本文來自：中金點睛，作者：曾韜、蔣昕昊等

碳中和目標全球化背景下，我們看好全球光伏五年CAGR近30%，中國產業鏈有望充分受益，疊加2022年上游供需緊張情況或得到逐步緩解，我們認為將迎來光伏裝機需求大年，行業景氣將持續向上。

摘要

原材料新增供給逐步釋放，中下游主材及輔材龍頭受益需求增長。4Q20以來，上游硅料、EVA粒子供給緊張致產業鏈利潤向原材料環節轉移，中下游盈利能力受到擠壓。展望2022年，我們測算全行業硅料、EVA粒子有效產量有望同比高雙位數增長，供應鏈瓶頸緩解帶來裝機需求大年，我們看好格局穩定的輔材環節逆變器、膠膜及光伏玻璃龍頭企業將率先受益光伏需求增長；同時，硅料價格有望回落，將帶動中下游電池組件環節單瓦盈利能力修復，疊加需求增長，我們看好組件環節明年量利雙增、業績高彈性。

N型時代漸行漸近，帶動產業鏈各環節企業技術迭代。我們認為當前P型電池基本已達量產性能極限，而N型電池有望拉動行業技術發展再上一個台階、是未來五年行業技術發展主旋律，有望重新拉開企業之間的技術實力差距、帶來新的投資邏輯和機遇。根據各主流廠商擴產計劃，明年N型電池規模或達到40-50GW，N型需求起量將影響產業鏈各環節競爭格局。1）硅料：雜質含量要求更為嚴格；2）硅片：拉晶、切片工藝要求提高，石英砂、炭炭熱場純度要求和消耗量或迎提升；3）電池：N型技術路線層出不窮，電池設備更新換代，銀漿耗量確定性增長；4）組件：需要高精度串焊配合多主柵工藝；N型電池片對水汽更為敏感，EPE/POE類膠膜滲透率有望加速提升。

分佈式跑出光伏賽道阿爾法，看好產業鏈投資機會。從能源屬性來看，分佈式光伏具有資源與負荷相匹配，建設門檻低，發用電靈活的特點。2021年6月，國家能源局下發整縣分佈式光伏開發試點方案， 我們看好央企、民企分工協作推動分佈式光伏發展。我們看好我國分佈式光伏新增佔比從近年30-40%水平逐步提升。結構上來看，户用光伏當前滲透率較低，我們認為組件價格下降將打開更多省份市場，看好2022-2025年新增裝機CAGR或達34%；我們認為工商業分佈式光伏是未來收益率最高的光伏裝機形式，將充分受益電價市場化和系列政策，存在需求預期差。

風險

原材料價格上漲超預期；政策推進不及預期。

正文

投資概要

未來五年全球持續高景氣，2022原材料供給釋放帶來裝機大年

碳中和目標全球化背景下，看好全球光伏五年CAGR近30%，中國產業鏈有望充分受益。隨各主要國家地區及中國明確碳中和目標及政策逐步推進，我們看好全球光伏2021-2025年新增裝機CAGR或接近30%：1）國內方面，清潔能源基地建設與整縣分佈式推進政策均順利推進，我們看好國內光伏裝機需求節奏加快；2）海外方面，看好平價時代，光伏招標電價止跌帶來組件價格需求彈性放大，行業產值空間由降轉升。

2022年上游供需緊張情況或得到逐步緩解，帶來裝機需求大年。我們認為今年以來產業鏈面臨的上游供給緊缺將隨明年有效產能的釋放得到逐步緩解，光伏迎來裝機需求大年。1）原料價格有望從高點回落，中下游盈利能力從擠壓走向均衡，看好中下游環節業績高彈性；2）看好格局穩定的輔材環節逆變器、膠膜及光伏玻璃龍頭企業充分受益光伏需求增長；3）原材料供給釋放、價格下降亦有利於產業鏈新技術試錯迭代，N型時代有望加速到來。

圖表：光伏分環節2022年價格和利潤率走勢預測

資料來源：中金公司研究部

2022年推薦邏輯

主線一：原材料新增供給逐步釋放，中下游主材及輔材龍頭受益需求增長

原材料供給能力制約2021年光伏需求和中下游盈利能力，看好2022年隨硅料以及EVA粒子供應釋放，光伏迎來需求大年。隨疫情後經濟好轉及碳中和目標確立，全球光伏需求預期持續增強。4Q20以來，由於上游擴產週期較長的子環節硅料、EVA粒子幾乎無新增產能釋放，而中下游環節在需求預期提升背景下繼續擴產，光伏潛在需求釋放受到壓制、供需錯配致產業鏈利潤向原材料環節轉移，中下游盈利能力受到擠壓。展望2022年，我們看好原材料供給逐步投放、激發產業鏈經營活力，全行業硅料、EVA粒子有效產量有望同比高雙位數增長，供應鏈瓶頸緩解帶來裝機需求大年，我們看好格局穩定的輔材環節逆變器、膠膜及光伏玻璃龍頭企業將率先受益光伏需求增長；同時，硅料價格有望較當前水平見頂回落，帶動中下游電池組件環節單瓦盈利能力修復，疊加需求增長，我們看好組件環節明年量利雙增、業績高彈性。

主線二：N型時代漸行漸近，產業鏈各環節企業技術拉鋸

P型PERC電池提效降本進入尾聲，N型電池有望引領行業技術發展再上一個台階。我們認為P型PERC電池基本已經達到了量產性能極限（23.5%的轉換效率、0.2元/瓦的非硅成本），製造業技術發展進入平台期往往意味着行業競爭激烈，我們認為2021-22年P型時代即將進入競爭紅海期，而N型電池有望拉動行業技術發展再上一個台階、是未來五年行業技術發展主旋律，有望重新拉開企業之間的技術實力差距、帶來新的投資邏輯和機遇。根據各主流廠商擴產計劃，明年N型電池擴產規劃或達到40-50GW，N型需求起量將對產業鏈各環節競爭格局帶來影響。1）硅料：雜質含量要求更為嚴格，企業N型料量產能力有別；2）硅片：拉晶、切片工藝要求提高，炭炭熱場、石英砂的純度要求和消耗量或迎提升；3）電池：N型技術路線層出不窮，電池設備百家爭鳴，而銀漿耗量在N型時代確定性增長；4）組件：電池環節通過多主柵降低銀耗，需要組件串焊環節的升級配合；N型電池片對水汽更為敏感，EPE/POE類膠膜滲透率有望加速提升。

主線三：分佈式跑出光伏賽道阿爾法，看好產業鏈投資機會

從能源屬性來看，分佈式光伏具有資源與負荷相匹配，建設門檻低，發用電靈活的特點。2021年6月，國家能源局下發整縣分佈式光伏開發試點方案 ，以縣（市、區）為單位推進分佈式光伏發展，我們認為分佈式在碳中和中的重要性被逐步認可，我們看好央企、民企分工協作推動分佈式光伏發展。我們看好我國分佈式光伏新增佔比從近年30-40%水平逐步提升。結構上來看，户用光伏當前滲透率較低，我們認為組件價格下降將打開更多省份市場，看好2022-2025年新增裝機CAGR或達34%；我們認為工商業分佈式光伏是未來收益率最高的光伏裝機形式，將充分受益電價市場化和系列政策，存在需求預期差。

碳中和目標全球化

各國政策加碼保障光伏需求

碳中和目標全球化，我們看好光伏五年CAGR近30%，中國產業鏈全球領先有望充分受益。國內方面，清潔能源基地建設與整縣分佈式推進政策均順利推進，我們看好國內十四五光伏裝機CAGR20%+，行業持續高景氣。當前我國光伏主產業鏈硅料、硅片、電池、組件環節均佔據全球70%以上的供給，輔材玻璃、膠膜及BOS環節逆變器均處於供給主導地位，產業鏈具備較強的規模效應和集羣優勢，我們認為中國光伏產業鏈有望充分受益全球需求成長，引領未來光伏行業產值增長及技術進步。

