（报告出品方/作者：中银证券，李可伦，许怡然）

光伏：需求结构优化，聚焦优质供给

产业链回顾：高经济性需求释放，持续推高产业链价格 短期调整后，2022 年硅料价格迅速回头向上：在 2021Q4，由于欧美需求季节性变化以及国内电站对 当时高位的产业链价格接受程度有限，硅片、硅料等环节先后出现约 15%-20%的价格下降。

但进入 2022 年之后，在印度、欧洲以及国内分布式市场等需求快速释放的背景下，加之阶段性疫情管控导 致进口与国内物流受阻，产业内持续出现硅料新增产能难以满足新增需求的情况，硅料价格呈现持 续上涨趋势并基本回到2021年高点位臵。根据PVInfolink数据，中国2022年前四个月内共出口了49.0GW 的组件，其中对欧洲地区出口了 24.4GW 的光伏组件，占比 50%，同比增长 144%；截止 2022 年 6 月 8 日，多晶硅致密料价格周均价上涨至 261 元/kg（含税），相对于年初涨幅约 13%，下游制造产业链 单瓦成本对应上升约 0.087 元/W，相对于 2020 年价格低点上升约 0.60 元/W。

硅片、电池片价格继续跟涨，电池片环节盈利有所修复：随着硅料价格上涨，年初至今单晶硅片企 业不断上调硅片价格，且价格调整频率增加，2022 年初至 6 月初各主流尺寸硅片价格涨幅约 15%-20%。 电池片环节亦明显涨价，主流尺寸电池片相对于年初价格上浮约 10%-15%；相对于 2021Q2-Q3 阶段性 盈利显著承压的情况，近期电池片环节盈利有一定程度修复。

EVA 树脂价格重拾涨势：进入 2022 年，受下游组件需求旺盛、国内疫情造成进口料运输受阻等因素 影响，光伏组件胶膜的主要原材料 EVA 树脂在经历 2021 年底阶段性价格回调后重拾涨势，2022 年上 半年高点价格相对于供需宽松时的价格涨幅接近 200%，价格水平接近 2021 年全年高点价格。

光伏玻璃价格有所回升：在硅料、EVA 树脂涨价的直接影响之外，上半年光伏玻璃价格亦有所回升， 根据 PVInfolink 数据，3.2mm 镀膜的光伏玻璃价格由年初的 25 元/m2的均价上涨至近期的 28 元/m2并保 持稳定；2mm 镀膜的光伏玻璃价格由年初的 19.2 元/m2的均价上涨至近期的 22 元/m2并维持稳定。 组件价格回归 2 元/W 高位：在供应链成本上升的挤压下，光伏组件企业报价持续上调，近期各大央企组件集采中，双面组件最低价已经达到 1.9 元/W 及以上，平均价格 达到 1.95 元/W 以上，部分项目价格接近 2 元/W。根据 PV Infolink 数据，近期欧洲 500W+单玻组件约稳 定在 27-28 美分/W，现货价格达到 28-29.5 美分/W 的水平，折合人民币含税价超过 2 元/W。

价格超预期来源于需求超预期，定价逻辑出现阶段性变化：回顾 2020 年以来的光伏产业链，我们认 为需求重心从国内向海外高经济性市场之间的转移主导了两年间产业链价格逻辑的变化。在国内补 贴政策收尾的 2020 年，在第一波新冠疫情冲击下，2020H1 光伏需求较弱，组件出口量在 2020Q2-Q3 出现同比下滑，硅料价格在 2020 年年中一度逼近一线产能的现金成本线；2020H2 在国内疫情缓解、 竞价补贴项目建设推进与部分硅料产能出现事故等因素的催化下，硅料供需逐步紧张，产业链价格 开始抬头上涨，但组件价格最高维持在 1.6-1.65 元/W 区间，仍明显与国内电站的 8%左右的投资收益 率要求挂钩，其时硅料产能基本平衡于终端潜在需求，硅料价格仍与成本曲线边际产能的成本水平 相关。

复盘来看，2020 年光伏产业链价格的下蹲在一定程度上与 2018 年“531”政策的影响有相似性， 即均为后续海外需求的超预期释放打下了基础。进入 2021 年后，随着海外疫情对社会活动冲击程度 的降低与欧美装机旺季的到来，光伏组件出口同比增速快速提升，此时硅料产能紧缺加剧，硅料企 业议价能力提升，硅料价格快速上涨，同时组件价格出于传导成本压力亦有明显涨幅，一度超出国 内项目的成本承受能力，但由于海外高经济性项目（以及阶段性的国内户用等分布式项目）迅速接 棒且总量持续超预期，产业链价格的上涨并未显著影响整体终端需求，支撑光伏制造产业链的定价 锚转为高经济性需求的价格包容上限。

需求展望：海外高景气有望持续，国内需求蓄势待发

海外需求：欧美催化因素不断，高景气有望持续

欧洲能源独立诉求较强，清洁能源发展有望进入新阶段：根据欧盟统计局数据，目前欧洲能源体系 对俄罗斯存在较高依赖，2020 年欧盟自俄罗斯进口的能源占到其总需求的 24.4%，俄罗斯供应的天然 气、石油、固体化石燃料、硬煤等分别占到欧盟该种能源需求量的 41%、37%、19%和 30%。2022 年 以来，俄乌冲突之下欧盟与俄罗斯关系趋于恶化，引发欧洲各国的能源供应危机，部分地区能源价 格迅速抬升。

