光伏需求景气延续，抓住“新约束”和“新技术”两大主线. 光伏需求端：三大市场强支撑，光伏景气度无虞
2022 年 12 月，国内新增光伏装机 21.7GW， 同比增 8%，全年累计装机 87.41GW，同比增长 59%，虽然受 12 月硅料快速下跌导 致下游装机意愿减弱，但全年装机需求仍延续高增。分结构来看，22Q1-Q3 分布式 新增装机 35.33GW，占比 67%，同比增长 115%，集中式新增装机 17.27GW，占比 33%，同比增长 89%。集中式新增装机占比同比下降 3pct，我们大家都认为主要是由于上 游硅料价格高企导致组件价格保持高位，项目 IRR 普遍承压，导致地面电站装机进 一步推迟。随着硅料产能明年逐步释放，产业链价格进一步下降，叠加风光大基地 保障并网的推动，地面电站有望在明年实现高增，成为光伏装机增长的重要支撑。
根据第一期和第二期风光大基地项目，预计约 26GW 光伏项目在 22 年底前并网、至少 37GW 光伏项目在 23 年底前并网，而考虑到今年由于上游硅料和组件价格高企导致地面电站装机量受影响，预计 22 年全年基地项目光伏并网为 20GW，则 23 年光伏并网或超 40GW，同比增长超 100%。11 月 29 日，国家能源局发布通知指出，各电网企业在确保电网安全稳定、 电力有序供应前提下，按照“应并尽并、能并早并”原则，对具备并网条件的风电、 光伏发电项目，切实采取比较有效措施，保障并网，允许分批并网，不得将全容量建成 作为新能源项目并网必要条件。上述通知的出台，预计能进一步刺激项目建成的积 极性，保障项目并网进度，进一步提升明年地面电站装机需求量开始上涨的确定性。
根据 PV-Tech 的数据，22 年前三 季度光伏组件招标总规模已超过 124GW，超 21 年全年招标量近 3 倍，预计 22 年全 年有望突破 150GW，招标组件主要使用在在大型地面电站，但前三季度地面电站累计 新增装机量为 17.27GW，因此预计有超 100GW 组件尚未交付，我们判断主要是由 于地面电站项目价格传导周期较长，在硅料价格高企的背景下，项目 IRR 承压，地 面电站项目不断推迟，而考虑到四季度硅料价格仍然高企，我们大家都认为仅有少部分组 件在 Q4 使用，剩下的大部分都转到明年。根据 PV Info Link 数据，随着硅料产能 持续释放，多晶硅致密料价格自 12 月初出现非常明显拐点，截止 1 月 18 日，硅料价格 已经从去年 12 月初高点 303 元/kg 连续下滑至 150 元/kg，降幅超 50%，上游硅料价 格打开下行通道，将带动产业链价格下降，项目 IRR 随之提升，刺激对组件价格更 为敏感的地面电站需求释放。
因此，预计 22 年全年地面电站装机规模为 40GW 左右，综合今年以来的地面电站组件招标规模，我们预计 2023 年国内地面电站装机可达 60GW，同比增长 50%。分布式光伏装机 22 年全年预计为 50GW，考虑到明年各省市政策持续推进，预计明年需求量开始上涨 30%至 65GW。我们预计，明年国内光伏装机需求有望达到 125GW，同比增长 39%，行业景气度延续。
随着 22 年初以来俄乌冲突加剧，俄罗斯能源 供给持续紧张，欧洲电价不断飙升，为摆脱对俄能源依赖，欧盟在 22 年中通过 REPowerEU 计划，相较于此前的《Fit for 55》法案，计划旨在将 2030 年可再生能 源结构中占比目标从 40%提升至 45%，可再次生产的能源装机容量从 1067GW 提升至 1236GW，其中，针对光伏装机方面，目标是到 2025 年太阳能光伏装机容量提升至 320GW 以上，到 2030 年接近 600GW，即 22-25 年平均每年至少新增装机 34GW， 26-30 年平均每年新增装机 56GW。
