光伏行業(yè)策略報告：全球趨勢中國國策黃金賽道龍頭強(qiáng)勁

光伏行業(yè)策略報告：全球趨勢，中國國策，黃金賽道，龍頭強(qiáng)勁一、大勢所趨，可再生能源長期空間巨大1.1

全球應(yīng)對氣候變化，簽署《巴黎協(xié)定》為應(yīng)對全球氣候變化問題，2015

年

12

月，《聯(lián)合國氣候變化框架公約》近

200

個締約方在

巴黎氣候變化大會上達(dá)成《巴黎協(xié)定》?！栋屠鑵f(xié)定》提出，各方將加強(qiáng)對氣候變化威脅的全

球應(yīng)對，把全球平均氣溫較工業(yè)化前水平升高控制在

2℃之內(nèi)，并為把升溫控制在

1.5℃之

內(nèi)而努力。為了確定實現(xiàn)以上目標(biāo)的路徑，經(jīng)過兩年多的持續(xù)研究，聯(lián)合國政府間氣候變化

專門委員會（IPCC）于

2018

年發(fā)布了《IPCC全球升溫

1.5℃特別報告》。報告指出，升溫

1.5℃帶來的風(fēng)險遠(yuǎn)低于升溫

2℃帶來的風(fēng)險，要實現(xiàn)升溫控制在

1.5℃以內(nèi)目標(biāo)，需要進(jìn)行

史無前例的大規(guī)模低碳轉(zhuǎn)型，到

21

世紀(jì)中葉左右，必須實現(xiàn)全球凈零排放。1.2

主要國家宣布碳中和目標(biāo)，碳中和大勢已定截至

2021

年

2

月，目前，全球已有超過

120

個國家和地區(qū)提出了碳中和目標(biāo)。其中，大部

分計劃在

2050

年左右實現(xiàn)。中國政府高度重視應(yīng)對氣候變化工作，積極主動承擔(dān)國際責(zé)任，統(tǒng)籌國內(nèi)經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展和生

態(tài)環(huán)境保護(hù)工作，提出了中國應(yīng)對氣候變化的方案。二、需求量大增，市場空間進(jìn)一步打開要實現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)，核心是實現(xiàn)兩個替代，即在能源消費(fèi)端實現(xiàn)以電能替代化石能源，

在能源生產(chǎn)端實現(xiàn)以可再生能源發(fā)電替代化石能源發(fā)電，我們預(yù)計在發(fā)電端，未來光伏裝機(jī)

需求將快速提升。2.1

全球光伏市場前景廣闊，2050

年達(dá)到

14000GW從長期角度看，在全球

2050

年實現(xiàn)碳中和的背景下，到

2050

年

電力將成為最主要的終端能源消費(fèi)形式，占比達(dá)

51%。其中，90%的電力由可再生能源發(fā)電

供應(yīng)，63%的電力由風(fēng)電和光伏發(fā)電供應(yīng)。2050

年全球光伏累計裝機(jī)量將達(dá)到

14000GW。2020

年全球光伏累計

裝機(jī)量為

725GW，由此推算

2020~2050

三十年間年復(fù)合增長率為

10.4%，長期空間及成

長確定性極高。從短期角度看，我們預(yù)計

2021

年全球新增光伏裝機(jī)量為

150~170GW，海

外光伏裝機(jī)新增量約為

100GW。按照

2021

年全球新增光伏裝機(jī)量中位數(shù)

160GW，容配比為

1.2，單瓦硅耗為

2.9g/W。2.2

中國光伏裝機(jī)空間巨大，2030

年累計裝機(jī)達(dá)到

982GW根據(jù)目前官方公布的能源規(guī)劃數(shù)據(jù)，可以初步測算

2025

及

2030

年中國光伏裝機(jī)總量。目前官方公布信息如下：①氣候雄心峰會：到

2030

年，非化石能源占一次能源消費(fèi)比重將達(dá)到

25%左右，風(fēng)電、太

陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到

1200GW以上。②關(guān)于國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和

2035

年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要的決議：十四五期間，

單位國內(nèi)生產(chǎn)總值能耗降低

13.5%，非化石能源占能源消費(fèi)總量比重提高到

20%左右。假設(shè)我國

GDP在“十四五”期間年均增速

5.5%，“十五五”期間年均增速

4.5%，“十五五”

期間單位國內(nèi)生產(chǎn)總值能耗降低

14%；2025

年核電累計裝機(jī)總量為

70GW，2030

年為

90GW；2025

年常規(guī)水電和抽水蓄能累計裝機(jī)分別達(dá)到

390GW和

62GW，2030

年常規(guī)水

電和抽水蓄能累計裝機(jī)分別達(dá)到

440GW和

120GW；2025

年生物質(zhì)發(fā)電量為

299.4TWh，

2030

年為

676.2TWh。根據(jù)以上信息，可以測算，2025

年風(fēng)光發(fā)電量為

1445.7TWh，2030

年為

2033.3TWh?？紤]到風(fēng)光出力特性具有一定互補(bǔ)性，按照不同發(fā)電量比例計算光伏發(fā)電量，同時，我國光

伏

2017~2019

年三年平均利用小時數(shù)為

1242

小時，以此作為測算所用利用小時數(shù)，計算對

應(yīng)光伏裝機(jī)量。2020

年，我國光伏裝機(jī)總量為

253GW。按照保守情況，2025

年，我國光伏裝機(jī)總量將達(dá)

