從國家能源發(fā)展政策、節(jié)能減排以及環(huán)保壓力看，新能源產業(yè)將逐步迎來電力發(fā)展的結構化需求。

　　由于配套政策不完善、并網消納限制、環(huán)保及安全要求提高等因素，我國新能源發(fā)展出現(xiàn)結構性不平衡。核電和光伏發(fā)電完成“十二五”預期目標仍有一定壓力。但核電項目審批的重啟，短期內將大幅提升我國核電裝機容量。

　　核電、風電及光伏發(fā)電上網電價政策的明確，尤其是風電和光伏發(fā)電審批權限的下放以及建設成本的下降，將有效提升新能源裝機容量的增長空間。

　　風電、光伏發(fā)電并網、電量消納及電價結算配套政策的密集推出，加之新能源補貼配套政策的逐步到位，將為風電及光伏發(fā)電企業(yè)的穩(wěn)定經營及進一步發(fā)展提供有力保障。

　　火電投資增速逐步放緩

　　近年來，受經濟結構調整及外圍環(huán)境等影響，我國經濟增速放緩，用電量增速處于較低水平，加之新建電源項目的不斷投產，給整個行業(yè)發(fā)電機組出力帶來一定壓力。但從國家能源發(fā)展政策、節(jié)能減排以及環(huán)保要求看，火電投資增速逐步放緩將給新能源發(fā)展創(chuàng)造一定的增長空間。

　　新能源產業(yè)的發(fā)展與整個電力工業(yè)的格局以及宏觀經濟走勢息息相關。近十年來中國經濟以出口及投資為引擎快速發(fā)展，工業(yè)增加值尤其是重工業(yè)保持較快增長，從而造就了旺盛的電力需求。但2011年以來歐債危機頻發(fā)、美國經濟復蘇緩慢，外圍經濟環(huán)境欠佳，加之我國經濟結構調整、固定資產投資增速放緩，2012年全國全社會用電量4.96萬億千瓦時，同比增長5.5%，增速比2011年回落6.5個百分點。2013年以來，在一系列“穩(wěn)增長”措施帶動下，中國經濟穩(wěn)步回升，全年經濟增速7.7%；反映在用電需求方面，2013年全國全社會用電量5.32萬億千瓦時，同比增長7.5%，增速比2012年提高1.9個百分點。

　　“十二五”期間，政府著力加快轉變經濟增長方式，調整經濟結構，使經濟增長向依靠消費、投資和出口協(xié)調拉動轉變。2011年9月國務院發(fā)布《“十二五”節(jié)能減排綜合性工作方案》，明確了節(jié)能的主要目標是“到2015年，全*元國內生產總值能耗下降到0.869噸標準煤，比2010年的1.034噸標準煤下降16%；‘十二五’期間，實現(xiàn)節(jié)約能源6.7億噸標準煤”。

　　中誠信認為，近年來第三產業(yè)及城鄉(xiāng)居民生活用電保持快速增長，且受宏觀經濟波動影響較小，未來隨著城市化進程加快及經濟結構調整，其占全社會總用電量的比重有增加趨勢，但第二產業(yè)在電力消費中的主導地位短期內不會改變。因此，在未來相當長的一段時期內，經濟結構調整的力度以及第二產業(yè)的平穩(wěn)運行將是決定全社會用電需求穩(wěn)定的zui主要因素。

　　同時，政府對于高耗能產業(yè)節(jié)能降耗的政策力度日趨加大，未來隨著我國經濟增長方式的轉變和經濟結構的調整，第三產業(yè)規(guī)模將持續(xù)提升，對經濟增長的貢獻將不斷增加，但其單位產值用電量遠遠小于第二產業(yè)，這將使我國電力消費彈性系數逐步降低；逐步走低的電力消費彈性系數也將給全社會用電量增長的大幅反彈帶來一定的壓力。

　　綜合來看，全社會用電需求增速的放緩給新能源發(fā)展造成一定影響；但從《國民經濟和社會發(fā)展第十二個五年規(guī)劃綱要》、《能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》、《可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》等政策看，受益于節(jié)能減排以及環(huán)保壓力，火電投資增速將逐步放緩，給新能源裝機規(guī)模增長帶來機遇，新能源產業(yè)將逐步迎來電力發(fā)展的結構化需求。

