光伏行业2023年策略：量利齐飞舞，技术催新生
（报告出品方/作者：中国银河证券，周然、黄林、段尚昌）
一、硅料下跌，利润释放
（一）需求维持高增长
在“双碳”政策的推动下，2022 年我国光伏市场发展势头良好。1-10 月光伏新增装机合 计 58.24GW，已超过 2021 年全年新增装机量，同比增长 98.7%，累计装机已达 364.44GW。 由于集中式电站对于组件价格更为苛刻，分布式光伏对于总量增长贡献更大。1-9 月分布式 新增装机达到 35.3GW，同比增长 115%，占比 67.1%，其中户用略低于工商业。我们预计 2022 年光伏新增装机将达到 85-100GW，同比增长 76.9%（按中值计算）。随着硅料价格下 跌，储能配套机制日益健全，需求得到充分释放，在中性假设情景下，预计 2023 年光伏新 增装机将超过 120GW，同比增长 29.7%。
由于“俄乌冲突”，欧美对于俄罗斯实施多轮制裁，反噬作用令欧洲深陷能源危机，天 然气等供应严重短缺导致电价飙升，欧洲能源独立迫在眉睫。太阳能是欧盟清洁能源转型的 最主要组成部分。2021 年底欧盟光伏累计装机 165GW，REPowerEU 法案提出 2025 年将达 到 320GW，2030 年进一步提升至 600GW。为此，预计欧盟将出台政策支持更多的太阳能采 购协议（西班牙、德国、英国是进口光伏组件的“主要力量”），建立欧洲太阳能制造业，以供给充足的地面与屋顶光伏设备，缩短项目审批周期，改造电网、打造跨区市场等。 自拜登政府上台以来，美国重拾碳中和目标，出台一系列政策支持清洁能源发展，今年 8 月已签订生效的《通胀削减法案》（IRA）计划未来 10 年投入 3690 亿美元用于能源安全和 气候变化计划。在需求侧，IRA 将光伏电站的投资税收抵免政策（ITC）延长 10 年，并提高 了分布式电站的抵免比例至 30%；在供给侧，为设施和设备投资提供了税收抵免，并对制造 全产业链增加了不同程度的补贴政策，以提振本土光伏产业。另外，美国宣布两年内豁免征 收东南亚四国的光伏电池和组件反倾销或反补贴税。2021 年底，美国光伏累计装机达到 123GW，IRA 法案通过后，Wood Mackenzie 预计 2027 年美国光伏装机容量将增加至 336GW，2022-2027 年复合增速为 18.2%。
我们预计 2022/2023 年全球光伏新增装机需求将达到 240-270GW/320-360GW，同比增 长 40.1%/33.3%（按中值计算），亚太、欧洲、美国是主要增量市场。根据中性假设，2022 年底/2023 年底全球累计光伏装机将达到 1197GW/1537GW。长期来看，全球咨询机构 Wood Mackenzie 预计 2022-2031 年全球光伏并网装机容量将以年均 8%的速度增长。中国有色金属 硅业分会预测，2025 年/2030 年全球光伏新增有望达到 550GW/1000GW。
（二）硅料产能加速释放
多晶硅行业的扩产计划已经从基于匹配终端需求，转向跟随光伏产能扩张。据中国有色 金属硅业分会预测，2022 年底我国多晶硅产能将达到 120.3 万吨/年，同比增长 131.8%，全 球占比提升至约 89%；我国多晶硅产量约 82 万吨，同比增长 64.7%；2023 年产能将达到 240.4 万吨，同比增长 99.8%，折合光伏终端装机量超过 900GW；产量将达到 156 万吨，折 合光伏产量超过 600GW。
龙头扩产积极。全球 8 家硅料头部企业中，仅有德国瓦克没有公布 2022-2023 年扩产计 划，协鑫、新特能源 2022 年扩产规模达到 10 万吨以上，而通威两个单体项目规模就达到 20 万吨级别，计划于 2024 年投产。新进入者代表有青海丽豪、合盛硅业、其亚多晶硅、清电能 源、东立光伏、信义晶硅等，2023 年底产能均在 6 万吨及以上。根据各家公司公布的扩产计 划梳理，预计 2022 年底/2023 年底多晶硅全球总产能将分别增长 81.1%/99.4%。
市场集中度提升。2022 年上半年，国内 CR5 多晶硅厂商市占率提升至 91.9%，增加了 3 个百分点。其中，受益于乐山二期、保山一期各 5 万吨 2021 年新产能投产，通威 22H1 市占 率增加了 8.7 个百分点，超过协鑫一跃成为上半年产量最大的硅料厂商；此外，大全增加了1.2 个百分点，其他三家略有下滑。头部厂商集中度的提升有利于其拥有更高的话语权或议价 能力。
（三）拥抱硅料下跌周期
短期资源错配导致硅料价格暴涨。2022 年 12 月 7 日，一线厂商特级致密料成交价已经 从年初 230 元/千克涨到 300 元/千克，涨幅高达 30.4%，同比增长 15.4%。主要原因是 2022 年光伏终端需求旺盛，硅料产能供给增长缓慢，短期资源错配问题严重。而下游硅片企业大 举扩充，为保障供应，纷纷锁定硅料长单，加剧了市场供应紧张的问题。2022 年以来，5 家 头部硅料企业已公告签订长期采购合同 20 笔，锁定硅料规模超过 350 万吨（通威/大全/新特 约 144 万吨/129 万吨/69 万吨），订单最远签至 2030 年，主要客户包括双良、隆基、晶科、 美科、高晶、宇泽、爱康等。
监管机构频发声，打击囤积居奇。为促进光伏行业整体持续健康发展，针对硅料价格暴涨问题，工信部、市场监管总局、国家能源局三部门联合印发《关于促进光伏产业链供应链 协同发展的通知》，提出要切实加强企业自律，深入开展自查自纠，自觉规范销售行为，不 搞囤积居奇、借机炒作等哄抬价格行为；同时要统筹推进光伏存量项目建设，合理释放已建 产能，适度加快在建合规项目建设步伐，对后续新建产能大规模投产要提前研判、防范风 险。三部门还曾多次约谈部分多晶硅骨干企业及行业机构。 硅料价格波动具有强周期属性。由于技术壁垒、资金壁垒高、扩产周期长，叠加检修时 间长、容易发生生产事故等因素，增加了供给的不确定性，相较于其他环节，硅料行业更容 易出现需求激增或供给收紧导致供不应求而引发价格大幅上涨的现象。历史上曾出现过几次 价格迅速攀升的情况，分别是 2005 年-2008 年、2010 年-2011 年、2013 年-2014 年以及 2020 年开始的本轮上涨周期，与当时光伏行业政策息息相关。
预计硅料价格将温和下行。近期已显现松动迹象，12 月 14 日一线厂商特级致密料成交 价 275 元/千克，较上周环比下跌 8.3%，已连续两周下跌。随着新产能加速释放，预计 2023 年硅料价格将拥抱下跌周期，但由于下游硅片环节现有产能规模更大、竞争更为激烈、扩产 诉求更为强烈，从长单数量以及签订年限就可见一斑，所以硅料价格温和回落的可能性较 大。值得注意的是，本轮下跌是由产能大量释放引起的，而非光伏终端需求收紧，所以从近 十年硅料历史走势来看，明年将更接近于 2014-2015 年这个区间的演变过程。
（四）利润释放向下游传导
2022 年光伏产业链自上而下各环节价格均有小幅上涨。但由于议价能力从强到弱，导致 涨价效能不一，从而导致各个环节盈利情况分化明显。solarzoom 数据显示，12 月 15 日，硅 料/硅片/电池/组件的毛利润（不含税）分别为 0.50/0.02/0.27/0.05 元/W。