到

698GW，“十四五”新增

445GW，年均新增

89GW，五年年均復(fù)合增長率為

22.5%。

2030

年我國光伏裝機(jī)總量為

982GW，“十五五”新增

284GW，年均新增

57GW。假設(shè)容

配比為

1.2，單瓦硅耗為

2.9g/W。需求快速放量，光伏產(chǎn)業(yè)鏈的各環(huán)節(jié)均充分受益。其中，對于供應(yīng)緊張而擴(kuò)產(chǎn)速度低于需求

增長的產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)，龍頭企業(yè)憑借成本優(yōu)勢盈利更高，例如多晶硅料制造行業(yè)等；同時，在

部分產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)存在供需周期錯配的情況下，行業(yè)內(nèi)的硅片/電池片/組件一體化龍頭企業(yè)將

擴(kuò)大市占率，體現(xiàn)出更強(qiáng)的盈利能力。三、平價時代到來，光伏發(fā)電經(jīng)濟(jì)性愈加顯著3.1

光伏中標(biāo)電價持續(xù)下降，2020

年全球最低達(dá)

1.32

美分/KWh由于技術(shù)的不斷進(jìn)步，光伏中標(biāo)電價持續(xù)下降，投資成本和發(fā)電成本逐年下降。2020

年，

葡萄牙一個光伏項目中標(biāo)電價達(dá)到約

1.32

美分/KWh，折合當(dāng)時人民幣價格約

0.091

元/KWh，

比

2019

年最低中標(biāo)電價降低了

0.324

美分/KWh，降幅約

20%。2020

年，我國光伏發(fā)電項

目中標(biāo)電價也繼續(xù)下降，青海海南州一個光伏發(fā)電競價項目中標(biāo)電價為

0.2427

元/KWh（約

3.46

美分/KWh），低于

2019

年達(dá)拉特旗光伏項目

0.26

元/KWh的電價。除此之外，阿聯(lián)

酋、卡塔爾、印度等國光伏中標(biāo)電價也打破了之前的最低紀(jì)錄。光伏電價已經(jīng)在全球越來越

多的國家和地區(qū)低于火電。3.2

碳交易有望增厚用戶利潤，降低成本波動敏感度2021

年

1

月

1

日起，全國碳市場首個履約周期正式啟動。首個履約周期截止到

2021

年

12

月

31

日，涉及

2225

家發(fā)電行業(yè)的重點排放單位。2021

年

1

月，生態(tài)環(huán)境部公布了《碳排

放權(quán)交易管理辦法（試行）》，自

2021

年

2

月

1

日起正式實施。該文件明確

CCER（ChineseCertifiedEmissionReduction，即國家核證減排量）抵消機(jī)制成為碳排放權(quán)交易制度體系的

重要組成部分。具體來講，重點排放單位每年可以使用

CCER抵銷碳排放配額的清繳，抵銷

比例不得超過應(yīng)清繳碳排放配額的

5%。這意味著，光伏和風(fēng)電等減排項目可以將其產(chǎn)生的

二氧化碳減排量在全國碳市場出售，獲取經(jīng)濟(jì)收益。光伏電站出售

CCER的收益主要受

CCER價格的影響。目前，我國已有碳交易試點地區(qū)中

上海的

CCER交易機(jī)制最為靈活，成交量最大，數(shù)據(jù)最為全面。當(dāng)前，我國碳排放交易尚處于起步階段，碳排放配額發(fā)放較為充足，由此產(chǎn)生的減排壓力并

不足夠大，企業(yè)需求尚未完全釋放。同時，在我國積極推進(jìn)碳中和政策的形勢下，碳交易將

成為關(guān)鍵的政策執(zhí)行手段，為了推動重點排放企業(yè)大力減排，預(yù)期國家將逐漸減少碳排放配

額的發(fā)放，同時，將制定有效市場政策保障碳排放配額和

CCER價格處于合理區(qū)間。因此，

預(yù)期未來

CCER價格將逐漸上漲。初步測算，樂觀情況下通過交易

CCER可使光伏發(fā)電項目

IRR提升約

1pct。這將一定程度

上降低電站項目對組件等價格上漲的敏感度，平抑上游原材料價格波動帶來的不良影響。四、新能源消納：政策到位、技術(shù)保障，效果顯著、未來可期2015~2016

年我國棄風(fēng)棄光率較高，經(jīng)過

5

年的努力，目前我國棄風(fēng)棄光率已大大下降，

基本實現(xiàn)全額消納。當(dāng)前，中央高度重視碳中和工作，規(guī)劃大力發(fā)展新能源電力，我們預(yù)計

作為頭部央企的電網(wǎng)公司將積極配合工作，采取有力措施保障未來新能源并網(wǎng)消納。4.1

以史為鑒，多因素導(dǎo)致棄風(fēng)棄光2015

年，我國新能源發(fā)電量占比較低，但棄用率較高。據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，截至

