2023年光伏行业投资策略 海外地面电站需求放量，分布式需求依然强劲

1.需求展望：光伏经济性进一步凸显，全球需求有望充分释放

供给宽松降低产业链成本，经济性提升是明年需求释放的核心逻辑

硅料供给逐步宽松：根据 PV InfoLink 数据，自 11 月 16 日起硅料价格呈现下跌趋势，均价由 11 月 16 日的 303 元/kg 下跌至 12 月 15 日的 277 元/kg，跌幅达 8.6%。我们认为，上游硅料供给持续增加是价 格开始下行的主要原因，根据硅业分会数据及我们的预测，11 月全球硅料产能预计达到 10 万吨，对 应组件供应量约为 37.6GW。随着硅料新增产能的进一步释放，我们预计 12 月硅料产量规模将环比提 升至 10.3 万吨，对应组件供应量约为 39GW，12 月硅料价格或将继续下探。 预计硅料价格进入下行通道：随着 2023 年上半年通威、大全、新特等硅料生产企业新产能项目进一 步投产，硅料供应有望逐月宽松，预计 2023 年上半年有效产能接近 69 万吨，对应组件供应量将达到 260GW，硅料价格预计进入下行通道。

季节性需求变化或影响硅料降价节奏：由于组件出口量在组件产量中占比较高，组件季度出口量对 上游硅料的季度需求有明显影响。根据 CPIA 数据，2022 年前三季度国内光伏组件出口量占总产量之 比超过 60%。根据 PV InfoLink 数据，国内组件出口量呈现季度性变化，一季度与四季度出口量相对较 低。因此，考虑季节性因素影响，2022 年年底至 2023 年年初的阶段性需求或相对较低，预计对硅料 价格下降幅度产生阶段性影响。

硅料价格下行有望减轻组件成本压力，硅片环节供应宽松亦可降低组件成本：根据我们的测算，在 组件硅耗为 2.66g/W 的前提下，硅料不含税价格每下降 10 万元/吨，组件成本对应减少 0.266 元/W，硅 料降价对组件成本降低的作用效果明显。此外，随着硅料供给的逐步宽松，下游硅片环节生产物料 紧缺的情况将得到缓解，由于硅片产能相对较多，随着硅片供应量逐步增长，硅片价格或将伴随硅 料价格下跌，组件成本压力将进一步减轻。根据 PV InfoLink 数据，自 11 月初以来，硅片价格承压下 探，截止 12 月 15 日，182mm 的硅片价格由 11 月初的 7.52 元/片下降到 6.15 元/片，降幅达到 18.2%。

组件成本降低有望改善光伏电站收益率，地面电站装机需求有望快速增长：根据我们的测算，在 2 元/W 的 BOS 成本、1,200h 的年有效利用小时数的前提假设下，若硅料价格持续下降带动组件价格由 1.98 元/W 下降到 1.80 元/W，国内地面电站项目 IRR 有望提升 1.4 个百分点至 7.7%。收益率的改善有望 带动国内外地面电站装机需求快速增长。

欧洲需求：海外地面电站需求放量，分布式需求依然强劲

欧洲能源独立诉求较强，清洁能源发展有望进入新阶段：2022 年以来，俄乌冲突下欧盟与俄罗斯关 系趋于恶化，引发欧洲各国的能源供应危机，部分地区能源价格迅速抬升。欧洲电价在今年年中创 造历史高点，根据 Bloomberg 数据，8 月法国电价接近 900€/MWh。虽然电价自 8 月后大幅回落，但欧 洲电价仍保持在 300-400€/MWh 的高位。居民电价方面，根据家庭能源价格指数（HEPI）数据，自俄 乌冲突爆发以来到今年 10 月，欧洲家庭在电力方面的开销增加了 77%。自 2021 年 10 月以来，欧洲 家庭电力价格平均上涨了 69%。即便年中以来欧盟采取一系列措施平抑电价上涨，但终端家庭电价 仍然保持高位。面对俄乌冲突带来的能源安全性与经济性的双重挑战，欧盟地区通过可再生能源上 量实现能源独立迫在眉睫。

欧盟官方已给出年均 45GW 的装机目标，实际上量可能更为激进：2022 年 5 月 18 日，欧盟 REPowerEU 计划落地，文件提出为减少对俄罗斯化石燃料依赖，并在 2027 年前实现能源独立，将快速推进绿色 能源转型。该计划将欧盟 2030 年可再生能源的总体目标从 40%上调至 45%，并提出到 2025 年，光伏 累计装机量应达到 320GW，到 2030 年光伏累计装机量达到 600GW，即 2022-2025 年光伏年均装机 35-40GW，2022-2030 年年均装机 45-50GW，累计装机量的年均复合增速约 15.42%。而根据 Solar Power Europe 在《2021-2025 欧洲光伏市场展望》的测算，若要在 2030 年实现 45%的清洁能源占比，则到 2030 年欧盟光伏累计装机量应达到 870GW，对应 2022-2030 年年均装机 75-80GW，累计装机量的年均复合 增速达到 20.29%。

欧洲组件进口量高速增长：欧洲能源危机后，随着各国刺激性政策的出台及再生能源目标的上调， 加上传统能源价格的高涨提升再生能源吸引力，欧洲组件需求快速增长。根据 PV InfoLink 数据，2022 年 1-10 月，欧洲累积从中国进口组件 74.7GW，占中国组件总出口的 56%，1-10 月累计组件进口量同 比增速达到 114%。