根据德国 Statista 机构汇编数据显示，截至 2 月，希腊创下欧洲地区最高月均电价水平， 达 211.7 欧元/MWh，较去年 9 月 134.72 欧元/MWh 猛增 57.1%；欧盟最大电力净进口国意大利紧随其后， 达到 210.5 欧元/MWh，较去年 9 月的 158.81 欧元/MWh 增长 32.5%。面对俄乌冲突带来的能源安全性与 经济性的双重挑战，欧盟地区通过可再生能源上量实现能源独立迫在眉睫。 近期中国组件对欧出口高速增长：在上述原因的推动下，面对供应链价格持续上涨的 2022Q1，欧洲 仍对光伏产品需求不减，逐月持续增长。2022Q1 欧洲进口了 16.7GW 的中国组件产品，相比去年同期 的 6.8GW 增幅高达 145%。

欧盟官方已给出年均 45GW 的装机目标，实际上量可能更为激进：2022 年 5 月 18 日，欧盟 REPowerEU 计划落地，文件提出为减少对俄罗斯化石燃料依赖，并在 2027 年前实现能源独立，将快速推进绿色 能源转型。该计划将欧盟 2030 年可再生能源的总体目标从 40%上调至 45%，并提出到 2025 年，光伏 累计装机量应达到 320GW，到 2030 年光伏累计装机量达到 600GW，即 2022-2025 年光伏年均装机 35-40GW，2022-2030 年年均装机 45-50GW，累计装机量的年均复合增速约 15.42%。而根据 Solar Power Europe 在《2021-2025 欧洲光伏市场展望》的测算，若要在 2030 年实现 45%的清洁能源占比，则 2030 年欧盟光伏累计装机量应达到 870GW，对应 2022-2030 年年均装机 75-80GW，累计装机量的年均复合 增速达到 20.29%。

欧洲议会决议对需求的影响有限：2022 年 6 月 9 日，根据欧洲议会官方消息，欧洲议会通过决议， 要求在欧盟各国海关采取措施禁止涉及强迫劳动的产品进入欧盟市场。决议内容提到，欧盟将建立 一份公司、地区和生产商的公开名单，帮助进口商识别进口产品是否涉及该事项，如涉及则可在边 境扣留相关货物，随后进口商可提供证据证明货物不涉及该事项，证据被接受则货物可被释放。我 们认为，考虑当前光伏上游材料的供应结构，该决议如较快付诸实施，可能延长欧洲市场组件进口 的清关时间，进而小幅影响短期需求释放，中长期影响较小。

美国暂时豁免东南亚四国组件进口关税：2022 年 6 月 6 日，为满足美国光伏装 机的短期需求，总统拜登将豁免未来 24 个月内从泰国、马来西亚、柬埔寨、越南四国进口至美国的 光伏电池及组件产品的关税。上述行政措施发布前，东南亚光伏产品出口至美国时，主要面临根据 201 条款给予的 14.75%的保护性关税。

反规避调查继续但适用于关税豁免，美国需求有望恢复：今年 3 月，商务部决定对东南亚产能发起 反规避调查，贸易壁垒升级的不确定性阻碍了我国东南亚组件产能对美出货，美国当地光伏建设成 本飙升，一定程度上压制了需求释放。根据 PVInfolink 数据，近期美国市场组件均价高达 0.35 美元/W， 相对其他地区出现 8 美分左右的单瓦溢价。在白宫声明同时，针对东南亚四 国光伏产品开展的反规避调查仍将继续，但无论反规避调查是否做出肯定性裁决，在未来 24 个月内， 从东南亚四国出口至美国的光伏组件与电池片都将暂时免于征收关税。我们认为，前述关税豁免的 新措施或将快速解除供应紧缺对当地光伏需求的压制，东南亚对美国光伏组件出口有望迎来反弹， 美国全年新增光伏装机预期或恢复到 30GW 以上。

为达成无碳电力目标，2021-2030 年美国年均光伏装机预计应达到 60GW：2021 年，全美发电量约为 4.11 万亿 kWh，其中火电发电量达到 2.56 万亿 kWh，占比高达 62.19%。为实现 2035 年 100%无碳电力 的目标，美国的发电结构重心应从火力发电转向清洁能源发电。而在诸多新能源发电品种中，水电 严重依赖自然资源，核电对安全性要求较高，两者增速均较为有限，因此我们认为，光伏与风电的 大力发展将成为美国能源革命的必要手段。我们根据拜登政府的目标进行测算，认为到 2035 年光伏 发电在美国电力结构中的占比应提升至 20%-25%，对应存量装机超过 970GW，2022-2035 年年均装机 量超过 60GW；美国光伏协会 SEIA 亦根据这一目标给出了 2021-2030 年年均近 60GW 的装机预期，而 在更乐观的 SEIA 30×30（2030 年光伏发电占比 30%）情境下，2021-2030 年年均光伏装机或达到 75GW。

2022Q1 印度集中进口组件：受到 4 月 1 日太阳能电池和组件基本关税（光伏组件、电池片产品分别 征收 40%、25%的关税）的影响，印度本土开发商加紧抢装备货，根据索比光伏网数据，印度在 2022 年第一季度进口光伏组件 9.7GW，同比增长 210%，占 2021 年印度直流侧（即组件容量）新增光伏装 机量的 74.62%。我们据此推测，印度光伏开发商已经采购完成了今年所需光伏组件的近六七成。印 度太阳能开发商大量囤积进口组件亦有力拉动了我国光伏组件出口，根据 PVInfolink 数据，印度在第 一季度累计从中国进口了 8.1GW 的组件，同比增长 429%。

