本文来自：新兴产业观察者，作者：姚遥、宇文甸
行业观点
平价时代光伏板块投资的重大逻辑变化——从边际产能成本定价向边际需求成本承受力定价切换：摆脱补贴和规划束缚的光伏需求弹性得到释放，中短期光伏新增装机上限由供应链瓶颈产能决定，在潜在需求大于有效供给的情况下，产品价格将由边际需求的成本承受力决定。全球双碳目标背景下，电价上行、收益率1要求降低、技术进步、利率维持低位，共同驱动需求曲线上移，使新增装机量的高增长未必需要以系统价格的大幅下跌为必要前提。
2022年瓶颈环节硅料产量定装机，预计全球新增装机230GW以上：我们预计2022年硅料、EVA粒子、压延光伏玻璃有效供给分别为83~85万吨、95~100万吨、5.5~5.7万吨/日，分别可满足278~290GW、280~302GW、360~380GW组件生产。由于光伏级EVA粒子供应量随产品价格变化具有一定向上弹性，预计明年硅料大概率仍是供应链刚性瓶颈，其产量将决定全年装机上限（对应交流侧230GW以上）。
硅料高景气持续，电池片边际修复，重视组件中长期格局：硅料继续攫取超额利润，预计全年均价15万/吨以上；硅片环节随新产能加速释放及低价存货效应消失，预计将出让部分利润，下游长单存双刃剑效果；电池环节阶段性扩产放缓令供需边际改善，盈利底部修复逻辑扎实；组件期货属性削弱，看淡原材料价格下行周期中的盈利修复，重视技术变革对组件环节长期格局的影响。
逆变器及辅材确定性受益放量，关注格局及利润率改善：2022年IGBT供给继续紧张，逆变器头部企业供应链优势维持，储能第二曲线放量；胶膜2022H2盈利具备向上弹性；玻璃双寡头格局清晰，整体供需偏松，大尺寸续享溢价；跟踪支架2022年外部环境全面边际改善，量/利修复弹性大。
N型迈入量产元年，孕育设备新机遇：市场焦点将从电池效率向量产稳定性、规模组件订单落地、实证运行数据验证切换，2022年TOPCon放量确定性更高，技术细节方面金属化工艺环节值得重点关注。
发电侧大基数+用户侧高弹性，2022年储能确定性高增长：根据各省已公布的风光配储要求，2022年国内仅发电侧储能潜力市场就达到27GWh；同时，在峰谷价差全面扩大背景下，工商业储能逐步具备经济性；海外市场在终端电价高企、自发自用需求增长、风光渗透率提升、辅助服务需求增加的合力作用下，表前/表后市场加速发展；2022年全球储能市场高增确定。
投资建议
结合基本面判断和当前市场预期：建议沿两条主线布局：1）业绩兑现确定性强：如供给瓶颈的硅料，受益放量且利润率有望持稳甚至提升的逆变器、核心辅材及其上游原料、跟踪支架等；2）中长期格局趋势性改善、有望受益技术变化带来的超额增长：新技术布局领先的一体化组件龙头、电池/组件先进设备商。
估值方面，尽管板块已经涨了三年，但在行业规模增长、集中度提升驱动的业绩增长下，大部分核心标的2022年PEG仍位于1x附近，在成长行业中处于相对低位。2022年随着企业业绩增长兑现和龙头领先优势逐步验证，板块仍有较大概率的整体提估值机会，龙头更有望逐步享有估值溢价。
主要推荐标的
A股：通威股份、阳光电源、隆基股份、晶澳科技、福斯特、大全能源、锦浪科技、固德威、禾迈股份、天合光能、海优新材、中信博、福莱特、金晶科技、迈为股份、捷佳伟创、金辰股份、奥特维等；此外建议关注预计2022年将回A上市的一体化组件龙头：晶科能源、阿特斯。
港股：信义光能、福莱特玻璃、信义能源、保利协鑫能源、信义储电等。
风险提示：国际贸易摩擦风险；疫情超预期恶化风险；行业非理性扩产风险。
正文
1、平价时代产业链定价逻辑重塑，边际需求成本承受力决定价格
