一、2023 年至今行业回顾

1.1 国内高速增长，海外增速趋缓

国内：电站收益率显著回升，国内装机大幅增长。过去两年间在产业链总产出受 限，价格整体高位的背景下，下游需求增长主要由价格容忍度更高的海外及分布 式市场支撑。年初以来，随着组件价格回落，电站投资 IRR 显著回升。国内电站 项目对项目初始投资更敏感，考虑产业链价格高位区间，存在延后项目，价格回 落后上半年国内需求释放更充分。1-6 月国内光伏合计并网约 78.4GW，同比大 增 154%，其中集中式电站 37.46GW，分布式 40.96GW。当前组件价格稳定在 1.2-1.3 元/W，考虑到过去延期项目的补装需求，进入国内装机传统旺季后，需 求有望迎来集中释放。

海外：H1 出口延续较快增长，Q3 淡季整体有所下降。统计上半年国内组件出口 合计 106GW，同比增加 30.2%，由于 2022 年海外市场爆发形成的高基数，23H1 出口数据同比增速较 22H1 81%有所下调，但整体仍维持较快增长。

2022 年下半年以来，由于冬季气候温和、政策的积极应对，欧盟天然气供需紧 张态势得到一定缓解，终端电价也出现相对回落。同时，去年光储行业供需偏紧 的现象，给欧洲上半年光储需求带来一定牛尾效应，下游经销商自去年下半年以 来大量囤货，在终端安装能力受限的情况下，欧洲需求增速或阶段性承压。同时， 海外大部分地区上半年融资利率大幅攀升，无风险利率与融资成本增加，造成光伏项目的建设延后，实际 7 月出口容量 14.5GW，环比下降约 20%，8 月出口 17.3GW，环比回升。 新兴市场需求具有潜力。新兴市场电力需求总量随经济规模发展，不断提升。与 之配套的发电、电网设施则相对薄弱。近年来，东南亚、南非等地限电、断电情 况频发。光伏已经在全球范围内进入平价时代，配套储能产品还具有一定的电力 保障功能，在新兴市场需求潜力巨大。

总体看，上半年随着组件价格下降并企稳，国内需求增长显著，海外需求增速虽 有所放缓，但考虑目前价格项目收益率情况，预计后续季度海外需求有望发力。 ➢ 美国市场：美国上半年完成装机 11.7GW，同比大幅增长，其中 Q2 单季完 成 5.6GW。从国内出口数据看，上半年逆变器出口 1.7 亿美元，同比-7%， 电池和组件出口 0.6 亿美元，同比+14%。美国市场光伏需求仍在，而融资 利率限制释放节奏，其针对国内产能实施的一系列关税限制措施让东南亚成 为实质出货地区。目前贸易壁垒使得中国光伏企业对美出口持续承压，未来 依存不确定性。 

欧洲市场：上半年逆变器出口 38.3 亿美元，同比+150%，电池和组件出口 138 亿美元，同比+18%。欧洲是上半年中国最大的光伏出口市场，上半年 欧洲整体光储出口快速增长，存在一定牛尾效应，目前库存问题较为突出。 欧洲电价整体有所回落，同时叠加公共假期影响当地安装劳动力，6-7 月出 口持续下降。展望 Q3，欧洲地区可能持续去库，光储系统价格与价格或承 压。 

南美市场：上半年逆变器出口 4.6 亿美元，同比+7%，电池和组件出口 31.6 亿美元，同比-4%。在美元加息背景下，受公共债务影响的拉美各国，融资 成本高企，光储投资收益显著下滑（融资成本增加、投资收益门槛提升）导 致出口需求自六月开始出现同比下降。 ➢ 亚洲市场：上半年逆变器出口 10.3 亿美元，同比+35%，电池和组件出口 72.7 亿美元，同比-2%。亚洲光储需求整体平稳，日韩等发达国家需求变化 不大，印度大力推动本土光伏制造，并自去年四月起设置关税，由组件进口 转向进口电池自行组装。今年以来，对印电池出口同比出现显著提升。 

