光伏可转债深度研究：成长属性强化长短期均有配置价值

光伏可转债深度研究：成长属性强化，长短期均有配置价值1光伏转债市场概述截止2022年10月21日，光伏板块存续的公募转债共计15只，存续余额共计369.76亿元，占公募转债市场存续债总规模的4.57%。从基本要素来看，多数转债的发行规模不超过20亿元，而通22转债、隆22转债、盛虹转债、福莱转债、晶科转债、上22转债的发行规模较大，分别为120.00、70.00、50.00、40.00、30.00、24.70亿元；转债发行期限均为6年，平均剩余期限为4.92年。从发行角度来看，发行主体基本为民营企业，在14个发行主体中有13个民营企业、1个外资企业。从股债性角度来看，光伏板块转债的纯债YTM和转股溢价率均低于市场主流水平，当前该板块股性较强，而全市场则平衡偏债。从条款角度来看，整体中规中矩。光伏板块的所有存续转债均设置了回售和下修条款，所有转债的强赎条件、回售条件的核心指标相同，分别设置为“15/30，130%”、“30，70%”；下修条款分化较明显，分别有5、9、1只转债设置为“15/30，90%”、“15/30，85%”、“15/30，80%”，整体的促转股意愿较明显。从债底保护来看，光伏板块转债平均纯债价值为89.63元，低于全行业平均的93.99元，债底保护水平一般。光伏板块转债规模放量趋势明确，21年以来投资景气度提振明显。在2020Q1-2022Q3期间，从规模来看，转债市场规模从3958亿元上升至8009亿元，CAGR为32.56%；光伏板块转债规模从87亿元上升至378亿元，CAGR为80.13%，规模增长迅猛。从数量来看，全部转债数量从295只增长到468只，光伏转债数量从10只增长到15只。在十四五时期的光伏装机扩容趋势下，我们认为扩产能需求将在中长期提振光伏转债市场的整体规模，这一点已经在规模和数量占比变化上得到印证。光伏转债数量占比自2021年起开始持续上升，从2021Q1的1.96%上升至2022Q3的3.42%，同期光伏转债规模占比从1.12%上升至4.72%。光伏板块估值自中枢反弹，产销增长达到预期的基础上，景气度有望延续。自2018年“5.31”新政以来1，光伏板块估值经历短期向下调整后,在竞争格局优化的背景下持续修复，板块维持震荡上行态势。2021年进入十四五规划时期，光伏产业在政策和需求的双轮驱动下景气度迅速提振，正股板块PE估值于2021年三季度达到顶峰，四季度维持高位震荡。2022年以来，在美联储加息以及全球疫情反复、俄乌冲突等黑天鹅事件频发等因素叠加的大环境下，全球经济下行压力加剧，导致光伏板块估值迅速下落至中枢水平附近，但二季度以来，伴随欧洲能源价格飙升且维持高位震荡，光伏板块估值出现明显反弹，目前估值溢价略高。从弹性角度来看，光伏正股弹性较高。截止2022年10月21日，以上证指数作为市场基准，根据历史3年的月度收益率计算得到，WIND光伏概念指数的BETA值为1.45，反映正股具有较高的弹性。结合后文关于行业基本面的结论，我们认为光伏正股具有较大的上升空间，利好光伏转债市场景气度。转债股性不断提升，目前形成主导地位。自2018年“5.31”新政以来，光伏板块正股价格经历短暂阵痛后于2018年底触底，随后景气不断复苏；2018H2-2020H1光伏板块转债的平均转股溢价率持续下降，2020H2起多数时间在10-30%之间波动，水平较低；纯债溢价率从2018H2起持续上升，于2021Q1触顶，随后在40-160%之间大幅震荡。综合来看，在经历去落后产能阶段后，转债股性逐渐增长并处于主导地位，转债价格弹性提升，在行业基本面利好的趋势下具有可观的上升空间。转债估值泡沫相对较小，行业基本面利好凸显其配置价值。自2021年起，光伏指数的BETA水平明显抬升，光伏权益市场对大市的敏感程度显著提高，系影响估值的市场性因素增强所致。自2020年一季度起，光伏转债平均价格突破130元，随后在正股高景气拉动下维持股性主导状态，尽管2022年以来宏观经济下行压力巨大、海外扰动事件频发导致价格下落，但依旧保持在130元以上。目前，光伏指数仍处高位且转债价格明显高于130元，结合较低的转股溢价率来看，我们认为转债估值泡沫较小，正股的驱动作用明显，考虑到行业基本面整体利好，在成长属性的支撑下存在较明显的配置价值。2产业趋势：能源转型与平价上网是主旋律，市场化空间打开2.1发展历程：单晶硅主导，市场面逐渐取代政策面成为核心驱动因素2.1.1技术历程：目前以单晶硅电池为主导，高转化率和低成本是发展趋势太阳能电池是一种将太阳光通过光生伏特效应转换为电能的装置，目前以可量产的晶体硅电池为主导。按照基体材料分类，太阳能电池可分为晶体硅电池（单晶硅、多晶硅、带状硅）、硅薄膜电池、硒光电池、化合物电池、染料敏化电池、有机聚合物薄膜电池。根据智研咨询数据，2019年全球晶体硅电池产量占比为95.37%，剩余为薄膜电池，各类新兴电池还未实现量产。晶体硅电池中，单晶硅电池具有光电转换效率优势。从电池效率（扩充吸收频谱）来看，效率最高的是多结电池，可以达到32.9~47.1%；其次是单结GaAs电池，效率可以达到30.5%，但以上两种电池均未实现量产。