分析师：胡鸿宇 执业证书编号：S0890521090003
1. 2020回顾：供给短缺涨价阻碍光伏新增装机，招标价格下降风电装机超预期
1.1. 光伏：硅料供应紧缺传导产业链价格维持高位，上游博弈组件盈利能力有望回升
全年几乎无新增供给，硅料价格全年连续上涨并维持高位。相比于2019年硅料产能的集中投放，2020-2021年行业新产能释放较少，加之2020年部分二线与海外企业关停产线，2021年硅料环节供给格局整体偏紧。从硅料价格来看，在2020Q3因新疆出现爆炸检修导火索带来硅料阶段性紧缺下上涨之后，2020Q4随着终端装机的兑现，硅料边际需求回落，价格亦出现一定幅度的下降；进入2021年后，在硅片环节产能逐步释放、进口硅料主动提价且硅料供应增量远低于需求增量等因素支撑下，硅料价格开始新一轮上涨，致密料价格至5月中旬上涨至200元/kg以上并维持相对稳定，直至9月下旬因上游工业硅价格快速攀升而进一步上涨至260-270元/kg区间。根据PVInfolink数据，截止2021年12月10日，多晶硅致密料价格周均价上涨至257元/kg（含税），相对于年初涨幅约217%。
新产能逐步投产，硅料将出现阶段性产能过剩价格将进入下跌周期。进入2021Q4，随着通威乐山基地二期和大全能源新疆4万吨硅料的产能正式点火投产，开启了硅料的新一轮扩张周期，硅料产能将在2021Q4-2022年间快速扩张释放，该区间新增产能有望达到70万吨以上，对应组件产能达到200GW。考虑到爬坡周期，我们预测2022、2023年硅料产量预计分别为：84.5万吨、137万吨，比2021年新增45%、120%，环比新增45%、52%；2022、2023年硅料可支撑组件产量预计分别为：296GW、466GW，比2021年新增51%、137%，环比新增51%、57%，而中国光伏协会CPIA预测2022、2023年装机中位值为205GW、240GW，乘以1.2容配比后对应组件需求：245GW、290GW；2021Q4~22Q1将迎来第一波硅料新建产能的密集投产，将在2022Q1-22Q2达产至满产状态，硅料供需失衡局面将得到极大扭转，硅料价格会迎来第一波快速下跌；2022Q3-22Q4将迎来第二波硅料新建产能的密集投产，将在2022Q4-23Q1达产至满产状态，硅料将出现阶段性过剩，硅料价格会迎来第二波快速下跌。
上游成本压力传导，硅片、电池片价格全面跟涨。随着硅料价格上涨，硅片环节由于与硅料环节直接相邻，且有硅料采购长单等因素的影响，对价格压力的传导相对主动，2021年初至11月中旬各主流尺寸硅片价格涨幅约75%-80%。电池片环节由于供需格局相对不佳，对价格压力的传导相对被动，但全年亦出现明显涨价，主流尺寸电池片相对于年初价格上浮约20%-30%。
进入Q4下游开工不及预期，库存压力下硅片环节价格战再度开启。在11月硅片价格进入顶峰期间，对应传导至组件的价格最高达到2-2.1元/W，下游电站成本压力下选择观望，下游需求新增不及预期，由于龙头企业Q3开始高价购买的硅料进行生产硅片带来了存货的高额攀升，在存货居高不下的压力下，硅片两大巨头隆基和中环先后下调硅片价格，价格战再度开启，产业链环节博弈情绪浓厚。
产业链博弈组件环节最受影响，21年盈利能力持续承压。产业链部分环节供给紧缺涨价的影响下，光伏产业链与终端电站的博弈贯穿全年。在供应链成本上升的挤压下，2021年全年光伏组件价格也明显上调。组件环节是上游制造与下游电站的中间枢纽，作为系统集成类品牌业务，材料成本占比较高，在上游成本大涨和下游价格弹性较低的背景下，很难将上游成本对等转移到下游，这也是组件环节背腹受敌的主要原因。根据2021H1半年报显示，两大组件巨头晶澳科技和天合光能的毛利率降至13.02%和10.74%，毛利率水平降至历史新低，组件厂商的盈利能力持续承压。目前看随着上游硅片硅料的产能逐步释放，虽然产业链上下游的博弈依然惨烈，但各环节达成一个默契的毛利率平衡来维持产业链各环节的正常运行，随着上游的价格战有望打破这一平衡后，组件环节有望走出成本困境，盈利能力将在2022年触底回升。在上半年硅料价格进入200元/kg以区间之后，行业内组件招标价格基本位于1.8元/W左右，其中一线企业报价普遍超过1.8元/W，而在9月下旬硅料价格上冲至260元/kg之后，组件环节价格亦快速上涨至2元/W以上。高昂的组件价格已将光伏电站整体系统成本得到显著提升，电站端的IRR已降至6%以下，下游电站端建设进度显著放缓。
产业链价格上行压力下，光伏装机增速不及预期。根据中电联数据，2021年1-10月我国新增光伏发电并网量29.31GW，同比增长33.96%。根据国家能源局数据，2021年1-10月新纳入国家财政补贴规模户用光伏项目总装机容量为13.61GW，占全部并网量的46%，考虑部分工商业分布式装机，预计1-10月国内地面电站装机需求约10-15GW，距年初产业预期有较大差距。
