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光伏项目上网电价超市场预期！
6月11日，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（下称“《通知》”）称，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（下称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。
《通知》明确，2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好地体现光伏发电、风电的绿色电力价值。
国家发改委有关负责人解读称，截至2020年底，中国风电、光伏发电装机达到约5.3亿千瓦，是10年前的18倍。随着产业技术进步、效率提升，近年来新建光伏发电、风电项目成本不断下降，当前已经具备平价上网条件，行业对平价上网也形成高度共识。在此背景下，国家发改委出台2021年新能源上网电价政策，明确2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。
该负责人指出，为支持产业加快发展，明确2021年新建项目不再通过竞争性方式形成具体上网电价，直接执行当地燃煤发电基准价，这释放出清晰强烈的价格信号，有利于调动各方面投资积极性，推动风电、光伏发电产业加快发展，促进以新能源为主体的新型电力系统建设，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。
数据显示，光伏发电成本由过去的超过1元/千瓦时大幅下降至0.15-0.35元/千瓦时，已和传统火电相当。业内人士表示，随着技术升级，光伏发电成本还会进一步下降，有望成为最便宜的能源。而平价上网将会带来行业需求的爆发，同时不再依赖国家补贴，成为一个可持续发展的行业，这将会带来行业深远的影响，过去那个周期性极强的行业将会更多显现出成长性。从需求端来看，中国光伏市场潜力无限，还有超过10倍的增长空间。在平价上网、碳中和的大背景下，预计到2050年，光伏将成为中国的第一大电力来源，即占比约39%。
东吴证券发布的研报称，《通知》指出，2021年新核准备案光伏项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，超市场预期。对比看2021年4月份风光建设征求意见稿提出指导电价约较标杆电价降低3厘，2021年初非正式征求意见稿中提出在标杆燃煤电价基础上竞价。将国内整个光伏制造+电站看成整体，电价好于预期，同时光伏成本2022年看相较2021年仍有较大降幅，整个产业链毛利有较大回升，一方面刺激电站装机热情；另一方面有利于制造端各环节利润修复，对国内光伏构成长期利好。
东吴证券预计，2021年国内光伏装机需求预计在50GW左右，海外100-120GW左右，全球合计将达到150-170GW。2022年看，存量项目递延+高电价刺激新建项目高涨，国内需求或超市场预期，全球装机预计在210-220GW，同比增长约35%，同时产业链利润预计同比2021年有所改善，量利双升。
平安证券也预计，尽管平价项目的需求可能受到组件价格上涨的影响，考虑户用规模的大幅增长以及运营商在碳中和背景下对于装机规模的诉求，预计国内全年新增装机仍有望达到55GW左右的水平。海外欧美日等发达国家市场对组件价格敏感度相对较低，巴西和印度市场2021年呈现复苏态势，维持海外需求100GW以及全球需求155GW左右的判断。
硅料告急
近年来，随着国家发改委和国家能源局积极出台一系列配套政策促进光伏行业持续降本提效，光伏组件价格总体趋于持续下降趋势。根据Wind资讯数据，晶硅光伏组件周平均价格从2011年7月初的1.24美元/瓦下降至2021年5月底的0.21美元/瓦，降幅高达83%。
