2022年风电及光伏行业政策解读及市场空间研究分析

1、2022年风电及光伏行业政策解读及市场空间研究分析1.政策：受益风电政策红利，竞价推动转型升级政策密集落地，风光发展步入快车道。为落实“碳中和”和“碳达峰”目标，近期国家出台 一系列政策，大力发展风电等可再生能源，同时着手解决可再生能源消纳和风电光伏企 业资金等问题。政策加持下，我们认为风电光伏大规模并网时代即将到来。2.空间：“大基地”、“分布光伏”、“海风”三重优势2.1 十四五期间增长空间广阔风电方面，预计至 2025 年，风电装机将达 5.4 亿千瓦，较目前实现翻番，复合增速 13.8%； 至 2050 年，风机装机将达到 19.7 亿千瓦，复合增速 6.7%。光伏方面，2021 年国

2、内新增 装机预计达 55-65GW，十四五期间光伏年均新增装机或将在 70-90GW 之间，到 2025 年 国内光伏新增装机最高可达 110GW，乐观情况下光伏新增装机较当前水平有望实现倍增。图：十四五期间预计风电累计装机2.2三个驱动：“大基地”、“分布光伏”、“海风”1）大基地项目首批风光大基地项目落地，总规模近 100GW。2021 年 12 月发改委和国家能源局联合发 布关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单 的通知，通知涉及内蒙古、青海、甘肃等多个省份的风电大基地项目的建设，全国建 设规模总计 97GW，其中内蒙、山西、青海的大基地项目建设位于全国

3、前三，规模均在 10GW 以上（内蒙 20.2GW/陕西 12.5GW/青海 10.9GW）。2）分布式光伏：分布式拐点已至，后期大有可为消纳优势加持，分布式新增装机首次超过集中式。与集中式光伏项目不同，分布式光伏 项目可以建设在用电需求旺盛的地区，实现“自发自用，就地消纳”，优势凸显。截至目 前，从装机总量上来看，集中式光伏大幅领先分布式光伏。2020 年集中式光伏总装机 174.4GW，占总装机的 69%；分布式光伏总装机为 78.3GW，占仅总装机容量的 31%； 但从新增装机结构来看，分布式占比逐渐提升。近五年，集中式光伏新增装机占总装机 的比例呈现下降趋势。2021 年一季度，分布式

4、光伏新增装机首次超过集中式光伏。两成县区纳入试点项目，试点推进超预期。在分布式光伏的消纳优势加持下，分布光伏 推进逐渐加快。中央政策出台后，多地也陆续出台分布式光伏建设的相关政策。据北极 星统计，截至 9 月，已经敲定整县光伏开发的市、县、区已达 193 个。9 月 13 日，国家 能源局发布了国家能源局综合司关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方 案的通知，通知公布了全国整县光伏推进试点县市的最终名单，最终共有 33 个省份的 676 个县（市、区）被列入光伏整县的试点区域，超过此前预计的 22 个省份。按照全国 约 2853 个县级行政区计算，约有 23.7%的区域列入该次整县光伏

5、试点。3）海风：静待平价到来海上风电增长空间巨大，平价节点或将迎来装机潮。海上风电“十四五”期间预计新增装 机 200GW，20-25 年 CAGR 约 25%，高于十四五期间风电整体 13.5%的增速。随着海风 伙伴计划首次提出海风将于 2024 年实现平价，海风或将于平价节点迎来装机潮，海风未 来发展可期。3.成本：制造及运营技术提升，推动发电成本不断下降3.1风光成本不断下行风光度电成本均不断下行。近年来，我国风光市场装机规模及发电量显著增长，风机与 光伏组件制造与电场运营技术持续提升，风光发电成本呈下降趋势。风电方面：2010-2019 年，我国风电平准化度电成本由 0.07 美元/k

6、Wh 下降至 0.05 美元/kWh；海上风电平均装 机成本由 4424 美元/kW 下降为 3012 美元/kW，平准化度电成本由 0.18 美元/kWh 下降至 0.11 美元/kWh。光伏方面：相较于 2010 年的 0.381 美元/kWh，光伏平均 LCOE 已于 2015 年下降至火电平均 LCOE 波动范围（低于 0.15 美元/kWh），到 2020 年实现 0.057 美元/kWh 的经济性优势，过去十年降幅约85.0%，远高于海上风电48.1%和陆上风电56.2%的降幅。 相较全球，中国光伏度电成本较低，光伏发电性价比更优，2020 年已实现 0.044 美元/kWh，较

7、2010 年的 0.305 美元/kWh，降幅高达 85.6%。3.2风电方面：大型化、规模化推动成本下行大型化、规模化是主要趋势，风机下降空间仍存。风电机组装机容量与风轮直径是影响 发电效率的重要因素，近年来我国新增装机中大容量风机占比不断提高、平均风轮直径 显著增长，风电机组的发电效率显著提升，进一步推动风电成本下降。从风电新增装机 平均单机容量由 2010 年的1.5MW 增长至 2018年的 2.1MW，风轮直径也由 2010年的 78m 增长至 2018 年的 120m。3.3光伏方面：上游硅料产能释放加快，组件价格拐点有望加速到来组件成为推动 LCOE 下行的主要原因。2020 年

8、我国初始投资成本为约 651 美元/kW，同 比 2019 年实现降幅 19%。2021 年受多晶硅料、玻璃、胶膜等原材料价格上涨影响，硅 片、电池片、组件价格及光伏发电系统投资成本均有所上涨，项目经济性降低，部分企 业新增装机计划受到相应影响。随着未来上游产能释放，维持高位的硅料等原材料价格 将有所下跌，硅片、电池、组件等价格也将回归合理水平，在能源政策和技术发展的双 重驱动下，电站初始投资成本也将进一步下探。图：2010-2020 年全球光伏 LCOE 下降驱动因素硅料扩产周期较下游扩产周期长是硅料供需不平衡的重要原因。近年我国光伏装机规模 增速较大，全产业链均处于大幅扩张阶段。相较于硅片

9、、电池片，多晶硅料扩产周期显 著较长，建设周期约 12-18 个月，产能爬坡周期约 3-6 个月。据 CPIA 数据统计，2021 年上半年多晶硅产量 23.8 万吨，同比增长 16.1%，而硅片、电池片、组件扩产增速快， 分别同比增长 40%、56.6%、50.5%，远远高于硅料的扩产进程，硅料供需不平衡的问题 随之显露，价格开始上扬。同时，部分企业为保证硅片扩产计划的原料供应，会与硅料 供应商签订长期硅料供给合同，进一步加剧了市场硅料供应紧张，硅料价格也持续走高，从 2021 年 5 月起，硅料市场价一直稳定在每千克 200 元以上的高位。上游硅料产能释放加快叠加经济会议释放积极信号，组件

10、价格拐点有望加速到来。随着 硅料产能的进一步释放，硅料供需紧张的情况将逐步缓解，组件价格有望稳步回落。此 外，2021 年 12 月中央经济会议还明确表示新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费 总量控制指标，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。受今年 能耗双控影响，光伏原料及组件等各环节均不同程度受到限电、限产的影响，产业链各 环节的价格也随之有所上浮。新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制后， 风电、光伏产业链价格均有望得到改善，光伏组件价格拐点有望加速到来。新能源再迎 利好，光伏组件价格拐点有望加速到来。4.平价：平价时代到来，现金流加速理顺新能源电价主要有标杆电价和上网电价两部分，补贴部分以国家信用为基础，不