光伏需求望加速增長,分布式占比料穩(wěn)步提升
雙碳“1+N”政策體系不斷完善,托底風光中長期增長預期
碳達峰碳中和線路圖明確,設定非化石能源中長期發(fā)展目標?!半p碳”目標對能源結構轉型和電力供給側改革提出新要求,低碳甚至零碳排放的非化石能源(水能、核能、光伏、風電、生物質)應用占比尚需大幅提升。2021年10月24日,中共中央、國務院印發(fā)《關于完整準確全面觀測新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》,在雙碳“1+N”政策體系中明確了“1”的頂層設計指導意見。該政策提出構建綠色低碳循環(huán)發(fā)展經濟體系、提升能源利用效率、提高非化石能源消費比重、降低二氧化碳排放水平、提升生態(tài)系統(tǒng)碳匯能力的五方面目標,并針對非化石能源發(fā)展,進一步明確了:
1)2025年:綠色低碳循環(huán)發(fā)展的經濟體系初步形成,非化石能源消費比重達到20%左右;2)2030年:經濟社會發(fā)展全面綠色轉型取得顯著成效,非化石能源消費比重達到25%左右,風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億kW以上;3)2060年:綠色低碳循環(huán)發(fā)展的經濟體系和清潔低碳安全高效的能源體系全面建立,非化石能源消費比重達到80%以上。
預計國內“十四五”、“十五五”光伏年均裝機需求或達72/100GW,在配套政策推動下有望進一步超預期。2020年中國非化石能源消費占一次能源消費比重達15.9%,超額達成“十三五”規(guī)劃設定的2020年15%目標值。在風電光伏競爭力持續(xù)強化的情況下,我們認為碳中和路線圖中的階段性目標有望超額實現(xiàn),預計國內非化石能源消費占比有望于2025年達21%左右,于2030年達26%左右。據(jù)此若按光伏/風電平均年發(fā)電利用小時數(shù)1200/2100h,且光伏、風電發(fā)電量約1:1測算,我們預計中國“十四五”期間光伏年均裝機需求或達75GW,“十五五”期間年均裝機需求或達100GW左右(2021-2030年均約86GW)。
國內:以大基地、整縣項目為抓手,光伏需求有望放量升級
“十四五”期間規(guī)劃九大風光(水火)儲基地和五大海上風電基地。2021年3月30日,《中華人民共和國國民經濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠景目標綱要》提出,未來我國將持續(xù)開發(fā)包括水電、風電、光伏等電源在內的多個清潔能源基地,形成九大集風光(水火)儲于一體的大型清潔能源基地以及五大海上風電基地。其中,九大清潔能源基地主要包括雅魯藏布江下游、金沙江下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字灣、河西走廊、新疆、冀北、松遼等地;五大海上風電基地包括廣東、福建、浙江、江蘇、山東等地。大基地項目有望成為未來國內新能源裝機發(fā)展的主要形式之一。
大基地項目有望成為集中式風光電站裝機的主要形式。據(jù)智匯光伏統(tǒng)計,目前國內已公布風光大基地項目規(guī)模達51.68GW。我們預計在首期約100GW大基地項目中風光占比各一半左右,且已招標的大基地項目多要求年內開工,2023年底前并網,有望成為明后年新增裝機的重要組成部分。此外,或將還有第二期規(guī)模約100GW的大基地項目將在合適時間公布,共同構成“十四五”期間大型集中式電站的裝機主力。
屋頂分布式市場維持高景氣,或將成為最具增長前景的應用領域。隨著光伏發(fā)電成本持續(xù)下降,行業(yè)也從“環(huán)保行為”向“創(chuàng)收行為”轉變,同時政策推動下,居民住宅、工商業(yè)屋頂?shù)雀黝惞夥ㄖ铀偻茝V。2021Q1-3,國內戶用光伏裝機規(guī)模增至11.7GW(+123%YoY),占同期國內光伏裝機比例快速增至45.7%,預計全年裝機規(guī)模有望達到近20GW,以戶用項目為代表的屋頂分布式光伏成為行業(yè)最具長期增長前景的應用領域。
整縣光伏項目試點名單落地,儲備規(guī)模超預期。9月14日,國家能源局正式印發(fā)《公布整縣(市、區(qū))屋頂分布式光伏開發(fā)試點名單的通知》,根據(jù)該通知,全國共計報送676個縣(市、區(qū)),全部列為整縣屋頂分布式光伏開發(fā)試點。按照各省的試點名單來看,項目主要分布在山東、河南、江蘇、河北、廣東等中東部,甘肅、青海及陜西等西北部,光照資源較好區(qū)域。同時,通知要求:1)對試點項目備案、開工、建設和并網情況等進行全過程監(jiān)測,按季度公布相關信息;2)每年一季度將對上一年項目開發(fā)進度、新能源消納利用、模式創(chuàng)新以及合規(guī)情況等進行評估并予公布;3)2023年底前,試點項目比例均達到要求的將列為整縣(市、區(qū))屋頂分布式光伏開發(fā)示范縣。
預計整縣光伏項目年均裝機規(guī)模有望達40GW左右。參考目前已有部分鄉(xiāng)縣分布式光伏整體建設情況,假設平均每個項目按200-250MW裝機量測算,我們預計此次披露試點項目整體開發(fā)規(guī)模約140-170GW,且整縣項目原則上須在2025年前完成裝機,對應未來4年年均裝機規(guī)模有望達40GW左右。而考慮到國家要求按季匯總跟蹤進度,且對優(yōu)先落地的整縣將給予一定優(yōu)惠措施,因此預計項目整體將保持較快建設節(jié)奏,規(guī)模增長進度有望超預期。同時,值得強調的是,各地分布式項目是否納入整縣試點范圍,并不影響該項目能否開工建設,各地潛在分布式項目市場空間遠大于整縣試點的統(tǒng)計規(guī)模。
新增公共建筑及廠房屋頂光伏覆蓋率目標50%,有望帶來年均約8GW光伏裝機增量。10月26日,國務院發(fā)布《2030年前碳達峰行動方案》,進一步明確加快優(yōu)化建筑用能結構,提高建筑終端電氣化水平,提出到2025年,城鎮(zhèn)建筑可再生能源替代率達到8%,新建公共機構建筑、新建廠房屋頂光伏覆蓋率力爭達到50%。根據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù),國內年新增公共機構建筑和廠房面積長期穩(wěn)定在5億平米左右,預計對應每年將拉動光伏新增裝機規(guī)模約7.5GW。
