全球：碳中和成全球命题，2050是关键节点

《巴黎协定》指出碳减排长期目标，预计2050-2070年实现全球碳中和。“碳达峰”指某地区或行业CO2排放量达到历史最高值，然后经历平台期进入持续下降的过程，是CO2排放量由增转降的历史拐点。“碳中和”是指产生的CO2的排放量与碳汇等形式的吸收量完全抵消，使整体的CO2总量达到平衡不增加的状态。《巴黎协定》指出碳减排长期目标是全球升温控制在2℃以内，并寻求将气温升幅进一步限制在1.5℃以内，预计全球将在2023年实现碳达峰，2050-2070年实现碳中和。

各国积极响应，碳中和成全球命题。在主要大国的带领下，各国均响应碳减排号召，越来越多的国家公布了明确的减排目标和实现时间；其中乌拉圭、芬兰、奥地利、冰岛走在前列，计划在2030-2040年实现碳中和，德国、日韩、南非等相对发达国家以2050年实现碳中和为目标。

全球：新能源发电成本快速下降，经济性大幅提升

风电光伏等新能源发电成本快速下降，经济性大幅提升。据IRENA统计，过去十年，受政策支持与产业发展推动，以太阳能和风能为代表的可再生能源发电价格逐步降到与化石燃料相当的水平，可再生能源在电力系统中装机规模越来越大。其中：

光伏：装机成本从2010年的4731美元/kW降至2020年的883美元/kW，降幅达81%；新投产项目的LCOE从0.381美元/千瓦时降至0.057美元/千瓦时，降幅达85%；全球装机规模从178GW上升到699GW。

风电：陆上风电新投产项目的LCOE从2010年的0.10美元/kWh降至0.05/kWh，降幅达50%；海上风电新投产项目的LCOE从2010年的0.162美元/千瓦时降低到2020年的0.084美元/千瓦时，降幅高达48%。

全球：装机去中心化，增长确定性强

海外市场：可再生能源发展成全球共识，装机增长确定性强。2020年9月17日，欧盟宣布将2030年可再生能源占比目标从32%以上提升至38%-40%；由于在减排目标的倒逼下，未来欧洲碳减排减排目标或提升至60%。美国方面，拜登计划对气候和环境投资2万亿美元，确保美国实现100％清洁能源经济、2050年之前达到“净零排放”，并重新加入《巴黎气候协定》。

度电成本大幅下降，海外光伏去中心强化需求增长确定性。据IRENA统计，2010-2019年间太阳能光伏发电成本下降82%。

据CPIA统计，2020年光伏项目招标最低价已低至1.32美分/kWh， 2017-2019年全球GW级市场（国家或地区）分别为9/11/13个，2020年上升至18个，预计2021年将提升至21个。成本大幅下滑、能源转型诉求叠加部分地区电价上涨，越来越多国家和地区的光伏需求大幅提升。预计2021-2022年全球光伏新增装机分别为150/230GW，同比增速分别为15%/53%。

国内：非化目标为国内装机提供锚点

以国家公布的2025和2030年非化战略目标为基础，我们假设非化石能源占比在战略目标的基础上提升10%，达到22%和27.5%，在平均发电煤耗逐年下降，风光发电量占比逐年提升的基础上，我们分别以2020年和2025年为基年，预计2025年和2030年所需光伏+风电发电量增量分别达12645亿KWh和17330亿KWh。

根据预计发电量增量，在现有的风电和光伏装机的基础上，预计2021-2025年间光伏新增装机年均规模有望提升到100GW以上，而风电的装机规模则有望提升到50GW以上；预计2025-2030年间，光伏新增装机规模有望达到170GW以上，风电年均新增装机量有望达到70GW以上。

