光伏行業研究及下半年策略：景氣向上，技術革新光伏裝機增長中樞上行“十四五”規劃托底風光中長期增長預期再次明確“十四五”可再生能源發展目標，政策托底2022-2025年光伏風電年裝機量達100GW。6月1日，國家發改委、國家能源局、財政部等九部委聯合下發《“十四五”

可再生能源發展規劃》，其中，按照2025年非化石能源消費占比達到20%左右的任務要求，進一步明確：1）可再生能源電力總量消納責任權重由2020年的28.8%提升至2025年的33%，該比例2021年為29.4%，即2022-2025年均提升0.9pct；2）非水電可再生能源電力消納責任權重由2020年的11.4%提升至2025年的18%，該比例2021年為13.7%，即2022-2025年均提升1.1pcts；3）可再生能源發電量由2020年的2.21萬億度提升至2025年的3.3萬億度，該值2021年約2.49萬億度，即2022-2025年CAGR約7.3%。基于上述目標，若我們假定非水可再生能源發電量中的增量部分基本由風電光伏貢獻，則預計2022-2025年國內風電光伏新增裝機規模需達400GW左右，對應年均裝機約100GW。國內：分布式表現亮眼，集中式蓄勢待發預計2022/23年國內光伏裝機量約75/110GW，今年分布式維持高增長，明年集中式有望復蘇。國內分布式光伏項目由于建設成本相對較低，且工商業項目收益模式豐富，在組件價格持續上漲之下，仍然具備相對可觀的項目收益率。2022年1-5月，國內光伏新增裝機規模達23.71GW（+139%YoY），其中分布式占比近7成。我們預計下半年國內分布式光伏裝機規模仍有望保持較快增長，且年底地面電站市場部分項目有望實現裝機集中落地，預計國內2022年光伏裝機將達75GW左右，其中分布式占比或保持2/3左右。此外，在地面電站項目儲備豐富的情況下，隨著供應鏈緊張程度有望緩解、成本加速下降，預計2023年國內光伏裝機將達110GW左右，其中地面電站占比有望再次回升至一半左右。全球：加快清潔能源轉型，光伏裝機增長提速俄烏沖突加劇能源緊張局勢，高電價驅動歐洲戶用裝機熱情。近兩年來，隨著海外經濟復蘇和可再生能源供應乏力等因素影響，天然氣價格已走出一波上漲趨勢，進入2022年，俄烏沖突所引發的天然氣斷供，進一步推升歐洲天然氣價格，進而使得歐洲電價進一步飆升。過去兩年，歐洲各國電價持續上漲，平均漲幅已經超過50%。其中德國一年期電力遠期合約7月1日已上漲至每兆瓦時287歐元，已接近去年圣誕節前出現的峰值，持續上升的電價進一步驅動居民裝機戶用儲能。歐洲加快能源轉型進程，光伏裝機增長中樞上行。同時，歐洲各國為了加快擺脫對俄羅斯的油氣依賴，進一步加快可再生能源部署。其中，將歐盟“減碳55%”政策組合中2030年可再生能源的總體目標從40%提高到45%；“REPowerEU”法案提出到2025年光伏累計裝機量目標320GW（較2021年底翻一番），對應2022-2025年均裝機量40GW以上；2030年累計裝機量達600GW，2026-2030年均裝機量56GW以上。我們預計2022年歐洲光伏裝機或接近50GW，增長中樞明顯上行。美國宣布豁免東南亞光伏關稅2年，龍頭組件廠商對美國的出貨有望迎來放量。6月初，拜登政府發布行政令，宣布美未來兩年內不對太陽能進口征收任何新關稅，并給東南亞四國光伏電池組件進口關稅提供24個月的豁免期。這意味著，未來兩年內東南亞光伏產能僅單面產品需征繳15%的201關稅，其他關稅風險或暫時全部消除。