2020年“雙控”趨嚴和拉閘限電背景下,業(yè)主配置分布式項目意愿有望增強。在2020年能耗“雙控”考核力度加大和局部電力供應短缺的情況下,分布式光伏作為填補局部電力缺口的解決方案之一,可緩解拉閘限電壓力,有望激發(fā)工商業(yè)企業(yè)配置分布式光伏系統(tǒng)的積極性,并增加企業(yè)的綠電采購意愿。
預計2021/2022年國內光伏裝機規(guī)模約50/75GW,分布式項目或繼續(xù)作為增長主力。2021年受光伏主輔材等環(huán)節(jié)供應緊張、成本大幅上漲影響,國內光伏終端收益率承壓,導致裝機增長或低于預期,預計全年裝機量將達50GW左右。而在以大基地項目、整縣項目為兩大抓手的增長推動下,“十四五”期間國內光伏裝機規(guī)模有望迎來加速增長,且部分主輔材環(huán)節(jié)價格有望下行,預計2022年國內光伏裝機將增至75GW左右,其中戶用、工商業(yè)等分布式項目或將成為裝機增長的主力,占比有望提升至2/3左右。
全球:經濟性與雙碳目標共同驅動,需求有望持續(xù)高增長
歐洲電力價格大漲,將有效對沖光伏產業(yè)鏈漲價壓力,需求維持較快增長。盡管光伏供應鏈價格短期出現(xiàn)明顯上行,但以歐美為代表的海外主要光伏市場本身為高價高收益市場,尤其是在2020年油氣價格大漲的情況下,歐美多國電價漲幅遠大于光伏組件價格漲幅,將有效對沖了供應鏈成本上行所造成的終端收益率壓力,甚至將提升未來光伏項目的投資回報率。同時,疊加歐美等國加大清潔能源長效支持力度,因此海外市場整體裝機需求仍保持較快增長。
海外光伏需求旺盛,組件出口規(guī)模持續(xù)快速增長。光伏產業(yè)鏈漲價對海外需求影響有限,據(jù)Solarzoom統(tǒng)計,2021年前三季度中國光伏組件出口規(guī)模約73GW(+38%YoY),預計全年出口規(guī)模將超100GW(2020年出口規(guī)模約81GW),預示海外裝機將保持加快增長。
屋頂分布式有望成為光伏增長最快的細分賽道。全球光伏裝機結構中,戶用、中小型工商業(yè)等屋頂分布式項目占比亦迎來穩(wěn)步提升,屋頂分布式光伏增長有望持續(xù)跑贏行業(yè),成為增長最快的細分賽道。
預計未來5年全球光伏年均新增裝機中樞將達230GW以上。全球各國在再電氣化推進和碳中和目標驅動下,風電、光伏發(fā)揮性價比優(yōu)勢推動清潔能源加速替代,2020年可再生能源電力在總發(fā)電量中占比已提升至11.7%,其中風光發(fā)電占比分別達5.9%/3.2%。我們預計2025年全球可再生能源電力在總發(fā)電量中比重有望穩(wěn)步提升至18.5%左右,若按照風電/光伏電量比重分別約8.5%/7%估算,我們預測未來5年全球光伏年均裝機需求有望超230GW。
預計2021/22/25年全球光伏新增裝機望達160/210/350GW,未來5-10年CAGR有望維持20%-25%。1)2021年光伏裝機受原材料供給緊張、成本上漲影響,部分裝機需求有所延后,但分布式市場仍保持較強增長韌性,預計全年裝機約160GW。2)2022年,預計輔材成本壓力有望逐步緩解,國內大基地、“整縣光伏”等項目加快推進,裝機有望超預期;海外市場在后疫情時代需求強勢復蘇的預期下,預計2022年全球光伏新增裝機有望達210GW。3)遠期看,未來5-10年全球光伏新增裝機CAGR有望保持在20%-25%,預計2025年全球裝機將達350GW,2030年全球裝機或接近1000GW。
2主輔材:產能加速擴張周期,格局景氣度或將分化
硅料:供應緊張有望延續(xù),價格盈利維持高位
國內硅料龍頭廠商具備顯著成本優(yōu)勢。硅料行業(yè)產能成本曲線相對陡峭,國內頭部廠商成本優(yōu)勢明顯。短期內,在行業(yè)供需偏緊階段,優(yōu)質企業(yè)將收獲顯著超額利潤,盈利增長具備高彈性;長期來看,龍頭持續(xù)引領產能擴張,供需格局及產品價格有望回歸合理區(qū)間。
預計2021/22年光伏硅料年化有效產能約57/78萬噸。根據(jù)有色金屬協(xié)會硅業(yè)分會統(tǒng)計,并結合主要廠商擴產節(jié)奏,我們測算得2021年末全球太陽能級硅料名義產能將達65萬噸左右(含顆粒硅),考慮產能爬坡進度和能耗“雙控”等措施影響,預計年化有效產能將達約57萬噸,其中國內約47萬噸,海外約10萬噸。預計2022年行業(yè)產能釋放進度將明顯加快,年末名義產能或達113萬噸左右,而年化有效產能將達78萬噸左右,且有效產能增長或主要集中于2022H2。
硅料供需緊平衡格局或延續(xù)至2022年?;谖覀儗τ?021/22年全球光伏新增裝機預期160/210GW,以及1:1.2的容配比及存貨比例,預計全球新增光伏裝機對應的組件需求為192/252GW,對應組件生產對應的硅料需求量約56/71萬噸。相較2021H2硅料供不應求的情況,2022H1行業(yè)供需緊張情況有望逐步趨緩,但考慮到在其直接下游硅片環(huán)節(jié)集中擴產的情況下,新硅片產能采購開工的硬性需求,或放大硅料供需緊張程度,供給或仍然偏緊。
硅片新產能加速落地,帶動硅料供需進一步趨緊。硅料價格波動不僅受行業(yè)實際供給與終端裝機需求差額決定,還明顯受其直接下游硅片環(huán)節(jié)新增產能投放進度與硅料產能增長進度差異影響。尤其在2021Q2、Q4單晶硅片產能投放節(jié)奏加快、硅片擴產節(jié)奏較硅料擴產節(jié)奏差額拉大的情況下,硅料價格往往進入急漲階段。
2022年硅料供給或逐步邊際寬松,但緊平衡格局下均價或仍將維持在150元/kg以上。受硅料供不應求影響,2021年硅料價格持續(xù)大幅上漲,單晶致密料價格由年初約86元/kg目前已攀升至268元/kg,漲幅超200%??紤]到硅料供給與終端需求預計仍將整體維持較為緊張狀態(tài),且下游單晶硅片新產能大幅釋放將拉升對硅料集中采購規(guī)模,放大硅料供應短板,對硅料價格將形成較強支撐??傮w來看,我們預計2022年硅料價格較2021H2的高位將穩(wěn)步回落,但均價仍有望保持在150元/kg以上。
金屬硅產能供應緊張,價格快速升至高位。金屬硅作為多晶硅等產品的主要原材料,受近期新疆、云南、四川等主產區(qū)能耗“雙控”措施的影響,開工率受明顯限制,供給端出現(xiàn)階段性收縮;而需求端隨著有機硅、多晶硅終端用量的持續(xù)增長,以及新擴產能的集中釋放,出現(xiàn)了明顯的供需缺口。2021Q3以來,金屬硅價格盈利大幅上漲,從此前不足1.5萬元/噸的均價快速攀升,9月底一度達7萬元/噸左右。盡管近期由于有機硅等下游新產能出現(xiàn)延后或現(xiàn)有產能檢修的情況,造成金屬硅短期價格回落,但長期看在能耗管控趨嚴、下游需求持續(xù)增長的情況下,預計金屬硅價格仍將保持在相對高位。
