2017清洁能源行业报告

／德勤研究／

2017清洁能源行业报告

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为促进可再生能源消纳，需要进一步通过相关支持政策和激励机制加大推进力度，加快外送通道建设，出台可再生能源配额制，明确地方政府的主体责任，并纳入地方政府绩效考核；逐步放开发用电计划，将发电权交易、直接交易等交易机制纳入电力市场体系等。

一、概述

（一）社会资本投融资迎来利好，能源绿色低碳发展依然是主流

2017年3月27日，国家能源局发布了《关于深化能源行业投融资体制改革的实施意见》，明确指出了要激发社会资本参与能源投资的动力和活力，并畅通能源投资项目的融资渠道。《能源发展“十三五”规划》中也提出，将完善能源投资政策，制定能源市场准入“负面清单”，鼓励和引导各类市场主体依法进入“负面清单”以外的领域。

从数据上来看，近年来，我国清洁能源投资额始终为世界最高，各类清洁能源的装机量和产出也都居世界首位。但清洁能源行业与传统能源行业相比，对研发和投入的要求更高，成本也相应较高，盈利性较弱。因此，我国的清洁能源行业受政策和补贴的影响较大，国有资本的参与程度更高。随着近年来清洁能源行业的发展，政策也在逐渐鼓励和强化清洁能源市场的自主调节。从光伏、风电的平价上网到新能源汽车的补贴退坡政策，都可以看出这一趋势。具体而言，可以总结为以下三点：

一是更加注重市场规律。如用市场机制协调电力送受双方利益，发挥比较优势，实现互利共赢；坚持集中开发与分散利用并举，重视分布式能源发展。

二是充分发挥价格调节作用。放开电力、天然气竞争性环节价格，并逐步形成及时反映市场供求关系、符合能源发展特性的价格机制；完善能源税费政策。全面推进资源税费改革，合理调节资源开发收益。加快推进环境保护费改税。完善脱硫、脱硝、除尘和超低排放环保电价政策，加强运行监管，实施价、税、财联动改革，促进节能减排。

三是健全能源的金融体系。包括建立能源产业与金融机构信息共享机制、稳步发展能源期货市场、探索组建新能源与可再生能源产权交易市场。加强能源政策引导，支持金融机构按照风险可控、商业可持续原则加大能源项目建设融资，加大担保力度，鼓励风险投资以多种方式参与能源项目。鼓励金融与互联网深度融合，创新能源金融产品和服务，拓宽创新型能源企业融资渠道，提高直接融资比重。

除此以外，能源绿色低碳发展依然是政府鼓励的主要对象，清洁能源行业也始终受到政策的支持。政府依然把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向，坚持发展非化石能源与清洁高效利用化石能源并举。逐步降低煤炭消费比重，提高天然气和非化石能源消费比重，大幅降低二氧化碳排放强度和污染物排放水平，优化能源生产布局和结构，促进生态文明建设。

（二）多能互补集成发展，探索智慧能源系统

多能互补也是未来清洁能源发展的主要特征之一。新能源由于其发电峰值的不稳定性，和储能火电的结合是必然的，能源互补系统既有利于发展清洁能源，提高新能源占比，又有利于降低火电等高污染高耗能的程度，一举多得。国家能源局首批多能互补集成优化示范工程项目名单中，首批工程共安排23个项目，其中，终端一体化集成供能系统17个、风光水火储多能互补系统6个。同时，除光伏、风能、水电外，清洁能源还有更多类型。截止2015年，可再生能源在全球发电量中有一定比例的包括水电、风能、生物智能、太阳能光伏、光热发电、地热能和海洋能等等。未来，这些种类的可再生能源都将结合非可再生能源，创造出一个更加清洁、利用率更高的能源互补发电系统。

图1 中国可再生能源电力和燃料新增投资额（2005～2015年，billion USD）

从我国的情况来看，我国可再生能源的发电量已经远超第二名和第三名的美国和德国，在世界上遥遥领先。但从可再生能源的构成来看，其他国家更加重视风能与太阳能光伏，而我国水电发电在可再生能源发电中的占比超过50%，而近年来的实践显示水电发电可能会对当地水域的生态环境产生一定的影响。因此，我国未来还将着重发展太阳能光伏和风能发电这两大类清洁能源。在后文的子行业分析中，将着重介绍了未来光伏与风电平价上网的趋势。

除此以外，生物质能的发展也受到了国家大力支持，在国家的“十三五”规划中，着重提出了要积极发展生物质液体燃料、气体燃料、固体成型燃料。推动沼气发电、生物质气化发电，合理布局垃圾发电。有序发展生物质直燃发电、生物质耦合发电，因地制宜发展生物质热电联产。加快地热能、海洋能综合开发利用。2020年生物质能发电装机规模达到1500万kW左右，地热能利用规模达到7000万吨标煤以上。鼓励能源行业的多元化发展，是为了因地制宜地发展合适的清洁能源，以提高清洁能源的利用效率。尽管我国的风能与光伏发展已经处在世界前列，但弃光弃风的问题依然严重。因此，未来国家也将更加注重系统优化，创新发展模式，积极构建智慧能源系统。不仅把提升系统调峰能力作为补齐电力发展短板的重大举措，加快优质调峰电源建设，积极发展储能，变革调度运行模式，加快突破电网平衡和自适应等运行控制技术，显著提高电力系统调峰和消纳可再生能源能力。优化电力和天然气需求侧管理，显著提升用户响应能力。还将坚持节约资源的基本国策，把节能贯穿于经济社会发展全过程，推行国际先进能效标准和节能制度。以智能高效为目标，加强能源系统统筹协调和集成优化，推动各类能源协同协调发展，大幅提升系统效率。

（三）遵循产业发展规律，消化存量，做优增量

图2 2030年非化石能源发展目标

图3 可再生能源占全球发电量比例（2015年末）

图4 全球可再生能源发电量排名

在当前中国能源消费增速放缓、结构优化进程加快，以及全球范围内的能源形势和气候急剧变化的双重背景下，能源产业正在从粗放式生产转向更高质量、更具效率的生产模式，调整能源结构、推动清洁能源的更广泛应用成为现阶段中国能源发展政策中的关键环节。

“十二五”时期我国能源较快发展，供给保障能力不断增强，发展质量逐步提高，创新能力迈上新台阶，新技术、新产业、新业态和新模式开始涌现，能源发展站到转型变革的新起点。而未来，清洁能源发展更加注重经济效益，遵循产业发展规律，增强能源及相关产业竞争力。以全社会综合用能成本较低作为能源发展的重要目标和衡量标准，更加突出经济性，着力打造低价能源优势。遵循产业发展趋势和规律，逐步降低风电、光伏发电价格水平和补贴标准，合理引导市场预期，通过竞争促进技术进步和产业升级，实现产业健康可持续发展。

