1、目 錄 HYPERLINK l _TOC_250016 周專題：政策逐漸清晰，新能源發(fā)電側儲能有望加速 5 HYPERLINK l _TOC_250015 青海下發(fā)儲能產業(yè)支持措施，“新能源+儲能”發(fā)展模式逐漸清晰 5青海新能源裝機占比已超六成，儲能需求日益迫切 5相關政策陸續(xù)出臺，多措并舉推動新能源項目配套儲能 6現(xiàn)有政策下青海發(fā)電側儲能項目收益率測算 10 HYPERLINK l _TOC_250014 儲能或成“十四五”期間國內新能源發(fā)電項目標配 12短期內儲能成本主要由發(fā)電側承擔，具有一定的強制性 12電力市場化持續(xù)推進，未來儲能成本將由電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)共同承擔 12“十四五”期間國內新

2、能源發(fā)電側儲能空間廣闊，靜待市場機制成熟 13 HYPERLINK l _TOC_250013 投資建議&風險提示 14 HYPERLINK l _TOC_250012 電新行業(yè)動態(tài)跟蹤 15 HYPERLINK l _TOC_250011 隆基、中環(huán)相繼上調硅片價格 15 HYPERLINK l _TOC_250010 國家能源局印發(fā)2021 年能源監(jiān)管工作要點 15 HYPERLINK l _TOC_250009 印度將太陽能逆變器關稅由 5%提升至 20% 15 HYPERLINK l _TOC_250008 中核匯能 5GW 組件招標開啟，大功率組件占比達 90% 15 HYPERLI

3、NK l _TOC_250007 行情回顧 16 HYPERLINK l _TOC_250006 新能源行業(yè)及公司動態(tài) 19 HYPERLINK l _TOC_250005 產業(yè)景氣度跟蹤 19 HYPERLINK l _TOC_250004 重點公司公告 22隆基股份：簽訂 9.14 萬噸長期多晶硅料采購協(xié)議 22保利協(xié)鑫能源：顆粒硅新增產能正式投入生產 22中環(huán)股份：擬投資 50GW 大硅片項目，簽訂 35 萬噸多晶硅長單協(xié)議 22陽光電源：擬定增募資不超過 41.56 億元 22福萊特：擬增發(fā)H 股不超過 7600 萬股 22橫店東磁：擬投資年產 4GW 高效大尺寸單晶電池項目 22 H

4、YPERLINK l _TOC_250003 電網及工控行業(yè)及公司動態(tài) 23 HYPERLINK l _TOC_250002 產業(yè)景氣度跟蹤 23 HYPERLINK l _TOC_250001 重點公司公告 235.2.1.宏發(fā)股份：2020 年歸母凈利潤 8.32 億元，同比增長 18.19% 235.2.2.川儀股份：2020 年歸母凈利潤 3.7 億元，同比增長 57.91% 235.2.3.金智科技：擬回購股份 1-2 億元 24 HYPERLINK l _TOC_250000 重點公司盈利預測 25圖表目錄圖 1：青海各類電源裝機量情況（萬千瓦） 5圖 2：青海各類電源發(fā)電量情況（

5、億千瓦時） 5圖 3：青海及全國棄光率變化情況 5圖 4：青海及全國棄風率變化情況 5圖 5：青海對儲能項目投資的推動措施 6圖 6：青海儲能和可再生能源協(xié)同發(fā)展模式 6圖 7：青?！靶履茉?儲能”項目具有明確的消納保障 7圖 8：電解鋁用戶與新能源發(fā)電企業(yè)交易情況 7圖 9：單多晶硅用戶與新能源發(fā)電企業(yè)交易情況 7圖 10：西北區(qū)域并網發(fā)電廠輔助服務收入/費用計算機制 8圖 11：青海各類電源輔助服務凈收入情況（萬元） 9圖 12：單位發(fā)電量輔助服務凈收入情況（元/kWh） 9圖 13：魯能海西州多能互補共享儲能電站月度充放電量與補償費用 9圖 14：各區(qū)電力輔助服務費用在上網電費中的占比

6、12圖 15：2019H1 各類電源輔助服務補償分攤情況 12圖 16：儲能成本在電力系統(tǒng)中的傳導機制展望 13圖 17：國內電化學儲能累計裝機規(guī)模與“十四五”期間潛在裝機空間（GWh） 14圖 18：本周板塊漲跌幅 16圖 19：本周電新子板塊漲跌幅 16圖 20：板塊周漲幅前十股票 17圖 21：板塊周跌幅前十股票 17圖 22：電新板塊市盈率變化 17圖 23：電新板塊市凈率變化 17圖 24：風電設備板塊市盈率變化 17圖 25：光伏設備板塊市盈率變化 17圖 26：儲能設備板塊市盈率變化 18圖 27：工控自動化板塊市盈率變化 18圖 28：電網及自動化板塊市盈率變化 18圖 29：

7、高壓設備板塊市盈率變化 18圖 30：近期硅料價格比較 20圖 31：近期硅片價格比較 20圖 32：近期電池片價格比較 20圖 33：近期組件價格比較 20圖 34：逆變器月度價格變化（單位：$/W) 21圖 35：各地區(qū)逆變器累計出口金額（億元） 21圖 36：逆變器出口金額及增速 21圖 37：各地區(qū)太陽能電池累計出口金額（億元） 21圖 38：太陽能電池出口金額及增速 21圖 39：PMI 變化 23圖 40：工業(yè)增加值變化 23圖 41：電網基本建設投資完成額（億元） 23圖 42：電源基本建設投資完成額（億元） 23表 1：青海新能源發(fā)電側儲能項目收益率測算（無特殊說明單位均為萬元