我們預計2022H2，尤其是Q4美國市場裝機需求將迎來復蘇，全年裝機量有望保持同比相對穩定，2023年或迎加速釋放，在東南亞擁有完善產能布局、在美國市場擁有渠道和品牌優勢的組件龍頭企業，有望迎來美國市場加速出貨。海外光伏需求旺盛，組件出口增長加速。光伏產業鏈漲價對歐洲等海外市場需求影響有限。據Solarzoom統計，2022年1-5月中國光伏組件出口規模超65GW（+~90%YoY），其中5月出口規模超14GW，我們預計全年出口規模將超150GW（+~50%YoY），海外裝機需求有望迎來加快增長。預計2022/23年全球光伏新增裝機望達230/300GW。我們預計2022H2國內光伏市場進入裝機旺季，歐洲光伏裝機或將維持較高增速，美國裝機有望隨政策放寬迎來復蘇，此外拉美市場在政策退坡情況下亦有搶裝行情，預計全年全球光伏裝機規模將達230GW左右；2023年隨著產業鏈供需格局趨于寬松，成本加快下降，預計全球裝機規模仍將維持加快增長，預計將達300GW左右。供需趨緊，格局向好硅料延續供需緊張，價格盈利維持高位供應緊張推動硅料價格持續走高。受硅料供應緊張，新產能短期難以有效釋放，且某頭部廠商發生產線事故導致產能暫停的影響，2022年6月底硅料價格時隔10年再次回升至280元/kg以上。短期內，在行業供需偏緊階段，優質企業將收獲顯著超額利潤，盈利增長具備高彈性；長期來看，龍頭企業引領產能擴張，品質、成本及規模優勢有望持續鞏固。預計2022/23年光伏硅料年化有效產能約86/130萬噸，低于名義產能規模。根據有色金屬協會硅業分會統計，并結合主要廠商擴產節奏，我們測算截至2022H1全球光伏硅料名義產能約83萬噸出頭，隨著年底前新產能集中投放，預計年末名義產能將增至125萬噸；而考慮新產能爬坡進度和部分產能檢修影響，預計2022年全年有效產能將達約86萬噸。2023年預計行業產能釋放進度將進一步加快，年末名義產能或達171萬噸左右，而年化有效產能或達130萬噸左右。22H2硅料供應仍然緊張，2023年或有明顯緩解。基于我們對于2022/23年全球光伏新增裝機預期230/300GW，以及1:1.2的容配比及存貨比例，預計全球新增光伏裝機對應的組件需求為276/360GW，組件生產對應的硅料需求量約73/92萬噸。結合我們對硅料有效產能的估算，我們預計2022年各季度全球硅料供需比基本在1.1-1.2之間，下半年供應壓力未見明顯緩解；而2023年供需比或升至1.4左右。同時，考慮到下游硅片環節處于更洶涌的擴產潮中，新硅片產能投料開工訴求或放大硅料采購需求，因此我們預計2022H2硅料環節供應仍然緊張，需待年末或2023年方有明顯緩解。高純石英砂供應瓶頸顯現，硅片格局盈利或好于預期單晶硅片行業迎來擴產潮，名義產能過剩風險加大。在大尺寸升級加快、行業技術及成本曲線趨于扁平化的情況下，2022年單晶硅片環節迎來加速擴產潮，預計2022/23年底單晶硅片名義產能或超620/790GW。新擴產能中，除了有隆基、中環、晶科、晶澳等傳統龍頭外，約一半增量來自上機數控、京運通、高景太陽能、雙良節能等硅片新勢力。高純石英砂供不應求，或成限制硅片新產能釋放的又一瓶頸。高純石英砂是光伏硅片長晶爐中石英坩堝的主要原材料，也用在電池片生產中石英管、石英舟之中。隨著光伏裝機快速增長，以及硅片環節大幅擴產，高純石英砂供應持續趨緊，緊缺壓力逐步增加。