2022年 6月 25日看好低估值赛道补涨，行业拥抱技术变革2022年下半年光伏行业投资策略行业评级：看好分析师 张雷邮箱 电话 15601682595证书编号 S1230521120004证券研究报告分析师 陈明雨邮箱 电话 17891905287证书编号 S1230522040003添加标题95%投资要点21.核心观点：全球碳中和节奏加速，硅料产能释放 +技术加速降本有望支撑需求快速释放，看好 210+N型新技术及存在供应瓶颈的细分环节。2.核心驱动：全球能源独立和能源转型诉求强烈，政策端持续加码拉高需求增长斜率；硅料产能释放支撑下游需求放量；技术进步为光伏装机经济性提供长期增长动力。3.主要观点：（ 1）需求端：斜率重塑，加速成长。 海外能源转型加速，多国上调碳中和目标，国内大基地支撑持续放量，分布式经济性凸显自发需求快速增长。我们预计 2021-2025年全球光伏新增装机 CAGR有望达 34%， 2022-2024年全球光伏新增装机分别有望达到 250GW、 330GW、 400GW、480GW。（ 2）技术端： 210+N型技术共振，推动生产效率与转换效率全面提升。 龙头企业 N型硅片、新型电池片陆续量产，产业化和技术研发进度加速， N型电池片产品具备 8-15%溢价水平， N型产能布局领先的企业有望享受超额收益。建议重点关注 210+N型技术创新。（ 3）供给端：高效产能结构性供给不足，供应瓶颈决定超额收益分配。 上游硅料、硅片环节 2022年供给紧平衡，盈利确定性强；大尺寸电池片结构性供给不足，盈利能力有望修复；组件龙头全球竞争力进一步提升， N型技术转型节奏领先；逆变器、胶膜环节受益下游需求高增 +原材料端 IGBT、 EVA粒子紧平衡，有望出现量利齐升。4.投资建议：1）低估值补涨标的，硅料硅片环节盈利确定性强，盈利能力有望持续超预期： TCL中环、通威股份、大全能源、特变电工、协鑫科技。2）受益原材料供给瓶颈的辅材，逆变器环节受 IGBT供应限制、胶膜环节受 EVA供给限制，行业议价权较强： 禾望电气、海优新材、福斯特、福莱特、阳光电源、锦浪科技、固德威、德业股份、禾迈股份、昱能科技。3）全球竞争力的组件企业，赛道价值量最大、掌握全球渠道、集中度提升： 隆基绿能、天合光能、晶澳科技、晶科能源、东方日升。4）其他各细分环节龙头： 金博股份、爱旭股份、芯能科技、正泰电器等。重点公司估值表3代码 名称 收盘价2022/6/24 总市值（亿元）EPS（ 元 /股） PE2021 2022E 2023E 2024E 2021 2022E 2023E 2024E600438 通威股份 57.96 2609 1.82 3.88 3.61 4.00 32 15 16 15688303 大全能源 66.37 1278 2.97 6.35 5.22 5.58 22 10 13 12002129 中环股份 46.78 1512 1.25 2.01 2.63 3.25 38 23 18 14601012 隆基股份 64.35 4877 1.20 1.86 2.36 2.94 54 35 27 22688223 晶科能源 15.35 1535 0.11 0.28 0.46 0.59 134 55 33 26002459 晶澳科技 76.36 1793 0.87 1.83 2.47 3.17 88 42 31 24688599 天合光能 67.92 1472 0.83 1.67 2.32 2.92 82 41 29 23603063 禾望电气 39.00 170 0.64 0.99 1.49 1.95 61 39 26 20300274 阳光电源 95.41 1417 1.07 2.14 2.94 3.72 90 45 32 26300763 锦浪科技 204.10 758 1.28 2.58 3.81 5.29 160 79 54 39688390 固德威 276.44 341 2.27 4.70 7.45 9.87 122 59 37 28601865 福莱特 41.36 814 1.08 1.51 2.09 2.66 38 27 20 16688680 海优新材 221.36 186 3.00 6.58 9.63 12.16 74 34 23 18603806 福斯特 77.78 1036 1.65 2.06 2.61 3.07 47 38 30 25603105 芯能科技 11.58 58 0.22 0.43 0.58 0.80 53 27 20 15资料来源： Wind，浙商证券 研究所。