8、） 10表 2：青海新能源發(fā)電側儲能項目收益率敏感性測算（無補貼假設下） 11表 3：2020 年青海部分儲能項目招投標情況 11表 4：海外成熟電力市場輔助服務市場對比 13表 5：光伏產業(yè)鏈本周價格變化 19表 6：重點公司盈利預測 25周專題：政策逐漸清晰，新能源發(fā)電側儲能有望加速青海下發(fā)儲能產業(yè)支持措施，“新能源+儲能”發(fā)展模式逐漸清晰2021 年 1 月 18 日，青海省發(fā)改委下發(fā)支持儲能產業(yè)發(fā)展的若干措施（試行），對省內儲能行業(yè)的發(fā)展做出了較為明確的指引。結合 2020 年 11 月 30 日西北能監(jiān)局下發(fā)的青海省電力輔助服務市場運營規(guī)則（征求意見稿），我們認為青?！靶履茉?儲能”

9、的發(fā)展模式已經較為清晰，對其他地區(qū)具有重要的參考意義。青海新能源裝機占比已超六成，儲能需求日益迫切青海是我國新能源應用最為廣泛的地區(qū)之一。截至 2020 年底，青海省太陽能發(fā)電的裝機規(guī)模為 1580 萬千瓦，風電裝機規(guī)模為 865 萬千瓦，風電、太陽能在總電力裝機中的占比達到 60.7%，較 2015 年底提升近 30%。2015 年至 2020 年，太陽能與風電在青海省總發(fā)電量中的占比由 14.3%提升至 26.2%，與此同時火電的發(fā)電量占比則從 21.4%下滑至 10.7%，新能源已經開始全面取代傳統(tǒng)的火力發(fā)電。圖 1：青海各類電源裝機量情況（萬千瓦）圖 2：青海各類電源發(fā)電量情況（億千瓦

10、時）450040003500300025002000150010005000水電火電風電太陽能風電+太陽能占比70%60%50%40%30%20%10%0%20152016201720182019202010009008007006005004003002001000水電火電風電太陽能風電+太陽能占比30%25%20%15%10%5%0%201520162017201820192020數據來源：青海省國網公司，數據來源：青海省工業(yè)和信息化廳，隨著裝機占比的提升，青海新能源消納的問題開始逐漸顯現(xiàn)?！笆濉逼陂g，全國棄光率由 10%以上降至 2%，棄風率則由 15%以上降至 3.5%，但青海的棄

11、光、棄風率卻逆勢上揚。據全國新能源消納監(jiān)測預警中心統(tǒng)計，2020 年青海的棄光率高達 8.0%，僅次于西藏，棄風率則為 4.7%，同樣高于全國平均水平。圖 3：青海及全國棄光率變化情況圖 4：青海及全國棄風率變化情況12%10%8%6%4%2%0%青海全國20152016201720182019202018%16%14%12%10%8%6%4%2%0%青海全國201520162017201820192020數據來源：國家能源局，數據來源：國家能源局，因此，從促進新能源消納及維護電網穩(wěn)定運行的角度出發(fā)，青海省電力系統(tǒng)對于儲能的需求已經相當迫切，近年來青海在“新能源+儲能”上的探索與嘗試也較為積極

12、。相關政策陸續(xù)出臺，多措并舉推動新能源項目配套儲能根據近期下發(fā)的文件，目前青海對儲能行業(yè)的支持措施已經較為完善，主要體現(xiàn)在強制配套、優(yōu)先保障消納、優(yōu)化儲能交易以及地方補貼四個方面。以下我們將具體分析這些措施對于儲能投資的推動作用。圖 5：青海對儲能項目投資的推動措施 強制配套實行“新能源+儲能”一體化開發(fā)模式，新建新能源項目需配套儲能 優(yōu)化儲能交易鼓勵儲能電站參與輔助服務市場與省內現(xiàn)貨市場，利用市場化手段發(fā)揮儲能調峰調頻作用 優(yōu)先保障消納確保“新能源+儲能”項目和獨立儲能電站優(yōu)先消納，保障儲能利用小時數 地方補貼對“新能源+儲能”項目中儲能項目發(fā)售的電量給予一定的運營補貼推動省內儲能項目投資建

13、設數據來源：青海省發(fā)改委，首先，對于新建的新能源發(fā)電項目，配套儲能或將成為強制性的要求。根據文件中 的表述，對于新建的新能源項目，配套的儲能容量原則上需不低于項目裝機量的10%，儲能時長則需在 2 小時以上。此外，新建、新投運的水電站也需同步配置新能源和 儲能系統(tǒng)，水電、新能源、儲能容量配比需達到 1:2:0.2。同時，文件還提出對儲能 配比高、時間長的一體化項目給予優(yōu)先支持。因此，“十四五”期間儲能或將成為青 海新能源發(fā)電項目的標配。圖 6：青海儲能和可再生能源協(xié)同發(fā)展模式儲能和可再生能源協(xié)同發(fā)展“水電+新能源+儲能”協(xié)同發(fā)展模式“新能源+儲能”一體化開發(fā)模式儲能容量原則上不低于新能源項目裝

14、機量的10%， 儲能時長2小時以上新增水電、新能源、儲能容量配比達到120.2，實現(xiàn)就地平衡數據來源：青海省發(fā)改委，其次，儲能項目將具有優(yōu)先消納的權利，并且在“量”和“價”上都獲得了一定的保障。在“量”的層面，本次下發(fā)的文件要求電網企業(yè)與儲能電站簽訂并網調度協(xié)議和購售電合同，確?！靶履茉?儲能”、“水電+新能源+儲能”項目和獨立儲能電站優(yōu)先接入、優(yōu)先調度、優(yōu)先消納、優(yōu)先外送，同時儲能設施的利用小時數需不低于 540 小時。在“價”的層面，文件規(guī)定新建投運的“新能源+儲能”項目中電化學儲能設施所釋放的電量無需參與市場化交易，而是按照新能源結算基價執(zhí)行。 保障消納電量 “新能源+儲能”項目優(yōu)先進行

