1.時代主題：全球進入低碳發展模式，風電光伏將為低碳發展主要發展方向

1.1 政策驅動

 

中、美、印等主要能源消費國紛紛對碳中和提出了不同層次的遠景目標。目前已有超過140個國家和地區提出或討論碳達峰、碳中和目標，其中碳中和目標實現時間普遍為2050年前后，中國將力爭于2030年前達到峰值， 努力爭取2060年前實現碳中和，部分國家采取貿易制裁措施以促使其它國家削減溫室氣體排放。

 

2015年《巴黎協定》明確了全球共同追求的“硬指標”，加強對氣候變化威脅的全球應對，盡快實現溫室氣體排放達到峰值。聯合國氣候變化框架公約COP26確立了到本世紀中葉實現全球凈零排放，把全球平均氣溫較工業化前水平升高控制在1.5℃之內的目標。

 

1.2 發展趨勢

 

電力部門是碳排放的主要來源，電力占據我國碳排放總量的30%以上；同時我國全社會用電量需求持續增長，人均用電量增長潛力巨大。改善電力能源結構，提高非化石能源在電源結構中的比重，逐漸替代火電等高碳電源，是實現碳達峰的重要措施。

 

終端電氣化水平持續提升，深度減排情境下2035年、2060年分別有望達到45%和70%，電能將逐步占據終端用能核心地位。我國各年用電量增速顯著高于能源消費總量增速，終端能源消費結構中清潔電力的比重大幅度提高。

 

1.3 成本競爭力

 

過去十年，光伏LCOE快速降低，競爭力逐漸凸顯。過去十年，光伏由多晶路線轉向單晶路線，度電成本下降85%，已降至0.057美元/kWh，折合人民幣約0.37元/kWh，相較地熱能、生物質能、海上風電等發電方式具備顯著競爭優勢。

 

全球電價補貼逐步下降，價格趨于市場化主導。部分國家開始減少或取消光伏電價補貼政策，日本計劃實行考慮市場因素的溢價補貼政策(FIP)代替原有的上網電價政策(FIT)，越南決定取消并決定取消上網電價(FIT)機制， 價格趨于市場化主導。

 

1.4 較低滲透率

 

2012年以來，清潔能源逐漸在電源側重要性逐漸提高。清潔能源包括風、光、水、核以及地熱、生物質能等。2012年后清潔能源發電占比由31.5%升至2020年的37.8%，主要原因系風光等新能源增量在總發電量增量中占比顯著提高。

 

全球光伏發電滲透率仍有較大空間。近十年間，全球風光滲透率由1.8%上升至9.1%，中國風光滲透率由1.2%上升到9.3%，均有較大增長，然而在總發電結構中仍然處于較低比例，滲透率仍有大幅提升的空間。

 

2.空間測算：光伏風電全球增速在20%以上，主要經濟體與新興市場均高速增長

2.1 全球高增長

 

保守估計光伏5年復合增速20%，2022年為光伏增長大年，新技術發展將進一步打開空間。2015年以來，全球光伏新增裝機快速增長，2020年新增直流側裝機133GW，5年復合增速達到22%，預計未來新增裝機量持續提高，2025年可達到320GW，5年復合增速約20%。

 

全球光伏需求擴張仍然依賴中國、印度、美國、歐洲等重要市場。2020年四大經濟體的碳排放量占全球的63%左右，因此對于光伏支持力度較強，全球光伏新增裝機中四大市場占比約70%，預計未來隨著各國繼續加碼光伏，重要市場仍然是光伏需求擴張的主要力量。

 

2.2 中國

 

考慮水電、核電的資源儲備、建設周期及地理限制條件后，我們認為2030年的光伏、風電累計裝機合理區間應該在1800-2000GW左右，即未來十年年化風電+光伏年均裝機規模達到130GW-150GW區間，十四五期間年均裝機110GW以上，十三五期間為55GW左右。

 

2.3 美國

 

美國裝機目標逐漸明確，光伏重要性大超預期。美國在中美格拉斯哥聯合宣言明確在2035年實現100%實現零碳污染電力。美國能源部已于2021.9.8披露路線圖，預計太陽能到2035、2050年占發電量的40%、45%，為達目標，太陽能裝機重要節點設為225GW（2025）、550GW（2030）、1000GW（2035）、1600GW（2050）。截止2020年末，美國太陽能累計裝機量為76GW（EIA，交流端）。

