新能源行業(yè)深度研究及投資策略1

板塊及業(yè)績回顧：風光堅定成長，儲能蓄勢待發(fā)2021

年上半年，電力設備及新能源板塊整體漲幅和滬深

300

接近，下半年走勢增強全面跑贏。截至

2021

年

11

月

23

日，電力設備及新能源指數(shù)上漲

77.05%，漲幅在

30

個行業(yè)位于第

2

名。從子行業(yè)來看，不同板塊分化明顯，其中光伏、電氣設備和風電板塊表現(xiàn)優(yōu)異，分別上漲

61.07%、59.44%和

57.24%，儲能板塊上漲

53.57%，新能源汽車上漲

52.38%表現(xiàn)良好；工控自動化表現(xiàn)相對平淡上漲

16.87%。根據(jù)

Wind預測，2021

年光伏板塊預計將實現(xiàn)營收

4180.9

億元，同比增長

41.65%；實現(xiàn)歸母凈利潤

394.05

億元，同比增長

113.44%。風電板塊預計將實現(xiàn)營業(yè)收入1809.41

億元，同比增長

24.53%；實現(xiàn)歸母凈利潤

160.94

億元，同比增長

35.33%。儲能板塊預計將實現(xiàn)營收

274.98

億元，同比增加

27.78%；實現(xiàn)歸母凈利潤

28.25

億元，同比增長

32.06%。碳中和“1+N”政策體系構建，風光儲重要角色持續(xù)堅定。后疫情時代太陽能、風電發(fā)電有望迎來大規(guī)模開發(fā)與高質(zhì)量發(fā)展。10

月

24

日,中央國務院聯(lián)合發(fā)布了“1+N”政策體系中的頂層設計的關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見，以及“1+N”政策體系中“N”部分中碳達峰階段的總體部署2030

年前碳達峰行動方案。該方案明確指出到

2030年，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到

12

億千瓦以上，截至

2021

年

Q3

風光累計裝機僅約

5.8億千瓦，再次堅定風電光伏在“雙碳背景”下的重要性，也為后續(xù)“1+N”中的“N”打開持續(xù)展望方向。新能源需求持續(xù)增長與各環(huán)節(jié)發(fā)展受限的矛盾，是中國能源革命的長期矛盾。雖然風電光伏儲能等新能源在能源架構中的重要角色持續(xù)獲得堅定，但各環(huán)節(jié)展現(xiàn)出在發(fā)展路徑上的各種阻礙依舊成為新能源革命的矛盾點。隨著后續(xù)產(chǎn)業(yè)鏈乃至整個能源體系對短期矛盾點的逐個突破，新能源體系有望真正迎來結(jié)構性成長。2

風電：降本帶動需求展現(xiàn)，風電走向堅定成長回顧

2021：風電邁入平價時代，原材料上漲部分環(huán)節(jié)受壓陸風搶裝后短期平緩，裝機整體呈現(xiàn)平緩態(tài)勢。2019

年

5

月發(fā)布平價政策：2018

年底之前核準的陸上風電項目，2020

年底前仍未完成并網(wǎng)的，國家不再補貼；2019-2020

年前核準的陸上風電項目，2021

年底前仍未完成并網(wǎng)的，國家不再補貼；自

2021

年

1

月

1

日開始，新核準的陸上風電項目全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)，國家不再補貼。為趕上陸風補貼最后紅利，2020

年國內(nèi)掀起前所未見搶裝態(tài)勢，據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2020

年中國新增風電并網(wǎng)規(guī)模達

71.67GW，同比增長

178%。高熱度的搶裝潮一定程度上透支未來幾年部分需求，隨著

2021

陸風搶裝后市場進入短期平緩，截至

2021

年

10

月全國累計風電裝機

300GW，其中

2021

年

1-10

月新增風電裝機

19.19GW，同比增長

4.9%。海風搶裝步入沖刺階段，裝機有望迎來高增長。自

2020

年起，新增海上風電項目不再納入中央財政補貼范圍，由地方按照實際情況予以支持，按規(guī)定完成核準（備案）并于

2021

年

12

月

31

日前全部機組完成并網(wǎng)的存量海上風力發(fā)電發(fā)電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍，換而言之，海風項目爭取補貼就需在

2021

年前完成全額并網(wǎng)。2021

前三季度全國海風新增裝機

4.2GW，同比增加

166%。據(jù)不完全統(tǒng)計，2021

年有望最后實現(xiàn)全容量并網(wǎng)項目容量已超過

10GW，考慮施工船和沖擊錘供給緊缺因素，我們預計中國

2021

年新增海風容量有望達

8-12GW以上。風電降本超預期，能源結(jié)構重要性有望持續(xù)提升。過去五年中，風電降本速度遠超

2015

年時基本所有的推斷預測。該報告進一步預測，綜合分析過去五年風電降本態(tài)勢，以

2020

年為參照維度，至

2035

年陸上風電與海上風電的成本分別有望繼續(xù)下降

27%與35%,相較

2015

年預測的

2035

風電成本低約

50%。參照該預測，風電在能源結(jié)構中重要性將持續(xù)提升。平價時代關鍵節(jié)點，風機多維降本激發(fā)行業(yè)活力。陸風退補后邁入平價時代，在失去原有國補的保護下，風電項目經(jīng)濟性直面與其他能源形式的競爭，風機整機廠商為應對行業(yè)平價壓力與短期景氣缺乏而帶來的份額競爭，在多個維度進行綜合降本：1.