此外，我国也将更加注重发展质量，调整存量，做优增量，积极化解过剩产能。对存在产能过剩和潜在过剩的传统能源行业，“十三五”前期原则上不安排新增项目，大力推进升级改造和淘汰落后产能。合理把握新能源发展节奏，着力消化存量，优化发展增量，新建大型基地或项目应提前落实市场空间。尽快建立和完善煤电、风电、光伏发电设备利用率监测预警和调控约束机制，促进相关产业健康有序发展。

在“十三五”规划中，我国将在2020年把能源结构调整到——非化石能源消费比重提高到15%以上，天然气消费比重力争达到10%，煤炭消费比重降低到58%以下。发电用煤占煤炭消费比重提高到55%以上。

二、太阳能

（一）趋势一：产业化逐步成熟，进入质量优化阶段

（1）太阳能发电已初具规模，装机量位于世界首位

2015与2016都是光伏维持飞速发展趋势的两年。从现有的数据来看，2015年底全球太阳能发电装机累计达到2.3亿kW，年新增装机超过5300万kW，占全球发电装机总量的20%。过去十年间，光伏发电平均年增长率更是超过了40%，成为全球增长速度最快的能源品种。

随着光伏产业技术进步和规模扩大，光伏产业已经实现初步的产业化，光伏发电成本也快速降低。在欧洲、日本、澳大利亚等多个国家和地区，商业和居民用电领域已实现平价上网，我国也有了光伏平价上网的规划。除光伏发电外，太阳能热发电的市场也在不断扩大，成为成本较低的热水供应方式。使用太阳能供暖在欧洲、美洲等地区也具备了经济可行性。

而在我国，光伏产业的发展趋势更为迅猛。近五年间，全国光伏发电累计装机从2010年的0.86GW增长到2017年3月的84.63GW，增幅几乎到达100倍，2015年更是跃为全球光伏装机容量最大的国家。最新的全球排名显示， 2015年我国新增装机15.13GW，超过上一年排名第一的德国，累计装机和年度新增装机均居全球首位。

图5 2020年规划能源结构

图6 全球太阳能光伏新增装机容量和总容量（2005～2015年，GW）

图7 全球累计与新增光伏装机量（2015年，GW）

2016年，我国受到光伏标杆电价调整的影响，光伏产业继续飞速扩张。单上半年的新增装机量就超过2015年全年装机量，年新增光伏装机量更是较2015年翻了一倍，达到34.54GW，同比增长128%。

（2）弃光限电问题亟需解决，分布式光伏或将迎来快速发展

高速发展和扩张带来的影响便是我国弃光限电的问题迟迟没有得到解决。过去几年间，中国光伏发电应用市场的投资始终“重开发、轻消纳”，大力投资和发展集中式光伏电站，而分布式光伏项目发展却十分缓慢，几乎无人问津。二者的发展局势呈现冰火两重天局面。近两年，尽管分布式光伏项目有所增加，但占比依然较低。截至2017年一季度，中国光伏发电累计装机容量84.63GW，集中式光伏电站装机占比85%，分布式占比只有15%。

由于西部地区地广人稀，土地资源和太阳能资源都十分丰富，因此集中式光伏电站主要建设在这里。但这些地区的电力需求较弱，太阳能发电的大量电力都需要向外输出，而由于光伏发电的波动性较强，电网配套建设不够完善，直接输入电网会给电网的稳定性带来冲击，导致这些地区不得不采取弃光限电的措施，限制多余的电量向电网输送。

弃光限电的问题与集中式光伏电站频频出现的投资风口显然不是那么配套。2016年6月，国家能源局规定，对不具备新建光伏电站市场条件的部分省份停止或暂缓下达2016年新增光伏电站建设规模（光伏扶贫除外）；而利用固定建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的分布式光伏发电项目以及全部自发自用的地面光伏电站项目不限制建设规模，各地区能源主管部门随时受理项目备案，电网企业及时办理并网手续，项目建成后即纳入补贴范围。

图8 我国新增光伏装机量季度统计（2015Q1～2017Q1，GW）

图9 我国今年累计光伏装机量季度统计（2015Q1～2017Q1，GW）

图10 我国近年来光伏发电的弃光限电量比较（2015Q1，2016Q1，2017Q1，GWh）

与传统集中式光伏电站相比，分布式光伏较少受到地域的限制，不需要集中搭建，可以更好地在中东部地区普及，并且实现就近消纳，能够更好地解决弃光限电的问题。因此，在我国“十三五”规划中，明确提出了在2020年，太阳能发电规模将发展到1.1亿kW以上，其中分布式光伏6000万kW、光伏电站4500万kW、光热发电500 万kW。政府将大力推进屋顶分布式光伏发电，到2020年建成100个分布式光伏应用示范区，园区内80%的新建建筑屋顶、50%的已有建筑屋顶安装光伏发电。在中东部等有条件的地区，开展“人人1kW光伏”示范工程，建设光伏小镇和光伏新村。并鼓励光伏发电项目靠近电力负荷建设，接入中低压配电网实现电力就近消纳。

除大力推广分布式光伏外，在弃光限电严重地区，政府还将严格控制集中式光伏电站建设规模，采取本地消纳和扩大外送相结合的方式，提高已建成集中式光伏电站的利用率，降低弃光限电比例。在“三北”地区，将利用现有和规划建设的特高压电力外送通道，按照优先存量、优化增量的原则，有序建设太阳能发电基地，提高电力外送通道中可再生能源比重，扩大“三北”地区太阳能发电消纳范围。逐渐形成东中西部共同发展、集中式和分布式并举格局。

（3）产业链趋于完善，成本和价格不断下降

光伏制造产业链主要包括硅料、硅片、电池片、电池组件和系统应用产品5 个环节。其中，硅料、硅片属于上游产业区；产业的中游环节是电池片、电池组件环节；系统应用产品为产业的下游环节。近些年，我国光伏的新增装机量十分巨大，促进了整个光伏制造产业链的发展。全产业链产品都能够进行自主生产，制造水平不断提高，成本和价格水平也不断降低。

从上游原材料来看，2015年多晶硅产量16.5万t，占全球市场份额的48%。2016年我国巨大的新增装机容量使得多晶硅产量达到了19.4万t，同比增长17.6%，进口量也高达13.6万t。需求带动了生产技术不断进步，使得多晶硅成本持续下降，部分企业的成本已在70元／kg以下。硅片产量也超过63GW，同比增长31%以上。在技术上，我国企业已掌握万吨级改良西门子法多晶硅生产工艺，流化床法多晶硅开始产业化生产。先进企业多晶硅生产平均综合电耗已降至80kWh／kg，生产成本降至10美元／kg以下，全面实现四氯化硅闭环工艺和无污染排放。金刚线切多晶硅片的应用开始加快，单晶投料量、拉速不断提升，硅片生产成本持续下降，每片成本低于1.4元。

