涨停潮!光伏板块为何爆发?

来源: 兴业电新
十四五规划非石化能源消耗占比指标年底即将确定,分析认为,目前极大概率上调,产业正考虑扩产节奏。如果指标上调较大,产业周期将不复存在,而转变为完全的高速成长。

9月8日,摩根士丹利发布了一篇报告,预计中国将上调“十四五”可再生能源比例的规划,预计非化石能源将设定为2020年达到15%,2030年将达到20%。

据大摩预计,规划上调将大力推动国内光伏装机量:基于2025年国内非石化能源比例达到18%以及2030年20%比例测算,预计未来每年光伏新增装机有望达到55-60GW。

受此消息影响,光伏概念11日盘中走势强劲,阳光电源、天能重工涨停,锦浪科技逼近涨停,中信博、珈伟新能、康跃科技、固德威、上能电气、奥特维等涨幅超10%。此外,晶澳科技、福斯特、通威股份等亦涨停。

光伏板块为何爆发?兴业证券在研究报告中做出了梳理,主要观点归纳如下:

  • 对非石化能源消耗占比指标的批示是国家领导人第一次对新能源做批示,意义重大。因此,非石化能源消耗占比指标一定会上调,并在年底“十四五”规划中体现,目前产业正在考虑扩产。如果指标上调较大,产业周期将不复存在,而转为完全的成长。
  • 看中国,“十四五”规划将大大提升光伏市场需求:在“十四五”规划中,最核心的指标是非化石能源消费占一次能源比重,预计为17.5-20%,为达到这一目标,国内光伏年均增长将落在60GW-105GW区间。“十四五”光伏成为最廉价的能源,成本优势将进一步凸显,这是推动行业持续向上增长之核心动力。
  • 看全球:预计2025年,全球光伏新增装机368GW,储能蝶变,累计装机56.48GWh。而在定价模式上,预计中国将全面转向世界范围内通用的PPA模式,但要从辅助电源走向主力电源,则需解决光伏“不可控、不可调”的天然属性,在搭配储能以后,将为光伏带来长期、可持续的发展动力。

以下为报告全文:

“十四五”非化石能源需求大爆发

1、可再生能源“十四五”规划开展——拉开平价、低价时代序幕

2020年4月9日,国家能源局发布《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知》

  • 发布时间提前,送审时间延后:“十四五”规划准备时间更加充裕。

  • 编制主体变更:组织单位由发改委下属的国家可再生能源中心,变更为水利水电规划设计总院,主要原因系该院为2019年、2020年竞价项目的牵头组织单位。

  • 《通知》明确了本次规划编制工作的七个重点任务,核心为“市场化,低成本,优先发展可再生能源” 的战略和可再生能源消费量及发电量的占比要求。

2、“非化石能源占比”是中国对国际社会的承诺,是十四五规划最核心抓手

我国领导人在国内外重要会议上曾多次表态,中国将努力提升非化石能源占一次能源消费比重,2020年目标为15%,2030年目标为20%,至2050年该比重有望达到50%。

3、2020年非化石能源占一次能源总消费量比例约15%

  • 一次能源指自然界中以原有形式存在的、未经加工转换的能量资源,从类型上看包括化石能源和非化石能源。

  • 化石能源主要包括煤炭、原油和天然气,非化石能源主要包括风能、太阳能、水能、核能、生物质能、地热能、海洋能等能源。

  • 能源的最终消费形式有发电、供热、动力和化工等。

  • 我国能源消费量以标准煤计量,2019年我国非化石能源消费量约7.1亿吨标准煤,一次能源总消费量为48.6亿吨标准煤,非化石能源占比14.6%,即将达到2020年15%的目标。

4、非化石能源消费的最主要形式是发电

非化石能源最主要的消费形式是发电,另有极少比例的太阳能供热、生物质及沼气供热等,2019年非化石能源消费量占比为14.6%,其中14.2%均由非化石能源发电提供。

