包含油电两用制砂机1416的词条

（报告出品方/作者：中信建投证券油电两用制砂机1416，朱玥油电两用制砂机1416，万炜，任佳玮）

1、低碳转型趋势确定，光伏、风电景气周期开启

为应对气候变化，过去两年多个国家将碳中和目标提上日程，全球低碳转型已经是确定性的趋势。低碳转型趋势下，以风电、光伏为代表的可再生能源发电量占比预计将快速提升，根据我们的测算结果：预计 2030 年全球光伏、风电分别新增装机 604GW、195GW，其中国内分别为 217GW、83GW油电两用制砂机1416；预计 2050 年全球光伏、风电分别新增装机 1059GW、528GW，其中国内分别为 547GW、215GW。

关键假设 1：低碳趋势下能源结构中电力占比将显著提升，基于 2010-2020 年间全球用电量增速为 2%-3%，假设 2020-2030 年全球电力消费量平均增速为 3.5%，略高于历史增速。

关键假设 2：假设 2030 年全球风电、光伏发电量占比分别为 11.9%、15.6%，国内风电、光伏发电量占比分别为 14.7%、17%，对应 2030 年非化石能源占比目标达到 29%（2030 年目标为 25%）。假设 2050 年全球风电、光伏发电量占比分别为 25%、35%，国内风电、光伏发电量占比分别为 31%、45.3%，对应非化石能源占比目标为 66%（2060 年目标为 80%）。

关键假设 3：风电平均年利用小时数为 2000 小时，光伏平均年利用小时数为 1200 小时

2、碳达峰、碳中和目标坚定明确，不断提升非化石能源消费比重

回顾我国非化石能源消费占比历史数据，2009 年，我国非化石能源消费占一次能源消费的比例为 8%，“十二五”期间提升了 2.8 个百分点，“十三五”期间提升了 4.1 个百分点。根据《2030 年前碳达峰行动方案》，“十四五”、“十五五”期间非化石能源占比将分别提升 4.7、5 个百分点，从“十二五”到“十五五”，我国减少化石能源占比的目标日益艰巨。

10 月 24 日，中共中央 国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（以下简称《意见》），对我国中长期非化石能源消费占比作出了重要指示。

《意见》提出，到 2025 年，非化石能源消费比重达到 20%左右；到 2030 年，非化石能源消费比重达到 25%左右；到 2060 年，非化石能源消费比重达到 80%以上，碳中和目标顺利实现。同时，对单位 GDP 能耗等指标、单位 GDP 二氧化碳、森林覆盖率也做出相应规范。

3、光伏：全面市场化开启成长周期，预计 2021-2025 年全球 CAGR24%

截至 2020 年，全球光伏累计装机 714GW，2011-2020 年间，全球光伏累计装机复合增长率 16.5%。其中，分地区看，亚洲、欧盟、北美地区光伏累计装机 407.0GW、152.9GW 和 84.5GW，占比分别为 57.0%、21.4%、11.8%，位列全球前三。分国别看，截至 2020 年底，中国光伏累计装机 253GW，占全球总装机 35.4%，光伏装机量占比位列全球第一。

分季度而言，2019-2020 年间，海外光伏装机各季度较均衡，海外每季度装机量 20GW 左右，国内方面，由于抢装期的影响，一年中我国大部分光伏装机都集中在四季度。展望 2022 年，预计 2022 年全球光伏装机总量 224GW，同比增长 33%；其中，海外全年总装机 142GW，各季度增长平稳，中国全年总装机 82GW，装机主要集中在第四季度，一季度为装机淡季。

我们根据 2025 年、2030 年全国非化石能源消费占比目标，测算“十四五”、“十五五”期间我国光伏装机增量。我们预计，截至 2025 年，全国光伏累计装机 771GW，“十四五”期间复合增长率 25%，2021-2025 年，中国新增光伏装机合计 517.6GW，2025 年新增光伏装机 145GW，预计 2030 年，全国光伏累计装机将达到 1416GW，“十五五”期间复合增长率 13%。预计 2021-2025 年，全球新增光伏装机 1407GW，2025 年新增装机 421GW，2021-2025年，年均复合增速 24.3%。

4、风电：陆风稳定增长，海风 2023 年左右迎来放量

截至 2020 年，全球风电累计装机 744GW，2012-2020 年间，全球风电累计装机复合增长率 12.8%。其中，中国风电累计装机 281.5GW，全球排名第一；欧洲、美国风电装机分别为 220、122GW，位列全球前列。欧洲国家中，德国装机量 63GW，排名欧洲第一。

2020 年，全球风电新增装机量 93GW，同比增长 55%，增量主要由中国贡献，2020 年，中国风电并网装机72.4GW，同比增长 191%，海外风电装机 20.6GW，同比减少 41.3%。中国风电装机周期性较为显著，主要受弃风率和补贴影响，海外年度新增装机量表现平稳，近几年维持在 30-35GW，2020 年装机量仅 20.6GW。

分季度而言，我国大部分风电装机都集中在四季度。展望 2022 年，预计 2022 年全球风电装机总量 89GW，同比增长 1.7%，受 2020 年全球装机高基数影响，2021、2022 年风电装机量增幅平缓；预计 2022 年内，海外全年新增装机 39GW，各季度增长平稳，中国全年总装机 50GW，装机主要集中在第四季度，一季度为装机淡季。

可以看到，自 2016 年以来，整个“十三五”火电投资都处于不断下滑的过程，而以风电为代表的新能源投资额持续放大，2020 年风电投资完成额超过当年电源工程建设投资额的 50%（光伏未被统计）。

