“十四五”全球光伏展望分析报告,2,投资要点 KEY POINTS,本报告是我们首篇全面梳理展望“十四五”光伏发展推演的深度报告，是2019年9月我们发布周期的力量，成长的锋芒光伏15年发展复盘的姊妹篇。我们试图用80页PPT，在10年维度视角下，解析光伏发展的趋势，盖因这十年，行业周 期色彩褪去，进入真正的成长周期。我们在上一篇报告中曾旗帜鲜明的提出需求是板块股价方向的决定性力量，而非价格， 而本篇报告正是聚焦“十四五”光伏需求的展望。看中国：聚焦“十四五”规划：年均新增60-70GW，“光+储”时代降临。由于光伏全面进入平价、低价时代，不再需要 国家补贴，因此为光伏等新能源规定指标的合法性丧失。在“十四五”规划中，我们认为最核心的指标是非化石能源消费占 一次能源比重（预计为17.5-18%），我们测算：为达到这一目标，国内光伏年均增长将落在62GW-68GW区间。看全球：预计2025年，光伏新增装机368GW，储能蝶变，累计装机56.48GWh。“十四五”光伏成为最廉价的能源，成 本优势将进一步凸显，这是推动行业持续向上增长之核心动力。定价模式上，预计中国将全面转向世界范围内通用的PPA模 式，但要从辅助电源走向主力电源，则需解决光伏“不可控、不可调”的天然属性，在搭配储能以后，将为光伏带来长期、 可持续的发展动力。投资建议：行业进入稳定成长周期，龙头业绩弹性最大，首推：隆基股份、通威股份，福斯特（联合化工组覆盖）、福莱特，关注信义光能（海外组覆盖）、晶澳科技、阳光电源、爱旭股份、林洋能源等。风险提示：全社会用电量增长不及预期的风险；光伏降本增效速度不及预期致使平价经济性受阻的风险。,“十四五”预计中国光伏装机年均中枢为62-68GW,非化石能源发展目标：2020年非化石能源占比15%，2030年实现不低于20%，2050年不低于50%。对上述目标进行拆解，转化风、光规模约束，对光伏与风电在十四五期间的发电量比例进行多场景测算，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62GW，风电年平均装机需求28GW。表、十四五可再生能源发展目标下风电、光伏年平均装机规模的测算,-40%,-20%,0%,20%,40%,60%,80%,100%,100.0090.0080.0070.0060.0050.0040.0030.0020.0010.000.00,中国新增装机（GW）,同比YOY,市场化将开启中国光伏市场全新成长周期,4,图、“十四五”光伏定价市场化开启成长周期,出口破灭与拉动内需受到双反影响，出口骤减国内出台固定电价补贴机制。提升“十二五”规划既定装机目标,，,高速发展国内装机增速快产业链技术发展迅速 达到世界领先水平,转折与平价补贴力度下降 新增装机量下降 加速平价进程,市场化开启成长周期成本具备市场竞争力 电价由市场化机制确定摆脱补贴依赖，开启成长 周期,因补贴政策高度不稳 定，国内光伏产业发 展大起大落,补贴退出，市场化因 素主导，光伏步入稳 定增速区间,70%60%50%40%30%20%10%0%,400.00350.00300.00250.00200.00150.00100.0050.000.00,全球光伏装机（,GW）YOY,补贴全面退出，人为扰动因素消除，全球光伏进入稳定成长期,5,图、全球光伏迈入全面市场化，开启成长周期,欧美双反政策受到双反影响， 光伏出口骤减,国内补贴接棒，内需启动国内出台固定电价补贴政策 十二五规划明确装机目标,转折与平价全球补贴逐渐退坡,光伏成本也快速下降，,平价渐进,全面市场化开启成长周期各国招标电价出现历史性新低 电价全面趋向市场化机制确定 开启成长周期,中国&海外光伏补贴政策因经济、政治等原因大幅的波动，虽然每年光伏新增装机都有增长， 但波动幅度很大,补贴退出，市场化,驱动进入稳定增长 区间，行业发生本 质变化,全球展望：预计2025年全球光伏新增装机368GW，五年复合增速25%,全球光伏普遍平价可以帮助行业摆脱补贴依赖，但要从辅助电源走向主力电源，则需解决光伏“不可控、不可调”的天然属性，因此搭配 储能将是光伏“上位”的必经之路。