2021年光伏行业发展现状及未来趋势展望分析 碳中和政策强化下光伏产业供需两旺

1 光伏行业市场回顾：碳中和元年，政策密集出台，市场表现佳

1.1 光伏市场表现： 产业链博弈及政策风向影响行业指数，个股表现精彩纷呈

光伏指数涨幅 35.3%，高于市场主要指数。年初至今，光伏产业指数涨幅 35.3%，期 间市场主要指数涨幅分别为沪深 300 的-10.6%%、上证综指的 1.50%、深成指的 4.2%以及 中证 500 的 11.4%，光伏产业指数超额收益率分别达到 45.8pcts、33.8 pcts、31.1 pcts 及 23.9 pcts。

内因胜过外因，需求量级是首要影响权重。回顾光伏指数市场表现与关键事件，产 业链供需博弈、技术进步、国内政策等内部因素变化获得更多市场反馈，其中，市场对 产业链价格博弈与开工率信息的敏感度较高，对影响需求量级的整县推进/大基地等政策 信息反应幅度大。对硅料制裁、绿电溢价、煤电价格上调等外部信息、电价信息，敏感 系数稍弱。

一季度指数承压：估值压力、行业压力与政策压力。一季度光伏指数面临估值、产 业和政策的三重压力。估值方面，年初有关新能源估值的分歧和讨论引发热议，行业估 值达到 50 倍市盈率，逆变器龙头企业近百倍的市盈率，成长性能否承载泡沫是市场关心 的首要问题。产业方面，硅料短缺，价格从年初的 68 元/kg 持续上涨至一季度末的 88元/kg，光伏玻璃产量尚未释放，价格保持在 40 元/m2 以上高位运行。政策方面，《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》发布，其中关于减存量 项目补贴以做竞争性配置的条款，引发市场关注。

二季度指数筑底：价格压力缓解，需求转暖，政策信号积极。经历一季度的大幅调 整后，主要压力因素在二季度逐步化解，市场转暖。产业方面，光伏玻璃价格“一步到 位”降至 26 元/ m2，国内装机量数据同比增长，海外需求对组件价格接受度乐观，产业 链开工率恢复。政策方面，《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》相 比征求意见稿做出调整，延续了“非水权重”目标指导新增并网规模的思路，同时删除 了减补换配置的表述。

三季度指数主升：整县推进政策点燃预期，产业链需求见暖。政策方面，6 月出台 的整县推进政策点燃了市场热情，预计装机潜力在 200-500GW 的户用光伏市场空间，从 需求量和价格接受度两方面给予行业成长性背书，同时分时电价机制及新型储能政策的 强化，使得新的商业模式和需求有了能见度。期间虽经历美国对新疆地区产出硅料制定 限制措施等扰动，市场热度不减。产业方面，随着 7 月份硅片龙头企业下调报价，以及 硅料价格企稳回落，下半年的抢装需求预期升温。8 月份项目陆续开工之际，电池片、组 件开工率回升至 80%以上。

四季度指数盘整：限电限产成本大涨，抢装潮不及预期。随着能耗双控的力度加大， 各地限电程度加深，恰逢枯水期西南部分区域电力供应吃紧，原材料价格飞涨，光伏多 晶硅所用的 421#工业硅价格在一个月内上涨 6 倍，产业链面临较大的成本压力，也抑制 了下游装机需求，四季度的抢装不及预期，全年装机量预期值下调。同时，双碳顶层政 策出台，长期格局越明，中央经济工作会议关于“不可能毕其功于一役”的部署引导行 业理性认知碳中和目标。

碳中和属性给予行业β，超额收益来自公司差异性α。回顾 2021 年光伏领域个股 表现，行业的β提供了强有力的基础，公司的α主要归纳为三个点：结构变化、困境反转、第二增长曲线。（1）结构变化来自需求和供给两方面因素。需求端，源荷波动率提 升及分时电价政策影响了需求结构，储能及逆变器企业取得不错市场表现。供给端，产 业链博弈影响了供给格局，头部企业激励上下游环节扩产，驱动了硅片、光伏玻璃等领 域新进厂商的市场表现。（2）困境反转型机遇来自预期差，典型的是光伏组件企业，在 主辅料价格压制及海运成本压力下，业绩至低谷，但渠道优势和品牌融资属性等核心竞 争力并未损失，产业链价格回落和估值偏好高低切换之际，形成较好的投资机会。（3） 第二增长曲线来自公司的竞争选择，如组件设备厂商切入电池片设备制造，扩大了产品 线和设备价值量弹性，又如切线设备厂商进行硅片切割代工，兑现了技术优势且受益于 行业结构变化。此外，玻璃胶膜环节的盈利模式和市场结构赋予了头部企业强者恒强的 竞争地位，市场表现录得中位数区间，相当于光伏β+属性。

