电力设备与新能源行业：全球光伏需求迎盛世，寻找高景气中的高景气

行业观点 光伏终端需求强度持续超预期，需求曲线定价逻辑至少持续至2023H1。俄乌战争等因素催化化石能源及电力价格持续上涨，驱动2022H1需求曲线上移快于瓶颈环节的硅料供给释放，令产业链价格表现超预期；当前中美欧对新能源的宏观支持力度持续加大背景下，预计下半年终端需求及产业链价格维持强势，全年组件产出预计超300GW，2023年预期增速40%以上。 主产业链：硅料续享超额利润，一体化组件盈利维稳，辅材格局、逆变器结构变化重于短期盈利波动。预计硅料在2022H2难见20万/吨以下价格，超额利润保持丰厚，中长期虽周期属性突出但龙头优势稳固；一体化组件在硅料供应逐步宽松过程中，预计盈利水平整体维稳，但利润结构或有变化，且各企业产能结构、新品放量进度、采购及库存策略等因素或造成表现分化； 玻璃、胶膜普遍受益硅料放量带来的需求增长，重点关注相对较多的新进入者对竞争格局的影响；集中式电站装机反扑将驱动大型逆变器、储能及跟踪支架增速上台阶。 硅片环节再审视：盈利变动趋势或同步硅料，核心耗材短缺放大龙头优势。 2022H2硅料供应仍偏紧的背景下，硅片环节相对高盈利有望维持，随硅料供需趋松、二线产能逐步释放，硅片环节将重回成本曲线定价，企业之间因技术工艺水平、供应链管理能力等因素造成的成本差异将重新成为核心竞争要素；坩埚用高纯石英砂基本确定会在未来一段时间内保持供应紧张，但不会成为限制行业产出的刚性瓶颈，不过会对硅片环节成本曲线造成两个影响：1）抬高整体非硅成本（可达0.1元/片）；2）加大成本曲线陡峭度。 硅片耗材：充分受益硅片产量高增及硅料高价持续。高纯石英砂供需紧张壁垒高，龙头扩产享量价齐升；金刚线细线化推动超额需求增量，竞争格局及技术路线均保持稳定；碳/碳热场看龙头持续降本能力及新进入者验证进展。 电池新技术创造差异化竞争机遇，海外扩产利好头部设备厂商。新型电池技术2022H2正式步入量产加速期，多角度可验证研发进展、成本下降、产业化步伐加快；新技术扩产订单预计向头部设备供应商集中，国际贸易关系扰动及欧美印自建供应链诉求带来海外扩产增量，技术领先企业或赢家通吃。 投资建议 综合考虑2022H2至2023年行业基本面趋势判断、下半年市场可能提前演绎的基本面逻辑、以及当前市场的预期水平，重点推荐四条主线投资机会： 1）终端需求在区域市场和项目类型上的结构变化带来的机会：集中式逆变器、硅料、光伏玻璃（双玻）、跟踪支架等； 2）新技术迭代及海外自建产业链的机会：通过新技术产品实现差异化竞争的头部一体化组件企业及受益于国内外资本开支加速的头部设备供应商； 3）硅料供给加速释放驱动组件价格下行带来的机会：直接受益的电站运营商、EPC承包商，间接受益的微逆、高效组件等高质高价产品方向，以及电源侧储能； 4）需求持续放量背景下，有望通过“量利齐升”或“量增利稳”形式实现可持续成长的辅材、耗材环节，主要是胶膜及粒子、石英坩埚/高纯石英砂、金刚线、热场等。 重点推荐标的：隆基绿能，通威股份，阳光电源，迈为股份，福斯特（详细投资建议及完整推荐组合请参见报告正文）。 风险提示：国际贸易政策风险，行业产能非理性扩张的风险。 1需求：强度超预期，需求曲线定价逻辑至少持续至2023H1 2.12022H1需求曲线上移快于硅料供给释放，驱动产业链价格上涨超预期 我们在去年底的年度策略中提出：光伏平价之后，由于规划约束和补贴限制的消除，终端需求弹性大增且呈现多样性，中短期新增装机上限取决于供给瓶颈环节的产能，在潜在需求（储备项目）大于有效供给的情况下，产品价格将由边际需求的成本承受力极限决定。 2022H1，尽管瓶颈环节硅料产能持续释放，但由于俄乌战争等因素导致传统化石能源价格和终端销售电价持续飙涨，驱动需求曲线快速上移，边际需求的成本承受力持续向上移动，驱动产业链价格在2022H1呈现持续上涨趋势、以及硅料作为瓶颈环节盈利能力的持续扩张。 