电力设备与新能源行业：电价市场化促风光储发展 电车开启Q4抢装

　　新能源：光伏产业链对原材料涨价传导较顺畅，继续验证需求对价格承受力超预期；电价上涨中短期利好产业链整体利润规模扩张，市场化提速利好储能商业模式成熟；继续坚定看好板块四季度机会，继续积极配置各环节龙头，优选利润兑现确定性高的环节/公司。

　　10 月12 日，国家发改委正式发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确“有序推动全部燃煤发电电量进入市场形成市场交易电价，上下浮动范围扩大为原则上均不超过20%，高耗能行业市场电价不受上浮20%限制”。10 月15 日政策实施首日，江苏、广东组织开展的市场化电力交易中，形成的131 亿度交易电量成交价格较基准价上浮19.8%，基本实现顶格上浮。

　　简短的《通知》内容，表面上看主要是为了疏导当前市场煤价与计划电价之间的激烈矛盾，但我们认为对新能源发电行业乃至我国整个电力改革的进程，都是一个里程碑事件。回顾今年7 月底发改委完善分时电价政策发布时我们的点评，当时提到：“事件更重要的是标志着电力市场化改革成功向涉及电价的深水区迈进，未来电源侧的市场化电价改革也是大概率事件”。目前看来，下半年的煤电矛盾激化和能耗双控趋严明显加快了电改的进程。

　　尽管，对于大部分存量新能源发电项目来说，参与市场化交易的电量比例并不高，且长期来看，风光电力由于在建成的一刻即锁定了绝大部分的成本构成，相对固定的长协PPA 电价(或者大比例固定，小比例浮动)可能才是更符合其财务特性的电价形式，因此本次市场交易电价浮动范围扩大对存量项目的直接利好有限。但中期来看，市场平均用电成本的上升、以及电价市场化程度的提高，无疑对新能源发电需求端的成本承受力(尤其是自发自用的工商业分布式市场)及储能商业模式的形成构成利好。当然长期新能源仍然需要凭借自身技术进步承担降低全社会用能成本的责任。此外，短期电价上浮空间的打开，也有望改善光伏产业链部分原材料端的生产供应限制，有利于中游环节成本压力的缓解以及装机量的如期兑现。

　　从国庆后的产业链价格表现来看，中游硅片/电池继续大比例传导快速上涨的硅料价格带来的成本上升，而节后公布组件集采中标情况来看，大型集中式电站业主也已经逐步接受1.9 元/W 以上的年内交付价格，现货和分布式订单则开始出现2 元/W 以上的成交。产业链涨价对终端需求的压力测试，继续以需求端承受力超预期的结果呈现，这也验证了我们10 月7 日周报中判断的：节后产业链博弈大概率走向“下游接受涨价”和“负反馈导致上游降价”之间的前者。

　　总结重申近期核心观点：1)需求弹性释放，年内、乃至明年的全球新增光伏装机量/组件产量，基本由供应链瓶颈环节(大概率为硅料)产量决定，并仍将摄取产业链利润大头；2)光伏产品价格的形成更多是终端需求承受力的“果”，而非产生需求的“因”，全球缺电和传统能源电价上升趋势下，终端对价格承受力有望持续超预期，产业链整体利润有望阶段性扩张；3)2022 年国内电源侧储能爆发确定，项目业绩、集成能力、客户资源是核心竞争要素。

　　继续看好四季度需求放量、估值切换背景下的板块机会，当前时点优选：

　　1)利润率预期稳定、受益需求放量和储能爆发增长加成的逆变器/储能龙头；2)供应增长受限、2022 年大概率仍为瓶颈、成本端涨价阶段性完成的硅料；3)2022 年盈利改善弹性大、引领N 型技术升级的一体化组件龙头；4)竞争格局优良的胶膜、玻璃等核心辅材龙头。

　　风险提示：产业链价格竞争激烈程度超预期；全球疫情超预期恶化。