光伏设备行业深度报告：追光而遇，沐光而行

互推小编 2023-11-19

（报告出品方/作者：首创证券，董海军、张星梅）

1 需求：以制造业的降本提质曲线，满足持续的能源需求

1.1 比价优势是光伏需求持续高增长的决定性因素

1.1.1 工艺技术进步助力降本提质，光伏已实现发电侧平价

光伏以制造业的方法解决能源困境。能源一直是影响人类生存与发展的重要议题。传统化石能源是资源行业，如何解决传统能源短缺带来的各种问题是当下的重要课题。光伏作为一种可再生新能源提供了切实可行的解决方案，无论从资源、技术，还是从产业基础和经济性来看，都是当下最好的选择。光伏本质是利用半导体材料的光生伏特效应，将取之不尽的太阳能转换为电能的过程，其整个产业链包括硅料-硅片 -电池片-组件-逆变器-电站。从全产业链来看，除了电站环节具有一定的资源属性之外，其他所有环节都属于制造业，这样就使得能源问题不再受限于资源的有限性，转而用制造业的方式得以解决。因此光伏是未来发展的必然方向，具有非常光明的发展前景。

工艺技术进步推动行业降本增效。与资源型行业不同，制造业极为注重提质增效与成本控制，追求经济效益最大化。而成本的每一次阶梯式下降，都来源于工艺技术的迭代升级。光伏产业在近二十年的快速发展中，见证了一轮又一轮的技术变革，包括：晶硅取代非晶硅、单晶取代多晶、PERC 技术取代 BSF 技术、金刚线切割取代砂浆线切割，可预期的 N 型电池取代 P 型电池，以及中远期的异质结电池、钙钛矿电池等技术路径。每一次技术变革都带来成本的下降和效率的提升。硅片、电池的制造成本快速下降，电池效率也在一步步地提升，根据中国光伏业协会的数据，TOPCon 电池、HJT 电池及 XBC 电池 2022 年的平均转换效率都达到了 24.5%以上。技术进步大幅降低了光伏发电成本，吸引了更多企业进入光伏领域，而行业内越多企业进行竞争，技术进步的步伐也越快。

光伏行业平准化度电成本已降至化石能源成本区间。业内通常使用平准化度电成本 LCOE（Levelized Cost of Electricity）来衡量光伏电站整个生命周期的单位发电成本，该指标将项目生命周期内的成本与发电量折现，得到发电成本，并与其他能源相比较，在全投资模型下，LCOE 与单位投资成本及发电小时数有关。根据国际能源可再生机构的数据，2010 年光伏系统的 LCOE 为 0.381 美元/kWh，为多种可再生能源中最高的，至 2020 年，光伏系统的 LCOE 已降至 0.057 美元/kWh，降幅超过 85%，降幅最大，而光伏的 LCOE 也来到化石能源成本区间，真正实现了光伏发电侧平价，在 2021 年新增的可再生能源电力中，近三分之二的光伏发电成本低于二十国集团（G20）中全球最廉价的燃煤发电成本，光伏在成本端已极具竞争力。

1.1.2 光储一体化弥补光伏短板，储能成本下降经济性突显

光伏发电存在不可避免的不稳定性和消纳问题。风光等可再生能源发电受到季节、天气及地域条件的影响，具有不连续性、不稳定性，发出的电力波动大，调节性差，对电网提出了较高要求，一方面电网存在接入困难的问题，高比例的可再生能源电力会给电力系统运行带来一定的压力和安全性、稳定性问题；另一方面光伏发电消纳存在困难。根据全国新能源消纳监测预警中心发布数据，2022 年 1-12 月，全国弃风率约 3.2%，全国弃光率约 1.7%，部分偏远地区弃风光率比较高，如西藏弃光率近 20%。

光储一体化解决光伏短板，强制配储政策推动快速发展。光伏发电要想取得长期的快速发展，必须解决不稳定问题和消纳问题，光储一体化提供了可行的解决方案，搭配储能，能够有效解决光伏系统在发电侧、输配电侧和用户侧的痛点，是未来必然的发展趋势。目前，国家层面陆续出台储能相关政策，《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》明确新型储能可以作为独立储能参与电力市场；《“十四五”能源领域科技创新规划》公布了储能技术路线图；《“十四五”新型储能发展实施方案》成为推动储能规模化、产业化及市场化的核心指导方案。各省也在出台强制配储政策文件并给予相应的补贴。从一系列政策中可以看出，大部分地区要求连续储能时长为 2 小时，比例不得低于电站装机规模的 10%。此外，全国各地也按照装机规模或总投资额给予相应的补贴，帮助储能系统的快速发展。

组件降价叠加储能成本下探，光储一体化经济性展现。光储一体化目前最大的困难是成本问题，强制配储政策只是一种过渡性的暂时政策，储能的发展最终还是要从政策驱动转为经济驱动。2023 年，光伏产业链降价，给储能腾挪出投资空间，另一方面，储能产业链上游原材料（碳酸锂等）降价，也降低了储能的投资成本。后续随着钠离子电池、钒液流电池等新技术、新工艺的发展，储能的综合成本预期下行。预期未来光储一体化将展现出足够的经济性，光伏的不稳定性和消纳问题将被解决，光伏发电的短板将被补齐。

1.1.3 传统能源价格高企，光伏比价效应突出

欧洲能源危机导致全球化石能源价格中枢上移。欧洲地缘政治环境，导致能源紧张程度维持，不确定性增强，能源价格中枢显著抬升。

光伏经济性显现。光伏本质上是使用制造业的手段解决资源问题的方法，化解了人类社会化石资源有限的难题，而制造业成本的下降依赖于技术水平的提升，早期光伏行业还处于补贴时代，政府通过补贴的方式鼓励光伏企业的发展，近年来光伏发电在技术进步的推动下不断实现降本增效，光伏行业平准化度电成本已降至化石能源成本区间，与传统能源相比，光伏已具备经济性优势，进入了平价时代。另一方面，俄乌战争推高了传统能源价格，由于欧洲电力结构较为脆弱，其市场电价与天然气价格相关度较高，天然气的大幅提价，带来了欧洲市场电价的飙升，光伏成为了最优替代方案。光伏的消纳问题决定了光伏能否具备长期发展的潜力，光储一体化能够解决光伏发电的短板，后续随着光伏产业链的降价及储能的快速发展，在各国政策的大力支持下，光储一体化将成为必然的发展趋势。综上，光伏需求增长空间大，将保持快速增长。

1.2 各国政策助力需求可持续增长，平抑波动

1.2.1 国内：“双碳”目标下的光伏电站投资

我国规划 2030 年前实现“碳达峰”，2060 年前实现“碳中和”，双碳目标奠定光伏行业整体发展基调。2020 年 9 月中国明确提出 2030 年实现“碳达峰”，2060 年实现“碳中和”的目标。2021 年 10 月，《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》以及《2030 年前碳达峰行动方案》两个重要文件相继出台，共同构建了中国碳达峰、碳中和“1+N”政策体系的顶层设计。《意见》指出，我国非化石能源消费比重要在 2025 年达到 20%，2030 年达到 25%，2060 年达到 80%以上。实现碳达峰、碳中和是一项多维、全面、立体的工程，能源、工业、交通运输、城乡建设等分领域分行业共同制定了具体实施方案，构成“N”项具体举措。在“1+N”政策体系的驱动下，光伏行业整体发展向好，具有长期增长潜力。

风光大基地项目等多重政策有序推进，助力实现双碳目标。风光大基地是“十四五”新能源发展的重中之重，国家已陆续出台三批风光大基地建设相关文件，第一批风光大基地于 2021 年 12 月下发名单，建设总规模为 97.05GW，目前已全面开工，部分已建成投产；第二批风光大基地规划于 2022 年 2 月落地，主要针对三北地区，规划到 2030 年，建设风光基地总装机约 455GW，目前第二期风光大基地正在陆续开工中；第三批风光大基地已于 2022 年 10 月开始申报，预计最晚于 2023 年上半年开工建设， 2024 年底前并网投运，目前正处在项目审批阶段。除风光大基地项目外，保障性并网项目、整县推进、国家可再生能源电价地方补助资金等多重政策有序推进，助力实现双碳目标。央企肩负能源转型责任，为国内光伏需求托底。2021 年 11 月，国资委下发《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，文件提出：中央企业把握着关乎国家安全和国民经济命脉的重点行业和关键领域，同时也是碳排放的重点单位，应当承担起国家“双碳”目标的重担，到 2025 年，中央企业产业结构和能源结构调整优化取得明显进展，可再生能源发电装机比重达到 50%以上。截至 2021 年底， 11 家央企可再生能源装机总占比达到 43.2%，其中三峡集团、国家电投可再生能源装机量突破 10000 万千瓦，引领央企装机任务进度。央企的硬性装机任务为国内光伏需求托底，保障了基础的光伏需求量。

1.2.2 国外：能源转型大势所趋，各国积极参与

各国制定清洁能源目标，降低碳排放，加速绿色转型。欧盟先后颁布 Fit for 55 （减碳 55）及 REPowerEU，计划 2025 年将太阳能光伏发电能力翻一番，到 2030 年将可再生能源占比从 40%提高到 45%。2030 年前摆脱对俄罗斯天然气的进口依赖，在装机量方面，预计 2025 年太阳能光伏装机量达到 320GW 以上，2030 年将可再生能源装机容量从 1067GW 提高到 1236GW，其中光伏装机量接近 600GW。美国总统拜登于 2021 年 4 月在全球气候峰会上承诺到 2030 年美国将减排 50%-52%温室气体，此前美国前总统奥巴马曾提出到 2025 年将排放量比 2005 年的水平减少 26%至 28%，截至 2020 年，美国已达到奥巴马提出的目标，但为了完成拜登的目标，到 2030 年，美国需要增长近一倍的零碳电力，届时零碳电力的占比将达到 80%左右。印度总理莫迪在 COP26 气候峰会上表示，到 2030 年，将可再生能源在能源结构中的份额从 2020 的约 38%提高到 50%，争取在 2070 年实现净零排放，印度政府批准新能源与可再生能源部（PLI）计划的提案，该计划有望在未来几年增加 10GW 的太阳能装机容量，在 PLI 计划二期中提出将增加 65GW 垂直一体化和部分集成太阳能光伏产能。

