中金2023年展望 | 光伏：把握行业结构性机会

我们看好今年全球装机实现同增50%，明年有望同增30-50%并接近区间上端，继续看好光伏板块景气度延续，建议从三条主线把握行业结构性机会。

摘要

需求侧趋势：受制于组件价格高企，以及土地、并网、环评手续繁复，2021-2022年地面电站需求结构性承压。2023年，随着硅料放量组件价格下降、欧洲能源安全诉求下地面电站招标量价齐升以及审批加速、以及美国通胀削减法案落地需求预期抬高，我们看好国内外的地面电站积压需求有望加速释放。分布式场景内，我们继续看好在电价高企、屋顶安全标准提升、阳台系统普及的背景下，组件级电力电子在分布式屋顶光伏中加速渗透，看好随着组件级电力电子需求从美国走向全球，国内头部企业凭借产品性价比有望实现市占率提升。

供给侧趋势：我们认为平价前后光伏行业量价锚定逻辑发生重大变化，平价前各国补贴政策决定光伏产值空间，平价以后我们认为行业产值与以天然气为首的传统能源价格显著相关。传统能源价格中枢上移有望带动光伏行业产值扩张和景气度持续，其中产业链子环节的供需错配带来利润再分配机会，我们认为展望明年，电池片、石英砂、EVA/POE粒子或阶段性成为供给偏紧的子环节。

新技术趋势：PERC电池提效降本进入平台期，光伏产业链正在经历新型电池技术迭代升级浪潮。对于终端而言，TOPCON/HJT/HPBC等新技术路线更高的功率档可以带来1~2美分/瓦不等的售价溢价，而不同技术路线的成本比拼将决定量产节奏。未来一年，结合全行业扩产情况统计，我们首先看好TOPCon电池产能的放量，预计今年/明年累计产能有望达到100+GW / 200+GW。展望下一代技术，随着一级市场融资热度提升，我们估算钙钛矿组件国内全行业扩产量2021/22/23年分别达到200MW / 450MW / 600-1000MW，扩产提速带动钙钛矿从0到1，有望催生持续的主题型投资机会。

风险

原材料放量不及预期，终端需求不及预期，国际贸易风险。

正文

投资概要：硅料供需行至拐点，看好行业需求向上弹性，关注2023年需求、供给、技术三条主线

硅料供需行至拐点，看好行业需求向上弹性

硅料供需行至拐点，看好行业需求向上弹性。尽管北方疫情仍有持续扰动，硅料新增供给已进入稳定扩张通道。截至11月，我们估算全行业硅料月度供给已经突破9万吨/月。2H22以来，行业新投产的产能当中，包括通威包头二期5万吨、丽豪青海一期5万吨、协鑫徐州颗粒硅二期3万吨和乐山颗粒硅两个2万吨模块、新特内蒙一期10万吨等装置已基本达负荷/满负荷运行，对应约35GW/月或者年化420GW/年的硅料全行供给，我们认为硅料供给的严重紧缺局面有望逐步缓解。基准情形下，我们测算2023年硅料全行业有效供给量有望达到550GW，同比增长70%；2023年硅料全行业年末名义产能有望达到200万吨或800GW以上，同比增长50%以上，我们看好硅料新增供给释放带动产业链供给瓶颈打开、带来需求向上弹性。

图表1：国内多晶硅月度产量预期2022-2023（较2H22策略报告已更新近期变动）

资料来源：公司公告，硅业分会，中金公司研究部 注：2022年1月至10月为实际数据，2022年11月至2023年12月为中金公司预测数据

近期市场重点关注硅料供给放量、行业开工向上后的光伏行业投资逻辑，我们在此前已于2022年7月7日发布的《光伏2H22策略：把握利润再分配、技术迭代两条主线》[1]的基础之上，梳理并重申三大行业结构性趋势，以及对应的投资主线，包括：

►需求侧趋势：受制于组件价格高企，以及土地、并网、环评手续繁复，2021-2022年地面电站需求结构性承压。2023年，随着硅料放量组件价格下降、欧洲能源安全诉求下地面电站招标量价齐升以及审批加速、以及美国通胀削减法案落地需求预期抬高，我们看好国内外的地面电站积压需求有望加速释放。分布式场景内，我们继续看好在电价高企、屋顶安全标准提升、阳台系统普及的背景下，组件级电力电子在分布式屋顶光伏中加速渗透，随着组件级电力电子需求从美国走向全球，看好国内头部企业凭借产品性价比有望实现市占率提升。

►供给侧趋势：我们认为平价前后光伏行业量价锚定逻辑发生重大变化，平价前各国补贴政策决定光伏产值空间，平价以后我们认为行业产值与以天然气为首的传统能源价格显著相关。传统能源价格中枢上移有望带动光伏行业产值扩张和景气度持续，其中产业链子环节的供需错配带来利润再分配机会，我们认为展望明年，电池片、石英砂、EVA/POE粒子或阶段性成为供给偏紧的子环节。

►新技术趋势：PERC电池提效降本进入平台期，光伏产业链正在经历新型电池技术迭代升级浪潮。对于终端而言，TOPCON/HJT/HPBC等新技术路线更高的功率档可以带来1~2美分/瓦不等的售价溢价，而不同技术路线的成本比拼将决定量产节奏。未来一年，结合全行业扩产情况统计，我们首先看好TOPCon电池产能的放量，预计今年/明年累计产能有望达到100+GW/200+GW。展望下一代技术，随着一级市场融资热度提升，我们预计钙钛矿组件国内全行业扩产量2022/23年分别达到450MW/600-1000MW，扩产提速带动钙钛矿从0到1，有望催生持续的主题型投资机会。

图表2：2023年光伏各子环节供需价格展望

资料来源：公司公告，中金公司研究部 *产品价格趋势以及单位盈利趋势展望分产品类型/分不同的假设情景

短期产业链价格进入“敏感期”，光伏“价跌量增”大方向下无需过度担忧产业链价格“硬着陆”

需求动能季节性向国内切换，继续看好旺季行情。前期海关数据显示2022年10月中国太阳能电池+组件出口金额242亿元，环比-7.6%，同比+28.0%，引发市场讨论和担忧，我们认为四季度全球光伏需求动能季节性向国内切换符合行业惯例。国内方面，2022年9-10月国内光伏新增装机13.77GW，同比增长90%，展望今年四季度及明年，我们认为在国内项目开工建设考核压力仍存、工商业电价同环比提高的背景下，需求弹性值得期待，近期光伏玻璃双玻占比提升亦印证国内地面电站需求启动。海外方面，随圣诞假期临近我们预计需求增速或季节性放缓、符合往年行业规律，但我们继续看好明年增长。

