1.1.硅料：光伏周期加速器
1.1.1.價格歷史周期：上下游擴產(chǎn)周期差+長單機制
硅料周期主要受光伏周期下供需關(guān)系的影響，長協(xié)機制則加劇了波動幅度。我們復盤了 2013 年之前的硅料上漲周期，由于裝機需求激增，光伏行業(yè)整體大擴產(chǎn)，帶動了硅料價格 上漲。上輪周期中，由于硅料所需擴產(chǎn)時間長于下游，大部分硅料環(huán)節(jié)的擴產(chǎn)在周期下行時 期才完成，進一步推動了行業(yè)產(chǎn)品價格下跌，大量國外產(chǎn)能破產(chǎn)。在上行周期中，長協(xié)機制 刺激市場散單價格大幅攀升，而下行周期中確定價格的長協(xié)機制則拖垮了大批國內(nèi)外組件廠 商。 本輪周期反轉(zhuǎn)，硅料價格高位回落。國內(nèi)產(chǎn)能依靠發(fā)動硅料雙反續(xù)命，得以趕上本輪周 期。而后在終端需求刺激下，下游擴產(chǎn)速度遠高于硅料，疊加長協(xié)機制造成可流通散單減少， 硅料價格大幅上漲。后續(xù)隨著硅料產(chǎn)能環(huán)比上升幅度較大，配合有關(guān)部門規(guī)范市場的文件及 舉措出臺，硅料價格一度在高位維持。而近階段以來，隨著硅料產(chǎn)能的持續(xù)落地，庫存水平 已由負轉(zhuǎn)正，同時伴隨著終端觀望情緒濃厚，庫存量維持逐日增長的趨勢。
1.1.2.產(chǎn)能：國產(chǎn)實現(xiàn)逆襲后，海外產(chǎn)能蠢蠢欲動
硅料實現(xiàn)了中國為主導的逆襲。從產(chǎn)能產(chǎn)量來看，2010 年左右硅料產(chǎn)能及技術(shù) 80%以 上被外國占據(jù)；2021 年多晶硅產(chǎn)能達到 62.3 萬噸，同比上升 36.3%，占到全球的 80.49%。 而產(chǎn)量則達到了 50.6 萬噸，占全球的 78.72%。從廠商排名來看，2011 年全球前十硅料廠 商中，中國僅占 4 個，整個行業(yè)由 Wacker、Hemlock 等企業(yè)把控。而到 2021 年時國外廠 商頹勢已顯，通威、協(xié)鑫、新特、大全、東方希望等國內(nèi)廠商扶搖直上。 成本控制能力是硅料廠商的核心競爭力。價格端上，由于硅料是類大宗商品的同質(zhì)化原 材料，合格品不會有明顯差價，因此成本基本決定了廠商盈利水平。成本端上，多晶硅的折 舊成本較高，現(xiàn)金成本主要取決于物料單耗（硅粉、電耗、蒸汽、水等）以及要素價格。而 技術(shù)能力對硅料的相對售價和物料單耗都有著決定性的影響，對于企業(yè)盈利影響較大。國內(nèi) 廠商在技術(shù)上成功實現(xiàn)了趕超，疊加國內(nèi)人力成本較低、產(chǎn)業(yè)集聚的優(yōu)勢，特別是內(nèi)蒙古、 新疆等地還擁有電力價格優(yōu)勢，最終形成了相對競爭優(yōu)勢。
國外廠商撐過周期底部，近階段有復蘇趨勢。在 2010 年左右的周期中，主要廠商為國 外大型化工龍頭，且普遍具有半導體晶圓相關(guān)的深厚行業(yè)背景。但隨著周期逐漸歸于底部， 疊加中美貿(mào)易摩擦給海外巨頭帶來壓力，2016-2020 年間大量企業(yè)如 MEMC、Hemlock、 Tokuyama 等選擇了離開光伏多晶硅領域。而隨著本輪需求啟動，原本受虧損影響即將絕跡 的海外硅料產(chǎn)能出現(xiàn)了一些死灰復燃的趨勢，Wacker 利潤暴增，REC 計劃重啟摩西湖工廠， OCI 馬來工廠業(yè)績迅速反彈。同時海外新建產(chǎn)能普遍注重 N 型硅料，而國內(nèi)產(chǎn)能仍在替換 升級中。
1.1.3.顆粒硅：滲透率不斷提升
當前主流的多晶硅生產(chǎn)技術(shù)主要有三氯氫硅法和硅烷流化床法，產(chǎn)品形態(tài)分別為棒狀硅 和顆粒硅。三氯氫硅法生產(chǎn)工藝相對成熟，目前是行業(yè)主流。2021 年硅烷法顆粒硅產(chǎn)能和 產(chǎn)量小幅增加，顆粒硅市占率有所上漲，同比提升了 1.3 個百分點，達到 4.1%，棒狀硅仍 然能夠占到 95.9%。 三氯氫硅法即為改良西門子法，原理是氣化的三氯氫硅（SiHCl3）和氫氣 (H2）在高溫 硅芯（硅棒）表面、 1050~1100 ℃下發(fā)生還原反應后（氣相沉積反應），生成晶體硅。硅烷 流化床法將細小的硅顆粒種子鋪在有氣孔的床層上，然后從下面通入三氯化硅氣體和其它反 應氣體，在加熱等反應條件下，硅單質(zhì)沉積在硅顆粒種子上，生成體積較大的硅粒，通過出 料管送出流化床反應器。顆粒硅技術(shù)具有著技術(shù)壁壘高、工藝步驟簡化、成本降低、碳排放 低等優(yōu)勢。
目前顆粒硅主要作為復投料摻雜使用。目前存在的主要難點為氫跳（即微量氫氣頂起， 并濺射至導流筒下沿，高溫下滴回硅液影響拉晶）、金屬雜質(zhì)含量、碳雜質(zhì)含量、硅粉等。 預計隨著技術(shù)難點攻克，滲透率有望獲得提升。 顆粒硅競爭格局呈現(xiàn)協(xié)鑫為主導的特點，歷史發(fā)展與硅料如出一轍。協(xié)鑫、天宏技術(shù)從 過去國外的 MEMC、REC 承接業(yè)務并進一步發(fā)展。目前協(xié)鑫科技目前規(guī)劃的 60 萬噸顆粒 硅總產(chǎn)能已全部開工，年底隨著包頭基地一期投產(chǎn)，顆粒硅名義產(chǎn)能可以達到 22 萬噸以上， 產(chǎn)量在中國多晶硅有效供給量中的比重將由 2021 年的 1.4%上升至 10%以上。
1.2.電池：技術(shù)迭代下，行業(yè)技術(shù)紅利出現(xiàn)
1.2.1.晶硅電池：三種路徑下，TOPCon 量產(chǎn)領先，HJT 降本仍在推進
轉(zhuǎn)換效率逼近極限，N 型迭代大勢所趨。2021 年 PERC 電池片市場占比進一步提升至 91.2%，N 型電池市場占比約為 3%，較 2020 年基本持平。但是相較 P 型電池已逼近理論 轉(zhuǎn)換率極限 24.5%， N 型電池片的轉(zhuǎn)換效率極限均在 28%以上。同時技術(shù)擴散導致紅利日 益減弱，N 型迭代已經(jīng)成為大勢所趨。CPIA 預測，自 2025 年開始，TOPCon 及 HJT 合計 市占率將超過 50%。 目前 N 型電池呈現(xiàn)三種主要路徑分歧。TopCon 及 HJT 電池都通過采用新的鈍化接觸 結(jié)構(gòu)來提高鈍化效果，IBC 即交指式背接觸（Interdigitated Back Contact）電池將電池正面 的電極柵線、正負電極都置于電池背面，減少柵線對陽光的遮擋，則主要是通過結(jié)構(gòu)的改變 來提高光電轉(zhuǎn)換效率。
TopCon：即對即隧穿氧化層鈍化接觸電池（Tunnel Oxide Passivated Contact），通過 超薄的隧穿氧化層和摻雜多晶硅層兩層結(jié)構(gòu)形成背面鈍化接觸結(jié)構(gòu)，降低金屬接觸復合電流， 從而提升轉(zhuǎn)換效率。根據(jù)摻雜多晶硅層沉積方法的不同，TOPCon 技術(shù)路線主要分為 LP 路 線、PE 路線和 PVD 路線三類，LP 路線和 PE 路線選擇的廠商分別占比 47%和 46%，市場 認可度較高，而 PVD 路線受成本困擾當前占比僅 7%，預計后續(xù) LP 和 PE 路線仍為主流。 TOPCon 電池的發(fā)展歷經(jīng)技術(shù)萌芽、技術(shù)布局、量產(chǎn)開啟三個階段。1）2015-2017 年： TOPCon 技術(shù)出現(xiàn)并得到應用。TOPCon 技術(shù)概念最早是由德國 Frauhofer 研究所于 2013 年提出，并于 2015 年研發(fā)出了效率達到 25.1%的新一代 TOPCon 電池；2）2018-2020 年： 國內(nèi)廠商如晶科、天合等紛紛開始布局 TOPCon 技術(shù)；3）2021 年-至今：商業(yè)規(guī)模化應用 逐步展開，國內(nèi)廠商進一步加大投入，光電轉(zhuǎn)換效率屢次取得突破。