中國：雙碳“1+N”政策陸續落地，光伏需求持續加碼

國內集中式&分佈式政策多重利好，十四五光伏裝機增速有望再上台階。繼2020年下半年我國首次提出2030年碳達峯、2060年碳中和目標之後，2021年以來我們看到國內各有關部門陸續出台光伏行業支持性政策，推動目標完成：

集中式光伏：保障性併網規模+風光大基地雙管齊下，項目儲備量充足。第一期約100GW的風光基地項目已於近期有序開工，我們認為將顯著利好國內光伏需求整體前移。光伏保障性併網規模指標充裕，我們統計目前河北、貴州、安徽等七省（區、市）公佈的2021-22年合計光伏保障性併網規模已超60GW（七省2020年新增光伏裝機佔比~42%）。今年受組件高價影響，我們預計國內地面電站裝機情況或較為平淡，我們看好在國內剛性需求支撐下，明年國內地面電站需求有望同比高增。

分佈式：整縣推進試點政策給出屋頂光伏滲透率量化目標，打開行業發展天花板。今年6月20日，國家能源綜合司正式下發《關於報送整縣（市、區）屋頂分佈式光伏開發試點方案的通知》。文件中指出，申報試點地區黨政機關建築屋頂總面積可安裝光伏發電比例不得低於50%、學校醫院等不得低於40%、工商業廠房不得低於30%、農村屋頂不得低於20%，並提出“宜建盡建、應接盡接”的要求。據北極星太陽能光伏網報道，截至2021年10月5日，共計284個縣(市/區)明確規模，總規模約71GW，預計整體規模近200GW。

金融支持有望利好民營企業參與我國光伏開發。11月8日晚中國人民銀行宣佈推出碳減排支持工具，旨在引導金融機構向碳減排重點領域內的各類企業一視同仁提供碳減排貸款，貸款利率應與同期限檔次貸款市場報價利率（LPR）大致持平（當前一年期3.85%，五年期及以上4.65%）。人民銀行將對金融機構的碳減排貸款按本金的60%提供資金支持，利率為1.75%。我們認為此次政策對光伏運營民營企業或有較大幫助，有望帶來資金成本下浮1個百分點以上，帶來組件0.3元/瓦的漲價彈性。長期來看，政策支持銀行資金向雙碳方向傾斜，我們看好由民企開發商主導的分佈式光伏板塊需求迎來更大增長，解決分佈式推廣本身面臨的金融渠道問題。

海外：歐美日+新興市場碳中和政策紛紛出台，清潔能源轉型確定

美國方面：2021年10月28日美國總統拜登宣佈《Build Back Better Act》框架體系，擬計劃投資5550億美元於清潔能源和應對氣候變化，是美國曆史上對清潔能源的最大單項投資，助力實現2030年温室氣體排放量較2005年下降50-52%。其中針對清潔能源和氣候變化的投資包含1、清潔能源税收抵免ITC（3200億美元）；2、清潔能源採購（200億美元）；3、擬為美國家庭清潔能源和電氣化轉型提供消費抵免，有望將美國户用光伏的成本降低約30%、投資回收期縮短約5年。我們認為若後續法案通過落地，有望刺激美國地面電站、户用光伏裝機增長。目前，該法案已通過眾議院、還需參議院投票通過。

日本方面：2021年10月22日，日本內閣批准第六版《能源基本計劃》。為實現2050年碳排放淨零的目標，日本首次提出最優先發展可再生能源，目標將2030年電源構成中可再生能源的比例擴大到36%至38%（原目標僅22-24%），較2019年底翻倍（~18%）。日本目標2030年14-16%的電力來自太陽能（此前目標僅為7%，目標翻倍式提升）.我們認為日本此次政策修改，彰顯出日本發展可再生能源尤其是光伏發電的決心，進一步打開光伏長期發展空間。

歐盟方面：“Fit for 55”持續強化2030年碳減排目標。2021年7月14日，歐盟委員會通過“Fit for 55”能源和氣候一攬子提案，上修2030年減排目標至實現2030年較1990年温室氣體排放減少55%（此前為40%）、以及2030年可再生能源佔供能比例達到40%（此前為32%）。若要實現新目標，對應需要歐盟碳交易系統管轄下的總排放量到2030年較2005年下降61%（此前為43%），減排斜率由2.2%進一步提高至4.2%。近期，德國、法國等亦強化了光伏招標和補貼政策：1）德國方面，今年4月德國政府已同意將2022年的光伏招標量由此前的1.9GW上調至6GW；2）法國方面，今年11月初，法國宣佈出台新的十項措施計劃促進光伏裝機，目標是到2025年底，支持全國每年新增超過3 GW的光伏裝機容量。

中國光伏產能全球領先，有望充分受益於全球需求預期加強

光伏產能持續本土化，規模+集羣優勢明顯。2020年多晶硅、硅片、電池、組件全球產量中，中國企業佔有率達到77%/100%/89%/89%，過去十年，受益於國內光伏產業扶持政策及生產成本優勢，全球光伏產業鏈向中國聚集，並在此基礎上形成了顯著的供應鏈規模和技術創新集羣效應，中國已成為光伏產能和研發的中心，我們認為我國光伏產業鏈有望充分受益於全球光伏需求增長。

美國商務部駁回調查亞洲光伏製造商傾銷的調查請求，貿易摩擦擔憂或緩和。11月11日，據彭博社報道，美國拒絕了一羣不具名的美國光伏公司有關對亞洲光伏製造商開啟低價傾銷調查的一項請求，認為中國光伏產品製造商位於馬來西亞、越南、泰國的產能並沒有“以低於正常價值”的價格出售太陽能電池，我們認為有望打消市場對於我國光伏產品海外貿易摩擦的擔憂。

美國下調201關税税率，恢復雙面太陽能組件豁免權，中國企業出口美國市場再獲利好。11月16日，美國國際貿易法院（CIT）正式宣佈將201關税税率從18%降至15%，雙面組件重新獲得關税豁免。我們認為，此次201關税下調結合此前拜登政府已簽署的基建法案及提出的《Build Back Better》框架體系，彰顯出美國發展太陽能的積極態度。

圖表：中國光伏製造產業鏈各環節產能全球佔比

資料來源：彭博新能源財經，中金公司研究部

平價時代，光伏PPA電價止跌反彈，推高光伏產值上限

我們認為光伏產業發展邏輯在平價以後發生關鍵性轉折：我們看好光伏產業鏈發展邏輯由"價跌量增"向"量利雙增"轉變，看好產業鏈留存技術降本帶來的超額利潤，板塊需求及產值2020-25年CAGR實現近30%，帶來板塊重估機會。

平價時代，光伏電價止跌回升，組件價格需求彈性持續放大

我們觀察到，隨着GW級光伏市場數量的增加，全球光伏需求對於組件價格變動的彈性正在加強。9M21中國組件出口均價較9M19僅下降了2%，而出口量較1H19大幅增長38%至73GW；對比2015年，組件價格下降10%，需求增長20%；光伏需求增長較組件降價的彈性持續放大。

圖表：組件出口數據追蹤（2021年9月）

資料來源：Solarzoom，中金公司研究部

圖表：海外組件價格需求彈性持續放大

資料來源：Solarzoom，中金公司研究部

我們分析認為在海外市場在光伏已經實現較傳統能源平價的背景下，光伏電價止跌企穩，組件降價壓力邊際減小，帶動組件價格需求彈性放大。平價之前，光伏面臨與其他電源的競爭，需通過組件降價提升項目經濟性從而刺激需求，且裝機受政策週期影響會出現大幅波動；平價之後，我們注意到印度、德國、美國、巴西等地的組件持續降價壓力邊際減小、向上彈性邊際提升。我們認為在光伏項目電價下降趨緩，甚至止跌回升的大背景下，項目需求對於短期組件價格的波動具備更強的容忍度，即便項目成本端的組件價格無法大幅下降，收入端電價的上漲也將提升項目經濟性從而刺激需求，光伏組件需求的可持續性將進一步增強。