晶体硅电池中，单晶硅（无聚光器，POLO-IBC）最高达到26.1%，多晶硅最高达到23.3%，晶硅薄膜最高达到21.2%，异质结（HIT：HJT+IBC）最高达到26.7%。新兴电池技术中，钙钛矿-硅电池可以达到31.3%，其余均不如单晶硅电池。非晶硅薄膜电池中，CIGS可以达到23.3%，CdTe可以达到22.1%。晶体硅主要分为单晶硅和多晶硅，单晶硅电池逐渐主导市场。比较而言，多晶硅是由多个微小的、取向不一致的晶体组合而成，晶体之间存在晶界，存在较多缺陷：（1）缺陷多、少子复合中心多，导致转换效率低；（2）缺陷导致电池脆性较大，碎片率较高且一般大于2%；（3）电池片较脆，金刚线切割难度较大，通常采用传统砂线切割，成本下降空间小。单晶硅是由多个微小的、取向一致的晶体形成，晶体之间不存在晶界，杂质和缺陷少：（1）位错密度和金属杂质小，单晶的少子寿命比多晶高出数十倍，转换效率较高，一般高于多晶硅1%-2%；（2）碎片率小于1%；（3）单晶硅可采用金刚线切割工艺，显著降低电池成本。从全球市场来看，2019年单晶硅/多晶硅/薄膜电池的全球市占率为33.02%/62.35%/4.63%。从国内市场来看，单晶硅电池在中国的市占率从2017年的27.0%提升至2020年的90.20%，其中在2019年首次超过多晶硅电池。随着金刚线切割技术等工艺的普及进步以及下游需求对高质量发电的偏好，单晶硅电池将凭借性价比优势逐步从国内市场份额向国际拓展，未来有望主导全球市场。高效率和低成本是新型电池技术被广泛认可的必要前提，中国光伏企业通过技术创新推动行业降本增效。2009年，保利协鑫发明冷氢化工艺实现硅料量产，自此“两头在外”格局中的“原料在外”问题得以改善，减少了硅片企业的生产费用。2012年，隆基绿能、TCL中环等企业推进单晶硅片生产，实验并规模化应用金刚线切割技术，打破日本金刚线的高价垄断；由中电光伏牵头的国家863项目正式吹响了我国PERC电池产业化的号角，随后于2018年起代替BSF电池成为市场主流。2014年，隆基绿能率先攻克RCZ单晶生长技术产业化难题，使硅棒产出由每坩埚60KG提升至1500+KG，单晶的生产成本得到明显降低，与多晶的成本差距明显缩小。2017年起，金刚线切割技术在多晶硅片生产企业中也得到广泛应用。伴随技术迭代，中国光伏行业降本增效成果显著，逐渐实现从补贴时代向平价时代的跨越。2.1.2产业历程：从政策补贴到内生需求驱动，周期性弱化&成长性明确总体历程：中国光伏产业总体经历了从长达15年的政策驱动期逐渐过渡为市场驱动期的历程，产业增长从粗放型走入集约型，目前已成为全球光伏产业的主导力量。随着政策补贴力度从大灌水到逐渐退坡，由供给端抢装机潮造成的周期性特征不断减弱。进入十四五时期以来，双碳目标下的需求端持续发力，将供给端从周期性变动中带入稳健增长阶段。该产业作为能源转型的重要支柱，将在供需互配双涨的趋势中实现高景气度发展。政策驱动期（2004-2018）：以金融危机为节点，外需转内需，但大灌水补贴催生产能过剩问题，随后滚动性补贴退坡下的抢装机潮又加剧了周期性特征。由于前期光伏产业并不具备成本优势，全球范围内均以政策补贴作为发展起点。政策驱动最初起源于德国2004年修订《可再生能源法》以及施耐德政府的

“十万屋顶计划”，随后在政策补贴下的欧洲市场需求迅速高涨，拉动中国光伏组件制造业的景气度高涨。中国于2005年颁发《可再生能源法》，形成光伏产业发展的政策基础，中国光伏制造业利用国外市场、技术、资本并迅速形成规模，至2006年电池与组件产能均达到GW级，至2008年已成为全球最大的光伏产品制造基地，从原料生产到光伏发电系统建设的完整产业链初具规模。金融危机下国外需求预冷，“两头在外”格局加剧产业链重挫程度。2008-2009年金融危机时期，海外需求迅速预冷，中国产业链“两头在外”格局（原料进口&产品出口，国内市场需求小）导致供给过剩、价格下落，产业整体遭到重挫。自2009年起，欧洲多国开始收缩补贴力度，其中西班牙宣布削减太阳能领域经费、德国下调光伏上网固定电价，随后2009-2010年欧债危机爆发进一步加剧了欧洲市场需求的萧条程度。2011年起，欧美国家宣布对中国光伏产品实施“反补贴+反垄断”政策，海外市场进入长期冷却阶段。中国对光伏产业进行政策性补贴，内需发力、供给爆发，但滚动性退坡引发的抢装机潮造成产能过剩并加剧行业周期性特征。光伏产业补贴中国方面，2008-2010年四万亿计划投放等一系列救市政策出台，光伏产业被确定为战略性新兴产业，叠加海外需求受欧美双反限制，为国内需求端发力提供基础。供给端方面，2009年保利协鑫发明冷氢化工艺实现硅料量产，供给端对国外原料的依赖性变弱。随着国内实现自足供给的能力增强，投资热度在财政补贴的基础上高涨，产能迅速扩张但形成了过剩局面。自2011年《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》起，随后2013/2015/2016/2017/2018年政策面陆续发生补贴退坡，引发供给端在每次补贴退坡前的抢装潮，导致行业呈现周期性特征。过渡发展期（2018-2020）：国内去产能改善供给结构，海外需求回暖、国内市场化竞价机制起效，供需关系开始进行自发调整。中国开展去产能任务，政策面“做减法”导致需求迅速预冷，供给端落后产能陆续淘汰。十三五时期，去产能任务陆续展开，以煤炭、钢铁去产能作为2016年起的核心任务，随后2018年起开展光伏去产能。2018年“5.31”新政《关于2018年光伏发电有关事项的通知》出台，对集中式光伏电站和分布式光伏项目的建设规模指标、补贴政策、定价政策做出新的规定，主要集中在电价“两下调”