TOPCon 大勢所趨，2023 年擴產(chǎn)高增速。2023 年從降本增效來實現(xiàn)市場化的角度考 慮，TOPCon 占據(jù)明顯優(yōu)勢。據(jù)統(tǒng)計，目前 TOPCon 規(guī)劃產(chǎn)能總計約 306GW，2022 年底 約 84GW 名義產(chǎn)能，2023 年底預計達到 224GW，同比增加 166.7%。TOPCon 布局以龍頭 為主，其中晶科能源一馬當先，率先布局 35GW，2022 年底實現(xiàn) 24GW；天合光能布局 33GW 產(chǎn)能，預計 2023Q1 實現(xiàn) 10GW，2023 年底實現(xiàn) 30GW；晶澳科技布局 26.5GW，預計年 底落地 16GW。
HJT：電池即為具有本征非晶層的異質(zhì)結(jié)的電池（Heterojunction Technology），指在電 池片里同時存在晶體和非晶體級別的硅。非晶硅層作為緩沖層插入 P-N 結(jié)之間，實現(xiàn)更好的 鈍化效果，大幅減少載流子的復合，提高少子壽命和開路電壓。 HJT 電池的發(fā)展歷程可以分為技術(shù)萌芽、專利壟斷、技術(shù)布局和量產(chǎn)開啟四個階段。 1）1974-1996 年：HJT 技術(shù)雛形出現(xiàn)。1974 年德國馬爾堡大學的 Walther Fuhs 在論文中 首次提出 HJT 概念，并于 1983 年成功研制出 HJT 電池，其轉(zhuǎn)換效率為 12.3%；2）1997- 2010 年：三洋開啟 HJT 技術(shù)壟斷期，日本三洋通過技術(shù)改進實現(xiàn) 15%的轉(zhuǎn)換效率突破并 申請專利，2003 年轉(zhuǎn)換效率進一步達到 21.3%；3）2010-2015 年：專利到期后，國內(nèi)外廠 商紛紛 HJT 開啟布局；4）2017-至今：國內(nèi)廠商加快 HJT 產(chǎn)業(yè)化的步伐。
降本仍持續(xù)，HJT產(chǎn)能規(guī)劃待落地。目前市場上宣布的HJT電池產(chǎn)能已經(jīng)超過120GW， 其中 2022 年下半年新宣布的產(chǎn)能約為 TOPCon 的 1/5，市場對于 HJT 的擴產(chǎn)積極性仍需調(diào) 動。相較 TOPCon 有著明確的擴產(chǎn)規(guī)劃，HJT 電池受制于降本預期的不明確及盈利能力的 限制，大部分 HJT 擴產(chǎn)計劃并未給出明確的達產(chǎn)時間節(jié)點。投資 HJT 的主要廠商多為新進 入者或二線廠商，如通威、金剛光伏等，主要目的是為實現(xiàn)彎道超車，2022 實際落地產(chǎn)能 普遍遠低于原規(guī)劃。
IBC 電池：不同于之前的技術(shù)路徑從鈍化入手，IBC 將電極及柵線安置于電池背部，背 表面正負電極也呈叉指狀分布，背面結(jié)構(gòu)的復雜性造成了對于生產(chǎn)工藝精確度的高要求，難度較大。IBC 電池的優(yōu)點在于：1）正面無柵線，提升了組件對光照的吸收；2）正負電機在 背部，便于柵線結(jié)構(gòu)優(yōu)化，降低電阻；3）美觀度大幅提升，較受戶用及工商業(yè)歡迎。 IBC 電池的發(fā)展歷程可以分為技術(shù)萌芽、初步量產(chǎn)、技術(shù)布局熱潮和技術(shù)分支化期四個 階段： 1）1975-1996 年：技術(shù)萌芽。1975 年 Schwartz 和 Lammert 提出背接觸式光伏電池概 念。1984 年，斯坦福教授 Swanson 實現(xiàn)類 IBC 的點接觸（Point Contact Cell, PCC）太陽 電池在聚光系統(tǒng)下轉(zhuǎn)換效率達到 19.7％，他此后創(chuàng)立了 SunPower 公司； 2）1997-2010 年：技術(shù)領導者 SunPower 開啟 IBC 電池初步產(chǎn)業(yè)化，并于菲律賓工廠 25MW 產(chǎn)能實現(xiàn)規(guī)模量產(chǎn)； 3）2011-2016 年：更多廠商機構(gòu)布局 IBC 技術(shù)，如天合光能等; 4） 2017 年-至今：IBC 技術(shù)形成三大分支化路線——以 SunPower 為代表的經(jīng)典 IBC 電池工藝；以 ISFH 為代表的 POLO－IBC（集成光子晶體的多晶硅氧化物叉指背接觸）電 池工藝；和以 KANEKA 為代表的 HBC（IBC 與 HJT 技術(shù)結(jié)合）電池工藝。2022 年 ISFH 設計的 POLO-IBC 電池進一步打破了 IBC 電池的效率極限，通過改進鈍化水平，轉(zhuǎn)換效率 有望提高到 29.1％。
目前技術(shù)路徑優(yōu)劣尚未區(qū)分，降本增效仍在進行。目前中短期內(nèi) TOPCon 已最先實現(xiàn) 落地，產(chǎn)能規(guī)劃最高。HJT 產(chǎn)能持續(xù)規(guī)劃，后續(xù)降本增效空間巨大。IBC 工藝繁復，國內(nèi)已 實現(xiàn)量產(chǎn)，但良率及市場接受度仍需提升。而事實上，各種技術(shù)路線并不沖突，多種技術(shù)作 為平臺技術(shù)，其疊加后的效果可以實現(xiàn)更高的轉(zhuǎn)換率。其中 IBC 與 TOPCon 技術(shù)的疊加被 稱為 TBC 電池，而與 HJT 技術(shù)的疊加則被稱為 HBC 電池。HJT 也可以疊加 IBC 和鈣鈦礦 技術(shù)。
1.2.2.鈣鈦礦：商業(yè)化有待時日，與晶硅電池疊層大有可為
轉(zhuǎn)換效率突破晶硅電池極限，鈣鈦礦成為更遠未來的發(fā)展方向。目前晶硅電池的市占率 約為 96%，薄膜電池市占率僅 4%，但晶硅電池的轉(zhuǎn)換效率已經(jīng)逐步靠近理論極限的 29.43%。 而鈣鈦電池單層電池理論效率極值可達 31%，晶硅/鈣鈦礦雙節(jié)疊層轉(zhuǎn)換效率可達 35%，三 節(jié)層電池理論極限可達 45%以上。如果摻雜新型材料，鈣鈦礦電池的轉(zhuǎn)換效率更是有望達到 50%。鈣鈦礦（PSCs）是一種分子通式為 ABX3的晶體材料，呈八面體形狀，結(jié)構(gòu)特性優(yōu)異， 具有轉(zhuǎn)換率極限高、成本低的優(yōu)點，但仍存在穩(wěn)定性差和大面積制備困難的問題。
鈣鈦礦企業(yè)仍處試產(chǎn)階段，商業(yè)化初期備受融資青睞。2019 年 2 月，協(xié)鑫光電建成 10MW 級別的大面積鈣鈦礦組件中試產(chǎn)線，2022 年全球首條 100MW 量產(chǎn)線計劃投入量產(chǎn)， 目前已在昆山完成廠房和主要硬件建設，光電轉(zhuǎn)化效率有望超過 18%。極電光能完成 2.2 億 元 Pre-A 輪融資，并宣布 2022 年 2 月 150MW 生產(chǎn)線投產(chǎn)。纖納光電則已完成 C 輪融資， 2022 年 7 月完成組件α產(chǎn)品的發(fā)布，宣布率先實現(xiàn)百兆瓦級量產(chǎn)。2022 年 8 月，仁爍光能 完成 A 輪融資，宣布 10 月 15 億元電池系列項目簽約落地。
1.3.BIPV：建筑節(jié)能趨勢下，BIPV 有望高速增長
1.3.1.政策端：雙碳政策下，建筑節(jié)能提上日程
建筑建設、使用產(chǎn)生大量碳排放，建筑節(jié)能是碳中和的重要組成部分。建筑領域占碳排 放總量的 4%，而占碳排放 41%的電力系統(tǒng)中，大部分活動都發(fā)生在室內(nèi)。因此降低建筑建 設、使用過程中產(chǎn)生的碳排放對于實現(xiàn)雙碳目標具有著重要的作用。