补贴时代产业链价格由供给端各环节边际成本决定。在光伏实现平价上网前，每年的新增装机上限受各国当年补贴预算规模、行政规划等因素限制，存在“刚性天花板”且可预测性较强，产业链企业可根据预测提前准备好产能。因此，从近几年数据看，每年年初的各环节有效产能均已普遍高于当年最终实际完成的组件安装量（即常态化过剩），此时产业链产品价格由总需求对应的边际产能成本决定（最典型的如2020年之前的多晶硅边际成本定价逻辑），光伏板块投研的侧重点在于供给曲线上各家企业的产能和成本水平，产品价格的波动区间/中枢也相对容易量化预测。
平价时代终端需求的边际购买力决定产品价格。光伏平价之后，由于规划约束和补贴限制的消除，需求弹性大增且呈现多样性，中短期新增装机上限取决于供给瓶颈环节的产能，在潜在需求（储备项目）大于有效供给的情况下，产品价格将由边际需求的成本承受力极限决定，即不同需求根据购买力高低排序，达到供给上限时对应的需求的成本承受力决定市场价格。
全球范围内来看，不同地区、应用场景、业主的项目，对光伏系统成本的承受力/敏感性均不同：海外分布式及部分集中式需求受到高电价及电价持续上涨的影响，对光伏成本上升承受力最强且仍可能动态上升；国内分布式需求受到补贴政策、电价市场化改革的刺激，对成本承受力持续增强，仅次于海外高电价市场；国内集中式平价电站项目因电价锚定“火电基准价”，且存在收益率要求红线，对成本最为敏感，购买力排序相对靠后。
长期来看，特定地区（假设日照条件一定）的光伏项目，对系统成本的承受力主要与项目电价、融资利率及预期收益率目标等“外部因素”及组件/系统技术进步的“内部因素”相关。当电价上升、或利率下降、或预期收益率目标下调时，需求对成本承受力提高，需求曲线将上移，反之则曲线下降；此外，当组件及系统端先进技术的应用令单W发电量提升时，需求曲线也将上移（如采用双面、N型、跟踪支架设备的项目可享有单W溢价）。
展望明年，终端需求潜力仍然巨大，国内外各类项目储备（pipeline）极度丰富。随着硅料新增供给的释放，为了消化新增产能、刺激更多需求释放，边际需求与系统价格的交叉点势必将沿着曲线向右下方向移动，但在需求曲线整体上移的趋势下，将使得装机量的高增长未必需要以系统价格/装机成本的大幅下跌为必要前提。
2、硅料高景气持续，电池组件边际改善，辅材逆变器受益放量
2.1硅料大概率为供应链刚性瓶颈，EVA粒子供需偏紧但存供给弹性
长期来看，光伏供应链瓶颈大概率出现在硅料、胶膜粒子、玻璃这类扩产周期较长的环节。光伏产业链中硅片、电池片、组件及胶膜等环节扩产周期较短（3-6个月），且名义产能已经相对过剩，而逆变器、支架等环节产能弹性大，都难以成为光伏装机的限制因素。长期来看最有可能成为光伏供给瓶颈环节的特征一般为扩产周期较长、产能相对刚性、且短时间内难以被新技术替代。硅料和玻璃扩产周期18个月以上，EVA粒子扩产周期3~5年，具备成为供给瓶颈的基本特征。
2022年硅料大概率仍为产业链刚性瓶颈，EVA粒子供需偏紧但存供给弹性。根据我们统计，2022年硅料、光伏级EVA、玻璃有效供给分别为83~85万吨、95~100万吨、5.5~5.7万吨/日，分别同比增长45~50%、30~36%、56%~61%。按照硅耗2.9~3g/W、胶膜克重0.5~0.51kg/平米、双玻占比50~55%测算，预计硅料、EVA/POE、光伏玻璃分别可满足278~290GW、280~302GW、360~380GW组件生产。
与硅料和玻璃相比，EVA粒子可以通过拉大光伏料溢价增加供应（以“光伏料涨、其他稳”或“光伏料稳、其他跌”的形式），同时随着胶膜厂商工艺提升，对粒子原料的兼容性也在逐步提升，或将使得可用于光伏胶膜生产的EVA粒子产能范围被动增加，即使不考虑新产能爬产进展超预期的可能，2022年光伏级EVA的有效供给也将大概率略高于硅料，或基本与硅料供应持平。预计明年硅料大概率仍是供应链刚性瓶颈，其产量将决定全年装机上限（对应交流侧装机230GW+）。