原则（度电补贴和标杆电价降低0.05元/度）和缩减光伏建设规模（政策出台日起至年底期间并网的分布式光伏项目不再享受国家补贴）。根据国家能源局数据，2018年中国光伏发电新增装机量44.26GW，同比下降16.6%；其中，集中式光伏电站新增装机量23.30GW，同比下降31.0%，分布式光伏新增装机20.96GW，增速放缓至5%。过渡阶段内，需求结构再度从国内转向海外，国内上网电价的市场性确定机制起效，间接印证了经济性逐渐取代政策补贴成为产业驱动的核心要素。在需求预冷的背景下，产品价格迅速下落，但2018年欧洲对华的双反宣告终结，海外需求受低价刺激而迅速回暖。此外，伴随海外传统光伏市场复苏，东南亚、拉美、中东等国家和地区等新兴光伏市场迅速崛起，全球光伏市场装机容量稳健增长。国内市场方面，发改委发布新的光伏电价政策自2019年7月实施，将三类资源区的集中式电站标杆上网电价改为指导价，集中式光伏电站上网电价通过市场竞争方式确定但不得超过指导价，除扶贫和户用外的所有分布式光伏电站参加竞争性配置，其补贴标准不得超过0.1元/kWh。自此，中国进入平价上网元年。需求驱动期（2021年以来）：十四五规划开局以来，双碳目标将长期保障需求，供需匹配进一步明确增长路径，平价上网价格机制引导产业链资源配置。全球能源系统快速变化，可再生能源成为驱动全球能源格局变化的主要推动力量，技术进步和成本下降促使可再生能源的增长速度远超过其他能源品种。能源消费电力化、电力生产清洁化的趋势进一步增强，根据IEA数据，2020年全球电力需求下降2%，但可再生能源发电量提升7%，其中光伏发电量提升20%。2020年，已有120多个国家设立了“碳中和”远景目标，中国的二氧化碳排放将力争于2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和。当前，中国光伏行业处于“碳达峰、碳中和、去补贴”的发展新阶段，国内需求市场将长期发力，新产能释放将在中长期提高供需匹配程度，带动产业链整体进入高质量发展路径明确的增长态势。全面平价上网时期，发电侧平价促使资源向优质龙头集中，进一步确保电力供给的稳定性，以量换价逻辑持续演绎。《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，新建项目不再强制通过竞争性方式形成具体上网电价，直接执行当地燃煤发电基准价，但可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。此外，《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》明确，新建户用分布式光伏项目国家财政补贴预算额度为5亿元。总体来看，光伏发电上网价格与火电上网价格锚定，价格信号进一步明确，行业优质资源将持续流向供给稳定、效率先进、成本优势突出的企业。2.1.3政策历程：光伏发电补贴退坡，平价时代下行业迎来高质量发展光伏行业的发电补贴标准持续下调，倒逼价格机制生效。自“十二五”以来，光伏产业被列入战略性新兴产业，前期增长受益于较高水平的财政补贴。光伏发电标杆上网电价的制定始于2011年7月《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，随后2013-2020年补贴加速退坡。2021年，全面进入平价上网时代，对于光伏电站和工商企业用分布式光伏新建项目不再补贴，新建户用光伏补贴为0.03元/千瓦时。在整个补贴退坡的过程中，落后产能逐渐被淘汰，优质龙头开展市场化竞价，最终光伏上网电价与火电上网价格锚定，价格机制将长期主导未来发电端的竞争格局。从淘汰落后产能到推动能源转型，政策配套趋于完善，对发展质量提出更高要求。十三五时期政策面侧重于在淘汰落后产能的同时形成较大的优质产业规模，同时补贴退坡逐渐成熟。十四五时期，中国进入能源转型重要窗口期，政策面信号密集。主要体现为，要求通过完善储销体系、建设供应体系、推进基地开发等方式提高能源供应链的稳定性和安全型；要求通过培养绿色消费习惯、培育新模式新业态等方式提高光伏发电利用效率；要求通过加强配套系统建设、提高人才储备、加大技术创新等方式促进行业智能升级；要求全面进入平价上网，市场化配置能力进一步提高。2021年由工信部发布的《光伏制造行业规范条件（2021年本）》对光伏行业提出生产布局与项目设立、工艺技术、资源综合利用及能耗、智能制造和绿色制造、环境保护五个方面的要求，为行业规范发展提供进一步保障。总的来看，中国光伏政策立场坚定，长期利好具备高质量可持续发展能力的龙头企业。2.2供需格局：市场空间广阔，新产能释放将在中长期提高供需匹配度2.2.1供给面：产业重心向中国转移，规模稳健增长，政策保障消纳全球光伏产业规模稳健增长，中国企业持续加码，规模和占比同步上升。