电力设备及新能源行业光伏板块2023年投资策略丨2022.12.7

中信证券研究部

华鹏伟电力设备与新能源行业首席分析师S1010521010007

林劫
电力设备与新能源
分析师
S1010519040001
张志强
电力设备与新能源
分析师
S1010521120001

周家禾

电力设备与新能源

分析师

S1010522040002

电力设备及新能源行业

评级强于大市 (维持)

核心观点

我们预计2023年光伏供应链瓶颈将逐步消除，释放装机增长潜能。在装机需求高景气的基调下，随着N型电池组件加速推广、地面电站市场明显复苏，光伏行业结构性机遇凸显，技术红利兑现，看好N型技术、辅材、组件及逆变器等产业链环节和优质公司。

供应链瓶颈逐步消除，释放光伏装机增长潜能。硅料供应短缺问题将逐步缓解，2023年有效产能或达约150万吨，可满足约450GW光伏装机需求，在装机需求负反馈机制下，硅料价格中枢总体有望温和下降。而尽管高纯石英砂供应持续趋紧，但供需缺口非刚性，大概率也不会成为限制2023年装机增长的硬性瓶颈。受供应链成本下降、项目收益率提升、技术进步和支持政策加码的共同刺激下，预计2023年全球光伏装机量有望继续高增至350GW左右（国内约140GW），同比增速约40%，且地面电站需求有望明显复苏，装机占比或将回升。

N 型电池风起云涌，新技术创造新机遇。N型电池加速降本增效，TOPCon 头部产能生产成本即将与PERC 追平并有望进一步反超；HJT 降本路径清晰，头部产能生产成本或于2023年底前与PERC打平。N型电池性价比大幅吸引行业加快扩产,2023年TOPCon/HJT新增产能或达200/50GW,拉动设备需求放量；2023-25年新型高效电池渗透率有望增至35%/55%/70%以上，快速成为市场主流。尽管2023年电池片供应紧张格局有望边际缓和，但N型等高效电池得益于成本竞争力和性能溢价，或持续享有明显的盈利优势，新型高效电池技术和量产领先的厂商有望充分享受技术发展红利。

N型升级+结构优化，辅材增长弹性凸显。随着N型电池快速推广和地面电站装机回暖，辅材环节有望深度受益—胶膜：POE/EPE胶膜需求快速提升，或导致POE粒子供应骤然趋紧，按中性情形估算2023/24年POE粒子缺口达1/14万吨，缺口比例约2%/19%，价格有望持续上行，同时推动胶膜供给格局向具备供应链和产品结构优势的龙头集中，并带来库存红利。银浆：N型电池技术发展将推动银浆品类升级和单耗结构性增长，2022-25年银浆需求量CAGR有望由此前约15%增至约23%，其中更高规格的低温银浆CAGR或超130%，成长弹性凸显；同时，受益于国产化替代和价值量提升，银浆企业盈利有望加速修复。焊带：N型组件拉动SMBB、低温焊带加速推广和盈利能力提升，且龙头厂商加速扩产升级，市场格局有望趋于集中，头部企业份额优势或持续扩大，实现规模、盈利和技术竞争力的强势提升。光伏支架：地面电站市场回暖和跟踪支架渗透率提升，有望推升2022-25年跟踪支架需求CAGR超40%；同时，原材料成本压力逐步缓解和跟踪产品结构优化，支架盈利有望明显修复。

产能完善+产品升级，组件龙头盈利稳中有升。组件市场格局不改集中化趋势，2022/23年CR5或升至61%/67%。在供应链降本预期下，尽管组件对上游回吐利润的截留能力有限，但由于部分长单价格托底，现时成本下降和订单周期有错配，有望支撑组件环节盈利稳定及修复。组件企业亦持续完善产能布局，其中一体化进一步提升幅度较大的厂商更有望实现盈利增强。同时，受益于电池技术升级溢价红利和新型高效组件出货放量，有望推动组件龙头盈利稳中有升。

微逆+储能逆变器潜力巨大，国产龙头强势崛起。微型逆变器凭借“高效率+高安全性+高可靠性”的竞争优势，有望成为下一代逆变器主流方向，并进入高速增长阶段，预计2025年市场空间将超500亿元，对应2021-25年CAGR近60%。此外，受政策推动和经济性提升驱动，中美大储、欧洲户储市场迎来加速高增，预计2022-25年电力市场储能装机CAGR达70%，打开逆变器需求长期新增量。国内优质逆变器厂商有望受益于微逆和储能市场高增长，并凭借产品性价比优

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势、全球客户拓展能力和品牌力提升而快速崛起，并持续高增长。

风险因素：光伏装机增长低于预期；成本下降低于预期；新技术推广应用进度低于预期；硅料及其他辅耗材产能释放低于预期；市场竞争加剧；海外贸易壁垒抬升；疫情影响超预期；技术路线替代风险等。

投资策略：预计在2023年光伏装机高景气的基调下，随着N型技术加速推广、地面电站市场复苏，光伏行业结构性机遇凸显，技术红利兑现。重点推荐——1)N型技术：看好N型电池片产业化推广进程和长期增长空间，推荐在新技术领先量产且产品性价比竞争力持续快速提升的钧达股份、爱旭股份，建议关注金刚光伏等；推荐相关核心设备供应商捷佳伟创、迈为股份、奥特维、帝尔激光，建议关注海目星、金辰股份、芯碁微装等。2）辅材：看好受益于N型升级和地面电站市场结构优化的高增长辅材环节，推荐福斯特、宇邦新材、中信博，建议关注海优新材、赛伍技术、激智科技、帝科股份、博迁新材、同享科技、威腾电气、通灵股份、快可电子、海达股份、意华股份、欧晶科技等。3）组件：看好受益于供应链成本下降、一体化布局完善和新型高效产品量利齐升的组件龙头，推荐天合光能、晶科能源、隆基股份，以及强势入局组件的通威股份，建议关注晶澳科技、阿特斯、东方日升。4）逆变器：长期看好微逆、储能逆变器市场的高增长机会，推荐德业股份、阳光电源、禾迈股份、锦浪科技、固德威，建议关注昱能科技、上能电气等。

重点公司盈利预测、估值及投资评级

简称	代码	收盘价	EPS			PE				评级
简称	代码	收盘价	21	22E	23E	24E	21 22E	23E	24E	评级
天合光能	688599.SH	57.55	0.83	1.71	3.55	4.75	69 34	16	12	买入
晶科能源	688223.SH	14.64	0.11	0.28	0.67 0.87	133	52	22	17	买入
隆基绿能	601012.SH	45.93	1.20	2.11	2.68	3.16 38	22	17	15	买入
通威股份	600438.SH	42.35	1.82	6.77	6.25	6.39 23	6	7	7	买入
钧达股份	002865.SZ	195.52	-1.26	5.46	13.68	19.32 -155	36	14	10	买入
爱旭股份	600732.SH	39.91	-0.11	2.05	3.01	3.75 -363	19	13	11	买入
福斯特	603806.SH	60.53	1.65	1.79	2.73	3.43 37	34	22	18	买入
阳光电源	300274.SZ	106.13	1.07	2.11	3.85	5.29 99	50	28	20	买入
德业股份	605117.SH	348.70	2.42	6.22	12.37 20.48	144	56	28	17	买入
禾迈股份	688032.SH	973.02	3.60	10.64	21.33 39.29	270	91	46	25	买入
锦浪科技	300763.SZ 192.37		1.26	2.93	6.42 10.66	153	66	30	18	买入
固德威	688390.SH 309.70	2.27	4.43	11.73	21.99	136	70	26	14	买入
捷佳伟创	300724.SZ 118.75	2.06	2.93	4.33	6.12	58	41	27	19	买入
迈为股份	300751.SZ 462.00	3.72	5.35	9.35	14.33	124	86	49	32	买入
奥特维	688516.SH 201.64	3.76	6.20	10.54	15.78	54	33	19	13	买入
帝尔激光	300776.SZ 129.08		2.24	3.11	4.16 5.45	58	42	31	24	买入
石英股份	603688.SH 135.00		0.80	2.84	6.67 9.78	169	48	20	14	买入
宇邦新材	301266.SZ	70.88	0.74	1.15	2.55 3.55	96	62	28	20	买入
中信博	688408.SH	86.98	0.11	0.35	2.30 3.55	791	249	38	25	买入
大全能源	688303.SH	54.59	2.68	9.57	8.86 6.41	20	6	6	9	买入
新特能源	1799.HK	15.72	4.11 11.04	12.64	9.06	4	1	1	2	买入
福莱特	601865.SH	35.33	0.99	1.01	1.48	2.02	36 35	24	17	买入
信义光能	0968.HK	8.40	0.55 0.51		0.71 0.99	15	16	12	8	增持
TCL中环	002129.SZ	40.48	1.25	2.25	2.82	3.34	32 18	14	12	买入
双良节能	600481.SH	14.11	0.17 4.42	0.68	1.27 1.71 13.04	83	21 15	11 9	8 7	买入
上机数控金博股份	603185.SH 688598.SH	117.39 268.22	5.33	7.96 7.06	8.19	17.34 9.80	27 50	38 33	27	买入增持

资料来源：Wind，中信证券研究部预测
注：股价为2022年12月7日收盘价；信义光能、新特能源货币单位为港元

供应链瓶颈逐步消除，释放需求增长潜能.
硅料产能加速释放，价格中枢逐步回落 .7
高纯石英砂持续紧张，但非硬性瓶颈，价格极具上涨弹性 .9
光伏装机增长中枢上行，地面电站有望盈利复苏. ..12
国内：分布式延续高增长，集中式有望显著复苏. ….12
全球：能源转型+能源危机，刺激光伏装机加速提升.. ...14
N型电池风起云涌，新技术创造新机遇， ...17
N 型电池产业化加速，TOPCon引领，HJT等跟进. ..17
技术升级带来市场红利，高效电池延续强势周期. ..22
N型电池迎扩产潮，设备需求持续放量 ..24
N型升级+结构优化，辅材增长弹性凸显 ..26
胶膜：POE供应趋紧，再续高增长新篇. ..26
银浆：N型电池推动需求升级，结构优化带来盈利改善 ..31
焊带：N型组件拉动SMBB、低温焊带加速推广，龙头有望量利齐升， ..33
光伏支架：地面电站复苏，跟踪支架加速渗透 ..36
产能完善+产品升级，组件龙头盈利稳中有升.. ..38
微逆+光储潜力巨大，打开逆变器长期增长空间. ..40
微逆渗透率加快提升，国产龙头强势崛起 ..40
储能广阔天地，逆变器大有可为.. .42
风险因素.. ..46
投资建议... .46

插图目录

图1：多晶硅致密料价格逐步触顶回稳 ..
图2：近两年国内光伏组件价格稳步回升 ..
图3：国内光伏硅料月产量迎来加速释放. ....8
图4：2022年国内光伏硅料及硅片月度产量对比. ....8
图5：不同利用小时数下光伏项目IRR 随组件价格变动情况.
图6：2022年光伏硅片成本结构测算..
图7：2023年光伏硅片成本结构预测 ...10
图8：2022年1-11月上旬国内光伏组件集采定标规模. ..13
图9：2022Q1-3国内光伏组件厂商中标情况.. ...13
图10：不同省份光伏地面电站项目.R对组件价格变动情况 ..13
图11：中国光伏装机结构及预测，
图12：中国光伏新增装机规模及预测.. ....14
图13：中国光伏组件出口情况... ....14
图14：中国光伏组件出口市场分布. .5
图15：中国光伏组件出口欧洲市场分布. ..5
图16：德国基载电力价格迎来大幅上涨.. ....5
图17：欧洲光伏装机增长中枢明显上行... ..5
图18：2022年美国月平均电价迎来加速上升. ....16
图19：2022年美国光伏季度装机下..
图20：全球光伏装机增长规模及预测. … ..17
图21：全球光伏装机按场景分布. ...7
图22：光伏电池技术路线量产效率趋势.. ...17
图23：TOPCon 电池转换效率提升路线图. ....7
图24：隆基绿能在去年多时间H池效率纪录..…… ..8
图 25：不同技术类型电池片需求及预... ...2
图26：不同技术类型电池片市场渗透率预测.. ..2
图27：PERC 电池相对 BSF 电池溢价 ..22
图28：爱旭股份不同电池毛利率和PERC 渗透率对比. ...22
图 29：2022年国内部分光伏电站组件招标价．.. ..23
图30：N型和P型产品各环节价格及价差. ...23
图31：按即时价格测算光伏中游各环节平均毛利率变化趋势， ..23
图32：电池片产能结构及供需预测. ...23
图 33：TOPCon 行业部分电池产能与转换效率统计（截至 2022Q3) ..24
图34：2021年胶膜企业市场份额（按产能） ...30
图35：2021年胶膜企业市场份额（按出货） ..30
图36：VA粒子价格涨落与胶膜龙头福斯特毛利率对应关系 ..30
图37：不同电池片技术银浆消耗量变化趋势.. ..31
图38：目前不同电池技术银浆耗用量.. ..31
图39：银浆国产化持续推进...
图40：光伏银浆需求预测.. ..3
图41：不同主栅数量电池市场份额分布. ………… ..34
图42：光伏焊带产品发展趋势.. ...35
图43：20年国光伏焊带企业市场份分布… ...36
图44：焊带头部厂商产能扩张规划. .36
图45：全球光伏跟踪支架出货量情况. .37
图46：全球及中国光伏跟踪支架渗透率对比 ..37
图47：跟踪支架成本结构.. ..38
图48：螺纹钢价格走势 ..38
图49：组件企业出货集中度快速提升 ..38
图50：光伏组件行业出货量份额变化. ..38
图51：近两年原材料涨价周期中光伏组件厂商毛利率普遍下行， .39
图52：光伏产业链盈利分布及预测.. .39
图53：主要光伏组件企业各年末一体化产能配套率， ..39
图54：2023年组件龙头厂商将迎来出货增长与高价值量新品结构优化共振 ..40
图55：微逆市场份额分布（按功率） ..42
图56：主要微逆厂商出货规模 ..42
图57：储能系统各部件相互关系 ..42
图58：储能系统成本拆分.. ..42
图59：电化学储能新增装机规模快速增长 .43
图60：锂电池储能占电化学储能比例稳步提升， ..43
图61：发电侧不同场景储能项目IRR 测算. ..44
图62：国内各地区峰谷电价差. .44
图63：美国储能市场装机规模及预测. .44
图64：美国储能市场装机容量及预测. .44
图65：意大利光储项目装机及储能渗透率 ..45
图66：全球户用储能项目装机规模及预测 ..45
图67：各逆变器厂商储能业务占整体泛逆变器收入比例持续提升， .46