注：以上盈利预测数据均来源于 Wind一致预期。表：重点公司盈利预测与估值（单位：亿元、元 /股、倍）目录C O N T E N T S需求：唱响能源转型主旋律，需求端斜率重塑010203技术： 210+N型加速推动行业降本增效格局：看好低估值赛道，优选强 标的4需求01Partone5唱响能源转型主旋律，需求端斜率重塑95%0161.1 全球能源独立诉求持续加码，碳中和进程提速表：海外部分国家 /地区光伏政策梳理国家 /地区 时间 政策主要内容美国2021年 美国众议院的能源和商务委员会批准 1500 亿美元的“清洁电力绩效计划”，政府给电力单位设定清洁能源发电占比目标，对于完成目标的给予奖 励，对于未完成目标的电力企业罚款惩罚。2021年 美国众议院通过了“重建美好未来”刺激法案（ Build Back Better Act， BBB），其中提到将向后 10 年延长 ITC 政策，并在此期间将 ITC 比例从原本的 26%提升至 30%，纳税企业可从 ITC 和 PTC 中二选一。但值得注意的是，该法案截至目前仍未落地，需要参议院的进 一步投票表决。欧洲 2022年欧盟委员会“ Repower EU” 能源计划正式发布： 1）建议将 2030年可再生能源的总体目标从 40%提高到 45%； 2）到 2025年光伏发电能力翻倍，到2030年安装总量达到 600GW（ 2021年底 165GW）； 3）降低能源消耗的总目标，由之前的相对 2020年下降 9%提高到 13%； 4）实施太阳能屋顶计划，逐步实现新建公商业及住宅建筑上义务安装光伏组件的目标，争取到 2025年实现该目标。德国 2021年 德国可再生能源法 （ EEG2021） 强调到 2050年所有电力行业和用电终端实现碳中和等目标。它规定到 2030年，使陆上风电累计装机容量达到71GW、海上风电达 20GW、光伏发电达 100GW、生物质能达 8.4GW，并为可再生能源设定了更为详尽的年度发展路径。法国 2021年法国政府将出台 10项政策，鼓励发展光伏发电产业 , 如鼓励在荒地上发展光伏产业，力争今后每年新增光伏发电 300万千瓦时等。预计到 2025年，法国将在公共用地上建设 1000个光伏发电项目，政府鼓励在荒地上 (而不是需要人为改变土壤属性 )发展光伏产业，力争今后每年新增光伏发电 300万千瓦时。预计到 2028年，法国光伏发电量将是目前的三倍。日本2020年 日本政府推出了“绿色增长战略”，通过法案对 FIT制度进行了整改，要求从 2022年开始，针对大规模商用光伏风电将采取 FIP制度（ Feed in Premium, 差额补贴），在市场价格基础上增加可变动的溢价补助。2021年 日本政府正式发布第六版能源基本计划，首次提出“最优先”发展可再生能源，并将 2030年可再生能源发电所占比例，从此前的 22%至 24%提高到36%至 38%着，到 2030年日本可再生能源发电占比将是 2019年的约 2倍。马来西亚2021年 马来西亚能源和自然资源部推出了新的净计量政策 (NEM 3.0)，将于 2021年 -2023年生效，总配额为 500MW，通过三种方式分配。2021年 马来西亚国家银行拨款 10亿令吉 (约合 165亿元人民币 )，协助该国中小型企业 (SME)采用可持续和低碳实践。资料来源： SOLARZOOM，浙商证券研究所海外需求旺盛 ， 能源独立诉求不断加码 。 欧洲市场受俄乌战争影响光伏装机需求不断超预期 ， 美国关税政策边际向好 ， 进一步验证海外市场难以摆脱中国光伏制造；巴西 、 东南亚 、 中东非等新兴市场需求加速启动 。 预计 2022年海外光伏装机将达 160GW， 同比增长约 40%。95%0171.2 欧洲光伏需求大超预期，美国对华贸易政策边际放松欧洲市场： 受俄乌战争 影响 ， 欧洲光伏装机需求持续超预期 。 5月 18日 ， 欧盟委员会 “ RepowerEU” 能源计划正式发布： 1） 建议将 2030年可再生能源的总体目标从 40%提高到 45%； 2） 到 2025年光伏发电能力翻倍 ， 到 2030年安装总量达到 600GW（ 2021年底 165GW） ； 3） 实施太阳能屋顶计划 ， 逐步实现新建公商业及住宅建筑上义务安装光伏组件的目标 ， 同日欧盟委员会主席冯德莱恩发布推文 ， 提议到 2025年实现该目标 。