（報告出品方/作者：華創證券，龐天一）

一、行業基礎知識

（一）光伏發電理論概要

1、光伏發電原理

光伏發電是利用半導體界面產生的光生伏特效應，將光能直接轉變為電能的過程。發電 機產生的直流電能通過逆變器轉化為交流電能，通過升壓變壓站升壓后輸送至電網， 通 過電網輸電線路將電能傳輸到用電端。

2、光伏發電分類

光伏電站主要分為集中式電站和分布式電站兩大類。由于光伏電站安裝相較于風電有靈 活性高的特點，因此相較于傳統的大規模風電廠，光伏電站不僅可以大規模集中安裝， 還可以分布于建筑物表面、戶外等多個場景中。集中式光伏電站是指將光伏陣列安裝于 山地、水面、荒漠等較為寬闊的地域，陽光照射后光伏陣列可產生直流電，逆變器再將 直流電轉變成交流電后，經由升壓站接入電網。集中式光伏電站的規模普遍較大，一般 均在 10MW 以上，且目前 100MW 以上的特大型光伏電站逐漸增多。

分布式光伏電站一般裝機規模小，安裝較為靈活。分布式電站主要可以分為與建筑結合 和非與建筑結合兩大類，與建筑結合的又分為光伏建筑結合（BAPV）和光伏建筑一體化 （BIPV）。

3、光伏發電的優勢與不足

在碳達峰、碳中和背景下，光伏發電作為我國能源轉型的中堅力量發展迅速，其主要優 勢包括：（1）廣泛性。太陽光照射地球表面，不限地域，無論陸地、海洋、高山或是平 地，都可以開發利用，雖然照射時間和強度不同，但其分布廣泛，不會因為地域或天氣 等原因無法獲取。（2）無限性和可持續性。根據目前太陽產生的核能速率估算，氫的貯 量足夠維持上百億年。在生態污染愈加嚴峻的今天，太陽能資源取之不盡用之不竭，是 一種真正可再生的清潔能源。（3）安裝地點靈活。建筑物的屋頂開闊，擁有不受建筑物 朝向影響、接受光照時間長、最大程度避免陰影干擾等優勢。光伏發電不僅能夠安裝在 住宅設施屋頂上，也能夠安裝在工業規模的設施中，通過太陽能發電獲取電能來滿足建 筑物內的用電需求。在鄉村振興領域，屋頂分布式光伏技術的發展也可有效解決縣域地 區的用電問題。

（4）綠色環保。光伏發電本身不消耗燃料，不排放包括溫室氣體和其他 廢氣在內的任何物質，不污染空氣，不產生噪聲。（5）提高國家能源穩定性。通過光伏 發電，人們可以減少對化石燃料發電的依賴，有效避免能源危機或燃料市場不穩定而造 成的沖擊，從而提高國家能源安全性。（6）運維成本低。光伏發電無機械傳動部件，運 行穩定可靠。一套光伏發電系統只要有太陽能電池組件就能發電，加之自動控制技術的 廣泛運用，基本上可實現無人值守，維護成本低。

不可否認現階段光伏發電也存在一些缺點，未來行業更好的發展要著力于克服這些缺點。主要劣勢表現在：（1）能量供應不穩定。光伏發電量會受到季節變化、天氣情況、晝夜 交替以及太陽輻射強度的影響。長期的雨雪天、陰天甚至云層的變化都會影響光伏發電， 當沒有太陽的時候就不能發電或者發電量很小，會影響用電設備的正常使用。（2）占地 面積廣。由于太陽光照射的能量分布密度小，這導致光伏發電大規模應用時，設備占地 面積相對其他發電設備較大。（3）地域依賴性強。由于地理位置不同，氣候不同，各地 區日照資源相差很大。部分光能資源豐富地區距離用電負荷中心較遠，且當地經濟欠發 達，消納能力弱，需要通過輸電網遠距離集中外送，導致光伏發電產生的能量不可避免 地出現損耗。

（二）中國光伏發展基礎

太陽能是太陽內部連續不斷的核聚變反應過程產生的能量，其利用方式有光熱轉換和光電轉換兩種。太陽輻射到地球大氣層的能量高達 173000TW，也就是說太陽每秒鐘照射 到地球上的能量就相當于 500 萬噸煤燃燒釋放的能量。在化石燃料日趨減少的情況下， 太陽能作為一種新興的可再生能源，已成為人類使用能源的重要組成部分，并不斷得到 發展。

固定式光伏發電可利用的太陽能資源是光伏組件按照最佳傾角放置時能夠接受的太陽總 輻照量。根據目前國內的設計經驗，按照 80%的總體系統效率，能夠計算出固定式光伏 電站的首年利用小時數。

從區域分布來看，太陽能資源地區性差異較大，總體上呈現高原、少雨干燥地區大；平 原、多雨高濕地區小的特點。我國東北、華北、黃淮東部、西北中西部、西南中西部等 地年最佳斜面總輻照量超過 1400kWh/m2，首年利用小時數在 1000 小時以上，其中，新 疆大部、西藏大部、青海、甘肅中西部、內蒙古以及四川西部年最佳斜面總輻照量超過 1800kWh/m2，首年利用小時數在 1400 小時以上，為我國最大光能資源區。重慶中南部、 貴州中北部、湖南西部以及湖北西南部，為我國最小光能區。

（三）光伏產業圖譜

中游產品集中度高，上下游發展空間大。光伏產業上游是硅料、硅片等。多晶硅生產是 光伏產業鏈的首端，也是影響產業發展規模的重要環節。由于我國硅料擴產周期較下游 長，供需存在較大缺口，仍然依賴于國外進口，隨著我國硅料企業擴產計劃的延展，多 晶硅供需不平衡局面將有所緩和。光伏產業中游主要是電站設備的主要構成部件，主要 部件為電池、組件、逆變器、支架等。中游企業相對集中，在政策和技術雙重驅動下， 產品產能擴張速度快，主要產品生產已位居世界前列水平。光伏產業下游是光伏電站運 營商。相比歐美發達國家，我國光伏發電水平發展較緩，電站規模化程度還不夠。在雙 碳目標和可再生能源發展政策的支持下，我國光伏裝機增速明顯，有望實現產業規模化。

