（报告出品方/作者：东方证券，卢日鑫，顾高臣，施静）1 板块及业绩回顾：风光坚定成长，储能蓄势待发2021 年上半年，电力设备及新能源板块整体涨幅和沪深 300 接近，下半年走势增强全面跑赢。截至 2021 年 11 月 23 日，电力设备及新能源指数上涨 77.05%，涨幅在 30 个行业位于第 2 名。从子行业来看，不同板块分化明显，其中光伏、电气设备和风电板块表现优异，分别上涨 61.07%、59.44%和 57.24%，储能板块上涨 53.57%，新能源汽车上涨 52.38%表现良好；工控自动化表现相对平淡上涨 16.87%。根据 Wind 预测，2021 年光伏板块预计将实现营收 4180.9 亿元，同比增长 41.65%；实现归母净利润 394.05 亿元，同比增长 113.44%。风电板块预计将实现营业收入1809.41 亿元，同比增长 24.53%；实现归母净利润 160.94 亿元，同比增长 35.33%。储能板块预计将实现营收 274.98 亿元，同比增加 27.78%；实现归母净利润 28.25 亿元，同比增长 32.06%。碳中和“1+N”政策体系构建，风光储重要角色持续坚定。后疫情时代太阳能、风电发电有望迎来大规模开发与高质量发展。10 月 24 日,中共中央国务院联合发布了“1+N”政策体系中的顶层设计的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，以及“1+N”政策体系中“N”部分中碳达峰阶段的总体部署《2030 年前碳达峰行动方案》。该《方案》明确指出到 2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上，截至 2021 年 Q3 风光累计装机仅约 5.8亿千瓦，再次坚定风电光伏在“双碳背景”下的重要性，也为后续“1+N”中的“N”打开持续展望方向。新能源需求持续增长与各环节发展受限的矛盾，是中国能源革命的长期矛盾。虽然风电光伏储能等新能源在能源架构中的重要角色持续获得坚定，但各环节展现出在发展路径上的各种阻碍依旧成为新能源革命的矛盾点。随着后续产业链乃至整个能源体系对短期矛盾点的逐个突破，新能源体系有望真正迎来结构性成长。2 风电：降本带动需求展现，风电走向坚定成长回顾 2021：风电迈入平价时代，原材料上涨部分环节受压陆风抢装后短期平缓，装机整体呈现平缓态势。2019 年 5 月发布平价政策：2018 年底之前核准的陆上风电项目，2020 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019-2020 年前核准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。为赶上陆风补贴最后红利，2020 年国内掀起前所未见抢装态势，据国家能源局数据统计，2020 年中国新增风电并网规模达 71.67GW，同比增长 178%。高热度的抢装潮一定程度上透支未来几年部分需求，随着 2021 陆风抢装后市场进入短期平缓，截至 2021 年 10 月全国累计风电装机 300GW，其中 2021 年 1-10 月新增风电装机 19.19GW，同比增长 4.9%。海风抢装步入冲刺阶段，装机有望迎来高增长。自 2020 年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持，按规定完成核准（备案）并于 2021 年 12 月 31 日前全部机组完成并网的存量海上风力发电发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围，换而言之，海风项目争取补贴就需在 2021 年前完成全额并网。2021 前三季度全国海风新增装机 4.2GW，同比增加 166%。据不完全统计，2021 年有望最后实现全容量并网项目容量已超过 10GW，考虑施工船和冲击锤供给紧缺因素，我们预计我国 2021 年新增海风容量有望达 8-12GW 以上。风电降本超预期，能源结构重要性有望持续提升。过去五年中，风电降本速度远超 2015 年时基本所有的推断预测。该报告进一步预测，综合分析过去五年风电降本态势，以 2020 年为参照维度，至 2035 年陆上风电与海上风电的成本分别有望继续下降 27%与35%,相较 2015 年预测的 2035 风电成本低约 50%。参照该预测，风电在能源结构中重要性将持续提升。平价时代关键节点，风机多维降本激发行业活力。