前期库存、季节性因素与安装能力紧张造成欧洲组件进口增速放缓，但不构成 23 年组件需求释放的 阻碍：组件对欧洲出口自七月进口高峰以来连续三月环比下滑，原因包括：1）季节性因素； 2）上 半年进口量快速增长造成库存累积；3）安装能力紧张造成装机进度放缓。我们认为，季节、库存与 安装能力因素不构成阻碍 23 年组件出口的阻碍：季节性因素方面，根据海运周期，当月出口的组件 一般在两个月后完成装机，由于欧洲冬季假期与气候原因装机量较少，四季度前对应组件出口较少， 对比 2021 年与 2022 年欧洲组件进口环比增速，两年的变化趋势基本一致；组件库存方面，我们认为 组件出口环比增速下滑已包含消化库存的原因，预计年底库存有望达到合理水平，不会影响 2023 年 需求释放；安装能力方面，我们认为安装能力对于地面电站装机的影响小于分布式，在明年地面电 站放量的时间段，预计安装能力对需求影响有限。此外，随着老工人安装熟练度的提升、新工人培 训周期的缩短，预计明年欧洲安装能力有望提升，对需求的释放影响较小。

经济性改善加速欧洲地面电站光伏装机量增长，分布式需求依然强劲

组件价格下行带动欧洲光伏电站经济性显著改善，推动装机量快速增长：硅料价格高企的情况下， 光伏组件成本成为欧洲光伏地面电站总成本的重要组成部分。根据 IRENA 数据，2021 年欧洲主要国 家光伏电站综合成本位于 570-700 欧元/kW 的区间，组件成本占比高达 37%。我们认为，随着硅料价 格下降带动组件价格回落，欧洲光伏地面电站的收益率将进一步提升，推动地面电站装机量快速增 长。根据我们的测算，按照当前电价，当组件价格由 0.24 欧元/W 下降到 0.2 欧元/W，德国地面电站 IRR 将由 8.26%提升到 9.86%，收益率水平显著提升。

欧洲分布式需求持续旺盛，分布式光伏系统价格持续高位运行：尽管短期内组件价格、海运费回落， 但德国户用光伏系统价格在 2022 年第三季度和第四季度继续上涨，根据 BSW-Solar 数据，德国户用 光伏系统价格由二季度不到 1.5 欧元/W 的价格上升到下半年 1.5 欧元/W 以上的价格，充分显现欧洲对 分布式光伏的需求仍然旺盛。

欧洲各国多措并举，加速光伏装机

面对能源短缺挑战，欧洲多国加大对光伏的支持力度： 1） 德国：近期，德国联邦网络局表示，为了提升德国太阳能领域的低迷增速，将为 1.5GW 太阳能 开发举行额外招标，参与方可在明年 1 月 15 日前提交项目开发建议书。根据公告，拟议项目的 规模不应超过 100MW。在获得上网电价之后，赢得政府奖励的拟议太阳能项目必须在九个月内 完工。 2） 法国：法国正在讨论一项法律草案 ，该草案已于 11 月 4 日获得法国参议院批准，可能强制要求 拥有 80 个以上停车位的大型户外停车场在 2026 年 7 月 1 日前须安装光伏顶棚。这项法国法律草 案中的其他措施包括提高对新建非住宅屋顶光伏安装的要求，即将屋顶光伏安装比例从目前的 30 提高至 50%。 3） 欧盟：在另一项措施中，欧盟委员会可能强制要求所有新建住宅在 2029 年之前安装屋顶光伏， 以及 2027 年之前在所有新建商业和公共建筑上安装屋顶光伏。

欧盟设臵分布式项目最长并网期限并简化并网流程，欧洲新能源装机有望提速：近日，欧盟委员会 提出一项临时紧急规定，计划取消许可和开发的复杂行政条款，允许可再生能源项目快速投运。根 据该提案，安装在人造设施（建筑物、停车场、交通基础设施、大棚）以及共址储能系统中的太阳 能光伏的并网许可期限最长为一个月。在无需进行某些环境评估的条件下，引用“积极行政沉默” 的理念，这些措施还将豁免这类设施以及容量低于 50kW 的太阳能电站。同时，欧盟将进一步简化现 存可再生能源项目改造的审批流程，最长审批时限将设臵为 6 个月。如果改造后发电增量不超过原 始容量的 15%，改造项目还将获得更为简化的并网程序。此前，受欧洲国家生态红线、当地居民反 对等因素影响，欧洲可再生能源项目经常会出现严重延迟的现象，多国无法达成既定的可再生能源 发展目标。以希腊为例，希腊风能协会给出的风电项目平均审批年限甚至可以达到 8 年以上。欧盟 设臵可再生能源并网最长期限有望带动欧洲光伏装机进一步提速。

欧洲投资银行为 REPowerEU 方案提供资金支持：近期欧洲投资银行集团(EIB Group)宣布，将在未来五 年内为 REPower EU 计划提供额外 300 亿欧元的贷款和股权融资。欧洲投资银行董事会于 2022 年 10 月 26 日批准的一揽子新的定向融资计划，预计到 2027 年将动员高达 1150 亿欧元的新投资。此外， 欧洲投资银行董事会还宣布了一系列技术和政策措施。其中包括更高的前期支出、更长的贷款期限， 使欧洲投资银行贷款对能源部门更具吸引力。

