1.双碳奠定大势，装机需求迸发
1.1全球：碳中和驱动，经济性加持，装机需求迸发
2020下半年以来国内外碳达峰、碳中和政策频发，自上而下推动驱动装机增长， 提高了行业远期空间的确定性和成长性。以中国和欧洲为例，在能源局边界指引下，国内2021-2025年光伏年均新增85GW，2025-2030、2030-2060年均装机超140、300GW;欧洲，保守假设减排目标55%，2030年光伏年均新增装机为38.6GW，相比当前的25GW增量显著。
光伏系统成本在过去10年间持续下降，由2007年的近60元/W降至2020年的4元/W左右。对应LCOE成本由2元/kWh逐步下降至0.3-0.4元/kWh左右。相比煤电0.2-0.4元/kWh的LCOE成本，已经在部分地区相比煤电具备成本优势，后续随着光伏发电成本进一步下降，装机需求增长动力强劲。
我们以2020-2030年全球发电增速2.5%，2030-2060年发电增速2.0%;煤电、火电逐步退出，水电、核电、生物质小规模发展;主要发展以风光储为主体的能源系统。依据当前各国的保守规划目标，预计到2030、2060年全球保守的光伏新增装机规模为1000GW、2400GW。其中，2021-2025年装机复合增速有望达25%-30%，2026-2030年装机保守估计复合增速仍然达到18%-20%左右。
1.2国内：2022指标充足——风光基地100GW明确
我们以2020-2030年全球发电增速2.5%，2030-2060年发电增速2.0%;煤电、火电逐步退出，水电、核电、生物质小规模发展;主要发展以风光储为主体的能源系统。依据当前各国的保守规划目标，预计到2030、2060年全球保守的光伏新增装机规模为1000GW、2400GW。 其中，2021-2025年装机复合增速有望达25%-30%，2026-2030年装机保守估计复合增速仍然达到18%-20%左右。
并网时点来看，上述100GW基地项目预计将于2023年之前完成并网，即未来2年年均规模有望达到50GW以上(25-30GW光伏，20-25GW风电)。得益于沙漠戈壁地廉价的土地、良好的光照以及政策扶持，基地项目成本较低收益率良好，预计推进速度较快且完成度高。据我们统计，截至目前累计已有超26GW基地项目(18.6GW光伏+7.9GW风电)完成。同时，此100GW仅为第一期，后续更将有第二期(或同样为100GW)等待公布。
2021年各省关于保障性项目计划在9月以来密集公布，截至目前累计保障性规模约在110GW，其中光伏项目预计超65GW，风电项目预计超45GW。 并网时点来看，大部分项目需要在2022年之前完成并网。
9月国家能源局公布整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点名单，全国31省市自治区共报送试点县676个。同时陕西、云南等省细则陆续出台，正泰、林洋等民企捷报频传。我们观察到整县推进逐步落实并有望加速，为2022-2023年国内光伏装机贡献增量需求：1)从试点规模上看，按照每县200-300MW开发规模计算，合计150-200GW，年均70-100GW。2)从并网时点来看，文件明确2023年前目标完成方可列为示范县，且试点目标有望提前建成。3)从辅助机制上看，按月调度、年度评估，过程管控清晰，项目建设速度与完成度表现良好确定。
1.3海外：欧美PPA上扬，组件价格接受度提升
海外应对产业链涨价更多选择提高PPA电价水平，根据Level Ten的最新针对美国33家电站开发商应对硅料和组件涨价的调查中，73%选择提高PPA电价，27%选择降低项目收益率，18%不采取措施，仅12%选择项目延期。根据最新报告，美国2021Q2综合PPA招标价格环比上涨的4.3%(+1.34美元/MWh);欧洲2021Q3综合PPA招标价格则环比上涨8%(+3.59欧元/MWh)。在此背景下，海外对组件价格的接受度再次提升。
从项目备案和招标的角度，美国、德国备案及招标规模皆可观，亦对2022年高增预期形成有力支撑：1)美国地面电站备案项目达到85GW，2021全年地面电站规模有望达到20GW;2)德国新版可再生能源法出台(EEG2021)拓宽户用光伏免征EEG税条件，户用光伏为德国未来光伏装机规模再添增量。根据EUPD Research，预计2021年德国户用装机2.1GW，同比增长近40%。(报告来源：未来智库)