二、盈利模式

（一）光伏運營盈利框架

從收入端來看：新能源運營的主要營業收入來自于發售電，電力收入疊加各種利好最終 構成主要營業收入。發電收入可拆解為發電量（量的層面）與電價（價的層面）。量的 層面：裝機容量和利用小時數共同決定發電量，我們認為發電量的影響主要體現在裝機 容量上，一方面，光伏由于資源稟賦本身的問題（一天當中的日照時間較為固定），導 致一定資源區內的利用小時數不會出現較大變化，因此利用小時數對盈利的影響程度相 對較小；另一方面，光伏安裝相對靈活，裝機容量的邊際變化相對顯著。價的層面：一 方面，目前光伏基本已經實現平價上網，電價降低對盈利的負面影響已經逐步釋放完畢；另一方面，綠電政策、CCER 有望落地都將增厚光伏運營商的盈利，一定程度上可以認 為諸多利好政策在一定程度上增厚了電價。

從成本端來看：光伏運營與風電類似，同樣不需要燃料成本，成本主要反映在折舊與財 務費用上，而折舊主要與初始建造成本相關。

短期看裝機、電價，中長期看技術。我們認為收入端的因子更多地體現在短期變化上， 即新增裝機、電價增厚對盈利的影響體現在相對較短的時間維度。而成本端的初始投資 成本則需要靠長期的技術推動與革新來支持，需要以更長時間的視角來考量。

（二）敏感性分析

假設一個處于 2 類資源區的 30MW 的光伏項目，按照其生命周期為 25 年、初始投資成本 按 CPIA 計算及推測的 2020 年 3.38 元/W、利用小時數按照二類資源區 1400 小時、電價 按 0.38 元/千瓦時，以此為依據對該項目的 NPV 進行計算。具體核心假設如下：

電價變化對該項目 NPV 的影響更為顯著。在其余條件保持不變的情況下，初始投資成本 增加或減少 5%，NPV 將由 0.16 億變為 0.13 億/0.19 億；電價變動增加或減少 5%，NPV 將由 0.16 億變為 0.21 億/0.11 億。由此可見，初始投資變動對項目 NPV 的影響程度要小 于電價變動對項目 NPV 的影響。

三、行業政策

（一）行業發展政策

光伏發電是一個受國家政策引導較大的行業，光伏發電產業在我國的快速發展與組件價 格的快速下降和積極的政策導向密不可分。國家大力支持包括光伏、風電等在內的可再 生能源的開發與利用，一方面通過指導裝機規模和制定行業標準等方式，引導國內光伏 發電行業朝著健康有序、科學創新的方向發展，另一方面通過財政補貼、政策優惠等途 徑扶持新能源發電行業的成長與發展，并最終實現平價上網的目標。

2021 年是“十四五”及全面建設社會主義現代化國家新征程開局之年，在中國經濟新發 展格局下，由“高碳能源”轉型到“綠色低碳能源”也成為能源產業變革的必由之路。根據國家能源局局長章建華的最新表態，對于未來能源工作，要加大煤炭的清潔化開發 利用、大力提升油氣勘探開發力度；加快風能、太陽能、生物質能等非化石能源開發利 用，推動低碳能源來替代高碳能源、可再生能源替代化石能源。

1、“碳達峰”“碳中和”：能源轉型大勢所趨

2020 年 9 月 22 日，中國政府在第七十五屆聯合國大會上提出：“中國將提高國家自主貢 獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于 2030 年前達到峰值，努力爭 取 2060 年前實現碳中和。”2021 年 3 月 5 日，2021 年國務院政府工作報告中指出，扎 實做好碳達峰、碳中和各項工作，制定 2030 年前碳排放達峰行動方案，優化產業結構和 能源結構。面對碳排放總量大、高碳發展慣性強的嚴峻形勢，中國要用不到 10 年時間實 現碳達峰，再用 30 年左右時間實現碳中和，任務非常艱巨。碳排放問題的根源在于化石 能源的大量使用，未來能盡快擺脫化石能源依賴，應重視加快推進清潔能源替代和能源 消費電能替代，實現能源生產清潔主導、能源使用電能主導，能源電力發展與碳脫鉤、 經濟社會發展與碳排放脫鉤。在此背景下，光伏等一系列新能源發電將迎來發展的新機 遇。

2、清潔能源使用：光伏更具競爭力

“清潔”能源是由可再生資源和無碳資源生產的能源。與化石燃料等傳統能源相比，清 潔能源產生的污染要少得多，對我們的地球更有利。在“碳達峰”、“碳中和”的背景 下，大力推進清潔能源的發展是社會的一致共識。從能源格局演變看，新型的清潔能源 取代傳統能源是大勢所趨，開發利用水能、風能、生物質能等可再生的清潔能源資源符 合能源發展的軌跡。各省市都在積極制定更加詳細的新能源發展戰略，隨著集中式光伏發電的全面平價無補貼上網，未來光伏將更具競爭力；隨著電網優化建設，智慧電網將 進一步提升供電效率，降低運營成本；新型儲能技術的不斷發展有利于調節性電源建設， 提升新能源消納能力，電力系統調節將更加靈活。

（二）電價及補貼政策

1、電價政策

價格是引導資源配置的靈敏信號。近年來，國家發改委逐步建立并完善上網電價政策， 不斷調低了光伏上網電價。2013 年發改委頒布《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健 康發展的通知》，依照各地太陽能資源條件和建設成本的標準，將全國各地劃分為三類 太陽能資源區，根據所劃分的資源區制定光伏電站的標桿上網電價。2013 年至 2019 年間， 國家發改委逐年調整光伏行業的標桿上網電價。從 2019 年開始，政府努力實現光伏發電 的市場化交易，將推進光伏發電平價上網作為今后制定光伏電價政策的發展方向。

2021 年 2 月 26 日國家能源局在《關于 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知 （征求意見稿）》中提出納入保障性并網規模的項目由各省級能源主管部門以項目上網 電價或同一業主在運補貼項目減補金額等為標準開展競爭性配置；此后發改委進一步頒 布《關于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知》，對于集中式光伏電站、工商業 分布式光伏項目中央財政不再補貼，已實現全面平價。

