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光伏產能快速擴張，各環(huán)節(jié)格局或出現分化。

硅料供需緊張緩解，價格盈利或仍在高位

龍頭廠商短期受益于供需緊張，盈利水平及產能利用率有望維持高位，長期受益于能耗 指標趨嚴帶來的格局優(yōu)化。硅料環(huán)節(jié)由于其擴產周期約為硅片的 2-3 倍，硅料供給與硅片需求出現錯配，硅料價格一路快速上漲。

根據現有已規(guī)劃硅料產能及產能釋放節(jié)點，預計 2022 年硅料全年供應仍然偏緊， 主要產能釋放將集中在下半年，此外，考慮能耗雙控的影響，硅料產能釋放也存在一定延后的可能性。

按照 2022 年光伏全球裝機 160GW/225GW 以及裝機容配比 1:1.2 計算，對應硅料需求量 約 58.5/76.5 萬噸。預測，2021/2022 年硅料有效產能在 57.3/86 萬噸。按照終端需求測算，2022 年供需緊張情況相較于2021年有所放緩，但考慮到硅片環(huán)節(jié)產能遠大于硅料供給，硅片廠商對硅料保供的競爭或仍將持續(xù)。


顆粒硅理論生產成本較西門子法降低 20%-30%左右，并且有擴產時間短，節(jié)約能耗等優(yōu)勢。但同時，顆粒硅也存在生產安全 危險系數較高的風險，生產過程中要使用的硅烷氣體較為活潑容易發(fā)生爆炸，氫碳等雜質含量難控制等，在技術層面、生產管控上存在一些難點，現階段拉晶環(huán)節(jié)顆粒硅參雜比例不搞，從量上來看短期對行業(yè)影響較小。我們認為，在較高硅料價格下新技術盈利溢價不明顯，隨著顆粒硅技術快速進步疊加硅料價格下降，顆粒硅盈利溢價或將逐步顯現。


硅片產能階段性過剩，N 型滲透率快速提升

硅片產能階段性過剩，盈利或持續(xù)承壓。2021-2022 年單晶硅片產能分別達 348.4GW/445.5GW，單晶硅片產能供給遠大于終端實際需，預計在盈利承壓、競爭加 劇的背景下，部分 2022 年硅片新增產能或將延緩落地。

今年硅料價格大幅上漲導致硅片生產原材料成本大幅提高，下半年硅片廠商盈利水平明 顯下滑。隨著 2021 年四季度末通威硅料新增產能投產，龍頭硅片廠商硅料供給緊張緩解，硅片盈利水平或在2022 年承壓， 在行業(yè)競爭加劇的背景下，產品質量、成本控制及客戶累積等方面更具優(yōu)勢的龍頭廠商防御力較強，二三線硅片廠商或將加速出清。


大尺寸硅片滲透率快速提升，成本優(yōu)勢下盈利韌性強于小尺寸。大尺寸產品的單位時間 產能更高，攤薄單位能耗及設備、人工成本較小尺寸有明顯優(yōu)勢，當前硅片大尺寸化趨 勢正在加快。據預測，至 2025 年小尺寸硅片將基本被淘汰，大尺寸產品盈利能力更具韌性。

N 型硅片薄片化潛力大，更具成本下降潛力。N 型硅片厚度下降潛力顯著高于 P 型硅片， 更符合行業(yè)對快速降本的訴求，滲透率有望快速提升。根據中環(huán)股份發(fā)布的《關于技術 創(chuàng)新和產品規(guī)格創(chuàng)新降低硅料成本倡議書》，硅片厚度從 175μm 減薄至 160μm，可以覆蓋多晶硅料8元/KG 的價格漲幅，如產業(yè)鏈內全規(guī)格單晶硅片全面轉換到 160μm 厚度， 預計可節(jié)省 6.8%的硅使用量。此外，N 型硅片較 P型在拉晶工藝控制、電阻均勻性上要求也更高。


