原材料新增供给逐步释放,中下游主材及辅材龙头受益需求增长。4Q20以来,上游硅料、EVA粒子供给紧张致产业链利润向原材料环节转移,中下游盈利能力受到挤压。展望2022年,我们测算全行业硅料、EVA粒子有效产量有望同比高双位数增长,供应链瓶颈缓解带来装机需求大年,我们看好格局稳定的辅材环节逆变器、胶膜及光伏玻璃龙头企业将率先受益光伏需求增长;同时,硅料价格有望回落,将带动中下游电池组件环节单瓦盈利能力修复,叠加需求增长,我们看好组件环节明年量利双增、业绩高弹性。

N型时代渐行渐近,带动产业链各环节企业技术迭代。我们认为当前P型电池基本已达量产性能极限,而N型电池有望拉动行业技术发展再上一个台阶、是未来五年行业技术发展主旋律,有望重新拉开企业之间的技术实力差距、带来新的投资逻辑和机遇。根据各主流厂商扩产计划,明年N型电池规模或达到40-50GW,N型需求起量将影响产业链各环节竞争格局。1)硅料:杂质含量要求更为严格;2)硅片:拉晶、切片工艺要求提高,石英砂、炭炭热场纯度要求和消耗量或迎提升;3)电池:N型技术路线层出不穷,电池设备更新换代,银浆耗量确定性增长;4)组件:需要高精度串焊配合多主栅工艺;N型电池片对水汽更为敏感,EPE/POE类胶膜渗透率有望加速提升。

分布式跑出光伏赛道阿尔法,看好产业链投资机会。从能源属性来看,分布式光伏具有资源与负荷相匹配,建设门槛低,发用电灵活的特点。2021年6月,国家能源局下发整县分布式光伏开发试点方案, 我们看好央企、民企分工协作推动分布式光伏发展。我们看好我国分布式光伏新增占比从近年30-40%水平逐步提升。结构上来看,户用光伏当前渗透率较低,我们认为组件价格下降将打开更多省份市场,看好2022-2025年新增装机CAGR或达34%;我们认为工商业分布式光伏是未来收益率最高的光伏装机形式,将充分受益电价市场化和系列政策,存在需求预期差。

风险:原材料价格上涨超预期;政策推进不及预期。

(1)未来五年全球持续高景气,2022原材料供给释放带来装机大年

碳中和目标全球化背景下,看好全球光伏五年CAGR近30%,中国产业链有望充分受益。随各主要国家地区及中国明确碳中和目标及政策逐步推进,我们看好全球光伏2021-2025年新增装机CAGR或接近30%:1)国内方面,清洁能源基地建设与整县分布式推进政策均顺利推进,我们看好国内光伏装机需求节奏加快;2)海外方面,看好平价时代,光伏招标电价止跌带来组件价格需求弹性放大,行业产值空间由降转升。

2022年上游供需紧张情况或得到逐步缓解,带来装机需求大年。我们认为今年以来产业链面临的上游供给紧缺将随明年有效产能的释放得到逐步缓解,光伏迎来装机需求大年。1)原料价格有望从高点回落,中下游盈利能力从挤压走向均衡,看好中下游环节业绩高弹性;2)看好格局稳定的辅材环节逆变器、胶膜及光伏玻璃龙头企业充分受益光伏需求增长;3)原材料供给释放、价格下降亦有利于产业链新技术试错迭代,N型时代有望加速到来。

(2)2022年推荐逻辑

主线一:原材料新增供给逐步释放,中下游主材及辅材龙头受益需求增长

原材料供给能力制约2021年光伏需求和中下游盈利能力,看好2022年随硅料以及EVA粒子供应释放,光伏迎来需求大年。随疫情后经济好转及碳中和目标确立,全球光伏需求预期持续增强。4Q20以来,由于上游扩产周期较长的子环节硅料、EVA粒子几乎无新增产能释放,而中下游环节在需求预期提升背景下继续扩产,光伏潜在需求释放受到压制、供需错配致产业链利润向原材料环节转移,中下游盈利能力受到挤压。展望2022年,我们看好原材料供给逐步投放、激发产业链经营活力,全行业硅料、EVA粒子有效产量有望同比高双位数增长,供应链瓶颈缓解带来装机需求大年,我们看好格局稳定的辅材环节逆变器、胶膜及光伏玻璃龙头企业将率先受益光伏需求增长;同时,硅料价格有望较当前水平见顶回落,带动中下游电池组件环节单瓦盈利能力修复,叠加需求增长,我们看好组件环节明年量利双增、业绩高弹性。

主线二:N型时代渐行渐近,产业链各环节企业技术拉锯

P型PERC电池提效降本进入尾声,N型电池有望引领行业技术发展再上一个台阶。我们认为P型PERC电池基本已经达到了量产性能极限(23.5%的转换效率、0.2元/瓦的非硅成本),制造业技术发展进入平台期往往意味着行业竞争激烈,我们认为2021-22年P型时代即将进入竞争红海期,而N型电池有望拉动行业技术发展再上一个台阶、是未来五年行业技术发展主旋律,有望重新拉开企业之间的技术实力差距、带来新的投资逻辑和机遇。根据各主流厂商扩产计划,明年N型电池扩产规划或达到40-50GW,N型需求起量将对产业链各环节竞争格局带来影响。1)硅料:杂质含量要求更为严格,企业N型料量产能力有别;2)硅片:拉晶、切片工艺要求提高,炭炭热场、石英砂的纯度要求和消耗量或迎提升;3)电池:N型技术路线层出不穷,电池设备百家争鸣,而银浆耗量在N型时代确定性增长;4)组件:电池环节通过多主栅降低银耗,需要组件串焊环节的升级配合;N型电池片对水汽更为敏感,EPE/POE类胶膜渗透率有望加速提升。

主线三:分布式跑出光伏赛道阿尔法,看好产业链投资机会

从能源属性来看,分布式光伏具有资源与负荷相匹配,建设门槛低,发用电灵活的特点。2021年6月,国家能源局下发整县分布式光伏开发试点方案 ,以县(市、区)为单位推进分布式光伏发展,我们认为分布式在碳中和中的重要性被逐步认可,我们看好央企、民企分工协作推动分布式光伏发展。我们看好我国分布式光伏新增占比从近年30-40%水平逐步提升。结构上来看,户用光伏当前渗透率较低,我们认为组件价格下降将打开更多省份市场,看好2022-2025年新增装机CAGR或达34%;我们认为工商业分布式光伏是未来收益率最高的光伏装机形式,将充分受益电价市场化和系列政策,存在需求预期差。

碳中和目标全球化,我们看好光伏五年CAGR近30%,中国产业链全球领先有望充分受益。国内方面,清洁能源基地建设与整县分布式推进政策均顺利推进,我们看好国内十四五光伏装机CAGR20%+,行业持续高景气。当前我国光伏主产业链硅料、硅片、电池、组件环节均占据全球70%以上的供给,辅材玻璃、胶膜及BOS环节逆变器均处于供给主导地位,产业链具备较强的规模效应和集群优势,我们认为中国光伏产业链有望充分受益全球需求成长,引领未来光伏行业产值增长及技术进步。

