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2020年光伏行业研究报告
1、可再生能源一一实现双循环，保障能源安全
1.1、 能源安全：实现我国双循环的重要一环
从改革开放以来，中国经济社会发生了翻天覆地的变 化。 当前，我国面对的内、外部形势日益复杂严峻，今 年的新冠疫 情更加速了这种趋势。2020年5月14日的 中央政治局会议， 为应对当前局势，首次提出了 “两个循 环”的 概念，即内循 环和外循环，其中重点强调保障粮 食安全、能源安全、国防安 全和供应链安全等；这也是 至少未来10-20年，我国经济发展 的大趋势。
内循环需要解决的重要问题之一便是能源保障；中国 在光 伏领域实力突出可在外循环中发挥重要作用。一方 面，2019年 我国一次能源消费结构中，煤 炭、石油和天 然气分别占比58%、 19%、8%,其中石油和天然气的对外 依 存度分别为71%和43%； 一旦国际局势进一步恶化， 能源保障或将出现一定的不确定性， 因此内循环需要重 点解决的问题便是能源保障；另一方面，我 国的非化石 能源在“十三五”亦取得了突飞猛进的发展，在一 次能源 消费 结构占比达到了15%,同时，在例如光伏四大制造 环节成本、技术及规模化 方面在全球也具备突出的实力， 可 有效对能源保障提供支持，也可以在外循 环中发挥重 要作用。 我们认为，能源战略和能源安全在“十四五''规 划中具有重要
位置。
1.2、 发展的博弈：中国碳减排2030与2060
全球气候变暖是一项需要长周期研究的课题；虽然， 人类 活动是其中重要因素之一，很多国家也为削弱气候 变化的长期 负面影响作出了改变与承诺，但不可否认的 是：科学和政治多 重因素的交织才是应对全球气候变暖的 各项协定和全球各国 博弈的主旋律。
我国于2001年加入WTO后，受益于经济全球化，最终实 现了 “中国制造”走向全球，温室气体排放量也 随之快速上 升，其中的重要环节一一电力、工 业部门贡 献较多；但单一 从绝对量上进行讨论也有失偏颇，实际上 温室气体的排放量与 经济体的发展规模与顺序、资源禀 赋、全球供应链位置、技术 能力情况等因素相关。
全球各国为了应对气候变暖带来的严重影响，于 1992年 5月通过了《联合 国气候变化框架公约》
(UNFCCC), 一般性地确立了温室气体减排的目标；1997年通 过了《京都议定书》，这是第一部具有法律约束力的 全球性质 的 气候治理文件。2015年，《联合国气候变化 框架》缔约方 第二十一次大会在巴黎圆满闭幕，会议期 间与会的近200缔约 方一致同意通过《巴黎协定》，为 全球应对气候变化威胁确立 了总体的目标：“把全球平均 气温升幅控制在 工业化前水平 以上低于2 T以内，并努力将气温升幅限制在工业化前水平以 上1.5 T以内”。各国纷纷制定各自的“国家自主贡献”减 排目标，通过没 有法律约束力的条文要求参与各国制定并保持 各自的减 排目标，以更加积极的态度来应对气候变化问题，并 做 出了针对性的行动安排。
1.3、 可再生能源：“十四五”将迎来更大发展
结合当前经济发展环境及政策趋势，能源安全、清洁 化转 型将是“十四五”我国重要的能源战略，可再生能 源也将在 “十四五”迎来更大发展。2019年，我国非化 石能源占一次 能源消费总量比重为15.3%,我们以2025 年达 到20%为核心 假设进行测算，得出相应结论：
(1) 2021-2025E光伏+风电年发电量的平均增速为14.
