新能源行业研究：碳中和孕育能源新结构，风光储输加速跨入新时代

2021-12-15 14:08:57 编辑：双碳时间

（报告出品方/作者：广发证券，陈子坤、纪成炜、李蒙）

一、碳中和孕育能源新结构，风光储输加速跨入新时代

双碳“1+N”政策体系建立，规划落实碳中和国之大计。2021年3月，国家发改委明确将建立碳达峰、碳中和的“1+N”政策体系作为落实双碳工作的顶层设计。10月24日，中共中央及国务院印发《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》，对碳达峰碳中和工作进行系统谋划和总体部署，政策体系主体“1”落地， “N”则包括能源、工业、交通运输、城乡建设等领域的碳达峰实施方案，以及科技支撑、能源保障、碳汇能力、财政金融价格政策等保障方案，未来随着相关领域碳中和路径的出台，强监管下多措并举保障双碳新目标如期实现。

双碳背景下，加速构建以新能源为主体的新型电力系统方案呼之欲出。2021年 3月，中央财经委员会第九次会议提出要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。新能源在未来电力系统中的主体地位首次得以明确，而新型电力系统的构建有望带动“发输变配用”全环节变革，电源侧由传统能源作为主力电源向以新能源为主体、多能互补的能源架构转型，电网侧构建以储能和特高压为主体的柔性电网和智能化、数字化的调度体系，用户侧提升终端电气化比例和综合能源服务模式，多层级构建源网荷储一体化新型电力系统。

改革创新：电力市场化改革攻坚破难，统一市场框架日趋完善。目前我国已初步形成以中长期交易和现货交易为主，调峰调频等辅助服务交易与发电权交易为辅的电力市场格局，逐步丰富交易品种与参与主体，步入2021年，电力市场建设与电价市场化改革加速推进， 11月22日《省间电力现货交易规则（试行）》发布进一步发掘市场配置资源、调剂余缺作用；11月24日，中央全面深化改革委员会通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，强调实现电力资源在全国范围内的共享互济与优化配置，“统一市场，两级建设”的电力市场框架逐步形成。

统一的电力市场建设需要通过市场价格机制的不断完善来实现，电价逐步还原电力商品属性。2021年以来电价市场化改革提速，高负荷地区峰谷价差扩大至4：1 进一步提高电价动态调整机制；煤电放开涨跌幅限制至基准价的20%以更及时反应煤炭价格涨跌；推出绿电新品种以期发掘可再生能源环境价值，首批绿电溢价率约 10%，电站运营在摆脱补贴后迎来新机；抽水蓄能两部制电价明确缕清成本疏导机制，为大规模抽蓄扫清障碍；储能参与电力市场的主体地位首次确立、辅助服务补偿价格逐渐出台，电化学储能迎来景气拐点。展望未来，电价市场化改革路径清晰而迅速，多主体电源电价市场化还原电力商品属性，市场活力持续激发，风光发电、新型储能、抽水蓄能、电站运营、综合能源服务迎来新格局。

电源侧：国补全面取消，风光大基地与整县推进如火如荼，大规模清洁能源发展势不可挡。2021 年底随着最后一批户用光伏和海上风电项目国补的取消，风光发电国补正式退出历史舞台，单晶替代和光电转换效率提升助推光伏全面平价，风机大型化和零部件国产替代持续降本，陆上风电步入全面平价期，海上风电平价有望加速到来，而随着广东率先对海风提供补贴，省补有望接替国补叠加技术降本，继续支撑未来海风装机高景气。同期，三北地区风光大基地开建将有效拉动“十四五” 期间集中式装机需求，一期装机容量约 100GW 项目已有序开工；整县光伏助推分布式装机景气高增，根据国家能源局公布整县屋顶分布式光伏开发试点名单，全国 31 个省、676 个县纳入，若按河南省整县推进申报均县装机规模 227MW 测算，对应装机规模有望超 150GW，风光大型化、规模化发展势不可挡。

电网侧：储输并济，智能化数字化先行。在“两化”趋势下（即发电侧清洁能源化与用电侧电气化），电力系统“双高”与“双随机”特性凸显，高比例可再生能源并网与高比例电力电子设备的接入对电能质量产生严重冲击，而电力供需双方的随机性更加考验电网的调度能力，新型电力系统的建设需要提高灵活性资源配置以解决波动与消纳问题。特高压作为远距离、大容量、低损耗的输电方式，可有效解决区域电能不平衡问题，为风光大基地建设后的消纳提供通道，截止2021年底，我国已建成“14交18直”共32条特高压工程，而国网提出在“十四五”期间全面建成华北、华东、华中和西南特高压网架，南网推进澜沧江、金沙江中上游水电开发及国电南瑞1500V IGBT技术的突破带动柔直输电的快速降本，将有力支撑未来数年特高压行业的高景气趋势；另一方面，储能的参与可有效解决新能源短时波动，调高清洁能源的可预测与可调度性，2021年随着成本下行与政策主导，新型储能与抽水蓄能商业化、规模化拐点已至，未来有望持续展现高景气趋势。同时新型电力系统需要新一代数字化、智能化调度体系，有望带动电网自动化及二次设备新需求。

用电侧：源荷互动，综合能源服务风起。过去的十年里，电力行业通过改进燃煤机组、发展非化石能源等多措并举降低供电煤耗，2020年单位发电量二氧化碳排放量较2011年下降27.3%，同期终端用能电气化态势逐步清晰，2020年电能占终端能源消费比重持续提高至27.0%，工业、建筑、交通、农业、生活消费五大领域电能替代持续提速，据国家电网预测为实现双碳目标2030、2060年电能占终端能源消费比重将提升至39%、70%，高比例用电需求与随机性负荷冲击的增大，更加考验电力系统的需求侧响应能力。此外，分布式光伏与储能的推广将使得电力系统源荷界限逐步模糊，源荷互动下为用户提供更清洁高效价低的综合能源服务模式兴起，具备优质品牌力、广泛地域布局、强融资能力和产业链资源整合能力的运营类企业有望迎来新机。

