（报告出品方/作者：财信证券，杨甫）
1、复盘与回顾
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（-22.5%）、中证（-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%。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
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、中证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光伏设备板块营收亿元，同比增长76%，归属净利润亿元，同比增长%，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.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。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。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、展望与分析
2.1、需求分析：降本驱动需求，年迎来大规模增长
成本是需求的核心驱动因素，年经历波折，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，至年末约5.91元/W，即使在组件价格波动的年也保持了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-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GW。受成本、疫情等因素扰动，预计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GW。基于“降本放量”的逻辑，预计年国内新增装机量将接近GW。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GW以上。
全球新增装机量中枢在GW以上。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，年全球新增装机量预计在GW-GW左右。展望年，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GW。后续年份中，全球年均新增装机量中枢预计在GW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。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，年-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万吨以上，解除光伏产业的主要供给制约因素。
硅料产量自Q4开始加速投放，年达到万吨产量，支撑GW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%。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，可供支撑年GW新增装机量。预计硅料产出保持持续增长，年可以达到万吨以上产量，增幅超过50%，支撑全年GW的光伏装机量需求。
硅片产能产量持续增长，年达到GW产出，竞争格局趋于分散。据不完全统计，头部12家硅片企业年合计产能超过GW，同比增幅超过40%。预计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GW。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。年前11个月硅片产量达到GW，增幅40%，全年总产量有望达到GW，同比增幅接近50%。预计在上游硅料放量的情况下，年硅片总产量达到GW，同比增幅40%。
年紧平衡状态，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，预计年硅料、硅片、电池片、组件的产出量分别为GW、GW、GW、GW，增幅约40%-50%。对比年约GW的组件需求量，处于相对紧平衡状态。预计年主产业链硅料、硅片、电池片和组件的产量分别GW、GW、GW、GW，同比增幅约40%，对应全球约GW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型硅片厚度从年的um降至年的um。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um，同期N型HJT等硅片厚度降至um。
