导 读
主产业链：硅料：预计 2024 年多晶硅总产能仍有所过剩。我们判断硅料价格将在低位震荡，全年价格中枢或将落在 80-100 元/kg。拥有 N 型硅料优质产能、成本低的硅料龙头保有更高利润留存；硅片：紧跟硅料价格变动，预计随硅料共同降价；电池：P 型产能加速淘汰，N/P 电池价差预计再度拉大，N型技术龙头盈利领先；组件：价格触及现金成本线，直接面向下游电站市场，市占率竞争加剧导致盈利空间有限。
辅产业链：逆变器：逆变器库存压力缓解，预计整体出货价格将下调 5-10 个 pct，全球化布局厂商具备优势；石英坩埚与热场：坩埚需求持续增长，热场盈利拐点有望出现在 2024Q1；胶膜：EVA、 POE 粒子现有及规划产能大幅提升，预计粒子、胶膜价格低位震荡，POE 头部企业盈利收窄；银浆：TOPCon 银浆加工费较 PERC 高40%-50%，HJT、BC 银浆均具有更高加工费溢价，企业盈利能力坚挺；支架：组件降价给予辅材溢价空间，跟踪支架在 BOS 增加成本 1%情况下，发电量提升 5%以上，市占率提升空间较大。
电池新技术：TOPCon 电池主流路线确认，预计 2023 年出货超 100GW，2024 年将全面替代 PERC 电池；HJT 降本持续，双面微晶降本已实现，重点关注 0BB+银包铜、电镀铜的金属化降本的实现；BC、钙钛矿多技术路线推进，关注技术、效率领先的龙头企业。
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主产业链
1.1 硅料：供过于求低价局面延续，N 型料、颗粒硅成突破点
供给端：再融资收紧影响新玩家，产能扩张整体趋势不变。根据硅业分会及各公司公告 显示，2023 年多晶硅产能集中在下半年翻倍扩产，全年新增产能将达到 140 万吨。2023 年下半年新增产能达 110.5 万吨，占比 2023 全年新增产能 79%。根据中国有色金属硅业分会统计，截至 2023 年末，中国多晶硅产能预计将达到 255.2 万吨，2023 年多晶硅产量预计约 140 万吨，与 2022 年相比增加约 59 万吨。2024 年底，预计中国多晶硅产能将达到 370 万吨，当年提升 123 万吨产能。
需求端：按照 2023 年、2024 年光伏全球装机 390GW、468GW 以及装机容配比 1:1.2 计算，对应硅料需求量分布约 131.86 万吨和 158.23 万吨。硅料供过于求趋势延续。
供需格局扭转，硅料价格持续下跌。由于硅料供需格局较上年供不应求有较大转变，呈 现供给过剩的局面，2023 年全年，硅料价格仅年初时有所回弹，随后快速跳水，并稳定在低位区间。截至目前，2023 年硅料价格最低跌至 6.4 万元/吨。根据现有已规划硅料产能及产能释放节点，预计 2024 年多晶硅产能继续过剩。根据通威股份 2023 年半年报数据显示，通威硅料生产成本在 4 万元/吨（不含税）以内，预计头部企业处于相似价格水位；而新进入企业的新产能生产成本为 6.5-7.5 万元/吨（不含税）。
目前硅料价格导致新开炉产能处于亏损状态，新产能开工意愿较低，多晶硅产能利用率下降使得硅料库存水平动态调整，库存低位时价格有上涨动机，但一旦达到新进产能盈亏平衡线，仍有大量新产能开炉投产，价格上涨情绪随即受到抑制。我们判断硅料价格将在 2024 年低位震荡，全年价格中枢或将落在 80-100 元/kg。
N 型料仍存在结构性紧缺。多晶硅企业新建产能持续释放，供应压力增大，P 型硅料供过于求趋势明显。但在当前 N 型向 P 型转换的技术转型背景下，硅料企业存在 N 型料升级需求，预计 N 型料产能布局脚步不停。N 型硅料生产工艺要求更高，短期成本偏高， 但转化效率相比 P 型料更好。普通 P 型上使用的菜花料、次级料无法适用于 N 型投料， 当下 N 型硅料的产能相对有限，国内具备 N 型硅料生产能力的企业仅有通威股份、特变电工、大全能源和丽豪半导体 4 家。我们认为，N 型硅料有望跑出价格溢价，在硅料整体低位时盈利优势凸显。
颗粒硅市场份额逐步提升。颗粒硅具有流动性好、单次投料量多、熔化效率高等等优势， 并且在电化学性能上已经与一流棒状硅持平。但颗粒硅也存在生产安全危险系数较高的风险，生产过程中要使用的硅烷气体较为活泼容易发生爆炸，氢碳等杂质含量难控制等，在技术层面、生产管控上存在一些难点。由于颗粒硅成产成本较低，能给硅料企业带来显著降本空间，拉晶环节颗粒硅参杂比例逐渐提升。考虑到颗粒硅在降本、减碳、产品性能方面均有不俗表现，预计硅料企业将会进行新一轮的颗粒硅产能扩张。尤其是在较低硅料价格下，颗粒硅盈利溢价有望凸显，差异化硅料厂商受益。
