（报告出品方/作者：国泰君安，庞钧文、周淼顺、石岩）
1.碳减排任重道远，碳中和全球共识
1.1.碳排放形势不容乐观，全球出台碳中和政策
全球碳排放增速放缓，化石燃料碳排量占主导。工业革命以来，全球各国经济快速发展有赖于大量开采并使用化石燃料，但煤炭、石油、天然气等化石燃料燃烧后会产生大量二氧化碳等温室气体，全球CO2排放量逐年增长带来不可忽视的温室效应，温度持续上升导致生态环境恶化和自然灾害频发。“全球碳项目”（GlobalCarbonProject，GCP）数据表明，与燃料相关的二氧化碳排放量年增长率已从21世纪初的3％放缓至近十年间每年约1％，未来有望实现排放趋势稳定甚至下降。年全球与燃料相关的二氧化碳排放量达到亿吨新高，相比年上升0.1%，增长率接近于零。
碳排放中国居首，发达经济体逐年下降。20世纪90年代以来，尤其是近十年间，欧盟和美国的能源转型，使得该地区与燃料相关的二氧化碳排放量的显著下降，中国、印度等工业化经济体的排放量迅速增加。年以来，中国一直是最大的燃料二氧化碳排放国。年，六个最大的燃料二氧化碳排放国家或地区分别是中国、美国、欧盟+英国、印度、俄罗斯和日本，排放量分别达.7、52.8、32.9、26.2、16.8和11.1亿吨，合计占全球排放量超66%。年的排放量增长主要由以中国和印度为首的发展中国家推动，中国、印度燃料二氧化碳排放量增长率分别为2.19%和0.97%，包括美国，欧盟和日本等在内的发达经济体排放量继续下降。
发电是最大碳排放驱动力。与燃料相关的二氧化碳排放受多种因素的影响，包括人口增长，GDP和能源供应等，其中发电产生的二氧化碳排放约占总量的40%，主要由发电量、发电效率、化石燃料发电的份额和碳浓度驱动。国际能源署（InternationalEnergyAgency，IEA）数据表明，发电（指发电和供热）以及交通运输占年总排放量的三分之二以上，是年以来全球碳排放增长的主要原因，其余三分之一主要与工业和建筑业有关。在为终端部门分配电和热之后，工业和建筑是最大的排放部门，占年全球排放总量的38％，运输部门则占27%。
全球电力结构以化石燃料为主体。从全球角度来看，化石燃料仍是电力最主要来源。在北美、独联体、中东和非洲，天然气是发电的主要燃料；得益于优越的水资源，南美洲和中美洲一半以上的电力来自水力发电，这一比例远高于其他任何地区；在亚洲，煤炭是最主要的电力来源；在欧洲，电力来源相当均匀地分布在核能、煤炭、天然气、可再生能源和水力发电间，份额约在16-23%。
碳中和已成为全球共识，各国减排计划相继出台。为了应对全球气候变暖，做出共同和协调的反应，年12月《联合国气候变化框架公约》近个缔约方在巴黎气候变化大会上达成《巴黎协定》。这是继《京都议定书》后第二份有法律约束力的气候协议，为年后全球应对气候变化行动做出了安排。《巴黎协定》的长期目标是将全球平均气温较工业化前水平升高幅度控制在2℃之内，并为把升温幅度控制在1.5℃之内而努力。《巴黎协定》后，世界各国相继将“碳中和”纳入本国发展战略中。
碳中和（CarbonNeutrality）是指国家、企业、产品、活动或个人在一定时间内直接或间接产生的二氧化碳或温室气体排放总量，通过使用低碳能源取代化石燃料、植树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的二氧化碳或温室气体排放量，实现正负抵消，达到相对“零排放”。达成碳中和一般有两种做法：一是通过碳补偿机制，使产生的碳排放量等同于在其它地方减少的碳排放量。二是使用低碳或零碳排的技术，例如使用再生能源（如风能和太阳能），以避免因燃烧化石燃料而排放二氧化碳到大气中，最终目标是仅使用低碳能源，而非化石燃料，使碳的释放与吸收回地球的量达平衡不增加。
1.2.我国碳减排任重道远，清洁能源发展是重要路径
1.2.1.能源结构加速告别“一煤独大”，向清洁能源转型