5、进一步提升非化石能源占比的路径探讨

  • 在各种非化石能源中,水电、核电、生物质发电等开发潜力都不高,风电和光伏可开发空间巨大。

  • 我国未来必然要依靠风电和光伏来进一步提升非化石能源占比,以完成2030年非化石能源占一次能源消费量比例达到20%的目标。

6、“十四五”期间的风电、光伏装机规模测算

测算思路:

分别对一次能源消费量、除风电和光伏外其他类型非化石能源消费量的增长率进行假设,由非化石能源消费量倒算风电、光伏的发电量,进而基于风电、光伏的不同比例场景分别计算十四五期间的年平均装机规模。

关键假设:

  • 根据“十三五”期间的增长率及未来实际规划,预测一次能源消费量,水、核、生物质发电量增长率分别为3.9%、3%、12%、10%;

  • 发电煤耗年均下降2g/kWh;

  • 2025年非化石能源占比取2020、2030年目标中值,为17.5%-20%。

  • 预计至2025年,一次能源消费总量达61.1亿吨标准煤,考虑17.5%比例后的非化石能源消费量10.70亿吨标准煤,折算为可在生能源发电量总需求为38446.3亿千瓦时。

  • 扣减其他可再生能源,2025年我国风电、光伏发电量总缺口为14198亿千瓦时。

  • 2019年我国光伏发电存量为2243亿千瓦时,风电发电存量为4057亿千瓦时,则2025年风、光发电量总增量需求为7898亿千瓦时。

7、“十四五”期间的风电、光伏装机均有望快速增长

  • 对光伏与风电在十四五期间的发电量比例进行多场景测算,在2025年光伏与风电的发电量比例为55:45的假设下,光伏年平均装机需求62GW,风电年平均装机需求28GW。

  • 上述结果仅为十四五非化石能源占比目标的约束下限,考虑发电渗透率有较大提升空间,实际装机规模完全可以更高。

  • 为满足十四五末非化石能源占比要求,预计十四五期间光伏年均装机下限在62GW左右。

8、配额制是实现非化石能源发展目标的重要方式

9、绿证市场是独立于电力市场单独运行的市场

  • 我国于2017年建立了绿证交易平台,由国家可再生能源信息管理中心管理。

  • 截至2020年5月上旬,我国共核发风电、光伏绿证分别为2332万、385万个,成交量分别仅为3.8万、166个。

10、2020年可再生能源发电消纳权重目标在11.5%-80%之间

  • 2020年6月1日发改委下发了2020年最新的各省可再生能源电力消纳责任权重,对2020年各省的可再生能源发电消纳权重进行了约束。

  • 从2019年的实际结果来看,有27省消纳权重已达到2020年目标,有2省尚未达到。(西藏不考核)

11、2020年非水可再生能源发电消纳权重目标在3%-25%之间

  • 2020年6月1日发改委下发了2020年最新的各省可再生能源电力消纳责任权重,对2020年各省的可再生能源发电消纳权重进行了约束。

  • 2019年有15省消纳权重已达到2020年目标,有15省尚未达到。(西藏不考核)