2、補貼政策

隨著光伏發電補貼政策的不斷完善，我國光伏發電行業經歷了初裝補貼到度電補貼再到 競價補貼政策時期，隨著光伏發電度電成本的下降，集中式光伏平價上網條件已經具備。根據國家發展改革委 2021 年 6 月 7 日印發的《關于 2021 年新能源上網電價政策有關事 項的通知》，明確從 2021 年起，對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目，中 央財政不再補貼，實行平價上網。2021 年新建項目上網電價，按當地燃煤發電基準價執 行，可自愿通過參與市場化交易形成上網電價。而對于存量項目，根據國家相關規定， 其補貼強度將保持長期穩定。

（三）消納政策

近年來，我國清潔能源產業不斷發展壯大，已成為推動能源轉型發展的重要力量，為建 設清潔低碳、安全高效的能源體系做出了突出貢獻。但同時清潔能源發展不平衡不充分 的矛盾也日益凸顯，特別是清潔能源消納問題突出，已嚴重制約行業健康發展，引起了 國家的高度重視。為了更好地促進風電、光伏發電、水電和核電等清潔能源高質量發展， 可以從“輸電”和“儲能”兩方面共同助力光電消納，最終建立起清潔能源消納的長效 機制。

四、當前展望

（一）碳中和承諾下的高景氣度賽道

1、碳中和承諾下市場容量有望翻番

碳中和催化能源轉型，光伏駛向快車道。2020 年 9 月 22 日，中國政府在第七十五屆聯合 國大會上提出：“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化 碳排放力爭于 2030 年前達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和。”碳排放問題的根 源在于化石能源的大量使用，未來能盡快擺脫化石能源依賴，應重視加快推進清潔能源 的開發和替代。在此背景下，光伏發電將駛向快車道。

全球光伏市場規模加速擴大，國內光伏裝機超預期發展。2020 年全球新增光伏裝機達 130GW，創歷史新高，其中，海外光伏裝機規模及工廠產出受疫情重創出現明顯下滑， 新增裝機量約 80GW。在光伏發電成本持續下降和全球綠色復蘇等有利因素的推動下， 全球光伏市場也將快速增長。據中國光伏行業協會預測，2021 年全球新增光伏裝機約 150-170GW。縱觀國內市場，2020 年國內光伏裝機超預期發展，新增 48.2GW，同比增 幅達 60%。

未來五年光伏新增裝機有望實現倍增。為達到非化石能源占一次能源消費比重達 25%左 右的目標，在十四五“碳中和”政策支持下，2021 年國內新增裝機預計達 55-65GW，十 四五期間光伏年均新增裝機或將在 70-90GW 之間，到 2025 年國內光伏新增裝機最高可 達 110GW，樂觀情況下光伏新增裝機較當前水平有望實現倍增。

2、分布式崛起，有望成為光伏增長的第二曲線

從裝機總量上來看，集中式光伏大幅領先分布式光伏。2020 年集中式光伏總裝機 174.4GW，占總裝機的 69%；分布式光伏總裝機為 78.3GW，占僅總裝機容量的 31%。從新增裝機結構來看，分布式占比逐漸提升。近五年，集中式光伏新增裝機占總裝機的 比例呈現下降趨勢。2021 年一季度，分布式光伏新增裝機首次超過集中式光伏。

集中式與分布式并舉。分布式光伏能夠就地取能，以分散靈活的巨大優勢靠近用電區域 開發，從而作為能源的重要補充。分布式光伏的一大優勢是可以采用“自發自用，余量 上網”的模式，在用電需求較大、用戶電價較高的中東部地區可以因地制宜發展中小型 分布式光伏。預測未來集中式與分布式光伏將進一步做到優勢互補，共同促進光伏產業 的協同發展，

（二）整縣光伏與 BIPV 齊飛，分布式光伏星辰大海

1、整縣光伏試點超預期落地

6 月 20 日，國家能源局發布《關于組織申報整縣(市、區)屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，在全國范圍內組織開展整縣（市、區）的屋頂分布式光伏的開發試點工作， 同時明確指出黨政機關建筑屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于 50%；學校、醫院、 村委會等公共建筑屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于 40%；工商業廠房屋頂總面積 可安裝光伏發電比例不低于 30%；農村居民屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于 20%。

試點推進超預期，兩成縣區納入試點項目。在中央政策出臺后，多地陸續出臺分布式光 伏建設的相關政策。據北極星統計，截至 9 月，已經敲定整縣光伏開發的市、縣、區已 達 193 個。9 月 13 日，國家能源局發布了《國家能源局綜合司關于報送整縣（市、區） 屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，通知公布了全國整縣光伏推進試點縣市的最終 名單，最終共有 33 個省份的 676 個縣（市、區）被列入光伏整縣的試點區域，超過此前 預計的 22 個省份。按照全國約 2853 個縣級行政區計算，約有 23.7%的區域列入該次整 縣光伏試點。

分布式光伏就地消納優勢凸顯。此次光伏整縣安裝試點與當前光伏累計裝機分布有較大 差異。從地域分布圖來看，光伏累計裝機呈現出“上深下淺”的特征，即西部、東部分 布較為集中，南部分布較少；而此次光伏整縣安裝試點呈現出“左淺右深”，光伏累計 裝機較少的省份（如廣西、廣東、福建及浙江）目前試點均超過了 20 個。中東部等較為 發達的區域均有較多試點分布，該地的用電需求旺盛，分布式光伏將優先解決當地消納， 有效地避免了集中式新能源產電用電地域錯配的問題。

電力龍頭跑步入場。大型企業依托于資本優勢及強大的關系網絡在本次整縣開發中收獲 了大批項目。在目前已敲定的 193 個整縣光伏開發的市、縣、區中，前五大開發企業簽 約多達 131 個（含合作項目），占比近 7 成（含合作項目）。