2010-2021年全球和中国光伏产业主要产品（多晶硅、硅片、电池片、组件）年产量稳健增长。全球/中国多晶硅产量从11.3/4.2万吨增长至63.1/50.2万吨，CAGR为17.0%/25.2%，中国占比从37.6%提升至79.6%。全球/中国硅片产量从23.2/11.0GW增长至233.1/226.6GW，CAGR为23.3%/31.7%，中国占比从47.4%提升至97.3%。全球/中国电池片产量从24.0/9.5GW增长至223.9/197.9GW，CAGR为22.5%/31.8%，中国占比从39.8%提升至88.4%。全球/中国光伏组件产量从20.8/10.2GW增长至220.8/182.0GW，CAGR为23.9%/29.9%，中国占比从49.0%提升至82.4%。截止2021年，从产量来看，中国主要产品的全球市占率均达到80%以上，其中硅片2021年产量的全球市占率达到97.3%。此外，2020年中国主要产品产能的全球市占率同比提升约3-7%，其中硅片产能占比提升至97%，市场份额增幅较大。政策面加强光电消纳机制建设，规范供应链乱象，有利于提振并维持供给端动力。自2021年以来，伴随供给端产能的规模性放量，政策面对新增发电量的消纳问题提出要求。一方面，为了保障新能源供给的利用空间，国家能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》要求，建立新能源消纳责任权重引导机制、建立并网多元保障机制、建立保障性并网竞争性配置机制，这些措施将为光伏发电发展营造良好政策环境。另一方面，为了规范个别环节囤积居奇导致阶段性供需错配的问题，2022年8月，三部门《关于促进光伏产业链供应链协同发展的通知》鼓励合理开展多晶硅及电池等物料储备，打击哄抬价格、垄断、制售假冒伪劣产品等违法违规行为，进一步保障了新时期供给的质量与稳定。2.2.2需求面：各国能源独立意识觉醒，内需强势复苏，外需提振明显双碳时期，海内外需求端强势复苏，国内市场在装机引领下有望维持高景气度。2017-2020年，海外需求持续复苏，国内需求受“5.31”新政影响而迅速预冷，内外分化明显。自2020年以来，各国共同推进新冠疫情后世界经济“绿色复苏”，可再生能源的战略地位提高。根据IEA数据，2020年全球电力需求下降2%，但可再生能源发电量提升7%，其中光伏提升20%。2011/2016/2021年，全球光伏新增装机量为31.0/75.0/83.1GW，中国光伏新增装机量为2.6/33.9/53.4GW，占比分别为8.4%/45.2%/64.3%。2021年全球光伏新增装机量同比下降37.5%，但中国同比上升11.3%，接近2017年的峰值53.6GW。我们认为，2021年全球装机规模下降主要受全球疫情爆发下需求萎靡导致，而中国装机规模上升得益于十四五开局之年的需求景气度高涨以及该年国内疫情防控成果优于国外。伴随能源转型推进，国内需求预计将长期延续高景气状态。根据能源局数据，2022H1中国光伏新增装机量为30.9GW，超过2021年前10个月之和，同比增长137.4%，需求端景气度高涨。截至目前已有25个省区市明确“十四五”期间风光装机规划，其中光伏新增装机规模超392.16GW，2022-2025年预计合计新增344.48GW，将实现中国累计光伏装机规模于2025年达到650.9GW，2021-2025年CAGR预计为20.7%，国内需求具有较强的增长动力。结合供给端各环节的历史增速来看，新时期需求面复苏扩容对供给面新产能释放将具有更强的承载能力，有利于提高供需匹配度。海外装机需求以欧洲、美国为主导，新兴市场迅速崛起。海外需求市场自2019年起明显复苏，2019年新增装机规模为72.11GW，同比增长48.41%，2020年疫情以来，增速在5%左右。从欧洲市场来看，2014年起开始过渡到市场化驱动阶段。2010-2011年，德国、意大利等国相继下调光伏补贴标准，导致欧洲市场爆发抢装潮，而2012-2014年新增装机规模便出现周期性回落；随后欧洲各国补贴持续减弱，欧洲市场从政策驱动过渡为市场驱动；2019年欧洲光伏装机出现大跃进增长，主要受光电低LCOE成本驱动以及为了实现欧盟2020年可再生能源消费占比达到20%的目标。根据光伏研究机构ETIPPV数据，欧洲北部、南部的六个太阳能市场的LOCE在2018年已实现低于市场均价，表明欧洲光伏自此具备成本优势。此外，考虑到欧盟2030年可再生能源消费占比达到32%的目标，将对光伏新增装机形成政策通道。我们认为，长期来看，低成本优势和政策性能源目标将继续支撑欧洲新增光伏装机规模稳健增长。俄乌冲突加剧本轮能源危机，供给紧张，需求伴随疫情复苏而继续回暖，能源价格整体维持高位震荡。从能源危机的角度来看，本轮能源危机始于2020年疫情初期，全球经济停摆导致能源需求下落，能源价格暴跌，随后伴随经济复苏而回升。2021Q3以来，由于供给不足、需求扩张，全球能源市场处于供需紧平衡状态,能源价格开始走入高位。2022年2月，俄乌冲突爆发为全面战争，能源领域制裁对国际能源供需关系造成巨大冲击，欧洲近一半的天然气供给面临短缺，石油保供压力加大。