在搭配储能以后，将为光伏带来长期、可持续的发展动力，预计2025年全球光伏新增装机368GW，届时储能装机56.48GWh。表、“光伏+储能”带动光伏景气上行,全球展望：“储能”带来质变，有望开启全新景气周期,包括中国在内的诸多国家已经将“光伏+储能”作为光伏开发的标准配置加以要求。预计2020储能光伏侧储能约2.15GWh，2025年有望达56.48GWh。表、光伏侧储能需求有望快速增长,光伏定价模式:中国VS全球，向普世价值靠拢，市场化为准绳,中国,光伏标杆电价,竞价,平价（中国特色）,PPA（电力购 买协议）,节点,全球,固定电价（FIT）,溢价补贴（FIP）,无,PPA（电力购 买协议）,VS,2019-2020,2019-2020,2021-,2011-2018,？,中国的定价模式也大致分为三个阶段：2011-2018期间采用固定电价补贴模式，即政府指定统一的收购电价；2019-2020为过渡阶段，既有部分市场化的竞价模式，参考了国外的溢价补贴，也有中国特色的与燃煤标杆电价齐平的平价政策；2021年以后，我们认为中国很可能效仿国外的市场化招标模式，采取电力购买协议确定电价。图、中国定价模式参考全球，同时也有中国特色的“平价”机制,全球展望：“储能”带来质变，有望开启全新景气周期,包括中国在内的诸多国家已经将“光伏+储能”作为光伏开发的标准配置加以要求。预计2025年光伏装机约368GWh，2025年有望达56.48GWh。图、“光伏+储能”联合开启快速增长,117,122,160,195,234,286,368,5.0,8,9.6,2,32,18.,78,35.,56.48,0.00,10.00,20.00,30.00,40.00,50.00,60.00,0,50,100,150,200,250,300,350,400,2019,2.152020（E）,2021（E）,2022（E）,2023（E）,2024（E）,2025（E）,全球光伏装机（GW）（左轴）,全球光伏侧储能装机（GWh）（右轴）,10,投资建议：全球产业链看中国，龙头集中度持续提升光伏+储能模式将快速推广，行业间形成正反馈，叠加龙头集中度提升，相关公司业绩弹性可期。表、2025年相关标的公司净利润增速预计均在300%左右,注：1. 隆基股份的组件业务利润不考虑自产硅片的利润贡献，即与硅片业务分开计算利润。,目录,平价放量：中国光伏最后的经济特区,02,投资建议：平价开启光伏大时代，龙头企业马太效应明显,05,01,“十四五”展望：非化石能源占比为锚，年均需求约62GW-68GW,风险提示：电力需求增长不及预期、光伏成本下降不及预期,06,定价机制：市场化定价推动行业开启成长周期,03,需求研判：全球光伏需求放量在即，迎接光+储大时代,04,可再生能源“十四五”规划开展拉开平价、低价时代序幕,2020年4月9日，国家能源局发布关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知发布时间提前，送审时间延后：“十四五”规划准备时间更加充裕。编制主体变更：组织单位由发改委下属的国家可再生能源中心，变更为水利水电规划设计总院，主要原因系该院为2019年、2020年竞 价项目的牵头组织单位。通知明确了本次规划编制工作的七个重点任务，核心为“市场化，低成本，优先发展可再生能源” 的战略和可再生能源消费量及发 电量的占比要求。 