光伏需求望加速增長，分布式占比料穩(wěn)步提升
雙碳“1+N”政策體系不斷完善，托底風(fēng)光中長期增長預(yù)期
碳達(dá)峰碳中和線路圖明確，設(shè)定非化石能源中長期發(fā)展目標(biāo)?！半p碳”目標(biāo)對能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和電力供給側(cè)改革提出新要求，低碳甚至零碳排放的非化石能源（水能、核能、光伏、風(fēng)電、生物質(zhì)）應(yīng)用占比尚需大幅提升。2021年10月24日，中共中央、國務(wù)院印發(fā)《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面觀測新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見》，在雙碳“1+N”政策體系中明確了“1”的頂層設(shè)計指導(dǎo)意見。該政策提出構(gòu)建綠色低碳循環(huán)發(fā)展經(jīng)濟體系、提升能源利用效率、提高非化石能源消費比重、降低二氧化碳排放水平、提升生態(tài)系統(tǒng)碳匯能力的五方面目標(biāo)，并針對非化石能源發(fā)展，進一步明確了：
1）2025年：綠色低碳循環(huán)發(fā)展的經(jīng)濟體系初步形成，非化石能源消費比重達(dá)到20%左右；2）2030年：經(jīng)濟社會發(fā)展全面綠色轉(zhuǎn)型取得顯著成效，非化石能源消費比重達(dá)到25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量達(dá)到12億kW以上；3）2060年：綠色低碳循環(huán)發(fā)展的經(jīng)濟體系和清潔低碳安全高效的能源體系全面建立，非化石能源消費比重達(dá)到80%以上。
預(yù)計國內(nèi)“十四五”、“十五五”光伏年均裝機需求或達(dá)72/100GW，在配套政策推動下有望進一步超預(yù)期。2020年中國非化石能源消費占一次能源消費比重達(dá)15.9%，超額達(dá)成“十三五”規(guī)劃設(shè)定的2020年15%目標(biāo)值。在風(fēng)電光伏競爭力持續(xù)強化的情況下，我們認(rèn)為碳中和路線圖中的階段性目標(biāo)有望超額實現(xiàn)，預(yù)計國內(nèi)非化石能源消費占比有望于2025年達(dá)21%左右，于2030年達(dá)26%左右。據(jù)此若按光伏/風(fēng)電平均年發(fā)電利用小時數(shù)1200/2100h，且光伏、風(fēng)電發(fā)電量約1:1測算，我們預(yù)計中國“十四五”期間光伏年均裝機需求或達(dá)75GW，“十五五”期間年均裝機需求或達(dá)100GW左右（2021-2030年均約86GW）。
國內(nèi)：以大基地、整縣項目為抓手，光伏需求有望放量升級
“十四五”期間規(guī)劃九大風(fēng)光（水火）儲基地和五大海上風(fēng)電基地。2021年3月30日，《中華人民共和國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要》提出，未來我國將持續(xù)開發(fā)包括水電、風(fēng)電、光伏等電源在內(nèi)的多個清潔能源基地，形成九大集風(fēng)光（水火）儲于一體的大型清潔能源基地以及五大海上風(fēng)電基地。其中，九大清潔能源基地主要包括雅魯藏布江下游、金沙江下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字灣、河西走廊、新疆、冀北、松遼等地；五大海上風(fēng)電基地包括廣東、福建、浙江、江蘇、山東等地。大基地項目有望成為未來國內(nèi)新能源裝機發(fā)展的主要形式之一。
大基地項目有望成為集中式風(fēng)光電站裝機的主要形式。據(jù)智匯光伏統(tǒng)計，目前國內(nèi)已公布風(fēng)光大基地項目規(guī)模達(dá)51.68GW。我們預(yù)計在首期約100GW大基地項目中風(fēng)光占比各一半左右，且已招標(biāo)的大基地項目多要求年內(nèi)開工，2023年底前并網(wǎng)，有望成為明后年新增裝機的重要組成部分。此外，或?qū)⑦€有第二期規(guī)模約100GW的大基地項目將在合適時間公布，共同構(gòu)成“十四五”期間大型集中式電站的裝機主力。
屋頂分布式市場維持高景氣，或?qū)⒊蔀樽罹咴鲩L前景的應(yīng)用領(lǐng)域。隨著光伏發(fā)電成本持續(xù)下降，行業(yè)也從“環(huán)保行為”向“創(chuàng)收行為”轉(zhuǎn)變，同時政策推動下，居民住宅、工商業(yè)屋頂?shù)雀黝惞夥ㄖ铀偻茝V。2021Q1-3，國內(nèi)戶用光伏裝機規(guī)模增至11.7GW（+123%YoY），占同期國內(nèi)光伏裝機比例快速增至45.7%，預(yù)計全年裝機規(guī)模有望達(dá)到近20GW，以戶用項目為代表的屋頂分布式光伏成為行業(yè)最具長期增長前景的應(yīng)用領(lǐng)域。
整縣光伏項目試點名單落地，儲備規(guī)模超預(yù)期。9月14日，國家能源局正式印發(fā)《公布整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點名單的通知》，根據(jù)該通知，全國共計報送676個縣（市、區(qū)），全部列為整縣屋頂分布式光伏開發(fā)試點。按照各省的試點名單來看，項目主要分布在山東、河南、江蘇、河北、廣東等中東部，甘肅、青海及陜西等西北部，光照資源較好區(qū)域。同時，通知要求：1）對試點項目備案、開工、建設(shè)和并網(wǎng)情況等進行全過程監(jiān)測，按季度公布相關(guān)信息；2）每年一季度將對上一年項目開發(fā)進度、新能源消納利用、模式創(chuàng)新以及合規(guī)情況等進行評估并予公布；3）2023年底前，試點項目比例均達(dá)到要求的將列為整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)示范縣。
預(yù)計整縣光伏項目年均裝機規(guī)模有望達(dá)40GW左右。參考目前已有部分鄉(xiāng)縣分布式光伏整體建設(shè)情況，假設(shè)平均每個項目按200-250MW裝機量測算，我們預(yù)計此次披露試點項目整體開發(fā)規(guī)模約140-170GW，且整縣項目原則上須在2025年前完成裝機，對應(yīng)未來4年年均裝機規(guī)模有望達(dá)40GW左右。而考慮到國家要求按季匯總跟蹤進度，且對優(yōu)先落地的整縣將給予一定優(yōu)惠措施，因此預(yù)計項目整體將保持較快建設(shè)節(jié)奏，規(guī)模增長進度有望超預(yù)期。同時，值得強調(diào)的是，各地分布式項目是否納入整縣試點范圍，并不影響該項目能否開工建設(shè)，各地潛在分布式項目市場空間遠(yuǎn)大于整縣試點的統(tǒng)計規(guī)模。
新增公共建筑及廠房屋頂光伏覆蓋率目標(biāo)50%，有望帶來年均約8GW光伏裝機增量。10月26日，國務(wù)院發(fā)布《2030年前碳達(dá)峰行動方案》，進一步明確加快優(yōu)化建筑用能結(jié)構(gòu)，提高建筑終端電氣化水平，提出到2025年，城鎮(zhèn)建筑可再生能源替代率達(dá)到8%，新建公共機構(gòu)建筑、新建廠房屋頂光伏覆蓋率力爭達(dá)到50%。根據(jù)國家統(tǒng)計局?jǐn)?shù)據(jù)，國內(nèi)年新增公共機構(gòu)建筑和廠房面積長期穩(wěn)定在5億平米左右，預(yù)計對應(yīng)每年將拉動光伏新增裝機規(guī)模約7.5GW。
