一、硅料與組件價格觸底，后續需求有望強勁表現

　　1、產業鏈降價，終端需求有望強勁表現

　　硅料價格企穩。由于硅料產能持續投運，硅料價去年底暴跌，之后下游備庫與料 場惜售帶來快速反彈，近期快速降價到 6.x 萬元/噸左右，二線硅料公司普遍虧損， 頭部硅料公司回到低盈利水平。目前，成本較高的二線企業已陸續/計劃進行減 產或停產;頭部料廠去年盈利較好，現金流充裕，不大考慮大幅殺跌出貨。同時， 隨近期硅料采購好轉，落地簽單逐步增加，硅料價格開始出現止跌企穩跡象。 組件價格順價，終端 LCOE 下降顯著。伴隨硅料價格降價，下游硅片、電池及 組件售價均有較大幅度調整。目前硅片、電池報價區間為 2.75-2.85(M10 150μm)、 0.7-0.73(M10 PERC 電池)，相較 2 月高點，降價幅度達到 20-50%。組件也 在快速順價，現價在 1.35 元/W 附近，較去年末降幅超 30%。 以去年年末組件價格為基準估算，組件降價疊加 N 型產品推廣帶來的 BOS 成本 下降，光伏 LCOE 下降幅度接近 10%左右，新建電站投資收益極具吸引力。5 月下旬至 6 月，光伏制造與中間環節在去庫存，去庫結束后，需求與排產很可能 強勁表現。

　　2、靜待終端需求表現

　　2.1 國內 Q1 淡季不淡，全年裝機有望再超預期

　　收益率顯著回升，Q1 裝機同比高增。過去兩年間在產業鏈總產出受限，價格整體高位的背景下，下游需求增長主要由價格容忍度更高的海外及分布式市場支撐。 年初以來，隨著組件價格回落，電站投資 IRR 顯著回升。國內市場需求逐步釋放， 尤其是地面電站項目。1-5 月國內光伏合計并網約 61GW，同比增長 158%。一 季度地面電站裝機占比 46%，同比提升 13pct。 大基地并網指標明確，全年裝機有望在超預期。2023 年底為第一批風光大基地 規劃并網時點，合計 94GW 項目中，約 50GW 規劃在 2023 年并網。考慮到過 去延期項目的補裝需求，下半年進入國內裝機傳統旺季后，需求有望迎來集中爆 發。2023 年全年裝機有望再超預期。

　　2.2 歐盟光伏審批簡化，地面電站有望迎來集中啟動

　　集中式光伏當前投資熱情高。俄烏沖突之后，歐盟發布 Repower EU 方案，計劃 到 2030 年，歐盟累計光伏裝機容量達到 600GW 以上，Solar Power Europe 更 是樂觀估計超過 1,000GW。按照其中 35%為集中式光伏推算，預計 2023-2030 年，歐盟年均集中式光伏裝機需求達到 19-36GW。另一方面，雖然目前歐盟各 國市場電價有所回落且存在限價措施，但 PPA 價格持續維持高位，電站投資的 超額收益仍非常豐厚，行業投資熱情高漲。 審批流程制約歐盟集中式光伏發展，目前項目積壓嚴重。歐盟光伏電站建設相關 的審批流程冗長且復雜。綠地項目通常需要 3-4 年的時間才能完成建設前的相關 審批工作，到達待建狀態(RTB)。在去年政策與電價的催化下，相比于分布式 項目的加速;集中式項目受到流程繁瑣的影響，落地進度較慢，在審批環節積壓 嚴重。以西班牙為例，目前待審批項目容量達到 120GW 以上，為累計裝機 9 倍。 審批瓶頸緩釋，集中式項目有望迎來大規模啟動。2022 年 3 月，歐洲議會與歐 盟理事會通過一項關于綠色交易計劃的臨時協議，將此前 32%的約束性目標提升 至 42.5%以上，意味著到 2030 年歐盟可再生能源在能源結構中的份額翻倍(目 前 22.1%)。同時，協議中明確：可再生能源將被視為壓倒一切的公共利益，在 潛力大、環境風險低的地區設立可再生能源審批加速區，采用特別簡短的審批流 程。得益于針對性的政策支持，歐盟集中式光伏有望迎來大規模啟動。