源网荷储一体化，新能源运营商迎来新机。2021年11月，国家能源局出台《关于推进2021年度电力源网荷储一体化和多能互补发展工作的通知》，明确指出通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统。以新能源为主体的新型电力系统建设提速拉动源网荷储全产业链变革，新能源发电在技术进步的驱使下逐步走向平价，但是，平价上网仍不等于平价利用，发电侧与用电侧对电力系统带来的波动需要特定的机组调节，为电力系统带来了额外的运行成本。在成本疏导机制尚待完善的背景下，源网荷储一体化的建设有助于缓和局部波动，优化电能质量，也为新能源运营商带来全新的机遇。

市场空间：双碳能源转型目标指引需求，新能源新增装机迈向TW时代。2020年我国提出将力争在 “2030年前碳达值、2060年前碳中和”的能源转型新目标，并明确在碳达峰期间非石化能源占一次能源消费比重将达到25%左右，2021年又进一步明确将构建以新能源为主体的新型电力系统。光伏发电已成为目前全球最经济的电力能源，因此有望成为我国构建新型电力系统和全球新增电力装机的主力。根据周孝信院士的基于双碳背景下的电力发展情景估算指引，设定“非化石能源在一次能源消费中的占比” 为我国能源转型进度的核心指标；同时假设2030年起全球一次能源消费需求增速达到峰值，不考虑更新替换需求，我们测算得到2025年全球光伏/风电新增装机量分别为379GW/165GW，若考虑光伏及风电经济性驱动及替换需求，实际装机规模将显著高于该测算值。

储能趋势成长，五年超十倍需求空间。2021年以来，国家发改委分别从储能发展规划、储能市场主体地位、储能的经济性等方面相继发布一系列顶层设计政策支持储能全面发展，包括《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确到2025年国内电化学储能装机规模达30GW，新版“两个细则”明确储能参与电力市场与火电等机组同等的市场地位，《关于进一步完善分时电价机制的通知》进一步扩大峰谷价差、《绿色电力交易试点工作方案》突出新能源电力的绿色属性和环境价值、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》扩大煤电上浮幅度，多因素共振打开储能需求空间，储能发展的制度制约和经济性制约正逐步消除。我们预计2025 年全球电化学储能需求量有望超400GWh，五年复合增速达69.63%，“十四五”期间需求量达1015GWh，其中发电侧与用户侧将为储能需求贡献主要增量。

二、新能源产业发展逻辑重塑

（一）新能源迎质变，长期产值空间被打开

能源结构转型全面打开新能源装机增长空间，而消纳与有效供给不足成为阶段性制约因素。

（1）光伏：压力测试显韧性，价格弹性提产值

21年受硅料供应紧缺，光伏主产业链持续涨价。根据统计行业现有产能及扩产计划，我们预计2021年硅料最大有效产量为58.8万吨，按单W组件硅耗3g计算，对应可支撑组件产量为196GW，按1:1.2容配比，对应可支持光伏新增装机仅为160GW。由于装机需求旺盛，以及下游硅片、电池片、组件扩产周期较短，产能错配导致硅料供不应求，价格持续上涨并向下传导至硅片、电池片及组件环节。根据Solarzoom， 2021年11月10日硅料/硅片/电池/组件含税价分别270元/kg、6.83元/片、1.17元/W、 2.03元/W，分别较年初上涨210%、110%、27%、21%。

国内分布式及海外市场价格容忍度高，装机高增尽显需求韧性。尽管光伏组件含税价格已超2元/W，但由于国内分布式及海外市场价格容忍度较高，成为光伏新增装机增长主力。相比集中式，分布式光伏电站非技术成本较低，因而对组件及BOS 环节价格容忍度提升。根据CPIA，2020年我国地面光伏系统初始全投资成本为3.99 元/W左右，其中非技术成本0.68元/瓦，占比约17%，而工商业分布式光伏系统初始投资成本仅为3.38元/W，非技术成本约0.19元/瓦，占比约6%。

此外，2021年国内户用光伏仍有3分/kWh补贴，相同项目收益率下价格容忍度进一步提升。海外项目除本身交付周期更长，具备期货属性外，在传统能源涨价背景下，能够通过提高光伏 PPA电价水平应对组件涨价压力。根据国家能源局，2021年Q1-3全国光伏新增装机量25.56GW，同比增长37%，其中分布式为16.41GW，占比达64%，超2020年全年分布式装机量。根据Solarzoom，2021年1-10月国内组件出口量约为82.59GW，同比+38%。

压力测试提升组件价格弹性，光伏制造长期产值空间被打开。根据2021年1-10 月光伏国内新增装机、组件出口及成交价格，我们预计2021年全球光伏新增装机约 160GW，同比+26%，组件含税价格约1.80元/W，同比+18%，组件行业首次出现量价齐升，2021年全球组件产值有望达到3066亿元，同比+35%，扭转2010-2020年产值未增长局面，2010-2020年全球光伏新增装机从17.49GW增长至130GW，但组件含税价格从13元/W降至1.57元/W，导致2020年全球组件产值为2279亿元，与2010 年基本持平。

展望未来，21年经过价格压力测试后，组件价格及需求弹性进一步提高，若假设2021-2025年组件价格复合增速为-5%，实现双碳目标要求2025年光伏新增装机达379GW，预计2025年光伏组件产值5940亿元，较2021年增长161%，行业长期产值天花板进一步被打开，由N型技术、大尺寸化及颗粒硅等技术创新带来的降本红利将更多留存于制造环节，产值及利润空间扩容将推动光伏板块估值水平提升。（报告来源：未来智库）

