光伏上網電價超市場預期，同時隨著產業鏈博弈出現曙光，有利于各環節利潤的修復，構成行業長期利好。

光伏項目上網電價超市場預期！

6月11日，國家發改委發布《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》（下稱“《通知》”）稱，2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目（下稱“新建項目”），中央財政不再補貼，實行平價上網。

《通知》明確，2021年新建項目上網電價，按當地燃煤發電基準價執行；新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網電價，以更好地體現光伏發電、風電的綠色電力價值。

國家發改委有關負責人解讀稱，截至2020年底，中國風電、光伏發電裝機達到約5.3億千瓦，是10年前的18倍。隨著產業技術進步、效率提升，近年來新建光伏發電、風電項目成本不斷下降，當前已經具備平價上網條件，行業對平價上網也形成高度共識。在此背景下，國家發改委出臺2021年新能源上網電價政策，明確2021年起對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，中央財政不再補貼，實行平價上網。

該負責人指出，為支持產業加快發展，明確2021年新建項目不再通過競爭性方式形成具體上網電價，直接執行當地燃煤發電基準價，這釋放出清晰強烈的價格信號，有利于調動各方面投資積極性，推動風電、光伏發電產業加快發展，促進以新能源為主體的新型電力系統建設，助力實現“碳達峰、碳中和”目標。

數據顯示，光伏發電成本由過去的超過1元/千瓦時大幅下降至0.15-0.35元/千瓦時，已和傳統火電相當。業內人士表示，隨著技術升級，光伏發電成本還會進一步下降，有望成為最便宜的能源。而平價上網將會帶來行業需求的爆發，同時不再依賴國家補貼，成為一個可持續發展的行業，這將會帶來行業深遠的影響，過去那個周期性極強的行業將會更多顯現出成長性。從需求端來看，中國光伏市場潛力無限，還有超過10倍的增長空間。在平價上網、碳中和的大背景下，預計到2050年，光伏將成為中國的第一大電力來源，即占比約39%。

東吳證券發布的研報稱，《通知》指出，2021年新核準備案光伏項目上網電價，按當地燃煤發電基準價執行，超市場預期。對比看2021年4月份風光建設征求意見稿提出指導電價約較標桿電價降低3厘，2021年初非正式征求意見稿中提出在標桿燃煤電價基礎上競價。將國內整個光伏制造+電站看成整體，電價好于預期，同時光伏成本2022年看相較2021年仍有較大降幅，整個產業鏈毛利有較大回升，一方面刺激電站裝機熱情；另一方面有利于制造端各環節利潤修復，對國內光伏構成長期利好。

東吳證券預計，2021年國內光伏裝機需求預計在50GW左右，海外100-120GW左右，全球合計將達到150-170GW。2022年看，存量項目遞延+高電價刺激新建項目高漲，國內需求或超市場預期，全球裝機預計在210-220GW，同比增長約35%，同時產業鏈利潤預計同比2021年有所改善，量利雙升。

平安證券也預計，盡管平價項目的需求可能受到組件價格上漲的影響，考慮戶用規模的大幅增長以及運營商在碳中和背景下對于裝機規模的訴求，預計國內全年新增裝機仍有望達到55GW左右的水平。海外歐美日等發達國家市場對組件價格敏感度相對較低，巴西和印度市場2021年呈現復蘇態勢，維持海外需求100GW以及全球需求155GW左右的判斷。

硅料告急

近年來，隨著國家發改委和國家能源局積極出臺一系列配套政策促進光伏行業持續降本提效，光伏組件價格總體趨于持續下降趨勢。根據Wind資訊數據，晶硅光伏組件周平均價格從2011年7月初的1.24美元/瓦下降至2021年5月底的0.21美元/瓦，降幅高達83%。

彭博新能源財經（BNEF）表示,在全球大約三分之二的地區，風電和光電已經成為最低價的新建電源。按照目前光伏產業的技術降本路線，截至2030年全球絕大多數國家和地區有望實現光伏平價上網，而根據國際能源署（IEA）等機構的預測，到2050年可再生能源發電將占到全球用電量的50%。