2020年“雙控”趨嚴(yán)和拉閘限電背景下，業(yè)主配置分布式項目意愿有望增強。在2020年能耗“雙控”考核力度加大和局部電力供應(yīng)短缺的情況下，分布式光伏作為填補局部電力缺口的解決方案之一，可緩解拉閘限電壓力，有望激發(fā)工商業(yè)企業(yè)配置分布式光伏系統(tǒng)的積極性，并增加企業(yè)的綠電采購意愿。
預(yù)計2021/2022年國內(nèi)光伏裝機規(guī)模約50/75GW，分布式項目或繼續(xù)作為增長主力。2021年受光伏主輔材等環(huán)節(jié)供應(yīng)緊張、成本大幅上漲影響，國內(nèi)光伏終端收益率承壓，導(dǎo)致裝機增長或低于預(yù)期，預(yù)計全年裝機量將達(dá)50GW左右。而在以大基地項目、整縣項目為兩大抓手的增長推動下，“十四五”期間國內(nèi)光伏裝機規(guī)模有望迎來加速增長，且部分主輔材環(huán)節(jié)價格有望下行，預(yù)計2022年國內(nèi)光伏裝機將增至75GW左右，其中戶用、工商業(yè)等分布式項目或?qū)⒊蔀檠b機增長的主力，占比有望提升至2/3左右。
全球：經(jīng)濟性與雙碳目標(biāo)共同驅(qū)動，需求有望持續(xù)高增長
歐洲電力價格大漲，將有效對沖光伏產(chǎn)業(yè)鏈漲價壓力，需求維持較快增長。盡管光伏供應(yīng)鏈價格短期出現(xiàn)明顯上行，但以歐美為代表的海外主要光伏市場本身為高價高收益市場，尤其是在2020年油氣價格大漲的情況下，歐美多國電價漲幅遠(yuǎn)大于光伏組件價格漲幅，將有效對沖了供應(yīng)鏈成本上行所造成的終端收益率壓力，甚至將提升未來光伏項目的投資回報率。同時，疊加歐美等國加大清潔能源長效支持力度，因此海外市場整體裝機需求仍保持較快增長。
海外光伏需求旺盛，組件出口規(guī)模持續(xù)快速增長。光伏產(chǎn)業(yè)鏈漲價對海外需求影響有限，據(jù)Solarzoom統(tǒng)計，2021年前三季度中國光伏組件出口規(guī)模約73GW（+38%YoY），預(yù)計全年出口規(guī)模將超100GW（2020年出口規(guī)模約81GW），預(yù)示海外裝機將保持加快增長。
屋頂分布式有望成為光伏增長最快的細(xì)分賽道。全球光伏裝機結(jié)構(gòu)中，戶用、中小型工商業(yè)等屋頂分布式項目占比亦迎來穩(wěn)步提升，屋頂分布式光伏增長有望持續(xù)跑贏行業(yè)，成為增長最快的細(xì)分賽道。
預(yù)計未來5年全球光伏年均新增裝機中樞將達(dá)230GW以上。全球各國在再電氣化推進和碳中和目標(biāo)驅(qū)動下，風(fēng)電、光伏發(fā)揮性價比優(yōu)勢推動清潔能源加速替代，2020年可再生能源電力在總發(fā)電量中占比已提升至11.7%，其中風(fēng)光發(fā)電占比分別達(dá)5.9%/3.2%。我們預(yù)計2025年全球可再生能源電力在總發(fā)電量中比重有望穩(wěn)步提升至18.5%左右，若按照風(fēng)電/光伏電量比重分別約8.5%/7%估算，我們預(yù)測未來5年全球光伏年均裝機需求有望超230GW。
預(yù)計2021/22/25年全球光伏新增裝機望達(dá)160/210/350GW，未來5-10年CAGR有望維持20%-25%。1）2021年光伏裝機受原材料供給緊張、成本上漲影響，部分裝機需求有所延后，但分布式市場仍保持較強增長韌性，預(yù)計全年裝機約160GW。2）2022年，預(yù)計輔材成本壓力有望逐步緩解，國內(nèi)大基地、“整縣光伏”等項目加快推進，裝機有望超預(yù)期；海外市場在后疫情時代需求強勢復(fù)蘇的預(yù)期下，預(yù)計2022年全球光伏新增裝機有望達(dá)210GW。3）遠(yuǎn)期看，未來5-10年全球光伏新增裝機CAGR有望保持在20%-25%，預(yù)計2025年全球裝機將達(dá)350GW，2030年全球裝機或接近1000GW。
2主輔材：產(chǎn)能加速擴張周期，格局景氣度或?qū)⒎只?br>
硅料：供應(yīng)緊張有望延續(xù)，價格盈利維持高位
國內(nèi)硅料龍頭廠商具備顯著成本優(yōu)勢。硅料行業(yè)產(chǎn)能成本曲線相對陡峭，國內(nèi)頭部廠商成本優(yōu)勢明顯。短期內(nèi)，在行業(yè)供需偏緊階段，優(yōu)質(zhì)企業(yè)將收獲顯著超額利潤，盈利增長具備高彈性；長期來看，龍頭持續(xù)引領(lǐng)產(chǎn)能擴張，供需格局及產(chǎn)品價格有望回歸合理區(qū)間。
預(yù)計2021/22年光伏硅料年化有效產(chǎn)能約57/78萬噸。根據(jù)有色金屬協(xié)會硅業(yè)分會統(tǒng)計，并結(jié)合主要廠商擴產(chǎn)節(jié)奏，我們測算得2021年末全球太陽能級硅料名義產(chǎn)能將達(dá)65萬噸左右（含顆粒硅），考慮產(chǎn)能爬坡進度和能耗“雙控”等措施影響，預(yù)計年化有效產(chǎn)能將達(dá)約57萬噸，其中國內(nèi)約47萬噸，海外約10萬噸。預(yù)計2022年行業(yè)產(chǎn)能釋放進度將明顯加快，年末名義產(chǎn)能或達(dá)113萬噸左右，而年化有效產(chǎn)能將達(dá)78萬噸左右，且有效產(chǎn)能增長或主要集中于2022H2。
硅料供需緊平衡格局或延續(xù)至2022年?；谖覀儗τ?021/22年全球光伏新增裝機預(yù)期160/210GW，以及1:1.2的容配比及存貨比例，預(yù)計全球新增光伏裝機對應(yīng)的組件需求為192/252GW，對應(yīng)組件生產(chǎn)對應(yīng)的硅料需求量約56/71萬噸。相較2021H2硅料供不應(yīng)求的情況，2022H1行業(yè)供需緊張情況有望逐步趨緩，但考慮到在其直接下游硅片環(huán)節(jié)集中擴產(chǎn)的情況下，新硅片產(chǎn)能采購開工的硬性需求，或放大硅料供需緊張程度，供給或仍然偏緊。
硅片新產(chǎn)能加速落地，帶動硅料供需進一步趨緊。硅料價格波動不僅受行業(yè)實際供給與終端裝機需求差額決定，還明顯受其直接下游硅片環(huán)節(jié)新增產(chǎn)能投放進度與硅料產(chǎn)能增長進度差異影響。尤其在2021Q2、Q4單晶硅片產(chǎn)能投放節(jié)奏加快、硅片擴產(chǎn)節(jié)奏較硅料擴產(chǎn)節(jié)奏差額拉大的情況下，硅料價格往往進入急漲階段。
2022年硅料供給或逐步邊際寬松，但緊平衡格局下均價或仍將維持在150元/kg以上。受硅料供不應(yīng)求影響，2021年硅料價格持續(xù)大幅上漲，單晶致密料價格由年初約86元/kg目前已攀升至268元/kg，漲幅超200%。考慮到硅料供給與終端需求預(yù)計仍將整體維持較為緊張狀態(tài)，且下游單晶硅片新產(chǎn)能大幅釋放將拉升對硅料集中采購規(guī)模，放大硅料供應(yīng)短板，對硅料價格將形成較強支撐?？傮w來看，我們預(yù)計2022年硅料價格較2021H2的高位將穩(wěn)步回落，但均價仍有望保持在150元/kg以上。
金屬硅產(chǎn)能供應(yīng)緊張，價格快速升至高位。金屬硅作為多晶硅等產(chǎn)品的主要原材料，受近期新疆、云南、四川等主產(chǎn)區(qū)能耗“雙控”措施的影響，開工率受明顯限制，供給端出現(xiàn)階段性收縮；而需求端隨著有機硅、多晶硅終端用量的持續(xù)增長，以及新擴產(chǎn)能的集中釋放，出現(xiàn)了明顯的供需缺口。2021Q3以來，金屬硅價格盈利大幅上漲，從此前不足1.5萬元/噸的均價快速攀升，9月底一度達(dá)7萬元/噸左右。盡管近期由于有機硅等下游新產(chǎn)能出現(xiàn)延后或現(xiàn)有產(chǎn)能檢修的情況，造成金屬硅短期價格回落，但長期看在能耗管控趨嚴(yán)、下游需求持續(xù)增長的情況下，預(yù)計金屬硅價格仍將保持在相對高位。
