PART1.光伏：碳排放趋严，平价新周期需求向好

海外：全球多点开花，继续高速增长

端天气加剧欧洲能源紧缺。法国70%的电力由核电供应，4月由于管道开裂，法国超一半核反应堆停运维护。 同时，2022年夏天欧洲内陆持续受高温干旱气候影响，水路枢纽&水库水位下降，引发了部分法国核电站停 运（散热受限）、水电产出较少、煤炭船运无法满负载的问题，核电、水电供给下降。

天然气紧缺导致电价高企，短期难以缓解。天然气作为欧盟能源结构的重要构成，2021年对外依存度高达 83%，其中近50%来自于俄罗斯。因俄乌战争影响，今年前7月俄罗斯出口欧盟及英国的天然气量下降40%， 7月底北溪1号运输量进一步下降到20%产能，9月初完全停运，天然气价格仍将在高位震荡，叠加欧洲边际电 价机制，欧洲能源价格交由价格较为高昂的天然气定价，电价将持续维持高位。

国内：建立“1+N”政策体系，2022年需求高增

我国规划2030年前达峰，2060年前实现碳中和，政策陆续出台明确碳达峰碳中和目标及工作路线。我国 逐渐构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系，其中“1”是指3060规划，并细化到非化石能源消费比重 在2025年、2030年、2060年将分别达20%，25%及80%以上。根据2025年我国非化石能源消费占比20%， 假设光伏和风电发电量增量占比在58%：42%，光伏年均可利用小时数在1200h，风电年均可利用小时数 在2000h，测算十四五国内光伏年均装机量中值在90GW，光伏+风电年均装机量达到130GW。

政策：2022年新核准项目采用标杆燃煤电价！

2022年风光电价仍采用标杆燃煤电价，超市场预期！2021年新能源上网电价政策指出，2021年新核准备案 光伏项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，超市场预期。2022年，对新核准陆上风电项目、新备案集 中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。电价好 于市场预期，同时光伏成本2022年看相较2021年有较大降幅，整个产业链毛利有较大回升，一方面刺激电 站装机热情，另一方面有利于制造端各环节利润修复，对国内光伏中期构成长期利好。

分布式：户用光伏方兴未艾，工商业发展加速

户用市场方兴未艾：1）户用光伏具备较高收益率，户用光伏在2021年仍有0.03元的度电补贴，若按照70%贷款， 贷款期限10年等额本息，贷款利率4%，若组件成本在1.8元/W，则全投资IRR可达9.1%，2022年起户用补贴将退坡， 但无补贴收益率仍可做到7.9%，高于地面电站约2pct，具备较强经济性；2）整县推进打开分布式空间，截至2021 年9月末，676个县进入全国整县推进试点名单，接近全国1/4，假设每个县200MW，676个县的规模将超130GW， 往后看未上报的县市也在积进行户用光伏建设，打开长期成长空间。

海外分布式光伏+储能模式受宠，呈现高速增长

全球分布式需求快速增长，户储需求爆发：1）电价上涨，用电成本高昂，2022年德国、法国、意大利等电 力批发价格不断上涨，美国6月居民电价达15.42美分/度，同增约11.3%，且海外多为市场化电价，峰谷价差 拉大，居民和工商业的用电支出激增，大幅刺激海外分布式光伏装机+储能的发展；2）电网供应不稳定，海 外电网调峰能力弱。近年来海外各种大型停电事件突发，2021年美国电网系统较为老旧，德州受寒流影响停 电，且各州系统较为独立，难以协调，影响全美550万户，其中德州超过250万人，跨州和跨区联系薄弱、电 路老化等问题严重，端天气下经常大规模停电，用户或工厂用电自给自足的需求不断提升；

欧盟：2030年碳减排55%，2050年碳中和

REpowerEU计划到2027年新增2100亿欧元加速绿色转型。2022年5月欧盟发布REpowerEU计划，加速欧 洲能源独立，欧盟计划到2027年增加2100亿欧元投资，以支持REPowerEU计划落地，减少对俄能源依赖、 加速绿色转型！

2022年1-7月我国组件出口量90.8GW，同增74.1%

2022年1-7月组件出口量90.8GW，同增74.1%，超市场预期：2022年1-7月组件出口量90.8GW，同增 74.1%，出口总金额263.4亿美元，累计同增114.6%，其中，7月组件出口量14.9GW，同增86.2%，出口 总金额43.2亿美元，同增123% 。受印度BCD关税影响，印度4月1日前集中备货，2022年1-7月我国组件 出口高增，我们预计2022年海外市场装机150-160GW，同增30%+。我们预计全球2022年光伏装机将达 240-250GW，同增40%+。