 

19年起美國裝機量不斷上漲，預計未來在政策刺激下裝機中樞逐漸上移。2016-2020年美國太陽能新增裝機量分別為11.3、8.4、8.3、9.3、15GW，裝機中樞已開始逐漸上移。根據路線圖，預計美國2021-2025年均新增裝機量為29.8GW，2026-2030為65GW。

 

美國民用電電價顯著高于工商業用電，且處于長期上行通道，分布式光伏競爭力強。由于分布式多具備“自發自用”的特點，在居民電價較高的情況下，發展分布式有助于降低居民生活成本。DOE于10月8日宣布新的NCSP目標，預計2025年底社區太陽能裝機量在2020年底3.25GW基礎上新增700%，若全部新增裝機在2022-2025年進行建設，則社區太陽能新增裝機速度約合5.7GW/年。

 

美國PPA電價近年易升難降，預計電站項目對于組件價格有較強的接受度。2021Q3，美國光伏PPA電價相較2018Q4提高約14%，而當前組件價格水平與2019年初較為接近，因此我們判斷美國光伏裝機對組件價格接受度較高。

 

3.后市展望：終端需求錨定項目IRR，價格回落將刺激下游需求啟動

上游硅料漲價勢態自去年下半年延續至今，雖然硅料廠商擴產計劃飽滿，但在2022年投產前硅料緊張格局難以緩解，硅料價格持續上漲，產業鏈成本壓力持續向下轉移，近期硅料價格上漲至27萬元/噸，組件價格上漲至2.1元/W以上。 產業鏈價格漲幅與下游的接受程度超預期，海外市場和國內分布式市場對高價組件的接受度高，下游需求多樣化，高端市場對組件價格的容忍度高，組件出貨量仍同比高增長。（報告來源：未來智庫）

 

前三季度全球出貨量持續增長。1-9月我國光伏組件累計出口規模71.02GW，同比+21.1%；我國光伏累計裝機25.6GW，同比+36.8%。 Q4國內央企項目啟動，單季度裝機量將達到全年高峰。2021年下半年裝機量將主要由戶用和平價項目構成，Q3集中式新增裝機量3.96GW/分布式新增裝機量7.68GW。Q4央企項目已經啟動，預計Q4將成為全年裝機量高峰。 海外PPA價格提升，光伏需求將持續增長。2021年以來，美國光伏PPA價格提升7%，歐洲PPA價格增長高達35%。在PPA價格持續上漲的背景下，海外項目對于組件價格接受提高，跌價歐美能源供給緊張，光伏需求預計將持續增長。 平價時代光伏競爭力超預期，下游需求剛性超預期。預計全年國內新增裝機50GW，海外110GW，全球維持160GW裝機預期。

 

基于當前需求判斷，2022年硅料新增實際產出尚未大幅寬松。我們根據通威、大全、新特、亞硅、協鑫等頭部硅料企業的投產計劃測算，到2022年底硅料名義產能在100萬噸以上，但全年實際新增產量有限，預計2022年全年硅料實際產量可滿足230-250GW左右的組件生產需求。因此基于當前對明年光伏需求的預測，我們判斷明年硅料供給仍然不那么寬松。

 

預計2022年硅料價格將有所回落，但仍有較強支撐。2022年硅料新產能將主要在一二季度達產，我們預計屆時硅料價格將回落以激發更多需求，但一年維度內的供需格局決定了硅料價格仍將有較強的支撐，我們判斷明年硅料均價在15-20萬元/噸。

 

顆粒硅和能耗管控對產業鏈的影響仍需重點關注。2021年11月協鑫2萬噸顆粒硅投產，另外當年國內能耗指標管控嚴格，仍需重點關注顆粒硅和能耗指標管控對產業鏈的影響。

 

下游需求多樣化，各項目IRR要求不一。終端需求錨定項目IRR，IRR是判斷項目是否具備可行性的核心因素，下游需求多樣化致使IRR下限要求不一致。當前為推動項目實施，新項目對IRR要求已經下修，多數項目的IRR要求下限位于5-8%。

 

