1、行情复盘：景气向上，光伏板块表现分化
1.1、复盘：近一个月电力设备行业领涨，光伏各细分板块表现优秀
近一个月沪深 300 上涨 7.6%，电力设备行业领涨，仅次于汽车行业，涨幅为 +18.7%。其中光伏板块表现优秀：光伏加工设备、光伏电池组件、光伏辅材涨 跌幅分别为+29.6%、+16.8%、+7.6%。
1.2、复盘：2021 年以来光伏板块震荡上行，近期景气度维持高位
2021 年以来光伏板块震荡上行，2022 年市场需求不断上移，中长期光伏板块高 景气度不减。一方面，在国内碳中和碳达峰目标支持下，大基地、整县推进等政 策利好逐步兑现，海外受俄乌事件、能源转型压力影响，装机需求不断提升，行 业景气度维持高位。另一方面，预计 2022 年下半年随着新增硅料产能释放，供 给端压力有望逐步缓解，光伏板块基本面将得到进一步改善。整体来看，光伏板 块景气度较高，后续有望继续维持。
1.3、复盘：本轮上行周期中光伏行业重点标的表现优秀
2022 年光伏行业指数的最低点出现在 2022 年 4 月 26 日，回撤幅度为 36.1%，之 后指数持续向上运行至今。在上行周期过程中，重点标的表现优秀，跑赢行业指数的概率大多能够超过 50%，除了光伏电池组件一体化企业长期领跑板块以外， 行业之间出现了轮动的现象。
2、政策：能源转型加速，全球利好政策频出
2.1、国内：多项政策加速“双碳”进程，“十四五”详细规划出炉
新能源相关政策密集出台，从各项政策中可以看出，新能源建设当前肩负三大重 要使命：一是双碳目标下的清洁能源转型，二是国家能源安全保障，三是作为 重要的新基建项目已经成为稳经济促增长的重要抓手。新能源战略地位日益凸显， 密集出台的利好政策也充分显示出国家发展新能源的决心和信心。
5月 30日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》的通知,旨在锚定 2030 年我国风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上的目标，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,突出问题导向，7 个方面，21 项具体措施针对性强。方案针对制约新能源大规模、高比例发展的 开发建设用地矛盾、电力系统对新能源接网消纳的适应性不足、全社会绿色消费 意识不强等关键性问题，提出切实可行和具备操作性的政策措施。从需求、消纳、 审批、供应链、金融等各个方面提供支持，全方位保障完成我国新能源装机目标。
6月 1日，国家发展改革委、国家能源局、财政部等九部委联合印发《“十四五” 可再生能源发展规划》锚定碳达峰、碳中和目标和 2035 年远景目标，按照 2025 年非石化能源消费占比 20%左右的任务要求，设置了总量目标、发电目标、消纳 目标和非电利用四方面主要目标，多方措施保障十四五期间可再生能源发展目标 的完成。
国内各省“十四五”详细规划出炉，光伏装机翻倍增长。在国家十四五规划出 台之后，各省“十四五”规划纷纷出炉，其中更具体地制定了相应光伏装机目标， 部分省份没有单独给出光伏装机规模目标，但给出新能源装机整体规划，假设光 伏在新增装机中占比为 50%，则十四五期间预计可增加光伏装机 478.73GW。
2.2、国内：大基地与保障性并网项目支撑地面电站装机，可再生能源补贴资金及专项债为光伏发展提供资金保障
大基地一期项目稳步推进，为 2022 年地面电站装机提供有效保障。“十四五”期 间预计风光大基地项目总量200GW以上, 其中第一批大基地项目涉及19个省份， 规模总计 97.05GW，目前一期大基地开工率已经达到 90%，2022 年底前风光项 目投产容量合计 45.71GW，按照 50%光伏装机计算，规模近 23GW。大基地二期再起航，要求落实消纳市场，鼓励最大化发挥储能效益。2022年 2月 国家发改委和国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏 基地规划布局方案》，第二批风光大基地规划落地，总量达 455GW ，其中“十四 五” 期间规划建设风光基地总装机约 200GW，“十五五”时期规划建设风光基地 总装机约 255GW，包括外送 165GW、本地自用 90GW。第二批风光大基地主要集中在三北地区，更加关注消纳利用与配套储能，坚持联营优先、多能互补，鼓 励煤电风光储联营。