輕型化與降載設計。風力發(fā)電機組需利用風能轉(zhuǎn)化為機械能通過傳動最終實現(xiàn)發(fā)電，故整個機械系統(tǒng)需要達到一定的重量來抵御外部風能的沖擊，防止出現(xiàn)故障問題或倒塔；結(jié)合風機大多數(shù)結(jié)構性零部件均是以重量計費的制造特點，最大程度優(yōu)化風機受力設計、對結(jié)構件進行減重優(yōu)化能有效控制零部件成本并且減小吊裝難度，最終實現(xiàn)降本。以三一重能公布設計對比為例，不論是整機還是葉片等環(huán)節(jié)，相較原先海外的設計，國內(nèi)廠商經(jīng)風機系統(tǒng)的結(jié)構與設計進行了優(yōu)化，顯著降低了重量維度上的需求，為風機提供降本空間。2.

上游一體化與國產(chǎn)化替代。在平價節(jié)點降本壓力下，國內(nèi)整機廠商嘗試向上游衍生，為爭取更大零部件成本把控權力。以遠景能源與三一重能為例，上游核心零部件中的葉片與發(fā)電機已實現(xiàn)自供，在保證供應鏈安全可靠的情況下，爭取到了更大的成本控制空間。此外在主軸軸承等高技術壁壘的核心零部件環(huán)節(jié)主機廠商短期無法實現(xiàn)有效一體化的背景下，需加大對國產(chǎn)品牌的資金關注與技術支持，通過加快國產(chǎn)化替代進程，來實現(xiàn)對采購成本的控制。3.

風機大型化。風機大型化呈現(xiàn)加速態(tài)勢，有效攤薄風機成本與投資成本。中國歷年新增裝機風電機組平均單機容量在過去幾年快速提升，2020

年陸風平均功率達

2.6MW、海風平均功率達4.9MW，結(jié)合幾大整機廠商在手訂單結(jié)構我們推測行業(yè)大型化正在加速。以金風科技

2021

年Q3

在手外部訂單結(jié)構為例，2S風機占比從去年同期

50.9%下降到

31%，3S/4S風機占比以從去年同期

32.6%提升到了

63%。在其他條件不變的情況下，隨著風電機組單機容量增大，單位千瓦投資越低，主要的投資優(yōu)化來自于規(guī)模效益有效降低風電場道路、線路、基礎、塔架等的成本，從而提升整體收益；若將一個

100MW中的單機容量從

2MW增至

4.5MW，項目全投資內(nèi)部收益率（IRR）將由

9.28%

提升至

11.68%，平準化度電成本（LCOE）則由

0.35

元

/

千瓦時降低至

0.30

元

/

千瓦時。此外大型化趨勢下也能攤薄風機成本，以三一重能為例，據(jù)我們測算

2020

年其

2.XMW等級風機單位成本約為

2345

元/kW，3.XMW等級風機成本僅為

2190

元/kW。后續(xù)隨著各家整機廠商對大型化技術持續(xù)突破，風電項目風機單位成本與非風機單位成本均有望被攤薄，實現(xiàn)大型化降本。降本帶動招標價格持續(xù)下行，下游需求被激活。整機行業(yè)內(nèi)生性降本帶動招標價格持續(xù)走低，2020Q4

至今風機招標價格逐步走低，據(jù)金風科技披露數(shù)據(jù)，今年

9

月

3MW等級的全市場投標均價下降到了

2410

元/千瓦，相較去年同期下降

25.8%，4MW等級風機的全市場投標均價下降到了2326

元/千瓦，相較去年同期下降

26.5%。風機環(huán)節(jié)展現(xiàn)高性價比，激活下游招標需求，帶動風電行業(yè)邁入平價時代。據(jù)金風科技數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2021Q1-3

國內(nèi)風電公開招標累計達

41.8GW，同比增長

116.6%，陸風需求在平價時代正在被打開，預期全年招標有望達到

55-60GW，假設陸風項目招標到落地需要四個季度，保守估計明年國內(nèi)市場有望迎來

50-55GW的裝機，相較今年

35-40GW的裝機容量，國內(nèi)風電市場容量有望迎來超

30%的堅定增長。搶裝中高價訂單逐步消化，大宗原材料價格上行，零部件環(huán)節(jié)短期不同程度受壓。自

2021Q1

起，鋼、銅等風機核心上游大宗原材料出現(xiàn)不同幅度上漲，零部件環(huán)節(jié)成本端壓力逐步展現(xiàn)。在

2020陸風搶裝潮中，零部件端擴產(chǎn)態(tài)勢明顯，最終滿足全年

54.4GW實際吊裝需求，但是

2021

陸風需求進入平緩期，在零部件環(huán)節(jié)整體供給呈現(xiàn)過剩態(tài)勢，疊加先前簽訂的供給框架協(xié)議與整機廠商強烈降本意愿，零部件環(huán)節(jié)整體處于議價弱勢側(cè)，除去少數(shù)擁有議價機會的環(huán)節(jié)（新強聯(lián)-進口替代、東方電纜-海風搶裝、大金重工-海風管樁&下游運營商議價等），整體零部件格局短期較難向下傳遞成本側(cè)壓力。但由于去年搶裝潮中留有部分高價訂單會于

2021H1

結(jié)算，所以零部件廠商盈利壓力多在

Q3

有相對明顯展現(xiàn)。展望

2022：降本帶動招標提升，陸海多維打開需求空間陸風：下游景氣招標疊加多維需求帶來堅定增長。據(jù)明陽智能數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2021

年

1-10

月國內(nèi)風電公開招標累計達

48GW，陸風需求在平價時代正在被打開，預期全年招標有望達到

55-60GW，疊加多維度項目需求：1.