各国对能源转型的投融资、补贴力度维持在较高水平，助力需求增长。欧盟在 2020 年提出了“可持续欧洲投资计划”，提出将长期预算中至少 25%专门用于气候行动，欧洲投资银行也启动了相应的新气候战略和能源贷款政策，计划到 2050 年把与气候和可持续发展相关的投融资比例提高至 50%。Fit for 55 提出设立社会气候基金，将在 2025-2032 年期间共分配 722 亿欧元，基金将用于建筑的能源效率、可再生能源的整合等方面。REPowerEU 提出在 Fit for 55 计划基础上，到 2027 年额外投资 2100 亿欧元，助力清洁能源目标的实现。美国的通胀削减法案拟支出 3690 亿美元解决气候变化问题，包括针对可再生能源的 300 亿美元税收减免、针对清洁能源发展的 270 亿美元“绿色银行”项目、鼓励家庭能源发展的 90 亿美元计划等。其中税收抵免针对投资税收抵免（ITC）政策， ITC 政策一直是美国光伏快速发展的重要助力，安装可再生能源系统的用户能够按照投资总额的一定比例抵免需要缴纳的所得税，通胀削减法案将 ITC 政策延期 10 年，并增加了包括本土制造、能源社区、低收入社区的额外抵免政策，ITC 补贴将从退坡后的 26%上升至 30%，2022-2032 年的工商业和户用系统延续 30%的税收抵免，2033/2034 年将分别降至 26%和 22%。印度批准了新能源与可再生能源部（PLI）计划的提案，制定了 2022-2026 年内支出 450 亿印度卢比（6.02 亿美元）的计划，该计划有望在未来增加 10GW 的光伏装机量，PLI 计划二期计划拨款 1950 亿印度卢比（约合 24.3 亿美元），预计能够为印度带来近 9400 亿印度卢比(合 115.9 亿美元)的直接投资。

人工培训、审批流程缩短等光伏配套政策出台，全面促进光伏产业健康发展。除了资金支持之外，各国政策还着眼于光伏发展配套设施的建设。欧盟在 REPowerEU 中提出要加强人才培育，特别注意加大能源转型过程中的劳动力和技能升级方面的投入，增强原材料供应保障，密切监视关键原材料的供应，促进各种保障供应的战略伙伴关系，简化和缩短可再生能源项目的审批流程，保证可再生能源项目获得规划及审批流程的优待，加快各成员国可再生能源项目部署，提出可再生能源项目审批建议及指导方案。美国实施净计量政策，电力公司从用户总消费电量中扣除自发的可再生能源电量，用户只需以净电量付费，多余电力可存入账户或出售给电力公司，净计量政策带动了光伏装机量的增长，将分布式光伏转换为一项投资项目。美国采取第三方购电管理协议（PPA），电力用户可以和发电企业签署中长期能源采购协议，该协议价格由供需关系决定，近年来处于上涨通道。清洁能源配额制标准强制规定了地区供电系统中可再生能源供应的比例。光伏配套政策的出台，全面促进了光伏行业的健康发展，减少了光伏发展过程中的阻碍。

1.2.3 国内外政策促进行业健康稳定发展，光伏需求后劲十足

国内外清洁政策扶持力度大，助力光伏中长期平稳增长。中国、欧盟、美国、印度作为四大光伏市场，近年来对于清洁能源重视度高，政策扶持力度大。从政策目标上看，2030 年各国基本设定了温室气体排放量降低 50%以上的目标；从资金支持力度上看，欧洲和美国的支持力度较大，特别是欧洲，俄乌战争之后，发布 REPowerEU，加大了能源转型支持力度；从其他配套政策上看，REPowerEU 在人才培养、审批流程等方面做出了更多努力，美国的净计量政策、清洁能源配额制标准等更进一步地促进了光伏需求的增长。从政策的角度看，光伏需求能够在中长期保持较高水平的增长。

1.3 产业链价格下探助力近期需求提升

1.3.1 2022 年硅料价格高企，抑制下游需求

硅料大化工属性带来周期性短缺，价格近两年大幅上涨。硅料具有化工行业的属性，技术难度大、行业壁垒高、资金需求大，产线建设周期较长，爬坡期长，且产能弹性差，一旦开工很难停下，这样的特征导致硅料供给往往滞后于需求，经常出现需求上升-产能不足价格上涨-高盈利驱动产能扩张-需求相对不足-产能过剩价格下跌的周期性循环。2020 年随着光伏平价时代的全面开启，下游需求快速增加，硅料开始了一个上涨周期。根据硅业分会的数据，2020 年 5 月，单晶致密料的价格为 58.4 元/千克，而到 2022 年 8 月底时，硅料价格已飙升至 305.1 元/千克，价格增长约 5.2 倍， “拥硅为王”时代出现。

原材料价格飙升推高组件端价格。组件作为产业链下游，受到硅料价格上行的影响，价格也有所抬升，2021 年第四季度，单晶组件价格高达 2 元/W，2022 年第三季度开始，单晶组件均价也维持在 1.97 元/W 的高位。过高的组件价格抑制了下游需求的释放，运营商签单动作延缓。

1.3.2 2023 年硅料新增产能释放带动全产业链价格下行，刺激下游需求高增长

硅料高收益吸引大扩产，后续产能释放带动产业链价格下行。在 2021-2022 年硅料高盈利的驱动下，企业积极扩产，2021 年国内多晶硅产量达到 48.78 万吨，叠加进口多晶硅 11.42 万吨，多晶硅供给总量达到 60.2 万吨；22 年多晶硅国内产量达到 81.96 万吨，进口量 8.99 万吨，总供给量 90.95 万吨，同比增加 51.09%。产能方面，硅料高价阶段扩产产能在 23 年第三季度增长明显，硅料环节将出现供过于求的情况，硅料降价将带动产业链价格整体下行，让利下游环节。从产业链目前价格情况来看，产业链价格已较高点大幅下跌，组件价格的下跌降低了下游运营商的材料成本，提升了 IRR 水平，下游装机项目也陆续开启。

1.4 需求空间：国内外需求向好，预计 23 年全球新增装机增速超 45%

1.4.1 国内：预计 2023 年新增装机达 130GW

中国是光伏装机最大增量市场，对全球新增装机贡献超 30%。中国一直是世界光伏装机最大的增量市场，截至 2021 年底，中国新增光伏装机已连续 9 年稳居世界第一，累计光伏装机容量连续 7 年稳居世界第一，中国在全球新增光伏装机的占比较高，2017 年曾达到 53.5%，2020 和 2021 年平均占比达到 34%，中国光伏在世界舞台上占据了重要的地位。根据中国光伏业协会的数据，自 2019 年以来，中国光伏新增装机呈快速上涨趋势，2019/2020/2021 中国光伏新增装机量分别为 30.1/48.2/55GW，2020 和 2021 年同比增长 60.1%和 14.1%。根据国家能源局发布的 2022 年全国电力工业统计数据，2022 年全国光伏新增装机达到 87.41GW，同比增长 58.9%。截至 22 年上半年，已有 25 个省市自治区明确了“十四五”期间风光装机规划，其中光伏新增装机规模超 392.16GW，未来四年新增 344.48GW。叠加 2023 年硅料产能释放全产业链价格下行带动的终端需求释放，我们预计 2023 年新增装机将增长 48%以上，新增装机规模达到 130GW 以上。 2023 年产业链价格开启下行周期，终端需求充分释放后，预计新增装机增速将稳定在 30%左右，2024/2025 年国内新增装机量达到 170/220GW。

1.4.2 国外：欧美装机市场需求旺盛，预计 23 年全球新增 350GW

俄乌战争刺激欧盟装机需求，预计 2023 新增装机 67.8GW，2025 新增 85.2GW。欧洲一直以来是光伏装机的重要增量市场，在 2013 年以前，欧盟贡献了全球的主要新增装机，2010/2011/2012 年分别占全球新增装机的 81.2%/72.7%/57.8%，其中德国贡献了近一半的欧盟新增装机。2013 年以来，伴随着中国新增装机的增长，欧盟新增装机占比逐渐下降，2019 年以来，欧盟在全球新增装机市场的平均占比为 14.7%。截至 2021 年，欧盟累计装机量已达到 159GW，根据 SolarPower Europe 发布的报告《EU Market Outlook for Solar Power 2022-2026》，2022 年欧盟新增光伏装机达到 41.4GW，预计 2023 年保守情况下新增 53.6GW，乐观情况下新增 67.8GW，2026 年实现新增 85GW，总装机量达到 484GW。这一预测较 REPowerEU 提出的“2025 年光伏累计装机量达到 320GW 以上，2030 年将光伏累计装机量接近 600GW”更进一步。2022 年俄乌战争爆发，欧洲能源价格大幅上涨，光伏的比价优势凸显，预计 2022 年全年光伏新增达到 41.4GW，同比增长 58%，2023 年新增光伏达到 74.1GW，增速为 65%，2024-2025 平均新增装机增速 12%，分别新增 74.1GW 和 85.2GW。

美国 2022 年光伏装机项目存在延期，后续政策效果释放，新增装机高速增长。美国也是光伏新增装机的重要增量市场之一，2019-2021 年美国新增光伏装机均保持着比较良好的增长势头，分别同比增长 33.4%/40.4%/40.6%，拜登政府重视清洁能源的发展， 2022 年 8 月签署了《通胀削减法案》，延长了投资税收抵免的期限，对于美国光伏市场来说是一项重大利好。但 21 年 12 月美国签署的“防止强迫维吾尔人劳动法”（UFLPA）严重限制了中国的太阳能电池板以及其他关键性的可再生能源设备的进口，阻碍了《通胀削减法案》的效力，根据美国行业贸易组织太阳能工业协会（SEIA）的报告，受到 UFLPA 的影响，美国 2022 年公用事业规模项目的新增光伏装机同比减少 40%至 10.3GW，全部新增光伏装机量预期将同比下降 23%，至 18.6GW。2022 年 1-8 月美国光伏装机总量约为 14.96GW，同比下降 16%。22 年 6 月，美国政府选择了暂时性妥协，免除了对使用中国制造的零部件在柬埔寨、马来西亚、泰国或越南组装的太阳能电池和组件征收的所有反倾销或反补贴税，预期东南亚到美国的组件出货将逐步恢复到正常水平，我们预测 2022 年美国新增光伏同比下降 16.2%至 22GW 左右。随着延期项目的释放及通胀削减法案细则的落地，2023 年新增光伏装机将迎来一个较大幅度的增长，预期同比增长 91%到 42GW。2024 年，通胀削减法案真正影响开始释放，预期美国新增光伏装机将保持约 33%的增速，分别在 2024/2025 年达到 56/75GW。

印度是光伏装机强劲增速市场，光伏装机潜力大。印度政府积极发展清洁能源，在 21 年 5 月发布的《印度分布式可再生能源的未来》中提出，计划到 2022 年安装 175GW 可再生能源项目，其中包括 100GW 光伏容量，到 2030 年安装 450GW 可再生能源项目， 22 年 9 月，印度公布了 2022 年国家电力政策草案，再次提到了光伏装机目标，预计 2022-2027 年印度的新增光伏装机量累计将达到 132.08GW。印度光照资源丰富，具有发展光伏的潜力。2022 年 1-9 月，印度新增光伏装机达到 11.47GW，预计 2022 年全年可达到 16GW，后续伴随着光伏产业链价格的下降及清洁能源政策的推动，2023/2024 新增光伏装机将保持超过 30%的速率增长，分别达到 21/28GW，2025 年达到 32GW，能够满足 2022-2027 新增 132.08GW 的目标。

