.4+6.7=23.2GW，海内外需求共计63.2GW。
我们对我国“十三五”期间装机容量增长做如下判断。
17年分布式全面超越集中式，新增光伏装机总量约40GW。
由于今年严控集中式光伏电站指标，集中式项目将受极大限制。
同时，由于组件大跌，光伏每瓦造价降至5元左右，而上网电价仍为当地标杆电价+0.42元（锁定20年），分布式光伏项目收益大幅提升。
故18年630以前都将成为分布式光伏的快速发展期。
从去年9月开始，分布式光伏装机容量开始与集中式电站装机容量持平，我们认为这种状态将至少维持到18年“630”。
鉴于今年有18GW装机并网的安排，我们预计今年分布式光伏装机容量或达到20GW，国内总装机或达到40GW。
18、19年新政难料，市场或将整体萎缩。
在《2017能源工作指导意见》中提到，今年将推进20GW项目前期工作，这其中包含了领跑者、光伏等指标，这将使得指标变得分散从而难以直接对应到装机容量。
考虑到18年630后补贴会继续下降甚至退出补贴以绿证来代替，这将大幅降低项目收益导致装机容量下降，尤其对分布式而言。
但是由于建造成本进一步下降，18年在绿证的支撑下部分地区能够实现平价上网，从而脱离补贴指标，这部分装机约8GW。
预计全年新增装机总容量约30GW。
（该目标值严重依赖于光伏系统成本下降程度）
2020年光伏市场依赖“绿证”推行情况。
本文将光伏平价上网定义为：
光伏电价以等同于当地燃煤标杆电价上网，项目仍能获得8%以上的内部收益率（全资本收益率）。
经我们计算，广东、四川、华北等地区在已临近平价上网。
但标杆电价在0.3元/kwh以下的地区这在技术大突破前几乎不可能实现，光伏电价平价上网必须有“绿证”在消费侧的支撑方可实现。
因此，2020年补贴完全退出以后，决定光伏市场除自身成本外，还将由“绿证”为代表的其他体现在消费侧的机制决定。
“绿证”也被业称为平价上网的临门一脚。
图表92020年前我国历年光伏装机与新增装机容量（单位：
MW）
从我们的预测来看，未来几年国内光伏组件市场需求未来将维持在40GW以下，今年将形成一个高点；考虑海外需求，我国光伏的全球市场需求约60GW/年。
（若组件转化率迅速提升，市场需求将有较大提升）
2.1.2未来三年年我国光伏制造产能利用率或低于70%
2015年国内光伏组件全年产量达到45.8GW，企业平均产能利用率为86%。
根据公开资料显示，2016年光伏组件产量约为53GW，同比增长15.7%以上，2016年上半年光伏组件产量约为27GW，50家组件企业平均产能利用率为84%，对应年产能65GW。
从2016年年投产的情况看，年底产能约为78GW，下半年产量26GW，产能利用率降至66.60%，这也就直接导致了去年9月光伏产品整体价格下跌的情况。
从目前行业扩产情况看，隆基股份、保利协鑫能源、通威股份、中环股份等均在扩产，2017年产能仍在释放，且增速至少在10%以上。
我们基于上文63GW的全年市场需求对2017年产能和产能利用率进行敏感性分析。
图表102017年光伏制造产能利用率预测
基于上文分析，未来3年我国光伏产品需求维持在60GW/年这一恒定水平，产能还将处于扩张之中，未来几年光伏制造业产能利用率整体处在较低水平，分布式光伏的爆发短期也难以对上游制造形成刺激。
2.2低产能利用率+技术进步催生irr=20%的高收益资产
2.2.1乐观估计2020年量产化光伏组件转化率将由当前的16.5%升至23%
在不考虑生产水平的情况下，决定组件成本的核心要素是组件光电转化率。
在其他成本项不变时，转化率每提升1%，系统成本造价将下降7%左右。
其中，每提升1%转化率，组件自身成本约下降9%，其他成本由于同一体量下的工程量减少，将使相应成本下降约6%。
2009年国家推出“金阳光工程”以来，光伏全行业发展基本完全依托于政府补贴。
这个时期的政策是以纯产业扶持为目的，其生产技术进步以一线性的速度在增长，组件平均转化率的提升速度由为0.3%/年。
2015年，我国推出了“领跑者计划”，为光伏先进制造、施工企业单独开辟了一个市场。
与此同时，集中式光伏市场还实行总量控制，领跑者的指标在一定程度上直接挤压了普通项目的空间，促使0.3%/年光伏转化效率提升速度在2016年升至0.6%/年。
目前，多家龙头企业均做出了转化率20%以上的组件样品迎接“超级领跑者”，我们预判转化率提升速度还将提升。
图表11:
未来组件转化率提升预估
我们统计了09到15年多晶硅光伏组件转换率提升情况，组件效率从14.1%提高到15.9%。
我们以1MW发电单元计算，组件效率为14.1%时60片（60片规格组件面积一般为1.636m*0.992m=1.622912㎡）组件功率为230W，需4348块组件；组件效率为15.90%时60片组件功率为260W,需3846块组件，光伏方阵的数量减少11.54%。
那么，与之配套的汇流箱、直流电缆、支架、基础等配套设备的用量都会随之减少，光伏电站的BOS成本（光伏电站场区范围内除光伏组件以外其他设备的成本）下降约6%，总成本下降8-9%。
从上述数据我们可以看出，晶硅组件的转化率基本按0.30%/年的速度在提升。
鉴于目前实验组件转化率已至26.3%（由日本钟化公司在180CM上实现），协鑫、隆基、阿斯特、晶澳等龙头企业均已产出转化率20%
以上的样品。
我们认为在外界环境不改变的情况下，量产化成品转化率按0.3%/年以上的速度提升。
然而15年开始，光伏产业的生存环境发生了一系列变化，加速了成本下降，间接促使组件转化率提升。
2015年起，国家启动了领跑者计划，旨在促进先进光伏技术产品应用和产业升级，加强光伏产品和工程质量的提升。
该计划在一定程度上加速了光伏产业在“质”上的提升。
2016年，大部分一线企业量产化的多晶硅组件转化率均到达了16.5%的领跑者计划指标，单年转化率提升了0.6%。
未来，我们认为国家将严控集中式光伏项目指标，在“领跑者计划”引领、总量控制、和竞价上网机制的共同作用下会加速转化率的提升，我们预计在2018年底多晶光伏组件转化效率将达到18%以上，60片组件功率为295W,每兆瓦需组件由3704块降至3390块，较组件转化率为16.50%时可降低组件外成本5%。
同时，实验室光伏最高转化率几乎在以1%/年的速度提升，我们认为在25%转化率以前，逐年转化率的提升都将保持高速状态。
综上所述，在转化率以0.3%/年速度提升，产能利用率在80%以上时，组件价格缓慢下行。
2016转化率以0.6%/年速度提升，下半年产能利用率降至70%时，组件价格出现20%的下跌。
未来，组件产能利用率维持在70%左右，转化率提升速度还将高于0.6%/年的速度，组件价格还呈明显的下降趋势我们预计6月集中式光伏和全额上网模式的分布式光伏完成抢装以后，光伏组件价格将会出现类似去年9月的价格下降，每瓦组件将下降5-8毛，光伏项目收益再次提升。
2.2.2市场正在催生一批IRR高达20%的分布
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