1、需求：国内+海外需求共振，光伏装机需求持续旺盛

1.1、全球需求：光伏景气度向好，2022 年装机有望超此前预期

未来光伏新增装机复合增速预计超 20%，2022 年为光伏增长大年，市场化需求有望放量。预计 2022 年新增直流端装机约 238GW，未来新增装机量有望维持增速，2025 年可达到近 400GW，5 年 复合增速超 20%。

预计全球光伏需求扩张的动力来源于中国、印度、美国、欧洲等重要市场。2020 年四大经济体的碳排放量占全球的 63%左右，碳中和目标驱动下对光伏支持力度较强，全球光伏新增装机中四大市场占比约 70%，预计未来随着各国继续加码光伏，重要市场仍然是光伏需求扩张的主要力量。

1.2、国内：整县推进和大基地政策提供需求保障

大基地项目稳步推进，一期大基地为 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省份，规模总计 97.05GW，其中 2022 年投产容量合计 45.71GW，按照 50% 光伏装机计算，规模可达 23GW。

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。

2021 年 6 月 20 日，国家能源局正式下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布 式光伏开始试点方案的通知》，要求各省能源主管部门汇总编制本省试点方案并上 报。文件中提出三条保障措施，要求当地政府、电网企业做到分布式光伏“宜建 尽建”与“应接尽接”。


整县推进政策下，分布式需求有望快速增长。根据国家能源局数据，2021 年全国整县推进屋顶分布式光伏试点县累计备案容量 4623 万千瓦，主要分布在山东、河南和浙江；累计并网容量 1778 万千瓦，主要分布在山东、浙江和广东。整县分布式光伏开发模式较为灵活，其中央企、地方国企、民企成立公司的合作投资开发模式占比超过 60%。预计 2021 年已备案未建设的项目将在 2022 年陆续建 成并网，叠加 2022 年新增备案项目，光伏分布式需求有望快速增长。

央企提前大规模集采反映行业景气度，行业长期受益于电价改革。央企集采 规模大，时间提前。截止 2022 年 1 月底，已公布央企集采项目达到 35GW+。其 中华电 15GW, 国电投 4.5GW(分布式项目为主)，中电建 7.5GW、中石油 4.5GW、 华润 3GW、中核 1GW，国网 1GW。预计三峡集团、中电建、中节能等也将陆续 进行集采招标，华能，华润，国家能源集团，国电投还将会有第二轮的项目招标， 2022 年行业景气度向好。

电改后电价浮动范围增大，工商业用户进入电力交易市场，为电价提供上涨 空间。根据发改委发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》， 市场交易电价上下浮动范围由原来的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过15%， 扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限 制。为电价提供上涨空间。此外工商业用户进入电力交易市场，也增加的电价调 节的灵活性，激励高耗能企业和工商业用户安装分布式光伏电站，降低用电成本。


1.3、海外：全球碳中和背景下能源转型加速，光伏性价比凸显

从度电成本角度来看，光伏度电成本持续下降，竞争力显著。碳中和目标下， 可再生能源将成为能源消费的增量主体， 2021 年光伏无补贴度电成本相较 2009 年下降近 90%，达到 36 美元/MWh，约合 0.23 元人民币/千瓦时，光伏已成为可再生能源中成本低且灵活性高的电源，未来技术进步将带动光伏发电成本进一步下降，光伏竞争力显著。

从 PPA 价格水平来看，北美及欧洲两个主要海外光伏装机市场 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，2021 年光伏 PPA 累计上涨已超 10%，而欧洲平均 PPA 价格在 2021 年呈显著增长态势且势头不减，因此我们判断北美欧洲市场对于光伏 装机的需求旺盛，且由于 PPA 价格水平较高，因此对高价组件接受程度更高。


印度关税空窗期将过，但预计 2022 光伏装机目标压力下，进口仍是最优选择。2021 年 7 月 30 日至 2022 年 3 月 31 日为印度关税空窗期，预计2022 年4月1日起，印度对进口太阳能产品征收基本关税(BCD)，电池税率为 25%，组件税率为 40%。考虑印度可再生能源目标以光伏为主，计划于 2022 年光伏/可再生能源装机达到 100/175GW，2030 达到 280/450GW。2021 年，印度新增光伏装机 11.88GW，年末光伏累计装机达到 50.3GW，距离 2022 年光伏 100GW 装目 有相当距离，进口仍是印度光伏装机增长的最优选择。

