“十四五”規劃在即，新能源有望加速裝機。十四五期間我國需要竭力控制化石能源消費占比，因此對非化石能源的需求形成每年超過上萬億千瓦時的電力缺口。由于我國水電資源與核電開發進度受到客觀條件的約束，主要電力供給的增量只能依靠光伏與風電新增在裝機的補充。我們估算十四五期間，光伏與風電每年新增裝機需要分別達到 60-90GW 和 25-37GW，合計建設規模達到85-127GW，遠超十三五期間 66GW 的均值；2026-2035 年期間，我國光伏與風電的年均裝機容量可達到 210/89GW，再上一個飛躍的臺階。

系統成本下降，非系統成本通過政策削減，國內新能源進一步加速平價。發電端平價是新能源與其他形式電力之間的對比，其中煤電發電成本最低，所以新能源發電端平價可以近似比較的是：無補貼下，新能源發電全投資 IRR 等于火電（脫硫煤電）期望 IRR。當前，全國各省區火電上網標桿電價 0.25~0.45 元/KWh，在 2020 年補貼全部退出、火電標桿價格不變的假設下，2020 年全國32 個電力區實現新能源平價的區域達 27 個，占全部電力區 84%。

財政補貼對新能源行業引導正在弱化，平價上網需求促進系統成本下降。根據納入 2019 年新能源發電國家競價補貼范圍的項目申報電價，各省市普通新能源電站競價項目的加權競價申報上網電價在 0.32~0.5 元/kwh 之間，均低于各類資源區的上網指導電價，補貼電價為 0.03~0.12 元/kwh。在當前上網電價下，項目收益率為 8%時，各省市系統成本在 3.52~4.88 元/kw 之間，若實現平價上網 irr=8%，則系統成本需降低至 2.78~4.02 元/kw 之間，降幅最高達 30%，對應的度電成本在 0.25~0.44 元/kwh 之間。

國內新能源進一步加速平價，平價之后新能源優勢凸顯。發電端平價是新能源與其他形式電力之間的對比，其中煤電發電成本最低，所以新能源發電端平價可以近似比較的是：無補貼下，新能源發電全投資 IRR 等于火電（脫硫煤電）期望 IRR。當前，全國各省區火電上網標桿電價 0.25~0.45 元/KWh，在 2020年補貼全部退出、火電標桿價格不變的假設下，2020 年全國 32 個電力區實現新能源平價的區域達 27 個，占全部電力區 84%。根據國家電網的統計，2020年將下降到 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，疫情影響邊際減小，光伏平價訴求將進一步爆發。以美國為例，根據民主黨平臺草案的規劃，呼吁未來 5 年內美國將安裝 5 億塊光伏組件，年均約合 40GW，如果 2035 年達到無碳發發電，國信電新測算中長期美國光伏年均裝機將達到 64GW 以上。如果美國重新加入《巴黎協定》，可能繼續推動該國在 2050 年前實現“100%清潔能源消費”，并將為 2050 年的“凈零排放”目標設定落實機制。全球安裝成本和 LCOE 持續下降，刺激裝機需求爆發：2010~2019 年間，受益于新能源組件與電站 BOS 等成本下降，大型太陽能新能源項目的平均安裝成本下降了 66%~84%；同時，全球公用事業規模太陽能新能源項目的平均 LCOE 迅速下降了 62%，LCOE 較低的由印度的 0.06 美元/kwh-0.11 德國的美元/kwh 不等，LCOE 較高的日本和英國均在 0.15 美元/千瓦時左右。預計 2020 年將增至 16 個，形成傳統市場與新興市場相結合的多元化市場。

2021 年全球風電市場繼續穩步增長，預期同比增速 11%全球風電行業在 2021 年延續了 2020 年克服疫情后仍穩步發展的強韌勢態，陸上風電方面，美國和中國進入搶裝收尾疊加平價發展，歐洲風電裝機在 2020年受到疫情的嚴重影響后 2021 年重啟增長模式。海上風電方面，在中國搶裝的大背景下，全球海上風電 2021 年延續高速增長勢態，同時美國也開始加入海上風電陣營。預計 2020 年全球風電裝機達到 70GW，國內 33GW，海外 37GW；2021 年全球市場同比增長 11%達到 78GW，國內同比下滑 11%達到 29.5GW，海外同比增長 30%達到 48GW。從細分市場來看，2021 年陸上市場增量主要來自歐洲、美國、南美等地區，美國陸上風電補貼政策因疫情獲得了一年的寬限期，遞延至 2021 年底，但其風電平價經濟性也呈現高速增長；海上風電主要增長趨勢來自中國和歐洲市場，國內主要受海上風電補貼政策拉動，進入最后一年搶裝期，歐洲市場在歐盟經濟刺激政策和平價動力驅使下，海上風電進入高速成長階段。