光伏：能源转型下的估值测算

报告要点

①光伏长期空间广阔，短期跟踪涨价、装机、产能释放，2022年关注中下游毛利扩张机会。

②从能源结构出发构建光伏“阶梯式”预测框架，以长期装机量为落脚点，核心假设包括能源消耗总量及结构等。

③全球光伏累计装机有望10年5倍增长，我们预计2030年国内(全球)光伏累计装机量达1256GW(4501GW)，较2020年增长396%(536%)，2022-2025年新增装机量CAGR 18.6%(21%)。

④光伏产业兼具周期及成长属性，产业链自上而下周期性减弱。我们预计2022上半年货币宽松或利好股价，风险是下半年CPI上行及美联储加息或构成掣肘。

⑤周期性由政策驱动转为市场驱动，产业链整体涨价短期或影响装机进程，2022年硅料产能释放缓解涨价压力。

⑥成长性体现为技术驱动降本，路线多样格局未稳。

⑦DCF模型：参考全球装机预测，假设行业营收及利润增速，参考权益基金收益率给定折现率，量化测算未来市值空间。

⑧投资建议：长期甄别技术路线精选α;DCF测算2022年市值空间中性-乐观假设可能上涨7%-82%，悲观假设可能下跌-41%;重点关注上游成本缓解后中下游毛利扩张机会。

报告正文

针对主流景气赛道的未来空间及发展趋势进行讨论。系列一围绕新能源车产业链，以5-10年维度寻找影响行业空间和增速的核心因素，讨论长期估值中枢。系列二聚焦光伏产业链，从能源结构出发构建光伏装机量预测框架，结合DCF模型，讨论短中长期投资机会，主要结论如下：

1、全球光伏累计装机量有望10年5倍增长。我们预计2030年国内(全球)光伏累计装机1256GW(4501GW)，较2020年增长396%(536%)，2022-2025年新增装机量复合增速18.6%(21%)。

2、光伏产业兼具周期及成长属性。①产业链自上而下周期性减弱。历史经验，流动性宽松利好周期成长股价表现，2022上半年国内货币政策偏向积极，但下半年CPI上行及美联储加息或构成掣肘。②周期性：政策驱动转为市场驱动，产业链整体涨价短期或影响装机进程，2022年硅料产能释放，关注中下游毛利扩张机会。③成长性：技术驱动降本，路线多样格局未稳。

3、投资建议：长期甄别技术路线精选α;DCF测算2022年光伏市值变动空间，中性-乐观假设下可能上行7%-82%，悲观假设下可能的下跌空间-41%。①光伏投资更多需自下而上，长期收益更多来自个股α而非行业β，龙头竞争日益激烈，技术路线和先发优势最为关键。②DCF模型测算，目前(2021/11/12)至2022年底Wind光伏指数市值空间，中性-乐观假设下可能上涨7%-82%，悲观假设下可能下跌-41%，具体幅度取决于政策及景气。

1. 全球光伏累计装机有望10年5倍，新增装机22-25年CAGR 21%

1.1 从能源结构出发构建光伏“阶梯式”预测框架

从能源结构出发构建光伏产业链“阶梯式”预测框架。完整的能源体系包括非化石能源(可再生能源)及化石能源，其中可再生能源包括光伏风电、水电、核电、生物质等，化石能源包括煤炭、石油、天然气。2020年国内非化石能源在一次能源消费总量中的占比仅15.9%，双碳目标指引下其占比提升将是明确的。本篇报告我们选取“光伏装机量”作为光伏产业链研究落脚点，从能源结构出发构建预测框架。具体来说，核心的中间变量涉及2030年国内能源消耗总量及非化石能源占比，各类可再生能源占比，光伏利用小时数等。

 

 

1.2 以政策目标为指引，结合市场化指标给出合理假设

能源结构的演变离不开政策的干预，但仅靠政策并非长久之计，更多需要技术进步带动成本及效率改进，因此我们同时考虑政策指引和市场化指标，综合讨论模型变量的变化趋势及预测数值。