中游的发展也同样迅猛，2015年我国光伏组件产量约46GW，占全球市场份额的70%。2016年组件产量约为53GW，同比增长15.7%以上，半片、MBB、叠瓦等技术不断涌现。太阳能电池转换效率不断提升，截止2016年，多晶硅电池效率已提升至18.3%～19.2%，单晶P-PERC电池产业化效率提升至20.5%～20.8%，N-PERT电池提升至20.5%～21.2%。

同时，2016年，我国电池片产量超过49GW，同比增长19.5%以上，生产技术不断进步，PERC、黑硅等技术实现规模化生产。规模效应以及“领跑者”竞价制使得整个光伏产业链成本持续下降，2016年晶硅组件价格跌破3元／W，部分企业成本降至2.45元／W以下。资源较好地区的光伏发电成本下降至0.65元／W水平，不断逼近平价上网。

图11 光伏产业链

图12 多晶硅与多晶硅片单晶硅片价格走势（2016.1～2017.5）

从下游来看，由于多晶硅材料、光伏电池及组件成本均有显著下降，光伏电站系统成本降至7元／W左右，光伏发电成本在“十二五”期间总体降幅超过60%，并持续降低。

整个产业链的制造水平不断提高，也使得我国光伏产业的国际竞争力继续巩固和增强。“十二五”时期，我国光伏制造规模复合增长率超过33%，年产值达到3000亿元，创造就业岗位近170万个，表现出强大的发展新动能。在国际上的市场也在不断拓展，主要方式为直接出口终端产品组件。尽管2016年受到了中国光伏企业海外建厂的影响，整体出口量有所下滑，但我国的光伏产品在传统欧美市场与新兴市场仍占主导地位。随着光伏产业新增装机向新兴市场转移，出口组件也逐渐向印度、巴西等新兴国家转移。我国光伏制造的大部分关键设备已实现本土化并逐步推行智能制造，在世界上处于领先水平。

（4）产业升级促进技术进步，做优存量利好单晶市场

随着光伏产业链的完善，光伏发电平价上网的可能性也在逐渐提高。近年来光伏发电的标杆电价不断降低，在2020年，我国还计划将光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，在用电侧实现平价上网目标，并使太阳能热发电成本低于0.8元／kWh。电价的降低和集中式电站审批规模控制将倒逼光伏产业进行技术改革，从拼量阶段转换到比质阶段。

从技术层面来看，太阳能电池根据所用材料不同，可分为晶体硅太阳能电池、薄膜太阳能电池和新型太阳能电池。后两类太阳能电池由于存在原材料稀缺或有毒性、转换效率低、稳定性差以及技术上尚未成熟等问题，尚未得到充分的应用。目前应用较多的是晶体硅类太阳能电池，包括单晶硅、多晶硅及非晶硅薄膜太阳能电池。

表1 晶硅电池转换效率

图13 硅电池与光伏组件价格走势（2016.1～2017.5）

表2 2016年中国光伏产品出口情况

中国光伏行业协会《2016年中国光伏行业现状及发展趋势展望分析报告》中显示，从全球市场份额来看，由于多晶体硅太阳能电池的成本更低，制造难度相对较小，因此近年来在市场上的份额稳步提升，而单晶硅的市场份额下降较为明显。

然而事实上，单晶硅晶粒一致性更好，它的力学性质、电学性质等也都优于多晶硅。制成电池片后，单晶硅电池光电转换效率也更高。目前单晶硅太阳能电池每瓦发电量大约比多晶高出5%左右，转换效率也高于多晶硅电池。除此之外，单晶硅电池还能适应更广的温度，弱光性好，所用的电缆少，长期衰减的性能也明显好于多晶。

因此，就电站的长期运营来看，尽管单晶硅电池的初装成本要比多晶硅电池高一些，但从25年寿命期来看总投资收益却更高。近几年光伏抢装潮投资者多看重组件的单价，倾向于选购初装成本低的多晶组件。然而从长远利益考虑，单晶组件优势突出。同时在我国，由于生产效率的提升以及金刚线切割技术的引进，单晶硅电池的生产成本快速下降。

此外，解决弃光限电的问题与优化光伏电站布局，将在2020年建成60GW的分布式光伏电站。与地面集中电站不同，分布式光伏一般租金成本和人力施工成本都较高，使其更注重光伏组件的转换效率以及整个生命周期内发电的稳定性与低衰减率。因此，分布式光伏的发展必将带动单晶组件的需求和占比的提升，提升单晶组件的市场占有率。

近几年来国内外光伏上游龙头厂商纷纷加码单晶市场，产能增加与成本下降使得单晶产品价格下降，渐渐具备与多晶产品竞争的实力，也预示着单晶市场将迎来利好。

图14 太阳能电池分类

图15 全球单晶、多晶、薄膜太阳能电池市场份额变化

表3 单晶、多晶光伏电站投资回收期测算

（二）趋势二：产业结合将成为政策鼓励的新方向

（1）与传统产业协同发展，通过多种方式开展光伏扶贫

分布式光伏电站在投建之后可以通过售电和租赁的方式实现稳定的现金流，因此其投资有收益高、风险相对较小的特点。同时由于分布式光伏投资一般是一次性的，没有后期燃料成本，只要设备质量合格，后期的维护保养费用都很低，投资额可预测性高。根据政府补贴、光照、自发自用比例不同，回收期也有所不同。一般国内回收期在4～11年左右，而光伏组件的寿命是25年及以上，回报周期很长。

分布式光伏发电的上述投资属性十分有利于扶贫项目的开展。国务院在《“十三五”脱贫攻坚规划的通知》中也指出，鼓励分布式光伏发电与设施农业发展相结合，指标向贫困地区倾斜，并推广应用太阳能热水器、太阳灶等农村小型能源设施。通过实现分布式光伏发电与当地产业的协同发展，实现地区的产业模式升级，同时保障了电力的正常供给，提高当地居民的收入和生活水平。

目前，南方电网与国家电网分别开展了个人分布式光伏电站的并网工作，制定了一系列优惠措施，比如为业主提供免费的接入系统方案定制、并网检测、调试等全过程服务，免收系统备用费，按照国家政权全额收购富余电力等，有力促进光伏扶贫发展。

表4 全国主要分布式光伏发展城市年峰值日照及年参考发电量

图17 农光互补示意图

与此同时，国家还在积极推广光伏发电与建筑屋顶、滩涂、湖泊、鱼塘、农业大棚及相关产业有机结合的新模式，鼓励利用采煤沉陷区废弃土地建设光伏发电项目，优先使用贫困户劳动力，发挥项目综合扶贫效益，并扩大中东部和南方地区分布式利用规模。其中，农光互补可以解决光伏电站的土地占用问题，实现土地立体化增值利用，建设现代高效农业综合经济体。适用于农业大棚、畜牧业以及渔业养殖。光伏发电可以用于抽水灌溉、机械动力设施供电，多余电力还可以上网输出，享受国家新能源发电政策补贴。

