研究员观点

全球能源消费结构正在经历重大转型。伴随着产业链价格回归，欧、美、印等海外市场受经济性驱动有望实现高增。国内“1+N”政策体系定调，大基地+分布式合力支撑双碳目标推进，各省份、各开发商装机规划相继落地。2022 年需求高增，收益角度辅材确定性强、硅料和硅片环节有强α。

嘉宾观点

1. 2022 年集中式装机量预期

从 2022 年开始，全国应该有将近 300GW 的风光项目会进入安装实施阶段，即产品的出货阶段。根据统计的数据，在 2020 年全国各省下发的风光建设指标规模已经超过 174GW，加上之前公布的 97GW 的大基地项目，合计规模将近 300GW。根据各省的政策和名单上已经确定的数据进行统计，河北省一年公布的项目指标规模就已经超过了 40GW，到目前为止还有相当一部分的省份没有发布 2021 年的具体项目指标，比如浙江、江苏、黑龙江、云南和青海等地，还没有发放 2021 年的建设指标，但这些指标后续会在2022 年陆续释放。

在 300GW 的储备项目中，排除特殊的大基地项目，70%的普通项目，即相当于 70GW~90GW 的项目， 其规划时间是在 2022 年底前，那就意味着这种大批量的项目要从 2022 年开始要进入到前期的土建和安装阶段，因为这些项目被要求最晚在 2023 年底前实现并网。央企的集团层面规划的目标以及各省对于非

水可再生能源任务指标的压力，会产生对并网期限的要求。虽然目前情况与补贴时代的 630 和 1231 等抢装节点不同，但总体来看，2022H2 应是装机的高峰期。

结论：目前国内新能源项目储备量非常庞大，下游需求旺盛，所以不必担心没有项目。况且此数据仅是统计了集中式地面电站的数据，未统计分布式电站的数据。目前行业普遍认为 2021 年的装机容量会有一个新的突破，上一个记录是 2017 年的 53GW，2021 年的装机容量有可能会超过 60GW，但我认为 2022 年的装机容量会在此基础上更进一步，预期 2022 年的并网容量至少是 70GW 甚至是 80GW。

2. 对于供应链情况的预期

如果明年的装机容量为 80GW，按照目前国内 1.2 的超配比例，全国的组件出货量将增长到 96GW。但目前来看在如此庞大需求的前提条件下，供应链情况会导致组件供应受限。

（1） 目前硅料处于相对紧缺的状态。但随着新增产能的投产，明年的硅料价格会存在下跌的趋势。虽然我认同这个观点，但我认为硅料的价格很难跌到 100 元以下，平均的价格可能在 100 元~150 元。在此水平下，全国的安装需求会被快速的调动起来。

（2） 另外一个瓶颈可能在于粒子的供应。目前粒子的供应能力与硅料供应能力水平相当，粒子供应大概在 240~250GW 的水平。假设国内明年装机容量是 80GW，留给国外市场的装机容量大概是在 140GW 的水平，基本上跟硅料和硅片的产能契合。

硅料的紧平衡状态已经持续了 2 年，在紧平衡下产业链下游饱受煎熬。如果明年的需求和供应能力还是处于紧平衡状态，就难以避免产业链内企业之间的博弈。

3. 各集团新能源年度计划

除了批复的项目已经把指标分发下去的情况之外，各个集团制定了年度新增规划，例如国家电投、国家能投、华电、三峡、华能、中广核、中国能建、中国电建以及大唐这些央企，他们明年规划的新能源目标已经超过 90GW，其中有一部分是风电，但是风电的占比非常少。这些数据还未统计中核以及华润两家央企

明年规划的新能源目标数据。中核以及华润两家央企在这两年，特别是 2021 年的表现非常出色。例如华润之前的风电装机规模为 10GW 而光伏业务体量非常小，但华润在今年统计的竞争性优选结果当中已经排到了前几位，而且华润对于十四五的风光装机规划节点要求很高，华润规划十四五光伏装机量要安装到40GW。如果央企的规划都能落地，2022 年国内总光伏装机量 80GW 的预期可能偏低。这些仅仅只是这几家央企的规划水平，除了央企之外，包括一些地方国有企业以及一些市级或省级的能源集团，还有一些民营企业大大小小的规划加起来的数据将会非常可观。由此我认为整个装机市场的情况要取决于供应链的供应能力。

