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1.1、近一月光伏指数弱于沪深 300，中长期光伏板块高景气不减
近一月光伏板块弱于大市，相较沪深 300 指数跌幅拉大。近一月光伏指数下 跌 22.21%，沪深 300 下跌 6.17%，光伏板块跑输沪深 300 指数 16.04pct。 需求释放叠加产业链压力缓解，中长期光伏板块高景气度不减。一方面，在 构建新型电力系统以及碳中和碳达峰目标支持下，各省积极出台 “十四五”可再 生能源发展规划；同时，集中式大基地、分布式整县推进等政策利好叠加光伏项 目经济性凸显，预计“十四五”期间光伏新增装机将大幅增长，行业需求继续提 升。另一方面，2022 年产业链压力有望逐步缓解，推动光伏板块基本面进一步改 善。
近一个月新能源电力板块调整，电力设备行业跌 16.9%，沪深 300 跌 5.4%。 其中光伏板块：光伏电池组件跌 10.94%，光伏设备跌 12.76%，光伏发电跌 17.45%， 光伏辅材跌 18.36%。
近一年光伏板块经历大幅上涨后有所回调，但整体趋势仍然保持上行。光伏 电池组件板块大幅上涨，较光伏其它领域保持相对强劲涨势；光伏设备和光伏辅 材板块经历迅速拉升后震荡下行。整体来看，近一年光伏板块持续调整，市场逐 渐回归合理风险偏好，但整体趋势仍保持较高景气。
2.1、国内：多项政策加速“双碳”进程，“十四五”加速风光装机
多方面措施推动储能高质量高规模化发展。2 月 22 日，国家能源局发改委正 式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》。文件提出到 2025 年，新型储能由商 业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。电化学储能系统成 本降低 30%以上。到 2030 年新型储能全面市场化发展，与电力系统各环节深度融 合发展，基本满足构建新型电力系统需求。 多角度制定储能发展策略。《方案》从技术强化，示范推广，规模应用，机制 完善，管理体系，国际合作等多个方面制定了相应的指导措施，以实现双碳目标， 构建新型电力系统，推动储能高质量规模化发展。
国内储能发展难点：（1）市场定位不准确，商业模式不清晰；（2）成本较高， 投资积极性弱。此次《方案》中明确了储能独立市场主体地位，从电源侧，电网 侧，用户侧不同应用场景合理疏导储能成本，探索性将电网替代储能设施成本纳 入输配电价回收等措施有利于解决当前储能发展的难点问题，推动储能投资积极性，从根本上促进储能行业健康有序发展。
可再生能源补贴欠款或将解决，运营商现金流有望改善。3 月 27 日，据中国 证券报消息，国家主管部门正在就可再生能源补贴欠款事项进行系统性清查，3 月底前将完成企业自查。预计最快一个季度，主管部门将对上述企业清查完毕， 此后国家将一次性发放历史拖欠补贴。 政府预算大幅增长，主要用于解决补贴欠款。2022 年中央政府型基金支出预 算大幅增长，推断主要增长预算用于解决可再生能源补贴欠款。其中，其他政府 性基金 2021 年实际支出 985 亿元，2022 年预算提高至 4594.5 亿元。根据 CWEA 数据，截止 2020 年底，估计可再生能源补贴累计拖欠约 3000 亿元。因此我们推 断，本次预算增长的主要原因系可再生能源补贴支出大幅增长，可基本解决历史 拖欠问题。
解决补贴历史包袱，坚定新能源发展决心。本次有望解决可再生能源补贴欠 款，极大提升政府公信力，进一步昭示我国实现能源碳达峰与碳中和目标的决心， 有利于增强政策执行力以及后续进一步推动能源革命，确保能源供应，立足资源 禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，推进能源低碳转型。 新能源运营商流动性好转，为后续扩张提供动力。新能源运营商的应收账款 将逐渐变现，为光伏、风电等新能源行业进一步扩张提供充足动力，考虑到现有 项目一般存在杠杆，将撬动更多资金投资于新能源项目。