印度提出 2030 年 300GW 装机目标：2021 年，印度提出到 2030 年实现 450GW 清洁能源装机的目标， 其中光伏装机目标约为 300GW，为完成这一目标，2022-2030 年，印度光伏装机年均增量应达到 25-30GW，对应累计装机量年均复合增速 22.03%。 其他传统市场需求稳健，南美中东地区潜力初现：澳大利亚、日本等传统市场在碳中和目标指引下， 未来年均新增装机有望持稳。中东地区受益于光照充足、沙漠地区土地价格低廉等得天独厚的地理 条件，光伏开发潜力较大；南美地区光伏性价比优势显现，以巴西为代表的新兴市场快速发展。

政策导向提供目标，但长期而言经济性是全球光伏装机上量的根本驱动力：当前，尽快实现碳中和 已成为全球共识，世界各主流经济体均提出碳中和目标，光伏长期需求的空间已基本明确，但最终 兑现空间仍有赖于经济性的持续提升。根据国际可再生能源署的报告，全球部分地区光伏、陆上风 电度电成本区间已经接近甚至低于全球的化石能源；而展望 2050 年，几乎全球所有国家的光伏、风 电都有望成为最低成本的电力能源。光伏发电的经济性与长期降本潜力有望推动全球光伏装机持续 上量。

国内需求：招标、开工密集推进，电站需求有望放量

国内分布式需求保持较高韧性：2022 年第一季度新增光伏并网量 13.21GW，4 月国内光伏新增装机 3.67GW，同比增长 110%，考虑 1 月份有部分 2021 年电站结转影响，我们预计 实际增速约 40%-50%。分布式方面，1-3 月国内分布式新增装机 8.87GW，同比增长 192%，新增分布 式光伏占全国新增光伏装机总量的 67.1%，同比提升 12.5 个百分点，分布式光伏需求保持较高韧性。

国内需求储备充足，组件招标量同比高增长：在“十四五”装机目标的指引下，近期国内央企与地方国 企光伏项目招标步伐加快。根据索比光伏网统计，2022 年 1-5 月，国内已有约 66GW 光伏项目完成组 件定标，已超过 2021 年全年约 45GW 的总量，其中央企与地方国企为招标主力，交货时间多数要求 不晚于 2022 年 6 月底。截至 5 月底国内光伏发电在建项目约 121GW，显示出 国内光伏需求储备的充足程度。

近期央企光伏项目密集开工：在组件招标放量的同时，近期部分央企与地方国企新能源项目亦陆续 开工。根据光伏們统计，国家能源集团、国家电投、华能、华电、中广核、三峡等一系列央企的项 目开工规模已超 36GW，地方国企例如京能、深能、赣能、晋能等均有新能源项目开工，全国各省市 的整县光伏项目也均已陆续开工。

第一期大基地项目已大规模开工，第二批建设有望提速：截至 2022 年第一季 度，第一批约 100GW 的大型风电光伏基地项目已开工约 84GW。 近期，国务院印发《关于印发扎实 稳住经济一揽子政策措施的通知》，提出抓紧推动实施一批能源项目；推动能源领域基本具备条件今 年可开工的重大项目尽快实施；加快推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设， 近期抓紧启动第二批项目，统筹安排大型风光电基地建设项目用地用林用草用水，按程序核准和开 工建设基地项目、煤电项目和特高压输电通道，第二批大基地建设项目有望提速。

“整县推进”持续进行：2021 年全国整县推进屋顶分布式光伏试点县累 计备案容量 46.23GW，主要分布在山东、河南和浙江；累计并网容量 17.78GW，约占全年分布式新增 装机的 60%，主要分布在山东、浙江和广东。从上报的项目开发主体来看，央企、地方国企、民企 成立公司的合作投资开发模式占比超过 60%。据智汇光伏不完全统计，2022 年一季度各企业至少已 经开展了约 4.5GW 的整县项目 EPC 招标工作。

全球装机需求有望保持较快增长：整体而言，当前高经济性需求对产业链价格的包容度超预期，欧 美区域需求催化因素不断，海外市场需求高景气度有望持续，同时国内分布式需求韧性较好，地面 电站密集招标、开工，整体需求蓄势待发。我们预计 2022-2023 年全球光伏装机需求分别约 240GW、 315GW，同比增速分别约 45%、31%，其中国内需求分别为 90GW、120GW，同比增速分别为 64%、33%。 全球装机需求对应光伏组件需求分别约 278GW、374GW。

产业链：短期存在供给瓶颈，布局可持续增长环节

硅料：当前供需紧平衡，2023 年有望转向宽松 当前硅料供需仍维持紧平衡，2022H2 行业新增产能逐步投产：根据中国有色工业协会硅业分会信息， 2022 年 5 月国内多晶硅料产出约为 6.2 万吨，结合海外产能情况，5 月硅料供给约可支撑硅片产出 26GW，与硅片实际产出相近，显示当前硅料环节供需仍处于紧平衡状态。根据我们对各相关公司公 告等公开信息的统计，2022 年下半年通威股份、新特能源、亚洲硅业、东方希望、协鑫科技等行业 第一梯队企业均有产能逐步释放，预计到 2022 年底国内硅料月产出有望达到 9 万吨，全球月产出有 望达到 10 万吨，相比当前产量增长幅度有望超过 40%。我们测算 2022 年全年硅料产量约 90 万吨， 对应装机需求约 280GW。在当前终端高经济性需求持续释放的情况下，我们预计近期硅料价格将维 持相对高位，大幅下降的概率较小。

