国家能源局本周公布2020 年电力行业统计数据，风电、光伏当年新增并网装机容量分别达到72GW 和48GW，分别同比增长178%和60%，超过全市场最乐观预期。如何理性看待这一数据？1）首先，2020 年作为我国新建陆上风电和除户用以外的新建光伏项目能够享受国家补贴的最后一年，同时又遭遇疫情的严重干扰，是最重要因素，能源局在11 月对电网公司发出通知，要求按照“能并尽并”原则支持新能源项目年底并网工作的政策引导功不可没；2）风电领域部分历年完成吊装但未实现并网的项目集中在2020 年底并网；3）根据产业链调研，风电和光伏领域均有一定规模的并网项目存在非全容量并网的情况，这部分风机吊装和组件补装需求将对2021H1 的风光行业需求形成一定的额外支撑，近期龙头光伏组件厂商排产及部分核心原材料的价格、订单情况也基本能够印证这一判断。

陕西发改委、西北能监办本周联合下发《陕西省2021 年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》，提出省内风电、光伏项目超过1700h、1250h 以上部分需参与市场化交易，约占项目发电量15%左右。对此事件我们认为：

1）我国发展风光电力的初衷，除减排环保因素外，降低全社会用能成本也是重要目标，因此随着风光电力逐步实现平价及成本的进一步下降，逐步提高参与市场化交易比例将是大势所趋，也是符合海外先进经验的；2）随着风光电力的渗透率持续提升，其出力波动性和与需求曲线的不匹配性，都要求通过价格机制来协助电力系统维持安全稳定运行；3）我国风电光伏项目的投资将主要由电力央企主导，在新建平价项目不再受补贴拖欠困扰以及顶层设计力推碳减排的大背景下，央企投资风光项目的要求收益率及其在投资决策中的权重都将有所下降。因此简单来说，新能源电力的市场化交易既是产业发展的必然趋势，也不会对碳达峰/碳中和背景下的风光产业发展产生显著的负面影响。

青海省发改委、科技厅、工信厅、能源局本周联合下发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，提出对新能源发电配置10%+容量、2小时以上时长的电化学储能项目，提供0.1 元/kWh 的地方储能补贴，补贴时限暂定两年。青海省风光水资源都极为丰富，截至2020 年底风光装机规模达到省内电力总装机61%，其中光伏超过水电成为省内第一大电源，因此弃光压力也逐渐增加。在年度策略报告中，我们提到储能发展将是十四五期间我国电力能源行业发展的重中之重，尽管考虑到成本下降速度和相关政策制定的节奏，我们预计2022-2023 年或将是国内电化学储能市场真正大规模启动的年份，但国内试点范围的扩大、海外用户侧市场的高增、以及类似青海省这样的地方补贴的出台，都将有力护航储能市场的加速启动，中期来看，我们认为有效的市场机制（需要政策）配合一定的强制配置措施，或将是国内电源/电网侧大规模储能市场真正大规模发展的重要触发因素。

板块方面，随着光伏抢装/补装需求逐步减弱、产业链部分环节产能陆续释放，春节前后部分产品价格出现松动的一致预期逐步形成，由于一定幅度的产品降价完全在市场预期和盈利预测范围内，因此相比降价本身，后续应更关注降价后的短期需求跟进情况（如Q2 组件订单能见度）及降价节奏趋势。当前时点，在两会政策预期临近、板块横向比较估值优势仍存、市场新增机构资金充沛的背景下，我们维持对光伏、风电板块偏积极的观点。

原标题：电力设备与新能源行业研究：并网超预期和储能补贴的热VS.市场化交易的“凉”