1.1.硅料：光伏周期加速器

1.1.1.价格历史周期：上下游扩产周期差+长单机制

硅料周期主要受光伏周期下供需关系的影响，长协机制则加剧了波动幅度。我们复盘了 2013 年之前的硅料上涨周期，由于装机需求激增，光伏行业整体大扩产，带动了硅料价格 上涨。上轮周期中，由于硅料所需扩产时间长于下游，大部分硅料环节的扩产在周期下行时 期才完成，进一步推动了行业产品价格下跌，大量国外产能破产。在上行周期中，长协机制 刺激市场散单价格大幅攀升，而下行周期中确定价格的长协机制则拖垮了大批国内外组件厂 商。 本轮周期反转，硅料价格高位回落。国内产能依靠发动硅料双反续命，得以赶上本轮周 期。而后在终端需求刺激下，下游扩产速度远高于硅料，叠加长协机制造成可流通散单减少， 硅料价格大幅上涨。后续随着硅料产能环比上升幅度较大，配合有关部门规范市场的文件及 举措出台，硅料价格一度在高位维持。而近阶段以来，随着硅料产能的持续落地，库存水平 已由负转正，同时伴随着终端观望情绪浓厚，库存量维持逐日增长的趋势。

1.1.2.产能：国产实现逆袭后，海外产能蠢蠢欲动

硅料实现了中国为主导的逆袭。从产能产量来看，2010 年左右硅料产能及技术 80%以 上被外国占据；2021 年多晶硅产能达到 62.3 万吨，同比上升 36.3%，占到全球的 80.49%。 而产量则达到了 50.6 万吨，占全球的 78.72%。从厂商排名来看，2011 年全球前十硅料厂 商中，中国仅占 4 个，整个行业由 Wacker、Hemlock 等企业把控。而到 2021 年时国外厂 商颓势已显，通威、协鑫、新特、大全、东方希望等国内厂商扶摇直上。 成本控制能力是硅料厂商的核心竞争力。价格端上，由于硅料是类大宗商品的同质化原 材料，合格品不会有明显差价，因此成本基本决定了厂商盈利水平。成本端上，多晶硅的折 旧成本较高，现金成本主要取决于物料单耗（硅粉、电耗、蒸汽、水等）以及要素价格。而 技术能力对硅料的相对售价和物料单耗都有着决定性的影响，对于企业盈利影响较大。国内 厂商在技术上成功实现了赶超，叠加国内人力成本较低、产业集聚的优势，特别是内蒙古、 新疆等地还拥有电力价格优势，最终形成了相对竞争优势。

国外厂商撑过周期底部，近阶段有复苏趋势。在 2010 年左右的周期中，主要厂商为国 外大型化工龙头，且普遍具有半导体晶圆相关的深厚行业背景。但随着周期逐渐归于底部， 叠加中美贸易摩擦给海外巨头带来压力，2016-2020 年间大量企业如 MEMC、Hemlock、 Tokuyama 等选择了离开光伏多晶硅领域。而随着本轮需求启动，原本受亏损影响即将绝迹 的海外硅料产能出现了一些死灰复燃的趋势，Wacker 利润暴增，REC 计划重启摩西湖工厂， OCI 马来工厂业绩迅速反弹。同时海外新建产能普遍注重 N 型硅料，而国内产能仍在替换 升级中。

1.1.3.颗粒硅：渗透率不断提升

当前主流的多晶硅生产技术主要有三氯氢硅法和硅烷流化床法，产品形态分别为棒状硅 和颗粒硅。三氯氢硅法生产工艺相对成熟，目前是行业主流。2021 年硅烷法颗粒硅产能和 产量小幅增加，颗粒硅市占率有所上涨，同比提升了 1.3 个百分点，达到 4.1%，棒状硅仍 然能够占到 95.9%。 三氯氢硅法即为改良西门子法，原理是气化的三氯氢硅（SiHCl3）和氢气 (H2）在高温 硅芯（硅棒）表面、 1050~1100 ℃下发生还原反应后（气相沉积反应），生成晶体硅。硅烷 流化床法将细小的硅颗粒种子铺在有气孔的床层上，然后从下面通入三氯化硅气体和其它反 应气体，在加热等反应条件下，硅单质沉积在硅颗粒种子上，生成体积较大的硅粒，通过出 料管送出流化床反应器。颗粒硅技术具有着技术壁垒高、工艺步骤简化、成本降低、碳排放 低等优势。

目前颗粒硅主要作为复投料掺杂使用。目前存在的主要难点为氢跳（即微量氢气顶起， 并溅射至导流筒下沿，高温下滴回硅液影响拉晶）、金属杂质含量、碳杂质含量、硅粉等。 预计随着技术难点攻克，渗透率有望获得提升。 颗粒硅竞争格局呈现协鑫为主导的特点，历史发展与硅料如出一辙。协鑫、天宏技术从 过去国外的 MEMC、REC 承接业务并进一步发展。目前协鑫科技目前规划的 60 万吨颗粒 硅总产能已全部开工，年底随着包头基地一期投产，颗粒硅名义产能可以达到 22 万吨以上， 产量在中国多晶硅有效供给量中的比重将由 2021 年的 1.4%上升至 10%以上。

1.2.电池：技术迭代下，行业技术红利出现

1.2.1.晶硅电池：三种路径下，TOPCon 量产领先，HJT 降本仍在推进

转换效率逼近极限，N 型迭代大势所趋。2021 年 PERC 电池片市场占比进一步提升至 91.2%，N 型电池市场占比约为 3%，较 2020 年基本持平。但是相较 P 型电池已逼近理论 转换率极限 24.5%， N 型电池片的转换效率极限均在 28%以上。同时技术扩散导致红利日 益减弱，N 型迭代已经成为大势所趋。CPIA 预测，自 2025 年开始，TOPCon 及 HJT 合计 市占率将超过 50%。 目前 N 型电池呈现三种主要路径分歧。TopCon 及 HJT 电池都通过采用新的钝化接触 结构来提高钝化效果，IBC 即交指式背接触（Interdigitated Back Contact）电池将电池正面 的电极栅线、正负电极都置于电池背面，减少栅线对阳光的遮挡，则主要是通过结构的改变 来提高光电转换效率。

TopCon：即对即隧穿氧化层钝化接触电池（Tunnel Oxide Passivated Contact），通过 超薄的隧穿氧化层和掺杂多晶硅层两层结构形成背面钝化接触结构，降低金属接触复合电流， 从而提升转换效率。根据掺杂多晶硅层沉积方法的不同，TOPCon 技术路线主要分为 LP 路 线、PE 路线和 PVD 路线三类，LP 路线和 PE 路线选择的厂商分别占比 47%和 46%，市场 认可度较高，而 PVD 路线受成本困扰当前占比仅 7%，预计后续 LP 和 PE 路线仍为主流。 TOPCon 电池的发展历经技术萌芽、技术布局、量产开启三个阶段。1）2015-2017 年： TOPCon 技术出现并得到应用。TOPCon 技术概念最早是由德国 Frauhofer 研究所于 2013 年提出，并于 2015 年研发出了效率达到 25.1%的新一代 TOPCon 电池；2）2018-2020 年： 国内厂商如晶科、天合等纷纷开始布局 TOPCon 技术；3）2021 年-至今：商业规模化应用 逐步展开，国内厂商进一步加大投入，光电转换效率屡次取得突破。