表格目录

表1：主要多晶硅厂商产能统计. .7
表2：多晶硅季度供需测算（2023年暂以光伏装机350GW为基准） ..8
表3：光伏用高纯石英砂供需测算 ..10
表4：单晶硅片企业名义产能统计（MW) .11
表5：国内30 省市"十四五"风光新增装机目标 .12
表6：欧盟计划简化和取消部分新能源项目开发许可流程 .16
表7：现价下不同技术路线头部一体化产能成本测算， ..19
表8：各厂商TOPCon 电池产能及规划统计 .20
表9：HJT电池现有及规划产能统计.. ..21
表10：TOPCon 五种技术路线优缺点 .24
表11：TOPCon&HJT电池片设备需求空间测算 .25
表12：组件设备市场空间测算. .25
表13：光伏重点辅耗材环节有望迎来结构性增长加速 ..26
表14：不同光伏胶膜性能对比. .27
表15：不同情形下EVA、POE类胶膜及粒子需求预测 .27
表16：EVA及POE粒子产能统计.. .28
表17：不同情形假设下光伏 EVA和 POE粒子供需情况. ..29
表18：不同铜银比下银包铜浆料成本性能比较. .31
表19：光伏银浆需求和市场空间测算. .32
表20：光伏互连焊带产品类型及特点， .33
表21：头部组件厂商主流产品焊带选型指标 .34
表22：HJT各类焊带技术浆料用量对比. .34
表23：光伏焊带市场需求测算. .35
表24：各国不同"组件+支架"发电方案LCOE对比 .36
表25：全球跟踪支架需求预测. ..37
表26：全球各国各地陆续出台分布式光伏组件级关断政策要求.. ..40
表27：微型逆变器与组串式逆变器+优化器/关断器产品特点比较. ..41
表28：微型逆变器年新增市场需求测算. .41
表29：各省市新能源配储要求. ...43
表30：主要电力领域储能逆变器市场空间测算 ..45
表31：光伏板块重点跟踪公司盈利预测 .47

供应链瓶颈逐步消除，释放需求增长潜能

硅料产能加速释放，价格中枢逐步回落

硅料供应紧张，价格高企，掣肘近两年光伏装机增长空间。近两年来限制光伏装机增长的最大瓶颈在于上游硅料环节。通常硅料价格每上涨10元/kg，对应组件成本上涨近3分W。按照 2022 年 11月末约 300 元/kg 的单晶致密料价格，组件端单瓦硅成本较2020/21/22年初分别上涨约6/5.5/2毛左右，同时推升组件价格上涨致终端电站项目收益率承压，致使国内光伏地面电站项目IRR多已降至6%以下的较低水平。

图1：多晶硅致密料价格逐步触顶回稳(元/kg)

资料来源：Solarzoom，中信证券研究部

图2：近两年国内光伏组件价格稳步回升 (元W)

资料来源：Solarzoom，中信证券研究部

硅料产能加速释放，预计2022/23年有效产能约89/150万吨，增幅约45%/70%。在融资环境改善和高盈利的驱使下，近年来国内多晶硅行业进入扩产高峰期。根据有色金属协会硅业分会统计，并结合主要厂商扩产节奏，我们测算截至2022Q3全球光伏硅料名义产能约91万吨，预计年末名义产能将增至117万吨；而考虑新产能爬坡进度和部分产能检修影响，预计2022年全年有效产能将达约89万吨。2023年预计行业产能释放进度将进一步加快，年末名义产能将达约220万吨，而年化有效产能或达150 万吨左右。

表1：主要多晶硅厂商产能统计 (万吨)

企业		2020	2021	22Q1	22Q2	22Q3	22Q4E	23Q1E	23Q2E	23Q3E	23Q4E
中国企业	通威股份	8	14	19	20	25	25	25	25	37	37
	协鑫中能	4	4	6	6	11	19	25	29	29	29
	新疆协鑫	5	6	6	6	6	6	6	6	6	6
	新疆大全	7.5	8	11	11	12	12	12	22	22	22
	新特能源	7.5	8	8	10	15	20	20	20	20	30
	东方希望	3	6	6	6	3	6	12	12	12	24
	亚洲硅业	2	2	2	5	5	9	9	9	10	10
	内蒙东立	1.2	1.2	1.2	1.2	1.2	1.2	1.2	1.2	1.2	1.2
		鄂尔多斯 1.1	1.1	1.1	1.1	1.1	1.1	1.1	1.1	1.1	1.1
	洛阳中硅	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
	青海丽豪						5.5	5.5	5.5	12	12
	合盛硅业									10	10

上机数控	信义光能								6 5	6 5
	江苏润阳									5	5
	宝丰集团									5	5
	新疆晶诺								5	5	5
	小计	40.3	51.3	61.3	67.3	80.3	105.8	117.8	131.8	187.3	209.3
海	Wacker	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6
外	OCI	3.1	3.1	3.1	3.1	3.1	3.1	3.1	3.1	3.1	3.1
企	Hemlock	1.8	1.8	1.8	1.8	1.8	1.8	1.8	1.8	1.8	1.8
业	小计	10.9	10.9	11	11	11	11	10.9	10.9	10.9	10.9
合计		51.2	62.2	72.3	78.3	91.3	116.8	128.7	142.7	198.2	220.2

资料来源：中国有色金属工业协会硅业分会，各公司公告，中信证券研究部预测

2022H2硅料产能加速释放，硅料紧缺情况逐步反转。随着国内硅料新产能持续释放，月产量从今年1月的5.2万吨左右，逐步提升至11月的约9.4万吨，环比增长迎来加速。在硅片行业同样处于快速扩产的背景下，今年1-10月国内硅料-硅片产量持续处于倒挂状态但缺口逐步减小，而11月开始国内硅料产量逐步与硅片打平，同时考虑部分进口硅料，目前国内硅料已出现供大于求的状态，持续两年的硅料紧缺情况开始反转。

图3：国内光伏硅料月产量迎来加速释放

资料来源：中国有色金属工业协会硅业分会，中信证券研究部

图4：2022年国内光伏硅料及硅片月度产量对比（GW)

资料来源：上海有色网，中信证券研究部

2023年硅料供应瓶颈将逐步消除，打开光伏装机增长空间。若假定按照2022/23年全球光伏新增装机分别为250/350GW以上的预期预估，组件生产对应的硅料需求量约84/112万吨。结合我们对硅料有效产能的估算，我们预计2022年各季度全球硅料供需比基本在1-1.1，若考虑多数企业1个月左右的备库需求，实际供需持续处于紧张状态；而2023年硅料供需比例将提升至1.3-1.4，硅料供应紧张格局有望迎来明显缓解。若仍按1.1左右的供需比测算光伏潜在装机增长空间，则2023年可满足新增装机上限有望达450GW左右。

表2：多晶硅季度供需测算(2023年暂以光伏装机350GW为基准）

	21Q1	21Q2	21Q3	21Q4	22Q1	22Q2	22Q3	22Q4E	23Q1E	23Q2E	23Q3E	23Q4E
全球光伏装机（GW）	30	35	44	61	52	59	64	75	65	80	90	115
类容配比	1.25	1.25	1.25	1.25	1.25	1.25	1.25	1.25	1.25	1.25	1.25	1.25
组件出货规模(GW）	37.5	43.75	55	76.25	65	73.75	80	93.75	81.25	100	112.5	143.75
单晶组件占比	90%	90%	95%	95%	95%	95%	100%	100%	100%	100%	100%	100%
单晶组件需求(GW)	33.8	39.4	52.3	72.4	61.8	70.1	80.0	93.8	81.3	100.0	112.5	143.8
多晶组件需求（GW）	3.8	4.4	2.8	3.8	3.3	3.7	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0	0.0
单晶硅耗（gW）	2.9	2.9	2.8	2.8	2.7	2.7	2.65	2.65	2.6	2.6	2.55	2.55
多晶硅耗（g/W）	3.5	3.5	3.5	3.5	3.4	3.4	3.4	3.4	3.4	3.4	3.4	3.4
硅料季度需求(万吨）	11.1	13.0	15.6	21.6	17.8	20.2	21.2	24.8	21.1	26.0	28.7	36.7
季度有效产能(万吨）	14.3	15	15.3	16.2	18.5	20.9	22.3	27.3	30	33	40	50
供-需平衡（万吨）	3.2	2.1	-0.3	-5.4	0.7	0.7	1.1	2.5	8.9	7.0	11.3	13.3
供需比	1.29	1.16	0.98	0.75	1.04	1.04	1.05	1.10	1.42	1.27	1.39	1.36

资料来源：中国有色金属工业协会硅业分会，中信证券研究部预测

预计2023年硅料价格中枢将温和下降，价格需求均衡点或在200元/kg以上。基于保守测算，若考虑大部分国内地面电站对项目收益率的边界条件要求为7%左右，对应组件的价格需降至1.7-1.8元W，换算下来硅料价格下限或在200 元/kg左右，仍处在相对高位。同时，硅料降价后光伏产业链成本下行，将进一步刺激更广泛的终端装机需求释放（并为储能、EPC 等下游环节让度利润)。因此，我们预计 2023 年光伏装机有较大负反馈弹性，尽管短期市场在找到新的价格均衡点前硅料降价有可能加速，但总体来看价格中枢有望在震荡中温和下降。

图5：不同利用小时数下光伏项目IRR随组件价格变动情况

资料来源：中信证券研究部测算

投资建议：硅料供需价格迎来拐点，但预计价格将温和下降，盈利仍维持高位，推荐通威股份、大全能源，建议关注协鑫科技。

高纯石英砂持续紧张，但非硬性瓶颈，价格极具上涨弹性

高纯石英砂供应持续紧张，其中内层砂产能尤为短缺，或将调降内层砂用量比例。石英增埚是光伏硅片长晶中的重要耗材，其原材料高纯石英砂在下游需求快速放量而短期增量供给有限的情况下，供需格局持续趋紧。若按照2022-24年全球光伏装机250/350/440GW（对应硅片产量约313/438/550GW）测算，预计光伏硅片对高纯石英砂总需求将分别达6.2/8.8/11.2万吨，其中更高品质内层砂的需求量分别达2.5/3.1/3.9万吨。而高纯石英砂供给端相对刚性，短期厂商扩产有限，预计2022-24年全球高纯石英砂供应量分别约6.5/9.8/14.4吨，对应供需比分别为1.05/1.12/1.29，近两年处于紧平衡局面；尤其是其中更高品质的内层石英砂目前仍基本依赖进口，我们预计2022-24年产能仅2.6/2.8/3.4万吨左右，且供需缺口或逐步扩大，供给紧张程度尤甚，或迫使部分企业降低对内层坩蜗质量要求，调低内层砂用量比例。

表3：光伏用高纯石英砂供需测算

		2022E	2023E	2024E
需求	光伏装机（GW）	250	350	440
	容配比	1.25	1.25	1.25
	硅片产量（GW）	313	438	550
	单晶炉单台产能（MW)	12	13	14
	石英增蜗均重（kg/个）	85	90	95
	坩蜗更换周期 (天)	15	14.5	14
	日常生产需求 (万吨)	5.4	7.6	9.7
	备库比例	15%	15%	15%
	石英砂库存需求 (万吨)	0.8	1.1	1.5
	高纯石英砂总需求 (万吨)	6.2	8.8	11.2
	进口内层砂占比	40%	35%	35%
	进口内层砂需求 (万吨) 美国尤尼明(万吨）	2.5	3.1	3.9
	挪威TQC 供给石英股份	1.5	1.6	2
		（万吨） 1.1	1.2	1.4
		（万吨） 3	5	8
国内其他（万吨） 0.9		2	3
产能合计（（万吨） 6.5		9.8	14.4
高纯石英砂供需比		1.05	1.12	1.29
进口内层砂供需比		1.05	0.91	0.87

资料来源：行业相关公司公告，中信证券研究部预测

供给紧张+传导顺畅，高纯石英砂价格有望持续上行。由于高纯石英砂供不应求，2022年来其价格持续上涨，也推动了石英坩蜗制品价格明显上行。但考虑到石英坩蜗在硅片成本结构中占比较小，年内价格大幅上涨后也只由约1%提升至约2%；即使其价格再涨 1倍，考虑硅料降价，预计其在硅片成本中占比亦仅4%，对硅片盈利影响较小。因此，我们预计随着高纯石英砂供需趋紧，其价格上涨阻力不大，有望持续走高。

图6：2022年光伏硅片成本结构测算

资料来源：Solarzoom，中信证券研究部预测

图7：2023年光伏硅片成本结构预测

资料来源：Solarzoom，中信证券研究部预测

石英增蜗供应紧张在一定程度上影响硅片新产能充分释放，有助于缓解硅片竞争压力，但非硬性限制。在大尺寸升级加快、行业技术及成本曲线趋于扁平化的情况下，2022 年单晶硅片环节迎来加速扩产潮，预计2022/23年底硅片总产能或超640/870GW。针对高纯石英砂供不应求的问题，行业头部厂商凭借供应链优势，提前做好相关产品配套布局；而部分中小厂商也在通过提升增蜗国产砂用量比例来应对，但在增蜗寿命、更换频率等方面也会造成负面影响。总体来看，考虑适当增加国产砂替代比例，以及在品质效率波动可接受程度内降低产品要求，预计2023年高纯石英砂实际仍有望支撑近500GW硅片生产需求，供给缺口非刚性，限制作用非硬性，但仍将使得部分硅片企业新增产能释放进度受限，有助于缓和硅片行业过剩竞争压力，且其中超薄硅片供应或仍将有结构性偏紧压力。

表4：单晶硅片企业名义产能统计（MW)

企业	2020	2021	2022Q1	2022Q2	2022Q3	2022Q4E	2023E
隆基绿能	75,000	105,000	105,000	110,000	120,000	130,000	160,000
TCL中环	55,000	88,000	95,000	105,000	120,000	140,000	165,000
晶科能源	20,000	32,500	32,500	36,500	56,500	60,000	70,000
晶澳科技	18,000	30,000	30,000	30,000	35,000	43,000	43,000
京运通	20,000	25,000	25,000	30,000	30,000	30,000	70,000
上机数控		15,000	30,000	30,000	30,000	55,000	80,000
高景		7,000	7,500	25,000	25,000	50,000	50,000
双良节能	8,000	20,000	20,000	20,500	20,500	20,500	40,500
环太				11,000	21,000	21,000	31,000
高测股份	5,000	15,000	15,000	15,000	15,000	20,000	30,000
阿特斯	3,200	3,200	3,200	8,200	8,200	16,700	30,000
锦州阳光	3,000	3,000	3,000	10,000	10,000	10,000	30,000
通合	5,700	7,000	7,000	7,000	7,000	17,000	17,000
宇泽		7,500	7,500	8,500	10,500	15,000	15,000
协鑫	2,000	8,500	8,500	8,500	8,500	8,500	8,500
华耀（亿晶）	3,000	3,000	3,000	3,000	3,000	5,000	5,000
赛宝伦	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000
豪安	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000	2,000
东方希望	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000	1,000
天合光能							20,000
合计	222,900	374,700	397,200	463,200	525,200	646,700	870,000

资料来源：各公司公告，Solarzoom，中信证券研究部预测

投资建议：推荐国内石英龙头石英股份，建议关注欧晶科技、菲利华，以及硅片厂商TCL中环、双良节能、上机数控。

光伏装机增长中枢上行，地面电站有望盈利复苏

国内：分布式延续高增长，集中式有望显著复苏

风光项目储备丰富，“十四五”光伏年均装机目标或超100GW。国内已发布“十四五”风光新增装机目标的30个省市，共规划光伏风电装机容量约874GW，其中我们预计光伏项目约500GW左右，占比近60%，对应“十四五”年均安装目标或达100GW以上。

