复盘：光伏每一轮行情，皆因需求天花板打开
　　光伏每一轮行情，皆来自需求天花板的打开。如2017H2的行情，主要驱动是国内分布式政策利好，分布式装机超预期，光伏应用场景得到拓展。2018H2到2019年的行情，主要驱动是欧洲双反取消，光伏逐步进入平价时代。2020年到2022年的行情，主要驱动是光伏全面进入平价时代，同时各国相继提出双碳目标，短期需求爆发驱动原材料价格上涨。我们认为，需求是周期成长赛道股价的核心驱动，也是周期和成长属性的彼此强弱关系的重要观测依据。需求天花板抬升，成长属性得到强化，行业空间和增速上修，即业绩和估值的戴维斯双击。
　　动力：光储平价时代，正在到来
　　首先，我们大致估算下光伏在不同场景下需要配置多少比例的储能：1）国内多数省份要求配置10%-15%功率配比、2h备电时长的储能，但也有部分省份的配储要求较高；2）美国功率配比在30%左右，备电时长在3-4h之间波动；3）从中长期的维度看，需要的日内灵活性资源占到总需求的10%-30%；测算备电时长为7h。
　　其次，我们基于光伏、锂电的技术进步、成本下降路径，对光储发电成本进行测算：考虑到硅料、碳酸锂降价分别带动组件和储能电芯成本下降，预计中期场景下，锂电储能EPC成本下降到1.3元/Wh以内，国内、海外光伏EPC分别降至3.4、5.7元/W；远期场景下，锂电储能EPC成本下降到1.1元/Wh左右，国内、海外光伏EPC分别降至3.2、5.2元/W。
　　基于上述测算，国内市场，短期仅要求储能低配比的情况下，通过产业链降本能实现光储项目的经济性，即阶段性的光储平价；中长期配储比例或进一步抬升，届时的解决路径将是为储能创造额外的价值。海外市场，光储LCOE可以通过成本下降抵消配储比例增加，呈现逐年改善的趋势，因而具备更佳的光储平价条件。中期维度看，光储LCOE成本为0.034美元/KWh，在美国市场已经实现了光储平价，全球范围内的光储平价亦存在可能。
　　空间：装机增速上修，2028前后达TW规模
　　中性预期下，我们测算2060年全球存量光伏装机需求预计超45TW，每年新增装机节奏取决于发展环境。综合经济性、消纳、政策三个角度，我们认为2025年之后光伏装机增速依然有望保持20%左右水平，较此前15%的预期有所上修，直至全球风光发电占比达到25%左右。据此计算，光伏装机有望在2028年前后进入TW时代。2028年之后，光储平价持续深化的同时，光氢平价、光储氢平价接续，叠加电网改造、电力市场体制优化，光伏年度新增装机规模继续提升，我们预计2028-2060年，年均新增装机规模达到1400GW左右。进一步考虑每年存量替换需求，年均组件需求最高可达3000GW水平，是2023年的5-6倍。
　　投资：储能提速更快，带动光伏整体
　　当前时点已可预期到光储平价，考虑到板块处于底部位置，后续催化不断，当前时点或为下一轮行情的起点，建议左侧布局。投资方面，光储平价时代储能增速最快，同时光伏整体需求亦有拉动。建议优选长期竞争力突出的确定性标的。
　　风险提示
　　1、消纳压力高于预期；
　　2、海外市场政策波动

研究报告全文：丨证券研究报告丨行业研究丨专题报告丨电气设备TableTitle边界突破系列I为什么认为光储平价是下一轮行情的起点报告要点TableSummary光伏每一轮行情皆来自需求天花板的打开2023年开始硅料碳酸锂跌价带动光储成本下降光储平价正在到来有望带动中长期装机增速上修2028前后光伏有望进入TW时代考虑到板块处于底部位置后续催化不断当前时点或为下一轮行情的起点建议左侧布局分析师及联系人TableAuthor邬博华曹海花叶之楠SACS0490514040001SACS0490522030001SACS0490520090003请阅读最后评级说明和重要声明1丨证券研究报告丨cjzqdt111112023-07-25电气设备TableTitle边界突破系列2I行业研究丨专题报告TableRank投资评级看好丨维持为什么认为光储平价是下一轮行情的起点复盘光伏每一轮行情皆因需求天花板打开TableSummary2市场表现对比图近12个月光伏每一轮行情皆来自需求天花板的打开如2017H2的行情主要驱动是国内分布式政策电气设备沪深300指数利好分布式装机超预期光伏应用场景得到拓展2018H2到2019年的行情主要驱动是10欧洲双反取消光伏逐步进入平价时代2020年到2022年的行情主要驱动是光伏全面进入0-10平价时代同时各国相继提出双碳目标短期需求爆发驱动原材料价格上涨我们认为需求-20是周期成长赛道股价的核心驱动也是周期和成长属性的彼此强弱关系的重要观测依据需求202272022112023320237天花板抬升成长属性得到强化行业空间和增速上修即业绩和估值的戴维斯双击资料来源Wind动力光储平价时代正在到来相关研究首先我们大致估算下光伏在不同场景下需要配置多少比例的储能1国内多数省