陆风退补后迈入平价时代，在失去原有国补的保护下，风电项目经济性直面与其他能源形式的竞争，风机整机厂商为应对行业平价压力与短期景气缺乏而带来的份额竞争，在多个维度进行综合降本：1. 轻型化与降载设计。风力发电机组需利用风能转化为机械能通过传动最终实现发电，故整个机械系统需要达到一定的重量来抵御外部风能的冲击，防止出现故障问题或倒塔；结合风机大多数结构性零部件均是以重量计费的制造特点，最大程度优化风机受力设计、对结构件进行减重优化能有效控制零部件成本并且减小吊装难度，最终实现降本。以三一重能公布设计对比为例，不论是整机还是叶片等环节，相较原先海外的设计，国内厂商经风机系统的结构与设计进行了优化，显著降低了重量维度上的需求，为风机提供降本空间。2. 上游一体化与国产化替代。在平价节点降本压力下，国内整机厂商尝试向上游衍生，为争取更大零部件成本把控权力。以远景能源与三一重能为例，上游核心零部件中的叶片与发电机已实现自供，在保证供应链安全可靠的情况下，争取到了更大的成本控制空间。此外在主轴轴承等高技术壁垒的核心零部件环节主机厂商短期无法实现有效一体化的背景下，需加大对国产品牌的资金关注与技术支持，通过加快国产化替代进程，来实现对采购成本的控制。3. 风机大型化。风机大型化呈现加速态势，有效摊薄风机成本与投资成本。中国历年新增装机风电机组平均单机容量在过去几年快速提升，2020 年陆风平均功率达 2.6MW、海风平均功率达4.9MW，结合几大整机厂商在手订单结构我们推测行业大型化正在加速。以金风科技 2021 年Q3 在手外部订单结构为例，2S 风机占比从去年同期 50.9%下降到 31%，3S/4S 风机占比以从去年同期 32.6%提升到了 63%。在其他条件不变的情况下，随着风电机组单机容量增大，单位千瓦投资越低，主要的投资优化来自于规模效益有效降低风电场道路、线路、基础、塔架等的成本，从而提升整体收益；若将一个 100MW 中的单机容量从 2MW增至 4.5MW ，项目全投资内部收益率（IRR）将由 9.28% 提升至 11.68%，平准化度电成本（LCOE）则由 0.35 元 / 千瓦时降低至 0.30 元 / 千瓦时。此外大型化趋势下也能摊薄风机成本，以三一重能为例，据我们测算 2020 年其 2.XMW 等级风机单位成本约为 2345 元/kW，3.XMW 等级风机成本仅为 2190 元/kW。后续随着各家整机厂商对大型化技术持续突破，风电项目风机单位成本与非风机单位成本均有望被摊薄，实现大型化降本。降本带动招标价格持续下行，下游需求被激活。整机行业内生性降本带动招标价格持续走低，2020Q4 至今风机招标价格逐步走低，据金风科技披露数据，今年 9 月 3MW 等级的全市场投标均价下降到了 2410 元/千瓦，相较去年同期下降 25.8%，4MW 等级风机的全市场投标均价下降到了2326 元/千瓦，相较去年同期下降 26.5%。风机环节展现高性价比，激活下游招标需求，带动风电行业迈入平价时代。据金风科技数据统计，2021Q1-3 国内风电公开招标累计达 41.8GW，同比增长 116.6%，陆风需求在平价时代正在被打开，预期全年招标有望达到 55-60GW，假设陆风项目招标到落地需要四个季度，保守估计明年国内市场有望迎来 50-55GW 的装机，相较今年 35-40GW的装机容量，国内风电市场容量有望迎来超 30%的坚定增长。抢装中高价订单逐步消化，大宗原材料价格上行，零部件环节短期不同程度受压。自 2021Q1 起，钢、铜等风机核心上游大宗原材料出现不同幅度上涨，零部件环节成本端压力逐步展现。在 2020陆风抢装潮中，零部件端扩产态势明显，最终满足全年 54.4GW 实际吊装需求，但是 2021 陆风需求进入平缓期，在零部件环节整体供给呈现过剩态势，叠加先前签订的供给框架协议与整机厂商强烈降本意愿，零部件环节整体处于议价弱势侧，除去少数拥有议价机会的环节（新强联-进口替代、东方电缆-海风抢装、大金重工-海风管桩&下游运营商议价等），整体零部件格局短期较难向下传递成本侧压力。但由于去年抢装潮中留有部分高价订单会于 2021H1 结算，所以零部件厂商盈利压力多在 Q3 有相对明显展现。展望 2022：降本带动招标提升，陆海多维打开需求空间陆风：下游景气招标叠加多维需求带来坚定增长。据明阳智能数据统计，2021 年 1-10 月国内风电公开招标累计达 48GW，陆风需求在平价时代正在被打开，预期全年招标有望达到 55-60GW，叠加多维度项目需求：1. 大型风电光伏基地项目：为推动实现碳达峰、碳中和目标，中国将陆续发布重点领域和行业碳达峰实施方案和一系列支撑保障措施，构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系。