　　2.3 極端氣候加劇電力缺口，新興市場光伏需求正蓬勃增長

　　厄爾尼諾引發極端天氣，沖擊全球電力系統。根據世界氣象組織報道，全球持續 三年的拉尼娜現象將結束，今年極有可能迎來厄爾尼諾現象，全球將迎來進一步 升溫，并給部分地區帶來極端天氣。高溫天氣將在今年迎峰度夏期間帶來全球性 的缺電現象。 光伏裝機有望為新興市場填補電力缺口。新興市場電力結構相對脆弱，以南非為 例，電力結構依賴燃煤，厄爾尼諾高溫天氣造成電力需求激增，極端天氣也會引 發水電等出力波動，進一步加劇電力缺口。越南等東南亞國家就因干燥天氣出現 嚴重電力供給問題，停電、限電現象頻發。 光伏在全球范圍內已經進入平價時代，也已廣泛成為新興市場填補電力缺口的重 要解決方案。2023 年 1-4 月，南非進口光伏組件 4.18 億美元，已經超過 2022 年全年進口額，同比增長超過 280%。

　　二、N 型時代開啟，領先企業紅利有望維持

　　1、TOPCon 效率及發電量優勢明顯，且仍在持續優化

　　效率及發電量優勢顯著。TOPCon 在 PERC 的基礎上更換為 N 型襯底，增加隧 穿氧化層及多晶硅層，降低載流子復合，實現效率的顯著提升。 更高的轉換效率：N 型 TOPCon 電池在 PERC 的基礎上更換為 N 型襯底， 少子壽命更長，增加隧穿氧化層及多晶硅層，降低載流子復合，同時配合 SMBB等減少正面遮擋，實現效率的顯著提升。 以 CPIA 口徑統計，2018 年以來 TOPCon 電池效率提升 3 個百分點，同期 PERC 提效幅度為 1.4 個百分點，PERC 電池在周期中后段接近理論極限， 提效進程明顯不及 TOPCon。而目前 TOPCon 量產效率與超過 28%的理論 極限仍有很大的優化空間，提效路徑也更為明確。 高雙面率、低衰減等提升全周期發電量。N 型 TOPCon 電池雙面率可以達 到 85%，較 PERC 70%左右的雙面率明顯提高，折算至綜合效率端大致形 成 1pct 左右的效率優勢。

　　效率、成本仍在優化，差距持續拉大。從效率端看，2022 年初量產 TOPCon 效 率電池端在 24.5%上下，考慮封損后組件效率 22%左右，至當前領先量產 TOPCon 電池端效率達到 25.2%/25.5%(+SE)，組件端效率 23%上下。溫度 系數由 0.3 優化至 0.2x 上下。而從成本端看，銀漿耗量、設備投資、硅片厚度 等成本增量都在優化：1)銀漿耗量由 130mg 降至 100mg 上下;2)設備投資由 單 GW2 億下降 0.4-0.5 億;3)硅片厚度由 150μm 降至當前約 130μm。

　　2、下游接受度大幅提升，溢價開始體現

　　下游接受度躍升。經歷 1 年多的市場驗證，下游投資方對 N 型優勢理解更加深 刻。尤其是雙面率、衰減及溫度系數等優勢帶來的發電量增益，隨實際應用的實 證數據逐步體現，TOPCon 已得到行業性的認可。近期部分招標項目 N 型份額 已由此前 10%上下提升至近 50%。2021 年 PERC 市占率約 91%，2022 年降至 88%，而 N 型份額由 2021 年 3%提升至 9%，N 型電池進入規模化應用階段。 溢價不斷放大。近期 N 型組件與 P 型組件的價差，已由 2 月的 0.05 元/W 逐步 攀升至 0.06-0.14 元/W(近期組件報價偏分散)，整體溢價逐步放大，原因主要 系隨 N 型產品進一步降本增效、電站有效驗證的形成，TOPCon 優勢不斷驗證， 下游對 N 型組件的需求優先級更高，高效組件的議價能力更強。如果效率繼續提 升，溢價有望進一步放大。而 TOPCon 電池供應相對緊張，相較 PERC 溢價由 0.06 元/W 上下爬升至 0.1 元/W。