美国需求：边际向好，需求空间无忧

贸易保护限制边际改善

反规避调查初裁结果落地：12 月 2 日，美国商务部反规避调查初裁结果发布：晶科、New East、韩华、 Boviet 被确定没有规避双反关税，隆基、天合、阿特斯、比亚迪被定性存在规避。此外，马来西亚、 泰国和越南的一些公司在本次调查中没有回应商务部的信息要求，被视为存在规避。商务部将在未 来几个月内进行面对面的审计以核实调查结果。此外，各方将有机会对商务部的调查结果发表评论， 商务部将在发布最终决定之前充分考虑，目前定于 2023 年 5 月 1 日发布最终裁定。根据双反调查历 史，初裁与仲裁结果出现差异的概率较大，因此最终结果仍有变动的可能。

反规避调查重点关注海外硅片与辅材产能：文件强调反规避调查考察的重点：1）是否使用中国生产 的硅片，其中使用中国硅料在海外生产的硅片不被认为是中国生产的硅片；2）是否使用两种以上中 国生产的辅材（银浆、铝边框、玻璃、背板、胶膜、接线盒）。二者存一将被认为存在规避。 反规避调查两年内对东南亚进口电池组件免征关税：2022 年 6 月 6 日拜登政府发布的“最终规定” 确认：即使被认定存在规避行为，在 2022 年 6 月 6 日至 2024 年 6 月 6 日期间进口的东南亚光伏电池 和组件也会被豁免双反税，但要求在截止日后 180 天内完成组件装机。

UFLPA 法案限制组件出口美国：UFLPA 法案于 6 月 21 日生效后，组件多次被拘留。与 WRO 的要求不 同，海关和边境保护局（CBP）要求提供多晶硅上游石英砂的采购文件，WRO 仅需要多晶硅来源的 文件。在加工成多晶硅之前，多种来源的石英砂通常被组合在一起给提供 CBP 所需文件带来了挑战。 根据 CBP，从 UFLPA 生效的 6 月 21 日到 10 月 25 日，CBP 已扣押了 1053 批光伏产品，容量或达到 1GW， 且这些货物大部分还没有被放行。由于担心更多货物被扣留，国内头部组件企业停止向美国运送新 货物。由于开发商难以采购光伏组件，项目延迟严重，影响光伏装机。根据 SEIA 数据，2022 年第三 季度美国新增地面电站光伏装机 3.0GW，同比下降 22% 。三季度共有 14GW 的清洁能源项目被推迟， 延期项目总计 36GW，其中 63%是光伏项目。

东南亚组件进口量环比改善释放积极信号：根据 BNEF 数据，2022 年 8-9 月，美国进口东南亚四国组 件金额环比显著改善，其中 8 月东南亚组件进口额达到 6.3 亿美金，环比增长 31.84%；9 月东南亚组 件进口额达到 6.9 亿美金，环比增长 9.7%。此外，根据 PV Magazine 信息，近期晶科能源使用 Wacker 多晶硅制作的组件被美国海关放行。我们认为，8-9 月美国进口东南亚组件金额环比大幅改善释放了 国内企业东南亚生产的组件通关美国的积极信号，后续组件通关美国情况或有望进一步改善。

IRA法案刺激光伏需求释放，美国项目储备充足、需求空间无忧

美国通过《降低通胀法案》，有望刺激美国光伏需求释放：2022 年 8 月 16 日，拜登总统签署了《降 低通货膨胀法案》（IRA），该法案计划将 2025 年 1 月 1 日前开始建设的光伏项目的 ITC 税收减免力 度恢复至 30%；同时还计划通过提供 10 年消费者税收抵免的方式鼓励安装屋顶光伏等。我们认为上 述法案如获通过，将有助于降低美国光伏的终端价格，提升其经济性，刺激需求释放。根据 Wood Mackenzie 的预测，与无 IRA 情景相比，IRA 将在未来 10 年内额外驱动 222GW 光伏装机。

美国光伏项目储备充足，需求无忧：根据 ACP 数据，截至 2022 年三季度末，美国有超过 132GW 的清 洁能源项目正在开发中，项目储备充足，需求无忧。

美国户用光伏空间广阔：根据 BNEF 对美国公用事业单位的电表数据、建筑存量信息、房屋拥有率和 安装条件的初步评估，不考虑在屋顶光伏系统高度集中地区（如夏威夷和加州）已存在的电网对屋 顶光伏的限制，德克萨斯州符合户用光伏安装条件的屋顶最多，总可建规模达 45GW，其次是加州 （39GW）和佛罗里达州（26GW）。俄亥俄州、乔治亚州、密歇根州或印第安纳州等此前屋顶光伏装 机较少的地区均位列美国 10 大最具潜力户用光伏市场，这些州符合安装条件的屋顶共可容纳 12- 19GW 屋顶光伏装机容量。美国符合安装条件的屋顶资源充裕，根据 BNEF 数据，到 2030 年美国户用 光伏累积装机容量将达 454GW。此外，我们认为，屋顶空间不会成为限制美国户用光伏持续发展的 阻力，加快户用光伏和储能系统的许可和并网审批流程、出台建筑物屋顶光伏系统强制安装要求以 及加快安装工人培训都将成为提高户用光伏装机的有效手段。

