摘要
行业&股价复盘：
2017-2020年，行业通缩——新技术带动渗透率提升+成本曲线陡峭，超额收益；其中隆基（单晶替多晶）、通威（PERC电池）、信义光能/福莱特（双玻渗透率提升）分别受益于单晶替代多晶、单晶PERC替代BSF、双面电池替代单面电池、双玻渗透率提升的技术变化，而阳光电源主要受益于2020年后出口替代所带来的量利双升。
2021年，行业通胀，一体化、逆变器、热场涨幅最高，分别受益于预期盈利修复、新应用场景、大尺寸加速渗透。
综上，展望2022年，光伏制造投资机会：盈利底部反转或有望展现业绩弹性的品种——跟踪支架、光伏玻璃、一体化组件；新技术变化、新市场开拓、新场景延展的环节——N型（一体化组件、热场等）、海外市场（逆变器、跟踪支架等）、储能（逆变器）&BIPV（一体化组件等）；技术较为成熟，格局稳固的环节——胶膜、边框、跟踪支架（有品牌） 、组件（有品牌）、 逆变器（有品牌）、热场、玻璃等。
2、展望：22年最看好的方向是哪些？
看好业绩或估值有向上弹性的标的：
（1）业绩弹性1：量利双升的跟踪支架、光伏玻璃、一体化组件。
（2）业绩弹性2：量升利稳的胶膜、边框环节。
（3）估值弹性：新技术相关的碳碳热场、场景拓展的储能逆变器&BIPV。
量利双升：
跟踪支架：量的层面，随硅料降价，地面电站装机占比提升，同时跟踪支架经济性提升，带动其在中国渗透率提升；利的层面，随大宗商品降价，跟踪支架企业可恢复到正常利润水平。推荐标的：中信博：量增来自中国本土优势+新兴市场先发+开拓美国市场，利增来自环节盈利修复+自建镀锌产能降本，长期有品牌属性。
玻璃：21H2行业低盈利+听证会流程长，二三线扩产或不及预期，致宽玻阶段性紧缺，环节盈利回升；同时双玻渗透率提升为环节增速α。推荐标的：①福莱特（与建筑建材组联合覆盖）：21Q3盈利见底，二三线扩产或不及预期，后续盈利将回升；同时大幅扩产保持较高市占率，量利双升。②信义光能（与建筑建材组联合覆盖）：龙头成本费用优势强，随产能扩张，未来将保持优势地位，获取超出行业的增长。
一体化组件：量的层面，前四家组件龙头除可瓜分增量市场外，还能进一步蚕食存量小厂的份额；利的层面，随硅料降价，下游收益率可自然回复到6%+，从而使产业链各环节恢复到正常利润水平，预计龙头一体化企业盈利可提升至0.16元/W。推荐标的：隆基股份：硅片影响，即使硅片盈利大幅降至7分/W，硅片+组件盈利也可达130亿；业绩弹性，各环节降本+N型组件溢价1毛，业绩或超预期；估值弹性，BIPV（万亿市场，22年利润占比4%，23-24年CAGR50%+）、制氢设备（22年利润占比4%，23-25年CAGR80%）新业务快速发展，有望成公司新增长极。晶澳科技：一体化盈利或修复到0.1元/W+，股权融资比例↑，财务费用率↓，盈利持续改善。
量升利稳：
胶膜：推荐标的：①福斯特：成本费用管控极佳，开辟感光干膜第二增长曲线。②海优新材：上市后扩产+补流，有望快速提升市占率。
边框：鑫铂股份：行业对营运资金要求极高（类似胶膜），公司上市融资扩产提高市占率&补流，同时受益大宗降价带来的盈利修复。
新场景&新技术：
BIPV：推荐隆基、晶澳、中信博等在这一应用场景有较好布局的企业。
储能：逆变器：当前各企业储能产品主打市场与应用场景存在差异（如阳光的大头在大型电站、德业在家储、盛弘在工商业、拓邦在便携式储能，直接竞争少），增速均较快；重点推荐阳光电源、锦浪科技、固德威、德业股份，看好各公司第二增长曲线储能业务高增；建议关注禾迈股份：微逆市场随各国安全性要求提升&产品成本降低，持续渗透分布式市场，看好国内微逆龙头对海外龙头Enphase的替代。
N型：热场（金博）：短期大尺寸加速渗透，行业需求高增；中期价格&毛利下行以量补价；长期往半导体、制动材料、氢能等多业务发展。
3、储能板块：如何选择投资标的？
投资建议：打包配置储能占比高、业绩弹性相对大的个股获得β收益。
1）下游应用广而杂，使得短期格局恶化的概率小。
2）横向对比，产品壁垒比较低，使得真正竞争力超强的企业短期含储量未必高（好公司未必有储能的高弹性）。
3）基于以上两点，我们认为储能的投资机会来自于行业β，即来自业绩弹性（储能收入占比高、海外销售占比高、C端产品销售占比高），相对弱化竞争壁垒和格局，没办法也没有必要重仓个股获取α的超额收益，打包买入是最好选择。
风险提示：下游需求不及预期，政策落地不及预期，测算具有一定主观性，仅供参考。
1、复盘：光伏制造环节的投资机会来自于哪儿？
2017-2020年-通缩行业——涨幅最好的是新技术标的+渗透率提升：隆基（单晶替多晶）、通威（单晶PERC替BSF）、信义/福莱特（双玻渗透率↑）、阳光（海外↑+储能）
2021年-通胀行业——涨幅最好的是一体化（盈利修复）、逆变器（价格博弈免疫+储能新场景）、热场（大尺寸加速渗透）
1.1 行业复盘-产值角度：2017-2020年主产业链通缩（产值↓），2021年通胀（产值↑）
我们从主产业链总产值和总毛利两个角度，对2017-2020年进行复盘，发现主产业链总产值、总毛利逐年下降，行业呈现通缩状态；而2021年组件价格上涨，主产业链总产值、总毛利上升，行业呈现通胀状态。
总产值：
定义&计算方法：产值=组件均价×出货量。组件均价为单、多晶组件的加权平均。
结论：18年前，光伏产业链产值自13年的1895亿元持续增长至17年的3225元，CAGR约14%。18年后，受531等政策影响，需求增速降低，18-19年9%，20年10%，而组件价格持续降低，因此主产业链产值自17年的3225亿元下滑至20年的2497亿元（低于2015年），年降约8%；而2021年随硅料价格上涨，组件价格也有一定上调，带动主产业链产值同增29%至3215亿元左右。
数据来源：PVinfolink，IEA，CPIA，天风证券研究所
1.2 行业复盘-利润角度：17-20年总毛利下降，21年总毛利上升（上游获取，博弈严重）
总毛利：
定义&计算方法：总毛利=产值-硅料到组件的总成本，硅料、硅片、电池片、组件盈利分别选取代表环节龙头公司历史数据作为测算依据。
历史数据：主产业链总毛利17年后持续下行，18-19年分别同降28%、18%。21H1硅料、硅片、电池、组件龙头公司单瓦净利分别约0.15、0.13、-0.01、-0.02元/W，硅料、硅片处于盈利周期高点，而电池、组件处于周期低点。
解释：主产业链各环节盈利分配主要由行业供需关系、竞争格局决定。（1）供需关系：影响时间较长的是技术变化带来的供不应求。如单晶替代多晶的大趋势下，PERC电池自2017-2019年均处于产业链中盈利较好的环节，直到20-21年技术扩散后才经历盈利大幅下滑。影响时间相对较短的是扩产周期带来的供不应求。如2017、2021年硅料处于周期高点，盈利较好，但2019-2020H1，硅料环节盈利较差。（2）竞争格局：过去几年单晶硅片技术进步较快，有效产能有限+行业双寡头竞争格局，始终维持较高的盈利水平。
展望：从供需关系出发，由于N型电池组件技术快速发展，预计后续利润分配将向具有技术优势的下游企业倾斜。从竞争格局出发，硅料、硅片环节吸引了较多新企业入局，22-23年格局边际恶化；而组件环节则通过一体化企业的洗牌而加速集中，格局优化；因此未来几年组件龙头企业利润或将边际向上。