2.2主产业链各环节利润分布动态：硅料继续攫取超额，硅片回吐，电池修复，组件重视技术变革对中长期格局的影响
光伏产业链的利润分配：长期看竞争壁垒，中短期动态看各环节与上下游供需关系的边际变化，此外，技术进步也有影响。光伏主产业链上的利润分配，长期看是由各环节的进入壁垒和竞争格局决定，但从中短期的动态变化趋势看，则通常由各环节相对其上下游的供需关系边际变化决定，体现为环节利润的压缩或放大。例如2020H2的光伏玻璃和2021年的硅料，作为产业链显著的供应瓶颈环节，通过不断涨价攫取了显著的超额利润。此外，产业技术进步也会在一定阶段内影响环节利润分配，例如2015-2016年金刚线切割技术在单晶硅片领域的推广应用，使硅片环节在降价的过程中实现了单瓦利润的扩张；PERC电池在对BSF的替代阶段，也享受了2-3年的相对高盈利。
今年以来，硅片环节虽然在年初的表观产能统计上就已显著过剩于硅料，但仍超预期地维持了近一年的高盈利，我们认为主要源于三点：1）新进入者的产能爬坡慢于预期；2）大尺寸产品产能存在结构性紧张；3）硅料/硅片持续涨价趋势中始终动态获益于部分“低价原料库存”。
然而随着新玩家的加入，主要的单晶硅片生产企业从原来的5~6家迅速拓展到仅15GW以上产能企业就有近10家，而目前国内拥有4万吨以上（对应15GW左右）产能规模的硅料企业仅5家，硅料和硅片上下游的格局逐渐发生转变，产业链利润将逐步从“相对过剩”环节（硅片）流向“相对紧缺”（硅料）环节。
由于硅料和硅片扩产周期的不同，当前上下游之间这种供需错配的局面可能将一直持续，即使假设2019年及之前的存量产能（约120GW）因不具备改造成大尺寸的经济性，在2022年全部停产退出市场，2022年硅片的有效产能仍大于硅料，大部分硅片企业开工率不足100%或将成为新常态。
电池片盈利达历史低点，叠加N型技术切换的岔路口，PERC扩产放缓，大尺寸电池片相对上下游供需边际改善，有望驱动盈利修复。
2021年是电池片环节盈利能力历史低点，大尺寸PERC产能实际扩张规模略低于预期，且在行业向N型技术路线切换的明确趋势下，预计明年将鲜有PERC新建产能投放，有限的产能增长将主要来自于存量产能的大尺寸改造。从终端需求来看，下游对大尺寸产品的接受程度超预期，随着明年硅料供给瓶颈缓解后，大尺寸电池片产能相对其上游硅片供应和下游组件需求的供需关系都将呈现边际改善局面，盈利能力有望同比改善。
组件进入壁垒最高，但格局尚未稳定，头部企业竞争仍激烈；订单周期缩短及合同定价灵活条款的加入，令组件业务期货属性削弱；看淡原材料价格下行周期中的“盈利修复”，重视技术变革对组件环节长期格局的影响。
组件从下订单（锁价）到生产、交货一般间隔1~3个月左右，海外地区甚至更长，使得组件市场具有一定期货属性，从历史上看，组件的超额利润/亏损通常来自组件生产商/客户对产业链价格变化趋势判断的偏差。近两年光伏玻璃和硅料价格的超预期上涨，使得组件利润急剧压缩，明年硅料价格下行趋势下，组件盈利有望修复，但考虑到产业链对硅料价格下降预期较为一致（降幅有分歧）、且组件在需求明显启动前将以传导降价为主，组件盈利修复的幅度和时点仍存在不确定性。
此外，在经历了近两年的原材料价格大幅波动后，即使在海外市场，组件销售的订单周期也在缩短，部分销售合同中也开始加入交货价格可根据原材料价格波动进行友好商议调整的灵活条款，或将令组件业务（尤其是海外销售部分）的期货属性趋于减弱。
目前头部企业之间的P型产品竞争力、市场份额差距较小，更多的是比拼企业的经营策略（渠道销售、供应链管控能力等），未来在光伏电池主流技术路线从P型向N型切换的过程中，企业在电池技术上布局的深度和广度可能将使得组件产品差异性拉大，头部一体化组件企业之间的竞争要素将一定程度上向“产品力”倾斜，并最终体现在公司的盈利能力（产品溢价、成本差异）和市场份额的变化上，或将对行业格局带来巨大的影响，优势企业有望凭借领先的技术布局提升超额利润。
