（报告出品方/作者：华创证券，庞天一）

一、行业基础知识

（一）光伏发电理论概要

1、光伏发电原理

光伏发电是利用半导体界面产生的光生伏特效应，将光能直接转变为电能的过程。发电 机产生的直流电能通过逆变器转化为交流电能，通过升压变压站升压后输送至电网， 通 过电网输电线路将电能传输到用电端。

2、光伏发电分类

光伏电站主要分为集中式电站和分布式电站两大类。由于光伏电站安装相较于风电有灵 活性高的特点，因此相较于传统的大规模风电厂，光伏电站不仅可以大规模集中安装， 还可以分布于建筑物表面、户外等多个场景中。集中式光伏电站是指将光伏阵列安装于 山地、水面、荒漠等较为宽阔的地域，阳光照射后光伏阵列可产生直流电，逆变器再将 直流电转变成交流电后，经由升压站接入电网。集中式光伏电站的规模普遍较大，一般 均在 10MW 以上，且目前 100MW 以上的特大型光伏电站逐渐增多。

分布式光伏电站一般装机规模小，安装较为灵活。分布式电站主要可以分为与建筑结合 和非与建筑结合两大类，与建筑结合的又分为光伏建筑结合（BAPV）和光伏建筑一体化 （BIPV）。

3、光伏发电的优势与不足

在碳达峰、碳中和背景下，光伏发电作为我国能源转型的中坚力量发展迅速，其主要优 势包括：（1）广泛性。太阳光照射地球表面，不限地域，无论陆地、海洋、高山或是平 地，都可以开发利用，虽然照射时间和强度不同，但其分布广泛，不会因为地域或天气 等原因无法获取。（2）无限性和可持续性。根据目前太阳产生的核能速率估算，氢的贮 量足够维持上百亿年。在生态污染愈加严峻的今天，太阳能资源取之不尽用之不竭，是 一种真正可再生的清洁能源。（3）安装地点灵活。建筑物的屋顶开阔，拥有不受建筑物 朝向影响、接受光照时间长、最大程度避免阴影干扰等优势。光伏发电不仅能够安装在 住宅设施屋顶上，也能够安装在工业规模的设施中，通过太阳能发电获取电能来满足建 筑物内的用电需求。在乡村振兴领域，屋顶分布式光伏技术的发展也可有效解决县域地 区的用电问题。

（4）绿色环保。光伏发电本身不消耗燃料，不排放包括温室气体和其他 废气在内的任何物质，不污染空气，不产生噪声。（5）提高国家能源稳定性。通过光伏 发电，人们可以减少对化石燃料发电的依赖，有效避免能源危机或燃料市场不稳定而造 成的冲击，从而提高国家能源安全性。（6）运维成本低。光伏发电无机械传动部件，运 行稳定可靠。一套光伏发电系统只要有太阳能电池组件就能发电，加之自动控制技术的 广泛运用，基本上可实现无人值守，维护成本低。

不可否认现阶段光伏发电也存在一些缺点，未来行业更好的发展要着力于克服这些缺点。主要劣势表现在：（1）能量供应不稳定。光伏发电量会受到季节变化、天气情况、昼夜 交替以及太阳辐射强度的影响。长期的雨雪天、阴天甚至云层的变化都会影响光伏发电， 当没有太阳的时候就不能发电或者发电量很小，会影响用电设备的正常使用。（2）占地 面积广。由于太阳光照射的能量分布密度小，这导致光伏发电大规模应用时，设备占地 面积相对其他发电设备较大。（3）地域依赖性强。由于地理位置不同，气候不同，各地 区日照资源相差很大。部分光能资源丰富地区距离用电负荷中心较远，且当地经济欠发 达，消纳能力弱，需要通过输电网远距离集中外送，导致光伏发电产生的能量不可避免 地出现损耗。

（二）中国光伏发展基础

太阳能是太阳内部连续不断的核聚变反应过程产生的能量，其利用方式有光热转换和光电转换两种。太阳辐射到地球大气层的能量高达 173000TW，也就是说太阳每秒钟照射 到地球上的能量就相当于 500 万吨煤燃烧释放的能量。在化石燃料日趋减少的情况下， 太阳能作为一种新兴的可再生能源，已成为人类使用能源的重要组成部分，并不断得到 发展。

固定式光伏发电可利用的太阳能资源是光伏组件按照最佳倾角放置时能够接受的太阳总 辐照量。根据目前国内的设计经验，按照 80%的总体系统效率，能够计算出固定式光伏 电站的首年利用小时数。

从区域分布来看，太阳能资源地区性差异较大，总体上呈现高原、少雨干燥地区大；平 原、多雨高湿地区小的特点。我国东北、华北、黄淮东部、西北中西部、西南中西部等 地年最佳斜面总辐照量超过 1400kWh/m2，首年利用小时数在 1000 小时以上，其中，新 疆大部、西藏大部、青海、甘肃中西部、内蒙古以及四川西部年最佳斜面总辐照量超过 1800kWh/m2，首年利用小时数在 1400 小时以上，为我国最大光能资源区。重庆中南部、 贵州中北部、湖南西部以及湖北西南部，为我国最小光能区。

（三）光伏产业图谱

中游产品集中度高，上下游发展空间大。光伏产业上游是硅料、硅片等。多晶硅生产是 光伏产业链的首端，也是影响产业发展规模的重要环节。由于我国硅料扩产周期较下游 长，供需存在较大缺口，仍然依赖于国外进口，随着我国硅料企业扩产计划的延展，多 晶硅供需不平衡局面将有所缓和。光伏产业中游主要是电站设备的主要构成部件，主要 部件为电池、组件、逆变器、支架等。中游企业相对集中，在政策和技术双重驱动下， 产品产能扩张速度快，主要产品生产已位居世界前列水平。光伏产业下游是光伏电站运 营商。相比欧美发达国家，我国光伏发电水平发展较缓，电站规模化程度还不够。在双 碳目标和可再生能源发展政策的支持下，我国光伏装机增速明显，有望实现产业规模化。

