（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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