【申万宏源】海外新能源行业2H23投资策略：景气向上，把握变局.pdf

2023-07-05

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1.能源革命加速，2023年全球光伏装机需求持续旺盛

1.1技术进步推动行业降本增效，光伏经济性不断提升

技术进步推动行业降本增效，度电成本（LCOE）下降带动光伏经济性提升。2010-2021年全球光伏装机度电成本由0.417美元/千瓦时下降至0.048美元/千瓦时，十年内降幅达88%，而2020年燃煤成本区间为0.055-0.148美元/千瓦时，光伏发电已具备显著的经济性优势。初始安装成本下降，组件成本占比依然最高。地面式光伏电站初始安装成本由2010年的4808美元/千瓦下降至2021年的857美元/千瓦，降幅高达82%。成本降低主要由组件贡献。据IRENA，2022年全球光伏装机250GW。从发电量看，2021年全球光伏发电量占比3.6%，可再生能源占比12.8%。

1.2中国：供应链瓶颈逐步消除，地面电站需求有望爆发

自2020年光伏由补贴模式过渡到平价时代后，政策高度和稳定性加强。十四五可再生能源发展规划提出目标：至2025年，全国可再生能源电力总量消纳责任权重达33%左右，可再生能源电力非水电消纳责任权重达到18%左右。梳理各省市规划，31个省、自治区、直辖市十四五期间风电、光伏规划装机规模达850GW，其中光伏约 596GW。2022年国内装机再创新高，分布式占比超过一半。2022年国内光伏新增装机达87.41GW，同比+59%.其中集中式电站新增装机36.29GW，分布式新增装机51.11GW，占比超过一半。受硅料供应紧缺、组件高价影响，2022年地面电站建设不及预期。

至2022年，国内光伏累计装机占总发电装机容量比例达15.3%。从发电量角度看，2022年我国风电、光伏发电占全社会用电量比例为13.8%，可再生能源发电占比32.5%，距十四五规划目标还有较大发展空间。2022年因组件高价，部分地面电站IRR不满足开工条件，建设、并网规模不及预期。2023年随着硅料企业扩产，供应链瓶颈逐步消除，硅料降价传导至组件降价，进而刺激终端装机需求。按100MW项目配置10%2h储能，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦，在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加0.3元/瓦。实际运行中，由于储能商业模式尚未完善，大部分光伏电站配置的储能系统被电网调度情况较少，难以获得相关收益，因而电站配储在大部分情况下仍看作是电站建设的成本项。

1.3海外：能源转型下各国上调装机目标，经济性驱动光伏装机持续高增

海外市场持续增长：今年1-5月，中国累计出口87GW组件，同比+31.5%。2022/08/16，美国通过《通胀削减法案》（Inflation Reduction Act of 2022）(IRA法案)，拟拨款3690亿美元用于能源安全和气候变化计划。IRA法案将户用光伏业主的个人30%的收入税收抵免（Income tax credit, ITC）由2024年延长到2032年，独立储能也可享受30%的ITC 。对地面和工商业电站业主，可在30%的投资税收抵免（Investment tax credit, ITC）和生产税收抵免（Production tax credit, PTC）二选一。对光伏制造商而言，也可在30%的ITC和PTC之间二选一。IRA法案是美国迄今为止对光伏行业支持力度最大的政策，考虑到相关细则的推进、供应链瓶颈改善，预计IRA法案对美国光伏装机需求的刺激效应要到24-25年才能显著体现。

1Q23美国组件供应边际改善，地面电站装机同比高增。2022年美国新增光伏装机20.2GW1（直流侧，下同），同比-16%，主因贸易壁垒政策引起的供应链尤其是组件短缺。一季度美国新增光伏装机6.1GW，其中地面电站3.86GW，户用分布式1.64GW，工商业分布式603MW。受益于组件供应边际改善，地面电站装机录得有史以来一季度装机的最高增速，同比高达77.5%。加州NEM 3.0（净计量政策）落地，短期引发业主观望情绪，长远看将刺激用户光伏配储： 2022/12/15，CPUC（加州公用事业委员会）批准通过NEM 3.0，2023/04/15正式执行。NEM 3.0主要变化在于光伏余电上网的电价下降。据CPUC，加州平均余电上网电价将从$0.30/kWh 降至$0.08/kWh，降幅达70%。同时，用户将执行特定的分时电价（TOU），峰谷价差较大，配备储能可在高电价时段向电网输电，提高户用光伏回报率。