2015

年底，我

國風(fēng)電裝機(jī)

131GW，光伏發(fā)電裝機(jī)

42.2GW。2015

年，我國風(fēng)電發(fā)電量

1856

億

KWh，占

總發(fā)電量的

8.6%；光伏發(fā)電量

395

億

KWh，占總發(fā)電量的

2.8%。

2015

年，我國棄風(fēng)限電形勢嚴(yán)峻，全國棄風(fēng)電量

33.9TWh，平均棄風(fēng)率達(dá)到

15%。“三北”地區(qū)的棄風(fēng)棄光問題最為嚴(yán)重，棄風(fēng)量占總棄風(fēng)量的

99.9%；西北地區(qū)棄光量占總棄光量

的

95%。2015

年，棄風(fēng)棄光嚴(yán)重是多重因素綜合影響導(dǎo)致的。①新能源裝機(jī)與負(fù)荷呈逆向分布。“三北”地區(qū)負(fù)荷占全國總負(fù)荷的

36%，而其新能源裝機(jī)

占全國總量的

75%。其中，蒙東、甘肅、寧夏、新疆的新能源滲透率高于

100%，已經(jīng)超過

了丹麥、西班牙、葡萄牙等國家。②靈活調(diào)節(jié)電源占比低。我國抽蓄等靈活調(diào)節(jié)電源裝機(jī)占比較低，“三北”地區(qū)靈活調(diào)節(jié)電

源僅為新能源裝機(jī)的

18%。我國火電裝機(jī)超過

1TW，調(diào)峰能力僅約

50%；在供暖季，“三

北”地區(qū)的火電機(jī)組只有約

20%的調(diào)峰能力。③電網(wǎng)跨區(qū)外送能力較差。截至

2015

年底，西北電網(wǎng)新能源裝機(jī)

60GW，跨區(qū)電力外送能

力僅

16.1GW。東北電網(wǎng)新能源裝機(jī)

25.5GW，跨區(qū)外送能力僅

3GW?？傮w來看，2015

年我國新能源消納問題是區(qū)域負(fù)荷規(guī)模、電源調(diào)節(jié)性能、電網(wǎng)互聯(lián)水平等

多重因素綜合作用導(dǎo)致。4.2

政策到位，技術(shù)保障，效果顯著為了降低棄風(fēng)棄光率，政府部門和電網(wǎng)公司做了大量工作，效果顯著。1）政府部門：出臺多項政策，目標(biāo)直指提高消納水平2016

年

3

月，國家發(fā)改委正式印發(fā)《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》。辦法規(guī)定，

可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目年發(fā)電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分。其中，保

障性收購電量部分通過優(yōu)先安排年度發(fā)電計劃、與電網(wǎng)公司簽訂優(yōu)先發(fā)電合同保障全額按標(biāo)

桿上網(wǎng)電價收購；市場交易電量部分由可再生能源發(fā)電企業(yè)通過參與市場競爭方式獲得發(fā)電

合同，電網(wǎng)企業(yè)按照優(yōu)先調(diào)度原則執(zhí)行發(fā)電合同。不存在限制可再生能源發(fā)電情況的地區(qū)，

電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)根據(jù)其資源條件保障可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目發(fā)電量全額收購。2017

年

11

月

13

日，國家發(fā)改委、國家能源局正式下發(fā)《解決棄水棄風(fēng)棄光問題實施方案》，

明確按年度實施可再生能源電力配額制，并在

2020

年全國范圍內(nèi)有效解決棄水棄風(fēng)棄光問

題。2019

年

5

月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于建立健全可再生能源電

力消納保障機(jī)制的通知》，對各省級行政區(qū)域設(shè)定可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重。2）電網(wǎng)公司：多措并舉，提高跨區(qū)輸電能力、就地消納能力和系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力“十三五”期間，國家電網(wǎng)采取多種措施，積極提高新能源消納水平。①加快電網(wǎng)建設(shè)。投資約

2.4

萬億元，建設(shè)堅強(qiáng)智能電網(wǎng)，保障新能源及時并網(wǎng)和消納。②加強(qiáng)輸電通道建設(shè)。跨省區(qū)輸電能力達(dá)到

