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1、2024年光伏行业专题报告产业链内卷新技术破局1 .光伏需求1.1 政策推进及成本降低持续成为国内光伏发展驱动力政策端：国家密集政策发布推动中国光伏产业链高质量发展。绿色低碳转型不断为世界经济发展注入新动能，各国日益重视能源自主可控战略，持续加大对可再生能源领域的投入，可再生能源发展仍将持续成为重点方向。中国光伏产业链处于全球领先地位，国家多政策出台促进光伏建设发展。2023年7月深改委二次会议指出，当前中国能源变革已进入新的发展阶段，从能耗双控逐步走向碳排放双控。同时，会议通过了关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见，强调要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的

2、基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。新型电力系统是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体,随着建设新型电力系统的战略地位提升，中国光伏产业链发展进入新的阶段。成本端：光伏度电成本持续降低，经济性凸显。根据IRENA数据，2010年全球太阳能光伏发电、陆上风电、海上风电LeOE（平准化能源发电成本）分别为源445、0.107、0.197USDkWh,2022年分别降至0.049、0.033、0.081USDkWh,十二年来降幅分别达-89%、-69%、-59%,光伏LCOE降幅居首。其中,中国是全球太阳能光伏和陆上风电成本下降的主要驱动主体，2022年，中国光伏发电LeOE为0

3、037USDAWh,和印度并列成为光伏发电成本最低的两个国家。2023年光伏产业链价格大幅下降，组件价格走低带动光伏LCOE进一步下降。根据IRENA数据显示，2010年至2022年间，光伏发电的LCOE下降了89%,其中组件环节的成本下降为光伏LCOE下降贡献了45%o2023年内，组件价格下降幅度超40%,我们预计LeOE将随着光伏技术进步持续下降，光伏发电成本优势进一步凸显。根据CPlA数据，中国光伏新增装机规模已连续多年位居世界首位。截至2023年11月底，全国累计发电装机容量约28.5亿千瓦，同比增长13.6%o其中，太阳能发电装机容量约5.6亿千瓦，同比增长49.9虬太阳能发电已

4、经超越水电，成为可再生能源发电装机第一、和继火电之后的全国第二大电源。2023年ITO月，全国新增太阳能发电装机142.56GTV,同比增加145%。由于2023年硅料价格快速跳水，带动全产业链价格走低，组件成本下降使得终端电站投资成本降低、投资回报率显著提升，风光大基地建设推进顺利；整县推进政策有序推进，带动分布式光伏建设如火如荼。根据CPIA预测，2023年中国光伏新增装机量由120GW（乐观）/95GW（保守）上调至180GW（乐观）/160GW（保守）。展望2024年，我们预计光伏组件价格随着老旧产能的出清有所反弹，而新技术持续进步和新产能落地又对价格有所抑制,组件价格在2024年将在

5、低水平位置震荡，下游光伏电站建设成本维持低位。但由于消纳受困、电网调节能力不足、用地紧张、政策变动等多种因素，分布式和集中式电站均受到一定的发展建设阻力，我们认为2024年国内下游光伏装机增速将较2023年有所放缓，但仍保持同比增长趋势。图表4: 2011-2025E国内新增装机（GW）VVV耕耕耕护校科彼校jf料来源:CPIA.长城证券产业金融研究院1.2土地资源紧张制约国内集中式电站发展集中式电站旨在充分利用地区丰富和相对稳定的太阳能资源，通过接入高压输电系统实现远距离运输，特点是规模大、效率高、经济性好。总体来看，集中式电站在安装位置、并网等级、电站设备的配备和输送距离四大方面与分布式电

6、站有所不同：1）安装位置：当下我国集中式电站主要分布在戈壁和沙漠等光照资源较好的、地皮价格较为便宜的西部地区。2）并网电压：集中式电站并网电压一般在35kv或IlOkV,对于30MTV规模以下的电站，一般直接采取35kv的电压直接并网；对于30MW规模以上的电站，一般配备了主变压器，将电压提升至IIOkV后再进行并网。3）电站设备配备：集中式电站因并网电压要求较高需配备升变压站，其所需的站用变开关柜、互感器、消弧线圈、微机保护、电度表和调度数据屏等一次二次电站设备较分布式电站更多更复杂。4）输送距离：集中式电站所发电力通过高压并网后可输送到华东等用电量较高的地区。根据国家能源局数据，截至202

