光伏行业2023年投资策略：景气相随，拔萃鼎新

（报告出品方：中信证券）

供应链瓶颈逐步消除，释放需求增长潜能

硅料产能加速释放，价格中枢逐步回落

硅料供应紧张，价格高企，掣肘近两年光伏装机增长空间。近两年来限制光伏装机增 长的最大瓶颈在于上游硅料环节。通常硅料价格每上涨 10 元/kg，对应组件成本上涨近 3 分/W。按照 2022 年 11 月末约 300 元/kg 的单晶致密料价格，组件端单瓦硅成本较 2020/21/22 年初分别上涨约 6/5.5/2 毛左右，同时推升组件价格上涨致终端电站项目收益 率承压，致使国内光伏地面电站项目 IRR 多已降至 6%以下的较低水平。

硅料产能加速释放，预计 2022/23 年有效产能约 89/150 万吨，增幅约 45%/70%。在 融资环境改善和高盈利的驱使下，近年来国内多晶硅行业进入扩产高峰期。根据有色金属 协会硅业分会统计，并结合主要厂商扩产节奏，我们测算截至 2022Q3 全球光伏硅料名义 产能约 91 万吨，预计年末名义产能将增至 117 万吨；而考虑新产能爬坡进度和部分产能 检修影响，预计 2022 年全年有效产能将达约 89 万吨。2023 年预计行业产能释放进度将 进一步加快，年末名义产能将达约 220 万吨，而年化有效产能或达 150 万吨左右。

2022H2 硅料产能加速释放，硅料紧缺情况逐步反转。随着国内硅料新产能持续释放， 月产量从今年 1 月的 5.2 万吨左右，逐步提升至 11 月的约 9.4 万吨，环比增长迎来加速。在硅片行业同样处于快速扩产的背景下，今年 1-10 月国内硅料-硅片产量持续处于倒挂状 态但缺口逐步减小，而 11 月开始国内硅料产量逐步与硅片打平，同时考虑部分进口硅料， 目前国内硅料已出现供大于求的状态，持续两年的硅料紧缺情况开始反转。

2023 年硅料供应瓶颈将逐步消除，打开光伏装机增长空间。若假定按照 2022/23 年 全球光伏新增装机分别为 250/350GW 以上的预期预估，组件生产对应的硅料需求量约 84/112 万吨。结合我们对硅料有效产能的估算，我们预计 2022 年各季度全球硅料供需比 基本在 1-1.1，若考虑多数企业 1 个月左右的备库需求，实际供需持续处于紧张状态；而 2023 年硅料供需比例将提升至 1.3-1.4，硅料供应紧张格局有望迎来明显缓解。若仍按 1.1 左右的供需比测算光伏潜在装机增长空间，则 2023 年可满足新增装机上限有望达 450GW 左右。

预计 2023 年硅料价格中枢将温和下降，价格需求均衡点或在 200 元/kg 以上。基于 保守测算，若考虑大部分国内地面电站对项目收益率的边界条件要求为 7%左右，对应组 件的价格需降至 1.7-1.8 元/W，换算下来硅料价格下限或在 200 元/kg 左右，仍处在相对 高位。同时，硅料降价后光伏产业链成本下行，将进一步刺激更广泛的终端装机需求释放 （并为储能、EPC 等下游环节让度利润）。因此，我们预计 2023 年光伏装机有较大负反 馈弹性，尽管短期市场在找到新的价格均衡点前硅料降价有可能加速，但总体来看价格中 枢有望在震荡中温和下降。

高纯石英砂持续紧张，但非硬性瓶颈，价格极具上涨弹性

高纯石英砂供应持续紧张，其中内层砂产能尤为短缺，或将调降内层砂用量比例。石 英坩埚是光伏硅片长晶中的重要耗材，其原材料高纯石英砂在下游需求快速放量而短期增 量供给 有 限 的 情 况 下 ， 供 需 格 局 持 续 趋 紧 。若 按 照 2022-24 年全球 光 伏 装 机 250/350/440GW（对应硅片产量约 313/438/550GW）测算，预计光伏硅片对高纯石英砂 总需求将分别达6.2/8.8/11.2万吨，其中更高品质内层砂的需求量分别达2.5/3.1/3.9万吨。而高纯石英砂供给端相对刚性，短期厂商扩产有限，预计 2022-24 年全球高纯石英砂供应 量分别约 6.5/9.8/14.4 吨，对应供需比分别为 1.05/1.12/1.29，近两年处于紧平衡局面；尤 其是其中更高品质的内层石英砂目前仍基本依赖进口，我们预计 2022-24 年产能仅 2.6/2.8/3.4 万吨左右，且供需缺口或逐步扩大，供给紧张程度尤甚，或迫使部分企业降低 对内层坩埚质量要求，调低内层砂用量比例。

供给紧张+传导顺畅，高纯石英砂价格有望持续上行。由于高纯石英砂供不应求，2022 年来其价格持续上涨，也推动了石英坩埚制品价格明显上行。但考虑到石英坩埚在硅片成 本结构中占比较小，年内价格大幅上涨后也只由约 1%提升至约 2%；即使其价格再涨 1 倍，考虑硅料降价，预计其在硅片成本中占比亦仅 4%，对硅片盈利影响较小。因此，我 们预计随着高纯石英砂供需趋紧，其价格上涨阻力不大，有望持续走高。

石英坩埚供应紧张在一定程度上影响硅片新产能充分释放，有助于缓解硅片竞争压力， 但非硬性限制。在大尺寸升级加快、行业技术及成本曲线趋于扁平化的情况下，2022 年 单晶硅片环节迎来加速扩产潮，预计 2022/23 年底硅片总产能或超 640/870GW。针对高 纯石英砂供不应求的问题，行业头部厂商凭借供应链优势，提前做好相关产品配套布局；而部分中小厂商也在通过提升坩埚国产砂用量比例来应对，但在坩埚寿命、更换频率等方 面也会造成负面影响。总体来看，考虑适当增加国产砂替代比例，以及在品质效率波动可 接受程度内降低产品要求，预计 2023 年高纯石英砂实际仍有望支撑近 500GW 硅片生产 需求，供给缺口非刚性，限制作用非硬性，但仍将使得部分硅片企业新增产能释放进度受 限，有助于缓和硅片行业过剩竞争压力，且其中超薄硅片供应或仍将有结构性偏紧压力。

