新能源發(fā)電行業(yè)投資策略：風(fēng)光有望維持高景氣儲能需求迎來爆發(fā)

新能源發(fā)電行業(yè)投資策略：風(fēng)光有望維持高景氣，儲能需求迎來爆發(fā)一、需求研判：碳中和大背景，新能源發(fā)電與儲能是重中之重1、低碳轉(zhuǎn)型趨勢確定，光伏、風(fēng)電景氣周期開啟為應(yīng)對氣候變化，過去兩年多個國家將碳中和目標(biāo)提上日程，全球低碳轉(zhuǎn)型已經(jīng)是確定性的趨勢。低碳轉(zhuǎn)型趨勢下，以風(fēng)電、光伏為代表的可再生能源發(fā)電量占比預(yù)計將快速提升，根據(jù)我們的測算結(jié)果：預(yù)計

2030

年全球光伏、風(fēng)電分別新增裝機

604GW、195GW，其中國內(nèi)分別為

217GW、83GW；預(yù)計

2050

年全球光伏、風(fēng)電分別新增裝機

1059GW、528GW，其中國內(nèi)分別為

547GW、215GW。關(guān)鍵假設(shè)

1：低碳趨勢下能源結(jié)構(gòu)中電力占比將顯著提升，基于

2010-2020

年間全球用電量增速為

2%-3%，假設(shè)

2020-2030

年全球電力消費量平均增速為

3.5%，略高于歷史增速。關(guān)鍵假設(shè)

2：假設(shè)

2030

年全球風(fēng)電、光伏發(fā)電量占比分別為

11.9%、15.6%，國內(nèi)風(fēng)電、光伏發(fā)電量占比分別為

14.7%、17%，對應(yīng)

2030

年非化石能源占比目標(biāo)達到

29%（2030

年目標(biāo)為

25%）。假設(shè)

2050

年全球風(fēng)電、光伏發(fā)電量占比分別為

25%、35%，國內(nèi)風(fēng)電、光伏發(fā)電量占比分別為

31%、45.3%，對應(yīng)非化石能源占比目標(biāo)為

66%（2060

年目標(biāo)為

80%）。關(guān)鍵假設(shè)

3：風(fēng)電平均年利用小時數(shù)為

2000

小時，光伏平均年利用小時數(shù)為

1200

小時2、碳達峰、碳中和目標(biāo)堅定明確，不斷提升非化石能源消費比重回顧我國非化石能源消費占比歷史數(shù)據(jù)，2009

年，我國非化石能源消費占一次能源消費的比例為

8%，“十二五”期間提升了

2.8

個百分點，“十三五”期間提升了

4.1

個百分點。根據(jù)《2030

年前碳達峰行動方案》，“十四五”、“十五五”期間非化石能源占比將分別提升

4.7、5

個百分點，從“十二五”到“十五五”，我國減少化石能源占比的目標(biāo)日益艱巨。10

月

24

日，中共中央

國務(wù)院印發(fā)《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》（以下簡稱《意見》），對我國中長期非化石能源消費占比作出了重要指示?！兑庖姟诽岢?，到

2025

年，非化石能源消費比重達到

20%左右；到

2030

年，非化石能源消費比重達到

25%左右；到

2060

年，非化石能源消費比重達到

80%以上，碳中和目標(biāo)順利實現(xiàn)。同時，對單位

GDP能耗等指標(biāo)、單位

GDP二氧化碳、森林覆蓋率也做出相應(yīng)規(guī)范。3、光伏：全面市場化開啟成長周期，預(yù)計

2021-2025

年全球

CAGR24%截至

2020

年，全球光伏累計裝機

714GW，2011-2020

年間，全球光伏累計裝機復(fù)合增長率

16.5%。其中，分地區(qū)看，亞洲、歐盟、北美地區(qū)光伏累計裝機

407.0GW、152.9GW和

84.5GW，占比分別為

57.0%、21.4%、11.8%，位列全球前三。分國別看，截至

2020

年底，中國光伏累計裝機

253GW，占全球總裝機

35.4%，光伏裝機量占比位列全球第一。分季度而言，2019-2020

年間，海外光伏裝機各季度較均衡，海外每季度裝機量

20GW左右，國內(nèi)方面，由于搶裝期的影響，一年中我國大部分光伏裝機都集中在四季度。展望

2022

年，預(yù)計

2022

年全球光伏裝機總量

224GW，同比增長

33%；其中，海外全年總裝機

142GW，各季度增長平穩(wěn)，中國全年總裝機

82GW，裝機主要集中在第四季度，一季度為裝機淡季。我們根據(jù)

2025

年、2030

年全國非化石能源消費占比目標(biāo)，測算“十四五”、“十五五”期間我國光伏裝機增量。我們預(yù)計，截至

2025

年，全國光伏累計裝機

771GW，“十四五”期間復(fù)合增長率

25%，2021-2025

年，中國新增光伏裝機合計

517.6GW，2025

年新增光伏裝機

145GW，預(yù)計

2030

年，全國光伏累計裝機將達到

1416GW，“十五五”期間復(fù)合增長率

13%。預(yù)計

2021-2025

年，全球新增光伏裝機

1407GW，2025

年新增裝機

421GW，2021-2025年，年均復(fù)合增速

24.3%。4、風(fēng)電：陸風(fēng)穩(wěn)定增長，海風(fēng)