全球市场保持高增速，预计 2023 年新增光伏装机达 350GW，2025 年达 540GW。光伏市场潜力很大，隆基能源研究院曾预测，到 2030 年，全球新增光伏装机需要达到 1500-2000GW，且连续安装 30 年才能对全球能源转型形成有力的支撑，这一装机量相当于 2021 年的 10 倍，全球光伏装机市场存在着至少 10 倍的装机潜力。光伏已进入平价时代，俄乌战争之后，光伏经济性的优势凸显，2022 年全球光伏新增装机量达到 230GW，同比增长 37.7%，尤其是中国和欧洲市场增速较快。后续在各国清洁能源目标的驱动下，各国政策效力逐渐释放，光伏装机在长期内都会维持较高增速，预计 2023/2024/2025 全球新增光伏装机达到 350/435/540GW，增速分别为 46%/24%/24%。

2 硅料：产能释放，价格中枢下移

2.1 化工属性下的强周期行业，价格下行周期已开启

2.1.1 硅料生产属于周期性行业

硅料环节具有化工属性，产能周期长、产能弹性低，周期性强。硅料具有化工行业的属性，技术难度大、行业壁垒高、资金需求大，这样大化工的属性造成硅料环节两个显著的特征：第一是硅料环节的产能周期较长，硅料产能从规划审批、开工建设、投产爬坡所需时间较长，一旦行业需求较为旺盛，短期内硅料产能难以及时跟上，只能通过涨价的方式逼退需求从而达到供需平衡；第二是硅料产能弹性低，产能的开关不灵活，一旦还原炉开启，基本将处于满产状态，无特殊情况中途不会停止，停工易造成设备的损坏，只有当硅料价格跌入边际供给者的现金成本水平时，硅料企业才会考虑停产，所以硅料降价的下限是企业的现金成本。这样的特征导致硅料供给往往滞后于需求，经常出现需求上升-产能不足价格上涨-高盈利驱动产能扩张-需求相对不足-产能过剩价格下跌的周期性循环。

2.1.2 硅料下行周期关注企业成本控制能力

目前硅料多采用改良西门子法生产，流程复杂。当前生产多晶硅主流的方法有改良西门子法和流化床法，其中改良西门子法主要生产棒状硅，流化床法主要生产颗粒硅，其中主流的是改良西门子法，根据 CPIA 的数据，2022 年改良西门子法约占 92.5%，流化床法约占 7.5%。目前采用第三代改良西门子法，其利用高温硅芯作为载体，三氯氢硅和氢气在硅芯表面进行还原反应，此过程将生成晶体硅沉积在硅芯表面。西门子法具有三大特征，首先是主反应的反应温度较高，一次转化率低；其次是副反应较多，产生复杂的尾气，还需配套大量的尾气分离、处理装置；最后是尾气成分的沸点比较接近，分离难度较大。

改良西门子法成本主要由直接材料、电耗及折旧构成。改良西门子法转化率低、副反应多、尾气分离困难的特征导致了两个后果，一是改良西门子法需要很高的电耗支撑反应过程，二是需要投入较多的资本进行尾气回收和蒸馏，也即改良西门子法的机械折旧和电力消耗很高。根据大全能源 2021 年公布的数据，公司的生产成本中直接材料（硅粉、硅芯及其他材料）占比 51.16%，其中主要为工业硅粉，制造费用（折旧、能耗等）占比 42.17%，其中电力成本占到总成本的 23.7%。根据 CPIA 的数据，直接材料方面， 2022 年，改良西门子法硅耗在 1.09kg/kg-Si，近五年变化幅度不大，预计之后改善的空间较为有限；电耗方面，多晶硅生产过程中平均综合电耗已降至 60kWh/kg-Si，头部企业的综合电耗已降至 50kWh/kg-Si 左右；折旧方面，同时期投产的产能基本相似，不同时期存在一定差异。

产业链价格下行周期中，企业成本控制能力为核心竞争力。企业的成本管控上存在一定的差异，根据大全能源 2021 年报，公司多晶硅的单位成本为 4.93 万元/吨，单位现金成本为 4.36 万元/吨，头部企业之间对于成本的控制略有差异。另一方面，企业会选择电价较为低廉的地方建设产能，中国的产能主要分布在新疆，2023 年、2024 年之后，内蒙的以及其他地方的比例上升，其余主要分布于陕甘宁：陕西榆林、甘肃酒泉宝丰项目、宁夏石嘴山。硅料在上行周期中，企业之间的成本优势不明显，2022 年之后，硅料将开启下行周期，由于硅料产能不灵活，硅料企业减产的触发条件将是硅料的价格下跌至各自的可变成本，因此在下行周期中，更应该关注企业对于成本的控制能力。

2.1.3 产能释放周期，硅料价格拐点已至

供需影响硅料价格，多晶硅历史价格波动较大。回顾硅料价格历史，2003-2008 年光伏行业迅速发展，带动硅料价格暴涨，达到历史高点；2008-2009 年，受到金融危机的影响，光伏需求下降，硅料产能过剩，价格急剧下跌；2010-2011 年，海外需求复苏，硅料价格略微回升；2011-2012 年底，受到欧债危机及欧美双反的影响，我国光伏产业遭遇严重的打击，在需求萎缩的同时，全球硅料产能仍然维持高增长，供需错配，硅料价格大幅下跌，中国的光伏产业陷入寒冬，大量光伏企业倒闭；2013-2014 年，国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，光伏分区上网电价政策和分布式光伏度电补贴标准正式落地，国内装机需求开始启动，产业链价格企稳，硅料价格迎来小幅上涨；2014-2015 年，国内及海外需求保持高增长，美国、印度市场纷纷出台清洁能源政策，但我国大量申请加工贸易进口业务，导致我国多晶硅进口量上升，出现供给过剩，硅料价格小幅下跌；2016-2018 年，国产硅料快速发展，国内硅料企业积极进行自主研发、降本增效，国产替代加速，这段时间内硅料价格震荡上升，到 2018 年 2 月达到高点 150 元/千克；2018-2020 年，2018 年 5 月 31 日，《关于 2018 年光伏发电有关事项的通知》发布，对光伏装机规模进行了限制，使得国内需求萎缩，产业链价格下跌，国内供给过剩导致国内企业纷纷出海，硅料端价格下跌，跌幅约 61%；2020-2022 年，光伏全面进入平价时代，全球需求提升，硅料相对紧缺，伴随着俄乌战争的爆发，欧洲区需求激增，硅料价格进入快速上涨周期，涨幅约 429%。2022 年第四季度之后，硅料价格明显开始松动，在经历快速下跌后，硅料价格反弹企稳，预期 2023 年硅料价格将继续下行。

高盈利带来扩产潮，硅料供给逐步释放。2020 年以来，硅料价格快速上涨，企业积极扩产。从产量来看，2020/2021/2022 年国内企业产量分别为 39.5/48.8/81.1 万吨，进口量分别为 10.1/11.4/9.0 万吨，总供给量为 49.6/60.2/90.1 万吨，根据硅业分会的预测，23 年一季度国内总产量约 31.6 万吨。从产能来看，2022 年国内产能为 116 万吨。在硅料高盈利的驱动下，硅料企业积极扩产。2023 年新企业入场，产能继续快速增长，2023 年底预计国内产能能够达到 262 万吨，随着硅片薄片化趋势的发展，单瓦硅耗逐渐降低，单位硅料能够支持更高的光伏装机容量，硅料供需关系改变，预期价格将在 23 年下半年迎来快速下降。

2.2 颗粒硅量产，重点关注品质突破

2.2.1 颗粒硅作为新兴技术路线，具有更大的降本空间，品质仍有待提升

颗粒硅生产目前主要使用硅烷流化床法。流化床法与改良西门子法前半段具有相同的工艺，都是通过工业硅氢化得到三氯氢硅，但后半段生产工艺中，流化床法将三氯氢硅制成硅烷，将硅烷和氢气在流化床反应器底部通入，使得硅烷裂解沉积在籽晶表面，沉淀出颗粒硅从流化床反应器底部排出。

颗粒硅具有自动化、低碳化、低成本优势。甲硅烷相较三氯氢硅热稳定性差，且甲硅烷与其他杂质的熔点、沸点差异更大，更易于分离，精简了高温尾气处理的环节，因此流化床法在生产过程中更加节能。根据协鑫科技的数据，颗粒硅每公斤生产电耗已降至 14.8kWh 以下，综合蒸汽单耗降低至 15.3kg/kg 以下，而 2022 年硅料行业平均电耗为 60kWh/kg，蒸汽消耗为 15.0kg/kg，颗粒硅较改良西门子法电耗降低近四分之三。此外，颗粒硅还具有自动化优势，改良西门子法需要人工将硅棒移出，再进行人工截断、破碎、分选等后续步骤，而硅烷流化床法，籽晶在重力的作用下自动掉落收集排出，硅烷气体持续的从流化床下方注入，能够做到连续生产，产出的颗粒硅可直接用于单晶硅棒拉制，进一步简化从颗粒硅产出到运输、装料的过程，因此在人工、折旧方面也有所节约。

颗粒硅品质还有待提升，目前多用于降本辅材。颗粒硅主要有四个缺点：金属含量高、碳含量高、有粉料、含氢。首先，由于流化床反应器从下方注入氢气，籽晶灰在反应器中处于悬浮状态并不断冲击反应器内部，在长期的运作下，颗粒硅在碰撞中易造成金属材料的污染。另一方面，为了延长反复被碰撞的内壁的寿命，普遍采用碳基材料作为反应器内壁，但这样会造成颗粒硅的含碳量较高，影响颗粒硅的纯度。其次，由于颗粒硅颗粒较小，在生产运输过程中很容易相互碰撞，造成硅粉损耗，使得成本和能耗再次提升。最后，颗粒硅在实际的制造过程中，还容易受到“氢跳”的困扰，在连续反应的过程中，反应器内部可能出现因温度不够而氢键断裂的情况，易出现小泡，因此为了能够将氢气排出，下游拉晶过程中，需要增加反应时间进行处理，再次增加了颗粒硅制备过程中的成本和能耗。行业多用颗粒硅作为降本辅材，与棒状硅掺杂使用。

2.2.2 重点关注颗粒硅品质突破进展

协鑫积极布局颗粒硅，加速扩产进程。协鑫科技在颗粒硅领域积极探索，2013 年，公司利用硅烷法产出高品质颗粒硅，并推动商业化量产。2017 年，公司完成对美国 SunEdison 收购，获得了自己硅烷流化床技术，2019 年，已具备年产 6 千吨的有效产能，2021 年，徐州颗粒硅产能提升至 1 万吨。协鑫科技在颗粒硅领域一直是走在最前面，目前有 5 个颗粒硅基地，包括徐州、乐山、包头、呼和浩特、乌海，徐州基地 6 万吨颗粒硅及乐山基地 10 万吨已全部投产。