5、储能：“双碳”实现路径中不可缺少的一环

“双碳”的实现伴随着电源结构的转变。 “碳达峰”、“碳中和”的实现必然伴随着能源结构的转变，长期以来我国一次能源消费以化石能源为主。2020 年，我国一次能源消费约 49.8 亿吨标准煤，其中非化石能源（风、光、水、核、生物质）等消费量约占 15.9%，约 7.8 亿吨标准煤（发电煤耗当量）；化石能源约占 84.1%，其中煤炭约 28.4 亿吨、石油约 8.9 亿吨、天然气约 4.3 亿吨（均为标准煤当量），合计造成约 100.3 亿吨二氧化碳排放。

能源结构优化是减排二氧化碳的根本对策，非化石能源主要包括风能、太阳能、水能、核能、地热能、生物质能等，除少量地热能可直接用于供暖、热水外，几乎所有的非化石能源利用方式都是发电。因此风、光、水、核等所发出的电能又被称为“一次电力”，以与煤炭、石油、天然气等所发出的“二次电力”相区别。近年来，以光伏、风电为代表的可再生能源占比逐年提高，并已成为新增装机容量中占比最高的电源类型。

可再生能源的“上位”需要储能扶持。2020 年，我国可再生能源装机占比已达 41.4%，其中非水可再生能源（风、光）占比已达 24.3%，但发电量方面，可再生能源发电量仅占 27.3%，其中非水可再生能源仅占 9.54%，与其装机占比极不相称。究其原因，以风电、光伏为代表的可再生能源出力不稳定、不可控，带来两个问题，一是风电、光伏必须配备足够的调峰电源以平滑出力，保证电力系统安全稳定运行；二是风电、光伏利用小时数低，若要满足电量需求，则装机容量需大大超出负荷水平，造成发电侧和用电侧解耦，联系两者的只能是储能。

发电侧，新能源配储渐成主流

储能的首要应用场景是配置在新能源场站中，起到平滑出力曲线，促进消纳的作用。目前，随着电网消纳空间日益挖掘殆尽，调峰消纳责任将逐渐转移至发电端。根据“双碳”目标要求，我们预测“十四五”期间国内风电、光伏年均新增装机分别可达 41GW、103GW，其中 2021 年受硅料、能源等价格上涨影响，光伏新增装机预测约 50GW、风电新增装机预测约 25GW。我们预测国内“十五五”期间风电、光伏年均装机分别可达 52GW、129GW。

随着消纳压力日益增大，我们预测新能源配储能的渗透率、配储装机比例、储能时长均将提升，使得储能装机迅速增长，2025 年发电侧储能装机需求可达 28.1GWh。海外方面，我们预计 2025 年新增风电装机可达 133GW、新增光伏装机可达 243GW，两者贡献发电侧储能需求约 70.5GWh。至 2030 年，由于全球碳达峰、碳中和进程加速，预计国内新增风电、光伏装机可达 293GW，对应的配储需求可达 89.8GWh；海外新增风电、光伏装机可达 587GW，对应的配储需求可达 328.5GWh。

电网侧，配合新能源调峰需求并获取辅助服务收益，静待电网侧储能放开

随着电源端新能源渗透率的提高以及电动车、取暖供冷负荷的增长，电网受到发电侧出力不稳定和用电侧波动性大、同时率高的影响，导致电网负荷峰谷差逐年增大，对电网的调峰、调频提出了更高的要求。电化学储能调峰、调频具备跟踪速度快、可双向调节、不产生额外碳排放、不依赖站址等优点。我们测算，国内电网侧储能 2021 年装机需求约 1.71GWh，至 2025 年需求增至 30.04GWh，2030 年可达 114.7GWh。海外方面，电网侧储能主要用于调频和尖峰负荷补偿，我们测算 2021 年海外电网侧储能需求为 8.47GWh，至 2025 年可达22.19GWh，至 2030 年可达 53.77GWh。

用户侧，海外已实现经济性

用户对低成本高质量用电的需求是推动用户侧储能装机增长的根本驱动力。我国电网网架坚强，可靠性较高，用户侧储能的商业模式主要是工商业用户减少容量电费，并获取峰谷价差套利收入。对海外用户来说，尤其是发达国家，由于其电价较高，推行“光+储”的业务模式已可实现经济性。（报告来源：未来智库）

2022 年分季度需求测算

国内方面，目前我国发电侧国内发电侧储能季节性较为显著，海外储能随着储能渗透率提升稳定增长。储能在我国正处商业化初期，2021 年我国多地出台强制配储政策，预计 2021 年及以后，各地储能将有较为严格的储能配比要求，储能通常与风光电站建设同步进行，因此，我国发电侧储能装机将主要集中在电站建设较为集中的第四季度。预计 2022 年，我国发电侧储能装机量 2.92GWh，其中第四季度占比 40%。我国电网侧、用户侧方面，储能配置受季度波动影响较小，伴随着储能渗透率的逐步提升，预计全年稳定增长，2022 年国内电网侧储能装机总量 1.75GWh，用户侧储能装机总量 0.72GWh。海外储能装机季节性较弱，预计海外发电、电网、用户侧储能装机各季度稳定增长。

1、严控煤炭，构建风光为主体的新型电力系统

火电新增装机下滑，风电光伏比例大幅度提升。2017 年 7 月，国家发改委会同工业和信息化部、财政部等15 个部委，发布《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出针对煤电行业的动煤电行业供给侧结构性改革。文件要求“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能 1.5 亿千瓦，淘汰落后产能 0.2 亿千瓦以上，到 2020 年，全国煤电装机规模控制在 11 亿千瓦以内。

可以看到，自 2016 年以来，整个“十三五”火电投资都处于不断下滑的过程，而以风电为代表的新能源投资额持续放大，2020 年风电投资完成额超过当年电源工程建设投资额的 50%（光伏未被统计）。