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。预计年需求量为1.7亿公里，至年需求量为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，钨丝母线年有望放量。截止年末，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，年国内集中式装机量大增。随着主产业链的全面降价，预计年全球光伏新增装机量达接近GW，对应逆变器需求量达到GW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，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，年7月，发改委能源局颁发《关于进一步晚上分时电价机制的通知》，要求：上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。
自年12月全面执行电网代理购电政策以来，各省峰谷价差整体扩大，今年10月份有14个地区的最大峰谷价差超过0.7元/kwh。电源侧方面，年8月份出台的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励保障性并网以外规模按照15%以上的功率配件储能。电网侧方面，今年6月出台的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》规定，储能可作为独立主体参与电力市场，在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用。
国内外新型储能装机规模走量，国内招标规模见涨。年全球新型储能新装装机量超过10GW，同比增幅接近70%，国内新增装机量达到2.7GW，增幅超过80%，累计装机量超过25GW。头部国产储能系统供应商年海外出货量超过5GW，拥有逆变器、电芯及海外渠道优势的企业出货量靠前，如阳光电源和比亚迪，合计出货量接近4GW。科士达等国产供应商，与海外品牌商合作开拓户用分布式市场，也有不俗表现。另据不完全统计，今年前11个月，我国储能新装招标量超过25GW/50GWH，为年及以后的储能建设储备项目。
（3）碳碳热场：龙头企业持续扩张，成本竞争体现毛利率差异。硅片耗材，受益行业扩产。近年来随着硅片尺寸的扩大，碳碳热场以其材料强度、材料纯度的优势，迅速取代等静压石墨热场，成为硅片扩产增量的最大受益耗材品种之一。年碳碳热场在坩埚、导流筒、保温桶及加热器等热场材料中渗透率约80%。预计年全行业碳碳热场需求量超过0吨，至年需求量超过吨，增幅约50%。供给方面，头部5家企业年产能合计超过0吨，至年预计达到吨。
技术革新，降本增效，龙头企业具备竞争优势。碳碳热场以碳纤维制作预制体，并配合碳源气体沉积致密后，加工而成。近年来热场龙头企业积极开拓国产碳纤维供应，自制预制体并改进沉积和致密化工艺，推动持续降本。在碳碳热场产品之外，同样的工艺流程还可以兼容制造碳陶复合刹车盘等产品，发挥规模效应，进一步摊薄成本。在全行业一体化生产、降本、扩产的趋势下，碳碳热场价格从年约80万元/吨，下探至年的50万元/吨，考虑头部企业成本在30-40万元/吨，企业竞争有望走出降价放量重塑行业格局的方向。
2.4、新技术发展：N型电池降本增效，新设备新技术正当其时
N型电池技术时代已至。提升光伏电池片效率的措施主要分为两大类：降低光学损失、降低电学损失。制绒、减反膜、栅线细化、双面电池等技术措施属于光学增效。采用N型硅片、降低表面复合、优化欧姆接触等属于电学增效。N型电池技术便是后者。N型电池片采用磷掺杂硅片，少数载流子为空穴，硅片中金属污染物等杂质对空穴的捕获能力更低，且避免了P型硅片中的硼氧对干扰，少子寿命高出P型硅片一个数量级以上，电学效能更优。目前主流的N型技术有TOPcon和HJT两大类：
TOPCon技术路线，在电池背面生长超薄SiO2氧化层，再沉积掺磷非晶硅层（退火后形成多晶硅层），使得多子（电子）通过隧穿效应穿过氧化层，经多晶硅层传输后被金属电极收集，而少子（空穴）被阻挡。PERC结构中金属电极穿透钝化层与硅区域局部接触，而TOPCon结构的氧化层避免了这种接触，降低了载流子复合效应，提高少子寿命和开路电压。PERC和TOPCon电池片都采用晶体硅材料，为同质结电池，晶体硅材料掺杂硼和磷形成P型和N型半导体，通过两种半导体接触面形成PN结，差别在于硅片基底一个是P型另一个是N型。
HJT（异质结）技术路线，采用晶体硅、非晶硅两种晶体材料，硅片基底是N型晶体硅。HJT技术路线，电池结构是在N型硅片正面沉积P/i非晶硅薄膜、背面沉积i/N非晶硅薄膜，相当于单晶硅片夹在两层非晶硅薄膜之间，然后于正面和背面沉积TCO（透明氧化物导电薄膜），电极制造在TCO上。因非晶硅材料禁带宽度更高，PN结电荷区域的内建电场强度也更高，并且电池片背电场电压极性与PN结电压极性相同，提高了开路电压。此外，HJT电池的双面对称结构，且使用低温工艺，避免高温热应力等不良影响，使用的硅片厚度下降，降低少子在硅片晶体内部的复合效应，也有利提高开路电压。以上材料和结构的因素共同导致HJT电池的开路电压（mV）高于PERC电池（mV），赋予了HJT效率优势。
