太陽能電池工作原理的基礎(chǔ)是半導(dǎo)體的光伏效應(yīng)，所謂光伏效應(yīng)是指當(dāng)物體收到光照時， 物體內(nèi)的電荷分布狀態(tài)發(fā)生變化而產(chǎn)生電動勢和電流的一種效應(yīng)。對半導(dǎo)體進(jìn)行摻雜形成P-N 結(jié)，該P-N結(jié)形成內(nèi)建電場（擴散運動），將光照下產(chǎn)生的光生載流子（電子-空穴對）進(jìn)行分 離，分別被正面和背面的金屬電極收集，接通外部的電路形成電流。

通常將光伏產(chǎn)業(yè)鏈主要劃分為三個環(huán)節(jié)，分別是產(chǎn)業(yè)鏈上游（晶體硅的采集和硅錠、硅棒、 硅片的加工制造），產(chǎn)業(yè)鏈中游（光伏電池和光伏組件），產(chǎn)業(yè)鏈下游（光伏電站系統(tǒng)的集成 和運營（集中式電站和分布式光伏），此外還涉及光伏玻璃、膠膜、支架等輔材環(huán)節(jié)。

（一）全球：2022年全球光伏新增裝機同比增長30.4%，高于2021年水平

從需求端看，根據(jù)TrendForce數(shù)據(jù)，2022年預(yù)計全球光伏新增裝機超過220GW，同比增速 30.4%，比2021年21.4%高出9個百分點，增長主要受亞太地區(qū)拉動，其中：亞太、美洲、歐洲新增裝機分別達(dá)到124、49、39GW，同比增速分別為39.7%、10.6%、24.0%。6月TrendForce數(shù) 據(jù)將全球光伏新增裝機目標(biāo)調(diào)整為240GW, 同比增長41.18%。

歐盟：俄烏沖突帶來的全球能源危機加快歐盟能源轉(zhuǎn)型和能源獨立，5月歐盟委員會公布 了“歐盟再生能源計劃”(REPowerEU Plan) ，并將其在“Fit for 55（FF55）”一攬子計劃 下的可再生能源目標(biāo)從之前的40%提高到2030年的45%,落實到太陽能發(fā)電上，計劃到2025年歐 盟整體光伏累計裝機達(dá)到320GW，是2021年（158.1GW）的兩倍，2030年達(dá)到600GW。預(yù)計2022-2025 年與2026-2030年兩個時間段年均新增裝機分別達(dá)到40.5GW與56GW，相較目前歐盟新增裝機存 在明顯中樞提升。

美國：今年3月，美國商務(wù)部對在柬埔寨、馬來西亞、泰國和越南經(jīng)營的中國企業(yè)生產(chǎn)的 光伏組件展開反傾銷調(diào)查。6月6日，白宮正式聲明，美國將對從柬埔寨、馬來西亞、泰國和越南采購的太陽能組件給予24個月的關(guān)稅豁免，美國允許在公共土地上部署更多清潔能源項目， 并向城市和農(nóng)村地區(qū)推廣；將通過高薪工作支持太陽能勞動力市場的多元化；為盟國建立有彈 性的清潔能源制造供應(yīng)鏈；另外還在波多黎各投資推進(jìn)數(shù)十個太陽能項目。反傾銷調(diào)查導(dǎo)致美 國多個項目并網(wǎng)時間從2022年推遲到2023年或更晚，預(yù)計2022年美國光伏新增裝機26GW。根據(jù) Rystadenergy數(shù)據(jù)，2021年東南亞四國的光伏組件占美國進(jìn)口太陽能裝機容量的85%。

（二）國內(nèi)：集中式和分布式并重, 2022全年光伏發(fā)電新增并網(wǎng)超過1億千瓦，是2021年 的兩倍。

1. 2021年分布式光伏快速發(fā)展進(jìn)入新的階段

2021年光伏發(fā)電新增裝機5493萬千瓦，創(chuàng)近四年新高，其中分布式新增約2920萬千瓦，占 新增光伏發(fā)電裝機的占比超過一半?！笆濉逼陂g受三北棄風(fēng)棄光以及中東部地方光伏補貼 影響，分布式光伏得到加快增長。進(jìn)入2020年以來，隨著我國碳達(dá)峰碳中和下整縣分布式光伏 開發(fā)試點的推進(jìn)，分布式光伏步入新的快速發(fā)展階段，成為“十四五”期間拉動新能源增長重 要驅(qū)動力之一。

2.大基地開發(fā)+整縣分布式，2022年-2023年集中投產(chǎn)，2022年國內(nèi)裝機大概率超過8000萬 千瓦

根據(jù)“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃，到2025年，非化石能源消費比重提高到20%左右，非 化石能源發(fā)電量比重達(dá)到39%左右。 在大基地開發(fā)方面： 2021年11月第一批大型風(fēng)光基地建設(shè)：合計9705萬千瓦，2022年投產(chǎn)4571萬千瓦（按光伏 占比50%，則2285萬千瓦） 2021年12月第二批大型風(fēng)光基地建設(shè)《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電光伏基 地規(guī)劃布局方案》：“十四五”規(guī)劃建設(shè)規(guī)模2億千瓦；“十五五”規(guī)劃建設(shè)規(guī)模2.55億千瓦 （按光伏占比50%，2022年預(yù)計2500萬千瓦）

光伏整縣開發(fā)方面： 2021年6月能源局征求整縣（市、 區(qū)）分布式光伏開發(fā)試點申報。要求黨政機關(guān)建筑屋頂 總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于50%；學(xué)校、醫(yī)院、村委會等公共建筑屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于40%；工商業(yè)廠房屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于 30%；農(nóng)村居民屋 頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于20%。 2021年9月國家能源局公布676個整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開發(fā)試點，并提出，2023 年底前，試點地區(qū)各類屋頂安裝光伏發(fā)電的比例均達(dá)到《通知》要求的，列為整縣（市、區(qū)） 屋頂分布式光伏開發(fā)示范縣。以單個20萬千瓦，累計超過1.3億千瓦，按4年折算，年均新增3200 萬千瓦。鑒于全國有2800多個縣級單位，此次申報的示范縣數(shù)量約占全國比例的25%左右，未 來仍有潛力。