美国近期组件进口通关边际改善，我们认为其供应链问题或将在2H23逐月缓解。考虑到美国地面电站累计项目储备规模高达90GW，看好23- 24年美国地面电站需求高增。目前，贸易壁垒导致的供应链短缺问题是制约美国国内光伏装机最重要的因素。美国国内组件80%来自东南亚，自产组件依赖进口电池片，下表中的法案和调查导致东南亚组件堆积在港口无法通关，许多项目因组件供应不足而延后或停工。目前美国本土光伏产业链并不完整：截至2022年末，美国本土硅料产能15GW，电池片产能2.7GW，组件产能19.8GW，无硅片产能。

IRA法案颁布后，不少企业纷纷颁布美国本土扩产计划。据Wood Mackenzie，根据厂商的扩产规划，至2026年，美国本土将有20GW电池产能、52GW组件产能投产。由于美国现有电池片产能较小，新产能需2-3年才能达产、实现供应。若贸易壁垒政策边际放松，近两年美国光伏的供应链主要来源仍为东南亚。梳理我国企业在东南亚产能，硅片21.5GW，电池片26.4GW，组件38.5GW，能够满足23-24年美国的光伏装机需求。

观察美国月度组件进口规模，22/08以后已回升至2GW+/月，足以支撑年化装机30GW+需求。据SEIA保守估计，23-24年美国国内新增装机分别达29GW（同比+44%，直流侧）、34GW（同比+17%）。若美国贸易壁垒边际改善，供应链不确定性降低甚至消除，我们认为2023年美国将是需求弹性最大的市场，装机上限可达35-40GW（同比 +73%~98%）。考虑IRA法案对美国国内装机的刺激作用，预计23-33年美国国内累计新增装机可达574GW，23-27年CAGR达18%，28-33年 CAGR达7%。随着光伏渗透率逐步提高、电网并网容量限制，2030-2033年年均新增装机可达60-70GW。

2022年受俄乌冲突影响，欧洲天然气供应紧缺导致电价暴涨，居民电价一度高达人民币1.87元/度。能源独立及经济性诉求下， 2022年欧洲光伏新增装机达50GW（同比+107%）。2022/05，欧盟发布REPowerEU Plan，旨在尽快摆脱对俄罗斯化石能源的依赖，提出到2030年，欧盟可再生能源装机占比提升至45%，发电比例提升至69%。欧洲各国也纷纷发布各项激励措施，包括慷慨的补贴政策、优化审批流程等。政策支持叠加经济性驱动，预计22-26年欧洲光伏装机将迎来快速发展，5年CAGR将达22%。其中德国、西班牙、英国、土耳其、法国、荷兰、波兰将是最主要的增量市场。

1.4海外大力发展本土产能：任重道远

2022年，中国制造的硅料、硅片、电池片、组件市占率分别达85.6%, 97.4%, 90.3%, 84.8%（以产量计）。欧美印等光伏装机大国出于供应链安全考虑，通过设置贸易壁垒、扶持本土企业，意图大力发展本国制造业。因规模和成本原因，海外重塑光伏供应链任重道远：海外成本高昂：据IEA，22年各国单晶组件除原材料外的生产成本分别为：中国0.11美元/瓦，印度0.13美元/瓦，美国0.17美元/瓦，欧洲 0.20美元/瓦。

能源、人工、资本开支、管理成本是成本差距的主要原因。行政手段干预力量有限，唯有巨额补贴才有可能填平成本差距。海外光伏供应链不完整：截至22年末，印度没有硅料、硅片产能，18GW组件产能多为技术落后的小尺寸产能；美国没有硅片产能， 11.8GW组件产能大部分依赖进口电池片。考虑硅片、电池片环节的资金、人力、技术密集属性，想在短期内补齐制造业短板任重道远。

2.产业链：硅料不再是瓶颈，产业链价格自2Q23快速下跌，目前已有止跌企稳态势

2Q23以来，随着新产能逐步释放，硅料不再是产业链瓶颈，价格快速下跌，并传导至下游电池片、组件等环节。截至06/30，单晶致密料成交均价65元/kg，较年初均价下滑62%。单晶PERC双面组件均价1.4元/瓦，较年初均价下滑22%。根据对市场出货情况及库存跟踪，我们认为目前产业链上游价格已有止跌企稳态势。下游组件环节尽管因价格传导有一定滞后，也将很快企稳。至2022年末，国内硅料总产能达156万吨，产量81.05万吨，进口硅料近两年稳定在11-12万吨。预计2023年末，国内硅料总产能达256万吨，硅料供应量将达 146-156万吨。

