新能源电力市场交易和海上风电投资机会解读纪要

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　　纪要核心：
　　新能源电力市场交易：电力交易统一市场指导意见有利于未来新能源消纳问题解决，对新能源板块有深远影响；从第二批大基地的400GW报送量来看，新能源储备可供开发资源量大，行业需求可观；1月光伏组件排产保持相对旺盛状态，春节期间开工率较高，短期光伏需求主要看产业链价格情况；未来几年影响新能源发展的一个核心的因素是电力消纳问题，如果有一个非常完善的电力市场，会给予储能很大的成本回收机制，对于新电力市场的整体发展会非常有利；隔墙售电模式的推进有利于推动分布式能源参与市场交易；投资机会：光伏板块关注中环股份、迈为股份，隆基、天合、晶澳、晶科等行业龙头及光伏玻璃板块的福莱特；储能板块关注电池领域的宁德时代，及阳光、固德威等光伏逆变器厂商；电网领域关注国电南瑞、四方股份；此外建议关注三峡能源、芯能科技等光伏风电运营商。
　　海上风电：22年成本大幅下降，预计能够达到平价水平，全投资IRR能够达到7；21预计海风装机量17GW，同比增长200；预计22年有8GW的吊装容量，同比下降27；一旦21年一季度海风招标放量，海风2325年新增装机的复合增速至少能够达到35；海缆有较好的投资机会，海缆是少有的零部件里不会压缩反而单GW需求量稳中有升的一个环节，竞争格局较为集中；投资建议：海缆推荐东方电缆和中天科技，海上塔筒推荐海力风电、天顺风能和天能重工。陆风比较推荐盈利稳的一些环节，如塔筒比较推荐天顺风能、天能重工以及恒润股份，主轴环节推荐金雷股份和通裕重工，轴承环节推荐新强联，整机推荐运达股份、三一重能、明阳智能。
　　新能源电力市场交易：
　　年前国家发改委和能源局发布了关于加快建设全国统一电力市场指导意见的文件，在我看来这个文件有深远的意义，因为全国统一电力市场的建设非常有利于未来新能源消纳问题的解决。现在市场还是对新能源的估值比较担忧，但未来如果新能源消纳问题能够解决，或者储能能够有收益的回收途径，我觉得未来新能源可能会实现在整个电网里储能的配置比例越来越高的情况下，新能源占整个装机的比例也越来越高，在理想的情况下，如果有足够的储能在电网当中存在，理论上可以实现所有的用电都来自于新能源，这对新能源的发展影响非常大，所以我们觉得国家对电力市场这样的建设意见，首先是非常及时的，另外对整个新能源发展也有重要影响，最终落实到资本市场的层面上，包括光伏风电这些新能源的估值水平就保持在一个比较高的水平，其实也带来了一个强有力的支撑，这是我们觉得它对整个板块最主要的影响。
　　从短期来看，光伏也经历了前期相对困难的时期，在春节期间也看到一些让人欣喜的消息，就是关于第二批大基地的报送，已经报了约400GW的规模，超过了预期，从另一个角度来讲，新能源储备的可供开发资源量非常大，就是说只要新能源的成本合适，或者说新能源加储能成本如果具备经济性，那么未来可供开发的资源或者能够发展的规模，可以达到一个非常高的水平。另外从最近我们跟踪的整个组件行业的排产看，经历了去年12月份的低谷之后，进入1月份，组件的排产还是保持相对旺盛的状态，春节期间也一直保持较高的开工率。现在主要的影响因素还是组件价格，组件价格只要能够低于1。8元，电池片的价格能够低于1。1元，下游的组件厂甚至EPC厂商都是非常乐意去安装的，所以我们觉得即使因为价格的高位产业排产各方面会有一些波动，但基于它大规模的可供开发资源，行业的需求还是值得大家期待的。