彭博新能源财经（BNEF）表示,在全球大约三分之二的地区，风电和光电已经成为最低价的新建电源。按照目前光伏产业的技术降本路线，截至2030年全球绝大多数国家和地区有望实现光伏平价上网，而根据国际能源署（IEA）等机构的预测，到2050年可再生能源发电将占到全球用电量的50%。
然而，光伏组件成本持续下降这一进程被硅料价格的急剧上涨打断了。在整个光伏产业链中，硅料存在技术门槛高、投资金额大、投产周期长、产能弹性小、生产管控难度大的特点。基于硅料的投资难度以及过去投资失败的经历，近年来硅料新进及扩产的企业较少，因此，相对光伏行业下游大幅增长的需求来说，硅料的产能增幅非常有限，出现了“拥硅为王”的情况。
行业数据显示，2021年全球多晶硅总产能约57万吨，而下游硅片整体产能跃升至300GW，对应多晶硅需求78万吨。供需不平衡之下，硅料价格就被需求方逐步推高。截至6月14日，多晶硅最新价格达到12.93万元/吨，最近15天上涨11.82%，20天上涨21.25%，30天上涨26.80%，60天上涨46.97%。而在2021年1-5月，硅料累计涨幅高达149%！
随着硅料价格的上涨，硅片环节由于与硅料环节直接相邻，且有硅料采购长单等因素的影响，对价格压力的传导相对主动，2021年1-5月，硅片累计涨幅56%。然而，电池片环节由于供需格局相对不佳，对价格压力的传导相对被动，涨幅远低于硅料及硅片。
对于硅料价格大幅上涨的原因，中银证券认为，相比于2019年硅料产能的集中投放，2020-2021年行业新产能释放较少，加之2020年部分二线与海外企业关停产线，2021年硅料环节供给格局整体偏紧。进入2021年后，在硅片环节产能逐步释放、进口硅料主动提价、且硅料供应增量不及需求增量的预期等因素支撑下，硅料价格开始了新一轮上涨。
下游受伤
上游原材料短缺导致的价格上涨，必然会引起全行业各环节的利润分配变化，首创证券认为，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。
首创证券对光伏产业链各环节的毛利率进行了分析，并绘制出平滑的毛利率曲线，曲线呈现出两端高中间低的光伏产业价值链微笑曲线，通过微笑曲线可以认识到光伏行业当前的竞争形态。
首先，上游端硅料、硅片端产业集中度高，国内竞争程度小，毛利率高。硅料环节，排名前五的企业产量约为37万吨，约占全国总产量的85%，硅片环节，排名前五的企业产量为97.96GW，约占全国总产量的72.8%，市场趋向寡头垄断型。
其次，中游电池和组件环节市场集中度低，附加价值低，毛利率低。电池环节，排名前五的企业产量约为41.2GW，约占全国总产量的37.9%。组件环节，排名前五的企业产量约为42.2GW，约占全国总产量的42.8%，市场偏向于竞争形态。
而下游电站端不属于制造业环节，主要以大型央企、国企的投资运营为主，对企业的资源获取能力要求较高，市场集中度较高，毛利率高，增值能力稳定，通常受国家政策和电力消纳问题影响较大。
首创证券表示，从行业集中度和微笑曲线来看，硅片环节具备较强的议价能力，硅料涨价对硅片环节影响较小。而电池和组件环节作为光伏微笑曲线的最低点，将会受到上游涨价和下游压价的双重压力，成为受原材料涨价影响最严重的环节。
2020年7月以后，停产检修及洪水影响等多种因素叠加导致国内硅料供给紧张。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。
首创证券对2020年8月硅料价格上涨进行复盘显示，硅料价格在一月之内从78元/kg上涨至94元/kg，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2.72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。其中，电池的毛利率从7月底的23.58%下降到9月初的18.55%，下跌幅度5.03%。