3 硅片：两超多强格局形成，供应链管理的重要性提升

3.1 技术扩散，供应链的重要性提升

3.1.1 多晶到单晶实现技术替代，技术扩散

效率和纯度优势突出，单晶代替多晶成为市场主流。根据 CPIA 的数据，2022 年，多晶硅片市占率为 2.5%，p 型单晶硅片占比 87.5%，n 型单晶硅片占比 10%。单晶硅片已经基本替代了多晶硅片，成为了绝对的主流。但在 2018 年，多晶硅片的市占率还为 55%，单晶技术快速替代了多晶技术，成为了行业主流。多晶和单晶的较量是效率和价格的权衡，单晶的优势是效率，多晶的优势是价格，单晶制作工艺对硅料的纯度要求更高，工艺成本也更高。但隆基坚定看好单晶方向，2015 年前后，单晶在连续拉晶、多次加料拉晶、大装料、快速拉晶、节能热场等技术领域取得了快速的突破，单晶硅片的制造成本也由于金刚线切割工艺的引入快速下降，单晶和多晶成本上的差异在不断缩小。另一方面，单晶在效率、纯度方面表现出了不可替代的优势，随着行业的发展，光伏电池需要更高效率来降低度电成本，PERC 电池、HJT、TOPCon 对电池片效率和纯度的要求更高，单晶硅片更适用于薄片化、高效率、高质量的应用场景。因此，单晶硅片从 2015 年开始，用了 4 年的时间，在 2019 年超越多晶硅片，成为市场主流。

技术扩散，两超多强格局形成。早在 2006 年，隆基就判断单晶将是未来度电成本最低的技术路线，并在此后的十余年中深耕于此，之后又逐步导入金刚线切割技术，显著降低了单片硅耗及非硅成本。2015 年，隆基在经过对单晶技术近 10 年的探索之后，大步迈入单晶市场，积极扩产，与之一起扩产的，还有中环，2018 年 PERC 技术开始大量应用，单晶硅的市占率也在 2018 年超过了三分之一，2019 年，单晶硅在市占率上就超越了多晶硅。在单晶硅应用初期，由于其较高的技术壁垒，隆基和中环形成了双龙头格局，硅片的格局相对于产业链其他环节更好，2020 年两者市场份额超 70%。随着隆基在单晶技术方面的持续突破，逐渐超越中环，而单晶技术也逐渐扩散，在较高的毛利吸引下，行业新进入者众多，双良节能从多晶还原炉跨界进入硅片领域、上机数控将其主营业务直接从光伏设备切换到硅片、京运通也从单晶硅生长炉切换至硅片赛道，行业竞争格局被分散，硅片环节呈现出一超一强多竞争的格局。之后，中环凭借着其在智能制造方面的优势，一举推出 210 大硅片，引领了行业大尺寸、薄片化的趋势，再次改写了行业格局，至此，硅片领域形成了两超多强的竞争格局。

3.1.2 设备和耗材成为关键因素，供应链重要性提升

石英坩埚是硅片生产中的重要耗材，其原料高纯石英砂具备一定稀缺性。单晶硅是由多晶硅制备而成，熔融的多晶硅在凝固时，硅原子排列成晶核，晶核长成晶面取向相同的晶粒，这些晶粒平行结合即形成单晶硅。单晶硅片生产的主要工序包括单晶硅拉棒工序和单晶硅切片工序。石英坩埚用于拉棒工序中，用于熔化多晶硅并进行后续长晶工序。石英坩埚严重影响直拉单晶硅片的质量，若石英坩埚纯度不足则易导致晶体生长失败，且石英坩埚为消耗品，传统的直拉法下，石英坩埚只能用一次，一次仅能产出一根晶棒，而连续直拉法可以在拉晶过程中持续往石英坩埚里加料，并不断产出多根新的晶棒，目前国内企业开发的长寿命石英坩埚，连续拉晶时间可达 200 小时以上。作为重要的功能性耗材，石英坩埚质量的核心在于原材料高纯石英砂，高纯石英砂原料要求纯度高、气泡少、粒度分布窄细、品质一致性强，目前全球能够规模化量产供应高纯度石英砂的企业包括美国西比科公司、挪威 TQC、石英股份等，其中美国和挪威的矿源纯度较高且较为稳定。

企业长期锁定石英坩埚供应商，确保稳定高质量的耗材渠道。出于对生产安全性和稳定性方面的考虑，硅片在耗材供应商选择方面均倾向于长期合作的质量有保障的企业，会同时选择 2-3 家石英坩埚供应商为其配套供货，TCL 中环的坩埚供应商主要为欧晶科技和江阴龙源，隆基绿能的供应商主要为宁夏晶隆。以欧晶科技为例，2019、2020、2021 年对中环股份的销售额占营业收入比例为 86.52%、90.61%、89.12%。2021 年，受限于欧晶科技产能，同时为避免因石英坩埚供应商单一占比过高而引发的供应链风险，TCL 中环引入了浙江美晶、无锡尚领、常州裕能三家光伏级石英坩埚供应商小批量供应大尺寸石英坩埚，上述三家企业合计占比约 10%，而其主要供货商欧晶科技与美国西比科公司的中国代理商北京雅博、连云港太平洋半导体材料有限公司签订了五年期战略合作协议，保证了原材料供应的质量和稳定。

3.2 硅料供给增加带动产业链降价，产业链利润重新分配

硅料成本占比高，硅料价格对硅片成本影响大。硅片企业使用多晶硅原料，经过拉晶、滚磨、切片、倒角、清洗等步骤，就能够得到单晶硅片。单晶硅片制造过程中的成本主要可以分为硅料成本、人工成本和制造费用，其中硅料成本占比最高。根据京运通 2020 年和 2021 年的年度报告，2019/2020/2021 年硅片生产成本中硅料成本的占比达到 48.41%/62.2%/79.6%，在硅料近两年的涨价趋势中，硅片成本也随之水涨船高。因此，从成本端，硅料价格对于硅片成本影响很大，硅料价格高位时，企业之间非硅成本的差异被弱化，而当硅料价格进入下行周期，不同企业的反映在非硅成本中的技术差异开始体现。

硅料降价带动硅片价格下降。22 年年底，硅料价格开始下滑，跌幅一度超过 50%，硅料价格的下滑显著降低了硅片成本，硅片价格随之下行，2022 年 11 月以来，硅片价格已见明显松动，10 月 31 日，TCL 中环率先下调硅片价格，11 月 24 日，隆基绿能宣布下调硅片价格，11 月 27 日，TCL 中环再次宣布下调硅片价格。自此，硅片价格开始下行，根据 InfoLink Consulting 的数据，2023 年 1 月初，硅片价格达到阶段性低点，182 硅片均价达到 3.7 元/片，210 硅片均价达到 4.6 元/片，较 2022 年高点降幅达到 51%/54%。春节之后，硅片由于开工率不足造成阶段性紧缺，硅料和硅片价格略有回调，后续随着整个产业链短期博弈结束，上游硅料和硅片的价格将进一步下调。

硅料让利产业链下游，利好硅片环节。2020 年以来，硅料价格持续高涨，硅料供不应求，硅料企业盈利增长，2021 年通威股份多晶硅业务毛利率达到 66.69%，同比增长 92.19%，大全能源毛利率 65.56%，同比增长 97.59%，新特能源毛利率 58.66%，同比增长 205%。根据 InfoLink Consulting 的数据，硅料厂商的利润水平随着硅料涨价持续上涨，2021 年和 2022 年持续处于高位，在 2022 年 Q3 达到顶峰，此时大全毛利率甚至达到 80%的水平。硅料环节高企的毛利削弱了下游环节的盈利水平，硅料已开启降价周期，其自身盈利水平压缩，硅片成本端压力释放，利润空间增加。

新老玩家积极扩产，名义产能增加。近两年来，随着单晶硅技术逐渐成熟，硅片行业技术外溢，行业门槛降低，新玩家众多。2020 年，硅片环节格局较好，呈现出隆基中环双寡头格局，而其上游硅料环节竞争格局相对分散，硅片企业凭借自己的买家优势，将上游硅料价格压低，20 年第二季度，硅料价格一度降至 6 万元/吨以下，原料价格走低推高了硅片环节的盈利性，且此时行业开始大力扩展大尺寸硅片产能，大尺寸需要更大型号的单晶炉及切片机，新玩家没有老旧产能包袱，在设备端与老玩家相比更有优势，因此在 2020 年硅料价格低点时，一众新玩家跨界入局，包括做光伏设备起家的上机数控、京运通、IDG 资本旗下的高景及双良节能。近两年，硅片环节名义产能增长迅速， 2020/2021/2022名义产能达到215/368/550GW，预计2023年硅片名义产能将达到785GW。

供应链关键辅材的供给瓶颈制约硅片实际产能的释放，市场份额向头部公司集中，硅片盈利性保持合理水平。硅片环节名义产能过剩，但受制于关键辅材的瓶颈制约，实际处于紧平衡状态。硅片制作过程中需使用高纯石英砂制备石英坩埚，但目前高纯石英砂供给有限，且短期内产能无法快速提升，造成硅片环节名义产能过剩，但实际产能有限。硅片头部公司，提前锁定了海外高纯石英砂资源，能够更好的控制生产成本，预期硅片环节集中度将有所提升。近期隆基提高硅片价格也证实了硅片环节处于紧平衡状态，头部企业能够合理留存利润，享受定价权。

3.3 大尺寸、薄片化为变革趋势，N 型硅片引领长期方向

3.3.1 大尺寸有效降本增效，182 和 210 渗透率不断提升

大尺寸硅片能够有效摊薄非硅成本，带来全产业链的降本增效。在相同的用量下，硅片尺寸的增大能够有效降低切片和拉晶的次数，从而有效降低单位生产成本，除了硅片环节外，大尺寸带来的是全产业链成本的下降，对下游制造业企业，大尺寸硅片可以提高从硅片到组件的生产效率并降低生产运营成本；对电站客户，大尺寸硅片能够降低支架、电缆等建设成本，并减少运输安装费用。目前市场的主流硅片尺寸为 166mm、 182mm 和 210mm，市场对于 182mm 和 210mm 两种路线各执己见，隆基、晶科、晶澳、阿特斯、江苏润阳悦达、江苏中宇光伏、潞安太阳能这七家公司倡导建立 182mm*182mm 的光伏硅片标准（M10），而中环、爱旭、东方日升等企业则认为 210mm 是未来硅片的发展方向，其能够兼容 N 型电池技术并和钙钛矿叠加，度电成本更低。

182和 210渗透率提升，大尺寸硅片成为主流。大尺寸硅片已逐渐成为主流硅片尺寸，根据 CPIA 的数据，2022 年 182mm 和 210mm 的大尺寸硅片的市场份额由 2021 年的 45% 迅速增长至 82.8%，未来其占比仍将快速扩大。