中东市场：上半年逆变器出口 3.2 亿美元，同比+45%，电池和组件出口 24.3 亿美元，同比+59%。中东是全球光照资源最为优渥的地区之一，以海合会 为代表的产油国纷纷在远景规划和能源战略中，提高可再生能源的比例。该 地区光伏以地面集中式电站项目为主，由于近两年光伏组件价格飙升，并导 致该地区一些 GW 级别光伏项目延期。今年 Q1 随着组件价格大幅降价，大 项目纷纷开启并网安装工作，组件及逆变器出货同比大幅提升。 

非洲市场：上半年逆变器出口 5.0 亿美元，同比+353%，电池和组件出口 12.2 亿美元，同比+125%；7 月逆变器出口 4534 万美元，同比+42%，环 比-53%，电池和组件出口 1.7 亿美元，同比+41%，环比-28%。非洲主要市 场位于南非，其电力结构高度依赖煤电，抗风险能力较弱。近年来，东部区 域煤矿资源枯竭，煤炭供应链逐步脱节断链，导致南非多地电力电量同时出 现大量缺口，缺电问题日益恶化。同时，政策鼓励居民自建光伏解决电力供 应缺口，催化当地光储产品需求。

1.2 主材价格快速下跌

硅料价格止跌反弹后，出现企稳迹象。由于硅料产能持续投运，硅料价去年底暴 跌，之后下游备库与料场惜售带来快速反弹，6 月中旬快速降价到 6.x 万元/吨左 右，二线硅料公司普遍亏损，头部硅料公司回到低盈利水平。成本较高的二线企 业已陆续/计划进行减产或停产；头部料厂去年盈利较好，现金流充裕，不大考虑大幅杀跌出货。近期硅料采购好转，落地签单逐步增加，硅料价格止跌回暖企 稳，至 9 月中旬，N 型料约 9.x 万元/吨，P 型大致在 7-8 万元/吨。 组件价格调整后企稳。目前硅片、电池、组件价格顺价调整至 3.1-3.3 元/片、 0.69-0.73 元/W、1.15-1.3 元/W 附近，组件价格较年初跌幅约 40%。

1.3 产业链利润分配向下游挪移

行业整体收入与业绩继续增长。本次纳入统计的光伏行业相关标的共计 38 家， 其中主产业链 14 家（硅料 3 家、硅片 4 家、电池片 2 家、组件 5 家），逆变器 5 家，辅材 20 家（胶膜 5 家，浆料 3 家、玻璃 3 家、金刚线 5 家、支架 3 家）。 2023 年上半年纳入统计的相关标的总体营业收入为 5467.8 亿元，同比增长 31%， 归母净利润 681.11 亿元，同比增长 28%；剔除硅料外，行业收入 4135.7 亿元，同比增长 37%，归母净利润 429.48 亿元，同比增长 74%。 主产业链非硅料环节业绩高速增长。2023 年上半年主产业链（硅料、硅片、电 池片、组件）相关标营业收入为 4443.3 亿元，同比增长 27%，归母净利润 558.9 亿元，同比增长 23%；剔除硅料外，主产业链收入 3111.2 亿元，同比增长 33%， 归母净利润 307.27 亿元，同比增长 81%。

硅料、硅片盈利能力下降。2019 年平价后，需求大放量造成硅料逐步吃紧，硅 片顺延，下游单一电池、组件环节议价能力偏弱。过去一年内，主产业链供需格 局逐步发生反转，硅料、硅片由吃紧到宽松，而此前扩张相对节制的电池反而成 为最紧的环节，自 2022 年开始，下游电池片盈利逐季修复。2022 年开始供需关 系开始逐步形成反转，从盈利端看，23Q1、Q2 硅料单 W 盈利由此前 0.4+元/W 调整至当前 0.07 元/W 上下，硅片由 0.1+元/W 降至当前 0.05-0.09 元/W，电池 则由 2021 年前后亏损提升至当前盈利 0.06 元/W，而 N 型则超过 0.1 元/W。