我国碳指标相对落后，经济增长仍与碳消耗挂钩。年，我国人均及单位GDP的二氧化碳排放量分别为7.10吨/人、0.51吨/千美元，人均排放量低于北美、俄罗斯、日本等国家和地区，但仍高于欧盟的人均排放量和全球平均水平；单位GDP排放量约为全球平均水平的1.7倍，远高于欧盟0.14吨/千美元的水平。我国基于生产和消费的人均二氧化碳排放量增长率与GDP增长率成正相关，我国经济增长多年来持续依赖于化石能源使用。但近年来GDP增长率与碳排量增长率的同步变动态势有所减弱，在保持GDP稳步增长的同时，碳排量增长明显放缓。据初步核算，年我国单位国内生产总值二氧化碳排放比年下降1.0%，比年下降18.8%。未来有望在实现经济发展的同时减少碳排放，将经济增长与碳排放脱钩。
传统化石能源占我国能源结构绝对地位，“一煤独大”特征显著，可再生能源开发利用规模快速扩大，能源消费结构向清洁低碳加速转变。从我国能源生产结构来看，年一次能源生产总量达40.8亿吨标准煤，是世界能源生产第一大国。到年，原煤年产量保持在34.1亿~39.7亿吨，占能源生产总量比重70%左右。电力供应能力持续增强，年发电量7.8万亿千瓦时，到年累计发电装机容量22亿千瓦，年均增长7.6%，其中火电发电量占约70%。
从我国能源消费结构来看，煤炭仍是我国能源供应的基础能源，年能源消费总量达49.8亿吨标准煤，煤炭消费占能源消费总量比重为56.8%，比年降低9%，年均降低2.4%；石油和天然气占能源消费总量比重逐年上升，到分别年均增长1.8%和7.7%。我国水电、风电、光伏发电累计装机容量均居世界首位。截至年底，天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量比重为23.4%，比年提高8.9%；非化石能源占能源消费总量比重达15.3%，比年提高5.6%。
1.2.2.生产清洁化和消费电气化并行，共构“碳中和”发展框架
发电是我国最大的碳排放驱动力。我国年二氧化碳排放总量达.4亿吨，其中，电力和供热约占我国二氧化碳总排放量的40%，其他工业燃烧占年总排放量的三分之一。其余30%主要与交通运输、建筑、不燃物排放有关。
能源生产清洁化和能源消费电气化是实现碳中和的最重要路径。欧洲在上世纪已经实现碳排放达峰，美国也于7年实现碳排量达峰，而我国仍处于经济快速发展阶段，二氧化碳排放量持续上行中，在保持经济繁荣的同时实现碳减排，任务艰巨。因此，根据我国实际情况，我国碳中和采取“做加法”与“做减法”相结合的思路。在降低能源消费总量、减低能源碳强度上“做减法”，在增加碳汇、负排放方面“做加法”。其中，能源结构的清洁化、低碳化是实现碳中和潜力最大的方向，根本措施是实现能源生产清洁化和能源消费电气化。
能源系统转型是“碳中和”核心路径，清洁能源发电是脱碳减排重要方式。我国实现“碳中和”的一条重要路径是能源系统转型，形成包括能源生产和能源使用两方面的综合转型路线：
以清洁能源为主导的能源生产结构，预计化石燃料使用量在年前达至顶峰后，化石能源发电将快速转型和退出，新增电源装机由新能源发电承担，清洁能源将主导我国能源生产结构；
以电为中心的能源使用结构，全社会用电量将持续增长，国家大力发展以低碳工业、电动汽车、零碳建筑为代表的电能利用终端，电能终端率和能源终端使用效率不断提升，电力将深度替代化石能源，成为最主要能源使用形式。
从综合能源生产端与使用端的转型来看，以光伏发电、光热发电、陆上风电、海上风电为代表的清洁能源发电技术将成为我国脱碳减排的重要方式，是我国“碳中和”规划的重点。
2.清洁能源助力实现能源结构转型，未来空间广阔
2.1.全球：能源转型迫切，风光发电前景广阔
能源转型迫切，可再生能源电气化是关键。根据国际可再生能源机构（InternationalRenewableEnergyAgency，IRENA）的测算，为了使世界踏上实现《巴黎协定》目标的道路，到年与能源有关的二氧化碳排放量至少需要再减少亿吨，与今天的水平相比，到年与能源相关的碳排放量将需要减少70％，即从现在到年，碳排放量需要每年减少3.5％左右。这意味着，未来40年间，化石燃料在全球能源结构中所占的比例将逐年压缩，最终完全被清洁能源取代。若结合“加快可再生能源部署”、“用能终端深层电气化”、“提高能源使用效率”三条路径，预计到年，全球可实现90％为达成《巴黎协定》2℃目标的所需的与能源有关的二氧化碳减排。