产业链上游的产能释放和价格回落的预期下，上下游博弈有望反转有望打开明年光伏新增装机需求潜力空间。一方面，下游硅片、电池片和组件企业会谨慎备货，以避免硅料价格下跌带来的损失，同时加快去库存，因此开工率会受到一定影响，四季度开工率甚至可能回落。另一方面，目前组件价格仍然偏高，在等待硅料价格回归的背景下，下游电站端只会维持最低的装机，需求会尽量推迟，目前主要是经济性或者规模性较好的项目。我们认为随着明年产业链供给全线复苏，双碳愿景和国家风光大基金对于光伏装机的需求将持续旺盛，这也意味着被暂时抑制的装机需求将在明年尤其是下半年开始爆发。
出口：海外需求旺盛推动组件出口持续上升态势，组件关税豁免权恢复美国市场有望加快。2021年1-10月，中国光伏组件出口量呈持续上升态势，并且较2020年同期上涨30%，较2019年同期上升40%，说明全球对于光伏组件的需求依旧高涨，并且得益于各国碳排放政策的出台，对组件的需求有望进一步扩大。在组件单价方面，由于硅料价格的进一步上涨，来自于供应链上游的压力渐增，组件价格自5月迅速上涨，10月份组件价格已达到全年单价顶峰。即便如此，10月组件出口量依旧同比增长，趋近高峰季度出口量，进一步证实全球市场对新能源趋势的肯定态度。根据光伏行业协会的数据显示，上半年组件出口除了第一大市场欧洲外，巴西、印度、日本等地的出口也保持较高的份额，随着美国双面产品关税豁免，性价比将大幅提升，既可以刺激美国需求，又能带动组件龙头将产品结构更多向双面切换，出口美国以东南亚工厂为主，有海外建厂能力的组件龙头企业将直接收益。
1.2. 风电：补贴最后一年海风面临抢装潮，招标价格下降趋势明显平价化有望加速到来
2021年新并网规模持稳，海上风电抢装临近尾声：根据中电联数据，2021年1-10月我国新增风电并网量19.19GW，同比增长4.92%。2019年国家发改委《关于完善风电上网电价政策的通知》明确，对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价；2020年初《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确提出，2022年起中央不再对新建海上风电项目进行补贴。基于现有政策框架，2021年海上风电进入抢装期，全年有望贡献新增装机容量约8-10GW。
我国风电累计装机规模稳步增长，累计并网超30GW全球之最。根据国家能源局数据，截至2021年10月，我国风电累计装机规模超过300GW，2011-2020年的CAGR为22%。经历了2020年陆上风电抢装行情之后，2021年风电新增装机速度有所放缓。根据国家能源局数据，2021年1-10月我国风电新增装机容量19.2GW，同比增长30.4%，在不再发放陆上风电补贴的态势下，风电装机量依旧保持高增长大超市场预期。
陆上风电抢装后整机招标价格快速下降，主流风机价格降至2500元/kw。2019-2020年，随着陆风在2020年底完成退补，补贴推动下风机需求快速上涨，根据金风科技投标价格数据，受需求影响风机价格大幅攀升，从3000元/kw一路上涨到最高突破4300元/kw。随着对补贴退出后新增需求预期的下调，风机招标价格从2020年中开始进入下降通道。进入2021年后，风机招标报价频创新低根据，国家能源集团5月公示的11个风电项目中标均价达到2667元/kw，其中联合动力中标的兴安盟楚古拉项目、浪沙布拉项目、辽宁建平罗福沟项目价格最低达到了2576元/kw；6月以来，大唐宾阳马王三期项目风机招标开标结果再创记录：明阳智能报出最低价格2192.26元/kw，再次刷新大唐上一轮文山招标项目最低价2254元/kw的纪录。至此，大型风电场招标项目的主流风机投标价格降至2200-2500元/kw。
招标价格突破4500元/kw，海风平价有望加速到来。12月13日，三峡昌邑莱州湾一期（300MW）海上风电项目风力发电机组及塔筒设备采购开标。本次共有6家整机商竞标，项目平均投标单价4507元/kw。最低报价为明阳智能的4017元/kw。本次项目为重新招标，装机规模300MW、单台机组容量6MW及以上。相比项目上次19年12月的招标，要求单台机组容量从3.3MW 上升至6MW，而最低报价价格整体下降约36%，海风风机大型化带来的降本效应显著。此前公示的中广核象山涂茨280MW、华润苍南400MW两个低价海上风电项目最低报价分别达到3830元/kw（不含塔筒）和4061元/kw（含塔筒），均由中国海装报出。结合此次明阳智能投标情况来看，4000元/kw左右的价格基本已成为海上风机的行业标杆价格，各大主机厂也已逐渐开始参与新的价格水平竞争。三个项目风机(含塔筒）最低报价价格已经来到4000元/千瓦附近，较此前有国家补贴时的报价降幅约达40-50%，加上其他建设成本和材料，海风单位建设成本降至1.1~1.2万元/kw， 假设发电利用小时数3200，项目可实现度电成本0.33元，海风已经基本实现平价。若海上风电实现度电成本的平价，则在电价上网时则会推动地区海上风电装机的快速上升，推动海上风电装机量提升。