表5：国内30省市“十四五”风光新增装机目标

序号	省市	光伏 (GW)	风电 (GW)	合计 (GW)	来源	日期
1	内蒙古	32.62	51.15	83.77	内蒙古自治区“十四五”可再生能源发展规划	2022/3/2
2	云南	64	9	73	云南省能源局关于加快推进“十四五”规划新能源项目配套接网工程有关工作的通知	2022/4/7
3	甘肃	32.03	24.8	56.83	甘肃省“十四五”能源发展规划	2022/1/15
4	山东	42.28	14.23	56.51	山东省电力发展“十四五”规划
5	河北	32.1	20.26	52.36	河北省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二O三五年远景目标纲要	2021/2/22
6	新疆	49		49	新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要	2021/2/5
7	山西	36.91	10.26	47.17	山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书 (征求意见稿)	2022/6/1
8	陕西	45		45	陕西省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二O三五年远景目标纲要	2021/3/16
9	广东	20	20	40	广东省能源发展“十四五”规划	2022/4/13
10	青海	30	8.07	38.07	青海省“十四五”能源发展规划	2022/2/22
11	广西	12.95	17.97	30.92	广西可再生能源发展“十四五”规划	2022/6/6
12	江苏	18.16	12.53	30.69	关于印发《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划》的通知	2022/6/30
13	贵州	20.43	5	25.43	贵州省新能源和可再生能源发展“十四五”规划自治区人民政府办公厅关于印发宁夏回族自治区能源发展“十四五”规	2022/4/19
14	宁夏	20.529	3.734	24.263	划的通知	2022/9/13
15	辽宁	23.19		23.19	关于印发辽宁省“十四五”能源发展规划的通知黑龙江省人民政府关于印发黑龙江省产业振兴行动计划（2022—2026	2022/7/14
16	黑龙江	20.96		20.96	年）的通知	2022/7/26
17 18	吉林	4.62	16.23	20.85	关于印发吉林省能源发展“十四五”规划的通知	2022/8/24
19	河南湖北	10	10	20	河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划湖北省能源发展“十四五”规划	2022/2/22
20	安徽	15	5	20	安徽省能源发展“十四五”规划	2022/5/19
21		14.3	3.88	18.18		2022/8/1
22	江西浙江	16	2	18	江西省“十四五”新能源产业高质量发展规划	2021/11/5
23		12.45	4.55	17	浙江省能源发展“十四五”规划	2022/5/19
24	四川湖南	10 9.09	6 5.31	16 14.4	四川省“十四五”可再生能源发展规划关于印发《湖南省“十四五”可再生能源发展规划》的通知	2022/5/7
					西藏自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和二O三五年远景	2022/6/23
25	西藏	8.72	1	8.72	目标纲要	2021/1/14/
26 27	福建	3	4.1	7.1	福建省“十四五”能源发展专项规划	2022/5/21
	天津	3.964	1.15	5.114	天津市可再生能源发展"十四五"规划海南省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二O三五年远景目标	2022/1/27
28	海南	5		5	纲要	2020/12/8
29	上海	2.7	1.8	4.5	上海市能源发展“十四五”规划	2022/5/15
30	北京	1.9 合计	0.11	2.01 874.037	北京市“十四五”时期能源发展规划	2022/4/1

资料来源：各省市人民政府官网，中信证券研究部

光伏组件招标高增长，待开工项目储备丰富。2022年1-11月上旬，国内光伏组件招标规模达120GW左右，较2021年全年招标量增长近3倍，为2023年装机快速增长进一步奠定充足的项目基础。

图8：2022年1-11月上旬国内光伏组件集采定标规模（GW)

资料来源：北极星太阳能光伏网，中信证券研究部

图9：2022Q1-3国内光伏组件厂商中标情况（GW)

资料来源：北极星太阳能光伏网，中信证券研究部

供应链降价推动电站收益率回升，刺激国内集中式装机需求回暖。国内新能源项目储备丰富，目前仅“十四五”期间便规划了两期近300GW风光大基地项目，其中光伏项目占比或达150GW以上。但受制于原材料价格高企导致的项目收益率承压，近两年来对收益率相对更敏感的地面电站项目建设进度低于预期。随着2023年硅料、组件价格有望迎来趋势性回落，保守估计在1.75-2元W的组件价格区间内，可保障国内多数省份光伏地面电站项目收益率重回7%左右的合理水平，刺激电站装机需求实现加速回升。

图10：不同省份光伏地面电站项目IRR对组件价格（元W）变动情况

资料来源：BNEF，中信证券研究部

预计国内2022/23/25年光伏装机量将达90/140/220GW左右，分布式延续高增长，地面电站加速复苏。在供应链成本上涨压力下，国内分布式项目仍维持较可观盈利，延续高增长趋势，2022M1-10 国内光伏装机量达 58.24GW（+98.4%YoY)，其中22Q1-3户用/工商业分布式装机占比分别达32%/36%；在22Q4硅料价格降幅有限的情况下，预计分布式项目仍将作为国内光伏装机主力，全年总装机量有望达90GW左右，分布式占比或近6成。而随着2023年起硅料等环节新产能释放，成本逐步回落，此前受低收益率压制的地面电站装机或迎复苏，装机比例有望回升，预计地面电站同比增速有望达80%，而分布式增速亦有望维持近40%。在政策支持和经济性提升的共振下，我们预计国内光伏装机有望持续快速增长，2022/23/25年新增装机量或分别达90/140/220GW左右。

图11：中国光伏装机结构及预测

资料来源：国家能源局，中信证券研究部预测

图12：中国光伏新增装机规模及预测

资料来源：国家能源局，中信证券研究部预测

全球：能源转型+能源危机，刺激光伏装机加速提升

海外光伏需求旺盛，组件出口快速增长。在能源危机和各国新能源转型政策支持力度加强的情况下，2022年海外光伏产品供应链需求增长迎来明显加速。据Solarz0om 测算，2022年1-10月，中国光伏组件出口规模近135GW（+\~65%YoY)，我们预计全年出口规模将达150GW左右（+\~50%YoY)，反映了海外光伏装机的高增长。

图13：中国光伏组件出口情况

资料来源：海关总署，Solarz0om（含预测），中信证券研究部注：2020年6月后规模数据为Solarz0om 估算值

图14：中国光伏组件出口市场分布 (百万美元)

资料来源：BNEF，中信证券研究部

图15：中国光伏组件出口欧洲市场分布 (百万美元)

资料来源：BNEF，中信证券研究部

俄乌冲突加剧能源紧张局势，能源短缺+高收益率驱动欧洲分布式光伏装机放量。2022年以来，俄乌冲突所引发的能源危机，进一步推升欧洲天然气价格，进而使得欧洲电价飙升，且持续面临缺电困难。近两年以来，德国电力市场集合电力价格已由此前50欧元/MWh以下大幅上涨至高点近400 欧元/MWh。在面临用电短期压力，以及项目收益率大幅提升的刺激，2022年欧盟分布式光伏装机需求空前高涨，预计在整体装机规模中占比近6成，有望将欧洲全年光伏装机推升至55GW左右，实现同比翻倍增长。同时，考虑到俄乌冲突影响持续性超预期，能源价格维持高位成为新常态，欧洲用户对光伏系统的接纳程度和配置意愿不断深化，且德国计划2023年免除户用光伏所得税及建筑光伏系统增值税的措施也有进一步激励作用，因此我们预计2023年欧洲分布式光伏仍有望稳步增长。

图16：德国基载电力价格迎来大幅上涨

资料来源：EEX，中信证券研究部

图17：欧洲光伏装机增长中枢明显上行（GW)

资料来源：IHS（含预测)，中信证券研究部

欧洲持续推进能源转型，光伏地面电站有望逐步接力分布式放量，装机增长仍然强劲，预计2023年装机近75GW。除了居民自发性的装机需求高涨外，欧洲各国为加快摆脱对俄罗斯的油气依赖，也在自上而下地加快推进可再生能源部署。其中，欧盟“减碳 55%”政策组合中将2030年可再生能源的总体目标从40%提高到45%；此外，欧盟拟持续简化光伏项目许可和开发流程，缩短审批时间，并进一步放开单一项目容量限制和容配比，且占绝大多数的PPA定价销售电力基本不受现货市场电价波动影响，有望为未来两年欧洲光伏电站装机增长奠定高景气基调。考虑到欧洲光伏地面电站通常2年左右的开发周期，在政策支持力度加大和项目经济性提升的背景下，预计在2023/24年地面电站项目有望接力户用项目高增长。综合来看，我们预计欧洲2023年光伏装机近75GW，同比增长约35%。

表6：欧盟计划简化和取消部分新能源项目开发许可流程

新规规定

临时放宽建设可再生能源电厂所需的环保要求、简化审批手续、设置最长审批时限；

现有可再生能源电厂如果要增加产能或恢复生产时，所需的环评标准也可以暂时放宽，审批手续简化；

在建筑上安装太阳能发电装置最长审批时限不得超过一个月；

现有的可再生能源电厂申请增产或复产时最长审批时限不得超过六个月；

新建或扩建这些可再生能源设施原来所需的环保、动保和公共利益保护标准都可以暂时放宽等。

豁免容量低于50kW太阳能电站的环境评估和报备

资料来源：PV-Tech，中信证券研究部

美国光伏潜在需求旺盛，但产品进口面临UFLPA制约，装机增长不确定性犹在，预计2023年装机量约25-45GW。2023年美国光伏装机仍有不确定性：一方面，今年以来美国电价亦加速上涨，拜登政府力推IRA法案，不惜通过补贴的方式来进一步拉动美国光伏装机增长和产业发展，且针对此前东南亚电池组件的“反规避”调查也发布了豁免两年的最终裁决，以消除未来两年东南亚生产的光伏产品出口美国的关税隐患，进一步释放需求增长潜力，可跟踪项目需求超300GW；但另一方面，美国光伏供应链仍严重依赖中国厂商，而目前中国企业仍面临UFLPA的限制，即当光伏产品出口至美国时需提供完整的证据链，证明产品及原材料来自中国新疆以外地区，导致对美组件出口遭遇多次扣留和周期延长的问题，美国市场光伏产品供应紧张。尽管未来有部分中国企业有潜力赴美建厂，实现制造出海，但短期看，美国市场难以解决光伏需求持续增长而供应受人为限制的问题，2022年美国光伏新增装机规模面临下滑压力。近期晶科能源相关暂扣部分组件获美国海关首批放行，事态有边际好转，但基于UFLPA 法案后续执行力度能否放松有不确定性，我们预计2023年美国市场光伏装机或达25-45GW，波动区间较大，中枢规模预计约35GW。

图18：2022年美国月平均电价迎来加速上升（美分/kWh)

资料来源：EIA，中信证券研究部

图19：2022年美国光伏季度装机下滑

资料来源：IHS，中信证券研究部

预计2022/23/25年全球光伏新增装机望达250/350/550GW。2022年底光伏行业有望重回成本下降通道，同时借助能源变革和扶持政策推动，需求整体有望维持快速增长，我们预计2022/23/25年全球光伏装机量将分别达250/350/550GW左右，且地面电站装机占比将有所回升。

图20：全球光伏装机增长规模及预测（GW)

资料来源：IEA，中信证券研究部预测

图21：全球光伏装机按场景分布

资料来源：IHS，中信证券研究部预测

N型电池风起云涌，新技术创造新机遇

N型电池产业化加速，TOPCon 引领，HJT等跟进

技术增效是光伏长期降本的根本路径，今年以来随着以TOPCon为代表的新型高效电池技术进入规模化推广应用，这一进程迎来再次加速。

新型电池技术百花齐放，TOPCon产业化领先。P型PERC电池目前量产转换效率已达23.5%左右，逐步接近理论效率上限24.5%；而N型HJT、TOPCon极限效率分别达27.5%和28.7%，且2024年量产效率有望提升至26%以上，将突破P型电池持续降本瓶颈；xBC电池拥有更高的转换效率提升空间，在高端市场有望持续突破，但由于工艺复杂，短期难成主流。我们认为，在诸多新电池技术中，TOPCon 技术产业基础已然成熟，性价比竞争力不断提升，有望成为未来几年的主流电池技术，且通过多种技术路线的进一步融合优化，有望具备长期竞争优势。

图22：光伏电池技术路线量产效率趋势

资料来源：行业相关公司公告，中信证券研究部

图23：TOPCon电池转换效率提升路线图

资料来源：《晶硅电池技术发展及产业化前景》（沈文忠)，中信证券研究部

HJT转换效率持续提升，逐步具备规模量产基础。根据隆基绿能官网信息，今年11月19日，隆基自主研发的HJT电池转换效率达26.81%，打破了尘封5年的全球硅基太阳能电池效率最高纪录。从2021年6月至今，隆基高效HJT电池研发团队不断打破并刷新硅异质结电池世界纪录，且通过可量产设备、技术和全硅片大面积制造，为后续规模化量产打下坚实基础。同时，其他电池企业也在HJT效率方面持续突破，并且不断推进规模化量产。

图24：隆基绿能在过去一年多时间HJT电池效率纪录

资料来源：隆基绿能官网，中信证券研究部

HJT电池推广进度取决于降本速度，目前产业界主要从银浆、硅片及设备三方面着手：

1）银浆成本：低温银浆国产化+银包铜+0BB技术，有望带来50%降本空间。①目前低温银浆以日本京都ELE×产能为主，国内苏州晶银、聚合股份等企业逐步实现国产化突破，价格下降超20%；②目前海外银包铜技术相对较成熟，银含量降至40%以内，国内基本实现70%的银含量产品，目前在往40%以下银含量突破；③低温银浆工艺有利于降低栅线宽度至15um以下，SMBB、0BB 技术的银浆用量分别下降20%、35%;④通过高精度无接触焊接的新型印刷技术降低银浆耗量，迈为股份、帝尔激光等均持续研发。通过以上技术组合，预计未来银浆耗量可降至12mgW以内，降本幅度超50%。此外，随着电镀铜技术逐步成熟，长期有望取代银浆料，大幅降低浆料成本（但同时增加图形化+电镀设备折旧成本）。

2）硅成本：HJT硅片减薄降本提效，厚度减薄空间超40%。目前 PERC硅片主流厚度降至150um，进一步下降空间有限，而HJT电池少子寿命长、对称结构，薄片化不影响效率，硅片厚度有望在2023年降低至120μm以内，硅成本或比PERC低20%以上，且长期看HJT硅片有望减薄至100μm 以内。

3）设备降本：规模效应提升，投资成本摊薄。HJT制作工艺流程大幅简化，制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、电极金属化四个步骤，分别对应制绒清洗、PECVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道工艺设备。随着迈为股份、捷佳伟创及钧石股份等国内设备厂商积极推进HJT整线设备产业化，有望带动核心设备单GW投资额从目前3.5-4亿元降至2-2.5亿元，对应折旧成本下降约0.02元W。