保障性并网项目同样为 2022 年地面电站项目提供支撑。2021 年各省公布的保障 性并网光伏项目达到 65.37GW, 假设按照 22 年 1/3 并网率，则平价项目装机可达 21GW。
解决补贴历史包袱，坚定新能源发展决心。此次补贴提升政府公信力，进一步昭 示我国实现能源碳达峰与碳中和目标的决心，有利于增强政策执行力以及后续进 一步推动能源革命，确保能源供应，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划， 推进能源低碳转型。发行新能源专项债，新能源建设成为稳经济促增长的重要抓手。
5月 31日国务院 印发《扎实稳住经济一揽子政策措施的通知》，今年将下达 3.45 万亿专项债，提 出优先考虑将新型基础设施、新能源项目等纳入支持范围，并要求抓紧推动实施 一批能源项目，加快推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建 设，近期抓紧启动第二批项目。专项债的发行有效降低新能源运营商财务成本，促进电站项目建设，保障我国 双碳目标的实现。当前光伏产业链价格居高不下，运营商投资压力较大，专项债 的发行能够有效缓解电站投资者资金压力，提高股权投资回报率，从而促进下游 光伏电站项目建设，保障我国光伏装机需求。
2.3、海外：装机需求旺盛，光伏发展节奏加快
海外：传统能源存量空间较大，能源转型大有可为 传统能源在能源消费和电力供应中的比重仍很大，能源转型增量空间广阔。从 2020 年的能源消费数据看，传统能源处于主导地位，共占比 83.15%，其中石油 占比 31.27%，天然气占比 24.7%，煤炭占比 27.18%；新能源处于次要地位，其 中核能占比 4.3%，水电占比 6.85%，太阳能占比 1.36%，其他可再生能源占比4.33%；从电力生产能源角度看，煤炭是全球电力生产的第一大能源来源，占比 36.66%；天然气居于第二，占比23.47%；石油仅占比 2.76%；作为新能源的核能、 水力、太阳能光伏分别占比 10.32%、16.01%和 2.52%。
海外：传统能源成本不断提升，推动电力价格震荡上行 2022 年 1-4 月的能源价格水平为 2016 年的 2.8673 倍，2021 年平均水平的 1.55 倍。Statista 全球能源价格指数以 2016 年为基准（100），包括原油、天然气、煤 炭价格和丙烷指数等能源价格信息。根据该指标，2022 年 1-4 月的能源价格水平 为 2016 年的 2.8673 倍，2021 年平均水平的 1.55 倍。2022 年 3 月能源价格水平为 2016 年的 3.3833 倍，约是 2021 年平均水平的 1.83 倍，2022 年全球传统能源产品 价格高涨明显。
俄乌冲突后全球主要国家电力价格平均上涨 68.48%。对比各国俄乌冲突前 （2021 年 1 月 1 日-2022 年 2 月 24 日）及冲突后（2022 年 2 月 24 日-至今）电价 平均水平，作为欧洲主要国家的法国上涨 103.82%，德国上涨 95.92%，英国上 涨 50.2%。另外，澳大利亚上涨 169.35%，印度上涨 111.73%，日本上涨 38.97%，加拿大上涨 16.23%，美国上涨 5.4%。电力价格震荡上行，光伏发电竞 争力凸显。
海外：PPA 价格处于上行通道，装机需求旺盛 北美及欧洲两个海外重点光伏装机市场 PPA 报价长期上行，预计需求旺盛且对 组件价格接受度高。其中，北美风、光等新能源 PPA 价格在 2020 年起稳定上行， 2022Q1 年光伏 PPA 同比上涨约 17%，而欧洲平均 PPA 价格在 2021年呈显著增长 态势且迄今势头不减，同比增长约 20%，因此我们判断北美、欧洲两大市场光伏 装机需求旺盛，且随着 PPA 报价不断提高，对组件价格接受度也将不断上移。
欧盟：地区争端背景下，能源安全与能源独立迫在眉睫 俄乌事件背景下，欧盟对能源安全的渴求愈发迫切。欧盟委员会 2022 年 3 月的 数据显示，欧盟天然气对外依赖程度极高，90%的天然气消费量来自进口，其中 大约 45%由俄罗斯供应，此外俄罗斯在欧盟石油进口与煤炭进口中分别占 25%、 45%。俄乌事件推动能源价格提升，欧盟对能源安全和能源独立愈发重视。欧洲能源处于价格高位，相比之下，组件价格涨幅较温和。2021 年以来作为欧 洲天然气基准的荷兰TTF天然气期货价格波动较大，上涨幅度远超布伦特原油期货及光伏组件价格，其中组件价格涨幅最为温和，因此预计光伏在欧盟有望作为 重要的替代性能源迎来高速发展期。