2、BIPV 優勢凸顯，后續增長潛力巨大

分布式光伏分與建筑結合和非與建筑結合兩類，其中非與建筑結合的又分為 BIPV 和 BAPV。BIPV 為太陽能光伏建筑一體化解決方案，通過在建筑表面安裝光伏陣列為建筑 物提供電力，實現電力的自發自用；同時也可以與電網相連接，實現電力的全額上網。BIPV 通過將光伏與建筑物的有機結合，既能作為建筑材料或裝飾材料，又能為建筑提供 電力，實現了建筑與電力的有機結合，極大提高了資源的利用率和利用價值。BAPV 則 不直接作為建筑的一部分，僅通過支架等與建筑物結合，光伏面板移走后建筑仍保持完 整。

與 BAPV 相比, BIPV 有諸多優勢。由于 BIPV 直接作為建筑的一部分不存在屋面板，而 BAPV 中面板的承辦占比達到了 35%，因此在經濟性方面 BIPV 的單位成本造價低于 BAPV 近 40%，且壽命長于 BAPV30 年左右。在安全性和施工難度方面，由于 BIPV 不 存在屋頂面板，一般不會因為外力的作用導致光伏面板變形從而引發安全問題，且鋁鎂 錳屋面板一般安裝難度較大，BIPV 將極大降低施工難度；在防水性方面 BIPV 整個屋面 表面采用無穿孔連接技術，可有效避免漏水隱患。

優勢加持疊加價格敏感程度低，持續看好 BIPV 的增長潛力。隨著 BIPV 的不斷發展，其 優勢也逐漸顯現。BIPV 由于將光伏面板作為建筑的一部分，成本可部分轉嫁到到建筑當 中，因此相較于純粹的光伏面板，BIPV 對價格的敏感程度相對較小。在 BIPV 的諸多優 勢加持下，持續看好未來與建筑融合的分布式光伏的增長潛力。

（三）從 LCOE 拆分看成本變化

平準化度電成本 LCOE（Levelized Cost of Energy）通常用來衡量光伏發電的整個項目 周期的單位發電成本。根據公式，LCOE 由初始投資、運營成本、產值收益、稅費、發 電量等因素決定。

2010 至 2020 年全球范圍內可再生能源 LCOE 持續下降，光伏發電經濟性顯著提升。相 較于 2010 年的 0.381 美元/kWh，光伏平均 LCOE 已于 2015 年下降至火電平均 LCOE 波 動范圍（低于 0.15 美元/kWh），到 2020 年實現 0.057 美元/kWh 的經濟性優勢，過去十 年降幅約 85.0%，遠高于海上風電 48.1%和陸上風電 56.2%的降幅。相較全球，中國光伏 度電成本較低，光伏發電性價比更優，2020 年已實現 0.044 美元/kWh，較 2010 年的 0.305 美元/kWh，降幅高達 85.6%。

總體來看，隨著技術迭代，我國光伏 LCOE 有望進一步下探。據 CPIA 全投資模型測算， 2020 年集中式光伏電站在 1800 小時、1500 小時、1200 小時、1000 小時等效利用小時數 的 LCOE 分別為 0.2、0.24、0.29、0.35 元/kWh；分布式光伏電站在在 1800 小時、1500 小時、1200 小時、1000 小時等效利用小時數的 LCOE 分別為 0.17、0.2、0.26、0.31 元/kWh。隨著組件設備的成本壓縮，運維能力的加強，集中式及分布式光伏電站 LCOE 預估未來 十年仍呈下降趨勢，預計 2021 年大部分地區可實現與煤電基準價同價。

從 LCOE 分解來看，光電的經濟性的提升主要體現在兩個方面：初始投資的下降及運營 費用的降低；此外，電價負面效應的釋放完畢與效率（發電小時數）的企穩也將為 LCOE 進一步下降提供保障。

初始投資方面：光伏系統的初始投資主要分為三部分：包括系統成本（組件、逆變器、 支架等硬件）、電站安裝費用、軟性成本（融資等）。對于大部分國家地區來說，硬件 系統支出約占初始投資 60%以上。硬件系統成本的壓縮是初始投資縮減的重要因素。在 過去十年里，光伏行業持續不斷的技術發展提高了產業鏈的技術競爭力，整體產業鏈硬 件系統成本得到大空間壓縮，經濟性也逐步凸顯。其中，光伏組件成本壓縮空間巨大， 占 LCOE 降幅 46%，下降成本達 0.15 美元/kWh；相配套的逆變器、光伏支架、以及其他 周邊系統降幅占比 18%，約 0.059 美元/kWh。而 2010-2020 年，電站安裝成本和軟成本 降幅分別占光伏 LCOE 降幅 12%和 18%，軟成本降幅中有 4%是由于融資條件改善所致。

運維費用方面：相較于初始投資的大幅縮減，運維費用的調整空間有限，過去十年里， 實現成本壓縮 0.006 美元/kWh、占 LCOE 降幅 2%。

電價與效率方面：目前光伏基本已經實現平價，電價負面效應即將釋放完畢。效率方面， （我們將發電能力來作為衡量光伏發電效率的指標），后續利用小時的企穩也將為 LCOE 進一步下降提供保障。

綜上，我們將通過解構影響的光伏 LCOE 的四大因素（投資、運營、電價、效率），以 挖掘產業鏈未來潛在的降本空間。

1、投資：從光伏產業鏈來看，成本下降趨勢仍存

“技術發展+產能釋放”將進一步降低初始投資。過去十年，全球光伏產業發展迅猛，2020 年全球平均光伏初始投資約 883 美元/kW，相比 2010 年的 4731 美元/kW，降幅達 81.3%。2020 年中國平均初始投資約 651 美元/kW，同比 2010 年實現降幅 83.7%。巨大的降本空 間主要由技術迭代和產能釋放驅動。技術創新不斷延展，從硅錠生長方法的改進，到金 剛石切片技術的提升，到單晶 PERC 電池大規模應用，再到雙面、半片、疊片等組件技 術的進步，光伏產品無論是從成本還是效率上都有很大的改善；從規模上來看，產業鏈 各環節擴產速度快。過去十年，全球多晶硅產能增長四倍以上，全球組件產能也實現五 倍增長，全球新增光伏裝機也從 2011 年的 30.2GW 增加至 2020 年的 130GW，規模化競 爭也大大壓縮了各環節成本。依托于光伏產業技術和規模的快速發展，2020 年我國初始 投資成本也處于全球各國低位水平。目前，我國光伏產業規模增速逐步放緩，降本空間 受限，技術進步將是未來光伏行業降本增效的主要手段。