(1)中国:双碳“1+N”政策陆续落地,光伏需求持续加码

国内集中式&分布式政策多重利好,十四五光伏装机增速有望再上台阶。继2020年下半年我国首次提出2030年碳达峰、2060年碳中和目标之后,2021年以来我们看到国内各有关部门陆续出台光伏行业支持性政策,推动目标完成:

► 集中式光伏:保障性并网规模+风光大基地双管齐下,项目储备量充足。第一期约100GW的风光基地项目已于近期有序开工,我们认为将显著利好国内光伏需求整体前移。光伏保障性并网规模指标充裕,我们统计目前河北、贵州、安徽等七省(区、市)公布的2021-22年合计光伏保障性并网规模已超60GW(七省2020年新增光伏装机占比~42%)。今年受组件高价影响,我们预计国内地面电站装机情况或较为平淡,我们看好在国内刚性需求支撑下,明年国内地面电站需求有望同比高增。

► 分布式:整县推进试点政策给出屋顶光伏渗透率量化目标,打开行业发展天花板。今年6月20日,国家能源综合司正式下发《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》。文件中指出,申报试点地区党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不得低于50%、学校医院等不得低于40%、工商业厂房不得低于30%、农村屋顶不得低于20%,并提出“宜建尽建、应接尽接”的要求。据北极星太阳能光伏网报道,截至2021年10月5日,共计284个县(市/区)明确规模,总规模约71GW,预计整体规模近200GW[1]。

► 金融支持有望利好民营企业参与我国光伏开发。11月8日晚中国人民银行宣布推出碳减排支持工具,旨在引导金融机构向碳减排重点领域内的各类企业一视同仁提供碳减排贷款,贷款利率应与同期限档次贷款市场报价利率(LPR)大致持平(当前一年期3.85%,五年期及以上4.65%)。人民银行将对金融机构的碳减排贷款按本金的60%提供资金支持,利率为1.75%。我们认为此次政策对光伏运营民营企业或有较大帮助,有望带来资金成本下浮1个百分点以上,带来组件0.3元/瓦的涨价弹性。长期来看,政策支持银行资金向双碳方向倾斜,我们看好由民企开发商主导的分布式光伏板块需求迎来更大增长,解决分布式推广本身面临的金融渠道问题。

(2)海外:欧美日+新兴市场碳中和政策纷纷出台,清洁能源转型确定

美国方面:2021年10月28日美国总统拜登宣布《Build Back Better Act》框架体系,拟计划投资5550亿美元于清洁能源和应对气候变化,是美国历史上对清洁能源的最大单项投资,助力实现2030年温室气体排放量较2005年下降50-52%。其中针对清洁能源和气候变化的投资包含1、清洁能源税收抵免ITC(3200亿美元);2、清洁能源采购(200亿美元);3、拟为美国家庭清洁能源和电气化转型提供消费抵免,有望将美国户用光伏的成本降低约30%、投资回收期缩短约5年。我们认为若后续法案通过落地,有望刺激美国地面电站、户用光伏装机增长。目前,该法案已通过众议院、还需参议院投票通过。

日本方面:2021年10月22日,日本内阁批准第六版《能源基本计划》。为实现2050年碳排放净零的目标,日本首次提出最优先发展可再生能源,目标将2030年电源构成中可再生能源的比例扩大到36%至38%(原目标仅22-24%),较2019年底翻倍(~18%)。日本目标2030年14-16%的电力来自太阳能(此前目标仅为7%,目标翻倍式提升).我们认为日本此次政策修改,彰显出日本发展可再生能源尤其是光伏发电的决心,进一步打开光伏长期发展空间。

欧盟方面:“Fit for 55”持续强化2030年碳减排目标。2021年7月14日,欧盟委员会通过“Fit for 55”能源和气候一揽子提案,上修2030年减排目标至实现2030年较1990年温室气体排放减少55%(此前为40%)、以及2030年可再生能源占供能比例达到40%(此前为32%)。若要实现新目标,对应需要欧盟碳交易系统管辖下的总排放量到2030年较2005年下降61%(此前为43%),减排斜率由2.2%进一步提高至4.2%。近期,德国、法国等亦强化了光伏招标和补贴政策:1)德国方面,今年4月德国政府已同意将2022年的光伏招标量由此前的1.9GW上调至6GW;2)法国方面,今年11月初,法国宣布出台新的十项措施计划促进光伏装机,目标是到2025年底,支持全国每年新增超过3GW的光伏装机容量。

(3)中国光伏产能全球领先,有望充分受益于全球需求预期加强

光伏产能持续本土化,规模+集群优势明显。2020年多晶硅、硅片、电池、组件全球产量中,中国企业占有率达到77%/100%/89%/89%,过去十年,受益于国内光伏产业扶持政策及生产成本优势,全球光伏产业链向中国聚集,并在此基础上形成了显著的供应链规模和技术创新集群效应,中国已成为光伏产能和研发的中心,我们认为我国光伏产业链有望充分受益于全球光伏需求增长。

美国商务部驳回调查亚洲光伏制造商倾销的调查请求,贸易摩擦担忧或缓和。11月11日,据彭博社报道,美国拒绝了一群不具名的美国光伏公司有关对亚洲光伏制造商开启低价倾销调查的一项请求[3],认为中国光伏产品制造商位于马来西亚、越南、泰国的产能并没有“以低于正常价值”的价格出售太阳能电池,我们认为有望打消市场对于我国光伏产品海外贸易摩擦的担忧。

美国下调201关税税率,恢复双面太阳能组件豁免权,中国企业出口美国市场再获利好。11月16日,美国国际贸易法院(CIT)正式宣布将201关税税率从18%降至15%,双面组件重新获得关税豁免。我们认为,此次201关税下调结合此前拜登政府已签署的基建法案及提出的《Build Back Better》框架体系,彰显出美国发展太阳能的积极态度。

我们认为光伏产业发展逻辑在平价以后发生关键性转折:我们看好光伏产业链发展逻辑由"价跌量增"向"量利双增"转变,看好产业链留存技术降本带来的超额利润,板块需求及产值2020-25年CAGR实现近30%,带来板块重估机会。

(1)平价时代,光伏电价止跌回升,组件价格需求弹性持续放大

我们观察到,随着GW级光伏市场数量的增加,全球光伏需求对于组件价格变动的弹性正在加强。9M21中国组件出口均价较9M19仅下降了2%,而出口量较1H19大幅增长38%至73GW;对比2015年,组件价格下降10%,需求增长20%;光伏需求增长较组件降价的弹性持续放大。

我们分析认为在海外市场在光伏已经实现较传统能源平价的背景下,光伏电价止跌企稳,组件降价压力边际减小,带动组件价格需求弹性放大。平价之前,光伏面临与其他电源的竞争,需通过组件降价提升项目经济性从而刺激需求,且装机受政策周期影响会出现大幅波动;平价之后,我们注意到印度、德国、美国、巴西等地的组件持续降价压力边际减小、向上弹性边际提升。我们认为在光伏项目电价下降趋缓,甚至止跌回升的大背景下,项目需求对于短期组件价格的波动具备更强的容忍度,即便项目成本端的组件价格无法大幅下降,收入端电价的上涨也将提升项目经济性从而刺激需求,光伏组件需求的可持续性将进一步增强[4]。