整縣分布式光伏開發(fā)將以往分布式光伏由用戶自發(fā)自愿建設(shè)模式轉(zhuǎn)變?yōu)橛烧苿?、央?企主導(dǎo)、央國企和民企合作的推進(jìn)模式。在政企合作、補貼緩?fù)?、市場化交易等政策支撐下?市場主體的參與意愿強烈，已有20多個省下發(fā)落實文件，縣域光伏呈現(xiàn)快速發(fā)展勢頭。 在市場上主體上，央企國企加速布局縣域分布式光伏。例如，山東省以“一企一縣”的方 式；河南提出“1+1+X”的整縣推進(jìn)服務(wù)機制，即由1家大型能源企業(yè)作為牽頭單位，負(fù)責(zé)提供 資金、專業(yè)人員，協(xié)助地方摸排資源、編制方案、統(tǒng)籌推進(jìn)項目建設(shè)，1家政策型銀行等金融 機構(gòu)與牽頭企業(yè)合作，提供綠色信貸支持，若干屬地平臺公司等根據(jù)產(chǎn)業(yè)鏈分工，參與屋頂資 源協(xié)調(diào)落實、運行維護(hù)、信息監(jiān)測、平臺搭建等；甘肅提出“3+10+X”開發(fā)思路，以一個企業(yè) 建設(shè)一個縣的建設(shè)模式涉及全省46個縣，按照一次規(guī)劃、分批實施原則，計劃在“十四五”時期全部建成并網(wǎng)發(fā)電。

在開發(fā)形式上，利用多種形式開發(fā)光伏風(fēng)電項目。除屋頂光伏外，與農(nóng)業(yè)生產(chǎn)相結(jié)合，開 發(fā)農(nóng)光互補、漁光互補、牧光互補，利用污水垃圾處理廠、廢棄礦區(qū)、農(nóng)戶院內(nèi)搭建陽光棚等 方式。在交易方式上，鼓勵開展分布式發(fā)電市場化交易。在商業(yè)模式上，采用租賃、合約購等 方式，解決農(nóng)戶安裝成本的痛點。在接入上，主要為三種模式，一是分散就近接入，二是匯集 集中接入，三是以源網(wǎng)荷儲一體化的并網(wǎng)型微電網(wǎng)模式接入。 2022年6月，國家發(fā)展改革委、國家能源局等九部門聯(lián)合印發(fā)《“十四五”可再生能源發(fā) 展規(guī)劃》。2021年全國可再生能源、非水可再生能源消納權(quán)重分別為29.4%、13.7%。2025年要 達(dá)到33%和18%，則可再生能源、非水可再生能源消納權(quán)重年均提高0.9%、1.08%。我國2021年全社會用電量83128億千瓦時，按照年均增長4-4.5%計算，到2025年我國全國用電量為 97248-99132億千瓦時，對應(yīng)非水可再生能源年發(fā)電量為17505-17843億千瓦時，較2021年增加 6116-6455億千瓦時，則需新增加400GW上下的風(fēng)光裝量。根據(jù)我國風(fēng)電、光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展情況， 2022-2025年年均新增裝機量將遠(yuǎn)超100GW/年。

（一）硅料產(chǎn)能釋放帶動產(chǎn)業(yè)鏈健康回歸和價格回落

從供給端看，硅料環(huán)節(jié)仍是產(chǎn)業(yè)鏈瓶頸 相比其他環(huán)節(jié)，2021年以來，硅料價格上漲，特別是2021年下半年以來，2022年有所緩解， 但仍維持在高位，且近期呈現(xiàn)上行趨勢。

硅料環(huán)節(jié)緊缺導(dǎo)致產(chǎn)業(yè)鏈利潤分配主要集中在上游。以通威為例，近兩年硅料環(huán)節(jié)毛利率 大幅提升，2020年毛利率提高了6.3個百分點，2021年提高了32.0個百分點，毛利率幾乎翻番； 電池及組件環(huán)節(jié)毛利率由2019年的20.2%下降到2021年的8.81%，下降幅度接近60%。以隆基為 例，硅片硅棒環(huán)節(jié)，毛利率由2019年的31.7%下降為2021年的27.6%，下降了4.1個百分點，組 件和電池片環(huán)節(jié)由2019年的24.6%下降為2021年的17.1%，下降了7.5個百分點。

以年度看，2021年硅料環(huán)節(jié)產(chǎn)能同比增長8.8%，遠(yuǎn)低于硅片85%，電池片50%以及組件66% 的產(chǎn)能增長，導(dǎo)致硅料環(huán)節(jié)供需偏緊，2022年硅料環(huán)節(jié)產(chǎn)能同比增長83%，遠(yuǎn)高于硅片35%，電 池片34%以及組件25%的產(chǎn)能增長，但2021年-2022年兩年硅料、硅片、電池片、組件四個環(huán)節(jié) 產(chǎn)能年均增長41%、58%、41%和43%，硅片環(huán)節(jié)明顯高于其他環(huán)節(jié)，因此2022年硅料供應(yīng)能力相 較去年明顯改善，但鑒于投產(chǎn)爬坡等因素影響，供需匹配預(yù)期可能會低于預(yù)期，預(yù)計2022年仍 相對偏緊。

（二）產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)高度集中，行業(yè)龍頭持續(xù)受益行業(yè)高速增長

隨著雙碳下行業(yè)發(fā)展確定性的廣泛認(rèn)知，行業(yè)內(nèi)相關(guān)企業(yè)加快產(chǎn)能擴張并一體化布局，同時跨界資本布局產(chǎn)業(yè)鏈，加速整個行業(yè)的優(yōu)勝劣汰和產(chǎn)業(yè)集中度的提升。預(yù)計2022年硅料、硅 片、電池片、組件市場前五產(chǎn)能市場集中度分別為75%、67%、44%、60%，市場前十產(chǎn)能市場集 中度分別為97%、87%、65%和82%。 硅料環(huán)節(jié)是典型重資產(chǎn)環(huán)節(jié)，投產(chǎn)周期較長，在當(dāng)前供需形勢下，市場集中度持續(xù)提升； 硅片環(huán)節(jié)技術(shù)相對穩(wěn)定且明確，行業(yè)龍頭具有明顯的產(chǎn)能、技術(shù)和品牌優(yōu)勢，但隨著新進(jìn)入者， 市場競爭激烈，優(yōu)勝劣汰，部分中小企業(yè)存在加大生存壓力；電池片環(huán)節(jié)市場集中度相對較低， N型技術(shù)快速推進(jìn)，市場競爭激烈，行業(yè)龍頭強者恒強；組件環(huán)節(jié)直接與光伏電站企業(yè)對接， 是最熟悉客戶需求的領(lǐng)域，也是一體化運營企業(yè)的布局重點，市場格局相對穩(wěn)定，有利于發(fā)揮 產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同優(yōu)勢。

（一）行業(yè)龍頭擴產(chǎn)，但全年仍偏緊

根據(jù)需求測算，我們可以看到2021年硅料存在供需缺口，2022年有所緩解，但仍偏緊。預(yù) 計硅料價格全年價格將維持在高位，大概率在維持在35美元/千克之上，行業(yè)龍頭2022年預(yù)計 營收保持快速增長，大概率超預(yù)期。

（二）棒狀硅短期內(nèi)仍占有絕對優(yōu)勢

主流的多晶硅生產(chǎn)技術(shù)主要有改良西門子法和硅烷流化床法，產(chǎn)品形態(tài)分別為棒狀硅和顆 粒硅，2021年棒狀硅市場占有率接近96%。目前市場新增產(chǎn)能主要采用有改良西門子法。

