光伏辅材:硅料企稳推动辅材回暖,盈利能力持续改善

光伏辅材:硅料企稳推动辅材回暖,盈利能力持续改善
2023年02月27日 14:17 格隆汇APP

本文来自格隆汇专栏:中金研究,作者:马妍 陈显帆 石玉琦

近日,硅料报价止涨,带动光伏行业景气度上行,我们认为Q2硅料价格有望持续回落,下游需求向好情况下我们预计辅材板块回暖,2023年产品出货有望+30%,量价齐升及结构优化助力产品毛利率提升约5个点。

摘要

光伏胶膜:量价齐升,粒子保供至关重要。需求端,2023年N型组件量产促使胶膜封装需求发生边际变化,我们认为阻水性能较强的POE胶膜出货占比结构有望提升。但是组件厂商考虑到POE粒子供应偏紧,提出替代封装新方案以减少POE粒子使用量,进而导致EVA粒子需求弹性增大。供应端,受到粒子供应紧张制约,我们测算2023年乐观/悲观预期下仅能支撑38/33亿平胶膜产量,紧缺2/7亿平。利润端,我们认为胶膜厂商在2023年有望通过顺价传导成本压力,提高POE胶膜占比维持20%左右毛利率。

光伏玻璃:2.0mm玻璃上量,毛利率中枢上行。供给端,受到听证会项目批复较晚影响,已批复项目点火时间推迟2-9个月不等,因此我们认为2023年玻璃供给过剩情况有望缓解。需求端,硅料价格下降推动下游装机需求,其中地面电站多采用双玻组件,提振2.0mm玻璃需求。成本端,供暖季结束,我们认为天然气价格有望下降,但是由于浮法玻璃景气度上行纯碱价格上升,成本压力仍然较大;产品结构方面,受益于毛利较高的2.0mm玻璃出货占比提升,我们认为玻璃厂商综合毛利率中枢有望上行。

逆变器:光储共驱,优选龙头。2023年我们认为全球光伏与储能市场仍将整体维持高增态势,带动光伏与储能逆变器需求提升,其中中美大储与集中式光伏,欧洲户用与工商业等分布式场景,及亚非拉等新兴分布式市场仍值得重点关注。我们认为大型项目的光伏与储能逆变器需求旺盛,而受限于IGBT模块供应依旧偏紧,具备更强保供能力的龙头将优先受益,而分布式需求不必过度悲观,欧洲等用能成本仍旧较高地区分布式仍有广阔发展空间,具备品牌与渠道优势的户用光储龙头有望保持业绩高增。

风险

集中式地面电站放量不及预期;原材料价格波动风险;政策波动风险。

光伏胶膜:粒子保供+产品结构优化推动盈利持续修复

推荐逻辑

► N型起量带来封装需求边际变化

随着高效电池组件技术持续发展,各大组件厂商积极布局N型组件,我们认为N型组件有望在今年下半年大幅放量,带动POE胶膜需求提升。N型组件对水汽敏感,偏好使用阻水性强的POE胶膜;但是在POE粒子未实现国产化且供给紧缺的背景下,组件厂商提出了双面纯POE胶膜方案(理想方案)、双面EPE胶膜、上面POE胶膜+下面EVA胶膜、上面EPE+下面EVA胶膜四种封装新方案以减少POE粒子用量,我们认为这将导致EVA粒子需求弹性增大。

► 受制于粒子供应能力,胶膜实际供应偏紧

胶膜行业扩产速度较快,产能口径上行业供应过剩。由于胶膜行业为轻资产模式,设备投资额、产能建设周期、固定资产占比较低,因此扩产较为快速,我们预测2023年主要厂商合计产能达到67.5亿平,产量达到45.7亿平。然而受制于粒子供应能力不足,实际供应偏紧,乐观/悲观预期下胶膜紧缺2/7亿平。

► POE胶膜占比提升带动毛利率中枢上移

N型电池放量的背景下,我们认为高阻水性能的POE胶膜占比有望显著提升,带动毛利率中枢上移;胶膜厂商有望在需求向好的时段通过涨价向下游传导成本压力,以维持较高毛利率。同时POE胶膜整体利润率一般高于EVA胶膜利润率,POE胶膜占比提升优化产品结构。因此我们认为胶膜企业毛利率有望持续修复,看好POE粒子保供能力强的企业。