向前看，平價之後光伏電價的錨變為傳統能源電價。我們預計傳統能源電價在通脹、碳交易等因素帶動下或維持高位，從而帶來光伏電價和組件價格的彈性空間。

短期來看，國際能源署預計2021/22年隨經濟復甦，煤炭、天然氣價格或維持高位，而歐美通脹容忍度提升亦支撐較高的能源成本。

歐洲：傳統能源成本上行，推動3Q21歐洲多地光伏PPA價格加速上漲，歐洲多地傳統能源電價亦一路攀升。以德國為例，據德國聯邦網絡局數據，2021年十月初德國批發電價已突破180歐元/兆瓦時，較四月初大幅上漲近三倍。據LevelTen Energy報吿顯示，3Q21歐洲光伏PPA價格指數達到44.73歐元每兆瓦時，環比增長5.5%，同比增長5.9%。波蘭、德國、丹麥上漲趨勢尤其突出，環比增速分別為11%/9%/12%，波蘭、英國、丹麥2021年以來光伏PPA價格持續上漲，較去年同期大增18%/20%40%。

圖表：歐洲光伏PPA價格持續上行

資料來源：LevelTen Energy，中金公司研究部

圖表：德國電價持續上行

資料來源：Bundesnetzagentur，中金公司研究部

美國：終端電價持續上行，多地光伏PPA價格2020年以來持續上漲。據EIA數據，美國2021年10月的居民/商業/工業電價相比2019年初分別上漲13.7%/10.4%/5.6%，EIA預測2022年美國終端電價仍將呈現穩步上漲態勢。據LevelTen Energy數據，3Q21美國光伏PPA價格指數為33.25美元/兆瓦時，環比增長4.1%，同比增長14.6%。分區域來看，除MISO地區3Q電價環比出現下跌，其餘四地區均呈現環比上升態勢。

圖表：美國光伏PPA電價持續上行

資料來源：LevelTen Energy，中金公司研究部

圖表：美國居民電價2021/22E有望同比上漲

資料來源：EIA，中金公司研究部注：2021年8月後為EIA預測數據

新興市場：一直以低價著稱的新興市場國家，近期光伏招投標價格亦出現跳漲。1）在2021年10月沙特進行的可再生能源計劃的第三輪計劃招投標中，光伏項目最低報價0.01483美元/kWh，較第二輪計劃中0.0104美元/kWh的最低報價上漲了43%。2）印度方面，印度太陽能開發商Oorjan Cleantech聯合創始人兼首席財務官Manjesh Nayak近期表示，印度的光伏項目成本上升了10-15%，進而導致太陽能發電的購電協議(PPA)電價上漲約0.20-0.30印度盧比(合0.003-0.004美元)。3）哥倫比亞光伏PPA拍賣價格近期亦大幅上漲。據BNEF報道，2021年10月26日，哥倫比亞進行了第二輪近800MW的光伏PPA拍賣，拍賣均價為41.1美元/兆瓦時，是2019年第一輪拍賣價格的近兩倍，也是該地區2017年以來的主要光伏拍賣中的最高價格。上漲後的光伏電價，我們測算仍顯著低於當地傳統能源電價，顯示出光伏在平價時代，電價的彈性空間顯著。

圖表：短期來看，至2022年國際氣/煤電燃料成本（包含排放成本）仍將處於高位

資料來源：國際能源署，中金公司研究部  注: 2021/2022為國際能源署預測值

圖表：以德國為例，燃料成本與電價呈現高度相關性

資料來源：國際能源署，中金公司研究部  注: 2021/2022為國際能源署預測值

長期來看，碳交易成本的進一步提升亦將拉高傳統能源成本，促進光伏發電需求並引導光伏PPA電價上行，我們認為有望帶來組件價格彈性空間。

以歐盟為例，碳配額成本長期看漲，拉動批發電價上行。2021年初以來，歐盟碳交易系統進入第四階段、減排斜率更加陡峭，疊加歐盟碳邊境税提案通過，推動境內碳配額價格水漲船高，2020年末歐盟碳配額價格約30歐元/噸，到2021年中已上行~80%至50歐元/噸，我們基於歐盟電力系統2019年碳排放強度係數（275g-CO2/kwh）測算，相當於綜合發電成本抬高了6.2歐元/兆瓦時，貢獻了如德國今年以來電價漲幅的~20%、西班牙的~15%、英國的~27%。2021年年中，歐盟通過“Fit for 55”提案進一步加強了2030年碳減排目標，歐盟委員會官方預期碳配額價格到2030年可能較當前再上漲 70%至85歐元/噸。

新能源電價與批發電價掛鈎，帶來組件價格彈性空間。我們測算碳配額成本每上漲10歐元/噸，會貢獻電價上漲2.75歐元/兆瓦時，帶來組件價格至多0.03歐元/瓦或14%的上行空間。

圖表：歐盟碳價走勢（德國為例）

資料來源：Bloomberg，中金公司研究部

圖表：歐洲碳價、組件價格敏感性分析

資料來源：中金公司研究部

從價跌量增到量利齊升，光伏製造主產業鏈迎來增長拐點

平價時代來臨，光伏製造降本紅利不再用於降低補貼，而是留存在光伏產業鏈內，有望帶動行業利潤空間擴容。以國內為例，過去光伏度電成本高於燃煤上網電價，光伏行業發展對於中央及地方電價補貼依賴性強，行業發展空間被電價補貼所限制，而補貼電價基本跟隨光伏度電成本下降而下降，吞噬技術降本帶來的超額利潤空間。平價時代來臨，需求增長不再受到補貼政策週期的影響，隨着技術帶動轉換效率的持續進步，我們看好光伏利潤空間有望持續放大，製造+運營產業鏈有望留存技術降本紅利。

基準情形下，我們預測光伏終端需求2021~25年複合增長率28%，組件產值年複合增長率22%。我們測算2017~2020年，行業終端需求複合增速8%，而組件價格下降速率18%，因此從組件產值的角度下降速率12%。今年組件價格需求彈性放大後，基於當前水平，我們測算要實現2020~25年28%的年化終端需求增速，組件價格僅需以4%/年的速率下降，組件降價壓力減輕，帶來行業產值的由降轉升，我們看好板塊年複合增速有望實現22%。若技術降本帶動組件價格下降超出基準預期、或全球傳統能源電價上漲超預期，則光伏需求增長有進一步加速的可能，帶動組件環節產值高增。

圖表：光伏產業鏈利潤留存示意圖（陰影部分為產業鏈利潤空間示意）

資料來源：國家能源局，中金公司研究部

圖表：組件產值空間估算

資料來源：Solarzoom，中金公司研究部

主產業鏈策略：2022年利潤再分配，N型時代來臨

2021年下游擴產快於上游，原材料供應瓶頸制約2021年光伏需求釋放和中下游利潤。隨疫情後經濟好轉及碳中和目標確立，光伏需求預期向好，下游擴產週期較短的硅片、電池、組件環節產能迅速擴充，而硅料擴產時間需要一年半以上，約為下游兩倍，產能錯配導致硅料供給緊張。硅料價格2021年至今累計上漲220%，同期硅片、電池、組件價格分別上漲76%、21%、18%，我們測算對硅料漲價的傳導幅度分別為77%、38%、59%，光伏主產業鏈利潤自2H20以來持續向上遊硅料環節轉移，電池、組件環節盈利受到擠壓，此外終端電站投資回報率亦讓利約2ppt支撐需求。

我們看好2022年硅料的供應瓶頸陸續打開，原料價格回落和產能釋放帶動中下游量利齊升。我們預計硅料價格有望由當前的260元/kg回落至明年平均160~180元/kg，組件價格有望由當前的2.1元/瓦回落至明年平均1.75~1.80元/瓦，促進終端裝機由160吉瓦同比增長40%至230吉瓦。產業鏈利潤亦將從硅料環節向下遊重新分配，而這一過程中我們認為各環節的競爭格局變化將決定其利潤留存能力：1）硅料：供給有望同比增長50%，從1Q21起持續投放支撐需求釋放，價格隨供給增加逐步回落，單公斤利潤或回落；2）硅片：行業新進入者增多、一體化企業向上遊延伸，帶來行業集中度走弱，小尺寸硅片單瓦盈利或受衝擊，大尺寸硅片由於技術學習曲線的存在，盈利能力相對穩健；3）電池：PERC電池競爭進入紅海期，環節利潤留存能力取決於全行業N型電池產能投放進度，新技術進展若慢於預期，將有利於第三方電池企業的盈利能力階段性修復；4）組件：疫情+原材料漲價持續兩年考驗環節經營能力，組件環節集中度持續提升，格局改善有望帶動盈利修復。5）終端：碳中和碳達峯目標下，電力系統清潔轉型趨勢確定，電力企業清潔電源裝機提升訴求強、回報率或堅守底線思維。

