1 需求：强度超预期，需求曲线定价逻辑至少持续至 2023H1
1.1 2022H1 需求曲线上移快于硅料供给释放，驱动产业链价格上涨超预期
我们在去年底的年度策略中提出：光伏平价之后，由于规划约束和补贴限制的消除，终端需求弹性大增且呈现多样性，中短期新增装机上限取决于 供给瓶颈环节的产能，在潜在需求（储备项目）大于有效供给的情况下， 产品价格将由边际需求的成本承受力极限决定。
2022H1，尽管瓶颈环节硅料产能持续释放，但由于俄乌战争等因素导致传 统化石能源价格和终端销售电价持续飙涨，驱动需求曲线快速上移，边际 需求的成本承受力持续向上移动，驱动产业链价格在 2022H1 呈现持续上 涨趋势、以及硅料作为瓶颈环节盈利能力的持续扩张。
1.2 中美欧宏观政策加力，2022H2 价格保持强势，2023 年预期增速 40+%
硅料产量定 2022 年全球新增装机，激进薄片化进度令组件产出规模超过 此前预测范围上限，全年或达到 300-310GW。2022H2 硅料新增供给主要有通威包头、青海丽豪、协鑫乐山、东方希望等，预计 2022Q3-Q4 全球 硅料产量分别为 21.6、24.8 万吨，环比分别增长 9%、15%。在硅料价格 持续维持高位的背景下，产业链在硅片薄片化、金刚线细线化方面的推进 速度较为激进，单位硅耗降低速度快于预期，考虑该因素的影响，我们预计 2022Q3、Q4 组件产量上限分别为 81GW、95GW，环比分别增长 11%、 17%。预计全年全球组件产量最高可达 310GW，可满足约 230~250GW 交流侧装机。
在供给瓶颈环节决定总装机量之后，各细分市场的装机占比由该市场对光 伏产品的购买力决定，购买力主要受到政策、电价、预期收益率、融资条件等方面影响。分别来看：
中国：户用分布式市场在整县推进政策的推动下继续保持了去年的高景气 度，工商业分布式需求在终端电价上涨的推动下加速增长，预计今年国内 分布式装机有望达到 45~50GW；地面电站储备项目量十分充足，主要为 2019-2020 年递延项目及 2021 年大基地项目，预计已开工规模达到 100GW+，大部分地面电站项目对系统成本较为敏感，但近期历史拖欠补 贴的下放、政策对大基地项目支持力度的加强，有望体现在资金、信贷、 审批效率等方面，从而提高集中式项目对组件价格的承受力，推动全年装 机总量达到 80~100GW。
欧洲：受到俄乌冲突影响，欧洲天然气价格、电价均大幅上涨，以欧洲最 大的光伏市场德国为例，2022 年一季度德国日前批发电价最高达到 700 欧 元/MWh，创历史新高。批发电价的上涨直接提升分布式终端用户对组件价 格/光伏系统成本的承受力，间接推动上半年光伏产品价格的上涨。
美国：截至 2021 年底，美国公用事业电站储备项目规模超过 80GW，项 目储备十分充裕，但今年 3 月底美国商务部在收到 Auxin Solar 的调查请愿书后，启动对东南亚光伏产品的反规避调查，一度对 Q2 美国市场需求产 生较大的扰动，并让美国市场 2022年装机量及其整个光伏产业蒙上一层 阴影。
然而在收到来自美国光伏产业、19 州州长、85 名国会议员先后提出的强烈抗议后，美国总统拜登在巨大的舆论压力下，于 6 月 6 日发布总统令，宣 布采取“大胆的行政手段以促进国内清洁能源发展”，其中最重要的一条措施就是：对从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南采购的光伏组件给予 24 个月 的关税豁免期，以保证美国光伏电站建设所需的供应链稳定。
