硅料涨价复盘，谁是最受伤的环节？

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上游原材料短缺导致的价格上涨，必然会引起全行业各产业的利润分配变化，硅料价格的上涨首先直接利好的是上游的硅料生产企业，其次是具备供应链优势，手握硅料供应长单的一体化龙头企业，而对下游的电池片和组件环节的利润都存在一定的负面影响。

硅料涨价复盘，电池组件成为最“受伤”环节

回顾2019年底以来硅料价格走势情况，2019至2020年初，在技术提升和成本下降的驱动下，硅料价格稳中有降。2020H1国内和海外疫情相继爆发，下游厂商普遍停 工停产，需求急剧减小，叠加物流全面停止运输受阻，硅料库存高企，硅料价格一路走低，2020年7月以后，国内疫情逐渐得到控制，下游生产恢复正常。新疆地区多晶硅料受安全事影响开始全面停产检修，同时新疆爆发局部疫情，物流暂停导致硅料出货受阻，通威永祥部分产能受洪水影响而停产，多种因素叠加导致上游供给紧张。同时，需求方面下半年下游光伏抢装潮的到来，加剧了上游硅料供不应求的局面，导致8月份硅料价 格急速上升，进而传导到下游制造业环节，光伏出现全产业链价格波动。

对2020年8月硅料价格上涨进行复盘，硅料价格涨幅达20%，硅料环节单瓦毛利率由27.56%增长到 39.89%，毛利率增加了12.33%。

在原材料持续上涨的压力下，硅片龙头企业隆基股份迅速做出反应，在19天内三次调涨硅片价格，并明确表示，硅料价格每上涨3元/kg，硅片价格上调0.05元/片，其 他硅片厂家也跟随隆基股份纷纷上调硅片价格。从硅片调价的结果来看，硅片企业通过 调价将该轮硅料上涨的压力悉数传导给下游环节，硅片价格从2.7元/片上涨至3.2元/片，价格涨幅达17.6%，硅片的单片毛利率不仅没有降低，反而从22.15%增加到了25.23%， 展现出了硅片环节超强的议价能力。

反观电池和组件环节，由于下游电站的控价能力较强，电池和组件环节之间出现了较为激烈的价格博弈，虽然也都及时进行了价格调整，但利润都受到一定负面影响， 电池的毛利率从七月底的 23.58%下降到了九月初的 18.55%，下跌幅度 5.03%。组件环节由于技术门槛低，设备投资成本底，行业集中度不高，因此行业竞争激烈，产品利润微薄，处于价值链底端。2020 年上半年，受海外疫情爆发影响，组件出口数量迅速下滑，价格在 2020 年 6 月份跌至冰点，大部分组件专业化厂商处于毛利亏损 状态，2020 下半年在电站装机潮和光伏产业链全线涨价的背景下，组件价格逐渐修复，毛利有所回升。

从复盘的结果来看，随着硅料价格的上涨，光伏制造产业链各环节展现出不同的承压能力，硅片环节承压能力较强，可以迅速通过调价进行价格传导，毛利不降反升。电池环节利润压缩较为明显，组件环节受下半年需求恢复的影响，调价后毛利有所回升。总的来看，电池环节成为了该轮价格上涨周期中“最受伤”环节。

价格波动下光伏制造环节价值链重新分配

今年以来，在全球碳中和背景下，行业普遍对 2021 年新增装机预期较高，硅料成 为光伏行业最热话题，同时下游电池组件厂家为了提高市场占有率竞相扩产，导致产业链结构性失衡，引发了产业链对硅料供应的担忧，需求因素和囤货因素的叠加导致硅料价格不断上涨，引起下游产业链连锁反应，产业链全线涨价。由于各环节产业集中度以及竞争格局不同，导致各环节利润边际变化出现明显差异。

硅片端行业集中度高，龙头企业皆通过长单提前锁定了硅料供应，悉数传导价格压力。在经历了硅料环节多次涨价以后，硅片环节自 2 月 25 日起开始跟涨，先后三次 上调价格，平均价格上涨 12%。手握长单的硅料龙头企业从容应对原材料涨价风波，并将价格压力悉数传导至下游环节。

电池和组件端腹背受敌，价格趋势仍然向下。过去多年来，受益于技术进步和规模 化成本降低，组件价格一直处于下降的趋势。对于电站投资商来说，今年组件价格不降 反升，打乱了投资商的投资计划和建设节奏。今年是全面平价的第一年，除了组件价格， 投资商还要面对失去保护的上网小时数、高比例市场化交易，竞争性配置消纳指标等挑战。目前除了华电集团以外，其余几大集团的 2021 年度光伏招标均未展开，短期内下游需求未得到释放，组件价格上涨动力不足。

组件端无降价空间，电池端利润降幅较大。由于 2020 年底的光伏玻璃价格上涨已 经将组件厂家利润压缩至冰点，因此组件厂商只能通过减产来与上游电池环节进行博弈， 压缩电池环节利润空间，受硅片端价格上涨的影响，电池段涨价意愿较强，但从博弈的结果来看，下游组件端并不买账。经过硅片的多轮涨价以后，电池片价格依然难以向 传导，电池端毛利已经从年初的单瓦 0.17 元下降至 3 月的 0.08 元。电池环节利润压缩幅度最大，毛利率从年初的 19.53%压缩到了三月的 5.83%。电池环节将加速出清，落后的电池产能将遭淘汰。

碳中和背景下装机需求旺盛，电站端让出利润值

光伏产业链价格波动的传导最终将落在电站端，2020 年在全行业降本增效的共同努力下，电站端平价上网已全面实现。2021 年在全球碳中和背景下，下游电站需求持续旺盛，控制电站装机量的主要指标将是电站投资收益率，而组件供应价格则成为了影电站企业决策的关节指标。

国内电站企业纷纷下调投资回报率门槛，重点保障装机增长。在“碳中和”、“碳达 峰”目标和国家能源战略转型的政策指引下，各大央企纷纷制定出了企业碳达峰计划, 国 网、南网先后发布碳达峰、碳中和行动方案，国网提出 2030 年经营区域内新能源装机达到 10 亿千瓦以上（截止 2020 年底为 4.5 亿千瓦），南网提出 2030 年新能源装机达到 2.5 亿千瓦（截止 2020 年底为 0.5 亿千瓦），这意味着国网+南网未来十年年均新增装机 将达到 75GW 以上。国家能源集团、国家电投、中国华能、中国华电、大唐集团、三峡集团等央企十四五期间光伏保守装机量已经超过 170GW。因此，未来在光伏项目投资决策上，电站企业除了考虑项目投资收益率指标以外 还需考虑并网指标以及业绩指标的压力，光伏电站的投资决策并非单一依靠投资回报率 指标，而是需要考虑经济性和政策性的综合作用。目前多家大型央企均下调了光伏项目 全投资回报率门槛指标，全投资 IRR 从之前的 8%调整至最低 6.5%甚至 6%。

我们通过电站端 IRR 来反向计算硅料价格上涨空间，以山东某 200MW 光伏项目为例进行光伏电站投资收益率测算,如果电站企业可接受最低全投资 IRR 在 6.58%，则 对应系统投资价格约 3.73 元/W,目前电站系统 BOS 成本约为 2 元/W，对应组件价格约 1.73 元/W。按照 2020 年 3 月光伏产业价值链分配情况进行测算，对应硅料价格为 130 元/kg。因此电站端投资回报率门槛的下调，将为硅料环节腾出价格上涨的空间。预计下半年光伏装机量或创新高，全年光伏需求保持高景气度不变。

文章来源： 首创证券

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