拜登政府计划为租房居民提供社区光伏计划：美国时间 7 月 27 日，拜登政府宣布六项降低工薪家庭 电费的新措施，其中包括允许租房居民接入使用低成本的光伏发电。美国住房和城市发展部（HUD） 计划为没有条件安装屋顶光伏的家庭提供社区光伏项目，通过签署社区光伏服务，HUD 预计可帮助 450 万个家庭平均每年减少 10%的电费。根据美国能源署的最新统计，2020 年美国人均用电量为 4,437kWh，按照美国 2020 年人口普查时 2.6 人/户的平均家庭规模，我们估算，450 万家庭对应约 52TWh/ 年的用电需求，即约 43GW 的潜在光伏需求空间。

为达成无碳电力目标，2021-2030 年美国年均光伏装机预计应达到 60GW：2021 年，全美发电量约为 4.11 万亿 kWh，其中火电发电量达到 2.56 万亿 kWh，占比高达 62.19%。为实现 2035 年 100%无碳电力 的目标，美国的发电结构重心应从火力发电转向清洁能源发电。而在诸多新能源发电品种中，水电 严重依赖自然资源，核电对安全性要求较高，两者增速均较为有限，因此我们认为，光伏与风电的 大力发展将成为美国能源革命的必要手段。我们根据拜登政府的目标进行测算，认为到 2035 年光伏 发电在美国电力结构中的占比应提升至 20%-25%，对应存量装机超过 970GW，2022-2035 年年均装机 量超过 60GW；美国光伏协会 SEIA 亦根据这一目标给出了 2021-2030 年年均近 60GW 的装机预期，而 在更乐观的 SEIA 30x30（2030 年光伏发电占比 30%）情境下，2021-2030 年年均光伏装机或达到 75GW。

组件长单落地，充分验证装机需求潜力：据公开数据统计，“五大六小”前三季度累计招标约 95GW， 占总招标量近 80%。前三季度国家电投累计招标 23.6GW 超过中国华电，主要原因是启动了 12GW的 首单光伏电池组件设备三年期框架长单采购项目。国家电投本次长单设臵了报价上限，即 P 型低于 1.85 元/瓦，N 型低于 1.9 元/瓦，且采用了报价补偿机制。我们认为，组件长单是以未来订单作为交换， 由组件企业消化一部分原材料涨价幅度，使得下游电站投资商可以更好地完成年度投资任务，充分 验证央企对光伏电站投资需求较强。

“集体观望”概率预计较小，明年需求有望持续释放：目前，国内项目需求潜力充沛，各企业四季 度的计划并网规模较大，根据智汇光伏不完全统计，各企业计划在 2022 年四季度并网的规模超过 33GW。此外，根据我们前文的测算，若硅料价格持续下降带动组件价格由当前的 1.98 元/W 下降到 1.80 元/W，国内地面电站项目 IRR 有望提升 1.2 个百分点至 7.7%。因此，我们认为在合理的组件价格 区间内，电站投资收益率较好，在央企对光伏投资需求较强、国内外需求潜力充沛的情况下，我们 预计收益率的改善将推动符合投资回报要求的项目陆续启动，“集体观望”、博弈组件价格大幅下 跌的概率预计较小，明年需求有望持续释放。

26 省市自治区规划指引“十四五”光伏装机：截至目前为止，30 个省市自治区已明确“十四五”期 间风光装机规划。其中，26 个省市自治区光伏新增装机规模超 406.55GW，未来四年新增 355.5GW， 年均光伏新增装机量将达到 88.9GW。

风光大基地建设快速推进：2022 年 6 月 1 日，国家发改委等九部委联合印发《“十四五”可再生能 源发展规划》，提出加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电太阳能发电基地。11 月 29 日，国家发改委发布《能源绿色低碳转型行动成效明显——“碳达峰十大行动”进展（一）》，文 件指出：以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划总规模约 455GW，目前第一批 95GW 基地项目已全部开工建设，第二批项目已印发清单并抓紧推进前期工作，目前正在抓紧推进第三批 项目审查。目前，国家能源局充分发挥国家和省两级协调机制作用，坚持按月调度，定期召开可再 生能源开发建设形势分析会，及时掌握基地项目建设进展，及时协调解决有关问题，推动基地建设 取得实实在在的成效，风光大基地建设快速推进。

2.光伏产业链利润迎来再分配，关注中下游与电站环节

产业链利润或迎来再分配，供需关系与竞争格局为关键因素

供需关系与竞争格局是决定产业链利润流向与分配的关键因素：我们认为，产业链内单一环节的供 需关系是决定产业链总体利润流向的关键因素，而单一环节内部的竞争格局既会影响该环节获得利 润的多少，也会影响利润在该环节内部的分配。回顾 2022 年光伏产业链盈利情况，年初至 11 月，硅 料供应相对终端需求持续处于紧张状态，且相对其他环节，硅料的供给量最少，因此在全产业链内 盈利能力最强。硅片环节紧邻硅料，硅料产出直接限制了硅片的产出，导致硅片供需也处于紧平衡 的状态。

且硅片环节格局较好，龙头硅片企业硅料保供较好、在下游议价能力较强，因而盈利能力 仅次于硅料。电池环节由于格局较为分散，竞争较为激烈，前期在上游拿货与下游议价能力上弱于 硅片环节，因此盈利能力弱于硅片。但随着硅料供应逐步宽松，硅片供应相对需求逐渐充足，价格 开始下跌。但大尺寸电池片由于产能相对较短，价格下跌幅度并不明显，利润得以留存，盈利能力 逐渐提升。综上，我们认为，在 2023 年硅料新增产能逐步释放、硅料价格下行的期间，供需环节相 对较好、竞争格局较优的环节仍将获得较高的利润分配。