中国将持续推进产业结构和能源结构调整，大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，第一期装机容量约 1 亿千瓦的项目已有序开工。后续风光大基地项目有序开展有望为风电行业需求提供有效支持。2. 分散式风电项目：9 月 10 日，国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏在第四届风能开发企业领导人座谈会时指出在中东南地区重点推进风电就地就近开发，特别在广大农村实施“千乡万村驭风计划”。远期来看，我们假设全国约 69 万个行政村中有 10 万个满足分散式风电发展需求，每个村力争在零散土地上找出 200 平方米用于安装 2 台 5MW 风电机组，分散式风电发展便存在 10 亿千瓦容量空间。10 月 17 日，118 个城市与 600 多家风电企业共同发起了“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”计划。该行动计划提出，力争 2021 年年底前启动首批 10 个县市总规划容量 500 万千瓦示范项目。在度电成本方面，该行动提出，风电力争在 2025 年将陆上高、中、低风速地区的度电成本分别降至 0.1 元、0.2 元和 0.3 元，将近海和深远海风电度电成本分别降至 0.4 元和 0.5 元。分散式风电项目逐步展开对地方风电发展与经济发展有望形成强有力支撑。3. 老旧风机替换项目：8 月 30 日，宁夏回族自治区发展改革委网站正式发布《自治区发展改革委关于开展宁夏老旧风电场“以大代小”更新试点的通知》，要求充分发挥国家新能源综合示范区先行先试作用，科学、合理、有序开展老旧风电场更新试点工作。《通知》指出，要坚持市场导向、坚持政策延续、坚持以大代小、坚持有保有增、坚持生态优先、坚持产业促进等基本原则。具体项目规划上，力争到 2025 年实现老旧风电场更新规模 200 万千瓦以上、增容规模 200 万千瓦以上。按照国内风机保有量推算，随着后续老旧风机效能逐步降低，叠加大功率新风机展现较高性价比，风资源优越地区风机替换需求有望在“十四五”中后期逐步展现。海风： 整机价格降幅超预期，加速迈入平价时代。2021 年 10 月 11 日，浙江省华润电力苍南 1#和中广核象山涂茨海上风电场风机采购项目开标，项目规模分别为 400/280MW。华润电力苍南 1#海风项目 5 家整机商参与竞标，投标人平均单价(含塔筒)分别为 4563 元/kW，最低报价 4061 元/kW；中广核象山涂茨海风项目 6 家整机商参与竞标，投标人平均单价(含塔筒)为 4352 元/kW，最低报价 3830 元/kW。总体来看，此次招标价格较 2020 年报价降幅达 40%-50%，实现海风项目平价状态，有望推动海上风电装机需求。地方性规划坚定海风需求，“十四五”海风有望迎来高速增长。海上风电有着风资源相对丰富且消纳难度更小等优点，海风资源逐步纳入规划进行开发，随着后续海风产业链发展成本，海风有望迎来高速增长阶段：1. 福建：福建省漳州市人民政府提出 50GW 的海上风电大基地开发方案，连同配套抽水蓄能与电化学储能，整县推进光伏开发，实际规模将达到 60GW。包括电网送出工程与产业配套，整体投资金额超过 1 万亿元。漳州大风电大基地用海 8000 多平方公里、可开发 50GW、年发电时间达到 4000 小时，预计最快 2022 年底前可获得国家能源局批复。2. 江苏：2021 年 11 月 15 日在中国新能源发展论坛上，盐城表示“十四五”期间将规划 9.02GW近海和 24GW 深远海风电项目规模，努力在“十四五”末实现新能源装机容量突破 20GW、产业规模突破 2000 亿元的蓝海目标，打造引领全国乃至全球新能源产业发展的新高地。《盐城市“十四五”新能源产业发展规划》中指出，其将重点推进在建的国华东台 20 万千瓦、江苏双创东台竹根沙 30 万千瓦等 9 个共计 2.3GW 海上风电项目加快建设，确保 2021 年底前全部并网发电；也将加快启动全市“十三五”结转的射阳南区 H3#、射阳南区 H4#等共计2.65GW 海上风电项目竞争性配置工作。3. 广西：2021 年 11 月 1 日国家能源局正式批复广西海上风电规划，标志全区海上风电由规划阶段进入建设实施阶段。国家能源局先期批复全区海上风电规划装机容量 750 万千瓦，其中自治区管辖海域内全部 4 个场址共 180 万千瓦，要求力争 2025 年前全部建成并网；自治区管辖海域外择优选择 570 万千瓦开展前期工作，要求力争到 2025 年底建成并网 120 万千瓦以上。