（报告出品方/作者：国盛证券，郑泽滨）

一、公司介绍：全球最大的光伏玻璃生产商

1.1公司稳步发展，与信义系各公司协同成长

公司成立于年，是全球最大的光伏玻璃生产商。（1）业务方面：年，公司首条超白光伏原片玻璃产线投入商业生产，此后在安徽芜湖、天津、马来西亚、广西北海等地成立多个生产基地；年，公司首次投资建设大型地面电站。（2）资本运作方面：公司于年在港交所上市，年成功分拆信义能源并于港交所独立上市。

经过多年发展，截至M7，公司光伏玻璃产能已达吨/日，产品销至海内外市场；光伏发电场已核准并网规模已达兆瓦。国内方面，公司在芜湖、天津、北海等地设立光伏玻璃生产基地，总产能吨/日。同时，公司在全国各地布局光伏发电场，如安徽、湖北、广西等地已并网规模分别有兆瓦、兆瓦和兆瓦。国外方面，公司在马来西亚马六甲建立海外玻璃生产基地，产能吨/日，产品远销东南亚、欧洲、美国等地。

信义玻璃是信义光能的股东，信义能源为信义光能的子公司。信义玻璃（.HK）持有信义光能22.85%股权，大股东李贤义及一致行动人合计持有公司25.96%股权。母公司信义玻璃为全球第一大浮法玻璃生产商，主要生产并销售浮法玻璃、汽车玻璃和建筑玻璃等，两者在原材料采购等方面体现出一定的协同效应。子公司信义能源（.HK）于年成功分拆并上市，主要从事光伏发电场运营业务。信义光能会将部分建成的电站销售给信义能源，没有销售给信义光能的项目也会由信义能源提供运维服务。

1.2主营光伏玻璃和光伏电站，业绩持续快速增长

公司主要提供光伏玻璃和光伏发电场业务，光伏玻璃为公司的核心业务。（1）光伏玻璃：公司提供的超白压花玻璃、AR光伏玻璃为当前最主流的光伏玻璃类型，光伏组件背板玻璃也可视为广义上的光伏玻璃。（2）光伏/太阳能发电场：主要包括电力销售、电价调整和EPC（工程、采购及建设）。其中，电力销售由国家电网公司就光伏发电场所生产的电力按月结清；电价调整乃来自政府的光伏发电补贴；EPC收入主要由子公司于加拿大进行的住宅及商业分布式发电项目贡献收入。

公司收入规模增长迅猛。年受益于光伏玻璃量价齐升等方面的影响，公司营业收入.16亿港元，同比增长35.4%。H1公司继续快速成长，收入80.75亿港元，同比增长74.7%。其中，光伏玻璃收入65.98亿港元，同比大涨89.2%，占全部收入的81.7%；光伏发电场收入14.77亿港元，同比增长34.1%，占比18.3%。

公司归母净利润增速迅猛。受益于光伏玻璃量价齐升、产品结构改善、生产效率提升等因素，年公司归母净利润录得46亿港元，同比增长88.7%。H1，公司归母净利润为31亿港元，同比大涨%，再创新高。

二、行业分析：光伏玻璃市场空间巨大，光电平价时代正式开启

2.1光伏玻璃：市场空间广阔，未来向头部企业集中

2.1.1光伏玻璃乃用于光伏组件的特殊玻璃，为组件主要辅材之一

光伏玻璃是用于光伏组件上的特殊玻璃，晶硅光伏组件与薄膜光伏组件所采用的光伏玻璃有所不同。晶硅光伏组件还可分为双玻组件和单玻组件，其中双玻组件为双面光伏玻璃，单玻组件则为单面光伏玻璃。光伏玻璃主要有两个作用：（1）提高光伏组件的发电效率，这是因为光伏玻璃相较普通玻璃的含铁量相对较低，透光率更高；（2）起保护作用，增加光伏组件的使用寿命。

狭义上的光伏玻璃指超白压花玻璃（亦称超白压延玻璃）及其加工品，广义上的光伏玻璃包括了超白加工浮法玻璃、TCO玻璃等。晶硅组件多采用超白压花玻璃，而薄膜组件多采用透明导电氧化物（TCO玻璃）。同时由于晶硅组件占光伏组件比例超过95%，因此通常所说的光伏玻璃多指超白压花玻璃。但有些公司将光伏组件所采用的背板玻璃也算作光伏玻璃。

光伏玻璃行业位于产业链中游，其上游为原材料和燃料供应商，下游为光伏组件制造商。光伏玻璃的产业链上游原材料厂商为其提供石英砂、纯碱等原材料，燃料供应商为其提供石油类、天然气、电力等燃料。产业链中游的光伏玻璃制造商主要为下游组件制造企业提供光伏玻璃，部分企业通过自供原材料和燃料的方式参与产业链上游环节。产业链下游的光伏电池组件制造商将电池片、光伏玻璃等组件辅材组装成光伏组件，用于光伏发电系统。按照天合光能招股说明书，光伏玻璃大约占组件采购成本的10.6%。

2.1.2需求端：光伏玻璃市场空间广阔，持续较快增长

2.1.2.1光电盈利能力佳、储能技术进步、政策引导支撑光电装机量持续增长

（1）光电成本不断降低，将成为最经济的发电技术之一

以往光伏行业度电成本高，近年来成本不断降低。随着光伏电站投资下降、各类光伏组件的技术进步带来的发电效率提升和光衰降低，全球度电成本下降，光伏发电平价上网成为可能。-年以来，光伏发电成本从0.5-0.7元/千瓦时不断下降，至年成本低至0.38元/千瓦时。