向前看,平价之后光伏电价的锚变为传统能源电价。我们预计传统能源电价在通胀、碳交易等因素带动下或维持高位,从而带来光伏电价和组件价格的弹性空间。

► 短期来看,国际能源署预计2021/22年随经济复苏,煤炭、天然气价格或维持高位,而欧美通胀容忍度提升亦支撑较高的能源成本。

  •  欧洲:传统能源成本上行,推动3Q21欧洲多地光伏PPA价格加速上涨,欧洲多地传统能源电价亦一路攀升。以德国为例,据德国联邦网络局数据,2021年十月初德国批发电价已突破180欧元/兆瓦时,较四月初大幅上涨近三倍。据LevelTen Energy报告显示,3Q21欧洲光伏PPA价格指数达到44.73欧元每兆瓦时,环比增长5.5%,同比增长5.9%。波兰、德国、丹麦上涨趋势尤其突出,环比增速分别为11%/9%/12%,波兰、英国、丹麦2021年以来光伏PPA价格持续上涨,较去年同期大增18%/20%/40%。

  • 美国:终端电价持续上行,多地光伏PPA价格2020年以来持续上涨。据EIA数据,美国2021年10月的居民/商业/工业电价相比2019年初分别上涨13.7%/10.4%/5.6%,EIA预测2022年美国终端电价仍将呈现稳步上涨态势。据LevelTen Energy数据,3Q21美国光伏PPA价格指数为33.25美元/兆瓦时,环比增长4.1%,同比增长14.6%。分区域来看,除MISO地区3Q电价环比出现下跌,其余四地区均呈现环比上升态势。

  • 新兴市场:一直以低价著称的新兴市场国家,近期光伏招投标价格亦出现跳涨。1)在2021年10月沙特进行的可再生能源计划的第三轮计划招投标中,光伏项目最低报价0.01483美元/kWh,较第二轮计划中0.0104美元/kWh的最低报价上涨了43%。2)印度方面,印度太阳能开发商Oorjan Cleantech联合创始人兼首席财务官Manjesh Nayak近期表示,印度的光伏项目成本上升了10-15%,进而导致太阳能发电的购电协议(PPA)电价上涨约0.20-0.30印度卢比(合0.003-0.004美元)[5]。3)哥伦比亚光伏PPA拍卖价格近期亦大幅上涨。据BNEF报道,2021年10月26日,哥伦比亚进行了第二轮近800MW的光伏PPA拍卖,拍卖均价为41.1美元/兆瓦时,是2019年第一轮拍卖价格的近两倍,也是该地区2017年以来的主要光伏拍卖中的最高价格[6]。上涨后的光伏电价,我们测算仍显著低于当地传统能源电价,显示出光伏在平价时代,电价的弹性空间显著。

► 长期来看,碳交易成本的进一步提升亦将拉高传统能源成本,促进光伏发电需求并引导光伏PPA电价上行,我们认为有望带来组件价格弹性空间。

  • 以欧盟为例,碳配额成本长期看涨,拉动批发电价上行。2021年初以来,欧盟碳交易系统进入第四阶段、减排斜率更加陡峭,叠加欧盟碳边境税提案通过,推动境内碳配额价格水涨船高,2020年末欧盟碳配额价格约30欧元/吨,到2021年中已上行~80%至50欧元/吨,我们基于欧盟电力系统2019年碳排放强度系数(275g-CO2/kwh[7])测算,相当于综合发电成本抬高了6.2欧元/兆瓦时,贡献了如德国今年以来电价涨幅的~20%、西班牙的~15%、英国的~27%。2021年年中,欧盟通过“Fit for 55”提案进一步加强了2030年碳减排目标,欧盟委员会官方预期碳配额价格到2030年可能较当前再上涨 70%至85欧元/吨。
  • 新能源电价与批发电价挂钩,带来组件价格弹性空间。我们测算碳配额成本每上涨10欧元/吨,会贡献电价上涨2.75欧元/兆瓦时,带来组件价格至多0.03欧元/瓦或14%的上行空间。

(2)从价跌量增到量利齐升,光伏制造主产业链迎来增长拐点

平价时代来临,光伏制造降本红利不再用于降低补贴,而是留存在光伏产业链内,有望带动行业利润空间扩容。以国内为例,过去光伏度电成本高于燃煤上网电价,光伏行业发展对于中央及地方电价补贴依赖性强,行业发展空间被电价补贴所限制,而补贴电价基本跟随光伏度电成本下降而下降,吞噬技术降本带来的超额利润空间。平价时代来临,需求增长不再受到补贴政策周期的影响,随着技术带动转换效率的持续进步,我们看好光伏利润空间有望持续放大,制造+运营产业链有望留存技术降本红利。

基准情形下,我们预测光伏终端需求2021~25年复合增长率28%,组件产值年复合增长率22%。我们测算2017~2020年,行业终端需求复合增速8%,而组件价格下降速率18%,因此从组件产值的角度下降速率12%。今年组件价格需求弹性放大后,基于当前水平,我们测算要实现2020~25年28%的年化终端需求增速,组件价格仅需以4%/年的速率下降,组件降价压力减轻,带来行业产值的由降转升,我们看好板块年复合增速有望实现22%。若技术降本带动组件价格下降超出基准预期、或全球传统能源电价上涨超预期,则光伏需求增长有进一步加速的可能,带动组件环节产值高增。

2021年下游扩产快于上游,原材料供应瓶颈制约2021年光伏需求释放和中下游利润。随疫情后经济好转及碳中和目标确立,光伏需求预期向好,下游扩产周期较短的硅片、电池、组件环节产能迅速扩充,而硅料扩产时间需要一年半以上,约为下游两倍,产能错配导致硅料供给紧张。硅料价格2021年至今累计上涨220%,同期硅片、电池、组件价格分别上涨76%、21%、18%,我们测算对硅料涨价的传导幅度分别为77%、38%、59%,光伏主产业链利润自2H20以来持续向上游硅料环节转移,电池、组件环节盈利受到挤压,此外终端电站投资回报率亦让利约2ppt支撑需求。

我们看好2022年硅料的供应瓶颈陆续打开,原料价格回落和产能释放带动中下游量利齐升。我们预计硅料价格有望由当前的260元/kg回落至明年平均160~180元/kg,组件价格有望由当前的2.1元/瓦回落至明年平均1.75~1.80元/瓦,促进终端装机由160吉瓦同比增长40%至230吉瓦。产业链利润亦将从硅料环节向下游重新分配,而这一过程中我们认为各环节的竞争格局变化将决定其利润留存能力:1)硅料:供给有望同比增长50%,从1Q21起持续投放支撑需求释放,价格随供给增加逐步回落,单公斤利润或回落;2)硅片:行业新进入者增多、一体化企业向上游延伸,带来行业集中度走弱,小尺寸硅片单瓦盈利或受冲击,大尺寸硅片由于技术学习曲线的存在,盈利能力相对稳健;3)电池:PERC电池竞争进入红海期,环节利润留存能力取决于全行业N型电池产能投放进度,新技术进展若慢于预期,将有利于第三方电池企业的盈利能力阶段性修复;4)组件:疫情+原材料涨价持续两年考验环节经营能力,组件环节集中度持续提升,格局改善有望带动盈利修复。5)终端:碳中和碳达峰目标下,电力系统清洁转型趋势确定,电力企业清洁电源装机提升诉求强、回报率或坚守底线思维。