需求:N型组件有望在下半年起量,带动POE胶膜需求上升

N型产能持续上升,招标量反映N型组件放量节奏或将放缓。在光伏降本增效这一主题下,高效电池组件技术持续发展,2022年N型电池步入量产化元年,晶科能源、天合光能等头部厂商率先量产TOPCon电池,其中晶科能源2022年N型组件出货量超10GW,位居全球第一;东方日升、华晟新能源等厂商也着手推进HJT量产计划。根据组件企业扩产公告,我们预计新建N型电池产能占比有望从4Q22的21.78%提升至4Q23的49%,产能大幅提升。然而,2022年央企招标量中N型电池占比与新增产能差距较大,主要央国企中N型招标占比大多低于10%,与扩产节奏较不匹配,我们认为招标量规模或将影响N型组件放量情况,进而影响组件厂商对胶膜的需求。

图表1:N型组件合计产能及预测

资料来源:国际能源网,中金公司研究部

图表2:2022年主要央国企光伏组件招标情况

资料来源:国际能源网,中金公司研究部

我们预计N型组件有望在2023下半年大幅放量,基于三个因素:1)N型较P型溢价持续收窄,目前N型较P型价格高1-1.5美分/W,我们认为伴随N型组件技术提升,价差有望持续收窄,业主N型装机动力强劲;2)下游开发商大多在2022年下半年开始尝试使用N型组件,目前尚未获得完整一年周期的使用数据,今年下半年各家企业在拥有完整年度数据基础上,我们认为使用N型电池信心有望提升;3)光资源偏弱区域安装高效电池意愿强烈。去年由于硅料价格持续高位,组件价格较高,业主为保证收益率,光伏装机区域大多为光资源禀赋较佳区域,因此今年剩余装机区域光照条件和去年装机区域相比偏弱。伴随硅料价格大幅下降,产业链价跌量增趋势明显,光资源较弱区域使用N型组件经济性提升,业主也更有动力采用转化率较高的N型组件弥补装机地区光资源偏弱的问题。此外,2023年实际招标数据也侧面验证我们的预测。从招标来看,截至2023年2月19日,华能6GW组件招标中N型占比16.67%,较2022年提升5.81个百分点,中国电建26GW组件招标中N型占比3.85%,同比提升3.6个百分点,我们认为实际数据能够印证N型组件有望在2023下半年后放量。

图表3:2022-2023年初华能&电建招标组件类型占比

资料来源:国际能源网,中金公司研究部

POE粒子紧缺,组件厂商提出封装新方案减少POE粒子用量。由于N型组件对水汽较为敏感,组件封装采用阻水性能较好的POE胶膜。但是考虑到今年POE粒子供给紧张,为了满足封装需求,组件厂商开始尝试用EVA粒子替换部分POE粒子。目前针对N型组件,组件厂商提供以下四种方案,1)双面纯POE胶膜方案(理想方案);2)双面EPE胶膜;3)上面使用POE胶膜,下面使用EVA胶膜;4)上面使用EPE胶膜,下面使用EVA胶膜。

我们假设:

1)纯POE胶膜克重为430克/平方米;

2)EPE胶膜POE粒子使用量占比1/3,EVA粒子使用量占比2/3;

3)EVA胶膜克重为450克/平方米;

根据我们测算,2023年N型电池采用四种不同方案的EVA粒子用量依次为127.5/157.5/150/165万吨,POE粒子用量依次为50.5/22.5/29.0/15.0万吨,不同的方案对于EVA和POE粒子使用量不同。

图表4:不同封装方案EVA和POE粒子使用量

资料来源:CPIA,Pvinfolink,中金公司研究部

图表5:粒子供需测算

资料来源:CPIA,PVinfolink,中金公司研究部

新型封装方案导致EVA粒子需求量弹性较高。我们对比以上几种方案,发现EVA粒子需求增速较快。一方面,虽然目前N型组件采用双面POE胶膜的方式封装,但是考虑到POE粒子目前以海外进口为主,且产量偏紧,组件厂商倾向于测试EPE+EPE、POE+EVA、EPE+EVA等替代方案以减少POE粒子用量,对EVA粒子需求量将持续增加。另一方面,下游运营商可能担忧过多的EVA粒子添加会影响电池转化率,从而选择双玻PERC组件而非N型组件。从招标情况来看,央企招标仍以技术较为成熟的PERC为主,PERC组件相比N型组件水汽敏感度较低,因此封装采用EPE+EVA方案可以满足抗PID和阻水性能要求,对POE粒子需求增速低于EVA粒子。综上所述,我们认为EVA粒子需求弹性相较于POE粒子更大。

供给:粒子产量有限,胶膜供应偏紧

胶膜厂商产能扩张速度较快,产能口径上供应过剩。胶膜入局者众多,海优新材、斯威克等扩产较快,同时部分新入厂商扩产也较为激进,因此产能口径上胶膜行业供应过剩,我们预测2023年主要厂商合计产能达到67.5亿平,产量达到45.7亿平。