15、消納，明確規(guī)定儲能設施利用小時數不低于540小時保障消納電價儲能項目釋放源結圖 7：青?！靶履茉?儲能”項目具有明確的消納保障數據來源：青海省發(fā)改委，根據青海電力市場管理委員會的工作簡報，2020 年全省新能源發(fā)電的利用率為 95.67%，仍有超過 4%的新能源發(fā)電無法消納，這部分電量可通過配套的儲能項目進行消納。從價格的角度來看，根據 2020 年 4 月青海省能源局印發(fā)的青海省 2020年平價光伏項目競爭配置工作方案的通知，2020 年省內光伏平價項目執(zhí)行的無補貼電價為 0.2277 元/kWh，但從實際情況來看，有很大一部分的新能源發(fā)電量需要進行市場化交易。根據青海電力交易中心披露的交易

16、公告，2021 年青海省電解鋁用戶與省內新能源發(fā)電企業(yè)安排的交易電量總額為 76 億千瓦時，多單晶硅用戶安排的交易電量則為 16 億千瓦時，僅這兩類用戶安排的市場化交易電量就占到青海 2020年新能源總發(fā)電量 247 億千瓦時的 37%。與此同時，2021 年電解鋁和多單晶硅用戶申報的上網側價格分別為 0.150/0.165 元/kWh，較 0.2277 元/kWh 的非市場化價格折讓 34%/28%。因此，在保障“量”、“價”的政策下，儲能設施能夠提升新能源項目的發(fā)電量與平均電價，對項目的整體收益存在一定的增益，新能源項目業(yè)主投資儲能的積極性有望逐步提升。圖 8：電解鋁用戶與新能源發(fā)電企業(yè)交

17、易情況圖 9：單多晶硅用戶與新能源發(fā)電企業(yè)交易情況1009080706050403020100交易電量 (億千瓦時)交易價格 (元/kWh)基準價格：0.2277元/kWh2019202020210.3018160.25140.2012100.1580.10640.0520.000交易電量(億千瓦時)交易價格(元/kWh)基準價格：0.2277元/kWh202020210.300.250.200.150.100.050.00數據來源：青海電力交易中心，數據來源：青海電力交易中心，此外，配套儲能設施可降低新能源發(fā)電項目的并網運行管理考核費用，并通過提供電力輔助服務獲取相應回報。根據現(xiàn)行的西北區(qū)域

18、發(fā)電廠并網運行管理實施細則與西北區(qū)域并網發(fā)電廠輔助服務管理實施細則，所有并網發(fā)電廠均需要接受并網運行管理考核，對于風電場和光伏電站，考核范圍涵蓋安全防護、有功功率控制系統(tǒng)、無功調節(jié)能力、故障穿越能力、功率預測功能等多個維度，不達標準的新能源場站會被扣除相應的考核分數并據此支付考核費用。與此同時，并網發(fā)電廠可通過提供調頻、調峰、AGC、AVC、備用等有償輔助服務獲取收益，而輔助服務補償費用來源于全部的并網運行管理考核費用，不足部分則由所有并網發(fā)電廠按照上網電量比例進行分攤。圖 10：西北區(qū)域并網發(fā)電廠輔助服務收入/費用計算機制數據來源：西北能監(jiān)局，由于風力、太陽能存在天然的不穩(wěn)定性，新能源場站自

19、身的出力曲線往往難以完全滿足調度的要求，因此支付的并網運行管理考核費用通常大于輔助服務收入。而火電、水電等出力可調機組則恰好相反，獲取的輔助服務收入通常大于需支付的并網運行管理考核費用。根據西北能監(jiān)局公布的青海電力輔助服務市場補償分攤情況， 2018 年至 2020 年前三季度，所有風電支付的輔助服務凈費用加總為 4045/6933/3625萬元，分攤到每度電則為 0.0276/0.0132/0.0074 元/kWh；同期所有太陽能電站支付的輔助服務凈費用加總為 8031/12261/6371 萬元，分攤到每度電為 0.0068/0.0080/0.0050元/kWh。通過配套儲能設施，新能源發(fā)

20、電項目不但可減少需要支付的考核費用，還可通過提供有償輔助服務獲取收益，項目運行期間的收益將獲得一定程度的提升。圖 11：青海各類電源輔助服務凈收入情況（萬元）圖 12：單位發(fā)電量輔助服務凈收入情況（元/kWh）25,00020,00015,00010,0005,0000(5,000)(10,000)(15,000)(20,000)(25,000)火電水電風電太陽能201820192020Q30.0150.0100.0050.000(0.005)(0.010)(0.015)(0.020)(0.025)(0.030)火電水電風電太陽能201820192020Q3數據來源：西北能監(jiān)局，數據來源：西北

21、能監(jiān)局，備注：2020 年 5 月發(fā)電量數據缺失，計算中予以剔除在西北區(qū)域電力輔助服務的統(tǒng)一規(guī)則以外，青海還首次提出了“共享儲能”的理念。根據 2020 年 11 月印發(fā)的青海省電力輔助服務市場運營規(guī)則（征求意見稿），共享儲能電站可通過提供調峰輔助服務獲取收益，電網調用調峰的價格暫定為 0.5 元/kWh，相關費用由太陽能、風電共同分擔。2019 年 4 月，由青海國網投建的魯能海西州多能互補集成優(yōu)化示范工程開始進行“共享儲能”試運營，其中儲能電站的規(guī)模達到 50MW/100MWh。截至 2020 年年底，青海省內已有 347 座新能源電站參與了“共享儲能”輔助服務市場交易，當年累計成交調峰交