份要求配置10-15功率配比2h备电时长的储能但也有部分省份的配储要求较高2美国功率TableReport十四五农网规划政策说了什么2023-07-16配比在30左右备电时长在3-4h之间波动3从中长期的维度看需要的日内灵活性资源电价趋势明确用电侧蓄势待发一一用电侧深占到总需求的10-30测算备电时长为7h度报告2023-07-13直流特高压集中落地主网景气加速其次我们基于光伏锂电的技术进步成本下降路径对光储发电成本进行测算考虑到硅2023Q2国网集招总结2023-07-09料碳酸锂降价分别带动组件和储能电芯成本下降预计中期场景下锂电储能EPC成本下降到13元Wh以内国内海外光伏EPC分别降至3457元W远期场景下锂电储能EPC成本下降到11元Wh左右国内海外光伏EPC分别降至3252元W基于上述测算国内市场短期仅要求储能低配比的情况下通过产业链降本能实现光储项目的经济性即阶段性的光储平价中长期配储比例或进一步抬升届时的解决路径将是为储能创造额外的价值海外市场光储LCOE可以通过成本下降抵消配储比例增加呈现逐年改善的趋势因而具备更佳的光储平价条件中期维度看光储LCOE成本为0034美元KWh在美国市场已经实现了光储平价全球范围内的光储平价亦存在可能空间装机增速上修2028前后达TW规模中性预期下我们测算2060年全球存量光伏装机需求预计超45TW每年新增装机节奏取决于发展环境综合经济性消纳政策三个角度我们认为2025年之后光伏装机增速依然有望保持20左右水平较此前15的预期有所上修直至全球风光发电占比达到25左右据此计算光伏装机有望在2028年前后进入TW时代2028年之后光储平价持续深化的同时光氢平价光储氢平价接续叠加电网改造电力市场体制优化光伏年度新增装机规模继续提升我们预计2028-2060年年均新增装机规模达到1400GW左右进一步考虑每年存量替换需求年均组件需求最高可达3000GW水平是2023年的5-6倍投资储能提速更快带动光伏整体当前时点已可预期到光储平价考虑到板块处于底部位置后续催化不断当前时点或为下一轮行情的起点建议左侧布局投资方面光储平价时代储能增速最快同时光伏整体需求亦有拉动建议优选长期竞争力突出的确定性标的风险提示1消纳压力高于预期更多研报请访问2海外市场政策波动长江研究小程序请阅读最后评级说明和重要声明我们将护城河视为难以复制的长期竞争优势2行业研究专题报告目录复盘光伏每一轮行情皆因需求天花板打开4动力光储平价时代正在到来4光储平价需要多少配比5光与储的降本潜力如何7光储平价到了哪个阶段8空间装机增速上修2028前后达TW规模11全球一共需要多少光伏11新增光伏装机增速如何13投资储能提速更快带动光伏整体14风险提示15图表目录图1光伏每一轮行情皆因需求天花板打开4图2美国部分光伏储能项目的PPA价格和储能功率配比6图3美国表前市场的平均备电时长在3-4h6图4欧洲灵活性需求与波动性可再生能源占比的关系6图5当前加州单日各种电源出力曲线MW6图6100可再生能源条件下需求出力曲线MW6图7近期硅料价格走势元kg7图8近期组件价格走势元W7图9碳酸锂价格自高位显著回落元kg8图102023年国内储能集成价格显著下降元Wh8图11全球能源结构假设2050年终端用能中电气化比例超5012图12全球电力结构假设2050年光伏发电占比达到50左右13图13考虑存量替换装机顶峰有望突破2000GWGW14表12022年国内分省份新能源强制配储比例要求5表26月底开标项目中组件最低投标价格已跌破12元W7表3光伏项目锂电储能的投资成本预测8表4国内光伏储能项目经济性的基准假设9表5国内当前和中期维度内的光储平价测算9表6光伏配储比例和储能额外收益对项目IRR的影响10表7光伏配储比例和海外光伏EPC成本对项目LCOE的影响10表8预计2060年全球存量光伏装机需求超45TW11请阅读最后评级说明和重要声明3163行业研究专题报告复盘光伏每一轮行情皆因需求天花板打开光伏每一轮行情皆来自需求天花板的打开复盘2017年以来的几轮行情为例120177-201712光伏指数1上涨33主要驱动是国内分布式政策利好分布式装机超预期光伏应用场景得到拓展2201810-20199光伏指数上涨79主要驱动是欧洲双反取消光伏逐步进入平价时代需求驱动力从政策逐步向经济性转移预期需求全球化加速320204-20228光伏指数上涨335主要驱动是光伏正式进入平价时代同时各国相继提出双碳目标政策奠定长期能源转型大势短期需求亦呈现爆发并带动硅料价格大幅上涨图1光伏每一轮行情皆因需求天花板打开400020204-202283500涨幅335双碳加持平价深化300025002000201810-2019979150020177-201712涨幅涨幅33欧洲引领初探平价国内分布式超预期1000500022-0922-1123-0123-0323-0518-0118-0318-0518