硅料环节，自 2021 年 4 月开启了一轮历史性抬升周期，目前企业盈利水平创历史新 高，大全能源（688303）2022 年上半年硅料业务毛利率高达 70.4%；硅片环节，由于双寡头 话语权大，隆基、中环的硅片价格紧跟硅料上涨而调价十几次，除了一些极端情况，行业毛 利基本保持平稳；电池环节，高效大尺寸电池片供给紧张，新技术路线开始发力，电池价格 和盈利持续攀升；组件环节，市场参与者众多、竞争格局分散，自 2022 年 4 月开始出现持续 亏损，近期随着硅料下跌传导至下游，毛利才刚刚转正。 我们预计 2023 年，随着硅料进入下行周期，硅片与硅料绑定关系较明显，毛利或将出 现小幅回落；技术迭代更新快，新产能扩张有限，电池高利润率或将维持，但上升空间十分 有限；组件盈利水平有望得到明显修复。
二、竞争加剧利好龙头
（一）大基地支撑需求增长
据国家能源局统计，2022 年 1-10 月我国光伏新增装机合计 58.24GW，已超过 2021 年全 年新增装机量，同比增长 98.7%；10 月单月新增装机 5.64GW，同比增长 50.4%，环比下滑 30.6%。近两年最后两个月合计装机量均在 25GW 以上，结合风光大基地等实际推进情况， 以及国家能源局最近公布的“新能源应并尽并、能并早并，允许分批并网，不得将全容量建 成作为新能源项目并网必要条件”的指导思路，预计 2022 年 11-12 月合计新增有望实现 30GW-40GW，并且集中式比例将有所提升。
分布式增长迅速。2021 年分布式光伏电站新增装机占比首次超过集中式光伏电站。2022 年前三季度分布式新增并网容量 35.33GW，同比增长 115%，在新增装机中占比 67%。其 中，户用增长迅速，新增 16.59GW，同比增长 42%，占比 31%；工商业新增 18.74GW，同比 增长 290%，占比 36%。组件价格过高影响了部分地面大型电站的建设进度，前三季度集中 式累计 17.27GW，同比增长 89%。
1、集中式电站
大力支持风光大基地发展。2021 年，十四五规划纲要提出重点发展九大清洁能源基地及 四大海上风电基地。2022 年 8 月，国家能源局代表在“碳中和经济”论坛上指出，以沙漠、 戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地建设是“十四五”新能源发展的重中之重。目前，第 一批风光电基地装机规模为 97.05GW，已经全部开工建设。第二批基地项目清单已经印发， 计划规模为 455GW，直接投入资金超过 1.6 万亿元，正在抓紧开展项目的前期工作。第三批 项目申报已经陆续启动，多个省份已下发项目申报文件，目前正在抓紧推进项目审查。“十 四五”期间，风光大基地将成为新能源新增装机的重要组成部分。
2、户用市场
户用光伏国补取消、地补延续。近年来，户用光伏补贴持续退坡，补贴总额从 2019 年 的 7.5 亿元降至 2021 年的 5 亿元，补贴电价从 2019 年的 0.18 元/kwh 降至 2021 年的 0.03 元 /kwh。由于抢装潮，2021 年户用光伏项目装机容量达到 21.60GW，同比翻番以上。虽然 2022 年起中央财政不再补贴新建户用项目，但各地方纷纷出台政策支持户用光伏发展，一定 程度上刺激了今年新增户用装机的增长。
户用光伏乘“整县推进”东风。2021 年以来，国家能源局曾多次提到结合乡村振兴战略 推动“千家万户沐光行动”，对户用光伏形成强力支撑。针对“千家万户沐光行动”，2021 年 6 月国家能源局发布了整县屋顶分布式光伏试点新政，提出“自愿不强制、试点不审批、 到位不越位、竞争不垄断、工作不暂停”的“五不”工作要求。按照计划，各省试点工作将 于 2023 年底前陆续完成。截至 2022 年 6 月底，整县分布式试点累计备案已达 66.15GW。 “整县推进”涉及业主多、距离居民近、发电规模大，在试点过程中面临诸多挑战，问 题囊括群众利益、电站安全、建筑质量、弃光等方方面面。首先，我国电力市场机制不完 善，屋顶光伏设备小、稳定性差、布局分散，缺乏集中式电站的监控和运行机制，高比例分 布式光伏接入给电网安全带来极大挑战。第二，地方政府倾向于将整区的分布式资源打包给 央国企，民营企业被拒之门外。第三，为保障项目的统一规划、设计，部分地方政府暂停了分布式光伏备案和并网申请，经销商利益受损。最后，部门地区的整县推进招标工作中，产 业配套要求严格，加重了新能源企业的负担。
3、工商业光伏
工商业分布式光伏采取“自发自用，余电上网”模式。从装机类型上看，工商业分布式 已经接替户用光伏，成为增长最快的分布式光伏。2022 年前三季度工商业分布式光伏新增 18.74GW，同比增长 158.13%，占光伏总新增装机的 36%（户用新增 16.59GW，占比 31%）。 近年缺电限电问题频发，工商企业及工厂园区用电量大、电价高，在厂房及办公楼顶上 加装光伏发电设施，不仅可以节省大笔电费开支（白天光伏发电成本低于市场电价），又做 到了响应国家号召，生产和使用清洁能源，还能并网售电给企业带来经济效益。国家也出台 了一些相应的补贴政策，从经济效益角度，政府补贴降低相关成本，较高的投资回报率吸引 建筑业主和项目承建方，在政策和经济效益共同推进下，工商业光伏市场的增量空间以及渗 透率提升值得期待。
对于安装比例，国家给出明确指引。2021 年 9 月，国家能源局下发了《关于报送整县 （市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，明确提出项目申报试点县（市、区）的 党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 50%；学校、医院、村委会等公共建筑 屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 40%；工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不 低于 30%。2022 年 7 月，住房和城乡建设部与国家发展改革委出台《城乡建设领域碳达峰实 施方案》提出，到 2025 年，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到 50%。 此外，工商业光伏配套储能存在明显收益空间，也是工商业光伏未来能够迅速发展的一 大保障。2021 年 7 月，国家发改委发布《进一步完善分时电价机制的通知》，提出高峰时段 电价应不低于低谷电价的 3 倍，若峰谷差比率超过 40%则不低于 4 倍，且尖峰电价在峰段电 价基础上上浮比例不低于 20%（时段分尖峰、高峰、平段和低谷）。根据惠誉评级统计，新 政出台前，我国大部分省份的峰谷电价价差为 2.2-3 倍，只有少数省市（京沪苏等）达到 3 倍以上，整体峰谷价差偏低，存在较大上浮空间。
储能电站初具经济性。分时电价实施后，根据目前国内电价水平，如果不考虑容量衰减 和后期维护费用等因素，初始投资成本 1.2-1.5 元/kWh，峰谷电价差 0.6-0.9 元，静态投资回 收期约 4.3-8.1 年。
（二）供过于求，竞争加剧
1、硅片