3.3.2 薄片化有利于降低硅耗，N 型技术助力薄片化趋势

薄片化有助于降低硅耗，N 型硅片平均厚度更薄。在硅片相同的面积下，将硅片做薄能够降低单片的耗硅量，也能够使得硅片具有更好的柔韧性，为电池和组件端带来更多可能性，同时，在硅片切割的过程中，薄片化切割可以减少硅料损耗，增加单位硅料出片率，从而降低硅片企业的成本。目前切片工艺已经能够完全满足薄片化的需求，但硅片厚度对电池片的自动化、良率、转换效率等均有影响，因此更加依赖全产业链各环节的合作推进。根据 CPIA 的数据，2022 年，P 型单晶硅片平均厚度在 155μm 左右，较 2021 年下降 15μm，用于 TOPCon 电池的 N 型硅片平均厚度为 140μm，用于异质结电池的硅片厚度约 130μm。

4 电池片：技术变革势不可挡

4.1 新兴技术发展迅速

4.1.1 PERC 电池为当前主流电池，未来提升空间有限

PERC 属于 P 型电池，目前工艺已较为成熟。晶硅电池发电主要是通过在硅材料中掺杂少量原子形成半导体，不同类型的半导体相互接触，在光照的作用下形成电势差进行的。根据掺杂的原子不同，可以分为 P 型半导体（掺入硼等三价原子）和 N 型半导体（掺入磷等五价原子），目前光伏领域采用高温扩散的方式，在硅片表层形成一层具有相反导电型的掺杂薄层，BSF 电池、PERC 电池，都是基于 P 型硅片进行磷扩散，该技术相对容易，工艺温度更低而良率高，目前已非常成熟，成本也能够得到很好的控制。

PERC 已量产十年，目前已基本接近理论效率上限。早在 2008 年，国内电池企业就已陆续对 PERC 类电池展开研究，2012 年 PERC 电池的产业化进程正式拉开帷幕，此后，PERC 电池呈现出极为快速的增长态势，当下，PERC 已是目前光伏市场最主流、性价比最高的电池类型，广泛运用于全球各类电站项目。根据 CPIA 的数据， 2022 年新建的电池量产产线仍以 PERC 电池产线为主，但下半年部分 n 型电池片产能陆续释放，市占率下降至 88%。PERC 理论转换效率上限为 24.5%，2022 年，规模化生产的 PERC 单晶电池，平均转换效率达到 23.2%，技术较为领先的电池厂商的转换效率已逼近理论上限，CPIA 预测 2023/2024/2025/2026 年，PERC 平均转换效率为 23.3%/23.4%/23.5%/23.6%，转换效率进步空间有限。

4.1.2 TOPcon 与 PERC 产线兼容性高，目前主流的变革方向

TOPCon 属于 N 型电池，较 P 型电池具备更高的提效潜力。目前的 TOPCon、HJT 等新兴电池技术均属于 N 型电池，基于 N 型硅片进行硼扩散，由于 N 型电池的少子为空穴，其寿命更高，电阻率更低，发电效率随温度升高而下降的幅度更低，在弱光情况下的响应能力更强，因此具备更高的理论转换效率。TOPCon 电池提出时间较短但发展迅速，凭借着现今的钝化技术及双面发电能力，TOPCon 的电池转换效率更高，其极限效率大约在 28.7%，接近晶硅电池转换效率的上限。2022 年，N 型 TOPCon 电池平均转换效率达到 24.5%，较 2021 年提升 0.5%，后续还将会有较大幅度的提升，预计 2025/2030 年能够达到 25.4%/26.0%。

TOPcon 与 PERC 产线兼容性好。TOPCon 与 PERC 在结构方面存在一定的相似性，前者的正面与后者背面膜层及金属化方式一致，最外侧也都是采用氮化硅减反钝化层，并具备相同的清洗制绒工艺，因此在部分设备上与 PERC 具备一定的兼容性，相较于 PERC，TOPCon 需增加 LPCVD 或 PECVD 设备，并配套扩散或退火炉。当前行业内存在大量的 PERC 产能，TOPCon 能够在 PERC 产线上进行更新改造，因此相对于其他电池技术，TOPCon 的推广更具有优势。 TOPcon 已进入量产阶段，新老玩家纷纷介入。由于 TOPCon 电池与 PERC 良好的兼容性，TOPCon 电池被认为是过渡期的技术路线，目前已走向规模化量产的阶段。晶科能源大力发展 TOPCon 电池技术，目前已拥有 24GW 的 TOPCon 产能，23 年正在建设的产能也高达 31GW，钧达科技、晶澳科技也走在行业的前列，根据目前新老电池企业在 TOPCon 的产能规划，预计 2023 年 TOPCon 电池产能将达到 295.4GW。

4.1.3 HJT 电池转换效率潜力大，未来降本方向明确

HJT 电池由两种不同类型的半导体材料构成，发电增益效果明显。不同于 PERC 和 TOPCon 在硅片表面掺杂不同的原子，异质结电池（HJT）是由两种不同类型的半导体材料构成的，如非晶硅和晶硅体，晶硅衬底采用 N 型单晶硅，衬底上下覆盖含有大量氢原子的本征非晶硅薄膜层，第三层为含氢的掺杂非晶硅层，窗口层处为 P 型膜层，背场处为 N 型膜层，最外层为 TCO 透明导电膜层，用于减反射和汇集电流。由于采用了两种不同性质的材料，HJT 电池的效率能够突破晶硅电池的上限且具备较为突出的发电量增益效果，主要体现为较强的高温下发电能力、突出的双面发电能力及较强的弱光响应能力。HJT 电池的理论最高转换效率为 27.5%，低于 TOPCon，但 HJT 电池的优势是其可以采用叠层和钙钛矿等技术，通过不同种电池技术的叠加，能够显著提高转换效率。根据 CPIA 的数据，HJT 电池 2022 年平均转换效率达到 24.6%，较 2021 年提升 0.4%，隆基于 2022 年刷新 HJT 电池转换效率的最高纪录，达到 26.81%，是目前硅基太阳能电池的最高纪录。

目前成本较高，但未来降本潜力大。PERC 约有 9-10 个制造工序，而 HJT 电池在生产工艺方面和 PERC 具有较大的差别，其一共有 4 个核心步骤，且核心环节 PECVD 与之前的工序完全不同，无法在现有的 PERC 产线上进行升级改造，设备也需要重新购置。HJT 电池目前的制造成本仍然偏高，在设备端，HJT 单 GW 设备投资额达到 3.5-4 亿元，而 PERC 则为 1.3 亿元/GW，该部分成本能够随着国产化设备发展逐步解决；在其他非硅成本方面，HJT 电池银耗量较大，因其低温工艺下用量更大且纯度更高，该部分成本能够通过降低线宽、铜替代等方式解决；硅片端，HJT 电池更适应于薄片化的发展，PERC 电池片的临界点为 160μm，TOPCon 临界点为 130μm，而 HJT 临界点为 100 μm，硅片减薄能够显著降低单位成本；靶材方面，电池最外层的 TCL 薄膜目前主要使用 ITO(氧化铟锡)制造，后续可考虑使用价格更为低廉的 AZO（掺铝氧化锌）进行替代，能够有效降低 ITO 的使用量。规模效应下 HJT 电池的生产成本不断降低，根据华晟实证数据显示，2022 年 1 月与 7 月非硅 BOM 成本中，银浆单耗由 0.25 元/W 降低至 0.13 元/W，降低 49%；化学品由 0.03 元/W 降低至 0.009 元/W，降低 72%；网板由 0.02 元 /W 降低至 0.005 元/W，降低 76%；靶材由 0.05 元/W 降低至 0.04 元/W，降低 25%。

HJT 电池作为一种新兴的电池技术，凭借着更大的开发潜能，吸引一众新老玩家的目光。因为 HJT 电池产线与 PERC 产线不兼容，新入场企业没有老旧产能的包袱，相较 TOPCon 而言更加友好，因此受到了许多新企业的青睐。华晟新能源、金刚玻璃、爱康科技等新企业大力发展 HJT 电池技术，通过与迈为、金辰等设备厂商的合作，占据先发优势，走在行业前列。另一方面，行业内原有电池厂商也在积极推动 HJT 电池的开发，较为突出的代表是隆基绿能，其持续不断刷新着 HJT 电池的转换效率。综合各个厂商披露的产能规划情况来看，预计 2023 年 HJT 电池产能将达到 166.4GW，2025 年将达到 235.9GW。

4.1.4 IBC 电池移除正面栅线，更契合分布式场景

IBC 电池前表面无金属栅线，2021 年转化效率达 24.1%。IBC 电池是最具代表性的一种背接触电池，其最核心特点是，前表面无金属栅线，能够最大程度的吸收太阳光，因此其单面转化效率可以达到很高的水平，将正负细栅电极放置于背面，能够通过更大的宽度来降低电阻，从而提升效率，这样的结构，还有助于硅片薄片化，目前 IBC 电池使用的硅片厚度约为 130μm，硅片的减薄能够有效地降低全产业链的非硅成本。IBC 电池在串联时为单面连接，能够减小电池之间的距离，增大组件封装密度，更有利于下游组件端的降本增效。CPIA 的数据显示，2021 年 IBC 电池的平均转换效率达到 24.1%，较 2020 年增加 0.4%，略低于 HJT 电池，但预期 IBC 电池未来转换效率的上限更高， 2025 年将达到 25.3%，2030 年达到 26.2%，高于其他类型电池。

IBC 电池单面发光结构契合分布式场景，具有广阔应用空间。分布式应用场景一般都是户用或小型工商业屋顶，一般可供安装的面积不大，且对于外观的要求较高，是对于空间利用率和美观度等方面要求较高的偏高端市场。IBC 电池无主栅的结构正好契合了分布式的应用场景，其极强的单面光能吸收能力和更高的电池封装密度能够在有限的面积中发出更多的电，且其正面全黑造型，美观大方，更适用于屋顶或工商业楼宇外墙。近几年来，全球分布式市场发展迅速，2022 年，分布式电站占比 58.5%，其中户用光伏占到分布式市场的 49.4%，随着整县推进及 BIPV 概念的兴起，分布式仍将保持一定的市场份额，为 IBC 电池带来有力的需求驱动。

IBC 电池工艺复杂成本较高。IBC 电池独特的结构也增大了制作难度，其背面复杂的结构设计提高了电池制作成本，如何在背面制作出间隔排列的 P 型和 N 型掺杂区域，并在上面形成金属化接触和栅线是 IBC 电池的技术难点。目前行业使用掩膜法，该方法步骤较多，拉高了 IBC 电池的制造成本。从产业化发展的角度来看，IBC 电池在 SunPower 公司的引领下，最早于 2004 年实现商业化量产，目前已发展至最新一代 Maxeon 6，在国内，中环股份认购了从 SunPower 中分拆出来的 Maxeon Solar 公司的部分股权，天合光能、国电投黄河水电、晶澳科技也纷纷投入 IBC 领域，目前基本发展到中试线阶段。