1.2 估值分析：景气度驱动估值溢价率至历史高位水准

年内估值提升幅度 31.8%。按 sw 光伏设备分类，目前行业市盈率 ttm 中位数 73.56， 当前估值水平高于历史 90.2%的区间。行业市净率中位数 8.80，高于历史估值 89.2%区间。 过去的一年中，光伏行业市盈率（ttm）中位数提升幅度为 31.8%、市净率中位数提升幅 度为 64.1%。

业绩增速和景气度驱动估值溢价率走向高位。目前，sw 光伏设备板块相对全部 A 股 市盈率估值溢价 97%，相对沪深 300 市盈率估值溢价 170%，该溢价水平仅高于历史 92% 和 88%区间。sw 光伏设备板块相对全部 A 股市净率估值溢价 185%%，相对沪深 300 市净率 估值溢价 155%，溢价水平仅高于历史 97%和 94%区间。

光伏板块的估值溢价率均处于历史高位水准。一方面来自于业绩的高增长，前三季 度 sw 光伏板块营收增速 97.2%、利润增速 130.59%，有业绩基础。另一方面是国内外“碳 中和”相关政策密集出台，强化了行业成长久期，给予了景气度的溢价。

核心资产及景气赛道享受估值抬升。目前全部 A 股的市净率中位数为 3.08，高于历 史 49.37%的分位，沪深 300 市净率中位数为 3.45，高于历史 83.2%的分位。子行业方面， 光伏设备、国防军工、电子、机械设备、有色金属等板块市净率中位数超过其历史 50% 区间，处于较高位置。市场对于核心资产和景气行业的配置偏好，推升了估值水平。

1.3 政策梳理： 内外因素共振，顶层框架确立

碳中和元年，政策密集期。2021 年是我国宣布碳中和目标后的第一年，也是十四五 的开局之年，围绕“碳中和”方面密集出台了一系列政策，从顶层的政策框架到落地细 则，即有承前启后，也有内外呼应。

（1）顶层设计方面，我国涉及碳中和及气候变化的政策框架，出发点和立足点可以 概括为“满足我国可持续发展的内在要求，推动构建人类命运共同体的责任担当”。

在国内政策体系下，应对气候变化被赋予了经济发展的意义，视作推动我国经济高 质量发展的重要抓手，从经济、产业、能源、运输、消费结构调整等领域为经济发展构 建新动能；应对气候变化也具备民生属性，是生态环境高水平保护的重要内容，协同污 染治理、生态保护等政策部署，从源头上改善环境质量、丰富环境治理手段。

在国际治理环境中，应对气候变化是我国推动构建人类命运共同体所作出的具体贡 献。参与全球气候治理的过程，也是我国践行多边主义、坚持“共同但有区别”等原则、 支持发展中国家合理诉求的过程。例如，2017 年 1 月，面临美国将退出《巴黎协定》之 际，我国领导人在达沃斯论坛上发言，表达对《巴黎协定》的坚定支持，即是中国态度 在全球治理体系变革中的体现。本次气候峰会上，中国也提交了更新版的减排目标。

因此，历数我国的气候变化顶层设计和表述，最显著的特征是，伴随着综合国力和 经济发展水平的提升，我国减排承诺的内容更为具体，减排承诺的力度更加强化。不同 时期的国际减排承诺和不同阶段的国家发展聚焦方向，存在协同关系。

（2）政策落实方面，可以概括为：强化约束，引导激励，减少信息不对称性。围绕 1+N 的碳中和体系，在顶层设计之下，是各部委政策。政策涉及的行业方面，工业及电力 相关政策数量最多，这两个领域占全国碳排放总量约 70%-80%，在《关于完整准确全面贯 彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030 年前碳达峰行动方案》等文件中 均有提及，是未来主要减排方向。建筑、交通和循环经济也是重点关注领域。