　　关于统一的电力市场，国家提到2025年可要初步形成统一的电力市场，初步形成交易和价格机制，到2030年基本建成电力市场机制，实现新能源全面参与市场交易。在过去几年国家的电力市场也在陆续建设，但是现在来看，虽然市场化交易的电量占整个用电量的比例逐步提升（21年可能提高到40以上），但电力市场目前总体来看还是比较割裂的状态，各个省公司内部市场化程度可能达到了比较高的水平，但各个省之间的电力交易还是相对较少，目前来看电力市场还是没办法完全实现新能源的跨省交易。去年下半年有一些文件也提到了电力市场的现货交易在省间推进，但是这还是偏细分或局部领域，距离统一的电力市场还有差距。其实我个人觉得对于新能源，我们的储备资源非常多，但未来几年有可能影响新能源发展的一个核心的因素，就是电力消纳问题，如何解决电力消纳，我觉得在储能等领域实施相关补贴肯定是非常好的，但实际上如果有一个非常完善的电力市场，会给予储能很大的成本回收机制，对于新电力市场的整体发展会非常有利。
　　我们看到文件当中提到，基于电力市场的发展，未来可能会引导发电企业主动调峰，这个可能需要发电企业适当配套储能。对于整体的大型新能源基地，调峰等各方面的发展非常关键，新型统一电力市场解决调峰的问题，主要还是基于上网电价的峰谷电价差，通过市场化调节，来提升峰谷电价差，解决整体对于发电侧的储能问题。另外可能需要去解决将来实现能源大规模调配的问题，这就涉及到整个的大电网建设问题，如特高压长距离的输送，未来也是为了解决电力市场统一化发展的关键。
　　文件中还提到关于分布式能源参与市场化交易，提到要推动分布式能源参与市场交易，健全分布式发电的交易机制。文件里提到的内容对于新能源的发展，尤其是分布式能源的发展，是非常有利的。在17年国家就开始下发关于开展分布式发电市场化交易试点的通知，被称为隔墙售电，当时影响分布式发展的一个重要原因，如果实现光伏发电、上网，它的成本回收机制不完善，但是如果不实现上网，自发自用，可能就会面临很多现实问题，比方屋顶分布式项目的产权问题、新能源消纳问题，这在很大程度上影响了分布式能源的发展，虽然这几年，分布式能源实现了较好的发展，但还有很多问题没有很好地解决。17年发布了分布式发电市场交易试点的通知后，江苏、浙江、陕西、山东、天津等很多省份也发布了关于通过就近消纳，隔墙售电等方式解决新能源发展的问题，但是最后好像都没有在全国铺开，且大多还是试点。未来国家在统一的电力市场里，如果能够实现隔墙售电机制化，对分布式光伏、分散式风电等新的分布式能源会有机制上的支撑，如果能够实现分布式能源的隔墙售电，也会在另一个程度上对储能的发展提供一个成本回收机制，进一步支撑储能发展，一方面电价可能会高，另一方面对于发电和用电企业来讲，可以基于峰谷电价差的影响，适当配置相应的储能，实现用电成本最低化。这有利于分布式储能的发展，反过来随着分布式领域的储能配置比例提升，对整个的电网的消纳能力，又形成良性影响，进一步促进新能源的发展。未来随着分布式能源的发展，对电网的智能化要求进一步提升，对分布式电网的信息化、智能化水平，以及潮流的控制和变化水平，都提了更高的要求，可能未来对智能微电网、智能配电网的设备供应商会形成一定的拉动。
　　具体到投资机会，我们觉得首先对光伏板块的主产业链是非常有利的，近期我们光伏主推的标的是中环股份，年前公司也出了21年的业绩预告，有超预期的情况，我们觉得今年来看，中环的出货量、成本水平、210尺寸产品的盈利水平，都有可能迈入光伏板块龙头第一的地位，未来公司还有可能继续借助它在硅片的薄片化、大片化的优势，保持领先地位，从估值来讲，现在的估值水平是整个光伏板块里最低的，大概也就10多倍，非常有估值优势。另外，我们从去年以来一直看好迈为股份，前段时间随着光伏行业的下跌公司也出现一轮下跌，这个公司看好它未来异质结设备的发展，是一个长逻辑公司，短期对它是错杀的情况，所以我们觉得可以重点关注它，现在已经跌到比较低的位置了。然后可以关注组件一体化龙头，隆基、天合、晶澳、晶科等行业里比较优秀的公司。此外，也可以关注一下光伏玻璃板块的福莱特，它可能在今年会受益于光伏量增长带来的机会。