盡管金屬硅漲價將侵蝕硅料部分利潤，但硅料盈利仍將維持高位。硅料價格大漲顯著抬升了廠商盈利能力，頭部廠商毛利率一度從年初45%大幅提升至Q3高點的75%左右；但金屬硅價格高企在一定程度上侵蝕了企業(yè)利潤。我們測算目前硅料和金屬硅價格下，頭部企業(yè)毛利率或達(dá)60%左右，環(huán)比Q3高點有所下降，但仍處于高盈利水平，預(yù)計2022年硅料優(yōu)質(zhì)企業(yè)仍將保持高盈利狀態(tài)。此外，隨著部分頭部廠商新產(chǎn)能釋放，有望量價齊升延續(xù)業(yè)績高增長。
膠膜：有效產(chǎn)能受制于樹脂供應(yīng)，需求回暖有利于成本傳導(dǎo)和盈利修復(fù)
海外光伏級EVA樹脂供應(yīng)占全球約70%，基本無新增產(chǎn)能。海外光伏級EVA樹脂有效產(chǎn)能約55萬噸，主要集中于韓華、杜邦、TPC、LG化學(xué)等海外廠商。
國內(nèi)少數(shù)企業(yè)具備光伏級EVA生產(chǎn)能力，新裝置擴產(chǎn)周期長。目前實現(xiàn)光伏級EVA樹脂規(guī)?；€(wěn)定出貨的國內(nèi)企業(yè)只有斯?fàn)柊睢⒙?lián)泓新科和寧波臺塑，我們預(yù)計2021年有效產(chǎn)能約25萬噸。2021年國內(nèi)主要EVA樹脂新增產(chǎn)能來自延長中煤榆能化、揚子石化、中化泉州、中科煉化等廠商。但新裝置投產(chǎn)后切換到光伏料往往需要較長的調(diào)制周期，且不能連續(xù)生產(chǎn)高VA含量的光伏料，生產(chǎn)一段時間后往往需切換生產(chǎn)低VA含量的樹脂，因此預(yù)計新裝置光伏級EVA樹脂大規(guī)模量產(chǎn)出貨時間將整體延后，且有效產(chǎn)能將大打折扣。
2022年光伏EVA樹脂或?qū)⒀永m(xù)供需緊張格局。在新產(chǎn)能釋放有限的情況下，預(yù)計2021年全球EVA光伏料總產(chǎn)能將保持80萬噸左右，此外考慮約20萬噸POE樹脂，2021年光伏膠膜樹脂有效供應(yīng)量或在100萬噸左右；相較全年約94萬噸的膠膜樹脂需求，行業(yè)整體處于供需緊平衡狀態(tài)，且隨著光伏裝機需求旺季來臨，或出現(xiàn)階段性供給缺口，推動下半年樹脂價格攀升。我們預(yù)計2022年光伏膠膜樹脂需求量將提升至124萬噸左右，在光伏級EVA樹脂產(chǎn)能規(guī)模化釋放進度較慢，有效增量供給有限的情況下，預(yù)計膠膜樹脂供需偏格局仍可能延續(xù)。
膠膜名義產(chǎn)能加快擴張，但受制于原材料短期供應(yīng)瓶頸，實際有效生產(chǎn)能力受限。2020年起光伏膠膜企業(yè)加快擴產(chǎn)步伐，預(yù)計主要新產(chǎn)能將于2021H2起陸續(xù)建成，名義產(chǎn)能有望于2021/2022年底分別增至25/31億平米。但由于年內(nèi)產(chǎn)能投放時點普遍靠后，尤其是受制于光伏級EVA樹脂供應(yīng)限制以及成本端壓力，預(yù)計膠膜新產(chǎn)能釋放節(jié)奏將受明顯制約。
EVA樹脂供不應(yīng)求或致膠膜廠商開工率和盈利分化，龍頭企業(yè)優(yōu)勢鞏固。EVA膠膜成本結(jié)構(gòu)中，EVA樹脂占比一般近9成。以福斯特為代表的膠膜頭部企業(yè)在供應(yīng)鏈端采取戰(zhàn)略合作+市場化采購的方式，與國內(nèi)外大型石化企業(yè)建立長期穩(wěn)定的合作關(guān)系，具備更強的供應(yīng)鏈安全保障能力，保障1-2個月安全庫存；且憑借龍頭地位和商務(wù)談判優(yōu)勢，在原輔材料采購上往往能享有一定折扣，獲得成本端相對優(yōu)勢。我們研判憑借供應(yīng)鏈管控和采購成本優(yōu)勢，龍頭廠商與二三線企業(yè)實際開工率或?qū)⒊掷m(xù)分化，份額和盈利優(yōu)勢進一步鞏固。
膠膜企業(yè)實現(xiàn)具備一定的價格傳導(dǎo)能力，但短期需求承壓下，盈利水平階段性探底。膠膜行業(yè)格局持續(xù)優(yōu)化，且在組件環(huán)節(jié)成本占比相對較低，下游客戶對產(chǎn)品價格敏感度低于硅料和光伏玻璃等主輔材，但膠膜質(zhì)量與組件性能表現(xiàn)關(guān)系緊密，因此膠膜龍頭企業(yè)往往具備一定價格傳導(dǎo)能力。受光伏級EVA樹脂供給緊張影響，2021Q3以來EVA樹脂價格再次大幅上漲近50%?；诔杀緣毫?，膠膜價格亦迎來明顯調(diào)漲，漲幅達(dá)35%左右。但在短期終端需求承壓的情況下，預(yù)計仍難以對成本實現(xiàn)全部有效傳導(dǎo)，膠膜企業(yè)盈利能力處在階段性底部。
膠膜實際供需相對平衡，受益需求回暖，成本傳導(dǎo)能力和盈利能力有望回升。近年來，多數(shù)情況下龍頭廠商通過膠膜提價，可對樹脂成本實現(xiàn)向下有效甚至超額傳導(dǎo)（結(jié)合原材料庫存周期）。但2021年以來，EVA樹脂價格持續(xù)處于快漲期，且終端需求受光伏產(chǎn)業(yè)鏈成本持續(xù)攀升而有所抑制，下游接受度減弱，成本傳導(dǎo)通道受阻。我們研判，2022年EVA樹脂價格總體將保持高位震蕩或有所回落，上漲壓力相對減小，且在下游需求持續(xù)復(fù)蘇推動下，膠膜龍頭企業(yè)價格傳導(dǎo)能力和盈利能力有望回升。
光伏玻璃：名義產(chǎn)能面臨過剩風(fēng)險，頭部企業(yè)長期優(yōu)勢穩(wěn)固
光伏玻璃產(chǎn)能迎來加速投放。由于光伏玻璃產(chǎn)能置換政策限制放寬，以及“雙碳”目標(biāo)下光伏行業(yè)長期增長潛力進一步增強，2021年以來光伏玻璃行業(yè)進入產(chǎn)能加速投放階段。截至2021年10月，國內(nèi)光伏玻璃日熔化量約4.31萬噸/天（+53.5%YoY）。
2021/2022年光伏玻璃開啟集中擴產(chǎn)潮，行業(yè)產(chǎn)能增量明顯。根據(jù)主要光伏玻璃廠商建設(shè)規(guī)劃，我們測算2021/2022年光伏玻璃行業(yè)新增日熔量或分別達(dá)1.9和2.5萬噸/天，產(chǎn)能進入集中投放期。其中，2022年除了信義光能和福萊特兩家頭部廠商有近1.5萬噸/天新產(chǎn)能陸續(xù)投放外，還包括南玻、彩虹、淇濱等二線企業(yè)和新進入者大舉擴產(chǎn)。考慮到新產(chǎn)線從點火到穩(wěn)定出貨一般需經(jīng)歷3-4個月爬坡期，尤其是新進入者爬坡期可能更長，實際產(chǎn)出增量將打折扣，預(yù)計2021/22年行業(yè)有效日熔量增量約為1.4/2萬噸，整體增幅仍然較大。
光伏玻璃供需格局趨于寬松，2022年名義產(chǎn)能或面臨過剩壓力。在經(jīng)歷2020Q4光伏玻璃“一平難求”的火爆行情后，由于產(chǎn)能加快擴張及下游需求增速放緩，2021年光伏玻璃供需格局出現(xiàn)明顯倒轉(zhuǎn)，供給整體相對充裕，預(yù)計年底產(chǎn)能將增至4.35萬噸/天（+52%YoY），但Q4受需求旺季拉動供給或出現(xiàn)階段性趨緊。而預(yù)計2022年行業(yè)產(chǎn)能仍持續(xù)較快擴張，至年底產(chǎn)能將達(dá)6.9萬噸/天（+59%YoY）。在2022年全球裝機210GW左右的預(yù)期下，考慮雙玻滲透率穩(wěn)步提升，預(yù)計光伏玻璃熔化量需求約1313萬噸，而行業(yè)有效產(chǎn)能或超2000萬噸，光伏玻璃或?qū)⒚媾R名義產(chǎn)能過剩壓力。