产业链价格进入“敏感期”，光伏“价跌量增”大方向下无需过度担忧产业链价格“硬着陆”。近期市场对光伏板块的博弈聚焦在1Q23的需求和价格展望，我们注意到部分投资人担忧1Q23的光伏终端需求可能缺少类似1Q22印度等市场的政策抢装支撑，出现一季度传统淡季叠加原材料供给释放造成产业链价格失速回调，影响市场对于光伏产业链的基本面判断和投资情绪。我们认为光伏行业“价跌量增”大方向确定，全球市场多点开花带动需求弹性，1Q23产业链降价初期分布式需求有望率先复苏；后续随价格的进一步回落，递延的国内外地面电站需求有望集中释放，从而支撑产业链价格体系的相对平稳运行。

中、美光伏政策走向或左右光伏板块反弹节奏。展望12月，我们认为光伏产业链的政策预期重心或围绕美国市场和中国市场展开。美国方面，一来，市场关注美国中期选举结果，二来，随美国中期选举结果结束后，前期悬而未决的几项中美新能源贸易政策更有望逐步明朗（此前因担忧影响中期选举结果，而被推迟了公布时间）。因此，我们预期美国政策变动和美股光伏变动或一定程度影响12月A股光伏的市场预期，建议市场可以关注选举结果及法案落地情况。中国方面，特高压线路的核准以及建设进程或左右市场对于明后年风光大基地项目落地节奏预期，此外市场亦关注风光等电源投资在新基建主题下的机会。

需求侧趋势：地面电站积压需求释放，组件级电力电子在分布式侧渗透率结构性提升

看好2023年全球光伏装机同比增长30-50%至300-350GW

对于2022年全年，我们维持全年国内装机100GW，海外装机130-140GW，全球230-240GW的判断不变。展望2023年，我们认为保守情况下预计国内装机130-140GW，海外装机170GW，全球需求同比增长30%或70GW到300-310GW，在此之上，如果美国海关政策有向好的变化推动头部企业组件运量增加，或者通过产业链降价带量刺激需求进一步提高，则需求同比增速达到40-50%区间至接近350GW。分区域来看：

►中国方面，我们预计2023年有望贡献30%-40%或30GW-40GW的同比装机增长。其中，分布式我们认为有望同比增长30%或者15GW（2022年：50GW），地面电站有望同比增长50%或20GW（2022年：40GW）。今年以来，我们统计国内电站组件招标量前九个月已经达到115GW，开标价格基本落在1.85-2.00元/瓦区间。其中，我们估算仅一半左右可以在2022年内转化为组件采购和装机，剩余一半有望对1H23的国内需求形成量、价支撑，我们看好产业链降价后地面电站的需求弹性。

►欧洲方面，我们预计2023年有望贡献40%或20GW的同比装机增长。一方面，虽然欧洲电力市场批发电价已经回落，但户用实际签订电价截至10月仍在环比提升，户用光伏电站收益率仍处于上行通道，我们继续看好欧洲分布式明年实现20-30%的同比增速。另一方面，我们观察到欧洲重点国家今年地面电站招标量同比接近翻倍，叠加截至3Q22欧洲PPA电价同比增长超过50%，以及5月以来欧盟及部分国家屡屡出台新政拟加速地面电站审批流程，我们看好明年欧洲地面电站组件出货有望实现量升价稳。

►美国方面，我们预计2023年有望实现同比50%或10GW的增长。根据USITC，美国9月组件进口量单月2.5GW，环比+8%，同比+60%，已恢复到2021年6月美国海关原材料溯源政策前水平，我们认为好于预期。数据表现上，一方面，印度、韩国、柬埔寨等地新增增量供给；另一方面，传统主力出口国中越南、泰国的月度出口率先回到2021年6月以前水平。若组件通关流程进展顺利，则美国市场还有进一步的弹性空间。

►印度方面，中国对印度组件进口量有望阶段性修复。印度能源部（MNRE）拟对2019年10月-2021年3月之间获得指标的地面光伏项目中，尚未采购到组件或未能采购到本土组件的约6GW项目调高其上网电价，以补偿40%基础进口关税（BCD）对项目成本和回报率的影响[2]，我们认为此举有望刺激中国对印度组件发货的阶段性修复。

地面电站起势，积压需求有望随组件降价+审批加快实现放量

2022年分布式新增装机占比或在全球层面反超地面电站。以组件企业发货情况为例，1H22晶科等分布式发货占比较FY2021提升约10个百分点，我们认为基本可以代表行业趋势，在光伏装机总需求受限于硅料供给的情况下，组件发货更多去往了对组件涨价敏感度更低的分布式市场（分布式对标零售电力价格，集中式对标批发电力价格，零售电价高于批发电价，故分布式光伏对组件价格接受度高于集中式光伏）。并且，我们注意在过去一年海外传统能源涨价过程中，分布式电价率先传导能源涨价带动需求弹性，而集中式电价由于项目审批流程时间所限、对能源涨价有起码1~2年的滞后效应，进一步放大了分布式光伏的需求增长弹性、抑制了地面电站的需求释放。因此，后续随着硅料供给放量，硅料价格回落，我们认为地面电站的积压需求释放也将多于分布式电站；同时，考虑到地面电站电价在过去一年亦有抬升，我们认为其组件价格接受度也将好于预期。展望2023年，我们预计分布式需求增长仍有韧性，而地面电站需求增长边际加速更值得期待。

国内：国内风光大基地项目储备充足，组件已招标未装机量达100GW+

2022年国内光伏招标趋势：招标时点大幅提前，彰显强烈开发意愿。保障性并网规模以及风光大基地支撑中国光伏地面电站开发积极，我们注意到国内央国企1-11月中旬累计为地面光伏电站项目开展了115GW组件招标，招标量同比增速达到了176%，招标均价主要落在1.85元/瓦-2.00元/瓦[3]，我们认为体现出央国企强烈的电站开发诉求。

图表3：国内央国企地面电站组件招标量同比对比（截至11月15日）

资料来源：北极星电力网，中金公司研究部

今年以来国内地面电站开工提前，但组件安装普遍滞后。根据发改委数据，截至7月14日，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目总规模97.05GW（其中光伏51.14GW，风电44.9GW），目前开工率达到98%以上[4]。然而，我们基于组件招标量和地面电站装机量估算，9M22国内组件累计招标113GW，地面电站装机仅17.3GW，招标转化率14%；去年同期，组件招标40GW，地面电站装机9.15GW，招标转化率23%，今年组件安装滞后现象进一步凸显。我们认为主要原因是今年以来海外天然气价格呈现数倍上涨、而国内电价变化有限，导致海内外市场组件价格接受度拉开，叠加硅料供给持续紧张，组件企业以盈利为导向选择将产品出口销售，国内组件供应量受限，导致国内项目动工的推迟。