受限于粒子供应能力,胶膜实际产量偏紧。乐观预期粒子今年供应量为190万吨,能够支撑38亿平胶膜出货量,悲观预期下粒子供应量为165万吨,能够支撑33亿平胶膜出货。对比今年333GW装机,400GW组件需求,乐观/悲观预期下胶膜紧缺2/7亿平。

图表6:供需平衡表

资料来源:CPIA,中金公司研究部

成本:产能不是瓶颈,运营及原材料保供能力至关重要

胶膜行业设备投入小、属于轻资产模式,因此扩产较为容易,但是运营能力要求较高。具体表现为:1)设备投资上,我们基于2021年CPIA给出的设备投资数据计算,硅料/硅片/电池片/组件/胶膜新增1GW产能分别需要投入3/6/2/0.6/0.2亿元,胶膜设备投资额远低于其他板块,并且目前胶膜设备均由自主研发,进口依赖度较低,灵活度较高。2)产能建设周期上,胶膜企业在已有厂房的情况下扩产仅需3-6个月,新建厂房情况下扩产需要1年,而电池片已有厂房的情况下扩产周期为1年,时间较长。3)固定资产占比上,光伏胶膜公司福斯特1-3Q22固定资产占比最低仅为13.4%,显著低于硅料、组件、玻璃公司。但是应收账款和存货占比较大,1-3Q22为22.6%和22.8%,主要是因为胶膜上游行业为大宗商品EVA粒子,需要以现款结算,下游为组件企业,回款周期较长,因此对运营能力要求较高。

图表7:2021年各环节单位设备投入

资料来源:CPIA,中金公司研究部

图表8:1-3Q22光伏行业龙头公司各类资产占比

资料来源:Wind,中金公司研究部

粒子价格是下游需求的先行指标。通过对比胶膜开工率和粒子价格,我们发现当胶膜开工率处于低点时,粒子价格同时呈下行趋势。回顾2022年,8月胶膜开工率较低处于40%-50%区间,主要原因是四川限电,组件开工率较低,对胶膜需求锐减,进而导致8月粒子价格大幅下降;12月由于组件处于去库存状态,叠加对硅料价格下降存在观望情绪,没有出现光伏抢装现象,胶膜需求支撑较弱,EVA粒子价格持续下降。此外,部分时段电缆料价格高于光伏级EVA粒子价格,主要原因是粒子存在转产情况。当光伏需求疲软时,光伏级EVA粒子价格步入下行通道,电缆料价格较高的情况下石化厂商会由生产光伏级粒子转为电缆料。

图表9:EVA粒子价格

资料来源:百川盈孚,中金公司研究部

图表10:2021迄今胶膜开工率情况

资料来源:卓创资讯,中金公司研部

粒子降幅过快与胶膜价格存在期间错配,导致胶膜盈利承压。2Q22光伏需求较好,胶膜厂商囤货意愿较强,粒子价格走高,达到30000元/吨,但是Q3受到四川限电等因素,硅料价格上升,导致下游需求疲软,粒子价格一个月下降10000元,下降幅度过快。而胶膜厂商的粒子库存周期为1个月左右,当粒子价格下降时,组件厂商会立即压低胶膜价格,这就导致胶膜厂商仍然使用前期的高价EVA粒子库存,原材料下降幅度过快,与胶膜价格下降存在期间错配导致厂商利润严重承压。

图表11:EVA粒子&EVA胶膜价格拟合曲线

注:主坐标轴(左)对应EVA粒子价格,次坐标轴(右)对应EVA胶膜含税价格资料来源:百川盈孚,中金公司研究部

利润:胶膜厂商顺价+产品结构改善双重助力利润修复

2022年在粒子价格波动较大、胶膜价格下行双重挤压下胶膜利润承压,2023年胶膜盈利能力有望持续修复。价格方面,原材料EVA粒子价格于2022年12月底止跌,反映光伏下游需求向好,在需求较好的情况下胶膜厂商可以通过涨价向下游传导成本压力,维持较高毛利率。此外,业内普遍认为胶膜在组件成本结构中占比仅约7%,并且原材料粒子供应仍存在瓶颈,因此组件厂商对胶膜涨价的容忍度较高,我们看好胶膜量价齐升。产品结构方面,我们认为由于N型电池有望在2023年放量,高阻水性能的POE胶膜需求量显著提升,POE粒子保供能力较强的企业POE胶膜出货占比有望增加,推动产品毛利率中枢上移,利润修复速度较快。

