预计2021/22/25 年全球光伏新增装机望达 160/210/350GW，未来 5-10 年 CAGR 有望维持 20%-25%。

1)2021 年光伏装机受原材料供给紧张、成本上涨影响，部分装机需求有所延后，但分布式市场仍保持较强增长韧性，预计全年装机约 160GW。

2)2022 年， 预计辅材成本压力有望逐步缓解，国内大基地、“整县光伏”等项目加快推进，装机有望超预期；海外市场在后疫情时代需求强势复苏的预期下，预计 2022 年全球光伏新增装机有望达 210GW。

3)远期看，未来 5-10 年全球光伏新增装机 CAGR 有望保持在 20%-25%， 预计 2025 年全球装机将达 350GW，2030 年全球装机或接近 1000GW。

主辅材：产能加速扩张周期，格局景气度或将分化

硅料：供应紧张有望延续，价格盈利维持高位

国内硅料龙头厂商具备显著成本优势。硅料行业产能成本曲线相对陡峭，国内头部厂商成本优势明显。短期内，在行业供需偏紧阶段，优质企业将收获显著超额利润，盈利增长具备高弹性；长期来看，龙头持续引领产能扩张，供需格局及产品价格有望回归合理区间。

预计 2021/22 年光伏硅料年化有效产能约 57/78 万吨。根据有色金属协会硅业分会统计，并结合主要厂商扩产节奏，我们测算得 2021 年末全球太阳能级硅料名义产能将达65万吨左右(含颗粒硅)，考虑产能爬坡进度和能耗“双控”等措施影响，预计年化有效产能将达约 57 万吨，其中国内约 47 万吨，海外约10万吨。预计 2022 年行业产能释放进度将明显加快，年末名义产能或达113万吨左右，而年化有效产能将达 78 万吨左右，且有效产能增长或主要集中于 2022H2。

硅料供需紧平衡格局或延续至 2022 年。基于我们对于 2021/22 年全球光伏新增装机预期 160/210GW，以及 1:1.2 的容配比及存货比例，预计全球新增光伏装机对应的组件需求为 192/252GW，对应组件生产对应的硅料需求量约 56/71 万吨。相较 2021H2 硅料供不应求的情况，2022H1 行业供需紧张情况有望逐步趋缓，但考虑到在其直接下游硅片环节集中扩产的情况下，新硅片产能采购开工的硬性需求，或放大硅料供需紧张程度，供给或仍然偏紧。

硅片新产能加速落地，带动硅料供需进一步趋紧。硅料价格波动不仅受行业实际供给与终端装机需求差额决定，还明显受其直接下游硅片环节新增产能投放进度与硅料产能增长进度差异影响。尤其在 2021Q2、Q4 单晶硅片产能投放节奏加快、硅片扩产节奏较硅料扩产节奏差额拉大的情况下，硅料价格往往进入急涨阶段。

2022 年硅料供给或逐步边际宽松，但紧平衡格局下均价或仍将维持在 150 元/kg 以上。受硅料供不应求影响，2021 年硅料价格持续大幅上涨，单晶致密料价格由年初约 86 元/kg 目前已攀升至 268 元/kg，涨幅超 200%。考虑到硅料供给与终端需求预计仍将整体维持较为紧张状态，且下游单晶硅片新产能大幅释放将拉升对硅料集中采购规模，放大硅料供应短板，对硅料价格将形成较强支撑。总体来看，我们预计 2022 年硅料价格较 2021H2 的高位将稳步回落，但均价仍有望保持在 150 元/kg 以上。

金属硅产能供应紧张，价格快速升至高位。金属硅作为多晶硅等产品的主要原材料， 受近期新疆、云南、四川等主产区能耗“双控”措施的影响，开工率受明显限制，供给端出现阶段性收缩；而需求端随着有机硅、多晶硅终端用量的持续增长，以及新扩产能的集中释放，出现了明显的供需缺口。2021Q3 以来，金属硅价格盈利大幅上涨，从此前不足 1.5 万元/吨的均价快速攀升，9 月底一度达 7 万元/吨左右。尽管近期由于有机硅等下游新产能出现延后或现有产能检修的情况，造成金属硅短期价格回落，但长期看在能耗管控趋严、下游需求持续增长的情况下，预计金属硅价格仍将保持在相对高位。