1.2 硅片：N 型硅片渗透率持续提升，价格底部龙头防御力较强
硅片大尺寸化趋势已成，薄片化动力不足。在降本增效的目标导向下，硅片发展趋势向 大尺寸和薄片化演变。大尺寸硅片由于能容纳更多的电池单元，吸光面积更大，能够提 高总功率输出及光转效率。同时，大尺寸硅片生产和安装过程中的固定成本得以分摊， 组件端度电成本得以有效摊薄。因此，大尺寸硅片发展势头强劲。2023 年以来，M10 渗透率快速提高，TOPCon 电池快速发展进一步巩固了 M10 硅片主流地位，根据 Infolink consulting 数据，预计全年 M10 出货占比约 75%，G12 出货占比约 23%。
另一方面，硅片薄片化以降低硅料用量为降本方式，具备质量轻、灵活性高等优势，N 型硅片减薄降低电子穿越路径，目前主流的 P 型硅片厚度基本维持在 150μm 附近，N 型硅片厚度基本维持在主流 130μm 附近。但由于硅片薄片化伴有碎片率高的劣势，并 且在硅料价格维持低位的背景下，减少用料带来的超额收益较低，因此，我们认为硅片 进一步薄片化动力不足。
硅片供给阶段性过剩，价格呈下降趋势。2023 年硅片价格先高位稳定后持续下跌。受高 纯度石英坩埚供给偏紧的影响，1-4 月硅片价格出现上涨稳定于高位。由于后续硅片市 场高位库存和需求降低，硅片价格持续下跌。硅片盈利水平或在 2024 年持续承压，在 行业竞争加剧的背景下，产品质量、成本控制及客户累积等方面更具优势的龙头厂商防 御力较强，二三线硅片厂商或将加速出清，预期硅片价格将维持弱势。从技术迭代角度 看，预计 N 型硅片渗透率持续提升，具有 N 型硅片产能的硅片厂商有望受益。
1.3 电池片：N 型技术持续升级，设备厂商同步受益
1.3.1 TOPCon 主流路线确定，产能加速落地
TOPCON 电池本质上是通过在电池片中的晶体硅上沉积硅系薄膜，形成钝化结构，这种结构可以减少光电转换过程中载流子的复合，增加载流子的寿命，从而提升电池的转换效率，通过采用微纳米隧穿氧化层和载流子选择性微晶硅薄膜的叠层结构的叠层功能结构实现了钝化性能和导电性能的双向提升，其理论转换上限可达 28.2%-28.7%。相较于 PERC 电池，TOPCON 电池效率更高，截至目前，业内 TOPCON 电池最高转换效率达到了 26.4%。
多家加码 TOPCon 布局，TOPCon 产能快速释放。目前 TOPCon 电池片隧穿氧化及掺杂多晶硅层制备的技术路线分为 LPCVD 方案（LPCVD+磷扩散设备）、PECVD 方案 （PECVD+退火炉）、PVD 方案，LPCVD 凭借技术成熟、成膜质量高、产能大等优点成为先发主流选择，钧达、晶科的 LP 路线产能率先落地，效率、良率行业领先。晶澳、阿特斯等 PE 路线新增产能陆续落地，预计明年多技术路线并行。产能方面，TOPCon 作为率先进行大规模量产的 N 型电池技术，产能增速迅猛。根据 Infolink consulting 数据，预计截至 2023 年末，TOPCon 的名义产能有望超过 600 GW。
复刻 PERC 电池替代路线，预计 2024 年 TOPCon 保供充足。回顾整个光伏电池发展路线，2016 年以前 AI-BSF 电池占据光伏行业绝对主流。2016 年以来，PERC 电池量产化进程加速，凭借着效率和成本的优势在短短五年时间便实现了对 AI-BSF 技术的全面替代。根据 CPIA 的数据，2021 年我国 PERC 电池市占率高达 91.2%，而 BSF 电池仅有 5% 的市占率，PERC 电池完成了对 BSF 电池的替代成为当前我国光伏市场的绝对主流。相比于 PERC 电池，TOPCon 电池未来有望凭借效率优势和产能快速释放叠加硅料价格下行带来的成本下降复刻 PERC 电池发展路线，我们认为 2024 年 PERC 产能将加速退出，TOPCon 时代全面到来。
2023 年上半年 TOPCon 爬产速度较慢，产能先发落地的厂商充分享受 N 型电池价格溢价，盈利能力有望提升。根据 SMM 数据显示，10 月 TOPCon 电池排产 19.77GW，占单晶光伏电池月度总排产的 32.1%，仍有较大提升空间。从价格角度来说，年内电池片价格随上游下跌，截至 12 月单晶 PERC182 电池片均价已跌破 0.4 元/W，而 TOPCon 相比 P 型产品有一定的溢价，且 12 月以来价差逐渐拉大。预计 2024 年 P 型电池加速淘汰， N 型电池进入快车道，拥有 N 型产能且稳定产出的厂商优势明显。