隨著雙碳政策提出，屋頂光伏、建筑光伏一體化政策加速落地。隨著雙碳政策提出推廣 光伏發(fā)電與建筑一體化應用，《“十四五”建筑節(jié)能與綠色建筑發(fā)展規(guī)劃》《城鄉(xiāng)建設領域碳 達峰實施方案》等針對性政策相繼發(fā)布，要求推進建筑太陽能光伏一體化建設，到 2025 年 新建公共機構(gòu)建筑、新建廠房屋頂光伏覆蓋率力爭達到 50%，同時推動既有公共建筑屋頂加裝太陽能光伏系統(tǒng)。此外，地方政府也針對屋頂光伏等頒布政策提供補貼，共約 31 個省市 區(qū)出臺了一系列綠色建筑激勵政策，包括財政補貼、優(yōu)先評獎、信貸金融支持、減免城市配 套費用等。
1.3.2.BIPV：建筑光伏一體化是建筑節(jié)能最佳方案
我國目前的分布式光伏項目中，光伏與建筑結(jié)合占比達到 50%，主要方式分為 BAPV 與 BIPV： 1）BAPV( Building-attached Photovoltaics)：光伏組件通過支架等附著于建筑物墻 面或屋頂?shù)任恢?，光伏組件僅承擔發(fā)電功能，不承擔建筑功能，現(xiàn)在大多數(shù)存量的光伏建筑 一體化即為 BAPV； 2）BIPV( Building-integrated) ：指光伏既實現(xiàn)光伏發(fā)電功能，又承擔建筑構(gòu)件和建 筑材料的功能，與建筑主體同時設計施工，可以達到與建筑物融為一體的效果，是未來光伏 建筑發(fā)展的發(fā)力點。
BIPV 優(yōu)勢明顯，預計滲透率不斷提升。相較傳統(tǒng) BAPV，BIPV 在美觀度、安全性、安 裝便捷度、運維成本等方面均有優(yōu)勢，隨著技術(shù)逐步成熟，經(jīng)濟性也逐漸得到驗證。2019 年 和 2020 年全球 BIPV 裝機總量分別為 1.15GW、2.3GW，約占全球光伏總裝機量的 1%，滲 透率較低，仍處起步階段。據(jù) CPIA 數(shù)據(jù)顯示，2020 年我國 BIPV 裝機容量已達 709MW， 引領全球 BIPV 熱潮。
薄膜電池市場持續(xù)萎縮，期待新的使用場景。CPIA 數(shù)據(jù)顯示，2021 年全球薄膜電池占 光伏電池比例僅為 3.8%，而 2010 年、2020 年的比重分別為 14%、4%，占比持續(xù)呈現(xiàn)下 降趨勢。2021 年薄膜電池產(chǎn)能約 10.7GW，產(chǎn)量約 8.2GW，同比上升 27.7%，擴產(chǎn)較多但 仍不及晶硅電池的速度。其中碲化鎘憑借工藝、原材料等方面的成本優(yōu)勢占據(jù)主導，產(chǎn)能占 比 97%，約 8.03GW，國內(nèi)約 130MW。 BIPV 的特性要求與薄膜電池不謀而合，因此薄膜電池未來有望放量。薄膜電池從美觀 度、弱光性、耐高溫、輕質(zhì)性、耐久度上均有優(yōu)勢，配適 BIPV 系統(tǒng)可達到錦上添花的效果。 據(jù) IEA 數(shù)據(jù)，2020 年全球新增的 1GW BIPV 中，約有 30%使用的是碲化鎘薄膜電池組件， 使用比例遠高于整體光伏市場中的占有率。
1.3.3.光伏+建材戰(zhàn)略合作，組件龍頭加緊BIPV 布局
BIPV 產(chǎn)業(yè)鏈具有光伏+建材雙重特性，上下游融合度高。BIPV 上游為光伏組件，中游 為光伏與建材相結(jié)合，形成屋面、幕墻、窗戶、外部結(jié)構(gòu)等為代表的建筑部件。下游目前主 要應用于工廠，后續(xù)工商業(yè)建筑、公共建筑等均有望發(fā)力。BAPV 模式下上游只需負責光伏 組件降本增效，下游僅負責接收、安裝，產(chǎn)業(yè)上下游關(guān)聯(lián)度不大；BIPV 模式下光伏組件建 材化，對于防水性、安全性、美觀度、支撐性等提出較高要求，同時依據(jù)建筑設計個性化定 制需求增多，上下游產(chǎn)業(yè)鏈高度融合。 BIPV 趨勢下，龍頭加緊 BIPV 布局。組件龍頭分別推出系列 BIPV 產(chǎn)品，主要為光伏彩 鋼瓦，隆基、晶科也推出幕墻等系列產(chǎn)品。此外，近期組件企業(yè)與建筑企業(yè)戰(zhàn)略合作有加速 趨勢，合作主要以簽署戰(zhàn)略協(xié)議的形式展開，其中隆基直接入股森特股份，加碼金屬圍護； 晶澳科技與東方雨虹成立合資公司共同研發(fā) BIPV。2023 年 1 月 6 日天合光能與上市公司 龍元建筑合資建立龍元明筑，推動 BIPV 業(yè)務進一步專業(yè)化；同日，晶科能源與老牌建筑公 司中天集團子公司中天綠能達成戰(zhàn)略合作關(guān)系。
1.4.海上光伏：理論星辰大海，亟需配套低成本解決方案
1.4.1.政策發(fā)力新藍海，理論空間巨大
海上光伏方興未艾，空間巨大。據(jù)國家海洋技術(shù)中心海洋能發(fā)展中心表示，我國大陸海 岸線長 1.8 萬公里，按照理論研究，可安裝海上光伏的海域面積約為 71 萬平方公里。按照 1/1000 的比例估算，可安裝海上光伏裝機規(guī)模超過 70GW。目前山東省已規(guī)劃共計 42GW 的海上光伏項目，其中到 2025 年建設并網(wǎng) 13GW 左右。 海上光伏優(yōu)勢： 1) 節(jié)約土地成本。土地成本是光伏系統(tǒng)中的重要成本，CPIA 數(shù)據(jù)顯示，一次性土地成 本約占光伏系統(tǒng)中 5%的支出。 2) 節(jié)約土地資源。土地資源瓶頸制約光伏電站建設，隨著林地、農(nóng)田以及內(nèi)陸水面等用 地限制增加，光伏用地受限，而海上光伏目前不在限制范圍內(nèi)。 3）縮小電力供需兩側(cè)地域差?；哪⒏瓯?、沙漠占據(jù)主體的大基地項目與東南沿海用 電密集區(qū)域距離遙遠，用電供需兩端存在著地區(qū)差異。而海上光伏主要沿東南沿海布局，與 用電需求側(cè)基本吻合，節(jié)約了遠距離特高壓調(diào)配的電網(wǎng)成本。 政策大力扶持，助力海上光伏發(fā)展。目前海上項目受環(huán)境、技術(shù)影響，成本和陸上普通 項目相比較高，政策成為了主要驅(qū)動力。立法上，除我國三大涉海法律外，浙江、天津、遼 寧、山東、海南均針對海上光伏出臺了相關(guān)規(guī)定，從用海規(guī)范、光伏用海問題規(guī)定、裝機規(guī) 劃、補貼等角度助力海上光伏發(fā)展。其中，山東、浙江今年陸續(xù)出臺海上光伏針對性法規(guī)細 則。政策規(guī)劃上，山東率先發(fā)布系列明確規(guī)劃文件并提出補貼政策，2022 年競配項目已部 分動工。
1.4.2.自然環(huán)境及極端氣候影響下，實際市場空間受限
相比內(nèi)陸淡水環(huán)境，發(fā)展海上光伏會受到受地形、海浪與自然災害、溫度等自然條件的 約束。目前海上光伏主要以灘涂光伏和離岸 1-5km 的近岸光伏為主，一般水深不超過 50 米。 我國海域溫度在 0-29℃左右，均符合光伏組件正常工作區(qū)間。海浪、海風、自然災害可能會 引起組件隱裂，甚至形變、斷裂、損毀。 1）渤海、黃海：海岸地勢較為平緩，可開發(fā)的沿海灘涂面積廣且風浪小，江蘇以北以 上區(qū)域適合集中式。但渤海存在海冰現(xiàn)象，冰期約 3 個月，淺灘區(qū)形成固定結(jié)冰面，河口、 灘涂區(qū)多堆積冰。山東附近海域海浪損失最高； 2）東南沿海：由東向南風浪增大，東南沿海海浪較江蘇以北海域高，浙江附近臺風登 陸頻繁，南海臺風更為頻繁猛烈。山地、礁石間存在海浪削弱區(qū)域。
海上環(huán)境中，海洋生物附著物、鹽霧、海水對組件功率也產(chǎn)生重大影響，造成 PID 效應 (Potential Induced Degradation)，即電勢誘導衰減。PID 直接危害就是大量電荷聚集在電池 片表面，使電池表面鈍化效果惡化，從而導致電池片的填充因子、開路電壓、短路電流降低， 電池組件功率衰減。
1.4.3.海上光伏組件形式：固定式為主，漂浮式方興未艾