7、3年9月底，全国光伏发电装机容量达到520GW,其中集中式光伏295GW,分布式光伏225GW,占比分别为56.73%、43.27%0风光大基地政策出台，加速集中式电站发展。2021年10月，我国在联合国生物多样性公约第十五次缔结方大会上正式提出，将大力发展可再生能源,在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。2021年国家发改委和国家能源局联合印发了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知，通知涉及到19个省份，项目总规模达97.05GW,预计2023年全面投产。2022年2月国家发改委和国家能源局再次联合印发了以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型

8、风电光伏基地规划布局方案，到2030年规划建设风光基地总装机规模约4.55亿千瓦。截至2023年2月，第一批97.05GW基地项目已全面开工、部分已建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，第三批基地已形成项目清单。从第三批风光大基地项目分布地点来看,甘肃、内蒙古和青海三省累计规模达47.78GW0从项目分类来看，第三批风光大基地项目中光伏合计26.08GW,风电合计20.55GW,光热项目合计IoOMW,清洁能源基地合计L05GW。地供应成为发展扰动因素。2023年5月，国家能源局发布关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案案例解读，指出新能源项目土地供应与建设资格信息不对称是项目落地难的重要原

9、因。能源企业经申请批复（核准、备案）程序，获得了项目建设资格，但受生态红线、土地类型、地形地貌等限制无法获取用地审批或用地面积不足,导致新能源项目建设资格获批与土地供应的矛盾和不匹配时有发生,客观上影响了新能源项目建设的落地效率，增加项目成本并延长开发周期。展望2024年，光伏用地紧张仍有可能成为发展集中式光伏电站的重要限制因素。1.3国内分布式电站增速放缓在建设以新能源为主的新型电力系统过程中，能源集中式开发和分布式开发齐头并进。分布式光伏开发即利用屋顶资源等实现就地消纳，特点是因地取能、靠近负荷中心、分散灵活。2023年前三季度，新增分布式光伏装机达67.1GW,占前三季度新增装机的52.

10、06%o消纳问题亟待解决，分布式光伏发展受限。随着分布式光伏的迅猛发展,接入和消纳压力骤然增长。2023年6月，国家能源局印发分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点实施方案，要求电网企业按年度组织对县（市）一级电网接纳分布式光伏能力进行排查和梳理,按照低压配电网承载能力，分为良好、一般、受限划分接网预警等级。多地已开始实施，按照电网承载能力限制分布式光伏并网规模，严禁超容量接入。我们认为消纳问题短期将对分布式光伏新增装机产生一定抑制，预计2024年国内分布式光伏增速将有所放缓。1.4全球需求短期增速减缓，长期增长趋势不改全球范围内，CPIA预计2023年全球新增装机在345-390GTV,

11、我们预计全球新增装机在390-400GW左右；预计2024年新增装机465-485GW,同比增长20%左右，新增装机增速放缓，将从高速增长回归理性。1.4.1欧洲2022年受俄乌冲突影响，欧洲光伏装机呈现爆发式增长，全年光伏新增装机为41GW。光伏装机增长趋势在2023年得以延续，根据RystadEnergy预测，2023年光伏新增装机将超过58GW,同比增长超4L5%。德国、西班牙、荷兰、波兰等国在光伏新增装机上处于领先地位。化石能源价格暴跌削弱光伏装机动机，长期光伏LCOE占优。2023年以来，俄乌战争、北溪检修等影响消退，欧洲天然气价格已经暴跌至能源危机以前的水平。天然气和煤炭是欧盟主要