如图19所示，我国农业光伏有几种模式。冬暖式反季节光伏农业大棚利用太阳能电池板和透光玻璃代替常用的塑料薄膜，占地1000m2的棚顶可安装光伏组件75kW，年发电9万kWh，大棚及发电系统总投资约80万元，发电年收入10.8万元，农业纯收入8万元，两项收益年可达18.8万元。类似的，弱光型光伏农业大棚、养殖大棚和渔光互补大棚都是在棚顶覆盖太阳能组件，回收期均在五年以内。

我国的光伏农业在近几年间成长迅速。2009年，中国光伏农业电站装机容量不到0.001GW，2014年则达到1.18GW。到2014年3月，中国的光伏农业大棚、渔光互补的水产养殖、光伏畜禽养殖大棚等项目已达400多个。根据Frost amp; Sullivan的预测，到2018年，中国农业光伏电站年装机容量将达到3.26GW，累计装机容量将达到12.42GW。

将来，除了农业部门中的农耕领域，畜牧业的发展也将由粗放式生产向现代化、集中化生产模式转变，高科技管理的光伏畜禽养殖大棚，让牲畜和家禽有了很好的生长空间，屋顶装设分布式发电设施，成为畜牧业升级的契机，以及畜牧业收入的新增长点，同时也可以实现生产的节能化。渔光互补项目也是近年来受到追捧的协同发展模式之一，这种生产模式不仅不需占用农业、工业和住宅用地，而且提高了水面资源利用效率，强化了同一块土地的产出效率。分布式光伏发电设备还可以为鱼群提供良好的遮挡作用，实现渔业养殖和光伏发电互补，经济、社会和环境的共赢。

（2）光伏产业为社会带来多重效益

图18 “十三五”规划中光伏扶贫装机目标（GW）

图19 “农光互补”的几种模式

表5 不同农光模式的投资回收分析

上述产业间的结合不仅适用于贫困地区，对于经济发达的农村地区也有较大市场。光伏农业需要将太阳能发电的过程与传统的农业生产过程结合起来，广泛应用到现代农业生产中的种植、养殖、灌溉、病虫害防治等各个环节。同传统农业相比较，光伏农业的土地利用率高，使用寿命长，耐候性强，对农业高效化、规模化有重要作用，并且可以进一步应用在高附加值的观光旅游和生态农业领域，为业主带来更高的收益。

2015年全球光伏市场规模达到5000多亿元，创造就业岗位约300万个，在促进全球新经济发展方面表现突出。很多国家都把光伏产业作为重点培育的战略性新兴产业和新的经济增长点，纷纷提出相关产业发展计划，在光伏技术研发和产业化方面不断加大支持力度，全球光伏产业保持强劲的增长势头。

在“十三五”规划中，也着重强调了光伏产业为社会带来的多重效益。规划在2020年，太阳能年利用量达到1.4亿t标准煤以上，占非化石能源消费比重的18%以上；新增太阳能年利用总规模折合7500万t标准煤以上，约占新增非化石能源消费比重的30%以上。全国太阳能年利用量相当于减少二氧化碳排放量约3.7亿t以上，减少二氧化硫排放量120万t，减少氮氧化物排放90万t，减少烟尘排放约110万t，环境效益显著。

与此同时，通过大规模发展太阳能利用产业，有力推动地方经济发展转型。预计“十三五”时期，太阳能产业对我国经济产值的贡献将突破万亿元。其中，太阳能发电产业对我国经济产值的贡献将达到6000亿元，平均每年拉动经济需求1200亿元以上，同步带动电子工业、新材料、高端制造、互联网等产业，太阳能热利用产业对经济产值贡献将达到5000亿元。

太阳能利用上下游产业规模日益壮大，带动相关产业发展的能力显著增强，就业容量不断增加，扶贫效果显著。预计到2020年，太阳能产业可提供约700万个就业岗位。

光伏产业结合能够带来较高的经济效益，将为光伏产业吸引到更多的社会资本投资。而目前太阳能产业融资模式与传统融资模式并无太大差别，没有体现出清洁能源行业的融资利好。未来，我国将更多地创新投融模式，为太阳能产业带来更多的活力。例如鼓励金融监管机构和金融机构实施促进可再生能源等清洁能源发展的绿色信贷政策；探索售电收益权和项目资产作为抵押的贷款机制；完善分布式光伏发电创新金融支持机制；推动银行等金融机构与地方政府合作建立光伏发电项目的投融资服务平台等等。

未来，光伏产业较好的经济效益会吸引更多的社会资本进行投资，而更多的光伏产业也将为社会带来多重效益，形成良性循环。

三、风能

（一）趋势一：格局优化，中游话语权增强

（1）稳定增长，限电地区与非限电地区分化发展

2016 年，全球风电年新增容量超过54.6GW，累计容量达到486.7GW。尽管新增风电装机容量增速同比上年下降14%，但依然维持着相对稳定的风电装机容量增长。2011～2015年间，全球累计风电装机容量平均增长率为16.9%，全球市场的前景依然乐观，这与各国政府鼓励风电发展是密不可分的。

同年，我国全年新增风电装机19.3GW，同比下降41.46%；累计并网装机达到148.64GW，同比增长14.92%。从全球来看，我国风电新增装机占全球42.7%，累计装机占全球34.7%，无论新增装机还是累计装机均排名世界第一，是第二名美国的两倍以上，在全球具有举足轻重的地位。尽管目前中国的风电还面临着弃风严重的问题，但从长期来看，风电在我国电源结构中的地位将会越来越重要，仍具有大的发展空间。

表6 全球按行业划分的可再生能源直接或间接就业岗位（2015年，1000岗位）

表7 全球按行业划分的可再生能源直接或间接就业岗位（2015年，1000岗位）

从发电量来看，2016年全国风电发电量2410亿kWh，占全部发电量的4.1%，同比上升了0.8个百分点，份额进一步提升。风电平均利用小时数1742h，同比增加14h，全年弃风电量497亿kWh，风电平均利用小时数较高的地区是福建（2503h）、广西（2365h）、四川（2247h）和云南（2223h）。2016年平均弃风率17%，同比上升2个百分点，全国弃风较为严重的地区是甘肃、新疆、吉林和内蒙古。但分季度来看，一季度到四季度的弃风率分别为26%、17%、13%、12%，二季度以来的弃风率改善趋势明显。而从实际利用小时来看，三季度、四季度已经分别同比增加了10、80个h，而一季度、二季度则分别同比减少了55、21个h，季度改善趋势同样明显。