国内：集中、分布式两翼齐飞，国内装机有望高增集中式光伏电站：2021年来看，各省份下发保障性/市场性规模分别达到82/28GW（不计算风光未区分项目）；同时，在大型新能源项目一期100GW已于2021年底陆续开工（其中风光项目2022年投产容量达28.8GW，光伏2022年投产容量达10GW），二期名单也已上报，预计国内集中式光伏电站2022年装机将达45-50GW。

分布式光伏电站：分布式方面，居民分时电价机制的改善、城乡建设碳达峰行动方案将推动分布式光伏的发展；而户用光伏方面，整县推进676个示范县项目目前项目申报已超150GW，将支撑户用光伏持续高增长；预计国内分布式光伏电站2022年装机将达40-45GW。

现状：博弈结束，需求拐点已至

价格博弈结束。整体来看，对于光伏下游需求的预期变化是决定光伏股价的最核心要素，2021年以来，原材料多晶硅料价格持续处于高位，一定程度抑制下游需求，随着各环节价格松动，且产业链去库存接近尾声，伴随着硅料新增产能陆续投放，这一轮因宏观政策催生的供需失衡而产生的产业链价格博弈基本告一段落。

需求拐点已至。而随着硅料供给逐步释放，叠加国内补装&海外抢装，目前需求正持续向好，在近两年光伏持续跨过平价和产业链价格博弈的节点后，光伏需求将有望迎来高景气周期。

光伏产业链图谱

主产业链：硅粉→多晶硅料→硅片→电池→组件→电站辅产业链：1）辅材：EVA、背板、光伏玻璃、边框、银浆、导电剂、切割线等）；2）设备：单晶炉、多晶炉、切片机等；3）电站：逆变器、支架、汇流箱、接线盒等

产业链加速扩产匹配高增需求

从产业链的供需情况来看，进入2022年，硅料依然是主产业链方面相对供应最短板，但相较下，硅料的产能扩张将在很大程度上缓解2021年硅料的供给格局，因此全年硅料价格下滑带来的产业链价格下降成为趋势。

硅料：龙头厂商引领产能加速扩张

新增产能2021年Q4开始投产，龙头厂商引领产能加速扩张。2021Q4开始，包括通威保山、大全新疆，保利协鑫徐州等硅料产能开始投产。根据硅业分会统计，我们预计2022年底硅料产能将达105万吨，预计2022年硅料供给将达85-90万吨，其中龙头厂商扩产较行业更快，整体供给较21年增长40%，可支撑装机需求270-275GW，在此基础上，全年硅料价格下跌引发产业链价格下行，需求爆发确定性高。同时，除了通威、大全、保利协鑫等厂商仍在加速扩张外，包括合盛硅业、信义光能等厂商也加入到硅料产能扩张的竞争中，且根据几个厂商规划来看，都向上游硅粉做了产业延伸。

硅料：颗粒硅为硅料技术路线增添可能性

颗粒硅，即硅烷法生产出的多晶硅，是生产多晶硅的主要技术方向之一。由于硅烷和三氯氢硅的组份差异，为硅烷法应用创造了较好的前提条件，硅烷含硅87.5%,而三氯氢硅含硅仅20.7%;且硅烷分解后产生的尾气主要是氢气，较三氯氢硅法技术尾气易于回收利用，因而硅烷法分解和尾气回收环节物料周转量少；硅烷分解温度低，电耗低；便于采用流化床连续生产，为高电价地区寻求更低成本的多晶硅生产技术创造条件。

目前，保利协鑫在既有1万吨的颗粒硅产能前提下，在21Q4又启动了徐州2万吨的产能投产，同时，保利协鑫与无锡上机拟就30万吨颗粒硅生产及下游应用领域的研发项目进行合作，第一期设计产能拟为6万吨；此外，天宏瑞科也规划了8万吨的颗粒硅产能扩张，目前颗粒硅在下游硅片环节生产过程中作为掺杂料使用，为硅料技术路线增添可能性。

