最新最快太阳能光伏资讯
太阳能光伏网

光伏需求持续高景气,重视"新约束"和"新技术"两大主线

1.光伏需求端:三大市场强支撑,光伏景气度无虞

1.1.地面电站接力,光伏增长确定

光伏需求景气高企,集中式阶段承压。2022年12月,国内新增光伏装机21.7GW,同比增8%,全年累计装机87.41GW,同比增长59%,虽然受12月硅料快速下跌导致下游装机意愿减弱,但全年装机需求仍延续高增。分结构来看,22Q1-Q3分布式新增装机35.33GW,占比67%,同比增长115%,集中式新增装机17.27GW,占比33%,同比增长89%。集中式新增装机占比同比下降3pct,我们认为主要是由于上游硅料价格高企导致组件价格维持高位,项目IRR普遍承压,导致地面电站装机进一步推迟。随着硅料产能明年逐步释放,产业链价格进一步下降,叠加风光大基地保障并网的推动,地面电站有望在明年实现高增,成为光伏装机增长的重要支撑。

风光大基地项目启动,奠定地面电站需求增长。根据第一期和第二期风光大基地项目,预计约26GW光伏项目在22年底前并网、至少37GW光伏项目在23年底前并网,而考虑到今年由于上游硅料和组件价格高企导致地面电站装机量受影响,预计22年全年基地项目光伏并网为20GW,则23年光伏并网或超40GW,同比增长超100%。11月29日,国家能源局发布通知指出,各电网企业在确保电网安全稳定、电力有序供应前提下,按照“应并尽并、能并早并”原则,对具备并网条件的风电、光伏发电项目,切实采取有效措施,保障并网,允许分批并网,不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件。上述通知的出台,预计能进一步刺激项目建成的积极性,保障项目并网进度,进一步提高明年地面电站装机需求增长的确定性。

硅料降价释放需求,进一步提高地面电站经济性。根据PV-Tech的数据,22年前三季度光伏组件招标总规模已超过124GW,超21年全年招标量近3倍,预计22年全年有望突破150GW,招标组件主要应用在大型地面电站,但前三季度地面电站累计新增装机量为17.27GW,因此预计有超100GW组件尚未交付,我们判断主要是由于地面电站项目价格传导周期较长,在硅料价格高企的背景下,项目IRR承压,地面电站项目不断推迟,而考虑到四季度硅料价格仍然高企,我们认为仅有少部分组件在Q4使用,剩下的大部分都转到明年。根据PV Info link数据,随着硅料产能持续释放,多晶硅致密料价格自12月初出现明显拐点,截止1月18日,硅料价格已经从去年12月初高点303元/kg连续下滑至150元/kg,降幅超50%,上游硅料价格打开下行通道,将带动产业链价格下降,项目IRR随之提升,刺激对组件价格更为敏感的地面电站需求释放。

因此,预计22年全年地面电站装机规模为40GW左右,综合今年以来的地面电站组件招标规模,我们预计2023年国内地面电站装机可达60GW,同比增长50%。分布式光伏装机22年全年预计为50GW,考虑到明年各省市政策持续推进,预计明年需求增长30%至65GW。我们预计,明年国内光伏装机需求有望达到125GW,同比增长39%,行业景气度延续。

1.2.能源转型加速,支撑需求增长

能源系统转型加速,景气度有望延续。随着22年初以来俄乌冲突加剧,俄罗斯能源供给持续紧张,欧洲电价不断飙升,为摆脱对俄能源依赖,欧盟在22年中通过REPowerEU计划,相较于此前的《Fit for 55》法案,计划旨在将2030年可再生能源结构中占比目标从40%提升至45%,可再生能源装机容量从1067GW提升至1236GW,其中,针对光伏装机方面,目标是到2025年太阳能光伏装机容量提升至320GW以上,到2030年接近600GW,即22-25年平均每年至少新增装机34GW, 26-30年平均每年新增装机56GW。

居民用电成本持续攀升,新能源发电需求凸显。欧洲天然气价格在今年以来大幅飙涨,而作为欧洲电力结构中占比高达20%且边际成本最高的能源,天然气价格的抬升也相应推动欧洲居民用电成本的上涨。后续来看,俄乌冲突短期难以缓解,对于欧洲政府而言,将进一步刺激其寻找替代能源的步伐。自22年3月份以来,欧洲对于光伏组件需求的激增便可佐证这一观点。22年全年,出口欧洲组件规模达81.61GW,同比增长95%,12月份出口4.75GW,环比下滑12%,逆变器出口德国规模达6.26亿美元,同比增长106%,12月份出口1.04亿美元,环比增长39%,出口荷兰规模达26.37亿美元,同比增长134%,12月份出口2.93亿美元,环比下滑15%。

