摘要：

电价显著提升，看好欧洲2022年光伏装机同增60-80%至40-45GW，成为全球需求最大亮点之一。我们认为平价之后海外光伏电价继续下降压力减小，叠加作为定价锚的传统能源价格上升，组件需求对于价格的弹性显著放大。天然气是欧洲电力定价之锚，过去一年，欧洲天然气价格上涨近500%，推动欧洲各国批发电价现货上涨200~300%不等，并向光伏企业购电协议电价传导上涨+16~+61%、光伏政府招标电价跌幅收窄至-4%~+29%、用户零售电价上涨-6%~+99%。我们测算项目电价每上涨1%，全投资回报率上升~1ppt，若考虑全投资回报率不变，电站开发商可以接受组件成本提高4%或1美分/瓦。基于屋顶光伏几周审批+1周建设期、地面光伏9-24个月审批+6个月建设期，我们看好欧洲屋顶光伏、地面光伏项目2022-23年陆续迎来量价共振。

能源安全诉求下，看好欧盟各国光伏目标上修+支持性政策加码。欧盟成员国光伏中长期目标基本出台于2019年，欧盟已于2020、2021年分别出台Fit For 55、Repower EU，2030年基准光伏装机目标从383GW上调至420GW。我们观察到欧盟德国、葡萄牙等国开始上修长期目标，更多国家开始加码光伏支持性政策，解决欧盟光伏发展中政府招标容量不足、地面项目土地/电网审批流程过长、分布式项目税费过高等发展障碍。欧洲光伏行业协会SPE提出了2030年1TW的光伏累计装机目标，我们假设若按地面电站与分布式光伏分别贡献约1/3和2/3的新增装机，预计若要是实现这一目标，需要地面光伏年均装机量需提高280%，分布式光伏渗透率到2030年需要达到42%，较当前的7%年化提升4个百分点。

风险：

1）原材料供给释放不及预期；2）国际贸易风险；3）欧洲光伏需求不及预期；4）欧洲电价超预期下滑。

正文：

电价提升显著，看好今明年欧洲成为全球光伏需求亮点

一、集中式：政府招标电价平稳+企业PPA电价上调+批发电价提高，共同推动地面光伏回报率和需求上行

1、天然气在欧洲电力系统中起支柱地位，天然气涨价带动欧洲批发电价上涨

与国内不同，天然气在欧洲电力系统中起到支柱地位，决定了欧洲大多数国家的批发电价。2012~2020年，天然气占到欧洲全部发电量的17~18%（对比中国，这一比例仅3%）。2020年末以来，欧盟碳交易启动第四阶段（年减排量目标由2008~12年平均排放量的1.74%收紧至2.2%）叠加碳边境税出台预期（2021年3月欧洲议会首次投票通过支持设立“碳边界调整机制”），带动2021年碳配额价格年内连续上涨146%，加速了电力机组的煤转气（coal-to-gas switch）进程，2021年天然气占到欧洲全部发电量的比重进一步提升至19%，在各国占到7%（法国）~31%（英国）不等。因此，去年以来天然气价格的持续上涨对欧洲电价产生影响：

欧洲的批发电力市场采用“边际机组定价”方式，天然气或者煤电往往作为边际出清机组决定了市场的成交电价[1]。欧洲批发电力市场采用“边际机组定价”方式，对于给定的时间区间，基于期间内发电机组的报价（一般机组基于其边际运行成本进行报价），由低到高排序对机组进行依次调度，直至最后一单位机组满足最后一单位的需求。在欧洲，一般而言最后一单位的机组是边际成本更高的煤电或者气电，其报价决定了该时期内所有被调度的发电机组享受的电价、也即批发电力市场的交易电价。以德国为例，我们简化了德国电源结构的成本曲线，可见2H21电源度电成本（LCOE）由低到高依次为光伏、陆上风电、海上风电、煤电、气电，去年在德国发电量中的占比分别8%、16%、4%、28%、24%（由于数据可得性，我们此处用LCOE近似边际成本，边际成本与LCOE的差异主要来自利息支付），气电是德国边际成本最高的能源形式之一。