预计年光伏发电将成为最经济的发电技术之一。根据能源研究所的预测，到年，光伏当年新增装机发电成本（含税和合理收益率）将低于0.3元/千瓦时，在所有发电技术新增装机中，成本处于较低水平。同时光伏发电成本仍将保持快速下降，到、年新增光伏发电成本相比当前预计分别约下降50%、70%，达到约0.2元/千瓦时、0.13元/千瓦时。

（2）储能技术助力“弃风弃光”问题改善，“源网荷储一体化”支撑光电未来发展

电力系统中，不仅发电重要，强大的调节能力同样重要。在风力发电、光伏发电发展早期，由于风、光等能源具有波动性和随机性，新能源消纳问题显著，我国弃风弃光率甚高。年，全国平均“弃风”率达到17%，甘肃、新疆、吉林等地“弃风”率高达43%、38%和30%；仅西北地区“弃光”电量就达70亿千瓦时，平均“弃光”率近20%，新疆、甘肃“弃光”率高达32%、30%，“弃风弃光”问题亟待解决。

政策促进源网荷储互动，积极解决清洁能源消纳问题。年开始，国家能源局制定了《清洁能源消纳行动计划（-年）》，其中提出“促进源网荷储互动”，优化储能技术发展方式，积极探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能。从年到年，弃风弃光逐年好转，风电光伏利用率大幅度上升，到年风电利用率已经达到97%，光伏利用率达到98%。

当前抽水蓄能仍发挥重要作用，同时化学储能、氢储能等储能技术不断取得突破，未来仍可保障光电高比例应用。（1）抽水储能：由于抽水蓄能电站成本低，具有很大的灵活性优势，仍是当前最经济的大规模蓄能形式。（2）化学储能：近年来，锂离子电池技术取得长足进步，带动以锂离子电池为代表的电化学储能技术不断提升，成本也显著下降。目前，锂电池在技术进步和成本下降上仍有很大空间。根据能源研究院，到和年，预计以锂电池为代表的化学储能在寿命、安全可靠性方面提升，系统投资成本将比当前分别至少下降60%和70%，化学储能预计将作为日内调节的主力支撑光电的高比例应用。（3）氢储能：由于储氢成本低，在长周期、大容量储能需求下，氢能比抽水蓄能、压缩空气等更具优势。氢能技术的进步未来将会助力光电实现高比例应用。

（3）政策引导下，我国光电渗透率预计提升，未来发展空间巨大

年，联合国个成员国签订了《巴黎协定》。为了应对全球气候变化问题，《巴黎协定》中指出，我们要把全球平均气温升幅控制在工业革命前水平以上低于2℃之内，并努力将气温升幅限制在工业化前水平以上1.5℃之内。

就全球电力板块而言，由于光伏发电绿色环保、发电成本低等原因，预计年其将会成为全球第一大电力来源。国际能源总署预计，到年，光伏装机将占全球发电装机的27%；而到了年，光伏装机已远超全球发电装机的一半。

中国一直大力支持《巴黎协定》。对中国来说，这项协定不仅意味着我们对国际责任的承担，同时顺应了国内供给侧改革的方向，有助于中国摆脱对其他国家的能源依赖，削弱石油美元地位并助力人民币国际化。所以，我们不仅将气候变化的行动列入“十三五”发展规划中，更在“十四五”规划中提出“双碳目标”，即在年实现碳达峰、年实现碳中和。

当前，中国光伏发电渗透率远低于一些欧洲国家，光伏行业市场空间大。根据年《世界能源统计年鉴》，中国的光伏发电渗透率略高于全球水平，亦略高于美国水平，但距离欧洲一些发达国家仍有较大差距，未来光电发展的空间仍然十分广阔。

到年，光伏将成为中国第一大电源。根据能源研究所、隆基绿能科技、陕西煤业化工的预测，年我国光伏发电量占比预计可以达到39%，这一方面得益于光伏产业的规模化效益和技术创新带来的成本下降，同时也有赖于其应用场景的拓展和电力系统灵活性资源的充分利用。

“十四五”规划期（-）是中国光伏启动加速部署期，未来继续保持高速增长。（1）当前正处于光伏发电的加速部署期。在光伏发电发展的早期阶段，政府通过补贴等手段促进光伏行业在导入阶段的平稳增长，形成了巨大的补贴缺口。而如今，光伏发电成本不断下降，当前已经与煤电成本基本一致，今年更是取消了中央财政的补贴。因此，“十四五”规划阶段是光伏发电的崭新阶段，新增装机规模将实现翻番。根据国家发展改革委能源研究所等机构的预测，到年光伏总装机量预计占全国总装机的24%，全年发电量占全社会用电量的9%；而年光伏总装机量仅占全国总装机量的11.5%，光伏发电仅占我国发电量的3.5%。（2）在更远的未来，随着光伏和储能技术持续创新、成本持续下降，光伏的年新增装机继续保持高速增长。根据国家发展改革委能源研究所等机构的预测，到年，光伏总装机规模达到30亿千瓦，占全国总装机的49%，全年发电量占全社会用电量的28%。

聚焦近5年，年全球光伏新增装机GW，中国新增装机48GW，预计持续增长。根据CPIA，预计年全球光伏新增装机保守情况下可达GW（CAGR15.7%），乐观情况下可达GW（CAGR20.5%）。我国“十四五”年均光伏新增规模为70-90GW，其中集中式项目主要依赖于供应链价格变化的情况，分布式项目在“整县推进”政策支持下有望快速发展，户用光伏项目将保持快速增长。基于以上因素，CPIA预测，年中国光伏新增装机保守情况下可达90GW（CAGR13.4%），乐观情况下可达GW（CAGR18.0%）。