硅片：23 年石英砂供需或偏紧，利润或流向保供较优的企业。硅料供应瓶颈解除，硅片供应或宽松：根据我们的统计，预计 2023 年全年硅料有效产能将超过 150 万吨，全年对应硅片有效产出量将超过 600GW，2023 年下半年随着硅料新增产能加快释放，硅片产 出量将快速增长，硅片供应或逐步宽松。

2023 年光伏石英砂供需或持续偏紧，硅片供应瓶颈或转向石英砂：随着光伏终端需求的超预期上量， 作为单晶拉棒环节重要辅材的高纯石英砂需求亦快速提升，且后续需求增速可能因 N 型技术路线的 逐步应用而阶段性超越终端需求增速。按照内层砂占比 40%的假设，我们测算，2023 年全球光伏行 业高纯石英砂有效产能为 10.29 万吨，对应硅片产出为 422GW，可满足全球光伏装机约 337GW。根据 我们的预测，2023 年全球光伏装机预计将达到 340GW，因此 2023 年光伏石英砂供需或持续偏紧，前 三季度供需紧张程度尤甚，硅片供应瓶颈或转向石英砂。

石英砂供给存在弹性，但进口砂占比过低或造成国产砂缺口：光伏用石英坩埚作为拉单晶的辅材， 其供给存在弹性，主要原因是坩埚厂商可以通过降低较为紧缺的进口砂比例，增加供给较宽松的国 产砂用量，从而实现更多的硅片产量。根据我们的测算，如全行业石英坩埚进口砂占比由 40%降为 30%，则全年硅片产出将由 422GW 提升至 458GW。因此，若行业降低进口砂比例，则硅片产出或将 进一步增加。但是，由于较低比例进口砂的石英坩埚使用寿命偏短，单 GW 石英砂耗量增加，对国 产砂的需求也将进一步增加。若全行业进口砂用量占比降低到一定程度，或许面临进口砂与国产砂 紧缺程度倒挂的情况。根据我们的测算，若进口砂占比降低为 20%，2023 年国产砂或面临供应缺口。 因此，我们认为，石英砂供给最终将呈现动态平衡的情况，在最大限度使用有限供应的进口砂的情 况下，余量国产砂或将完全用来制备坩埚拉晶。

硅片环节成本差距或将拉开：石英坩埚是硅片拉棒环节的重要耗材，石英砂的质量将直接影响石英 坩埚的使用寿命与使用效果，从而影响硅片的单位产出与生产成本。根据我们的测算，相比进口砂 掺杂比例较高的石英坩埚，进口砂掺杂比例较低的石英坩埚所生产的硅片的石英坩埚成本或将提升 1.5-2 分/W，如考虑电耗、水耗等成本，差距或将进一步拉大。 石英砂供需偏紧或有助于硅片环节龙头强化竞争优势：我们认为，头部硅片企业通过多年布局，在 石英砂和石英坩埚保供方面具有明显优势，石英砂保供有望强化其以下几方面的竞争优势：

1）市占率优势：在石英砂供需偏紧的情况下，头部硅片企业有望通过充足的储备保证硅片的出货量， 而石英砂储备相对不足的企业或面临开工率不足的风险，头部硅片企业市占率有望稳定或小幅提升。 2）成本优势：此外，头部硅片企业受益于石英砂与石英坩埚的保供优势，生产成本有望低于其他竞 争对手，在原材料降价周期中，其竞争优势有望得到进一步强化。 3）价格优势：在后续硅料价格下降带动硅片价格下降的过程中，保供较好的硅片企业有望因市占率 提升而提高议价能力，且质量较好的坩埚生产的硅片质量较佳，价格方面或获得优势。 4）超额利润优势：随着石英砂供需格局逐步紧张，石英砂价格有望进一步上涨。在需求较好的情况 下，硅片价格或将阶段性与后续逐步松动的硅料价格脱钩，硅片价格下降幅度或因石英砂价格上涨 而有所缓和，头部硅片企业有可能由此而兑现超额利润。

电池片：23年供给阶段性相对偏紧，有望获得相对较多的利润分配

2022 年电池片盈利修复来源于供需关系反转与技术不确定性带来的扩产放缓：2021 年光伏电池片环 节迎来了大规模扩产，根据 CPIA 数据，2021 年全球晶硅光伏电池片总产能达到 423.5GW，同比增长 69.8%。然而需求方面，硅料价格的变化导致了需求反复变化。纵观全年，组件环节对高价电池片的 接受度有限造成电池片需求减少，电池片环节利润急转直下，电池片企业开工率也达到历年最低， 其中专业电池厂开工率低于一体化或多产业布局企业，全球电池片产能利用率为 66.55%，电池片环 节竞争空前激烈。进入 2022 年，由于前期电池片利润水平较低，电池环节产能扩张放缓，随着海外 需求的快速增长，电池片环节供需迎来反转，大尺寸电池片产能持续紧张，利润逐渐修复。更为重 要的是，PERC 电池效率逐步到达上限，头部企业开始发力 N 型电池技术，但由于 N 型技术路线存在 不确定性，因此电池片企业在扩产 PERC 电池与 N 型电池产能方面都较为谨慎，扩产进度放缓，供 需关系紧张程度加剧，利润持续提升。