2023

年左右迎來放量截至

2020

年，全球風(fēng)電累計裝機

744GW，2012-2020

年間，全球風(fēng)電累計裝機復(fù)合增長率

12.8%。其中，中國風(fēng)電累計裝機

281.5GW，全球排名第一；歐洲、美國風(fēng)電裝機分別為

220、122GW，位列全球前列。歐洲國家中，德國裝機量

63GW，排名歐洲第一。2020

年，全球風(fēng)電新增裝機量

93GW，同比增長

55%，增量主要由中國貢獻，2020

年，中國風(fēng)電并網(wǎng)裝機72.4GW，同比增長

191%，海外風(fēng)電裝機

20.6GW，同比減少

41.3%。中國風(fēng)電裝機周期性較為顯著，主要受棄風(fēng)率和補貼影響，海外年度新增裝機量表現(xiàn)平穩(wěn)，近幾年維持在

30-35GW，2020

年裝機量僅

20.6GW。分季度而言，我國大部分風(fēng)電裝機都集中在四季度。展望

2022

年，預(yù)計

2022

年全球風(fēng)電裝機總量

89GW，同比增長

1.7%，受

2020

年全球裝機高基數(shù)影響，2021、2022

年風(fēng)電裝機量增幅平緩；預(yù)計

2022

年內(nèi)，海外全年新增裝機

39GW，各季度增長平穩(wěn)，中國全年總裝機

50GW，裝機主要集中在第四季度，一季度為裝機淡季?？梢钥吹?，自

2016

年以來，整個“十三五”火電投資都處于不斷下滑的過程，而以風(fēng)電為代表的新能源投資額持續(xù)放大，2020

年風(fēng)電投資完成額超過當(dāng)年電源工程建設(shè)投資額的

50%（光伏未被統(tǒng)計）。5、儲能：“雙碳”實現(xiàn)路徑中不可缺少的一環(huán)“雙碳”的實現(xiàn)伴隨著電源結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)變。

“碳達峰”、“碳中和”的實現(xiàn)必然伴隨著能源結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)變，長期以來我國一次能源消費以化石能源為主。2020

年，我國一次能源消費約

49.8

億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，其中非化石能源（風(fēng)、光、水、核、生物質(zhì)）等消費量約占

15.9%，約

7.8

億噸標(biāo)準(zhǔn)煤（發(fā)電煤耗當(dāng)量）；化石能源約占

84.1%，其中煤炭約

28.4

億噸、石油約

8.9

億噸、天然氣約

4.3

億噸（均為標(biāo)準(zhǔn)煤當(dāng)量），合計造成約

100.3

億噸二氧化碳排放。能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化是減排二氧化碳的根本對策，非化石能源主要包括風(fēng)能、太陽能、水能、核能、地?zé)崮?、生物質(zhì)能等，除少量地?zé)崮芸芍苯佑糜诠┡?、熱水外，幾乎所有的非化石能源利用方式都是發(fā)電。因此風(fēng)、光、水、核等所發(fā)出的電能又被稱為“一次電力”，以與煤炭、石油、天然氣等所發(fā)出的“二次電力”相區(qū)別。近年來，以光伏、風(fēng)電為代表的可再生能源占比逐年提高，并已成為新增裝機容量中占比最高的電源類型。可再生能源的“上位”需要儲能扶持。2020

年，我國可再生能源裝機占比已達

41.4%，其中非水可再生能源（風(fēng)、光）占比已達

24.3%，但發(fā)電量方面，可再生能源發(fā)電量僅占

27.3%，其中非水可再生能源僅占

9.54%，與其裝機占比極不相稱。究其原因，以風(fēng)電、光伏為代表的可再生能源出力不穩(wěn)定、不可控，帶來兩個問題，一是風(fēng)電、光伏必須配備足夠的調(diào)峰電源以平滑出力，保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行；二是風(fēng)電、光伏利用小時數(shù)低，若要滿足電量需求，則裝機容量需大大超出負(fù)荷水平，造成發(fā)電側(cè)和用電側(cè)解耦，聯(lián)系兩者的只能是儲能。發(fā)電側(cè)，新能源配儲漸成主流儲能的首要應(yīng)用場景是配置在新能源場站中，起到平滑出力曲線，促進消納的作用。目前，隨著電網(wǎng)消納空間日益挖掘殆盡，調(diào)峰消納責(zé)任將逐漸轉(zhuǎn)移至發(fā)電端。根據(jù)“雙碳”目標(biāo)要求，我們預(yù)測“十四五”期間國內(nèi)風(fēng)電、光伏年均新增裝機分別可達