4. 分布式光伏市场回顾

2020 年底时分布式正处于重新回到风口位置的状态。分布式受政策影响很大，例如从 2018 年 531 之后， 很多企业陆续退出市场且分布式的商业模式发生了变化，即从全额上网转变为自发自用。但自发性项目相较以前不易开展。所以这两年的分布式市场一直处在不温不火的状态，大概每年装机量为 5GW 左右。但到 2020 年下半年时，各企业已经把投资重点转移到分布式上，不仅仅是投资企业的增多，还有业主自投的增加，当时我认为 2021 年可能是分布式市场的转折期。

现在再来看 2021 年分布式光伏的变化：

（1） 第一点是政策环境的变化。大的政策环境给了分布式光伏带来了推广的风口，现在基本上所有工商业企业都知道双碳的政策大环境。

（2） 第二点是双控。限电政策让社会层面开始了解分布式光伏这种电路形式以及投资形式。更多的企业开始认可光伏或者说认可分布式光伏的投资价值。其实对于他们这是一个利益问题，限电时电价会增长， 这些企业可能会考虑自己去投资电站来自发自用，还可以利用碳交易和绿电交易带来附加的收益。从目前跟踪的市场来看，更多的屋顶持有者开始意识到分布式光伏给他们带来的投资价值和实际供电产生的价值。所以我们认为这对于工商业分布式来是一个最好的时机，无论是业主投资的主动性，还是投资商，包括各家电力央企、一些与建筑行业有关的龙头企业，都已经开始认识到这个趋势，并且可能会参与到分布式市场中。

（3） 整县推进会推动分布式光伏的发展速度。虽然目前整县推进过程中已经存在各种问题，但目前各地方、各企业，特别是一些央企，正在非常积极地开展整县推进。

5. 2022 年分布式光伏市场展望

从今年数据来看，户用分布式光伏数量较多。经过这些年市场的发展，我们认为 2022 年工商业和户用分布式光伏都会在今年的基础之上相对较大程度地提升。分布式光伏市场主要由市场化行为驱动，而不是被政策等行政手段所推动来开发的市场。

对于央企，他们早就萌生出大力发展分布式光伏的想法，而整县推进正好给了他们比较好的发展思路。央企开展分布式光伏项目具备天然的优势，比如央企与地方政府签协议时，地方政府对于央企会有天然的信任感。在这种优势下，央企开发分布式光伏本身就能提高效益，所以整县推进政策实际上只是给了央企一种开发的思路。如果开发分布式项目无法带来利润，央企就不会如此积极地开发分布式光伏项目。虽然分布式项目相对于地面电站风险较高，但分布式光伏的收益率要远高于地面电站项目，这也能够吸引更多地投资企业，而且分布式光伏也有足够的市场空间去容纳这些投资企业、央企、地方国企以及各民营企业去开发新的分布式光伏项目。

6. 新能源市场发展影响因素

（1） 电力市场化交易，包括常规的电子市场化交易，即现货交易，还包括中长期交易。

（2） 绿电交易，即 2021 年新启动地绿电市场交易试点政策。前两天，江苏、广东等数个省都公布了2022年的绿电交易价格，基本上比基准价都高出 6~7 分。西北地区某省地绿电交易价格甚至高出燃煤基准价 1毛钱。溢价给开发光伏项目企业带来了更高的收益率。售电公司也愿意进行绿电交易，因为售电公司卖绿电可以卖出将近 1 毛钱的溢价。现在绿电买方群体已经扩大了，有更多的人愿意为绿色电力付出溢价。对于发电企来讲，他们有动力去做这种新能源项目。今年很多政策明确说推动新能源电力参与市场化交易这说明之后可能不会存在固定的燃煤基准价。2021 年发改委的电价政策中取消了工商业目录定价，但现在的地面电价还是以燃煤基准价作为参考标杆。即使现在不调整，但以后新能源电力的上网电价也会变化，而不是十三五期间时按照固定电价上网的情况。所以未来绿电会存在溢价，但是随着市场化比例的提高，新能源电力进入市场化交易后波动性也会变大，可能在一些中东部省份，电力供应相对短缺时新能源电力的价格会更高，而对于其他电力价格较低的地区，交易价格可能会相对较低一些。市场波动的变化可能导致光伏项目收益率增长的不确定性。按照国家发改委正式取消工商业目录电价的政策，分布式光伏的电价浮动比例也会增长。在该政策出台之后，分布式光伏业主对于投资分布式光伏的接受度在提高，而且用电成本也显著增加。这会进一步激发我们工商业分布式的市场活力。未来如果隔墙售电放开，将会更进一步推动分布式光伏的发展。

