光伏行业2022年投资策略：格局向好，成长加速！

1.时代主题：全球进入低碳发展模式，风电光伏将为低碳发展主要发展方向

1.1 政策驱动

中、美、印等主要能源消费国纷纷对碳中和提出了不同层次的远景目标。目前已有超过140个国家和地区提出或讨论碳达峰、碳中和目标，其中碳中和目标实现时间普遍为2050年前后，中国将力争于2030年前达到峰值， 努力争取2060年前实现碳中和，部分国家采取贸易制裁措施以促使其它国家削减温室气体排放。

2015年《巴黎协定》明确了全球共同追求的“硬指标”，加强对气候变化威胁的全球应对，尽快实现温室气体排放达到峰值。联合国气候变化框架公约COP26确立了到本世纪中叶实现全球净零排放，把全球平均气温较工业化前水平升高控制在1.5℃之内的目标。

1.2 发展趋势

电力部门是碳排放的主要来源，电力占据我国碳排放总量的30%以上；同时我国全社会用电量需求持续增长，人均用电量增长潜力巨大。改善电力能源结构，提高非化石能源在电源结构中的比重，逐渐替代火电等高碳电源，是实现碳达峰的重要措施。

终端电气化水平持续提升，深度减排情境下2035年、2060年分别有望达到45%和70%，电能将逐步占据终端用能核心地位。我国各年用电量增速显著高于能源消费总量增速，终端能源消费结构中清洁电力的比重大幅度提高。

1.3 成本竞争力

过去十年，光伏LCOE快速降低，竞争力逐渐凸显。过去十年，光伏由多晶路线转向单晶路线，度电成本下降85%，已降至0.057美元/kWh，折合人民币约0.37元/kWh，相较地热能、生物质能、海上风电等发电方式具备显著竞争优势。

全球电价补贴逐步下降，价格趋于市场化主导。部分国家开始减少或取消光伏电价补贴政策，日本计划实行考虑市场因素的溢价补贴政策(FIP)代替原有的上网电价政策(FIT)，越南决定取消并决定取消上网电价(FIT)机制， 价格趋于市场化主导。

1.4 较低渗透率

2012年以来，清洁能源逐渐在电源侧重要性逐渐提高。清洁能源包括风、光、水、核以及地热、生物质能等。2012年后清洁能源发电占比由31.5%升至2020年的37.8%，主要原因系风光等新能源增量在总发电量增量中占比显著提高。

全球光伏发电渗透率仍有较大空间。近十年间，全球风光渗透率由1.8%上升至9.1%，中国风光渗透率由1.2%上升到9.3%，均有较大增长，然而在总发电结构中仍然处于较低比例，渗透率仍有大幅提升的空间。

2.空间测算：光伏风电全球增速在20%以上，主要经济体与新兴市场均高速增长

2.1 全球高增长

保守估计光伏5年复合增速20%，2022年为光伏增长大年，新技术发展将进一步打开空间。2015年以来，全球光伏新增装机快速增长，2020年新增直流侧装机133GW，5年复合增速达到22%，预计未来新增装机量持续提高，2025年可达到320GW，5年复合增速约20%。

全球光伏需求扩张仍然依赖中国、印度、美国、欧洲等重要市场。2020年四大经济体的碳排放量占全球的63%左右，因此对于光伏支持力度较强，全球光伏新增装机中四大市场占比约70%，预计未来随着各国继续加码光伏，重要市场仍然是光伏需求扩张的主要力量。

2.2 中国

考虑水电、核电的资源储备、建设周期及地理限制条件后，我们认为2030年的光伏、风电累计装机合理区间应该在1800-2000GW左右，即未来十年年化风电+光伏年均装机规模达到130GW-150GW区间，十四五期间年均装机110GW以上，十三五期间为55GW左右。

