（报告出品方/作者：中银证券 李可伦）
光伏回顾：供给限制需求兑现，产业博弈贯穿全年
硅料价格全年连续上涨并维持高位：
相比于2019年硅料产能的集中投放，2020-2021年行业新产能释放较少，加之2020年部分二线与海外企业关停产线，2021年硅料环节供给格局整体偏紧。
从硅料价格来看，在2020Q3硅料阶段性紧缺导致的上涨之后，2020Q4随着终端装机的兑现，硅料边际需求回落，价格亦出现一定幅度的下降；进入2021年后，在硅片环节产能逐步释放、进口硅料主动提价且硅料供应增量不及需求增量的预期等因素支撑下，硅料价格开始新一轮上涨，致密料价格至5月中旬上涨至200元/kg以上并维持相对稳定，直至9月下旬因上游工业硅价格快速攀升而进一步上涨至260-270元/kg区间。
根据PV Infolink数据，截止2021年11月17日，多晶硅致密料价格周均价上涨至269元/kg（含税），相对于年初涨幅约224%，下游制造产业链单瓦成本对应上升约0.46元/W，相对于2020年价格低点上升约0.52元/W。
硅片、电池片价格全面跟涨：
随着硅料价格上涨，硅片环节由于与硅料环节直接相邻，且有硅料采购长单等因素的影响，对价格压力的传导相对主动，2021年初至 11 月中旬各主流尺寸硅片价格涨幅约75%-80%。
电池片环节由于供需格局相对不佳，对价格压力的传导相对被动，但全年亦出现明显涨价，主流尺寸电池片相对于年初价格上浮约20%-30%。
EVA树脂价格阶段性快速上涨：
在硅料涨价的直接影响之外，光伏组件胶膜的主要原材料EVA树脂同样受新增供给紧缺等因素影响出现明显涨价，2021年内高点价格相对于供需宽松时的价格涨幅超过220%，近期受终端需求稍淡影响涨幅回落至约180%，亦对光伏组件封装成本产生明显影响。
制造业与终端电站持续博弈，影响需求释放节奏：
产业链部分环节供给紧缺涨价的影响下，光伏制造业与终端电站的博弈贯穿全年。
在供应链成本上升的挤压下，2021年全年光伏组件价格亦明显上调。
在上半年硅料价格进入200元/kg 以上区间之后，行业内组件均价基本位于1.8元/W左右，其中一线企业报价普遍超过1.8元/W，而在9月下旬硅料价格上冲至260元/kg之后，组件环节价格亦快速上涨至2元/W以上。
根据行业媒体光伏們报道，高昂的组件价格已将光伏电站整体系统成本重新抬升至4元/W以上，下游电站端建设进度显著放缓。
国内地面电站需求显著受压：
根据中电联数据，2021年1-10月我国新增光伏发电并网量29.31GW，同比增长33.96%，考虑 1 月份有部分2020年电站结转影响，实际增速约20%。
根据国家能源局数据，2021年1-10月新纳入国家财政补贴规模户用光伏项目总装机容量为13.61GW，占全部并网量的46%，考虑部分工商业分布式装机，预计1-10月国内地面电站装机需求约10-15GW，距年初产业预期有较大差距。
风电回顾：风机让利刺激潜在需求释放
2021年新核准项目再无补贴，陆上风电2020年现抢装潮：
2019年 5 月《关于完善风电上网电价政策的通知》，提出自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴；先前已核准但未在2021年底前完成并网的项目，国家不再补贴。
补贴退坡的政策带动2020年的抢装潮，新增风电并网装机量达到历史级的71.67GW，即使考虑到部分项目有统计口径不同等原因，预计2020年实际安装的风机容量依然达到50-55GW。
2021年新并网规模持稳，海上风电抢装临近尾声：
根据中电联数据，2021年1-10月我国新增风电并网量19.19GW，同比增长4.92%。
2019年《关于完善风电上网电价政策的通知》明确，对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价；2020年初《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确提出，2022年起不再对新建海上风电项目进行补贴。
基于现有政策框架，2021年海上风电进入抢装期，全年有望贡献新增装机容量约8-10GW。
陆上风电抢装后整机招标价格快速下降：
2019-2020年，退补政策拉动装机需求，根据金风科技投标价格数据，风机价格快速攀升，从3，000元/kW一路上涨到最高突破4，300元/kW。
随着对补贴退出后新增需求预期的下调，风机招标价格从2020年中开始进入下降通道。