我们预计在总统令颁布后，东南亚产能向美国的发货、以及美国光伏电站 的安装建设将很快恢复常态，甚至可能带来短期的抢装；而长达两年的东 南亚产能输美免税期，则将进一步提升美国作为除中国以外的第二大单一 光伏终端市场未来两年内的需求增长确定性。
综合来看，2022H1 需求强度超预期的市场主要集中在欧洲、巴西、印度 及国内分布式，其中巴西、印度有抢装的原因，欧洲、中国主要为政策支持和经济性推动；预计 2022H2 欧洲、巴西、中国分布式市场将继续维持高景气度，而美国作为全球成本承受力最高的区域市场，其终端电站市场 的全面恢复将成为下半年需求强度的重大驱动因素，从而对产业链价格形成强有力的支撑。由于供给仍处于显著小于需求的状态，国内集中式电站 作为成本承受力（购买力）相对最弱的细分市场需求，下半年或面临较大 的组件采购压力。
展望 2023 年光伏终端市场，供应链最大变化是硅料产能的大量释放将带动组件价格大幅下降，将有力刺激中国、南欧、美洲等集中式电站储备项 目充足且对组件价格较敏感的地区需求，美国 ITC 政策延期对需求的拉动 也将在明年开始体现，预计 2023 年中、美、欧市场增速有望达到 45%以 上，继续占据全球70%以上份额。
2 硅料续享超额利润，辅材格局、逆变器结构变化重于短期盈利波动
2.1 一体化组件下半年盈利预计维持平稳
产业链扩张的利润优先分配给相对紧缺的环节，反之亦然。由于全球光伏 需求强度的持续超预期，上半年产业链实现量价齐升，其中单位利润扩张 的部分优先被分配到相对紧缺的环节，如 Q1 的硅料，其次是供需边际改 善的环节，如 H1 的电池片、Q2 的玻璃、EVA 粒子，预计下半年产业链各 环节利润的相对变化，也将由各环节与其直接上下游的供需关系相对变化 趋势来决定。
2022 年上半年在产业链单位利润扩张的过程中，最紧缺的硅料环节价格率 先上涨，盈利稳步提升；硅片/电池片由于紧跟硅料涨价、受益于低价库存， 单瓦利润环比修复；组件由于期货属性的减弱，较为及时地传导了成本压 力，盈利能力保持相对稳定。
根据前文对 Q3、Q4 全球需求结构和硅料产能释放节奏的分析，预计硅料 价格将在 Q3 高位持稳、Q4 小幅下降，因此 Q3 产业链利润分配大概率延 续上半年的状态，Q4 在产业链价格负反馈的过程中预计利润分配趋势将发 生变化，考虑到库存状态和产业链所处位臵，我们认为降价压力将首先由 过剩环节向紧缺环节、下游环节向上游环节传导：
组件：将最先感受到终端价格压力，但纯组件环节利润几无压缩空间， 在原材料降价时将以传导降价、保证出货为主，盈利能力有望保持稳 定，一体化组件产能的盈利能力将很大程度上取决于产能结构、新产 品放量速度、采购及库存策略，整体上我们预计维持平稳概率较高。
硅片：名义产能过剩程度大于电池片，且新进入厂商数量较多，目前 盈利水平又处于相对高位，单位利润有压缩空间，但企业之间的盈利 能力或将呈现分化加剧的态势（后文分析）；与组件环节类似的是，库 存策略将对硅片盈利表现产生一定影响。
电池片：PERC 扩产显著放缓，新技术产能普遍仍处于量产、爬产、 终端客户教育阶段，相对上下游供需关系有望持续改善，尤其是大尺 寸高效 PERC 产能存在供应紧张可能，由于单瓦利润仍处于低位，盈 利能力有望进一步修复。
2.2 硅料下半年续享丰厚超额利润，中长期周期属性突出但龙头优势稳固