光伏装机增长中枢上行，地面电站有望盈利复苏

国内：分布式延续高增长，集中式有望显著复苏

风光项目储备丰富，“十四五”光伏年均装机目标或超 100GW。国内已发布“十四五” 风光新增装机目标的 30 个省市，共规划光伏风电装机容量约 874GW，其中我们预计光伏 项目约 500GW 左右，占比近 60%，对应“十四五”年均安装目标或达 100GW 以上。

光伏组件招标高增长，待开工项目储备丰富。2022 年 1-11 月上旬，国内光伏组件招 标规模达 120GW 左右，较 2021 年全年招标量增长近 3 倍，为 2023 年装机快速增长进一 步奠定充足的项目基础。

供应链降价推动电站收益率回升，刺激国内集中式装机需求回暖。国内新能源项目储 备丰富，目前仅“十四五”期间便规划了两期近 300GW 风光大基地项目，其中光伏项目 占比或达 150GW 以上。但受制于原材料价格高企导致的项目收益率承压，近两年来对收 益率相对更敏感的地面电站项目建设进度低于预期。随着 2023 年硅料、组件价格有望迎 来趋势性回落，保守估计在 1.75-2 元/W 的组件价格区间内，可保障国内多数省份光伏地 面电站项目收益率重回 7%左右的合理水平，刺激电站装机需求实现加速回升。

预计国内 2022/23/25 年光伏装机量将达 90/140/220GW 左右，分布式延续高增长， 地面电站加速复苏。在供应链成本上涨压力下，国内分布式项目仍维持较可观盈利，延续 高增长趋势，2022M1-10 国内光伏装机量达 58.24GW（+98.4% YoY），其中 22Q1-3 户 用/工商业分布式装机占比分别达 32%/36%；在 22Q4 硅料价格降幅有限的情况下，预计 分布式项目仍将作为国内光伏装机主力，全年总装机量有望达 90GW 左右，分布式占比或 近 6 成。而随着 2023 年起硅料等环节新产能释放，成本逐步回落，此前受低收益率压制的地面电站装机或迎复苏，装机比例有望回升，预计地面电站同比增速有望达 80%，而分 布式增速亦有望维持近 40%。在政策支持和经济性提升的共振下，我们预计国内光伏装机 有望持续快速增长，2022/23/25 年新增装机量或分别达 90/140/220GW 左右。

全球：能源转型+能源危机，刺激光伏装机加速提升

海外光伏需求旺盛，组件出口快速增长。在能源危机和各国新能源转型政策支持力度 加强的情况下，2022 年海外光伏产品供应链需求增长迎来明显加速。据 Solarzoom 测算， 2022 年 1-10 月，中国光伏组件出口规模近 135GW（+~65% YoY），我们预计全年出口规 模将达 150GW 左右（+~50% YoY），反映了海外光伏装机的高增长。

俄乌冲突加剧能源紧张局势，能源短缺+高收益率驱动欧洲分布式光伏装机放量。2022 年以来，俄乌冲突所引发的能源危机，进一步推升欧洲天然气价格，进而使得欧洲电价飙 升，且持续面临缺电困难。近两年以来，德国电力市场集合电力价格已由此前 50 欧元/MWh 以下大幅上涨至高点近 400 欧元/MWh。在面临用电短期压力，以及项目收益率大幅提升 的刺激，2022 年欧盟分布式光伏装机需求空前高涨，预计在整体装机规模中占比近 6 成， 有望将欧洲全年光伏装机推升至 55GW 左右，实现同比翻倍增长。同时，考虑到俄乌冲突 影响持续性超预期，能源价格维持高位成为新常态，欧洲用户对光伏系统的接纳程度和配 置意愿不断深化，且德国计划 2023 年免除户用光伏所得税及建筑光伏系统增值税的措施 也有进一步激励作用，因此我们预计 2023 年欧洲分布式光伏仍有望稳步增长。

欧洲持续推进能源转型，光伏地面电站有望逐步接力分布式放量，装机增长仍然强劲， 预计 2023 年装机近 75GW。除了居民自发性的装机需求高涨外，欧洲各国为加快摆脱对 俄罗斯的油气依赖，也在自上而下地加快推进可再生能源部署。其中，欧盟“减碳 55%” 政策组合中将 2030 年可再生能源的总体目标从 40%提高到 45%；此外，欧盟拟持续简化 光伏项目许可和开发流程，缩短审批时间，并进一步放开单一项目容量限制和容配比，且 占绝大多数的 PPA 定价销售电力基本不受现货市场电价波动影响，有望为未来两年欧洲光伏电站装机增长奠定高景气基调。考虑到欧洲光伏地面电站通常 2 年左右的开发周期，在 政策支持力度加大和项目经济性提升的背景下，预计在 2023/24 年地面电站项目有望接力 户用项目高增长。综合来看，我们预计欧洲 2023 年光伏装机近 75GW，同比增长约 35%。

美国光伏潜在需求旺盛，但产品进口面临 UFLPA 制约，装机增长不确定性犹在，预 计 2023 年装机量约 25-45GW。2023 年美国光伏装机仍有不确定性：一方面，今年以来 美国电价亦加速上涨，拜登政府力推 IRA 法案，不惜通过补贴的方式来进一步拉动美国光 伏装机增长和产业发展，且针对此前东南亚电池组件的“反规避”调查也发布了豁免两年 的最终裁决，以消除未来两年东南亚生产的光伏产品出口美国的关税隐患，进一步释放需 求增长潜力，可跟踪项目需求超 300GW；但另一方面，美国光伏供应链仍严重依赖中国 厂商，而目前中国企业仍面临 UFLPA 的限制，即当光伏产品出口至美国时需提供完整的 证据链，证明产品及原材料来自中国新疆以外地区，导致对美组件出口遭遇多次扣留和周 期延长的问题，美国市场光伏产品供应紧张。尽管未来有部分中国企业有潜力赴美建厂， 实现制造出海，但短期看，美国市场难以解决光伏需求持续增长而供应受人为限制的问题， 2022 年美国光伏新增装机规模面临下滑压力。近期晶科能源相关暂扣部分组件获美国海 关首批放行，事态有边际好转，但基于 UFLPA 法案后续执行力度能否放松有不确定性， 我们预计 2023年美国市场光伏装机或达 25-45GW，波动区间较大，中枢规模预计约 35GW。

