国内光伏终端简介
光伏下游主要分为集中式电站/地面电站和分布式电站，集中式电站是将光伏列阵生产的直流电能，经逆变器转变为交流电、升压后并入电网的光伏电站；分布式光伏电站是指安装在厂房、办公楼、居民住房等建筑物顶上或周边空地上的中小容量光伏电站，电站在用户侧并网，自发自用、余量上网。
地面电站市场是组件价格敏感市场，价格竞争激烈。与地面电站不同，分布式光伏的业主是居民和工商电力用户，适用电价是用电电价，高于地面电站的发电上网电价，因此分布式光伏项目通常较地面电站具有更好的经济性，项目业主对成本敏感度低，因此在组件价格较高是受影响较小。
虽然近几年由于组件价格问题，分布式电站装机增速更高，但累计装机以及后续爆发力来看我国仍以地面电站为主。
国内终端需求和影响因素
1、国家的大基地政策——大基地不断推进
风光大基地政策加持不断，此前，国家发改委环资司发布《能源绿色低碳转型行动成效明显——“碳达峰十大行动”进展（一）》，制定实施以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案，规划总规模约 450GW；截至2023年4月底，第一批风光大基地约97.05GW（光伏53GW),基地项目已全面开工，计划在23年之前全部建成并网投产；第二批风光伏大基地清单约42GW（光伏25GW），涉及内蒙古、宁夏、新疆、青海、甘肃等省区，预计2024年建成；第三批风光大基地项目陆续下发，目前已有6个省份下发第三批风光大基地项目清单，总计47.83GW（光伏25GW)，预计2025年建成并网。
各省新能源基地建设亦如火如荼：根据光伏們数据，全国22省已明确规划的新能源基地规模约495GW。其中，新疆、甘肃、青海、内蒙古、山西、山东、黑龙江、陕西等地新能源基地规划规模均超30GW，山东、内蒙古更是超过 50GW，考虑光伏并网，涉及各省的保障性约60GW原则上需要在2023年之前并网。
2、影响地面电站的需求因素：IRR向好
2022年五大四小招标受硅料价格影响较大。硅料价格到高位附近时，五大四小集团成本压力较大，招标数量骤降，12月份硅料价格下降推动招标需求启动，并且2023年2-3月这一趋势进一步延续，目前硅料降至历史新低位，国内大量集中式项目都已逐步满足IRR要求，五大四小集团的招标量23Q2度开始明显增长。
目前下游发电集团，组件成本端不追求“年内低点”，当前收益率较为满意，因此力保年内并网规模和施工进度。
3、影响地面电站的负面因素：新能源性质引消纳问题
由于风电、光伏发电存在波动性，其发电占比越高，电网消纳问题也会越严重；23年风光新增装机量预计接近22年的一倍，存量消纳压力较大。
新能源发电的电源侧和负荷侧存在时间错配的问题：1）风光发电存在日内尺度上的电力供需错配，风电出力主要集中在傍晚及夜间，约18点-6点；光伏出力主要集中在中午，约10点-15点。但用电负荷高峰集中在8点-10 点和18点-22点；2）风光发电存在季度尺度上的电量供需错配，由于居民和三产在夏季制冷和冬季供暖需求较高、二产在年底由于赶工而存在用电旺季，导致用电侧存在明显的季节性特征，而风电在用电高峰夏季出力相对较弱，光伏发电在冬季出力有所不足。因此，新能源发电源荷时间错配存在于日内错配和季节错配两个维度。
新能源装机容量在地理上分布不均匀，与用电负荷侧存在空间错配的问题。我国的能源资源分布与能源负荷中心呈逆向分布关系，风光资源富集在西部和北部地区，而能源消费负荷集中在东中部地区。
消纳问题对下游发电集团造成的影响：1）上网电量下降，导致收益下降；2）弃光率超标；
消纳的三大解决方案：1、负荷端即用电量的增长（社会用电量10%增速）；2、跨省跨区输电网络建设（特高压),主要对应空间错配问题。 3、灵活性资源的配置，主要对应时间错配问题，包括新型储能、升压配储和火电灵活性改造。
4、影响地面电站的负面因素：消纳指标弃光率
在“十三五”初，新能源装机容量快速增长曾一度导致弃风、弃光率上升至较高水平30%以上，发改委于2018年提出“2020 年，光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%”，目前弃光率红线是10%。
2022年部分新能源大基地所在地区消纳率较低，但22年蒙西风电消纳率92.9%，相较于2021年上升1.8pct；蒙东风电消纳率90.0%，相较于2021年下降7.6pct；甘肃风电消纳率93.8%，相较于2021年下降2.1pct；青海风电消纳率92.7%，相较于2022年上升3.4pct。
弃光率的超预期可能：目前弃光率布局上看仍是东强西弱，因此目前电网在提交灵活性方案，例如东部弃光率按5%，中部10%，西部15%，将大幅提升西部的可装机容量。
产业链排产及供需
1、硅料
近期多晶硅致密料成交均价7.8万元/吨，周环比下降22.0%，年初至今跌幅达67.5%，基本跌至成本线附近，部分企业已经亏损停产，新一轮降价或将触底。
目前硅料产量月度不断提升，根据硅料产能规划及当前投产进度，随着2023年下半年硅料生产企业新产能项目进一步投产，23年硅料产能将有明显增长；对应硅料供应也有望逐月宽松。
2、硅片
近期硅片成交均价3.05万元/吨，周环比下降15.3%，年初至今跌幅达38.4%。
硅片整体产能较充沛，从产量上看今年以来硅片产量逐月上升，短期产量超需求。由于硅片产能较多，因此提产不存在瓶颈。
目前，成本压力下预计开工率将加速下滑，随着开工率下降、需求环比提升，硅片价格有望止跌，供需关系有望扭转。
3、电池片
近期电池片成交均价0.78元/W，周环比下降8.2%，年初至今跌幅达17.9%。
硅片整体产能预计将是主材环节产能相对紧缺的环节，主要逻辑还是尺寸和技术迭代最快，导致主流产能出现短暂性紧缺。
差异化产能下盈利有望保持：前期PERC电池盈利受硅片压制较为明显，近期硅片降价后电池价格整体维稳，单瓦盈利有所修复。市场目前对TOPCon电池性价比已有充分认知，春节后行业TOPCon需求快速放量，而短期TOPCon产能增量有限，电池溢价持续提升。
4、组件
近期组件成交均价1.48元/W，周环比下降2.2%，年初至今跌幅达17.1%。
组件环节靠近终端，组件价格受需求影响相对较大，因此在下游IRR相对合理的情况下，组件价格和盈利有望和上游硅料等脱钩。今年以来组件排产不断上升，在硅料价格下降刺激终端需求下有望不断增长。
数据来源：wind
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