-0718-0918-1119-0119-0319-0519-0719-0919-1120-0120-0320-0520-0720-0920-1121-0121-0321-0521-0721-0921-1122-0122-0322-0522-0717-0117-0317-0517-0717-0917-11资料来源Wind长江证券研究所注光伏指数长江我们认为需求是周期成长赛道股价的核心驱动也是周期和成长属性的彼此强弱关系的重要观测依据需求天花板抬升成长属性得到强化行业空间和增速上修即业绩和估值的戴维斯双击供给虽更易量化但是相比于需求是相对次要的动力光储平价时代正在到来光伏已经在全球范围内实现平价上网但由于其发电存在波动性随着在总发电量中的占比不断提升势必需要增加灵活性资源的配置这会带来电网系统成本增加目前这部分成本的分摊思路一是向终端用户转嫁即电费上涨例如美国德国都是通过这种方式保障新能源消纳二是在上网电价不变的情况下新增并网的光伏自建或租赁的方式配置储能进而依托产业链内部降本来实现平价国内目前主要是这种思路因此我们对于是否满足光储平价有以下定义1光伏制造长江003084请阅读最后评级说明和重要声明4164行业研究专题报告1光伏配储后不会导致居民电价较化石能源时代显著上升即光储电价处于合理水平或不会导致光伏配储项目的收益率水平明显低于合理回报率2由于电网本身仍有存量灵活性改造的空间且光伏风电的发电量占比也是逐步提升的光伏配储的功率配比和备电时长是逐步提升的光储平价不会是一蹴而就的过程我们主要就特定时点特定场景进行测算光储平价需要多少配比首先我们大致估算下光伏在不同场景下需要配置多少比例的储能1从2022年的国内市场的配储要求看在20多个有强制配储要求的省份中多数省份要求配置10-15功率比例2h备电时长的储能但也有部分省份的配储要求较高如山东市场化光伏40功率比例2h备电时长内蒙市场化光伏15功率比例4h备电时长新疆市场化光伏25功率比例4h备电时长表12022年国内分省份新能源强制配储比例要求功率配比光伏风电备电时长1h2h3h4h1h2h4h广西保障性5湖南长沙广东珠海福建广西保障性10天津苏北河北南网河北南网宁夏宁夏山西山西北部广西市场化吉林甘肃甘肃河北北网天津河北北网河南15江西辽宁内蒙市场化内蒙市场化内蒙保障性江西湖南长沙河南内蒙保障性河南甘肃张掖20河南甘肃张掖西藏广西市场化25海南新疆市场化新疆市场化40山东市场化安徽市场化资料来源各地发改委能源局储能与电力市场长江证券研究所2从美国储能的配置要求看根据LBNL统计的数据2021年美国光储项目的功率配比在30左右2022年后的项目配置比例有所上升部分项目也达到30-40的水平根据WoodMac的统计近些年美国储能的备电时长在3-4h之间波动美国加州的独立储能有4h的时长要求也是对美国储能配置比例的指引请阅读最后评级说明和重要声明5165行业研究专题报告图2美国部分光伏储能项目的PPA价格和储能功率配比图3美国表前市场的平均备电时长在3-4h80604570405035604030502540302030201520101010050000AZAZCACANVNVNVNVNVNV201820202021202220232019Q12019Q22019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1PPA电价美元MWh储能功率比例住宅非住宅表前市场资料来源LBNL长江证券研究所资料来源WoodMac长江证券研究所3从中长期的维度看根据欧盟委员会联合研究中心的测算当新能源的装机量占比达到60时需要的日内灵活性资源占到总需求的10当新能源装机量占比达到80时需要的日内灵活性资源占到总需求的30左右图4欧洲灵活性需求与波动性可再生能源占比的关系资料来源JRC长江证券研究所4从中长期的维度从可再生能源的发电曲线电力需求曲线出发以美国加州的数据为例在假设日内电力需求100由可再生能源提供时右下图可估算出一天之内错峰的发电量大约相当于电力需求的23一天内电力供需最大错峰功率相当于可再生能源最大发电功率的43由此推算的备电时长为7h图5当前加州单日各种电源出力曲线MW图6100可再生能源条件下需求出力曲线MW25000700006000020000500001500040000100003000050002000010000000000551502453404355306257208159101005110011551250134514401535163017251820191520102105220022552350000055150245340435530625720815910110011551250134514401535163017251820191520102105220022552350可再生能源天然气大型水电进口1005电化学储能核能煤炭