进入2021年后，风机招标报价频创新低，国家能源集团 5 月公示的 11 个风电项目中标均价达到2，667元/kW，其中联合动力中标的兴安盟楚古拉项目、浪沙布拉项目、辽宁建平罗福沟项目价格最低达到了2，576元/kW；
6月以来，大唐宾阳马王三期项目风机招标开标结果再创记录：明阳智能报出最低价格2，192.26元/kW，再次刷新大唐上一轮文山招标项目最低价2，254元/kW的纪录。
至此，大型风电场招标项目的主流风机投标价格降至2，200-2，500元/kW。
风机跌价显著刺激潜在需求，季度招标规模快速回升：
风机招标价格下降带来的风电场建设成本下降，正在显著提升风力发电的竞争力，招标规模在补贴退出后不降反增。
根据金风科技业绩材料，2021年前三季度，国内风电设备开标项目总规模为41.9GW，同比增长115.1%，招标规模接近2019年的历史最高水平。
中期展望：十四五风光需求无忧
风能、光伏发电是非化石能源替代主力：
目前我国已提出非化石能源一次消费占比在2030年达到25%。为实现这一目标，我国发电结构重心必须从燃煤发电转向清洁能源发电。
而在诸多新能源发电品种中，水电、核电、生物质能等出于资源局限、技术成熟度等因素，预计中短期增量有限，预计十四五期间风电、光伏将是支撑非化石能源消费占比提升的主力电力品种。
十四五新能源装机规划密集发布：
国家能源集团、国家电投、中国华能等央企在可再生能源新增装机量、清洁能源占比等方面做出了规划，2025年各电力央企清洁能源占比普遍目标为50%及以上。
此外，各省市区政府也高度重视新能源发展，根据不完全统计，已有20个省份出台了十四五期间新能源装机的具体目标要求。
预计十四五期间我国风电光伏年均装机有望达到130-160GW：
根据国家能源局数据，2020年我国非化石能源占一次能源消费比重达15.9%，超额完成《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》中设定的15%目标。
考虑到我国2030年非化石能源占一次能源消费的目标为25%，预计我国2025年非化石能源占一次能源消费的比例有望超过20%，据此可推算十四五期间我国光伏与风电合计年均装机量预计应达到130-160GW，相对于碳中和目标提出前的产业预期有明显上调。
全球脱碳支撑中长期需求：
当前，尽快实现碳中和已成为全球共识，美国已重新加入巴黎协定，计划投入 2 万亿美元在交通、建筑和清洁能源等领域，在政治上把气候变化问题纳入美国外交政策和国家安全战略，继续推动美国3550碳中和进程，即2035年电力部门实现碳中和，2050年实现100%清洁能源，实现净零排放；
近期美国《重建更好法案》通过众议院表决，光伏 ITC 政策延长至2026年并首次适用于储能资产，PTC恢复且风电保持全额抵扣至2026年，有望刺激美国新能源发电装机进入高增长通道。
欧盟委员会提出到 2050 年欧洲在全球范围内率先实现碳中和，同时为 2030 年设定了减排中期目标，其温室气体排放量至少要比 1990 年的排放水平减少 55%。
日本将于2050年前实现碳中和。随着全球主要经济体进入脱碳周期，预计全球新能源发电新增装机量有望维持稳定增长。
需求展望：供需博弈渐入尾声，需求弹性有望显现
央企国企电站收益率要求有所放宽：
在碳中和背景下，出于加快在新能源领域的布局和发展、增加新能源装机的迫切需求，已有央企、国企在制造产业链成本居高不下导致需求释放不畅的情况下开始下调对光伏电站项目投资收益率的要求。
根据光伏們报道，已有央企将光伏电站项目全投资收益率从8%降至6%-6.5%，并且明确了25年的财务测算周期；亦有企业保持8%的全投资收益率要求不变，但自有资金出资比例从30%降至20%，间接降低了对投资收益率的要求。
我们对无补贴条件下，8%和6%的全投资IRR要求对应的光伏电站成本进行了测算，结果显示两种情况下电站成本要求平均差异约0.6元/W，在部分煤电上网电价较高的地区降幅更为明显。
融资成本下降有望释放电站成本空间：
根据北极星储能网等媒体统计，2021年上半年有南方电网、国家能源集团、中国华能、国家电投等 14 家国企央企披露碳中和债券发行计划，总融资额约 200 亿元，平均融资利率约 3.5%。
交易商协会官网信息显示，碳中和债券的募投项目需符合《绿色债券支持项目目录》，且聚焦于碳减排领域，包括光伏、风电及水电等清洁能源类项目等。
此外，近期央行宣布将通过碳减排支持工具向金融机构提供低成本资金，重点支持清洁能源、节能环保和碳减排技术三个碳减排领域，其中清洁能源领域主要包括风力发电、太阳能利用、高效储能（包括电化学储能）、大型风电光伏源网荷储一体化项目、户用分布式光伏整县推进等；