41GW、103GW，其中

2021

年受硅料、能源等價格上漲影響，光伏新增裝機預(yù)測約

50GW、風(fēng)電新增裝機預(yù)測約

25GW。我們預(yù)測國內(nèi)“十五五”期間風(fēng)電、光伏年均裝機分別可達

52GW、129GW。隨著消納壓力日益增大，我們預(yù)測新能源配儲能的滲透率、配儲裝機比例、儲能時長均將提升，使得儲能裝機迅速增長，2025

年發(fā)電側(cè)儲能裝機需求可達

28.1GWh。海外方面，我們預(yù)計

2025

年新增風(fēng)電裝機可達

133GW、新增光伏裝機可達

243GW，兩者貢獻發(fā)電側(cè)儲能需求約

70.5GWh。至

2030

年，由于全球碳達峰、碳中和進程加速，預(yù)計國內(nèi)新增風(fēng)電、光伏裝機可達

293GW，對應(yīng)的配儲需求可達

89.8GWh；海外新增風(fēng)電、光伏裝機可達

587GW，對應(yīng)的配儲需求可達

328.5GWh。電網(wǎng)側(cè)，配合新能源調(diào)峰需求并獲取輔助服務(wù)收益，靜待電網(wǎng)側(cè)儲能放開隨著電源端新能源滲透率的提高以及電動車、取暖供冷負(fù)荷的增長，電網(wǎng)受到發(fā)電側(cè)出力不穩(wěn)定和用電側(cè)波動性大、同時率高的影響，導(dǎo)致電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差逐年增大，對電網(wǎng)的調(diào)峰、調(diào)頻提出了更高的要求。電化學(xué)儲能調(diào)峰、調(diào)頻具備跟蹤速度快、可雙向調(diào)節(jié)、不產(chǎn)生額外碳排放、不依賴站址等優(yōu)點。我們測算，國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能

2021

年裝機需求約

1.71GWh，至

2025

年需求增至

30.04GWh，2030

年可達

114.7GWh。海外方面，電網(wǎng)側(cè)儲能主要用于調(diào)頻和尖峰負(fù)荷補償，我們測算

2021

年海外電網(wǎng)側(cè)儲能需求為

8.47GWh，至

2025

年可達22.19GWh，至

2030

年可達

53.77GWh。用戶側(cè)，海外已實現(xiàn)經(jīng)濟性2022

年分季度需求測算國內(nèi)方面，目前我國發(fā)電側(cè)國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能季節(jié)性較為顯著，海外儲能隨著儲能滲透率提升穩(wěn)定增長。儲能在我國正處商業(yè)化初期，2021

年我國多地出臺強制配儲政策，預(yù)計

2021

年及以后，各地儲能將有較為嚴(yán)格的儲能配比要求，儲能通常與風(fēng)光電站建設(shè)同步進行，因此，我國發(fā)電側(cè)儲能裝機將主要集中在電站建設(shè)較為集中的第四季度。預(yù)計

2022

年，我國發(fā)電側(cè)儲能裝機量

2.92GWh，其中第四季度占比

40%。我國電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)方面，儲能配置受季度波動影響較小，伴隨著儲能滲透率的逐步提升，預(yù)計全年穩(wěn)定增長，2022

年國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能裝機總量

1.75GWh，用戶側(cè)儲能裝機總量

0.72GWh。海外儲能裝機季節(jié)性較弱，預(yù)計海外發(fā)電、電網(wǎng)、用戶側(cè)儲能裝機各季度穩(wěn)定增長。二、行業(yè)變化：構(gòu)建風(fēng)光為主體的新型電力系統(tǒng)，風(fēng)機大型化及光伏電池片技術(shù)迭代迅速推進1、嚴(yán)控煤炭，構(gòu)建風(fēng)光為主體的新型電力系統(tǒng)火電新增裝機下滑，風(fēng)電光伏比例大幅度提升。2017

年

7

月，國家發(fā)改委會同工業(yè)和信息化部、財政部等15

個部委，發(fā)布《關(guān)于推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革防范化解煤電產(chǎn)能過剩風(fēng)險的意見》，提出針對煤電行業(yè)的動煤電行業(yè)供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革。文件要求“十三五”期間，全國停建和緩建煤電產(chǎn)能

1.5

億千瓦，淘汰落后產(chǎn)能

0.2

億千瓦以上，到

2020

年，全國煤電裝機規(guī)模控制在

11

億千瓦以內(nèi)?？梢钥吹剑?/p>

2016

年以來，整個“十三五”火電投資都處于不斷下滑的過程，而以風(fēng)電為代表的新能源投資額持續(xù)放大，2020

年風(fēng)電投資完成額超過當(dāng)年電源工程建設(shè)投資額的

50%（光伏未被統(tǒng)計）。從年度新增發(fā)電裝機容量來看，從

2016

年開始風(fēng)電光伏合計新增裝機容量就超越火電（火電不僅指煤電，還包括天然氣、生物質(zhì)發(fā)電等），占據(jù)我國新增電力裝機的主導(dǎo)。2020