数据来源：Wind，天风证券研究所
1.3 股价复盘：通缩背景下新技术、新市场、新应用场景（本质是量利双升）是最佳投资方向
在行业通缩的大背景下，我们对2017-2020年主要环节龙头公司的市值表现进行了复盘，隆基、信义光能、通威、阳光电源四家公司涨幅领先，其中隆基（单晶硅片）、通威（PERC电池）、信义光能（双玻组件）分别受益于单晶替代多晶、单晶PERC替代BSF、双面电池替代单面电池的技术变化，而阳光电源主要受益于2020年后出口替代、新应用场景开拓（储能）所带来的量利双升。
由此可见，在光伏成本长期降低的大趋势下，新技术、新市场、新应用场景相关标的是较好的投资方向。
数据来源：Wind，天风证券研究所
1.4 股价复盘：21年一体化、逆变器、热场最优
从2021年的市值表现看，2021年一体化、逆变器、热场三个细分赛道表现最好，代表公司年度涨幅分别达106%、91%、56%左右。
一体化：20Q4-21Q1为盈利最差时点，一体化具有平滑盈利的特性，预期后续盈利反弹。
逆变器：上半年继续受益于出口替代的高增速以及对主产业链博弈的免疫（只跟量走），下半年逐步体现出新应用场景储能高增的影响。
热场：新技术（大尺寸）加速渗透，对碳碳热场需求超预期。
数据来源：Wind，天风证券研究所
1.4.1 一体化：晶澳、天合跑赢隆基，主要原因系硅片格局恶化，成本曲线粘合的预期
一体化标的的股价表现：上半年隆基>晶澳≈天合，而下半年后变为天合>晶澳>隆基，主要原因是天合硅片产能很少，晶澳大部分自用，少量外售，隆基部分硅片外售，上半年硅片外售可带来超额收益，而随硅料产能过剩+成本曲线粘合，超额收益收窄，而硅片产能较少的天合成为涨幅第一。
数据来源：Wind，天风证券研究所
1.4.2 逆变器：标的间涨幅比较——德业>锦浪>阳光>固德威
从涨幅看，德业>锦浪>阳光>固德威，主要原因系逆变器的出口替代具有正向外部效应，二线涨幅超一线。即龙头出海后，带动海外客户对中国品牌认知，从而使二线企业有机会通过价格竞争迅速取代海外本土厂商，实现份额增长。
2、投资展望：
（1）业绩弹性1：量利双升的跟踪支架、玻璃、一体化组件环节
（2）业绩弹性2：量升利稳的胶膜、边框环节
（3）估值弹性：应用场景的拓展(BIPV、储能)和新技术的应用(N型)
2.1 投资展望：看好量利双升、量升利稳以及新技术&新市场&新场景相关标的
从上述行业与股价复盘看，光伏制造环节的投资核心在于找出更长时间（本环节天花板高或可延展到其他方向），保持盈利高增（底部反转、新技术、新市场、新场景、格局优化）的标的，寻找思路可分为短期、中期、长期三个维度：
短期：盈利受损将要修复或受益供需错配将有超额利润的环节，如跟踪支架、光伏玻璃、一体化组件。
中期：发生技术变化、市场开拓、场景延展的环节，如N型（一体化组件、热场等）、海外市场（逆变器、跟踪支架等）、储能（逆变器）&BIPV（一体化组件等）。
长期：格局向好、技术较为成熟的环节，如胶膜、边框、跟踪支架（有品牌） 、组件（有品牌）、 逆变器（有品牌）、热场、玻璃等。
对应到明年，我们最看好以下3类投资机会：
业绩弹性1：量利双升的跟踪支架、光伏玻璃、一体化组件。
业绩弹性2：量升利稳的胶膜、边框环节。
估值弹性：新技术相关的碳碳热场、场景拓展的储能逆变器&BIPV。
2.2 投资展望：业绩弹性1——量利双升的跟踪支架、玻璃、一体化组件环节
跟踪支架【中信博】
玻璃【福莱特】、【信义光能】—（与建筑建材团队联合覆盖）
一体化组件【隆基股份】、【晶澳科技】
2.2.1 跟踪支架：硅料降价&绿电交易→跟踪支架经济性提升
中国市场渗透率低 : 跟踪支架对全球地面电站渗透率30%，2020年中国地面电站装机量占全球地面电站装机46%，跟踪支架渗透率却不足10%， 主要因为早期国内市场对初始投资成本敏感；三北地区弃风弃光现象严重，提升发电量无法消纳；国家保障性利用小时数+补贴电价锁定项目收益，但过去保障性小时内的电量补贴都存在拖欠现象，采用跟踪支架进一步提升发电量意义不大。
跟踪支架经济性提升：组件成本下降为跟踪支架等留出预算空间；特高压+风光配储提升消纳能力，降低弃风弃光率；电力交易市场日益活跃，超出保障性收购小时数电量可通过市场化出售获得收益，光照条件较好地区（1600小时），在成本上升约0.3元/W的情况下，发电量增益8-20%，IRR提升0.2-1.6pct。由此，国内跟踪支架当前低渗透率+经济性提升将带来可观市场空间。
受益硅料价格下行，跟踪支架需求量有望提升：自12月初以来硅料价格呈持续下行趋势，单晶复投料成交价环比下降4.2%，单晶致密料最高成交价环比下降4.23%，预计明年硅料价格将继续下行，促进地面电站装机量提升，推动跟踪支架需求量增长。
而在盈利方面，大宗商品价格开始下降，跟踪支架盈利有望修复。
数据来源：wind，全球光伏公众号，Pvinfolink公众号，PV-Tech公众号，中信博、arry tech、soltec年报，BNEF，天风证券研究所
中国市场渗透率↑+海外新兴市场先发优势 ：跟踪支架经济性提升+硅料价格下行，国内跟踪支架渗透率有望进一步提升。新兴市场如中东、南美等地光伏经济性高+政府支持地面电站装机+ppa协议保证发电可上网使跟踪支架渗透率高，远期提升空间大，且公司已在海外新兴市场+中国具备先发优势，公司跟踪支架在亚太市占率35%，其中印度市占率70-80%，在中东跟踪支架市占率33%，巴西、智利等国家也在逐步渗透，后续出货量有望持续增长；
突破美国高价市场契机显现：美国跟踪支架渗透率80%以上且单价较高，由于该市场多用纯项目融资方式，业主对支架等可能对项目资产带来安全隐患的部件要求极高，看中品牌，实现出口替代有较大难度。但本轮原材料上涨和保供应带来机遇，美方重新审视供应链安全问题，开始寻求可靠的外部供应商，若借机进入美国市场或将实现份额替代，有望享受高额利润。
数据来源：wind，全球光伏公众号，Pvinfolink公众号，PV-Tech公众号，中信博、arry tech、soltec年报，BNEF，天风证券研究所
2.2.1 中信博：原材料、运费、镀锌成本下降，中短期盈利边际回升向上
钢价+海运费上行致中信博2020年盈利压缩：支架产品的主要原材料为钢材及外采镀锌件（主材仍为钢），占比为70%左右，除跟踪支架电控部分成本占比14%外（固定无这部分成本），外协镀锌费在跟踪和固定支架成本分别占比8%、19%，海运费占比约5%（今年海运费大幅增长，占比约8%）。
看好后续盈利边际回升向上，具体分析如下:
钢材方面：若按以上半年平均钢价5200元/吨为准，假设22年钢价向下变动10%，对应成本下降0.02元/W。
运费方面：21H1运费上涨导致跟踪支架、固定支架单瓦成本分别上升4.7分、2.7分，22年运费回落有望进一步修复单瓦净利。
镀锌方面：公司拟自建镀锌生产线，可控制镀锌质量+降低镀锌成本。
今年钢材价和海运费同步上行，导致单瓦净利压缩。
价格：今年原材料+海运费价格上涨趋势下，公司为保持市场份额未对下游客户全部顺涨。但受益于大宗商品价格持续上涨+公司保障合理毛利率需求，中信博跟踪支架价格提升空间上升，综合来看，中短期可实现盈利修复。
数据来源：中信博公司年报，公司招股说明书，天风证券研究所
2.2.2 光伏玻璃：全成本曲线陡峭，双寡头格局稳固