技术路线的不确定性或影响明年电池片环节扩产节奏：我们认为，明年开始的电池片扩产周期与 2019 年 PERC 电池扩产周期存在显著不同，主要差异在于 2019 年仅有 PERC 一种可量产技术供扩产选择， 其他新型电池技术如 N 型电池技术在当时不具备量产的经济性，扩产方面不存在技术路线不确定的 问题；但当前可量产的新型电池技术中存在 TOPCon、HJT 与 IBC 多种技术路线，且各类电池新技术 在量产可行性方面均不断取得突破，因而适合扩产的最佳电池技术路线仍存在不确定性。我们认为， 电池新技术路线的不确定性或影响电池片企业的实际扩产决策，并最终影响 2023 年电池片环节的实 际扩产节奏。

2023 年电池片环节供需或将阶段性偏紧，关注新技术扩产节奏：根据我们的统计，在乐观假设下（扩 产进度未推迟），2023年Q1-Q4大尺寸PERC电池与新技术产能合计将分别达到130GW、147GW、171GW、 182GW，Q1-Q4 新增产能分别为 21GW、38GW、63GW、73GW。在悲观假设下（部分企业扩产推迟）， 2023 年 Q1-Q4 大尺寸 PERC 电池与新技术产能合计将分别达到 127GW、136GW 、149GW、159GW，Q1-Q4 新增产能分别为 18GW、27GW、40GW、49GW。其中大尺寸 PERC 电池产能增量较少，增量主要由 TOPCon 电池贡献。按照我们的预测，2023 年组件需求量有望超过 425GW，考虑季节性需求变化，电池片供 需可能阶段性偏紧，但需关注新技术电池片扩产节奏。

2023 年电池片产能或相对紧张，库存压力相对较小，有望获取相对较多的产业链利润分配：按照电 池片产能中性假设，根据我们的统计与预测，2023 年电池片将成为四个主要环节中产能相对紧张的 环节。我们认为，在终端需求阶段性较强的时期，电池片环节由于供应偏紧，相对其他环节有望获 得相对较多的利润分配；在阶段性需求较弱、主环节产能相对宽松的时期，电池片库存压力相对较 小，相对其他环节仍有望获得较多的产业链利润分配。

组件：盈利有望修复，布局全球的一体化企业优势明显

组件价格超预期来源于需求超预期，定价逻辑出现阶段性变化：回顾 2020 年以来的光伏产业链，我 们认为需求重心从国内向海外高经济性市场之间的转移主导了两年间产业链价格逻辑的变化。 1） 在国内补贴政策收尾、第一波新冠疫情冲击下的 2020 年，2020H1 光伏需求较弱，组件出口量在 2020Q2-Q3 出现同比下滑，硅料价格在 2020 年年中一度逼近一线产能的现金成本线；2020H2 在国 内疫情缓解、竞价补贴项目建设推进与部分硅料产能出现事故等因素的催化下，硅料供需逐步 紧张，产业链价格开始抬头上涨，但组件价格最高维持在 1.6-1.65 元/W 区间，仍明显与国内电站 的 8%左右的投资收益率要求挂钩，其时硅料产能基本平衡于终端潜在需求，硅料价格仍与成本 曲线边际产能的成本水平相关。复盘来看，2020 年光伏产业链价格的下蹲在一定程度上与 2018 年“531”政策的影响有相似性，即均为后续海外需求的超预期释放打下了基础。

2） 进入 2021 年后，随着海外疫情对社会活动冲击程度的降低与欧美装机旺季的到来，光伏组件出 口同比增速快速提升，此时硅料产能紧缺加剧，硅料企业议价能力提升，硅料价格快速上涨， 同时组件价格出于传导成本压力亦有明显涨幅，一度超出国内项目的成本承受能力，但由于海 外高经济性项目（以及阶段性的国内户用等分布式项目）迅速接棒且总量持续超预期，产业链 价格的上涨并未显著影响整体终端需求，支撑光伏制造产业链的定价锚转为高经济性需求的价 格包容上限。高经济性需求仍为 2023 年光伏需求主导力量：根据我们的预测，2023 年光伏需求中以海外分布式、 海外集中式以及国内分布式光伏需求为代表的的高经济性需求占比将达到 55%，依然为 2023 年光伏 需求的主导力量。

组件降价幅度或低于上游，跌幅差异取决于需求释放节奏：硅料成本的上升带动各环节成本上升是 推高组件价格的主要因素，但不同于硅片环节——由于紧靠硅料，原材料成本的变化会更直接影响 硅片的价格走势，组件环节靠近终端，组件价格受需求影响相对较大。在硅料持续上涨的过程中， 组件价格受到成本变动的影响相对被稀释，对终端需求更加敏感，当前由于终端价格接受度濒临上 限，组件价格相对维稳。在上游原物料下跌的阶段，随成本下降组件价格也将相应下跌，但由于海 外与国内分布式等高经济性需求强劲，且对价格敏感度较低，组件价格与终端需求联系紧密，组件 价格中枢或将整体高于上游原材料价格中枢，整体价格跌幅或将低于上游原材料价格跌幅。此外， 由于组件需求具有季节性变化，因此组件价格跌幅与原材料跌幅差异将取决于需求释放节奏。