　　3、擴產節奏低于規劃，優質產能紅利期更長

　　擴產規劃巨大，實際落地僅為少數。2022 年開始組件、電池供應商以及新進入 企業公布了大規模的 TOPCon 擴產規劃，參考 PV-tech 等統計數據，總量高達 400-500GW： 從落實進度看，大部分仍未形成有效產出，產線進度低于預期。 針對部分投產項目，爬坡進程出現良率、效率、成本等因素限制穩定批量生 產。 優質產能稀缺，電池供不應求。統計截止 2023 年 5 月，TOPCon 規模化投產項 目總量在百 GW 上下，估算滿產運行容量大致在 70GW，也充分驗證 TOPCon 的產業化壁壘，由規劃到投產，再到形成穩定的產出仍有較大的距離。預計 2023 年 TOPCon 有效出貨百 GW 上下，相較全球裝機仍有巨大的份額空間。

　　TOPCon 是無人區產業，和 PERC 當時的狀態很大不同，在較長的時期，都還 會有較明顯的差異化。當前實現規模化量產的 TOPCon 供應商過去在 N 型領域 長期投入和布局，優勢可能會持續更長的時間。 率先實現 TOPCon 大規模量產，抓住窗口期提升份額：目前形成有效產出 的仍是少數，提供先發企業提升份額的時間窗口;匯聚上下游優勢資源，在轉換效率、量產工藝上維持領先： TOPCon 在原 有 PERC 基礎上增加若干工序，相對更復雜，同時還在快速的升級過程中， 發展初期 know-how 掌握在電池企業手中，提前布局 TOPCon 的企業，會具備一定競爭優勢。先發企業更容易匯聚上下游優勢資源，如設備、輔材等， 更新迭代期第一時間完成更新優化，可能持續在效率、成本上維持領先;供應鏈瓶頸制約：2022 年末，全行業 TOPCon 產能約 50GW，行業目前規 劃產能接近 500GW。整體規模增長近 10 倍的情況下，供應鏈瓶頸(尤其 是 TOPCon 差異環節)會逐漸顯現，一定程度制約新進入者擴產規劃。

　　三、輔材頭部企業優勢有望進一步放大

　　1、漿料：TOPCon 推廣加速銀漿量利齊升，頭部企業受益

　　TOPCon 漿料單位用量提升，加工費增加。電池非硅成本中漿料占比最高，約 為 30-35%，以 PERC 電池為例測算，182 電池非硅成本約為 0.15 元/W，其中 漿料成本約為 0.05-0.06 元/W，因此降低銀漿單耗一直是電池環節的重點降本方 向。過去主要通過兩條途徑降本：(1)降低細柵寬度;(2)增加主柵數量，主 柵增加后寬度變細，降低銀耗。PERC 初期電池片漿料用量有冗余，目前按 TOPCon 領先企業銀耗(182，16bb ，100mg/片)估算，目前 TOPCon 單片 銀漿用量較 PERC 高 40-50%，考慮到無主柵應該是未來方向，預計銀漿環節用 量的下降空間在 10-15%左右，即降低至 85-90mg/片，仍然高于 PERC 銀耗。 TOPCon 銀漿難度相對較高，因此加工費也相對高一些，在電池行業向 TOPCon 逐步切換的過程中，2025 年銀漿加工費空間較 2021 年有望翻倍。