22、易 1851 筆，魯能海西州多能互補儲能電站充電/放電電量達到 4032/3192 萬千瓦時，2020 年前三季度共獲取補償費用 285.83 萬元。2020 年 11 月，由上海電氣電站集團投建的 32MW/64MWh上海電氣格爾木美滿閔行儲能電站項目正式投運，“共享儲能”的投資主體開始由電網擴展至獨立第三方主體。圖 13：魯能海西州多能互補共享儲能電站月度充放電量與補償費用3,5003,0002,5002,0001,5001,0005000充電電量(MWh)放電電量(MWh)補償費用(萬元)454035302520151052019/82019/92019/102019/112019/12

23、2020/12020/22020/32020/42020/52020/62020/72020/82020/90數據來源：西北能監(jiān)局，最后，本次印發(fā)的文件提出對 2021-2022 年投產的電化學儲能項目進行一定的補貼，有望在短期內進一步提升業(yè)主的投資積極性。針對 2021、2022 年投產的“新能源+儲能”、“水電+新能源+儲能”項目中自發(fā)自儲設施所發(fā)售的省內電網電量，青海省將給予 0.10 元/kWh 的運營補貼，其中使用青海省產儲能電池 60%以上的項目可在此基礎上額外享受 0.05 元/kWh 的補貼。上述補貼的時限暫定為兩年（2020 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31

24、 日），我們認為補貼只是短期的激勵手段，長期來看儲能項目的投資仍需由市場化的電力機制驅動。現(xiàn)有政策下青海發(fā)電側儲能項目收益率測算如上所述，在青海的現(xiàn)有政策下，新能源發(fā)電側儲能項目可通過增加消納、提供電力輔助服務以及運營補貼三大途徑獲取相應的回報。基于西北能監(jiān)局與青海電力交易中心披露的新能源項目運營數據，我們嘗試對青海新能源發(fā)電側儲能項目（以“光伏+儲能”為例）的收益率進行了定量測算，具體的假設與測算過程如下。光伏項目：假設裝機容量 50MW，年利用小時數 1500 小時，棄光率 3%上網電價：新能源結算基價 0.2277 元/kWh，假設市場化交易部分折價 30%儲能系統(tǒng)：按 10%/2h 的

25、比例配置，即配套儲能系統(tǒng)規(guī)模為 5MW/10MWh，假設單位投資成本為 1.6 元/Wh，年利用小時數為 540 小時，系統(tǒng)壽命 10 年表 1：青海新能源發(fā)電側儲能項目收益率測算（無特殊說明單位均為萬元）運行年份0123410儲能初始投資(1600)收益來源一：增加新能源電量消納減少棄光小時數（h）4545454545減少棄光電量（MWh）2,2502,2502,2502,2502,250基準上網電價（元/MWh）227.7227.7227.7227.7227.7減少棄光電量收益51.251.251.251.251.2減少市場化交易電量（MWh）450450450450450市場化交易折價（

26、元/MWh）68.368.368.368.368.3減少市場化交易電量收益3.13.13.13.13.1收益來源二：提供電力輔助服務光伏項目年發(fā)電量（MWh）75,00075,00075,00075,00075,000無儲能時單位電量考核費用（元/MWh）5.05.05.05.05.0減少并網運行考核費用37.537.537.537.537.5加裝儲能后單位電量輔助服務收入（元/MWh）5.05.05.05.05.0輔助服務補償收入37.537.537.537.537.5收益來源三：地方儲能運營補貼儲能項目年放電量（MWh）2,7002,7002,7002,7002,700單位電量運營補貼（元

27、/MWh）150150-儲能運營補貼40.540.5-總現(xiàn)金流(1600)169.8169.8129.3129.3129.3儲能項目 IRR-2.8%數據來源：西北能監(jiān)局，青海電力交易中心，根據測算，在保障小時數 540 小時、系統(tǒng)單瓦時成本 1.6 元、享受兩年 0.15 元/kWh運營補貼的基準假設下，青海新能源發(fā)電側儲能項目的 IRR 為-2.8%，若不考慮補貼，則儲能項目的 IRR 為-3.7%。由此可見，在目前的電力市場規(guī)則下，儲能項目自身的經濟性仍然難以滿足投資業(yè)主的要求，短期內強制配套仍然是新能源項目加裝儲能的主要驅動因素。但與此同時，我們認為配套儲能并不會給新能源發(fā)電項目帶來過

28、重的負擔，如果運營得當，儲能設施的大部分初始投資成本都可以通過增加電力消納以及提供電力輔助服務的方式收回。未來，隨著電力市場規(guī)則的進一步完善以及儲能系統(tǒng)成本的不斷降低，我們預計新能源發(fā)電側儲能項目的經濟性將持續(xù)提升。首先，在更市場化的電力體制下，儲能的成本有望傳導至用電側，而不是僅在發(fā)電側分攤，儲能項目可通過更高的利用小時數與更市場化的輔助服務價格獲取更大的收益。此外，隨著技術的進步與生產規(guī)模的擴大，鋰電池成本仍有較大的下降空間，初始投資的降低也將提升儲能項目的經濟性。根據我們的敏感性測算，在系統(tǒng)利用小時數提升至 800 小時、成本降至 1元/Wh 的假設下，新能源發(fā)電側儲能項目的收益率將達到

29、超過 6%的合意水平。表 2：青海新能源發(fā)電側儲能項目收益率敏感性測算（無補貼假設下）儲能系統(tǒng)成本（元/Wh）儲能系統(tǒng)利用小時數2.01.81.61.41.21.0300-7.6%-6.0%-4.1%-1.8%0.9%4.5%400-7.6%-6.0%-4.1%-1.8%0.9%4.5%500-7.4%-5.8%-3.9%-1.6%1.2%4.8%540-7.2%-5.6%-3.7%-1.4%1.4%5.0%600-7.0%-5.4%-3.4%-1.1%1.7%5.3%700-6.6%-4.9%-3.0%-0.7%2.2%5.8%800-6.2%-4.5%-2.6%-0.2%2.7%6.4%數