我们测算，按照-、-、-、-年全球发电量年均增速2%、1.8%、1.6%、1.4%测算，到年全球非化石能源发电占比达到89.8%，其中可再生能源发电占比达到69.0%，光伏发电占比达38.0%，风力发电占比达20.7%。届时，电力将成为最主要终端能源消费载体，可再生能源将成为发电的主体形式，能源消费结构将由清洁能源主导。
2.2.中国：双碳政策指引，新能源加速发展
“碳达峰”强化能源目标，新能源发电进入加速期。根据我们测算，中性预期下，到年，光伏和风电年均新增装机规模将达到.88GW和.86GW，总装机量将达到.06GW和.46GW，新能源发展有望进入加速期。
2.3.光伏：装机成本快速下行，海内外市场持续火热
装机成本持续下行，平价市场逐步打开。近年来，光伏技术进步使得装机成本不断下行，带动光伏发电性价比提升，全球平价市场正在逐步扩大。总结近期各地区光伏最低中标价格，年葡萄牙光伏项目最低中标电价已达1.32美分/kWh，再创光伏发电最低中标电价纪录，光伏发电已经成为越来越多国家成本最低的能源发电方式。
海外需求持续火热，出口数据高增。海外市场受平价经济性和碳达峰政策双重驱动，需求持续火热，其中欧盟和美国等传统市场表现尤为亮眼。参考海关总署数据，年以来我国光伏电池组件出口持续高增，1-4月共实现电池组件出口68.62亿美元，同比增长35.53%。
不惧疫情影响，欧洲光伏需求高涨。得益于光伏成本的快速下行，光伏平价所带来的性价比迅速突显。虽受疫情影响有所扰动，年欧洲光伏市场继去年装机热潮之后再次实现正增长。年欧洲全年预计新增光伏装机18.2GW，同比增长11%。中性预期，年、年欧洲市场光伏新增装机有望迈上20GW台阶，分别达到22.4GW和27.3GW，同比增速达23%、22%。
德国、荷兰增长稳健，西班牙抢装延续，波兰异军突起。年欧洲新增光伏GW级以上国家分别为德国、荷兰、西班牙、波兰。德国光伏装机延续高增长态势，以4.8GW重回欧洲光伏装机首位，其友好的EEG草案及NECP政策框架为光伏市场提供增长温床。荷兰以2.8GW排名第二，屋顶市场继续为其增长主力。此外，西班牙预计年新增光伏装机2.6GW，项目主要来源于上一年度抢装项目延续及新项目开发；波兰新增装机2.2GW，继续延续年以来的高增速，增长主要动力是光伏平价带来的自用系统需求爆发。
美国：增长动力强劲，能源结构转型加速。预计到年，新的太阳能装机容量将达到创纪录的19GW，比年同比增长43％。细分来看，户用市场受疫情影响较大，但三季度复苏态势明显；公共事业板块规模增长动力强劲。EIA预测，年美国公共事业板块新增光伏装机有望达到15.4GW新高。
重返巴黎协定，ITC预期延期，装机有望持续高增。美国光伏市场自年大幅新增装机14.8GW以来，近年来表现整体平稳，政策方面主要受到绿色基建投资计划和投资税收抵免影响。拜登当选总统推出的绿色基建计划，有望推动以光伏为代表的清洁能源成为主题。此外，自年开始实施的美国ITC政策作为光伏发电扶持重要一环，补贴项目最高可享受30%的税收抵免优惠。该政策自年底延期五年后，计划从年逐步下降。通过ITC政策延期，将有助于美国光伏市场继续保持火热需求，装机有望持续高增。
光伏平价项目快速增长，国内范围显著扩大。年中国平价项目申报中，有19省纳入平价项目超33GW，相较年12省14.8GW大幅增长。随着光伏发电效率的快速提升和成本的稳步下降，国内光伏平价范围显著扩大。年两湖、广东地区脱硫煤电价高于0.41元/kWh，申报众多百MW级渔光互补平价项目，凭借较低的土地租赁成本使得此类项目成本低于地面电站，具有较强的竞争优势。
户用光伏市场发展迅猛，全年并网规模可观。户用市场近年来发展迅速，历年装机量屡创新高，光伏户用项目因其低成本高收益的特性进入千家万户，成为光伏应用重要场景。年户用光伏项目实际装机规模达10.12GW，再创历年装机新高。年户用补贴总额仍维持5亿元，新建户用光伏保留0.03元/kWh补贴，预计全年装机容量有望达到16GW。
疫情短期构成扰动，中长期看光伏需求预期乐观：传统市场增长强劲，新兴市场贡献增量明显。疫情对于全球光伏行业短期扰动，但行业中长期增长趋势不变。预期中国、欧洲以及美国市场增长动力强劲，南美、中东、北非等新兴市场贡献增量明显，光伏需求仍将继续保持高速增长，年新增装机量有望超过GW。