海上光伏應用場景主要分為沿海灘涂和水面兩種形式。沿海灘涂區(qū)域，一般在冬季出現(xiàn) 大面積干塘現(xiàn)象，在夏季時岸邊水深 1-2 米，對于光伏系統(tǒng)有水陸適應兩方面要求。水面則 需要使用漂浮式光伏系統(tǒng)。大規(guī)模的海上光伏項目目前主要以沿海灘涂或潮間帶中的固定樁 基式為主，目前大部分所謂的海上漂浮式案例均位于近海接近岸邊的位置，風浪水平與內(nèi)陸 湖泊接近。真正的近海海域漂浮項目當前還沒有能夠形成可推廣的成熟商業(yè)化模式。 灘涂環(huán)境：1）以固定式為主，目前固定支架方案是海上光伏主流。使用固定樁基將組 件托起在水面以上。但固定式的樁長隨著水深加深大幅增加，施工難度和樁基成本也隨之大 幅增加，后期運維成本也隨之增長。長遠來看，固定式技術(shù)較為成熟，但應用范圍有限。 2）水陸兩棲系統(tǒng)尚待成熟。水陸兩棲系統(tǒng)配適浮體裝置，旱季浮體坐于裸露地面充當 樁基，而雨季浮體浮于水面，系統(tǒng)成為漂浮式系統(tǒng)。浮體重力及安裝方式有一定要求。浮體 要求抗風，自身的重量可以確保承受 50 年一遇的風載荷；安裝在浮體上表面的 4 塊光伏組 件須形成獨立的固定單元，即使浮體產(chǎn)生一定傾斜現(xiàn)象，也不會導致光伏組件產(chǎn)生內(nèi)應力。
海面上：海上漂浮式光伏增長空間較大，目前中國引領潮流。漂浮式系統(tǒng)尚待技術(shù)完善 及長周期實證研究，目前主要依靠政策端扶持。山東海上光伏規(guī)劃已對漂浮式有一定側(cè)重， 《山東省海上光伏建設工程行動方案》規(guī)劃 2022 年啟動漂浮式海上光伏示范工作，到 2025 年力爭開工建設 200 萬千瓦，建成并網(wǎng) 100 萬千瓦左右，占裝機總量的 10%。2022 年 10 月 31 日，山東煙臺 0.5MW 實證項目成功發(fā)電，成為全球首個投用的深遠海風光同場漂浮 式光伏實證項目。 漂浮式光伏系統(tǒng)以浮體、系泊、錨固取代陸上地樁、支架，國內(nèi)國外各有相關(guān)方案。浮 體組件浮于水面，系泊、錨固固定范圍。漂浮式組件浮體重量、面積、吃水深度等需考慮系 統(tǒng)整體重要及 25 年以上海洋附著物重量。組件需與浮體緊密貼合，確保抵御海風、海浪沖 擊。
1）國內(nèi)：一道新能等公司開發(fā)塊狀浮體系統(tǒng)，多組浮體采用特制柔性纜繩連接成一個 方陣，相鄰浮體的側(cè)面安裝橡膠防撞墊，形成柔性連接，并可以抵抗水平?jīng)_擊力和上下相對 運動時的摩擦力。 2）國外：挪威 Ocean Sun 浮力環(huán)式海上光伏方案運用于山東煙臺并網(wǎng)示范項目 ，浮 式光伏系統(tǒng)由一套由系泊系統(tǒng)固定在海床上的浮力環(huán)組成，塑膠模能夠隨波浪上下起伏，可 大幅降低風阻并對波浪有緩沖作用。同時，光伏組件采用預制滑軌與彈性薄膜連接，并通過 薄膜直接與海水接觸，水體對光伏設備的冷卻可有效提高發(fā)電效率 10%以上。
漂浮式光伏降本需求迫切，除了裝機量增加帶來的規(guī)模效應外，技術(shù)進步仍是降本主旋 律。目前海上光伏主要依靠補貼政策來符合投資收益標準，部分示范性項目不計成本。山東 省財政對 2022-2025 年建成并網(wǎng)的“十四五”漂浮式海上光伏項目按照 1 元/W、0.8 元/W、 0.6 元/W、0.4 元/W 的標準給予財政補貼，但目前針對部分項目來說仍然是杯水車薪。山東 煙臺采用挪威 Ocean Sun 的 1MW 示范項目，核算 EPC 成本約 10 元/W。2022 年 11 月， 壽光 0.46MW 海上漂浮式光伏科研示范項目 EPC 投標報價為 989. 24 萬元，約合 21.51 元 /W，遠超地面項目及補貼彌補范圍，其科研示范意義重于經(jīng)濟性。而一道新能數(shù)據(jù)顯示，隨 著單個漂浮式項目規(guī)模擴大成本明顯下降，1MW 項目成本約 10 元/W，100MW 項目有望實 現(xiàn) 5 元/W，基本符合補貼彌補范圍。
風光結(jié)合，攤薄成本，助力實現(xiàn)平價上網(wǎng)。 海上風電補貼 2021 年取消后，海上光伏常 與海上風廠相結(jié)合構(gòu)建海上風光聯(lián)合電場，通過共用箱變、升壓、線路、海纜等降低成本， 攤薄項目整體裝機成本?！渡綎|省海上光伏建設工程行動方案》規(guī)劃中，“環(huán)渤海”千萬千瓦級海上光伏基地中，“風光同場”場址 11 個，裝機規(guī)模 520 萬千瓦，占裝機總量的 26.94%。 “沿黃海”千萬千瓦級海上光伏基地海風較大，“風光同場”場址 17 個，裝機規(guī)模 1320 萬 千瓦，占裝機總量的 58.15%。根據(jù)各地上網(wǎng)電價來看，目前漂浮式成本普遍在 0.4 元/千瓦 時以上。而假設成本下降至 0.35 元/千瓦時，按照風光 1:1 配比的項目將會在大部分省份存 在平價機會。 風電龍頭布局海上光伏，實現(xiàn)風光協(xié)同放量。2022 年 6 月 17 日發(fā)布的山東省 2022 年 度海上光伏項目競爭配置結(jié)果顯示，競配規(guī)模共計 1125 萬千瓦。除了光伏龍頭隆基綠能、 天合光能之外，風能龍頭明陽智能、遠景能源、東方電氣等均在中標之列。
2.設備端：生產(chǎn)設備實現(xiàn)紅利，系統(tǒng)設備揚帆出海
2.1.電池設備:行業(yè)屬性下國產(chǎn)替代，技術(shù)迭代下享受紅利
2.1.1.歷史復盤：行業(yè)屬性下大勢所趨，設備國產(chǎn)替代完成
設備與主材端聯(lián)系緊密，國產(chǎn)替代成為大勢所趨。1）降本需求。國外壟斷階段，進口 設備單價高。隨著國產(chǎn)替代及國內(nèi)技術(shù)擴散，通過國產(chǎn)設備降本，組件投資成本可獲得大幅 降低；2）研發(fā)需求。由于電池設備技術(shù)更新迭代與組件緊密結(jié)合，技術(shù)迭代下設備研發(fā)往 往需要與主材廠商進行密切合作，設備試產(chǎn)后需開啟交付驗證。在國產(chǎn)組件主導全球的格局 下，設備端國產(chǎn)化成為行業(yè)發(fā)展必經(jīng)之路。 設備端國產(chǎn)替代完成，國內(nèi)公司引領行業(yè)。根據(jù) IEA 相關(guān)數(shù)據(jù)，行業(yè)發(fā)展初期光伏生產(chǎn) 設備領域由國外廠商壟斷的局面已徹底改變，目前國產(chǎn)設備成為了光伏生產(chǎn)設備的主流。 1）2008 年時，德國、美國、瑞士、日本占據(jù)全球 90%的光伏設備市場份額，全球前十 設備廠商均出自這四個國家； 2）2017 年，中國的光伏設備市場份額成功追上市占率第一的德國； 3）2021 年底時，中國已經(jīng)成為全球最大的光伏設備供應國，占全球光伏設備總份額的 47%，全球前十廠商均出自中國。從設備收入占比上看，我國連續(xù) 5 年光伏設備收入占全球 總收入的一半左右，牢牢占據(jù)設備廠商頭把座椅，約為第二名的五倍。
發(fā)展歷程：1）2014 年前，國外主導。2010 年左右光伏第一輪爆發(fā)期時，國產(chǎn)設備廠 商剛起步，設備尚未批量生產(chǎn)且穩(wěn)定性較差， Applied Materials、梅耶伯格、Centrotherm 等國外廠商占據(jù)市場主要地位，并且在研發(fā)上領先優(yōu)勢明顯。國內(nèi)捷佳偉創(chuàng)在這一時間段推 出了清洗制絨等前端及 PECVD 鍍膜等設備，邁為推出了絲印設備，帝爾激光則推出激光刻 槽、燒結(jié)、開膜等設備，但光伏電池生產(chǎn)價值量最高的鍍膜設備主要供應商仍是國外廠商。