图表12:主要胶膜厂商胶膜毛利率情况

资料来源:公司公告,中金公司研究部

光伏玻璃:供给边际改善,盈利持续向好

推荐逻辑

► 2022年内产能释放不及预期,待建项目批复较晚企业开工推迟

受到成本较高,需求低于预期,利润率普遍偏低的影响,2022年新投产产能明显少于预期。根据产能建设进度情况,2022年末国内累计点火日熔量为75880吨。此外,去年10月份各省开始批复听证会报会的待建项目,由于建设周期需要至少1年,拿到批复后才可以开始建设,因此由于批复较晚,最终公示的点火时间均晚于公司报会的预期点火时间。按照目前各省的公示进度,我们认为2023年点火项目量减少,因此产能过剩压力能够有所缓解。

► 光伏压延玻璃价格企稳,利润端仍有压力

目前3.2mm玻璃价格为26.3元/平方米,2.0mm玻璃价格为19.1元/平方米,均环比持平。去年11月开始各地纷纷进入供暖季,天然气价格有所调升,光伏玻璃制造成本上行,导致12月玻璃价格有所上调。今年2月以来价格企稳,原材料端虽然天然气价格下降,但纯碱价格呈上升趋势,利润端压力不减,我们认为当前产品毛利率不会过多优化。

► 产品结构调整,综合毛利率重心上移

由于去年硅料价格居高不下,组件价格难以满足集中式电站建设需求,因此2022上半年开工的项目多以对组件价格容忍度较高的分布式项目为主。分布式项目大多使用3.2mm玻璃,2022上半年各家玻璃厂商出货3.2mm占比较高。去年Q3末到12月,集中式地面的电站装机量有所抬升,2.0mm玻璃需求量上升,各家玻璃厂商分别上调2.0mm玻璃出货占比。2.0mm玻璃毛利率高于3.2mm玻璃的毛利率,因此公司玻璃综合毛利率重心开始上移。我们预期2023年集中式地面电站放量后,2.0mm玻璃在一梯队厂商出货占比有望达到70%,综合毛利率有望进一步上行。

供给:产能扩张推迟,供给过剩情况有望改善

当前产能情况

2022年国内累计点火日熔量达75880吨,2023年产能有望达到10万吨,同比提升32%。2022年我国新投产33个光伏压延玻璃项目,合计产能为34900吨/天,其中福莱特和信义光能分别投产6个项目。日熔量分别为7200吨和6000吨,占去年新投产产能的20.63%和17.19%。此外,2022年共复产4个项目,累计日熔量3200吨,冷修2条产线,合计日熔量1200吨。新建产能加上复产产能并扣除冷修产能后,2022年日熔量净增加36750吨,国内累计点火日熔量为75880吨,同比增长83.91%。2023年截至2月新增产能3100吨,累计日熔量为81380吨,我们预期今年年末累计产能有望达到10万吨。

图表13:2021-2023年2月光伏玻璃产能变化(单位:吨)

资料来源:卓创资讯,中金公司研究部

图表14:2022-2023年初国内新点火超白压延玻璃生产线统计

资料来源:卓创资讯,中金公司研究部

图表15:2022年国内复产超白压延玻璃生产线统计

资料来源:卓创资讯,中金公司研究部

图表16:2022年国内转产或冷修超白压延玻璃生产线统计

资料来源:卓创资讯,中金公司研究部

听证会影响

听证会反馈结果周期较长,项目实际点火时间延迟2-9个月,产能过剩压力有望缓解。截至目前,听证会累计申报光伏压延玻璃产线日熔量约31.69万吨,其中31700吨为已经点火的项目,按申报原定点火时间来看,2022年未点火项目仍有38250吨,这部分项目我们认为大概率会延期,2023-2026年规划点火项目日熔量分别有118200吨、73700吨、28950吨和6600吨,以及未给预期出点时间的19500吨日熔量项目。目前,已经获得当地政府审批的在建项目按照正常进度继续建设,报听证会时尚未开工建设的项目需要等待各省反馈结果。

2022年10月份各省开始批复听证会报会的待建项目,目前公示的4个项目是最早一批报会的项目,累计日熔量为13200吨。其中,江苏凯盛项目4条线在本次批复中公示1条,我们预期其他3条线有望再下次批复中公示。由于建设周期需要至少1年,拿到批复后才可以开始建设,由于各省启动批复流程较晚,最终公示的点火时间均晚于公司报会的预期点火时间2-9个月不等。按照目前各省的公示进度,我们认为2023年点火项目量会减少,产能过剩压力能够有所缓解。

图表17:各省批复听证会报会待建项目(个)