二、盈利模式

（一）光伏运营盈利框架

从收入端来看：新能源运营的主要营业收入来自于发售电，电力收入叠加各种利好最终 构成主要营业收入。发电收入可拆解为发电量（量的层面）与电价（价的层面）。量的 层面：装机容量和利用小时数共同决定发电量，我们认为发电量的影响主要体现在装机 容量上，一方面，光伏由于资源禀赋本身的问题（一天当中的日照时间较为固定），导 致一定资源区内的利用小时数不会出现较大变化，因此利用小时数对盈利的影响程度相 对较小；另一方面，光伏安装相对灵活，装机容量的边际变化相对显著。价的层面：一 方面，目前光伏基本已经实现平价上网，电价降低对盈利的负面影响已经逐步释放完毕；另一方面，绿电政策、CCER 有望落地都将增厚光伏运营商的盈利，一定程度上可以认 为诸多利好政策在一定程度上增厚了电价。

从成本端来看：光伏运营与风电类似，同样不需要燃料成本，成本主要反映在折旧与财 务费用上，而折旧主要与初始建造成本相关。

短期看装机、电价，中长期看技术。我们认为收入端的因子更多地体现在短期变化上， 即新增装机、电价增厚对盈利的影响体现在相对较短的时间维度。而成本端的初始投资 成本则需要靠长期的技术推动与革新来支持，需要以更长时间的视角来考量。

（二）敏感性分析

假设一个处于 2 类资源区的 30MW 的光伏项目，按照其生命周期为 25 年、初始投资成本 按 CPIA 计算及推测的 2020 年 3.38 元/W、利用小时数按照二类资源区 1400 小时、电价 按 0.38 元/千瓦时，以此为依据对该项目的 NPV 进行计算。具体核心假设如下：

电价变化对该项目 NPV 的影响更为显著。在其余条件保持不变的情况下，初始投资成本 增加或减少 5%，NPV 将由 0.16 亿变为 0.13 亿/0.19 亿；电价变动增加或减少 5%，NPV 将由 0.16 亿变为 0.21 亿/0.11 亿。由此可见，初始投资变动对项目 NPV 的影响程度要小 于电价变动对项目 NPV 的影响。

三、行业政策

（一）行业发展政策

光伏发电是一个受国家政策引导较大的行业，光伏发电产业在我国的快速发展与组件价 格的快速下降和积极的政策导向密不可分。国家大力支持包括光伏、风电等在内的可再 生能源的开发与利用，一方面通过指导装机规模和制定行业标准等方式，引导国内光伏 发电行业朝着健康有序、科学创新的方向发展，另一方面通过财政补贴、政策优惠等途 径扶持新能源发电行业的成长与发展，并最终实现平价上网的目标。

2021 年是“十四五”及全面建设社会主义现代化国家新征程开局之年，在中国经济新发 展格局下，由“高碳能源”转型到“绿色低碳能源”也成为能源产业变革的必由之路。根据国家能源局局长章建华的最新表态，对于未来能源工作，要加大煤炭的清洁化开发 利用、大力提升油气勘探开发力度；加快风能、太阳能、生物质能等非化石能源开发利 用，推动低碳能源来替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。

1、“碳达峰”“碳中和”：能源转型大势所趋

2020 年 9 月 22 日，中国政府在第七十五届联合国大会上提出：“中国将提高国家自主贡 献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争 取 2060 年前实现碳中和。”2021 年 3 月 5 日，2021 年国务院政府工作报告中指出，扎 实做好碳达峰、碳中和各项工作，制定 2030 年前碳排放达峰行动方案，优化产业结构和 能源结构。面对碳排放总量大、高碳发展惯性强的严峻形势，中国要用不到 10 年时间实 现碳达峰，再用 30 年左右时间实现碳中和，任务非常艰巨。碳排放问题的根源在于化石 能源的大量使用，未来能尽快摆脱化石能源依赖，应重视加快推进清洁能源替代和能源 消费电能替代，实现能源生产清洁主导、能源使用电能主导，能源电力发展与碳脱钩、 经济社会发展与碳排放脱钩。在此背景下，光伏等一系列新能源发电将迎来发展的新机 遇。

2、清洁能源使用：光伏更具竞争力

“清洁”能源是由可再生资源和无碳资源生产的能源。与化石燃料等传统能源相比，清 洁能源产生的污染要少得多，对我们的地球更有利。在“碳达峰”、“碳中和”的背景 下，大力推进清洁能源的发展是社会的一致共识。从能源格局演变看，新型的清洁能源 取代传统能源是大势所趋，开发利用水能、风能、生物质能等可再生的清洁能源资源符 合能源发展的轨迹。各省市都在积极制定更加详细的新能源发展战略，随着集中式光伏发电的全面平价无补贴上网，未来光伏将更具竞争力；随着电网优化建设，智慧电网将 进一步提升供电效率，降低运营成本；新型储能技术的不断发展有利于调节性电源建设， 提升新能源消纳能力，电力系统调节将更加灵活。

（二）电价及补贴政策

1、电价政策

价格是引导资源配置的灵敏信号。近年来，国家发改委逐步建立并完善上网电价政策， 不断调低了光伏上网电价。2013 年发改委颁布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健 康发展的通知》，依照各地太阳能资源条件和建设成本的标准，将全国各地划分为三类 太阳能资源区，根据所划分的资源区制定光伏电站的标杆上网电价。2013 年至 2019 年间， 国家发改委逐年调整光伏行业的标杆上网电价。从 2019 年开始，政府努力实现光伏发电 的市场化交易，将推进光伏发电平价上网作为今后制定光伏电价政策的发展方向。

