深度解析：从双循环视角看“十四五”的光伏产业
本文将从可再生能源、光伏和储能三个方面进行详细解析。
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。
作者：光大证券，殷中枢、马瑞山、郝骞 文章来源：未来智库
免责声明：本公众号原创或转载文章仅代表作者本人观点，公众号平台对文中观点不持态度。如内容有不实或者侵权，请留言与本站联系。
往期精彩内容推荐
点“阅读原文”报名第四届BIPV大会