電池片盈利有望修復，N 型技術將是重點突破口

電池片盈利短期承壓，2022 年或將迎來盈利修復期。今年以來電池片環(huán)節(jié)盈利受硅片、 組件環(huán)節(jié)兩頭擠壓，處于歷史低點，2022 年將受益于硅片價格下降帶來的成本下降，隨 著行業(yè)擴產放緩，供需格局改善，有望迎來盈利修復期。

N 型電池片正成為產能增量主流。從目前市場觀察來看，垂直一體化企業(yè)重點布局 N 型 TOPCon 產線，布局 HJT 的新進企業(yè)多數為中試線產線。進入 2022 年，N 型電池片 GW 級產線有望迎來加速落地期。據統(tǒng)計，2021年，TOPCon已建成產能為8.75GW， 在建/待建產能達 86.5GW，HJT 已建成產能為 6.35GW，在建\待建產能為 141.9GW。

N 型 TOPCon 電池轉換效率極限高，與 PERC 電池產線兼容性強。TOPCon 技術的工藝 設備產線兼容性高，便于企業(yè)基于現有的 PERC 設備進行升級改造，延長現有 PERC 電 池片產線壽命，其設備投資增加額僅約 6000-8000 萬元。根據 Energy Trend 統(tǒng)計顯示，企 業(yè)布局中，TOPCon 電池實驗室研發(fā)效率可達 25.7%的水平，目前量產效率能夠接近 24% 的水平。


HJT 降本潛力、轉換效率提升空間更大。作為第 3 代電池，具有結構簡單、工藝溫度系 數低、衰減率低、雙面率高等優(yōu)點，為光伏行業(yè)繼 PERC 電池后帶來了新一輪的發(fā)展機 遇。此外，HJT 作為平臺型技術，可以兼容 IBC 和鈣鈦礦，成為更遠技術的基礎平臺。

(1) 轉換效率高，潛力更大：HJT 電池本征非晶硅層將 N 型襯底與兩側的摻雜非晶硅層 完全隔開，實現了晶硅/非晶硅界面態(tài)的有效鈍化，帶來了比 PERC 更高的開路電壓， 從而實現了更高的轉換效率。目前，HJT平均量產效率達24%，實驗室效率已超26%， 未來還有較大提升空間。

(2) 衰減率低：HJT 電池減反層采用導電的 ITO 而非絕緣的氮化硅，故而電池片表面無 帶電的可能性，杜絕了 PID 的可能性；采用 N 型硅片，無硼氧復合中心，故而無 LID；HJT 電池首年衰減 1-2%，此后每年衰減 0.25%，遠低于摻鎵 PERC 電池（首年衰減 2%，此后每年衰減 0.45%）。

(3) 溫升系數低：HJT 電池受益于高開路電壓優(yōu)勢，溫度系數較低，HJT 電池溫升系數 約-0.25%/℃，相比 PERC 電池-0.38%/℃存在 0.13%/℃優(yōu)勢。


(4) 雙面率高：HJT 電池的硅片襯底雙面制絨，而雙面 PERC 電池的硅片背面采用拋光 工藝，HJT 的雙面率顯著高于雙面 PERC，根據實測數據，HJT 的雙面率高達 93%-95%， 雙面 PERC 的雙面率僅為 75%+。

(5) 弱光效應：HJT 電池采用N型單晶硅片，而PERC 電池采用P 型單晶硅片，在 600W/m2 以下的輻照強度下，N 型單晶相比 P 型單晶的發(fā)電表現高出 1-2%左右。

(6) 支持薄片化：HJT 電池完美的對稱結構和低溫度工藝使其非常適于薄片化。目前 PERC 電池所用硅片主流厚度為 170-180μm，HJT 電池所用硅片厚度已經降至 160 μm 以下，且具有更大的薄片化空間。

目前 HJT 產線初始投入依然較大，2022 年其生產成本或將略低于 PERC 電池。數據表明，若 HJT 產線全部采用進口設備，單 GW 投資約 8-10 億元。若全 部采用國產設備可降至 4.0-4.5 億元左右。SOLARZOOM 智庫預計，2022 年隨著設備投 資、漿料消耗、硅片薄片化等成本項下降，HJT 電池生產成本將略低于 PERC 電池，若 考慮到 HJT 電池在全生命周期中發(fā)電量的優(yōu)勢，彼時 HJT 電池將較 PERC 電池具有明顯 經濟效益優(yōu)勢。