12、配额制是保障非化石能源发展目标的重要制度

平价放量使中国光伏成为最后的经济特区

1、2020年平价项目规模达33GW,规模同比+124%

共有19省申报平价项目,总规模约33GW,同比增长124%,其中广东高达10.89GW。相较于2019年,2020年湖南、青海等8省实现平价光伏项目“零突破”。

2、国电投领衔、国企份额持续攀升

  • 国企方面:国电投和大唐分别获得1.50GW和1.43GW平价项目。包括国电投在内的13家大型国企开发项目规模达12GW,占总量的30%。

  • 民企方面:阳光电源获1.85GW容量,为民企份额之首。广西桂粤、隆基获得近1GW的项目

3、平价光伏热潮:政策收益双重优势

2020年光伏平价项目申报超预期主要由“政策红利+收益保障”双重因素导致。

  • 一方面,2020年底前备案并开工建设的光伏平价上网项目是享受保障优先发电等八项利好政策的最后一批项目,后续政策暂未出台,具有不确定性,因此申报规模较大。

  • 另一方面,综合光伏系统成本持续下降和未来20年内稳定收益来看,平价上网项目收益率较为可观。

4、平价经济性分析:燃煤电价与年利用小时数是决定性因素

燃煤标杆电价方面:整体呈现西低东高趋势

  • 平价上网标志着部分光伏项目进入无补贴时代,当地的燃煤电价即为平价光伏上网电价,该价格从收入端影响项目经济性。

  • 全国燃煤电价的平均价格约为0.3685元/kWh,东部、南部地区价格较高,其中,广东最高为0.453元/kWh,新疆最低为0.25元/kWh;青海以水电为主,水电结算价格为0.2277元/kWh。

利用小时方面:整体呈现西北高、东南低趋势

光伏项目年利用小时数影响年发电量高低。全国光伏电站平均年利用小时数约为1322h,西部、北部地区利用时长整体较高,湖北等中部地区利用时长偏低,其中,西藏最高为1921h,重庆最低为671h。

5、27个省市地区平价IRR已超8%

对2020年光伏平均成本及各地燃煤标杆电价测算,我国近80%的地区能够实现平价经济性,收益率达到8%以上,除重庆外,全国各地区项目收益率超6%。其中,光伏项目经济性较好的地区包括:黑龙江、海南、吉林、四川等。

6、我国中北部与南部地区经济性条件略胜一筹

两类地区经济性较好:

  • 年利用小时数高:以黑龙江、内蒙为代表的北部地区,黑龙江光伏电站每年发电市场达1610小时。

  • 燃煤电价高:以广东为代表的东部南部地区,广东的燃煤电价达到0.45元/kWh。

7、平价项目度电正收益时代已经来临

除重庆外,全国各地区光伏平价项目度电成本(LCOE)已低于当地燃煤电价,其中,海南度电成本低于上网电价幅度近0.19元/kWh,实现可观度电收益,重庆地区主要由于利用小时过低(671h)导致度电成本仍高于当地燃煤标杆电价。

8、降低成本为平价光伏成长的核心驱动力

  • 对于平价项目而言,政策补贴的边际影响已降至零水平,技术迭代带来的成本下降已成为推动行业发展的核心驱动力。

  • 仅7省距离IRR实现8%水平仍需进一步降本。

9、平价展望:降本与增效驱动

2019年地面电站平均成本为4.55元/W,预计2020年可降至3.80元/W甚至更低,至2025年将进一步下降至2.62元/W,降本与增效依然是行业主逻辑,提升效率成为各企业重点研发方向,高效产品市占率不断提升。

10、“十四五“期间光伏平价项目度电成本可再下降28%

2020年度根据光伏项目系统成本趋势预测,假设其他条件不变,各省份项目度电成本(LCOE)将下降约28%,Ⅲ类资源区LCOE降幅略大于其他地区,与此同时,平价项目收益率将以更大幅度上升。

11、平价低价时代,中国光伏进入稳定成长期

市场化定价推动行业开启成长周期

1、全球光伏定价模式:激励方式多样,市场化趋势明显

  • 纵观全球市场,对光伏行业的鼓励政策可谓种类繁多,总的来说分为电价补贴、电量鼓励、投资补贴三种类型。

  • 总的发展趋势:从政府直接补贴到市场化定价,逐步引入市场化招标机制及绿证市场,引导行业健康发展。

2、光伏定价模式:中国VS全球,向普世价值靠拢,市场化为准绳

中国的定价模式也大致分为三个阶段:

  • 2011-2018期间采用固定电价补贴模式,即政府指定统一的收购电价;

  • 2019-2020为过渡阶段,既有部分市场化的竞价模式,参考了国外的溢价补贴,也有中国特色的与燃煤标杆电价齐平的平价政策;

