来源：金融界网站
来源：中金公司
“十四五”开局之年，我们预期全社会用电增速将在疫情低基数后有望呈现~9％的强势反弹。“2060年碳中和”大方针以及平价时代来临，新能源的清洁性和经济性使其逐步替代传统电源、获取市场份额，站到台前。2021年，我们的子板块推荐顺序：光伏制造>；新能源运营>；风电制造>；环保>；核电制造>；传统电力运营。
摘要
光伏制造：2021年全球需求同比有望保持高增长势头，同比+33％至170GW。在项目递延、传统能源退役、海外分布式回报提升，国内平价等多重因素推动下，国内/海外市场分别贡献55GW/115GW。细分板块中，我们优先推荐竞争格局稳定、供给偏紧支撑价格高位稳定的环节：逆变器和EPC、硅料、光伏玻璃。
新能源运营：相较市场，我们持乐观看法，新能源运营在2021年有望迎来估值盈利双提升局面。多年压制估值的补贴拖欠问题有望获得改善，平价项目的开启有望使得现金流最差时刻过去，补贴占电费收入比重逐步稀释，且政府正加强存量补贴总量收口和清理、解决意图增强。盈利方面，2020年陆上抢装将在明年盈利体现，且龙头企业“十四五”装机规划均较为可观，有望带来持续高增长。
风电制造：我们预期2021年风电新增装机同比稳定于35GW（其中陆上、海上分别29GW、6GW），但风电长期预期较之前有明显提振，“碳中和”目标下风电增量不可或缺。从成本、发电效率、市场份额获取等角度来看，我们认为未来风电制造的大趋势将在大兆瓦机型、海上风电以及海外出口。看好头部零部件厂商受益于先进产能提升以及领先整机企业利润率回升。
环保：展望3-5年行业趋势，我们预计供给端格局将转变为央企、国企利用低资金成本承担环保项目的投融资，并持有资产；而以技术、运营能力为长的专业化公司将更专注于项目运营、技术改进。刚起步的基础设施REITs有望加速转变进程。优选景气上行的土壤修复板块和智慧水务；刚需确定的垃圾焚烧及环卫板块。
核电：今年9月国务院常务会议一次性核准了四台华龙一号核电机组带来核电项目审批正常化的积极信号。我们认为国产化技术的大方向正在明晰，国内核电产业链将充分受益，核电设备企业业绩将率先兑现。若2021~2024年核电审批能够保持6台/年速度，我们测算将贡献东方电气/上海电气业绩弹性在20％/8％以上。我们预计审批正常化也将带来运营商的成长可持续性，推动行业景气度回升。
传统电力：2021年，火电有望“量升价稳”继续实现业绩增长，燃料成本基本保持稳定。进入“十四五”，我们预计新增煤电可控，新能源开发将成为电企新的盈利动能。此外，碳交易和辅助服务机制有望在全国推广，为火电盈利模式添加新的变动要素。水电方面，乌白、两河口、杨房沟等大型机组集中投产，有望增强“西电东送”外送能力，局部地区供电持续偏紧或提升交易电价和机组回报。
风险
光伏海外需求不达预期；煤矿短期事故带来煤价高于预期。
正文
投资逻辑
我们的偏好选择：光伏制造>；新能源运营>；风电制造>；环保>；核电制造>；传统电力运营
经历了一年疫情影响后，在“十四五”开局之年，我们预期全社会用电增速将有望呈现~9％的强势反弹。“2060年碳中和”大方针以及平价时代来临，新能源的清洁性和经济性使其逐步替代传统电源、获取市场份额，站到台前。
细分板块来看，我们认为非化石能源占比快速提升（2025年约占一次能源消费的20％）将带来国内新能源装机的增长空间。光伏制造仍是我们的首选，国内坚挺叠加海外煤电机组退役、组件价格回落推动的分布式需求快速提升，全球需求将在相当长的一段时间保持坚挺且上扬走势，而类似逆变器环节盈利弹性确定性高且估值相较仍有空间是我们优先推荐的子板块，其次硅料和光伏玻璃环节。风电制造方面，“碳中和”目标下风电发展的必要性使其新增需求较预期明显提振，大机型、海上风电符合平价下经济性和靠近用户侧的发展需求，优选具备新增先进产能，且有海外出口能力，提升市场份额的龙头企业。而新能源运营，作为尚未形成市场一致预期的，是我们着重推荐的左侧机会。在沉寂多年之后，有望受益平价项目的良好现金流减轻补贴拖欠压力，带来估值修复，“十四五”平价项目新增规划超预期，盈利增长具备高度可预见性。
分板块投资建议：
光伏制造：2021年全球需求同比有望保持高增长势头，同比+33％至170GW。在项目递延、传统能源退役、海外分布式回报提升，国内平价等多重因素推动下，国内/海外市场分别贡献55GW/115GW。
新能源运营：相较市场，我们持乐观看法，新能源运营在2021年有望迎来估值盈利双提升局面。多年压制估值的补贴拖欠问题有望获得改善，平价项目的开启有望使得现金流最差时刻过去，补贴占电费收入比重逐步稀释，且政府正加强存量补贴总量收口和清理、解决意图增强。盈利方面，2020年陆上抢装将在明年盈利体现，且龙头企业“十四五”装机规划均较为可观，有望带来持续高增长。
风电制造：我们预期2021年风电新增装机同比稳定于35GW（其中陆上、海上分别29GW、6GW），但风电长期预期较之前有明显提振，“碳中和”目标下风电增量不可或缺。从成本、发电效率、市场份额获取等角度来看，我们认为未来风电制造的大趋势将在大兆瓦机型、海上风电以及海外出口。看好头部零部件厂商受益于先进产能提升。