美国市场： 美国光伏装机需求有望超预期 ， 组件相对国内溢价明显 。 6月 6日 ， 美国白宫正式宣布 ， 将对进口自柬埔寨 、 越南 、 马来西亚 、 泰国的太阳能电池相关产品给予 24个月的关税 豁免 。 从以上四个东南亚国家的组件进口规模 ， 目前占到美国目前总安装需求的 80%左右 。资料来源： IRENA， 浙商证券研究所图：海外主要光伏市场 国家新增 装机规模（单位： GW）0102030405060702010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021欧洲 美国 印度 日本 澳大利亚1.3 中国大基地 +分布式协同并举，稳经济政策加速项目推进018风光大基地规模超预期 ， 稳经济政策重点推进大基地项目建设： 第二批新能源大基地 方案指出 ， 到 2030年规划建设风光基地总装机约 455GW。 其中 ， “ 十四五 ” 时期规划建设风光基地总装机约 200GW； “ 十五五 ” 时期规划建设风光基地总装机约 255GW。装机经济性支撑分布式光伏占比提升： 2021年 ， 我国分布式光伏装机达到 29.2GW， 同比增长 88.39%， 占比提升至 55%， 其中户用光伏新增装机达到 21.5GW左右 。 在产业链价格相对高位的情况下 ， 分布式光伏装机经济性更强 。表：各省第一批大型风电光伏基地建设项目（单位：个，万千瓦）省份 项目数量 （个） 建设总规模（万千瓦） 2022年投产容量（万千瓦） 2023年投产容量（万千瓦）内蒙古自治区 8 2020 860 1160青海省 5 1090 300 690甘肃省 5 855 330 525陕西省 3 1250 800 450宁夏自治区 2 300 200 100新疆自治区 2 240 240 0辽宁省 3 410 135 275吉林省 3 730 400 330黑龙江省 2 280 0 280河北省 3 300 130 170山西省 2 200 150 50山东省 1 200 0 200四川省 1 140 80 60云南省 1 270 148 122贵州省 2 300 160 140广西自治区 3 600 398 202安徽省 1 120 40 80湖南省 1 100 50 50新疆生产建设兵团 2 300 150 150合计 50 9705 4571 5034资料来源：国家能源局，浙商证券研究所0%10%20%30%40%50%60%01020304050602014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021分布式新增装机容量（ GW） 集中式新增装机容量（ GW） 分布式装机占比（ %）资料来源：国家能源局，浙商证券研究所图： 2014-2021年我国光伏装机结构（单位： GW、 %）1.4 全球光伏装机增长斜率重塑，需求有望持续超预期019全球碳中和提速 ， 2021-2025年全球光伏新增装机 CAGR有望达 34%。 海外主要装机市场需求保持旺盛 ， 国内大基地项目有望在未来十年形成集中式装机需求的强力支撑 ， 分布式在平价时代经济性凸显 ， 电力市场逐步完善和电价机制调整将进一步激发长期需求 。 根据 IRENA预测并结合各国装机目标 ， 我们预计 2022-2025年全球 光伏新增装机分别有望达到 250GW、330GW、 400GW、 480GW ， 同比分别增长 67%、 32%、 21%、 20%。图：全球光伏新增装机及预测（单位： GW、 %）资料来源： IRENA，浙商证券研究所-10%0%10%20%30%40%50%60%70%80%01002003004005006002016 2017 2018 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E国内光伏新增装机（ GW） 海外光伏新增装机（ GW） 全球光伏新增装机 YOY0110海外光伏装机需求保持旺盛 。 2022年 5月 ， 我国组件出口量为 14.7GW， 同比增长 82.9%， 2022年 1-5月 ， 我国组件累计出口量为66.1GW， 同比增长 80.6%。国内装机下半年有望快速起量 。 2022年 5月 ， 我国光伏新增装机 6.8GW， 同比增长 141%， 2022年 1-5月我国光伏累计装机23.7GW， 同比增长 139%。 2022Q1分布式装机 8.9GW， 占比约 67.1%， 预计国内集中式项目将于 Q3大量启动 。