2）2015 年之后，P 型電池迭代下，國內(nèi)設備廠商實現(xiàn)超車。在 2015 年左右，PERC 產(chǎn)線迎來規(guī)?；慨a(chǎn)，光伏市場的需求刺激促進國內(nèi)設備廠商加快腳步。1）絲網(wǎng)印刷環(huán)節(jié)， 邁為股份在 2016 年推出雙頭雙軌太陽能絲網(wǎng)印刷生產(chǎn)線及其升級版，新產(chǎn)品對邁為的市場 份額增長推動顯著，2017 年邁為在增量市場的份額達到 72.62%，同比增長 27.52pct；2） 在刻蝕和激光摻雜上，帝爾激光于 2016 年和 2017 年分別推出了 SE 激光摻雜和 LID/R 激 光修復設備。2018 年其激光刻蝕設備被 77%的電池廠商使用，在 SE 設備上市占率更是達 到 86%；3）在此期間，捷佳偉創(chuàng)通過推出高性價比的 PECVD 設備迅速搶占國內(nèi)市場；4） 背面鈍化設備上，微導納米在 2018-2019 年連續(xù)兩年全球市占率排名第一。 國外廠商業(yè)務萎縮，甚至被迫轉(zhuǎn)型退出。以梅耶伯格為例，2016 年其憑借著鍍膜技術(shù) 優(yōu)勢，獲得 P 型電池設備中鍍膜設備 80%的市占率，2017 年之后業(yè)績直線下滑，最終在 2020 年宣布轉(zhuǎn)型為組件供應商，黯然退出光伏設備市場。而同期國內(nèi)龍頭設備廠商業(yè)績迅 速上升，2016 年開始設備板塊整體上市公司歷年營收增速超 35%，形成了鮮明對比。
2.1.2.N 型迭代下技術(shù)分歧，國內(nèi)廠商再享技術(shù)紅利
電池技術(shù)變革下，生產(chǎn)工藝、工序正在發(fā)生改變，引領電池設備技術(shù)變革。BSF 電池的 主要生產(chǎn)環(huán)節(jié)包括清洗制絨、擴散、刻蝕、正面鍍減反射膜、絲網(wǎng)印刷等；PERC 電池的生 產(chǎn)工藝則在 BSF 的基礎上，新增背面鈍化層沉積和激光開槽兩部分；而 TOPCon 電池在 PERC 電池的生產(chǎn)工藝的基礎上，進一步增加了一層超薄隧穿氧化硅和磷摻雜本征多晶硅， 并且在前端增加硼擴工藝；HJT 電池的生產(chǎn)工藝相較其他電池工藝有著明顯區(qū)別，主要包括 清洗制絨、非晶硅薄膜沉積、透明導電膜沉積和絲網(wǎng)印刷四個環(huán)節(jié)。
技術(shù)迭代下，技術(shù)領先廠商享受技術(shù)紅利及產(chǎn)線更新需求。隨著 P 型設備技術(shù)擴散，行 業(yè)盈利能力自 2016 年、2017 年逐年下降，各龍頭公司毛利率逐年降低；隨著 N 型技術(shù)迭 代，設備技術(shù)紅利再次出現(xiàn)。掌握先進技術(shù)的設備龍頭引領 N 型設備迭代，2021~2022Q1- Q3 上市企業(yè)毛利水平再次回暖上升。
技術(shù)迭代趨勢下，電池設備市場格局發(fā)生變化， TOPCon 近兩年占據(jù)主導。據(jù)測算， 受益于單瓦價值量及滲透率上提升，TOPCon電池設備市場規(guī)模占比預計將由2021年的3% 提升至 2023 年的 56%，其中部分由 PERC 設備通過技改實現(xiàn)。 TOPCon 多技術(shù)路線推進，不同廠商各有進展。TOPCon 主要技術(shù)路線有 LPCVD（將 氣態(tài)物質(zhì)在低壓情況下用熱能激活，使其發(fā)生熱分解或者化學反應，形成沉積在襯底表面的 薄膜）和 PECVD（借助微波或射頻使得含有薄膜原子的氣體在局部形成等離子體，等離子 體通過反應在襯底表面形成所需要的薄膜）兩種。拉普拉斯作為 LPCVD 技術(shù)路線的主要設 備提供商，在 2018 年實現(xiàn)了 LPCVD 的定向銷售，并實現(xiàn) TOPCon 量產(chǎn)，目前下游擁有隆 基、晶科等大客戶。而晶科在 2022 年 10 月取得了 TOPCon 電池轉(zhuǎn)換率 26.1%的新紀錄。 捷佳偉創(chuàng)作為 PECVD 路線的龍頭，已經(jīng)在 2022 年擁有 PE 路線的 TOPCon 整線交付能 力，并且推出隧穿層、Poly 層、原位摻雜層的“三合一”制備，該技術(shù)不僅解決了繞鍍、石英 件損耗高的問題，而且節(jié)省了原位摻雜時間。
HJT 電池設備預計后續(xù)發(fā)力，目前受益于技術(shù)領先下價值量。HJT 電池設備目前產(chǎn)線 單瓦價值量約為 4 億元，遠超其他技術(shù)路線。未來 HJT 持續(xù)降本帶來設備放量時，即使單 瓦價值量下降依舊可以支撐市場規(guī)模擴大。HJT 電池設備市場規(guī)模占比有望從 2021 年的 3% 左右，提升至 2024 年的 50%以上。 HJT 實現(xiàn)國產(chǎn)設備全覆蓋，龍頭引領下降本仍是主旋律。目前 HJT 電池的主要技術(shù)差 異是 TCO 膜的沉積，主流技術(shù)路線包括 PVD（運用磁控濺射，使用 ITO 靶材）和 RPD（反 應等離子體沉積法，使用 IWO 靶材）兩種。邁為作為 PVD 路線的龍頭，在 2019 年實現(xiàn)了 異質(zhì)結(jié)電池整線交付，并且在 2021 年首次實現(xiàn)整線設備出海。捷佳偉創(chuàng)作為 RPD 路線的 代表企業(yè)，在 2022 年成功實現(xiàn) RPD 設備的交貨，并且已經(jīng)具備異質(zhì)結(jié)整線的交付能力。
2.1.3.激光設備：N 型放量下應用場景拓寬
激光技術(shù)與 N 型要求更吻合，有望實現(xiàn)放量。激光設備利用光能量經(jīng)過透鏡聚焦，形成 純色、準直、高亮、同向、高能量密度的光子隊列，并通過高能量密度的光束產(chǎn)生的光熱效 應進行加工。激光設備優(yōu)勢在于非接觸式加工、熱影響區(qū)小、易自動化、精確度高、一致程 度高、高速便捷等，與 N 型對電池片精細化、高精度、高性能、高可靠性趨勢相吻合。同時， 非接觸式加工可以有效減少加工過程中對電池片的損傷，防止隱裂、破碎，提升其可靠性。
激光轉(zhuǎn)印有望隨 N 型降本增效需求放量。激光圖形轉(zhuǎn)印技術(shù)（Pattern Transfer Printing 簡稱 PTP）是通過高功率激光束高速圖形化掃描，將漿料從柔性透光材料上轉(zhuǎn)移至電池表 面，并形成柵線。 1）降本優(yōu)勢：N 型銀漿成本顯著，成為降本重點環(huán)節(jié)。激光轉(zhuǎn)印柵欄寬度下降，銀漿 消耗量縮小。根據(jù)帝爾激光發(fā)布的公告，目前激光轉(zhuǎn)印在 HJT 上可實現(xiàn) 30%以上銀漿用量 降低，對應每 GW 節(jié)約銀漿成本千萬元以上。激光轉(zhuǎn)印在 XBC 或者 TOPCon 上也較絲網(wǎng)印 刷具有銀漿降低量。 2）增效優(yōu)勢：激光轉(zhuǎn)印可實現(xiàn)全路線覆蓋以及不同尺寸調(diào)整，靈活性更強；非接觸式 減少了電池片碎裂的可能，適應未來薄片化趨勢；印刷柵線更為均勻，減小電池電阻，實現(xiàn) 增益。
2.2.逆變器：國產(chǎn)替代及分布式趨勢下受益
2.2.1.歷史復盤：逆變器，國產(chǎn)替代到稱霸國際
光伏逆變器是光伏系統(tǒng)的核心設備，它通過將光伏組件所產(chǎn)生的直流電轉(zhuǎn)變?yōu)榻涣麟妬?實現(xiàn)自用或并網(wǎng)。其主要原理為通過電力電子器件（如 IGBT、MOSFET）的高頻率開關(guān)來 調(diào)整組件產(chǎn)生電流的電壓波形，從而實現(xiàn)對電路的變化和控制。 光伏景氣度高企下，逆變器需求猛增。為保持高效運轉(zhuǎn)，逆變器與組件較佳配比至少需 要大于 1，組件新增裝機量高增長下逆變器需求穩(wěn)固。同時在存量市場上，逆變器使用壽命 在 10-15 年左右，低于光伏組件約 25 年的生命周期，10 年前興起的光伏電站支撐起了替換 需求。Wood Mackenzie 數(shù)據(jù)顯示，2021 年全球逆變器出貨量實現(xiàn) 225.4GW，同比上升 22%。其中，中國占據(jù)了 33%的市場份額，歐洲則在能源政策刺激下占據(jù) 23%市場份額， 同比增長了 52%。
