光伏行业2023年度投资策略：光储平价新篇章，看好高确定、低预期、大弹性方向

行业观点 全球开始向光储平价迈进，需求弹性或持续超预期。综合分析全球集中式项目储备及分布式增长动力，预计2023年全球潜在需求规模超500GW，结合对供应链、安装、接入与消纳能力的判断，预计2023年全球光伏交流侧新增装机350GW以上（对应组件需求450-500GW），同增45%以上； DC AC 同时考虑各主要国家随新能源发电渗透率提升而逐步提出的配储要求，预计2023年全球表前储能新增装机107GWh，同增110%以上。 硅料供应持续释放驱动2023年产业链价格波浪式下行，但仍为相对短板。 预计2023年绝大部分时间，行业仍在供不应求背景下的“需求曲线定价”框架下运行，硅料仍是较高纯石英砂等供应趋紧但供需两端均存弹性的产品更刚性的供应链短板，可支撑全年500GW以上组件产出。硅料新增供给逐季释放驱动产业链价格持续下行，预计2023Q1和2023年底，硅料价格将分别跌至20-25和10-15万/吨（对应组件价格可低至1.75和1.50元/W）。 各环节供需关系变化趋势决定盈利变动方向，大部分享“量增利稳”。组件产业链各环节（主/辅/耗材）盈利能力主要由“相对供应链短板过剩程度及本环节竞争格局”决定，而不能简单以“通胀/通缩”分析。2023年供应能力增长慢于硅料的环节（高纯石英砂、石英坩埚、胶膜粒子、电池片）利润有望扩张。此外，渠道调价滞后性和溢价新产品放量将驱动组件盈利修复。 基于硅料未来一年价格降幅20万/吨（对应组件成本下降0.5元/W）假设，预计2023年各环节分享硅料“利润转移”幅度从高到低排序依次为：1）配储0.2-0.3元/W；2）EPC盈利修复0.1-0.2元/W；3）供应链趋紧环节利润扩张0.04-0.06元/W；4）渠道销售组件利润扩张0.01-0.03元/W。 新技术方面：2023年重点关注TOPCon超额盈利兑现、HJT三大拐点、以及电镀铜/0BB/钙钛矿等重大技术工艺革新、颠覆性技术进展。 海外自主光伏供应链建设提速。光伏制造业“再全球化”大势所趋，中国设备龙头、核心材料中国供应商、高度自动化/低能耗生产优势企业有望受益。 投资建议 2022Q3以来随市场热点切换，光储板块热度骤降、估值中枢持续下移，当前核心标的PEG均值/中位数已低于0.8，预期、估值双低创造布局良机。 首先，建议重点布局2023年盈利兑现确定性高、长期格局良好、存在较显著预期差的方向：1）一体化组件（盈利兑现能力和长期格局稳定性低估）； 2）大储（盈利改善弹性低估）；3）α硅料（硅料外业务强α低估）；以及从确定性角度出发关注：EPC（盈利改善）、高纯石英砂及坩埚（持续涨价）、胶膜/玻璃等核心辅材领域有望重新证明自身α的龙头及部分优势新进入者。 其次，看好新技术、新工艺、新主线三大方向，节奏上需关注事件催化： 1）最直接受益电池/组件技术迭代的头部设备厂商，关注HJT研发及量产先行者；2）从“颠覆性、大空间、大弹性”角度，关注电镀铜领先设备商、钙钛矿核心材料供应商；3）重点关注受益海外自主光伏供应链建设主线。 核心推荐组合：阳光电源、通威股份、隆基绿能、天合光能、晶澳科技、晶科能源、奥特维、高测股份、金晶科技、林洋能源（完整推荐组合见正文） 风险提示：传统能源价格大幅下跌风险；行业产能非理性扩张风险；国际贸易环境恶化风险；全球经济复苏低于预期风险；储能降本不及预期风险。 1需求端：全球走向光储平价时代，需求弹性有望持续超预期 1.1全球：公用事业项目潜在需求爆棚，驱动2023年装机45%以上高增速 在全球追求碳中和目标、以及地缘政治等因素驱动传统能源价格高企的大背景下，2022年是全球光伏需求大爆发的一年，根据Rystad Research统计，截至12月初全球大型公用事业项目库中计划2022年并网的项目规模达到128GW，同比增长69%，显著高于产业链供应能力50%左右的增速（受硅料限制），同时考虑到分布式项目占终端装机比例的大幅提升，预计其中有大量项目将递延至2023年，同时，当前计划2023年并网的项目也高达158GW，同比增长23%，如果考虑2022年未完成的递延项目规模，则2023年潜在大型公用事业项目的需求增速将轻松达到60-70%。 