我们估算目前国内地面电站积压组件需求已经达到90GW，2023年需求储备量丰富。我们计算2021年1月至2022年9月，国内光伏地面电站招标量已达到167GW；而同期国内地面电站实际装机量为42.9GW，假设1:1.2的容配比，意味着目前国内地面电站对组件的积压需求（已招标未装机）或已达到115GW左右。参考今年以来组件招标均价在1.85-1.95元/瓦区间，因此我们认为展望今年下半年及明年，在国内项目开工建设考核压力仍存、以及光伏产业链供给约束逐步打开的背景下，需求弹性值得期待。

图表4：1Q22-2Q22 国内与海外组件价差拉开

资料来源：Bloomberg，中金公司研究部

图表5：集中式装机占比随组件涨价而下降（中国）

资料来源：国家能源局，Solarzoom，中金公司研究部

大基地项目土地和消纳条件落实较好，预计明年内暂不构成装机瓶颈。根据国家能源局、国家发改委发布的相关文件，我国第一批风光大基地共涉及18省份，规模总计97.05GW，包括外送39.7GW及本地消纳57.35GW；第二批风光大基地规划到 2030 年建设风光基地总装机约455GW，主要集中在“三北”地区，“十四五”时期规划建设风光基地总装机约200GW，包括外送150GW及本地消纳50GW，“十五五”时期规划建设风光基地总装机约255GW，包括外送165GW及本地自用90GW。根据我们于前期发布的《特高压：第二轮核准高峰，开启投资新篇章》[5]报告梳理，我们预计第一批风光大基地的外送需求基本可以通过存量通道来满足；针对第二批风光大基地，我们估计外送消纳的电源有30%可以通过存量通道来输送，剩余需要通过外送消纳的比例基本都已经纳入了十四五规划（十四五至少新增配套53GW跨区输电能力）。因此我们认为，风光大基地的并网与外送通道的建设有望齐头并进。

图表6：第一批、第二批外送风光大基地中，外送通道的落实情况

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

欧洲：去年以来电站招标量价齐升，看好审批加速带动明年需求释放

俄乌冲突加速欧洲新能源转型进程。据国际能源署数据，欧盟天然气消费高度依赖俄罗斯，2021年对俄依赖度40%。随着俄乌冲突加剧，德国终止与俄合作的天然气“北溪-2号”工程，欧洲天然气与原油价格上涨幅度较大。我们认为传统能源不确定性增强，可再生能源转型进程有望加速：一方面，传统能源成本上涨，进一步凸显光伏新能源“更经济”属性；另一方面，新能源发电对燃料资源不依赖，实现能源自给“更安全”。

欧盟发布RePower EU计划大纲，对应2030年光伏累计装机目标420GW，预计各国政策将陆续跟进。2022年3月8日欧盟委员会发布一项计划大纲REPowerEU[6]，提议欧盟通过增加可再生能源、转向非俄罗斯供应商等方式，在2022年年底削减2/3以上从俄罗斯进口的天然气，在2030年之前完全摆脱对俄化石燃料的依赖。我们认为这将推动欧洲光伏需求进一步提速。RePower EU提出欧盟的目标是2030年光伏累计装机420GW[7]。欧盟各成员国现行新能源目标普遍制定于2019年，在2021/22年Fit For 55/Repower EU的纲领领导下，我们看好各成员国发展目标有望相继上调，具体分析详见我们此前发布的《光伏系列报告4：欧洲光伏需求迎来加速度》[8]。

图表7：欧洲历史光伏装机结构及未来预测

资料来源：彭博新能源财经，SPE，中金公司研究部

2022年气价电价齐升，分布式需求率先弹性释放，地面电站略有滞后。欧洲电力结构中天然气占比近20%，边际成本最高，是为电力定价之锚。2022年前9个月，荷兰TTF天然气月均价上涨了136%，带动同期欧洲能源以及电力使用成本大幅增长，其中各国批发电价上涨了36%~85%不等，各国首府居民电价平均上涨了32%。电价上涨大背景下，1H22欧洲分布式需求增速尤为亮眼，而企业反馈地面电站整体虽有增长、但增速弱于分布式：主营分布式逆变器的Solaredge、Enphase 2Q22欧洲区业绩分别同比增长62%，89%；SMA 2Q22欧洲中东区地面电站出货量同比增速根据业绩会指引我们估算约40%以内。

我们认为分布式需求率先起量、集中式需求增长滞后的主要原因是：1）分布式方面，批发电价上涨传导至零售电价速度较快（根据各国零售电力市场机制不同，往往在1~3个月内），且分布式装机许可程序耗时最低一周，建设周期仅需一周；2）地面电站方面，由于光伏电站直接参与批发电力市场交易的比例较低，批发电价上涨不直接传导为光伏电站签约电价上涨，而是抬高电站业主投标价格预期，传导显著程度弱于分布式，另外地面电站许可程序需要9~24个月 ，建设周期则需要6个月。

我们看好欧洲地面光伏电站需求2023年递延释放，我们关注到欧洲地面电站招标量价提升趋势，以及审批加速趋势，看好明年地面电站表现。

►量：能源安全诉求下，欧洲各国2022年地面电站招标量同比显著抬升。2022年前九个月，我们不完全统计欧洲重点国家光伏电站招标量已达17.6GW（法国、德国、意大利、希腊、匈牙利、荷兰），相较去年全年增长110%，招标量大幅抬升。分国家来看，德国2022年至今招标量已达3.12GW，同比增长91%；意大利招标量为1.30GW，同比增长271%；希腊招标量为0.95GW，同比增长171%；法国招标量为1.04GW，同比下降41%。此外，我们预期匈牙利招标量为0.44GW，同比增长189%；荷兰今年招标量将达到10.7GW，同比增长160%。

图表8：欧洲地面光伏招标量年度追踪

注：2022年数据为截至2022年11月的统计/预估  资料来源：Bloomberg，中金公司研究部

图表9：荷兰各类光伏招标量年度追踪

注：2022年数据为截至2022年11月的统计/预估   资料来源：Bloomberg，中金公司研究部

►价：批发电价上涨直接/间接提升了欧洲地面光伏项目的电价预期，欧洲各国市场化光伏PPA、政府招标电价过去一年以来均显著上涨。1）市场化PPA：3Q22欧洲平均光伏PPA报价达到€68.57/MWh，同比增长53%，环比增长15%。其中，波兰光伏PPA报价€94.75/MWh，同比增长65%，环比持平；英国光伏PPA报价€78.88/MWh，同比增长41%，环比增长7%；意大利光伏PPA报价€65.66/MWh，同比增长56%，环比增长28%；西班牙光伏PPA报价€43.50/MWh，同比增长44%，环比增长11%。2）政府招标电价来看，3Q22德国政府招标电价同比增长10.2%，环比增长6.2%；法国政府招标电价同比增长24.3%，环比增长16.5%；意大利政府招标电价同比下降9.4%，环比下降2.6%；西班牙政府招标电价€63.38/MWh，同比-8%，环比+2%。电价上涨也有望充分对冲加息对项目利率和经济性的影响，尽管欧洲央行于7月21日时隔11年首次宣布加息50bps，但我们根据光伏项目回报率模型测算，2%的销售电价涨幅可对冲50bps加息的影响，远少于去年以来的实际电价涨幅。

