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大基地蓄势待发，风光储装机或超预期
报告导读
2021年3月30日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出建设并规划数个一体化大基地，预计将显著增强十四五期间风光储装机需求的确定性。
投资要点
❑ 大基地项目蓄势待发，风光储行业备受瞩目
根据新华社公布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，为大幅提升风电、光伏的发电规模，构建各类电源协调互补的现代化清洁能源体系，未来我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，进而形成9大集风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地以及5大海上风电基地。
❑ 消纳权重、特高压、一体化政策，助力大基地项目落地
一方面，消纳权重指标细化了责任主体，将有效倒逼风光装机增量。2021年2月能源局下发了各省级行政区非水可再生能源消纳权重指标，同时规定全国2021年非水电责任权重最低为12.7%。通过向各地设立总量和非水两类消纳责任权重考核目标、并区分最低权重和激励性权重，将有利于各地区提前规划当年新增可再生能源装机规模，并激励有余力的地区超额完成装机目标。另一方面，特高压建设是实现消纳目标的重要途径。特高压具有长距离、大容量、低损耗输送电力的特点，能够有效实现风光大基地项目消纳，除了承担“十四五”新能源外送的“八直七交”特高压线路外，我们测算仍然需要新增规划10条左右特高压线路。一体化大基地也可最大化发挥特高压外送线路的输送能力，两者配合将成为双碳目标实现的重要帮手。最后，一体化政策出台，多能互补大基地项目能较好解决消纳问题，促进项目顺利落地。发改委发文正式启动“风光水火储”和“源网荷储”两个一体化工作，国企与地方积极响应并下发签署多个“一体化”政策与合作协议，规模化、风光水火储互济的风光大基地项目利于消纳问题解决。
❑ 技术进步带来快速降本为基础，多能互补大基地、特高压配套等双碳政策为抓手，风光的新增装机有望超预期
我们认为在双碳政策支持、产业经济性突出的背景下，2030年全国非化石能源消费占一次能源比例有望达到28%，测算“十四五”期间风电和光伏以及储能将分别实现年均新增装机59GW、79GW以及22.6GWh。
❑ 投资策略：行业高景气，龙头强者恒强
建议关注风电、光伏、储能以及配套的特高压及电网等四大板块：当前风光储均处于高速发展时期，相关利好政策频出，长期增长确定性增强，行业内优质标的公司有望持续受益。特高压是实现可再生能源外输的重要途径，考虑到未来风光装机增量的迅速提升，将有效提振特高压及电网板块的公司收益。
❑ 风险提示
“十四五”规划不及预期；风电行业市场竞争加剧；原材料价格上涨；技术进步不及预期。
■1.大基地项目蓄势待发，风光储行业备受瞩目
十四五期间将重点建设一体化大基地和海上风电。2021年3月30日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》正式获得通过，《纲要》要求构建现代能源体系，推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力。该方案重点提到加快非化石能源的发展，“建设一批多能互补的清洁能源基地，有序发展海上风电，加快西南水电基地建设”。大型清洁能源基地主要包括：雅鲁藏布江下游、金沙江下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等9个清洁能源基地，以及建设广东、福建、浙江、江苏、山东等5个海上风电基地。
十四五更注重风光储多能互补，一体化大基地模式将显著提高能源利用率。“十四五”期间，国家非常重视风光与储能以及其他电源的协调互补，以此来实现各类能源产业链的全面发展，打造完整的清洁能源体系。“十四五”规划中重点建设的9大清洁能源基地，均为“风、光、储”一体化多能基地。考虑到风光等电源具有间歇性和波动性，搭配储能能够帮助风光在发电侧降低弃风和弃光率、在电网侧通过辅助服务维持稳定运转、在用户侧削峰平谷或当备用电源，因此储能也成为了能源基地必不可少的元素。此外，为了更好的进行能源互补和调控，部分清洁能源基地还配置了水电和火电，形成了“风光水火储”的全面一体化能源配比。
我国将持续开发水、风、光在内的多个清洁能源基地。根据《中国“十四五”电力发展规划研究》，未来我国将持续重点开发包括水电、陆风、海风、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，进而形成9个一体化能源基地的开发格局。分电源类型来看，预计到2025/2035/2050年，我国西南地区水电基地的总装机规模将分别达到1.31/1.97/2.76亿千瓦；陆上风电基地的总装机规模将分别达到0.8/2.55/3.98亿千瓦；海上风电基地的总装机规模将分别达到0.3/0.71/1.32亿千瓦；太阳能发电基地的总装机规模将分别达到0.56/3.09/5.46亿千瓦。