硅片：单晶市占率近90%，技术迭代接近尾声单晶替代接近尾声。2019年国内单晶硅片渗透率已经达到65%、首次超过多晶硅片且根据CPIA预测2020年渗透率将进一步提升至85%。考虑到多晶硅片虽然在转换效率方面不如单晶，但由于价格较为低廉预计仍会有部分需求（比如印度等市场），不太可能被单晶完全替代，因此2020年单晶革命基本接近尾声。

当前的大尺寸硅片更多表现为工艺改良。由于单晶技术在前端的拉棒和后端的切片环节均有较为颠覆性的技术，因此过去数年行业在单晶替代的过程中，掌握know-how的硅片企业相对较少，这也导致单晶硅片的供需一直处于偏紧状态，龙头凭借较强的成本优势获得了较高的稳态毛利率水平。2019年行业开始不断涌现出更大尺寸技术，如M6、M10和G12等。大尺寸硅片涉及的主要是前端热场、单晶炉口的改造等，从技术上来说更多表现为工艺的改良，对供给端的提振作用比较有限。

硅片：单晶市占率近90%，技术迭代接近尾声中长期硅片竞争格局和盈利水平有望向胶膜行业演化，龙头地位依旧稳固。随着技术迭代接近尾声、产品以工艺改良为主，龙头的成本优势仍在但行业内企业的成本差距在逐渐缩小，行业成本曲线逐渐趋于平滑，硅片行业的特征正逐步向胶膜行业演化，中长期行业龙头稳态毛利率水平预计将回落至20-25%。

我们认为，这对于硅片行业中长期的发展是良性的。因为从光伏行业的发展趋势中，在格局稳定的行业，龙头厂商具备量升价稳的逻辑，且不需要担心竞争对手通过新技术实现弯道超车，因而从某种程度来看，没有超额利润才是光伏行业最大的护城河，因此我们认为硅片和胶膜行业依然将是光伏行业里竞争格局较为优质的赛道。

电池： PERC的红利期已过，下一代技术来临光伏电池主要分为P型与N型，二者的区别在于原材料硅片和电池制备技术不同。

P型电池原材料P型硅片在硅材料中掺杂硼元素制成，制造工艺简单，成本更低。PERC是主要的P型电池制备技术。

N型电池原材料N型硅片在硅材料中掺杂磷元素制成，相比P型，N型电池存在高转换效率、低衰减和更低LCOE的潜力，但同时制造工艺复杂、成本更高。主要的制备技术有TOPCon、HJT、IBC等，未来三种技术路线的进一步结合与升级将形成下一代N型电池技术，例如：IBC与HJT继续结合将形成HBC技术等，IBC与TOPCon继续结合将形成TBC技术。

电池：PERC的红利期已过，下一代技术来临从当前太阳能电池行业发展的情况来看，单晶取代多晶、N型取代P型、双面取代单面，将是未来光伏电池发展的趋势。

过去四年是PERC电池应用快速扩张阶段。P型电池技术提升主要依靠于两方面，一是硅片的薄片化降低成本，目前主流单晶硅的厚度已经降到175um，但隆基和中环两家主流企业已经具备150um的薄硅片量产能力；二是从各家企业现有的技术与产能规划来，P型PERC的产能快速释放，2019年-2021年仍是PERC电池产能快速拉张的阶段。

随着P型电池接近效率极限，N型电池技术有望将成为未来发展的主流方向。其中TOPCon和HJT技术为产业投资和市场关注的重点。根据PVInfoLink预测，2022年N型整体产能进展显著，2020年的N型产能约为14.5GW，预期TOPCon未来产能提升加速，2023年底产能预期接近80GW。

电池：N型电池技术趋势已定，TOPCon率先投产目前主流的N型电池技术主要分为TOPCon、HJT以及IBC三种：

TOPCon是N型电池工艺基础上研发出的隧穿氧化层钝化接触（Tunnel Oxide Passivated Contact）技术，该技术可大幅度的提升N型电池的VOC和转换效率。