2021年光伏玻璃價格大幅回落，2022年價格或?qū)⒕S持中低位波動。光伏玻璃供需格局的變化也反應(yīng)在企業(yè)庫存。據(jù)卓創(chuàng)資訊統(tǒng)計，2021H1，隨著行業(yè)產(chǎn)能擴張以及需求延后，光伏玻璃行業(yè)主流廠商庫存天數(shù)由年初10天以內(nèi)快速增至40天左右；受此影響，光伏玻璃價格也于4月從高點出現(xiàn)“腰斬式”下跌。隨著Q3后庫存逐步消化回落，以及受純堿價格大幅上漲推動，光伏玻璃價格從底部開始有所回升，目前3.2mm產(chǎn)品價格約30元/平米，2.0mm產(chǎn)品價格約23元/平米。展望2022年，我們認(rèn)為在原材料成本有望逐步回落，且行業(yè)供需格局總體保持寬松的情況下，光伏玻璃價格有望在中低水平整體保持穩(wěn)定，預(yù)計3.2mm和2.0mm玻璃價格或?qū)⒃?5元/平米和20元/平米的中樞附件波動。
行業(yè)高超額收益或?qū)⒈恢鸩侥ǔ^部廠商以量補價，長期龍頭地位有望鞏固。我們認(rèn)為未來一兩年由于競爭趨于激烈，光伏玻璃行業(yè)高超額利潤或?qū)⒈恢鸩侥ǔ^部廠商毛利率中樞或維持在30%左右的合理水平。光伏玻璃雙寡頭信義光能、福萊特持續(xù)引領(lǐng)行業(yè)產(chǎn)能擴張，具備較高產(chǎn)銷規(guī)模增長彈性，預(yù)計市場份額有望分別保持在40%和30%左右，并憑借成本、資金、品質(zhì)、產(chǎn)能和產(chǎn)品結(jié)構(gòu)等多重優(yōu)勢，在市場化競爭中鞏固長期龍頭地位。
3光伏中游：硅片或?qū)⒏鎰e超額利潤，關(guān)注電池技術(shù)升級和組件盈利修復(fù)
受硅料及銀漿、背板等輔耗材成本大幅上漲影響，硅片/電池片/組件等光伏中游制造環(huán)節(jié)盈利能力承壓。我們根據(jù)產(chǎn)業(yè)鏈即時價格測算，理論上，若不考慮庫存及交付周期影響，則2021年以來，硅片、電池片環(huán)節(jié)盈利明顯回落，組件持續(xù)處于盈利低位，且Q3以來盈利壓力或進一步增大。我們研判，在2022年終端需求有望回暖的背景下，隨著主輔材價格或?qū)⒄鹗幓芈湟约肮夥杏胃偁幐窬肿兓?，硅片、組件等環(huán)節(jié)實際盈利能力將分化。
硅片：產(chǎn)能加速擴產(chǎn)，競爭趨于激烈，超額利潤逐步消除
單晶硅片行業(yè)產(chǎn)能進入快速擴張階段。我們統(tǒng)計單晶硅片行業(yè)Top15企業(yè)2021年底總產(chǎn)能或?qū)⒃鲋良s390GW，預(yù)計2022年底產(chǎn)能將進一步突破600GW（+54%YoY），相較2022年全球約210GW裝機（約260GW硅片）需求而言，名義產(chǎn)能將顯著過剩。在新產(chǎn)能增量中，預(yù)計隆基、中環(huán)、晶科等傳統(tǒng)龍頭新擴產(chǎn)規(guī)模占比約2/3，上機、高景、京運通等新興硅片廠占比約1/3，行業(yè)競爭將趨于激烈。
硅片龍頭紛紛簽訂硅料長單，以盡可能保障供應(yīng)鏈安全和新產(chǎn)能開工率。在硅料供給緊張、硅片持續(xù)擴產(chǎn)的情況下，硅片頭部企業(yè)基于供應(yīng)鏈安全和保障開工率，紛紛與硅料企業(yè)積極簽訂長單，目前硅料廠年產(chǎn)能已有近6成被硅片企業(yè)通過長單優(yōu)先鎖定。尤其是頭部硅片（或一體化）企業(yè)在采購談判上具備一定優(yōu)勢，采購比例相對較高。
單晶硅片實際產(chǎn)能短期受硅料供應(yīng)瓶頸抑制，硅片價格跟隨硅料上漲。盡管2021年來單晶硅片名義產(chǎn)能持續(xù)快速提升，但由于硅料供給瓶頸限制，預(yù)計行業(yè)平均產(chǎn)能利用率僅6成左右，具備供應(yīng)鏈管控優(yōu)勢的頭部企業(yè)開工率相對較高，行業(yè)實際有效單晶硅片產(chǎn)能相對有限，供需格局處于平衡甚至略顯緊張狀態(tài)。因此，隨著硅料價格大幅攀升，單晶硅片價格亦持續(xù)上漲，目前G1/M6/M10/G12硅片價格較年初漲幅已分別達(dá)76%/78%/76%/66%。
硅料供應(yīng)能力提升或?qū)⑨尫殴杵行Мa(chǎn)能，硅片或面臨競爭加劇和盈利回落壓力。硅料價格上漲前期，單晶硅片企業(yè)得益于價格跟漲，以及低價庫存紅利，仍維持在相對豐厚毛利率。然而，隨著低價庫存逐步消耗，以及2021Q3中后期硅料價格進入急漲期，但硅片價格受下游需求萎靡影響成本傳導(dǎo)通道逐步受阻，廠商毛利率迎來普遍回落。我們預(yù)計，2022H1在硅料新增有效產(chǎn)能不多的情況下，硅片環(huán)節(jié)仍將面臨實際產(chǎn)能受限的情況，硅片價格戰(zhàn)短期內(nèi)仍將受到抑制；但隨著2022H2硅料供給壓力穩(wěn)步緩解，硅片產(chǎn)能加速放量的情況下，行業(yè)或?qū)⒚媾R更加激烈的價格競爭，同時在硅料價格下行階段疊加庫存減值壓力，硅片企業(yè)超額利潤或?qū)⑾?，盈利能力逐步觸底，行業(yè)毛利率有可能落至20%以下。
M10/G12大硅片滲透率持續(xù)提升，預(yù)計2021/22/25年大尺寸滲透率將達(dá)50%/70%/90%左右。大硅片有助于提升硅片產(chǎn)能、降低單位投資和能耗，攤薄非硅成本且提升組件功率，根據(jù)中環(huán)股份的測算，210比166在電站建設(shè)環(huán)節(jié)節(jié)約12%的BOS成本。據(jù)PVinfoLink統(tǒng)計，2021H1大尺寸的M10、G12產(chǎn)品提升至30%左右，預(yù)計全年有望進一步提升至約50%；其中，M10產(chǎn)品由于技術(shù)成熟度和良率控制等優(yōu)勢，成為多數(shù)組件企業(yè)起步導(dǎo)入大尺寸產(chǎn)品的優(yōu)先選擇，因此短期內(nèi)M10滲透率提升快于G12。我們預(yù)計2022年M10/G12大尺寸硅片滲透率有望進一步提升至70%左右。短期內(nèi)大尺寸滲透率提升仍由M10尺寸主導(dǎo)，但中長期G12或?qū)⒊蔀榻^對主流。盡管目前已有設(shè)備廠商在準(zhǔn)備220-230mm向下兼容的設(shè)備方案，已應(yīng)對未來尺寸進一步大型化，但考慮到近兩年M10、G12硅片產(chǎn)能集中擴張，且良率、輔材、電站相關(guān)配套等多方面限制，預(yù)計短期內(nèi)難以出現(xiàn)182、210mm以外更大尺寸硅片的推廣應(yīng)用。
薄片化降本優(yōu)勢明顯，發(fā)展有望提速。根據(jù)中環(huán)股份測算，硅片每減薄10um，成本原材料對應(yīng)下降2.5%，薄片化對于降本意義重要。目前P/N型單晶硅片主流厚度分別為170μm和160μm，CPIA預(yù)計到2025年將分別減薄至140μm和130μm。
電池片：降本增效路徑明確，N型技術(shù)產(chǎn)業(yè)化提速
N型電池具備高轉(zhuǎn)換效率優(yōu)勢，滲透率有望持續(xù)提升。從目前技術(shù)發(fā)展來看，P型PERC電池已經(jīng)迫近效率天花板，降本速度也有所放緩。而N型電池效率天花板較高，電池工藝和效率提升明顯加快，未來效率提升空間大，隨著國產(chǎn)化設(shè)備成本不斷降低，預(yù)計將成為未來主流的電池技術(shù)路線。目前實現(xiàn)小規(guī)模量產(chǎn)（≥1GW）的新型電池主要包括TOPCon、HJT和IBC三種，HBC、疊層電池暫時處于實驗室研發(fā)階段。
針對PERC、TOPCon和HJT這幾種主流的技術(shù)路線，我們從效率、成本及工藝等多個角度對比：
1）從效率角度看：TOPCon電池的極限理論效率達(dá)到28.7%，高于HJT的27.5%和PERC的24.5%。而從目前量產(chǎn)效率看，PERC已經(jīng)達(dá)到23%附近，TOPCon和HJT已經(jīng)超過24%，但距極限效率仍有一定差距，效率提升的空間更大；
2）從工藝角度看：PERC目前最成熟，TOPCon需要在PERC產(chǎn)線上增加擴散、刻蝕及沉積設(shè)備改造，成本增加幅度小；而HJT電池工藝最簡單、步驟最少（核心工藝僅4步），但基本全部替換掉PERC產(chǎn)線，IBC電池工藝最難最復(fù)雜，需要是用離子注入工藝提供生產(chǎn)技術(shù)門檻；
