N型意味着更高纯度，全产业链工艺要求提升，企业竞争力有望重新拉开差距，未来五年的行业技术迭代主旋律势必带来新的投资机遇。

硅料：设施洁净度要求提升，企业N型料量产能力各异，长期来看硅料环节价差或重新拉开。硅料N型要求达到国标电子二级以上的程度，对于硅料生产各环节（精馏、还原、破碎、包装等）洁净度要求均提高，其中还原炉环节电耗提升、还原时间加长。

硅片：辅材纯度要求提升，N型拉棒、切片考验企业工艺能力。我们观察到N型硅片较P型硅片在拉晶速率控制、电阻均匀性、硅片薄片化等方面要求提升，考验企业工艺能力，1）热场材料需要添加纯化涂层，而经由纯气相沉积制作的炭炭热场杂质含量低于气液相沉积制作的产品，后道纯化工艺效率亦更加优异；2）我们认为石英坩埚需求量或将提升，石英砂纯度要求提升亦有望推高价格，石英砂环节产品准入门槛提高、有望实现量利齐升。

电池：多种技术路线、设备选型百家争鸣，而银浆单耗提升较为确定。N型电池银浆耗量高，电池技术进步驱动银浆需求提升。根据《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》，2020年P型电池银浆耗量约107.3mg/片，N型电池中TOPCon电池片银浆耗量约164.1mg/片，HJT电池双面低温银浆耗量约223.3mg/片，较P型电池分别高出53%/108%。银浆单耗在N型时代上行确定。

组件：电池环节技术改变，组件环节串焊、封装要求对应加强。1）一方面，电池通过主栅数量增多降低银耗，带来对组件串焊精度要求提升，从多主栅走向SMBB，串焊机环节价值量提升。2）另一方面，N型电池双面率提高（P型80%、N型90%），推动双玻渗透率提升，2.0mm玻璃较3.2mm玻璃盈利能力更高。3）最后，N型电池对水汽更为敏感，电池封装保护要求提高，EPE/POE类胶膜防水性能更好，单平盈利较传统EVA胶膜更高，高效产品渗透率提升。

辅材产业链策略：产品结构优化，充分受益需求增长

胶膜：

胶膜需求量跟随组件需求量提升。根据装机预测，我们预期2021年全球胶膜需求量接近20亿平米，到2025年全球胶膜需求量可达48.4亿平米，较2020年提升209.77%。因此，胶膜市场空间处于快速提升的阶段。

图表：市场空间测算

资料来源：福斯特公司公告、中金公司研究部

2020年光伏封装胶膜供给紧张，后期产能逐渐释放，满足行业成长需求。从供给端看，2020年胶膜总产能约20.04亿平方米，实际出货量16.03亿平方米，产能利用率约为80%。从需求端看，2020年全球光伏新增装机127GW，按照1:1.2的容配比，需生产组件152.4GW，按照每GW光伏组件封装使用1000万平方米光伏胶膜，对应胶膜需求量为15.24亿平方米，封装成功率为97.5%，胶膜实际需求量为15.63亿平方米。从供需关系来看，2020年装机需求旺盛，胶膜需求激增，市场供给偏紧，胶膜价格上升。2021年开始，胶膜企业新产能逐渐释放，我们认为2021年产能有望达到26.83亿平方米，供给基本满足下游组件封装需求，跟上行业成长步伐，供需结构得到改善。

图表：光伏封装胶膜供需平衡表

资料来源：CPIA, 中金公司研究部

胶膜价格相对稳定。目前，胶膜价格主要由成本驱动，EVA胶膜成本中90%是EVA 树脂成本，由于目前EVA树脂供给仍处于紧张阶段，因此EVA树脂价格变动是现在胶膜价格涨跌的主要驱动因素。EVA树脂供给方面，海外扩产进度缓慢，近期尚无新产能投产。国内方面，由于EVA粒子制备属于高能耗产业，限电情况导致产量不及预期；此外，新建产能释放较原预期缓慢， 我们预期EVA树脂供给持续紧张的情况将持续到2022年一季度。我们认为随着2022下半年产能逐步释放出来，供给紧张的局面得以缓解，胶膜价格将有望回调。

