1.1
市场表现：景气度
+
流动性起决定因素，略好于主流指数
光伏设备指数跌幅
20.86%
，略好于市场主要指数
。光伏设备指数收跌
20.86%
，同期，市场主要指数表现分别为上证指数（
-15.7%
）、沪深
300
（
-22.5%
）、中证
500
（
-20.57%
）、创业板指（
-30.7%
）。光伏设备指数相对市场主要指数的超额收益分别为
-5.2pcts
、
1.6pcts
、
-0.30pcts
、
9.8pcts
。
景气度
+
流动性是影响光伏指数市场变化的核心因素。
回顾
2022
年，光伏指数市场表现可以分为三个阶段：年初至
4
月的承压下探阶段、
5
月至
8
月的强劲反弹阶段、
9
月至年底的再度承压阶段。对于成长风格的光伏赛道，强劲的外需景气度和超额的市场流动性，从分子端和分母端两方面构成市场表现的主要驱动力，我们从这两方面观察上述三阶段：
第一阶段
，硅料价格在
2021
年底阶段触底后，于今年年初再次走高，拉高组件价格，电站
IRR
承压，引发对光伏下游需求负反馈的担忧，分子端景气度预期走弱。同期，美联储开启加息进程、欧洲地缘冲突加剧、叠加上海疫情封控，国内外事件冲击压低了市场风险偏好，分母端提估值的能力减弱。
第二阶段
，外需方向上给了光伏需求的量价驱动。价的方面，天然气等能源价格上涨叠加人民币贬值，对冲了高价组件的影响。量的方面，继一季度印度市场组件需求冲量后，欧洲市场对传统能源替代品需求增加，
5
月份出口欧洲组件数量增幅达到
140%
。高景气外需在分子端助力。同时国内流动性在
4
月份后加速投放，推动流动性溢价和风险偏好回升，给分母端支撑。
第三阶段
，
8
月以后，组件月度出口增速下滑，这与前期海外市场库存增加以及安装人手不足有关，也与天然气等能源价格回落相关，分子端景气度波动。同期国内方面，地产“三支箭”政策陆续推出，宽货币向宽信用传导的预期升温，剩余流动性边际趋紧，光伏等成长风格资产分母端扩张能力承压。
1.2
估值分析：市盈率估值调整至低位，居于历史底部区间
2022
年光伏设备指数估值水平下降
。
sw
光伏设备指数，市盈率
ttm
为
24.60
倍，当前市盈率估值水平高于历史
10.94%
的区间。市净率为
5.03
倍，当前市净率估值水平高于历史
70.97%
区间。过去的一年中，
sw
光伏指数市盈率（
ttm
）下降幅度为
52.4%
、市净率下降幅度为
32.1%
。引起估值变化的一部分原因是指数跌幅约
20%
，另外部分的原因为公司盈利水平增加、盈余积累增加以及股权募资等因素导致。
光伏指数市盈率相对溢价居于历史低位，光伏指数市净率相对溢价居历史高位
。
sw
光伏指数相对全部
A
股呈现市盈率估值折价情况，折价率
26.5%
，处于历史
10.88%
区间。相对沪深
300
市盈率估值溢价
19.7%
，该溢价水平处于历史
8.2%
区间。
sw
光伏设备板块相对全部
A
股市净率估值溢价
92.5%
，相对沪深
300
市净率估值溢价
85.4%
，上述溢价水平处于历史
87%
和
85%
区间。光伏指数市盈率及市净率的溢价表现反差，是由其高盈利水平所致，今年前三季度
sw
光伏设备的整体
ROE
接近
20%
，远高于市场主流指数和其他行业指数的整体
ROE
水平。
主流指数市盈率估值处历史低估区间
。目前全部
A
股的市盈率中位数
33.49
，为历史
26.01%
分位，市净率中位数
2.61
，为历史
33.16%
分位。主流指数方面，上证
50
、沪深
300
、中证
500
的市盈率历史分位分别为
42.9%
、
26.2%
、
22.6%
，市净率分位数为
69.4%
、
62.9%
、
22.9%
。行业方面，大部分指数的市盈率估值降至
30%
历史分位数及以下水平、市净率估值降至
40%
历史分位数以下水平。
行业估值下降主要受市场调整和利润增长所致，
31
个行业中，过半的行业指数跌幅超过
18%
，近半的行业整体利润同比下滑。今年前三季度
sw
光伏设备板块营收
4837