环保：展望行业未来3-5年大趋势，我们预计最大的变化是行业供给端将逐步进入全新格局：从以往专业化环保企业承担融资、投资、设计建造、运营维护等全产业环节，分化为1）央企、国企利用更低资金成本承担环保项目的融资、投资，同时持有资产。2）而以技术、运营能力为长的专业化公司将更专注于项目运营、技术改进。行业整体供给质量将迎来持续提升阶段，且刚起步的基础设施REITs推进有望加速供给格局转变的进程。在这个过程中，我们有望看到具备技术工艺迭代能力、优秀项目运营能力的专业化环保企业的价值将不断体现，或享受溢价。建议在各细分领域中优选具备技术、运营能力的专业化环保龙头。
核电：今年9月国务院常务会议一次性核准了四台华龙一号核电机组带来核电项目审批正常化的积极信号。我们认为国产化技术的大方向正在明晰，国内核电产业链将充分受益，核电设备企业业绩将率先兑现。我们预计审批正常化也将带来运营商的成长可持续性，推动行业景气度回升。
传统电力：2021年，火电有望“量升价稳” 继续实现业绩增长，燃料成本基本保持稳定。进入“十四五”，我们预计新增煤电可控，新能源开发将成为电企新的盈利动能。此外，碳交易和辅助服务机制有望在全国推广，为火电盈利模式添加新的变动要素。水电方面，乌白、两河口、杨房沟等大型机组集中投产，有望增强“西电东送”外送能力，局部地区供电持续偏紧或提升交易电价和机组回报。
2021年用电增速预测
“十四五”开年电力需求增速或反弹至~9％。我们认为电力需求将受低基数影响同比增长9.1％，并且呈现前高后低的走势，传统制造业走出疫情迎来用电快速修复，此外电能替代、三产、居民、5G&；数据中心等继续拉动电力需求增长。
反映基数效应，传统制造业用电增速快速修复：中金宏观组给出2021年GDP增速预测9.1％，较2020年的2.2％快速反弹，其中制造投资同比有望从今年的-4.2％反弹至2021年的10.1％。反映低基数效应以及潜在疫苗落地可能，我们预计消费将逐步复苏态势。
电能替代仍是“十四五”能源转型的主旋律之一，加速各行业电气化化率提升。2018年以来，电能替代每年贡献用电需求预计在1400~1800亿度电，拉动用电增长近~2个百分点。工业、建筑、交通等细分行业的电气化率提升明显。我们认为在能源消费需求上行以及碳排放的约束下，“十四五”期间电能替代步伐不会放缓，2021年电能替代或将继续维持或高于当前水平。
数字经济发展以及5G落地，带动基站建设和数据中心用电增加。高带宽、高流量、高发射功率特性，5G宏基站单站功耗或达3000~5000瓦，是4G的2~3倍，整体功耗或达8000瓦。此外，单站传播覆盖面积小，所需站点密度大。中金通信组预计远期5G基站或达788万个，我们推算部署期（2021-2023年）年新增用电需求500-644亿度电，拉动用电需求增长0.7~0.9％。
此外，应用场景广泛，数据算力和存储拉升数据中心耗能。5G技术具有大带宽、低延时和超大规模链接的特点，拓宽了应用边界，规模化发展有望带动数据中心的用电需求增加。
图表: 2021年我国用电需求增速判断
资料来源：中电联，工信部，比特大陆，公司公告，中金公司研究部
光伏制造：平价时代趋势向上，优选上游龙头，强者恒强
结论：我们继续看好光伏制造业龙头企业强者恒强，上游受益进一步集中度提升带来的量价齐升，平价时代光伏制造业进入新逻辑：我们认为进入平价时代后，需求有韧性，产品价格止跌，行业产值趋势向上，各环节龙头集中度的进一步提升。摆脱补贴政策影响后，光伏项目的回报率完全由造价和上网电价决定。而光伏产业链通过提升效率、技术迭代产生的成本下降仍将继续降低项目综合造价，有望使得项目开发的回报率水平可持续提升，不断形成新需求。补贴终结后，光伏项目上网电价趋于稳定，此前由于补贴电价退坡挤压项目回报率，从而导致的产业链被动降价将较难重现。此外分布式尤其是户用光伏有望在平价时代加速发展，主要受益于收入端坚挺和成本端持续下降带来的项目回报逐步提升。
2021年全球光伏需求展望：基准情景下有望达到170GW
我们认为基准情景下2021年全球光伏装机有望达到170GW，较2020年受疫情影响下的低基数迎来33％的增长，其中国内55GW、海外115GW。
分区域：
发达市场有望贡献62GW需求（欧美日澳韩等），递延项目、退役装机替代以及分布式回报驱动需求爆发三点因素的叠加。
新兴市场（包括印度）需求贡献仍有望恢复到52GW（略低于市场最初对于2020年新兴市场54GW的预期）：印度、拉美等近年光伏热门市场疫情起步晚于发达国家，影响时间可能更长。但受益于组件价格下降刺激，需求弹性增长，且印度重申2023年较为庞大的可再生能源发展规划，2021年将是追赶进度的关键一年。
国内市场需求有望较2020年的40GW继续增长至55GW，平价时代来临，电力企业均加大光伏投资，2020年的递延项目在组件价格回归合理后也将陆续释放。
图表: 需求预测框架图
资料来源：SolarPowerEurope，SEIA，能源局，Mercom India，Solarzoom，中金公司研究部
我们2021年子板块的推荐顺序是：逆变器 >； 硅料 >； 玻璃 >； 胶膜 >； 电池/组件 >； 硅片