12、的发电来源,占2022年发电量的三分之一以上，居民电价高度依赖于这些商品价格，因此欧洲电价也相应跌回危机前水平。随着化石能源价格下跌，清洁能源发电的经济性优势有所削弱，或导致2023年光伏装机增长不及预期。长期来看，由于地缘政治、经济波动等因素，化石能源价格仍有较大不稳定性。当前美国降息预期较强，美债利率下调将带动石油天然气价格上涨，因此我们认为2024年全球天然气价格会再度抬升，光伏发电成本仍有显著优势。图表14:荷兰TTF天然气价格走势(EUR/MWh)350.00-I300.00-250.00-200.00-150.00-100.00- EFON mz-das S.5 EZ宜 EZ,Ue

13、c ZZ,0N AZ6.9S ZrnC ZZXeW 里 - S1Cfl IZ,ON IZ6.9S 二 z，_nc 二工 Iz，UeC.OoOo 0.0. 5政策持续发力，可再生能源目标支撑光伏装机增长。2022年5月，欧盟公布再生能源计划(REPOWerEUPlan),将可再生能源目标从之前的40%提高到2030年的45%,计划2025年新增装机达到320GW,2030年达到600GW。具体国家中，2022年9月德国通过了年度税收法案，2023年起将为满足条件的屋顶光伏免除所得税和相应的增值税；荷兰将光伏发电发展目标写入法律，并承诺限制石油天然气钻探活动，提高绿色支出激发市场活跃度。随着更多国

14、家上修光伏装机目标以及出台更多光伏支持政策，预计2024年欧洲光伏项目将继续迎来需求增长。尤其是欧洲对于屋顶光伏接受度较高，住宅和商业电力消费者正在演变为生产消费者，进一步促进屋顶光伏持续快速发展。根据SolarPowerEurope预计，到2027年，欧盟27国屋顶光伏装机将达到268GWo1.4.2美国此前受疫情及限制性贸易政策影响，美国光伏市场在2022年受到较大制约，2023年,在光伏市场发展向好,根据WoodMaCkenZie及SEIA预测,2023年美国新增光伏装机将达到32GW,同比增长52%0IRA法案刺激美国光伏投资：2022年8月，美国通过了通货膨胀削减法案（IRA法案），

15、其中能源安全和气候变化政策将在未来10年获得3690亿美元投入，ITC税收抵免额度在2032年前维持在30%o继IRA法案宣布之后，美国国内企业以及中国、欧洲、韩国等太阳能技术领导国纷纷宣布对美国工厂进行大规模投资。美债利率下降刺激光伏投资：美东时间11月1日，美联储FOMC召开议息会议，宣布维持利率稳定，并上调经济增长评估。美联储评级小组一致同意将基准联邦基金利率维持在5.25%-5.5%的目标区间，力求在长期内实现最大就业和2%以内的通货膨胀率。美国十年期国债收益率在突破5%的关键位置后开始回调，11月议息会议后，美联储宣布暂停加息。美国债券收益率大幅下降至4.57%附近，VlX恐慌指数降

16、低，市场情绪和风险偏好明显提振。利率水平下降促进光伏装机需求增长。（1）贷款利率下降使得光伏电站融资成本降低，IRR提升，有效促进光伏投资。（2）存款利率降低，光伏投资吸引力增强。2023年，由于美国高利率、高硬件和人工成本等因素作用，地方对光伏投资或持有观望态度，IRA法案的促进作用尚未完全显现，随着利率下调等利好政策出台，预计2024年光伏装机将进一步增长。1.4.3巴西IHSMarkit数据显示，2022年巴西光伏装机量达到12.8GW,同比增长72.9%,成为继中国、欧洲、美国和印度之后的全球第五大光伏市场。今年前十个月，巴西实现光伏新增装机10GW,超过去年全年，预计到2023年底，

17、巴西新增光伏装机容量将达到14GW。从我国ITO月光伏组件出口数据来看，巴西排在我国光伏组件出口第二大国。而排名第一的荷兰贸易额较高也主要是由于其强大的转口贸易潜力。我国头部光伏企业为了便于欧洲经销商拉货，大多在荷兰建有海外仓/前置仓。排除转口贸易影响，且不考虑中国企业东南亚产能对于美国的出口的话，巴西是我国光伏产品出口的第一大国。12月12日，巴西政府批准了提高光伏组件和风力涡轮机进口关税的措施，取消了对光伏组件12%的进口税收补贴，该措施将于2024年1月1日起正式生效。由于当前组件价格处于低位，乐观来看较低的关税缴纳基数将削弱补贴取消的影响，但另一方面，很多售价在成本线附近的组件厂商难以