2021 年 2 月 26 日国家能源局在《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知 （征求意见稿）》中提出纳入保障性并网规模的项目由各省级能源主管部门以项目上网 电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置；此后发改委进一步颁 布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，对于集中式光伏电站、工商业 分布式光伏项目中央财政不再补贴，已实现全面平价。

2、补贴政策

随着光伏发电补贴政策的不断完善，我国光伏发电行业经历了初装补贴到度电补贴再到 竞价补贴政策时期，随着光伏发电度电成本的下降，集中式光伏平价上网条件已经具备。根据国家发展改革委 2021 年 6 月 7 日印发的《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事 项的通知》，明确从 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。2021 年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执 行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。而对于存量项目，根据国家相关规定， 其补贴强度将保持长期稳定。

（三）消纳政策

近年来，我国清洁能源产业不断发展壮大，已成为推动能源转型发展的重要力量，为建 设清洁低碳、安全高效的能源体系做出了突出贡献。但同时清洁能源发展不平衡不充分 的矛盾也日益凸显，特别是清洁能源消纳问题突出，已严重制约行业健康发展，引起了 国家的高度重视。为了更好地促进风电、光伏发电、水电和核电等清洁能源高质量发展， 可以从“输电”和“储能”两方面共同助力光电消纳，最终建立起清洁能源消纳的长效 机制。

四、当前展望

（一）碳中和承诺下的高景气度赛道

1、碳中和承诺下市场容量有望翻番

碳中和催化能源转型，光伏驶向快车道。2020 年 9 月 22 日，中国政府在第七十五届联合 国大会上提出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化 碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。”碳排放问题的根 源在于化石能源的大量使用，未来能尽快摆脱化石能源依赖，应重视加快推进清洁能源 的开发和替代。在此背景下，光伏发电将驶向快车道。

全球光伏市场规模加速扩大，国内光伏装机超预期发展。2020 年全球新增光伏装机达 130GW，创历史新高，其中，海外光伏装机规模及工厂产出受疫情重创出现明显下滑， 新增装机量约 80GW。在光伏发电成本持续下降和全球绿色复苏等有利因素的推动下， 全球光伏市场也将快速增长。据中国光伏行业协会预测，2021 年全球新增光伏装机约 150-170GW。纵观国内市场，2020 年国内光伏装机超预期发展，新增 48.2GW，同比增 幅达 60%。

未来五年光伏新增装机有望实现倍增。为达到非化石能源占一次能源消费比重达 25%左 右的目标，在十四五“碳中和”政策支持下，2021 年国内新增装机预计达 55-65GW，十 四五期间光伏年均新增装机或将在 70-90GW 之间，到 2025 年国内光伏新增装机最高可 达 110GW，乐观情况下光伏新增装机较当前水平有望实现倍增。

2、分布式崛起，有望成为光伏增长的第二曲线

从装机总量上来看，集中式光伏大幅领先分布式光伏。2020 年集中式光伏总装机 174.4GW，占总装机的 69%；分布式光伏总装机为 78.3GW，占仅总装机容量的 31%。从新增装机结构来看，分布式占比逐渐提升。近五年，集中式光伏新增装机占总装机的 比例呈现下降趋势。2021 年一季度，分布式光伏新增装机首次超过集中式光伏。

集中式与分布式并举。分布式光伏能够就地取能，以分散灵活的巨大优势靠近用电区域 开发，从而作为能源的重要补充。分布式光伏的一大优势是可以采用“自发自用，余量 上网”的模式，在用电需求较大、用户电价较高的中东部地区可以因地制宜发展中小型 分布式光伏。预测未来集中式与分布式光伏将进一步做到优势互补，共同促进光伏产业 的协同发展，

（二）整县光伏与 BIPV 齐飞，分布式光伏星辰大海

1、整县光伏试点超预期落地

6 月 20 日，国家能源局发布《关于组织申报整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，在全国范围内组织开展整县（市、区）的屋顶分布式光伏的开发试点工作， 同时明确指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%。

试点推进超预期，两成县区纳入试点项目。在中央政策出台后，多地陆续出台分布式光 伏建设的相关政策。据北极星统计，截至 9 月，已经敲定整县光伏开发的市、县、区已 达 193 个。9 月 13 日，国家能源局发布了《国家能源局综合司关于报送整县（市、区） 屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，通知公布了全国整县光伏推进试点县市的最终 名单，最终共有 33 个省份的 676 个县（市、区）被列入光伏整县的试点区域，超过此前 预计的 22 个省份。按照全国约 2853 个县级行政区计算，约有 23.7%的区域列入该次整 县光伏试点。

分布式光伏就地消纳优势凸显。此次光伏整县安装试点与当前光伏累计装机分布有较大 差异。从地域分布图来看，光伏累计装机呈现出“上深下浅”的特征，即西部、东部分 布较为集中，南部分布较少；而此次光伏整县安装试点呈现出“左浅右深”，光伏累计 装机较少的省份（如广西、广东、福建及浙江）目前试点均超过了 20 个。中东部等较为 发达的区域均有较多试点分布，该地的用电需求旺盛，分布式光伏将优先解决当地消纳， 有效地避免了集中式新能源产电用电地域错配的问题。

电力龙头跑步入场。大型企业依托于资本优势及强大的关系网络在本次整县开发中收获 了大批项目。在目前已敲定的 193 个整县光伏开发的市、县、区中，前五大开发企业签 约多达 131 个（含合作项目），占比近 7 成（含合作项目）。

2、BIPV 优势凸显，后续增长潜力巨大

分布式光伏分与建筑结合和非与建筑结合两类，其中非与建筑结合的又分为 BIPV 和 BAPV。BIPV 为太阳能光伏建筑一体化解决方案，通过在建筑表面安装光伏阵列为建筑 物提供电力，实现电力的自发自用；同时也可以与电网相连接，实现电力的全额上网。BIPV 通过将光伏与建筑物的有机结合，既能作为建筑材料或装饰材料，又能为建筑提供 电力，实现了建筑与电力的有机结合，极大提高了资源的利用率和利用价值。BAPV 则 不直接作为建筑的一部分，仅通过支架等与建筑物结合，光伏面板移走后建筑仍保持完 整。

