光伏行业研究报告文档格式.docx

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中国在光伏领域实力突出可在外循环中发挥重要作用。

一方面，2019年我国一次能源消费结构中，煤炭、石油和天然气分别占比58%、19%、8%,其中石油和天然气的对外依存度分别为71%和43%；

一旦国际局势进一步恶化，能源保障或将出现一定的不确定性，因此内循环需要重点解决的问题便是能源保障；

另一方面，我国的非化石能源在“十三五”亦取得了突飞猛进的发展，在一次能源消费结构占比达到了15%,同时，在例如光伏四大制造环节成本、技术及规模化方面在全球也具备突出的实力，可有效对能源保障提供支持，也可以在外循环中发挥重要作用。

我们认为，能源战略和能源安全在“十四五'

'

规划中具有重要位置。

1.2、发展的博弈：

中国碳减排2030与2060

全球气候变暖是一项需要长周期研究的课题；

虽然，人类活动是其中重要因素之一，很多国家也为削弱气候变化的长期负面影响作出了改变与承诺，但不可否认的是：

科学和政治多重因素的交织才是应对全球气候变暖的各项协定和全球各国博弈的主旋律。

我国于2001年加入WTO后，受益于经济全球化，最终实现了“中国制造”走向全球，温室气体排放量也随之快速上升，其中的重要环节一一电力、工业部门贡献较多；

但单一从绝对量上进行讨论也有失偏颇，实际上温室气体的排放量与经济体的发展规模与顺序、资源禀赋、全球供应链位置、技术能力情况等因素相关。

全球各国为了应对气候变暖带来的严重影响，于1992年5月通过了《联合国气候变化框架公约》

（UNFCCC）,一般性地确立了温室气体减排的目标；

1997年通过了《京都议定书》，这是第一部具有法律约束力的全球性质的气候治理文件。

2015年，《联合国气候变化框架》缔约方第二十一次大会在巴黎圆满闭幕，会议期间与会的近200缔约方一致同意通过《巴黎协定》，为全球应对气候变化威胁确立了总体的目标：

“把全球平均气温升幅控制在工业化前水平以上低于2T以内，并努力将气温升幅限制在工业化前水平以上1.5T以内”。

各国纷纷制定各自的“国家自主贡献”减排目标，通过没有法律约束力的条文要求参与各国制定并保持各自的减排目标，以更加积极的态度来应对气候变化问题，并做出了针对性的行动安排。

1.3、可再生能源：

“十四五”将迎来更大发展

结合当前经济发展环境及政策趋势，能源安全、清洁化转型将是“十四五”我国重要的能源战略，可再生能源也将在“十四五”迎来更大发展。

2019年，我国非化石能源占一次能源消费总量比重为15.3%,我们以2025年达到20%为核心假设进行测算，得出相应结论：

（1）2021-2025E光伏+风电年发电量的平均增速为14.9%；

（2）2021-2025E光伏累计装机CAGR为18.9%（年均新增装机67.4GW）,累计装机将至581GW；

风电累计装机CAGR为9.2%（年均新增装机为27GW）,累计装机将至378GWO

此前，CPIA等第三方机构预测光伏在“十四五”年均新增装机约为50GW,期间累计装机达到250GW,风电在“十四五”年均新增装机约为20GW,期间累计装机达到lOOGWo我们的预测比此前市场预期水平整体高30%左右。

而近期市场预期也开始转向乐观，这也是当前光伏、风电板块整体上涨的主要原因。

由于政策具有一定的不确定性，我们也因此进行了敏感性分析。

其中的关键假设：

（1）2025年非化石能源占一次能源消费总量比重：

该因素与政策制定的目标有关，需要具体关注明年“两会”或者“十四五”规划最终披露的数据，同时也可以重点关注政府部门前期进行的征求意见文件和相关公告。

（2）光伏发电占风光发电总量比重：

该因素与光伏、风电装机量、利用小时数有关，也与电网消纳能力、光伏风电政策的倾向性有关，需要持续关注。

2、估值思考一一平价后的周期成长型行业

2.1、2021年我国光伏将实现平价上网

根据IRENA统计，全球光伏系统平均成本从2010年的4702美元/kW已经下降到了2019年的995美元/kN,降幅达到78.8%o随着技术进步和市场需求的双重驱动，我国光伏产品的生产成本和发电成本也在不断降低。