2.4 組件格局持續(xù)優(yōu)化，盈利彈性較大

組件環(huán)節(jié)集中度迅速提升，龍頭組件廠量利優(yōu)勢持續(xù)擴大。2019 年開 始光伏組件行業(yè)集中度加速提升，組件行業(yè)市場份額不斷向頭部企業(yè)集中。根據 2021 年各組件廠家出貨量目標統(tǒng)計，2021 年前五大組件廠商分別為隆基/天合/晶澳/晶科/阿特斯， 在規(guī)模優(yōu)勢、成本優(yōu)勢及品牌渠道優(yōu)勢下，頭部組件廠商優(yōu)勢顯著，行業(yè)格局進一步優(yōu)化。

主輔材價格快速上漲，頭部組件廠商盈利優(yōu)勢凸顯。光伏組件主要由電池片、邊框、光 伏玻璃及 EVA 等產品及材料構成，其中電池片成本占光伏組件成本高達 65%。今年以來， 隨組件主材價格上漲，組件廠商盈利能力持續(xù)承壓，頭部一體化組件廠商在成本承壓下 盈利優(yōu)勢凸顯，以隆基、晶澳、天合為代表的一體化頭部組件廠商在毛利率水平上具備 明顯優(yōu)勢。

展望 2022 年，競爭格局進一步優(yōu)化，龍頭廠商盈利率先修復。今年在上游原材料成本上 漲的推動下，組件價格逐步提高，四季度初招標價已達 2.0 元/W 左右，近期有所回落。結合 2021 年下半年下游光伏平價項目對組件價格接受情況，預期 2022 年組件價格或將 在 1.8 元/W 水平左右。展望 2022 年，隨著主輔材價格回落及終端電站投資商對收益率接受度提升，疊加行業(yè)競爭格局優(yōu)化，一體化組件廠商有望率先受益，盈利率先修復，組件環(huán)節(jié)有望量利齊增。


N 型技術趨勢下，組件端對串焊、封裝要求更高。在 PERC 技術的產業(yè)化轉換效率及生 產成本逐漸接近理論上限的背景下，行業(yè)對新一代 N 型光伏電池片技術投入不斷增大， N 型組件技術的成熟度也將成為下游應用能否快速放量的關鍵因素。N 型電池通過多主 柵降低對銀的消耗，帶來組件串焊精度要求提升，HJT 電池片對水汽敏感，對組件封裝 材料的要求進一步提高。

膠膜供需緊平衡持續(xù)，行業(yè)寡頭地位穩(wěn)固

預計 2022 年全年 EVA 膠膜總需求達到 21.38 億平方米，EVA 樹脂需求達 106.89 萬噸。假設容配比 1：1.2，1GW 組件需要膠膜面積 0.11 億平方米。2022 年光伏 EVA 膠膜總需求將達 21.38 億平方米，EVA 樹脂需求將達到 106.89 萬噸。

頭部企業(yè)在盈利水平上優(yōu)勢明顯。快速上漲的EVA樹脂價格導致今年膠膜環(huán)節(jié)盈利承壓， 但龍頭廠商憑借成本管控、產品良率、供應鏈管理依舊保持了較大優(yōu)勢，格局進一步優(yōu)化。

EVA 樹脂供應大部分集中于海外，新增實質性產能有限。2021年國外的 EVA 粒子進口 量大約為 40 萬噸，主要來自韓華、杜邦、TPC、LG 等企業(yè)，2021 年國內 EVA 粒子產量 僅為 31 萬噸。光伏級 EVA 樹脂工藝難度大，裝置建設周期為 3 年左右，擴產加下游膠膜企業(yè)驗證周期一般在 1-2 年，中短期國內難有新進入者實現大規(guī)模新產能落地。

EVA 樹脂存量產能上升空間有限。盡管 EVA 企業(yè)可以在一套生產設備上生產不同牌號的 EVA 產品，但大幅提升 EVA 粒子產量的可能性不大。由于光伏料中 MI 和 VA 的比例較高，生產裝置長時間運行會結垢，從而導致生產設備全年運行時間的下滑，考慮到其他 EVA 產品的市場較為穩(wěn)定，企業(yè)大幅調整生產結構可能性較小。