与 BAPV 相比, BIPV 有诸多优势。由于 BIPV 直接作为建筑的一部分不存在屋面板，而 BAPV 中面板的承办占比达到了 35%，因此在经济性方面 BIPV 的单位成本造价低于 BAPV 近 40%，且寿命长于 BAPV30 年左右。在安全性和施工难度方面，由于 BIPV 不 存在屋顶面板，一般不会因为外力的作用导致光伏面板变形从而引发安全问题，且铝镁 锰屋面板一般安装难度较大，BIPV 将极大降低施工难度；在防水性方面 BIPV 整个屋面 表面采用无穿孔连接技术，可有效避免漏水隐患。

优势加持叠加价格敏感程度低，持续看好 BIPV 的增长潜力。随着 BIPV 的不断发展，其 优势也逐渐显现。BIPV 由于将光伏面板作为建筑的一部分，成本可部分转嫁到到建筑当 中，因此相较于纯粹的光伏面板，BIPV 对价格的敏感程度相对较小。在 BIPV 的诸多优 势加持下，持续看好未来与建筑融合的分布式光伏的增长潜力。

（三）从 LCOE 拆分看成本变化

平准化度电成本 LCOE（Levelized Cost of Energy）通常用来衡量光伏发电的整个项目 周期的单位发电成本。根据公式，LCOE 由初始投资、运营成本、产值收益、税费、发 电量等因素决定。

2010 至 2020 年全球范围内可再生能源 LCOE 持续下降，光伏发电经济性显著提升。相 较于 2010 年的 0.381 美元/kWh，光伏平均 LCOE 已于 2015 年下降至火电平均 LCOE 波 动范围（低于 0.15 美元/kWh），到 2020 年实现 0.057 美元/kWh 的经济性优势，过去十 年降幅约 85.0%，远高于海上风电 48.1%和陆上风电 56.2%的降幅。相较全球，中国光伏 度电成本较低，光伏发电性价比更优，2020 年已实现 0.044 美元/kWh，较 2010 年的 0.305 美元/kWh，降幅高达 85.6%。

总体来看，随着技术迭代，我国光伏 LCOE 有望进一步下探。据 CPIA 全投资模型测算， 2020 年集中式光伏电站在 1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数 的 LCOE 分别为 0.2、0.24、0.29、0.35 元/kWh；分布式光伏电站在在 1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的 LCOE 分别为 0.17、0.2、0.26、0.31 元/kWh。随着组件设备的成本压缩，运维能力的加强，集中式及分布式光伏电站 LCOE 预估未来 十年仍呈下降趋势，预计 2021 年大部分地区可实现与煤电基准价同价。

从 LCOE 分解来看，光电的经济性的提升主要体现在两个方面：初始投资的下降及运营 费用的降低；此外，电价负面效应的释放完毕与效率（发电小时数）的企稳也将为 LCOE 进一步下降提供保障。

初始投资方面：光伏系统的初始投资主要分为三部分：包括系统成本（组件、逆变器、 支架等硬件）、电站安装费用、软性成本（融资等）。对于大部分国家地区来说，硬件 系统支出约占初始投资 60%以上。硬件系统成本的压缩是初始投资缩减的重要因素。在 过去十年里，光伏行业持续不断的技术发展提高了产业链的技术竞争力，整体产业链硬 件系统成本得到大空间压缩，经济性也逐步凸显。其中，光伏组件成本压缩空间巨大， 占 LCOE 降幅 46%，下降成本达 0.15 美元/kWh；相配套的逆变器、光伏支架、以及其他 周边系统降幅占比 18%，约 0.059 美元/kWh。而 2010-2020 年，电站安装成本和软成本 降幅分别占光伏 LCOE 降幅 12%和 18%，软成本降幅中有 4%是由于融资条件改善所致。

运维费用方面：相较于初始投资的大幅缩减，运维费用的调整空间有限，过去十年里， 实现成本压缩 0.006 美元/kWh、占 LCOE 降幅 2%。

电价与效率方面：目前光伏基本已经实现平价，电价负面效应即将释放完毕。效率方面， （我们将发电能力来作为衡量光伏发电效率的指标），后续利用小时的企稳也将为 LCOE 进一步下降提供保障。

综上，我们将通过解构影响的光伏 LCOE 的四大因素（投资、运营、电价、效率），以 挖掘产业链未来潜在的降本空间。

1、投资：从光伏产业链来看，成本下降趋势仍存

“技术发展+产能释放”将进一步降低初始投资。过去十年，全球光伏产业发展迅猛，2020 年全球平均光伏初始投资约 883 美元/kW，相比 2010 年的 4731 美元/kW，降幅达 81.3%。2020 年中国平均初始投资约 651 美元/kW，同比 2010 年实现降幅 83.7%。巨大的降本空 间主要由技术迭代和产能释放驱动。技术创新不断延展，从硅锭生长方法的改进，到金 刚石切片技术的提升，到单晶 PERC 电池大规模应用，再到双面、半片、叠片等组件技 术的进步，光伏产品无论是从成本还是效率上都有很大的改善；从规模上来看，产业链 各环节扩产速度快。过去十年，全球多晶硅产能增长四倍以上，全球组件产能也实现五 倍增长，全球新增光伏装机也从 2011 年的 30.2GW 增加至 2020 年的 130GW，规模化竞 争也大大压缩了各环节成本。依托于光伏产业技术和规模的快速发展，2020 年我国初始 投资成本也处于全球各国低位水平。目前，我国光伏产业规模增速逐步放缓，降本空间 受限，技术进步将是未来光伏行业降本增效的主要手段。

