2022年光伏设备行业中期投资策略 N型电池技术变局催生新机遇

1.中长期：光伏装机需求能见度高，产能技术升级空间大

多国增强绿电规划，支撑全球光伏装机需求较快增长

2060年之前实现“净零排放”共识，“绿能”建设需求长期高企。据Energy&ClimateIntelligenceUnit数据，全球145个国家中有129个国家通过立法承诺或讨论的方式将实现“净零排放”目标日期定在2050年，其中，欧盟、美国等设定在2050年，中国、俄罗斯等设定在2060年，在此基础上，多个国家还设立2030年前实现“碳达峰”等阶段性目标，明确绿能建设的中期路线。

2022-2030年全球光伏新增装机至少年均提升50GW，22年至少保持25%的增速。据DNV发布2021版《能源转型展望》，全球电力生产将由光伏、陆上风电、水电和海上风电等可再生能源主导，至2050年将有69%的并网电量来自风力和太阳能，其中，至2030年和2050年全球在运太阳能光伏项目或分别高达4.0TW和11.4TW，对比国际能源署IEA发布21年累计装机容量942GW的CAGR分别为17%和9%，呈现出“先疾后缓”趋势。据国际能源署IEA发布数据及2021版《全球能源行业2050净零排放路线图》，预计2030年全球太阳能光伏新增装机容量将达630GW，相较2021年全球新增光伏装机容量175GW的CAGR为15%，且相当于全球新增光伏装机容量在2022-2030年内至少每年提升50GW。鉴于俄乌冲突后，国际市场对能源危机的担忧，迫使光伏等新能源装机加速，可假设2022年全球新增光伏装机容量能达到225GW的水平，同比增速可达29%，将积极推动全球光伏组件的产能建设。

中国作为全球光伏最大出口国，境外装机提速推升组件产能需求

欧洲、印度、巴西、中国、美国领跑光伏装机。据国际能源署IEA发布2021年全球光伏报告，2021年全球光伏新增装机量约175GW，同比增长21%。其中，排名前十国家的光伏新增装机量及同比增速分别为：中国54.9GW（同比+40%）、美国26.9GW（同比+40%）、印度13GW（同比+195.5%）、日本6.5GW（同比-21%）、巴西5.5GW（同比+77.4%）、德国5.3GW（同比+8.2%）、西班牙4.9GW（同比+75%）、澳大利亚4.6GW（同比+12.2%）、韩国4.2GW（同比+2.4%）、法国3.3GW（同比+266.7%），21年的光伏市场增长主要来自中国、美国、巴西、欧洲、印度和新兴国家，而法国/西班牙等欧洲国家、印度及巴西均达到50%以上甚至翻倍的新增装机量的显著增长。

中国作为全球光伏最大出口国，将受益于欧洲、巴西等国的光伏装机浪潮。据国际可再生能源署IRENA发布《以贸易进入光明的能源未来》报告显示，2017-2019年中国平均占世界光伏产品出口价值的36%左右，对比2017-2019年前10大出口国合计平均占世界光伏产品出口价值的82%，中国的出口价值占比遥遥领先。同时，据国家能源局统计，2021年国内光伏组件出口量达100.6GW（同比+27.2%），占IEA统计的2021全球新增光伏装机容量175GW近57%，同时22Q1国内光伏组件的出口量达到41.3GW（同比+108.5%），国内光伏组件出口势头迅猛，且据PVInfoLink统计，21年以向欧洲、印度、巴西等地的出口为主，在欧洲能源危机、各国出台光伏能源规划的影响下，叠加美国短期内取消针对东南亚的双反关税将极大减轻对国内组件的出货抑制，海外装机的旺盛需求有望维持国内光伏组件出口的高景气。

欧盟：假设22年新增装机量至少在40GW。公布RepowerEU能源规划，计划至2025年的累计光伏装机量达到320GW水平，到2030年累计光伏装机量达到600GW。相比21年底的累计装机167GW，21-25年和21-30年分别需要年均新增装机38GW和48GW，CAGR4和CAGR9分别为18%和15%。鉴于目前俄乌冲突仍未缓和，欧洲能源危机仍较紧张，可合理假设22年欧盟新增光伏装机量在40GW以上。