政策施力的角度方面，可分为控制、激励、信息。比如，对于电解铝、钢铁及石化 等高能耗产业，政策着力点多以能耗、排放量、严控新增产能为约束条件，对于新能源、 储能及电网等能源转型支点领域，政策着力点多以价格开放、资金引导、增加低碳方向 投资等激励方式。此外，采取多种方式降低碳排放信息不对称性，也成为政策施力点， 比如，近期成立的碳排放统计核算工作组，及碳达峰碳中和纳入中央环保督察范围，以 及更频繁的信息公示。

总体来看，部委及行业层级的政策方面，约束性条件以行政方式为主，激励性手段 运用行政和市场两种方式协调推进，降低信息不对称性的程度受益体制创新。

2 光伏行业展望：硅料供给扩张，行业放量增长，寻找差异化竞争机遇

2.1 光伏需求：政策端发力，供给约束放宽，需求放量

双碳目标方向的确定性增长。预期在碳达峰阶段的两个五年计划期间，能源消费总 量和非化石能源占比持续提升。至十四五末，全国能源消费量达到 55 亿吨标煤，非化石 能源占比 20%，至十五五末，能源消费量达到 60 亿吨标煤，非化石能源占比 25%。基于 上述两个时点的预期以及水电资源等客观现实，测算各类非化石能电力需求量，风电及 光伏装机量需要在 2025 年达到 10 亿千瓦以上、在 2030 年达到 17 亿千瓦以上。即十四 五期间的风光年均保底新增量需在 100GW 以上、十五五期间在 130GW 以上，较十三五期 间 62GW 的年均装机水平有较大提升。

此外，基于“2060 年中国一次能源消费总量降至 46 亿吨标煤/非化石能源占比超过 80%”的假设，测算碳中和时期我国风光装机总量需要 63 亿千瓦以上，意味著 2030-2060 年新增量达到 46 亿千瓦，年均保底新增量约 150GW 以上。

国内需求景气向好，供给约束放松。围绕双碳目标方向，各层级政策均有发力，从 消纳权重到整县推进，以及风光大基地规划，国内需求具备较强的政策因素支撑。其中 非水可再生能源消纳权重可看作底线要求，按照 2030 年约 10.7 万亿 kwh 全社会用电量 +25.9%非水可再生能源消纳权重，十四五/十五五分别达到 62GW/84GW 的光伏新增需求量 是客观的。

实现光伏新增需求的落实条件也陆续成熟：整县推进试点行政区达到 676 个，估算 光伏可装机规模达到 150GW；风光大基地首期 100GW，估算光伏指标规模达到 50GW；以上 两项政策预期在 2022-2023 年带来光伏指标、土地资源、电网配套设施等有利条件，叠 加其他保障性项目，可实现年均 70-80GW 光伏国内需求量。

另一方面，供给端约束趋松。此前最紧缺的硅料和 EVA 粒子产能，有望在 2022 年缓 解。硅料环节，随着通威 10 万吨、大全 4 万吨新增产能于 2021Q3-Q4 投产，国内硅料行 业总产能将来到 64 万吨，较年初增长 48%。2022 年将有通威、新特、江苏中能、东方希 望等新的一批硅料产能投产，将国内总产能推升至 100-110 万吨、全球超过 120 万吨水 平，考虑产能爬坡期及容配比因素，可满足超过 260GW 装机量需求。光伏 EVA 环节，斯 尔邦和联泓新科稳步扩产，叠加明年浙石化、榆能化等新产能投放，2022 年国内产能接 近 50 万吨、全球产能接近 100 万吨，可以满足约 240GW 装机量需求。产能就位后，另一 个重要的限电因素也在 2021Q4 得到大幅改善，工业硅、动力煤等价格进入下行通道，为 产量释放提供保障。

国际需求景气上升，海外市场增长强劲。碳中和的全球共识强化了能源结构转型的 政策动机，同时得益于电价上涨以及税收减免等因素，海外需求强劲。今年前 10 个月， 即使经历海运运力受限的波折，我国光伏产品出口额 231 亿美元（+44.6%），组件出口量 82.2GW（+32.2%）。这背后是近年来不断涌现出大体量市场，据 CPIA 统计，GW 级市场从 11 个（2018 年）增长至 20 个（2021 年）。预计海外可实现 120-140GW 年均需求量，叠加 国内市场需求量，2022 年需求量中性预期在 210GW 以上。