（报告来源：未来智库）4. 广东：2021 年 6 月 1 日下发《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，明确到 2021 年底，全省海上风电累计建成投产装机容量达到 4GW；到 2025 年底，力争达到18GW，在全国率先实现平价并网。11 月 18 日，广东省能源局启动粤西、粤东千万千瓦海上风电新增场址前期工作项目，预算金额达 7960 万元。5. 浙江：2021 年 6 月 23 日正式印发《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》，提出积极推进近海海上风电，探索深远海试验示范，集约化打造海上风电+海洋能+储能+制氢+海洋牧场+陆上产业基地的示范项目，“十四五”期间，全省海上风电力争新增装机容量 4.5GW 以上，累计装机容量达到 5GW 以上。6. 山东：2021 年 9 月 12 日，华能山东半岛南 4 号海上风电项目 34 号风机顺利并网，成功发出山东省第一度海上风电，标志着山东省实现海上风电“零”的突破。11 月 2 日，山东省海洋局海洋战略规划与经济处处长段建文在新闻发布会指出，山东省下一步将聚焦渤中、半岛北、半岛南三大片区，推进海上风电集中连片、深水远岸开发应用示范，打造千万千瓦级海上风电基地，探索推进“海上风电+海洋牧场”、海上风电与海洋能综合利用等新技术、新模式。下游景气招标为基点，叠加多维需求提供支撑。“十四五”期间国内风电行业年均装机有望超 54GW（原 GWEC 预测约 45GW），年均复合增速有望超 15%。海外需求因美国 PTC 法案延期至 2026且增大补贴力度的原因，故北美地区 2021 抢装波动影响将减小，后续北美地区增速有望提升。全球风电需求有望迎来低碳共振，我们推测 2021E-2025E 全球风电年均平均装机有望超 110GW（原GWEC 预测 94GW）。轴承：整机环节降本驱动，风电主轴轴承进口替代逻辑增强。随着国内整机环节降本压力推动国产化替代进程，作为精密件生产工艺更复杂，综合要求更高，被认为是风机国产化的核心难点之一的主轴轴承进口替代逻辑有望增强。随着例如新强联等国产品牌主轴轴承陆续通过整机厂商验证，国产化替代窗口将持续打开，叠加国内市场空间有望迎来坚定增长，风电轴承赛道龙头有望迎来“成本端修复+需求端增长”的成长逻辑。铸件+主轴：原材料价格松动有望带动盈利修复，风机大型化趋势引发格局变化。生铁废钢作为铸造核心原材料前三季度处于价格高位，后续静待钢材价格回调，环节迎来盈利修复逻辑。风机大型化趋势下，提高了对铸件的技术和工艺要求，据佳力科技数据披露，风机 4MW+等级铸件单价明显提升，毛利率也相较 2MW 等级产品高出 10-15pct。叠加风机大型化趋势下，锻造主轴制造难度加大、单位成本走高，带动铸造主轴渗透率提升，大兆瓦铸件产能需求加大，我们推测风机大型化速度超出之前铸件环节扩产预期，大兆瓦铸件产能稀缺，产业将格局迎来新变化。海缆：抢装带动业绩高增长，海风加速平价修复低预期。海缆作为海上风电系统核心构成部分，龙头企业在 2021 海风抢装潮中，盈利获得比较显著增长。由于海风产业链展现出加速平价态势，2022 年国内海风项目推进有望超出预期，海缆龙头低业绩预期有望被修复，叠加后续海风规划空间展现，风电海缆环节景气有望提升。3 光伏：供需错配产业链加深博弈，成长空间逐步展开回顾 2021：硅料紧缺抑制集中式需求，户用与海外展现高增长截至 2021 年 10 月全国累计光伏装机 282GW，2021 年 1-10 月累计新增光伏装机 29.31GW，同比增加 34.02%。虽然终端组件价格仍处于高价，集中式项目需求仍在观望，但为实现新能源保障性并网规模，且产业链价格调整信号陆续出现，我们预计四季度国内光伏并网规模仍有望迎来放量，预计 2021 年全年国内光伏装机将能实现 50GW。产业链上游产能错配，硅料价格快速增长。因为硅料环节扩产周期较长、重资产投入等原因，促使先前硅料企业扩产较为谨慎，叠加着硅片、电池片等环节加速扩产，需求端多晶硅用量的持续增长，供需终打破紧平衡格局，硅料供给出现了缺口，相应推动硅料价格大幅上涨。据 PV InfoLink 数据显示，多晶硅料（致密料）价格从今年年初 84 元/kg 一直上涨至 11 月末的 269 元/kg，其间经历了 1 月至 4 月末的均匀上涨，5 月单月价格约从 150 元/kg 到 206 元/kg 的快速上涨，再是 6 月初至 9 月末的价格波动调整，10 月又一轮的快速上涨，最终至 11 月末呈高位企稳趋势。