PPA价格走高,进一步凸显光伏电站经济性。受居民电价和产业链价格上行驱动, PPA价格在过去一年持续走高,根据Level Ten数据,22Q3价格已经达到68.57欧元/MWh,同比增长53.30%,环比增长15.40%,而且由于趸售价格一直高企,部分欧洲市场的趸售电价更是高达500欧元/MWh,因此即使价格不断上涨,PPA需求仍然较为旺盛。PPA价格不断拉升,将直接提高光伏电站的IRR,刺激光伏电站投资需求。因此我们预计2022年欧洲市场全年新增装机量为57GW,同比增长78%, 2023年全年装机有望接近80GW,同比增长约40%。

1.3.贸易因素有望逐步消除,带动美国需求好转

贸易壁垒高筑,美国需求承压。除此前的双反调查、201条款、301条款和WRO外,美国自22年3月以来继续针对中国光伏产业链进行打压,分别在3月份对东南亚四国实施反规避调查、在6月份生效UFLPA法案替代WRO,一系列的贸易壁垒使得中国对美出口组件出现阶段承压,22年全年对美组件出口为389.1MW,同比下滑19%,组件进口的减少也进而拖累光伏装机,1-9月份,美国新增装机17.33GW,同比下滑14.89%,9月份新增装机2.37GW,同比下滑3.19%。

问题逐步缓解,明年需求弹性较大。尽管美国政府多次限制中国光伏组件进口,且通过《通胀削减法案》等意图打造美国本土光伏制造产业,进一步减少对中国进口依赖,但是由于本土光伏组件制造能力较弱,预计本土生产的组件占比不到10%,难以支撑本土光伏装机需求,因此在今年6月份通过10414号公告,决定对东南亚四国采取为期24个月的暂时免征反倾销反补贴税的措施。同时,根据《通胀削减法案》规划,针对在规定时间内开始建设或符合法案其他要求的地面光伏项目,可享受30%的初始投资税收抵免,且税收抵免时长延长10年,而根据普林斯顿大学的模型预测,从2022至2030年集中式光伏装机容量就可增加500GW,即平均每年45GW。因此,IRA法案进一步提高美国光伏装机需求预期,而贸易政策的边际向好或将为国内组件出口带来持续量增。因此我们预计美国光伏新增装机22/23年分别为25GW和50GW,同比增长100%。

2.光伏供给端:放量趋势确立,寻找盈利拐点

终端需求放量,看好量价齐升板块。过去两年,硅料供给受限成为光伏装机最大的制约因素,而23年开始硅料逐步打开下行周期,产能大规模释放带来价格大幅下滑,推动硅料转而成为光伏装机有力的催化因素,终端需求放量对产业链各环节的正反馈预计也逐步得到验证。同时,2023年作为TOPCon放量的元年,势必催生出对辅材新产品的新需求,带动辅材各环节产品结构出现明显的迭代更新。因此“量增”趋势辅材各环节已经较为明确,我们认为,23年产业链各环节最大的不确定性转而聚焦在“利增”,即硅料环节让出利润后,如何重新分配新蛋糕,辅材产业链哪些环节可以在“量增利增”或“量增利稳”下实现单GW价值量的显著提升成为我们寻找优质标的的关键。

关注“新约束”和“新技术”辅材板块。产业链降本是光伏行业最确定的趋势之一,对于议价权较低的辅材环节而言,大部分时间都处于被压缩利润的位置,而要实现阶段性溢价,我们认为大致可分为两类企业,一是具备供给约束的,依靠供给错配周期,实现资源壁垒下的溢价,对于23年,我们认为POE胶膜、石英砂等环节具备这一条件,二是具备技术约束的,通过新技术提高组件的性能,实现技术壁垒下的溢价,多主栅或无主栅技术、接线盒新技术等在明年值得期待。