2.2 光伏硅料：产能逐步释放，价格中枢下移

产能逐步释放，预计硅料产量增长 46%。预计 2021 年末硅料名义产能达到 77 万吨 （+40%），全年国内硅料产量与进口量合计约 58 万吨（+17%），可支持约 166GW 装机量， 对比 150-170GW 的全年装机预期，处于紧平衡状态。预计 2022 年末硅料名义产能达到 126 万吨（+63%），全年硅料产量约 82 万吨（+41%），可支持约 244GW 装机量，对比约 210GW 的全球装机预期，供给约束改善。

硅料价格中枢下移，预计 2022 年价格中枢在 15-20 元万/吨。预期硅料价格中枢下 移，降幅温和，主要原因有：（1）伴随硅料产能释放的节奏，硅料供给与终端装机需求 比重，从 2021 年 104%上升至 2022 年 122%，供给宽松但仍在供需平衡区间。（2）能耗双 控因素局部缓解，工业硅价格从 6 万元/吨高位（9 月底报价）下降，目前价格居 2.8-3.0 万元区间，硅料生产成本下降。（3）硅片环节产能扩张幅度远大于硅料。（4）根据西勘 院数据，假设 IRR=7%，组件价格在 1.8 元-1.9 元区间。无储能配置时，全国 21 个省区 可满足光伏平价上网条件，若配置 10%*2 小时的储能，全国 12 个省区可满足平价上网条 件。假设辅材价格及单瓦利润固定，则硅料价格下降至 16-17 万元/吨时，可带动组价价 格下降至 1.75-1.80 元区间，实现大范围平价需求启动，因此判断 2022 年硅料价格中枢 在 15-20 万元/吨。

2.3 硅片＆电池片：扩产加剧竞争，N 型技术酝酿差距

（1）硅片：产业技术改进增厚毛利率，新入局者加剧扩张，长协保供铸造壁垒

技术进步，硅片环节积累丰厚毛利率。硅片技术的进步是前一轮光伏降本的重要推 手。拉晶环节，单晶炉单次投料量从 400KG 到 560KG，热场尺寸从 22 英寸到 36 英寸，热 场材料从等静压石墨到碳碳复合材料，工厂自动化渗透率不断提升。切片环节，从砂浆 线切割到金刚线切割，从单线切割到多线切割，金刚线直径从 80μm 下降至 50μm，设备 轴间距从 420mm 下降至 385mm。由此推动拉晶电耗、硅片出片率、出片速度、辅料消耗量、 设备占地面积等各项指标持续改进，帮助硅片毛利率上行。

厂商大量入局筹划硅片产能扩张。硅片环节的设备投资额约 1.9 亿元/GW，其中长晶 拉棒环节约 1.2 亿元/GW、切片加工环节约 0.7 亿元/GW，整体产能建设周期约 3 至 4 个 季度，据高测股份募集说明书和上机数控回复函，硅片环节投资回收期约为 5 年（切片） 至 7 年（拉晶）。

适宜的投资门槛和投资回收期，结合设备厂商对技术的改良应用，叠加上游企业对 硅片领域的产能介入，硅片环节筹备扩产的幅度较大。统计主流的单晶硅片厂商产能， 2020 年末约 200GW，至 2021 年末将达到 342GW（+70%），预计 2022 年末达到 500GW（+46%）。 产能扩张的来源分三类，第一类为原有的硅片头部企业如隆基、中环，第二类是从设备 端进入制造环节的企业如上机数控、高测股份、京运通等，第三类是从硅料端向下游延 申的企业如通威等。

上下游长协锁量，构建产业链壁垒。硅片环节产能扩张之际，厂商从技术改进、经 营降本、原料保供、客户长单等多个维度构建竞争优势，其中上下游长协订单屡见公告。 据统计，硅片厂商与上游硅料企业签署硅料长协订单金额超过 1700 亿元，涉及硅料供应 量约 250 万吨，年均订单供应量约 72 万吨（约合 261GW）。此外，硅片厂商与下游电池片 制造商签署硅片长协订单金额超过1200亿元，涉及硅片供应量超过300亿片（约合300GW）。 初略统计，硅料长协订单年均供应量对应 2022 年硅料有效供给量的 80%以上，硅料供给 的充裕度将较大程度影响硅片企业产能扩张后的开工率。