　　新能源裝機容量占比提升

　　近年來，核電、風電及太陽能光伏發(fā)電等新能源裝機增速高于傳統(tǒng)電源，在全國發(fā)電總裝機容量中的占比也不斷提升；但由于配套政策不完善、并網消納限制、環(huán)保及安全要求提高等因素，我國新能源發(fā)展出現(xiàn)結構性不平衡，相對風電來講，核電和光伏發(fā)電完成“十二五”預期裝機目標仍具有一定的壓力。

　　“十二五”期間全國發(fā)電機組總裝機增速呈下降趨勢，增速由2008年末的11.28%下降至2013年的9.3%；而新能源得到國家政策大力支持，整體裝機增速明顯高于全國發(fā)電機組的總裝機增速，在我國電源結構中占比逐年提升。

　　根據國家能源局統(tǒng)計，截至2013年末，全國發(fā)電設備裝機容量為12.47億千瓦，同比增長9.3%；其中，火電8.62億千瓦，水電2.80億千瓦，核電1461萬千瓦，并網風電7548萬千瓦，并網太陽能1479萬千瓦，上述電源裝機分別同比增長5.7%、12.3%、16.2%、24.5%和335.1%。

　　風電方面，由于電網建設滯后、風電安全性偏低導致“棄風”現(xiàn)象嚴重，裝機增速有所放緩。同時國家在2011年出臺了《風電開發(fā)建設管理暫行辦法》，對風電項目建設實行了年度統(tǒng)一開發(fā)計劃管理，風電裝機增速自2010年后開始逐年下滑，2011-2013年的裝機增速分別為52.30%、35.03%和24.5%，但總體仍高于全國發(fā)電機組的總裝機增速。

　　截至2013年末全國風電累計核準容量13425萬千瓦，其中并網容量7548萬千瓦，在建容量5667萬千瓦。2011-2013年，國家先后公布了三批風電項目核準計劃，國家的風電布局重心呈現(xiàn)逐步由一、二、三類地區(qū)向四類地區(qū)轉移的態(tài)勢，四類區(qū)域較強的電力消納能力以及相對充足的調峰電源將有利于裝機規(guī)模的增長。從目前風電項目核準總容量看，“十二五”風電1億千瓦的裝機目標基本可以保證。

　　太陽能光伏發(fā)電方面，近年來隨著國家對太陽能發(fā)電扶持力度增強，以及多晶硅價格下跌、組件成本下降，我國太陽能光伏發(fā)電試點工程逐漸增多、裝機規(guī)模迅速增長。截至2013年末的我國光伏發(fā)電裝機總容量為1479萬千瓦，2010-2013年的年均復合增長率達到316.30%。2012年以來，光伏電站建設成本下降，以及*電價和補貼政策密集推出，特別是分布式發(fā)電多項扶持政策得到落實，使得我國光伏裝機容量規(guī)?？焖僭鲩L。考慮到目前光伏電站的盈利能力相對較低，以及分布式發(fā)電的普及速度仍具有一定不確定性，到2015年末整個光伏發(fā)電行業(yè)完成3500萬千瓦的裝機目標仍具有一定的壓力。

　　核電方面，截至2013年末，我國已運營和在建的核電機組合計裝機容量為4886.80萬千瓦，其中已運營裝機容量為1483.60萬千瓦，在建裝機容量為3403.20萬千瓦。總體看，日本福島核事故對我國核電中長期發(fā)展影響相對有限。如果在建的核電機組都能夠如期投產，則我國核電總裝機容量將達到4140.52萬千瓦；但從短期來看，2015年末要完成4000萬千瓦的裝機目標，意味著未來兩年核電投資增速要遠快于過去三年。此外，未來我國在“確保安全的前提下有序發(fā)展核電”的目標沒有改變，環(huán)保及安全技術標準的提高也給既定裝機容量目標的完成帶來一定影響。

　　內陸受限制約核電發(fā)展空間

　　核電項目審批的中斷和內陸核電項目的停工使得在建核電項目存量大幅減少，而核電項目審批重啟，短期內將大幅提升我國核電裝機容量，但“十二五”核電裝機目標完成面臨較大的不確定性。

　　受運行安全指標要求高、項目投資規(guī)模大、建設周期長以及核心技術瓶頸限制等因素影響，目前我國核電在整個國家電力供給中的貢獻有限，2013年核電發(fā)電量占全國發(fā)電量的比重僅為2.05%。