我国企业的全球市占率持续提升。2020年我国TOP4企业合计全球市占率为81.75%，较2019年提升10.35个百分点。2020年福斯特全球市占率为54%，较去年提升4个百分点；斯威克全球市占率为10%，较去年略有下滑；海优新材全球市占率增长较快，由9%上升至14%，赛伍技术的全球市场份额从1%提升至4%。我们预计未来福斯特全球市占率依然保持在50-60%，行业龙头地位稳固。整体来看，今年我国四家胶膜企业合计全球市占率有望达到85%，但目前市占率已趋于饱和，进一步上升空间非常有限。虽然总市占率调整空间有限，但是从目前国内四家企业的市场占有率格局来看，处于第二梯队的斯威克和海优新材市占率可能存在一定变数。目前，两家公司成本和市占率较为相近。

POE类产品占比逐步上升。2020年组件封装材料仍以透明EVA胶膜为主，市占率约56.7%，较2019年下降12.9个百分点，主要是双玻组件市场占比的提升和EVA 粒子涨价导致，下降部分被共挤型POE胶膜和POE胶膜替代，POE胶膜和共挤型POE胶膜合计市占率提升至25.5%，随着未来双玻组件市场占比的提升，我们预期POE胶膜和共挤型POE胶膜市占率有望持续攀升。短期来看，受制于POE胶膜的原材料POE树脂成本较高，并主要依靠海外进口，供需不平衡，POE胶膜市占率提升困难，共挤POE胶膜中POE树脂用量较少，成本相较于POE胶膜更低，短期内市占率将快速提升。长期来看，随着未来POE树脂供需格局的改善以及N型电池组件封装需求的持续扩大，我们认为POE胶膜市占率有望提升。

制造技术再无较大变化。2013-2018年是胶膜的技术突破期，白色EVA胶膜、POE以及共挤POE胶膜的推出，帮助电池提升使用效率并延长其使用寿命。但从当前时点向后看，胶膜的技术提升多是根据下游组件客户需求，对现存产品的原材料配比进行调整，并未出现新的技术方向。因此，从技术提升空间来看，胶膜行业相对较小。

光伏玻璃：

供需结构短期内偏紧。我们假设：1）供给端：产能计算方式=在产产能+新建产能-预期冷修的产能；产能有效率为85% （考虑到新产能点火、产能爬坡周期等因素）；光伏玻璃成品率为80%；考虑到光伏玻璃新建产能政策持续波动，并且各家光伏玻璃企业尚未做2024-2025年新建产能规划，2024-2025年暂不做新建产能假设，变动仅源于冷修产能和冷修结束的产能。（新建产能按照点火时间进行折算；窑炉冷修周期一般为6-8年，我们假设大厂第7年冷修，小厂第8年冷修。）2）需求端：我们根据光伏行业协会的双玻组件渗透率预期为基础进行测算。薄片化是未来光伏玻璃发展的趋势，我们假设2.5mm玻璃需求量在双玻组件中的占比逐年下降，逐步被2.0mm玻璃替代。

图表：换算表

资料来源：中金公司研究部

从供给端看，我们预计2021年和2022年光伏玻璃产能有望加速提升，按照85%的产能有效率和80%的成品率计算，2021和2022年全球光伏玻璃产量分别为1153.78和1603.33万吨。

从需求端看，我们预计2021全球光伏新增装机约为161.76GW，2025年可达393.41GW。叠加双玻组件渗透率提升和薄片化趋势后，今年全球光伏玻璃需求约为1177.7万吨，2025年球有3009.22万吨光伏玻璃需求。在2020年出现供给略小于需求的情况下，玻璃产能置换政策限制放开，刺激厂商扩建产能。依照目前全球光伏装机量预期，我们预计2021-2022年，全球光伏玻璃供需仍存于紧平衡状态或小幅紧缺状态，2023年将呈供过于求的态势。