(1)2030能源消耗：60亿吨标准煤，非化石能源占25%

我们预计2030年国内一次能源消耗量60.2亿吨标准煤。2000-2020年国内一次能源消耗增速经历先升后降，2012年后基本维持4%以下，2020年一次能源消费总量49.8亿吨标准煤，同比增速2.2%。未来国内能源消耗量的走势将取决于GDP及单位GDP能耗，我们采用IMF对中国GDP增速的预测值，并参考美国单位GDP能耗变化趋势。2020年中国单位GDP能耗为0.57吨标准煤/万元人民币，美国仅0.32吨标准煤/万元人民币，背后是经济和能源结构的较大差异。2020年美国制造业、采掘业等高耗能行业GDP占比为10.9%、0.9%;中国制造业GDP占比26.2%。2020年国内能源结构中化石能源合计占比84.1%，其中煤炭56.8%、原油18.9%、天然气8.4%;美国化石能源占比79%，其中煤炭10%、天然气34%、石油35%，低热值高污染的煤炭占比明显更低。

我们认为未来国内可通过调整产业结构和能源结构持续降低单位GDP能耗。产业结构方面，我们预计将努力压降高耗能行业，目前工业企业营收中高耗能行业占比稳定在30%左右，未来是调整重点;能源结构方面更清洁的非化石能源占比将显著提升。十四五规划提出目标：2025年单位GDP能耗较2020年降低13.5%;国网能源研究院预测“2030单位GDP能耗较2020年下降30%”，我们据此测算2030年国内一次能源消耗将达到60.2亿吨标准煤。国家能源局在《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022—2030年预期目标建议的函》中同样给出60亿吨的预测。

我们假设2030年非化石能源占一次能源消费比重为25%。国家主席在“2020气候雄心峰会”上首次提出并宣布到2030年中国非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右。我们以该政策目标作为指引，按照占比匀速提升给定各年预测，据此我们预计2030年国内非化石能源消费量将达到15亿吨标准煤，对应2021-2030年CAGR为6.6%。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(2)2030非化石能源(非风光发电)：水电/核电/生物质发电CAGR 1%/14%/10%

非化石能源发电煤耗持续下降，水电缓慢增长，核电及生物质空间较大。非化石能源发电煤耗呈现下降趋势，由2014年341g标准煤/kWh降至2020年307g标准煤/kWh，我们假设2021-2030年非化石发电煤耗受益技术改进和效率提升，将以年均-1.5%的速度保持下降，则2030年降至264g标准煤/kWh。本节我们分别讨论水电、核电以及生物质未来发展。

水电影响因素多，2030发电量近1.5万亿kWh，2021-2030年CAGR 1%。水电发展受水力资源分布、建筑工程开发、区域规划等多方面因素影响，国内水电发电量由2009年的5196亿kWh增至2020年的1.36万亿kWh，2015年以来增速保持4%左右，我们预计2021-2030年国内基建刺激强度明显减弱，水利工程建设将保持稳定，水电发电量保持年均1%的增长，至2030年达到1.5万亿kWh。北极星水力发电网预测2030年水电发电规模达到1.45万亿kWh。

核电发展空间大，2030发电量1.36万亿kWh，2021-2030年CAGR 14%。国内已拥有较为成熟的核电设计及运行经验，2009-2020年核电发电量由638亿kWh提升到3662亿kWh。我们预计核电作为国内能源战略重要组成部分，在建规模长期保持全球第一，未来发电量将继续保持高速增长，按照2021-2030年CAGR 14%测算，2030年发电量将达到1.36万亿kWh。根据中国核电发展中心、国网能源研究院《我国核电发展规划研究》预测，2030年国内核电装机规模将达到1.31亿kW，发电量占比达到10%，结合国家能源局预测2030年全社会用电量11万亿kWh，对应2030年核电发电量为1.1万亿kWh。

生物质基数低，假设2021-2030年CAGR 10%。我国作为农业大国，生物质资源丰富，目前生物质发电量基数较低，2020年仅为1326亿kWh，我们假设2021-2030年复合增速为10%，对应2030年发电量达到3439亿kWh。

