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降本又增效，光伏产业景气拐点出现！

作者：蓝色天鹅
2023-01-07 22:14:09
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降本又增效，光伏产业景气拐点出现！

1月6日（周五），光伏板块大幅上涨，光伏ETF涨超5%，两市共16只光伏概念股涨停，共24只光伏概念股涨超10%。究其原因，主要有三个方面

（1）1月5日头部光伏企业交流反馈实际硅料成交价格已低于120元/kg，比市场预期的150元/kg更低近期。而根据硅业分会数据，本周（1月1日-5日）单晶致密料成交均价为17.62万元/吨，自11月以来跌幅已经高达42.4%，但实际降幅超预期。

机构预计2023年硅料价格将继续下行。预计今年1月国内多晶硅产量约10万吨，进口量约0.8万吨，对应超过41GW组件产出，硅料产能还在陆续投放。全年硅料供给有望达到140万吨，对应组件产出532GW。考虑1.25的容配比，对应420GW+装机，大于市场预测的350GW需求。硅料价格持续下探，预计价格有望下降到10万以下。

（2）根据SMM息多家组件企业开始上调1月组件排产计划，体现出组件企业对Q1需求情况的看好。22年年底市场因阶段性担心23Q1光伏需求使得板块估值持续下挫。之前一直预期硅料降价促进产业链需求释放，但是实际上由于价格最初的暴跌导致产业链下游一直在观望，没有实实在在的需求回升，而此次排产数据的回升表明产业链需求开始回暖了，是产业链景气度反转的标志性事件。同时验证了上述提到的产业链价格下降将刺激下游装机量提升的观点，属于超预期。

（3）国内电价可能不断上调的预期。从光伏装机来看，上游降价带来的是“降本”预期，降本固然可以刺激装机需求增加，但如果在降本之外又能增效，则对光伏整体的装机预期更上一层。目前全国各地纷纷调整峰谷电价政策则是“增效”的强力剂。比如上海发布分时电价政策，明确一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电夏季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰时段电价在平段电价基础上上浮80%（去年为60%），低谷时段电价在平段电价基础上下浮60%。，尖峰时段电价在高峰电价的基础上上浮25%。峰谷价差明显扩大。除了上海，河南、江西、湖北等地最近也调整了峰谷电价政策，扩大了峰谷价差。国内电价可能不断上调的预期也将刺激下游光伏电站的建设。

从受益方向上来说，随着光伏下游装机量的提升，光伏电站以及和电站相配套的储能预计有比较快速的增长。此外，随着新增装机的快速增长，光伏辅材比如POE胶膜、石英砂、接线盒、支架、焊带、银浆、光伏玻璃、逆变器等光伏耗材需求也将明显放量，且光伏辅材的弹性更大。而考虑到本轮产业链降价，上游降价幅度要大于下游，下游组件、电池利润率仍有望提升，重点关注Topcon电池、HJT电池、钙钛矿电池等电池新技术。

光伏电站景气度持续升温，关注EPC和绿电运营

1、产业链中枢价格持续下行，光伏电站有望加速开工建设

过去两年的时间，光伏产业链价格处在上行趋势，部分光伏需求受到了抑制，尤其是对于原材料价格比较敏感的集中式光伏项目开工率不高。根据国家能源局的数据，2022年前三季度国内新增光伏装机约为52GW，其中光伏地面电站装机约17GW，占比约为三分之一，占比为近些年来最低。

机构表示，近期硅料价格下跌超预期，按照2.7g/W的硅耗测算，若硅料价格从30万元/吨回调至8万元/吨，组件理论可降价幅度将达0.6元/W，组件价格有望回归至1.5元/W。产业链价格大幅下降，将刺激光伏下游装机量提升，光伏地面电站以及和地面电站相配套的储能预计有比较快速的增长。机构预计2022年和2023年全球新增光伏装机分别为250GW和350GW，2023年同比增长40%，其中地面电站的增速要快于行业的平均增速。

此外，风光大基地建设持续推进也将推动光伏电站的发展。在2022年9月召开的全国可再生能源开发建设形势分析视频会中，提到第一批大型风光项目已经全面开工，第二批项目部分开工，第三批项目的有关工作正在抓紧开展，会议要求目前要进一步推动风光大基地的建成并网，按期完成2022年承诺并网目标，并加快配套储能调峰设施建设，确保同步建成投产。根据11月30日国家发改委环资司发布《能源绿色低碳转型行动成效明显――“碳达峰十大行动”进展(一)》表示，目前第一批95GW基地项目已全部开工建设，其中光伏占60%；第二批大型风电光伏基地清单约42GW，各省市已经完成优选并成项目清单印发，目前正在开展项目前期工作，截至目前，内蒙古、青海、甘肃已经公布第二批风光大基地名单，共计23.23GW。

