发表时间：2023-08-27 18:56:49 来源：新闻中心
原标题：光伏行业2022年度策略：供给瓶颈、受益放量、格局改善、技术迭代
补贴时代产业链价格由供给端各环节边际成本决定。在光伏实现平价上网前，每年的新增装机上限受各国当年补贴预算规模、行政规划等因素限制，存在“刚性天花板”且可预测性较强，产业链企业可根据预测提前准备好产能。
因此，从近几年数据看，每年年初的各环节有效产能均已普遍高于当年最终实际完成的组件安装量（即常态化过剩），此时产业链产品价格由总需求对应的边际产能成本决定（最典型的如 2020 年之前的多晶硅边际成本定价逻辑），光伏板块投研的侧重点在于供给曲线上各家企业的产能和成本水平，产品价格的波动区间/中枢也相对容易量化预测。
光伏平价之后，由于规划约束和补贴限制的消除，需求弹性大增且呈现多样性，中短期新增装机上限取决于供给瓶颈环节的产能，在潜在需求（储备项目）大于有效供给的情况下，产品价格将由边际需求的成本承受力极限决定，即不一样的需求根据购买力高低排序，达到供给上限时对应的需求的成本承受力决定市场价格。
全球范围内来看，不一样的地区、应用场景、业主的项目，对光伏系统成本的承受力/敏感性均不同：
海外分布式及部分集中式需求受到高电价及电价持续上涨的影响，对光伏成本上升承受力最强且仍可能动态上升；国内分布式需求受到补贴政策、电价市场化改革的刺激，对成本承受力持续增强，仅次于海外高电价市场；国内集中式平价电站项目因电价锚定“火电基准价”，且存在收益率要求红线，对成本最为敏感，购买力排序相对靠后。
长期来看，特定地区（假设日照条件一定）的光伏项目，对系统成本的承受力主要与项目电价、融资利率及预期收益率目标等“外部因素”及组件/系统技术进步的“内部因素”相关。
当电价上升、或利率下降、或预期收益率目标下调时，需求对成本承受力提高，需求曲线将上移，反之则曲线下降；此外，当组件及系统端先进的技术的应用令单 W 发电量提升时，需求曲线也将上移（如采用双面、N 型、跟踪支架设备的项目可享有单 W 溢价）。
今年以来，随着传统化石能源电价的持续上涨，以及市场逐步预期天然气供应紧张局面将在未来较长一段时间内维持，部分地区新增光伏项目 PPA 电价出现上涨，叠加全球“双碳”背景下对项目预期收益率要求的降低，需求对成本承受力曲线不断上移。
展望明年，终端需求潜力仍然巨大，国内外各类项目储备（pipeline）极度丰富。
随着硅料新增供给的释放，为了消化新增产能、刺激更多需求释放，边际需求与系统价格的交叉点势必将沿着曲线向右下方向挪动，但在需求曲线整体上移的趋势下，将使得装机量的高增长未必需要以系统价格/装机成本的大幅度下滑为必要前提。
长久来看，光伏供应链瓶颈大概率出现在硅料、胶膜粒子、玻璃这类扩产周期较长的环节。光伏产业链中硅片、电池片、组件及胶膜等环节扩产周期较短（3-6 个月），且名义产能已经相对过剩，而逆变器、支架等环节产能弹性大，都难以成为光伏装机的限制因素。长期来看最大有可能成为光伏供给瓶颈环节的特征一般为扩产周期较长、产能相对刚性、且短时间之内难以被新技术替代。硅料和玻璃扩产周期 18 个月以上，EVA 粒子扩产周期 3~5 年，具备成为供给瓶颈的基本特征。
2022 年硅料大概率仍为产业链刚性瓶颈，EVA 粒子供需偏紧但存供给弹性。
与硅料和玻璃相比，EVA 粒子能够最终靠拉大光伏料溢价增加供应（以“光伏料涨、其他稳”或“光伏料稳、其他跌”的形式），同时随着胶膜厂商工艺提升，对粒子原料的兼容性也在逐步提升，或将使得可用于光伏胶膜生产的 EVA 粒子产能范围被动增加，即使不考虑新产能爬产进展超预期的可能，2022 年光伏级 EVA 的有效供给也将大概率略高于硅料，或基本与硅料供应持平。预计明年硅料大概率仍是供应链刚性瓶颈，其产量将决定全年装机上限（对应交流侧装机 230GW+）
2.2 主产业链各环节利润分布动态：硅料继续攫取超额，硅片回吐，电池修复，组件重视技术变革对中长期格局的影响
光伏产业链的利润分配：长期看竞争壁垒，中短期动态看各环节与上下游供需关系的边际变化，此外，技术进步也有影响。