然而，光伏組件成本持續下降這一進程被硅料價格的急劇上漲打斷了。在整個光伏產業鏈中，硅料存在技術門檻高、投資金額大、投產周期長、產能彈性小、生產管控難度大的特點。基于硅料的投資難度以及過去投資失敗的經歷，近年來硅料新進及擴產的企業較少，因此，相對光伏行業下游大幅增長的需求來說，硅料的產能增幅非常有限，出現了“擁硅為王”的情況。

行業數據顯示，2021年全球多晶硅總產能約57萬噸，而下游硅片整體產能躍升至300GW，對應多晶硅需求78萬噸。供需不平衡之下，硅料價格就被需求方逐步推高。截至6月14日，多晶硅最新價格達到12.93萬元/噸，最近15天上漲11.82%，20天上漲21.25%，30天上漲26.80%，60天上漲46.97%。而在2021年1-5月，硅料累計漲幅高達149%！

隨著硅料價格的上漲，硅片環節由于與硅料環節直接相鄰，且有硅料采購長單等因素的影響，對價格壓力的傳導相對主動，2021年1-5月，硅片累計漲幅56%。然而，電池片環節由于供需格局相對不佳，對價格壓力的傳導相對被動，漲幅遠低于硅料及硅片。

對于硅料價格大幅上漲的原因，中銀證券認為，相比于2019年硅料產能的集中投放，2020-2021年行業新產能釋放較少，加之2020年部分二線與海外企業關停產線，2021年硅料環節供給格局整體偏緊。進入2021年后，在硅片環節產能逐步釋放、進口硅料主動提價、且硅料供應增量不及需求增量的預期等因素支撐下，硅料價格開始了新一輪上漲。

下游受傷

上游原材料短缺導致的價格上漲，必然會引起全行業各環節的利潤分配變化，首創證券認為，硅料價格的上漲首先直接利好的是上游的硅料生產企業，其次是具備供應鏈優勢，手握硅料供應長單的一體化龍頭企業，而對下游的電池片和組件環節的利潤都存在一定的負面影響。

首創證券對光伏產業鏈各環節的毛利率進行了分析，并繪制出平滑的毛利率曲線，曲線呈現出兩端高中間低的光伏產業價值鏈微笑曲線，通過微笑曲線可以認識到光伏行業當前的競爭形態。
首先，上游端硅料、硅片端產業集中度高，國內競爭程度小，毛利率高。硅料環節，排名前五的企業產量約為37萬噸，約占全國總產量的85%，硅片環節，排名前五的企業產量為97.96GW，約占全國總產量的72.8%，市場趨向寡頭壟斷型。

其次，中游電池和組件環節市場集中度低，附加價值低，毛利率低。電池環節，排名前五的企業產量約為41.2GW，約占全國總產量的37.9%。組件環節，排名前五的企業產量約為42.2GW，約占全國總產量的42.8%，市場偏向于競爭形態。

而下游電站端不屬于制造業環節，主要以大型央企、國企的投資運營為主，對企業的資源獲取能力要求較高，市場集中度較高，毛利率高，增值能力穩定，通常受國家政策和電力消納問題影響較大。

首創證券表示，從行業集中度和微笑曲線來看，硅片環節具備較強的議價能力，硅料漲價對硅片環節影響較小。而電池和組件環節作為光伏微笑曲線的最低點，將會受到上游漲價和下游壓價的雙重壓力，成為受原材料漲價影響最嚴重的環節。

2020年7月以后，停產檢修及洪水影響等多種因素疊加導致國內硅料供給緊張。同時，需求方面下半年下游光伏搶裝潮的到來，加劇了上游硅料供不應求的局面，導致8月份硅料價格急速上升，進而傳導到下游制造業環節，光伏出現全產業鏈價格波動。

首創證券對2020年8月硅料價格上漲進行復盤顯示，硅料價格在一月之內從78元/kg上漲至94元/kg，價格漲幅達20%，硅料環節單瓦毛利率由27.56%增長到39.89%，毛利率增加了12.33%。