硅料行业进入壁垒持续提升，新进入者扩产、投产、达产均面临挑战。多 晶硅是光伏产业链里技术、资金壁垒最高的环节之一，经过数十年的发展， 2021 年多晶硅投资强度已降至 8-10 亿元/万吨，但为了达到更优的成本控 制，企业需要通过提升单位装臵产能带来规模效应，单体扩产规模不断提 升，2019 年前多晶硅项目投资规模基本在 5 万吨以内，2021 年起大幅提 升至 10 万吨，规模与资金门槛进一步提升。此外，多晶硅项目从立项、审 批、开工到投产至少需要 18 个月，投产后一般还有 3-6 个月的爬产期才能 满产，扩产受到项目审批、项目建设、技术水平等多种因素影响，具有一 定不确定性，对新进入者尤甚。
多晶硅年内仍为产业链明确瓶颈环节，2023 年后或逐步趋于过剩。基于当 前行业扩产计划，2023 年多晶硅供应量预计增加至 120-140 万吨，可支撑 450GW 以上组件产量和 360GW 以上交流侧装机规模，2024 年可支撑 500GW 以上装机，基于当前的需求预测，即使不出现比多晶硅更“短板” 的供应链环节，多晶硅产能也将逐步趋于过剩。
边际产能现金成本提供短期价格支撑，完全成本决定行业长期利润中枢。 理性来看，由于企业无法在产品售价低于其现金成本的情况下长期维持生 产，边际产能现金成本附近是短期内产能开始出清的位臵，将为下跌的多 晶硅价格提供支撑。长期来看，企业生产及保持扩张的前提是获得合理的 利润，因此边际产能完全成本附近是长期使落后产能退出的位臵，此时龙 头企业凭借成本优势可赚取合理利润。
2.3 组件辅材普遍受益硅料放量，竞争格局动态重于短期盈利波动
光伏玻璃：下半年先松后紧，明年供给增幅 50%以上。2021 年底由于电 力供应短缺、能耗双控等原因，部分产线点火时间推迟至 2022Q1，随硅 料供给释放上半年玻璃供需显著好转，Q1 消化库存后 Q2 价格持续回升， 同时随着上半年点火新产线陆续释放产量，目前看光伏玻璃 Q3 供需压力 环比或小幅提升，Q4 随着集中式电站需求启动驱动大尺寸、双玻占比提升， 玻璃供需有望再次迎来改善。
从各企业的投产计划来看，2022H2 新增供给主要为福莱特 5-6 条 1200t/d、 信义 7 条 1000t/d、彩虹 3 条 1000t/d、南玻 1200t/d 等，预计 2023 年全 年玻璃有效供应量增幅在 50%以上，供给上限的不确定性主要来自听证会 结果、能耗指标、超白砂资源、行业价格水平等因素对“在建产能”后续 投产节奏的主观及客观影响。
尽管今年行业执行听证会制度以来，上会项目合计产能规模较大，但我们 预计，综合考虑企业的各方面资源获取能力、以及听证会结果本身的约束 效果，当前行业头部企业的扩产确定性仍然显著高于二线及新进入者。
光伏料供给尚有弹性，全年供需维持偏紧。展望全年，2022 年可批量供应 光伏料的国内新增产能已基本释放，在建古雷炼化、天利高新尚需 Q4 及 以后投产（供应光伏料仍需一段时间），2022H2 光伏料供给增量主要来自 两部分：1）韩国乐天新增 30 万吨产能；2）现有产能光伏料比例提升。 与硅料和光伏玻璃相比，EVA 粒子可以通过拉大光伏料溢价增加供应，同 时随着胶膜厂商工艺进步，对粒子原料的兼容性也在逐步提升，或将使得 可用于光伏胶膜生产的 EVA 粒子产能范围被动增加，按照胶膜克重 0.5~0.51kg/平米测算，预计全年 EVA 及 POE 可满足 300-340GW 组件生 产，2022 年光伏级 EVA 有效供给略高于硅料，或基本与硅料供应持平。
胶膜：受益终端需求放量，Q2 起盈利逐步修复。2021 年底光伏下游需求 较为平淡，胶膜价格弱势延续至 2022Q1，叠加原材料价格上涨，Q1 胶膜 环节盈利承压；随硅料产量释放和组件排产提升，胶膜厂自 Q1 末开始多 次涨价基本传导原材料价格涨幅，预计胶膜 Q2 盈利明显修复。