4.1.5 HBC、HPBC、ABC 等多技术叠加电池有望进一步提高效率

BC 类拓展性更强，可与其他电池技术相结合。随着技术工艺的不断成熟，IBC 电池慢慢形成了三大技术路线：1）以 SunPower 为代表的经典 IBC 电池工艺；2）以 ISFH 为代表的 POLO-IBC 电池工艺，及其同源技术 TBC 电池；3）以 Kaneka 为代表的 HBC 电池。传统的 IBC 电池效率的溢价难以覆盖其增加的成本，业内将更多的目光投向 HBC、TBC 等多技术复合型电池。IBC 电池与非晶硅钝化层结合可以形成 HBC 电池，可同时兼具 BC 类电池的正面发电能力及 HJT 电池的高开路电压，量产转换效率 25%-26.5%，Kaneka 公司曾于 2017 年开发出效率为 26.63%HBC 电池，成为了目前晶硅电池研发效率的最高水平。TBC 电池由 TOPCon 电池和 BC 类电池技术融合，工艺已接近成熟，量产转换效率约在 24.5%-25.5%，SunPower 等公司纷纷转向 TBC 的技术路线。

爱旭创新研发新一代背接触太阳晶硅电池（ABC 电池）。爱旭于 2021 年 6 月推出了 ABC 电池，该电池正面无栅线遮挡，具有转换效率高、温度系数低、弱光响应高、易于薄片化等优势，研发最高转换效率为 26.10%，预计平均量产转换效率将达 25.5%，发电量较目前主流的 PERC 电池可增加 10%，目前已设置 300MW 电池中试线和 500MW 组件试验线，6.5GW 量产线已顺利开工。隆基发布 HPBC 电池，量产线 23 年落地。隆基于 2022 年 11 月发布新一代电池 HPBC 及其组件产品 Hi-MO6，HPBC 是复合钝化背接触电池的简称，在 P 型技术路线上采用 IBC 技术，应用场景更适用于分布式光伏电站。据隆基介绍，HPBC 标准版量产效率能够突破 25%，叠加氢钝化技术之后，效率可提升至 25.3%。

4.1.6 钙钛矿电池效率天花板更高，生产工艺尚待突破

钙钛矿电池利用钙钛矿作为吸光材料。晶硅电池属于第一代太阳能电池技术，经过几十年的发展，目前成为了光伏行业的主流技术，隆基创造的最高研发效率为 26.81%，已非常接近晶硅电池 29.4%的理论效率极限。第二代薄膜电池具有更高的理论极限效率，但其实际研发效率不佳，并受制于稀有原材料的限制，大规模量产的降本空间有限。钙钛矿电池属于第三代电池技术，其结构可以分为 TCO 导电层、电子传输层、钙钛矿层、空穴传输层以及金属对电极，钙钛矿作为吸光材料，在光线的照射下产生的成对的电子和空穴向两极移动，产生电势差。

钙钛矿电池制造成本更低，理论效率天花板更高。从原料的角度看，钙钛矿电池更低廉的成本是一个显著的优势，钙钛矿溶液的原料成本更低，由于其自身光电性能的优异性，对于杂质的容忍性更强，用料更加节省且更容易获得。从生产工艺的角度看，钙钛矿电池产业链更短，生产工艺更简单，一体化产能涉及涂布、镀膜、激光、封装四个步骤，仅需 45 分钟即可完成原材料的组装工序。因为生产工序简单，涉及的设备不多，后续随着产业化发展的推进，设备方面的降本空间也更大。在钙钛矿电池生产过程中，所有工序都在低温条件下进行，因此电力消耗也能够显著的降低。钙钛矿电池的理论效率接近太阳能电池的极限，钙钛矿的带隙宽度不固定，根据不同的配方组合，能够覆盖太阳能电池的最佳带隙，因此其理论效率能达到 33%。钙钛矿不同溶液之间可以实现叠层效果，双节叠层的理论转换效率可达 43%，三节叠层可达 50%以上。转换效率高、制作工艺简单、制造成本更低是钙钛矿电池的主要优势。

大面积制备效率低稳定性差，尚未进入量产阶段。钙钛矿材料是离子键结构，与晶硅材料相比，更容易发生分解和离子迁移，且其对水、氧、光、热等外界因素极为敏感。目前钙钛矿电池 T80 寿命（效率下降到初始值的 80%）约为 4000 小时，而当前主流晶硅电池寿命能够达到 25 年。另一方面，钙钛矿电池在大面积制备时工艺还有待优化，目前难以生产出厚度较薄且面积较大的钙钛矿层，导致其玻璃衬底及膜层的不平整、不均匀，且其死区较大，影响电池效率。目前国内企业在钙钛矿领域持续投入研究，投产产线主要以试验线及小规模量产线为主，尚未进入大规模产业化阶段。

4.2 电池新技术推动辅材与设备的创新与迭代

4.2.1 电池片发展带动焊带升级，MBB/SMBB 迎合降本需求

焊带属于光伏核心辅材，提升光伏组件电流收集效率。光伏焊带是重要的辅材，用于电池片的串联或并联，发挥着重要的导电及聚点功能，以提升光伏组件的输出电压和功率。光伏焊带分为互连焊带和汇流焊带，互连焊带用于连接光伏电池片，直接焊接在电池片正面栅线和背面栅线位置，将相邻电池片的正负极互相连接，形成串联电路，汇流焊带用于连接光伏电池串及接线盒，众多电池串通过汇流焊带形成完整电路。焊带具有成本低、焊接可靠性高、导电性好等优势，仍为当前主要使用的互联方式，2022 年市场份额为 99.3%，预计 2030 年焊带仍为市场主流。

电池片技术演变催化焊带需求与应用，MBB/SMBB 放量在即。在不增加电池遮光面积及影响组件串联焊接工艺的前提下，提高主栅数目有利于缩短电池片内细栅电流传输路径，减少电池功率损失，提高电池应力分布的均匀性以降低碎片率，降低断栅及隐裂对电池功率的影响。2021 年，随着主流电池片尺寸的增大，9 主栅及以上技术成为了市场主流，较 2020 年上升 22.8 个百分点至 89%。MBB 焊带主要应用于多主栅技术，其圆形焊带减小了电池遮光面积，使得电池受光面积更大从而提升功率，且 MBB 焊带焊接后电池片抗隐裂能力更强，进一步提升了电池片可靠性，由于 MBB 焊带的截面较小，能够节约主栅银浆的使用，从而大幅降低生产成本。综合来看，MBB 焊带与多主栅技术叠加后具有明显的降本效果，迎合了 N 型电池片强烈的降本需求，预计随着下游需求的增长，MBB/SMBB 焊带需求旺盛，放量在即。

4.2.2 POE 胶膜性质更佳，N 型产业化推动需求释放

POE 胶膜性能较 EVA 更佳，市场份额逐渐提升。光伏胶膜封装材料位于背板和中间电池片之间，起到粘连和保护的作用，同时太阳光需要最大限度透过胶膜到达电池片表面，提高电池片的发光效率，因此光伏封装胶膜要求具备高透光率、抗紫外线、与玻璃及背板粘连性好等特点。目前主流的光伏胶膜材料包括 EVA、POE 和 EPE，相较于 EVA 胶膜，POE 胶膜在很多方面具备更优异的性能，首先是电阻率方面，随着工作温度的升高，EVA 胶膜的体积电阻率迅速下降，而 POE 胶膜较 EVA 体积电阻率更高。其次是水汽透过率，POE 不会像 EVA 一样吸附水汽，水汽透过率为 EVA 的十分之一。同时在黄变/老化方面，EVA 胶膜易产生多种副产品，造成脱层或黄变，而 POE 在耐热抗紫外线方面表现更好。2022 年，单玻组件封装仍以 EVA 胶膜为主，约占 41.9%的市场份额，较 2021 年下降 10.1 个百分点，POE 胶膜和共挤型 EPE 胶膜合计约占 34.9%，未来随着双玻组件占比的提升，POE 胶膜的市场占比将进一步扩大。

N 型电池技术及双面组件加速 POE 渗透。EVA 是 PERC 时代的主流胶膜材料， PERC 电池对胶膜材料宽容度更高，随着电池技术的不断发展，硅片越来越薄，N 型电池对于表面应力、酸碱度更加敏感，POE 的水汽透过率、酸碱度、耐老化、表面应力方面有更好的表现，更适配于 N 型电池的需求。双面组件通常使用玻璃背板，一般也使用 POE 胶膜。随着 N 型电池及双面组件的发展，未来 POE 胶膜终将取代 EVA 胶膜，而产业链降价又刺激下游组件需求，POE 胶膜将迎来大规模的需求市场。

4.2.3 光伏银浆

正面银浆技术要求更高，市场目前以高温银浆为主。根据位置及功能的不同，光伏银浆可分为正面银浆和背面银浆，正面银浆主要起到汇集、导出光生载流子的作用，常用在 P 型电池的受光面以及 N 型电池的双面；背面银浆主要起到粘连作用，对导电性能的要求相对较低，常用在 P 型电池的背光面。正面银浆需要实现更多功效，因此对于产品技术要求更高，消耗量也更大，其主要成分为银粉、玻璃粉、有机原料，对于组成物质的要求十分严格。按照技术路线及工艺流程，光伏银浆又可分为高温银浆和低温银浆，高温银浆在 500℃的环境下制造而成，而低温银浆在 200-250℃ 的低温环境下由原材料混合而成，目前 PERC 电池和 TOPCon 电池使用高温银浆， HJT 电池使用低温银浆，目前市场仍以高温银浆为主，而后续 HJT 电池技术的发展将带动低温银浆需求的增长。

市场规模快速增长，国产银浆加速替代。光伏银浆是制备晶硅太阳能电池的核心辅材，2016 年至 2021 年，全球及我国光伏银浆总消耗量呈现波动增长的态势，2021 年度，全球银浆总耗量达 3,478 吨（其中：正面银浆耗量 2,546 吨、背面银浆耗量 932 吨），我国光伏银浆总耗量达到 3,074 吨（其中：正面银浆耗量 2,250 吨、背面银浆耗量 824 吨），较 2016 年增长了 93.94%，占全球需求总量的比例达到 88.38%。由于正面银浆的技术壁垒较高，境外厂商在正面银浆领域的垄断情况严重，随着我国光伏行业的迅猛发展，正面银浆领域进口替代加速，国产正面银浆市占率逐渐提升。

5 组件：注重品牌力，向上游一体化延伸的趋势明确

5.1 轻资产环节，注重品牌、渠道及供应链管理能力

5.1.1 技术难度不高，行业总体竞争壁垒有限

组件主要为物理封装，自身技术壁垒有限。单体太阳能电池片不能独立使用，需与若干电池进行串、并联，并严密封装成组件才可进行使用，光伏组件是太阳能发电系统的核心部分，是指具有封装及内部连结的，能够独立供电的最小不可分割的光伏电池组合装置。通常来说，光伏玻璃与背板通过 EVA/POE 胶膜等将电池片密封，将铝边框和接线盒链接形成光伏组件。组件厂商从上游购买电池片、光伏玻璃、胶膜、背板、接线盒、铝边框等辅材，在组件环节主要进行物理封装工作，将电池片焊接焊带，并按照一定数量串联，在一定压力和温度下，将电池片与胶膜、玻璃、背板粘接融合，再安装玻璃及铝框，最后进行绝缘性能及功率测试。由此可见组件环节自身技术壁垒有限，主要为组装步骤，其自身技术变化较为缓慢，主要易受到上游电池片技术变革的影响。