上游价格压力传递，集中式需求短期未能完全展开。硅料价格快速提升引发产业链下游压力传递，硅片、电池片、组件价格也不断攀升，10 月组件价格已上涨至 2 元+/W 水平，使得下游对收益率更加敏感的集中式项目需求未能完全展开。据能源局统计前三季度数据显示，全国光伏新增装机25.56GW，其中集中式光伏电站 9.15GW，同比下降 8.86%；分布式光伏电站 16.41GW，同比增长 89.45%，集中式项目占比处于历年较低水平。国内分布式市场高增长，户用装机需求展现。在乡村清洁能源建设、千乡万村沐光行动、整县推进等诸多政策的牵引下，叠加分布式光伏相较集中式电站对组件价格敏感度较低，2021 年国内分布式光伏装机展现高增长。据国家能源局数据统计，2021 年前三季度新增分布式光伏电站 16.41GW，已经超过 2020 年全年新增水平（15.52GW），其中户用光伏发展迅速，1-10 月全国累计纳入 2021年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量为 13.61GW，同比增加 105.78%。全球低碳共振，出口环节保持景气。随着世界各国陆续制定“碳中和”目标和碳减排规划，光伏行业需求旺盛，海外需求将实现进一步提升，2021 全年组件、逆变器出口量保持稳步增长趋势，较去年同期均有显著提升。据 Solarzoom 数据测算，1-10 月组件累计出口 205.3 亿美元，同比增加45.6%。1-10 月逆变器累计出口 39.3 亿美元, 同比增加 51.1%。光伏组件与逆变器出口量较去年同期展现增长态势。硅料与部分辅材展现强盈利能力，光伏主链余下环节承压。回顾过去五个季度主要上市公司毛利率，供需错配带动硅料价格的飙升显著抬升硅料厂商的盈利能力，头部厂商大全新能源的毛利率一度从 2020 年末的 44%提升至 2021 年 Q3 的 74.8%。辅材环节，享受户用与出口增长受益的逆变器环节仍维持较高毛利率。硅片、电池片和组件环节等下游环节承受了一定的压力，电池片、组件均呈现出毛利率下跌趋势，一体化龙头隆基股份、天合光能和晶澳科技盈利波动相对较小。展望 2022：原材料紧缺有望逐步缓解，行业需求弹性展开展望 2022 年，我们的结论是：随着上游硅料扩产逐步落地，原材料紧缺有望逐步获得缓解，硅料价格迎来松动，2021 年因价格压力而未完全展开的项目需求有望在 2022 年弹性展开，我们预期全球装机需求有望提升至 190-210GW，同比增长接近 25%。随着 2022 年集中式项目需求有望修复，分布式与海外市场有望维持增长，产业链利润部分有望向下游传递，我们看好格局关注产业链格局优、供需紧的行业龙头，或者细分赛道中具有阿尔法的公司（逆变器、一体化组件、胶膜等）。客观看待光伏行业国家间协同与博弈，机遇与风险将长期共存。2021 年 11 月隆基已被美国告知其海运货物预计将在五个港口滞留。本次扣押隆基组件事件之前，美方也曾屡次扣押我国出口光伏产品。例如 8 月 16 日，阿特斯和天合光能也有样品组件被扣留，晶科能源也被报道有超过 100MW的太阳能组件货物被海关官员扣留。随着中国在光伏行业的重要性越发提升，也将对他国限制性竞争积极做好长期准备。后续 11 月 10 日，美国商务部驳回了一项由美国国内光伏企业组成的团体提出的对亚洲光伏制造商开启低价倾销调查的申请，并表示中国光伏产品制造商位于马来西亚、越南、泰国的产能并没有“以低于正常价值”的价格出售太阳能电池；11 月 16 日，美国国际贸易法院（CIT）正式宣布恢复双面组件 201 关税豁免权，并将 201 关税税率从 18%降至 15%。世界碳中和共振背景下，全球光伏产业多边合作、协同发展对推动清洁能源发展和实现气候变化的目标意义更为重大。综合而言，客观看待光伏产业国家间博弈，展望协同合作促进行业蓬勃发展，出口市场景气不减。逆变器：需求持续向好，储能市场带动新增长。逆变器受出口市场与分布式市场增长带动，该环节龙头企业仍维持较高增速。短期国内龙头全球渗透率提高态势不变，叠加下游储能逆变器需求有望高速增长，2022 年环节景气度将持续提升。伴随未来 IGBT 与 MCU 等核心零部件紧缺情况逐步缓解，细分赛道龙头有望迎来业绩放量。一体化组件：“拥硅为王”态势延续，盈利修复空间展现。组件环节生产壁垒相对较低且竞争完全，但随着产业一体化龙头格局展现，该环节既有效向上衍生，保证硅料供给渠道，又直接面对终端需求，叠加品牌与渠道壁垒，环节格局逐步优化稳固。