光伏行業(yè)分析

光伏行業(yè)分析1、硅料供給迎來實質(zhì)性釋放1.1、硅料降價刺激國內(nèi)需求，海外長期需求樂觀2022年全球光伏裝機預(yù)計約為240GW，根據(jù)光伏行業(yè)協(xié)會統(tǒng)計，樂觀情況下2022年全球光伏裝機將達(dá)到250GW，年初預(yù)期普遍在220GW左右，超預(yù)期的原因是歐洲及其分布式光伏需求爆發(fā)。集邦咨詢預(yù)測，2023年全球光伏裝機量將在330-360GW之間。其中，1-10月我國光伏裝機達(dá)到58.24GW，同比增長98.7%，2022年前三季度我國分布式新增裝機35.33GW，約占新增裝機的67%，分布式裝機占比明顯好于以往年度，主要系分布式對于上游硅料價格接受度較高，集中式項目對于收益率較為敏感，業(yè)主等待硅料價格下跌，目前看硅料價格已經(jīng)出現(xiàn)松動，預(yù)計2023年硅料新增供給將出現(xiàn)實質(zhì)性釋放，不會成為裝機的限制因素，硅料價格下跌將直接推動裝機積極性。預(yù)計2023年中國集中式光伏將表現(xiàn)出較強的彈性。預(yù)計2023年中國光伏裝機將達(dá)到約130GW，其中集中式光伏裝機占比約一半。歐洲：政策支持與能源危機推動需求，2022年歐洲光伏需求爆發(fā)，主要系歐洲能源危機推動PPA電價持續(xù)上漲，PPA電價推動了歐洲光伏的經(jīng)濟性提升，2022年三季度，歐洲太陽能PPA價格達(dá)到68.57歐元/MWh，同比增長53.3%，與2022年二季度相比，LevelTen三季度的太陽能P25指數(shù)上漲了15.4%，部分原因是德國、希臘、匈牙利、意大利和英國等市場的太陽能價格急劇飆升。歐洲集中式光伏電站大部分通過鎖定PPA電價鎖定，其余一小部分通過電力現(xiàn)貨交易來確定電力價格。歐洲電力市場目前采用的定價機制是基于能源供需關(guān)系設(shè)計的，電價采取邊際成本定價，該機制決定了價格更高氣電成為市場的定價者，歐洲天然氣價格暴漲導(dǎo)致可再生能源發(fā)電商利潤率大幅提升。歐洲擬對電力改革從而使得市場化后再分配，具體的措施是：1）設(shè)置天然氣價格上限；2）拆分歐洲電力市場，可再生能源電價與天然氣價格脫鉤；3）征收超額暴利稅。根據(jù)華爾街見聞報道，當(dāng)太陽能、海上風(fēng)能和核能的收入超過每兆瓦時130歐元時，德國政府計劃對超出部分的收入征收90%的暴利稅，德國政府提議的暴利稅起征點，低于歐盟委員會提議的每兆瓦時180歐元。我們認(rèn)為，即使暴利稅實施，此價格下，光伏依然可以保持較高的收益率。2022年1-10月，光伏產(chǎn)品出口呈現(xiàn)量價齊升的態(tài)勢，2022年1-10月，光伏產(chǎn)品出口總額達(dá)到440.3億美元，創(chuàng)歷史新高，同比增長90.3%，2022年1-10月，光伏組件出口量132.2GW，同比增長61%，月度出口變化來看，四季度組件出口已經(jīng)開始出現(xiàn)放緩趨勢。我們認(rèn)為，安裝工人數(shù)量緊張，導(dǎo)致海外組價出現(xiàn)了一定庫存，階段性影響出口。隨著硅料價格下降，2023年出口有望持續(xù)強勢。2022年3月，美國發(fā)動了對于柬埔寨、馬來西亞、泰國、越南四國光伏產(chǎn)品出口的反規(guī)避調(diào)查，雖然拜登政府豁免了未來24個月東南亞四國的進口關(guān)稅，但是與雙玻組件豁免一樣具有較大的不確定性。2022年6月21日，美國海關(guān)和邊境保護局（CBP）依據(jù)UFLPA執(zhí)法，將新疆地區(qū)生產(chǎn)的全部產(chǎn)品均推定為所謂“強迫勞動”產(chǎn)品，禁止與新疆相關(guān)的任何產(chǎn)品入境，除非提供“清晰且有說服力的證據(jù)”證明并非如此。美國的政策導(dǎo)致其2022年上半年光伏裝機僅4.2GW，近期晶科被暫扣的光伏組件被美國海關(guān)首批放行。ROTHCapital合伙人獲悉UFLPA扣留的第一批組件已經(jīng)投放到美國市場，主要為晶科能源采用瓦克硅料生產(chǎn)的組件，并且他表示，截至2022年8月因新疆硅料扣押的組件達(dá)到3GW，預(yù)計截至2022年底扣押的組件規(guī)模預(yù)計達(dá)到9-12GW。UFLPA是中國企業(yè)向美國出口光伏產(chǎn)品的主要壁壘，主要針對涉疆硅料，需要光伏企業(yè)自證。晶科組件獲得放行是一個首發(fā)信號，若未來幾月，其他一線組件廠甚至第二梯隊廠家產(chǎn)品同樣得到順利放行，代表著國內(nèi)組件廠“采購海外硅料、配套東南亞硅片產(chǎn)能、搭建海外供應(yīng)鏈”方案行之有效，并且由于國內(nèi)廠家已逐步理順?biāo)璨牧霞傲鞒?，往后的檢查流程將更順暢，周期更短。2023年美國市場需求旺盛態(tài)勢愈發(fā)明朗，“新增+存量”需求釋放。2022年以來，從取消兩年東南亞光伏關(guān)稅，到出臺IRA新政生效，再到放行扣留組件，美國光伏政策不斷松動，政府拉動光伏裝機需求的意圖愈加明顯。展望2023年，我們認(rèn)為，美國“新增+存量”的光伏項目和表前大型儲能項目都將迎來爆發(fā)：由于硅料跌價，以及IRA新政帶來的ITC增幅和延長，光伏+儲能的初始成本下降，一方面將刺激新增項目增長，另一方面，一批成本壓制下停滯的存量儲備項目的建設(shè)也將提速（存量項目指，原先已拿到許可且已簽PPA電價但未開工建設(shè)的項目、已拿到許可但未簽PPA電價的項目、已拿到地且正在排隊申請許可和PPA電價的項目），中國組件的順利登錄將是裝機量的有力保障，預(yù)計2023年美國光伏裝機將出現(xiàn)明顯恢復(fù)性增長。1.2、硅料迎來實質(zhì)性供給釋放，產(chǎn)業(yè)鏈不存在硬瓶頸根據(jù)SMM統(tǒng)計，11月國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量約為9.31萬噸，環(huán)比10月增長近9.66%,國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量繼續(xù)增長，供應(yīng)不足的情況逐步消失。11月國內(nèi)多晶硅折算約35.8GW的供應(yīng)量，反觀硅片產(chǎn)量約為36GW左右，考慮11月國內(nèi)多晶硅還有進口部分供應(yīng)，國內(nèi)多晶硅市場已經(jīng)呈現(xiàn)”供大于求“狀態(tài)，而據(jù)SMM了解，截至目前，國內(nèi)多晶硅已經(jīng)呈現(xiàn)累庫情況，全企業(yè)庫存已達(dá)到1.5萬噸左右。由于目前多晶硅利潤仍保持高位，企業(yè)保持較高生產(chǎn)積極性，考慮新建產(chǎn)能的爬坡以及內(nèi)蒙通威的復(fù)產(chǎn)，12月預(yù)計國內(nèi)硅料供應(yīng)量將達(dá)到10.4萬噸左右，年化產(chǎn)能能夠支撐的光伏的光伏裝機約400GW。