组件环节由于技术门槛低，设备投资成本低，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年下半年，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。
首创证券表示，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。
2021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。
其中，硅片环节由于行业集中度高，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。而电池和组件端则腹背受敌，价格趋势仍然向下。首创证券表示，在组件端已无降价空间的背景下，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端环节进行博弈，压缩电池环节利润空间，受硅片端价格上涨的影响，电池端涨价意愿较强，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下传导，电池环节利润被大幅压缩，毛利率从2021年年初的19.53%压缩到了3月的5.83%。
曙光乍现
在硅料价格飙升的背景下，6月9日，光伏行业热点难点问题座谈会在北京召开。
光伏产业链上下游近20家企业的领导、专家，就原材料、物流、汇率等成本上涨影响及原因进行了分析，对企业生产运营现状及2021年下半年业务发展规划，包括订单情况、产能利用率情况及新建、拟建扩产项目情况等进行了介绍，对价格波动对电站项目投资收益影响、电站项目建设情况及建设进行计划等问题进行了深入交流，积极为行业发展提供政策意见及建议。
参会代表普遍认为，光伏行业作为一个整体，上下游企业应加强沟通与协作，多换位思考，共同推动全产业链协同发展。企业应立足长远，有所担当，为“碳达峰、碳中和”目标的实现贡献力量。
国金证券认为，参考2020年四季度光伏玻璃价格暴涨期间协会组织的类似会议，本次会议的召开及参与人员均符合预期，但根据其与部分参会人员的交流情况看，至少在会议现场，主管部门参会人员并未就“热点难点”的潜在解决方案发表明确观点。国金证券认为，通过行政手段直接干预光伏产品价格的可能性极低，近期硅料价格确实基本见顶，但市场力量或仍是主导因素，会议本身更多起到催化剂的作用。
6月10日，在组织召开光伏行业热点难点问题座谈会仅仅一天后，中国光伏行业协会又发布了《关于促进光伏行业健康可持续发展的呼吁》（下称“《呼吁》”）。《呼吁》称，近三个月以来，多晶硅价格大幅上涨，目前已达到2020年年底的2.5倍以上，在光伏发电平价上网和投资收益率“刚性”约束的背景下，对整个光伏产业产生了较大负面影响。目前，一些光伏企业已大幅降低开工率，减产甚至停产，部分订单开始出现违约、毁约现象，产业发展面临较大的诚信风险，损害了行业信誉，对中国光伏产业健康有序发展造成不利影响。
为降低硅料价格大幅上涨对产业发展带来的不良影响，协会呼吁建议全体会员和光伏企业守法合规、理性经营，尊重契约精神，自觉抵制对多晶硅、硅片产品的过度囤货、哄抬物价行为，以及非自身生产经营需求的投机行为。自觉抵制电池组件环节低价倾销等恶意竞争的不当行为，让硅料价格尽快回到正常区间，共同推动行业健康可持续发展。同时，建议有关部门进一步明确政策，关注多晶硅等光伏原材料价格过快上涨问题，及时引导。
此前，有光伏产业链企业认为，当前行业供需错配仅是表象，是由于部分企业刻意营造多晶硅、硅片短缺，囤积居奇、哄抬物价所致。而针对上述舆论，相关硅料龙头对此表示：“公司不存在哄抬价格、囤积居奇的情形。无论哪个行业，产品价格是供求关系的表现，是产业布局结构是否合理的问题。我们倡导产业链各环节，回归理性，把握投资节奏，合理布局产能，以利于产业和企业的稳定发展。”