TOPCon 大势所趋，2023 年扩产高增速。2023 年从降本增效来实现市场化的角度考 虑，TOPCon 占据明显优势。据统计，目前 TOPCon 规划产能总计约 306GW，2022 年底 约 84GW 名义产能，2023 年底预计达到 224GW，同比增加 166.7%。TOPCon 布局以龙头 为主，其中晶科能源一马当先，率先布局 35GW，2022 年底实现 24GW；天合光能布局 33GW 产能，预计 2023Q1 实现 10GW，2023 年底实现 30GW；晶澳科技布局 26.5GW，预计年 底落地 16GW。

HJT：电池即为具有本征非晶层的异质结的电池（Heterojunction Technology），指在电 池片里同时存在晶体和非晶体级别的硅。非晶硅层作为缓冲层插入 P-N 结之间，实现更好的 钝化效果，大幅减少载流子的复合，提高少子寿命和开路电压。 HJT 电池的发展历程可以分为技术萌芽、专利垄断、技术布局和量产开启四个阶段。 1）1974-1996 年：HJT 技术雏形出现。1974 年德国马尔堡大学的 Walther Fuhs 在论文中 首次提出 HJT 概念，并于 1983 年成功研制出 HJT 电池，其转换效率为 12.3%；2）1997- 2010 年：三洋开启 HJT 技术垄断期，日本三洋通过技术改进实现 15%的转换效率突破并 申请专利，2003 年转换效率进一步达到 21.3%；3）2010-2015 年：专利到期后，国内外厂 商纷纷 HJT 开启布局；4）2017-至今：国内厂商加快 HJT 产业化的步伐。

降本仍持续，HJT产能规划待落地。目前市场上宣布的HJT电池产能已经超过120GW， 其中 2022 年下半年新宣布的产能约为 TOPCon 的 1/5，市场对于 HJT 的扩产积极性仍需调 动。相较 TOPCon 有着明确的扩产规划，HJT 电池受制于降本预期的不明确及盈利能力的 限制，大部分 HJT 扩产计划并未给出明确的达产时间节点。投资 HJT 的主要厂商多为新进 入者或二线厂商，如通威、金刚光伏等，主要目的是为实现弯道超车，2022 实际落地产能 普遍远低于原规划。

IBC 电池：不同于之前的技术路径从钝化入手，IBC 将电极及栅线安置于电池背部，背 表面正负电极也呈叉指状分布，背面结构的复杂性造成了对于生产工艺精确度的高要求，难度较大。IBC 电池的优点在于：1）正面无栅线，提升了组件对光照的吸收；2）正负电机在 背部，便于栅线结构优化，降低电阻；3）美观度大幅提升，较受户用及工商业欢迎。 IBC 电池的发展历程可以分为技术萌芽、初步量产、技术布局热潮和技术分支化期四个 阶段： 1）1975-1996 年：技术萌芽。1975 年 Schwartz 和 Lammert 提出背接触式光伏电池概 念。1984 年，斯坦福教授 Swanson 实现类 IBC 的点接触（Point Contact Cell, PCC）太阳 电池在聚光系统下转换效率达到 19.7％，他此后创立了 SunPower 公司； 2）1997-2010 年：技术领导者 SunPower 开启 IBC 电池初步产业化，并于菲律宾工厂 25MW 产能实现规模量产； 3）2011-2016 年：更多厂商机构布局 IBC 技术，如天合光能等; 4） 2017 年-至今：IBC 技术形成三大分支化路线——以 SunPower 为代表的经典 IBC 电池工艺；以 ISFH 为代表的 POLO－IBC（集成光子晶体的多晶硅氧化物叉指背接触）电 池工艺；和以 KANEKA 为代表的 HBC（IBC 与 HJT 技术结合）电池工艺。2022 年 ISFH 设计的 POLO-IBC 电池进一步打破了 IBC 电池的效率极限，通过改进钝化水平，转换效率 有望提高到 29.1％。

目前技术路径优劣尚未区分，降本增效仍在进行。目前中短期内 TOPCon 已最先实现 落地，产能规划最高。HJT 产能持续规划，后续降本增效空间巨大。IBC 工艺繁复，国内已 实现量产，但良率及市场接受度仍需提升。而事实上，各种技术路线并不冲突，多种技术作 为平台技术，其叠加后的效果可以实现更高的转换率。其中 IBC 与 TOPCon 技术的叠加被 称为 TBC 电池，而与 HJT 技术的叠加则被称为 HBC 电池。HJT 也可以叠加 IBC 和钙钛矿 技术。

1.2.2.钙钛矿：商业化有待时日，与晶硅电池叠层大有可为

转换效率突破晶硅电池极限，钙钛矿成为更远未来的发展方向。目前晶硅电池的市占率 约为 96%，薄膜电池市占率仅 4%，但晶硅电池的转换效率已经逐步靠近理论极限的 29.43%。 而钙钛电池单层电池理论效率极值可达 31%，晶硅/钙钛矿双节叠层转换效率可达 35%，三 节层电池理论极限可达 45%以上。如果掺杂新型材料，钙钛矿电池的转换效率更是有望达到 50%。钙钛矿（PSCs）是一种分子通式为 ABX3的晶体材料，呈八面体形状，结构特性优异， 具有转换率极限高、成本低的优点，但仍存在稳定性差和大面积制备困难的问题。

钙钛矿企业仍处试产阶段，商业化初期备受融资青睐。2019 年 2 月，协鑫光电建成 10MW 级别的大面积钙钛矿组件中试产线，2022 年全球首条 100MW 量产线计划投入量产， 目前已在昆山完成厂房和主要硬件建设，光电转化效率有望超过 18%。极电光能完成 2.2 亿 元 Pre-A 轮融资，并宣布 2022 年 2 月 150MW 生产线投产。纤纳光电则已完成 C 轮融资， 2022 年 7 月完成组件α产品的发布，宣布率先实现百兆瓦级量产。2022 年 8 月，仁烁光能 完成 A 轮融资，宣布 10 月 15 亿元电池系列项目签约落地。

1.3.BIPV：建筑节能趋势下，BIPV 有望高速增长

1.3.1.政策端：双碳政策下，建筑节能提上日程

建筑建设、使用产生大量碳排放，建筑节能是碳中和的重要组成部分。建筑领域占碳排 放总量的 4%，而占碳排放 41%的电力系统中，大部分活动都发生在室内。因此降低建筑建 设、使用过程中产生的碳排放对于实现双碳目标具有着重要的作用。

随着双碳政策提出，屋顶光伏、建筑光伏一体化政策加速落地。随着双碳政策提出推广 光伏发电与建筑一体化应用，《“十四五”建筑节能与绿色建筑发展规划》《城乡建设领域碳 达峰实施方案》等针对性政策相继发布，要求推进建筑太阳能光伏一体化建设，到 2025 年 新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到 50%，同时推动既有公共建筑屋顶加装太阳能光伏系统。此外，地方政府也针对屋顶光伏等颁布政策提供补贴，共约 31 个省市 区出台了一系列绿色建筑激励政策，包括财政补贴、优先评奖、信贷金融支持、减免城市配 套费用等。