碳减排支持工具发放对象暂定为全国性金融机构，人民银行通过先贷后借的直达机制，对金融机构向碳减排重点领域内相关企业发放的符合条件的碳减排贷款，按贷款本金的60%提供资金支持，利率为1.75%，期限 1 年，可展期 2 次。
十四五规划明确提出建设清洁能源基地：
2021年3月12日，新华社公布《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》。
根据规划，未来我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，形成九大集风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地以及五大海上风电基地。
其中，九大清洁能源基地主要位于雅鲁藏布江下游、金沙江下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等地；五大海上风电基地位于广东、福建、浙江、江苏、山东等地。
《2030年前碳达峰行动方案》，指出全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，加快建设风电和光伏发电基地，坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，鼓励建设海上风电基地。
第一期100GW大基地项目已有序开工：
2021年10月12日，为推动实现碳达峰、碳中和目标，中国将陆续发布重点领域和行业碳达峰实施方案和一系列支撑保障措施，构建起碳达峰、碳中和1+N政策体系。中国将持续推进产业结构和能源结构调整，大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，第一期装机容量约 1 亿千瓦的项目已于近期有序开工。
整县推进进入实质操作阶段：
2021年6月20日，《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，拟在全国组织开展整县(市、区)推进屋顶分布式光伏开发试点工作。
《通知》明确，党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%；工商业厂房屋顶总面积可安装 光伏发电比例不低于30%；农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%。
根据智汇光伏不完全统计，9月份以来各地陆续开展基于整县推进模式的分布式光伏项目EPC招标，已经有17家企业在9省18县开展了整县推进分布式光伏项目招标工作，总规模约为 1.29GW。
浮动电价有望促进分布式光伏需求加速释放：
10月11日，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。
燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%。
在当前的能耗双控与电力供需形势下，工商业企业用电成本或在基准电价基础上出现上浮，出于降低整体用电成本考虑，工商业企业对自发自用分布式光伏的安装热情有望提升。
硅片价格率先松动，产业链有望进入降价通道：
根据硅业分会数据，单晶硅片市场价格于 11 月中旬开始出现松动。
11月26日价格信息显示，由于部分二线企业库存承压，M6单晶硅片（166mm/170μm）周成交均价降至5.38元/片，周环比跌幅4.94%；M10单晶硅片（182mm/175μm）周成交均价降至6.36元/片，周环比跌幅5.64%。
11月30日隆基股份发布最新硅片价格，G1、M6、M10硅片月价格降幅分别达到7.41%、7.16%、9.75%。
12月2日中环股份下调硅片价格，G1、M6、G12硅片月价格降幅分别为9.1%、12.48%、6.04%。
我们认为一线硅片企业大幅降价有望降低硅片环节的整体开工意愿以及对硅料的采购意愿，从而将终端需求的压力传导至上游硅料环节并带动全产业链价格下降，进而刺激后续装机需求的释放。
整体而言，光伏终端装机需求潜力充沛，在产业链进入降价通道的情况下，光伏制造产业链与电站端之间的供需博弈有望缓解，需求潜力有望逐步释放。
我们预计2022-2023年全球光伏装机需求分别约220GW、270GW，同比增速分别约40%、23%，其中国内需求分别为75GW、95GW，同比增速分别为56%、27%。全球装机需求对应光伏组件需求分别约254GW、313GW。