其他总需求曲线100可再生能源资料来源CAISO长江证券研究所资料来源CAISO长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明6166行业研究专题报告光与储的降本潜力如何其次我们基于光伏锂电的技术进步成本下降路径对光储发电成本进行测算硅料供给释放光伏制造成本显著下降硅料供给自2022H2以来逐步走向充足2023年5月以来价格快速下跌带动产业链价格下降6月底保碧新能源15GW国电电力09GW水发兴业08GW合计32GW的项目组件开标P型组件均价跌至130-135元W最低价已跌破12元W一线企业报价落在13-14元W附近整体降幅较为明显目前组件主流成交价降至125-135元W但考虑硅料目前跌幅较深行业技术持续进步2024-25年组件均价有望降至110-120元W图7近期硅料价格走势元kg图8近期组件价格走势元W2435022300250202001815016100145012010Feb19Feb18Feb20Feb21Feb22Feb23Nov18Nov19Nov21Nov22Nov20Aug22Aug18Aug19Aug20Aug21May18May19May20May21May22May23Apr-21Apr-22Apr-20Apr-19Apr-23Dec-21Dec-18Dec-20Dec-19Dec-22Aug-20Aug-19Aug-21Aug-22多晶硅致密料多晶硅菜花料单晶158组件单晶166组件单晶182组件单晶210组件资料来源InfolinkConsulting长江证券研究所资料来源InfolinkConsulting长江证券研究所表26月底开标项目中组件最低投标价格已跌破12元W投标价格元W规模企业名称开标日期标段组件类型投标企业MW最低价最高价平均价标段一600p型单面29家124714301326保碧新能6月29日标段二200p型双面30家126014601353源标段三700n型双面24家138015501445标段一350p型182双面26家128514321339国电电力6月30日标段二250p型182双面25家128514321338标段三300n型182双面11家134315541418标段一320p型182单面25家124014001307水发兴业6月30日标段二325p型182单面25家118014001309标段三1625p型210双面11家133814561391资料来源智汇光伏长江证券研究所碳酸锂带动成本下降国内储能集成价格改善2022年碳酸锂推动的锂电池涨价也导致国内储能成本上升不过碳酸锂在2022年11月见顶从最高60万元吨回落至30万元吨甚至一度跌至15万元吨碳酸锂每下跌10万元吨对应储能电池成本改善006-007元Wh因此2023年国内储能系统从15-16元Wh下跌至11-12元Wh储能EPC则由18-20元Wh回落至15-16元Wh请阅读最后评级说明和重要声明7167行业研究专题报告图9碳酸锂价格自高位显著回落元kg图102023年国内储能集成价格显著下降元Wh70016600141250010400083000620004100020002022A2023EJul-22Apr-23Apr-22Oct-22Jan-23Jun-23Jan-22Jun-22BMS-Feb-23Mar-23Feb-22Mar-22电芯温控液冷消防结构件等Nov-22Dec-22Aug-22Sep-22May-23May-22995minPCS变压器结构件等集成增量电池级碳酸锂中国交到资料来源亚洲金属网长江证券研究所资料来源储能与电力市场长江证券研究所展望来看光伏转化效率提升和工业化降本空间较大锂电池储能同样有可观的降本空间和循环寿命提升的技术路径预计中期维度内锂电储能EPC成本下降到13元Wh以内国内海外光伏EPC分别降至3457元W预计远期场景下锂电储能EPC成本下降到11元Wh左右国内海外光伏EPC分别降至3252元W表3光伏项目锂电储能的投资成本预测产品构成2022A2023E中期远期电芯090065055050其他070060050045锂电储能系统小计160125105095元Wh次EPC030025023015成本合计190150128110循环寿命50006000800010000组件192150130120国内光伏EPC220213207199元W成本合计412363337319组件245252170140美国光伏EPC420407395379元W成本合计665659565519资料来源GGIIPVinfolink长江证券研究所光储平价到了哪个阶段基于以上对不同时点不同场景光储平价配比的测算以及光伏储能系统成本下降的分析我们进一步探讨国内海外当前中期长期的光储平价问题国内市场丨低配比场景丨中短期针对国内光伏配储的经济性我们首先进行以下假设1组件