大基地项目稳步推进，一期大基地为 2022 年地面电站装机提供有效保障。“十 四五”期间预计风光大基地项目总量 200GW 以上, 其中第一批大基地项目涉及 19 省份，规模总计 97.05GW，2022 年投产容量合计 45.71GW，按照 50%光伏装 机计算，规模可达 23GW。 保障性并网项目同样为 2022 年地面电站项目提供支撑。2021 年各省公布的 保障性并网光伏项目达到 65.37GW, 假设按照 22 年 1/3 并网率，则平价项目装机 可达 21GW。
2.2、海外：PPA 价格上行，预计装机需求旺盛
从 PPA 价格水平来看，北美及欧洲两个主要海外光伏装机市场 PPA 报价长 期上行，预计需求旺盛且对组件价格接受度高。其中，北美风、光等新能源 PPA 价格在 2020 年起稳定上行，2021 年光伏 PPA 累计上涨已超 10%，而欧洲平均 PPA 价格在 2021 年呈显著增长态势且迄今势头不减，因此我们判断北美欧洲市场对于 光伏装机的需求旺盛，且由于 PPA价格水平较高，因此对高价组件接受程度更高。
2.3、海外：德国可再生能源目标有望提前，预计风光助力能源结构转 型
德国发电结构中天然气占比较高，预计未来风光持续助力能源结构转型。 2015 年以来，德国煤电发电量逐年降低，但天然气、风电、光伏等发电量占比走 高，2020 年占比分别为 16.1%、22.9%、8.8%。此外，德国计划在 2022 年彻底退 出核电，预计未来风电光伏将持续助力德国进行能源结构转型。 德国内阁通过一揽子法案，预计加速可再生能源扩张，光伏装机增速上移。 4 月 6 日，德国内阁通过一揽子法案，将“完成 100%可再生能源供给，放弃化石 燃料”的目标日期从原定的 2040 年提前至 2035 年，下一步将进入议会立法程序。 根据该文件，到 2030 年德国可再生能源发电量占比应达到 80%，并明确 2030 年 各年度的光伏新增装机计划，预计太阳能装机到 2030 年将达到 215GW。
2.4、海外：地区争端加速欧洲能源转型
3 月 8 日，欧盟委员会发布了一份 RePower EU 通讯，要求欧盟加速太阳能发 电的部署。据此，SolarPower Europe 提出 2030 年欧盟 1TWh 装机目标的路线图。 俄乌局势下，欧洲对于能源安全的要求愈加迫切。欧盟数据显示，欧盟 90% 的天然气消费量来自进口，俄罗斯提供了欧盟总天然气消费量的 40%以上。俄罗 斯还占石油进口的 27%和煤炭进口的 46%。因此，预计欧盟将加快绿色转型，既 可以减少排放，又可以减少对进口化石燃料的依赖，并防止能源价格上涨。
能源安全背景下，欧洲可再生能源目标有望再次上移。2021H2 发生的欧洲能 源危机让欧盟建议将 2030 年可再生能源占供能比例从以前的 32%提高到 40%。 2022 年 2 月，欧盟委员会的提案确认了 40%的可再生能源目标。考虑到乌克兰局 势及欧洲能源安全，欧洲议会中的最大团体欧洲人民党（EPP）近日批准了关于 欧盟在 2030 年前实现至少 45%可再生能源目标的建议，要求欧盟上移其可再生能源目标。 在大力发展光伏等新能源方面，中国经验值得借鉴。以中国为例，2021 年光 伏新增装机量约 54.9GW，预计 2022 年可高达 90GW，增长超过 60%。借鉴中国 经验，欧盟的目标是完全可能实现的。SolarPower Europe 此前预计 2021 年末欧盟 光伏累计装机 165GW，并预计 2025/2030 年欧盟光伏累计装机达 328/672GW，但 在加速装机的乐观情境下，2025/2030 年欧盟光伏累计装机有望达到 458/1050GW。