30、據來源：2020 年以來，隨著更多廠商進入儲能領域，低價競爭的現(xiàn)象越來越明顯，新能源配套儲能項目的中標價格持續(xù)下降。2020 年初，青海儲能系統(tǒng)的單瓦時報價尚在 1.7、1.8 元的水平，而在 2020 年底青海海南州、海西州光伏競價項目配套儲能的招標中，儲能系統(tǒng)的最低報價已經接近 1 元/Wh。對于投資業(yè)主而言，在這樣的價格水平下，儲能項目的收益率大概率已經較為理想。表 3：2020 年青海部分儲能項目招投標情況儲能項目投標/中標單位投標/中標時間項目規(guī)模投標/中標總價單價（元/Wh）青海格爾木共享儲能電站示范項目青海省錫鐵山流沙坪二期風電場儲能項目青海省海南州共和縣上海電氣國軒新能源科技有

31、限公司 上?？睖y設計研究院有限公司比亞迪2020/232MW/64MWh1.2 億元 1.882020/512.6MW/11.64MWh1978 萬元 1.701.38 億元 1.06力神塔拉灘儲能系統(tǒng)2020/1165MW/130MWh1.48 億元 1.14陽光電源1.60 億元 1.23青海省海西州格爾木烏圖美仁儲能系統(tǒng)比亞迪力神2020/1120MW/40MWh4398 萬元 1.104541 萬元 1.14海博思創(chuàng)4583 萬元 1.15數據來源：北極星儲能網，儲能或成“十四五”期間國內新能源發(fā)電項目標配除青海以外，2020 年已有內蒙古、山西、山東、湖北、河北、貴州等地出臺了要求新

32、能源發(fā)電項目配套儲能的相關文件，但整體來看政策的細節(jié)仍有待明確。我們認為青海本次下發(fā)的文件具有較強的示范效應，預計后續(xù)會有更多地區(qū)出臺發(fā)電側儲能的政策細則，“十四五”期間儲能或將成為新能源發(fā)電項目的標配。短期內儲能成本主要由發(fā)電側承擔，具有一定的強制性從當前各地能監(jiān)局出臺的“兩個細則”（發(fā)電廠并網運行管理實施細則與并網 發(fā)電廠輔助服務管理實施細則）來看，短期內儲能系統(tǒng)的成本仍主要由發(fā)電側承擔。雖然各地的規(guī)則在細節(jié)上存在一定差異，但整體思路都是將電力輔助服務費用在各 類電源之間分攤。一般而言，火電等出力可調的機組可通過提供電力輔助服務獲取 補償，相關的費用則主要由風電、光伏等波動性電源承擔。根據

33、國家能源局披露的電力輔助服務有關情況的通報，近年來電力輔助服務費用在上網電費總額中的占比呈明顯的上升趨勢。2018 年全國除西藏外的 31 個省區(qū)市電力輔助服務補償費用合計 147.62 億元，占上網電費總額的 0.83%，而 2019 年上半年全國電力輔助服務補償費用達到 130.31 億元，占上網電費總額的 1.47%。其中，在新能源裝機占比較高的西北地區(qū)，電力輔助服務費用在上網電費總額中的占比超過 3%。從各類電源的補償/分攤情況來看，輔助服務的補償主要由火電獲得，費用則主要由風電、光伏、核電分攤。通過配套儲能設施，新能源發(fā)電項目可減少分攤的并網運行考核費用以及輔助服務費用。圖 14：各

34、區(qū)電力輔助服務費用在上網電費中的占比圖 15：2019H1 各類電源輔助服務補償分攤情況3.5%3.0%2.5%2.0%1.5%1.0%0.5%0.0%20182019H12019H1全國占比：1.47%2018全國占比：0.83%西北南方東北華北華東華中(億元)150100500(50)(100)補償收入分攤費用凈收入（支出）火電水電風電光伏核電其他數據來源：國家能源局，數據來源：國家能源局，因此，對于新能源發(fā)電項目投資業(yè)主，儲能設施的部分投資成本可通過節(jié)省的輔助服務費用收回。但根據我們之前的測算，相關的收益仍然無法完全覆蓋儲能設施的初始投資。因此，短期內新能源發(fā)電項目配套儲能仍需要外部因素

35、推動，預計各地將主要通過強制配套、優(yōu)先消納等措施促使項目業(yè)主投資儲能設施。電力市場化持續(xù)推進，未來儲能成本將由電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)共同承擔長期來看，我們認為“十四五”期間國內電力市場化的進程將持續(xù)推進，儲能成本在電力體系各環(huán)節(jié)中的傳導將更為順暢。隨著新能源裝機占比的提升，電力系統(tǒng)需要的儲能設施規(guī)模將持續(xù)增長，若僅讓發(fā)電側承擔投資成本既不合理也不現(xiàn)實。目前國內電網側的儲能投資無法納入輸配電價、用戶側的終端電價則自 2018 年起持續(xù)下降，這導致儲能成本的分攤成為了發(fā)電側的“零和博弈”甚至是“負和博弈”。因此，未來的核心問題在于如何將儲能成本在電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)中進行順暢的傳導。圖 16：儲能成本在電力系統(tǒng)