价格15元W光伏EPC价格36元W储能电池价格065元Wh储能EPC价格15元Wh2光伏发电小时数1700小时类区考虑一定发电增益标杆电价029元KWh3贷款利率为354储能系统循环寿命6000次第16年进行更换请阅读最后评级说明和重要声明8168行业研究专题报告表4国内光伏储能项目经济性的基准假设基本假设-投资单位数值基本假设-运营单位数值组件价格元W15年发电小时数h1700发电数据光伏设备其他价格元W21标杆电价-含税元KWh029EPC合计元W36系统输出效率820电池价格元Wh07首年衰减率15储能设备其他价格元Wh09年衰减率08运营数据EPC合计元Wh15年运维费用万元600光伏装机MW100免税年限年3功率配比15减税年限年3备电时长h20贷款比例700储能配置比例30金融数据贷款利率35光储系统储能装机MWh30贷款期限年10单位投资-光伏元W36储能循环寿命次6000单位投资-含储能元W41储能循环年限年164更换成本初始投资-光伏万元36300T15储能价格元Wh11初始投资-含储能万元40800T15储能投资万元3300资料来源长江证券研究所分析不同场景来看1当前时点国内多数地区仅要求配置10-15的功率2h的储能在2023年的产业链价格下光储项目整体IRR达到632从中期维度看假设全国多数地区的配储比例提升至15的功率4h即当前内蒙市场化项目要求则在考虑光伏EPC成本下降到34元W储能EPC成本下降到13元Wh储能循环寿命提升到8000次的情况下光储项目整体IRR达到58依旧具备经济性以上测算能够说明中期维度国内仅要求储能低配比的情况下通过产业链降本能实现光储项目的经济性即阶段性的光储平价表5国内当前和中期维度内的光储平价测算场景一场景二场景三科目明细单位当前中期中期光伏EPC元W363634产业链价格储能EPC元Wh151513功率151515配储比例时长h204040贷款利率353535其他参数循环寿命次600060008000经济性IRR634158资料来源长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明9169行业研究专题报告国内市场丨高配比场景丨中长期中长期看随着国内可再生能源发电量占比进一步抬升配储比例在15功率4h的基础上或仍将进一步抬升届时的解决路径将是为储能创造额外的价值包括辅助服务市场的完善也包括通过容量电价等形式在终端电价中体现基于远期场景给予以下假设1组件价格12元W光伏EPC价格32元W储能电池价格05元Wh储能EPC价格11元Wh2光伏发电小时数1700小时类区考虑一定发电增益标杆电价029元KWh3贷款利率为354储能系统循环寿命10000次实现与光伏系统同寿命期间无需支付更换成本通过测算可以得到以下结论1在远期的成本假设下配储比例达到80时40功率2h时长或20功率4h时长光储项目具备经济性2在配储比例达到120时当前美国加州市场的水平在储能创造002元KWh的情况下也能保障光储项目的IRR达到65以上3若配储比例达到24040功率6h时长基本是大比例可再生能源替代阶段储能需要额外创造008-01元KWh达到光储平价表6光伏配储比例和储能额外收益对项目IRR的影响光伏配储项目的IRR敏感性分析储能配置比例功率配比备电时长配置比例示例402h254h304h355h406h8010012017524000070615336190028374654629储能额外收益0049787785738元KWh00611210090684800812711410379570101421281169066资料来源长江证券研究所海外市场丨当前及中长期海外市场由于不存在标杆电价我们以LCOE来对光储成本进行测算基于以下假设1组件价格02美元W光伏EPC价格075美元W储能电池价格008美元Wh储能EPC价格019美元Wh2光伏发电小时数2400小时美国西部中东等光照条件更好3贷款利率为40未来有下行空间4储能系统循环寿命8000次能够得到以下结论1在海外当前配储比例30功率4h下光储在海外的LCOE成本在003美元KWh左右2即使远期要求配置40功率8h的储能在光伏EPC价格下降到06美元W时光储的LCOE成本也会低于0035美元KWh3进一步看即使考虑更远期的场景在光伏系统要求配置50功率8h时长的储能基本能满足高比例可再生能源发电量在海外光伏EPC价格下降到05美元W时接近国内2023年水平时光储的LCOE成本也会达到0035美元KWh左右表7光伏配储比例和海外光伏EPC成本对项目LCOE的影响光伏配储项目的LCOE敏感性分析储能配置比例功率配比备电时长配置比例示例304h306h406h408h508h请阅读最后评级说明和重要声明101610行业研究专题报告1201802403204000750030003200350038004107000290031003