■2.多政策助力大基地项目，风光储装机或超预期
2.1. 消纳权重指标细化责任主体，将有效倒逼风光装机增量
能源局下发非水可再生能源消纳权重指标，并公布 2021 年各地消纳责任权重建议。 2021 年 2 月，能源局下发了《关于征求 2021 年可再生能源电力消纳责任权重和 2022—2030 年预期目标建议的函》。文件指出，为了确保 2030 年全国非化石能源消费占比达到25%，从 2021 年起将根据各省情况进行消纳责任权重规定。此外，考虑到 2021 年为责任执行首年，能源局还一并公布了 2021 年各省（区、市）可再生能源发电量以及消纳责任权重建议，同时规定全国 2021 年非水电责任权重最低为 12.7%。
实行双消纳双考核机制，权重目标逐年提高或至少不降低。为了更好地压实风电和太阳能发电发展责任，国家为各省级行政区设立了总量和非水两类消纳责任权重，并要求两类权重均应逐年提升或至少不降低。与此同时，在政策附件里公布的 2021 年各省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重建议表中，国家为了保证政策执行首年各省的顺利适应，还特别针对两类消纳权重设立了最低和激励性权重之分，在保证最低消纳之外，还鼓励有余力的地方在可再生能源方面发展得更快。
消纳权重考核机制有助于细化责任主体，将有效倒逼风光装机增量。在 2019 年国家能源局下发的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》中，要求各省级能源主管部门牵头承担消纳责任权重落实责任，售电企业和电力用户协同承担消纳责任，电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任。然而在今年 4 月下发的《关于 2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》中，国家提出“发挥地方主导作用，调动投资主体积极性”，从而促使各省级行政区将责任级级下发，落实到市级地方政府。同时，考虑到未履约的责任主体，将被采取限期整改和处罚、列入不良记录等惩罚措施，而超额完成的省份将获得激励，“奖惩分明”的考核方式能激发各地方政府的积极性，将有效倒逼风电等重要可再生电源的装机增量。
消纳责任权重成为平价后国家规划风光等驱动可再生能源装机的核心手段。目前我国光伏和陆上风电已经实现平价，海上风电平价也有望在十四五期间实现平价。通过下发各地可再生能源消纳责任权重目标，各地区新增风光机组不再由国家能源局统一规划，而是通过消纳权重的执行来实现。各地能够通过国家给出的发电量和消纳权重测算出2021 年各类可再生能源应该达到的发电量，从而进行装机规划。此外，文件中公布的最低权重只是可再生能源的装机下限，考虑到文件中还具备激励性权重，有余力的地方有望超额完成目标，从而提高风光装机增量。
2.2. 特高压建设正当时，是实现消纳目标的重要途径
我国特高压网络建设加速，配合大基地将大幅提升陆风和光伏的消纳水平。考虑到我国西北部地区电力资源丰富，而东中部地区却为主要的负荷中心，因此我国特高压输电网将呈现“西电东输”的形式，总体来说特高压具有长距离、大容量、低损耗输送电力的特点，能够有效地解决风光长距离传输的弃风率高问题，从而提高其消纳水平。此外，“十四五”规划建设的多个大基地项目将最大化发挥特高压外送线路的输送能力。这是因为大基地项目一部分依托于存量的特高压通道，可以提升通道利用率；另一部分由于存量特高压线路可能不能有效覆盖，所以必须将依托于新建的特高压通道。总体来讲，必须综合发电端负荷端地理、经济性，通过合理的项目配置规划，才能最大程度地保障技术稳定最优化、通道利用率最高化、投资回报最大化。
特高压项目确实有效促进了新能源外送。2020 年特高压工程在运在建线路长度达到3.59 万千米，变电（换流）容量达到 4.1 亿千瓦，特高压电网累计输送电量超过了 2.1 万亿千瓦时，2020 年当年输送电量 4567 亿度，占当年国网供电量的 10%。
我国特高压建设历经几个阶段：
1、试验阶段：早在 1986 - 1990 年，特高压输电前期研究曾被列为国家攻关项目，直到 2006 年我国第一条特高压交流试验示范工程开工；
2、第一次建设高潮：2011-2013 年陆续有试点项目核准；
3、第二次建设高潮：2014 年为配合国务院《大气污染防治行动计划》，能源局集中批复了一揽子输电通道项目“小路条”；
4、第三次建设高潮：2018 年特高压建设浪潮再起，国家能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》， 加快推进 9 项重点输变电工程合计 12 条特高压建设。