我们预计在2021年全球光伏市场呈现明显增长的情形中：逆变器和EPC企业盈利将获得确定性支撑，且国内企业凭借产品迭代有望持续扩大海外市场份额；由于4Q20国内项目抢装带来结构性需求旺盛，我们预计实际对应年化全球需求已超过150GW，使相关供给不足的产品如多晶硅、玻璃、EVA等价格大幅上涨。多晶硅环节由于新产能释放较晚（集中在4Q21），价格有望高位稳定在80元/千克；辅材环节玻璃和EVA/POE价格在行业新产能投放下，价格有望从高位略微回落，但龙头企业仍然保持较高盈利水平。硅片环节持续受到新产能投放带来供需压力影响，进而PERC电池片和组件环节传导硅片环节的价格变化。
图表: 光伏各子板块2021观点汇总
资料来源：中金公司研究部
逆变器&；EPC：系统集成与分布式价值发现
户用光伏蓝海市场，未来收益率与需求有望同步增长，推升户用逆变器、组串式逆变器需求逐渐提升。我们认为户用光伏收入基于居民电价，面临的降价风险相对较低；而成本受益于产业链成本持续下降，投资回报率有望逐步提升，平价时代有望迎来装机量爆发增长。2020年补贴支撑下装机有望达到6吉瓦以上（同比+40％以上），2021年即使假定没有户用补贴，以平价项目8％-10％的内部回报率与8年的回本期，也将支撑约8吉瓦的需求。我们预计“十四五”期间户用装机年复合增速在25％以上，贡献国内需求约15％。伴随需求变化和技术迭代，地面电站组串式逆变器逐渐成为主流，以及海外分布式光伏崛起，阳光电源不断完善产品线，形成户用逆变器，组串式、集中式逆变器的全产品线，并实现风电变流器供应链的突破，持续获得出货量和市占率的提升。
户用光伏分布式行业格局仍然分散，正泰凭借销售模式实现收入和盈利释放，隆基积极布局BIPV。除正泰外，当前国内户用光伏企业规模均在1个吉瓦或以下，市场整体集中度偏低，主要受到户用项目规模小、位置分散的影响。参考美国户用市场发展历程，在ITC税费补贴背景下，户用光伏存在大量TPO（第三方投资持有）模式，以及通过复杂金融工具避税的模式。但是随着光伏成本下降以及ITC逐步结束，目前美国用户通过贷款自建的比例大幅提升。我们认为国内进入平价时代后，标杆电价较低导致租赁模式的回报率不足，而系统销售模式则仍然通过坚挺的终端电价保持回报率水平，户用光伏发展将主要集中于系统销售模式，正泰的渠道能力有望获得释放。隆基则有望通过品牌优势和对光伏行业的理解，帮助客户根据应用场景进行产品和服务拓展，以BIPV为切入点，支撑公司长远发展。
图表: 2013-2019年国内户用光伏市场规模（新增户数）
资料来源：光伏行业协会，中金公司研究部
图表: 2014-2019年国内户用光伏市场规模（新增装机）
资料来源：光伏行业协会，公司公告，中金公司研究部
图表: 海外案例 - 分布式电站需求带动Solaredge、Enphase、锦浪等企业出货量快速增长
资料来源：万得资讯，中金公司研究部
硅料：新产能投放前供需持续偏紧，价格高位企稳，技术和低电价资源稀缺提升集中度
新产能投放需待2021年底，硅料仍有1年景气。进入四季度，虽因库存释放使得硅料价格较9月末缓慢回落10％，但需求保持强劲，四季度均价维持在85元/千克以上。展望2021年，我们收集的渠道订单显示1H21需求仍有支撑，且通威最新硅料产能在4Q21投产、1Q22爬坡完成以前，全行业无有效新产量释放，供需将持续偏紧，价格有望维持较高位置。我们认为硅料价格在2021年全年均价在80-85元/千克，同比提升约20％。
未来五年更加向头部集中，看好通威市场份额从2020年的13％提升至2022年的27％。我们认为未来硅料环节将进一步提升，龙头在技术、资金、成本优势凸显。
技术积淀带来产品优势。今年5月多晶料的价格按一线最低成本计已深度亏损，而单晶料仍有双位数毛利率，单晶比例直接决定盈利。而未来较P型料要求更高的N型需求逐步形成（纯度接近电子级11N），技术积淀将决定先发优势。
良好的现金流和融资能力支撑产能扩张。硅料行业现金流一直优良，龙头也纷纷锁定了和下游客户的长单，出货基本无忧，且自三季度开始硅料价格上涨后，龙头盈利能力优异。过往来看，在行业景气度高的时期，龙头企业融资无忧，能够支撑产能持续扩张，保持市占率提升。
电价降本阶段已经过去，低电价资源逐渐稀缺。随着硅料产能完成西部迁移后，电费下降带来的生产成本走低已经基本结束。随着电力供需从宽松转向平衡，火电市场化竞价折让连续三年收窄，环保政策下自备电厂成为严管对象。我们认为过去自备电厂等低电价利好条件较难复制，降低此类扩产意愿。
图表: 硅料环节市场集中度提升（单位：吨/年）
资料来源:: 硅业协会，公司公告，中金公司研究部
光伏玻璃：格局优异、价格稳定带来板块盈利提升，龙头稳固。
供需持续偏紧有望支撑2021年价格保持相对高位。渠道订单显示1H21需求有支撑，而2021年新产能形成规模供给仍需时间，我们认为仍将支持价格在阶段性回落后高位企稳。尽管2021年信义和福莱特两大龙头陆续有10200吨/天产能投放，二线如凤阳亚马顿集团、旗滨也有1300吨/天产能投放，但由于双玻产品比例提升以及产能逐季度投放带来的爬坡期，光伏玻璃总供给约增长32％至169吉瓦。而需求端受到2020年递延项目以及新增平价项目的支撑，2021年总需求趋向170吉瓦，整体供需仍然紧平衡。我们认为光伏玻璃价格在4季度末阶段性回落后2021年仍有望保持相对高位，3.2mm玻璃均价有望在35元/平方米以上。