产业链：关注轻资产龙头与阶段性紧缺环节
组件：一线一体化企业占优
组件成本压力有望减轻：站在当前时点上展望，2022年光伏硅料环节有效产出有望显著增加，预计可满足超过240GW光伏装机需求，全年价格水平有望在2021年的基础上明显降低，组件环节最大的成本压力有望减轻。
组件商业模式存在 To C 属性：组件环节直接面向光伏终端电站业主或电站系统集成商、安装商，在分布式电站方面亦有经销模式存在，相对于硅料、硅片、电池片等环节B2B的模式，组件环节的商业模式在一定程度上具备To C属性。
海外销售渠道是形成竞争优势的必要条件：目前光伏发电已逐步在全世界范围内具备无补贴条件下的经济性，近两年海外市场在全球光伏装机需求中的占比已提升至60%以上，后续仍有望继续提升。
作为光伏电站建设的直接上游，光伏组件企业进行销售渠道的全球化、当地化布局是贴近终端市场、保持对市场需求变化的敏感性的必然选择，从长期来看也是提升客户粘性、稳定海外市场销售规模与业绩、充分保有未来深入拓展能源相关业务的可能性，进而获取并稳固竞争优势的必要条件。
组件品牌具备长期价值：与硅料、硅片、电池片环节有所不同，光伏行业历次格局的重大变化虽然剧烈，亦不乏龙头企业陷入困境甚至破产，但并未使得如尚德、英利等部分历史较久的组件品牌消亡。
此外，如晶科能源、晶澳科技、天合光能、阿特斯等过往或现在仍在海外资本市场上市的老牌光伏组件企业，在过往年份中虽受限于海外资本市场融资渠道相对不通畅等因素（市盈率、市净率等估值指标相对于 A 股可比公司折价明显，甚至市净率常年小于 1），但在全球组件出货份额上持续位居前列，近年来仅有隆基股份成为稳定留在全球第一梯队的新进入者，在一定程度上显示出在具备 To C 属性的海外光伏终端市场中组件品牌的长期价值。
一二线品牌通常存在产品价差：组件环节一二线企业的产品价格一般存在小幅差异，从晶科能源（一线）、中电光伏（二线）、中利腾晖（二线）三家企业的历史出厂价格来看，一二线产品价差通常在 0.05-0.01 元/W，如果以一线企业价格为基准，价格差距幅度约为 3%-6%。近期在产业链成本压力较大的情况下，一二线相对价差出现小幅扩大。
可融资性是品牌价值的主要表现形式：可融资性（Bankability）是指组件品牌在被海外光伏电站项目选用时可使项目获得银行融资和无追索权贷款的能力。
以最具公信力的第三方研究机构彭博新能源财经（BNEF）为代表，在可融资性的评选中，BNEF通过对来自世界各地的银行、技术顾问、工程总承包和独立电力生产商等全球重要光伏参与者的调查，同时通过对产品质量、长期可靠性、项目部署绩效和制造商财务实力等多方面因素的综合考量，最终给出全球各组件品牌的可融资性评估。
长期在可融资性方面具备优势的组件企业有望在既有业绩的基础上触及更为广阔的市场，进一步扩大组件市场份额，形成品牌-业绩-品牌的正反馈，最终形成企业中长期的竞争壁垒，构建一线组件企业市场集中度逐步提升的竞争格局。
一线一体化组件企业有望兑现品牌渠道价值与期货利润：
在一二线价差存在的基础上，我们预计在产业链价格进入下降通道的情况下，一线组件企业有望依靠溢价享有部分超额盈利，同时一体化企业有望保留硅片、电池片环节的部分利润，加之组件结算周期较长，海外市场销售占比较高的一线企业亦有望兑现签单与执行时点之间的期货利润。
逆变器：龙头企业盈利有望持稳
中国企业市场份额持续提升：
在近年来光伏逆变器产业的发展中，我国逆变器企业技术与产品逐步升级，同时积累了海外市场的销售渠道与品牌认知度，在全球市场的市占率逐步提升。
2020年在新冠疫情等因素的影响下，传统海外逆变器企业市场份额进一步萎缩，阳光电源、锦浪科技、固德威等上市公司逆变器产销量均大幅增长。
根据Wood Mackenzie的数据，2020年全球逆变器出货量前10公司中，有6家中国企业，合计全球市占率约60%，相对于2019年进一步提升，其中华为（23%）与阳光电源（19%）位居前两名。
海外逆变器市场盈利能力更优：
相比于较为纯粹价格竞争的国内市场，海外主要逆变器市场较为成熟，除产品价格外更关注产品本身可靠性、品牌及服务，具有准入门槛高、认证审核严格、认证周期长等高壁垒的特性，价格敏感性相对更低，因此逆变器产品在海外市场的盈利能力相对较优。
抢占海外市场份额对于提升逆变器企业整体盈利能力有显著意义。
资产较轻、产能周期性相对较弱：
