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1.全球光伏裝機(jī)維持高速增長

光伏組件需求隨著度電成本下降而快速上升。光伏已逐步擺脫補(bǔ)貼依賴，進(jìn)入新的平價大時代，其已經(jīng)擁有了比拼火、風(fēng)、核的度電成本（LCOE）。而且N型電池新技術(shù)使其擁有強(qiáng)大的降本增效潛力。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會預(yù)計，2022年全球光伏裝機(jī)將達(dá) 195-240GW。但我們認(rèn)為未來在光伏組件持續(xù)降本推動下，每年新增裝機(jī)將保持 20%以上的增速。

我國光伏制造產(chǎn)業(yè)鏈助力全球碳中和。我國是全球第一大光伏組件生產(chǎn)國，具有全球最大的需求市場和供給市場。自PERC電池技術(shù)普及以來，全產(chǎn)業(yè)鏈在硅料國產(chǎn)化、薄片化、大尺寸、銀耗降低、設(shè)備等各環(huán)節(jié)發(fā)力降本提效，組件制造成本處于全球優(yōu)勢地位，我國光伏產(chǎn)業(yè)海外占率不斷攀升。2021年我國組件出口量達(dá)98.5GW，海外市占率高達(dá)76.9%。同時我國處于每年全球光伏新增裝機(jī)前列，2021年光伏新增裝機(jī) 53GW，在全球占比達(dá) 30%。

3.2.硅料產(chǎn)能逐季釋放將為下游讓利

組件需求旺盛，硅料價格維持高位。在 2020 年“雙碳“政策出臺后，各地建設(shè)光伏電站熱情大增，組件需求持續(xù)旺盛，但受制于硅料產(chǎn)能瓶頸和擴(kuò)產(chǎn)周期較長，疊加上游廠商開啟周度溢價模式，硅料價格從 2020 年年中的 59 元/kg 最高上漲至2021 年底的 269 元/kg，最大漲幅高達(dá) 356%，硅料環(huán)節(jié)毛利率達(dá)到了82%，獲取產(chǎn)業(yè)鏈絕大部分利潤。雖然當(dāng)前硅料產(chǎn)能在逐步釋放，但仍處于供需偏緊的狀態(tài)。

2022 年硅料產(chǎn)能逐季度釋放，四季度價格有望下降。22Q2 多晶硅龍頭通威股份包頭二期 5 萬噸產(chǎn)線投產(chǎn)，其投產(chǎn)爬坡時間相對較短。其他主流廠家產(chǎn)能擴(kuò)張也較為迅速，國內(nèi)硅料名義產(chǎn)能有望在 2022 年底達(dá)到 117.7 萬噸，海外硅料產(chǎn)能因價格 高企而重新開工，2022 年底全球產(chǎn)能有望達(dá)到 128.4 萬噸。

當(dāng)前硅料企業(yè)開工率普遍高于 100%，預(yù)計在 105%左右。我們認(rèn)為其現(xiàn)有產(chǎn)線開工率將維持高效運(yùn)行，新建產(chǎn)能在一個季度內(nèi)完成達(dá)產(chǎn)。經(jīng)測算，2022 年國內(nèi)二、三季度硅料產(chǎn)量平穩(wěn)上升，四季度硅料產(chǎn)量將達(dá) 27.2 萬噸，環(huán)比增速 18.3%。按照單瓦硅耗 2.8g/W 進(jìn)行計算，全球全年約 96 萬噸的硅料對應(yīng)硅片產(chǎn)量約為343GW，能夠滿足組件正常生產(chǎn)的需求，下半年硅料供需將逐漸放松。

經(jīng)測算當(dāng)多晶硅價格在 250 元/kg 時，硅片、電池片、組件產(chǎn)品的硅料成本占其售價比例分別為 76.4%、60.1%、37.0%。隨著硅料價格下降，各環(huán)節(jié)中硅料成本占比將會大幅降低。如在硅料價格90元/kg 的假設(shè)下，硅片、電池片、組件售價中硅料成本占比僅為 55.1%、32.3%、15.8%。原材料對于產(chǎn)業(yè)鏈的壓制將完全解除， 需求將會極大增加，對于下游環(huán)節(jié)來說，存在量利齊升的機(jī)會。

硅成本下降推動產(chǎn)業(yè)鏈利潤重新分配。當(dāng)前硅料環(huán)節(jié)占據(jù)全行業(yè)的絕大部分盈利， 以 M10 尺寸為例，當(dāng)硅料價格處于 250 元/kg 水平，環(huán)節(jié)毛利率高達(dá) 80.5%，而下 游硅片、電池片、組件毛利率僅分別為 9.5%、1.0%、2.7%。當(dāng)硅料價格大幅下跌時， 產(chǎn)業(yè)鏈利潤將重新分配，若硅料價格為 180 元/kg，下游產(chǎn)業(yè)鏈壓力相對緩解，若處 于 90 元/kg 水平，下游環(huán)節(jié)毛利率將回歸 16.7%、10.9%、12.7%的正常水平。在遠(yuǎn)期目標(biāo)下，下游毛利率將會更高，產(chǎn)業(yè)鏈利潤回歸傳統(tǒng)制造業(yè)“凹形“分配。
3.N 型電池時代已經(jīng)來臨