短期超白浮法或透明背板有望缓解供给不足担忧，但长期随压延玻璃价格回归正常，我们认为市场将持续被压延玻璃占据。11月以来，3.2mm/2.0mm光伏玻璃价格分别来到42元/平米和35元/平米，明显高于历史均值，且行业供应仍然偏紧。在此情形下，超白浮法和透明背板用作背板玻璃时对于背面发电功率的小幅影响可以被接受，同时也能够缓解市场对于2021年由于玻璃供给不足给光伏需求造成瓶颈的担忧。但是长期来看，我们认为随着光伏玻璃价格回归正常，其优越的透光率和较低的自爆率优势将更加凸显，有望持续占据市场。
产能置换政策后续如果放开，并不会影响行业格局。今年1月和10月工信部出台关于光伏玻璃产能置换相关政策，对后续行业的产能扩张产生了一定影响。我们认为如果后续放开产能扩张的限制，对光伏玻璃龙头企业信义光能和福莱特玻璃的影响较小。光伏玻璃行业进入门槛较高，除技术积累外，扩产周期长、前期资金投入大、合适的配套资源较为稀缺，在过去1-2年行业扩产主要集中在两家龙头企业信义光能和福莱特玻璃。两家企业在成本控制、大尺寸产品的升级创新、生产资源的配套方面拥有显著优势，同时两家企业在资金实力雄厚，在国内和海外都有持续扩产的能力，因此龙头地位较难撼动。
大尺寸、双玻产品大势所趋，龙头保持产能和技术优势。随着组件大型化以及双玻组件渗透率的进一步提升，我们预计客户对于光伏玻璃宽度、厚度的要求进一步提升。在玻璃尺寸放大过程中压延产能的滚轴技术、玻璃液配方调整或将成为关键瓶颈，行业渠道反馈当前仅龙头企业可做到大窑炉、大尺寸、高良率生产，因此我们预计后续产品逐步升级过程中，两大龙头的规模和技术优势将进一步释放，促进行业格局进一步集中。
图表: 2019-2022E光伏玻璃供需测算
资料来源：公司公告，卓创资讯，中金公司研究部
新能源运营商迎来系统性重估机会
随着新能源发电平价时代的来临，平价项目也拥有较高的回报率，加入资产组合稀释带补贴项目的现金流压力。新能源运营商拥有宏伟的十四五装机规划，我们认为运营商将充分受益于平价时代下新增装机增长带来的盈利提升。另一方面，可再生能源补贴缺口迎来首个拐点，总量已经可控，政府解决意愿较强。当前新能源运营商估值处于显著低估情况，有望迎来系统性重估的机会。
平价项目加入资产组合稀释带补贴项目的现金流压力，运营商盈利具备成长性
平价项目回报仍可具备投资吸引力，陆续加入资产组合改善现金回款压力。我们测算平价光伏、风电项目回报率有望超过10％，且平价项目不同于高电价项目隐含的应收账款问题，平价项目将与火电、水电、核电一样，由当地省级电网公司结算电费收入，不再制约于国家可再生能源发展基金缺口带来的补贴拖欠压力。平价项目的现金流表现将匹配其账面盈利水平，现金回流初现改善。我们认为平价项目的陆续并网将会稀释运营商补贴项目带来的现金流回款压力，实际现金流入与理论现金流入匹配度逐步回升，为支撑后续项目开发、降杠杆、股东分红带来资金基础。
可开发平价项目量充足，新能源运营龙头“十四五”规划宏伟，盈利具备明显成长性。我们测算全国可开发的风电、光伏项目资源空间充足。诸多电力集团已经与各省市签订战略开发协议，提前布局大基地项目，在2060年碳中和大目标下，“十四五”或迎来更大规模的新能源投资。
图表: 中国风光可开发资源图
资料来源：中国气象局2015普查，中金公司研究部
以龙源电力为例，2021-2025年间公司有望增加20GW左右的可再生能源装机，较目前累计装机容量约提升一倍。信义能源也规划每年保证20％ 左右的装机增长。我们认为，新能源运营商将充分受益于平价时代下新增装机增长带来的盈利提升。
补贴缺口迎来首个拐点，且补贴总量可控，政府解决意愿较强
补贴缺口最差时点将至，可再生能源基金随电量增长提升。全行业来看，我们测算2019年末国内可再生能源发电项目补贴资金累计缺口达2700亿元以上，运营商普遍补贴回款周期超过2年。根据发改委、能源局《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，除户用光伏和海上风电项目外，2021年起国内将没有新增补贴可再生能源发电项目。我们认为这将意味着每年所需的补贴资金总量见顶。
另一方面，我们预计“十四五”期间在新经济、电能替代的拉动下，国内电力需求将保持5％以上的增长，带动补贴资金来源的可再生能源附加持续增长。两相结合，我们认为每年新增可再生能源补贴缺口的最差情形将在2020年末出现；2021年开始，新增补贴总量见顶而电力需求保持增长，带动年新增补贴缺口逐步收窄，至2034年扭亏为盈；2034年后，可再生能源基金每年将出现盈余，可开始偿还存量拖欠补贴。
图表: 可再生能源基金每年新增补贴缺口理论测算（2017~2040E）
资料来源：发改委，中金公司研究部
注：理论测算从项目并网当年起计算补贴资金需求，不考虑第八批补贴目录带来的脉冲效应；不考虑补贴通过专项债或其他方式提前下发的情况。
近期多项政策发布显示政府正在理清存量补贴总量，解决意愿增强。
可再生能源补贴缺口边界确定，为最终解决存量补贴拖欠问题扫除又一障碍。财政部10月发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》的补充通知，规定了风电、光伏、生物质和垃圾发电项目全生命周期的有补贴利用小时数。该政策落地，意味着财政部对于存量可再生能源项目所需的总补贴资金额度已可以清晰掌握，缺口总量正式收口，为市场期待的可再生能源补贴拖欠问题扫除了又一障碍。