大型風電光伏基地項目：為推動實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標，中國將陸續(xù)發(fā)布重點領域和行業(yè)碳達峰實施方案和一系列支撐保障措施，構建起碳達峰、碳中和“1+N”政策體系。中國將持續(xù)推進產(chǎn)業(yè)結(jié)構和能源結(jié)構調(diào)整，大力發(fā)展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)加快規(guī)劃建設大型風電光伏基地項目，第一期裝機容量約

1

億千瓦的項目已有序開工。后續(xù)風光大基地項目有序開展有望為風電行業(yè)需求提供有效支持。2.

分散式風電項目：9

月

10

日，國家能源局新能源和可再生能源司副司長王大鵬在第四屆風能開發(fā)企業(yè)領導人座談會時指出在中東南地區(qū)重點推進風電就地就近開發(fā)，特別在廣大農(nóng)村實施“千鄉(xiāng)萬村馭風計劃”。遠期來看，我們假設全國約

69

萬個行政村中有

10

萬個滿足分散式風電發(fā)展需求，每個村力爭在零散土地上找出

200

平方米用于安裝

2

臺

5MW風電機組，分散式風電發(fā)展便存在

10

億千瓦容量空間。10

月

17

日，118

個城市與

600

多家風電企業(yè)共同發(fā)起了“風電伙伴行動·零碳城市富美鄉(xiāng)村”計劃。該行動計劃提出，力爭

2021

年年底前啟動首批

10

個縣市總規(guī)劃容量

500

萬千瓦示范項目。在度電成本方面，該行動提出，風電力爭在

2025

年將陸上高、中、低風速地區(qū)的度電成本分別降至

0.1

元、0.2

元和

0.3

元，將近海和深遠海風電度電成本分別降至

0.4

元和

0.5

元。分散式風電項目逐步展開對地方風電發(fā)展與經(jīng)濟發(fā)展有望形成強有力支撐。3.

老舊風機替換項目：8

月

30

日，寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委網(wǎng)站正式發(fā)布自治區(qū)發(fā)展改革委關于開展寧夏老舊風電場“以大代小”更新試點的通知，要求充分發(fā)揮國家新能源綜合示范區(qū)先行先試作用，科學、合理、有序開展老舊風電場更新試點工作。通知指出，要堅持市場導向、堅持政策延續(xù)、堅持以大代小、堅持有保有增、堅持生態(tài)優(yōu)先、堅持產(chǎn)業(yè)促進等基本原則。具體項目規(guī)劃上，力爭到

2025

年實現(xiàn)老舊風電場更新規(guī)模

200

萬千瓦以上、增容規(guī)模

200

萬千瓦以上。按照國內(nèi)風機保有量推算，隨著后續(xù)老舊風機效能逐步降低，疊加大功率新風機展現(xiàn)較高性價比，風資源優(yōu)越地區(qū)風機替換需求有望在“十四五”中后期逐步展現(xiàn)。海風：

整機價格降幅超預期，加速邁入平價時代。2021

年

10

月

11

日，浙江省華潤電力蒼南

1#和中廣核象山涂茨海上風電場風機采購項目開標，項目規(guī)模分別為

400/280MW。華潤電力蒼南

1#海風項目

5

家整機商參與競標，投標人平均單價(含塔筒)分別為

4563

元/kW，最低報價

4061

元/kW；中廣核象山涂茨海風項目

6

家整機商參與競標，投標人平均單價(含塔筒)為

4352

元/kW，最低報價

3830

元/kW?？傮w來看，此次招標價格較

2020

年報價降幅達

40%-50%，實現(xiàn)海風項目平價狀態(tài)，有望推動海上風電裝機需求。地方性規(guī)劃堅定海風需求，“十四五”海風有望迎來高速增長。海上風電有著風資源相對豐富且消納難度更小等優(yōu)點，海風資源逐步納入規(guī)劃進行開發(fā)，隨著后續(xù)海風產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展成本，海風有望迎來高速增長階段：1.

福建：福建省漳州市人民政府提出

50GW的海上風電大基地開發(fā)方案，連同配套抽水蓄能與電化學儲能，整縣推進光伏開發(fā)，實際規(guī)模將達到

60GW。包括電網(wǎng)送出工程與產(chǎn)業(yè)配套，整體投資金額超過

1

萬億元。漳州大風電大基地用海

8000

多平方公里、可開發(fā)

50GW、年發(fā)電時間達到

4000

小時，預計最快

2022

年底前可獲得國家能源局批復。2.