根據(jù)集邦咨詢統(tǒng)計，2023年硅料的有效供給約為134萬噸，按照每GW需要0.26萬噸，容配比1.2，能夠支持的有效裝機達(dá)到能夠達(dá)到約429GW。時隔兩年之后，硅料不會成為2023年光伏裝機的限制因素。硅料價格快速下跌，產(chǎn)業(yè)鏈觀望情緒濃重。根據(jù)集邦資訊統(tǒng)計，單晶復(fù)投料主流成交價格在198元/kg，單晶致密料的主流成交價格為195元/kg,較上周跌幅接近24%左右，降幅較快，主流成交價格已經(jīng)下跌至200元/kg，下游市場需求不振疊加成本倒掛，采購動作有所放緩，觀望氛圍較濃，而12月硅料供應(yīng)增量明顯，需求不暢下，硅料供應(yīng)出現(xiàn)明顯過剩，預(yù)計隨著硅料庫存的進一步增加，后期硅料價格有望進一步下跌。1.3、硅片產(chǎn)能過剩，關(guān)注石英砂保供與技術(shù)進步硅片跌價先于硅料，目前M10主流成交價格為4.9元/片，G12主流成交價格為6.6元/片，2022年最后一周周環(huán)比跌幅進一步拉大，來到9.5%左右。本周硅片兩家龍頭企業(yè)紛紛公布了最新牌價，最高降幅達(dá)27%。硅片廠商清理庫存，下游廠商購買意愿仍然較淡，價格有望進一步下跌。2023年硅片名義產(chǎn)能超過700GW。根據(jù)各個公司公告與公開信息，目前隆基、中環(huán)、晶科、晶澳等15家公司2022年底硅片產(chǎn)能達(dá)到約678GW,考慮到其后續(xù)進一步擴產(chǎn)計劃，2023年硅片名義將超過700GW。石英坩堝對于品質(zhì)有極高的要求。石英坩堝是拉制大直徑單晶硅的耗材主要用于盛裝熔融硅并制成后續(xù)工序所需要的晶棒，其核心原材料為高純石英砂。石英坩堝以高純石英砂在潔凈環(huán)境中用電弧法制備而成，相比于普通石英砂，經(jīng)過選礦提煉制備而成的高純石英砂具有更好的耐高溫性及熱穩(wěn)定，材料純度是保證石英坩堝具備優(yōu)良性能的核心指標(biāo)。坩堝中的羥基（-OH）是對坩堝強度影響的核心因素，由于羥基的存在，改變了SiO2的鍵合結(jié)構(gòu)，致使坩堝的耐溫性能大幅降低。雜質(zhì)的引入對單晶性能和成品率構(gòu)成直接的影響，因此與硅熔體直接接觸的石英坩堝的雜質(zhì)含量至關(guān)重要，坩堝所用原料高純石英砂是石英坩堝純度的基礎(chǔ)。石英砂國外供給來自美國尤尼明與挪威TQC，國內(nèi)來自石英股份。我國石英成巖條件與美國不同，礦體規(guī)模小、礦石不穩(wěn)定，國內(nèi)石英砂提純難度更高，技術(shù)更復(fù)雜。目前石英砂在光伏以及半導(dǎo)體端的需求持續(xù)旺盛，且由于礦脈稀少，光伏石英坩堝所用的內(nèi)層砂仍然主要來源于美國尤尼明與挪威TQC公司的進口，而海外高純石英砂產(chǎn)能擴產(chǎn)速度較慢。國內(nèi)供應(yīng)主要是以石英股份為主。據(jù)我們測算，2022-2024年供需差（供給-需求）分別為0.1、-0.2、0.3萬噸，供需將繼續(xù)維持緊平衡。石英砂中長期緊缺，將影響硅片行業(yè)格局，一是核心材料的緊缺會對無序價格戰(zhàn)產(chǎn)生限制，二是會造成硅片企業(yè)成本曲線更加陡峭，優(yōu)勢進口砂能夠得到保證的企業(yè)拉晶效率更低，成本更低，硅片行業(yè)格局有望好于預(yù)期。過去兩年被硅料價格上漲所掩蓋的技術(shù)進步將逐步顯現(xiàn)。根據(jù)中環(huán)股份資料，2021年初至今細(xì)線化程度推進線徑降低約30%，硅片厚度從175μm降低至150μm，硅耗進一步下降，領(lǐng)先企業(yè)技術(shù)優(yōu)勢持續(xù)進步，其效果被硅料價格大幅上漲所掩蓋，隨著硅料價格下跌，龍頭企業(yè)引領(lǐng)的行業(yè)技術(shù)效果將得到充分體現(xiàn)。2、電池：TOPcon進入紅利釋放期，關(guān)注XBC、HJT多種路線2.1、TOPcon進入紅利釋放期隧穿氧化層鈍化接觸太陽能電池（TunnelOxidePassivatedContactsolarcell,TOPCon）是2013年在第28屆歐洲PVSEC光伏大會上德國Fraunhofer太陽能研究所首次提出的一種新型鈍化接觸太陽能電池。其電池結(jié)構(gòu)為N型硅襯底電池，在電池背面制備一層超薄氧化硅，然后再沉積一層摻雜硅薄層，二者共同形成了鈍化接觸結(jié)構(gòu)，有效降低表面復(fù)合和金屬接觸復(fù)合。根據(jù)ISFH測算，雙面多晶硅鈍化TOPCon電池的理論最高效率達(dá)28.7%，且最接近晶體硅太陽能電池理論極限效率29.43%，提效潛力大。各廠商不斷突破TOPCon電池效率記錄。目前在Topcon提效上，頭部企業(yè)如隆基、晶科、天合光能等走在行業(yè)前列。2021年6月初，隆基宣布Topcon的實驗室轉(zhuǎn)化效率達(dá)到了25.21%；2022年3月天合光能宣布，其自主研發(fā)的210mm×210mm高效i-TOPCon電池，最高電池效率達(dá)到25.5%；2022年4月，晶科能源宣布，其自主研發(fā)的182N型高效單晶硅電池全面積電池轉(zhuǎn)化效率達(dá)到25.7%，再次創(chuàng)造了新的大面積N型單晶鈍化接觸（TOPCon）電池轉(zhuǎn)化效率世界紀(jì)錄。產(chǎn)線兼容性好，具有成本控制優(yōu)勢。N型TOPCon與P型PERC相比，工藝路線差異主要體現(xiàn)在多晶硅生長和氧化層的制備上，僅增加了硼擴和薄膜沉積設(shè)備，而在上游硅料、硅片等重資產(chǎn)環(huán)節(jié)并不涉及設(shè)備的更替，最大程度保留和利用現(xiàn)有P型PERC電池設(shè)備制程，兼容度高達(dá)70%。根據(jù)CPIA數(shù)據(jù)，2021年P(guān)ERC產(chǎn)線設(shè)備投資成本降至19.4萬元/MW，TOPCon電池線設(shè)備投資成本約22萬元/MW，略高于PERC電池。從成本角度來看，硅片和漿料成本占TOPCon成本比較高，在80%以上。未來降低銀漿用料和提高良率是降低成本的有效途徑。TOPCon電池項目相繼啟動，已獲得集中式電站項目訂單。6月，晶科能源“尖山二期11GW高效電池及15GW組件智能生產(chǎn)線項目”開工，電池量產(chǎn)平均效率目標(biāo)為25%以上，在目前16GWN型TOPCon電池及組件產(chǎn)能的基礎(chǔ)上繼續(xù)擴充產(chǎn)能。天合光能在江蘇宿遷布局8GW的TOPCon電池項目也已于4月正式啟動，預(yù)計2022下半年投產(chǎn)，預(yù)計全年出貨2-3GW，良率上97%，年底達(dá)到24.7%轉(zhuǎn)換效率。訂單方面，以晶科為例，6月初，公司先后獲得國家電投、大唐集團的N型組件訂單。其中，晶科將向國家電投供應(yīng)550MW高效雙面雙玻組件N型TigerNeo組件，標(biāo)志著中國最大的太陽能開發(fā)商之一轉(zhuǎn)向更先進的N型高效組件；與大唐集團簽訂的N型組件供貨規(guī)模約1GW。