俄罗斯油气出口预期大幅下降的情况下，布伦特原油期货结算价于3月8日触顶127.98美元/桶，IPE英国天然气期货结算价于3月7日触顶539.53便士/色姆，随后油气价格均维持在高位水平波动。由于受欧洲对液化天然气需求的驱动，2022年1-5月美国对欧洲液化天然气出口占比为64%，同比提升32pct，导致NYMEX美国天然气价格同样得到提振。欧洲装机进程整体提速明显。2022H1，英国新增光伏装机量达556MW，同比增长80.0%；德国新增光伏装机量为615MW，同比增长43.5%，此外，德国加速《可再生能源法》修订案进程，旨在2030年风光发电占比提升至80%。5月，欧盟公布“RepowerEU”的能源计划，旨在加速能源系统变革以应对俄乌冲突造成的全球能源市场混乱和欧洲能源安全问题，计划到2025年太阳能光伏装机容量翻一番至320GW以上，到2030年接近600GW，同时实施“屋顶太阳能计划”，分阶段在新建公共和商业建筑、住宅安装太阳能电池板。从投资规模来看，风光发电资金需求为860亿欧元，在所有投资领域中居榜首。2.2.3价格面：新产能释放将缓和供需紧张格局，缓解各环节成本压力，长期降本增效趋势不改与其他能源相比，光伏的性价比优势凸显。2010-2021年，从成本来看，全球光伏发电成本（LOCE）下降88%，安装成本下降82%且绝对规模最低，降幅远高于风能发电和生物质发电，而水力、地热能成本则上升；从发电效率来看，全球光伏容量因子提升25%，增速领先于离岸风能、水能、地热能、生物能发电。因此，在各类型清洁能源中，光伏发电的性价比凸显。从2020H2起，疫情期间上游硅料生产企业停工停产，由于硅料新建产能达产周期一般为18-20个月，而硅片、电池片为12个月，组件为6-9个月，综上导致上游供给过紧，带动各环节价格上升。2020年，硅片/电池片/组件的全球产能分别为247.4/249.4/320.0GW，中国产能分别为240.0/201.3/244.2GW，产业链上游产能低于中游产能，不考虑实际产量，国内外市场均存在潜在的供给偏紧局面。截止2022H1，在紧供给状态延续的情况下，原料端和组件端的价格高景气度在短期持续，但预计随着新增产能规模扩大，产能长周期、低弹性格局得以缓和，价格水平在中长期回落。2022H1中国多晶硅产量约36.5万吨，同比增长53.4%；硅片产量约152.8GW，同比增长45.5%；晶硅电池产量约135.5GW，同比增长46.6%；

晶硅组件产量约123.6GW，同比增长54.1%。从产业链终端来看，光伏发电的上网价格持续下降，国内现已锚定火电上网价格，对中上游环节的成本控制能力提出更高要求。2020年，全球光伏发电中标电价继续下降，全球有三个项目创造了最低中标电价，其中葡萄牙某光伏项目中标电价为0.0112欧元/kWh(约1.32美分/kWh)，折合人民币价格约0.091元/kWh，比2019年最低中标电价降低了0.324美分/kWh，降幅达到19.7%。2020年，中国光伏发电项目中标电价也创下新低，青海海南州某光伏发电竞价项目中标电价为0.2427元/kWh(约3.46美分/kWh)，低于2019年最低为0.26元/kWh的电价。除此之外，卡塔尔、阿联酋、印度等国光伏中标电价也创下新低，全球越来越多地区的光伏发电价格低于火电。2021年，中国对集中式电站和取消光伏补贴，对新建项目的上网价格以火电上网价格为基准，平价上网将促使产业链中上游的产品价格长期也处于下行趋势。产业技术化方面，技术创新活跃。2020年，硅片方面，单晶炉单炉投料量提升至1900kg，同比增长46%，规模化生产优势进一步凸显；晶硅电池方面，近10年来效率持续提升，其中规模化生产的P型单晶电池均采用PERC技术，平均转换效率达到22.9%，同比提高50bp，先进企业的转换效率已达到23.0%+，产品性价比优势凸显。长期来看，产业链降本增效将进一步打开经济性的空间。3竞争格局：龙头持续完善产业布局，突出中国市场的主导地位3.1产业链梳理：以硅晶、电池片、组件制造及下游电站为主要环节，集中度持续上升光伏产业链涉及多个环节和细分市场，以上游硅晶原材料、中游电池片与组件、下游电站为主导。上游原料端分为主材料（多晶硅料）和辅料（银浆、PET基膜、氟膜、乙烯、醋酸、纯碱、石英砂等）；中游制造端主要包括电池板组件（电池片、背板、胶膜、光伏玻璃、焊带、接线盒、边框）和配套设备（支架、逆变器、汇流箱、蓄电池等）；下游应用端主要围绕电站建设和运营（集中式发电站、分布式发电站）。考虑各环节在产业链上的规模和关联度，主要关注多晶硅-硅片-电池片、银浆、胶膜、光伏玻璃、背板、支架、逆变器的制造环节。新进入者持续减少，各环节集中度持续上升，竞争格局优化。产业链整体集中度持续提高，2021年中国市场上游环节产能CR5高于80%，中游电池片、组件产能CR5在50%以上，电池片和组件环节的集中度仍有较大提升空间。从各环节新增企业数量来看，2018-2020年中上游太阳能级硅料、单晶硅片、电池片、EVA、支架、组件、边框制造环节的新增企业数量持续减少，下游电站环节新增企业数较高，但新增数也呈现下降趋势。3.2原料：国产硅主导全球市场，高集中度下龙头加速产业链整合3.2.1多晶硅：多强竞争，单晶主导，关注龙头节能减耗和生产效率情况中国凭借产能和成本优势占据全球领先地位，行业集中度高，利好龙头企业。