根據(jù)亞洲硅業(yè)招股說明書，N型硅片對上游多晶硅材料的品質(zhì)要求高于P型，特別是在痕量 重金屬和微量碳雜質(zhì)含量上，基本上P型硅片必須使用電子三級以上的多晶硅原料，而N型硅片 必須使用電子二級以上的多晶硅原料，與半導(dǎo)體集成電路用電子一級標(biāo)準(zhǔn)接近。改良西門子法 生產(chǎn)工藝相對成熟、質(zhì)量穩(wěn)定，未來一段時間仍為主要生產(chǎn)工藝。

（三）顆粒硅優(yōu)勢明顯，市場率有望穩(wěn)步提升

根據(jù)協(xié)鑫公布數(shù)據(jù)顯示，F(xiàn)BR顆粒硅與傳統(tǒng)工藝相比，具有工藝流程短（3模塊vs6模塊）、 反應(yīng)溫度低（700度vs1000度）等優(yōu)點，單位投資強度、動力電消耗、人力成本、氫消耗均分 別下降30%、70%、65%、40%。綜合生產(chǎn)成本較棒狀硅相比下降約30%，顆粒硅主要作為摻雜使 用，摻雜比例低于30%，但鑒于顆粒硅成本優(yōu)勢，且理論上能夠達(dá)到N型用料需求，能夠達(dá)到電 子級標(biāo)準(zhǔn)，擴大量產(chǎn)規(guī)模的同時提升技術(shù)優(yōu)勢，有望在需求端繼續(xù)擴大市場占有率。顆粒硅目 前存在的氫跳、顆粒硅撞擊器壁等問題需要在規(guī)?；瘧?yīng)用中逐步解決。

（一）N型單晶硅持續(xù)放量

2021年，單晶硅片（p型+n型）市場占比約94.5%，其中p型單晶硅片市場占比由2020年的 86.9%增長到90.4%，n型單晶硅片約4.1%。隨著下游對單晶產(chǎn)品的需求增大，單晶硅片市場占 比也將進(jìn)一步增大，且n型單晶硅片占比將持續(xù)提升。多晶硅片的市場份額由2020年的9.3%下 降至2021年的5.2%，未來呈逐步下降趨勢。

（二）182mm和210mm迅速成為市場主流

根據(jù)中國光伏協(xié)會，2021年市場上156.75mm、157mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm等 硅片尺寸種類各占有一定的市場份額。目前182mm和210mm尺寸持續(xù)快速提升，由2020年的4.5% 增長到2021年的46%，預(yù)計2022年將超過80%，迅速成為主流，182mm和210mm市場滲透率有望超 預(yù)期。

（三）薄片化加速

伴隨著今年硅料短缺與硅料價格的一路攀升，薄片化推進(jìn)提速，據(jù)隆基會議上分享，目前 P型M10主流厚度已降至160-165um；中環(huán)展示的薄片化技術(shù)路線圖顯示2021年G12 P型的厚度為 160 um。根據(jù)中國光伏協(xié)會數(shù)據(jù)，預(yù)計P型硅片厚度由當(dāng)前的170 um降低到2025年的155 um，TOPCon電池的n型硅片厚度由當(dāng)前的165 um降低到2025年的145 um，異質(zhì)結(jié)電池的n型硅片厚度 由當(dāng)前的150 um降低到2025年的120 um左右，年均下降幅度分別為2.3%、3.2%和5.4%。（報告來源：未來智庫）

（四）市場格局強者恒強

大尺寸硅片優(yōu)勢明顯，且得到下游企業(yè)認(rèn)可：根據(jù)中環(huán)對外公開數(shù)據(jù)，硅片210對比182單 瓦成本低14%，對比166單位成本低27%；電池組件210對比166低0.08元/瓦、182對比166低0.049 元/瓦；600W作為210入門級產(chǎn)品，585W是目前182的上限產(chǎn)品，系統(tǒng)BOS成本600W+產(chǎn)品，對比 585W低0.08元/瓦、對比450W低0.15元/瓦。大尺寸組件的應(yīng)用亦可明顯攤低光伏系統(tǒng)BOS成本， 根據(jù)中環(huán)股份測算，采用600W+的210尺寸組件相較于常規(guī)450W組件的光伏系統(tǒng)，可降低BOS成 本0.15-0.2元/W，且可降低項目LCOE約5%。根據(jù)華能2022年第一批2GW組件招標(biāo)看，大尺寸占 比85%，根據(jù)國電投2022年第一批4.5GW組件招標(biāo)看，大尺寸占比93.3%。

從整體看，單晶硅片行業(yè)產(chǎn)能或結(jié)構(gòu)性過剩，但大尺寸硅片降本增效優(yōu)勢明顯，且得到下 游企業(yè)認(rèn)可，M10、G12供應(yīng)或保持階段性偏緊狀態(tài)，有望在行業(yè)激烈競爭中保持相對競爭優(yōu)勢。 以隆基、中環(huán)為主的行業(yè)龍頭具有工藝、管控和技術(shù)的優(yōu)勢，有望強者恒強，維持行業(yè)頭部地 位。相較于硅料環(huán)節(jié)的化工屬性與重資產(chǎn)特征，電池環(huán)節(jié)面臨技術(shù)迭代風(fēng)險同時盈利相對較弱， 組件環(huán)節(jié)需要長期品牌與渠道建設(shè)積累，市場新進(jìn)入者主要選擇切入技術(shù)相對穩(wěn)定、盈利能力 相對較好、市場風(fēng)險相對較低的硅片環(huán)節(jié)，導(dǎo)致市場競爭加劇，中小企業(yè)出清加快。

（一）P型電池仍是市場主流

光伏電池主要分為P型與N型兩種，最大的區(qū)別是原材料硅片，P型硅片中摻雜了硼元素， 而N型硅片中摻雜磷元素。P型電池原材料為P型硅片，主要包括傳統(tǒng)的Al-BSF（鋁背場）以及 PERC技術(shù)兩種。N型電池原材料為N型硅片，N制備技術(shù)主要包括TOPCon、異質(zhì)結(jié)（HJT）、IBC 等。傳統(tǒng)的P型電池使用硼摻雜的硅片基底，初始光照后容易形成硼-氧對，在硅片基底中捕獲 電子以形成復(fù)合中心，從而導(dǎo)致光致衰減，而N型電池硅片基底摻磷，幾乎沒有硼-氧對形成的 復(fù)合中心損失，提升了電池轉(zhuǎn)換效率。