（2）风电：平价进程再提速，需求中枢抬产值

大型化加速叠加零部件价格回落，21年风机招标价格快速下行，平价进程全面提速。我国风机月度招标均价整体呈下降趋势，自2020年下半年首次低于4000元/W 后，2015-2019年招标价格在3200-4500元/kW期间波动， 2019-2020年抢装潮期间由于供货紧张，价格出现阶段性高点，此后随着风电供应链大幅扩产，零部件价格开始回落，叠加21年风机大型化加速降本增效，风机招标价格进入快速下行通道。

根据金风科技风机销售情况，2020年及以前公司出货容量以2S平台风机为主，销售容量占比达83%，而2021年1-9月2S平台风机销售容量占比下降至36%，而3S/4S、 6S/8S平台销售合计占比升至63%，大容量风机成为出货主力，大型化降本增效推动风机价格快速下降，根据风电之音，2021年9月广核云南曲靖市文兴480MW风电场风机项目招标中，上海电气风电报出行业历史性低价1880元/kW，宣告风机价格正式跌破2000元/kW，陆风进入平价时代。根据国际能源网，2021年10月浙江省680MW 规模海风项目招标中，中广核象山涂茨海上风电场项目开标均价4440元/kW，华润开标均价4562元/kW（含塔架），海风平价加速来临，价格冲破成本难以下降困局。

陆风补贴退坡需求不减，海风抢装需求爆发，风电成长性雏现。2020年为国内陆风抢装末年，新增装机规模高达68.6GW，同比+182%。2021年作为陆风补贴退坡后的平价元年，新增装机或将面临调整，预计2021年陆上新增装机25GW，但较 2019年仍大幅增加。同时，作为海风抢装末年，预计海风新增装机规模将达历史高位。陆风已实现平价，随着海风补贴退坡，需求则更多由内生经济性驱动，政策补贴带来的周期性波动逐渐抚平。根据国家能源局，2021年1-10月，全国风电新增装机量为19.2GW，同比+5%，其中海风新增装机达4.2GW，同比+167.5%，我们预计2021 年国内海风新增装机规模为8GW左右，风电新增装机总规模为40GW左右，较2015 年装机高点增长30%（剔除20年陆风抢装）。

招标超预期奠定22年需求持续高增，待大宗原材料价格平稳后，有望推动产值再上新台阶。受益21年风机招标价格快速下降，项目收益率大幅提升使得平价范围扩大，风机招标规模高速增长。风机交付周期约为一年，上年招标规模可作为先行指标预测新增装机规模。根据金风科技统计，2021年1-9月国内风机招标规模约为 41.9GW，同比+115%，超市场预期，其中陆上新增招标规模40.9GW，海上新增招标规模1GW，21年全年招标规模有望达50GW，奠定风电新增装机高增长基础，我们预计2022年国内风电新增装机规模达55GW，同比+38%。陆风已实现平价，海风平价在即，风电项目经济性提升有望进一步提高需求成长中枢，待大宗原材料价格平稳后，风电产值空间将进一步打开。

（二）技术创新破局，引领产业降本增效

（1）光伏技术主线一：PERC瓶颈已近，N型拐点已至

PERC电池转换效率接近理论极限，N型接棒渗透率加速提升。当前光伏设备及材料环节国产化基本完成，通过技术提效带动降本优势显现。根据CPIA，PERC电池行业量产效率已从2016年的20.5%提升至2020年的22.8%，2021年8月天合光能宣布其210 PERC电池效率达23.56%，但由于P型电池量产效率已逼近24.5%理论极限，行业将继续追求更高效的电池技术。N型电池实验室最高效率纪录已达到26.7%，远超P型电池转换效率理论极限，随着相应设备及材料优化升级带动量产成本降低，有望成为下一代主流电池技术。根据CPIA，2020年N型电池市占率8.1%，预计 2021/2023/2025年将提升至12.5%/20.7%/27.7%。

产业链格局迎来重塑机遇，各环节加速布局N型技术。N型技术渗透率快速提升有望在实现对原有P型技术路线替代过程中，为技术领先企业带来超越行业增长的机会，从而重塑竞争格局，全产业链均在积极布局TOPCon、HJT等主流N型技术。

硅料领域，N型电池要求硅料杂质浓度更低，生产工艺难度提升有望带来新一轮技术红利，目前通威股份、保利协鑫、大全能源及亚洲硅业等头部企业均已实现N型硅料批量生产及供应。

硅片领域，N型电池对硅片质量要求同样提高，要求更低电阻率、更低的氧含量、更高的少子寿命，目前隆基股份、中环股份、上机数控及京运通等硅片厂商已完成N 型技术储备，其中隆基股份、中环股份已实现批量供应。

电池领域，专业化电池厂商及一体化龙头均有布局N型电池技术。由于TOPCon 与PERC均为高温工艺且工序兼容性较高，21年部分新增PERC产能均预留TOPCon 接口以备后续升级，目前天合，尚德，BYD已计划迈向量产，隆基银川，通威眉山宣布GW级TOPCon产能筹备中。截至目前HJT规划产能已超过70GW，近期通威1GW HJT项目已经落地，华晟二期2GW开工，JA计划引进HJT中试线，爱康产能的扩张以及金刚玻璃和华润电力纷纷布局HJT电池。

组件领域，N型组件具有更高理论转换效率，同时具有较好抗PID、抗LID性能，双面发电具有更高发电增益。2021年10月，晶科能源N型组件最高转换效率达 25.40%，一年内连续四次刷新世界纪录。2021年6月，隆基推出N型TOPCon双面组件Hi-MON，量产转换效率22.3%，功率570W。