图、通知对“十四五”规划编制工作的进度安排,12,2010.04.10博鳌亚洲论坛年会习近平指出，到2020年，我 国非化石能源占一次能源消费 比重将达到15%左右,2014.06.13中央财经领导小组会议习近平就中国能源战略发表重要讲 话，重点强调调整一次能源结构,增 加非化石能源比例,2014.11.16二十国集团领导人第九次峰会习近平宣布，中方计划到2030年 非化石能源占一次能源消费比重 提高到20%左右,2015.11.30气候变化巴黎大会开幕式习近平做出公开承诺，2030年我 国非化石能源占一次能源消费比 重将提高到20%左右,“非化石能源占比”是中国对国际社会的承诺，是十四五规划最核心抓手我国领导人在国内外重要会议上曾多次表态，中国将努力提升非化石能源占一次能源消费比重，2020年目标为15%，2030年目标为20%，至2050年该比重有望达到50%。 图、我国领导人多次公开强调非化石能源占比目标,一次能源指自然界中以原有形式存在的、未经加 工转换的能量资源，从类型上看包括化石能源和 非化石能源。化石能源主要包括煤炭、原油和天然气，非化石 能源主要包括风能、太阳能、水能、核能、生物 质能、地热能、海洋能等能源。能源的最终消费形式有发电、供热、动力和化工 等。我国能源消费量以标准煤计量，2019年我国非 化石能源消费量约7.1亿吨标准煤，一次能源总消 费量为48.6亿吨标准煤，非化石能源占比14.6%， 即将达到2020年15%的目标。,2020年非化石能源占一次能源总消费量比例约15%,图、一次能源消费的结构目前以化石能源为主,非化石能源消费的最主要形式是发电,非化石能源最主要的消费形式是发电，另有极少比例的太阳能供热、生物质及沼气供热等，2019年非化石能源消费量 占比为14.6%，其中14.2%均由非化石能源发电提供。图、非化石能源在能源消费中的最主要形式就是新能源发电图、非化石能源发电量（亿千瓦时）,87.9%,86.5%,86.2%,85.7%,85.4%,10.8%,12.0%,12.5%,13.6%,14.2%,1.29%,1.54%,1.31%,0.70%,0.36%,0.0%,10.0%,20.0%,30.0%,40.0%,50.0%,60.0%,70.0%,80.0%,90.0%,100.0%,2015,2016,2017,2018,2019,化石能源占比非化石能源占比（发电）非化石能源占比（其他）,11127,11807,11931,12329,13019,1851,3034,3660,392,967,1775,1695,2481,2944,405734832243,689,2410 2132662 661,795,906,1032,10.8%,12.0%,12.5%,13.6%,14.2%,12.10%,13.50%,13.80%,14.30%,14.60%,0%,2%,4%,6%,8%,10%,12%,14%,16%,0,2000,4000,6000,8000,10000,12000,14000,2015,2016,2017,2018,2019,风电 核电非化石能源发电占全部一次消费比例,水电 光伏 生物质非化石能源占一次消费比例,在各种非化石能源中，水电、核电、生物质发电等开发潜力都不高，风电和光伏可开发空间巨大。我国未来必然要依靠风电和光伏来进一步提升非化石能源占比，以完成2030年非化石能源占一次能源消费量比例达到20%的目标。,进一步提升非化石能源占比的路径探讨,光伏,204.7GW,太阳能资源极其丰富，成本下降快，布置 条件灵活,高,测算思路：分别对一次能源消费量、除风电和光伏外其他类型非化石能源消费量的增长率进行假设，由非化石能源消费量倒算风电、 光伏的发电量，进而基于风电、光伏的不同比例场景分别计算十四五期间的年平均装机规模。,“十四五”期间的风电、光伏装机规模测算,2025年一次能源 消费总量,风电、光伏年平均 装机规模,风电、光伏 发电量缺口,可再生能源 发电量需求,非化石能源 消费量需求,非化石能 源占比,发电煤耗 折算,图、“十四五”风电、光伏年均装机规模测算思路,“十四五”期间的风电、光伏装机规模测算,关键假设：根据“十三五”期间的增长率及未来实际规划，预测一次能源消费量，水、核、生物质发电量增长率分别为3.9%、3%、12%、10%；发电煤耗年均下降2g/kWh；2025年非化石能源占比取2020、2030年目标中值，为17.5%。