风光政策落地 市场启动在即

投资摘要

《2020年光伏发电建设管理方案》于3月10日发布，较2019年5月底发布时间提前了2个半月，政策的迅速落地使得行业吃下了一粒定心丸。综合比较2020与往年政策，主要有以下特点：

竞价项目上报准备时间更长。2020年政策启动更早，已确定补贴额及竞价项目组织方式，6月15日竞价项目上报时间也早于2019年半个月。

根据疫情调整光伏竞价时间安排。因为疫情的原因，平价项目上报时间4月底、竞价项目上报时间6月15日均较征求意见稿延迟1个半月，给平价和竞价项目上报组织提供更多时间。

户用仍然是主要最受重视领域。延续了2019年政策对于户用的支持，补贴中5亿专用于户用分布式。根据发改委价格司近期发布的征求意见稿，户用分布式度电补贴0.08元/kWh，由于设置了一个月的缓冲器，预计今年户用分布式装机可达7GW。

竞价政策拥有较强延续性。2019年是执行光伏竞价的第一年，执行过程中出现了部分问题导致全年装机不及预期：1）政策下发晚导致市场启动较晚；2）申报时间短导致出现消纳土地未落实的“僵尸”项目。2020年政策大部分规定仍然延续2019年政策精神，使得2020年竞价项目落地率预计将显著提高。

今年将成为风电抢装大年，但抢装之后行业发展是当前市场最为关心的问题。此次发布的新政策对于风电行业平稳发展具有重要意义。

重点支持不能年内并网项目转平价。政策重点支持自愿转为平价项目，项目满足4月底前上报、12月底前开工，可以享受平价上网支持政策。

分布式风电具有较强自主性。政策中单独说明分散式分电可不参与竞争性配置，由地方能源主管部门核准建设，体现分布式风电较强的自主性。

强调海上风电有序开发建设。政策明确了超出《风电发展“十三五”规划》和国家能源局审定批复的海上风电规划目标的省份，将暂停2020年海上风电项目竞争性配置和核准工作。

（来源：微信公众号“新能源深度研究”ID：Future_NewEnergy）

投资策略

推荐单晶硅料和PERC电池片龙头：通威股份，单晶硅片龙头：隆基股份，大硅片领军企业：中环股份。

推荐风机市占率第一的龙头：金风科技，叶片领域龙头：中材科技，风塔龙头：天顺风能。

风险提示

政策出现大幅波动、平价上网项目推进不及预期、光伏海外市场不及预期、原材料价格大幅上涨

报告正文

1光伏：政策落地为项目争取时间

1.1 新政策给予竞价项目更充分准备期

《2020年光伏发电建设管理方案》于3月10日发布，较2019年5月底发布时间提前了2个半月，政策的迅速落地使得行业吃下了一粒定心丸。综合比较2020与往年政策，主要有以下特点：

• 竞价项目上报准备时间更长。2019年最终光伏装机30.1GW低于预期，主要原因就是竞价项目启动较晚，留给项目建设工期不足。而2020年政策启动更早，当前已确定补贴额及竞价项目组织方式，6月15日竞价项目上报时间也早于2019年半个月，由于2019年的经验以及今年充足准备时间，2020年竞价项目预计执行将更为顺利。

• 根据疫情调整光伏竞价时间安排。因为疫情的原因，平价项目上报时间4月底、竞价项目上报时间6月15日均较征求意见稿延迟1个半月，给平价和竞价项目上报组织提供更多时间。而对于尚未建成的2019年竞价项目，331和630是两个明确的并网截止日，每晚一个季度补贴降低1分，最晚截止日是6月30日，由于疫情影响部分项目这两个时间点已难以保证。政策明确针对2019年竞价项目，将进一步研究并适时发布延期政策，保障了复工后项目建设稳定进行。

• 户用仍然是主要最受重视领域。延续了2019年政策对于户用的支持，补贴中5亿专用于户用分布式。根据发改委价格司近期发布的征求意见稿，户用分布式度电补贴0.08元/kWh，由于设置了一个月的缓冲器，预计今年户用分布式装机可达7GW。

• 竞价政策拥有较强延续性。2019年是执行光伏竞价的第一年，执行过程中出现了部分问题导致全年装机不及预期：1）政策下发晚导致市场启动较晚；2）申报时间短导致出现消纳土地未落实的“僵尸”项目。2020年政策除了补贴额、上报时间节点要求等，大部分规定仍然延续2019年政策精神，拥有非常强的延续性，对于企业吸取2019年经验，更好地做好竞价项目上报及施工计划有着非常重要的作用，2020年竞价项目落地率预计将显著提高。