（2）光伏技术主线二：大尺寸降本增效，182/210将成主流

通量价值、饺皮效应、块数相关成本节省带动大尺寸硅片/电池/组件/BOS成本下降。通量价值是指大尺寸产品带来产能提升，进而降低单位产出的人力、折旧、三费等成本；饺皮效应是指使用大尺寸硅片生产组件过程中，边框、玻璃、背板、EVA、焊带汇流条等辅材以及运输中的托盘和包材等用量增加幅度小于组件面积增加幅度，从而带来组件封装及运输成本的节约；块数相关成本节省是指组件生产以及电站建设过程中，接线盒、灌封胶、汇流箱、直流电缆、安装施工成本等只和组件块数相关，因此使用大尺寸产品带来组件面积和功率增加，折算到单W组件生产成本及电站建设成本会明显下降。210/182大尺寸产品产业链总成本相比166产品降幅分别超过0.19元/0.1元/W。

产业链生态配套逐渐完善，大尺寸产品应用快速推广。

硅片领域，中环股份最早于行业内推出210尺寸硅片产品，截止2021年上半年，中环股份光伏硅片产能70GW，预计21年年底硅片产能达85GW，其中210产能达 54GW，预计22年底硅片产能达112GW，其中G12达到98GW。

电池领域：通威股份作为全球最大独立第三方电池供应企业，预计22年电池产能超55GW，其中210大尺寸超35GW。天合光能大尺寸电池主要匹配自身组件出货需求，根据2021年中报，公司目前电池产能15GW，预计在21年底电池产能达到 35GW左右，其中210大尺寸比超70%。

组件领域：天合光能作为全球组件龙头，根据2021年中报，公司目前组件产能 30GW，预计21年底组件产能达50GW，其中210尺寸产品出货约35GW。

玻璃领域：由于600W+210组件宽度需达1.3米，新建玻璃产线才具备大尺寸玻璃供应能力。龙头企业福莱特计划21年新增30%-40%可制备210组件的玻璃产能，信义光能则规划在21年新扩产能中新增50%适配210硅片产能。

182/210大尺寸产品渗透率持续提升，将成为22年及以后主流尺寸。根据 PVinfoLink统计，2020年市场仍以158/166尺寸为主，渗透率为74%，182/210大尺寸渗透率不足5%。但截止2021年上半年，182/210大尺寸产组件出货量约20-23GW，渗透率占比已提升至30%左右，预计全年有望进一步提升至约50%。其中，182尺寸由于技术成熟度及良率控制等优势，成为多数组件企业加入大尺寸行业后的优先选择，因此短期内182渗透率提升快于210尺寸产品。在20年下半在两大阵营尺寸确立后，各阵营电池、组件厂家大多选择210向下兼容设备，尽管已有设备厂商准备220- 230尺寸兼容方案，但考虑近两年大尺寸硅片产能扩张庞大，叠加良率及辅材、电站相关配套限制，短期内应仍是182 / 210主流之争，尚不会出现更大尺寸推广。

（3）光伏技术主线三：改良西门子法稳步降本，颗粒硅放量在即

主流多晶硅生产技术主要为改良西门子法和硅烷流化床法，产品形态分别为棒状硅和颗粒硅。1955年，西门子公司成功开发了在硅芯发热体上沉积硅的工艺技术，并于1957年建厂进行工业规模生产。随后，西门子工艺在减少原料、辅料、电耗以及降低成本等方面持续改进并取得显著突破，形成当今广泛应用的改良西门子技术。 1952年，美国联合碳化合物（UCC）公司提出将硅烷裂解沉淀在固定床上的硅颗表面的技术，这也是流化床最早的雏形。1961年，杜邦公司申请使用三氯化硅作为原料在流化床内生产颗粒硅的专利。由于改良西门子法产品品质好，成本下降快，生产工艺相对成熟，因此经过几十年的产业验证，改良西门子技术逐渐发展成为多晶硅主流技术，全球市占率超过95%。

主流改良西门子法不断优化工艺降低生产成本，N型硅料取得持续突破。全球产能前九名高纯硅企业中，除保利协鑫外均采用改良西门子技术工艺生产太阳能级多晶硅。并且由于该技术产品纯度高品质好，德国瓦克、日本德山等也选择该工艺路线用以生产电子级多晶硅。原材料/能耗/折旧为多晶硅生产成本主要构成，占比分别为36.4%/34.9%/17.8%，相较硅烷流化床法成本构成，能源与折旧仍有较大下降空间。目前行业领先产能多晶硅生产成本已低至37元/kg以下，通过降低设备初始投资、提升单套系统生产规模、创新副产物综合利用、提纯系统优化与综合节能将带动折旧、能源及原材料成本下降。N型硅料领域，通威股份、保利协鑫、新疆大全取得持续突破，2021年1月，通威已实现N型硅料的批量生产，保利协鑫新疆产能可满足N 型区熔料要求，新疆大全2021年6月N型硅料产能内部评估占比达到30-40%。

硅烷流化床法颗粒硅便于使用，综合能耗占优，22年大规模产能即将放量。颗粒硅不需要破碎可直接使用，能填补硅块间空隙以提高坩埚装填量，提高拉晶产出；熔化时对拉晶炉热场扰动小，成为重复直拉理想复投料，可以采用机器自动加料或者连续加料，便于下游应用。此外，硅烷流化床法综合电耗领先优势明显，成本有望较改良西门子法进一步降低。目前国内领先改良西门子法多晶硅生产企业的综合电耗约55 kwh/kg-Si。根据保利协鑫公告，硅烷流化床法综合电耗不超过15 kwh/kg-Si，约为改良西门子法的27%。

根据保利协鑫最新颗粒硅产能投资金额及各项生产成本参数和通威股份硅料生产参数，假设电价0.3元/kwh（乐山），用水2.7元/吨，两种多晶硅生产技术对应的单位硅粉和原盐消耗量相同，测算硅烷流化床法多晶硅生产成本为32.04元/28.49元/kg，改良西门子法多晶硅生产成本/现金成本分别为35.84元 /32.52元/kg。保利协鑫12年开始开展颗粒硅探索，20年产量0.6万吨， 21年初新增 1万吨产能投产，2021年11月10日徐州新增2万吨颗粒硅项目投产，预计22年徐州3 万吨、乐山一期10万吨及包头一期6万吨产能投产后，22年底颗粒硅产能有望达22万吨。