18、承担成本的进一步提升，预计2024年中国对巴西出口组件量有所降低。1 .4.4印度自2022年4月1日基本关税的出台起，对太阳能电池征收25%的基本关税，对组件征收40%的基本关税，许多项目面临融资挑战,多个项目面临延期风险。JMKResearch的最新报告表明，印度在2023年前九个月（即1月至9月）的太阳能装机容量约为8.5GW,与2022年同期相比下降了约25虬2 .主产业链2.1 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。20

19、23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

20、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

21、年价格中枢或将落在80-100元kgN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

22、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。2.2 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

23、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，MlO渗透率快速提高，TOPCon电池快速发展进一步巩固了MlO硅片主流地位，根据InfOIinkConSUlting数据，预计全年MlO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150m附近，N型硅片厚度基本维持在主流130Un）附近。但由于硅片薄片化伴有碎片率高的劣

24、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。图表24：各硅片尺寸下组件产出占比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。受高纯度石英用烟供给偏紧的影响，厂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。2.3电

25、池片:N型技术持续升级,设备厂商同步受益2.3.1TOPCon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%o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ToPeOn电池片隧穿氧化及掺杂多晶硅

26、层制备的技术路线分为LPCVD方案（LPeVD+磷扩散设备）、PEeVD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InfOIinkConSUIting数据，预计截至2023年末，TOPCon的名义产能有望超过600GW0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

27、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AbBSF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。

28、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。2.3.2HJT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

29、产业链在微晶、金属化降本、去锢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：（I）OBB+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

30、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OBB技术。OBB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。OBB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

31、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TeO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InfoIinkConSUIting数据显示，按照

32、各厂商的规划，预估23年底HJT的落地产能有望超过50GWo银包铜+OBB技术已经推上量产，银包铜+OBB技术从0到1的转换有望加速后续HJT产能的落地。2.3.3BC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、Voe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

33、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9

34、0%+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400MTV的规模，另外义乌基地15GW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8-10GWo（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

35、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。图/36：钙伏材料示意图 Asite: Cs*, MA*, FA* B site: Pb2*, Sn2* X site: . Br. cr钙钛矿最初是指化学式为CaT103的矿物质以及拥有CaTi03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

36、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+）、甲豚（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-、Cb和BL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

37、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

38、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：玻璃清洗一Pl激光划刻一沉积空穴传输层一沉积钙钛矿层一沉积电子传输层一P2激光划刻一沉积背电极fP3激光划刻一P4激光清边-接线封装一测试。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

39、产线，建议关注相关钙钛矿产业相关受益股。2 .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PoIy通过在电池正面也进行POIy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

40、上。截至2023年11月，晶科能源双面PoIy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、TeO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%o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

41、技术推进将极大利好异质结产业化。2.4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，

42、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

43、价格回调。3 .辅材3.1 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&PGlob

44、alCommodityInsights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

45、有望维持。图表45:我国月度逆变器出口金额（亿美元）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：（I）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

46、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。3.21 :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

47、别涨至41.5/21/9.5万元，对比2022年初价格已翻数倍。而对于光伏石英用烟而言，“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，当下光伏石英生烟单只均价已突破3万元。虽然“价格涨价一厂商扩产一供过于求一价格回落”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

48、中层砂，内层砂的缺口有望支撑石英砂与石英用烟价格中枢在高位震荡。对于光伏领域石英林烟的需求，我们首先作出以下关键假设：(1)组件装机配比为1：L2,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8215%,单晶硅片维持95%以上的渗透率，并持续小幅攀升；(2)IGW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，对应用烟的合格使用时长较短，32英寸、36英寸成为用烟出货主流

49、因此在2023-2025年光伏装机分别为390、468、552GTV的规模下，测算光伏单晶硅领域需求石英用烟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用烟行业，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用烟及硅片的生产效率，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林烟厂商的工艺水平与原材料锁量能力。目前众多石英用烟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