展望全年，随硅料新产能逐步释放，组件产量增长将拉动胶膜需求增长， 胶膜环节产能过剩程度有望缓解，带动成本传导能力、出货量增速提升。 即使下半年 EVA 树脂价格高位，考虑到头部企业的供应链优势以及边际产 能涨价动力，仍有望驱动胶膜盈利阶段性向上。
2.4 集中式电站装机将反扑，驱动大型逆变器、储能及跟踪支架增速上台阶
逆变器：户用光储高增速持续性强，下半年美国及国内地面电站需求有望 启动。受益于欧洲户用光储及巴西分布式需求的爆发，上半年户用光伏、 储能逆变器景气度超预期，甚至因原材料缺货出现供不应求的局面。尤其 欧洲家庭需求对价格敏感度较低，在 IGBT 短缺和安全要求提高的双重推 动下，高质高价的微逆需求也呈现井喷的状态。2022 下半年海外户用需求 依然强劲，欧洲/巴西收入占比高且芯片供应能力强的公司将持续受益，Q3 起美国市场逐步恢复常态、Q4 到 2023 年随硅料价格下降，大型地面电站 及配套储能项目有望大规模启动，此前由于装机结构、贸易政策等原因导 致业绩承压的公司增速有望加快。
跟踪支架：下半年地面电站装机占比提高，跟踪支架有望迎来量利拐点。 上半年组件价格的持续上涨导致地面电站装机延迟，跟踪支架需求受到较 大影响。从成本端来看，跟踪支架主要原材料钢材价格趋于平稳；从需求 端来看，下半年美国集中式电站恢复建设、国内大基地建设加快将驱动跟 踪支架需求释放，跟踪支架量利有望迎来拐点。
3 硅片环节：盈利变动趋势或同步硅料，核心耗材短缺放大龙头优势
3.1 硅片高位盈利下半年有望延续，成本竞争将逐步重回舞台中央
2022 年以来，硅片环节虽然表观产能显著过剩于硅料，但仍维持了比较超 预期的高盈利水平，我们认为主要源于四点：1）硅料环节受到物流延迟、 现有产线检修、新增产线爬产等因素影响，新增供给释放速度仍较慢；2） 部分老旧硅片设备实为无效产能，大尺寸高效硅片产能实际尚未显著过剩； 3）2022 年新释放硅料供应大量被头部企业提前长单锁定，二线、新进入 企业未能获得足量硅料供应以提升开工率和硅片产出；4）硅料/硅片持续 涨价趋势中始终动态获益于部分“低价原料库存”。目前看来，在 2022H2 终端需求保持强势、硅料供应仍然偏紧的趋势下，硅片环节相对较高的盈 利水平仍有望维持。
随硅料供需趋松，硅片环节盈利或同步变化。随着新玩家产能逐步提升， 主要的单晶硅片生产企业从原来的 5-6 家迅速拓展到仅 15GW 以上产能企 业就有近 10 家，而目前国内拥有 5 万吨以上（对应 15GW 左右）产能规 模的硅料企业仅 5 家。因此，除了硅片环节表观产能仍将长期显著高于硅 料之外，上下游之间竞争格局的变化，或将在硅料供应逐步趋于宽松的过 程中，令硅片环节盈利同步承压。
由于硅料和硅片扩产周期的不同，当前上下游之间这种供需错配的局面可 能将长期持续，即使假设 2019 年及之前的存量产能（约 120GW）因不具 备大尺寸改造的性价比，而在 2022 年全部退出市场，2022 年硅片的有效 产能仍大于硅料，绝大部分硅片企业无法保持满产或将成为行业新常态。
随着新增大尺寸产能逐步爬坡释放，单晶硅片产能终将逐步走向实质性过 剩，产品定价逻辑也将回归成本曲线定价模式，成本将成为硅片环节最重 要的竞争要素，生产工艺技术、供应链管理能力领先的企业，有望获得更 为稳定的盈利及市场份额。
3.2 高纯石英砂持续紧缺提高非硅成本，龙头优势或再次放大