多晶硅是光伏产业的基础性原料，也是进一步加工为单晶硅的重要原料，该产业具有资本密集、技术壁垒高的特点。从产能来看，2021年中国多晶硅有效产能的全球份额为67.2%，全球新增产能主要集中在中国。全球产量前十的多晶硅企业中有7家是中国企业，其产能之和占世界总产能的67.1%，占国内总产能的82.5%。中国多晶硅企业的成本优势明显，2020年海外多晶硅生产成本高于7美元/kg，其中韩国OCI为7美元/kg，德国&美国Wacker为9美元/kg，美国Hemlock为10-11美元/kg，而中国多晶硅企业生产成本低于7美元/kg，其中，通威股份生产成本为3.87万元/吨(折合约5.39美元/kg)，大全能源含折旧生产成本为5.84美元/kg。单晶用料凭借突出性价比主导市场。随着多次拉晶、增大装料量、快速生长以及金刚线切割、薄片化等技术的大规模产业化应用，单晶硅片生产成本大幅下降；以PERC为代表的高效电池技术对单晶产品转换效率的提升效果明显。单晶产品在度电成本方面的性价比凸显，对多晶产品的替代趋势明显加速。单晶硅在硅片环节的应用占比从2017年的27%提升至2020年的90%；多晶硅企业的单晶用料占比提升从2019年的65-70%提升至2020年的70-80%。在本轮技术迭代中，中国企业凭借先进生产技术、区位资源、生产成本等优势进一步巩固产业领先地位，而海外企业则因资金、成本、技术、产业配套等方面未能及时跟进而减产或关停。产业链降本增效趋势下，能耗下降、产能效率提高是该环节的核心竞争要素。多晶硅生产成本主要包括金属硅原料、人工、能耗等成本，以隆基绿能为例，上述成本的占比分别为76.8%/4.1%/3.6%，由于原料和人工成本相对刚性，降低能耗成本成为竞争焦点。多晶硅生产过程中所涉及的能耗主要包括电耗、水耗、蒸汽耗量、硅单耗、热耗、综合能耗等。2021年，行业该环节的还原电耗、冷氢化电耗、综合电耗、水耗、综合能耗同比均有下降，还原余热利用率同比上升50bp。此外，随着多晶硅工艺技术不断突破以及智能化制造水平提升，工厂人均产出增长明显。2021年多晶硅生产线人均产出量为39.9吨/年，同比提升10.8%。预计2022-2023年新投产线单线规模增大将进一步提高人均产出效率。3.2.2硅片：高集中度加速产业链垂直一体化整合，看好大尺寸&薄片化硅片中国产能全球垄断，单晶形成绝对主导地位。高集中度促使产业链垂直一体化整合，龙头竞争加剧。2020年，中国产能的全球份额高达97%，同比上升3.3pct。全球产能前十的生产企业均为中国企业，全球产能CR5/CR10为80.3%/91.7%。中国单晶硅片市占率在2016/2020/2021年分别为20.0%/90.2%/94.5%，发展单晶硅片（包括p型和n型）方向已成为行业共识。在高集中度背景下，产业链整合程度提高，部分龙头企业（隆基绿能、晶澳科技、晶科能源等）加快垂直一体化布局，与专业化硅片厂家、上下游其他环节企业的竞争加剧。大尺寸化进程加快，具有明显效率增益。通过直接增大硅片面积，可摊薄产业各环节的加工成本，进而实现低光伏发电度电成本。为获得更高组件功率以降低单位成本，大尺寸硅片投入制造。2019年，156.75mm尺寸的市占率为61%，到2021年已不足5%。2021年市场上硅片尺寸种类多样，包括156.75mm、157mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm等，其中，160-166mm尺寸占比达到35%，166mm是现有电池产线可升级的最大尺寸方案，将是近2年的过渡尺寸。182mm和210mm尺寸合计占比由2020年的4.5%迅速增长至45%，未来其占比仍将快速提升。3.2.3浆料：供应差异化需求加剧产品竞争，国产化提升空间较大浆料是太阳电池的重要电极材料，其产品性能和电极制备工艺直接决定太阳电池的光电性能。晶硅太阳电池是一种二端器件，两个端子分别在硅片的受光面和背光面。太阳电池使用的厚膜导体浆料分为三种，包括受光面的正面银浆、背光面的背面银浆、背光面的背面铝浆。浆料通过丝网印刷过程分别印制在硅片两面，烘干后经过烧结，形成两端电极，实现导电互联机能。浆料供应差异化趋势明显，单耗持续下降，优质龙头更显竞争力。随着p型PERC+电池是市占率持续上升以及n型电池技术不断发展，浆料需求呈现多元化特征，对浆料厂商供应灵活性提出更高要求。2021年M6尺寸p型电池平均银浆