　　从未来的新能源的发展来看，储能相对来讲是最确定、增长最快的细分板块。虽然现在没有特别纯正的标的，但目前在电池这块，最优秀的是宁德时代，另外像一些光伏逆变器厂商阳光、固德威，储能逆变器占比越来越高的，因为储能这块的增长可能比光伏更快，未来应该也将受益。
　　新能源消纳能力的提升，也离不开整个电网建设的推进，包括对于集中式能源的消纳可能带来的特高压需求，另外关于分布式电网，像智能配电网，未来可能会往智能微电网方向发展，像国电南瑞、四方股份、安科瑞这些公司是我们比较看好的标的。此外，像光伏和风电的一些运营商，也会有一些机会，之前我们比较看好三峡能源，另外芯能科技也比较有特点，建议投资者重点关注。
　　海上风电：
　　风电板块21年在股价层面表现很好，陆风成本下降导致陆风收益大幅提升，加之估价较低所以股价表现良好。22年风电板块仍然有投资机会，陆风22年单GW造价已降至5000多，全投资的IRR能够达到8。海风处于平价上网过渡时期，22年成本也会大幅下降，预计能够达到平价水平，全投资IRR能够达到7。长期来看，海风的资源和消纳要好于陆风，因此更看好海风。
　　21年风电并网容量为47GW，吊装口径为41GW。21预计海风装机量17GW，同比增长200，因为部分项目在抢装年份并没有实现并网，延期至22年进行装机，因此预计21年有11GW的吊装容量，6GW海风延期至22年装机。21预计陆风装机量30GW，同比下降44。基于21年55GW的公开招标量，预计22年陆风装机量为50GW，同比增长67；预计海风在22年有8GW的吊装容量，同比下降27，其中6GW是21年延期的，2GW是招标平价项目。预计2325年，国内陆风装机量复合增速为13，海风复合增速达35，差异源于陆风的基数较高以及陆风需要特高压外送消纳。21年是海风有国家补贴的最后一年，国补给到陆风23毛，22年国补退出，目前只有广东推出了省补政策，并网补贴单GW为1500，23、24分别扩大了1000、500。22年海风进入平价上网时代。
　　新能源发展主要取决于三点：一是资源情况，二是消纳情况，三是经济性。短期资源情况方面，海风十四五规划量目前仅有福建没有出台，福建按照5GW进行预估，目前预估总计53GW，海南计划新增10GW海风容量，加上海南新增预计有60GW的海风规划量，这60GW不是5年平均分，而是2325年集中安装，年均大概20GW。长期资源情况方面，中国工程院发布研究成果显示中国近海海风资源能够开发3000GW，截止21年底海风开发量在2728GW，已开发近海资源为1，因此长期可开发空间较大。并网消纳情况方面，由于海风不需要外送以及发电小时数较高能够达到30004000小时，对储能的要求相比陆风和光伏较低，因此海风的消纳情况比较好。经济性方面，海风21年还有补贴所以造价较高，广东福建地区造价1700018000元，江浙地区造价为15000元，如果按照15000的造价计算度电成本为4毛5，因此全投资的IRR不容易计算。如果所有区域要实现平价，单GW造价降至10000元则全投资IRR可以达到6。8。对于运营商而言，全投资IRR达到6即可投资，因此海风还需要大幅度的降本。