36、中的傳導機制展望數據來源：通過比較海外成熟電力市場的經驗，我們認為電力輔助服務成本由用戶側承擔是長期趨勢。雖然各地區(qū)的電力輔助服務市場在市場形式、交易品種、組織模式等方面存在差異，但在成本分攤機制上則基本相同，用戶側均需承擔輔助服務的成本。事實上，能源局 2017 年底印發(fā)的完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案中也明確提出在 2018-2019 年“探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制”，2019-2020 年“配合現(xiàn)貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設”。雖然目前來看相關工作的進度仍需加速，但長期方向已經明確。一旦“十四五”期間相關政策細則落地，新能源發(fā)電側儲

37、能項目的收益有望得到提升，儲能投美國 PJM澳大利亞英國北歐市場形式集中式市場集中式市場分散式市場集中式市場調度、無功電壓控制、交易品種調頻、備用、黑啟動調頻、網絡支持、黑啟動、負荷跟蹤、備用頻率響應、備用、無功服務、黑啟動調頻、調壓、備用、黑啟動輔助服務與電能量聯(lián)合組織模式優(yōu)化輔助服務與電能量聯(lián)合優(yōu)化輔助服務與電能量分開出清輔助服務與電能量分開出清資將由“外部因素推動”向“自身經濟性驅動”轉變。表 4：海外成熟電力市場輔助服務市場對比分攤機制分攤給用戶輔助服務獲得用戶與發(fā)電企業(yè)按比例分攤分攤給用戶分攤給用戶集中競價、雙邊協(xié)商集中競價、雙邊合約招標和雙邊合同集中競價、雙邊協(xié)商方式數據來源：中國

38、電力圓桌，“十四五”期間國內新能源發(fā)電側儲能空間廣闊，靜待市場機制成熟碳中和目標提出以來，各大電力央企、地方政府公布的“十四五”新能源裝機目標均大超預期。根據中國能源報的 2020 年 12 月的報導，目前國家能源局已提出“2021 年風電、太陽能發(fā)電合計新增 1.2 億千瓦”的目標。按此推算，“十四五”期間的新能源裝機量將達到 500-600GW 的量級。若按照 10%/2h 的比例配置儲能，則 “十四五”期間新能源發(fā)電側儲能的裝機量將超過 50GW/100GWh。而根據 CNESA的初步統(tǒng)計，2020 年底國內電化學儲能的累計裝機規(guī)模僅為 2.7GW，新能源發(fā)電側儲能的潛在增長空間高達數十

39、倍。圖 17：國內電化學儲能累計裝機規(guī)模與“十四五”期間潛在裝機空間（GWh）6050403020100201820192020“十四五”空間數據來源：CNESA，在巨大的市場空間背后，我們也理應看到目前新能源發(fā)電側儲能的發(fā)展模式尚待明確，現(xiàn)行機制下儲能項目自身的經濟性還不足以驅動行業(yè)的規(guī)?；l(fā)展。因此，我們預計短期內“新能源+儲能”項目將主要由強制配套等外部因素推動，長期來看儲能行業(yè)的健康發(fā)展需要電力市場化機制的進一步成熟。作為“十四五”的開局之年，預計 2021 年將有大量能源、電力規(guī)劃出臺，本次青海省出臺的儲能產業(yè)支持措施為其他地區(qū)提供了一個良好的范例，后續(xù)國家、地方層面的儲能政策細則值

40、得期待。投資建議&風險提示投資建議：“十四五”期間國內新能源發(fā)電側儲能裝機空間巨大，近期青海下發(fā)的儲能產業(yè)支持措施為其他地區(qū)提供了一個較好的范例。短期內，各地強制性的配套要求將推動儲能項目投資，長期來看隨著電力市場化機制的成熟，儲能自身的經濟性有望逐步顯現(xiàn)。建議投資者積極把握儲能產業(yè)鏈投資機遇，重點推薦國內逆變器+儲能龍頭陽光電源。風險提示：行業(yè)政策變動，儲能成本下降低于預期電新行業(yè)動態(tài)跟蹤隆基、中環(huán)相繼上調硅片價格事件：2021 年 2 月 4 日及 5 日，中環(huán)、隆基相繼調高了單晶硅片的報價。其中，中環(huán) 158.75/166/210mm 尺寸 硅 片 的 售 價 分 別 上 調 0.10/

41、0.10/0.12 元， 隆基 158.75/166/182mm 尺寸硅片的售價則分別上調 0.10/0.10/0.15 元。點評：在短期上游硅料供應緊張、下游電池片產能不減的背景下，當前硅片供應存在一定程度上的緊張，本次隆基、中環(huán)的調價充分印證了這一點。考慮到近期招投標中組件的價格仍在下降，組件、電池環(huán)節(jié)的利潤水平短期內仍將承壓。國家能源局印發(fā)2021 年能源監(jiān)管工作要點事件：2021 年 2 月 1 日，國家能源局網站公開2021 年能源監(jiān)管工作要點，將重點抓好七個方面的工作，其中包括全面落實電力、油氣體制改革精神，著力推進能源市場建設。在通知中，能源局明確提出大力推進電力市場建設，全面深

42、化電力輔助服務市場，積極推進儲能設施、虛擬電廠等參與輔助服務市場，推動建立電力用戶參與輔助服務的費用分擔共享機制。點評：電力現(xiàn)貨市場與輔助服務市場是儲能項目獲取收益的重要途徑，目前儲能參與電力市場的細則仍有待進一步明確。預計“十四五”期間國內電力市場化進程將進一步加速，相關的政策細則有望于今年出臺。印度將太陽能逆變器關稅由 5%提升至 20%事件：據媒體報道，2021 年 2 月 1 日印度財政部部長 Nirmala Sitharaman 在提交 2021-2022 年國家預算時表示印度政府將太陽能逆變器的關稅由 5%提升到 20%，從宣布當日起即開始實行。此外，Nirmala Sithara