我們按照2022/23年全球光伏硅片產量276/360GW保守測算，預計光伏硅片生產對高純石英砂需求量將分別達6.2/7.5萬噸，其中更高品質內層砂的需求量分別達2.4/2.6萬噸。而高純石英砂供給端相對剛性，目前主要廠商中僅有石英股份在加快擴產，預計2022/23年高純石英砂合計供應量僅6.3/7.9萬噸，對應供需比不到1.1，且內層砂供應仍主要依賴尤尼明、TQC兩家企業，供應或進一步趨緊。石英坩堝供應緊張，或有助于優化硅片行業供給格局，推動頭部企業盈利好于預期。受石英砂供不應求推動，近期石英坩堝價格亦有明顯上漲，在硅片成本中占比由1%左右提升至2%，但仍然處于較低水平，對硅片盈利波動影響很小。而對于硅片產出而言，TCL中環、隆基綠能等硅片頭部企業憑借供應鏈優勢，提前做好高純石英砂產品配套布局；部分中小廠商也通過提升國產砂用量比例以及相對低品質坩堝的使用來應對，但在坩堝壽命、更換頻率等方面也會造成負面影響。總體來看，由于高純石英砂有明顯的供應瓶頸限制，或使得部分硅片企業的擴產規劃和新增產能釋放進度受限（但預計弱于近兩年硅料的限制作用），未來兩年硅片行業供給格局有望好于預期。因此，對于石英砂供應配套能力較強的頭部硅片廠商，受到供應鏈限制和新進入者沖擊將相對較小，硅片盈利有望維持相對穩定。薄片化+細線化進程加快，優質金剛線供應緊俏硅片薄片化+大尺寸趨勢迎來加速。在硅料成本居高不下的情況下，硅片薄片化進展加速，每減薄10um原材料成本對應下降2.5%，2022年P型和TOPCon單晶硅片主流厚度分別朝著160μm和155μm以下快速下降。此外，大尺寸硅片也有助于提產降本，攤薄非硅成本且提升組件功率，根據中環股份的測算，210比166在電站建設環節節約12%的BOS成本。據PVinfoLink統計，2021年大尺寸的M10、G12產品提升至40%以上，預計2022年有望進一步提升至80%左右。硅片規格升級加速金剛線需求放量。硅料價格高企直接推動金剛線細線化進程加快，通過減小切割損耗有利于節約硅成本，同時細線化也更好匹配硅片薄片化。目前主流金剛線線徑為36/38μm，近一年來基本保持每個季度下降2μm趨勢。而隨著金剛線線徑越細，其破斷張力越小（線徑每減少2μm破斷張力下降約0.5N），因此切片難度和耗用量越多，以182尺寸硅片為例，通常硅片厚度每減薄5μm，金剛線耗用量將增加0.3m/片。出于簡化考慮，我們以155μm硅片厚度為基準，推算出在硅料價格9.8萬元/噸以上的情況下，預計細線化對切片降本將有正面作用。因此，在近兩年硅料價格有望維持相對高位的情況下，預計細線化進程仍將延續。優質金剛線供應趨緊，細線化和規模增長成為競爭重點。假設2022/23年全球光伏裝機分別為230/300GW，考慮容配比、細線化等因素，預計金剛線需求量將達1.6/2.3億km，增速明顯快于光伏裝機，且產品升級趨勢明確。目前行業產能約1.7億km，供給緊張；

預計2023年行業產能或增至近3億km，但考慮投產爬坡進度和部分粗線落后產能面臨淘汰，實際產能利用率需打折扣，預計供應仍然相對緊俏，具備規模及產品結構優勢的廠商有望充分受益。切片代工：降本增效，完善產業格局硅片產能快速擴張，催生專業化切片代工模式。對于部分硅片新勢力而言，在技術和工藝儲備相對不夠深厚的情況下，切片環節出片率和良率水平較龍頭企業仍然有明顯差距，且隨著硅片大尺寸、薄片化升級，工藝摸索期拉長。因此硅片廠將精力更多傾注于更高附加值的拉棒環節，在切片環節更傾向于選擇第三方專業化代工服務，即代工企業配套客戶建廠，來料加工，交付成品硅片，結算收入。