尽管金属硅涨价将侵蚀硅料部分利润，但硅料盈利仍将维持高位。硅料价格大涨显著抬升了厂商盈利能力，头部厂商毛利率一度从年初 45%大幅提升至 Q3 高点的 75%左右；但金属硅价格高企在一定程度上侵蚀了企业利润。我们测算目前硅料和金属硅价格下，头部企业毛利率或达 60%左右，环比 Q3 高点有所下降，但仍处于高盈利水平，预计 2022 年硅料优质企业仍将保持高盈利状态。此外，随着部分头部厂商新产能释放，有望量价齐升延续业绩高增长。

胶膜：有效产能受制于树脂供应，需求回暖有利于成本传导和盈利修复

海外光伏级 EVA 树脂供应占全球约 70%，基本无新增产能。海外光伏级 EVA 树脂有效产能约 55 万吨，主要集中于韩华、杜邦、TPC、LG 化学等海外厂商。

国内少数企业具备光伏级 EVA 生产能力，新装置扩产周期长。目前实现光伏级 EVA 树脂规模化稳定出货的国内企业只有斯尔邦、联泓新科和宁波台塑，我们预计 2021 年有效产能约 25 万吨。2021 年国内主要 EVA 树脂新增产能来自延长中煤榆能化、扬子石化、 中化泉州、中科炼化等厂商。但新装置投产后切换到光伏料往往需要较长的调制周期，且不能连续生产高 VA 含量的光伏料，生产一段时间后往往需切换生产低 VA 含量的树脂， 因此预计新装置光伏级 EVA 树脂大规模量产出货时间将整体延后，且有效产能将大打折扣。

2022 年光伏 EVA 树脂或将延续供需紧张格局。在新产能释放有限的情况下，预计 2021 年全球 EVA 光伏料总产能将保持 80 万吨左右，此外考虑约 20 万吨 POE 树脂，2021 年光伏胶膜树脂有效供应量或在 100 万吨左右；相较全年约 94 万吨的胶膜树脂需求，行业整体处于供需紧平衡状态，且随着光伏装机需求旺季来临，或出现阶段性供给缺口，推动下半年树脂价格攀升。我们预计 2022 年光伏胶膜树脂需求量将提升至 124 万吨左右， 在光伏级 EVA 树脂产能规模化释放进度较慢，有效增量供给有限的情况下，预计胶膜树脂供需偏格局仍可能延续。

胶膜名义产能加快扩张，但受制于原材料短期供应瓶颈，实际有效生产能力受限。2020 年起光伏胶膜企业加快扩产步伐，预计主要新产能将于 2021H2 起陆续建成，名义产能有望于 2021/2022 年底分别增至 25/31 亿平米。但由于年内产能投放时点普遍靠后，尤其是受制于光伏级 EVA 树脂供应限制以及成本端压力，预计胶膜新产能释放节奏将受明显制约。

EVA 树脂供不应求或致胶膜厂商开工率和盈利分化，龙头企业优势巩固。EVA 胶膜成本结构中，EVA 树脂占比一般近 9 成。以福斯特为代表的胶膜头部企业在供应链端采取战略合作+市场化采购的方式，与国内外大型石化企业建立长期稳定的合作关系，具备更强的供应链安全保障能力，保障 1-2 个月安全库存；且凭借龙头地位和商务谈判优势，在原辅材料采购上往往能享有一定折扣，获得成本端相对优势。我们研判凭借供应链管控和采购成本优势，龙头厂商与二三线企业实际开工率或将持续分化，份额和盈利优势进一步巩固。

胶膜企业实现具备一定的价格传导能力，但短期需求承压下，盈利水平阶段性探底。胶膜行业格局持续优化，且在组件环节成本占比相对较低，下游客户对产品价格敏感度低于硅料和光伏玻璃等主辅材，但胶膜质量与组件性能表现关系紧密，因此胶膜龙头企业往往具备一定价格传导能力。受光伏级 EVA 树脂供给紧张影响，2021Q3 以来 EVA 树脂价格再次大幅上涨近 50%。基于成本压力，胶膜价格亦迎来明显调涨，涨幅达 35%左右。但在短期终端需求承压的情况下，预计仍难以对成本实现全部有效传导，胶膜企业盈利能力处在阶段性底部。