随着硅料产能持续投产，硅料紧缺情况有望逐步缓解，产业链利润有望自上游向下传递，硅片、电池片、组件环节盈利能力有望恢复，但由于硅料供给仍将处于紧平衡的形态，“拥硅为王”逻辑将延续，一体化组件龙头企业有望在产业链收获更大盈利修复空间。胶膜：行业龙头格局稳固，需求有望持续展开。胶膜作为光伏组件的核心材料，对电池片起保护作用，因而对胶膜的透光率、粘结强度、耐老化等参数均有较高要求。根据 Solarzoom 11 月数据统计，胶膜成本约占组件的 12%。胶膜技术一般采用渐进优化方式，比如为提高反射率推出白膜，为应用双玻组件采用 POE，为提高组件生产效率采用共挤型 EPE，我们认为胶膜是相对光伏其它环节更为确定的赛道，技术演进有序（新技术的适配）、格局稳定，与装机正相关。随上游原材料 EVA 粒子持续扩产，行业原材料供应紧缺格局有望缓解，环节盈利能力有望修复，下游需求持续增长背景下，2022 年环节景气度有望持续提升。跟踪支架：静待集中式需求展开，大宗价格回归修复盈利空间。跟踪支架可跟随阳光实时转动，既能提高发电增益，又能平滑输出曲线。相比固定支架系统，跟踪系统发电增益可达 10-30%以上，成本则增加不到 10%，具备较好的性价比，跟踪支架渗透率有望持续提升。跟踪支架钢材成本占比超过 70%，根据 BNEF 统计，单轴跟踪器的成本约 9 美分/W，其中 7 美分为钢结构成本，1.5 美分为驱动系统，0.5 美分为控制系统；因此相比于传统支架，跟踪支架每瓦的钢材用量需增加约 40%以上，以保证稳定的转动。同时为了保证主体结构的耐用性，支架需要直接采购预镀锌的钢材或是对其热浸镀锌，提高防腐蚀性。但由于 2021 大宗价格上涨，叠加集中式电站需求未能完全展开，行业盈利处于较低水平，后续静待集中式需求展开，大宗价格回归正常区间，行业龙头有望迎来盈利成长。4 储能：装机高速增长，需求侧全面开花发展背景：发展储能是可再生能源加速渗透的必由之路。为了实现双碳目标，新能源发电装机快速增长。截至 2020 年末，全国风电、光伏累计装机规模达 253.4GW 和281.7GW，同比增长 24.1%和 34.1%；2020 年全国光伏、风电新增装机达 48.2GW 和 71.7GW，同比大幅增长 60.1%和 177.9%。新能源发电方面，2020 年光伏、风电发电量占比进一步提高至3.5%和 6.3%。传统的电力系统中，电能输出曲线相对稳定，但用电曲线（需求曲线）在一天之内存在多次的峰谷波动，使得电力系统的供需曲线难以匹配。以火电机组为主体的发电系统，可以通过“了解需求侧、控制发电侧”的基本策略，在预先设置发电出力计划的情况下，日内电压/频率的波动通常控制在±5%以内，实现供需基本匹配。（报告来源：未来智库）但是，可再生能源发电的引入使得发电侧变得不可控且不稳定。例如：光伏发电高峰集中在白天，无法直接匹配傍晚和夜间用电需求高峰；风电发电高峰在一日内很不稳定，且存在季节性差异等；能源本身还存在地区分布的巨大差异等等。根据国家电网的测算，2035 年前，风、光装机规模分别将达到 7 亿、6.5 亿千瓦，全国风电、太阳能日最大波动率预计分别达 1.56 亿、4.16 亿千瓦，大大超出电源调节能力，迫切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源 5 亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。在风电和光电装机量不断提升的大背景下，发展储能技术是解决供需匹配问题、减小风光波动性对电网冲击的必由之路。一方面，通过削峰填谷，可以解决峰谷时段发电量与用电负荷不匹配的问题；另一方面，可以参与提供电力辅助服务，解决风光发电的波动性和随机性导致的电网不稳定；此外，通过储能系统的存储和释放能量，提供了额外的容量支撑；在一定程度上，储能可以增加电量本地消纳，减少输电系统的建设成本。储能可以应用在发电侧、电网侧和用电侧，在不同场景下具有不同的价值和意义。回顾 2021：政策频出，激发行业活力储能发展阶段：抽水储能仍超九成，电化学储能快速提升。截至 2020 年底，全球已投运储能项目累计装机容量达到 191.1GW，同比增长 3.4%，电化学储能中锂离子电池的累计装机规模最大为14.2GW；中国已投运的储能项目累计装机规模达到 35.6GW，同比增长 9.8%，装机规模占全球的 18.6%。由于商业化应用较早、与传统电力系统应用场景的深度结合，抽水蓄能在中国和全世界范围的储能占比都超过 90%，但是该比例在逐年下降。