與N型電池相比，P型電池（PERC技術(shù)為主）制造工藝簡單、生產(chǎn)成本低，可結(jié)合選擇性發(fā) 射技術(shù)提升電池轉(zhuǎn)換效率。PERC采用Al2O3膜對背表面進(jìn)行鈍化，可以有效的降低背表面復(fù)合， 提高開路電壓，增加背表面反射，提高短路電流，從而提高電池效率。從工藝上來說，PERC與 普通全鋁背場（AL-BSF）產(chǎn)線兼容，在普通全鋁背場（AL-BSF）電池生產(chǎn)線基礎(chǔ)上增加背面鈍 化膜沉積和介質(zhì)層開槽設(shè)備。自2017年以來，PERC電池迅速推廣和應(yīng)用，是當(dāng)前主導(dǎo)電池技術(shù)， 2021年市場份額超過91%，在未來2-3年甚至5年內(nèi)仍是主流的電池技術(shù)。根據(jù)世界公認(rèn)權(quán)威測 試機構(gòu)德國哈梅林太陽能研究所測算，PERC、HJT、TOPCon三種類型電池技術(shù)理論極限效率分 別為24.5%，28.5%，28.7%。隨著PERC效率迫近理論極限值，N型電池有望成為下一代主流技術(shù)， 關(guān)注焦點集中在TOPCon和異質(zhì)結(jié)（HJT）兩種技術(shù)上。從目前看，隨著大型化等技術(shù)推進(jìn)，短 期內(nèi)TOPCon和異質(zhì)結(jié)的效率并未明顯高于PERC。以隆基2021年第三季度年報數(shù)據(jù)，N 型 TOPCon、 HJT、P 型 TOPCon效率分別25.21%、25.26%、25.19%。

（二）2022年N型技術(shù)放量，步入快速發(fā)展階段

根據(jù)TrendForce產(chǎn)能數(shù)據(jù)，2022年N型電池片技術(shù)產(chǎn)能快速攀升，與PERC的比例由2021年 的5%提升到2022年的82.5%，而在N型電池片技術(shù)新增產(chǎn)能中，TOPCon接近HJT的4倍。

（三）TOPCon：與PERC產(chǎn)線高度兼容，短期內(nèi)更具優(yōu)勢

TOPCon電池以N型硅襯底，背面覆蓋了一層沉積在超薄隧穿氧化硅層上的摻雜多晶硅薄層， 形成了較好的鈍化接觸結(jié)構(gòu)。TOPCon與PERC均為高溫工藝且工序兼容性較高，現(xiàn)有的PERC晶體 硅太陽電池工藝產(chǎn)線只需要添加B擴散設(shè)備及PECVD-poly三合一設(shè)備即可升級為n-TOPCon單晶 硅太陽電池工藝產(chǎn)線，傳統(tǒng)電池廠商新增PERC產(chǎn)能都預(yù)留TOPCon接口以備后續(xù)升級。根據(jù) TrendForce數(shù)據(jù)，2021年TOPCon產(chǎn)能在8.7GW，預(yù)計2022年將達(dá)到55.9GW，2022年TOPCon出現(xiàn) 較大投產(chǎn)，其中晶科、隆基、中來、潤陽、協(xié)鑫集成五家企業(yè)新增產(chǎn)能占比超過80%。

（四）TOPCon：2022年進(jìn)入規(guī)?；a(chǎn)元年

預(yù)計2022年TOPcon產(chǎn)能將達(dá)到55.9GW，接近2021年8.7GW的6.5倍，在電池片產(chǎn)能中的占比 快速提升。預(yù)期TOPCon、HJT在近1-3年內(nèi)仍是呈現(xiàn)產(chǎn)能、產(chǎn)量都持續(xù)擴張趨勢，但TOPCon能較 多的接軌原有的PERC產(chǎn)能，在擴產(chǎn)進(jìn)展上相比HJT有優(yōu)勢，短期內(nèi)TOPCon產(chǎn)能、產(chǎn)量發(fā)展速度 優(yōu)于HJT。

（五）TOPCon：需要進(jìn)一步提升良品率并降低成本

TOPCon 和PERC最大的不同即為背面引入了隧穿氧化層+摻雜薄多晶硅層。在投資上， TOPCon工藝增加了硼擴散與接觸鈍化層(SiOx/非晶硅膜)沉積兩個環(huán)節(jié)，導(dǎo)致TOPCon電池的投 資成本(CAPEX)高于PERC，且工藝環(huán)節(jié)多導(dǎo)致良率下降。目前TOPCon成本比PERC高20%多，除進(jìn) 一步提升效率和良率，還需要進(jìn)一步降低成本。

（六）HJT：工藝相對簡單，且已量產(chǎn)

HJT電池技術(shù)脫離了傳統(tǒng)的同質(zhì)結(jié)電池的擴散工藝，而是采用薄膜電池中常用的鍍膜技術(shù) 在晶體硅片表面制備p-n結(jié)，工藝流程相對簡單，其效率也更高，但電池要求的表面鈍化水平 高，工藝難度較大。根據(jù)TrendForce數(shù)據(jù)，預(yù)計2022年底HJT產(chǎn)能達(dá)到19GW，預(yù)計到2023年， HJT單晶硅太陽電池的生產(chǎn)成本將接近PERC晶體硅太陽電池的生產(chǎn)成本。當(dāng)前，HJT生產(chǎn)效率已 完全步入24%+時代，隨著設(shè)備的不斷升級，設(shè)備廠商和制造商均聲稱2022年HJT有望實現(xiàn) 25.00%+的量產(chǎn)效率。

與N型電池相比，P型電池（PERC技術(shù)為主）制造工藝簡單、生產(chǎn)成本低，可結(jié)合選擇性發(fā) 射技術(shù)提升電池轉(zhuǎn)換效率。PERC采用Al2O3膜對背表面進(jìn)行鈍化，可以有效的降低背表面復(fù)合， 提高開路電壓，增加背表面反射，提高短路電流，從而提高電池效率。從工藝上來說，PERC與 普通全鋁背場（AL-BSF）產(chǎn)線兼容，在普通全鋁背場（AL-BSF）電池生產(chǎn)線基礎(chǔ)上增加背面鈍 化膜沉積和介質(zhì)層開槽設(shè)備。自2017年以來，PERC電池迅速推廣和應(yīng)用，是當(dāng)前主導(dǎo)電池技術(shù)， 2021年市場份額超過91%，在未來2-3年甚至5年內(nèi)仍是主流的電池技術(shù)。根據(jù)世界公認(rèn)權(quán)威測 試機構(gòu)德國哈梅林太陽能研究所測算，PERC、HJT、TOPCon三種類型電池技術(shù)理論極限效率分 別為24.5%，28.5%，28.7%。隨著PERC效率迫近理論極限值，N型電池有望成為下一代主流技術(shù)， 關(guān)注焦點集中在TOPCon和異質(zhì)結(jié)（HJT）兩種技術(shù)上。從目前看，隨著大型化等技術(shù)推進(jìn)，短 期內(nèi)TOPCon和異質(zhì)結(jié)的效率并未明顯高于PERC。以隆基2021年第三季度年報數(shù)據(jù)，N 型 TOPCon、 HJT、P 型 TOPCon效率分別25.21%、25.26%、25.19%。