表、十四五期间光伏、风电装机规模测算关键假设,预计至2025年，一次能源消费总量达61.1亿吨标准煤，考虑17.5%比例后的非化石能源消费量10.70亿吨标准煤，折 算为可在生能源发电量总需求为38446.3亿千瓦时。扣减其他可再生能源，2025年我国风电、光伏发电量总缺口为14198亿千瓦时。,“十四五”期间的风电、光伏装机规模测算,“十四五”期间的风电、光伏装机规模测算,20,300002500020000150001000050000,35000,40000,2019年,2020（E）,2021（E）,2022（E）,2023（E）,2024（E）,2025（E）,2019年我国光伏发电存量为2243亿千瓦时，风电发电存量为4057亿千瓦时，则2025年风、光发电量总增量需求为7898亿千瓦时。 图、2025年风、光发电量总增量需求为7898亿千瓦时水电（亿千瓦时）核电（亿千瓦时）生物质（亿千瓦时）光伏（亿千瓦时）风电（亿千瓦时）,2025年非化石能源发电目标：38446亿千瓦时,风、光发电量总增量：7898亿千瓦时,“十四五”期间的风电、光伏装机均有望快速增长,对光伏与风电在十四五期间的发电量比例进行多场景测算，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62GW，风电年平均装机需求28GW。上述结果仅为十四五非化石能源占比目标的约束下限，考虑发电渗透率有较大提升空间，实际装机规模完全可以更高。表、十四五可再生能源发展目标下风电、光伏年平均装机规模的测算,“十四五”期间中国光伏装机保持快速增长,为满足十四五末非化石能源占比要求，预计十四五期间光伏年均装机下限在62GW左右。图、十四五期间光伏年均增长约62GW,50,53,63,73,83,20181614121086420,1009080706050403020100,2019,2020（E）,2021（E）,2022（E）,2023（E）,2024（E）,2025（E）,考虑非化石能源占比约束下的保守预测（GW）,乐观预测（GW）,储能装机（GWh）（右轴）93,配额制是实现非化石能源发展目标的重要方式,2018.03可再生能源电 力配额考核办法 第一次征求意见,2018.09可再生能源电 力配额考核办法 第二次征求意见,图、我国配额制历经多次修改，逐渐趋于成熟,2016.02建立可再生能源开 发利用目标引导制 度的指导意见初次提出配额制,2018.11可再生能源电 力配额制的通知 第三次征求意见,2019.05关于建立健全可再生能源电力消纳 保障机制的通知 明确各类主体及权重,绿证市场是独立于电力市场单独运行的市场,供给侧,火电厂,可再生,市场,电力市场,绿证市场,需求侧,售电企业,大用户,捆 绑 式 绿 电,单独绿证,电力交易,电力交易,核发绿证,能源主管部门,监管市场,制定配额,绿证交易,交易 万个）,交易比例,风电 光伏,2332385,3.80.02,0.16%0.005%,我国于2017年建立了绿证交易平台，由国家可再生能源信息管理中心管理。截至2020年5月上旬，我国共核发风电、光伏绿证分别为2332万、385万个，成交量分别仅为3.8万、166个。图、绿证市场独立于电力市场运行，我国目前绿证交易活跃度较低,2020年可再生能源发电消纳权重目标在11.5%-80%之间,2020年6月1日发改委下发了2020年最新的各省可再生能源电力消纳责任权重，对2020年各省的可再生能源发电消纳权重进行了约束。从2019年的实际结果来看，有27省消纳权重已达到2020年目标，有2省尚未达到。（西藏不考核）图、各省2020年可再生能源发电消纳最低权重在11.5%-80%之间,80%70%60%50%40%30%20%10%0%,90%,2019 实际权重,2020年 最低权重下限,2020年非水可再生能源发电消纳权重目标在3%-25%之间,2020年6月1日发改委下发了2020年最新的各省可再生能源电力消纳责任权重，对2020年各省的可再生能源发电消纳权重进行了约束。