2022年光伏发电行业发展现状及未来展望分析 光伏行业供需博弈渐入尾声

1、光伏发电行业需求展望：供需博弈渐入尾声，需求弹性有望显现

央企国企电站收益率要求有所放宽：在碳中和背景下，出于加快在新能源领域的布局和发展、增加 新能源装机的迫切需求，已有央企、国企在制造产业链成本居高不下导致需求释放不畅的情况下开 始下调对光伏电站项目投资收益率的要求。根据光伏們报道，已有央企将光伏电站项目全投资收益 率从 8%降至 6%-6.5%，并且明确了 25 年的财务测算周期；亦有企业保持 8%的全投资收益率要求不 变，但自有资金出资比例从 30%降至 20%，间接降低了对投资收益率的要求。我们对无补贴条件下， 8%和 6%的全投资 IRR 要求对应的光伏电站成本进行了测算，结果显示两种情况下电站成本要求平均 差异约 0.6 元/W，在部分煤电上网电价较高的地区降幅更为明显。

融资成本下降有望释放电站成本空间：根据北极星储能网等媒体统计，2021 年上半年有南方电网、 国家能源集团、中国华能、国家电投等 14 家国企央企披露碳中和债券发行计划，总融资额约 200 亿 元，平均融资利率约 3.5%。交易商协会官网信息显示，碳中和债券的募投项目需符合《绿色债券支 持项目目录》，且聚焦于碳减排领域，包括光伏、风电及水电等清洁能源类项目等。此外，近期央 行宣布将通过碳减排支持工具向金融机构提供低成本资金，重点支持清洁能源、节能环保和碳减排 技术三个碳减排领域，其中清洁能源领域主要包括风力发电、太阳能利用、高效储能（包括电化学 储能）、大型风电光伏源网荷储一体化项目、户用分布式光伏整县推进等；碳减排支持工具发放对 象暂定为全国性金融机构，人民银行通过“先贷后借”的直达机制，对金融机构向碳减排重点领域 内相关企业发放的符合条件的碳减排贷款，按贷款本金的 60%提供资金支持，利率为 1.75%，期限 1 年，可展期 2 次。

“十四五”规划明确提出建设清洁能源基地：2021 年 3 月 12 日，新华社公布《中华人民共和国国民 经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》。根据规划，未来我国将持续开发包括 水电、风电、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，形成九大集风光（水火）储于一体的大型清洁 能源基地以及五大海上风电基地。其中，九大清洁能源基地主要位于雅鲁藏布江下游、金沙江下游、 雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等地；五大海上风电基地位于广东、 福建、浙江、江苏、山东等地。国务院近期印发《2030 年前碳达峰行动方案》，指出全面推进风电、 太阳能发电大规模开发和高质量发展，加快建设风电和光伏发电基地，坚持陆海并重，推动风电协 调快速发展，鼓励建设海上风电基地。

第一期 100GW 大基地项目已有序开工：2021 年 10 月 12 日，习近平主席在《生物多样性公约》第十 五次缔约方大会领导人峰会上发表的《共同构建地球生命共同体》讲话中提出，为推动实现碳达峰、 碳中和目标，中国将陆续发布重点领域和行业碳达峰实施方案和一系列支撑保障措施，构建起碳达 峰、碳中和“1+N”政策体系。中国将持续推进产业结构和能源结构调整，大力发展可再生能源，在 沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，第一期装机容量约 1 亿千瓦的项目已 于近期有序开工。

“整县推进”进入实质操作阶段：2021 年 6 月 20 日，国家能源局综合司正式下发《关于报送整县(市、 区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，拟在全国组织开展整县(市、区) 推进屋顶分布式光伏开 发试点工作。《通知》明确，党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 50%；学校、医 院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 40%；工商业厂房屋顶总面积可安装 光伏发电比例不低于 30%；农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 20%。根据智汇光伏不 完全统计，9 月份以来各地陆续开展基于整县推进模式的分布式光伏项目 EPC 招标，已经有 17 家企 业在 9 省 18 县开展了整县推进分布式光伏项目招标工作，总规模约为 1.29GW。