化工原料明年上半年仍存供给紧张可能,关注EVA粒子(胶膜原材料)、PVDF(背板原材料)、石英砂(拉晶用石英坩埚原材料)三环节新增供给的释放节奏,长期来看,我们看好大宗原材料供应瓶颈终将缓解。

(1)硅料:产能投放带动需求释放

2021年以来,海内外政策共振激发光伏潜在需求,硅料景气周期有望拉长。随疫情后经济好转及碳中和目标确立,光伏需求预期向好,下游扩产周期较短的硅片、电池、组件环节产能迅速扩充,而硅料扩产周期约为硅片的2-3倍,产能错配导致硅料供给紧张,硅料价格2021年至今累计上涨220%。在潜在需求旺盛背景下,我们预计2021/22年硅料仍是供需最紧子环节之一、景气延续,明年随新增供给释放,硅料环节价格或缓幅下行引导终端需求释放,但价格中枢仍高于历史平均。全年均价来看,考虑到海外传统能源电价上涨带动光伏电价走高、国内分布式需求增长以及金融支持带动终端电站业主对于组件价格接受度的提升,我们看好明年组件均价维持在1.8元/瓦,对应硅料价格中枢在180元/千克。同时,当前工业硅价格见顶转跌,硅料企业的成本压力有望逐渐缓和,我们看好相关公司盈利能力持续强劲。

2022年硅料降价曲线将以何种形态呈现?我们认为基准情形下或较为温和。复盘光伏行业发展历史,我们认为由供给驱动vs由需求驱动的供需变化会带来硅料价格下降节奏的差异。2010s硅料价格的周期回落更多由于需求端受到国内外新能源补贴、产品进出口关税等政策的扰动,尤其是2011年欧美光伏去补贴导致硅料降价呈现断崖式下跌走势。2018/19年以来,全球光伏陆续进入平价时代,需求多点开花、受单一地区政策和补贴扰动程度减弱,硅料价格调整也更为温和,如2Q18、3Q20两次硅料供给增加带来的价格下调都呈现出更为温和的走势。对于2022年,我们预期基准情境下,硅料价格有望平稳下行,引导终端需求释放;而悲观情形下,考虑产业链下游环节部分辅材原料的产能释放节奏由于扩产周期和爬坡周期存在一定的不确定性(包括胶膜上游EVA粒子、背板上游PVDF、石英坩埚上游石英砂),若产能投放不达预期导致下游需求释放受阻,则硅料价格可能出现更大幅度调整可能。

展望长期,能耗指标趋严,高耗能的硅料环节龙头产能护城河或加深,行业格局优化。2021年以来,电力紧缺及能耗双控问题凸显。我们认为新能源转型初期由于当前电力供给主力火电新增受限,而主要新增电源风电、光伏受资源及未配储能影响出力不稳定,但电力需求端受居民用电、电能替代及数字经济拉动将稳定增长,电力供需紧张或为能源转型的常态。同时碳中和背景下,国家对各省节能减排目标提出明确指导要求,各省能耗双控力度在三季度明显加大。我们认为在碳中和初期电力紧张及节能减排目标下,新建产能能耗指标及低电价资源或成为高能耗环节如硅料的稀缺资源,或进一步提升硅料环节的进入壁垒、拉长扩产周期,龙头企业或将保持甚至拉大成本及规模优势,我们看好行业长期竞争格局加速优化。

(2)硅片电池:尺寸迭代、技术竞争

1H21硅片企业通过硅料成本及硅片价格的时间差,实现了较为稳定的毛利率表现。1H21期间,我们测算硅片价格未完全顺涨硅料涨价。我们测算以隆基为例,1H21期间158/166/182硅片价格分别上涨0.289/0.264/0.267元/瓦,同期单晶硅料价格环比上涨130元/千克,对应0.372元/瓦,公司各尺寸硅片对1H21期间硅料价格的传导幅度分别为78%/71%/72%。硅片企业通过硅料成本及硅片价格的时间差,实现了较为稳定的毛利率表现。隆基股份、中环股份、京运通、上机数控1H21硅片毛利率分别为36.3%、24%、34.3%、31.2%,龙头毛利率同比提升1-3pct,环比提升5-8pct。

由于硅片尺寸迭代的结构性机会,2021/22年硅片全行业扩产热烈,展望2022年,我们认为158/166小尺寸产能退出速度或超预期、盈利能力或趋弱;182/210大尺寸明年将成为市场主流,考虑到大尺寸生产的学习曲线,头部企业盈利能力或更为稳健。

技术迭代关键期,第三方PERC电池片盈利存在阶段性改善可能。今年以来,由于一体化企业自有电池产能的扩产,第三方电池企业市场空间受到挤压、盈利能力承压。展望2022年,我们认为在P型电池向N型电池切换的窗口期,电池全行业扩产阶段性放缓、第三方电池需求或阶段性改善,带动盈利能力修复。

(3)组件:格局加速改善,看好龙头利润留存

2010-2021年,组件环节集中度先降后升,全球市场多地开花、组件环节头五格局基本定型。复盘行业历史,组件环节集中度与海外市场占比呈正相关。我们认为全球化市场对于组件厂商品牌、渠道、供应链建设的更高要求是组件环节集中度提升的长期驱动力,疫情冲击及原辅料价格上涨是短期内行业集中度提高的催化剂,而过去美股上市的组件龙头陆续回A融资扩产则为龙头市占率提升提供了有力支撑。2018~2021年,组件环节头五格局(按2020年排序未隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯)已经基本定型。

原材料上涨更显龙头抗风险能力,头部企业供应链管理优势凸显,行业集中度加速提升。1H21隆基、晶澳、天合组件环节毛利率分别16.5%/12.2%/10.7%,环比2H20分别-1.1/+1.8/-4.8ppt;东方日升、中来、亿晶光电分别0.7%/-4.3%/0.4%,环比2H20分别+0.1/-16.0/+7.9ppt。1H21在原材料涨价压力下,组件企业盈利能力面临较大挑战,二线企业出现毛亏情形,而头部企业通过更优异供应链管理及决策能力,实现了更稳健的毛利率表现,我们测算行业头五集中度今年以来已提升10ppt以上,达到~70%;组件环节向上游一体化大势所趋、亦提升环节扩产门槛、巩固行业格局。

原材料释放带动盈利能力和开工率修复,明年组件环节量利齐升可期。2022年随硅料、EVA粒子产能迎来实质性增量,我们认为原材料价格将从高点向合理区间回落,产业链利润将从硅料环节向下游转移,带动下游盈利能力由挤压走向均衡,看好业绩高弹性,2022年有望量利双增的组件环节。