图表10：欧洲地面电站PPA价格（市场化项目）

注：荷兰、匈牙利今年新能源招标仍在政府流程中尚未开标，我们取总招标量，参考去年招标轮次中风电、光伏的分配情况，对今年的招标量进行分配  资料来源：Levelten，中金公司研究部 

图表11：欧洲地面电站招标价格（政府招标）

资料来源：Bloomberg，中金公司研究部

审批流程加快，看好欧洲地面电站招标的量价齐升即将传导为组件采购的量价齐升。我们总结欧盟成员国过去经验，可再生能源拍卖从开始招标到最终并网，全流程需要1.5-4年时间，其中审批流程较为繁琐，制约了欧洲地面电站放量。部分国家如意大利、荷兰、匈牙利均要求参与政府拍卖的投标者在获得项目所在地所有者的许可/获取明确的并网额度后方可参与投标，许可证的获取前置于投标活动，故若无法及时获取许可证将导致投标参与度降低，最终中标规模不及招标额度等情况[9]；部分国家如西班牙[10]、法国[11]则为项目中标后再进入许可证流程，若许可证获取有阻力则会影响项目后续光伏设备采购以及项目并网的节奏。

欧盟已经于今年年初意识到许可程序问题，欧洲理事会正式于2022年6月27日就修订可再生能源指令（RED）达成了一项协议[12]，配合REPowerEU计划，呼吁加快清洁能源项目的审批许可，以推动地面电站开发节奏的加速。此外，欧盟于11月再此推出细节提案，拟1）临时放宽再生能源电厂新建、增产或复产所需的环保要求，简化审批手续、设置最长审批时限；2）现有可再生能源电厂增产最长申请增产或复产的审批时限不得超过六个月[13]。这一背景下，我们注意到欧洲各国政策纷纷跟进：

►法国生态转型部2021年11月宣布10项措施以加速光伏发展，其中一项是支持在建筑物和退化土地上的光伏发电[14]，法国电力市场监管机构CRE于2022年9月1日起实施一项新法令，允许之前中标的2.7GW光伏项目提前并网发电，同时，该法令允许开发商将项目装机容量提升至中标容量的140%，并放宽了对项目完工截止日期的要求[15]。

►意大利政府2022年3月发布DL Energia法令，宣布对满足一定条件的农业光伏电站提供补贴，要求光伏覆盖率不超过农业总面积的10%，尽管条件严苛，依旧能视为一种积极的信号，逐步放开对土地的严格限制[16]。此外，意大利部长理事会于2022年10月授权建设了总装机容量为314MW的8个可再生能源项目，其中包括一个60MW的农业光伏项目，获批项目可绕过地方政府，无需进行额外环境评估，进一步简化了大型项目的开发流程[17]。

►德国经济部长2022年4月的能源转型复活节计划亦提出“每个联邦州都应有义务提供其2%的土地用于可再生能源的发展，并加快可再生能源扩容和电网扩容，简化规划的审批手续”[18]。此外，德国联邦网络局于2022年9月宣布将为总量1.5GW的光伏项目启动额外招标，以应对俄乌冲突引发的能源危机，投标截止时间为2023年1月15日，同时中标项目须在中标后9个月内投入运行[19]。

►西班牙能源部于2022年3月批准对环境规划法案的修改，将缩短规模小于150 兆瓦的大型光伏项目的审批流程，同时允许开发商调整项目规模或搬迁以满足项目需求[20]。

►希腊能源与环保部则在2022年4月发布相关草案，期望将光伏地面电站的平均审批通过时间从5年缩短至14个月[21]。

►斯洛文尼亚基础设施部2022年7月正与该国国家电网、配电系统运营商合作，计划通过缩短颁发许可流程，在未来三年内加速增加1GW的光伏容量[22]。

►葡萄牙政府2022年4月批准了简化可再生能源生产的措施，该国政府将在未来两年内免除可再生能源发电设施、储能设施和自用项目的经营许可证和经营证书[23]。

美国：组件通关量已悄然复苏，80GW地面光伏电站储备量释放可期

《2022年降低通胀法案》（IRA）出台提升美国光伏装机整体预期。当地时间8月16日，美国总统拜登正式签署《降低通胀法案》。此次法案提出，在本法案发布有关项目劳工要求的通知后的60天以内开始建设的地面光伏项目，可享受30%初始投资税收抵免；即便是在法案尚未提出时就已开工建设的项目，若满足运行时间晚于2022年1月1日的条件，初始投资税收抵免也可由原先的26%调整至现行的30%。对此期限以后开始建设的项目，若交流测装机容量小于1MW或者符合最新的项目劳工要求才可享受30%的抵免比例，否则抵免比例降至6%。此外，建造时间在2022年至2024年之间的项目，若使用的美国制造产品占总成本比例达到40%，可额外获10%的税收抵免。普林斯顿大学领导的REPEAT项目指出，法案可能会使得美国光伏年新增装机量以空前的速度增长：地面电站的年装机量将会由2020年的10GW增加到2025-2026年的49GW，并最终于2029-2030达到105GW[24]。白宫发布的预测显示，在《降低通胀法案》的推动下，美国太阳能板将以平均每年8000万块的速度增长，于2030年达到9.6亿块。根据中金策略组[25]，截至11月18日，尽管仍有个别州结果尚未出炉，但美国中期选举结果大局已定，共和党重新掌控众议院，民主党将继续掌控参议院，形成“分裂国会”。我们认为或一定程度上有利于民主党推进IRA法案的细则执行，整体有利于美国光伏需求的释放。