3.1、硅料：新增产能逐渐投产，放量节奏决定
2022 年装机上限 基于当前需求判断，2022 年硅料仍是最紧缺环节。假设硅料规划产能均能落 地投产，根据通威、大全、新特、亚硅、协鑫等头部硅料企业的投产计划测算，到 2022 年底硅料名义产能在 100 万吨以上，但由于硅料投产后需要 4-6 个月爬坡 期，因此全年实际新增产量有限，预计 22 年实际新增硅料产量 24 万吨，累计有 效产量 84 万吨，折合组件产能约 290GW, 基于当前对 2022 年光伏需求的预测， 硅料供给仍然处于紧平衡状态。
新增产能将逐渐投产，放量节奏决定 2022 年装机上限。2022 年上半年，通 威、大全共计 13.5 万吨（名义产能）将满产释放，其他新特技改及新建包头项目， 青海丽豪，亚洲硅业，东方希望，协鑫颗粒硅产能预计将在下半年陆续投产，考 虑 4-6 个月爬坡期，对 22 年新增产能贡献量有限。具体投产时间及产能爬坡期决 定硅料 2022 年产量上限，从而影响供需平衡关系。（报告来源：未来智库）
3.2、全球需求：光伏景气度向好，2022 年装机有望超此前预期
预计未来光伏新增装机复合增速超 20%，2022 年为光伏增长大年，市场化 需求有望放量。2015 年以来，全球光伏新增装机快速增长，预计 2022 年新增直 流端装机约 238GW，未来新增装机量有望维持增速，2025 年可达到近 400GW，5 年复合增速超 20%。 预计全球光伏需求扩张的动力来源于中国、印度、美国、欧洲等重要市场。 2020 年四大经济体的碳排放量占全球的 63%左右，碳中和目标驱动下对光伏支持 力度较强，全球光伏新增装机中四大市场占比约 70%，预计未来随着各国继续加 码光伏，重要市场仍然是光伏需求扩张的主要力量。
国内光伏装机短期受疫情影响，3 月同比增速放缓。4 月 20 日，国家能源局 公布光伏装机数据，2022 年 3 月国内光伏新增装机量 2.35GW，同比增长约 13%， 主要原因系疫情影响装机进度，1-3 月累计装机同比增长近 150%，依然看好疫情 受控后，国内全年光伏装机需求复苏。 分布式装机量占比处于高位，贡献主要增长动力。根据国家能源局数据， 2016-2021 年分布式装机占比中枢上移，2021 年分布式装机占比首次过半。而根 据国网数据，预计 2022 年 1-3 月新增装机中分布式装机量占比有望达到近 70%， 主要原因系整县推进政策和高投资回报率促进国内分布式光伏装机贡献主要增长 动力。
3.3、海外需求整体起量支撑我国组件出口高位稳定
组件出口高增，主要原因系印度关税空窗期及欧洲需求旺盛。根据海关总署 及盖锡咨询数据，2022 年 1-3 月光伏组件出口量 41.3GW，同比+109%。（1 月 11.96GW，同比增加 125%；2 月 14.88GW，同比增加 123%； 3 月 14.46GW，同 比增加 85% ）。 印度：因今年 4 月加增关税、抢库存因素出口量快速增加，1-3 月印度光伏 组件累计出口规模达 9.58GW ，同比增加 373%。 其他国家：剔除印度后，海外其他国家 1-3 月光伏组件出口量 31.72GW，同 比增加 78%，剔除印度抢装因素后全球装机依然保持快速增长。
我国逆变器出口显著修复，预计 Q2 有望保持较高水平。Q1 海外装机需求高 增，逆变器 1-3 月出口规模和金额均显著提升，2 月受春节假期影响，出口数量同 比略微持平，3 月出口量快速修复，同比增速 29.77%。预计 Q2 装机需求高景气 延续，逆变器出口有望保持较高水平。