相比光伏行业主产业链的硅料、硅片、电池片等环节，逆变器行业偏向轻资产，原材料成本在营业成本中的占比超过90%。
单纯逆变器业务的企业固定资产周转率显著高于主产业链企业，逆变器产能弹性、通用性较强，周期性相对较弱，企业在面对技术、产品迭代时固定资产减值、淘汰的风险相对较小，有利于行业竞争格局的中长期稳定。
元器件紧缺，龙头企业有望保障供应与盈利：
由于IGBT等关键元器件产能持续紧缺导致价格上涨，部分光伏逆变器企业年内上调产品价格，调涨后的价格预计可以部分转移元器件的成本上涨压力。
当前产业预期2022年IGBT元器件供给或继续保持紧张，我们预计对元器件供应保障能力较强的龙头企业有望在相对不受元器件成本挤压的基础上保障自身出货量，进而最小化盈利能力与盈利体量受损的预期。
光伏逆变器企业具备进入储能领域的天然优势：
光伏、风电出力具有间歇性与不可控性，与每时每刻的光照条件、风力条件密切相关，因此大规模地应用光伏、风电作为发电来源，需要按照电力系统安全稳定的要求配置储能设施，以平滑光伏、风电的发电出力曲线。
储能电站同样需要与光伏电站逆变器类似的电能转换装臵，储能逆变器与光伏逆变器在技术原理、生产制造、下游客户等方面基本一致，储能业务渠道与光伏逆变器业务渠道共享，因此光伏逆变器企业具备进入储能领域的天然优势，也有进入储能领域其他业务的可能性，市场空间的中长期成长性上优于光伏主产业链环节
光伏EVA树脂粒子：2022年仍可能阶段性短缺
光伏级EVA粒子需求有望伴随光伏需求增长：
EVA胶膜作为光伏组件的封装材料，其需求与组件需求关联度极为密切，单位面积组件对胶膜的需求相对稳定，近年来光伏组件的胶膜单耗仅因为组件单位面积功率的提升而略有下降。
同时光伏胶膜技术路线较稳定，目前的技术升级（白色EVA胶膜、POE/EPE胶膜）仅存在于现有产品体系内，中短期内无颠覆性技术替代风险，因此后续光伏胶膜需求有望伴随光伏组件需求的增长而稳定向好。
考虑到EVA胶膜克重相对稳定，双面组件方面当前产业实际以双面应用EVA/POE/EVA三层共挤胶膜或正面应用EVA/POE/EVA、反面应用EVA的方式为主，我们预计光伏级EVA粒子的需求有望随光伏终端需求而稳定增长。
2022年仍可能阶段性短缺：
根据现有国内外企业扩产规划，我们预计2022年光伏级EVA粒子可能的供给量范围在100-140万吨，由于EVA粒子产能爬坡的节奏较难精确把握，而从2021年的新产能爬坡情况来看，2022年新产能全面释放的概率预计不大，如供给全年有效释放量在120-130万吨，则光伏EVA粒子2022年供需处于相对紧平衡的状态，在季度需求波动的过程中可能出现阶段性的短缺，届时粒子价格仍有短期上涨的可能性。
新技术：HJT 转换效率快速突破，降本路径清晰
华晟新能源500MW产线进入满产状态：
根据华晟新能源官网与行业媒体Solarzoom信息，2021年10月14日，华晟新能源500MW产线单日产出达到21.1万片，达到满产状态，近期平均每天产出量在18万片左右，平均产能利用率达到90%以上，周平均效率达到24.6%，最佳日均效率超过24.7%，良率达到98%-98.5%。
量产进度领衔行业，后续产能有望连续落地：
同时华晟新能源二期2GW扩产项目基建正在进行，设备采购已经完成，计划于2022Q1进行设备搬入；二期产线计划采用微晶工艺，目标是实现单面微晶异质结电池量产平均效率大于 25%，双面微晶异质结电池平均量产效率大于25.5%单线产能达到500MW、良率大于98%。
目前华晟新能源已完成 A 轮融资，用于二期2GW微晶HJT异质结电池及组件项目扩产，此外预计于2022年内启动三期扩产计划，目前三期项目规划产能4-8GW。
国产核心设备得到量产验证：
华晟新能源500MW产线核心设备由迈为股份、理想万里晖等国内HJT设备领先厂商提供。
首批投产的电池线采用了迈为股份及理想万里晖的PECVD设备、迈为股份的PVD设备、迈为股份及中辰昊的丝网印刷设备，并使用了迈为股份MES系统对全电池产线进行调度及智能优化。
预计随着产线继续量产化运行，国产HJT核心设备的效率与可靠性等指标都有望得到进一步验证。
国产量产设备实现对外出口：
根据 Solarzoom 报道，迈为股份近日收到来自REC的HJT电池整线设备订单，订单包含 PECVD、PVD、丝网印刷等核心设备，用于REC位于新加坡的400MW 异质结电池生产线。
本次交易的异质结设备采用了210半片技术，设计产能约为11，200半片/h。继400MW 订单后，REC也向各大供应商发出6GW的招标邀请（包括印度的4GW + 新加坡的1.8GW），计划于2022年年底投产。