与此同时，电化学储能的规模和占比快速提升：2013 年到 2020 年，全球和中国电化学储能累计规模分别从 0.7GW 和 0.1GW 增长至14.25GW 和 3.27GW，CAGR 分别为 53.8%和 64.6%；电化学储能中锂离子电池储能的装机占比在全球和中国分别为 92.0%和 88.8%，是电化学储能中的绝对主力和发展方向。从累计装机容量上来看，2020 年全球电化学储能累计装机容量 14.25GW，中国电化学储能累计装机容量 3.3GW，目前中国的储能装机容量在全球的占比并不是很高，但中国市场增速明显，2020 年增速达 42%。储能政策频出，催化行业发展。2021 年 7 月 23 日，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，文件明确指出，到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 30GW 以上。到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展。指导意见是“十四五”时期的第一份储能产业综合性政策文件，从市场化发展、技术进步、市场环境、政策监管等方面做出引导，对行业发展重大利好，预期未来国家会出台一系列政策，破除产业发展中的难题，实现储能的市场化发展。电价是电力系统的市场化结果，通过深化电价改革、完善电价形成机制，可进一步推动新能源为主题的新型电力系统建设。2021 年 7 月 29 日，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，主要内容包括分时电价机制的优化、执行和实施保障等三个方面。这一政策对可再能源消费、能源生产、能源技术和能源体制方面都具有重要意义，通过优化分时电价机制，引导用户改变用能习惯，提升电网友好性；峰谷电价差更高会推动用电侧储能等分布式灵活资源的发展，储能利用峰谷电价差盈利的空间增大；储能等多种灵活能源加强互动，发展多样的商业模式。此外，各省市也都推出了相关政策文件，对储能配置比例和充电小时数有一定要求，对新能源项目配置储能从鼓励到要求配置。截至 2021 年 6 月，我国已有 25 个省份发布文件明确新能源配置储能，青海、新疆、陕西西安三地区推出了地方性补贴政策。有 10 个省份公布了储能参与调峰服务的价格文件，鼓励了电网侧储能的发展。展望 2022：国内国外，需求多点开花2020 年以来，在政策和经济性的双重推动下，全球电力储能装机呈现高速增长，2020 年全球新增电化学储能装机 10.7GWh，同比增长 57.4%。根据应用场景的不同，通常将电力储能分为发电侧、电网侧和用户侧。我们预计 2025 年全球储能新增装机达到 283.9GWh，复合增速高达 84.5%。其中海外家庭储能 2025 年新增装机 44.8GWh，占全球总装机比例为 15.8%，复合增速 58.8%；国内发电侧和电网侧储能 2025 年新增装机共 78.1GWh，占全球装机 27.5%。海外家储：电价高企+断电担忧，点燃海外家储市场。从 2019 年开始，海外家用储能的装机量迅速增长。根据 IHS Markit 对全球家用储能市场进行的分析，德国在 2020 年超越日本和美国，成为全球最大家用储能市场。欧洲的新市场方面，西班牙和比利时的家用储能将在欧盟的清洁能源倡议和刺激计划之后加速发展。根据 IHS Markit 的统计，2020 年全球新增户用储能 4.44GWh，同比增长 44.2%，其中欧洲 1.79GWh，美国 1.05GWh，日本 0.79GWh，澳大利亚 0.36GWh。在欧洲市场，家用储能主要的需求推动力来源于小型户用光储系统成本快速下降。以德国为例，根据 Solar Power Europe 统计，2015 至 2019 年期间，小型光伏系统成本下降约 18%，户用储能系统成本下降近 40%，预计到 2023 年，户用光伏系统成本会进一步下降 10%，而户用储能系统成本将会大幅下降 33%。在美国市场，家用储能主要的需求推动力除光储系统成本快速下降外，还来源于电网不稳定和经济性持续提升。一方面，由于美国电网系统相对独立，不能跨区进行大规模调度，且超过 70%的部分已经建成 25 年以上，系统老化明显，出现了供电不稳定、高峰输电阻塞、难以抵抗极端天气等问题，叠加 2021 年疫情和暴风雪叠加造成的德州大面积长时间停电的影响，居民提升用电可靠性的需求大幅提高，户用储能需求也随之大幅提升。另一方面，得益于美国税收 ITC 政策的激励，安装储能能够获得一定数额的税收抵免，降低了储能的投资成本，同时峰谷价差的逐渐拉大、光储系统自发自用等，都大大提高了安装储能的经济性。家庭储能通常与光伏配合使用，进行自发自用电量存储，实现峰谷套利。