TOPCon成本将逐步与PERC追平，HJT成本差距亦逐步缩小。从成本端来看，得益于薄片化进展加速和转换效率提升，头部厂商TOPCon 和 HJT电池硅成本已逐步低于PERC，而非硅成本较PERC分别高约0.04和0.13元W左右，主要来自N型设备折旧成本与银浆耗量提升所致，随着SMBB、银包铜等技术推广，银用量有望进一步下降；N型组件对封装材料要求高于PERC，但得益于单位面积组件功率提升，与面积相关的胶膜、玻璃、边框及焊带等辅材单瓦用量略有下降，因此组件封装环节成本可至更低。综合来看，我们预计2022年底头部企业TOPCon组件生产成本将逐步追平PERC，未来有望进一步反超；而HJT也在加速缩小与PERC的成本差距，领先企业或将于2023年底前逐步打平。

表7：现价下不同技术路线头部一体化产能成本测算

各环节成本测算	单位	PERC	TOPCon	HJT
电池尺寸	mm	182	182	182
电池片效率	%	23.5%	25.0%	25.2%
硅片面积	mm2	330.16	330.16	330.16
单片电池片功率	W	7.76	8.25	8.32
硅片环节成本
硅料价格(含税）	元/kg	290	300	300
硅耗	g/W	2.35	2.05	1.95
硅片厚度	μm	150	135	130
良率	%	96.0%	95.5%	95.3%
硅成本	元W	0.63	0.57	0.54
非硅成本	元W	0.10	0.13	0.14
硅片成本	元M	0.73	0.70	0.68
电池片环节成本
硅片成本(自产硅片)	元W	0.73	0.70	0.68
硅片成本 (外购硅片)	元W	0.80	0.78	0.77
设备投资	亿/GW	1.3	1.9	3.7
折旧成本	元W	0.02	0.03	0.06
银浆耗量	mg/	10	13	18
银浆成本	元W	0.05	0.06	0.13
其他成本	元W	0.07	0.08	0.08
电池片良率	%	98.8%	98.0%	98.5%
电池片非硅合计	元W	0.14	0.18	0.27
电池片成本（自产硅片）	元W	0.87	0.88	0.95
电池片成本 (外购硅片)	元W	0.94	0.96	1.04
组件环节成本
胶膜成本	元W	0.10	0.10	0.10
双玻成本	元M	0.17	0.16	0.16
其他辅材成本	元M	0.25	0.26	0.26
其他制造成本	元W	0.08	0.08	0.08
组件非硅合计	元W	0.61	0.60	0.60
组件总成本（自产硅片）	元	1.47	1.48	1.55
组件总成本 (外购硅片)	元W	1.55	1.56	1.64

资料来源：CPIA，中信证券研究部测算

龙头新秀齐扩产，TOPCon产业化全面加速，2023年有望新增落地约200GW。根据各企业已公布的扩产情况及规划，截至2022年12月初，市场已投产TOPCon电池产能超33GW，在建和即将开建产能超250GW（预计其中2022年投产超40GW，2023年投产约200GW)，2025年前已披露规划总产能超380GW，不但包括头部主流厂商晶科能源、晶澳科技、天合光能等大规模扩产，还有聆达股份、沐邦高科、皇氏集团等新进入者强势切入。此外，TOPCon技术可以最大程度兼容PERC产线，在目前行业超300GW的PERC产线中，其中100GW以上产能仍具备升级为TOPCon 的可行性和竞争力。

表8：各厂商TOPCon电池产能及规划统计

企业名称	产地	已建产能（GW)	在建/待建产能（GW）中期规划产能(GW)
韩华	韩国	0.6	2.5	3.1
LGE	韩国	1.5		1.5
REC	新加坡	0.3		0.3
国电投	陕西西安	0.4		0.4
晶科能源	浙江海宁	8	11	19
晶科能源	安徽合肥	8	8	16
钧达股份	安徽滁州	8	10
钧达股份	江苏淮安连水		13	44
晶澳科技	江苏扬州	0.1	10
	云南曲靖		10	40
	河北石家庄		10
天合光能	江苏宿迁	0.5	8
天合光能	青海西宁		10	30
通威股份	四川眉山	1	8.5	9.5
通威股份	江苏盐城		25	25
阿特斯	江苏宿迁		10
	江苏盐城		5.5	20.8
	泰国罗勇		5.3
中来股份	江苏泰州	2.1		2.1
	江苏泰州	1.5		1.5
	山西华阳		8	16
林洋能源	江苏南通		6	20
一道	浙江衢州	1.25		1.25
沐邦高科	广西梧州		10
沐邦高科	湖北鄂州		10	28
上机数控	江苏徐州		14	24
润阳股份	江苏盐城		10	10
东方日升	安徽滁州		6	10
皇氏集团	安徽阜阳		10	20
麦迪科技	四川绵阳		8	8
横店东磁	四川宜宾		6	12
聆达股份	安徽金寨		5	10
同翎新能源	江苏高邮		5	5
尚德	江苏无锡		2	2
昱辉光能	江苏盐城		2	2
鸿禧能源	浙江平湖		2	2
中来华阳	山西太原		1.5	1.5
苏州潞能	江苏张家港		1	1
腾晖	江苏常熟		1	1
合计		33.25	254.3	386.95

资料来源：各公司公告，中信证券研究部注：统计截至2022年12月初

提效&降本空间大，HJT电池片已规划产能达170GW，2023年有望落地约50GW。2022年之前，因HJT产线设备投资额度大，工艺成熟度和产品性能有待提升，国内外多数电池厂商处在MW级中试或观望中。随着设备国产化和工艺提升加速，华晟新能源、金刚玻璃、宝馨科技等新进入厂商纷纷投建HJTGW级量产线；而对于PERC时代的龙头厂商而言，通威股份等也开始布局GW级HJT产线；海外梅耶博格、REC等电池厂商也加速规划HJT电池量产线。我们统计，截至 2022年12月初，全球 HJT规划产能已达170GW，预计2023年落地规模约50GW，规模化扩张将进一步加快。

表9：HJT电池现有及规划产能统计

厂商	产地	现有产能（GW)	规划产能（GW)
晋能	山西晋中	0.2	5
汉能	四川绵阳	0.15	0.6
山煤国际	山西晋中	0.6	10
华晟新能源	安徽宣城	2.5	17.5
东方日升	浙江宁海	0.5	15
东方日升	四川金坛		4
金刚光伏	江苏吴江	1.2	6
通威股份	四川成都	1.2
爱康科技	浙江湖州	0.2	6
爱康中智	山东东营	0.16	1.9
爱康&捷佳	浙江湖州	0.5	1.5
阿特斯	浙江嘉兴	0.25	5
国电投	福建莆田	0.1	5
宝馨科技/捷登智能	怀远		18
华润电力	浙江舟山		12
华耀光电比太科技	常州		10
华耀光电比太科技	安徽蒙城		1
明阳智能	安徽颖上		5
明阳智能	盐城		5
润阳	江苏盐城		5
东方希望	宁夏石嘴山		5
中建材	江苏江阴		5
中苏湖广	江西玉山		5
国润能源	云南楚雄		3
厦门神科	衢饶示范区		2
国投电力	河北张家口		1.5
乾景园林/国晟能源	安徽淮南		1
中利集团	江苏常熟		1
斯坦得	安徽和县		1
海源复材	扬州		0.6
梅耶博格	德国	0.4	5
REC	新加坡	1.2	1.2
REC	法国		4
VSUN	越南		2
合计		9.16	170.8

资料来源：各公司公告，中信证券研究部注：统计截至2022年12月初

TOPCon电池引领市场需求升级，HJT等多种技术有望遍地开花。基于TOPCon电池持续提升的性价比竞争优势，并考虑到新产能投产及释放节奏，我们预计2023-25年行业TOPCon电池出货量将达130/230/350GW左右，对应市场渗透率或分别约30%/42%/51%，有望占据中长期主流地位；同时，考虑HJT、xBC类电池等技术逐步放量，预计N型电池渗透率将分别提升至35%/55%/70%以上，有望呈现多种技术路线共存纷呈的局面。

图25：不同技术类型电池片需求及预测（GW)

资料来源：PVinfoLink，中信证券研究部预测

图26：不同技术类型电池片市场渗透率预测

资料来源：PVinfoLink，中信证券研究部预测

技术升级带来市场红利，高效电池延续强势周期

随着技术变革再深入，N型电池盈利溢价持续。参考上一轮单晶PERC 对BSF电池替代进程，PERC的溢价红利期在2017Q3-2019H1，溢价呈现先低-后高-再低的走势，其核心原因在于新品性能优势和供需格局的变化。目前TOPCon 组件较PERC 组件国内外单瓦平均溢价分别达1毛和2毛左右，可完全覆盖成本端差异，并实现盈利水平明显提升。随着TOPCon 等新技术性能优势持续提升，市场主流需求由PERC转向N型新技术，N型电池溢价有望持续，盈利优势有望进一步凸显。

图27：PERC电池相对 BSF电池溢价（元W)

资料来源：Solarzoom，中信证券研究部

图28：爱旭股份不同电池毛利率和PERC 渗透率对比

资料来源：爱旭股份公告，中信证券研究部

图29：2022年国内部分光伏电站组件招标价格（元W)

资料来源：光伏资讯微信公众号，中信证券研究部

图30：N型和P型产品各环节价格及价差（美分W)

资料来源：BNEF，中信证券研究部注：N型以TOPCon 为基准

新型高效电池扩产升级带来供应紧张格局边际缓和，电池片盈利或趋于分化，N型量产领先的厂商有望巩固盈利优势。今年初以来，随着电池片需求加速向大尺寸产品升级，大尺寸高效电池片供应持续趋紧，同时在硅片供给相对充分的情况下，PERC电池片价格逐步相对强势，盈利迎来持续回升。展望2023年，随着大尺寸N型和P-IBC高效电池加速扩产，电池片供需紧张局面有望边际缓解，仅看有效增量部分电池供需分别约170GWh和130GW，对应供需比约1.3；但考虑到行业需求快速向高效大尺寸升级，以及龙头通威股份原有外供电池片产能或有较大比例转向一体化自供，第三方优质高效电池片实际供应增长或仍较为缓和。这一局面下，我们预计2023年电池片行业盈利将出现分化，其中PERC电池片盈利较2022H2或逐渐回落，中小尺寸产品将被进一步出清；但具备明显性价比优势的N型等高效电池片或面临结构性紧张格局，溢价有望进一步体现，拥有更多新型高效电池片产能和产品的领先厂商有望进一步巩固盈利优势。

图31：按即时价格测算光伏中游各环节平均毛利率变化趋势

资料来源：Solarzoom，中信证券研究部测算注：未考虑库存

图32：电池片产能结构及供需预测（GW)

资料来源：PVinfoLink，中信证券研究部预测

TOPCon厂商产品和进度仍有分化，头部企业率先受益。目前TOPCon电池厂商量产数据存在明显的梯队分布，第一梯队（如晶科能源、钧达股份）量产效率逐步达到25%左右，良率在98%上下；第二梯队效率达24.7%以上，良率在97%左右；而其余厂商效率基本在24.5%左右，仍有进一步提升空间。我们认为，TOPCon电池工序和设备环节多，生产工艺复杂，预计厂商之间在稼动率、效率、良率及成本控制等方面的梯队效应仍将持续，率先量产和技术储备较深的公司，将充分享受N型技术发展的红利。

图33：TOPCon 行业部分电池产能与转换效率统计 (截至 2022Q3)

资料来源：PVinfoLink，各公司公告，中信证券研究部注：22Q4以来部分厂商量产效率有明显提升

投资建议：看好N型电池片产业化推广进程和长期增长空间，推荐在新技术领先量产且产品性价比竞争力持续快速提升的钧达股份、爱旭股份，建议关注金刚光伏等。

N型电池迎扩产潮，设备需求持续放量

TOPCon实现多技术路线并进，产业化寻找工艺最优解。TOPCon制造有三个核心工艺，包括界面氧化物生长、本征多晶硅沉积及多晶硅掺杂，核心设备技术路线包括LPCVD、PECVD、PVD、PEALD和APCVD。LPCVD是目前最成熟的主流工艺，但存在绕镀问题，其他技术主要围绕减少绕镀问题而展开，其中PECVD 和PVD 技术研发取得良好进展，国内厂商也在持续推进产业化，PEALD方案也在持续的推进中。我们认为LPCVD设备和PECVD设备都将成为TOPCon电池扩产的主流选择，其中PECVD设备在产出效率、投资成本、解决绕镀等方面具备较强的竞争力，预期后续PECVD的产业化落地将进一步加速，客户面有望进一步拓宽。

表10：TOPCon五种技术路线优缺点

方法	优点	缺点	代表性企业
LPCVD	工艺成熟;镀膜均匀性好，钝化效果好；效率较 PECVD 略高0.1%	会产生绕镀，效率相对较低增加产线配置成本；石英件易损耗	Centrotherm、SEMCO、 Tempress、拉普拉斯、北京科锐
PECVD	沉积速率快，沉积温度低；基本无绕镀，产线成本低	存在爆膜现象，SiO2均匀度较低；薄片易碎；对环境有污染	梅耶博格、Centrotherm、捷佳伟创、红太阳、北方华创、金辰股份
PVD	无绕镀，只需简单清洗；镀膜均匀，膜厚易控	对基地存在损耗，影响钝化；靶材损耗，影响成本；效率较低，工艺不成熟	新格拉斯、江苏杰太、北京科锐、普乐新能源
PEALD	更好的隧穿氧化物性能，	沉积速度慢，成本高	微导、艾华
镀膜均匀度好
APCVD	系统简单，反应速度快	均匀性较差，台阶覆盖能力差，
APCVD	系统简单，反应速度快	用于厚介质淀积	SCHMID

资料来源：TaiyangNews，中科院宁波材料所，各公司公告，中信证券研究部

N型电池产能快速扩张，核心设备需求放量。我们估计，目前TOPCon 新增产线单GW投资约2亿元左右，而在PERC基础上升级为TOPCon单GW投资约0.7亿元左右，且随着技术优化和效率提升，未来有望稳步下降。基于目前TOPCon 行业扩产和改造升级需求，我们预计2023年TOPCon电池片设备投资额将超370亿元，2024年将超460亿元，市场空间迎来快速扩张。其中，激光SE凭借提效0.2%以上的能力有望在2023 年获得TOPCon厂商加速推广，预计2023/2024年对应设备投资额18/25亿元。而对于HJT，随着产业链降本提效持续推进，扩产速度将明显加快，预计2023/24年新增产能将分别达50/120GW，对应设备投资额150/300亿元。

表11：TOPCon&HJT电池片设备需求空间测算

不同电池技术设备需求		2021	2022E	2023E	2024E
TOPCon	新增TOPCon产能（GW)	6	60	200	250
	单GW新增投资额页（亿元）	2.1	2	1.8	1.7
	存量升级为TOPCon产能（GW）	1	8	20	80
	单GW改造投资额（亿元）	0.8	0.7	0.6	0.5
	TOPCon设备总投资额（亿元）	13	126	372	465
	激光 SE需求 (GW)		50	150	250
	单GW新增投资额（亿元）		0.15	0.12	0.1
	激光SE设备总投资额（亿元）		7.5	18	25
	新增HJT产能（GW）	3	10	50	120
HJT	单GW新增投资额（亿元）	5	4	3	2.5
HJT	HJT设备总投资额（亿元）	15	40	150	300

