光伏行业深度研究：碳中和目标与技术降本驱动长期长大

（报告出品方/作者：上海证券/开文明，丁亚）
一、需求：碳中和目标与技术降本驱动长期长大，行业高景气

1.1 碳中和目标与技术降本驱动光伏长期长大
碳中和成为全球共识。全人类共同应对气候变化，共同推动碳中和成为全球范围内的共识。主流国家大部分都已公布碳中和目标。

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光伏度电成本持续下降，经济性驱动内生增长。过去 10 年内，光伏是度电成本（LCOE）下降最快的能源品种。在全球范围内看，光伏相比其他主流能源已经具备了足够竞争力，经济性未来继续驱动光伏内生性快速增长。
光伏降本能力核心在于持续技术进步。光伏产业链相对较长且具备一定半导体属性，主产业链包括硅料-硅片-电池片-组件四大环节，各环节持续技术迭代，包括核心的电池转换效率不断提升。带来光伏成本不断降低。

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未来光伏或成必选项。随着全球碳中和进程的推进，以及光伏技术进步和成本下降，未来光伏与人类社会生活的联系也将越来越紧密，光伏可能从可选投资品变为必选项。
美国：加州 2020 年起新建住宅强制安装光伏
根据美国加利福尼亚州《2019 建筑能效标准》的要求，从 2020 年 1 月 1 日开始，所有在加利福尼亚州建造的新建住宅包括三层楼以下独栋或公寓都将被要求安装住宅光伏系统。
国内：新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率目标 25%。
《2030 年前碳达峰行动方案》明确提到，到 2025 年，城镇建筑可再生能源替代率达到 8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到 50%。北京城市副中心新建大型公共建筑将安装光伏设施作为强制性要求。11 月 26 日，国务院印发《关于支持北京城市副中心高质量发展的意见》，提出大力推广绿色建筑，新建大型公共建筑执行三星级绿色建筑标准、将安装光伏设施作为强制性要求。
1.2 国内：碳中和“1+N”政策体系，大基地整县推进并举
围绕碳达峰、碳中和顶层设计，构建“1+N”政策体系。自 2020 年 9 月国家领导人首次对外宣布 2030 碳达峰、2060 碳中和目标以来，政策步伐加快，2021 年 5 月中央层面成立了碳达峰碳中和工作领导小组。加快成立“1+N”政策体系。

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“1”是指《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，在碳达峰碳中和“1＋N”政策体系中发挥统领作用，与 2030 年前碳达峰行动方案共同构成贯穿碳达峰、碳中和两个阶段的顶层设计。
“N”则包括能源、工业、交通运输、城乡建设等分领域分行业碳达峰实施方案，以及科技支撑、能源保障、碳汇能力、财政金融价格政策、标准计量体系、督察考核等保障方案。一系列文件将构建起目标明确、分工合理、措施有力、衔接有序的碳达峰碳中和政策体系。
提升非化石能源消费占比是实现碳中和的重要手段，这一比例将加速提升。2021-2020 年，非化石能源占一次能源消费比例由 13.3% 提升至 15.9%，4 年提升 2.6pct，2025、2025 年非化石能源消费占比目标分别为 20%、25%，每 5 年分别提升 4.1、5pct，到 2060 年非化石能源占比将进一步提升至 80%。

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构建以新能源为主体的新型电力系统。非化石能源包括水、风、光、核、生物质等，其中较为成熟、可以大规模应用的主要是光伏和风电。中央提出要“构建以新能源为主体的新型电力系统”，奠定以光伏风电为核心的新能源的主体地位。
未来几年装机主力将是大基地（集中式）与整县推进（分布式）。
大基地将成为未来国内光伏装机重要力量。 10 月 8 日的国务院常务会议和 10 月 12 日的《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会均提到：中国将在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电、光伏基地项目。其中，第一期装机容量约 1 亿千瓦（100GW）的大型风电、光伏基地项目已于近期有序开工。
第一批大基地出炉，以新增项目为主。目前已招标的基地大多要求 2021 年内甚至更早开工、2023 年年底前并网。据国网能源研究院预计，第一期重大基地的一个亿千瓦的规模中存量项目很少，“十四五”规划里项目大约 80%都不在已有规划盘子里，都是新增项目。光伏大基地项目将成为未来国内光伏装机重要力量。
第二批大基地启动申报。 12 月 4 日，国家能源局发布《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠，戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》，要求 12 月 15 日前以省为主体完成项目申报。
整县推进将驱动国内分布式光伏快速发展
分布式：潜力大，发展弱。分布式靠近用电侧，是光伏的重要组成，也是主管部门历来的关注重点。但从我国目前装机结构来看，仍以集中式光伏为主，2020 年光伏新增装机 48.2GW，其中分布式光伏 15.52GW，占比 27.2%，分布式光伏占比较低，如果剔除地面分布式，则屋顶分布式光伏占比更低。
分布式规模分散与民营企业资金实力弱是主因。从分布式光伏装装机增速来看，分布式光伏在 2016、2017 年取得了较快发展，同比增速分别+204.3%、+359.6%，随后装机增速便大幅回落，主要为大型央企和地方国企加大了光伏领域的布局，而央国企的资金量大、人员少的特性决定了其优先发展集中式光伏，分布式光伏领域以民营资本参与为主。限于企业规模和资金实力，民营企业在分布式光伏领域推进较慢。（报告来源：未来智库）