在原材料持續上漲的壓力下，硅片龍頭企業在19天內三次調漲硅片價格，并明確表示，硅料價格每上漲3元/kg，硅片價格上調0.05元/片，其他硅片廠家也紛紛上調硅片價格。從硅片調價的結果來看，硅片企業通過調價將該輪硅料上漲的壓力悉數傳導給下游環節，硅片價格從2.72元/片上漲至3.2元/片，價格漲幅達17.6%，硅片的單片毛利率不僅沒有降低，反而從22.15%增加到了25.23%，展現出了硅片環節超強的議價能力。

反觀電池和組件環節，由于下游電站的控價能力較強，電池和組件環節之間出現了較為激烈的價格博弈，雖然也都及時進行了價格調整，但利潤都受到一定負面影響。其中，電池的毛利率從7月底的23.58%下降到9月初的18.55%，下跌幅度5.03%。

組件環節由于技術門檻低，設備投資成本低，行業集中度不高，因此行業競爭激烈，產品利潤微薄，處于價值鏈底端。2020年上半年，受海外疫情爆發影響，組件出口數量迅速下滑，價格在2020年6月份跌至冰點，大部分組件專業化廠商處于毛利虧損狀態，2020年下半年，在電站裝機潮和光伏產業鏈全線漲價的背景下，組件價格逐漸修復，毛利有所回升。

首創證券表示，從復盤的結果來看，隨著硅料價格的上漲，光伏制造產業鏈各環節展現出不同的承壓能力，硅片環節承壓能力較強，可以迅速通過調價進行價格傳導，毛利不降反升。電池環節利潤壓縮較為明顯，組件環節受下半年需求恢復的影響，調價后毛利有所回升。總的來看，電池環節成為了該輪價格上漲周期中“最受傷”環節。

2021年以來，在全球碳中和背景下，行業普遍對2021年新增裝機預期較高，硅料成為光伏行業最熱話題，同時下游電池組件廠家為了提高市場占有率競相擴產，導致產業鏈結構性失衡，引發了產業鏈對硅料供應的擔憂，需求因素和囤貨因素的疊加導致硅料價格不斷上漲，引起下游產業鏈連鎖反應，產業鏈全線漲價。由于各環節產業集中度以及競爭格局不同，導致各環節利潤邊際變化出現明顯差異。

其中，硅片環節由于行業集中度高，龍頭企業皆通過長單提前鎖定了硅料供應，悉數傳導價格壓力。而電池和組件端則腹背受敵，價格趨勢仍然向下。首創證券表示，在組件端已無降價空間的背景下，電池端利潤降幅較大。

由于2020年底的光伏玻璃價格上漲已經將組件廠家利潤壓縮至冰點，因此，組件廠商只能通過減產來與上游電池端環節進行博弈，壓縮電池環節利潤空間，受硅片端價格上漲的影響，電池端漲價意愿較強，但從博弈的結果來看，下游組件端并不買賬。經過硅片的多輪漲價以后，電池片價格依然難以向下傳導，電池環節利潤被大幅壓縮，毛利率從2021年年初的19.53%壓縮到了3月的5.83%。

曙光乍現

在硅料價格飆升的背景下，6月9日，光伏行業熱點難點問題座談會在北京召開。

光伏產業鏈上下游近20家企業的領導、專家，就原材料、物流、匯率等成本上漲影響及原因進行了分析，對企業生產運營現狀及2021年下半年業務發展規劃，包括訂單情況、產能利用率情況及新建、擬建擴產項目情況等進行了介紹，對價格波動對電站項目投資收益影響、電站項目建設情況及建設進行計劃等問題進行了深入交流，積極為行業發展提供政策意見及建議。

參會代表普遍認為，光伏行業作為一個整體，上下游企業應加強溝通與協作，多換位思考，共同推動全產業鏈協同發展。企業應立足長遠，有所擔當，為“碳達峰、碳中和”目標的實現貢獻力量。