2、政策加码，光伏电站迎巨额补贴

1月4日晚间，太阳能发布公告下属光伏发电项目公司2022年共收到可再生能源补贴资金36.26亿元，并表示这将显著改善公司光伏电站的现金流，对公司未来光伏电站的运营产生积极影响。这是年初第一家披露电站补贴的上市公司，这预示着今年拥有光伏电站的企业都将在年底给市场带来惊喜。

3、分时浮动电价，光伏电站“增效”强心剂

除了上游降价带来的“降本”预期之外，全国各地大力推行“分时电价”则是“增效”的强力剂。

12月16日，上海市发改委发布《关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知》。通知指出，一般工商业及其他两部制、大工业两部制用电夏季（7、8、9月）和冬季（1、12月）高峰时段电价在平段电价基础上上浮80%，低谷时段电价在平段电价基础上下浮60%，尖峰时段电价在高峰电价的基础上上浮25%。

这也意味着在尖峰时刻电价最高相当于普通电价1*（1+80%）*（1+25%）=2.25倍。

此前全国各地基本上统一执行的均是上下浮动相同的电价规则，比如上海此前电价上浮最高和最低均为60%。本次峰谷价差明显扩大。而除了上海，河南、江西、湖北等地最近也调整了峰谷电价政策，扩大了峰谷价差。

如今上海地区率先实行变革，彻底打破上限的最高价，选择浮动上限，确定下限，对于并网电站的营收将起到积极作用。

4、建议关注电站EPC与绿电运营

机构表示，光伏产业链价格回落，部分利润向下游电站传导，电站运营商IRR提升盈利改善，电站EPC有确定性增量机会。建议关注芯能科技、能辉科技、苏文电能、晶科科技、中博、正泰电器、意华股份、清源股份、林洋能源、上能电气、三峡能源、太阳能等。

储能受益光伏装机量提升，大储受关注

1、光伏降价，储能发展迎来新机遇

光伏产业链整个环节都在降价，会推动光伏电站装机的需求。与此同时，目前各地新能源项目存在刚性的配套储能需求。从各省发布的规划及政策文件来看，新能源配置储能比例大多在5%-20%之间；配置小时大多在2小时。这也就意味着，随着光伏装机量的提升，也将提高储能设施的需求。而与地面电站相对应的储能正是大型储能，区别于欧洲用户储能为主，我国大储占比超过95%，发挥着举足轻重的作用。

据测算，当光伏组件价格跌至1.7元/W以下时，配储所带来的成本压力将被抵消，并且碳酸锂现货价格也在不断下降，目前已经从60万/吨跌至50万/吨左右，预期2023年价格中枢将回落至40万/吨左右，也一定程度上降低了储能电池的成本，成本居高不下和商业模式不清晰这两大难题在近期都有所解决。2023年储能的毛利率有望向上，行业发展进入了新时期。可以说，光伏降价，为储能的发展带来了机遇。

2、国内大储商业模式越来越清晰

长江证券表示，支撑国内储能增长的商业模式已有根本性变化，此前参与的主体是电源侧配储，储能利用率极低，仅作为可再生能源并网的“路条”，因而也导致了劣币驱逐良币。但今年招标的项目有近70%是独立储能，形成了有效的商业模式。其收益来源点包括1）可再生能源为获取并网条件，支付的容量租赁费；2）地方政策给予的容量补偿收益；3）现货市场交易的价差收益；4）部分省份能够获取调峰调频等辅助服务收益。在成体系的盈利框架下，国内储能产业链预见曙光。

12月21日，山东省能源局印发《2022年市场化并网项目名单》，共包含54个光伏项目、装机容量合计约6.93GW，54个光伏项目配置储能共计约2.7GW/5.5GWh。与此同时，项目开发单位还承诺配置储能设施并明确并网时限。具体来看，6.93GW光伏及配套2.7GW/5.5GWh将于两年内实现并网，其中549.3MW/1158.7MWh储能及对应的光伏承诺将于2023年底前并网，还有2.15GW/4.34GWh和配套的光伏将于2024年底前并网。而且配套的储能项目有配建电化学储能1.42GW/2.84GWh和配建大规模独立储能1.25GW/2.5GWh两种模式。