（正银+背银）耗量96.4mg/片，同比下降10.2%；常规单面PERC电池的平均铝浆耗量下降到787mg/片；双面PERC电池背面铝浆耗量已降至251mg/片左右；TOPCon电池正面使用的银铝浆（95%银）消耗量约75.1mg/片；异质结电池双面低温银浆消耗量约190.0mg/片，同比下降14.9%。综合来看，2010-2022年银浆单位瓦数耗量从55mg持续下降至11mg，CAGR为-12%。随着大尺寸硅片普及、栅线印刷技术升级，浆料单耗的降低将抑制需求，优质龙头凭借产品质量和客户资源具备更强的竞争优势。3.3组件&设备：集中度持续提高，降本增效&双玻渗透率决定技术方向考虑组件和设备环节的技术水平、功能效率和关联特征，主要关注电池片、胶膜、光伏玻璃、背板、支架、逆变器。双玻组件市占率预计提升，决定各组件的市场需求变化。从整体构造来看，目前市场上仍以单玻组件（正面外层是光伏玻璃，背面外层是背板）为主，而双玻组件（两面外层都是光伏玻璃，且不需要边框）凭借光伏玻璃耐久度、结构性对称、用材种类更少、迎合BIPV趋势等优势，迅速提高市占率。根据中国光伏产业发展路线图，双玻组件渗透率从2017年的2%提升至2021年的37.4%，预计份额将持续上升。组件环节技术水平较上游更低，降本增效是竞争核心。组件环节优化路径可分为光学优化、电学优化、结构优化。光学优化主要对胶膜、背板、光伏玻璃的选取更为考究。电学优化偏好半片、叠瓦组件。结构优化偏好无框、双玻组件。3.3.1电池片：集中度提升空间较大，性价比支持PERC+、TOPCon产业化中国主导全球市场，东南亚市场凭借产业链配套和劳动密集的优势，利好龙头企业海外布局。电池片生产布局集中在亚洲，2020年亚洲占全球产能的99.6%，中国产能的全球份额为80.7%，其中2020年新投产的发部分产能是大尺寸PERC单晶电池。国内市场CR5为47.6%，仍有较大提升空间。东南亚国家凭借低廉人工成本、低税率出口等优势，成为制造厂商投资建厂的优选地。2020年，中国光伏电池片企业在东南亚的总产能为19.86GW，已形成硅片-电池片-组件相对完整的产业链。随着上游的垂直一体化企业加强电池片环节的布局，一体化和专业化之间的竞争更加激烈，头部企业凭借先进产能、成本优势、研发能力将持续强化主导地位。高性价比技术是主流发展方向，p型单晶PERC电池片仍将长期主导市场。目前电池片技术分为三类，分别是主流技术（PERC，AI-BSF）、发展技术（TOPCon，HJT）、未来技术（IBC，HBC，钙钛矿）。光伏大规模场景应用背景决定了低LCOE

（发电均化成本）是技术选择的黄金法则。主流技术中，多晶AI-BSF效率比单晶PERC低2%，并且单晶PERC的LCOE已低于多晶AI-BSF，预计多晶AI-BSF将被淘汰。2021年PERC电池片市占率为91.3%，BSF电池片市占率仅为5%。随着硅片尺寸升级，PERC+电池的性价比优势将进一步凸显，在中长期仍将占据市场主要地位。发展技术中，n型TOPCon电池预计在后PERC时代大规模投产。TOPCon和HJT技术是目前最热门的两种技术，原理相同，都是对电极钝化。TOPCon钝化结构是SiOx/Poly-Si，而HJT电池用a-SiH(或SiOx/a-Si:H)。TOPCon电池与目前PERC+产线的兼容性更好，具有比较好的设备和工艺基础，其实验室效率/产业化效率分别达到了25.8%/23.8%，是使用单一技术获得的实验室最高转换效率的电池结构。TOPCon与IBC结构结合，实现的POLO-IBC结构的电池将电池转换效率进一步提升至26.1%，在效率方面具有高潜力。HJT电池目前初始投资大，且无法与现有设备兼容，虽然产业化转换效率高于TOPCon电池，但其大规模产业化的投资成本和工艺难度高，其效率优势正快速被PERC+和TOPCon的降本增效趋势削弱，因此性价比较低。作为中长期的颠覆性技术，HJT的产业化规模受制于低温银浆国产化进程。未来技术的产业化生产为时尚早，钙钛矿电池的产业化希望最大，HBC结构电池的实验室意义非凡。IBC结构电池的电池结构较完美，但受制于复杂工艺和高生产成本，其产业化推广缓慢。效率方面，工业化规模化生产IBC电池的转换效率起点应在24%以上，否则与PERC+、TOPCon和HJT电池相比没有性价比优势。成本方面，需要对现有生产线工艺（栅线电极金属化技术、区域掺杂技术、P区和N区的隔离技术等）进行简化来降低处理工艺的复杂程度。HBC结构电池主要作为PERC+、TOPCon、HJT之后的技术储备，是实验室晶硅电池转换效率突破27%的主要电池结构。钙钛矿(包括钙钛矿/Si叠层)电池具有高效率和低成本的潜力，是产业化发展的持续热点，但主要缺陷在于异质结结构不稳固，一旦被破坏就会显著降低电池性能。钙钛矿电池及组件产业化都处于实验和验证阶段，其大规模产业化短期内依旧无法实现。3.3.2胶膜：EVA仍将长期主导，POE和EPE增长受双玻组件渗透率驱动集中度高，龙头竞争优势明显，寡头竞争格局稳定。中国是全球胶膜市场的主要供应国，国外企业在产业配套和成本控制方面不具备竞争优势，逐渐退出市场。2020年，福斯特、斯威克、海优新材三家企业的合计出货量占全球市场份额的83.4%，市场集中度不断提高。各类型胶膜的应用场景清晰，对精细化成本管理的要求高。胶膜的主要作用是粘结光伏电池片、光伏玻璃和背板，保护电池片。目前，市场上封装材料主要有EVA胶膜、POE胶膜、EPE胶膜与其他封装胶膜（包括PDMS/Silicon胶膜、PVB胶膜、TPU胶膜）等。其中，EVA胶膜分为白色EVA和透明EVA，前者具有提高可见光和红外线反射率的作用，进而提高组件转换效率（+1.5-3.0W），目前单玻中用透明膜和白膜前后搭配封装已成为通用现象。POE胶膜具有高抗PID的性能，主要应用于双玻组件，但价格比EVA高30-50%，因此EPE胶膜成为新方案，其兼具POE胶膜的高阻水性能和EVA的高粘附特性，可作为POE胶膜的替代产品。