400370040海外光伏EPC06500280030003300360039美元W060002700290031003500380550026002800300034003705000250027002900330036资料来源长江证券研究所空间装机增速上修2028前后达TW规模基于上述讨论光储平价逐步深化的背景下我们认为光伏间歇性发电的短板将得到显著弥补有望全面具备相对于传统电力形式的性价比优势成长空间和速度均有望再上台阶全球一共需要多少光伏基于全球碳中和共识我们测算2060年的光伏需求中性预期下我们预计2060年全球存量光伏装机需求超45TW表8预计2060年全球存量光伏装机需求超45TW测算条件单位20222060E全球一次能源耗量EJ604481全球终端用能EJ574457终端用能-电力占比1960终端用能-氢能占比020制氢转化率5580全球电力总需求万亿度29108光伏发电占比455光伏发电利用率9898全球光伏发电量万亿度13605光伏发电小时数h12501300光伏装机需求TW11465资料来源BPIRENAEnergyInstitute长江证券研究所具体测算假设条件如下1能源消耗总量基于2022年全球一次能源耗量604EJ考虑能源加工输配损失假设终端能源消费总量为一次能源耗量的95对应终端能源消费574EJ基于能源效率提升假设2022-2060年全球终端能源消费总量的复合增速为-07对应2060年全球终端用能457EJ2能源结构假设2060年终端能源消耗中电气化比例达到60剩余40为不适宜电气化的能源应用场景如长时储运部分重工业等其中20由能量密度更高的氢能对化石能源进行替代氢能制取方式为电解水考虑交直流转换气体储运等带来的能量转换损失制氢转化率80据此计算2060年的全球电力总需求约108万亿度请阅读最后评级说明和重要声明111611行业研究专题报告图11全球能源结构假设2050年终端用能中电气化比例超50资料来源IRENA长江证券研究所3电力结构全面向可再生能源转型假设2060年光伏发电占比55光伏发电利用率98据此计算2060年全球光伏发电量约60万亿度4光伏利用小时数假设2060年全球平均1300h相比于2022年小有增长双玻跟踪支架等技术发展带动请阅读最后评级说明和重要声明121612行业研究专题报告图12全球电力结构假设2050年光伏发电占比达到50左右资料来源IRENA长江证券研究所新增光伏装机增速如何总量空间既定发展节奏取决于发展环境具体来看1经济性角度如前所述光储平价接续光伏平价2024年之后光储经济性甚至比2021-2022年组件价格高企时的光伏经济性更高2消纳角度不同国家电网容许的最大风光发电占比不同参考装机占全球比重最高电网发展水平中等的国内市场假设全球风光发电占比达到25之前消纳不会影响全球光伏装机增速进一步考虑储能作用机制的完善和储能配比的提升消纳能力更高3政策角度虽然不排除贸易保护政策可能给单一市场需求造成阶段性影响但双碳目标下全球政策的大方向无疑是积极的单一市场需求超预期的可能性大于低预期综合经济性消纳政策三个角度我们认为2025年之后光伏装机增速依然有望保持20左右水平较此前15的预期有所上修直至全球风光发电占比达到25左右据此计算光伏装机有望在2028年前后进入TW时代2028年之后光储平价持续深化的同时光氢平价光储氢平价接续叠加电网改造电力市场体制优化光伏年度新增装机规模继续提升结合2060年累计装机达到45TW以上的总量判断我们预计2028-2060年年均新增装机规模达到1400GW左右进一步考虑每年存量替换需求年均组件需求最高可达3000GW水平是2023年的5-6倍请阅读最后评级说明和重要声明131613行业研究专题报告图13考虑存量替换装机顶峰有望突破2000GWGW30006024655025002060402000301500121812772010001050000-10202120222034E2035E2036E2037E2038E2039E2040E2041E2042E2043E2044E2045E2046E2047E2048E2049E2050E2051E2052E2053E2054E2055E2056E2057E2058E2059E2060E2030E2031E2032E2033E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E全球装机-考虑存量替换同比资料来源BNEF长江证券研究所投资储能提速更快带动光伏整体综上当前时点已可预期到光储平价考虑到板块处于底部位置后续催化不断当前时点或为下一轮行情的起点建议左侧布局投资方面光储平价时代储能增速最快同时光伏整体需求亦有拉动建议优选长期竞争力突出的确定性标的1储能方面包括大储阳光电源科华数据龙净环保用户侧储能苏文电能德业股份固德威锦浪科技等2光伏方面包括一体化晶澳科技晶