1.3.2.BIPV：建筑光伏一体化是建筑节能最佳方案

我国目前的分布式光伏项目中，光伏与建筑结合占比达到 50%，主要方式分为 BAPV 与 BIPV： 1）BAPV( Building-attached Photovoltaics)：光伏组件通过支架等附着于建筑物墙 面或屋顶等位置，光伏组件仅承担发电功能，不承担建筑功能，现在大多数存量的光伏建筑 一体化即为 BAPV； 2）BIPV( Building-integrated) ：指光伏既实现光伏发电功能，又承担建筑构件和建 筑材料的功能，与建筑主体同时设计施工，可以达到与建筑物融为一体的效果，是未来光伏 建筑发展的发力点。

BIPV 优势明显，预计渗透率不断提升。相较传统 BAPV，BIPV 在美观度、安全性、安 装便捷度、运维成本等方面均有优势，随着技术逐步成熟，经济性也逐渐得到验证。2019 年 和 2020 年全球 BIPV 装机总量分别为 1.15GW、2.3GW，约占全球光伏总装机量的 1%，渗 透率较低，仍处起步阶段。据 CPIA 数据显示，2020 年我国 BIPV 装机容量已达 709MW， 引领全球 BIPV 热潮。

薄膜电池市场持续萎缩，期待新的使用场景。CPIA 数据显示，2021 年全球薄膜电池占 光伏电池比例仅为 3.8%，而 2010 年、2020 年的比重分别为 14%、4%，占比持续呈现下 降趋势。2021 年薄膜电池产能约 10.7GW，产量约 8.2GW，同比上升 27.7%，扩产较多但 仍不及晶硅电池的速度。其中碲化镉凭借工艺、原材料等方面的成本优势占据主导，产能占 比 97%，约 8.03GW，国内约 130MW。 BIPV 的特性要求与薄膜电池不谋而合，因此薄膜电池未来有望放量。薄膜电池从美观 度、弱光性、耐高温、轻质性、耐久度上均有优势，配适 BIPV 系统可达到锦上添花的效果。 据 IEA 数据，2020 年全球新增的 1GW BIPV 中，约有 30%使用的是碲化镉薄膜电池组件， 使用比例远高于整体光伏市场中的占有率。

1.3.3.光伏+建材战略合作，组件龙头加紧BIPV 布局

BIPV 产业链具有光伏+建材双重特性，上下游融合度高。BIPV 上游为光伏组件，中游 为光伏与建材相结合，形成屋面、幕墙、窗户、外部结构等为代表的建筑部件。下游目前主 要应用于工厂，后续工商业建筑、公共建筑等均有望发力。BAPV 模式下上游只需负责光伏 组件降本增效，下游仅负责接收、安装，产业上下游关联度不大；BIPV 模式下光伏组件建 材化，对于防水性、安全性、美观度、支撑性等提出较高要求，同时依据建筑设计个性化定 制需求增多，上下游产业链高度融合。 BIPV 趋势下，龙头加紧 BIPV 布局。组件龙头分别推出系列 BIPV 产品，主要为光伏彩 钢瓦，隆基、晶科也推出幕墙等系列产品。此外，近期组件企业与建筑企业战略合作有加速 趋势，合作主要以签署战略协议的形式展开，其中隆基直接入股森特股份，加码金属围护； 晶澳科技与东方雨虹成立合资公司共同研发 BIPV。2023 年 1 月 6 日天合光能与上市公司 龙元建筑合资建立龙元明筑，推动 BIPV 业务进一步专业化；同日，晶科能源与老牌建筑公 司中天集团子公司中天绿能达成战略合作关系。

1.4.海上光伏：理论星辰大海，亟需配套低成本解决方案

1.4.1.政策发力新蓝海，理论空间巨大

海上光伏方兴未艾，空间巨大。据国家海洋技术中心海洋能发展中心表示，我国大陆海 岸线长 1.8 万公里，按照理论研究，可安装海上光伏的海域面积约为 71 万平方公里。按照 1/1000 的比例估算，可安装海上光伏装机规模超过 70GW。目前山东省已规划共计 42GW 的海上光伏项目，其中到 2025 年建设并网 13GW 左右。 海上光伏优势： 1) 节约土地成本。土地成本是光伏系统中的重要成本，CPIA 数据显示，一次性土地成 本约占光伏系统中 5%的支出。 2) 节约土地资源。土地资源瓶颈制约光伏电站建设，随着林地、农田以及内陆水面等用 地限制增加，光伏用地受限，而海上光伏目前不在限制范围内。 3）缩小电力供需两侧地域差。荒漠、戈壁、沙漠占据主体的大基地项目与东南沿海用 电密集区域距离遥远，用电供需两端存在着地区差异。而海上光伏主要沿东南沿海布局，与 用电需求侧基本吻合，节约了远距离特高压调配的电网成本。 政策大力扶持，助力海上光伏发展。目前海上项目受环境、技术影响，成本和陆上普通 项目相比较高，政策成为了主要驱动力。立法上，除我国三大涉海法律外，浙江、天津、辽 宁、山东、海南均针对海上光伏出台了相关规定，从用海规范、光伏用海问题规定、装机规 划、补贴等角度助力海上光伏发展。其中，山东、浙江今年陆续出台海上光伏针对性法规细 则。政策规划上，山东率先发布系列明确规划文件并提出补贴政策，2022 年竞配项目已部 分动工。

1.4.2.自然环境及极端气候影响下，实际市场空间受限

相比内陆淡水环境，发展海上光伏会受到受地形、海浪与自然灾害、温度等自然条件的 约束。目前海上光伏主要以滩涂光伏和离岸 1-5km 的近岸光伏为主，一般水深不超过 50 米。 我国海域温度在 0-29℃左右，均符合光伏组件正常工作区间。海浪、海风、自然灾害可能会 引起组件隐裂，甚至形变、断裂、损毁。 1）渤海、黄海：海岸地势较为平缓，可开发的沿海滩涂面积广且风浪小，江苏以北以 上区域适合集中式。但渤海存在海冰现象，冰期约 3 个月，浅滩区形成固定结冰面，河口、 滩涂区多堆积冰。山东附近海域海浪损失最高； 2）东南沿海：由东向南风浪增大，东南沿海海浪较江苏以北海域高，浙江附近台风登 陆频繁，南海台风更为频繁猛烈。山地、礁石间存在海浪削弱区域。

海上环境中，海洋生物附着物、盐雾、海水对组件功率也产生重大影响，造成 PID 效应 (Potential Induced Degradation)，即电势诱导衰减。PID 直接危害就是大量电荷聚集在电池 片表面，使电池表面钝化效果恶化，从而导致电池片的填充因子、开路电压、短路电流降低， 电池组件功率衰减。

1.4.3.海上光伏组件形式：固定式为主，漂浮式方兴未艾

海上光伏应用场景主要分为沿海滩涂和水面两种形式。沿海滩涂区域，一般在冬季出现 大面积干塘现象，在夏季时岸边水深 1-2 米，对于光伏系统有水陆适应两方面要求。水面则 需要使用漂浮式光伏系统。大规模的海上光伏项目目前主要以沿海滩涂或潮间带中的固定桩 基式为主，目前大部分所谓的海上漂浮式案例均位于近海接近岸边的位置，风浪水平与内陆 湖泊接近。真正的近海海域漂浮项目当前还没有能够形成可推广的成熟商业化模式。 滩涂环境：1）以固定式为主，目前固定支架方案是海上光伏主流。使用固定桩基将组 件托起在水面以上。但固定式的桩长随着水深加深大幅增加，施工难度和桩基成本也随之大 幅增加，后期运维成本也随之增长。长远来看，固定式技术较为成熟，但应用范围有限。 2）水陆两栖系统尚待成熟。水陆两栖系统配适浮体装置，旱季浮体坐于裸露地面充当 桩基，而雨季浮体浮于水面，系统成为漂浮式系统。浮体重力及安装方式有一定要求。浮体 要求抗风，自身的重量可以确保承受 50 年一遇的风载荷；安装在浮体上表面的 4 块光伏组 件须形成独立的固定单元，即使浮体产生一定倾斜现象，也不会导致光伏组件产生内应力。

