光伏行业专题报告：产业链价格快速触底，静待后续的需求表现_电力网

　　一、硅料与组件价格触底，后续需求有望强劲表现

　　1、产业链降价，终端需求有望强劲表现

　　硅料价格企稳。由于硅料产能持续投运，硅料价去年底暴跌，之后下游备库与料场惜售带来快速反弹，近期快速降价到 6.x 万元/吨左右，二线硅料公司普遍亏损，头部硅料公司回到低盈利水平。目前，成本较高的二线企业已陆续/计划进行减产或停产;头部料厂去年盈利较好，现金流充裕，不大考虑大幅杀跌出货。同时，随近期硅料采购好转，落地签单逐步增加，硅料价格开始出现止跌企稳迹象。组件价格顺价，终端 LCOE 下降显著。伴随硅料价格降价，下游硅片、电池及组件售价均有较大幅度调整。目前硅片、电池报价区间为 2.75-2.85(M10 150μm)、 0.7-0.73(M10 PERC 电池)，相较 2 月高点，降价幅度达到 20-50%。组件也在快速顺价，现价在 1.35 元/W 附近，较去年末降幅超 30%。以去年年末组件价格为基准估算，组件降价叠加 N 型产品推广带来的 BOS 成本下降，光伏 LCOE 下降幅度接近 10%左右，新建电站投资收益极具吸引力。5 月下旬至 6 月，光伏制造与中间环节在去库存，去库结束后，需求与排产很可能强劲表现。

　　2、静待终端需求表现

　　2.1 国内 Q1 淡季不淡，全年装机有望再超预期

　　收益率显著回升，Q1 装机同比高增。过去两年间在产业链总产出受限，价格整体高位的背景下，下游需求增长主要由价格容忍度更高的海外及分布式市场支撑。年初以来，随着组件价格回落，电站投资 IRR 显著回升。国内市场需求逐步释放，尤其是地面电站项目。1-5 月国内光伏合计并网约 61GW，同比增长 158%。一季度地面电站装机占比 46%，同比提升 13pct。大基地并网指标明确，全年装机有望在超预期。2023 年底为第一批风光大基地规划并网时点，合计 94GW 项目中，约 50GW 规划在 2023 年并网。考虑到过去延期项目的补装需求，下半年进入国内装机传统旺季后，需求有望迎来集中爆发。2023 年全年装机有望再超预期。

　　2.2 欧盟光伏审批简化，地面电站有望迎来集中启动

　　集中式光伏当前投资热情高。俄乌冲突之后，欧盟发布 Repower EU 方案，计划到 2030 年，欧盟累计光伏装机容量达到 600GW 以上，Solar Power Europe 更是乐观估计超过 1,000GW。按照其中 35%为集中式光伏推算，预计 2023-2030 年，欧盟年均集中式光伏装机需求达到 19-36GW。另一方面，虽然目前欧盟各国市场电价有所回落且存在限价措施，但 PPA 价格持续维持高位，电站投资的超额收益仍非常丰厚，行业投资热情高涨。审批流程制约欧盟集中式光伏发展，目前项目积压严重。欧盟光伏电站建设相关的审批流程冗长且复杂。绿地项目通常需要 3-4 年的时间才能完成建设前的相关审批工作，到达待建状态(RTB)。在去年政策与电价的催化下，相比于分布式项目的加速;集中式项目受到流程繁琐的影响，落地进度较慢，在审批环节积压严重。以西班牙为例，目前待审批项目容量达到 120GW 以上，为累计装机 9 倍。审批瓶颈缓释，集中式项目有望迎来大规模启动。2022 年 3 月，欧洲议会与欧盟理事会通过一项关于绿色交易计划的临时协议，将此前 32%的约束性目标提升至 42.5%以上，意味着到 2030 年欧盟可再生能源在能源结构中的份额翻倍(目前 22.1%)。同时，协议中明确：可再生能源将被视为压倒一切的公共利益，在潜力大、环境风险低的地区设立可再生能源审批加速区，采用特别简短的审批流程。得益于针对性的政策支持，欧盟集中式光伏有望迎来大规模启动。