年，風(fēng)電光伏合計新增裝機貢獻了當(dāng)年全國新增裝機的

62.9%，2021

年前

9

個月也占到了

45.5%。在“碳達峰、碳中和”大的政策背景下，我們判斷“十四五”對于煤電的限制政策不會放松，會繼續(xù)限制在

11億千瓦以內(nèi)，后續(xù)新增電力需求通過發(fā)展風(fēng)電光伏等可再生能源解決，風(fēng)電光伏未來有望成為主導(dǎo)能源。不僅中國，全球主要國家的電力系統(tǒng)中，風(fēng)電和光伏未來都將占據(jù)更高的比例。根據(jù)國際能源署（IEA）發(fā)布的《全球能源部門

2050

年凈零排放路線圖》，風(fēng)電和光伏累計裝機量在

2050

年有望分別占到全球所有電力裝機的

25%和

43%，發(fā)電量貢獻中風(fēng)電和光伏也有望分別達到全球電量供應(yīng)的

35%和

33%。2、新型電力系統(tǒng)：電網(wǎng)配套+靈活性資源助力新能源成為主體新型電力系統(tǒng)：目的與路徑以風(fēng)電、光伏為代表的新能源具有資源豐富、開發(fā)難度較低，零碳環(huán)保等優(yōu)點，是實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的必然之選，但新能源同時具有隨機性、間歇性和波動性的特點，對負(fù)荷的支撐能力不足。新能源通過電力電子裝置并網(wǎng)，逆變器、變流器等對電網(wǎng)電壓、頻率等電能質(zhì)量指標(biāo)要求較高，工作范圍較窄，若發(fā)生電壓跌落、頻率失步等易于脫網(wǎng)。然而，電力電子設(shè)備本身卻又是電網(wǎng)的諧波源、無功用戶，不但不能對電網(wǎng)起到穩(wěn)定支撐作用，反而會惡化電網(wǎng)的電能質(zhì)量。與火電、水電等使用同步發(fā)電機并網(wǎng)的傳統(tǒng)電源不同，逆變器、變流器等電力電子并網(wǎng)設(shè)備缺乏轉(zhuǎn)動慣量，無法提供穩(wěn)定性，故障傳播速率遠高于傳統(tǒng)電網(wǎng)，若發(fā)生大規(guī)模脫網(wǎng)切機事故，對電網(wǎng)的供電安全產(chǎn)生極大威脅。此外，新能源出力的不穩(wěn)定、不可控、波動大的特點，還造成負(fù)荷消納困難，由于新能源出力無法隨著負(fù)荷水平的波動而實時調(diào)節(jié)（即傳統(tǒng)電源的“源隨荷動”的模式），必然造成新能源出力大發(fā)時棄電，而新能源出力不足時仍需要傳統(tǒng)電源補足，在傳統(tǒng)電力系統(tǒng)下，新能源難以承擔(dān)主力電源的重任。二、大型化降低總體建設(shè)成本。陸上風(fēng)電風(fēng)機成本只占風(fēng)電場總建設(shè)成本的

40%多，單個機組容量的增加能夠顯著減少機器點位，減少塔筒、土地、線路、施工安裝和基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)的成本，縮短工程周期以降低造價，使得度電成本降低。并網(wǎng)：關(guān)注柔性輸變電、特高壓新能源并網(wǎng)出力不穩(wěn)定，將引起電壓波動、閃變及三相不平衡等問題，對電網(wǎng)電能質(zhì)量構(gòu)成了嚴(yán)重威脅，風(fēng)電、光伏為逆變器并網(wǎng)，工作范圍較窄，一旦接入點電壓、頻率偏離允許范圍達到一定時間，將引起逆變器脫網(wǎng)切出，從而更加重了電能質(zhì)量問題，引發(fā)連鎖反應(yīng)。若不加控制，較小的故障就可以引起新能源大規(guī)模脫網(wǎng)，系統(tǒng)無法維持穩(wěn)定。SVG、新一代調(diào)相機等新型動態(tài)無功補償設(shè)備可以自動跟蹤設(shè)備無功需求和母線電壓，對無功輸出進行連續(xù)無級調(diào)節(jié)，并對突然的電壓跌落予以及時響應(yīng)，從而維持電壓穩(wěn)定，大大減少新能源脫網(wǎng)的風(fēng)險。目前，風(fēng)電、光伏相關(guān)并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)中，均有要求升壓站中應(yīng)加裝適當(dāng)容量的無功補償裝置，必要時應(yīng)安裝動態(tài)無功補償裝置。實際工程中，一般按照升壓站主變?nèi)萘康?/p>

20%~25%配置

SVG容量。我們預(yù)計

SVG需求將隨著風(fēng)電、光伏新增裝機量的提升而提升。其中裝設(shè)于新能源升壓站的

SVG容量需求將從

2021

年的約

15Gvar增長到

2025

年的約

40Gvar，CAGR=27.8%。按每

0.08

元/var的單價測算，新能源并網(wǎng)