隆基股份刷新 HJT 电池实验室转换效率世界纪录：
根据索比光伏网10月28日报道，经权威测试机构德国ISFH测试，隆基硅基异质结电池光电转换效率达到26.30%，再次刷新世界纪录。
此次认证电池为M6尺寸，填充因子达到86.59%，电流密度达到40.49mA/cm2。
同时隆基股份首次尝试了完全无铟的TCO工艺，电池效率超过25%，为 HJT 电池产业化提供了极具参考价值的降本路径。
低温银浆是降本核心：
低温银浆的固有特性在一定程度上限制了 HJT 电池丝网印刷工艺的降本提效。
1）低温银浆导电性能相对较差，需要栅线宽度适当放大以降低电阻，由此导致低温银浆耗用量较高；
2）低温银浆焊接拉力偏低，为保证足够的焊接拉力亦需要提升银浆用量；
3）低温银浆黏度特性导致 HJT 电池电极印刷速度相对PERC电池偏慢；
4）低温银浆应用量较少，价格较高。
在传统5BB电池工艺下，HJT 电池银浆消耗量约300mg/片，对应成本约0.3元/W，是HJT电池非硅成本的最主要构成，银浆的降本也是HJT成本下降的核心路径。
技术进步构筑银浆降本空间：
HJT 电池银浆降本可从降低银耗量和银浆降价两方面入手。
在降低银耗量方面，当前华晟、通威等产业化领先企业已普遍采用9BB多主栅电池工艺，可将银浆消耗量减少至约180mg/片。
迈为股份于2020年12月提出，可通过降低主栅宽度、缩小电池栅线与组件焊带接触的pad 点面积等方式减少银耗，这要求组件串焊的精度进一步提高。
根据华晟新能源最新的公开发布会信息，高精度串焊与多主栅技术结合应用已将 HJT 电池银浆消耗量降低至约160mg/片，下一阶段有望降低至140mg/片，相比于早期耗量已有约50%的下降。
在电池栅线结构之外，浆料本身亦可通过材料配方的改变降低银耗量，日本Kyoto Elex 开发的银铜混合浆料可使得银用量比纯银浆料降低30%，华晟新能源已开始试用此新型浆料，有望将电池单片银耗量降低至100mg/片以下，与目前主流电池的银耗量相仿，银浆成本有望因此下降约0.2元/W。
后续随着浆料国产化的推进，低温银浆价格亦有望接近普通银浆。
此外，Smartwire 国产化、铜电镀等技术亦有不同程度的积极进展，有望拓展金属化降本路径。
电池提效放大成本空间：
此外，根据我们的测算，HJT 电池转换效率每提升 1%，在不同应用场景下可增加组件溢价空间 0.05-0.15 元/W不等，可放大 HJT 电池的成本空间。
考虑 HJT 电池研发力量持续增加，研发成果正不断涌现，我们认为在不提升整体成本的基础上，25%的量产效率大概率可以预见。
薄片化有望降低硅成本：
在硅成本方面，由于基底 N 型硅片具备更高的减薄潜力，且 HJT 的电池结构对薄硅片的兼容能力较强，硅片薄片化有望为HJT电池提供进一步的降本空间。
根据CPIA 光伏发展路线图，目前用于异质结电池的硅片厚度约为150μm。目前部分国产 HJT电池片厂商已开始将140μm厚度的硅片投入量产。
我们预计随着异质结电池技术的应用，硅片厚度降速有望进一步加快。
需求展望：潜在需求提前释放，国内装机有望快速增长
陆上风电项目在当前风机价格与利用小时数下具备充分的经济性：在2020年，陆上风电已经初步具备平价上网的条件能力，其中单位综合建设成本约为7.0-8.0元/W。
而进入2021年，风机成本从先前的4.0 元/W跌落至2.0-2.5元/W 的区间，助推风电项目的每 W 综合成本降低1.5-2.0元，使得当前的风电项目投资具备了充分的经济性。
我们假设目前风电项目的单位综合成本为5.50元/W，保守估计年有效利用小时数为2，050 小时，在0.36元/kWh 的上网电价下，我们测算得到项目 IRR 为9.25%，高于一般风电项目 8%的投资回报率要求。
同样条件下，我们测算得到项目的LCOE为0.29元/kWh，已经进入火力发电的0.25-0.30 元/kWh 的成本区间。
同时，考虑到双碳背景下越来越多的国企央企进入风电运营领域，而相比民营企业，央国企对投资回报率的要求较低，目前下游运营部分企业对运营期IRR的期望已降低至6%-7%甚至更低，风电项目的经济性则更为突出。
地方接力国补支持海上风电：
2020年初《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确提出，2022年起不再对新建海上风电项目进行补贴，但鼓励地方继续补贴建设海上风电。