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整县推进模式解决弊端，有利于央国企发挥资金和规模优势。而政策也着重强调从落实屋顶资源、保障消纳、资金支持、市场化交易等方面充分保障分布式光伏整县推进模式的实施。随着央国企入场，将加速分布式光伏发展，分布式光伏市场有望迎来高增长。
整县推进模式下分布式光伏市场空间 670GW 以上，首批 676 个县对应规模约 160GW。

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1.3 海外：碳中和+能源转型背景下，光伏经济性凸显
PPA 价格上涨，进一步提升光伏经济性。美国、欧洲市场的光伏风电 PPA 价格持续走高。2021Q3，美国市场 PPA 加权平均价格为 33.25 美元/MWh，同比+14.7%，环比+4.1%，欧洲市场 PPA 加权平均价格为 44.73 欧元/MWh，同比 +5.9%，环比+5.5%。
1.4 聚焦 2022，光伏景气持续提升
递延与新增叠加，2022 年有望成为光伏装机大年。
递延项目：2021 年组件价格快速上涨，大量地面电站项目装机延后。从装机结构中便可以看出，新增装机以分布式为主。递延项目前期准备工作完成度较高，等待合适价格的组件便可以实现装机。
新增项目：预计 2022 年行业供需恢复正常，带动新增装机需求高增。两方面因素：
（1）合理价格下的组件供应：预计 2022 年组件价格回到 1.8 元/w 以下，阶段性供过于求时价格可能更低，刺激终端需求起量。
（2）行业要求 IRR 水平下行：2021 年产业链全面涨价背景下，部分企业放低了收益率要求，全行业要求 IRR 水平下行，叠加组件降价，将进一步促进需求增长。
预计 2022 年全球新增光伏装机 230GW，同比增长 40%以上。其中，国内、海外装机分别为 84、145GW。装机节奏上，预计季度装机上整体呈现前低后高状态，海外需求的季度分布较为平稳，国内由于大项目较多，四季度增长会较明显。

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二、新一轮技术周期酝酿，全面拥抱技术红利

光伏下游属于投资品，成本下降有利于刺激终端需求，从而进一步规模化降本形成良性循环。历史上光伏投资最大的收益来自于投资技术红利，如保利协鑫历史最大涨幅来自于 2009-2011 冷氢化的突破，区间股价最大涨幅 10 倍以上，隆基股份开启单晶替代多晶的历史进程，上市以来股价持续上涨，区间最大涨幅 100 倍以上。我们认为，当前光伏行业正在酝酿新一轮技术周期，有望使得光伏降本进一个台阶，而全面拥抱技术红利，也将是下一阶段光伏投资的风向标。
2.1 硅料：改良西门子法持续进步，颗粒硅曙光初现
西门子法仍具备持续降本空间。尽管生产工艺已经较为成熟，西门子法依旧具备降本空间，西门子法主要通过提升单炉棒数实现。单炉棒数的提升增加，可以提升单炉产量，进而降低电耗和成本。目前主流棒数已经从 36 对棒变为 40 对棒，未来继续向 48/72 对棒迈进。
颗粒硅：新一代技术，有望大幅降低成本。颗粒硅生产工艺为硅烷流化床法，将硅烷和氢气注入流化床反应器，加热后硅沉积在硅微粉上形成颗粒硅。相比改良西门子法，颗粒硅在投资额、电耗等方面有着较大的降幅，综合成本更有优势，同时天然为颗粒状，省去了破碎成本，在未来连续直拉单晶等场景具备更好的适用性。

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初步看到商业化应用曙光。应用比例上，受制于于供给有限，目前下游拉晶中颗粒硅占比可以做到 15%-30%。商业化量产上，保利协鑫新增产能全部为颗粒硅，且未来徐州基地全部产能转为颗粒硅。2021 年 11 月保利协鑫 2 万吨产能投产，颗粒硅产能达 3 万吨，预计 2022、2023 年底颗粒硅产能分别达到 22、26GW。
2.2 拉晶：CCZ 是降本新方向
RCZ 技术较为成熟，CCZ 接过降本增效接力棒。RCZ 多次直拉单晶从传统单锅单棒变为单锅多棒，经过多年发展，各方面技术优化基本到位，单次拉晶根数从早期 2-3 根发展到 7-8 根，其他热场、坩埚等方面成本也降至极限，未来继续降本空间较小。
从成本看，CCZ 连续直拉单晶，相比 RCZ 多次直拉单晶可以节省熔料时间（RCZ 单根拉棒前需要 8 小时化料时间），从而大幅提高生产效率、降低成本。
从品质看，CCZ 电阻率更均匀，适应 N 型电池需求。除成本更低外，CCZ 拉制的硅棒电阻率更加均匀、分布更窄，更加适用于 N 型电池。
细粒径硅料曾是 CCZ 瓶颈，已被颗粒硅解决。对于 CCZ 连续拉晶工艺，细粒径硅料曾是瓶颈。CCZ 连续加料一般要求硅料最大直径小于 30mm（太大容易卡料），传统改良西门子法成品为棒状硅，需破碎至较小粒径使用（如瓦克瓜子料），破碎难度较高，且带来额外成本及引入杂质。（报告来源：未来智库）

