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 國家能源局本周公布2020 年電力行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，風電、光伏當年新增并網(wǎng)裝機容量分別達到72GW 和48GW，分別同比增長178%和60%，超過全市場最樂觀預期。如何理性看待這一數(shù)據(jù)？1）首先，2020 年作為我國新建陸上風電和除戶用以外的新建光伏項目能夠享受國家補貼的最后一年，同時又遭遇疫情的嚴重干擾，是最重要因素，能源局在11 月對電網(wǎng)公司發(fā)出通知，要求按照“能并盡并”原則支持新能源項目年底并網(wǎng)工作的政策引導功不可沒；2）風電領域部分歷年完成吊裝但未實現(xiàn)并網(wǎng)的項目集中在2020 年底并網(wǎng)；3）根據(jù)產(chǎn)業(yè)鏈調研，風電和光伏領域均有一定規(guī)模的并網(wǎng)項目存在非全容量并網(wǎng)的情況，這部分風機吊裝和組件補裝需求將對2021H1 的風光行業(yè)需求形成一定的額外支撐，近期龍頭光伏組件廠商排產(chǎn)及部分核心原材料的價格、訂單情況也基本能夠印證這一判斷。

陜西發(fā)改委、西北能監(jiān)辦本周聯(lián)合下發(fā)《陜西省2021 年新能源發(fā)電企業(yè)參與市場化交易實施方案》，提出省內風電、光伏項目超過1700h、1250h 以上部分需參與市場化交易，約占項目發(fā)電量15%左右。對此事件我們認為：

1）我國發(fā)展風光電力的初衷，除減排環(huán)保因素外，降低全社會用能成本也是重要目標，因此隨著風光電力逐步實現(xiàn)平價及成本的進一步下降，逐步提高參與市場化交易比例將是大勢所趨，也是符合海外先進經(jīng)驗的；2）隨著風光電力的滲透率持續(xù)提升，其出力波動性和與需求曲線的不匹配性，都要求通過價格機制來協(xié)助電力系統(tǒng)維持安全穩(wěn)定運行；3）我國風電光伏項目的投資將主要由電力央企主導，在新建平價項目不再受補貼拖欠困擾以及頂層設計力推碳減排的大背景下，央企投資風光項目的要求收益率及其在投資決策中的權重都將有所下降。因此簡單來說，新能源電力的市場化交易既是產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必然趨勢，也不會對碳達峰/碳中和背景下的風光產(chǎn)業(yè)發(fā)展產(chǎn)生顯著的負面影響。

青海省發(fā)改委、科技廳、工信廳、能源局本周聯(lián)合下發(fā)《關于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知》，提出對新能源發(fā)電配置10%+容量、2小時以上時長的電化學儲能項目，提供0.1 元/kWh 的地方儲能補貼，補貼時限暫定兩年。青海省風光水資源都極為豐富，截至2020 年底風光裝機規(guī)模達到省內電力總裝機61%，其中光伏超過水電成為省內第一大電源，因此棄光壓力也逐漸增加。在年度策略報告中，我們提到儲能發(fā)展將是十四五期間我國電力能源行業(yè)發(fā)展的重中之重，盡管考慮到成本下降速度和相關政策制定的節(jié)奏，我們預計2022-2023 年或將是國內電化學儲能市場真正大規(guī)模啟動的年份，但國內試點范圍的擴大、海外用戶側市場的高增、以及類似青海省這樣的地方補貼的出臺，都將有力護航儲能市場的加速啟動，中期來看，我們認為有效的市場機制（需要政策）配合一定的強制配置措施，或將是國內電源/電網(wǎng)側大規(guī)模儲能市場真正大規(guī)模發(fā)展的重要觸發(fā)因素。

板塊方面，隨著光伏搶裝/補裝需求逐步減弱、產(chǎn)業(yè)鏈部分環(huán)節(jié)產(chǎn)能陸續(xù)釋放，春節(jié)前后部分產(chǎn)品價格出現(xiàn)松動的一致預期逐步形成，由于一定幅度的產(chǎn)品降價完全在市場預期和盈利預測范圍內，因此相比降價本身，后續(xù)應更關注降價后的短期需求跟進情況（如Q2 組件訂單能見度）及降價節(jié)奏趨勢。當前時點，在兩會政策預期臨近、板塊橫向比較估值優(yōu)勢仍存、市場新增機構資金充沛的背景下，我們維持對光伏、風電板塊偏積極的觀點。

原標題：電力設備與新能源行業(yè)研究：并網(wǎng)超預期和儲能補貼的熱VS.市場化交易的“涼”