高纯石英砂供给持续紧张，预计价格保持强势。2021 年起硅片扩产加速及 产量的持续增加，推动石英坩埚需求大幅上升，坩埚主要原料高纯石英砂 需求快速增长，我们预计 2022-2024 年坩埚用高纯石英砂需求 6.3/8.5/9.8 万吨。由于高品质原矿资源稀缺、海外企业扩产效率较低，近年石英砂供 给增量有限，预计 2022-2024 年供给 6.3/8.3/9.8 万吨，供需持续紧张，预 计高纯石英砂价格大概率保持强势，甚至持续走高。
整体而言，我们认为：坩埚用高纯石英砂基本确定会在未来一段时间内保 持供应紧张，但通过源头供给增加、需求行业之间供给切换、硅片企业在 坩埚品质上的妥协等方式，这一核心耗材不会成为限制光伏行业产出的 “刚性”瓶颈环节。
内层砂供给紧张或对硅片行业成本曲线及竞争格局产生影响。在相对极端的上述第三种情景下，硅片企业为维持开工率，将逐步使用品质稍差的中 外层砂作为内层砂制备坩埚，但低品质砂制备的坩埚会影响成晶过程（整棒率、成晶率、加热时间、直接加工成本等）及单晶硅的质量（穿孔片、 黑芯片等），进而令该类坩埚的有效使用寿命大幅降低。据产业调研，使用 尤尼明等进口石英砂做内壁的坩埚使用寿命可达 450 小时以上，而使用较差石英砂的坩埚使用寿命可低至 200小时左右，直接影响硅片生产成本及 产能效率。
影响 1：坩埚成本、折旧、电耗等因素提高非硅成本。1）坩埚寿命下 降带来直接耗量提升，在高纯石英砂整体供给紧张的背景下，预计中 外层砂价格同样维持高位，单位硅片产量的坩埚成本大幅上涨。2）坩 埚寿命下降导致开炉次数增加，单晶炉对应的硅片产能下降、升温降 温能耗增加，导致单位硅片产量的折旧、电耗成本增加。
影响 2：龙头供应链优势或令硅片成本曲线再次陡峭化。1）目前坩埚 需求最大的硅片龙头企业直接与高纯石英砂源头供应商美国尤尼明等 签订长期合同，而二线硅片及第三方独立坩埚企业则普遍仍需从代理 商处采购，龙头企业的供应链优势将保障其在坩埚供应出现缺口时不 需要大量降级使用较低品质的坩埚，从而保证较理想的成本、品质和 生产效率；2）龙头硅片企业拉晶技术积累深厚，在同样使用低品质坩 埚的情况下，品控及拉速上的优势将在一定程度上减轻低品质坩埚给 生产带来的负面影响；3）二线企业由于难以获得足够且优质的坩埚供 应，极端情况下难以维持开工，造成折旧等固定成本提升。
国产内层砂供给、海外供应商扩产策略需持续跟踪。由于内层砂相较中外 层砂具有一定溢价，预计石英股份及两家海外企业大概率提升内层砂供给， 情景一发生的概率较大。但国产内层砂提纯技术发展、海外供应商产能扩 张策略、坩埚生产技术、石英砂替代材料发展等仍有一定不确定性，仍待 进一步跟踪。
4 硅片耗材：充分受益硅片产量持续高增及硅料、硅片高价持续
4.1 高纯石英砂：供需紧张壁垒高，龙头快速扩产提升市占
行业格局：矿源铸就垄断属性，全球仅三家主要供应商。高纯石英砂矿源 直接影响高纯石英砂的产品质量及扩产可行性，具有优质矿源储备的企业 竞争优势明显，行业具备一定垄断属性。由于矿源限制，目前全球可批量化供应的企业仅美国尤尼明、挪威 TQC 和石英股份三家。
供给：矿源影响高纯石英砂质量及扩产，近年供给增量主要集中于国内。 高纯石英砂主流制备方法为石英矿物深度提纯，原料高纯石英砂矿源稀缺、 品质差距大，是影响高纯石英砂产能扩张的重要因素。
行业趋势：供给紧张推高价格，龙头扩产推进市占快速提升。受矿源种类 影响，近年海外高纯石英砂企业扩产意愿较低，随着下游光伏需求高增， 预计 2022-2024 年高纯石英砂供给持续紧张，推动高纯石英砂价格维持高 位。国内龙头石英股份 2009 年即攻克高纯石英砂提纯技术难题，2017 年 起与国外石英矿源保持合作关系，矿源储备充分、提纯技术积淀深厚，在 建项目为未来几年行业仅有的供给增量，具有其他企业短期内难以赶超的 竞争优势，有望快速提升市场份额、巩固竞争优势。