43、man 還表示印度正在考慮取消用于建設太陽能項目的機械、儀器、電器、部件或輔助設備的關稅豁免。點評：根據海關總署的數據，2020 年國內對印度的逆變器出口金額為人民幣 14.79億元，占逆變器出口總額的 6.2%。印度此次提升關稅的目的主要是為了扶持本土的光伏制造企業(yè)，對于陽光電源、特變電工等擁有印度本土產能的廠商影響相對較小，華為、SMA 等其他逆變器廠商受到的影響則相對較大。中核匯能 5GW 組件招標開啟，大功率組件占比達 90%事件：2021 年 2 月 4 日，中核匯能年內第二次組件集采招標開啟，總規(guī)模為 5GW。本次集采共分為六個包件，全部為單晶雙面組件，包括 440-445W 組件

44、 500MW， 530-550W 組件 3000MW，以及 590W+組件 1500MW。點評：相較于中核匯能 2021 年 1 月的首次組件集采，本次招標組件中 530W+的大功率組件占比由 68.8%進一步提升至 90%，硅片大尺寸化、組件大功率化的趨勢進一步確立。根據中國光伏行業(yè)協(xié)會最新發(fā)布的中國光伏產業(yè)發(fā)展路線圖，2020 年 182/210mm 硅片的占比約為 4.5%，預計 2021 年大尺寸硅片的滲透率將快速提升。行情回顧從板塊來看：本周滬深 300 指數上漲 2.46%，其中電新板塊下跌 0.66%，位居行業(yè)漲幅第 16，跑輸指數 3.12pct。從子板塊來看，工控元器件、鋰電

45、池、工業(yè)自動化板塊表現(xiàn)相對較好，漲幅分別為 2.96%、2.71%、1.77%。圖 18：本周板塊漲跌幅數據來源：Wind，圖 19：本周電新子板塊漲跌幅6%3%0%-3%-6%-9%-12%工鋰工控電業(yè)元池自器動件化光傳電伏統(tǒng)力制發(fā)及造電新設能備 源設備電電風網池機自材制動料造化電電電網網機一終及次端控硬制件電 風 電 其線 電 源 他電 零 設 電纜 部 備 池件數據來源：Wind，從個股來看：漲幅前五股票分別為寶光股份、新宏泰、*ST 華儀、宏發(fā)股份、川儀股份，分別為 17.73%、17.54%、17.20%、14.28%、12.94%，跌幅前五股票分別為東方日升、億晶光電、紅相股份、*

46、ST 江特、動力源，分別為-43.47%、-24.84%、-24.49%、-22.59%、-21.47%。圖 20：板塊周漲幅前十股票圖 21：板塊周跌幅前十股票18%18%17%14%13%10% 10% 9% 8%7%24%16%8%0%*ST寶 新華光 宏儀股 泰份0%-4%-8%-12%-16%-20%-24%-28%-32%-36%-40%-44%-48%東 億 紅方 晶 相日 光 股升 電 份上*ST動 能江 力 電特 源 氣長 金 迦固 城 雷 南德 電 股 智威 工 份 能-25%-24%-23%-21%-21%-20%-18%-18%-17%-43%宏 川 金 海 中八隆發(fā)

47、儀 智 得 電方基股 股 科 控 電股股份 份 技 制 機份份數據來源：Wind，數據來源：Wind，從估值來看：截止 2021 年 2 月 5 日，電新板塊市盈率與市凈率分別為 50.93、4.56，其中主要子板塊市盈率分別為：風電設備（25.80）、光伏設備（60.28）、儲能設備（94.40）、工控自動化（91.53）、電網自動化（28.16）、高壓設備（24.11）。圖 22：電新板塊市盈率變化圖 23：電新板塊市凈率變化申萬行業(yè)指數:市盈率:電氣設備 average 申萬行業(yè)指數:市凈率:電氣設備 average+1 std -1 std62565044383226205.55.04

48、.54.03.53.02.52.01.51.0+1 std -1 std2016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/12016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/1數據來源：Wind，數據來源：Wind，圖 24：風電設備板塊市盈率變化圖 25：光伏設備板塊市盈率變化申萬行業(yè)指數:市盈率:風電設備 average 申萬行業(yè)指數:市盈率:光伏設備 average40+1 std -1 std3530252070+1 std -1 std6050403020152016/2/12017/2/1201

49、8/2/12019/2/12020/2/12021/2/1數據來源：Wind，102016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/1數據來源：Wind，圖 26：儲能設備板塊市盈率變化圖 27：工控自動化板塊市盈率變化申萬行業(yè)指數:市盈率:儲能設備 average +1 std -1 std10084685236202016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/1數據來源：Wind，數據來源：Wind， 申萬行業(yè)指數:市盈率:電網自動化average +1 std -1 std average -1

50、std+1 std圖 28：電網及自動化板塊市盈率變化圖 29：高壓設備板塊市盈率變化申萬行業(yè)指數:市盈率:高壓設備6033502740302120102016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/1數據來源：Wind，152016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/1數據來源：Wind，新能源行業(yè)及公司動態(tài)產業(yè)景氣度跟蹤產業(yè)鏈價格點評：硅料：價格繼續(xù)上行。本周硅料成交均價為 88 元/千克，周環(huán)比上升 1.15%。臨近春節(jié)，下游備貨積極，目前龍頭硅料企業(yè)庫存處于低位，行業(yè)價格處于高位，全年硅料緊

51、缺已成既定事實，我們預計全年硅料價格將處于高位。對于今年價格走勢，我們維持以下判斷：2021 年下游硅片擴產大，需要多，而上游硅料 2021 年幾乎沒有新增產能，且較為剛性的產能難以釋放增量供應，供需剪刀叉將支撐硅料價格處于高位，預計價格穩(wěn)中有升，全年將沖擊 90 元/kg 以上。硅片：價格堅挺，本周成交均價 3.22 元/片（166 尺寸）、3.90 元/片（182 尺寸）、5.48 元/片（210 尺寸），與上周持平。2021 年硅片將加速大尺寸化。對于 2021年價格判斷，我們認為硅片價格仍有望保持堅挺，主要原因是：（1）下游電池廠商大幅擴產，疊加硅片尺寸結構性變化，行業(yè)大尺寸硅片需求強