更高的理论极限效率，即将进入产能扩张期。单面TOPcon电池技术的理论极限效率为27.1%，HJT电池技术的理论极限效率为为28.5%，远高于perc技术的24.5%理论极限。目前，PERC的量产效率已经逼近24%，需要下一代电池技术打开效率天花板。年10月晶科能源在TOPcon技术路线上实现了26.10%的世界纪录，而后年11月隆基绿能在HJT技术路线上实现了26.81%的世纪纪录，这一纪录由可量产设备完成。
目前TOPcon路线的产能规模大，晶科、中来、钧达等电池企业均有布局。HJT路线的参与者众多，除传统的龙头企业华晟外，金刚玻璃等新进入者迅速上量。通威隆基等老牌龙头企业则两条技术路线均有产能布局。预计年行业内建成的TOPcon+HJT产能超过40GW，计划投建的产能超过GW，以上产能预计将于年开始逐步落地，推动未来1-2年内实现行业N型电池技术产能翻倍增长。
设备开支及银浆单耗决定成本差异，TOPcon成本差异更小。TOPcon基于现有PERC的技术延伸而来。两者产线兼容性更好，可以看做PERC基础上，增加掺杂非晶硅层等2-3道工序而成。HJT技术路线不向前兼容，需要重新布置产线，但工序环节数量降至一半。设备开支方面，PERC开支约1.2亿元/GW，TOPcon为1.7-1.9亿元/GW，HJT的设备开支超过3.5亿元/GW。单耗成本方面，三种技术路线最大的成本差异项之一是银浆成本，PERC单瓦银耗约10mg，TOPcon约14mg，HJT约22mg，且HJT采用双面低温银浆单价更高。对比三种路线的电池片非硅成本约合0.12元/w、0.16元/w、0.26元/w，银浆成本占比在40%-50%。
设备开支降本依赖国产化率提升，TOPcon国产龙头占有率高，HJT关键环节国产进程推进。目前TOPcon产线设备的国产化率较高，清洗制绒、分选测试、丝网印刷等环节基本有国产厂占据主要份额，龙头厂商有捷佳伟创、迈为等，另有拉普拉斯和北方华创厂商在刻蚀设备和PECVD设备环节出货量靠前。HJT产线设备的国产进程化进程正在提升中，关键环节如非晶硅沉积的PECVD设备和薄膜沉积的PVD设备中，主要供应商有新格拉斯、应用材料、日本真空、日本住友、冯阿登纳、梅耶博格（转型自产），国产供应商迈为、捷佳伟创、钧石、理想等积极推进。
银耗降本有望依托电镀铜技术打开新局面。作为最大的单耗成本项目之一，降低银耗一直是TOPcon和HJT技术发展的主要着力点。目前银浆降耗措施有多主栅、激光转印、银包铜、电镀铜等，总体思路是从减少银浆用量到完全替代银浆。以上措施中，银包铜+栅线细化等组合，可以降低HJT银耗40%以上。但银包铜技术只能用于低温工艺，存在颗粒结合度不高以及TCO薄膜接触孔洞等问题，增加接触电阻，降低约0.06%的电池效率。电镀铜技术可以很好地处理以上问题，形成更佳的欧姆接触，提升电池效率约0.03%以上，具备降本和增效两方面的效果。当然，电镀铜技术本身也有栅线脱落、工序复杂、设备成本高、环保排污等正在解决的问题。
电镀铜的工序包括：图形化工序（镀种子层、制作掩膜/喷涂感光胶、曝光显影），以及金属化工艺（电镀铜、掩膜/感光胶剥离、多于种子层剥离、PVD镀焊接层）。涉及的设备有：PVD设备（种子层/焊接层），浸涂机\滚涂机\丝印机\喷涂机（制作喷涂掩膜\感光材料），激光设备（无掩膜激光直写），LDI曝光机（曝光）、光刻设备、电镀设备、去膜设备等。电镀铜的设备工序更加复杂，单GW设备投资金额超过1.5亿元，对比目前丝网印刷约0.3亿元的单GW投资规模，存在降本空间。
3、投资分析
提升空间大，降本是核心驱动因素。截止今年第三季度，我国光伏和风电的装机量约合6.8亿千瓦，占全国发电机组比重约15.3%，发电量约合亿千瓦时，约占全社会用电量13.4%。截止年，全球风光装机量16.73亿千瓦，占全球发电机组比重约22.4%，全球风光发电量约合2.89万亿千瓦时，约占全球发电量比重10.3%。在碳中和以及能源自给的两方面背景下，风光发电量仍然有显著的提升空间。根据iea测算，年前全球光伏/风电年均新增量需要达到GW/GW。
实现这一提升空间的动力来自两方面因素。政策端，诸如我国非水可再生能源消纳责任权重以及欧盟碳税等制度，提供了保底性需求。市场端，则依赖于度电成本的持续下降。年全球陆上风电LCOE成本约0.23元/kwh，光伏LCOE成本约合0.33元/kwh，低于煤电LCOE成本，发电侧平价为风光新能源建立起内生增长的基础需求。预计随着进一步降本，使得摊销配储成本后，光储实现电网侧平价，从而激发更大的需求空间。估算在光伏电站项目造价降至3.5元/w以下，储能项目造价降至1.3元/w以下，可实现光储平价目标。
以价换量，带动结构升级，稳定经营预期。按照1.95元/w的组件价格（12月初价格），光伏产业链合计净利约0.6元/w，具备以价换量的基础。在1.8元/w的组件价格下，年全球组件出货量有望达到GW，终端市场规模预计超过亿，并持续保持扩容态势。总量规模的增长蕴含结构性变化，诸如材料的改进（钨丝线、碳碳热场、光转胶膜），商业模式的创新（切片代工），技术的革新（N型电池技术、先进金属化技术），以及应用场景的扩容（光伏储能，光伏制氢）。同时，产业链利润回归合理分配水平，有利于平滑资本开支周期和价格波动周期，从而稳定企业的经营预期。展望年，我们将