美国 201 关税政策放松，利于中国组件出口。近日，美国白宫宣布将 201 关 税延长 4 年，但税率从 18%下降至 14-14.75%，双玻组件仍具备关税豁免资格， 原 2.5GW 电池片配额提升至 5GW 配额，本次关税下调有利于促进我国光伏组件产品出口。

美国本土产能有限，装机目标实现依然需要倚重中国光伏产业。碳中和目标 下，美国光伏装机需求处于持续旺盛状态。美国太阳能发展路线图中 2025 年太阳能装机目标设为 225GW，而 2021 年末光伏装机量为 92.5GW，预计未来四年年均 新增装机需求超 30GW，加上美国本土光伏产能有限，我们预计美国光伏装机目标实现依然倚重中国光伏产业。

德国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 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。

德国提出草案，将 100%可再生能源目标提前 5 年，预计光伏装机目标随之上移。近日，德国提出了新的立法草案，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。根据该文件，德国可再生能源法(EEG)的相应修正案已准备就绪，到 2030 年风电或光伏占比应达到 80%，到 2035 年达到 100%。根据该草案，预计太阳能装机到 2030 年将超过 200GW。


2、供给：硅料环节仍是短板，供给量决定全球装机上限

2.1、硅料：新增产能逐渐投产，放量节奏决定 2022 年装机上限

基于当前需求判断，2022 年硅料仍是最紧缺环节。假设硅料规划产能均能落 地投产，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 年底硅料名义产能在 100 万吨以上，但由于硅料投产后需要 4-6 个月爬坡 期，因此全年实际新增产量有限，预计 22 年实际新增硅料产量 24 万吨，累计有 效产量 84 万吨，折合组件产能约 290GW, 基于当前对 2022 年光伏需求的预测， 硅料供给仍然处于紧平衡状态。

新增产能将逐渐投产，放量节奏决定 2022 年装机上限。2022 年上半年，通威、大全共计13.5万吨（名义产能）将满产释放，其他新特技改及新建包头项目， 青海丽景，亚洲硅业，东方希望，协鑫颗粒硅产能预计将在下半年陆续投产，考虑 4-6 个月爬坡期，对 22 年新增产能贡献量有限。具体投产时间及产能爬坡期决定硅料 2022 年产量上限，从而影响供需平衡关系。


2.2、EVA 粒子：高景气装机需求下供需矛盾存在加剧可能

预计 2022 年光伏 EVA 粒子需求 99.1 万吨，高景气装机需求下存在供需矛盾 加剧可能。2022 年将成为光伏需求大年，预计光伏装机量将达到 238GW，按照 EVA/POE/EPE 占比分别为 72%/11%/17%，组件单平功率 200W，胶膜单平克重 0.5g，EPE 中 EVA/POE 粒子 2:1 计算，2022 年 EVA 粒子需求达到 99.1 万吨，同 比增长 50%。

光伏级 EVA 技术壁垒高，爬坡周期不确定性较强。生产 EVA 光伏料拥有“三座大山”：高VA 含量、高溶指、高操作难度，从装置落成到连续稳定满负荷生产 光伏料需要 2 年爬坡时间，且爬坡过程受装置稳定性、核心人员的技术水平差异、光伏料产品性能参数验证周期影响，不确定较强，成为光伏 EVA 粒子供给的最大不稳定因素。

3、供应链：供需紧平衡下产业链博弈持续，一体化优势突出

3.1、价格：需求支撑硅料价格高位维稳，中下游制造博弈激烈

硅料：2022 年 Q1 光伏装机超预期，强劲需求支撑硅料价格高位维稳。硅料价格在 2021 年 10 月底达到 270 元/kg 的最高点后，在 12 月初价格小幅回调；2022 年 1 月以来，终端装机需求强劲，硅料价格仍然保持 245 元/kg 的高水位。预计随着上半年通威，大全，新特技改等新项目投产，预计价格有望回调至 220 元/kg。

硅片：硅片价格探底回升，继续大幅上探可能性较低。2021 年 10 月底，硅片开启一小轮价格战，182 硅片价格从最高 6.88 元/片跌至 5.4 元/片，降幅达到17%，电池厂家迅速开始囤货，推动硅片价格已探底回升，目前价格已回到 6.45元/片，预期随着硅料大规模投产后价格的下降，硅片价格将震荡下行。