图表1：产业链价格阶段性由“成本曲线定价”向“需求曲线定价”切换 2.2中美欧宏观政策加力，2022 H2 价格保持强势，2023年预期增速40+% 硅料产量定2022年全球新增装机，激进薄片化进度令组件产出规模超过此前预测范围上限，全年或达到300-310GW。2022 H2 硅料新增供给主要有通威包头、青海丽豪、协鑫乐山、东方希望等，预计2022Q3-Q4全球硅料产量分别为21.6、24.8万吨，环比分别增长9%、15%。在硅料价格持续维持高位的背景下，产业链在硅片薄片化、金刚线细线化方面的推进速度较为激进，单位硅耗降低速度快于预期，考虑该因素的影响，我们预计2022Q3、Q4组件产量上限分别为81GW、95GW，环比分别增长11%、17%。预计全年全球组件产量最高可达310GW，可满足约230~250GW交流侧装机。 图表2：2022年各季度硅料及组件产量上限预测（GW） 在供给瓶颈环节决定总装机量之后，各细分市场的装机占比由该市场对光伏产品的购买力决定，购买力主要受到政策、电价、预期收益率、融资条件等方面影响。分别来看： 中国：户用分布式市场在整县推进政策的推动下继续保持了去年的高景气度，工商业分布式需求在终端电价上涨的推动下加速增长，预计今年国内分布式装机有望达到45~50GW；地面电站储备项目量十分充足，主要为2019-2020年递延项目及2021年大基地项目， 预计已开工规模达到100GW+，大部分地面电站项目对系统成本较为敏感，但近期历史拖欠补贴的下放、政策对大基地项目支持力度的加强，有望体现在资金、信贷、审批效率等方面，从而提高集中式项目对组件价格的承受力，推动全年装机总量达到80~100GW。 图表3：2021-2022年国内光伏季度新增装机及预测（GW） 欧洲：受到俄乌冲突影响，欧洲天然气价格、电价均大幅上涨，以欧洲最大的光伏市场德国为例，2022年一季度德国日前批发电价最高达到700欧元/MWh，创历史新高。批发电价的上涨直接提升分布式终端用户对组件价格/光伏系统成本的承受力，间接推动上半年光伏产品价格的上涨。 为了完全摆脱对俄罗斯天然气的依赖，欧洲各国正加速可再生能源发电能力建设，预计2022年欧洲光伏装机有望达到45GW以上，考虑欧洲市场普遍较高的容配比水平，以及分布式市场大扩张背景下稳态渠道库存的增加，预计欧洲市场2022年对组件的消化量有望达到70-80GW，较2021年同口径增速有望达到80%-100%，显著快于45-50%的全球装机增速。 图表4：2021年7月至2022Q1德国日前批发电价（波图表5：2021年7月之后，德国日前批发电价>100欧元动范围及当期均价）/MWh的小时数 对于欧洲地区的集中式电站，从投标锁定PPA电价到项目融资、土建完成，并开始采购组件进行安装，通常需要1-2年的时间，因此当前在建的集中式项目对短期内的组件价格大幅上涨承受力有限，但根据统计，2021Q4-2022Q1的欧洲主要国家新签PPA电价已呈现显著上涨趋势，其对高价组件的承受力提升将滞后体现，并有效支撑欧洲需求后劲。 图表6：近2年内欧洲主要国家光伏PPA电价趋势 图表7：2022年受俄乌冲突影响，欧洲加快可再生能源发展 美国：截至2021年底，美国公用事业电站储备项目规模超过80GW，项目储备十分充裕，但今年3月底美国商务部在收到AuxinSolar的调查请愿书后，启动对东南亚光伏产品的反规避调查，一度对Q2美国市场需求产生较大的扰动，并让美国市场2022年装机量及其整个光伏产业蒙上一层阴影。 然而在收到来自美国光伏产业、19州州长、85名国会议员先后提出的强烈抗议后，美国总统拜登在巨大的舆论压力下，于6月6日发布总统令，宣布采取“大胆的行政手段以促进国内清洁能源发展”，其中最重要的一条措施就是：对从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南采购的光伏组件给予24个月的关税豁免期，以保证美国光伏电站建设所需的供应链稳定。 