3）從成本角度看：PERC產(chǎn)業(yè)化最快成本低，TOPCon電池兼容性最高，可從PERC/PERT產(chǎn)線升級，IBC次之，HJT電池完全不兼容現(xiàn)有設(shè)備，需要新建產(chǎn)線，HJT單GW投資較PERC高2.5億元，較TOPCon高近2億元，仍有下降空間。
TOPCon：延長PERC產(chǎn)線生命周期，未來2-3年性價比首選。國內(nèi)近兩年來PERC新建產(chǎn)線預(yù)留TOPCon改造空間，目前擴產(chǎn)計劃也紛紛轉(zhuǎn)向N型技術(shù)產(chǎn)線建設(shè)。面對目前巨大的PERC電池產(chǎn)能，TOPCon和PERC電池技術(shù)和產(chǎn)線設(shè)備兼容性較強，以PERC產(chǎn)線現(xiàn)有設(shè)備改造為主，主要新增設(shè)備在非晶硅沉積的LPCVD/PECVD設(shè)備以及鍍膜設(shè)備環(huán)節(jié)。目前PERC電池產(chǎn)線單GW投資在1.5-2.0億元，而僅需6000-8000萬元即可改造升級為TOPCon產(chǎn)線。在面臨大規(guī)模PERC產(chǎn)線設(shè)備資產(chǎn)折舊計提壓力下，改造為TOPCon拉長設(shè)備使用周期，降低沉沒風(fēng)險，是未來2-3年極具性價比的路線。
量產(chǎn)效率提升明顯，產(chǎn)業(yè)化發(fā)展提速。TOPCon作為高效晶硅電池發(fā)展方向之一，實驗室屢次創(chuàng)下新高，產(chǎn)業(yè)化最高效率也突破25%。從目前TOPCon量產(chǎn)情況看，平均量產(chǎn)效率主要在24%左右，最高效率達(dá)到24.5%-25%，包括隆基股份、通威股份中來股份等電池廠商，最新量產(chǎn)及規(guī)劃產(chǎn)能超15GW。我們預(yù)計到2025年TOPCon產(chǎn)能占比進一步提升至20%。2019年開始新擴建的PERC產(chǎn)線都有兼容TOPCon升級空間，隨著TOPCon產(chǎn)業(yè)化加速，新增產(chǎn)能和存量設(shè)備更新打開市場空間，龍頭設(shè)備廠商將明顯受益。
HJT：國產(chǎn)化降本空間大，有望成下一代主流技術(shù)。1）雙面發(fā)電提升效率。HJT雙面對稱結(jié)構(gòu)，發(fā)電量要超出單面電池10%+，目前雙面率已經(jīng)達(dá)到95%，相比其他工藝路線有明顯的發(fā)電增益優(yōu)勢；2）光衰減低+溫度系數(shù)低，穩(wěn)定性強。HJT電池通過良好的鍍膜工藝來降低界面復(fù)合改善TCO層及Ag接觸性能。HJT電池10年衰減小于3%，25年僅下降8%。且電池溫度系數(shù)小，能減少太陽光帶來的熱損失；3）工藝流程更加簡化，提效降本空間更大。相比PERC的8道和TOPCon的10道工藝，HJT僅需4道工序即可完成，在＜250℃低溫環(huán)境下制備，相比于傳統(tǒng)P-N結(jié)在900℃高溫下制備，有利于薄片化和降低熱損傷來降低硅片成本，從生產(chǎn)效率和產(chǎn)品良率上更有優(yōu)勢和提升空間。
據(jù)Solarzoom數(shù)據(jù)，目前HJT電池生產(chǎn)成本0.9元/W以下，高于PERC的成本0.7元/W；預(yù)計2022年HJT電池的硅片成本和非硅成本較目前降低40%+，相較于單晶PERC電池的性價比優(yōu)勢有望逐步顯現(xiàn)。目前產(chǎn)業(yè)界主要從銀漿、硅片及設(shè)備三方面著手：
1）銀漿成本：低溫銀漿國產(chǎn)化+銀包銅技術(shù)+SMBB技術(shù)，判斷共同推動降本60%以上。①國內(nèi)低溫銀漿實現(xiàn)國產(chǎn)化突破，且銀包銅技術(shù)已經(jīng)從實驗室開始向量產(chǎn)線轉(zhuǎn)換，銀漿耗量和價格將明顯下降；②低溫工藝能降低柵線寬度至15μm以內(nèi)，多主柵技術(shù)導(dǎo)致銀漿用量下降35%；③通過高精度無接觸新型印刷技術(shù)降低銀漿耗量，帝爾激光、邁為股份等均在研發(fā)。我們判斷，通過“銀漿國產(chǎn)化+銀包銅技術(shù)+SMBB”組合，銀漿耗量可降至10mg/W，降本幅度超60%；
2）硅片成本：HJT硅片減薄降本提效，預(yù)計成本下降幅度超40%。薄片化有利于降低硅片成本，HJT電池是對稱結(jié)構(gòu)，易于薄片化且不影響效率，目前PERC厚度為170μm，我們預(yù)計到2022年可降至130μm以下，使得Voc上升，進一步提效降本。我們預(yù)計硅片成本將從2020年0.48元/W下降至2022年0.27元/W，降本超40%；
3）設(shè)備方面降本：目前單GW成本低于4億元，未來仍有40%降本空間。HJT制作工藝流程大幅簡化，制絨清洗、非晶硅薄膜沉積、TCO薄膜沉積、電極金屬化四個步驟，分別對應(yīng)制絨清洗、PECVD、PVD/RPD、絲印/電鍍四道工藝設(shè)備。隨著邁為、捷佳及鈞石等國內(nèi)設(shè)備廠商積極推進HJT整線設(shè)備產(chǎn)業(yè)化，帶動核心設(shè)備價格持續(xù)下降，Solarzoom預(yù)計2022年設(shè)備成本有望降至3億元/GW以內(nèi)，折舊成本下降至0.03元/W，降本空間高達(dá)40%。
新老玩家紛紛入局，HJT擴產(chǎn)節(jié)奏加快。鈞石、通威等廠商早在2019年之前就已開始規(guī)劃HJT產(chǎn)能。隨著HJT產(chǎn)線成本不斷下降，越來越多的新玩家入局，安徽華晟一期項目進展順利，Q3進行二期2GW項目招標(biāo)。2021年5月，明陽智能發(fā)布公告稱將投資建設(shè)年產(chǎn)5GW光伏高效電池和5GW光伏高效組件項目。2021年5月開始，愛康集團相關(guān)的HJT產(chǎn)線陸續(xù)進入建設(shè)期，預(yù)計下半年設(shè)備將逐步入場并投產(chǎn)出片。2021年6月金剛玻璃發(fā)布公告，決定投資建設(shè)1.2GW大尺寸半片超高效異質(zhì)結(jié)太陽能電池及組件項目，目前相關(guān)設(shè)備已經(jīng)進場。截止目前，已經(jīng)有超10GW在建或招標(biāo)，我們預(yù)計到明年上半年，異質(zhì)結(jié)量產(chǎn)線投產(chǎn)進度將加速。
效率提升+設(shè)備降本空間大，HJT電池產(chǎn)能規(guī)劃超120GW。隨著設(shè)備加速國產(chǎn)化和工藝逐步提升，國內(nèi)華晟、金剛玻璃及明陽智能等新進入廠商紛紛入局異質(zhì)結(jié)GW級別量產(chǎn)線。對PERC龍頭電池廠商而言，通威股份、隆基股份等開始GW級別異質(zhì)結(jié)電池產(chǎn)線。海外方面，梅耶博格、REC等海外電池廠商也加速布局HJT電池量產(chǎn)線，僅2021H1就宣布了超8GW的新建項目計劃。截至目前，全球HJT規(guī)劃產(chǎn)能已經(jīng)超過120GW，隨著設(shè)備、關(guān)鍵材料的進一步降本和工藝提升，預(yù)計HJT量產(chǎn)節(jié)奏將進一步加快。我們預(yù)計，2025年HJT電池新增/合計產(chǎn)能分別為106/306GW，新增產(chǎn)能五年CAGR為123.5%。
組件：競爭格局及銷售結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化，盈利有望隨成本回落而顯著修復(fù)