初始投资可分为三个部分：硬件系统成本、安装费用、软性成本。据 IRENA 数据库统计， 2020 年中国初始投资硬件系统成本占比最高，超 60%，其中组件、逆变器、支架成本占 比近五成。组件及配套设备的降本增效仍然是初始投资缩减的重要驱动因素。从产业链主要环节来看组件降本空间：组件主要由电池片和其他封装部件（玻璃、胶膜 EVA、背板、边框等）构成，其中电池片为成本主要部分。从构成来看，组件的价格会 受电池片等构成部分影响；从整体来看，产业链各环节的变化，例如上游的原料价格浮 动，会传导至后端的组件价格表现。为了更好的挖掘组件潜在的降本增效空间，我们可 以从产业链的细分环节来探求影响价格传导的基本要素。

（1）硅料：价格持续高位

供需不平衡，硅料价格跳涨。2021 年以来，国内硅料价格涨势汹汹，从年初的 90 元/kg 上涨到 7 月的 210 元/kg，涨幅高达 133%，相比去年同期增长 153%，进口硅料价格也逐 趋攀升。主要原因是硅料供需不平衡。

硅料扩产周期较下游扩产周期长是硅料供需不平衡的重要原因。近年我国光伏装机规模 增速较大，全产业链均处于大幅扩张阶段。相较于硅片、电池片，多晶硅料扩产周期显 著较长，建设周期约 12-18 个月，产能爬坡周期约 3-6 个月。据 CPIA 数据统计，2021 年 上半年多晶硅产量 23.8 万吨，同比增长 16.1%，而硅片、电池片、组件扩产增速快，分 别同比增长 40%、56.6%、50.5%，远远高于硅料的扩产进程，硅料供需不平衡的问题随 之显露，价格开始上扬。同时，部分企业为保证硅片扩产计划的原料供应，会与硅料供 应商签订长期硅料供给合同，进一步加剧了市场硅料供应紧张，硅料价格也持续走高， 从 2021 年 5 月起，硅料市场价一直稳定在每千克 200 元以上的高位。

硅料价格短期仍将持续高位。目前，年内并没有较大的硅料产能扩张计划，四季度又为 装机旺季，硅料供需紧张程度将进一步加剧。从短期来看，硅料一直稳持在价格高位， 上涨空间有限，上涨态势趋缓。从长期来看，待未来硅料产能释放，供需平衡将有望缓 解。

多晶硅料的生产技术主要为改良西门子法和硅烷流化床法，产品形态分别为棒状硅和颗 粒硅。改良西门子法生产工艺相对成熟，是市场上多晶硅制备的主流工艺，2020 年改良 西门子法生产的棒状硅约占全国总产量的 97.2%。

较改良西门子法而言，硅烷流化床法具有低成本、高性能的明显优势。从成本能耗方面来看，改良西门子法需要在 1000 度以上的高纯硅芯上用高纯氢还原高纯三氯氢硅，而流 化床技术反应温度仅 650-700 度，热分解的还原电耗更低。同时，硅烷法生产技术流程 较改良西门子法更短，工序更少，对于设备的投资，折旧和生产电耗上都有明显的降本 空间。结合硅烷法无需破碎的特性，破碎成本也相应省去。从性能方面来看，硅烷法产 生的颗粒硅流动性好。相同体积单晶炉可以投放更多的颗粒硅，大幅提升硅棒生产效率；尺寸大小很好地满足了直拉单晶的复投料要求，在 CCz 工艺生产中具有明显优势。近两 年，国产颗粒硅在质量上实现技术突破，自身品质已达到改良西门子法多晶硅标准，投 产周期短、且较改良西门子法有 10 元/kg 以上的成本优势。如果能实现规模化扩产，颗 粒硅市场占比将会大幅提升，这也将有效缓解现有硅料环节供给压力。

目前市场上也出现了颗粒硅规模产业化的信号。从供给端来看，保利协鑫近年着力推进 硅烷流化床法的应用，自 2020 年起，公司颗粒硅规划产能合计达 50 万吨，其中上机数 控与保利协鑫合资建设 30 万吨颗粒硅项目，强力推进颗粒硅产业化发展。从需求端来看， 大型硅片厂商今年纷纷签订含颗粒硅在内的硅料长单协议，订单采购数量累计约 60 万吨。

尽管硅烷法降本增效优势突出，但目前技术仍存在明显缺口。一是跳硅问题。在直拉单 晶过程中，颗粒硅熔化，体内氢气会释放出来，由于颗粒硅较小较轻，释放的氢气泡会 推动颗粒跃出液面，发生跳硅现象。剧烈的跳硅可能会导致硅颗粒漂浮在固液界面，形 成晶体形核中心，导致单晶生长实拍，引发硅棒断棱，从而严重影响直拉单晶的生产效 率。二是颗粒硅含粉量过高。颗粒硅表面积大，相互摩擦易产生硅粉，在直拉单晶加料过程中这些硅粉会进入热场，附着在内部热场材料上，并不定时地随着气流掉入硅液中， 导致硅液受到污染。

（2）硅片：大尺寸薄片化发展趋势

硅片成本主要分为硅成本和非硅成本，降低非硅成本是硅片降本增效的主要路径。非硅 成本主要指硅片生产过程中消耗的辅料、能源、人力等非硅原料成本。硅成本压缩有限， 降低非硅成本是硅片降本增效的主要路径。

硅片大尺寸呈标准化趋势。光伏硅片大尺寸有助于提升硅片产能，降低单位投资，降低 能耗损失，从而降低非硅成本。光伏硅片尺寸也由 156.75mm、158.75mm 延展至 166mm， 到 2020 年，多家企业相继出台 182mm 和 210mm 的大尺寸标准，形成行业硅片大尺寸标 准化共识。2020 年市场硅片尺寸种类多样，其中，158.75mm 和 166mm 尺寸占比合计达 77.8%，166mm 是现有电池产线可升级的最大尺寸方案，将成为近 2-3 年的过渡尺寸；156.75mm 尺寸硅片市场占比 17.7%，预计 2022 年退出硅片市场；182mm 和 210mm 尺寸 合计占比约 4.5%，预计 2021 年占比将快速扩大，占据硅片市场半壁江山，到 2027 年， 有望持续扩大占据整个硅片市场。