國金證券認為，參考2020年四季度光伏玻璃價格暴漲期間協會組織的類似會議，本次會議的召開及參與人員均符合預期，但根據其與部分參會人員的交流情況看，至少在會議現場，主管部門參會人員并未就“熱點難點”的潛在解決方案發表明確觀點。國金證券認為，通過行政手段直接干預光伏產品價格的可能性極低，近期硅料價格確實基本見頂，但市場力量或仍是主導因素，會議本身更多起到催化劑的作用。

6月10日，在組織召開光伏行業熱點難點問題座談會僅僅一天后，中國光伏行業協會又發布了《關于促進光伏行業健康可持續發展的呼吁》（下稱“《呼吁》”）。《呼吁》稱，近三個月以來，多晶硅價格大幅上漲，目前已達到2020年年底的2.5倍以上，在光伏發電平價上網和投資收益率“剛性”約束的背景下，對整個光伏產業產生了較大負面影響。目前，一些光伏企業已大幅降低開工率，減產甚至停產，部分訂單開始出現違約、毀約現象，產業發展面臨較大的誠信風險，損害了行業信譽，對中國光伏產業健康有序發展造成不利影響。

為降低硅料價格大幅上漲對產業發展帶來的不良影響，協會呼吁建議全體會員和光伏企業守法合規、理性經營，尊重契約精神，自覺抵制對多晶硅、硅片產品的過度囤貨、哄抬物價行為，以及非自身生產經營需求的投機行為。自覺抵制電池組件環節低價傾銷等惡意競爭的不當行為，讓硅料價格盡快回到正常區間，共同推動行業健康可持續發展。同時，建議有關部門進一步明確政策，關注多晶硅等光伏原材料價格過快上漲問題，及時引導。

此前，有光伏產業鏈企業認為，當前行業供需錯配僅是表象，是由于部分企業刻意營造多晶硅、硅片短缺，囤積居奇、哄抬物價所致。而針對上述輿論，相關硅料龍頭對此表示：“公司不存在哄抬價格、囤積居奇的情形。無論哪個行業，產品價格是供求關系的表現，是產業布局結構是否合理的問題。我們倡導產業鏈各環節，回歸理性，把握投資節奏，合理布局產能，以利于產業和企業的穩定發展。”

中泰證券也表示，市場此前擔心漲價影響需求，但這個擔憂有點誤解邏輯順序，這一輪漲價不是供給擾動導致的，而是緊缺環節供給不變的情況下，需求增加導致的。2021年光伏潛在需求很高，供應鏈本就滿足不了需求，只能通過漲價以及產業鏈利潤分配來壓低潛在需求，使其與供應能力匹配，產業鏈無論是單位盈利還是總利潤都處于擴張階段。

市場擔憂短期產業鏈開工率問題，但據中泰證券了解，光伏中上游開工率基本是飽和，下游短期是運營商和組件企業存在價格博弈，導致短期小幅壓縮開工率，類似于2020年三季度，是一個極短期的行為，4月組件出口同增38.1%、國內裝機同增53.5%打消了短期需求擔憂，而光伏行業熱點難點問題座談會召開、2021年新能源上網電價政策出臺(2021年新能源發電消納權重、風光管理辦法、風光電價政策已全部出臺)，都預示上下游價格博弈近期或將結束。

華福證券研報提供的數據顯示，本周（6月7日-6月11日）硅料價格上漲幅度已有所放緩，從此前的每周5%的漲幅變為2%，市場或預期硅料價格有望見頂，壓制光伏行業整體發展的因素或將逐步解除。從市場看，硅料價格的暴漲，對下游組件端的影響最大，當前開工率只有約50%，硅料價格見頂的預期將極大的增加組件端企業的業績彈性和股價彈性，理論上股價的走勢先于硅料價格的變動，即硅料價格緩慢下滑的過程中，組件企業的股價將迎來修復。