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2.3 切片：持续的技术进步，造就龙头壁垒
切片环节渐进式技术进步：大尺寸、薄片化、细线化。相比其他环节的变革式技术，硅片技术变化更细微，更不易感知。大尺寸、薄片化、细线化共同降低硅片成本，但同时对良率产生影响，使得切片领域壁垒逐渐简历。领先龙头通过持续的技术进步，开始积累出巨大优势。
大尺寸：2021 开始 182/210 开始占据主流，166 加速淘汰。
薄片化：目前主流厚度 165/170μm，2022 年已有 150μm 批量订单出现。
细线化：主流线径从 40μm 向 38μmm 切换，龙头已在储备 30/32μm 细线，同时钨丝母线的应用，进一步突破细线化瓶颈。
锯缝损失和成品率（切片良率）会导致较大的出片数差异，从而带来较大成本差异。锯缝损失的差异核心来自金刚线母线线径，少部分来自金刚石微粉粒径及线摆宽度控制。假设情形 A 较假设情形 B 出片数多 7.7%，不考虑增值税影响，按 0.9 元/W 硅片价格对应 0.07 元/W 成本差异，按 0.5 元/W 硅片价格对应约 0.04 元/W 成本差异。

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2.4 电池片：N 型时代到来，技术革命重头戏
PERC 转换效率瓶颈到来，N 型电池崛起。目前 P 型 PERC 技术转换效率已经基本接近 23.5%的瓶颈，未来继续提升的空间较小，同时 PERC 经过 6 年多的发展，产业链配套非常成熟，非硅成本降至 0.18 元/W，产业化降本也基本走到尽头。属于 N 型电池的时代来临：
（1）转换效率起点高、空间大。当前 TOPCon、HJT 起步效率在 24%-24.5%，HJT 叠加微晶化可以做到 25%，同时理论潜在效率 27%-29%，基本接近晶硅电池理论效率极限。另外，N 型电池在薄片化降本方面空间很大。
（2）产业化降本空间广阔。异质结设备国产化较为成功，单 GW 投资从 8 亿元降至 4 亿元，预计 2022 年降至 3 亿元。银浆、靶材等辅材的国产化配套也正在逐渐成熟。
（3）大量新进入者，带来鲶鱼效应。以 HJT 为代表的 N 型电池具备弯道超车机会，吸引了大量新进入者，包括安徽华晟、金刚玻璃、明阳智能等，为行业带来鲶鱼效应，进一步加快 N 型电池商业化和降本的步伐。
技术路线选择有所不同，中短期或齐头并进。N 型电池技术路线主要包括 TOPCon、HJT 和 IBC（包括叠加的 HBC、TBC）三类。不同企业在技术路线上的选择略有不同。
TOPCon 投资成本较低，同时可以现有 PERC 产线基础上升级改造，可以最大化利用现有产能，因此成为目前主流电池厂的首选。
HJT 异质结是全新生产工艺，理论上具备弯道超车机会，同时设备商逐渐发展成熟，可以提供整线解决方案，一定程度上降低了电池片环节的进入门槛，因此吸引了大量新进入者。同时现有电池厂也在积极布局。

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2.5 逆变器：政策或继续推动 MLPE 兴起
美国 NEC 安全规范推动 SolarEdge 和 Enphase 崛起。分布式光伏靠近用户侧，在实际运行中有直流高压电弧引发火灾的风险，且着火后由于高电压使得消防工作无法顺利开展。美国 NEC（国家电气规范）2014、2017 两版规定先后对分布式光伏作出严格要求， NEC 2017 提出“组件级快速关断”，以距离到光伏矩阵 305mm 为界限，在快速关断装置启动后 30S 内，界限范围外电压降低到 30V 以下，界线范围内电压降低到 80V 以下。造就了具备组件级关断技术的 SolarEdge 和 Enphase 的快速崛起。
组件级控制（MLPE，组件级电力电子设备）有 3 种解决方案：（1）逆变器+关断器。每块组件上安装关断器，成本最低的组件级关断解决方案，用于使得普通逆变器具备美国市场要求，但无法实现光伏系统组件级别 MPPT（最大功率点跟踪）从而提示系统发电效果。传统逆变器企业采用此类方案较多，一般外购第三方关断器，典型供应商包括 Tigo、昱能。
（2）逆变器+优化器。每块组件上安装优化器，成本和发电增益介于关断器和微逆之间的方案，与微逆一样可以实现组件级别 MPPT（最大功率点跟踪），系统直流电汇流后集中 DC-AC 逆变以节约成本。优化器一般为逆变器企业作为整体方案推出，典型企业包括 SolarEdge、华为。