2019年有15省消纳权重已达到2020年目标，有15省尚未达到。（西藏不考核）图、各省2020年非水可再生能源发电消纳最低权重在3%-25%之间,30%25%20%15%10%5%0%,2019 实际权重,2020年 最低权重下限,配额制是保障非化石能源发展目标的重要制度,电价激励,度电补贴,光伏激励,电量激励,成本激励,固定电价 补贴（FIT）,溢价补贴（FIP）,配额/绿证（RPS/CES）,税收减免,指导电价 补贴规模,配额比例 绿证价格,减免额度 退坡时间,电费附加,电费附加,电网及用户,政府减税,德国（初期）、丹麦、中国,德国（现状）、荷兰,美国、韩国、澳大利亚,美国、印度,激励方式,激励政策,重要指标,补偿来源,典型国家及地区,图、配额制是通过电量激励方式促进新能源消纳比例的重要手段,配额制是保障非化石能源发展目标的重要制度,图、非化石能源发展目标下的配额制分解,非化石能源占一次消费能源比例（2020年15%、2030年20%、2050年50%）,配额制可再生能源发电量比例/非水可再生能源发电量比例,顶层设计,政策路径,绿证1MWh可再生能源发电量=1个绿证,+,考核主体,责任主体,省级能源主管 部门,组织主体,电网企业,责任主体,第一类,第二类,电网企业,售电公司,大用户,自备电厂,目录,平价放量：中国光伏最后的经济特区,02,投资建议：平价开启光伏大时代，龙头企业马太效应明显,05,01,“十四五”展望：非化石能源占比为锚，年均需求约62GW-68GW,29,风险提示：电力需求增长不及预期、光伏成本下降不及预期,06,定价机制：市场化定价推动行业开启成长周期,03,需求研判：全球光伏需求放量在即，迎接光+储大时代,04,2020年平价项目规模达33GW，规模同比+124%,共有19省申报平价项目，总规模约33GW，同比增长124%，其中广东高达10.89GW。相较于2019年，2020年湖南、青海等8省实现平价光伏项目“零突破”。图、2020年17省平价项目规模33GW,0,5,10,20,25,35,2019年,2020年,申报装机容量（GW）,30黑龙江 江苏,广东 河北 安徽 天津,陕西 山东 湖北 江西,15广西 山西 湖南 宁夏,河南 辽宁 青海 甘肃,吉林新疆生产建设兵团,14.78,33,+124%,国电投领衔、国企份额持续攀升,国企方面：国电投和大唐分别获得1.50GW和 1.43GW平价项目。包括国电投在内的13家大 型国企开发项目规模达12GW，占总量的30%。民企方面：阳光电源获1.85GW容量，为民企份额之首。广西桂粤、隆基获得近1GW的项目。,图、17省公布规模中，大型国企份额达12GW，占比30%,平价项目优势,政策红利,收益保障,流程简易,发电优先,成本下探,收入稳定,地方备案，电网可消纳电网企业保障优先发电 即可，无需国家审批 和全额收购项目电量,电网企业签订20年以上,系统成本快速下降，,项目经济性提高 固定电价购电合同,平价光伏热潮：政策收益双重优势2020年光伏平价项目申报超预期主要由“政策红利+收益保障”双重因素导致。一方面，2020年底前备案并开工建设的光伏平价上网项目是享受保障优先发电等八项利好政策的最后一批项目，后续政策暂未出台，具 有不确定性，因此申报规模较大。另一方面，综合光伏系统成本持续下降和未来20年内稳定收益来看，平价上网项目收益率较为可观。 图、光伏平价项目具有多种优势,平价经济性分析：燃煤电价与年利用小时数是决定性因素,河 南,安 徽,上 海,福 建,江西,江 苏浙 江,广东,湖 南,广西,贵州,云南,湖北,重 庆,四 川,甘肃,宁 夏,内蒙古,青海,西藏,新疆,陕 西,山 西,北 京,辽 宁,天,河 北 津山东,黑龙江吉林,海南,>0.4元/kWh0.37-0.40元/kWh0.30-0.37元/kWh<0.3元/kWh,注：同一省份存在不同燃煤电价的，取其最高值,燃煤标杆电价方面：整体呈现西低东高趋势平价上网标志着部分光伏项目进入无补贴时代，当地的燃煤电价即为平价光伏上网电价，该价格从收入端影响项目经济性。