PERC 技术红利激发本轮产能扩张。电池环节的技术进步显著降低了光伏单瓦成本， 从 BSF 电池到 PERC 电池，从单面电池到双面电池，加之选择性发射极技术（SE）等 PERC+ 改进技术，将电池片量产效率从 21.8%提升至 23%以上。自 2017 年 PERC 关键设备陆续国 产化后，PERC 电池片设备投资额也从 2018 年 4.2 亿元/GW 下降至 2020 年 2.2 亿元/GW，头部企业规模采购的设备成本低至 2 亿元/GW，行业非硅成本从 2017 年的 0.37 元/瓦下 降至目前 0.25 元/瓦，头部企业非硅成本在 0.2 元/瓦以下。投资门槛下降和技术进步， 使得新产能成本更优，加之一体化厂商对电池片环节的加码，电池片产能进入高扩张时 期，2021 年预计扩产幅度达到 70%，行业电池片产能超过 400GW。

P 型电池盈利能力降至历史低位，短期存在修复空间。PERC 电池技术效率的理论极 限值为 24.5%，N 型电池技术路线 HJT 或者 TOPCON 的理论极限值在 27%以上，且 PERC 技 术在 PID、LID 等衰减问题上不及 N 型电池优势，技术升级空间有限。今年下半年以来， 在经历硅料短缺、成本上升、竞争加剧后，电池片厂商面临稼动率下降及利润承压的局面。短期内，硅料供给释放+硅片超额扩产将阶段性修复电池片盈利能力，但中长期电池 片业绩改善需要从新的差异化技术中寻找。

N 型电池时代已至。P 型硅片采用硼掺杂，少数载流子为电子，N 型硅片采用磷掺杂， 少数载流子为空穴，硅片中金属污染物等杂质对空穴的捕获能力更低，因此 N 型硅片少 子寿命高出 P 型硅片一个数量级以上。硼掺杂的硅基底在光照后产生硼氧对，捕获少子 （电子），导致功率衰减，而磷掺杂基底不会形成硼氧对，衰减程度低。以上特点使得基 于 N 型硅片的电池片，在弱光性能、光衰、温度系数等方面具备优势。N 型电池方向上有 TOPCon（隧穿氧化钝化）和 HJT（异质结）等技术路线。电池的效率取决于三个要素（开 路电压、短路电流、填充因子），N 型电池通过不同的设计结构和材质作用于以上要素， 提升效率。

TOPCon 技术路线，在电池背面生长超薄 SiO2 氧化层，再沉积掺磷非晶硅层（退火后 形成多晶硅层），使得多子（电子）通过隧穿效应穿过氧化层，经多晶硅层传输后被金属 电极收集，而少子（空穴）被阻挡。PERC 结构中金属电极穿透钝化层与硅区域局部接触， 而 TOPCon 结构的氧化层避免了这种接触，降低了载流子复合效应，提高少子寿命和开路 电压。PERC 和 TOPCon 电池片都采用晶体硅材料，为同质结电池，晶体硅材料掺杂硼和磷 形成 P 型和 N 型半导体，通过两种半导体接触面形成 PN 结，差别在于硅片基底一个是 P 型另一个是 N 型。HJT（异质结）技术路线，采用晶体硅、非晶硅两种晶体材料，硅片基 底是 N 型晶体硅。HJT 技术路线，电池结构是在 N 型硅片正面沉积 P/i 非晶硅薄膜、背面 沉积 i/N 非晶硅薄膜，相当于单晶硅片夹在两层非晶硅薄膜之间，然后于正面和背面沉 积 TCO（透明氧化物导电薄膜），电极制造在 TCO 上。因非晶硅材料禁带宽度更高，PN 结 电荷区域的内建电场强度也更高，并且电池片背电场电压极性与 PN 结电压极性相同，提 高了开路电压。此外，HJT 电池的双面对称结构，且使用低温工艺，避免高温热应力等不 良影响，使用的硅片厚度下降，降低少子在硅片晶体内部的复合效应，也有利提高开路 电压。以上材料和结构的因素共同导致 HJT 电池的开路电压（750mV）高于 PERC 电池 （690mV），赋予了 HJT 效率优势。两种电池技术的实验室效率屡次刷新世界纪录，达到 25%以上。