更短期来看，今年下半年装机量仍值得期待。一般而言，装机热潮多出现在6月和12月左右，因此该时间段的光伏玻璃需求通常较为旺盛。就今年下半年而言，年5月20日国家能源局发布的《关于年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知答记者问》指出，年拟并网的风电、光伏发电项目主要是存量项目，包括年底前已核准且在核准有效期内的风电项目、年和年平价风电光伏项目和竞价光伏项目，规模约90GW。截至M7，我国今年光电累计新增装机量为17.94GW，风电累计新增装机量为12.57GW，共计30.51GW，完成全年目标量不足35%。同时，根据PVinfolink数据，组件TOP10厂家7/8/9月开工率分别为64%/75%/78%，组件及辅材端开始酝酿涨势，下半年装机量仍值得期待。但是鉴于年上游供应链价格居高不下、上半年装机目标的完成进度，我们预计今年中国光伏装机量将低于CPIA于年初的预测，预计新增装机约为45-50GW。

2.1.2.2光伏玻璃需求将保持长期增长

（1）当前光伏玻璃面临大尺寸、双玻、薄片化等趋势

当前光伏玻璃面临的第一大趋势为大尺寸。根据CPIA，大尺寸硅片在-年迅速提升。年mm及以下规格的硅片占比超过90%，而年mm和mm硅片占比达50%，至年更会逐渐趋近90%。随着电池片的尺寸日益加大，光伏玻璃的尺寸亦越来越大。根据CPIA，年5月26日，中国光伏行业协会组织召开组件尺寸标准化线上研讨会，充分讨论了光伏组件外形尺寸及安装孔技术规范。经过讨论，mm电池的组件外形尺寸和安装孔位臵已达成一致，形成团体标准。

双玻渗透率提高为第二大趋势。双玻组件一方面可以提升玻璃对光伏组件的保护作用，另一方面还可以满足双面发电的特殊需求，年双玻组件的需求几乎提升了一倍。根据CPIA，年双玻渗透率为30%，年预计可提升至约50%，增速较高。

薄片化为第三大趋势。一方面，薄玻璃可以降低组件的重量，因此组件厂商越来越倾向于薄玻璃。另一方面，薄玻璃随着双玻组件渗透率的提升而受到更多青睐。传统单玻多采用3.2mm的光伏玻璃，而双面双玻组件多采用2.0mm和2.5mm的光伏玻璃。因此薄玻璃占比与双玻组件占比的变化趋势相似。

第四，随着电池片转化效率的提升，单位装机量对应的光伏玻璃需求量降低。年，PERC电池仍为主流技术，新建量产电池片产线以PERC为主。而根据CPIA，年业内先进企业的PERC电池片效率已达23%，全行业平均转换效率为22.8%，相比于年平均效率22.3%提升了0.5个百分点。在电池转化效率越来越高的背景下，单位装机量（GW）所需的电池片面积和光伏玻璃面积均会在一定程度上减小。

（2）未来光伏玻璃需求增速较快

在测算光伏玻璃需求前需要明确，光伏玻璃的加工过程中各项指标的含义和关系如下所示。就行业层面而言，产能或熔量刨除无效产能后得到有效产能或有效熔量，再乘产能利用率得到原片量，通常以吨或平方米单位计。原片量乘热加工良率得到原片成品量，再乘以冷加工良率得到实际产量。就开火工作的成熟窑炉层面，熔量乘热加工良率得到原片成品，再乘冷加工良率得到实际产量。良率与玻璃厚度等因素有关，当前主流的冷加工良率为95%，热加工良率大致为75-80%。由于玻璃规格不同，各统计口径中以吨为计量单位的数据失真度较低，更为可信，因此下文均以吨为计量单位测算相关数据。

在以上四大趋势下，我们测算了不同组件中单位装机量所需的光伏玻璃原片需求。在3.2mm的传统单玻中，1GW装机量所对应的光伏玻璃原片需求为4.58万吨。在2.5mm的双面双玻组件中，1GW装机量所对应的光伏玻璃原片需求为6.99万吨。在2.0mm的双面双玻组件中，1GW装机量所对应的光伏玻璃原片需求为5.74万吨。

我们大致以CPIA估计的装机量保守估计来测算全球和中国的光伏玻璃需求量，但是鉴于前文提及的年光伏行业上游供应链价格居高不下、上半年装机增速慢于预期等原因，我们调低年光伏新增装机量的预期至45-50GW。据此，我们预计年中国有万吨光伏玻璃原片需求，全球有万吨光伏玻璃原片需求。到年，预计中国有万吨光伏玻璃原片需求，全球有万吨光伏玻璃原片需求。

短期来看，光电装机需求企稳，预计光伏玻璃库存下行，下半年光伏玻璃价格将会上扬。由于产能与产量之间的关系相对稳定，库存变化主要受到下游装机需求的影响。下图展示了过去一年半光伏玻璃库存随光伏装机量变化的波动情况，年末的“抢装潮”是光伏玻璃的紧缺的直接原因。卓创资讯和PVInfoLink的数据显示，每一次库存下行都伴随着光伏玻璃的涨价，8月末，光伏玻璃价格已达拐点，9月已经开始反弹。此外，根据PVinfoLink数据，组件TOP10厂家7/8/9月开工率分别为64%/75%/78%，组件及辅材端开始酝酿涨势。综上，我们预计未来一段时间光伏玻璃价格仍会继续上涨。