2.1.胶膜:N型电池+双玻组件,激发POE胶膜需求

对于光伏封装胶膜而言,由于组件对更少克重的要求和组件功率的提升,胶膜耗用量存在下降的趋势,因此单GW价值量提升的核心源自粒子价格上涨带来的胶膜售价提升。我们认为,在供给既定的情况下(暂不考虑非光伏料转产),POE粒子的供需关系决定了粒子价格多少,而POE粒子供需平衡点主要取决于下游组件厂商对于纯POE胶膜及其替代方案的比例选择。因此,我们判断至少在明年下半年之前,纯POE胶膜仍是市场主流方案,推动POE粒子和POE胶膜价格一直走高,带动POE胶膜企业毛利率相应提升。而随着粒子价格居高不下,叠加替代方案逐渐成熟,下游组件厂商或逐渐增加替代方案的供货比例,供给约束可能逐步解除。

需求端:N型组件+双玻组件渗透率提升,激发POE胶膜需求。一方面,TOPCon组件对水汽阻隔率、抗PID等性能要求更高,具备更优性能的POE胶膜能给组件带来更好性能,因此更符合TOPCon组件的需求。根据CPIA的数据,21年EPE+POE出货占比约为23%,即对应出货量合计约为4.6亿平米,预计22年TOPCon组件出货量为20GW,对应POE胶膜需求仅为2亿平米,而23年预计N型组件出货量为80-100GW,对应POE胶膜需求增长至8-10亿平米,同比增长约4-5倍,POE胶膜的需求潜在空间广阔。

另一方面,由于双玻组件具备更高的发电效率(比常规组件高4%)、低衰减(常规组件为0.7%,双玻为0.5%)、长寿命(比常规组件多5年)等优点,地面电站业主更青睐使用双玻组件。而双玻组件由于背面采取玻璃替代传统背板,背面玻璃容易与EVA胶膜产生钠离子,造成PID衰减,因此双玻组件普遍采用POE或者EPE。因此随着明年地面电站并网加速,双玻组件占比预计也相应提升,从而带动POE和EPE胶膜的需求增长。

供给端:进口增量有限,国产替代缓慢。由于POE制备工艺尚未公开,国内厂商研发产品仍处于调试阶段,因此我国POE树脂目前几乎全部依赖进口。目前全球POE产能集中在海外的几家主要供应商,陶氏化学、三井化学、SSNC、埃克苏美孚、北欧化工合计产能占据全球产能的95%。展望明年,我们认为国内POE粒子有效产能约为35万吨,主要增量来自陶氏和SABIC。虽然国内厂商已经在进行POE粒子研发生产,比如万华预计23年底能实现POE项目一期投产,届时产能预计达到20万吨/年,万华、茂名石化和斯尔邦的中试装置已经出货生产,但是预计明年年底之前国内POE粒子需求仍然依赖进口。

根据我们的推算,在谨慎假设下,预计在明年非EVA封装方案中,纯POE胶膜占比为60%,对应POE粒子需求量为40万吨,相对于35万吨的供给量将处于供不应求状态。而通过倒推计算得出,纯POE胶膜占比下降到45%,对应纯POE胶膜需求量为5亿平米,对应粒子需求量则刚好为35万吨,换而言之,若明年替代方案可支撑3亿平米及以上的N型组件胶膜需求(假设TOPCon出货80GW),则供给约束将得到缓解。反之,POE粒子价格由于供给受限将短期内持续走高,叠加胶膜厂商具备良好的顺价能力,胶膜企业将迎来阶段性“利增”。

2.2.石英砂:高纯石英砂紧缺,国产化+N型组件提高耗用量

对于石英坩埚而言,耗用量的增加和价格的上涨都将共同推动单GW价值量的提升。价格的上涨主要源自上游原料石英砂的供给受限,增长速度显著慢于下游硅片,而石英砂和石英坩埚价格的持续上涨最终将迫使国内厂商使用价格更低廉但质量较次的国产砂作为中层砂甚至内层砂,从而降低坩埚使用寿命,间接增加了坩埚的耗用量。因此,我们判断,在明年海外供给无明显增加的情况下,石英坩埚的盈利水平将得到大幅提升。供给端:高纯石英砂资源紧缺,海外企业垄断主要供给。影响石英坩埚质量的主要是石英砂品质,按照坩埚结构,可分为内层、中层和外层砂,用量比例一般为3: 3:4,而由于内层砂直接与硅液接触,因此坩埚对于内层砂的要求最高,一般要求使用进口的高纯石英砂,国产砂和进口砂最大的区别在于粒度的分布,前者由于气泡包裹体较多,在长时间高温拉晶过程中容易导致气泡破裂,从而使得杂质进入到硅液,这一差异本质是石英砂矿的差异,难以通过工艺弥补,因此生产高品质石英坩埚需要保证一定比例的高纯进口砂用量。