盡管金屬硅漲價將侵蝕硅料部分利潤,但硅料盈利仍將維持高位。硅料價格大漲顯著抬升了廠商盈利能力,頭部廠商毛利率一度從年初45%大幅提升至Q3高點的75%左右;但金屬硅價格高企在一定程度上侵蝕了企業(yè)利潤。我們測算目前硅料和金屬硅價格下,頭部企業(yè)毛利率或達60%左右,環(huán)比Q3高點有所下降,但仍處于高盈利水平,預計2022年硅料優(yōu)質企業(yè)仍將保持高盈利狀態(tài)。此外,隨著部分頭部廠商新產能釋放,有望量價齊升延續(xù)業(yè)績高增長。
膠膜:有效產能受制于樹脂供應,需求回暖有利于成本傳導和盈利修復
海外光伏級EVA樹脂供應占全球約70%,基本無新增產能。海外光伏級EVA樹脂有效產能約55萬噸,主要集中于韓華、杜邦、TPC、LG化學等海外廠商。
國內少數(shù)企業(yè)具備光伏級EVA生產能力,新裝置擴產周期長。目前實現(xiàn)光伏級EVA樹脂規(guī)?;€(wěn)定出貨的國內企業(yè)只有斯爾邦、聯(lián)泓新科和寧波臺塑,我們預計2021年有效產能約25萬噸。2021年國內主要EVA樹脂新增產能來自延長中煤榆能化、揚子石化、中化泉州、中科煉化等廠商。但新裝置投產后切換到光伏料往往需要較長的調制周期,且不能連續(xù)生產高VA含量的光伏料,生產一段時間后往往需切換生產低VA含量的樹脂,因此預計新裝置光伏級EVA樹脂大規(guī)模量產出貨時間將整體延后,且有效產能將大打折扣。
2022年光伏EVA樹脂或將延續(xù)供需緊張格局。在新產能釋放有限的情況下,預計2021年全球EVA光伏料總產能將保持80萬噸左右,此外考慮約20萬噸POE樹脂,2021年光伏膠膜樹脂有效供應量或在100萬噸左右;相較全年約94萬噸的膠膜樹脂需求,行業(yè)整體處于供需緊平衡狀態(tài),且隨著光伏裝機需求旺季來臨,或出現(xiàn)階段性供給缺口,推動下半年樹脂價格攀升。我們預計2022年光伏膠膜樹脂需求量將提升至124萬噸左右,在光伏級EVA樹脂產能規(guī)?;尫胚M度較慢,有效增量供給有限的情況下,預計膠膜樹脂供需偏格局仍可能延續(xù)。
膠膜名義產能加快擴張,但受制于原材料短期供應瓶頸,實際有效生產能力受限。2020年起光伏膠膜企業(yè)加快擴產步伐,預計主要新產能將于2021H2起陸續(xù)建成,名義產能有望于2021/2022年底分別增至25/31億平米。但由于年內產能投放時點普遍靠后,尤其是受制于光伏級EVA樹脂供應限制以及成本端壓力,預計膠膜新產能釋放節(jié)奏將受明顯制約。
EVA樹脂供不應求或致膠膜廠商開工率和盈利分化,龍頭企業(yè)優(yōu)勢鞏固。EVA膠膜成本結構中,EVA樹脂占比一般近9成。以福斯特為代表的膠膜頭部企業(yè)在供應鏈端采取戰(zhàn)略合作+市場化采購的方式,與國內外大型石化企業(yè)建立長期穩(wěn)定的合作關系,具備更強的供應鏈安全保障能力,保障1-2個月安全庫存;且憑借龍頭地位和商務談判優(yōu)勢,在原輔材料采購上往往能享有一定折扣,獲得成本端相對優(yōu)勢。我們研判憑借供應鏈管控和采購成本優(yōu)勢,龍頭廠商與二三線企業(yè)實際開工率或將持續(xù)分化,份額和盈利優(yōu)勢進一步鞏固。
膠膜企業(yè)實現(xiàn)具備一定的價格傳導能力,但短期需求承壓下,盈利水平階段性探底。膠膜行業(yè)格局持續(xù)優(yōu)化,且在組件環(huán)節(jié)成本占比相對較低,下游客戶對產品價格敏感度低于硅料和光伏玻璃等主輔材,但膠膜質量與組件性能表現(xiàn)關系緊密,因此膠膜龍頭企業(yè)往往具備一定價格傳導能力。受光伏級EVA樹脂供給緊張影響,2021Q3以來EVA樹脂價格再次大幅上漲近50%。基于成本壓力,膠膜價格亦迎來明顯調漲,漲幅達35%左右。但在短期終端需求承壓的情況下,預計仍難以對成本實現(xiàn)全部有效傳導,膠膜企業(yè)盈利能力處在階段性底部。
膠膜實際供需相對平衡,受益需求回暖,成本傳導能力和盈利能力有望回升。近年來,多數(shù)情況下龍頭廠商通過膠膜提價,可對樹脂成本實現(xiàn)向下有效甚至超額傳導(結合原材料庫存周期)。但2021年以來,EVA樹脂價格持續(xù)處于快漲期,且終端需求受光伏產業(yè)鏈成本持續(xù)攀升而有所抑制,下游接受度減弱,成本傳導通道受阻。我們研判,2022年EVA樹脂價格總體將保持高位震蕩或有所回落,上漲壓力相對減小,且在下游需求持續(xù)復蘇推動下,膠膜龍頭企業(yè)價格傳導能力和盈利能力有望回升。
光伏玻璃:名義產能面臨過剩風險,頭部企業(yè)長期優(yōu)勢穩(wěn)固
光伏玻璃產能迎來加速投放。由于光伏玻璃產能置換政策限制放寬,以及“雙碳”目標下光伏行業(yè)長期增長潛力進一步增強,2021年以來光伏玻璃行業(yè)進入產能加速投放階段。截至2021年10月,國內光伏玻璃日熔化量約4.31萬噸/天(+53.5%YoY)。
2021/2022年光伏玻璃開啟集中擴產潮,行業(yè)產能增量明顯。根據(jù)主要光伏玻璃廠商建設規(guī)劃,我們測算2021/2022年光伏玻璃行業(yè)新增日熔量或分別達1.9和2.5萬噸/天,產能進入集中投放期。其中,2022年除了信義光能和福萊特兩家頭部廠商有近1.5萬噸/天新產能陸續(xù)投放外,還包括南玻、彩虹、淇濱等二線企業(yè)和新進入者大舉擴產??紤]到新產線從點火到穩(wěn)定出貨一般需經歷3-4個月爬坡期,尤其是新進入者爬坡期可能更長,實際產出增量將打折扣,預計2021/22年行業(yè)有效日熔量增量約為1.4/2萬噸,整體增幅仍然較大。
光伏玻璃供需格局趨于寬松,2022年名義產能或面臨過剩壓力。在經歷2020Q4光伏玻璃“一平難求”的火爆行情后,由于產能加快擴張及下游需求增速放緩,2021年光伏玻璃供需格局出現(xiàn)明顯倒轉,供給整體相對充裕,預計年底產能將增至4.35萬噸/天(+52%YoY),但Q4受需求旺季拉動供給或出現(xiàn)階段性趨緊。而預計2022年行業(yè)產能仍持續(xù)較快擴張,至年底產能將達6.9萬噸/天(+59%YoY)。在2022年全球裝機210GW左右的預期下,考慮雙玻滲透率穩(wěn)步提升,預計光伏玻璃熔化量需求約1313萬噸,而行業(yè)有效產能或超2000萬噸,光伏玻璃或將面臨名義產能過剩壓力。