PART2 各环节利润重新分配，充分受益需求高增

硅料：新增产能陆续释放，盈利强劲超预期

2022Q1开始虽硅料产能陆续投放，但需求超市场预期，Q1均价在22-24万元/吨，硅料龙头单吨盈利10-12 万元/吨，Q2硅料价格持续高涨，出于头部厂家突发事故、中国北方高温等原因，虽有新产能从7月开始陆续 投产，但仍无法改变供应紧的局面，x高价突破28万元/吨，龙头单吨盈利13-14万元/吨；8月底由于四川 高温限电、检修季等原因产出受限，价格下调滞后，我们上调2022年均价预期至20+万元/吨（前值为18万 元/吨），龙头2022年盈利依然强劲。2023年硅料扩产充分，盈利将明显下滑，各厂商盈利分化差距逐渐显 现。硅料价格下降的同时需求将大规模释放，给予硅料价格支撑，我们上调2023全年均价预期至18+万元/ 吨（前值为10-15万元/吨）。N型时代到来，2023年考验各家N型料供给能力。

硅片：2022年受限硅料，龙头盈利韧性强

高盈利推动大扩产，产能过剩问题逐渐显现：受价格坚挺&成本下降的双重影响，硅片盈利性逐步攀升， 推动行业大幅扩产。2019年底至2021年，单晶硅片进入新一轮产能周期，我们测算龙头企业硅片产能达到 345GW，2022年底达到515GW。2021年硅料持续紧缺，格局较好的硅片端可以留存利润持续跟涨， 2022年开始硅料行业扩产充分，受制于硅料供给有限，硅片产能过剩未充分显现，随2023年产能瓶颈消失 ，或进入激烈竞争阶段。

硅片双龙头格局，新兴龙头加速追赶

2022年新兴龙头加速追赶，我们预计双寡头占据60%市场份额。随着单晶拉晶技术逐渐成熟，晶科能源、 晶澳科技等一体化组件厂开始向上游扩产，后起之秀上机数控、双良节能、京运通等也进入行业，2021- 2022年新增产能集中释放，硅片竞争趋于激烈，后续非硅成本成为竞争核心。上机数控作为新生代的硅片 供应商，扩产加速追赶龙头厂商。

电池：2022年盈利逐步修复，新技术开始破局

电池需求提升，大尺寸产能提升迅速，仍有溢价。2021年电池盈利两头承压同时新技术拐点来临，各家扩产 放慢，我们预计到2022年底达426.6GW，其中182&210大尺寸产能约383GW，占比90%，处于紧平衡状 态。从报价看，截止2022年9月3日，182电池片报价1.28元/W，与166电池片持平，大尺寸产能结构性溢价 暂时归零。

组件：龙头集中度继续提升，充分受益量利双升

组件集中度迅速提升，带动各环节配套率提升：组件环节由于单位产能投资低、技术变化缓慢且主要为物理 封装。组件公司的一体化率可以决定成本，提高一体化率是组件端降本的方式之一，近年来龙头隆基、晶科、 晶澳、天合均实现多个环节的一体化配套生产，行业外采比例下降，一体化是未来大趋势。老牌龙头中，隆 基、晶澳、晶科一体化率高，制造端优势显著，天合推动超一体化布局，补足前期上游产能短板，向上贯穿 全产业链优势凸显，有利于在产业链波动的时候控制终端成本，并保证订单的及时交付。出货上，我们预计 2022年组件前五家龙头合计规划出货超200GW，其中隆基55GW、天合43GW、晶澳40GW、晶科40GW、 阿特斯22GW，一体化龙头加速扩张，叠加品牌渠道优势，出货稳步提升。

逆变器：储能高增下成长性x强赛道

国内企业加速出海，海外毛利率远高于中国大陆：国内逆变器产品好价格低，在建立起渠道品牌后，通过价 格策略迅速抢占市场，2021年全球市场份额中国内企业占比70%左右（按出货量），未来3-5年或将提升至 85%以上。海外光伏行业发展较早，较为成熟，对产品可靠性、品质有要求，会看产品在全生命周期的价值， 行业进入门槛也较高，重视企业品牌，所以2021年综合毛利率基本在33%左右，国内对价格较为敏感，国内 厂商竞争激烈，2021年综合毛利率在19%左右，海外毛利率远高于国内。

微逆：分布式方兴未艾，微逆市场空间广阔

IGBT紧缺背景下，使用MOS管的微逆更加受益。2022年全球光伏需求持续旺盛，IGBT供应持续紧缺，户 用逆变器由于芯片耗量较多，国内逆变器厂商均开始寻求国产替代来满足需求，而微逆则是使用MOS管， 因此IGBT供应紧缺对其并无太大影响，在紧缺情形下，分布式装机需求旺盛有望推动微逆渗透率提升。

金刚线：薄片化进程下需求阿尔法显著

高硅料价格推动硅片薄片化与金刚线细线化趋势明显。在硅料价格居高的情形下，出于降本考虑当前硅片 企业普遍朝薄片化方向发展。减小硅片厚度可提高每公斤单晶出片率，P型硅片2021年底厚度已降至 165μm，2022年已达到155~160μm。当前，中环已公布130μm和150μmN型硅片报价，随着N型渗透 率提升，硅片薄片化进程加快。同时金刚线越细，电镀在钢线基体上的金刚石微粉颗粒越小，切割加工时 对硅片表面损伤越小，硅片表面质量越好，硅片TTV等质量指标表现也就越好，有利于提升硅片的良率。