　　同時，受2011年日本福島核事故影響我國核電新項目審批一度陷于停滯狀態(tài)，直至2012年10月國務院常務會議再次討論并通過了《核電安全規(guī)劃(2011-2020年)》和《核電中長期發(fā)展規(guī)劃(2011-2020年)》，提高核電建設準入門檻，要求新建核電機組必須符合三代安全標準。至此，我國才逐步恢復核電建設項目的審批工作。

　　2012年12月，中國華能集團公司山東榮成石島灣高溫氣冷堆核電站獲得工程建造許可證，核電項目建設重啟獲得實質性進展。2013年4月，中國廣核集團有限公司福建寧德核電站一期1號機組正式投入商業(yè)運行，成為日本福島核事故后我國*投產的核電站；同年6月，遼寧紅沿河核電站1號機組正式投入商業(yè)運營；2013年底，紅沿河一期第二臺機組和陽江核電*機組并網試運行。截至2013年末，中國大陸已投運核電總裝機容量達1483.60萬千瓦。

　　從裝機容量增長看，2014年和2015年將是我國核電機組投產的高峰期。中誠信統(tǒng)計顯示，2014年和2015年，我國預計新增核電裝機規(guī)模約為2500萬千瓦，2016年將是核電裝機規(guī)模增長的低谷，2017年和2018年我國預計投運的核電裝機容量約為900萬千瓦。“十二五”規(guī)劃目標是驅動核電項目集中投產的主要因素之一，同時大量核電項目的集中興建和投產將為整個行業(yè)帶來較大的投資壓力。

　　同時，制約核電裝機容量增長的因素還包括2013年初國家發(fā)布的《能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》對于內陸核電項目的限制；規(guī)劃要求在“十二五”時期只安排沿海廠址，目前中國已開展前期工作的湖南桃花江、江西彭澤、湖北大畈三大內陸核電站均停工，預計“十二五”期間內陸核電項目重啟的可能性很校由于中國沿海核電廠址有限，這意味著我國核電的發(fā)展空間將有所減小，核電容量的增速將逐步下降。

　　上網電價方面，2013年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》，明確核定全國核電*上網電價(僅適用于2013年1月1日后投產的核電機組)為每千瓦時0.43元，高于核電機組所在地燃煤機組*上網電價的地區(qū)，新建核電機組投產后執(zhí)行當地燃煤機組*上網電價。與脫硫脫硝燃煤發(fā)電相比，大部分地區(qū)燃煤機組電價均高于0.43元/每千瓦時，尤其在經濟發(fā)達的華東、華南以及華中地區(qū)，核電具有很強的競爭力。核電*電價的制定，與“一廠一價”相比，在建設成本不斷下降的同時，為核電企業(yè)擬建項目提供了較為穩(wěn)定的盈利預期，有利于整個核電行業(yè)的中長期發(fā)展布局。

　　“風光”配套政策密集推出

　　核電、風電及光伏發(fā)電上網電價政策的明確，尤其是風電和光伏發(fā)電審批權限的下放以及建設成本的下降，逐步拉寬了機組利用小時數的可行區(qū)間，使得部分原來經濟不可行的區(qū)域達到了建設條件，有效提升了新能源裝機容量增長空間。

　　風電是近年來發(fā)展zui快的新能源，所發(fā)電量占所有電源所發(fā)電量的比重自2008年的低于0.50%逐年增長至2012年的2.00%左右，2013年進一步增長至2.50%以上。裝機規(guī)模方面，2004年將5萬千瓦級以下陸上風電項目的審批權下放到地方政府，簡化了審批流程，導致陸上風電的審批速度加快；2005-2009年，中國風電行業(yè)新增裝機容量連續(xù)5年保持在80%以上的增長速度。2013年，風電項目核準權限進一步放寬，風電項目均由地方政府核準。

　　設備方面，隨著優(yōu)良風場資源逐步開發(fā)，以及電力投資增速放緩，我國風電設備價格不斷走弱，從2010年的約4200元/千瓦下降到2013年末的約3800元/千瓦。光伏組件方面，近年來，隨著海外光伏組件需求增速大幅下降，硅料價格也急速下行，光伏組件價格由2011年中的約1.2美元/瓦，2013年末快速降至約0.6美元/瓦。風電設備和光伏組件價格下行，減少了電力企業(yè)的電源建設成本，能夠有效激發(fā)部分風能和光照資源比較弱的區(qū)域風電及光伏發(fā)電建設需求，拓展行業(yè)增長空間。