印度：假设22年新增装机量至少在16GW。据印度可再生能源咨询机构JMKResearch发布报告，印度原规划到2022年实现100GW、2030年实现300GW的太阳能装机容量目标，但由于户用及小型分布式和微网光伏装机远不及40GW预期，至21年底仅完成12.65GW的建设，预计22年能新增3.5GW-4.0GW的该类型光伏装机。而公用事业级光伏项目21年底已经完成60GW规划中的42.35GW，根据招标等信息预估22年将增加15.8GW-16.0GW，因此公用事业级光伏装机总量将达到58.2GW。虽然印度BCD关税引起的抢装潮已缓和，但基于原规划的装机目标，可合理预估印度22年新增光伏装机量在16GW-18GW。

巴西：假设22年新增装机量至少在10GW。据巴西光伏协会ABSolar预测，2022年巴西新增光伏装机容量将达到12GW，其中分布式光伏的安装热情较高将新增8.9GW，公用事业级光伏将新增3.2GW。

2022年中国光伏组件出口需求有望达到110-125GW。按照全球光伏组件主要由中国方出口的逻辑，我们据Wind数据统计了中国光伏组件出口量，并与全球光伏新增装机量进行比较，得出2019-2021的近3年内，比例分别为60%、59%、57%。同时，我们依据中国光伏组件出口的难易程度划分为乐观与悲观等2种条件，并推算出未来3年的光伏组件出口需求。

乐观条件：全球光伏装机规划按预期实施；美国方针对东南亚的调查受内部反对而暂缓；欧洲、巴西等地区积极向中国采购光伏组件；中国光伏组件出口仍能占全球新增光伏装机容量的较高比例，因此按预估比例推算2022-2024年光伏组件出口需求能达到124GW、148GW、166GW，分别同比增长23%、20%、12%。

悲观条件：全球光伏装机规划慢于预期，对组件进口速度放缓；国际地缘政治摩擦抑制中国光伏组件的需求量；原材料继续涨价导致光伏组件商因盈利较低而降低产能；海外光伏厂商的产能建设速度加快；导致中国光伏组件出口占全球新增光伏装机容量的比例显著波动，因此按预估比例推算2022-2024年光伏组件出口需求能达到113GW、134GW、150GW，分别同比增长12%、19%、11%。

政策确立国内光伏装机的需求高增长

“十四五”规划确立光伏装机需求，年均需新增装机85GW。据国家发改委、国家能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》，“十四五”期间内单位GDP的CO2排放量将五年累计下降18%，单位GDP的能耗量将五年累计下降13.5%，到2025年的非化石能源消费比重提高到20%左右。同时，据我们搜集全国各省/市/区的“十四五”期间新增光伏装机规划，预计21-25年全国光伏新增装机容量至少在425GW以上，平均每年需要新增85GW，而据CPIA统计，2021年全国光伏新增装机容量仅54.88GW，由此可以推算2022、2023年将进一步提升新增装机速度，22-25年均需要新增装机92GW。

22年国内光伏新增装机容量至少达到70GW。据中国光伏协会CPIA数据，25年国内光伏新增装机量将达到90GW-110GW，22-25年的新增装机总量，与我们统计的地方“十四五”规划光伏新增装机总量最低预估值一致。另据国家能源局公布数据，22Q1全国新增太阳能发电装机13.21GW，综合此数据判断，我们认为在目前疫情管控有所好转、各地规划已落地、全球能源转型关键期等推动下，22-25年国内光伏新增装机容量将有望达到70GW、85GW、100GW、113GW。

国内光伏组件产量缺口较大，聚焦N型产能升级需求

22年国内组件厂商的产量需求在200GW以上。考虑到光伏容配比的影响，我们假设整体容配比在1.3:1，即国内“十四五”期间的光伏装机量对应22-24年的组件需求应为91GW、111GW、130GW，叠加前面讨论的国内光伏组件出口需求在22-24年预计区间中值为118GW、141GW、158GW，则合计对应国内组件厂商的产量需求为209GW、252GW、288GW。