4.2 金刚线：细线化推动耗量提升，竞争格局及技术路线稳定
需求：单耗提升叠加下游需求增长，晶硅切割用金刚线需求快速提升。由 于硅料价格持续超预期，硅片企业加速推进金刚线细线化，金刚线耗量明 显提升。金刚线线径越细切割损耗越小、硅片出片率越高，但线径下降会 降低金刚线的拉伸强度，使得金刚线在切割过程中更容易被拉断，硅片企业为避免断线需增加金刚线更换频率，带来金刚线耗量提升。据美畅股份 招股说明书，线径每下降 10%，切割速率随之下降而引起的用线量增加为 10%，而硅片出片量增加 3%。综合考虑光伏需求增长及细线化推进带来 单耗提升，我们预计 2022-2024年光伏晶硅切割用金刚线需求分别达到 1.45/2.00/2.57 亿公里，同比提升 68%/38%/29%，CARG 达 44%。
行业格局：技术&客户双重壁垒，龙头维持高市占+高盈利。金刚线产品要 求金刚石微粉在极细的母线上均匀、紧密结合，技术壁垒较高，同时需根 据客户反馈的情况不断改善和调整产品性能和成分、提高切割效率，具有 一定客户壁垒。目前金刚线行业呈现垄断格局，2021 年美畅股份占据超过 一半的市场份额，且凭借效率及成本优势持续维持 55%以上的高毛利率， 与行业二线企业保持 15%以上的毛利率差距。
行业趋势 1：产能过剩限制盈利弹性，降本能力成为核心竞争要素。金刚 线环节产能建设周期较短、单位投资额较低，近年龙头企业加速扩产，行 业供给快速增加。考虑到光伏行业的降本趋势，供给过剩背景下，预计后 续金刚线价格仍有下降空间，降本能力成为核心竞争要素。
行业趋势 2：钨丝尚不具备显著性价比优势，母线材料发展不改竞争格局。 目前金刚线的母线材料为高碳钢，高碳钢丝线径进一步降低可能出现力学 性能不足的等问题，实验室证实钨丝线径可以更细、承受更大拉力，是未 来金刚线母线材料可能的发展方向之一。但当前钨丝成本较高，在硅料价 格 250 元/kg 的高位下，按照钨丝母线成本 30 元/公里、钨丝金刚线毛利率 30%测算，使用 30μm 钨丝母线虽因细线径可节省 0.02 元/W 的硅料成本， 但考虑钨丝带来的金刚线成本提升，38μm 高碳钢丝母线仍具有 0.014 元 /W的综合成本优势。
行业趋势 3：薄片化、细线化推进，龙头技术优势有望放大。近年硅料价 格维持高位，硅片企业出于降本诉求加速推进薄片化进程，硅片薄片化对 切片工艺及金刚石线性能提出了较高要求，金刚石线上砂均匀、一致的重 要性进一步凸显，龙头优势有望进一步放大。此外，硅料价格高位促进细 线化快速推进，龙头企业领先的细线化技术帮助其享受细线化溢价，巩固 竞争优势。2022Q1 美畅股份 38μm 及以下产品出货占比超过 60%，较市 场主流 40μm 线径产品享受差异化溢价。
4.3 碳/碳热场：降本能力为核心竞争要素
行业格局：技术、客户双重壁垒，龙头维持盈利优势。碳/碳复合材料在 2200 度以上的高温中经过多个沉积周期使产品性能达到使用要求，具有技 术难度大、研发投入高、研发周期长等特点，且存在客户认证壁垒，具有 一定先发优势，2021 年行业龙头金博股份市占率约 40%，CR5 超过 80%。 凭借核心技术优势带来的技术降本，金博股份热场产品毛利率一直维持在 50%以上，单吨毛利较二线企业具有显著优势。
行业趋势 1：新增供给快速释放，降本能力成为核心竞争要素。2021 年起 以天宜上佳为代表的热场新进入者加速扩产，随着新增产能释放，预计热 场环节逐步进入供给过剩阶段。金博股份在可转债问询函中指出，为提升 市占率和渗透率，预计产品单价会在 2021 年价格基础上继续下调 10%- 30%，供给过剩背景下，降本能力将成为热场环节核心竞争要素。