预计账面供需于 2023H2 转向宽松，但应注意季度节奏与其他瓶颈环节：从目前扩产进度靠前的各家 企业实际情况来看，我们预计接下来更大规模的硅料投产高峰在 2023H2 到来，预计 2023Q3-Q4 第一 梯队企业有效产能对应年化装机需求分别约 420GW、460GW，在目前的预期需求水平下供需比将超 过 120%，如将青海丽豪、晶诺新能源等新进入产能考虑在内，届时行业有效产能对应年化装机需求 预计超过 500GW，供需比约 130%。但在账面供需进入宽松状态之前，我们认为仍需注意需求季度节 奏与其他潜在瓶颈环节的影响：1）考虑季节性因素影响，2022 年年底至 2023 年年初的阶段性需求 或相对较低；2）IGBT、高纯石英砂等其他原辅材料或阶段性替代硅料成为产业链的供需矛盾点。上 述因素可能在硅料供需宽松之前对硅料价格产生阶段性影响。（报告来源：未来智库）

高纯石英砂：2022-2023 年光伏用高纯砂供需或偏紧 石英坩埚用高纯石英砂需求快速增长：随着光伏终端需求的超预期上量，作为单晶拉棒环节重要辅 材的高纯石英砂需求亦快速提升，且后续需求增速可能因 N 型技术路线的逐步应用而阶段性超越终 端需求增速。根据我们的测算，2022-2025 年全球光伏行业高纯石英砂需求量预计分别为 6.72 万吨、 8.34 万吨、9.79 万吨、12.46 万吨，年均复合增速为 22.85%。

2022-2023 年高纯石英砂供需或偏紧：根据矽比科、挪威 TQC、石英股份等现有国内外企业产能和扩 产规划，我们预计 2022 年光伏用高纯石英砂可能的供给量范围在 6.2-6.3 万吨，对应 6.7 万吨的需求， 供需格局整体偏紧；如矽比科与 TQC 不在 2023 年内释放美国 Spruce Pine 石英矿的潜在产能，且其他 有提纯价值的矿源或对应的提纯加工产能没有超预期释放，则 2023 年光伏用高纯石英砂可能的供给 量范围预计在 7.7-7.8 万吨，供需仍将偏紧，甚至可能阶段性影响终端需求的释放，成为光伏产业链 的核心供需矛盾。在紧张的供需格局下，高纯石英砂存在持续涨价的可能。

石英砂供需偏紧或有助于硅片环节龙头强化竞争优势：石英坩埚是硅片拉棒环节的重要耗材，石英 坩埚原材料石英砂的供应将直接影响硅片产出。我们认为，头部硅片企业通过多年布局，在石英砂 和石英坩埚保供方面具有明显优势，在石英砂供需偏紧的情况下，头部硅片企业有望通过充足的储 备保证硅片的出货量，而石英砂储备相对不足的企业或将面临开工率不足的风险，因此头部硅片企 业市占率有望稳定或小幅提升。此外，随着石英砂供需格局逐步紧张，石英砂价格有望进一步上涨。 硅片价格或将阶段性与后续逐步松动的硅料价格脱钩，硅片价格下降幅度或因石英砂价格上涨而有 所缓和，如石英砂价格涨幅较大，硅片价格或有所上涨，头部硅片企业有可能由此而兑现超额利润。

EVA 树脂：供需仍可能阶段性紧张

国产 EVA 树脂产能逐步投放：2020-2021 年光伏 EVA 树脂供需格局紧张，在高价、高盈利能力的驱动 下，多家国内化工企业纷纷放出扩产计划，2021H2 至今新产能逐步释放。2021 年 5 月，榆能化首批 次 EVA 产品投放市场；2021 年 8 月，扬子石化成功生产出光伏膜料； 2021 年 12 月，浙石化年产 30 万吨 EVA 装臵于一次投料成功，顺利产出光伏料产品；近期中科炼化已开始量产光伏级 EVA树脂。 我们估计近期国产光伏级 EVA 树脂年化产能基本达到 75-80 万吨，叠加进口供给共约 120-130 万吨。

2022 年 EVA 树脂仍可能阶段性短缺，2023H1 有望好转：根据索比光伏网数据，近期国内组件月产出 接近 25GW，我们测算对应年化 EVA 树脂需求约 120 万吨，基本与近期国内光伏级 EVA 树脂供给量平 衡，供需关系的变化支撑 EVA 树脂价格在 2021Q4 的下跌后快速反弹至较高位臵。我们根据组件需求 测算全年国内光伏级 EVA 树脂需求约 120 万吨，但考虑流转库存等因素的存在，全年实际需求预计 高于 120 万吨。从供给侧看，年内潜在增量主要为韩国乐天化学的 30 万吨（预计光伏料约 20 万吨） 新产能，因此我们预计全年光伏级 EVA 树脂供需仍处于紧平衡状态，如光伏或其他树脂下游需求阶 段性集中释放则可能进一步推高树脂价格。考虑后续新产能释放节奏，我们预计 2023H1 光伏级 EVA 树脂供需紧张有望好转。

组件：一线企业受益于需求格局变化，业绩增长有望持续

组件龙头企业定价紧盯硅料，盈利能力基本稳健：在供应链价格上升的情况下，2021 年全年组件龙 头企业报价基本随硅料价格变化而变化。在上半年硅料价格进入 200 元/kg 以上区间之后，行业内组 件均价基本位于 1.8 元/W 左右，其中一线企业报价普遍超过 1.8 元/W，而在 9 月下旬硅料价格上冲至 260 元/kg 之后，组件环节价格亦快速上涨至 2 元/W 以上。在 11-12 月硅料价格有所下降时，组件价格 亦随之下降，但仍紧盯硅料价格降幅，随着 2022 年上半年硅料价格持续回升，组件价格亦随之跟涨。 纵观 2021 年至今的供需博弈过程，组件龙头企业基本能够及时传导硅料价格上涨的压力，并在硅料 价格阶段性下行时维持价格韧性。因此，组件龙头厂商盈利能力并未持续受到硅料价格暴涨的挤压， 分季度来看，在 2021Q1 硅料快速上涨的第一波冲击之后，后续一线组件厂商盈利能力基本保持平稳。