2.1.3供给端：中短期产能加速释放，长期向龙头集中

2.1.3.1中国为最大的供给国家

从供给端看，经历多年发展，我国光伏玻璃行业完成国产替代，信义玻璃和福莱特为双寡头。我国的光伏玻璃产业发展历程可大致分为三个阶段：（1）年前，由于国内生产质量不稳定等原因，光伏玻璃行业由法国圣戈班、英国皮尔金顿（后被日本板硝子收购）、日本旭硝子、日本板硝子四家外国公司垄断；（2）-年，我国光伏玻璃行业快速成长，一跃成为全球最大的光伏玻璃生产国，国外巨头纷纷退出光伏玻璃市场；（3）年至今，行业逐渐成熟，信义玻璃和福莱特发展成为光伏玻璃行业双寡头。

中国为最大的光伏玻璃供应国家，出口量大。根据智研咨询，年全球光伏玻璃产量万吨，而我国光伏玻璃产量高达万吨，占比超过90%。根据国家海关数据和卓创资讯，-年我国光伏玻璃出口量较大，分别出口了.7万吨、.8万吨光伏玻璃。H1光伏玻璃出口量达.3万吨，同比增长11.7%。

自年以来，光伏玻璃在产基地、窖炉、生产线数量不断提升，从而熔量和实际产量增长较快，且增速不断走高。根据卓创资讯，M1-8，国内超白压延玻璃在产基地从31个增至35个，窖炉数量从52个增至66个，生产线自条增至条。今年来光伏玻璃日熔量从吨逐渐增长为40吨，尤其是M8环比增长8.7%，同比增速高达46.7%。若假设今年平均日熔量为3.5万吨，并考虑冷修、产能利用率等情况，估算今年原片供给约为万吨（未考虑良率，因此不等同于实际光伏玻璃产量），可以满足全球光伏玻璃万吨的需求。

信义光能、福莱特远超其他公司，行业呈双寡头格局。全球口径来看，截至年末，信义光能、福莱特在全球光伏玻璃的日熔量分别为9吨和吨，分别占比29.54%和19.29%。国内口径来看，信义光能和福莱特分别有吨、吨为国内产能，分别占国内产能的26.74%、18.28%。

2.1.3.2各企业中短期积极扩产

光伏压延玻璃于年8月放开产能臵换政策限制。年11月3日，六大组件厂商东方日升、晶澳科技、晶科能源、隆基股份、天合光能和阿特斯联合发布《关于促进光伏组件市场健康发展的联合呼吁》表示，玻璃供应和价格“失控”已经直接影响到组件制造企业的正常生产，恳请国家相关部门能考虑给光伏市场年终“抢装潮”降温，并呼吁放开对光伏玻璃产能扩张的限制。11月29日，工信部召开一场关于光伏玻璃企业与光伏组件企业供应保障对接座谈会。年12月16日，工信部发布《水泥玻璃行业产能臵换实施办法（修订稿）》并公开征求意见，明确光伏压延玻璃和汽车玻璃项目可不制定臵换方案。年7月，工信部发布《水泥玻璃行业产能臵换实施办法》，重申光伏压延玻璃项目可不制定产能臵换方案，但要建立产能风险预警机制，于8月1日起施行。

-年，龙头企业以市占率为目标不断扩产。信义光能预计年扩产吨/日，目前已完成了75%，年扩产0吨/日。福莱特预计年扩产5吨/日，目前已完成了吨/日，年预计扩产4吨/日。彩虹新能源预计年扩产吨/日，并计划投资亿在上饶建设10座吨/日，分三期建设，其中一期项目为3条吨/日产线，预计于年建成投产，届时公司总产能将达到吨/日。

其他企业也积极扩产，新玩家尝试加入光伏玻璃市场。亚玛顿加快“新建大尺寸、高功率超薄光伏玻璃智能化深加工建设项目”“大尺寸、高功率超薄光伏玻璃智能化深加工技改项目”，年大尺寸、高功率超薄光伏玻璃扩产目标为1亿平方米。年9月，旗滨集团决定进入光伏玻璃行业，此后积极推进光伏玻璃战略。根据其年年报，旗滨集团已确定以郴州旗滨为光伏玻璃业务发展平台，投资建设郴州旗滨1吨/日的光伏组件高透材料生产线项目、绍兴1吨/日的光伏高透材料及深加工项目等；郴州旗滨吨/日生产线转入超白光伏背板或面板生产，并投资建设配套加工生产线；设立全资孙公司漳州光伏增资至30,万元，并完成漳州旗滨一线（吨/日）、漳州七线(吨/日）划转至漳州光伏。福耀玻璃亦计划进一步扩大国内外光伏玻璃市场。

未来一年，光伏玻璃将在一定程度上供过于求。根据我们的测算，年全球光伏玻璃需求增速约为22%，我国光伏玻璃需求增速在20-35%之间（取决于下半年上游供应链价格变化下的装机需求情况）。而各大光伏玻璃厂商明年的扩产增速却超过35%，且行业将迎来新进入者，因此我们预计明年光伏玻璃将处于供过于求的态势。

2.1.3.3长期看：成本管控能力仍为企业分水岭，未来预计向龙头集中

对于相同规格的产品，各家光伏玻璃厂家价格基本保持同步。根据几个代表性公司的公告中披露的光伏玻璃销量和营业收入，我们测算了其均价，发现价格波动趋势保持一致。此外，我们梳理了M1-8各主要光伏玻璃厂家两种主流产品（3.2mm和2.0mm）的价格，今年以来各家厂商的玻璃价格整体呈下降趋势，且下降节奏基本一致。