2. 光伏：产业链价格松动推动下游需求回暖，整县推进分布式光伏超预期增长
2.1. 市场：风光大基地+BIPV，新增装机有望达到75-80GW
2.1.1. 国家能源局启动分布式整县推进工作， BIPV性价比凸显未来市场空间广阔
6月20日，国家能源局综合司正式下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，拟在全国组织开展整县（市、 区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作。并提出：党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%；工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 30%；农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%。要求试点县（市、区）政府牵头，会同电网企业和相关投资企业，开展试点方案编制工作。各省能源主管部门在各县试点方案基础上汇总编制本省试点方案。试点方案应按照“宜建尽建”的原则，合理确定建设规模、运行模式、进度安排、接网消纳、运营维护、收益分配、政策支持和保障措施等相关内容。
多省市相继出台分布式光伏支持文件，分布式光伏有望高增长。此前广东、福建、江西、山东和陕西相继要求整县（市）推进户用和屋顶分布式光伏开发试点工作。《通知》要求，要具有比较丰富的屋顶资源，有利于规模化开发屋顶分布式光伏，且拥有较好的电力消纳能力；同时，县（市、区）党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%；工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不利于30%；农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%。试点放开后，由于学校、医院、村委会等公共建筑的市场此前几乎为0，相关公共建筑的BIPV试点将会快速提升分布式光伏装机量。
应接尽接，电网升级改造下特高压、储能等配套板块将因此受益。此外，《通知》亦要求试点县（市、区）需加强对配电网的升级改造，切实保障试点地区分布式光伏的大规模接入需求，做到“应接尽接”，特高压、储能等配套设施将有望充分受益。；同时提出电网企业保障并网消纳、地方政府通过财政补贴、整合乡村振兴各类项目资金支持等政策支持方式。
宜建尽建，央企发挥带头作用，民营EPC厂商合作也将因此受益。《通知》显示，会同电网企业和相关投资企业开展试点方案编制工作，此前各省市试点文件中鼓励采用政企合作的模式，因此国家能源集团等大型能源类央企将会发挥其资源和资金优势大力开展分布式光伏装机，不过由于光伏屋顶类似旧改需要要挨家挨户沟通设计，周期很长，即使按片整体分包，国企和央企很难全包，因此可能每个县的承包商和EPC都式零碎的，相应的地方上的民营EPC厂商有望和国央企合作，在分布式光伏推广中充分受益。
长期看BIPV性价比凸显，未来大量的建筑需求将为分布式光伏带来广阔的市场前景。相对于直接屋顶，光伏屋顶和传统户用光伏都具有良好的经济性，不仅屋顶不需要投资，光伏屋顶的IRR也要远高于光伏板，可以看到BIPV经济性更好。2019年10月，特斯拉推出SolarRoofV3，是首款从居民端出发进行思考的颠覆性产品；2020年8月，隆基推出面向工商业屋顶的隆顶装配式BIPV产品，目前主流厂商均已开发相应的BIPV产品。根据国家统计局数据和中国建筑科学研究院测算，我国目前既有建筑面积约800亿平方米，可安装太阳能光伏电池近30亿平方米，装机容量约为400GW；同时我国每年新建建筑面积约为40亿平方米，可安装太阳能电池约3亿平方米，装机容量约为40GW。长期看考虑既有及新增建筑需求，BIPV总市场长期空间有望达万亿级别。
2.1.2. 风光大基地一期有序开工，保障中长期确定性需求