2021年光伏玻璃價格大幅回落,2022年價格或將維持中低位波動。光伏玻璃供需格局的變化也反應在企業(yè)庫存。據(jù)卓創(chuàng)資訊統(tǒng)計,2021H1,隨著行業(yè)產能擴張以及需求延后,光伏玻璃行業(yè)主流廠商庫存天數(shù)由年初10天以內快速增至40天左右;受此影響,光伏玻璃價格也于4月從高點出現(xiàn)“腰斬式”下跌。隨著Q3后庫存逐步消化回落,以及受純堿價格大幅上漲推動,光伏玻璃價格從底部開始有所回升,目前3.2mm產品價格約30元/平米,2.0mm產品價格約23元/平米。展望2022年,我們認為在原材料成本有望逐步回落,且行業(yè)供需格局總體保持寬松的情況下,光伏玻璃價格有望在中低水平整體保持穩(wěn)定,預計3.2mm和2.0mm玻璃價格或將在25元/平米和20元/平米的中樞附件波動。
行業(yè)高超額收益或將被逐步抹除,頭部廠商以量補價,長期龍頭地位有望鞏固。我們認為未來一兩年由于競爭趨于激烈,光伏玻璃行業(yè)高超額利潤或將被逐步抹除,頭部廠商毛利率中樞或維持在30%左右的合理水平。光伏玻璃雙寡頭信義光能、福萊特持續(xù)引領行業(yè)產能擴張,具備較高產銷規(guī)模增長彈性,預計市場份額有望分別保持在40%和30%左右,并憑借成本、資金、品質、產能和產品結構等多重優(yōu)勢,在市場化競爭中鞏固長期龍頭地位。
3光伏中游:硅片或將告別超額利潤,關注電池技術升級和組件盈利修復
受硅料及銀漿、背板等輔耗材成本大幅上漲影響,硅片/電池片/組件等光伏中游制造環(huán)節(jié)盈利能力承壓。我們根據(jù)產業(yè)鏈即時價格測算,理論上,若不考慮庫存及交付周期影響,則2021年以來,硅片、電池片環(huán)節(jié)盈利明顯回落,組件持續(xù)處于盈利低位,且Q3以來盈利壓力或進一步增大。我們研判,在2022年終端需求有望回暖的背景下,隨著主輔材價格或將震蕩回落以及光伏中游競爭格局變化,硅片、組件等環(huán)節(jié)實際盈利能力將分化。
硅片:產能加速擴產,競爭趨于激烈,超額利潤逐步消除
單晶硅片行業(yè)產能進入快速擴張階段。我們統(tǒng)計單晶硅片行業(yè)Top15企業(yè)2021年底總產能或將增至約390GW,預計2022年底產能將進一步突破600GW(+54%YoY),相較2022年全球約210GW裝機(約260GW硅片)需求而言,名義產能將顯著過剩。在新產能增量中,預計隆基、中環(huán)、晶科等傳統(tǒng)龍頭新擴產規(guī)模占比約2/3,上機、高景、京運通等新興硅片廠占比約1/3,行業(yè)競爭將趨于激烈。
硅片龍頭紛紛簽訂硅料長單,以盡可能保障供應鏈安全和新產能開工率。在硅料供給緊張、硅片持續(xù)擴產的情況下,硅片頭部企業(yè)基于供應鏈安全和保障開工率,紛紛與硅料企業(yè)積極簽訂長單,目前硅料廠年產能已有近6成被硅片企業(yè)通過長單優(yōu)先鎖定。尤其是頭部硅片(或一體化)企業(yè)在采購談判上具備一定優(yōu)勢,采購比例相對較高。
單晶硅片實際產能短期受硅料供應瓶頸抑制,硅片價格跟隨硅料上漲。盡管2021年來單晶硅片名義產能持續(xù)快速提升,但由于硅料供給瓶頸限制,預計行業(yè)平均產能利用率僅6成左右,具備供應鏈管控優(yōu)勢的頭部企業(yè)開工率相對較高,行業(yè)實際有效單晶硅片產能相對有限,供需格局處于平衡甚至略顯緊張狀態(tài)。因此,隨著硅料價格大幅攀升,單晶硅片價格亦持續(xù)上漲,目前G1/M6/M10/G12硅片價格較年初漲幅已分別達76%/78%/76%/66%。
硅料供應能力提升或將釋放硅片有效產能,硅片或面臨競爭加劇和盈利回落壓力。硅料價格上漲前期,單晶硅片企業(yè)得益于價格跟漲,以及低價庫存紅利,仍維持在相對豐厚毛利率。然而,隨著低價庫存逐步消耗,以及2021Q3中后期硅料價格進入急漲期,但硅片價格受下游需求萎靡影響成本傳導通道逐步受阻,廠商毛利率迎來普遍回落。我們預計,2022H1在硅料新增有效產能不多的情況下,硅片環(huán)節(jié)仍將面臨實際產能受限的情況,硅片價格戰(zhàn)短期內仍將受到抑制;但隨著2022H2硅料供給壓力穩(wěn)步緩解,硅片產能加速放量的情況下,行業(yè)或將面臨更加激烈的價格競爭,同時在硅料價格下行階段疊加庫存減值壓力,硅片企業(yè)超額利潤或將消除,盈利能力逐步觸底,行業(yè)毛利率有可能落至20%以下。
M10/G12大硅片滲透率持續(xù)提升,預計2021/22/25年大尺寸滲透率將達50%/70%/90%左右。大硅片有助于提升硅片產能、降低單位投資和能耗,攤薄非硅成本且提升組件功率,根據(jù)中環(huán)股份的測算,210比166在電站建設環(huán)節(jié)節(jié)約12%的BOS成本。據(jù)PVinfoLink統(tǒng)計,2021H1大尺寸的M10、G12產品提升至30%左右,預計全年有望進一步提升至約50%;其中,M10產品由于技術成熟度和良率控制等優(yōu)勢,成為多數(shù)組件企業(yè)起步導入大尺寸產品的優(yōu)先選擇,因此短期內M10滲透率提升快于G12。我們預計2022年M10/G12大尺寸硅片滲透率有望進一步提升至70%左右。短期內大尺寸滲透率提升仍由M10尺寸主導,但中長期G12或將成為絕對主流。盡管目前已有設備廠商在準備220-230mm向下兼容的設備方案,已應對未來尺寸進一步大型化,但考慮到近兩年M10、G12硅片產能集中擴張,且良率、輔材、電站相關配套等多方面限制,預計短期內難以出現(xiàn)182、210mm以外更大尺寸硅片的推廣應用。
薄片化降本優(yōu)勢明顯,發(fā)展有望提速。根據(jù)中環(huán)股份測算,硅片每減薄10um,成本原材料對應下降2.5%,薄片化對于降本意義重要。目前P/N型單晶硅片主流厚度分別為170μm和160μm,CPIA預計到2025年將分別減薄至140μm和130μm。
電池片:降本增效路徑明確,N型技術產業(yè)化提速
N型電池具備高轉換效率優(yōu)勢,滲透率有望持續(xù)提升。從目前技術發(fā)展來看,P型PERC電池已經迫近效率天花板,降本速度也有所放緩。而N型電池效率天花板較高,電池工藝和效率提升明顯加快,未來效率提升空間大,隨著國產化設備成本不斷降低,預計將成為未來主流的電池技術路線。目前實現(xiàn)小規(guī)模量產(≥1GW)的新型電池主要包括TOPCon、HJT和IBC三種,HBC、疊層電池暫時處于實驗室研發(fā)階段。
針對PERC、TOPCon和HJT這幾種主流的技術路線,我們從效率、成本及工藝等多個角度對比:
