新能源发电侧储能有望加速

1、目 录 HYPERLINK l _TOC_250016 周专题：政策逐渐清晰，新能源发电侧储能有望加速 5 HYPERLINK l _TOC_250015 青海下发储能产业支持措施，“新能源+储能”发展模式逐渐清晰 5青海新能源装机占比已超六成，储能需求日益迫切 5相关政策陆续出台，多措并举推动新能源项目配套储能 6现有政策下青海发电侧储能项目收益率测算 10 HYPERLINK l _TOC_250014 储能或成“十四五”期间国内新能源发电项目标配 12短期内储能成本主要由发电侧承担，具有一定的强制性 12电力市场化持续推进，未来储能成本将由电力系统各环节共同承担 12“十四五”期间国内新

2、能源发电侧储能空间广阔，静待市场机制成熟 13 HYPERLINK l _TOC_250013 投资建议&风险提示 14 HYPERLINK l _TOC_250012 电新行业动态跟踪 15 HYPERLINK l _TOC_250011 隆基、中环相继上调硅片价格 15 HYPERLINK l _TOC_250010 国家能源局印发2021 年能源监管工作要点 15 HYPERLINK l _TOC_250009 印度将太阳能逆变器关税由 5%提升至 20% 15 HYPERLINK l _TOC_250008 中核汇能 5GW 组件招标开启，大功率组件占比达 90% 15 HYPERLI

3、NK l _TOC_250007 行情回顾 16 HYPERLINK l _TOC_250006 新能源行业及公司动态 19 HYPERLINK l _TOC_250005 产业景气度跟踪 19 HYPERLINK l _TOC_250004 重点公司公告 22隆基股份：签订 9.14 万吨长期多晶硅料采购协议 22保利协鑫能源：颗粒硅新增产能正式投入生产 22中环股份：拟投资 50GW 大硅片项目，签订 35 万吨多晶硅长单协议 22阳光电源：拟定增募资不超过 41.56 亿元 22福莱特：拟增发H 股不超过 7600 万股 22横店东磁：拟投资年产 4GW 高效大尺寸单晶电池项目 22 H

4、YPERLINK l _TOC_250003 电网及工控行业及公司动态 23 HYPERLINK l _TOC_250002 产业景气度跟踪 23 HYPERLINK l _TOC_250001 重点公司公告 235.2.1.宏发股份：2020 年归母净利润 8.32 亿元，同比增长 18.19% 235.2.2.川仪股份：2020 年归母净利润 3.7 亿元，同比增长 57.91% 235.2.3.金智科技：拟回购股份 1-2 亿元 24 HYPERLINK l _TOC_250000 重点公司盈利预测 25图表目录图 1：青海各类电源装机量情况（万千瓦） 5图 2：青海各类电源发电量情况（

5、亿千瓦时） 5图 3：青海及全国弃光率变化情况 5图 4：青海及全国弃风率变化情况 5图 5：青海对储能项目投资的推动措施 6图 6：青海储能和可再生能源协同发展模式 6图 7：青海“新能源+储能”项目具有明确的消纳保障 7图 8：电解铝用户与新能源发电企业交易情况 7图 9：单多晶硅用户与新能源发电企业交易情况 7图 10：西北区域并网发电厂辅助服务收入/费用计算机制 8图 11：青海各类电源辅助服务净收入情况（万元） 9图 12：单位发电量辅助服务净收入情况（元/kWh） 9图 13：鲁能海西州多能互补共享储能电站月度充放电量与补偿费用 9图 14：各区电力辅助服务费用在上网电费中的占比

6、12图 15：2019H1 各类电源辅助服务补偿分摊情况 12图 16：储能成本在电力系统中的传导机制展望 13图 17：国内电化学储能累计装机规模与“十四五”期间潜在装机空间（GWh） 14图 18：本周板块涨跌幅 16图 19：本周电新子板块涨跌幅 16图 20：板块周涨幅前十股票 17图 21：板块周跌幅前十股票 17图 22：电新板块市盈率变化 17图 23：电新板块市净率变化 17图 24：风电设备板块市盈率变化 17图 25：光伏设备板块市盈率变化 17图 26：储能设备板块市盈率变化 18图 27：工控自动化板块市盈率变化 18图 28：电网及自动化板块市盈率变化 18图 29：

7、高压设备板块市盈率变化 18图 30：近期硅料价格比较 20图 31：近期硅片价格比较 20图 32：近期电池片价格比较 20图 33：近期组件价格比较 20图 34：逆变器月度价格变化（单位：$/W) 21图 35：各地区逆变器累计出口金额（亿元） 21图 36：逆变器出口金额及增速 21图 37：各地区太阳能电池累计出口金额（亿元） 21图 38：太阳能电池出口金额及增速 21图 39：PMI 变化 23图 40：工业增加值变化 23图 41：电网基本建设投资完成额（亿元） 23图 42：电源基本建设投资完成额（亿元） 23表 1：青海新能源发电侧储能项目收益率测算（无特殊说明单位均为万元