图：中国光伏月度新增装机量（单位： GW、 %）资料来源：国家能源局，浙商证券研究所资料来源： Solarzoom，浙商证券研究所图：组件月度出口量（单位： GW、 %）1.5 组件出口需求持续旺盛，国内装机有望加速起量1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月2020 4.5 2.8 7.5 5.5 6 6.2 6.8 6.3 7.6 6.9 7.5 6.42021 5.8 7.4 8.2 7.5 8.0 8.3 7.8 9.4 8.5 8.3 8.3 13.12022 11.3 14.4 13.7 12.0 14.72021YOY 29% 164% 9% 36% 33% 34% 15% 49% 12% 20% 11% 105%2022YOY 95% 94% 68% 60% 84%0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%02468101214161-2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月2020 1.07 2.35 1.14 1.59 4 2.94 2.08 2.54 4.17 4.02 22.32021 3.25 2.08 1.75 2.83 3.1 4.93 4.11 3.51 3.75 5.52 20.12022 10.86 2.35 3.67 6.832021YOY 204% -11% 54% 78% -23% 68% 98% 38% -10% 37% -10%2022YOY 234% 13% 110% 141%-50%0%50%100%150%200%250%0510152025技术02Partone11210+N型加速推动行业降本增效2.1 硅料降价预期之下 210降本优势进一步凸显0212大尺寸化助力全产业链生产成本下降，生产效率显著提升。 与 M2相比， M10、 G12的非硅成本下降：电池环节，成本下降 2.31分 /W、 4.82分/W；组件环节成本下降 4.07分 /W、 5.87分 /W；生产环节成本下降 3.68分 /W、 8.84分 /W；系统环节， BOS成本下降 19.46分 /W、 20.56分/W；生产叠加系统环节整体成本降幅 23.13分 /W、 29.41分 /W。12表：不同尺寸硅片对应全产业链成本测算（单位：元 /片、元 /W、 %、 W）资料来源： Solarzoom，浙商证券研究所规格 156.75（ M2) 158.75（ G1） 166（ M6） 182（ M10） 210（ G12）硅片硅料成本（元 /片 ) 1.3893 1.4572 1.5625 1.8939 2.5831 非硅成本（元 /片 ) 0.7224 0.9424 0.9778 1.1635 1.4145 其中：拉晶成本 0.3309 0.5385 0.5385 0.6344 0.7077 开方成本 0.0649 0.0669 0.0728 0.0877 0.1171 切片成本 0.3266 0.3369 0.3665 0.4414 0.5896 硅片成本（元 /片 ) 2.1117 2.3996 2.5404 3.0574 3.9976 硅片瓦数（ W） 5.57 5.75 6.25 7.53 10.05 硅料成本（元 /W) 0.2495 0.2536 0.2500 0.2516 0.2569 非硅成本（元 /W) 0.1297 0.1640 0.1565 0.1546 0.1407 硅片成本（元 /W) 0.3792 0.4177 0.4065 0.4062 0.3976 硅片环节非硅成本降幅（元 /W） 0.0000 -0.0343 -0.0267 -0.0249 -0.0110 硅片成本降幅（元 /W) 0.0000 -0.0385 -0.0273 -0.0270 -0.0184 硅片环节非硅成本降幅（ %） 0.00% -26.44% -20.61% -19.17% -8.45%硅片环节成本降幅（ %） 0.00% -10.15% -7.20% -7.13% -4.86%电池电池环节非硅成本（元 /W) 0.2216 0.2193 0.2130 0.1986 0.1735 电池环节非硅成本降幅（元 /W) 0.0000 0.0023 0.0086 