230GW，輸送清潔能源電量比例

43%，實現(xiàn)全

國范圍資源優(yōu)化配置。③加快抽水蓄能電站建設(shè)。“十三五”以來累計開工抽水蓄能電站21座、裝機(jī)容量28.53GW，

在運(yùn)在建規(guī)模達(dá)到

62.36GW。3）消納水平持續(xù)提高，2019

年棄風(fēng)率

4%，棄光率

2%在政府部門和電網(wǎng)公司的持續(xù)發(fā)力下，我國新能源電力消納持續(xù)好轉(zhuǎn)。2019

年，全國棄光率

2%，北方地區(qū)消納情況明顯改善。截止

2019

年底，我國光伏發(fā)電裝機(jī)

204GW。2019

年，光伏發(fā)電

224.3TWh，同比增長

26.3%。全國棄光電量

4.6TWh，棄光率

2%，同比下降

1

個百分點。光伏消納問題主要出現(xiàn)

在西北地區(qū)，其棄光電量占全國的

87%，棄光率降至

5.9%，同比下降

2.3

個百分點。4.3

繼往開來，多措并舉，未來可期在中央領(lǐng)導(dǎo)人明確提出“碳達(dá)峰碳中和”目標(biāo)后，政府部門和電網(wǎng)公司積極響應(yīng)，出臺措施

進(jìn)一步提高新能源消納能力，預(yù)計未來新能源消納將繼續(xù)保持高水平。1）政府部門：壓實責(zé)任，力保消納2021

年

3

月

17

日，國家能源局近日印發(fā)了《清潔能源消納情況綜合監(jiān)管工作方案》，決定

在全國范圍內(nèi)組織開展清潔能源消納情況綜合監(jiān)管。該次綜合監(jiān)管以促進(jìn)清潔能源高效利用

為目標(biāo)，督促相關(guān)地區(qū)和企業(yè)嚴(yán)格落實國家清潔能源政策，優(yōu)化清潔能源并網(wǎng)接入和調(diào)度運(yùn)

行，規(guī)范清潔能源參與市場化交易，及時發(fā)現(xiàn)清潔能源發(fā)展中存在的突出問題，確保清潔能

源得到高效利用，進(jìn)一步促進(jìn)清潔能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，助力實現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”。綜合

監(jiān)管聚焦六個方面內(nèi)容：一是清潔能源消納主要目標(biāo)完成和重點任務(wù)落實情況；二是落實可

再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重情況；三是清潔能源發(fā)電項目并網(wǎng)接入情況；四是清潔能源優(yōu)化

調(diào)度情況；五是清潔能源跨省區(qū)交易消納情況；六是清潔能源參與輔助服務(wù)市場情況。2）國家電網(wǎng)：進(jìn)一步提高跨區(qū)輸電能力、就地消納能力和系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力國家電網(wǎng)積極響應(yīng)中央戰(zhàn)略，提高電網(wǎng)新能源消納能力已成為核心工作，可以預(yù)期未來電網(wǎng)

的光伏消納能力將獲得巨大提升，為光伏發(fā)電占比的提升打開空間。2021

年

3

月

1

日國家電網(wǎng)公司發(fā)布公司“碳達(dá)峰碳中和”行動方案，從六個方面提出十八

項行動措施，重點是提升電網(wǎng)跨區(qū)輸送能力和調(diào)節(jié)能力，為可再生能源電力消納作保障。行動方案指出要推動電網(wǎng)向能源互聯(lián)網(wǎng)升級，打造清潔能源優(yōu)化配置平臺。要加大跨區(qū)輸送

清潔能源力度。將持續(xù)提升已建輸電通道利用效率，作為電網(wǎng)發(fā)展主要內(nèi)容和重點任務(wù)?！笆?/p>

四五”期間，推動配套電源加快建設(shè)，完善送受端網(wǎng)架，推動建立跨省區(qū)輸電長效機(jī)制，已

建通道逐步實現(xiàn)滿送，提升輸電能力

35.27GW。優(yōu)化送端配套電源結(jié)構(gòu)，提高輸送清潔能源

比重。新增跨區(qū)輸電通道以輸送清潔能源為主，“十四五”規(guī)劃建成

7

回特高壓直流，新增

輸電能力

56GW。到

2025

年，公司經(jīng)營區(qū)跨省跨區(qū)輸電能力達(dá)到

300GW，輸送清潔能源

占比達(dá)到

50%。行動方案還指出，要推動網(wǎng)源協(xié)調(diào)發(fā)展和調(diào)度交易機(jī)制優(yōu)化，著力做好清潔能源并網(wǎng)消納持

續(xù)提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。要加快已開工的

41.63GW抽水蓄能電站建設(shè)。“十四五”期間，加大

抽水蓄能電站規(guī)劃選點和前期工作，再安排開工建設(shè)一批項目，到

2025

年，公司經(jīng)營區(qū)抽

水蓄能裝機(jī)超過

50GW。積極支持煤電靈活性改造，盡可能減少煤電發(fā)電量，推動電煤消費(fèi)盡快達(dá)峰。支持調(diào)峰氣電建設(shè)和儲能規(guī)模化應(yīng)用。積極推動發(fā)展“光伏+儲能”，提高分布式