短期看，价格压力期龙头企业盈利能力较二三线更强，有望趁机提升份额，双寡头格局稳固；长期看，龙头企业较二三线的降本控费领先优势明显，有望获取行业增长红利。
当前光伏玻璃行业格局为信义、福莱特双寡头占据半数以上市场份额。
我们认为龙头企业凭其高出同业的毛利率可进一步稳固其市场份额。信义光能与福莱特2020年光伏玻璃毛利率为49%，而洛阳玻璃、安彩高科则分别为41%、28%，分别较信义光能与福莱特低8pct、21pct，主要源于龙头的成本费用管控优势：
大窑炉：窑炉做大后，内部结构设计更复杂，一线厂商具有窑炉设计技术专利。
先发优势：国内优质石英砂矿资源稀缺，未来获取高质量低铁石英砂矿难度将提升，已获得优质石英砂矿的一线企业优势可持续。
工艺：拥有原料配方的技术专利，长时间的工艺积累对温度的控制能力更强。
费用：龙头企业财务费用率较低，同时规模大摊薄了销售、管理费用率。
数据来源：信义光能、福莱特、洛阳玻璃、安彩高科公司公告及公司环评书，天风证券研究所
2.2.2 光伏玻璃：低盈利+听证流程长→扩产不及预期→ 宽玻或存阶段性紧缺
从总量来看，我们预计2022年光伏玻璃大概率供给过剩；但从结构性角度考虑，若部分企业扩产不及预期或小、旧产能加速出清，则宽幅玻璃产能或出现阶段性紧缺。
如下表所示，当各企业均按规划扩产时，2021-2023年分别支持219GW、351GW、519GW光伏新增装机量，供需比分别为1.42、1.60、1.89，规划产能供给过剩。
但受制于利润率、资金与能耗指标等因素，预计会出现部分企业延后点火时间的情况。假设全年宽玻占比80%，若仅一线如期扩产，则宽玻需求约24000t/d，而供给端仅约19000t/d，缺口在5000t/d；若一二线均如期扩产，则下半年宽玻占比高时可能会出现紧平衡。
假设3.2mm光伏玻璃均价将落在供需平衡边际产能的全成本线上，即均价将落于二三线全成本线之间。我们假设3.2mm价格为三线企业现金成本，约在29元/平米，2.0mm价格为历史上同一时期3.2mm对应的2.0mm的价格，约22.5元/平米。
数据来源：卓创资讯，天风证券研究所
21Q3毛利率（3.2mm毛利率预计为22%）已达到历史底部，未来毛利率修复弹性大。预计21Q3福莱特光伏玻璃业务毛利率为30%，环降8pct，主因是纯碱价格快速上涨，且光伏组件成本压力大，导致光伏玻璃的成本上升不能及时向组件端传导。21Q3公司3.2mm光伏玻璃毛利率已跌至22%，达到公司历史毛利率底部，预计22年光伏产业链价格博弈缓解后，公司利润率有望快速修复。
石英砂占光伏玻璃成本比例较高（13%），且国内低铁石英砂矿资源稀缺，整合石英砂资源有助于公司降本。公司计划收购大华矿业和三力矿业100%股权，二者存量石英砂矿可对应约866GW组件，若收购成功可降低公司成本。
盈利预测：
量：预计2021-2022年，公司名义产能分别为12200、19400t/d；有效产能分别为322、533万吨。未来产能提升是公司盈利增长主要驱动力。
公司整体：预计公司2021-2023年营收分别为107.1、171.5、230.4亿元，归母净利润分别为22.5、33.5、44.7亿元。
风险提示：行业需求不及预期，大尺寸推进不及预期，行业竞争加剧。
2.2.2 信义光能：市占率稳居行业第一，扩产&布局石英砂矿保持竞争优势
截至目前公司名义产能市占率为27%，稳居行业第一。预计至2021年底公司名义产能将达13800t/d，至2022年底名义产能预计达21800t/d，除此以外，公司还有8条尚未确定投产时间的1000t/d规划产线，若在23年投产后名义产能将达29800t/d。公司2020年营收与归母净利分别104、37亿元；2021H1则分别为68、25亿元，经营规模持续扩大。
开发首个低铁石英砂矿，提升后续成本管控能力。公司已开始于广西生产基地附近开发首个低铁硅砂砂矿，该矿山石英砂资源储量达538.7万吨。公司获得矿山矿权后于20Q3开始运作，有助于公司保障低成本原材料供应。
提升高毛利率电站业务，力争2021年末实现累计装机量4070MW。截至2021年6月公司累计并网容量达3550MW，其中2021H1新增容量为80MW，而公司原计划2021年新增装机容量达600MW，即2021H2公司需达到520MW，目标达成后公司电站累计并网容量将达到4070MW，后续电站业务营收规模将进一步提升。而高毛利率（2020年毛利率为72.4%，2021H1为73.7%）电站业务的营收规模提升也将带动公司毛利提升。
2.2.3 一体化：IRR6%+电价不变→组件含税价1.75元/W→龙头盈利0.16元/W
思路：22年龙头一体化组件盈利=组件价格-组件成本-组件税费，组件价格=装机成本/（1+EPC毛利率）-BOS成本，装机成本可由IRR与上网电价反推。
装机成本：假设电站容配比1.05，贷款比例70%，贷款利率5%，15年等额本息，电站净利率20%，利用小时数1200h，EPC厂商毛利率10%，业主IRR要求为6%，则在0.3685元/kWh（假设平价，考虑绿电增益还可能上涨）的电价下，装机成本为4.10元/W。
组件价格：考虑政策对降低土地、电网接入成本的支持，假设22年BOS成本相较20年降低10%，则BOS成本为2.18元/W，进而终端可接受1.75元/W的组件含税价。
组件盈利：假设22年硅料均价在180元/kg，2mm玻璃均价在22.5元/平米，EVA胶膜均价在16元/平米，公司硅耗在2.8g/W税费率在11%，则此时对应一体化组件盈利约0.16元/W。同时，由于一体化包含了三个子环节，因此任何一个环节的降本（在硅料贵时，各种降本手段都在加速推进，海运费22年也有下降趋势）都能对终端盈利做出贡献。
2.2.3 一体化：新增装机中龙头企业拿到的份额最高
据历史数据，前四家组件企业出货增量持续高于全球新增装机的增加量，比例约达140%，具体分配情况为隆基50%，其余三家分别30%左右（与21年各家市场份额比例基本一致）。侧面验证市场份额的扩张从增量市场走向存量市场。
根据上述经验数据，对22年装机量与各组件企业的出货量进行敏感性测算，则前四大组件龙头的出货增量变化最大，220GW装机下对应197GW组件出货，260GW装机下或可达253GW出货，最受益于装机量的增长。
数据来源：Wind，隆基股份、晶澳科技、天合光能、晶科公司公告，天风证券研究所
2.2.3 隆基股份：硅片业务对盈利影响不大，看好PE&EPS的向上弹性
硅片业务影响测算：假设公司硅片盈利从21年的0.13元/W左右降至0.07元/W（产能较大的专业硅片厂完全成本线附近），一体化盈利仅0.15元/W，硅片、组件市占率分别42%、26%，则在这种情景下公司硅片+组件盈利也可达130亿元。
盈利弹性：
（1）量：龙头在市场超预期时更易获取增量份额。
（2）利：一体化龙头技术领先、上下游可协同验证，降本速度更快；N型组件有溢价（成本接近的情况下，依靠多发电售价较PERC高约0.1元/W），隆基38GW新技术电池产能在建，22年将释放部分。
估值抬升：主要由新业务的高增带来。