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，根据索比光伏 网统计数据，2022 年 1-4 月一线组件厂商中标价格普遍高出二三线厂商 0.03-0.13 元/W。其中，双面 450W 及以上组件中，一线厂商中标均价 1.969 元/W，二三线厂商中标均价 1.837 元/W，价差 0.132 元/W； 双面 530W 及以上组件中，一线厂商中标均价 1.875 元/W，二三线厂商中标均价 1.842 元/W，价差 0.033 元/W；单面 590W 及以上组件中，一线厂商中标均价 1.915 元/W，二三线厂商中标均价 1.858 元/W，价 差 0.057 元/W。

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），但在全球组件出货份额上持续位居前列，近年来仅有 隆基绿能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。

需求分层有望加强一线企业竞争优势：如上文所述，以欧美区域为代表的高经济性需求的释放主导 了近两年间光伏产业链价格逻辑的变化，而欧美区域历来是一线组件企业的主要出口范围，这些市 场对组件品牌价值有较高的认知度与接受度，因此在海外需求充分释放的过程中，市场也观察到了 一线组件企业市场集中度的显著提升。我们认为需求的分层有利于一线企业获取更高价值量的组件 订单，从而进一步巩固自身的盈利优势。

上游主材供给瓶颈解除后组件加工盈利有望回升：在近两年上游供给紧张、成本上涨的情况下，一 线组件企业的稳定盈利主要来源于两方面：1）上游硅片、电池环节一体化（以及对硅料供应进行一 定程度锁定）对硅料价格上涨影响的部分平抑；2）组件价差所兑现的品牌渠道价值；一线企业的单 纯的组件加工环节盈利也较为微薄，而不具备这些竞争优势的组件加工制造企业在近两年的盈利能 力则相对承压。从历史情况来看，即使是在组件产能常年过剩的情况下，组件加工环节也有一定的 稳定盈利空间，而当前电池组件一体化产能相对于下游潜在需求依然存在明显缺口，因此我们认为 随着后续上游硅料供需逐步正常化，组件环节的加工盈利有望恢复至行业平均有少量利润的水平， 一线企业则有望继续因价差而享受更多盈利，亦有望阶段性兑现签单与执行时点之间的期货利润。

一线一体化龙头企业业绩有望持续增长：结合组件环节的自身特点，我们认为在需求分层与一二线 价差存在的基础上，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。我们预计随着后续硅料产能的逐步投产与终端需求释放，一线组件厂商的 一体化盈利能力有望保持稳健，市场集中度有望继续提升，后续业绩有望持续增长，而若高经济性 需求释放超预期则一线组件盈利能力有进一步提升的可能。

逆变器：龙头企业盈利有望持稳，储能赋予第二成长曲线

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。2020-2021 年， 传统海外逆变器企业市场份额持续萎缩，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， 合计全球市占率提升至 60%，其中华为（23%）与阳光电源（19%）位居前两名。2021 年，根据部分 光伏逆变器上市公司的销量披露，我们测算得到阳光电源、锦浪科技、固德威的全球市占率分别约 为 28%、9%和 7%，相比 2020 年均有明显提升。

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。

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，下半年可能替代硅料成为光伏产业链中供应 最为紧缺的环节，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。（报告来源：未来智库）

微型逆变器市场空间广阔，全球国产化替代增速可期：在欧美等成熟市场分布式光伏需求持续高景 气，中国等新兴市场户用光伏安装标准趋严的情况下，MLPE 解决方案的年需求量有望持续增长。从 竞争格局来看，目前 MLPE 市场主要由海外企业 Enphase、SolarEdge 占据份额，而根据我们的测算， 国内昱能科技、禾迈股份合计市占率不足 10%。我们认为未来国产微逆尚有较大替代空间，主要是 因为其具备功率范围高、单瓦价格低等优势，因此性价比更高，且可以满足更多应用场景的要求。 伴随国内企业逐步健全全球化营销网络，国产微型逆变器或有望重演传统逆变器国产替代的历史， 在未来几年内持续实现较高的业绩增长。

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，储能需求带来的第二成长曲线或使得逆变器环节在 中长期成长性上优于光伏主产业链环节。

新技术：HJT 产业化进程加速，经济性拐点临近

华晟新能源一期 500MW 进入满产状态，二期 2GW 微晶项目顺利出片：2022 年 3 月，华晟一期 M6 系 列异质结产品日均产能达 18.73 万片，达到设计产能的 94%，最高日产达到 23 万片，出货良率>99%， 处于满产状态。近期，据华晟新能源官方信息，华晟二期 2GW 高效微晶异质结项目首批 210 电池片 顺利出片，最高转换效率达 24.68%。以 24.68%的首片数据来看，开路电压达到 0.746V，电流密度达 到 39mA/cm2，相比一期非晶异质结首片 23.4%的数据，各项性能均有大幅提升。我们预计二期产线年 底量产平均转换效率有望达到 25%左右。

华晟新能源量产进度领衔行业，后续产能扩张提速：根据华晟公布的量产计划，至 6 月底，华晟将 完成所有 2GW 设备的调试与投产，届时将实现高效异质结太阳能电池与组件产能各 2.7GW，居全球 异质结产能第一。此外，华晟拟在宣城开展建设三期 4.8GW 双面微晶异质结智能工厂项目，该项目 第一阶段 2.4GW 高效异质结工厂土建招标已正式挂网，根据规划，4.8GW 项目将在 2023 年 Q1-Q3 分 两期完成全部设备搬入和调试投产。近期，华晟新能源与大理州政府、华能澜沧江水电股份有限公 司正式签署合作协议，将共同在大理投资建设 5GW 高效异质结光伏电池和组件项目，产能扩张有望 提速。