電源利用效率。4）煤電靈活性改造：潛力巨大，為新能源消納騰出更多空間“十三五”期間，煤電靈活性改造完成情況與目標(biāo)差距較大，預(yù)計“十四五”期間，將出臺

政策給予煤電調(diào)峰合理補(bǔ)償，激發(fā)煤電企業(yè)靈活性改造動力，為新能源消納提供更多空間。①目前我國電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足2019

年

12

月中電聯(lián)發(fā)布《煤電機(jī)組靈活性運(yùn)行政策研究》。研究指出，我國抽水蓄能、燃

氣發(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源裝機(jī)占比不到

6%。其中，“三北”地區(qū)風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機(jī)分別占

全國的

72%、61%，但該區(qū)域靈活調(diào)節(jié)電源占比不足

3%。同時，歐美等國靈活電源占比較

高，美國、西班牙和德國占比分別為

49%、34%和

18%。②短期內(nèi)煤電靈活性改造是提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的有效手段受多重因素限制，我國靈活調(diào)節(jié)電源建設(shè)遠(yuǎn)不及新能源發(fā)展速度。抽水蓄能電站受站址資源

制約，且建設(shè)周期較長。氣電受氣源、氣價約束，發(fā)展規(guī)模有限。電化學(xué)儲能受制于經(jīng)濟(jì)性、

安全性，目前尚不具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件。在此背景下，煤電機(jī)組靈活性改造成為短期內(nèi)提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的主要手段。改造后的純凝

煤電機(jī)組最小技術(shù)出力可達(dá)到

30%~40%額定容量，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組最小技術(shù)出力可達(dá)到

40%~50%額定容量。③預(yù)計“十四五”將出臺合理的調(diào)峰補(bǔ)償方案，激發(fā)煤電改造動力，提高新能源消納空間截至

2019

年底，我國累計

完成煤電靈活性改造約

57.75GW，僅為

220GW改造目標(biāo)的

25%左右。主要原因是沒有設(shè)

置合理的調(diào)峰電價補(bǔ)償，煤電企業(yè)改造積極性不足。當(dāng)前，中央高度重視“碳中和”工作，提出構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。為提升電

力系統(tǒng)新能源消納能力，預(yù)計“十四五”期間將出臺合理的調(diào)峰補(bǔ)償方案，激發(fā)煤電靈活性

改造動力。目前我國燃煤機(jī)組裝機(jī)容量共約

1100GW，若四分之一進(jìn)行靈活性改造，初步測算將新增

43GW的調(diào)峰容量，且改造周期短，單位成本更低。5）電化學(xué)儲能：政策支撐，經(jīng)濟(jì)性有望改善，預(yù)期未來大幅提高消納能力①電化學(xué)儲能發(fā)展?jié)摿^大，目前因成本和收益等原因推廣緩慢相比于抽水蓄能，電化學(xué)儲能受地理條件制約較小，建設(shè)周期較短，可以靈活運(yùn)用于電力系

統(tǒng)各環(huán)節(jié)。當(dāng)前，鋰電池儲能成本相對較高，是制約其大規(guī)模推廣的核心因素。國家發(fā)展改革委、國家

能源局在《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》中提到，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。新型儲能技術(shù)創(chuàng)新能力顯著提高，核心技術(shù)

裝備自主可控水平大幅提升，在低成本、高可靠、長壽命等方面取得長足進(jìn)步，標(biāo)準(zhǔn)體系基

本完善，產(chǎn)業(yè)體系日趨完備，市場環(huán)境和商業(yè)模式基本成熟，裝機(jī)規(guī)模達(dá)

30GW以上。新

型儲能在推動能源領(lǐng)域碳達(dá)峰碳中和過程中發(fā)揮顯著作用。2019

年電化學(xué)儲能市場主流價

格為

1.8~1.9

元/Wh，2020

年最低中標(biāo)價格已達(dá)到

1.06

元/Wh。預(yù)期隨著技術(shù)進(jìn)步，儲能投

資成本將進(jìn)一步下降。由于政策和電價等多重原因，近年來我國電力系統(tǒng)配置儲能主要集中在新能源發(fā)電側(cè)。2020

年已有多個?。ㄗ灾螀^(qū)）出臺了新能源配置儲能的相關(guān)政策，要求配置儲能容量為新能源裝機(jī)容量的

5%~20%。對于發(fā)電側(cè)儲能來說，目前儲能新增收益仍不明朗，加裝儲能將使電站

成本增加

5.3~10.6%，導(dǎo)致電站配置儲能積極性較低，但隨著設(shè)備成本持續(xù)下降，儲能滲透

率有望不斷提升。②青海率先出臺儲能補(bǔ)貼政策，有望起到示范引領(lǐng)作用，緩解配儲成本壓力青海是我國新能源發(fā)電大省。截至

2020

年年底，青海電網(wǎng)總裝機(jī)規(guī)模達(dá)到

40.30GW，其中

新能源裝機(jī)