中泰证券也表示，市场此前担心涨价影响需求，但这个担忧有点误解逻辑顺序，这一轮涨价不是供给扰动导致的，而是紧缺环节供给不变的情况下，需求增加导致的。2021年光伏潜在需求很高，供应链本就满足不了需求，只能通过涨价以及产业链利润分配来压低潜在需求，使其与供应能力匹配，产业链无论是单位盈利还是总利润都处于扩张阶段。
市场担忧短期产业链开工率问题，但据中泰证券了解，光伏中上游开工率基本是饱和，下游短期是运营商和组件企业存在价格博弈，导致短期小幅压缩开工率，类似于2020年三季度，是一个极短期的行为，4月组件出口同增38.1%、国内装机同增53.5%打消了短期需求担忧，而光伏行业热点难点问题座谈会召开、2021年新能源上网电价政策出台(2021年新能源发电消纳权重、风光管理办法、风光电价政策已全部出台)，都预示上下游价格博弈近期或将结束。
华福证券研报提供的数据显示，本周（6月7日-6月11日）硅料价格上涨幅度已有所放缓，从此前的每周5%的涨幅变为2%，市场或预期硅料价格有望见顶，压制光伏行业整体发展的因素或将逐步解除。从市场看，硅料价格的暴涨，对下游组件端的影响最大，当前开工率只有约50%，硅料价格见顶的预期将极大的增加组件端企业的业绩弹性和股价弹性，理论上股价的走势先于硅料价格的变动，即硅料价格缓慢下滑的过程中，组件企业的股价将迎来修复。
东吴证券认为，短期硅料价格见顶的态势已经比较明显，后续产业链价格和需求释放节奏可能主要有三种路径：一是硅料、硅片价格缓跌，且在年底硅料新产能开始释放之前跌幅较小（10%-15%），产业链三季度仍然偏僵持状态但需求陆续释放并在四季度加速；二是硅料、硅片短期内快速下跌至150-170元/Kg区间并企稳，组件在1.7-1.8元/W的下游可接受价格区间、组件厂可接受的合理利润空间下，放量生产、交货、安装；三是由于三季度国内外需求刚性相对较弱，在硅料、硅片价格形成下跌趋势后，因下游买涨不买跌的情绪导致短期价格超跌，后续随需求释放再次反弹。无论何种情景，2021年全年150-160GW的需求兑现仍是大概率事件。对于2022年需求，持较为乐观的态度看200GW以上。
从产业链供需和价格情况来看，2021开年至今上游硅料、硅片不断涨价，下游电池、组件成本压力较大，不能完全传导给下游。3月组件厂减产随着组件价格博弈阶段性结束以及光伏玻璃降价得到顺利解决，而进入6月组件企业排产环比再度出现下滑，再次引发市场对于全年光伏装机需求的担忧。
对此，安信证券认为，对于价格上涨问题：上游材料的涨价主要是因为市场处于高景气度阶段，需求量过于旺盛，使得原本处于常规效率的供给逐渐不能匹配需求，迫使供应链涨价来压低潜在需求，反向促使需求和供应相匹配。
对于组件排产问题：由于一季度历来为光伏行业的传统淡季，再加上相关政策对行业加以规范的影响，致使产业链在一季度处于低开工率的状态。硅料在近几年的产能供应不足，导致即便行业景气度提升，组件需求高增，但是硅料不足也无法支撑组件的需求增长。由于行业的景气度提升，2020年光伏产业链快速扩张大幅提升产能，在市场需求还未相匹配的情况下导致开工率仍然较低。考虑到当前组件价格已经上涨至1.8元/W附近，提涨空间已然有限，主辅材其他环节除硅片外利润压缩空间也不大，因此本轮博弈可能必须要着手解决硅料的价格问题。
近期可以看到两个积极信号，其一是虽然硅业分会口径的硅料成交价仍有小幅上涨，但涨幅收窄；其二是6月9日光伏行业热点难点问题座谈会在北京召开，工信部和能源局对产业现状表现出了较大关注，短期困扰行业的阶段性博弈有望再次迎来曙光。2021年光伏行业潜在需求很旺盛，只要产业链价格进入良性区间，需求拐点可期。
平价时代
2006年正式实施的《可再生能源法》明确了“按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定上网电价”、适时调整上网电价水平、招标定价等可再生能源定价原则。