部分辅材供需阶段性紧张可能性仍存,中期来看供应链瓶颈环节缓解。光伏下游需求部分化工原料环节今年以来出现供应瓶颈,根据中金石油化工组预计,EVA粒子(胶膜原材料)、PVDF(背板原材料)的新增供给有望于1Q22起、2Q22起陆续释放,缓解原材料供应紧张现象。叠加海运价格企稳、运力改善,我们认为有望带动光伏需求持续释放。

(4)N型量产在即,产业链下一个五年的技术迭代带来投资机遇

我们认为电池提效是下个十年光伏技术革新的主旋律。回顾历史,我们看到设备国产化、设备及材料效率提升是组件成本下降的核心因素,贡献多于效率提升(我们测算过去五年组件效率提升了3.34个百分点,功率密度提升带来的通量节省贡献了组件成本下降的15%)。展望未来,我们认为材料成本进一步压缩空间有限,光伏度电成本的进一步下降将依赖于电池环节底层技术进步带来的转换效率提升和发电增益。

当前P型PERC已达提效降本瓶颈,N型是产业链技术迭代下一个平台。我们认为P型PERC电池基本已经达到了量产性能极限(23.5%的转换效率、0.2元/瓦以下的非硅成本),制造业技术发展进入平台期往往意味着行业竞争激烈,我们认为2021-22年P型时代已进入竞争红海期,而N型电池有望拉动行业技术发展再上一个台阶、重新拉开企业之间的技术实力差距。晶硅效率极限由少子寿命约束,N型电池具备转换效率更高、少子寿命长、弱光效应好、无光衰、温度系数更好、更高双面率等较P型的优势,是光伏产业链技术迭代的下一个阶段。

N型产品有望在明年实现较P型的初步平价,明年N型进入实质量产年。由于更好的运行性能带来的发电增益、BOS摊薄,N型组件在销售端可较P型组件实现接近0.1元/瓦(地面电站)~接近0.15元/瓦(分布式电站)的销售溢价,而成本端预计N型组件较P型组件的额外成本在量产条件下约为0.05元/瓦(TOPCON预计)~0.2元/瓦(HJT预计),我们预计随着设备成本下降、材料单耗下降,以及原材料供给释放,明年将看到N型电池规模化量产,包括隆基、晶科、中来、爱旭等厂商均有量产计划,我们统计2022年N型电池量产规模有望达到40~50GW,晶澳、通威、天合、阿特斯、东方日升等厂商业已建立中试线,后续或将进一步披露量产计划。

N型意味着更高纯度,全产业链工艺要求提升,企业竞争力有望重新拉开差距,未来五年的行业技术迭代主旋律势必带来新的投资机遇。

►硅料:设施洁净度要求提升,企业N型料量产能力各异,长期来看硅料环节价差或重新拉开。硅料N型要求达到国标电子二级以上的程度,对于硅料生产各环节(精馏、还原、破碎、包装等)洁净度要求均提高,其中还原炉环节电耗提升、还原时间加长。

►硅片:辅材纯度要求提升,N型拉棒、切片考验企业工艺能力。我们观察到N型硅片较P型硅片在拉晶速率控制、电阻均匀性、硅片薄片化等方面要求提升,考验企业工艺能力,1)热场材料需要添加纯化涂层,而经由纯气相沉积制作的炭炭热场杂质含量低于气液相沉积制作的产品,后道纯化工艺效率亦更加优异;2)我们认为石英坩埚需求量或将提升,石英砂纯度要求提升亦有望推高价格,石英砂环节产品准入门槛提高、有望实现量利齐升。

►电池:多种技术路线、设备选型百家争鸣,而银浆单耗提升较为确定。N型电池银浆耗量高,电池技术进步驱动银浆需求提升。根据《中国光伏产业发展路线图(2020年版)》,2020年P型电池银浆耗量约107.3mg/片,N型电池中TOPCon电池片银浆耗量约164.1mg/片,HJT电池双面低温银浆耗量约223.3mg/片,较P型电池分别高出53%/108%。银浆单耗在N型时代上行确定。

►组件:电池环节技术改变,组件环节串焊、封装要求对应加强。1)一方面,电池通过主栅数量增多降低银耗,带来对组件串焊精度要求提升,从多主栅走向SMBB,串焊机环节价值量提升。2)另一方面,N型电池双面率提高(P型80%、N型90%),推动双玻渗透率提升,2.0mm玻璃较3.2mm玻璃盈利能力更高。3)最后,N型电池对水汽更为敏感,电池封装保护要求提高,EPE/POE类胶膜防水性能更好,单平盈利较传统EVA胶膜更高,高效产品渗透率提升。

(1)胶膜:

胶膜需求量跟随组件需求量提升。根据装机预测,我们预期2021年全球胶膜需求量接近20亿平米,到2025年全球胶膜需求量可达48.4亿平米,较2020年提升209.77%。因此,胶膜市场空间处于快速提升的阶段。

2020年光伏封装胶膜供给紧张,后期产能逐渐释放,满足行业成长需求。从供给端看,2020年胶膜总产能约20.04亿平方米,实际出货量16.03亿平方米,产能利用率约为80%。从需求端看,2020年全球光伏新增装机127GW,按照1:1.2的容配比,需生产组件152.4GW,按照每GW光伏组件封装使用1000万平方米光伏胶膜,对应胶膜需求量为15.24亿平方米,封装成功率为97.5%,胶膜实际需求量为15.63亿平方米。从供需关系来看,2020年装机需求旺盛,胶膜需求激增,市场供给偏紧,胶膜价格上升。2021年开始,胶膜企业新产能逐渐释放,我们认为2021年产能有望达到26.83亿平方米,供给基本满足下游组件封装需求,跟上行业成长步伐,供需结构得到改善。

胶膜价格相对稳定。目前,胶膜价格主要由成本驱动,EVA胶膜成本中90%是EVA 树脂成本,由于目前EVA树脂供给仍处于紧张阶段,因此EVA树脂价格变动是现在胶膜价格涨跌的主要驱动因素。EVA树脂供给方面,海外扩产进度缓慢,近期尚无新产能投产。国内方面,由于EVA粒子制备属于高能耗产业,限电情况导致产量不及预期;此外,新建产能释放较原预期缓慢, 我们预期EVA树脂供给持续紧张的情况将持续到2022年一季度。我们认为随着2022下半年产能逐步释放出来,供给紧张的局面得以缓解,胶膜价格将有望回调。

我国企业的全球市占率持续提升。2020年我国TOP4企业合计全球市占率为81.75%,较2019年提升10.35个百分点。2020年福斯特全球市占率为54%,较去年提升4个百分点;斯威克全球市占率为10%,较去年略有下滑;海优新材全球市占率增长较快,由9%上升至14%,赛伍技术的全球市场份额从1%提升至4%。我们预计未来福斯特全球市占率依然保持在50-60%,行业龙头地位稳固。整体来看,今年我国四家胶膜企业合计全球市占率有望达到85%,但目前市占率已趋于饱和,进一步上升空间非常有限。虽然总市占率调整空间有限,但是从目前国内四家企业的市场占有率格局来看,处于第二梯队的斯威克和海优新材市占率可能存在一定变数。目前,两家公司成本和市占率较为相近。