因此，2021年以来的天然气涨价显著抬高了欧洲大部分国家的批发电力市场交易电价。我们跟踪欧洲重点地区包括德国、法国、英国、西班牙等地的批发电力市场日前基荷电价，与欧洲天然气期货价格对比，可以看到强相关性，天然气价格的波动很大程度上影响甚至决定了电价的波动：截至2022年3月24日，欧洲天然气价格同比增长了498%，同期德国、法国、英国、西班牙的批发电力市场日前基荷电价同比增长了340%、344%、320%、307%。其中，值得注意的是法国虽然仅7%的电力来自天然气（81%来自核电），但由于在电力批发市场中，气电的边际成本高于核电，因此法国电价依旧与气价强相关。此外，尽管北欧三国（丹麦、芬兰、瑞典）电力结构中水电占比更高、气电占比在20%以内，但由于电网互联互通，德国电价上涨对丹麦、瑞典产生连带影响，如丹麦批发电价同期也录得了266%的上涨；仅芬兰由于接近60%的电力来自风电，煤电气电占比不到15%，同期电价上涨幅度仅32%。尽管欧洲各国的电力结构无法一概而论，但由于各国电网的联通、以及气电边际定价的电力市场交易模式，欧洲各国2021年以来批发电价都受到了天然气涨价的影响。

2、欧洲批发电价的上涨直接/间接提升了地面光伏项目的回报率和成本耐受力

我们看到欧洲各国对于光伏电站项目全投资回报率的要求大概在5.0%~7.5%之间，光伏项目回报率的核心影响因素包括上网电价、系统成本、贷款利率。去年以来，欧洲批发电价上涨带动了政府光伏招标电价的普遍企稳和在个别市场的提升（一年期变动-4%~+29%）、各国光伏市场化PPA电价的显著抬高（一年期变动0%~+54%）、以及光伏电站开发商向批发电力市场销售电力的风险偏好提升（市场电比例提高20ppt，市场电价格一般为固定电价的1~5倍）。我们基于标准光伏收益率模型测算，项目电价每上涨1%，全投资回报率上升~1ppt，若考虑全投资回报率不变，电站开发商可以接受组件成本提高4%或1美分/瓦。我们看好光伏电站收入端电价的上涨覆盖成本端原材料涨价的压力、并带动后续欧洲地面光伏电站的加速建设。

我们总结来看，欧洲光伏地面项目有三种项目模式，对应不同的项目电量、电价确定方式 ：

政府可再生能源拍卖/招标: 电价在多数市场企稳，在西班牙大幅提升。1Q21-4Q21期间，西班牙、意大利、德国、法国政府光伏招标项目的电价分别变动了+29%/+0%/-1%/-4%，2021年以来招标电价均出现了止跌的迹象。其中，西班牙地区光伏中标电价出现显著上涨但仍远低于批发电力市场电价（2021年10月伦次中标电价31.65欧元/兆瓦时，同期批发电价在200欧元/兆瓦时以上），显示出当前光伏长期电价上涨具备相当可观的安全边际。