第一批风光大基地有序开工。10月12日，总书记以视频方式出席《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会并发表主旨讲话指出，为推动实现碳达峰、碳中和目标，中国将陆续发布重点领域和行业碳达峰实施方案和一系列支撑保障措施，构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系。中国将持续推进产业结构和能源结构调整，大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，第一期装机容量约1亿千瓦的项目已于近期有序开工。此次总书记讲话明确的风光基地100GW规模，预计将于2023年之前完成并网，即未来2年年均基地规模有望达到50GW以上。得益于沙漠戈壁地廉价的土地、良好的光照以及政策扶持，基地项目成本较低收益率良好，预计推进速度较快且完成度高。据统计截至目前累计已有超26GW基地项目（18.6GW光伏+7.9GW风电）完成企业优选，包括陕武、陕冀、青豫等外送项目及部分光伏治沙项目等。同时，此100GW仅为第一期，后续更将有第二期（或同样为100GW）等待公布。
第二批风光大基地开始申报，23年有望逐步并网。近日国家能源局下发《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》，要求各省在12月15日前上报第二批新能源大基地的名单。第二批风光大基地与10月份公布的第一批大基地总量接近，均为100GW，此次项目要求单体在1GW及以上。也就意味着十四五期间风光大基地项目总量至少在200GW以上。针对已核准且能在2022年开工建设的部分，原则上在2023年内建成并网，部分受外部条件制约的项目应能在2024年建成并网。
整体来看，十四五期间风光大基地项目总规模至少是200GW，其中光伏在100-120GW左右，对应2022-2024年均30-40GW规模，从而国内光伏与风电中期需求确定性很高，其相关配套如储能、特高压等均将受益。从大基地总量来看，十四五期间目前至少200GW，若后续仍有其他大基地项目出台，那么大基地项目总量也将超预期。从大基地节奏来看，此前市场更多预期第一批大基地于2023年并网，若第二批大基地项目能在2023年并网，那么节奏上偏快，对风电、光伏与储能等均是利好。
2.1.3. 绿电交易试点正式启动，完善长效机制打开新能源发电运营商盈利空间
绿电交易试点正式启动，首批成交量高达79亿kwh。据中国电力报消息，9月7日，全国绿色电力交易市场正式启动，来自17个省份的259家市场主体成为“吃螃蟹的人”。来自上海的巴斯夫、科斯创、施耐德、国基电子等企业先拔头筹，一举锁定宁夏2022-2026年总计15.3亿千瓦时的光伏电量，完成全国绿电交易开市后的首批跨省跨区交易。数据显示，共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时，其中国家电网经营区域成交电量68.98亿千瓦时，南网经营区域成交电量10.37亿千瓦时。本次交易预计将减少标煤燃烧243.60万吨，减排二氧化碳607.18万吨。
完善长效机制，打开新能源发电运营商盈利空间。本次绿色电力交易，是官方单独在电力交易中设置了一个交易品种，打破电力同质化的属性，为绿色电力单劈交易市场，首批集中成交量高达80亿度电，主要购买方是出口到欧盟有碳足迹要求的工业电力用户，后续规模将持续增长。此外交易电价高于煤电标杆部分，一部分用于补偿优先参与交易的新能源发电企业，体现绿色发电的环境价值。整体而言，这次绿电交易对新能源发电运营商的盈利将产生正向收益，由于其电价更高且不占用合理利用小时数继而影响相应的补贴，相应的上市公司将会获得更多的溢价收益。
2.1.4. 硅片硅料价格先后松动，上游扩产周期下下游需求有望加速回升
整体而言，在全球双碳愿景推动下，光伏终端装机需求潜力充沛，而随着硅料和硅片足量产能的逐步投产，在产业链上游进入博弈和降价通道的情况下，光伏制造产业链与电站端之间的供需博弈有望缓解，随着组件价格下降带来终端电站的IRR收益回归常态，需求潜力有望进一步释放。我们预计2022-2023 年全球光伏装机需求分别约210GW、240GW，同比增速分别约24%、41%，其中国内需求分别为78GW、82GW，同比增速分别为50%、5%。考虑组件的容配比，全球装机需求对应光伏组件需求分别约252GW、288GW，虽然需求相较于供给仍处于供过于求的状态，但是考虑到部分讲师产能以及淘汰落后产能，我们更看好具备客户优势的一体化龙头组件厂商和电站企业的盈利能力得到回升。
2.2. 产业链机遇：组件一体化优势凸显，需求推进下EVA粒子仍存在阶段性紧缺
我们认为2022年的投资机遇主要集中在硅片价格战的主要受益方组件和终端电站环节，此外随着下游需求的持续超预期增长，扩产和认证周期较慢的EVA粒子也将存在阶段性紧缺，其有望在2022年依旧获得量价齐升的增长态势。
2.2.1. 组件：一体化毛利率优势明显，硅片价格战下看好龙头组件厂商逐步享受高议价能力