N型技术变局下，组件产能仍具备较大的升级空间。据中国光伏行业协会数据，尽管2021年底中国光伏组件产能已经达到350GW的高峰，但组件厂商的平均产能利用率仅接近77%，同时2021年的组件产量也仅为182GW（约整体产能的52%），与我们预估的22-24年国内组件厂商产量需求仍有27-106GW的较大缺口。我们认为产能与产量之间差异的原因，是由于产业链产能的不匹配、大部分电池片产线仍然利用PERC等传统技术，而光伏电池正处于向N型技术转变的关键时期，在纳入N型产线升级改造、新建产线等考量后，电池片或组件产能并没有完全被利用，组件产能在N型技术升级的驱动下仍具备较大的升级空间。因此我们猜想，仅用21年的组件产量，根据产能利用率77%换算出可供运行的产能236GW，可推算出22-24年国内组件厂商的产能升级/建设需求还有至少16-52GW的缺口。

2.核心逻辑：产业链协同降本、N型技术变局催生新机遇

“降本、增效”是光伏电池技术迭代的主旋律，推动设备升级

光伏电池技术快速演进了3代，从2017年前主流的一代BSF电池，衍生出目前主导的二代PERC电池，再演变至三代TOPCon电池、HJT电池及IBC电池，未来还有望向“HJT+IBC叠层”的HBC电池、“HJT+钙钛矿叠层”Tandem电池等更高效的技术演进。“高效+低成本”的工艺将最终获得规模产业化投入。

光伏降本需产业链协同，新工艺催生新设备。据国际可再生能源机构IRENA数据，光伏的度电成本LCOE从2010年的0.381美元/千瓦时，下降至2020年的0.057美元/千瓦时（约0.38元/千瓦时），显著下降85%，其中，作为核心的组件端成本下降贡献了46%，未来的降本路径仍聚焦于组件端成本的降低。同时，光伏组件的降本路径已较为清晰，通过技术升级、材料替换等手段进行成本控制，将实现全产业链协同降本。

硅料设备：扩产意愿足，还原炉受益，关注颗粒硅

(1)硅料价格高企：据PVInfoLink数据，自2022年以来，上半年多晶硅致密料均价持续稳定回升，处于历史高位，一定程度上刺激硅料厂商的扩产意愿。(2)国产硅料需求大：据CPIA和海关总署数据，21年底国内多晶硅的产量50.5万吨、产能52万吨，以组件产量与硅料使用量的比例3.5-4.0GW/万吨推算，国内21年组件产量182GW对应多晶硅料约46-52万吨，国产硅料供需紧平衡。而21年进口硅料达11.4万吨（约国内产能的22%），仍需增强国内供应以控制硅料端成本。(3)本土产能提升意愿足：据硅业协会预计，至22年底国内多晶硅产能将达86万吨以上，较21年底的52万吨增加34万吨(同比+65%)，扩产意愿积极。我们认为在抢占全球光伏装机提速机遇、提升硅料本土供应等刺激下，国内硅料厂商的扩产活动仍保持活跃，亦有望缓和硅料的供需关系，以达到硅料端的降本。

扩产方向仍以棒状硅为主，颗粒硅的份额逐渐提升。据主要硅料厂商的公告统计，21年底至今在建设及规划的硅料产能至少有176万吨（含已明确表态的34万吨颗粒硅），而22年投产的产能规划接近19万吨量级（含已明确表态的4万吨颗粒硅）并集中在22年底开始产能爬坡，23-24年将有大量规划等待落地。因此，后续的硅料设备需求，仍以主流棒状硅路线为主，而颗粒硅路线将逐步推进。

还原炉为主流核心硅料设备，颗粒硅工艺使用流化床炉。(1)主流的硅料生产工艺采用改良西门子法，主要采用多晶硅还原炉，目前双良节能(600481.SH)的市占率第一。在1100℃的高纯硅芯上用高纯氢还原三氯氢硅，生成多晶硅沉积在硅芯上，工艺成熟但能耗高。(2)颗粒硅工艺采用硅烷流化床FBR法，在流化床下面通入三氯化硅等气体，使硅颗粒种子达到流体状态，加热反应后产出较大硅粒，成本较西门子法下降30%且减碳排放，是硅料端降本的核心驱动力，但与采用还原炉不同，FBR法主要采用流化床设备，尽管协鑫科技等已有稳定量产经验，但对比已成熟的棒状硅工艺，颗粒硅的量产稳定性等还需持续验证和提升，正处于成长期。