2019年，光伏组件方面，单晶PERC组件成本降至1.31元/W左右，光伏系统初始全投资成本降至4.55元/W左右，度电成本降至0.28-0.51元/kWh；

虽然受到新冠疫情影响，2020年光伏发电系统初始全投资成本仍然有望下降至4.30元/W左右，度电成本有望下降至0.27-0.48元/kWh。

2021年，我国光伏发电将全面实现平价上网。

目前电池、组件如大硅片、PERC+及双面等技术的发展，将有效提升组件产品功率及发电效率，跟踪支架应用、运维能力的持续提高都将进一步降低光伏发电系统成本，我们对光伏产业的技术进步和我国在该领域的制造能力充满信心。

同时在政策上，合理性的平价项目数量规划、优化项目布局保证消纳、提升技术管理能力和增强电力系统灵活性都将进一步推动我国光伏行业可持续发展。

2020年8月5日，国家发改委、国家能源局发布2020年平价光伏、风电项目名单，总规模共计44.45GW,其中光伏33.05GW,风电1L4GW。

根据文件要求，所有平价项目需要于2020年底前完成备案开工，其中光伏要求2021年底前全部并网，风电2022年底前并网。

中短期来看，前期由于“新冠疫情”以及硅料环节涨价引起的三季度整体供应链的涨价，2020年海内外的终端需求有部分项目延迟至明年，但整体而言四季度的需求仍优于三季度，近期大型地面电站项目组件价格持稳在1.58-1.6元/W,M6组件报价1.58-1.65元/W。

海外市场部分，预计2020年四季度至明年一季度价格较为稳定，近期成交价依然持稳在0.2美元/W以上，现货市场价格则约在0.22美元/忆当前，光伏行业需求旺盛，由于玻璃扩产速度远不及组件，加上适逢市场旺季，光伏玻璃供应将一路紧张至年底，价格依然有进一步上涨趋势。

从长期看，光伏制造环节如大硅片、双面、叠瓦、MBB、HJT等技术不断深化，将进一步推动行业成本降低，实现光伏产品的清洁、低成本应用。

2.2、光伏平价后估值空间将进一步打开

根据经典理论，考虑任何公司的估值最基本的原理归纳到四个方面：

现有资产产生的现金流是多少；

现有资产和新增资产所产生的现金流风险有多大；

未来增长带来多少价值；

何时进入成熟期，潜在的障碍有哪些？

其实就是如何思考现金流情况、成长性的问题。

市场将光伏行业归纳成周期成长型产业，长期认可光伏作为未来的重要可再生能源的逻辑；

中期看需要准确把握技术的迭代以及行业格局的变化；

短期上各因素带来的变化会引起市场波动，同时也会与市场风格、流动性形成共振效应。

（1）现金流方面：

平价后光伏产业链现金流的完整性更好。

光伏行业平价的前提在于产业链技术进步、规模化后实现的产业链降本，诚然历史上的补贴政策对于存量资产的现金流确实有一定影响，但是5-31政策后,一方面国家推动新老划段，即不要因存量问题过度影响增量投资；