图表：光伏玻璃供需平衡表

资料来源：国家能源局、中金公司研究部

玻璃价格受原材料价格及供需影响较大。光伏玻璃上游为石英砂和纯碱行业，下游为组件行业。其主要原材料为石英砂和纯碱，主要燃料和动力为各类石油类燃料、天然气和电力等。从超白压延玻璃的成本结构来看，原材料和燃料动力成本占比均为40%左右，其他部分成本占比20%。由于原材料和燃料动力占比较高，价格的波动对压延玻璃的成本影响较大。纯碱是物料投入中主要的组分，在光伏玻璃原材料成本占比达到了48%。纯碱价格比较高，且波动剧烈，是原材料中对玻璃成本影响最大的部分。近期受能耗双控影响，纯碱产量不及预期，库存处于历史低位，但2022年随着纯碱产能释放，我们认为未来价格将进入下行通道。天然气方面，由于目前已经入冬，天然气供给紧张，价格进入上行通道，冬季过后，天然气价格将开始回落。整体来看，我们认为短期内受原材料纯碱、天然气成本上升及供需格局紧张的影响，玻璃价格持稳，长期来看随着光伏玻璃企业扩产速度加快，产能不断释放，供给偏紧局面有望缓解，原材料及燃料价格平稳后，我们认为玻璃价格能够持稳并开始松动。

双面组件占比提升促使玻璃需求量快速上升。根据光伏行业协会披露，2020 年PERC电池片市占率提升至 86.4%，常规电池片市占率降至 8.8%，N型电池市场占比约为 3.5%，目前国内项目的产品需求正在转向高效产品，我们预计未来N型电池的占比将持续提升。组件方面，2020年全球新增装机中，单面单玻组件占比约70%，双面双玻组件约30%，2021年双面双玻组件的占比有望提升至39%，我们预计2030年双面双玻组件的占比提升至70%。电池片种类和组件需求结构的改变将带来光伏玻璃市场结构的变革。双面组件使用双面电池，将传统背板替换为光伏玻璃或透明背板，应用 2.5mm、 2.0mm 厚度玻璃的双玻组件对应的光伏玻璃需求分别提升约 56%、25%。

行业格局变化。2016年至今，光伏玻璃产业集中度持续提升。目前光伏玻璃行业的主要参与者有信义光能、福莱特、彩虹、金信太阳能、南玻、中建材等企业。2019年信义光能、福莱特、彩虹、金信、中建材市场占有率分别为27.9%、19.9%、8.3%、7.0%、7.4%；2020年龙头厂商扩产速度加剧，市场份额进一步提升，信义光能提升3.8个百分点，市场占有率达到31.7%，福莱特市占率上升0.4个百分点达到20.3%，双寡头格局持续巩固，而二梯队企业中，部分企业的市占率逐年下滑。2019年CR5为68.5%，2020年CR5达到71%，随着二线厂商扩产速度加剧，我们预计2021年全球光伏玻璃市场CR5有望达到75%，行业集中度进一步上升，龙头优势加剧。

图表：2017—2020光伏玻璃企业市场份额

资料来源：观研天下、产业信息网、中金公司研究部

技术改进方向以大窑炉为主。玻璃窑炉是玻璃生产中最重要的设备，窑炉的容量和结构设计直接影响生产成本和生产效率，未来大型窑炉或将成为行业发展的主流方向，大型窑炉的优势体现在：1）由于其他设备的规格都是依据窑炉的产能来设计的，在大尺寸成为行业趋势的情况下，生产大尺寸玻璃需要大型窑炉和更高的技术工艺。2）降低单吨能耗：窑炉的熔化面积与单位能耗呈负相关关系，因此提高窑后面积后可以大幅减少能源消耗。据福莱特公告，日熔量 1000 吨/日的窑炉相比日熔量300-600吨/日的窑炉能够使单位能耗降低约15%-20%。3）大窑炉的良率相对更高，因为大窑炉采用宽版技术后减少切边，从而降低人工和折旧损失。龙头企业使用600吨窑炉的全流程良率为83%，使用1000吨窑炉的良率可达到85%-87%。目前，信义光能和福莱特各有六个千吨级以上日熔量的大型窑炉， 2022年各大企业积极投建大型窑炉，除信义光能和福莱特两位龙头企业外，旗滨集团、南玻、长利玻璃等均计划投建 1200吨/日的窑炉。