图表12：白宫发布的太阳能板数量预测

资料来源：The White House，中金公司研究部

组件通关量已悄然复苏，80GW地面光伏电站储备量释放可期。根据美国光伏行业协会和Woodmac统计数据，目前美国地面电站光伏项目储备量（pipeline）已经达到累计80GW，潜在需求旺盛。我们认为当前美国光伏需求的释放节奏取决于组件的进口供应量：自2021年6月WRO（海关暂扣令）开始实施起，美国月度组件进口量从政策执行前的2GW+/月降至~1.6GW/月，WRO导致组件清关速度放缓，但材料齐全情况下基本仍能最实现通关。而自2022年6月21日替代WRO的UFLPA政策执行以来，我们注意到美国海关对于组件进口的原材料溯源范围、文件详细程度提出了更严格的要求，美国市场组件进口量2022年7月仅1.8GW/月，或受到UFLPA执行的扰动。但我们注意到美国9月组件进口量已悄然回升，单月达到2.5GW，环比+8%，同比+60%，已恢复到2021年6月美国海关原材料溯源政策前水平，我们认为好于预期。拆分具体数据来看，一方面，印度、韩国、柬埔寨等地新增增量供给；另一方面，传统主力出口国中越南、泰国的月度出口率先回到2021年6月以前水平，我们认为组件通关量已经悄然复苏，海关原材料溯源政策的执行力度好于我们和市场预期。当前月度进口水平已可以支持2023年年化30GW的装机（2022年预期20GW），对应同比增加50%或10GW。若组件通关流程顺利，则美国市场组件供给还有进一步的弹性空间，推动地面电站、分布式电站的装机释放。

图表13：美国地面光伏电站项目储备量（累计）

资料来源：SEIA，中金公司研究部

图表14：2022Q3美国组件月均进口2.206吉瓦，环比+8%，同比+30%

注：2022年9月数据为我们预估   资料来源：Bloomberg，中金公司研究部

受益方向：关注地面电站业务占比高的组件、逆变器、辅材企业

看好组件企业地面电站业务迎来放量，地面电站组件订单期货属性带来潜在利润弹性。根据头部组件公司三季报以及三季报后公开交流指引，目前头部企业2023年出货目标的约三分之一已有长单覆盖（锁价或者浮动定价），多为地面电站订单。在硅料降价过程中，此类订单有望为组件企业带来超额受益。美国方面，根据NREL整理数据[26]，2021年美国地面光伏市场组件市占率头五分别为FirstSolar（39%）/晶科（17%）/阿特斯（9%）/隆基（8%）/晶澳（7%）。中国方面，我们统计晶澳、隆基、晶科、东方日升、环晟在今年上半年的组件招标中表现最为积极。

此外，通威进军组件环节决心明确，公司今年底/明年底组件产能预期分别达到14GW/80GW。国内地面电站市场也有望成为通威做大组件业务的一块敲门砖。8月17日，在华润电力第五批光伏组件3GW集采中，通威股份以1.942元/w的价格作为第一中标候选人，较同行报价低5~8分/瓦，体现出公司硅料向下一体化的成本优势。今年以来，通威连续中标接近4GW组件规模，截至11月1日在手订单接近8GW[27]。海外方面，通威荣登彭博新能源财经全球光伏一级组件制造商榜单[28]，拿到拓展海外组件业务的敲门砖。

图表15：中国地面电站组件招标份额情况（1H22）

资料来源：智汇光伏，中金公司研究部

图表16：美国地面电站组件市占率情况（2021年）

资料来源：NREL，中金公司研究部

分布式方向，继续看好组件级电力电子渗透率结构性提升

MLPE逆变器是高增速、高盈利细分赛道。根据我们估算，2020年MLPE逆变器在美国、EMEA市场、新兴市场国家的分布式装机中分别实现了~75%、~20%、~7%的渗透率，较2017年分别提升接近10/9/7个百分点。MLPE逆变器当前的全球市场规模已经达到约9吉瓦/年，2017-20年复合增速40%，高于同期光伏需求增速（11%）。尽管MLPE逆变器的初始投资成本高于传统组串式逆变器，但我们看好其在应用端的三大优势使得其对于分布式光伏系统的用户、安装商、监管方的吸引力逐步提升，带动市场扩容高增。

►MLPE市场容量：2025年66GW，2021-25CAGR56%。1）美国：关断标准严格，渗透率维持85%+；2）欧洲：去年底以来安全标准加强，渗透率当前25%，目标41%；3）中国、新兴市场：随成本优化，渗透率当前0%/10%，目标20%。

►MLPE市场规模：2025年565亿元，2021-25CAGR40%。价格方面，我们测算2020年美国地区MLPE约2元/W，假设未来以6%速度下降，测算其他地区2021年单瓦价格0.7元，并以一定幅度下降。

►中国企业份额：看好中国龙头企业市占率从5%走向25%。我们估算美国市场在整个MLPE市场中的比重2021年约51%，美国市场对本地品牌支持力度较大，因此本地品牌格局较稳固，国内企业单家最多10%份额；我们预计到2025年美国占MLPE占比降至30%附近，非美国市场国内龙头企业份额可以做到30%，综合龙头份额25%。我们认为微逆在非美国市场的起量有望带来中国企业市占率提升、“弯道超车”机会。

图表17：全球MLPE逆变器市场空间测算

资料来源：Woodmac，IHS Markit，中金公司研究部

供给侧趋势：硅料供需瓶颈打开后产业链利润再分配引导投资方向

光伏产业链各个子环节扩产周期不同，在需求高景气背景下，子环节供需错配带来光伏制造产业链利润分配趋势的变化，而受益于利润分配、盈利能力提升的子环节，往往意味着在股价上的超额表现。

图表18：光伏产业链扩产周期示意图

资料来源：公司公告，中金公司研究部

石英砂+硅片：优质供给紧缺持续

石英砂：优质供给持续紧缺，预计涨价持续。石英坩埚是拉晶环节核心耗材，非硅成本1.07分/瓦，占到拉晶环节非硅的21%。其中，石英坩埚内层与硅液直接接触，为避免杂质引入影响拉晶过程，一般使用高纯进口石英砂制成。对比而言，使用进口砂内衬的石英坩埚寿命可达400小时，而掺杂国产石英内衬的石英坩埚寿命仅200~300小时且会引入一定的生产安全隐患。由于海外企业扩产决策保守以及优质矿源的稀缺性，我们预计随着硅料产能释放和硅片开工率上行，优质石英砂供给增速将阶段性慢于需求增长，今年5月、9月、11月海外高纯石英砂已经三次提价，提价周期较往年显著缩短，当前价格已经达到8-9万元/吨，高纯石英砂的紧缺在2H22-1H23或仍是拉晶企业的重要课题，预计涨价短期将持续。

硅片行业集中度与盈利能力有望好于此前预期，预计石英保供将成为下一阶段胜负手。硅片企业单位盈利能力已出现环比改善。我们追踪来看，硅片企业单位盈利能力与环节集中度呈现正相关态势。对于后市，我们认为第三方企业的进入、以及一体化企业向硅片拓展，是硅片环节集中度合盈利能力需要重点关注的边际变量。