图表1：全球大型公用事业项目库（GW，YoY） 图表2：2023E全球大型公用事业项目分布（GW，占比） 考虑全球终端电价水平在2023年大概率维持高位，而硅料新增供给持续释放则将驱动组件价格逐步走低，因此，即使考虑部分存在并网压力地区的少量配储需求，工商业及居民分布式项目的经济性/投资回报率预计仍将保持在具有较高吸引力的水平，因此分布式项目需求仍有较强的增长动力。 综合对2023年全球公用事业/集中式项目和分布式项目需求的整体判断，我们预计“潜在需求（可建项目的直流侧组件安装量）”规模大概率超过500GW（同口径2022年需求预计在300-310GW）。结合对2023年产业链供应、安装、接入与消纳能力的分析（详见后文），我们预计2023年全球光伏交流侧新增装机规模大概率达到350GW以上（对应组件需求450-500GW），对比2022年交流侧新增装机240-245GW的预测值，增幅45%以上。 DC DC AC DC AC 同时，考虑各主要国家随新能源发电渗透率提升而逐步提出的配储要求，我们预计2023年全球表前（电源侧+电网侧）储能新增装机规模将达到107GWh，同比增长114%。 图表3：全球光伏新增装机预测（GW） 图表4：全球储能新增装机预测（GWh） 1.2中国：分布式市场遍地开花，大型地面电站将迎爆发式增长 在第一批风光大基地启动建设和工商业分布式项目的拉动下，2022年中国光伏新增装机增速再上台阶，1-11月中国光伏新增装机65.7GW，同比增长89%，其中增速由高到低依次为工商业分布式、集中式电站、户用分布式，同比增速分别为292%、89%、43%。 图表5：2019-2022.11中国光伏新增装机规模及增速 图表6：2022年前三季度中国新增光伏装机结构 近两年国内分布式市场呈现此起彼伏、遍地开花的发展状态，2021年山东户用市场一枝独秀，贡献了30%的分布式装机，2022年工商业市场异军突起，以浙江、江苏、山东、广东等工业用电大省装机规模最大，此外河南、河北的户用装机也在2022年超越山东。 我国工业用电占到全国用电量的65%左右，是非常大的潜力市场，在工业电价大幅上涨及“能耗双控”考核压力下，工商业光伏通常以自发自用为主且不少项目开始配臵储能，超过一定容量的项目会并入10kV电网线路，对电网造成的冲击较小，我们预计2023年工商业分布式装机将继续保持高速增长，有望达到35GW以上，同比增长35%以上。 由于居民用电负荷曲线与光伏发电出力曲线匹配度相对较低，现阶段我国户用光伏有较高比例电量上网，因此对系统成本敏感度高于工商业项目，随着疫情防控逐步放开、系统成本下降，预计2023年户用光伏市场将继续保持稳步增长，预计2023年户用装机30GW，同比增长20%左右。 图表7：2022年前三季度户用分布式装机分布 图表8：2022年前三季度工商业分布式装机分布 根据Rystad Research统计，截至12月初中国计划2022/2023年并网的大型公用事业项目达到65/67GW，我们预测2022年实际并网的大型项目43GW左右，约有22GW项目将递延至2023年安装，预计2023年潜在项目达到89GW，有望成为2023年中国增速最高的细分市场。 根据全国新能源电力消纳监测预警中心数据，1-10月光伏利用率98.2%，同比上升0.2pct，除青海（90.4%，同比+5.5pct）、西藏（80%，同比-1.4pct）外，其他地区均高于97%，消纳水平整体较好，这主要得益于电网输电能力建设和储能设施的安装，预计2022年储能新增装机11GW左右，同比增长124%。 