8、） 10表 2：青海新能源发电侧储能项目收益率敏感性测算（无补贴假设下） 11表 3：2020 年青海部分储能项目招投标情况 11表 4：海外成熟电力市场辅助服务市场对比 13表 5：光伏产业链本周价格变化 19表 6：重点公司盈利预测 25周专题：政策逐渐清晰，新能源发电侧储能有望加速青海下发储能产业支持措施，“新能源+储能”发展模式逐渐清晰2021 年 1 月 18 日，青海省发改委下发支持储能产业发展的若干措施（试行），对省内储能行业的发展做出了较为明确的指引。结合 2020 年 11 月 30 日西北能监局下发的青海省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿），我们认为青海“新能源+储能”

9、的发展模式已经较为清晰，对其他地区具有重要的参考意义。青海新能源装机占比已超六成，储能需求日益迫切青海是我国新能源应用最为广泛的地区之一。截至 2020 年底，青海省太阳能发电的装机规模为 1580 万千瓦，风电装机规模为 865 万千瓦，风电、太阳能在总电力装机中的占比达到 60.7%，较 2015 年底提升近 30%。2015 年至 2020 年，太阳能与风电在青海省总发电量中的占比由 14.3%提升至 26.2%，与此同时火电的发电量占比则从 21.4%下滑至 10.7%，新能源已经开始全面取代传统的火力发电。图 1：青海各类电源装机量情况（万千瓦）图 2：青海各类电源发电量情况（亿千瓦

10、时）450040003500300025002000150010005000水电火电风电太阳能风电+太阳能占比70%60%50%40%30%20%10%0%20152016201720182019202010009008007006005004003002001000水电火电风电太阳能风电+太阳能占比30%25%20%15%10%5%0%201520162017201820192020数据来源：青海省国网公司，数据来源：青海省工业和信息化厅，随着装机占比的提升，青海新能源消纳的问题开始逐渐显现。“十三五”期间，全国弃光率由 10%以上降至 2%，弃风率则由 15%以上降至 3.5%，但青海的弃

11、光、弃风率却逆势上扬。据全国新能源消纳监测预警中心统计，2020 年青海的弃光率高达 8.0%，仅次于西藏，弃风率则为 4.7%，同样高于全国平均水平。图 3：青海及全国弃光率变化情况图 4：青海及全国弃风率变化情况12%10%8%6%4%2%0%青海全国20152016201720182019202018%16%14%12%10%8%6%4%2%0%青海全国201520162017201820192020数据来源：国家能源局，数据来源：国家能源局，因此，从促进新能源消纳及维护电网稳定运行的角度出发，青海省电力系统对于储能的需求已经相当迫切，近年来青海在“新能源+储能”上的探索与尝试也较为积极

12、。相关政策陆续出台，多措并举推动新能源项目配套储能根据近期下发的文件，目前青海对储能行业的支持措施已经较为完善，主要体现在强制配套、优先保障消纳、优化储能交易以及地方补贴四个方面。以下我们将具体分析这些措施对于储能投资的推动作用。图 5：青海对储能项目投资的推动措施 强制配套实行“新能源+储能”一体化开发模式，新建新能源项目需配套储能 优化储能交易鼓励储能电站参与辅助服务市场与省内现货市场，利用市场化手段发挥储能调峰调频作用 优先保障消纳确保“新能源+储能”项目和独立储能电站优先消纳，保障储能利用小时数 地方补贴对“新能源+储能”项目中储能项目发售的电量给予一定的运营补贴推动省内储能项目投资建

13、设数据来源：青海省发改委，首先，对于新建的新能源发电项目，配套储能或将成为强制性的要求。根据文件中 的表述，对于新建的新能源项目，配套的储能容量原则上需不低于项目装机量的10%，储能时长则需在 2 小时以上。此外，新建、新投运的水电站也需同步配置新能源和 储能系统，水电、新能源、储能容量配比需达到 1:2:0.2。同时，文件还提出对储能 配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。因此，“十四五”期间储能或将成为青 海新能源发电项目的标配。图 6：青海储能和可再生能源协同发展模式储能和可再生能源协同发展“水电+新能源+储能”协同发展模式“新能源+储能”一体化开发模式储能容量原则上不低于新能源项目装

14、机量的10%， 储能时长2小时以上新增水电、新能源、储能容量配比达到120.2，实现就地平衡数据来源：青海省发改委，其次，储能项目将具有优先消纳的权利，并且在“量”和“价”上都获得了一定的保障。在“量”的层面，本次下发的文件要求电网企业与储能电站签订并网调度协议和购售电合同，确保“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目和独立储能电站优先接入、优先调度、优先消纳、优先外送，同时储能设施的利用小时数需不低于 540 小时。在“价”的层面，文件规定新建投运的“新能源+储能”项目中电化学储能设施所释放的电量无需参与市场化交易，而是按照新能源结算基价执行。 保障消纳电量 “新能源+储能”项目优先进行