初始投資可分為三個部分：硬件系統成本、安裝費用、軟性成本。據 IRENA 數據庫統計， 2020 年中國初始投資硬件系統成本占比最高，超 60%，其中組件、逆變器、支架成本占 比近五成。組件及配套設備的降本增效仍然是初始投資縮減的重要驅動因素。從產業鏈主要環節來看組件降本空間：組件主要由電池片和其他封裝部件（玻璃、膠膜 EVA、背板、邊框等）構成，其中電池片為成本主要部分。從構成來看，組件的價格會 受電池片等構成部分影響；從整體來看，產業鏈各環節的變化，例如上游的原料價格浮 動，會傳導至后端的組件價格表現。為了更好的挖掘組件潛在的降本增效空間，我們可 以從產業鏈的細分環節來探求影響價格傳導的基本要素。

（1）硅料：價格持續高位

供需不平衡，硅料價格跳漲。2021 年以來，國內硅料價格漲勢洶洶，從年初的 90 元/kg 上漲到 7 月的 210 元/kg，漲幅高達 133%，相比去年同期增長 153%，進口硅料價格也逐 趨攀升。主要原因是硅料供需不平衡。

硅料擴產周期較下游擴產周期長是硅料供需不平衡的重要原因。近年我國光伏裝機規模 增速較大，全產業鏈均處于大幅擴張階段。相較于硅片、電池片，多晶硅料擴產周期顯 著較長，建設周期約 12-18 個月，產能爬坡周期約 3-6 個月。據 CPIA 數據統計，2021 年 上半年多晶硅產量 23.8 萬噸，同比增長 16.1%，而硅片、電池片、組件擴產增速快，分 別同比增長 40%、56.6%、50.5%，遠遠高于硅料的擴產進程，硅料供需不平衡的問題隨 之顯露，價格開始上揚。同時，部分企業為保證硅片擴產計劃的原料供應，會與硅料供 應商簽訂長期硅料供給合同，進一步加劇了市場硅料供應緊張，硅料價格也持續走高， 從 2021 年 5 月起，硅料市場價一直穩定在每千克 200 元以上的高位。

硅料價格短期仍將持續高位。目前，年內并沒有較大的硅料產能擴張計劃，四季度又為 裝機旺季，硅料供需緊張程度將進一步加劇。從短期來看，硅料一直穩持在價格高位， 上漲空間有限，上漲態勢趨緩。從長期來看，待未來硅料產能釋放，供需平衡將有望緩 解。

多晶硅料的生產技術主要為改良西門子法和硅烷流化床法，產品形態分別為棒狀硅和顆 粒硅。改良西門子法生產工藝相對成熟，是市場上多晶硅制備的主流工藝，2020 年改良 西門子法生產的棒狀硅約占全國總產量的 97.2%。

較改良西門子法而言，硅烷流化床法具有低成本、高性能的明顯優勢。從成本能耗方面來看，改良西門子法需要在 1000 度以上的高純硅芯上用高純氫還原高純三氯氫硅，而流 化床技術反應溫度僅 650-700 度，熱分解的還原電耗更低。同時，硅烷法生產技術流程 較改良西門子法更短，工序更少，對于設備的投資，折舊和生產電耗上都有明顯的降本 空間。結合硅烷法無需破碎的特性，破碎成本也相應省去。從性能方面來看，硅烷法產 生的顆粒硅流動性好。相同體積單晶爐可以投放更多的顆粒硅，大幅提升硅棒生產效率；尺寸大小很好地滿足了直拉單晶的復投料要求，在 CCz 工藝生產中具有明顯優勢。近兩 年，國產顆粒硅在質量上實現技術突破，自身品質已達到改良西門子法多晶硅標準，投 產周期短、且較改良西門子法有 10 元/kg 以上的成本優勢。如果能實現規模化擴產，顆 粒硅市場占比將會大幅提升，這也將有效緩解現有硅料環節供給壓力。

目前市場上也出現了顆粒硅規模產業化的信號。從供給端來看，保利協鑫近年著力推進 硅烷流化床法的應用，自 2020 年起，公司顆粒硅規劃產能合計達 50 萬噸，其中上機數 控與保利協鑫合資建設 30 萬噸顆粒硅項目，強力推進顆粒硅產業化發展。從需求端來看， 大型硅片廠商今年紛紛簽訂含顆粒硅在內的硅料長單協議，訂單采購數量累計約 60 萬噸。

盡管硅烷法降本增效優勢突出，但目前技術仍存在明顯缺口。一是跳硅問題。在直拉單 晶過程中，顆粒硅熔化，體內氫氣會釋放出來，由于顆粒硅較小較輕，釋放的氫氣泡會 推動顆粒躍出液面，發生跳硅現象。劇烈的跳硅可能會導致硅顆粒漂浮在固液界面，形 成晶體形核中心，導致單晶生長實拍，引發硅棒斷棱，從而嚴重影響直拉單晶的生產效 率。二是顆粒硅含粉量過高。顆粒硅表面積大，相互摩擦易產生硅粉，在直拉單晶加料過程中這些硅粉會進入熱場，附著在內部熱場材料上，并不定時地隨著氣流掉入硅液中， 導致硅液受到污染。

（2）硅片：大尺寸薄片化發展趨勢

硅片成本主要分為硅成本和非硅成本，降低非硅成本是硅片降本增效的主要路徑。非硅 成本主要指硅片生產過程中消耗的輔料、能源、人力等非硅原料成本。硅成本壓縮有限， 降低非硅成本是硅片降本增效的主要路徑。

硅片大尺寸呈標準化趨勢。光伏硅片大尺寸有助于提升硅片產能，降低單位投資，降低 能耗損失，從而降低非硅成本。光伏硅片尺寸也由 156.75mm、158.75mm 延展至 166mm， 到 2020 年，多家企業相繼出臺 182mm 和 210mm 的大尺寸標準，形成行業硅片大尺寸標 準化共識。2020 年市場硅片尺寸種類多樣，其中，158.75mm 和 166mm 尺寸占比合計達 77.8%，166mm 是現有電池產線可升級的最大尺寸方案，將成為近 2-3 年的過渡尺寸；156.75mm 尺寸硅片市場占比 17.7%，預計 2022 年退出硅片市場；182mm 和 210mm 尺寸 合計占比約 4.5%，預計 2021 年占比將快速擴大，占據硅片市場半壁江山，到 2027 年， 有望持續擴大占據整個硅片市場。