两种技术正处于产业化进程阶段，设备成本快速下降。TOPCon 方面，2019 年投资成 本约 7-8 亿元/GW（中来），目前设备投资成本降至 2.5-3 亿元，HJT 方面，2019 年设备 投资成本约 9-10 亿元/GW（中利、爱康），目前设备成本降至 4-5 亿元/GW（金刚玻璃）。 N 型电池片非硅成本也随着设备投资额下降，2019 年 TOPCON 非硅成本约 0.9 元/w，目前 下降至 0.3 元/w，2019 年 HJT 非硅成本约 1.1 元/w，目前约 0.4 元/w。据邦集咨询统计， TOPCon 已建产能 8.75GW、HJT 已建产能 6.35GW， TOPcon 公告待建产能 86.5GW、HJT 公 告待建产能 141.9GW，未来产能提升空间极大。无论未来的主流技术路线是 TOPCon 或 HJT， N 型电池的时代已至。

（3）N 型方向上的变化：硅片生产、薄片切割、无损切割 N 型硅片的生产环节：热场更优，杂质更低。大多数硅片采用直拉法生产，主要流 程是坩埚中融化多晶硅后，采用单晶硅籽晶插入熔体后，缓慢旋转提拉，逐渐冷凝形成 单晶，经过放肩、转肩、等径及收尾等一系列程序后拉制成单晶硅棒，掺杂也是在这一 过程完成。传统掺杂为硼元素，硼元素在硅中的有效分凝系数 0.80。有效分凝系数越接近于 1，掺杂物在晶体生长过程中的偏析越小，在晶体生长方向上掺杂浓度分布越均匀， 满足电学性能要求的成品率也就越高。N 型硅片需要采用磷元素掺杂，磷的有效分凝系数 为 0.35，需要更好控制晶体生产过程的温度、速率、杂质等条件，对影响单晶生长速率 的导流筒等热场部件，结构设计、导热系数、灰度提出更高的要求。此前隆基股份使用 掺镓硅片技术，镓的有效分凝系数小于 0.01，据此推测主设备的磷掺杂应用无大碍。但 部分耗材的要求提升，据金博股份公告，P 型单晶、N 型单晶、半导体单晶对热场材料灰 分要求依次从严。此外，在 PERC 或 TOPCon 电池制造过程中，经过磷扩散和高温烧结等 步骤，本身具备除杂效果，而采用异质结技术的 N 型电池片，制备过程属于低温工艺， 需要金属杂质含量更低的硅料或另外增加硅片退火吸杂过程。根据 CPIA 测算，预计 N 型 硅片产量占比将从 5%（2020 年）上升至 50%左右（2030 年），这一变化将带动行业原料 和加工环节工艺升级。

N 型硅片及电池片的切割环节：细线切割、无损激光切割。电池片减薄可降低耗硅 量，根据中环股份《技术创新和产品规格创新降低硅料成本倡议书》，当前水平上，硅片 减薄 15μm 可节约 6.8%硅用量，约合每瓦 5 分钱降本。但电池片减薄会影响其机械性能， 容易产生翘曲变形甚至碎裂，并且当硅片厚度接近少子的扩散长度时，部分少子将扩散 至电池片背面产生复合，降低其开路电压影响效率。

HJT 电池片采用低温工艺，降低了热应力的影响，且 HJT 的对称结构有利改善机械应 力。HJT 电池片晶硅衬底的前面及背面均沉积非晶硅薄膜，钝化效果好，降低少子的表面 复合速率，以上因素提高了电池片的减薄潜力。HJT 电池使用的硅片厚度可以降低至 150-160μm（PERC 为 170-175μm），未来有望降至 130-140μm。