1)從效率角度看:TOPCon電池的極限理論效率達到28.7%,高于HJT的27.5%和PERC的24.5%。而從目前量產效率看,PERC已經達到23%附近,TOPCon和HJT已經超過24%,但距極限效率仍有一定差距,效率提升的空間更大;
2)從工藝角度看:PERC目前最成熟,TOPCon需要在PERC產線上增加擴散、刻蝕及沉積設備改造,成本增加幅度??;而HJT電池工藝最簡單、步驟最少(核心工藝僅4步),但基本全部替換掉PERC產線,IBC電池工藝最難最復雜,需要是用離子注入工藝提供生產技術門檻;
3)從成本角度看:PERC產業(yè)化最快成本低,TOPCon電池兼容性最高,可從PERC/PERT產線升級,IBC次之,HJT電池完全不兼容現(xiàn)有設備,需要新建產線,HJT單GW投資較PERC高2.5億元,較TOPCon高近2億元,仍有下降空間。
TOPCon:延長PERC產線生命周期,未來2-3年性價比首選。國內近兩年來PERC新建產線預留TOPCon改造空間,目前擴產計劃也紛紛轉向N型技術產線建設。面對目前巨大的PERC電池產能,TOPCon和PERC電池技術和產線設備兼容性較強,以PERC產線現(xiàn)有設備改造為主,主要新增設備在非晶硅沉積的LPCVD/PECVD設備以及鍍膜設備環(huán)節(jié)。目前PERC電池產線單GW投資在1.5-2.0億元,而僅需6000-8000萬元即可改造升級為TOPCon產線。在面臨大規(guī)模PERC產線設備資產折舊計提壓力下,改造為TOPCon拉長設備使用周期,降低沉沒風險,是未來2-3年極具性價比的路線。
量產效率提升明顯,產業(yè)化發(fā)展提速。TOPCon作為高效晶硅電池發(fā)展方向之一,實驗室屢次創(chuàng)下新高,產業(yè)化最高效率也突破25%。從目前TOPCon量產情況看,平均量產效率主要在24%左右,最高效率達到24.5%-25%,包括隆基股份、通威股份中來股份等電池廠商,最新量產及規(guī)劃產能超15GW。我們預計到2025年TOPCon產能占比進一步提升至20%。2019年開始新擴建的PERC產線都有兼容TOPCon升級空間,隨著TOPCon產業(yè)化加速,新增產能和存量設備更新打開市場空間,龍頭設備廠商將明顯受益。
HJT:國產化降本空間大,有望成下一代主流技術。1)雙面發(fā)電提升效率。HJT雙面對稱結構,發(fā)電量要超出單面電池10%+,目前雙面率已經達到95%,相比其他工藝路線有明顯的發(fā)電增益優(yōu)勢;2)光衰減低+溫度系數(shù)低,穩(wěn)定性強。HJT電池通過良好的鍍膜工藝來降低界面復合改善TCO層及Ag接觸性能。HJT電池10年衰減小于3%,25年僅下降8%。且電池溫度系數(shù)小,能減少太陽光帶來的熱損失;3)工藝流程更加簡化,提效降本空間更大。相比PERC的8道和TOPCon的10道工藝,HJT僅需4道工序即可完成,在<250℃低溫環(huán)境下制備,相比于傳統(tǒng)P-N結在900℃高溫下制備,有利于薄片化和降低熱損傷來降低硅片成本,從生產效率和產品良率上更有優(yōu)勢和提升空間。
據(jù)Solarzoom數(shù)據(jù),目前HJT電池生產成本0.9元/W以下,高于PERC的成本0.7元/W;預計2022年HJT電池的硅片成本和非硅成本較目前降低40%+,相較于單晶PERC電池的性價比優(yōu)勢有望逐步顯現(xiàn)。目前產業(yè)界主要從銀漿、硅片及設備三方面著手:
1)銀漿成本:低溫銀漿國產化+銀包銅技術+SMBB技術,判斷共同推動降本60%以上。①國內低溫銀漿實現(xiàn)國產化突破,且銀包銅技術已經從實驗室開始向量產線轉換,銀漿耗量和價格將明顯下降;②低溫工藝能降低柵線寬度至15μm以內,多主柵技術導致銀漿用量下降35%;③通過高精度無接觸新型印刷技術降低銀漿耗量,帝爾激光、邁為股份等均在研發(fā)。我們判斷,通過“銀漿國產化+銀包銅技術+SMBB”組合,銀漿耗量可降至10mg/W,降本幅度超60%;
2)硅片成本:HJT硅片減薄降本提效,預計成本下降幅度超40%。薄片化有利于降低硅片成本,HJT電池是對稱結構,易于薄片化且不影響效率,目前PERC厚度為170μm,我們預計到2022年可降至130μm以下,使得Voc上升,進一步提效降本。我們預計硅片成本將從2020年0.48元/W下降至2022年0.27元/W,降本超40%;
3)設備方面降本:目前單GW成本低于4億元,未來仍有40%降本空間。HJT制作工藝流程大幅簡化,制絨清洗、非晶硅薄膜沉積、TCO薄膜沉積、電極金屬化四個步驟,分別對應制絨清洗、PECVD、PVD/RPD、絲印/電鍍四道工藝設備。隨著邁為、捷佳及鈞石等國內設備廠商積極推進HJT整線設備產業(yè)化,帶動核心設備價格持續(xù)下降,Solarzoom預計2022年設備成本有望降至3億元/GW以內,折舊成本下降至0.03元/W,降本空間高達40%。
新老玩家紛紛入局,HJT擴產節(jié)奏加快。鈞石、通威等廠商早在2019年之前就已開始規(guī)劃HJT產能。隨著HJT產線成本不斷下降,越來越多的新玩家入局,安徽華晟一期項目進展順利,Q3進行二期2GW項目招標。2021年5月,明陽智能發(fā)布公告稱將投資建設年產5GW光伏高效電池和5GW光伏高效組件項目。2021年5月開始,愛康集團相關的HJT產線陸續(xù)進入建設期,預計下半年設備將逐步入場并投產出片。2021年6月金剛玻璃發(fā)布公告,決定投資建設1.2GW大尺寸半片超高效異質結太陽能電池及組件項目,目前相關設備已經進場。截止目前,已經有超10GW在建或招標,我們預計到明年上半年,異質結量產線投產進度將加速。
效率提升+設備降本空間大,HJT電池產能規(guī)劃超120GW。隨著設備加速國產化和工藝逐步提升,國內華晟、金剛玻璃及明陽智能等新進入廠商紛紛入局異質結GW級別量產線。對PERC龍頭電池廠商而言,通威股份、隆基股份等開始GW級別異質結電池產線。海外方面,梅耶博格、REC等海外電池廠商也加速布局HJT電池量產線,僅2021H1就宣布了超8GW的新建項目計劃。截至目前,全球HJT規(guī)劃產能已經超過120GW,隨著設備、關鍵材料的進一步降本和工藝提升,預計HJT量產節(jié)奏將進一步加快。我們預計,2025年HJT電池新增/合計產能分別為106/306GW,新增產能五年CAGR為123.5%。
組件:競爭格局及銷售結構持續(xù)優(yōu)化,盈利有望隨成本回落而顯著修復