中长期看，光伏行业发展前景广阔。受全球疫情影响，光伏行业短期或受些许波动，但是从长期发展趋势来看，光伏平价所带来的全球能源格局转型之大势已定。多家能源研究机构预测，未来10、20、30年，全球光伏渗透率将达到15%、20%、40%，较当前光伏行业的发展速度和发展空间将大幅提升。光伏行业的发展终将一往无前。
2.4.风电：装机量高速增长，度电成本有望进一步下降
年全球装机量高速增长，有望延续热潮。年全球风电新增装机容量达GW，较去年同比增长90%，创新增装机量新高，累计装机容量达到.3GW。年上半年，疫情措施导致许多国家的供应链和物流暂时中断，使得风电建设活动有所放缓，但下半年新增装机量快速反弹。年12月，美国国会新通过一项大规模支出法案，将风电项目生产税收抵免延长一年至年底，海上风电税收抵免延长至年；欧洲主要市场也已通过灵活调试截止日期的法规，将陆上项目延迟投入运营。预测年全球风电发展有望延续热潮，新增装机量有望进一步加速提升。
全球风电迎接平价，成本有望进一步下降。IEA数据显示，近十年来全球陆上和海上风电成本分别下降了40%和29%，在年分别降至0.美元/千瓦时和0.美元/千瓦时。对于陆上风电，自年以来，陆上风力涡轮发电机的价格下降了55-60%，装机成本下降的同时，不断增大的轮毂高度和扫掠面积也增大了容量系数。对于海上风电，-年海上风电的容量系数在过去十年间增大了近五分之一（从年的37%增至年的44%），其装机成本下降了18%。由于涡轮机尺寸和有效容量的增大以及海上风电场数量增多而带来的成本协同效益，运营和维护成本也相应地下降。未来，海上风电的成本还有望进一步下降。
全球海上风电装机占比将持续提高。海上风电的高容量系数和低间歇性使其未来有望成为具有竞争力的电力来源。海上风电可以每天全时间发电，电力安全性好，其高可用性和季节性模式可以比其他间歇性可再生能源对系统需求做出更有力的贡献。同时，海上风电有助于减少二氧化碳和空气污染物的排放，减少对可调度发电厂的投资需求。此外，海上风电的优势还包括可避免其他可变可再生能源所面临的许多土地使用和社会接受问题。
预计全球海上风电装机容量在风电新增装机量中的份额将持续提高，归功于欧洲主要市场以及法国、韩国和越南等新兴市场的加速发展，和大功率海上机组投产。
国内风电补贴逐步退坡，抢装与平价并进。年中国风电新增并网容量达71.7GW，补贴逐步退坡使风电行业迎来抢装潮流。
1)陆风抢装结束，平价时代开启。对于陆上风电，年底前核准的陆上风电项目如在年底前并网的，享受核准时标杆电价；年核准的陆上风电项目如在年底前并网，可享受核准时竞价电价；全面实现陆上风电平价。随着“抢装潮”落幕，陆上风电增量项目需求出现下降，风机价格将随之逐步走低。以来，风电项目集中招标采购包含塔筒的整机商报价最低已达到元/千瓦左右，相比年“抢装潮”期间的元/千瓦以上的价格高点，降价超30%，陆上风电平价时代正式开启。
2）海风抢装末年，装机热潮延续。对于海上风电，年底前已核准的海上风电项目如在年底前完成并网，享受核准时的标杆电价；年及以后完成并网享受并网年份竞价电价。预计，年海上风电有望延续年的陆上风电抢装热潮。
3.风光发电高速发展，产业链协同并进
3.1.光伏：技术持续进步，产业链协同发展
3.1.1.多晶硅：行业洗牌格局向好，供需切换景气高涨
多晶硅是光伏行业的重要上游环节。光伏产业链大致可分为上游多晶硅、硅片，中游电池片、组件，以及下游光伏发电系统三大环节。其中，多晶硅作为光伏产品制造的基础原材料，具有产能投资金额大、技术工艺复杂、投产周期长等特点，且具备较高的进入壁垒，行业附加值较高。我国多晶硅产业发展至今，现已占据全球领先地位，大致经历了5个阶段：萌芽摸索（-年）；产业起步（-5年）；蓬勃发展（5-9年）；市场调整（9-年）；领先全球（年至今）。
目前国内先进产能综合现金成本在3万元/吨，生产成本在4万元/吨，综合成本在5万元/吨。国内厂商凭借低成本电力资源，以及对工艺的持续改进与精细化管理，产品竞争力不断增强，与海外企业相比具有较为明显的成本优势。目前，国内先进多晶硅产能综合现金成本在3万元/吨左右，生产成本在4万元/吨左右，综合成本在5万元/吨左右。