15、消纳，明确规定储能设施利用小时数不低于540小时保障消纳电价储能项目释放源结图 7：青海“新能源+储能”项目具有明确的消纳保障数据来源：青海省发改委，根据青海电力市场管理委员会的工作简报，2020 年全省新能源发电的利用率为 95.67%，仍有超过 4%的新能源发电无法消纳，这部分电量可通过配套的储能项目进行消纳。从价格的角度来看，根据 2020 年 4 月青海省能源局印发的青海省 2020年平价光伏项目竞争配置工作方案的通知，2020 年省内光伏平价项目执行的无补贴电价为 0.2277 元/kWh，但从实际情况来看，有很大一部分的新能源发电量需要进行市场化交易。根据青海电力交易中心披露的交易

16、公告，2021 年青海省电解铝用户与省内新能源发电企业安排的交易电量总额为 76 亿千瓦时，多单晶硅用户安排的交易电量则为 16 亿千瓦时，仅这两类用户安排的市场化交易电量就占到青海 2020年新能源总发电量 247 亿千瓦时的 37%。与此同时，2021 年电解铝和多单晶硅用户申报的上网侧价格分别为 0.150/0.165 元/kWh，较 0.2277 元/kWh 的非市场化价格折让 34%/28%。因此，在保障“量”、“价”的政策下，储能设施能够提升新能源项目的发电量与平均电价，对项目的整体收益存在一定的增益，新能源项目业主投资储能的积极性有望逐步提升。图 8：电解铝用户与新能源发电企业交

17、易情况图 9：单多晶硅用户与新能源发电企业交易情况1009080706050403020100交易电量 (亿千瓦时)交易价格 (元/kWh)基准价格：0.2277元/kWh2019202020210.3018160.25140.2012100.1580.10640.0520.000交易电量(亿千瓦时)交易价格(元/kWh)基准价格：0.2277元/kWh202020210.300.250.200.150.100.050.00数据来源：青海电力交易中心，数据来源：青海电力交易中心，此外，配套储能设施可降低新能源发电项目的并网运行管理考核费用，并通过提供电力辅助服务获取相应回报。根据现行的西北区域

18、发电厂并网运行管理实施细则与西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则，所有并网发电厂均需要接受并网运行管理考核，对于风电场和光伏电站，考核范围涵盖安全防护、有功功率控制系统、无功调节能力、故障穿越能力、功率预测功能等多个维度，不达标准的新能源场站会被扣除相应的考核分数并据此支付考核费用。与此同时，并网发电厂可通过提供调频、调峰、AGC、AVC、备用等有偿辅助服务获取收益，而辅助服务补偿费用来源于全部的并网运行管理考核费用，不足部分则由所有并网发电厂按照上网电量比例进行分摊。图 10：西北区域并网发电厂辅助服务收入/费用计算机制数据来源：西北能监局，由于风力、太阳能存在天然的不稳定性，新能源场站自

19、身的出力曲线往往难以完全满足调度的要求，因此支付的并网运行管理考核费用通常大于辅助服务收入。而火电、水电等出力可调机组则恰好相反，获取的辅助服务收入通常大于需支付的并网运行管理考核费用。根据西北能监局公布的青海电力辅助服务市场补偿分摊情况， 2018 年至 2020 年前三季度，所有风电支付的辅助服务净费用加总为 4045/6933/3625万元，分摊到每度电则为 0.0276/0.0132/0.0074 元/kWh；同期所有太阳能电站支付的辅助服务净费用加总为 8031/12261/6371 万元，分摊到每度电为 0.0068/0.0080/0.0050元/kWh。通过配套储能设施，新能源发

20、电项目不但可减少需要支付的考核费用，还可通过提供有偿辅助服务获取收益，项目运行期间的收益将获得一定程度的提升。图 11：青海各类电源辅助服务净收入情况（万元）图 12：单位发电量辅助服务净收入情况（元/kWh）25,00020,00015,00010,0005,0000(5,000)(10,000)(15,000)(20,000)(25,000)火电水电风电太阳能201820192020Q30.0150.0100.0050.000(0.005)(0.010)(0.015)(0.020)(0.025)(0.030)火电水电风电太阳能201820192020Q3数据来源：西北能监局，数据来源：西北

21、能监局，备注：2020 年 5 月发电量数据缺失，计算中予以剔除在西北区域电力辅助服务的统一规则以外，青海还首次提出了“共享储能”的理念。根据 2020 年 11 月印发的青海省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿），共享储能电站可通过提供调峰辅助服务获取收益，电网调用调峰的价格暂定为 0.5 元/kWh，相关费用由太阳能、风电共同分担。2019 年 4 月，由青海国网投建的鲁能海西州多能互补集成优化示范工程开始进行“共享储能”试运营，其中储能电站的规模达到 50MW/100MWh。截至 2020 年年底，青海省内已有 347 座新能源电站参与了“共享储能”辅助服务市场交易，当年累计成交调峰交

22、易 1851 笔，鲁能海西州多能互补储能电站充电/放电电量达到 4032/3192 万千瓦时，2020 年前三季度共获取补偿费用 285.83 万元。2020 年 11 月，由上海电气电站集团投建的 32MW/64MWh上海电气格尔木美满闵行储能电站项目正式投运，“共享储能”的投资主体开始由电网扩展至独立第三方主体。图 13：鲁能海西州多能互补共享储能电站月度充放电量与补偿费用3,5003,0002,5002,0001,5001,0005000充电电量(MWh)放电电量(MWh)补偿费用(万元)454035302520151052019/82019/92019/102019/112019/12