荷兰、巴西是目前我国逆变器最大出口国。2017 年至今，荷兰始终是我国逆 变器出口最大目的国，2021 年出口金额占比达到 21.9%。2019 年之前，印度是我 国逆变器第二大出口国；2019 年起，巴西迅速成为我国逆变器第二大出口国，2021 年出口金额占比近 10.7%。2022 年 1-3 月，荷兰、巴西在我国累计出口总额中分 别占比 21.8%、12.1%。此外，德国、澳大利亚、日本等国也是我国主要的逆变器 出口地区。
广东、浙江是我国逆变器出口最主要省份。2022 年 1-3 月，浙江省、广东省 分别累计出口 354.8、344.5 万台，占总出口量的 39%、38%，合计占比将近 80%， 是我国逆变器出口两大基地。
3.4、产业链各环节招标情况
（1）组件：龙头企业彰显品牌优势，市场装机需求持续旺盛。
N 型高效组件存在明显溢价。中核汇能、华电、国电投组件招标项目中的溢 价分别为 0.094 元/W、0.038 元/W、0.141 元/W，中标候选人涉及隆基股份、晶科 能源、晶澳科技、天合光能等组件一体化厂商。 组件龙头企业中标量遥遥领先。据盖锡咨询统计，从 2020 年到 2022 年 4 月 8 日，光伏组件中标企业前十名为隆基股份、天合光能、晶澳科技、东方日升、 英利集团、正泰新能源、晶科能源、亿晶光电、环晟光伏、爱康科技，各企业中 标量分别为 22.80GW、15.17GW、11.57GW、7.06GW、6.55GW、6.12GW、5.89GW、 3.50GW、3.02GW、1.50GW。
（2）EPC：EPC 项目规模持续增长，集中式电站占据主流。
第一季度开标的光伏 EPC 项目规模超过 19GW，1-3 月项目规模分别为 5.23GW、6.01GW、7.79GW，集中式电站 EPC 占比达到 88.87%。 从中标价格看，集中式大 EPC 和分布式大 EPC 均价有所下降，分布式小 EPC 和集中式 EPC 均价则略有增长，组件报价居高不下的情况下，业主对于大 EPC 高报价接受度有所降低。 从中标企业看，中国电建和中国能建中标规模名列前茅，一季度中国电建中 标 7.83GW，占比 41.15%，中国能建中标 3.29GW，占比 17.29%。中国电建和中 国能建占据了主要的光伏 EPC 项目。
（3）逆变器：第一梯队逆变器企业具有优势。
3 月以来逆变器中标项目中，华为、阳光电源等第一梯队逆变器企业在中标 排名和中标报价方面具有明显优势，单价上有 0.01-0.03 元/W 的溢价。
4.1、价格：需求支撑硅料价格高位维稳，中下游制造博弈激烈
（1）硅料：2022 年 Q1 光伏装机需求旺盛，强劲需求支撑硅料价格高位维稳。 硅料价格在 2021 年 10 月底达到 270 元/kg 的最高点后，在 12 月初价格小幅回调； 2022 年 1 月以来，终端装机需求强劲，硅料价格仍然保持 246 元/kg 的高水位。 预计随着上半年通威股份、大全能源、新特技改等新项目投产，预计价格有望回 调至 220 元/kg。
（2）硅片：硅片价格探底回升，继续大幅上探可能性较低。2021 年 10 月底，硅 片开启一小轮价格战，182 硅片价格从最高 6.88 元/片跌至 5.4 元/片，降幅达到 17%， 电池厂家迅速开始囤货，推动硅片价格已探底回升到，目前价格已回到 6.77 元/ 片，预期随着硅料新增产能逐渐投产后价格下降，硅片价格将震荡下行。
（3）电池：落后产能加速出清，价格传导能力增强。电池环节由于格局较为分散， 对上下游议价能力较弱，价格增速较慢，盈利能力弱，落后产能逐步停产淘汰。 2022 年，电池环节议价能力显著提升，价格传导能力增强。当前价格 166/182/210 电池片的价格分别达到 1.12/1.17/1.17 元/W 的高点。