（4）风电技术主线：大型化乘风破浪，轻量化“推波助澜”

风电项目成本主要由设备及安装建筑费构成，大型化成降本增效主旋律。风电项目的投资造价主要由设备及安装工程、建筑工程、施工辅助工程、其他费用、预备费和建设期利息构成，其中设备及安装工程占比最大，在陆上风电项目造价中占比达到78%，在海上风电项目造价中则占到61%。由于海上自然环境条件更严苛，吊装及基建更为复杂，因此建筑工程费用更高，占海上风电成本比重达28%。整体来看，设备及安装建筑费用是降低风电项目成本的核心重点。风电度电成本主要可由初始投资成本及期间运维费用（分子）、发电小时数或发电量（分母）决定，因此大型风机朝向大功率、长叶片、高塔筒方向推新换代。

大功率摊薄造价及运维成本，风机容量逐年扩大。风机零部件的用量不会伴随功率增长而线性增加。从整个风电项目来看，在规模相同情况下，单机容量大型化可以减少基座、海缆及等零部件使用量耗量，从而降低单位造价成本，例如在100MW 风电项目中，若将风机容量从2MW提高至5MW，对应风机台数将从50台降低至20 台，从而减少30个塔筒及塔桩成本，提高土地利用率，减少后期运维故障点，从而降低造价及安装运维成本。

从单个风机来看，功率大型化有效摊薄原材料单位重量，由于零部件原材料为主要成本且多数以重量计价，从而能够降低原材料成本，以运达股份产品为例，当单机额定功率从2MW提高至6MW，单位重量将从61.90吨/MW 下降至31.50吨/MW，降幅高达49%，有效带动单位原材料成本下降。综上，风机功率大型化趋势确定，根据CEWA，2020年中国陆上风电机组平均单机容量达到 2.6MW，较2010年提高76%；2020年中国海上风电机组平均单机容量达4.9MW，较 2010年提高85%。

长叶片提高风机发电量，使用碳纤维等轻量化材料成必然趋势。在相同风速条件下，叶片越长，扫风面积增大，风能利用价值越大。同时，随着开发规模逐渐扩大，风电场选址逐渐转向低风速资源区，大叶片能够有效降低选址对最低风速的要求，从而提升风机发电小时数及发电量。据金风科技测算，以3MW机组为例，当叶片加长5m，扫风面积可增加0.81m2 /kW，年利用小时数提升208小时。

因此，长叶片趋势确定。根据全球风能理事会，在相同额定功率的风机中，叶轮直径逐年增大。根据CWEA，新增2.0MW机组平均直径从2010年的88米增加至2018年的118米。由普通玻纤制成的叶片的密度较大，大型化重量不断增加，从而加大了塔架及轴承等其他零部件的载荷，并增加运输安装成本。同时由于玻纤模量小，当叶片长到一定程度时会因刚性不足发生扰动，旋转时发生晃动会导致损伤轴承及电机。因此使用高强高模、低密度的碳纤维等轻量化材料将成为叶片大型化发展的必然趋势。

高塔筒提高发电小时数，技术门槛相应提高。塔筒为支撑长叶片发展趋势，高度不断增加。同时，风切变反映风在距地面不同高度的变化程度，切变值越大，更高层的风速越高，风能利用价值就越大。因此风速较低而不具备投资价值的项目可以通过提升塔筒高度来提高发电量，从而具备投资价值。根据金风科技测算，以3MW 机组为例，在切变为0.13情况下，塔筒每增高5m，年利用小时数可提升26小时，高塔筒趋势确定。根据《中国风电产业地图2019》，国内轮毂平均高度从2015年的79 米提高至2019年的96米，目前6MW以上机型配套塔筒高度达100-165m。由于机组大型化后对塔筒的载荷强度要求也同步提高，质量及成本控制难度相应提高，需要使用无焊接、模块化的分瓣、分段式设计，安装工艺更为复杂。

柔塔凭借轻量化优势降低成本，逐渐成为塔筒主流材料。塔筒占风机成本比重为20-25%，按照传统钢塔的设计和工艺，当塔筒超过100米后，重量会出现指数型增加，高度提升带来的发展收益将难以抵消成本增加。为兼顾塔筒升高及成本可控要求，目前主流技术方案分为柔塔及混塔，两种方案均存在优劣势：

（1）柔塔方案采用轻量化的纯钢设计，优势在于减少因塔筒高度提升带来的成本增加程度，经济型优势显著。例如高120米全钢塔筒，采用传统工艺的塔筒重量可达410吨左右，而运达股份的柔塔在260吨左右，重量减少近36%，成本大幅降低，同时柔塔工艺标准健全，供应链成熟，制造周期短，退役拆解方便，缺点在会面临共振及与涡激问题，支撑结构失效将导致风机故障甚至发生安全事故。（2）混塔方案相当使用混凝土打下基础高度的传统钢塔，由于整体结构刚度大，抗疲劳和避振性能优势显著，有利于保障机组安全运行，缺点在于施工难度大，现有风场周边配套件少，成本较高。欧洲部分地区由于钢价较贵，业主更倾向于采购技术门槛相对较低的混塔方案。但国内由于业主考虑施工质量问题，普遍采用柔塔方案。根据风电之音，国内风电市场在运120-140 米高塔筒风机已超6000台，其中柔塔方案约占87%、混塔方案约占 13%。

