（报告出品方：国泰君安证券）

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

光伏发电原理为光生伏特效应。源自半导体，当光线照射在半导体的PN结上，会产生电压。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

平价时代无需补贴，空间足够可持续增长。光伏在很多地方都已经成为最便宜的能源。光伏的资源禀赋容易拉平，安装简便，可供安装的区域大，1%的沙漠面积可满足全人类用能需求。

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%。

定量测算：新增用电量、替代老电量。在不考虑存量电力替代的情况下，仅凭新增用电需求可支持700GW以上的年装机。考虑存量替代，可达1500GW年装机。

需求持续爆发，行业进入供给定需求时代

2022年户用、工商业分布式等新型需求爆发，高价承接有力。

行业增速：

强补贴时代：爆发式增长，虽然参考意义不大，但对市场教育、渠道建设及初步的模式建立做好了铺垫。

弱补贴时代：2018年短暂下滑后，重新回到持续增长阶段，复合增速超过100%。

光伏项目类型占有率：户用光伏已经接近成为新增装机的半壁江山。预计2022年户用35GW、工商业15GW，合计50GW。同时这些增量需求对组件价格不敏感，1.9-2.0元/W的组件可以接受。

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。

多位分析师自2021年6月期即预测硅料价格下跌，实际硅料价格依然高位维持。本质原因是进入平价上网后，电站端对组件价格钝化，组件价格可以高位维持。同时需求容纳量大，硅料释放的产能随即被需求消化。供需紧平衡延续，高品质硅料稀缺，价格维持高位。综合来看，2021-2022年硅料供需仍将维持紧平衡状态，光伏装机需求乐观，下游硅片积极扩产，单晶占比不断抬升，高品质硅料需求提升，多晶硅供需仍将维持紧平衡态势，价格持续维持高位。

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。其他耗材同样受益。高纯石英砂、C-C热场等用量都会随着硅料的产出增长而增长。

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。

大硅片为电池企业打开了成本降低空间，盈利能力有望提升。以210为例，大硅片原5.3W/片提升为10W/片，使得产线产能大幅增长，而投入资本增加有限，大幅降低了电池产线的单位投资，提升了投资回报水平。新型电池技术快速发展，头部企业加速布局。当前PERC电池技术已至效率瓶颈，各大头部企业如隆基股份、通威股份、爱旭股份等积极布局新型电池技术，预计TOPCon、HJT、IBC和HBC等新型电池技术将迎快速发展。

组件:盈利能力有望改善，新型电池技术布局加速

组件端盈利势微，行业市占率持续提升。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，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。海外市场主导后，组件品牌效应愈发突出，叠加疫情对行业弱势企业的清退，组件环节集中度继续提升，TOP7的市占率提升至78%。

降本增效是光伏产业的恒久追求，行业快速开展新一代电池技术布局。在 PERC 转换效率和降本空间逼近极限的当下，具有更高转换效率的新型电池技术迎来发展窗口期，其中以TOPcon、HJT、HPBC为代表的新型电池技术，有望实现行业盈利溢价。

玻璃、胶膜：盈利能力小幅下滑，行业格局竞争优异

光伏玻璃龙头企业受益产能升级及产品升级。光伏玻璃主要受益两大趋势，①窑炉升级，从600t/d升级为1000t/d，实现成本下降；②双面趋势，玻璃用量面积加倍。2021年行业综合毛利率为30.35%，同比下降9.35%；22Q1毛利率 18.71%，同比下降29.78%，主要受去年行业供需改善后价格下滑环节所致，预计后续毛利率有望维持。

光伏胶膜是格局最好的环节，单一企业市占率最高，也受益双面趋势。光伏胶膜龙头是绝对寡头，市占率超过60%。同时由于双面发电趋势，采用高克重，单价、用量都有提升。2021年毛利率21.77%，同比下降4.19%；22Q1毛利率 15.26%，同比下降10.61%，主要系上游原材料涨价因素所致。胶膜行业格局优异，后续毛利率有望伴随产品价格传导得 以回升。

逆变器：需求旺盛毛利率稳定，储能需求快速提升

行业需求旺盛，毛利率保持稳定：逆变器企业2021年综合毛利率为24.13%，同比下降0.81%；22Q1毛利率29.54%，同比提升0.24%，整体盈利能力稳定。预计未来随着IGBT短缺的影响减弱，行业产能利用率将进一步提升。

储能快速发展，盈利能力更优：储能逆变器相较光伏逆变器，在硬件平台与拓扑结构技术相通，可实现技术的跨平台借鉴。同时，储能逆变器与分布式光伏匹配度较高，需求快速增长，和原有的分布式逆变器客户相同，渠道可以实现共享。从单位售价角度看，储能逆变器单位价值量显著高于光伏逆变器，且盈利能力优势明显，有望持续增强逆变器厂商盈利能力。

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

集中式电站存在补贴申报流程多，拨付时间长等问题，对企业现金流影响较大。集中式光伏项目规模通常较大，从项目申请、建设开工、申请补贴到后续运营退出，生命周期跨度大，除了对专业运营能力要求高外，对融资能力同样提出了高要求（低资金成本），尤其考虑到政府补贴获取周期长（通常3-4年时间）的现实条件，能力弱的投资运营方在项目现金流上将面临巨大的压力。

能耗双控，绿电助力发展

碳中和背景下，能耗“双控”目标对我国传统能源新增产能的强力约束进 一步加剧了煤炭供应的压力。5月13日，国家发改委对一季度能耗强度不降反升的浙江、广东、广西、云南、青海、宁夏、新疆等省区节能主管部门负责同志进行谈话提醒，确保各省完成本地区年度能耗双控目标任务；8 月12日，国家发改委要求对上半年能耗强度不降反升的地区（青海、宁夏、广西、广东、福建、新疆、云南、陕西、江苏），2021年暂停“两高”项 目节能审查。目前亮起红灯的省份中，宁夏、新疆、云南、陕西是我国的产煤大省，预计接下来“双控”政策对于煤炭产能的压降具有持续性。

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。

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

海上风电风场集约化开发是大势所趋。全球海上风电场呈现集约化、规模化开发趋势，2019年全球海上风场平均规模约为226MW。目 前国内最大海上风电项目为国电投如东海上风电项目，该项目规划建设两座400MW海上风电场，总装机容量800MW，该项目场区中心离岸距离分别为33KM、66KM。规模化开发有助于降低均摊建设成本以及后期运维成本。

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