24.45GW，占全網(wǎng)總裝機(jī)的

60.7%。2020

年，青海新能源發(fā)電量達(dá)到

24.9TWh，

占青海當(dāng)年總發(fā)電量的

26%。青海新能源消納問題比較明顯。2020

年全國棄風(fēng)電量

16.61TWh，棄風(fēng)率

3.5%；棄光電量

5.26TWh，棄光率

2%。然而，由于新能源裝機(jī)量和裝機(jī)占比較高，青海新能源消納問題依

然比較明顯。2020

年，青海棄風(fēng)率

4.7%，棄光率

8%，均高于全國平均水平。青海積極出臺儲能相關(guān)政策助力新能源消納。2021

年

1

月

18

日，青海省發(fā)改委、科技廳、

工信廳、能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知》，為全國首

個針對新能源+儲能項目補(bǔ)貼方案。該文件明確對“新能源＋儲能”、“水電＋新能源+儲能”

項目中自發(fā)自儲設(shè)施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予每千瓦時

0.10

元運(yùn)營補(bǔ)貼，如果經(jīng)省工

業(yè)和信息化廳認(rèn)定使用本省產(chǎn)儲能電池

60%以上的項目，在上述補(bǔ)貼基礎(chǔ)上，再增加每千瓦

時

0.05

元補(bǔ)貼。補(bǔ)貼對象為

2021、2022

年投產(chǎn)的電化學(xué)儲能項目，由電網(wǎng)企業(yè)每月按電量

及時足額結(jié)算，補(bǔ)貼資金納入電網(wǎng)企業(yè)第二監(jiān)管周期輸配電價降價預(yù)留資金統(tǒng)籌解決，補(bǔ)貼

時限暫定為

2021

年

1

月

1

日至

2022

年

12

月

31

日。文件要求，新建新能源項目，儲能容

量原則上不低于新能源項目裝機(jī)量的

10%，儲能時長

2

小時以上。對儲能配比高、時間長的

一體化項目給予優(yōu)先支持；新建、新投運(yùn)水電站同步配置新能源和儲能系統(tǒng)，使新增水電與

新能源、儲能容量配比達(dá)到

1∶2∶0.2，實現(xiàn)就地平衡。此外，文件還明確優(yōu)先保障消納，

電網(wǎng)企業(yè)要與儲能電站企業(yè)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議和購售電合同，確保“新能源+儲能”、"水電+

新能源+儲能”項目和獨立儲能電站優(yōu)先接入、優(yōu)先調(diào)度、優(yōu)先消納、優(yōu)先外送，保證儲能設(shè)

施利用小時數(shù)不低于

540

小時。根據(jù)初步測算，配儲可以降低棄光率

3%~6%，在不考慮運(yùn)維成本的情況下，無補(bǔ)貼狀態(tài)下

收回儲能初始投資成本需要約

7

年，按照青海當(dāng)前的補(bǔ)貼政策，需要約

5

年的時間收回儲能

的初始投資。該政策可以一定程度上緩解新能源配置儲能的經(jīng)濟(jì)壓力，推動儲能在電力系統(tǒng)

中的滲透。在目前的政策形勢下，預(yù)期政府部門將出臺更有利于儲能發(fā)展的政策文件，進(jìn)一

步推動儲能發(fā)展。五、能耗雙控，產(chǎn)業(yè)鏈龍頭迎來發(fā)展新機(jī)遇5.1“能耗雙控”預(yù)期繼續(xù)推廣，產(chǎn)業(yè)鏈龍頭優(yōu)勢更顯2021

年

2

月

25

日，內(nèi)蒙古發(fā)布《關(guān)于確保完成“十四五”能耗雙控目標(biāo)任務(wù)若干保障措施》

的征求意見稿，確定

2021

年全區(qū)能耗雙控目標(biāo)為單位

GDP能耗下降

3%，能耗增量控制在

500

萬噸標(biāo)準(zhǔn)煤左右，能耗總量增速控制在

1.9%左右，單位工業(yè)增加值能耗（等價值）下降

4%以上。文件指出，要嚴(yán)格節(jié)能審查約束，全面實施用能預(yù)算管理，加快推進(jìn)高耗能行業(yè)結(jié)

構(gòu)調(diào)整。從

2021

年起，不再審批無下游轉(zhuǎn)化的多晶硅、單晶硅等新增產(chǎn)能項目，確有必要

建設(shè)的須在區(qū)內(nèi)實施產(chǎn)能和能耗減量置換。隨著“碳中和”政策的逐步推進(jìn)，“能耗雙控”預(yù)期將繼續(xù)推廣。作為我國煤炭能源供應(yīng)大