大型化提高技术及供应链壁垒，有望推动风电产业链格局优化。整机：2019年前国内风电整机制造行业集中度持续提升，由CR3由2016年的44.1%提升至2019年的62.6%，2020年陆风抢装潮给予中小风机厂商扩产及放量机遇，行业集中度有所下滑，2020年CR3下降至49.5%。但随着2021年风电平价时代来临，行业招标竞争加剧将对整机厂商的技术研发能力、供应链管理、资金运营、运维服务等要求进一步提高，综合实力出色的整机厂商有望凭借成本及性能优势拿回份额，从而带动行业集中度提升。

锻件：风机大型化带动大型锻件需求，传统锻造方式难以满足，工艺更为复杂的辗环锻造逐步成为行业主流生产工艺。国内辗制环形锻件厂商多由传统锻制法兰厂商业务拓展而来，虽然底层技术相同，但生产辗制环形锻件需要大吨位液压机、大型辗环机、操作机、配套精加工设备以及技术和人才储备，属于资金和技术密集型行业，小企业难以进入。轴承：风电轴承主要分为变桨偏航轴承及转动主轴轴承两大类，随着风机大型化，轴承尺寸增大将使得加工难度成倍增加，行业技术壁垒提高。因此，大型化趋势推高零部件产业链的技术门槛，头部优质零部件厂商有望凭借技术及资金实力率先研发出大兆瓦产品，积极扩产带动市场份额提高，同时大型化零部件存在溢价，通过产品结构优化能够提升盈利水平，巩固竞争力，进一步带动产业链格局优化。

三、储能解困局，新能源运营商迎接新机遇

“双碳”激励、技术降本推动新能源装机加速增长。2021年1-10月，全国光伏、风电新增装机达29.3GW和19.2GW，同比增长34.0%和4.9%，截至2021年10月，全国风电、光伏累计装机规模达299.6GW和282.1GW，同比增长30.4%和23.7%，光伏与风电在能源机组中的功率占比已超25%。新能源发电方面，2021年1-10月全国并网风电厂发电量同比增长40.9%，发电量占比达7.8%，较2020年末提升2.3pct。在双碳目标的驱动下，光伏与风力发电成本下探将加快清洁能源的推广普及，风电、光伏发电总量占比将由2020年的9.5%提升至2025年16.5%，2030年全国风光装机规模将超1200GW，新能源发电在电力体系中的地位愈发重要。

新能源发电增加将冲击电网系统稳定性，电力供需错配储能呼之欲出。新能源装机的增大对电网冲击扩大，消纳与调节矛盾凸显，新能源的出力特征受自然环境影响呈现随机性和波动性，难以为系统提供调节能力，但电网则需要根据发电机组出力功率和用电需求对电网进行调节以维持稳定运行。传统模式下功率的调节通常依靠AGC调频机组或调峰机组，调节效率低下，而储能的应用则可以解放传统机组，减少损耗、降低碳排放、提高传统机组的利用效率，同时平抑电力供需矛盾、消纳弃风弃光。资源调节方面，单位储能可调节的资源量相当于水电、燃气和蒸汽机组的 1.7、2.7和28.9倍，储能带来的调节性能改善显著。

（一）电站运营迎来新机，两网融合下储能地位有望质变

传统模式下，影响新能源电站利润水平的因素主要包括上网电价、销售电量、融资成本以及上游组件价格，其中组件和风机价格随单晶替代和光电转换效率提升以及风机大型化趋势等技术进步而下降大势所趋，融资成本受运营商规模与资质情况存在差异，而上网电价与销售电量更能直接影响新能源发电行业的整体利润水平。

电价方面，2013年《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》指出，对于已获得国家补贴的电站而言，在电站的全寿命周期 20年之内国家补贴水平稳定不变；对于新建项目，在技术进步和成本下降的双重驱动下，标杆电价和国家补贴逐年下降直至平价甚至竞价。

电量方面，随着电力市场化改革推进、特高压建设以及社会用电需求攀升，在新一代调度系统的支持下，新能源利用小时数有望稳步攀升。2021 年，随着电价改革带动煤电上网电价提升并赋予清洁能源绿电溢价，新能源上网电价迎来重塑；而随着储能配置进程加快，传统清洁能源场站具备更灵活的调节与调度能力，消纳能力提升下利用小时数和发电量全面提升；此外光伏组件价格见顶、央行出台碳减排支持政策带动融资成本进一步下探，2022年新建与存量电站迎来新机遇。

竞价时代到来，电改持续激发运营商活力。从上网标杆电价到指导价，再到平价甚至竞价，新能源行业随技术与社会的变革健康发展，2021年随着最后一批户用光伏和海上风电国补的取消，风电与光伏正式进入平价时代，摆脱补贴依赖进一步激发新能源发电行业市场活力。与此同时，电价改革进程如火如荼，2021年7月《关于进一步完善分时电价机制的通知》的出台进一步扩大电力峰谷价差、9月《绿色电力交易试点工作方案》突出新能源电力的绿色属性和环境价值、10月《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》扩大煤电上浮幅度，多重利好刺激后补贴时代新能源发电电价的提升，电价始终会下降的桎梏在煤电矛盾下终被打破。（报告来源：未来智库）

利用小时数优化，优先并网给予新能源场站更多发电增益。今年以来，我国电力、煤炭消费呈现较快增长，电力供需持续偏紧，而增加清洁电力供应，既有利于缓解电力供需紧张形势，也有助于完成能耗双控目标，促进能源低碳转型。2021年3月，国家电网发布“碳达峰、碳中和”行动方案，明确提出加大跨区输送清洁能源力度，持续提升已建输电通道利用效率，加快构建坚强智能电网，推进各级电网协调发展，支持新能源优先就地就近并网消纳。

10月，国家能源局发布《关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知》，保障具备发电条件机组及时并网、多发满发。根据全国新能源消纳监测预警中心数据，21年三季度全国风电利用率 98.3%，同比提升0.5pct；光伏发电利用率98.2%，同比下降0.9pct，主要系青海750kV 输电线路检修等因素影响。总体来看我们认为，随着特高压骨干网络的陆续建成和送端及受端网架的持续完善，新一代调度系统在电网数字化、信息化的支撑和可再生能源消纳压力下，新能源利用小时数有望持续回升。