薄片化是硅片的另一发展趋势。相同面积下，硅片越薄，每瓦硅耗越低。但硅片厚度对 电池片的自动化、良率、转换效率均有影响。2020 年，多晶硅片平均厚度为 180μm，P 型单晶硅片平均厚度在 175μm左右，N型硅片平均厚度为 168μm，较2019年基本持平。目前，用于 TOPCon 电池的 N 型硅片平均厚度为 175μm，用于异质结电池的硅片厚度约 150μm，用于 IBC 电池的硅片厚度约 130μm。随着硅片尺寸的增大，硅片厚度下降速 度将减缓。

（3）电池：多技术路线发展

2020 年晶硅电池市场仍以 PERC 电池产线为主导。随着 PERC 电池片新产能持续释放， PERC 电池片市场占比进一步提升至 86.4%。随着国内户用项目的产品需求开始转向高效 产品，原本对常规多晶产品需求较高的印度、巴西等海外市场也因疫情导致需求量减弱， 2020 年常规电池片 (BSF 电池)市场占比下降至 8.8%，同比下降 22.7%，预计 2025 年完 全退出电池市场。以 TOPCon 电池和 HJT 电池为主的 N 型电池量产规模较少，市场占比 约 3.5%，随着技术发展带来的降本增效，N 型电池有望在 2027 年占据电池市场半壁江 山。

PERC 效率提升遇瓶颈，N 型电池增效空间大。2020 年，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 22.8%，预计未来十年平均每年可提高转换效率 0.2-0.3%；而 N 型 TOPcon 电池、HJT 电池 2020 年已分别达到 23.5%、23.8%的平均转换 效率，未来年均转换效率可达 0.4%。对比之下，PERC 电池未来效率提升空间有限，N 型电池有望借助技术迭代成为电池技术的主要发展方向。

TOPCon 电池和 HJT 电池价格较高，成本劣势明显。根据 PVInfolink2020 年的各电池片 技术成本利润分析可以看出，对于应用 158.75mm 硅片的 PERC 电池的电池价格为 0.88 元/W，而同样规格的 Topcon 电池的电池价格为 1.1 元/W，价格相差 25%；对于应用更小尺寸硅片的 HJT 电池的电池价格却更高，为 1.35 元/W，远远高于 PERC 电池的电池价 格。

规模化扩产带来设备成本下降。同 PERC 电池技术一样，规模化生产可以有效压缩单位 电池片成本。其中，TOPCon 电池虽是一种 N 型衬底的新型电池，但其制备工艺与设备 和 PERC 电池兼容性高，设备有 80%左右重合，其设备降本空间也受 PERC 电池产线主 导。目前 TOPCon 电池设备价格约 3 亿元/GW，与大尺寸 PERC 电池设备 2.5 亿元/GW 接 近。而 HJT 电池与 PERC 电池设备兼容性小，HJT 产线具有很大的独立性，降本程度 更依赖于产能的增长。目前 HJT 电池设备价格约 4.5 亿元/GW，而产能仅达到 2-3GW， 可见 HJT 电池规模化的降本空间巨大。

（4）逆变器：单机功率提升降低投资额

逆变器在光伏产业中作用关键，它可以将光伏太阳能板产生的可变直流电压（DC）转换 为市电频率交流电（AC）。逆变器的单位容量设备投资成本指从锡膏印刷到组装以及包 装环节所用生产设备所需投资成本。2020 年，逆变器设备投资成本为 6 万元/MW。逆变 器功率密度的提升和自动化水平的提高，将使单位容量设备投资额呈逐年下降趋势，预 计 2030 年可降低至 5.6 万元/MW。

逆变器功率提升是降本关键。2020 年，集中式逆变器单机功率为 3125kW/台，集中式电 站用组串式逆变器单机功率为 225kW/台，集散式逆变器单机功率为 3150kW/台。随着 IGBT、MOSFET 等功率开关耐压等级和电流提升，以及更好的散热材质和设计，逆变器 额定功率提升在技术上是可行的。同时也要考虑 LCOE 成本最优以及与高功率组件的匹 配等因素，因此市场中逆变器单机主流额定功率将由市场需求确定。预计未来十年，逆 变器单机功率可提高 89%-100%。

(5) 光伏支架：国产替代空间大

跟踪支架替代助益电站降本增效。光伏支架是光伏电站的“骨骼”，随着光伏电站扩增 而增长。早年固定支架因其出色的稳定性，以及较低的前期投资成本，在中国光伏支架 市场占有大部分的市场份额。近年来，随着跟踪技术提升，跟踪支架造价成本下降，为 实现系统增效与电站收益最大化，以及融合双面组件、智能控制等技术，国家能源局实 施“光伏发电领跑者计划”项目，大力推广跟踪支架的应用。国内中信博、天合光能等 企业在全球跟踪支架市场占有一定份额，已具备成本和技术优势，未来跟踪支架国产替 代空间大。

综上所述，2020 年我国初始投资成本为约 651 美元/kW，同比 2019 年实现降幅 19%。2021 年受多晶硅料、玻璃、胶膜等原材料价格上涨影响，硅片、电池片、组件价格及光伏发 电系统投资成本均有所上涨，项目经济性降低，部分企业新增装机计划受到相应影响。随着未来上游产能释放，维持高位的硅料等原材料价格将有所下跌，硅片、电池、组件 等价格也将回归合理水平，在能源政策和技术发展的双重驱动下，电站初始投资成本也 将进一步下探。