能源安全命题要求欧盟可再生能源目标不断上移。2021 年 7 月，欧盟通过“Fit for 55”的一揽子计划，建议将 2030 年可再生能源占供能比例由以前的 32%提高 到 40%。2022 年 2 月份，欧盟委员会的提案确认了 40%的目标，而 5 月的 RePower EU 计划将“Fit for 55” 中的可再生能源目标由 40%再次提升至 45%。
欧盟：能源独立并非一蹴而就，光伏组件获取仍需依仗进口渠道 光伏装机目标符合预期，年均新增装机需求可观。欧盟将 2025/2030 光伏装机目 标设置为 320GW/600GW，基本符合此前 SolarPower Europe 预期。IRENA 数据 显示，2021 年末欧盟累计光伏装机量为 158.06GW，预计 2022-2025 年均新增装 机量为 40GW+（AC 端），需求可观。RePower EU 提出多重举措，充分开发光伏装机潜力。其中包括：（1）将屋顶太 阳能的许可期限定为最长三个月；（2）采用措施确保新建建筑均可安装太阳能；（3）2025 年以后将逐步采取措施，强制要求符合要求的新建或存量建筑安装太 阳能。
欧盟已提出发展光伏制造业规划，但产能扩张并非一朝一夕可以实现。RePower EU 中提出发展欧盟光伏制造业产业链，在 2025 年时将硅片、电池、组件产能拓 展至 20GW。但我们判断，对欧盟来说，进口仍是欧盟获得光伏组件的主要渠道， 原因有二：（1）一方面，欧盟目前的光伏制造业产能集中于硅料及逆变器，硅片、 电池、组件等产能环节薄弱，产能扩张存在时间周期；（2）另一方面，相对于欧 盟 2022-2025 年均 40GW+（AC 端）的装机需求，2025 年达到 20GW 的光伏制造 业供给依然不足以满足需求，存在较大产能缺口。
德国：欧盟国家中的典型，预计借助风光发展实现能源结构转型 德国是欧盟国家中的典型，发电结构中天然气占比较高，预计未来风光持续助 力能源结构转型。2015 年以来，德国煤电发电量逐年降低，但天然气、风电、 光伏等发电量占比走高，2020 年占比分别为 16.1%、22.9%、8.8%。此外，德国 计划在 2022 年彻底退出核电，预计未来风电光伏将持续助力德国进行能源结构 转型。德国内阁通过一揽子法案，预计可再生能源扩张加速，光伏装机增速上移。2022 年 4 月 6 日，德国内阁通过一揽子法案，将“完成 100%可再生能源供给， 放弃化石燃料”的目标日期从原定的 2040 年提前至 2035 年，下一步将进入议会 立法程序。根据该文件，到 2030 年德国可再生能源发电量占比应达到 80%，并 给出 2030 年前德国历年光伏新增装机规划，其中，2030 年太阳能累计装机目标 设定为 215GW。
美国关税政策放松，光伏发展节奏加快。白宫 6 月 6 日发表声明，美国将对从东 南亚四国采购的太阳能组件给予 24 个月的关税豁免。此外美国允许在公共土地 上部署更多清洁能源项目，并将风光项目土地费用降低 50%以上，以加速美国国 内新能源转型目标。
美国对东南亚关税进入空窗阶段，未来两年有望迎来光伏抢装季。此次美国宣 布对东南亚组件给予 24 个月的关税豁免主要为 201 关税，在双反税未做出正式 裁定之前，美国将进入关税空窗期，即光伏组件产品从东南亚出口美国不需要缴 纳任何关税，预计未来一段时期将进入美国光伏抢装期。
3、需求+供给：光伏装机需求旺盛，竞争格局长期向好
3.1、行业供给：2022 年装机上限取决于硅料产量
2022 年硅料供应偏紧，下半年新增产能放量节奏决定装机上限。根据通威、大 全、新特、亚硅、协鑫等头部硅料企业的投产计划测算，到 2022 年底硅料名义 产能达到约 100 万吨，考虑到硅料投产后需要 4-6 个月爬坡期，预计 2022 年产量 实际新增 25万吨，全球硅料总产量达到 85万吨，折算成组件约 290GW，基于当 前对 2022 年光伏装机需求的预测，硅料供给依然偏紧。2023 年后硅料供应瓶颈打开，供给与需求扩张节奏有望保持一致。根据公开信 息，假设 6 家头部硅料企业以及 16 家新进者规划产能均能投产，2025 年末名义 产能将超过 400 万吨，可满足 1000GW 以上光伏装机需求。但实际上，考虑到能 耗指标及环评等因素，硅料扩产实际落地情况存在一定不确定性，预计 2023 年 硅料环节供给瓶颈将逐步打开。