全球競爭壁壘提升，組件廠商份額加速集中。近年來全球光伏市場日趨多元化，對組件廠商銷售網(wǎng)絡(luò)搭建和全球營運能力提出更高要求。國內(nèi)龍頭組件廠憑借銷售渠道和客戶資源積累，以及產(chǎn)品優(yōu)勢和品牌影響力提升，競爭力進一步增強。同時，頭部企業(yè)通過一體化（或準(zhǔn)一體化）產(chǎn)能擴張，進一步提升盈利能力和抗風(fēng)險能力，推動組件環(huán)節(jié)競爭格局加速優(yōu)化。2020年，全球組件CR5和CR10分別達(dá)55%和74%左右，我們預(yù)計2021年有望進一步提升至70%和90%以上。
組件分銷占比有望提升，龍頭廠商或享產(chǎn)品溢價。光伏終端市場中屋頂分布式比例逐步提升，組件廠商針對其所對應(yīng)的小B和C端客戶擁有相對較強的議價能力。以龍頭組件廠商天合光能等為例，憑借更強的專業(yè)性和品牌影響力，其在面向小B和C端客戶的分銷市場相較集中式直銷市場，往往享有近0.1元/W的產(chǎn)品溢價。因此，順應(yīng)市場結(jié)構(gòu)趨勢，龍頭組件企業(yè)紛紛加大分銷市場投入，整體議價能力有所提升。
組件價格傳導(dǎo)能力相對較弱，成本上漲壓縮廠商盈利。由于1）光伏主輔材成本上漲推動，2）組件環(huán)節(jié)格局和客戶結(jié)構(gòu)改善，3）終端開發(fā)商逐步被動降低投資收益率預(yù)期，2021年以來組件價格呈現(xiàn)罕見的持續(xù)上漲，成為產(chǎn)業(yè)鏈成本壓力傳導(dǎo)和終端需求博弈的核心環(huán)節(jié)。目前組件現(xiàn)貨價格基本達(dá)到2元/W以上，較年初水平漲幅超20%，但仍難以抵消成本上漲壓力。
大尺寸、雙面組件產(chǎn)品享受3-5分/W小幅溢價。組件產(chǎn)品亦延續(xù)差異化定價，其中大尺寸的M10/G12組件相較于M6組件享有3-5分/W的產(chǎn)品溢價，雙面較單面組件亦基本維持3-5分/W的價差，本質(zhì)上反映了更具降本增效能力的產(chǎn)品在終端獲得更高的接受度。
面對供應(yīng)鏈成本上漲壓力，央企電站投資商被動降低項目收益率預(yù)期。2021年平價上網(wǎng)以來，受制于組件等供應(yīng)鏈成本上漲和完成既定投資計劃的雙重壓力，主流的央企電站投資商下調(diào)了光伏項目投資回報率門檻，項目IRR要求從此前約8%調(diào)整到了約6.5%甚至是6%。我們預(yù)計中短期內(nèi)主要投資商的項目IRR預(yù)期仍將維持在此區(qū)間，大幅提升收益率預(yù)期的訴求和可行性相對較弱。參考不同省份光伏項目IRR曲線與組件價格變動關(guān)系，在目前市場價格情況下，廣東等具備電價優(yōu)勢或內(nèi)蒙古等具備資源條件優(yōu)勢省份，仍具備滿足投資收益率基準(zhǔn)的項目建設(shè)可行性。
隨著主輔材成本有望逐步下降，組件企業(yè)具備高盈利修復(fù)彈性。在目前硅料價格已達(dá)260元/kg，組件價格約2元/W的情況下，光伏組件企業(yè)盈利壓力較大，硅片-電池-組件一體化廠商尚且處于盈虧線附近，而非一體化廠商或基本面臨持續(xù)虧損。但隨著硅料等主輔材環(huán)節(jié)價格有望企穩(wěn)且逐步回落，且組件環(huán)節(jié)格局持續(xù)優(yōu)化，預(yù)計廠商具備較大盈利修復(fù)彈性。若僅主要考慮硅料成本這一波動因素，假設(shè)硅料價格區(qū)間有望回落至150-200元/kg，且組件價格得以保持在1.85元/W左右的中樞水平（預(yù)計對應(yīng)大部分平價項目IRR可達(dá)6.5%），則一體化組件企業(yè)單位盈利有望回升至0.1元/W左右；同時，隨著其他輔耗材環(huán)節(jié)成本有望整體回落，預(yù)計頭部廠商盈利能力有望進一步回升至0.1元/W以上。
4逆變器：持續(xù)全球替代，關(guān)注微逆增長及供應(yīng)鏈改善
中國廠商競爭優(yōu)勢顯著，持續(xù)推進全球替代
逆變器：發(fā)電系統(tǒng)核心交互節(jié)點，不止于逆變，功能拓展支持電力系統(tǒng)高質(zhì)量運行。逆變器的基礎(chǔ)功能是將光伏組件所產(chǎn)生的直流電轉(zhuǎn)變?yōu)榻涣麟娪糜诩矣秒娖骰虿⒕W(wǎng)發(fā)電，保證發(fā)電系統(tǒng)獲得最大輸出功率；未來亦有望作為電網(wǎng)交互節(jié)點對電力系統(tǒng)和數(shù)據(jù)進行監(jiān)測調(diào)控，提高電能質(zhì)量，并提供電池儲能、能源管理等擴展接口，滿足終端用戶對數(shù)據(jù)采集、信息傳遞及人工交互等智能化應(yīng)用需求，是發(fā)電系統(tǒng)中的核心智能設(shè)備。
逆變器市場持續(xù)高速增長，2025年市場規(guī)?；蜻_(dá)400GW。據(jù)Wood Mackenzie統(tǒng)計，2020年全球逆變器出貨規(guī)模保持高增長趨勢，合計出貨量超180GW，同比增長超40%；據(jù)IHS Markit預(yù)測，未來全球逆變器市場將保持20%以上的年增長速度，考慮“新增+替代”需求，至2025年市場規(guī)模將達(dá)400GW左右。
中國廠商優(yōu)勢明顯，全球替代加速。中國逆變器龍頭廠商持續(xù)降本增效，產(chǎn)品性價比優(yōu)勢凸顯并趕超海外企業(yè)，而海外Schneider、ABB等廠商則逐步退出市場，市場競爭格局改善。據(jù)海關(guān)總署統(tǒng)計，2021Q1-3中國逆變器出口金額達(dá)34.6億美元（+53%YoY），明顯高于海外光伏裝機增速，中國廠商持續(xù)推進逆變器全球替代。隨著國內(nèi)企業(yè)加快海外客戶拓展與渠道布局，憑借更快的研發(fā)迭代和技術(shù)升級優(yōu)勢，預(yù)計國產(chǎn)逆變器全球份額有望加速向光伏中游環(huán)節(jié)80%+的市占率看齊，優(yōu)質(zhì)企業(yè)仍具備較大提升空間。（報告來源：未來智庫）
微型逆變器契合屋頂分布式需求方向，長期推廣空間巨大
高效率+高安全性+高可靠性，奠定微型逆變器差異化競爭優(yōu)勢。光伏逆變器一般可分為集中式逆變器、組串式逆變器、模塊化逆變器和微型逆變器四種。其中，微型逆變器一般每個只對應(yīng)少數(shù)光伏組件，單體容量一般在5kW以下，可對每塊光伏組件的輸出功率進行精細(xì)化調(diào)節(jié)及監(jiān)控，并能實現(xiàn)每塊光伏組件單獨的最大功率點跟蹤，再經(jīng)過逆變轉(zhuǎn)換以后并入交流電網(wǎng)。微型逆變器可以對每塊組件進行獨立的最大功率跟蹤控制，無木桶短板效應(yīng)，系統(tǒng)發(fā)電效率總體高于集中式、組串式逆變器平均效率；且直流側(cè)電壓僅40V左右，內(nèi)部有隔離變壓器，最大程度降低安全隱患；同時，每個微型逆變器獨立運行，不形成系統(tǒng)的單點故障，設(shè)計壽命20-30年，具備高可靠性。但較集中式和組串式逆變器，微型逆變器成本相對較高。
受益于光伏建筑市場擴大+安全高效要求提升，組件級控制有望成為下一代逆變器主流方向。受戶用等屋頂分布式裝機占比提升驅(qū)動，以微型逆變器為代表的組件級電力電子變換產(chǎn)品接受度不斷提高，且相關(guān)強制措施有望進一步推進微型逆變器市場增長。美國國家防火協(xié)會2017年在NEC規(guī)范中強制性要求光伏建筑發(fā)電系統(tǒng)達(dá)到組件級關(guān)斷的要求，推動美國分布式市場MLPE產(chǎn)品滲透率達(dá)70%以上，另有德國、澳大利亞等多個國家逐步立法推進光伏建筑的組件級關(guān)斷要求，而國內(nèi)“整縣推進”、BIPV等光伏項目快速落地也提高了光伏系統(tǒng)的安全要求的必要性，相關(guān)安全標(biāo)準(zhǔn)呼之欲出。隨著政府、行業(yè)組織及戶主對安全性重視程度加深，行業(yè)正在由組串式逆變器向組件級別控制的逆變器轉(zhuǎn)變，組件級控制有望成為下一代逆變器的主流方向之一。