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（3）微逆。微型逆变器的简称，每个微逆对应单块或数块组件，可以对每一块光伏组件进行单独的最大功率点跟踪，再经过逆变以后并入交流电网。微逆从根本上解决了光伏直流高压电弧火灾风险，但成本相对较高。典型企业包括 Enphase、昱能。
国内分布式新规推动 MLPE 加速发展。2021 年 11 月，国家能源局综合司发布《关于加强分布式光伏发电安全工作的通知（征求意见稿）》，其中提到：光伏组件应具有安全关断保护功能，保证逆变器关机，交流断电后，系统子阵外直流电压低于安全电压。随着分布式的发展，安全问题值得重视，未来相关规定会进一步加强，从而推动组件级控制逆变器（MLPE）加速发展。
2.6 跟踪支架：算法升级，人工智能赋能智慧跟踪
传统算法为天文算法。无法做到根据地形、天气等因素灵活调整。同时，在地势存在较大起伏时，前后排组件在早晚太阳高度角较小的会发生阴影遮挡，引起发电量损失甚至热斑效应等风险。
逆跟踪解决阴影遮挡，但无法实现最优发电。为减少传统天文算法的阴影遮挡风险，不少企业在控制策略中加入了逆跟踪功能，在早上和傍晚的时候，支架能够反向旋转，使前排组件阴影刚好没遮到后排。
头部企业开始采用人工智能算法。综合地形、多云、大风等因素，动态调整支架角度，保证光伏系统的安全稳定性，最大化光伏系统的发电量。
目前人工智能算法仅在头部企业中有应用，海外主要包括 NEXTracker、ArrayTechnologies 等，国内主要是中信博和天合。小企业由于技术实力欠缺及项目经验积累不足，在跟踪支架的人工智能算法方案追赶存在困难。（报告来源：未来智库）

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三、行业景气主线，哪些环节可以超越行业增长？

3.1 重点关注：盈利修复、集中度提升及供需缺口
供需恢复平衡后产业链利润重新分配 2021 年光伏主产业链供需错配情况较为严重，部分原材料如硅料、EVA 粒子、钢材价格大幅上涨，侵蚀了下游利润。随着 2022 年行业供给端逐渐恢复平衡，产业利润将迎来重新分配。
（1）硅料供给紧张导致的价格大幅上涨贯穿 2021 年全年，一定程度上挤压了下游全产业链的利润。2021 年底新增硅料产能开始迎来密集投放，市场将在一定程度上达成新的平衡，释放的利润将在硅片-电池片-组件-电站等环节分配。
从竞争格局看，我们认为硅料释放的利润分配上：电站>组件> 电池片>硅片。针对中游制造业，弹性最大的是组件，其中非一体化> 一体化。
（2）2021 年，部分辅材环节由于上游原材料供需缺口导致价格上涨，在光伏全产业涨价的背景下无法实现成本对下游的完全传导，从而利润受损。随着 2022 年上游供需恢复平衡，其利润也将迎来修复。我们认为受益其他上游原材料价格下降而实现盈利修复的环节包括胶膜、跟踪支架。
部分环节集中度提升有望提升光伏行业主产业链各产品发展相对较为成熟， 2020 年国内硅料、硅片、电池片、组件环节 CR5 分别为 87.5%、 88.1%、53.2%、55.1%，行业集中度较高，继续提升相对困难，但非主产业链环节及部分辅材仍存在继续提升集中度的机会。我们认为受益集中度提升的环节主要有：逆变器、胶膜、跟踪支架。
部分环节仍存在供应缺口。此外，部分上游原材料在 2022 年有望继续形成一定的供应缺口，在硅料、EVA 粒子、钢材降价的大背景下，相关环节由于供需应缺口，有望在对下游成本推升不明显的基础上，实现较大的价格涨幅，从而相关公司有望实现较大的利润弹性。

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3.2 行业确定性：硅料新增产能释放，最大瓶颈打开
多晶硅供需失衡导致价格大幅上涨，是 2021 年行业发展主要矛盾。硅料是 2021 年光伏供应链最大瓶颈。需求上，下游需求增长 +下游硅片扩产带来的补库存效应，硅料需求大幅增长；供给上，硅料偏化工属性，扩产周期（考虑产能爬坡）一般要 18 个月以上，是光伏产业链中扩产周期最长的环节，2021 年上半年硅料价格整体处于下降趋势，进一步延缓了硅料企业的扩产进度。
2021 年硅料产能基本无新增，年底开始迎来密集投产。投产进度上，新投产项目基本集中在年底，考虑爬坡过程，整个 2021 年基本无新增有效产能释放。11-12 月硅料迎来密集投产，11 月新增产能包括通威乐山 5 万吨、协鑫徐州颗粒硅 2 万吨，12 月新增产能包括大全 IPO 募投 3.5 万吨以及通威保山 5 万吨（计划 12 月投产）。

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预计 2022 年硅料可供量 90 万吨以上，同比+50%，支撑 258GW 以上装机需求。2021 年 1-10 月，国内硅料总产量 39.68 万吨，进口量 9.9 万吨，预计 2021 年全年硅料国内总产量 48.18 万吨，进口量 12 万吨，合计约 60 万吨。按目前各企业规划，2021 年底-2022 年全行业硅料预计新增产能 170 万吨以上。若所有项目实施顺利，预计 2022 年硅料全球可供应量达 90 万吨，同比+50%。按照 2.9g/W 硅耗计算，可供组件数量 310GW，在容配比 1.2 的情况下，对应 258GW 直装机需求。
2023 年开始硅料进入产能释放期，充足硅料供应有望驱动行业高长大。根据目前行业扩产计划，到 2022、2023 年底，全行业硅料总产能分别达 136、152 万吨。考虑产能投放时间及爬坡周期，此轮扩产的释放期在 2023 年，假设 2021 年底 131 万吨产能在 2023 年满产，可支撑 450GW 组件供应量，对应 376GW 装机。