　　2.3 极端气候加剧电力缺口，新兴市场光伏需求正蓬勃增长

　　厄尔尼诺引发极端天气，冲击全球电力系统。根据世界气象组织报道，全球持续三年的拉尼娜现象将结束，今年极有可能迎来厄尔尼诺现象，全球将迎来进一步升温，并给部分地区带来极端天气。高温天气将在今年迎峰度夏期间带来全球性的缺电现象。光伏装机有望为新兴市场填补电力缺口。新兴市场电力结构相对脆弱，以南非为例，电力结构依赖燃煤，厄尔尼诺高温天气造成电力需求激增，极端天气也会引发水电等出力波动，进一步加剧电力缺口。越南等东南亚国家就因干燥天气出现严重电力供给问题，停电、限电现象频发。光伏在全球范围内已经进入平价时代，也已广泛成为新兴市场填补电力缺口的重要解决方案。2023 年 1-4 月，南非进口光伏组件 4.18 亿美元，已经超过 2022 年全年进口额，同比增长超过 280%。

　　二、N 型时代开启，领先企业红利有望维持

　　1、TOPCon 效率及发电量优势明显，且仍在持续优化

　　效率及发电量优势显著。TOPCon 在 PERC 的基础上更换为 N 型衬底，增加隧穿氧化层及多晶硅层，降低载流子复合，实现效率的显著提升。更高的转换效率：N 型 TOPCon 电池在 PERC 的基础上更换为 N 型衬底，少子寿命更长，增加隧穿氧化层及多晶硅层，降低载流子复合，同时配合 SMBB等减少正面遮挡，实现效率的显著提升。以 CPIA 口径统计，2018 年以来 TOPCon 电池效率提升 3 个百分点，同期 PERC 提效幅度为 1.4 个百分点，PERC 电池在周期中后段接近理论极限，提效进程明显不及 TOPCon。而目前 TOPCon 量产效率与超过 28%的理论极限仍有很大的优化空间，提效路径也更为明确。高双面率、低衰减等提升全周期发电量。N 型 TOPCon 电池双面率可以达到 85%，较 PERC 70%左右的双面率明显提高，折算至综合效率端大致形成 1pct 左右的效率优势。

　　效率、成本仍在优化，差距持续拉大。从效率端看，2022 年初量产 TOPCon 效率电池端在 24.5%上下，考虑封损后组件效率 22%左右，至当前领先量产 TOPCon 电池端效率达到 25.2%/25.5%(+SE)，组件端效率 23%上下。温度系数由 0.3 优化至 0.2x 上下。而从成本端看，银浆耗量、设备投资、硅片厚度等成本增量都在优化：1)银浆耗量由 130mg 降至 100mg 上下;2)设备投资由单 GW2 亿下降 0.4-0.5 亿;3)硅片厚度由 150μm 降至当前约 130μm。

　　2、下游接受度大幅提升，溢价开始体现

　　下游接受度跃升。经历 1 年多的市场验证，下游投资方对 N 型优势理解更加深刻。尤其是双面率、衰减及温度系数等优势带来的发电量增益，随实际应用的实证数据逐步体现，TOPCon 已得到行业性的认可。近期部分招标项目 N 型份额已由此前 10%上下提升至近 50%。2021 年 PERC 市占率约 91%，2022 年降至 88%，而 N 型份额由 2021 年 3%提升至 9%，N 型电池进入规模化应用阶段。溢价不断放大。近期 N 型组件与 P 型组件的价差，已由 2 月的 0.05 元/W 逐步攀升至 0.06-0.14 元/W(近期组件报价偏分散)，整体溢价逐步放大，原因主要系随 N 型产品进一步降本增效、电站有效验证的形成，TOPCon 优势不断验证，下游对 N 型组件的需求优先级更高，高效组件的议价能力更强。如果效率继续提升，溢价有望进一步放大。而 TOPCon 电池供应相对紧张，相较 PERC 溢价由 0.06 元/W 上下爬升至 0.1 元/W。

