新能源发电行业研究与投资策略报告：平价时代,方兴未艾

新能源发电行业研究与投资策略报告：平价时代，方兴未艾精选报告来源：【未来智库官网】。

（报告出品方/作者：安信证券，邓永康、朱凯）
核心观点
行业需求：内外共振，景气上行。

国内，根据我们测算，当前光伏电站系统投资成本已降至3.5-3.8元/W，行业具备平价条件，未来随着初始投资成本降低带动LCOE下降，光伏发电的经济性将愈发凸显。

中期，“十四五”期间非化能源占比有望至少提升至18%以上，从而为中期新能源装机需求提供“锚点”，2020-2025年光伏和风电年均新增装机量有望分别达到71-94GW和13-26GW。

海外，欧洲将可再生能源占比目标从32%以上提升至38%-40%、美国能源政策也可能随拜登上台发生180度转向，发展清洁能源成为全球共识。

与此同时，随着全球GW级市场的增多，海外装机需求逐渐去中心化，海外光伏新增装机需求增长变得愈发确定。

综合来看，我们维持对于2021年全球光伏新增装机160-170GW （国内50-60GW，海外100-110GW），2021年国内风电装机30GW左右的判断。

光伏行业：短期、中长期均具备优质投资机会。

短期：2021年产业链利润预计大部分将集中在由于产能投放周期错配导致供需阶段性紧张的玻璃和硅料环节。

其中，光伏玻璃，双玻渗透率提升导致光伏玻璃需求高增且供给端释放周期较长，虽然存在替代方案，但2021年光伏玻璃供需预计仍将较为紧张，从而对光伏玻璃价格形成支撑进而抬升玻璃企业的盈利中枢，行业龙头有望实现量利齐升，重点推荐光伏玻璃双寡头之一的福莱特（A+H 股），建议关注信义光能（港股）、亚玛顿；多晶硅，2021年行业新增产能预计四季度投产，考虑产能爬坡，行业供给几无新增量，供需较为紧张，全年存在1.7万吨左右的供需缺口，成本曲线支撑硅料价格，行业龙头业绩确定性强。

中期：（1）竞争格局依然优质的硅片和胶膜环节。

其中，硅片环节，随着技术迭代接近尾声、行业成本曲线逐渐趋于平滑，中长期行业盈利水平可能向胶膜行业演化，释放超额利润后硅片依然将是光伏行业里竞争格局最为优质的赛道之一，重点推荐隆基股份，建议关注中环股份；胶膜环节，重点推荐胶膜行业龙头福斯特，建议关注赛伍技术；（2）有望携成本优势大幅提升市占率的垂直一体化龙头。

2020年组件行业集中度被动提升，验证了在供需过剩的背景下龙头强劲
的出货能力和显著的竞争优势。

2021年预计将是组件行业集中度提升的关键年份，龙头有望携多年积累的品牌、渠道和成本优势完成市占率提升，坚定推进垂直一体化的组件龙头有望脱颖而出，重点推荐隆基股份、晶澳科技并建议关注晶科能源（美股）；（3）有望随国产替代实现业绩持续高增的逆变器和跟踪支架环节。

其中，逆变器环节，重点推荐全球逆变器龙头阳光电源、组串式逆变器优质企业锦浪科技和固德威，建议关注上能电气；跟踪支架环节，重点推荐国内跟踪支架龙头中信博。

风电：预期悲观，估值有望得到修复。

此前市场预期由于行业进入平价，“十四五”期间国内风电年均新增装机可能回落至20-30GW，市场预期悲观压制风电板块估值。

从短期来看，考虑疫情影响，预计部分风电并网时间将顺延至2021年，叠加海上、分散式、平价、通道项目，我们认为2021年中国风电行业将维持较高景气，预计2021年国内新增装机在30GW左右，重点推荐金风科技、明阳智能、天顺风能、中材科技、日月股份、金雷股份等，建议重点关注大金重工、东方电缆等。

储能：光储平价大势所趋，市场空间广阔。

长期看，消纳问题预计将成为新能源行业成长的硬约束。

发/用两端齐头并进，电化学储能千亿级别市场冉冉升起。

根据我们模型测算，到2025年全球电化学储能有望达到5,748亿元，年均增速有望达46.28%。

重点推荐电池储能系统领先企业派能科技、宁德时代，储能逆变器领先企业固德威以及国内储能系统集成和储能逆变器龙头阳光电源。

1.行业需求：内外共振，景气上行
1.1.国内：降本增效助力平价，非化能源占比提升为“十四五”需求提供“锚点”
1.1.1.降本增效助力平价，2021年正式步入平价时代
2020年竞价项目补贴力度大幅下降，国内需求有望平稳过渡到平价时代。

2020年是光伏行业全面平价前的最后一年，根据6月28日国家能源局公布的2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果，全国共有22个省份和新疆生产建设兵团组织4168个项目申报光伏发电国家补贴竞价，总装机容量为33.51GW，最终纳入补贴的总装机容量为25.97GW，加权平均度电补贴强度仅为0.033元/kWh （2019年为0.065元/kWh），竞价项目补贴力度大幅下降，国内需求有望平稳过
渡到平价时代。

2020年平价项目申报侧面印证国内平价时代需求较为乐观。

国家发改委和能源局于2020年8月发布了《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》，通知中公布了2020年光伏平价项目为33.05GW且项目应于2021年底前并网。