光伏主产业链上的利润分配，长期看是由各环节的进入壁垒和竞争格局决定，但从中短期的动态变化趋势看，则通常由各环节相对其上下游的供需关系边际变化决定，体现为环节利润的压缩或放大。
例如2020H2的光伏玻璃和2021年的硅料，作为产业链显著的供应瓶颈环节，通过不断涨价攫取了显著的超额利润。
此外，产业技术进步也会在一定阶段内影响环节利润分配，例如2015-2016年金刚线切割技术在单晶硅片领域的推广应用，使硅片环节在降价的过程中实现了单瓦利润的扩张；PERC 电池在对 BSF 的替代阶段，也享受了 2-3 年的相对高盈利。
2021H1 主产业链的利润分配，表现为硅料和硅片挤压中下游利润，下半年随着硅片新玩家产能的释放，硅片环节盈利从 Q4 开始承压。
当前时点看，明年产业链利润分配的趋势大概率将延续今年底的情况：供给瓶颈环节的硅料继续攫取超额利润，今年虽整体过剩但仍维持较高盈利的硅片环节将出让部分利润，下游电池及组件环节明年盈利有望边际改善。
今年以来，硅片环节虽然在年初的表观产能统计上就已显著过剩于硅料，但仍超预期地维持了近一年的高盈利，我们大家都认为主要源于三点：
1）新进入 者的产能爬坡慢于预期；2）大尺寸产品产能存在结构性紧张；3）硅料/硅片持续涨价趋势中始终动态获益于部分“低价原料库存”。
然而随着新玩家的加入，主要的单晶硅片生产企业从原来的 5~6 家迅速拓展到仅 15GW 以上产能企业就有近 10 家，而目前国内拥有 4 万吨以上 （对应 15GW 左右）产能规模的硅料企业仅 5 家，硅料和硅片上下游的格局逐渐发生转变，产业链利润将逐步从“相对过剩”环节（硅片）流向“相对紧缺”（硅料）环节。
由于硅料和硅片扩产周期的不同，当前上下游之间这种供需错配的局面可能将一直持续，即使假设 2019 年及之前的存量产能（约 120GW）因不具备改造成大尺寸的经济性，在 2022 年全部停产退出市场，2022 年硅片的有效产能仍大于硅料，大部分硅片企业开工率不足 100%或将成为新常态。
近两年硅片生产企业与上游硅料和下游客户之间签署了大量原材料/产成品的定量不定价购销长单，对硅片企业而言，硅料采购长单某些特定的程度上保障了原材料供应，但硅片销售长单在提供产能消化保障的同时，其履约责任也将某些特定的程度上成为其采购硅料的压力来源，在硅片产能相对过剩的背景下，可能加剧其盈利压缩。
根据前文分析，在全球能源成本上涨和双碳目标背景下，终端需求对成本承受力有所提升，预计 2022 年组件均价在 1.7-1.8 元之间即能够有效激发交流侧 230GW 以上装机需求，基于当前辅材价格和一体化组件企业合理盈利水平，结合硅料与硅片的供需格局动态变化，预计 2022 年硅料全年均价有望保持在 15 万元/吨以上，继续攫取产业链超额利润。
电池片盈利达历史低点，叠加 N 型技术切换的岔路口，PERC 扩产放缓，大尺寸电池片相对上下游供需边际改善，有望驱动盈利修复。
2021 年是电池片环节盈利能力历史低点，大尺寸 PERC 产能实际扩张规模略低于预期，且在行业向 N 型技术路线切换的明确趋势下，预计明年将 鲜有 PERC 新建产能投放，有限的产能增长将大多数来源于于存量产能的大尺寸改造。
从终端需求来看，下游对大尺寸产品的接受程度超预期，随着明年硅料供给瓶颈缓解后，大尺寸电池片产能相对其上游硅片供应和下游组件需求的供需关系都将呈现边际改善局面，盈利能力有望同比改善。
订单周期缩短及合同定价灵活条款的加入，令组件业务期货属性削弱；看淡原材料价格下行周期中的“盈利修复”，重视技术变革对组件环节长期格局的影响。
组件从下订单（锁价）到生产、交货一般间隔 1~3 个月左右，海外地区甚至更长，使得组件市场具有一定期货属性，从历史上看，组件的超额利润/亏损通常来自组件生产商/客户对产业链价格变化趋势判断的偏差。
近两年光伏玻璃和硅料价格的超预期上涨，使得组件利润急剧压缩，明年硅料价格下行趋势下，组件盈利有望修复，但考虑到产业链对硅料价格下降预期较为一致（降幅有分歧）、且组件在需求明显启动前将以传导降价为主，组件盈利修复的幅度和时点仍存在不确定性。