　　風電上網電價方面，2009年7月，國家發(fā)改委發(fā)布了《關于完善風力發(fā)電上網電價政策的通知》，也是繼火電之后國家推出的第二類發(fā)電上網*電價。通知規(guī)定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風能資源區(qū)，相應設定風電*上網電價。四類風電*價區(qū)水平分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元，2009年8月1日起新核準的陸上風電項目，統(tǒng)一執(zhí)行所在風能資源區(qū)的*上網電價。值得關注的是，全國性海上風電上網*電價至今未有制定。

　　光伏發(fā)電上網電價方面，2011年8月，國家發(fā)改委對外公布《關于完善太陽能光伏發(fā)電上網電價政策的通知》，以項目核準時間和建成投產時間為分界線，制定出全國統(tǒng)一的光電*上網電價。為促進光伏產業(yè)發(fā)展，2013年8月國家發(fā)改委進一步出臺了《關于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的通知》，對光伏電站實行分區(qū)域的*上網電價政策。根據各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類資源區(qū)，分別執(zhí)行每千瓦時0.9元、0.95元、1元的電價標準。對分布式光伏發(fā)電項目，實行按照發(fā)電量進行電價補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元。通知還明確，電價補貼標準適用于除享受中央財政投資補貼之外的分布式光伏發(fā)電項目。*上網電價和電價補貼標準的執(zhí)行期限原則上為20年。國家將根據光伏發(fā)電規(guī)模、成本等變化，逐步調減電價和補貼標準。

　　風電、光伏發(fā)電并網、電量消納及電價結算配套政策的密集推出，加之新能源補貼配套政策的逐步到位，為風電及光伏發(fā)電企業(yè)的穩(wěn)定經營及進一步發(fā)展提供有力保障。

　　在風電裝機規(guī)?？焖偬嵘耐瑫r，配套電網建設則一直相對滯后，加之風電出力不均衡，使得一段時間以來我國風電，尤其是三北地區(qū)風電出力受到了較大限制(俗稱“棄風”)。2013年2月，國家能源局發(fā)布《關于做好2013年風電并網和消納相關工作的通知》，要求電網企業(yè)加強風電配套電網建設，做好風電并網服務工作。

　　根據中國可再生能源學會風能專業(yè)委員會統(tǒng)計，2013年全國棄風電量約為150億千瓦時，平均棄風率約為10%，棄風率低于2012年約7個百分點。

　　光伏發(fā)電方面，國家從調整發(fā)電裝機容量目標和打通產業(yè)鏈關鍵環(huán)節(jié)兩方面密集出臺支持政策。近年來，國家對光伏發(fā)電裝機的規(guī)劃目標多次調整；2013年初調整為到2015年末達到3600萬千瓦(含光熱)，其中集中式光伏1500萬千瓦，分布式光伏2000萬千瓦，光熱100萬千瓦；到2020年末達到8500萬千瓦(含光熱)，其中集中式光伏3000萬千瓦，分布式光伏5000萬千瓦，光熱500萬千瓦。

　　近期，國家下發(fā)了多項用以促進分布式光伏發(fā)電發(fā)展的政策。2013年，國務院、國家發(fā)改委和國家能源局相繼下發(fā)了《關于促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的若干意見》、《分布式發(fā)電管理暫行辦法》和《關于印發(fā)分布式光伏發(fā)電項目管理暫行辦法的通知》等，在分布式光伏電站核準以及并網方面予以便利。同年，財政部和國家發(fā)改委還相繼發(fā)布《關于分布式光伏發(fā)電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》和《關于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的通知》等，確定分布式光伏實行全電量度電補貼0.42元，明確補貼按月轉付，容許余電直接銷售，解決了阻礙光伏發(fā)電發(fā)展的“補貼難”問題。