浮动电价有望促进分布式光伏需求加速释放：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》，要求各地要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。燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下 浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%。在当前的能耗双控与电力供需形势下， 工商业企业用电成本或在基准电价基础上出现上浮，出于降低整体用电成本考虑，工商业企业对自 发自用分布式光伏的安装热情有望提升。

硅片价格率先松动，产业链有望进入降价通道：根据硅业分会数据，单晶硅片市场价格于 11 月中旬 开始出现松动。11 月 26 日价格信息显示，由于部分二线企业库存承压，M6 单晶硅片（166mm/170μm） 周成交均价降至 5.38 元/片，周环比跌幅 4.94%；M10 单晶硅片（182 mm /175μm）周成交均价降至 6.36 元/片，周环比跌幅 5.64%。11 月 30 日隆基股份发布最新硅片价格，G1、M6、M10 硅片月价格降幅分 别达到 7.41%、7.16%、9.75%。12 月 2 日中环股份下调硅片价格，G1、M6、G12 硅片月价格降幅分别 为 9.1%、12.48%、6.04%。我们认为一线硅片企业大幅降价有望降低硅片环节的整体开工意愿以及对 硅料的采购意愿，从而将终端需求的压力传导至上游硅料环节并带动全产业链价格下降，进而刺激 后续装机需求的释放。

整体而言，光伏终端装机需求潜力充沛，在产业链进入降价通道的情况下，光伏制造产业链与电站 端之间的供需博弈有望缓解，需求潜力有望逐步释放。我们预计 2022-2023 年全球光伏装机需求分别 约 220GW、270GW，同比增速分别约 40%、23%，其中国内需求分别为 75GW、95GW，同比增速分别 为 56%、27%。全球装机需求对应光伏组件需求分别约 254GW、313GW。

图：全球光伏新增装机

2、光伏发电产业链：关注轻资产龙头与阶段性紧缺环节

组件：一线一体化企业占优

组件成本压力有望减轻：站在当前时点上展望，2022 年光伏硅料环节有效产出有望显著增加，预计 可满足超过 240GW 光伏装机需求，全年价格水平有望在 2021 年的基础上明显降低，组件环节最大的 成本压力有望减轻。

组件商业模式存在 To C 属性：组件环节直接面向光伏终端电站业主或电站系统集成商、安装商，在 分布式电站方面亦有经销模式存在，相对于硅料、硅片、电池片等环节 B2B 的模式，组件环节的商 业模式在一定程度上具备 To C 属性。 海

外销售渠道是形成竞争优势的必要条件：目前光伏发电已逐步在全世界范围内具备无补贴条件下 的经济性，近两年海外市场在全球光伏装机需求中的占比已提升至 60%以上，后续仍有望继续提升。 作为光伏电站建设的直接上游，光伏组件企业进行销售渠道的全球化、当地化布局是贴近终端市场、 保持对市场需求变化的敏感性的必然选择，从长期来看也是提升客户粘性、稳定海外市场销售规模 与业绩、充分保有未来深入拓展能源相关业务的可能性，进而获取并稳固竞争优势的必要条件。

组件品牌具备长期价值：与硅料、硅片、电池片环节有所不同，光伏行业历次格局的重大变化虽然 剧烈，亦不乏龙头企业陷入困境甚至破产，但并未使得如尚德、英利等部分历史较久的组件品牌消 亡。此外，如晶科能源、晶澳科技、天合光能、阿特斯等过往或现在仍在海外资本市场上市的老牌 光伏组件企业，在过往年份中虽受限于海外资本市场融资渠道相对不通畅等因素（市盈率、市净率 等估值指标相对于 A 股可比公司折价明显，甚至市净率常年小于 1），但在全球组件出货份额上持 续位居前列，近年来仅有隆基股份成为稳定留在全球第一梯队的新进入者，在一定程度上显示出在 具备 To C 属性的海外光伏终端市场中组件品牌的长期价值。

