“十四五”规划在即，新能源有望加速装机。十四五期间我国需要竭力控制化石能源消费占比，因此对非化石能源的需求形成每年超过上万亿千瓦时的电力缺口。由于我国水电资源与核电开发进度受到客观条件的约束，主要电力供给的增量只能依靠光伏与风电新增在装机的补充。我们估算十四五期间，光伏与风电每年新增装机需要分别达到 60-90GW 和 25-37GW，合计建设规模达到85-127GW，远超十三五期间 66GW 的均值；2026-2035 年期间，我国光伏与风电的年均装机容量可达到 210/89GW，再上一个飞跃的台阶。
系统成本下降，非系统成本通过政策削减，国内新能源进一步加速平价。发电端平价是新能源与其他形式电力之间的对比，其中煤电发电成本最低，所以新能源发电端平价可以近似比较的是：无补贴下，新能源发电全投资 IRR 等于火电（脱硫煤电）期望 IRR。当前，全国各省区火电上网标杆电价 0.25~0.45 元/KWh，在 2020 年补贴全部退出、火电标杆价格不变的假设下，2020 年全国32 个电力区实现新能源平价的区域达 27 个，占全部电力区 84%。
财政补贴对新能源行业引导正在弱化，平价上网需求促进系统成本下降。根据纳入 2019 年新能源发电国家竞价补贴范围的项目申报电价，各省市普通新能源电站竞价项目的加权竞价申报上网电价在 0.32~0.5 元/kwh 之间，均低于各类资源区的上网指导电价，补贴电价为 0.03~0.12 元/kwh。在当前上网电价下，项目收益率为 8%时，各省市系统成本在 3.52~4.88 元/kw 之间，若实现平价上网 irr=8%，则系统成本需降低至 2.78~4.02 元/kw 之间，降幅最高达 30%，对应的度电成本在 0.25~0.44 元/kwh 之间。
国内新能源进一步加速平价，平价之后新能源优势凸显。发电端平价是新能源与其他形式电力之间的对比，其中煤电发电成本最低，所以新能源发电端平价可以近似比较的是：无补贴下，新能源发电全投资 IRR 等于火电（脱硫煤电）期望 IRR。当前，全国各省区火电上网标杆电价 0.25~0.45 元/KWh，在 2020年补贴全部退出、火电标杆价格不变的假设下，2020 年全国 32 个电力区实现新能源平价的区域达 27 个，占全部电力区 84%。根据国家电网的统计，2020年将下降到 0.26-0.30 元/kWh，2025 年 0.23-0.26、2030 年 0.20-0.23 元/KWh。
海外能源革命加速，疫情影响边际减小，光伏平价诉求将进一步爆发。以美国为例，根据民主党平台草案的规划，呼吁未来 5 年内美国将安装 5 亿块光伏组件，年均约合 40GW，如果 2035 年达到无碳发发电，国信电新测算中长期美国光伏年均装机将达到 64GW 以上。如果美国重新加入《巴黎协定》，可能继续推动该国在 2050 年前实现“100%清洁能源消费”，并将为 2050 年的“净零排放”目标设定落实机制。全球安装成本和 LCOE 持续下降，刺激装机需求爆发：2010~2019 年间，受益于新能源组件与电站 BOS 等成本下降，大型太阳能新能源项目的平均安装成本下降了 66%~84%；同时，全球公用事业规模太阳能新能源项目的平均 LCOE 迅速下降了 62%，LCOE 较低的由印度的 0.06 美元/kwh-0.11 德国的美元/kwh 不等，LCOE 较高的日本和英国均在 0.15 美元/千瓦时左右。预计 2020 年将增至 16 个，形成传统市场与新兴市场相结合的多元化市场。
2021 年全球风电市场继续稳步增长，预期同比增速 11%全球风电行业在 2021 年延续了 2020 年克服疫情后仍稳步发展的强韧势态，陆上风电方面，美国和中国进入抢装收尾叠加平价发展，欧洲风电装机在 2020年受到疫情的严重影响后 2021 年重启增长模式。海上风电方面，在中国抢装的大背景下，全球海上风电 2021 年延续高速增长势态，同时美国也开始加入海上风电阵营。预计 2020 年全球风电装机达到 70GW，国内 33GW，海外 37GW；2021 年全球市场同比增长 11%达到 78GW，国内同比下滑 11%达到 29.5GW，海外同比增长 30%达到 48GW。从细分市场来看，2021 年陆上市场增量主要来自欧洲、美国、南美等地区，美国陆上风电补贴政策因疫情获得了一年的宽限期，递延至 2021 年底，但其风电平价经济性也呈现高速增长；海上风电主要增长趋势来自中国和欧洲市场，国内主要受海上风电补贴政策拉动，进入最后一年抢装期，欧洲市场在欧盟经济刺激政策和平价动力驱使下，海上风电进入高速成长阶段。