二、光伏各环节经营走势分析

2.1 硅料业绩下降，价格进入下行区间

自 2020 年起，供需关系带动硅料价格持续走高，硅料致密料价格于 2022 年 8 月份见顶，并维持到 11 月份，期间价格为 303 元/kg，之后开始下降。2023 年 上半年硅料环节收入为 1332.1 亿元，同比增长 15%，归母净利润 251.63 亿元， 同比下降 12%。2023 年 Q2 硅料环节收入为 688.2 亿元，同比增长 5%，环比 增长 7%，归母净利润 89.26 亿元，同比下降 44%，环比下降 45%。Q2 硅料环 节收入增速高于归母净利润增速的主要原因是通威股份Q2收入环比增长约23% 至 408 亿元（与其他非硅料业务收入增长有关），除通威之外的硅料企业收入均 有所下降，其中大全能源收入环比下降 8%，特变电工收入环比下降 10%。

由于硅料产能持续投运，硅料价去年底暴跌，之后下游备库与料场惜售带来快速 反弹，6 月中旬快速降价到 6.x 万元/吨左右，二线硅料公司普遍亏损，头部硅料 公司回到低盈利水平。成本较高的二线企业已陆续/计划进行减产或停产；头部 料厂去年盈利较好，现金流充裕，不大考虑大幅杀跌出货。近期硅料采购好转， 落地签单逐步增加，硅料价格止跌回暖企稳，至 9 月中旬，N 型料约 9.x 万元/ 吨，P 型大致在 7-8 万元/吨。 展望后续季度，随着硅料产能逐步释放，硅料价格或将进一步下降，但空间可能 有限，其中一线企业具备一定成本优势，预计仍将维持一定盈利水平。

2.2 硅片盈利水平有所下降

受硅料供需偏紧影响，2022 年硅片环节盈利维持高位。2023 年二季度硅片环节 收入同比增长 1%至 300.2 亿元，归母净利润同比下降 21%至 24.92 亿元，除 TCL 中环业绩环比增长 1%外，弘元绿能、京运通、双良节能分别环比下降 50%、 182%、77%。随着硅片新产能逐步释放，且考虑到电池环节供需，以年度视角 看，硅片环节盈利向下应该是大趋势。

2.3 电池片盈利稳健，TOPCon 产能偏紧、享受技术红利

电池片环节盈利稳健。2023 年上半年电池片环节收入为 256.7 亿元，同比增长 26%，归母净利润 22.64 亿元，同比增长 161%。第二季度电池片环节收入 139.6 亿元，同比增长 32%，环比增长 19%，归母净利润为 12.9 亿元，同比增长 95%， 环比提升 15%。2022 年之前电池环节因盈利差、技术方向分歧等原因，产能扩 张相对温和，叠加小尺寸产能退出，大尺寸电池片自 2022 年二季度起供给偏紧， 同时部分企业电池片外供量减少，因此该环节盈利能力修复较超预期。

TOPCon 起量，后续产能扩张进度可能与公布扩产规模有差异。上半年前五大 三方电池厂整体出货合计 84.4GW，同比增加 49%，其中 PERC 73.2GW， TOPCon 10.5GW，开始 N 型产业化渗透。伴随产业规模扩张，石英件、网布、 核心装备等环节，可能也会形成供应链瓶颈并制约行业产能开工水平。TOPCon 是无人区产业，和 PERC 当时的状态很大的不同，在较长的时期，都还会有较 明显的差异化。预计全年 N 型电池总出货 130GW，仍将是产业链最窄的环节。 后续季度 TOPCon 电池产能依然偏紧，主要是因 TOPCon 电池新增产能大部分 为首次投放的 N 型产线，产能释放节奏存在不确定性。估算实际在运行 TOPCon 产能年化大致 130GW（另外还有 20GW 以上装备调试后因为技术/工艺/供应链 问题没运行）。