颗粒硅能否成为主流？长期看好低成本低碳排优势，短期以辅助为主。尽管改良西门子法可通过冷氢化技改、改善物料单耗等进行降本，但降本空间有限，而颗粒硅的成本优势在于能耗低。同时，颗粒硅生产能显著降低碳排量，更符合“双碳”目标下的生产模式，在后续拉晶的填料环节的效率更高，符合CCZ技术路线，发展远景较理想。但由于颗粒硅的产线规模仍处于上量初期，其含杂质高、生产安全隐患等诟病的解决方案仍待验证，硅片厂商更多将颗粒硅作为补充料使用，我们认为，短期内硅料厂商积极投入颗粒硅路线的意愿仍需要时间等待，但远景可期。

硅片设备：大尺寸产能偏紧，薄片化继续突破，关注单晶炉、切割设备与耗材

硅片产能虽足，但大尺寸产能紧俏催生换机需求。据中国光伏行业协会CPIA发布数据和《中国光伏(2021年版)产业发展路线图》，2021年全国硅片产量约227GW（同比+40.6%），预计2022年全国硅片产量将超过293GW（同比+29.1%），而21年底的硅片产能400GW已足以覆盖。按照“光伏咨询”整理，2022年底各尺寸的硅片累计产能或超600GW。但从硅片的尺寸角度出发，硅片大尺寸化能够摊薄非硅成本、生产成本，已成为光伏降本的发展趋势，据CPIA统计，182mm和210mm大尺寸硅片在〃2020年合计占约4.5%，预计2021年占比达49%（按21年产量推算约111GW），2022年将接近75%（按22年产量推算约220GW），2023年将达到86%，166mm等小尺寸硅片需求将快速萎缩，更小尺寸产能将在2022-2023年基本淘汰出清。我们认为，目前整体硅片产能虽较充足，但大尺寸的产量仅能恰好满足22年组件200GW以上的预期生产需求，鉴于未来三年的组件需求、硅料价格上涨或抑制硅片产能利用率，同时因无法沿用小尺寸设备进行生产，大尺寸产能建设/换旧是设备端需求的重要推动因素，保守预计短期内大尺寸产量仍然有50GW以上的提升空间。

大尺寸化+投料工艺升级，需持续研发投入，竞争格局偏头部集中。(1)单晶炉大尺寸化的技术门槛不低：旧式产能采用的单晶炉仅能极限满足182mm尺寸硅片，由于无法在原有基础上进一步拓宽炉体结构的热屏内径，因而只能更换大尺寸的整机设备，目前新建线使用单晶炉均能适配210mm的大尺寸（向下兼容182mm尺寸）。大尺寸单晶炉对炉内均匀控温、拉晶均匀性提出了更高的要求，尽管国产设备商在旧式单晶炉上有成熟的技术经验，但对于大尺寸单晶炉的技术水平、工艺验证经验仍未能达到广泛成熟水平，因此对于研发投入水平高、市占率较高的厂商更容易积累验证机会和优化。(2)优化投料工艺以提升产能，石英坩埚为关键耗材：目前主流的投料工艺是多次投料复拉法(RCz)，通过保留部分硅熔液使石英坩埚保持高温状态，避免其因冷却而破裂，且能较传统的分批直拉法(Cz)缩短晶棒冷却、气体流动的间歇，降低设备的使用成本且提升了生产效率。但主流的RCz法也面临晶棒成品冷却、移除导致生产批次间的等待，为了进一步优化拉晶环节的生产效率和晶棒均一性，连续投料直拉法(CCz)被认为是下一代主流技术，其能通过投放颗粒硅同步完成加料和拉棒，降低能耗和坩埚破裂的概率，进一步缩短工序间歇和节省设备使用成本。但由于颗粒硅的纯度、尺寸微缩等难题仍需解决，叠加颗粒硅的产能仍处于小规模阶段、设备升级带来的价值量增加是否降低性价比，短期内都对CCz法的渗透产生一定限制，但不妨碍其被认为是下一代技术的发展趋势和厂商投入，同时石英坩埚等耗材将面临较大需求，如单晶炉龙头晶盛机电(300316.SZ)表示其长晶设备能使用颗粒硅作为长晶原料，且布局的年产16万只石英坩埚生产基地开始投产。单晶炉大尺寸化、投料工艺的优化将显著提升设备性能，加固头部产品的领先优势，同时亦有虽初入市场但已获得硅片龙头认可的设备厂商，如奥特维(688516.SH)子公司松瓷机电已获得青海晶科GW级订单。