图20 全球风电年新增装机容量和总容量（2005～2015年，GW）

图21 全球累计与新增风电装机量排名（2015年）

图22 风电新增并网与累计并网容量（2007～2016年，GW）

分地区来看，大部分非限电地区利用小时数都实现了增长，且均在全国平均线1742h以上。非限电地区的风力发电量占比也逐年上升，对全国的利用小时数提升有很大帮助。

而在限电地区中，华北、东北的利用小时数增长明显，限电率同比下降。而内蒙、吉林、甘肃、宁夏、新疆的实际利用小时同比下降，限电问题依旧突出。

从2016年的新增装机容量的分区域来看，甘肃、新疆、吉林、蒙西、黑龙江、宁夏等地新增装机容量已经显著降低，此前过快增长的势头得到有效遏制。主要限电地区2016年的新增装机容量占比仅41.17%，同比下降了30.51个百分点，首次低于50%；累计装机容量占比69.11%，同比下降了4.09个百分点。值得注意的是，考虑到新增装机主要集中在下半年集中并网，对当年的发电量贡献较低，在2017年开始显著贡献。

从政策方面来看，国家一方面鼓励中东部和南方地区风电的开发，计划2020年在这些地区拥有7000万kW的陆上风电装机规模，其中江苏省、河南省、湖北省、湖南省、四川省、贵州省等地区风电装机规模均达到500万kW以上。另一方面，则是有序建设“三北”大型风电基地，解决弃风问题。“十三五”期间力保完成的5条特高压线路计划将从2017年起集中投运，再借助“三北”地区已开工建设和明确规划的特高压跨省区输电通道，最大限度地输送可再生能源，扩大风能资源的配置范围，促进风电消纳。到2020年，“三北”地区风电装机规模确保1.35亿kW以上，其中本地消纳新增规模约3500万kW。另外，利用跨省跨区通道消纳风电容量4000万kW。

图23 近年来风力发电量与风力发电量占全部发电量比（2008～2016年）

图24 近年来利用小时与弃风率（左图：2010～2016年，右图：2014Q1～2016Q2）

图25 限电地区与非限电地区发电量比例

表8 主要限电地区利用小时与弃风率

值得一提的是，国家能源局也及时发布了风电投资监测预警通知。在限电率较高的甘肃、新疆、吉林、蒙西、黑龙江、宁夏等地2016年核准新增装机容量为0。2017年内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等地不再核准建设新的风电项目，并暂缓建设新疆准东、吐鲁番百里风区、酒泉二期第二批风电项目，已投入运行或在建的输电通道重点用于消纳存量风电项目。新增装机量将向河南、山东、湖南、贵州、山西、云南、山西等中东部、南部这类电力消纳情况较好的地区转移，且各省之间分布相对均匀。截止2016年底，全国核准未建的装机容量达到98.56GW，其中非限电地区69.02GW，占比70%。国家能源局的风电投资监测预警机制与风电装机核准政策都将鼓励风电开发往东部南部等非限电地区转移，非限电地区的发电量占比将进一步提升。

（2）电价再次调低，平价上网指日可待

2015年年底，发改委曾出台政策调低一次风电的标杆上网电价，仅仅一年后，在2016年12月26日，国家发改委便继续出台《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》。通知中不仅将风电标杆电价再次下调，降低幅度还达到了历次之最。

从调整情况来看，一类地区降幅最大，二三四类地区降幅不大。从中可以看出政策引导风电开发向非限电的南部地区转移的意图明显，也侧面映证了限电地区与非限电地区在政策的调整下，分化发展会越来越明显的趋势。

根据调整情况，在2018年执行新标杆电价前，近两年的新增风机并网的标杆电价为0.47～0.6元/kWh。而当前我国火电的标杆上网电价在0.247～0.505元/kWh之间。根据能源局发布的全国电力价格情况，2015年我国火电、风电平均上网电价为0.384、0.594元/kWh，风电距离火电仍有两角钱左右的差距，实现平价上网依然有一定的路要走。

图26 限电地区与非限电地区的核准装机容量占比

表9 风电标杆电价调整时间及执行条件

所幸，根据国家再生能源信息管理中心和水电水利规划设计总院发布的《中国风电建设统计评价报告》，2015年全国风电项目平均单位造价在8356元/kW，而2010～2015年以来，风电概算单位造价每年平均降幅为290元/kW。风电项目造价降低将会为风电平价上网提供更大的可能性。从政策方面，能源局在2016年5月27日发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，明确了重点地区风电、光伏保障性收购年小时数，也确保了风电企业部分的保障性收益。从交易方面来看，当前风电的市场化交易主要包括直供电、风火置换、跨区域输送折价等几种方案。由于风力发电的边际成本接近于0，通过市场化交易让渡一部分电费收益给用电企业、电网侧及火电企业，换取发电权益，虽然拉低了风电运营商的平均电价及盈利水平，但能够增加交易双方的整体收益。主流的风电运营商龙源电力、大唐新能源在2016年前三季度市场化交易均占到全部销售电量的10%以上。

未来，风电或能够在无补贴的情况下具备与火电直接竞争的能力，行业随着成本的不断降低获得永续的生命力。

（3）整机产业集中度增加，龙头企业优势加大

目前，我国已经拥有了完整的风电产业链。从上游的零部件厂商，到中游的整机厂，再到下游的运营商近些年来都得到了一定的发展，但发展趋势却不尽相同。其中，最令人瞩目的就是中游整机厂的发展。根据中国风能协会的统计，2016年，中国风电有新增装机的整机制造商共25家，新增装机容量23.37GW。其中，金风科技新增装机容量达到6.34GW，市场份额达到27.1%，依旧遥遥领先。远景能源、明阳风电、联合动力和重庆海装分列2～5名。从全球来看，金风科技在2015年占据了全球14%的风机制造市场份额，排名第一，联合动力、明阳风电、远景能源和中船重工海装风电分别排名第7、8、9、10名。全球前十的风机制造商中有五家都是中国企业，整机产业的发展令人瞩目。

除此之外，在过去六年间，整机产业的集中度也能够看到明显的上升趋势，风机整机市场的“一超多强”格局十分明显。这样的格局形成原因，一方面是因为在风电平价上网的政策影响下，风电行业整体的利润都有所降低，盈利模式逐渐变革，大厂商更利于生存；另一方面也是由于我国对风机设备的技术要求不断提高，不再是以往靠规模化生产、低价竞争的模式了。

但这样的影响暂时还没有传递到运营商和零部件厂商端。运营商方面，民企占比提升，前十名的运营商的集中度下降。而由于风机设备的零部件十分繁杂，包括叶片、发电机、齿轮箱、偏航系统、控制系统、机舱、主轴等接近20个部分，每个部分也包括非常多的供应商。以发电机为例，几大风机整机厂商都选择了不同的供应商，也有许多厂商同时使用两家或三家供应商的发电机，因此零部件供应商很难形成整合力量。而且由于风机在2015年也存在着抢装行情，零部件厂商整体产能过剩。