2.3辅材与逆变器受益终端需求放量，跟踪支架边际改善确定性高
1）胶膜：2022年受益终端需求放量，下半年盈利具备向上弹性
2021年光伏组件环节开工率受硅料供应瓶颈限制维持低位，组件产量及胶膜需求均受到抑制，而胶膜环节自身产能保持增长，与主产业链的逻辑同理，导致胶膜企业难以完全、及时传导年内EVA粒子的涨价，盈利空间显著压缩。随着2022年硅料新产能逐步释放，组件产量的增长将拉动胶膜需求增长，胶膜无论是成本传导能力、还是出货量增速均有望提升。即使下半年EVA粒子因供不应求出现涨价，考虑到头部企业的供应链优势以及边际产能涨价拉动盈利水平，仍有望使胶膜盈利具备阶段性的向上弹性。
2）逆变器：2022年IGBT供给持续紧张，头部企业供应链优势继续维持
2021年逆变器企业业绩出现分化，主要是供应链管理能力不同所导致的芯片供应情况差异所致。供应链保障好的企业不仅出货量保持高增长，同时受益于户用占比提升+芯片供应紧张带来的涨价，毛利率亦有所提升。2022年全球新能源汽车、光伏、储能需求增速依然非常可观，IGBT紧张的问题或仍将持续，建议坚守供应链能力强的优质企业。
储能业务或将为明年逆变器企业贡献业绩弹性。海内外储能市场广阔且国内仍处于发展起步阶段，明年有望迎来翻倍以上增长。2020-2021年国内主要逆变器企业储能业务收入占比持续提升，但差异较大，抢先布局的企业先发优势明显。
3）玻璃：双寡头扩产领先，市占率持续提升
截至2021年11月底，国内超白压延玻璃在产产能4.13万吨/日，同比增长44%，今年新点火的窑炉中约有65%为信义光能（4000吨/日）和福莱特（5800吨/日）贡献，两大龙头市占率持续稳步提升。行业新进入者中，仅有金晶科技在2021年内投产，其他厂商新产能预计将在2022年及以后释放，中期看行业仍将维持双寡头领先的竞争格局。
根据各公司扩产计划，预计2022年光伏玻璃等效日熔量约为5.5~5.7万吨/日，同比增长56%~61%，以双玻渗透率50%~55%测算，对应组件产量可达360GW以上，玻璃的潜在供应显著大于预期硅料供应所限制的组件产量（278~290GW），中短期看，光伏玻璃价格将持续处于边际产能出清的水平，上涨弹性较小。
根据2020年及以后的窑炉点火情况，预计2022年宽幅玻璃有效供给约为3.2~3.4万吨/日，以双玻渗透率50%~55%测算，约可满足210~230GW大尺寸组件生产，供需格局处于紧平衡状态，新窑炉所生产的大尺寸玻璃有望在2022年继续享受溢价和超额利润空间。
4）跟踪支架：2021年需求&成本“双杀”，2022年边际改善确定性高
2021年国内地面电站装机低迷拖累跟踪支架需求，2022年大基地建设启动及组件维持相对高位有利跟踪支架性价比显现。跟踪支架的需求主要来自集中式地面电站项目，2021年组件价格持续上涨，使得对系统成本敏感的地面电站装机受到明显影响；此外，对某个特定项目而言，组件/系统成本绝对值越高（跟踪支架成本占比相对越低），越有利于跟踪支架性价比显现，而今年国内的地面电站项目普遍在2020H2-2021H1的组件低价阶段完成项目设计和产品选型（倾向于选择固定支架），也不利于今年跟踪渗透率的提升。在2022年，国内大基地建设将全面启动（大型集中式项目占比有望提升），且组件价格有望维持相对高位，均有利于跟踪支架性价比的显现，并驱动其渗透率和需求的双升。
展望明年，跟踪支架环节量利有望迎来修复。2021年底硅料产能开始逐步释放，供应紧张的情况有望得到缓解，有助于产业链整体价格平稳下行，下游装机量有望恢复高增长。此外，国内的风光大基地开工叠加海内外延期电站恢复建设，将会进一步刺激地面电站装机需求。考虑到全球电价上涨背景下发电量增益的重要性将凸显，跟踪支架渗透率有望迎来明显提升。