全球競爭壁壘提升,組件廠商份額加速集中。近年來全球光伏市場日趨多元化,對組件廠商銷售網絡搭建和全球營運能力提出更高要求。國內龍頭組件廠憑借銷售渠道和客戶資源積累,以及產品優(yōu)勢和品牌影響力提升,競爭力進一步增強。同時,頭部企業(yè)通過一體化(或準一體化)產能擴張,進一步提升盈利能力和抗風險能力,推動組件環(huán)節(jié)競爭格局加速優(yōu)化。2020年,全球組件CR5和CR10分別達55%和74%左右,我們預計2021年有望進一步提升至70%和90%以上。
組件分銷占比有望提升,龍頭廠商或享產品溢價。光伏終端市場中屋頂分布式比例逐步提升,組件廠商針對其所對應的小B和C端客戶擁有相對較強的議價能力。以龍頭組件廠商天合光能等為例,憑借更強的專業(yè)性和品牌影響力,其在面向小B和C端客戶的分銷市場相較集中式直銷市場,往往享有近0.1元/W的產品溢價。因此,順應市場結構趨勢,龍頭組件企業(yè)紛紛加大分銷市場投入,整體議價能力有所提升。
組件價格傳導能力相對較弱,成本上漲壓縮廠商盈利。由于1)光伏主輔材成本上漲推動,2)組件環(huán)節(jié)格局和客戶結構改善,3)終端開發(fā)商逐步被動降低投資收益率預期,2021年以來組件價格呈現(xiàn)罕見的持續(xù)上漲,成為產業(yè)鏈成本壓力傳導和終端需求博弈的核心環(huán)節(jié)。目前組件現(xiàn)貨價格基本達到2元/W以上,較年初水平漲幅超20%,但仍難以抵消成本上漲壓力。
大尺寸、雙面組件產品享受3-5分/W小幅溢價。組件產品亦延續(xù)差異化定價,其中大尺寸的M10/G12組件相較于M6組件享有3-5分/W的產品溢價,雙面較單面組件亦基本維持3-5分/W的價差,本質上反映了更具降本增效能力的產品在終端獲得更高的接受度。
面對供應鏈成本上漲壓力,央企電站投資商被動降低項目收益率預期。2021年平價上網以來,受制于組件等供應鏈成本上漲和完成既定投資計劃的雙重壓力,主流的央企電站投資商下調了光伏項目投資回報率門檻,項目IRR要求從此前約8%調整到了約6.5%甚至是6%。我們預計中短期內主要投資商的項目IRR預期仍將維持在此區(qū)間,大幅提升收益率預期的訴求和可行性相對較弱。參考不同省份光伏項目IRR曲線與組件價格變動關系,在目前市場價格情況下,廣東等具備電價優(yōu)勢或內蒙古等具備資源條件優(yōu)勢省份,仍具備滿足投資收益率基準的項目建設可行性。
隨著主輔材成本有望逐步下降,組件企業(yè)具備高盈利修復彈性。在目前硅料價格已達260元/kg,組件價格約2元/W的情況下,光伏組件企業(yè)盈利壓力較大,硅片-電池-組件一體化廠商尚且處于盈虧線附近,而非一體化廠商或基本面臨持續(xù)虧損。但隨著硅料等主輔材環(huán)節(jié)價格有望企穩(wěn)且逐步回落,且組件環(huán)節(jié)格局持續(xù)優(yōu)化,預計廠商具備較大盈利修復彈性。若僅主要考慮硅料成本這一波動因素,假設硅料價格區(qū)間有望回落至150-200元/kg,且組件價格得以保持在1.85元/W左右的中樞水平(預計對應大部分平價項目IRR可達6.5%),則一體化組件企業(yè)單位盈利有望回升至0.1元/W左右;同時,隨著其他輔耗材環(huán)節(jié)成本有望整體回落,預計頭部廠商盈利能力有望進一步回升至0.1元/W以上。
4逆變器:持續(xù)全球替代,關注微逆增長及供應鏈改善
中國廠商競爭優(yōu)勢顯著,持續(xù)推進全球替代
逆變器:發(fā)電系統(tǒng)核心交互節(jié)點,不止于逆變,功能拓展支持電力系統(tǒng)高質量運行。逆變器的基礎功能是將光伏組件所產生的直流電轉變?yōu)榻涣麟娪糜诩矣秒娖骰虿⒕W發(fā)電,保證發(fā)電系統(tǒng)獲得最大輸出功率;未來亦有望作為電網交互節(jié)點對電力系統(tǒng)和數(shù)據(jù)進行監(jiān)測調控,提高電能質量,并提供電池儲能、能源管理等擴展接口,滿足終端用戶對數(shù)據(jù)采集、信息傳遞及人工交互等智能化應用需求,是發(fā)電系統(tǒng)中的核心智能設備。
逆變器市場持續(xù)高速增長,2025年市場規(guī)模或達400GW。據(jù)Wood Mackenzie統(tǒng)計,2020年全球逆變器出貨規(guī)模保持高增長趨勢,合計出貨量超180GW,同比增長超40%;據(jù)IHS Markit預測,未來全球逆變器市場將保持20%以上的年增長速度,考慮“新增+替代”需求,至2025年市場規(guī)模將達400GW左右。
中國廠商優(yōu)勢明顯,全球替代加速。中國逆變器龍頭廠商持續(xù)降本增效,產品性價比優(yōu)勢凸顯并趕超海外企業(yè),而海外Schneider、ABB等廠商則逐步退出市場,市場競爭格局改善。據(jù)海關總署統(tǒng)計,2021Q1-3中國逆變器出口金額達34.6億美元(+53%YoY),明顯高于海外光伏裝機增速,中國廠商持續(xù)推進逆變器全球替代。隨著國內企業(yè)加快海外客戶拓展與渠道布局,憑借更快的研發(fā)迭代和技術升級優(yōu)勢,預計國產逆變器全球份額有望加速向光伏中游環(huán)節(jié)80%+的市占率看齊,優(yōu)質企業(yè)仍具備較大提升空間。(報告來源:未來智庫)
微型逆變器契合屋頂分布式需求方向,長期推廣空間巨大
高效率+高安全性+高可靠性,奠定微型逆變器差異化競爭優(yōu)勢。光伏逆變器一般可分為集中式逆變器、組串式逆變器、模塊化逆變器和微型逆變器四種。其中,微型逆變器一般每個只對應少數(shù)光伏組件,單體容量一般在5kW以下,可對每塊光伏組件的輸出功率進行精細化調節(jié)及監(jiān)控,并能實現(xiàn)每塊光伏組件單獨的最大功率點跟蹤,再經過逆變轉換以后并入交流電網。微型逆變器可以對每塊組件進行獨立的最大功率跟蹤控制,無木桶短板效應,系統(tǒng)發(fā)電效率總體高于集中式、組串式逆變器平均效率;且直流側電壓僅40V左右,內部有隔離變壓器,最大程度降低安全隱患;同時,每個微型逆變器獨立運行,不形成系統(tǒng)的單點故障,設計壽命20-30年,具備高可靠性。但較集中式和組串式逆變器,微型逆變器成本相對較高。
受益于光伏建筑市場擴大+安全高效要求提升,組件級控制有望成為下一代逆變器主流方向。受戶用等屋頂分布式裝機占比提升驅動,以微型逆變器為代表的組件級電力電子變換產品接受度不斷提高,且相關強制措施有望進一步推進微型逆變器市場增長。美國國家防火協(xié)會2017年在NEC規(guī)范中強制性要求光伏建筑發(fā)電系統(tǒng)達到組件級關斷的要求,推動美國分布式市場MLPE產品滲透率達70%以上,另有德國、澳大利亞等多個國家逐步立法推進光伏建筑的組件級關斷要求,而國內“整縣推進”、BIPV等光伏項目快速落地也提高了光伏系統(tǒng)的安全要求的必要性,相關安全標準呼之欲出。隨著政府、行業(yè)組織及戶主對安全性重視程度加深,行業(yè)正在由組串式逆變器向組件級別控制的逆變器轉變,組件級控制有望成為下一代逆變器的主流方向之一。
