1.時代主題：全球進入低碳發(fā)展模式，風電光伏將為低碳發(fā)展主要發(fā)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(qū)提出或討論碳達峰、碳中和目標，其中碳中和目標實現(xiàn)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(xiàn)碳中和，部分國家采取貿(mào)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(xié)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(xiàn)溫室氣體排放達到峰值。聯(lián)合國氣候變化框架公約COP26確立了到本世紀中葉實現(xiàn)全球凈零排放，把全球平均氣溫較工業(yè)化前水平升高控制在1.5℃之內(nèi)的目標。
1.2 發(fā)展趨勢
電力部門是碳排放的主要來源，電力占據(jù)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(xù)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(xiàn)碳達峰的重要措施。
終端電氣化水平持續(xù)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(jù)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(zhì)能、海上風電等發(fā)電方式具備顯著競爭優(yōu)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(wǎng)電價政策(FIT)，越南決定取消并決定取消上網(wǎng)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(zhì)能等。2012年后清潔能源發(fā)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(fā)電量增量中占比顯著提高。
全球光伏發(fā)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(fā)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(jīng)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(fā)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(xù)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(jīng)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(xù)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(qū)間應該在1800-2000GW左右，即未來十年年化風電+光伏年均裝機規(guī)模達到130GW-150GW區(qū)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(lián)合宣言明確在2035年實現(xiàn)100%實現(xiàn)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(fā)電量的40%、45%，為達目標，太陽能裝機重要節(jié)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(jù)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(yè)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(fā)自用”的特點，在居民電價較高的情況下，發(fā)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(qū)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(qū)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(tài)自去年下半年延續(xù)至今，雖然硅料廠商擴產(chǎn)計劃飽滿，但在2022年投產(chǎn)前硅料緊張格局難以緩解，硅料價格持續(xù)上漲，產(chǎn)業(yè)鏈成本壓力持續(xù)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(chǎn)業(yè)鏈價格漲幅與下游的接受程度超預期，海外市場和國內(nèi)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(xù)增長。1-9月我國光伏組件累計出口規(guī)模71.02GW，同比+21.1%；我國光伏累計裝機25.6GW，同比+36.8%。 Q4國內(nèi)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(jīng)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(xù)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(xù)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(xù)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(nèi)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(chǎn)出尚未大幅寬松。我們根據(jù)通威、大全、新特、亞硅、協(xié)鑫等頭部硅料企業(yè)的投產(chǎn)計劃測算，到2022年底硅料名義產(chǎn)能在100萬噸以上，但全年實際新增產(chǎn)量有限，預計2022年全年硅料實際產(chǎn)量可滿足230-250GW左右的組件生產(chǎn)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(chǎn)能將主要在一二季度達產(chǎn)，我們預計屆時硅料價格將回落以激發(fā)更多需求，但一年維度內(nèi)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(chǎn)業(yè)鏈的影響仍需重點關注。2021年11月協(xié)鑫2萬噸顆粒硅投產(chǎn)，另外當年國內(nèi)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(chǎn)業(yè)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(jīng)下修，多數(shù)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(guī)模啟動。我們判斷，明年硅料供給仍處于偏緊狀態(tài)，但硅料新產(chǎn)能釋放后，為激發(fā)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(guī)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(shù)省級行政區(qū)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(nèi)的各類企業(yè)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(fā)民營企業(yè)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(yōu)勢，預計海外光伏高景氣狀態(tài)仍將持續(xù)。根據(jù)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(fā)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(yè)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(yè)有望量利雙升
經(jīng)歷2021年產(chǎn)業(yè)鏈考驗，CR5集中度提升。由于組件環(huán)節(jié)比拼的是綜合競爭力，頭部組件企業(yè)在供應鏈管理、成本管控、現(xiàn)金流等方面具備優(yōu)勢，從今年的排產(chǎn)情況來看，頭部企業(yè)抵御行業(yè)風險能力較強，CR5逐步提升。
預計未來一體化組件企業(yè)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(yè)合理盈利預期為0.1元/W，今年企業(yè)盈利由于產(chǎn)業(yè)鏈價格波動，盈利性低于該水平。隨著未來硅料價格調(diào)整，產(chǎn)業(yè)鏈利潤開啟新一輪分配，預計一體化組件企業(yè)盈利整體上行，有望迎來量利雙增，而企業(yè)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(yè)成本管控較好，仍將保持較強的相對優(yōu)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(fā)展
6月20日，國家能源局正式下發(fā)《關于報送整縣（市、區(qū)）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?shù)卣㈦娋W(wǎng)企業(yè)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(guī)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(qū)域自行開展分布式光伏建設。我們預計全國戶用農(nóng)戶5000萬個，按照20KW一個計算，僅戶用總量達到1000GW，包括工商業(yè)在內(nèi)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(yè)差距
格局：光伏玻璃新進入者擴產(chǎn)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(yōu)勢：以目前光伏玻璃的毛利率來看，頭部企業(yè)的毛利率具有較強的優(yōu)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(yè)差距的重要因素。石英砂是生產(chǎn)光伏玻璃的重要原材料，占生產(chǎn)成本在10%以上。白砂礦在國內(nèi)分布較少，具備稀缺性。國內(nèi)品質(zhì)好、規(guī)模大的礦主要集中在安徽鳳陽、北海，海外優(yōu)質(zhì)礦主要分布在澳洲、越南。
報告節(jié)選：