（1）制氢：随氢能顶层设计文件出台，以及工业企业（煤化工、石油化工、钢铁冶金等）脱碳转型需求的增长，预计未来氢能源需求量将超预期。预计到21、22年底公司氢能装备分别达0.5、1.5-2GW，假设单价3元/W，净利率20%，则可贡献利润有望达到约6亿元（约占公司22年利润的4%）；25年公司目标产能5-10GW，对应利润预计达34亿元，23-25年CAGR达80%。
（2）BIPV：据CPIA光电建筑专委会数据，2020年国内BIPV装机量约0.7GW，随着近期各地对工厂能耗指标要求提升，且BIPV相关标准加速完善，BIPV实际发展速度或超预期。森特公告22年向隆基采购BIPV组件25亿元，约合1GW，假设隆基同时也外售部分BIPV，合计收入在38亿元左右，按净利率18%计算，该业务可贡献利润有望达到约7亿元（约占公司22年利润的4%） ；24年公司目标收入100亿元，对应利润预计达16亿元，23-24年CAGR达50%+ 。
（3）储能：公司开展了隆易业务，提供户用光储解决方案，有望受益于行业增长。
数据来源：Wind, 隆基股份公司公告，索比光伏网，华夏能源网，北极星太阳能光伏网，公司官网, 天风证券研究所
2.2.3 晶澳科技：稳居行业一线，长期发展可期
盈利差异：首先，参考龙头与二线硅片厂21H1硅片毛利率分别在36%、31%，假设晶澳硅片成本与二线硅片厂接近，则预计硅片环节可产生盈利差异在4分/W；其次，龙头财务费用率相较晶澳低1-2pct，按组件不含税价1.55元/W计算，财务费用差异对应单瓦盈利约1-2分/W；在不考虑电池、组件端差异的情况下，晶澳与龙头的一体化盈利差异在5-6分/W，预计22年在0.1元/W。
盈利弹性：（1）量：龙头在市场超预期时更易获取增量份额。（2）利：一体化龙头技术领先、上下游可协同验证，降本速度更快；随公司股权融资占比提升，财务费用有望下行，为单瓦盈利提供更高弹性
数据来源：Wind, CPIA, 天风证券研究所
2.3 投资展望：业绩弹性2——量升利稳的胶膜、边框环节
胶膜【福斯特】、【海优新材】
边框【鑫铂股份】
2.3.1 胶膜：竞争格局集中，未来原材料供应趋于宽松
竞争格局集中：历史上看，胶膜竞争格局集中，预计2021年维持此前格局、CR3合计占比80%+；2022-23年按照各家产能情况，我们认为行业仍将保持集中格局，且龙头仍有望维持50%+份额。
原材料供应宽松：1）我们预计22年上半年EVA粒子价格维持、下半年扩产后下降；2）POE粒子：海外供给为主，胶膜厂在年初确定采购量、签署长协，预计POE粒子供需维持平衡、价格稳定。
产能供过于求：我们基于2022-23年220、280GW光伏装机假设，测算胶膜行业供需情况，由于2022-23年胶膜企业扩产快速、行业供过于求，再加上龙头公司盈利空间较大，若粒子供应充足，行业存在一定价格战可能。
数据来源：福斯特、海优新材、斯威克公司公告，CPIA，天风证券研究所
2.3.1 福斯特：胶膜业务龙头地位稳定+新材料业务推动平台型公司转型
Know-how优势带来稳定盈利、不惧供需失衡。公司制造know-how丰富、原材料利用水平高，透明EVA、白色EVA、POE胶膜所需单位原材料用量分别约0.47、0.43、0.52kg/平方米，较二、三梯队公司低7-11% 。得益于成本管控及规模化优势，公司毛利率稳定高于二线企业5%，在价格战背景下具有显著盈利优势。
高市占率+Know-how优势+营运能力强+行业龙头先发优势明显。我们认为，在2022-23年行业供过于求的背景下，公司有能力引领市场价格趋势、维持50%+市场份额的龙头地位，并保持行业领先盈利水平。
平台型材料转型的新业务有望成为公司的“第二增长极”。公司2015年开始布局感光干膜业务，截止21年三季度产能2亿平，当下业务正处于快速发展期。公司21年7月公布可转债预案、积极筹建广东江门4.2亿平感光干膜新增产能及对应2.4万吨碱溶性树脂原材料产能，往25年左右看，公司新产能投产+高端产品推出后，产能可达6.4亿平，全球市占率在30%左右。以产品单价7.5元+净利率19%（高端产品推出提升产品价格及盈利能力）测算，满产后可贡献利润9亿元左右。
数据来源：Wind，福斯特公司公告，天风证券研究所
2.3.1 海优新材：市占率提升+盈利能力提高，有望成为二梯队的优胜者
上市扩产，公司有效产能有望大幅提升：公司20年底产能约2.4亿平方米，现已打入隆基、晶科、天合、韩华等下游大型组件厂商供应链体系，经过上市后的募资扩产，有望受益于下游客户重视供应链安全的趋势，实现市占率自20年的10%提升至未来的25%。
营运资金补充，公司盈利能力有望进一步提升。公司此前因缺乏营运资金，为提升营运能力牺牲了部分盈利能力（如通过原材料代采、产品代销出让折扣、财务费用高等）。从公司近几个季度的数据看，受益于上市后营运资金补充，Q3公司财务费用率降至0.3%、较20Q4下降0.4%，盈利能力提升逻辑得到兑现。
强研发及产品开发能力。公司研发能力强，历史上引领了胶膜行业白色EVA和共挤POE胶膜的发展趋势，未来随公司持续开发新产品，有望获取结构性高盈利，同时推动市占率提升。
除胶膜外，公司同样开拓新领域业务。公司研发的PVE胶膜用作玻璃胶膜，较传统PVB具备更强的粘结能力、强度、耐久性、安全性能，可应用于建筑、汽车等领域，实现对传统玻璃PVB胶膜的替代。当下公司的新型玻璃胶膜业务还处于市场开拓初期。往远期看，公司新业务市场若开拓顺利，有望成为胶膜市占率达到20-30%后的“第二增长极”。
数据来源：Wind，海优新材公司公告，天风证券研究所
2.3.2 铝边框：进入门槛低、重营运资金，未来格局趋于集中
生意模式：铝边框行业进入门槛低、重营运资金，核心竞争要素在于成本控制和客户粘性。
进入门槛低：1）技术转型难度较低：低端铝型材厂家转型光伏铝型材，仅需进行技术改造、修改挤压工艺参数，转型最大难题为短期良品率；2）轻资产：按单GW用量0.6万吨计算，铝边框单GW投资0.41亿元，处于光伏产业链中等偏下水平，高于胶膜0.2亿、逆变器0.1亿，低于玻璃1.4亿、硅片2亿。
重营运资金：下游结算方式为2个月应收+6个月银行承兑，上游结算方式为现货现款。铝边框企业需向下游垫资、回款周期长，同时无法占用上游资金，营运资金压力较大，因此大多将银行承兑汇票进行背书或贴现、补充流动资金。假设6个月银行承兑完全贴现，考虑对账、原材料账期等因素、按3个月账期计算，10万吨铝边框产能流动资金需求达6亿，而其固定资产投资为5.5-6亿。
需求：铝边框属于刚需辅材，相比钢边框、短边框有25年+长寿命优势，国内政策利好叠加海外光伏平价带动全球组件需求，进而驱动铝边框放量，预计2025年全球需求210万吨，2020-2025年CAGR达18%。
供给：由于进入壁垒低，铝边框行业此前格局分散，2021年铝价上涨压缩加工费空间、加速行业集中速度，未来行业大厂规模优势显著、良品率更优且加速扩产，竞争格局趋于集中。
数据来源：Wind，鑫博股份公告，世纪新能源网，人民网，维科网，浙江省人民政府官网等，天风证券研究所
2.3.2 鑫铂股份：成本控制优势+融资能力增强+客户粘性助力市场份额提升
成本控制：公司良品率88%高于行业平均85%，能够在较低加工费的情况下提供同等质量产品；上市后重视良品率提升，加大研发投入、研发费用率从2020年3.6%提升至3Q21的4.7%。（当前光伏铝型材/铝部件加工费为0.5/0.65万元/吨）