广东首先出台政策支持，计划在2022年、2023年继续补贴海上风电合计4.5GW；而浙江省也于近期提出大力推进风光倍增工程，计划通过逐步退坡的方式制定当地2022-2025年的海上风电上网电价。地方政府的补贴接力有望帮助海上风电温和过渡至平价时期。
以广东为例，我们测算海上风电项目在省补条件下有望达到 7%以上的 IRR：
目前海上风电的单位综合成本约为 18 元/W，其中设备购臵成本约 10 元/W，建筑安装成本约 6.5 元/W，其他费用约 1.5 元/W。
在 2021 年海上风电退补之后，若能重现 2021 年陆上风电退补后的宽松降价趋势，综合成本下降至 13 元/W左右，叠加广东省的地区补贴，海上风电项目可以实现约 11.5-12 元/W 的单位综合成本。
在此情境下，我们按照广东 0.4530 元/kWh 的上网电价、2800 小时的年均利用小时数测算，海上风电项目的内部收益率有望超过 7%，初步具备经济性；如风电场风资源更为优越，则经济性更为突出。
海上风机跌价苗头已现，部分区域有望逐步具备无补贴经济性：
2021年下半年，华润苍南、中广核象山等海上风电项目开始招标，超出此前产业认为年内海上风电新增招标概率较小的预期，而从中标情况来看，新中标的海上风机（含塔筒）成本已从先前的 7.5-8.5 元/W 降至 4 元/W的价格区间。
我们认为，2021年海上风电抢装结束后，如安装资源价格与风机价格重现陆上风电退补后的宽松降价趋势，海上风电有望在部分风资源优质的区域达到平价经济性，进而拉动装机需求的增长。
装机需求拐点提前，国内装机有望快速增长：
整体而言，在风机价格超预期下降、陆上风电经济性充分显现的情况下，当前国内季度风电场新增招标量连续保持高位，指引国内陆上风电装机提前回暖，若季度招标量持续高景气，则有望指引后续装机需求增速提升，海上风电经济性加速体现则有望进一步增厚十四五中后期需求；
我们预计 2022-2023 年国内新增风电装机分别约 53GW、72GW，同比增速分别约 33%、36%。
而在需求向好的预期下，风机价格竞争也有望出现一定程度的缓和。
产业链：零部件成本压力有望释放，整机价格竞争或引格局变动
零部件：头部企业具备确定性，成本压力有望释放
轴承环节：领衔国产替代的企业有望快速提升市占率：
风电轴承主要分为两大类，即变桨偏航轴承和传动系统轴承（主轴、增速器及电机轴承）。
其中变桨偏航轴承主要用于调整风机朝向及叶片桨距角，保证风机垂直迎风、输出功率稳定在安全高效的范围内。
通常来说，变桨偏航轴承仅在风力风向变化时进行间歇性的转动调整，因此其强度、硬度的要求相对主轴而言也较低，目前这一类风机轴承已经实现了相对较高的国产化率。
而风机的主轴轴承主要用于支撑风机主轴，需要同时承担三重载荷，即：①轮毂、叶片、主轴自身的重量；②叶片转动带来的惯性载荷；③不稳定的风速风向条件下产生的气动载荷。
伴随着风电机组的大型化，上述三种载荷也随着风力装机容量的增加而增大，加工难度亦成倍增加。
国产轴承商必须要攻克软带区（未淬火或二次淬火导致的硬度低于正常区的区域）较长、钢材硬度与抗冲击性不达标等技术难关才能进入风机主轴生产商行列。
目前国内生产主要集中在 2MW 及以下风电轴承，3MW及以上大机型轴承仅有少量国内企业具备批量生产能力，我们预计后续领衔国产替代的企业有望在风机降本需求较强的背景下依靠性价比优势快速提升市占率，业绩增速有望显著超过行业需求增速。
铸件环节：格局基本稳定：风电铸件市场格局近年基本稳定，根据日月股份公告，目前全球风电铸件 80%以上产能集中在中国。
截至 2019 年末，全球风电铸件 CR5 达到 64%，其中日月股份产能达到 40 万吨，位列全球第一。
目前日月股份年产 18 万吨海装关键铸件项目（二期 8 万吨）预计将在 2021 年三季度建设完成并试生产，建设完成后公司将形成年产 48 万吨的铸造产能规模，其中大型铸件产能将达到 18 万吨，同时新规划的 13.2 万吨铸造产能已开始建造。
2020 年日月股份募资投建年产 22 万吨大型铸件精加工生产线，后续两年产能有望持续释放，进一步巩固龙头地位。
原材料价格松动有望增厚中游利润：
风机产业链中的零部件多数属于钢铁铸锻件，其生产过程中钢铁等原材料成本的占比一般较大，因此企业整体盈利能力与钢铁价格关系十分密切；2021 年内钢铁原材料价格超预期走高，对风电制造企业盈利能力产生了一定的负面影响。
进入 11 月后，中厚板、铸造生铁等原材料价格出现一定幅度的松动，如后续原材料价格形成趋势性下降，风电中游零部件企业的成本压力有望显著减轻，部分格局较好的零部件环节利润有望增厚，而在格局较差、话语权较弱的零部件环节，原材料降价红利有望传导至风机环节。