预计 2022/23/25 年全球光伏新增装机望达 250/350/550GW。2022 年底光伏行业有 望重回成本下降通道，同时借助能源变革和扶持政策推动，需求整体有望维持快速增长， 我们预计 2022/23/25 年全球光伏装机量将分别达 250/350/550GW 左右，且地面电站装机 占比将有所回升。

N 型电池风起云涌，新技术创造新机遇

N 型电池产业化加速，TOPCon 引领，HJT 等跟进

技术增效是光伏长期降本的根本路径，今年以来随着以 TOPCon 为代表的新型高效电 池技术进入规模化推广应用，这一进程迎来再次加速。新型电池技术百花齐放，TOPCon 产业化领先。P 型 PERC 电池目前量产转换效率 已达 23.5%左右，逐步接近理论效率上限 24.5%；而 N 型 HJT、TOPCon 极限效率分别 达 27.5%和 28.7%，且 2024 年量产效率有望提升至 26%以上，将突破 P 型电池持续降本 瓶颈；xBC 电池拥有更高的转换效率提升空间，在高端市场有望持续突破，但由于工艺复 杂，短期难成主流。我们认为，在诸多新电池技术中，TOPCon 技术产业基础已然成熟， 性价比竞争力不断提升，有望成为未来几年的主流电池技术，且通过多种技术路线的进一 步融合优化，有望具备长期竞争优势。

HJT 转换效率持续提升，逐步具备规模量产基础。根据隆基绿能官网信息，今年 11 月 19 日，隆基自主研发的 HJT 电池转换效率达 26.81%，打破了尘封 5 年的全球硅基太 阳能电池效率最高纪录。从 2021 年 6 月至今，隆基高效 HJT 电池研发团队不断打破并刷 新硅异质结电池世界纪录，且通过可量产设备、技术和全硅片大面积制造，为后续规模化 量产打下坚实基础。同时，其他电池企业也在 HJT 效率方面持续突破，并且不断推进规模 化量产。

HJT 电池推广进度取决于降本速度，目前产业界主要从银浆、硅片及设备三方面着手：1） 银浆成本：低温银浆国产化+银包铜+0BB 技术，有望带来 50%降本空间。①目 前低温银浆以日本京都 ELEX 产能为主，国内苏州晶银、聚合股份等企业逐步实 现国产化突破，价格下降超 20%；②目前海外银包铜技术相对较成熟，银含量降 至 40%以内，国内基本实现 70%的银含量产品，目前在往 40%以下银含量突破；③低温银浆工艺有利于降低栅线宽度至 15μm 以下，SMBB、0BB 技术的银浆用 量分别下降 20%、35%；④通过高精度无接触焊接的新型印刷技术降低银浆耗量， 迈为股份、帝尔激光等均持续研发。通过以上技术组合，预计未来银浆耗量可降 至 12mg/W 以内，降本幅度超 50%。此外，随着电镀铜技术逐步成熟，长期有望 取代银浆料，大幅降低浆料成本（但同时增加图形化+电镀设备折旧成本）。2） 硅成本：HJT 硅片减薄降本提效，厚度减薄空间超 40%。目前 PERC 硅片主流 厚度降至 150μm，进一步下降空间有限，而 HJT 电池少子寿命长、对称结构，薄 片化不影响效率，硅片厚度有望在2023年降低至120μm以内，硅成本或比PERC 低 20%以上，且长期看 HJT 硅片有望减薄至 100μm 以内。3） 设备降本：规模效应提升，投资成本摊薄。HJT 制作工艺流程大幅简化，制绒清 洗、非晶硅薄膜沉积、TCO 薄膜沉积、电极金属化四个步骤，分别对应制绒清洗、 PECVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道工艺设备。随着迈为股份、捷佳伟创及钧石 股份等国内设备厂商积极推进 HJT 整线设备产业化，有望带动核心设备单 GW 投 资额从目前 3.5-4 亿元降至 2-2.5 亿元，对应折旧成本下降约 0.02 元/W。

TOPCon 成本将逐步与 PERC 追平，HJT 成本差距亦逐步缩小。从成本端来看，得 益于薄片化进展加速和转换效率提升，头部厂商 TOPCon 和 HJT 电池硅成本已逐步低于 PERC，而非硅成本较 PERC 分别高约 0.04 和 0.13 元/W 左右，主要来自 N 型设备折旧 成本与银浆耗量提升所致，随着 SMBB、银包铜等技术推广，银用量有望进一步下降；N 型组件对封装材料要求高于 PERC，但得益于单位面积组件功率提升，与面积相关的胶膜、 玻璃、边框及焊带等辅材单瓦用量略有下降，因此组件封装环节成本可至更低。综合来看， 我们预计 2022 年底头部企业 TOPCon 组件生产成本将逐步追平 PERC，未来有望进一步 反超；而 HJT 也在加速缩小与 PERC 的成本差距，领先企业或将于 2023 年底前逐步打平。

龙头新秀齐扩产，TOPCon 产业化全面加速，2023 年有望新增落地约 200GW。根据 各企业已公布的扩产情况及规划，截至 2022 年 12 月初，市场已投产 TOPCon 电池产能 超 33GW，在建和即将开建产能超 250GW（预计其中 2022 年投产超 40GW，2023 年投 产约 200GW），2025年前已披露规划总产能超 380GW，不但包括头部主流厂商晶科能源、 晶澳科技、天合光能等大规模扩产，还有聆达股份、沐邦高科、皇氏集团等新进入者强势切入。此外，TOPCon 技术可以最大程度兼容 PERC 产线，在目前行业超 300GW 的 PERC 产线中，其中 100GW 以上产能仍具备升级为 TOPCon 的可行性和竞争力。