企业长期购电协议（PPA）: 电价自3Q21以来连续调涨，印证我们此前观点[2]。2020年开始，由于光伏成本不断下降且电价不断上升，互联网企业（如亚马逊、谷歌）新能源诉求增强等，PPA电价模式在欧洲兴起，每年开发规模从过去的百兆瓦跃升至3-4吉瓦/年，我们预计这一商业模式未来将在欧洲新增地面光伏项目中占据一席之地（第三方机构预期PPA模式的项目未来有望占到总开发量的25%[3]）。LevelTenEnegy平台上统计的欧洲各国光伏PPA投标电价（取25%分位数）在1Q21-1Q22期间显著上涨[4]。丹麦、波兰、德国、英国、意大利、瑞典、荷兰、西班牙分别+61%/+43%/+26%/+25%/+23%/+21%/+16%/+12%。究其原因：1）需求端，批发电价上涨抬高了电站开发商对于PPA电价的预期（若PPA电价不够有吸引力，开发商可以选择售入批发电力市场获取更高利润），同时也使得企业对更便宜、价格更稳定的新能源电力需求提升；2）供给端，组件等原材料投资成本上涨期望通过电价传导（这一点是欧洲75%的光伏开发商认为投标价格调涨的主要驱动因素之一[5]），此外欧洲各国冗长的地面光伏项目审批流程亦使得并网节点明确的开发中后期项目的供给更为稀缺，供小于求更为明显；3）价格锚定方面，正如我们此前多次强调，传统能源涨价持续超预期，第三方机构于2022年初时曾预期2022年开始PPA价格会止涨企稳[6]，但俄乌冲突的加速增长使得传统能源价格再次上行，扭转了行业此前对PPA价格下降的预期。

批发市场交易: 电价提升带动光伏项目风险偏好改善。Solaria[7]预期2022-23年现货电价保持高于历史的水平，并计划提高向批发电力市场出售的电力比例，公司过去执行90%电价由PPA锁定、10%开放给现货电力市场交易的电力销售模式，2022年开始这个比例变为70%、30%，我们看好批发电力市场高电价加速存量光伏电站的建设意愿，和新项目开发的买卖双方意愿。

3、预期天然气、碳配额价格两年内带动批发电价维持历史高位，光伏吸引力增强

短期来看，根据世界银行、国际货币组织等机构预测，预期2022-23年欧洲天然气价格将会维持在高于历史水平，世界银行于2021年10月就预计，2022、2023、2024年欧洲天然气价格12.6$/MMBtu、9.2$/MMBtu、8.94$/MMBtu，较2020年（过去5年欧洲天然气价格低点）高出289%、184%、176%；较2018年（过去5年欧洲天然气价格高点）高出64%、20%、16%。国际货币组织预计较世界银行略保守，但同样认为2022、2023年欧洲天然气价格降维持较历史水平更高。对天然气价格的高预期也已拉动欧洲不仅仅是批发电力市场现货价格上调，一年期期货、两年期期货、三年期期货价格均出现了不同幅度提升，我们认为中长期电价预测的上调更加支持新能源长期电价协议价格的走高。

长期来看，欧洲推行碳减排、碳市场目标坚定，拉高传统能源供电成本。目前，欧盟碳交易成本为约80欧元/吨二氧化碳，2021年至今欧盟碳价已经翻倍。根据路透社调查[8]，市场分析员预期2022/23/24年欧盟平均碳价84.14、91.71、94.11欧元/吨（2021年平均为53.41），将持续走高，主要基于多方原因[9]：1）天然气高价下部分电力机组出现气转煤现象，煤电度电碳排为气电的一倍，从而拉高了的电力系统对碳配额的需求；2）欧盟碳边境调节税将于2023年1月1日正式实施（其中2023-2025为过渡期），航运行业/航空行业的碳排放将于2023/24年陆续纳入欧盟碳交易覆盖范围，预期对碳配额需求将进一步走高。截至2022年3月，我们估算欧洲传统电源的碳配额成本稳定在气电~10欧元/兆瓦时、煤电20欧元/兆瓦时，这一数额在当前的高批发电价背景下可能并不显著，但当2023-24年后电价回归到2019年的正常水平（40-50欧元/兆瓦时）后，其对传统能源与新能源成本的差异放大作用就会至关重要，长期提升新能源电力的吸引力。