9%；
(2) 2021-2025E光伏累计装机CAGR为18. 9% (年 均 新增装机67.4GW),累计装机将至581GW；风电累计装机CAGR 为9.2% (年均新增装机为27GW),累计装机 将至378GWO
此前，CPIA等第三方机构预测光伏在“十四五”年 均新 增装机约为50GW,期间累计装机达到250GW,风电 在“十四五” 年均新增装机约为20GW,期间 累计装机达 到lOOGWo我们的 预测比此前市场预期水平整体高30% 左右。而近期市场预期也 开始转向乐观，这也是当前光伏、 风电板块整体上涨的主 要 原因。
由于政策具有一定的不确定性，我们也因此进行了敏 感性 分析。其中的关键假设：
(1) 2025年非化石能源占一次能源消费总量比重： 该 因素与政策制定的目标有关，需要具体关注明年“两 会”或者 “十四五”规划最终披露的数据，同时也可以 重点关注政府部 门前期进行的征求意见文件和相关公告。
(2)光伏发电占风光发电总量比重：该因素与光伏、 风电 装机量、利用小时数有关，也与电网消纳能力、光 伏风电政策 的倾向性有关，需要持续关注。
2、估值思考一一平价后的周期成长型行业
2.1、 2021年我国光伏将实现平价上网
根据IRENA统计，全球光伏系统平均成本从2010年的 4702美元/kW已经 下降到了 2019年的995美 元/kN,降幅 达到78. 8%o随着技术进步和市场需求的双 重驱动，我国光 伏产品的生产成本和发电成本也在不断降 低。2019年，光伏 组件方面，单晶PERC组件成本降至1.31元/W左右，光伏系 统初始全投资成本降至4.55元/W左右，度电成本降至0.28- 0.51元/kWh；虽然 受 到新冠疫情影响，2020年光伏发电系 统初始全投资成本 仍然有望下降至4. 30元/W左右，度电成 本有望下降至0. 27-0. 48元/kWh。
2021年，我国光伏发电将全面实现平价上网。目前 电池、 组件如大硅片、PERC+及双面等技术的发展，将有 效提升组件 产品功率及发电效率，跟踪支 架应用、运维 能力的持续提高 都将进一步降低光伏发电系统成本，我们 对光 伏产业的技术 进步和我国在该领域的制造能力充满 信心。同时在政策上，合 理性的平价项目数量规划、优 化项目布局保证消纳、提升技术 管理能力和增 强电力系 统灵活性都将进一步推动我国光伏行 业可持续发展。
2020年8月5日，国家发改委、国家能源局发布2020年 平价光伏、风电项目名单，总规模共计44. 45GW, 其中光伏 33. 05GW,风电1L4GW。根据文件要求，所有平价项目需要 于2020年底前完成备案开工，其中光伏要 求2021年底前全 部并网，风电2022年底前并网。
中短期来看，前期由于“新冠疫情”以及硅料环节涨 价引 起的三季度整体供应链的涨价，2020年海内外的终 端需求有 部分项目延迟至明年，但整体而 言四季度的需 求仍优于三季 度，近期大型地面电站项目组件价格持稳在1. 58T. 6元/W, M6组件报价1.58-1.65元/W。海外市 场部分，预计2020年 四季度至明年一季度价格较为稳 定，近期成交价依然持稳在 0.2美元/W以 上，现货市 场价格则约在0.22美元/忆当前， 光伏行业需求旺盛， 由于玻璃扩产速度远不及组件，加上适逢 市场旺季，光 伏玻璃供应将一路紧张至年底，价格依然有进一 步上涨 趋势。
从长期看，光伏制造环节如大硅片、双面、叠瓦、MBB、HJT
等技术不断深化，将进一步推动行业成本降低，实 现光伏产品
的清洁、低成本应用。
2.2、 光伏平价后估值空间将进一步打开
根据经典理论，考虑任何公司的估值最基本的原理归 纳到 四个方面：现有资产产生的现金流是多少；现有资 产和新增资 产所产生的现金流风险有多大；未来增长带来 多少价值；何时 进入成熟期，潜在的障碍有哪些？其实就 是如何思考现金流情 况、成长性的问题。
市场将光伏行业归纳成周期成长型产业，长期认可光伏作 为未 来的重要可再生能源的逻辑；中期看需要准确把握 技术的迭代 以及行业格局的变化；短期上各因素带来的 变化会引起市场波 动，同时也会与市场风格、流动性形成 共振效应。
(1)现金流方面：平价后光伏产业链现金流的完整 性更 好。光伏行业平价的前提在于产业链技术进步、规 模化后实现 的产业链降本，诚然历史上的补贴政策对于 存量资产的现金流 确实有一定影响，但是5 -31政策后, 一方面 国家推动新老 划段，即不要因存量问题过度影响 增量投资；另一方面也通过 确权或发债等方式积极推动 存量资产补贴拖欠问题的解决。