（4）组件：价格维稳为主。多样化需求支撑组件价格超过 1.85-1.92 元/W，组件 均价已连续两月维持稳定。近期由于硅料价格处于高位，组件厂家仍有涨价传导 成本的意愿，预计随着硅料产能释放降价后，组件价格有望回调至 1.8-1.85 元/W。
4.2、产业链各环节开工率及盈利能力
（1）硅料：装机需求旺盛，支撑硅料盈利能力维持高位。
海外硅料因疫情原因进口受阻，硅料环节供给紧张延续。硅料全行业保持满 负荷运行状态，4 月部分硅料厂家检修完成，开工率恢复，预期 2022 年硅料有效新增产量在 25 万吨左右，全年供给紧张延续，开工率有望维持高水位。
供需缺口下硅料价格持续上涨，盈利能力持续维持高水位。Q1 光伏下游装机 需求旺盛，支撑硅料价格高水位，上游工业硅等原材料价格保持稳定，硅料环节 盈利能力持续提升。
（2）硅片：开工率反弹，盈利能力快速修复。
硅片环节开工率反弹，一体化企业优势凸显。下游高需求支撑硅片环节开工 率迅速上升，4 月一体化硅片开工率达到 89%，专业化开工率达到 82%。硅料供 给持续紧张下，“拥硅为王“现象持续，具备供应链优势的头部硅片企业掌握价格 话语权，硅片价格持续上涨，价格传导顺利，盈利能力快速修复。
（3）电池：开工率分化较大，盈利能力承压。
需求刺激下开工率稳步回升，头部一体化企业优势突出。电池片环节格局分 散，头部一体化企业有下游订单需求托底，开工率相对保持高位稳定，2022 年以 来持续受下游需求刺激，开工率稳步回升。
价格传导能力较弱，盈利能力承压。电池环节产能较高，供给相对过剩，单 一化电池环节对上下游议价能力较弱，盈利能力持续承压。
（4）组件：价格传导滞后，盈利能力下滑。
组件是光伏制造的最末环节，22Q1 在需求刺激下开工率开始修复。22Q1 在 需求刺激下组件开工率有明显回升，预计 Q2 光伏装机旺季需求强劲有望延续， 支撑组件环节高开工率。
价格传导滞后，盈利能力下滑。22Q1 硅料价格持续上涨，组件在价格传导方 面存在一定的滞后性，行业平均盈利水平下滑，目前组件企业正在酝酿涨价，盈 利能力有望回归至正常水平。（报告来源：未来智库）
4.3、高景气细分赛道：逆变器+光伏玻璃
（1）逆变器：高景气赛道叠加，逆变器行业扬帆起航。
光伏发电市场的蓬勃发展，逆变器出货量不断攀升。逆变器是光伏系统中的 重要组成设备，只占系统总成本 8%-10%，却直接影响发电效率，运行稳定性和 使用寿命，在整个光伏发电系统中占有重要地位。据伍德麦肯兹发布的“2020 全 球光伏逆变器供应商市场排名”显示，2020 年，全球光伏逆变器出货量增至 185GW， 同比增长超过 40%。其中，亚太地区出货量 100.92GW,与 2019 年相比增长了近 50%。仅中国就占了全球出货量的约 30%。由于逆变器出货量与光伏新增装机量 完全相关，未来随着光伏发电市场的蓬勃发展，光伏逆变器出货量将大幅增长。
储能新市场即将爆发，储能逆变器发展空间广阔。根据 CNESA 的数据，2021 年全球电化学储能市场预计新增 8.37GW,同比增长 77%，累计装机规模为 22.6GW, 年增长率 58.7%，到 2025 年底，全球电化学储能市场累计应用规模将为 138.6GW, 五年内增长 10 倍，2021-2025 年 CAGR 为 57.3%。储能市场快速增长背景下，储 能逆变器需求爆发，发展空间广阔。 在美国、欧洲市场的共同拉动下，全球户用储能装机份额将会保持高速增长， 2025 年全球装机量预计将达到 20.16GWh，2021-2025 年 CAGR 达到 40%，以 德业为代表的逆变器行业新进入者，通过低功率户用储能的差异化产品，迅速打 开海外户储市场。
（2）光伏玻璃：竞争格局不确定性蕴含机会，头部厂商盈利优势显著。