我们预计在总统令颁布后，东南亚产能向美国的发货、以及美国光伏电站的安装建设将很快恢复常态，甚至可能带来短期的抢装；而长达两年的东南亚产能输美免税期，则将进一步提升美国作为除中国以外的第二大单一光伏终端市场未来两年内的需求增长确定性。 图表8：东南亚反规避调查前，美国光伏产业协会（SEIA）对美国光伏新增装机的预测 印度：今年一季度国内出口至印度的组件规模达到9.6GW，主要是为4月1日执行基本关税（BCD）前的囤货，考虑到目前印度本土的电池、组件产能分别有4、18GW，预计2022年印度新增装机量有望突破15GW。 图表9：中国组件出口量与印度新增装机对比（GW） 图表10：印度本土光伏制造能力（GW） 综合来看，2022H1需求强度超预期的市场主要集中在欧洲、巴西、印度及国内分布式，其中巴西、印度有抢装的原因，欧洲、中国主要为政策支持和经济性推动；预计2022 H2 欧洲、巴西、中国分布式市场将继续维持高景气度，而美国作为全球成本承受力最高的区域市场，其终端电站市场的全面恢复将成为下半年需求强度的重大驱动因素，从而对产业链价格形成强有力的支撑。由于供给仍处于显著小于需求的状态，国内集中式电站作为成本承受力（购买力）相对最弱的细分市场需求，下半年或面临较大的组件采购压力。 图表11：2022分季度和地区需求预测（美国保守假设）图表12：2022分季度和地区需求预测（美国乐观假设） 基于我们对不同细分市场需求占比及对应购买力的分析判断，分“乐观、保守”两种情景假设对2022Q3/Q4的需求结构、组件及硅料价格进行预测： 乐观情景：Q3/Q4供给上限对应的边际需求为国内分布式/国内优质集中式电站，对应国内分布式需求占比分别为65%/30%，预计组件加权平均价格分别为1.97/1.88，按照组件非硅成本及一体化盈利维持Q2水平不变，测算Q3/Q4对应硅料均价分别为266/232元/kg。 保守情景：Q3/Q4供给上限对应的边际需求为国内优质集中式电站/普通集中式电站，预计组件加权平均价格分别为1.93/1.85元/W，对应硅料均价分别为249/217元/kg。 图表13：2022年下半年硅料及组件价格预测 展望2023年光伏终端市场，供应链最大变化是硅料产能的大量释放将带动组件价格大幅下降，将有力刺激中国、南欧、美洲等集中式电站储备项目充足且对组件价格较敏感的地区需求，美国ITC政策延期对需求的拉动也将在明年开始体现，预计2023年中、美、欧市场增速有望达到45%以上，继续占据全球70%以上份额。 图表14：海外增速较高的GW级市场装机情况及政策变化 图表15：2022-2023E全球新增装机市场分布预测 图表16：2021-2023E全球部分GW级市场装机量预测 2硅料续享超额利润，辅材格局、逆变器结构变化重于短期盈利波动 2.1一体化组件下半年盈利预计维持平稳 产业链扩张的利润优先分配给相对紧缺的环节，反之亦然。由于全球光伏需求强度的持续超预期，上半年产业链实现量价齐升，其中单位利润扩张的部分优先被分配到相对紧缺的环节，如Q1的硅料，其次是供需边际改善的环节，如H1的电池片、Q2的玻璃、EVA粒子，预计下半年产业链各环节利润的相对变化，也将由各环节与其直接上下游的供需关系相对变化趋势来决定。 图表17：光伏产业链各环节利润分布（测算） 2022年上半年在产业链单位利润扩张的过程中，最紧缺的硅料环节价格率先上涨，盈利稳步提升；硅片/电池片由于紧跟硅料涨价、受益于低价库存，单瓦利润环比修复；组件由于期货属性的减弱，较为及时地传导了成本压力，盈利能力保持相对稳定。 图表18：主产业链各环节单位盈利情况（测算） 根据前文对Q3、Q4全球需求结构和硅料产能释放节奏的分析，预计硅料价格将在Q3高位持稳、Q4小幅下降，因此Q3产业链利润分配大概率延续上半年的状态，Q4在产业链价格负反馈的过程中预计利润分配趋势将发生变化，考虑到库存状态和产业链所处位臵，我们认为降价压力将首先由过剩环节向紧缺环