景气向上，把握变局 海外新能源2H23投资策略 证券分析师：陈楚瑶 A0230521110001 2023.7.5 主要观点 ◼ 2023年光伏行业持续高景气：技术进步带动行业降本增效，经济性提升是光伏装机增长的内生动力。各国政策大力 支持下，清洁能源装机将迎来长期增长。2023年硅料不再是产业链瓶颈，硅料降价传导至组件降价，将刺激终端装 机需求。国内地面电站起量相对确定，美国近期组件通关顺利，欧洲因能源独立诉求、经济性考量新增装机预计将维 持高位。若美国贸易壁垒政策边际改善，供应链不确定性降低甚至消除，我们认为2023年美国将是需求弹性最大的 市场。我们将2023年国内光伏新增装机由120-150GW（同比+37%-72%）上调至150-170GW（同比+72-94%）， 全球光伏新增装机由335-370GW（同比+34%-48%）上调至350-370GW（同比+40-48%）。 ◼ 产业链：硅料不再是瓶颈，产业链价格自2Q23快速下跌，目前已有止跌企稳态势 ◼ 颗粒硅：质量不断改善，硅料磨底阶段凸显成本优势。 ◼ 光伏玻璃：政策约束下业内扩产节奏放缓，行业长期供需格局改善，叠加成本下降、地面电站需求放量，龙头信义光 能、福莱特玻璃有望在3Q23迎来量利齐升。 ◼ 微型逆变器：政策支持力度加码，加速组件级关断推广，微逆渗透率提升，潜力巨大。 ◼ 投资分析意见：建议关注三条主线：1）受益于地面电站需求高增、成本下降、行业供需格局长期改善，3Q23有望迎 来量利并进的光伏玻璃龙头信义光能（00968.HK-买入）、福莱特玻璃（06865.HK/601865.SH-买入）；2）硅料下 行周期凸显成本优势、颗粒硅质量不断改善、市占率持续提升的颗粒硅龙头协鑫科技（03800.HK-买入）；3）受益 于美国IRA政策补贴、光伏需求增长的本土企业：薄膜组件企业First Solar (FSLR.O-未评级)；微型逆变器龙头 Enphase Energy (ENPH.O-未评级)， Solaredge Technologies (SEDG.O-未评级)。 ◼ 风险提示：终端装机需求不及预期；颗粒硅质量改善不及预期；光伏玻璃扩产政策约束程度不及预期。 www.swsresearch.com 2 主要内容 1. 能源革命加速，2023年全球光伏装机需求持续旺盛 1.1 技术进步推动行业降本增效，光伏经济性不断提升 1.2 中国：供应链瓶颈逐步消除，地面电站需求有望爆发 1.3 海外：能源转型下各国上调装机目标，经济性驱动光伏装机持续高增 1.4 海外大力发展本土产能：任重道远 2. 产业链：硅料不再是瓶颈，产业链价格自2Q23快速下跌，目前已有止跌企 稳态势 3. 标的推荐 3 nMpMqOmMpQsRnMnQnNyRmQaQ9R8OmOoOmOnOlOqQpQfQmMrP8OqRsOvPmOsMNZnRsR 1.1 技术进步推动行业降本增效，光伏经济性提升是行业增长的内生动力 技术进步推动行业降本增效，度电成本（LCOE） 图1：2010-2021年全球光伏装机LCOE下降88% 下降带动光伏经济性提升。2010-2021年全球光伏 0.45 0.417 装机度电成本由0.417美元/千瓦时下降至0.048美 0.40 元/千瓦时，十年内降幅达88%，而2020年燃煤成 0.35 本区间为0.055-0.148美元/千瓦时，光伏发电已具 0.30 备显著的经济性优势。 ◼ ◼ ◼ 初始安装成本下降，组件成本占比依然最高。地面 式光伏电站初始安装成本由2010年的4808美元/千 瓦下降至2021年的857美元/千瓦，降幅高达82%。 成本降低主要由组件贡献。 0.25 据IRENA，2022年全球光伏装机250GW。从发电 量看，2021年全球光伏发电量占比3.6%，可再生 能源占比12.8%。 0.00 0.172 0.20 0.15 0.10 图2：初始安装成本降低主要由组件贡献 组件 其他成本 安装成本 逆变器 支架 其他BoS成本 WACC 0.05 0.040 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 45% 14% 12% 9% 6% 2% 5% 5% 规模优势 运维贡献 2021 0.048 10 0.417 2010 3% 0.048 0 22 0.1 0.3 0.4 0.5 （美元/千瓦时） 最低竞标价格 (USD/kWh) LCOE (USD/kWh) 0.2 图3：2021年各国地面电站初始安装成本拆分，组件仍是主要成本，占比约27-54%（美元/千瓦） 1800 1696 1693 1600 1400 1275 1200 1155 1086 1084 1067 1063 1023 1022 1000 941 932 917 900 880 872 848 824 816 810 808 791 800 785 782 774 727 714 693 679 628 德 国 奥 地 利 628 590 中 国 印 度 600 400 200 0 俄 罗 斯 日 本 组件 印 尼 克 罗 地 亚 逆变器 www.swsresearch.com 美 国 加 拿 大 支架 爱 尔 兰 智 利 电网接入 澳 大 利 亚 电缆 荷 兰 韩 国 建安费用 阿 联 酋 匈 牙 利 葡 萄 牙 监控费用 资料来源：IRENA, 申万宏源研究 阿 根 廷 工程安装 墨 西 哥 英 国 电网改造 巴 西 西 班 牙 检测费用 土 耳 其 法 国 人工 丹 麦 意 大 利 财务费用 比 利 时 波 兰 系统设计 罗 马 尼 亚 希 腊 许可证 保 加 利 亚 申请费 营销费用 4 1.2 中国：供应链瓶颈逐步消除，地面电站需求有望爆发 ◼ 图4：各省十四五风电、光伏规划装机规模（GW） 自2020年光伏由补贴模式过渡到平价时代后， 政策高度和稳定性加强。