新生力量加入扩产大潮。据 PV infolink 数据，2022 年初行业产能为 367GW，年底将达 到 536GW（YOY+46%），2023 年底将达到 731GW（YOY+36%）。根据已公告信息，双 寡头隆基/中环 2022 年底产能将达到 120GW/128GW，领先优势依旧明显。近年来，由于较 强的盈利能力以及难度中等的技术门槛，行业吸引了京运通、上机数控、高景、双良、美 科、宇泽等大批新进入者。从拉晶产能格局上看，2022 年行业 CR5 下降至 69%，未来集中 度或将进一步下降。产品品质、稳定性、生产管理将成为下一阶段核心竞争力。 切片代工有望成为流行商业模式。降本增效驱动硅片大型化、薄片化趋势。182mm 与 210mm 尺寸竞争结果尚不确定，未来 200+mm 路线选择更多。切片环节初始投资较大，且尺 寸无法向上兼容，存在较强迭代风险。大型化、薄片化提高了切片技术要求，高线速、高稳 定性、细线化等趋势让进入门槛变高。在此背景下，切片代工模式能匹配拉晶企业以及下游 电池企业的刚性需求，有望得到迅速发展。
竞争格局存在较大变数。产能扩张大潮下各企业竞争特点各不相同：第一梯队隆基/中环 产能大、利用率高，成本控制能力领先，同时在大型化、薄片化趋势下拥有较强话语权；晶 科、晶澳等企业侧重于一体化布局强化盈利能力，产能高度匹配下游；而高景、上机数控、 京运通、双良等设备供应商致力于专业化道路，凭借成熟先进的智能化、自动化等优势快速 提升产能，利用规模化效应降低成本。我们预计，随着 2023 年硅料降价周期的到来，硅片环 节将迎来充分的市场竞争，双寡头的市占率呈下降趋势，参考竞争较充分的组件环节，未来 CR5 或将稳定在 70%左右。
2、电池片
电池片产能规模同样保持快速增长，PV infolink 数据显示，2022 年初产能约 409GW， 预计 2022 年将新增 164GW，年底产能达 573GW，同比增长 40.1%，2023 年底将超过 660GW，同比增长 15.2%。除电池片龙头通威股份（新增约 35GW，累计约 70GW）外，扩产的主力为隆基绿能等垂直一体化企业，其中晶科能源由 24GW 增至 61GW，增速达到 154%。 新型高效电池迅速升温。CPIA 数据显示，2021 年 P 型 PERC 电池市占率为 91.2%，其 凭借更成熟的工艺、更高的性价比，在未来 2 年仍是市场主流技术路线。但从扩产类型来 看，电池产能增量主要由新型高效电池贡献。其中 TOPCon 迎来产业化元年，根据各公司披 露信息，年底产能将达到 95GW，HJT 年底产能也将超过 14GW。2022 年底新型高效电池产 能合计占比有望超 20%。目前 PERC 电池已接近 24.5%的效率天花板，提前布局下一代电池 技术路线已成为全行业的必然选择。
格局变数大。自 2017-2020 年 PERC 电池完成对 Al-BSF 电池的市场替代后，电池产业又 在经历新一轮技术产业变革。但此次技术变革方向暂未确定，各路线均有龙头企业布局，行 业分化趋势明显。按已公布产能的角度考量，TOPCon 路线代表企业有晶科、通威、钧达、 天合、中来等，新进入者大部分选择该路线；HJT 路线落地产能较少，头部企业有爱康、华 晟、明阳、通威、金刚玻璃等；此外隆基、爱旭布局工艺难度最大的 IBC 路线，量产在即。 电池技术将成为行业发展决定性因素，或将重塑行业格局。需要重点关注转换效率、降本进 度、设备配套、量产良率等关键指标。
3、组件
2022 年扩产规模最大。组件环节在行业扩产潮下规模最大，PV infolink 数据显示，2022 年初组件产能约 467GW，年底预计增长至 634GW，增幅约 36%，甚至远大于乐观情景下估 算的 2023 年全球新增装机需求 360GW。2023 年底产能预计将达到 705GW，同比增长 11.2%。 龙头效应持续深化。近年来一线企业不断蚕食二三线企业市场份额，行业集中度持续提 升。CPIA 数据显示，2021 年 CR5 已增长至 64%。根据维科网光伏统计，2022 年前三季度， 国内 TOP10 组件企业总出货量达 165.7GW，TOP4 企业出货量合计超过 114GW。根据索比 光伏网预计，2022 年全年组件出货量 Top10 的门槛将提升至 7GW 左右，比 2021 年增长一倍 多，一线品牌企业的组件出货量就将超过全球组件需求的 2/3。根据维科网光伏统计， CR5/CR10 年底合计产能将达到 297GW/380GW。
隆基表现优异。2018 年以后，前五军团成员固定为隆基、晶科、晶澳、天合和阿特斯。 2020 年隆基凭借多年的一体化布局，一跃登顶全球出货量榜首（2019 年仅排名第四）。2022 年隆基出货量低开高走，前三季度累计达 30GW 再次登顶第一。前四大组件企业出货量均超 过 27GW，但差距不大，呈现胶着的追赶态势。 经营困难，业绩承压。2022 年 7 月硅料价格突破 300 元大关，给下游造成巨大压力。组 件环节最接近终端，表现得尤为明显。solarzoom 数据显示，11 月 2 日一线硅料/182 硅片/182 电池片/182 组件成交价较年初分别上涨 33%/29%/24%/3%，同比变化+14%/+9%/+16%/-2%。 自 2022 年 4 月开始，组件环节出现持续亏损。 据 PV infolink、硅业分会统计，22H1 组件企业开工率整体低迷，二三线企业影响最大， 无长单的小企业只能以高价购买硅料，持续压缩组件利润空间。一体化龙头企业在手订单较 充足，可以借助规模优势，压低原材料和组件成本，且具备一定海外渠道经营优势，但也要在出货量目标与利润水平之间作权衡。晶科能源半年报显示，公司上半年出货量重回市场第 一，但毛利率下降至 11%，明显低于当期第四名隆基的 17%。 随着硅料降价周期来临，终端更多抑制的需求将得到明显释放，尤其是大规模集中式地 面电站。2023 年组件环节有望迎来量利齐升态势。近期随着硅料下跌传导至下游，毛利润已 开始转正。
（三）“马太效应”明显
为了平滑周期波动，上游硅料企业也开始大举进军下游产业。2022 年比较具有代表性的 事件就是通威股份以价换量中标组件大单。2022 年 8 月，通威股份中标华润电力 3GW 光伏 项目光伏组件设备集项目。公司作为第一中标候选人，投标单价为最低的 1.942 元/W，远低 于隆基 2.020 元的报价。2022 年 9 月，公司公告，将在江苏盐城投建 25GW 高效光伏组件项 目。公司是硅料和电池龙头，组件业务早前也略有布局，但今年公司向市场释放了明显的信 号：做大做强组件业务。 下游制造企业一方面签订长单锁定硅料长单，一方面在积极寻找机会布局上游硅料行 业。2022 年 4 月，TCL 中环母公司 TCL 科技与协鑫集团共同设立一家合资公司，就约 10 万 吨颗粒硅、约 1 万吨电子级多晶硅等项目展开战略合作。2022 年 8 月，阿特斯公告，拟在 2027 年前，在海东零碳产业园区投资 600 亿，建设年产 20 万吨高纯多晶硅以及年产 10GW 组件一体化光伏制造产业基地，并包括相关的原料和辅材制造。 传统的一体化龙头继续加深和外拓业务版图。大多以参股形式投资硅料企业，在海外布 局硅片电池产能，积极拓展光伏玻璃、背板、胶膜等辅材业务，在光伏设备领域也在谋求合 作发展。