化工原料明年上半年仍存供給緊張可能，關注EVA粒子（膠膜原材料）、PVDF（背板原材料）、石英砂（拉晶用石英坩堝原材料）三環節新增供給的釋放節奏，長期來看，我們看好大宗原材料供應瓶頸終將緩解。

圖表：硅料、硅片、電池、組件單瓦毛利預測

資料來源：中金公司研究部

圖表：2021年硅料、硅片、電池、組件格局演變

資料來源：PVinfolink，中金公司研究部

硅料：產能投放帶動需求釋放

2021年以來，海內外政策共振激發光伏潛在需求，硅料景氣週期有望拉長。隨疫情後經濟好轉及碳中和目標確立，光伏需求預期向好，下游擴產週期較短的硅片、電池、組件環節產能迅速擴充，而硅料擴產週期約為硅片的2-3倍，產能錯配導致硅料供給緊張，硅料價格2021年至今累計上漲220%。在潛在需求旺盛背景下，我們預計2021/22年硅料仍是供需最緊子環節之一、景氣延續，明年隨新增供給釋放，硅料環節價格或緩幅下行引導終端需求釋放，但價格中樞仍高於歷史平均。全年均價來看，考慮到海外傳統能源電價上漲帶動光伏電價走高、國內分佈式需求增長以及金融支持帶動終端電站業主對於組件價格接受度的提升，我們看好明年組件均價維持在1.8元/瓦，對應硅料價格中樞在180元/千克。同時，當前工業硅價格見頂轉跌，硅料企業的成本壓力有望逐漸緩和，我們看好相關公司盈利能力持續強勁。

2022年硅料降價曲線將以何種形態呈現？我們認為基準情形下或較為温和。覆盤光伏行業發展歷史，我們認為由供給驅動vs由需求驅動的供需變化會帶來硅料價格下降節奏的差異。2010s硅料價格的週期回落更多由於需求端受到國內外新能源補貼、產品進出口關税等政策的擾動，尤其是2011年歐美光伏去補貼導致硅料降價呈現斷崖式下跌走勢。2018/19年以來，全球光伏陸續進入平價時代，需求多點開花、受單一地區政策和補貼擾動程度減弱，硅料價格調整也更為温和，如2Q18、3Q20兩次硅料供給增加帶來的價格下調都呈現出更為温和的走勢。對於2022年，我們預期基準情境下，硅料價格有望平穩下行，引導終端需求釋放；而悲觀情形下，考慮產業鏈下游環節部分輔材原料的產能釋放節奏由於擴產週期和爬坡週期存在一定的不確定性（包括膠膜上游EVA粒子、背板上游PVDF、石英坩堝上游石英砂），若產能投放不達預期導致下游需求釋放受阻，則硅料價格可能出現更大幅度調整可能。

圖表：硅料歷次價格週期覆盤

資料來源：Solarzoom，中金公司研究部

展望長期，能耗指標趨嚴，高耗能的硅料環節龍頭產能護城河或加深，行業格局優化。2021年以來，電力緊缺及能耗雙控問題凸顯。我們認為新能源轉型初期由於當前電力供給主力火電新增受限，而主要新增電源風電、光伏受資源及未配儲能影響出力不穩定，但電力需求端受居民用電、電能替代及數字經濟拉動將穩定增長，電力供需緊張或為能源轉型的常態。同時碳中和背景下，國家對各省節能減排目標提出明確指導要求，各省能耗雙控力度在三季度明顯加大。我們認為在碳中和初期電力緊張及節能減排目標下，新建產能能耗指標及低電價資源或成為高能耗環節如硅料的稀缺資源，或進一步提升硅料環節的進入壁壘、拉長擴產週期，龍頭企業或將保持甚至拉大成本及規模優勢，我們看好行業長期競爭格局加速優化。

圖表：2020-22年硅料環節格局變化

資料來源：各硅料公司公吿，中金公司研究部

硅片電池：尺寸迭代、技術競爭

1H21硅片企業通過硅料成本及硅片價格的時間差，實現了較為穩定的毛利率表現。1H21期間，我們測算硅片價格未完全順漲硅料漲價。我們測算以隆基為例，1H21期間158/166/182硅片價格分別上漲0.289/0.264/0.267元/瓦，同期單晶硅料價格環比上漲130元/千克，對應0.372元/瓦，公司各尺寸硅片對1H21期間硅料價格的傳導幅度分別為78%/71%/72%。硅片企業通過硅料成本及硅片價格的時間差，實現了較為穩定的毛利率表現。隆基股份、中環股份、京運通、上機數控1H21硅片毛利率分別為36.3%、24%、34.3%、31.2%，龍頭毛利率同比提升1-3pct，環比提升5-8pct。

由於硅片尺寸迭代的結構性機會，2021/22年硅片全行業擴產熱烈，展望2022年，我們認為158/166小尺寸產能退出速度或超預期、盈利能力或趨弱；182/210大尺寸明年將成為市場主流，考慮到大尺寸生產的學習曲線，頭部企業盈利能力或更為穩健。

技術迭代關鍵期，第三方PERC電池片盈利存在階段性改善可能。今年以來，由於一體化企業自有電池產能的擴產，第三方電池企業市場空間受到擠壓、盈利能力承壓。展望2022年，我們認為在P型電池向N型電池切換的窗口期，電池全行業擴產階段性放緩、第三方電池需求或階段性改善，帶動盈利能力修復。

組件：格局加速改善，看好龍頭利潤留存

2010-2021年，組件環節集中度先降後升，全球市場多地開花、組件環節頭五格局基本定型。覆盤行業歷史，組件環節集中度與海外市場佔比呈正相關。我們認為全球化市場對於組件廠商品牌、渠道、供應鏈建設的更高要求是組件環節集中度提升的長期驅動力，疫情衝擊及原輔料價格上漲是短期內行業集中度提高的催化劑，而過去美股上市的組件龍頭陸續回A融資擴產則為龍頭市佔率提升提供了有力支撐。2018~2021年，組件環節頭五格局（按2020年排序未隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯）已經基本定型。

圖表：2011-2020年組件出貨排名

資料來源：PV InfoLink，中金公司研究部

原材料上漲更顯龍頭抗風險能力，頭部企業供應鏈管理優勢凸顯，行業集中度加速提升。1H21隆基、晶澳、天合組件環節毛利率分別16.5%/12.2%/10.7%，環比2H20分別-1.1/+1.8/-4.8ppt；東方日升、中來、億晶光電分別0.7%/-4.3%/0.4%，環比2H20分別+0.1/-16.0/+7.9ppt。1H21在原材料漲價壓力下，組件企業盈利能力面臨較大挑戰，二線企業出現毛虧情形，而頭部企業通過更優異供應鏈管理及決策能力，實現了更穩健的毛利率表現，我們測算行業頭五集中度今年以來已提升10ppt以上，達到~70%；組件環節向上遊一體化大勢所趨、亦提升環節擴產門檻、鞏固行業格局。

原材料釋放帶動盈利能力和開工率修復，明年組件環節量利齊升可期。2022年隨硅料、EVA粒子產能迎來實質性增量，我們認為原材料價格將從高點向合理區間回落，產業鏈利潤將從硅料環節向下遊轉移，帶動下游盈利能力由擠壓走向均衡，看好業績高彈性，2022年有望量利雙增的組件環節。