微型逆變器是小型、組件級分布式發(fā)電系統(tǒng)電能轉(zhuǎn)換的最佳方案。“組件級電力電子”解決方案除了包括微型逆變器，還有“組串式逆變器+優(yōu)化器/關(guān)斷器”的方案。優(yōu)化器或關(guān)斷器可為光伏系統(tǒng)提供組件級的關(guān)斷能力，在特定場景下保證光伏系統(tǒng)直流電壓不超過80V，且優(yōu)化器亦可實現(xiàn)組件級的最大功率點跟蹤控制；但在運行過程中系統(tǒng)仍存在直流高壓，有一定的安全隱患。組串式逆變器+優(yōu)化器/關(guān)斷器在較大功率的應(yīng)用場景中有一定的成本優(yōu)勢，但微型逆變器在中小功率等級的應(yīng)用場景中更優(yōu)。
目前微逆市場以歐美戶用領(lǐng)域為主，市場有望加速推廣。應(yīng)用場景方面，微型逆變器既可以應(yīng)用于住宅用戶場景，亦可應(yīng)用于小型工商業(yè)場景，但由于微型逆變器成本偏高而在用戶體驗上面具有優(yōu)勢，因而在住宅用戶市場中更具優(yōu)勢。銷售區(qū)域方面，北美、歐洲是當(dāng)前微型逆變器的前兩大市場，該兩大市場政策成熟、用戶付費能力強，當(dāng)前已經(jīng)形成了具有梯隊的競爭格局，微型逆變器領(lǐng)域的主要廠商Enphase等公司在市場中占有較大市場份額，而亞洲、中東、拉丁美洲作為微型逆變器市場中的重要增長力量，由于政策成熟度相對較低，用戶付費能力較弱，因而成本上具有較明顯優(yōu)勢的國內(nèi)廠商在該等市場中占有一定優(yōu)勢。
微逆市場有望迎來高增長，未來5年市場空間CAGR或超25%，優(yōu)質(zhì)廠商有望持續(xù)高成長。在全球屋頂分布式光伏市場裝機占比提升，以及安全性要求持續(xù)提升的推動下，隨著微型逆變器產(chǎn)品性價比持續(xù)優(yōu)化，滲透率有望迎來快速提升?？紤]到微逆價格和成本有望持續(xù)下降，我們預(yù)計2025年微型逆變器市場空間或達(dá)290億元，對應(yīng)CAGR超25%，具備產(chǎn)品性能和成本優(yōu)勢的國內(nèi)逆變器龍頭企業(yè)具備強勁的市場競爭能力和巨大的全球替代空間。
半導(dǎo)體元器件供應(yīng)有望于2022H2改善，逆變器盈利及增長潛能有望釋放
IGBT、IC等半導(dǎo)體器件是光伏逆變器的重要零部件，目前仍主要依賴進口。IGBT元器件主要供應(yīng)商包括安森半導(dǎo)體、英飛凌、美高森美等，IC半導(dǎo)體主要供應(yīng)商包括恩智浦、意法半導(dǎo)體、德州儀器等。目前國內(nèi)生產(chǎn)商較少，且與進口部件相比，國產(chǎn)IGBT元器件、IC半導(dǎo)體的性能穩(wěn)定性及相關(guān)技術(shù)指標(biāo)未能完全滿足逆變器廠商技術(shù)要求，因此逆變器廠商IGBT元器件、IC半導(dǎo)體采購一定程度上依賴進口。
疫情等多重因素疊加致半導(dǎo)體元器件供應(yīng)緊張，供應(yīng)鏈交期大幅延長。2020年來，半導(dǎo)體元器件供需格局持續(xù)趨緊，目前IGBT交期由正常的20周左右延長至40-50周，而MCU產(chǎn)品交期也由正常的8-10周大幅延至40周以上，且伴隨著價格大幅上漲，造成新能源汽車、逆變器等成長性下游元器件供應(yīng)短缺情況。半導(dǎo)體元器件緊張的主要原因包括：1）疫情后全球光伏裝機和汽車效率增長超預(yù)期，企業(yè)加單滯后造成供應(yīng)商訂單積壓；2）同期消費電子需求旺盛，相關(guān)廠商亦大幅囤貨，搶占部分晶圓及代工產(chǎn)能；3）在疫情打亂半導(dǎo)體廠商供應(yīng)節(jié)奏的情況下，短期意外事件也頻發(fā)，包括日本AKM晶圓廠失火，瑞薩受地震影響短暫停工，意法半導(dǎo)體短暫罷工，美國德州暴風(fēng)雪影響NXP、英飛凌、三星短暫停產(chǎn)等。
半導(dǎo)體元器件供應(yīng)緊張對逆變器企業(yè)盈利及規(guī)模擴張造成影響。逆變器廠商受半導(dǎo)體元器件供應(yīng)鏈緊張的影響主要體現(xiàn)在兩方面：一是隨著供應(yīng)鏈價格明顯上漲，造成短期毛利率壓力，盡管部分企業(yè)通過調(diào)價和降本進行對沖，但由于價格傳導(dǎo)周期和對不同下游客戶議價能力差異原因，仍難以實現(xiàn)完全轉(zhuǎn)嫁；二是在屋頂分布式光伏和儲能需求快速放量的情況下，與之配套的中小功率逆變器產(chǎn)品對半導(dǎo)體元器件需求強度較大，受供給鏈制約更明顯，部分逆變器廠商在分布式領(lǐng)域擴張節(jié)奏階段性受限。
半導(dǎo)體元器件供應(yīng)壓力有望逐步緩解，或于2022H2迎來明顯改善。從供給端看，隨著全球疫情逐步改善，海外半導(dǎo)體芯片廠商供貨能力有望進一步企穩(wěn)。同時，博世在德國Dresden兩座新建12英寸晶圓廠將于2021年底前投產(chǎn)爬坡，其主要產(chǎn)品包括ASIC、功率半導(dǎo)體和MEMS等；英飛凌澳大利亞一座12英寸功率半導(dǎo)體工廠于2021Q3投產(chǎn)，主要用以生產(chǎn)IGBT和MOSFET，產(chǎn)能持續(xù)爬升。此外，在海外產(chǎn)能供應(yīng)緊張的情況下，國內(nèi)逆變器企業(yè)也在加快對于國產(chǎn)化半導(dǎo)體元器件的認(rèn)證進度和采購意愿，進口替代加速，有助于緩解元器件供應(yīng)鏈壓力。綜合來看，隨著供給商交貨能力提升，新產(chǎn)能和國產(chǎn)化替代逐步放量，預(yù)計逆變器半導(dǎo)體元器件供應(yīng)壓力有望逐步緩解，或于2022H2明顯改善。
看好供應(yīng)鏈改善后逆變器廠商盈利修復(fù)及產(chǎn)品結(jié)構(gòu)升級能力。逆變器半導(dǎo)體元器件供應(yīng)短板的逐步補足，有望減輕逆變器企業(yè)成本壓力，并釋放戶用等分布式市場組串式及微型逆變器增長潛力，看好逆變器企業(yè)盈利修復(fù)和產(chǎn)品結(jié)構(gòu)改善能力。
5光伏設(shè)備：技術(shù)與擴產(chǎn)雙驅(qū)動，設(shè)備端最為受益
光伏技術(shù)迭代和產(chǎn)能擴張，拉動設(shè)備需求持續(xù)放量。光伏產(chǎn)業(yè)鏈分為上中下游，從硅料-硅片-電池-組件-電站等環(huán)節(jié)，而光伏設(shè)備主要集中在硅片、電池及組件生產(chǎn)環(huán)節(jié)。硅片生產(chǎn)主要包括生產(chǎn)、鑄錠、開方、切割、清洗及檢測等環(huán)節(jié)，電池片生產(chǎn)分為清洗制絨、擴散、刻蝕、覆膜及檢測等環(huán)節(jié)，而到了組件環(huán)節(jié)包括串焊、層壓機檢測等工藝流程。較長的產(chǎn)業(yè)鏈涉及技術(shù)路線與工藝流程多，行業(yè)降本提效訴求下的技術(shù)迭代和擴產(chǎn)節(jié)奏加速，設(shè)備端最為受益。
硅片設(shè)備：大尺寸+薄片化降本，擴產(chǎn)利好設(shè)備投資
單晶硅片迎來擴產(chǎn)高峰，預(yù)計2022年對應(yīng)設(shè)備市場空間超400億元。綜合行業(yè)整體情況看，預(yù)計單GW設(shè)備投資額達(dá)2億元左右；其中，長晶設(shè)備投資約1.2億元，切片加工設(shè)備投資額約0.5億元，自動化及檢測等設(shè)備投資額約0.3億元左右。根據(jù)我們跟蹤的未來兩年單晶硅片行業(yè)擴產(chǎn)規(guī)劃測算，預(yù)計2022年單晶硅片設(shè)備市場空間超400億元，其中長晶設(shè)備/切片加工設(shè)備/自動化等設(shè)備對應(yīng)市場空間超250/100/60億元，迎來需求高峰。
電池片設(shè)備：N型產(chǎn)業(yè)化提速，需求迎來放量