　　3、扩产节奏低于规划，优质产能红利期更长

　　扩产规划巨大，实际落地仅为少数。2022 年开始组件、电池供应商以及新进入企业公布了大规模的 TOPCon 扩产规划，参考 PV-tech 等统计数据，总量高达 400-500GW：从落实进度看，大部分仍未形成有效产出，产线进度低于预期。针对部分投产项目，爬坡进程出现良率、效率、成本等因素限制稳定批量生产。优质产能稀缺，电池供不应求。统计截止 2023 年 5 月，TOPCon 规模化投产项目总量在百 GW 上下，估算满产运行容量大致在 70GW，也充分验证 TOPCon 的产业化壁垒，由规划到投产，再到形成稳定的产出仍有较大的距离。预计 2023 年 TOPCon 有效出货百 GW 上下，相较全球装机仍有巨大的份额空间。

　　TOPCon 是无人区产业，和 PERC 当时的状态很大不同，在较长的时期，都还会有较明显的差异化。当前实现规模化量产的 TOPCon 供应商过去在 N 型领域长期投入和布局，优势可能会持续更长的时间。率先实现 TOPCon 大规模量产，抓住窗口期提升份额：目前形成有效产出的仍是少数，提供先发企业提升份额的时间窗口;汇聚上下游优势资源，在转换效率、量产工艺上维持领先： TOPCon 在原有 PERC 基础上增加若干工序，相对更复杂，同时还在快速的升级过程中，发展初期 know-how 掌握在电池企业手中，提前布局 TOPCon 的企业，会具备一定竞争优势。先发企业更容易汇聚上下游优势资源，如设备、辅材等，更新迭代期第一时间完成更新优化，可能持续在效率、成本上维持领先;供应链瓶颈制约：2022 年末，全行业 TOPCon 产能约 50GW，行业目前规划产能接近 500GW。整体规模增长近 10 倍的情况下，供应链瓶颈(尤其是 TOPCon 差异环节)会逐渐显现，一定程度制约新进入者扩产规划。

　　三、辅材头部企业优势有望进一步放大

　　1、浆料：TOPCon 推广加速银浆量利齐升，头部企业受益

　　TOPCon 浆料单位用量提升，加工费增加。电池非硅成本中浆料占比最高，约为 30-35%，以 PERC 电池为例测算，182 电池非硅成本约为 0.15 元/W，其中浆料成本约为 0.05-0.06 元/W，因此降低银浆单耗一直是电池环节的重点降本方向。过去主要通过两条途径降本：(1)降低细栅宽度;(2)增加主栅数量，主栅增加后宽度变细，降低银耗。PERC 初期电池片浆料用量有冗余，目前按 TOPCon 领先企业银耗(182，16bb ，100mg/片)估算，目前 TOPCon 单片银浆用量较 PERC 高 40-50%，考虑到无主栅应该是未来方向，预计银浆环节用量的下降空间在 10-15%左右，即降低至 85-90mg/片，仍然高于 PERC 银耗。 TOPCon 银浆难度相对较高，因此加工费也相对高一些，在电池行业向 TOPCon 逐步切换的过程中，2025 年银浆加工费空间较 2021 年有望翻倍。