CPIA 数据显示，从产量维度测算，硅料/硅片/电池/组件的 CR5 分别从 2018 年 60.3%/68.6%/29.5%/38.4%提升至 2021 年 86.7%/84%/53.9%/63.4%，这其中不乏一体化龙头。 2023 年虽然硅料下跌将释放利润，但是下游环节大举扩张，大量供给投放市场，竞争势必将 更加激烈。光伏发展已逾二十载，龙头企业多年建立的竞争优势，无论是产品端、供应链、 客户关系、研发实力，都很难一朝一夕就被超越。同时，龙头企业之间还在谋求多种形式的 合作共赢，多个产业联盟应运而生。当前存在变数最大的就是高效电池环节，这也是新进入 者布局最多的一个环节。但从目前情况来看，各个路线的领军者均有龙头的身影，他们也是 主产业链扩产的主力军。所以我们认为，2023 年光伏行业的“马太效应”将愈发明显。
三、向“新”而行
（一）N 型电池大幕拉开
光伏电池按材料不同可分为晶硅电池、薄膜电池等；按底衬不同可分为 P 型电池与 N 型 电池；按结构不同可分为 PERC、HJT、TOPCon 电池等，还可相互组合形成新型结构。N 型 电池较 P 型具有天然优势。N 型电池无光致衰减效应（LID），具有更长的少子寿命、更低 的温度系数、更好的弱光性等优点，因此可实现更高的转换效率、更低的 LCOE。
N 型三大主流 HJT、TOPCon、IBC 各具特色。TOPCon 最大优势是与 PERC 产线具备 兼容性，产业升级成本低；HJT 凭借其结构简单、对称，双面率高，低温工艺属性适配薄片 化，可与其他技术迭代，配套产线环节少，降本空间更大；IBC 的理论转化效率最高。
在转换效率方面，N 型电池实现对 P 型电池的全面超越。HJT 电池方面，隆基绿能 2022 年 11 月公布其德国实验室创下 26.81%的世界记录，华晟新能源 G12-15BB 电池量产效率已 达 25.2%；TOPCon 电池方面，10 月晶科能源公布其效率实现 26.4%；IBC 电池方面，日本Kaneda 通过 IBC+HJT 结构拿下 26.7%的实验室效率。而 PERC 转换效率极限值为 24.5%。
1、TOPCon 率先发力
TOPCon 即为隧穿氧化层钝化接触（Tunnel Oxide Passivated Contact）电池，特征是在 N 型底衬背面制备一层超薄氧化硅隧穿氧化层，然后再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了 高效钝化接触结构。该结构是区别于 PERC 电池的存在，也是 TOPCon 电池最难制备的核心 部分。 2022 开启 TOPCon 元年。凭借性能与成本优势，2022 年 TOPCon 率先发力。据 PV Infolink 预测，2022 年 TOPCon 出货量有望接近 20GW，市占率可达 8%，远超 2021 年的 2%，2023/2024 年有望提升至 21%/30%。 扩产速度惊人。根据各公司披露信息不完全统计，目前全行业已公布 TOPCon 电池产能 接近 500GW，已投产 57.2GW，在建 125.5GW。2022 年底或将超过 85.7GW，2023 年底实现 241.7GW 以上。布局企业既有传统电池厂商、一体化龙头，还不乏跨界新玩家。
晶科领衔扩产。晶科能源以 24GW 投产产能一马当先，布局在安徽和浙江；公司在今年 三季报里显示，其 TOPCon 产品在欧洲市场供不应求，国内也中标了一些大基地项目，预计 全年 TOPCon 出货量有望超过 10GW。公司 2023 年底 TOPCon 产能有望达到 35GW。 目前 TOPCon 量产效率已普遍超过 24%，布局企业已基本配备 SMBB 等工艺成熟的平台 型技术，使用硅片厚度已降至 150μm 以下。虽然已经取得一定成绩，但 TOPCon 电池如果想 保持竞争优势，需要进一步提升转化效率，优化产线工艺细节以及采用技术叠加等手段。 核心薄膜沉积环节存在降本增效空间。目前由于工艺成熟、成膜质量好，薄膜沉积工艺 发展最快的是 LPCVD，22H1 市占率超过 90%。缺点是生产效率低、存在严重绕镀问题，增 加了后续清洗成本。而 PECVD 成膜速度快，同时沉积氧化层与硅薄层，大大降低了投资 额，存在较大降本空间。目前捷佳伟创的 PECVD 研发进度领先，2022 年 7 月为聆达股份定 制的 PE-Poly 整线装备开始量产，市场验证加速。
通过优化产线工艺细节、技术叠加等手段，可以提升转换效率，从而降低单瓦成本。 TOPCon 目前存在两大升级路径 SE 和双面 Poly 技术。SE（选择性发射极）技术是在金属栅 线附近重掺杂硼，能有效降低接触电阻与金属复合，同时促进载流子汇聚于重掺杂区，可提 高至少 0.2%的电池效率。该技术在 PERC 电池上已有应用。目前帝尔激光、海目星等企业已 批量交付激光掺杂设备。随工艺不断优化，SE 技术有望成为 TOPCon 标配技术。
经典 TOPCon 核心在于背面隧穿氧化层与薄层多晶硅组成钝化层，优化方式包括持续减 薄多晶硅层、保证掺杂均匀性等。在此基础上提出了双面 Poly 的结构，即在正面也设计氧化 层与多晶硅钝化层，在理论上该设计能将效率提升至 28%+。目前晶科能源已在实验室进行 技术储备，量产后有望实现 27%+的高转换率。
2、HJT 尚在爆发前夜
HJT 即具有本征非晶层的异质结技术（Heterojunction Technology），核心结构是晶硅层 与非晶硅薄膜。异质 PN 结一方面可以形成更高的开路电压，另一方面能实现更好的钝化效 果，因此更易提升转换效率。2022 年 11 月 19 日，隆基绿能宣布其自主研发的硅异质结电池 转换效率达到 26.81%，创下所有晶硅电池最高纪录。 HJT 优势明显，有望成为 N 型主流。HJT 各项性能指标均表现优异：1）抗光衰能力更 强，可实现 25 年功率衰减不超过 8%，明显优于 PERC 的 20%和 TOPCon 的 13%；2）两侧 均具有透光能力，双面率最高可达 95%，高于 PERC 与 TOPCon 电池；3）双面均有晶硅+非 晶硅结构，实现双面钝化，其钝化选择率可达 14.0（PERC 电池仅 11.7）；4）适应能力强， 较双面 PERC，温度升高后效率降低幅度小，温度系数仅为-0.26%/℃（PERC 约-0.35%/℃， TOPCon 约-0.3%/℃）；5）结构应力分布更均衡、更稳定，易提升良率且后续运维压力小。
凭借以上优势，HJT 电池的制备过程仅需 4 步，产线简单，良率更高。薄膜沉积工艺不涉及高温扩散环节，能耗更低。未来两步薄膜沉积可通过设备优化实现二合一，产业化潜力 巨大。此外，HJT 易实现叠层结构，未来可通过改良膜的性能、增减膜甚至与钙钛矿薄膜电 池技术叠加，突破晶硅效率极限，升级空间广阔。 HJT 大订单签订，市场验证加速。2022 年 9 月，华晟新能源和中电建华东院正式签署采 购合作框架协议，2022 年至 2025 年华东院将从华晟采购 10GW 异质结光伏组件，这成为迄 今为止行业内 N 型电池最大订单，成为 HJT 产业化里程碑。据 CPIA 预测，2023 年 HJT 市 占率有望达到 7.7%，对应装机有望超过 10GW，行业总产能将达到 15GW。 华晟爱康扩产领跑。根据各公司披露信息不完全统计，目前全行业已公布 HJT 电池产能 超过 200GW，已投产约 8.6GW，在建约 42GW。预计 2022/2023/2024 年底国内 HJT 产能有 望实现 14GW/38GW/90GW。目前扩产积极的有爱康科技（已投产 4.02GW/在建规划 17.98GW）、华晟新能源（已投产 2.7GW/在建规划 12.5GW）等。