由于成本管控能力较好，信义光能、福莱特毛利率常年领先同行。-年，信义光能毛利率保持在35%以上，福莱特毛利率保持在26%以上的水平。年及以后，信义光能和福莱特毛利率节节攀升，尤其年毛利率分别高达53.5%、46.5%。这主要得益于其在原材料与燃料、产品结构和生产效率等方面的优势。

尽管未来可能供过于求，但龙头企业依靠成本优势仍然可以实现较好的盈利，行业集中度有望提高。我们认为光伏玻璃厂商的竞争优势并不体现在对下游的议价能力，而更多体现在成本管控能力上。这其中既包括对上游原材料端议价能力的强弱、燃料成本的高低，也包括良率等生产效率指标的差异，而这些都与企业的规模效应密切相关。尽管供过于求会降低行业平均价格，但这意味着成本较高的中小企业盈利更加艰难，龙头企业依然可以依靠更大的销量去抵消行业均价降低的负面影响。

影响成本的因素有多个。一方面，大企业具有一定规模效应，从而拥有一定的采购成本优势和生产成本优势。另一方面，行业龙头企业拥有一定的技术优势，在料方设计、工艺系统设计、窑炉结构、操作制度、控制制度、产品质量标准等方面经验丰富，从而可以提升良率，并降低生产成本。

除了成本方面的规模和技术壁垒，光伏玻璃行业在其他方面也具有一定的门槛。第一，光伏玻璃生产项目的建设需要投入大量资金，具有一定的资金壁垒。第二，光伏玻璃需搭载组件产品一同进入认证程序，出口欧盟、美国、日本的光伏组件必须取得当地的产品质量认证，更换封装玻璃必须重新进行认证，周期长且成本高，对潜在的竞争者造成了一定的认证壁垒。第三，进入光伏组件企业供应商名录须面临供应商评审、验厂、产品测试、认证、小批量试用、中批量采购直至批量供货等众多环节，耗时较长（半年到一年），因此光伏玻璃行业具有一定的客户壁垒。

2.2光伏电站：成本降低改善盈利模型，平价上网时代正式开启

光伏电站是一种利用太阳光能进行发电的系统，分为集中式光伏电站和分布式光伏电站。其中集中式电站主要利用沙漠、戈壁等废弃土地，集中建立大型光伏电站，发电直接并入公共网络，接入高压输电系统，供给远距离负荷；而分布式电站则是利用屋顶、厂房顶、蔬菜大棚等空间进行光伏发电。年全球光伏新增装机GW，中国新增装机48GW。整体来看，年国家电投全球并网装机规模最大（约兆瓦），与其他企业拉开的差距较大。

2.2.1成本降低进一步改善盈利模型

光伏电站的收入来源一般有三种，电力销售、电价调整和EPC（工程、采购及建设）。（1）电力销售按照相当于地方燃煤发电的上网基准电价费率的基本电价费率收取，中国各省有所不同，并可能由地方政府调整，一般由国家电网公司就光伏发电场所生产的电力按月结清。（2）电价调整乃来自政府的光伏发电补贴，为上网电价与销售电力（按基本电价费率）的差额。（3）年4月，公司收购Polaron，其于加拿大进行的住宅及商业分布式发电项目贡献了主要的EPC收入。

我国光伏系统的初始全投资成本预计未来会进一步下降。根据CPIA，年我国地面光伏系统的初始全投资成本为3.99元/瓦，同比下降12.3%。其中，组件约占39.3%，非技术成本约占17.3%（不包含融资成本）。年受多晶硅、玻璃、胶膜等原材料价格上涨影响，H2组件价格及光伏发电系统投资成本上涨，项目经济性降低。年，随着产业链各环节新建产能的逐步释放，组件价格预计回归合理水平，光伏系统初始全投资成本可下降至3.81元/瓦。年我国工商业分布式光伏系统初始投资成本为3.38元/瓦，年预计下降至3.24元/瓦。到、年，光伏电站系统造价可以达到2.4元/瓦、1.8元/瓦。

项目建成后，光伏电站的主要成本为运维成本、折旧成本等。其中运维成本包括了维修费、生产人员工资及福利（包括保险等）、其他费用。近年来，中国光伏电站运维成本持续下降。根据CPIA，年中国集中式光伏电站运维成本在0.05-0.06元/瓦之间，分布式光伏电站运维成本在0.04-0.05元/瓦之间，未来预计持续降低。根据信义能源招股说明书，折旧费为主要的成本来源，未来新项目随着初始投资成本的降低有望得到改善。

根据光伏电站的初始投资和运维费用变化，预计未来的LCOE会持续降低。LCOE是使发电收益等于全部投入（包括前期投资、运营维护等）时的电费价格。随着初始投资和运维成本的不断降低，预计到年地面电站的LCOE可以到0.15-0.30元/瓦、分布式电站的LCOE可以到0.13-0.25元/瓦。

随着组件成本的降低，项目的IRR将得到改善。这主要是因为组件成本占据初始投资成本的40%，而初始投资的折旧为项目建成后的最主要成本之一，组件成本对项目盈利情况起到重要作用。以I类资源区为例，根据OFweek，组件价格降低1%，将引起地面光伏电站项目IRR提升0.3pct。