科能源隆基绿能天合光能通威股份阿特斯辅材福斯特福莱特聚和材料等请阅读最后评级说明和重要声明141614行业研究专题报告风险提示1消纳压力高于预期随着风光发电占比提升国内外电网消纳能力要求逐步提升部分地区或存在消纳压力如果上述地区消纳压力过高新能源装机增速或受到限制2海外市场政策波动光伏装机需求的主要驱动力是经济性但政策波动有可能造成单一市场的需求出现波动进而影响全球装机增速请阅读最后评级说明和重要声明151615行业研究专题报告投资评级说明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准投资建议的评级标准为看好相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准投资建议的评级标准为买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在510之间中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-55之间减持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5无投资评级由于我们无法获取必要的资料或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件或者其他原因致使我们无法给出明确的投资评级相关证券市场代表性指数说明A股市场以沪深300指数为基准新三板市场以三板成指针对协议转让标的或三板做市指数针对做市转让标的为基准香港市场以恒生指数为基准办公地址上海TableContact武汉Add浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层Add武汉市江汉区淮海路88号长江证券大厦37楼PC200122PC430015北京深圳Add西城区金融街33号通泰大厦15层Add深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼PC100032PC518048分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师以勤勉的职业态度独立客观地出具本报告分析逻辑基于作者的职业理解本报告清晰准确地反映了作者的研究观点作者所得报酬的任何部分不曾与不与也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系特此声明重要声明长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格经营证券业务许可证编号10060000本报告仅限中国大陆地区发行仅供长江证券股份有限公司以下简称本公司的客户使用本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户本报告的信息均来源于公开资料本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证也不保证所包含信息和建议不发生任何变更本公司已力求报告内容的客观公正但文中的观点结论和建议仅供参考不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关本报告所载的资料意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断本报告所指的证券或投资标的的价格价值及投资收入可升可跌过往表现不应作为日后的表现依据在不同时期本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告本报告所反映研究人员的不同观点见解及分析方法并不代表本公司或其他附属机构的立场本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态同时本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改投资者应当自行关注相应的更新或修改本公司及作者在自身所知情范围内与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制静默措施的利益冲突本报告版权仅为本公司所有未经书面许可任何机构和个人不得以任何形式翻版复制和发布如引用须注明出处为长江证券研究所且不得对本报告进行有悖原意的引用删节和修改刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的应当注明本报告的发布人和发布日期提示使用证券研究报告的风险未经授权刊载或者转发本报告的本公司将保留向其追究法律责任的权利财务报表及指标预测请阅读最后评级说明和重要声明161616