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 2022年4月下旬起，光伏板塊強(qiáng)勢反彈，與行情啟動前相比，光伏指數(shù)最高漲幅接近50%。

政策層面來看，光伏產(chǎn)能釋放路徑日漸明晰，到2030年，中國風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量計劃將達(dá)到12億千瓦以上，歐美各國明確能源轉(zhuǎn)型細(xì)節(jié)，光伏海外需求回升。需求提升有助于打通產(chǎn)業(yè)鏈價格傳導(dǎo)機(jī)制，組件成本壓力有望緩解；下游客戶對搭載新電池技術(shù)的組件溢價的接受度提高，N型電池的滲透率將有所提升；光伏玻璃產(chǎn)線點火時間推遲至2022年一季度，下半年供需將得到改善。

國內(nèi)硅料新增產(chǎn)能將自2022年7月起逐步釋放，預(yù)計四季度硅料的供需緊張將邊際緩解，全年全球組件產(chǎn)量最高可達(dá)310GW，可滿足約230GW-250GW交流側(cè)裝機(jī)。

海內(nèi)外政策打開需求空間

美國的光伏市場依賴海外進(jìn)口，本土幾乎沒有硅片和電池片的產(chǎn)能，數(shù)據(jù)顯示，2020年度美國可用組件容量為24.03GW，其中進(jìn)口的光伏組件為19.29GW，占比達(dá)到90%，本土生產(chǎn)的僅有2.38GW。

美國多年來對光伏產(chǎn)業(yè)設(shè)置貿(mào)易壁壘，2018年相繼啟動201和301條款，對從中國進(jìn)口的太陽能電池片征收30%的關(guān)稅，為期四年。2021年6月，美國海關(guān)和邊境保護(hù)局宣布禁止從個別中國企業(yè)進(jìn)口金屬硅，并禁止進(jìn)口以該企業(yè)硅產(chǎn)品為原料生產(chǎn)的光伏產(chǎn)品。2022年上半年，美國海關(guān)把對進(jìn)口太陽能電池和組件的201條款關(guān)稅再延長四年。

高關(guān)稅政策遭到美國光伏企業(yè)的集體抗議，白宮方面近日授權(quán)使用《國防生產(chǎn)法》，迅速擴(kuò)大美國對五種關(guān)鍵清潔能源技術(shù)的生產(chǎn)，涉及太陽能電池板部件，如光伏組件和模塊部件，以及重要的電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施等，具體包括利用聯(lián)邦采購措施在短期內(nèi)刺激對美國本土生產(chǎn)的太陽能組件的需求等。

如果關(guān)稅豁免如期落地，券商預(yù)計2022年美國新增光伏裝機(jī)量將有望達(dá)到30GW。電池組件和逆變器環(huán)節(jié)有望從美國市場的超預(yù)期中獲益，隆基、晶科、晶澳、天合等企業(yè)在東南亞有組件產(chǎn)能布局，在美國收入占比較高的逆變器廠商銷售額將有所提振。

歐洲方面，各國正加速可再生能源發(fā)電能力建設(shè)，以擺脫對俄羅斯天然氣的依賴，2022年歐洲光伏裝機(jī)有望達(dá)到45GW以上。歐盟REPowerEU行動方案提出，到2026年，歐盟所有屋頂面積大于250平方米的新建公共建筑和商業(yè)樓必須強(qiáng)制安裝屋頂光伏；到2027年，所有滿足條件的現(xiàn)存建筑屋頂必須強(qiáng)制安裝光伏；到2029年，所有新建的住宅樓必須安裝屋頂光伏。

歐盟委員會主席表示，到2030年，歐盟可再生能源占比將從40%提升至45%，光伏發(fā)電能力與現(xiàn)在相比將翻倍，2030年累計裝機(jī)量將達(dá)到740GW，較原計劃提升約70GW。另一方面，歐洲難以擺脫對中國光伏產(chǎn)業(yè)鏈的依賴，截至2021年年底，歐洲本土光伏產(chǎn)能僅包含0.8GW的電池片產(chǎn)能和8.3GW的組件產(chǎn)能，以及對應(yīng)20.7GW組件的硅料產(chǎn)能。目前中國新疆硅料產(chǎn)能在34萬噸左右，到年底超過40萬噸，對應(yīng)組件產(chǎn)能在140GW左右，歐洲各國的能源轉(zhuǎn)型對中國的光伏產(chǎn)業(yè)是一個機(jī)遇。