（二）2022年N型技術(shù)放量，步入快速發(fā)展階段

根據(jù)TrendForce產(chǎn)能數(shù)據(jù)，2022年N型電池片技術(shù)產(chǎn)能快速攀升，與PERC的比例由2021年 的5%提升到2022年的82.5%，而在N型電池片技術(shù)新增產(chǎn)能中，TOPCon接近HJT的4倍。

（三）TOPCon：與PERC產(chǎn)線高度兼容，短期內(nèi)更具優(yōu)勢

TOPCon電池以N型硅襯底，背面覆蓋了一層沉積在超薄隧穿氧化硅層上的摻雜多晶硅薄層， 形成了較好的鈍化接觸結(jié)構(gòu)。TOPCon與PERC均為高溫工藝且工序兼容性較高，現(xiàn)有的PERC晶體 硅太陽電池工藝產(chǎn)線只需要添加B擴散設(shè)備及PECVD-poly三合一設(shè)備即可升級為n-TOPCon單晶 硅太陽電池工藝產(chǎn)線，傳統(tǒng)電池廠商新增PERC產(chǎn)能都預(yù)留TOPCon接口以備后續(xù)升級。根據(jù) TrendForce數(shù)據(jù)，2021年TOPCon產(chǎn)能在8.7GW，預(yù)計2022年將達(dá)到55.9GW，2022年TOPCon出現(xiàn) 較大投產(chǎn)，其中晶科、隆基、中來、潤陽、協(xié)鑫集成五家企業(yè)新增產(chǎn)能占比超過80%。

（四）TOPCon：2022年進(jìn)入規(guī)模化生產(chǎn)元年

預(yù)計2022年TOPcon產(chǎn)能將達(dá)到55.9GW，接近2021年8.7GW的6.5倍，在電池片產(chǎn)能中的占比 快速提升。預(yù)期TOPCon、HJT在近1-3年內(nèi)仍是呈現(xiàn)產(chǎn)能、產(chǎn)量都持續(xù)擴張趨勢，但TOPCon能較 多的接軌原有的PERC產(chǎn)能，在擴產(chǎn)進(jìn)展上相比HJT有優(yōu)勢，短期內(nèi)TOPCon產(chǎn)能、產(chǎn)量發(fā)展速度 優(yōu)于HJT。

（五）TOPCon：需要進(jìn)一步提升良品率并降低成本

TOPCon 和PERC最大的不同即為背面引入了隧穿氧化層+摻雜薄多晶硅層。在投資上， TOPCon工藝增加了硼擴散與接觸鈍化層(SiOx/非晶硅膜)沉積兩個環(huán)節(jié)，導(dǎo)致TOPCon電池的投 資成本(CAPEX)高于PERC，且工藝環(huán)節(jié)多導(dǎo)致良率下降。目前TOPCon成本比PERC高20%多，除進(jìn) 一步提升效率和良率，還需要進(jìn)一步降低成本。

（六）HJT：工藝相對簡單，且已量產(chǎn)

HJT電池技術(shù)脫離了傳統(tǒng)的同質(zhì)結(jié)電池的擴散工藝，而是采用薄膜電池中常用的鍍膜技術(shù) 在晶體硅片表面制備p-n結(jié)，工藝流程相對簡單，其效率也更高，但電池要求的表面鈍化水平 高，工藝難度較大。根據(jù)TrendForce數(shù)據(jù)，預(yù)計2022年底HJT產(chǎn)能達(dá)到19GW，預(yù)計到2023年， HJT單晶硅太陽電池的生產(chǎn)成本將接近PERC晶體硅太陽電池的生產(chǎn)成本。當(dāng)前，HJT生產(chǎn)效率已 完全步入24%+時代，隨著設(shè)備的不斷升級，設(shè)備廠商和制造商均聲稱2022年HJT有望實現(xiàn) 25.00%+的量產(chǎn)效率。

（七）HJT：新增產(chǎn)能快速增長

部分光伏產(chǎn)品制造商已經(jīng)啟動HJT太陽能電池的擴產(chǎn)項目，如安徽華晟二期2GW異質(zhì)結(jié)太陽 能電池生產(chǎn)項目、金剛玻璃1.2GW大尺寸半片超高效異質(zhì)結(jié)太陽能電池及組件項目、通威股份 2021 年新增投產(chǎn) 1GW HJT 中試線等，表明了目前HJT電池已經(jīng)初步具備規(guī)?；a(chǎn)的條件。

（八）HJT：關(guān)鍵在于進(jìn)一步降低成本

成本是制約HJT發(fā)展的最核心因素，預(yù)期HJT仍需2-3年的降本（省硅省銦省銀）沉淀，2023 年后實際產(chǎn)出才能出現(xiàn)較大規(guī)模。

1.HJT需要進(jìn)一步降低設(shè)備投資

隨著HJT設(shè)備國產(chǎn)化的普及，HJT投資成本已經(jīng)降到4.5億元/GW左右甚至4億元/GW以內(nèi)，但 是相較PERC的1.5-2億元/GW和TOPCon 的2-2.5億元/GW仍高出較多。

2.HJT低溫銀漿需要進(jìn)一步國產(chǎn)化

區(qū)別于PERC和TOPCon 均使用高溫?zé)Y(jié)型銀漿，HJT使用的是低溫固化型銀漿，一方面低溫 銀漿以進(jìn)口為主，另一方面低溫銀漿因為其較高的電阻率和HJT雙面均需使用銀漿導(dǎo)致銀漿單 耗高于PERC。為進(jìn)一步降低金屬化環(huán)節(jié)的成本，新技術(shù)主要集中在銀包銅上，目前已有廠商完 成試驗?zāi)壳耙堰M(jìn)入可靠性階段，國產(chǎn)化將進(jìn)一步提速。

3.HJT需要進(jìn)一步降低含銦靶材成本

HJT制備中TCO（透明導(dǎo)電氧化物鍍膜剝離）沉積環(huán)節(jié)需要用到氧化銦錫（ITO）或氧化銦 摻鎢（IWO）作為濺射靶材，產(chǎn)生額額外非硅成本約0.05元/W，盡管國產(chǎn)靶材陸續(xù)實現(xiàn)進(jìn)口靶 材的替代，但鑒于金屬銦為稀有金屬，通過提升靶材利用率、實現(xiàn)靶材規(guī)模化回收、實現(xiàn)太陽 電池背面以鋁摻雜的ZnO透明導(dǎo)電玻璃(AZO)替代和提升靶材國產(chǎn)化率進(jìn)一步降低含銦靶材成 本，相關(guān)公司如廣東先導(dǎo)稀材、長沙壹納光電等。