一二线品牌通常存在产品价差：组件环节一二线企业的产品价格一般存在小幅差异，从晶科能源（一 线）、中电光伏（二线）、中利腾晖（二线）三家企业的历史出厂价格来看，一二线产品价差通常 在 0.05-0.01 元/W，如果以一线企业价格为基准，价格差距幅度约为 3%-6%。近期在产业链成本压力 较大的情况下，一二线相对价差出现小幅扩大。

可融资性是品牌价值的主要表现形式：可融资性（Bankability）是指组件品牌在被海外光伏电站项目 选用时可使项目获得银行融资和无追索权贷款的能力。以最具公信力的第三方研究机构彭博新能源 财经（BNEF）为代表，在可融资性的评选中，BNEF 通过对来自世界各地的银行、技术顾问、工程总 承包和独立电力生产商等全球重要光伏参与者的调查，同时通过对产品质量、长期可靠性、项目部 署绩效和制造商财务实力等多方面因素的综合考量，最终给出全球各组件品牌的可融资性评估。长 期在可融资性方面具备优势的组件企业有望在既有业绩的基础上触及更为广阔的市场，进一步扩大 组件市场份额，形成“品牌-业绩-品牌”的正反馈，最终形成企业中长期的竞争壁垒，构建一线组件企 业市场集中度逐步提升的竞争格局。

一线一体化组件企业有望兑现品牌渠道价值与期货利润：在一二线价差存在的基础上，我们预计在 产业链价格进入下降通道的情况下，一线组件企业有望依靠溢价享有部分超额盈利，同时一体化企 业有望保留硅片、电池片环节的部分利润，加之组件结算周期较长，海外市场销售占比较高的一线 企业亦有望兑现签单与执行时点之间的期货利润。

逆变器：龙头企业盈利有望持稳

中国企业市场份额持续提升：在近年来光伏逆变器产业的发展中，我国逆变器企业技术与产品逐步 升级，同时积累了海外市场的销售渠道与品牌认知度，在全球市场的市占率逐步提升。2020 年在新 冠疫情等因素的影响下，传统海外逆变器企业市场份额进一步萎缩，阳光电源、锦浪科技、固德威 等上市公司逆变器产销量均大幅增长。根据 Wood Mackenzie 的数据，2020 年全球逆变器出货量前 10 公司中，有 6 家中国企业，合计全球市占率约 60%，相对于 2019 年进一步提升，其中华为（23%） 与阳光电源（19%）位居前两名。

海外逆变器市场盈利能力更优：相比于较为纯粹价格竞争的国内市场，海外主要逆变器市场较为成 熟，除产品价格外更关注产品本身可靠性、品牌及服务，具有准入门槛高、认证审核严格、认证周 期长等高壁垒的特性，价格敏感性相对更低，因此逆变器产品在海外市场的盈利能力相对较优。抢 占海外市场份额对于提升逆变器企业整体盈利能力有显著意义。

资产较轻、产能周期性相对较弱：相比光伏行业主产业链的硅料、硅片、电池片等环节，逆变器行 业偏向轻资产，原材料成本在营业成本中的占比超过 90%。单纯逆变器业务的企业固定资产周转率 显著高于主产业链企业，逆变器产能弹性、通用性较强，周期性相对较弱，企业在面对技术、产品 迭代时固定资产减值、淘汰的风险相对较小，有利于行业竞争格局的中长期稳定。

元器件紧缺，龙头企业有望保障供应与盈利：由于 IGBT 等关键元器件产能持续紧缺导致价格上涨， 部分光伏逆变器企业年内上调产品价格，调涨后的价格预计可以部分转移元器件的成本上涨压力。 当前产业预期 2022 年 IGBT 元器件供给或继续保持紧张，我们预计对元器件供应保障能力较强的龙头 企业有望在相对不受元器件成本挤压的基础上保障自身出货量，进而最小化盈利能力与盈利体量受 损的预期。