政策制约产能扩张，头部厂商产能将保持主导地位。由于产能置换政策中产 能风险预警机制的实施，光伏玻璃新进入者扩产进度仍有一定的不确定性。预计 在资本支出及政策原因双重制约下，头部厂商将继续保持行业主导地位，2022Q1 末 CR2 名义产能占比达到 54%，名义产能占比保持过半。 头部厂商毛利率行业领先。福莱特 2021 年光伏玻璃业务毛利率为 35.7%，与 信义光能光伏玻璃业务毛利率相近，与洛阳玻璃、亚玛顿等企业毛利差距在 10pct 以上，原因系头部厂商原材料成本较低、窑炉大小领先等多方面优势积累。
5.1、电池新技术百花齐放
电池新技术百花齐放，按照材料类型可分为晶硅电池和薄膜电池；按照晶体 类型可分为多晶硅电池和单晶硅电池；按照掺杂类型可分为 P 型电池和 N 型电池； 按照电池结构可分为 BSF，PERC，TOPcon，HJT 和 IBC 电池等。
（1）N 型电池：更高的少子寿命减少电学损失，引领下一代新技术发展。
相对于 P 型硅片而言，以 N 型硅片为基底的太阳电池在发电效率的提升方面 有诸多优势，主要体现在降低电学损失方面：1）更高的理论效率极限；2）更高 的少子寿命和杂质容忍度；3）无光衰；4）更低的温度系数。 N型电池市场份额将有望持续提升。N型硅片相较于P型硅片具有诸多优势， 过去由于 N 型硅片中的磷原子与硅相溶性较差，分凝系数低，电阻率均一性差， 工艺技术不成熟，成本较高，限制了 N 型硅片的发展。随着 N 型硅片工艺水平的 逐步提高、吸杂工艺的普及化以及 TOPcon 和 HJT 电池逐步实现规模化，未来 N 型硅片的市场份额有望持续提升，逐步实现对 P 型市占率的超越。
（2）IBC：背面指交叉技术，将正面栅线转移到电池背面，可与任何一种电池结 构相结合，通过减少正面光线遮挡来提高电池效率。 TBC=TOPcon+IBC; HBC=HJT+IBC; PBC=P 型+IBC（HPBC 中 H 代表 High effciency，高效） IBC 电池的优势：美观，高效。
IBC 结构理论上可将光电转换效率提升 0.6-0.7%。以 10BB 的 182 PERC 电 池为例,主栅线宽度为 0.1mm,细栅线宽度为 30μm，栅线遮挡面积约为 990mm2 , 占电池总面积的 2.9%，按照 23.5%的电池效率计算，将正面栅线移除后，理论上 电池效率可提升 0.68%。因此，移除正面栅线能够显著降低光学损失，实现入射 光子的最大化利用，是提高光电转换效率的有效方式。 IBC 电池对基体材料要求较高，需要较高的少子寿命。因为 IBC 电池属于背 结电池，为使光生载流子在到达背面 p-n 结前尽可能少的或完全不被复合掉，就 需要较高的少子扩散长度，因此 IBC 电池需采用高少子寿命的 P 型硅片，或者 N 型硅片，以保证更高的载流子收集率。
5.2、光伏新技术路线发展判断
HPBC：以隆基为领先企业，结合 P 型 TOPcon 和 IBC 工艺，对上下游配套 要求较高，一方面要求使用高体少子寿命硅片（目前满足要求的硅片占比不到 20%），另一方面需要优化组件焊接端匹配电池背面指交叉栅线，对一体化企业规 模和研发能力要求较高。
TOPcon：以晶科为领先企业，工艺流程相对更为成熟，隆基，晶澳，天合， 通威等主流企业在TOPcon上均有技术储备和布局，可以认为是大众化提效路径。 PERC 电池效率已接近极限，行业亟需发展下一代电池技术。当前 TOPcon， HPBC 技术已具备扩产性价比，HJT 电池高成本问题还有待解决。结合不同技术 路线发展背景，成本，效率，良率，双面率，应用场景等因素，我们认为短期看 TOPcon 与 HPBC 电池将通过差异化市场需求并行发展，长期将由 HJT 技术形 成统一路线，扩产节点取决于其提效降本技术落地情况，需跟踪关注 HJT 设备， 金属化技术降本进展。