TOPCon 开始享受技术红利。预计年底有效产能可能达 200-240GW，主材环节 供需相对偏紧的仍然是 TOPCon。Q2 开始 N、P 价差明显拉开，新技术红利体 现更充分，从盈利端来看，上半年 PERC 单 W 盈利在 0.05-0.07 元上下，TOPCon Q1 约 0.09 元/W，Q2 大幅提升至 0.11-0.12 元/W（不考虑爬坡产线），N 型溢 价体现更充分。以钧达为例，Q2 N 型电池盈利提升至 0.11 元/W，环比提升 2分以上。

2.4 一体化组件业绩表现较好

一体化组件环节统计标的共计 5 家，分别为隆基绿能、晶澳科技、晶科能源、天 合光能、东方日升，其中隆基绿能归母净利润包含硅片贡献的利润及参股硅料获 得的投资收益。 2023 年上半年一体化组件环节收入为 2261.1 亿元，同比增长 41%，归母净利 润 222.36 亿元，同比增长 105%，上半年受硅料价格下行影响，组件环节业绩 同比高增长。二季度一体化组件环节收入 1260 亿元，同比增长 34%，环比增长 26%，归母净利润 122.8 亿元，同比增长 95%，环比增长 23%，除晶澳科技之 外（出货低、外购电池较多），其他公司业绩均有不同程度的增长。

Q2 一体化企业对联营企业投资收益合计 22.37 亿元，环比 Q1 略有下降（2023Q1 对联营企业投资收益合计 25.58 亿：隆基 12.2 亿、天合 9.98 亿、晶澳 1.7 亿、 晶科 1.7 亿，2023Q2 合计 22.37 亿：隆基 13.3 亿、天合 5.57 亿、晶澳 1.02 亿、 晶科 2.48 亿），但总体金额依然比较大，此外受汇率变动对业绩的正向影响， Q2 各公司财务费用环比均为负，但各公司有比较多的资产减值（合计约 40 亿： 隆基 17.56 亿、天合 6.1 亿、晶澳 2.55 亿、晶科 13.79 亿）。 三季度一体化环节单瓦盈利可能会有一定压力：a）硅料价格下降，硅料投资收 益减少；b）汇兑收益可能会减少；b）开始交付价格相对较低的订单。总体看， 三季度一体化环节单瓦盈利向下可能性较大，各家公司盈利的差异可能也会拉开， 取决于各家公司对成本的控制能力、TOPCon 一体化出货情况。

2.5 逆变器与辅材盈利分化，辅材环节头部企业优势显著

部分环节龙头优势显著。2023 年上半年逆变器与辅材收入为 1024.5 亿元，同比 增长 49%，归母净利润 122.21 亿元，同比增长 60%，各环节盈利分化。同比看， 2023 年上半年业绩增速高于收入增速的环节是逆变器与支架，胶膜、浆料、玻 璃、金刚线业绩增速均低于收入增速。环比看，Q2 业绩增速高于收入增速的环 节是逆变器、胶膜、玻璃、金刚线、支架，浆料环节业绩增速低于收入增速。 逆变器：上半年逆变器环节收入与业绩同比增速分别为 125%、290%，其中 Q2 环比增速分别为 29%、55%。逆变器企业上半年出货量高增长，但 Q2 开始不同 逆变器类型表现出现分化，结构上集中式等电站类适配逆变器 Q2 环比 Q1 仍维 持增长，而由于欧洲等海外市场渠道库存影响，Q2 部分分布式适配逆变器产品 出货量有所下降。

逆变器环节收入与业绩增速高主要受三方面因素影响：1）受阳光电源影响，剔 除阳光电源，四家逆变器企业上半年收入与业绩增速分别为 111%、199%，Q2 收入与业绩环比增速分别为 33%、15%；2）环比 Q1，部分逆变器企业受库存 影响价格略有调整，且出货结构上 Q2 海外占比不及 Q1，造成毛利率整体略有 变化，但整体看，同比收入与业绩依然有一定保障；3）汇率变化对汇兑影响较 大，规模效应对成本费用的摊薄在部分公司开始体现，此外运费同比下行也小幅 增厚盈利。