2022年1-11月储能招标规模达到35.4GWh，主要集中在光伏发展快速、对储能项目政策友好度较高的山西、宁夏、甘肃、新疆等地区，随着储能安装量快速增长，预计新能源消纳能力将进一步提升、支撑光伏装机高速增长，预计2023年中国光伏新增装机有望达到150GW，同比增长58%，新型储能新增装机有望达到30GWh，同比增长150%以上。 AC 图表9：中国大型公用事业项目库（GW） 图表10：中国光伏新增装机预测（GW） 图表11：2022年1-11月储能招投标规模达35.4GWh 图表12：中国新型储能新增装机预测（GWh） 图表13：2022年1-10月各省光伏发电利用率情况 1.3美国：2023年储备项目可保障装机翻倍以上增长 受贸易政策扰动造成的组件运输延迟影响，预计2022年光伏新增装机20GW，同比下降15%，储能新增装机18GWh，同比增长70%。 根据美国太阳能协会（SEIA）统计，2022Q3美国新增光伏装机4.6GW，同比下降17%，环比下降2%，其中地面电站装机2.5GW，同比下滑34%。 前三季度光伏新增装机13GW，同比下降19%，主要是受到UFLPA法案以及对东南亚光伏产能实施反规避调查导致的组件运输延迟影响，其中地面电站项目由于基数大且对成本相对敏感、受到影响更明显，预计2022年美国新增光伏装机20GW左右，同比下降15%。 根据Wood Mackenzie统计，2022Q3美国新增储能装机5.2GWh，同比增长46%，前三季度累计装机11.1GWh，同比增长88%。虽然受到地面光伏装机不及预期的影响，但由于存量光伏增配储能及独立储能装机的贡献，美国表前储能市场仍实现高速增长，预计2022年美国新增储能装机18GWh左右，同比增长70%左右。 图表14：美国光伏新增装机（MW） 图表15：美国储能新增装机（MWh） 根据LevelTen Energy的跟踪数据，2022Q3北美光伏PPA平均价格指数为42.21美元/MWh，年初至今已累计上涨23%，供应链限制、项目审批缓慢是导致PPA市场供给不足的主因，但这些显然并未影响企业购买光伏的积极性，不断上涨的电价显示出企业依旧强劲的购买力，旺盛的采购需求也推动了光伏投资的进一步增长。 图表16：2022Q3美国光伏PPA电价（美元/MWh） 美国储备项目充足，计划2023年并网的大型光伏项目达到30GW以上，大型储能项目达到9GW以上，可保障需求翻倍以上增长。 2022年8月16日，美国总统拜登在白宫签署《通胀削减法案》（IRA），计划将光伏、储能项目的投资税收抵免（ITC）比例从26%提高到30%，并计划于2033-2035年按比例退出。在IRA法案的大力支持下，预计美国新能源市场将迎来高速增长的十年，不过由于补贴细则尚未公布，短时间内IRA对需求的影响相对较小，但从储备项目情况来看，2023年美国市场仍有较大概率实现翻倍以上增长。 2022年计划并网的公用事业规模光伏、储能项目有14.8、4.5GW，截至10月底分别还有7.8、1.4GW尚未并网，考虑到组件供应仍然受到海关扣押等因素的影响，预计原计划10-12月安装的部分光伏项目将递延至2023年并网。 从计划2023年并网的公用事业规模项目来看，仅在2022年10月底已明确的就有31.7GW光伏、9.9GW储能项目，相较于计划2022年并网的项目分别增长114%、120%，随着时间推移，预计这一数字还将继续增长，储备项目将成为支持美国装机翻倍增长的最大动力。 图表17：2023年美国计划并网公用事业规模光伏项目 图表18：2023年美国计划并网公用事业规模储能项目 1.4欧洲：布局力度有增无减，2023年装机高增仍可期 俄乌冲突导致欧洲居民电价大幅上涨，刺激了以户用为主的中小型光伏和储能系统的安装。2022年1-10月中国出口至欧洲的组件达到70GW左右，同比增长94%，预计全年交流侧并网量将达到45GW左右，同比增长61%以上。