胶膜实际供需相对平衡，受益需求回暖，成本传导能力和盈利能力有望回升。近年来， 多数情况下龙头厂商通过胶膜提价，可对树脂成本实现向下有效甚至超额传导(结合原材料库存周期)。但 2021 年以来，EVA 树脂价格持续处于快涨期，且终端需求受光伏产业链成本持续攀升而有所抑制，下游接受度减弱，成本传导通道受阻。我们研判，2022 年 EVA 树脂价格总体将保持高位震荡或有所回落，上涨压力相对减小，且在下游需求持续复苏推动下，胶膜龙头企业价格传导能力和盈利能力有望回升。

光伏玻璃：名义产能面临过剩风险，头部企业长期优势稳固

光伏玻璃产能迎来加速投放。由于光伏玻璃产能置换政策限制放宽，以及“双碳”目标下光伏行业长期增长潜力进一步增强，2021 年以来光伏玻璃行业进入产能加速投放阶段。截至 2021 年 10 月，国内光伏玻璃日熔化量约 4.31 万吨/天(+53.5% YoY)。

2021/2022 年光伏玻璃开启集中扩产潮，行业产能增量明显。根据主要光伏玻璃厂商建设规划，我们测算 2021/2022 年光伏玻璃行业新增日熔量或分别达 1.9 和 2.5 万吨/天， 产能进入集中投放期。其中，2022 年除了信义光能和福莱特两家头部厂商有近 1.5 万吨/ 天新产能陆续投放外，还包括南玻、彩虹、淇滨等二线企业和新进入者大举扩产。考虑到新产线从点火到稳定出货一般需经历3-4个月爬坡期，尤其是新进入者爬坡期可能更长， 实际产出增量将打折扣，预计2021/22 年行业有效日熔量增量约为 1.4/ 2 万吨，整体增幅仍然较大。

光伏玻璃供需格局趋于宽松，2022 年名义产能或面临过剩压力。在经历 2020Q4 光伏玻璃“一平难求”的火爆行情后，由于产能加快扩张及下游需求增速放缓，2021 年光伏玻璃供需格局出现明显倒转，供给整体相对充裕，预计年底产能将增至 4.35 万吨/天(+52% YoY)，但 Q4 受需求旺季拉动供给或出现阶段性趋紧。而预计 2022 年行业产能仍持续较快扩张，至年底产能将达 6.9 万吨/天(+59% YoY)。在 2022 年全球装机 210GW 左右的预期下，考虑双玻渗透率稳步提升，预计光伏玻璃熔化量需求约 1313 万吨，而行业有效产能或超 2000 万吨，光伏玻璃或将面临名义产能过剩压力。

2021 年光伏玻璃价格大幅回落，2022 年价格或将维持中低位波动。光伏玻璃供需格局的变化也反应在企业库存。据卓创资讯统计，2021H1，随着行业产能扩张以及需求延后，光伏玻璃行业主流厂商库存天数由年初 10 天以内快速增至 40 天左右；受此影响，光伏玻璃价格也于 4 月从高点出现“腰斩式”下跌。

随着 Q3 后库存逐步消化回落，以及受纯碱价格大幅上涨推动，光伏玻璃价格从底部开始有所回升，目前 3.2mm 产品价格约 30 元/平米，2.0mm 产品价格约 23 元/平米。展望 2022 年，我们认为在原材料成本有望逐步回落，且行业供需格局总体保持宽松的情况下，光伏玻璃价格有望在中低水平整体保持稳定，预计 3.2mm 和 2.0mm 玻璃价格或将在 25 元/平米和 20 元/平米的中枢附件波动。

行业高超额收益或将被逐步抹除，头部厂商以量补价，长期龙头地位有望巩固。我们认为未来一两年由于竞争趋于激烈，光伏玻璃行业高超额利润或将被逐步抹除，头部厂商毛利率中枢或维持在 30%左右的合理水平。光伏玻璃双寡头信义光能、福莱特持续引领行业产能扩张，具备较高产销规模增长弹性，预计市场份额有望分别保持在 40%和 30%左右，并凭借成本、资金、品质、产能和产品结构等多重优势，在市场化竞争中巩固长期龙头地位。