POE类产品占比逐步上升。2020年组件封装材料仍以透明EVA胶膜为主,市占率约56.7%,较2019年下降12.9个百分点,主要是双玻组件市场占比的提升和EVA 粒子涨价导致,下降部分被共挤型POE胶膜和POE胶膜替代,POE胶膜和共挤型POE胶膜合计市占率提升至25.5%,随着未来双玻组件市场占比的提升,我们预期POE胶膜和共挤型POE胶膜市占率有望持续攀升。短期来看,受制于POE胶膜的原材料POE树脂成本较高,并主要依靠海外进口,供需不平衡,POE胶膜市占率提升困难,共挤POE胶膜中POE树脂用量较少,成本相较于POE胶膜更低,短期内市占率将快速提升。长期来看,随着未来POE树脂供需格局的改善以及N型电池组件封装需求的持续扩大,我们认为POE胶膜市占率有望提升。

制造技术再无较大变化。2013-2018年是胶膜的技术突破期,白色EVA胶膜、POE以及共挤POE胶膜的推出,帮助电池提升使用效率并延长其使用寿命。但从当前时点向后看,胶膜的技术提升多是根据下游组件客户需求,对现存产品的原材料配比进行调整,并未出现新的技术方向。因此,从技术提升空间来看,胶膜行业相对较小。

(2)光伏玻璃:

供需结构短期内偏紧。我们假设:1)供给端:产能计算方式=在产产能+新建产能-预期冷修的产能;产能有效率为85% (考虑到新产能点火、产能爬坡周期等因素);光伏玻璃成品率为80%;考虑到光伏玻璃新建产能政策持续波动,并且各家光伏玻璃企业尚未做2024-2025年新建产能规划,2024-2025年暂不做新建产能假设,变动仅源于冷修产能和冷修结束的产能。(新建产能按照点火时间进行折算;窑炉冷修周期一般为6-8年,我们假设大厂第7年冷修,小厂第8年冷修。)2)需求端:我们根据光伏行业协会的双玻组件渗透率预期为基础进行测算。薄片化是未来光伏玻璃发展的趋势,我们假设2.5mm玻璃需求量在双玻组件中的占比逐年下降,逐步被2.0mm玻璃替代。

从供给端看,我们预计2021年和2022年光伏玻璃产能有望加速提升,按照85%的产能有效率和80%的成品率计算,2021和2022年全球光伏玻璃产量分别为1153.78和1603.33万吨。

从需求端看,我们预计2021全球光伏新增装机约为161.76GW,2025年可达393.41GW。叠加双玻组件渗透率提升和薄片化趋势后,今年全球光伏玻璃需求约为1177.7万吨,2025年球有3009.22万吨光伏玻璃需求。在2020年出现供给略小于需求的情况下,玻璃产能置换政策限制放开,刺激厂商扩建产能。依照目前全球光伏装机量预期,我们预计2021-2022年,全球光伏玻璃供需仍存于紧平衡状态或小幅紧缺状态,2023年将呈供过于求的态势。

玻璃价格受原材料价格及供需影响较大。光伏玻璃上游为石英砂和纯碱行业,下游为组件行业。其主要原材料为石英砂和纯碱,主要燃料和动力为各类石油类燃料、天然气和电力等。从超白压延玻璃的成本结构来看,原材料和燃料动力成本占比均为40%左右,其他部分成本占比20%。由于原材料和燃料动力占比较高,价格的波动对压延玻璃的成本影响较大。纯碱是物料投入中主要的组分,在光伏玻璃原材料成本占比达到了48%。纯碱价格比较高,且波动剧烈,是原材料中对玻璃成本影响最大的部分。近期受能耗双控影响,纯碱产量不及预期,库存处于历史低位,但2022年随着纯碱产能释放,我们认为未来价格将进入下行通道。天然气方面,由于目前已经入冬,天然气供给紧张,价格进入上行通道,冬季过后,天然气价格将开始回落。整体来看,我们认为短期内受原材料纯碱、天然气成本上升及供需格局紧张的影响,玻璃价格持稳,长期来看随着光伏玻璃企业扩产速度加快,产能不断释放,供给偏紧局面有望缓解,原材料及燃料价格平稳后,我们认为玻璃价格能够持稳并开始松动。

双面组件占比提升促使玻璃需求量快速上升。根据光伏行业协会披露,2020 年PERC电池片市占率提升至 86.4%,常规电池片市占率降至 8.8%,N型电池市场占比约为 3.5%,目前国内项目的产品需求正在转向高效产品,我们预计未来N型电池的占比将持续提升。组件方面,2020年全球新增装机中,单面单玻组件占比约70%,双面双玻组件约30%,2021年双面双玻组件的占比有望提升至39%,我们预计2030年双面双玻组件的占比提升至70%。电池片种类和组件需求结构的改变将带来光伏玻璃市场结构的变革。双面组件使用双面电池,将传统背板替换为光伏玻璃或透明背板,应用 2.5mm、 2.0mm 厚度玻璃的双玻组件对应的光伏玻璃需求分别提升约 56%、25%。

行业格局变化。2016年至今,光伏玻璃产业集中度持续提升。目前光伏玻璃行业的主要参与者有信义光能、福莱特、彩虹、金信太阳能、南玻、中建材等企业。2019年信义光能、福莱特、彩虹、金信、中建材市场占有率分别为27.9%、19.9%、8.3%、7.0%、7.4%;2020年龙头厂商扩产速度加剧,市场份额进一步提升,信义光能提升3.8个百分点,市场占有率达到31.7%,福莱特市占率上升0.4个百分点达到20.3%,双寡头格局持续巩固,而二梯队企业中,部分企业的市占率逐年下滑。2019年CR5为68.5%,2020年CR5达到71%,随着二线厂商扩产速度加剧,我们预计2021年全球光伏玻璃市场CR5有望达到75%,行业集中度进一步上升,龙头优势加剧。

技术改进方向以大窑炉为主。玻璃窑炉是玻璃生产中最重要的设备,窑炉的容量和结构设计直接影响生产成本和生产效率,未来大型窑炉或将成为行业发展的主流方向,大型窑炉的优势体现在:1)由于其他设备的规格都是依据窑炉的产能来设计的,在大尺寸成为行业趋势的情况下,生产大尺寸玻璃需要大型窑炉和更高的技术工艺。2)降低单吨能耗:窑炉的熔化面积与单位能耗呈负相关关系,因此提高窑后面积后可以大幅减少能源消耗。据福莱特公告,日熔量 1000 吨/日的窑炉相比日熔量300-600吨/日的窑炉能够使单位能耗降低约15%-20%。3)大窑炉的良率相对更高,因为大窑炉采用宽版技术后减少切边,从而降低人工和折旧损失。龙头企业使用600吨窑炉的全流程良率为83%,使用1000吨窑炉的良率可达到85%-87%。目前,信义光能和福莱特各有六个千吨级以上日熔量的大型窑炉, 2022年各大企业积极投建大型窑炉,除信义光能和福莱特两位龙头企业外,旗滨集团、南玻、长利玻璃等均计划投建 1200吨/日的窑炉。