其后，国家价格主管部门对风电和光伏发电陆续制定了分资源区陆上风电、分资源区光伏电站、分布式光伏、海上风电的标杆电价或固定度电补贴政策，并根据风光成本下降情况实施电价补贴退坡机制。稳定的电价机制、定期调整的电价水平对风光市场规模扩大和发展起到了至关重要的作用，有效促进了技术进步、产业升级、成本下降，使陆上风电、光伏发电具备去补贴的能力和条件。
6月11日，国家发改委出台《通知》，明确了各类型项目的上网电价、补贴等内容，取消了此前设定的普遍低于各地燃煤标杆电价的新能源“指导电价”，并明确了2021年新核准项目可直接实施平价上网；同时，在官方答记者问中提到“确保2021年户用装机达到15GW以上”。
安信证券表示，这次的政策发布大致释放了以下几个信号：一是明确2021年新建项目不再通过竞争性方式形成具体上网电价，直接执行燃煤发电基准价；2021年新建项目递延并网的，仍可执行燃煤基准价。这一定程度上放缓了从平价到竞价的过渡，有利于保护企业项目收益，提高市场的活跃性和积极性。
中国宏观经济研究院能源研究所表示，根据2021年上半年风光投资水平，按照25年合理利用小时数内的电量以燃煤发电基准价上网测算，全国各地区的资本金收益率有一定的差别，但总体上平均收益率风电在9%左右，光伏发电在8%左右。这可视作投资项目的基本收益，风光项目还可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，交易用户为绿电属性付费，体现绿电价值。
二是国家发改委相关负责人在答记者问时指出，2021年新建户用项目的国家财政补贴额度为5亿元，并将进一步细化政策以确保全年新建户用项目并网规模达15GW以上；6月11日，国家发改委同时向国家能源局发函，再次明确了户用补贴为3分钱/度、首批光热项目执行1.15元/度电价。此次提出的15GW以上户用规模，应当是在综合考虑年内装机进度、供应链价格、逆变器等环节的配套供应情况所作出的审慎目标。到目前为止，2021年风光开发建设、可再生能源电力消纳责任权重、上网电价政策已全部落地，彼此之间互为补充，进一步引导行业良性发展。
东吴证券认为，国家发改委本次电价政策的调整，实际上是通过放宽电价限制、给予地方更大的政策自主权，来体现对新能源发电行业的呵护和对“3060目标”的支持态度。2019年、2020年两批平价示范项目在2021年底并网的刚性动力主要来自包括全额消纳在内的多条政策优惠，此批项目不存在“享有同等条件下延期”的可能性，对于以央企/国企为主的此批项目业主而言，只要下半年组件价格在可接受范围内（比如1.8元/W以下），那么在“2021年并网=虽略低但高度确定的收益率”和“延期并网=可能略高但高度不确定的收益率”之间，选择年内并网仍是理性且大概率的结果。
因此，东吴证券认为本次国家发改委电价政策对年内装机的影响甚微。对于未来装机的影响，本次政策实际上是提升了未来新核准项目的收益率上限（或许是为了弥补2021年各类业主在收益率方面做出的让步），但实际预期收益率的形成，很大程度上还是要看各地方政策所确定的指标配置方式和市场化交易要求（比如近日出台的吉林省风光项目指标分配规则中，虽未将电价列为竞争性配置条件，但要求业主承诺全额发电量参与市场化交易）。
行业未来
平安证券表示，当前形势下，硅料环节约束了终端需求，同时也约束了其他主要环节的盈利水平。随着未来硅料新建产能的投运，组件的供给能力提升，同时硅料产能释放有望带来硅料及组件价格的下降，降低光伏项目度电成本并刺激终端需求。因此，硅料新增产能开始批量释放有望成为下半年光伏板块投资的关键节点。
对于硅料，平安证券判断供需将逐渐由紧转松，颗粒硅的份额有望提升。
海外方面，瓦克多晶硅业务资本开支仍处于收缩状态，OCI马来西亚工厂截至2020年底的多晶硅产能约3万吨，计划到2022年下半年通过技改提升至3.5万吨；受产能限制，硅料月度进口量保持平稳。尽管国内头部硅料企业均推出了多晶硅扩产计划，考虑多晶硅项目较长的建设周期，这些新建项目并不能在2021年内贡献明显的产量，通威乐山二期、保山一期合计10万吨的新建项目计划投产时间为2021年底。随着下半年光伏需求旺季的来临，硅料供应偏紧的形势将延续。