二、分布式：零售电价传导批发电价上涨，户用光储加速平价打开需求空间

1、批发电价占零售电价30%，成本上涨传导周期在1~24个月不等

批发电力市场的电价成本是欧洲零售电价的重要组成部分。欧洲零售电价一般由三部分构成，包括：1）能源费用：包括发电成本，电力企业利润，系统平衡成本，电表成本，以及电力企业转嫁给下游的碳配额成本；2）电网费用：包括输电及配电费用，以及电网辅助服务成本；3）各项税收：包括以增值税和可再生能源附加费为主，其他各类政府征税条目为辅。以2021年为例，欧盟27国的居民零售电价构成中能源费用、电网费用、各项税收分别占比33%、39%、28%；欧盟27国的小型工商业电价构成中能源费用、电网费用、各项税收分别占比34%、26%、40%。三项费用中，2）电网费用和3）各项税收一般为固定费用分摊到每度电上，而1）能源费用跟随批发电价，波动幅度更大、波动频率更高。

过去一年在批发电价大幅上涨背景下，各国零售电价上涨幅度不一，主要由于欧盟各国对于电价的调整频率、定价机制、市场竞争程度、行政干预力度不同。欧盟委员会针对2015~2021年欧洲各国零售电价和批发电价进行对比分析[10]，结论来看：1）西班牙、丹麦、瑞典、爱沙尼亚、比利时的零售电价对批发电价的传导最为相关和及时（相关系数0.8~0.9；传导速度在0~1个月以内）；2）罗马尼亚、荷兰、芬兰、意大利、拉脱维亚、奥地利、希腊、捷克的相关系数次之（0.6~0.8），传导速度同样在0~1个月以内；3）马耳他、波兰、保加利亚相关系数也落在0.7~0.8的较高范围内，但电价传导需要1~2年，目前零售电价或尚未显著体现批发电价变化；4）德国、法国零售电力供应商对于批发电价会通过期货合约进行风险对冲，且存在固定电价合同形式，因此零售电价和批发电价的相关性偏弱、传导周期偏长。

2、电价上涨带动欧洲光储系统加速平价

批发电价上涨对欧洲绝大多数国家居民零售电价造成了显著影响。2022年2月同比来看，1）6个国家居民零售电价同比上涨幅度超过50%，截至2020年这些国家占到全欧分布式新增装机/累计装机的38%/40%，2018-20年分布式装机CAGR为56%；2）7个国家居民零售电价同比上涨幅度在25%~50%，截至2020年这些国家占到全欧分布式新增装机/累计装机的6%/5%，2018-20年分布式装机CAGR为37%；3）14个国家居民零售电价同比上涨幅度在0~25%，截至2020年这些国家占到全欧分布式新增装机/累计装机的40%/51%，2018-20年分布式装机CAGR为38%；4）其余6个国家居民零售电价同比持平/负增长，截至2020年这些国家占到全欧分布式新增装机/累计装机的15%/4%，2018-20年分布式装机CAGR为194%。

对比电价上涨幅度、装机占比和装机增速，可以看到过去欧洲发展最快的分布式市场并不是从电价/回报率等经济性角度来看最好的市场，而是政策环境更好的区域。随着电价的上涨，我们认为高回报率市场的空间有望进一步打开，为欧洲分布式装机带来加速度，推动市场多点开花。

电价上涨带动欧洲分布式光储系统加速平价。我们根据项目回报率模型对于欧洲41个国家的居民自发自用光储系统（基于欧洲经验，光伏系统配比60%/2hr储能基本满足自发自用要求）的全投资回本周期进行测算：截至1H21末，参考欧洲41个国家首府的居民零售电价，户用光储系统的全投资回本周期全欧平均在12.1年，有3个国家的回本周期在9年以内；到2M22，这一情况改善至全欧平均全投资回本周期10.7年、10个国家可以在9年内回本。因此，我们看好光储系统回报周期缩短，带动今年欧洲分布式光伏市场的重要加速机会。