2、运营：稳中有降是主要趋势

分布式光伏运维费用大、占比高，预计未来将稳中有降。据中国光伏业协会测算，2020 年分布式光伏系统年运维成本为 0.054 元/W,集中式地面电站年运维费用为 0.046 元/W， 分布式光伏高于集中式光伏的运维费用。从占初始投资的比例来看，分布式的维运费用 占初始投资的 40%左右，集中式占比则不足 30%。据 CPIA 预测，预计未来 10 年运维成 本将在目前水平上会有小幅下降。此外，随着智能监测系统及无人机监控等技术的不断 涌现，我们认为光伏项目的运维成本或有进一步压缩的空间，有望继续小幅下调。

3、电价：负面影响已释放完毕

光伏最早于 2007 年开始向用户端征收可再生能源附加费用以补贴发电企业，自此打开了 “补贴”时代的序幕。随后光伏补贴不断下调，电价自 2011 年 1.15 元/千瓦时后每年降 幅在 0.05-0.15 元/千瓦时不等。2013 年国家划分出不同的资源区，根据不同资源区太阳 能的资源禀赋的不同给予一、二、三类资源区不同的电价。2020 年，除分布式光伏还有 0.1 元/千瓦时的补贴（部分分布式项目）外，集中式光伏基本已经实现全面平价上网， 我们认为电价降低对光伏运营商产生的负面影响基本已经释放完毕。

4、效率：新型电力系统助力光伏消纳

随着新能源大量并网，光伏出力的不均匀性将对电力系统带来极大挑战，因此解决新能 源的消纳问题将变得十分重要。从我们绘制的解决新能源消纳的路径图中可以看到，电 源侧、电网侧、用户侧，乃至于整个电力市场都将为新能源消纳提供支持。在发电端的 火电灵活性改造、以抽水及电化学为主的新型储能将解决光伏电力供需的时间错配问题；电网端的特高压建设及新型电网的搭建将极大解决光伏出力的地域错配问题。另外整个 电力市场的改革也将使光伏发电的交易变得更加有效率，通过更市场化的交易机制促进 光伏电力的消纳。因此我们认为新型电力系统的改革将持续助力光伏消纳，未来利用小 时及弃光将不会出现大幅波动。

（四）利好不断涌现，新能源运营景气度持续提升

1、能耗管控趋严背景下绿电优势凸显

政策频发，新能源运营利好不断。8 月 17 日发改委印发《2021 年上半年各地区能耗双控 目标完成情况晴雨表》，能耗强度预警等级为一级的省份，对能耗强度不降反升的地区 （地级市、州、盟）除国家规划布局的重大项目外，2021 年暂停“两高”项目节能审查。各地要求对上半年严峻的市场形势保持高度警惕，确保完成全年能耗双控目标，特别是 能耗强度降低目标任务。9 月 7 日，绿色电力交易试点正式启动，优先组织绿色电力交易 的执行和结算。9 月 11 日，发改委关于印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》 的通知，明确指出鼓励地方增加可再生能源消费。根据各省（自治区、直辖市）可再生 能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任 权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量，不纳入该地区年度和五 年规划当期能源消费总量考核。在能耗双控趋严的背景下，企业可通过使用不占用能耗 计算指标的新能源电力（绿电）满足生产发展的需要，一定程度上减轻限电限产带来的 负面影响。

首批绿电交易价格较中长期电力价格上浮 0.03 元左右/度，在当前水平下，一个典型的 30MW 的集中式光伏项目的全投资 IRR 将上浮 1.15%、资本金 IRR 将上浮 3.1%。

2、CCER 有望落地

我们对一个典型的 30MW 的风电项目 CCER 交易取得的收益进行测算。在 CCER 价格为 20、30 元每吨时对应获得的额外收益为 65.25、97.87 万元。

五、历史复盘&国际对比

（一）世界光伏发电历程

太阳能是人类最早利用的能源之一，也是目前发展最快的可再生能源技术之一。人类将 太阳能作为一种能源和动力加以利用已经有 400 年的历史, 光伏发电技术的起源可追溯 至 1839 年法国科学家 E.Becquerel 发现液体的光生伏特效应，而真正运用新技术并开始 作为新能源使用是从 1973 年石油危机开始。二战以来全球太阳能开发利用的发展历程可 以划分为 4 个阶段：起步阶段——缓慢发展阶段——高增速、快速扩张阶段——增速放 缓、平稳增长阶段。目前光伏已成为世界能源结构中重要的一环。

1、1973 年-1994 年：起步阶段

三次石油危机的爆发使人们认识到，现有的能源结构必须彻底改变，应加速向未来能源 结构过渡。这一时期全球许多国家加强了对太阳能及其它可再生能源技术发展的支持， 使得全球兴起了开发利用太阳能热潮。1973 年，美国制定了政府级阳光发电计划，太阳 能研究经费大幅度增长，并且成立太阳能开发银行，促进太阳能产品的商业化。日本在 1974 年公布了政府制定的“阳光计划”，其中太阳能的研究开发项目有：太阳房、工业太 阳能系统、太阳热发电、分散型和大型光伏发电系统等。这一阶段太阳能产业初步建立， 但规模较小，经济效益尚不理想。

2、1995-2006 年：缓慢发展阶段

进入 80 年代后全球石油价格大幅度回落，而太阳能产品价格居高不下，缺乏竞争力，同 时太阳能技术没有重大突破，提高效率和降低成本的目标没有实现，许多国家相继大幅 度削减太阳能研究经费。一方面受太阳能开发难度大，短时间内很难实现大规模利用， 另一方面太阳能利用存在高成本的问题，使得全球太阳能开发利用较为缓慢。全球太阳 光伏发电装机容量从 1995 年 的 0.25 GW 上涨到 2007 年 6.50 GW，装机容量占全球总装 机容量的比例微乎其微。