3.2、行业需求：光伏景气度向好，2022 年装机有望超预期
预计 2022 年为光伏增长大年，未来市场化需求有望放量，光伏新增装机复合增 速将维持高位。2015 年以来，全球光伏新增装机快速增长，预计 2022 年新增直 流端装机约 245GW，未来新增装机量有望维持增速，2025 年可达到近 450GW， 5 年复合增速约 25%。预计 2022 全球光伏需求扩张的动力来源于中国、印度、美国、欧洲、巴西等重 要市场。碳中和目标驱动下，全球各国大力支持光伏装机，近期欧盟给出 2025 光伏装机目标、美国对东南亚四国的光伏电池及组件产品豁免关税，彰显几大重 要市场国发展光伏的坚定决心，全球装机目标不断上调，预计 2022 年重要市场 仍然是光伏需求扩张的主要力量。
国内需求（装机）：景气度维持高位，分布式贡献主要增长动力 5 月光伏装机数据表现亮眼，景气度维持高位。国内 5 月单月新增光伏装机 6.83GW，同比增长 141%，环比增长 86%，1-5 月累计新增光伏装机 23.71GW， 同比增长 139%。后续随着国内大基地等集中式地面电站项目提供装机需求支撑， 预计今年光伏装机景气度将继续保持高位。2022Q1 分布式装机量占比再度提升，贡献主要增长动力。2016-2021 年国内分布 式装机占比中枢上移，2021 年分布式装机占比首次超过 50%，2022Q1 新增装机 中分布式装机量占比再度提高，达到接近 70%，主要原因系分布式受益于整县推 进政策和高投资回报率快速增长。
国内需求（招标）：组件招标需求持续旺盛，N 型溢价显著 受大基地等集中式地面电站项目并网时间影响，加上整县推进下分布式需求向 好，2022 年以来招标需求持续旺盛。据盖锡咨询统计，2022 年前 5 月累计组件 采购达到 59.1GW，同比提升 254%。
N 型高效组件存在明显溢价。国电投、中核汇能、华电、国电投的一共四次组件招标项目中的 N 型组件溢价分别为 0.107 元/W、0.094 元/W、0.038 元/W、0.141 元/W，中标候选人涉及隆基绿能、晶科能源、晶澳科技、天合光能等组件一体 化厂商。
国内需求（招标）：EPC 项目规模持续增长，集中式电站占据主流 EPC 项目规模持续增长，集中式电站占比居于高位。2022 年前 5 个月开标的光 伏 EPC 项目规模超过 36GW，1-5 月规模分别为 5.03GW、6.01GW、7.79GW、 5.95GW、11.81GW，其中集中式电站 EPC 在 2022 年前 5 个月累计占比达到 83%。从中标价格看，集中式大EPC均价抬升、分布式大EPC均价下降，分布式小EPC 和集中式EPC均价则略有增长，主要原因系集中式项目受并网时间约束较强，业 主对大 EPC 高报价接受度提高。从海外装机及组件出口需求来看，英国、德国、印度光伏发展提速，美国、澳大 利亚装机增速有所回落，日本、荷兰、巴西组件出口如火如荼。
海外需求（出口）：海外需求整体起量支撑组件出口高位稳定 组件出口高增，主要原因系印度关税空窗期及欧洲需求旺盛。根据海关总署及盖锡咨询数据，2022 年 1-5 月光伏组件出口量 68.6GW，同比+93%。欧洲：受能源转型加速及乌克兰事件催化的影响，组件需求旺盛，1-5 月光伏组 件累计出口规模达 32.36GW ，同比增加 127%。其他国家：剔除欧洲和印度后，海外其他国家 1-5 月光伏组件出口量 26.58GW， 同比增加 49%，剔除欧洲与印度后全球装机依然保持快速增长。
海外需求（出口）：逆变器出口显著修复，预计下半年有望维持高位 逆变器出口显著修复，预计下半年有望维持高位。1-5 月海外装机需求高增，除 2 月受春节假期影响外，逆变器 1-5 月出口规模和金额均显著提升，3-5 月单月出 口规模相比于 2 月显著修复，环比不断增长。预计下半年全球装机需求高景气延 续，逆变器出口有望保持较高水平。