1.3.2 HJT 多样化降本，产业化推进可期
HJT 电池兼具晶硅与薄膜太阳能优势，表面钝化效果更好，其晶硅衬底的前后表面均实现了良好的钝化，并且隔绝了金属电极和硅材料的直接接触，进一步降低了载流子复合损失，提升了电池转化效率。当下产业链在微晶、金属化降本、去铟化等领域取得的技术进展与边际变化有望让异质结实现显著降本，产业化大规模落地重新出现转机。
由于异质结非晶硅薄膜工艺的特殊性，加工过程需要在 250 度的温度下完成，无法通过高温烧结将银浆与电池发射极熔融连接形成欧姆接触，低温工艺下为保证低电阻接触就需要将银颗粒直径做得更小、银的用量也需要更多，银浆耗量提升以及低温银浆成本高昂直接影响异质结的金属化成本，金属化也是生产成本中与 PERC 、TOPCon 相差最大的环节，因此我们重点关注金属化环节降本方案：
（1）0BB+银包铜方案
目前发展较快的降本方案为“银包铜+0BB ”，主流成熟的量产工艺已可实现银含量为 50%-70%的银包铜粉体，远期量产目标将银含量降至 30% 甚至更低。目前在背面细栅上使用银包铜已能实现与纯低温银浆效率持平，但由于包裹性问题，若正背面细栅都使用银包铜浆料还是会出现 0.1%的效率损失，且主栅低温银浆、细栅银包铜的方案会存在由于两种浆料膨胀系数不同而导致的隐裂问题。因此，对于银包铜的成熟应用还需要接入 0BB 技术。0BB 是对 SMBB 技术（16 栅以上）的突破升级，直接取消了电池片的主栅，利用焊带弥补原有主栅导出电流的作用。0BB 的设计降低了银浆耗量，只剩下副栅也无需担心浆料膨胀系数不同带来的安全隐患，取消主栅的方案降低了遮光面积、减短了电流传输距离，理论上还具有提高效率的效果。
（2）铜电镀方案
铜电镀主要包括种子层制备、图形化、铜电镀三步主工序：首先在 TCO 薄膜上利用 PVD 沉积一层种子层用来提高后续铜栅线与 TCO 膜的结合，然后通过喷涂感光油墨、曝光、显影等环节完成图形化工序，最后根据图形化的线路进行双面电镀并将种子层和感光层去除后制得附有铜栅线的异质结电池片。铜电镀技术其实在半导体、 PCB 领域已有十分成熟以及精密的应用，但对于光伏电池片而言，铜电镀的精密度要求相对较低，而更注重量产效率与成本，因此近年来异质结铜电镀各工序的零部件、设备、材料都在为大规模、低成本量产进行相对应的调整升级。
HJT 主要推进厂商包括华晟、金刚光伏、东方日升、琏升科技等，根据 Infolink consulting 数据显示，按照各厂商的规划，预估 23 年底 HJT 的落地产能有望超过 50 GW。银包铜 +0BB 技术已经推上量产，银包铜+0BB 技术从 0 到 1 的转换有望加速后续 HJT 产能的落地。
1.3.3 BC 与钙钛矿技术路线突破迅速
（1）BC 电池
BC 电池采用正面无遮挡结构，最大化利用入射光子，短路电流可显著提高。正负电极位 于电池背面，无需考虑栅线遮挡问题，可优化栅线设计，降低串联电阻，提高 FF（填充 因子）。正面无遮挡设计允许针对表面进行最优化，降低前表面复合速率和表面反射，从 而提高 Voc（开路电压）和 Jsc（短路电流密度）。这些提高短路电流、FF、Voc 的优势， 让 BC 电池实现了高效转换。
瞄准分布式市场，单面优势突出。BC 技术路线以电池正面无栅线特点为核心，通过电池 内部结构工艺的调整，大幅提升电池的光线吸收和光电转换能力，有效增加组件输出功 率，提高发电增益。具体转化效率来看，BC 电池的理论转换效率极限为 29.1%，略微 高于 TOPCon 的 28.7%。同时，BC 电池正面无栅线对于组件的美观性也有较大提升， 综合来看可完美匹配分布式市场迫切需求:美观、高效、安全。我们认为 BC 电池在海外 中高端分布式户用市场将维持优异表现，BC 电池厂商可充分享受海外中高端销售溢价。
隆基绿能与爱旭股份作为 BC 方向的龙头，两家公司分别于 2022 年 11 月和 2022 年 6 月发布了HPBC 与 ABC 的电池。隆基的 HPBC 效率达到约25.3-25.5%，良率也达到90%+ 的水平，西咸基地 29GW 已经全面投产。爱旭的 ABC 项目，珠海 6.5GW 项目已经完成 产能建设，单月排产已经达到约 400MW 的规模，另外义乌基地 15 GW 计划 9 月开始设 备入场。随着隆基HPBC 和爱旭ABC 产能的落地，预估23 年xBC 出货有望落在8-10 GW。