2.2、龍頭企業(yè)布局IBC，在分布式市場有突出優(yōu)勢IBC（interdigitatedbackcontact，全背電極接觸晶硅光伏電池）的正負(fù)極電池以叉指狀的方式排列在電池背光面，p-n結(jié)也位于電池背面，屬于背接觸太陽電池。正面沒有金屬電極遮擋使IBC電池具有更高的短路電流Jsc，同時背面可以容許較寬的金屬柵線來降低串聯(lián)電阻Rs從而提高填充因子FF；加上電池前表面場以及良好鈍化作用帶來的開路電壓增益，IBC電池在降低光學(xué)損失、提升效率、改善電池性能，外觀美觀等多個方面具備優(yōu)勢。理論轉(zhuǎn)換效率高，溫度系數(shù)低。研究人員預(yù)計IBC太陽能電池的效率記錄將達(dá)到29.1%。另外，IBC太陽能電池技術(shù)將傳統(tǒng)選項的溫度系數(shù)從-0.387%/oC提高到-0.446%/oC，降至0.29%/oC。因此，在炎熱氣候IBC太陽能電池板可以提供更好的性能。兼容性好，有利于下一代技術(shù)的延伸。TBC電池是將TOPcon與IBC相結(jié)合，這種電池結(jié)構(gòu)結(jié)合了IBC電流高的短路電流與TOPCon優(yōu)異的鈍化接觸特性，因此能獲得更高的電池效率。HBC是電池利用HJT電池結(jié)構(gòu)和IBC結(jié)合，形成的太陽能電池結(jié)構(gòu)，這種電池結(jié)構(gòu)結(jié)合了IBC電池高的短路電流與HJT電池高的開路電壓的優(yōu)勢，因此能獲得更高的電池效率。P型IBC已有較好成本解決方案。IBC電池技術(shù)的缺點是制造工藝更昂貴、更復(fù)雜。但在根據(jù)江蘇日托光伏于2021年3月申請的專利《一種P型IBC電池的制備方法》，采用P型硅片作為襯底，正背面均無需硼摻雜，且不需要掩膜和光刻，工藝步驟簡單，將傳統(tǒng)IBC復(fù)雜的過程簡化為12步，生產(chǎn)成本明顯降低?？紤]到P型IBC產(chǎn)品應(yīng)用場景主要是海外分布式，終端對于高性能產(chǎn)品溢價接受度較高，假設(shè)其溢價可以達(dá)到0.2元/W，約合3美分/W，當(dāng)P型IBC電池良率達(dá)到95%時，P型IBC產(chǎn)品一體化盈利即可達(dá)到約0.25元/W，當(dāng)良率達(dá)到98%的時候，一體化盈利可以進一步提升到0.28元/W。隆基率先布局HPBC電池,有望在高端分布式市場獲得超額收益。隆基HPBC電池在P型技術(shù)路線上采用IBC技術(shù)，襯底硅片依然為P型硅片。2022年11月4日，隆基綠能正式向外界發(fā)布組件新品Hi-MO6，同時公司亦公布了該組件所搭載的HPBC電池細(xì)節(jié)。HPBC全稱混合鈍化背接觸電池，目前量產(chǎn)效率突破25%，疊加氫鈍化技術(shù)的PRO版本效率達(dá)到25.3%，公司推出組件新品Hi-MO6，在發(fā)電模擬中較PERC產(chǎn)品平均增益達(dá)到10%。預(yù)計2023年HPBC電池產(chǎn)能滿產(chǎn)后,預(yù)計會有20-25GW的產(chǎn)品出貨。2.3、HJT有望成為下一代技術(shù)，有望在2023年放量HJT（本征薄膜異質(zhì)結(jié)電池）是一種特殊的PN結(jié)，由非晶硅和晶體硅材料形成，是在晶體硅上沉積非晶硅薄膜，屬于N型電池中的一種，最早由日本三洋公司于1990年成功開發(fā)，具有效率高、溫度系數(shù)低、雙面性高以及工藝步驟少的優(yōu)勢。高效率：HJT單面組件的理論轉(zhuǎn)換效率為26.07%，雙面組件的轉(zhuǎn)換效率超過30%，是業(yè)內(nèi)最高效的太陽能技術(shù)之一。近兩年，PERC電池的光電轉(zhuǎn)換效率已達(dá)瓶頸，業(yè)界公認(rèn)最高效率一般在22-23%左右，TOPcon電池光電轉(zhuǎn)換效率達(dá)到25%以上，HJT電池轉(zhuǎn)換效率突破26%（隆基）；良好的溫度系數(shù)：PERC電池的溫升系數(shù)是-0.38%/℃，HJT的溫升系數(shù)是-0.25%/℃，HJT電池具備更低的溫度系數(shù)，產(chǎn)生更高的開路電壓，也就保證了更高的輸出功率?；旧螲JT電池每年比PERC電池每瓦高出3%的發(fā)電量，這也使它非常適合在高溫區(qū)域應(yīng)用。高雙面性：HJT電池的雙面率能達(dá)到90%以上，使得其在設(shè)計為雙面組件時具有出色的性能。工藝步驟少：HJT電池在制造過程中僅涉及5-7個步驟，設(shè)備的價格不斷降低。研發(fā)中試加速推進，效率記錄不斷突破。隆基綠能官方信息顯示，近日經(jīng)德國哈梅林太陽能研究所（ISFH）測試，隆基自主研發(fā)的硅異質(zhì)結(jié)電池轉(zhuǎn)換效率達(dá)26.81%，創(chuàng)造了大尺寸單結(jié)晶硅光伏電池效率新的世界紀(jì)錄。華晟新能源介紹，其2021年投產(chǎn)的HJT1.0產(chǎn)線組件CTM達(dá)到98.5%；基于微晶技術(shù)的HJT2.0產(chǎn)線，M6單面微晶工藝研發(fā)產(chǎn)線，最佳批次平均效率25.45%，冠軍片效率達(dá)到25.61%；G12量產(chǎn)線平均效率24.5%，最佳批次平均效率24.73%。金剛玻璃也表示，公司異質(zhì)結(jié)電池微晶線HJT電池平均轉(zhuǎn)換效率達(dá)到24.95%，電池最高轉(zhuǎn)換效率已達(dá)25.2%，目前已交付部分客戶異質(zhì)結(jié)電池銷售訂單。降本路線清晰，已見成效。從非硅成本來看，在銀柵線技術(shù)下，目前量產(chǎn)HJT的單瓦成本較PERC高0.2元/瓦以上，未來差距可縮小到0.1元/瓦以內(nèi)，導(dǎo)致HJT單瓦成本高的主要部分在于銀漿耗量、ITO的使用、機臺折舊等。華晟新能源對比2022年1月和2022年4月HJT電池各項成本發(fā)現(xiàn)，銀漿每瓦單耗下降28%，網(wǎng)版壽命提升帶來成本下降72%，清洗工藝優(yōu)化以及低成本化學(xué)品導(dǎo)入帶來化學(xué)品用量節(jié)省了31%，提高靶材利用率帶來靶材耗量降低15%，年底非硅成本可以控制在0.14元/W左右，對比2022年1月份錄得的0.38元/W，下降幅度極為顯著。量產(chǎn)招標(biāo)進度超預(yù)期，多家廠商開始布局。金剛玻璃6月公告披露，公司決定投資建設(shè)4.8GW高效異質(zhì)結(jié)電池片及組件項目，總投資額41.91億元，建設(shè)周期為18個月。根據(jù)華晟新能源公眾號5月披露，華晟擬在宣城開展建設(shè)三期4.8GW雙面微晶異質(zhì)結(jié)智能工廠項目，第一階段2.4GW的工廠土建招標(biāo)已正式掛網(wǎng)，將在2023年Q1-Q3分兩期投產(chǎn)。