2022年光伏行业细分兴业分析 光伏发电需要解决发电与用电不匹配的问题

1.光伏持续提效降本平价时代需求高增

基本原理：光生伏特效应，隐含光伏降本空间

光伏发电原理迥异于其他所有发电形式，成本下降潜力巨大。光伏发电仅需要产生PN结，工作环境受力极小，对于产品厚度、刚度、 强度要求小，因此可以持续降低原材料用量。同时理论效率天花板确定，提高转换效率的思路也十分清楚，降成本的空间大。传统发电 形式普遍是动能转化为电能，对材料的刚度、强度都有很高的要求，这就导致原材料的用量相对刚性，成本下降潜力有限。

光伏的本质：一种发电形式，需要与其他电源竞争

下游投建光伏电站主要目的是取得合理回报。光伏 电站的收入就是发电收益，成本主要是折旧、财务 费用以及少量的管理费用，获取合理的投资回报是 业主投建光伏的根本原因。光伏发电需要通过持续降低成本来扩大份额。光伏 发电的第一大痛点是成本，必须解决成本过高的问 题才能与其他能源竞争。

光伏发电需要解决发电与用电不匹配的问题。由于 电能有瞬时特性，需要发电与用电同时进行，光伏 发电跟随太阳光线强弱变化，出力集中在正午前后， 与负荷不符，需要进行调节。

无补贴平价需求空间广阔

电网会构成约束，但光伏低廉的成本能够解决。光伏作为一种电能，受到能源特性的约束：调峰能力、接入容量。光伏现阶段的门槛 主要来自接入容量和调峰的刚性限制，如果光伏能够给予火电0.1元/kWh的调峰补偿，火电会有意愿让出力给光伏（让火电给光伏调 峰），理论上装机天花板可达50%-100%。

需求持续爆发，行业进入供给定需求时代

行业进入供给定需求的时代，玻璃、硅料是先后例证。需求持续放大，必然会触及供给瓶颈。2020年Q3单季度装机达到32GW，触及行业瓶颈点-玻璃产能的上限。触发后将导致行业利润 向瓶颈点转移，表现为瓶颈点涨价。 瓶颈点会交替出现，2021年Q1硅料接力玻璃成为行业最紧俏的环节。玻璃的产能在21年进入释放期，而硅料产能在21年几乎没有增 加，导致硅料产能接力玻璃成为最紧俏的环节。

2.硅料投产释放供给，迎接2022年光伏大年

硅料：价稳量增，成为2022年最确定增长

进入2021年，硅料成为行业瓶颈。光伏产业链的材料几乎都为专用材料，包括硅料、硅片、电池片、组件、光伏玻璃、光伏胶膜等， 因此大家面临相同的下游，而供给侧的不同会导致瓶颈的出现，2021年瓶颈为硅料，目前硅料已经落后行业产能约100GW，因此需要 扩建25万吨硅料才能追上其他产能。预计在2022年末会达到。

硅料产能投产利好金刚线、石英环节

金刚线的增速较硅料增速更快。一般环节整体增速与硅料环节增速相同，金刚线是例外，由于硅料价格高企，为了节省硅料，普遍采用 更加细的金刚线，细线价格不变，但单GW的耗量显著增加，预计将由30万公里/GW提升至50万公里/GW。因此金刚线环节增速超越 行业增速，预计增速100%以上。

硅片：竞争加剧新进入者涌现，上游紧缺导致产能过剩后移

硅片名义产能过剩。单晶替代多晶的历史进程已经完成，且单晶技术外溢，晶盛机电等设备供应商可以提供设备+工艺，导致行业壁垒 消失，行业新入者的大量进入导致名义产能过剩。硅料紧缺导致硅片实际产能过剩后移。由于硅料紧缺，硅片的产能无法有效开出，行业竞争并不激烈，导致硅片环节能够顺利转嫁硅料 上涨，保证相当的毛利率水平，龙头企业盈利可达0.07~0.1元/W，远超电池、组件的盈利水平。

电池片：盈利拐点已至，大尺寸+新技术已成趋势

PERC产能2019年大幅扩张，电池片盈利触底。2018年Q4-2019年Q2，PERC电池由于供不应求享受超额利润，头部企业毛利率高达 25%-30%，因此PERC产线迎来大幅扩张。在2019年Q3供需逐渐反转，PERC电池价格快速下降，头部企业毛利率下行。现阶段受上 游涨价影响，电池片盈利受到挤压，盈利低谷已至。

组件:集中度提升剩者为王

单晶组件端盈利势微，原材料和辅材有望降价让利。当前组件端盈利能力较弱，主要受上游主产业链和辅材涨价影响，下游需求暂时回 落，组件端盈利承压。未来，组件端有望受益于上游及辅材端让利，盈利能力有所企稳。而从技术进步的角度看，未来两年降本增效的 思路主要靠硅片大型化和电池片新技术发展。

辅材组：玻璃、胶膜受益行业技术变革

光伏玻璃龙头企业受益产能升级及产品升级。光伏玻璃不同于浮法玻璃，相互产能独立不影响，自称一体。光伏玻璃受益两大趋势，① 窑炉升级，从600t/d升级为1000t/d，能够实现升级的企业成本下降；②双面趋势，玻璃用量面积加倍。