资料来源:各省官网,中金公司研究部

光伏玻璃产量稳步增长。截至2022年底,国内超白压延玻璃在产基地46个,窑炉100座,生产线386条,日熔量为74880吨/日,环比上月增加2%,同比增加81%。按照主流80%成品率计算,综合考虑新点火达产天数,超白压延玻璃实际月产量约173.59万吨,今年2月国内超白压延玻璃在产基地为48个,窑炉106座,生产线415条,日熔量为81380吨/日,环比上月增加4%,同比增加92%,实际月产量约185.70万吨。我们认为伴随新建产能点火爬坡,产量将持续稳步增长。

图表18:中国光伏玻璃月度产能、产量及成品率跟踪

资料来源:卓创资讯,中金公司研究部

需求:库存天数是下游需求的先行指标,光伏玻璃需求持续攀升

库存天数复盘

我们认为库存天数变化可以及时反映下游需求状况,光伏玻璃库存存在明显的周期性。截至2月16日,光伏玻璃周度库存为28.82天,同比+24.8%,环比+1.35%。具体来看,2022年至今库存天数经历了四个阶段:

第一阶段:库存下降周期,新产能点火爬坡,尚未贡献产量。从2022年初开始至5月中旬,由于东南亚有抢装需求,因此淡季不淡,玻璃需求持续向好。该阶段除新年期间库存天数有小幅回升外,整体库存天数持续下降,5月中旬库存处于最低点为14.26天。

第二阶段:库存上行周期,点火产线开始贡献产量,需求进入下行通道。2022年7月至9月末,光伏玻璃市场整体需求一般,库存不断堆积,9月底库存天数为22.94天,较5月中旬的低点上涨61%。供给上前期点火产线爬坡结束,供应量不断增加,导致库存垒高。需求上由于硅料价格持续高位,且四川限电等影响,组件厂商开工率大幅下滑。

第三阶段:库存重回下降周期,硅料价格下降提振玻璃需求。2022年9月至12月,伴随硅料价格出现下降,组件开工率提升,加之部分海外订单,需求端支撑明显,玻璃厂商出货量增加推动库存下降,至11月底库存天数达16.61天,较9月底下降28%。

第四阶段:库存重回上行周期,假期及硅料价格反弹等因素导致需求偏弱。去年12月受海外圣诞节、国内春节假期影响,需求较弱,光伏玻璃库存于12月步入上行通道,春节后产业链利润博弈加重,硅料价格反弹,导致下游需求低于预期,玻璃库存持续上升。我们认为目前硅料价格止涨,长期来看伴随硅料产能释放,产业链价跌量增趋势确定,集中式地面电站有望在2023年大幅起量,光伏玻璃需求攀升,库存处于下行通道。

图表19:光伏玻璃周度库存天数统计

资料来源:卓创资讯,中金公司研究部

2023年光伏玻璃供需不平衡状态有望大幅缓解。供给端,我们预计2023年国内/海外产能有望达3650/243万吨,按60%的有效供给率测算,光伏玻璃年产量预计达2336万吨;需求端,我们假设2023年全球装机333GW,对应400GW组件,其中双玻组件渗透率为50%,测算得到3.2mm玻璃需求量为938万吨,2.0mm玻璃需求为1217万吨,光伏玻璃总需求量达2154万吨,同比提升45%。供需对比来看,2023年供给仅过剩182万吨,因此我们认为2023年供需不平衡状况较2022年大幅缓解。

图表20:光伏玻璃供需平衡表

资料来源:卓创资讯,CPIA,中金公司研究部

成本:管道气+自供石英砂增强成本优势

光伏玻璃原材料包括纯碱和石英砂,燃料以天然气为主,受原材料价格影响波动较大。2月液化天然气价格有望步入下行通道,但纯碱在浮法玻璃景气度回升情况下价格上行,2月环比均价上涨72元/吨至2768元/吨,在终端到厂价格已超过3000元/吨,我们认为光伏玻璃成本利润承压状况仍存,为了降低原材料及燃料价格波动对光伏玻璃成本端的影响,玻璃厂商布局石英砂矿和管道气以维持成本优势。如安彩高科签署相关战略合作协议,积极布局石英砂矿产;安彩高科子公司安彩能源经营西气东输豫北支线天然气管道运输业务,辐射豫北地区4市9个县区,除缓解了豫北地区的天然气短缺外,优质稳定的气源供应也为公司光伏玻璃持续稳定生产提供了保障。我们认为伴随光伏玻璃厂商积极布局管道气运输+石英砂矿,成本控制能力有望增强。