預計明年下游需求將在組件價格1.8元/W左右大規模啟動。我們判斷，明年硅料供給仍處于偏緊狀態，但硅料新產能釋放后，為激發更多的下游需求，預計硅料與組件價格會回落。由于終端需求錨定IRR，因此即使組件價格無法降低至1.6元/W，預計明年需求也將在1.8元/W大規模啟動。我們測算，組件由2元/W回落至1.8元/W時，全國平均IRR提高1pct，近半數省級行政區地面電站IRR已超過5%。

 

 

金融政策支持，綠色貸款降低項目融資成本，光伏成長性增強。11月8日，人民銀行推出碳減排支持工具這一結構性貨幣政策工具，通過“先貸后借”的直達機制，按照1.75%的利率提供貸款本金的60%資金支持，引導金融機構向碳減排重點領域內的各類企業一視同仁提供碳減排貸款，貸款利率與同期LPR大致持平（當前一年期LPR為3.85%，5年期LPR為4.65%）。而此前民營運營商貸款利率在5%左右，央企貸款利率在3.9%左右，預計該政策可顯著提高民營項目IRR，激發民營企業活力，光伏成長性增強。

 

海外利率水平低位，融資成本較低。2021年10月底美國十年期國債到期收益率為1.55%，處于較低水平，因此項目融資成本也較低。從資金成本對比來看，光伏具備顯著比較優勢，預計海外光伏高景氣狀態仍將持續。根據NREL測算，地面電站與分布式光伏加權平均資本成本顯著低于其他發電方式，主要原因系光伏建設風險與運行風險較低。

 

4.需求啟動后行業β上行，重點看好組件、分布式的α行情

4.1 組件：CR5出貨量提升，2022年頭部企業有望量利雙升

 

經歷2021年產業鏈考驗，CR5集中度提升。由于組件環節比拼的是綜合競爭力，頭部組件企業在供應鏈管理、成本管控、現金流等方面具備優勢，從今年的排產情況來看，頭部企業抵御行業風險能力較強，CR5逐步提升。

 

預計未來一體化組件企業盈利整體上行，有望迎來量利雙升。我們測算一體化組件企業合理盈利預期為0.1元/W，今年企業盈利由于產業鏈價格波動，盈利性低于該水平。隨著未來硅料價格調整，產業鏈利潤開啟新一輪分配，預計一體化組件企業盈利整體上行，有望迎來量利雙增，而企業間盈利差距來自于成本管控，我們判斷，頭部一體化組件企業成本管控較好，仍將保持較強的相對優勢。

 

4.2 分布式：“整縣推進”將快速推進，分布式光伏項目加速發展

 

6月20日，國家能源局正式下發《關于報送整縣（市、區）屋頂分布式光伏開始試點方案的通知》，要求各省能源主管部門匯總編制本省試點方案并上報。文件中提出三條保障措施，要求當地政府、電網企業做到分布式光伏“宜建盡建”與“應接盡接”。

 

“整縣推進”提升了未來幾年光伏裝機需求。2016-2020年我國分布式光伏累計裝機72.4GW，2021年整縣推進政策開啟，全年分布式裝機規模預計15-20GW，2022-2025年預計至少新增160GW，平均每年新增40GW 。

 

分布式未來市場極其廣闊。整縣推進政策并不妨礙未申報區域自行開展分布式光伏建設。我們預計全國戶用農戶5000萬個，按照20KW一個計算，僅戶用總量達到1000GW，包括工商業在內的全國屋頂資源總體量為2000GW以上。

 

4.3 玻璃：雙寡頭市占率仍有提升可能，白砂礦稀缺資源有望拉長企業差距

 

格局：光伏玻璃新進入者擴產進度仍有一定的不確定性，中期來看不確定性中醞釀機遇。

 

CR2成本優勢：以目前光伏玻璃的毛利率來看，頭部企業的毛利率具有較強的優勢。

 

供應鏈壁壘：白砂礦具有稀缺性，未來可能是成為拉開光伏玻璃企業差距的重要因素。石英砂是生產光伏玻璃的重要原材料，占生產成本在10%以上。白砂礦在國內分布較少，具備稀缺性。國內品質好、規模大的礦主要集中在安徽鳳陽、北海，海外優質礦主要分布在澳洲、越南。

 

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