0.0231 0.0482 电池环节非硅成本降幅（ %） 0.00% 1.04% 3.88% 10.40% 21.73%电池环节成本（元 /W) 0.6008 0.6370 0.6195 0.6048 0.5711 电池环节成本降幅（元 /W) 0.0000 -0.0362 -0.0187 -0.0040 0.0297 电池环节成本降幅（ %） 0.00% -6.02% -3.12% -0.66% 4.95%组件组件环节非硅成本（元 /W) 0.5773 0.5698 0.5587 0.5365 0.5185 组件环节非硅成本降幅（元 /W) 0.0000 0.0074 0.0186 0.0407 0.0587 组件环节非硅成本降幅（ %） 0.00% 1.29% 3.22% 7.06% 10.17%组件环节成本（元 /W) 1.1781 1.2068 1.1782 1.1413 1.0896 组件环节成本降幅（元 /W) 0.0000 -0.0287 -0.0001 0.0368 0.0884 组件环节成本降幅（ %） 0.00% -2.44% -0.01% 3.12% 7.51%组件功率（ W） 401 414 450 542 553 生产环节成本降幅（元 /W） 0.0000 -0.0287 -0.0001 0.0368 0.0884 系统环节单瓦组件数相关 BOS成本（元 /W) 0.7482 0.7252 0.6667 0.5536 0.5425 系统环节单瓦组件数相关 BOS成本降幅（元 /W） 0.0000 0.0230 0.0814 0.1946 0.2056 总超额利润（元 /W) 0.0000 -0.0058 0.0813 0.2313 0.2941 2.2 210供应链效率良率提升，市场份额有望快速提升0213大尺寸硅片是行业降本增效潮流下的必然选择 ： 大尺寸硅片在 硅片端降低单位长晶成本，在电池、组件、系统环节摊薄单瓦非硅成本，经济效益显著 ； 隆基绿能推出 182mm硅片， TCL中环 迈入 210mm单晶硅片 时代。182mm、 210mm等大尺寸硅片市场份额有望迅速增长。 2021年， 182mm及 210mm尺寸合计占比由 2020年的 4.5%迅速增长至 45%。预计到 2022年， 182mm及 210mm硅片市场份额分别有望达到 50%、 25%。图： 2020-2030年不同尺寸硅片市场占比（ 单位： %）资料来源： CPIA、浙商证券研究所0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2020 2021 2022E 2023E 2025E 2027E 2030E156.75mm 158.75mm 160-166mm 182mm 210mm图： 半导体行业以及光伏行业硅片尺寸发展历程资料来源：天合光能、浙商证券研究所2.3 PERC降本接近尾声， N型电池有望接替 P型电池0214PERC当前仍为主流技术 ， 但提效降本已近尾声 。 2021年 ， 新建量产产线仍以 PERC电池产线为主 ， PERC单晶电池平均转换效率达到 23.1%，同比仅提升 0.3pct。 P型单晶硅 PERC电池理论转换效率极限为 24.5%， 传统的 P型电池使用硼掺杂的硅片基底 ， 初始光照后容易形成硼 -氧对 ，在硅片基底中捕获电子以形成复合中心 ， 从而导致光致衰减 ， 这些因素导致 P型 PERC单晶电池效率较难再有大幅度的提升 。N型电池转换效率高 ， 有望接替 P型电池成为主流技术 。 N型电池硅片基底掺磷 ， 几乎没有硼 -氧对形成的复合中心损失 ， 光致衰减得到极大优化 。 据德国知名太阳能研究所 （ ISFH） 在 2019年的报告分析 ， 以 Topcon和 HIT为代表的 N型电池理论极限效率远高于 P型 PERC电池 ， 随着时间的推移和技术的逐渐成熟 ， N型电池有望实现更高的量产电池效率 ， N型电池的效率会逐步和 P型电池拉开差异 。