3、2007 年至 2013 年：高增速、快速扩张阶段

进入 2007 年以后，光伏发电技术不断突破，同时随着全球低碳生活的理念不断普及，全 球太阳能迈入快速发展阶段。各国推出政府补贴政策，推动光伏大规模商业化，目的是 通过一段时间的扶持，让光伏发电获得规模和技术突破，使光伏发电成本和传统能源发 电相竞争。诸多推动因素下，光伏装机随之迎来大幅扩张，2008 年至 2013 年，光伏新增 装机年增速均保持在 50%以上，2011 年甚至达到近 80%。

4、2014 至今：增速放缓、平稳增长阶段

2014 年之后，光伏发电行业经过优胜劣汰的筛选，发电成本持续大幅下降，投资回报重 新获得平衡，全球更多的国家加入到支持光伏发电的行列，具有技术研发优势、规模优 势的企业涌现。纵观历史，近 20 年间光伏增速年均复合增长率达 37.5%。

（二）我国光伏发电发展历程

我国光伏发电发展仅不足 20 年，到目前主要经历了三个阶段：起步阶段—曲折发展—平 稳增长阶段。伴随着光伏发电成本进一步降低以及电力市场化交易的开展，预计“十四 五” 期间，我国光伏装机容量将持续提升。从整个能源结构来看，光伏占比逐渐提升；尤其从新增来看，2020 年光伏新增装机 4925MV,占新增装机总量的比例为 26%。据《中 国光伏产业发展路线图(2020 年版)》预测，在乐观情况下，2025 年，我国光伏新增装机 容量将达到 110GW，可再生能源发展空间依然很大。

1、2007 年前：起步阶段

2001 年，我国推出“光明工程计划”，旨在利用风电、光电及其他可再生能源解决边远 无电地区 2300 万人口的用电问题。此阶段，我国光伏电站建设速度缓慢，且大多数为离 网式电站。2005 年，西藏羊八井光伏电站并网成功，开创了光伏发电系统与电力系统高 压并网的先河。

2、2007-2013 年：曲折发展阶段

2007 年至 2013 年，光伏新增装机增幅波动巨大。2007 年开始，国家开始正式征收可再 生能源附加，光伏发电行业补贴资金来源有了保障，大大提升了光伏企业的投资积极性。但在 2008 年，受金融危机影响，全球光伏组件需求量大幅降低，导致我国光伏企业产品 滞销严重，部分企业停产甚至破产。2009-2010 年，国家出台《关于抑制部分行业产能过 剩和重复建设引导产业健康发展若干意见》推动多晶硅行业健康发展，并相继推出“金 太阳工程”、“光伏建筑应用”示范项目及两期特许权招标项目，引导国内光伏应用市 场发展。

2011 年 8 月，国家发改委规定 2011 年 7 月 1 日前核准建设、2011 年 12 月 31 日建成投产且发改委核定价格的光伏发电项目，上网电价统一核定为 1.15 元每千瓦时， 中国光伏市场从此步入标杆上网电价时代。2011-2012 年，受益于标杆上网电价的推出、 “金太阳工程”及“光电建筑应用示范”项目的延续以及可再生能源附加征收标准的提 高，我国光伏发电行业持续快速发展，新增装机容量分别达到 2.7GW、4.5GW，已成为 世界主要光伏装机市场之一。

3、2014-至今：新增装机增速略有回落，但整体增速依然强劲

2014 年后，光伏新增保持平稳增长的趋势，年增速保持在 20-30%。2013 年 8 月，国家 发改委将全国划分为三类太阳能资源区，分别制定标杆上网电价;对分布式光伏发电实行 全电量补贴政策，补贴标准为每千瓦时 0.42 元。同时，光伏电站投资建设由核准制改为 备案制，由省级主管部门对光伏项目实施备案管理。度电补贴及备案制的推行推动了业 主方的投资积极性，加之光伏扶贫以及领跑者项目的实施，我国光伏发电行业快速发展。

光伏发电作为对传统燃煤机组发电的替代，平价上网是光伏发电行业的必然趋势。2018 年光伏“531 光伏新政”全面缩减补贴范围、降低补贴力度，给光伏发电行业带来了巨大 冲击。2019-2020 年，随着我国光伏“竞价”政策的推出以及首批平价项目的推出，为产业链上下游企业加快技术创新、降本增效提供巨大驱动力。

4、2060 年以后：碳中和阶段

对于未来能源结构及各类型电源发展情况，国家出台了有关政策文件进行明确要求。其 中国家能源局《2021 年能源工作指导意见》指出 2021 年主要预期目标如下：能源结构：煤炭消费比重下降到 56%以下。国家能源局综合司《关于 2021 年风电、光伏发电开发建 设有关事项的通知（征求意见稿）》提出 2030 年非化石能源占一次能源消费比重达到 25% 左右，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上等目标任务。2021 年，全国风电、 光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到 11%左右，后续逐年提高，到 2025 年达到 16.5%左右。

同时也有大量的学者和研究报告对未来能源结构进行了预测。国网能源研究院院长、党 委书记张运洲表示预计以新能源为主的非化石能源发电可全部满足 2030 年后新增电能 需求，同时逐步替代存量化石能源发电，2060 年新能源发电量占比将达到 53%～60%。国网能源研究院量化分析表明，到 2030、2060 年，非化石能源发电量占比分别达到 45%～ 52%、83%～94%，非化石能源占一次能源消费比重达到 27.5%～32%、80%～89%。在 国家电网发布的《中国能源电力发展展望 2020》中提出电源装机总量 2035 年、2060 年 将分别达到 40 亿、50 亿千瓦左右。风电和光伏发电将逐步成为电源结构的主体，常规电 源将长期在电力平衡中发挥重要作用，煤电装机预计于 2030 年前达峰，核电、水电、气 电等各类电源近中期稳步发展。国家发改委能源研究所原所长戴彦德表示未来需坚持“减 油、控煤、增气”，到 2050 年需将能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤。

六、风险提示

（1）光伏装机推进不及预期；（2）上游材料成本降幅不及预期；（3）绿电、CCER 交 易推进不及预期等。