市场格局：隆基持续发力，市场份额向CR10进一步集中。2020年隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯、韩华Q-Cells、东方日升、正泰、First Solar、尚德等前十大组件厂商组件出货量约114.1GW，占2020年全球总出货量的81.5%，而2018年该占比为72.1%。2021年，PVInfoLink数据显示，TOP10企业中，隆基、天合、晶澳出货量同比增长80%+，尚德同比增长77%，其他企业除FirstSolar之外，增长幅度在10-30%，部分厂家则略有衰减，龙头组件企业的市占率或进一步提升。根据统计表中TOP 10厂家上半年组件出货量约70.5GW，测算占比以上半年全球组件需求计算、远远突破以往7-8成的份额，因此CR10持续增长，考虑到龙头企业在一体化布局及下游终端的资源优势下，我们认为市场格局将进一步向龙头集中。从定标情况来看，由于部分央企采取的是框架招标，实际中标人并未明确，在剔除此类招标逾10GW后，明确中标人的定标规模约为19GW。其中，中标规模TOP5依次为隆基、腾晖、英利、天合、东方日升；在一二线组件企业占比中，TOP6组件企业中标规模总计为9.616GW，占明确中标人总规模比重为51%。
组件一体化优势明显，产业链格局重构下单瓦净利有望回升至0.15-0.2元/w区间。随着硅料环节供给逐步恢复到正常水平，将来的一段时期，供应链各环节势必受到企业一体化布局影响。对于组件企业而言，当前中游环节的产线投资成本与回收期不断缩短，适当的一体化布局能减少外购产品的依赖，有效解决上游大幅涨价的组件利润被压缩的困境。根据我们测算，若组件厂商一体化布局硅片电池片的话，其单瓦净利将在0.15元-0.18元/W的区间，相比较外采的组件厂商，毛利优势明显；虽然2022年光伏产业链竞争格局重构，在上游硅料和硅片价格持续下行的态势下，即使通过外采进行组件生产销售的企业依然能得到盈利能力的提升，但是根据中环的数据显示硅料的降价幅度将高于硅片的降价幅度，因此我们更看好一体化布局的组件企业，将在上游原材料成本下行的2022年获得更高的超额收益。
2.2.2. EVA粒子：投产和认证周期较长，下游需求旺盛下短期仍存在供给缺口
光伏胶膜作为组件的关键材料有望趁需求增长东风快速放量。光伏封装胶膜作为核心辅材覆盖在电池片上下表面，与光伏玻璃、背板等辅材等在真空环境下通过层压工艺制成光伏组件，主要起保护电池片的作用，可有效延长组件使用寿命。早期早期全球胶膜市场一直由美国胜邦（STR）、日本三井化学（Mitsui Chemicals Fabro）、日本普利司通（Bridgestone）、德国Etimex四家公司垄断，合计市场份额达60%以上；自2006年起，包括福斯特在内的国内企业,通过自主研发或者技术合作等途径，逐步解决光伏胶膜的抗老化、透光率等问题，同时凭借产品性价比优势，以及产能规模逐步提升，国产品牌市场份额快速增长；2016年光伏补贴新政前后，龙头福斯特主动发起价格战将毛利率调整至20%左右，行业盈利空间被大幅压缩，即使在2018年531新政的冲击，福斯特毛利率依然基本保持稳定。此后，福斯特充分利用定价权，将行业毛利率长期锚定在20%左右的合理较低水平，降低潜在竞争者进入威胁；进入2021年，随着赛伍技术、海优新材相继上市，以及斯威克控股权转让给深圳燃气，胶膜二线厂商资金实力和融资渠道显著改善，均发布了较大规模的扩产计划，预计仍难以撼动福斯特市场地位，但部分二线企业或将突围，市场份额快速提升。福斯特作为胶膜行业的绝对龙头，2020年全球市场占有率约 58.06%，同比提升2.85个百分点。
EVA粒子占胶膜成本85%，高端光伏级以进口为主。EVA树脂占胶膜的成本85%左右，国产EVA主要以中低端为主，高端EVA紧缺依赖进口。国内EVA市场呈现结构性失衡，国产EVA主要以中低端产品为主，高端产品如光伏、涂覆、热熔胶等仍然主要依赖于进口。2020年，国内EVA市场需求量约为191.73万吨，其中国产量约为74.06万吨，进口量约为117.67万吨，进口依存度达到61.37%，国产替代空间较大。
扩产和认证周期较长，短期内新增供给有限依旧处于紧缺状态。光伏EVA扩产周期长达4-5年，其中低VA爬坡周期是供给释放节奏不确定性的主要来源。从装置建造周期来看，一般EVA项目从开工到投产长达2.5-3年，其中一些核心管材需从海外订货，交付周期12-18个月，总体建设周期较为刚性。新产能投产后一般先产LDPE，转产EVA后需要经历由低VA含量产品逐步爬坡的过程，根据斯尔邦、联泓新科等装置经验，在技术储备允许的情况下，达到稳定批量生产光伏EVA的状态一般需要1年左右时间。根据现有国内外企业扩产规划，随着2022年浙石化30万吨管式和3套10万吨釜式装置装置逐步投产，我们预计2022年光伏级EVA粒子可能的供给量范围在110-130万吨，由于EVA粒子产能爬坡的节奏较难精确把握，而从2021年的新产能爬坡情况来看，2022年新产能全面释放的概率预计不大，实际供给全年有效释放量在90-110万吨，而2022年光伏EVA粒子的实际需求有望达到106万吨，则光伏EVA粒子2022年供需处于相对紧平衡的状态，在季度需求波动的过程中可能出现阶段性的短缺，届时EVA粒子价格仍有短期上涨的可能性。