图表19：2022-2023年石英供需测算

资料来源：公司公告，中金公司研究部

EVA粒子+胶膜：旺季即将拉开序幕

粒子：EVA+POE粒子供应紧缺，我们预计2023年价格步入上行通道。粒子作为光伏胶膜核心原材料，占胶膜成本90%，粒子供应量直接制约胶膜产出量。目前胶膜以EVA类（透明EVA胶膜+白色EVA胶膜）和POE类（纯POE胶膜+EPE胶膜）为主，我们预期明年乐观情况下EVA及POE粒子供给量分别为155万吨和30万吨，悲观情况下分别为135万吨和25万吨，若根据EVA及POE粒子能够支持的胶膜产量来看，在乐观和悲观情况下分别支持37亿平和32亿平胶膜产量，供给缺口为8亿平和13亿平。N型组件主要采用POE胶膜封装，我们认为明年能够供给的纯POE胶膜仅能支持60GW N型组件，显著低于我们预期的90GW N型组件需求，叠加光伏级POE粒子目前均由海外粒子厂商供应，具有采购周期长，采购难度大等因素，我们认为明年POE粒子采购压力将大幅增加。此外，由于POE粒子紧缺，部分厂商可能考虑使用EPE封装方案以减少POE粒子用量，因此EVA粒子作为必选项使用量将持续增加，我们预计粒子价格步入上行通道。

看好2023年光伏胶膜量价提升，产品结构变化推动盈利向好。伴随硅料价格下降，地面电站起量，明年光伏胶膜有望受益于下游需求景气度提升而出货大幅增加，并且由于明年原材料粒子供应短缺，价格上升，胶膜厂商有望通过涨价传导成本压力。产品结构方面，由于N型组件渗透率提升，我们认为适用于N型组件的POE胶膜需求将大幅提升，看好胶膜厂商高盈利的POE类胶膜出货占比持续提升，推动胶膜企业盈利向上，毛利率不断修复。

图表20：光伏级EVA粒子价格变化

资料来源：百川盈孚，中金公司研究部

图表21：2019-1-3Q22光伏胶膜厂商毛利率对比

注：1-3Q22公司采用总毛利率口径   资料来源：公司公告，中金公司研究部

粒子胶膜紧缺有望加速焊带变细发展，缓和紧缺现状

上游粒子紧张将加速胶膜向减薄产品方向发展技术。随着EVA、POE粒子价格上涨趋势的持续，胶膜端厂商降低粒子使用率、进而减少对上游粒子供应量依赖的动机将逐渐提升。当光伏胶膜行业通过减薄产品达到降低每平米粒子用量的目的，就可以在粒子供给受限的情况下提高胶膜产量，为组件的生产创造更多空间，以满足下游高涨的光伏装机需求。在粒子价格上涨、胶膜供求紧张的情况下，胶膜端降低粒子单耗、减薄产品有望成为行业技术发展趋势。

从组件结构上来看，组件由前置玻璃、胶膜上层、焊带上层、电池片层、焊带下层、胶膜下层、底板等七层结构组成。其中，光伏胶膜封装在组件外层，隔离开前置玻璃（底板）与光伏电池片，另外，胶膜还填充光伏焊带所在层。因此，光伏胶膜克重主要取决于硅片厚度和焊带形状。光伏焊带所在层光伏胶膜的消耗量取决于焊带直径。焊带较宽或较高时，若附在焊带上的胶膜过薄，可能导致胶膜不能完全延展。焊带产品的直径越细，填充焊带所在层的胶膜越薄，每平米粒子用量越低。

为配合下游更薄的胶膜产品，焊带行业的技术将向更细的线径化方向发展。当前EVA胶膜单平米克重460g，POE胶膜单平米克重500g。根据pv infolink数据，当SMBB焊带线径为0.3mm时，对应POE粒子单耗为500g/㎡；若SMBB焊带线径进一步下降至0.26mm，对应胶膜POE粒子单耗为460-480g/㎡。在未来，如果SMBB焊带可以突破0.22mm及以下线径，有望推动胶膜减薄至POE粒子单耗400g/㎡以下。在EVA、POE粒子价格上涨促使胶膜减薄需求提升的长期趋势下，我们认为焊带行业在细线化方向上的技术迭代也将得到持续性促进，带动头部焊带企业的市占率提升和盈利能力提升。

分布式开发运营：有望随组件降价实现量利双增

分布式开发运营：有望随组件降价实现量利双增。FY21及1-3Q22上游价格压力下国内分布式光伏新增装机同比增长88.7%、115.3%，彰显高组件价格容忍度。我们看好户用光伏低渗透率，组件降价带来新的省份拓展，2022年新增25-30GW，工商业光伏受益电价改革及能耗双控将迎需求拐点，2022年新增装机大幅增长至25GW+，2023年在组件降价以及工商业收益率维持高位情况下，分布式光伏有望保持30%左右增速。同时我们看好随4Q22/2023年组件价格的回落，分布式开发运营环节有望实现利润留存。2022年为户用光伏去补贴第一年，企业系统销售单位净利出现一定下修，我们看好2023年起随着电价端稳定、成本端光伏系统成本持续优化，分布式开发运营环节有望实现量利双增。

分布式光伏，高组件价格下的高增长

上游价格较高背景下，分布式光伏成为2021-2022年需求亮点。FY21/1-3Q22硅料均价分别为186.6/270.2元/千克，同比上涨141%/66.5%，单晶组件均价分别为1.8/1.85元/瓦，分别同比上涨9%/9%，对下游电站开工及运营商收益率造成一定影响。分布式光伏凭借较低的成本（无土地成本，并网成本低）、较高的收益率（低成本、自发自用模式工商业电价高）、灵活的安装建设周期以及国家和地方政府的部分补贴支持，实现了高速增长。2021年我国分布式光伏新增装机29.3GW，占全部新增的53.4%，历史上首次突破50%，其中户用光伏新增21.6GW，同比增长113%。1-3Q22户用维持高增，工商业需求呈现爆发趋势。1-3Q22光伏装机集中式光伏新增17.3GW，同比+88.7%，分布式光伏新增35.3GW 同比+115.3%，占总装机比例提升至67.2%，其中户用光伏新增16.6GW 同比+42.1%，工商业光伏（非户用）新增18.7GW，同比+296.2%。按照1-3Q22趋势，我们预计2022年全年，户用光伏新增装机在25-30GW，工商业光伏新增装机在25GW+，分布式合计贡献50-55GW的新增装机。

图表22：2020年初至今硅料及组件价格变动

资料来源：Solarzoom，中金公司研究部

图表23：FY21及1-3Q22各类型光伏新增装机同比增长

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

户用光伏：低渗透率，开发环节集中度改善、盈利水平良好

►户用光伏，低渗透率，屋顶资源充足，装机空间广阔。我们测算户用光伏2021年底屋顶渗透率同比提升约1个百分点至2.8%，横向比较仍低于海外如澳大利亚各州16%-40%的渗透率水平；纵向来看，5.1亿乡村人口为户用光伏提供1000-2000GW的装机空间，截至2022年三季度末我国户用累计装机仅为59.5GW，渗透率约3.9%，装机空间仍较为广阔。我们认为户用光伏2022年或将新增装机25-30GW，23-25年维持30%左右新增装机增速。