第三方切片代工解決客戶的三大痛點：硅片低成本高質量，節省大量開支，降低技術迭代風險，具有廣闊的市場空間。以210為例測算，客戶自建工廠的切片成本約為0.06元/瓦，切片代工成本約為0.05元/瓦，顯著低于客戶自建工廠的切片成本。在成本優勢的基礎上，切片代工同時可以解決降低客戶的技術迭代風險，由于硅片尺寸的劇烈變化以及設備兼容性問題，存量產能具有較高淘汰風險，以高測股份為代表的優質切片代工商，其設備和金剛線均為自主研發的平臺化產品，易于進行技術升級迭代。此外，切片代工可以為客戶節約資本開支，節省在切片環節的重資產投入可用于拉棒和其他業務的拓展。技術革新引領降本增效，需求升級引爆增量市場TOPCon開啟產業化元年，電池設備需求持續放量TOPCon電池優勢顯著，多工藝路線并進。TOPCon電池優勢體現三方面：優異的表面選擇性鈍化能力提升電池轉換效率，目前行業量產效率24.5%-25%，未來產業化效率有更高的提升空間；擁有低衰減、高雙面率、低溫度系數等優點，提升組件發電增益；TOPCon與PERC產線兼容，設備改造升級可達到降本目的，且超細柵工藝帶來的銀漿降本，能夠給予TOPCon更大的競爭優勢。TOPCon制造有三個核心工藝，包括界面氧化物生長、本征多晶硅沉積及多晶硅摻雜，核心設備技術路線包括LPCVD、PECVD及ALD路線，LP是目前主流量產路線，后兩者近期產業化驗證數據均表現較好，有進一步降本提效的空間，預計下半年將開啟產業化應用。薄片化等降本效果顯著，TOPCon一體化成本較PERC僅高0.03元/W。從成本端來看，硅片成本較PERC高0.03元/W，主要來自于N型硅料價格高、薄片化進展及非硅成本偏高；電池環節的成本較PERC高0.05元/W，主要來自N型設備折舊成本與銀漿耗量提升所致，預計隨著銀漿降價、SMBB技術普及將帶來成本下降；組件效率提升帶來非硅成本下降0.03元/W，組件封裝環節，與組件面積相關的膠膜、玻璃、邊框及焊帶等輔材成本，隨著單位面積瓦數的提升，可實現相關輔材成本的下降。綜合來看，TOPCon一體化組件生產成本較PERC高0.03元/W，而HJT一體化組件成本較TOPCon高出0.07元/W，中短期看TOPCon的成本優勢明顯高于HJT。組件效率提升帶來面積相關BOS成本攤薄，TOPCon組件溢價仍有提升空間。同樣的占地面積情況下，N型TOPCon組件較PERC組件發電功率更高，能夠有效降低土地、支架、建安及線纜等與面積相關的單位投資成本。理論假設情況下，TOPCon組件效率每提升0.5%，與面積相關的BOS成本將下降0.03元/W，目前TOPCon組件較PERC組件效率提升近1%，預計效率提升帶來的溢價平均約0.05元/W。疊加轉換效率提升、低衰減、低溫度系數及高雙面率等優越性，我們測算TOPCon組件能帶來溢價超0.13元/W，市場競爭力較強。從2022年上半年國內地面電站項目招標結果中看出，N型TOPCon組件較PERC組件平均溢價超0.11元/W，進一步驗證了市場對N型組件的認可，這也為TOPCon企業實現盈利提升和競爭力強化指明了路徑。隨著TOPCon電池轉換效率的持續提升，預計將進一步提升組件的市場競爭力。龍頭企業已具備規模量產能力，2022年有望實現TOPCon產業化。以晶科能源、中來股份為首的電池龍頭企業率先布局N型TOPCon產能。據我們不完全統計，截至2022年5月底市場已投產TOPCon電池產能超24GW，其中晶科已投產16GW，中來股份已投產3.5GW。