 

 

 

 

 

 

 

 

(3)2030非化石能源(风光发电)：平价时代来临，光伏/风电发电60:40

光伏进入全面平价阶段，成本下降驱动装机量提升。根据发改委2021年新能源上网电价政策，新建风电、光伏指导价在30个省市已降至燃煤基准价之下，意味着国内全面进入平价阶段。2010-2019年光伏度电成本下降最快，全球光伏度电成本由0.38美元/kWh降至0.07美元(0.45元人民币)/kWh，降幅达到82%，成本下降驱动装机量快速提升。更为关键的是，未来光伏发电成本仍可依靠技术进步实现持续下降。根据隆基股份、国家发改委能源研究所、陕西煤业化工集团《中国2050年光伏发展展望》预测，2025年光伏新增装机发电成本将低于0.3元/kWh，2035年、2050年新增发电成本有望降至0.2元/kWh、0.13元/kWh，持续推动光伏发电占比提升。考虑未来光伏成本较风电下降更快，我们假设2030年光伏、风电发电量比值为60:40。

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3 全球光伏累计装机有望10年5倍增长

光伏具有一定基建属性，且受政策影响较大，在长期空间预测中对具体各年节奏较难把握，如2018年531新政后国内光伏新增装机量连续2年负增长。因此，本章重点对长期光伏装机量空间进行测算讨论。

中性假设下，我们预计2030年国内光伏累计装机量1256GW，较2020年增长396%，年均新增装机量2021-2025年88GW、2026-2030年112GW，较2016-2020年提高110%、167%。根据上文分析，给定关键变量假设：2030年国内一次能源消耗60.2亿吨标准煤、其中非化石能源占比25%、水电发电量1.5万亿kWh、核电发电量1.36万亿kWh、生物质发电3439亿kWh、光伏风电发电量比值60:40;其他变量假设：2030年非化石能源发电煤耗264g标准煤/kWh(2020-2030年CAGR为-1.5%)、年光伏利用小时数1200小时、年风电利用小时数2000小时。其中光伏利用小时数在2021-2025年逐级递增，2026-2030年稳定在1200小时，主要考虑部分新增装机量在首年有效工作时长较短，随着装机量提升这一现象将有所改善。据此，我们预计2025、2030年国内光伏累计装机量达到694GW、1256GW，较2020年增长174%、396%;2021-2025、2026-2030年均新增装机量88GW、112GW，较2016-2020年提高110%、167%;2022-2025年新增装机量CAGR 18.6%。

对于全球市场，IEA(国际能源署)在全球2050年实现碳中和的假设下，我们预计2030年全球光伏新增装机量将达到630GW，据此我们假设各年增速呈现递减，则对应2025、2030年全球光伏累计装机量将达到1939GW、4501GW，较2020年增长174%、536%;2022-2025年新增装机量CAGR 21%。

 

 

情景分析讨论装机量上下限。乐观假设下，我们将2030一次能源消耗总量上调至61.3亿吨标准煤、非化石能源占比上调至27%、光伏与风电发电量比值调至70:30;则对应2030年国内光伏累计装机量达到1794GW(风电461GW)。悲观假设下，我们分别将上述指标调整至59.2亿吨标准煤、23%、50:50，对应2030年国内光伏累计装机量819GW(风电491GW)。国家主席在2020气候雄心峰会上首次宣布“到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”，为行业发展提供顶层指引。

 

 

1.4 敏感性分析：能源消耗总量及结构最敏感

能源消耗总量及非化石能源占比对预测结果最为敏感。敏感性测算结果显示，2030年一次能源消耗总量、非化石能源消耗占比、可再生能源发电量与2030光伏累计装机量之间的敏感系数达到2.3为最高;光伏发电在风电光伏发电的比值、光伏年利用小时数的敏感系数为1;水力/核力/生物质发电量的敏感系数0.6为最低。考虑到我们主要从政策指引出发对能源总量及结构进行假设，我们预计其对预测结果的实际影响可能较小。