欧洲天然气价格在今年以来大幅飙 涨，而作为欧洲电力结构中占比高达 20%且边际成本最高的能源，天然气价格的抬 升也相应推动欧洲居民用电成本的上涨。后续来看，俄乌冲突短期难以缓解，对于 欧洲政府而言，将进一步刺激其寻找替代能源的步伐。自 22 年 3 月份以来，欧洲对 于光伏组件需求的激增便可佐证这一观点。22 年全年，出口欧洲组件规模达 81.61GW，同比增长 95%，12 月份出口 4.75GW，环比下滑 12%，逆变器出口德国 规模达 6.26 亿美元，同比增长 106%，12 月份出口 1.04 亿美元，环比增长 39%，出 口荷兰规模达 26.37 亿美元，同比增长 134%，12 月份出口 2.93 亿美元，环比下滑 15%。
受居民电价和产业链价格上行驱动， PPA 价格在过去一年持续走高，根据 Level Ten 数据，22Q3 价格已达到 68.57 欧 元/MWh，同比增长 53.30%，环比增长 15.40%，而且由于趸售价格一直高企，部分 欧洲市场的趸售电价更是高达 500 欧元/MWh，因此即使价格不断上涨，PPA 需求 仍然较为旺盛。PPA 价格不断拉升，将直接提高光伏电站的 IRR，刺激光伏电站投 资需求。因此我们预计 2022 年欧洲市场全年新增装机量为 57GW，同比增长 78%， 2023 年全年装机有望接近 80GW，同比增长约 40%。
除此前的双反调查、201 条款、301 条款和 WRO 外， 美国自 22 年 3 月以来继续针对中国光伏产业链进行打压，分别在 3 月份对东南亚 四国实施反规避调查、在 6 月份生效 UFLPA 法案替代 WRO，一系列的贸易壁垒使 得中国对美出口组件出现阶段承压，22 年全年对美组件出口为 389.1MW，同比下 滑 19%，组件进口的减少也进而拖累光伏装机，1-9 月份，美国新增装机 17.33GW， 同比下滑 14.89%，9 月份新增装机 2.37GW，同比下滑 3.19%。
尽管美国政府多次限制中国光伏组件进口，且 通过《通胀削减法案》等意图打造美国本土光伏制造产业，进一步减少对中国进口 依赖，但是由于本土光伏组件制造能力较弱，预计本土生产的组件占比不到 10%， 难以支撑本土光伏装机需求，因此在今年 6 月份通过 10414 号公告，决定对东南亚 四国采取为期 24 个月的暂时免征反倾销反补贴税的措施。
同时，根据《通胀削减法 案》规划，针对在规定时间内开始建设或符合法案其他要求的地面光伏项目，可享 受 30%的初始投资税收抵免，且税收抵免时长延长 10 年，而根据普林斯顿大学的 模型预测，从 2022 至 2030 年集中式光伏装机容量就可增加 500GW，即平均每年 45GW。因此，IRA 法案进一步提升美国光伏装机需求预期，而贸易政策的边际向好 或将为国内组件出口带来持续量增。因此我们预计美国光伏新增装机 22/23 年分别 为 25GW 和 50GW，同比增长 100%。
过去两年，硅料供给受限成为光伏装机最大的 制约因素，而 23 年开始硅料逐步打开下行周期，产能大规模释放带来价格大大下 滑，推动硅料转而成为光伏装机有力的催化因素，终端需求放量对产业链各环节的 正反馈预计也逐步得到验证。同时，2023 年作为 TOPCon 放量的元年，势必催生出对辅材新产品的新需求，带动辅材各环节产品结构出现明显的迭代更新。因此“量 增”趋势辅材各环节已经较为明确，我们认为，23 年产业链各环节最大的不确定性 转而聚焦在“利增”，即硅料环节让出利润后，如何重新分配新蛋糕，辅材产业链哪 些环节可以在“量增利增”或“量增利稳”下实现单 GW 价值量的显著提升成为我们寻找优质标的的关键。