资料来源：中信证券研究部估算、预测

N型组件快速扩产，带动串焊机等组件设备需求持续增长。随着终端需求和N型电池快速起量，新增和存量替代的组件产能也持续扩张。其中，一方面来自于N型组件新增扩产，包括SMBB、OBB及xBC组件串焊机；另一方面，市场原有的低速MBB串焊机也需要逐步替换更新。我们预计2023/24年新增+替换的组件设备市场空间将达174/200亿元，其中串焊机市场容量在61/70亿元，延续快速增长状态。

表12：组件设备市场空间测算

	2021	2022E	2023E	2024E
全球新增光伏装机量（GW)	170	250	350	440
类容配比	1.25	1.25	1.25	1.25
组件产能利用率	53%	57%	60%	60%
组件产能（GW）	401	548	729	917
新增组件产能（GW)	120	147	181	188
存量设备更换比率	20%	20%	20%	20%
存量更新设备产能（GW）	56	80	110	146
新增+存量更新设备总产能（GW)	176	227	291	333
单GW设备投资（亿元）	0.6	0.6	0.6	0.6
组件环节设备市场空间（亿元）	106	136	174	200
划片机市场空间（亿元）	6	8	10	12
串焊机市场空间（亿元）	37	48	61	70
层压机市场空间 (亿元）	16	20	26	30

资料来源：中信证券研究部估算、预测

投资建议：TOPCon设备方面：1）推荐具备成熟量产PECVD工艺的捷佳伟创，建议关注金辰股份，以及LPCVD厂商连城数控（参股拉普拉斯)；2）推荐电池激光设备龙头，单GW价值量有望随TOPCon推广提升的帝尔激光，建议关注海目星；3）推荐受益装机需求增长及N型技术迭代加速的串焊机龙头奥特维。

HJT设备方面：1）推荐领先布局HJT核心设备，具备整线提供能力的迈为股份、捷佳伟创；2）建议关注组件层压机及自动化设备龙头，并布局HJT核心PECVD设备的金辰股份；3）HJT 降本关键环节电镀铜工艺，重点关注产业链公司东威科技、芯碁微装、广信材料。

N型升级+结构优化，辅材增长弹性凸显

把握结构机遇，收获技术红利。随着N型电池技术快速推广并逐步成为市场主流，且地面电站装机占比有望阶段性回升，在行业高景气基调下，我们预计产业链部分辅耗材环节有望跟随行业规模放量和结构性变化，实现业绩加速增长和竞争力强化。

表13：光伏重点辅耗材环节有望迎来结构性增长加速

环节	关注领域	超额增长刺激因素	相关公司
胶膜	POE胶膜	N型组件放量，POE粒子供不应求，POE 胶膜享受超额收益和格局集中	福斯特、海优新材、赛伍技术、激智科技
银浆	N型银浆	N型电池放量，N型银浆占比提升，盈利高于常规银浆；国产替代加速，头部份额集中	帝科股份、苏州固得、博迁新材
焊带	N型焊带	N型组件放量，TOPCon 的 SMBB 焊带和 HJT的低温焊带占比提升，盈利能力增强；头部厂商加速扩张，份额优势扩大	宇邦新材、同享科技、威腾电气
光伏玻璃	双玻	地面电站放量，推动双玻渗透率提升，但仍有过剩加剧风险	福莱特、信义光能
支架	跟踪支架	地面电站放量，跟踪支架提升全生命周期发电增益，渗透率加速增长；原材料成本下降，盈利能力修复	中信博、意华股份、清源股份
边框	卡扣短边框	地面电站放量，双玻渗透率提升，卡扣短边框助力双玻降本，加快市场推广	海达股份
接线盒	芯片接线盒	大尺寸大电流组件升级，推动芯片接线盒替代二极管接线盒；头部厂商加速扩张，份额优势扩大	通灵科技、快可电子
石英坩埚	高纯砂、大坩蜗	高纯石英砂供不应求，价格持续上升；N型、大尺寸硅片放量，提升坩蜗要求，缩短坩蜗寿命，耗用量增加	石英股份、欧晶科技
热场	碳碳热场	需求加速放量，供需格局改善，价格有望触底回升；碳纤	金博股份、天宜上佳
金刚线	超细线	维成本有望下降，推动盈利改善大硅片、薄片化升级，细线化推进且单耗持续提升	美畅股份、恒星科技
背板	无氟背板	N型组件提升阻水性要求，环保要求提升	明冠新材

资料来源：中信证券研究部梳理

胶膜：POE供应趋紧，再续高增长新篇

目前组件封装胶膜以EVA、POE和EPE（共挤型POE）为主，三者各有优劣。作为最主流的光伏组件封装材料，传统EVA胶膜具有较好的光学性能、粘结性、流动性和性价比优势，适配绝大多数P型组件，目前仍占市场主要份额，但在P型双玻和N型组件中面临PID衰减问题；POE胶膜具有更强的阻水和抗老化性能，可大幅改善组件PID衰减等问题，但成本较高且原材料供应受限；EPE由EVA+POE+EVA三层复合并采用共挤出工艺制造而成，性能介于EVA与POE胶膜之间，兼具两者部分优势并提升性价比。

表14：不同光伏胶膜性能对比

类别	优势	劣势	适用范围
透明EVA	高透光率，与玻璃和背板粘结性好	抗PID 和水气阻隔性不强	用于光伏组件封装
白色EVA	有效提升反射率，提高太阳能组件的发电效率，PID 性能较好	成本较高	用于光伏单面组件下层封装；可用于薄膜组件
POE	高水汽阻隔率，优秀的耐候性能和更强的抗 PID 性能	助剂析出影响性能；电池片在组件生产过程中易移位；生产效率较低；易产生气泡降低组件层压良率	PERC 双玻、N型组件和其他耐候性要求高的组件
共挤POE (EPE)	具备 POE高阻水性和高抗PID 性能，也具备 EVA 高成品率的层压特性，降低POE粒子用量	成本高于 EVA，耐受性低于POE	PERC 双玻、N型组件和其他耐候性要求高的组件

资料来源：海优新材招股书，中信证券研究部

不同类型电池组件对胶膜封装方式要求不同，N型往往需采用更高标准的POE胶膜封装。分技术路线看：

TOPCon：正面PID效应较强，需要抗PID性能更好的POE胶膜，同时基于对产品更高可靠性要求考虑，往往采用双面POE封装；随着工艺进一步优化，未来有可能采用POE+EPE、POE+EPE、双面EPE、或EPE+EVA封装。

HJT：ITO靶材对水汽敏感，需提升水汽阻隔性能，同时为降低钝化层受紫外线辐照老化，需提高胶膜抗老化性能，往往采用双面POE封装；随着工艺逐步优化，未来有可能采取POE+EPE或双面EPE的封装方案。

xBC：为增强对背面栅线的保护，往往使用POE封装，常采用正面EVA+背面POE的方案；未来可能采用 EVA+EPE封装。

双玻PERC：背玻析出Na离子削弱钝化特性，造成PID效应，同时为提升水汽阻隔性，背面往往采用POE或 EPE封装，正面可保留 EVA封装方式。

受益于光伏装机增长、N型组件升级和双玻渗透，POE、EPE胶膜需求将快速增长，POE粒子需求望加速放量。我们按照4种不同的情形假设，对EVA、POE（类）胶膜以及对应的粒子需求进行了预测。随着N型电池渗透率快速增长和地面电站带动双玻渗透率提升，在封装要求等级由高到低的4种情形下，我们预计光伏级EVA粒子2023年需求量将达102\~155万吨，2022-25年需求量GAGR区间为-20%\~15%，由于POE类产品渗透和替代，预计需求增长将放缓甚至回落；而POE粒子2023年需求量将达80\~32万吨，占比分别为44%\~17%，2022-25年需求量CAGR区间为109%\~75%。即使按照封装要求最低的情形4（EPE全面替代POE）测算，未来3年POE粒子需求亦将高增。

表15：不同情形下EVA、POE类胶膜及粒子需求预测

	2021	2022E	2023E	2024E	2025E
光伏装机（GW）	170	250	350	440	550
类容配比	1.25	1.25	1.25	1.25	1.25
组件需求（GW）	213	313	438	550	688
组件平均功率（W）-折算182×72	545	555	570	585	600
单组件胶膜用量（平米）	5.12	5.12	5.12	5.12	5.12
胶膜总需求量（亿平米）	21	29	39	48	59
TOPCon 组件占比	1%	6%	30%	42%	51%
HJT 组件占比	1%	2%	5%	11%	19%
xBC组件占比	0%	1%	6%	8%	9%
PERC中双玻占比	30%	30%	40%	45%	50%
EVA胶膜克重（kg/平米）	0.5	0.49	0.48	0.47	0.46
POE胶膜克重(kg/平米）	0.48	0.47	0.46	0.44	0.42
EPE 胶膜克重(kg/平米)	0.49	0.48	0.47	0.46	0.45
情形1：TOPCon、HJT两面均用POE；XBC正面用EVA，背面用POE；PERC双玻正面用EVA，背面用EPE
-EVA胶膜需求量（亿平米）	17	22	20	16	12
-POE 胶膜需求量(亿平米)	0	2	15	27	44
-EPE胶膜需求量（亿平米）	3	4	5	4	4
胶膜粒子总需求（万吨）	98	137	181	214	250
-EVA粒子需求（万吨）	89	116	102	84	60
-POE粒子需求（万吨）	9	21	80	130	190
情形2：TOPCon、HJT正面用POE，背面用 EPE；xBC正面用EVA，背面用POE；PERC双玻正面用EVA，背面用EPE
-EVA 胶膜需求量（亿平米）	17	22	20	16	12
-POE胶膜需求量（亿平米）	。	1	8	15	23
-EPE胶膜需求量（亿平米）	3	5	12	17	24
胶膜粒子总需求（万吨）	99	140	186	220	258
-EVA粒子需求（万吨）	91	122	122	116	108
-POE粒子需求（万吨）	9	18	64	104	150
情形3：TOPCon、HJT两面均用EPE；xBC正面用EVA，背面用EPE；PERC双玻正面用EVA，背面用EPE
-EVA 胶膜需求量（亿平米)	17	22	20	16	12
-EPE胶膜需求量（亿平米）	3	6	20	32	47
胶膜粒子总需求（万吨）	99	141	187	223	265
-EVA粒子需求（万吨）	91	125	141	150	160
-POE粒子需求（万吨）	8	15	46	73	105
情形4：TOPCon正面用EPE，背面用EVA；HJT两面均用EPE；XBC正面用EVA，背面用EPE；PERC双玻正面用EVA，背面用EPE
-EVA胶膜需求量（亿平米）	17	23	26	26	27
-EPE胶膜需求量（亿平米）	3	6	14	22	32
胶膜粒子总需求（万吨）	99	141	187	224	267
-EVA粒子需求（万吨）	92	127	155	175	195
-POE粒子需求（万吨）	8	13	32	50	72

资料来源：CPIA，中信证券研究部预测注：假设 EPE 胶膜中 EVA、POE、EVA 各层比例分别为1:2:1

预计2023/24年全球光伏级EVA粒子供应能力约180/223万吨，POE粒子供应能力约45/59万吨。EVA粒子方面，2022年随着国内厂商相关装置加速爬坡和优化，EVA粒子产能迎来快速放量，同时考虑韩国乐天等海外企业亦有扩产，预计2023/24年全球 EVA粒子产能约180/223万吨。POE粒子方面，目前供应主要集中于陶氏、LG化学、三井、SABIC-SK等企业，国内产能短期难以突破，万华化学等厂商产能可能需 2024 年前后方进入批量出货阶段，预计2023/24年全球光伏级POE 粒子有效产能约45/59万吨。

表16：EVA及POE粒子产能统计

类别	厂商	产能（万吨）			光伏级比例
类别	厂商	2022E	2023E	2024E	2022E	2023E	2024E
EVA粒子	北京东方化工	4	4	4
	燕山石化	20	20	20
	扬子-巴斯夫	20	20	20
	北京华美	6	6	6
	联泓新科	15	15	15	50%	70%	70%
	宁波台塑	7.2	10	10	40%	60%	60%
	斯尔邦	30	30	50	60%	70%	60%
	榆能化	30	30	30	50%	60%	70%
	扬子石化	10	10	10	30%	50%	60%
	中化泉州	10	10	10	30%	50%	60%
	中科炼化	10	10	10	30%	50%	60%
	浙石化	30	30	30	60%	80%	80%
	古雷石化		30	30		30%	50%
	天利高新		20	20		20%	40%
	宝丰能源		25	25		10%	40%
	海外光伏级	55	70	80	100%	100%	100%
	小计	247	340	370
	其中光伏级	125	180	223
POE粒子	陶氏	46	55	60
	埃克森美孚	20	20	20	45%	45%	45%
	LG化学	28	28	38	30%
	三井	20	20	20	20%	30% 30%	35% 40%
	SABIC-SK	17	17	17	20%	30%	40%
	其他	4	20	35	5%	5%	10%
	小计	135	160	190
	其中光伏级	37	45	59

资料来源：各公司官网，上海有色网，中信证券研究部预测

2023/24年EVA粒子供应整体较为充裕，预计价格波动趋于缓和；而POE粒子供应将持续趋紧，产能缺口明显，价格有望明显上涨。在1、2、3类情形下，2023年开始EVA粒子供给都较为充足，而POE粒子供给有明显缺口，尤其是1、2类情形下POE粒子面临严重短缺，仅情形4能够阶段性满足POE粒子未来两年需求。若按照偏中性的情形3估算，我们预计2023/24年POE粒子缺口分别达1/14万吨，对应缺口比例为2%/19%。目前N型组件仍多采用高标准的POE胶膜封装方案，考虑到POE粒子供需格局或快速收紧，价格有望大幅上涨；同时，持续使用POE胶膜封装将无法得到粒子供应端支撑，预计未来两年胶膜克重将加速下降，以及倒逼N型组件厂和终端客户改进产品工艺或降低封装要求，加快EPE对POE的替代。

表17：不同情形假设下光伏 EVA和 POE粒子供需情况（万吨)

分情形	类别	2023需求（E)	2024需求（E)	2023供-需（E）	2024供-需（E）
情形1	EVA粒子	102	84	78	139
情形1	POE粒子	80	130	-34	-72
情形2	EVA粒子	122	116	58	106
情形2	POE粒子	64	104	-19	-45
情形3	EVA粒子	141	150	39	72
情形3	POE粒子	46	73	-1	-14
情形4	EVA粒子	155	175	25	48
情形4	POE粒子	32	50	13	9