  • 2021年以后,我们认为中国很可能效仿国外的市场化招标模式,采取电力购买协议确定电价。

3、放眼全球电价机制:多种激励方式渐次消退,市场化定价趋势明显

  • 美国及印度:市场化招标确定电价,辅以投资补贴及配额制。

  • 荷兰:溢价补贴(FIP)及净计量政策。

  • 德国:历经多种补贴制度,逐步过渡到市场化招标电价。

  • 日本:由固定电价补贴(FIT)即将进入溢价补贴(FIP)。

4、PPA协议将成为无补贴时代的重要电价形成机制

无补贴时代,光伏回归电力属性,PPA协议兴起

  • PPA(Power Purchase Agreement):可再生能源售电方自行与购电方(运营商或大用户)签订协议,确定购电价格、年限或购电量。在无补贴时代,PPA协议成为促进可再生能源发展的重要构成。

  • 对于开发商:通过PPA锁定长期售电价格,获得稳定收入,对冲电力市场价格波动。同时稳定的收益预期也促使项目更易获得银行贷款,或低息资金。

  • 对于购电方:一方面,可以逐步提升企业可再生能源供电比例;另一方面,在电价波动的电力市场中,能够在用电高峰锁定固定电力价格,对冲电力市场价格波动。

5、美国:电价通过市场化招标确定,RPS及ITC提供政策支撑

  • 美国光伏激励政策主要通过可再生能源配额制(RPS)和联邦投资税收抵免(ITC)实现,其中RPS制度于90年代开始实施,至2018年10月,已有29个州引进RPS。

  • 联邦投资税收抵免(ITC),即2006年起开始执行的为安装太阳能光伏发电系统的投资者提供所得税减免政策,可以为投资者减免所安装的太阳能系统投资总额的30%的所得税金。2016年,ITC政策退坡预期导致光伏“抢装潮”,全年新增光伏装机规模达15,084MW,约为2015年新增装机容量的两倍。ITC于2020年1月1日起正式退坡,目前美国满足要求的住宅、商业和公用事业光伏项目可获得26%的联邦税收优惠。2020年6月,国会提出法案,将30%的ITC的期限延长至2025年,2026年起开始逐步退坡,该法案待进行最终投票。

6、欧洲绿色复苏计划:从《绿色协议》到经济复苏计划核心

  • 2020年1月欧洲议会初次提出《欧洲绿色协议》,主要提出2030年的减排目标及可再生能源占比。

  • 2020年5月,为了削弱新冠疫情对欧洲经济的影响,欧洲议会提出欧洲经济复苏计划,并拟以《欧洲绿色协议》为核心。

  • 2020年7月21日,经济复苏计划正式通过。

7、欧洲经济复苏整体预算7500亿欧元

  • 2020年4月17日,欧洲议会首次提出针对新冠疫情的欧洲复苏计划,并逐步要求欧盟落实该计划。

  • 7月21日,欧盟各国领导人就总规模为7500亿欧元的经济复苏计划达成协议,其中3900亿欧元将作为拨款,3600亿欧元为贷款。该计划将于2021年开始实施,持续到2024年。

8、加快可再生能源发展为《绿色复苏计划》重点方向

  • 据EURACTIV报道,《绿色复苏计划》初稿包括三个潜在重点领域:促进建筑物翻新,加快可再生能源的发展以及对创新清洁能源技术的投资,同时提出将对可再生能源的发展提供合计450亿欧元的支持。

  • 加快可再生能源发展的具体措施包括:2年、15GW的可再生能源项目刺激计划,总投资250亿欧元。

9、欧洲光伏增长势头好于风电

  • 2019年,欧盟28国光伏新增装机规模约16.7GW,风电新增装机规模12.3GW,光伏占比逐年提升,2019年达到58%。

  • 本次复苏计划中光伏有望受益更多,假设本轮15GW计划对风电光伏的带动比例为1:2,且在2020-2022年逐步释放。

10、德国率先行动:取消补贴上限,小型光伏项目装机动力延续

  • 德国光伏政策遵循《可再生能源法》(EEG法案),从2000年起该法案先后修改了5次,光伏政策由固定电价制度逐渐向市场化制度发展。

  • 《可再生能源法2014》开始严格控制可再生能源发电补贴,并首次提出了针对光伏发电的招标制度,推动光伏发电市场化。

  • 2015年起,对于集中式光伏电站,开发商可以参加市场化的招标程序,与运营商签订长期的电力购买协议(PPA)。近年来招标规模显著增大,且在风电光伏联合招标中,光伏项目占据绝大多数中标份额。