终端及配套：逆变器多轮洗牌，龙头格局稳定，穿越周期

逆变器是将光伏直流电转换为可并网的交流电的设备。光伏逆变器价值量虽然 很低，但作用十分关键，是并网的关键设备，影响发电量。逆变器环节轻资产、重研发，多年竞争格局改善。光伏逆变器10年前全球超过 200家企业，经过数轮洗牌，多数非专业逆变器企业已经淘汰出局，主要原因 是逆变器需要持续的研发投入，产品更新快，研发管理跟不上的企业很容易掉 队。（报告来源：未来智库）

终端及配套：整县推进加速，BIPV市场空间巨大

整县推进超预期，试点政策下增量空间巨大。国家能源局综合司正式下发《整县推进方案》，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。我们测算，在该试点政策支持下，我国屋顶分布式光伏市场规模将超600GW。首批开发试点名单约占全 国范围25%，预计将提供分布式光伏150GW市场。

绿电交易:市场试点展开，环境价值溢价属性得以突显

《完善能源双控制度方案》出炉，可再生能源价值进一步凸 显。整体思想：“能耗强度优先，辅以总量限制”；政策目 的：1）实行能源消费强度和总量双控；2）坚持节约优先、效 率优先，严格能耗强度控制，引导提高发展的质量和效益。

3.无补贴拖欠无限电风险运营商实现“永续增长”

补贴时代，电站模型破坏

运营电站的本质，是依靠投资资产实现永续增长。新能源电站运营是一种理想的商业模式，企业可通过投资新能源电站，获取每年稳定 的现金流作为收益，又依靠融资性和经营性现金流不断开发、建设与投资，取得近似真正的永续增长。

平价时代，资产彻底重估

光伏风电度电成本快速下行，平价时代到来。光伏装机成本持续下行，平价市场逐步打开。近年来，光伏技术进步使得装机成本不断下行，带动光伏发电性价比提升，全球平价市场 正在逐步扩大，光伏发电已经成为越来越多国家成本最低的能源发电方式。全球风电迎接平价，成本有望进一步下降。近十年来全球陆上和海上风电成本分别下降了40%和29%，在2019年分别降至0.053美元/ 千瓦时和0.115美元/千瓦时。未来风电的成本还有望进一步下降。

能耗双控，绿电助力发展

弃风弃光持续改善，储能规划箭在弦上。弃风弃光现象持续改善。2018年开始“清洁能源消纳三年行动计划”，从2018年到2020年弃风弃光逐年好转，风电光伏利用率大幅度 上升，到2020年风电利用率已经达到97%，光伏利用率达到98%，甘肃、新疆等地区弃光率持续下降。 抽水蓄能将为新能源发展保驾护航。新能源的随机性、波动性，决定了新能源并网规模越大，协调平衡调节需求越大。抽水蓄能作为目 前成本最低，技术最成熟的储能方式，此次规划提速，将进一步保障新能源大规模发展。

4.风机大型化降本，风电迎来大时代

陆风平价，需求进入快速爆发

电网会构成约束，但风电低廉的成本能够解决。风电作为一种电能，受到能源特性的约束：调峰能力、接入容量。风电现阶段的门槛主 要来自接入容量和调峰的刚性限制，如果风电能够给予火电0.1元/kWh的调峰补偿，火电会有意愿让出力给风电（让火电给风电调峰）， 理论上可达火电装机量的100%~150%。

风机止跌，行业格局明显改善

风机价格已经企稳，甚至略有回升。金风科技统计口径显示，风机价格已经基本稳定在2300元/kW左右，甚至略有回升。明阳智能统 计口径，风机价格基本稳定在2000元/kW以上，投关平台回复称“风电行业招标均价已经持续5个月保持稳定，2022年以来略有回 升。”我们统计1-3月极限下探到1500元/kW，目前普遍回升至1800~2000元/kW。

利润丰厚，制造企业开发提速

风电造价正在快速下降。风机价格自2020年进入下降通道，且大型化趋势加速，导致风电总体造价进入快速下降通道。电站项目采用IRR定价，造价下降利润可以提升。电站项目由于上网电价、发电小时基本确定，因此有根据DCF模型计算的公允定价，因 此只要造价降低，电站开发的利润就可以提升。目前风电开发转让单W利润可达2元。

全球共振，海上风电空间广阔

全球海上风电将迎来爆发式发展，市场潜力巨大。2019 年全球海上风电新增首次突破 7.7GW，累计装机容量达 29.8GW。过去十 年，全球海上风电装机容量年均复合增速约32%；据BNEF预测，至2025年全球海上风电累计装机容量将达约85.9GW，较2019年 29.8GW，年均增长9GW。

降本增量，努力实现平价上网

近年来全球海上风电建设成本迅速下降。2010~2019年，全球海上风电建设成本下降了 56%，至2019年，全球海上风电建设成本约 19808元/千瓦。随着技术进步和规模化发展，中国海上风电建造成本逐步下降。国内海上风电场平均单位千瓦投资已从2007年的2.6万元/千瓦下降到 2017年的1.4万元/千瓦。

三大趋势，书写行业未来方向

机组大型化趋势愈发显著。2017年全球海上风机平均功率首次达到5.5MW。过去20年，海上风机功率由1.6MW提升到6.5MW。

报告节选：

（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。）