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3.3 组件：最强利润留存环节，迎来量利齐升
预计 2022 年组件环节盈利明显提升：
（1）硅料降价释放利润能有望在组件环节实现留存。按硅耗量 2.9g/W 计算，硅料含税价每下降 10 元/KG，可以为产业链释放 0.026 元利润。从竞争格局看，我们认为硅料释放的利润分配上：电站>组件>电池片>硅片。针对中游制造业，弹性最大的是组件，其中非一体化>一体化。
（2）EVA 粒子供需走向平衡，进一步带动组件盈利提升。同硅料类似，EVA 粒子属于化工行业，其产能扩张落后于光伏行业需求增长。因此在 2021 年 EVA 粒子供需关系较为紧张，价格涨幅较大并传到至光伏胶膜，从而增加组件成本。预计 EVA 粒子产能于 2022Q1 开始陆续释放，从而带动粒子和胶膜降价，提升组件盈利。
组件偏重品牌和渠道积累，头部格局基本定型。组件作为光伏产业链偏 ToC 端的产品，相比上游环节拼产能、拼成本，组件环节更加偏重品牌和渠道的积累，属于长期竞争过程。
从 2017-2020 年组件企业出货排名看，全球出货前五均集中在隆基、晶科、天合、晶澳、阿特斯，头部企业的竞争格局基本定型。而组件全球前十企业的发展史看，除隆基发展历史相对较短（2000 年成立，2015 年完成收购乐叶进入组件环节），其余均有 10 年以上的发展史，组件环节后来者居上的机会较少。（报告来源：未来智库）

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3.4 逆变器：行业优质赛道，储能开启全新增量
逆变器继续是光伏产业链中较为优质的赛道。相比主产业链环节，逆变器环节属于相对轻资产，技术路线稳定，行业竞争格局稳定，龙头盈利能力较高。2021Q1-Q3 主要逆变器企业毛利率区间 23%-43%，属于光伏产业中毛利率较高的板块。
出口持续高增，中国企业全球份额提升。竞争格局上，2020 年逆变器全球前十中，中国企业占据六席，合计市占率 60%，相比主产业链各环节，市场份额仍有继续提升空间。另一方面，逆变器出口数据也验证了中国企业全球份额在持续提升。从出口数量看， 2021 年 1-10 月国内逆变器出口总台数 3428 万台，同比+44%；从出口金额看，2021 年 1-10 月，国内逆变器出口总金额 40.1 亿元，同比+52.5%。
新型电力系统下，储能开启逆变器全新增量。新型电力系统以新能源为主体，而新能源天然具备波动性、间歇性、不可预测性的特征，要提升新能源在能源结构中占比，必须依靠储能配套。而用电侧储能受全球能源成本上升影响，其在工商业和户用市场的需求亦在快速提升。储能逆变器是储能系统重要部件，也是当前主要逆变器龙头重点布局方向，为逆变器开启全新增量。具备光伏+储能双重空间，无论从长期空间还是短期增速看，逆变器整体由于主产业链其他环节，其估值也将继续维持在较高水平。
3.5 胶膜：盈利修复、格局稳定，看好二线龙头弹性
胶膜主要原材料为 EVA 粒子，受原材料涨价影响，2021 年主要胶膜企业利润下滑。胶膜成本中 90%为直接材料（主要为 EVA 或 POE 粒子，少量交联剂、抗老化助剂），2021 年 EVA 粒子由于供需紧张，价格涨幅较大，使得胶膜利润受损明显，行业利润从胶膜转移至 EVA 粒子。
2022 年胶膜盈利有望修复。尽管 EVA 粒子可能仍存在阶段性供需紧张，但 2022 年供需差环节是大概率事件，且长期看原料供应将相对宽松，EVA 粒子将使得胶膜企业利润修复至合理水平。

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竞争格局稳定，看好二线龙头弹性。当前胶膜市场呈“一超两强”格局。福斯特为绝对龙头，市场占有率 50%，其次为海优新材和斯威克，市占率均为 11%左右。下游组件厂商出于供应安全考虑，会加大二供的采购量，使得后来者有提升市占率的空间。目前二线龙头里，海优新材实力最强，股权集中、并且是福斯特以外的唯一一家以胶膜为主业的上市公司，其产能扩张速度来看也是行业中最快，未来有望收获较高的长大弹性。
3.6 EVA 粒子：阶段性供需紧张可能延续
EVA 粒子供应紧张在缓解。同硅料类似，EVA 粒子属于化工行业，其产能扩张落后于光伏行业需求增长。因此在 2021 年 EVA 粒子供需关系较为紧张，价格涨幅较大并传到至光伏胶膜，从而增加组件成本。预计 EVA 粒子产能于 2022Q1 开始陆续释放，从而带动粒子和胶膜降价，提升组件盈利。