从年度新增发电装机容量来看，从 2016 年开始风电光伏合计新增装机容量就超越火电（火电不仅指煤电，还包括天然气、生物质发电等），占据我国新增电力装机的主导。2020 年，风电光伏合计新增装机贡献了当年全国新增装机的 62.9%，2021 年前 9 个月也占到了 45.5%。

在“碳达峰、碳中和”大的政策背景下，我们判断“十四五”对于煤电的限制政策不会放松，会继续限制在 11亿千瓦以内，后续新增电力需求通过发展风电光伏等可再生能源解决，风电光伏未来有望成为主导能源。不仅中国，全球主要国家的电力系统中，风电和光伏未来都将占据更高的比例。根据国际能源署（IEA）发布的《全球能源部门 2050 年净零排放路线图》，风电和光伏累计装机量在 2050 年有望分别占到全球所有电力装机的 25%和 43%，发电量贡献中风电和光伏也有望分别达到全球电量供应的 35%和 33%。

2、新型电力系统：电网配套+灵活性资源助力新能源成为主体

新型电力系统：目的与路径

以风电、光伏为代表的新能源具有资源丰富、开发难度较低，零碳环保等优点，是实现“双碳”目标的必然之选，但新能源同时具有随机性、间歇性和波动性的特点，对负荷的支撑能力不足。新能源通过电力电子装置并网，逆变器、变流器等对电网电压、频率等电能质量指标要求较高，工作范围较窄，若发生电压跌落、频率失步等易于脱网。然而，电力电子设备本身却又是电网的谐波源、无功用户，不但不能对电网起到稳定支撑作用，反而会恶化电网的电能质量。

与火电、水电等使用同步发电机并网的传统电源不同，逆变器、变流器等电力电子并网设备缺乏转动惯量，无法提供稳定性，故障传播速率远高于传统电网，若发生大规模脱网切机事故，对电网的供电安全产生极大威胁。此外，新能源出力的不稳定、不可控、波动大的特点，还造成负荷消纳困难，由于新能源出力无法随着负荷水平的波动而实时调节（即传统电源的“源随荷动”的模式），必然造成新能源出力大发时弃电，而新能源出力不足时仍需要传统电源补足，在传统电力系统下，新能源难以承担主力电源的重任。

二、大型化降低总体建设成本。陆上风电风机成本只占风电场总建设成本的 40%多，单个机组容量的增加能够显著减少机器点位，减少塔筒、土地、线路、施工安装和基础设施建设的成本，缩短工程周期以降低造价，使得度电成本降低。

并网：关注柔性输变电、特高压

新能源并网出力不稳定，将引起电压波动、闪变及三相不平衡等问题，对电网电能质量构成了严重威胁，风电、光伏为逆变器并网，工作范围较窄，一旦接入点电压、频率偏离允许范围达到一定时间，将引起逆变器脱网切出，从而更加重了电能质量问题，引发连锁反应。若不加控制，较小的故障就可以引起新能源大规模脱网，系统无法维持稳定。SVG、新一代调相机等新型动态无功补偿设备可以自动跟踪设备无功需求和母线电压，对无功输出进行连续无级调节，并对突然的电压跌落予以及时响应，从而维持电压稳定，大大减少新能源脱网的风险。

目前，风电、光伏相关并网标准中，均有要求升压站中应加装适当容量的无功补偿装置，必要时应安装动态无功补偿装置。实际工程中，一般按照升压站主变容量的 20%~25%配置 SVG 容量。我们预计 SVG 需求将随着风电、光伏新增装机量的提升而提升。其中装设于新能源升压站的 SVG 容量需求将从 2021 年的约 15Gvar增长到 2025 年的约 40Gvar，CAGR=27.8%。按每 0.08 元/var 的单价测算，新能源并网 SVG 市场空间到 2025年约 32 亿元。

新能源除了要解决“接得上”的问题，还需解决“送得出”的问题。特高压作为远距离大容量输电的有效手段，能够将东部负荷中心与西部能源中心有效连接，在新能源大发展的今天，由于风、光资源多分布于我国西部高原、荒漠地区，特高压的重要性日益受到重视。另一方面，特高压作为“5G 网络、特高压、城际高铁和城际轨道交通、新能源汽车充电桩、大数据中心、人工智能、工业互联网”等“新基建”的一员，在拉动社会投资，提振经济方面也起着相当大的作用。

从负荷侧看，在能耗“双控”政策和“碳达峰、碳中和”政策的双重压力下，东部负荷中心省份面对逐年提高的可再生能源电力消纳责任权重指标压力，除了开发本地新能源外，通过特高压引入区外清洁电力成为一个有效手段。根据国家电网新型电力系统建设行动方案，“十四五”期间，规划建成 7 回、开工一批、储备一批特高压直流。从电源侧看，“十四五”规划中提出九大清洁能源基地建设，根据公开数据，目前已开工的大基地项目规模 3455 万千瓦，其中份额最多的甘肃（1285 万千瓦）、青海（1090 万千瓦）均位于西北地区，依托已建特高压或火电送出通道外送。

消纳：关注电化学储能、抽水蓄能等灵活性资源建设

在《2030 年前碳达峰行动方案》中，“加快建设新型电力系统”条目下提及了三个指标，分别是 2025 年新型储能装机容量达到 3000 万千瓦以上；2030 年抽水蓄能电站装机容量达到 1.2 亿千瓦左右；省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。可见，新型电力系统有别于传统电力系统的关键就是灵活调节能力，其中电化学储能由于其双向调节能力、不产生额外碳排放、调节迅速、不依赖场地等优点，已成为装机容量增长最快的储能类型。在政策的推动下，储能正在迎来爆发之势。的应用场景可大致分为电源侧、电网侧和用户侧三类，其中国内储能以电源侧、电网侧为主，海外储能以电网侧、用户侧居多。