逆变器：出口景气度延续，储能市场带来第二增长极

出海趋势延续，小功率市场高增长

国内逆变器企业出口高增长，国产品牌出海加速。2021年我国逆变器出口仍延续高增长态势，前三季度我国逆变器累计出口3017万台，同比增长43%，累计出口金额35.3亿美元，同比增长55%。我们认为国产逆变器不断强化渠道建设与产品迭代壁垒，全球化步伐有望持续。2020年全球逆变器出货量前十名中，中国企业市占率合计约59%，同比提升12ppt，我们看好2021年国产逆变器企业全球市占率进一步提升。

图表：2021年9月我国逆变器出口395万台，同比+44%，1-9月累计出口3017万台，同比+43%

资料来源：海关总署，中金公司研究部

图表：2021年9月我国逆变器出口4.92亿美元，同比+43%，1-9月累计出口35.3亿美元，同比+55%

资料来源：海关总署，中金公司研究部

分布式、户用场景快速起量，盈利能力更强。在补贴激励、更低成本等因素驱使下，我国2021年户用光伏装机快速起量。2021年1-9月我国户用光伏新增装机11.7GW，同比增长121.4%，在光伏新增装机中占比达到45.7%，彰显需求韧性。同时分布式场景所应用的小功率产品单瓦售价与毛利率更高，具备更强的盈利能力。我们认为分布式光伏有望成为我国能源转型、实现碳中和路径中的重要环节，在政策积极推动下，分布式装机有望持续增长，看好逆变器企业受益景气需求实现量利齐升。

图表：2021年我国光伏新增装机中户用占比进一步提升，成为拉动需求的重要力量

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

储能高成长，打开逆变器企业第二成长曲线

能源转型下储能重要性凸显，逆变器龙头积极布局。可再生能源发电间歇性、随机性特点突出，而储能技术在发电侧、用电侧与电网侧的应用可保障电力系统的稳定可靠，我们认为伴随能源转型中光伏、风电等比例提升，储能需求有望持续增长，而在成本下降与政策推动之下储能经济性有望不断提升，将进一步刺激储能迅速放量。我们认为储能逆变器（PCS）是储能系统中的重要环节，目前并网逆变器龙头企业多积极布局储能逆变器与储能系统，未来有望受益储能高成长开启第二成长曲线。

储能业务进入高增长通道，有望开启第二成长曲线。2021年前三季度，逆变器龙头在储能板块表现亮眼，阳光电源1-3Q21储能收入同比增长超三倍，固德威Q321单季度储能出货、锦浪科技Q321单季度储能收入均接近1H21整体水平，我们认为储能需求已开启高增长通道，而传统逆变器企业对电力安全、电网需求等理解深刻，同时下游渠道建设完善，在储能系统集成方面亦具备较强优势，我们积极看好逆变器企业受益全球储能发展，进一步打开市场空间。

装机持续增长&储能爆发，建议持续关注逆变器板块龙头企业

我们认为光伏长期装机持续增长确定性强，有望充分支撑逆变器企业出货增长，且国产企业产品研发与销售投入不断加大，产品迭代及渠道建设优势仍突出，有望持续巩固壁垒，实现全球份额的进一步提升。此外，储能快速发展有望开启逆变器龙头第二增长曲线。

银浆：国产替代大势所趋，N型电池提升银浆市场空间

自主技术突破，国产份额提升

早期我国银浆销售市场以境外企业为主，杜邦、贺利氏、三星等国际巨头占据绝大多数市场份额，而在我国光伏行业快速发展，全球光伏产业链逐步向中国转移的机遇下，国内银浆企业通过持续研发和技术进步、凭借优质产品不断加强与国内电池企业合作，市场份额得以快速提升。根据《2020-2021年中国光伏产业年度报告》，国产正面银浆市场占有率由2015年的5%上升至2020年的50%，市占率实现五年十倍，且报告预计2021年有望进一步提升。