光伏逆变器企业具备进入储能领域的天然优势：光伏、风电出力具有间歇性与不可控性，与每时每 刻的光照条件、风力条件密切相关，因此大规模地应用光伏、风电作为发电来源，需要按照电力系 统安全稳定的要求配臵储能设施，以平滑光伏、风电的发电出力曲线。储能电站同样需要与光伏电 站逆变器类似的电能转换装臵，储能逆变器与光伏逆变器在技术原理、生产制造、下游客户等方面 基本一致，储能业务渠道与光伏逆变器业务渠道共享，因此光伏逆变器企业具备进入储能领域的天 然优势，也有进入储能领域其他业务的可能性，市场空间的中长期成长性上优于光伏主产业链环节。

光伏 EVA 树脂粒子：2022 年仍可能阶段性短缺

光伏级 EVA 粒子需求有望伴随光伏需求增长：EVA 胶膜作为光伏组件的封装材料，其需求与组件需 求关联度极为密切，单位面积组件对胶膜的需求相对稳定，近年来光伏组件的胶膜单耗仅因为组件 单位面积功率的提升而略有下降。同时光伏胶膜技术路线较稳定，目前的技术升级（白色 EVA 胶膜、 POE/EPE 胶膜）仅存在于现有产品体系内，中短期内无颠覆性技术替代风险，因此后续光伏胶膜需 求有望伴随光伏组件需求的增长而稳定向好。考虑到 EVA 胶膜克重相对稳定，双面组件方面当前产 业实际以双面应用 EVA/POE/EVA 三层共挤胶膜或正面应用 EVA/POE/EVA、反面应用 EVA 的方式为主， 我们预计光伏级 EVA 粒子的需求有望随光伏终端需求而稳定增长。

2022 年仍可能阶段性短缺：根据现有国内外企业扩产规划，我们预计 2022 年光伏级 EVA 粒子可能的 供给量范围在 100-140 万吨，由于 EVA 粒子产能爬坡的节奏较难精确把握，而从 2021 年的新产能爬 坡情况来看，2022 年新产能全面释放的概率预计不大，如供给全年有效释放量在 120-130 万吨，则光 伏 EVA 粒子 2022 年供需处于相对紧平衡的状态，在季度需求波动的过程中可能出现阶段性的短缺， 届时粒子价格仍有短期上涨的可能性。

3、光伏发电新技术：HJT 转换效率快速突破，降本路径清晰

华晟新能源 500MW 产线进入满产状态：根据华晟新能源官网与行业媒体 Solarzoom 信息，2021 年 10 月 14 日，华晟新能源 500MW 产线单日产出达到 21.1 万片，达到满产状态，近期平均每天产出量在 18 万片左右，平均产能利用率达到 90%以上，周平均效率达到 24.6%，最佳日均效率超过 24.7%，良 率达到 98%-98.5%。

量产进度领衔行业，后续产能有望连续落地：同时华晟新能源二期 2GW 扩产项目基建正在进行，设 备采购已经完成，计划于 2022Q1 进行设备搬入；二期产线计划采用微晶工艺，目标是实现单面微晶 异质结电池量产平均效率大于 25%，双面微晶异质结电池平均量产效率大于 25.5%单线产能达到 500MW、良率大于 98%。目前华晟新能源已完成 A 轮融资，用于二期 2GW 微晶 HJT 异质结电池及组 件项目扩产，此外预计于 2022 年内启动三期扩产计划，目前三期项目规划产能 4-8GW。

国产核心设备得到量产验证：华晟新能源 500MW 产线核心设备由迈为股份、理想万里晖等国内 HJT 设备领先厂商提供。首批投产的电池线采用了迈为股份及理想万里晖的 PECVD 设备、迈为股份的 PVD 设备、迈为股份及中辰昊的丝网印刷设备，并使用了迈为股份 MES 系统对全电池产线进行调度及智 能优化。预计随着产线继续量产化运行，国产 HJT 核心设备的效率与可靠性等指标都有望得到进一 步验证。