资料来源：中信证券研究部预测注：冷色代表供过于求，暖色代表供不应求
情形1：TOPCon、HJT两面 POE；xBC正EVA，背 POE；PERC 双玻正EVA，背EPE
情形2：TOPCon、HJT正POE，背 EPE；xBC正EVA，背 POE；PERC 双玻正 EVA，背 EPE
情形3：TOPCon、HJT两面 EPE；xBC正EVA，背EPE；PERC 双玻正EVA，背EPE
情形4：TOPCon正EPE，背 EVA；HJT两面 EPE；xBC正EVA，背 EPE；PERC 双玻正 EVA，背EPE

POE粒子供应紧张再次带来胶膜龙头超额增长机遇。预计2023年开始POE粒子需求将持续放量，但供应或将明显趋紧，价格上涨或将超预期，这与2020-22年EVA环节的局面有高度相似性。我们认为这趋势将给胶膜行业格局和盈利变化带来三大影响：

1）份额集中：胶膜厂POE粒子采购压力将显著增加，而其中供应链保障能力较强的龙头企业和老牌厂商竞争优势有望再次凸显，巩固市场份额优势。

图34：2021年胶膜企业市场份额 (按产能)

资料来源：各公司公告，上海有色网，中信证券研究部

图35：2021年胶膜企业市场份额 (按出货)

资料来源：各公司公告，中信证券研究部测算

2）结构优化：POE胶膜单平价值量和毛利通常高于EVA胶膜，产能配置完善的胶膜厂商受益于POE业务占比提升，有望推动整体盈利能力上升。

3）库存红利：组件厂对胶膜价格波动相对不敏感，且在硅料成本有望持续下行的情况下，胶膜产品或具备较强成本转嫁能力。因此，在粒子涨价周期中，由于通常原材料有1-2个月的备库周期，而胶膜定价较快向下游传导，胶膜厂商往往能充分享受相对低价库存红利，推动毛利率上行。这与过去两年EVA粒子涨价推升胶膜厂商毛利如出一辙。

图36：EVA粒子价格涨落与胶膜龙头福斯特毛利率对应关系 (元/吨)

资料来源：Wind，索比咨询，福斯特公告，中信证券研究部

投资建议：重点推荐胶膜行业龙头福斯特，建议关注海优新材、赛伍技术、激智科技，以及在POE粒子国产化中有相对先发优势的万华化学、东方盛虹、卫星化学等。

银浆：N型电池推动需求升级，结构优化带来盈利改善

不同电池类型对银浆要求存在差异，银包铜技术有望助力HJT降低银浆成本。光伏银浆是制备电池片的核心辅材，主要可分为高温银浆和低温银浆，高温银浆在500℃的环境下，通过烧结工艺将银粉、玻璃氧化物、其他溶剂固化；而低温银浆则在200-250℃的相对低温环境下，将银粉、树脂、其他溶剂等原材料混合。目前PERC 和TOPCon 电池主要使用高温银浆，而HJT电池由于非晶硅薄膜含氢量较高等属性，要求生产温度不超过250℃，因此主要采用低温银浆。HJT电池降低低温银浆成本的路径主要有1）使用银包铜等新型复合型浆料，2）降低低温银浆单耗，3）低温银浆的国产化，4）使用电镀铜替换低温银浆。其中，银包铜技术通过将银覆盖在铜粉表面以减少银的用量，通过调整银和铜的比例，能够保证转化效率的同时降低银浆成本，且粉中含铜量越高，能够节约的成本越多，但是铜含量过高会影响银包铜粉的性能。目前日本KE银包铜浆料（44%银，48%铜）已通过客户验收，国产银包铜浆料（60%银，30%铜）进步较快。随着银包铜浆料逐步导入推广，有望助力HJT降低30%以上银浆成本。

表18：不同铜银比下银包铜浆料成本性能比较

铜银比	20:1	10:1	5:1	2:1	1:1
节约成本比例	91%	84%	74%	53%	37%
银包覆层是否完整	不完整	完整	完整	完整	完整
抗氧化性	最差	次差	一般	较强	最强
热氧化温度（℃)	152.7	198.6		236.6
低温导电薄膜电阻率（Ω·cm)	58.48	0.0296		<0.0001

资料来源：《低成本银包覆铜导电浆料的可控制备及其在太阳能电池中的应用》(刘徐迟)，中信证券研究部

N型电池技术发展将推动银浆品类升级和单耗结构性增长。尽管随着丝网印刷技术升级，光伏银浆单耗呈下降趋势，但是N型电池银浆单耗仍明显高于PERC电池。目前主流电池片厂商PERC银浆耗量多在9-12mg/W，而TOPCon 银浆耗量多在12-16mgW,HJT 银浆耗量多在18-23mg/W。

图37：不同电池片技术银浆消耗量变化趋势 (mg/片)

资料来源：CPIA（含预测)，中信证券研究部注：TOPCon 为含银量约95%银铝浆

图38：目前不同电池技术银浆耗用量(mg/W)

资料来源：CPIA，行业相关公司公告，中信证券研究部

光伏需求高增+N型电池推广，2023年银浆市场有望加速成长升级。随着全球光伏新增装机快速增长和N型技术推广，我们预计2022-25年光伏银浆市场需求有望分别达3875/5250/6210/7294吨，对应CAGR约23%，2023年增速约35%；在银粉成本趋稳的假设下，预计市场空间分别为182/252/300/343亿元，对应CAGR约24%，2023年增速约39%。其中，更高技术壁垒和价值量的HJT低温银浆（含银包铜）CAGR或进一步超130%，占总银浆需求比例有望从2022年的约3%提升至2025年的25%，成长弹性凸显。

表19：光伏银浆需求和市场空间测算

	2021	2022E	2023E	2024E	2025E
光伏装机（GW）	170	250	350	440	550
容配比	1.25	1.25	1.25	1.25	1.25
电池片装机（GW）	213	313	438	550	688
TOPCon渗透率	1%	6%	30%	42%	51%
HJT渗透率	1%	2%	5%	11%	19%
PERC等渗透率	98%	92%	65%	47%	30%
PERC等银浆单耗（mg/W）	15	12	11	10	9.5
TOPCon银（铝）浆单耗（mg/W)	18	15	13	11.5	10
HJT银浆单耗（mg/W）	28	23	19	16	14
PERC等银浆需求（吨）	3124	3450	3128	2585	1959
TOPCon银（铝）浆需求（吨）	38	281	1706	2657	3506
HJT 银浆需求 (吨)	60	144	416	968	1829
-其中银包铜渗透率	10%	20%	30%	50%	70%
银包铜浆料需求（吨）	6	29	125	484	1280
银浆总需求 (吨）	3222	3875	5250	6210	7294
总需求YoY	11%	20%	35%	18%	17%
HJT银浆占比	2%	4%	8%	16%	25%
PERC等银浆均价（元/kg）	5500	4600	4600	4600	4600
TOPCon银（铝）浆均价（元/kg）	5800	4900	4900	4900	4900
HJT低温银浆均价（元/kg）	7600	6700	6600	6500	6300
HJT银包铜浆料均价（元/kg）	5700	4900	4400	4000	3600
银浆市场空间（亿元）	178	182	252	300	343
市场空间YoY		2%	39%	19%	14%

资料来源：CPIA，中信证券研究部预测注：假设银粉成本趋稳，低温银浆逐步国产替代且铜银币比提升

国产替代+产品升级，银浆企业盈利有望加速修复。近年来，国产银浆在技术、性能、稳定性等指标持续提升，以聚合股份、帝科股份、苏州固得（2021年CR3约48%）等为代表的企业逐渐打破海外垄断，推动国产化率不断上升。其中，壁垒相对较低的背面银浆已基本实现国产化替代，正面银浆国产化率亦加速提升至60%以上；但HJT主栅银浆国产化率仅10%左右，细栅银浆仍基本依赖进口，未来将重点攻坚低温银浆和银包铜国产化替代推广。在这一过程中，国内领先企业优先布局N型银浆解决方案，技术实力和产业链整合能力优势逐步拉大，加快淘汰行业效率较低、技术落后的企业，有望推动市场份额进一步向头部集中。同时，N型银浆加工费较P型银浆有所提升，随着N型银浆销售占比快速提升，银浆企业盈利能力有望逐步改善。

图39：银浆国产化持续推进

资料来源：CPIA，中信证券研究部

图40：光伏银浆需求预测（吨)

资料来源：CPIA，中信证券研究部预测

投资建议：建议关注银浆一体化厂商帝科股份，积极布局低温银浆的苏州固得，以及加快推广银包铜粉的博迁新材。

焊带：N型组件拉动SMBB、低温焊带加速推广，龙头有望量利齐升

光伏焊带用于光伏电池片的串联和并联，发挥导电聚电的重要作用。光伏焊带可分为互连焊带和汇流焊带，一般常规组件中互连焊带与汇流焊带用量比为4:1，多栅组件中这一比例提升至5:1。其中，互连焊带用于连接光伏电池片，收集、传输光伏电池片电流,按性能和适用领域可分为常规互连焊带、MBB 焊带、低温焊带、低电阻焊带等；汇流焊带是用于连接光伏电池串及接线盒，传输光伏电池串电流，包括常规汇流焊带、冲孔焊带、黑色焊带、折弯焊带等。

表20：光伏互连焊带产品类型及特点

类型	适用组件	产品特点
常规焊带	常规组件	低屈服度、高抗拉性等优良特性
MBB 焊带	多栅组件	栅线越多越细有利于减少对电池片的遮光，更有效地利用太阳光，同时使得电流密度分布更加均匀，组件功率将会明显提升5-8W，同时电池的正银可以减少约30%
SMBB焊带	多栅组件	线径低于0.26mm，锡层均匀；电阻率≤0.0225Ωmm2/m，可降低电池片银浆耗量（目前TOPCon 的银浆耗量比PERC高 20-30%
低温焊带	HJT组件	改变常规焊带的涂层成分，使用熔点温度不超过175℃的焊料为原材料，可以实现低温焊接，同时有利于降低异质结电池串焊接温度
低电阻焊带	常规组件	减少和精确控制涂层厚度，降低焊带电阻，减少组件因串联电阻而导致的功率损失。替代传统焊带时，无需改变组件生产设备、工艺及材料，但可提高组件功率约0.3%
异形焊带	多栅组件	产品特点为一段为异形结构，用于电池片的正面，可以最大程度反射太阳光，提高组件功率；相邻的一段为相对又薄又宽的扁平结构，用于电池片的背面，不仅可以减小片间距，同时还能降低组件背面封装胶膜的厚度，有利于降低组件成本

资料来源：宇邦新材招股书，中信证券研究部

受益于TOPCon技术推广，SMBB焊带市场渗透率有望加速提升。焊带细化是主要的发展方向，目前MBB（≥9BB）仍是组件焊接技术的主流路线，而随着主流电池片尺寸增大和工艺升级，更具降本潜能的超多主栅 SMBB有望加速推广，主流主栅数量将从9-12根增加到15-18根。SMBB技术采用小间距方案，可减少栅线遮挡，提高电池片光学利用率，并更有效地减少电流传输距离，降低组件串联电阻损耗；同时，更细的焊带也有助于降低胶膜克重，也对电池隐裂、断栅、破裂等的容忍度更高，将降低组件失效风险，提高组件可靠性。在TOPCon 大尺寸电池加速增长催化下，我们预计2023年SMBB 焊带有望加速替代MBB 焊带。

图41：不同主栅数量电池市场份额分布

资料来源：CPIA（含预测），中信证券研究部

表21：头部组件厂商主流产品焊带选型指标

	电池技术	尺寸	主栅数	焊带	焊带(mm)	胶膜克重(g/m2)
隆基	PERC等	182	9	三角焊带+扁焊带分段	0.35+0.14	单玻 530 EVA+390 EVA 双玻570 EVA+430 EPE
天合	PERC	210	12	焊带压扁技术	0.29/0.32	单玻 470 EVA+470 EVA 双玻470 EVA+470 EPE
晶澳	PERC	182	11	焊带压扁技术	0.3	单玻480 EVA+470 EVA 双玻480 EVA+480 EPE
晶科	PERC	182	10	焊带压扁技术	0.3	单玻460 EVA+440 EVA 双玻460 EVA+460 EPE
晶科	TOPCon	182	16	焊带压扁技术/SMBB	0.26	单玻 380 POE+420 EVA 双玻380 POE+380 POE
阿特斯	PERC	210	12	圆焊带+扁焊带分段	0.32+0.18	单玻 500 EVA+410 EVA 双玻 500 EVA+390 EPE
华晟	HJT	210	15	焊带压扁技术/SMBB	0.29	双玻 540 EPE+540 EPE

资料来源：各公司官网，中信证券研究部

HJT的加速增长助力低温焊带需求提升和NBB快速发展，扁线焊带跟随×BC电池推广放量。HJT组件为防止破坏非晶硅层结构，多使用专门的低温焊带进行低温焊接。低温焊带可以与SMBB焊带、汇流带等产品叠加，主要技术壁垒在于工艺配方需与HJT组件的其他低温材料相匹配，研发难度比SMBB焊带更高，产品有更高的溢价。此外，从长期趋势看，无主栅技术亦是降低银耗的重要路径，OBB（NBB）技术通过去除主栅，直接将焊带与副栅相连，可以大幅减少浆料消耗。此外，扁线焊带更适配xBC电池“一”字型的全背面焊接技术，有望跟随×BC市场推广而放量。

表22：HJT各类焊带技术浆料用量对比

	常规MBB	钢网MBB	NBB	银包铜钢网NBB
主栅用量(mg/W)	8	8	0	0
副栅用量(mg/W)	10	8	12	0

资料来源：迈为股份官网，中信证券研究部

图42：光伏焊带产品发展趋势

资料来源：宇邦新材官网（含预测），中信证券研究部

N 型焊带用量加速增长，需求升级推动盈利能力提升。随着光伏市场持续快速增长，以及TOPCon、HJT等新型高效电池组件加速推广，我们预计2022-25年焊带市场需求有望分别达14/19/24/29万吨，对应市场空间分别为132/180/226/284亿元。尽管2023-25年市场空间增速较2022年或有放缓，但在需求结构中，更高价值量和更具盈利能力的N型焊带占比将迎来显著提升，有望由2022年的约8%快速增至2023年的近40%。因此，在上游原材料成本有望趋稳的预期下，具备技术储备、产品布局和客户开发优势的头部焊带厂商迎来加速增长契机。

表23：光伏焊带市场需求测算

	2021	2022E	2023E	2024E	2025E
新增装机（GW）	175	250	350	440	550
容配比	1.2	1.25	1.25	1.25	1.25
组件需求量（GW)	210	313	438	550	688
TOPCon渗透率	1%	6%	30%	42%	51%
HJT渗透率	1%	2%	5%	11%	19%
XBC渗透率	0%	1%	6%	8%	9%
常规组件焊带耗量（吨/GW)	450	450	440	430	420
SMBB焊带单位耗量（吨/GW）	440	440	430	420	415
低温焊带单位耗量 (吨/GW)	430	430	420	415	410
扁焊带单位耗量（吨/GW）	500	490	480	470	460
MBB 焊带需求量（万吨）	9.6	12.8	11.4	9.2	6.1
SMBB 焊带需求量（万吨）	0.1	0.8	5.6	9.7	14.6
低温焊带需求量 (万吨）	0.1	0.3	0.9	2.5	5.4
扁线焊带需求量 (万吨）	0.0	0.2	1.3	2.1	2.8
总焊带需求量（万吨）	9.8	14.0	19.2	23.5	28.8
N型焊带占比	2%	8%	38%	56%	74%
MBB焊带单价(万元/吨）	8.6	9.3	9	9	9
SMBB 焊带单价(万元/吨)	9.5	10.2	9.9	9.9	9.9
低温焊带单价(万元/吨)	10.8	11.6	11.3	11.3	11.3
扁线焊带单价(万元/吨）	8.6	9.3	9.0	9.0	9.0
市场空间 (亿元）	85	132	180	226	284
市场空间YoY		56%	36%	26%	26%