行业趋势 2：N 型技术提高热场纯度要求，龙头有望受益。N 型硅片热场 与 P 型硅片热场的技术路线、基本设备配臵基本相同，差别在于 N 型硅片 对热场纯度要求更高，纯度要求达“灰分＜100ppm”（P 型硅片用热场纯 度要求灰分＜200ppm）。金博股份通过单一气源甲烷热裂解技术获得基体 碳，并通过快速化学气相沉积技术形成碳/碳复合材料，制备的沉积基体纯 度较高；同时具有高温纯化技术、高纯涂层技术等多项技术储备，能够以 更低成本获得高纯度产品，有望受益 N型推进，巩固竞争优势。
5 电池新技术创造差异化竞争机遇，海外扩产利好头部设备厂商
5.1 新型电池技术正式步入产业化元年， 多角度可验证产业化步伐加快
我们认为 2022 年是后 PERC 时代高效太阳能电池技术发展真正意义上的 元年。从技术路线上看，年内 TOPCon、HJT、IBC 电池均有技术难点上 和转换效率上的突破；从研发布局上来看，主流企业对于新技术的要求从 之前的“技术跑通，量产落地”开始向“追求技术细节领先”演变，低成 本、高效率的工艺技术手段及差异化路径持续涌现；从性价比上来看，年 内 HJT 与 TOPCon 在生产成本端快速下降，性价比逐步显现；从产能规划 上来看，三种技术路线在 2022 年都将会有相比 2021 年显著更大规模的产 能落地，且多家龙头企业布局显著提速；从终端接受度来看，年内央国企 针对 N型组件的招标规模显著增长，且溢价清晰可见。
根据公开资料统计，2022 年 TOPCon 与 HJT 在实验室效率及量产效率方 面较 2021 年均取得较大突破，并且对于研发布局较为领先的企业，在新 技术降本增效方面已经开始进行更为深入的探索：TOPCon 技术中开始导 入激光掺杂达到进一步提效，HJT 技术中导入微晶、实验电镀提效、尝试 低铟低银的低成本路线等。主流厂商从之前的“技术跑通，量产落地”开 始向“追求技术细节领先”这种观念的转变，侧面验证了目前新一代高效 电池技术已具备大规模产业化量产的条件。
2022 年上半年 HJT 与 TOPCon 降本进展稳步推进，尤其是在银浆耗量及 国产化、N/P 硅片价差、良率与效率方面取得了较大突破。根据我们测算， 基于 210 尺寸的 HJT 电池片单瓦生产成本从年初的较PERC 高 0.2 元/W 左右缩小至当前的高0.1 元/W 左右，210 尺寸的 TOPCon 电池片生产成本 从年初的比 PERC 贵 0.1 元/W 降至 0.03 元/W 左右。
我们预计到 2022 年底，中性假设下，仅考虑 HJT 国产化低温银浆的导入、 国产化靶材的导入及耗量下降、N/P 硅片价差缩小至 5%以内，基于 210 尺寸的 HJT 与 TOPCon 电池片单瓦生产成本将分别处于较 PERC 高 0.04 元/W、与 PERC 持平的水平。
从头部组件及电池厂商的产能规划及实际落地产能来看，TOPCon 已成为 当前行业内高效电池技术的主流。HJT 短期内受成本较高的影响，年内截 至目前新增产能较少，但下半年仍有 10GW 以上可见扩产落地。IBC 技术 由于技术难度高、受制于 SunPower 专利问题，布局厂商较少，但由于分 布式市场的空间广阔、盈利水平高，部分有能力的大厂或能够通过高强度 研发投入解决专利问题从而实现 IBC 技术的量产。考虑到年内各项技术的 降本增效进展都处于加速状态，因此我们预计下半年整个产业对新型高效 电池技术产能的扩张有望持续提速。