硅片薄片化将持续突破，对金刚线切割提出更高要求。硅片薄片化能增加单根硅棒的出片率、降低切割耗料，显著降低电池的硅片成本，对于光伏电池追求的“降本”来说意义重大。据CPIA数据，2021年的P型单晶硅片平均厚度为170μm，而TOPCon、HJT、IBC对应N型硅片平均厚度分别为165μm/150μm/130μm，N形技术更追求薄片化。随着硅片龙头中环股份于22/05首次公布150μm和130μm厚度的N型210mm单晶硅片价格，意味着N型硅片的需求进入初步市场化，而N型硅片的效率贡献对薄片化接受程度比P型更高，还能减轻N型电池技术（HJT等）的高成本难题，硅片薄片化进程将持之以恒。尽管硅片薄片化需要全产业链协同、需求上量才能进一步推广，但其发展趋势的确定性较强，同时也提高了对硅片切割设备的要求，核心设备为金刚线多线切片机。(1)金刚线切片机拼速度、拼自动化、拼良率、拼能耗。作为光伏硅片的主流切割工艺，金刚线切割技术朝着细线化、高速度、自动化和智能化的发展路径前进，同时大尺寸、薄片化的硅片切割需要对碎片率更严格的控制，需要设备商掌握更高精度的切割管理技术，达到更高的设备产能，金刚线和切片机自动化是核心技术环节。(2)金刚线越细，线耗越高。金刚线是把最硬的金刚石颗粒通过电镀固定在钢丝线上，其微米级别的母线直径及研磨介质粒度越小，越有利于降低切削损耗和生产成本，但金刚线越细意味着切割力越小，则线耗越高，同时对金刚线的张力、切片机的转轴同步要求就越高，具备较高的技术壁垒和工艺沉淀要求。因此，除了受益于光伏行业装机热潮，自动化水平更高、同时布局金刚线业务的切片机厂商将持续受益于硅片薄片化趋势，如高测股份(688556.SH)的可调轴距切割方案能适应更大尺寸的硅片切割并有效降低断线风险，与其自研的金刚线（21年行业前二）协同提升设备竞争优势。

电池片设备：多重技术竞争白热化，平台型公司受益，关注整线设备商

N型电池效率已进入24.5%-25.0%区间。目前主导的P型PERC电池量产转换效率普遍达到23.0%-23.5%且已接近理论极限24.5%，N型的TOPCon、HJT、IBC三种工艺以更高的理论转换效率成为行业热捧的技术方向。据国内各大电池厂商公布的产线效率数据，(1)HJT的量产效率处于24.5%-25.0%水平，东方日升最新采用210异质结半片120μm+微晶技术的“伏曦”HJT电池已达到25.2%的平均量产效率；(2)TOPCon的量产效率处于24.0%-24.5%水平，据晶科能源透露，其TOPCon电池平均量产效率为24.5%；(3)IBC由于工艺最复杂、结构设计难度最大、成本较高等限制，实现量产的速度较慢，目前国内首条200MW量产的IBC产线效率达24%，而美国SunPower的IBC电池Maxeon6的量产效率已经达24.5%。此外，(4)钙钛矿也陆续获得投入，其以叠层工艺著称，据QCELLS与柏林亥姆霍兹中心合作，研发出可量产的钙钛矿晶硅叠层电池28.7%效率，证实叠层工艺在量产中获得高效率的可行性。