因此，我们认为未来的光伏平价项目可通过自身降 本，完 成相对市场化的投 资经济性测算，使增量项目的 现金流完整 性更好，不依赖补贴、不过分依赖于政策。 光伏产业链将从下 游向上游，即按照系统、组件、电池片、 硅片、硅料的顺序， 享受平价后现金流改善的产业红利, 平价周期较补贴政策周期
理应享受更高的估值。
从风险分析，发电环节存量资产的现金流风险在于补 贴历 史拖欠，这也是一直压制产业链估值的因素之一， 国家已经开 始积极解决，需要持续关注解决 方式；发电 环节增量资产现 金流风险在于产业政策和消纳风险，上文 已经充分分析，目前 政策依然持续推动光伏行业发展， 需要保持乐观的态度。
制造环节存量资产的现金流问题主要在于技术进步 带来 的产品迭代。这也是 光伏行业长期、快速发展的主 旋律；我 们要持续关注如大硅片、HJT等带来的产能更替；增量资产 的现金流稳定性取决于自身技术、产品实力 和降本能力。
(2)成长性方面：光伏行业的成长性将更为清晰， 周期波 动性较“十三五”或将更为平缓。“十四五”期 间，即2021- 2025E国内光伏装机有望实现CAGR为18. 9% (年均为67. 4GW)至总装机为581GW, 2025年全球光伏装机也有望实现 300GW, CAGR约为20%；光伏 行业在全球碳减排和能源政策 的加持下依然可以较为清 晰的实现较快增长。
回顾光伏行业的发展，技术进步、双反、5-31政策 都较 大幅度的影响了光 伏行业的发展，而技术、贸易、 产业政策 因素其实并未完全消除，但由于我国光伏行业 在全球中的产业 实力和行业格局相对较强，“十四五”中， 前期可以考虑到的 一些周期性因素的影响相较于“十三 五”将更为平缓；而短、 中期季节性导致的供需变化， 则是二级市场博弈的重点，需要 持续关注。
制造环节需关注上下游环节的利润留存，优选盈利水 平较 高、目前格局相对 较好的环节，目前光伏制造各环 节格局： 胶膜》玻璃七硅片〉硅料》电池片＞组件。
（1）胶膜和玻璃属于辅料环节，需单独分析，当前 景气 性依然较好，资本市场也较为热衷于季节性的供需 错配导致的 投资机会；
（2）硅料、硅片、电池片、组件上下游四环节而言， 目 前看硅片环节利润 留存能力相对最好，所以无论是“新 冠” 疫情期间还是硅料事故期间，硅片 环节的顺价和盈 利相对最 为稳定，其次是硅料环节，再次是电池片环节， 最 后是组件 环节。产业链的议价能力也与技术实力、降 本能力、规模化程 度形 成的环节格局有关。
（3） 一体化龙头可在一定程度上缓解产业链供需、 价 格波动引起的盈利性波动，需要重点关注。
2.3、 光伏增量提升与存量替代掣肘分析
随着可再生能源的快速发展，并网将改变地区原有的 电力 系统特征，如电网 的动态稳定性、供电的可靠性、 调度运行、 网供负荷预测、电能质量等。高比例可再生 能源接入电力系统 后，灵活性成为电力系统运行特性的核 心和关键。
整体上看，当可再生能源发电渗透率达到25%左右 时，需 要重点考虑电力系 统灵活性问题。根据IEA研究 成果，如果 将灵活性作为电力系统操作的优先 考虑事项, 可以支持可再 生能源发电渗透率达到25%-40%；悲观情形 中，
如果只有发电厂提供了灵活性且忽略灵活性运行，支 持5- 10%可再生能源发电的渗透率也不会出现重大问 题；但不可否 认不同地区差异性较大需要区别对待，此 外当渗透率达到50% 以上水平时，要以经济有效的方式获 得相对安 全、稳定的电 力供应则需要电力系统更为深刻 的变革。
2019年12月24 0,全国人大常委会执法检查组 关于检 查可再生能源法实施情况的报告：“十二五”以 来，我国包括 可再生能源在内的各类电源保持 快速增长, 而用电需求不够 平衡，消纳市场容量不足。可再生能源富 集区与用电负荷区不 匹配，一些地方出于利益考虑不优 先接受外来电力，行政区域 间壁垒严重，可再生能源异 地消纳矛盾较为突出。同时，我国 电源结构性矛 盾突出, 缺少抽水蓄能等灵活调节电源与可再 生能源匹配，特别是 在冬季供 暖期，煤电机组热电联产与可 再生能源电力消 纳矛盾更加突出。
因此，对于增量可再生能源项目落地，如何进一步从 电力 系统角度，低成本 的解决消纳问题是重中之重，也 是“十四 五”需要解决的问题，比如：
(1)加快建立统一协调的体制机制；
(2)鼓励分布式可再生能源自发自用，促进就地消 纳利
用；
(3)引导和规范电力市场建设，通过市场化方式提 升可
再生能源消纳能力；