2.3. 技术：HJT降本增效路径显现，设备订单先行率先发力
2021年HJT技术落地元年，降本增效路径逐步显现行业发展趋势清晰。高效电池技术驱动降本提质是光伏行业迈向平价时代的关键，也是化解现阶段盲目追求大尺寸而结盟对立及行业内卷的根本出路。随着PERC电池提效降本的空间渐趋殆尽，N型技术成为企业密切关注与前瞻布局的着力点，而处于风口的异质结，在产能扩张和量产效率方面正高歌猛进。今年以来，通威股份、东方日升、安徽华晟、明阳智能、金刚玻璃、中建材等皆开启了GW级产能扩张规划；此外，钧石、华晟、迈为、隆基还刷新了异质结量产效率的世界记录；2021年，爱康、华晟相继领跑异质结组件封箱出货，实现了里程碑式的重大突破。
2021年10月14日，华晟新能源500MW产线单日产出达到21.1万片，达到满产状态，近期平均每天产出量在18万片左右，平均产能利用率达到90%以上，周平均效率达到24.6%，最佳日均效率超过24.7%，良率达到98%-98.5%。2021年10月28日，经世界公认权威测试机构德国ISFH研究所测试，隆基硅基异质结电池再次取得重大突破，转换效率高达26.30%。与今年6月隆基发布的25.26%转换效率的 HJT电池相比，近两次的世界纪录电池主要在以下几个方面做了优化和提升：首先，优化了微晶N窗口层，进一步提升电流密度；同时，开发了新的本征层结构，大幅度改善钝化性能，提高Voc达2mV。除此之外，团队还首次尝试了完全无铟的TCO工艺，其电池经ISFH认证，效率超过25%，为HJT电池产业化提供了极具参考价值的降本路径。
GW级投资规划频出，HJT量产产能有望快速增长。2020年全球HJT在产产能已超5GW，国产厂商产能占比超30%。根据PVInfoLink统计，2020年全球HJT在产产能已超过5GW，包括松下在日本和马来西亚合计1GW的产能、REC新加坡600MW产能、国内钧石600MW产能、晋能120MW产能、通威合肥（250MW）、成都（150MW）、华晟500MW在产产能等。目前在产的中试线产能4GW左右，全球在产的量产线合计产能约为1.5GW，在产HJT产能中国产电池企业产能占比约50%。前华晟新能源、钧石能源、山煤国际、通威股份、爱康科技、东方日升、明阳智能、金刚玻璃等企业均已宣布投资新建GW级的HJT相关项目，据公开资料显示，目前市场上规划HJT电池片技术的产能有近40GW+。2020年10月，通威完成1GW的HJT电池招标，标志着HJT电池开启GW级建设时代，根据目前的扩建项目情况统计，我们预计21年将新增10GW的HJT招标产能。
降本增效将是HJT量产的主要推动因素。HJT电池的成本主要由硅片、浆料、靶材、设备折旧和其他构成，成本占比分别为53%/25%/6%/5%/11%。目前HJT非硅成本占比约47%，而PERC电池非硅成本占比约43%，主要是HJT低温银浆、靶材、设备等非硅成本较高。未来HJT降本主要依靠硅耗减少、银浆降本、靶材国产化、设备降本来实现。此外提升效率也能放大组件的盈利空间，根据测算HJT电池转换效率每提升1%，可增加组件溢价空间0.05-0.15元/W，变相的提升组件的盈利能力。
国产核心设备得到HJT量产产线验证，主流环节均可实现国产替代。此次华晟新能源500MW产线核心设备由迈为股份、理想万里晖等国内HJT设备领先厂商提供。首批投产的电池线采用了迈为股份及理想万里晖的PECVD设备、迈为股份的PVD设备、迈为股份及中辰昊的丝网印刷设备，并使用了迈为股份MES系统对全电池产线进行调度及智能优化。而11月设备龙头迈为收到来自REC的HJT异质结整线电池设备订单，订单包含PECVD、PVD、丝网印刷等核心设备，用于REC位于新加坡的400MW异质结电池生产线，这也是国产设备厂商的HJT整线设备实现首次出口，这也意味着国产的HJT设备成功获得了国际市场认可，国产替代进程有望逐步加快，我们认为随着国内厂商加速规划HJT产线，国产核心设备厂商有望率先抢占HJT发展东风。
PECVD和RPD/PVD是HJT设备的核心，HJT量产产线推进下市场空间广阔。HJT电池生产工艺主要包括清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、TCO膜沉积、电极金属化，四个工艺流程对应的设备价值量分别占比10%/50%/20%/20%，其中非晶硅薄膜沉积设备价值量占比最高达到50%。由于HJT电池对设备要求较高，真空度、洁净度、膜厚度、压力、沉积速率等各种因素都会对镀膜质量产生影响，非晶硅薄膜沉积、TCO膜沉积是影响电池效率和稳定性的核心工艺，因此PECVD和RPD/PVD是HJT的关键设备。根据此前测算，2021-2025年我们预测HJT新增量产产能分别为14、30、64、88、105GW，现阶段国产化HJT设备全套已降至5亿元/GW，结合降本的路径，我们认为至2025年HJT设备的市场空间将超过300亿元。