十四五可再生能源发展 规划提出目标：至2025年，全国可再生能源电 力总量消纳责任权重达33%左右，可再生能源电 力非水电消纳责任权重达到18%左右。梳理各省 市规划，31个省、自治区、直辖市十四五期间风 电、光伏规划装机规模达850GW，其中光伏约 596GW。 还有较大发展空间。 www.swsresearch.com 20% 8.0% 15% 13.8% 分布式电站新增（GW） 集中式电站新增（GW） 累计：中国光伏装机占总发电装机比例（%，右） 资料来源：CPIA, 申万宏源研究 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 0% 2015 0.0% 2014 5% 2013 2.0% 2012 10% 2011 2022 可再生能源发电占比32.5%，距十四五规划目标 2021 风电、光伏发电占全社会用电量比例为13.8%， 25% 10.0% 4.0% 2020 量比例达15.3%。从发电量角度看，2022年我国 30% 6.0% 2019 至2022年，国内光伏累计装机占总发电装机容 16.0% 12.0% 2018 ◼ 18.0% 图6：2022年我国风光发电量占全社会用电量 比例达13.8% 32.5% 35% 14.0% 2017 站建设不及预期。 15.3% 2016 硅料供应紧缺、组件高价影响，2022年地面电 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2015 分布式新增装机51.11GW，占比超过一半。受 图5：国内历年光伏新增装机规模（GW） 2014 比+59%.其中集中式电站新增装机36.29GW， 2013 半。2022年国内光伏新增装机达87.41GW，同 资料来源：政府官网，申万宏源研究 备注：新疆、辽宁、西藏、海南、重庆目标为风光装机总目标，并未区分风电、光伏规模。 2012 2022年国内装机再创新高，分布式占比超过一 2011 ◼ 中国：风电、光伏发电占全社会用电量比例（%） 中国：可再生能源发电占全社会用电量比例（%） 资料来源：Wind，申万宏源研究 5 1.2 中国：供应链瓶颈逐步消除，地面电站需求有望爆发 2.0 1.9 1.8 1.7 1.6 1.5 1.4 1.3 23/05 23/03 23/01 22/11 22/09 22/07 22/05 22/03 22/01 21/11 21/09 21/07 21/05 单晶PERC 166 (单面) 单晶PERC 182/210 (单面) 单晶PERC 166 (双面) 单晶PERC 182/210 (双面) 图8:2023年1-5月国内新增光伏装机达61.21GW 组件含税价格（元/瓦） 电站项目IRR 21/03 1.2 资料来源：Solarzoom，申万宏源研究 表1：电站项目收益率敏感性分析 发电利用小时数 2.1 21/01 按100MW项目配置10%2h储能，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦，在 此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加0.3元/瓦。实际运行 中，由于储能商业模式尚未完善，大部分光伏电站配置的储能系统被电网 调度情况较少，难以获得相关收益，因而电站配储在大部分情况下仍看作 是电站建设的成本项。 2.2 20/11 ◼ 基于我们对组件价格与电站项目IRR的敏感性分析，1.6元/瓦的组件价格 对 应 电 站 全 投 资 IRR 6.66% ， 已 满 足 大 部 分 地 面 电 站 开 工 要 求 （IRR>6%）。 图7：至1H23组件均价较年初下跌22%（元/瓦） 20/09 ◼ 2022年因组件高价，部分地面电站IRR不满足开工条件，建设、并网规模 不及预期。2023年随着硅料企业扩产，供应链瓶颈逐步消除，硅料降价 传导至组件降价，进而刺激终端装机需求。 20/07 ◼ 25 1.30 1.4 1.5 1.6 1.7 1000 5.39% 5.15% 4.92% 4.69% 4.48% 20 1100 6.43% 6.18% 5.95% 5.72% 5.49% 15 1200 7.45% 7.17% 6.90% 6.66% 6.43% 10 13