资料来源：CPIA，宇邦新材招股书，索比光伏，中信证券研究部预测

龙头厂商加速扩产升级，市场格局有望趋于集中，头部份额优势或持续扩大。2021年国内光伏焊带市场CR3/CR5分别为33%和43%，竞争格局较为分散。但随着头部宇邦新材、同享科技等厂商借助资本力量，加快产能扩张、产品升级和客户开拓（产能分别规划从2021年1.6/0.1万吨增至2024年的2.6/2.5万吨，2023年N型焊带目标占比提升至40%左右)，市场份额有望持续强化，加快拉开与二三线厂商实力差距，实现规模、盈利和技术竞争力的强势提升。

图43：2021年国内光伏焊带企业市场份额分布

资料来源：宇邦新材招股书，中信证券研究部

图44：焊带头部厂商产能扩张规划(万吨)

资料来源：宇邦新材招股书，同享科技招股书，中信证券研究部

投资建议：推荐产能持续释放，SMBB等新品快速导入的焊带龙头宇邦新材，建议关注同享科技、威腾电气。

光伏支架：地面电站复苏，跟踪支架加速渗透

跟踪支架可提高发电量增益，降低度电成本，有望在集中式电站中逐步推广。光伏项目装配跟踪支架有望带来10%-15%的全生命周期发电量增益，或提升项目 IRR1-2pcts,在地面电站及部分工商业分布式项目上具备明显经济性优势，近年来全球跟踪支架装机渗透率迎来明显提升。在现有的“组件+支架”方案搭配中，双面-单轴能够实现最低的度电成本，有望成为光伏地面电站的主流选型。

表24：各国不同“组件+支架”发电方案LCOE对比(美分/度）

	单面-固定	单面-单轴	单面-双轴	双面-固定	双面-单轴	双面-双轴
中国	2.9	2.4	3.1	2.8	2.4	3.1
美国	4.8	4	4.8	4.5	3.9	4.6
日本	5.0	4.6	5.5	4.7	4.3	5.1
印度	4.8	4.3	5.6	4.7	4.1	5.4
英国	8.4	7.3	8.5	7.6	6.8	7.9
澳洲	6.2	5.2	5.8	5.9	5	5.6
德国	6.9	6.0	7.0	6.2	5.6	6.5
韩国	5.7	5.1	6.1	5.3	4.8	5.7
意大利	4.8	4.3	5.6	4.7	4.1	5.4
法国	5.8	4.9	5.6	5.4	4.7	5.4

资料来源：国际太阳能光伏网，中信证券研究部

国内光伏跟踪支架渗透率提升空间巨大。根据WoodMackenzie统计，2021年全球光伏跟踪支架出货量达54.5GW（+23%YoY)，对应综合渗透率接近28%；而中国市场跟踪支架出货量不足4GW，对应渗透率仅6%，相较全球装配率仍有巨大提升空间。

图45：全球光伏跟踪支架出货量情况

资料来源：WoodMackenzie，中信证券研究部

图46：全球及中国光伏跟踪支架渗透率对比

资料来源：WoodMackenzie，IEA，CPIA，中信证券研究部

2023年跟踪支架市场有望加速增长，2022-25年需求CAGR超40%。2023年起，受益于地面电站装机占比回升，且地面和工商业分布式项目跟踪支架渗透率有望稳步提高，以及终端装机成本加速回落，我们预计光伏跟踪支架装机需求有望迎来加速增长，2022-25年需求量CAGR有望超40%,至2025年总需求量将达240GW左右，综合渗透率或达35%。

表25：全球跟踪支架需求预测

	2021	2022E	2023E	2024E	2025E
全球光伏装机（GW)	175	250	350	440	550
类容配比	1.2	1.25	1.25	1.25	1.25
组件安装量（GW)	210	312.5	437.5	550	687.5
-户用分布式占比	20%	24%	23%	24%	24%
户用分布式装机（GW)	42.0	75.0	100.6	132.0	165.0
跟踪支架渗透率	0%	0%	0%	0%	0%
-工商业分布式占比	19%	22%	19%	19%	19%
工商业分布式装机（GW)	39.9	68.8	83.1	104.5	130.6
跟踪支架渗透率	20%	21%	23%	24%	24%
跟踪支架需求（GW)	8.0	14.4	19.1	25.1	31.4
-地面电站占比	61%	54%	58%	57%	57%
地面电站装机（GW）	128.1	168.8	253.8	313.5	391.9
跟踪支架渗透率	40%	41%	46%	50%	53%
跟踪支架需求（GW)	51.2	69.2	116.7	156.8	207.7
跟踪支架总需求（GW)	59.2	83.6	135.8	181.8	239.0
总需求YoY	23%	41%	62%	34%	31%
综合渗透率	28%	27%	31%	33%	35%

资料来源：IEA，WoodMackenzie，中信证券研究部预测

原材料成本压力逐步缓解，跟踪支架盈利有望持续修复。钢材占跟踪支架成本的2/3左右，近两年随着钢材价格明显上涨，且在地面电站收益率承压之下，跟踪支架顺价能力较弱，盈利压力较大。随着 2022H2以来钢材价格迎来趋势性下降，以及2023年终端项目收益率回升的情况下，预计跟踪支架产品盈利有望明显修复。

图47：跟踪支架成本结构

资料来源：中信博招股说明书，中信证券研究部

图48：螺纹钢价格走势(元/吨)

资料来源：Wind，中信证券研究部

投资建议：推荐国内跟踪支架龙头中信博，建议关注海外跟踪支架龙头优质代工商意华股份。

产能完善+产品升级，组件龙头盈利稳中有升

组件市场集中度持续提升，龙头深度受益。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通威股份也持续发力组件环节，组件市场格局将继续向头部玩家集中。我们预计 2022年光伏组件行业 CR5/CR10 将提升至61%/78%左右，且 2023 年有望进一步提升至67%/88%左右。

图49：组件企业出货集中度快速提升

资料来源：GlobalData，IEA，中信证券研究部预测

图50：光伏组件行业出货量份额变化

资料来源：IEA，各公司公告，中信证券研究部预测

上游成本下降，长单价格错配，有望推动组件盈利修复。组件订单有一定远期属性，订单周期较长，海外订单往往在几个月以上。同时，受益于原材料成本下降，尽管组件环节竞争较为充分，对上游回吐利润的截留能力有限，但由于现时成本压力的缓解，以及订单周期错配，今年签订的部分较高价长单有望在2023年陆续交付，为组件环节带来盈利修复甚至阶段性超额收益。

图51：近两年原材料涨价周期中光伏组件厂商毛利率普遍下行

资料来源：各公司公告，中信证券研究部

图52：光伏产业链盈利分布及预测（元W)

资料来源：PVinfoLink，中信证券研究部预测

完善一体化产能布局，提升组件厂商控本能力和盈利水平。持续完善一体化产能扩张布局是近两年头部光伏组件厂商的主要资本开支方向，这有望不断优化供应链成本和库存周期调控能力，并提升自主供应链可控性和延长价值链，增厚利润沉淀。根据组件龙头厂商规划，到2022年底硅片、电池一体化率将普遍提升到60%-80%，且2023年底或进一步升至70%-100%。从实际出货产品结构的角度看，天合光能、阿特斯、晶科能源等厂商提升幅度和空间相对更大(且预计大于硅片环节利润降幅）。

一体化进一步完善幅度大的厂商有望实现盈利增强。以天合光能为例，在2023 年硅片实际自给率提升30%左右的假设下，若保守按硅片单环节净利5分W测算，且不考虑其他因素变化，则有望提升整体组件产品1.5分W左右净利润；但对于一体化产能未有明显提升空间的厂商而言，从产能结构角度对盈利提升能力有限，甚至不排除由于单一环节供需格局走弱而有所承压。

图53：主要光伏组件企业各年末一体化产能配套率

资料来源：各公司公告，中信证券研究部预测注：综合一体化率为硅片和电池片一体化率均值

享受电池技术红利，新型高效组件出货放量，有望推动盈利上升。TOPCon、HJT、xBC等新型组件产品性价比持续提升，得益于市场端高溢价，盈利能力明显强于常规PERC组件。2023年起，在产能快速扩张之下，头部组件厂商新型组件出货比例有望大幅提升，得益于产品结构优化，或将带动整体盈利能力持续增强，迎来量利齐升。我们预计目前国内TOP6组件企业2023年新型组件出货占比将普遍提升约30pcts，若保守考虑新型组件较 PERC组件平均0-5分W的成本增加，以及平均1毛W左右的溢价，则有望提升组件厂商1.5-3分W平均净利，盈利提升幅度可观。

图54：2023年组件龙头厂商将迎来出货增长与高价值量新品结构优化共振

资料来源：各公司公告，中信证券研究部预测

投资建议：看好一体化持续完善幅度较大，或产品结构中高价值量新品加快推广升级的组件龙头，推荐天合光能、晶科能源、隆基股份，以及强势入局组件的通威股份，建议关注晶澳科技、阿特斯、东方日升。

微逆+光储潜力巨大，打开逆变器长期增长空间

微逆渗透率加快提升，国产龙头强势崛起

政策支持力度加码，加速组件级关断推广。美国国家消防协会自2017年在NEC规范中强制光伏建筑发电系统达到组件级关断的要求，推动美国分布式市场MLPE渗透率达70%以上；欧洲、加拿大、澳大利亚、泰国等多国也逐步明确相关标准以推进光伏建筑的组件级关断装置配置。而国内也在加大对配制组件级关断装置的支持，且东莞、海宁两市率先出台了强制分布式光伏项目配套组件级关断的要求，后续其他省市有望逐步跟进。随着政府、行业组织及户主对安全性的重视程度加深，分布式光伏逆变器正在由组串式逆变器向组件级别控制的逆变器转变，组件级控制有望成为下一代逆变器的主流方向之一。

表26：全球各国各地陆续出台分布式光伏组件级关断政策要求

国家和地区	相关政策
欧盟	2014年立法要求屋面光伏发电设施装设智能关断器，最高电压不超过60V
美国	自NEC2017政策，开始强制要求光伏建筑发电系统配套组件级关断设备
澳大利亚	2020年更新直流隔离器标准，加强关断功能要求
加拿大	2021年直流侧电压超过80V需安装关断器
中国	2021年发布分布式安全征求意见稿，鼓励建筑光伏配套组件级关断
泰国	2022年强制要求安装快速关断装置
广东东莞	2022年10月出台分布式光伏管理办法，要求光伏项目必须具备组件级快速关断和管理能力
浙江海宁	2022年11月发布分布式光伏管理办法，提出相关项目应具备组件级快速关断和管理能力
资料来源：相关政府官网，中信证券研究部

微型逆变器是小型、组件级分布式发电系统电能转换的最佳方案。“组件级电力电子”解决方案除了包括微型逆变器，还有“组串式逆变器+优化器/关断器”的方案。优化器或关断器可为光伏系统提供组件级的关断能力，在特定场景下保证光伏系统直流电压不超过80V，且优化器亦可实现组件级的最大功率点跟踪控制；但在运行过程中系统仍存在直流高压，有一定的安全隐患。组串式逆变器+优化器/关断器在较大功率的应用场景中有一定的成本优势，但微型逆变器在中小功率等级的应用场景中更优。

表27：微型逆变器与组串式逆变器+优化器/关断器产品特点比较

	微型逆变器	组串式+优化器	组串式+关断器
解决火灾隐患	√	×	×
解决施救风险	√	√	√
最大功率点跟踪控制	√	√	×
系统效率	92%以上	约92%	约83%
运维成本	低	低	中
经济性功率范围	3-20kW	≥20kW	≥5kW

资料来源：索比咨询，中信证券研究部

预计2021-25年微逆市场空间CAGR近60%。通过跟踪国内外主要微型逆变器厂商的出货情况，我们估算2022年全球微逆出货规模有望增至近10GW，在全球分布式光伏装机渗透率或增至9%。同时，在户用分布式市场持续高增长，政策持续加码，以及居民安全性意识进一步加强的情况下，随着微型逆变器产品性价比持续优化，渗透率有望迎来快速提升。考虑到微逆价格和成本或逐步下降，我们预计2025年微型逆变器市场空间或超500亿元，对应2021-25年CAGR近60%。

表28：微型逆变器年新增市场需求测算

测算假设	2020	2021E	2022E	2023E	2024E	2025E
全球光伏装机（GW)	130	170	250	350	440	550
分布式占比	38%	39%	43%	41%	42%	43%
分布式装机（GW)	49	66	108	144	185	237
微逆在分布式渗透率	5%	7%	9%	11%	13%	15%
微逆装机需求 (GW)	2.5	4.6	9.7	15.8	24.0	35.5
微逆终端价格（元W）	2	1.9	1.8	1.7	1.6	1.5
微逆市场空间（亿元）	49	88	174	268	384	532
市场空间YoY		79%	97%	54%	43%	38%

资料来源：IHS，WoodMackenzie，中信证券研究部预测

国产微逆龙头有望快速崛起，份额加速赶超。国产微型逆变器优质厂商产品具备显著性价比优势，有望受益于海外微逆市场需求加速增长、产品持续升级、全球客户拓展以及国内市场崛起，延续高增长。

投资建议：推荐国产微逆优质厂商禾迈股份、德业股份，建议关注昱能科技。

图55：微逆市场份额分布 (按功率)

资料来源：WoodMackenzie，各公司公告，中信证券研究部预测

图56：主要微逆厂商出货规模 (万台)

资料来源：各公司公告，中信证券研究部预测

储能广阔天地，逆变器大有可为

储能市场打开逆变器需求长期新增量。储能逆变器是储能系统的重要组成部分，占系统成本比例15%左右。随着以中、美、欧为主要增量的新型储能市场快速崛起，有望为逆变器行业增长打开更大的长期空间。

图57：储能系统各部件相互关系

图58：储能系统成本拆分

资料来源：派能科技招股说明书，中信证券研究部
资料来源：CNESA，中信证券研究部

全球电化学储能装机加速放量。海外市场的较高电价和电力市场化机制，奠定了电化学储能盈利模式的基础，2021年全球电化学储能新增装机规模达10.1GW(+110.2%YoY),近5年CAGR达61.7%；国内电化学储能市场政策支持和新能源装机放量推动下，亦保持高速增长，2021年新增装机量达2.3GW（+47.6%YoY)，近5年CAGR达80.1%。据CNESA统计，2022Q1-3，国内新型储能新增装机规模达934MW/1911MWh（功率+113%YoY)，新增规划、在建新型储能项目规模达73.3GW/177GWh，增长迎来进一步提速。