東吳證券認為，短期硅料價格見頂的態勢已經比較明顯，后續產業鏈價格和需求釋放節奏可能主要有三種路徑：一是硅料、硅片價格緩跌，且在年底硅料新產能開始釋放之前跌幅較小（10%-15%），產業鏈三季度仍然偏僵持狀態但需求陸續釋放并在四季度加速；二是硅料、硅片短期內快速下跌至150-170元/Kg區間并企穩，組件在1.7-1.8元/W的下游可接受價格區間、組件廠可接受的合理利潤空間下，放量生產、交貨、安裝；三是由于三季度國內外需求剛性相對較弱，在硅料、硅片價格形成下跌趨勢后，因下游買漲不買跌的情緒導致短期價格超跌，后續隨需求釋放再次反彈。無論何種情景，2021年全年150-160GW的需求兌現仍是大概率事件。對于2022年需求，持較為樂觀的態度看200GW以上。

從產業鏈供需和價格情況來看，2021開年至今上游硅料、硅片不斷漲價，下游電池、組件成本壓力較大，不能完全傳導給下游。3月組件廠減產隨著組件價格博弈階段性結束以及光伏玻璃降價得到順利解決，而進入6月組件企業排產環比再度出現下滑，再次引發市場對于全年光伏裝機需求的擔憂。

對此，安信證券認為，對于價格上漲問題：上游材料的漲價主要是因為市場處于高景氣度階段，需求量過于旺盛，使得原本處于常規效率的供給逐漸不能匹配需求，迫使供應鏈漲價來壓低潛在需求，反向促使需求和供應相匹配。

對于組件排產問題：由于一季度歷來為光伏行業的傳統淡季，再加上相關政策對行業加以規范的影響，致使產業鏈在一季度處于低開工率的狀態。硅料在近幾年的產能供應不足，導致即便行業景氣度提升，組件需求高增，但是硅料不足也無法支撐組件的需求增長。由于行業的景氣度提升，2020年光伏產業鏈快速擴張大幅提升產能，在市場需求還未相匹配的情況下導致開工率仍然較低。考慮到當前組件價格已經上漲至1.8元/W附近，提漲空間已然有限，主輔材其他環節除硅片外利潤壓縮空間也不大，因此本輪博弈可能必須要著手解決硅料的價格問題。

近期可以看到兩個積極信號，其一是雖然硅業分會口徑的硅料成交價仍有小幅上漲，但漲幅收窄；其二是6月9日光伏行業熱點難點問題座談會在北京召開，工信部和能源局對產業現狀表現出了較大關注，短期困擾行業的階段性博弈有望再次迎來曙光。2021年光伏行業潛在需求很旺盛，只要產業鏈價格進入良性區間，需求拐點可期。

平價時代

2006年正式實施的《可再生能源法》明確了“按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定上網電價”、適時調整上網電價水平、招標定價等可再生能源定價原則。

其后，國家價格主管部門對風電和光伏發電陸續制定了分資源區陸上風電、分資源區光伏電站、分布式光伏、海上風電的標桿電價或固定度電補貼政策，并根據風光成本下降情況實施電價補貼退坡機制。穩定的電價機制、定期調整的電價水平對風光市場規模擴大和發展起到了至關重要的作用，有效促進了技術進步、產業升級、成本下降，使陸上風電、光伏發電具備去補貼的能力和條件。

6月11日，國家發改委出臺《通知》，明確了各類型項目的上網電價、補貼等內容，取消了此前設定的普遍低于各地燃煤標桿電價的新能源“指導電價”，并明確了2021年新核準項目可直接實施平價上網；同時，在官方答記者問中提到“確保2021年戶用裝機達到15GW以上”。

安信證券表示，這次的政策發布大致釋放了以下幾個信號：一是明確2021年新建項目不再通過競爭性方式形成具體上網電價，直接執行燃煤發電基準價；2021年新建項目遞延并網的，仍可執行燃煤基準價。這一定程度上放緩了從平價到競價的過渡，有利于保護企業項目收益，提高市場的活躍性和積極性。

中國宏觀經濟研究院能源研究所表示，根據2021年上半年風光投資水平，按照25年合理利用小時數內的電量以燃煤發電基準價上網測算，全國各地區的資本金收益率有一定的差別，但總體上平均收益率風電在9%左右，光伏發電在8%左右。這可視作投資項目的基本收益，風光項目還可自愿通過參與市場化交易形成上網電價，交易用戶為綠電屬性付費，體現綠電價值。