钢材价格呈现下行趋势，海运费高位价格得到一定缓解。根据国内钢材价格走势，2021年底钢材价格呈明显下降趋势，已接近年初水平，较年内最高点已下降20%左右。同时全球部分区域海运费价格出现一定程度的下降，并且总体价格开始趋于稳定。综上所述，我们判断明年光伏支架环节盈利情况将会迎来企稳回升。
3、N型量产元年来临，新技术孕育设备新机遇
3.1电池转换效率持续提升，N型发展迎来加速期
目前PERC电池量产平均转换效率约在23.2%~23.5%左右，从ISFH的实验室数据来看，PERC转换效率极限约在 24.5%，考虑实现更高效率所需要付出的成本水平，量产PERC电池的提效潜力已有限，为N型发展提供了契机。2021年N型TOPCon与HJT电池效率不断取得突破，量产效率与实验室效率“携手共进”，持续拉大与单晶PERC电池的效率差。
3.2细分市场竞争力初显，量产线降本提效持续推进
在量产起步阶段，N型组件的成本仍比PERC稍高，主要与原材料成本、生产良率、设备投资有关。但考虑到光伏应用场景逐渐多元化，在一些对发电量要求高且电站面积有限的应用场景中（如用电成本高的工商业屋顶分布式等），N型组件发电量高、衰减低的优势将使终端客户更愿意为其支付溢价，随着N型规模化产能的落地，量产线上持续的降本增效有望进一步提高N型产品的竞争力，解锁更多应用场景的经济性优势。
HJT理论效率上限高，工艺流程短，是行业新入者的首选技术方案，目前已有数条GW级产线投产，未来的降本路径主要包括：
1）材料端的直接降本。主要包括硅片薄片化、银包铜技术、低温银浆国产化、设备投资进一步下降等。
2）效率和产能利用率的持续提升。提效手段包括微晶硅技术、退火吸杂技术、工艺与靶材的优化等，以及技术路线稳定之后生产稳定性的提升。
3.3电池技术迭代期，宏微观技术/工艺变化多，设备企业最直接受益
电池技术路线从P型向N型切换带来的各环节设备迭代，将是未来几年光伏企业资本开支的最主要方向，目前各大设备商几乎都已入局N型相关设备的研发、生产，进展比较快的企业包括迈为股份、捷佳伟创、拉普拉斯、金辰股份等，未来建议关注相关量产订单落地及实证运行数据的验证。
根据我们测算，2023年底全球TOPCon/HJT电池产能有望分别达到134/67GW，2025年有望分别达到206/140GW，预计2022-2025年TOPCon、HJT设备市场空间有望分别达到303、409亿元。
4、发电侧大基数+用户侧高弹性，2022年储能确定性高增长
4.1国内：发电侧储能星辰大海，工商业储能经济性凸显
2022年国内新能源并网项目配储潜力规模27GWh，政策推动下发电侧市场有望倍增。根据各省发布的2021年风光建设方案规划，大部分省份要求风电、光伏并网需配置储能比例不低于10%*2h，部分消纳压力大的省份要求配储比例达到20%~30%。截至2021年12月中旬，我们根据各省已公布的、要求在2022年底前并网的风光项目规模，详细测算2022年国内发电侧储能潜力装机规模约27GWh，截至2020年底国内电化学储能累计装机量3.2GWh，即使考虑部分项目可能推迟，2022年发电侧储能市场仍有望实现成倍增长。
国内峰谷价差扩大，工商业储能经济性凸显。7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求峰谷价差不低于3:1，尖峰电价在高峰电价基础上至少+20%。目前国内工商业平均电价0.66~0.69元/kWh，按照峰谷电价浮动比例±50%、尖峰电价在高峰电价基础上+25%测算，峰谷价差最大可达到0.86~0.9元/kWh，与目前国内储能平均度电成本0.5~0.6元/kWh相比，工商业储能经济性逐渐凸显，市场潜力巨大。
4.2海外：户用储能市场火热，发电侧及辅助服务市场持续增长