海面上：海上漂浮式光伏增长空间较大，目前中国引领潮流。漂浮式系统尚待技术完善 及长周期实证研究，目前主要依靠政策端扶持。山东海上光伏规划已对漂浮式有一定侧重， 《山东省海上光伏建设工程行动方案》规划 2022 年启动漂浮式海上光伏示范工作，到 2025 年力争开工建设 200 万千瓦，建成并网 100 万千瓦左右，占装机总量的 10%。2022 年 10 月 31 日，山东烟台 0.5MW 实证项目成功发电，成为全球首个投用的深远海风光同场漂浮 式光伏实证项目。 漂浮式光伏系统以浮体、系泊、锚固取代陆上地桩、支架，国内国外各有相关方案。浮 体组件浮于水面，系泊、锚固固定范围。漂浮式组件浮体重量、面积、吃水深度等需考虑系 统整体重要及 25 年以上海洋附着物重量。组件需与浮体紧密贴合，确保抵御海风、海浪冲 击。

1）国内：一道新能等公司开发块状浮体系统，多组浮体采用特制柔性缆绳连接成一个 方阵，相邻浮体的侧面安装橡胶防撞垫，形成柔性连接，并可以抵抗水平冲击力和上下相对 运动时的摩擦力。 2）国外：挪威 Ocean Sun 浮力环式海上光伏方案运用于山东烟台并网示范项目 ，浮 式光伏系统由一套由系泊系统固定在海床上的浮力环组成，塑胶模能够随波浪上下起伏，可 大幅降低风阻并对波浪有缓冲作用。同时，光伏组件采用预制滑轨与弹性薄膜连接，并通过 薄膜直接与海水接触，水体对光伏设备的冷却可有效提高发电效率 10%以上。

漂浮式光伏降本需求迫切，除了装机量增加带来的规模效应外，技术进步仍是降本主旋 律。目前海上光伏主要依靠补贴政策来符合投资收益标准，部分示范性项目不计成本。山东 省财政对 2022-2025 年建成并网的“十四五”漂浮式海上光伏项目按照 1 元/W、0.8 元/W、 0.6 元/W、0.4 元/W 的标准给予财政补贴，但目前针对部分项目来说仍然是杯水车薪。山东 烟台采用挪威 Ocean Sun 的 1MW 示范项目，核算 EPC 成本约 10 元/W。2022 年 11 月， 寿光 0.46MW 海上漂浮式光伏科研示范项目 EPC 投标报价为 989. 24 万元，约合 21.51 元 /W，远超地面项目及补贴弥补范围，其科研示范意义重于经济性。而一道新能数据显示，随 着单个漂浮式项目规模扩大成本明显下降，1MW 项目成本约 10 元/W，100MW 项目有望实 现 5 元/W，基本符合补贴弥补范围。

风光结合，摊薄成本，助力实现平价上网。 海上风电补贴 2021 年取消后，海上光伏常 与海上风厂相结合构建海上风光联合电场，通过共用箱变、升压、线路、海缆等降低成本， 摊薄项目整体装机成本。《山东省海上光伏建设工程行动方案》规划中，“环渤海”千万千瓦级海上光伏基地中，“风光同场”场址 11 个，装机规模 520 万千瓦，占装机总量的 26.94%。 “沿黄海”千万千瓦级海上光伏基地海风较大，“风光同场”场址 17 个，装机规模 1320 万 千瓦，占装机总量的 58.15%。根据各地上网电价来看，目前漂浮式成本普遍在 0.4 元/千瓦 时以上。而假设成本下降至 0.35 元/千瓦时，按照风光 1:1 配比的项目将会在大部分省份存 在平价机会。 风电龙头布局海上光伏，实现风光协同放量。2022 年 6 月 17 日发布的山东省 2022 年 度海上光伏项目竞争配置结果显示，竞配规模共计 1125 万千瓦。除了光伏龙头隆基绿能、 天合光能之外，风能龙头明阳智能、远景能源、东方电气等均在中标之列。

2.设备端：生产设备实现红利，系统设备扬帆出海

2.1.电池设备:行业属性下国产替代，技术迭代下享受红利

2.1.1.历史复盘：行业属性下大势所趋，设备国产替代完成

设备与主材端联系紧密，国产替代成为大势所趋。1）降本需求。国外垄断阶段，进口 设备单价高。随着国产替代及国内技术扩散，通过国产设备降本，组件投资成本可获得大幅 降低；2）研发需求。由于电池设备技术更新迭代与组件紧密结合，技术迭代下设备研发往 往需要与主材厂商进行密切合作，设备试产后需开启交付验证。在国产组件主导全球的格局 下，设备端国产化成为行业发展必经之路。 设备端国产替代完成，国内公司引领行业。根据 IEA 相关数据，行业发展初期光伏生产 设备领域由国外厂商垄断的局面已彻底改变，目前国产设备成为了光伏生产设备的主流。 1）2008 年时，德国、美国、瑞士、日本占据全球 90%的光伏设备市场份额，全球前十 设备厂商均出自这四个国家； 2）2017 年，中国的光伏设备市场份额成功追上市占率第一的德国； 3）2021 年底时，中国已经成为全球最大的光伏设备供应国，占全球光伏设备总份额的 47%，全球前十厂商均出自中国。从设备收入占比上看，我国连续 5 年光伏设备收入占全球 总收入的一半左右，牢牢占据设备厂商头把座椅，约为第二名的五倍。

发展历程：1）2014 年前，国外主导。2010 年左右光伏第一轮爆发期时，国产设备厂 商刚起步，设备尚未批量生产且稳定性较差， Applied Materials、梅耶伯格、Centrotherm 等国外厂商占据市场主要地位，并且在研发上领先优势明显。国内捷佳伟创在这一时间段推 出了清洗制绒等前端及 PECVD 镀膜等设备，迈为推出了丝印设备，帝尔激光则推出激光刻 槽、烧结、开膜等设备，但光伏电池生产价值量最高的镀膜设备主要供应商仍是国外厂商。

2）2015 年之后，P 型电池迭代下，国内设备厂商实现超车。在 2015 年左右，PERC 产线迎来规模化量产，光伏市场的需求刺激促进国内设备厂商加快脚步。1）丝网印刷环节， 迈为股份在 2016 年推出双头双轨太阳能丝网印刷生产线及其升级版，新产品对迈为的市场 份额增长推动显著，2017 年迈为在增量市场的份额达到 72.62%，同比增长 27.52pct；2） 在刻蚀和激光掺杂上，帝尔激光于 2016 年和 2017 年分别推出了 SE 激光掺杂和 LID/R 激 光修复设备。2018 年其激光刻蚀设备被 77%的电池厂商使用，在 SE 设备上市占率更是达 到 86%；3）在此期间，捷佳伟创通过推出高性价比的 PECVD 设备迅速抢占国内市场；4） 背面钝化设备上，微导纳米在 2018-2019 年连续两年全球市占率排名第一。 国外厂商业务萎缩，甚至被迫转型退出。以梅耶伯格为例，2016 年其凭借着镀膜技术 优势，获得 P 型电池设备中镀膜设备 80%的市占率，2017 年之后业绩直线下滑，最终在 2020 年宣布转型为组件供应商，黯然退出光伏设备市场。而同期国内龙头设备厂商业绩迅 速上升，2016 年开始设备板块整体上市公司历年营收增速超 35%，形成了鲜明对比。