23、2020/12020/22020/32020/42020/52020/62020/72020/82020/90数据来源：西北能监局，最后，本次印发的文件提出对 2021-2022 年投产的电化学储能项目进行一定的补贴，有望在短期内进一步提升业主的投资积极性。针对 2021、2022 年投产的“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，青海省将给予 0.10 元/kWh 的运营补贴，其中使用青海省产储能电池 60%以上的项目可在此基础上额外享受 0.05 元/kWh 的补贴。上述补贴的时限暂定为两年（2020 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31

24、 日），我们认为补贴只是短期的激励手段，长期来看储能项目的投资仍需由市场化的电力机制驱动。现有政策下青海发电侧储能项目收益率测算如上所述，在青海的现有政策下，新能源发电侧储能项目可通过增加消纳、提供电力辅助服务以及运营补贴三大途径获取相应的回报。基于西北能监局与青海电力交易中心披露的新能源项目运营数据，我们尝试对青海新能源发电侧储能项目（以“光伏+储能”为例）的收益率进行了定量测算，具体的假设与测算过程如下。光伏项目：假设装机容量 50MW，年利用小时数 1500 小时，弃光率 3%上网电价：新能源结算基价 0.2277 元/kWh，假设市场化交易部分折价 30%储能系统：按 10%/2h 的

25、比例配置，即配套储能系统规模为 5MW/10MWh，假设单位投资成本为 1.6 元/Wh，年利用小时数为 540 小时，系统寿命 10 年表 1：青海新能源发电侧储能项目收益率测算（无特殊说明单位均为万元）运行年份0123410储能初始投资(1600)收益来源一：增加新能源电量消纳减少弃光小时数（h）4545454545减少弃光电量（MWh）2,2502,2502,2502,2502,250基准上网电价（元/MWh）227.7227.7227.7227.7227.7减少弃光电量收益51.251.251.251.251.2减少市场化交易电量（MWh）450450450450450市场化交易折价（

26、元/MWh）68.368.368.368.368.3减少市场化交易电量收益3.13.13.13.13.1收益来源二：提供电力辅助服务光伏项目年发电量（MWh）75,00075,00075,00075,00075,000无储能时单位电量考核费用（元/MWh）5.05.05.05.05.0减少并网运行考核费用37.537.537.537.537.5加装储能后单位电量辅助服务收入（元/MWh）5.05.05.05.05.0辅助服务补偿收入37.537.537.537.537.5收益来源三：地方储能运营补贴储能项目年放电量（MWh）2,7002,7002,7002,7002,700单位电量运营补贴（元

27、/MWh）150150-储能运营补贴40.540.5-总现金流(1600)169.8169.8129.3129.3129.3储能项目 IRR-2.8%数据来源：西北能监局，青海电力交易中心，根据测算，在保障小时数 540 小时、系统单瓦时成本 1.6 元、享受两年 0.15 元/kWh运营补贴的基准假设下，青海新能源发电侧储能项目的 IRR 为-2.8%，若不考虑补贴，则储能项目的 IRR 为-3.7%。由此可见，在目前的电力市场规则下，储能项目自身的经济性仍然难以满足投资业主的要求，短期内强制配套仍然是新能源项目加装储能的主要驱动因素。但与此同时，我们认为配套储能并不会给新能源发电项目带来过

28、重的负担，如果运营得当，储能设施的大部分初始投资成本都可以通过增加电力消纳以及提供电力辅助服务的方式收回。未来，随着电力市场规则的进一步完善以及储能系统成本的不断降低，我们预计新能源发电侧储能项目的经济性将持续提升。首先，在更市场化的电力体制下，储能的成本有望传导至用电侧，而不是仅在发电侧分摊，储能项目可通过更高的利用小时数与更市场化的辅助服务价格获取更大的收益。此外，随着技术的进步与生产规模的扩大，锂电池成本仍有较大的下降空间，初始投资的降低也将提升储能项目的经济性。根据我们的敏感性测算，在系统利用小时数提升至 800 小时、成本降至 1元/Wh 的假设下，新能源发电侧储能项目的收益率将达到

29、超过 6%的合意水平。表 2：青海新能源发电侧储能项目收益率敏感性测算（无补贴假设下）储能系统成本（元/Wh）储能系统利用小时数2.01.81.61.41.21.0300-7.6%-6.0%-4.1%-1.8%0.9%4.5%400-7.6%-6.0%-4.1%-1.8%0.9%4.5%500-7.4%-5.8%-3.9%-1.6%1.2%4.8%540-7.2%-5.6%-3.7%-1.4%1.4%5.0%600-7.0%-5.4%-3.4%-1.1%1.7%5.3%700-6.6%-4.9%-3.0%-0.7%2.2%5.8%800-6.2%-4.5%-2.6%-0.2%2.7%6.4%数