券商指出，考慮歐洲市場普遍較高的容配比水平，以及分布式市場大擴(kuò)張背景下穩(wěn)態(tài)渠道庫存的增加，預(yù)計歐洲市場2022年對組件的消化量有望達(dá)到70GW-80GW，有望較上年增長80%-100%，顯著快于45%-50%的全球裝機(jī)增速。2022年一季度，德國批發(fā)電價每兆瓦時最高達(dá)到700歐元，創(chuàng)歷史新高，批發(fā)電價的上漲可提升終端用戶對組件及光伏系統(tǒng)成本的承受度。

中國的新能源產(chǎn)業(yè)正在高速發(fā)展，《關(guān)于促進(jìn)新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》提出到2030年風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)到12億千瓦以上，措施包括加快推進(jìn)以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電光伏基地建設(shè)，推動新能源在工業(yè)和建筑領(lǐng)域應(yīng)用；到2025年，公共機(jī)構(gòu)新建建筑屋頂光伏覆蓋率力爭達(dá)到50%等。配套設(shè)施方面，著力提高配電網(wǎng)接納分布式新能源的能力，穩(wěn)妥推進(jìn)新能源參與電力市場交易并完善可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重制度。

主材供需改善輔材盈利提升

硅料屬于重資產(chǎn)行業(yè)，相較于下游的硅片、電池片與組件來說擴(kuò)產(chǎn)周期較長，目前硅料價格居高不下，硅料產(chǎn)能釋放與逐季環(huán)比提升的光伏需求之間形成供需緊平衡。據(jù)統(tǒng)計，2022年下半年，隨著多晶硅企業(yè)新建產(chǎn)能的逐漸放量，預(yù)計2022年四季度硅料供需緊張將邊際緩解，價格有望進(jìn)入下行通道。

受硅料價格影響，組件廠將薄片化作為未來發(fā)展方向。民生證券指出，薄片化意味著金剛線的線徑減小，附著在母線上的金剛砂顆粒也隨之減小，切割能力減弱，切割相同面積硅片所需要的金剛線就越長。據(jù)測算，母線線徑下降10%，線耗將增加10%；此外，線徑減小，切割時對硅片表面的損傷減小，有效提升硅片良率。

通威包頭二期5萬噸以及樂山三期12萬噸項目預(yù)計將分別于2022年、2023年投產(chǎn)，屆時通威高純晶硅產(chǎn)能規(guī)模達(dá)到35萬噸；近日，樂山協(xié)鑫新能源將樂山顆粒硅一期項目第一標(biāo)段合約金額上限由1.9億元提升至4.28億元，并將預(yù)計竣工日期由2022年5月15日延至2022年12月30日。

國金證券指出，激進(jìn)薄片化進(jìn)度令組件產(chǎn)出規(guī)模超預(yù)期，全年或達(dá)到300GW-310GW；三季度和四季度預(yù)計全球硅料產(chǎn)量分別為21.6萬噸和24.8萬噸，環(huán)比分別增長9%、15%。在硅料價格持續(xù)維持高位的背景下，產(chǎn)業(yè)鏈在硅片薄片化、金剛線細(xì)線化方面加速推進(jìn)，單位硅耗降低速度快于預(yù)期，考慮該因素的影響，預(yù)計三季度和四季度組件產(chǎn)量上限分別為81GW和95GW，環(huán)比分別增長11%和17%；預(yù)計全年全球組件產(chǎn)量最高可達(dá)310GW，可滿足約230GW-250GW交流側(cè)裝機(jī)。