因此，在这样的产业链发展趋势下，中游的整机厂商话语权和议价能力将一步增强，龙头企业的优势也将越来越大。

（二）趋势二：海上风电迎来利好

（1）政策鼓励海上风电发展

我国海上风能资源丰富，初步估算，海上可开发风能资源约7.5亿kW，具有开发利用风电的良好市场条件和巨大资源潜力。我国首个海上风电项目——上海东海大桥风电场项目目前正在建设中。该项目总投入为30亿元，预计装机总容量为10万kW，单机容量不低于2000kW。海上风电场所发电能将通过海底电缆输送回大陆。未来预计年发电量可达2.6亿kWh，发电量可提供上海20多万户居民使用一年。

图27 风电行业产业链与发展趋势

图28 排名前10的风机制造商市场份额（2015）

图29 风机厂商集中度的变化

然而， 我国近些年来的风电装机大部分都是陆上风电所贡献的。从全球来看，英国海上风电总装机容量已达5.1GW，占据全球份额的40%以上，是全球海上风电市场的第一大国；德国位列第二，海上风电累计装机3.3GW，全球市场份额27%，在2015年新增装机爆发式增长，同比增长23倍以上，达到2.6GW；丹麦作为海上风电发源地，二十多年来一直保持全球前三位置。

而国内海上风电较陆上风电发展相对滞后。根据中国风能协会的统计，2016年中国海上风电新增装机154台，容量达到59万kW，同比增长64%，累计装机量达到163万kW。虽然由于我国能源开发总量大，海上风电总装机容量已经处于全球领先地位，但我国海上风电在风电整体装机容量中的占比只有0.7%，远低于全球海上风电前三大国家英国、丹麦、德国的35.7%、25.8%和7.3%，也就是说我国海上风电的发展与陆上风电高歌猛进存在一定程度的不匹配。而我国沿海地区风能资源丰富，且沿海地区电力消耗能力更强，更适合发展风电并网。在增长瓶颈突破之后，我国海上风电在下一个五年有望接棒全球领跑者。

从政策层面来看，国家能源局也发布了明确的海上风电规划。根据《风电发展“十二五”规划》，到2015年海上风电装机容量达到5GW，然而最终实际完成率仅为20%，而2016年11月公布《风电发展“十三五”规划》仍然维持5GW规划目标不变，并且将总量目标拆解至各省份并网目标，其中重点推动江苏、浙江、福建、广东等四省的海上风电建设，累计并网规模占全国规划规模90%，开工规模占比85%，同时积极推动天津、河北、上海、海南、辽宁等地区的海上风电建设。到2020年，全国海上风电开工建设规模达到10.05GW，力争累计并网容量达到5GW以上。

除此之外，2017年1月4日，国家能源局、国家海洋局公布关于联合印发《海上风电开发建设管理办法》的通知，明确自通知印发之日起，海上风电项目管理按照本办法执行，国家能源局不再统一编制全国海上风电开发建设方案。这意味着国家能源局将对海上风电项目管理简政放权，由过去中央统一编制全国海上风电建设方案改由各省市根据地方建设规划核准项目，海上风电将拥有更加灵活的审批流程，提升企业开发利用海上风电速度和效率，从而促进提高实现“十三五”规划目标的可能性。

（2）具有更强的可持续盈利能力，吸引风电企业加入

从前述风电标杆电价下调的通知中可以发现，尽管近五年来为实现风电的平价上网，一再下调风电的标杆电价，但调整的都是陆上风电，海上风电的标杆电价始终不变。这一政策引导也被越来越多的企业所注意到。近三年来，国内机组制造商进入海上风电供应链维持在10家左右，并且形成海上风机的第一梯队，包括金风科技、远景能源、华锐风电等，都完成了5MW或6MW风电机组样机的安装。在机组大型化的同时，包括海上风电安装船，海上升压站等配套设施不断完善，为海上风电的发展提供了支撑。

同时，海上风电由于我国丰富的风能资源，年发电利用小时数可达到3000h，并且东部沿海地区经济发达，距离电力负荷中心近，电网容量大，进入条件好，不占用土地等优势，非常适合大规模地建设近海风电场。 从成本构成来看，海上风电降本途径则主要依赖基础工程、变电站工程、电网接线等方面，这些方面也是建设成本高于陆上风电的主要原因。但另一方面，海上风电利用小时数高，使用寿命长，距离电力负荷中心近这些优点也使得海上风电具有更强的可持续盈利能力。

与陆上发电不同点在于，海上风电对运营商的要求更高，风电场开发运营环节是海上风电降本关键。风电开发商通过不断积累海上风电场开发建设经验，实现优化系统方案，降低运维成本，便能够降低海上风电度电成本，实现更高的收益。经过近十年积累，国电集团等大型国有电力集团在海上风电领域已经形成明显优势，截至2015年国电集团运营海上风电累计装机已超过全国一半，进一步奠定在整个风电开发运营行业的龙头地位。

因此，相比于陆上风电产业链中游整机厂话语权较大，下游运营商集中度较低的情况，海上风电下游运营商更容易获得话语权，在整个产业链中的地位也更好。虽起步困难，但积累海上风电场的开发建设经验后会获得更具有持续性和更为丰厚的盈利。海上风电还具有更为广阔的市场，在未来也势必会吸引更多的企业加入其中。

四、新能源汽车

（一）趋势一：整车市场或将迎来产业拐点，变更销售结构

（1）多靠限购城市贡献销量，未来还有较大的提升空间

最新数据显示，2015年原限购城市电动乘用车销量占78.74%。在实行汽车限购新能源汽车政策的北京、上海、广东、天津等地，电动乘用车渗透率快速提升，目前渗透率最高的北京已经达到6.2%。而非限购城市渗透率并未明显提高，未来还有着较大的提升空间。

目前，《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案（征求意见稿）》在网络广泛传播。其中提出北京市2017年9月底前出租车全部更换为电动车，其他城市力争2017年年底一半出租车更换为电动车。如果政策最终落地，以北京6万辆，山东、河北、天津、山西四省合计6～7万辆燃油出租车置换需求计，将为2017年电动汽车产销托底12～13万台。

2014年，电动乘用车个人用户比例仅占1/3，绝大多数为单位购买，而这一比例目前已上升至50%，个人用户的消费习惯正在养成。据统计，安全性、续航里程与驾驶体验已经超越价格，位列消费者最着重考虑的三大因素，这显示出消费者对于电动汽车的评价趋于多元化，而非单一考虑补贴后的价格优势。

表10 陆上风电与海上风电成本构成对比

表11 电动乘用车渗透率（分地区）

（2）行业或将面临深度整合，迎来产业拐点

2016年，补贴退坡政策与双积分政策对新能源汽车行业影响都十分巨大。2016年年底，四部委出台新版补贴政策。调整后的乘用车补贴政策仍然根据续航里程进行划分，划分方式与2016年政策完全一致，数额均较2016年退坡20%。国补地补配套上限由1：1下调至1：0.5。政策首次提出“纯电动乘用车动力电池系统的质量能量密度不低于90Wh／kg，对高于120Wh/kg的按1.1倍给予补贴”，意在鼓励高能量密度路线发展。