30、据来源：2020 年以来，随着更多厂商进入储能领域，低价竞争的现象越来越明显，新能源配套储能项目的中标价格持续下降。2020 年初，青海储能系统的单瓦时报价尚在 1.7、1.8 元的水平，而在 2020 年底青海海南州、海西州光伏竞价项目配套储能的招标中，储能系统的最低报价已经接近 1 元/Wh。对于投资业主而言，在这样的价格水平下，储能项目的收益率大概率已经较为理想。表 3：2020 年青海部分储能项目招投标情况储能项目投标/中标单位投标/中标时间项目规模投标/中标总价单价（元/Wh）青海格尔木共享储能电站示范项目青海省锡铁山流沙坪二期风电场储能项目青海省海南州共和县上海电气国轩新能源科技有

31、限公司 上海勘测设计研究院有限公司比亚迪2020/232MW/64MWh1.2 亿元 1.882020/512.6MW/11.64MWh1978 万元 1.701.38 亿元 1.06力神塔拉滩储能系统2020/1165MW/130MWh1.48 亿元 1.14阳光电源1.60 亿元 1.23青海省海西州格尔木乌图美仁储能系统比亚迪力神2020/1120MW/40MWh4398 万元 1.104541 万元 1.14海博思创4583 万元 1.15数据来源：北极星储能网，储能或成“十四五”期间国内新能源发电项目标配除青海以外，2020 年已有内蒙古、山西、山东、湖北、河北、贵州等地出台了要求新

32、能源发电项目配套储能的相关文件，但整体来看政策的细节仍有待明确。我们认为青海本次下发的文件具有较强的示范效应，预计后续会有更多地区出台发电侧储能的政策细则，“十四五”期间储能或将成为新能源发电项目的标配。短期内储能成本主要由发电侧承担，具有一定的强制性从当前各地能监局出台的“两个细则”（发电厂并网运行管理实施细则与并网 发电厂辅助服务管理实施细则）来看，短期内储能系统的成本仍主要由发电侧承担。虽然各地的规则在细节上存在一定差异，但整体思路都是将电力辅助服务费用在各 类电源之间分摊。一般而言，火电等出力可调的机组可通过提供电力辅助服务获取 补偿，相关的费用则主要由风电、光伏等波动性电源承担。根据

33、国家能源局披露的电力辅助服务有关情况的通报，近年来电力辅助服务费用在上网电费总额中的占比呈明显的上升趋势。2018 年全国除西藏外的 31 个省区市电力辅助服务补偿费用合计 147.62 亿元，占上网电费总额的 0.83%，而 2019 年上半年全国电力辅助服务补偿费用达到 130.31 亿元，占上网电费总额的 1.47%。其中，在新能源装机占比较高的西北地区，电力辅助服务费用在上网电费总额中的占比超过 3%。从各类电源的补偿/分摊情况来看，辅助服务的补偿主要由火电获得，费用则主要由风电、光伏、核电分摊。通过配套储能设施，新能源发电项目可减少分摊的并网运行考核费用以及辅助服务费用。图 14：各

34、区电力辅助服务费用在上网电费中的占比图 15：2019H1 各类电源辅助服务补偿分摊情况3.5%3.0%2.5%2.0%1.5%1.0%0.5%0.0%20182019H12019H1全国占比：1.47%2018全国占比：0.83%西北南方东北华北华东华中(亿元)150100500(50)(100)补偿收入分摊费用净收入（支出）火电水电风电光伏核电其他数据来源：国家能源局，数据来源：国家能源局，因此，对于新能源发电项目投资业主，储能设施的部分投资成本可通过节省的辅助服务费用收回。但根据我们之前的测算，相关的收益仍然无法完全覆盖储能设施的初始投资。因此，短期内新能源发电项目配套储能仍需要外部因素

35、推动，预计各地将主要通过强制配套、优先消纳等措施促使项目业主投资储能设施。电力市场化持续推进，未来储能成本将由电力系统各环节共同承担长期来看，我们认为“十四五”期间国内电力市场化的进程将持续推进，储能成本在电力体系各环节中的传导将更为顺畅。随着新能源装机占比的提升，电力系统需要的储能设施规模将持续增长，若仅让发电侧承担投资成本既不合理也不现实。目前国内电网侧的储能投资无法纳入输配电价、用户侧的终端电价则自 2018 年起持续下降，这导致储能成本的分摊成为了发电侧的“零和博弈”甚至是“负和博弈”。因此，未来的核心问题在于如何将储能成本在电力系统各环节中进行顺畅的传导。图 16：储能成本在电力系统

36、中的传导机制展望数据来源：通过比较海外成熟电力市场的经验，我们认为电力辅助服务成本由用户侧承担是长期趋势。虽然各地区的电力辅助服务市场在市场形式、交易品种、组织模式等方面存在差异，但在成本分摊机制上则基本相同，用户侧均需承担辅助服务的成本。事实上，能源局 2017 年底印发的完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案中也明确提出在 2018-2019 年“探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制”，2019-2020 年“配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设”。虽然目前来看相关工作的进度仍需加速，但长期方向已经明确。一旦“十四五”期间相关政策细则落地，新能源发电侧储