此外，未纳入2020年竞价补贴的7.54GW光伏项目可以自愿转为平价。

各省申报平价项目热情高涨，侧面反映出当前投资成本下光伏平价项目的收益率较为可观，2020年平价项目预计将成为2021年光伏装机的最主要来源。

行业持续降本增效，光伏发电经济性愈发凸显。

近年来光伏行业降本增效仍在持续推进，从未间断。

一方面，产业链自上而下在泛摩尔定律的作用下，不断实现技术迭代和工艺优化，实现了生产成本的大幅下降，与此同时补贴退坡也倒逼全产业链压缩利润空间。

2020年6月组件价格触及1.45元/W的历史低点，7月份以来由于硅料和辅材价格上涨，组件价格有所回升，但随着2021年硅片环节释放超额利润，中期硅料、辅材供需平衡后价格回落，未来组件价格仍有进一步下降的空间；另一方面，由于电池转换效率提升以及大尺寸组件等技术应用，电站BOS成本也呈现逐步下降态势。

根据我们测算，当光伏电站系统投资成本降至3.71元/W以下，三类资源区
在平价后项目运营内部收益率（IRR）仍可以达到8%，而目前光伏电站系统投资成本已经降至3.5-3.8元/W，光伏行业已经具备平价条件，8%的类公用事业项目收益率在当前资产荒的时代背景下显得更加珍贵，未来随着初始投资成本降低带动LCOE下降，光伏发电的经济性也将愈发凸显。

1.1.
2.“十四五”规划有望尽快落地，为行业装机提供“锚点”
坚定可再生能源发展决心，“十四五”规划有望尽快落地。

2020年9月22日在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，体现了国家发展可再生能源的决心。

国家可再生能源规划在2020年4月9日已被国家能源局明确了编制节奏，预计将于2021年3月底前形成国家《可再生能源发展“十四五”规划(送审稿)》。

我们假设非化石能源占比在未来十年持续提升，于2025年和2030年分别提升至18%和20%，在平均发电煤耗逐年下降，光伏+风电发电量占比逐年提升的基础上，我们分别以2019年和2025年为基年，预计2025年和2030年所需光伏+风电发电量增量分别达0.85万亿KWh和1.13万亿KWh。

非化能源占比提升为“十四五”光伏装机需求提供“锚点”。

根据预计发电量增量，在现有的风电和光伏装机的基础上，预计2020-2025年光伏和风电年均新增装机量在71-94GW和13-26GW的范围内，2025-2030年光伏和风电年均新增装机量在113-151GW和21-41GW的范围内。

在经济性已经满足平价需求的前提下，“十四五”非化能源占比提升将为中期光伏装机需求提供“锚点”。

从当前政策及产业发展情况来看，非化石能源消费占比的目标或将进一步上调。

实际上，行业主管部门及国家领导人，曾多次表示我国将持续推动能源生产和消费革命，持续提升非化石能源占一次能源消费比重。

结合国家领导人在巴黎气候大会的承诺，以及相关产业政策和规划来看，随着光伏发电进入平价上网时代，我们判断2025年18%和2030年20%的非化石能源占比目标或将提前实现。

十四五期间，我国光伏、风电等可再生能源的装机量，或将从上述我们测算的阶段1直接进入阶段2。

1.1.3.中期关注消纳问题，光储平价势在必行
平价时代消纳问题成为硬约束。

我国太阳能和风能资源丰富程度在空间上呈现为由西北向东南递减，而主要负荷则集中在东南沿海地区。

电力负荷无法满足
太阳能和风能出力会出现弃光和弃风问题，此外新能源渗透率过高会造成电网运行的不稳定，也是制约光伏和风电装机增长的一大因素。

由于2018年“531”暂停新增装机以及特高压线路接连投运，2019年国内弃光率下降至为2%，相比2018年的3%下降1pct，已经有了大幅改善，目前弃光严重的地区主要是西北的西藏、新疆和青海。

2020年国网、南网和内蒙古电力公司公布了光伏新增消纳空间分别为
39.05GW、7.4GW和2GW，三者共计48.45GW，后续随着特高压线路不断建设以及电网坚强性进一步增强，未来国内每年消纳上限预计至少应高于2020年，消纳问题短期对国内装机需求的制约预计不明显。

但从中长期的维度来看，倘若“十四五”光伏装机需求持续上升，消纳问题毫无疑问将成为硬约束。

政策频出，缺乏盈利模式是新能源电站配套储能的痛点。

2020年5月19日，国家能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》，提出鼓励推动电储能建设和参与，以此促进清洁能源高质量发展。

截止目前11个省份陆续出台了鼓励新能源电站配套储能的文件，其中湖南、山西等省份建议风电、光伏等新能源发电配臵20%储能。

由于电力市场制度的不完善，用户侧配臵储能的自发性不强，因此当前储能的配臵主要集中在发电侧。

然而，由于目前发电侧储能不参与电网调度，盈利模式不清晰，因此配套储能的成本基本由电站业主方承担，盈利模式的缺乏和高昂的储能成本成为解决消纳问题的痛点。

电化学储能在电力系统中的应用场景广泛，可分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景。

其中，发电侧包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

从全球已投运电化学储能项目在电力系统中的应用分布看，根据CNESA的统计，截至2018年，用户侧领域的累计装机规模最大，为2.2GW，占比32.6%；辅助服务、集中式可再生能源并网、电网侧和电源侧分列二至五位。

从2018年全球新增投运项目的应用分布看，同样是用户侧领域的新增装机规模最大，为
1.6GW，占比43.8%；集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧和电源侧分列
二至五位，所占比重分别为25.2%、15.8%、13.8%和1.3%。