玻璃：2022 年底，光伏玻璃日熔量约 7.9 万吨/d，上半年新增点火相对密集，合 计约 1 万吨/d，考虑冷修线，截止 8 月末，国内在产压延玻璃产能约 9 万吨/d， 海外在产 0.4 万吨/d，全年总量口径基本平衡。5 月听证会制度收紧后，玻璃供 给释放节奏趋缓，下半年名义产能增量或压缩至 1 万吨/d 以下，考虑点火爬坡进 度，有效产出更滞后。2023 年 5 月，国家工信部、发改委联合发行文件《进一 步做好光伏玻璃产能风险预警通知》，着重强调风险预警制度的执行力度与落实 情况，针对不同阶段开工、不同建设阶段的压延玻璃项目明确公示机制。光伏玻 璃政策经历数次调整，在与浮法区分后，听证会制度执行更趋严格，2022 年以 来获批项目远低于报备数量，未来压延玻璃产能释放节奏有望进入更有序的阶段。 风险预警机制的收紧背景下，此前已开工但需执行预警项目的点火时点延后，部 分项目存在高风险调整的可能性。2022 年 3 月执行听证以来，累计听证项目超 过三十万吨，实际通过项目仅 2.1 万吨，考虑项目建设周期，大部分将在 2024 年以后逐步点火投产，中期看，玻璃扩张会更有序。

胶膜：2023 年上半年胶膜环节收入与归母净利润分别为 160.6 亿元、8.35 亿元， 其中福斯特收入与归母净利润分别为 106.2 亿元（占比 66%）、8.8 亿元（其他 公司合计亏损）。福斯特、鹿山新材、激智科技 Q2 收入分别增长 16%、6%、 35%，海优新材与天洋新材收入环比下降。Q2 福斯特业绩环比增长 43%，其他 公司单季度业绩相对较差：海优新材 Q2 亏损（Q1 盈利）、鹿山新材 Q2 略有减 亏、天洋新材 Q2 亏损（Q1 微利）、激智科技 Q2 业绩环比下降 23%。二季度 产业链价格快速下降，在排产变化较大之时，龙头体现出较强的竞争优势。 浆料：聚和材料、帝科股份、苏州固锝 Q2 收入增速分别为 34%、24%、34%， 归母净利润增速分别为 17%、35%、42%，其中苏州固锝增速较高与基数有关， 帝科股份连续两个季度报表业绩摆脱略有盈利/略有亏损状态，聚和材料收入与 业绩增长扎实。

金刚线：2023 年上半年金刚线环节收入与归母净利润分别为 57 亿元、9.51 亿元，其中美畅股份收入与归母净利润分别为 21.7 亿元（占比 38%）、8.93 亿元 （占比 94%）。二季度金刚线环节收入与归母净利润分别为 31.8 亿元、5.94 亿 元，其中美畅股份收入与归母净利润分别为 11.7 亿元（占比 37%）、5.13 亿元 （占比 86%）。上半年美畅股份展现出较强的竞争优势，此外，岱勒新材 Q2 收 入环比 Q1 由 1.5 亿增长至 2.8 亿，归母净利润由 Q1 的 0.21 亿增长至 0.66 亿。 后续季度较大的变化是需求起量、TOPCon 加速推广。当前硅料价格已调整至 8 万/吨左右，国内电站项目 IRR 明显回升，考虑到运营商资本开支节奏，预计 2024 年国内装机将贡献较多需求增量。此外，TOPCon 加速推广，相应有变化的环节， 如胶膜、浆料龙头企业优势可能更大一些，可能会更加受益。