亿元，同比增长
76%
，归属净利润
580
亿元，同比增长
107%
，净资产收益率
19.7%
，业绩表现处于行业靠前位置。
1.3
产业数据：需求持续景气，产业链价格进入调整期
下游需求景气持续，增幅环比收窄
。内需方面，国内前
11
个月光伏新增装机量
65.7GW
，同比增幅
88.7%
。外需方面，前
11
个月光伏组件出口量
137.7GW
，同比增幅
66.16%
。
进入第四季度后，下游需求呈现阶段放缓情况。内需方面，组件价格高企引发观望情绪，同时能源局《关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并早并有关工作的通知》规定不将全容量建成作为新能源项目并网的必要条件，年底抢装枪购组件的强度有所降低。外需方面，前期渠道库存有积累，且安装工人数量有约束，组件单月出口量至
9
月份开始环比下降。
上游多晶硅价格高位盘整至年底，电池片价格逆势上涨
。
2022
年多晶硅致密料价格攀高盘整，从年初约
23
万元
/
吨上涨至
8
月份的
30
万元
/
吨，随后在高价格区间盘整持续到
11
月底，进入
12
月后价格开始松动，至
12
月中旬跌破
28
万元关口。中游硅片价格的调整早于硅料价格，从
9
月以来硅片价格开始连续下调。但同期电池片的价格呈现逆势走高的趋势。归结的主要原因是，硅片环节产能增幅较大，电池片环节正处
P
型和
N
型技术迭代，以及两种
N
型技术路线尚未明确等因素影响，新增产能存在一定制约，出现阶段性供给紧张。
硅料价值量占比最大，电池片价值量占比提升
。按照单瓦价值，扣除主链上一环节原材料成本，用单瓦价差测算各环节价值量占比情况。以
2022
年
12
月初组件价格测算，
1.98
元
/
瓦的组件价值中
:
硅料环节价值量约
0.76
元
/w(
占比
38.5%),
硅片环节约
0.13
元
/w
（占比
6.7%
）、电池片环节价值量约
0.39
元
/w
（占比
19.8%
）、组件环节约
0.63
元
/w
（占比
31.8%
）。工业硅约
0.06
元
/w
（占比
3.2%
）。硅料环节和电池片环节的价值量占比有加大幅度提升，组件环节价值量占比下降。
硅料及电池片环节价差提升明显
。截止
2022
年
12
月：
硅料环节
（扣除工业硅价格）单瓦价差达到
0.76
元（较年初上涨
31%
）、
硅片环节
（扣除硅料价格）单瓦价差达到
0.13
元（
+13%
）、
电池片环节
（扣除硅片价格）单瓦价差为
0.39
元（
26%
）、
组件环节
（扣除电池片价格）单瓦价差为
0.63
元（
-21%
）。
硅料环节盈利能力达到峰值，电池片环节触底改善。
2022
年硅料高盈利表现贯穿全年，头部企业毛利率水平达到
80%
，处于历史高位区间。硅片环节盈利能力承压，逐季下滑至
15%-17%
区间，处于
2016
年以来的低位水平。电池片盈利迎来强劲修复，预计年末毛利率可达到
20%
左右，恢复至
2019
年水平。一体化企业的盈利也处于修复趋势，三季度头部企业毛利率水平约
13-15%
，预计四季度可以恢复至
15%
以上。
2.1
需求分析：降本驱动需求，
2023
年迎来大规模增长
成本是需求的核心驱动因素，
2022
年经历波折，
2023
年迎来成本下降拐点
。进入全面平价时代后，光伏的需求量测算不再由补贴总额限制，而是由市场主体根据项目收益率对光伏产品的购买量决定，成本是影响需求的最大权重。过去十年间，全球光伏电站初始投资成本（
CAPEX
）持续下降，至
2021
年末约
5.91
元
/W
，即使在组件价格波动的
2021
年也保持了
6%
左右的成本降幅。期间，组件效率提升、开发商经验积累、安装过程人力成本节约等多个因素驱动了全球光伏成本下降。国内方面，整体
CAPEX
降本趋势在
2021-2022
年期间经历波折，供应链缺口导致的高价硅料（包括此前的高价玻璃），以及大宗原材料价格波动，都影响了降本趋势的连续性，估算
2022
年国内光伏电站
CPAEX