另外，設(shè)備方面，捷佳偉創(chuàng)稱2021年公司實現(xiàn)了HJT設(shè)備進入歐洲市場的突破；邁為股份稱公司HJT設(shè)備已成功導(dǎo)入微晶技術(shù)，同時與產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)廠家共同積極推進降本。3、輔材：POE趨勢帶動膠膜格局優(yōu)化，光伏玻璃有望走出底部3.1、POE供給趨緊，帶動膠膜格局優(yōu)化光伏組件封裝膠膜以EVA和POE類膠膜為主，當(dāng)前EVA膠膜占據(jù)主流份額。目前，市場上封裝材料主要有透明EVA膠膜、白色EVA膠膜、聚烯烴（POE）膠膜、共擠型聚烯烴復(fù)合膜EPE（EVA-POE-EVA）膠膜和其他封裝膠膜（PDMS/Silicon膠膜、PVB膠膜、TPU膠膜）等。EVA膠膜憑借較佳的光學(xué)性能和粘結(jié)性、相對低廉的成本及適配P型組件占據(jù)主流份額。2021年，單玻組件封裝材料以透明EVA膠膜為主，約占52%的市場份額，較2020年下降4.7pcts；POE膠膜和共擠型EPE膠膜合計的市場占比提升至23.1%。POE膠膜性能優(yōu)異，具有高阻水性、高抗PID性能。POE膠膜具有高水汽阻隔性、高可見光透過率、高體積電阻率、優(yōu)秀的耐候性能、長久的抗PID性能和高反射性能等優(yōu)良特性，能提高組件對太陽光的有效利用率，增加組件功率，避免組件層壓后的白色膠膜溢膠問題；共擠型EPE膠膜既有POE膠膜的高阻水性能也有EVA的高粘附特性，可作為純POE膠膜的替代產(chǎn)品。POE樹脂是POE膠膜核心原料，產(chǎn)能集中于海外跨國企業(yè)。光伏膠膜生產(chǎn)成本約90%為直接原料成本，其中樹脂粒子成本占比高達(dá)80%。POE是一種乙烯/α-烯烴兩種單體的無規(guī)共聚物，擁有良好的低溫韌性、易于熱塑加工，廣泛應(yīng)用于光伏膠膜、聚烯烴材料增韌改性、發(fā)泡、膠粘劑等領(lǐng)域，按照不同產(chǎn)品類型分為注塑級POE、普通級POE和擠出級POE。近年來，光伏、汽車輕量化、以塑代鋼、人造草等新興行業(yè)的快速增長等都帶動POE需求的快速增長。但是，由于聚合工藝、茂金屬催化劑、a-烯烴等多環(huán)節(jié)存在較高技術(shù)壁壘，POE產(chǎn)能主要集中在陶氏、三井、LG等幾家跨國大型企業(yè)，我國當(dāng)前尚未實現(xiàn)POE大規(guī)模工業(yè)化應(yīng)用。需求端：N型組件產(chǎn)業(yè)化加速+雙玻組件滲透率提升，光伏級POE粒子需求顯著提升。N型組件產(chǎn)業(yè)化全面加速，滲透率快速提升，帶動POE膠膜需求。2022年以來，N型組件逐步開始放量，尤其是TOPCon產(chǎn)業(yè)化速度明顯加快，據(jù)SMM統(tǒng)計，目前我國TOPCon電池已投產(chǎn)49.4GW，在建中產(chǎn)能有60.5GW，規(guī)劃中產(chǎn)能達(dá)206GW，預(yù)計2022和2023年底TOPCon電池產(chǎn)能將分別達(dá)到77.4GW和305.9GW，2023年新增產(chǎn)能將達(dá)228.5GW，預(yù)計2023、2024年TOPCon電池產(chǎn)能占光伏電池產(chǎn)能比重將分別達(dá)到31.43%、34.61%。由于N型電池的PID效應(yīng)在受光面更敏感，PID衰減大的N型組件在光照恢復(fù)后也會造成不可逆損傷，N型電池使用單玻封裝時背板水汽阻隔性也較差，使用POE膠膜進行封裝能降低N型組件的整體水汽透過率，延長組件使用時間，因此主要的N型組件公司都在探索或?qū)爰働OE膠膜或EPE膠膜作為封裝材料。預(yù)計隨TOPCon產(chǎn)業(yè)繼續(xù)放量，POE膠膜滲透率有望加速提升。雙玻組件滲透率提升帶動POE膠膜需求。隨著下游對雙面組件發(fā)電增益的認(rèn)可，以及美國豁免雙面發(fā)電組件201關(guān)稅，2021年雙面組件市場占比升至37.4%，預(yù)計2022年單雙面組件市場占比基本相當(dāng)。由于雙玻電池背面鈍化不完全、細(xì)小鋁線印刷的鋁柵格更容易被酸腐蝕、無框或半框封邊導(dǎo)致空氣水汽進入等，無特別防護的雙玻電池背面PID衰減可達(dá)15%～50%。POE膠膜具有優(yōu)異水汽阻隔能力和離子阻隔能力，水汽透過率僅為EVA膠膜的1/8左右，在濕度較大的環(huán)境中表現(xiàn)突出，且其分子鏈結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，老化過程不會分解產(chǎn)生酸性物質(zhì)，具有優(yōu)異的抗老化性能。因此，目前普遍采用POE膠膜進行雙玻組件封裝。供給端：海外光伏級POE粒子產(chǎn)出短期提升空間有限，國產(chǎn)化粒子大規(guī)模量產(chǎn)進度較慢。技術(shù)壁壘高，POE產(chǎn)能由少數(shù)幾家大型海外跨國企業(yè)壟斷。目前有陶氏化學(xué)、Exxon、三井化學(xué)、SABIC-SK合資工廠、LG化學(xué)等公司實現(xiàn)了POE工業(yè)化生產(chǎn)，2021年全全球廣義POE產(chǎn)能（包括丙烯基彈性體等）約在200萬噸，側(cè)重乙烯基彈性體的狹義POE產(chǎn)能約158萬噸，且相當(dāng)一部分裝置并非全部產(chǎn)能專產(chǎn)POE彈性體，以上企業(yè)對生產(chǎn)POE所需的催化劑和重要原料高碳α-烯烴的工藝技術(shù)進行專利保護且嚴(yán)密封鎖。目前，陶氏化學(xué)是全球最大的POE生產(chǎn)企業(yè)，年產(chǎn)能約90萬噸，占全球產(chǎn)能一半，預(yù)計到2025年P(guān)OE產(chǎn)能將達(dá)190萬噸；LG化學(xué)POE總產(chǎn)能28萬噸，計劃2023Q4擴產(chǎn)至38萬噸產(chǎn)能，未來三年再擴20萬噸到60萬噸產(chǎn)能；三井POE總產(chǎn)能約為20萬噸；SK和Sabic總POE產(chǎn)能約為23萬噸。光伏級POE粒子產(chǎn)出有限，預(yù)計海外產(chǎn)量今年將有所提升。目前，可生產(chǎn)光伏級POE的供應(yīng)商只有陶氏化學(xué)、日本三井化學(xué)、韓國LG、SK-SABIC合資工廠（SABICSKNexleneCompany）。預(yù)估2022年光伏POE粒子供應(yīng)約30萬噸,其中陶氏化學(xué)13萬噸、LG化學(xué)10萬噸、三井5萬噸，SK和Sabic在7000噸左右。預(yù)估2023年光伏POE粒子供應(yīng)約40萬噸，其中陶氏20萬噸、LG化學(xué)12萬噸、三井7萬噸。國產(chǎn)化POE布局加快，萬華化學(xué)預(yù)計2024年投產(chǎn)。目前萬華化學(xué)、中石化茂名石化、京博石化和東方盛虹子公司斯?fàn)柊畹纫淹瓿芍性?