（一）單/雙面、半片、疊瓦

單/雙面方面，2021年，隨著下游應(yīng)用端對于雙面發(fā)電組件發(fā)電增益的認(rèn)可，以及受到美 國豁免雙面發(fā)電組件201關(guān)稅影響，雙面組件市場占比較2020年上漲7.7個百分點至37.4%。預(yù) 計到2023年，單雙面組件市場占比基本相當(dāng)。 半片方面，2021年，半片組件市場占比為86.5%，同比增加15.5個百分點。由于半片或更 小片電池片的組件封裝方式可提升組件功率，預(yù)計未來其所占市場份額會持續(xù)增大。

（二）市場競爭激烈，行業(yè)集中度下降，部分小企業(yè)存在出清風(fēng)險

隨著頭部企業(yè)相繼完成一體化，下游采購為國企央企居多，一體化企業(yè)在成本、規(guī)模、渠 道、資金、品牌等壁壘凸顯，組件環(huán)節(jié)消費品屬性增強，可能正在進(jìn)入市場穩(wěn)態(tài)，即頭部企業(yè) 穩(wěn)定、競爭格局穩(wěn)固、市場集中度提升。隨著大尺寸出貨量加快，垂直整合廠家具有體量和成 本優(yōu)勢，部分小企業(yè)存在出清風(fēng)險。

逆變器是光伏發(fā)電核心部件之一，其作用是將太陽電池發(fā)出的直流電轉(zhuǎn)化為符合電網(wǎng)電能 質(zhì)量要求的交流電。2021年，光伏逆變器市場以集中式逆變器和組串式逆變器為主，集散式逆 變器占比較小。其中，組串式逆變器占比為69.6%，集中式逆變器占比為27.7%，集散式逆變器 的市場占有率約為2.7%。受應(yīng)用場景變化、技術(shù)進(jìn)步等多種因素影響，集中式和組串式市場格局相對穩(wěn)定。

（一）逆變器以組串式為主，其次是集中式

按照光伏逆變器的技術(shù)路線，可以將光伏逆變器分為以下幾類： （1）集中式光伏逆變器。將很多并行的光伏組件連到同一臺集中逆變器的直流輸入端， 匯總成較大直流功率，再轉(zhuǎn)變?yōu)榻涣麟姷囊环N電力電子裝置，功率相對較大，主要應(yīng)用于光照 均勻的集中式地面大型光伏電站等集中式光伏發(fā)電系統(tǒng)。產(chǎn)品轉(zhuǎn)換效率高，電網(wǎng)友好性強，安 全可靠，經(jīng)濟性好，能適應(yīng)高寒、低溫、高海拔等多種環(huán)境, 廣泛應(yīng)用于荒漠、高原、商業(yè)屋 頂?shù)却?、中型光伏發(fā)電系統(tǒng)。隨著技術(shù)進(jìn)步近年來開始與下游的變壓器集成，形成“逆變升壓” 一體化的解決方案，以及與儲能結(jié)合的光儲一體化解決方案。

（2）組串式光伏逆變器。對幾組（一般為 1-4 組）光伏組件進(jìn)行單獨的最大功率峰值跟 蹤，再經(jīng)過逆變以后并入交流電網(wǎng)，一臺組串式逆變器可以有多個最大功率峰值跟蹤模塊。組 串式光伏逆變器功率密度高，安裝維護(hù)簡單，可滿足戶內(nèi)、戶外等不同的應(yīng)用環(huán)境要求，廣泛 應(yīng)用于規(guī)模較小的電站，如戶用分布式發(fā)電、中小型工商業(yè)屋頂電站等，也可應(yīng)用于地形復(fù)雜 的大型地面電站。

（3）集散式光伏逆變器。集散式逆變器結(jié)合了大型集中式光伏逆變器的集中逆變優(yōu)勢和組串式光伏逆變器的分散MPPT跟蹤優(yōu)勢，達(dá)到集中式逆變器低成本高可靠性，組串式逆變器的 高發(fā)電量。集散式逆變器具有工程經(jīng)驗少、安全性及穩(wěn)定性還需驗證的缺點，應(yīng)用于我國光伏 “領(lǐng)跑者”示范基地。

（4）戶用微型光伏逆變器：高功率密度，安裝維護(hù)簡單，可自動適應(yīng)復(fù)雜電網(wǎng)環(huán)境，延 長發(fā)電時間，有效提升發(fā)電收益，同時內(nèi)置防雷及高精度漏電流保護(hù)，具備儲能接口和多種通 訊方式，滿足戶內(nèi)、戶外等不同的應(yīng)用環(huán)境要求，廣泛應(yīng)用于住宅屋頂、庭院等戶用光伏發(fā)電 系統(tǒng)。

（二）智能化發(fā)展趨勢下逆變器在光伏發(fā)電中的重要日益明顯

光伏逆變器是連接太陽能電池板和電網(wǎng)之間的電力電子變換裝置，在智能化發(fā)展趨勢下， 逆變器的綜合智慧管理中的作用日益突出，光伏逆變器的可靠性、安全性直接關(guān)系太陽能發(fā)電 系統(tǒng)整體的平穩(wěn)運行，其轉(zhuǎn)換效率直接影響太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電效率，不僅具有直流電到交流電的轉(zhuǎn)換功能，還具有最大功率跟蹤功能 （MPPT）以及最大限度發(fā)揮太陽能電池性能 和光伏發(fā)電系統(tǒng)保護(hù)等功能。光伏逆變器的設(shè)計和制造需要從整個系統(tǒng)角度考慮，除了轉(zhuǎn)換效 率，還要兼顧綜合防護(hù)、穩(wěn)定運行、安全可靠和電網(wǎng)友好性，光伏逆變器承載著數(shù)據(jù)采集、電 站監(jiān)控、能源管理等任務(wù)。

（三）光伏逆變器屬于充分競爭的市場，市場競爭格局相對穩(wěn)定

光伏逆變器屬于充分競爭的市場，市場競爭格局相對穩(wěn)定。華為、陽光電源和SMA憑借領(lǐng) 先的技術(shù)優(yōu)勢和豐富的產(chǎn)品系列，自2014年開始穩(wěn)居光伏逆變器行業(yè)前三名，市場占有率穩(wěn)定 在40%-50%。隨著國內(nèi)光伏逆變器市場表現(xiàn)出巨大的潛力，逆變器市場競爭更為激烈，缺乏自 主研發(fā)技術(shù)，以購買原器件組裝為主的中小逆變器生產(chǎn)企業(yè)將面臨生存考驗。

（四）逆變器受限于上游IGBT產(chǎn)量，國產(chǎn)化進(jìn)程加快

IGBT(絕緣柵雙極型晶體管)是工業(yè)控制和自動化領(lǐng)域的核心原件，被稱為現(xiàn)代電力電子行 業(yè)“CPU”。按照電壓等級分類，分為低壓IGBT(1000V以下)、中壓IGBT(1000-1700V)、高壓IGBT （3300V及以上）；按照封裝方式，分為IGBT單管、IGBT模塊及IPM（智能功率模塊）。IGBT 廣 泛應(yīng)用于光伏逆變器中，占逆變器價值量的 20%-30%，主要功能是將繁雜不一的電力處理為終 端產(chǎn)品所需的規(guī)格，具有變頻、整流、變壓、功率放大、功率控制、節(jié)能等功效，用于光伏逆 變器的IGBT主要為IBGT單管和IGBT模塊。