　　TOPCon 浆料制造难度加大。PERC 与 TOPCon 电池正背面对浆料要求不同， PERC 正面需要重点考虑浆料与硅片的欧姆接触、降低复合，而背面更多需要考虑与钝化层的附着力。TOPCon 浆料要求更高，制造的难度更大，正面浆料中的银粉参数有变化，需要考虑掺杂与欧姆接触，玻璃与有机体系的要求也在提升，难度相对较大，而背面重点除需要考虑欧姆接触、降低复合外，还要烧穿钝化层，但不能损伤 POLY 层，对玻璃体系的要求也比较高。在 TOPCon 加速推广的过程中，预计浆料的技术门槛会进一步提升。头部企业受益 TOPCon 推广加速。浆料中的原材料占总成本比重约为 99%，定价模式为成本加成模式(原材料+加工费)，因此产品价格差异不是很明显，但品质之间有差别，好产品是企业能否胜出的关键，其本质是对企业提出了多方面要求。稳定的经营及研发环境是培养或留住优秀研发人才的基础，研发能力则体现于多方面，浆料配方的研发能力、不同原材料的理解能力、浆料内部体系之间的调整能力尤为重要，银浆起家的企业对银粉理解较深，这可能不是产品形成差异的根本原因，有机(提供流动性，印刷)、无机(玻璃粉，粘接)体系的重要性可能在提升。在切换至 TOPCon 的过程中，头部浆料企业积淀深厚，对各种材料的理解及协调能力可能更强，预计将受益于 TOPCon 推广加速。

　　2、胶膜：头部企业有望在 N 型时代继续领跑

　　N 型电池对胶膜要求更高。由于 N 型电池/组件效率、寿命等较 PERC 有大幅提升，材料工艺选择也有差异，因此对胶膜的要求更高：1)N 型电池组件受 PID 影响更明显。TOPCon 更换为 N 型衬底，PN 结方向与 P 型相反，正面材料为 Al2Ox 及 SiNx(类似 PERC 背面)，相较 PERC 正面材料受 PID 影响更明显; 2)N 型电池组件对酸碱度更敏感。TOPCon 正面主栅为银浆，细栅为银铝浆，浆料体系更为敏感，更容易受到酸性环境的影响。同时 SMBB对应主栅、焊带宽度会大幅下降，与电池片的接触面更窄，对酸性环境更为敏感;3)N 型电池组件对水汽透过率要求更高。N 型 TOPCon 电池双面率可以达到 85%，考虑其双面率优势，更适合做双面结构，尤其对透明背板产品，要求胶膜的水汽透过率更低。

　　POE 更为适配。相较 P 型电池，N 型衬底少子寿命更长，受杂质影响小，同时基本上消除了硼氧复合造成的 LID，TOPCon 组件首年衰减优化至 1%，年衰减幅度较 P 型明显减少，寿命在 30 年上下，POE 的耐老化表现更好，配套 TOPCon 能够最大化发电量优势。目前量产 TOPCon 采用硅片厚度已经降到 130μm 上下，硅片更薄且量产线基本上市 182、210 尺寸，对轻质化也有更高的要求，POE 密度较 EVA 小 10%上下，也更有优势。薄硅片本身对表面应力更敏感，POE 交联后储能模量小于 EVA，电池片所受应力更小。可能会体现出较强的差异化。EVA 产品在经过较长时间的迭代后，已经相对成熟，同时 PERC 电池也有足够的宽容度，因此胶膜应用差异不显著。在光伏主产业链由 P 向 N 过渡带动辅材环节升级的产业化初期，胶膜技术工艺壁垒更高，可能会体现出较强的差异化。一方面，TOPCon POE 并非双玻 POE 的平移，配方、加工工艺有壁垒，目前仍是少数企业能够达到 TOPCon 应用要求。TOPCon 硅片掺杂/厚度、电池片输出电流电压、主栅细栅材料/排布、焊带形式等与此前的 PERC 有明显的区分度，对应 POE 胶膜配方需要考虑的侧重点也不同，此前适配 PERC 的 POE、EPE 等方案不能简单的平移到 TOPCon。另一方面，以 TOPCon 为代表的 N 型电池 POE 胶膜方案尚未定型，TOPCon 电池本身架构在未来 2-3 年也会有持续的优化升级，尤其钝化技术、金属化工艺、硅片厚度等都要求胶膜企业能够完成技术适配，对企业的技术工艺要求也更高。头部企业经营能力及成本管控能力强，对产品与生产设备理解更加深刻，有望在 N 型时代继续领跑。