(4)电网公司应加强输电通道建设，提高可再生能 源电 力跨区域输送能力。
截至2019年，中国新能源发电累计装机容量达到
4. 1亿kW,同比增长16%,我国的光伏、风电发电量占比3.1% 与5. 7%,整体上看发电渗透率整体水平还不高。 但青海新能 源装机容量占比达到50%,甘肃新能源装机容 量占比为42.2%, 新能源发电在两省成为第一大电源。宁 夏、河北、西藏、内蒙 古等19个省(区)的新能源发电成 第二大能源；因此，解决 区域性的消纳和灵活性问题也 是未来的重点，否则将延缓新能 源新增装机。
经济性的角度看，经过过去二十年来的快速技术进步 与降 本，当前风光电力 已经在全球范围内实现了 “不考 虑电力约 束补偿”前提下的平价上网。光伏、风电的度 电成本在全球不 同辐照度、不同化石能源价格的地区，陆 续低于煤电。
光伏降本是未来的主趋势，而在碳减排趋势下，煤电 将是 主要被替代的目标 群体，增量项目投资中，新能源 比重将进 一步提升，逐渐成为主体。而我们需要进一步 分析新能源发电 对传统煤电存量资产的替代：
如果暂不考虑灵活性问题，2020年光伏系统初始全 投资
成本可下降至4.30元/W左右，当假设技术进步后，其成本进 一步下降30%,将光伏的完全成本与煤电的现 金成本相比，依 然无法对存量的煤电资产进行替代；如果 光伏 完全成本达到 2.5元/W,即成本较2020年进一步下降42%时，部分地区可实 现对于存量的煤电资产的替 代。如果考虑灵活性或储能成本， 这个过程可能至少需 要5-10年；或是待煤电资产达使用寿命， 真正的能源革 命才会到来得更充分。
3、储能一一 “十四五”将迎来进一步发展
相比水电、核电，风光电力的主要缺陷是：经济性、 时间 可移动性、能量密集性。时间可移动性是在未来 5-10年内， 风光电力需要着重去解决的方向，发展储能 便是重要工作之一。 当“风光储”电力的经济性低于当地 燃煤标杆 电价，我们就 可以认为，风光电力就已经具备 了 “满足时间可移动条件下 的 经济性“。新能源发电成 本逐渐降低，当具有更好的收益 后，解决消纳和灵 活性 问题也是当务之急，可以通过政策协 调保证上网，或通过 反哺储能行业或者电力辅助服务市场解决。 2017年10月，财政部、科技部、工信部、国家能源局 联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》， 提出 储能未来10年内分两个阶段推进:
第一阶段即“十三五”期间，实现储能由研发示范向 商业 化初期过渡;
第二阶段即“十四五”期间，实现商业化初期向规模 化发 展转变。
2019年7月，四部委联合发布贯彻落实《关于促进 储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计
划，该计划为下一阶段推动储能产业工作做了明确职能 分工，
各地也在积极落实。
3.1.储能对提高系统灵活性具有重要意义
（1）从发电侧来看，储能为电网提供了 “负荷调节”
或“能量时移”的解决方案，能够起到“削峰填谷”的 作用； 储能系统可以在用电负荷低谷时充 电，在用电尖 峰时放电， 提高电力能源的有效使用系数，提高系统的经 济性。
储能还可以起到“系统调频”的作用，具有快速的功 率响
应能力，能够实现 功率的双向调节，改善风电和光 伏电力系 统的调频特性，实现更好的经济性。
储能在风光储一体化发电系统中，可充分利用风电和 光伏 在时间和地域上的互补性，配合储能系统的存储和 释放，改善 风、光发电系统的功率输出特性，缓解可再 生能源对电网的不 利影响，增加电网的消纳能力。
（2）从输配电侧来看，输配电系统在用电高峰时拥 挤阻
塞，影响系统正常运行。电能被存储在没有输配电 阻塞的区段， 用电高峰时储能系统释放电能，缓解输配 电系统阻塞，减少电 力传输中的异常和干扰，改善动态电 压稳定性。
（3）从用电侧来看，储能的加入可增强系统的供电 可靠
性，改善用户的电能质量。储能系统作为微网的分 布式电源之 一，通过电力电子装置在秒级甚 至毫秒级快 速响应，提升配 网智能化水平。
因此，发展大规模储能，不仅可以满足可再生能源发 展的
需要，还可以削峰填谷，减少系统备用；提高设备 利用率，减
缓输电压力，提升配网智能化水 平；对提高 电网系统的灵活 性具有重要意义。