 

 

2.光伏兼具周期及成长属性

2.1 产业链自上而下周期性减弱，流动性宽松利好股价

光伏周期成长属性明显，产业链自上而下周期性减弱。光伏产业链作为制造行业，天然具有供需变动带来的周期属性，但从中长期来看行业增长空间较大，兼备周期及成长属性。市场对于周期股及成长股往往给予不同的估值水平，我们从产品价格波动、产能释放周期、公司毛利稳定性等角度讨论不同环节的周期成长属性。产品价格方面，2010年以来各环节价格均呈现下降趋势，但上游硅料价格波动性明显更强，中游硅片及电池片价格虽有波动但周期性减弱，下游组件价格波动最小。产能释放周期来看，根据通威股份公告，硅料自开建到投产需要18个月，再考虑半年的品质爬坡期，整体产能释放周期在24个月左右;根据隆基股份公告，硅片建设投产周期在24个月;根据晶澳科技、上能电气公告，电池片、组件、逆变器投产周期分别为6个月、8个月、6个月，中上游投资扩产周期明显更长，供给灵活度偏弱。主要公司毛利率变动来看，2007年以来毛利率波动的变异系数，保利协鑫(0.36)=晶澳科技(0.36)>隆基股份(0.29)>阳光电源(0.27)。综合来看，光伏产业链符合制造业传统规律，即越上游的环节(硅料、硅片)周期性更强，中下游组件及零部件周期性偏弱。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

周期成长股占优区间集中在流动性宽松时期。我们从采掘、有色、钢铁、化工、建材、建筑等周期行业中，按照2010-2020年毛利率变异系数小于0.2，80%以上年份净利润实现正增长，上市时间超过10年，进行公司筛选，得到东吴策略周期成长股票池(见4.1附注)，并等权重构建指数。2011年以来周期成长指数明显跑赢上证综指的区间集中在2012-2013年，2016-2018年以及2020年，三段区间内央行均有降准操作，如2012年1月、2012年5月、2016年3月、2020年1月，2012-2013年及2020年社融存量同比及M2同比均呈现上升，宽松的流动性环境更利于周期成长股。展望2022年，我们预计上半年，在国内经济下行压力之下，货币政策趋于宽松，可能利于周期成长股实现超额收益，特别是行业龙头。但6月之后美联储可能开启加息进程，若叠加国内CPI上行，或对货币政策形成掣肘，周期成长股可能面临较大估值折价压力。参考2013下半年、2018下半年、2021年初流动性收紧阶段，周期成长股相对上证走势均见顶回落。

光伏板块涨幅贡献拆分，2020年靠估值，2021年靠业绩。我们将Wind光伏指数市值变动拆分为盈利(净利润TTM)涨跌幅贡献、估值(PE-TTM)涨跌幅贡献、其他因素贡献，2020年板块市值扩张源于戴维斯双击，盈利及估值均有正贡献，估值贡献达到57%;2021年前3季度板块市值扩张更多来自盈利的扩张，其贡献达到81%，估值贡献仅12.5%。展望2022年，若光伏产业链继续维持高景气，同时流动性偏于宽松，我们预计板块市值仍有扩张空间。

 

 

 

 

2.2 光伏周期性：政策驱动转为市场驱动，2022年关注中下游毛利恢复

光伏平价时代，市场取代政策成为周期驱动力。2020年之前光伏度电成本较高，经济性尚未凸显，需求更多受政策补贴的影响，行业周期性与政策一致。2020年补贴政策全面退出，行业进入平价阶段，基于经济性考虑的市场真实需求出现，供需无形之手成为周期性的驱动力。这一点在2020年硅料涨价中表现突出，双碳目标下行业长期空间广阔，同时受平价上网刺激，下游厂商大幅扩张产能，但短期硅料供给有限，推高价格。