目前行業規劃TOPCon產能超80GW，主流廠商如天合光能、晶澳科技等均具備中試線布局，有望在今年下半年起陸續投產。此外，TOPCon技術可以最大程度兼容PERC產線，生產難度遠低于其他N型技術路線。行業內超300GW的PERC產線中，我們判斷至少有一半的產能可以升級為TOPCon，我們預計2022-2023年TOPCon電池產能分別超50/80GW。預計2025年TOPCon設備投資超240億元，四年合計投資超700億元。目前時點，TOPCon相較于PERC，已經具備明顯的發電效率提升（1.5%-2.0%），預計未來一年的成本優勢也將顯現。按照國內外電池廠商投資規劃，預計2022年開始，TOPCon有望進入產能爆發期。關注下半年TOPCon產能擴張，核心設備需求放量利好龍頭企業。如前文所述，龍頭電池組件企業積極布局N型電池技術路線，TOPCon電池產能進入快速擴張期。在TOPCon電池的設備中沉積設備的選擇一直是市場最關注的方向。一方面，已經有龍頭廠商在量產中采用了LPCVD設備；另一方面，PECVD在經歷了半年試用后預計也將逐步獲得驗證。我們認為，LPCVD設備和PECVD設備都將成為TOPCon電池產能擴張中的選擇，且PECVD設備在擾度問題解決和成本上都具有優勢。微逆+光儲增長潛力巨大，或為產業鏈最具成長性環節微逆：滲透率加快提升，國產龍頭強勢崛起受益于光伏建筑市場擴大+安全高效要求提升，組件級控制有望成為下一代逆變器主流方向。美國國家消防協會自2017年在NEC規范中強制光伏建筑發電系統達到組件級關斷的要求，推動美國分布式市場MLPE滲透率達70%以上。另外，加拿大、德國、意大利、澳大利亞、菲律賓等多國逐步明確相關標準以推進光伏建筑的組件級關斷裝置配置，而國內“整縣推進”、BIPV等光伏項目快速落地也提高了光伏系統的安全要求，相關安全標準呼之欲出。在今年以來歐洲等市場分布式光伏裝機增長明顯加快的背景下，隨著政府、行業組織及戶主對安全性重視程度加深，行業正在由組串式逆變器向組件級別控制的逆變器轉變，組件級控制有望成為下一代逆變器的主流方向之一。微型逆變器是小型、組件級分布式發電系統電能轉換的最佳方案。“組件級電力電子”

解決方案除了包括微型逆變器，還有“組串式逆變器+優化器/關斷器”的方案。優化器或關斷器可為光伏系統提供組件級的關斷能力，在特定場景下保證光伏系統直流電壓不超過80V，且優化器亦可實現組件級的最大功率點跟蹤控制；但在運行過程中系統仍存在直流高壓，有一定的安全隱患。組串式逆變器+優化器/關斷器在較大功率的應用場景中有一定的成本優勢，但微型逆變器在中小功率等級的應用場景中更優。微逆成本及性價比有望逐步優化。據WoodMackenzie統計，目前微型逆變器終端市場均價在0.3美元/W左右，高于單組串式逆變器方案，近年來價格總體呈現下行趨勢；但2021年受全球芯片供應短缺影響以及組串式競品漲價，微型逆變器終端價格亦有小幅上漲。我們預計隨著低成本創新優化，多體微逆功率進一步升級，以及國內分布式微逆市場有望啟動，未來微型逆變器價格仍將回歸穩步下降。海外儲能經濟性持續提升，光儲市場打開逆變器增量空間歐洲高電價模式下，戶用光儲經濟性逐漸提升。用戶側，從現實需求來看，儲能可幫助用戶“削峰填谷”，節省用電成本，有利于電力系統均衡供應電力，降低生產成本，并避免部分發電機組頻繁啟停造成的巨大損耗等問題，從而保證電力系統的安全與穩定。除此之外，儲