国产量产设备实现对外出口：根据 Solarzoom 报道，迈为股份近日收到来自 REC 的 HJT 电池整线设备 订单，订单包含 PECVD、PVD、丝网印刷等核心设备，用于 REC 位于新加坡的 400MW 异质结电池生 产线。本次交易的异质结设备采用了 210 半片技术，设计产能约为 11,200 半片/h。继 400MW 订单后， REC 也向各大供应商发出 6GW 的招标邀请 （包括印度的 4GW + 新加坡的 1.8GW），计划于 2022 年年 底投产。

隆基股份刷新 HJT 电池实验室转换效率世界纪录：根据索比光伏网 10 月 28 日报道，经权威测试机 构德国 ISFH 测试，隆基硅基异质结电池光电转换效率达到 26.30%，再次刷新世界纪录。此次认证电 池为 M6 尺寸，填充因子达到 86.59%，电流密度达到 40.49mA/cm2。同时隆基股份首次尝试了完全无 铟的 TCO 工艺，电池效率超过 25%，为 HJT 电池产业化提供了极具参考价值的降本路径。

图：隆基股份 26.30%转换效率 HJT 电池参数

低温银浆是降本核心：低温银浆的固有特性在一定程度上限制了 HJT 电池丝网印刷工艺的降本提效。 1）低温银浆导电性能相对较差，需要栅线宽度适当放大以降低电阻，由此导致低温银浆耗用量较高； 2）低温银浆焊接拉力偏低，为保证足够的焊接拉力亦需要提升银浆用量；3）低温银浆黏度特性导 致 HJT 电池电极印刷速度相对 PERC 电池偏慢；4）低温银浆应用量较少，价格较高。在传统 5BB电 池工艺下，HJT 电池银浆消耗量约 300mg/片，对应成本约 0.3 元/W，是 HJT 电池非硅成本的最主要构 成，银浆的降本也是 HJT 成本下降的核心路径。

技术进步构筑银浆降本空间：HJT 电池银浆降本可从降低银耗量和银浆降价两方面入手。在降低银 耗量方面，当前华晟、通威等产业化领先企业已普遍采用 9BB 多主栅电池工艺，可将银浆消耗量减 少至约 180mg/片。迈为股份于 2020 年 12 月提出，可通过降低主栅宽度、缩小电池栅线与组件焊带接 触的 pad 点面积等方式减少银耗，这要求组件串焊的精度进一步提高。根据华晟新能源最新的公开 发布会信息，高精度串焊与多主栅技术结合应用已将 HJT 电池银浆消耗量降低至约 160mg/片，下一 阶段有望降低至 140mg/片，相比于早期耗量已有约 50%的下降。在电池栅线结构之外，浆料本身亦 可通过材料配方的改变降低银耗量，日本 Kyoto Elex 开发的银铜混合浆料可使得银用量比纯银浆料降 低 30%，华晟新能源已开始试用此新型浆料，有望将电池单片银耗量降低至 100mg/片以下，与目前 主流电池的银耗量相仿，银浆成本有望因此下降约 0.2 元/W。后续随着浆料国产化的推进，低温银浆 价格亦有望接近普通银浆。此外，Smartwire 国产化、铜电镀等技术亦有不同程度的积极进展，有望 拓展金属化降本路径。

电池提效放大成本空间：此外，根据我们的测算，HJT 电池转换效率每提升 1%，在不同应用场景下 可增加组件溢价空间 0.05-0.15 元/W 不等，可放大 HJT 电池的成本空间。考虑 HJT 电池研发力量持续 增加，研发成果正不断涌现，我们认为在不提升整体成本的基础上，25%的量产效率大概率可以预见。

薄片化有望降低硅成本：在硅成本方面，由于基底 N 型硅片具备更高的减薄潜力，且 HJT 的电池结 构对薄硅片的兼容能力较强，硅片薄片化有望为 HJT 电池提供进一步的降本空间。根据 CPIA 光伏发 展路线图，目前用于异质结电池的硅片厚度约为 150μm。目前部分国产 HJT电池片厂商已开始将 140μm 厚度的硅片投入量产。我们预计随着异质结电池技术的应用，硅片厚度降速有望进一步加快。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）