国产替代+行业东风浪潮下，拥有整线交付能力的企业优势明显。早期HJT产线以Meyer Burger、YAC、Rena等外资品牌设备为主，2017-2018年HJT设备投资额在9-12亿/GW，设备投资额较高。2019年起通威、爱康、华晟等电池厂商开始在部分设备上选取国产厂商，仅用2年时间，设备投资额快速降至5亿元/GW以下，与此同时外资品牌因经营情况差，Amtech、REC等相继退出光伏设备市场，Meyer Burger也从光伏设备供应商转型布局下游组件电池片产线，国产设备市场份额有望加速渗透。目前迈为、钧石、捷佳伟创成为国内竞争实力较强的HJT设备供应商，迈为和钧石则具备整线交付能力，二者以为通威的中试线提供整套设备，迈为股份更是与REC集团签订了400MW的HJT电池整线设备订单，用于REC位于新加坡的400MW异质结电池生产线。由于HJT设备技术门槛高，因此拥有整线设备交付能力的龙头供应商将有更强的成本控制和议价能力，未来整线设备商市场集中度有望持续提升。
3. 风电：海风平价化预期显现，头部零部件企业盈利具备确定性增长
3.1. 市场：政策托底风机装机中枢上移，海上风电有望开启成长新阶段
国内双碳“1+N”政策体系不断完善，有望托底新能源中长期增长预期。我们预计双碳目标隐含对“十四五”、“十五五”风电年均装机要求达45、60GW，在配套政策推动下有望进一步超预期。同时，国内加快推进首期约100GW风光大基地项目建设现已开工，此外风光大基地二期也将在12月进行申报，我们认为大基地项目有望成为“十四五”期间风电装机增长的主力，增长潜能巨大。
Q3风机招标超预期，22年需求回归高景气增长。根据数据显示2021Q1-3国内风电招标规模达到41.9GW超出市场预期，我们认为全年招标量有望达55GW左右，在陆风补贴完全退坡海风最后一年补贴的情况下，2022年需求有望回归高景气。我们预计2021/22年国内风电装机有望达38/50GW左右，陆上风电有望迎来后补贴时代下的需求复苏，海上随着招标价格平价化趋势明显，推动平价风电项目装机有望超预期。同时，在双碳愿景下叠加风光大基地项目的开工，我们预计“十四五”实际年均装机有望达55GW（其中海上风电年有望突破10GW），将超过《风能北京宣言》中2021-2025年、2026-2030年年均新增风电装机容量50GW/60GW的目标，对应CAGR或达15%，装机成长性和稳定性将明显强化。
3.2. 产业链机遇：叶片大型化应对成本压力，轴承有望享受国产替代+市场增长双驱动
轴承在风机中应用广泛。双馈式风机与半直驱式风机中运用的轴承主要有主轴轴承、 偏航轴承、变桨轴承、齿轮箱轴承与发电机轴承。一般地，一台双馈式或半直驱风电 机组需要主轴轴承1~3套，偏航轴承1套，变桨轴承3套。而直驱式风机由于没有齿轮 箱结构，因此不需要齿轮箱轴承。
大风机主轴仍然受制于国产替代进程缓慢。由于风电机组的恶劣运行工况和长寿命、高可靠性的使用要求，使风电轴承具有极高的技术复杂度，是公认的国产化难度最大的部件之一。近年来，虽说国产轴承技术取得了一定突破，风机偏航、变桨、发电机轴承及3MW级以下的主轴轴承已实现了国产化，但大风机的主轴承却受制于人，依赖进口。主轴轴承设计难度高，工作环境恶劣，寿命要求达到25-30年，对设备可靠性要求很高。此外，风轮主轴载荷大，相比其他轴承的长度也更长，需要主轴轴承有足够的硬度、强度、抗冲击性能，同时要有较少的缺陷，防止过早疲劳。由于生产工艺的复杂，主轴轴承产品附加值也更高。
国内轴承企业高端市场全球竞争力仍较弱，国产替代仍有空间。轴承国产化率在风机部件中国产化率最低，根据Wood Mackenzie数据显示，2019年我国风机主轴承和偏航变桨轴承国产化率分别为33%和50%，而叶片、塔筒、齿轮箱等其他零部件国产化率皆已超过70%，轴承是我国风机完全国产化的最后一环，国产替代仍有较大空间。从全球范围看，轴承行业经过多年产业竞争后，高端市场被瑞典SKF、德国Schaeffler（FAG）、日本NSK、日本JTEKT、日本NTN、日本NMB、日本NACHI、美国TIMKEN这四个国家八家大型跨国轴承企业所垄断。根据电气风电招股说明书，2019年FAG、SKF、NTN的全球市占率分别为29%/24%/12%，CR3占比达到65%，而我国本土企业洛轴、瓦轴的市占率只有各4%。
国内瓦轴、洛轴、新强联等企业已经形成了一定的风电主轴轴承的国产化能力，这几家国内企业均已经成功研制了配套大兆瓦机型的主轴轴承产品，随着国产厂商的轴承产品进一步在主流风机厂商处获得验证，未来行业品牌认可程度提升，国产厂商市场份额有望提升，我们看好具备大型主轴轴承技术能力的相应国产厂商自身份额提升+行业增长的双驱动。