二是國家發改委相關負責人在答記者問時指出，2021年新建戶用項目的國家財政補貼額度為5億元，并將進一步細化政策以確保全年新建戶用項目并網規模達15GW以上；6月11日，國家發改委同時向國家能源局發函，再次明確了戶用補貼為3分錢/度、首批光熱項目執行1.15元/度電價。此次提出的15GW以上戶用規模，應當是在綜合考慮年內裝機進度、供應鏈價格、逆變器等環節的配套供應情況所作出的審慎目標。到目前為止，2021年風光開發建設、可再生能源電力消納責任權重、上網電價政策已全部落地，彼此之間互為補充，進一步引導行業良性發展。

東吳證券認為，國家發改委本次電價政策的調整，實際上是通過放寬電價限制、給予地方更大的政策自主權，來體現對新能源發電行業的呵護和對“3060目標”的支持態度。2019年、2020年兩批平價示范項目在2021年底并網的剛性動力主要來自包括全額消納在內的多條政策優惠，此批項目不存在“享有同等條件下延期”的可能性，對于以央企/國企為主的此批項目業主而言，只要下半年組件價格在可接受范圍內（比如1.8元/W以下），那么在“2021年并網=雖略低但高度確定的收益率”和“延期并網=可能略高但高度不確定的收益率”之間，選擇年內并網仍是理性且大概率的結果。

因此，東吳證券認為本次國家發改委電價政策對年內裝機的影響甚微。對于未來裝機的影響，本次政策實際上是提升了未來新核準項目的收益率上限（或許是為了彌補2021年各類業主在收益率方面做出的讓步），但實際預期收益率的形成，很大程度上還是要看各地方政策所確定的指標配置方式和市場化交易要求（比如近日出臺的吉林省風光項目指標分配規則中，雖未將電價列為競爭性配置條件，但要求業主承諾全額發電量參與市場化交易）。

行業未來

平安證券表示，當前形勢下，硅料環節約束了終端需求，同時也約束了其他主要環節的盈利水平。隨著未來硅料新建產能的投運，組件的供給能力提升，同時硅料產能釋放有望帶來硅料及組件價格的下降，降低光伏項目度電成本并刺激終端需求。因此，硅料新增產能開始批量釋放有望成為下半年光伏板塊投資的關鍵節點。

對于硅料，平安證券判斷供需將逐漸由緊轉松，顆粒硅的份額有望提升。

海外方面，瓦克多晶硅業務資本開支仍處于收縮狀態，OCI馬來西亞工廠截至2020年底的多晶硅產能約3萬噸，計劃到2022年下半年通過技改提升至3.5萬噸；受產能限制，硅料月度進口量保持平穩。盡管國內頭部硅料企業均推出了多晶硅擴產計劃，考慮多晶硅項目較長的建設周期，這些新建項目并不能在2021年內貢獻明顯的產量，通威樂山二期、保山一期合計10萬噸的新建項目計劃投產時間為2021年底。隨著下半年光伏需求旺季的來臨，硅料供應偏緊的形勢將延續。

隨著2021年底到2022年新的硅料產能大規模投產，預計到2022年底國內硅料產能有望達到90萬噸，硅料供需形勢有望從供需偏緊逐步轉向寬松，同時伴隨著硅料價格的下行。目前新疆大全和亞洲硅業仍處于IPO申報階段，新特能源也計劃回A股，隨著后續融資能力的提升，估計硅料環節將迎來較長時間的供需寬松。

而從競爭格局看，顆粒硅逐步獲得下游客戶的認可，隨著協鑫產能的擴張，顆粒硅的市場份額有望提升。

中銀證券也認為，硅料供給緊張或于2022年緩解。2020年與2021年上半年多晶硅料行業新產能釋放較少，加之部分二線與海外企業關停產線，加劇了2021年硅料環節的供給緊張。根據現有公開信息，改良西門子法方面，頭部企業預計于2021年下半年至2022年投放約16萬-29萬噸新產能，預計2022年新增有效產出約15萬-20萬噸，2022年全年預期產出預計可滿足約240GW組件需求，硅料供給的緊張局面或有所緩解；如保利協鑫顆粒硅產能投放順利，預計2022年可增加約6萬噸硅料供給，對應組件需求超過20GW，則供需格局將更為寬松。