根据此次山东公布的项目清单来看，山东光伏项目配储比例已经提高到最高42%，而去年山东公布的2021年度市场化项目配储比例仅为10%。据北极星储能网不完全统计，山东目前在全国位居第二、仅次于河南省的最高55%。

此外，山东是第一个独立储能进入电力现货市场的省份。目前山东独立储能电站享有共享租赁、现货套利和容量电价补偿三种收益模式。据山东电力工程咨询院数据，该模式下100MW/200MWh独立储能电站每年有望获得现货套利收益约2000万元、共享租赁收益约3000万元，以及容量电价收益约600万元。在总投资约4.5亿元，融资成本4.65%的基础上，项目有望实现资本金收益率8%以上。

综上，产业链成本的下降，使得国内大储即使不向用户侧电价端传导成本压力，也能够通过容量租赁、现货价差、辅助服务等市场化的方式实现降本。特别是在山东省模式全国领跑后，国内大储商业模式将越来越清晰。

3、美国大储需求弹性将更大

此外，美国大储这个分支需求弹性将更大。美国储能市场同样是以大型储能为主，占比超70%。由于新的ITC投资政策，美国光伏发电及其配储项目普遍可享30%ITC免税额度，即退还投资产生增值税的30%。并且由于美国电力市场化更加完善，储能商业化模式比较成熟，储能的投资收益率在18%以上，而中国目前的储能收益率较高的也就在10%左右。机构预计到 2025年美国新增表前储能装机规模将达190.3GWh，2021-2025年年化复合增速高达125%。

光伏辅材各环节放量可期，重点关注POE胶膜等

机构研究表示，从受益分支来看，光伏产业链降价，弹性最大的是辅材环节。比如POE胶膜、石英砂、接线盒、支架、焊带、银浆、光伏玻璃、逆变器等。辅材环节一方面不会受到降价的影响，另一方面受益于降价带来的光伏装机量的高增，另外如光伏支架、铝边框等环节还受益于大宗成本有较大幅度下降。

具体来看，光伏辅材，明年部分环节将迎来量利齐升

1）POE胶膜在辅材环节中，其中一个比较紧缺的就是POE粒子及胶膜，核心驱动就是TOPCon等N型电池技术的放量。

TOPCon等N型电池组件对胶膜要求更高，相比于EVA胶膜，POE胶膜在抗PID、水汽透过率、体积电阻率及抗老化能力等方面表现更好。比如TOPCon电池对水汽更敏感，所以要求更好的防水性。当前量产的TOPCon电池基本采用双面POE胶膜封装，未来可能采取POE+EPE封装的形式。

供需来看，需求层面明年TOPCon电池出货量占比可能要达到10%以上，规模预计在40GW以上；而POE胶膜粒子主要由陶氏/LG等几家海外公司供应，预计23年有效产能30-40万吨，若只供应双面电池，那么也就够30-40GW。所以，若后续N型电池放量，那么POE胶膜供需将呈现偏紧的态势。

2）石英供应紧张，全球供应集中，行业需求快速增长而供给受限，在下半年弱排产时候仍在涨价，明年可能更紧张。

3）浆料TOPCon银浆用银量较PERC提升40-50%，加工费更高，产品的技术门槛也在提升。

其他受益环节重点关注电池新技术

此外，机构表示，从结构上看，本轮光伏产业链降价上游降价幅度要大于下游。下游组件、电池利润率仍有望提升。考虑各环节基本情况，预计主材环节电池片、组件利润率还是会有所提升。

1）电池目前大尺寸供需吃紧，新产能多为N型，预计明年供需态势仍然偏紧。

2）组件盈利处于历史偏低水平，随着市场放量及上游盈利占比降低，加上一体化模式的冲击基本结束，预计组件环节盈利能力将提升。

其中，电池环节新技术红利将会更充分的体现。此次大幅降价的电池片均为P型电池片，而新技术电池的产能依旧短缺。而新电池技术产能、爬坡、良率等均有不确定性，预计紧缺时间可能较长。此外，随产业链价格回落，终端对新技术溢价接纳度会更高。未来电池片出货结构中，N型电池新技术Topcon电池、HJT电池、钙钛矿电池等的占比有望持续提升。

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