部分輔材供需階段性緊張可能性仍存，中期來看供應鏈瓶頸環節緩解。光伏下游需求部分化工原料環節今年以來出現供應瓶頸，根據中金石油化工組預計，EVA粒子（膠膜原材料）、PVDF（背板原材料）的新增供給有望於1Q22起、2Q22起陸續釋放，緩解原材料供應緊張現象。疊加海運價格企穩、運力改善，我們認為有望帶動光伏需求持續釋放。

圖表：光伏組件大宗原材料價格見頂回落

資料來源：萬得資訊，中金公司研究部

N型量產在即，產業鏈下一個五年的技術迭代帶來投資機遇

我們認為電池提效是下個十年光伏技術革新的主旋律。回顧歷史，我們看到設備國產化、設備及材料效率提升是組件成本下降的核心因素，貢獻多於效率提升（我們測算過去五年組件效率提升了3.34個百分點，功率密度提升帶來的通量節省貢獻了組件成本下降的15%）。展望未來，我們認為材料成本進一步壓縮空間有限，光伏度電成本的進一步下降將依賴於電池環節底層技術進步帶來的轉換效率提升和發電增益。

當前P型PERC已達提效降本瓶頸，N型是產業鏈技術迭代下一個平台。我們認為P型PERC電池基本已經達到了量產性能極限（23.5%的轉換效率、0.2元/瓦以下的非硅成本），製造業技術發展進入平台期往往意味着行業競爭激烈，我們認為2021-22年P型時代已進入競爭紅海期，而N型電池有望拉動行業技術發展再上一個台階、重新拉開企業之間的技術實力差距。晶硅效率極限由少子壽命約束，N型電池具備轉換效率更高、少子壽命長、弱光效應好、無光衰、温度係數更好、更高雙面率等較P型的優勢，是光伏產業鏈技術迭代的下一個階段。

N型產品有望在明年實現較P型的初步平價，明年N型進入實質量產年。由於更好的運行性能帶來的發電增益、BOS攤薄，N型組件在銷售端可較P型組件實現接近0.1元/瓦（地面電站）~接近0.15元/瓦（分佈式電站）的銷售溢價，而成本端預計N型組件較P型組件的額外成本在量產條件下約為0.05元/瓦（TOPCON預計）~0.2元/瓦（HJT預計），我們預計隨着設備成本下降、材料單耗下降，以及原材料供給釋放，明年將看到N型電池規模化量產，包括隆基、晶科、中來、愛旭等廠商均有量產計劃，我們統計2022年N型電池量產規模有望達到40~50GW，晶澳、通威、天合、阿特斯、東方日升等廠商業已建立中試線，後續或將進一步披露量產計劃。

圖表：一體化組件企業N型擴產規劃梳理

資料來源：公司公吿，中金公司研究部

N型意味着更高純度，全產業鏈工藝要求提升，企業競爭力有望重新拉開差距，未來五年的行業技術迭代主旋律勢必帶來新的投資機遇。

硅料：設施潔淨度要求提升，企業N型料量產能力各異，長期來看硅料環節價差或重新拉開。硅料N型要求達到國標電子二級以上的程度，對於硅料生產各環節（精餾、還原、破碎、包裝等）潔淨度要求均提高，其中還原爐環節電耗提升、還原時間加長。

硅片：輔材純度要求提升，N型拉棒、切片考驗企業工藝能力。我們觀察到N型硅片較P型硅片在拉晶速率控制、電阻均勻性、硅片薄片化等方面要求提升，考驗企業工藝能力，1）熱場材料需要添加純化塗層，而經由純氣相沉積製作的炭炭熱場雜質含量低於氣液相沉積製作的產品，後道純化工藝效率亦更加優異；2）我們認為石英坩堝需求量或將提升，石英砂純度要求提升亦有望推高價格，石英砂環節產品准入門檻提高、有望實現量利齊升。

電池：多種技術路線、設備選型百家爭鳴，而銀漿單耗提升較為確定。N型電池銀漿耗量高，電池技術進步驅動銀漿需求提升。根據《中國光伏產業發展路線圖（2020年版）》，2020年P型電池銀漿耗量約107.3mg/片，N型電池中TOPCon電池片銀漿耗量約164.1mg/片，HJT電池雙面低温銀漿耗量約223.3mg/片，較P型電池分別高出53%/108%。銀漿單耗在N型時代上行確定。

組件：電池環節技術改變，組件環節串焊、封裝要求對應加強。1）一方面，電池通過主柵數量增多降低銀耗，帶來對組件串焊精度要求提升，從多主柵走向SMBB，串焊機環節價值量提升。2）另一方面，N型電池雙面率提高（P型80%、N型90%），推動雙玻滲透率提升，2.0mm玻璃較3.2mm玻璃盈利能力更高。3）最後，N型電池對水汽更為敏感，電池封裝保護要求提高，EPE/POE類膠膜防水性能更好，單平盈利較傳統EVA膠膜更高，高效產品滲透率提升。

輔材產業鏈策略：產品結構優化，充分受益需求增長

膠膜：

膠膜需求量跟隨組件需求量提升。根據裝機預測，我們預期2021年全球膠膜需求量接近20億平米，到2025年全球膠膜需求量可達48.4億平米，較2020年提升209.77%。因此，膠膜市場空間處於快速提升的階段。

圖表：市場空間測算

資料來源：福斯特公司公吿、中金公司研究部

2020年光伏封裝膠膜供給緊張，後期產能逐漸釋放，滿足行業成長需求。從供給端看，2020年膠膜總產能約20.04億平方米，實際出貨量16.03億平方米，產能利用率約為80%。從需求端看，2020年全球光伏新增裝機127GW，按照1:1.2的容配比，需生產組件152.4GW，按照每GW光伏組件封裝使用1000萬平方米光伏膠膜，對應膠膜需求量為15.24億平方米，封裝成功率為97.5%，膠膜實際需求量為15.63億平方米。從供需關係來看，2020年裝機需求旺盛，膠膜需求激增，市場供給偏緊，膠膜價格上升。2021年開始，膠膜企業新產能逐漸釋放，我們認為2021年產能有望達到26.83億平方米，供給基本滿足下游組件封裝需求，跟上行業成長步伐，供需結構得到改善。

圖表：光伏封裝膠膜供需平衡表

資料來源：CPIA, 中金公司研究部

膠膜價格相對穩定。目前，膠膜價格主要由成本驅動，EVA膠膜成本中90%是EVA 樹脂成本，由於目前EVA樹脂供給仍處於緊張階段，因此EVA樹脂價格變動是現在膠膜價格漲跌的主要驅動因素。EVA樹脂供給方面，海外擴產進度緩慢，近期尚無新產能投產。國內方面，由於EVA粒子製備屬於高能耗產業，限電情況導致產量不及預期；此外，新建產能釋放較原預期緩慢， 我們預期EVA樹脂供給持續緊張的情況將持續到2022年一季度。我們認為隨着2022下半年產能逐步釋放出來，供給緊張的局面得以緩解，膠膜價格將有望回調。

我國企業的全球市佔率持續提升。2020年我國TOP4企業合計全球市佔率為81.75%，較2019年提升10.35個百分點。2020年福斯特全球市佔率為54%，較去年提升4個百分點；斯威克全球市佔率為10%，較去年略有下滑；海優新材全球市佔率增長較快，由9%上升至14%，賽伍技術的全球市場份額從1%提升至4%。我們預計未來福斯特全球市佔率依然保持在50-60%，行業龍頭地位穩固。整體來看，今年我國四家膠膜企業合計全球市佔率有望達到85%，但目前市佔率已趨於飽和，進一步上升空間非常有限。雖然總市佔率調整空間有限，但是從目前國內四家企業的市場佔有率格局來看，處於第二梯隊的斯威克和海優新材市佔率可能存在一定變數。目前，兩家公司成本和市佔率較為相近。