3 光伏中游：硅片或将告别超额利润，关注电池技术升级和组件盈利修复

受硅料及银浆、背板等辅耗材成本大幅上涨影响，硅片/电池片/组件等光伏中游制造环节盈利能力承压。我们根据产业链即时价格测算，理论上，若不考虑库存及交付周期影响，则 2021 年以来，硅片、电池片环节盈利明显回落，组件持续处于盈利低位，且 Q3 以来盈利压力或进一步增大。我们研判，在 2022 年终端需求有望回暖的背景下，随着主辅材价格或将震荡回落以及光伏中游竞争格局变化，硅片、组件等环节实际盈利能力将分化。

硅片：产能加速扩产，竞争趋于激烈，超额利润逐步消除

单晶硅片行业产能进入快速扩张阶段。我们统计单晶硅片行业 Top15 企业 2021 年底总产能或将增至约 390GW，预计 2022 年底产能将进一步突破 600GW(+54% YoY)，相较 2022 年全球约 210GW 装机(约 260GW 硅片)需求而言，名义产能将显著过剩。在新产能增量中，预计隆基、中环、晶科等传统龙头新扩产规模占比约 2/3，上机、高景、 京运通等新兴硅片厂占比约 1/3，行业竞争将趋于激烈。

硅片龙头纷纷签订硅料长单，以尽可能保障供应链安全和新产能开工率。在硅料供给紧张、硅片持续扩产的情况下，硅片头部企业基于供应链安全和保障开工率，纷纷与硅料企业积极签订长单，目前硅料厂年产能已有近 6 成被硅片企业通过长单优先锁定。尤其是头部硅片(或一体化)企业在采购谈判上具备一定优势，采购比例相对较高。

单晶硅片实际产能短期受硅料供应瓶颈抑制，硅片价格跟随硅料上涨。尽管 2021 年来单晶硅片名义产能持续快速提升，但由于硅料供给瓶颈限制，预计行业平均产能利用率仅 6 成左右，具备供应链管控优势的头部企业开工率相对较高，行业实际有效单晶硅片产能相对有限，供需格局处于平衡甚至略显紧张状态。因此，随着硅料价格大幅攀升，单晶硅片价格亦持续上涨 ， 目前 G1/M6/M10/G12 硅片价格较年初涨幅已分别达 76%/78%/76%/66%。

硅料供应能力提升或将释放硅片有效产能，硅片或面临竞争加剧和盈利回落压力。硅料价格上涨前期，单晶硅片企业得益于价格跟涨，以及低价库存红利，仍维持在相对丰厚毛利率。然而，随着低价库存逐步消耗，以及 2021Q3 中后期硅料价格进入急涨期，但硅片价格受下游需求萎靡影响成本传导通道逐步受阻，厂商毛利率迎来普遍回落。

我们预计， 2022H1 在硅料新增有效产能不多的情况下，硅片环节仍将面临实际产能受限的情况，硅片价格战短期内仍将受到抑制；但随着 2022H2 硅料供给压力稳步缓解，硅片产能加速放量的情况下，行业或将面临更加激烈的价格竞争，同时在硅料价格下行阶段叠加库存减值压力，硅片企业超额利润或将消除，盈利能力逐步触底，行业毛利率有可能落至 20%以下。

M10/G12大硅片渗透率持续提升，预计 2021/22/25年大尺寸渗透率将达 50%/70%/90% 左右。大硅片有助于提升硅片产能、降低单位投资和能耗，摊薄非硅成本且提升组件功率， 根据中环股份的测算，210 比 166 在电站建设环节节约 12%的 BOS 成本。据 PVinfoLink 统计，2021H1 大尺寸的 M10、G12 产品提升至 30%左右，预计全年有望进一步提升至约 50%；其中，M10 产品由于技术成熟度和良率控制等优势，成为多数组件企业起步导入大尺寸产品的优先选择，因此短期内 M10 渗透率提升快于 G12。