省，內(nèi)蒙古具有能源優(yōu)勢，是硅料、硅片企業(yè)重點布局地區(qū)。2020

年至

2021

年

3

月，硅料

供應(yīng)持續(xù)緊張，硅料大廠紛紛加緊擴(kuò)張產(chǎn)能。通威、天合、

新疆大全、特變電工、保利協(xié)鑫等多家光伏企業(yè)共發(fā)布

76.9

萬噸擴(kuò)產(chǎn)計劃。其中，57.5

萬

噸位于內(nèi)蒙古地區(qū)，占總量的

75%以上。內(nèi)蒙古率先出臺能耗雙控相關(guān)措施，顯示出地方政

府落實“碳中和”政策的積極態(tài)度和強(qiáng)大執(zhí)行力，預(yù)期未來其他省份將陸續(xù)出臺相關(guān)政策。因此，未來高耗能行業(yè)新增產(chǎn)能建設(shè)將面臨更為嚴(yán)格的審核和管控，存量產(chǎn)能將面臨提優(yōu)化能耗的壓力，實質(zhì)上促成新一輪的供給側(cè)結(jié)構(gòu)性調(diào)整。短期內(nèi)行業(yè)生存壓力顯著提升，落后

產(chǎn)能將加速出清，同時，憑借先發(fā)布局優(yōu)勢、生產(chǎn)技術(shù)優(yōu)勢、成本管控優(yōu)勢，龍頭企業(yè)市占

率將繼續(xù)提升。5.2

多晶硅：需求推動，供應(yīng)緊張，量價齊升，龍頭盈利增厚①多晶硅行業(yè)特點：產(chǎn)業(yè)集中度高、重資產(chǎn)、化工生產(chǎn)特性明顯從行業(yè)競爭格局來講，多晶硅行業(yè)的產(chǎn)業(yè)集中度較高。目前全球硅料龍頭企業(yè)主要有保利協(xié)

鑫

、通威股份

、韓國

OCI、德國

Wacker、新特能源、新疆大全、東方希望、亞洲硅業(yè)和

內(nèi)蒙古盾安等，全球大部分產(chǎn)能都在我國。2020

年，市場

CR5

達(dá)到

87.5%，我國產(chǎn)量

5

萬

噸級以上的企業(yè)有四家。多晶硅產(chǎn)業(yè)屬于重資產(chǎn)型產(chǎn)業(yè)。產(chǎn)量

1

萬噸的多晶硅產(chǎn)線投資需

10

億元，一般的產(chǎn)線是

3

萬噸的產(chǎn)量，因此，開發(fā)一條多晶硅產(chǎn)線需要約

30

億元前期投入，是整個產(chǎn)業(yè)鏈中資金投

入最大的環(huán)節(jié)。從生產(chǎn)供應(yīng)特性來講，多晶硅生產(chǎn)為化工產(chǎn)品生產(chǎn)模式，具有投產(chǎn)時間長、產(chǎn)能彈性小、安

全風(fēng)險大的特點。（1）投產(chǎn)時間長：從項目開建到產(chǎn)能投產(chǎn)一般需要

12~18

個月，遠(yuǎn)高于下游環(huán)節(jié)的擴(kuò)產(chǎn)周

期。在市場需求發(fā)生較大變化的階段，容易出現(xiàn)供需失衡的現(xiàn)象。（2）產(chǎn)能彈性?。涸谏a(chǎn)過程中，只有滿負(fù)荷生產(chǎn)才能實現(xiàn)最優(yōu)的經(jīng)濟(jì)性，因此產(chǎn)量較為穩(wěn)

定。（3）安全風(fēng)險大：一旦出現(xiàn)安全事故，企業(yè)被迫停產(chǎn)，就會影響多晶硅供應(yīng)量，造成階段性

的供應(yīng)緊張。②2021

年硅料行業(yè)新增產(chǎn)能有限，下游產(chǎn)能擴(kuò)張迅速，供需緊張2021

年硅料行業(yè)新增產(chǎn)能有限，供需緊張。據(jù)中國有色金屬工業(yè)協(xié)會硅業(yè)分會測算，2021

年全球供應(yīng)量極限為

57~58

萬噸。2020

年全球光伏裝機(jī)總量約為

130GW，2021

年全球裝

機(jī)總量有望提升至

150~170GW，按容配比

1:1.2

計算，對應(yīng)硅片需求

180~204GW，對應(yīng)

多晶硅料需求

52.2~59.2

萬噸。2021

年，硅料供需緊張。③硅料價格有望維持高位，產(chǎn)能被長單鎖定，行業(yè)龍頭盈利有望大幅增厚2020

年，多晶硅價格先抑后揚(yáng)，Q2

單晶硅料一度跌至

6

萬/噸以下，Q3

快速反彈至

9

萬/噸

以上，Q4

硅料企業(yè)開工恢復(fù)，硅料短缺情況好轉(zhuǎn)，價格小幅下滑，但依然維持高位。隨著硅

料庫存消化疊加硅片企業(yè)陸續(xù)擴(kuò)產(chǎn)，12

月底硅料價格筑底企穩(wěn)。2021

年以來多晶硅價格持續(xù)