组件单位产能投资低，产能需求弹性大。组件环节在光伏全产业链中是相对轻资产环节，总体竞争壁垒有限，主要成本来源于原材料，设备成本和人工成本占比较低。目前，国内组件生产线设备主要包括焊接机、划片机、层压机、EL 测试仪、IV 测试仪、装框机、打胶机、上下载机械手等，已经全部实现国产化。2021 年新投产线设备投资额为 6.2 万元/MW，与 2020 年相比稍有降低。随着组件设备的性能、单台产能以及组件功率不断提升，组件生产线投资成本仍会下降。2021 年组件工厂人工产出率约为 3.8MV/年/人，同比增长 11.8%，后续随着产线自动化、数字化和智能化的发展，预计未来人均产出率仍将不断增长。这样的成本特征导致组件环节产能启停对于需求变化反应迅速，产能弹性大。

5.1.2 销售和品牌为核心竞争力，强调供应链管理能力

组件兼具 ToB 和 ToC 属性，渠道和品牌为核心竞争力。组件位于光伏产业链中游，制造环节末端，直面终端需求市场，终端用户有大型地面电站和分布式电站，兼具 ToB 和 ToC 属性，主要客户包括终端业主、EPC、经销商和安装商。2017 年以前，全球新增光伏主要靠补贴驱动，需求相对集中，2018 年以后，光伏需求多点开花，全球 GW 大市场数量增加，销售渠道建设越来越重要，成为了组件环节的核心竞争力。另一方面，品牌对组件也尤为重要，光伏电站运营周期一般是 25 年，组件的质量决定了运营效率。海外，银行在为光伏项目提供贷款时会格外关注可融资性评级，评级较低的组件难以获取贷款，国内，央企招投标中会更倾向于选择在历史供货业绩、产品第三方认证、售后质保能力上更有优势的头部组件厂商，头部组件厂商产品也具有一定的品牌溢价。

生产所需零部件多，看重供应链管理能力。组件是所需辅材最多的环节，包括胶膜、背板、边框等，还有不同型号的材料，这对公司的供应链管理能力提出了较高的要求。组件的成本由非硅成本和电池片成本组成，电池成本约占总成本的三分之二，非硅成本占总成本的三分之一，总体的原材料成本占比极高，折旧、人工等成本占比小于 5%，因此组件端成本受到上游原材料价格波动的冲击较大。组件企业在供应链的管理能力上的差异，一方面体现在原材料的获取能力上，原材料的获取情况影响着组件厂商的开工率；另一方面体现在企业对于原材料的采购策略上，能够以较低的价格锁定原材料的企业通常能够获得更好的盈利能力。

5.1.3 产业链价格下行修复组件端盈利水平

高性价比优势助力中国组件厂商加速出海。国际能源署表示，中国是制造太阳能光伏组件最具成本优势的地方，相较印度、美国、欧洲分别低 10%、20%、35%，凭借着极具竞争力的成本，中国组件企业成功打开了海外市场，从全球光伏竞争格局来看，自 2017 年以来，全球光伏组件出货量前十厂商中有 8 家是中国的厂商，我国光伏组件于 2004 年开始出口，2013-2021 年，我国光伏组件产量始终在全球占比超过 65%，2022 年，欧洲能源危机不断升级的背景下，海外分布式市场需求旺盛，我国组件出海规模显著增长，根据盖锡资讯数据库，2022 年 1-11 月组件累计出口规模为 148.5GW，同比增长 62.93%，11 月单月出口 10.77GW，环比下降 8.0%，同比增长 30.5%。

电池片价格下降，组件成本下降。电池片占到组件端成本的三分之二，电池片的价格对组件的成本影响很大。电池片价格自 2021 年初至 2022 年末开始上行周期，单晶 PERC182 及 210 电池片从 0.9 元/片上升至 1.35 元/片，电池价格的增长侵占了组件端的利润空间，组件盈利承压。后续随着硅料价格下降，电池片价格开始先骤降后反弹，目前 182 价格在 1.08 元/片，210 价格在 1.1 元/片，组件成本下降。

产业链让利下游组件端盈利性修复。随着光伏产业链上游硅料产能逐渐释放，整个光伏产业链价格下行，组件端，根据 InfoLink Consulting 的数据，2023 年初组件均价在 1.8-1.9 元/W 左右，单面组件和双面组件价差缩小，最新价格较 22 年高点大幅下降， 23 年 1-2 月仍将呈现出较为明显的跌价，一季度新签单大多从 2 月开始拉动，2 月新签单报价每瓦约 1.68-1.78 元人民币。硅料价格下行有望减轻组件成本压力，前期受制于产业链高价，组件端盈利压缩严重，电池片降价缓解了组件端成本压力，盈利性将有所修复。

5.2 一体化和海外建厂趋势显著，行业集中度提升

5.2.1 一体化趋势显著，行业集中度有所提升

上游高价压缩组件利润，一体化优势体现。2020 年，光伏平价时代到来，下游需求快速提升，上游硅料供不应求，价格持续走高，产业链整体进入了价格上行周期，但组件环节处于产业链下游，议价能力弱，难以实现成本完全转移，利润遭到侵蚀。从硅料到组件的全部利润，会被硅料厂、硅片厂、电池片厂瓜分，组件环节所剩无几，而一体化企业能够在内部合理分配利润，且对于上游产品的品控更好，一体化厂商优势凸显。以晶科能源组件业务毛利率为例，2019-2020 年，硅料平均价格约 77 元/ 千克，晶科能源毛利率约 23%，后续硅料价格上行，组件毛利率下降，2021 年仅 13%。

一体化企业更易维持竞争优势，组件一体化趋势加剧。隆基原本专注于硅片领域，2014 年，隆基收购了乐叶公司，开始从事电池片和组件业务，之后其组件业务突飞猛进，2017 年已经进入了组件领域 TOP10，其市占率从 2019 年的 8%提高到了 2021 年的 20%以上，其他组件龙头公司也开始加大一体化的力度，天合拟建立工业硅、高纯多晶硅、单晶硅、切片、电池、组件及辅材的一体化项目；晶澳在一体化上投资逾百亿；通威大力进军组件环节，22 年第三季度连续中标组件项目，厂家一体化趋势加剧。而 2015 年出货量排名第二的阿特斯，由于垂直一体化程度较低，产能投资规模效应未充分体现，导致公司利润受到上游原材料挤压，近几年排名下滑。一体化对厂商提出更高要求，小厂商面临资金、技术等方面的考验。随着一体化趋势的加剧，组件行业的集中度有所提升，排名靠前的企业基本都是垂直一体化布局的企业，行业格局较为稳定。光伏行业的垂直一体化，由于上游重资产的性质，从上游到下游易，从下游到上游难，组件作为产业链下游，后续大概率是如通威之类的上游龙头企业向下拓展组件业务，而留给中小企业的市场份额会越来越小，市场集中度会越来越高。而一体化也对厂商提出了更高的要求，企业需要在未来技术路径、经营策略、供应链管理上更加专业和精确，否则容易面临“船大难掉头”的风险。

5.2.2 为规避价格承诺和“双反”调查，组件厂商热衷海外建厂

中欧达成价格承诺，美国打压中国光伏动作不断。中国光伏产能占据世界产能的 80% 以上，中国生产的光伏产品出口到世界各地，欧美希望遏制中国光伏产业的发展，扶持本国光伏，于是频频推出各类打压政策，限制中国光伏产品的出口。2022 年 8 月，中欧达成价格承诺，约定中国输欧洲组件价格不得低于 0.56 欧元/W，每年总量不得超过 7GW，而台湾出口欧盟价格为 0.52-0.54 欧元，东南亚出口欧盟价格 0.48 欧元左右，按照价格承诺，中国将失去在价格方面的竞争力。美国方面，2011 年 11 月，美国商务部宣布对中国输美太阳能电池展开反倾销和反补贴“双反”调查，开启对中国光伏产品的贸易限制措施；2017 年 5 月，美国针对中国光伏产业发起“201”调查；2017 年 8 月，美国宣布对中国企业发起“301 调查”；2022 年 3 月，美国商务部对柬埔寨、越南、马来西亚、泰国启动调查，防止中国光伏企业通过在东南亚组装产品规避关税进入美国市场；2022 年 6 月，“维吾尔强迫劳动预防法”开始生效，多家中国光伏企业被列入禁令名单。

海外建厂对组件厂商提出更高要求。海外建厂，企业将面临一个与本国差异较大、复杂多变的环境，一般要经过前期考察、手续准备、土地及厂房租赁等步骤，对企业的综合实力提出了较高要求。一是海外建厂资本投资很大，要求企业有一定的资金实力；二是需要有一定渠道和能力打通并维持当地政府关系，海外建厂在手续和流程上更加繁琐，要求企业有一定的实力能够维护好当地政府关系；三是要求企业有一定的风险抵抗能力，海外形势变动风险较大，企业需具备一定的抗风险能力。现如今，欧美对于中国光伏产业的制裁越发严格，光伏企业通过海外建厂的方式规避贸易壁垒，而海外建厂对于企业而言存在一定的准入门槛，这也在一定程度上加剧了组件环节的马太效应，提升了组件环节的集中度。

6 逆变器：需求弹性大，中国企业出海腾飞

6.1 风光储叠加替换需求，需求弹性大

6.1.1 逆变器是光伏核心部件之一

逆变器是光伏系统的核心部件，起到交直流转换、最大功率跟踪等作用。光伏逆变器是光伏发电系统的核心部件之一，其作用是将光伏电池发出的直流电转换为符合电网要求的交流电，并跟踪光伏组件阵列的最大输出功率，将其能量以最小的变换损耗、最佳的电能质量用于电器设备应用或汇入电网。逆变器对于整个光伏系统非常重要，其可靠性和安全性直接影响着光伏系统的稳定性，随着光伏产业链技术水平的不断提高，逆变器还在整个光伏系统中扮演者信息中枢的角色，进行信息收集、电站监测、人机交互等多种功能，提升系统的数字化和智能化水平，降低人力物力成本。综上，逆变器是光伏系统的核心部件，在整个系统中起到“心脏”和“大脑”的作用。

逆变器市场以组串式逆变器和集中式逆变器为主。逆变器按照技术路径的不同，光伏逆变器主要分为集中式逆变器、集散式逆变器、组串式逆变器和微型逆变器，集中式逆变器将大量并行的光伏组件串联至同一台集中式逆变器，完成最大功率跟踪功能，再逆变并入电网，通常功率较大，常适用于大型地面电站；组串式逆变器对单串或数串光伏组件进行单独的最大功率点跟踪，再经过逆变以后并入交流电网，相对更加灵活，常适用于工商业等分布式场景；集散式逆变器功能介于集中式逆变器和组串式逆变器之间，前置最大功率跟踪功能，实现分散跟踪集中并网；微型逆变器每个逆变器对应单块光伏组件，对每一光伏组件进行单独的最大功率跟踪，具有更高的发电效率，安全系数也更高，主要使用于户用等分布式场景。2022 年，组串式逆变器占比 78.3%，集中式占比 20%，集散式占比 1.7%，未来不同类型逆变器市场占比不确定性较大。