膜沉积是关键，PECVD+PVD 成主流。HJT 制作工艺中，清洗制绒与金属化环节与传统 设备差异不大，而非晶硅薄膜以及 TCO 薄膜的制备直接影响电池转换效率。非晶硅薄膜沉积 有 PECVD 与 HWCVD 两种路线，TCO 沉积有 PVD 与 RPD 两种路线，目前 PECVD+PVD 是新建产能的主流选择。国内领先企业迈为股份进展迅速，今年以来已与信实工业、华晟新 能源、爱康科技签下合计 16.8GW 整线订单。捷佳伟创同样具备整线设备供应能力，2021 年 9 月中标了爱康 500MW 高效异质结整线设备采购项目。
产线设备国产化程度较高。国内异质结设备已站在全球领先地位，其中迈为股份、捷佳 伟创等已具备整线交钥匙能力，且已形成批量出货。电池企业主要依靠提升生产效率、扩大 产能来降低单瓦成本，设备单价降本空间不大。目前迈为股份设备单价基本维持 4 亿/GW 水 平，但新增了双面微晶、退火除杂等功能。 成本是劣势。目前 HJT 量产情况不及预期的主要原因为成本偏高。目前 HJT 电池单瓦成 本较 PERC 高约 0.08 元，较 TOPCon 高约 0.07 元。HJT 电池成本主要由硅片、银浆、设备、 靶材组成，合计占比近 90%，降本方法围绕以上主要成本项展开。
降本路径一：薄片化。供需错配造成硅料价格高企传导至硅片，而在 HJT 电池中硅片成 本占比又高达 50%，薄片化是一种有效的解决方案。HJT 本身结构适合实施薄片化，硅片越 薄短路电流会越少，但是 HJT 非晶硅层可以帮助形成更高的开路电压，相当于可以允许电流 降低即硅片减薄。另外，HJT 生产工艺简单，使用低温环境，不易产生碎片。目前头部企业 已做到 130~150 微米厚度，TaiyangNews 研究报告显示 HJT 已有 80 微米厚度的实现路径。硅 料价格为 300 元/kg 时，硅片厚度每减薄 10 微米可以带来单瓦硅成本 0.02~0.03 元的降低。
PV infolink 数据显示，HJT 非硅成本约为 0.28 元/W，显著高于 PERC 的 0.16 元/W 和TOPCon 的 0.19 元/W。非硅成本中占比约 50%是银耗。HJT 电池由于其双面结构，总银耗量 更高。据 CPIA 统计，2021 年 PERC 平均银耗仅 96.4mg/片，头部 TOPCon 企业约 145mg， 而 HJT 总耗量约 190mg。此外，与 PERC、TOPCon 不同，HJT 由于工艺特殊性需要使用低 温银浆, 电池企业倾向于使用价格更昂贵但更成熟的进口银浆（7800 元/kg 的价格比国内贵 约 47%）。目前 HJT 与 TOPCon 在银浆成本方面存在约 0.08 元/W 的差距。
降本路径二：降银浆。方法一，通过 SMBB、无主栅技术，即在保证电流传输效率的同 时降低银耗。方法二，采用银包铜技术，通过调整浆料中银、铜和聚合物的比例实现效率不 减并降低银耗，由于仅是浆料改良，下游客户验证难度相对较小。根据中科院王文静博士发 布的《HJT 电池技术发展现状及成本分析》，银包铜技术有望降低成本 30%-50%。目前华晟 最新产线已实现单片银耗 150mg/片以下的成绩，公司计划 2023 年叠加无主栅技术进一步降 至 70mg。方法三，使用电镀铜技术，与传统丝网印刷原理完全不同，利用电镀原理直接在 导电膜上沉积金属电极，最大优势在于铜完全替代银且可提升转换效率，降本增效空间最 大，但同时面临设备不成熟、成本高、环保审批挑战大等问题。
降本路径三：降靶材。靶材是沉积 TCO 薄膜的关键材料，ITO（氧化铟锡）是靶材首选 （制成的 ITO 薄膜导电率高、可见光透过率高、物理化学稳定性强），但铟价格昂贵。据华 经产业研究院统计，2020 年我国靶材市场外企占比近 70%，且大尺寸高纯靶材主要被日本企 业垄断。近年靶材国产化进程加速，2021 年 ITO 靶材本土供应占比已达 48%，其中隆华科技 已通过隆基、通威、华晟等企业产线验证，映日科技已进入晋能集团供应链体系。
相比于 ITO，采用锌为原料的 AZO 靶材性成本更低、光学性能更佳，有望成为良好替代 品，但仍需解决电学性能差的问题。据德国 Juelich 机构研究，理论上 AZO 靶材可降低 50%~85%的铟耗（不能单纯使用 AZO，只能与 ITO 搭配混用）。铟的综合性能更高，理论 上降铟会导致效率损失，但是 2022 年 3 月隆基采用无铟靶材的 HJT 电池实现了 25.4%的纪 录，进一步证实去铟化在降本增效进程中的可行性。目前迈为与华晟正在验证背面单面 AZO 替代方案的可行性。 除了降本，头部企业还在致力于通过完善构造提升转换效率。相较于传统非晶硅薄膜， 微晶硅薄膜透光率更优、缺陷密度更低、掺杂效率更高、导电率更高，从而获得更高的转换 效率。微晶工艺难点在于解决生产节拍较慢及一致性问题。今年头部电池企业与设备商已携手完成了微晶技术的初步落地。华晟采用迈为 VHF-PECVD 设备完成的单面微晶 HJT2.0 电 池首片效率达到 24.68%，高于 HJT1.0 的 23.4%，计划明年导入双面微晶后，平均量产效率 有望达到 25.5%。东方日升双面微晶产品“伏羲”电池效率突破 25.2%，组件效率 22.53%。
3、IBC 乘分布式东风
IBC（Interdigitated Back Contact）交叉指式背接触电池，特点为将正负电极、PN 结设计 到电池背面，一方面可将正面陷光与钝化结构进行最优设计，获得最大入射能量以及最低表 面复合损失，另一方面可适当优化栅线厚度以降低电阻。
理论上 IBC 电池组件可实现更高的转换效率。据 Taiyang News 统计，目前商业化光伏 组件效率最高的是隆基绿能的 Hi-Mo 6 和 Maxeon（Sunpower 旗下）的 Maxeon 6 创下的 22.8%，均使用的是 IBC 电池。
由于无正面电极，IBC 电池外观往往比一般电池更有竞争力，在高端分布式领域享有高 溢价能力。据 Maxeon 公布信息，2021Q4 IBC 均价为 0.51 美元/W，超过同时期 P 型 PERC 约 64%。 产业化进程较慢，玩家较少。目前 IBC 电池由于工艺技术难度最大，布局企业较少。 SunPower 公司最早开发 IBC 电池，其组件品牌 Maxeon 已独立运营，主要市场为欧美国家。 国内目前已推出商业化组件的仅有隆基绿能、爱旭股份等。
隆基新型 HPBC 电池主打分布式市场。2022 年 11 月 2 日，隆基绿能召开全球发布会， 推出基于高效 HPBC（P 型 IBC 电池）电池技术的 Hi-MO6 组件产品，其标准版量产效率突 破 25%，叠加了氢钝化技术的 PRO 版，效率可以超过 25.3%。公司将此款产品主要定位于分 布式领域，设计了探索家、科学家、极智家和艺术家四大系列，产品矩阵可满足户用、工商 业、地面电站的不同客户需求。2022 年 9 月，西咸新区 15GW 高效单晶电池项目投产标志着 HPBC 新型电池正式进入量产阶段，预计 2023 年将开始出货。
