2020 年在政策引导和市场需求双轮驱动下，光伏行业发展迅速，产业链各环节迎来扩产潮。与其他各环节相比，硅料环节扩产进度缓慢，与下游硅片、电池片等环节失配严重，2021H1 硅料的紧缺导致产业链价格剧烈波动，高涨的硅料价格对全行业各环节都带来巨大影响。
多因素导致硅料供应紧张。
（1）实际需求：全球碳中和背景下，行业需求旺盛，全 球政策向好。根据彭博新能源财经（BNEF）的预测，大多数国际市场的项目活动蓬勃发 展，目前大多数国家都制定出了碳中和目标，但是实际上还没有人能真正了解到该如何 实现这一目标，显而易见的起点就是大量建设可再生能源项目，需求旺盛是造成硅料供 应紧张的首要因素。
（2）囤货心理：硅料供应紧张的情绪蔓延到全行业，下游企业增加 了囤货需求，一些海外中间商囤货放大了市场需求，硅料需求超出实际需求。
（3）库存 不足：由于 2020Q4 光伏单季度装机高达 29.4GW，创下历史记录，抢装潮下各企业硅料 库存已经消耗殆尽。2021Q1 下游电站企业仍然存在大量补装需求，造成硅料企业 1 月 份交货困难，供应短缺。
（4）扩产缓慢，由于硅料技术壁垒高，扩产周期长，一般建设 期需要 12 月左右，产能爬坡需要 6 月左右，扩产速度与需求增速严重失衡，造成供给短缺。多重因素叠加影响下，硅料价格从 2020 年底的 85 元/kg 上涨至 2021 年 6 月的 206 元/kg，涨幅高达 142%。
硅片环节双寡头格局，价格传导能力强。硅片环节行业集中度高，形成以隆基股份 及中环股份为首的双寡头格局，两者市场占有率达到 60%。较高的市场集中度有助于龙头企业充分发挥供应链优势，掌握定价话语权。对上游通过长单提前锁定硅料供应，对下游通过不断调价悉数传导价格压力。在经历了硅料环节多次涨价以后，硅片环节自 2 月 25 日起开始跟涨，先后多次上调价格，M10/G12 硅片涨幅均超过 50%。手握长单的 硅料龙头企业从容应对原材料涨价风波，并将价格压力悉数传导至下游环节。
电池和组件端腹背受敌，价格趋势仍然向下。过去多年来，受益于技术进步和规模 化成本降低，组件价格一直处于下降的趋势。对于电站投资商来说，今年组件价格不降反升，打乱了投资商的投资计划和建设节奏。今年是全面平价的第一年，除了组件价格， 投资商还要面对失去保护的上网小时数、高比例市场化交易，竞争性配置消纳指标等挑 战。各大发电集团均推迟了组件的集采招标，短期内下游需求未得到释放，组件价格上 涨动力不足。
组件端无降价空间，电池端利润降幅较大。由于 2020 年底的光伏玻璃价格上涨已 经将组件厂家利润压缩至冰点，因此组件厂商只能通过减产来与上游电池环节进行博弈， 压缩电池环节利润空间，受硅片端价格上涨的影响，电池端涨价意愿较强，但从博弈的结果来看，下游组件端并不买账。经过硅片的多轮涨价以后，电池片价格依然难以向下 传导，电池端毛利已经从年初的单瓦 0.2 元下降至 6 月的 0.03 元。电池环节利润压缩幅度最大，毛利率从年初的 23.4%压缩到了六月的 2.83%。电池环节将加速出清，落后的电池产能将遭淘汰。
电池组件环节下调开工率，国内装机需求延后，海外市场超预期。光伏产业链价格波动的传导最终将落在电站端，由于国内光伏发电已经全面实现平价上网，电站端短时间内难以接受组件价格大幅上涨，为应对高涨的原材料价格，进入 Q2 以来，电池组件厂家纷纷下调开工率，国内光伏装机需求延后，2021 年国内 1-5 月累计光伏新增装机容 量 9.91GW。与国内市场不同的是，由于海外具备较为完善的电力竞价机制，且光伏电 站建设的非系统成本较低，对组件价格敏感度不高，上半年海外市场超预期，2021 年 1- 5 月组件出口量达 36.7GW。
2021H2 市场展望：产业链趋于平稳，全球装机高景气不变
进入六月以来，多晶硅价格连续四周保持平稳，七月初硅料价格出现年内首降，意味着贯穿整个上半年的光伏产业链价格剧烈波动将告一段落，下游需求将逐步回暖，全球光伏装机高景气不变。
（1）需求：全球装机高景气不变
国内光伏存量项目延期并网可能性不大。其一，25 号文中明确提出对于超出备案 有效期而长期不建的项目，各省级能源主管部门应及时组织清理，对确实不具备建设条 件的，应及时予以废止。其二，2022 年并网电价尚不明确，电价下行可能性较大，大部 分光伏项目业主仍会选择年内并网；其三，地方政府为落实非水可再生能源消纳责任权 重必须完成 2021 年保障性并网规模；其四，部分项目考虑土地成本等问题也无法延后 并网。