此外，在经历了近两年的原材料价格大大波动后，即使在海外市场，组件销售的订单周期也在缩短，部分销售合同中也开始加入交货价格可根据原材料价格波动进行友好商议调整的灵活条款，或将令组件业务（尤其是海外销售部分）的期货属性趋于减弱。
目前头部企业之间的 P 型产品竞争力、市场占有率差距较小，更多的是比拼企业的经营策略（渠道销售、供应链管控能力等），未来在光伏电池主流技术路线从 P 型向 N 型切换的过程中，企业在电池技术上布局的深度和广度可能将使得组件产品差异性拉大，头部一体化组件企业之间的竞争要素将某些特定的程度上向“产品力”倾斜，并最终体现在公司的盈利能力（产品溢价、成本差异）和市场占有率的变化上，或将对行业格局带来非常大的影响，优势企业有望凭借领先的技术布局提升超额利润。
2021 年光伏组件环节开工率受硅料供应瓶颈限制维持低位，组件产量及胶膜需求均受到抑制，而胶膜环节自身产能保持增长，与主产业链的逻辑同理，导致胶膜企业难以完全、及时传导年内 EVA 粒子的涨价，盈利空间显著压缩。
随着 2022 年硅料新产能逐步释放，组件产量的增长将拉动胶膜需求量开始上涨，胶膜无论是成本传导能力、还是出货量增速均有望提升。
即使下半年 EVA 粒子因供不应求出现涨价，考虑到头部企业的供应链优势以及边际产能涨价拉动盈利水平，仍有望使胶膜盈利具备阶段性的向上弹性。
2）逆变器：2022年 IGBT 供给持续紧张，头部企业供应链优势继续维持
2021 年逆变器企业业绩出现分化，主要是供应链管理能力不同所导致的芯片供应情况差异所致。供应链保障好的企业不仅出货量保持高增长，同时受益于户用占比提升+芯片供应紧张带来的涨价，毛利率亦有所提升。
2022年全球新能源汽车、光伏、储能需求增速依然非常可观，IGBT 紧张的问题或仍将持续，建议坚守供应链能力强的优质企业。
海内外储能市场广阔且国内仍处于发展起步阶段，明年有望迎来翻倍以上增长。2020-2021 年国内主要逆变器企业储能业务收入占比持续提升，但差异较大，抢先布局的企业先发优势明显。
截至 2021 年 11 月底，国内超白压延玻璃在产产能 4.13 万吨/日，同比增长 44%，今年新点火的窑炉中约有 65%为信义光能（4000 吨/日）和福莱特（5800 吨/日）贡献，两大龙头市占率持续稳步提升。行业新进入者中，仅有金晶科技在 2021 年内投产，其他厂商新产能预计将在 2022 年及以后释放，中期看行业仍将维持双寡头领先的竞争格局。
根据各公司扩产计划，预计 2022 年光伏玻璃等效日熔量约为 5.5~5.7 万吨 /日，同比增长 56%~61%，以双玻渗透率 50%~55%测算，对应组件产量可达 360GW 以上，玻璃的潜在供应显著大于预期硅料供应所限制的组件 产量（278~290GW），中短期看，光伏玻璃价格将持续处于边际产能出清的水平，上涨弹性较小。
根据 2020 年及以后的窑炉点火情况，预计 2022 年宽幅玻璃有效供给约为 3.2~3.4 万吨/日，以双玻渗透率 50%~55%测算，约可满足 210~230GW 大尺寸组件生产，供需格局处于紧平衡状态，新窑炉所生产的大尺寸玻璃有望在 2022 年继续享受溢价和超额利润空间。
2021年国内地面电站装机低迷拖累跟踪支架需求，2022 年大基地建设启动及组件维持相对高位有利跟踪支架性价比显现。
跟踪支架的需求大多数来源于集中式地面电站项目，2021 年组件价格持续上涨，使得对系统成本敏感的地面电站装机受到明显影响；此外，对某个特定项目而言，组件/系统成本绝对值越高（跟踪支架成本占比相对越低），越有利于跟踪支架性价比显现，而今年国内的地面电站项目普遍在 2020H2-2021H1 的组件低价阶段完成项目设计和产品选型（倾向于选择固定支架），也不利于今年跟踪渗透率的提升。
在 2022 年，国内大基地建设将全面启动（大型集中式项目占比有望提升），且组件价格有望维持相对高位，均有利于跟踪支架性价比的显现，并驱动其渗透率和需求的双升。