我们预计 2022 年 M10/G12 大尺寸硅片渗透率有望进一步提升至 70%左右。短期内大尺寸渗透率提升仍由 M10 尺寸主导，但中长期 G12 或将成为绝对主流。尽管目前已有设备厂商在准备 220-230mm 向下兼容的设备方案，已应对未来尺寸进一步大型化，但考虑到近两年 M10、G12 硅片产能集中扩张，且良率、辅材、电站相关配套等多方面限制，预计短期内难以出现 182、210mm 以外更大尺寸硅片的推广应用。

薄片化降本优势明显，发展有望提速。根据中环股份测算，硅片每减薄 10um，成本原材料对应下降 2.5%，薄片化对于降本意义重要。目前 P/N 型单晶硅片主流厚度分别为 170μm 和 160μm，CPIA 预计到 2025 年将分别减薄至 140μm 和 130μm。

电池片：降本增效路径明确，N 型技术产业化提速

N 型电池具备高转换效率优势，渗透率有望持续提升。从目前技术发展来看，P 型 PERC 电池已经迫近效率天花板，降本速度也有所放缓。而 N 型电池效率天花板较高，电池工艺和效率提升明显加快，未来效率提升空间大，随着国产化设备成本不断降低，预计将成为未来主流的电池技术路线。目前实现小规模量产(≥1GW)的新型电池主要包括 TOPCon、HJT 和 IBC 三种，HBC、叠层电池暂时处于实验室研发阶段。

针对 PERC、TOPCon 和 HJT 这几种主流的技术路线，我们从效率、成本及工艺等多个角度对比：

1) 从效率角度看：TOPCon 电池的极限理论效率达到 28.7%，高于 HJT 的 27.5% 和 PERC 的 24.5%。而从目前量产效率看，PERC 已经达到 23%附近，TOPCon 和 HJT 已经超过 24%，但距极限效率仍有一定差距，效率提升的空间更大；

2) 从工艺角度看：PERC 目前最成熟，TOPCon 需要在 PERC 产线上增加扩散、 刻蚀及沉积设备改造，成本增加幅度小；而 HJT 电池工艺最简单、步骤最少(核心工艺仅 4 步)，但基本全部替换掉 PERC 产线，IBC 电池工艺最难最复杂，需要是用离子注入工艺提供生产技术门槛；

3) 从成本角度看：PERC 产业化最快成本低，TOPCon 电池兼容性最高，可从 PERC/PERT 产线升级，IBC 次之，HJT 电池完全不兼容现有设备，需要新建产线，HJT 单 GW 投资较 PERC 高 2.5 亿元，较 TOPCon 高近 2 亿元，仍有下降空间。

TOPCon:延长 PERC 产线生命周期，未来 2-3 年性价比首选。国内近两年来 PERC 新建产线预留 TOPCon 改造空间，目前扩产计划也纷纷转向 N 型技术产线建设。面对目前巨大的 PERC 电池产能，TOPCon 和 PERC 电池技术和产线设备兼容性较强，以 PERC 产线现有设备改造为主，主要新增设备在非晶硅沉积的 LPCVD/PECVD 设备以及镀膜设备环节。

目前 PERC 电池产线单 GW 投资在 1.5-2.0 亿元，而仅需 6000-8000 万元即可改造升级为 TOPCon 产线。在面临大规模 PERC 产线设备资产折旧计提压力下，改造为 TOPCon 拉长设备使用周期，降低沉没风险，是未来 2-3 年极具性价比的路线。(报告来源：未来智库)

量产效率提升明显，产业化发展提速。TOPCon 作为高效晶硅电池发展方向之一，实验室屡次创下新高，产业化最高效率也突破 25%。从目前 TOPCon 量产情况看，平均量产效率主要在 24%左右，最高效率达到 24.5%-25%，包括隆基股份(601012.SH)、通威股份(600438.SH)，中来股份(300393.SZ)等电池厂商，最新量产及规划产能超 15GW。

我们预计到 2025 年 TOPCon 产能占比进一步提升至 20%。2019 年开始新扩建的 PERC 产线都有兼容 TOPCon 升级空间，随着 TOPCon 产业化加速，新增产能和存量设备更新打开市场空间，龙头设备厂商将明显受益。