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2022 年可能依旧面临阶段性紧张。根据目前行业的扩产规划，未来 EVA 粒子供应相对较为充足，但落实到实际产出上，EVA 粒子产能爬坡情况特别是光伏料的产出比例难以把握，从历史经验看，爬坡进度一般低于预期，特别是针对缺少光伏料生产经验的企业。因此，2022 年 EVA 粒子可能依旧面临阶段性紧张，价格也有望继续保持相对合理位置。
3.7 跟踪支架：钢价回落，推动跟踪支架新长大
2021 年跟踪支架利润受钢价侵蚀严重。2019 年中信博跟踪支架钢材成本占总成本额比例约 65%，固定支架钢材成本占总成本比例约 73%。目前支架用钢量平均为 3 万吨/GW。钢材单吨价格每上涨 1000 元，对应支架成本上升 0.03 元/W 以上。
看好跟踪支架渗透率提升。2020 年全球跟踪支架实际装机量约 35.8GW，渗透率 44%左右。美国是全球最大的跟踪支架市场，2020 年跟踪支架实际装机量约 10.66GW，渗透率 77%左右。国内渗透率较低，2020 年 18.7%左右。目前跟踪支架光伏系统度电成本已经低于固定支架光伏（50 美元/MWh），随着跟踪支架成本的不断下降及追踪效果的提升（体现为发电收益提升），渗透率有望进一步提升。

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3.8 石英坩埚：上游高纯石英砂可能形成供需缺口
石英坩埚是硅片重要耗材，其成本主要为高纯石英砂。石英坩埚用于在拉晶成果中承载熔融状态的硅液，由于高温工艺以及锅底料对硅棒品质的影响，因此坩埚需要定期更换；从成本看，坩埚占圆棒加工成本的 13%，属于相对重要但对成本要影响不大的耗材。目前坩埚生产商企业主要为硅片企业配套的加工厂，产能较为充足，核心在于上游材料高纯石英砂。成本占比看，坩埚主要成为直接材料（占比 78%），其中高纯石英砂为直接原材料，石墨电极和石英板相对占比不高。
需求：预计 2022 年需求 6 万吨左右。按 2022 年全球光伏装机 230GW 计算，容配比 1.2 加上良率影响，对应 287.5GW 硅片需求量。考虑到 2022 年是硅片扩产大年，上游硅料不存在明显制约，硅片产量预计 330GW 以上。单 GW 石英坩埚（对应上游石英砂）耗量 180 吨左右，因此预计 2022 年高纯石英砂需求 6 万吨左右。
供给：集中在尤尼明、TQC、石英股份，新增产能有限。全球高纯石英砂集中在三家企业，尤尼明、TQC、石英股份：海外尤尼明与 TQC 产能暂无扩产计划，国内石英股份产能 2 万吨新增产能正在推进，最新公告 1.5 万吨扩产计划，预计 2023 年投产。
疫情、海运拥堵及龙头策略调整将导致海外石英砂供给受限。尤尼明和 TQC 生产基地分别位于美国和挪威，受疫情和海运拥堵影响较大，特别是美国。从策略看，尤尼明市场策略有调整，未来看更倾向于供应盈利能力更高的半导体领域。
2022 年高纯石英砂可能存在缺口，核心看海外实际供应量。预计 2022 年石英股份光伏石英砂销量 3 万吨，假设尤尼明、TQC 供应量分别为 1.5、0.6 万吨，全行业合计供应量 5.5 万吨左右，存在 5000 吨以上缺口。
四、被忽视的下游，迎来全面机遇

4.1 国内户用光伏模式成熟，整县项目加速行业发展
他山之石：节省用电成本是美国户用光伏核心驱动因素美国的分布式光伏起步较早，已经探索出成熟的商业模式。美国两大户用光伏龙头 Sunrun（已经并购 Vivint）和 Solarcity（特斯拉）的经营模式主要包括直销、租赁以及 PPA （PowerPurchaseAgreement 购电协议）三种。直销模式是指将安装的客户屋顶上的光伏出售给业主；租赁模式是指用户签订协议后，公司免费为客户安装光伏屋顶以及提供后续的服务，客户支付每月的租金，设备产生的电力归用户所有，余电并网（可以抵消未来从电网买电的费用），不足时从电网买电。PPA 模式：公司免费提供光伏屋顶以及后续的维护，用户根据购电数量向公司支付电费，公司将余电并网，不足时从电网买电。（报告来源：未来智库）

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美国居民电费远远高于光伏 PPA 电费，利用光伏屋顶发电节省生活用电成本是美国业主的核心需求。美国业主并不会直接从光伏发电中获得直接的收益，而是通过光伏发电的方式覆盖自己本身的生活用电或者并网以抵消未来的超额用电。
租赁和购电协议的模式需要建立在融资的基础上，多样化融资助推美国户用光伏市场快速长大。美国户用融资模式主要包括一、合资模式：基金投资者与光伏企业分别出资成立合资公司，基金投资者为主要出资人。公司负责设计、建造和维护光伏系统。合资公司负责租赁光伏系统给客户，从客户处收取租金。这种模式下，光伏公司可以减少初始投资成本，以轻资产的方式运营。二、转租。光伏公司负责设计、建造和维护光伏系统，将系统租赁给基金，基金公司转租给业主。基金公司从业主处收取租金，按照协议付租金给光伏公司。在该种模式下，公司初始投资成本较大，但是不需要与基金利润分成。模式三、售出返租。公司设计、建造和维护光伏系统，出售给基金，基金租赁给公司，公司再租给业主。该种模式下，公司资金压力较小，但是基金公司独享所有政府补贴。美国多样化的融资方式不仅给居民提供了多种资金解决方案，也可以在一定程度上缓解光伏公司的资金压力，助力公司产能扩张。