中國大陸功率半導(dǎo)體市場占世界市場的50%以上，但I(xiàn)GBT主要依賴進(jìn)口。在全球市場份額 中，英飛凌占據(jù)絕對優(yōu)勢，在IGBT單管方面，前五市場份額企業(yè)分別是英飛凌（29.3%）、富 士電機（15.6%）、三菱電機（9.3%）、安森美（7.7%）、東芝（5.5%），合計67.4%；在IGBT 模塊方面，前五市場份額企業(yè)分別是英飛凌（36.5%）、富士電機（11.4%）、三菱電機（9.7%）、 賽米控（5.8%）、威科（3.3%），合計66.7%。根據(jù)陽光電源2021年11月調(diào)研公告，大型的IGBT 還是以英飛凌、安森美等為主，海外頭部企業(yè)技術(shù)上有明顯的領(lǐng)先優(yōu)勢，國產(chǎn)替代在小型功率 器件上開始嘗試。

光伏膠膜主要用于組件封裝，可以對電池片起到保護(hù)和增效作用。由于光伏組件運行環(huán)境 惡劣，光伏膠膜需要有在多種環(huán)境下具有良好的耐熱性、耐低溫性、耐氧化性、耐紫外線老化 性，同時光伏電池的封裝過程具有不可逆性，電池組件的運營壽命通常要求在25 年以上，對 光伏膠膜質(zhì)量要求較高。光伏膠膜用于組件封裝環(huán)節(jié)，占組件成本3%-7%，是決定光伏組件產(chǎn) 品質(zhì)量、壽命的關(guān)鍵性因素。

（一）市場以EVA為主，但POE比例不斷提升

光伏膠膜夾在光伏電池片上下，一塊電池片就要配上兩塊光伏膠膜，覆蓋電池片上下兩面， 和上層玻璃、下層背板（或玻璃）通過真空層壓技術(shù)粘合為一體，構(gòu)成光伏組件。膠膜作為光 伏組件的輔助材料，技術(shù)路線相對穩(wěn)定，無論電池塊技術(shù)如何變化，對粘合膜的需求都保持穩(wěn) 定，在可預(yù)見的將來不會出現(xiàn)替代品。

POE膠膜：新一代的膠膜封裝材料，具有更好的抗PID性能，主要應(yīng)用于單晶PERC雙面雙玻 組件中。POE膠膜是一種兼?zhèn)渌韪粜耘c抗PID性能的封裝膠膜，該產(chǎn)品廣泛應(yīng)用于雙玻組件 的封裝。與透明EVA膠膜相似，POE膠膜也可以置于組件上層或下層。使用單晶PERC雙面電池做 雙玻組件時，往往選擇使用POE膠膜進(jìn)行封裝。雙玻組件因具備雙面發(fā)電的能力，一般具有 10%-30%的發(fā)電增益，并且POE膠膜在 N 型電池組件的封裝過程中表現(xiàn)優(yōu)異，未來將帶動 POE 膠膜需求實現(xiàn)快速增長。

EPE 膠膜：又名為共擠型 POE 膠膜。共擠POE膠膜是由POE樹脂和EVA樹脂通過共擠工藝產(chǎn) 出的創(chuàng)新型封裝膠膜，適用于PERC雙面雙玻、N型雙面雙玻以及其他耐候性要求較高的光伏組 件封裝時使用。多層共擠POE膠膜既具備POE材料的高阻水性和高抗PID性能，同時也具備EVA材 料的雙玻組件高成品率的層壓工藝特性，且不受POE樹脂原料供應(yīng)相對短缺的影響。長期來看， EVA 樹脂價格要低于POE樹脂，因此 EPE共擠型 POE 膠膜原材料成本相較POE膠膜有一定下降 空間。

雙面電池及雙玻組件的使用進(jìn)一步促進(jìn)高品質(zhì)膠膜市場占有率提升，封裝材料上下兩層均 采用透明 EVA 膠膜的組件占比將穩(wěn)定發(fā)展，封裝材料采用白色增效EVA膠膜、多層共擠POE膠 膜的組件市場占有率也會逐步提高。（報告來源：未來智庫）

（二）市場格局市場集中度高

2020年底，光伏膠膜行業(yè)總產(chǎn)能約為19.2億平方米，出貨量為16億平方米。其中，市場份 額排名前四分別為福斯特（54.06%）、海優(yōu)新材（13.31%）、東方日升旗下的斯威克（10.19%）、 賽伍技術(shù)（4.19%），這幾家占了全球82%的市場份額，市場集中度不斷上升，龍頭企業(yè)競爭優(yōu) 勢明顯。

從21年開始膠膜行業(yè)迎來擴產(chǎn)高峰，2020年、2021年、2022年名義產(chǎn)能分別達(dá)到19、30、 52億平方米，年均增速達(dá)到63.6%。按1GW組件消耗0.1億平米膠膜、1.2類容配比計算，則2022 年膠膜名義產(chǎn)能支撐433GW裝機，幾乎是2022年全球預(yù)計裝機221GW的兩倍，膠膜名義產(chǎn)能大， 鑒于上游原材料供應(yīng)瓶頸，保證原材料供應(yīng)能力將成為各企業(yè)核心競爭力的關(guān)鍵。

（三）行業(yè)產(chǎn)能主要受限于上游EVA與POE材料供應(yīng)，存國產(chǎn)化替代潛力

光伏膠膜原材料占膠膜成本的90%，樹脂成本占原材料的90%左右。目前全球膠膜產(chǎn)能幾乎 全部集中在中國，而EVA與POE作為核心封裝材料，我國仍高度依賴進(jìn)口。在EVA方面，2021年 中國EVA進(jìn)口依存度仍超過50%，當(dāng)前供應(yīng)端仍以斯?fàn)柊?、?lián)泓、臺塑及海外貨源為主，遠(yuǎn)期看 EVA有大量新產(chǎn)能規(guī)劃，但從項目開工投產(chǎn)到穩(wěn)定產(chǎn)出再到膠膜廠商試用，整個項目的周期需 要4年左右。在POE方面，全球POE產(chǎn)能全部被海外廠商壟斷，當(dāng)前國內(nèi)已有多家企業(yè)攻關(guān)POE技 術(shù)，目前主要處于中試階段，POE的國產(chǎn)化進(jìn)程有望加快。預(yù)計膠膜仍將是22年光伏行業(yè)供應(yīng) 相對短板，隨著2021年EVA項目投產(chǎn)，2022年光伏級粒子供給瓶頸將得到緩解。