当前主流的硅料生产技术为改良西门子法和硅烷流化床法（FBR），产品形态分别为棒状硅和颗粒硅。2022年末，颗粒硅市占率约6.4%（以产量计）。目前业内主要有协鑫科技和天宏瑞科两家厂商采用FBR工艺生产颗粒硅。截至1Q23，协鑫科技颗粒硅名义产能20万吨，在建产能20万吨；天宏瑞科名义产能1.8万吨，在建产能8万吨，预计3Q24投产。FBR工艺的核心是将硅烷气体在流化床反应器中分解、沉积在籽晶上生成颗粒硅，主要有三个步骤：冷氢化生成三氯氢硅——歧化反应生成硅烷气——流化床内生成颗粒硅。

改良西门子法主要有四个步骤：冷氢化生成三氯氢化——对三氯氢硅进行精馏提纯——还原炉内生成硅棒——硅棒破碎处理成棒状硅，出于环保与降本考虑，增加尾气回收系统。相较于改良西门子法，FBR的优点在于：1）流化床反应过程中籽晶与硅烷气接触面积大，转换效率高（单次转换效率高达99%）；2）硅烷的分解温度低，综合电耗低；3）FBR生产流程更短，没有复杂的尾气回收系统，综合能耗更低。目前，协鑫科技已实现2万吨模块化量产，单台流化床4000吨。单炉连续运行周期150-180天，每年进行两次检修更换内衬。内衬已实现国产化，但由于供应商良率不高，目前内衬成本较高，折算到颗粒硅生产成本约3元/kg。随着后续供应商生产工艺稳定、良率提升，预计内衬成本可降至2元/kg。

颗粒硅的生产成本主要由硅粉、电力、蒸汽、人工、内衬等构成。硅耗：对颗粒硅而言，每1.2kg工业硅生成1kg颗粒硅和0.15kg硅粉。对棒状硅而言，硅单耗指生产单位硅料所耗费的硅量，包括合成、氢化工序、外购硅粉、三氯氢硅、四氯化硅等含硅物料全部折成纯硅计算，外售氯硅烷等按含硅比折成纯硅计算，从总量中扣除。2022年行业平均硅耗水平为1.09kg/kg，一线企业可做到1.05-1.07kg/kg。颗粒硅碳减排优势明显：CBAM新规在欧洲议会正式投票通过；光伏组件厂商纷纷开展产品碳足迹认证工作，以打通海外“碳壁垒”。1GW组件若使用颗粒硅，约减少碳排放量10.47万吨。以国内60元/吨和欧洲88欧元/ 吨的碳价格计算，颗粒硅对应的碳减排价值分别为2.5元/kg和29元/kg。

Ccz技术推广：连续直拉单晶（CcZ）技术采用特殊直拉单晶炉，一边加料熔化，一边拉制单晶。Ccz技术通过连续拉晶，可节约20%的停炉、装料时间，提高拉晶效率。此外，拉晶过程液面恒定，产出的单晶硅棒电阻率更加均匀且分布更窄，更好地满足高效N型电池需求。颗粒硅具有良好的流动性和填充性，在连续拉晶过程中可实现连续投料。未来颗粒硅匹配Ccz技术，市占率有望迅速提升。协鑫科技和天通股份成立合资公司，共同研发Ccz技术。目前难点在于双层坩埚的材料选择。

政策支持力度加码，加速组件级关断推广。美国国家消防协会自2017 年在NEC 规范中强制光伏建筑发电系统达到组件级关断的要求，推动美国分布式市场MLPE 渗透率达70%以上。欧洲、加拿大、澳大利亚、泰国等多国也逐步明确相关标准以推进光伏建筑的组件级关断装置配置。件级电力电子”解决方案除了包括微型逆变器，还有“组串式逆变器+ 优化器/关断器”的方案。组串式逆变器+优化器/关断器在较大功率的应用场景中有一定的成本优势，但微型逆变器在中小功率等级的应用场景中更优。随着分布式光伏装机迅速增长，微逆渗透率持续提升。22年全球微逆渗透率已达9%，测算23-25年微逆市场空间高达257亿元，349亿元， 435亿元，23-25年CAGR为30.1%。

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