2.6 N 型持续迭代，领先企业红利期更长

1）TOPCon 持续迭代，效率及发电量优势明显 上半年 TOPCon 持续优化，差距持续拉大。从 效 率 端 看 ， 2022 年初量产 TOPCon 效率电池端在 24.5%上下，考虑封损后组件效率 22%左右，至上半年 结束领先量产 TOPCon 电池端效率达到 25.2%/25.5%（+SE），组件端效率 23% 上下。温度系数由 0.3 优化至 0.2x 上下。而从成本端看，银浆耗量、设备投资、 硅片厚度等成本增量都在优化：1）银浆耗量由 130mg 降至 100mg 上下；2）设 备投资由单 GW2 亿下降 0.4-0.5 亿；3）硅片厚度由 150μm 降至当前约 130μm。

仍将继续迭代升级。TOPCon 是无人区产业，和 PERC 当时的状态很大的不同， 在较长的时期，都还会有较明显的差异化。TOPCon 在原有 PERC 基础上增加 若干工序，相对更复杂，同时还在快速的升级过程中，除了现有的 LP/PE 等工 艺路线分歧外，TOPCon 未来还有正/背面 SE、双面 poly、0bb、TBC 等系列创 新，在较长的时期内，各企业之间在转化效率/良率/成本等方面还会有较明显的差异化。 发展初期 know-how 掌握在电池企业手中，提前布局 TOPCon 的企业，会具备 一定竞争优势。先发企业更容易汇聚上下游优势资源，如设备、辅材等，迭代期 第一时间完成更新优化，可能持续在效率、成本上维持领先。

2）新技术进入红利期，优质产能红利期更长 下游接受度跃升。经历 1 年多的市场验证，下游投资方对 N 型优势理解更加深 刻。尤其是双面率、衰减及温度系数等优势带来的发电量增益，随实际应用的实 证数据逐步体现，TOPCon 已得到行业性的认可。上半年部分项目 N 型份额已 由此前 10%上下提升至近 50%。2021 年 PERC 市占率约 91%，2022 年降至 88%，而 N 型份额由 2021 年 3%提升至 9%，N 型电池进入规模化应用阶段。

N型溢价逐步体现，企业间存在分化。3月下旬开始TOPCon电池溢价逐步放大， N/P 电池价差由此前 0.05-0.06 元/W 拉开至 0.1 元/W 上下，Q2 下旬产业链价格 快速调整下行，价格普降造成溢价绝对值压缩，Q3 以来 182 P 型电池随需求回 暖率先提价，N/P 价差阶段性收窄，但在近期逐步恢复，当前优质 TOPCon 电 池仍供不应求，在电池价格普降后溢价维持在 0.06-0.07 元/W。 随 N 型 TOPCon 持续迭代，其理论溢价会更高，同时未来在正/背面 SE、双面 poly、0bb、TBC 等系列创新过程中，各企业电池转化效率/良率/成本等方面还 会有较明显的差异化，N 型 TOPCon 产品报价也将分布在不同区间。由于下半 年 N 型出片产线增加，不同 TOPCon 电池厂产品分化，报价也存在较大的差异， 数据来源口径不同一定程度也造成三方统计 N/P 价差的波动。

扩产规划巨大，实际落地仅为少数。2022 年开始组件、电池供应商以及新进入 企业公布了大规模的 TOPCon 扩产规划： ➢ 从落实进度看，大部分仍未形成有效产出，产线进度低于预期（限制因素包 括资金、石英件等供应链限制等）。 ➢ 部分投产项目，爬坡进程出现良率、效率、成本等因素限制稳定批量生产。 目前实际在运行 TOPCon 产能年化大致 130GW（部分产线处于爬坡调试等阶段 尚未完整运行），预计年底该有效产能可能达 200-240GW。下半年高效电池片 以及高效硅片依然是主产业链里供应比较紧张的环节，N 型 TOPCon 最突出。