江蘇：2021

年

11

月

15

日在中國新能源發(fā)展論壇上，鹽城表示“十四五”期間將規(guī)劃

9.02GW近海和

24GW深遠海風電項目規(guī)模，努力在“十四五”末實現(xiàn)新能源裝機容量突破

20GW、產(chǎn)業(yè)規(guī)模突破

2000

億元的藍海目標，打造引領全國乃至全球新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的新高地。鹽城市“十四五”新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃中指出，其將重點推進在建的國華東臺

20

萬千瓦、江蘇雙創(chuàng)東臺竹根沙

30

萬千瓦等

9

個共計

2.3GW海上風電項目加快建設，確保

2021

年底前全部并網(wǎng)發(fā)電；也將加快啟動全市“十三五”結(jié)轉(zhuǎn)的射陽南區(qū)

H3#、射陽南區(qū)

H4#等共計2.65GW海上風電項目競爭性配置工作。3.

廣西：2021

年

11

月

1

日國家能源局正式批復廣西海上風電規(guī)劃，標志全區(qū)海上風電由規(guī)劃階段進入建設實施階段。國家能源局先期批復全區(qū)海上風電規(guī)劃裝機容量

750

萬千瓦，其中自治區(qū)管轄海域內(nèi)全部

4

個場址共

180

萬千瓦，要求力爭

2025

年前全部建成并網(wǎng)；自治區(qū)管轄海域外擇優(yōu)選擇

570

萬千瓦開展前期工作，要求力爭到

2025

年底建成并網(wǎng)

120

萬千瓦以上。4.

廣東：2021

年

6

月

1

日下發(fā)促進海上風電有序開發(fā)和相關產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的實施方案，明確到

2021

年底，全省海上風電累計建成投產(chǎn)裝機容量達到

4GW；到

2025

年底，力爭達到18GW，在全國率先實現(xiàn)平價并網(wǎng)。11

月

18

日，廣東省能源局啟動粵西、粵東千萬千瓦海上風電新增場址前期工作項目，預算金額達

7960

萬元。5.

浙江：2021

年

6

月

23

日正式印發(fā)浙江省可再生能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃，提出積極推進近海海上風電，探索深遠海試驗示范，集約化打造海上風電+海洋能+儲能+制氫+海洋牧場+陸上產(chǎn)業(yè)基地的示范項目，“十四五”期間，全省海上風電力爭新增裝機容量

4.5GW以上，累計裝機容量達到

5GW以上。6.

山東：2021

年

9

月

12

日，華能山東半島南

4

號海上風電項目

34

號風機順利并網(wǎng)，成功發(fā)出山東省第一度海上風電，標志著山東省實現(xiàn)海上風電“零”的突破。11

月

2

日，山東省海洋局海洋戰(zhàn)略規(guī)劃與經(jīng)濟處處長段建文在新聞發(fā)布會指出，山東省下一步將聚焦渤中、半島北、半島南三大片區(qū)，推進海上風電集中連片、深水遠岸開發(fā)應用示范，打造千萬千瓦級海上風電基地，探索推進“海上風電+海洋牧場”、海上風電與海洋能綜合利用等新技術、新模式。下游景氣招標為基點，疊加多維需求提供支撐。“十四五”期間國內(nèi)風電行業(yè)年均裝機有望超

54GW（原

GWEC預測約

45GW），年均復合增速有望超

15%。海外需求因美國

PTC法案延期至

2026且增大補貼力度的原因，故北美地區(qū)

2021

搶裝波動影響將減小，后續(xù)北美地區(qū)增速有望提升。全球風電需求有望迎來低碳共振，我們推測

2021E-2025E全球風電年均平均裝機有望超

110GW（原GWEC預測

94GW）。軸承：整機環(huán)節(jié)降本驅(qū)動，風電主軸軸承進口替代邏輯增強。隨著國內(nèi)整機環(huán)節(jié)降本壓力推動國產(chǎn)化替代進程，作為精密件生產(chǎn)工藝更復雜，綜合要求更高，被認為是風機國產(chǎn)化的核心難點之一的主軸軸承進口替代邏輯有望增強。隨著例如新強聯(lián)等國產(chǎn)品牌主軸軸承陸續(xù)通過整機廠商驗證，國產(chǎn)化替代窗口將持續(xù)打開，疊加國內(nèi)市場空間有望迎來堅定增長，風電軸承賽道龍頭有望迎來“成本端修復+需求端增長”的成長邏輯。鑄件+主軸：原材料價格松動有望帶動盈利修復，風機大型化趨勢引發(fā)格局變化。生鐵廢鋼作為鑄造核心原材料前三季度處于價格高位，后續(xù)靜待鋼材價格回調(diào)，環(huán)節(jié)迎來盈利修復邏輯。風機大型化趨勢下，提高了對鑄件的技術和工藝要求，據(jù)佳力科技數(shù)據(jù)披露，風機

4MW+等級鑄件單價明顯提升，毛利率也相較

2MW等級產(chǎn)品高出

10-15pct。疊加風機大型化趨勢下，鍛造主軸制造難度加大、單位成本走高，帶動鑄造主軸滲透率提升，大兆瓦鑄件產(chǎn)能需求加大，我們推測風機大型化速度超出之前鑄件環(huán)節(jié)擴產(chǎn)預期，大兆瓦鑄件產(chǎn)能稀缺，產(chǎn)業(yè)將格局迎來新變化。海纜：搶裝帶動業(yè)績高增長，海風加速平價修復低預期。海纜作為海上風電系統(tǒng)核心構成部分，龍頭企業(yè)在