預計 2022 年全年 EVA 樹脂需求量為 102 萬噸，供需持續(xù)緊平衡。根據集邦咨詢預測 22 年光伏 EVA 樹脂供應量為 102 萬噸，需求量為 108 萬噸，全球供需仍將處于緊平衡，EVA 樹脂價格或將維持在高位。

N 型電池雙面組件更適合 POE 膠膜。N 型硅片擁有比 P 型硅片更高的雙面系數，擁有更 高的背面光轉換能力。雙玻組件對 PID 更為敏感。根據北極星太陽能光伏網提供的實驗數據， POE 膠膜封裝的組件正面衰減率控制在 3%以內，背面衰減率在 7%以內。而 EVA 膠膜的組件正面衰減率達 5.17%，背面更是高達 30%，POE 膠膜擁有更強的抗 PID 效果。


熱場供不應求，龍頭盈利、規(guī)模優(yōu)勢凸顯

硅片大尺寸化加速催化晶硅熱場碳基復合材料對進口等靜壓石墨的替代。我國晶硅制造 熱場材料行業(yè)起步較晚，其熱場系統(tǒng)部件材料主要采用國外進口的高純、高強等靜壓石 墨，進口石墨熱場系統(tǒng)產品成本較高、供貨周期較長，并且隨著單晶硅拉直爐的容量擴 大，等靜壓石墨作為由石墨顆粒壓成型的脆性材料在安全性和經濟性兩方面已經落后于 碳基復合材料。

隨著國內先進碳基復合材料制備技術的發(fā)展，現階段先進碳基復合材料 已成為降低硅晶體制備成本、提高晶硅質量的最優(yōu)選擇，快速形成在晶硅制造熱場系統(tǒng) 中對石墨材料部件的升級替換。

碳/碳復合材料具有比重輕、熱膨脹系數低、耐高溫、耐腐蝕、摩擦系數穩(wěn)定、導熱導電 性能好等優(yōu)良性能。碳/碳復合材料主要是指以碳纖維為增強體，以碳或碳化硅等為基體， 以化學氣相沉積或浸漬等工藝形成的復合材料，主要包括碳/碳復合材料產品（碳纖維增 強基體碳）、碳/陶復合材料產品（碳纖維增強碳化硅）等。

光伏熱場龍頭金博股份預制體制備工藝、設計能力積累深厚。金博股份早在 2005-2009 年完成了碳纖維預制體的技術研發(fā)，通過織布、成網、準三維成型、復合針刺等技術， 形成碳纖維預制體，多年來公司持續(xù)在預制體制備、設計上不斷進步改善。


金博股份純氣相化學沉積縮短致密化周期。從碳纖維預制體到碳基復合材料階段影響制 備成本的生產工藝中的最主要因素是化學沉積的致密化周期。根據公司招股說明書，目 前金博股份大尺寸批量制備碳基復合材料工藝的水平為 300 小時以內，主流水平約為 800-1000 小時，部分優(yōu)秀企業(yè)可以做到約 600 小時。

公司自主研發(fā)了快速化學氣相沉積 關鍵技術，解決了大尺寸、異性碳基復合材料產品的快速增密技術難題。公司采用定向 流動快速化學氣相沉積技術，將沉積周期縮短到傳統(tǒng)沉積周期的 1/2 以內，大幅降低了電 力消耗和生產制備成本。


金博股份盈利能力遠超競爭對手。2021 第三季度金博股份毛利率為 58.15%，其可比公司中天火箭、博云新材分別實現毛利率 32.26%和 29.69%。巨大盈利能力差距主要來源于公司產業(yè)鏈一體化布局、沉積技術差異化、供應量管理優(yōu)異、原材料利用率高的綜合優(yōu)勢。