转换效率纪录超过 26%：继 2021 年 10 月隆基绿能 M6 尺寸 HJT 电池转换效率创造 26.30%的世界纪录 之后，2022 年 3 月，经德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）认证，迈为股份联合澳大利亚金属化技术 公司 SunDrive 利用可量产工艺在 M6 尺寸单晶异质结电池上转换效率达到 26.07%，进一步验证了异质 结电池量产效率在未来跨越 26%大关的可行性。该批次电池的 PECVD 工艺在迈为最新一代的量产微 晶设备上完成，采用了双面微晶结构结合 PVD 新型高迁移率的 TCO 工艺。

低成本量产技术不断突破：隆基绿能实现了无铟硅异质 结太阳能电池 25.4%转换效率，以及掺镓 p 型硅片制备的硅异质结电池（p-HJT）25.47%的转换效率， 刷新了无铟异质结电池和大尺寸 p 型光伏电池效率的世界纪录，进一步验证了低成本异质结量产技 术的可行性。近期，经 ISFH 测试，迈为股份采用低铟含量的 TCO 工艺结合银包铜栅线，在全尺寸(M6， 274.5cm²)单晶硅异质结电池上获得了 25.62%的转换效率。此次认证的电池采用磁控溅射的方法，通 过最新的低铟含量解决方案，单片铟的使用量在原来的基础上降低了 50%，如果叠加设备降铟的方 案可再降低 40%，可以将铟用量降低到现有水平的 30%，将显著降低异质结电池的制造成本。

非硅成本已显著下降：由于 HJT 电池所用低温银浆的固有特性，其单位耗量相对于传统技术路线的 提升成为了 HJT 降成本的最大障碍，因此银浆降本也是 HJT 成本下降的核心抓手。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，2021 年起华晟、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；近期华晟已通过对 SMBB 技术的应用将 M6 单片银浆耗量降低至 150mg/片以下，叠加电池转换效率与产线产量的提升，我们估 计近期 HJT 电池非硅成本已下降至约 0.35-0.4 元/W 区间，相比于去年同期降幅约 40%。

后续降本路径清晰可行：展望后续成本下降路径，在浆料耗量方面，随着 SMBB 的进一步成熟与钢 板印刷的应用，预计年内 HJT 电池银浆耗量有望下降至 120-130mg/片；在银耗量方面，银铜混合浆料 年内逐步开始批量应用，预计有望将银耗降至 100mg/片以下；此外随着浆料国产化的推进，低温浆 料与高温浆料之间的价格差亦有望缩进。整体而言，我们预计 HJT 电池非硅成本有望在 2022 年底降 低至约 0.3 元/W，后续有望降低至 0.25 元/W。

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 120-140μm 厚度的硅片投入量产，在当前硅料价格下预计可降低硅成本 0.04 元/W。

组件端成本差距有望进一步缩小，经济性拐点临近：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，且对组件整体功率的提升亦可 摊薄组件环节的单位制造成本。结合电池非硅成本、硅成本以及效率提升对组件端成本降低的促进， 我们预计 HJT 组件端整体成本有望在 2022 年底至 2023H1 贴近 PERC 组件，从而有望降低应用 HJT 组 件的电光伏站的 LCOE，进一步扩大终端电站业主的接受面并逐步进入大规模替代周期。

国产核心设备得到量产验证：华晟新能源一期 500MW 产线和二期 2GW 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 GW 级销售订单落地：根据迈为股份公告，2022 年 4 月印度信实工业向迈为股份全资 子公司新加坡迈为签发了《Letter of Commitment》（LOC）。根据 LOC 约定，信实工业拟向新加坡迈 为采购太阳能异质结电池生产设备整线 8 条，产能为 600MW/条，共 4.8GW，其采购总额超过公司 2021 年度经审计营业收入的 50%，未达到 100%。自迈为股份 2021 年 11 月获得 REC 的 400MW 异质结整线 设备订单、实现了我国 HJT 电池设备的首次整线出口后，国产设备首次实现 GW 级销售。

风电：招标持续放量，中游盈利有望修复

需求展望：装机重拾增长，招标持续放量

2021 年新吊装规模持稳，2022 年风电装机量回归增长：据国家能源局数据，2021 年我国风电新增风 电并网容量为 47.57GW，同比下降 33.63%，主要是伴随补贴退出与抢装潮的结束，2021 年陆上风电 新增装机量从高位回落。但据 BNEF 统计的实际吊装口径数据，2021 年我国风电实际吊装容量达到 55.8GW，相较 2020 年仅小幅下降 3.46%。其中，陆上风电新增装机 41.6GW，同比下降 22.68%；海上 风电新增装机 14.2GW，约为 2020 年海上风电吊装容量的 3.55 倍。相比陆上风电退补前的 2020 年， 2021 年新增吊装规模依然持稳。进入 2022 年以来，受先前整机招标回暖的指引，新增装机容量持续 增长，2022 年 1-4 月风电并网容量达 9.58GW，同比增长 45.15%，国内风电新增装机容量在 2021 年短 暂的回落之后，迅速恢复增长态势。（报告来源：未来智库）

陆上风电项目在当前风机价格与利用小时数下具备充分的经济性：当前风电主机厂交付执行的订单 多为 2021 年签订，2021 年内，陆上风机成本从先前的 4.0 元/W 跌落至 2.0-2.5 元/W 的区间，助推风电 项目的每 W 综合成本降低 1.5-2.0 元，使得当前的风电项目投资具备了充分的经济性。我们假设目前 交付的风电项目单位综合成本为 5.5 元/W，保守估计年有效利用小时数为 2,050 小时，在 0.36 元/kWh 的上网电价下，测算得到项目 IRR 为 9.25%，显著高于当前央企、国企业主 6%左右的投资回报率要 求。