加快存量审核节奏，全部合规项目均可纳入补贴清单。根据《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》，要抓紧审核存量项目，分批纳入补贴清单。文件中明确2006年及以后年度按规定完成核准（备案）手续并且完成全容量并网的所有项目均可申报进入补贴清单。
随着上述两项政策的推进，我们预计全部可再生能源项目补贴资金总额也将实现收口，为下一步通过金融等办法全面解决补贴问题创造了有利条件。
运营商价值明显低估，系统性重估的拐点已经到来
港股新能源运营商估值水平受补贴回款压制。由下图港股新能源运营商P/B水平普遍在0.4-0.9倍区间（信义能源为2.9倍），远低于A股水电公司的1.4-2.8倍，以及香港公用事业的1.4-2.0倍。我们认为对比ROE水平后，新能源运营商明显低估。对比同为新能源运营商，但通过项目筛选以及剥离债务的方式形成类似REITs模式、部分解决了上市公司补贴回款问题的信义能源，市场就给出了接近3倍的P/B，可见压制估值的主要因素在于补贴。
图表: 各类可再生能源运营商估值对比（2020年）
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
注：标*数据为我们预测；PB数据截止北京时间2020年11月27日
向前看：现金流改善带来估值修复 + 未来盈利成长 = 股价上行空间足
西欧新能源电站运营商在补贴退坡后估值回升。2014年德国对新增光伏进行补贴退坡、竞价试点，到2016在全国实行竞价模式，在补贴退坡后新能源运营商估值重新回升，目前估值普遍在2-3倍P/B的范围。
图表: 西欧新能源运营商P/B在补贴退坡前后的变化
资料来源：彭博资讯，中金公司研究部
风电制造：碳中和目标下装机预期显著提振，领先零部件和整机企业充分受益
结论：我们认为国内风电保持相当规模的新增装机是实现碳中和目标下必不可少的一环，且风、光出力具有互补性有助于减少电网调度压力。“十四五”期间我们预计国内新增装机有望实现200GW，其中2021年有望实现35GW，较此前市场预期的年均20-25GW有明显提振。我们认为在此过程中，机组的大型化、发展海上风电和提升产业链的出口能力是重要发展方向，头部风电零部件厂商受益于先进产能的提升，领先风电整机企业将收获市占率提升和利润率回升。
长期：非化石能源长期增长趋势明确，风电在能源结构转型中不可或缺
近期，习近平主席在联合国大会发表演讲提出努力争取2060年前实现碳中和，较此前巴黎协定承诺的2030年碳排放达峰、国务院《能源生产和消费2016-2030》中预期的2050年50％非化石能源消费比例的目标进一步提高。我们认为随着国内整体非化石能源发展长期目标的提高，将推动未来十年的中期规划全面加速，而风电作为已经在许多地区达到平价上网的电源将起重要作用。此外，风电、光伏作为间歇性电源，出力的波动对于电网的调节会造成一定困难。但风、光出力具有互补性，按照一定比例联合出力时，能够有效降低波动性，叠加储能系统，减小电网调度压力。
未来风电制造发展三大主线：大兆瓦机型、海上风电和海外出口
平价时代降低度电成本需求迫切，大兆瓦机型是必经之路。在陆上风电已经进入平价时代，海上向平价迈进的过程中，更大的容量、风轮直径以及更高的轮毂高度能有效降低度电成本。特别是在中国三北大基地和海上的项目，已经有了很明显的机组大型化趋势。以乌兰察布风电基地一期600万千瓦项目和国电投1.4GW风电大基地的竞标为例，平均单机功率分别达到了4.2MW和4.5MW。
海上风电靠近用户端，有望迎来长期发展。2021年底中国海上风电国补截止后，距离完全平价还有一定距离。由于海上风电更贴近用电负荷中心且不占据土地资源，长期来看将是重要的发展方向。鉴于部分沿海省份对海上风电发展表现积极，我们认为地方省补或有望落地继续支持海上风电迈向平价。
风电产品有望走出国门。过去十多年来，中国企业在风电产业链大多数环节已经完成了进口替代和国产化的过程。但从风电产业链的全球竞争力来看，一些环节如主轴、塔筒、铸件等已经拥有较强的竞争力，而其他环节与海外市场仍有相当差距。长期来看，风电产业链的全球化竞争力的提升，扩大在海外市场的份额是重要的发展方向。
图表: 中国能源结构及非化石能源发展预测
资料来源：统计局，中电联，中金公司研究部
图表: 理想无火电电力系统出力曲线示意图（配储能）
资料来源：中金公司研究部
短期：“十四五”国内新增装机展望200GW，2021年有望实现35GW吊装
陆上风电：2021年新增吊装同比小幅略有下滑至29GW，但“十四五”期间逐年提升，合计175GW。由于2020年底为国内陆上有补贴风电项目抢装的截止时期，我们预计2021年陆上风电新增装机将从2020年的31GW下滑至29GW。整个“十四五”期间我们预计陆上风电有望合计实现175GW的新增装机，新增项目主要来自补贴转平价项目、特高压配套/大基地项目以及新开发的平价项目等。