海外需求（出口）：欧洲、巴西逆变器出口增速较快 荷兰、巴西是目前我国逆变器最大出口国。2017 年至今，荷兰始终是我国逆变 器出口最大目的国，2021年出口金额占比达到 21.9%。2019年之前，印度是我国 逆变器第二大出口国；2019 年起，巴西迅速成为我国逆变器第二大出口国， 2021 年出口金额占比 10.7%。2022 年 1-5 月，荷兰、巴西在我国累计出口总额中 分别占比 24.7%、10.8%。此外，德国、澳大利亚、日本等国也是我国主要的逆变器出口地区。广东、浙江是我国逆变器出口最主要省份。2022 年 1-5 月，广东省、浙江省分别 累计出口637.7、616.2万台，占总出口量的37.4%、36.2%，合计占比超过70%， 是我国逆变器出口两大基地。
4、产业链：高景气需求刺激下，行业开工率处于高位
4.1、硅料：终端强劲需求推升硅料价格，盈利能力边际上行
硅料 Q2 光伏景气度维持高位，强劲需求不断推升硅料价格。2022 年 1 月以来， 受印度关税空窗期、欧洲需求上调等因素影响，终端装机需求强劲，硅料供不应 求，价格稳定上升至 270 元/kg 的高水位，预计随着 Q3 通威股份、新特能源、青 海丽豪、东方希望等新项目投产放量，硅料价格有望回调。
开工率维持高位，但依然不足以满足需求，硅料环节供给紧张延续。供给方面， 6 月硅料国内增量包括新特技改、亚硅扩产等增量；海外，马来 OCI 检修复产 6 月份尚不能满产，同时德国瓦克运输问题仍在，进口量预计仍维持在低位；需求 方面，硅片企业产能陆续增加，增速快于硅料供应，预计全年供给紧张延续，开 工率有望维持高水位。供需缺口下硅料价格稳定增长，盈利能力边际上行。2022 年迄今下游需求持续 旺盛，由于下游硅片盈利依然可观，不少企业在 5 月超签 6 月份订单，导致 6 月 份可签余量大幅减少，一定程度上加剧了硅料供应紧缺的现状，单吨净利边际上 行。
4.2、硅片：开工率反弹后维持高位，价格传导能力保持强势
硅片原材料成本传导能力保持强势。硅片头部厂商签订硅料长单锁定供应，“拥 硅为王”掌握硅片定价权，成本传导能力保持强势，182 单晶硅片价格提升至 6.78 元/片后维持稳定，预计后续随着硅料供应放量、硅片新增产能投放，硅片 价格将由于供需关系改变而逐渐下调。
硅片环节开工率反弹，一体化企业优势凸显。下游高需求支撑硅片环节开工率迅 速上升，6 月一体化硅片开工率达到 87%，专业化开工率达到 80%。硅料供给持 续紧张下，“拥硅为王”现象持续，具备供应链优势的头部硅片企业掌握价格话 语权，硅片成本传导较为顺利，盈利能力依然可观。
4.3、电池：需求刺激下开工率反弹，盈利能力修复
电池落后产能加速出清，议价能力增强。2022 年之前，电池环节由于格局较为 分散，对上下游议价能力较弱，成本压力传导能力不强，盈利能力差的落后产能 逐步停产淘汰。2022 年，电池环节议价能力相较之前显著提升，价格传导能力 增强，当前 166/182/210 电池片的价格分别达到 1.14/1.20/1.18 元/W 的高点。
需求刺激下开工率反弹，头部一体化企业优势突出。电池片环节格局分散，2022 年以来持续受下游需求刺激，开工率反弹趋势显著。其中头部一体化厂商由于有 下游订单需求托底，开工率相对稳定。电池环节订单饱满，迎来盈利能力修复。需求景气下，电池厂商订单饱满，单一 电池环节盈利能力迎来修复。
4.4、组件：高景气需求下组件价格稳中有升，开工率边际上行
组件部分传导原材料成本压力，价格稳中有升。2022H1 终端需求主要来源于出 口及分布式，对于组件价格接受程度较高，强劲需求支撑组件价格达到 1.88-1.97 元/W，近期由于上游硅料、胶膜等原材料价格处于高位，组件厂家已涨价传导 成本，主流一线企业双面 540+主流报价在 1.96 元/W。
组件是光伏制造的最末环节，2022 年高需求支撑行业高开工率。2022Q1 在需求 刺激下组件开工率显著回升，预计全年光伏装机强劲需求有望延续，支撑组件环 节高开工率。单一组件环节价格传导滞后，盈利能力位于低位。2022 年至今硅料价格持续上 涨，而组件在价格传导方面存在一定的滞后性，行业平均盈利水平处于低位，静 待后续硅料产能释放带来硅料价格回落，使得组件环节盈利能力回归至正常水平。
4.5、逆变器：高景气赛道叠加，逆变器行业扬帆起航
储能新市场即将爆发，储能逆变器发展空间广阔。根据 CNESA 的数据，2021 年 全球电化学储能市场预计新增 8.37GW,同比增长 77.8%，累计装机规模为 22.6GW, 年增长率58.7%，到2025年底，全球电化学储能市场累计应用规模将为138.6GW， 从 2020-2025 年，五年内增长约 10 倍，2021-2025 年 CAGR 为 57.3%。储能市场 快速增长背景下，储能逆变器需求爆发，发展空间广阔。