HJT:国产化降本空间大，有望成下一代主流技术。

1)双面发电提升效率。HJT 双面对称结构，发电量要超出单面电池 10%+，目前双面率已经达到 95%，相比其他工艺路线有明显的发电增益优势；

2)光衰减低+温度系数低，稳定性强。HJT 电池通过良好的镀膜工艺来降低界面复合改善 TCO 层及 Ag 接触性能。HJT 电池 10 年衰减小于 3%，25 年仅下降 8%。且电池温度系数小，能减少太阳光带来的热损失；

3)工艺流程更加简化，提效降本空间更大。相比 PERC 的 8 道和 TOPCon 的 10 道工艺，HJT 仅需 4 道工序即可完成，在<250℃低温环境下制备，相比于传统 P-N 结在 900℃高温下制备，有利于薄片化和降低热损伤来降低硅片成本，从生产效率和产品良率上更有优势和提升空间。

目前 HJT 电池生产成本 0.9 元/W 以下，高于 PERC 的成本 0.7 元/W；预计 2022年 HJT 电池的硅片成本和非硅成本较目前降低 40%+，相较于单晶 PERC 电池的性价比优势有望逐步显现。目前产业界主要从银浆、硅片及设备三方面着手：

1) 银浆成本：低温银浆国产化+银包铜技术+SMBB 技术，判断共同推动降本 60% 以上。

①国内低温银浆实现国产化突破，且银包铜技术已经从实验室开始向量产线转换，银浆耗量和价格将明显下降；

②低温工艺能降低栅线宽度至 15μm 以内， 多主栅技术导致银浆用量下降 35%；

③通过高精度无接触新型印刷技术降低银浆耗量，帝尔激光、迈为股份等均在研发。我们判断，通过“银浆国产化+银包铜技术+SMBB”组合，银浆耗量可降至 10mg/W，降本幅度超 60%；

2) 硅片成本：HJT 硅片减薄降本提效，预计成本下降幅度超 40%。薄片化有利于降低硅片成本，HJT 电池是对称结构，易于薄片化且不影响效率，目前 PERC 厚度为 170μm，我们预计到 2022 年可降至 130μm 以下，使得 Voc 上升，进一步提效降本。我们预计硅片成本将从 2020 年 0.48 元/W 下降至 2022 年 0.27 元/W， 降本超 40%；

3) 设备方面降本：目前单 GW 成本低于 4 亿元，未来仍有 40%降本空间。HJT 制作工艺流程大幅简化，制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO 薄膜沉积、电极金属化四个步骤，分别对应制绒清洗、PECVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道工艺设备。随着迈为、捷佳及钧石等国内设备厂商积极推进 HJT 整线设备产业化，带动核心设备价格持续下降，Solarzoom 预计 2022 年设备成本有望降至 3 亿元/GW 以内， 折旧成本下降至 0.03 元/W，降本空间高达 40%。

新老玩家纷纷入局，HJT 扩产节奏加快。钧石、通威等厂商早在 2019 年之前就已开始规划 HJT 产能。随着 HJT 产线成本不断下降，越来越多的新玩家入局，安徽华晟一期项目进展顺利，Q3 进行二期 2GW 项目招标。2021 年 5 月，明阳智能发布公告称将投资建设年产 5GW 光伏高效电池和 5GW 光伏高效组件项目。

2021 年 5 月开始，爱康集团相关的 HJT 产线陆续进入建设期，预计下半年设备将逐步入场并投产出片。2021 年 6 月金刚玻璃发布公告，决定投资建设 1.2GW 大尺寸半片超高效异质结太阳能电池及组件项目， 目前相关设备已经进场。截止目前，已经有超 10GW 在建或招标，我们预计到明年上半年， 异质结量产线投产进度将加速。

效率提升+设备降本空间大，HJT 电池产能规划超 120GW。随着设备加速国产化和工艺逐步提升，国内华晟、金刚玻璃及明阳智能等新进入厂商纷纷入局异质结 GW 级别量产线。对 PERC 龙头电池厂商而言，通威股份、隆基股份等开始 GW 级别异质结电池产线。