图表21:重碱市场中间价

资料来源:Wind,中金公司研究部

图表22:液化天然气市场价

资料来源:Wind,中金公司研究部

利润:产品结构持续调整,盈利能力有望显著改善

受益于集中式地面电站起量,2023年玻璃量价齐升

回顾2022年,光伏压延玻璃价格经历了上涨(1-5月)、下跌(7-10月)、上涨(11月)、下跌(12月至今)几个阶段,价格受下游需求景气度及上游原材料成本端压力影响较大,波动幅度较大。节后光伏玻璃价格持稳,但是部分二线厂商降价以消化库存,目前3.2mm/2.0mm玻璃周度价格分别持平于26.3/19.1元/平方米。随终端地面建站项目启动,组件厂商出货量好转,生产需求推动光伏压延玻璃需求升温,我们认为2023年光伏玻璃有望量价齐升。

图表23:光伏压延玻璃价格

资料来源:Solarzoom,中金公司研究部

2.0mm玻璃上量,产品结构改善

2022年由于硅料价格居高不下,组件价格难以满足集中式电站建设需求,因此去年上半年开工的项目多以对组件价格容忍度较高的分布式项目为主。分布式项目大多使用3.2mm玻璃,上半年各家玻璃厂商出货3.2mm占比较高。三季度末到12月,集中式地面的电站装机量有所抬升,2.0mm玻璃需求量上升,各家玻璃厂商分别上调2.0mm玻璃出货占比。2.0mm玻璃毛利率高于3.2mm玻璃的毛利率,因此公司玻璃综合毛利率重心开始上移。我们预期2023年集中式地面电站放量后,2.0mm玻璃在一梯队厂商出货占比有望达到70%,综合毛利率有望进一步上行。

图表24:不同玻璃厚度组件市场占比变化趋势

注:图为CPIA预测数据资料来源:CPIA,中金公司研究部

图表25:单/双面发电组件市场占比

注:图为CPIA预测数据资料来源:CPIA,中金公司研究部

图表26:主要光伏玻璃厂商毛利率情况

资料来源:Wind,中金公司研究部

逆变器:光储共驱,优选龙头

推荐逻辑

► 全球光储装机维持高景气支撑逆变器行业继续扩容。展望2023年,我们认为全球光伏装机受益主产业链的价格下降而持续放量,逆变器需求仍然旺盛。分地区看,我们认为中国分布式与集中式装机并重,同时需关注大储在政策托底和成本压力缓释背景下的需求释放;美国仍以集中式项目为主,硅料价格下降及IRA支持政策的出台有望推动集中式占比进一步提升,并带动美国大储景气度同步向上;欧洲方面,我们预期需求仍以分布式为主,电价高位和能源供给的不稳定性带来户用光储的增长惯性,同时欧洲工商业电站和地面电站的需求有望抬升;亚非拉新兴市场方面,我们继续看好其光储需求高增,为逆变器企业贡献新的市场机遇。

► 我国地面光伏电站和大型储能有望迎来装机高增,看好大功率集中式逆变器及集成环节量利齐升。2022年受硅料价格高企因素,我国地面电站装机受到压制,随着2023年硅料产能逐步释放,我们认为产业链价格下行有望带动下游积压的地面电站需求回归高景气,进而带动集中式逆变器需求增长。由于集中式逆变器的核心原材料IGBT模块或仍供应偏紧,我们认为IGBT模块保供能力强的企业或将优先受益。此外,大型储能作为解决我国绿电消纳瓶颈的核心选项,随风光装机放量而需求提升,我们认为大储PCS和集成作为储能系统的较高价值量和技术壁垒环节有望迎来量利齐升,我们看好目前行业中的龙头公司在大储板块的业绩弹性。

► 欧洲户储需求维持高景气,看好掌握品牌渠道优势的逆变器企业受益市场高增。除了能源转型的核心议题外,我们认为用能成本的上升是驱动欧洲户用光储需求增长的主要动力,回顾2022年历史数据,能源危机推高居民电价引发户用光储需求快速增长。目前欧洲居民电价较历史中枢依旧偏高,且能源供给不稳定的隐忧仍在,且当前逆变器企业欧洲订单仍然饱满,出口量与出口额仍高速增长,我们认为欧洲户用光储的需求具备较强惯性,进而逆变器企业的欧洲市场空间依然较为广阔。由于欧洲市场渠道对企业的终端份额至关重要,而渠道商更关注产品质量、品牌和服务且与供应商合作呈现高黏性,因此我们认为已在当地积累良好口碑和完善渠道的逆变器企业更具竞争优势。