2.2.2平价上网时代正式开启，有利于行业整合、企业财务状况改善

我国的光伏发电补贴可以大致分为4个阶段。年及之前为初始补贴阶段；年起进入高度电补贴阶段；-年为度电补贴下降阶段，尤其是年开始采用竞价补贴政策，加速了向平价上网的过渡；年后将进入平价上网阶段。

在补贴阶段，国家财政部用于补贴的专项资金缺口太大，目前仍存在大量拖欠补贴项目。根据人大执法检查组报告，“十三五”期间90%以上新增可再生能源发电项目补贴资金来源尚未落实，截至年底，电价补偿累计缺口达亿元。根据彭博新能源财经估计，到年，国内可再生能源电价补偿累计缺口将超过亿美元，缺口达到峰值，到年补贴缺口才会消失。

在此背景下，随着光伏发电成本不断下降，-年各地补贴逐渐退坡。截至M4，公司对I、II、III类地区并网电价分别为0.49、0.40、0.35元/千瓦时，较M8时的电价下降了一半以上；同时分布式补贴从M8的0.42元/千瓦时下降到M4的0.05元/千瓦时。年12月29日，国内首个大型平价上网光伏项目在青海格尔木正式并网发电，树立了光伏发电行业重要的里程碑。国家发展改革委、国家能源局发布的《关于公布年风电、光伏发电平价上网项目的通知》指出，年风电平价上网项目装机规模11.40GW、光伏发电平价上网项目装机规模33.05GW。

年起，我国正式迈入光电平价上网时代。6月11日，国家发展改革委印发《关于年新能源上网电价政策有关事项的通知》，指出今年起中央财政不再对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目进行补贴，实行平价上网，8月1日起执行；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。

（1）退补/平价上网影响之一：促进行业重新整合

新政降低补贴力度，国内光伏电站资产交易市场在新政后呈现爆发式增长。年，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于年光伏发电有关事项的通知》（简称“新政”），叫停普通地面式光伏电站的新增投资，控制分布式光伏规模，降低补贴力度，此后国内新增光伏装机容量随之大幅下滑的同时，收并购交易也更加活跃。此后的不到半年时间内，交易数量、金额、容量超过了前三年的总和，共计完成11起交易，交易容量MW，交易金额接近90亿人民币。

其中发生的交易以同行并购为主，收购方规模较大，卖方多为实力较弱的光伏企业。年光伏标杆电价补贴政策出台以后，当时光伏电站的项目投资回报率高达15-20%，远高于国内制造业平均8%的年化收益率，同时电站投资的融资难度远远低于制造端，大量民企通过高负债进行快速扩张。但是随着光伏电价补贴政策回归合理区间，高负债企业或由于补贴延迟、融资成本高昂造成资金周转出现问题，或由于自身前期快速发展阶段负债率较高出现债务危机等问题，不得不调整经营战略，大量出售电站资产。例如，新政后，一批资金不足、盈利承压较大、管理能力欠缺的中小电站通过出售电站资产谋求快速退出。

（2）退补/平价上网影响之二：发电企业补贴依赖度降低，财务状况有望改善

平价后补贴拖欠的压力及影响将逐渐减小，光伏电站资产质量优化。电站的回报率基于补贴，但是国内光伏补贴由可再生能源发展基金提供，其资金主要来自可再生能源电价附加。在可再生能源电费附加征收标准不变的情况下，由于全社会用电量增长相对平稳，而光伏新增装机量在政策支持下快速增加，导致新能源补贴入不敷出，补贴不能及时发放，形成大规模的补贴拖欠，补贴缺口预计到年达到顶峰，-年左右才能完全支付。根据第六批、第七批补贴目录光伏电站项目补贴发放速度来看，补贴延迟一般在2年左右，造成光伏运营企业应收账款高企，这是影响光伏电站企业现金流状况一个重要因素。随着平价实现，未来的光伏电站项目回报水平会提升，实现无补贴盈利，新建电站资产的收益质量将得到优化，光伏运营企业的财务状况也有望逐步好转。

三、公司分析：规模优势显著，龙头地位稳固

3.1光伏玻璃：多重优势构筑护城河，提升公司盈利能力

3.1.1基于规模的原材料采购优势

光伏玻璃的成本主要来自于原材料和燃料动力，尤其原材料占比41.8%。原材料主要包括石英砂和纯碱。中国从事石英砂生产的企业大约多家，普遍规模较小，较少企业年产能超过万吨，行业竞争激烈，从而使得石英砂供应商议价能力相对有限；中国是纯碱产量最大的国家，纯碱行业集中度较高，大型纯碱生产商拥有较大的议价权。

作为全球最大光伏玻璃生产商，公司在原材料采购成本上具有显著优势。信义光能的母公司信义玻璃是全球第一大浮法玻璃生产商，石英砂、纯碱是两家公司生产玻璃时共同的原材料，采购量大幅多于同行，且两家公司的大部分厂房相邻，通过共同采购原材料的策略提升了对上游客户的谈判议价能力，其他同行无法复制这一成本优势。此外，光伏玻璃需含铁量低的超白石英砂，信义光能年在广西北海采掘超白石英砂以稳定原材料供应，石英砂矿资源量.03万吨，且靠近2条吨/日的生产线。

3.1.2基于规模的生产成本优势

第一，公司使用自供天然气作为燃料，具有一定成本优势。相比普通浮法玻璃，生产光伏玻璃的能耗更高。燃料动力是光伏玻璃的第二大成本来源，占比大约39.8%。有别于大部分同行使用重油作为能源，信义光能采用天然气作为主要燃料，相比采用石油的光伏玻璃企业，其燃料成本相对稳定。且公司的全部天然气都是自供气，跳过了城市燃气商的工期环节，成本更低。