（2）钙钛矿电池
钙钛矿太阳能电池是利用钙钛矿结构材料作为吸光材料的太阳能电池，属于第三代薄膜 电池的代表，包括单结钙钛矿电池和钙钛矿叠层电池两种类型，具有高能量转化效率、 价格低、重量轻、柔性大等特性。当前晶硅电池效率已经逐步接近理论效率极限 29.4%， 而钙钛矿单结电池的肖克利-奎伊瑟（S-Q）理论效率极限为 33.7%，全钙钛矿叠层电池 理论效率可达 44%，目前晶硅-钙钛矿叠层电池实验室效率已达 33.9%（隆基数据）。随 着工艺技术不断突破，钙钛矿电池将进一步打开光电转化效率天花板。组件成本方面， 协鑫光电预计进入量产的钙钛矿组件成本为0.5-0.6 元/瓦，是晶硅组件极限成本的50%， 性价比优势凸显。
钙钛矿最初是指化学式为 CaTiO3 的矿物质以及拥有 CaTiO3 结构的金属氧化物， 经过多年发展，目前演变为具备化学通式 ABX3 的物质都可被称为钙钛矿。钙钛矿晶体为 ABX3 结构，一般为立方体或八面体结构。在钙钛 矿晶体中，A 离子位于立方晶胞中心，被 12 个 X 离子包围成配位立方八面体；B 离子位 于立方晶胞角顶，被 6 个 X 离子包围成配位八面体。A 可选择甲胺（CH3NH3+，MA+）、 甲脒（NH2-HC=NH2+，FA+）和 Cs+等一价阳离子，B 可选择为 Pb2+、Sn2+和 Ge2+ 等二价阳离子，X 可选择 I-、Cl-和 Br-等卤素阴离子，当 A 或 X 离子选择多种配方体系时即构成混合离子钙钛矿。
钙钛矿层材质种类较多且成本低廉。ABX3 结构的化合物，其中 A 位、B 位、X 位均可迭代替换，可选的材质种类众多。据测算，目前元素周期表里 86%的元素均可作为钙钛矿的 ABX3 的原材料。所以，钙钛矿电池相对于其他化合物薄膜电池具有原料易获取、可迭代、成本低的优点。
常见高效钙钛矿太阳能电池结构是由透明导电氧化物（FTO 或 ITO），电子传输层（ETL）、 钙钛矿吸光层、空穴传输层（HTL）、金属电极（背电极）五部分构成。根据电子传输层 与空穴传输层位置不同，可分为正式结构电池与反式结构电池，目前产业端主要采用反 式结构电池。钙钛矿电池发电原理：当光照在钙钛矿材料上，太阳光强度大于其禁带宽 度时，钙钛矿吸收光子产生电子-空穴对。电子通过电子传输层（ETL）最后被 TCO 收集；空穴通过空穴传输层（HTL）最后被电极收集。最后将 TCO 与电极连接成电路，宏观上 产生光电流。
作为光伏技术变革新方向，钙钛矿的产业化进程不断推进。从工艺角度来说，镀膜、激 光刻蚀、封装是三大核心工艺环节，高价值量配套设备端企业率先受益。钙钛矿电池组 件主要生产流程如下：玻璃清洗→P1 激光划刻→沉积空穴传输层→沉积钙钛矿层→沉积 电子传输层→P2 激光划刻→沉积背电极→P3 激光划刻→P4 激光清边→接线封装→测试。
下游组件端，多个头部企业已经完成中试线投产，实现钙钛矿 0 到 1 突破，并向 GW 级钙钛矿产线进军。
总结来说，钙钛矿电池组件生产共需要镀膜、激光、涂布、封装四种设备，镀膜设备价值量最高。根据已投产的钙钛矿百兆瓦级产线数据，目前百兆瓦级产线设备总投资均超过 1 亿元。2023 年极电光能、黑晶光电和众能光储均已宣称开始建设 GW 级产线，2024年预计会有更多的钙钛矿产业公司布局 GW 级产线，建议关注相关钙钛矿产业相关受益股。
1.3.4 关注电池技术路线升级的相关产业链
关注 TOPCon 升级方向：随着 TOPCon 成为 2024 年主流电池技术路线，竞争更集中在效率及良率提升上。2023 年，激光 SE 技术已相对成熟，晶科能源、钧达股份等领先电 池厂已进入量产应用阶段，双面 poly 成为下一个提效关键。目前 TOPCon 电池钝化结构 主要在电池背面，双面 poly 通过在电池正面也进行 poly 层制备，可进一步降低电池表 面载流子复合速率，并减小接触电阻，从而进一步提高电池效率。目前 TOPCon 量产效 率在 25.3%左右，通过添加激光 SE 可进一步提效至 25.5%以上，通过双面 poly 可进一 步提效至 26%以上。截至 2023 年 11 月，晶科能源双面 Poly 有中试线进行量产，转换 效率在 26%左右，计划明年年底开始逐步落到生产。