市场格局逐步分散，降价趋势下CR5进一步下滑。2020年抢装行情带来的需求快速攀升为风机企业带来历史性行情，由于风机新增产能不足，需求旺盛下行业二三线企业订单颇丰增长迅速，一线企业市占率有所下降，随着二三线企业的崛起，行业CR3从2018-2019年的63%下滑至2020年的49%，下滑12个百分点，CR5则从2018年的75%下滑至2020年的64%，下滑11个百分点。
海上风电平价化趋势加速到来，看好海风市场龙头的阿尔法机会。海上风电作为实现碳中和的主要路径之一，各国都确立了相应的目标，其中欧盟规划到2030年海上风电装机达到60GW，美国能源部也宣布到2030年的海上风电目标，将部署30GW海上风电机组，日本风电协会计划在2030年将国内海上风电装机量扩大至10GW，并在2040年进一步提升至30-45GW。而在“十四五”规划中，我国也明确提出大力提升风电规模，有序发展海上风电建设。随着主流经济体加速布局海上风机，海风的市场份额有望逐步增加，我们认为海上风机市场份额优势明显的龙头企业有望获得阿尔法超额收益。
地方补贴政策接力国补退坡，海风平价化有望加速到来。2020年初《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确提出，2022年起中央不再对新建海上风电项目进行补贴，但鼓励地方继续补贴建设海上风电。随后各地开始出台相应的地方支持补贴政策，广东首先出台政策支持，计划在2022年、2023年继续补贴海上风电合计4.5GW；而浙江省也于近期提出大力推进“风光倍增工程”，计划通过逐步退坡的方式制定当地2022-2025年的海上风电上网电价，地方政府的补贴接力有望帮助海上风电温和过渡至平价时期。根据计划，在“十四五”期间，在开发建设广东、江苏等地海上风电的同时，也将推动山东北部、闽南外海、广西北部湾以及海南省的海上风电规划建设。至2025年，陆上风电高、中、低风速地区的度电成本有望分别降至0.1元、0.2元和0.3元，近海和深远海风电度电成本有望分別降至0.4元和0.5元。广东省则在《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》中明确提出，至2025年底，力争在全国率先实现海上风电平价上网。在地方补贴政策接力国补的平稳过渡状态下，随着国产化比例最低的轴承逐步突破技术的难度，在风机招标价格持续下行的趋势下，海风平价化有望加速到来，看好风电参照光伏发展路径，平价化将释放其需求的扩张潜力。
4. 投资建议
光伏产业链上游价格博弈下看好下游一体化布局的组件企业盈利能力回升+需求增长的戴维斯双击。随着硅料环节供给逐步恢复到正常水平，将来的一段时期，供应链各环节势必受到企业一体化布局影响。对于组件企业而言，当前中游环节的产线投资成本与回收期不断缩短，适当的一体化布局能减少外购产品的依赖，有效解决上游大幅涨价的组件利润被压缩的困境。根据我们测算，若组件厂商一体化布局硅片电池片的话，其单瓦净利将在0.15元-0.18元/W的区间，相比较外采的组件厂商，毛利优势明显；虽然2022年光伏产业链竞争格局重构，在上游硅料和硅片价格持续下行的态势下，即使通过外采进行组件生产销售的企业依然能得到盈利能力的提升，但是根据中环的数据显示硅料的降价幅度将高于硅片的降价幅度，因此我们更看好一体化布局的组件企业，将在上游原材料成本下行的2022年获得更高的超额收益。
HJT量产落地元年，龙头企业加速布局规划下看好国产设备厂商国产替代的先行优势。2021年HJT技术落地元年，降本增效路径逐步显现行业发展趋势清晰，GW级投资规划频出，HJT量产产能有望快速增长，据公开资料显示，目前市场上规划HJT电池片技术的产能有近40GW+，我们认为随着单GW的设备成本降至5亿以下后，HJT的降本增效路径逐步显现，随着龙头企业加速规划新产能的态势下，国产核心设备已经得到华晟新能源的HJT量产产线验证，主流环节均可实现国产替代，2021-2025年我们预测HJT新增量产产能分别为14、30、64、88、105GW，现阶段国产化HJT设备全套已降至5亿元/GW，结合降本的路径，我们认为至2025年HJT设备的市场空间达到336亿元，因此我们看好在高附加值和技术壁垒最高的非晶硅薄膜沉积环节设备有所布局的全产线覆盖龙头厂商。
政策托底风机装机中枢上移，轴承有望享受国产替代+市场增长双驱动。国内双碳“1+N”政策体系不断完善，有望托底新能源中长期增长预期，我们预计双碳目标隐含对“十四五”、“十五五”风电年均装机要求达45、60GW，在配套政策推动下有望进一步超预期。轴承是我国风机完全国产化的最后一环，国产替代仍有较大空间，从全球范围看，轴承行业经过多年产业竞争后，高端市场被海外主要八家大型跨国轴承企业所垄断，我们看好在技术和各环节开始布局的国内轴承企业有望享受国产替代+市场增长的双轮驱动。