我们基于全球户用光伏储能装机测算了全球家庭储能装机市场规模。户用储能累计装机规模=累计户用光伏装机*储能渗透率*备电时长。预计 2025 年全球户用储能累计装机 138.4GWh，新增装机 44.8GWh，2021-2025年新增装机年均复合增速 43.6%。国内工商业：高耗能企业电价上涨+分时电价机制+拉闸限电，点燃工商业储能需求。10 月 12 日，国家发展改革委印发了《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。此外，有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。并明确该文件于 10 月 15 日起实施。10 月 31 日，江苏省、北京市、甘肃省等地国网电力公司发布代理购电公告，高耗能企业购电价格按照普通代理购电用户 1.5 倍执行。这一政策的发布，进一步提高了高耗能企业的用电成本和峰谷价差，对提高工商业储能的经济性起到了重要推动作用。目前已有 29 个省份公布了最新的电力销售价格机制，12 个省市的国网电力公司下发了代理购电的文件。分时电价机制的时段划分更加合理，有助于工业用户安装两充两放的储能系统；取消目录电价，工商业用户进入市场执行市场电价，使得峰谷价差进一步增大，工商业储能套利经济性增强。今年我国出现的电力供需紧张及部分省份的拉闸限电问题，极大地影响了工商业用户的生产安排。2021 年 8 月以来，受南方地区来水偏枯和煤炭价格高企影响，火电机组顶峰能力不足，南方区域4 省(区)、蒙西实施有序用电措施。9 月份以来，全国临时检修机组容量增加，有序用电范围进一步扩大，个别地区出现了拉闸限电情况。部分工商业用户不得不停工停产，或调整生产排期，严重影响公司运行。工商业储能的盈利模式是峰谷套利，即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，用户可以节约用电成本，同时避免了拉闸限电的风险。伴随着分时电价的完善，峰谷电价差拉大，工商业储能的经济性明显提升。目前国内工商业储能的运营主要有两种商业模式。一是由工商业用户自行安装储能设备，可以直接减少用电成本，但是用户需要承担初始投资成本及每年的设备维护成本。另外一种是由能源服务企业协助用户安装储能，能源服务企业投资建设储能资产并负责运维，工商业用户向能源服务企业支付用电成本。同时，用户侧储能实现多场景扩张，出现充换电站、数据中心、5G 基站、港口岸电、换电重卡等众多应用场景。工商业储能配置容量与用户用电负荷相关，我们根据全国日峰谷负荷差测算了国内工商业储能的配置需求。预计 2025 年全国新增工商业储能装机 11.53GWh，2021-2025 年累计新增装机33.5GWh，复合增速达到 78.6%。国内发电侧&电网侧：新型电力系统，储能保驾护航。8 月 10 日，发改委、国家能源局发布关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知，政策鼓励发电企业自建或外购调峰储能能力，政策要求超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率 15%的挂钩比例（时长 4 小时以上，下同）配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。11 月 15 日，湖南省发改委发布开展整县(市、区)光伏开发试点的通知。通知要求整县光伏项目应按照《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》(湘发改能源(2021)786 号)文件要求，自主选择配建储能电站或购买储能服务。南方电网公司印发《南方电网“十四五”电网发展规划》中提出，“十四五”期间，南方五省区将新增风电、光伏规模 1.15 亿千瓦，抽水蓄能 600 万千瓦，推动新能源配套储能 2000 万千瓦，增速可观。发电侧储能与风电、光伏发电厂配合，为了平滑风光出力，稳定电网，通常会要求新能源发电厂根据功率配置一定比例的储能系统。假设新增装机中储能配比逐渐提高，且配置的储能时长提高。预计 2025 年中国发电侧储能新增装机量达到 64.3GWh，2021-2025 年复合增速 37.5%。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库】。未来智库 – 官方网站
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