关注 HJT 产业化相关设备厂商：HJT 电池生产工艺流程包括清洗制绒、非晶硅沉淀、TCO 制备、丝网印刷、测试分选等环节，降本增效仍然是异质结电池实现产业化推进的重点 话题。从提效角度来说，双面微晶、铜电镀、钙钛矿叠层方案是较为明确的提效路径。双面微晶技术已于 2023 年得到量产，整体效率在单面微晶的基础上能再提升 0.4-0.5 个 pct，相比非晶硅实现约1 个pct 的效率提升，当前结合双面微晶的最高效率已达26.49%。重点关注的金属化降本环节中，设备稳定性不足的痛点尚未解决，相关设备厂商的技术 推进将极大利好异质结产业化。
1.4 组件：价格下行或致行业出清，一体化龙头穿越周期
组件产能持续扩张，头部厂商出货高增。2023 年以来，组件市场格局将继续向头部玩家 集中，国内龙头组件厂凭借销售渠道和客户资源积累，以及产品优势和品牌影响力提升， 竞争优势凸显，同时坐拥产业链资源和技术储备的部分电池厂商也持续发力组件环节。晶科能源、晶澳科技、天合光能、协鑫集成、阿特斯和隆基绿能等一线光伏组件厂商， 以及通威股份和一道新能为代表的新一线等仍是主力军。产能方面，预计 2023 年全年 TOPCon 组件落地产能超 200GW，N 型组件占比不断提升。
出货角度来看，根据索比光伏网及各上市公司披露数据显示，今年前三季度，晶科能源 以 52.2GW 组件出货量排名第一，天合光能组件出货在 45-46GW，隆基绿能组件出货约 43.53GW，晶澳科技出货约 37.63GW，阿特斯出货约 22.6GW。前五大光伏组件厂商前 三季度出货同比均有明显提升。
产业链价格走低，二三线组件厂面临出清。2023 年以来，随着产业链上游硅料价格快速下降，组件价格一路走低。部分厂商压价走量，三、四季度央国企光伏组件招投标价格已跌破 1 元/W 关口，触及部分二三线组件厂商毛利润平衡点。至此阶段，部分二三线厂商难以进一步降价竞争，落后产能逐步出清。我们认为，随着 P 型退出、二三线部分组件厂商退出，N 型产品有望凭借性能优势支撑组件价格稳定，并在供需盘整后助力组件价格回调。
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辅材
2.1 逆变器：行情震荡毛利坚挺，去库接近尾声
2022 年俄乌战争导致的天然气供给紧缺使欧洲地区出现能源危机，天然气发电成本飙升， 再叠加欧洲电价的边际定价机制，批发电价、交易电价、终端居民电价均失控上涨，户 用光伏+储能经济性极其可观，装机进入爆发势增长阶段，旺盛的需求刺激海外渠道商、 安装商拿货，直接拉动国内各大逆变器厂商出货，出货量口径增速显著跑赢终端装机侧。在欧洲天然气补库、天然气价格高位回落、欧盟出台电价上限、增收暴利税等因素共振 下，户储景气度从 2023 年年初开始回落，经销商从 2022 年下半年开始疯狂补货的行为 遇到当下景气不再的局面形成了库存过多的窘迫，根据 S&P Global Commodity Insights 统计数据，全球户储出货量在 2023 年的前两季度呈现环比持续下滑态势。
而渠道端在历经二、三季度的低补货、清库存阶段后，库存压力已得到有效缓解，根据 海关总署数据披露，11 月国内出口逆变器金额 5.6 亿美元，环比+1%，自今年 5 月份以 来首次回正，向好信号预示本轮去库周期接近尾声。虽然库存压力下厂商需要配合渠道 商展开促销活动，但各家逆变器企业在报表端毛利率表现仍相对坚挺，逆变器赛道与海 外市场的盈利优越性经住考验，库存回归正常水平后海外市场将开启新一轮的出货签单， 预计逆变器整体价格将下调 5-10 个 pct，对应产品升级迭代以及上游原材料供给宽松带 来的成本下降，产品高毛利有望维持。
维持相对高位的居民电价以及用电安全的保障考虑是后续海外分布式光储后续装机的主 要驱动因素，但在历经了剧烈震荡的行情后，渠道商的拿货行为、库存控制可能变得更 加谨慎，逆变器出货端与装机侧的增速将趋向一致，在景气度逐渐回归合理的市场下跑 赢行业则需要自身足够的阿尔法。
结合各省逆变器出口金额变化以及各细分赛道竞争格 局，推荐三条逆变器主线：（1）需求空间仍存在较高天花板、毛利率表现较好的微型逆 变器，行业门槛限制下玩家还不多，低渗透率支撑装机侧保持较高增速，主要厂商禾迈、 昱能所在的浙江省出口数据已出现显著好转；（2）竞争格局稳定的组串式龙头，集中式 地面电站市场竞争相对充分、格局稳定，以阳光电源为代表的龙头优势明显，品牌、渠道优势可辐射至分布式、储能等其他赛道，公司所在的安徽也表现出可观的出口回暖数 据；（3）渠道建设领先的储能逆变器厂商，在能源转型的过程中，全球各地区其实都会 陆续出现消纳、电力输出不稳定的情况，各国都有可能出现旺盛的储能需求以及利好政策，当下的储能类产品门槛较低，欧洲市场也将进入内卷时代，全球渠道布局愈发完善的厂商可能才有望跑出分化。、