补贴退坡的化解路径无非两条，一是提高售价，由消费者承担；二是降低成本，由整车企业与产业链中上游共同承担。我们认为，目前新能源乘用车相对于燃油车性价比优势并不明显，整车端提价不利于销售，化解的压力将主要由产业承担。新政出台后，虽然部分地区和品牌价格有所调整，但总体上看整车端提价空间有限。因此补贴退坡政策必将倒逼全产业链降成本。

在短期内，补贴退坡对行业的冲击不可避免，产业将自下而上地进行调整，淘汰一批落后产能。在补贴退坡与对外开放提速两大确定性趋势下，预计本土电动乘用车企业2017年将极力降低生产成本，积极优化渠道、管理与营销，加快技术研发，迎来产业的深度整合。

同时，最新两批免购置税目录中已经出现了多达10款外资/进口车型，超越1-7批总和（7款）；其二，2016年底两部委关于《外商投资产业指导目录》修订稿公开征求意见，放开新能源汽车电池领域外资准入的限制。除此之外，2020年后新能源汽车的补贴将彻底退出，因此，当补贴退出后，本土企业将无政策优惠，外资必然提前布局。合资和外资参与新能源汽车市场的管制将逐渐被打破。

随着外资的进入，国内电动乘用车市场将由本土企业独大的格局向更加开放的格局迈进，外资将与本土企业展开激烈竞争。特别是在中高端领域，以比亚迪、北汽新能源为首的本土企业将迎来外资强有力的挑战，对于企业的技术研发能力与成本管理能力也提出了新的考验。

与此同时，双积分政策也在鼓励整车企业发展新能源乘用车。一方面对汽车油耗进行限制，油耗积分累计为负将面临处罚，倒逼车企改进汽车节能技术或者拓展新能源汽车；另一方面规定新能源积分比例，并设置新能源积分可1：1抵扣油耗负积分，强制要求车企转型。2016年进入第四阶段后油耗限值下降坡度越来越陡峭，预计2017年起企业通过改进燃油车节能技术达到标准的难度较大，单一通过这一渠道达标的可能性较低，只有通过积极生产新能源汽车满足油耗标准。而2018年以后，车企油耗负积分陡增，基本上只能通过新能源汽车积分来抵消油耗积分。补贴退坡的背景下，双积分政策的逐渐落地有望实现补贴由财政主导向市场化主导的过渡，将对行业形成持续长效利好机制。

图30 消费者关心话题top10（左图：纯电动汽车；右图：插电混动汽车）

表12 新能源乘用车补贴政策（2017，2016）

图31 双积分政策要求的新能源汽车积分比例

图32 中国油耗限值目标路径图

双积分政策要求2018～2020年车企生产新能源乘用车必须达到8%、10%、12%，否则必须高价购买积分，预计在政策带动下2018年将出现明显的增量供给。由于整车端市场竞争加剧情况下提价的空间不大，电池、电机企业较多，市场势力较整车企业弱。因此补贴退坡导致全产业链存在降成本的压力，将主要由中上游承担。而同时，由于政策要求的技术门槛显著提高，成本高、技术能力差的企业将逐渐被市场淘汰，在主流供应链的技术出色的龙头公司将脱颖而出。

2015年top5的动力电池企业市场份额达到60.7%，2016年这一数值上升至72.8%。在《汽车动力电池行业规范条件（2017年）》（征求意见稿）将动力电池企业产能设为8GWh，目前达标的只有比亚迪和CATL，国轩高科与沃特玛扩产后2018年产能将达标。动力电池产业技术壁垒高、投资大、扩产周期长，行业标准确立后中小企业将被整合或淘汰。同时，由于补贴发放方式改为事后拨付，中游账期提升明显，资金周转能力差的中游企业将被淘汰。

新出台的政策对于Ekg、续航里程、电池质量占比、电池能量密度等要求对整车企业提出了更高要求，行业脱离政策扶持向前发展也要求电池与其他零部件加快技术进步，降低成本。此外，技术升级需要大量资本投入与较为雄厚的技术开发累计，这对中小企业无疑是巨大的挑战。整体看，核心零部件的准入门槛将大大提升，市场份额进一步集中至技术研发能力出众的龙头企业。并且技术门槛将作为龙头企业的护城河持续存在。长期来看，龙头公司有望凭借技术优势垄断市场份额，享受估值溢价。

（3）销售结构或面临进一步调整

国内新能源汽车市场在高比例补贴的推动下，目前保有量已经超过70万辆，呈现爆发式增长。但下游应用结构并不合理，比如新能源客车市场2015年产量超过12万辆，新车市场渗透率超过20%，而同期市场空间更大的乘用车市场产量仅21万辆，渗透率低于1%。从区域销售结构来看，限牌城市占比超过70%，可见2015年乘用车市场的高增长主要是依靠北京、上海等限牌城市挤压需求的带动。

公交车是纯电动客车主体需求，占纯电动客车总量的85%左右，一方面是由于公交车行驶路线固定，电动化有天然优势，另一方面对使用成本的经济性诉求更强，而且也是地方政府推广新能源汽车的重要考核指标。在经济性上，除了用电成本比燃油成本低以外，财政部在2015年出台的公交车补贴政策中，一方面对成品油价格补贴进行退坡；另一方面对完成新能源公交车推广目标的地区，每辆给予最高8万元/年的运营补助。在政策考核压力上，三部委发布的公交车考核办法中，要求各省市逐年提高新能源客车的更换比。

其中，公交车存量最多的北京、上海、天津、河北、山西、江苏、浙江、山东、广东、海南，2015～2019年新增及更换的公交车中新能源公交车比重应分别达到40%、50%、60%、70%和80%。

图33 动力电池市场份额（左：2015年；右：2016年）

图34 2015年各城市乘用车销量（辆）

虽然以客车为代表的商用车市场新能源汽车渗透率快速提升，但受制于长期市场空间相对较小，新能源汽车要想保持持续高成长，就必须确保乘用车市场的快速增长。从2015年乘用车区域销售结构来看，大部分依赖于限购城市的挤压需求。限购城市牌照数量相对有限，6个主要限牌城市年牌照发放量合计规模达到70万个左右，考虑到不可能完全停发传统汽车牌照，增长空间相对有限。以北京为例，其计划2015～2017年分别针对新能源乘用车发放3、6、6万个免费牌照，2016年将实现翻倍增长，2017年后增长动力将大幅减弱。