组件加工环节利润有望得到修复： 在近两年上游供给紧张、成本上涨的情况下，一线组件企业的稳 定盈利主要来源于两方面：1）上游硅片、电池环节一体化（以及对硅料供应进行一定程度锁定）对 硅料价格上涨影响的部分平抑；2）组件价差所兑现的品牌渠道价值；一线企业的单纯的组件加工环 节盈利也较为微薄，而不具备这些竞争优势的组件加工制造企业在近两年的盈利能力则相对承压。 从历史情况来看，即使是在组件产能常年过剩的情况下，组件加工环节也有一定的稳定盈利空间， 而当前电池组件一体化产能相对于下游潜在需求依然存在明显缺口，因此我们认为随着后续上游硅 料供需逐步正常化，组件环节的加工盈利有望恢复至行业平均有少量利润的水平。

组件辅材：有望实现量增利稳，关注格局改善环节

硅料价格上涨加大组件成本压力，辅材环节盈利承压：2020 年下半年以来，硅料价格上涨推动组件 成本不断上升，按照硅料价格为 300 元/kg 的假设，我们测算组件成本中硅料成本占比高达 44%。虽 然海外高经济性需求强劲带动终端对组件价格包容度提升，但是原材料成本上升持续压缩组件环节 加工利润，在面临持续增加的采购压力下，组件企业不断加强对组件辅材环节的成本控制，辅材环 节企业盈利空间受到压缩。此外，如前文所述，组件价格对终端需求较为敏感，当终端需求出现波 动，组件排产下降将直接影响辅材环节的销售，阶段性供大于求迫使辅材环节降价出货，进一步影 响辅材企业的盈利。

组件辅材有望实现量增利稳： 2022 年硅料供应持续紧缺，终端需求释放取决于硅料供应，终端需求 受到一定程度的压制。展望 2023 年，随着硅料供应瓶颈的解除以及原材料降价带来终端收益率提升， 光伏组件需求有望充分释放，组件辅材有望受益于终端需求的增长快速放量，出货有望迎来高增长。 盈利方面，我们认为随着硅料价格下降带动组件成本压力减轻，组件对辅材的价格接受度有望改善， 辅材环节价格压力亦将减轻，整体盈利有望保持稳定，甚至对于阶段性亏损承压的环节其盈利有望 修复。此外，在硅料价格下降带动组件价格回落后，组件高价对终端需求的压制有望缓解，产业链 排产博弈有望减少，辅材月度需求量确定性有望提高，组件辅材价格的波动有望趋稳，盈利有望保 持稳定。

关注格局有望改善的辅材环节：目前，光伏组件接线盒、光伏铝边框、光伏焊带等环节格局较为分 散，龙头企业市占率较低，主要原因是组件辅材环节对资金周转的要求较高，部分龙头企业上市时 间较晚，在融资渠道方面的优势布局晚于胶膜、玻璃等环节。我们认为，随着组件小辅材龙头企业 纷纷上市，其资金实力有望进一步加强，扩产有望提速。此外，随着龙头企业新产品如芯片接线盒、 SMBB 焊带等导入市场，龙头企业市占率有望进一步提升，行业格局有望改善。

电站环节：EPC盈利有望修复，电站盈利受益于需求放量

光伏 EPC 盈利有望修复：对于前期锁定 EPC 价格的光伏 EPC 企业来说，近两年组件价格持续上涨不 断压缩其盈利，即便 EPC 价格可以浮动，但是其价格变动如跟不上组件价格的变化，也会导致 EPC 企业盈利承压。随着硅料价格下降带动组件价格回落，前期锁定 EPC 价格的企业有望受益，价格浮 动的 EPC 厂商也有望受益于成本压力减轻带来的盈利修复。 电站盈利受益于需求放量：我们认为，光伏电站的盈利改善主要受益于电站装机量的增长， 主要原 因是电站 IRR 的提升幅度有限、利润弹性较低，但是 IRR 改善对装机需求的刺激较大，地面电站有 望受益于需求量增长带来的盈利弹性。

3.光伏新技术：打开新空间，创造新格局

TOPCon：效率不断提升，产业化稳步推进

TOPCon 电池、组件效率持续突破：今年以来，在晶科能源的持续推动下，TOPCon 电池、组件转换 效率持续取得突破。1）电池效率方面，根据晶科能源官网，今年 10 月晶科能源突破今年 4 月创造 的 N 型 TOPCon 电池 25.7%的转换效率，N 型 TOPCon 全面积电池转化效率达到 26.1%。12 月 8 日，晶 科能源研发团队率先开发体缺陷钝化技术、渐变多晶硅膜层、金属界面复合抑制技术等多项适用于 大尺寸的先进技术，使其自主研发的 182-N 型 TOPCon 电池全面积电池转化效率达到 26.4%，创造了 182 及以上尺寸大面积 N 型 TOPCon 电池转化效率的新高。2）组件效率方面，11 月 15 日，晶科能源 宣布其开发的 182-N 型 TOPCon 电池组件最高转换效率达到 23.86%，刷新了公司于 2021 年 7 月创造的 23.53%的 N 型 TOPCon 电池组件效率纪录。3）量产效率方面，根据公司官网，晶科能源自主研发的 基于 N 型 TOPCon 技术的 Tiger Neo 系列组件，目前最高功率已突破 600W+，TOPCon 电池量产效率已 全线达到 25%以上。