平均成本在
4.0-4.2
元区间，同比略增。随着硅料价格下降趋势的启动，预计
2023
年国内外光伏
CAPEX
成本同步下降，启动全球光伏市场新需求。
1.8
元
/W
以下的组件价格可以带动大范围集中式光伏需求
。根据西勘院数据，假设
IRR=7%
，组件价格低于
1.8
元区间。无储能配置时，全国
21
个省区可满足集中式光伏平价上网条件，若配置
10%*2
小时的储能，全国
12
个省区可满足平价上网条件。假设辅材价格及单瓦利润固定，则硅料价格下降至
16-17
万元
/
吨时，可带动组价价格下降至
1.75-1.80
元区间，实现大范围集中式光伏需求启动。
十四五期间国内新增装机量中枢上移至
100GW
。受成本、疫情等因素扰动，预计
2022
年全年国内新增装机量约
80GW
至
90GW
，但今年全年组件招标规模超过
120GW
。基于“降本放量”的逻辑，预计
2023
年国内新增装机量将接近
100GW
。后续年份中，国内需求量有望持续高位运行，根据各省十四五规划测算，国内的年均新增装机量在
86GW
以上，结合户用及工商业等项目需求，可以估算后续年份国内新增装机需求量中枢约在
100GW
以上。
全球新增装机量中枢在
300GW
以上。
2022
年，受能源价格影响，欧洲地区装机量有望实现翻倍增长，达到
60GW
，印度市场也有不错增量，预计超过
14GW
。美国市场在硅料溯源等政策影响下，组件供给受限，预计新增量在
20GW
左右，同比下滑。整体来看，
2022
年全球新增装机量预计在
205GW-250GW
左右。展望
2023
年，在欧洲市场续增、中国和美国市场重回增长轨道的预期下，全球新增装机量有望超过
300GW
。后续年份中，全球年均新增装机量中枢预计在
320GW
以上。
2.2
主产业链：硅料供给瓶颈突破，主链降价放量
硅料产能大幅增长，主产业链供给的制约因素解除
。
2020
年我国首次提出碳中和政策目标后，光伏产业迎来大规模扩产，
2021
年
-2022
年四大主产业链环节产能年均增幅皆达到
50%
，其中硅料环节因资产投入重、爬坡周期长等技术因素，以及疫情扰动、能耗管控等外部因素，实际产出增量落后于其他环节，成为最近
2
年光伏主产业链的供给瓶颈。各大硅料企业均有大规模在建产能，其中协鑫、通威、新特、大全、东方希望等
5
家头部企业预计在
2022
年新增
35
万吨以上产能，占到行业新增供给
70%
以上。预计上述企业在
2023
年保持扩产强度，新增产能达到
54
万吨以上，推动我国光伏硅料行业总产能达到
200
万吨以上，解除光伏产业的主要供给制约因素。
硅料产量自
2022Q4
开始加速投放，
2023
年达到
130
万吨产量，支撑
400GW
装机量
。随着大量硅料产能在今年
Q3
投放，
Q4
以来硅料产量加速增长。
10
月份、
11
月份硅料月度产量创历史新高，分别达到
8.7
万吨、
9.0
万吨，同比增幅超过
100%
。今年前
11
个月硅料累计产出达到
70
万吨，预计全年硅料产出约
80
万吨，同比增幅
58%
。按照
2.7g/w
的硅耗测算，可供支撑
2022
年
247GW
新增装机量。预计硅料产出保持持续增长，
2023
年可以达到
130
万吨以上产量，增幅超过
50%
，支撑全年
400GW
的光伏装机量需求。
硅片产能产量持续增长，
2023
年达到
480GW
产出，竞争格局趋于分散
。据不完全统计，头部
12
家硅片企业
2022
年合计产能超过
500GW
，同比增幅超过
40%
。预计
2023
年硅片企业的产能扩张幅度将有所收窄，增幅低于
40%
，但扩产的绝对值规模超过
200GW
。
2023
年的主要产能增量来自高景、双良、上机等非头部的厂商，从而导致行业集中度进一步降低。
2022
年前
11
个月硅片产量达到
300GW
，增幅
40%
，全年总产量有望达到
340GW
，同比增幅接近
50%
。预计在上游硅料放量的情况下，
2023
年硅片总产量达到
480GW
，同比增幅