2.2 坩埚：石英砂支撑价格高企，行业集中度加速提升
在今年组件价格下行刺激装机放量的主旋律下，旺盛的需求与受限的供给驱动上游高纯 石英砂价格上涨，根据 SMM 报价数据，当下高纯石英砂的内/中/外砂单吨均价已分别涨 至 41.5/21/9.5 万元，对比 2022 年初价格已翻数倍。而对于光伏石英坩埚而言，“作用 关键却成本占比不高”的逻辑依然确立，石英砂价格上涨带来的成本走高得以顺利传导， 当下光伏石英坩埚单只均价已突破 3 万元。
虽然“价格涨价—厂商扩产—供过于求—价 格回落“的周期规律在各大行业中已无数次上演，但我们认为石英砂供给存在矿源质量 的硬束缚，最核心内层砂依赖进口的局面一时间恐难以扭转，海外厂商扩产态度谨慎且 扩产周期需要 1.5-2 年，未来两年对光伏领域的高纯石英砂供给量将保持 2.7-3.5 万吨的 规模，行业内未来一段时间高纯石英砂的主要增量将来自石英股份等国内厂商，而且新 增的供给可能都集中于要求较低的外层砂、中层砂，内层砂的缺口有望支撑石英砂与石 英坩埚价格中枢在高位震荡。
对于光伏领域石英坩埚的需求，我们首先作出以下关键假设：（1）组件装机配比为 1：1.2，考虑到各环节损耗以及电池片厂与组件厂的囤货动作，硅片产量相对组件出货量上 浮 8%-15%，单晶硅片维持 95%以上的渗透率，并持续小幅攀升；（2）1GW 硅片产量对应 80 个单晶炉，由于单晶炉工作寿命较长，并出于成本与折旧的考虑，单晶炉在测算年限内持续使用，结合近年来硅片端的投产节奏，新增产能充足，新增的单晶炉在年初即可投入使用此；（3）N 型硅片出货比例逐年提升，但由于 N 型硅片生产要求更为严格，对应坩埚的合格使用时长较短，32 英寸、36 英寸成为坩埚出货主流。因此在 2023-2025 年光伏装机分别为 390、468、552GW 的规模下，测算光伏单晶硅领域需求石英坩埚 105.1、127.9、152.92 万个，对应需求高纯石英砂 9.92 万吨、12.91 万吨、 16.06 万吨。
需求的火热以及市场的景气吸引着国内众多厂商投身石英坩埚行业，遍地小作坊、小厂商的分散格局也逐步向着标准化、集中度提高的趋势发展。今年高质量石英砂的缺口直接影响了下游坩埚及硅片的生产效率，尤其对于大尺寸产品及拉晶时间长的头部厂商影响更为明显，行业导入石英股份内层砂、其他国产外层砂的进程得到加速，但随着而来的是可能出现牺牲效率换产量的局面，因此硅片厂将更加严格要求石英坩埚厂商的工艺水平与原材料锁量能力。目前众多石英坩埚玩家都提出了大规模扩产的计划，大部分都是在现有产能上再提升数倍，面临即将加剧的市场竞争，我们认为，只有内层砂来源可靠、下游出货渠道稳定、生产工艺领先的厂商才有望突出重围、进一步提升市场份额。
2.3 碳碳热场：行业拐点已现，关注新应用领域打开需求
2022 年年底，碳碳热场在传统淡季下进入供需宽松状态，头部厂商以市占率为经营首要目标，热场价格战愈演愈烈，当下单吨产品价格已跌至 25 万元/吨，相比历史高大幅腰斩，行业盈利接近冰点。而在历经接近一年多的降价潮、价格战后，光伏碳碳热场行业开始展现出较为确定的见底信号，当下价格或已触达大部分厂商的成本线，对龙头企业也产生较大的盈利压力，以金博股份为例，2022 年初至 2023Q3，公司毛利率呈下降趋势。尤其在 IPO、再融资收窄的背景下，二三线厂商为争取融资继续低价抢订单的动力已被减弱，行业整体具备提价保利润的共同诉求，行业拐点或将出现在 2024 年一季度。
而碳碳热场景气度能否迎来真正反转的关键则在于新应用领域的开拓情况。与石墨材料相比，由碳纤维增强的碳基复合材料因其高强度、高刚性、尺寸稳定、抗氧化、耐高温等优良性能而得以在于高温、高压的极端环境中有着更好的工作寿命以及尺寸灵活性。在光伏多晶硅拉棒领域，碳碳热场凭借愈发成熟的工艺以及不断下降的成本已经成功上演了替代石墨热场的戏码，而当下随着碳纤维价格的持续下探以及锂电领域对于降本增效诉求的增强，碳碳热场有望在锂电负极领域再次演绎替代的剧情。
当下领先的龙头厂商已针对锂电负极的加工需求开发出高性价比的碳碳热场产品，热场关键部件闸钵已送往下游多家负极厂商进行验证测试，产出效率明显领先的碳碳热场在持续降本下愈发可预期替代石墨的确定性，即便是在渗透初期，我们预计 2025 年锂电负极对于碳碳热场的需求将接近 6500 吨，规模体量可看齐当下的光伏领域，而由于生产工艺、设备的通用性，锂电热场与光伏热场将共用部分产能，需求天花板被打开带来的供给紧缺将有望让热场景气度回归。