微型逆變器是小型、組件級分布式發(fā)電系統(tǒng)電能轉換的最佳方案?!敖M件級電力電子”解決方案除了包括微型逆變器,還有“組串式逆變器+優(yōu)化器/關斷器”的方案。優(yōu)化器或關斷器可為光伏系統(tǒng)提供組件級的關斷能力,在特定場景下保證光伏系統(tǒng)直流電壓不超過80V,且優(yōu)化器亦可實現(xiàn)組件級的最大功率點跟蹤控制;但在運行過程中系統(tǒng)仍存在直流高壓,有一定的安全隱患。組串式逆變器+優(yōu)化器/關斷器在較大功率的應用場景中有一定的成本優(yōu)勢,但微型逆變器在中小功率等級的應用場景中更優(yōu)。
目前微逆市場以歐美戶用領域為主,市場有望加速推廣。應用場景方面,微型逆變器既可以應用于住宅用戶場景,亦可應用于小型工商業(yè)場景,但由于微型逆變器成本偏高而在用戶體驗上面具有優(yōu)勢,因而在住宅用戶市場中更具優(yōu)勢。銷售區(qū)域方面,北美、歐洲是當前微型逆變器的前兩大市場,該兩大市場政策成熟、用戶付費能力強,當前已經形成了具有梯隊的競爭格局,微型逆變器領域的主要廠商Enphase等公司在市場中占有較大市場份額,而亞洲、中東、拉丁美洲作為微型逆變器市場中的重要增長力量,由于政策成熟度相對較低,用戶付費能力較弱,因而成本上具有較明顯優(yōu)勢的國內廠商在該等市場中占有一定優(yōu)勢。
微逆市場有望迎來高增長,未來5年市場空間CAGR或超25%,優(yōu)質廠商有望持續(xù)高成長。在全球屋頂分布式光伏市場裝機占比提升,以及安全性要求持續(xù)提升的推動下,隨著微型逆變器產品性價比持續(xù)優(yōu)化,滲透率有望迎來快速提升??紤]到微逆價格和成本有望持續(xù)下降,我們預計2025年微型逆變器市場空間或達290億元,對應CAGR超25%,具備產品性能和成本優(yōu)勢的國內逆變器龍頭企業(yè)具備強勁的市場競爭能力和巨大的全球替代空間。
半導體元器件供應有望于2022H2改善,逆變器盈利及增長潛能有望釋放
IGBT、IC等半導體器件是光伏逆變器的重要零部件,目前仍主要依賴進口。IGBT元器件主要供應商包括安森半導體、英飛凌、美高森美等,IC半導體主要供應商包括恩智浦、意法半導體、德州儀器等。目前國內生產商較少,且與進口部件相比,國產IGBT元器件、IC半導體的性能穩(wěn)定性及相關技術指標未能完全滿足逆變器廠商技術要求,因此逆變器廠商IGBT元器件、IC半導體采購一定程度上依賴進口。
疫情等多重因素疊加致半導體元器件供應緊張,供應鏈交期大幅延長。2020年來,半導體元器件供需格局持續(xù)趨緊,目前IGBT交期由正常的20周左右延長至40-50周,而MCU產品交期也由正常的8-10周大幅延至40周以上,且伴隨著價格大幅上漲,造成新能源汽車、逆變器等成長性下游元器件供應短缺情況。半導體元器件緊張的主要原因包括:1)疫情后全球光伏裝機和汽車效率增長超預期,企業(yè)加單滯后造成供應商訂單積壓;2)同期消費電子需求旺盛,相關廠商亦大幅囤貨,搶占部分晶圓及代工產能;3)在疫情打亂半導體廠商供應節(jié)奏的情況下,短期意外事件也頻發(fā),包括日本AKM晶圓廠失火,瑞薩受地震影響短暫停工,意法半導體短暫罷工,美國德州暴風雪影響NXP、英飛凌、三星短暫停產等。
半導體元器件供應緊張對逆變器企業(yè)盈利及規(guī)模擴張造成影響。逆變器廠商受半導體元器件供應鏈緊張的影響主要體現(xiàn)在兩方面:一是隨著供應鏈價格明顯上漲,造成短期毛利率壓力,盡管部分企業(yè)通過調價和降本進行對沖,但由于價格傳導周期和對不同下游客戶議價能力差異原因,仍難以實現(xiàn)完全轉嫁;二是在屋頂分布式光伏和儲能需求快速放量的情況下,與之配套的中小功率逆變器產品對半導體元器件需求強度較大,受供給鏈制約更明顯,部分逆變器廠商在分布式領域擴張節(jié)奏階段性受限。
半導體元器件供應壓力有望逐步緩解,或于2022H2迎來明顯改善。從供給端看,隨著全球疫情逐步改善,海外半導體芯片廠商供貨能力有望進一步企穩(wěn)。同時,博世在德國Dresden兩座新建12英寸晶圓廠將于2021年底前投產爬坡,其主要產品包括ASIC、功率半導體和MEMS等;英飛凌澳大利亞一座12英寸功率半導體工廠于2021Q3投產,主要用以生產IGBT和MOSFET,產能持續(xù)爬升。此外,在海外產能供應緊張的情況下,國內逆變器企業(yè)也在加快對于國產化半導體元器件的認證進度和采購意愿,進口替代加速,有助于緩解元器件供應鏈壓力。綜合來看,隨著供給商交貨能力提升,新產能和國產化替代逐步放量,預計逆變器半導體元器件供應壓力有望逐步緩解,或于2022H2明顯改善。
看好供應鏈改善后逆變器廠商盈利修復及產品結構升級能力。逆變器半導體元器件供應短板的逐步補足,有望減輕逆變器企業(yè)成本壓力,并釋放戶用等分布式市場組串式及微型逆變器增長潛力,看好逆變器企業(yè)盈利修復和產品結構改善能力。
5光伏設備:技術與擴產雙驅動,設備端最為受益
光伏技術迭代和產能擴張,拉動設備需求持續(xù)放量。光伏產業(yè)鏈分為上中下游,從硅料-硅片-電池-組件-電站等環(huán)節(jié),而光伏設備主要集中在硅片、電池及組件生產環(huán)節(jié)。硅片生產主要包括生產、鑄錠、開方、切割、清洗及檢測等環(huán)節(jié),電池片生產分為清洗制絨、擴散、刻蝕、覆膜及檢測等環(huán)節(jié),而到了組件環(huán)節(jié)包括串焊、層壓機檢測等工藝流程。較長的產業(yè)鏈涉及技術路線與工藝流程多,行業(yè)降本提效訴求下的技術迭代和擴產節(jié)奏加速,設備端最為受益。
硅片設備:大尺寸+薄片化降本,擴產利好設備投資
單晶硅片迎來擴產高峰,預計2022年對應設備市場空間超400億元。綜合行業(yè)整體情況看,預計單GW設備投資額達2億元左右;其中,長晶設備投資約1.2億元,切片加工設備投資額約0.5億元,自動化及檢測等設備投資額約0.3億元左右。根據(jù)我們跟蹤的未來兩年單晶硅片行業(yè)擴產規(guī)劃測算,預計2022年單晶硅片設備市場空間超400億元,其中長晶設備/切片加工設備/自動化等設備對應市場空間超250/100/60億元,迎來需求高峰。
電池片設備:N型產業(yè)化提速,需求迎來放量