薄片化是硅片的另一發展趨勢。相同面積下，硅片越薄，每瓦硅耗越低。但硅片厚度對 電池片的自動化、良率、轉換效率均有影響。2020 年，多晶硅片平均厚度為 180μm，P 型單晶硅片平均厚度在 175μm左右，N型硅片平均厚度為 168μm，較2019年基本持平。目前，用于 TOPCon 電池的 N 型硅片平均厚度為 175μm，用于異質結電池的硅片厚度約 150μm，用于 IBC 電池的硅片厚度約 130μm。隨著硅片尺寸的增大，硅片厚度下降速 度將減緩。

（3）電池：多技術路線發展

2020 年晶硅電池市場仍以 PERC 電池產線為主導。隨著 PERC 電池片新產能持續釋放， PERC 電池片市場占比進一步提升至 86.4%。隨著國內戶用項目的產品需求開始轉向高效 產品，原本對常規多晶產品需求較高的印度、巴西等海外市場也因疫情導致需求量減弱， 2020 年常規電池片 (BSF 電池)市場占比下降至 8.8%，同比下降 22.7%，預計 2025 年完 全退出電池市場。以 TOPCon 電池和 HJT 電池為主的 N 型電池量產規模較少，市場占比 約 3.5%，隨著技術發展帶來的降本增效，N 型電池有望在 2027 年占據電池市場半壁江 山。

PERC 效率提升遇瓶頸，N 型電池增效空間大。2020 年，規模化生產的 P 型單晶電池均 采用 PERC 技術，平均轉換效率達 22.8%，預計未來十年平均每年可提高轉換效率 0.2-0.3%；而 N 型 TOPcon 電池、HJT 電池 2020 年已分別達到 23.5%、23.8%的平均轉換 效率，未來年均轉換效率可達 0.4%。對比之下，PERC 電池未來效率提升空間有限，N 型電池有望借助技術迭代成為電池技術的主要發展方向。

TOPCon 電池和 HJT 電池價格較高，成本劣勢明顯。根據 PVInfolink2020 年的各電池片 技術成本利潤分析可以看出，對于應用 158.75mm 硅片的 PERC 電池的電池價格為 0.88 元/W，而同樣規格的 Topcon 電池的電池價格為 1.1 元/W，價格相差 25%；對于應用更小尺寸硅片的 HJT 電池的電池價格卻更高，為 1.35 元/W，遠遠高于 PERC 電池的電池價 格。

規模化擴產帶來設備成本下降。同 PERC 電池技術一樣，規模化生產可以有效壓縮單位 電池片成本。其中，TOPCon 電池雖是一種 N 型襯底的新型電池，但其制備工藝與設備 和 PERC 電池兼容性高，設備有 80%左右重合，其設備降本空間也受 PERC 電池產線主 導。目前 TOPCon 電池設備價格約 3 億元/GW，與大尺寸 PERC 電池設備 2.5 億元/GW 接 近。而 HJT 電池與 PERC 電池設備兼容性小，HJT 產線具有很大的獨立性，降本程度 更依賴于產能的增長。目前 HJT 電池設備價格約 4.5 億元/GW，而產能僅達到 2-3GW， 可見 HJT 電池規模化的降本空間巨大。

（4）逆變器：單機功率提升降低投資額

逆變器在光伏產業中作用關鍵，它可以將光伏太陽能板產生的可變直流電壓（DC）轉換 為市電頻率交流電（AC）。逆變器的單位容量設備投資成本指從錫膏印刷到組裝以及包 裝環節所用生產設備所需投資成本。2020 年，逆變器設備投資成本為 6 萬元/MW。逆變 器功率密度的提升和自動化水平的提高，將使單位容量設備投資額呈逐年下降趨勢，預 計 2030 年可降低至 5.6 萬元/MW。

逆變器功率提升是降本關鍵。2020 年，集中式逆變器單機功率為 3125kW/臺，集中式電 站用組串式逆變器單機功率為 225kW/臺，集散式逆變器單機功率為 3150kW/臺。隨著 IGBT、MOSFET 等功率開關耐壓等級和電流提升，以及更好的散熱材質和設計，逆變器 額定功率提升在技術上是可行的。同時也要考慮 LCOE 成本最優以及與高功率組件的匹 配等因素，因此市場中逆變器單機主流額定功率將由市場需求確定。預計未來十年，逆 變器單機功率可提高 89%-100%。

(5) 光伏支架：國產替代空間大

跟蹤支架替代助益電站降本增效。光伏支架是光伏電站的“骨骼”，隨著光伏電站擴增 而增長。早年固定支架因其出色的穩定性，以及較低的前期投資成本，在中國光伏支架 市場占有大部分的市場份額。近年來，隨著跟蹤技術提升，跟蹤支架造價成本下降，為 實現系統增效與電站收益最大化，以及融合雙面組件、智能控制等技術，國家能源局實 施“光伏發電領跑者計劃”項目，大力推廣跟蹤支架的應用。國內中信博、天合光能等 企業在全球跟蹤支架市場占有一定份額，已具備成本和技術優勢，未來跟蹤支架國產替 代空間大。

綜上所述，2020 年我國初始投資成本為約 651 美元/kW，同比 2019 年實現降幅 19%。2021 年受多晶硅料、玻璃、膠膜等原材料價格上漲影響，硅片、電池片、組件價格及光伏發 電系統投資成本均有所上漲，項目經濟性降低，部分企業新增裝機計劃受到相應影響。隨著未來上游產能釋放，維持高位的硅料等原材料價格將有所下跌，硅片、電池、組件 等價格也將回歸合理水平，在能源政策和技術發展的雙重驅動下，電站初始投資成本也 將進一步下探。