但是，生产EPE胶膜需要重新投资生产设备和获取产品认证，对企业的研发能力要求高。3.3.3光伏玻璃：双玻组件改善龙头存量竞争格局，看好大尺寸&薄片化玻璃产能高度集中，龙头间存量竞争激烈，但双玻组件渗透率提高将形成对光伏玻璃的需求增量。中国是全球最大的光伏玻璃出口和生产国，全球市占率常年稳定保持在90%以上，占据主导地位。行业整体集中度高，截止2020年，国内超白压花玻璃原片生产企业共计22家，在造窑炉50座，合计179条生产线，产能CR5为71%；双寡头格局凸显，信义光能、福莱特的产能规模长期领先行业。光伏玻璃需求主要由组件需求带动，价格受龙头议价能力、市场供求关系和上游纯碱价格共同决定。由于光伏玻璃制造对经验技术积累、工艺流程完备性、初始资本投入、环保生产的要求高，且需求影响因素较多，该环节的新进入者有限，目前已形成以龙头为主导的存量竞争格局。预计随着双玻组件渗透率的提高，存量竞争格局将随着新需求释放而得以缓和。大尺寸、薄片化是发展方向。光伏玻璃分为常规组件的盖板玻璃（3.2mm为主）、双玻组件的盖板玻璃（2.0mm，2.5mm为主）、双玻组件的背板玻璃、薄膜组件的TCO玻璃，以前二者为主。盖板玻璃的厚度规格一般为2.0mm、2.5mm、2.8mm、3.2mm、4.0mm，2020年3.2mm厚度规格的市占率为71.3%。但随着光伏组件尺寸越来越多样化，双玻组件的渗透率不断提升，根据其电池板组件轻便性需求，盖板玻璃薄片化（2.0mm、2.5mm）趋势将日益明显。尺寸方面，随着大尺寸硅片的渗透率提高，大尺寸组件的需求将跟随其变化，大尺寸、高功率已成为行业发展共识。根据CPIA数据，以双玻组件类型为例，72片158.75尺寸和50片210.0吗，0尺寸的双玻组件对应的光伏玻璃长宽尺寸分别为2018×996mm、2181×1090mm，功率分别为410W和500W。3.3.4背板：市场竞争持续加剧，玻璃背板的成本优势和内生需求更强背板也称为背膜，起耐候绝缘保护作用，在户外环境下能够保护光伏电池组件抵抗光湿热等环境因素对胶膜、电池片等组件的侵蚀。主要分为有机背板（含氟背板-复合型、涂覆型、涂覆/复合型；非氟背板-复合型、共挤型）和无机背板

（玻璃背板）。集中度高，但原料价格上涨、产品更新迭代速度快、双玻组件对背板需求减弱等因素叠加，加剧竞争程度。截止2021年，中国已有数十家光伏背板企业，全球出货量占比90%。近年来，国外背板企业（例如东丽、肯博、台虹、伊索等）由于无法适应降本增效的产业环境，相继退出市场，促使市场集中度进一步提高。2020/2021年国产出货量CR5为77.5%/80.4%。然而，背板产品自身由于种类繁多、产品更迭快，叠加上游氟膜和PET原料涨价、化工原料价格波动、双玻组件渗透率提高导致对背板的需求减少等因素，市场存量竞争加剧。3.3.5支架：新增装机量刺激支架产能，跟踪支架具有广阔市场空间光伏支架的主要功能是承载光伏发电组件，安装便捷性和使用稳定性是其核心要求。光伏支架主要分为固定支架和跟踪支架。固定支架由五部分构成，包括基础、立柱、立梁、斜撑、檩条。跟踪支架由三部分构成，包括结构系统（可旋转支架）、驱动系统、控制系统（通讯控制箱、风速传感器、云平台、电控箱等），跟踪支架的多功能属性有助于综合管理。市场空间较广阔，跟踪支架引领未来发展。由于过去光伏电站主要建设在中西部平坦地区，传统固定支架长期主导中国市场。根据Bloomberg，2016年跟踪支架的中国市场市占率仅为1.2%。随着光伏新增装机量不断提升，光伏支架需求增长的同时，越来越多的光伏电站建设在环境恶劣的地区，对光伏支架的稳定性提出更高要求。随着技术进步、电站管理精细化程度提高，跟踪支架的性价比优势凸显。当前，欧美企业主导全球跟踪系统市场，2020年全球前十大企业中仅有2家中国企业（中信博、天合跟踪），市占率分别为8%、4%，排名第四、第八；2021年依旧仅有2家中国企业（中信博、帷盛科技），市占率分别为5%、2%，排名第七、第十。3.3.6逆变器：存量技改、新兴市场、政策赋能，集中式&组串式两翼齐飞光伏逆变器是光伏发电系统的核心部件，能够将光伏组件产生的直流电转化为电能质量符合标准要求的交流电，输送给本地负载或电网，并具备相关保护功能。逆变器分为集中式逆变器、集散式逆变器、组串式逆变器、微型逆变器。存量技改时期，逆变器更换需求旺盛。不同于光伏组件一般拥有25年+寿命，逆变器的使用寿命一般在10-15年。中国光伏市场于2011年达到GW级，2013年起开始爆发式增长。因此，自2012年起建成的光伏电站逐渐进入存量技改时期，根据其历史每年的新增装机规模来看，预计未来国内逆变器更换需求将持续高涨。此外，美国、印度光伏市场也分别于2011年、2015年达到GW级，海外市场的存量技改需求同样利好。政策加码，集中式与分布式光伏两翼齐飞，带动集中式和组串式逆变器放量增长。中国分布式光伏经历了从“金太阳”到“整县推进”的历程，随着平价上网时代来临，分布式光伏迈入高质量发展时期。2011-2018年，分布式光伏持续享受更优越的补贴水平，分布式光伏新增装机量从不到10%提升至47%，这一趋势带动下，组串式逆变器份额提升至60%。2021年，国家能源局发布《关于2