供给端：海外高成本产能退出，国内新增产能有限。全球多晶硅产能根据产能规模和成本，可大致分为三大梯队：
第一梯队：低成本产能，包括东方希望、大全新能源、通威股份、新特能源、新疆协鑫5家厂商，预计现金成本在7美元/千克以内，年总产能约为35万吨，有效产能约为30万吨左右。
第二梯队：中成本产能，包括徐州协鑫、亚洲硅业、天宏瑞科、马来西亚OCI和美国瓦克等，现金成本在8-13美元/千克之间，有效总产能约为30万吨左右。
第三梯队：高成本落后产能，主要包括国内规模较小的产能和海外高成本产能，现金成本在13美元/千克以上，正陆续停产或退出市场。
海外高成本产能退出，国内新增产能有限。-年多晶硅价格持续下跌，且国内多晶硅企业的产能逐步扩大，在价格和市场份额的双重挤压下，海外高成本多晶硅加速退出。年初，德国瓦克对多晶硅业务计提7.6亿欧元资产减值，并计划将美国2万吨多晶硅产线改电子级产线。韩国市场方面，韩华决定退出多晶硅料市场，OCI计划关停韩国光伏多晶硅产线，仅保留马来西亚2.7万吨产能。
国内产能方面，硅料行业C5格局渐稳固。年年底国内在产多晶硅企业数量减少至11家，合计产能约为42万吨，前5家企业产能占提升至86%。由于新建产能释放周期较长，年国内计划新增产能约17.3万吨，实际贡献产量约仅为5万吨左右，叠加海外多晶硅进口预计规模9-10万吨，测算全年合计多晶硅供应量约为58万吨。
需求端：下游单晶硅片企业持续扩张。年起单晶硅片企业开始新一轮快速扩张，有望实现单晶硅片产能连续翻番。年年底单晶硅片产能在GW左右，预计年将继续大幅增长GW左右。本轮新扩产的硅片都是单晶产能，单晶占比将进一步提升，且新扩产能多于年下半年集中释放，预计对单晶用料的需求将大幅上涨，单晶硅料市场处于紧平衡的状态。
供需匹配：阶段性供需紧平衡，高品质硅料稀缺，价格维持高位。综合来看，年硅料供需仍将维持紧平衡状态，光伏装机需求乐观，下游硅片积极扩产，单晶占比的不断抬升，高品质硅料需求提升，多晶硅供需仍将维持紧平衡态势。且随着下半年装机需求开始强烈，硅料新增产能释放较缓，阶段性硅料供应紧张预计仍将出现。
长单锁定，具有成本优势的多晶硅龙头企业，有望迎来量利齐升。下游硅片厂商基于行业需求研判和供应链管理需要，纷纷对多晶硅产能签订长单框架协议，已基本锁定多晶硅主流企业全部产能。此外，随着龙头厂商多晶硅新产能持续爬坡优化，生产成本优势将进一步得到提升。一方面受益于新疆，内蒙古，四川等地区新产能所在地的低电价，使得多晶硅主要生产成本电力成本大幅下降；另一方面，龙头企业设备制造和生产工艺持续优化，成本管控能力不断提升。伴随多晶硅价格维持高位，具有成本优势的龙头企业有望持续受益。
3.1.2.硅片：单晶替代基本完成，大尺寸、薄片化大势所趋
单晶硅片渗透率持续提升。根据中国光伏协会数据，年国内单晶硅片（P型+N型）市场占比约90.2%，较年再次大幅提升25pct，其中主要贡献来源于P型单晶硅片，其市场份额从年的60%提升至86.9%，N型单晶硅片有望持续提升。预计年单晶替代多晶趋势将延续，多晶硅片将逐步退出主流市场。
双寡头垄断格局依旧，行业扩产快速启动。当前光伏单晶硅片环节呈双寡头垄断格局，从产能角度来看，年隆基（75GW）和中环（55GW）约占我国单晶硅片65%产能。伴随下游硅片需求向好，国内厂商纷纷启动新一轮扩产计划，同时通威、美科、高景等行业新进入者开始布局硅片业务。预计到年，隆基和中环产能规划将分别达到GW和85GW，行业总产能有望超过GW。预计随着光伏硅片的快速扩张，单晶硅片供需格局将出现逆转，多晶产能将加速退出市场。
硅片大尺寸化趋势明显。硅片尺寸的提升可有效降低光伏系统度电成本，主要体现在以下两点：1）生产成本方面，在电池、组件生产速率基本固定情况下，通过提升硅片尺寸可以使单位时间产出的电池、组件功率提升，从而降低分摊至单瓦的设备、人工及其他生产成本；2）电站系统方面，在组件串联数一定的情况下，通过单体支架组件的功率提升，降低分摊至单瓦的支架、逆变器及搬运人工成本等。
下游厂商积极响应，联动扩建产能。硅片尺寸的扩大有可能导致生产良率降低，因此在硅片生产环节需要进行必要的调整。此外，也关系到下游电池片、组件产线的调整，尤其是电池片制造中，硅片尺寸的扩大可能会使电池片在制绒、镀膜过程中产生不均匀的状况。因此大硅片的推广需要下游产业链整体协同。