配电网：关注配电自动化、运维智能化

传统上我国电力系统具有“重输轻配不管用”的特点，经历数十年的高强度投资，我国已建成以火电为主的电源体系，500kV 骨干网为主、交直流混联的坚强输电网体系。配电网是能源生产、转换、消费的关键环节，更是可再生能源消纳的支撑平台、多元海量信息数据平台、多方市场主体的交易平台。在以‘碳达峰’‘碳中和’国家战略性减碳目标为牵引的能源革命大背景下，配电网正逐渐成为电力系统的核心。但长期以来对配电网的重视和投资不足。

配电网投资的重心一是配网自动化，二是运维智能化。南方电网提出，到 2025 年，全网客户年均停电时间降至 5 小时/户以内，其中中心城区降至 0.5 小时/户，城镇地区降至 2 小时/户，乡村地区降至 7.5 小时/户，保持国内领先水平。我们认为，配网投资最重要的目的是提升供电可靠性，配电自动化设备能够对配网设备起到“四遥”功能，即遥信、遥测、遥控、遥调，能够实现故障快速识别定位、快速切除故障区域防止故障扩大的作用，且反应迅速、动作准确、无需人工干预，从而大大提高了配网可靠性。而智能运维设备如巡检机器人、巡检无人机等，能够大大提升巡检效率，且不易遗漏死角、巡检数据可回溯，将成为未来电网投资重点之一。

3、技术变革：风机大型化带来降本空间、光伏高效电池技术不断迭代

风机大型化带来降本空间

在风电从补贴走向平价的过程中，风电行业也通过不断地努力降低成本。全球陆上风电过去十年的建设成本下降了 31%，而利用效率提升了 31%，所以带来了度电成本 56%的下降；而海上风电过去十年的建设成本下降了 32%，利用效率提升了 6%，度电成本下降了 48%。

在风电成本下降的过程中，一个最重要的手段就是大型化，大型化主要通过两方面来降低风电成本，一是更便宜的主机价格，二是更少的建设成本。

一、大型化降低单位主机成本。以我国每年新增风电装机为例，2010 年新建单机平均功率约 1.45MW，到了 2020 年这一数字就翻倍来到 3MW 左右。从过去几年的风电公开招标市场月度平均价格也可以看出，虽然总体价格趋势向下，但相同时间的不同容量的风机，3MW 平均单价要比比 2.5MW 便宜 1.9%，4MW 平均单价要比 3MW 便宜 2.2%。

这里面最主要的原因，是风机在容量增大的过程中，通过紧凑化、轻量化的设计，使用的零部件、原材料和容量并不是同比例增加的。比如说主轴，2MW 机型主轴净重 15 吨左右，而 4MW 机型净重可能就只需要 27吨。我们通过观察主机厂不同容量的风机的重量，可以观察到单位容量重量有明显下降。

比如运达股份 5MW 机型和 2.5MW 机型相比，在大型化的过程中，应用了轻量化、紧凑化的设计，每兆瓦重量下降了 32.2%；而明阳智能陆风 5MW 机型和 2.5MW 机型相比，每兆瓦重量下降了 26.3%，海风 8.3MW 机型和 5.5MW 机型对比，每兆瓦重量下降了 29.3%。这些下降的重量就是节省的钢材、铜、稀土等原材料，所以能够降低风机的生产成本。

二、大型化降低总体建设成本。陆上风电风机成本只占风电场总建设成本的 40%多，单个机组容量的增加能够显著减少机器点位，减少塔筒、土地、线路、施工安装和基础设施建设的成本，缩短工程周期以降低造价，使得度电成本降低。

除了大型化外，新的设计、技术及制造工艺的应用，也给风电降本带来空间：例如更大的风轮直径和更高的轮毂高度能够使机组在风速较低的地区获取更多风能，在机组功率提升的同时提升利用小时数，摊薄度电成本；例如在点位选择、风机排布等方面进行优化，更好的利用风能资源，降低冗余，从而在更小的土地面积里开发出更大的风电场，节省土地资源等。

高效电池技术不断迭代，N 型电池有望接棒成为主流

光伏产业链快速发展的本质是技术驱动降本提效，这一点在电池片领域体现的尤为明显，作为光伏产业链的核心环节，电池片需要通过技术的持续迭代推进效率不断提升。2018 年之前，Al-BSF 技术在光伏电池市场一支独秀，转化效率约为 20%左右，由于逼近其转化效率上限，2019 年起被 PERC 电池规模替代。目前，市场主流的 PERC 电池光电转化效率已实现 23%以上，2019 年隆基已可将 PERC 电池效率记录提升至 24.06% ，而PERC 电池理论极限效率在 24.5%。目前 PERC 电池类似此前 Al-BSF 电池，已经逼近其效率极限，亟需新一代高效电池技术替代。

N 型电池优势显著，有望接替 P 型成为主流。晶硅太阳电池可以用传统 P 型硅片，也可以用 N 型硅片来制作。当前市场主流的 Al-BSF、PERC 电池均为 P 型电池，P 型电池最主要的问题在于硼氧对引起的衰减，而掺磷的 N 型电池硼含量极低，从本质上消除了硼氧对带来光致衰减的影响。此外采用 N 型硅作衬底，具有少子寿命高、对金属杂质的容忍度高，适合双面电池设计（双面率 90%）等优点。目前产业界量产平均转换效率大于24%的电池均为 N 型电池（TOPCON、HIT、IBC 电池等）。

目前，光伏各种 N 型高效电池技术百家争鸣，量产转化效率均已突破 24%，当前下一代主流 N 型电池主要为：TOPCON 电池技术，HIT 电池技术以及 IBC 电池技术。