逆變器的發(fā)展歷程呈現(xiàn)國產(chǎn)崛起與行業(yè)自身技術(shù)發(fā)展的雙重脈絡： 1）1991-2011 年，國外領先。依托歐洲先進電力電子技術(shù)與光伏裝機先發(fā)優(yōu)勢，德國 企業(yè) SMA 1991 年推出全球第一臺并網(wǎng)組串式逆變器，2007-2011 年公司逆變器全球市占率 保持在 30%以上； 2）2012-2017，中國企業(yè)崛起，引領降本潮流。2012 年 SMA 市占率跌至 22%，同時 中國企業(yè)憑借人工成本等優(yōu)勢開始崛起，龍頭陽光電源市占率達到 4%。2014 年華為通過組 串式逆變器入局，當年市占率就達到 10%，開啟了中國企業(yè)技術(shù)降本之路； 3）2017-至今，行業(yè)技術(shù)邊界、使用場景不斷擴寬。2017 年 NEC（美國國家電器規(guī)范） 發(fā)布新規(guī)則后，微型逆變器走向崛起之路。而在近年新能源消納問題凸顯的背景下，儲能變 流器需求激增。 競爭格局中，國產(chǎn)地位持續(xù)穩(wěn)固。逆變器發(fā)展歷程整體呈現(xiàn)華為、陽光電源和原有龍頭 SMA 三方爭霸的格局，且伴隨著 SMA 份額不斷下降，其他國產(chǎn)廠商不斷跟進的態(tài)勢。Wood Mackenzie 數(shù)據(jù)顯示，逆變器行業(yè)集中度不斷提升，2021 年 top10 廠商市占率達到 82%， 而中國的六家廠商占據(jù)了全球 48%的市場份額。其中，SMA 市場份額跌至 6%，華為市占 率則達到 23%，陽光電源市占率為 21%。從進出口數(shù)據(jù)來看，2017 年以來進出口逆變器數(shù) 量差距不斷擴大，2022 年 1-8 月，中國出口逆變器 3019.5 萬件，同比上升 15.3%；進口逆 變器 186.3 萬件，同比上升 8.9%。
2.2.2.微型逆變器：國產(chǎn)替代再起風云
區(qū)別于傳統(tǒng)逆變器針對一組組件監(jiān)控運行，微型逆變器對單個組件進行精細化調(diào)整及監(jiān) 控，是當前 MLPE 組件級電力電子中重要的組成部分。微逆具有安全性高、發(fā)電效率高、體 積小、靈活性強的特點，但是單價較高，主要適用于分布式場景。 分布式高增長帶動微逆滲透率提升。隨著 2010 年左右集中式電站興起，分布式在全球 年度新增裝機比重逐步下降。近年由于電價、土地、人口、終端價格等因素壓力，分布式裝 機再度放量。IEA 數(shù)據(jù)顯示，2021 年全球分布式新增裝機約 71.3GW，占到總裝機量的 47.41%，較占比最低點 2016 年的 23.97%有明顯回升，微逆出貨量及滲透率則同步上行。 當前微逆地區(qū)滲透率不均，未來上升潛力較大。全球微逆占分布式的滲透率目前仍低于 10%， GGII 預計到 2025 年時有望達到 20%，其中美國地區(qū)滲透率最高，約可達 30%，其他地區(qū) 仍將處于方興未艾階段。
2.3.支架：集中式開工啟動+成本下降+滲透率提升預期
2.3.1.歷史復盤：起步較晚，國內(nèi)跟蹤支架發(fā)展空間較大
需求端復盤：跟蹤支架滲透率較低，未來仍有提升空間。中國電站安裝跟蹤支架較晚， 主要分為三個發(fā)展階段： 1）2009-2015 年：萌芽期，基本無經(jīng)濟性效益。2009 年，中廣核太陽能第一次在敦煌 10MW 特許權(quán)項目中全部采用了無錫昊陽的平單軸跟蹤支架，之后國內(nèi)一度興起了一波跟 蹤支架安裝熱潮。但由于技術(shù)原因以及部分廠家以次充好，支架耐用性及可靠性較差，故障 頻發(fā)，國產(chǎn)跟蹤支架在終端可信度不斷降低。此外，降本增效能力難以實現(xiàn)，當時為提升可 靠性，電站需采用國外跟蹤支架，造成裝機成本大幅上升，同時棄光問題突出導致了跟蹤支 架實現(xiàn)的發(fā)電增益無法消納轉(zhuǎn)換為收益； 2）2016-2018 年：政策推動期。2016 年開始，領跑者計劃帶動國內(nèi)跟蹤支架滲透率顯 著提升。在 2018 年高點處，國內(nèi)滲透率與國外滲透率接近，達到約 20%； 3）2019-至今：經(jīng)濟性驅(qū)動。2019 年開始，隨著領跑者計劃中跟蹤支架項目減少，其 滲透率一度滑落至 16%。但隨著國內(nèi)消納問題逐步解決以及國產(chǎn)替代降本，集中式電站出于 經(jīng)濟性考慮自發(fā)安裝，2020 年的滲透率有所回升。2021 年，由于國內(nèi)組件將部分硅成本上 漲壓力轉(zhuǎn)移給終端電站，電站削減支架支出導致滲透率再次回落到了 14.6%左右。
供給端復盤：國內(nèi)跟蹤支架廠商起步較晚，國產(chǎn)替代待出海。國外廠商擁有幾十年的跟 蹤支架經(jīng)驗，在長期可靠性、技術(shù)精密度及品牌、渠道方面具有明顯優(yōu)勢。國內(nèi)廠商起步晚， 2015 年開始隨著國內(nèi)跟蹤支架產(chǎn)能放量與技術(shù)進步，國產(chǎn)替代逐步完成。但國產(chǎn)出海仍在 進行之中，大部分企業(yè)以代工為主，品牌、渠道構(gòu)建仍不完備。2020 年全球跟蹤支架 TOP10 出貨量品牌中，中國僅有中信博及天合光能，占全球比重總計約 12.02%。 國內(nèi)主要的跟蹤支架生產(chǎn)商包括： 1）中信博：作為固定支架廠商 2012 年開始布局跟蹤支架業(yè)務，2015 年-2016 年實現(xiàn) 放量，出貨量同比增速分別達到 400%、700%左右。公司逐步成長為國內(nèi)跟蹤支架龍頭， 2020 年排名全球第 4； 2）天合光能：依靠在 2018 年收購全球領先的西班牙跟蹤支架公司 Nclave 股權(quán)，獲得 了全球化跟蹤支架品牌、技術(shù)及產(chǎn)能布局； 3）國強興晟：主要為海外廠商代工跟蹤支架，代工對象包括 Array Technologies、Soltec 及 STI Norland，目前也在以自有跟蹤支架技術(shù)和品牌開拓國內(nèi)市場； 4）意華股份：子公司主營海外支架代工，業(yè)務模式和國強興晟類似，2021 年外銷占比 達到 96%。主要客戶為 GameChange、NEXTracker、FTC Solar。
2.3.2.現(xiàn)狀：需求側(cè)及成本側(cè)改善，經(jīng)營狀況有望轉(zhuǎn)好
終端成本壓力下，跟蹤支架滲透率下降，2023 年預計情況扭轉(zhuǎn)。2022 年，由于國內(nèi)組 件將部分硅成本上漲壓力轉(zhuǎn)移給終端電站，終端電站為降低裝機成本減少了對跟蹤支架的采 購。但隨著硅料價格下降，地面項目成本緩解，2023 年延后項目預計陸續(xù)開工，跟蹤支架 使用場景有望恢復。此外，跟蹤支架滲透率有望提升。國內(nèi)跟蹤支架滲透率目前僅為 10%- 15%，遠低于歐美國家，主因是跟蹤支架成本高于固定支架，平單軸跟蹤支架較固定式造成 電站成本提升約 0.26 元/瓦。而隨著硅料價格下降，占地面電站成本 46%左右的組件價格將 回落，電站成本壓力大幅減輕，過去無力選擇的跟蹤支架有望重獲青睞。 實現(xiàn)發(fā)電增益，跟蹤支架具有低度電成本優(yōu)勢。跟蹤支架雖然提升了電站單瓦成本，但 同時可以通過提升發(fā)電量降低平均度電成本。發(fā)電量與組件接受的陽光入射角有關(guān)，當陽光 垂直于光伏組件照射時，組件吸收太陽輻射量最大，發(fā)電量也最大。而太陽入射角會受到時 間、季節(jié)影響而不停變化，跟蹤支架通過改變組件平面角度，提升組件的陽光直射占比，從 而提升組件總發(fā)電量。
3.輔材端：水漲船高，瓶頸環(huán)節(jié)有望享受超額利潤
受益于終端高景氣，組件需求拉動輔材端需求激增。在組件產(chǎn)能本土化的大潮下，本土 化輔材產(chǎn)能的需求應運而生。國內(nèi)輔材產(chǎn)能逐步打破海外技術(shù)壟斷，實現(xiàn)國產(chǎn)替代，并最終 占領全球市場。大部分輔材企業(yè)議價能力不強，在 2022 年硅成本飆升的背景下，輔材利潤 空間被組件環(huán)節(jié)壓縮，在 2023 年有望實現(xiàn)盈利修復。同時隨著行業(yè)產(chǎn)能擴張，產(chǎn)業(yè)鏈供應 瓶頸環(huán)節(jié)有望獲取超額利潤。