TOPCon兼容PERC產(chǎn)線設(shè)備，是未來2-3年最具性價比的技術(shù)路線。TOPCon和PERC電池技術(shù)和產(chǎn)線設(shè)備兼容性較強，以PERC產(chǎn)線現(xiàn)有設(shè)備改造為主，主要新增設(shè)備在非晶硅沉積的LPCVD/PECVD設(shè)備以及鍍膜設(shè)備環(huán)節(jié)，PERC產(chǎn)線需要6000-8000萬元/GW改造升級為TOPCon產(chǎn)線。改造方式以多技術(shù)路線并進，包括LPCVD和PECVD兩條路，分為三種工業(yè)化流程：
1）方法一：本征+擴磷。LPCVD制備多晶硅膜結(jié)合傳統(tǒng)的全擴散工藝。此工藝成熟且耗時短，生產(chǎn)效率高，已實現(xiàn)規(guī)?；慨a(chǎn)，但繞鍍和成膜速度慢是目前最大的問題。該技術(shù)為目前TOPCon廠商布局的主流路線，主要是晶科能源和天合光能；
2）方法二：直接摻雜。LPCVD制備多晶硅膜結(jié)合擴硼及離子注入磷工藝。離子注入技術(shù)是單面工藝，摻雜離子無需繞度，但擴硼工藝要比擴磷工藝難度大，需要更多的擴散爐和兩倍的LPCVD，投資成本高、良率更高，主要是隆基股份布局；
3）方法三：原位摻雜。PECVD制備多晶硅膜并原位摻雜工藝。該方法沉積速度快，沉積溫度低，還可以用PECVD制備多晶硅層，簡化很多流程，實現(xiàn)大幅降本。氣體爆膜現(xiàn)象已經(jīng)得到解決，穩(wěn)定性有待產(chǎn)業(yè)化驗證。根據(jù)Solarzoom，目前拉普拉斯、捷佳偉創(chuàng)、金辰股份等國內(nèi)廠商已經(jīng)布局，后續(xù)有望受益于技術(shù)迭代。
HJT設(shè)備國產(chǎn)替代加速，國內(nèi)龍頭廠商明顯受益。HJT制作工藝流程大幅簡化，制絨清洗、非晶硅薄膜沉積、TCO薄膜沉積、電極金屬化四個步驟，分別對應(yīng)制絨清洗、PECVD、PVD/RPD、絲印/電鍍四道設(shè)備。目前國內(nèi)試產(chǎn)及量產(chǎn)線基本實現(xiàn)了HJT設(shè)備的國產(chǎn)化替代，尤其通威股份1GW異質(zhì)結(jié)中試線的4條生產(chǎn)線是國產(chǎn)化設(shè)備的“試金石”。從目前量產(chǎn)線的招標(biāo)設(shè)備情況看，國內(nèi)的捷佳偉創(chuàng)、邁為股份、鈞石能源及理想萬里暉等廠商的關(guān)鍵設(shè)備布局基本完善，成為入局的核心設(shè)備供應(yīng)商。
預(yù)計2025年電池片設(shè)備市場空間約450億元，HJT和TOPCon設(shè)備增量顯著。按照目前電池片技術(shù)設(shè)備工藝成熟和降本趨勢，2021年P(guān)ERC電池設(shè)備單位投資額1.5億元，TOPCon改造單位投資額約增加0.7億元，未來幾年下降空間相對較少；目前HJT設(shè)備均實現(xiàn)國產(chǎn)化，預(yù)計未來幾年將實現(xiàn)持續(xù)降本提效。預(yù)計2021-2025年HJT核心設(shè)備單GW成本分別為4.0/3.5/3.0/2.8/2.8億元。據(jù)我們對2021-2025年全球光伏裝機量分別為160/210/250/295/350GW預(yù)測數(shù)據(jù)，預(yù)計2021-2025年全球電池片設(shè)備市場空間分別為181/258/267/351/456億元，未來5年CAGR近20%。其中，預(yù)計2021-2025年HJT設(shè)備市場空間分別為48/140/180/248/336億元，TOPCon設(shè)備市場空間分別為13/66/87/103/120億元，未來5年CAGR或分別接近90%。
組件設(shè)備：多技術(shù)驅(qū)動擴產(chǎn)升級，設(shè)備更新需求空間巨大
組件設(shè)備工藝流程較長，串焊和層壓設(shè)備價值量最高。組件的工藝流程鏈條較長，主要分為電池分選、激光劃片進行電池選擇和分割，然后再經(jīng)過單焊、串焊環(huán)節(jié)連接匯流條并形成電池串組件，并進一步將將背板、玻璃、EVA、電池片等擺放敷設(shè)，并進行層壓固定，最后再進行削邊、測試、裝框、接線盒及清洗檢測等步驟。每一個環(huán)節(jié)都需要用到相應(yīng)的組件設(shè)備，而其中的串焊和層壓技術(shù)含量相對最高，設(shè)備成本占比也相對較高，分別占組件環(huán)節(jié)設(shè)備成本的33%/13%。
MBB技術(shù)增效降本，拉動多主柵串焊機需求釋放。MBB技術(shù)，即多主柵串焊技術(shù)，主要具有三大優(yōu)勢：功率提升、成本降低和可靠性提升。1）多主柵技術(shù)通過增加主柵數(shù)量，提高電池的受光量，多主柵縮短細(xì)柵線電流傳輸距離，降低串聯(lián)電阻損耗可使晶硅組件功率相對5主柵提升約5W；2）可抵消焊帶和EVA成本的增加，從5BB到12BB的銀漿耗量降低30%以上，從而降低電池成本；3）可靠性提升方面，多主柵由于提升了主柵數(shù)量，因此抗隱裂能力更強，由此導(dǎo)致的效率下降遠(yuǎn)低于5BB及以下的組件。2020年多主柵組件市占率為66%，CPIA預(yù)計2021-2023年多主柵組件將提升至75%/85%/95%。隨著多主柵技術(shù)發(fā)展，對于串焊機要求具備較強的兼容性，驅(qū)動多主柵串焊機設(shè)備的高速增長。
半片/多片電池將成為主流產(chǎn)品，對串焊機需求翻倍增長。由于半片電池采用“串聯(lián)+并聯(lián)”的模式，因此電壓不變，但是電阻只有原先的四分之一。半片組件主要有以下三大優(yōu)勢：1）減少封裝功率損失。半片電池片封裝損失僅有0.2%，而整片電池片封裝損失約1%；2）減小陰影遮擋損失。半片電池串?dāng)?shù)量翻了一倍，更多的電池串提供了更好的電池耐受性；3）半片電池內(nèi)部電流和內(nèi)損耗減少。半片電池降低了內(nèi)部的功率損耗，半片整體的工作溫度低提高了組件的光電轉(zhuǎn)化率。因加工動作翻倍，半片電池對串焊產(chǎn)能需求為原來的兩倍，三分片對串焊機需求為原來的三倍，因此未來受半片（或若干分之一片）驅(qū)動的串焊機以及劃片機需求將會翻倍增長。
預(yù)計到2025年組件設(shè)備市場空間257億元，未來5年CAGR約43%。在光伏行業(yè)長期處于技術(shù)驅(qū)動降本的前提下，大硅片、薄片化、電池半片及多主柵等工藝發(fā)展，將帶來組件設(shè)備快速技術(shù)迭代與更新，組件設(shè)備迎來持續(xù)放量。組件環(huán)節(jié)，單GW設(shè)備投資6000萬元，其中，各環(huán)節(jié)設(shè)備價值量，劃片機300萬/GW，串焊機2100萬/GW，層壓機800萬/GW。據(jù)我們對2021-2025年全球光伏裝機量分別為160/210/250/295/350GW預(yù)測數(shù)據(jù)，預(yù)計2021-2025年全球組件設(shè)備市場空間分別為94/128/163/208/258億元，其中核心設(shè)備串焊機2021-2025年市場空間分別為35/47/60/77/96億元，未來5年CAGR約43%。
組件設(shè)備市場格局持續(xù)優(yōu)化，龍頭企業(yè)份額進一步擴大。光伏組件主要設(shè)備包括激光劃片機、串焊機、匯流帶焊接機、層壓機及自動化生產(chǎn)線等環(huán)節(jié)。從目前的市場競爭格局來看，頭部的組件設(shè)備生產(chǎn)企業(yè)有四家，市場集中度在持續(xù)提升。其中，奧特維能夠提供以串焊機、激光劃片機為主的組件生產(chǎn)設(shè)備，先導(dǎo)智能致力于提供串焊機、疊瓦焊接設(shè)備以及自動化生產(chǎn)線，寧夏小牛以串焊機生產(chǎn)為主。