工艺最复杂，定域扩散成核心难点。IBC 电池制作工序约 14 步，是 N 型电池里最复杂 的。与 PERC 相比，其增量制备环节也是难度最大的是背部交叉的扩散区与正负电极的制 备，需要增加图形化、开槽、清洗等环节，并应用激光等高精度设备。激光设备技术壁垒较 高，目前国内帝尔激光在光伏激光领域较为领先，海目星也凭借锂电激光领域的深厚优势切 入光伏激光赛道，已开发出激光开槽、掺杂等设备。 搭载其他技术冲击晶硅电池转换率极限。IBC 核心优势在于电池背部结构带来的高短路 电流，其电池结构设计可以应用到其他电池技术中（IBC+TOPCon 可获得高电流+优异钝化 效果的 TBC 电池，IBC+HJT 可获得高电流+高开路电压的 HBC 电池），实现更高的转换效 率。2017 年日本 Kaneda 研发的 TBC 电池创下了 26.7%的转换效率纪录并保持了 5 年，直至 今年隆基的 HJT 电池拿下 26.81%。掌握 IBC 这项极高难度工艺技术的电池企业将拥有明显 的技术壁垒优势，并且可以凭借差异化产品策略获取稳固的市场份额。
（二）颗粒硅+CCZ 潜力大
硅料生产工艺主要分为改良西门子法和硅烷流化床法，产品分别为棒状硅/块状硅、颗粒 硅。由于西门子法生产多晶硅料纯度更高，能满足半导体行业需求，因此于 1957 年率先实现 工业化。经过半个多世纪的发展，尤其是不断优化尾气回收利用，现已发展到第三代，即改 良西门子法，成为当下太阳能级硅料的主流制备工艺。2021 年棒状硅的市占率达到 95.9%。
经过半个多世纪的发展，改良西门子法已经趋于成熟，出现突破性技术进展的可能性不 大，降本空间主要来自于综合能耗的降低。电力、天然气，煤炭、蒸汽、水等综合能耗约占 总成本的比例约 33%。提升单炉产量可摊薄成本，目前已出现 48 对、72 对棒的炉型设备 （主流为 40 对棒），但棒数提升对炉体设计、生产控制等要求更高。另外，提升余热利用率 也是一个途径。据 CPIA 预测，2021-2030 年各维度成本改善速度将全面放缓，2030 年综合 能耗较 2021 年有望下降约 20%。
设备国产化率高，规模化效应发挥充分。除核心还原炉设备外，由于改良西门子法尾气 成分多且分离难度大，需要安装极其复杂的回收系统设备。通过多年的积累，国内硅料企业 在设备集成度、生产管理、技术储备等方面均已走在全球前列。设备产线基本已实现 90%以 上的国产化覆盖率。2022 年以来新建项目规模均在 5 万吨以上，最高达 30 万吨。设备端成 本下降能力有限。 硅烷流化床法的反应原理是将硅烷从炉体下方注入，炉内籽晶呈漂浮态，硅烷热分解即 可在悬浮籽晶最外层沉积多晶硅形成圆形颗粒硅，当满足长晶重量时颗粒硅在重力作用下集 中在炉底，经过收集系统采出。相比西门子法，硅烷流化床法具备低反应温度、高转化效 率、连续性生产、无复杂尾气等核心优势。
工信部于 2021 年重新修订了《光伏制造行业规范条件》，明确指出多晶硅必须满足《太 阳能级多晶硅》（GB/T 25074）或《流化床法颗粒硅》（GB/T 35307）的要求。根据协鑫、 天宏的公开参数，颗粒硅品质基本满足国标，但与电子 II 级多晶硅标准（可以拉制 N 型硅 棒）相比，颗粒硅仍有一定差距。
掺杂颗粒硅可提供降本方案。REC 对于将颗粒硅与块状硅混合装填对拉棒环节的影响进 行了测试，相较于纯粹使用块状硅，1:1 的混合比例可以将初始坩埚装料重量增加 29.3%，同 时缩减 41%的装填时间，从而直接提高拉晶环节的生产效率，增加单炉产能、降低成本。从 市场反馈来看，目前颗粒硅主要作为复投料掺杂使用，掺杂比例为 30~40%。此外，相较于 棒状硅，颗粒硅投料前无需破碎可直接使用，避免了破碎带来的杂质、粉尘问题。
硅烷流化床法当下遇到的主要瓶颈包括：1）颗粒硅会频繁撞击炉壁，易引入金属杂质， 需使用成本更高的新型内胆材料（一般为碳化硅）；2）生产特性决定了耗材的使用期短， 一方面限制了连续生产，另一方面导致成本增高；3）反应炉内存在腾涌、粒径偏折等问 题，严重可导致生产中断，因此对炉体尤其是进气口的设计要求更高；3）单炉产能提升难度 大，需要对加料、热场等参数重新设计、验证，周期更长；4）存在氢跳问题，会污染硅棒 影响质量。 随着颗粒硅的生产工艺进步，越来越多的下游硅片企业开始尝试使用颗粒硅。目前已有 多笔大额采购长单签订，凸显头部企业对其发展前景的看好。近年来，协鑫签订的 9 份长单 累计规模已超过 90.29 万吨。另外，协鑫与 TCL 中环、上机数控等硅片企业协同研发合作项 目，上下游绑定使颗粒硅验证进入快车道。
颗粒硅最早由美国 MEMC 公司成功量产，目前具备规模化生产能力的企业仅有国内的 协鑫科技、天宏瑞科（REC 与陕西有色合资企业）以及海外的 REC。2016 年，保利协鑫以 1.5 亿美元收购 SunEdison 及其附属 MEMC 等资产，获得颗粒硅及 CCZ 相关专利技术包。 2021 年 2 月，协鑫宣布已完全掌握颗粒硅量产技术并迈入万吨级规模；10 月，公司宣布颗粒 硅满产运行产能合计达到 10 万吨，单炉产能达到 4000 吨，总产量占我国多晶硅有效供给量 的 10.3%。目前协鑫凭借已投运 16 万吨的规模遥遥领先。
在拉晶环节中，单晶硅棒生产原理为：将高纯度多晶硅放置在石英坩埚中加热熔化，再 将籽料插入熔体，待籽晶与熔体熔合后，慢慢向上提拉籽晶，晶体就会在籽晶下端生长，后 经过种晶、缩颈、放肩、等径等工序后形成晶棒，即直拉法（CZ）。直拉法又可细分为多次 复投料法（RCZ）与连续拉晶法（CCZ）。 RCZ 虽然是目前主流拉晶技术，但存在两大系统缺陷：1）坩埚内的硅熔体会在拉晶过程中减少，导致液面下降，这会导致炉内热场环境不稳定，使内部元素分布不均，导致硅棒 体电阻率差异，使拉晶品质下降；2）完成拉制后，需要等待硅棒在冷却室中冷却及新料熔 化完毕才能进行下次拉制，生产效率较低，一般在坩埚寿命内仅能拉制 4~5 根硅棒。 CCZ 兼具性能成本优势。CCZ 是 RCZ 的升级版，通过设计特殊的炉体以及加料装置， 实现了连续进料与拉棒过程的同步进行，节省了加料时间且在两根硅棒生产间无需等待。目 前 CCZ 在坩埚寿命条件允许下理论可拉制 8-10 根硅棒，较 RCZ，产量翻倍，降本潜力大。 此外，连续给料解决了 RCZ 另一大缺陷液面下降的问题，生产的硅棒电阻率一致性非常好， 更适配高性能的 N 型电池制作需求。
颗粒硅+CCZ，最佳组合。CCZ 在连续加料时除了要求品质更高的硅料外，还需粒度较 细且均一，保证加料稳定而不会扰动拉棒过程，目前主流棒状硅破碎成本较高。颗粒硅相比 棒状硅，在流动性上具有天然优势，且粒度相对均一，无需进行破碎处理，能完美适配 CCZ 的加料需求。目前协鑫、天宏等企业的颗粒硅已实现量产，未来有望与 CCZ 形成技术协同， 大幅降低成本，预计 CCZ 单炉生产成本比 RCZ 至少降低 10%，对主流路线形成冲击。 CCZ 连续直拉单晶技术方面，天通股份获得协鑫科技独家授权，双方于 2021 年初成立 合资公司（协鑫持股 60%），由天通股份负责设备的研发生产。天通在 22Q3 业绩说明会上 表示，前期 4 台实验炉已完成对原有技术的消化，目前正加速推进中试产线建设，进一步验证拉晶稳定性及一致性。 目前 CCZ 技术仍面临两大挑战：1）连续拉晶的持续高温环境对坩埚寿命要求更高，坩 埚寿命成为连续生产的重要瓶颈，直接影响 CCZ 技术的成本及经济性，目前 P 型硅片石英坩 埚寿命约 400hr，N 型约 325hr。2022 年 11 月，欧晶科技的石英坩埚实验寿命已突破 500hr， 该问题有望逐步解决；2）热场控制难度大，尤其在扩大炉径时工艺挑战相对 RCZ 更大，需 要更强的热场控制系统，该环节主要考验企业的生产经验积累及技术储备。