對于硅片環節，平安證券的總體判斷是產能持續擴張，供需逐步寬松。

從需求端看，2020年單晶滲透率超過90%，后續提升空間有限，單晶滲透率快速提升的紅利逐步褪去，硅片行業主要競爭態勢由過去幾年的“單晶VS多晶”逐步轉變為“一線單晶VS二三線單晶”，未來單晶硅片的需求增速主要取決于終端新增光伏裝機的增速。

從供給端看，單晶硅片企業產能仍在加速擴張，預計到2021年底，國內單晶硅片產能將超過350GW，后續還將進一步擴張。從競爭格局看，參考2020年財務數據，頭部企業與硅片新勢力的盈利水平差距逐步收窄。

綜合考慮需求和供給端的發展趨勢，估計未來單晶硅片的供需將逐步趨于寬松，硅片環節盈利水平承壓。平安證券同時認為，主流組件企業新品基本采用182或210硅片，預計大尺寸硅片加快滲透，帶動設備、熱場等方面的需求升級。

對于電池片環節，平安證券認為，供需寬松的局面將延續，N型技術值得重點關注。

2019年以來，單晶PERC電池供需趨于寬松，盈利水平下行；展望未來，電池片產能擴張延續較快的步伐。截至2020年底，通威電池片產能約27.5GW，到2021年底，公司電池片產能將超過55GW；截至2020年底愛旭股份電池片產能約22GW，到2021年底實現36GW單晶PREC電池產能。垂直一體化企業也在加速擴產。預計電池片環節的供需將持續保持寬松。

在PERC電池效率提升空間有限、同質化問題較為嚴重、供需趨于寬松的背景下，產業界著力探索下一代轉化效率更高得電池技術的產業化，異質結（HJT）和TOPCon電池成為兩大主要N型技術方向。2021光伏SNEC會展上，隆基股份等頭部企業紛紛展出N型系列組件產品，預示著光伏行業N型時代的開啟，并有望對光伏產業鏈諸多環節形成重大影響。

對于組件環節，平安證券認為集中度加快提升是大勢所趨。組件的頭部企業往往具有更完善的垂直一體化產能，因而在生產成本方面具有一定的優勢，且產品如期交付的保障性更好；另外，頭部企業具有一定的品牌和渠道優勢，有利于更好地拓展海外市場。2020年，組件環節頭部企業出貨量快速增長，隆基等全球前五大組件企業合計出貨量同比增長接近80%，遠超終端需求的增速，行業集中度進一步提升，CR5由2019年的45%提升至55%。展望2021年，頭部組件企業均制定了雄心勃勃的組件出貨計劃，CR5有望進一步提升至80%。

另外，中銀證券認為，組件盈利能力有望觸底回升。光伏終端供需僵局有望打破，組件價格有望得到部分傳導，同時玻璃、膠膜、硅料等關鍵原輔材料的供需格局預計將先后由緊轉松，組件材料成本壓力有望釋放，盈利能力有望觸底回升并進入向上通道，部分企業亦有望兌現簽單與執行時點之間的期貨利潤。

中銀證券還認為，組件的渠道與品牌蘊含長期價值。

組件環節直接面向光伏終端電站業主或電站系統集成商、安裝商，在分布式電站方面亦有經銷模式存在，相對于硅料、硅片、電池片等環節B2B的模式，組件環節的商業模式在一定程度上具備To C屬性。

作為光伏電站建設的直接上游，光伏組件企業進行銷售渠道的全球化、當地化布局是貼近終端市場、保持對市場需求變化的敏感性的必然選擇，從長期來看也是提升客戶黏性、穩定海外市場銷售規模與業績、充分保有未來深入拓展能源相關業務的可能性，進而獲取并穩固競爭優勢的必要條件。