　　總體看，近兩年，國家對風電發(fā)展增速及布局的引導，以及對發(fā)電配網建設的鼓勵，使得風電棄風率大幅降低；對光伏發(fā)電，尤其是分布式光伏發(fā)電鼓勵政策的密集出臺，在裝機容量目標調整、項目審批、電量消納、電價結算等方面給予了較大支持。此外，可再生能源電價附加標準上調，也將有助于縮小可再生能源電價附加征收基金缺口，使得風電、光伏發(fā)電電價補貼有望逐步落實到位。

　　綜合性發(fā)電企業(yè)轉型積極性提高

　　2013年以來，風電、光伏發(fā)電運營企業(yè)經營環(huán)境有所改善，行業(yè)景氣度提高；未來，行業(yè)盈利能力或將趨于穩(wěn)定，行業(yè)負債水平在一定程度上將得到控制。

　　隨著2012年以來燃料(煤炭)成本的大幅下降，火電機組盈利能力大幅改善，為綜合性能源企業(yè)投資建設成本較高的風電、光伏等新能源提供了較好的資金支持；另一方面，從中長期看，未來煤炭價格仍將給火電機組盈利能力帶來較大的不確定性，且隨著政府對新能源并網、電價補貼標準、充實可再生能源發(fā)展基金等支持政策的出臺，新能源發(fā)電項目的投資環(huán)境得到了較大改善，進而提高了綜合性發(fā)電企業(yè)向非煤電能源轉型的積極性。大型綜合性發(fā)電集團已經成為中國新能源產業(yè)的經營主體。

　　2013年以來，受益于各區(qū)域電網內部的努力消納，國內風電、光伏等新能源發(fā)電企業(yè)經營情況有較大改善，但不同地區(qū)由于當地電網消納能力和外送能力、上網*電價、以及資源稟賦等方面的不同，仍表現(xiàn)出顯著的區(qū)域性盈利能力差異。分企業(yè)來看，目前主要風電運營商仍表現(xiàn)出較大的盈利能力分化，其中風電裝機分布區(qū)域廣泛、在風電消納情況較好地區(qū)裝機比重較大的企業(yè)表現(xiàn)出更好的機組利用小時水平和盈利能力；而在限電地區(qū)裝機比重較大的企業(yè)盈利能力相對較低。

　　受益于政府新能源消納保障政策的逐步落實，光伏發(fā)電上網難以及風電限電情況有所緩解；隨著我國風電及光伏發(fā)電運營企業(yè)機組利用小時數的提升，盈利項目所在區(qū)域有望逐步擴大，行業(yè)景氣度將繼續(xù)提高。

　　從部分風電/光伏發(fā)電運營企業(yè)主要財務指標看，新能源發(fā)電項目往往一次性投入大、后期運行成本低，同時受益于電價政策的穩(wěn)定，以及機組利用小時數的提高，行業(yè)企業(yè)EBITDA利潤率維持在較高水平，部分企業(yè)達到90%左右。從資本結構看，風電/光伏發(fā)電占比較高的幾家新能源企業(yè)總資本化比率超過70%，反映整個行業(yè)財務杠桿仍處在較高水平；對于純風電和光伏發(fā)電企業(yè)來說，需要較長的穩(wěn)定經營環(huán)境來消化較高的負債水平。從償債指標看，由于新能源項目的投資特點，經營活動凈現(xiàn)金流對債務的覆蓋能力普遍較弱，但其對利息支出的覆蓋能力較為穩(wěn)定。此外，根據財政部2013年3月29日發(fā)布的《關于預撥可再生能源電價附加補助資金的通知》，財政部預撥可再生能源電價附加補助資金共148.11億元，其中包括風電93.14億元、太陽能發(fā)電24.33億元、生物質發(fā)電30.55億元、其他900萬元。這有助于風電、太陽能等新能源運營商的經營活動現(xiàn)金流情況的改善；2013年以來，多數風電及光伏發(fā)電運營企業(yè)的現(xiàn)金流狀況明顯改善。

　　整體看，受益于國家新能源支持政策的出臺，2013年以來風電、光伏發(fā)電消納情況有所改善，行業(yè)景氣度提高。未來，穩(wěn)定的機組利用小時數、較高的電價水平以及較低的運營維護成本將使行業(yè)盈利能力或將趨于穩(wěn)定，行業(yè)負債水平在一定程度上將得到控制，相關償債指標也將有所優(yōu)化，整體風電及光伏發(fā)電行業(yè)的信用水平將不斷改善。