海上风电：2021年抢装或迎来6GW以上的并网小高潮，“十四五”期间预计将新增25GW。虽然海上风电国补项目需在2021年底前并网，但由于海上风电更贴近用电需求高的省份，这些省份的非水可再生能源消纳占比普遍较低，部分沿海省份如江苏、广东、广西等，已经表达对海上风电发展的积极态度，“十四五”期间有望获得省补支持，我们预计合计将新增25GW的海上风电项目。“十四五”时期为中国海上风电向平价过渡的时期，平价之后我们预计海上风电项目仍有较大发展空间。
图表: 十四五期间中国陆上风电新增项目容量测算
资料来源：能源局，国家电网，各省发改委，中金公司研究部
图表: 十四五期间中国海上风电新增项目容量测算
资料来源：能源局，中国风能协会，中金公司研究部
需求提振下，零部件厂商话语权稳固，头部企业优先受益于先进产能提升
头部的零部件厂商在抢装开始后在持续扩充先进产能，提升市场份额，侧重于大兆瓦和海上风电的配套。例如1）铸件：日月股份新增海装铸件18万吨年产能和精加工12万吨年产能；2）风塔：天顺新增三北大基地和海上塔筒产能，泰胜计划新增2个海上风塔产能，大金新增蓬莱海上风塔产能和三北大基地的陆上风塔产能；3）叶片：中材、天顺等公司积极扩产配套大功率风机的叶片产能。
图表: 部分风电零部件厂商产能扩张情况
资料来源： 公司公告，中金公司研究部
图表: 中国风电产业链各环节行业集中度情况
资料来源：各公司公告，中金公司研究部
注：出口较少的环节如叶片、变流器和整机采用国内市占率，其他环节采用全球市占率
图表: 部分风电铸件公司季度毛利率情况
注：吉鑫科技部分收入来自于高毛利率的风电发电
平价时代领先整机企业有望持续扩大份额优势、毛利率底部回升
平价时代加速行业整合、市场份额增速或加快。仅看2018-2019年两年，市场集中度变化不大，三大厂商受制于行业需求大幅提升的同时整机产能提升不明显，而我们认为在此轮抢装结束、进入平价时代后，风电厂商将更为看重全生命周期的度电成本包括风电运维服务，将利于整机龙头持续扩大份额优势。风机价格从高位回落或帮助淘汰高成本厂商，加速行业整合。
在本轮抢装中，受制于上游零部件厂商的产能瓶颈，尽管风机招标价有明显的上升，但整机企业整体利润率并未实现提升，抢装周期的利润更多被留存在了上游零部件环节。但我们认为即将到来的平价时代，零部件的紧缺情况将出现短暂缓解，另外随着零部件厂商也有望通过扩产提升先进产能和整机厂商先进机组的投入市场，整机厂利润率将呈现回升趋势。以金风为例，公司3Q20风机毛利率已经回升至15％以上，较1H20的12％有显著提升。
图表: 2016-2019中国市场风电整机出货量排名及占比
资料来源：中国可再生能源学会风能专业委员会，中金公司研究部
图表: 风电整机月度公开投标价
资料来源：金风科技官网，中金公司研究部
图表: 风电整机和零部件企业半年度毛利率
图表: 风电整机和零部件企业半年度毛利率
环保：供给新格局，优质技术提供商、运营服务商有望享受溢价
供给端：优质技术提供商、运营服务商有望享受溢价，REITs打通行业再融资渠道
投资主体逐渐向央企、国企、省级环保平台转变
大型央企、国企及省级环保集团成为新的投融资主体。经历2018年去杠杆的阵痛期、2019年国企收并购民企的过渡期，行业供给端格局转变趋于明朗，我们看到更多的大型央企、国企、省级环保集团企业在大跨步的进入环保投资领域，环保行业投资的投融资主体逐渐由地方政府、专业化环保企业转向融资渠道更广、资金成本更低的大型央企、国企及地方省级环保集团。
央企、国企积极布局环保：融资能力强、资金成本低的央企、国企积极参与环保民企混改，我们统计目前已有14家民企完成/阶段性完成混改。而三峡集团、华能集团等公司则成立环保平台加大环保行业布局。
地方省级环保集团：我们预计资金充足的省级环保集团有望成为政府生态环境重大基础设施的投资建设运营主体，带动环保治理行业投资增长，我们统计当前已有13个省市成立了环保平台。
绿色发展基金：由财政部、各大金融机构、地方财政出资的高规格、大规模（885亿元）的绿色发展基金成立，将通过直接股权投资方式带动环境保护、污染治理等多个领域的发展。
图表: 环保投资主体向央企、国企、省级环保平台等转移
资料来源：生态环境部，北极星，中金公司研究部
我们认为专业化环保公司，尤其是民企，将逐步褪去投融资主体的角色，回归以设备制造、核心系统EPC、运营为长的轻资产业务是未来行业供给端的大趋势，行业未来供给端的格局或将演变为：1）央企、国企承担环保行业的融资、投资，同时持有资产。2）以技术、运营能力为长的环保公司将更多聚焦在如何把环保项目质量、运营效率提升，投融资的压力将大幅减轻。环保行业整体供给质量有望提升，而在这个过程中，我们认为具备领先的技术、优秀的项目运营管理服务的环保公司的价值将不断体现，享受溢价。
基础设施REITs或将加速行业供给格局转变
2020年4月底以来，基础设施REITs工作持续推进，目前第一批试点项目正在申报中。我们认为环保行业作为基础设施重要组成部分，有望通过REITs实现投资、运营、融资的闭环，扩大环保企业融资渠道，提升行业投资空间；同时，REITs管理人对于资产委托运营方要求更加严格，强化运营经验丰富、管理能力强的企业的竞争优势。