SVG市場空間到

2025年約

32

億元。新能源除了要解決“接得上”的問題，還需解決“送得出”的問題。特高壓作為遠距離大容量輸電的有效手段，能夠?qū)|部負(fù)荷中心與西部能源中心有效連接，在新能源大發(fā)展的今天，由于風(fēng)、光資源多分布于我國西部高原、荒漠地區(qū)，特高壓的重要性日益受到重視。另一方面，特高壓作為“5G網(wǎng)絡(luò)、特高壓、城際高鐵和城際軌道交通、新能源汽車充電樁、大數(shù)據(jù)中心、人工智能、工業(yè)互聯(lián)網(wǎng)”等“新基建”的一員，在拉動社會投資，提振經(jīng)濟方面也起著相當(dāng)大的作用。從負(fù)荷側(cè)看，在能耗“雙控”政策和“碳達峰、碳中和”政策的雙重壓力下，東部負(fù)荷中心省份面對逐年提高的可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重指標(biāo)壓力，除了開發(fā)本地新能源外，通過特高壓引入?yún)^(qū)外清潔電力成為一個有效手段。根據(jù)國家電網(wǎng)新型電力系統(tǒng)建設(shè)行動方案，“十四五”期間，規(guī)劃建成

7

回、開工一批、儲備一批特高壓直流。從電源側(cè)看，“十四五”規(guī)劃中提出九大清潔能源基地建設(shè)，根據(jù)公開數(shù)據(jù)，目前已開工的大基地項目規(guī)模

3455

萬千瓦，其中份額最多的甘肅（1285

萬千瓦）、青海（1090

萬千瓦）均位于西北地區(qū)，依托已建特高壓或火電送出通道外送。消納：關(guān)注電化學(xué)儲能、抽水蓄能等靈活性資源建設(shè)在《2030

年前碳達峰行動方案》中，“加快建設(shè)新型電力系統(tǒng)”條目下提及了三個指標(biāo)，分別是

2025

年新型儲能裝機容量達到

3000

萬千瓦以上；2030

年抽水蓄能電站裝機容量達到

1.2

億千瓦左右；省級電網(wǎng)基本具備5%以上的尖峰負(fù)荷響應(yīng)能力。可見，新型電力系統(tǒng)有別于傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的關(guān)鍵就是靈活調(diào)節(jié)能力，其中電化學(xué)儲能由于其雙向調(diào)節(jié)能力、不產(chǎn)生額外碳排放、調(diào)節(jié)迅速、不依賴場地等優(yōu)點，已成為裝機容量增長最快的儲能類型。在政策的推動下，儲能正在迎來爆發(fā)之勢。的應(yīng)用場景可大致分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三類，其中國內(nèi)儲能以電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)為主，海外儲能以電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)居多。配電網(wǎng)：關(guān)注配電自動化、運維智能化傳統(tǒng)上我國電力系統(tǒng)具有“重輸輕配不管用”的特點，經(jīng)歷數(shù)十年的高強度投資，我國已建成以火電為主的電源體系，500kV骨干網(wǎng)為主、交直流混聯(lián)的堅強輸電網(wǎng)體系。配電網(wǎng)是能源生產(chǎn)、轉(zhuǎn)換、消費的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，更是可再生能源消納的支撐平臺、多元海量信息數(shù)據(jù)平臺、多方市場主體的交易平臺。在以‘碳達峰’‘碳中和’國家戰(zhàn)略性減碳目標(biāo)為牽引的能源革命大背景下，配電網(wǎng)正逐漸成為電力系統(tǒng)的核心。但長期以來對配電網(wǎng)的重視和投資不足。配電網(wǎng)投資的重心一是配網(wǎng)自動化，二是運維智能化。南方電網(wǎng)提出，到

2025

年，全網(wǎng)客戶年均停電時間降至

5

小時/戶以內(nèi)，其中中心城區(qū)降至

0.5

小時/戶，城鎮(zhèn)地區(qū)降至

2

小時/戶，鄉(xiāng)村地區(qū)降至

7.5

小時/戶，保持國內(nèi)領(lǐng)先水平。我們認(rèn)為，配網(wǎng)投資最重要的目的是提升供電可靠性，配電自動化設(shè)備能夠?qū)ε渚W(wǎng)設(shè)備起到“四遙”功能，即遙信、遙測、遙控、遙調(diào)，能夠?qū)崿F(xiàn)故障快速識別定位、快速切除故障區(qū)域防止故障擴大的作用，且反應(yīng)迅速、動作準(zhǔn)確、無需人工干預(yù)，從而大大提高了配網(wǎng)可靠性。而智能運維設(shè)備如巡檢機器人、巡檢無人機等，能夠大大提升巡檢效率，且不易遺漏死角、巡檢數(shù)據(jù)可回溯，將成為未來電網(wǎng)投資重點之一。3、技術(shù)變革：風(fēng)機大型化帶來降本空間、光伏高效電池技術(shù)不斷迭代風(fēng)機大型化帶來降本空間在風(fēng)電從補貼走向平價的過程中，風(fēng)電行業(yè)也通過不斷地努力降低成本。全球陸上風(fēng)電過去十年的建設(shè)成本下降了