3.1.膠膜：粒子保供及 POE 膠膜成為亮點
3.1.1.主要原料粒子產(chǎn)能瓶頸下，龍頭效應顯著
膠膜作為封裝材料，對組件壽命與效率起著重要作用，其主要原材料為 EVA/POE樹脂。 光伏膠膜作為光伏組件封裝材料之一，直接覆蓋于電池片的表面，將電池與背板、玻璃相粘 合，起著隔絕空氣、保護電池的作用。膠膜的光透過率、光反射率、耐候性能等，都將直接 影響組件的壽命以及光電轉(zhuǎn)換效率。
下游高需求下，粒子保供是膠膜實現(xiàn)溢價能力的基礎。由于光伏膠膜擴產(chǎn)周期較短（一 條產(chǎn)線的擴產(chǎn)周期一般在 3-6 個月），且為輕資產(chǎn)行業(yè)，擴產(chǎn)相對容易且及時，造成膠膜本 身產(chǎn)能遠供大于求，EVA 粒子瓶頸下才能實現(xiàn)膠膜實際產(chǎn)能縮小，從而形成對組件的較大議 價能力。另外價格變動正常情況下，膠膜落后 EVA 粒子價格變動 1.5 個月，在 EVA 粒子價 格高企情況下行業(yè)普遍高庫存。2022 年年中需求疲軟下，EVA 粒子價格不升反跌，高庫存 造成高成本，拖累膠膜企業(yè)盈利。而根據(jù)測算，受下游需求提振，2023 年 EVA 仍將處于緊 平衡，且需求較今年略緊，預計保供能力強的龍頭將會受益。 組件盈利修復是實現(xiàn)粒子價值傳導的前提。根據(jù)近期歷史復盤，在硅價造成的成本壓力 下，組件開始擠壓膠膜盈利空間。而 2023 年隨著組件環(huán)節(jié)盈利修復，預計龍頭價格傳導機 制將會重新打通。
3.1.2.新產(chǎn)品加速迭代，POE 膠膜有望獲得紅利
POE 抗 PID 性能更優(yōu)，N 型推動 POE 需求提升。目前市場上組件的封裝材料主要有透 明 EVA 膠膜、白色 EVA 膠膜、POE 膠膜、EPE 膠膜（共擠型 POE）。而由于背面有電池 片間漏光的現(xiàn)象，隨著市場對光伏組件在全產(chǎn)業(yè)鏈、全生命周期提質(zhì)增效的要求日益凸顯， 高效率單玻組件和雙玻組件的滲透率快速提高，推動了白色 EVA 膠膜、POE 膠膜和 EPE 膠 膜等新興產(chǎn)品的應用迅速增長。當前 P 型電池的轉(zhuǎn)化效率已接近上限 24.5%，而 N 型則擁 有更高的上限，2022 年 N 型產(chǎn)能快速放量。N 型電池的 PID 效應在受光面更為敏感，POE 的抗 PID 性能更優(yōu)異，更加契合 N 型電池的技術(shù)要求。
POE 膠膜性能優(yōu)勢如下： 1）EVA 樹脂產(chǎn)生醋酸：不論是 EVA 還是 EPE 原料中都含有醋酸乙烯酯(VA)，在光熱、 熱氧、濕熱環(huán)境下，會分解產(chǎn)生醋酸，并與玻璃中的 Na 反應產(chǎn)生大量可自由移動的 Na+， 再與電池片表面的銀柵線發(fā)生反應后導致串聯(lián)電阻的升高，組件性能衰減（即 PID 效應）； 而 POE 分子鏈結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，老化過程不會產(chǎn)生酸性物質(zhì)。 2）POE 膠膜具有優(yōu)異的水汽隔絕性能：POE 屬于非極性有機物，不能和水分子形成氫 鍵，且具有疏水性。 3）POE 體積電阻率更大：在室溫下，POE 的體積電阻率較 EVA 略大，但隨著溫度升 高，EVA 體積電阻率迅速下降，當溫度升至 85℃時，POE 的體積電阻率較 EVA 高出 2 個 數(shù)量級。
3.1.3.膠膜實現(xiàn)國產(chǎn)主導，上游粒子國產(chǎn)化率有待提升
國內(nèi)廠商自主突破性能瓶頸，迅速占據(jù)全球市場。在福斯特大規(guī)模生產(chǎn) EVA 膠膜之前， 我國的 EVA 膠膜供給市場主要由國外企業(yè)如勝邦、三井、普利司通、Etimex 等壟斷，定價 普遍很高，光伏膠膜毛利率一度高達 40%到 60%。2003 年福斯特成立，通過自主研發(fā)及大 規(guī)模擴產(chǎn)，逐步占領市場后采取低價讓利策略，從而迅速擠占海外市場份額。 龍頭優(yōu)勢顯著，行業(yè)集中度高。2021 年全球行業(yè)市占率前四的公司分別為福斯特、斯 威克、海優(yōu)新材、賽伍技術(shù)，CR4 達到 85.5%，其中龍頭福斯特市占率超 50%，形成一超 多強的競爭格局。此外，福斯特具有顯著的成本優(yōu)勢，2021 年公司光伏膠膜業(yè)務的毛利率 達 24.9%，較市占率第四的賽伍技術(shù)高 12pcts；單位成本則為 8.84 元/平米，較賽伍低 1.57 元/平米。
POE 粒子仍被海外廠商卡脖子，未來或呈現(xiàn)緊平衡狀態(tài)。目前 POE 樹脂的生產(chǎn)尚被海 外廠商壟斷，主要生產(chǎn)商包括陶氏化學、?？松梨?、三井化學、韓國 LG、韓國 SK 集團， 其中?？松梨诘漠a(chǎn)品市占率達到 42%。而目前國內(nèi)對于 POE 樹脂的研產(chǎn)，進展較快的有 萬華化學（完成中試）、斯爾邦（中試產(chǎn)出合格品）、茂名石化（中試產(chǎn)出合格品）。
3.2.玻璃：規(guī)模效應下龍頭地位穩(wěn)固，TCO 玻璃打開新藍海
3.2.1.歷史復盤：產(chǎn)能全國產(chǎn)化下，政策及成本影響下價格震蕩
光伏玻璃承襲光伏行業(yè)國產(chǎn)替代路線，近幾年占據(jù)全球份額的 90%以上： 1）2006 年之前：國外壟斷。由于當時尚未掌握核心技術(shù)，光伏玻璃市場基本由法國 圣戈班、英國皮爾金頓（后被板硝子收購）、日本旭硝子、日本板硝子四家外國公司壟斷， 國內(nèi)光伏組件企業(yè)完全依賴進口產(chǎn)能，光伏玻璃的進口價格高達 80 元/㎡以上； 2）2006 年-2016 年：國產(chǎn)替代。2006 年，福萊特外購第一條 100t/d 產(chǎn)能的光伏玻 璃生產(chǎn)線，標志著國有產(chǎn)能開始打破壟斷。隨著技術(shù)研發(fā)與引進，十年之間，中國光伏玻璃 產(chǎn)業(yè)完成進口替代，旭硝子等國外企業(yè)紛紛退出，圣戈班等公司只剩一些產(chǎn)能較小的窯爐仍 在生產(chǎn)； 3）2017 年-至今：穩(wěn)定壟斷。自 2017 年起，國內(nèi)產(chǎn)能占據(jù)了 80%以上的全球份額， 到目前國內(nèi)產(chǎn)能已經(jīng)占據(jù)全球 90%以上份額，福萊特等企業(yè)也已經(jīng)實現(xiàn)了海外建廠。
光伏玻璃價格與供需情況直接掛鉤，受成本影響波動： 1）需求端：光伏裝機量受國內(nèi)政策及海外出口政策影響，整體上呈現(xiàn)上升趨勢，其中 531 新政導致玻璃價格一度直降。此外，雙玻組件滲透量產(chǎn)大幅提升也提升了單位組件光伏 玻璃需求； 2）供給端：短期來看，隨著窯齡增長，生產(chǎn)隱患正逐步增加，7-8 年開始冷修停產(chǎn)需求 逐漸迫切，國內(nèi)產(chǎn)能集中冷修可能導致 3-4 個月內(nèi)的供給降低。長期看，2018 年起光伏玻 璃納入產(chǎn)能置換范圍，2020 年繼續(xù)明確該政策。在行業(yè)擴產(chǎn)受限下，供需矛盾積累直接導 致 2020 年末光伏玻璃價格瘋漲，出現(xiàn)擁玻璃為王的狀況。隨著隆基等 6 家光伏組件龍頭聯(lián) 合呼吁，2021 年 7 月工信部將發(fā)布《水泥玻璃行業(yè)產(chǎn)能置換實施辦法》，明確光伏玻璃產(chǎn)能 有條件放開，光伏玻璃價格迅速跌落并恢復正常。 3）成本端：純堿為光伏玻璃主要成本，占成本約 19.78%，純堿與光伏玻璃擴產(chǎn)規(guī)模 不匹配造成供需失衡，光伏玻璃成本上升。由于當前除天然堿外，新建純堿產(chǎn)能被發(fā)改委列 為限制類項目，純堿價格一路走高，目前約 2684 元/噸，較 2020 年年中增長約 134%。
3.2.2.生產(chǎn)端：一體化規(guī)模效應顯著，雙寡頭格局穩(wěn)定