图表：正面银浆市场中国企业占有率

资料来源：CPIA，中金公司研究部

图表：2020年正面银浆市场竞争格局

资料来源：公司公告，中金公司研究部

电池技术逐步转向N型，银浆需求有望持续提升

N型电池降本潜力较大，使用比例有望逐步提升。从电池技术发展路径来看，P型电池正逐步逼近效率极限，N型电池凭借更高转换效率可带动光伏度电成本进一步下降。2020年光伏电池中PERC电池（P型）仍为主流技术，市场占有率约为85.9%，N型电池由于成本、技术、产能等限制，市占率仅为3.5%。当前TOPCon、HJT、IBC等N型电池技术正快速发展，我们认为N型电池降本潜力较大，若未来生产成本进一步下降，在经济性驱动下TOPCon、HJT等N型电池市占率有望快速提升。

图表：2020-2030年各种电池技术市场占比变化趋势

资料来源：CPIA，中金公司研究部

N型电池银浆耗量高，电池技术进步驱动银浆需求提升。根据《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》，2020年P型电池银浆耗量约107.3mg/片，N型电池中TOPCon电池片银浆耗量约164.1mg/片，HJT电池双面低温银浆耗量约223.3mg/片，较P型电池分别高出53%/108%。基于光伏装机高速增长，TOPCon和HJT电池使用比例逐步提升以及技术进步带动银耗量逐步降低，我们预计十四五期间银浆行业需求CAGR 46%，2025年有望达4723吨。

图表：光伏银浆需求测算

资料来源：CPIA，中金公司研究部

注：PERC仅考虑正银

分布式光伏策略：跑出光伏赛道阿尔法

从能源属性来看，分布式光伏具有资源与负荷相匹配，建设门槛低，发用电灵活的特点，在电网/储能配套条件下，能够在我国中东部电力负荷中心大规模安装，不占用土地资源，且降低电力运输成本及损耗。我们认为随着电网和储能的发展，未来终极能源形式的主流或为分布式光伏+储能+氢能。2021年6月，国家能源局下发整县分布式光伏开发试点方案[8]，我们认为分布式在碳中和中的重要性被逐步认可，同时在政府和央企的参与下，分布式开发效率和增量能见度将提升，商业模式将得到优化，我们看好央企、民企分工协作推动分布式光伏发展。我们看好我国分布式光伏新增占比从近年30-40%水平逐步提升。结构上来看，户用光伏当前渗透率较低，我们认为组件价格下降将打开更多省份市场，看好2022-2025年新增装机CAGR或达34%；我们认为工商业分布式光伏是未来收益率最高的光伏装机形式，将充分受益电价市场化和系列政策，存在需求预期差。

户用光伏：低渗透率，高增速，模式迎来优化。我们测算2020年底户用光伏渗透率约为1.8%，远低于海外国家，按户数测算装机空间或在1200GW以上，成长空间广阔。当前户用光伏装机主要集中在山东、河北、河南三省，组件价格下降有望打开更多省份，我们看好户用2022-2025年新增装机CAGR达34%。户用光伏渠道开发模式较为成熟，无业主差异化，屋顶资源更佳，整县推进政策有望优化户用商业模式。我们看好户用光伏持续领跑光伏行业。

工商业光伏：未来收益率最高的光伏装机形式，将充分受益电价市场化和系列政策，存在需求预期差。工商业分布式多采用“自发自用，余电上网”模式，收入端对应工商业用电电价，较全额上网户用/地面电站具备更高的收益率和收益率-电价弹性。在能源转型初期电力紧张背景下，工商业光伏将充分受益电价市场化。同时绿电交易/碳配额扩大到非电行业/隔墙售电等政策预期或带来进一步利好。我们认为工商业分布式需求存在预期差。

户用光伏：低渗透率，高增速，模式迎来优化

2021年1-9月户用光伏成为需求拉动主力，光伏产业链价格上涨彰显户用光伏需求韧性。2021年光伏产业链价格持续上涨，1-9月硅料价格累计上涨176.5%，组件价格对集中式电站开工形成压力情况下，户用光伏对需求起到了关键拉动作用。户用光伏1-9月新增装机11.7GW，同比增长121.4%，占全部光伏新增装机比例达到45.7%，彰显需求韧性。我们认为主要源于户用光伏对组件价格的低敏感度。