提效&降本空间大，HJT 电池片已规划产能达 170GW，2023 年有望落地约 50GW。2022 年之前，因 HJT 产线设备投资额度大，工艺成熟度和产品性能有待提升，国内外多 数电池厂商处在 MW 级中试或观望中。随着设备国产化和工艺提升加速，华晟新能源、金 刚玻璃、宝馨科技等新进入厂商纷纷投建 HJT GW 级量产线；而对于 PERC 时代的龙头 厂商而言，通威股份等也开始布局 GW 级 HJT 产线；海外梅耶博格、REC 等电池厂商也加速规划 HJT 电池量产线。我们统计，截至 2022 年 12 月初，全球 HJT 规划产能已达 170GW，预计 2023 年落地规模约 50GW，规模化扩张将进一步加快。

TOPCon 电池引领市场需求升级，HJT 等多种技术有望遍地开花。基于 TOPCon 电 池持续提升的性价比竞争优势，并考虑到新产能投产及释放节奏，我们预计 2023-25 年行 业 TOPCon 电 池 出 货 量 将 达 130/230/350GW 左 右 ， 对 应 市场渗透率或分别 约 30%/42%/51%，有望占据中长期主流地位；同时，考虑 HJT、xBC 类电池等技术逐步放 量，预计 N 型电池渗透率将分别提升至 35%/55%/70%以上，有望呈现多种技术路线共存 纷呈的局面。

技术升级带来市场红利，高效电池延续强势周期

随着技术变革再深入，N 型电池盈利溢价持续。参考上一轮单晶 PERC 对 BSF 电池 替代进程，PERC 的溢价红利期在 2017Q3-2019H1，溢价呈现先低-后高-再低的走势，其 核心原因在于新品性能优势和供需格局的变化。目前 TOPCon 组件较 PERC 组件国内外 单瓦平均溢价分别达 1 毛和 2 毛左右，可完全覆盖成本端差异，并实现盈利水平明显提升。随着 TOPCon 等新技术性能优势持续提升，市场主流需求由 PERC 转向 N 型新技术， N 型电池溢价有望持续，盈利优势有望进一步凸显。

新型高效电池扩产升级带来供应紧张格局边际缓和，电池片盈利或趋于分化，N 型量 产领先的厂商有望巩固盈利优势。今年初以来，随着电池片需求加速向大尺寸产品升级， 大尺寸高效电池片供应持续趋紧，同时在硅片供给相对充分的情况下，PERC 电池片价格 逐步相对强势，盈利迎来持续回升。展望 2023 年，随着大尺寸 N 型和 P-IBC 高效电池加 速扩产，电池片供需紧张局面有望边际缓解，仅看有效增量部分电池供需分别约 170GWh 和 130GW，对应供需比约 1.3；但考虑到行业需求快速向高效大尺寸升级，以及龙头通威 股份原有外供电池片产能或有较大比例转向一体化自供，第三方优质高效电池片实际供应 增长或仍较为缓和。这一局面下，我们预计 2023年电池片行业盈利将出现分化，其中 PERC 电池片盈利较 2022H2 或逐渐回落，中小尺寸产品将被进一步出清；但具备明显性价比优 势的 N 型等高效电池片或面临结构性紧张格局，溢价有望进一步体现，拥有更多新型高效 电池片产能和产品的领先厂商有望进一步巩固盈利优势。

TOPCon 厂商产品和进度仍有分化，头部企业率先受益。目前 TOPCon 电池厂商量 产数据存在明显的梯队分布，第一梯队（如晶科能源、钧达股份）量产效率逐步达到 25% 左右，良率在 98%上下；第二梯队效率达 24.7%以上，良率在 97%左右；而其余厂商效 率基本在 24.5%左右，仍有进一步提升空间。我们认为，TOPCon 电池工序和设备环节多， 生产工艺复杂，预计厂商之间在稼动率、效率、良率及成本控制等方面的梯队效应仍将持 续，率先量产和技术储备较深的公司，将充分享受 N 型技术发展的红利。

N 型电池迎扩产潮，设备需求持续放量

TOPCon 实现多技术路线并进，产业化寻找工艺最优解。TOPCon 制造有三个核心工 艺，包括界面氧化物生长、本征多晶硅沉积及多晶硅掺杂，核心设备技术路线包括LPCVD、 PECVD、PVD、PEALD 和 APCVD。LPCVD 是目前最成熟的主流工艺，但存在绕镀问题， 其他技术主要围绕减少绕镀问题而展开，其中 PECVD 和 PVD 技术研发取得良好进展， 国内厂商也在持续推进产业化，PEALD 方案也在持续的推进中。我们认为 LPCVD 设备和 PECVD 设备都将成为 TOPCon 电池扩产的主流选择，其中 PECVD 设备在产出效率、投 资成本、解决绕镀等方面具备较强的竞争力，预期后续 PECVD 的产业化落地将进一步加 速，客户面有望进一步拓宽。

N 型电池产能快速扩张，核心设备需求放量。我们估计，目前 TOPCon 新增产线单 GW 投资约 2 亿元左右，而在 PERC 基础上升级为 TOPCon 单 GW 投资约 0.7 亿元左右， 且随着技术优化和效率提升，未来有望稳步下降。基于目前 TOPCon 行业扩产和改造升级 需求，我们预计 2023 年 TOPCon 电池片设备投资额将超 370 亿元，2024 年将超 460 亿 元，市场空间迎来快速扩张。其中，激光 SE 凭借提效 0.2%以上的能力有望在 2023 年获 得 TOPCon 厂商加速推广，预计 2023/2024 年对应设备投资额 18/25 亿元。而对于 HJT， 随着产业链降本提效持续推进，扩产速度将明显加快，预计 2023/24 年新增产能将分别达 50/120GW，对应设备投资额 150/300 亿元。

N 型组件快速扩产，带动串焊机等组件设备需求持续增长。随着终端需求和 N 型电池 快速起量，新增和存量替代的组件产能也持续扩张。其中，一方面来自于 N 型组件新增扩 产，包括 SMBB、0BB 及 xBC 组件串焊机；另一方面，市场原有的低速 MBB 串焊机也需 要逐步替换更新。我们预计 2023/24 年新增+替换的组件设备市场空间将达 174/200 亿元， 其中串焊机市场容量在 61/70 亿元，延续快速增长状态。