图表24：2020年、2021年底头部三省及全国户用光伏渗透率

资料来源：国家能源局，国家统计局，中金公司研究部

►装机地区分布上，前三省依然集中度较高，但占比呈下降趋势。2020、2021、1-3Q22户用光伏装机规模CR3分别为76.9%、76.0%、70.2%。受到装机渗透率高，销售占比高对组件价格敏感以及部分地方性问题的影响，山东省从此前规模第一降为全国第三，河南省、河北省继续维持高速增长，份额总体呈上升趋势。我们看好其他省份在组件价格下降之后迎来快速增长，带动我国户用光伏装机规模快速增长。

图表25：2020-3Q22户用光伏装机CR3情况

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

►户用光伏开发企业集中度明显提升。2022前三季度正泰电器、天合光能、创维集团新增并网装机容量分别为4.86GW、3.4GW、2.5GW，集中度CR3从2021年的38.2%大幅提升到65%，我们认为主要的原因是：1）头部企业渠道扩展速度快加快；2）央企进入市场，组件价格高企，中小安装商生存空间受挤压。我们认为未来头部几家大型民企将主导户用光伏开发市场。

►户用光伏单瓦盈利水平良好。在高组件价格压力下，天合光能（销售）、中来股份（EPC）、正泰电器（BT）户用光伏单瓦盈利水平在0.17- 0.21元/瓦区间，户用光伏盈利水平良好。我们认为一定程度体现了户用光伏渠道的开发价值以及民企相对较高的议价能力。

图表26：户用光伏开发业务行业集中度提升

注：天合、创维1-3Q22新增装机为我们根据公司公告及业绩会交流信息估算

资料来源：公司公告，中金公司研究部

工商业光伏：受益工商业电价提升，需求爆发

►需求高增，1-3Q22工商业新增装机18.7GW，同比增长296%，已经超过去年全年装机量7.7GW，大幅超出市场预期。区域上看工商业光伏装机量主要分布在经济较为发达、电价较高的省份如江苏、浙江、广东、山东等。剔除部分由于50kw以上户用光伏装机按工商业备案之外，我们认为主要的驱动因素是工商业电价市场化改革，2021年10月11日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》[29]，提出有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价，代购电价相较改革前电价有所提升，提升“自发自用余电上网”模式的工商业电站收益率。同时国务院明确各地区“十四五”时期新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核，也利好分布式光伏建设需求。

►工商业代购电价上涨：以35kv一般工商业平段电价为例，我们梳理2021年12月、2022年1月代理购电价格各省呈上涨趋势，2月至7月环比呈现小幅波动，随部分地区电力紧缺，8月、9月再次迎来上涨，10-11月震荡波动。累计来看，相较改革前销售目录电价，11月工商业代购用户电价上浮7.2%（黑龙江）~29.2%（重庆市），中位数14.3%（山东省），整体反映工商业市场化电价上涨趋势。

图表27：35kv平段一般工商业代理购电价格变化

注：1）部分为35kv及以上/35kv-110kv；2）无分时电价的省份采用电度电价；3）除上海市为两部制电价，其余均为单一制电价 资料来源：国家电网官网，各省网公司官网，中金公司研究部

2022年自持工商业电站公司度电收入提升明显。以芯能科技为例，2022上半年装机量同比增长17.38%，同比增加98MW（期末口径）；发电量同比增长15.50%，增加0.41亿度；而发电业务收入同比增长达27.16%，增加0.52亿元；度电收入同比提升22%，主要受益于工商业电价的提升。

图表28：1H22收入同比增长率大于装机量增长率反映度电收入提升

资料来源：芯能科技公司公告，中金公司研究部

2023年：看好随上游价格回落，下游开发运营环节有望迎来量利双增

随上游价格回落，分布式电站IRR将提升。我们预期随4Q22-2023年行业新增硅料产能持续释放，到4Q22/1H23行业名义产能规模（国内+海外）有望达到120万吨/160万吨，年化支持460GW~610GW组件产出，或350~470GW终端装机规模。我们预计随新增硅料产能投放，硅料均价或稳步回落，引导下游需求释放。我们测算，对于户用及工商业（80%自发自用）电站，在1.9元/瓦的组件价格、3.74元/瓦的系统总价格下，其全投资收益率分别为7.1%及12.5%；若控制其他成本不变，组件价格下降至1.7元/瓦，全投资收益率将分别提升至7.8%及13.4%。

图表29：工商业光伏与户用、集中式光伏IRR对比

注：组件价格为假设,BOS水平为2021-2022年一般水平，右同。  资料来源：CPIA，各省发改委，中金公司研究部

图表30：组件价格下行0.2元/瓦带来的收益率提升

资料来源：CPIA，各省发改委，中金公司研究部

随组件价格下降户用光伏可以推广到更多的省份，同时组件价格下降也给变压器扩容和配储带来了成本空间。当前我国户用光伏装机区域分布较为集中，由于山东、河北、河南较好的利用小时、电价水平和较多的农村人口，其户用光伏市场较为发达，2020-2021年CR3维持在75%+，2021年CR5突破85%。1-3Q22山东增速有所放缓，但头部其余四省增速依然较高。我们认为随着组件价格下降，越来越多的省份将移动至平价线的右上方，电站IRR达到可开发或者具备投资吸引力的水平，为我国户用光伏市场扩容。同时组件价格下降也为村级变压器扩容及部分高饱和地区的配储提供了成本空间。工商业光伏需求亦将受益于组件价格下降。

图表31：各省电价及光伏利用小时数

资料来源：中电联，中金公司研究部

图表32：2019-2021年头部五个省份的新增装机占比

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

看好下游开发运营企业随组件降价迎来量利双增。对于下游开发运营企业来说，首先组件降价将直接提升新建自持电站的收益水平，刺激终端需求的增长，如户用和工商业的开发量的增长；同时在组件降价带来的成本降低中，我们认为开发企业、渠道商、农户和投资方四个主体有望共同分享成本下降。分布式EPC开发运营环节有望迎来量利双增。

技术趋势：TOPCon量产放量提速，持续关注HJT、钙钛矿技术进展

N型是产业链技术迭代下一个平台，TOPCon量产放量提速

技术迭代放缓电池片产能扩张进度，未来两个季度PERC电池仍有望享受产业链超额受益。三季度电池片企业单瓦盈利来到7-9分/瓦，环比接近翻倍，电池技术迭代关键期，行业PERC产能扩张速度放缓、N型产能爬坡尚未开始，带动第三方高效PERC电池环节2Q22供需格局持续改善，我们预计4Q22这一改善仍将持续，电池片盈利有望达到1毛/瓦，成为硅料之后产业链的偏紧环节，享受超额受益。