2021

海風搶裝潮中，盈利獲得比較顯著增長。由于海風產(chǎn)業(yè)鏈展現(xiàn)出加速平價態(tài)勢，2022

年國內(nèi)海風項目推進有望超出預期，海纜龍頭低業(yè)績預期有望被修復，疊加后續(xù)海風規(guī)劃空間展現(xiàn)，風電海纜環(huán)節(jié)景氣有望提升。3

光伏：供需錯配產(chǎn)業(yè)鏈加深博弈，成長空間逐步展開回顧

2021：硅料緊缺抑制集中式需求，戶用與海外展現(xiàn)高增長截至

2021

年

10

月全國累計光伏裝機

282GW，2021

年

1-10

月累計新增光伏裝機

29.31GW，同比增加

34.02%。雖然終端組件價格仍處于高價，集中式項目需求仍在觀望，但為實現(xiàn)新能源保障性并網(wǎng)規(guī)模，且產(chǎn)業(yè)鏈價格調(diào)整信號陸續(xù)出現(xiàn)，我們預計四季度國內(nèi)光伏并網(wǎng)規(guī)模仍有望迎來放量，預計

2021

年全年國內(nèi)光伏裝機將能實現(xiàn)

50GW。產(chǎn)業(yè)鏈上游產(chǎn)能錯配，硅料價格快速增長。因為硅料環(huán)節(jié)擴產(chǎn)周期較長、重資產(chǎn)投入等原因，促使先前硅料企業(yè)擴產(chǎn)較為謹慎，疊加著硅片、電池片等環(huán)節(jié)加速擴產(chǎn)，需求端多晶硅用量的持續(xù)增長，供需終打破緊平衡格局，硅料供給出現(xiàn)了缺口，相應推動硅料價格大幅上漲。據(jù)

PVInfoLink數(shù)據(jù)顯示，多晶硅料（致密料）價格從今年年初

84

元/kg一直上漲至

11

月末的

269

元/kg，其間經(jīng)歷了

1

月至

4

月末的均勻上漲，5

月單月價格約從

150

元/kg到

206

元/kg的快速上漲，再是

6

月初至

9

月末的價格波動調(diào)整，10

月又一輪的快速上漲，最終至

11

月末呈高位企穩(wěn)趨勢。上游價格壓力傳遞，集中式需求短期未能完全展開。硅料價格快速提升引發(fā)產(chǎn)業(yè)鏈下游壓力傳遞，硅片、電池片、組件價格也不斷攀升，10

月組件價格已上漲至

2

元+/W水平，使得下游對收益率更加敏感的集中式項目需求未能完全展開。據(jù)能源局統(tǒng)計前三季度數(shù)據(jù)顯示，全國光伏新增裝機25.56GW，其中集中式光伏電站

9.15GW，同比下降

8.86%；分布式光伏電站

16.41GW，同比增長

89.45%，集中式項目占比處于歷年較低水平。國內(nèi)分布式市場高增長，戶用裝機需求展現(xiàn)。在鄉(xiāng)村清潔能源建設、千鄉(xiāng)萬村沐光行動、整縣推進等諸多政策的牽引下，疊加分布式光伏相較集中式電站對組件價格敏感度較低，2021

年國內(nèi)分布式光伏裝機展現(xiàn)高增長。據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2021

年前三季度新增分布式光伏電站

16.41GW，已經(jīng)超過

2020

年全年新增水平（15.52GW），其中戶用光伏發(fā)展迅速，1-10

月全國累計納入

2021年國家財政補貼規(guī)模戶用光伏項目裝機容量為

13.61GW，同比增加

105.78%。全球低碳共振，出口環(huán)節(jié)保持景氣。隨著世界各國陸續(xù)制定“碳中和”目標和碳減排規(guī)劃，光伏行業(yè)需求旺盛，海外需求將實現(xiàn)進一步提升，2021

全年組件、逆變器出口量保持穩(wěn)步增長趨勢，較去年同期均有顯著提升。據(jù)

Solarzoom數(shù)據(jù)測算，1-10

月組件累計出口

205.3

億美元，同比增加45.6%。1-10

月逆變器累計出口

39.3

億美元,

同比增加

51.1%。光伏組件與逆變器出口量較去年同期展現(xiàn)增長態(tài)勢。硅料與部分輔材展現(xiàn)強盈利能力，光伏主鏈余下環(huán)節(jié)承壓?；仡欉^去五個季度主要上市公司毛利率，供需錯配帶動硅料價格的飆升顯著抬升硅料廠商的盈利能力，頭部廠商大全新能源的毛利率一度從

2020

年末的

44%提升至

2021

年

Q3

的

74.8%。輔材環(huán)節(jié)，享受戶用與出口增長受益的逆變器環(huán)節(jié)仍維持較高毛利率。硅片、電池片和組件環(huán)節(jié)等下游環(huán)節(jié)承受了一定的壓力，電池片、組件均呈現(xiàn)出毛利率下跌趨勢，一體化龍頭隆基股份、天合光能和晶澳科技盈利波動相對較小。展望