根据能量存储方式的不同，储能技术主要可以分为机 械储 能（如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等）、 电磁储能（如 超导储能、超级电容等）、电化学储能（如 锂离子电池、钠硫 电池、铅酸电池、银镉电池、锌澳电池、 液 流电池等）以及储 热、储冷、储氢等。从不同储能技 术的应用发展情况来看，抽 水蓄能技术仍占有绝对优势, 电化学储能技术增长较快
据CNESA全球储能项目库统计，2019年底全球已投运储 能项目的累计装机规模为184. 6GW,同比+ 1.9%。不同储能 技术来看，抽水蓄能项目的累计装 机规模位列第 一，为171. 0GW,同比+0.2%；电化学储能项目的累计装机规模位列第二， 为9520. 5MWo电化学储能技术主要包括锂离子电池、铅蓄电 池、钠硫电池、液流电池等；其 中，锂离子电池的累计装机规 模占到电化学 储能装机规 模的88. 8%0
截至2020年6月底，全球已投运储能项目的累计 装机规 模为185. 3GW,同比+ 1.9%,中国的累计装机规模32. 7GW, 同比+4.1%。全球已投运的电化 学储能项目累计 装机规模突破 10GW,达到10112.3MW,同比+36. 1%,增 长 迅速；其中，中国 的累计装机规模为1831.0MW,同比+53.9%。全球市场和中国 市场电化学储能项目的累计装 机占比同比2019年分别增长了 1. 4pcts 和 1. 8pcts o
抽水蓄能是全球装机规模最大的储能技术，也是目前 发展
最为成熟的储能技术。从累计装机规模的角度来看, 抽水蓄能 技术仍占绝对优势。但由于其降 本空间有限以 及对地理环境 要求较高的原因，近几年增速有所下降，根据CNESA全球储能 项目库统计，2020年第二季度相比于 2019年底，全球和 中 国的抽水蓄能累计装机规模比例分 别下降了0. 3pcts 和0. 6pcts。
电化学储能装机规模近几年始终保持高速增长。据CNESA 全球储能项目库统计，截至2019年底，全球电 化学储能项目 的累计装机规模同比2018年+43.7%,项 目数量也逐步赶超抽 水蓄能项目。从地区分布来看，2019 年全 球新投运的电化学 储能项目装机规模排名前10的 国家为：中国、美国、英国、 德国、澳大利亚、日本、 阿联酋、加拿大、意大利和约旦，合 计占2019年全球新 增总规模的91.6%。从装机规模来看，排 在前七位的国家 的新增电 化学储能项目投运规模均超过百兆 瓦级别，中国和美国的规模更是突破500MW o
3.2、 可再生能源发电侧储能市场空间测算
目前，从我国配套储能政策和招标信息来看，电源侧 配套 项目开始逐渐推进，我们认为，该环节也将率先规 模化；进一 步我们根据“十四五”新增光伏、风电装机 的测算，按照20% 功率配比、备电时长2h的关键假设，以不同的渗透率对储能 系统存量改造、增量安装的市场 空间进行测算，计算结果及敏 感性分析如下表：
当存量改造渗透率达30%时，国内及全球可再生能源 发电 侧储能存量改造空间分别为58、168GWh,对应市场空间分别为 993、2862亿元；当增量项目安装渗透率达 到50%时，国内及 全球可再生能源发电侧储能增量安装空 间 分别为 2021 年 16、42GWh, 2025年22、74GWh,对 应产值空间分别为2021 年275、714亿元，2025年 377、1265 亿元。
3.3、 可再生能源发电侧储能降本路径分析
随着光伏产业技术进步，光伏发电系统降本趋势仍在 延 续，根据彭博新能源财经预测，2020-2025年储能系 统成本也 将进一步下降33%左右。电化学储能系统由电池、PCS、EMS、 BOS等设备构成，其中电池成本占比约
50-60%； 2019年锂电储能系统价格1. 7-2. 1元/Wh,从近 期国内的招标价格来看，下降到1.6元/Wh左右。
储能装置与新能源发电功率配比较关键，因为配比越 高， 需要电池量越大，折算到功率单位成本也就越高， 目前国内政 策或试点招标项目一般为10-20%,备电时长 约l-2h；我们进 行了成本分析，在较低的光伏发电和储 能功率配比下，光伏储 能系统电力可以率先快速实现平 价。
根据Solarzoom测算，风光电力要“ 100%增量替代”化 石能源发电，要做到“发电装机保有量：储能装机保有量品1W： 1-2Wh”的比例（功率配比50%-100%,备电时 长2-4h）风光
电力要“100%存量替代''化石能源发电，要 做到“发电装机保 有量：储能装机保有量25Wh”的比例（功率配比100%+,备电 时长4h+）；这既要求光伏系统、储能系统成本进一步降低， 当前的水平，距离这个 要求还有大约5-10年的差距。