截至目前，已有多家下游电池、组件厂商形成联动，相继宣布支持大尺寸硅片，尺寸规格阵营存在分化：mm硅片以隆基、晶科、晶澳为代表，产业链兼容能力强；mm硅片则以中环、天合、东方日升等为代表，降本增效能力强。年G1和M6尺寸市场占比合计达到77.8%，其中M2由年的主流尺寸下降到17.7%，预计年左右被淘汰。年mm和mm尺寸合计占比约4.5%，预计在年占比将持续快速扩大，或将占据半壁江山。
薄片化趋势持续，电池技术进步催生薄片需求。薄片化有利于降低成本和硅耗。目前切片工艺已能满足薄片化需要，硅片薄片化的挑战主要集中在产业链下游，硅片厚度对电池片的自动化、良率、转换效率等均有影响，对电池片、组件制造端的工艺控制要求更高。目前，用于TOPCon电池的N型硅片平均厚度为μm，用于异质结电池的硅片厚度约μm，用于IBC电池的硅片厚度约μm。在近两年硅片大尺寸化趋势下，薄片化进程有所放缓，但TOPCon、HJT等新技术对硅片厚度敏感性较低，随着电池技术的进步，硅片薄片化进程有望进一步加快。同时，硅料的涨价也催生了硅片薄片化的需求。
3.1.3.电池片：高效技术加速突破，TOPCon、HJT量产在即
政策抬高门槛，行业集中度加速提升。工信部公布年光伏制造行业规范，提高新建产能转换效率最低标准。中小企业研发生产成本高昂，依赖政府补贴，技改难度较大，新政下难以维持，行业加速出清。年以来，头部电池片厂商扩产加速，通威、爱旭、隆基、晶澳、天合前5家电池片产能均有显著提升。其中通威与爱旭作为专业化电池片厂商，预计年底产能将达50、40GW，位列全球第一、二位，专业化电池片厂商龙头地位进一步稳固。
“平价上网”加速推进，高效电池需求猛增。“平价上网”时代加速到来，进一步加大了对高效电池的需求。目前，市场上PERC、N-PERT、TOPCon、HJT、IBC等高效电池技术突飞猛进。年，单晶PERC电池行业平均转换效率达到22.8%，较年提高0.5pct。N-PERT/TOPCon电池平均转换效率为23.5%，异质结电池平均转换效率为23.8%。从未来技术发展趋势来看，TOPCon、异质结、IBC电池仍有较大空间，而单晶PERC电池在成本和转换效率方面仍是目前性价比最高的电池片产品。
PERC产能快速上量，TOPCon和HJT被寄厚望。年新建产能均采用PERC技术，并且部分电池企业对旧电池产线进行技改，使得PERC产能实现快速提升，市占率已达86.4%。N型电池相对成本较高，市占率为3.5%，较去年小幅提升。随着PERC电池技术扩散，各大光伏企业已开始积极储备新型电池技术。其中，TOPCon和HJT两种技术路线被行业寄予厚望，已有多家企业参与研发和布局，有望成为下一代电池主流技术录下，预计未来占比将大幅提升。
高效率+产线兼容，TOPCon电池研发加速。TOPCon电池背面的超薄氧化硅层和掺杂硅薄层构成钝化接触结构，可有效提高电池效率，具有转化效率上限高和与PERC电池产线兼容的优势。德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)理论分析得出，钝化接触电池具有更加高的效率极限（28.2%~28.7%），高于HJT和PERC电池的极限效率（27.5%和24.5%），最接近晶体硅太阳能电池理论极限效率（29.43%）。目前各电池片和组件厂商已加速布局TOPCon研发和生产，年隆基单晶双面N型TOPCon电池实现25.21%的转换效率，商业化尺寸单晶双面P型TOPCon电池实现25.02%的转换效率，是目前商业化尺寸P型电池最高效率；晶科N型TOPCon电池认证后的效率达到25.25%。
高效率+低衰减+双面发电，异质结电池成为电池片技术潜力方向。光伏电池的核心部件为半导体PN结，异质结则是指由两种不同半导体材料制成的PN结。目前主流的异质结电池采用晶硅衬底和非晶硅薄膜构成，相较当前行业主流的PERC电池，异质结电池具有高转换效率、无光衰、双面发电、温度特性好等优势。由于HJT开路电压高的特性，理论转换效率可达27%以上。目前HJT最高纪录为隆基的25.26%，其他企业研发效率也均已达到24%以上。此外，HJT电池衰减率显著低于PERC电池，低温度系数和高双面率亦可有效提升其发电效率。