能源安全诉求下，看好欧洲光伏需求目标中长期上修

一、地缘政治加速欧洲绿色转型，欧盟2030年光伏装机目标多次上调

我们认为，俄乌冲突下，传统能源不确定性增强，可再生能源转型进程有望加速。据国际能源署数据，欧盟天然气消费高度依赖俄罗斯，2021年对俄依赖度40%。随着俄乌冲突加速增长，德国终止与俄合作的天然气“北溪-2号”工程，欧洲天然气与原油价格暴涨。传统能源不确定性增强，可再生能源转型进程有望加速：一方面，传统能源成本上涨，进一步凸显光伏新能源“更经济”属性；另一方面，新能源发电对燃料资源不依赖，实现能源自给“更安全”。从能源安全、经济、清洁三方面考虑，我们认为欧洲风电光伏新能源建设将迎来加速。

欧盟各成员国当前的光伏装机目标普遍停留于2019年向欧盟提交的“2021至2030年国家能源和气候计划”（NECP）。此后，欧盟在2021年、2022年分别提出了“Fit for 55”、“RePowerEU”等碳中和/绿色能源纲领性文件。其中，Fit for 55将2030年欧盟的温室气体排放量比1990年减少至少40%的目标提升至减少55%，对应2030年383GW光伏累计装机目标（交流侧）[12]；RePower EU将2030年累计装机目标提升至420GW（交流侧）[13]，较Fit for 55目标再增加37GW。我们注意到2021年以来，欧盟成员国如德国、葡萄牙已经开始上调可再生能源装机目标，仅考虑去年以来奥地利、德国、葡萄牙的目标更新，欧盟2030年累计光伏装机的保底目标已有望上调至459-472GW，2022-30年年化新增36-38GW，较2021年增长75-82%，我们认为更多国家跟进上调中长期可再生能源装机目标是大概率事件。

二、顶层设计辅以支持政策，欧盟光伏各项发展制约因素陆续得到针对性解决

政策利好1：政府可再生能源拍卖容量陆续上调，支撑地面电站规模中长期提升

如前所述，由政府主导的可再生能源拍卖是欧盟各成员国推动可再生能源发展的重要工具。为实现更高的可再生能源占比/装机目标，主要成员国正在积极提高可再生能源拍卖额度，拍卖目标的提升将利好2023年及以后的光伏装机，如1）德国政府将2022年拍卖额度从1.9GW提升至5.9GW，从2023年开始每年拍卖额度将保持在2GW左右；2）西班牙政府2020年重启可再生能源拍卖，2020-2025 年光伏装机拍卖额度合计10GW[14]。

政策利好2：政府加速许可流程并推进电网建设，支撑地面电站加速动工

我们总结欧盟成员国过去经验，可再生能源拍卖从开始招标到最终并网，全流程需要1.5-4年时间，项目的开发流程比国内的1年~2年有一定延长，我们分析认为最影响欧洲光伏项目开发周期的指标是获取土地、发电、并网等各类许可证的时间：根据彭博新能源财经，一个太阳能项目的建设通常可以在6个月内完成，但前期土地规划许可证与并网许可证的审批需要很长时间[15]。根据eurelectric2020年报告[16]，欧洲大型光伏项目的许可证程序可能需要9~24个月完成。

许可证获取的难度主要在于电网消纳和土地许可：1）电网消纳方面，电网过载且大型电网建设、升级速度慢，导致光伏电站许可证获取流程拉长。2）土地许可方面，随着欧盟可再生能源转型进程加速，光伏与其他土地用途、其他可再生能源的土地竞争逐渐激烈。