上漲，截至

4

月

21

日單晶復(fù)投料平均成交價達(dá)到

14.78

萬元/噸。多晶硅價格持續(xù)上漲的根本

原因是多晶硅階段性供不應(yīng)求，短期看多晶硅價格有望維持高位。由于硅料價格持續(xù)上漲，多晶硅企業(yè)產(chǎn)能多數(shù)被長單鎖定。以通威為例，隆基、天合光能、晶

科等均與公司簽訂長期采購協(xié)議，2021~2023

年均采購數(shù)量約為

18

萬噸，約占

2021

年通威實

際產(chǎn)能

9

萬噸的

200%。

綜合供需形勢及價格走勢，2021~2022

多晶硅行業(yè)龍頭企業(yè)盈利預(yù)計將大幅上漲。5.3

硅片：行業(yè)擴(kuò)產(chǎn)加快，競爭預(yù)期加劇，鎖定硅料者為王①硅片擴(kuò)產(chǎn)巨大，競爭預(yù)期加劇硅片擴(kuò)產(chǎn)加速，預(yù)期競爭將加劇。近年來，單晶硅片環(huán)節(jié)呈現(xiàn)隆基與中環(huán)雙寡頭格局，毛利

率較高。由于看好光伏行業(yè)發(fā)展，各大企業(yè)加速產(chǎn)能擴(kuò)張，同時，也吸引了京運(yùn)通、上機(jī)數(shù)

控等非硅片企業(yè)加入進(jìn)來。根據(jù)中國有色金屬工業(yè)協(xié)會硅業(yè)分會測算，截至

2020

年底，硅

片企業(yè)產(chǎn)能為

205GW，預(yù)計

2021

年將擴(kuò)產(chǎn)至

310GW，同比增長

51%。由此，預(yù)期未來硅片行業(yè)的競爭將加劇。②硅料供應(yīng)不足，鎖定多晶硅料，產(chǎn)能方可運(yùn)轉(zhuǎn)2021

預(yù)計硅片產(chǎn)能達(dá)到

310GW，如果按單瓦硅耗

2.9g計算，所需硅料為

89.9

萬噸，遠(yuǎn)

超

2021

年硅料的有效產(chǎn)能

57.5

萬噸。在這種情況下，一部分產(chǎn)能將閑置，只有鎖定硅料

長單的產(chǎn)能才能落地生產(chǎn)。為避免硅料短缺，硅片企業(yè)紛紛簽訂長單。根據(jù)統(tǒng)計，自

2020

年下半年以來隆基、天合光

能、晶科等企業(yè)紛紛與多晶硅企業(yè)簽署了長單協(xié)議，以保障產(chǎn)能平穩(wěn)運(yùn)行。在眾多下游企業(yè)中，隆基長單鎖定多晶硅最多，同時，隆基已與多晶硅龍頭通威達(dá)成戰(zhàn)略合

作協(xié)議，通威硅料將優(yōu)先保障隆基訂單。在市場硅片擴(kuò)產(chǎn)加速的形勢下，這使得隆基能夠始

終維持其在原材料采購上的相對優(yōu)勢，維持較高的產(chǎn)能利用率，避免出現(xiàn)產(chǎn)能空置情況，順

勢提升市占率。③依托硅料保障和成本管控優(yōu)勢，隆基將在硅片大戰(zhàn)中獲勝盡管從行業(yè)產(chǎn)能角度看，未來硅片行業(yè)的玩家數(shù)量將變多，行業(yè)競爭預(yù)期會加劇。然而，考慮到硅料在未來兩年均處于供應(yīng)偏緊狀態(tài)，隆基鎖定長單，已擁有充足的原料保障；同時，

隆基作為單晶硅片的技術(shù)引領(lǐng)者，長期以來一直致力于通過技術(shù)進(jìn)步實現(xiàn)降本增效，在單晶

硅片生產(chǎn)上具備出眾的成本管控能力。因此，預(yù)期在未來的硅片競爭中，隆基將保持競爭優(yōu)

勢。5.4

電池片：異質(zhì)結(jié)形勢喜人，拭目以待目前，單晶

PERC電池是光伏電池的主流產(chǎn)品，量產(chǎn)效率達(dá)到約

23%，逐步接近

24.5%的

效率極限。與單晶

PERC電池相比，異質(zhì)結(jié)電池（HJT）效率更高，工藝更簡單，生產(chǎn)能

耗更低，當(dāng)前主要的缺點是成本較高。目前，成本較高是制約

HJT技術(shù)推廣的關(guān)鍵因素，其中，主要是制造設(shè)備成本和金屬漿料

成本較高。當(dāng)前

HJT電池成本相較

PERC電池仍高約

30%。國內(nèi)企業(yè)處于中試階段，產(chǎn)品效率較高，正在努力降低成本。晉能科技

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