新能源汽车碳配额政策对于乘用车的促进作用最大，目前无论是客车还是专用车因其全生命周期经济性优势明显，渗透率快速提升。而乘用车面对的是C端消费市场，经济性并不是消费者做出消费决策的唯一参考，只有出现更多性价比高、消费者认可度强的产品，消费者才会自发地购买新能源乘用车，确保产业渗透率快速提升。碳配额可倒逼整车企业加大新能源乘用车投入力度，不断提升产品开发水平，通过更多更好的产品供给来刺激消费者购买新能源汽车产品。

短期来看，在限牌城市免费牌照供给的驱动下，乘用车将继续保持高速增长；长期来看，因乘用车不同于商用车（客车与专用车），其消费品属性更强，经济性因素对于消费者是否选择新能源乘用车的决策，作用相对于商用车弱很多，行业长期成长、高速增长将更多依靠消费者对新能源乘用车使用习惯的逐步养成。

未来，客车受需求透支和补贴退坡的牵累，需求下行压力大。但由于公交市场的刚性需求，总量需求有支撑。乘用车受双积分政策和网约车等细分市场的驱动，明年有望依旧保持高景气。而物流车随着主流车厂的出货，产业逻辑由之前的高补贴驱动转向电动化的经济性驱动，景气有望快速复苏。

（二）趋势二：动力电池产业链：集中化，高端化

（1）动力电池产业前景良好，面临技术洗牌

骗补事件影响和新能源汽车的补贴延迟发放导致今年中小车企现金流承压；而补贴政策调整出台时点一再低于市场预期，影响了全年新能源汽车放量。2016年新能源汽车产量51.8万辆，同比增长36.7%；而2016年中国汽车动力电池产量30.8GWh，同比增长82%。动力电池的增速超越新能源汽车增速，一方面是由于2015年底生产的部分整车需补装电池；另一方面是由于2009～2013年生产的部分整车需要换装电池。

从需求端看，按照国务院《节能与新能源汽车产业发展规划（2012-2020年）》提出的要求，预计到2020年累计销量500万辆。工信部牵头编制的《汽车产业中长期发展规划》，明确了2020年我国新能源汽车年产量将达到200万辆，以及到2025年我国新能源汽车销量占总销量的比例达到20%以上的发展目标。我们测算“十三五”期间新能源汽车的复合增速超过40%，新能源汽车下游的增长驱动了动力电池的成长性。

从产能端来看，2016年多家动力电池企业开启扩产计划，全年新增动力电池产能42GWh，总量是2015年的2.8倍。受《新版动力电池规范条件》的影响，2017年国内动力电池扩产潮仍将持续，虽然受补贴、三元暂缓、骗补、动力电池规范调整等影响，部分扩产规划存在搁浅的情况。就扩产计划来来看，我国2017年底合计产能将达90GWh，即使存在产能爬坡的因素影响，但是也可以看出产能过剩的趋势将进一步扩大。行业处于行业集中度提升阶段，价格竞争将开始，降成本压力加大。

（2）三元电池或将迎来利好

2016年国内六氟磷酸锂等关键材料产能扩张明显，明年新增产能将会大幅放出，供应过剩是行业挥之不去的压力，因此碳酸锂、六氟磷酸锂、电解液、正负极材料、电芯价格下行压力大，但受乘用车和流车驱动，三元电池将在锂电池产业中异军突起。

锂电池分为很多种材料。其中磷酸铁锂电极材料是目前最安全的锂离子电池正极材料，加上其循环寿命达到2000次以上，标准充电（5小时率）使用，可达到2000次的循环性特点，再加上由于产业成熟而带来的技术门槛和技术的下降，使得很多厂商出于各种因素考虑都会采用磷酸铁锂电池。可以说新能源汽车的兴起，和磷酸铁锂电池有着不可或分的关系。

不过，磷酸铁锂电池有一个致命性的缺点，那就是低温性能较差，即使将其纳米化和碳包覆也没有解决这一问题。研究表明，一块容量为3500mAh的电池，如果在-10℃的环境中工作，经过不到100次的充放电循环，电量将急剧衰减至500mAh，基本就报废了。这对于我国幅员辽阔，冬天低气温较多的综合国情来说，的确不是一件好事。此外，材料的制备成本与电池的制造成本较高，电池成品率低，一致性差，这也是导致很多纯电动汽车续航能力并不能达到标称值的重要原因。因此，我们可以看到国内有不少的新能源汽车（无论是纯电动还是混合电动），或者是一些比较廉价的新能源汽车，会出于不同的原因选择磷酸铁锂电池。可以说，磷酸铁锂电池的使用，对于新能源汽车量产落地以及推广，都有着不可磨灭的奠基作用。

而三元聚合物锂电池是指正极材料使用镍钴锰酸锂（Li（NiCoMn）O2）三元正极材料的锂电池，三元复合正极材料前驱体产品，是以镍盐、钴盐、锰盐为原料，里面镍钴锰的比例可以根据实际需要调整。三元锂电池能量密度更大，但安全性经常受到怀疑。之所以会有这样的原因是即便这两种材料都会在到达一定温度时发生分解，三元锂材料会在更低的200℃左右发生分解，而磷酸铁锂材料是在800℃左右。并且三元锂材料的化学反映更加剧烈，会释放氧分子，在高温作用下电解液迅速燃烧，发生连锁反应。简单而言，就是三元锂材料比磷酸铁锂材料更容易着火。

正因为三元锂材料有这样的安全隐患，所以厂商也在努力往抑制产生事故的方向走。根据三元锂材料容易热解的特性，厂商在过充保护（OVP）、过放保护（UVP）、过温保护（OTP）、过流保护（OCP）这几个环节上都会下不少的功夫。

不过，由于三元锂电池的安全性、高温性能与磷酸铁锂电池相比较差，因此目前其还主要是应用于乘用车和专用车领域，而在对安全性要求更高的客车领域，其应用占比还相对较少，尤其是工信部装备工业司司长张相木在2016中国电动汽车百人会上提出出于对动力电池安全问题的考虑，暂停三元锂电池客车列入新能源汽车推广应用推荐车型目录的决定后，对三元锂电池在客车领域的应用产生了严重影响，甚至可以说为中国三元锂电池的未来发展蒙上了一层阴影。但可喜的是，在新能源乘用车和专用车的带动下，中国三元锂电池市场并未停下发展的步伐，仍继续保持了高速增长。根据统计，2016年1～4月三元锂电池在乘用车和专用车中搭载量的占比分别达到40.1%和52.4%，而在客车市场的占比仅为2.2%。

总体而言，由于三元电池拥有比能量优势，在现行技术路线中已经被证明是兼顾成本与能量密度提升最好的路线。目前三元电池在纯电动乘用车的应用比例占到7成，未来随着补贴政策鼓励高能量密度，这一比例还将继续提升。三元电池有望搭上乘用车与专用车高增长的顺风车。

（本文来自德勤研究《2017清洁能源行业报告》，有删减。）