6.1.2 光伏新增需求旺盛，存量替代需求开启

光伏高增长赛道，后续增长潜力大。光伏平价驱动短期需求高景气，“双碳”政策维持长期需求高增长，特别是 2023 年硅料放量带动的产业链价格下行，将刺激下游需求全面复苏。预期 2023/2024/2025 年全球新增达到 350/435/540GW ，国内达到 130/170/220GW。以1.2：1的容配比计算，逆变器的全球增量需求将达到292/363/450GW，中国增量达到 108/142/183GW。组件逆变器寿命不匹配，逆变器存量替代市场开启。光伏组件的寿命约为 25 年，逆变器中的 IGBT 等部件寿命约在 10-15 年左右，逆变器使用寿命与光伏组件寿命不匹配，因此在光伏系统使用过程中，需要对逆变器进行一次更换。2010 年前后，全球新增装机开始快速增长，经过了多年的发展，逆变器迎来了存量替换阶段。假设逆变器寿命为 15 年，则 2013-2015 年新增装机部分需要在 2023-2025 年进行逆变器的置换，根据 IRENA 的数据，2013/2014/2015 全球新增装机量达到 36.9/39/47.8GW，按照 1.2：1 的容配比，逆变器替换需求达到 30.8/32.5/39.8GW ，中国逆变器替换需求达到 9.2/8.8/12.7GW 。全球逆变器总需求 323/395/490GW ，中国逆变器总需求预计 117/151/196GW。

6.1.3 储能逆变器开启新增长极，需求空间广阔

储能逆变器是光伏储能系统核心设备。储能逆变器在光伏系统中承担着充放电的功能，当光伏发电充足时，储能逆变器优先给负载供电，多余的电量储存在电池中，当光伏发电不足时，电池通过储能逆变器给负载供电，储能逆变器对整个储能系统至关重要。根据应用场景的不同，储能逆变器可以分为户用储能逆变器、工商业储能逆变器和大型地面储能逆变器，户用和工商业逆变器功率较低，而大型地面逆变器功率较高，对于芯片等要求更加严格。

成本驱动储能快速发展，光储一体化近在眼前。受益于制造商制造效率不断提高和供应链管理体系持续完善，长期来看，储能系统中核心设备例如储能逆变器、储能电池等成本呈下降趋势，光伏度电成本、光伏储能系统成本亦呈下降趋势。以德国市场为例，德国居民用电、光伏、储能度电成本如下，居民电价的上升和光伏度电成本、光储度电成本的下降，使得光储一体化更具备经济性。

储能装机市场快速发展，后续增长潜力大。电化学储能市场装机规模在 2018 年开始快速增长，根据中关村储能联盟（CNESA）统计数据，截至 2021 年底，全球电化学储能项目累计装机规模达到 23.09GW，其中美国、中国、欧洲市场分别占比 34%、24% 和 22%。根据 CNESA 及中商产业研究院的数据，2019/2020/2021 年全球电化学储能新增装机量为 2.9/4.7/6.9GW，随着可再生能源的推广，以及能源价格上涨、居民电价高、峰谷价差大等因素，预期 2022-2025 年 CAGR 将达到 63.08%，对应储能逆变器新增装机量为 13.5/22/32/48.8GW。

6.1.4 风电增长潜力大，风光储共同支撑逆变器巨量增长

风电增长空间大。根据国际可再生能源署测算，2010-2020 期间，风电 LCOE 从 0.089 美元/kWh 下降至 0.039 美元/kWh，成为度电成本最低的可再生能源，风电具备经济性优势。此外，各国新能源目标及政府政策的大力驱动，也加速了风电行业的发展。根据全球风能理事会（GWEC）发布的《2023 全球风能报告》，到 2024 年，全球陆上风电新增装机将首次突破 100 GW，到 2025 年全球海上风电新增装机也将再创新高，达到 25 GW。未来五年全球风电新增并网容量将达到 680 GW。该报告预计 2023/2024/2025 年风电新增装机将达到 115/125/135GW。

风光储叠加替换需求，逆变器需求多倍增长。光伏方面，光伏平价驱动短期需求高景气，“双碳”政策维持长期需求高增长，2023 年硅料降价带动产业链价格下行刺激下游需求，预计全球光伏市场 2023/2024/2025 新增光伏装机达到 350/435/540GW，增速达到 46%/24%/24%，按照 1.2：1 的容配比计算，新增光伏装机对应的逆变器需求达到 292/363/450GW，替换需求部分，预计达到 30.8/32.5/39.8GW。储能方面， 2022 达到 13.5GW，2023/2024/2025 储能新增装机将达到 22/32/48.8GW。风电方面，预计 2023/2024/2025 年逆变器需求为 115/125/135GW。2023/2024/2025 逆变器总需求将达到 459.8/552.5/673.6GW。

6.2 中国逆变器企业快速腾飞，重塑市场格局

6.2.1 阶段一：制造业成本优势和技术，高性价比快速占领海外市场

中国逆变器企业以成本优势迅速打开海外市场。逆变器最早由德国企业SMA研发， 1991-2011 期间，凭借着欧洲蓬勃发展的光伏市场和先发技术优势，SMA 一马当先； 2010 年全球新增光伏突破 10GW，光伏市场开启了高速发展之路，2010 年开始，市场需求激增但老牌海外逆变器企业供给不足，中国企业使用价格策略打开了海外市场， 2010 年，阳光电源逆变器售价 1605.47 元/KW，SMA 售价 2196.99 元/KW，SMA 售价相比阳光电源售价高 136.84%。成本方面，由于国内人工成本较低，2010 年阳光电源单位人工成本 13 元，占单位成本比重仅 1.62%，而 SMA 人工成本达到 220 元，占单位成本 15.69%，此外，固定成本因产量增加而下降，阳光电源在成本端较 SMA 有较大的优势，SMA 成本较阳光电源高 177.75%。凭借着成本优势，阳光电源在国内市场占领了 42.8%的份额，名列第一。

中国逆变器企业逆势崛起，市占率快速提升。2010-2014 年，光伏迎来了快速发展期，新增光伏装机年复合增长率达到 25.2%，由于海外逆变器利润高于大陆，国内企业出口意愿强烈，于是中国光伏逆变器企业凭借着制造业成本优势迅速占领海外市场，市占率快速提升。根据 IHS 和 Wood Mackenzie 数据，阳光电源在内的七大国产逆变器品牌，2012 年在全球的市占率仅为 6%，2013 年则提升为 18%，2014 年更是增长为 31%，华为、阳光电源市占率均达到 10%，中国逆变器快速崛起。在这一过程中，行业也在价格的快速下跌中重塑格局，淘汰了大批无利可图的企业，行业集中度不断提高。

6.2.2 阶段二：新进入者多从户用切入，更多注重渠道和品牌建设

逆变器兼具 to B 和 to C 属性，注重销售渠道建设。逆变器作为光伏系统的主要核心部件之一，需要和其他部件集成后提供给最终电站和投资业主使用。光伏系统在供给终端业主使用之前，存在相应的系统设计、系统部件集成以及系统安装环节，虽然最终使用者一般均为光伏地面电站投资业主、工商业投资业主或户用投资业主，但设备也可以由中间环节的某一类客户采购。集中式逆变器、大型组串式逆变器一般直接面向投资业主或 EPC 承包商进行销售，户用组串式逆变器更多依靠系统集成商、安装商、经销商进行销售，因此逆变器兼具 to B 和 to C 属性，具有类消费品特征，近年来，企业注重对于逆变器的个性化差异化设计，更加注重用户体验感。

客户对逆变器可靠性稳定性要求高，品牌效应显著。逆变器作为光伏系统的核心设备，下游客户对其稳定性、可靠性要求较高，比较注重品牌效应，客户有一定的品牌依赖度，倾向于与同一品牌建立长期、稳定的合作关系。海外银行为光伏项目进行贷款时，也特别关注逆变器品牌，彭博新能源财经（BNEF）每年会发布《组件与逆变器融资价值报告》，依据厂商财务状况的稳健程度、市占率、产品解决方案成熟度和领先度、售后服务等方面，为逆变器品牌进行可融资性评分，评分高的逆变器供应商更容易获得银行融资和无追索权贷款，节省企业的资金成本。2022 年的《组件与逆变器融资价值报告》已发布，阳光电源成为唯一上榜的具有 100%可融资性的逆变器供应商，并连续 4 年列居榜首，中国企业在前四席中上榜 3 席。

6.2.3 阶段三：地面电站强调技术及可靠性，考验供应链管理能力

模块 IGBT 仍依赖进口，考验企业供应链管理能力。逆变器生产所需的原材料主要包括机构件、电子元器件以及辅助材料等，其中电子元器件包括功率半导体、集成电路、电感磁性元器件、PCB 线路板、电容、开关器件、连接器等，机构件主要为压铸件、钣金件等，辅助材料主要包括塑胶件等绝缘材料。半导体器件主要 IGBT 元器件，除 IGBT 元器件，其他元器件已基本实现了国产替代。目前户用及部分小功率工商业逆变器搭配单管 IGBT，能够实现部分国产替代，而中大型工商业及地面电站使用的模块 IGBT，完全依赖进口，供应较为紧张，考验逆变器企业的供应链管理能力。逆变器头部企业能够获取优质的进口 IGBT，华为和阳光电源与英飞凌的中国经销商建立渠道，一般签订一年的锁定协议，能够满足优质 IGBT 的供应，而第二第三梯队的逆变器厂商可能无法保证充足的海外 IGBT 货源。IGBT 供应渠道也在一定程度上形成了行业壁垒，提高了逆变器环节的集中度。

地面电站逆变器强调技术和可靠性，需要经过时间验证。大型地面电站逆变器功率更高，对于安全性和稳定性的要求也更高，相对于户用和工商业的应用场景，对于厂商的筛选更加严格，技术资金等壁垒更高。早先进入逆变器行业的新玩家，多是从户用和工商业切入，较少涉及到地面电站，但随着行业竞争的加剧，增量市场份额的缩减，这些逆变器厂商也在不断进行产品升级和技术进步，努力向大功率市场拓展。而地面电站市场对于厂商的技术和可靠性要求更高，在筛选厂商时，往往关注企业的过往项目情况，阳光电源等龙头企业，多年深耕大功率市场，在世界各地有多个示范项目，技术及产品安全性已经得到了市场的验证，占据了先发优势，而户用及工商业玩家在进入这个领域时，可能需要经历更长时间的沉淀和积累。

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精选报告来源：【未来智库】。「链接」

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