融资能力：公司是前四大光伏铝边框厂商中唯一上市公司，上市后融资能力增强，利于扩产并缓解流动资金压力，助力市场份额的提升及贴现费用的降低，财务费用有望下降0.4-0.5%。
客户粘性：创始人铝材销售起家，管理团队销售经验丰富，与历史非光伏大客户关系维护良好，在光伏领域发挥销售强项、纵向绑定老客户、横向拓展新客户，目前已进入晶科、隆基、晶澳等一线组件厂供应链。
短期来看：公司产能扩张加速市场份额提升，我们预计公司2021-23年出货11.5/20/34万吨、其中光伏出货8.0/15.2/22.7万吨，市占率达8%/12%/15%。
中长期看：假设2025年全球光伏装机达350/400GW、公司全部销售光伏铝部件且单吨净利0.12万元，25%市占率情况下归母净利达5.8-6.6亿元，给予30倍估值，对应市值173-197亿元。
风险提示：行业需求不及预期，行业竞争加剧，技术迭代风险。
数据来源：鑫博股份公司公告，天风证券研究所；注：假设2021年铝锭均价为1.67万元/吨，毛利率低于8%、考虑三费后基本不盈利
2.4 投资展望：估值弹性——应用场景的拓展和新技术的应用
应用场景的拓展：BIPV-【隆基股份】（详见前文）、储能-【逆变器】·
新技术的应用：N型-热场【金博股份】
2.4.1 逆变器：未来5年储能逆变器需求复合增速80%+，将成逆变器企业下一增长极
随着风电、光伏等新能源装机的快速增长，配备储能成为行业共识。据《储能系列深度2：锂电储能应用场景、经济性与中期空间探讨》报告预测，2025年全球储能装机可达209GWh，对应光伏储能逆变器需求可达104GW，而2020年全球仅装机5.3GW，5年CAGR=82% 。
由于储能逆变器需满足逆变和整流双向电流转换，且并离网切换时间要短，对电网友好性要求更高，因此其所用元器件数量可达并网逆变器的2倍，技术壁垒更高。假设未来5年储能逆变器价格年均下降15%，则2025年储能逆变器市场规模达649亿元，5年CAGR=54%。在国内企业产品端赶超海外、品牌渠道端逐步完善后，国产逆变器份额将快速提升，储能业务或将成为国内逆变器企业下一个增长极。
资料来源：赛迪顾问，固德威年报，Wind，天风证券研究所
2.4.1 逆变器：当前阳光、锦浪、固德威、德业差异化竞争，预计25年各企业储能利润高于并网业务
产品：阳光电源产品覆盖面全，在储能方面既有供大型地面电站的产品，也有少量分布式储能产品出货，2020年公司并网逆变器、储能系统收入分别75、12亿元，储能业务在整体逆变器业务中占比14%。锦浪和固德威均主打组串式逆变器，储能领域主要是户用储能逆变器，近两年也在往工商业市场开拓，2020年两家公司分别实现并网逆变器收入19.8、13.6亿元，储能逆变器收入0.4、1.6亿元，储能业务在整体逆变器中分别占2%、11%。德业股份产品类型集中在分布式市场，包括微逆、组串式以及户用储能逆变器。
优势地区：由于产品应用场景不同，因此优势海外出货地区也有差异。阳光电源的优势地区在地面电站为主的美国、印度；锦浪的优势地区在分布式为主的欧洲、拉美；固德威的优势地区在户用为主的欧洲、澳洲；德业的优势地区在美国、巴西。
往2025年看，预计阳光电源的储能系统全球市占率有望达20%，固德威、锦浪的储能逆变器市占率有望达15%，假设储能逆变器价格年降15%，净利率降至当前并网逆变器的水平，则三家公司储能逆变器业务2025年利润分别在35、11、11亿元，大于等于各公司当前主营的并网逆变器业务。
资料来源：Wind，天风证券研究所
2.4.1 微型逆变器：安全性要求↑ +经济性↑，预计25年市场空间可达240亿+，5年CAGR=22%
微逆主要特点：与每块组件并联连接，可从源头避免高压直流拉弧引起的火灾风险。一般功率较小，单瓦价格、发电效率更高。
各地区安规标准提升，带动组件级关断产品需求提升。
1）美国NEC2017明确了所有户用装机都需要配置组件级关断设备。
2）澳大利亚2020年新的逆变器准入标准，提高了对关断的要求。
3）欧盟2014年立法要求屋顶光伏装设智能关断器，最高电压不超60V。
4）中国浙江和安徽也出台相关关断政策。
IRR对比：计算25年期IRR，假设微逆早晚比组串多发电1%，且微逆与组串+优化能分别带来10%、15%、20%的MPPT发电增益。
在15%、20%的MPPT发电增益时，20kw及以下的场景中微逆IRR均高于组串式的各个方案。
分布式装机需求空间：2020年全球分布式光伏装机占比33%。未来由于中国、巴西、印度等分布式市场快速增长，预计2025年分布式占比达45%。因此，预计分布式增速将略高于新增装机量增速，预计2025年全球分布式光伏新增装机量为171GW。
结论：预计2025年微逆的需求量为34GW，若微逆均价降至0.7元/W，则对应240亿元的市场空间，CAGR=22%。
2.4.1 禾迈：产品、成本领先海外龙头 + 扩渠道打开美洲市场 = 公司出口替代启动
预计2020年Enphase微逆全球市占率预计为55%，禾迈仅为2%，提升空间较大。
禾迈已具备出口替代的可能性，分别从产品、成本、渠道进行分析：
产品：禾迈较海外厂商具有更快的产品迭代速度，且品类更丰富，涵盖一拖一、一拖二、一拖四（收入占比达75%+）、一拖六等。
成本：禾迈毛利率领先行业平均水平，并呈上升趋势，主要系公司自行制造，省去代工部分利润，且国产材料较进口成本更低。
渠道：公司原来主打新兴市场，2020年公司微逆前五大客户中，最大微逆客户WorldTechnology Supply Corp是美国本地销售商，第二大客户GenyxSolar Comercio LTDA是巴西厂商，表明公司在美洲地区的布局已开始放量，未来有望凭一拖四、一拖六等高性价比产品提升份额。
资料来源：昱能招股说明书，禾迈公司公告、招股说明书，GTM，Wind，天风证券研究所
2.4.2 碳碳热场：龙头成本优势显著，稳态下净利率也可达30%左右，份额稳步提升
金博与超码的成本差异：自制预制体9%+快速沉积&自制设备16%+沉积辅材6%=31%的毛利率差异，龙头金博毛利率保持在60%左右，而中天火箭仅在30%左右，因此金博凭成本优势将市占率从上市当年的24%提升到了21H1的34%+。对于其他竞争对手不断进步后龙头企业的净利率会降到什么水平，我们将从上述三方面去分析可能的结果。
预制体：金博的预制体制备能力与专业厂商持平，领先其他企业。预计未来9pct优势可持续。
沉积辅材：从技术难度看，金博采用的是更难的纯气相沉积，多数企业仅具备气液混合法沉积能力，即使能做纯气相沉积的企业，制备成本和均匀性也与金博存在差距。从降本潜力看，与纯气相沉积法相比，气液混合法增加了树脂材料（41元/kg）以及浸渍、固化、炭化炉（16元/kg）的成本，减小了天然气耗量、电耗（成本低46元/kg），因此纯气相沉积降本潜力（电力成本降低趋势确定，而材料成本相对刚性）更大；此外，纯气相沉积的步骤与材料少，初始灰分低，制备N型热场时所需纯化成本低。预计未来6pct的优势可保持部分。
快速沉积&自制设备：目前多数企业沉积设备是外购后进行改进，而金博可自行设计或制造设备。预计未来16pct的优势大部分得以留存。