，中石化天津石化、衛(wèi)星化學(xué)、浙石化等也在積極規(guī)劃POE產(chǎn)能。其中，萬華化學(xué)進展較快，已完成1000萬噸/年中試POE裝置建設(shè)，2022年3月宣布產(chǎn)出合格中試產(chǎn)品，目前在下游各領(lǐng)域進行應(yīng)用開發(fā)。此外，衛(wèi)星化學(xué)、浙石化等也在布局上游α烯烴原料。2021年12月，衛(wèi)星化學(xué)公告投建年產(chǎn)10萬噸α烯烴和配套POE；2022年6月，年產(chǎn)1000噸α烯烴裝置項目環(huán)評一次公示。2022年8月，浙石化公告建設(shè)年產(chǎn)35萬噸α-烯烴裝置以及2×20萬噸POE聚烯烴彈性體裝置。整體來看，目前國產(chǎn)POE仍處于中試階段，部分企業(yè)處于量產(chǎn)準(zhǔn)備期。光伏級POE粒子供給趨緊，粒子保供能力強的龍頭膠膜廠受益，膠膜盈利和競爭格局有望優(yōu)化。光伏級POE粒子供給將持續(xù)偏緊。綜合POE粒子的供需情況來看：在對未來組件封裝技術(shù)進展的中性假設(shè)下（即情景2：TOPCon/HJT單雙玻正面均使用POE膠膜，背面使用EPE膠膜；XBC正面使用POE膠膜，背面使用EVA膠膜；PERC雙玻組件正面使用EPE膠膜，背面使用EVA膠膜，單玻組件正反面均使用EVA膠膜），則2023年P(guān)OE粒子需求約42萬噸，2024年P(guān)OE粒子需求約74萬噸，POE粒子供應(yīng)將偏緊。考慮到POE下游汽車、共聚物改性、發(fā)泡、電纜等領(lǐng)域需求的產(chǎn)能分配調(diào)整，以及不同產(chǎn)品產(chǎn)線、不同等級POE產(chǎn)品的切換調(diào)整，近年內(nèi)光伏級POE粒子供應(yīng)將持續(xù)處于緊平衡狀態(tài)。同時，POE粒子的緊缺也將倒逼N型組件廠家加快EPE膠膜甚至EVA膠膜對純POE膠膜的替代。膠膜盈利向上，POE粒子保供能力強的膠膜廠商有望獲得超額利潤。當(dāng)前，粒子廠和膠膜廠一般沒有形成硬性保供條約，僅有口頭約定或?qū)捤蓷l約，其余未約定的量價高者得，市場主導(dǎo)。因此，POE粒子的原材料獲取能力將成為膠膜廠商核心競爭力。對上游，POE粒子緊缺，粒子廠商占據(jù)產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢地位，結(jié)算方式要求現(xiàn)貨現(xiàn)結(jié)；對下游，組件客戶回款周期長。因此，隨著POE粒子供應(yīng)緊缺和價格上漲，有資金優(yōu)勢和規(guī)模優(yōu)勢的龍頭膠膜企業(yè)可優(yōu)先拿貨保障粒子供應(yīng)，保證了開工率及新增產(chǎn)能釋放，有望通過“順價+產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化+規(guī)模效應(yīng)+市場份額集中”來提升盈利能力，目前POE膠膜較EVA膠膜有5pcts左右的毛利率優(yōu)勢。頭部膠膜廠布局POE膠膜+供應(yīng)鏈保障能力強，有望鞏固并擴大市場份額。目前光伏膠膜市場集中度較高，呈現(xiàn)單龍頭穩(wěn)態(tài)格局，截至2021年底，行業(yè)龍頭福斯特市占率過半，達(dá)54%，東方日升子公司斯威克市占率達(dá)17%，海優(yōu)新材市占率達(dá)15%，賽伍技術(shù)、上海天洋等廠商也占據(jù)一定市場份額，二線廠商也在積極擴產(chǎn)中。隨著未來POE膠膜市場份額擴大，已在該領(lǐng)域布局并有較強POE粒子保供能力的膠膜廠家將迎來較為強勁的業(yè)績動力，有望鞏固并擴大市場份額優(yōu)勢。3.2、光伏玻璃格局有望優(yōu)化，關(guān)注二線新增供給進度根據(jù)卓創(chuàng)資訊統(tǒng)計，2018-2019年光伏玻璃市場波動整體不大，2020年需求旺盛，光伏玻璃供不應(yīng)求，價格連續(xù)上漲，創(chuàng)歷史峰值，價格最高點出現(xiàn)在2020年11-12月份，當(dāng)時3.2mm的鍍膜價格為42元/平方米，隨著新增產(chǎn)能陸續(xù)投放，價格在2021年出現(xiàn)快速回落，2022年受到硅料價格連續(xù)上漲影響，終端需求受到抑制，年內(nèi)新增產(chǎn)能較多，供需矛盾加劇，全年成本端增加較為明顯，玻璃價格仍然處于低位震蕩狀態(tài)。2016-2019年光伏玻璃產(chǎn)能增速較為緩慢，復(fù)合增長率為12.97%。2020年四季度需求集中釋放，供不應(yīng)求背景下，產(chǎn)能增速加快，全年復(fù)合增長率為16.46%。隨著光電事業(yè)快速發(fā)展，企業(yè)投建新產(chǎn)線較為積極，近兩年來產(chǎn)能快速投放，至2021年增長率提升至40.86%。據(jù)卓創(chuàng)資訊監(jiān)測數(shù)據(jù)統(tǒng)計，截止2022年末，在產(chǎn)日熔量為74880噸/日，同比增幅58.36%。其中年內(nèi)新增點火產(chǎn)線合計31500噸/日，復(fù)產(chǎn)產(chǎn)線3050噸/日，新增及復(fù)產(chǎn)占在產(chǎn)產(chǎn)能的46.14%。光伏玻璃盈利處在歷史底部區(qū)間。光伏玻璃最高毛利率出現(xiàn)在2020年12月，為81.78%；最低出現(xiàn)在2018年7月，為-22.86%。2022年中國光伏玻璃新產(chǎn)能投放較多，需求支撐有限情況下，價格低位運行。加之純堿、天然氣等成本端價格居高不下，廠家利潤空間壓縮，行業(yè)月度毛利整體處于較低水平。據(jù)統(tǒng)計全年平均毛利潤為1.89%，部分月份出現(xiàn)虧損。頭部企業(yè)成本優(yōu)勢明顯。部分產(chǎn)能較多的企業(yè)，在純堿、天然氣采購方面有較大優(yōu)勢；其次部分企業(yè)自有砂礦，供應(yīng)穩(wěn)定，成本偏低；再次行業(yè)良品率多數(shù)在82%-86%，企業(yè)之間存在差異。2023年一季度光伏玻璃有效供給環(huán)比大幅增長，主要來自于頭部企業(yè)2022年新增產(chǎn)能的爬坡，從二季度開始新增產(chǎn)能速度放緩，二、三線企業(yè)投產(chǎn)與點火的進度具有不確定性，隨著雙玻需求的釋放，光伏玻璃行業(yè)有望走出底部。4、大儲能看好系統(tǒng)集成盈利提升4.1、國內(nèi)大儲：獨立儲能成為主流，帶動系統(tǒng)集成盈利改善儲能使新能源成為電網(wǎng)友好的優(yōu)質(zhì)電源。近年來，隨著我國電力結(jié)構(gòu)中風(fēng)光發(fā)電比例逐年提升，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中的靈活可調(diào)資源（調(diào)峰電站、抽水蓄能等）不足以支持電網(wǎng)穩(wěn)定可靠運行，消納可再生能源、提升電力系統(tǒng)靈活性的需求日益迫切。