三、估值水平跌至低位，融资收紧对供给侧影响深远， 需求空间巨大

3.1 估值水平处于低位

板块整体估值处于历史低位。2020年7月-2022年10月，光伏板块（884045.WI） PE-TTM 基本在 30 倍以上运行，此后进入估值消化期。目前板块 PE-TTM 为 14 倍，是近年以来的低点，低于“2018 年 531”的估值水平。 2023 年至今跑输创业板与上证指数。2023 年至今，光伏板块下跌 29.99%，跑 输上证指数 30.92 个百分点，跑输创业板指数 15.33 个百分点。 分行业看，2023 年年初至今光伏板块分别跑输排名前三的通信、传媒、石油石 化板块 60.53、48.15、42.60 个百分点。

3.2 融资新政对新能源产业影响深远

A 股在新能源产业发展中产生了必不可少的作用，此前光伏、锂电产业都经历了 补贴退坡的困境，资本市场作用尤其关键。A 股融资环境支撑下新能源产业实现 了快速成长和壮大。以光伏为例，2016 年至今光伏制造环节大概融资 2900 亿元 （不含光伏电站）。 近年来主流公司盈利好，现金流也比较正常，大公司融资力度却在加码， 2020-2023 年已融资额分别 387、505、748、599 亿元，今年披露的拟融资计划 还有 849 亿元。 一方面反应了市场需求景气，但也进一步加剧了企业间的竞争，如果后续融资行 为能给与制度性约束，对行业供需态势、竞争格局都将是长期的重大利好。

3.3 光伏潜在空间大，中长期看，行业仍然会有大的发展

光伏空间由发电量渗透率决定。装机占比在全球新增装机中逐步提升，2022 年 全球光伏实现创纪录的 252GW，占当年新增装机近 50%。2023 年 1-8 月国内 新增电源装机容量 198.55GW，其中太阳能发电 113.16GW，列新增容量首位。 但由于整体存量装机规模以及利用小时数差异，2022 年光伏发电在全球总发电 量中仅 4.5%左右，在 2022 年的全国总发电量中也仅约 5%，从电量角度看替代 空间仍然巨大。

国内外制度体系、规划蓝图的更新完善将提供光伏发展的动力。2023 年 7 月， 发改委、财政部及能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工 作促进可再生能源电力消费的通知》，将分布式光伏等自发自用项目纳入绿证核 发体系，实现了绿证对可再生能源的全覆盖，绿证溢价将显著提升绿电资产收益 率。按照目前交易数据，对应可再生能源电量形成约 0.04 元/kWh 溢价，估算资 本金 IRR 能够提升 1-2pct。

欧盟大幅加码可再生能源目标。2023 年 9 月 12 日，欧洲议会一读通过了欧盟可 再生能源指令（RED）的重大修改方案，将 2030 年可再生能源在终端能源消费 中的占比目标由 32%大幅提升至 42.5%，并要求各成员国努力达到 45%。同时， 为应对新能源项目审批速度过慢的瓶颈，还要求 RED 生效后的 27 个月内，各成 员国提供足够的土地、水域或海域，设立新能源加速区域。区域内的新能源审批 流程不超过 12 个月，区域外的审批也不应超过 24 个月。

中长期看，光储平价将推动展开对存量电源的逐步替代。过去十几年间，借助政 策规划扶持，光伏制造实现大幅降本增效，度电成本下降依次经过工商业用户侧 平价、居民用户侧平价、发电侧平价（以为国内为例）。而目前光伏在全球范围 已开始进入发电侧的平价阶段，甚至在多国成为成本最低的发电方式。

光储成本下降而传统能源价格抬升，经济性优势在不断形成放大。 光伏产业还有电池片等众多技术进步和迭代的可能，通过持续的技术进步， 其度电成本有望进一步显著下降。 类似的，多元化的储能/类储能形式在不断完善迭代，配套政策机制逐步完 善，储能/类储能的成本回报都在改善。  与此同时由于能源供需、发电限制以及碳排放成本增加，传统能源的用能成 本整体上呈现上升趋势。 预计在未来 3-5 年，光伏有望在目前发电侧平价的基础上，进一步实现光伏+储 能平价，经济性优势是比环保性更有力的推动，光伏替代传统能源的速度将更快。

 

编辑：520中国