2.中期供需：硅料粒子紧张，电池组件改善
2.1一体化：原材料降价时间差带来盈利修复
2022年一体化企业量利升，23年逻辑强化：1)量上，充分享受行业量增长的同时市场份额预计提升;2)利上，上游原材料与组件降价存在时间差，组件期货属性有望带来盈利修复，进一步或能期待议价能力提升带来的利润截留。23年上述逻辑强化，企业利润弹性可观。
我们以某一体化龙头为例，在2022年全球需求220-240GW预期下，考虑1.2的容配比，组件需求在260-290GW左右。若公司市占率小幅提升至15%-18%，则对应明年出货40-50GW，2021Q2-Q3企业单瓦盈利0.09-0.1元/W，历史上高位水平在0.16-0.17元/W，2022年假设0.1-0.12元/W的单位盈利，对应业绩区间在40-60亿元，弹性可观。
2.2逆变器：加速出海+存量替代，延续高贝塔逻辑
逆变器环节作为高贝塔赛道，有望充分受益于2022年行业需求的高增长。继续强调逆变器高贝塔逻辑，一是加速出海，二是存量替换，三是储能起量。同时，2022年下半年缺芯问题有望缓解，看好下半年的盈利上修。
2.3逆变器：分布式与储能，后续更大的战场
逆变器市场趋势变化引导企业产品结构倾斜。一是分布式，二是储能。
分布式核心竞争力为渠道。横向比较看，华为、阳光电源、锦浪科技、固德威、古瑞瓦特等，各有侧重。
储能作为新兴赛道更看重先发布局。横向比较看，阳光布局最深(定位储能系统);固德威逆变器领域发力最早，产品序列最广且品质突出;德业股份储能占比最高，侧重离网产品(古瑞瓦特亦是)，主打性价比。
2.4硅料：2022仍然维持紧平衡，价格高位业绩确定
我们重点分析硅料环节2022年供需及龙头业绩弹性：
1)供给：当前硅料存量产出约57万吨，2022年乐观情景即所有新产能如期投产且爬坡顺利，硅料有效增量为22.9万吨左右，可支撑装机将达到230-240GW;2)供需：2022年在政策及平价驱动下行业装机有望达到210-220GW左右，计算产能利用率为90%左右，供需偏紧;3)价格：我们锚定6.0-6.5%的光伏电站收益率，对应组件价格在1.65-1.75元/W左右，对应硅料价格15万元/吨左右。
2.5EVA粒子：供需持续趋紧，或成2022最紧环节
2021年EVA粒子关注度持续提升，价格拾级而上。展望2022，核心仍在于供需，榆能化及浙石化即便产能顺利投放，并达到30%的光伏料比例，所增加的20万吨左右供给仍无法满足2022年增加的50GW以上的装机需求。保守态度下我们测算2022年光伏级EVA需求97万吨(230GW装机)、供给102万吨，考虑实际需求和库存节奏，预计供给紧张程度进一步加剧。
回顾今年硅料走势，我们判断2022年光伏级EVA价格将有望提升并维持高位，企业盈利弹性将得到释放。按照30000元/吨价格，11000万元/吨成本计算，2022年毛利率在60%以上，单万吨净利在1.5亿元左右。
2.6胶膜：格局优质铸就高贝塔，2022价格传导顺畅
2021年粒子价格上涨，胶膜Q2盈利承压之后持续跟涨，价格传导顺畅，核心原因在于行业的优质格局带来较强的上下游议价能力。我们认为胶膜行业格局带来高贝塔将在2022延续，且随着需求高增，高贝塔赛道收益确定性更强。此外，粒子如持续涨价，胶膜环节亦有库存收益。
2.7玻璃：格局有望出清，2022迎新一轮周期
我们认为2021-2022年是光伏玻璃行业龙头主导扩产的时间窗口：2020年光伏行业迈入平价时代以来，光伏玻璃优于产能周期性强，使2021-2022年供给集中释放。其中，凭借资金、成本优势，福莱特与信义光能两家龙头扩产规划更多且确定性强。此外，国内能耗双控趋严，光伏玻璃产能建设指标更加有限，各省指标将优先发放规模大盈利强的龙头企业，导致小厂虽有较高产能规划，但落实难度大。
预计2022年光伏玻璃供大于求，价格维持历史低位，全年开工率调整至60%左右。这一局面实则有利于格局出清，二三线企业在建产能或延后甚至取消。在此背景下，光伏玻璃长期逻辑理顺，2022年有望成为行业集中度加速提升的拐点，2022H2有望引来新一轮的行情上升周期。
报告节选：
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责任编辑：大禹