整机：价格竞争或引格局变动
抢装行情下，整机格局有所分散：2020年抢装行情带来的需求快速攀升为风机企业带来历史性行情，行业二三线企业收获颇丰，一线企业市占率有所下降，行业 CR3 从 2018-2019 年的 61%下滑 12 个百分点至 2020 年的 49%。
风机报价持续走低，价格战下风机格局或进一步分散：
2021 年风机价格进入下跌通道，进入二季度后风机投标报价跌破 2，500 元/kW，相比于 2020 年抢装时期 4，200 元/kW 的价格高点大幅降低。部分报价激进的整机企业在招标份额中取得了一定的积极收获。
从中国风电新闻网对 2021 年部分风电项目风机中标结果的统计来看，风电整机竞争格局仍有进一步分散的可能性。
大型化趋势或对整机格局产生影响：
机组大型化对于风机制造成本的摊薄程度或因风机技术路线不同而有所区别。其中直驱机组主机重量较大、但发电效率较高、维护成本较低；双馈机组主机重量较小，但发电效率、维护成本方面居于劣势地位；半直驱机组则相对居中。
在大型化趋势下，我们认为风电场业主对于初始安装成本与全生命周期 LCOE 的选择偏好可能对整机竞争格局产生一定程度的影响。
在碳中和导向的大背景下，新能源发电中期空间无忧。
光伏方面，产业链供需博弈渐入尾声，但仍有阶段性供给紧缺的可能性，后续部分环节供应短板提升后，终端需求有望充分释放，优选轻资产细分方向以应对产能周期的挑战，HJT设备国产化与电池产业化快速推进。
风电方面，风机跌价显著刺激潜在需求，国内陆上风电装机景气拐点提前，海上风电需求或加速兑现，风机价格竞争有望缓和，大宗原材料价格松动有望增厚中游制造业利润。
行业公司：隆基股份、迈为股份、晶澳科技、天合光能、阳光电源、锦浪科技、固德威、福斯特、正泰电器、林洋能源、东方盛虹、通威股份、日月股份、新强联、天顺风能等，联泓新科、晶科科技、芯能科技、石英股份、海优新材、美畅股份、恒润股份、明阳智能、东方电缆等。
价格竞争超预期：
光伏产业链部分环节有产能过剩的隐忧，风电整机与部分零部件产品价格亦存在竞争超预期的风险，或对产业环节盈利能力造成不利影响。
原材料价格出现不利波动：
光伏组件后续盈利能力的修复在一定程度上依赖于原辅材料成本的下降，如材料成本的下降幅度与速度不达预期，后续组件企业的盈利能力将受到负面影响。
大宗原材料成本对风电制造业的盈利能力影响权重较大，若原材料价格出现不利波动，将对各制造企业的盈利情况产生负面影响。
限电限产超预期：
受能耗双控要求影响，我国多省实施限电限产，若限电限产强度与持续时间超预期，将会对制造业、供应链产生较大冲击，并影响到相关企业的盈利水平。
新能源政策风险：
目前光伏风电行业整体景气度与行业政策的导向密切相关，如政策方面出现不利变动，可能影响行业整体需求，从而对制造产业链整体盈利能力造成压力。
国际贸易摩擦风险：
对海外市场的出口是中国光伏制造企业与部分风电零部件企业销售的主要组成 部分，如后续国际贸易摩擦超预期升级，可能会相关企业的销售规模和业绩产生不利影响。
技术迭代风险：
目前光伏电池片环节存在较明确的技术路线迭代预期，如电池组件一体化企业战略决策在技术迭代过程中出现失误，可能会面对存量固定资产的减值风险。
消纳风险：
随着我国光伏、风电装机容量的提升，其发电出力的不连续性对电网造成的消纳压力逐步增大，如电网企业限制后续新能源发电的新增消纳空间，将对新能源发电需求造成不利影响。
HJT电池性价比不达预期：
HJT电池对现有技术路线替代的核心因素是性价比，包含转换效率提升与成本降低两个大方向，如任何一个方向未来进度不达预期，均会对HJT电池的整体性价比造成影响，进而延后 HJT的大规模产业化进程。
单晶 PERC/TOPCon 等其他技术路线如在转换效率上取得超预期 提升，或在生产成本方面取得超预期下降，同样会对 HJT 替代进程产生负面影响。
大型化降本不达预期：
风电制造业后续盈利能力在一定程度上依赖于机组大型化带来的制造成本下降，大型化降本的幅度与速度不达预期，风电制造企业的盈利能力将受到负面影响。
新冠疫情影响超预期：
新型冠状病毒肺炎疫情尚未结束，如疫情持续或出现反弹，可能因人流、物 流受限而影响风电装机需求，同时亦可能对企业研发投入造成负面影响，进而拖慢新技术研发生产 进程。
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