2、運營：穩中有降是主要趨勢

分布式光伏運維費用大、占比高，預計未來將穩中有降。據中國光伏業協會測算，2020 年分布式光伏系統年運維成本為 0.054 元/W,集中式地面電站年運維費用為 0.046 元/W， 分布式光伏高于集中式光伏的運維費用。從占初始投資的比例來看，分布式的維運費用 占初始投資的 40%左右，集中式占比則不足 30%。據 CPIA 預測，預計未來 10 年運維成 本將在目前水平上會有小幅下降。此外，隨著智能監測系統及無人機監控等技術的不斷 涌現，我們認為光伏項目的運維成本或有進一步壓縮的空間，有望繼續小幅下調。

3、電價：負面影響已釋放完畢

光伏最早于 2007 年開始向用戶端征收可再生能源附加費用以補貼發電企業，自此打開了 “補貼”時代的序幕。隨后光伏補貼不斷下調，電價自 2011 年 1.15 元/千瓦時后每年降 幅在 0.05-0.15 元/千瓦時不等。2013 年國家劃分出不同的資源區，根據不同資源區太陽 能的資源稟賦的不同給予一、二、三類資源區不同的電價。2020 年，除分布式光伏還有 0.1 元/千瓦時的補貼（部分分布式項目）外，集中式光伏基本已經實現全面平價上網， 我們認為電價降低對光伏運營商產生的負面影響基本已經釋放完畢。

4、效率：新型電力系統助力光伏消納

隨著新能源大量并網，光伏出力的不均勻性將對電力系統帶來極大挑戰，因此解決新能 源的消納問題將變得十分重要。從我們繪制的解決新能源消納的路徑圖中可以看到，電 源側、電網側、用戶側，乃至于整個電力市場都將為新能源消納提供支持。在發電端的 火電靈活性改造、以抽水及電化學為主的新型儲能將解決光伏電力供需的時間錯配問題；電網端的特高壓建設及新型電網的搭建將極大解決光伏出力的地域錯配問題。另外整個 電力市場的改革也將使光伏發電的交易變得更加有效率，通過更市場化的交易機制促進 光伏電力的消納。因此我們認為新型電力系統的改革將持續助力光伏消納，未來利用小 時及棄光將不會出現大幅波動。

（四）利好不斷涌現，新能源運營景氣度持續提升

1、能耗管控趨嚴背景下綠電優勢凸顯

政策頻發，新能源運營利好不斷。8 月 17 日發改委印發《2021 年上半年各地區能耗雙控 目標完成情況晴雨表》，能耗強度預警等級為一級的省份，對能耗強度不降反升的地區 （地級市、州、盟）除國家規劃布局的重大項目外，2021 年暫停“兩高”項目節能審查。各地要求對上半年嚴峻的市場形勢保持高度警惕，確保完成全年能耗雙控目標，特別是 能耗強度降低目標任務。9 月 7 日，綠色電力交易試點正式啟動，優先組織綠色電力交易 的執行和結算。9 月 11 日，發改委關于印發《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》 的通知，明確指出鼓勵地方增加可再生能源消費。根據各省（自治區、直轄市）可再生 能源電力消納和綠色電力證書交易等情況，對超額完成激勵性可再生能源電力消納責任 權重的地區，超出最低可再生能源電力消納責任權重的消納量，不納入該地區年度和五 年規劃當期能源消費總量考核。在能耗雙控趨嚴的背景下，企業可通過使用不占用能耗 計算指標的新能源電力（綠電）滿足生產發展的需要，一定程度上減輕限電限產帶來的 負面影響。

首批綠電交易價格較中長期電力價格上浮 0.03 元左右/度，在當前水平下，一個典型的 30MW 的集中式光伏項目的全投資 IRR 將上浮 1.15%、資本金 IRR 將上浮 3.1%。

2、CCER 有望落地

我們對一個典型的 30MW 的風電項目 CCER 交易取得的收益進行測算。在 CCER 價格為 20、30 元每噸時對應獲得的額外收益為 65.25、97.87 萬元。

五、歷史復盤&國際對比

（一）世界光伏發電歷程

太陽能是人類最早利用的能源之一，也是目前發展最快的可再生能源技術之一。人類將 太陽能作為一種能源和動力加以利用已經有 400 年的歷史, 光伏發電技術的起源可追溯 至 1839 年法國科學家 E.Becquerel 發現液體的光生伏特效應，而真正運用新技術并開始 作為新能源使用是從 1973 年石油危機開始。二戰以來全球太陽能開發利用的發展歷程可 以劃分為 4 個階段：起步階段——緩慢發展階段——高增速、快速擴張階段——增速放 緩、平穩增長階段。目前光伏已成為世界能源結構中重要的一環。

1、1973 年-1994 年：起步階段

三次石油危機的爆發使人們認識到，現有的能源結構必須徹底改變，應加速向未來能源 結構過渡。這一時期全球許多國家加強了對太陽能及其它可再生能源技術發展的支持， 使得全球興起了開發利用太陽能熱潮。1973 年，美國制定了政府級陽光發電計劃，太陽 能研究經費大幅度增長，并且成立太陽能開發銀行，促進太陽能產品的商業化。日本在 1974 年公布了政府制定的“陽光計劃”，其中太陽能的研究開發項目有：太陽房、工業太 陽能系統、太陽熱發電、分散型和大型光伏發電系統等。這一階段太陽能產業初步建立， 但規模較小，經濟效益尚不理想。

2、1995-2006 年：緩慢發展階段

進入 80 年代后全球石油價格大幅度回落，而太陽能產品價格居高不下，缺乏競爭力，同 時太陽能技術沒有重大突破，提高效率和降低成本的目標沒有實現，許多國家相繼大幅 度削減太陽能研究經費。一方面受太陽能開發難度大，短時間內很難實現大規模利用， 另一方面太陽能利用存在高成本的問題，使得全球太陽能開發利用較為緩慢。全球太陽 光伏發電裝機容量從 1995 年 的 0.25 GW 上漲到 2007 年 6.50 GW，裝機容量占全球總裝 機容量的比例微乎其微。