在美国、欧洲市场的共同拉动下，全球户用储能装机份额将会保持高速增长， 2025 年全球装机量预计将达到 20.16GWh，2021-2025 年 CAGR 达到 40%，以德 业为代表的逆变器行业新进入者，通过低功率户用储能的差异化产品，迅速打开 海外户储市场。
4.6、胶膜：“一超两强”的竞争格局稳固，毛利率有望回升
“一超”福斯特市占率遥遥领先，“两强”海优斯威克逐渐追赶。光伏胶膜市场 集中度较高，龙头企业福斯特连续多年全球市占率超过50%。2021年五大龙头企 业中，福斯特的市占率约占 57%。得益于其在资金实力、产能规模、技术工艺、 原料采购等方面的优势，福斯特较其他可比公司具有更强的盈利能力和综合营运 能力，短期内龙头地位难以撼动，部分二线胶膜企业的市占率有望提升。龙头企业盈利能力占优，整体毛利率有望回升。得益于规模优势，福斯特的毛利 率位于行业领先地位，较二线厂家领先 5-10pct。2021 年光伏胶膜行业毛利率整 体有所下降，系上游原材料 EVA 粒子因供不应求而价格跳涨所致。2022Q2 胶膜 行业价格传导逻辑逐步兑现，盈利能力有望修复。
4.7、玻璃：政策制约下产能有序扩张，头部厂商盈利优势显著
政策制约下产能有序扩张，头部厂商产能将保持主导地位。由于产能置换政策 中产能风险预警机制的实施，光伏玻璃新进入者扩产进度慢于预期，2022Q1 末 CR2 名义产能占比达到 54%，名义产能占比保持过半。预计未来光伏玻璃行业在 政策制约下进入有序扩张阶段，头部厂商有望继续保持主导地位。头部厂商毛利率行业领先。福莱特 2021年光伏玻璃业务毛利率为35.7%，与同为 头部厂商的信义光能光伏玻璃业务毛利率相近，与其他企业毛利差距在 10pct 以 上，原因系头部厂商原材料成本较低、窑炉大小领先等多方面优势积累。
2022 年装机需求放量，有望消化玻璃新增产能。2022 年 5 月末，光伏玻璃产能 已达到 56210t/d。以保守预期测算，假设主要玻璃企业均能在 2022年内顺利点火 投产，则 2022 年末名义产能将超过 70000t/d。随着 2022 年光伏装机市场化需求 释放，组件需求超 240GW，加上新型电池技术带来的双玻渗透率提升，基于以 上两点，2022 年玻璃需求量增速有望超过装机量增速，考虑到新增产能存在爬 坡周期，预计 2022 年终端需求可顺利消化光伏玻璃新增产能。（报告来源：未来智库）
5、新技术：电池技术百花齐放，降本增效有望超预期
5.1、“提效降本”贯穿光伏历史发展，未来进步仍有空间
提效降本贯穿历史发展，光伏发电进入全面化市场阶段。在光伏技术，规模经 济，供应链和项目开发流程不断改善的推动下，从 2010 年到 2020 年，规模以上 太阳能光伏发电成本下降了 85%。光伏组件平均功率由 2010年的 250-300W提升 至 2020 年 400-550W，预计到 2030 年有望提升至 800-1200W。光伏组件功率的 持续提升需要依赖光伏技术的不断发展。
技术变革是光伏成本下降的最大驱动力，是决定电池光电转换效率的关键 因素。光伏产业链包含硅料、拉棒、硅片、电池及组件环节，过去十年间光伏效率提升 显著，这与光伏全产业链各环节技术的共同进步是分不开的，其中包括硅料环节 改良西门子法，单晶拉棒环节的 RCZ 法，硅片环节的金刚线切割法，电池环节 的 PERC 电池技术以及组件环节的多主栅技术等，而当前技术进步的脚步仍未停 歇，颗粒硅、CCZ、新型电池等技术有望进一步推动行业降本增效。
在光伏产业链众多环节中，电池环节是技术进步的核心。电池技术路线决定了光伏产品的效率极限。单晶 PERC 电池是光伏技术发展历史 上的重要转折，为实现光伏发电平价上网做出了重要贡献。随着 PERC 电池量产 效率的不断提升，其当前效率已经达到 23.5%，接近理论效率极限 24.5%，行业 亟需发展新一代电池技术，当前新型电池技术百花齐放，TOPcon，HJT，P-IBC 成为下一代新技术的有力竞争者。
未来技术趋势：电池新技术百花齐放 光伏电池技术百花齐放，新一代电池蓄势待发。光伏电池按照材料类型可分为晶 硅电池和薄膜电池；按照晶体类型可分为多晶硅电池和单晶硅电池；按照掺杂类 型可分为 P 型电池和 N 型电池；按照电池结构可分为 BSF，PERC，TOPcon， HJT 和 IBC 电池等。尽管电池的材料和结构多种多样，但效率提升原理万变不离 其宗，最终都归结到减少电学损失和减少光学损失两种路径之上。