第二，公司自用码头降低物流成本。光伏玻璃企业通常通过海运购进原材料、跨区域调货和发货。信义光能走货量大，在安徽芜湖配备了自用的港口码头资源，截至M7芜湖产能占到公司65.6%的产能，有助于强化公司的物流能力。

第三，相较于小窑炉，公司先发布局的大型窑炉主要有5大成本优势。玻璃窑炉是玻璃工厂中最重要的、投资最大的设备，其他设备的规格和数量都是围绕窑炉的产能来设计的。窑炉的规格、结构设计和细节优化水平很大程度决定了整体产线的生产状态。大窑炉的优势主要体现在以下5点。1）降低单吨能耗：大窑炉炉体表面积及表面散热不呈线性比例增加；孔口溢流损失相差不大；烟气排放带走的热量也不随熔化面积增加呈线性比例增加。2）新建大型窑炉的自动化率较高，其员工数量也大为减少。有些新建的自动化千吨以上窑炉原片工人仅需人，而早期的吨窑炉工人数量达人以上。3）窑炉寿命更长：每年折旧成本大幅节约。4）一般来说大窑炉良率更高，因为大窑炉会采用宽版技术，切边减少，从而引起的能耗、人工、折旧损失少。5）单位资金投入更少：根据各光伏玻璃公司的扩产项目，吨/日窑炉的初始投资额在1-3亿元之间，吨/日窑炉初始投资在8-9亿元，1吨/日窑炉的产线初始投资额大约在9-11亿元，窑炉越大单吨日熔量对应的投资金额也越少。

3.1.3公司龙头地位稳固，资金优势明显

公司多次通过增发配股补充光伏玻璃扩产所需的资本开支。年来，公司增发配股活动共7次，发行价格从2.07港元持续上升至13港元，单次募资金额亦大幅提升。其中，年募集的11.50亿港元部分用于马来西亚光伏玻璃生产厂的资本开支，年募集的2.26亿港元用于扩充、更新及升级光伏玻璃的生产设施，年募集的13.19亿港元部分用于光伏玻璃扩产，M9募集资金中超过20亿港元用于4条光伏玻璃产线（每条熔量吨/日）的建设，M12募集的39亿港元亦部分用于光伏玻璃扩产。

公司多年持续投入大量资本。年及以前，信义光能capex远超同行，与行业第二保持20亿港元以上的差距。-年，信义光能与福莱特capex差距收窄，但仍存在9-10亿港元的差距。年以来，信义光能与福莱特均加速扩产，加大资本开支，capex分别为25.8亿港元、19.5亿人民币。

经历多年持续扩张，公司产能为行业第一，且仍在加速扩产。公司在国内外均有光伏玻璃生产基地，分别坐落于芜湖、天津、北海和马来西亚，目前日熔量吨，全球排名第一。预计年末产能将达13吨/日，同比增长41%；年产能将达21吨/日，同比增长58%。

随着大型窑炉成为行业发展的趋势，新产线初始投资额变大抬升准入门槛。从年光伏玻璃实现国产化至今，单个窑炉体量不断增加，一窑多线的窑炉开始推广，窑炉产能规模从吨/日不断提升至吨/日、吨/日、吨/日、吨/日，龙头企业一直引领大窑炉趋势，目前行业能运营千吨窑炉的企业主要是信义和福莱特。从各家光伏玻璃企业规划投建的产线规模来看，福莱特、旗滨集团、南玻等均计划投建1吨/日的窑炉，行业龙头信义在建产线则都是吨/日规模。大窑炉的初始投资成本相比小型窑炉大幅提升，加上目前各大光伏玻璃厂商对中长期需求乐观，纷纷通过扩产抢占市场，资本实力将成为竞争的主要门槛。

而公司现金充沛，足够资本开支。年末，公司现金及现金等价物共93亿港元。至H1，公司现金已超百亿。而同行业其他公司相对资金不足，其当前资金实力对产能规划落地的支持作用相对有限。

3.1.4公司技术领先，产品引领行业趋势

公司注重研发，积极构建研发创新体系。公司积极参与国内外学术、技术交流，增强与各科研院校的合作，全力构建企业、大学、研究院所等三位一体的产、学、研相互交流平台，拥有自己的玻璃研究院，开展基础和应用研究及新能源项目的开发，推动技术进步和科技创新，成为高新科技成果产业化的孵化器。目前，公司汇聚来自国内外多名薄膜技术、太阳能技术等领域的顶尖专家和优秀人才。

与此同时，公司拥有完备的人力资源制度和激励奖励措施。公司对科技人员建立了多项人才激励制度，根据公司“专利奖励制度”“科技成果表彰办法”“技术创新奖励办法”“改善提案管理办法”“公司规章制度”等奖励政策，给予重大贡献的科研人才特别奖励。公司每年都开展技术研讨会，设立健全的职称评审制度，形成科学的人才培训、交流、学习提高的机制，不断提升各级研发人才的专业技能，为企业的技术创新积聚力量和做好知识、技术资料的储备，建立可持续的人才发展基础和机制。