光伏玻璃是光伏組件用玻璃，通常作為普通光伏組件的蓋板玻璃、雙玻組件的蓋板和背板 玻璃、以及薄膜組件的基板玻璃得到大量應(yīng)用。目前光伏組件主要分為普通組件、雙玻組件。 與普通組件相比，雙玻組件具有生命周期長、生命周期內(nèi)發(fā)電量更大、發(fā)電效率更高、衰減更 慢的優(yōu)點。我國光伏玻璃的全球市占率多年穩(wěn)定在90%以上，除以光伏玻璃原片形式出口以外， 光伏玻璃主要以光伏組件形式出口，從目前看，光伏玻璃價格相對平穩(wěn)。

（一）光伏玻璃處于規(guī)模擴產(chǎn)期，價格或維持中低位波動

自2021年以來，由于光伏玻璃產(chǎn)能置換政策限制放寬，光伏玻璃行業(yè)進(jìn)入產(chǎn)能加速投放階 段，光伏玻璃開啟集中擴產(chǎn)潮，行業(yè)產(chǎn)能增量明顯，根據(jù)第三方行業(yè)資訊機構(gòu)統(tǒng)計，截至2021 年底，全國在產(chǎn)的光伏玻璃窯爐共67個，日熔量合計已達(dá)40000 噸以上，較上年同期增加近40%，2021年國內(nèi)光伏玻璃產(chǎn)量首次超過1000萬噸。據(jù)不完全統(tǒng)計，主要（擬）上市公司在公告中明 確（包含已投產(chǎn)）2022年釋放產(chǎn)能在40000噸/天左右，光伏玻璃產(chǎn)能將翻番，預(yù)計2022-2023 年行業(yè)將進(jìn)入價格競爭階段。價格方面，隨著供給端產(chǎn)能不斷釋放，我們預(yù)計2022年光伏玻璃 價格或維持中低位波動。

（二）光伏玻璃受限上游純堿、石英砂價格上漲預(yù)期

光伏玻璃的成本主要由原材料和燃料動力所構(gòu)成。根據(jù)億鈞耀能招股說明書，純堿、石英 砂在原材料及燃料成本占比在50%左右。

純堿方面，受供需緊張影響，2021年下半年重質(zhì)純堿價格不斷上行，最高接近3800元/噸， 接近年初低點的2.5倍，當(dāng)前重質(zhì)純堿價格已經(jīng)回落至2500元/噸左右，相較高點回落超過30%。 據(jù)卓創(chuàng)資訊統(tǒng)計2022年國內(nèi)產(chǎn)能在3193萬噸，同比減少3.9%，有效產(chǎn)能在3078萬噸，同比減少 3%，近兩年新增產(chǎn)能項目主要集中在2022年年底及2023年,純堿價格短期或維持高位，2023年 供需格局逐漸轉(zhuǎn)好價格有望調(diào)整。

（三）龍頭企業(yè)綜合優(yōu)勢明顯，有望憑借成本控制優(yōu)勢獲得較為合理的利潤

光伏玻璃龍頭企業(yè)在窯爐規(guī)模、產(chǎn)線匹配度、超白石英砂礦原材料、管理能力等方面優(yōu)勢 突出，有望憑借成本控制優(yōu)勢獲得較為合理的利潤。

在光伏電池片中，銀漿是除硅片外，成本占比第二的材料，約占光伏電池片成本的10%。 導(dǎo)電銀漿是太陽能光伏電池制造的關(guān)鍵原材料，作為金屬化電極直接影響光伏電池的光電轉(zhuǎn)換 效率與光伏組件的輸出功率，是推動光伏電池技術(shù)革新與轉(zhuǎn)換效率不斷提升的主要推動力之一。

（一）預(yù)計2021年-2024年保持年均增長12%左右

由于正面銀漿技術(shù)發(fā)展趨勢受下游光伏電池片及組件行業(yè)技術(shù)革新影響。一方面，隨著以 MBB等主柵技術(shù)的推廣，電池單位正面銀漿消耗量呈現(xiàn)下降趨勢；但另一方面，以N型晶硅電池 為代表的電池技術(shù)市場占有率逐步提升，其對正面銀漿的單位消耗量高于P型電池。根據(jù)中國 光伏協(xié)會數(shù)據(jù)，2021年，p型電池正銀消耗量約71.7mg/片，背銀消耗量約24.7mg/片，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。并且用于TOPCon的高溫銀漿、HJT的低溫銀漿，價格高于PERC用的高溫銀漿，向N 型電池轉(zhuǎn)型對銀漿意味著量價齊升。

（二）銀漿主要受限于上游銀粉，受限于國外產(chǎn)能

光伏銀漿的上游是銀粉、玻璃氧化物和有機載體，其中銀粉對光伏銀漿的性能影響較大， 在形態(tài)、一致性要求較高，目前主要為國外企業(yè)壟斷。銀粉主要廠商有日本DOWA公司(DOWA ELECTRONICS MATERIALS CO.,LTD)、美國AMES公司（Ames Goldsmith Corporation）等，其中 DOWA公司在全球光伏銀粉的市占率超過50%，具有一定壟斷地位，是光伏銀漿行業(yè)的首選銀粉 供應(yīng)商。國內(nèi)光伏銀粉的廠商包括蘇州思美特、山東建邦、寧波晶鑫電子材料等，雖然國產(chǎn)銀 粉產(chǎn)品在某些單項性能和進(jìn)口銀粉不相上下，但是在品質(zhì)的一致性和穩(wěn)定性上仍有一定的差距，暫無法動搖國外廠商的市場主導(dǎo)地位。

（三）銀漿國產(chǎn)化及低溫銀漿推動龍頭企業(yè)市場集中度提升

目前國產(chǎn)正銀在P型PERC電池技術(shù)上具備一定競爭力，國產(chǎn)正銀市場份額已從2017年的30% 提升至2020年的50%左右，預(yù)計到2021年將超過60%。國內(nèi)正面銀漿行業(yè)形成了以聚和股份、帝 科股份、蘇州固锝為代表的三大國內(nèi)漿料龍頭企業(yè)，2020年CR3合計占比約為46.0%。隨著龍頭 企業(yè)產(chǎn)能建設(shè)加速和產(chǎn)能利用率提升，預(yù)計行業(yè)集中度還將進(jìn)一步提升。

低溫銀漿處于國產(chǎn)化初期，國內(nèi)廠商加速布局突破。目前，高溫銀漿占據(jù)光伏銀漿市場主 體，低溫銀漿國產(chǎn)化尚處萌芽階段，N型HJT電池漿料的國產(chǎn)化程度仍較低，約為20%左右。目 前HJT低溫銀漿市場供應(yīng)商主要為京都電子、賀利氏、LG、Namics、杜邦等。目前國內(nèi)企業(yè)也 在積極布局低溫銀漿，國產(chǎn)化空間較大。