  • 《可再生能源法2017》市场化特征更加显著,进一步扩大了采用招标的项目范围,这意味着德国可再生能源的发展已经进入了相对成熟的阶段。

11、印度:市场化招标确定电价,辅以投资补贴及配额制

  • 印度光伏电价由市场化招标决定,PPA机制于2010年随着印度国家太阳能计划JNNSM开始实施。多年来印度光伏项目招标电价持续下行,2018年,印度创造了史上最低招标电价2.44卢比/kWh,目前电价维持在2.5~3卢比/ kWh的低位。

  • 可再生能源配额制(RPS)始于2003年,要求电力企业在其生产的总电力中必须有一定比例来自可再生能源,并且这一比例逐年增加,预计2021年度太阳能RPS比例将达10.5%。

  • 2013年,印度政府开始为经济上合理但财务上不可行的光伏项目发放可行性缺口资金补贴(VGF),并对使用国产电池和组件的项目给予额外补贴,以促进光伏项目的落地实施。

12、日本:即将由固定电价补贴(FIT)进入溢价补贴(FIP)新阶段

  • 日本自2002年至今的光伏政策主要历经了可再生能源绿色配额制度(RPS制度)、剩余电力收购制度和固定上网电价补贴制度(FIT),2012年开始实行的固定电价补贴极大的激发了光伏需求。

  • 2020年2月25日,日本政府决定修正可再生能源法案,由之前的固定电价补贴制度(FIT)改为竞价补贴制度(FIP),细节还有待出台。METI预计,FIP制度将首先应用于集中式光伏项目,随后扩展至风电等其他可再生能源项目。

全球光伏需求放量在即,迎接光+储大时代

1、光伏经济性已验证,近10年成本下降速度最快的发电类型

  • 2009年至2019年光伏度电成本下降达89%。

  • 2019年平均度电成本已至40美分/kWh ,已经是各类电源中成本最低的电源之一。

2、光伏已是全球度电成本最低的电源之一

集中式光伏度电成本低于户用及工商业分布式,集中式光伏整体的度电成本下限已至32$/MWh,已处于全部类型发电能源的最低位置。

葡萄牙、阿联酋2019年招标项目最低电价已低于2美分/kWh,已经低于中国燃煤标杆电价最低的省份新疆的3.7美分/kWh。当然,该电价对应项目建成应在1-2年后,包含了降本预期。

3、PPA招标引领光伏下降趋势,PPA价格整体低于补贴类电价

2019年美国招标PPA电价平均仅0.028美元/kWh。

  • 趋势一:无论补贴电价还是PPA电价,2010年来都呈整体下降趋势,2010-2015年下降速度较快,2015年后降速趋缓。

  • 趋势二:PPA电价整体低于补贴电价,但二者的差距在缩小。

  • 趋势三:德国于2015年引入市场化招标制度,日本拟于2020年开始引入包含市场化因素的FIP制度。

4、美国:20年新增装机需求强劲,中长期仍有ITC政策支撑

  • 2020年总装机在一季度的强劲支撑下,装机量为2.3GW,创下了首个季度纪录,预计整体下滑程度有限,全年新增装机能够接近18GW。

  • 公用事业太阳能到目前为止,新冠疫情造成的影响,例如项目延迟、融资成本增加,是可控的。

  • ITC政策延期支撑中长期装机需求,预计2025年可达26.8GW。

5、欧洲:绿色复兴计划有望带动2020-2025年光伏维持高速增长

考虑本轮绿色复兴计划刺激,欧洲2020年新增装机有望达18GW。

德国率先行动:取消补贴上限,小型光伏项目装机动力延续

  • 根据原先德国EEG法案规定,当太阳能累计装机规模达到52GW后,对于750kW以下的固定电价和溢价补贴制度将中止, 2019年德国累计光伏装机已超过49GW。该累计规模预计于2020年内达成。