1）TOPCO 挖掘现有产线生命周期，工艺优化持续推进。TOPCON 电池是在 N 型电池工艺的基础上研发出的隧穿氧化层钝化接触技术，该技术可大幅度的提升 N 型电池的 VOC 和转换效率。TOPCON 的核心优势在于：1）理论转化效率上限高，其中基于 POLO2-BJ 结构，TOPCON 理论效率 28.7%，接近晶硅极限；2）可基于现有 PERC 产线升级改造，国内 PERC 产能 60%可改造为 TOPCON，因此面临大规模老产能折旧计提压力，改造成 TOPCON 是拉长设备应用周期是较优选择。此外相对于 PERC 电池，TOPCON同时具备较好双面率、低温响应等优点，同时成本相对其他 N 型电池较低。目前 TOPCON 量产瓶颈在于良率较低，相较于 PERC 且成本仍然偏高，工艺路线仍未完全定型，需要持续关注后续优化进程。

2）HIT：降本增效路径清晰，有望成为下一代主流技术。HIT 技术则是通过增加一层非晶硅异质结来提高VOC 开路电压，从而提高电池片的转换效率。HIT 电池优势一方面体现在其高转化效率，目前量产可达 24-25%以上，有效降低发电端成本；更重要的是，考虑到衰减率低、双面率高、温度系数低、弱光效应等诸多优势，HIT 双面电池相较于 PERC 全生命周期每 W发电量高 5~11.8%。但是其设备贵、投资成本高，银浆及靶材成本较高，这些降成本 HIT 电池未来能否实现大规模产业化的关键因素。随着硅片、非硅、产能成本持续降低，HIT 的性能优势将持续凸显。

3）IBC：量产难度相对较高，长期叠加工艺具备潜力。IBC 电池由于其叉指式背接触的优良结构，电池在当前各电池技术中效率最高，早期可以达到 25-26%以上。但 IBC 也是商业化晶体硅电池中工艺更复杂、结构难度更大、成本更高的技术，短期量产存在一定难度。但由于可以与 HIT/TOPCON 电池技术相结合，制备HBC/POLO-IBC 电池，能够继续提升效率至 26%以上，代表晶硅电池最高效率水平，在特定应用场景具备较强优势，需要继续关注产业化进程。

由于绿色电力交易将新能源电力与普通电力区隔开，同时能耗双控对新能源电力消纳提供了更优惠条件，使得新能源电力过去被低估的价值得到发现。生产新能源电力的运营商过去与普通电力运营商一样的估值体系这一旧框架也被打破。

4、绿电交易叠加能耗双控，新能源需求有望再上台阶

绿电交易溢价，凸显绿色能源价值

2001 年 8 月，国家发改委、能源局正式批复了《绿色电力交易试点工作方案》，提出在当前电力市场建设成果基础上，试点开展绿色电力交易，充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用，加快推进绿色能源开发利用。《方案》主要内容包括以下几点：

一是明确了绿色电力交易定义和交易框架。《方案》定义了绿色电力产品初期为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时扩大至符合条件的水电；而绿色电力交易则是以这类电力产品为标的物，开展的电力中长期交易。

二是强调了绿色电力交易的优先原则。《方案》提出绿色电力交易作为独立交易品种，优先组织有绿色电力消费需求的市场主体开展长周期的市场化交易；在交易结算方面，《方案》要求绿色电力交易优先于其他优先发电计划和市场化交易结算，月结月清并做好与其他分时段交易结算的衔接。

三是规范了绿色电力产品的交易方式。《方案》提出了直接交易购买和向电网企业购买两种方式。在直接交易无法满足绿色电力消费需求的情况下，电力用户可通过第二种交易方式——向电网企业购买其保障收购的绿色电力产品达成交易。这类绿色电力产品来自部分带补贴的新能源项目，带补贴的新能源项目交易电量将不再领取补贴或注册申请自愿认购绿证，不计入其合理利用小时，通过市场机制分担补贴，缓解补贴缺口压力。（报告来源：未来智库）

四是厘清了绿色电力产品的市场化定价机制。《方案》鼓励交易价格可以高于发电企业核定的上网价格和电网企业收购的价格，充分体现了电能的绿色价值和环境价值。高于核定上网价格的收益，将分配给对应的发电企业，以鼓励发电企业为绿色能源发展做出的贡献，并支撑发电企业持续建设绿色能源。

五是提出了绿色电力交易的衔接与发展预期。《方案》提出了将消纳责任权重分解至电力用户和售电公司作为刚性约束的预期，以激励广大市场主体积极参与绿色电力交易；对于初步启动的碳市场，《方案》建议通过CCER 等机制实现电力市场与碳市场的有机连接，以规避环境费用在两个市场之间重复计算。

9 月 7 日，来自 17 个省份的 259 家市场主体，以线上线下方式完成了 79.35 亿千瓦时绿色电力交易，其中有 68.98 亿千瓦时在北京电力交易中心完成，剩余 10.37 亿千瓦时交易量在广州电力交易中心完成。根据新能源电力投融资联盟披露，这次试点交易中，成交均价较正常中长期协议增加 3-5 分/度，较火电基准价大约上涨 2分钱（长协低于火电基准价）。

由于绿电交易的电量不含补贴，不计入合理利用小时，通过绿电交易产生的溢价相当于直接对项目补贴，将明显提高电站投资回报。我们模拟测算了按光伏电站 4.2 元/W 的全投资情形下，年利用小时 1280 小时，投资回报年限 25 年，如果按全国平均燃煤基准价 0.3674 元/千瓦时，全投资 IRR 为 6.13%，资本金 IRR 为 7.35%；假设绿电溢价 2 分钱，电价 0.3874 元/千瓦时，全投资 IRR 将提升至 6.76%、资本金 IRR 将提升至 8.43%；如果按照 20%交易绿电交易比例测算，全投资 IRR 将达到 6.27%，资本金 IRR 为 7.58%。