产业链降本是光伏行业最确定的趋势之一， 对于议价权较低的辅材环节而言，大部分时间都处于被压缩利润的位置，而要实现 阶段性溢价，我们认为大致可分为两类企业，一是具备供给约束的，依靠供给错配 周期，实现资源壁垒下的溢价，对于 23 年，我们认为 POE 胶膜、石英砂等环节具 备这一条件，二是具备技术约束的，通过新技术提高组件的性能，实现技术壁垒下 的溢价，多主栅或无主栅技术、接线盒新技术等在明年值得期待。
对于光伏封装胶膜而言，由于组件对更少克重的要求和组件功率的提升，胶膜耗用 量存在下降的趋势，因此单 GW 价值量提升的核心源自粒子价格上涨带来的胶膜 售价提升。我们认为，在供给既定的情况下（暂不考虑非光伏料转产），POE 粒子的 供需关系决定了粒子价格多少，而 POE 粒子供需平衡点主要取决于下游组件厂商对 于纯 POE 胶膜及其替代方案的比例选择。因此，我们判断至少在明年下半年之前， 纯 POE 胶膜仍是市场主流方案，推动 POE 粒子和 POE 胶膜价格一直走高，带动 POE 胶膜企业毛利率相应提升。而随着粒子价格居高不下，叠加替代方案逐渐成熟， 下游组件厂商或逐渐增加替代方案的供货比例，供给约束可能逐步解除。
一方面，TOPCon 组件对水汽阻隔率、抗 PID 等性能要求更高，具备更优性能的 POE 胶膜能给组件 带来更好性能，因此更符合 TOPCon 组件的需求。根据 CPIA 的数据，21 年 EPE+POE 出货占比约为 23%，即对应出货量合计约为 4.6 亿平米，预计 22 年 TOPCon 组件出 货量为 20GW，对应 POE 胶膜需求仅为 2 亿平米，而 23 年预计 N 型组件出货量为 80-100GW，对应 POE 胶膜需求增长至 8-10 亿平米，同比增长约 4-5 倍，POE 胶膜 的需求潜在空间广阔。
另一方面，由于双玻组件具备更高的发电效率（比常规组件高 4%）、低衰减（常规 组件为 0.7%，双玻为 0.5%）、长寿命（比常规组件多 5 年）等优点，地面电站业主 更青睐使用双玻组件。而双玻组件由于背面采取玻璃替代传统背板，背面玻璃容易 与 EVA 胶膜产生钠离子，造成 PID 衰减，因此双玻组件普遍采用 POE 或者 EPE。 因此随着明年地面电站并网加速，双玻组件占比预计也相应提升，从而带动 POE 和EPE 胶膜的需求增长。
由于 POE 制备工艺尚未公开，国内厂商研 发产品仍处于调试阶段，因此我国 POE 树脂目前几乎全部依赖进口。目前全球 POE 产能集中在海外的几家主要供应商，陶氏化学、三井化学、SSNC、埃克苏美孚、北 欧化工合计产能占据全球产能的 95%。展望明年，我们认为国内 POE 粒子有效产能 约为 35 万吨，主要增量来自陶氏和 SABIC。虽然国内厂商已经在进行 POE 粒子研 发生产，比如万华预计 23 年底能实现 POE 项目一期投产，届时产能预计达到 20 万 吨/年，万华、茂名石化和斯尔邦的中试装置已经出货生产，但是预计明年年底之前 国内 POE 粒子需求仍然依赖进口。
根据我们的推算，在谨慎假设下，预计在明年非 EVA 封装方案中，纯 POE 胶膜占 比为 60%，对应 POE 粒子需求量为 40 万吨，相对于 35 万吨的供给量将处于供不 应求状态。而通过倒推计算得出，纯 POE 胶膜占比下降到 45%，对应纯 POE 胶膜 需求量为 5 亿平米，对应粒子需求量则刚好为 35 万吨，换而言之，若明年替代方案 可支撑 3 亿平米及以上的 N 型组件胶膜需求（假设 TOPCon 出货 80GW），则供给 约束将得到缓解。反之，POE 粒子价格由于供给受限将短期内持续走高，叠加胶膜 厂商具备良好的顺价能力，胶膜企业将迎来阶段性“利增”。