产业链整体涨价，短期或影响装机进程。2020Q4以来受需求增长、产能有限的影响，光伏产业链各环节产品价格普遍大幅上涨，2020/12/30至2021/11/12，多晶硅料由10.6美元/kg上涨至35.6美元/kg，涨幅236%;推动单晶硅片(156mm*156mm)价格由0.5美元/片上涨至1.07美元/片，涨幅114%;电池片价格由0.09美元/W上涨0.13美元/W，涨幅44%;除含硅产品外，EVA薄膜价格由1.63万元/吨上涨至2.34万元/吨，涨幅44%;上游材料全线上涨倒逼晶硅/薄膜组件价格由0.17/0.21美元/W上涨至0.22/0.24美元/W，涨幅分别29%、14%。在普通地面电站项目成本构成中，光伏组件、其他电器设备、支架等设备占比超75%，今年设备成本的普遍上涨可能在短期内影响发电成本的继续下降，拖累装机增长进程。并且成本上涨已经对中下游公司毛利造成较大压力，2021Q3单季度毛利率，隆基股份18.9%较2020Q3(下同)下降6.9pct，晶澳科技15.5%下降5.4pct，天合光能13.9%下降4.2pct。

2022年硅料产能释放，关注中下游毛利扩张机会。2021年硅料涨价是行业关键词，原因在于下游需求快速增长，但硅料供给受制于产能周期长、能耗双控等影响，持续紧张。展望2022年，硅料主要厂商新增产能将陆续投产，其中通威股份2021年11月底新增产能4万吨、大全能源2021年底新增3.5万吨、新特能源2022Q1新增3.4万吨，我们预计硅料供给紧张将逐渐缓解。2022年下半年通威股份10万吨、新特能源10万吨产能也将投产，进一步解决硅料供给，硅料价格有望持续回落。我们认为成本压力减轻利好中下游硅片及组件厂商毛利恢复，若装机需求保持高增，则有望实现量价齐升。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3 光伏成长性：技术驱动降本，路线多样格局未稳

硅片、电池技术路线多样，硅料、逆变器相对稳定。技术进步带动成本下降效率提升是行业发展的重要驱动力，但效率的跃升往往意味着新技术的更迭。根据光伏协会预测，硅片、电池片技术路线明显更多，目前主流硅片类型是P型单晶硅片，2020年销量占比86.9%，未来N型单晶硅片占比将有明显提升;电池片环节，目前主要产品PERC电池2020年销量占比86.4%，未来N型电池中的异质结和TOPCon电池占比将明显提升，有望成为下一代主流技术。我们认为技术路线的多样对于个体公司具有两面性，机遇在于存在提前布局及超车机会，风险在于转向缓慢则会迅速丧失市场优势。这就要求公司在做好当下主流技术生产的同时，把握未来技术路线的甄别，对公司及投资人的专业能力都提出较高要求。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. 投资建议：长期甄别技术路线精选α，DCF测算短期空间

3.1. 长期个股α大于行业β，甄别技术路线寻找先发优势

行业整体估值对投资指导作用不强，更多需自下而上。考虑到光伏产业链各环节估值差异较大，采用PE-G对产业链整体进行估值并不能很好地指导投资，我们认为光伏投资更多需要自下而上筛选各环节龙头，长期投资收益将更多来自个股的α而非行业的β。

国内光伏企业已占全球主导地位，龙头竞争日益激烈。根据中国光伏行业协会数据，2020年中国大陆企业在多晶硅、硅片、电池片、组件环节的全球产量占比分别达到76%、97%、83%、76%，并且全球市场CR10均在60%以上，我国多晶硅、硅片、电池片、组件生产企业CR5在2020年达到87.5%、88.1%、53.2%、55.1%，表明全球市场份额已主要集中在国内少量龙头企业，未来龙头之间的竞争将日益激烈。