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复盘：借鉴美国经营和融资模式，走出中国特色户用之路
早期，中国户用光伏的销售模式主要包括直销和贷款两种，不健全的模式造成光伏贷等乱象。匮乏的销售模式、不健全的融资体系以及当时尚不完善的法律法规是造成“困在光伏里的农民”的根本原因。
我国用户安装户用光伏的根本需求来自发电赚取的收益。我国和发达国家户用光伏行业发展的核心差异在于用户的核心需求差异。中国农村业主人均收入远低于美国，所以大部分客户安装光伏屋顶的驱动因素是发电带来的可观收益，而不是降低生活成本的需求。所以能够保障用户收益的措施才是真正推动行业持续、健康、稳定发展的有效手段。

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政策和法规逐渐完善，保障户用光伏市场长大。可靠性的保障是目前户用光伏行业长大的基础。在《户用并网光伏发电系统验收技术规范》以及《户用并网光伏发电系统电气安全设计技术要求》等户用光伏相关法规及 531 政策落地之后，中国户用光伏行业经历了短期低谷后，在更符合中国国情的经营模式的推动下重新迎来高增长。
收益的保障是农村用户配合安装的前提条件。根据创维在官网中对光伏电站收益的测算，以山东地区安装 20kw 为例，年均发电量达 27000 多度电，全额上网，按照当地脱硫煤价格 0.3949 元/度卖给国家电网，加上国家补贴 0.03 元/度，每年卖电加上补贴收益有 1 万元左右。25 年算下来收益约 11 万元。根据正泰以 7kw 电站为例在销售模式下的收益率计算，业主一次性投资，25 年年化收益在 12%-15%，而同期银行利率只有 2%-3%，且远高于目前国内的低风险理财产品和养老保险产品。
我国已经产生了成熟的适应中国市场和客户的销售模式。多元化的销售模式是国内户用光伏快速发展的重要因素。目前我国的户用光伏主要包括四种模式。一、直销模式：老百姓全款购买。二、融资租赁模式：需要用户支付租金和运维费用，租金按照合同利率还本付息，租赁期内享有电站使用权和收益权，租赁期满后（15-20 年），电站所有权归用户所有。
用户收益=光伏发电收益-租金-运维费用，主要代表企业：创维、天合、阳光。三、租赁模式：公司将电站设备租赁给用户，用户的屋顶安装光伏电站并并网后，电站产生的全部电费及补贴收益扣除分配给用户的收益、运维服务费后，剩余部分作为公司向用户出租电站设备收取的租金，租赁期限一般为 20 年，租赁期限内设备所有权归公司所有，租赁期限结束后设备所有权归用户。主要代表企业：中来、正泰。四、赊销模式：公司为用户安装电站并网后，用户使用电站并网售电收益扣除给用户的收益外分期偿还电站购置款，电站所有权归用户所有。

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电站设备租赁给用户，用户的屋顶安装光伏电站并并网后，电站产生的全部电费及补贴收益扣除分配给用户的收益、运维服务费后，剩余部分作为公司向用户出租电站设备收取的租金，租赁期限一般为 20 年，租赁期限内设备所有权归公司所有，租赁期限结束后设备所有权归用户。主要代表企业：中来、正泰。四、赊销模式：公司为用户安装电站并网后，用户使用电站并网售电收益扣除给用户的收益外分期偿还电站购置款，电站所有权归用户所有。公司通过 10-20 年逐步收回成本。
展望：整县推进加速户用光伏市场长大，行业集中度提高
我们预计全国户用光伏市场空间约为 405GW。我们假设农村建筑总面积约为 269.7 亿平米，每栋住宅的层数为 2 层，每平米装机量 150W，渗透率 20%，对应市场空间为 405GW。目前户用光伏累计总装机量约 34GW，还有 371GW 的新增装机空间。
我们预计整县推进试点中户用光伏市场空间可达 96GW。9 月 14 日，国家能源局正式发布《关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，共计 676 个县（市、区）进入试点名单。按照我们上述全国户用分布式总装机量 404.55GW 的预测，全国共有 2847 个县级区，对应每个县约 142MW，676 个整县对应户用市场空间约为 96GW。
央国企主导，充当出资方，民营企业负责落地，民企轻资产化转型加速。整县推进的项目基本是央国企比如国家电投、国家能源集团等和县、市合作，推动分布式光伏项目的开发。但是央国企没有在分布式光伏领域开发运营的经验，所以大部分央国企都是选择和民营企业合作，民营企业负责安装、施工以及后期运维。这样民营企业可以在利用自己能力和优势的前提下轻资产运营，在较短的时间内业绩迎来快速的提升。