电池：落后产能加速出清，价格传导能力增强。电池环节由于格局较为分散， 对上下游议价能力较弱，价格增速较慢，盈利能力弱，落后产能逐步停产淘汰。2022 年，电池环节议价能力显著提升，价格传导能力增强。当前价格 166/182/210 电池片的价格分别达到 1.1/1.142/1.13 元/W 的高点。

组件：价格维稳为主。多样化需求支撑组件价格超过 1.85-1.92 元/W，组件均价已连续两月维持稳定。近期由于硅料价格处于高位，组件厂家仍有涨价传导成本的意愿，预计随着硅料产能释放降价后，组件价格有望回调至 1.8-1.85 元/W。


3.2、盈利能力：硅料盈利持续保持高位，中下游环节博弈激烈

硅料盈利能力持续保持高位。2021 年 9 月受工业硅价格上涨影响，硅料成本大幅提升，盈利能力有所降低，随着能耗双控的放松，工业硅价格的回调，硅料盈利能力迅速反弹，并维持在75%以上的高位，2022 年硅料供需紧平衡持续，尽管市场对硅料降价认知趋同，但由于下游高需求支撑，预期硅料降价幅度有限，硅料厂家仍能保持高水平盈利能力。

中下游环节博弈激烈，竞争持续。硅片环节由于格局集中，龙头企业控价能力强，上半年盈利能力仅次于硅料，下半年随着硅片新增产能大量投放，价格竞争日趋激烈。而电池组件环节处于长期的价格拉锯战中，专业化环节企业抗风险能力弱。随着下游需求多样化分层，产业链各环节博弈愈发激烈，一体化企业供应链优势逐步凸显。


3.3、开工率：硅料持续高负荷，中下游分化严重

硅料全行业持续满产，供给紧张延续。全行业保持满负荷运行状态，2022Q1海外部分多晶硅企业停产检修，对硅料供给产生一定影响。预期 2022 年硅料有效新增产量在 24 万吨，全年供给紧张延续，开工率有望维持高水位。

硅片环节产能释放，格局逐步分散化，开工率下行。2021 年下半年，硅片新老玩家新增产能逐步释放，硅片环节格局逐步分散化，行业整体开工率下行。

电池环节拉开差距，分化严重，头部一体化企业优势突出。电池片环节格局分散，头部一体化企业有下游订单需求托底，硅片开工率相对保持高位稳定，2022 年以来持续保持在 70%以上，与二三线厂商拉开差距

组件是光伏制造的最末环节，22Q1 在需求刺激下开工率开始修复。过去光伏下游集中式电站运营商较为强势，组件环节议价能力较弱，随着光伏需求多样化，终端分布式和海外客户对组件价格的接受能力显著增强，22Q1 在需求刺激下组件开工率有明显回升，预计 Q2 光伏装机旺季需求强劲有望延续，支撑组件环节高开工率。


3.4、逆变器：光储双赛道叠加空间广阔

光伏装机顺周期带动光伏逆变器需求增加。预计未来5年复合增速 20%，带动逆变器市场需求快速增加。光伏逆变器替换市场开启，市场需求进一步提升。光伏组件的寿命一般是在 25 年，而逆变器使用寿命只有 10-15 年。这意味着早期的光伏项目已经进入了逆变器技改时期，为光伏逆变器市场贡献增量。根据 IHS Markit 预测，2022 年全球逆变器替换需求增长约 15GW，替换市场增长率 50%。

储能新市场即将爆发，储能逆变器发展空间广阔。根据CNESA 数据， 2020 年全球已投运电化学储能新增装机4.7GW，同比增长190%，累计装机规模为 14.2GW，其中中国储能装机为 3269.2MW，同比增长 91.22%，2021-2025 年中国 储能装机年均 CAGR 为 55%，呈十倍增长。储能新市场即将爆发，储能逆变器发展空间广阔。


成本优势+品质提升，国产逆变器出海加速。近年来，国产逆变器技术成熟度不断提升，在低成本优势助力下，国产逆变器在海外市场的渗透率不断加速。2019、 2020 年国产逆变器市场份额分别在 55%、60%右。目前全球前十逆变器厂家中， 六家为国产厂商，未来国产逆变器市场份额有望进一步提升，到 2025 年有望超 70%。