（3） 储能。2022 年新能源的装机规模和储能的装机规模都会较大地提升。储能的提升主要是因为新能源对于储能配置要求的提高，2022 年的新建项目基本上都要求配置储能。各省普遍要求 10%~20%和 2 小时~4 小时的储能配比要求。储能装机并网容量在明年肯定会有非常大的提升。但因为没有明确的商业模式， 储能被当作为并网的前置条件，即各企业配置储能是因为只有在配置了储能后才能上网的政策而不是因为储能本身给企业的光伏电站项目带来了更高的收益率。2022 年我认为新能源政策、储能政策和电价政策， 都需要政策引导的侧重，否则投资方会承担较大的储能配置压力。

7. 前向一体化趋势

很多上游制造企业开始进入下游的电站市场。上市公司一般会从事项目开发业务去支撑他们的产品出货和营收规模，但现在很多以前不重视项目开发业务的企业在集团层面开始把业务重心转移到项目开发业务上。未来如果供应链的扩产规模过大，制造企业会将生产的产品用于建设电站再卖出电站，这可能相对于直接卖出产品的利润更高。

现在上游生产逆变器、组件、支架的上市公司都开始进入下游电站开发市场。我认为未来各环节的龙头企业都会开始从事下游电站的项目开发，仅仅卖上游产品可能难以在市场内立足，电站开发可以作为辅助产品的业务板块，去支撑毛利和营收。例如阳光和隆基都有自己相对应的业务，但他们对电站开发业务的态度不太一样。有的像阳光电源这样的企业将资源集中放在电站开发上并成为了电站开发环节的龙头企业， 而有的企业并未将重心放在电站开发业务之上。今年来看，头部企业基本上都在布局电站开发，加大时间、人力和财力的投入去开拓电站业务。

问答环节

Q：预期 2022 年同样处于紧平衡状态，硅料降价的支撑力度有多大？

（1）硅料价格对下游开工影响很大，硅料价格过高时下游企业开工量很少而硅料价格下降时可以预期下游企业的开工量将会大幅度增加。（2）新增硅料产能的投产会给硅料降价带来动力。

Q：与去年 Q4 相比，今年 Q1 整体需求情况？

根据国家能源局公布的数据，12 月份并网 20GW 是完全有可能达到的。但是在这 20GW 中，有相当一部分的项目只安装了一部分。比如我们了解到的一个项目的情况，200MW 只装了 6MW 然后就并网了。类似于此项目的比例非常高，每年的抢装都会造成这个现象，只安装一部分，然后就让项目并网，再到明年Q1 的时候进行补装，2020 年和 2021 年都存在这种现象，而今年补装的比例会非常高，因为 2021 年可能只安装了 10%的量。例如 12 月新增并网项目 20GW，但可能只装了 2GW。这部分的出货量会在 Q1 或 Q2 进行补装。

Q：近期行业开工率提升的原因？

从上次隆基和中环硅片降价之后，整个下游的需求情况变好。（1）业主在硅片降价后会对组件厂施压，要求组件厂降价来满足自己对收益率的需求，由此开工率提升。（2）因为硅片价格和硅料价格的下降，下游企业的需求开始增加，产业链的开工率也会带动起来。硅片价格下降之后，整个行业的需求状况好转很多。

Q：补装主要集中在 Q1 吗？补装量会因为硅料价格下跌而集中在 Q2 吗？

现在的投资商基本上以央国企为主，而央国企对于补装的要求是达到他们的收益率标准，只要价格到位或收益率达到标准，这些投资商就会补装。另外，供应链对硅料等原材料价格的预期无法保证，各个环节的企业对于利润的要求是变化的，随时会有应对价格变化的策略。业主受累于供应链价格的波动性，只要满足了要求就会装机。