截止目前，我国特高压已投运 33 条特高压项目，5 条特高压项目在建，4 条特高压项目规划待核准。我国是世界上唯一一个将特高压输电项目投入商业运营的国家。当前，我国已建成“十五交十八直”特高压线路，另外有“三交两直”特高压项目正在建设。待核准项目：目前《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》中 12 条特高压只有驻马店-武汉、南昌-武汉两条特高压交流线路待核准，《2020 年特高压和跨省500kv 及以上直流项目前期工作计划》新增的哈密-重庆、陇东-山东、金上水电外送工程等 3 条特高压直流线路待核准。
我国特高压建设有望迎来再一次高潮：前期规划的"8 直 7 交”特高压线路外，我们判断仍将有 10 条特高压线路有望被核准。我们判断十四五，中国风光装机将有望达到130-140GW，西北、蒙西、西南、东北等地风光基地亟需通道进行外送，除此之外西南、黄河几字湾、河西走廊等水电基地也需要相应通道进行外送。国家将在华中华北华东建成“五横四纵”特高压交流主网架，同时将在川渝西部地区加快构造“两横一环网”特高压直流主网架。根据《中国“十四五”电力发展规划研究》，预计“十四五”期间新增跨区跨省电力流约 1.1 亿千瓦，2025 年跨区跨省电力流将达到 3.6 亿千瓦。单条直流特高压输电线路 800 万千瓦，单条交流特高压输电线路 600 万千瓦，出于调度安全考量以及经济性原因特高压输电线路需要打捆至少 40%火电，并且需要考虑一定的富余量，输送风光最大容量理论上达到 400-500 万千瓦。根据“十四五”期间新增电力流功率，我们判断需要至少新增 25 条以上特高压项目。前期规划的"8 直 7 交”中，特高压直流线路陆续在2021 年起投运，除张北-雄安、驻马店-南阳的特高压交流线路，也将在 2021 年开始陆续投运，我们认为这些项目目标主要是承担“十四五”新能源外送任务，因此我们判断仍然有 10 条左右的特高压有望被核准。
2.3. 两个“一体化”工作加速落地，多能互补风光储装机有望超预期
两个一体化政策出台，强调多能互补协调发展。2020 年，国家发改委、国家能源局下发了《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》。2021年，国家又相继下发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》以及《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补发展工作方案的通知》，两份文件意味着“风光水火储”和“源网荷储”两个一体化工作正式启动。
规模化、风光水火储互济的风光大基地项目利于消纳问题解决。风光不同的感抗和日内时序特征可以抵消部分波动，火电、水电、储能作为调峰资源也能对风电光伏的波动进行有效调节，因此多能互补大基地项目能够有效解决电网消纳难题。而单一大基地项目容量往往较大，规模化的开发能够有效降低土地、土建、安装等成本，达到较好的规模经济效应。
国企与地方积极签署两个“一体化”合作协议。在两个“一体化”政策出台的背景下，多家央国企与地方签署了“风光火储一体化”协议，据统计，2021 年 1 月至 8 月 15 日，全国共签约/规划风光储项目 68 个，已明确的项目规模为 106.83GW，已明确的投资金额为 3203.79 亿元。其中，17 家央国企签约风光储项目 55 个，项目规划规模 78.71GW，投资总额 2574.9 亿元。
弃风/光率持续下降，风光度电成本降幅明显。根据能源局公布的数据，近年来随着风光发电技术的不断进步，我国弃风/光率持续下降。2021 年上半年，全国弃风率和弃光率分别为 3.6%和 2.1%，分别同比下降 3 和 0.07 个百分点。与此同时，我国风电和光伏的发电成本呈现出明显的下降趋势。
风电方面，根据IRENA 统计，截止 2019 年，我国陆/海风的 LCOE 已经由 2010 年的 0.14/0.18 美元/kWh下降到了 0.05/0.11 美元/kWh，降幅分别为 66%和 37%。另外根据今年 6 月发改委发布的《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，我国新核准的陆风项目平价上网，海风项目也有望在十四五期间实现平价。光伏方面，当前国内光伏项目 LCOE 已降至0.25-0.35 元/kWh，基本实现平价；全球光伏 2018 年 LCOE 均值为 0.085 美元/kWh，且据IRENA 预测，未来全球光伏 LCOE 仍有 30-50%降本空间。