全球市场展望

展望2023全年,我们认为以分布式为主的欧洲与以集中式为主的美国仍旧是逆变器厂商获取利润增量的主阵地,在此基础上亚非拉的众多新兴市场的涌现将使得行业持续扩容,此外,继户储的快速放量后,大型储能及工商业储能也有望于2023年迎来发展良机。具体来看:

► 中国:分布式集中式并驱,大储迎发展机遇。我们预期2023年中国分布式与集中式项目均将受益于主产业链降价而持续释放需求,此外我们认为中国市场的大型储能值得重点关注。当前风光装机占比提升,灵活性资源需求不断增长,我们认为大储作为重要的灵活性资源有望迎装机高增,结合当前各地政策标准托底、项目执行要求提高,我们测算乐观预期下中国大储2023年装机有望同比增长167%,因而看好中国大储产业链上IGBT保供能力更强的PCS厂商以及项目经验丰富的集成龙头。

► 美国:大型项目为主,大电站与大储景气向上。美国市场在高装机量和高价质量方面类似欧洲,但结构上与欧洲以分布式为主不同,美国市场结构上以大型项目为主,且2023年我们认为受益于硅料价格下降及IRA支持政策的出台,美国集中式占比或将进一步提升。同时美国作为大型储能的重要市场,我们认为风光配储需求也将使得美国大储持续景气向上,因而美国收入占比高的集中式逆变器、储能PCS及集成的龙头企业将持续受益。

► 欧洲:分布式光储持续增长,集中式有望加速启动。我们预期2023年欧洲需求仍以分布式为主,尽管天然气价格已经有所回落,但全欧平均居民电价仍处历史高位,因而户用端用能成本依旧高企,因而户用光储需求依旧具备增长惯性。此外,受益于硅料供给缓解,欧洲地面电站需求也将逐步上量。整体来看我们认为欧洲户储有望依旧保持较为高速增长,而新进入者难以通过低价竞争在相对重视品牌渠道,而对价格敏感度相对低的高价值量市场快速提升份额,在欧洲深耕多年,具备品牌认知与渠道优势的户用光储逆变器龙头仍旧具备较高壁垒。

► 其他地区:亚非拉诸多新兴市场成长可期。我们认为除中美欧等主要市场外,诸如南美、东南亚、非洲等市场也有望在全球能源转型背景下迎来光储需求高增,当前中国逆变器厂商已在全球具备较强的产品竞争力,我们看好逆变器头部企业凭借已有海外渠道优势持续挖掘增量分布式市场机会,驱动业绩长期向好。

图表27:2022年和2023年全球分地区光伏市场需求预测

资料来源:Wind,中金公司研究部

大功率段:主产降价刺激集中式光伏需求,大储超预期打开增量空间

需求端积压地面电站需求有望于2023年快速释放。2023年由于硅料供给逐步释放,产业链价格已现下降趋势。根据Solarzoom数据,至2月17日,国产单晶硅料价格245元/kg,单晶182、210组件单面/双面价格分别为1.82/1.83元/瓦,且近期硅料价格的阶段性反弹也逐步走向尾声,我们预计硅料价格有望逐步开启新一轮下降周期,而全年看降价趋势确定性较强,进而有望带动下游积压的地面电站需求逐步释放。

图表28:硅料价格

资料来源:Solarzoom,中金公司研究部

图表29:组件价格

资料来源:Solarzoom,中金公司研究部

看好集中式逆变器环节量利齐升。此前由于下游成本压力,集中式逆变器环节量与利均受到一定压制。展望2023,我们认为在原材料方面,对成本影响较大的铜、铝等大宗商品价格以及海运费均边际回落,而集中式逆变器的核心原材料IGBT模块或仍供应偏紧,价格或将上行,因而 IGBT模块保供能力强的企业或将优先受益,我们看好地面电站积压需求释放带动集中式逆变器龙头企业量利齐升。

图表30:铜、铝价格

资料来源:iFinD,中金公司研究部

图表31:海运费指标

资料来源:iFinD,中金公司研究部

看好中国大储为代表的大型储能放量带动逆变器及集成环节增长。风光装机占比提升,大储作为重要灵活性资源需求提升。在国家配储政策托底、风光产业链价格下降缓解配储成本压力并进一步释放风光装机需求的背景下,我们看好2023年大储装机量高增,我们测算在悲观/中性/乐观情况下,大储装机容量有望达到30/35/41GWh,对应逆变器及集成环节需求高增。PCS在大储系统中的价值量仅次于电池,约占10%,大储PCS高压、大功率的工作环境以及支撑电网、强过载力等功能要求,使得大储PCS在高性能元器件、电路拓扑等方面建立起技术壁垒,我们看好目前行业中的龙头公司稳固并提升市场地位。集成商一方面衔接上游厂商,一方面连接终端服务,在经济性、安全性、智能化上存在一定技术壁垒,我们看好掌握技术、渠道等核心竞争力的企业市场份额提升。