Q：国内 80GW 和国外 140GW 的装机需求是否要加入容配比概念才是真实的装机需求？

国外的统计口径包含了容配比概念，而国内的统计口径未包含容配比概念。

国内 80GW 乘上 1.2 的容配比后，组件的需求是 96GW，如果国外装机量为 140GW，加起来相当于235~240GW 的出货量。这是因为国内的统计口径是以电网的统计口径为准，但是电网的统计口径是逆变器的装机规模，而我们的计算口径一般是组件的出货量。

Q：2022 年硅料供应可以支撑 260GW 的装机量，相对于 235~240GW 的装机预期来说是过剩的？

2021 年硅料供应实际上也是过剩的，但是硅料供应目前处于紧平衡状态，市场波动可能会导致硅料价格的上涨。

Q：组件价格为 1.8 元~1.85 元/W 时企业装机的收益率是多少？

无法给出精准的数字，但具有参考的范围。例如组件价格为 1.75 元左右，我们按照 6.5%的收益率计算， 基本上全国 70%的地区可以满足收益率要求。但是有一些能配比要求高或电价较低的地区可能会对收益率有更高的要求，对于这些地区的企业来说，可能需要组件价格下降到 1.6 元才能满足其收益率的要求。每个地区的情况不一样且对收益率的要求也不同，只能大概测算。

Q：Q1 组件价格情况？

主流价格在 1.8 元/W 以上，少数话语权较强的业主能够采购到 1.8 元以下的组件。

Q：目前了解到下游的一些组件厂商现在开工率接近满产，总开工率提升了 20%~30%，真实开工率情况？

每家企业的开工率存在一些差异。基本上头部企业因为产能较大，在波动的时候，开工率会相对较低。而二三线的企业因为产能较小反而处于满产。并且一体化的成本优势反而会支撑一体化企业去提升开工率， 但是有波动的时候二三线企业的开工率反而更高。整体来看的话，这段时间开工率情况比两三周前的情况要好，基本上每家企业的开工率都有提升。

Q：在粒子短缺的情况下，POE 膜能否发挥替代作用？

走差异化的技术路线去减少比较紧缺的原材料的使用，实际效果较差。

Q： N 型电池在业内的使用情况和推广情况？

我觉得 N 型 TOPcon 电池明年会先放量。现在的问题还是 N 型电池的性价比不高，目前业内对下一代电池的选择还存在着不同的声音，例如现在有企业正在研发 P 型 IBC 并且已经有了一些突破，所以这家企业就推迟了 N 型 TOPCon 的投产进度。根据量产规模的数据，我认为投资 TOPCon 会是首选。后续电池的投产主要取决于各种电池的技术类型以及性价比的比较。

Q：210 和 182 尺寸的组件市场的区别？

210 和 182 尺寸的组件对于投资商来讲的话没有任何区别。从投资商采购组件的角度，不会关注组件的尺寸大小，而是关注组件价格是否具有性价比。对于整个产业链，210 大尺寸的组件的溢价相对于小尺寸组件较高，但现在投资商很关注组件的价格，所以 210 尺寸的组件市场难以显现优势。

Q：薄片化对于节省硅片成本的意义？

首先薄片化会节省一定的硅料成本，尤其是在硅料价格上涨这么快的前提条件下；另外薄片化是一个技术趋势。但是在目前的情况下，同时做大尺寸硅片和薄片化，可能存在一定的风险，例如硅片尺寸变大会导致电池片、组件开裂的风险。

Q：高景、上机、中环等企业的硅片产量是多少？良率是多少？

中环的良率在 97%~98%的水平，其他企业硅片的良率可能在 95%上下的水平。

Q：第二批大基地申报工作的进展情况？

各个省对于基地项目申报，因为第一期申报了将近 100 个项目，基本上各个省的销纳空间比较有限，这个才是问题的症结所在。主要问题是没有地方和电网进行消纳，即使项目申报上去，项目是无法开展的。有可能第二批大基地的申报会延缓。各个省对于这个事情不是很积极，而有一些地区还是相对积极的，因为存在一些企业性保护政策。总之，我认为大基地项目并不会影响到年度主力的装机规模。

Q：大基地项目总体的回报率水平是多少？

各央企放低了对于基地项目的投资预期，大基地的单体项目收益率比一般的单体项目的投资回报率低。