全国燃煤电价的平均价格约为0.3685元/kWh，东部、南部地区价格较高，其中，广东最高为0.453元/kWh，新疆最低为0.25元/kWh；青 海以水电为主，水电结算价格为0.2277元/kWh。,平价经济性分析：燃煤电价与年利用小时数是决定性因素,注：同一省份存在不同年利用小时数的，取其最高值,利用小时方面：整体呈现西北高、东南低趋势光伏项目年利用小时数影响年发电量高低。全国光伏电站平均年利用小时数约为1322h，西部、北部地区利用时长整体较高，湖北等 中部地区利用时长偏低，其中，西藏最高为1921h，重庆最低为671h。,河 南,安 徽,上 海,福 建,江西,江 苏浙 江,广东,湖 南,广西,贵州,云南,湖北,重 庆,四 川,甘肃,宁 夏,内蒙古,青海,西藏,新疆,陕 西,山 西,北 京,辽 宁,天,河 北 津山东,黑龙江吉林,海南,>1600h 1300-1600h1100-1300h<1100h,8%6%4%2%0%,10%,黑龙江海南 吉林 四川 广东 山东 辽宁 冀北山西类 陕西类 甘肃类蒙东 广西陕西 西藏 北京 湖北福建 江西浙江 新疆类河南天津 上海 蒙西 山西 江苏 安徽青海类宁夏 冀南甘肃类云南 湖南青海类贵州 新疆类重庆,27个省市地区平价IRR已超8%,对2020年光伏平均成本及各地燃煤标杆电价测算，我国近80%的地区能够实现平价经济性，收益率达到8%以上，除重庆外，全国各地区 项目收益率超6%。其中，光伏项目经济性较好的地区包括：黑龙江、海南、吉林、四川等。图、27省市实现光伏平价IRR超过8%经济性18%16%14%12%,IRR=8%,我国中北部与南部地区经济性条件略胜一筹,山东,河 南,安 徽,江 苏,上 海,福 建,江西,浙 江,广东,湖 南,广西,贵州,云南,湖北,重 庆,四 川,甘肃,宁 夏,内蒙古,青海,西藏,新疆,陕 西,山 西,北 京,辽 宁,吉林,天,河 北 津,黑龙江,IRR>12% 10%<IRR12%8%<IRR10% IRR8%,海南注：同一省份存在不同燃煤电价与光照小时的，取其收益率最高值,两类地区经济性较好：1）年利用小时数高：以黑龙江、内蒙为 代表的北部地区，黑龙江光伏电站每年发 电市场达1610小时。2）燃煤电价高：以广东为代表的东部南 部地区，广东的燃煤电价达到0.45元/kWh。,平价项目度电正收益时代已经来临,海南广东 黑龙江四川 吉林 山东 辽宁 冀北 广西陕西类湖北 山西类江西 浙江福建 陕西类上海 甘肃类北京 河南天津 蒙东江苏 安徽湖南 山西类冀南 西藏蒙西 新疆类云南甘肃类贵州 宁夏青海类青海类 新疆类重庆,除重庆外，全国各地区光伏平价项目度电成本（LCOE）已低于当地燃煤电价，其中，海南度电成本低于上网电价幅度近0.19元/kWh，实 现可观度电收益，重庆地区主要由于利用小时过低（671h）导致度电成本仍高于当地燃煤标杆电价。图、全国除重庆外平价项目度电成本均已低于燃煤标杆电价0.10LCOE与燃煤电价差值（元/kWh)0.050.00-0.05-0.10-0.15-0.20-0.25,3210,4,黑龙江海南吉林 四川 广东 山东 辽宁 冀北山西类陕西类 甘肃类蒙东 陕西类广西 西藏 北京 福建 湖北 江西 浙江新疆类河南 天津上海 蒙西山西类安徽 江苏青海类冀南 宁夏甘肃类云南 湖南青海类贵州 新疆类重庆,降低成本为平价光伏成长的核心驱动力,对于平价项目而言，政策补贴的边际影响已降至零水平，技术迭代带来的成本下降已成为推动行业发展的核心驱动力。仅7省距离IRR实现8%水平仍需进一步降本。