渗透率低，装机空间广阔。我们根据我国第七次人口普查乡村人口数量，假设单户人口6人进行估算。2020年底户用光伏渗透率仅为1.8%。我们进一步测算头部山东、河北、河南2020年底渗透率分别为7.3%、6%及2%。2020年我国新增户用光伏装机户均规模为26kw，累计平均规模为14kw，我们按照该户均装机规模为上下限，估算我国户用光伏装机空间或为1200-2200GW。

图表：截至2020年底户用光伏山东省、河北省、河南省及全国装机渗透率测算

资料来源：国家能源局，国家统计局，中金公司研究部

图表：我国户用光伏装机空间测算

资料来源：国家能源局，国家统计局，中金公司研究部

组件价格下降驱动IRR提升和分布式需求增长。当前17省实现发电侧平价，2022/2023年新增5、2个省份达到发电侧平价。我们按照2020年各省平均光伏利用小时数，2020年各省燃煤基准价等假设，设置1.82元/瓦的组件价格和3.55元/瓦的总造价，并假设组件价格在2022及2023年分别下降0.2元/瓦左右，以全额上网模式测算光伏项目权益IRR。当前条件下17个省份权益IRR超8%达到平价，如东北三省等高利用小时地区和浙江、广东等高电价地区及山东、河北光照、电价较为均衡地区；2022年新增5个省份达到平价，均为中东部省份，2023年全国多数省份基本实现了发电侧平价。

具备相似资源条件且待打开市场的省份较多。从海外分布式光伏发展模式来看，回报率更高的国家近三年分布式装机复合增长率也更高。我们认为诸如安徽、江苏、湖北、云南等省份具备推广的良好基础。我们看好随组件价格下降，政府、央企及民企共同开拓新的户用光伏市场。

按当前山东、河北平均渗透率水平估算，2025年底我国户用光伏装机有望接近200GW。我们以山东省和河北省2020年底的渗透率水平为标准，考虑山东及河北户用装机成长时间为3年左右，假设已实现发电侧平价的省份需要3年的时间达到该两省当前渗透率的平均水平即6.6%，山东及河北按照25%的增速增长，至2025年我国户用光伏累计装机可达到197GW，对应十四五新增约176GW，按照2021年新增18GW计算，2022-2025年户用光伏新增装机年化增速约为34%。

图表：十四五我国户用光伏新增装机预测

资料来源：中电联，国家统计局，国家能源局，中金公司研究部

整县推进政策带来模式优化：央企投资，民企提供开发、建设、运维，农户享受固定收益。随着整县分布式光伏推进政策下发，央企从之前专注于集中式电站投资运营，将入局投资分布式光伏电站。过去十年光伏电站整体趋势为从民企向国企转卖。央企较民企在资金成本方面具备优势，而民企具备分布式电站的开发、建设、运维全流程的能力和经验，对于户用光伏，需要全面下沉的渠道去触达农户，而央企在分布式项目全流程开发建设和渠道方面能力较为薄弱。因此我们认为央企作为投资方提供资金，民企作为开发、建设、运维方，两者合作是分布式光伏健康发展模式，可以解决当前销售模式和共建模式所面临的推广难和资金难的问题。同时，央企由于具备更低的融资成本，必要收益率较低，民企必要收益率较高，对于相同的电站资产，带来可接受的交易对价不同，由此带来民企转让电站的利润空间。

工商业分布式光伏：收益率最高的光伏装机形式，有望充分受益电价市场化

工商业分布式光伏是未来收益率最高的光伏模式。由于集中式电站及户用光伏（多采用全额上网模式、不考虑补贴）收入端对应的均为燃煤基准价，而工商业分布式光伏由于业主均为工业企业，自用电需求高，多采用“自发自用、余电上网”模式，对应的是工商业销售电价，工商业销售电价约为燃煤基准价的1.6倍，因此工商业分布式收入端电价水平最高。从造价来看，集中式电站受到非技术成本的影响造价较分布式较高，工商业造价和户用造价水平较为接近。综合来看工商业分布式光伏是未来收益率水平最高的光伏装机形式，我们测算其他假设相同，在电价及造价差异下，全投资IRR：工商业分布式>户用分布式>集中式电站。