2022：原材料緊缺有望逐步緩解，行業(yè)需求彈性展開展望

2022

年，我們的結(jié)論是：隨著上游硅料擴產(chǎn)逐步落地，原材料緊缺有望逐步獲得緩解，硅料價格迎來松動，2021

年因價格壓力而未完全展開的項目需求有望在

2022

年彈性展開，我們預期全球裝機需求有望提升至

190-210GW，同比增長接近

25%。隨著

2022

年集中式項目需求有望修復，分布式與海外市場有望維持增長，產(chǎn)業(yè)鏈利潤部分有望向下游傳遞，我們看好格局關注產(chǎn)業(yè)鏈格局優(yōu)、供需緊的行業(yè)龍頭，或者細分賽道中具有阿爾法的公司（逆變器、一體化組件、膠膜等）?？陀^看待光伏行業(yè)國家間協(xié)同與博弈，機遇與風險將長期共存。2021

年

11

月隆基已被美國告知其海運貨物預計將在五個港口滯留。本次扣押隆基組件事件之前，美方也曾屢次扣押中國出口光伏產(chǎn)品。例如

8

月

16

日，阿特斯和天合光能也有樣品組件被扣留，晶科能源也被報道有超過

100MW的太陽能組件貨物被海關官員扣留。隨著中國在光伏行業(yè)的重要性越發(fā)提升，也將對他國限制性競爭積極做好長期準備。后續(xù)

11

月

10

日，美國商務部駁回了一項由美國國內(nèi)光伏企業(yè)組成的團體提出的對亞洲光伏制造商開啟低價傾銷調(diào)查的申請，并表示中國光伏產(chǎn)品制造商位于馬來西亞、越南、泰國的產(chǎn)能并沒有“以低于正常價值”的價格出售太陽能電池；11

月

16

日，美國國際貿(mào)易法院（CIT）正式宣布恢復雙面組件

201

關稅豁免權，并將

201

關稅稅率從

18%降至

15%。世界碳中和共振背景下，全球光伏產(chǎn)業(yè)多邊合作、協(xié)同發(fā)展對推動清潔能源發(fā)展和實現(xiàn)氣候變化的目標意義更為重大。綜合而言，客觀看待光伏產(chǎn)業(yè)國家間博弈，展望協(xié)同合作促進行業(yè)蓬勃發(fā)展，出口市場景氣不減。逆變器：需求持續(xù)向好，儲能市場帶動新增長。逆變器受出口市場與分布式市場增長帶動，該環(huán)節(jié)龍頭企業(yè)仍維持較高增速。短期國內(nèi)龍頭全球滲透率提高態(tài)勢不變，疊加下游儲能逆變器需求有望高速增長，2022

年環(huán)節(jié)景氣度將持續(xù)提升。伴隨未來

IGBT與

MCU等核心零部件緊缺情況逐步緩解，細分賽道龍頭有望迎來業(yè)績放量。一體化組件：“擁硅為王”態(tài)勢延續(xù)，盈利修復空間展現(xiàn)。組件環(huán)節(jié)生產(chǎn)壁壘相對較低且競爭完全，但隨著產(chǎn)業(yè)一體化龍頭格局展現(xiàn)，該環(huán)節(jié)既有效向上衍生，保證硅料供給渠道，又直接面對終端需求，疊加品牌與渠道壁壘，環(huán)節(jié)格局逐步優(yōu)化穩(wěn)固。隨著硅料產(chǎn)能持續(xù)投產(chǎn)，硅料緊缺情況有望逐步緩解，產(chǎn)業(yè)鏈利潤有望自上游向下傳遞，硅片、電池片、組件環(huán)節(jié)盈利能力有望恢復，但由于硅料供給仍將處于緊平衡的形態(tài)，“擁硅為王”邏輯將延續(xù)，一體化組件龍頭企業(yè)有望在產(chǎn)業(yè)鏈收獲更大盈利修復空間。膠膜：行業(yè)龍頭格局穩(wěn)固，需求有望持續(xù)展開。膠膜作為光伏組件的核心材料，對電池片起保護作用，因而對膠膜的透光率、粘結(jié)強度、耐老化等參數(shù)均有較高要求。根據(jù)

Solarzoom11

月數(shù)據(jù)統(tǒng)計，膠膜成本約占組件的

12%。膠膜技術一般采用漸進優(yōu)化方式，比如為提高反射率推出白膜，為應用雙玻組件采用

POE，為提高組件生產(chǎn)效率采用共擠型

EPE，我們認為膠膜是相對光伏其它環(huán)節(jié)更為確定的賽道，技術演進有序（新技術的適配）、格局穩(wěn)定，與裝機正相關。隨上游原材料

EVA粒子持續(xù)擴產(chǎn)，行業(yè)原材料供應緊缺格局有望緩解，環(huán)節(jié)盈利能力有望修復，下游需求持續(xù)增長背景下，2022

年環(huán)節(jié)景氣度有望持續(xù)提升。跟蹤支架：靜待集中式需求展開，大宗價格回歸修復盈利空間。跟蹤支架可跟隨陽光實時轉(zhuǎn)動，既能提高發(fā)電增益，又能平滑輸出曲線。相比固定支架系統(tǒng)，跟蹤系統(tǒng)發(fā)電增益可達

10-30%以上，成本則增加不到

10%，具備較好的性價比，跟蹤支架滲透率有望持續(xù)提升。跟蹤支架鋼材成本占比超過

70%，根據(jù)