海外主要供应商扩产速度较慢。目前全球具备较高矿石质量和生产工艺的企业较少,主要为美国的尤尼明和挪威的TQC,两者的矿石都来自美国SprucePine矿区,该矿区拥有全球90%的高纯石英砂供应量。因此,海外两家企业的产能和出货规划直接影响到我国石英砂进口,从而制约着高品质石英坩埚的产量。而由于矿产资源稀缺,海外两家企业扩产步伐较慢,我们预计,尤尼明+TQC两家企业的石英砂产能将从22年的2.6万吨增加到23年的2.86万吨,约造成3000吨左右的供给缺口。因此,明年来看,由于石英砂供给紧张,预计将推动石英砂和石英坩埚的价格上涨,盈利亦将随之呈现较好增长。

需求端:石英砂国产化+N型组件占比提升,推动耗用量有望进一步提升。一方面,虽然高纯进口石英砂可以有效延长坩埚寿命,但是为了保证拉晶产量,国内硅片厂商预计会使用部分国产砂替代进口砂作为内层砂,而为了保证硅液免受杂质的影响,使用国产砂作为内层砂的坩埚一般会做成28英寸及以下的小尺寸坩埚,因为小尺寸坩埚使用时长更短,内层砂的气泡不会完全释放,进入到硅液的杂质也相对减少。而小尺寸的坩埚意味着拉晶时间更短,在单位时间内的耗用量也相应提升,从而带动石英坩埚的需求提升。另一方面,N型电池由于对晶棒的纯度要求更高,对应的坩埚寿命比P型的普遍要低50-100个小时,因此所消耗的石英坩埚更多,所以随着明年TOPCon的渗透率提升,预计石英坩埚的耗用量也相应提升。总体而言,随着小尺寸坩埚占比提升和N型电池渗透率提升,石英坩埚的耗用量有望得到进一步提升。

根据我们的测算,假设23年32英寸及以下的坩埚占比维持在40%,且N型硅片占比达到30%,对应石英砂总需求量约为10.96万吨,考虑到需要维持30%的进口砂比例,因此进口砂需求量约为3.3万吨,相较于尤尼明和TQC共计约2.9万吨的进口量,预计会产生4000吨的供需缺口。因此,在明年供给紧缺的情况下,即使小尺寸的坩埚维持一定比例,石英砂供给缺口仍然较大,我们看好石英砂和石英坩埚在售价上持续走高,增厚利润空间,叠加国产化和N型硅片趋势,单GW坩埚消耗量也有望重回增长。

2.3.焊带:新技术加速迭代,溢价空间有望延续

辅材产业链的新技术一般是配合主产业链实现降本增效的,而23年作为N型电池放量的元年,银浆在N型电池耗用量的增加成为降本的主要关注点,因此我们认为,明年的辅材新技术应重点关注辅材端降银浆成本的技术。一般而言,降低银浆成本的方法主要有两类方法,一是对栅线印刷技术进行优化,通过多主栅技术或无主栅技术降低耗用量,二是对银浆原料进行国产化替代或材料替换,用更廉价的原材料降低成本。

目前主流的降银浆方案为多主栅技术和无主栅技术,我们认为,考虑到焊带技术成熟度和其他新技术的认证周期,预计明年仍将以焊带降银浆方案为主。银浆的耗用量与主栅的宽度密切相关,一般而言,主栅数量越多,宽度越窄,银浆耗用量越少。因此多主栅技术的不断升级,也持续降低组件的银浆耗用量,比如相较于5BB,MBB技术能有效使得P型电池银浆耗用量降低36mg/片、使得HJT电池银浆耗用量降低100mg/片,而SMBB技术则进一步缩小主栅宽度,使得电池银浆耗用量相较于5BB减少了128mg/片。更进一步而言,针对HJT电池,采用0BB技术能进一步降低银浆耗用量,根据迈为透露,目前主流厂商HJT组件的银浆耗用量为18mg,而去除主栅线后,0BB异质结组件的单瓦银浆用量可以降到12mg。