西南證券分析認(rèn)為，三季度國內(nèi)硅料產(chǎn)量有望達(dá)到20萬噸，增量基本集中于8月后投放，若組件將電池和輔材上漲成本向終端傳導(dǎo)，地面電站對每瓦1.95元及以上的組件價格接受程度低，則6月集中式電站的需求增量下降，組件庫存持續(xù)積累，可能適當(dāng)降低排產(chǎn)、主動去庫存倒逼上游降價。如若6月中下旬組件通過降低開工，推動上游硅料降價，則7月電池到組件成本壓力短期緩解；同時6月協(xié)鑫樂山項目、通威包頭二期5萬噸項目有望投產(chǎn)，7-8月可開始逐步貢獻(xiàn)硅料增量產(chǎn)出，因此7月起電池組件產(chǎn)量有望實現(xiàn)環(huán)比增長。更重要的是，下降后的組件價格將激發(fā)海內(nèi)外裝機(jī)需求，特別是國內(nèi)地面電站有望規(guī)?；瘑?，屆時產(chǎn)業(yè)鏈中下游將迎來量價齊升的局面。

光伏玻璃方面，2021年年底，由于電力供應(yīng)短缺、能耗雙控等原因，部分產(chǎn)線點火時間推遲至2022年一季度，隨著硅料供給釋放，上半年玻璃供需顯著好轉(zhuǎn)，庫存消化后二季度價格持續(xù)回升。

國金證券指出，隨著上半年點火新產(chǎn)線陸續(xù)釋放產(chǎn)量，四季度隨著集中式電站需求啟動驅(qū)動大尺寸、雙玻占比提升，玻璃供需有望再次迎來改善。

膠膜價格自3月份中下旬開始上漲，目前EVA膠膜含稅價約18-18.5元，環(huán)比提升30%-35%，價格的上漲將使得膠膜廠商二季度單位盈利大幅改善。光伏業(yè)鏈各股自2022年4月下旬起持續(xù)反彈，近期電池組件環(huán)節(jié)漲幅居前，漲幅最高的是逆變器廠商，據(jù)統(tǒng)計，主要逆變器二季度的價格相較于一季度的價格都有上升，其中小功率逆變器如微逆、小組串、PCS等產(chǎn)品由于海外需求旺盛，導(dǎo)致供不應(yīng)求，價格上漲更為顯著。

電池片迭代變局

2021年，電池片以P型為主，BSF電池市場占比下降至5%，較2020年下降3.8個百分點，以異質(zhì)結(jié)電池和TOPCon電池為代表的N型電池相對成本較高，量產(chǎn)規(guī)模仍較少，市場占比約為3%，較2020年基本持平。目前N型電池成本更高，銀漿用量大、價格貴是異質(zhì)結(jié)電池成本高的原因之一，只能通過工藝優(yōu)化降低低溫銀漿消耗量?？紤]設(shè)備折舊、銀漿、良率等因素，成本仍高于P型Perc電池；預(yù)計至2030年P(guān)型電池電耗有望降至4.7萬kWh/MW，N型電池電耗的下降將更為顯著，預(yù)計將降至4.2萬kWh/MW。從轉(zhuǎn)化效率而言，N型TOPCon電池平均轉(zhuǎn)換效率達(dá)到24%，異質(zhì)結(jié)電池平均轉(zhuǎn)換效率達(dá)到24.2%，兩者較2020年均有較大提升，IBC電池平均轉(zhuǎn)換效率達(dá)到24.1%。

2022年將是TopCon電池產(chǎn)能開始放量的一年，中來、晶科、通威、天合和晶澳的產(chǎn)能規(guī)劃分別為16GW、16GW、15GW、8GW和6.5GW，從目前已公布的招投標(biāo)情況來看，N型組件每瓦溢價超過0.1元，表明下游客戶對搭載新電池技術(shù)的組件溢價的接受度較高；未來隨著技術(shù)工藝和設(shè)備成熟度的提升，量產(chǎn)轉(zhuǎn)換效率提升，良率持續(xù)改善，以TOPCon為代表的新一代電池技術(shù)將會占據(jù)更高的市場份額。

原標(biāo)題：光伏需求迎邊際改善