37、能项目的收益有望得到提升，储能投美国 PJM澳大利亚英国北欧市场形式集中式市场集中式市场分散式市场集中式市场调度、无功电压控制、交易品种调频、备用、黑启动调频、网络支持、黑启动、负荷跟踪、备用频率响应、备用、无功服务、黑启动调频、调压、备用、黑启动辅助服务与电能量联合组织模式优化辅助服务与电能量联合优化辅助服务与电能量分开出清辅助服务与电能量分开出清资将由“外部因素推动”向“自身经济性驱动”转变。表 4：海外成熟电力市场辅助服务市场对比分摊机制分摊给用户辅助服务获得用户与发电企业按比例分摊分摊给用户分摊给用户集中竞价、双边协商集中竞价、双边合约招标和双边合同集中竞价、双边协商方式数据来源：中国

38、电力圆桌，“十四五”期间国内新能源发电侧储能空间广阔，静待市场机制成熟碳中和目标提出以来，各大电力央企、地方政府公布的“十四五”新能源装机目标均大超预期。根据中国能源报的 2020 年 12 月的报导，目前国家能源局已提出“2021 年风电、太阳能发电合计新增 1.2 亿千瓦”的目标。按此推算，“十四五”期间的新能源装机量将达到 500-600GW 的量级。若按照 10%/2h 的比例配置储能，则 “十四五”期间新能源发电侧储能的装机量将超过 50GW/100GWh。而根据 CNESA的初步统计，2020 年底国内电化学储能的累计装机规模仅为 2.7GW，新能源发电侧储能的潜在增长空间高达数十

39、倍。图 17：国内电化学储能累计装机规模与“十四五”期间潜在装机空间（GWh）6050403020100201820192020“十四五”空间数据来源：CNESA，在巨大的市场空间背后，我们也理应看到目前新能源发电侧储能的发展模式尚待明确，现行机制下储能项目自身的经济性还不足以驱动行业的规模化发展。因此，我们预计短期内“新能源+储能”项目将主要由强制配套等外部因素推动，长期来看储能行业的健康发展需要电力市场化机制的进一步成熟。作为“十四五”的开局之年，预计 2021 年将有大量能源、电力规划出台，本次青海省出台的储能产业支持措施为其他地区提供了一个良好的范例，后续国家、地方层面的储能政策细则值

40、得期待。投资建议&风险提示投资建议：“十四五”期间国内新能源发电侧储能装机空间巨大，近期青海下发的储能产业支持措施为其他地区提供了一个较好的范例。短期内，各地强制性的配套要求将推动储能项目投资，长期来看随着电力市场化机制的成熟，储能自身的经济性有望逐步显现。建议投资者积极把握储能产业链投资机遇，重点推荐国内逆变器+储能龙头阳光电源。风险提示：行业政策变动，储能成本下降低于预期电新行业动态跟踪隆基、中环相继上调硅片价格事件：2021 年 2 月 4 日及 5 日，中环、隆基相继调高了单晶硅片的报价。其中，中环 158.75/166/210mm 尺寸 硅 片 的 售 价 分 别 上 调 0.10/

41、0.10/0.12 元， 隆基 158.75/166/182mm 尺寸硅片的售价则分别上调 0.10/0.10/0.15 元。点评：在短期上游硅料供应紧张、下游电池片产能不减的背景下，当前硅片供应存在一定程度上的紧张，本次隆基、中环的调价充分印证了这一点。考虑到近期招投标中组件的价格仍在下降，组件、电池环节的利润水平短期内仍将承压。国家能源局印发2021 年能源监管工作要点事件：2021 年 2 月 1 日，国家能源局网站公开2021 年能源监管工作要点，将重点抓好七个方面的工作，其中包括全面落实电力、油气体制改革精神，着力推进能源市场建设。在通知中，能源局明确提出大力推进电力市场建设，全面深

42、化电力辅助服务市场，积极推进储能设施、虚拟电厂等参与辅助服务市场，推动建立电力用户参与辅助服务的费用分担共享机制。点评：电力现货市场与辅助服务市场是储能项目获取收益的重要途径，目前储能参与电力市场的细则仍有待进一步明确。预计“十四五”期间国内电力市场化进程将进一步加速，相关的政策细则有望于今年出台。印度将太阳能逆变器关税由 5%提升至 20%事件：据媒体报道，2021 年 2 月 1 日印度财政部部长 Nirmala Sitharaman 在提交 2021-2022 年国家预算时表示印度政府将太阳能逆变器的关税由 5%提升到 20%，从宣布当日起即开始实行。此外，Nirmala Sithara

43、man 还表示印度正在考虑取消用于建设太阳能项目的机械、仪器、电器、部件或辅助设备的关税豁免。点评：根据海关总署的数据，2020 年国内对印度的逆变器出口金额为人民币 14.79亿元，占逆变器出口总额的 6.2%。印度此次提升关税的目的主要是为了扶持本土的光伏制造企业，对于阳光电源、特变电工等拥有印度本土产能的厂商影响相对较小，华为、SMA 等其他逆变器厂商受到的影响则相对较大。中核汇能 5GW 组件招标开启，大功率组件占比达 90%事件：2021 年 2 月 4 日，中核汇能年内第二次组件集采招标开启，总规模为 5GW。本次集采共分为六个包件，全部为单晶双面组件，包括 440-445W 组件