海外方面，梅耶博格、REC 等海外电池厂商也加速布局HJT电池量产线，仅2021H1 就宣布了超 8GW 的新建项目计划。截至目前，全球HJT 规划产能已经超过 120GW，随着设备、关键材料的进一步降本和工艺提升，预计HJT 量产节奏将进一步加快。我们预计，2025 年HJT电池新增/合计产能分别为 106/306GW，新增产能五年 CAGR 为 123.5%。

组件：竞争格局及销售结构持续优化，盈利有望随成本回落而显著修复

全球竞争壁垒提升，组件厂商份额加速集中。近年来全球光伏市场日趋多元化，对组件厂商销售网络搭建和全球营运能力提出更高要求。国内龙头组件厂凭借销售渠道和客户资源积累，以及产品优势和品牌影响力提升，竞争力进一步增强。同时，头部企业通过一体化(或准一体化)产能扩张，进一步提升盈利能力和抗风险能力，推动组件环节竞争格局加速优化。2020 年，全球组件CR5 和 CR10 分别达 55%和 74%左右，我们预计 2021 年有望进一步提升至 70%和 90%以上。

组件分销占比有望提升，龙头厂商或享产品溢价。光伏终端市场中屋顶分布式比例逐步提升，组件厂商针对其所对应的小 B 和 C 端客户拥有相对较强的议价能力。以龙头组件厂商天合光能等为例，凭借更强的专业性和品牌影响力，其在面向小 B 和 C 端客户的分销市场相较集中式直销市场，往往享有近 0.1 元/W 的产品溢价。因此，顺应市场结构趋势， 龙头组件企业纷纷加大分销市场投入，整体议价能力有所提升。

组件价格传导能力相对较弱，成本上涨压缩厂商盈利。由于 1)光伏主辅材成本上涨推动，2)组件环节格局和客户结构改善，3)终端开发商逐步被动降低投资收益率预期， 2021 年以来组件价格呈现罕见的持续上涨，成为产业链成本压力传导和终端需求博弈的核心环节。目前组件现货价格基本达到 2 元/W 以上，较年初水平涨幅超 20%，但仍难以抵消成本上涨压力。

大尺寸、双面组件产品享受 3-5 分/W 小幅溢价。组件产品亦延续差异化定价，其中大尺寸的 M10/G12 组件相较于 M6 组件享有 3-5 分/W 的产品溢价，双面较单面组件亦基本维持 3-5 分/W 的价差，本质上反映了更具降本增效能力的产品在终端获得更高的接受度。

面对供应链成本上涨压力，央企电站投资商被动降低项目收益率预期。2021 年平价上网以来，受制于组件等供应链成本上涨和完成既定投资计划的双重压力，主流的央企电站投资商下调了光伏项目投资回报率门槛，项目 IRR 要求从此前约 8%调整到了约 6.5% 甚至是 6%。

我们预计中短期内主要投资商的项目 IRR 预期仍将维持在此区间，大幅提升收益率预期的诉求和可行性相对较弱。参考不同省份光伏项目 IRR 曲线与组件价格变动关系，在目前市场价格情况下，广东等具备电价优势或内蒙古等具备资源条件优势省份，仍具备满足投资收益率基准的项目建设可行性。

随着主辅材成本有望逐步下降，组件企业具备高盈利修复弹性。在目前硅料价格已达 260 元/kg，组件价格约 2 元/W 的情况下，光伏组件企业盈利压力较大，硅片-电池-组件一体化厂商尚且处于盈亏线附近，而非一体化厂商或基本面临持续亏损。但随着硅料等主辅材环节价格有望企稳且逐步回落，且组件环节格局持续优化，预计厂商具备较大盈利修复弹性。

若仅主要考虑硅料成本这一波动因素，假设硅料价格区间有望回落至 150-200 元/kg， 且组件价格得以保持在 1.85 元/W 左右的中枢水平(预计对应大部分平价项目 IRR 可达 6.5%)，则一体化组件企业单位盈利有望回升至 0.1 元/W 左右；同时，随着其他辅耗材环节成本有望整体回落，预计头部厂商盈利能力有望进一步回升至 0.1 元/W 以上。

（文章来源：智通财经）

标签：