四、投资分析
全球光伏需求维持高增长。在“双碳”政策的推动下，2022 年我国光伏市场发展势头良 好。风光大基地将成为新能源新增装机的重要组成部分。工商业分布式已经接替户用光伏， 成为增长最快的分布式光伏。我们预计 2022 年我国光伏新增装机将达到 85-100GW，同比增 长 76.9%（按中值计算）。随着硅料价格下跌，储能配套机制日益健全，需求得到充分释 放，在中性假设情景下，预计 2023 年光伏新增装机将超过 120GW，同比增长 29.7%。由于 “俄乌冲突”，欧美对于俄罗斯实施多轮制裁，反噬作用令欧洲深陷能源危机，天然气等供 应严重短缺导致电价飙升，欧洲能源独立迫在眉睫。美国重拾碳中和目标，出台一系列政策 支持清洁能源发展。我们预计 2022/2023 年全球光伏新增装机需求将达到 240-270GW/320- 360GW，同比增长 40.1%/33.3%（按中值计算），亚太、欧洲、美国是主要增量市场。 硅料产能加速释放。多晶硅行业的扩产计划已经从基于匹配终端需求，转向跟随光伏产 能扩张。2022 年底我国多晶硅产能将达到 120.3 万吨/年，同比增长 131.8%，全球占比提升 至约 89%；我国多晶硅产量约 82 万吨，同比增长 64.7%。2023 年产能将达到 240.4 万吨，同 比增长 99.8%，折合光伏终端装机量超过 900GW；产量将达到 156 万吨，折合光伏产量超过 600GW。
硅料价格波动具有强周期属性。由于技术壁垒、资金壁垒高、扩产周期长，叠加检修时 间长、容易发生生产事故等因素，增加了供给的不确定性，相较于其他环节，硅料行业更容 易出现需求激增或供给收紧导致供不应求而引发价格大幅上涨的现象。历史上曾出现过几次 价格迅速攀升的情况，分别是 2005 年-2008 年、2010 年-2011 年、2013 年-2014 年以及 2020 年开始的本轮上涨周期，与当时光伏行业政策息息相关。 拥抱硅料下跌周期，预计硅料价格将温和下行。近期已显现松动迹象，12 月 14 日一线 厂商特级致密料成交价 275 元/千克，较上周环比下跌 8.3%，已连续两周下跌。随着新产能 加速释放，预计 2023 年硅料价格将拥抱下跌周期，但由于下游硅片环节现有产能规模更 大、竞争更为激烈、扩产诉求更为强烈，从长单数量以及签订年限就可见一斑，所以硅料价 格温和回落的可能性较大。值得注意的是，本轮下跌是由产能大量释放引起的，而非光伏终 端需求收紧，所以从近十年硅料历史走势来看，明年将更接近于 2014-2015 年这个区间的演 变过程。
利润释放向下游传导。2023 年绝大多数公司的盈利能力都将出现不同程度的改善，回到 约 15%的中枢区间。一体化企业将成为最大赢家，可以最大化享受硅料释放的利润红利。硅 片与硅料绑定关系较明显，毛利或将出现小幅回落。技术迭代更新快，新产能扩张有限，电 池高利润率或将维持，但上升空间十分有限。组件盈利水平有望得到明显修复。随着参与玩 家越来越多，逆变器毛利率呈现下降趋势。 供过于求，竞争加剧。2023 年硅片环节将迎来充分的市场竞争，新生力量加入扩产大 潮，双寡头的市占率呈下降趋势。电池技术将成为行业发展决定性因素，或将重塑行业格 局，该环节产能扩张最为谨慎。组件 2022 年扩产规模最大，直接导致经营困难，业绩承压， 二三线企业影响最大，行业集中度持续提升。2023 年组件产能温和增长，龙头效应持续深 化。
“马太效应”明显。光伏发展已逾二十载，龙头企业多年建立的竞争优势，无论是产品 端、供应链、客户关系、研发实力，都很难一朝一夕就被超越。同时，龙头企业之间还在谋 求多种形式的合作共赢，多个产业联盟应运而生。当前存在变数最大的就是高效电池环节， 这也是新进入者布局最多的一个环节。但从目前情况来看，各个路线的领军者均有龙头的身 影，他们也是主产业链扩产的主力军。所以我们认为，2023 年光伏行业的“马太效应”将愈 发明显。 N 型电池大幕拉开。三大主流 HJT、TOPCon、IBC 各具特色。TOPCon 率先发力， 2022 开启 TOPCon 元年，2022 年 TOPCon 出货量有望接近 20GW，市占率可达 8%，远超 2021 年的 2%。TOPCon 扩产速度惊人。目前全行业已公布 TOPCon 电池产能接近 500GW， 已投产 57.2GW，在建 125.5GW。核心薄膜沉积环节存在降本增效空间，拥有两大升级路径 SE 和双面 Poly 技术。HJT 尚在爆发前夜。HJT 各项性能指标均表现优异，产业化潜力巨 大，升级空间广阔，未来有望成为 N 型主流，降成本是关键。目前 HJT 已有大订单签订，市 场正在验证加速中。IBC 乘分布式东风。IBC 电池在高端分布式领域享有高溢价能力。工艺 最复杂，定域扩散成核心难点。搭载其他技术冲击晶硅电池转换率极限。
颗粒硅+CCZ 潜力大。硅料生产工艺主要分为改良西门子法和硅烷流化床法。硅烷流化 床法（制作颗粒硅）具备低反应温度、高转化效率、连续性生产、无复杂尾气等核心优势。 目前颗粒硅品质基本满足国标，主要作为复投料掺杂使用，可有效降本。上下游企业绑定使 得颗粒硅验证进入快车道。CCZ 连续拉晶兼具性能成本优势。颗粒硅+CCZ 是最佳组合。 CCZ 在连续加料时除了要求品质更高的硅料外，还需粒度较细且均一，保证加料稳定而不会 扰动拉棒过程，目前主流棒状硅破碎成本较高。颗粒硅相比棒状硅，在流动性上具有天然优 势，且粒度相对均一，无需进行破碎处理，能完美适配 CCZ 的加料需求。预计 CCZ 单炉生 产成本比 RCZ 至少降低 10%。目前拉晶炉中试产线建设正在加速推进中。
五、重点公司分析
（一）隆基绿能
加速一体化战略布局，龙头地位稳固。2022 年 8 月公司鄂尔多斯年产 46GW 硅棒和切 片、30GW 高效电池、5GW 高效组件产业链一体化项目正式落地，明年将陆续投产。公司泰 山乐叶年产 4GW 单晶电池项目、西咸 15GW 高效电池等项目已在今年逐步完工。公司通过 参股上游企业、签订长单的方式稳定供应链。公司一体化规模持续扩大，龙头地位进一步稳 固。 异质结电池再创效率记录。2022 年 11 月 19 日，公司获得德国 ISFH 研究所认证，公司 自主研发的硅质 HJT 电池转换效率达到 26.81%，打破了 2017 年日本 Kaneda 创造的单结晶 硅电池效率纪录。本次突破彰显公司高效电池技术研发水平引领全球。公司表示该记录是通 过可量产的设备、技术、大面积硅片创造出来的，意味着 HJT 产业化进程将加速推进。
