人类进步的本质，就是能源利用能力的提升。从最初的用木头烧火，到用石油、风能、核能等等。即使比特币，也是将能源用货币的方式储存起来，实现跨时间、跨空间的利用。
光伏将成为人类“碳达峰”和“碳中和”的希望。达到“达峰”和“碳中和”，一靠少排放，二靠多吸收。
光伏是当前所有能源品种中距离理想能源最接近的能源品种，并有望在可控核聚变技术成熟之前不断替代原有的化石能源，成为发展最快的清洁能源品种。储能技术的逐渐成熟，则为光伏克服发电不稳定的缺陷。
当光伏发电成本足够低，便可通过海水淡化，对干旱地区进行灌溉，扩大植被覆盖，吸收二氧化碳的同时修复地球生态，实现“碳达峰”和“碳中和”。
近期光伏企业股价深度调整，主要源于3个担忧：
1）短期产业链价格上涨；
2）3月1日，能源局综合司就2021年风电、光伏发电开发建设有关事项一文，向各省以及部分投资商征求意见，可能对行业中长期需求造成不利影响；
3）全球股市系统性下跌。
光伏作为一种清洁能源，去年开始涨了很多，但成长性远远没有到头。在国内“2030年碳达峰”、“2060年碳中和”的大背景下，“十四五”期间国内装机高速增长信号愈发明确。因此，光伏的投资逻辑值得继续重视。
近期硅料、硅片、组件价格均出现幅度较大上涨。短期来看，虽仍处在博弈期，但下游有望接受产业链价格上涨，且当前价格向上仍具备一定弹性。
根据广州发展等企业最新的光伏组件招标报价，组件龙头报价从前期的1.60-1.65元/W，上涨至1.70-1.75元/W水平，引发市场对产业链全面上涨可能抑制下游需求的担忧。
本轮产业链涨价对于需求的影响有限，主要是因为：
1）海外，经过前期多次验证，海外本身对组件价格微涨接受度较高，且很多海外项目2020年因为疫情已经延期过一次，2021年并网的需求比较迫切；
2）国内，户用和工商业分布式项目对于组件价格敏感度相对较低，主要是大型地面项目对于组件价格容忍度一般，根据智汇光伏的统计，其中70%-80%的项目属于央企（含地方央企）。
一方面，受到3月1日能源局综合司征求意见的影响，2019、2020年存量的竞价、平价项目有望抢在今年年底前并网。
另一方面，2021年国内央企都有新能源装机的硬性指标，二季度对组件有需求，对于IRR的要求可能会让步于装机的硬性指标，而且根据测算，目前1.70-1.75元/W的组件价格对应电站全资本金的IRR大致在7.0%-7.5%左右，收益率尚可。
再考虑到央企本身的资金利率优势，杠杆后项目收益率依然非常可观。
在政策驱动下，下游大概率接受产业链价格上涨，且当前价格向上仍具备一定弹性。
预期2021年会出现一定的抢装需求，利好产业链内企业年内业绩表现。
本轮的组件价格上涨的本质，是对产业链主辅材价格在2020年下半年以后快速上涨的传导。
随着行业部分环节的新增产能逐步释放，或行业企业为保持格局优化而主动发起的降价策略，可能会给产业链留出足够的承载空间。
3月初，光伏玻璃和胶膜已经出现价格下降，二季度可能仍会进一步回落。因此，组件价格的上涨可能只是阶段性现象。
中长期看，能源局征求意见稿整体上较为科学，利好行业中长期发展。市场需要调整预期。
2021年3月国家能源局综合司就2021年风电、光伏发电开发建设有关事项一文向各省以及部分投资商征求了意见。其中主要内容包括：
1）各省光伏风电装机年度新增并网规模，由各省份非水可再生能源消纳责任权重计算得出，这部分项目的消纳问题由电网解决；
2）市场化并网项目，指超出保障性消纳规模仍有意愿并网的项目，可以通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等新增并网消纳条件后，由电网企业保障并网；
3）想要纳入保障性并网规模的项目需求展开竞争性配置，由各省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准进行；
4）2020年列入补贴名单的光伏竞价项目，以及2019-2020年申报的光伏平价项目，在2021年底前完成并网可以继续享受在并网、电价等方面的优惠政策。
2021年户用光伏还有补贴资金，具体额度并未透露，户用光伏发电项目不占用年度保障并网规模，直接并网消纳；同时，积极推进分布式光伏发电建设和有序推进基地项目建设。
市场将这份政策解读为偏利空的政策，有以下几点原因：
1）市场前期预期非水可再生能源占比，倒算出的装机规模是装机和消纳的双重下限，而政策指明其将是装机的下限，和电网全额保障性上网消纳的上限，超出规模需要自己通过各种方式解决消纳；
2）新项目进入全额保障性项目可能需要牺牲一定程度电价，从而使得IRR下降，进而打压运营商装机意愿；
3）近期还有部分投资者担心海外利率上行，会导致电站IRR吸引力下降。
本次政策解读为利空，更多是来自市场前期过高的预期，整体来看政策其实是较为科学的，这是因为：
1）电网消纳虽然存在一定弹性，但不是无限制的。中短期硬性倒逼电网全额消纳，实则是用中短期的发展来透支行业长期发展，本次政策有望推动电化学储能的发展从而为光储平价奠定坚实基础，利好行业中长期发展；
2）制造端降本增效推进光伏LCOE下行，促使电价下降使得制造端用电成本下降，进而推动制造端再次降本，这本身就是光伏行业良性循环发展的本质，也是光伏发电的生命力所在，本次政策再次印证了这一点；
3）复盘历史，利率并不是影响光伏装机的主要变量，这是因为光伏电站的建设期虽然很短，但开发、运营和回收期都很长，因此短期利率的波动对于光伏装机的影响有限。
行业需求和景气度稳中向好，建议精选景气度高或有边际变化的细分子环节和标的。
至少从当前时点看，行业短期和中长期需求都处于稳中向好的状态，需求侧的旺盛有望支撑整个行业的景气度。
不可否认的是，在当前大宗商品涨价的背景下，中游制造环节存在一定压力，但这将更大程度上导致光伏产业链细分子环节盈利的分化，更需要找到景气度持续或存在边际变化的细分子环节和优质标的，时间会证明优质公司在这种背景下的成本控制和成本转嫁能力。
对于存量项目要享受之前核定的上网电价及保障性上网规模，需要尽快完成在2021年内电站建成并网。
预期2021年内有抢装预期，对光伏及风电产业链企业年内业绩释放有促进作用。
同时市场化并网需要搭配储能等消纳条件，促进储能企业利润增长。而新的并网消纳方式预期降低新能源项目上网电价及增加额外成本，短期对电站开发运营企业有一定负面影响。
光伏产业链价格进入博弈期后，预计：
1）一体化龙头在更强的成本承受能力、较为有效的价格传导机制和更强的运营能力下，有望率先迎来市场份额和盈利能力的回升；
2）专业化辅材龙头企业的领先优势有望进一步强化，进入市占率巩固和提升的关键时期；
3）持续降本增效需求将带动设备需求释放，关注核心设备龙头成长能力。
此外，在光伏短期成本上涨的情况下，建议关注央企等主流新能源运营商对风电装机需求超预期的可能性。