资料 来源： ISFH，浙商证券研究所22%23% 23%24%25.1% 25.8%PERC HJT TOPConIndustry LabLimit 24.5%Limit 27.5% Limit 28.7%29.43%(Si Limit)图：不同技术路线的硅基电池理论极限效率（单位： %） 图： 光伏电池片技术路线资料 来源： PV InfoLink，浙商证券研究所0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.92017 2018 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E资料来源： CPIA，浙商证券研究所图： PERC电池效率增幅趋缓（单位： pct）2.4 N型电池技术达到量产临界点，多种技术路线并存0215N型电池技术路线主要有 TOPCon、 HJT、 IBC等 。 TOPCon与 HJT实现效率提升的方式都是通过钝化降低少子表面复合速率 。 但 TOPCon通过隧穿氧化层 ， HJT通过沉积非晶硅薄膜 ， 方式差异导致各自工艺差别 ， 从而导致两者商业化成本 的 差值 。 在量产成本上 ， 能兼容 PERC生产线的 TOPCon比 HJT领先一步 。 IBC的转换效率最高 ， 且可与 TOPCon/HJT等其他晶硅技术叠加 ， 但量产难度较大 ， 设备投资额较高 。表：不同类型电池情况（单位： %，元 /W， mg/片， m，亿元 /GW， GW）N型电池工艺 P-PERC（ 基准） TOPCon HJT IBC经典 IBC TBC 经典 HBC实验室效率（ %） 24.06%（隆基） 26.0%（ Fraunhofer） 26.3%（隆基） 25.2%（ Sunpower） 26.1%（ Fraunhofer） 26.63%（ Kaneka）量产效率（ %） 22.8%-23.2% 23.5%-24.5% 23.5%-24.5% 23.5%-24.5% 24.5%-25.5% 25%-26.5%量产难度 工序中等；难度低 工序多，难度中低 工序少，难度中高 工序多，难度中高 工序多，难度中高 工序多，难度高生产成本（元 /W） 约 0.6-0.8元 /W 约 0.7-0.9元 /W 约 1.0-2.0元 /W 约 1.0-2.0元 /W 约 1.0-2.0元 /W 约 1.2-2.2元 /W银浆耗量（ mg/片） 80mg/片 100-120mg/片 200-220mg/片 低于双面 PERC 低于双面 TOPCon 低于 HJT薄片化（ m） 170-190m 150-160m 90-140m 130-150m 130-150m 90-140m产线兼容性 目前主流产线 可升级 PERC产线 完全不兼容 PERC 兼容部分 PERC 兼容 TOPCon 兼容 HJT设备投资（亿元 /GW） 2亿元 /GW 2.5亿元 /GW 4.5亿元 /GW 3亿元 /GW 3亿元 /GW 5亿元 /GW量产成熟度 已成熟 已成熟 即将成熟 已成熟 即将成熟 即将成熟2022年产能预测（ GW） 200GW以上 50GW以上 10GW 4GW以下 约 3GW 约 1GW资料来源：普乐科技，浙商证券研究所2.5 TOPCon： 工艺成熟度高，率先启动大规模量产0216效率提升潜力大 ：具有优越的界面钝化和载流子输运能力 ， 目前量产效率分布在 23.7%-24.5%；实验室效率达到 25.5%-26.1%； 理论极限效率达到28.7%光致衰减低 ：掺磷的 N型晶体硅中硼含量极低 ， 削弱了硼氧对的影响；工艺设备产线兼容性好 ：可基于现有 PERC产线升级改造 ， 只需增加硼扩散和薄膜沉积设备 ， PERC产线升级 改造 成本仅约 0.5-0.7亿元 /GW。率先进入量产时代： 2022年 ， 全行业 TOPCon产能有望新增超 50GW， 截至2022年末 ， TOPCon产能有望突破 60GW， 出货量有望超 15GW。资料来源：中科院电工所，浙商证券研究所图： TOPCon与 PERC工艺对比资料来源： PVinfolink，浙商证券研究所20.0%20.5%21.0%21.5%22.0%22.5%23.0%23.5%24.0%24.5%25.0%020004000600080001000012000140001600018000现有产能 2022新增 效率 %MP图： TOPCon现有及新增产能情况（单位： MW、 %）2.6 HJT：降本提效空间大，产业化进展提速0217资料来源：中科院电工所，浙商证券研究所效率高： 由于 HJT电池使用 N型硅衬底以及非晶硅对基底表面缺陷的双重钝化作用 ， 目前量产效率已达到 24%以上； 工艺流程简单： 所需环节仅 4步 ， 分别为制绒清洗 、 非晶硅薄膜沉积 、 透明导电薄膜沉积 、 丝网印刷； 双面率高： 电池结构高度对称 ， 双面率高达 90%-95%， 而传统 PERC电池双面率仅为 70%；低光衰： 由于电池上表面为 TCO， 电荷不会在电池表面的 TCO上产生极化现象 ， 无 PID现象； 大尺寸 、 薄片化 ： 适用于大尺寸 ， 且 HJT电池的制程温度低 ，上下表面结构对称 ， 无机械应力产生 ， 可以顺利实现薄型化； HJT+： HJT后续可作为底层平台型技术 ， 与 IBC、 钙钛矿叠层等其他工艺叠加 ， 有望进一步提升转换效率至 30%以上 。