40%
。
2022
年紧平衡状态，
2023
年主产业链供需偏宽松
。综合主产业链各环节产能产量情况，预计
2022
年硅料、硅片、电池片、组件的产出量分别为
296GW
、
340GW
、
300GW
、
280GW
，增幅约
40%-50%
。对比
2022
年约
260GW
的组件需求量，处于相对紧平衡状态。预计
2023
年主产业链硅料、硅片、电池片和组件的产量分别
400GW
、
480GW
、
450GW
、
420GW
，同比增幅约
40%
，对应全球约
340GW
的组件需求量，供需关系由紧转松。
2.3
辅料环节：受益供需扩张，推动结构升级
（
1
）金刚线：细线化应用加速，钨丝母线产能落地在即
薄片化进程加速，金刚线直径持续降低
。硅片的薄片化趋势由来已久，受益于设备和技术的进步，主流
P
型硅片厚度从
2016
年的
190um
降至
2021
年的
165um
。今年来，由于硅料价格的上升，硅片的薄片进程有加速迹象，以推升单公斤硅棒出片数量，降低硅片原材料成本。目前，单
kg
方棒的切片数量可达到
66
片以上，较往年提升
3%-4%
。据测算，即使在硅片厚度不变的情况下，金刚线直径从
50um
到
40um
的降低，带到来的硅料利用率提升，也可以增加出片量
3%
。根据
CPIA
预测，
P
型硅片主流厚度将降至
150um
，同期
N
型
HJT
等硅片厚度降至
120um
。
硅片产量增加以及硅片减薄趋势，共同提振金刚线需求
。在需求高景气及技术迭代的背景下，预计硅片产能及产量保持扩张趋势，由此带来金刚线需求量提升。期间，硅片的厚度持续减薄，金刚线细线化进程加快，金刚线的单
GW
线耗量随着金刚线直径变小而增加。预计
2022
年需求量为
1.7
亿公里，至
2023
年需求量为
2.63
亿公里，按单公里价格
30-35
元计算，市场空间约
70-80
亿元，同比增幅
50%
。
主要厂商扩产幅度明显，钨丝母线
2023
年有望放量
。截止
2022
年末，行业主要金刚线生产企业总产能估算超过
3
亿公里，美畅、岱勒等传统金刚线厂商均保持了
50%
以上的扩产幅度，高测等切片代工企业也有较大规模的扩产计划。预计
2023
年头部企业的扩产节奏持续，但对黄丝母线金刚线一体化的企业而言，母线产能的扩张幅度或低于金刚线产能。
碳钢丝线理论线径极限约
30um
，钨丝线理论线径可低至
24um
，具备更好的发展空间。目前，在同等的
38
或
35
线径下，钨丝金刚线破断力较碳钢丝线高出
8%-10%
左右，但成本是后者数倍，产量不足以及规模化效应的欠缺阻碍了降本趋势。预计
2023
年上半年，夏钨等钨丝母线新增产能将落地，将推动钨丝金刚线的批量化使用，从而较大范围的验证其可靠性和经济性。
（
2
）逆变器：
国内光伏装机带动逆变器增长，储能项目动力充沛
主产业链降价，逆变器需求放量增长，
2023
年国内集中式装机量大增
。随着主产业链的全面降价，预计
2023
年全球光伏新增装机量达接近
300GW
，对应逆变器需求量达到
360GW
以上，其中集中式逆变器份额约
26%
、组串式逆变器份额约
72%
，估算总体光伏逆变器市场规模超过
600
亿元，同比增幅超过
50%
。国内方面，分布式市场对组件价格具备较高容忍度，
2022
年前三季度国内分布式新增装机量达到
35GW
，同期集中式新增装机量仅有
17GW
，预计国内全年装机量接近
30GW
，占到全部新增装机量的
36%
。展望
2023
年，随着组件价格下移以及风光大基地的全面建设，国内集中式地面电站有望放量增长，预计全年新增装机量达到
45GW
，同比增幅
50%
以上，并带动集中式逆变器以及大型储能需求量。
新能源放量，政策端顺价，共同推动储能需求
。伴随风光项目大规模并网的是功率曲线匹配的问题，从典型的日内情形观察，在光伏的午间出力高峰期往往对应负载端的低谷时段，从月度利用小时数观察，这一错配现象依然明显。政策从网侧、源侧、用户侧三方面发力解决这一问题。
用户侧方面
，
2021