  • 2020年6月,德国议会正式宣布取消这一限制。德国光伏装机增长受《可再生能源法》(EEG)中规定的补贴金额影响显著,这一决定有助于稳定小型光伏装机增长预期。

6、印度:疫情影响恢复相对缓慢,20年新增装机恐不及预期

印度受疫情影响的恢复相对较慢。IEA预计2020年印度的太阳能安装量将比2019年的新增安装量少23%,分布式光伏装置的降幅最大。

7、日本:FIT政策改为FIP后预计增速相对稳定

2020年2月25日,日本政府决定修正可再生能源法案,由之前的固定电价补贴制度(FIT)改为竞价补贴制度(FIP),细节还有待出台。METI预计,FIP制度将首先应用于集中式光伏项目,随后扩展至风电等其他可再生能源项目。

8、全球展望:周期波动消除,全球光伏进入稳定成长阶段

9、全球展望:“储能”带来质变,有望开启全新景气周期

  • 光伏具有天然波动性和不可预测性,增大了电网运行调度的难度。日内波动幅度100%,峰谷特性鲜明,正午达到当日波峰,正午前后均呈均匀回落态势,夜间出力为0。

  • 储能的加入可以使得新能源提升为电网友好型的优质电源。实现多种价值,包括满足电网一次调频硬性要求、平滑出力曲线、提供辅助服务等。

  • 全球光伏普遍平价可以帮助行业摆脱补贴依赖,但要从辅助电源走向主力电源,则需解决光伏“不可控、不可调”的天然属性,因此搭配储能将是光伏“上位”的必经之路。

  • 在搭配储能以后,将为光伏带来长期、可持续的发展动力,预计2025年全球光伏新增装机368GW,届时储能装机56.48GWh。

  • 包括中国在内的诸多国家已经将“光伏+储能”作为光伏开发的标准配置加以要求。

  • 预计2020储能光伏侧储能约2.15GWh,2025年有望达56.48GWh。

  • 预计2025年光伏装机约368GWh,2025年有望达56.48GWh。

10、全球展望:2025年光伏发电量占比约7.6%,仍有巨大空间

  • 2019年全球光伏发电量占比约2.68%,至2025年提升至约7.55%,仍有巨大提升空间。

  • 假设全球发电量年均增长2.5%。

投资建议

1、投资建议:全球产业链看中国,龙头集中度持续提升

  • 至2019年底,中国光伏产业链各环节产能在全球占比均绝对领先,硅片环节占比最高达94%左右。

  • 预计至2025年行业龙头行业集中度进一步,硅料/硅片/电池/组件逐步提升,硅片集中度最高,组件集中度相对较低。

  • 储能行业趋势:电池为核、BMS应重点关注,远期分化系统集成能力是长期竞争力。

  • 光伏+储能模式将快速推广,行业间形成正反馈,叠加龙头集中度提升,相关公司业绩弹性可期。

风险提示:电力需求增长不及预期、光伏成本下降不及预期

  • 社会用电量增长不及预期的风险。

  • 2020年光伏竞价、平价建设规模不及预期的风险。

  • 光伏降本增效速度不及预期致使平价经济性受阻的风险。

本文作者:朱玥,来源:兴业证券,原标题:《成长锋芒,中国力量——“十四五”全球光伏展望兼论全球光伏定价模式》

风险提示及免责条款
市场有风险,投资需谨慎。本文不构成个人投资建议,也未考虑到个别用户特殊的投资目标、财务状况或需要。用户应考虑本文中的任何意见、观点或结论是否符合其特定状况。据此投资,责任自负。
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