光伏玻璃是組件封裝最外層，性能較普通玻璃有較大提升。光伏玻璃作為組件封裝最外 側(cè)，將組件和外部環(huán)境阻隔，對組件長期可靠性起著重要作用，因此光伏玻璃在耐腐蝕、耐 高溫、抗氧化、機械強度上要明顯高于普通玻璃。同時，光伏玻璃將組件與陽光隔開，光伏 玻璃透光性對于組件發(fā)電增益起著重要作用，光伏玻璃的含鐵量明顯低于普通玻璃，從而實 現(xiàn)陽光透射比的顯著提升。
一體化階段一：原片+加工，一體化逐步成型。光伏玻璃在玻璃原片的基礎上，增加鋼 化、鍍膜或鍍釉的核心步驟，從而增強光伏玻璃性能。 1）鋼化：通過將玻璃加熱軟化后快速冷卻，增加玻璃永久應力，從而增強玻璃強度、 熱穩(wěn)定性、抗風壓能力和環(huán)境耐受力； 2）鍍膜：通過玻璃表面涂覆減反射膜，從而減弱光線反射，增加組件吸收光照輻射； 3）鍍釉：雙面雙玻組件背面鍍上白色陶瓷網(wǎng)格填補電池片間隙，從而增加組件吸收光 照輻射。初期以亞瑪頓為代表的鍍膜企業(yè)，掌握加工步驟，以采購原片方式生產(chǎn)銷售。但后 期隨著大量生產(chǎn)原片的玻璃廠商涌入，技術(shù)擴散下一體化根據(jù)成本優(yōu)勢，原片、加工一體化 逐漸成為主流。
3.2.3.TCO 玻璃:受益于薄膜電池放量，國產(chǎn)化不斷推進
薄膜電池特別是鈣鈦礦電池對導電、光學性能要求較高，有望帶動 TCO 玻璃放量。TCO 玻璃的生產(chǎn)工藝為，在超白浮法玻璃上使用物理氣相沉積法 （PVD） 或化學氣相沉積法 （CVD）鍍上一層均勻的導電氧化薄膜。對于薄膜太陽能電池來說，中間的半導體層幾乎沒 有橫向?qū)щ娦阅?，因此需要使?TCO 玻璃有效收集電池的電流，未來薄膜電池隨著 BIPV、 鈣鈦礦電池的放量有望帶動 TCO 玻璃需求提升。而在性能方面，應用于薄膜電池的 TCO 玻 璃除對導電性有要求外，還對光透過率、霧度（光散射指標）、高溫穩(wěn)定性、均勻性、激光刻 蝕性以及成本等都有要求。
FTO 目前為薄膜電池的主流應用產(chǎn)品。目前，與光伏電池較為適配的 TCO 玻璃包括 ITO、FTO、AZO： 1）ITO 鍍膜玻璃：具有高透光率、膜層牢固、導電性好的優(yōu)點，但其激光刻蝕性能較 差、霧度較低，且由于稀有元素銦導致其價格偏高； 2）FTO 鍍膜玻璃：其導電性能比 ITO 略差，但成本相對較低，且其激光刻蝕容易、霧 度適宜，因此 FTO 目前為薄膜光伏電池的主流應用產(chǎn)品； 3）AZO 玻璃：目前仍處于中試階段，其與 ITO 同樣采用磁控濺射的沉積鍍膜方式，性 能與 ITO 更為相似，且其原料易得、制造成本更低。但目前仍存在工業(yè)化大面積鍍膜的技術(shù) 問題，突破后預計很快會成為新型光伏 TCO 產(chǎn)品。
國產(chǎn)替代逐步跟進，突破海外壟斷。TCO 導電玻璃技術(shù)較早已在國內(nèi)出現(xiàn)，如亞瑪頓 2011 年已開啟 TCO 玻璃研發(fā)，但由于晶硅電池在中國強勢崛起，TCO 玻璃應用場景受限， 后續(xù)研發(fā)國內(nèi)未再逐步跟進。目前 TCO 玻璃生產(chǎn)商主要為外資企業(yè)，其中以 AGC （旭硝 子）和 NSG（板硝子）為主導，二者市占率接近 95%。隨著鈣鈦礦、BIPV 等概念逐漸興起， TCO 玻璃重啟國產(chǎn)化進程。2022 年 5 月，金晶科技的 TCO 導電膜玻璃生產(chǎn)線在淄博正式 投產(chǎn)，產(chǎn)能為 1800 萬平方米/年，這是目前國內(nèi)第一條 TCO 導電膜玻璃生產(chǎn)線。除金晶科 技外，秀強股份、亞瑪頓、旗濱集團等企業(yè)也均有相關(guān)布局。
3.3.背板：盈利修復下，龍頭打開第二成長曲線
3.3.1.國產(chǎn)主導，背板供需兩旺
背板是光伏組件背面最后一層結(jié)構(gòu)，對于組件在戶外環(huán)境中耐候絕緣、抵御環(huán)境對組件 的侵蝕，維護組件性能起著重要作用。因此背板對于耐高低溫、耐紫外線輻射、耐環(huán)境老化、 水汽阻隔、電氣絕緣、機械強度等方面均有要求。 需求方面，組件放量帶動背板需求提升。2021年全球組件產(chǎn)量為220.8GW，其中62.6% 為需要消耗背板的組件。由于高效電池組件的推廣，組件轉(zhuǎn)換效率提升，每 GW 組件的背板 耗量同比降低約 2.1%。若按每 GW 光伏組件消耗 500 萬平米薄膜背板計算，全球全年背板 需求量約 8.3 億平米。2021 年我國組件產(chǎn)量約為 181.8GW，對應薄膜背板的需求量約為 6.9 億平米，同比上升約 52.6%。 供給方面，背板是國產(chǎn)替代程度最高的輔材。全球 90%背板都由中國生產(chǎn)，同時產(chǎn)業(yè)鏈 中主材、PET 基材、氟涂料、PVDF 膜、主設備等國產(chǎn)化率達到 80%，是產(chǎn)業(yè)鏈中國產(chǎn)化率 最高的輔材。2021 年全球產(chǎn)能約 8.5 億平米，而對應的國內(nèi)背板企業(yè)總設計產(chǎn)能已經(jīng)可達 到約 8 億平米，而 2022 年底全球產(chǎn)能約可達到 12 億平米。
3.3.2.背板材質(zhì)：降本驅(qū)動下國產(chǎn)替代
背板按材質(zhì)可分為含氟型和不含氟型。氟材料具有獨特的分子結(jié)構(gòu)，氟元素的電負性大， 范德華半徑小，C-F 鍵能高達 439. 2kJ/mol,是高分子材料共價鍵中鍵能最大的，因此其耐候 性、耐熱性、耐高低溫性，特別是耐紫外線能力強。過去氟膜主要被國外杜邦、Arkema 等 國外廠商壟斷，隨著國內(nèi)中天、杭福等崛起，除少部分電站制定進口氟膜，國外廠商基本退 出市場。出于降本考慮，不含氟的 PET 背板開始出現(xiàn)，但是耐候性較差、抗紫外線能力弱。 而隨著需求驟升，目前氟膜價格暴漲 3-4 倍，同時 PET 膜也價格暴漲。
涂覆型背板彎道超車，實現(xiàn)國產(chǎn)替代。不采用膠粘劑將氟膜與基膜粘合，而是直接采用 氟樹脂制備成的氟碳涂料，采用涂覆工藝涂布到 PET 基膜表面后再經(jīng)高溫固化制備而成。 通過高溫熱固化或微波固化，氟碳涂料在 PET 基膜表面形成致密的氟涂層膜，該氟涂層膜 具有很好的耐紫外、高溫、高濕及老化性能并具有一定阻隔水汽的性能，對涂覆型背板的長 期耐候性能夠起到關(guān)鍵性作用。在傳統(tǒng)復合型背板成本與工藝的雙重壓力下，中來股份研發(fā) 出的涂覆型背板逐步占領市場，國外廠商生產(chǎn)的復合型逐漸退出舞臺。
3.3.3.產(chǎn)業(yè)鏈格局向好，硅料放量盈利有望修復
背板和上游氟化工、石油化工緊密結(jié)合，國產(chǎn)化不斷深入。主要產(chǎn)業(yè)鏈包括氟樹脂形成 外側(cè)氟膜或氟涂層，配合 PET 膜及膠粘劑。上游化工廠商如美國杜邦、法國 Arkema、韓國 SKC 等已大部分被國產(chǎn)替代，氟碳涂料環(huán)節(jié)各廠家大多是根據(jù)日本大金、臺灣長興等基礎 上制備，中來與天賜材料正在合作擴產(chǎn)，全面國產(chǎn)化指日可待。 背板龍頭市占率較高，開啟第二成長曲線，疊加上游降本，盈利有望修復。目前全球 CR6 達到 83%，均為中國企業(yè)，其中賽伍技術(shù) 2014 年起連續(xù)七年全球第一，中來股份正在逐步 迎頭趕上。 另外受限于行業(yè)增速盈利能力，龍頭普遍開啟第二成長曲線。如賽伍技術(shù)布局消費電子、 半導體、膠帶等材料領域，近期 POE 膠膜投入將顯現(xiàn)效果；中來股份則布局光伏產(chǎn)業(yè)鏈， 實現(xiàn) TOPCon 研發(fā)、量產(chǎn)。同時受益于硅料放量，此前受制于上游硅料等環(huán)節(jié)價格上漲，組 件端壓縮下游盈利空間的局面有望打破，盈利修復預期增強。
原標題：光伏行業(yè)深度研究：百舸爭流，千樹萬樹梨花開
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