山东江浙地区抢装时单GW造价在1400015000元，如果想要实现平价则要降至1000011000元；广东福建地区抢装时单GW造价为1700018000元，如果想要实现平价则要降至1300014000元，因此不同区域想要实现平价则要实现4000元的成本下降，拆解一下就是，首先是整机需要从6000降至4000，最新的整机中标价格已经跌破3000，浙江台州东方电气中标的项目除去塔筒整机价格估计为2800，因此整机价格下降幅度已经超出我们的预期；其次是施工，没有抢装时吊装和打桩的成本为500600万一台，抢装时上涨至12001500元一台。22年船的产能会有20的扩建，而且装机量需求有所回落，因此吊装价格预计会回落至一台风机500600万。因此施工会有1800元的成本下降。海缆塔筒由于毛利率较高，预计会有一定的降价。因此海风在22年实现平价水平较为容易。国内海风的安装船是42艘，按最大的施工能力来算，年施工能力能达到14。8GW，22年有10艘船的产能扩建，67MW吊装船会通过技改提升至810MW的大功率吊装船。因此23年按照船的最大施工能力来计算，能够达到20GW的年施工能力。因此23年产能有所释放，施工价格会有明显的回落。21年加上非公开招标，海风招标量预计有60GW，海风仅有1。99GW的招标量，历史上海风招标最多的是在19年达到12。8GW的招标量，预计22年招标量将突破历史峰值。21年陆上风机的中标价格均价是2600，同比下降28，主要是由于风机大型化带来的成本下降。21年海风中标价格平均为3800元，同比下降42。22年招标展望方面，已经有15GW的海风项目预计启动招标，很多会在一季度启动招标，目前1月份有3。4GW的海上风机招标，广东预计有7GW的项目，江苏有2。6GW的竞争性配置项目，山东2。8GW，浙江2GW，目前已经统计的省份有15GW的项目，今年整个招标量应该在1520GW。预计一季度海风招标量能够达到7GW。
　　海风整体成长性方面，一旦21年一季度海风招标放量，海风2325年新增装机的复合增速至少能够达到35，因此比较看好海风。海风产业链中最看好的是海缆，这是由于海缆只涉及海风以及海缆的格局较好。它有几方面的壁垒，首先是资质和品牌的壁垒，因为海缆在整个海风的成本占比不到15，但是它铺到海底20年涉及到送电的安全性，所以运营商对海缆的品牌资质要求比较高，一般会要求海缆企业至少有两年的主缆的敷设经验；另外公司的品牌历史业绩也是比较重要的竞标的参考指标，然后海缆的生产长度长，运输相对来讲麻烦，所以海缆企业一般是要求有码头的配套资源，所以码头方面也是有一定的产能生产方面的壁垒；最后海缆有比较高的生产和技术壁垒，主要体现在高压电缆220千伏的主缆，陆缆一般最长的生产长度在1。5公里左右，海缆尤其是主缆至少是30公里的不间断生产起步的，所以海缆对良率要求是非常高的，一般海缆的良率要求是100的良率，陆缆一般要求良率95即可。这就导致这么多年来海缆的生产企业只有四五家，但是陆缆的生产企业有二三十家。低压缆目前一般是35千伏的海缆，高压缆差不多到220千伏，之后有可能向300和500千伏进行升级。高压缆220千伏海缆壁垒比低压缆35千伏的壁垒还要高很多。
　　海缆比较好的环节，因为整个风机是靠大型化降本，也就是提升单机功率来进行零部件摊薄降本，海缆是少有的零部件里不会压缩反而单GW需求量稳中有升的一个环节。根据测算，其中有许多变量，主缆的变量是在海风开发过程中离岸距离越来越远导致主缆长度增长，其次是风场规模的提升对主缆的电压等级也有明显的提升，比如不到1GW的项目用的是220千伏的海缆，但是如果到1GW的大项目，电压等级要提高到500千伏，500千伏的海缆的价格比220千伏的价格是翻番的增长。低压缆方面的变量有提升单机的功率、风机大型化会使风机之间的距离拉长因此海缆用量有所增长、90海里之外会使用柔直替代交流主缆。因此单GW海缆的需求量会稳中有升。