31%，而利用效率提升了

31%，所以帶來了度電成本

56%的下降；而海上風(fēng)電過去十年的建設(shè)成本下降了

32%，利用效率提升了

6%，度電成本下降了

48%。在風(fēng)電成本下降的過程中，一個最重要的手段就是大型化，大型化主要通過兩方面來降低風(fēng)電成本，一是更便宜的主機價格，二是更少的建設(shè)成本。一、大型化降低單位主機成本。以我國每年新增風(fēng)電裝機為例，2010

年新建單機平均功率約

1.45MW，到了

2020

年這一數(shù)字就翻倍來到

3MW左右。從過去幾年的風(fēng)電公開招標(biāo)市場月度平均價格也可以看出，雖然總體價格趨勢向下，但相同時間的不同容量的風(fēng)機，3MW平均單價要比比

2.5MW便宜

1.9%，4MW平均單價要比

3MW便宜

2.2%。這里面最主要的原因，是風(fēng)機在容量增大的過程中，通過緊湊化、輕量化的設(shè)計，使用的零部件、原材料和容量并不是同比例增加的。比如說主軸，2MW機型主軸凈重

15

噸左右，而

4MW機型凈重可能就只需要

27噸。我們通過觀察主機廠不同容量的風(fēng)機的重量，可以觀察到單位容量重量有明顯下降。比如運達股份

5MW機型和

2.5MW機型相比，在大型化的過程中，應(yīng)用了輕量化、緊湊化的設(shè)計，每兆瓦重量下降了

32.2%；而明陽智能陸風(fēng)

5MW機型和

2.5MW機型相比，每兆瓦重量下降了

26.3%，海風(fēng)

8.3MW機型和

5.5MW機型對比，每兆瓦重量下降了

29.3%。這些下降的重量就是節(jié)省的鋼材、銅、稀土等原材料，所以能夠降低風(fēng)機的生產(chǎn)成本。二、大型化降低總體建設(shè)成本。陸上風(fēng)電風(fēng)機成本只占風(fēng)電場總建設(shè)成本的

40%多，單個機組容量的增加能夠顯著減少機器點位，減少塔筒、土地、線路、施工安裝和基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)的成本，縮短工程周期以降低造價，使得度電成本降低。除了大型化外，新的設(shè)計、技術(shù)及制造工藝的應(yīng)用，也給風(fēng)電降本帶來空間：例如更大的風(fēng)輪直徑和更高的輪轂高度能夠使機組在風(fēng)速較低的地區(qū)獲取更多風(fēng)能，在機組功率提升的同時提升利用小時數(shù)，攤薄度電成本；例如在點位選擇、風(fēng)機排布等方面進行優(yōu)化，更好的利用風(fēng)能資源，降低冗余，從而在更小的土地面積里開發(fā)出更大的風(fēng)電場，節(jié)省土地資源等。高效電池技術(shù)不斷迭代，N型電池有望接棒成為主流光伏產(chǎn)業(yè)鏈快速發(fā)展的本質(zhì)是技術(shù)驅(qū)動降本提效，這一點在電池片領(lǐng)域體現(xiàn)的尤為明顯，作為光伏產(chǎn)業(yè)鏈的核心環(huán)節(jié)，電池片需要通過技術(shù)的持續(xù)迭代推進效率不斷提升。2018

年之前，Al-BSF技術(shù)在光伏電池市場一支獨秀，轉(zhuǎn)化效率約為

20%左右，由于逼近其轉(zhuǎn)化效率上限，2019

年起被

PERC電池規(guī)模替代。目前，市場主流的

PERC電池光電轉(zhuǎn)化效率已實現(xiàn)

23%以上，2019

年隆基已可將

PERC電池效率記錄提升至

24.06%

，而PERC電池理論極限效率在

24.5%。目前

PERC電池類似此前

Al-BSF電池，已經(jīng)逼近其效率極限，亟需新一代高效電池技術(shù)替代。N型電池優(yōu)勢顯著，有望接替

P型成為主流。晶硅太陽電池可以用傳統(tǒng)

P型硅片，也可以用

N型硅片來制作。當(dāng)前市場主流的

Al-BSF、PERC電池均為

P型電池，P型電池最主要的問題在于硼氧對引起的衰減，而摻磷的

N型電池硼含量極低，從本質(zhì)上消除了硼氧對帶來光致衰減的影響。此外采用

N型硅作襯底，具有少子壽命高、對金屬雜質(zhì)的容忍度高，適合雙面電池設(shè)計（雙面率

90%）等優(yōu)點。目前產(chǎn)業(yè)界量產(chǎn)平均轉(zhuǎn)換效率大于24%的電池均為

N型電池（TOPCON、HIT、IBC電池等）。目前，光伏各種

N型高效電池技術(shù)百家爭鳴，量產(chǎn)轉(zhuǎn)化效率均已突破

24%，當(dāng)前下一代主流

N型電池主要為：TOPCON電池技術(shù)，HIT電池技術(shù)以及

IBC電池技術(shù)。1）TOPCO挖掘現(xiàn)有產(chǎn)線生命周期，工藝優(yōu)化持續(xù)推進。TOPCON電池是在

N型電池工藝的基礎(chǔ)上研發(fā)出的隧穿氧化層鈍化接觸技術(shù)，該技術(shù)可大幅度的提升

N型電池的

VOC和轉(zhuǎn)換效率。TOPCON的核心優(yōu)勢在于：1）理論轉(zhuǎn)化效率上限高，其中基于

POLO2-BJ結(jié)構(gòu)，TOPCON理論效率

28.7%，接近晶硅極限；2）可基于現(xiàn)有

PERC產(chǎn)線升級改造，國內(nèi)