POE類產品佔比逐步上升。2020年組件封裝材料仍以透明EVA膠膜為主，市佔率約56.7%，較2019年下降12.9個百分點，主要是雙玻組件市場佔比的提升和EVA 粒子漲價導致，下降部分被共擠型POE膠膜和POE膠膜替代，POE膠膜和共擠型POE膠膜合計市佔率提升至25.5%，隨着未來雙玻組件市場佔比的提升，我們預期POE膠膜和共擠型POE膠膜市佔率有望持續攀升。短期來看，受制於POE膠膜的原材料POE樹脂成本較高，並主要依靠海外進口，供需不平衡，POE膠膜市佔率提升困難，共擠POE膠膜中POE樹脂用量較少，成本相較於POE膠膜更低，短期內市佔率將快速提升。長期來看，隨着未來POE樹脂供需格局的改善以及N型電池組件封裝需求的持續擴大，我們認為POE膠膜市佔率有望提升。

製造技術再無較大變化。2013-2018年是膠膜的技術突破期，白色EVA膠膜、POE以及共擠POE膠膜的推出，幫助電池提升使用效率並延長其使用壽命。但從當前時點向後看，膠膜的技術提升多是根據下游組件客户需求，對現存產品的原材料配比進行調整，並未出現新的技術方向。因此，從技術提升空間來看，膠膜行業相對較小。

光伏玻璃：

供需結構短期內偏緊。我們假設：1）供給端：產能計算方式=在產產能+新建產能-預期冷修的產能；產能有效率為85% （考慮到新產能點火、產能爬坡週期等因素）；光伏玻璃成品率為80%；考慮到光伏玻璃新建產能政策持續波動，並且各家光伏玻璃企業尚未做2024-2025年新建產能規劃，2024-2025年暫不做新建產能假設，變動僅源於冷修產能和冷修結束的產能。（新建產能按照點火時間進行折算；窯爐冷修週期一般為6-8年，我們假設大廠第7年冷修，小廠第8年冷修。）2）需求端：我們根據光伏行業協會的雙玻組件滲透率預期為基礎進行測算。薄片化是未來光伏玻璃發展的趨勢，我們假設2.5mm玻璃需求量在雙玻組件中的佔比逐年下降，逐步被2.0mm玻璃替代。

圖表：換算表

資料來源：中金公司研究部

從供給端看，我們預計2021年和2022年光伏玻璃產能有望加速提升，按照85%的產能有效率和80%的成品率計算，2021和2022年全球光伏玻璃產量分別為1153.78和1603.33萬噸。

從需求端看，我們預計2021全球光伏新增裝機約為161.76GW，2025年可達393.41GW。疊加雙玻組件滲透率提升和薄片化趨勢後，今年全球光伏玻璃需求約為1177.7萬噸，2025年球有3009.22萬噸光伏玻璃需求。在2020年出現供給略小於需求的情況下，玻璃產能置換政策限制放開，刺激廠商擴建產能。依照目前全球光伏裝機量預期，我們預計2021-2022年，全球光伏玻璃供需仍存於緊平衡狀態或小幅緊缺狀態，2023年將呈供過於求的態勢。

圖表：光伏玻璃供需平衡表

資料來源：國家能源局、中金公司研究部

玻璃價格受原材料價格及供需影響較大。光伏玻璃上游為石英砂和純鹼行業，下游為組件行業。其主要原材料為石英砂和純鹼，主要燃料和動力為各類石油類燃料、天然氣和電力等。從超白壓延玻璃的成本結構來看，原材料和燃料動力成本佔比均為40%左右，其他部分成本佔比20%。由於原材料和燃料動力佔比較高，價格的波動對壓延玻璃的成本影響較大。純鹼是物料投入中主要的組分，在光伏玻璃原材料成本佔比達到了48%。純鹼價格比較高，且波動劇烈，是原材料中對玻璃成本影響最大的部分。近期受能耗雙控影響，純鹼產量不及預期，庫存處於歷史低位，但2022年隨着純鹼產能釋放，我們認為未來價格將進入下行通道。天然氣方面，由於目前已經入冬，天然氣供給緊張，價格進入上行通道，冬季過後，天然氣價格將開始回落。整體來看，我們認為短期內受原材料純鹼、天然氣成本上升及供需格局緊張的影響，玻璃價格持穩，長期來看隨着光伏玻璃企業擴產速度加快，產能不斷釋放，供給偏緊局面有望緩解，原材料及燃料價格平穩後，我們認為玻璃價格能夠持穩並開始鬆動。

雙面組件佔比提升促使玻璃需求量快速上升。根據光伏行業協會披露，2020 年PERC電池片市佔率提升至 86.4%，常規電池片市佔率降至 8.8%，N型電池市場佔比約為 3.5%，目前國內項目的產品需求正在轉向高效產品，我們預計未來N型電池的佔比將持續提升。組件方面，2020年全球新增裝機中，單面單玻組件佔比約70%，雙面雙玻組件約30%，2021年雙面雙玻組件的佔比有望提升至39%，我們預計2030年雙面雙玻組件的佔比提升至70%。電池片種類和組件需求結構的改變將帶來光伏玻璃市場結構的變革。雙面組件使用雙面電池，將傳統背板替換為光伏玻璃或透明背板，應用 2.5mm、 2.0mm 厚度玻璃的雙玻組件對應的光伏玻璃需求分別提升約 56%、25%。

行業格局變化。2016年至今，光伏玻璃產業集中度持續提升。目前光伏玻璃行業的主要參與者有信義光能、福萊特、彩虹、金信太陽能、南玻、中建材等企業。2019年信義光能、福萊特、彩虹、金信、中建材市場佔有率分別為27.9%、19.9%、8.3%、7.0%、7.4%；2020年龍頭廠商擴產速度加劇，市場份額進一步提升，信義光能提升3.8個百分點，市場佔有率達到31.7%，福萊特市佔率上升0.4個百分點達到20.3%，雙寡頭格局持續鞏固，而二梯隊企業中，部分企業的市佔率逐年下滑。2019年CR5為68.5%，2020年CR5達到71%，隨着二線廠商擴產速度加劇，我們預計2021年全球光伏玻璃市場CR5有望達到75%，行業集中度進一步上升，龍頭優勢加劇。

圖表：2017—2020光伏玻璃企業市場份額

資料來源：觀研天下、產業信息網、中金公司研究部

技術改進方向以大窯爐為主。玻璃窯爐是玻璃生產中最重要的設備，窯爐的容量和結構設計直接影響生產成本和生產效率，未來大型窯爐或將成為行業發展的主流方向，大型窯爐的優勢體現在：1）由於其他設備的規格都是依據窯爐的產能來設計的，在大尺寸成為行業趨勢的情況下，生產大尺寸玻璃需要大型窯爐和更高的技術工藝。2）降低單噸能耗：窯爐的熔化面積與單位能耗呈負相關關係，因此提高窯後面積後可以大幅減少能源消耗。據福萊特公吿，日熔量 1000 噸/日的窯爐相比日熔量300-600噸/日的窯爐能夠使單位能耗降低約15%-20%。3）大窯爐的良率相對更高，因為大窯爐採用寬版技術後減少切邊，從而降低人工和折舊損失。龍頭企業使用600噸窯爐的全流程良率為83%，使用1000噸窯爐的良率可達到85%-87%。目前，信義光能和福萊特各有六個千噸級以上日熔量的大型窯爐， 2022年各大企業積極投建大型窯爐，除信義光能和福萊特兩位龍頭企業外，旗濱集團、南玻、長利玻璃等均計劃投建 1200噸/日的窯爐。

逆變器：出口景氣度延續，儲能市場帶來第二增長極

出海趨勢延續，小功率市場高增長

國內逆變器企業出口高增長，國產品牌出海加速。2021年我國逆變器出口仍延續高增長態勢，前三季度我國逆變器累計出口3017萬台，同比增長43%，累計出口金額35.3億美元，同比增長55%。我們認為國產逆變器不斷強化渠道建設與產品迭代壁壘，全球化步伐有望持續。2020年全球逆變器出貨量前十名中，中國企業市佔率合計約59%，同比提升12ppt，我們看好2021年國產逆變器企業全球市佔率進一步提升。

