2020年光伏行业研究报告
导语
光伏行业实现平价后，估值空间将进一步打开。“十四五”光伏行业的成长 性将更加清晰，在全球碳减排和能源政策的加持下可实现较快增长。
来源：光大证券
1、可再生能源——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——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 ℃以内，并努力将气温升幅限制在工业化前水平以 上 1.5 ℃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 378GW。
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 100GW。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——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/kW，降幅达到 78.8%。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 11.4GW。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 1.58-1.6 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/W。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≈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 日，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——“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、镍镉电池、锌溴电池、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 9520.5MW。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%。
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。
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。
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 1-2h；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≈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≥5Wh”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。
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