2.3 美国

美国装机目标逐渐明确，光伏重要性大超预期。美国在中美格拉斯哥联合宣言明确在2035年实现100%实现零碳污染电力。美国能源部已于2021.9.8披露路线图，预计太阳能到2035、2050年占发电量的40%、45%，为达目标，太阳能装机重要节点设为225GW（2025）、550GW（2030）、1000GW（2035）、1600GW（2050）。截止2020年末，美国太阳能累计装机量为76GW（EIA，交流端）。

19年起美国装机量不断上涨，预计未来在政策刺 激下装机中枢逐渐上移。2016-2020年美国太阳能新增装机量分别为11.3、8.4、8.3、9.3、15GW，装机中枢已开始逐渐上移。根据路线图，预计美国2021-2025年均新增装机量为29.8GW，2026-2030为65GW。

美国民用电电价显著高于工商业用电，且处于长期上行通道，分布式光伏竞争力强。由于分布式多具备“自发自用”的特点，在居民电价较高的情况下，发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目标，预计2025年底社区太阳能装机量在2020年底3.25GW基础上新增700%，若全部新增装机在2022-2025年进行建设，则社区太阳能新增装机速度约合5.7GW/年。

美国PPA电价近年易升难降，预计电站项目对于组件价格有较强的接受度。2021Q3，美国光伏PPA电价相较2018Q4提高约14%，而当前组件价格水平与2019年初较为接近，因此我们判断美国光伏装机对组件价格接受度较高。

3.后市展望：终端需求锚定项目IRR，价格回落将刺 激下游需求启动

上游硅料涨价势态自去年下半年延续至今，虽然硅料厂商扩产计划饱满，但在2022年投产前硅料紧张格局难以缓解，硅料价格持续上涨，产业链成本压力持续向下转移，近期硅料价格上涨至27万元/吨，组件价格上涨至2.1元/W以上。产业链价格涨幅与下游的接受程度超预期，海外市场和国内分布式市场对高价组件的接受度高，下游需求多样化，高端市场对组件价格的容忍度高，组件出货量仍同比高增长。（报告来源：未来智库）

前三季度全球出货量持续增长。1-9月我国光伏组件累计出口规模71.02GW，同比+21.1%；我国光伏累计装机25.6GW，同比+36.8%。Q4国内央企项目启动，单季度装机量将达到全年高峰。2021年下半年装机量将主要由户用和平价项目构成，Q3集中式新增装机量3.96GW/分布式新增装机量7.68GW。Q4央企项目已经启动，预计Q4将成为全年装机量高峰。海外PPA价格提升，光伏需求将持续增长。2021年以来，美国光伏PPA价格提升7%，欧洲PPA价格增长高达35%。在PPA价格持续上涨的背景下，海外项目对于组件价格接受提高，跌价欧美能源供给紧张，光伏需求预计将持续增长。平价时代光伏竞争力超预期，下游需求刚性超预期。预计全年国内新增装机50GW，海外110GW，全球维持160GW装机预期。

基于当前需求判断，2022年硅料新增实际产出尚未大幅宽松。我们根据通威、大全、新特、亚硅、协鑫等头部硅料企业的投产计划测算，到2022年底硅料名义产能在100万吨以上，但全年实际新增产量有限，预计2022年全年硅料实际产量可满足230-250GW左右的组件生产需求。因此基于当前对明年光伏需求的预测，我们判断明年硅料供给仍然不那么宽松。

预计2022年硅料价格将有所回落，但仍有较强支撑。2022年硅料新产能将主要在一二季度达产，我们预计届时硅料价格将回落以激发更多需求，但一年维度内的供需格局决定了硅料价格仍将有较强的支撑，我们判断明年硅料均价在15-20万元/吨。

颗粒硅和能耗管控对产业链的影响仍需重点关注。2021年11月协鑫2万吨颗粒硅投产，另外当年国内能耗指标管控严格，仍需重点关注颗粒硅和能耗指标管控对产业链的影响。

下游需求多样化，各项目IRR要求不一。终端需求锚定项目IRR，IRR是判断项目是否具备可行性的核心因素，下游需求多样化致使IRR下限要求不一致。当前为推动项目实施，新项目对IRR要求已经下修，多数项目的IRR要求下限位于5-8%。