综上，预计未来一二线企业间毛利率差距仍将保持20pct+，叠加规模扩大后费用率降低，最悲观预期下金博净利率仍可达25-30%，且压力期时公司份额可进一步提升。
数据来源：Wind，公司官网，公司招股说明书，金博公司公告，各公司环评书，天风证券研究所
2.4.2 碳碳热场：预计23年将出现供给过剩，价格战将促使竞争格局加快集中
对于未来供需格局逆转、盈利恶化的时间点，我们分析如下：
需求：按新增+改造+替换三部分计算，由于今明年为硅片扩产高峰期，我们预计新增需求将大幅增长，占总需求的30%+，23年进入扩产的低谷期，新增需求下滑；但2024年后，随下游装机高增，对热场的需求也将恢复高增；此外N型硅片会增加开炉次数，从而使热场接触氧气的量增加，热场损耗更多，增加热场的替换需求，同时N型硅片的纯度要求更高，部分热场需要进行改造，预计23年前后将出现改造需求的高增。
供给：近两年随着参与者以及行业内企业扩产步伐加快，供给端过剩的压力越来越大，2022年末五家公司产能就将达到近6000t。2023年随着下游硅片新增产能减少，对热场需求增速放缓，行业将出现过剩。由于龙头公司成本优势明显，我们预计虽价格下行，但其市占率可进一步提升至60%左右。
数据来源：Wind，金博招股说明书，美兰德、隆基环评书，金博公司官网，天风证券研究所
2.4.2 金博股份：热场业务高速增长，新业务不断突破，逐步成长为材料平台型公司
从光伏热场业务看，20年9月166/182mm以上硅片市占率仅50/6%左右，21年9月达90/43%，随着大尺寸硅片的渗透率加速提升，公司光伏热场业务将保持高速增长。
往长期看，公司可实现应用场景的多元化拓展，最终成长为类似德国西格里、舒克等的材料平台型公司。目前公司主要在三个方向拓展：
半导体：热场替代路径为国产小企业👉国产大企业👉海外企业，现已打入沪硅供应链，表明技术实力足够强，未来还有望随国内碳化硅产业发展而受益；
制动材料：碳陶盘替代路径为对刹车性能要求高且价格敏感度低的工程车👉国产新能源中高端车👉海外车企，现已进入车企上路测试阶段，需要重点关注SOP信息；
氢能：贡献收入的顺序为氢气回收👉储氢罐👉碳纸，公司有一定的预制体制备、炭化与石墨化技术基础，看好技术协同，预计明后年可贡献收入。
数据来源：贺利氏光伏，金博招股说明书，天风证券研究所
3、储能：
应用场景多元，增长驱动力主要来自政策&经济性提升，投资机会来自于行业β，重点关注行业增速及业务弹性，投资方向包括PCS、电池、温控、PACK、零部件等。
3.1.1 储能应用场景——发电侧：减少弃电，平滑波动
新能源发电：减少弃风弃光、平滑发电波动。
减少弃风弃光：在光伏、风电电站出力的高峰时段，对超过调度需求的电能予以储存，并在光伏、风电电站出力不足时段予以输出电能。
平滑发电波动：储能系统可以在光伏、风电电站出力的高峰时段储存部分电能，并在出力不足时输出电能，达到平滑发电波动的效果。
火电等传统发电：一次调频、调峰等。
数据来源：于童《基于全寿命周期理论的储能降低光伏电站+弃光率的经济性分析》，屈姬贤《基于风电接纳空间电量回归模型的弃风率快速计算方法》， 天风证券研究所
3.1.2 储能应用场景——电网侧：为电网提供电力辅助服务，主要作用为调频、调峰、备用容量
调频（AGC）：将发电设备向用户供电的频率调整到一定范围内（50±0.2Hz），以维持电网稳定运行，避免损害各类电器。
调峰：在用电负荷较高时快速提供发电能力以“削峰”，而在负荷较低时降低发电功率或者作为用电设备减小供需差值以“填谷”，从而提高电网供电的充裕性，增强电网运行稳定性。
备用容量：负荷备用（旋转备用）和事故备用，事故备用容量可在电力系统发生事故时保障供电的安全稳定，负荷备用则可在冲击性负荷超过发电设备最大供电能力时提供应急增量。
数据来源：黎淑娟《储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术》 ， 天风证券研究所
3.1.3 储能应用场景——用电侧：为光储合用发电、削峰填谷套利、降低容量电价、应对停电事故
光储合用发电：通过光伏+储能配套的模式实现电力自发自用，光伏所发电力被用户自己使用，多余电量可以接入电网进行回售。
削峰填谷套利：安装储能系统后，用户在电价谷时对储能系统进行充电，在峰时无需从电网购电，而直接从储能电池中取电，从而避开高峰电价。
降低容量电价：部分地区对于大工业用电、工商业用电采取两部制电价，除了根据用电量缴纳电度电费（电度电价）之外，还需要缴纳基本电费（容量电价）。容量电价的单位为元/kW·月，配置储能后，用户在用电低谷时提前储存电量，即可减小企业在高峰时的最大需量功率，进而减少容量电价的支出。
应对停电事故：海外电网存在老化问题，越来越多新能源发电的接入使得对海外对电网改造的需求更加迫切，用电侧安装储能设备可以在遭遇停电事故时保障电力供应。
数据来源：黎淑娟《储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术》， BNEF，US DOE，北极星储能网，天风证券研究所
3.2.1 储能驱动力——中国：发电侧驱动力来自政策强制要求
发电侧：尚未具有经济性，主要驱动力来自政策要求风光配储，未来看电价市场化改革。
尚未具备经济性：我们以25年周期测算，国内发电侧配储IRR约为4.5%（假设储能可以100%实现利用，每年工作1200小时，以总投资额150万元/MWh），而国内对发电侧的投资，一般要求仅光伏、风电发电IRR在8%左右，配储后IRR在6%-7%。因此，基于目前国内电价（约0.358元/度），风光配储尚不具备经济性。
部分省下达风光配储强制要求，成为当前发电侧主要驱动力：国内部分省在下达2021-2022年风光建设指标时，强制要求风电光伏配建10-15%、1-2小时储能设施作为项目并网条件。
未来看电价市场化改革：目前发电侧配储经济性较差，主要系国内电价多年采用标杆上网电价机制，我们认为，若国内电价机制能实现市场化改革，那么未来发电侧配储的经济性将会有改善。事实上我国的电价市场化改革已初见苗头，21年10月国家发改委明确表示，将有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。
数据来源：发改委，各地区能源局，天风证券研究所
3.2.1 储能驱动力——中国：电网侧看电力市场交易制度，用电侧主要是工商业配储
电网侧：盈利模式优于发电侧。
调峰：补贴下经济性可期，未来度电成本下降将带来经济性。我国对调峰的补偿价格在0.5元/度电左右，而目前锂电储能度电成本在0.5-0.6元/度电，实现调峰经济性可期；且后续随着锂电池成本的不断降低、循环寿命提升、电池容量增大，锂电储能度电成本仍将持续降低，经济性将有望继续提高。
调频：主要依靠提供调频服务获取补偿收益，目前已具经济性。目前磷酸铁锂储能电站的里程成本已可降至6元/MW以内，具备平等参与电力市场服务交易的竞争力，且锂电储能的调节速度快、调节质量高、配置灵活性强，在收益性方面更具有优势（AGC补偿费用=调节深度*调节性能*单位里程调频价格），将是未来新建独立或联合调频储能电站的优先选择。
用电侧：国内主要应用为工商业配储、利用峰谷价差套利。
户用：国内民用电价格较低，且住宅多为楼房高层，发展户用光伏+储能的空间较小。