金融支持力度加大降低整体融资成本。2021年11月8日，央行正式创设推出碳减排支持工具，这是自今年政府工作报告明确提出设立碳减排支持工具以来，时隔8 个月正式推出。而此次碳减排工具主要聚焦于清洁能源、节能环保、碳减排技术等三大重点领域，包括风力发电、太阳能利用、抽水蓄能、电化学储能、智能电网、源网荷储一体化项目等领域，通过碳减排支持工具，引导金融机构向碳减排重点领域的各类企业提供碳减排贷款，且贷款利率与同期限档次LPR大致持平（目前1年期、 5年期以上LPR分别为3.85%和4.65%），与同类型的支农支小贷款1年5.5%的平均利率相比降低1.65pct。新能源运营作为重资产行业，收益性对融资成本的利率变动敏感性较强，而此次定向降准进一步降低光伏、风电及储能设施的融资成本，为大规模发展清洁能源提供坚强资金保障。

平价上网不等于平价利用，电力系统为电网安全付出的高额成本需要新能源企业通过配备储能分担。过去的十年里，技术降本使得新能源发电迈向平价，然而平价上网并不等于平价利用，消纳政策高压下电网运行压力陡增，在风电、光伏装机占比超25%、发电量占比超10%的当下对电网保供、调度与安全运行提出更高要求，需要通过火电深度调峰或启停调峰来消纳光照和风能充足时的新能源发电，电力系统的运行成本大幅提升。此外，对于新能源出力波动产生的影响，电力系统需要通过特定调频机组来实现频率的稳定，大量电力辅助服务产生的成本需要在整体电力体系内分摊，电力系统的绿色、安全、低廉无法同时实现。而配备储能的新能源运营商得以提供更加稳定的出力曲线，逐渐受到电网的青睐，同时自身也可以避免因出力功率预测偏差而产生的巨额罚款。

从技术降本到提高电站可调度性，储能赋予新能源运营商新的核心竞争力。 2021年起，新增装机实现平价甚至竞价上网展示了技术进步带来的发电增益，储能成本的大幅下降也为新能源配储提供经济基础，我们认为在技术降本路线已然明朗的环境下，影响新能源运营商的主要因素已经从技术要素转变为对电网的认知与对设备的利用，良好的源网互动给予运营商更多的发展机遇。以调峰调频为例，配备储能相对于火电机组来说可以大幅改善调节性能，而具备优秀调节能力的机组可以在下一时间段获得更高的调节里程，进而实现良性循环。

辅助服务成本由发电侧向用电侧转移，广东代理购电方案将储能成本纳入终端电价具有划时代意义。随着新能源发电占比的提升，新能源企业难以继续享受传统机组提供的调频服务，电网高调节压力下倒逼新能源企业配置调节能力，电网对灵活性资源需求迫在眉睫。2021年起各省加速明确储能参与调频地位并出台合理的补偿机制，实施“按效果付费”，通过价格机制进一步反应电网调频的合理价值，这是第一阶段的“划时代变革”，即储能参与辅助服务收益性明确。但产生的辅助服务费用仍由发电企业承担，“谁产生、谁支付”的电网调节模式仍未到来。

2021年12 月，广东省发改委批复同意执行《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》，实施方案指出，新型储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等费用，由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊，这是第二阶段的“划时代变革”，即储能参与辅助服务的价格支付由发电企业向终端用户转移。在终端电价持续放开的背景下，辅助服务费用的支付主体首次由发电侧向用户侧转移，将有效缓解发电企业辅助服务费用分摊压力。

大规模能量存储仍需依靠抽水蓄能，权责明晰扫清抽水蓄能发展阻碍。2021年 5月，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确以两部制电价政策为主体，一方面以竞争性方式形成电量电价，体现抽蓄电站提供调峰服务的价值；另一方面将容量电价纳入输配电价回收，体现抽蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。通过强化与电力市场建设发展的衔接，完善抽水蓄能价格形成机制。2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，明确到2025年投产规模62GW，相较目前31.8GW提升超100%，五年复合增速14%，“十四五”期间开工180GW，确保到2030年抽水蓄能规模达 120GW，抽蓄迎来新一轮高速增长期。

谙熟电网运行规律的新能源运营类资产有望迎来估值重塑。在新型电力系统建设的浪潮中，源网荷储全环节将迎来新一轮变革，成本机制、定价机制、运维机制等方面市场化进程有望提速。我们认为，从宏观看，谙熟电网运行规律、具备优质调节能力的运营商在电网调度中得以实现良性循环；从微观看，具备优质品牌力、广泛地域布局、强融资能力和产业链资源整合能力的运营类企业有望在2022年迎来估值重塑。

（二）产业链变革日臻成熟，龙头效应显现

成本持续下探，新型商业化拐点显现。储能系统主要包括电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）和集装箱及舱内设备等，其中储能电池成本占比近60%，而磷酸铁锂电池以其低成本和高安全性成为储能电池首选。据鑫椤锂电数据，2021年初磷酸铁锂电池价格下探至0.5-0.6元/Wh，较2016 年初的2.6元/Wh降幅超70%，2021年上游原材料上涨导致成本未出现下降，但长期来看储能系统成本下降路径与商业模式依旧清晰，储能营利性逐步显现，规模化、商业化拐点到来。

（1）储能电池：磷酸铁锂全球化加速渗透

动力电池企业市场份额渐多，头部效应显著。根据CNESA对2016-2020年国内新增电化学储能项目的储能技术供应商统计，2016年储能电池供应商前十中动力电池企业仅宁德时代、国轩高科和中航锂电，装机规模较小，2020年动力电池前十新增力神电池、亿纬锂能和比亚迪，动力电池企业在储能市场份额占比进一步提升，规模化优势显著。其中动力电池龙头宁德时代出货量从15MW提升至588MW，五年复合增速达108%。