REITs强化企业运营优势。REITs同时在基金管理和资产管理上提出严格要求，从基金管理人角度来看，更加注重资产运营效率、现金流稳定性和回报率等。根据试点申报要求，试点项目净现金流收益率不低于4％，运营稳健的资产更加受REITs青睐，有利于行业竞争壁垒从资金向专业运营转移；并且，随着REITs的进一步推动，未来基金管理人对运营经营充足、管理能力强的企业需求增加，进一步提升优质企业的市场份额。
图表: REITs对环保行业影响
资料来源：万得资讯，中国REITs联盟，中金公司研究部
REITs打通企业再融资渠道，带动行业投资增长。环保行业，尤其是水务、固废处理等行业重资产属性明显，当前水务、固废主要龙头企业资产周转率在0.04-0.21之间，负债率基本都超过64％，融资压力较大。而REITs则打开公司再融资渠道，环保公司可以通过REITs盘活当前在手资产，加快资金回笼；同时根据发改委试点申报工作的通知，通过REITs回收资金的80％需要用于新的基础设施建设。我们认为环保作为当前补短板的重点领域，REITs顺利实施或带动环保行业投资增长。
图表: 企业负债率较高（1H20）
图表: 资产周转率较低（1H20）
需求端：水处理、固废行业预计依然是“十四五”环保政策重点
环保政策力度仍在不断加码。2012年自生态文明建设成为施政重点方向之一以来，国家对生态环保重视度持续提升。2020年，中办、国办印发了《关于构建现代环境治理体系的指导意见》，提出至2025年，将形成完善的环境治理体系，叠加当前“固废法”、“长江大保护”、“垃圾分类”、“补短板”等政策持续出台，我们认为环保治理政策力度持续趋严。
图表: 中国环保政策高度持续提升
资料来源：中共中央办公厅，国务院办公厅，中金公司研究部
我们认为固废及水务依旧是当前环保治理主要方向。新修订的《固废法》、《长江保护修复攻坚战行动计划》等对固废、水环境治理要求更加严格，针对性更强，且资金支持力度更大；垃圾分类、土壤修复政策进一步释放环保治理需求；生活垃圾分类和处理设施、生活污水处理设施补短板方案进一步强调对传统弱项的强化。
图表: 十四五期间运营市场稳步提升
图表: 十四五期间投资需求大幅增加
“十四五”环保需求预计仍将持续提升。我们认为当前垃圾焚烧、环卫服务以及水务运营等处置产能依旧不足，我们测算十四五期间固废和水务市场运营空间增长1200亿元；随着土壤修复、水环境治理的进一步开展，我们测算十四五期间固废处置和水环境治理板块累计投资需求相比十三五期间有望提升74％至3.3万亿元。
核电：重启确定，制造端或率先启动
核电审批重启确定，制造业先受益
重启确定，板块走出低谷。今年9月2日国务院常务会议一次性核准了四台华龙一号核电机组。此次机组审批在新闻联播高调官宣，是2011年福岛核事故后我国首次实现连续两年新机组审批，且早于华龙一号首堆并网，我们认为在这一时点核准新机组是支持核电行业发展、核电项目审批正常化的一个积极信号， 核电作为稳定、清洁、经济基荷能源的价值正在凸显。考虑到中长期电力领域零碳排放的目标，而风光机组出力均具有一定的不稳定性，我们预计在多能互补的顶层设计之下，核电有望同步迎来高速发展。
我们认为十四五往后我国核电发展主流将采取国产化技术的大方向正在明晰，国内核电产业链将充分受益，看好核电设备企业业绩率先兑现。今年9月核准的四台机组全部采用了国产化三代技术华龙一号，华龙一号全球首堆福清5号机组已于2020年11月27日成功并网发电，中国国产化三代堆型设计、建造能力得到验证，我们认为十四五往后我国核电发展主流将采取国产化技术的大方向正在明晰。据公开资料整理，我国沿海已储备的约26个核电站厂址中，除去在运、已核准机组还有约58台的可开发空间。其中，我们认为约12台获准开展前期工作年份较早、若核电审批得以持续，有望较快投入正式建设，台机组的总投资额均在200亿元级别，将带动我国核电全产业链的发展。
运营商成长逻辑得到强化，价值进入修复通道
看好核电作为我国能源结构清洁转型中重要基荷电力，三代技术首堆陆续验证，有望带动行业景气度回升。我们预计电能替代、数据中心以及居民消费升级将带动我国用电需求持续增长，而供给侧面临碳排放约束，核电是清洁、稳定、经济的基荷能源选项，我们认为装机增长有望受益我国能源转型。随着三代引进技术首堆陆续投产、国产化堆型首堆建设各项节点顺利推进，我们看好核电发展的安全性、自主性得到验证带来行业整体景气度逐渐回升、新机组审批可能性增大。
乐观情景下，若2020~2024年核电审批保持8台/年速度，则我们测算到”十五五”末我国核电累计装机/年发电量有望较2019年翻番至120GW/8902亿度，2019~30年CAGR分别+8.5％/+9.8％。
传统电力：全速转型新能源获新动能，个别地区电力紧缺带来电价上涨空间
火电：2021年“量升价稳”推动盈利小幅上行 大力开发新能源投资实现能源转型
收入端：“十四五”火电新增装机有望有序、有节制地开发，2021年或呈现量升价稳。下一个五年，我国坚定能源转型步伐已经较为明确，新增用电需求将主要由可再生能源满足。我们认为煤电的建设开发将会是有节制、有规划的开展，以特高压配套项目、上大压小、煤电一体化项目为主。我们预计2021年新增火电装机将控制在25GW，此后逐步走弱。
十四五火电新增项目保持有节制开发。在2030“碳达峰”/2060“碳中和”的趋势下，我们预计火电新增项目将保持有节制开发，整体新增电力投资主要为新能源。火电项目的新增将以满足部分地区支柱性电源点的需求为导向，项目“上大压小”，以及发展成本较低的煤电一体化项目等。