PERC產(chǎn)能

60%可改造為

TOPCON，因此面臨大規(guī)模老產(chǎn)能折舊計提壓力，改造成

TOPCON是拉長設(shè)備應(yīng)用周期是較優(yōu)選擇。此外相對于

PERC電池，TOPCON同時具備較好雙面率、低溫響應(yīng)等優(yōu)點，同時成本相對其他

N型電池較低。目前

TOPCON量產(chǎn)瓶頸在于良率較低，相較于

PERC且成本仍然偏高，工藝路線仍未完全定型，需要持續(xù)關(guān)注后續(xù)優(yōu)化進程。2）HIT：降本增效路徑清晰，有望成為下一代主流技術(shù)。HIT技術(shù)則是通過增加一層非晶硅異質(zhì)結(jié)來提高VOC開路電壓，從而提高電池片的轉(zhuǎn)換效率。HIT電池優(yōu)勢一方面體現(xiàn)在其高轉(zhuǎn)化效率，目前量產(chǎn)可達

24-25%以上，有效降低發(fā)電端成本；更重要的是，考慮到衰減率低、雙面率高、溫度系數(shù)低、弱光效應(yīng)等諸多優(yōu)勢，HIT雙面電池相較于

PERC全生命周期每

W發(fā)電量高

5~11.8%。但是其設(shè)備貴、投資成本高，銀漿及靶材成本較高，這些降成本

HIT電池未來能否實現(xiàn)大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化的關(guān)鍵因素。隨著硅片、非硅、產(chǎn)能成本持續(xù)降低，HIT的性能優(yōu)勢將持續(xù)凸顯。3）IBC：量產(chǎn)難度相對較高，長期疊加工藝具備潛力。IBC電池由于其叉指式背接觸的優(yōu)良結(jié)構(gòu)，電池在當(dāng)前各電池技術(shù)中效率最高，早期可以達到

25-26%以上。但

IBC也是商業(yè)化晶體硅電池中工藝更復(fù)雜、結(jié)構(gòu)難度更大、成本更高的技術(shù)，短期量產(chǎn)存在一定難度。但由于可以與

HIT/TOPCON電池技術(shù)相結(jié)合，制備HBC/POLO-IBC電池，能夠繼續(xù)提升效率至

26%以上，代表晶硅電池最高效率水平，在特定應(yīng)用場景具備較強優(yōu)勢，需要繼續(xù)關(guān)注產(chǎn)業(yè)化進程。由于綠色電力交易將新能源電力與普通電力區(qū)隔開，同時能耗雙控對新能源電力消納提供了更優(yōu)惠條件，使得新能源電力過去被低估的價值得到發(fā)現(xiàn)。生產(chǎn)新能源電力的運營商過去與普通電力運營商一樣的估值體系這一舊框架也被打破。4、綠電交易疊加能耗雙控，新能源需求有望再上臺階綠電交易溢價，凸顯綠色能源價值2001

年

8

月，國家發(fā)改委、能源局正式批復(fù)了《綠色電力交易試點工作方案》，提出在當(dāng)前電力市場建設(shè)成果基礎(chǔ)上，試點開展綠色電力交易，充分發(fā)揮市場在資源優(yōu)化配置中的決定性作用，加快推進綠色能源開發(fā)利用。《方案》主要內(nèi)容包括以下幾點：一是明確了綠色電力交易定義和交易框架?！斗桨浮范x了綠色電力產(chǎn)品初期為風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量，條件成熟時擴大至符合條件的水電；而綠色電力交易則是以這類電力產(chǎn)品為標(biāo)的物，開展的電力中長期交易。二是強調(diào)了綠色電力交易的優(yōu)先原則?！斗桨浮诽岢鼍G色電力交易作為獨立交易品種，優(yōu)先組織有綠色電力消費需求的市場主體開展長周期的市場化交易；在交易結(jié)算方面，《方案》要求綠色電力交易優(yōu)先于其他優(yōu)先發(fā)電計劃和市場化交易結(jié)算，月結(jié)月清并做好與其他分時段交易結(jié)算的銜接。四是厘清了綠色電力產(chǎn)品的市場化定價機制。《方案》鼓勵交易價格可以高于發(fā)電企業(yè)核定的上網(wǎng)價格和電網(wǎng)企業(yè)收購的價格，充分體現(xiàn)了電能的綠色價值和環(huán)境價值。高于核定上網(wǎng)價格的收益，將分配給對應(yīng)的發(fā)電企業(yè)，以鼓勵發(fā)電企業(yè)為綠色能源發(fā)展做出的貢獻，并支撐發(fā)電企業(yè)持續(xù)建設(shè)綠色能源。五是提出了綠色電力交易的銜接與發(fā)展預(yù)期?！斗桨浮诽岢隽藢⑾{責(zé)任權(quán)重分解至電力用戶和售電公司作為剛性約束的預(yù)期，以激勵廣大市場主體積極參與綠色電力交易；對于初步啟動的碳市場，《方案》建議通過CCER等機制實現(xiàn)電力市場與碳市場的有機連接，以規(guī)避環(huán)境費用在兩個市場之間重復(fù)計算。9