图表32:2023年中国大型储能装机量测算

资料来源:Wind,中金公司研究部

中小功率段:户用光储景气度依旧,头部企业品牌渠道价值凸显

户储需求仍景气,头部逆变器企业增长空间充足。从出口量角度,我们统计中国对欧洲主要国家逆变器出口量及出口额:2022年对荷兰、德国的出口量分别达597万台和204万台,同比2021年增长95%和16%,其中12月出口量分别同比增长459%和95%;对荷兰、德国的出口额下半年以来连续6个月单月同比增速均超100%,其中Q4的出口额则分别同比增长218%、289%,可见欧洲户用光储需求仍旧强劲。我们认为用能成本的上升是驱动欧洲户用光储需求增长的主要动力。天然气是欧洲电力供给的重要能源,据世界银行数据,4Q21以来欧洲天然气价格明显走高,2022年地缘政治因素更加剧了能源价格上涨,8月欧洲天然气价格升至70美元/MBtu,同比增长354%,进而大幅推高了居民用电价格,例如1H22英国、德国居民电价(年用电量5-15MWh档)同比上涨163%、41%。尽管当前能源供给紧张局面有所缓解,欧洲平均居民电价依旧相对偏高,因而我们认为2023年欧洲户储需求仍具惯性,户用光储逆变器企业订单饱满,有望对2023业绩增长形成有力支撑。

图表33:中国对欧主要国家逆变器出口量

资料来源:海关总署,中金公司研究部

图表34:中国对欧主要国家逆变器出口额

资料来源:海关总署,中金公司研究部

图表35:欧盟国家部分档位居民电价

注:统计地区为欧盟27国,DA档为耗电量

图表36:欧洲部分国家居民电价

注:此电价为年用电量5000-15000 kWh档的电价资料来源:BNEF,中金公司研究部

建议优选品牌渠道积淀更高的龙头企业。户用光储逆变器海外渠道壁垒较高,当地经销商、集成商、安装商等看重逆变器供应商的产品质量、品牌口碑和服务质量,因此倾向于合作在当地有完善、高效服务网络的企业,故海外渠道的建立需要较长时间的投入和积淀,但合作关系一旦形成,海外渠道商则表现出较高黏性,尤其在欧洲高消费地区,我们认为渠道商对于品牌和服务的敏感性高于价格。在当前国产龙头逆变器企业保持产品质量和服务水平的背景下,新进入者不容易撼动其市场地位,故我们更看好在欧洲品牌和渠道积累更深厚的龙头逆变器企业巩固并提升市场份额,持续受益于户用光储的旺盛需求。

投资建议

我们认为2023年集中式光伏与大型储能景气度抬升,带动辅材板块回暖,产品结构改善带来产业链标的投资机会。胶膜板块,看好粒子保供能力强,POE胶膜占比较大的公司盈利能力快速修复;玻璃板块,看好成本控制能力强、2.0mm玻璃占比较高的龙头公司毛利率中枢上移;逆变器板块,在IGBT模块供应偏紧情况下,推荐IGBT保供能力更强,大储集成份额居前的龙头公司 。

风险提示

集中式地面电站放量不及预期

我们认为虽然硅料产能释放后价格步入下行通道,但是光伏主产业链仍然存在博弈情况,硅料价格或将反弹,导致下游集中式装机不及预期,组件开工率下行,辅材出货量不及预期。

原材料价格波动风险

光伏胶膜、玻璃、逆变器作为光伏辅材,处于产业链的中间环节,成本受上游原材料价格波动影响,如EVA粒子、纯碱、液化天然气、IGBT等,如果上游原材料供应紧张,价格大幅上涨,辅材厂商成本将会上升,导致利润空间受到挤压。

政策波动风险

光伏需求面临政策波动影响,如海外关税保护、反倾销政策等,我们认为如果关税政策波动,对海外市场需求影响较大,部分组件可能面临无法出口情况,进而导致相关企业盈利承压。

注:本文摘自中金公司2023年2月25日已经发布的《辅材动态1:硅料企稳推动辅材回暖,盈利能力持续改善》

报告分析师:马妍 分析员 SAC 执证编号:S0080521070002 SFC CE Ref:BST413;陈显帆 分析员 SAC 执证编号:S0080521050004 SFC CE Ref:BRO897;石玉琦 联系人 SAC 执证编号:S0080122080242;徐瀚 联系人 SAC 执证编号:S0080122080031

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