另一方面也通过确权或发债等方式积极推动存量资产补贴拖欠问题的解决。

因此，我们认为未来的光伏平价项目可通过自身降本，完成相对市场化的投资经济性测算，使增量项目的现金流完整性更好，不依赖补贴、不过分依赖于政策。

光伏产业链将从下游向上游，即按照系统、组件、电池片、硅片、硅料的顺序，享受平价后现金流改善的产业红利,平价周期较补贴政策周期理应享受更高的估值。

从风险分析，发电环节存量资产的现金流风险在于补贴历史拖欠，这也是一直压制产业链估值的因素之一，国家已经开始积极解决，需要持续关注解决方式；

发电环节增量资产现金流风险在于产业政策和消纳风险，上文已经充分分析，目前政策依然持续推动光伏行业发展，需要保持乐观的态度。

制造环节存量资产的现金流问题主要在于技术进步带来的产品迭代。

这也是光伏行业长期、快速发展的主旋律；

我们要持续关注如大硅片、HJT等带来的产能更替；

增量资产的现金流稳定性取决于自身技术、产品实力和降本能力。

（2）成长性方面：

光伏行业的成长性将更为清晰，周期波动性较“十三五”或将更为平缓。

“十四五”期间，即2021-2025E国内光伏装机有望实现CAGR为18.9%（年均为67.4GW）至总装机为581GW,2025年全球光伏装机也有望实现300GW,CAGR约为20%；

光伏行业在全球碳减排和能源政策的加持下依然可以较为清晰的实现较快增长。

回顾光伏行业的发展，技术进步、双反、5-31政策都较大幅度的影响了光伏行业的发展，而技术、贸易、产业政策因素其实并未完全消除，但由于我国光伏行业在全球中的产业实力和行业格局相对较强，“十四五”中，前期可以考虑到的一些周期性因素的影响相较于“十三五”将更为平缓；

而短、中期季节性导致的供需变化，则是二级市场博弈的重点，需要持续关注。

制造环节需关注上下游环节的利润留存，优选盈利水平较高、目前格局相对较好的环节，目前光伏制造各环节格局：

胶膜》玻璃七硅片〉硅料》电池片＞组件。

（1）胶膜和玻璃属于辅料环节，需单独分析，当前景气性依然较好，资本市场也较为热衷于季节性的供需错配导致的投资机会；

（2）硅料、硅片、电池片、组件上下游四环节而言，目前看硅片环节利润留存能力相对最好，所以无论是“新冠”疫情期间还是硅料事故期间，硅片环节的顺价和盈利相对最为稳定，其次是硅料环节，再次是电池片环节，最后是组件环节。

产业链的议价能力也与技术实力、降本能力、规模化程度形成的环节格局有关。

（3）一体化龙头可在一定程度上缓解产业链供需、价格波动引起的盈利性波动，需要重点关注。

2.3、光伏增量提升与存量替代掣肘分析

随着可再生能源的快速发展，并网将改变地区原有的电力系统特征，如电网的动态稳定性、供电的可靠性、调度运行、网供负荷预测、电能质量等。

高比例可再生能源接入电力系统后，灵活性成为电力系统运行特性的核心和关键。

整体上看，当可再生能源发电渗透率达到25%左右时，需要重点考虑电力系统灵活性问题。

根据IEA研究成果，如果将灵活性作为电力系统操作的优先考虑事项,可以支持可再生能源发电渗透率达到25%-40%；

悲观情形中，

如果只有发电厂提供了灵活性且忽略灵活性运行，支持5-10%可再生能源发电的渗透率也不会出现重大问题；

但不可否认不同地区差异性较大需要区别对待，此外当渗透率达到50%以上水平时，要以经济有效的方式获得相对安全、稳定的电力供应则需要电力系统更为深刻的变革。

2019年12月240,全国人大常委会执法检查组关于检查可再生能源法实施情况的报告：

“十二五”以来，我国包括可再生能源在内的各类电源保持快速增长,而用电需求不够平衡，消纳市场容量不足。

可再生能源富集区与用电负荷区不匹配，一些地方出于利益考虑不优先接受外来电力，行政区域间壁垒严重，可再生能源异地消纳矛盾较为突出。

同时，我国电源结构性矛盾突出,缺少抽水蓄能等灵活调节电源与可再生能源匹配，特别