近来，欧盟已经意识到许可程序问题，并在积极寻求放松、简化许可并加快许可证发放速度的政策，以推动地面电站开发节奏的加速。欧盟委员会于2022年1月18日开始向各发电企业和公共机构征集关于如何简化新能源厂址开发的许可程序、以及如何使得采取市场化PPA形式的新能源项目审批流程简化的方案建议，征集时间持续到4月12日[17]，并且承诺到5月会发布有关如何加速项目审批的提议[18]。法国生态转型部2021年11月宣布10项措施以加速光伏发展，其中一项是支持在建筑物和退化土地上的光伏发电[19]。意大利政府2022年3月发布DL Energia法令，宣布对满足一定条件的农业光伏电站提供补贴，要求光伏覆盖率不超过农业总面积的10%，尽管条件严苛，依旧能视为一种积极的信号，逐步放开对土地的严格限制[20]。

政策利好3：分布式减税、加速审批，增长弹性有望更充分发挥

由于土地、消纳等方面更便利的条件，我们注意到欧洲屋顶光伏的开发灵活性好于地面电站，许可程序最短可低至一周[21]，建设周期1周[22]，主要是: 1）分布式光伏受到的空间限制小于集中式光伏，彭博新能源财经表示，由于运维通道、支架等硬件设施的节省，分布式光伏项目的功率面积密度约为地面电站项目的一倍[23]；2）分布式光伏距离电力消费者更近，资源与负荷匹配，电网消纳压力小。2021年底以来，西班牙[24]、法国[25]、荷兰[26]等国家纷纷推出政府补助、减税降费、并网审批加速等政策措施，鼓励分布式光伏发展，我们认为欧洲分布式光伏灵活性和增长弹性有望得到更充分发挥。

三、2030年欧盟实现 1TW光伏装机目标的可行性分析

欧洲光伏行业协会机构SPE提出乐观情形2030年欧盟累计光伏装机1TWdc的目标，对应840GWac；并于2022年3月31日公开发布建议书《Solar-Powering EU Energy Independence》[27]，建议通过八项行动推进实现该目标，包括：1）加速太阳能项目部署；2）降低并网成本和许可流程；3）发展部署太阳能需要的技能和劳动力；4）部署集成太阳能应用；5）确保供应链安全与原材料的可获得性；6）再投资国内制造业；7）在革新浪潮中加速屋顶光伏的部署；8）为消费者驱动的太阳能开发一个有利的框架。我们从各国项目招标量、土地资源、屋顶资源可得性角度分析1TW装机目标的可行性。

1、地面电站：若贡献1/3新增装机，对应年均装机需较当前上调280%[28]

根据彭博新能源财经，2020年欧盟集中式光伏累计装机占比34%，新增装机占比36%，集中式电站的装机占比过去来看较为稳定。不同成员国集中式光伏发展程度差距较大，西班牙、德国、希腊、荷兰、波兰，五国集中式新增装机合计5.6GW，占当年欧盟集中式光伏新增装机的79%；据国际能源署预测，2021年集中式光伏新增装机前五名分别是西班牙、德国、法国、荷兰和波兰，合计贡献78%的增量。

仅考虑土地资源，欧盟集中式光伏空间超1TW。Ruiz P等人（2019）[29]按一定标准剔除不可用土地后，测算得到欧盟潜在地面光伏装机量在8.3-14.7TW之间，其中装机量最小值对应覆盖欧盟总面积的1.4%。考虑不同用途的土地竞争之后，Van de Ven等人（2021）[30]测算认为中性情况欧盟也具备1.4TW的地面光伏开发潜力。

若地面光伏贡献1/3新增装机，对应年均装机需较当前上调280%。根据彭博新能源财经数据，2020年集中式光伏新增装机占总新增装机36%。我们假设展望2022-30年集中式光伏占欧盟新增装机的比例维持在36%，若要实现SPE的2030年840GWac光伏装机预期，需要在2022-30年新增256GW的地面光伏装机，对应年均新增地面光伏28GW，较当前上调280%。其中，我们基于各国现行可再生能源拍卖进行2020-28年拍卖额度的测算，考虑2年的开发周期，预计乐观情况下可以推动2022-30年174GW的新增地面光伏装机[31]，此外还有82GW或者28%的装机缺口需要通过市场化PPA模式补充（与前期第三方对于市场化PPA项目占比的预期接近）。考虑到当前上调地面光伏拍卖目标的国家，上调幅度低于上述280%，如德国光伏招标量从2021年1.6GW上调至2022年3.6GW，上调120%[32]；法国光伏招标量从2021年1.1GW上调至2022年1.85GW，上调68%[33]。地面光伏装机目标的实现需要后期国家继续上调可再生能源招标量与市场化PPA补充得以实现。