  
  

参照2019年竞价项目，17亿补贴共支持22.8GW项目建设，平均补贴强度0.0645元/kWh。2020年I、II、III类区指导价0.35、0.4、0.49元/kWh，较2019年分别下降0.05、0.05、0.06元/kWh。考虑到组件价格2019年同期至今下降0.53元/W（310W单晶PERC组件：2019年2.2元/W，近期1.67元/W），整体EPC价格同样有所下降，预计2020年竞价平均补贴强度0.03~0.04元/kWh，可以支持20~27GW项目建设。

由于上网电价和资源区的不同，按照2020年的上网电价政策，各省份参与竞价的竞争力呈现差异化。燃煤标杆电价与光伏上网指导价相差最大的山西（III类区）可达0.158元/kWh，拥有最大的价格调整空间，而四川燃煤标杆电价已低于光伏上网指导价，价格调整空间微弱。我们认为参与竞价项目较多的省份，会是此图中较为靠前价格调整空间较大的省份。

根据2019年10月25日发布的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，2020年将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，将会影响最终形成的竞价补贴强度，后续仍需关注燃煤标杆电价变化。

1.2 由补贴政策逐步向市场化政策转变

我国光伏行业对政策敏感度很高，政策方向以及发布时点都会成为影响行业走向和前进速度的关键因素。近两年来，我国光伏市场经历过两次大的波动，其一是2018年5月31日发布的《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，大幅缩减光伏补贴和建设规模，极大冲击了2018H2的光伏市场。其二是2019年国内光伏竞价政策出台延后，开工进度受到影响，部分竞价项目不能在2019年完成并网，致使2019年光伏装机总量仅30.1GW，远低于年初40GW的预期。

光伏补贴固定电价经历了从2013年开始的固定电价0.9~1元/kWh，一直下降至今年的指导价0.35~0.49元/kWh，已经与燃煤标杆电价相差无几。经过多年的发展，光伏市场竞争力不断增强，第一批不依赖补贴的14.8GW平价项目名单也于2019年5月发布，而第二批项目根据刚刚发布的政策，在今年4月底前进行上报。未来平价项目将成为光伏市场的主流，市场化政策也将取代补贴政策成为行业发展的指南针。

2 风电：政策为抢装大年保驾护航

2.1 新政策稳定风电行业长期发展

由于2021年起陆上风电将全面平价，已核准带补贴项目需在2020年底前完工，因此今年将成为风电抢装大年，但抢装之后行业发展是当前市场最为关心的问题。此次发布的新政策对于风电行业平稳发展具有重要意义。

• 重点支持不能年内并网项目转平价。由于已核准带补贴项目量巨大、电网消纳能力限制、行业产能限制，部分已核准项目将无法在年内并网。对于这部分项目，政策重点支持自愿转为平价项目，项目满足4月底前上报信息、12月底前开工，可以享受平价上网支持政策。我们认为这对于今年不能并网项目，提供了新的方向，对于引导产能均衡、平滑抢装期有着重要作用。

• 分布式风电具有较强自主性。政策中单独说明分散式分电可不参与竞争性配置，由地方能源主管部门核准建设，并且强调积极推动分散式风电参与分布式发电市场化交易试点，同时要协调电网企业简化分散式风电项目并网申请程序，体现出了分布式风电较强的自主性。

• 强调海上风电有序开发建设。政策明确了超出《风电发展“十三五”规划》和国家能源局审定批复的海上风电规划目标的省份，将暂停2020年海上风电项目竞争性配置和核准工作，并且在建、前期开发项目均需保证有序。

2.2 抢装大年风电表现值得期待

风电行业的竞价和平价速度快于光伏。2018年5月发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，自2019年起新项目将执行竞争性配置，全面进入竞价时代。2019年5月28日发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确2021年起陆上风电将完全平价。行业驱动力将由补贴变为电网消纳。

风电补贴固定电价经历了从2014年开始的固定电价0.51~0.61元/kWh，一直下降至今年的指导价0.29~0.47元/kWh，部分地区已低于所在地燃煤标杆电价。经过多年的发展，风电市场竞争力不断增强，第一批不依赖补贴的4.5GW平价项目名单也于2019年5月发布，而第二批项目根据刚刚发布的政策，在今年4月底前进行上报。2021年起陆上风电将完全平价，补贴政策也将退出陆上风电历史舞台，更加市场化的平价政策将引领行业发展。

对风电行业来说，2020年的关键词是抢装。截止到2019年10月，已核准的带补贴陆上风电项目仍有58GW尚未开工，这部分项目若在2020年底未完能建成并网，将在来年转为平价项目。存量项目为国内风机市场提供充足的空间。