2022 年頭部硅片廠商擴產進度加快、開工率提升，熱場供需或持續(xù)供不應求。隨著硅料 新增產能落地，供給瓶頸打開，頭部硅片廠商擴產進度加快、開工率有望提升，從而加 大對熱場耗材需求。根據各公司公告，從 2022 年行業(yè)新增產能來看，主要貢獻來自于金 博股份定增項目，新進入者天宜上佳雖計劃產能規(guī)模較大，但實際落地有效產能還有待 產業(yè)鏈進一步驗證。


N 型硅片對熱場材料純度要求更高。N 型硅片對熱場差異性需求主要體現在對灰分要求 更加嚴苛，光伏 P 型單晶硅片灰分要求<200ppm，N 型單晶硅片灰分要求<100ppm，半導 體硅單晶灰分要求<30pmm。金博股份可根據產品應用需求提供三個純度等級的產品，其 中 I 型滿足光伏 P 型單晶制備，II 級滿足光伏 N 型單晶制備，III 級滿足半導體級單晶制 備，并且已經具備<5ppm 涂層工藝制備能力。此外，金博股份純氣相化學沉積工藝較氣 液混合沉積工藝在基體純度上有一定優(yōu)勢，在 N 型技術下，其成本優(yōu)勢或將進一步擴大。

N型電池片技術迭代，帶動設備需求高增

自 2015 年我國啟動光伏“領跑者”計劃以來，太陽能電池技術不斷進步。電池片目 前的發(fā)展階段：從常規(guī)鋁背板 BSF 電池→PERC 電池→PERC+電池(TOPCon)→HJT 電池→IBC 電池。目前第二代 PERC 電池已經成為主流技術由于 PERC 電池轉換效 率已接近極限，出于降本提效的目標，行業(yè)正在向 HJT 電池和 N-PERT/TOPCon 等 擁有更高轉換效率的技術路線迭代。每一次新技術迭代，光伏電池行業(yè)都會迎來 2-3 年新一輪的擴產周期，進而帶動設備需求。

TOPCON 電池片設備市場規(guī)?？焖僭鲩L

目前 TOPCon 電池有 4 種不同的工業(yè)化工藝流程，分別為：1）LPCVD 制備多晶硅 膜結合傳統(tǒng)的全擴散工藝；2）LPCVD 制備多晶硅膜結合擴硼及離子注入磷工藝；3） PECVD 制備多晶硅膜并原位摻雜工藝；4）PVD 制備多晶硅膜并原位摻雜工藝。

目前 TOPCon 單 GW 新建設備投資額約 2.2 億元，由于 PERC 工藝和 TOPCon 工藝較 為相似，企業(yè)可以基于現有的 PERC 設備進行改造升級成 TOPCon 設備，其設備投資 增加額約 6000 萬元~8000 萬元。當前 TOPCon 生產成本正在逐步縮小，有望在未來 2-3 年成為 N 型電池片主流技術。


我們以 2021 年 TOPCon 新建設備單位投資額為 2.2 億元，PERC 改造 TOPCon 設備單 位投資額 6000 萬元為基準，并預期 TOPCon 新建設備單位投資額每年下降 0.1 億元 /GW，通過測算，2022 年~2025 年 TOPCon 設備總市場規(guī)模分別為 49.3 億元、58.7 億元、25.5 億元、12.4 億元。

HJT 電池片設備市場空間穩(wěn)步提升

目前 HJT 電池生產工藝流程分別有：1）PEVCD 制備雙面非晶硅摻雜層結合 PVD 制 備雙面 TCO；2）PEVCD 制備雙面非晶硅摻雜層結合 RPD 制備雙面 TCO；3）Cat-CVD 制備雙面非晶硅摻雜層結合 PVD 制備雙面 TCO；4)Cat-CVD 制備雙面非晶硅摻雜層 結合 RPD 制備雙面 TCO。

根據 SOLARZOOM，2022-2023 年，預計單 GW 設備價格分別為 4.07 億元、3.77 億 元，另假設 2023 年后每年投資額下降 0.3 億元，則由此推測 2022~2025 年 HJT 新增 設備市場總空間分別達 34.9 億元、27.9 億元、26 億元、38 億元。


 原標題：冰火兩重天，2022年光伏產業(yè)鏈超全解析