44、 500MW， 530-550W 组件 3000MW，以及 590W+组件 1500MW。点评：相较于中核汇能 2021 年 1 月的首次组件集采，本次招标组件中 530W+的大功率组件占比由 68.8%进一步提升至 90%，硅片大尺寸化、组件大功率化的趋势进一步确立。根据中国光伏行业协会最新发布的中国光伏产业发展路线图，2020 年 182/210mm 硅片的占比约为 4.5%，预计 2021 年大尺寸硅片的渗透率将快速提升。行情回顾从板块来看：本周沪深 300 指数上涨 2.46%，其中电新板块下跌 0.66%，位居行业涨幅第 16，跑输指数 3.12pct。从子板块来看，工控元器件、锂电

45、池、工业自动化板块表现相对较好，涨幅分别为 2.96%、2.71%、1.77%。图 18：本周板块涨跌幅数据来源：Wind，图 19：本周电新子板块涨跌幅6%3%0%-3%-6%-9%-12%工锂工控电业元池自器动件化光传电伏统力制发及造电新设能备 源设备电电风网池机自材制动料造化电电电网网机一终及次端控硬制件电 风 电 其线 电 源 他电 零 设 电缆 部 备 池件数据来源：Wind，从个股来看：涨幅前五股票分别为宝光股份、新宏泰、*ST 华仪、宏发股份、川仪股份，分别为 17.73%、17.54%、17.20%、14.28%、12.94%，跌幅前五股票分别为东方日升、亿晶光电、红相股份、*

46、ST 江特、动力源，分别为-43.47%、-24.84%、-24.49%、-22.59%、-21.47%。图 20：板块周涨幅前十股票图 21：板块周跌幅前十股票18%18%17%14%13%10% 10% 9% 8%7%24%16%8%0%*ST宝 新华光 宏仪股 泰份0%-4%-8%-12%-16%-20%-24%-28%-32%-36%-40%-44%-48%东 亿 红方 晶 相日 光 股升 电 份上*ST动 能江 力 电特 源 气长 金 迦固 城 雷 南德 电 股 智威 工 份 能-25%-24%-23%-21%-21%-20%-18%-18%-17%-43%宏 川 金 海 中八隆发

47、仪 智 得 电方基股 股 科 控 电股股份 份 技 制 机份份数据来源：Wind，数据来源：Wind，从估值来看：截止 2021 年 2 月 5 日，电新板块市盈率与市净率分别为 50.93、4.56，其中主要子板块市盈率分别为：风电设备（25.80）、光伏设备（60.28）、储能设备（94.40）、工控自动化（91.53）、电网自动化（28.16）、高压设备（24.11）。图 22：电新板块市盈率变化图 23：电新板块市净率变化申万行业指数:市盈率:电气设备 average 申万行业指数:市净率:电气设备 average+1 std -1 std62565044383226205.55.04

48、.54.03.53.02.52.01.51.0+1 std -1 std2016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/12016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/1数据来源：Wind，数据来源：Wind，图 24：风电设备板块市盈率变化图 25：光伏设备板块市盈率变化申万行业指数:市盈率:风电设备 average 申万行业指数:市盈率:光伏设备 average40+1 std -1 std3530252070+1 std -1 std6050403020152016/2/12017/2/1201

49、8/2/12019/2/12020/2/12021/2/1数据来源：Wind，102016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/1数据来源：Wind，图 26：储能设备板块市盈率变化图 27：工控自动化板块市盈率变化申万行业指数:市盈率:储能设备 average +1 std -1 std10084685236202016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/1数据来源：Wind，数据来源：Wind， 申万行业指数:市盈率:电网自动化average +1 std -1 std average -1

50、std+1 std图 28：电网及自动化板块市盈率变化图 29：高压设备板块市盈率变化申万行业指数:市盈率:高压设备6033502740302120102016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/1数据来源：Wind，152016/2/12017/2/12018/2/12019/2/12020/2/12021/2/1数据来源：Wind，新能源行业及公司动态产业景气度跟踪产业链价格点评：硅料：价格继续上行。本周硅料成交均价为 88 元/千克，周环比上升 1.15%。临近春节，下游备货积极，目前龙头硅料企业库存处于低位，行业价格处于高位，全年硅料紧

51、缺已成既定事实，我们预计全年硅料价格将处于高位。对于今年价格走势，我们维持以下判断：2021 年下游硅片扩产大，需要多，而上游硅料 2021 年几乎没有新增产能，且较为刚性的产能难以释放增量供应，供需剪刀叉将支撑硅料价格处于高位，预计价格稳中有升，全年将冲击 90 元/kg 以上。硅片：价格坚挺，本周成交均价 3.22 元/片（166 尺寸）、3.90 元/片（182 尺寸）、5.48 元/片（210 尺寸），与上周持平。2021 年硅片将加速大尺寸化。对于 2021年价格判断，我们认为硅片价格仍有望保持坚挺，主要原因是：（1）下游电池厂商大幅扩产，叠加硅片尺寸结构性变化，行业大尺寸硅片需求强