同样条件下，我们测算得到项目的 LCOE 为 0.29 元/kWh，已经进入火力发电的 0.25-0.30 元/kWh 的成本区间。同时，伴随 2022 年初大型化风电整机招标价格进入 1500-2000 元/kW 的时代，对应陆上 风电项目综合成本或可进一步降至 5.0 元/W，在此情境下测算风电项目 IRR 有望超过 12.77%，经济性 尤为突出，持续吸引大批量业主开展招标。

招标规模快速回升：根据金风科技业绩材料，2021 年全年国内风电设备开标项目总规模为 54.15GW， 同比增长 74.12%。2022 年第一季度国内公开招标市场新增招标量 24.7GW，同比增长 74%。而进入 4-5 月，根据风电之音的不完全统计，两个月内国有企业开发商共发布风电机组设备采购招标容量约 19.73GW，持续指引需求向好。

风电项目有望由核准制转为备案制，国内装机有望快速增长：在风机价格超预期下降、陆上风电经 济性充分显现的情况下，当前国内季度风电场新增招标量连续保持高位，指引后续装机需求增速提 升，海上风电经济性加速体现则有望进一步增厚“十四五”中后期需求。此外，政策亦在积极简化风电 项目审批手续，提高项目审批效率。5 月 30 日国家发改委、国家能源局发布的《关于促进新时代新 能源高质量发展的实施方案》提出：要深化新能源领域“放管服”改革，推动风电项目由核准制调整为 备案制。我们认为如风电项目按照备案制管理，风电开发周期有望明显缩短，有利于后续风电潜在 需求落地，2023 年国内风电装机需求或有望上修。整体而言，我们预计 2022-2023 年国内新增风电装 机分别约 55GW、75GW，同比增速分别约 16%、36%。

产业链：整机招标价格企稳，中游盈利有望修复

零部件：优选国产替代与盈利修复环节 轴承环节：领衔国产替代的企业有望快速提升市占率：风机的主轴轴承需要同时承担多重载荷，且 在风机大型化的趋势下，轴承载荷亦同步增大，轴承的加工难度也随之提升。目前国内具备 3MW 及 以上大机型主轴承生产能力的企业依然较少，我们预计后续领衔国产替代的企业有望在风机降本需 求较强的背景下依靠性价比优势快速提升市占率，业绩增速有望显著超过行业需求增速。

铸件环节：格局基本稳定：风电铸件市场格局近年基本稳定，近期国内的新增进入者主要仅有广大 特材、金雷股份两家企业。目前全球风电铸件 80%以上产能集中在中国，其中日月股份为行业龙头， 2021 年销售风电铸件 33.14 万吨，对应全球市占率接近 20%。截至 2021 年底，日月股份已具备 48 万 吨的铸造产能和 22 万吨的精加工产能，其中大型铸件产能将达到 18 万吨。此外，公司还有 13.2 万 吨大型化铸造产能、22 万吨精加工产能正在建设中，同时公司拟在酒泉投建一期 10 万吨铸造精加工 一体化产能，预计到 2023 年，公司铸造产能有望超过 70 万吨，有助于公司进一步巩固龙头地位。

铸件环节：盈利能力有望修复：铸件环节的主要原材料包括生铁、树脂粘结剂等，因此其盈利能力 与生铁、铸造树脂等原材料的价格密切相关。2021 年以来，伴随生铁价格从 3500 元/吨一度上涨至超 过 5000 元/吨，叠加铸造树脂价格受到环保限产影响，从平均约 1.1 万元/吨的水平上涨至最高 2.5 万 元/吨，铸件企业面临较大的成本压力。以龙头企业日月股份为例，公司销售毛利率从 2021 年一季度 的 28.83%一路下行至 2022 年第一季度的 8.73%，达到近几年盈利低点。近期铁矿石、生铁等大宗商 品价格出现松动，铸件企业盈利能力有望迎来修复。

海外风电规划提速，利好出海能力强的零部件环节：受俄乌冲突爆发影响，欧洲能源独立诉求明确， 拉动当地光伏风电规划提速。REPowerEU 计划已将欧盟 2030 年可再生能源的总体目标从 40%上调至 45%。此外根据丹麦政府官方信息，5 月 18 日，丹麦、德国、比利时与荷兰政府在“北海海上风电峰 会”上共同签署一份联合声明文件，承诺到 2050 年将四国的海上风电装机增加 10 倍，即到 2050 年， 四国累计海上风电装机量至少达到 150GW，同时提出阶段性目标，即到 2030 年，四国累计海上风电 装机量至少达到 65GW。我们认为，欧洲海上风电规划提速，铸件、主轴等产能主要集中于国内的零 部件环节将更多受益。同时伴随疫情影响逐步消退，零部件企业的生产、交付、发货有望逐步回归 正常，出货量环比预计明显修复，下半年供应或阶段性偏紧。

整机：价格止跌有望稳定盈利预期，格局变动尚未结束

近期业主招标最低价未中标释放积极信号，陆上风机价格或有望理性回归：随着陆上风电补贴退出， 风机招投标价格从 2020 年中开始进入下降通道。根据金风科技统计数据，2021 年初至 2022 年一季度， 风机月度公开投标均价从 3,081 元/kW 一路下行至 1,876 元/kW，跌幅达到 39.11%，风机中标价格进入 1,500-2,000 元/kW 区间。进入 2022Q2，陆风招标价格出现企稳回升态势，据我们不完全统计，4 月 1 日至 4 月 20 日，新开标的 5.86GW 陆上风电项目的中标均价回升至 2130 元/kW。