N 型电池：更高的少子寿命减少电学损失，引领下一代新技术发展 相对于 P 型硅片而言，以 N 型硅片为基底的太阳电池在发电效率的提升方面有 诸多优势，主要体现在降低电学损失方面：1）更高的理论效率极限；2）更高 的少子寿命和杂质容忍度；3）无光衰；4）更低的温度系数。N 型电池理论效率极限更高，晶硅电池按照按照掺杂类型的不同可分为 P 型电池 和 N 型电池。目前单晶 PERC 已经在性价比和效率上战胜多晶，成为当前主流电 池技术。然而由于 PERC 电池结构本身的特性，其理论极限效率约 24.5%，当前 领先的电池厂家量产化平均效率已达 23.4%左右，未来 PERC 电池进一步提效空 间有限。根据德国 ISFH 研究，N 型单面 TOPcon 电池理论效率极限为 27.1%，双 面多晶硅钝化 TOPcon 为 28.7%，异质结电池理论效率极限为 27.5%。因此相较 于 P 型电池，N 型电池在未来拥有更高的效率提升空间。
N 型电池市场份额将有望持续提升。N 型硅片相较于 P 型硅片具有诸多优势，过 去由于 N型硅片中的磷原子与硅相溶性较差，分凝系数低，电阻率均一性差，工 艺技术不成熟，成本较高，限制了 N 型硅片的发展。随着 N 型硅片工艺水平的 逐步提高、吸杂工艺的普及化以及 TOPcon 和 HJT 电池逐步实现规模化，未来 N 型硅片的市场份额有望持续提升，逐步实现对 P 型市占率的超越。
IBC 电池：表面无栅线减少光学损失，可与任何电池新技术叠加 IBC 结构理论上可将光电转换效率提升 0.6-0.7%。以 10BB 的 182 PERC 电池为 例,主栅线宽度为 0.1mm,细栅线宽度为 30μm，栅线遮挡面积约为 990 mm2,占电 池总面积的 2.9%，按照 23.5%的电池效率计算，将正面栅线移除后，理论上电池 效率可提升 0.68%。因此，移除正面栅线能够显著降低光学损失，实现入射光子 的最大化利用，是提高光电转换效率的有效方式。
IBC 万能结构可与任何一种电池新技术相叠加。IBC 通过转移正面栅线来提高电 池效率的方式，使得其成为一种万能的结构，可以与任何一种电池新技术叠加， IBC 与 TOPcon 电池叠加可形成 TBC 电池，与 HJT 电池叠加可形成 HBC 电池， 与 P 型 PERC 电池叠加则形成 PBC 电池，均有较为显著的提效效果。IBC 电池对基体材料要求较高，需要较高的少子寿命。因为 IBC 电池属于背结电 池，为使光生载流子在到达背面 p-n 结前尽可能少的或完全不被复合掉，就需要 较高的少子扩散长度，因此 IBC电池需采用高少子寿命的 P型硅片，或者 N型硅 片，以保证更高的载流子收集率。
5.2、电池结构：新型电池结构决定电池效率
光伏电池的结构是影响电池效率的关键因素。PN 结是光伏发电的核心，基底上 下不同的膜层，根据原理的不同，均起到了提升发电效率的作用。光伏电池中常 用的膜层包括氮化硅膜，氧化铝膜，二氧化硅膜，非晶硅膜，透明导电膜等。PERC，TOPcon，HJT，P-IBC 等电池技术通过使用不同的膜层来达到提效目的。
光伏电池的结构的发展：（1）基础结构：PN 结，能够形成最基本的发电单元。（2）BSF 电池结构：PN 结+正面氮化硅膜+背面铝背场 （3）PERC 电池结构：PN 结+正面氮化硅膜+背面氧化铝/氮化硅 （4）TOPcon 电池结构：PN 结+正面氧化铝、氮化硅+背面二氧化硅、掺杂多晶 硅、氧化铝、氮化硅 （5）HJT 电池结构：基底+正面本征氢化非晶硅、P 型氢化非晶硅，TCO+背面 本征氢化非晶硅、N 型氢化非晶硅,TCO （6）P-IBC 电池结构：PN 结+正面氧化铝、氮化硅+背面二氧化硅膜，掺杂多晶 硅（N）, 氧化铝，氮化硅。
生产成本：产品性价比决定扩产节奏 成本是企业在进行新技术路线选择时的核心考量因素。以 PERC 技术组件端总成 本作为参考标准，在假设条件下，TOPcon 较 PERC 成本高 0.04 元/W, P-IBC 成本 与 PERC 几乎持平，HJT 成本高出 0.14 元/W。考虑高效组件 0.1 元左右的溢价， TOPcon 与 P-IBC 电池目前均已具备量产性价比。