TOPCon 产业化进程稳步推进：在龙头企业的持续推动下，TOPCon 电池效率不断提升，成本不断优 化，产业化进程稳步推进。目前，晶科能源 TOPCon 电池产业化进程走在行业前列。根据公司公告， 截止 2022 年三季度末，晶科能源在安徽合肥、浙江海宁建设的共计 16GW 的 N 型 TOPCon 电池产能 已实现满产，成为行业首家建成 10GW 以上规模 N 型产品生产线的企业。此外，公司尖山与合肥二 期 19GW 已开始规划建设。TOPCon 组件销售方面也取得显著突破，根据晶科能源官网，在首届 “中 阿峰会”期间，晶科能源与沙特电力开发商 ACWA Power 签署了谅解备忘录，晶科能源将为 ACWA Power 提供 4GW 全新高效 Tiger Neo 组件，用以其项目开发建设。

HJT：降本提效进展积极，经济性拐点临近

华晟量产进度领衔行业，效率不断提升：根据华晟新能源官网，目前宣城一期 M6 非晶异质结电池片 产线日产已超 25 万片，整线最终良率超 99%，处于行业领先水平；M6-144 单面微晶异质结冠军组件 认证功率达 500W，比同版型的 PERC 组件单片功率高出 50W，创造了全面积转化效率 23%的行业新 高；宣城二期 G12 单面微晶异质结电池量产效率持续爬坡，量产最佳效率已达 25.21%，处于行业领 先地位并有望迅速将电池产线平均转换效率提升至 25%以上，G12-132 微晶异质结冠军组件认证功率 达 710W，比同版型的 PERC 组件单片功率高出 50-60W，全面积转化效率高达 22.9%。华晟新能源现 已拥有高效 HJT 电池、组件产能各 2.7GW，另有在建产能 7.5GW，规划“十四五”期间实现总产能 20GW，产能扩张加速推进。

HJT 转换效率达 26.81%，创造全球硅基太阳能电池效率最高纪录：11 月 19 日，隆基绿能在第十六届 中国新能源国际博览会暨高峰论坛上宣布，已收到德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）的最新认证报 告，隆基绿能自主研发的硅异质结电池转换效率达到 26.81%，创造目前全球硅基太阳能电池效率的 最高纪录，打破了尘封 5 年的硅太阳能电池效率新纪录。从 2021 年 6 月至今，隆基绿能高效晶硅 HJT 电池研发团队不断打破并刷新硅异质结电池世界纪录，从 25.26%提升到 26.81%。此外，该纪录通过 可量产设备、技术和大面积硅片创造，为高效电池的后续量产进一步打下基础。

低成本量产技术不断突破：今年 9 月，根据德国哈梅林太阳能研究所认证报告，迈为股份联合澳大 利亚金属化技术公司 SunDrive 采用迈为自主创新的可量产微晶设备技术和工艺研制的全尺寸（M6， 274.5cm²）N 型晶硅异质结电池，其转换效率高达 26.41%。该批次电池的 PECVD 工艺在公司最新一代 的量产双面微晶设备上完成，优化了钝化层和微晶 P 工艺，同时结合 PVD 新型 TCO 工艺。在金属化 方面，SunDrive 优化了其无种子层直接电镀工艺，使电极高宽比得到提升（栅线宽度可达 9μm，高度 7μm）。此外，公司与 SunDrive 合作研发的低铟、银包铜工艺 HJT 电池效率达到 25.94%。通过低铟含 量解决方案，单片铟的使用量比常规（未采用低铟方案）的异质结电池降低了 50%，如果叠加设备 降铟的方案再降低 40%，可以将铟用量降低到常规水平的 30%；而铜电镀工艺省去了昂贵的银浆成 本，两项工艺的结合使异质结电池的制造成本降至新低，进一步夯实了高效低成本 HJT 电池量产的 基础。

HPBC：量产取得突破，IBC有望成为平台型技术

HPBC 电池技术取得量产突破：2022 年 9 月，隆基绿能西咸乐叶年产 15GW 高效单晶电池项目正式投 产，新型电池技术 HPBC 进入量产阶段。11 月 2 日，公司正式发布 Hi-MO 6 组件产品，新产品基于 HPBC 电池技术，电池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%，组 件效率达到 22.8%。隆基绿能 Hi-MO 6 组件产品的发布，标志 HPBC 电池技术取得实质的量产突破。

IBC 有望成为平台型技术，TBC 和 HBC 电池技术有望落地：回顾 IBC 电池技术发展历史，作为最早量 产 IBC 电池的公司，SunPower 自推出第一代 IBC 电池后，不断往两个方向升级 IBC 电池技术：1）更 简化的制程与更低成本的工艺；2）更好的钝化技术。 随着设备成本的下降和工艺的成熟，IBC 电池 慢慢形成了三大工艺路线：1）以 SunPower 为代表的经典 IBC 电池工艺；2）TBC 电池工艺（TOPCon-IBC）；

3）以 Kaneka 为代表的 HBC 电池工艺（IBC-SHJ）。SunPower 最新一代 IBC 电池就吸收了 TOPCon 电池 钝化接触的技术优点，保留了铜电极工艺，显著提高了量产效率。但由于 TOPCon、HJT 与 IBC 电池 技术工艺、成本仍未达到最优状态，因而 TBC 与 HBC 技术尚未实现大规模量产。我们认为，隆基绿 能在 IBC 电池技术与量产方面的突破有望推动产业提高对 IBC 电池的认知并加强对其的研发，IBC 电 池产业化进程有望加速，效率、成本有望进一步改善。在 TOPCon 和 HJT 技术规模化量产后，IBC 有 望作为平台型技术进行叠加，推动 TBC 与 HBC 加速落地，新技术发展空间有望进一步打开。

（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。）