N 型升级+结构优化，辅材增长弹性凸显

把握结构机遇，收获技术红利。随着 N 型电池技术快速推广并逐步成为市场主流，且 地面电站装机占比有望阶段性回升，在行业高景气基调下，我们预计产业链部分辅耗材环 节有望跟随行业规模放量和结构性变化，实现业绩加速增长和竞争力强化。

胶膜：POE 供应趋紧，再续高增长新篇

目前组件封装胶膜以 EVA、POE 和 EPE（共挤型 POE）为主，三者各有优劣。作为 最主流的光伏组件封装材料，传统 EVA 胶膜具有较好的光学性能、粘结性、流动性和性价 比优势，适配绝大多数 P 型组件，目前仍占市场主要份额，但在 P 型双玻和 N 型组件中 面临 PID 衰减问题；POE 胶膜具有更强的阻水和抗老化性能，可大幅改善组件 PID 衰减 等问题，但成本较高且原材料供应受限；EPE 由 EVA+POE+EVA 三层复合并采用共挤出 工艺制造而成，性能介于 EVA 与 POE 胶膜之间，兼具两者部分优势并提升性价比。

不同类型电池组件对胶膜封装方式要求不同，N 型往往需采用更高标准的 POE 胶膜 封装。分技术路线看：TOPCon：正面 PID 效应较强，需要抗 PID 性能更好的 POE 胶膜，同时基于对产品 更高可靠性要求考虑，往往采用双面 POE 封装；随着工艺进一步优化，未来有可能采用 POE+EPE、POE+EPE、双面 EPE、或 EPE+EVA 封装。HJT：ITO 靶材对水汽敏感，需提升水汽阻隔性能，同时为降低钝化层受紫外线辐照 老化，需提高胶膜抗老化性能，往往采用双面 POE 封装；随着工艺逐步优化，未来有可 能采取 POE+EPE 或双面 EPE 的封装方案。xBC：为增强对背面栅线的保护，往往使用 POE 封装，常采用正面 EVA+背面 POE 的方案；未来可能采用 EVA+EPE 封装。双玻 PERC：背玻析出 Na 离子削弱钝化特性，造成 PID 效应，同时为提升水汽阻隔 性，背面往往采用 POE 或 EPE 封装，正面可保留 EVA 封装方式。受益于光伏装机增长、N 型组件升级和双玻渗透，POE、EPE 胶膜需求将快速增长， POE 粒子需求望加速放量。我们按照 4 种不同的情形假设，对 EVA、POE（类）胶膜以 及对应的粒子需求进行了预测。随着 N 型电池渗透率快速增长和地面电站带动双玻渗透率 提升，在封装要求等级由高到低的 4 种情形下，我们预计光伏级 EVA 粒子 2023 年需求量 将达 102~155 万吨，2022-25 年需求量 GAGR 区间为-20%~15%，由于 POE 类产品渗透 和替代，预计需求增长将放缓甚至回落；而 POE 粒子 2023 年需求量将达 80~32 万吨， 占比分别为 44%~17%，2022-25 年需求量 CAGR 区间为 109%~75%。即使按照封装要 求最低的情形 4（EPE 全面替代 POE）测算，未来 3 年 POE 粒子需求亦将高增。

预计 2023/24 年全球光伏级 EVA 粒子供应能力约 180/223 万吨，POE 粒子供应能力 约 45/59 万吨。EVA 粒子方面，2022 年随着国内厂商相关装置加速爬坡和优化，EVA 粒 子产能迎来快速放量，同时考虑韩国乐天等海外企业亦有扩产，预计 2023/24 年全球 EVA 粒子产能约 180/223 万吨。POE 粒子方面，目前供应主要集中于陶氏、LG 化学、三井、 SABIC-SK 等企业，国内产能短期难以突破，万华化学等厂商产能可能需 2024 年前后方 进入批量出货阶段，预计 2023/24 年全球光伏级 POE 粒子有效产能约 45/59 万吨。

2023/24 年 EVA 粒子供应整体较为充裕，预计价格波动趋于缓和；而 POE 粒子供应 将持续趋紧，产能缺口明显，价格有望明显上涨。在 1、2、3 类情形下，2023 年开始 EVA 粒子供给都较为充足，而 POE 粒子供给有明显缺口，尤其是 1、2 类情形下 POE 粒子面 临严重短缺，仅情形 4 能够阶段性满足 POE 粒子未来两年需求。若按照偏中性的情形 3 估算，我们预计 2023/24 年 POE 粒子缺口分别达 1/14 万吨，对应缺口比例为 2%/19%。目前 N 型组件仍多采用高标准的 POE 胶膜封装方案，考虑到 POE 粒子供需格局或快速收 紧，价格有望大幅上涨；同时，持续使用 POE 胶膜封装将无法得到粒子供应端支撑，预 计未来两年胶膜克重将加速下降，以及倒逼 N 型组件厂和终端客户改进产品工艺或降低封 装要求，加快 EPE 对 POE 的替代。

POE 粒子供应紧张再次带来胶膜龙头超额增长机遇。预计 2023 年开始 POE 粒子需 求将持续放量，但供应或将明显趋紧，价格上涨或将超预期，这与 2020-22 年 EVA 环节 的局面有高度相似性。我们认为这趋势将给胶膜行业格局和盈利变化带来三大影响：1）份额集中：胶膜厂 POE 粒子采购压力将显著增加，而其中供应链保障能力较强的 龙头企业和老牌厂商竞争优势有望再次凸显，巩固市场份额优势。2）结构优化：POE 胶膜单平价值量和毛利通常高于 EVA 胶膜，产能配置完善的胶膜 厂商受益于 POE 业务占比提升，有望推动整体盈利能力上升。3）库存红利：组件厂对胶膜价格波动相对不敏感，且在硅料成本有望持续下行的情 况下，胶膜产品或具备较强成本转嫁能力。因此，在粒子涨价周期中，由于通常原材料有 1-2 个月的备库周期，而胶膜定价较快向下游传导，胶膜厂商往往能充分享受相对低价库 存红利，推动毛利率上行。这与过去两年 EVA 粒子涨价推升胶膜厂商毛利如出一辙。