2.1.2.N 型迭代下技术分歧，国内厂商再享技术红利

电池技术变革下，生产工艺、工序正在发生改变，引领电池设备技术变革。BSF 电池的 主要生产环节包括清洗制绒、扩散、刻蚀、正面镀减反射膜、丝网印刷等；PERC 电池的生 产工艺则在 BSF 的基础上，新增背面钝化层沉积和激光开槽两部分；而 TOPCon 电池在 PERC 电池的生产工艺的基础上，进一步增加了一层超薄隧穿氧化硅和磷掺杂本征多晶硅， 并且在前端增加硼扩工艺；HJT 电池的生产工艺相较其他电池工艺有着明显区别，主要包括 清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、透明导电膜沉积和丝网印刷四个环节。

技术迭代下，技术领先厂商享受技术红利及产线更新需求。随着 P 型设备技术扩散，行 业盈利能力自 2016 年、2017 年逐年下降，各龙头公司毛利率逐年降低；随着 N 型技术迭 代，设备技术红利再次出现。掌握先进技术的设备龙头引领 N 型设备迭代，2021~2022Q1- Q3 上市企业毛利水平再次回暖上升。

技术迭代趋势下，电池设备市场格局发生变化， TOPCon 近两年占据主导。据测算， 受益于单瓦价值量及渗透率上提升，TOPCon电池设备市场规模占比预计将由2021年的3% 提升至 2023 年的 56%，其中部分由 PERC 设备通过技改实现。 TOPCon 多技术路线推进，不同厂商各有进展。TOPCon 主要技术路线有 LPCVD（将 气态物质在低压情况下用热能激活，使其发生热分解或者化学反应，形成沉积在衬底表面的 薄膜）和 PECVD（借助微波或射频使得含有薄膜原子的气体在局部形成等离子体，等离子 体通过反应在衬底表面形成所需要的薄膜）两种。拉普拉斯作为 LPCVD 技术路线的主要设 备提供商，在 2018 年实现了 LPCVD 的定向销售，并实现 TOPCon 量产，目前下游拥有隆 基、晶科等大客户。而晶科在 2022 年 10 月取得了 TOPCon 电池转换率 26.1%的新纪录。 捷佳伟创作为 PECVD 路线的龙头，已经在 2022 年拥有 PE 路线的 TOPCon 整线交付能 力，并且推出隧穿层、Poly 层、原位掺杂层的“三合一”制备，该技术不仅解决了绕镀、石英 件损耗高的问题，而且节省了原位掺杂时间。

HJT 电池设备预计后续发力，目前受益于技术领先下价值量。HJT 电池设备目前产线 单瓦价值量约为 4 亿元，远超其他技术路线。未来 HJT 持续降本带来设备放量时，即使单 瓦价值量下降依旧可以支撑市场规模扩大。HJT 电池设备市场规模占比有望从 2021 年的 3% 左右，提升至 2024 年的 50%以上。 HJT 实现国产设备全覆盖，龙头引领下降本仍是主旋律。目前 HJT 电池的主要技术差 异是 TCO 膜的沉积，主流技术路线包括 PVD（运用磁控溅射，使用 ITO 靶材）和 RPD（反 应等离子体沉积法，使用 IWO 靶材）两种。迈为作为 PVD 路线的龙头，在 2019 年实现了 异质结电池整线交付，并且在 2021 年首次实现整线设备出海。捷佳伟创作为 RPD 路线的 代表企业，在 2022 年成功实现 RPD 设备的交货，并且已经具备异质结整线的交付能力。

2.1.3.激光设备：N 型放量下应用场景拓宽

激光技术与 N 型要求更吻合，有望实现放量。激光设备利用光能量经过透镜聚焦，形成 纯色、准直、高亮、同向、高能量密度的光子队列，并通过高能量密度的光束产生的光热效 应进行加工。激光设备优势在于非接触式加工、热影响区小、易自动化、精确度高、一致程 度高、高速便捷等，与 N 型对电池片精细化、高精度、高性能、高可靠性趋势相吻合。同时， 非接触式加工可以有效减少加工过程中对电池片的损伤，防止隐裂、破碎，提升其可靠性。

激光转印有望随 N 型降本增效需求放量。激光图形转印技术（Pattern Transfer Printing 简称 PTP）是通过高功率激光束高速图形化扫描，将浆料从柔性透光材料上转移至电池表 面，并形成栅线。 1）降本优势：N 型银浆成本显著，成为降本重点环节。激光转印栅栏宽度下降，银浆 消耗量缩小。根据帝尔激光发布的公告，目前激光转印在 HJT 上可实现 30%以上银浆用量 降低，对应每 GW 节约银浆成本千万元以上。激光转印在 XBC 或者 TOPCon 上也较丝网印 刷具有银浆降低量。 2）增效优势：激光转印可实现全路线覆盖以及不同尺寸调整，灵活性更强；非接触式 减少了电池片碎裂的可能，适应未来薄片化趋势；印刷栅线更为均匀，减小电池电阻，实现 增益。

2.2.逆变器：国产替代及分布式趋势下受益

2.2.1.历史复盘：逆变器，国产替代到称霸国际

光伏逆变器是光伏系统的核心设备，它通过将光伏组件所产生的直流电转变为交流电来 实现自用或并网。其主要原理为通过电力电子器件（如 IGBT、MOSFET）的高频率开关来 调整组件产生电流的电压波形，从而实现对电路的变化和控制。 光伏景气度高企下，逆变器需求猛增。为保持高效运转，逆变器与组件较佳配比至少需 要大于 1，组件新增装机量高增长下逆变器需求稳固。同时在存量市场上，逆变器使用寿命 在 10-15 年左右，低于光伏组件约 25 年的生命周期，10 年前兴起的光伏电站支撑起了替换 需求。Wood Mackenzie 数据显示，2021 年全球逆变器出货量实现 225.4GW，同比上升 22%。其中，中国占据了 33%的市场份额，欧洲则在能源政策刺激下占据 23%市场份额， 同比增长了 52%。

逆变器的发展历程呈现国产崛起与行业自身技术发展的双重脉络： 1）1991-2011 年，国外领先。依托欧洲先进电力电子技术与光伏装机先发优势，德国 企业 SMA 1991 年推出全球第一台并网组串式逆变器，2007-2011 年公司逆变器全球市占率 保持在 30%以上； 2）2012-2017，中国企业崛起，引领降本潮流。2012 年 SMA 市占率跌至 22%，同时 中国企业凭借人工成本等优势开始崛起，龙头阳光电源市占率达到 4%。2014 年华为通过组 串式逆变器入局，当年市占率就达到 10%，开启了中国企业技术降本之路； 3）2017-至今，行业技术边界、使用场景不断扩宽。2017 年 NEC（美国国家电器规范） 发布新规则后，微型逆变器走向崛起之路。而在近年新能源消纳问题凸显的背景下，储能变 流器需求激增。 竞争格局中，国产地位持续稳固。逆变器发展历程整体呈现华为、阳光电源和原有龙头 SMA 三方争霸的格局，且伴随着 SMA 份额不断下降，其他国产厂商不断跟进的态势。Wood Mackenzie 数据显示，逆变器行业集中度不断提升，2021 年 top10 厂商市占率达到 82%， 而中国的六家厂商占据了全球 48%的市场份额。其中，SMA 市场份额跌至 6%，华为市占 率则达到 23%，阳光电源市占率为 21%。从进出口数据来看，2017 年以来进出口逆变器数 量差距不断扩大，2022 年 1-8 月，中国出口逆变器 3019.5 万件，同比上升 15.3%；进口逆 变器 186.3 万件，同比上升 8.9%。