　　3、玻璃：成本下行带动盈利向上，需求集中释放或造成玻璃趋紧

　　纯碱、天然气价格调整，成本端优化。光伏玻璃成本中，原材料、能耗费用大致各占玻璃成本四成，其中材料端主要为石英砂、纯碱，能源侧主要为天然气、重油等，且减排背景下光伏玻璃热源供应以天然气为主。二季度以来，纯碱、天然气价格大幅调整下降，玻璃成本端明显优化：纯碱：Q2 国内纯碱库存快速拉升，价格由 2700-2900 元/吨大幅调整至 2000 元/吨上下; 天然气：Q2 天然气价格调整，同时进入非供暖季，估算均价环比下降 10-20%。同期 3.2、2.0mm 玻璃售价基本稳定在 26、18.5 元/平上下，考虑库存周期，预计 Q2 玻璃盈利能力将实现回暖。

　　硅料调整激发装机需求，下半年玻璃可能趋紧。硅料产能扩张叠加大批量投产预期，硅料已跌至 6.x 万元/吨左右，组件顺价至 1.4 元/W 左右，已处于历史低点，下游项目回报率大幅改善，装机有望较快有强劲而积极的变化，玻璃需求可能在三四季度集中释放。同时考虑大电站对成本更敏感，其结构占比提升拉动双玻应用，单耗也会增加。供给侧看，当前玻璃在产项目日熔量合计约 9 万吨/d，听证制度趋严造成规划项目投产延后，少数新线投产集中在 Q4，Q3 增量或主要来自 5 月点火窑炉爬坡贡献，在需求释放加速背景下玻璃供给或趋紧。政策趋严，未来产能释放将更有序。过去 2021-2022 年，压延玻璃扩产约束弱化，产能快速扩张。今年 5 月，工信部、发改委发布《关于进一步做好光伏压延玻璃产能风险预警的有关通知》，收紧听证会制度执行口径，或大幅延缓在建/ 拟建项目投产进度，考虑执行听证以来累计通过低风险项目合计仅 2.1 万吨/d，未来一段时间玻璃产能的释放将更趋有序，价格会有更强的支撑。风险预警机制的收紧背景下，此前已开工但需执行预警项目的点火时点延后，部分项目存在高风险调整的可能性。2022 年 3 月执行听证以来，累计听证项目超过三十万吨，实际通过项目仅 2.1 万吨，考虑项目建设周期，大部分将在 2024 年以后逐步点火投产。

　　4、石英：供给释放受限，供需持续吃紧

　　石英坩埚是硅片生产过程中的消材，目前尚无替代品。石英坩埚主要应用于光伏及半导体领域的拉晶环节，是硅片生产流程中的关键材料。在硅棒拉制过程中，石英坩埚逐步向方石英转化，一定时间后无法使用，需要更换新的石英坩埚，在硅片环节生产过程中具备较强的消耗品属性。石英坩埚原材料为高纯石英砂，目前与高纯石英砂比较相似的产品是合成石英砂，但因成本及微量元素含量的限制，无法使用于光伏领域。预计 2023 年石英砂供需偏紧。需求方面，预计 2023 年全球光伏装机 350GW，假设每100GW硅片的石英消耗为1.8-2万吨，则石英砂需求预计9.3-10.3万吨; 供给方面，尤尼明+TQC 合计 2.5-3 万吨产能，石英股份 4.5-5 万吨，其他产能合计约为 1 万吨，供给预计在 8-9 万吨。此外，2023 年海外石英砂占总产能比重约为 35%左右，整体看，行业内石英坩埚使用寿命会下降，石英砂需求会进一步提升，2023 年石英供需紧张相对明确，涨价时间及幅度可能会超预期。