技术路线和先发优势最为关键。光伏行业一大特点是各环节技术路线非常多样，我们认为技术路线的迭代创新是推动发电成本持续下降的关键，但对投资而言具有两面性。以硅片环节为例，2010-2018年多晶硅片龙头保利协鑫长期占据全球硅片产量榜首，2018年整体市场份额中多晶硅片占比仍有55%，但2019-2020年单晶硅片凭借更高转换效率成为市场主流，占比升至65%、90%，2019年隆基股份跃升为第一。技术路线多样及成本驱动发展的属性决定，当一项新技术的降本增效逻辑被验证，行业将迅速完成技术替代，拥有先发优势的企业将伴随技术周期实现价值提升，早在2006年隆基就开始单晶硅棒的研发和制造，先发优势明显，为后续成为全球第一奠定基础;相反转身较慢的保利协鑫则丧失市场优势。

 

 

 

 

各环节估值差异大，下游组件、逆变器估值相对较高。2020年以来光伏产业链估值中枢整体提升，但各环节差异明显。横向对比PE-TTM(截至2021/11/12)，下游组件公司晶澳科技(97倍)、天合光能(98倍)，逆变器公司阳光电源(105倍)、锦浪科技(126倍)、固德威(147倍)，远高于硅料公司大全能源(27倍)、通威股份(36倍)，硅片公司隆基股份(53倍)。我们认为组件、逆变器可以获得相对较高的估值，可能原因在于技术路线风险较小，同时逆变器格局趋于稳定，龙头品牌效应带来估值溢价。根据光伏行业协会预计未来组串式逆变器和集中式逆变器仍是主要产品，且销量占比保持稳定，而硅片、电池片新技术迭出，技术路线具有较高的不确定性。

 

 

 

 

 

 

3.2 DCF模型测算：乐观/中性/悲观假设下2022年光伏市值变动空间可能为+82%/+7%/-41%

搭建DCF模型：我们利用DCF模型测算不同装机量假设下，Wind光伏指数2022年底的目标市值区间，关键变量包括2021-2030年利润增速、2030年后永续增长率以及贴现率。我们按照2021-2030年全球光伏装机量预测(乐观、中性、悲观三种情景，详见图16)，考虑未来成本压降带动产品单价降低及产业链竞争格局优化带来净利率提升，给出2021-2030年行业营收和利润增速假设。三种情境下，利润永续增长率分别假设为6%、4%、2%。统计存续期10年以上的权益基金2011-2020年化收益约13%，但考虑幸存者偏差，以主动权益基金指数反映普遍收益情况，2011-2020年化收益10%-12%，据此我们假设三种情境下折现率为10%、12%、14%。根据不同增长率及折现率组合，得到目标市值矩阵(见图29)。

DCF测算2022年光伏市值变动空间，中性-乐观假设下可能上行7%-82%，悲观假设下可能的下跌空间-41%，具体幅度需跟踪基本面景气。展望2022年流动性假设，我们认为国内货币政策整体基调偏于积极，但大幅宽松的可能性较低，因此模型折现率给定12%。根据DCF测算结果，增长率中性及乐观假设下光伏指数2022年仍具有上行空间，2021-2030盈利中性假设、2030年后永续增长率4%对应市值增长空间7%，2021-2030盈利乐观假设、2030年后永续增长率6%对应市值增长空间82%，2021-2030盈利悲观假设、2030年后永续增长率2%对应市值下跌-41%。我们预计具体涨幅受政策消息面及基本面景气影响，如果后续利好政策持续出台，市场继续保持乐观情绪，给予长期乐观假设;如果后续政策面趋弱、景气下滑，市场预期可能转向中性。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. 附注及风险提示

4.1 附注

 

 

 

 

4.2 风险提示

1、全球疫情蔓延风险、疫苗有效性：海外疫情不断反复，若海外疫情加剧，可能对相关产业链及国内进出口造成影响。

2、宏观经济增长不及预期：若国内经济复苏进程不及预期，可能影响上市公司基本面表现。

3、通胀短期大幅飙升，货币政策快速收紧：今年以来PPI陡峭上行，并向CPI加速传导，通胀压力上行可能引致货币政策收紧。

 

4、历史经验不代表未来：因市场环境等因素变化，历史数据得出的经验可能在未来失效。