短期内N型技术的扩产齐头并进，HJT具备中长期的建线节奏。据CPIA对2021年的单GW设备投资额统计，PERC产线的设备投资额为1.94亿元/GW、TOPCon产线的设备投资额为2.2亿元/GW、HJT产线的设备投资额为4亿元/GW。由于TOPCon技术路线在存量产线改造便利和产线价值量控制方面，均比HJT技术路线更有优势，在目前效率接近、建设成本更低的情况下，短期内TOPCon更受电池厂商的青睐，符合2022上半年以来TOPCon强势开建的节奏。但自2022一季度后，HJT电池产线的投建节奏显著加快，也证明了在光伏行业中长期的高需求环境下，高效率的技术路线仍为主旋律。我们统计了各电池技术的产能规划，XBC规划仅在5GW左右但已获得隆基等龙头厂商的率先布局，而HJT、TOPCon的在建产能都在40-50GW水平，若以项目开建到投产不超6个月、达产不超24个月来估算，目前在建产能足以支撑今明两年的设备需求，短期内呈现竞争白热化状态。但HJT的总规划产能远超TOPCon，随着技术降本突破促进海量规划落地，HJT的产能建设将更具备中长期的节奏。

短期内技术“平台型”公司受益，长期关注HJT整线设备商。(1)两大技术“齐头并进”的原因：截至22年中旬，TOPCon与HJT的扩产落地容量相当，且均处于建设火热的阶段，我们认为造成“齐头并进”的核心原因，是目前TOPCon产线的单GW新建/技改成本均比HJT产线的初始投入要低很多，且HJT降本增效的技术路线尚未成熟，在量产效率并无大幅超TOPCon的情况下，TOPCon的成本优势更显著，也导致了晶科能源等为首的TOPCon扩线热潮。(2)HJT建线在22年Q2开始加速？但随着东方日升、金刚玻璃等成功导入微晶工艺，并获得显著提升的量产效率；国产低温银浆、无铟化等降本路线的验证获积极进展，都对HJT产线提高性价比起到非常积极的作用，因此也坚定了业内对规划投建的信心。因此，我们认为在今明两年的短期内，TOPCon、HJT技术均有产品布局的公司将积极受益，如捷佳伟创(300724.SZ)在PERC、TOPCon、HJT领域均具备核心/整线设备的供应能力，将显著受益于本轮建线浪潮。而对于HJT偏长期的确定性发展趋势和本轮的积极建线，可关注迈为股份(300751.SZ)为HJT整线设备龙头，且拳头产品丝网印刷设备可应用于3大技术路线。

非硅降本进展如何-激光转印。非硅降本除了银浆降本、靶材降本，还包括生产工艺降本和设备降本。相较于传统的丝网印刷，激光转印通过提高单片节拍、细化栅线节省30%浆料、提高印刷一致性、降低隐裂及破片等方式降本，并且适用于各种电池技术和浆料形式。目前据帝尔激光(300776.SZ)公告已经交付了TOPCon和IBC工艺的激光转印设备量产整线样机，此外还覆盖了HJT工艺路线。对于激光转印技术在HJT工艺中的开发，目前技术上仍需通过栅线一致性(如断点、虚印)的验证，同时设备、柔性膜价值量偏高仍限制其推广。但我们认为，激光转印比丝网印刷更降本和更高产出、比电镀铜的推广进展更快，具备较高的技术壁垒，鉴于已经在TOPCon等工艺上有量产型的降本测试效果，TOPCon技术路线将优先受益于激光转印带来的降本，而何时才能在HJT技术路线进行推广仍有待测试进展。

组件设备：存量换机为主旋律，组件设备龙头受益，关注串焊机

存量换机是组件设备端的核心需求。我们在前文预估了22-24年国内组件产量需求大概在209-288GW水平，而22-24年国内组件厂商的产能升级/建设需求还有至少16-52GW的缺口。同时，我们据公开资料统计，近两年的组件产能规划已接近320GW，尽管新组件产线建设热度不减，但我们认为在大尺寸化、半片化、栅线工艺升级、叠瓦工艺的导入趋势下，存量组件设备的升级换代才是核心需求。

我们认为，在海内外组件产能积极投建的产业环境下，组件龙头金辰股份(603396.SH)将持续全线受益，而鉴于存量换机的空间更大，将更长期地推动组件产线升级，其中最核心的串焊环节将长期受益，关注串焊机龙头奥特维(688516.SH)在大尺寸串焊机、多主栅串焊机领域的业绩驱动。

编辑：123木头人