3、新能源发电：“十四五”为主线看成本下降和产业链利润根据再分配
3.1、非化石能源占比提升下的历史性机遇
· 2020-2035年中长期风电、光伏装机规模预测关键假设：
· 根据“十三五”增长率及未来实际规划，预计十四五期间一次能源消费、水、核、生物质发电量增长率分别为2.1%、2.5%、10%、10%;
· 鉴于各类资料开发潜力及限制，预计2025-2035期间一次能源消费、水、核、生物质发电量增长率分别为1.8%、0.5%、4%、10% 。
· 假设2025年非化石能源占比达到20%，2035年达30%。
3.2、中国光伏装机中枢将持续提升
· 非化石能源发展目标：2020年非化石能源占比15%，2025年有望实现不低于20%，2035年不低于30%。
· 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约73GW，风电年平均装机需求34GW。
· 在2035年光伏与风电的发电量比例为65：35的假设下，光伏年平均装机需求159GW，风电年平均装机需求38GW。
· 2015-2019年年均新增36GW，在非化石能源占比目标的促进之下，预计2020-2025年装机中枢将提升至70-80GW，2026-2035年装机中枢进一步提升至160GW。
3.3、非化石能源发电占全社会发电量比例将不断提升
· 2019年非化石能源发电占比31%，其中水电、核电、风电、光伏分别占18%、5%、6%、3%。
· 预计2025年非化石能源发电占比42%，其中水电、核电、风电、光伏分别占17%、8%、11%、10%。
· 预计2025年非化石能源发电占比58%，其中水电、核电、风电、光伏分别占13%、9%、17%、25%。
3.4、中国光伏、风电将在2031年从存量渗透迈入存量渗透
· 2019年新增风电、光伏发电量占全社会新增发电量比例为26%，其中风电、光伏分别占12%、14%。
· 预计2025年新增风电、光伏发电量占全社会新增发电量比例为56%，其中风电、光伏分别占25%、31%。
· 预计2031年新增风电、光伏发电量占全社会新增发电量比例为99%，其中风电、光伏分别占27%、72%
· 光伏IRR优势拆分：度电成本更低。全球范围内2010年以来太阳能光伏发电成本下降了82%，随着光伏电站的投入下降与技术革新，到2025年光伏当年新增装机发电成本将低于0.3元/kWh，在所有发电技术新增装机成本中都处于较低水平。在光伏发电成本保持迅速下降的趋势中时，水电等传统电力则面临着成本上升的压力，风电成本的下降速度一直落后于光伏发电，光伏发电的成本优势在后期愈发明显。预计到2035和2050年新增光伏发电成本相比现阶段下降50%和70%，达到0.2元/kWh和0.13元/kWh的水平。十四五期间光伏将展现绝对成本优势。
3.5、市场空间取决于IRR吸引力
· 十四五期间光伏IRR吸引力显著：售电电价更高+临近消纳。从资源禀赋及项目建设资源分布来看，光伏普遍在中东部电价高、消纳好的区域。而风电新增项目仍集中于西北地区，平价后风电项目预计回流至“三北”区域，且依赖大基地项目、特高压项目解决消纳。因此，我们认为“十四五”期间光伏项目因度电成本更低、售电电价更高、消纳更佳，IRR更具备吸引力。
· “十四五”风光比拼IRR，光伏更胜一筹。以2020年光伏、陆上风电、海上风电典型项目为例，平价后若风光上网电价为当地火电标杆电价，则光伏通过技术降低成本，项目IRR大概率落在6%-11%区间，高于陆上风电5%-12%及海上风电5%-8%。
3.6、成本下降路径及展望—光伏
· 光伏成本下降潜力充分：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。
· 光伏成本下降潜力充分：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。
3.7、成本下降路径及展望—风电
· 风机风塔等成本刚性，降价空间有限。通过规模化、轻量化等方式，近10年风机风塔成本持续下降，目前已经处于相对成熟的阶段，未来单位成本下降的空间相对有限：
风机，风机生产是通过采购零部件组装而成，购买零部件占风机成本95%。风机零部件以叶片、齿轮箱、发电机为主，生产较为成熟，生产供应商较多，其市场价格主要由玻纤、钢材等成本决定，因此风机成本下降空间相对有限。