内蒙古脱离红色预警区后，大量项目被释放，待建带补贴项目达10.8GW。河南、山东待建项目同样分别高达5.7GW、5.5GW，体现出风电项目建设重点逐渐从三北地区向中东南地区转移的特点。

根据2019年5月发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》规定，国内2018年底前已核准的海上风电项目，2021年底前并网执行核准时的上网电价，2022年及以后并网执行并网年份的指导价。

海上风电补贴来源将会发生变化。自2022年起，中央财政将停止对新建海上风电项目发放补贴，转而鼓励地方政府自行补贴，支持本地海上风电项目的建设。目前海上风电已核准未建项目容量达38GW，主要集中在广东。海上风电政策的变动以及大量核准项目，将使得海上风电在2021年底前迎来一波抢装热潮。

海上风电建设正在逐步加速。广东省于2月发布广东省近海浅水区海上风电项目开工及建成并网时间表，涉及26个海上风电项目。其中2020年底建成并网3个，2020年底开工建设22个，2021年底建成并网19个。3月5日发布的广东省2020年重点建设项目计划中，海上风电项目占19个，规模共计8.08GW。

3 消纳：新能源的长期发展基石

在新发布的风电、光伏建设管理办法中，都强调了消纳的重要性，而根据此前的规划，2020年弃风率、弃光率达到5%以下是必须要完成的目标。我们认为未来影响行业装机规模的因素中，电网消纳将成为首要因素。

2019年我国弃风、弃光率实现双降，消纳形势继续改善。全国平均弃光率为2%，同比下降1 pct。弃光率高于全国平均水平的省份有西藏（24.1%）、新疆（7.4%）、青海（7.2%）、甘肃（4.1%）、陕西（3.8%）、宁夏（3.4%），集中在我国西北地区。同期全国平均弃风率为4%，同比下降3 pct。弃风率高于全国平均水平的省份/地区有新疆（14%）、蒙西（9%）、甘肃（7.6%）、河北（4.8%）。

上一轮抢装期过后，风电场的并网需求远高于电网的消纳能力，导致弃风率在2016年达到高点。在风电投资预警监测机制的限制下，诸多已核准项目陷入冷冻期。在经历了2015年15%、2016年17.1%的弃风率高峰之后，弃风率已连续三年实现下降，2019年实现弃风率4%，同比降低3 pct，继续保持即可满足2020年弃风率要求。

在特高压建设持续推进以及电力市场化交易比例不断增长的背景下，我们预计风电消纳能力仍将继续提升。随着风电消纳能力的提高，弃风率下降，风电设备实际利用小时数增多，LCOE将有所下降，风电场盈利能力提升，使行业形成正反馈。

根据2019年预警监测结果，仅有新疆、甘肃仍然处于红色区域，内蒙古于2019年从红色退出，进入橙色。在退出红色区后，内蒙古相继启动了八个风电大基地项目，装机容量将高达18.8GW。

新疆有望于2020年脱离红色区域，释放风电装机需求。2019年新疆弃风电量弃风率14%，同比下降了9 pct，全年实现利用小时数2147小时，高于最低保障性收购小时数1900，因此2020年新疆有望退出红色预警区域，释放新增装机需求。而甘肃虽然2019年弃风率只有7.6%，但全年利用小时数1787小时，低于最低保障性小时数1800小时的要求，预计仍将位列红色预警区域，不能进行风电项目建设。

4 投资策略

光伏发电建设管理办法延续了2019年竞价的主要精神，但发布时间更早，给竞价项目上报准备时间更长，预计2020年竞价项目落地率将显著提高。对于户用分布式进行重点扶持，突出了分布式在民生消费、扩大内需的重要作用。由于疫情的影响，光伏市场供需面临短期不确定性，我们认为在Q2将逐步实现复苏，2020年装机有望达到30~40GW。推荐单晶硅料和PERC电池片龙头：通威股份，单晶硅片龙头：隆基股份，大硅片领军企业：中环股份。

风电发电建设工作方案，将确保陆上风电平价前最后一年平稳过渡，并且通过重点支持转平价、分散式、海上风电有序发展，平滑行业需求，提升长期发展空间，我们预计2020年风电装机30GW。我们认为风机设备制造商将显著受益于风电投资加速，推荐风机市占率第一的龙头：金风科技，叶片领域龙头：中材科技，风塔龙头：天顺风能。

5 风险提示

政策出现大幅波动、平价上网项目推进不及预期、光伏海外市场不及预期、原材料价格大幅上涨