银浆：N 型电池推动需求升级，结构优化带来盈利改善

不同电池类型对银浆要求存在差异，银包铜技术有望助力 HJT 降低银浆成本。光伏 银浆是制备电池片的核心辅材，主要可分为高温银浆和低温银浆，高温银浆在 500℃的环 境下，通过烧结工艺将银粉、玻璃氧化物、其他溶剂固化；而低温银浆则在 200-250℃的 相对低温环境下，将银粉、树脂、其他溶剂等原材料混合。目前 PERC 和 TOPCon 电池 主要使用高温银浆，而 HJT 电池由于非晶硅薄膜含氢量较高等属性，要求生产温度不超过 250℃，因此主要采用低温银浆。HJT 电池降低低温银浆成本的路径主要有 1）使用银包 铜等新型复合型浆料，2）降低低温银浆单耗，3）低温银浆的国产化，4）使用电镀铜替 换低温银浆。其中，银包铜技术通过将银覆盖在铜粉表面以减少银的用量，通过调整银和 铜的比例，能够保证转化效率的同时降低银浆成本，且粉中含铜量越高，能够节约的成本 越多，但是铜含量过高会影响银包铜粉的性能。目前日本 KE 银包铜浆料（44%银，48% 铜）已通过客户验收，国产银包铜浆料（60%银，30%铜）进步较快。随着银包铜浆料逐 步导入推广，有望助力 HJT 降低 30%以上银浆成本。

N 型电池技术发展将推动银浆品类升级和单耗结构性增长。尽管随着丝网印刷技术升 级，光伏银浆单耗呈下降趋势，但是 N 型电池银浆单耗仍明显高于 PERC 电池。目前主 流电池片厂商 PERC 银浆耗量多在 9-12mg/W，而 TOPCon 银浆耗量多在 12-16mg/W， HJT 银浆耗量多在 18-23mg/W。

光伏需求高增+N 型电池推广，2023 年银浆市场有望加速成长升级。随着全球光伏新 增装机快速增长和 N 型技术推广，我们预计 2022-25 年光伏银浆市场需求有望分别达 3875/5250/6210/7294 吨，对应 CAGR 约 23%，2023 年增速约 35%；在银粉成本趋稳的 假设下，预计市场空间分别为 182/252/300/343 亿元，对应 CAGR 约 24%，2023 年增速 约 39%。其中，更高技术壁垒和价值量的 HJT 低温银浆（含银包铜）CAGR 或进一步超 130%，占总银浆需求比例有望从 2022 年的约 3%提升至 2025 年的 25%，成长弹性凸显。

国产替代+产品升级，银浆企业盈利有望加速修复。近年来，国产银浆在技术、性能、 稳定性等指标持续提升，以聚合股份、帝科股份、苏州固得（2021 年 CR3 约 48%）等为 代表的企业逐渐打破海外垄断，推动国产化率不断上升。其中，壁垒相对较低的背面银浆 已基本实现国产化替代，正面银浆国产化率亦加速提升至 60%以上；但 HJT 主栅银浆国 产化率仅 10%左右，细栅银浆仍基本依赖进口，未来将重点攻坚低温银浆和银包铜国产化 替代推广。在这一过程中，国内领先企业优先布局 N 型银浆解决方案，技术实力和产业链 整合能力优势逐步拉大，加快淘汰行业效率较低、技术落后的企业，有望推动市场份额进 一步向头部集中。同时，N 型银浆加工费较 P 型银浆有所提升，随着 N 型银浆销售占比快 速提升，银浆企业盈利能力有望逐步改善。

焊带：N 型组件拉动 SMBB、低温焊带加速推广，龙头有望量利齐升

光伏焊带用于光伏电池片的串联和并联，发挥导电聚电的重要作用。光伏焊带可分为 互连焊带和汇流焊带，一般常规组件中互连焊带与汇流焊带用量比为 4:1，多栅组件中这 一比例提升至 5:1。其中，互连焊带用于连接光伏电池片，收集、传输光伏电池片电流， 按性能和适用领域可分为常规互连焊带、MBB 焊带、低温焊带、低电阻焊带等；汇流焊带 是用于连接光伏电池串及接线盒，传输光伏电池串电流，包括常规汇流焊带、冲孔焊带、 黑色焊带、折弯焊带等。

受益于 TOPCon 技术推广，SMBB 焊带市场渗透率有望加速提升。焊带细化是主要 的发展方向，目前 MBB（≥9BB）仍是组件焊接技术的主流路线，而随着主流电池片尺寸 增大和工艺升级，更具降本潜能的超多主栅 SMBB 有望加速推广，主流主栅数量将从 9-12 根增加到 15-18 根。SMBB 技术采用小间距方案，可减少栅线遮挡，提高电池片光学利用 率，并更有效地减少电流传输距离，降低组件串联电阻损耗；同时，更细的焊带也有助于 降低胶膜克重，也对电池隐裂、断栅、破裂等的容忍度更高，将降低组件失效风险，提高组件可靠性。在 TOPCon 大尺寸电池加速增长催化下，我们预计 2023 年 SMBB 焊带有望 加速替代 MBB 焊带。

HJT 的加速增长助力低温焊带需求提升和 NBB 快速发展，扁线焊带跟随 xBC 电池推 广放量。HJT 组件为防止破坏非晶硅层结构，多使用专门的低温焊带进行低温焊接。低温 焊带可以与 SMBB 焊带、汇流带等产品叠加，主要技术壁垒在于工艺配方需与 HJT 组件 的其他低温材料相匹配，研发难度比 SMBB 焊带更高，产品有更高的溢价。此外，从长期 趋势看，无主栅技术亦是降低银耗的重要路径，0BB（NBB）技术通过去除主栅，直接将 焊带与副栅相连，可以大幅减少浆料消耗。此外，扁线焊带更适配 xBC 电池“一”字型的 全背面焊接技术，有望跟随 xBC 市场推广而放量。

N 型焊带用量加速增长，需求升级推动盈利能力提升。随着光伏市场持续快速增长， 以及 TOPCon、HJT 等新型高效电池组件加速推广，我们预计 2022-25 年焊带市场需求有 望分别达 14/19/24/29 万吨，对应市场空间分别为 132/180/226/284 亿元。尽管 2023-25 年市场空间增速较 2022 年或有放缓，但在需求结构中，更高价值量和更具盈利能力的 N 型焊带占比将迎来显著提升，有望由 2022 年的约 8%快速增至 2023 年的近 40%。因此， 在上游原材料成本有望趋稳的预期下，具备技术储备、产品布局和客户开发优势的头部焊 带厂商迎来加速增长契机。