儲能具有平抑新能源輸出功率波動、提升新能源消納量、降低發(fā)電計劃偏差、提升電網(wǎng)安全運行穩(wěn)定性、緩解輸電阻塞等作用，在能量市場、輔助服務(wù)市場、容量市場中具有多元價值。大型儲能需求爆發(fā)，電源側(cè)強配是當(dāng)前主流方向，但重并網(wǎng)輕運行問題嚴(yán)重。電源側(cè)新能源配儲能規(guī)劃規(guī)模巨大。據(jù)中電聯(lián)《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》，截至2021年底，電源側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能裝機占比分別為49.7%、27.4%和22.9%，電源側(cè)儲能接近裝機一半。全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配儲文件，普遍要求新能源配儲比例10-20%，備電時長2-4h，各省規(guī)劃的新型儲能發(fā)展目標(biāo)合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》文件中提出的2025年達(dá)到3000萬千瓦目標(biāo)2倍。新能源配儲利用率低。強配方式催生儲能需求大幅增長，但新能源側(cè)儲能調(diào)用頻次、等效利用系數(shù)、利用率低于火電廠配儲能、電網(wǎng)儲能和用戶儲能。從等效利用系數(shù)看，中電聯(lián)調(diào)研發(fā)現(xiàn)：電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，新能源配儲僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網(wǎng)儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%。重并網(wǎng)而輕運行的發(fā)展與儲能服務(wù)電力系統(tǒng)初衷相背離，帶來了新能源側(cè)儲能設(shè)備質(zhì)量參差、實際運行效果不佳、有效利用率低等問題。各省已涌現(xiàn)出一批獨立共享儲能項目，有望逐步取代新能源配儲成為主流。獨立共享儲能是指由第三方投資建設(shè)的大型獨立儲能電站，其全部或部分容量出租給新能源電站以獲取租金收益?！丁笆奈濉毙滦蛢δ馨l(fā)展實施方案》提出：探索推廣共享儲能模式，鼓勵新能源電站以自建、租用或購買等形式配置儲能，發(fā)揮儲能“一站多用”的共享作用。國內(nèi)儲能示范項目大多以獨立儲能電站形式開發(fā)建設(shè)。目前，山東、廣西、浙江、四川成都等省市的獨立儲能示范項目已經(jīng)出爐，9省/自治區(qū)發(fā)布了共計10批次204個儲能示范項目，總規(guī)模達(dá)19.1GW/48.4GWh，其中，山東、湖北、湖南的示范項目均有大規(guī)模的實質(zhì)性進展。近期儲能招標(biāo)項目以獨立儲能為主流。據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，2022年1-10月，已啟動的獨立儲能項目共計231個，規(guī)模合計34GW/70Gwh，已進入EPC和設(shè)備招標(biāo)、項目建設(shè)和投運等實質(zhì)性階段的項目總計110個，總規(guī)模10.9GW/21.7GWh，占比接近1/3。山東、寧夏、湖北、湖南等四地進入實質(zhì)性階段的儲能項目全國領(lǐng)先，均在2GWh以上，以上地區(qū)的政策相對比較明確，對儲能項目鼓勵力度較大，示范項目對2022年底或者2023年6月底并網(wǎng)投運有要求，一定程度上加速儲能項目建設(shè)，預(yù)計2022年國內(nèi)新型儲能項目新增裝機量將達(dá)12-15GWh以上（測算結(jié)果來自電車組2022年8月30日報告《儲能行業(yè)深度報告：雙碳驅(qū)動能源革命，儲能迎歷史性發(fā)展契機》），其中大部分為大型獨立儲能項目。目前，新能源配儲仍是新能源場站的純成本項，無從談及收益率；個別省份的獨立儲能示范項目（如山東）已能實現(xiàn)成本和收益基本打平。1）成本端：當(dāng)前，新能源發(fā)電企業(yè)承擔(dān)儲能成本，重點關(guān)注儲能成本和經(jīng)濟性。根據(jù)“誰受益誰買單”原則，相關(guān)部門在探討發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)及用戶側(cè)分擔(dān)儲能成本機制，但具體方案仍未敲定，目前成本仍由新能源發(fā)電企業(yè)承擔(dān)。新能源配儲成本由發(fā)電企業(yè)直接承擔(dān)，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8%-10%；電網(wǎng)側(cè)獨立儲能由新能源發(fā)電企業(yè)通過容量租賃形式間接完全承擔(dān)儲能配套成本。目前，多地將配儲作為新能源并網(wǎng)或核準(zhǔn)的前置條件，儲能成為新能源發(fā)電企業(yè)剛需，其成本和經(jīng)濟性自然更成為新能源發(fā)電企業(yè)關(guān)注重點。2）收益端：電力現(xiàn)貨試點省份的價差套利給儲能電站提供了一條盈利路徑，因此，以山東為代表的試點省份的獨立儲能示范項目得益于被充分使用，已實現(xiàn)收入和成本的基本打平，經(jīng)濟性明顯好于新能源強配項目?，F(xiàn)行最優(yōu)的獨立儲能收益模式為山東的“現(xiàn)貨市場峰谷價差套利+輔助服務(wù)收益+容量補償收益+容量租賃收益”模式。據(jù)山東電力工程咨詢院數(shù)據(jù)，山東100MW/200MWh獨立儲能電站每年有望獲得現(xiàn)貨套利收益約2000萬元，共享租賃收益約3000萬元，以及容量電價收益約600萬元。在總投資約4.5億元，融資成本4.65%的基礎(chǔ)上，項目有望實現(xiàn)資本金收益率8%以上。當(dāng)前在個別省份堪堪實現(xiàn)營收平衡已是儲能電站的盈利底部，現(xiàn)階段，一方面各省在探索儲能市場化多重收益機制，儲能商業(yè)在模式逐步理順中；一方面，儲能各分部收益也有望改善，未來儲能電站盈利上行趨勢明確。多省出臺制度探索儲能多重收益機制，儲能可作為獨立主體更廣泛參與市場。青海規(guī)定10MW/2h以上儲能電站可以獨立身份參與電能量交易和輔助服務(wù)交易，儲能電站可同時參與調(diào)頻、調(diào)峰，或同時參與調(diào)頻、現(xiàn)貨電能量市場，為儲能電站多重收益創(chuàng)造條件，試點經(jīng)驗已向?qū)幭?、陜西和區(qū)域跨省調(diào)峰輔助服務(wù)市場陸續(xù)推廣；重慶明確儲能可作為市場主體參與電力中長期市場；云南明確新型儲能可提供黑啟動輔助服務(wù)，并規(guī)定首先出清儲能。