对于石英坩埚而言，耗用量的增加和价格的上涨都将共同推动单 GW 价值量的提 升。价格的上涨主要源自上游原料石英砂的供给受限，增长速度显著慢于下游硅片， 而石英砂和石英坩埚价格的持续上涨最终将迫使国内厂商使用价格更低廉但质量 较次的国产砂作为中层砂甚至内层砂，从而降低坩埚使用寿命，间接增加了坩埚的 耗用量。因此，我们判断，在明年海外供给无明显增加的情况下，石英坩埚的盈利 水平将得到大幅提升。供给端：
高纯石英砂资源紧缺，海外企业垄断主要供给。影响石英坩埚质量的主要 是石英砂品质，按照坩埚结构，可分为内层、中层和外层砂，用量比例一般为 3：
3：4，而由于内层砂直接与硅液接触，因此坩埚对于内层砂的要求最高，一般要求 使用进口的高纯石英砂，国产砂和进口砂最大的区别在于粒度的分布，前者由于气 泡包裹体较多，在长时间高温拉晶过程中容易导致气泡破裂，从而使得杂质进入到 硅液，这一差异本质是石英砂矿的差异，难以通过工艺弥补，因此生产高品质石英 坩埚需要保证一定比例的高纯进口砂用量。海外主要供应商扩产速度较慢。目前全球具备较高矿石质量和生产工艺的企业较少， 主要为美国的尤尼明和挪威的 TQC，两者的矿石都来自美国 SprucePine 矿区，该矿 区拥有全球 90%的高纯石英砂供应量。因此，海外两家企业的产能和出货规划直接 影响到我国石英砂进口，从而制约着高品质石英坩埚的产量。而由于矿产资源稀缺， 海外两家企业扩产步伐较慢，我们预计，尤尼明+TQC 两家企业的石英砂产能将从 22 年的 2.6 万吨增加到 23 年的 2.86 万吨，约造成 3000 吨左右的供给缺口。因此， 明年来看，由于石英砂供给紧张，预计将推动石英砂和石英坩埚的价格上涨，盈利 亦将随之呈现较好增长。需求端：石英砂国产化+N 型组件占比提升，推动耗用量有望进一步提升。一方面， 虽然高纯进口石英砂可以有效延长坩埚寿命，但是为了保证拉晶产量，国内硅片厂 商预计会使用部分国产砂替代进口砂作为内层砂，而为了保证硅液免受杂质的影响， 使用国产砂作为内层砂的坩埚一般会做成 28 英寸及以下的小尺寸坩埚，因为小尺寸坩埚使用时长更短，内层砂的气泡不会完全释放，进入到硅液的杂质也相对减少。而小尺寸的坩埚意味着拉晶时间更短，在单位时间内的耗用量也相应提升，从而带 动石英坩埚的需求提升。另一方面，N 型电池由于对晶棒的纯度要求更高，对应的 坩埚寿命比 P 型的普遍要低 50-100 个小时，因此所消耗的石英坩埚更多，所以随着 明年 TOPCon 的渗透率提升，预计石英坩埚的耗用量也相应提升。总体而言，随着 小尺寸坩埚占比提升和 N 型电池渗透率提升，石英坩埚的耗用量有望得到进一步提 升。
根据我们的测算，假设 23 年 32 英寸及以下的坩埚占比维持在 40%，且 N 型硅片占 比达到 30%，对应石英砂总需求量约为 10.96 万吨，考虑到需要维持 30%的进口砂 比例，因此进口砂需求量约为 3.3 万吨，相较于尤尼明和 TQC 共计约 2.9 万吨的进 口量，预计会产生 4000 吨的供需缺口。因此，在明年供给紧缺的情况下，即使小尺 寸的坩埚维持一定比例，石英砂供给缺口仍然较大，我们看好石英砂和石英坩埚在 售价上持续走高，增厚利润空间，叠加国产化和 N 型硅片趋势，单 GW 坩埚消耗量 也有望重回增长。
辅材产业链的新技术一般是配合主产业链实现降本增效的，而 23 年作为 N 型电池 放量的元年，银浆在 N 型电池耗用量的增加成为降本的主要关注点，因此我们认 为，明年的辅材新技术应重点关注辅材端降银浆成本的技术。一般而言，降低银浆 成本的方法主要有两类方法，一是对栅线印刷技术进行优化，通过多主栅技术或无主栅技术降低耗用量，二是对银浆原料进行国产化替代或材料替换，用更廉价的原 材料降低成本。