其中，华润电力第二 批风机采购（含塔筒）6 个项目中，有 2 个项目的中标单位不在低价前三之列。目前华润风机招标评标办法有所优化，在评分权重里，将价格权重从 50%下调至 45%，技术权重从 45% 上调至 50%，显示出风电业主在招标过程中从“唯价格论”到“重视质量”的态度转变，有望引导行业有 序竞争、高质量发展，风机价格也有望在此引导下逐步回归理性，亦有助于稳定市场对风机企业的 盈利预期。

抢装过后行业 CR3 仍未回升：2020 年抢装行情带来的需求快速攀升为风机企业带来历史性行情，行 业二三线企业收获颇丰，一线企业市占率有所下降，行业 CR3 从 2018-2019 年的 61%下滑 12 个百分点 至 2020 年的 49%，2021 年则小幅降至 48%，同时运达股份取代明阳智能进入装机量排名前三席。从 近期风机招标结果来看，一线企业中标份额与历史吊装量份额相比仍有差异，风机格局仍处于变动 之中。（报告来源：未来智库）

海上风电：平价项目招标启动，经济性逐步显现

海上风电抢装结束，平价招标陆续启动：自 2021 年四季度开始，海上风电平价项目招标逐步启动。 根据我们的不完全统计，2022 年 1-5 月，海上风电已招标至少 4GW，相比去年明显回暖。我们认为， 海风退补之后各环节的持续降本降价是驱动招标回暖的主要因素，以 4 月 10 日开标的国华投资山东 500MW 海上风电项目风机采购为例，第一中标候选人金风科技含塔筒报价为 3,828 元/kW，相比去年 四季度华润电力苍南 1#海上风电项目 4,061 元/kW 的含塔筒中标报价又有进一步降低。

海上风电基地列入“十四五”规划： 2022 年 6 月 1 日，九部委印发《“十四五”可再生能源规划》，《规 划》强调统筹推进陆上风电和光伏发电基地建设，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型 风电太阳能发电基地，有序推进海上风电基地建设，重点建设新能源基地和海上风电基地集群。

地方接力国补支持海上风电：2020 年初《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确 提出，2022 年起中央不再对新建海上风电项目进行补贴，但鼓励地方继续补贴建设海上风电。广东 首先出台政策支持，计划在 2022 年、2023 年继续补贴海上风电合计 4.5GW；山东省则计划在 2022-2024 年累计补贴海上风电 7.0GW；而浙江省提出大力推进“风光倍增工程”，计划通过逐步退坡的方式制定 当地 2022-2025 年的海上风电上网电价。地方补贴接力有望帮助海上风电温和过渡至平价时期。

部分区域海上风电具备无国补经济性：2021 年，海上风电的单位综合成本高达 18 元/W，其中整机成 本约 8.0 元/W，其他设备约 2.0 元/W，建筑安装成本约 6.5 元/W，其他费用约 1.5 元/W。进入 2022 年， 伴随海上风电国家补贴到期，海上各环节价格亦逐步下降，以刺激无补贴情景下的装机需求释放。 新中标的海上风机（含塔筒）成本已从先前的 7.5-8.5 元/W 降至 4 元/W 的价格区间。

同时我们预期， 海缆等设备及安装资源价格也能够重现陆上风电退补后的宽松降价趋势，带动综合成本下降至 11-14 元/W 左右。在此情境下，我们按照全国平均约 0.36 元/kWh 的上网电价测算，认为海上风电有望在部 分风资源优越的区域达到平价经济性，进而拉动装机需求的增长。而针对部分出台了省补或上网电 价更高的地区，海上风电项目的内部收益率有望超过 7%，具备经济性。在经济性逐步显现的基础上， 我们预计海上风电有望成为“十四五”中后期的风电装机增量的主要来源。

海缆环节：风机大型化过程中具备较强“抗通缩”能力：海上风电场所使用的海缆按照功能可划分为 阵列海缆与送出海缆两类。阵列海缆主要应用于风电场场内，连接各台风机并将风机所发电量输送 至海上升压站，通常选用 35kV 海缆，风电场内所选用的阵列海缆总容量需要匹配风电场容量，因此 场内海缆的单位用量基本保持稳定。送出海缆则应用于风电场场外，负责连接升压站与陆控站，将 电流从海上风电场输送至陆上电网，目前一般采用 220kV 交流海缆。场外电缆在容量方面同样需要 匹配风电场容量，而风电场的离岸距离基本决定了送出电缆的敷设长度。伴随我国海上风电建设从 近海逐步推向深远海，送出海缆的单兆瓦用量仍有提升空间。

技术与业绩壁垒较高，行业格局稳定：相比风电其他零部件环节，海缆环节对技术与质量的要求通 常更高，这主要是因为：①海缆作为风电场与电网之间的电力输送通道，一旦发生故障往往会影响 整个风电场的运行，其损失通常大于其他风机零部件出现故障导致的单台风机停运；同时由于海缆 埋于海底，一旦出现故障，需要等待合适的海况条件才能出海进行维修工作，等待过程亦会为风电 场带来额外的停运损失。②海缆的工作环境处于高盐、高湿度的水下，需要兼备防水、抗腐蚀等性 能，对技术要求较高。

出于以上原因，海缆在竞标的过程中通常不会刻意追求低价竞标，而是对技 术质量有着较高要求。因此国内海缆招标时，通常会为投标人设臵一定的业绩门槛，即要求投标人 近期具备一定数量以上的海缆敷设工程业绩。在这种边界条件下，国内海缆行业目前形成了以东方 电缆、中天科技为代表的头部企业聚集度较高的格局。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】未来智库 – 官方网站