11月，能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》，利好儲能各分部收益提升：1）現(xiàn)貨市場套利：現(xiàn)貨市場抬升電價中樞+拉大峰谷價差，儲能套利空間有望放大。從電力現(xiàn)貨試點區(qū)域情況來看：1）電價中樞抬升：截至10月底，山東電力現(xiàn)貨市場平均交易電價0.4737元/kWh，較燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價上浮19.96%；南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場日前現(xiàn)貨均價約0.59元//kWh，較燃煤基準(zhǔn)價上浮28%。2）峰谷價差拉大：以山東試點為例，Q1山東電力現(xiàn)貨交易最低電價-0.08元/kWh，最高電價0.5元/kWh，峰谷價差0.42元/kWh，即儲能“低買高賣”度電收益為0.42元（如按上網(wǎng)標(biāo)桿電價賣電，平均賣價0.39元/kWh，盈利空間很?。?。2）輔助服務(wù)收益：加快輔助服務(wù)費用向用戶側(cè)合理疏導(dǎo)。征求意見稿指出，要做好調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場的銜接，加強現(xiàn)貨市場與調(diào)峰輔助服務(wù)市場融合，推動與輔助服務(wù)聯(lián)合出清，加快輔助服務(wù)費用向用戶側(cè)合理疏導(dǎo)。3）容量補償收益：探索建立市場化容量補償機制。征求意見稿指出，各地要結(jié)合實際需要探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設(shè)、保障系統(tǒng)發(fā)電容量充裕度、調(diào)節(jié)能力和運行安全。上下游壓縮儲能集成利潤空間，但獨立儲能項目報價好于新能源配儲。儲能系統(tǒng)集成本身毛利率不高，2022年以來，集成商一面應(yīng)對自2021年延續(xù)至今的上游鋰電池漲價，利潤空間被侵蝕，一面應(yīng)對下游新能源企業(yè)降本需求，兩頭受壓，競爭激烈，處境被動。據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，10月產(chǎn)生40個儲能項目中標(biāo)結(jié)果，總?cè)萘?.8GW/14.65GWh，11月產(chǎn)生22個儲能項目中標(biāo)結(jié)果，總?cè)萘?.241GW/5.364GWh，各開發(fā)商已進入年底搶裝并網(wǎng)階段。11月儲能EPC中標(biāo)加權(quán)平均報價為1.976元/Wh，其中，獨立式儲能項目EPC/PC的加權(quán)平均報價最高，為2.044元/Wh；用戶側(cè)儲能項目的EPC/PC加權(quán)平均報價次之，為1.88元/Wh；新能源配儲項目EPC/PC加權(quán)平均報價最低，為1.485元/Wh。展望2023年，4大因素將助力儲能集成環(huán)節(jié)量利齊升：1）獨立共享儲能成為主流，行業(yè)門檻提高帶來盈利能力上行：獨立共享儲能電站“統(tǒng)一調(diào)度、共享使用”模式要求電站深度參與電力市場并從中獲益，業(yè)主自然將對系統(tǒng)的充放電效率、使用壽命、電池安全性等提出較高要求，一定程度上提升了行業(yè)門檻，有望提升良幣競爭力，進而帶來集成環(huán)節(jié)盈利能力上行，現(xiàn)有的儲能并網(wǎng)容量與運行效果分離的局面將逐漸扭轉(zhuǎn)。2）配儲標(biāo)準(zhǔn)提高、“剛需”性質(zhì)強化：（1）標(biāo)準(zhǔn)提高：新能源配儲質(zhì)量參差、有效利用率低的問題已逐步引起重視。5月，發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于進一步推進新能源儲能參與電力市場和調(diào)度運行的通知》，對新能源儲能調(diào)度運行提出更高要求，提出各地要抓緊修訂完善適應(yīng)儲能參與的并網(wǎng)運行和輔助服務(wù)管理實施細(xì)則，促進儲能在調(diào)峰填谷、優(yōu)化電能質(zhì)量等方面發(fā)揮積極作用；11月，能源局發(fā)布《2022年第5號公告》，批準(zhǔn)了5項儲能標(biāo)準(zhǔn)；山西已提出容量衰減明確整改要求，要求因電池壽命衰減、意外事故等造成性能參數(shù)發(fā)生較大變化的，電站需及時上報電力調(diào)度機構(gòu)，3個月內(nèi)完成整改。（2）需求強化：多地再出政策，將配儲作為可再生能源并網(wǎng)或核準(zhǔn)前置條件。貴州已要求對新建未配儲能的新能源項目暫不考慮并網(wǎng)；寧夏要求儲能設(shè)施應(yīng)與光伏項目同步規(guī)劃、同步建設(shè)、同步投運；11月，上海公布了4個海上風(fēng)電項目，要求配儲10%-20%，目前除上海外并未對海風(fēng)配儲提出明確要求，政策層面多為鼓勵，若新能源配儲要求擴展至海風(fēng)，將成為儲能的又一個增量市場。3）儲能最大程度分享上游硅料利潤轉(zhuǎn)移：近兩年，受下游需求帶動和產(chǎn)能受限影響，以硅料為代表的光伏上游原材料價格持續(xù)走高，隨著硅料擴產(chǎn)釋放，預(yù)計硅料價格將在今年出現(xiàn)大幅下跌，硅片廠家也已率先在2022年11月出現(xiàn)價格松動。隨著今年光伏產(chǎn)業(yè)價值鏈利潤趨勢翻轉(zhuǎn)，預(yù)期組件價格下跌將帶來地面電站開工率復(fù)蘇，對儲能消納的需求也將愈強，屆時儲能將是最大程度分享硅料利潤轉(zhuǎn)移的細(xì)分方向。4）后續(xù)政策增厚儲能經(jīng)濟效益：隨著風(fēng)電、光伏發(fā)電量占比未來長期持續(xù)提升，以及《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》出臺，各省有望陸續(xù)發(fā)布政策，探索儲能多重收益機制，厘清商業(yè)模式，增厚經(jīng)濟效益，比如，山東已發(fā)布了2023年容量補償分時峰谷系數(shù)，確定容量電價建立峰谷價差機制，最大價差達(dá)0.19元/kWh，可提高容量補償收益。4.2、美國大儲：多項支持政策出臺，存量+新增需求有望釋放2022年表前儲能裝機受新能源裝機階段性限制。2022年3月，美國商務(wù)部重啟對中國光伏企業(yè)“雙反”調(diào)查，因此由于供應(yīng)鏈限制、貿(mào)易壁壘和物流挑戰(zhàn)，美國上半年光伏裝機量明顯低于預(yù)期。據(jù)美國清潔能源協(xié)會(ACP)數(shù)據(jù)，盡管2022H1美國儲能裝機有所增長，2022H1裝機約5GWh儲能系統(tǒng)，與2021年同期相比增長了三分之一，但由于風(fēng)電和光伏裝機容量下滑50%～70%，大約20%的計劃中的光伏裝機被推遲，因此儲能裝機需求同步受到壓制。