HJT异质结电池是通过增加一层非晶硅异质结来提高VOC开路电压，从而提升电池片的转换效率。

IBC电池使用的是叉指式背接触的优良结构，在当前各电池技术中效率最高，但同时量产化难度也极高。

2022年开始，关于N型电池技术的应用已逐步展开。目前IBC、HJT和还是TOPCon业内仍有纷争，但整体来看，关于N型电池技术的应用已逐步展开，目前晶科能源N型TOPCON产能迅速投产，将在今年增加至16GW，而金刚玻璃、爱康科技和华晟新能源等厂商也在加速HJT产能布局。

组件：行业集中度持续提升，龙头话语权增强组件环节此前集中度较差。由于技术壁垒低、资产轻等原因，组件环节一直是光伏主产业链集中度最差的环节，近年来虽然行业集中度也在逐步提升，但速度较为缓慢。2019年行业CR5仅42%，前五大企业隆基、晶科、晶澳、天合和东方日升市占率分别为7.4%、11.7%、8.5%、8%和5.9%，行业竞争格局较为分散。

龙头扩产加速，话语权增强。组件环节技术变革小，核心竞争力取决于渠道、品牌和供应链管理能力，尤其是在行业供需过剩的状况下龙头强劲的出货能力和显著的竞争优势。展望2022年，行业龙头扩产规划和出货计划持续大幅提升，晶科、晶澳、隆基、天合计划出货量或达200GW，行业CR5有望提升至80%以上，行业龙头由于有多年积累的品牌、渠道优势，叠加一体化后在成本和供应链方面的优势，有望持续完成市占率提升。

投资建议：需求高增，光之向往

在双碳和全球碳中和的目标下，光伏产业在实现平价之后度过了原材料短缺、成本上涨带来的不利影响后，全产业链扩产、电价打开，光伏装机有望迎来需求高增，我们建议对光伏行业超配。

我们重点推荐四条投资主线：

主线一：随着交付及原材料价格高涨等问题逐步得到解决，今年量利齐升的一体化组件环节，重点推荐隆基股份、晶澳科技、天合光能、晶科能源；关注东方日升。

主线二：光伏需求高增，储能产业加速繁荣，重点推荐有望受益光伏+储能双景气度的逆变器厂商阳光电源、锦浪科技、固德威、德业股份、禾迈股份。

主线三：户用光伏赛道方兴未艾，中长期政策定调的背景下，户用光伏赛道将会迎来至少3-5年的高景气。推荐正泰电器、天合光能，关注晶科科技、芯能科技等；

主线四：光伏行业增长确定性强，技术变革小，壁垒深厚的行业领先企业福斯特、海优新材、福莱特等。有望受益光伏行业高增长的辅材领先企业金博股份、美畅股份、通灵股份、中信博、高测股份、鑫铂股份、海达股份、天宜上佳、赛伍技术、东方盛虹、联泓新科等。

其他：持续推荐低估值硅料龙头通威股份、大全能源，颗粒硅龙头保利协鑫能源，大尺寸硅片龙头中环股份、电池片龙头爱旭股份等。

风险提示

上游原材料波动：我国光伏产业链发展基本完整，各环节供给关系总体较为均衡，但仍然会出现阶段性、结构性或特殊事件导致的短期供给失衡和价格波动，若上游原材料价格出现急剧波动且光伏产业链公司未能有效做好库存管理，则可能导致公司存货跌价或生产成本大幅波动，从而挤压公司盈利空间，对相关公司经营业绩产生重大影响。

终端需求不及预期：在全球能源消费结构升级的背景下，各个国家正大力扶持光伏电站的建设，随着光伏电站建设成本逐渐降低，光伏产业发展趋势也持续向好，但光伏行业仍然受国内外产业政策变动、产业链价格和供需平衡等因素影响较大，若未来主要市场的宏观经济或相关的政府补贴、扶持政策发生重大变化，产业链供需出现问题等，可能在一定程度上影响行业的发展和相关光伏企业的经营状况及盈利水平。