图、8%收益率水平下，各省可以接受的光伏电站成本上限(元/W)65,2020年系统成本：3.9元/W,平价展望：降本与增效驱动,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。图、预计2025年系统成本将下降至2.62元/W，组件产业链各环节均有降本空间,硅料,降低电耗、降低硅耗、提升产品质量,薄片化、大型化,N型、异质结、双面,硅片,电池,半片、叠片、多主栅、大尺寸,组件,4.55,3.90,3.50,3.24,3.01,2.80,5.04.54.03.53.02.52.01.51.00.50.0,2019,2020（E） 2021（E） 2022（E） 2023（E） 2024（E） 2025（E）,一次性土地费用 建安费用,电缆价格固 定式支架,管理费用 二次设备集中式逆变器,电网接入成本 一次设备组件价格,“十四五“期间光伏平价项目度电成本可再下降28%,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%，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。图、预计2025年各省份项目度电成本将下降约28%图、预计2025年地面光伏项目收益率（IRR）可上涨超90%,40,0.00,0.05,0.20,0.70,1.20,1.70,2.20,2.70,3.20,3.70,2020,2021,2022,2023,2024,2025,单位投资成本(元/W） 类资源区(宁夏),类资源区(辽宁),类资源区(广东),0%,5%,0.1010%,0.1515%,0.2020%,0.2525%,4.200.3030%,2020,2021,2022,2023,2024,2025,类资源区(宁夏),类资源区(辽宁),-40%,-20%,0%,20%,40%,60%,80%,100%,100.0090.0080.0070.0060.0050.0040.0030.0020.0010.000.00,中国新增装机（GW,）同比YOY,平价低价时代，中国光伏进入稳定成长期,图、“光伏+储能”联合开启快速增长,出口破灭与拉动内需受到双反影响，出口骤减国内出台固定电价补贴机制。提升“十二五”规划既定装机目标,高速发展国内装机增速快 达到世界领先水平,转折与平价补贴力度下降 加速平价进程,市场化开启成长周期成本具备市场竞争力 电价由市场化机制确定摆脱补贴依赖，开启成长 周期,目录,投资建议：平价开启光伏大时代，龙头企业马太效应明显,05,01,“十四五”展望：非化石能源占比为锚，年均需求约62GW-68GW,42,风险提示：电力需求增长不及预期、光伏成本下降不及预期,06,平价放量：中国光伏最后的经济特区,02,需求研判：全球光伏需求放量在即，迎接光+储大时代,04,定价机制：市场化定价推动行业开启成长周期,03,全球光伏定价模式：激励方式多样，市场化趋势明显,电价制度,固定电价补 贴（FIT）,溢价补贴（FIP）,有补贴,无补贴,市场电价（PPA）,电量制度,配额制（RPS）+绿证,投资补贴,成本补贴、投资税减免（ITC）,发电收入,义务收购电价,光伏开发商 电力运营商,光伏开发商 电力运营商,发电收入,市场电价,溢价补贴,政府设定 固定值,政府设定 基准值,光伏开发商 电力运营商,发电收入,市场电价,PPA电价，竞标确定 一般锁定20年,发电收入,市场电价,绿证价格,光伏开发商 电力运营商,绿证购买方,政府支付,纵观全球市场，对光伏行业的鼓励政策可谓种类繁多，总的来说分为电价补贴、电量鼓励、投资补贴三种类型。总的发展趋势：从政府直接补贴到市场化定价，逐步引入市场化招标机制及绿证市场，引导行业健康发展。 图、海外光伏激励政策多样，市场化招标（PPA）增多,43,光伏定价模式:中国VS全球，向普世价值靠拢，市场化为准绳,中国,光伏标杆电价,竞价,平价（中国特色）,PPA（电力购 买协议）,节点,全球,固定电价（FIT）,溢价补贴（FIP）,无,PPA（电力购 买协议）,VS,