预计明年下游需求将在组件价格1.8元/W左右大规模启动。我们判断，明年硅料供给仍处于偏紧状态，但硅料新产能释放后，为激发更多的下游需求，预计硅料与组件价格会回落。由于终端需求锚定IRR，因此即使组件价格无法降低至1.6元/W，预计明年需求也将在1.8元/W大规模启动。我们测算，组件由2元/W回落至1.8元/W时，全国平均IRR提高1pct，近半数省级行政区地面电站IRR已超过5%。

金融政策支持，绿色贷款降低项目融资成本，光伏成长性增强。11月8日，人民银行推出碳减排支持工具这一结构性货币政策工具，通过“先贷后借”的直达机制，按照1.75%的利率提供贷款本金的60%资金支持，引导金融机构向碳减排重点领域内的各类企业一视同仁提供碳减排贷款，贷款利率与同期LPR大致持平（当前一年期LPR为3.85%，5年期LPR为4.65%）。而此前民营运营商贷款利率在5%左右，央企贷款利率在3.9%左右，预计该政策可显著提高民营项目IRR，激发民营企业活力，光伏成长性增强。

海外利率水平低位，融资成本较低。2021年10月底美国十年期国债到期收益率为1.55%，处于较低水平，因此项目融资成本也较低。从资金成本对比来看，光伏具备显著比较优势，预计海外光伏高景气状态仍将持续。根据NREL测算，地面电站与分布式光伏加权平均资本成本显著低于其他发电方式，主要原因系光伏建设风险与运行风险较低。

4.需求启动后行业β上行，重点看好组件、分布式的α行情

4.1 组件：CR5出货量提升，2022年头部企业有望量利双升

经历2021年产业链考验，CR5集中度提升。由于组件环节比拼的是综合竞争力，头部组件企业在供应链管理、成本管控、现金流等方面具备优势，从今年的排产情况来看，头部企业抵御行业风险能力较强，CR5逐步提升。

预计未来一体化组件企业盈利整体上行，有望迎来量利双升。我们测算一体化组件企业合理盈利预期为0.1元/W，今年企业盈利由于产业链价格波动，盈利性低于该水平。随着未来硅料价格调整，产业链利润开启新一轮分配，预计一体化组件企业盈利整体上行，有望迎来量利双增，而企业间盈利差距来自于成本管控，我们判断，头部一体化组件企业成本管控较好，仍将保持较强的相对优势。

4.2 分布式：“整县推进”将快速推进，分布式光伏项目加速发展

6月20日，国家能源局正式下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开始试点方案的通知》，要求各省能源主管部门汇总编制本省试点方案并上报。文件中提出三条保障措施，要求当地政府、电网企业做到分布式光伏“宜建尽建”与“应接尽接”。

“整县推进”提升了未来几年光伏装机需求。2016-2020年我国分布式光伏累计装机72.4GW，2021年整县推进政策开启，全年分布式装机规模预计15-20GW，2022-2025年预计至少新增160GW，平均每年新增40GW 。

分布式未来市场极其广阔。整县推进政策并不妨碍未申报区域自行开展分布式光伏建设。我们预计全国户用农户5000万个，按照20KW一个计算，仅户用总量达到1000GW，包括工商业在内的全国屋顶资源总体量为2000GW以上。

4.3 玻璃：双寡头市占率仍有提升可能，白砂矿稀缺资源有望拉长企业差距

格局：光伏玻璃新进入者扩产进度仍有一定的不确定性，中期来看不确定性中酝酿机遇。

CR2成本优势：以目前光伏玻璃的毛利率来看，头部企业的毛利率具有较强的优势。

供应链壁垒：白砂矿具有稀缺性，未来可能是成为拉开光伏玻璃企业差距的重要因素。石英砂是生产光伏玻璃的重要原材料，占生产成本在10%以上。白砂矿在国内分布较少，具备稀缺性。国内品质好、规模大的矿主要集中在安徽凤阳、北海，海外优质矿主要分布在澳洲、越南。

报告节选：