(3)逆变器:出口景气度延续,储能市场带来第二增长极

出海趋势延续,小功率市场高增长

国内逆变器企业出口高增长,国产品牌出海加速。2021年我国逆变器出口仍延续高增长态势,前三季度我国逆变器累计出口3017万台,同比增长43%,累计出口金额35.3亿美元,同比增长55%。我们认为国产逆变器不断强化渠道建设与产品迭代壁垒,全球化步伐有望持续。2020年全球逆变器出货量前十名中,中国企业市占率合计约59%,同比提升12ppt,我们看好2021年国产逆变器企业全球市占率进一步提升。

分布式、户用场景快速起量,盈利能力更强。在补贴激励、更低成本等因素驱使下,我国2021年户用光伏装机快速起量。2021年1-9月我国户用光伏新增装机11.7GW,同比增长121.4%,在光伏新增装机中占比达到45.7%,彰显需求韧性。同时分布式场景所应用的小功率产品单瓦售价与毛利率更高,具备更强的盈利能力。我们认为分布式光伏有望成为我国能源转型、实现碳中和路径中的重要环节,在政策积极推动下,分布式装机有望持续增长,看好逆变器企业受益景气需求实现量利齐升。

储能高成长,打开逆变器企业第二成长曲线

能源转型下储能重要性凸显,逆变器龙头积极布局。可再生能源发电间歇性、随机性特点突出,而储能技术在发电侧、用电侧与电网侧的应用可保障电力系统的稳定可靠,我们认为伴随能源转型中光伏、风电等比例提升,储能需求有望持续增长,而在成本下降与政策推动之下储能经济性有望不断提升,将进一步刺激储能迅速放量。我们认为储能逆变器(PCS)是储能系统中的重要环节,目前并网逆变器龙头企业多积极布局储能逆变器与储能系统,未来有望受益储能高成长开启第二成长曲线。

储能业务进入高增长通道,有望开启第二成长曲线。2021年前三季度,逆变器龙头在储能板块表现亮眼,阳光电源1-3Q21储能收入同比增长超三倍,固德威Q321单季度储能出货、锦浪科技Q321单季度储能收入均接近1H21整体水平,我们认为储能需求已开启高增长通道,而传统逆变器企业对电力安全、电网需求等理解深刻,同时下游渠道建设完善,在储能系统集成方面亦具备较强优势,我们积极看好逆变器企业受益全球储能发展,进一步打开市场空间。

装机持续增长&储能爆发,建议持续关注逆变器板块龙头企业

我们认为光伏长期装机持续增长确定性强,有望充分支撑逆变器企业出货增长,且国产企业产品研发与销售投入不断加大,产品迭代及渠道建设优势仍突出,有望持续巩固壁垒,实现全球份额的进一步提升。此外,储能快速发展有望开启逆变器龙头第二增长曲线。

(4)银浆:国产替代大势所趋,N型电池提升银浆市场空间

自主技术突破,国产份额提升

早期我国银浆销售市场以境外企业为主,杜邦、贺利氏、三星等国际巨头占据绝大多数市场份额,而在我国光伏行业快速发展,全球光伏产业链逐步向中国转移的机遇下,国内银浆企业通过持续研发和技术进步、凭借优质产品不断加强与国内电池企业合作,市场份额得以快速提升。根据《2020-2021年中国光伏产业年度报告》,国产正面银浆市场占有率由2015年的5%上升至2020年的50%,市占率实现五年十倍,且报告预计2021年有望进一步提升。

电池技术逐步转向N型,银浆需求有望持续提升

N型电池降本潜力较大,使用比例有望逐步提升。从电池技术发展路径来看,P型电池正逐步逼近效率极限,N型电池凭借更高转换效率可带动光伏度电成本进一步下降。2020年光伏电池中PERC电池(P型)仍为主流技术,市场占有率约为85.9%,N型电池由于成本、技术、产能等限制,市占率仅为3.5%。当前TOPCon、HJT、IBC等N型电池技术正快速发展,我们认为N型电池降本潜力较大,若未来生产成本进一步下降,在经济性驱动下TOPCon、HJT等N型电池市占率有望快速提升。

N型电池银浆耗量高,电池技术进步驱动银浆需求提升。根据《中国光伏产业发展路线图(2020年版)》,2020年P型电池银浆耗量约107.3mg/片,N型电池中TOPCon电池片银浆耗量约164.1mg/片,HJT电池双面低温银浆耗量约223.3mg/片,较P型电池分别高出53%/108%。基于光伏装机高速增长,TOPCon和HJT电池使用比例逐步提升以及技术进步带动银耗量逐步降低,我们预计十四五期间银浆行业需求CAGR 46%,2025年有望达4723吨。

从能源属性来看,分布式光伏具有资源与负荷相匹配,建设门槛低,发用电灵活的特点,在电网/储能配套条件下,能够在我国中东部电力负荷中心大规模安装,不占用土地资源,且降低电力运输成本及损耗。我们认为随着电网和储能的发展,未来终极能源形式的主流或为分布式光伏+储能+氢能。2021年6月,国家能源局下发整县分布式光伏开发试点方案[8],我们认为分布式在碳中和中的重要性被逐步认可,同时在政府和央企的参与下,分布式开发效率和增量能见度将提升,商业模式将得到优化,我们看好央企、民企分工协作推动分布式光伏发展。我们看好我国分布式光伏新增占比从近年30-40%水平逐步提升。结构上来看,户用光伏当前渗透率较低,我们认为组件价格下降将打开更多省份市场,看好2022-2025年新增装机CAGR或达34%;我们认为工商业分布式光伏是未来收益率最高的光伏装机形式,将充分受益电价市场化和系列政策,存在需求预期差。

户用光伏:低渗透率,高增速,模式迎来优化。我们测算2020年底户用光伏渗透率约为1.8%,远低于海外国家,按户数测算装机空间或在1200GW以上,成长空间广阔。当前户用光伏装机主要集中在山东、河北、河南三省,组件价格下降有望打开更多省份,我们看好户用2022-2025年新增装机CAGR达34%。户用光伏渠道开发模式较为成熟,无业主差异化,屋顶资源更佳,整县推进政策有望优化户用商业模式。我们看好户用光伏持续领跑光伏行业。

工商业光伏:未来收益率最高的光伏装机形式,将充分受益电价市场化和系列政策,存在需求预期差。工商业分布式多采用“自发自用,余电上网”模式,收入端对应工商业用电电价,较全额上网户用/地面电站具备更高的收益率和收益率-电价弹性。在能源转型初期电力紧张背景下,工商业光伏将充分受益电价市场化。同时绿电交易/碳配额扩大到非电行业/隔墙售电等政策预期或带来进一步利好。我们认为工商业分布式需求存在预期差。

(1)户用光伏:低渗透率,高增速,模式迎来优化

2021年1-9月户用光伏成为需求拉动主力,光伏产业链价格上涨彰显户用光伏需求韧性。2021年光伏产业链价格持续上涨,1-9月硅料价格累计上涨176.5%,组件价格对集中式电站开工形成压力情况下,户用光伏对需求起到了关键拉动作用。户用光伏1-9月新增装机11.7GW,同比增长121.4%,占全部光伏新增装机比例达到45.7%,彰显需求韧性。我们认为主要源于户用光伏对组件价格的低敏感度。