2021年火电有望迎来量升价稳。2021年我们预计全年用电需求较强，而电力新增供给以低利用小时的风光为主的情况下，火电利用小时或有望得到支撑，叠加2020年上半年低基数的影响，我们预计明年正常状态下火电利用小时将从今年的4,136小时提升至4,436小时。我们预计在电力供需改善的情况下，市场化电量交易价格压力较小，火电综合电价将继续稳健表现（可控制在-1％以内）。
图表: 火电利用小时趋势判断
资料来源：公司公告，万得资讯，中金公司研究部
成本端：燃料成本保持稳定、财务费用小幅回落，火电业绩进一步向好。由于疫情带来的供需错配以及内蒙地区反腐倒查20年带来煤炭供给收紧，动力煤价格在2020年经历了大起大落，在480~613元/吨之间波动，预计中枢价格落在566元/吨。走出疫情影响后，我们认为2021年煤价波幅将收窄，国内先进产能释放将使得现货价格均值同比持平或有小幅回落空间，中金煤炭组预计2021年煤价中枢落在570元/吨，较2020年同比基本持平。
现金流趋势向好，负债率呈现下降趋势，盈利有望保持回升趋势。我们预计火电企业2020年盈利同比大幅上扬50％以上，且现金流大幅回暖，杠杆率逐年走低。我们认为趋势将在2021年得以延续，2020年抢装结束后，资本性开支数额将随着新能源单位造价下降而有所缩减，电企自由现金流冗余或进一步用于偿还贷款、减少财务开支，从而降低杠杆压力、提升盈利。负债规模下行将进一步改善火电企业的经营状况，看好2021年盈利增速15％~20％，龙头ROE回归至8％~10％。
火电龙头积极转型，或是下一波新能源投资主力，带来公司新活力
跟随电力结构转型大方向，传统火电企业的下一轮投资重点将转向风电、光伏，新能源业务成为新的盈利增长点。而大型电力央企将利用自身资金、人员优势以及多类电源管理经验，积极投入基地项目开发。依托火电业务带来的稳定现金流，新能源平价项目建设将为火电企业注入新的活力和业绩成长。
图表: 当前各电力企业对“十四五”新能源发展规划
“十四五”火电利润或迎来两大新增项：
新增收入：电改深化，调峰补偿机制或有望扩大应用范围，帮助稳定火电回报。近年来，我国新能源装机占比不断提升，火电参与深度调峰，支持能源结构转型。截止目前，已经有超过20个省市开展了电力辅助服务市场建设。我们认为在储能经济性优化前，火电对电网稳定性的支撑至关重要，而“容量电价”、“辅助服务”等补偿机制或在十四五期间有望逐步落地，保障火电参与调峰后的回报水平，继续为新能源发展保驾护航。
新增支出：燃煤火电机组免费配额标准收紧，年度碳配额成本最多将增加3倍。生态环境部公开征求《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》意见 ，一体化碳市场起步。此前7个试点省份对于燃煤火电机组免费配额计算方式不同，其中具有代表性的广东市场按照95％的上一年排放量，给予免费配额，相当于一台1GW煤电机组每年只需支付800万吨X（1-95％）=40万吨二氧化碳排放配额的费用。而此次方案将免费配额指标收缩至70％并设置补偿上限20％，相当于同一台1GW煤电机组，需要支付800万吨X20％=160万吨二氧化碳排放配额费用。如果按照20元/吨计算，年度额外成本达到2400万元，增加3倍。
水电：电价风险区域分化 云南省内交易价格或受益用电高增长小幅上行
白鹤滩、杨房沟、两河口等大型机组将相继投产，跨省送电规模进一步扩大。但2021年将有多台大型水电机组密集投产，长江流域白鹤滩水电站（1600万千瓦，送至江苏、浙江），雅砻江中游杨房沟、两河口（450万千瓦，送至江西）机组将陆续进入商运。
水电参与市场电比例逐步提升，但个别区域供电紧张或带来市场交易电价走高。考虑部分水电机组盈利能力明显优于其他电源设备，且当前水电参与市场电比重仍然较小，存在进一步提升可能，带来综合电价呈小幅下降。
但个别地区如云南省，用电需求快速走高，领跑全国。2017年以来云南省推出优惠电价政策助力招商引资，三年平均新增用电130~140亿度电/年。今年前三季度同比+9.3％，增速持续超预期，领跑全国。根据昆明电力交易中心数据，1-11月的月度市场电成交价格同比增幅达到5.1％~12.9％ 或 7厘~2.2分。电力缺口逐步加剧，电价仍有上行空间。我们认为“十四五”云南电力供给偏紧将是大概率事件。根据当前电解铝企业的扩产计划以及光伏新产能入滇情况，预计2021-2023年省内每年新增用电量或保持在200亿度电以上。相反，供给端新增贡献较为薄弱，新投的乌白水电站仅100亿度电留存省内，煤电持续受到管控且部分亏损机组面临破产淘汰，而规划内的新增风光1100万千瓦装机仅有望带来增量260亿度电。综合来看，我们对2021年省内市场电交易价格持乐观态度，或小幅走高1分，且外送电价下降风险小。
图表: 2014-10M20 云南省用电增速 vs. 全国
资料来源：国家能源局，中金公司研究部
图表: 云南省月度市场交易 – 成交价格
资料来源：昆明电力交易中心，中金公司研究部
图表: 云南省月度市场交易 – 成交规模
资料来源：昆明电力交易中心，中金公司研究部