高效率+高成本+高技术门槛，IBC电池研发量产难度大。IBC电池（全背电极接触晶硅光伏电池）将PN结和金属接触都设于太阳电池背面，电池片正面采用SiNx/SiOx双层减反钝化薄膜，没有金属电极遮挡，最大限度地利用入射光，减少光学损失，带来更多有效发电面积，拥有高转换效率，外观上也更加美观。目前IBC电池制造工艺复杂，技术门槛高、制造成本高，与大规模量产还有较大距离。年5月，国家电投“青海产”中国首条量产规模IBC电池及组件生产平均效率超24%，单片电池功率提高约10%，达到国内最高水平，跻身国际先进行列。
N型电池投资提速，产业化量产加速。年N型产能提升至14.5GW，N型产能整体布局以试产线为主，TOPCon和异质结电池是现阶段N型电池片扩张的主流方向，两类技术处于企业大规模量产导入期。
TOPCon方面，各家电池企业在新扩PERC产能时均预留了升级路线，并加速TOPCon的技术研发和升级。HJT方面，目前全球实现HJT量产的企业已有20余家，实际投运产能约4GW，规划产能约50GW，投运产能多以中试线为主，量产效率均在23%以上。自年下半年以来，国内HJT产能投资呈明显加速态势，山煤国际、东方日升、通威股份、爱康科技、晋能等相继宣布异质结电池扩产计划。设备端，捷佳伟创、迈为股份等企业也正加快相关设备研发。随着设备端与原材料国产化带来的成本下行，新技术投资经济性逐步显现。随着规划产能逐步投放，年有望迎来新一轮N型电池光伏投资热潮。
N型电池制造工艺与PERC不同，N型硅片薄片化、设备原料国产化带来降本空间巨大。
1）HJT电池主要工艺是先将N型硅片清洗制绒作为衬底，经过非晶硅薄膜沉积与TCO导电膜沉积，并通过丝网印刷制备银电极，最后烧结退火制成。从成本端看，HJT与PERC在制造工艺与生产设备最大不同之处在于非晶硅薄膜沉积与导电膜沉积环节。
2）N型TOPCon与PERC电池工艺的主要区别在于TOPCon电池增加了硼扩、隧穿氧化层沉积等步骤。从成本端看，TOPCon电池与PERC电池产线相比只需增加硼扩和薄膜沉积设备，改造成本为0.5~1亿元/GW左右，新建产线设备投资成本约3亿元/GW。非晶硅薄膜沉积所需设备PECVD目前主要依靠进口，单GW设备投资额在5亿元左右，国内设备厂商钧石、理想已有相应产品推出，迈为股份与捷佳伟创也在积极研发。设备国产化有望显著降低N型电池产线的投资成本。此外，N型电池制作原料所需的低温银浆和靶材国产化研发顺利，低温工艺还为硅片薄片化提供可能，出片率提升可有效降低硅料成本。
大尺寸电池发展已成为大势所趋。大尺寸电池可以有效提高组件发电功率，降低光伏发电系统成本。当电池片面积增加时，每块电池的输出功率也随之增加。mm电池比常规的.75mm电池面积增加12.21%，mm电池比.75mm电池面积增加80.5%。通过使用更大面积的电池，可以降低光伏发电的系统成本，获得更高的光伏发电项目投资回报率。
上下游厂商积极联动，大尺寸产能加速扩张。受光伏全球平价需求爆发影响，光伏市场景气度持续向好，各大龙头厂商纷纷布局产能扩张。截至目前，产业链已有多家上下游厂商形成联动，相继宣布支持M6、M10和G12版型，预计-mm等大尺寸型电池将在未来1-2年内迅速推广，组件将进入W、W时代。
3.1.4.组件：品牌+渠道打造核心竞争力，一体化布局大势所趋
组件行业集中度提升，市场竞争较为激烈。组件作为光伏产业链最后一环，主要任务是完成光伏发电单元的封装及销售给终端客户，实现光伏产品利润的最终兑现。由于组件环节技术壁垒较弱，早期行业集中度不高。随着海外市场成为主导后，组件品牌效应愈发突显，叠加疫情对行业弱势企业的清退，年组件环节集中度大幅提升，行业CR7市占率从58%提升至78%。但头部组件企业之间竞争也更加激烈。
组件端盈利能力势微，原材料和辅材有望降价让利。从光伏整体产业链价值分配来看，利润主要集中于行业中上游，组件端盈利能力势微。当前组件端盈利能力较弱，主要受上游主产业链和辅材涨价影响，下游需求暂时回落，组件端盈利承压。目前单一组件环节难以实现盈利，组件厂商多向上游一体化布局产业。未来，组件端有望受益于上游及辅材端让利，盈利能力有所企稳。