渗透率低,装机空间广阔。我们根据我国第七次人口普查乡村人口数量,假设单户人口6人进行估算。2020年底户用光伏渗透率仅为1.8%。我们进一步测算头部山东、河北、河南2020年底渗透率分别为7.3%、6%及2%。2020年我国新增户用光伏装机户均规模为26kw,累计平均规模为14kw,我们按照该户均装机规模为上下限,估算我国户用光伏装机空间或为1200-2200GW。

组件价格下降驱动IRR提升和分布式需求增长。当前17省实现发电侧平价,2022/2023年新增5、2个省份达到发电侧平价。我们按照2020年各省平均光伏利用小时数,2020年各省燃煤基准价等假设,设置1.82元/瓦的组件价格和3.55元/瓦的总造价,并假设组件价格在2022及2023年分别下降0.2元/瓦左右,以全额上网模式测算光伏项目权益IRR。当前条件下17个省份权益IRR超8%达到平价,如东北三省等高利用小时地区和浙江、广东等高电价地区及山东、河北光照、电价较为均衡地区;2022年新增5个省份达到平价,均为中东部省份,2023年全国多数省份基本实现了发电侧平价。

具备相似资源条件且待打开市场的省份较多。从海外分布式光伏发展模式来看,回报率更高的国家近三年分布式装机复合增长率也更高。我们认为诸如安徽、江苏、湖北、云南等省份具备推广的良好基础。我们看好随组件价格下降,政府、央企及民企共同开拓新的户用光伏市场。

按当前山东、河北平均渗透率水平估算,2025年底我国户用光伏装机有望接近200GW。我们以山东省和河北省2020年底的渗透率水平为标准,考虑山东及河北户用装机成长时间为3年左右,假设已实现发电侧平价的省份需要3年的时间达到该两省当前渗透率的平均水平即6.6%,山东及河北按照25%的增速增长,至2025年我国户用光伏累计装机可达到197GW,对应十四五新增约176GW,按照2021年新增18GW计算,2022-2025年户用光伏新增装机年化增速约为34%。

整县推进政策带来模式优化:央企投资,民企提供开发、建设、运维,农户享受固定收益。随着整县分布式光伏推进政策下发,央企从之前专注于集中式电站投资运营,将入局投资分布式光伏电站。过去十年光伏电站整体趋势为从民企向国企转卖。央企较民企在资金成本方面具备优势,而民企具备分布式电站的开发、建设、运维全流程的能力和经验,对于户用光伏,需要全面下沉的渠道去触达农户,而央企在分布式项目全流程开发建设和渠道方面能力较为薄弱。因此我们认为央企作为投资方提供资金,民企作为开发、建设、运维方,两者合作是分布式光伏健康发展模式,可以解决当前销售模式和共建模式所面临的推广难和资金难的问题。同时,央企由于具备更低的融资成本,必要收益率较低,民企必要收益率较高,对于相同的电站资产,带来可接受的交易对价不同,由此带来民企转让电站的利润空间。

(2)工商业分布式光伏:收益率最高的光伏装机形式,有望充分受益电价市场化

工商业分布式光伏是未来收益率最高的光伏模式。由于集中式电站及户用光伏(多采用全额上网模式、不考虑补贴)收入端对应的均为燃煤基准价,而工商业分布式光伏由于业主均为工业企业,自用电需求高,多采用“自发自用、余电上网”模式,对应的是工商业销售电价,工商业销售电价约为燃煤基准价的1.6倍,因此工商业分布式收入端电价水平最高。从造价来看,集中式电站受到非技术成本的影响造价较分布式较高,工商业造价和户用造价水平较为接近。综合来看工商业分布式光伏是未来收益率水平最高的光伏装机形式,我们测算其他假设相同,在电价及造价差异下,全投资IRR:工商业分布式>户用分布式>集中式电站。

工商业光伏收益率对电价上涨的弹性相对较高。我们测算,控制其他条件,在发电电价及用电电价同样上调10%的情况下,集中式光伏、户用分布式和工商业分布式光伏的全投资IRR分别上升1.4/1.5/1.9个百分点,收入端对应更高电价的工商业分布式的收益率对电价上涨的弹性相对较高。

政策预期多维利好。10月11日,国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》[9],提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价,扩大市场交易电价上下浮动范围,同时有序推动工商业用户全部进入电力市场,按照市场价格购电,取消工商业目录销售电价。我们观察到改革后山东、江苏等多地电力市场成交均价均出现了“顶格上浮”,工商业交易购电价格对应上升,我们认为:

► 在能源转型初期,电力供给主力火电装机新增受限,装机新增主力风电、光伏出力不稳定,储能不具备大规模配置条件,电力紧缺及能耗控制趋严或为常态,倒逼电价市场化进程加速,传统能源电价上行,增加工业企业电力成本,我们认为将提高工商业分布式光伏建设需求。

► 工商业目录销售电价取消,用户全部进入电力市场,按照市场价格购电,我们观察到多地电力市场成交均价“顶格上浮”,工商业交易购电价格对应上升,对“自发自用,余电上网”模式的工商业分布式光伏收益率形成向上弹性,提高其投资吸引力。

其他可能的政策利好:绿电交易/碳配额交易扩大到非电行业/隔墙售电政策出台。展望未来,我们认为诸如绿电交易、碳配额交易(扩大到非电行业)等存在增加工商业分布式收益率的可能性,同时若隔墙售电政策出台,将有效提高分布式光伏的活跃程度。

碳达峰目标首提工商业分布式装机渗透率目标,新增屋顶及存量改造带来装机空间。10月26日,国务院发布《2030年前碳达峰行动方案的通知》,指出深化可再生能源建筑应用,推广光伏发电与建筑一体化应用,提高建筑终端电气化水平,建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电于一体的“光储直柔”建筑。到2025年,城镇建筑可再生能源替代率达到8%,新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。

新增屋顶及存量改造带来装机空间,我们认为工商业光伏存在需求预期差。我们按照年新增3亿平米厂房屋顶,屋顶光伏装机100瓦/平米(未考虑组件效率提升及BIPV起量带来的屋顶功率密度提升),50%渗透率目标估算,2025年新增厂房带来工商业光伏装机增量需求或为15GW,增量装机较为可观。同时我国当前约有30亿平米存量厂房屋顶,假设可改造比例为50%,则存量厂房屋顶改造光伏安装空间为150GW,假设10年改造完毕则对应年15GW的改造装机空间。2019/2020年我国工商业光伏新增装机仅3.2/5.4GW,我们认为工商业光伏存在需求预期差。

原材料价格上涨超预期。当前单晶硅料成交价格已经突破270元/千克,单晶组件报价突破2元/瓦。若原材料价格持续处于高位或者回落晚于预期,过高的组件价格将会抑制下游光伏装机需求,给产业链内各公司带来不利影响。

政策推进不及预期。当前光伏行业受到海内外多重政策利好,如国内的风光大基地政策、整县推进政策,美国的《Build Back Better》框架体系等,若以上政策推进不及预期,光伏装机需求或受到不利影响。

本文作者:曾韬、蒋昕昊、马妍、张钰琪、苗雨菲,来源:中金点睛,原文标题:《中金2022年展望 | 光伏:行业景气向上,N型时代启航》

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