圖表：2021年9月我國逆變器出口395萬台，同比+44%，1-9月累計出口3017萬台，同比+43%

資料來源：海關總署，中金公司研究部

圖表：2021年9月我國逆變器出口4.92億美元，同比+43%，1-9月累計出口35.3億美元，同比+55%

資料來源：海關總署，中金公司研究部

分佈式、户用場景快速起量，盈利能力更強。在補貼激勵、更低成本等因素驅使下，我國2021年户用光伏裝機快速起量。2021年1-9月我國户用光伏新增裝機11.7GW，同比增長121.4%，在光伏新增裝機中佔比達到45.7%，彰顯需求韌性。同時分佈式場景所應用的小功率產品單瓦售價與毛利率更高，具備更強的盈利能力。我們認為分佈式光伏有望成為我國能源轉型、實現碳中和路徑中的重要環節，在政策積極推動下，分佈式裝機有望持續增長，看好逆變器企業受益景氣需求實現量利齊升。

圖表：2021年我國光伏新增裝機中户用佔比進一步提升，成為拉動需求的重要力量

資料來源：國家能源局，中金公司研究部

儲能高成長，打開逆變器企業第二成長曲線

能源轉型下儲能重要性凸顯，逆變器龍頭積極佈局。可再生能源發電間歇性、隨機性特點突出，而儲能技術在發電側、用電側與電網側的應用可保障電力系統的穩定可靠，我們認為伴隨能源轉型中光伏、風電等比例提升，儲能需求有望持續增長，而在成本下降與政策推動之下儲能經濟性有望不斷提升，將進一步刺激儲能迅速放量。我們認為儲能逆變器（PCS）是儲能系統中的重要環節，目前併網逆變器龍頭企業多積極佈局儲能逆變器與儲能系統，未來有望受益儲能高成長開啟第二成長曲線。

儲能業務進入高增長通道，有望開啟第二成長曲線。2021年前三季度，逆變器龍頭在儲能板塊表現亮眼，陽光電源1-3Q21儲能收入同比增長超三倍，固德威Q321單季度儲能出貨、錦浪科技Q321單季度儲能收入均接近1H21整體水平，我們認為儲能需求已開啟高增長通道，而傳統逆變器企業對電力安全、電網需求等理解深刻，同時下游渠道建設完善，在儲能系統集成方面亦具備較強優勢，我們積極看好逆變器企業受益全球儲能發展，進一步打開市場空間。

裝機持續增長&儲能爆發，建議持續關注逆變器板塊龍頭企業

我們認為光伏長期裝機持續增長確定性強，有望充分支撐逆變器企業出貨增長，且國產企業產品研發與銷售投入不斷加大，產品迭代及渠道建設優勢仍突出，有望持續鞏固壁壘，實現全球份額的進一步提升。此外，儲能快速發展有望開啟逆變器龍頭第二增長曲線。

銀漿：國產替代大勢所趨，N型電池提升銀漿市場空間

自主技術突破，國產份額提升

早期我國銀漿銷售市場以境外企業為主，杜邦、賀利氏、三星等國際巨頭佔據絕大多數市場份額，而在我國光伏行業快速發展，全球光伏產業鏈逐步向中國轉移的機遇下，國內銀漿企業通過持續研發和技術進步、憑藉優質產品不斷加強與國內電池企業合作，市場份額得以快速提升。根據《2020-2021年中國光伏產業年度報吿》，國產正面銀漿市場佔有率由2015年的5%上升至2020年的50%，市佔率實現五年十倍，且報吿預計2021年有望進一步提升。

圖表：正面銀漿市場中國企業佔有率

資料來源：CPIA，中金公司研究部

圖表：2020年正面銀漿市場競爭格局

資料來源：公司公吿，中金公司研究部

電池技術逐步轉向N型，銀漿需求有望持續提升

N型電池降本潛力較大，使用比例有望逐步提升。從電池技術發展路徑來看，P型電池正逐步逼近效率極限，N型電池憑藉更高轉換效率可帶動光伏度電成本進一步下降。2020年光伏電池中PERC電池（P型）仍為主流技術，市場佔有率約為85.9%，N型電池由於成本、技術、產能等限制，市佔率僅為3.5%。當前TOPCon、HJT、IBC等N型電池技術正快速發展，我們認為N型電池降本潛力較大，若未來生產成本進一步下降，在經濟性驅動下TOPCon、HJT等N型電池市佔率有望快速提升。

圖表：2020-2030年各種電池技術市場佔比變化趨勢

資料來源：CPIA，中金公司研究部

N型電池銀漿耗量高，電池技術進步驅動銀漿需求提升。根據《中國光伏產業發展路線圖（2020年版）》，2020年P型電池銀漿耗量約107.3mg/片，N型電池中TOPCon電池片銀漿耗量約164.1mg/片，HJT電池雙面低温銀漿耗量約223.3mg/片，較P型電池分別高出53%/108%。基於光伏裝機高速增長，TOPCon和HJT電池使用比例逐步提升以及技術進步帶動銀耗量逐步降低，我們預計十四五期間銀漿行業需求CAGR 46%，2025年有望達4723噸。

圖表：光伏銀漿需求測算

資料來源：CPIA，中金公司研究部

注：PERC僅考慮正銀

分佈式光伏策略：跑出光伏賽道阿爾法

從能源屬性來看，分佈式光伏具有資源與負荷相匹配，建設門檻低，發用電靈活的特點，在電網/儲能配套條件下，能夠在我國中東部電力負荷中心大規模安裝，不佔用土地資源，且降低電力運輸成本及損耗。我們認為隨着電網和儲能的發展，未來終極能源形式的主流或為分佈式光伏+儲能+氫能。2021年6月，國家能源局下發整縣分佈式光伏開發試點方案，我們認為分佈式在碳中和中的重要性被逐步認可，同時在政府和央企的參與下，分佈式開發效率和增量能見度將提升，商業模式將得到優化，我們看好央企、民企分工協作推動分佈式光伏發展。我們看好我國分佈式光伏新增佔比從近年30-40%水平逐步提升。結構上來看，户用光伏當前滲透率較低，我們認為組件價格下降將打開更多省份市場，看好2022-2025年新增裝機CAGR或達34%；我們認為工商業分佈式光伏是未來收益率最高的光伏裝機形式，將充分受益電價市場化和系列政策，存在需求預期差。

户用光伏：低滲透率，高增速，模式迎來優化。我們測算2020年底户用光伏滲透率約為1.8%，遠低於海外國家，按户數測算裝機空間或在1200GW以上，成長空間廣闊。當前户用光伏裝機主要集中在山東、河北、河南三省，組件價格下降有望打開更多省份，我們看好户用2022-2025年新增裝機CAGR達34%。户用光伏渠道開發模式較為成熟，無業主差異化，屋頂資源更佳，整縣推進政策有望優化户用商業模式。我們看好户用光伏持續領跑光伏行業。

工商業光伏：未來收益率最高的光伏裝機形式，將充分受益電價市場化和系列政策，存在需求預期差。工商業分佈式多采用“自發自用，餘電上網”模式，收入端對應工商業用電電價，較全額上網户用/地面電站具備更高的收益率和收益率-電價彈性。在能源轉型初期電力緊張背景下，工商業光伏將充分受益電價市場化。同時綠電交易/碳配額擴大到非電行業/隔牆售電等政策預期或帶來進一步利好。我們認為工商業分佈式需求存在預期差。

户用光伏：低滲透率，高增速，模式迎來優化

2021年1-9月户用光伏成為需求拉動主力，光伏產業鏈價格上漲彰顯户用光伏需求韌性。2021年光伏產業鏈價格持續上漲，1-9月硅料價格累計上漲176.5%，組件價格對集中式電站開工形成壓力情況下，户用光伏對需求起到了關鍵拉動作用。户用光伏1-9月新增裝機11.7GW，同比增長121.4%，佔全部光伏新增裝機比例達到45.7%，彰顯需求韌性。我們認為主要源於户用光伏對組件價格的低敏感度。