电池片切割方面，薄片化的电池片需要激光切割技术升级。传统的激光切割采用“激 光烧灼+机械掰片”的工艺，对电池片表面烧灼形成切割道（温度约 1500℃），对截面形 成热损伤，降低电池片表面积和机械强度，对于薄片 N 型电池片，造成的效率损失和碎 片风险。升级后的无损激光切割采用“诱发热应力”的工艺，对电池片表面两端开槽（开 槽长度不超过 2mm，深度约 20%-40%），然后沿着开槽线方向用激光束加热（温度约 150-250℃），液冷或风冷装置滞后于激光束的几十到上百μm 跟进，对加热位置快速降温， 借助光斑热应力作用，使得电池片沿开槽方向裂开。诱发热应力的切割方式，避免了激 光灼烧和机械掰片的损伤。但无损激光切割过程若因设备震动等因素，热裂激光光斑运 动与开槽路径不重合，会导致裂片质量低下，因此对设备精确要求更高。

2.4 光伏玻璃：产能持续扩张，石英砂成为供给约束

光伏玻璃投产大年，供需格局宽松。预计 2021 年末光伏玻璃名义产能达到 6.4 万吨 /日，较年初增长 94%，按 35%双玻组件占比折算，每年可供约 335GW 产量。预计 2022 年 末光伏玻璃名义产能增长 35%以上，达到约 8.6 万吨/日水平，按 45%双玻组件折算可供 应 450GW。2020-2022 年约一半新增产能来自福莱特和信义，CR2 市占率稳定 45%-50%区 间。

供需格局转折，寻找差异化竞争优势。2021Q3-Q4，行业产能进入释放期，需求端阶 段性承压，供需格局进入转折期。需求方面，Q4 抢装强度不及预期，截止 11 月底，国内 累计新增光伏装机量 34.83GW（+34.3%），其中户用光伏新增装机量 16.48GW（+62.8%)， 地面电站新增装机量 18.35GW(+16.2%），中国光伏行业协会预计，2021 年全国光伏新增 装机量约 45-55GW，较年初预测值下调 10GW，下调原因为指标下发滞后、价格上涨等。 供给方面，11 月份光伏玻璃产量达到 99 万吨（yoy+48%），截止 11 月底，光伏玻璃行业 月末库存/当月产量比值为 49.59%，接近今年 4 月份高位。 光伏玻璃作为标准化产品，价格端无差异，成本端体现差异性。光伏玻璃成本的三 大项（原料、用能、费用）占比约为 40%/40%/20%，成本竞争差异源自：低成本供给（石 英砂、纯碱及油气电）、规模化效应（大型窑炉的折旧摊薄，对上游采购议价）、管理及 技术（加工良品率、窑炉能耗）以及产业链保障能力（港口运输便捷性、原材料供给） 等。随着行业光伏玻璃厂商整体扩产落地，窑龄较新的千吨级窑炉数量增加，部分新进 产能也可获取大窑炉带来的规模化效应以及新窑的能耗和良率优势，预计随着整体扩产 节奏，新的竞争优势从供应链上游形成。

原材料竞争优势，石英砂或成为扩产产能的约束条件。玻璃原片的主要原材料为纯 碱和石英砂，每百公斤玻璃原片石英砂用量约 72 公斤、纯碱用量约 24 公斤，占用料重 量 80%以上，是重要原料项。在光伏玻璃生产中，纯碱和石英砂在原材料成本中占比约 60%/ 30%，总成本占比约 26%/14%，也是重要的成本构成项。玻璃中的 Fe2O3 会影响玻璃 的透光度，石英砂酸洗除铁的环境成本和经济成本较高，因此，光伏玻璃使用低铁石英 砂品种（超白石英砂），其 Fe2O3 含量低于 0.001%（普通石英砂为 0.02%-0.06%）。我国石 英砂储量丰富，玻璃硅质原料探明储量超过 88 亿吨（截至 2017 年），但结构差异显著， 其中高品质脉石英占比不到 1%，大部分为为石英岩、石英砂岩、天然石英砂等。低铁石 英砂供给较为紧缺，主要矿源分布在广东河源、广西北海、安徽凤阳、海南文昌等地， 需要进口以满足部分需求量。我国高纯英砂产量占比全国石英砂比重低于 8%，2018 年国 内年产量约 636 万吨，净进口量约 14 万吨。预计随着我国光伏、半导体等行业兴起，国 内高纯石英砂需求量持续走高，供给端构成约束。