與硅料、硅片、電池片環節有所不同，光伏行業歷次格局的重大變化雖然劇烈，亦不乏龍頭企業陷入困境甚至破產，但并未使得如尚德、英利等部分歷史較久的組件品牌消亡。此外，如晶科能源、晶澳科技、天合光能、阿特斯等過往或現在仍在海外資本市場上市的老牌光伏組件企業，在過往年份中雖受限于海外資本市場融資渠道相對不通暢等因素（市盈率、市凈率等估值指標相對于A股可比公司折價明顯，甚至市凈率常年小于1），但在全球組件出貨份額上持續位居前列，近年來僅有隆基股份成為穩定留在全球第一梯隊的新進入者，在一定程度上顯示出在具備To C屬性的海外光伏終端市場中組件品牌的長期價值。

中銀證券認為，可融資性是品牌價值的主要表現形式。長期在可融資性方面具備優勢的組件企業有望在既有業績的基礎上觸及更為廣闊的市場，進一步擴大組件市場份額，形成“品牌-業績-品牌”的正反饋，最終形成企業中長期的競爭壁壘，構建一線組件企業市場集中度逐步提升的競爭格局。

此外，對于光伏產業鏈其他環節，如光伏玻璃及光伏膠膜環節，中銀證券認為隨著新產能開始釋放，供需格局有望逆轉。2020年光伏玻璃供需格局緊張，在高價、高盈利能力的背景下，各家光伏玻璃企業均釋放出產能擴張計劃，近期龍頭企業新產能已開始釋放。據卓創資訊統計，2021-2022年，中國規劃新增光伏玻璃產能460萬噸左右，到2022年底，中國光伏玻璃產能將達到1200萬噸左右，可滿足約240-250GW光伏組件的需求，近期光伏玻璃價格的快速下降已開始體現格局變化的影響。光伏膠膜產能擴張總額則超過11億平米，對應組件供給超過110GW，產品價格亦有望逐漸脫離高位。

相比光伏行業主產業鏈的硅料、硅片、電池片等環節，中銀證券認為，逆變器行業偏向輕資產，原材料成本在營業成本中的占比超過90%。單純逆變器業務的企業固定資產周轉率顯著高于主產業鏈企業，逆變器產能彈性、通用性較強，周期性相對較弱，企業在面對技術、產品迭代時固定資產減值、淘汰的風險相對較小，有利于行業競爭格局的中長期穩定。同時，部分光伏逆變器企業還于近期上調了產品價格，基本可以轉移元器件的成本上漲壓力。

而且，光伏逆變器企業還具備進入儲能領域的天然優勢。光伏、風電出力具有間歇性與不可控性，與每時每刻的光照條件、風力條件密切相關，因此大規模地應用光伏、風電作為發電來源，需要按照電力系統安全穩定的要求配置儲能設施，以平滑光伏、風電的發電出力曲線。儲能電站同樣需要與光伏電站逆變器類似的電能轉換裝置，儲能逆變器與光伏逆變器在技術原理、生產制造、下游客戶等方面基本一致，儲能業務渠道與光伏逆變器業務渠道共享，因此光伏逆變器企業具備進入儲能領域的天然優勢，也有進入儲能領域其他業務的可能性，在市場空間的中長期成長性上優于光伏主產業鏈環節。

因此，中銀證券表示，光伏終端供需僵局有望因電站建設成本放松、終端需求相對剛性等因素被打破，組件價格有望得到部分傳導。整體而言，產業鏈價格上漲對需求節奏的影響大于對需求總量的影響，對終端需求無需過度悲觀。預計2021-2022年全球光伏裝機分別約160GW、190GW，對應組件需求有望分別達到180GW、219GW。

從光伏產業鏈各環節看，組件環節各原輔材料的供需格局預計將先后由緊轉松，組件成本壓力有望釋放，盈利能力有望觸底回升并進入向上通道；長期來看，出于品牌、渠道等方面的優勢，一線組件企業市場份額有望進一步提升。逆變器環節國產替代推進，龍頭企業份額持續提升，且有望在上游元器件緊缺的情況下保障盈利能力與盈利體量，同時中長期受益于儲能需求放量。