龙头厂商加速扩产升级，市场格局有望趋于集中，头部份额优势或持续扩大。2021 年国内光伏焊带市场 CR3/CR5 分别为 33%和 43%，竞争格局较为分散。但随着头部宇邦 新材、同享科技等厂商借助资本力量，加快产能扩张、产品升级和客户开拓（产能分别规 划从 2021 年 1.6/0.1 万吨增至 2024 年的 2.6/2.5 万吨，2023 年 N 型焊带目标占比提升至 40%左右），市场份额有望持续强化，加快拉开与二三线厂商实力差距，实现规模、盈利 和技术竞争力的强势提升。

光伏支架：地面电站复苏，跟踪支架加速渗透

跟踪支架可提高发电量增益，降低度电成本，有望在集中式电站中逐步推广。光伏项 目装配跟踪支架有望带来 10%-15%的全生命周期发电量增益，或提升项目 IRR 1-2pcts， 在地面电站及部分工商业分布式项目上具备明显经济性优势，近年来全球跟踪支架装机渗 透率迎来明显提升。在现有的“组件+支架”方案搭配中，双面-单轴能够实现最低的度电 成本，有望成为光伏地面电站的主流选型。

国内光伏跟踪支架渗透率提升空间巨大。根据 Wood Mackenzie 统计，2021 年全球 光伏跟踪支架出货量达 54.5GW（+23% YoY），对应综合渗透率接近 28%；而中国市场跟 踪支架出货量不足 4GW，对应渗透率仅 6%，相较全球装配率仍有巨大提升空间。

2023 年跟踪支架市场有望加速增长，2022-25 年需求 CAGR 超 40%。2023 年起，受 益于地面电站装机占比回升，且地面和工商业分布式项目跟踪支架渗透率有望稳步提高， 以及终端装机成本加速回落，我们预计光伏跟踪支架装机需求有望迎来加速增长，2022-25 年需求量 CAGR有望超 40%，至 2025年总需求量将达 240GW 左右，综合渗透率或达35%。

原材料成本压力逐步缓解，跟踪支架盈利有望持续修复。钢材占跟踪支架成本的 2/3 左右，近两年随着钢材价格明显上涨，且在地面电站收益率承压之下，跟踪支架顺价能力 较弱，盈利压力较大。随着 2022H2 以来钢材价格迎来趋势性下降，以及 2023 年终端项 目收益率回升的情况下，预计跟踪支架产品盈利有望明显修复。

产能完善+产品升级，组件龙头盈利稳中有升

组件市场集中度持续提升，龙头深度受益。国内龙头组件厂凭借销售渠道和客户资源 积累，以及产品优势和品牌影响力提升，竞争优势凸显，同时坐拥产业链资源和技术储备 的通威股份也持续发力组件环节，组件市场格局将继续向头部玩家集中。我们预计 2022 年光伏组件行业 CR5/CR10 将提升至 61%/78%左右，且 2023 年有望进一步提升至 67%/88%左右。

上游成本下降，长单价格错配，有望推动组件盈利修复。组件订单有一定远期属性， 订单周期较长，海外订单往往在几个月以上。同时，受益于原材料成本下降，尽管组件环 节竞争较为充分，对上游回吐利润的截留能力有限，但由于现时成本压力的缓解，以及订 单周期错配，今年签订的部分较高价长单有望在 2023 年陆续交付，为组件环节带来盈利 修复甚至阶段性超额收益。

完善一体化产能布局，提升组件厂商控本能力和盈利水平。持续完善一体化产能扩张 布局是近两年头部光伏组件厂商的主要资本开支方向，这有望不断优化供应链成本和库存 周期调控能力，并提升自主供应链可控性和延长价值链，增厚利润沉淀。根据组件龙头厂 商规划，到 2022 年底硅片、电池一体化率将普遍提升到 60%-80%，且 2023 年底或进一 步升至 70%-100%。从实际出货产品结构的角度看，天合光能、阿特斯、晶科能源等厂商 提升幅度和空间相对更大（且预计大于硅片环节利润降幅）。一体化进一步完善幅度大的厂商有望实现盈利增强。以天合光能为例，在 2023 年硅 片实际自给率提升 30%左右的假设下，若保守按硅片单环节净利 5 分/W 测算，且不考虑 其他因素变化，则有望提升整体组件产品 1.5 分/W 左右净利润；但对于一体化产能未有明 显提升空间的厂商而言，从产能结构角度对盈利提升能力有限，甚至不排除由于单一环节 供需格局走弱而有所承压。

享受电池技术红利，新型高效组件出货放量，有望推动盈利上升。TOPCon、HJT、 xBC等新型组件产品性价比持续提升，得益于市场端高溢价，盈利能力明显强于常规PERC 组件。2023 年起，在产能快速扩张之下，头部组件厂商新型组件出货比例有望大幅提升，得益于产品结构优化，或将带动整体盈利能力持续增强，迎来量利齐升。我们预计目前国 内 TOP 6 组件企业 2023 年新型组件出货占比将普遍提升约 30pcts，若保守考虑新型组件 较 PERC 组件平均 0-5 分/W 的成本增加，以及平均 1 毛/W 左右的溢价，则有望提升组件 厂商 1.5-3 分/W 平均净利，盈利提升幅度可观。

微逆+光储潜力巨大，打开逆变器长期增长空间

微逆渗透率加快提升，国产龙头强势崛起

政策支持力度加码，加速组件级关断推广。美国国家消防协会自 2017 年在 NEC 规范 中强制光伏建筑发电系统达到组件级关断的要求，推动美国分布式市场 MLPE 渗透率达 70%以上；欧洲、加拿大、澳大利亚、泰国等多国也逐步明确相关标准以推进光伏建筑的 组件级关断装置配置。而国内也在加大对配制组件级关断装置的支持，且东莞、海宁两市 率先出台了强制分布式光伏项目配套组件级关断的要求，后续其他省市有望逐步跟进。随 着政府、行业组织及户主对安全性的重视程度加深，分布式光伏逆变器正在由组串式逆变 器向组件级别控制的逆变器转变，组件级控制有望成为下一代逆变器的主流方向之一。