月

7

日，來自

17

個省份的

259

家市場主體，以線上線下方式完成了

79.35

億千瓦時綠色電力交易，其中有

68.98

億千瓦時在北京電力交易中心完成，剩余

10.37

億千瓦時交易量在廣州電力交易中心完成。根據(jù)新能源電力投融資聯(lián)盟披露，這次試點交易中，成交均價較正常中長期協(xié)議增加

3-5

分/度，較火電基準(zhǔn)價大約上漲

2分錢（長協(xié)低于火電基準(zhǔn)價）。由于綠電交易的電量不含補貼，不計入合理利用小時，通過綠電交易產(chǎn)生的溢價相當(dāng)于直接對項目補貼，將明顯提高電站投資回報。我們模擬測算了按光伏電站

4.2

元/W的全投資情形下，年利用小時

1280

小時，投資回報年限

25

年，如果按全國平均燃煤基準(zhǔn)價

0.3674

元/千瓦時，全投資

IRR為

6.13%，資本金

IRR為

7.35%；假設(shè)綠電溢價

2

分錢，電價

0.3874

元/千瓦時，全投資

IRR將提升至

6.76%、資本金

IRR將提升至

8.43%；如果按照

20%交易綠電交易比例測算，全投資

IRR將達到

6.27%，資本金

IRR為

7.58%。超額消納綠電將不納入能耗雙控考核2021

年

9

月

11

日國家發(fā)改委發(fā)布《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》，其中第八條，鼓勵地方增加可再生能源消費，根據(jù)各?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）可再生能源電力消納和綠色電力證書交易等情況，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的地區(qū)，超出最低可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的消納量不納入該地區(qū)年度和五年規(guī)劃當(dāng)期能源消費總量考核。可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重來源于

2019

年國家發(fā)改委、能源局發(fā)布的《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，《通知》提出按省級行政區(qū)域?qū)﹄娏οM規(guī)定應(yīng)達到的可再生能源電量比重，并最低消納責(zé)任權(quán)重和激勵性消納責(zé)任權(quán)重?！锻ㄖ愤€提出，在確保完成全國能源消耗總量和強度“雙控”目標(biāo)條件下，對于實際完成消納量超過本區(qū)域激勵性消納責(zé)任權(quán)重對應(yīng)消納量的省級行政區(qū)域，超出激勵性消納責(zé)任權(quán)重部分的消納量折算的能源消費量不納入該區(qū)域能耗“雙控”考核。本次《方案》與上次《通知》最大不同，是將最低權(quán)重和激勵權(quán)重之間的那部分可再生能源也不納入能耗考核，無疑提升了可再生能源的吸引力。2021

年

10

月

8

日，國務(wù)院常務(wù)會議提出完善地方能耗雙控機制，推動新增可再生能源消費在一定時間內(nèi)不納入能源消費總量?？梢灶A(yù)見，后續(xù)各地方政府為了獲得更多能耗指標(biāo)發(fā)展經(jīng)濟，將加大可再生能源方面的投入；而高耗能企業(yè)也將會有更強意愿使用可再生能源，結(jié)合之前的綠電交易情況，可再生能源需求將保持旺盛，綠電溢價也有望維持。確定性增長將帶來成長性溢價由于綠色電力交易將新能源電力與普通電力區(qū)隔開，同時能耗雙控對新能源電力消納提供了更優(yōu)惠條件，使得新能源電力過去被低估的價值得到發(fā)現(xiàn)。生產(chǎn)新能源電力的運營商過去與普通電力運營商一樣的估值體系這一舊框架也被打破。碳中和為風(fēng)電光伏裝機發(fā)展提供了遠景目標(biāo)，而能耗雙控制度下針對超額消納綠電不計入能耗指標(biāo)則為風(fēng)電光伏裝機提供了短期動力，我們看到目前主要的新能源運營商都拋出了不小的十四五新增裝機規(guī)劃。根據(jù)我們收集到的各新能源運營商十四五規(guī)劃新增裝機量，可以看到未來

5

年年均復(fù)合增速

40%以上的有金開新能、中廣核新能源、三峽能源，30%以上的有江蘇新能、浙江新能、太陽能、大唐新能源。中國人民銀行

2021

年

11

月

8

日宣布推出碳減排支持工具，重點支持清潔能源、節(jié)能環(huán)保和碳減排技術(shù)三個碳減排領(lǐng)域。對金融機構(gòu)碳減排貸款按貸款本金的

60%提供資金支持，利率為

1.75%，期限

1

年可展期

2

次。碳減排貸款利率與同期限檔次

LPR大