2.4 银浆：N 型银浆先发者受益，加工费有望维持坚挺
导电银浆是太阳能光伏电池制造的关键原材料。光伏导电银浆上游为银粉、玻璃粉和有机载体，其中银粉为导电相，玻璃粉为粘结相。光伏银浆印刷在硅片两面，下游连接光伏电池厂商。由于光伏电池的光生电流需要通过导电银浆形成的金属化电极，才能被导出作为光伏电力使用，因此导电银浆能直接影响光伏电池的光电转换效率与光伏组件的输出功率。随着终端光伏装机数量增长以及 N 型电池渗透率提升，银浆需求持续增长。
银浆需求测算：结合 CPIA 的年度指引以及 Infolink consulting 的数据指引，做出主要假 设如下：（1）结合 CPIA 对 2023 年全球光伏装机乐观预计、以及 2024-2025 年 20%、18%光伏 装机增速，则 2023-2025 年新增装机分别为 390GW、468GW、552GW；结合容配比及 电池与组件产量比，预计电池出货量在23-25 年分别为514.8GW、606.53GW 和715.7GW。（2）2023-2025 年，假设 PERC 电池渗透率由 70%降低至 15%，TOPCon 电池渗透率 由 25%提升至 65%，HJT 电池渗透率由 5%提升至 20%。（3）2023-2025 年，假设 PERC 电池正背面银耗由9.75mg/W 降低至 7.66mg/W，TOPCon 电池银耗由 13.4mg/W 降低至 10.85mg/W ，HJT 电池银耗由 16.5mg/W 降低至 11.55mg/W。结合以上数据，综合计算 2023-2025 年银浆需求分别为 5662.8 吨、6761.95 吨和 7524.97 吨。
N 型银浆格局优化，寡头垄断局面显现。中国正面银浆市场以聚和材料、帝科股份、苏 州固锝为主导，行业集中度较高。根据《2022-2023 年中国光伏产业年度报告》的数据， 2022 年全球市场正面银浆总消耗量为 3322 吨，其中聚和材料正面银浆销量为1374 吨， 光伏正银全球市场占有率达到41.40%；帝科股份银浆销量为721 吨，市占率约为21.7%；苏州固锝银浆销量为 425 吨，占比约为 12.8%。2022 年 CR3 达 75.86%。进入 N 型时 代后，由于 N 型 TOPCon 电池银浆技术壁垒高于 PERC 电池，技术落后企业难以形成规 模化产能，头部企业市占率或将进一步提升。
N 型银浆具备销售溢价，先发者充分受益。从定价模式来看，银浆以原材料成本叠加加工费进行定价，售价主要由原材料银粉价格和加工费价格构成。PERC 电池已经发展到后期，银浆加工费相对处于稳定状态。而 TOPCon 尚开始大规模产业化，客户更关注银浆的质量和稳定性，对于价格的容忍度较高。因此与 PERC 电池银浆相比，TOPCon 银浆的加工费较 PERC 高 40%-50%左右，HJT 银浆有望存在更多的加工费溢价。预计进入2024年，N 型产品市占率领先的公司仍能够获得一定的议价权，加工费溢价有望维持坚挺。
2.5 胶膜：价格进入底部区间，龙头盈利能力企稳
光伏封装胶膜是光伏组件的关键材料之一。通常置于光伏组件的玻璃与太阳能电池或背板与太阳能电池之间，用于封装并保护太阳能电池。随着 N 型电池组件技术发展，胶膜品种更加丰富，目前光伏封装胶膜以 EVA、EPE、POE 胶膜为主，随着下游组件新技术迭代，也有技术附加价值更高的透明高截止类胶膜、UV 转光胶膜等新型产品。
N 型电池产业化对于 POE/EPE 胶膜需求持续增长。TOPCon、HJT 等高效光伏电池技术提升了发电效率，但对环境的耐受性减弱，需要胶膜提供更多保护。传统 EVA 胶膜因为醋酸乙烯亲水性的特点，使其水汽阻隔性能弱。POE 产品的强阻水性能、高体阻、强抗 PID 能力、无醋酸等特性使其在 N 型电池封装时具备了更强的耐低温、耐老化和抗紫外线能力。根据北极星太阳能光伏网提供的实验数据，POE 胶膜封装的组件正面衰减率控制在 3%以内，背面衰减率在 7%以内，而 EVA 胶膜的组件正面衰减率达 5.17%，背面高达 30%。但由于 POE 胶膜价格较高，出于成本考量，当前组件厂商趋向于选择 EPE 胶膜进行封装。EPE 胶膜兼具 POE 胶膜高阻水、高抗 PID 的良好性能以及 EVA 胶膜的成本优势，渗透率稳步提升。