公司在新产品的推出上走在行业前列，毛利率阶段性受益新产品。在研发、技术领先的前提下，公司积极倡导和主持、参与各类标准制定、修订工作，引领行业发展潮流。无论是薄片化还是大尺寸产品，在每一次新产品变为主流产品前，其对毛利率具有更明显的正向帮助，公司盈利能力也因此受益。从厚度来看，目前市场上主流光伏玻璃产品是3.2mm，由于2.0mm产品对生产能力的要求更高，具有成熟生产工艺的厂商数量相对较少。从面积来看，大尺寸是行业的发展趋势，但是生产大尺寸玻璃需要更大的窑炉和更高的工艺水平，市场上能够量产大尺寸玻璃的厂商主要就是信义和福莱特，其他厂商的供应能力非常有限。产品结构也是信义光能光伏玻璃毛利率高于同行的原因之一，加上行业并不是一个后发优势很强的行业，没有颠覆性的技术路线创新，信义的盈利能力有望持续保持领先。

3.2光伏电站：业务稳步增长，平价上网有助于资金回流

3.2.1光伏电站业务稳步增长

公司光伏电站布局以安徽省为主，截至H1已核准的并网规模有大约47.2%在安徽省。此外，公司在湖北、广西、天津、河南和河北等地也有所布局，湖北和广西分别有兆瓦、兆瓦项目，分别占比14.9%和11.5%。

公司光伏发电场数量不断攀升，核准并网规模增长迅速，其中以集中式项目为主。截至年公司拥有41个光伏发电场，其中有9个发电场为年内建设而成。截至H1，公司有兆瓦的项目，其中包含兆瓦集中式项目、38兆瓦商业分布式项目和兆瓦分布式自用项目。尽管Q1年受疫情影响，光伏项目建设出现延误，但公司仍然实现新增并网容量兆瓦，超越兆瓦的年度目标，年已核准并网规模较年增长了31.9%。年，公司并网目标仍为兆瓦。

年公司加权平均上网电价为0.74元/千瓦时，远高于平均发电成本。年公司光伏发电业务毛利率高达72.5%，盈利能力很强。根据国家能源局数据，-年以来，光伏发电成本从0.5-0.7元/千瓦时不断下降，至年成本低至0.38元/千瓦时，未来的新项目将实现更低的发电成本，其盈利模型可以得到不断改善。

从业务结构上来看，由于EPC业务占比下降，年后公司光伏发电板块盈利能力改善。以往公司单独披露电力销售、电价调整、EPC等分部业务，年起对EPC业务的重视程度下降，其不再是公司的核心业务之一，EPC收入骤降。直至年，公司不再单独披露电力销售、电价调整、EPC等业务的业绩，而统一整合为光伏发电场。由于毛利率较低的EPC业务占比下降，公司在光伏发电板块的毛利率得到显著改善，-年基本维持在70-75%水平。

3.2.2公司与信义能源协同发展

从所有权方面来看，公司拥有的项目以透过信义能源间接持有为主，直接持有为辅。截至H1，公司有兆瓦为透过信义能源持有，占比约61%，其中持股50.5%的有兆瓦、持股47.55%的有兆瓦；有兆瓦集中式项目和兆瓦分布式项目为公司全资持有，合计占比36.2%。

信义光能主要负责发电场的开发和建设，信义能源拥有认购期权和优先购买权。信义光能持有信义能源50.05%的股份，两者在财务和管理上都是独立运行的。信义光能将电站建成以后，由信义能源决定是不是要购买，若购买的话，电站资产全部转移给信义能源，信义光能退出；若没有出售，信义光能持有资产，委托给信义能源运维，信义光能向信义能源支付运维费。

分拆信义能源后，公司多次向信义能源出售光伏电站。年，公司向信义能源出售兆瓦光伏电站项目。年，公司再次向信义能源出售兆瓦电站项目，协定收购总价约万港元。

分拆有利于二者更好发展。对信义光能来说，分拆光伏发电业务可以使得该板块的估值获得释放；且出售已建成的光伏发电场给信义能源使信义光能加快现金流周转，未来光伏发电场开发和建设提供资金支持。对信义能源来说，通过分拆，其建立了自身的集资平台，直接进入债券及股票资本市场，有效锁定目标投资者，释放业务真正隐含价值。

3.2.3平价上网有利于公司资金回笼

公司的补贴缺口较大。截至和年末，公司的电价调整（主要是政府补贴）应收贸易账款分别为28.6亿港元、38.9亿港元，均占当年公司整体营业收入的31.5%，分别占当年流动资产的43%、16%。-年，公司补贴收款金额分别为6.2亿港元、5.5亿港元，补贴缺口仍大。

公司已将发展重点转移至平价上网项目，未来将更好地向平价上网时代过渡。由于补贴比例下降及平价上网政策申请程序简化，公司年便开始重视平价上网项目。根据公司公告，年公司在广西、广东、安徽及河北完成兆瓦的平价项目并网。凭借公司EPC团队丰富的经验，以及不断下降的光伏成本，预计公司平价项目能够迅速扩展至更多地区。随着对补贴的依赖逐渐降低，我们预计光伏发电项目未来将为公司提供更可预测及更稳定的现金流量。

四、风险提示

行业产能过度扩张导致光伏玻璃价格下跌超过预期的风险。行业龙头近年来持续扩产，未来仍将继续扩大产能，可能导致光伏玻璃供给在一定程度上过剩。我们已经假设未来两年光伏玻璃均价呈下降趋势，但仍存在其价格下跌超过预期的风险。

装机量不达预期的风险。我们根据政策目标和行业协会的预测量估计了未来几年的光伏发电装机量，并根据今年上半年实际装机情况和光伏上游供应链产品价格波动情况做出响应调整。但仍存在装机量不达预期的风险。

电站业务核准并网规模不达预期的风险。我们根据公司以往年份的电站核准并网规模预测了未来几年的核准并网规模。但今年公司并网进度略慢于预期，存在核准并网规模不达预期的风险。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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