5.3、多种因素共同决定新技术量产可行性
扩张趋势：TOPcon 产能迎来快速放量期 2022 年将以 TOPcon 放量为主，新建产能会优先考虑 N 型 TOPcon 电池技术。TOPcon 电池作为一种大众化的技术路线，已经具备量产性价比，2022 年会率先 大规模上量。晶科能源是 N 型 TOPcon 技术领头军，合肥及尖山共 16GW 项目即 将完成爬坡满产，预计全年 TOPcon 组件出货量将达到 10GW。晶科能源上半年 的产能爬坡情况将影响后续行业对 N 型 TOPcon 的扩产计划，包括晶澳，天合， 钧达，通威在内主流企业均有 TOPcon 相关扩产计划。预计 22 年新上 TOPcon 产 能将达到 49.8GW（包括在建和招标中的项目），TOPcon 大规模产业化将于今年 爆发。
扩张趋势：隆基引领 P-IBC 技术发展，异质结新旧玩家众多 隆基是 P-IBC 技术领军者，结合上下游硅片及组件端优势形成 P-IBC 技术护城河。P-IBC 技术结合 P 型 TOPcon 和 IBC 工艺，对上下游配套要求较高，一方面要求 使用高体少子寿命硅片，另一方面需要优化组件焊接端匹配电池背面指交叉栅线， 对一体化企业规模和研发能力要求较高，因此其他企业在技术跟随方面存在一定 难度。目前隆基泰州正在进行 4GW 新技术厂房改建，预计 8 月份建成投产，西 咸共 15GW 产能也将采用新技术，预计将于 9 月开始陆续投产。
异质结电池新旧玩家众多，短期还需进一步降低成本，长期有望形成统一技术 路线。截至 2021 年底国内 HJT 产能约为 5.57GW，2022 年待建产能 9.6GW。国 内参与企业主要有两类，一是传统电池企业布局异质结：通威，阿特斯，东方日 升，晶澳，隆基，爱旭等。传统企业除通威 1GW 产能以外，其他均以试验线为 主。二是新进入企业布局异质结，华晟，晋能，明阳智能，金刚玻璃等。新进入 企业以安徽华晟为代表，异质结产能均超 1GW,以期借助技术迭代实现弯道超车。当前制约 HJT发展的主要原因是成本问题，目前 HJT设备、浆料、薄片化、高效 率四大降本路径较为清晰，待降本落地后，HJT 大时代将正式开启。
扩张趋势：短期内 TOPcon 与 P-IBC 有望快速放量，长期 HJT 将形成统一 路线 TOPcon, P-IBC 技术已具备扩产性价比，短期内将针对不同应用场景并行发展， HJT 电池高成本问题解决后有望形成统一技术路线。结合不同技术路线发展背 景，成本，效率，良率，双面率，设备兼容性，工艺复杂程度，应用场景等因素， 我们认为短期看 TOPcon 与 P-IBC 电池将通过差异化市场需求并行发展，长期将 由 HJT技术形成统一路线，扩产节点取决于其提效降本技术落地情况，需跟踪关 注 HJT 设备，金属化技术降本进展。
5.4、光伏新技术路线发展判断 短期：TOPcon，P-IBC 共同发展；长期：HJT 有望形成统一路线 成本：P-IBC<TOPcon<HJT，效 率 ：TOPcon=P-IBC（24.5%-25%）<HJT（24.5%-25.2%），双面率：P-IBC（50%+）<TOPcon（80%+）<HJT（90%+），应用场景：P-IBC美观高效，适用于分布式；TOPcon双面率高，适用于地面电站。P-IBC：以隆基为领先企业，结合 P 型 TOPcon 和 IBC 工艺，对上下游配套要求 较高，一方面要求使用高体少子寿命硅片，另一方面需要优化组件焊接端匹配电 池背面指交叉栅线，对一体化企业规模和研发能力要求较高。
TOPcon：以晶科为领先企业，工艺流程相对更为成熟，隆基，晶澳，天合，通 威等主流企业在 TOPcon上均有技术储备和布局，TOPcon作为大众化技术路线， 当前已经经历了实验室研发和中试阶段的验证，正在进入规模化量产阶段。HJT:新旧玩家众多，高成本减了缓 HJT 量产化进程，但目前设备、浆料、薄片化、 高效率四大降本路径较为清晰，待降本落地后， HJT 大时代将正式开启。当前 TOPcon，P-IBC技术已具备扩产性价比，HJT电池高成本问题还有待解决。结合不同技术路线发展背景，成本，效率，良率，双面率，应用场景等因素，我 们认为短期看 TOPcon与 P-IBC电池将通过差异化市场需求并行发展，长期将由 HJT 技术形成统一路线，扩产节点取决于其提效降本技术落地情况，需跟踪关 注 HJT 设备，金属化技术降本进展。