2、分布式光伏：若贡献2/3新增装机，对应2030年屋顶光伏渗透率42%

分布式光伏是欧盟光伏发展的重要驱动力。根据彭博新能源财经数据，截止2020年欧盟主要成员国分布式光伏累计装机量为91.2GW，占总装机量66%；2020年分布式光伏新增装机量12.6GW，占全年新增装机64%，其中2020年工商业分布式光伏新增装机占分布式新增装机56%。德国、荷兰、波兰、比利时四国贡献了2020年分布式光伏新增装机的76%；据国际能源署预测，2021年分布式光伏新增装机前四名分别是德国、荷兰、波兰和法国，合计贡献74%的增量。

屋顶太阳能将继续发挥推动光伏发展的重要作用。欧盟RePower EU行动计划强调了屋顶太阳能的重要性，提出2022年屋顶太阳能发电量增加15TWh的目标，我们测算其对应约12.8GW装机容量。2022年3月30日欧洲光伏协会公布《Solar-Powering EU Energy Independence》，指出欧洲屋顶太阳能有较大潜力，积极目标是希望通过在新建和翻新的建筑物上安装屋顶光伏等方式在2022年实现合计23.3GW的屋顶太阳能新增装机[34]。

仅考虑屋顶资源，欧盟屋顶光伏空间超1TW。IEA 2016年能源技术展望报告[35]称欧盟城市地区光伏发电潜力超过500GW。K Bódis等人（2019）[36]，Ruiz P等人（2019）[37]在考虑不同方向光照条件、住宅工商业差异等因素后，分别测算得到欧盟分布式光伏装机规模潜力在1.3TW和1.2-2.1TW之间。

若要屋顶光伏贡献SPE目标下2/3的新增光伏装机量，对应欧盟分布式光伏渗透率达到42%，我们认为具备可行性。假设分布式光伏在2022-30年延续2020年新增装机占比，贡献64%的欧盟新增光伏装机，则若要实现SPE的2030年1TW光伏装机预期，需要在2022-30年新增452GW的屋顶光伏装机。基于光伏系统功率密度160瓦/平方米的假设，得到屋顶光伏累计占地面积3369平方千米，基于欧盟屋顶光伏总可用面积7935平方千米[38]的预期，对应2030年欧盟屋顶光伏渗透率为42%。我们参考他国经验，42%的渗透率具备可行性：截止2021年末，澳大利亚分布式光伏发展最好的昆士兰州屋顶光伏渗透率已经达到42%的水平，视为参考。

哪些企业有望受益于欧洲光伏需求加速？

一、欧洲组件对外依赖程度在80%以上，中国企业是重要供应者

目前，欧洲的光伏制造业较为薄弱，在全球产能中占比较低。截至2020年底，欧洲约具备1.25GW的硅片产能，占全球1%；电池产能650MW，占全球0.4%；组件产能6.75GW，由29家不同公司组成，占全球3%[39]。此外，德国Wacker具备6万吨硅料产能。规划方面，欧盟于2022年2月8日提出到2030年本土制造业供应能力达到20GW的目标，仅占SPE 2030年新增光伏装机乐观预测的不到20%，我们预计欧洲地区对华光伏组件供应的依赖度中长期仍将保持在80%以上。