3、2007 年至 2013 年：高增速、快速擴張階段

進入 2007 年以后，光伏發電技術不斷突破，同時隨著全球低碳生活的理念不斷普及，全 球太陽能邁入快速發展階段。各國推出政府補貼政策，推動光伏大規模商業化，目的是 通過一段時間的扶持，讓光伏發電獲得規模和技術突破，使光伏發電成本和傳統能源發 電相競爭。諸多推動因素下，光伏裝機隨之迎來大幅擴張，2008 年至 2013 年，光伏新增 裝機年增速均保持在 50%以上，2011 年甚至達到近 80%。

4、2014 至今：增速放緩、平穩增長階段

2014 年之后，光伏發電行業經過優勝劣汰的篩選，發電成本持續大幅下降，投資回報重 新獲得平衡，全球更多的國家加入到支持光伏發電的行列，具有技術研發優勢、規模優 勢的企業涌現。縱觀歷史，近 20 年間光伏增速年均復合增長率達 37.5%。

（二）我國光伏發電發展歷程

我國光伏發電發展僅不足 20 年，到目前主要經歷了三個階段：起步階段—曲折發展—平 穩增長階段。伴隨著光伏發電成本進一步降低以及電力市場化交易的開展，預計“十四 五” 期間，我國光伏裝機容量將持續提升。從整個能源結構來看，光伏占比逐漸提升；尤其從新增來看，2020 年光伏新增裝機 4925MV,占新增裝機總量的比例為 26%。據《中 國光伏產業發展路線圖(2020 年版)》預測，在樂觀情況下，2025 年，我國光伏新增裝機 容量將達到 110GW，可再生能源發展空間依然很大。

1、2007 年前：起步階段

2001 年，我國推出“光明工程計劃”，旨在利用風電、光電及其他可再生能源解決邊遠 無電地區 2300 萬人口的用電問題。此階段，我國光伏電站建設速度緩慢，且大多數為離 網式電站。2005 年，西藏羊八井光伏電站并網成功，開創了光伏發電系統與電力系統高 壓并網的先河。

2、2007-2013 年：曲折發展階段

2007 年至 2013 年，光伏新增裝機增幅波動巨大。2007 年開始，國家開始正式征收可再 生能源附加，光伏發電行業補貼資金來源有了保障，大大提升了光伏企業的投資積極性。但在 2008 年，受金融危機影響，全球光伏組件需求量大幅降低，導致我國光伏企業產品 滯銷嚴重，部分企業停產甚至破產。2009-2010 年，國家出臺《關于抑制部分行業產能過 剩和重復建設引導產業健康發展若干意見》推動多晶硅行業健康發展，并相繼推出“金 太陽工程”、“光伏建筑應用”示范項目及兩期特許權招標項目，引導國內光伏應用市 場發展。

2011 年 8 月，國家發改委規定 2011 年 7 月 1 日前核準建設、2011 年 12 月 31 日建成投產且發改委核定價格的光伏發電項目，上網電價統一核定為 1.15 元每千瓦時， 中國光伏市場從此步入標桿上網電價時代。2011-2012 年，受益于標桿上網電價的推出、 “金太陽工程”及“光電建筑應用示范”項目的延續以及可再生能源附加征收標準的提 高，我國光伏發電行業持續快速發展，新增裝機容量分別達到 2.7GW、4.5GW，已成為 世界主要光伏裝機市場之一。

3、2014-至今：新增裝機增速略有回落，但整體增速依然強勁

2014 年后，光伏新增保持平穩增長的趨勢，年增速保持在 20-30%。2013 年 8 月，國家 發改委將全國劃分為三類太陽能資源區，分別制定標桿上網電價;對分布式光伏發電實行 全電量補貼政策，補貼標準為每千瓦時 0.42 元。同時，光伏電站投資建設由核準制改為 備案制，由省級主管部門對光伏項目實施備案管理。度電補貼及備案制的推行推動了業 主方的投資積極性，加之光伏扶貧以及領跑者項目的實施，我國光伏發電行業快速發展。

光伏發電作為對傳統燃煤機組發電的替代，平價上網是光伏發電行業的必然趨勢。2018 年光伏“531 光伏新政”全面縮減補貼范圍、降低補貼力度，給光伏發電行業帶來了巨大 沖擊。2019-2020 年，隨著我國光伏“競價”政策的推出以及首批平價項目的推出，為產業鏈上下游企業加快技術創新、降本增效提供巨大驅動力。

4、2060 年以后：碳中和階段

對于未來能源結構及各類型電源發展情況，國家出臺了有關政策文件進行明確要求。其 中國家能源局《2021 年能源工作指導意見》指出 2021 年主要預期目標如下：能源結構：煤炭消費比重下降到 56%以下。國家能源局綜合司《關于 2021 年風電、光伏發電開發建 設有關事項的通知（征求意見稿）》提出 2030 年非化石能源占一次能源消費比重達到 25% 左右，風電、太陽能發電總裝機容量達到 12 億千瓦以上等目標任務。2021 年，全國風電、 光伏發電發電量占全社會用電量的比重達到 11%左右，后續逐年提高，到 2025 年達到 16.5%左右。

同時也有大量的學者和研究報告對未來能源結構進行了預測。國網能源研究院院長、黨 委書記張運洲表示預計以新能源為主的非化石能源發電可全部滿足 2030 年后新增電能 需求，同時逐步替代存量化石能源發電，2060 年新能源發電量占比將達到 53%～60%。國網能源研究院量化分析表明，到 2030、2060 年，非化石能源發電量占比分別達到 45%～ 52%、83%～94%，非化石能源占一次能源消費比重達到 27.5%～32%、80%～89%。在 國家電網發布的《中國能源電力發展展望 2020》中提出電源裝機總量 2035 年、2060 年 將分別達到 40 億、50 億千瓦左右。風電和光伏發電將逐步成為電源結構的主體，常規電 源將長期在電力平衡中發揮重要作用，煤電裝機預計于 2030 年前達峰，核電、水電、氣 電等各類電源近中期穩步發展。國家發改委能源研究所原所長戴彥德表示未來需堅持“減 油、控煤、增氣”，到 2050 年需將能源消費總量控制在 50 億噸標準煤。

六、風險提示

（1）光伏裝機推進不及預期；（2）上游材料成本降幅不及預期；（3）綠電、CCER 交 易推進不及預期等。