52、勁。（2）硅料產能限制硅片產能釋放，雖然擴產眾多，但硅片產能釋放有限。電池：價格維穩(wěn)。166 電池片本周均價為 0.84 元/W，182 及 210 大尺寸電池片本周價格分別為 0.90 元/W、0.91 元/W，均較上周持平。受近期硅料和硅片漲價影響，且銀價高企，電池片正在醞釀漲價情緒。組件：高位維持。本周單晶組件價格為 1.54 元/W，依然維穩(wěn)，182 和 210 組件價格均為 1.68 元/W，環(huán)比下降 1.2%。下游搶裝以及硅料、膠膜、玻璃等相關組件成本及其他費用高企的情況下，目前組件價格下降空間有限。但全年價格判斷來看隨著輔材相關環(huán)節(jié)供給問題緩解，價格存在下降空間。表 5：光伏產業(yè)

53、鏈本周價格變化項目本周價格上周漲幅單月漲幅兩月漲幅三月漲幅去年同期漲幅單晶硅片 3.120.00%0.00%0.00%2.30%-5.74%單晶 PERC 電池（158.75mm) 0.910.00%0.00%4.60%7.06%-6.67%單晶 PERC 電池（166mm) 0.840.00%-5.62%-10.64%-9.68%單晶 PERC 組件 1.540.00%0.00%0.00%1.99%-9.41%多晶硅片 1.270.00%0.00%0.00%-19.11%-16.45%多晶電池 0.5430.00%1.88%0.00%-3.89%-7.18%多晶組件 1.30.00%0.00

54、%0.00%0.00%-12.75%多晶硅 881.15%4.76%7.32%-2.22%20.55%數據來源：PVinfoLink，圖 30：近期硅料價格比較圖 31：近期硅片價格比較數據來源：PVinfoLink，數據來源：PVinfoLink，圖 32：近期電池片價格比較圖 33：近期組件價格比較數據來源：PVinfoLink，數據來源：PVinfoLink，逆變器價格：2020 年 12 月逆變器價格分別為 0.105 美元/W（1-10kw 單相，同比- 7.1%）、0.053 美元/W（10-30kw 三相，同比-8.1%）、0.031 美元/W（30kw 三相，同比-9.1%）。

55、逆變器出口：2020 年 12 月逆變器出口數量 380.63 萬臺，同比增長 33.0%，出口金額為 26.55 億元，同比增長 44.1%。2020 全年累計出口金額 240.23 億元，同比增長 26.3%。組件出口：2020 年 12 月太陽能電池出口金額為 112.74 億元，同比增長 22.6%。2020全年累計出口金額 1370.05 億元，同比增長 3.9%。圖 34：逆變器月度價格變化（單位：$/W)數據來源：彭博，圖 35：各地區(qū)逆變器累計出口金額（億元）圖 36：逆變器出口金額及增速1009080706050403020100352017/122018/122019/12

56、2020/12302520151050亞洲非洲歐洲拉美北美澳洲當月逆變器出口金額（億元）當月同比017/17/47數據來源：海關總署，數據來源：海關總署，圖 37：各地區(qū)太陽能電池累計出口金額（億元）圖 38：太陽能電池出口金額及增速700600500400300200100160140120100806040200當月太陽能電池出口金額（億元）當月同比120%90%60%30%0%-30%-60%2017/122018/122019/122020/120亞洲非洲歐洲拉美2017/12017/42017/72017/102018/12018/42018/72018/102019/12019/4

57、2019/72019/102020/12020/42020/72020/10北美澳洲數據來源：海關總署，數據來源：海關總署，重點公司公告隆基股份：簽訂 9.14 萬噸長期多晶硅料采購協(xié)議公司與江蘇中能硅業(yè)科技發(fā)展有限公司簽訂多晶硅料采購協(xié)議，擬在 2021 年 3 月至 2023 年 12 月期間采購多晶硅料不少于 9.14 萬噸。合同采取鎖量不鎖價、按月議價、分批采購的長單方式，按當前單晶高純硅料成交均價測算預估本合同總金額約為 73.28 億元人民幣。保利協(xié)鑫能源：顆粒硅新增產能正式投入生產附屬公司江蘇中能硅業(yè)科技發(fā)展有限公司的硅烷流化床法顆粒硅新增產能將于 2021 年 2 月 3 日正

58、式投入生產，年有效產能將由此前的 6000 噸提升至 1 萬噸，正式邁入萬噸級別規(guī)模。中環(huán)股份：擬投資 50GW 大硅片項目，簽訂 35 萬噸多晶硅長單協(xié)議公司與分別與寧夏回族自治區(qū)人民政府和銀川經濟技術開發(fā)區(qū)管理委員會就共同在銀川市投資建設 50GW（G12）太陽能級單晶硅材料智能工廠及相關配套產業(yè)達成合作事宜，項目總投資額預計 120 億元。公司與保利協(xié)鑫簽訂多晶硅購銷合作長單框架協(xié)議，擬在 2022 年 1 月至 2026 年 12 月期間向保利協(xié)鑫采購包括顆粒硅在內的多晶硅料合計共 350,000 噸。陽光電源：擬定增募資不超過 41.56 億元公司擬向特定對象發(fā)行 A 股股票不超過 4.37 億股，募集資金總額不超過 41.56 億元，扣除發(fā)行費用后將用于：（1）年產 100GW 新能源發(fā)電裝備制造基地項目；（2）研發(fā)創(chuàng)新中心擴建項