N 型電池已跨越性價比門檻。PERC 電池提效空間有限，同時隨著組件評價體系逐漸從單瓦成本轉(zhuǎn)向其全生命周期的 LCOE，經(jīng)國內(nèi)外多個具體項目測算，盡管目前 TOPCon 電池非硅成本高于 PERC 電池約 0.06-0.1 元/W，其在低溫度系數(shù)、高雙面 率、低衰減等多個優(yōu)秀技術(shù)指標(biāo)的加持下，經(jīng)過組件集成優(yōu)化，發(fā)電功率已經(jīng)超過 PERC 電池，TOPCon 組件綜合單 W 成本已能夠與 PERC 組件持平，N 型電池已經(jīng)跨過性價比的門檻，向著無垠的市場前進(jìn)。

TOPCon 電池結(jié)構(gòu)以 PERC 電池為基礎(chǔ)，新增隧穿氧化層，并將基底從 P 型硅片改為 N 型硅片。TOPCon 電池相對 PERC 電池具備雙面率高、衰減低、溫度系數(shù)低等多方面優(yōu)點。若將 PERC 電池產(chǎn)線改造為 TOPCon 產(chǎn)線，新增設(shè)備投資額僅為 0.8 億元/GW。

N 型電池工序優(yōu)點各異，TOPCon 已具備量產(chǎn)能力，HJT 遠(yuǎn)期更優(yōu)。TOPCon電池工序以 PERC 為基礎(chǔ)，量產(chǎn)兼容性好。HJT 電池工序步驟少，未來良率、效率提升空間大，已具備量產(chǎn)能力。TOPCon 電池技術(shù)以當(dāng)前主流 PERC 電池為基礎(chǔ)，約 75%的生產(chǎn)工序相同，新增硼擴(kuò)等工序所用設(shè)備、流程也與原工藝類似，并且一體化上下游兼容性好，所用設(shè)備參數(shù)、溫度、自動化控制可以繼承 PERC 時代積攢的豐厚經(jīng)驗。盡管 HJT 工序僅為 4-5 步，流程短，良率提升潛力大，金屬化是制約其量產(chǎn)的主要瓶頸，HJT 對稱膜結(jié)構(gòu)帶來的薄片化、大尺寸化降本路徑清晰。

以愛康、華晟為代表的 HJT 陣營和以晶科為代表的 TOPCon 陣營正向著 PERC發(fā)起沖鋒。2022 年 N 型累計產(chǎn)能將超 80GW。據(jù)不完全統(tǒng)計，截至目前已有 17.5GW 的 TOPCon 產(chǎn)線已經(jīng)投入生產(chǎn)，部分產(chǎn)能正在爬坡，而 2022 年全年待建 TOPCon 產(chǎn)能達(dá) 51.5GW，累計已公布的 TOPCon 總規(guī)劃產(chǎn)能達(dá)到 162GW，其中晶科能源較 為領(lǐng)先，中來股份緊跟其后。

同時，截至目前已有 8.11GW 的 HJT 產(chǎn)線已經(jīng)投入生 產(chǎn)，部分產(chǎn)能正在爬坡，而 2022 年全年待建 HJT 產(chǎn)能達(dá) 5.6GW，累計已公布的 HJT 總規(guī)劃產(chǎn)能達(dá)到 140.59GW，其中華晟新能源和愛康科技成為領(lǐng)軍企業(yè)。目前 N 型電池技術(shù)本身的發(fā)展已經(jīng)漸趨成熟，大多數(shù)一線電池廠商在 2022 年年 初一改之前的緩態(tài)，在電池產(chǎn)能布局上更為激進(jìn)。

4.組件需求旺盛，輔材大有可為

光伏玻璃：聽證會模式下產(chǎn)能有序釋放，筑造強(qiáng)者恒強(qiáng)格局。光伏玻璃企業(yè)庫存從 2021 年底的 63.31 萬噸在三個月內(nèi)迅速下降至 40.19 萬噸，下降幅度達(dá) 36.52%。庫存產(chǎn)量比從 2021 年底的 61.9%在三個月內(nèi)迅速下降至 36.2%，預(yù)計年內(nèi)光伏玻璃價格將持續(xù)回升。

逆變器：在海內(nèi)外光伏裝機(jī)需求下，逆變器將迎來高增階段。俄烏沖突以來，歐洲為尋求能源獨立，SPE 上調(diào)歐洲 2022-2025 年光伏裝機(jī)預(yù)測至 39/59/83/112GW，上調(diào) 30%/55%/84%/124%。我們尤其看好海外高價值量戶用快速增長和硅料價格降 低預(yù)期下海外集中式電站建設(shè)規(guī)?；嘏?br />
銀漿：N 型電池推動銀耗高增。2021 年，P 型電池正銀消耗量約 71.7mg/片， 背銀消耗量約 24.7mg/片，而 TOPCon 電池片正面銀鋁漿疊加背銀的消耗量約 145.1mg/片，異質(zhì)結(jié)電池雙面低溫銀漿消耗量更是高達(dá)約 190mg/片。

原標(biāo)題：光伏利潤再分配，N 型、輔材大有可為！