目前主要光伏玻璃企业均有布局石英岩资源，据此前公告数据，福莱特储量 1816 万 吨（年均产量 150 万吨）、信义 815 万吨（估算产量年均数十万吨）、旗滨年均产量超过 200 万吨、南玻年均产量 60 万吨。按照每吨石英岩可支持 0.85 吨光伏玻璃原片测算，合 计可供 391 万吨光伏玻璃产能，对标 2021 年产能的平均自给率不足 30%，对标 2022 年产 能自给率不足 19.8%。以上初略统计中，各级别石英岩（SiO2 含量）未作区分，供应浮法 玻璃和压延玻璃的石英岩未作区分，并且经过多年开采消耗，企业的实际自给率或低于 估算水平。我国 2020 年末光伏玻璃产能约 1194 万吨/年，对应石英砂需求量约 835 万吨， 2022 年末光伏玻璃产能达到 2300 万吨/年，对应的石英砂需求量约 1600 万吨/年，新增 需求达到 765 万吨/年。这个增量规模，高于每年全行业产出增量（241 万吨），以及每年 进口量（328 万吨），存在供给缺口的可能性。

2.5 逆变器及储能：风光渗透率提升，引致源网荷储能需求

电源端，风光等新能源的接入，较传统能源存在大量差异：发力曲线的不同，光伏 出力高峰在午间、风力出力高峰在晚间：风光出力受云雨等外界影响较大，稳定性和可 靠性弱于传统煤电；风电光伏通过电力电子设备接入电网，相比传统煤电水电机组，更 容易产生谐波，且惯性下降，对电网的稳态冲击更大；风光新能源的资源区分布不均衡， 偏三北地区，而传统煤电多围绕东南经济发达地区建设。

负荷端，随着电力市场化改革和电能替代渗透率提升，负荷端的波动性将增加，除 传统的生活生产习惯影响负荷变化外，电力交易价格、配售电公司定价策略、用能设备 调节灵活度等因素也将显著影响负荷变化。负荷端的能动性将增加，随着户用光伏、分 布式能源的广泛接入，负荷端和电源端的界限打破，以往的“源随荷动”将演变成“源 荷互动”。

新能源高渗透率背景下，应对高峰负荷增加及峰谷差扩大成为迫切问题。在经济新 常态阶段，我国用电量整体增速平缓，但随着第三产业及居民用电量的结构性占比提升， 我国电力负荷出现高峰负荷快速增长、基荷腰荷缓慢增长、负荷峰谷差扩大的现象，形 成“电力缺口大，电量缺口小”的特点。去年末至今年初，我国高峰负荷连续 4 次创新 高，达到 11.89 亿千瓦，比前次夏季高峰高出 10%。据国网能源院测算，十四五期间电网 的最大负荷值增速将高于用电量增速 1 个百分点，年均增速约 5.5%，同时，最大日峰谷 差率预计将增至 35%。

今年初我国电源装机量约 22 亿千瓦，面对 11.89 亿千瓦的高峰负荷却有难度，原因 是当时高峰负荷出现在晚间，且当时冬季枯水期叠加全国大面积无风，顶峰发电能力不 到 12 亿千瓦。据发改委介绍，预计今年末我国电源装机量将增加 2 亿千瓦，达到 24 亿 千瓦，有效顶峰发电能力提高 0.6 亿千瓦，达到 12 亿千瓦以上。

假设 2025 年我国高峰负荷达到 15.5 亿千瓦，为匹配这个需求，顶峰发电能力需要 接近 16 亿千瓦。高峰负荷持续时间短，靠电源端大规模增加装机量以弥补顶峰发电能力 不足，会明显降低利用率，不够经济性，储能是相对经济的选择。 抽蓄和储能是显著需求量。电网侧，据抽水蓄能中长期发展规划，在当前 3149 万千 瓦抽蓄投产量基础上，2025 年投产量达到 6200 万千瓦、2030 年投产量达到 1.2 亿千瓦， 年均新增约 9GW 抽蓄。

负荷侧，目前我国电力最高负荷约 12 亿千瓦，假设峰谷功率差 3.6 亿千瓦、用户侧储能承担 20%削峰填谷任务，估算需要的装机量约 72GW，按 2 小时运行 时间算，折合 144GWh 电化学储能，按十年分摊约年均 14.4GWh。电源侧，假设未来风光 年均装机量 100GW，按 5%储能配置/2 小时运行，发电侧储能约年均 10GWh 电化学储能。 以上合计可支撑未来 5 年年均 24-25GWh 的需求。

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