国外装机需求：尽管在 2021 年，全球光伏市场仍然面对疫情等不稳定因素，但按 照《巴黎协定》和全球可持续发展的要求，各国仍然把控制气候变化，发展光伏等清洁能源放在重要位置，国外市场将呈现多点开花局面，预计 2021 年全球光伏装机增长将达到 160-170GW。
欧盟：在经济衰退环境下，欧盟各国推进“绿色复苏”计划，将清洁能源作为经济复苏的重要手段，英国、德国、荷兰等国家纷纷加大清洁能源领域投资，通过发展光伏等清洁能源产业，拉动投资，促进就业，从而刺激经济复苏，预计欧盟装机量将超过 25GW。
印度：印度市场是亚洲地区最具增长潜力的市场，2020 年由于疫情失控，光伏装机 预计约为 8.9GW，较 2019 年出现明显下滑，装机量不足 4GW，2021 年，在疫情能够得 到有效控制的情况下，预计装机能够恢复至 9GW 以上。
美国：美国是光伏装机增速仅次于中国的第二大市场，根据特朗普政府此前提交的 退出《巴黎协定》的通知，2020 年 11 月 4 日，美国正式退出《巴黎协定》。然而随着美 国大选的尘埃落定，拜登在此次大选中获得胜利，根据拜登在参选之初的承诺，美国将重返《巴黎协定》，并设定 2050 年“净零排放”的目标，创建清洁能源出口和气候投资计 划，促进美国成为世界清洁能源的超级大国，根据拜登所设定目标，未来五年内美国平 均光伏装机增长将达到 30GW/年。
新兴市场：包括中欧、中东、拉丁美洲、东南亚、南非等地区在内的新兴市场未来 几年光伏将迎来上升期，地理条件、政策支持将使装机需求增幅较大，呈现光伏市场多点开花的景象。
（2）硅料：供需紧张局面延续，预计硅料价格高位维稳。
硅料价格止涨，高位维稳。根据 PVinfolink 公布的最新数据，多晶致密料价格为 206 元/kg，2021 年以来，由于硅料结构性供需失衡，价格一路高涨，截至目前，单晶 致密料涨幅达到了 145.77%。按照最新硅料价格计算，目前硅料净利率已经高达 57%， 成为今年光伏行业当之无愧最赚钱环节。
受供需紧张和市场情绪影响，预计 Q3 硅料价格将高位维稳。Q4 随着通威 10 万吨硅料投产和市场预期对 2022 年产能提升的提前反应，价格将松动下滑，但降价空间有限。由于硅料投产后还需 6 个月爬坡期才能达到满产，2022 年硅料价格竞争依然激烈， 2022 年实际释放的产能包括通威、大全、新特技改产能，亚洲硅业，有效新增产能 15- 18 万吨，对应 50-60GW,预计 22 年全年光伏装机需求 200-220GW，相对于硅片的扩产 速度来说硅料的扩产增幅依然是有限的，预计 2022H1 价格依然较高，2022H2 价格会出现较为明显的下降，但整体均价仍会高于 2020 年硅料价格，总体来说硅料在未来两年 内都会是最赚钱的环节。
（3）硅片：产能迅速增长，新入局者或将打破双寡头格局。
2021 年硅片新增产能基本在下半年释放，硅片产能增速较大，加之上游硅料价格居高不下，预计硅片环节整体毛利率会有一定压缩。前四大单晶硅片企业隆基、中环、 晶科、晶澳，持续加码单晶硅片产能布局，同时，新入局硅片产业也持续扩大产能，在 单晶硅片市场中抢占一席之地，如上机数控、京运通、广东高景等。截至 2021 年底，仅 这 6 家的单晶硅片产能将超过 300GW，其中双寡头隆基与中环合计将达到 200GW。除 此之外，包括锦州阳光、协鑫、阿特斯、天合光能等企业的单晶硅片产能分布在 5-10GW 不等，按照 70%有效产能，2021 年的硅片供应能力将在 230-250GW，竞争非常激烈， 加之硅片环节目前毛利率超过 30%，在产业链中属于毛利较高的环节，预计 2022 年硅片环节将迎来价格战，毛利率将会存在一定程度的压缩，硅片盈利能力有所下降，新入局者或将打破双寡头格局。
（4）电池：N 型电池发展成趋势，TOPcon 与 HJT 存在技术路线之争
N 型时代已经到来，随着上一代多晶转单晶技术路线的完成，PERC 的效率挖掘 逐步接近 24.5%的效率极限，P 型转 N 型电池被视为下一代光伏电池的革命性技术。随 着 N 型电池技术的成熟及成本的不断降低，包括晶科、隆基、通威、阿特斯、天合、 晶澳、东方日升等纷纷推出 N 型电池技术，并以 HJT 及 Topcon 为代表，多家企业打 破 25%电池效率记录。
HJT 电池技术：1990 年，日本三洋公司首次开发出异质结太阳能电池，当时 HJT 电池转换效率为 14.5%，经过三十年的发展，目前 HJT 量产效率已经超过 24%。HJT 技 术通过在 p-n 结之间插入本征非晶硅作为缓冲层，对晶体硅表面起到良好的钝化作用， 很好地解决了常规电池掺杂层和衬底接触区域的高度载流子复合损失问题，实现较高的 少子寿命和开路电压。HJT 独特结构使其具备工艺结构简单、工艺温度低、效率高、无 电致诱导衰减等优点，电池理论效率可达到 27.5%，是 N 型电池的代表性技术之一。