IGBT、芯片可能成为限制逆变器出货量的因素。IGBT 是逆变器主要功率器件，其中，户用逆变器由于 IGBT 单位用量更多，因此相比地面电站使用的大型逆变器而言受到的影响可能更大。预计芯片短缺现象将在2022年Q4得到缓解。

3.5、光伏玻璃：竞争格局不确定性蕴含机会

竞争格局不确定性蕴含机会，CR2 优势仍在。光伏玻璃新进入者扩产进度仍有不确定性，CR2 优势依然稳固：（1）产能扩张优势，CR2 名义产能合计已超 50%， 并且尚有余力进行进一步扩张；（2）供应壁垒显著，白砂矿具有稀缺性，白砂矿 在国内分布较少，具备稀缺性。国内品质好、规模大的矿主要集中在安徽凤阳、 北海，海外优质矿主要分布在澳洲、越南；（3）大窑炉带来成本优势，信义光能 与福莱特单线平均日熔量名列前茅，一方面大窑炉可节约能耗，另一方面，切除 的废边占比、生产线有效面积覆盖率等指标也将因为大窑炉得到显著优化。


4、新技术：规模化量产启动，N 型技术推动行业降本增效

4.1、当前正处在技术变革的节点上，新型电池呼之欲出

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、N 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，其当前效率已经接近理论效率极限，行业亟需发展新一代电池技术，N 型电池有望引领下一代技术变革。

4.2、单晶取代多晶是前车之鉴，N 型电池终将迭代 P 型电池

N 型电池理论效率极限更高，PERC 电池量产效率已接近 24.5%理论极限。由于 P 型 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。从 2021 年情况来看，TOPCon、HJT 等技术路线产品多次刷新转化效率纪录，预计 2022 年N 型电池将进入大规 模量产时代。

N 型硅片市占率有望持续提升。成本、良率以及转换效率稳定性是 N 型新技术量产的关键点。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 型硅片的替代。

4.3、下一代电池技术：N 型 TOPcon 与 HJT 技术

TOPCon 技术：2013 年德国 Fraunhofer 研究所在 N 型 PERT 结构基础上，首次提出TOPCon 结构，TOPCon电池(隧穿氧化层钝化接触，Tunnel Oxide Passivating Contacts），是一种使用超薄隧穿氧化层和掺杂多晶硅层作为钝化层结构的太阳电 池，同时兼具良好的接触性能，可以极大地提升太阳能电池的效率，效率较 PERC 高 0.6%-0.8%。

HJT 技术：1990 年日本的三洋公司最先提出 HJT 的基本结构，传统晶体硅太 阳电池的 p-n 结都是由导电类型相反的同一种材料——晶体硅组成的，属于同质 结电池。而异质结(heterojunction，HJT)就是指由两种不同的半导体材料组成的结。HJT 为“N 型硅片基底+6 层膜”的对称结构。正表面依次镀本征 a-Si:H 和 P 型 aSi:H 薄膜，背面依次镀本征 a-Si:H 和 N 型 a-Si:H 薄膜，最后在两层分别镀 TCO 膜。


TOPcon 电池当前已具备较高的性价比。按照 PERC 电池效率 23.3%，TOPcon电池效率 24.3%测算，TOPcon 非硅成本比 PERC 电池高约5分钱/W, 叠加组件端材料成本摊薄，当前 TOPcon 电池已具备扩产条件。TOPcon 组件享受高效溢价。根据一道新能源 2021 年 1 月组件报价，N 型组件价格比 P 型组件高 0.1 元/W, 具备一定的高效溢价。

HJT 结构简单，降本路径明确。HJT 的成本高企是阻碍其产业化的核心因素， 目前 HJT 成本比 PERC 高出约 20-25%，产品主要面向海外高端小众市场，暂时还不具备经济型。HJT 的降本路径明确：（1）设备降本，提升设备单位时间的产能，降低单瓦设备投资。（2）降低耗材单位使用量，加速银浆和靶材的国产化进程。（3）硅片减薄降低硅料耗量。（4）提升钝化膜，TCO(ITO)膜性能，通过效率提升来降低单瓦成本。


2022 年将以 TOPcon 放量为主。新建产能会优先考虑 N 型新电池技术。TOPcon 性价比已接近 PERC，2022 年会率先大规模上量。 

原标题：光伏产业链分析：电池新技术行业迎来机遇！