随着2021年底到2022年新的硅料产能大规模投产，预计到2022年底国内硅料产能有望达到90万吨，硅料供需形势有望从供需偏紧逐步转向宽松，同时伴随着硅料价格的下行。目前新疆大全和亚洲硅业仍处于IPO申报阶段，新特能源也计划回A股，随着后续融资能力的提升，估计硅料环节将迎来较长时间的供需宽松。
而从竞争格局看，颗粒硅逐步获得下游客户的认可，随着协鑫产能的扩张，颗粒硅的市场份额有望提升。
中银证券也认为，硅料供给紧张或于2022年缓解。2020年与2021年上半年多晶硅料行业新产能释放较少，加之部分二线与海外企业关停产线，加剧了2021年硅料环节的供给紧张。根据现有公开信息，改良西门子法方面，头部企业预计于2021年下半年至2022年投放约16万-29万吨新产能，预计2022年新增有效产出约15万-20万吨，2022年全年预期产出预计可满足约240GW组件需求，硅料供给的紧张局面或有所缓解；如保利协鑫颗粒硅产能投放顺利，预计2022年可增加约6万吨硅料供给，对应组件需求超过20GW，则供需格局将更为宽松。
对于硅片环节，平安证券的总体判断是产能持续扩张，供需逐步宽松。
从需求端看，2020年单晶渗透率超过90%，后续提升空间有限，单晶渗透率快速提升的红利逐步褪去，硅片行业主要竞争态势由过去几年的“单晶VS多晶”逐步转变为“一线单晶VS二三线单晶”，未来单晶硅片的需求增速主要取决于终端新增光伏装机的增速。
从供给端看，单晶硅片企业产能仍在加速扩张，预计到2021年底，国内单晶硅片产能将超过350GW，后续还将进一步扩张。从竞争格局看，参考2020年财务数据，头部企业与硅片新势力的盈利水平差距逐步收窄。
综合考虑需求和供给端的发展趋势，估计未来单晶硅片的供需将逐步趋于宽松，硅片环节盈利水平承压。平安证券同时认为，主流组件企业新品基本采用182或210硅片，预计大尺寸硅片加快渗透，带动设备、热场等方面的需求升级。
对于电池片环节，平安证券认为，供需宽松的局面将延续，N型技术值得重点关注。
2019年以来，单晶PERC电池供需趋于宽松，盈利水平下行；展望未来，电池片产能扩张延续较快的步伐。截至2020年底，通威电池片产能约27.5GW，到2021年底，公司电池片产能将超过55GW；截至2020年底爱旭股份电池片产能约22GW，到2021年底实现36GW单晶PREC电池产能。垂直一体化企业也在加速扩产。预计电池片环节的供需将持续保持宽松。
在PERC电池效率提升空间有限、同质化问题较为严重、供需趋于宽松的背景下，产业界着力探索下一代转化效率更高得电池技术的产业化，异质结（HJT）和TOPCon电池成为两大主要N型技术方向。2021光伏SNEC会展上，隆基股份等头部企业纷纷展出N型系列组件产品，预示着光伏行业N型时代的开启，并有望对光伏产业链诸多环节形成重大影响。
对于组件环节，平安证券认为集中度加快提升是大势所趋。组件的头部企业往往具有更完善的垂直一体化产能，因而在生产成本方面具有一定的优势，且产品如期交付的保障性更好；另外，头部企业具有一定的品牌和渠道优势，有利于更好地拓展海外市场。2020年，组件环节头部企业出货量快速增长，隆基等全球前五大组件企业合计出货量同比增长接近80%，远超终端需求的增速，行业集中度进一步提升，CR5由2019年的45%提升至55%。展望2021年，头部组件企业均制定了雄心勃勃的组件出货计划，CR5有望进一步提升至80%。
另外，中银证券认为，组件盈利能力有望触底回升。光伏终端供需僵局有望打破，组件价格有望得到部分传导，同时玻璃、胶膜、硅料等关键原辅材料的供需格局预计将先后由紧转松，组件材料成本压力有望释放，盈利能力有望触底回升并进入向上通道，部分企业亦有望兑现签单与执行时点之间的期货利润。
中银证券还认为，组件的渠道与品牌蕴含长期价值。
组件环节直接面向光伏终端电站业主或电站系统集成商、安装商，在分布式电站方面亦有经销模式存在，相对于硅料、硅片、电池片等环节B2B的模式，组件环节的商业模式在一定程度上具备To C属性。