　　海缆的竞争格局方面：龙头企业是东方电缆、中天科技、亨通、宝盛、汉缆，竞争格局较为集中，生产高压缆较多的企业为东方电缆、中天科技、亨通，生产低压缆较多的企业为宝盛、汉缆、起帆。海缆没有抢装时毛利率为35左右，抢装时毛利率最高达到了53，抢装结束后预计毛利率会有回落，高压缆降幅不会超过10，低压缆降幅1015。抢装时海缆需求量为单GW20亿，考虑到价格下降按照单GW17亿的价值量计算预计到25年，整个国内的海缆空间能够达到375亿的市场。海缆目前比较看好的是东方电缆和中天科技，东方电缆和中天科技这两家龙头公司的产能扩得也比较快，东方电缆的产能从21年底35亿产值的产能到22年底扩到75亿，中天科技从40亿产值的产能到22年底扩到75亿。目前估值处于一个比较合理的状态，东方对应22年不到30倍，中天更低一些，目前是不到20倍的估值。整个海缆我们觉得海风招标放量，其实海缆的估值是可以往22年至少40倍去给的，所以海缆有较好的投资机会。
　　海上塔筒和单桩方面：因为海上的塔筒和单桩的价值量是陆上的三倍，所以价值量会提升。那么海上塔筒和单桩其实格局会比陆上塔筒更好，因为它有码头资源的要求，所以它对整个的海上塔筒这块的市场集中度会更高一些。再加上海上塔筒和单桩，它下游的客户是风场运营商，不是风电整机商，所以价格压力不会特别大，就是偏成本加成的方式去定价。
　　海上塔筒的公司目前来看最纯的标的是海力风电，47万吨的产能，目前做的都是单桩，预计25年之前会有100万吨的产能。大金重工的海风布局也较多，计划25年之前扩大到200万吨的产能。天顺风能大部分是陆上的产能，海上计划22年底会有江苏射阳30万吨加上德国30万吨的产能，后续会在海风方面大力布局。天能重工目前是35万吨的陆上加上28万吨的海上，在23年会新增山东东营20万吨的产能，包括山东和阳江，还有加在一起40万吨产能待建，所以天能预计到25年海风的产能也会大幅的超过陆风。泰胜现在主要是在江苏蓝岛有20万吨的海上的产能，后续在广东那边有扩建计划。
　　陆上风电22年会有装机量的大幅提升，预计会有60的装机增长，但是整机因为21年中标均价降的比较多，同比下滑28，所以22年如果看陆风企业的业绩，我们比较推荐盈利稳的一些环节，那么目前来看塔筒是一个盈利比较稳的环节，因为它是成本加成的方式定价，基本上吨净利就是维持在800900之间的水平。
　　整机上游的零部件，现在跟整机还在谈22年的订单价格，预计到2月底或者3月上旬才能确定价格，所以现在价格情况还不是特别的明朗。但是我们目前还是比较看好主轴这个环节，因为主轴格局比较集中金雷和通率各占到全球30的份额，目前给海外已经涨了510个点的价格，预计22年在国内整机的谈判中也有涨价的潜力，所以主轴这个环节比较看好。
　　轴承方面新强联比较不错，目前属于主轴承里面进口替代做的最快的一家公司，在明阳以及远景那边都是取得比较好的一个突破。风电板块从投资的排序上来看，首选的是海缆，其次就是海上的塔筒单桩；陆上比较推荐零部件的一些环节，比如主轴、铸件、轴承，变流器和放电器也会有较好的表现，目前光伏的逆变器和储能逆变器在22年的销量会有较快的增长。整机要优选这种市场份额提升的比较快的一些标的。
　　目前风电估值处于较低的水平，风电板块有较好的投资价值。
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