全球动力电池厂商加速布局储能市场。目前全球动力电池产能主要集中在中日韩企业，国内企业如宁德时代、亿纬锂能、国轩高科等通过卡位储能电池等关键节点把握核心技术；比亚迪依托完备工业体系优势率先切入海外市场，部分国家储能细分领域市场份额遥遥领先；派能科技聚焦家庭储能市场，2019年全球家用储能产品出货量排名第三，仅次于特斯拉和LG化学。海外企业则受益于海外储能市场起步早、机制健全优势，率先完成储能产品研发布局，如特斯拉凭借Powerwall（7- 13.5KWh）、Powerpack（210KWh）、Megapack（3MWh）及光储一体化产品，领先北美家庭、工商业及公共能源领域储能市场。

从动力电池到储能电池，龙头企业加码，磷酸铁锂全球化趋势已现。2020年2月，宁德时代公告与特斯拉签订为期两年的供货协议，向其供应锂动力电池，作为特斯拉目前磷酸铁锂电池唯一供应商，宁德时代助力特斯拉推出磷酸铁锂版Model 3和 Model Y，进一步下探整车成本提升竞争力，中国产业链完善带来的成本优势凸显。 2021年6月，宁德时代宣布与特斯拉供货协议延长至2025年底，随着宁德时代德国工厂的投运，磷酸铁锂电池有望进一步扩大全球份额，提升市场认可度。

2021年10 月，特斯拉宣布将全球范围内将所有标准续航版电动车都改用磷酸铁锂电池，磷酸铁锂全球化趋势凸显；储能业务方面，特斯拉与日本电力公司Global Engineering合作的6.1GWh锂电池储能项目将采用特斯拉Megapack巨型电池技术，电芯由宁德时代供应，根据马斯克表述，未来特斯拉储能系统有望倾向于采用磷酸铁锂电池，重塑储能电池价格与安全性优势。

（2）储能变流器：向高电压、长寿命、高功率迈进

光伏逆变器企业依托技术同源优势，迅速切入储能变流器市场。随着电力电子技术的发展，储能变流器功率逐渐增大，目前光伏+储能已成为储能系统的典型应用模式，光储电站的增多对变流器的电能转换效率提出更高要求，高电压大电流并网方案进一步降本增效。2021年随着新能源汽车的超预期增长，具备光储充一体化的储能变流器应用逐步增多，变流器技术从单一的离网备用电源，到光储一体并/离网变流器，再到光储充一体，储能变流器应用场景逐步丰富。

差异化竞争下行业集中度下降，向高电压、长寿命、高功率迈进。根据 CNESA 统计，2018-2020 年前十名供应商中 CR5 占比分别为 75.1%、74.9%、 64.2%，行业集中度持续下滑。阳光电源依托在光伏逆变器领域市占率优势，迅速切入储能变流器市场，2019 年起国内储能变流器和系统集成供应市场份额持续保持第一；上海电气通过与国轩高科合作成立上海电气国轩新能源，面向大规模源网侧储能，2020 年储能变流器与系统集成出货量实现大幅提升；盛弘股份借助 SVG 等电源设备领域积累的电力电子经验，储能市场份额领先。随着光储电站功率不断提升与电网对电力电子设备电能质量要求的提升，储能变流器逐渐向电压等级更高、使用寿命更长、更加稳定的方向发展，龙头企业有望借助研发优势率先受益。

（3）电池管理系统：系统安全基石，高效BMS延长循环寿命实现间接降本

一致性直接决定系统使用寿命，先进的电池管理系统（BMS）大幅提高充放电次数。在电池系统中，BMS需要对电池组进行数据监测和故障诊断，以便对电池进行动态管理，主要包括实现单体电池电压电流检测、电量计算、均衡管理等，其中电流电压、温度和单体电芯容量管理（SOC）直接决定电池组的寿命与安全性，是BMS 的关键环节，而先进的电池管理系统可以大幅改善系统一致性水平，有效避免热失控、容量不均衡等安全问题，提高充放电效率。

高效BMS延长循环寿命实现间接降本。目前，储能系统的使用寿命通常基于储能电芯的寿命，而高循环次数的电芯组装成储能系统后，电芯的不一致性导致系统使用寿命和循环次数往往低于单体电芯的寿命。随着电芯循环次数的增加，电芯的差异化逐步体现，再加之运行期间各电芯实际工作环境温度差异，电芯差异化进程进一步加剧。而目前则是主要通过改变电芯的串并联方式、调整主动均衡与被动均衡的设计以及数字化智能监控来实现储能系统的均衡管理，通过延长充放电次数和循环效率，间接实现储能系统降本。

各类电池企业和电力电子领域技术深厚企业有望成为储能BMS供应商。从传统的动力电池来看，BMS供应商主要包括三类，①整车厂等BMS终端用户，如特斯拉、通用、奔驰等；②电芯和PACK制造商，如松下、三星、宁德时代等；③电力电子领域技术深厚的专业BMS制造商，如华为、高特电子等。而储能领域终端需求为客户，长期来看BMS供应将主要由各类电池企业与电力电子领域专业企业主导。

（4）系统集成：贴近终端用户需求，向专业化、精细化发展

场景需求倒推定制化系统集成服务，市场集中度稳步提升。目前储能系统主要以非标准化项目为主，在不同的应用场景下电芯选型、系统控制策略不尽相同，集成技术与市场需求倒逼设备供应商发力系统集成。而为适应用户多样性需求、提升客户粘性，企业通常选择依托资源积累和自身优势，积极延伸业务范围向系统集成方向迈进。根据CNESA数据，2018-2020年国内新增投运电化学储能项目系统集成商装机规模CR3从40.2%提升至55.3%、CR5从45.2%提升至75.2%，头部效应愈发凸显。