组件使用周期长，品牌背书是客户考虑重点。组件使用期一般为20年，电站投资周期测算一般在15年以上，因而对于组件企业经营寿命需要有更多的考量。并且，海内外大型的能源机构更倾向于绑定大型供应商签订订单，以保证产品质量和后续服务。因而，终端客户在选择组件时更看重组件厂商的品牌，相应的具备优质品牌的组件厂商有望获得较高的产品溢价与客户青睐。组件厂商近年来愈发重视如PVTech、BNEF等国际评估机构可融资性评级，以期打造国际品牌优势，提升核心竞争力。
龙头厂商出口业务占比高，海外渠道构筑优势显著。观察国内龙头组件厂商出口业务占比，晶科、天合、晶澳、阿特斯、东方日升等出口业务占比均在60%以上，隆基因组件产能释放集中在4季度，全年出口占比较低。从出口均价看，龙头企业出口均价均高于平均出口价格，显示龙头企业整体海外渠道构筑优势显著，且享有一定的品牌溢价。
一体化已为行业趋势，享受行业成长红利。年以来，受光伏全球平价需求爆发影响，光伏市场持续火热，各大组件厂商纷纷布局一体化产能扩张。通过全产业链布局的方式，企业一方面可以参与光伏技术的研发进程，提高技术敏感性和市场先锋优势；另一方面，保证上下游原材料之间供应顺畅，获取多环节利润，享受平价时代行业成长红利。
短期行业链价格波动，一体化布局平滑收益。受短期供应链供需格局影响，产业链价格博弈加剧，上游开启涨价趋势，下游电池片、组件毛利率已降至低点。预计随着产业链需求启动，下游盈利将持续回暖。我们认为，伴随光伏行业快速发展，产能快速扩张，单环节之间因产能周期导致的价格博弈难以避免，而一体化厂商通过布局多环节产能，将有效平滑各环节之间的供需博弈，平滑成长收益，与行业共享成长红利。
3.2.风电：度电成本仍有降价空间，大兆瓦风机大势所趋
海上风电目前成本较高，未来仍有较大降价空间。对比陆上机组，一方面海上风况优于陆地，风速高且少有静风期，机组发电量与年发电利用小时数均高于陆地；另一方面，海上机组所处环境较差，成本受海水深度和离岸距离影响，项目建设期的设备购置费用和安装工程费用以及项目运行期的维护费用都显著高于陆地。目前陆上风电整体的投资成本较低，度电成本更低，我国陆上风电度电成本约为0.元/kWh，海上风电度电成本约为0.5元/kWh。相对来说，海上风电仍需较大幅度降本才能满足平价上网需求。伯克利实验室牵头的一项研究表明，目前漂浮式海上机组的度电成本高于固定式海上机组度电成本，高于陆上机组成本。
大兆瓦风机是大势所趋，各厂商加速布局。平价上网背景下，大兆瓦风机市场优势更强，在原有机位点不变情况下，大容量机组风场容量和收益更高，单位容量征地面积降低，道路与集电线路投资降低，单位容量建设成本和运维成本降低。
总体来看，更大的容量、风轮直径、更高的轮毂高度带来更低的度电成本。1）陆上风机方面，据中国可再生能源学会风能专委会（CWEA）数据，年我国陆上3.0兆瓦及以上机组新增装机达MW，累计装机达MW。年国家电投乌兰察布风电大基地一期万千瓦项目公开招标，中标的五家整机商的平均单机功率均在4MW以上。IEA预计全球陆上机组的平均单机容量将在年达到4~5MW。2）海上风电方面，国家能源局《风电发展“十三五”规划》指出，要突破10兆瓦级大容量海上风电机组及关键部件的设计制造技术。东方电气、金风科技、上海电气8兆瓦、10兆瓦级别海上风机机型陆续发布并量产。年7月，10兆瓦海上风电机组在三峡集团福建福清兴化湾二期海上风电场成功并网发电。
大型化趋势、海上风电趋势对风机产业链既是挑战也是机会。1）风机产业链上包括叶片、风电铸件、塔筒、整机等随大功率机组变革的环节都有降本提效的空间，产业链在技术创新驱动和补贴退坡压力下有重塑机会。受益于风机大型化带来的需求提升，风电叶片有大型化、轻量化的趋势；大兆瓦机组对大型化铸件、塔筒的研发和量产提出了更高的要求；整机设计安装的能力虽然已在已有的大功率产品和项目上得以体现，但仍然与海外先进水平存在一定差距，技术水平阂待提升。2）欧洲海上风电技术领先。
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