胶膜：二线竞争加剧，粒子供应偏紧下盈利快速修复

龙头引领行业扩产，二线厂商快速扩张，竞争加剧。龙头福斯特2022年产能预计扩产至17亿平，寡头地位 稳定；海优新材、斯威克、赛伍技术等加速扩产，到2022年底产能达9.5、6、3.6亿平，二线厂商产能快速 扩张，二线之间竞争加剧，2021、2022年底行业总产能31.5、39亿平，对应有效供给247GW、348GW， 供给相对偏紧。竞争格局上，福斯特寡头地位稳固，我们预计2022年市占率达50%，海优、斯威克龙二竞 争激烈。

玻璃：地面起量需求高增，新兴厂商低价抢占份额

信义+福莱特双龙头格局稳固，产能加码强者恒强。产能方面截止2022年5月底，行业共超白压延玻璃基地 41个，窑炉81座，产线297条，日熔量56210吨，环增2.18%，同增59.28%。2022年主要扩产厂商为为福 莱特、信义两大龙头，其扩产产能约占总扩产的60%，二三线厂商也在不断扩产，旗滨年初预计2022年投 产6000吨/日，目前顺利投产2条1200吨/日，另外三条或将延期至2023年投产，2022年总扩产约25000吨 /日，此外旗滨还有超万吨待建产能，新兴厂商产能快速提升。

跟踪支架：盈利底部已现，渗透率加速提升

支架行业行业空间广阔：支架行业主要由固定 支架和跟踪支架构成，2021年市场规模在600 亿元左右，未来空间将进一步扩大。

PART3 储能：产业方兴未艾，市场万亿蓝海

国内强配政策，加速储能发展

国内政策密集落地，后续政策催化多。2021年7月底至今国内政策频繁落地，指导意见提出2025年装机规模 达30GW+，到2030年实现新型储能全面市场化发展。在电源侧各省十四五规划提出5-15%不等比例的强配 储能，超过电网保障性规模的按照20%*4h的挂钩比例进行配建的优先并网在用户侧提出分时电价，拉大峰 谷价差，我们测算电价差超过7毛钱的地区具备较强的储能经济性。我们认为后续储能独立电价体系、电网 侧新型储能输配成本等政策将会逐步推出，储能政策逐步完善。

储能产业方兴未艾，竞争格局逐步显现

户用光储系统的核心为光伏+电池+储能逆变器。户用储能与户用光伏搭配成户用光储系统，光储系统主要包 括电芯、储能逆变器（双向变流器）、组件系统等多个部分，典型的系统一般是5KW（组件+逆变器）配套 10KWH（储能电池）或者10KW+10KWH，其中电芯是储能系统的核心，成本占比约45-50%；储能变流器 成本占比约10-15%；组件系统成本占比约20-25%；安装费用由2021年的1万上涨至2万左右，占比15-20%。

PART4 风电：海风迎接高成长，陆风平价新周期

双海空间广阔，看好长期成长性

海上风电开发空间非常大。据世界银行2020年数据，中国是全球海风开发潜力x大的XXX，达2982GW，其中固定式 1400GW，漂浮式1582GW。而截至2021年，国内海风累计装机仅26.4GW，占比仅2%，开发空间非常大。 海风发电量高。1）海上没有阻风物体，风速高。风机发电功率正比于风速立方（达到额定功率之前）；2）发电利用小时数 高。海上没有静风期，等效满负荷小时数平均比陆上高500-1000h，能够大大提高发电量。尤其是深远海之后，风速能进一 步提升，利用小时数也有望比近海再高500h以上。

十四五新增投产64GW+，开工口径超110GW

根据各省海风装机规划，十四五预计新增装机（投产）64GW+，开发112.5GW：2021年新增并网16.9GW，新增和累计 装机超越英国，跃居全球第一。国补退坡后，地方积鼓励海风发展，根据江苏（18.2）、广东（17，地补）、山东（8， 地补）、浙江（4.6）、海南（4.2）、福建（4.1）、辽宁（3.5）、广西（3）、上海（~1.4）的规划及已核准的项目， 预计十四五新增投产约64GW（年均13GW），开工约113GW（年均23GW）。

海缆：行业高增速，竞争格局稳定

随着海风离岸距离、容量扩大，大截面积、高电压等送出海缆占比将提升，其单位价值量显著提升。根据已并网海上风电 项目，相同容量下，离岸距离越远，送出海缆价格越高；随着项目容量扩大，海缆单位km价值量提升，3×500mm2的 220kV价格约350-430万/km，3×1000mm2约700-750万元/km，三芯500kV的则超1200万元/km。

塔筒：双海需求旺盛，盈利有望提升

海外需求空间大+产能不足，国内企业凭借钢价、人工成本优势，出口具备性价比：以欧洲为例，根据EU4、 英国2030年海上风电规划，2022-2030年年均10GW单桩需求，按照20万吨/GW，对应200万吨/年。欧洲 主要桩基供应商SIF、EEW、Bladt、Steelwind年供应能力（设计产能）之和不足600根，其中50%的直径 在11m以下，按照1500吨/根、2000吨/根，对应105万吨/年。因此，欧洲供需存在较大缺口。

报告节选：