滲透率低，裝機空間廣闊。我們根據我國第七次人口普查鄉村人口數量，假設單户人口6人進行估算。2020年底户用光伏滲透率僅為1.8%。我們進一步測算頭部山東、河北、河南2020年底滲透率分別為7.3%、6%及2%。2020年我國新增户用光伏裝機户均規模為26kw，累計平均規模為14kw，我們按照該户均裝機規模為上下限，估算我國户用光伏裝機空間或為1200-2200GW。

圖表：截至2020年底户用光伏山東省、河北省、河南省及全國裝機滲透率測算

資料來源：國家能源局，國家統計局，中金公司研究部

圖表：我國户用光伏裝機空間測算

資料來源：國家能源局，國家統計局，中金公司研究部

組件價格下降驅動IRR提升和分佈式需求增長。當前17省實現發電側平價，2022/2023年新增5、2個省份達到發電側平價。我們按照2020年各省平均光伏利用小時數，2020年各省燃煤基準價等假設，設置1.82元/瓦的組件價格和3.55元/瓦的總造價，並假設組件價格在2022及2023年分別下降0.2元/瓦左右，以全額上網模式測算光伏項目權益IRR。當前條件下17個省份權益IRR超8%達到平價，如東北三省等高利用小時地區和浙江、廣東等高電價地區及山東、河北光照、電價較為均衡地區；2022年新增5個省份達到平價，均為中東部省份，2023年全國多數省份基本實現了發電側平價。

具備相似資源條件且待打開市場的省份較多。從海外分佈式光伏發展模式來看，回報率更高的國家近三年分佈式裝機複合增長率也更高。我們認為諸如安徽、江蘇、湖北、雲南等省份具備推廣的良好基礎。我們看好隨組件價格下降，政府、央企及民企共同開拓新的户用光伏市場。

按當前山東、河北平均滲透率水平估算，2025年底我國户用光伏裝機有望接近200GW。我們以山東省和河北省2020年底的滲透率水平為標準，考慮山東及河北户用裝機成長時間為3年左右，假設已實現發電側平價的省份需要3年的時間達到該兩省當前滲透率的平均水平即6.6%，山東及河北按照25%的增速增長，至2025年我國户用光伏累計裝機可達到197GW，對應十四五新增約176GW，按照2021年新增18GW計算，2022-2025年户用光伏新增裝機年化增速約為34%。

圖表：十四五我國户用光伏新增裝機預測

資料來源：中電聯，國家統計局，國家能源局，中金公司研究部

整縣推進政策帶來模式優化：央企投資，民企提供開發、建設、運維，農户享受固定收益。隨着整縣分佈式光伏推進政策下發，央企從之前專注於集中式電站投資運營，將入局投資分佈式光伏電站。過去十年光伏電站整體趨勢為從民企向國企轉賣。央企較民企在資金成本方面具備優勢，而民企具備分佈式電站的開發、建設、運維全流程的能力和經驗，對於户用光伏，需要全面下沉的渠道去觸達農户，而央企在分佈式項目全流程開發建設和渠道方面能力較為薄弱。因此我們認為央企作為投資方提供資金，民企作為開發、建設、運維方，兩者合作是分佈式光伏健康發展模式，可以解決當前銷售模式和共建模式所面臨的推廣難和資金難的問題。同時，央企由於具備更低的融資成本，必要收益率較低，民企必要收益率較高，對於相同的電站資產，帶來可接受的交易對價不同，由此帶來民企轉讓電站的利潤空間。

工商業分佈式光伏：收益率最高的光伏裝機形式，有望充分受益電價市場化

工商業分佈式光伏是未來收益率最高的光伏模式。由於集中式電站及户用光伏（多采用全額上網模式、不考慮補貼）收入端對應的均為燃煤基準價，而工商業分佈式光伏由於業主均為工業企業，自用電需求高，多采用“自發自用、餘電上網”模式，對應的是工商業銷售電價，工商業銷售電價約為燃煤基準價的1.6倍，因此工商業分佈式收入端電價水平最高。從造價來看，集中式電站受到非技術成本的影響造價較分佈式較高，工商業造價和户用造價水平較為接近。綜合來看工商業分佈式光伏是未來收益率水平最高的光伏裝機形式，我們測算其他假設相同，在電價及造價差異下，全投資IRR：工商業分佈式>户用分佈式>集中式電站。

工商業光伏收益率對電價上漲的彈性相對較高。我們測算，控制其他條件，在發電電價及用電電價同樣上調10%的情況下，集中式光伏、户用分佈式和工商業分佈式光伏的全投資IRR分別上升1.4/1.5/1.9個百分點，收入端對應更高電價的工商業分佈式的收益率對電價上漲的彈性相對較高。

圖表：工商業光伏與户用、集中式光伏IRR對比

資料來源：CPIA，各省發改委，中金公司研究部

圖表：電價上調10%後的收益率變化

資料來源：CPIA，各省發改委，中金公司研究部

政策預期多維利好。10月11日，國家發改委發佈《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，提出有序放開全部燃煤發電電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動範圍，同時有序推動工商業用户全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。我們觀察到改革後山東、江蘇等多地電力市場成交均價均出現了“頂格上浮”，工商業交易購電價格對應上升，我們認為：

在能源轉型初期，電力供給主力火電裝機新增受限，裝機新增主力風電、光伏出力不穩定，儲能不具備大規模配置條件，電力緊缺及能耗控制趨嚴或為常態，倒逼電價市場化進程加速，傳統能源電價上行，增加工業企業電力成本，我們認為將提高工商業分佈式光伏建設需求。

工商業目錄銷售電價取消，用户全部進入電力市場，按照市場價格購電，我們觀察到多地電力市場成交均價“頂格上浮”，工商業交易購電價格對應上升，對“自發自用，餘電上網”模式的工商業分佈式光伏收益率形成向上彈性，提高其投資吸引力。

圖表：改革後電力市場交易動態

資料來源：甘肅綜合能源，中金公司研究部

其他可能的政策利好：綠電交易/碳配額交易擴大到非電行業/隔牆售電政策出台。展望未來，我們認為諸如綠電交易、碳配額交易（擴大到非電行業）等存在增加工商業分佈式收益率的可能性，同時若隔牆售電政策出台，將有效提高分佈式光伏的活躍程度。

碳達峯目標首提工商業分佈式裝機滲透率目標，新增屋頂及存量改造帶來裝機空間。10月26日，國務院發佈《2030年前碳達峯行動方案的通知》，指出深化可再生能源建築應用，推廣光伏發電與建築一體化應用，提高建築終端電氣化水平，建設集光伏發電、儲能、直流配電、柔性用電於一體的“光儲直柔”建築。到2025年，城鎮建築可再生能源替代率達到8%，新建公共機構建築、新建廠房屋頂光伏覆蓋率力爭達到50%。

新增屋頂及存量改造帶來裝機空間，我們認為工商業光伏存在需求預期差。我們按照年新增3億平米廠房屋頂，屋頂光伏裝機100瓦/平米（未考慮組件效率提升及BIPV起量帶來的屋頂功率密度提升），50%滲透率目標估算，2025年新增廠房帶來工商業光伏裝機增量需求或為15GW，增量裝機較為可觀。同時我國當前約有30億平米存量廠房屋頂，假設可改造比例為50%，則存量廠房屋頂改造光伏安裝空間為150GW，假設10年改造完畢則對應年15GW的改造裝機空間。2019/2020年我國工商業光伏新增裝機僅3.2/5.4GW，我們認為工商業光伏存在需求預期差。

圖表：我國新建/存量廠房光伏裝機測算

資料來源：國家能源局，國家統計局，中金公司研究部

風險因素

原材料價格上漲超預期。當前單晶硅料成交價格已經突破270元/千克，單晶組件報價突破2元/瓦。若原材料價格持續處於高位或者回落晚於預期，過高的組件價格將會抑制下游光伏裝機需求，給產業鏈內各公司帶來不利影響。

政策推進不及預期。當前光伏行業受到海內外多重政策利好，如國內的風光大基地政策、整縣推進政策，美國的《Build Back Better》框架體系等，若以上政策推進不及預期，光伏裝機需求或受到不利影響。