工商业：具备经济性，预计未来峰谷价差加大预期下，经济性将进一步增强。工商业屋顶光伏发电高峰时段与用电高峰时段相近，且光伏发电量通常远低于日常用电负荷，因此不存在光伏为储能充电的场景，配储仅用于峰谷套利。测算口径下，国内工商业配储的LCOS=0.64元/度电，而目前国内已有16个省份的峰谷价差超过0.7元/度电。
数据来源：北极星储能网，北极星电力新闻网，各地能源局，天风证券研究所
3.2.2 储能驱动力——欧洲：以德国为例，户用光伏配储具备经济性
由于中国市场部分已对部分应用场景的驱动力进行了描述，针对欧美市场我们将仅介绍与中国市场不同的地方，不做过多赘述。
德国电力系统灵活性存量充足，表前市场发展空间受限，极大降低其他市场主体参与峰谷套利和调频市场的需求。
高电价+高户用光伏装机量，使得户用储能具备高经济性：
德国居民电价已连续上涨12年，2020年达到0.32欧元/度，由于可再生能源附加费和输配电费连年上涨，近10年电费复合增长率2.78%，居民用电成本过高，且无峰谷差别；
2020年德国户用光伏累计装机31.23GW，装机数130万户，居欧洲第一，为户用储能奠定发展基础（通过增配储能提升晚间用电场景自用率，可降低总体电费水平）；
德国各州政府出台多种优惠政策，如允许购置户用储能设备成本用于抵免个人所得税或直接获得补贴等，赋予户用储能市场经济性；
根据我们的测算，目前户用光储LCOS=0.28欧元/度电，低于居民电费0.32欧元/度，具备启动经济性。
数据来源：The development of stationary batterystorage systems in Germany – status 2020，天风证券研究所
3.2.2 储能驱动力——美国：表前市场高增，发电侧+电网侧均具备经济性
美国电网基础弱，需依赖电力辅助服务完成新能源消纳。美国电网基础设施建设多在数十年前，存在线路老旧等问题，且改造成本高，因此联邦目前无法实现全国各地之间的调度，新能源消纳问题需要各地自行解决。由于独立发电厂（IndependentPower Producer，简称IPP）是美国风光电站的最大投资方，占比83%，且多数独立发电厂的天然气调峰电站不足，因此必须要配置储能。
电池储能可参与电力批发&辅助服务市场，盈利模式确立。随着2018年FERC841号法案的通过，电池储能被允许平等的参与电力辅助服务和电力批发市场，2018年12月，区域电网运营商提交了对应的修正方案。自此，大型电池储能系统具有了清晰的盈利模式，即PPA或电力辅助服务，分别对应发电侧和电网侧，此后电池储能装机正式进入高增期。
电网侧光储优于天然气。美国发电量中40%来自天然气，随光伏、锂电池成本降低，当前在电网侧，光储项目的调峰效果与经济性均优于天然气。根据lazards数据，2020年光储调峰成本为143$/MWh，低于天然气调峰的175$/MWh。
发电侧光储PPA已具经济性。由于美国多数地区的弃光率较低，因此仅靠消除弃电损失带来的收益率较低；利用储能把光伏电站变成可持续向用电方出售绿电的PPA（用电方和供电方签署长期购电协议，事先制定电价，供电方要满足用电方的实时电力需求）模式更具优势。与国内10%、2h的储能配置不同，当前美国多数新能源+储能项目的储能功率配比在20%-50%，按不同功率配比进行测算，可知当储能功率配比控制在50%以内时，光储电站相较天然气电站具有相对优势。
数据来源：BNEF，NREL，天风证券研究所
3.3 储能市场分布——看现在：2020年中、美、欧、韩为最大市场
中、欧、美、韩为当前储能主要市场。2020年中国、美国、欧洲、韩国新增装机分别为2.4GWh/2.5GWh/1.9GWh/2.2GWh，对应YoY+267%/+289%/+19%/+30%。
中国：政策支持+电化学储能成本下降，是20年国内储能装机量增长的主要原因；
欧洲：增量主要贡献自德国&英国市场。1）德国：如前文所述，户用储能是德国市场的主要增长点；2）英国：可再生能源发电量不断增加、国家和地方电网日益受限，表前、表后市场均成为主要增长点；
美国：增量主要来自于ITC（太阳能投资税减免）政策带来的储能经济性，使得独立储能电站的大规模建设+极端天气下户用储能需求增长；
数据来源：BloombergNEF，天风证券研究所
3.4 储能系统构成：由电池、PCS、BMS、EMS等组成，其中电池成本占比50-60%
电池组的成本占比近60%，PCS占10-20%，其他成本约占20-30%。
电池组；
储能变流器（PCS）：负责交直流的双向转换；
电池管理系统（BMS）：负责电池的监测、评估、保护、均衡等；
能量管理系统（EMS）：负责数据搜集、网络监控、能量调度等；其他电气设备，包括零部件、温控等。
数据来源：前瞻网，NREL，派能招股书，天风证券研究所
3.5 储能投资机会：来自于行业β，重点关注行业增速及公司弹性
1）投资储能，主要是投资行业β：行业增速高，不需过分担心赛道之间增速是否有差距。
从近期数据看，储能市场已逐步完成0-1的跨越，将进入全面快速增长阶段，接下来0-10或0-100的周期都可能很短。
从应用场景看，储能应用范围广，发电/电网/用户/5G/便携式储能需求都有对应的细分市场，且当下空间都足够大，不需要过分担心赛道之间增速是否有快慢之分。
2）标的投资价值来自于业绩弹性：
当前看，储能行业的技术壁垒较低，构建壁垒的路径不清晰，较难判断中期层面的市场格局。
2-3年储能行业的高增速为相关标的带来了投资价值，我们认为应重点关注业绩弹性更高的标的：
看储能收入&利润占总体比例：储能利润或收入在公司总体中占比越大，业绩弹性越大。
看海外收入占比：目前海外毛利率显著高于国内，因此海外收入占比高的公司业绩弹性大。
看产品属性：toC产品盈利水平显著高于toB类产品，因此toC产品供应链的公司业绩弹性大。
建议关注充分受益储能行业高增的高弹性标的：
电池企业：【派能科技】（建议关注）、【鹏辉能源】 （建议关注） 、【宁德时代】、【亿纬锂能】、【欣旺达】等。
PCS企业：【盛弘股份】 （建议关注） 、【德业股份】（与家电团队联合覆盖）、【拓邦股份】 （通信组覆盖）、【阳光电源】、【固德威】、【锦浪科技】等。
PACK企业：【博力威】 （建议关注） 。
温控板块：【英维克】 （建议关注） 、【松芝股份】 （建议关注）等。
其他零部件：【中熔电气】 （建议关注）等。
4、2022年全球光伏装机需求展望：
全球：预计新增装机230GW，同+39%
中国：预计新增装机90GW，同+50%
美国：预计新增装机30GW，同+36%
欧盟：预计新增装机36GW，同+38%
印度：预计新增装机18GW，同+38%
日韩：预计新增装机10GW，同+0%
澳洲：预计新增装机6GW，同+20%
其他：预计新增装机40GW，同+38%
4.1 全球：22年中美欧主导增量，新兴市场装机继续提升；全年新增装机预计达230GW
2022年，中国受益于大基地、整县推进政策，美国受益于ITC延期政策，欧盟受碳减排目标约束，光伏装机均会有较快发展，根据集邦能源网及SPE数据，我们预计中、美、欧装机分别在90、30、36GW；
而印度等新兴市场随光伏经济性提升，也将有亮眼的表现，根据集邦能源网数据，我们预计2022年印度新增装机量可达18GW；