HPBC 组件正式发布，有望享超额收益。2022 年 11 月，公司推出基于 HPBC 技术的 HiMO6 组件，标准版量产效率突破 25%，PRO 版可以实现超过 25.3%。该产品主要定位高端分 布式领域，试销反馈积极，综合溢价 3~4 美分/W。2022 年 9 月，公司西咸 15GW 高效电池 项目投产，量产出货在即。公司预计 2023 年底 HPBC 电池产能将达到 25GW。HPBC 组件打 开市场渠道后，公司将凭借差异化战略进一步提升市场竞争力。 BIPV 稳步推进。2020 年公司首款建筑光伏一体化 BIPV 产品隆顶发布，正式进军工商 业屋顶这一潜力巨大的市场。公司已成为森特股份的第二大股东，借助森特在建筑屋顶设 计、维护上的优势为隆基打开市场销路。2022 年森特拿下山东重工 140MW 屋面分布式项 目，创下市场单体项目规模纪录；同时与三棵树股份、徐工集团签订战略合作协议。 三季报收入高增，盈利能力承压。受益于硅片及组件的出货量持续增长，22Q1-3 公司实 现营收 870.35 亿元，同比增长 54.9%；归母净利润 109.76 亿元，同比增长 45.3%。2022 年硅 料维持高增态势，公司在硅片环节的议价能力较强，可以实现部分价格传导，但是组件业务 承受较大经营压力。公司前三季度毛利率/净利率较去年同期分别下降了 5.2pct/0.8pct，
（二）晶澳科技
老牌龙头“一体两翼”深化布局。公司成立于 2005 年，是中国第一代光伏企业之一， 拥有从上游硅片到电池、组件及下游电站运营的垂直一体化产业链。据 PV Infolink 统计， 2017-2021 年公司组件出货量稳居全球前三。2022 年公司全面推进“一体两翼”战略升级： “一体”指强化硅片-电池-组件的主产业链，“两翼”指打造智慧能源、光伏新材事业部， 成为下游多元化应用场景解决方案提供者以及光伏相关辅材设备制造者，助力公司在能源转 型环境下抢占市场优势地位。 技术、渠道、品牌优势齐发力。技术方面，2022 年 5 月公司推出 N 型组件 DeepBlue 4.0X，量产电池效率可达 24.8%以上，组件最高转换效率 22%，功率最高可达 625W。实证 数据显示，该组件发电量可提升 3.9%，BOS 成本降低 2.1%，LCOE 成本降低 4.6%，显著提 升项目收益。公司表示在 HJT、IBC、钙钛矿等电池技术均有储备。渠道方面，公司坚定全 球化战略，已建 10 个全球生产基地、13 个海外销售公司，渠道网络遍及全球，良好的安装 案例、健全的售后服务保证客户粘性逐年提升。品牌方面，公司连续六年获“欧洲顶级光伏 品牌”等称号，连续 4 季度在 PV-Tech 可融资性评估中获得 AA 级，品牌认可度不断提高。
2022 年前三季度，公司实现营收 493.24 亿元，同比增长 89%；归母净利润 32.9 亿元， 同比增长 150%；扣非盈利 32.41 亿元，同比增长 201%。其中 22Q3 实现盈利 15.87 亿元，同 比/环比增长 165%/66.7%；扣非盈利 16.08 亿元，同比/环比增长 199.7%/72.7%。三季报业绩 大增超预期主要得益于海外组件业务量利双升。2022 年前三季度，公司电池组件出货约 27.10GW，同比增加 67.8%，其中海外出货量占比约 64%。22Q3 出货约 11.2GW，同比增加 86%，环比提升 26%。测算后单瓦净利约 0.15 元，环比提升约 0.04 元。公司一体化产能匹配 度高，出货量迅速提升，N 型组件在海外市场获得更高溢价。公司在硅料高企环境下盈利能 力仍能稳步提升，彰显了公司经营能力。
（三）晶科能源
N 型 TOPCon 电池技术领军者。公司是国内最早布局 TOPCon 技术的企业之一，2018 年率先在大面积商用硅片衬底上成功制备 N 型 TOPCon 电池，最高效率达 24.19%。公司始 终坚持高研发投入，不断突破技术瓶颈，2022 年以来连续四次打破世界纪录，2022 年 12 月 9 日，公司 182N 型 TOPCon 电池效率已达 26.4%。公司 Tiger Neo 组件采用最新 HOT 2.0 技 术，电池量产效率已超 25%，组件最高功率突破 600MW，地面电站实证数据显示，较 210 P 型组件可增加 3%以上发电增益。 趋势明确，产能大举扩张。2022 年成为 TOPCon 元年，CPIA 预测其市占率将达到 9%， PV Infolink 预测今年出货量有望接近 20GW。上半年公司表示 TOPCon 组件市场需求超预 期，在手订单已超 10GW。公司产能正在加紧扩张，合肥一期、二期，尖山一期共 24GW 已 于年内逐步投产，年底前实现满产；尖山二期 11GW 预计 2023Q1 投产，届时产能将达 36GW，始终维持行业第一，确保 TOPCon 大潮来临公司能率先获利。
储能+BIPV 业务拉动业绩新引擎。储能方面，公司已有户用、工商业及地面储能产品， 凭自身光伏品牌力与全球开发商签订储能框架协议，同时与宁德时代等电池企业签署战略合 作协议，推动“光伏+储能”深度合作。BIPV 方面，公司产品有幕墙、彩钢瓦组件，实地案 例取得了良好市场反馈，在分布式光伏占比逐步提升背景下，将助力公司业绩持续提升。 三季度利润大幅增长。2022 年前三季度，公司实现营收 527.72 亿元，同比增长 117%； 归母净利润 16.76 亿元，同比增长 132%；扣非归母净利润 15.16 亿元，同比增长 418%。 22Q3 营收 193.64 亿元，同比/环比增长 127%/3%；扣非归母净利 7.13 亿元，同/环比分别增 长 677%/41.75%。22H1 公司组件出货 18.21GW，位居全球第一。明年硅料降价带动组件价 格回落，国内地面电站需求有望释放，公司高效组件出货将持续增长。
（四）福斯特
全球光伏胶膜寡头。公司成立于 2003 年，在中国光伏崛起过程中完成了光伏胶膜国产 化替代，2008 年跻身全球 EVA 胶膜前三强。随着公司持续扩大产能、提升产品性能质量、 完善胶膜品类，公司先发优势凸显，市场份额不断提升。2021 年公司光伏胶膜市占率达 55%，超第二梯队企业总和，具备压倒性优势。胶膜虽在组件成本中占比仅 7%，但直接影响 组件效率，因此客户倾向于使用稳定性更好的产品，用户粘性很强。公司与隆基、晶科等优 质客户长年建立合作关系。2021 年公司拥有光伏胶膜产能 13.2 亿平米/年，超可比公司产能 之和，规模优势显著。为保持竞争优势，公司新增滁州、嘉兴基地，又在泰国、越南加码了 全球化布局。若扩产计划顺利，公司 2022 年底产能将达到 17.2 亿平米/年。
积极开拓新业务，打造新增长极。公司依托胶膜优势地位快速发展背板业务，2021 年市 占率 11%，22H1 营收增速 114.2%，预计 2022 年底产能达 1.25 亿平米/年。同时公司基于胶 膜业务成功经验进军感光干膜领域，目前已进入深南电路等国内一线 PCB 厂商供应链，已有 产能 2.16 亿平米/年。另外公司功能膜业务也已实现规模化销售。 公司架构清晰，治理卓有成效。公司核心团队均有技术产业背景，自创立以来坚持创新 重研发，历年研发费用遥遥领先第二梯队。各事业部划分明晰，光伏、电子、功能膜材料分 管业务，依托浙大建立的新材料研究院负责全面研发，感光干膜、FCCL 等学术成果已成功 转化并支撑公司业务发展。另外公司通过多次股权激励及分红实现全体员工利益的深度绑 定，支撑公司长足发展。
（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。）
精选报告来源：【未来智库】。