利好政策出臺，推動儲能經(jīng)濟性繼續(xù)提高，帶動儲能裝機需求提升。1）2022年9月，《通脹削減法案》正式立法，獨立儲能投資成本有望大幅降低。（1）儲能與太陽能脫鉤，獨立儲能系統(tǒng)有資格獲得30%的清潔能源投資稅收抵免(ITC)。此前，只有將電池和太陽能配對的項目才有資格獲得ITC，根據(jù)《降低通脹法案》，獨立儲能和太陽能+儲能項目的ITC在十年固定期限內(nèi)將增加到30%（2023年1月起，如果滿足勞動力要求，1MW以上的項目的ITC可以從基礎(chǔ)抵免比例6%增長到30%）；（2）允許免稅實體以直接付款的形式獲得投資稅收抵免（直接支付選項）。此前，為使非營利性項目在財務(wù)上可行，大多數(shù)免稅組織必須與可利用稅收優(yōu)惠的開發(fā)商或銀行合作，簽署電力購買協(xié)議(PPA)，在一段時間內(nèi)（通常為25年）向銀行或開發(fā)商支付一定數(shù)額的費用?，F(xiàn)在，公立學(xué)校、城市和非營利組織等免稅組織可以通過直接支付獲得30%的ITC。IRA新政刺激“新增+存量”表前大儲裝機，尤其拉動獨立儲能需求。近年來，高額光伏組件和電池成本一定程度上抑制了美國大儲需求。展望2023年，ITC的增幅和延長一方面將刺激新增項目增長；另一方面，一批存量儲備項目由于補貼增厚、初始成本下降，全生命周期度電成本（LCOS）下降，項目有望達(dá)到其預(yù)期盈利目標(biāo)，成本壓制下停滯的建設(shè)也將隨之提速（存量項目指：原先已拿到許可且已簽PPA電價但未開工建設(shè)的項目、已拿到許可但未簽PPA電價的項目、已拿到地且正在排隊申請許可和PPA電價的項目）。我們測算，隨著獨立儲能項目的ITC抵免比例從0增長至30%，項目LCOS將從147.2$/MWh大幅降至119.5$/MWh，項目盈利能力有望得到極大改善。2）停征東南亞進口太陽能組件“雙反”關(guān)稅，光伏裝機復(fù)蘇將對儲能增長形成有力支撐。2022年9月16日，美國商務(wù)部宣布了對使用中國制造的零部件在柬埔寨、馬來西亞、泰國或越南組裝的太陽能電池和組件給予24個月（即2024年6月6日或緊急情況終止前）反傾銷和反補貼稅豁免的最終規(guī)則。同時，將關(guān)稅豁免限制在規(guī)則終止之日起180天內(nèi)在美國“使用或安裝”的面板和電池（反囤積條件）。3）此前已有加州自發(fā)電激勵計劃(SGIP)用于鼓勵分布式能源發(fā)展。2001年CPUC（加州公用事業(yè)委員會）啟動自發(fā)電激勵計劃（SGIP）。2017年12月發(fā)布的第六版SGIP手冊將激勵資金的80%提供給儲能。2018年8月，加州議會通過SB700法案，將SGIP計劃延長至2026年。2020年1月，CPUC為SGIP再注資6.75億美元,意味SGIP能提供超過10億美金的激勵返款。美國表前儲能有望持續(xù)突破裝機記錄。在東南亞光伏關(guān)稅取消兩年、2023年IRA新政生效、加州SGIP自發(fā)電激勵計劃的政策背景下，美國儲能市場有望持續(xù)突破裝機記錄，WoodMackenzie預(yù)測，2022/2023/2024年美國市場儲能新增裝機將分別達(dá)到13.4/30.3/42.1GWh。UL認(rèn)證與歷史供貨經(jīng)驗成為中國企業(yè)進入美國大儲市場的門檻。1）UL認(rèn)證：PCS、儲能電池、儲能系統(tǒng)等均有UL認(rèn)證標(biāo)準(zhǔn)，通過UL認(rèn)證是國內(nèi)儲能廠商登錄美國市場的先決條件。以UL9540A認(rèn)證為例，UL9540A測試用以評估電池儲能系統(tǒng)大規(guī)模熱失控火蔓延情況，是美國儲能項目開發(fā)商或業(yè)主提交相關(guān)項目審批流程時所需的一份關(guān)鍵第三方報告，當(dāng)?shù)叵嚓P(guān)監(jiān)管執(zhí)法部門（AHJ）會對UL9540A報告進行審核，評估項目火災(zāi)風(fēng)險是否可控，并制定相關(guān)消防應(yīng)急預(yù)案，截至目前，少數(shù)幾家國內(nèi)廠商如寧德時代、億緯鋰能、比亞迪等的儲能產(chǎn)品通過了UL9540A相關(guān)測試審核。2）歷史供貨經(jīng)驗：有美國市場上歷史供貨經(jīng)驗的廠商不僅證明了其產(chǎn)品通過UL認(rèn)證，同時，廠商的清關(guān)能力和美國市場上的渠道能力也得到證明，后續(xù)繼續(xù)順利出貨確定性強。4.3、海外戶儲：歐洲戶儲需求旺盛，美國戶儲市場空間打開儲能提升戶用光伏自發(fā)自用水平，平滑峰谷用電波動，節(jié)約家庭用電開支。由于光伏日內(nèi)發(fā)電與家庭負(fù)載應(yīng)用在時間上不完全匹配（光伏日間發(fā)電，利用小時數(shù)大約為3-4h，而家庭用戶一般在下午或夜間負(fù)荷較高），戶用儲能通常與戶用光伏配合使用，用戶可通過峰谷電能的轉(zhuǎn)換使用來有效提升光伏發(fā)電自發(fā)自用率，大大降低電費支出，甚至實現(xiàn)白天和夜間的電力需求全部自給，規(guī)避電價上漲風(fēng)險和電力供應(yīng)短缺帶來的損失。歐洲：電價高漲及政策補貼是驅(qū)動歐洲戶用儲能發(fā)展最重要的原因?，F(xiàn)階段，歐洲戶用儲能裝機持續(xù)高增長，滲透率提升空間仍然廣闊。俄烏沖突加劇歐洲能源危機，高居民電價刺激戶儲需求。俄烏沖突爆發(fā)以來，俄羅斯流向歐洲的天然氣大幅減少，再加上夏季多輪熱浪和嚴(yán)重干旱疊加，歐洲天然氣價格和電價在2022年被推至歷史新高，德國部分地區(qū)2022年居民電價可達(dá)到40歐分/kWh以上，較2021年初翻三倍。對年耗電量為1500kWh的單人家庭來說，每kWh電價上漲20歐分意味著每年額外支付約300歐元，對一個耗電量為5000kWh的家庭來說，額外支付最高可達(dá)1000歐元。當(dāng)下寒冬和核電出力下降使歐洲天然氣更易供應(yīng)緊張，雖然來自美國的LNG彌補了進口量的減少，并填充了儲氣庫，但目前庫存已經(jīng)開始下降。據(jù)德國價格門戶網(wǎng)站Verivox，由于電力和天然氣供應(yīng)商面臨更高的批發(fā)價格和飆升的電網(wǎng)費用，德國家庭將在2023年1月再次迎來電費暴漲。德國、意大利等歐洲國家均提供戶用儲能高額補貼。1）德國：2022年，德國復(fù)興信貸銀行啟動節(jié)能建筑改造補助方案（KfW270），為光伏或儲能系統(tǒng)購置成本提供2.3%利率貸款。此外，聯(lián)邦各州和城市層面對購買光儲設(shè)備提供支持，巴伐利亞州對3kWh儲能補貼500歐元，每增加1kWh容量補貼增加100歐元，最大容量30kWh；柏林對與光伏系統(tǒng)配套的儲能每kW補貼300歐元，最高1.5萬歐元；下薩克森州補貼高達(dá)40%的電池儲能系統(tǒng)成本。2）意大利：Ecobonus政策針對小型光伏和戶用儲能有50%稅收減免外，新計劃Superbonus110%提供高達(dá)110%戶用