超额消纳绿电将不纳入能耗双控考核

2021 年 9 月 11 日国家发改委发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，其中第八条，鼓励地方增加可再生能源消费，根据各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。

可再生能源电力消纳责任权重来源于 2019 年国家发改委、能源局发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，《通知》提出按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重，并最低消纳责任权重和激励性消纳责任权重。《通知》还提出，在确保完成全国能源消耗总量和强度“双控”目标条件下，对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域，超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗“双控”考核。

本次《方案》与上次《通知》最大不同，是将最低权重和激励权重之间的那部分可再生能源也不纳入能耗考核，无疑提升了可再生能源的吸引力。2021 年 10 月 8 日，国务院常务会议提出完善地方能耗双控机制，推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。

可以预见，后续各地方政府为了获得更多能耗指标发展经济，将加大可再生能源方面的投入；而高耗能企业也将会有更强意愿使用可再生能源，结合之前的绿电交易情况，可再生能源需求将保持旺盛，绿电溢价也有望维持。

确定性增长将带来成长性溢价

由于绿色电力交易将新能源电力与普通电力区隔开，同时能耗双控对新能源电力消纳提供了更优惠条件，使得新能源电力过去被低估的价值得到发现。生产新能源电力的运营商过去与普通电力运营商一样的估值体系这一旧框架也被打破。

碳中和为风电光伏装机发展提供了远景目标，而能耗双控制度下针对超额消纳绿电不计入能耗指标则为风电光伏装机提供了短期动力，我们看到目前主要的新能源运营商都抛出了不小的十四五新增装机规划。根据我们收集到的各新能源运营商十四五规划新增装机量，可以看到未来 5 年年均复合增速 40%以上的有金开新能、中广核新能源、三峡能源，30%以上的有江苏新能、浙江新能、太阳能、大唐新能源。

中国人民银行 2021 年 11 月 8 日宣布推出碳减排支持工具，重点支持清洁能源、节能环保和碳减排技术三个碳减排领域。对金融机构碳减排贷款按贷款本金的 60%提供资金支持，利率为 1.75%，期限 1 年可展期 2 次。碳减排贷款利率与同期限档次 LPR 大致持平，假设按 1 年期 LPR 到期续作的方式，绿电运营商最低可获得 3.85%左右的利息成本，相较于民营企业过去 5.5%的贷款成本下降 1.65 个百分点，如果该项政策能够一直持续下去，将能直接提高项目资本金 IRR 1 个百分点。

我们测算运营商通过置换存量贷款减轻利息负担带来的业绩弹性，发现地方运营商相对弹性较大。在 50%有息负债通过置换降低 1 个百分点利息成本的假设下，按 2020 年净利润测算增幅较大的有吉电股份 27.9%、浙江新能 21.4%、大唐新能源 18.6%、节能风电 11.6%、金开新能 11.6%。

1、光伏：硅料、粒子仍偏强势，一体化组件盈利有望改善

价格复盘：上游供给紧张推升产业链价格

主产业链方面，受到供需紧张的影响，今年以来上游硅料价格发生了较大幅度的上涨。年初至今致密料价格目前已达 26.9 万元/吨，涨幅 232.09%。同时硅片、电池、组件环节在成本上涨的带动下，年初以来产品价格也随硅料价格同步发生上涨，在 166mm 尺寸口径下，目前三者价格分别升至 5.75 元/片、1.11 元/W、2.03 元/W，年初以来对应涨幅达到 78.57%、16.84%、23.78%。

辅材方面，玻璃今年以来由于玻璃环节新增产能规模较大，供需逐步转向宽松，导致产品价格一季度末由此前的 35 元/平方米跌至 22 元/平方米，并且此后这一价格持续处于这一水平。9 月由于下游需求有所恢复，同时玻璃原材料纯碱价格涨幅明显，因此玻璃价格也随之回升至 28 元/平方米。胶膜则是受到供给紧张的影响，价格自今年 7 月起出现了较大幅度的上涨，年初至今涨幅达 43.63%。

硅料：22 年新产能有望逐步释放

回顾过去几年全球硅料供给变化趋势，在 18 年国内出台“531”政策之后，光伏下游装机需求连续两年出现下滑，导致硅料价格持续处于低迷期。这一背景下，很多高成本产能由于盈利情况不佳退出市场，并且行业投资热情也受到较大影响，导致近两年硅料环节新增产能较少，2020 年以来硅料产能增速明显低于光伏新增装机需求增速。我们预计今年全球硅料供给约为 55.50 万吨，同比增长 14.86%。

从行业格局来看，经过前几年硅料的持续低景气阶段，高成本厂商逐步退出市场，2020 年行业 CR5 达到78%。

由于硅料产能投产周期较长，往往需要 1 年半以上的建设周期以及 3-6 个月的产能爬坡期，因此我们看到在今年硅料持续高景气的情况下，产业链中的新增有效硅料产能相对较少。自 2021 年四季度起，硅料头部厂商的新增产能将陆续开始投产，例如通威乐山二期（5 万吨）已于近期投产，保山一期（5 万吨）预计将在年底之前投产，以及大全的三期 B（3.5 万吨）项目同样计划在年底之前投产。2022 年，通威、新特、亚洲硅业、东方希望等硅料企业将不断有新增硅料产能释放，预计 2022 年底硅料环节产能有望达到 113.3 万吨。

硅片：新进入者增多，头部企业份额或有所下降

据光伏行业协会统计，我国 2020 年硅片产量 161.3GW，同比增长 19.8%。行业格局方面，2020 年中国硅片行业前五企业市场占有率约 80%，隆基、中环占比达到 50%以上。