作为光伏电站建设的直接上游，光伏组件企业进行销售渠道的全球化、当地化布局是贴近终端市场、保持对市场需求变化的敏感性的必然选择，从长期来看也是提升客户黏性、稳定海外市场销售规模与业绩、充分保有未来深入拓展能源相关业务的可能性，进而获取并稳固竞争优势的必要条件。
与硅料、硅片、电池片环节有所不同，光伏行业历次格局的重大变化虽然剧烈，亦不乏龙头企业陷入困境甚至破产，但并未使得如尚德、英利等部分历史较久的组件品牌消亡。此外，如晶科能源、晶澳科技、天合光能、阿特斯等过往或现在仍在海外资本市场上市的老牌光伏组件企业，在过往年份中虽受限于海外资本市场融资渠道相对不通畅等因素（市盈率、市净率等估值指标相对于A股可比公司折价明显，甚至市净率常年小于1），但在全球组件出货份额上持续位居前列，近年来仅有隆基股份成为稳定留在全球第一梯队的新进入者，在一定程度上显示出在具备To C属性的海外光伏终端市场中组件品牌的长期价值。
中银证券认为，可融资性是品牌价值的主要表现形式。长期在可融资性方面具备优势的组件企业有望在既有业绩的基础上触及更为广阔的市场，进一步扩大组件市场份额，形成“品牌-业绩-品牌”的正反馈，最终形成企业中长期的竞争壁垒，构建一线组件企业市场集中度逐步提升的竞争格局。
此外，对于光伏产业链其他环节，如光伏玻璃及光伏胶膜环节，中银证券认为随着新产能开始释放，供需格局有望逆转。2020年光伏玻璃供需格局紧张，在高价、高盈利能力的背景下，各家光伏玻璃企业均释放出产能扩张计划，近期龙头企业新产能已开始释放。据卓创资讯统计，2021-2022年，中国规划新增光伏玻璃产能460万吨左右，到2022年底，中国光伏玻璃产能将达到1200万吨左右，可满足约240-250GW光伏组件的需求，近期光伏玻璃价格的快速下降已开始体现格局变化的影响。光伏胶膜产能扩张总额则超过11亿平米，对应组件供给超过110GW，产品价格亦有望逐渐脱离高位。
相比光伏行业主产业链的硅料、硅片、电池片等环节，中银证券认为，逆变器行业偏向轻资产，原材料成本在营业成本中的占比超过90%。单纯逆变器业务的企业固定资产周转率显著高于主产业链企业，逆变器产能弹性、通用性较强，周期性相对较弱，企业在面对技术、产品迭代时固定资产减值、淘汰的风险相对较小，有利于行业竞争格局的中长期稳定。同时，部分光伏逆变器企业还于近期上调了产品价格，基本可以转移元器件的成本上涨压力。
而且，光伏逆变器企业还具备进入储能领域的天然优势。光伏、风电出力具有间歇性与不可控性，与每时每刻的光照条件、风力条件密切相关，因此大规模地应用光伏、风电作为发电来源，需要按照电力系统安全稳定的要求配置储能设施，以平滑光伏、风电的发电出力曲线。储能电站同样需要与光伏电站逆变器类似的电能转换装置，储能逆变器与光伏逆变器在技术原理、生产制造、下游客户等方面基本一致，储能业务渠道与光伏逆变器业务渠道共享，因此光伏逆变器企业具备进入储能领域的天然优势，也有进入储能领域其他业务的可能性，在市场空间的中长期成长性上优于光伏主产业链环节。
因此，中银证券表示，光伏终端供需僵局有望因电站建设成本放松、终端需求相对刚性等因素被打破，组件价格有望得到部分传导。整体而言，产业链价格上涨对需求节奏的影响大于对需求总量的影响，对终端需求无需过度悲观。预计2021-2022年全球光伏装机分别约160GW、190GW，对应组件需求有望分别达到180GW、219GW。
从光伏产业链各环节看，组件环节各原辅材料的供需格局预计将先后由紧转松，组件成本压力有望释放，盈利能力有望触底回升并进入向上通道；长期来看，出于品牌、渠道等方面的优势，一线组件企业市场份额有望进一步提升。逆变器环节国产替代推进，龙头企业份额持续提升，且有望在上游元器件紧缺的情况下保障盈利能力与盈利体量，同时中长期受益于储能需求放量。
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