SMBB焊带有望延续高溢价。考虑到焊带线径与耗用量不存在成比例关系,在多主栅技术下无法预测焊带单GW耗用量的增减,因此对于SMBB焊带的单GW价值量,增量主要来自新技术带来的溢价。比如MBB技术在2019年上市之初,产品售价较常规互连焊带高10-15%,毛利率高5-10%,直到2021年才因原材料成本大幅上涨而出现均价和毛利率大幅下滑。考虑到SMBB技术在22年才逐步面向市场,且更细线径对于焊带厂商生产工艺要求更高,龙头厂商具备相对更高的技术壁垒,叠加对SMBB焊带需求更大的N型电池在23年才真正放量,技术壁垒更厚+终端需求放量支撑,将推动SMBB焊带相对溢价至少延续至明年,我们看好SMBB技术给行业和龙头厂商进一步增厚的利润空间。

低温焊带具备更大想象空间。进一步而言,0BB技术通过使用焊带汇集电流的方式取代原有的主栅,一方面可以减少主栅消耗的银浆,大幅降低银浆耗用量,另一方面通过缩短细栅传输电流的路径减少功率损耗。0BB技术未来将主要与低温焊带结合应用到HJT组件中,为HJT组件实现降本增效。而0BB技术和低温焊带由于技术难度较SMBB焊带进一步提升,因此预计能为焊带厂商提供更大的溢价空间。

2.4.接线盒:芯片接线盒有望加速渗透

光伏接线盒的新技术主要指能承载更大电流的芯片接线盒和功能集成化的智能接线盒。虽然下游N型组件放量并不会引起对接线盒耗用量的增加,但是由于产品性能更优且行业竞争格局相对稳定,预计芯片接线盒能延续溢价空间,在渗透率快速提升的情况下推动接线盒单GW价值量持续提升。

芯片接线盒具备更高性价比。相较于传统的二极管接线盒,芯片接线盒最大的区别在于,公司通过对外购芯片采取低压封装的方式实现与接线盒的装配,该工艺一是避免了高压注塑过程中射流对芯片和结构件造成的冲击,二是具备良好的散热结构和封装工艺,提高承载大电流的稳定性,三是芯片模块与接线盒整体设计,有利于大批量和自动化生产。因此芯片接线盒具备散热能力强、承载电流大、生产自动化水平高等特点。而随着光伏组件朝着大尺寸、大功率的技术方向发展,组件对于接线盒所需承载电流的要求也不断提高,从原来普遍的20A提升至25A甚至30A。对于传统二极管,要将承载电流从20A提高到25A,成本一般要增加10-15%,而芯片接线盒售价则和原来一样。因此,芯片接线盒在同等价位甚至价格更便宜的情况,实现性能更优的表现,给组件带来更好的保护作用。

技术壁垒相对较高,龙头优势明显。虽然接线盒市场格局较为分散,玩家众多,但是芯片接线盒的低压封装技术为通灵股份在业内首次引入并使用,短期内少有其他厂商跟进,新产品具备一定的技术壁垒,叠加公司已通过募投资金积极布局新产能,规模优势显著,因此我们预计芯片接线盒目前的溢价空间短期内仍将延续,后续随着芯片接线盒产能和销售占比持续提升,将进一步增厚公司利润空间。

最新相关
5GW!印度启动一项光伏购电招标

5GW!印度启动一项光伏购电招标

印度马哈拉施特拉邦配电公司(MSEDCL)启动了一项从5GW太阳能光伏项目中购电的招标。中标方将与MSEDCL签订购电协议(PPA)。这些电力可由位于印度任何地方的太阳能电站提供,PPA期限为25年。项目必...

逆变器出口数据转正,拐点来了?

逆变器出口数据转正,拐点来了?

去年,欧洲的逆变器库存成为备受关注的问题,随着欧洲去库存需求改善后,预计2024年欧洲区域出口量将重回增长。从市场规模来看,海外市场占全球光伏新增装机约一半,且户储、微型逆变器等高利润产...

新型储能进入大规模发展期

今年的《政府工作报告》提出,加强大型风电光伏基地和外送通道建设,推动分布式能源开发利用,提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力,发展新型储能,促进绿电使用和国际互认,发挥煤炭、煤电兜...