　　TOPCon 漿料制造難度加大。PERC 與 TOPCon 電池正背面對漿料要求不同， PERC 正面需要重點考慮漿料與硅片的歐姆接觸、降低復合，而背面更多需要考 慮與鈍化層的附著力。TOPCon 漿料要求更高，制造的難度更大，正面漿料中的 銀粉參數有變化，需要考慮摻雜與歐姆接觸，玻璃與有機體系的要求也在提升， 難度相對較大，而背面重點除需要考慮歐姆接觸、降低復合外，還要燒穿鈍化層， 但不能損傷 POLY 層，對玻璃體系的要求也比較高。在 TOPCon 加速推廣的過 程中，預計漿料的技術門檻會進一步提升。 頭部企業受益 TOPCon 推廣加速。漿料中的原材料占總成本比重約為 99%，定 價模式為成本加成模式(原材料+加工費)，因此產品價格差異不是很明顯，但 品質之間有差別，好產品是企業能否勝出的關鍵，其本質是對企業提出了多方面 要求。穩定的經營及研發環境是培養或留住優秀研發人才的基礎，研發能力則體 現于多方面，漿料配方的研發能力、不同原材料的理解能力、漿料內部體系之間 的調整能力尤為重要，銀漿起家的企業對銀粉理解較深，這可能不是產品形成差 異的根本原因，有機(提供流動性，印刷)、無機(玻璃粉，粘接)體系的重要 性可能在提升。在切換至 TOPCon 的過程中，頭部漿料企業積淀深厚，對各種 材料的理解及協調能力可能更強，預計將受益于 TOPCon 推廣加速。

　　2、膠膜：頭部企業有望在 N 型時代繼續領跑

　　N 型電池對膠膜要求更高。由于 N 型電池/組件效率、壽命等較 PERC 有大幅提 升，材料工藝選擇也有差異，因此對膠膜的要求更高：1)N 型電池組件受 PID 影響更明顯。TOPCon 更換為 N 型襯底，PN 結方向與 P 型相反，正面材料為 Al2Ox 及 SiNx(類似 PERC 背面)，相較 PERC 正面材料受 PID 影響更明顯; 2)N 型電池組件對酸堿度更敏感。TOPCon 正面主柵為銀漿，細柵為銀鋁漿， 漿料體系更為敏感，更容易受到酸性環境的影響。同時 SMBB對應主柵、焊帶 寬度會大幅下降，與電池片的接觸面更窄，對酸性環境更為敏感;3)N 型電池 組件對水汽透過率要求更高。N 型 TOPCon 電池雙面率可以達到 85%，考慮其 雙面率優勢，更適合做雙面結構，尤其對透明背板產品，要求膠膜的水汽透過率 更低。

　　POE 更為適配。相較 P 型電池，N 型襯底少子壽命更長，受雜質影響小，同時 基本上消除了硼氧復合造成的 LID，TOPCon 組件首年衰減優化至 1%，年衰減 幅度較 P 型明顯減少，壽命在 30 年上下，POE 的耐老化表現更好，配套 TOPCon 能夠最大化發電量優勢。目前量產 TOPCon 采用硅片厚度已經降到 130μm 上下， 硅片更薄且量產線基本上市 182、210 尺寸，對輕質化也有更高的要求，POE 密 度較 EVA 小 10%上下，也更有優勢。薄硅片本身對表面應力更敏感，POE 交聯 后儲能模量小于 EVA，電池片所受應力更小。 可能會體現出較強的差異化。EVA 產品在經過較長時間的迭代后，已經相對成 熟，同時 PERC 電池也有足夠的寬容度，因此膠膜應用差異不顯著。在光伏主 產業鏈由 P 向 N 過渡帶動輔材環節升級的產業化初期，膠膜技術工藝壁壘更高， 可能會體現出較強的差異化。一方面，TOPCon POE 并非雙玻 POE 的平移，配 方、加工工藝有壁壘，目前仍是少數企業能夠達到 TOPCon 應用要求。TOPCon 硅片摻雜/厚度、電池片輸出電流電壓、主柵細柵材料/排布、焊帶形式等與此前 的 PERC 有明顯的區分度，對應 POE 膠膜配方需要考慮的側重點也不同，此前 適配 PERC 的 POE、EPE 等方案不能簡單的平移到 TOPCon。另一方面，以 TOPCon 為代表的 N 型電池 POE 膠膜方案尚未定型，TOPCon 電池本身架構在 未來 2-3 年也會有持續的優化升級，尤其鈍化技術、金屬化工藝、硅片厚度等都 要求膠膜企業能夠完成技術適配，對企業的技術工藝要求也更高。 頭部企業經營能力及成本管控能力強，對產品與生產設備理解更加深刻，有望在 N 型時代繼續領跑。

