新能源：光伏微观基本面保持强劲，大宗品价格回落提供主产业链涨价空间；2022年国内发电侧储能市场确定性爆发，逆变器/系统集成龙头协同效应/项目业绩优势有望充分体现；预计板块行情重心将逐渐重回白马龙头。

随着国内终端电站安装旺季逐渐启动（我们反复强调的国内需求刚性强开始兑现），从招标到排产一片火热，产业链价格本周也继续全线攀升，尽管其中部分环节涨价一定程度上受原材料成本上升驱动，比如玻璃、胶膜，但玻璃环节在供应端仍有新产能陆续释放的情况下，库存水平连续数周下降仍然充分验证组件环节开工的显著回升。同时我们注意到，近期中大规模组件集采开标/中标价格也有显著上升，大尺寸双玻组件中标价格已普遍高于1.8元/W，这反映出：在钢、铜等大宗原材料价格高位回落（对应电站支架、电缆成本下降）的背景下，电站投资商对组件价格的容忍度有所提升，且组件厂在成本攀升的情况下，价格传到较为顺畅，下半年全产业链盈利能力均有较好的保障。

本周，内蒙古能源局下发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，拟安排10GW保障性并网规模（其中风电6.2GW，光伏3.8GW），同时明确要求配置不低于项目装机容量15%（2小时）的电化学储能设备，并要求列入计划的项目应于2022年底前并网。

在8月初的鼓励发电侧配储政策点评《发电侧才是储能星辰大海》中，我们已经提到，除了“市场化并网”项目需根据国家政策明确要求配置15-20%容量x4小时的储能设备外，在由各地方政府制定的用于2021年风光“保障性并网”指标分配的竞争性配置方案中，对储能的要求也已几乎成为标配，只不过部分地区是“必选项”（如内蒙、甘肃、安徽等），而部分地区则是“配置储能可加分”（如河北等）。因此2022年国内新能源电源侧储能市场的爆发几乎是板上钉钉的大概率事件，基于2022年国内风光装机100GW以上的假设，即使按照较为保守的平均10%容量x2小时计算，仅发电侧新增储能配置需求就超过20GWh，预计较2021年国内全部储能新增装机增长3倍以上。在海外发电侧储能市场率先启动的推动下，宁德、阳光等储能龙头上半年相关收入已呈现高速增长趋势，两家公司的储能相关业务收入在2021H1分别实现727%和267%的增幅，且毛利率普遍高于公司内其他可比业务（宁德储能毛利率显著高于动力电池，阳光储能系统毛利率显著高于光伏系统集成）。

我们重申当前时点对于储能板块投资的几个重要结论观点：1）发电侧是储能最主要市场；2）大型地面电站用逆变器及系统集成龙头的客户资源优势有望得到充分发挥；3）储能项目开发建设的历史业绩和项目经验是十分重要的竞争壁垒；4）储能业务增长对大市值行业龙头的业绩弹性可能超出目前市场偏保守的预期。

新能源板块近几周的行情重心，向二三线、甚至四五线标的蔓延的趋势显著，而各环节白马龙头股价表现普遍落后板块，我们预计，随着半年报不确定性逐渐释放完毕，在行业基本面保持强劲、板块情绪维持高涨的背景下，短期行情主线或将逐步向行业地位稳固、增长确定性更强的龙头回归，即从“重赔率”向“重概率”切换。

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