BNEF統(tǒng)計，單軸跟蹤器的成本約

9

美分/W，其中

7

美分為鋼結(jié)構成本，1.5

美分為驅(qū)動系統(tǒng)，0.5

美分為控制系統(tǒng)；因此相比于傳統(tǒng)支架，跟蹤支架每瓦的鋼材用量需增加約

40%以上，以保證穩(wěn)定的轉(zhuǎn)動。同時為了保證主體結(jié)構的耐用性，支架需要直接采購預鍍鋅的鋼材或是對其熱浸鍍鋅，提高防腐蝕性。但由于

2021

大宗價格上漲，疊加集中式電站需求未能完全展開，行業(yè)盈利處于較低水平，后續(xù)靜待集中式需求展開，大宗價格回歸正常區(qū)間，行業(yè)龍頭有望迎來盈利成長。4

儲能：裝機高速增長，需求側(cè)全面開花發(fā)展背景：發(fā)展儲能是可再生能源加速滲透的必由之路。為了實現(xiàn)雙碳目標，新能源發(fā)電裝機快速增長。截至

2020

年末，全國風電、光伏累計裝機規(guī)模達

253.4GW和281.7GW，同比增長

24.1%和

34.1%；2020

年全國光伏、風電新增裝機達

48.2GW和

71.7GW，同比大幅增長

60.1%和

177.9%。新能源發(fā)電方面，2020

年光伏、風電發(fā)電量占比進一步提高至3.5%和

6.3%。傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)中，電能輸出曲線相對穩(wěn)定，但用電曲線（需求曲線）在一天之內(nèi)存在多次的峰谷波動，使得電力系統(tǒng)的供需曲線難以匹配。以火電機組為主體的發(fā)電系統(tǒng)，可以通過“了解需求側(cè)、控制發(fā)電側(cè)”的基本策略，在預先設置發(fā)電出力計劃的情況下，日內(nèi)電壓/頻率的波動通?？刂圃凇?%以內(nèi)，實現(xiàn)供需基本匹配。但是，可再生能源發(fā)電的引入使得發(fā)電側(cè)變得不可控且不穩(wěn)定。例如：光伏發(fā)電高峰集中在白天，無法直接匹配傍晚和夜間用電需求高峰；風電發(fā)電高峰在一日內(nèi)很不穩(wěn)定，且存在季節(jié)性差異等；能源本身還存在地區(qū)分布的巨大差異等等。根據(jù)國家電網(wǎng)的測算，2035

年前，風、光裝機規(guī)模分別將達到

7

億、6.5

億千瓦，全國風電、太陽能日最大波動率預計分別達

1.56

億、4.16

億千瓦，大大超出電源調(diào)節(jié)能力，迫切需要重新構建調(diào)峰體系，以具備應對新能源

5

億千瓦左右的日功率波動的調(diào)節(jié)能力。在風電和光電裝機量不斷提升的大背景下，發(fā)展儲能技術是解決供需匹配問題、減小風光波動性對電網(wǎng)沖擊的必由之路。一方面，通過削峰填谷，可以解決峰谷時段發(fā)電量與用電負荷不匹配的問題；另一方面，可以參與提供電力輔助服務，解決風光發(fā)電的波動性和隨機性導致的電網(wǎng)不穩(wěn)定；此外，通過儲能系統(tǒng)的存儲和釋放能量，提供了額外的容量支撐；在一定程度上，儲能可以增加電量本地消納，減少輸電系統(tǒng)的建設成本。儲能可以應用在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用電側(cè)，在不同場景下具有不同的價值和意義?；仡?/p>

2021：政策頻出，激發(fā)行業(yè)活力儲能發(fā)展階段：抽水儲能仍超九成，電化學儲能快速提升。截至

2020

年底，全球已投運儲能項目累計裝機容量達到

191.1GW，同比增長

3.4%，電化學儲能中鋰離子電池的累計裝機規(guī)模最大為14.2GW；中國已投運的儲能項目累計裝機規(guī)模達到

35.6GW，同比增長

9.8%，裝機規(guī)模占全球的

18.6%。由于商業(yè)化應用較早、與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)應用場景的深度結(jié)合，抽水蓄能在中國和全世界范圍的儲能占比都超過

90%，但是該比例在逐年下降。與此同時，電化學儲能的規(guī)模和占比快速提升：2013

年到

2020

年，全球和中國電化學儲能累計規(guī)模分別從

0.7GW和

0.1GW增長至14.25GW和

3.27GW，CAGR分別為

53.8%和

64.6%；電化學儲能中鋰離子電池儲能的裝機占比在全球和中國分別為

92.0%和

88.8%，是電化學儲能中的絕對主力和發(fā)展方向。從累計裝機容量上來看，2020

年全球電化學儲能累計裝機容量

14.25GW，中國電化學儲能累計裝機容量

3.3GW，目前中國的儲能裝機容量在全球的占比并不是很高，但中國市場增速明顯，2020

年增速達

42%。儲能政策頻出，催化行業(yè)發(fā)展。2021

年

7

月

23

日，國家發(fā)展改革委、國家能源局近日聯(lián)合印發(fā)了關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見，文件明確指出，到