2022年，头部五家组件公司（晶澳、天合、隆基、晶科、阿特斯）均将发力持续巩固欧洲市场地位。欧洲主要国家如荷兰、西班牙、希腊、葡萄牙、波兰、德国，对中国组件进口量均达到GW级。据PVInfolink数据[40]，2021年中国出口了40.9GW组件到欧洲市场，相较前一年的26.7GW增长54%，其中荷兰为中国的第一大出口国（荷兰港为欧洲需求的中转站），全年总量来到23.8GW。我们估算，2022年中国组件企业晶澳/隆基/晶科/天合/阿特斯在欧洲组件市场中的占有率有望达到21%/21%/17%/16%/7%；对企业自身而言，我们估算预计2022年公司出货到欧洲的占比晶澳/晶科/天合/隆基/阿特斯有望实现30%/25%/21%/20%/20%。

欧洲作为光伏电池N型技术的发源地，对于IBC/TOPCON/HJT等N型组件产品的接受度亦处在前列。近期由于美国商务部对东南亚组件产能重启反规避调查[41]，东南亚组件产能出口美国受阻。除了有海外硅料+海外硅片电池组件一体化产能的企业之外，目前其他企业对美国市场的发货可能出现了一定放缓，有待今年8月反规避初裁结果出台后再调整对美发货策略。对比来看，欧洲对我国光伏双反基本已于2018年9月结束，目前贸易政策相对温和，叠加欧洲需求加速向上，我们认为欧洲有望承接美国订单空缺后东南亚部分产能的转运。

二、欧洲成2022光伏装机最快地区，关注欧洲出货占比高的逆变器头部公司

考虑到2022欧洲光伏装机有望同增60-80%达到40-45gw，为全球光伏装机增速最快地区，我们认为着重布局欧洲地区的逆变器厂商有望充分受益。我们整理了阳光电源等逆变器公司在欧洲地区的出货情况，测算得出阳光电源、老牌企业SMA在欧洲的市占率合计达到约40%，以小功率为主的固德威市占率约为9%，以优化器方案为主的solaredge市占率约为9%。从占比来看，固德威欧洲收入占比达到30%，锦浪科技、禾迈股份1Q22重点发力欧洲市场。

看好组件级电力电子逆变器受益于欧洲分布式需求加速增长和安全标准加强。1）一方面，欧洲屋顶光伏单户容量在4-5kW及以下，组件级电力电子较组串式的成本劣势不明显，叠加电价走高，看好微型逆变器渗透率提升。以英国为例，户用系统的单体功率一般在5kW及以下（对比国内户用系统动辄20kW/户，生态显著不同），欧洲其他地区的户用光伏亦集中在每户4-5kW及以下的范围。2）另一方面，欧洲多国陆续颁布屋顶光伏安全规定。意大利低压并网标准新增条款指出11.08KW及以下的发电系统可内置并网保护装置[42]。德国[43]、奥地利[44]标准也提出在逆变器关闭或电网出现故障时，可以使用组件级快速关断装置（Rapid Shutdown Device，RSD）切断直流侧高压。荷兰机构TNO发布指导文件，建议光伏系统（包括逆变器）加装防火隔间。

风险

1、  原材料成本超预期上涨：组件成本构成中20%以上为硅料成本，2021年以来硅料由于产能扩充周期较长仍较为紧缺，价格呈现持续上涨趋势。若硅料价格上涨超预期，或未在2022年有明显回落，会对行业中下游开工率造成持续扰动。

2、  国际贸易风险：部分海外光伏市场包括美国、印度、欧洲等若通过各类税收或补贴措施扶持该国本土光伏产业的发展，则可能对中国企业的竞争力构成一定影响。

3、  海外光伏装机需求不及预期：若海外部分主要国家需求不及预期，或因为关税等政策影响组件出口，将给公司业绩带来不利影响。

4、  欧洲电价超预期下滑：电价将影响光伏项目收益率或者收益率预期，若电价回落速度和幅度超预期下滑，则将影响光伏项目回报率，进而影响需求增速。