工商业光伏收益率对电价上涨的弹性相对较高。我们测算，控制其他条件，在发电电价及用电电价同样上调10%的情况下，集中式光伏、户用分布式和工商业分布式光伏的全投资IRR分别上升1.4/1.5/1.9个百分点，收入端对应更高电价的工商业分布式的收益率对电价上涨的弹性相对较高。

图表：工商业光伏与户用、集中式光伏IRR对比

资料来源：CPIA，各省发改委，中金公司研究部

图表：电价上调10%后的收益率变化

资料来源：CPIA，各省发改委，中金公司研究部

政策预期多维利好。10月11日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》[9]，提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，同时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。我们观察到改革后山东、江苏等多地电力市场成交均价均出现了“顶格上浮”，工商业交易购电价格对应上升，我们认为：

在能源转型初期，电力供给主力火电装机新增受限，装机新增主力风电、光伏出力不稳定，储能不具备大规模配置条件，电力紧缺及能耗控制趋严或为常态，倒逼电价市场化进程加速，传统能源电价上行，增加工业企业电力成本，我们认为将提高工商业分布式光伏建设需求。

工商业目录销售电价取消，用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，我们观察到多地电力市场成交均价“顶格上浮”，工商业交易购电价格对应上升，对“自发自用，余电上网”模式的工商业分布式光伏收益率形成向上弹性，提高其投资吸引力。

图表：改革后电力市场交易动态

资料来源：甘肃综合能源，中金公司研究部

其他可能的政策利好：绿电交易/碳配额交易扩大到非电行业/隔墙售电政策出台。展望未来，我们认为诸如绿电交易、碳配额交易（扩大到非电行业）等存在增加工商业分布式收益率的可能性，同时若隔墙售电政策出台，将有效提高分布式光伏的活跃程度。

碳达峰目标首提工商业分布式装机渗透率目标，新增屋顶及存量改造带来装机空间。10月26日，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案的通知》，指出深化可再生能源建筑应用，推广光伏发电与建筑一体化应用，提高建筑终端电气化水平，建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电于一体的“光储直柔”建筑。到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。

新增屋顶及存量改造带来装机空间，我们认为工商业光伏存在需求预期差。我们按照年新增3亿平米厂房屋顶，屋顶光伏装机100瓦/平米（未考虑组件效率提升及BIPV起量带来的屋顶功率密度提升），50%渗透率目标估算，2025年新增厂房带来工商业光伏装机增量需求或为15GW，增量装机较为可观。同时我国当前约有30亿平米存量厂房屋顶，假设可改造比例为50%，则存量厂房屋顶改造光伏安装空间为150GW，假设10年改造完毕则对应年15GW的改造装机空间。2019/2020年我国工商业光伏新增装机仅3.2/5.4GW，我们认为工商业光伏存在需求预期差。

图表：我国新建/存量厂房光伏装机测算

资料来源：国家能源局，国家统计局，中金公司研究部

风险因素

原材料价格上涨超预期。当前单晶硅料成交价格已经突破270元/千克，单晶组件报价突破2元/瓦。若原材料价格持续处于高位或者回落晚于预期，过高的组件价格将会抑制下游光伏装机需求，给产业链内各公司带来不利影响。

政策推进不及预期。当前光伏行业受到海内外多重政策利好，如国内的风光大基地政策、整县推进政策，美国的《Build Back Better》框架体系等，若以上政策推进不及预期，光伏装机需求或受到不利影响。

张钰琪 SAC 执业证书编号：S0080520040001

苗雨菲 SAC 执业证书编号：S0080120070037

本文转载自《中金点睛》

（来源：中金基金的财富号 2021-11-25 15:11） [点击查看原文]