2.2.2.微型逆变器：国产替代再起风云

区别于传统逆变器针对一组组件监控运行，微型逆变器对单个组件进行精细化调整及监 控，是当前 MLPE 组件级电力电子中重要的组成部分。微逆具有安全性高、发电效率高、体 积小、灵活性强的特点，但是单价较高，主要适用于分布式场景。 分布式高增长带动微逆渗透率提升。随着 2010 年左右集中式电站兴起，分布式在全球 年度新增装机比重逐步下降。近年由于电价、土地、人口、终端价格等因素压力，分布式装 机再度放量。IEA 数据显示，2021 年全球分布式新增装机约 71.3GW，占到总装机量的 47.41%，较占比最低点 2016 年的 23.97%有明显回升，微逆出货量及渗透率则同步上行。 当前微逆地区渗透率不均，未来上升潜力较大。全球微逆占分布式的渗透率目前仍低于 10%， GGII 预计到 2025 年时有望达到 20%，其中美国地区渗透率最高，约可达 30%，其他地区 仍将处于方兴未艾阶段。

2.3.支架：集中式开工启动+成本下降+渗透率提升预期

2.3.1.历史复盘：起步较晚，国内跟踪支架发展空间较大

需求端复盘：跟踪支架渗透率较低，未来仍有提升空间。中国电站安装跟踪支架较晚， 主要分为三个发展阶段： 1）2009-2015 年：萌芽期，基本无经济性效益。2009 年，中广核太阳能第一次在敦煌 10MW 特许权项目中全部采用了无锡昊阳的平单轴跟踪支架，之后国内一度兴起了一波跟 踪支架安装热潮。但由于技术原因以及部分厂家以次充好，支架耐用性及可靠性较差，故障 频发，国产跟踪支架在终端可信度不断降低。此外，降本增效能力难以实现，当时为提升可 靠性，电站需采用国外跟踪支架，造成装机成本大幅上升，同时弃光问题突出导致了跟踪支 架实现的发电增益无法消纳转换为收益； 2）2016-2018 年：政策推动期。2016 年开始，领跑者计划带动国内跟踪支架渗透率显 著提升。在 2018 年高点处，国内渗透率与国外渗透率接近，达到约 20%； 3）2019-至今：经济性驱动。2019 年开始，随着领跑者计划中跟踪支架项目减少，其 渗透率一度滑落至 16%。但随着国内消纳问题逐步解决以及国产替代降本，集中式电站出于 经济性考虑自发安装，2020 年的渗透率有所回升。2021 年，由于国内组件将部分硅成本上 涨压力转移给终端电站，电站削减支架支出导致渗透率再次回落到了 14.6%左右。

供给端复盘：国内跟踪支架厂商起步较晚，国产替代待出海。国外厂商拥有几十年的跟 踪支架经验，在长期可靠性、技术精密度及品牌、渠道方面具有明显优势。国内厂商起步晚， 2015 年开始随着国内跟踪支架产能放量与技术进步，国产替代逐步完成。但国产出海仍在 进行之中，大部分企业以代工为主，品牌、渠道构建仍不完备。2020 年全球跟踪支架 TOP10 出货量品牌中，中国仅有中信博及天合光能，占全球比重总计约 12.02%。 国内主要的跟踪支架生产商包括： 1）中信博：作为固定支架厂商 2012 年开始布局跟踪支架业务，2015 年-2016 年实现 放量，出货量同比增速分别达到 400%、700%左右。公司逐步成长为国内跟踪支架龙头， 2020 年排名全球第 4； 2）天合光能：依靠在 2018 年收购全球领先的西班牙跟踪支架公司 Nclave 股权，获得 了全球化跟踪支架品牌、技术及产能布局； 3）国强兴晟：主要为海外厂商代工跟踪支架，代工对象包括 Array Technologies、Soltec 及 STI Norland，目前也在以自有跟踪支架技术和品牌开拓国内市场； 4）意华股份：子公司主营海外支架代工，业务模式和国强兴晟类似，2021 年外销占比 达到 96%。主要客户为 GameChange、NEXTracker、FTC Solar。

2.3.2.现状：需求侧及成本侧改善，经营状况有望转好

终端成本压力下，跟踪支架渗透率下降，2023 年预计情况扭转。2022 年，由于国内组 件将部分硅成本上涨压力转移给终端电站，终端电站为降低装机成本减少了对跟踪支架的采 购。但随着硅料价格下降，地面项目成本缓解，2023 年延后项目预计陆续开工，跟踪支架 使用场景有望恢复。此外，跟踪支架渗透率有望提升。国内跟踪支架渗透率目前仅为 10%- 15%，远低于欧美国家，主因是跟踪支架成本高于固定支架，平单轴跟踪支架较固定式造成 电站成本提升约 0.26 元/瓦。而随着硅料价格下降，占地面电站成本 46%左右的组件价格将 回落，电站成本压力大幅减轻，过去无力选择的跟踪支架有望重获青睐。 实现发电增益，跟踪支架具有低度电成本优势。跟踪支架虽然提升了电站单瓦成本，但 同时可以通过提升发电量降低平均度电成本。发电量与组件接受的阳光入射角有关，当阳光 垂直于光伏组件照射时，组件吸收太阳辐射量最大，发电量也最大。而太阳入射角会受到时 间、季节影响而不停变化，跟踪支架通过改变组件平面角度，提升组件的阳光直射占比，从 而提升组件总发电量。

3.辅材端：水涨船高，瓶颈环节有望享受超额利润

受益于终端高景气，组件需求拉动辅材端需求激增。在组件产能本土化的大潮下，本土 化辅材产能的需求应运而生。国内辅材产能逐步打破海外技术垄断，实现国产替代，并最终 占领全球市场。大部分辅材企业议价能力不强，在 2022 年硅成本飙升的背景下，辅材利润 空间被组件环节压缩，在 2023 年有望实现盈利修复。同时随着行业产能扩张，产业链供应 瓶颈环节有望获取超额利润。

3.1.胶膜：粒子保供及 POE 胶膜成为亮点

3.1.1.主要原料粒子产能瓶颈下，龙头效应显著

胶膜作为封装材料，对组件寿命与效率起着重要作用，其主要原材料为 EVA/POE树脂。 光伏胶膜作为光伏组件封装材料之一，直接覆盖于电池片的表面，将电池与背板、玻璃相粘 合，起着隔绝空气、保护电池的作用。胶膜的光透过率、光反射率、耐候性能等，都将直接 影响组件的寿命以及光电转换效率。