　　3、玻璃：成本下行帶動盈利向上，需求集中釋放或造成玻 璃趨緊

　　純堿、天然氣價格調整，成本端優化。光伏玻璃成本中，原材料、能耗費用大致 各占玻璃成本四成，其中材料端主要為石英砂、純堿，能源側主要為天然氣、重 油等，且減排背景下光伏玻璃熱源供應以天然氣為主。 二季度以來，純堿、天然氣價格大幅調整下降，玻璃成本端明顯優化： 純堿：Q2 國內純堿庫存快速拉升，價格由 2700-2900 元/噸大幅調整至 2000 元/噸上下; 天然氣：Q2 天然氣價格調整，同時進入非供暖季，估算均價環比下降 10-20%。 同期 3.2、2.0mm 玻璃售價基本穩定在 26、18.5 元/平上下，考慮庫存周期，預 計 Q2 玻璃盈利能力將實現回暖。

　　硅料調整激發裝機需求，下半年玻璃可能趨緊。硅料產能擴張疊加大批量投產預 期，硅料已跌至 6.x 萬元/噸左右，組件順價至 1.4 元/W 左右，已處于歷史低點， 下游項目回報率大幅改善，裝機有望較快有強勁而積極的變化，玻璃需求可能在 三四季度集中釋放。同時考慮大電站對成本更敏感，其結構占比提升拉動雙玻應 用，單耗也會增加。供給側看，當前玻璃在產項目日熔量合計約 9 萬噸/d，聽證 制度趨嚴造成規劃項目投產延后，少數新線投產集中在 Q4，Q3 增量或主要來自 5 月點火窯爐爬坡貢獻，在需求釋放加速背景下玻璃供給或趨緊。 政策趨嚴，未來產能釋放將更有序。過去 2021-2022 年，壓延玻璃擴產約束弱 化，產能快速擴張。今年 5 月，工信部、發改委發布《關于進一步做好光伏壓延 玻璃產能風險預警的有關通知》，收緊聽證會制度執行口徑，或大幅延緩在建/ 擬建項目投產進度，考慮執行聽證以來累計通過低風險項目合計僅 2.1 萬噸/d， 未來一段時間玻璃產能的釋放將更趨有序，價格會有更強的支撐。 風險預警機制的收緊背景下，此前已開工但需執行預警項目的點火時點延后，部 分項目存在高風險調整的可能性。2022 年 3 月執行聽證以來，累計聽證項目超 過三十萬噸，實際通過項目僅 2.1 萬噸，考慮項目建設周期，大部分將在 2024 年以后逐步點火投產。

　　4、石英：供給釋放受限，供需持續吃緊

　　石英坩堝是硅片生產過程中的消材，目前尚無替代品。石英坩堝主要應用于光伏 及半導體領域的拉晶環節，是硅片生產流程中的關鍵材料。在硅棒拉制過程中， 石英坩堝逐步向方石英轉化，一定時間后無法使用，需要更換新的石英坩堝，在 硅片環節生產過程中具備較強的消耗品屬性。 石英坩堝原材料為高純石英砂，目前與高純石英砂比較相似的產品是合成石英砂， 但因成本及微量元素含量的限制，無法使用于光伏領域。 預計 2023 年石英砂供需偏緊。需求方面，預計 2023 年全球光伏裝機 350GW， 假設每100GW硅片的石英消耗為1.8-2萬噸，則石英砂需求預計9.3-10.3萬噸; 供給方面，尤尼明+TQC 合計 2.5-3 萬噸產能，石英股份 4.5-5 萬噸，其他產能 合計約為 1 萬噸，供給預計在 8-9 萬噸。 此外，2023 年海外石英砂占總產能比重約為 35%左右，整體看，行業內石英坩 堝使用壽命會下降，石英砂需求會進一步提升，2023 年石英供需緊張相對明確， 漲價時間及幅度可能會超預期。

　　(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。)

　　報告來源：未來智庫

　　報告出品方：招商證券