光伏支架的原材料主要为钢材、铝材、锌锭等，今年大宗商品的大幅涨价使得支架成本持续不断的增加，同时下游电站项目的大规模延期，导致前期锁价订单失效，进一步加重了企业纯收入压力。
运费在成本中占比虽然仅有 4%左右，但年内国际海运费价格翻倍增长，同时海外疫情不断反复，造成运输效率下降，进而增加成本支出。
2021 年底硅料产能开始慢慢地释放，供应紧张的情况有望得到缓解，有助于产业链整体价格平稳下行，下游装机量有望恢复高增长。此外，国内的风光大基地开工叠加海内外延期电站恢复建设，将会促进刺激地面电站装机需求。考虑到全球电价上涨背景下发电量增益的重要性将凸显，跟踪支架渗透率有望迎来明显提升。
根据国内钢材市场价格走势，2021 年底钢材市场价格呈显而易见地下降趋势，已接近年初水平，较年内最 高点已下降 20%左右。
同时全球部分区域海运费价格会出现某些特定的程度的下降，并且总体价格开始趋于稳定。综上所述，我们判断明年光伏支架环节盈利情况将会迎来企稳回升。
目前 PERC 电池量产平均转换效率约在 23.2%~23.5%左右，从 ISFH的实验室数据分析来看，PERC 转换效率极限约在 24.5%，考虑实现更高效率所需要付出的成本水平，量产 PERC 电池的提效潜力已有限，为 N 型发展提供了契机。
2021 年 N 型 TOPCon 与 HJT 电池效率不断取得突破，量产效率与实验室效率“携手共进”， 持续拉大与单晶 PERC 电池的效率差。
在量产起步阶段，N 型组件的成本仍比 PERC 稍高，主要与原材料成本、生产良率、设备投资有关。
但考虑到光伏应用场景逐渐多元化，在一些对发电量要求高且电站面积有限的应用场景中（如用电成本高的工商业屋顶分布式等），N 型组件发电量高、衰减低的优势将使计算机显示终端更愿意为其支付溢价，随着 N 型规模化产能的落地，量产线上持续的降本增效有望进一步提升 N型产品的竞争力，解锁更多应用场景的经济性优势。
TOPCon 生产所带来的成本更接近 PERC，且与现有产线兼容，是目前一体化组件龙头重点推进的方向，也是最大有可能在中短期内实现规模量产的 N 型技 术，预计明年有望实现 10GW 级产线的投产，未来降本路径最重要的包含：
1）降低银浆用量：多主栅技术等；2）浆料国产化、降低单价；3）单台设备产能的提升：双面镀膜、三合一镀膜；4）量产良率和效率的持续提升。
HJT 理论效率上限高，工艺流程短，是行业新入者的首选技术方案，目前已有数条 GW 级产线投产，未来的降本路径主要包括：
1）材料端的直接降本。主要包括硅片薄片化、银包铜技术、低温银浆国产化、设备投资进一步下降等。
提效手段包括微晶硅技术、退火吸杂技术、工艺与靶材的优化等，和技术路线稳定之后生产稳定性的提升。
电池技术路线从 P 型向 N 型切换带来的各环节设备迭代，将是未来几年光伏企业资本开支的最主要方向，目前各大设备商几乎都已入局 N 型相关设备的研发、生产，进展比较快的企业包括迈为股份、捷佳伟创、拉普拉斯、金辰股份等，未来相关量产订单落地及实证运行数据的验证。
2022 年国内新能源并网项目配储潜力规模 27GWh，政策推动下发电侧市场有望倍增。根据各省发布的 2021 年风光建设方案规划，大部分省份要求风电、光伏并网需配臵储能比例不低于 10%*2h，部分消纳压力大的省份要求配储比例达到 20%~30%。
截至 2021 年 12 月中旬，我们根据各省已公布的、要求在 2022 年底前并网的风光项目规模，详细测算 2022 年国内发电侧储能潜力装机规模约 27GWh，截至 2020 年底国内电化学储能累计装机量 3.2GWh，即使考虑部分项目可能推迟，2022 年发电侧储能市场仍有望实现成倍增长。
7 月 26 日，《关于加强完善分时电价机制的通知》，要求峰谷价差不低于 3:1，尖峰电价在高峰电价基础上至少+20%。目前国内工商业平均电价 0.66~0.69 元 /kWh，按照峰谷电价浮动比例±50%、尖峰电价在高峰电价基础上+25% 测算，峰谷价差最大可达到 0.86~0.9 元/kWh，与目前国内储能平均度电成本 0.5~0.6 元/kWh 相比，工商业储能经济性逐渐凸显，市场潜力巨大。