52、劲。（2）硅料产能限制硅片产能释放，虽然扩产众多，但硅片产能释放有限。电池：价格维稳。166 电池片本周均价为 0.84 元/W，182 及 210 大尺寸电池片本周价格分别为 0.90 元/W、0.91 元/W，均较上周持平。受近期硅料和硅片涨价影响，且银价高企，电池片正在酝酿涨价情绪。组件：高位维持。本周单晶组件价格为 1.54 元/W，依然维稳，182 和 210 组件价格均为 1.68 元/W，环比下降 1.2%。下游抢装以及硅料、胶膜、玻璃等相关组件成本及其他费用高企的情况下，目前组件价格下降空间有限。但全年价格判断来看随着辅材相关环节供给问题缓解，价格存在下降空间。表 5：光伏产业

53、链本周价格变化项目本周价格上周涨幅单月涨幅两月涨幅三月涨幅去年同期涨幅单晶硅片 3.120.00%0.00%0.00%2.30%-5.74%单晶 PERC 电池（158.75mm) 0.910.00%0.00%4.60%7.06%-6.67%单晶 PERC 电池（166mm) 0.840.00%-5.62%-10.64%-9.68%单晶 PERC 组件 1.540.00%0.00%0.00%1.99%-9.41%多晶硅片 1.270.00%0.00%0.00%-19.11%-16.45%多晶电池 0.5430.00%1.88%0.00%-3.89%-7.18%多晶组件 1.30.00%0.00

54、%0.00%0.00%-12.75%多晶硅 881.15%4.76%7.32%-2.22%20.55%数据来源：PVinfoLink，图 30：近期硅料价格比较图 31：近期硅片价格比较数据来源：PVinfoLink，数据来源：PVinfoLink，图 32：近期电池片价格比较图 33：近期组件价格比较数据来源：PVinfoLink，数据来源：PVinfoLink，逆变器价格：2020 年 12 月逆变器价格分别为 0.105 美元/W（1-10kw 单相，同比- 7.1%）、0.053 美元/W（10-30kw 三相，同比-8.1%）、0.031 美元/W（30kw 三相，同比-9.1%）。

55、逆变器出口：2020 年 12 月逆变器出口数量 380.63 万台，同比增长 33.0%，出口金额为 26.55 亿元，同比增长 44.1%。2020 全年累计出口金额 240.23 亿元，同比增长 26.3%。组件出口：2020 年 12 月太阳能电池出口金额为 112.74 亿元，同比增长 22.6%。2020全年累计出口金额 1370.05 亿元，同比增长 3.9%。图 34：逆变器月度价格变化（单位：$/W)数据来源：彭博，图 35：各地区逆变器累计出口金额（亿元）图 36：逆变器出口金额及增速1009080706050403020100352017/122018/122019/12

56、2020/12302520151050亚洲非洲欧洲拉美北美澳洲当月逆变器出口金额（亿元）当月同比017/17/47数据来源：海关总署，数据来源：海关总署，图 37：各地区太阳能电池累计出口金额（亿元）图 38：太阳能电池出口金额及增速700600500400300200100160140120100806040200当月太阳能电池出口金额（亿元）当月同比120%90%60%30%0%-30%-60%2017/122018/122019/122020/120亚洲非洲欧洲拉美2017/12017/42017/72017/102018/12018/42018/72018/102019/12019/4

57、2019/72019/102020/12020/42020/72020/10北美澳洲数据来源：海关总署，数据来源：海关总署，重点公司公告隆基股份：签订 9.14 万吨长期多晶硅料采购协议公司与江苏中能硅业科技发展有限公司签订多晶硅料采购协议，拟在 2021 年 3 月至 2023 年 12 月期间采购多晶硅料不少于 9.14 万吨。合同采取锁量不锁价、按月议价、分批采购的长单方式，按当前单晶高纯硅料成交均价测算预估本合同总金额约为 73.28 亿元人民币。保利协鑫能源：颗粒硅新增产能正式投入生产附属公司江苏中能硅业科技发展有限公司的硅烷流化床法颗粒硅新增产能将于 2021 年 2 月 3 日正

58、式投入生产，年有效产能将由此前的 6000 吨提升至 1 万吨，正式迈入万吨级别规模。中环股份：拟投资 50GW 大硅片项目，签订 35 万吨多晶硅长单协议公司与分别与宁夏回族自治区人民政府和银川经济技术开发区管理委员会就共同在银川市投资建设 50GW（G12）太阳能级单晶硅材料智能工厂及相关配套产业达成合作事宜，项目总投资额预计 120 亿元。公司与保利协鑫签订多晶硅购销合作长单框架协议，拟在 2022 年 1 月至 2026 年 12 月期间向保利协鑫采购包括颗粒硅在内的多晶硅料合计共 350,000 吨。阳光电源：拟定增募资不超过 41.56 亿元公司拟向特定对象发行 A 股股票不超过 4.37 亿股，募集资金总额不超过 41.56 亿元，扣除发行费用后将用于：（1）年产 100GW 新能源发电装备制造基地项目；（2）研发创新中心扩建项