2025

年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達

30GW以上。到

2030

年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。指導意見是“十四五”時期的第一份儲能產(chǎn)業(yè)綜合性政策文件，從市場化發(fā)展、技術進步、市場環(huán)境、政策監(jiān)管等方面做出引導，對行業(yè)發(fā)展重大利好，預期未來國家會出臺一系列政策，破除產(chǎn)業(yè)發(fā)展中的難題，實現(xiàn)儲能的市場化發(fā)展。電價是電力系統(tǒng)的市場化結(jié)果，通過深化電價改革、完善電價形成機制，可進一步推動新能源為主題的新型電力系統(tǒng)建設。2021

年

7

月

29

日，國家發(fā)改委發(fā)布了關于進一步完善分時電價機制的通知，主要內(nèi)容包括分時電價機制的優(yōu)化、執(zhí)行和實施保障等三個方面。這一政策對可再能源消費、能源生產(chǎn)、能源技術和能源體制方面都具有重要意義，通過優(yōu)化分時電價機制，引導用戶改變用能習慣，提升電網(wǎng)友好性；峰谷電價差更高會推動用電側(cè)儲能等分布式靈活資源的發(fā)展，儲能利用峰谷電價差盈利的空間增大；儲能等多種靈活能源加強互動，發(fā)展多樣的商業(yè)模式。此外，各省市也都推出了相關政策文件，對儲能配置比例和充電小時數(shù)有一定要求，對新能源項目配置儲能從鼓勵到要求配置。截至

2021

年

6

月，中國已有

25

個省份發(fā)布文件明確新能源配置儲能，青海、新疆、陜西西安三地區(qū)推出了地方性補貼政策。有

10

個省份公布了儲能參與調(diào)峰服務的價格文件，鼓勵了電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展。展望

2022：國內(nèi)國外，需求多點開花2020

年以來，在政策和經(jīng)濟性的雙重推動下，全球電力儲能裝機呈現(xiàn)高速增長，2020

年全球新增電化學儲能裝機

10.7GWh，同比增長

57.4%。根據(jù)應用場景的不同，通常將電力儲能分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。我們預計

2025

年全球儲能新增裝機達到

283.9GWh，復合增速高達

84.5%。其中海外家庭儲能

2025

年新增裝機

44.8GWh，占全球總裝機比例為

15.8%，復合增速

58.8%；國內(nèi)發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能

2025

年新增裝機共

78.1GWh，占全球裝機

27.5%。海外家儲：電價高企+斷電擔憂，點燃海外家儲市場。從

2019

年開始，海外家用儲能的裝機量迅速增長。根據(jù)

IHSMarkit對全球家用儲能市場進行的分析，德國在

2020

年超越日本和美國，成為全球最大家用儲能市場。歐洲的新市場方面，西班牙和比利時的家用儲能將在歐盟的清潔能源倡議和刺激計劃之后加速發(fā)展。根據(jù)

IHSMarkit的統(tǒng)計，2020

年全球新增戶用儲能

4.44GWh，同比增長

44.2%，其中歐洲

1.79GWh，美國

1.05GWh，日本

0.79GWh，澳大利亞

0.36GWh。在歐洲市場，家用儲能主要的需求推動力來源于小型戶用光儲系統(tǒng)成本快速下降。以德國為例，根據(jù)

SolarPowerEurope統(tǒng)計，2015

至

2019

年期間，小型光伏系統(tǒng)成本下降約

18%，戶用儲能系統(tǒng)成本下降近

40%，預計到

2023

年，戶用光伏系統(tǒng)成本會進一步下降

10%，而戶用儲能系統(tǒng)成本將會大幅下降

33%。在美國市場，家用儲能主要的需求推動力除光儲系統(tǒng)成本快速下降外，還來源于電網(wǎng)不穩(wěn)定和經(jīng)濟性持續(xù)提升。一方面，由于美國電網(wǎng)系統(tǒng)相對獨立，不能跨區(qū)進行大規(guī)模調(diào)度，且超過

70%的部分已經(jīng)建成

25

年以上，系統(tǒng)老化明顯，出現(xiàn)了供電不穩(wěn)定、高峰輸電阻塞、難以抵抗極端天氣等問題，疊加

2021

年疫情和暴風雪疊加造成的德州大面積長時間停電的影響，居民提升用電可靠性的需求大幅提高，戶用儲能需求也隨之大幅提升。另一方面，得益于美國稅收

ITC政策的激勵，安裝儲能能夠獲得一定數(shù)額的稅收抵免，降低了儲能的投資成本，同時峰谷價差的逐漸拉大、光儲系統(tǒng)自發(fā)自用等，都大大提高了安裝儲能的經(jīng)濟性。家庭儲能通常與光伏配合使用，進行自發(fā)自用電量存儲，實現(xiàn)峰谷套利。我們基于全球戶用光伏儲能裝機測算了全球家庭儲能裝機市場規(guī)模。戶用儲能累計裝機規(guī)模=累計戶用光伏裝機*儲能滲透率*備電時長。預計

2025

年全球戶用儲能累計裝機

138.4GWh，新增裝機

44.8GWh，2021-2025年新增裝機年均復合增速

43.6%。國內(nèi)工商業(yè)：高耗能企業(yè)電價上漲+分時電價機制+拉閘限電，點燃工商業(yè)儲能需求。10

月

12

日，國家發(fā)展改革委印發(fā)了國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知，各地要有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。此外，有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價。燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場