图59：电化学储能新增装机规模快速增长（GW)

资料来源：CNESA，中信证券研究部

图60：锂电池储能占电化学储能比例稳步提升

资料来源：CNESA，中信证券研究部

国内政策支持力度加大，各地明确风光配储要求，推动发电侧储能加速增长。国家能源局等多部委陆续出台配储相关支持政策，包括优先并网、共享储能、拉大峰谷电价差等措施，提升发电侧、用户侧等配储意愿。同时，各地方政府也陆续明确“新能源+储能”的强制性配套要求，配储比例多在5%-15%，配储时长多为2小时左右。在2023年风光大基地项目将进入建设高峰，且硅料降价后挤出利润将为储能配套腾出更大经济性空间的情况下，在现实需求、政策支持和经济性提升的驱动下，国内储能装机有望持续高增。

表29：各省市新能源配储要求

省市	配置比例/备电时长省市	配置比例/备电时长
河北	10% 安徽	10%，1h
山西	5-20% 福建	10%
辽宁	10-15% 江西	10%，1h
吉林	部分项目10% 山东	10%，2h
江苏	鼓励河南	10%，2h
浙江	鼓励湖北	10%
湖南	10-20%， 2h 青海	10%，2h
海南	10% 内蒙	15%，2-4h
贵州	10% 广西	5-10%，2h
云南	鼓励宁夏	10%，2h
陕西	10-20%，2h 天津	10-15%
甘肃	5-20%，2h 新疆	10-15%，2h

资料来源：各地方政府网站，中信证券研究部

共享模式有望突破储能经济性瓶颈。我们测算，光伏电站强制配储增加发电成本，项目IRR可能降低约2%，且发电侧配储再用于调峰对IRR提升并不明显，而这也是发电侧配储持续低于预期的核心因素。共享储能模式能够充分利用储能效率，提升性价比，如光伏+储能+调频项目IRR可接近单光伏项目IRR水平。发展共享储能则能够弥补储能装机成本带来的收益率缺口，国内共享储能电站项目有望加速落地。此外，国内各地工商业峰谷电价差区域性分化明显，峰谷电价差超过0.7元/KWh的地区比例超过50%，若叠加峰谷价差套利的盈利模式，预计储能经济效益将显著提升。

图61：发电侧不同场景储能项目IRR 测算

资料来源：中信证券研究部测算

图62：国内各地区峰谷电价差

资料来源：北极星储能网，中信证券研究部

美国储能项目盈利模式成熟，支持政策密集出台，储能市场持续高增长。2020 年以来，美国联邦和各州政府大量出台对储能的支持政策，明确了储能参与源网侧辅助服务市场、峰谷价差套利、分布式电源项目配套等模式，在美国市场化的电力体制和逐步上升的电价下，商业模式成熟，盈利水平丰厚。同时，根据2022年《通货膨胀削减法案》，独立储能将有资格获得ITC退税激励，有望降低约30%项目资本开支，储能投资收益进一步上升。此外，美国电网设施较为陈旧，可靠性差，近年来多次发生停电事故，加上火电逐步退役，可再生能源愈发成为优先替代方案，持续推升储能调度需求，刺激储能项目装机增长。根据 Wood Mackenzie 统计和预测，2021 年，美国储能市场装机规模/容量达3.5GW/10.5GWh（+138%/+198%YoY)，其中表前储能规模达3GW/9.2GWh左右，占比约9成;其预计2022年美国储能新增装机规模/容量将达3.5GW/13.5GWh(+105%/+29%YoY)，2023年装机规模/容量有望达7.2GW/28.4GWh（+64%/+110%YoY)，需求仍将保持高速增长。

图63：美国储能市场装机规模及预测（GW)

资料来源：WoodMackenzie（含预测)，中信证券研究部

图64：美国储能市场装机容量及预测（GWh)

资料来源：WoodMackenzie（含预测)，中信证券研究部

电价攀升+能源危机，推动欧洲户储项目经济性和配置意愿持续高涨。欧洲电价在近年来天然气价格大幅上涨情况下持续攀升，推动户用光伏+储能项目经济性显著增强。据BNEF统计，2021年欧洲户储项目新增规模达1.04GW/2.05GWh（+56%/+73%YoY)。而今年俄乌冲突进一步推升欧洲能源成本行至高位，且能源危机背景下欧洲居民配套光储系统积极性空前高涨，储能渗透率快速提升，为未来几年户储行业奠定高景气基调。在以欧洲为主要户储市场的高增长支撑下，GGII预计全球户储市场容量将由 2021年的6.4GWh 大幅增至 2025 年的100GWh。

图65：意大利光储项目装机及储能渗透率

资料来源：BNEF，中信证券研究部

图66：全球户用储能项目装机规模及预测

资料来源：GGI（含预测)，中信证券研究部

储能需求空间巨大，预计2022-25年CAGR达70%。若仅考虑电力领域储能配套需求，我们预计2022-2025年全球储能装机或达23.6/46.1/74.9/113.9GW，对应2022-2025年CAGR达70%;若进一步考虑用电侧配储需求增长前景，储能市场空间或进一步扩容。

表30：主要电力领域储能逆变器市场空间测算

2021 2022E 2023E 2024E 2025E

1、光伏

全球装机预测（GW) 170 250 350 440 550

储能配比 4% 6% 9% 12% 15%

光伏配储预测（GW) 6.8 15 31.5 52.8 82.5

光伏配储预测容量（GWh) 13.6 30 63 105.6 165

2、风电

全球装机预测（GW) 92 95 104 116 134

储能配比 2% 4% 6% 8% 10%

风电配储预测(GW) 1.8 3.8 6.2 9.3 13.4

风电配储预测J(GWh) 3.7 7.6 12.5 18.6 26.8

3、调峰调频

辅助服务理论可配套功率(GW) 100 120 140 160 180

配储比例 2% 4% 6% 8% 10%

储能配套需求（GW) 2 4.8 8.4 12.8 18

调频储能需求(GWh) 4 9.6 16.8 25.6 36

储能配套需求(GW) 10.6 23.6 46.1 74.9 113.9

储能容量需求（GWh） 21.3 47.2 92.3 149.8 227.8

	2021	2022E	2023E	2024E	2025E
储能系统单价（元/Wh)	2	2	1.9	1.8	1.7
储能逆变器市场空间 (亿元)	426	944	1753	2696	3873

资料来源：IRENA，CPIA，中信证券研究部预测

投资建议：储能逆变器是储能系统的重要组成部分，具备产品、销售渠道和品牌优势，并且率先发力的国内光储逆变器企业有望深度受益。看好中美大储、欧洲户储带动全球储能逆变器行业高速增长，推荐德业股份、阳光电源、锦浪科技、固德威，建议关注上能电气等。

图67：各逆变器厂商储能业务占整体泛逆变器收入比例持续提升

资料来源：各公司公告，中信证券研究部预测

风险因素

光伏装机增长低于预期；成本下降低于预期；新技术推广应用进度低于预期；硅料及其他辅耗材产能释放低于预期；市场竞争加剧；海外贸易壁垒抬升；疫情影响超预期；技术路线替代风险等。

投资建议

预计在2023年光伏装机高景气的基调下，随着N型技术加速推广、地面电站市场复苏，光伏行业结构性机遇凸显，技术红利兑现。重点推荐-

1）N型技术：看好N型电池片产业化推广进程和长期增长空间，推荐在新技术领先量产且产品性价比竞争力持续快速提升的钧达股份、爱旭股份，建议关注金刚光伏等；推荐相关核心设备供应商捷佳伟创、迈为股份、奥特维、帝尔激光，建议关注海目星、金辰股份、芯碁微装等。

2）辅材：看好受益于N型升级和地面电站市场结构优化的高增长辅材环节，推荐福斯特、宇邦新材、中信博，建议关注海优新材、赛伍技术、激智科技、帝科股份、博迁新材、同享科技、威腾电气、通灵股份、快可电子、海达股份、意华股份、欧晶科技等。

3）组件：看好受益于供应链成本下降、一体化布局完善和新型高效产品量利齐升的组件龙头，推荐天合光能、晶科能源、隆基股份，以及强势入局组件的通威股份，建议关注晶澳科技、阿特斯、东方日升。

4）逆变器：长期看好微逆、储能逆变器市场的高增长机会，推荐德业股份、阳光电源、禾迈股份、锦浪科技、固德威，建议关注昱能科技、上能电气等。

表31：光伏板块重点跟踪公司盈利预测

简称	代码	收盘价（元）	EPS (元)				PE				评级
简称	代码	收盘价（元）	21A	22E	23E	24E	21A	22E	23E	24E	评级
天合光能	688599.SH	57.55	0.83	1.71	3.55	4.75	69	34	16	12	买入
晶科能源	688223.SH	14.64	0.11	0.28	0.67	0.87	133	52	22	17	买入
隆基绿能	601012.SH	45.93	1.20	2.11	2.68	3.16	38	22	17	15	买入
通威股份	600438.SH	42.35	1.82	6.77	6.25	6.39	23	6	7	7	买入
钧达股份	002865.SZ	195.52	-1.26	5.46	13.68	19.32	-155	36	14	10	买入
爱旭股份	600732.SH	39.91	-0.11	2.05	3.01	3.75	-363	19	13	11	买入
福斯特	603806.SH	60.53	1.65	1.79	2.73	3.43	37	34	22	18	买入
阳光电源	300274.SZ	106.13	1.07	2.11	3.85	5.29	99	50	28	20	买入
德业股份	605117.SH	348.70	2.42	6.22	12.37	20.48	144	56	28	17	买入
禾迈股份	688032.SH	973.02	3.60	10.64	21.33	39.29	270	91	46	25	买入
锦浪科技	300763.SZ	192.37	1.26	2.93	6.42	10.66	153	66	30	18	买入
固德威	688390.SH	309.70	2.27	4.43	11.73	21.99	136	70	26	14	买入
捷佳伟创	300724.SZ	118.75	2.06	2.93	4.33	6.12	58	41	27	19	买入
迈为股份	300751.SZ	462.00	3.72	5.35	9.35	14.33	124	86	49	32	买入
奥特维	688516.SH	201.64	3.76	6.20	10.54	15.78	54	33	19	13	买入
帝尔激光	300776.SZ	129.08	2.24	3.11	4.16	5.45	58	42	31	24	买入
石英股份	603688.SH	135.00	0.80	2.84	6.67	9.78	169	48	20	14	买入
宇邦新材	301266.SZ	70.88	0.74	1.15	2.55	3.55	96	62	28	20	买入
中信博	688408.SH	86.98	0.11	0.35	2.30	3.55	791	249	38	25	买入
大全能源	688303.SH	54.59	2.68	9.57	8.86	6.41	20	6	6	9	买入
新特能源	1799.HK	15.72	4.11	11.04	12.64	9.06	4	1	1	2	买入
福莱特	601865.SH	35.33	0.99	1.01	1.48	2.02	36	35	24	17	买入
信义光能	0968.HK	8.40	0.55	0.51	0.71	0.99	15	16	12	8	增持
TCL中环	002129.SZ	40.48	1.25	2.25	2.82	3.34	32	18	14	12	买入
双良节能	600481.SH	14.11	0.17	0.68	1.27	1.71	83	21	11	8	买入
上机数控	603185.SH	117.39	4.42	7.96	13.04	17.34	27	15	9	7	买入
金博股份	688598.SH	268.22	5.33	7.06	8.19	9.80	50	38	33	27	增持

资料来源：Wind，中信证券研究部预测
注：股价为2022年12月7日收盘价；信义光能、新特能源货币单位为港元

分析师声明

主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：(i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（i）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。

一般性声明

本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含 CLSA group of companies)，统称为“中信证券”。

本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断并自行承担投资风险。

本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可跌可升。过往的业绩并不能代表未来的表现。

本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。

若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。

评级说明

投资建议的评级标准		评级	说明
报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级(另有说明的除外)。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A 股市场以沪深 300指数为基准，新三板市场以三板成指 (针对协议转让标的)或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500 指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。	股票评级	买入	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上
		增持	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间
		持有	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间
		卖出	相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上
	行业评级	强于大市	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上
		中性	相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间
		弱于大市	相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上

特别声明

在法律许可的情况下，中信证券可能（1）与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系，（2）参与或投资本报告所提到的公司的金融交易，及/或持有其证券或其衍生品或进行证券或其衍生品交易。本研究报告涉及具体公司的披露信息，请访问https://research.citicsinfo.com/disclosure。

法律主体声明

本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited（于中国香港注册成立的有限公司）分发；在中国台湾由CLSecurities Taiwan Co.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（商业编号：53139 992331/金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC 除外）分发；在新加坡由CLSASingapore PteLtd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由CLSAEurope BV分发；在英国由 CLSA（UK)分发；在印度由 CLSA India Private Limited 分发（地址:8/F,Dalamal House,Nariman Point,Mumbai 400021;电话：+91-22-66505050；传真：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118)；在印度尼西亚由PTCLSA Sekuritas Indonesia分发；在日本由 CLSA Securities Japan Co., Ltd.分发；在韩国由 CLSA Securities Korea Ltd.分发；在马来西亚由 CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd 分发；在菲律宾由CLSAPhilippines Inc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由 CLSA Securities (Thailand)Limited 分发。

针对不同司法管辖区的声明

中国大陆：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。

中国香港：本研究报告由CLSALimited分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者（《证券及期货条例》（香港法例第571章）及其下颁布的任何规则界定的),不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，CLSA客户应联系CLSALimited 的罗鼎，电话：+85226007233。

美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC 除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则界定且CLSAAmericas,LLC提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与CLSA获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas,LLC（在美国证券交易委员会注册的经纪交易商)，以及 CLSA 的附属公司。

新加坡：本研究报告在新加坡由CLSA Singapore Pte Ltd.，仅向（新加坡《财务顾问规例》界定的）“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜,新加坡的报告收件人应联系CLSA Singapore Pte Ltd,地址:80 Raffles Place,#18-01,UOB Plaza1,Singapore 048624，电话：+6564167888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份，就CLSASingaporePte Ltd.可能向您提供的任何财务顾问服务，CLSA Singapore Pte Ltd豁免遵守《财务顾问法》（第110章)、《财务顾问规例》以及其下的相关通知和指引（CLSA业务条款的新加坡附件中证券交易服务C部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。

加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。

英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。

欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的 CLSA Europe BV分发。

澳大利亚：CLSAAustralia PtyLtd（“CAPL”）(商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于《公司法（2001)》第761G 条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAII Ordinaries 指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。

印度：CLSAIndiaPrivateLimited，成立于1994年11月，为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务（印度证券交易委员会注册编号：INZ000001735）、研究服务（印度证券交易委员会注册编号：INH000001113）和商人银行服务（印度证券交易委员会注册编号：INM000010619)。CLSA及其关联方可能持有标的公司的债务。此外，CLSA及其关联方在过去12个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解CLSA India“关联方”的更多详情，请联系 Compliance-India@clsa.com。

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