下游高需求下，粒子保供是胶膜实现溢价能力的基础。由于光伏胶膜扩产周期较短（一 条产线的扩产周期一般在 3-6 个月），且为轻资产行业，扩产相对容易且及时，造成胶膜本 身产能远供大于求，EVA 粒子瓶颈下才能实现胶膜实际产能缩小，从而形成对组件的较大议 价能力。另外价格变动正常情况下，胶膜落后 EVA 粒子价格变动 1.5 个月，在 EVA 粒子价 格高企情况下行业普遍高库存。2022 年年中需求疲软下，EVA 粒子价格不升反跌，高库存 造成高成本，拖累胶膜企业盈利。而根据测算，受下游需求提振，2023 年 EVA 仍将处于紧 平衡，且需求较今年略紧，预计保供能力强的龙头将会受益。 组件盈利修复是实现粒子价值传导的前提。根据近期历史复盘，在硅价造成的成本压力 下，组件开始挤压胶膜盈利空间。而 2023 年随着组件环节盈利修复，预计龙头价格传导机 制将会重新打通。

3.1.2.新产品加速迭代，POE 胶膜有望获得红利

POE 抗 PID 性能更优，N 型推动 POE 需求提升。目前市场上组件的封装材料主要有透 明 EVA 胶膜、白色 EVA 胶膜、POE 胶膜、EPE 胶膜（共挤型 POE）。而由于背面有电池 片间漏光的现象，随着市场对光伏组件在全产业链、全生命周期提质增效的要求日益凸显， 高效率单玻组件和双玻组件的渗透率快速提高，推动了白色 EVA 胶膜、POE 胶膜和 EPE 胶 膜等新兴产品的应用迅速增长。当前 P 型电池的转化效率已接近上限 24.5%，而 N 型则拥 有更高的上限，2022 年 N 型产能快速放量。N 型电池的 PID 效应在受光面更为敏感，POE 的抗 PID 性能更优异，更加契合 N 型电池的技术要求。

POE 胶膜性能优势如下： 1）EVA 树脂产生醋酸：不论是 EVA 还是 EPE 原料中都含有醋酸乙烯酯(VA)，在光热、 热氧、湿热环境下，会分解产生醋酸，并与玻璃中的 Na 反应产生大量可自由移动的 Na+， 再与电池片表面的银栅线发生反应后导致串联电阻的升高，组件性能衰减（即 PID 效应）； 而 POE 分子链结构稳定，老化过程不会产生酸性物质。 2）POE 胶膜具有优异的水汽隔绝性能：POE 属于非极性有机物，不能和水分子形成氢 键，且具有疏水性。 3）POE 体积电阻率更大：在室温下，POE 的体积电阻率较 EVA 略大，但随着温度升 高，EVA 体积电阻率迅速下降，当温度升至 85℃时，POE 的体积电阻率较 EVA 高出 2 个 数量级。

3.1.3.胶膜实现国产主导，上游粒子国产化率有待提升

国内厂商自主突破性能瓶颈，迅速占据全球市场。在福斯特大规模生产 EVA 胶膜之前， 我国的 EVA 胶膜供给市场主要由国外企业如胜邦、三井、普利司通、Etimex 等垄断，定价 普遍很高，光伏胶膜毛利率一度高达 40%到 60%。2003 年福斯特成立，通过自主研发及大 规模扩产，逐步占领市场后采取低价让利策略，从而迅速挤占海外市场份额。 龙头优势显著，行业集中度高。2021 年全球行业市占率前四的公司分别为福斯特、斯 威克、海优新材、赛伍技术，CR4 达到 85.5%，其中龙头福斯特市占率超 50%，形成一超 多强的竞争格局。此外，福斯特具有显著的成本优势，2021 年公司光伏胶膜业务的毛利率 达 24.9%，较市占率第四的赛伍技术高 12pcts；单位成本则为 8.84 元/平米，较赛伍低 1.57 元/平米。

POE 粒子仍被海外厂商卡脖子，未来或呈现紧平衡状态。目前 POE 树脂的生产尚被海 外厂商垄断，主要生产商包括陶氏化学、埃克森美孚、三井化学、韩国 LG、韩国 SK 集团， 其中埃克森美孚的产品市占率达到 42%。而目前国内对于 POE 树脂的研产，进展较快的有 万华化学（完成中试）、斯尔邦（中试产出合格品）、茂名石化（中试产出合格品）。

3.2.玻璃：规模效应下龙头地位稳固，TCO 玻璃打开新蓝海

3.2.1.历史复盘：产能全国产化下，政策及成本影响下价格震荡

光伏玻璃承袭光伏行业国产替代路线，近几年占据全球份额的 90%以上： 1）2006 年之前：国外垄断。由于当时尚未掌握核心技术，光伏玻璃市场基本由法国 圣戈班、英国皮尔金顿（后被板硝子收购）、日本旭硝子、日本板硝子四家外国公司垄断， 国内光伏组件企业完全依赖进口产能，光伏玻璃的进口价格高达 80 元/㎡以上； 2）2006 年-2016 年：国产替代。2006 年，福莱特外购第一条 100t/d 产能的光伏玻 璃生产线，标志着国有产能开始打破垄断。随着技术研发与引进，十年之间，中国光伏玻璃 产业完成进口替代，旭硝子等国外企业纷纷退出，圣戈班等公司只剩一些产能较小的窑炉仍 在生产； 3）2017 年-至今：稳定垄断。自 2017 年起，国内产能占据了 80%以上的全球份额， 到目前国内产能已经占据全球 90%以上份额，福莱特等企业也已经实现了海外建厂。

光伏玻璃价格与供需情况直接挂钩，受成本影响波动： 1）需求端：光伏装机量受国内政策及海外出口政策影响，整体上呈现上升趋势，其中 531 新政导致玻璃价格一度直降。此外，双玻组件渗透量产大幅提升也提升了单位组件光伏 玻璃需求； 2）供给端：短期来看，随着窑龄增长，生产隐患正逐步增加，7-8 年开始冷修停产需求 逐渐迫切，国内产能集中冷修可能导致 3-4 个月内的供给降低。长期看，2018 年起光伏玻 璃纳入产能置换范围，2020 年继续明确该政策。在行业扩产受限下，供需矛盾积累直接导 致 2020 年末光伏玻璃价格疯涨，出现拥玻璃为王的状况。随着隆基等 6 家光伏组件龙头联 合呼吁，2021 年 7 月工信部将发布《水泥玻璃行业产能置换实施办法》，明确光伏玻璃产能 有条件放开，光伏玻璃价格迅速跌落并恢复正常。 3）成本端：纯碱为光伏玻璃主要成本，占成本约 19.78%，纯碱与光伏玻璃扩产规模 不匹配造成供需失衡，光伏玻璃成本上升。由于当前除天然碱外，新建纯碱产能被发改委列 为限制类项目，纯碱价格一路走高，目前约 2684 元/吨，较 2020 年年中增长约 134%。

3.2.2.生产端：一体化规模效应显著，双寡头格局稳定

光伏玻璃是组件封装最外层，性能较普通玻璃有较大提升。光伏玻璃作为组件封装最外 侧，将组件和外部环境阻隔，对组件长期可靠性起着重要作用，因此光伏玻璃在耐腐蚀、耐 高温、抗氧化、机械强度上要明显高于普通玻璃。同时，光伏玻璃将组件与阳光隔开，光伏 玻璃透光性对于组件发电增益起着重要作用，光伏玻璃的含铁量明显低于普通玻璃，从而实 现阳光透射比的显著提升。