降本空间大： 由于设备成本和材料成本过高 ， 目前 HJT电池非硅成本仍高于 TOPCon电池 ， 未来有望通过薄片化 、 设备国产化等方式持续降本 。产业化提速： HJT技术不兼容现有 PERC产能 ， 历史产能包袱较轻的新进入企业迎来发展机遇 ， 光伏行业龙头亦取得重大突破 。 根据各公司公告及中科院电工所统计 ， 截至 2021年末 ， 全国 HJT已建产能达 5.57GW， 2022年待建产能 4.8GW；预计至 2022年末 ， 国内 HJT产能有望突破 10GW。图： HJT电池工艺流程表：国内 HJT产能统计（单位： MW）企业 HJT产能 地点已建（截至 2021年末） 待建（ 2022年）金石能源 600 福建泉州爱康系 爱康中智 160 1000 江苏泰兴爱康科技 500 600 浙江长兴山西智能 200 山西太原通威系通威金堂 1000 四川金堂通威双流 200 四川双流通威合肥 250 安徽合肥华晟新能源 500 2000 安徽宣城金刚玻璃 1000 江苏苏州阿特斯 250 浙江嘉兴爱 旭股份 200 浙江义乌晶 澳科技 200天 合光能 200 江苏常州国家电投 100东方日升 150 江苏常州隆基绿能 60 陕西咸阳明阳智能 1200合计 5570 4800资料来源 ：公司公告、中科院 电工所，浙商证券研究所2.7 IBC：兼容并蓄，有望在分布式市场打造差异化竞争力0218IBC电池与其他晶硅电池最大的不同在于 ， 其发射极 、 表面场和金属电极都做在电池背面 ， 并交叉指式分布 ， 电池正表面无任何栅线遮挡 ， 吸光面积最大 。其外形美观 ， 适用于对双面率要求较低而对美观度有一定要求的分布式场景 ， 且可与多种技术路线叠加 。经典 IBC： 获取的效率溢价难以覆盖增加的成本 ， 该工艺路线竞争力逐渐减弱；TBC： 结合 IBC电池高的短路电流与 TOPCon优异的钝化接触特性 。 由于 TOPCon工艺已成熟 ， 吸收 TOPCon电池关键技术工艺的 TBC电池 ， 成为性价比最高的 IBC电池工艺路线 。 SunPower和国内尝试量产 IBC电池的企业 ， 纷纷向该技术路线转型 。HBC： 结合 IBC电池高的短路电流与 HJT电池高的开路电压的优势 。 截至目前 ， HBC转换效率最高达到 26.63%， 成为新一代最有发展潜力的晶硅电池工艺路线；但是 HBC电池同时保留了 IBC和 HJT各自生产工艺的难点 ， 工艺最为复杂 ， 成本最高 ， 技术有待进一步成熟 。表：不同 BC电池工艺特点类目 经典 IBC电池 TBC电池 HBC电池叠加方式 - IBC+TOPCon IBC+HJTPN区 1、掩模和炉管扩散制备背面 PN区2、 P区 N区隔离，分别跟金属电极接触1、掩模和炉管扩散制备背面 PN区，或掩模和CVD原位掺杂制备背面 PN区2、 PN区与基区之间沉积一层超薄隧穿氧化层3、 P区 N区隔离，分别跟金属电极接触1、掩模和 CVD原位掺杂制备背面 PN区2、电池正面沉积本征非晶硅钝化层3、 PN区与基区之间沉积本征非晶硅钝化层4、 PN区与金属电极之间沉积 TCO层金属化 单面丝网印刷，无主栅或多主栅 单面丝网印刷，无主栅或多主栅 单面丝网印刷，无主栅或多主栅兼容性 兼容部分 PERC工序 兼容部分 TOPCon工序 兼容 HJT设备和工艺制程 高温制程 高温制程 低温制程成熟度 成熟 接近成熟 接近成熟成本 成本低 低 高量产转换效率 23.5%-24.5% 24.5%-25.5% 25%-26.5%资料来源：普乐科技，浙商证券研究所资料来源：口袋光伏，浙商证券研究所图： IBC电池工艺流程2.8 N型电池转换效率持续提升，有望逐步成为市场主流0219图： 2018-2030E各类型电池市场份额变化趋势（单位： %）资料来源： CPIA，浙商证券研究所0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2018 2019 2020 2021 2022E 2023E 2025E 2027E 2030EBSF PERC Topcpn HJT IBC 其他N型电池转换效率有望持续提升。 