目前主流的降银浆方案为多主栅技术和无主栅技术，我们认为，考虑到焊带技术成 熟度和其他新技术的认证周期，预计明年仍将以焊带降银浆方案为主。银浆的耗用 量与主栅的宽度密切相关，一般而言，主栅数量越多，宽度越窄，银浆耗用量越少。 因此多主栅技术的不断升级，也持续降低组件的银浆耗用量，比如相较于 5BB，MBB 技术能有效使得 P 型电池银浆耗用量降低 36mg/片、使得 HJT 电池银浆耗用量降低 100mg/片，而 SMBB 技术则进一步缩小主栅宽度，使得电池银浆耗用量相较于 5BB 减少了 128mg/片。更进一步而言，针对 HJT 电池，采用 0BB 技术能进一步降低银 浆耗用量，根据迈为透露，目前主流厂商 HJT 组件的银浆耗用量为 18mg，而去除 主栅线BB 异质结组件的单瓦银浆用量可以降到 12mg。
考虑到焊带线径与耗用量不存在成比例关系，在多主 栅技术下无法预测焊带单 GW 耗用量的增减，因此对于 SMBB 焊带的单 GW 价值 量，增量主要来自新技术带来的溢价。比如 MBB 技术在 2019 年上市之初，产品售 价较常规互连焊带高 10-15%，毛利率高 5-10%，直到 2021 年才因原材料成本大幅 上涨而出现均价和毛利率大幅度地下跌。考虑到 SMBB 技术在 22 年才逐步面向市场， 且更细线径对于焊带厂商生产工艺要求更高，龙头厂商具备相对更高的技术壁垒， 叠加对 SMBB 焊带需求更大的 N 型电池在 23 年才真正放量，技术壁垒更厚+终端 需求放量支撑，将推动 SMBB 焊带相对溢价至少延续至明年，我们看好 SMBB 技 术给行业和龙头厂商进一步增厚的利润空间。
进一步而言，0BB 技术通过使用焊带汇集电流的方式 取代原有的主栅，一方面可以减少主栅消耗的银浆，大幅降低银浆耗用量，另一方 面通过缩短细栅传输电流的路径减少功率损耗。0BB 技术未来将主要与低温焊带结 合应用到 HJT 组件中，为 HJT 组件实现降本增效。而 0BB 技术和低温焊带由于技 术难度较 SMBB 焊带逐步提升，因此预计能为焊带厂商提供更大的溢价空间。
光伏接线盒的新技术主要指能承载更大电流的芯片接线盒和功能集成化的智能接 线盒。虽然下游 N 型组件放量并不会引起对接线盒耗用量的增加，但是由于产品性 能更优且行业竞争格局相对来说比较稳定，预计芯片接线盒能延续溢价空间，在渗透率快速 提升的情况下推动接线盒单 GW 价值量持续提升。
相较于传统的二极管接线盒，芯片接线盒最大的区别 在于，公司通过对外购芯片采取低压封装的方式实现与接线盒的装配，该工艺一是 避免了高压注塑过程中射流对芯片和结构件造成的冲击，二是具备良好的散热结构 和封装工艺，提高承载大电流的稳定性，三是芯片模块与接线盒整体设计，有利于 大批量和自动化生产。因此芯片接线盒具备散热能力强、承载电流大、生产自动化 水平高等特点。而随着光伏组件朝着大尺寸、大功率的技术方向发展，组件对于接 线盒所需承载电流的要求也逐步的提升，从原来普遍的 20A 提升至 25A 甚至 30A。对 于传统二极管，要将承载电流从 20A 提高到 25A，成本一般要增加 10-15%，而芯片接线盒售价则和原来一样。因此，芯片接线盒在同等价位甚至价格更便宜的情况， 实现性能更优的表现，给组件带来更好的保护作用。
虽然接线盒市场格局较为分散，玩家众多，但 是芯片接线盒的低压封装技术为通灵股份在业内首次引入并使用，短期内少有其他 厂商跟进，新产品具备一定的技术壁垒，叠加公司已通过募投资金积极布局新产能， 规模优势显著，因此我们预计芯片接线盒目前的溢价空间短期内仍将延续，后续随 着芯片接线盒产能和销售占比持续提升，将进一步增厚公司利润空间。
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