一体化阶段一：原片+加工，一体化逐步成型。光伏玻璃在玻璃原片的基础上，增加钢 化、镀膜或镀釉的核心步骤，从而增强光伏玻璃性能。 1）钢化：通过将玻璃加热软化后快速冷却，增加玻璃永久应力，从而增强玻璃强度、 热稳定性、抗风压能力和环境耐受力； 2）镀膜：通过玻璃表面涂覆减反射膜，从而减弱光线反射，增加组件吸收光照辐射； 3）镀釉：双面双玻组件背面镀上白色陶瓷网格填补电池片间隙，从而增加组件吸收光 照辐射。初期以亚玛顿为代表的镀膜企业，掌握加工步骤，以采购原片方式生产销售。但后 期随着大量生产原片的玻璃厂商涌入，技术扩散下一体化根据成本优势，原片、加工一体化 逐渐成为主流。

3.2.3.TCO 玻璃:受益于薄膜电池放量，国产化不断推进

薄膜电池特别是钙钛矿电池对导电、光学性能要求较高，有望带动 TCO 玻璃放量。TCO 玻璃的生产工艺为，在超白浮法玻璃上使用物理气相沉积法 （PVD） 或化学气相沉积法 （CVD）镀上一层均匀的导电氧化薄膜。对于薄膜太阳能电池来说，中间的半导体层几乎没 有横向导电性能，因此需要使用 TCO 玻璃有效收集电池的电流，未来薄膜电池随着 BIPV、 钙钛矿电池的放量有望带动 TCO 玻璃需求提升。而在性能方面，应用于薄膜电池的 TCO 玻 璃除对导电性有要求外，还对光透过率、雾度（光散射指标）、高温稳定性、均匀性、激光刻 蚀性以及成本等都有要求。

FTO 目前为薄膜电池的主流应用产品。目前，与光伏电池较为适配的 TCO 玻璃包括 ITO、FTO、AZO： 1）ITO 镀膜玻璃：具有高透光率、膜层牢固、导电性好的优点，但其激光刻蚀性能较 差、雾度较低，且由于稀有元素铟导致其价格偏高； 2）FTO 镀膜玻璃：其导电性能比 ITO 略差，但成本相对较低，且其激光刻蚀容易、雾 度适宜，因此 FTO 目前为薄膜光伏电池的主流应用产品； 3）AZO 玻璃：目前仍处于中试阶段，其与 ITO 同样采用磁控溅射的沉积镀膜方式，性 能与 ITO 更为相似，且其原料易得、制造成本更低。但目前仍存在工业化大面积镀膜的技术 问题，突破后预计很快会成为新型光伏 TCO 产品。

国产替代逐步跟进，突破海外垄断。TCO 导电玻璃技术较早已在国内出现，如亚玛顿 2011 年已开启 TCO 玻璃研发，但由于晶硅电池在中国强势崛起，TCO 玻璃应用场景受限， 后续研发国内未再逐步跟进。目前 TCO 玻璃生产商主要为外资企业，其中以 AGC （旭硝 子）和 NSG（板硝子）为主导，二者市占率接近 95%。随着钙钛矿、BIPV 等概念逐渐兴起， TCO 玻璃重启国产化进程。2022 年 5 月，金晶科技的 TCO 导电膜玻璃生产线在淄博正式 投产，产能为 1800 万平方米/年，这是目前国内第一条 TCO 导电膜玻璃生产线。除金晶科 技外，秀强股份、亚玛顿、旗滨集团等企业也均有相关布局。

3.3.背板：盈利修复下，龙头打开第二成长曲线

3.3.1.国产主导，背板供需两旺

背板是光伏组件背面最后一层结构，对于组件在户外环境中耐候绝缘、抵御环境对组件 的侵蚀，维护组件性能起着重要作用。因此背板对于耐高低温、耐紫外线辐射、耐环境老化、 水汽阻隔、电气绝缘、机械强度等方面均有要求。 需求方面，组件放量带动背板需求提升。2021年全球组件产量为220.8GW，其中62.6% 为需要消耗背板的组件。由于高效电池组件的推广，组件转换效率提升，每 GW 组件的背板 耗量同比降低约 2.1%。若按每 GW 光伏组件消耗 500 万平米薄膜背板计算，全球全年背板 需求量约 8.3 亿平米。2021 年我国组件产量约为 181.8GW，对应薄膜背板的需求量约为 6.9 亿平米，同比上升约 52.6%。 供给方面，背板是国产替代程度最高的辅材。全球 90%背板都由中国生产，同时产业链 中主材、PET 基材、氟涂料、PVDF 膜、主设备等国产化率达到 80%，是产业链中国产化率 最高的辅材。2021 年全球产能约 8.5 亿平米，而对应的国内背板企业总设计产能已经可达 到约 8 亿平米，而 2022 年底全球产能约可达到 12 亿平米。

3.3.2.背板材质：降本驱动下国产替代

背板按材质可分为含氟型和不含氟型。氟材料具有独特的分子结构，氟元素的电负性大， 范德华半径小，C-F 键能高达 439. 2kJ/mol,是高分子材料共价键中键能最大的，因此其耐候 性、耐热性、耐高低温性，特别是耐紫外线能力强。过去氟膜主要被国外杜邦、Arkema 等 国外厂商垄断，随着国内中天、杭福等崛起，除少部分电站制定进口氟膜，国外厂商基本退 出市场。出于降本考虑，不含氟的 PET 背板开始出现，但是耐候性较差、抗紫外线能力弱。 而随着需求骤升，目前氟膜价格暴涨 3-4 倍，同时 PET 膜也价格暴涨。

涂覆型背板弯道超车，实现国产替代。不采用胶粘剂将氟膜与基膜粘合，而是直接采用 氟树脂制备成的氟碳涂料，采用涂覆工艺涂布到 PET 基膜表面后再经高温固化制备而成。 通过高温热固化或微波固化，氟碳涂料在 PET 基膜表面形成致密的氟涂层膜，该氟涂层膜 具有很好的耐紫外、高温、高湿及老化性能并具有一定阻隔水汽的性能，对涂覆型背板的长 期耐候性能够起到关键性作用。在传统复合型背板成本与工艺的双重压力下，中来股份研发 出的涂覆型背板逐步占领市场，国外厂商生产的复合型逐渐退出舞台。

3.3.3.产业链格局向好，硅料放量盈利有望修复

背板和上游氟化工、石油化工紧密结合，国产化不断深入。主要产业链包括氟树脂形成 外侧氟膜或氟涂层，配合 PET 膜及胶粘剂。上游化工厂商如美国杜邦、法国 Arkema、韩国 SKC 等已大部分被国产替代，氟碳涂料环节各厂家大多是根据日本大金、台湾长兴等基础 上制备，中来与天赐材料正在合作扩产，全面国产化指日可待。 背板龙头市占率较高，开启第二成长曲线，叠加上游降本，盈利有望修复。目前全球 CR6 达到 83%，均为中国企业，其中赛伍技术 2014 年起连续七年全球第一，中来股份正在逐步 迎头赶上。 另外受限于行业增速盈利能力，龙头普遍开启第二成长曲线。如赛伍技术布局消费电子、 半导体、胶带等材料领域，近期 POE 胶膜投入将显现效果；中来股份则布局光伏产业链， 实现 TOPCon 研发、量产。同时受益于硅料放量，此前受制于上游硅料等环节价格上涨，组 件端压缩下游盈利空间的局面有望打破，盈利修复预期增强。 

原标题：光伏行业深度研究：百舸争流，千树万树梨花开