TOPCon兼容PERC產線設備,是未來2-3年最具性價比的技術路線。TOPCon和PERC電池技術和產線設備兼容性較強,以PERC產線現(xiàn)有設備改造為主,主要新增設備在非晶硅沉積的LPCVD/PECVD設備以及鍍膜設備環(huán)節(jié),PERC產線需要6000-8000萬元/GW改造升級為TOPCon產線。改造方式以多技術路線并進,包括LPCVD和PECVD兩條路,分為三種工業(yè)化流程:
1)方法一:本征+擴磷。LPCVD制備多晶硅膜結合傳統(tǒng)的全擴散工藝。此工藝成熟且耗時短,生產效率高,已實現(xiàn)規(guī)?;慨a,但繞鍍和成膜速度慢是目前最大的問題。該技術為目前TOPCon廠商布局的主流路線,主要是晶科能源和天合光能;
2)方法二:直接摻雜。LPCVD制備多晶硅膜結合擴硼及離子注入磷工藝。離子注入技術是單面工藝,摻雜離子無需繞度,但擴硼工藝要比擴磷工藝難度大,需要更多的擴散爐和兩倍的LPCVD,投資成本高、良率更高,主要是隆基股份布局;
3)方法三:原位摻雜。PECVD制備多晶硅膜并原位摻雜工藝。該方法沉積速度快,沉積溫度低,還可以用PECVD制備多晶硅層,簡化很多流程,實現(xiàn)大幅降本。氣體爆膜現(xiàn)象已經得到解決,穩(wěn)定性有待產業(yè)化驗證。根據(jù)Solarzoom,目前拉普拉斯、捷佳偉創(chuàng)、金辰股份等國內廠商已經布局,后續(xù)有望受益于技術迭代。
HJT設備國產替代加速,國內龍頭廠商明顯受益。HJT制作工藝流程大幅簡化,制絨清洗、非晶硅薄膜沉積、TCO薄膜沉積、電極金屬化四個步驟,分別對應制絨清洗、PECVD、PVD/RPD、絲印/電鍍四道設備。目前國內試產及量產線基本實現(xiàn)了HJT設備的國產化替代,尤其通威股份1GW異質結中試線的4條生產線是國產化設備的“試金石”。從目前量產線的招標設備情況看,國內的捷佳偉創(chuàng)、邁為股份、鈞石能源及理想萬里暉等廠商的關鍵設備布局基本完善,成為入局的核心設備供應商。
預計2025年電池片設備市場空間約450億元,HJT和TOPCon設備增量顯著。按照目前電池片技術設備工藝成熟和降本趨勢,2021年PERC電池設備單位投資額1.5億元,TOPCon改造單位投資額約增加0.7億元,未來幾年下降空間相對較少;目前HJT設備均實現(xiàn)國產化,預計未來幾年將實現(xiàn)持續(xù)降本提效。預計2021-2025年HJT核心設備單GW成本分別為4.0/3.5/3.0/2.8/2.8億元。據(jù)我們對2021-2025年全球光伏裝機量分別為160/210/250/295/350GW預測數(shù)據(jù),預計2021-2025年全球電池片設備市場空間分別為181/258/267/351/456億元,未來5年CAGR近20%。其中,預計2021-2025年HJT設備市場空間分別為48/140/180/248/336億元,TOPCon設備市場空間分別為13/66/87/103/120億元,未來5年CAGR或分別接近90%。
組件設備:多技術驅動擴產升級,設備更新需求空間巨大
組件設備工藝流程較長,串焊和層壓設備價值量最高。組件的工藝流程鏈條較長,主要分為電池分選、激光劃片進行電池選擇和分割,然后再經過單焊、串焊環(huán)節(jié)連接匯流條并形成電池串組件,并進一步將將背板、玻璃、EVA、電池片等擺放敷設,并進行層壓固定,最后再進行削邊、測試、裝框、接線盒及清洗檢測等步驟。每一個環(huán)節(jié)都需要用到相應的組件設備,而其中的串焊和層壓技術含量相對最高,設備成本占比也相對較高,分別占組件環(huán)節(jié)設備成本的33%/13%。
MBB技術增效降本,拉動多主柵串焊機需求釋放。MBB技術,即多主柵串焊技術,主要具有三大優(yōu)勢:功率提升、成本降低和可靠性提升。1)多主柵技術通過增加主柵數(shù)量,提高電池的受光量,多主柵縮短細柵線電流傳輸距離,降低串聯(lián)電阻損耗可使晶硅組件功率相對5主柵提升約5W;2)可抵消焊帶和EVA成本的增加,從5BB到12BB的銀漿耗量降低30%以上,從而降低電池成本;3)可靠性提升方面,多主柵由于提升了主柵數(shù)量,因此抗隱裂能力更強,由此導致的效率下降遠低于5BB及以下的組件。2020年多主柵組件市占率為66%,CPIA預計2021-2023年多主柵組件將提升至75%/85%/95%。隨著多主柵技術發(fā)展,對于串焊機要求具備較強的兼容性,驅動多主柵串焊機設備的高速增長。
半片/多片電池將成為主流產品,對串焊機需求翻倍增長。由于半片電池采用“串聯(lián)+并聯(lián)”的模式,因此電壓不變,但是電阻只有原先的四分之一。半片組件主要有以下三大優(yōu)勢:1)減少封裝功率損失。半片電池片封裝損失僅有0.2%,而整片電池片封裝損失約1%;2)減小陰影遮擋損失。半片電池串數(shù)量翻了一倍,更多的電池串提供了更好的電池耐受性;3)半片電池內部電流和內損耗減少。半片電池降低了內部的功率損耗,半片整體的工作溫度低提高了組件的光電轉化率。因加工動作翻倍,半片電池對串焊產能需求為原來的兩倍,三分片對串焊機需求為原來的三倍,因此未來受半片(或若干分之一片)驅動的串焊機以及劃片機需求將會翻倍增長。
預計到2025年組件設備市場空間257億元,未來5年CAGR約43%。在光伏行業(yè)長期處于技術驅動降本的前提下,大硅片、薄片化、電池半片及多主柵等工藝發(fā)展,將帶來組件設備快速技術迭代與更新,組件設備迎來持續(xù)放量。組件環(huán)節(jié),單GW設備投資6000萬元,其中,各環(huán)節(jié)設備價值量,劃片機300萬/GW,串焊機2100萬/GW,層壓機800萬/GW。據(jù)我們對2021-2025年全球光伏裝機量分別為160/210/250/295/350GW預測數(shù)據(jù),預計2021-2025年全球組件設備市場空間分別為94/128/163/208/258億元,其中核心設備串焊機2021-2025年市場空間分別為35/47/60/77/96億元,未來5年CAGR約43%。
組件設備市場格局持續(xù)優(yōu)化,龍頭企業(yè)份額進一步擴大。光伏組件主要設備包括激光劃片機、串焊機、匯流帶焊接機、層壓機及自動化生產線等環(huán)節(jié)。從目前的市場競爭格局來看,頭部的組件設備生產企業(yè)有四家,市場集中度在持續(xù)提升。其中,奧特維能夠提供以串焊機、激光劃片機為主的組件生產設備,先導智能致力于提供串焊機、疊瓦焊接設備以及自動化生產線,寧夏小牛以串焊機生產為主。