微型逆变器是小型、组件级分布式发电系统电能转换的最佳方案。“组件级电力电子” 解决方案除了包括微型逆变器，还有“组串式逆变器+优化器/关断器”的方案。优化器或 关断器可为光伏系统提供组件级的关断能力，在特定场景下保证光伏系统直流电压不超过 80V，且优化器亦可实现组件级的最大功率点跟踪控制；但在运行过程中系统仍存在直流 高压，有一定的安全隐患。组串式逆变器+优化器/关断器在较大功率的应用场景中有一定 的成本优势，但微型逆变器在中小功率等级的应用场景中更优。

预计 2021-25 年微逆市场空间 CAGR 近 60%。通过跟踪国内外主要微型逆变器厂商 的出货情况，我们估算 2022 年全球微逆出货规模有望增至近 10GW，在全球分布式光伏 装机渗透率或增至 9%。同时，在户用分布式市场持续高增长，政策持续加码，以及居民 安全性意识进一步加强的情况下，随着微型逆变器产品性价比持续优化，渗透率有望迎来 快速提升。考虑到微逆价格和成本或逐步下降，我们预计 2025 年微型逆变器市场空间或 超 500 亿元，对应 2021-25 年 CAGR 近 60%。

储能广阔天地，逆变器大有可为

储能市场打开逆变器需求长期新增量。储能逆变器是储能系统的重要组成部分，占系 统成本比例 15%左右。随着以中、美、欧为主要增量的新型储能市场快速崛起，有望为逆 变器行业增长打开更大的长期空间。

全球电化学储能装机加速放量。海外市场的较高电价和电力市场化机制，奠定了电化 学储能盈利模式的基础，2021 年全球电化学储能新增装机规模达 10.1GW（+110.2% YoY）， 近 5 年 CAGR 达 61.7%；国内电化学储能市场政策支持和新能源装机放量推动下，亦保 持高速增长，2021 年新增装机量达 2.3GW（+47.6% YoY），近 5 年 CAGR 达 80.1%。据 CNESA 统计，2022Q1-3，国内新型储能新增装机规模达 934MW/1911MWh（功率+113% YoY），新增规划、在建新型储能项目规模达 73.3GW/177GWh，增长迎来进一步提速。

国内政策支持力度加大，各地明确风光配储要求，推动发电侧储能加速增长。国家能 源局等多部委陆续出台配储相关支持政策，包括优先并网、共享储能、拉大峰谷电价差等 措施，提升发电侧、用户侧等配储意愿。同时，各地方政府也陆续明确“新能源+储能” 的强制性配套要求，配储比例多在 5%-15%，配储时长多为 2 小时左右。在 2023 年风光 大基地项目将进入建设高峰，且硅料降价后挤出利润将为储能配套腾出更大经济性空间的 情况下，在现实需求、政策支持和经济性提升的驱动下，国内储能装机有望持续高增。

共享模式有望突破储能经济性瓶颈。我们测算，光伏电站强制配储增加发电成本，项 目 IRR 可能降低约 2%，且发电侧配储再用于调峰对 IRR 提升并不明显，而这也是发电侧 配储持续低于预期的核心因素。共享储能模式能够充分利用储能效率，提升性价比，如光 伏+储能+调频项目 IRR 可接近单光伏项目 IRR 水平。发展共享储能则能够弥补储能装机 成本带来的收益率缺口，国内共享储能电站项目有望加速落地。此外，国内各地工商业峰 谷电价差区域性分化明显，峰谷电价差超过 0.7 元/KWh 的地区比例超过 50%，若叠加峰 谷价差套利的盈利模式，预计储能经济效益将显著提升。

美国储能项目盈利模式成熟，支持政策密集出台，储能市场持续高增长。2020 年以 来，美国联邦和各州政府大量出台对储能的支持政策，明确了储能参与源网侧辅助服务市 场、峰谷价差套利、分布式电源项目配套等模式，在美国市场化的电力体制和逐步上升的 电价下，商业模式成熟，盈利水平丰厚。同时，根据 2022 年《通货膨胀削减法案》，独立 储能将有资格获得 ITC 退税激励，有望降低约 30%项目资本开支，储能投资收益进一步上 升。此外，美国电网设施较为陈旧，可靠性差，近年来多次发生停电事故，加上火电逐步 退役，可再生能源愈发成为优先替代方案，持续推升储能调度需求，刺激储能项目装机增 长。根据 Wood Mackenzie 统计和预测，2021 年，美国储能市场装机规模/容量达 3.5GW/10.5GWh（+138%/+198% YoY），其中表前储能规模达 3GW/9.2GWh 左右，占比 约 9 成；其预计 2022 年美国储能新增装机规模/容量将达 3.5GW/13.5GWh（+105%/+29% YoY），2023 年装机规模/容量有望达 7.2GW/28.4GWh（+64%/+110% YoY），需求仍将保 持高速增长。

电价攀升+能源危机，推动欧洲户储项目经济性和配置意愿持续高涨。欧洲电价在近 年来天然气价格大幅上涨情况下持续攀升，推动户用光伏+储能项目经济性显著增强。据 BNEF 统计，2021 年欧洲户储项目新增规模达 1.04GW/2.05GWh（+56%/+73% YoY）。而今年俄乌冲突进一步推升欧洲能源成本行至高位，且能源危机背景下欧洲居民配套光储 系统积极性空前高涨，储能渗透率快速提升，为未来几年户储行业奠定高景气基调。在以 欧洲为主要户储市场的高增长支撑下，GGII 预计全球户储市场容量将由 2021 年的 6.4GWh 大幅增至 2025 年的 100GWh。

储能需求空间巨大，预计 2022-25 年 CAGR 达 70%。若仅考虑电力领域储能配套需 求，我们预计 2022-2025 年全球储能装机或达 23.6/46.1/74.9/113.9GW，对应 2022-2025 年 CAGR 达 70%；若进一步考虑用电侧配储需求增长前景，储能市场空间或进一步扩容。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议）、

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