自 15-16 年单晶技术开始逐步替代多晶以来，头部企业依靠先进的单晶技术，始终在硅片环节占据了较高份额。近两年，由于硅片行业盈利能力持续处于较高水平，同时技术也逐步在行业形成扩散，导致上机、京运通、高景等新进入者也纷纷进入硅片行业进行扩产。2021、2022 年底全球硅片产能将分别达到 364.95GW、486.85GW，相比于 2020 年分别增长 171.8%、229.2%。

电池片：格局相对分散，关注 N 型电池进展

2020 年，我国电池片产量 134.8GW，同比增长 22.2%，并且新增产能仍以 PERC 电池为主。从行业格局来看，全国电池片 CR5 约为 44%，通威、隆基、爱旭电池片产量排名靠前。2021 年，各家公司都加快了 N 型电池的研发，预计 2022 年即将进入量产阶段，重点关注各家企业新型电池片技术进展情况。

组件：龙头品牌、渠道优势凸显，格局逐步优化

2020 年，我国组件产量 126.6GW，同比增长 26.4%，组件出口总额达到 169.9 亿美元，出口量约 78.8GW，同比增长 18%。从行业格局来看，隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯在组件环节出货排名较为靠前，2020 年市占率合计达到 59%。

近年来，下游电站客户对于组件企业品牌重视程度越来越高，头部企业优势较为明显。例如在海外市场，光伏电站项目投资者为了尽量降低项目投资的风险，近年来对组件企业的可融资性评级愈发看重。所谓可融资性评级，是由第三方机构对组件进行一系列性能、可靠性和耐久度的测试，并根据测试结果对组件企业予以一定评级。企业可融资性评级越高，意味着其组件产品在各方面性能指标都更为优秀，从而能够降低投资者面临的风险，提高投资信心，并提供了更大的投资回报率保证。在当前国际投资环境存在较大不确定性的情况下，国外光伏项目投资者越来越看重组件企业的可融资性评级。因此在这方面龙头组件企业具有绝对领先优势。

玻璃：行业加速扩产，2022 年产能有望大幅提升

今年以来国内各光伏玻璃厂商加速扩产，2020 年底行业日熔量为 2.67 万吨/日，预计 2021 年底行业日熔量4.39 万吨/日，信义、福莱特市占率分别为 36%、31%，行业 CR5 为 86%。展望 2022 年，信义、福莱特等传统光伏玻璃龙头产能大幅扩张，同时旗滨集团等行业新进入者也有大量新增产能，预计 2022 年底我国光伏玻璃产能将达到 6.41 万吨/日，相比 2021 年底增长 46%。

胶膜及 EVA 粒子：国内粒子产能有望逐步释放

从上游原材料 EVA 粒子的情况来看，今年以来受到新增产能较少的影响，EVA 粒子价格出现大幅上涨。展望明年，国内部分新增产能投产后，全球光伏级 EVA 粒子供给有望达到 93-114 万吨，对应组件环节产量222-271GW。

受 EVA 涨价影响，今年以来国内胶膜厂商成本出现上涨。根据我们测算，目前 EVA 胶膜成本在 15-16 元/平米之间。2022 年由于 EVA 粒子供给仍然处于紧平衡状态，我们判断对于胶膜企业来说上游供应链将显得至关重要。

产业链利润分配展望：硅料、粒子仍偏强势，看好一体化组件企业量利齐升

通过对比产业链上各环节 2022 年的产能情况，我们可以对于各环节做出如下预判：

1）硅料：明年全年硅料环节将不断有新产能释放，相比于终端需求来说硅料供需情况边际不断改善，因此我们预计硅料价格 2022 年将会有所回落。但考虑到硅料产能仍然明显小于硅片、电池、组件，硅料仍是主产业链中供给最为紧张的环节，因此我们判断硅料价格不会回落至较低水平，预计明年硅料均价仍能够维持在 15-20万元/吨。

2）硅片：今年硅片环节新进入者较多，引发市场对于 2022 年硅片“价格战”的担忧。但是考虑到明年硅片环节产能仍然小于电池片，同时从格局来说硅片环节格局仍然好于电池片，硅片相对下游电池片厂商仍然可以留有一定的议价能力。我们判断在行业格局边际逐步分散的背景下，2022 年硅片盈利能力同比会有所回落，但依然能够依靠对于下游下游的议价能力，使盈利能力保持在一个相对较高的水平。

3）电池片：考虑到今年电池片环节受上游原材料涨价的影响，利润被大幅压缩，预计明年在硅料价格逐步下行的过程中，电池片环节盈利会有所修复。另外，N 型电池技术量产后，不同公司之间盈利能力也会有较大分化。

4）组件：与电池片环节类似，今年组件环节盈利水平也受到了上游硅料的压制。但我们看到头部厂商近年来品牌、渠道优势进一步凸显，2022 年行业 CR5 有望提升至 80%以上。同时，考虑到整县推进政策下分布式市场将迎来爆发，以及一体化组件企业 N 型电池技术的量产应用，我们判断一体化组件企业的盈利水平同比今年将有较大幅度的提升，2022 年头部组件企业有望迎来量利齐升。

5）玻璃：2021-2022 年，光伏玻璃新增产能规模较大，预计行业供给将相对宽松，光伏玻璃价格出现大幅上涨的可能性不大。头部厂商在石英砂、能源等成本方面具有绝对领先优势，在行业竞争中有望保持长期优势地位。

6）EVA 粒子及胶膜：从 EVA 粒子供给情况来看，2022 年 EVA 粒子供给仍然处于紧平衡状态，尤其是在Q4 光伏装机旺季的情况下，EVA 粒子可能会出现明显的供给缺口。我们预计 2022 年 EVA 粒子及胶膜价格仍然会维持高位。