可再生能源占比提高，推动发电侧及辅助服务储能需求。2020年全球新增电化学储能中可再生能源并网应用占比达到48%，位居首位，随着全球可再生能源占比的提高，新能源并网配储逐渐成为趋势，推动发电侧储能市场高速增长。在英国、美国、德国等电力市场成熟的国家，有丰富的辅助服务产品可供交易，经济性较好，已成为储能需求的重要来源之一。
4.3储能产业链及相关标的梳理
储能产业链主要包括储能双向变流器（PCS）、电池、热管理等设备制造企业、以及下游系统集成企业。
储能变流器是储能系统的核心电气设备之一，作用是进行电力转换，实现电网（交流电压）与储能电池（直流电压）之间的能量双向流动，其技术原理与逆变器相通，并在原料采购、终端销售上高度协同，因此逆变器企业进入储能行业具有先天优势，代表企业包括阳光电源、锦浪科技、固德威等。
储能电池是电化学储能系统的核心，目前主流的储能电池材料包括磷酸铁锂电池、铅酸电池等，储能电池产业链与新能源汽车中上游产业链高度重叠，代表企业包括宁德时代、亿纬锂能等。
热管理是储能电站安全的基石，目前热管理技术包括空冷、液冷、热管冷却等，供应商主要为汽车、电力、通信等行业的相关制冷、温控设备生产商，如高澜股份、同飞股份、英维克等，未来有望进入储能行业打开中长期成长空间。
储能系统集成是指根据客户需求，为其提供整套储能解决方案，包括方案设计、设备选型、组装施工及售后运维等，难点在于集成商对新能源发电特性与电网需求的理解、系统配置与组合方式的选择等，将影响储能系统的运行性能和成本。目前市场参与者众多，包括光伏风电企业、电池企业、电网子公司以及专门的第三方集成商等。
5、投资建议：注重业绩兑现确定性
看好供给瓶颈、受益放量、格局改善环节，板块整体估值仍有提升空间
基本面角度，我们认为在目前板块热度及对主要企业的盈利预期均相对较高的大背景下，2022年的光伏板块配置建议沿两条主线布局：1）业绩兑现确定性强：如供给瓶颈的硅料，受益放量且利润率有望持稳甚至提升的逆变器、核心辅材及其上游原料、跟踪支架等；2）中长期格局趋势性改善、有望受益技术变化带来的超额增长：新技术布局领先的一体化组件龙头、电池/组件先进设备商。
估值角度，尽管光伏板块经历了2019年以来的连续三年上涨，但在行业规模增长、集中度提升驱动的业绩增长下，龙头企业2022年PEG大部分仍处于1倍以下，在中长期确定性成长行业中处于相对低位。2022年随着企业业绩增长兑现和龙头领先优势的逐步验证，板块仍有较大概率的整体提估值机会，龙头更有望逐步享有估值溢价。
主要推荐标的
A股：通威股份、阳光电源、隆基股份、晶澳科技、福斯特、大全能源、锦浪科技、固德威、禾迈股份、天合光能、海优新材、中信博、福莱特、金晶科技、迈为股份、捷佳伟创、金辰股份、奥特维等；此外建议关注预计2022年将回A上市的一体化组件龙头：晶科能源、阿特斯。
港股：信义光能、福莱特玻璃、信义能源、保利协鑫能源、信义储电等。
6、风险提示
国际贸易环境恶化风险：随着光伏在各国能源结构中的比例持续提升，中国作为在光伏制造业领域一家独大的存在，仍然可能面临其他国家更严苛的贸易壁垒限制（尽管这种壁垒可能导致该国使用清洁能源的成本上升）。
疫情反复造成全球经济复苏低于预期的风险：疫情对电力需求及其增速的负面影响超预期，导致即使光伏成本已大幅下降，并成为最便宜的电源，但装机动力仍然不足以支撑需求持续快速增长。
行业产能非理性扩张的风险：在明确的双碳目标背景下，光伏行业的产能扩张明显加速，再次出现跨界资本大量进入的迹象，可能导致部分环节出现阶段性竞争格局和盈利能力恶化的风险。
储能成本下降不及预期：配置储能是未来电源结构中光伏实现高比例渗透的必经之路，如果储能成本下降速度不及预期或电池储能安全性未能获得认可，则有可能限制中期光伏在能源结构中的渗透率提升速度。