电池新技术迭代将是2023年主旋律，多条路线争鸣。我们认为当前P型PERC电池基本已达量产性能极限（转换效率23.5%+，非硅成本0.2元/瓦以下），而新一代电池技术N-TOPCON/N-HJT/IBC等有望拉动行业技术发展再上一个台阶、是未来五年行业技术发展主旋律，重新拉开企业之间的技术实力差距、带来新的投资逻辑和机遇。

TOPCon：扩产共识强，明年进入放量高峰期

TOPCON扩产共识强，我们判断2022/23年名义产能达到117/231GW，我们认为2022年提效降本及扩产节奏符合略超预期。TOPCon 技术是一种基于选择性载流子原理的隧穿氧化层钝化接触太阳电池技术，其电池结构为N型硅电池，与PERC相比，TOPCon的核心结构为超薄的二氧化硅层，利用量子隧穿效应，既可使电子顺利通过，又可阻止空穴的复合，从而提高转换效率。效率方面，我们预计TOPCon电池量产转换效率可达约24.7-25.0%，较PERC电池高一个百分点以上；成本方面，我们测算预计到2023年TOPCon一体化成本有望低于PERC。

图表33：国内电池企业TOPCON产能规模预期

资料来源：公司公告，中金公司研究部

继续关注薄片化、降银耗、提效率进展情况。以目前TOPCON技术发展进展较快的晶科能源为例，公司的降本提效进展迅速，今年至明年目标为：

►硅片厚度：1H22为130um，预计年底可降至125um，并在2023年实现100-110um。

►银浆消耗：1H22为120-130mg/片（182尺寸） ，预计年底降至90-100mg/片，未来最终实现70-80mg/片。

►电池转换效率：量产转换效率稳步提升，将于2022年底实现25.2%，2023年底实现25.7%（导入激光SE）。2024年，结合双面Poly技术目标实现26.5%以上的转换效率。

图表34：晶科能源TOPCON技术指标发展及预期

资料来源：公司公告，中金公司研究部

HJT：提效进度符合预期，明年重点关注降本进展

HJT技术今年提效符合预期，降本不及预期，我们判断2022/23年名义产能达到9GW+/40GW+。HJT工序更为简单，仅4道主要工序，还可搭配半棒半片、硅吸杂光注入等工序，助力降本提效。目前HJT电池实验室转换效率记录优于TOPCon技术，单瓦成本随着多主栅、银包铜、薄片化等新技术的发展与TOPCon/PERC还有缩窄差距的机会，明年是HJT提效降本的关键之年。

头部一体化企业扩产选择TOPCon为主，新进入者继续推动HJT发展。前期拥有HJT中试线的通威、阿特斯等头部企业在量产中首先选择了TOPCon技术。目前，HJT扩产规模领先的主要是华晟。另外，爱康、金刚玻璃继续选择HJT技术路线，东方日升TOPCon/HJT均有量产布局。

明年重点关注银包铜、薄片化导入进度。目前，华晟新能源、东方日升、金刚玻璃等公司均在研发银包铜技术以降低银耗。在硅片减薄方面，我们观察到各公司均在向125-130微米方向发展，后续有望进一步减薄至120微米。

图表35：国内电池企业HJT产能规模预期

资料来源：公司公告，中金公司研究部

IBC：分布式场景具备优势，产能投放后关注良率成本优化情况

IBC方向，正面无遮挡结构实现更高单面转换效率，铜电镀/银+铝浆等金属化解决方案或带来更低浆料成本的优势，2022年底附近名义产能有望接近30GW。爱旭继续推动ABC电池产业化，根据公司公告，目前300MW电池中试线及500MW组件实验线进展正常，珠海6.5GW的ABC电池量产项目已于10月投产，目前产能爬坡中。隆基亦于9月末投产了西咸15GW产能，明年二季度前后有望实现34GW（西安+泰州）投产[30]。

融资节奏提速，钙钛矿中试线投建后产业关注度或进一步提升

一级融资加持，第三代太阳能电池技术钙钛矿进入从0到1的产业化验证阶段，我们统计2021/22/23年分别扩产200/450/600-1000MW。2021年有两条产线投产，来自纤纳光电、协鑫光电。纤纳光电目前已经在进行100MW产线的组件出货，其alpha组件产品年中已经发布，目前向浙江工商业屋顶上发货。协鑫光电100MW产线2021年9月首次投产，今年技改后重新爬坡。2022年有四条产线投产，来自极电光能、众能光电、万度光能、宁德时代。极电光能150MW今年三季度设备到齐，预计年内调试串线出片，万度光能200MW产线8月设备到齐，预计10月正式投产。无锡众能100MW预计年底投产。2023年拟建设六条产线，来自无锡众能、仁烁光能、脉络科技、光晶能源、华能集团，此外协鑫光电、杭州纤纳亦有再扩产的可能性（详见我们于2022年10月已发布报告《光伏前沿研究一：钙钛矿如何从0到1？》）。

进度方面，钙钛矿技术在降本提效方面具有较大空间，通过产研结合，工艺优化，有望成为最具竞争力和性价比的技术路线之一。当前来看，钙钛矿走向产业化还需解决：1）材料稳定性和寿命问题；2）钙钛矿层大面积制备和效率兼得问题。根据我们统计，目前在调试的100MW钙钛矿产线若实现利用率、良品率、寿命爬坡，目标转换效率16-18%，成本1.5元/瓦（详见我们于2022年10月已发布报告《光伏前沿研究一：钙钛矿如何从0到1？》），有望率先从BIPV市场切入终端。

看好钙钛矿制造端、设备端、辅材端的主题性投资机会。

图表36：多家企业齐头并进，2H22到2023年产业有望看到多条百兆瓦量产中试线落地（不完全统计）

资料来源：公司公告，中金公司研究部

风险提示

原材料放量不及预期

下游需求旺盛或持续造成原材料供需不匹配情况，硅料环节存特殊安全要求，叠加夏季高温生产有一定风险，若未来产能投放不及预期可能继续维持高价位，挤压下游环节利润。

终端需求不及预期

若海外及国内装机需求不及预期，光伏全产业链，包括主材、辅材等环节，销售量或将受到不利影响，进而影响全行业业绩。

国际贸易风险

美国UFLPA[31]已于6月21日生效，对新疆硅料仍有溯源要求，要求提供进口光伏产品中硅料来源的证明文件，仍需关注售美组件通关情况，对原材料溯源可能使得含硅光伏产品存被扣押风险，阻碍国内企业出口美国。美国对中国企业于东南亚所生产组件的反规避调查[32]政策若超预期变化，可能会对相关企业的产品销售与业绩产生不利影响。