5.2 新技术订单向头部设备供应商集中，技术领先企业有望赢家通吃
与 2021 年的多家设备企业瓜分行业内新技术小规模订单情况不同，2022 年的新技术设备订单呈现规模化、集中化趋势。随着 2021 年底各家设备 在客户端中试线的参数持续披露，在研发投入方面较多、设备调试及运行 经验较为丰富的头部设备厂商的竞争优势开始凸显。由于年内新技术产业 化进程的明显加速，而头部设备厂商的产品在技术迭代、量产参数、售后 服务等方面均有较好的表现，因此更能满足头部电池与组件厂商产能快速 落地从而保持市场竞争力的诉求。
根据我们对于三种新型高效电池技术产业化进展的最新跟踪判断，预计下 半年将会有更大规模的新技术招标及订单落地，头部设备厂商将直接受益。
5.3 国际贸易关系扰动不可避免，海外产能布局带来设备需求新增量
上半年国际能源与贸易政策扰动频发，先后出现了美国商务部针对东南亚 光伏电池、组件产品的反规避调查及美国与欧盟贸易与技术委员会（TTC） 就自建光伏产业链产能发表的联合声明事件。对于光伏国际贸易关系的不确定性，我们认为：在光伏成为最有成本竞争力的电源、而中国企业又是 最有竞争力的供应商的背景下，相关事件“扰动”会频繁出现，但在绝大 多数非极端情况下，影响也就仅仅停留在“扰动”的水平，并不会对主产 业链环节盈利水平造成太大影响，但对于头部组件厂商来说，中远期产能 规划或许会做出相应调整调整。
对于国内头部组件厂商来说，尽管国际贸易的摩擦仅限于“扰动”层面， 但目前国内的组件出口到美国仍需缴纳“双反+301”的较高税负，因此， 海外一体化是目前最理想的解决方案。根据各公司定期报告及公开信息统 计，头部组件厂商在海外的产能布局呈加速态势。
根据不完全统计，2022-2024 年部分知名海外组件厂商组件扩产规划为 26.5GW，电池扩产规划 26.95GW，且多集中在 2023 年及以后。在当前 新型高效电池技术产业化进展加速，国内主流组件厂商均有较大规模产能 布局，而海外扩产仍以单晶 PERC 技术为主的背景下，我们判断海外厂商 本土产能所生产出来的“新产品”将直接面对国内后 PERC 时代新一代高 效光伏组件的多方面碾压，因此即便海外的本土产能投产，仍不会对中国 光伏产品的竞争力造成实质性威胁。
由于光伏扩产的规模将会直接反映到光伏设备的新增订单金额中，因此在 国内厂商海外布局加速，欧美印等国家对于光伏装机目标上调及决心建立 一些本土产能的背景下，光伏设备厂商的未来订单将获得“额外增量”，国 内多个具备国际领先水平的生产设备供应商有望受益。
在海外部分国家“复兴”光伏制造业的过程中，我们认为组件设备是首先 有望超预期的环节。在中国光伏制造的强大竞争力海外任何国家难以匹敌， 而欧美等地区和国家又不断上调光伏装机规划的背景下，海外短期内释放 一体化自建产能供应终端需求的难度极大。而组件环节产能建设周期短， 若采取国外采购电池片、本土组装的形式，产品释放速度快，更容易在终 端看到“成果”，因此大概率会采取自下而上的产能建设方式。
最后，根据我们对海外本土主要光伏设备厂商的统计，业务范围覆盖组件 设备的厂商数量极少，大部分集中在电池、硅片端辅助设备。由于当前国 内头部组件设备厂商在主要环节的市场率均处于较高水平，且自动化水平 高、产能大、产品良率高，因此海外设备厂商难以形成有效竞争。因此， 在海外自建产业链的过程中，考虑到产能建设难度、成本结构、竞争格局 等因素，我们预计设备受益程度 组件>电池>长晶切片。
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