2021 年，规模化生产的 P型单晶电池均采用 PERC技术，平均转换效率达到 23.1%； N型 TOPCon电池平均转换效率达到 24%，异质结电池平均转换效率达到 24.2%，两者较 2020年均有较大提升。随着技术不断进步吗，根据 CPIA，预计至 2025年， Topcon、 HJT、 IBC电池转换效率有望分别达到 24.9%、 25.3%、 25.3%；至 2030年，有望分别达到 25.6%、 26.0%、 26.2%。未来随着生产成本的降低及良率和转换效率的提升， N型电池市场率有望不断提高。 根据 CPIA， 2021年 N型电池市场占比约为 3%， 预计至2025年 N型市占率有望达到 40%，至 2030年有望达到 75%。资料来源： CPIA，浙商证券研究所19%21%23%25%27%2018 2019 2020 2021 2022E 2023E 2025E 2027E 2030EP-PERC多晶 P-PERC准单晶 P-PERC单晶TOPCon单晶 N-HJT单晶 N-IBC单晶图： 2018-2030E各技术路线电池片转换效率（单位： %）格局03Partone20看好低估值赛道，优选强 标的3.1.1 硅料： 2022年全球多晶硅供需维持紧平衡状态0321 考虑终端需求 ， 2022年多晶硅供需维持紧平衡 。 2021年多晶硅供需紧平衡 ， 2021年全年有效产能利用率约 93%。2022年多晶硅有望维持供需偏紧状态 ， 据测算 ， 2022Q1-Q4有效产能利用率分别为 88%、 95%、 102%、 100%，2022年全年有效产能利用率约 97% 。图： 2020-2022E多晶硅市场供需测算（单位：万吨、 %）资料来源：硅业分会，浙商证券研究所0%20%40%60%80%100%120%0510152025302020Q1 2020Q2 2020Q3 2020Q4 2021Q1 2021Q2 2021Q3 2021Q4 2022Q1 2022Q2E 2022Q3E 2022Q4E硅料需求量（万吨） 硅料生产量（万吨） 有效产能利用率（ %）3.1.2 硅料：扩产壁垒高于预期，龙头集中度快速提升0322成本曲线头部企业保持长期竞争优势 ， 获取成本优势来源主要包括： 能源价格 、 技术及工艺管理能力 、 规模效应等 。 2022年有效产能前四厂商分别为通威股份 、 大全能源 、 新特能源 、 协鑫科技 ， 更低的电价 、 更高的技术及工艺能力 、 规模效应等助力国内龙头具备成本优势 。龙头厂商低成本产能加速扩产 ， 市场集中度有望进一步提升 。 根据统计 ， 2021年国内多晶硅有效产能前四厂商分别为通威股份 、 协鑫科技 、大全能源 、 新特能源 ， CR4市占率为 66%。 随着 CR4扩产提速 ， 成本与品质优势加持下 ， 龙头市占率呈加速提升趋势 ， 预计 2023年 CR4市占率有望达到 84%。表： CR4有效产能占总需求比例（单位：万吨， %）年份 2019 2020 2021 2022E 2023E硅料需求量（万吨） 48 53.4 58.4 89.6 115.1通威股份（含永祥）（万吨） 8 9 10 20 28大全能源（万吨） 7 7 10.5 12.5 22.5协鑫科技（江苏中能 +新疆协鑫）（万吨） 8.4 9.4 10 16 26新特能源 7.2 8 8 12 20CR4 64% 63% 66% 68% 84%资料来源： Solarzoom，公司公告，浙商证券研究所图 ： 2022年多晶硅企业产能成本结构图（单位：元 /kg，万吨）资料来源： Solarzoom，浙商证券研究所0323硅片：龙头厂商纷纷布局大尺寸产品 ， 大尺寸硅片成为光伏行业发展趋势 。 单晶 182硅片作为当前的主流尺寸的硅片 ， 整体产量最大 ，单晶 210硅片需求在增加 ， 市场整体 G12硅片产出略显偏紧 。 大尺寸硅片在 硅片端降低单位长晶成本 ， 在电池 、 组件 、 系统环节摊薄单瓦非硅成本 ， 经济效益显著 。 2021年 ， 182mm及 210mm尺寸合计占比由 2020年的 4.5%迅速增长至 45% ， 预计 2022年将达到接近 75%。硅片环节 ， 隆基绿能 、 TCL中环