我们测算“十四五”风光将分别年均新增装机 59GW 和 79GW。在产业技术快速进步、激励配套政策的作用下，我国风电与光伏发电的经济性凸显；且近期《完善能源消费强度和总量双控制度方案》明确：对超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区消费总量考核，即如果确需提升能源消费总量，各省只能从结构上优化可再生能源装机占比。因此我们认为在双碳政策支持、产业经济性突出的背景下，2030 年全国非化石能源消费占一次能源比例将达到 28%，高于 25%的政策最低要求。以此为基础，测算出“十四五”期间，风电和光伏将分别实现年均新增装机 59GW 和 79GW。
储能已成为可再生能源“标配”，未来市场渗透率将持续提升。自国家下发两个一体化政策以来，储能产业政策密集出台。7 月 15 日，国家发改委、国家能源局出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了加快推进储能产业发展的原则和目标，提出到 2025 年新型储能装机规模达 3000 万千瓦以上，接近当前装机规模的 10 倍。此后，广东、江苏等多个省份陆续下发了可再生能源需搭配储能的政策通知，并将储能搭配比例作为硬性要求。预计未来我国的储能市场渗透率将持续提升，据测算， “十四五”期间我国储能可以实现年新增装机 22.58GWh，CAGR 为 70% ，2025 年对应市场规模499亿元 。
■3. 投资建议：行业高景气，龙头强者恒强
当前风光储三大行业均处于高速发展时期，近期新能源、储能行业利好政策频出，长期增长确定性增强。根据测算，我们预计“十四五”期间风电、光伏和储能将分别实现年均新增装机 59GW、79GW 以及 22.58GWh，保持高速增长态势。
风电板块：(1)零部件环节，建议关注技术壁垒高筑，引领国产化替代的【新强联】；规模效应明显，大产能高毛利，稳踞龙头的【日月股份】；受益机组大型化+一体化布局，叠加产能有望加速释放的【金雷股份】；风电变流器龙头【禾望电气】等。(2)整机及配套环节，建议关注受益大型化和行业高增的主机龙头【金风科技】【运达股份】【明阳智能】等；向大型化、海风化发展的塔筒龙头【天顺风能】等。(3)运营商环节，行业高增+现金流、盈利能力改善，叠加“绿电”相关政策催化，运营商龙头迎来加速发展良机。建议关注【华润电力】【三峡能源】【龙源电力】【中广核新能源】【大唐新能源】【福能股份】【节能风电】等。
光伏板块：建议关注以下几条主线：(1)一体化龙头企业，业绩有望超预期的【隆基股份】【晶澳科技】【天合光能】；(2)硅料供需仍偏紧，价格有望维持高水平，业绩确定性强的龙头【通威股份】【大全能源】；(3)格局较好且长期成长确定性强的胶膜龙头企业【福斯特】【海优新材】；(4)其他环节的优质龙头企业【中信博】【福莱特】等。
特高压及电网板块：（1）重点推荐能源信息科技龙头【国电南瑞】（电力物联网+直流特高压双龙）；（2）特高压最大的涨幅往往在规划、核准阶段，当前时间点可预期新线路规划落地，建议关注【许继电气】【平高电气】【中国西电】【特变电工】等；（2）长期来看电力物联网在提升电网信息化、智能化方面有非常大的发展空间，建议关注【杭州柯林】【宏力达】【智洋创新】【国网信通】【恒华科技】【远光软件】等；
储能板块：电池与逆变器环节系统成本占比最高，分别为 60%和 20%，是产业链中高景气度方向，相关企业有望充分受益行业红利。从弹性测算结果看，逆变器环节弹性相比锂电池更大。重点关注【宁德时代】（电池技术优势+超前布局）、【阳光电源】（电力电子与系统集成能力）、【派能科技】（纯正户用储能标的）、【锦浪科技】（储能逆变器开始放量）、【固德威】（储能系统收入弹性大）和【亿纬锂能】（储能业务快速发展）。
■4. 风险提示
“十四五”规划不及预期。目前我国“十四五”规划中，对于光伏、风电等新能源装机规划均较为饱满。但若未来国家将风电的重要性下移，则有可能导致风电新增装机不及预期。
风光行业市场竞争加剧。近期风光利好政策较多，或引发更多企业进入风电行业，未来若风光行业竞争加剧，有可能导致行业间企业盈利空间下滑。
原材料价格上涨。上半年光伏行业的硅料价格涨幅较大，带动硅片提价，对下游电池、组件等环节的企业生产经营带来不小压力。若未来风光行业原材料价格涨幅明显，则可能导致下游企业承压，同时挤压行业需求。
技术进步不及预期。若未来风光行业技术进步速度减慢，或遇到技术瓶颈，将可能导致风光降本速度不及预期，从而影响风光价格的竞争性。
注：本报告出自浙商证券研究所已公开发布研究报告，具体报告内容及相关风险提示等详见完整版报告
证券研究报告：深度：大基地蓄势待发，风光储装机或超预期──风光系列深度报告之1
对外发布时间：2021年9月21日
报告发布机构：浙商证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）
本报告分析师：邓伟 S1230520110002
本报告联系人：吴鹏
浙商电新
邓伟 电新首席分析师 dengwei@stocke.com.cn
吴鹏 电新分析师 wupeng@stocke.com.cn
范宗武 电新分析师 fanzongwu@stocke.com.cn
游宝来 电新分析师 youbaolai@stocke.com.cn