TOPcon 电池技术：2013 年，德国 Fraunhofer 研究所首次提出了 TOPcon 的电池结 构，TOPcon 是隧穿氧化层钝化接触（Tunnel Oxide Passivated Contact）的简称，其电池 结构为 N 型硅衬底电池，在 PERC （PERT）电池制备工艺的基础上，在电池背面制备一层 超薄二氧化硅，然后再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构，有效降低 表面复合和金属接触复合，在钝化界面的同时起到吸收载流子的作用，可以极大地提升 太阳能电池的效率，量产效率较 PERC 高 1%左右，最高理论效率为 28.7%，为电池转 换效率进一步提升提供了更大的空间。
TOPcon 技术与 HJT 技术相比的最大优势在于其与 PERC 电池产线的良好兼容性， HJT 电池由于其特殊的电池结构，产线需要使用全新的设备。而 TOPcon 与 PERC 相比 主要变动及新增三个环节设备：硼扩散，隧穿氧化和非晶硅（LPCVD 或 PECVD），去绕 镀清洗。其中隧穿氧化和非晶硅镀膜为 TOPcon 工艺的关键环节，LPCVD 为关键设备， 2018 年以前 TOPcon 设备以德国的 Tempress 和韩国 PV-tech 设备为主，随着国产化设备 的逐渐成熟，目前国内企业拉普拉斯（连城参股公司）、北方华创、捷佳创等均能够提供 相应生产设备，极大降低了 TOPcon 电池的成本。目前行业内 PERC 电池产能在 250GW 以上，部分较新的产线都预留有 TOPcon 电池的升级空间，预计 TOPcon 将会率先实现 大规模量产，而异质结可能存在更大的成长空间，未来 2-3 年，将出现 TOPcon 与 HJT 两种技术路线共同发展的局面。
（5）组件：上游降价+下游价格接受度提升，H2 组件盈利能力将迎来修复
2020Q4 由于光伏电站抢装季导致的玻璃、胶膜等组件辅材价格大幅上涨，而组件环节由于产能结构分散，对下游电站环节议价能力不强，且价格传导存在一定滞后，导致组件环节盈利能力被压缩至冰点。进入 21 年以来，铜、铝等大宗商品价格不断上涨， 上游硅料原材料也由于供需偏紧导致价格大幅上涨，组件生产成本不断提升，压力较大， 企业不再愿意为高价买单。2 月底以来，部分组件厂家开始酝酿减产，产业链开始从需 求的到供给端的反向传导。
21H1 由组件减产引起的向上传导，使得玻璃等辅材库存快速增加，4 月玻璃价格 重回合理区间，6 月以来，硅料价格也开始止涨维稳，硅片价格小幅下调，缓解了组件 企业的成本压力。需求方面，在碳中和政策指引下，电站企业为完成十四五规划装机目 标，普遍将全投资收益率目标值由原来的 8%以上下调至目前的 6-6.5%，对组件的价格 接受度增强，目前电站端普遍能够接受的组件价格提升至 1.8 元/W。预计下半年装机需 求将大幅提升，组价环节盈利能力迎来修复。
（6）逆变器：分布式市场推高小型逆变器需求
逆变器是光伏系统中的重要组成设备，只占系统总成本不到 8%，却直接影响发电 效率，运行稳定性和使用寿命，在整个光伏发电系统中占有重要地位。我国逆变器出口总量占到了海外装机规模的六成以上。逆变器根据使用场景的不同有集中式逆变器，组串式逆变器、集散逆变器和户用微型逆变器。大型地面电站主要采用集中式，集散式和 组串式逆变器，而分布式和户用光伏主要采用组串和微型逆变器。
目前的光伏装机以大型地面电站为主，随着整县推动光伏屋顶计划的推出，预计分布式将成光伏装机增长的主力。主要原因有两点：一是地面电站和分布式电站补贴政策的差异。2017 年以前，国内新增光伏装机均以大型地面电站装机为主，随着地面标杆 电价的下降和分布式补贴政策的明确，2017 年起我国分布式装机显著增长。目前地面电 站已经全面实现平价上网，而分布式补贴仍在延续。二是地面电站的消纳指标和土地资 源限制。由于土地资源与人口的分配不均，我国光伏电站主要集中在土地资源丰富的西 北地区，而用电需求主要集中在人口集中的东南地区，受到电网消纳限制，常常会出现 “弃光”现象。而分布式屋顶电站，距离用户侧较近，不存在土地资源和消纳限制问题， 有效解决弃光问题，因此具有较大的发展空间，预计 2021 年国内户用装机将达到 15- 20GW，在分布式装机需求刺激下，小微型户用逆变器市场份额将迎来快速增长。