风塔，风塔直接原材料为中厚板，占成本比例达到70%以上。同时，塔筒属于定制化产品，无法实现完全的自动化，预计人工成本下降空间有限。
· 风电降本依赖大型化及精细化管理。我国风资源分布不均匀，各省气候、环境千差万别，需要根据资源区特性，以最大化利用风资源为目的，进行实地考察及可研，因此对开发主体的微观选址、选型方案及项目回报评估有更高要求。
· 优质风资源日益稀少，需要更加精益化的项目设计和流程，以保证对自然资源获取的价值。加深对资源形式的理解，以资源顶规模，最终以对资源的最优利用、提供的发电经济有效为标尺。
· 据测算，以50MW项目为例，在风资源评估和风机选型方面，随着设计经验的成熟，初始投资能够节省9%-13%，总成本下降贡献度达24%-30%。折算成度电成本，可以下降0.05元/kWh，对于复杂地形，预计可节省0.07元/kWh。
3.8、短期：寻找供不应求景气环节
· 硅料、玻璃供不应求将成为短期常态：纵观全产业链，硅料、玻璃因扩产周期长(1-1.5年)、技术门槛高、环保及建设指标难以短期取得等，预计2021年将成为行业供需最近的环节，呈现出持续的供不应求。我们预计2021年光伏全球新增装机160GW，主要测算依据为20201年硅料、玻璃的有效供给。同时，根据当前扩产规划，硅料、玻璃或将维持2年以上的景气度。
3.9、短期：原材料供不应求的环境中一体化企业表现优异
· 一体化布局的成本优势显著，提升盈利能力：随着光伏行业补贴的退出与技术革新导致的组件降价趋势，单一环节毛利水平难以对应持续降价压力，而具有上游电池及硅片产能配套的一体化企业，在市场竞争中产品的总成本更低，为1.15元/W，而专业化企业生产的总成本为1.45元/W，因此相同的销售价格两类企业的组件毛利率存在较大差异。
· 盈利更好的一体化企业资金充足：隆基等行业龙头一体化公司具备充足的货币资金与存货，保证了企业在硅料、玻璃等原材料供不应求的状态下供货充足，进一步保证产能的实现，从而提升市占率。
3.10、长期：龙头集中，企业分化
· 组件当前毛利率位于较低水平，主要系玻璃、胶膜等环节供不应求涨价所致。随着玻璃、胶膜等环节扩产完成，预计价格将逐渐回归合理区间，组件厂商毛利率也将随之修复。
· 组件龙头企业、一体化企业采购优势凸显，将进一步聚拢市场份额。当前硅料、玻璃、胶膜等与材料供不应求，是组件企业的“卡脖子”环节，组件企业对以上材料的采购能力、议价能力决定了2021年的有效产能。我们认为龙头企业、一体化企业由于货币资金充足、采购规模大，因此具备更强的议价能力，无论是在当前供不应求还是未来供需平衡的场景下，都能够享受到更低的采购成本，从而获得更好的盈利水平，进而形成“规模扩大-采购优势加强”的良性循环。
· 推荐标的：隆基股份、晶澳科技、晶科能源(海外组覆盖)。
3.11、长期：ROE弹性环节—逆变器
· 格局集中，产业链格局重塑。格局来看，2019年出逆变器出货量TOP3市占率接近50%。但因逆变器中核心环节为IGBT，由欧洲和日本供应。而由于贸易摩擦，导致IGBT供应或有变数。叠加小型项目兴起，组串式产品快速增长。供应端+需求端变化将带来产业链格局重塑。
· 轻资产高ROE环节，需求旺季ROE弹性增加。光伏逆变器为轻资产行业，其中原材料采购成本占90%以上，制造费用不足5%，其中折旧占比仅为0.52%。从ROE来看，逆变器显著高于其他资产较重的制造环节，如硅料、硅片等。
光伏行业在中长期处于持续增长通道，考虑到行业需求放量及需求结构分化，龙头逆变器企业资产周转率及净利率均处于修复通道，带来ROE弹性。资产周转率方面，2017年光伏行业快速增长，但2018-2019年需求增速放缓，资产周转率降至1%以下，未来有望修复至1%-1.5%中枢水平。因此，我们认为轻资产的逆变器产能约束小，需求旺季下逆变器ROE弹性大。
· 储能逆变器成为亮点。由于风光快速发展，储能配套需求加速。其中，储能使用的逆变器与光伏并网逆变器技术相似，储能逆变器为相关逆变器公司带来增量业务。
推荐：阳光电源，建议关注：锦浪科技、固德威
3.12、投资建议
· 新能源发电全面迈入平价时代，正式进入高景气成长周期。看好中长期三大投资主线：
组件龙头标的：隆基股份、晶澳科技、晶科能源(海外组覆盖)
短期紧缺环节硅料、玻璃：通威股份、福莱特、亚玛顿、信义光能(海外组覆盖);
ROE弹性大的逆变器环节：阳光电源、固德威、锦浪科技等。
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