日、韩、澳传统市场，每年新增装机稳步增长，但占比或将降低，根据集邦能源网数据，我们预计2022年日、韩、澳装机分别可达6、4、6GW；
根据集邦能源网数据，我们预计其他地区将从21年的约29GW，提升至40GW；
综合以上数据，我们预计全球装机在230GW，同增48%，其中增量最多的国家&地区是中国、美国、欧洲。
数据来源：集邦新能源网，天风证券研究所
4.2 国内：保障性并网项目较多，叠加大基地的强力推进，预计22年实际可完成50GW集中式装机
截至2021年12月19日，共17个省、市、自治区下达2021年光伏发电项目建设指标，其中保障性并网项目计划装机72.78GW，大部分项目要求2022年年底前全容量并网发电，部分项目于2023年并网。其中2021-2023年并网规模分别为38.61GW，30.97GW以及3.21GW。根据已17省、市、自治区已公布光伏发电项目建设指标，可推算22年全国（不含港澳台，合计31个省级行政区）光伏发电项目建设指标在55GW左右。
同时，21Q3后开始建设的第一批新能源大基地（合计约97GW，其中22年投产的有46GW，按风光1：2的比例计算，光伏22年装机可达30GW），以及22年逐步建设的第二批新能源大基地，要求并网时间主要在23年前，因此明后年装机高增的概率较高。
综上，我们预计2022年集中式光伏装机可达50GW以上。
数据来源：《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》 ，智汇光伏，国家能源局，天风证券研究所
4.2 国内：整县推进助推分布式光伏需求持续增长，预计22年新增分布式装机40GW
截至目前，已有162个试点县、66个非试点县公布分布式装机规模，总规模为31.81GW，假设未公布规模试点县平均规模为150MW，则未公布试点县总规模约为77GW，预计未来“整县推进”将带动分布式规模增加108GW。由于已公布试点县中并网时间为23年和25年占比相同，假设未公布试点县并网时间要求与试点县相同，按照年化测算，年均新增并网规模为29GW。考虑项目具体落实情况，我们预计规划项目中80%可如期并网，由此预测2022年整县推进并网规模23GW。
工商业方面，2020年装机在5GW左右，21年Q3起能耗双控政策更加严格，且自有新能源电站的企业可免于能耗总量考核，因此可预测2022年工商业装机需求在15GW以上。
此外，随绿色建筑、建筑能耗标准完善，BIPV也将开始贡献装机量。综合来看，我们预计2022年国内分布式光伏新增装机量40GW+。
数据来源：国家能源局，天风证券研究所
4.3 美国-ITC延期十年，预计22年新增装机达30GW
ITC延期助推光伏装机量进一步提升：2021年11月19日美国众议院通过BuildBack Better Act，ITC政策将延期十年，据WoodMackenzie数据：若ITC延期到2030年，美国的光伏装机量将增加432GW（未获批准情况下为300GW）。其中公用事业规模光伏增长幅度最大，将达到51%，分布式光伏将极大受益于预算协调方案中的直接支付条款。户用光伏容量将增加31%，非户用光伏容量将增加14%。
PPA+民用电价上涨，组件价格可接受度增强：2021Q3美国PPA电价相较2018Q4提高约14%，且美国PPA电价近年易升难降，预计电站项目对于组件价格有较强的接受度。同时根据美国能源署数据，2021年9月美国平均民用零售电价同比上涨5.2%，总体来看，PPA+居民电价的上涨将进一步推动分布式装机强增长。
2022年预测：美国光伏装机量自2019年以来呈平稳上升趋势，加之ITC延期将进一步刺激美国光伏装机量增长，我们预测2022年美国新增装机量30GW。
数据来源：Wood Mackenzie，TrendForce，集邦新能源网，索比光伏网，全球光伏公众号，天风证券研究所
4.4 欧盟：净排放目标+PPA价格飙升驱动下新能源发电市场蓬勃发展
净排放促进可再生能源消费目标提升：为实现2050年净排放目标，至2030年欧洲可再生能源消费目标应由32%提高至40%。在该目标之下，法国《气候与恢复力法案》提出自2023年1月1日起，新的商业和工业建筑，以及超过500m2的仓库和飞机库和超过1000m2的办公楼都必须实现30%表面的太阳能供能。自2024年1月1日起，超过500m2的新建停车场必须实现50%表面的太阳能供能等光伏装机要求。德国可再生能源目标提出到2030 年可再生能源在总电力需求中的份额增加到80%，每年需求增加680 至750 TWh；
天然气+PPA价格上升，光伏低成本优势突显：截至12月15日，TTF基准荷兰天然气期货欧市已攀升至128.3欧元/兆瓦时，且仍保持上涨趋势（今年初价格仅为17.88欧元/兆瓦时）加之2021Q3欧洲PPA报价季度同比上涨8%。2021Q3欧洲P25太阳能PPA价格上涨5.5%，达44.73欧元/MWh。不断飙升的电力和天然气价格使得燃气发电成本远高于光伏当前度电成本，光伏发电低成本优势突显，将进一步促进欧盟光伏装机量的增长。
数据来源：SPE，全球光伏公众号，PV-Tech公众号，LevelTenEnergy，天风证券研究所
4.5 欧盟：预计2022年新增装机36GW
法国：2021年前9个月光伏新增装机量已达2GW，同比增长167%，自年初以来，并网请求太阳能项目总容量增加18%，达10.6GW；
德国：根据可再生能源目标将2030年太阳能装机目标从 100吉瓦提高到200吉瓦。这意味着到2030年前的9年零3个月必须再部署142 吉瓦的光伏容量，年均增长达到15.35GW。此外，德国22年的光伏招标量从1.9GW提升至6GW。截止到21年10月，新增装机量4.42GW,同比增长12.2%；
2022年装机量预测：欧洲光伏产业协会报告指出，未来4年欧洲太阳能装机量仍将延续增长态势。到2025年，年度累计装机容量将达到270.3-371.5GW。2021年欧洲新增装机量为25.9GW，乐观情景下2022年欧洲将新增35.7GW装机量；
考虑到法国德国等欧洲光伏市场主力均提升光伏装机目标，预测2022年欧洲新增光伏装机量可达36GW。
数据来源：SPE，智汇光伏，天风证券研究所
4.6 印度：可再生能源目标提升+关税空窗期，预计22年光伏装机量达18GW
可再生能源目标提升，促进光伏装机量实现快速增长：印度在联合国气候峰会上再次提升了可再生能源的目标，同时正式提出了到2070年实现碳中和的目标，这些政策将会推动印度光伏装机量实现快速增长；
关税政策空窗期，有效支撑光伏市场：2021年7月30日至2022年3月31日为印度关税空窗期，在此期间对于电池和组件产品印度将不再征收SGD，相较于2018-2020年间，电池及组件成本将受益于关税空窗期而下降，从而推动潜在光伏装机量增长。
2022年预测：2020年至2021年10月，印度政府进行了55GW的光伏项目招标，预计这些项目将在2022-2023年间并网，将有效支撑印度市场新增装机量，我们预计2022年印度光伏装机量将进一步提升至18GW。
数据来源：TrendForce，集邦新能源网，天风证券研究所
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