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优胜劣汰，行业集中度将得到进一步提高。户用光伏电站具有小而散的特点，所以很多地方小企业、小作坊在行业中占据较大的市场份额，2020 年户用 CR4 仅为 23.38%。随着户用光伏规范化的发展，央国企和大型民营企业合作推进整县项目，市场将首先淘汰那些没有安装资质和专业培训过的“散装”队伍。我们预计在整县项目的助推下，户用光伏的行业集中度将得到进一步提高，我们测算预计 2021 年户用 CR4 将提高至约 45%。
户用光伏已具备引入 REITs 基础条件。2021 年 7 月 2 日，发改委公布《关于进一步做好基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）试点工作的通知》，国内首次提出光伏、风电等清洁能源项目可以申报 REITs，这为户用分布式光伏项目提供了新的融资模式。光伏电站相对稳定的租金收益可以满足 REITs 对稳定现金流的要求，同时 REITs 成熟的融资模式可以提供光伏企业充足的流动性资金，促进光伏行业的快速发展。
4.2 工商业光伏充分受益于电价市场化改革
工商业分布式光伏项目有三种模式，分别是“全部自用”、“自发自用+余电上网”和“全额上网”模式。

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全部自用模式下，天津地区投资回收期仅为 3.72 年。经测算，全部自用、50%自用余电上网以及全部上网的内部收益率分别为 24%、15.2%以及 5.8%；投资回收期分别为 3.72 年、5.69 年以及 11.78 年。
组件成本降低，电站投资回收期缩短。在上述测算假设基本不变的情况下，我们改变装机单位成本假设，测算组件价格浮动对内部收益率的影响。假设收益模式采取全部自用模式，我们假设装机成本分别为 3.5 元/W，3.8 元/W 和 4.0 元/W，经测算，对应 IRR 分别为 26.3%、24%以及 22.7%，对应投资回收期为 3.4 年、3.72 年以及 3.94 年。（报告来源：未来智库）

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电价市场化改革，涨价后的工商业光伏电站投资回报测算
电价市场化改革，市场化电价将激发工商业分布式光伏市场活力。国家发改委于 2021 年 10 月下发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》后，多地发布电价市场化改革通知，取消工商业企业电力购买目录电价，未来工商业用户可以向发电企业或者售电公司购电或者由电网企业代购锂电，工商业电价定价模式将主要由市场交易电价/代购锂电价格、输配电价、政府性基金及附加构成（代购锂电电价水平为其他用户购电价格 1.5 倍）。
竞价交易电价顶格上浮，叠加峰谷价差拉大，工商业业主投资分布式光伏具有明显经济性。国内执行电价改革的措施主要包括竞价交易和峰谷价差。一些省市如安徽、福建、山东等地竞价交易后的基准电价顶格上浮约 20%。另外，一些地区加大峰谷电价之间的价差，如甘肃、陕西等地，峰平谷价差高达 1.5：1：0.5，天津地区的峰谷价差高达 4：1。对于高耗能企业，电价改革加重了企业的用电成本，而目前分布式光伏的装机成本已经降低至 3.8 元/及以下，选择安装分布式光伏具有明显的经济性。
4.3 电站运营商现金流得到改善，长期价值有望重估
补贴拖欠得到解决，新能源平价上网，未来补贴困扰不再。18- 20 年光伏国补拖欠，致使光伏电站运营商压力增大，收益无法兑现，影响运营商的日常经营和后期投资，新能源电站运营模式难以长期持续，所以新能源电站运营商估值一直处在 10 倍以下的较低水平。随着补贴退坡，风电和光伏实现平价上网，绿电开始面向用户市场化。之前拖欠的补贴也或以发债等形式兑现。新能源电站运营现金流将得到改善，整体估值将得到提升。

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绿电交易促进新能源电力消纳。2021 年 2 月国家能源局下发《关于征求 2021 年可再生能源电力消纳责任权重和 2022—2030 年预期目标建议的函》，明确提出 2030 年可再生、非水电可再生电力消纳的占比分别达到 40%、25.9%。这意味着未来新能源电力的消纳工作也将成为发展的重点。2021 年 9 月 7 日，中国绿色电力交易试点正式启动，设置独立绿电交易品种，有绿电需求的用户可以直接和发电企业进行交易。绿电交易在为企业提供了能耗达标路径的同时助力电力消纳。绿电市场将迎来量价齐升。量：风电、光伏新增装机持续提升。
绿电的新增电量主要来自于光伏和风电。截至 2020 年底，风能和太阳能的总装机容量为 5.34 亿千瓦，未来 10 年，风能和太阳能的装机容量将以年均 8.43%的速度增长。同时需求端方面，企业投资大型光伏电站或者风电场成本过高，但是他们又有购买绿电的需求，可以通过绿电交易以相对较低的成本获得绿电。比如巴斯夫今年 6 月为满足湛江项目 100%绿电供应进行了绿电交易。价：绿电溢价打开运营商盈利空间。绿电价格=脱硫煤电价+绿证价格。首批绿电成交价格较当地交易均价上浮 0.03 元/千瓦时—0.05 元/千瓦时。随着未来绿电交易市场机制的完善，以及交易需求的提升，交易规模将逐步扩大，新能源电站运营商将受益绿电交易量价齐升迎来估值抬升。
（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