可再次生产的能源占比提高，推动发电侧及辅助服务储能需求。2020 年全球新增电化学储能中可再次生产的能源并网应用占比达到 48%，位居首位，随着全球可再生能源占比的提高，新能源并网配储慢慢的变成为趋势，推动发电侧储能市场高速增长。
在英国、美国、德国等电力市场成熟的国家，有丰富的辅助服务产品可供交易，经济性较好，已成为储能需求的重要来源之一。
储能产业链最重要的包含储能双向变流器（PCS）、电池、热管理等设备制造企业、以及下游系统集成企业。
储能变流器是储能系统的核心电气设备之一，作用是进行电力转换，实现电网（交流电压）与储能电池（直流电压）之间的能量双向流动，其技术原理与逆变器相通，并在原料采购、终端销售上高度协同，因此逆变器企业进入储能行业具有先天优势，代表企业包括阳光电源、锦浪科技、固德威等。
储能电池是电化学储能系统的核心，目前主流的储能电池材料包括磷酸铁锂电池、铅酸电池等，储能电池产业链与新能源汽车中上游产业链高度重叠，代表企业包括宁德时代、亿纬锂能等。
热管理是储能电站安全的基石，目前热管理技术包括空冷、液冷、热管冷却等，供应商主要为汽车、电力、通信等行业的相关制冷、温控设备生产商，如高澜股份、同飞股份、英维克等，未来有望进入储能行业打开中长期成长空间。
储能系统集成是指按照每个客户需求，为其提供整套储能解决方案，包括方案设计、设备选型、组装施工及售后运维等，难点在于集成商对新能源发电特性与电网需求的理解、系统配臵与组合方式的选择等，将影响储能系统的运行性能和成本。目前市场参与者众多，包括光伏风电企业、电池企业、电网子公司以及专门的第三方集成商等。
注重业绩兑现确定性，看好供给瓶颈、受益放量、格局改善环节，板块整体估值仍有提升空间。
基本面角度，我们大家都认为在目前板块热度及对主要企业的盈利预期均相比来说较高的大背景下，2022 年的光伏板块配臵建议沿两条主线）业绩兑现确定性强：如供给瓶颈的硅料，受益放量且利润率有望持稳甚至提升的逆变器、核心辅材及其上游原料、跟踪支架等；
2）中长期格局趋势性改善、有望受益技术变化带来的超额增长：新技术布局领先的一体化组件龙头 电池/组件先进设备商。
估值角度，尽管光伏板块经历了 2019 年以来的连续三年上涨，但在行业规模增长、集中度提升驱动的业绩增长下，有突出贡献的公司 2022 年 PEG 大部分 仍处于 1 倍以下，在中长期确定性成长行业中处于相对低位。
2022 年随企业业绩增长兑现和龙头一马当先的优势的逐步验证，板块仍有较大概率的整体提估值机会，龙头更有望逐步享有估值溢价。
A 股：通威股份、阳光电源、隆基股份、晶澳科技、福斯特、大全能源、锦浪科技、固德威、禾迈股份、天合光能、海优新材、中信博、福莱特、金晶科技、迈为股份、捷佳伟创、金辰股份、奥特维等；预计2022 年将回 A 上市的一体化组件龙头：晶科能源、阿特斯。
国际贸易环境恶化风险：随着光伏在各国能源结构中的比例持续提升，中国作为在光伏制造业领域一家独大的存在，仍然可能面临其他几个国家更严苛的贸易壁垒限制（尽管这种壁垒可能会引起该国使用清洁能源的成本上升）。
疫情反复造成全球经济复苏低于预期的风险：疫情对电力需求及其增速的负面影响超预期，导致即使光伏成本已一下子就下降，并成为最便宜的电源，但装机动力仍然不足以支撑需求持续快速增长。
行业产能非理性扩张的风险：在明确的双碳目标背景下，光伏行业的产能扩张明显加速，又出现跨界资本大量进入的迹象，可能会引起部分环节出现阶段性竞争格局和盈利能力恶化的风险。
储能成本下降没有到达预期：配置储能是未来电源结构中光伏实现高比例渗透的必经之路，如果储能成本下降速度没有到达预期或电池储能安全性未能获得认可，则有可能限制中期光伏在能源结构中的渗透率提升速度。
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