2、风电：大型化+大宗品价格下行推动降本，塔筒格局持续优化

今年以来，上游原材料涨价对风电产业链中游制造环节的盈利能力形成一定压制。我们预计 2022 年风机大型化+大宗品价格下行将推动风电不断降本。

大型化方面，风机在容量增大的过程中，通过紧凑化、轻量化的设计，使用的零部件、原材料和容量并不是同比例增加的。比如说主轴，2MW 机型主轴净重 15 吨左右，而 4MW 机型净重可能就只需要 27 吨。我们通过观察主机厂不同容量的风机的重量，可以观察到单位容量重量有明显下降。

比如运达股份 5MW 机型和 2.5MW 机型相比，在大型化的过程中，应用了轻量化、紧凑化的设计，每兆瓦重量下降了 32.2%；而明阳智能陆风 5MW 机型和 2.5MW 机型相比，每兆瓦重量下降了 26.3%，海风 8.3MW 机型和 5.5MW 机型对比，每兆瓦重量下降了 29.3%。这些下降的重量就是节省的钢材、铜、稀土等原材料，所以能够降低风机的生产成本。

大型化降本最终体现的结果就是风机单瓦售价上，就如我们之前所说，相同时间的不同容量的风机，3MW平均单价要比比 2.5MW 便宜 1.9%，4MW 平均单价要比 3MW 便宜 2.2%。

同时，风机大型化也可以降低电站环节的总体建设成本。例如对于陆上风电来说，单个机组容量的增加能够显著减少机器点位，减少塔筒、土地、线路、施工安装和基础设施建设的成本，缩短工程周期以降低造价，使得度电成本降低。

大宗品方面，由于风机主要原材料以铜、刚、白银、铁等大宗商品为主。在今年上游大宗品价格不断上涨的过程中，风电产业链中游制造环节盈利能力承受了一定压力。我们预计在明年大宗商品价格逐步回落的过程中，风电制造商成本压力也会逐步下降，并且会将一部分大宗品价格下降所带来的成本降幅让利至下游，从而逐步降低风电度电成本。

根据中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）发布的 2020 年中国风电吊装容量统计简报，2020 年中国风电吊装量为 54.43GW，假设根据 3MW 机型使用塔筒重量 250 吨计算，2020 年我国合计塔筒消费总量约453 万吨。

根据各主要风电塔筒公司年报，2020 年前 5 大塔筒主要生产商合计销售风电塔筒 229 万吨，市场占比合计约 50%左右。后续各大企业都有较大的产能扩张计划，随着风机单位容量越来越大，风电塔筒行业集中度也有望提高，市场格局进一步优化。

在塔筒生产中，主要原材料是钢材和法兰，两者合计占到塔筒生产成本 70-75%，由于过去一段时间，钢材价格大幅上涨，导致塔筒企业毛利率出现了明显下滑。

不过，从今年 5 月份开始，钢材价格就出现了明显的回落，以与塔筒用材相近的 10mm 厚造船钢板上海报价为例，最新的价格为 6100 元/吨，相较 5 月份的高点 7200 元/吨，已经下跌了 15.3%。我们判断，明年钢材供需紧张形势将得到缓解，价格有希望进一步回落，塔筒企业的盈利能力将明显好转。

3、储能：风光占比提升下需求持续放量，看好逆变器+电池

随着电源端新能源渗透率的提高以及电动车、取暖供冷负荷的增长，电网受到发电侧出力不稳定和用电侧波动性大、同时率高的影响，导致电网负荷峰谷差逐年增大，对电网的调峰、调频提出了更高的要求。电化学储能调峰、调频具备跟踪速度快、可双向调节、不产生额外碳排放、不依赖站址等优点。我们测算，国内电网侧储能 2021 年装机需求约 1.71GWh，至 2025 年需求增至 30.04GWh，2030 年可达 114.7GWh。海外方面，电网侧储能主要用于调频和尖峰负荷补偿，我们测算 2021 年海外电网侧储能需求为 8.47GWh，至 2025 年可达22.19GWh，至 2030 年可达 53.77GWh。

海外市场中，用户对低成本高质量用电的需求是推动用户侧储能装机增长的根本驱动力。我国电网网架坚强，可靠性较高，用户侧储能的商业模式主要是工商业用户减少容量电费，并获取峰谷价差套利收入。对海外用户来说，尤其是发达国家，由于其电价较高，推行“光+储”的业务模式已可实现经济性。

国内方面，目前我国国内发电侧储能季节性较为显著，海外储能随着储能渗透率提升稳定增长。储能在我国正处商业化初期，2021 年我国多地出台强制配储政策，预计 2021 年及以后，各地储能将有较为严格的储能配比要求，储能通常与风光电站建设同步进行，因此，我国发电侧储能装机将主要集中在电站建设较为集中的第四季度。预计 2022 年，我国发电侧储能装机量 2.92GWh，其中第四季度占比 40%。我国电网侧、用户侧方面，储能配置受季度波动影响较小，伴随着储能渗透率的逐步提升，预计全年稳定增长，2022 年国内电网侧储能装机总量 1.75GWh，用户侧储能装机总量 0.72GWh。海外储能装机季节性较弱，预计海外发电、电网、用户侧储能装机各季度稳定增长。

储能变流器的单 W 价值量、单 W 利润均为光伏逆变器的 2-3 倍，因此虽然储能变流器的绝对需求量在近几年仍低于光伏，但是其利润贡献比例相对光伏逆变器将大幅提升，行业整体利润比例将从 2020 年的 14%提升至 2025 年的 83%。相比之下电池行业由于动力电池的超高增速、储能电池与动力电池的单位价值量、单位利润基本相当，因此相对弹性不特别明显。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。未来智库 - 官方网站