根据我们对全球胶膜市场需求的测算，预计 23-24 年全球胶膜需求在 46.8 亿平、56.16 亿平。随着 POE 胶膜和 EPE 胶膜渗透率的提高，预计 23-24 年的 POE+EPE 占比分别达 到 39%和 47%，即 23-24 年 POE+EPE 胶膜需求分别为 18.25 亿平和 26.4 亿平。
粒子、胶膜价格走弱，预计 2024 年低位运行。2023 年 EVA 价格呈 M 型发展态势，一季度 EVA 价格最高上涨至 18495 元/吨，二季度 EVA 价格持续下跌，最低跌至 14000 元 /吨，三季度 EVA 粒子弱势震荡价格小幅反弹，四季度整体供应趋于增长态势而需求继续偏弱。受粒子价格下跌影响，胶膜价格持续走低，我们认为目前已进入底部区间。考虑到粒子及胶膜厂商均有项目扩产，2024 年供给端相对宽松，预计 EVA/POE 粒子及胶膜价格反弹空间较小。
头部企业技术、规模优势显现，盈利能力企稳。由于 2023 年 EVA 树脂价格大幅下降， 胶膜价格跟跌，上半年由于高价库存粒子和低价胶膜出货的错配，胶膜企业盈利承压。2023 年下半年起，由于胶膜企业积极调整库存策略，且粒子价格波动幅度缩小，胶膜企业盈利能力企稳回升迹象显现。2023Q3 福斯特净利率为 8.6%，赛伍技术净利率为 2.54%，海优新材净利率为-2.66%。预计 2023Q4 及 2024 年粒子和胶膜价格企稳，胶膜企业盈利能力逐步回升。但由于粒子及胶膜价格回弹空间较小，且 POE 供应紧张局面缓解，预计 POE 头部企业盈利能力收窄。
2.6 支架：跟踪支架提效显著，海外市场弹性较大
光伏支架对光伏发电系统的寿命及发电效益均有重要影响。光伏发电系统根据行业规定需在各种恶劣条件，如风沙、暴雪、地震等情形平稳运行 25 年，而光伏支架稳定性与否是决定光伏电站寿命长短的关键因素，并且光伏电站整体收益的实现依靠结构设计， 而结构设计核心就是光伏支架，科学合理的支架不仅能够延长电站整体寿命，还能够提高发电效益，减少后期维护成本。在整个地面光伏发电系统初始全投资的成本构成中， 地面支架成本约占初始全投资成本的 8%，支架产品的不断创新升级，也是光伏电站降本增效的关键。
光伏支架以光伏阵列能否跟随太阳入射角变化转动，又分为以下两种：
（1）固定支架：光伏阵列以固定方式接收太阳辐射。固定支架的制作工艺主要为机械设计、机械加工与委外镀锌。支架的设计需要根据当地所处的地理位置、环境、气候等条件，将支架保持在有利于最大面积接收阳光辐射的角度，其位置固定后一般不会频繁调整。固定支架分为普通固定式支架和固定可调式支架，对于固定可调式支架而言，组件朝向会根据不同季节的光照变化来进行人工调整。
（2）跟踪支架：光伏阵列可随太阳入射角变化而调整角度。与固定支架相比，跟踪支架制作工艺多了电控设计、驱动触及、配套组装这三道工艺。该种支架主要分为平单轴跟踪支架、斜单轴跟踪支架和双轴跟踪支架。这三者发电量能力依次提升，前二者现技术层面已较为成熟，后者发电量能力更强，但制造技术仍在发展阶段，当前跟踪市场以单轴跟踪系统为主。应用跟踪支架建立的光伏发电系统，其组件朝向可以自动根据光照状态进行调整，这一优点使其适用于复杂地形，并较多用于集中式光伏装机。
跟踪支架发电率增益明显。在合适的条件下，跟踪支架可以根据太阳角度进行调节的特点，让光伏组件保持朝向阳光照射的最佳角度，使其发电量明显优于固定支架。与固定支架相比，跟踪支架发电量增益通常在 5%-35%之间。比起固定支架，跟踪支架需要安装电控及驱动系统，斜单轴和双轴跟踪支架占地面积增加较多。
跟踪支架更加适用于大型地面集中式等电站项目，我国大基地项目将加速跟踪支架渗透。目前，我国光伏支架市场仍以固定支架为主，市场占比超过 70%。但是随着光伏平价上网趋势的不断发展，光伏项目逐渐向高效率转变，跟踪支架的需求量持续增加，行业发展前景向好。据 CPIA 统计，2022 年，我国跟踪系统市场占比为 12%。未来随着其成本的下降以及可靠性的解决，市场占比将稳定提升。
看好跟踪支架主营厂商。2023 年中国集中式光伏装机容量预计大幅增长，有望超过 52GW，大型集中式地面电站的建设将促进跟踪支架系统的使用，预计全球光伏支架需求量持续增加。光伏跟踪支架适合直射光比例较高地区，在美洲、中东与北非等海外市场需求量更高，美洲跟踪支架占全球比例超过一半。具体标的盈利表现来看，意华股份、中信博、清源股份等大力发展智能跟踪支架的企业，毛利率均处于行业前列，我们认为继续发力海外市场光伏智能跟踪支架的企业具备较高的盈利弹性。
精选报告来源：银创智库
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