1.2022年回顾和2023年展望

1.1.需求：2022年国内外市场需求旺盛，拉动全产业链受益

国内光伏装机需求旺盛，集中式和分布式齐发力。2022 年前三季度，国内新增光伏装机 52.6GW，同比增长 105.79%。得益于“十四五”能源结构转型和各能源央企的新能源发展规划， 2021 年央企集中式电站延期项目在 2022 年落地。尽管在高价光伏组件的成本压力下，集中式 电站装机需求韧性十足，前三季度，集中式光伏装机 17.27GW，同比增长 88.74%。而分布式光 伏装机延续2021年来的高速增长态势，前三季度，国内分布式装机约35.33GW，同比增长115.35%。 值得一提的是，出于节能降耗、屋顶资源的充分利用和绿电的经济效益，我国工商业光伏装机 驶入快车道，前三季度装机容量达 18.74GW，同比增长 298.22%。

地缘政治冲突和能源安全拉动海外市场需求，但第三季度出口增速有所放缓。从海外市场 来看，2022 年，地缘政治冲突加速欧洲可再生能源替代速度，欧洲户用光伏需求旺盛。作为全 球光伏产品的核心供应商，中国光伏企业 1-9 月累计出口太阳能电池 29.55 亿个，同比增长 23.30%，出口金额 2394.30 亿元，同比增长 86.30%。光伏产品出口量价齐升。受前期港口库存 积压、安装工人短缺以及下半年节假日等因素影响，三季度太阳能电池出口金额增速环比降低。

1.2.技术变化：太阳能电池技术迭代，TOPCon产业化进程加快

2022 年，TOPCon 电池逐步进入产业化加速阶段。PERC 电池转换效率逼近 24.5%的理论极 限值，随着技术成熟度已显著提升、成本控制逼近极限，行业降本速度有所放缓。新一代 N 型 电池技术有望接过 PERC 技术成为未来的主流。2022 年，各主要电池厂持续增加对新电池的投 入，TOPCon 实验室效率不断刷新纪录。2022 年，晶科能源打破 TOPCon 电池转化效率纪录达 26.10%。截至 2022 年 10 月底，经不完全统计，A 股上市公司披露的已投产、在建和规划的 TOPCon 产能119.9GW。其中，晶科能源、中来股份、钧达股份以及晶澳科技等已投运的TOPCon产能37.9GW。 TOPCon 量产效率高于 PERC 电池 1 个百分点以上，随着生产工艺的简化，设备成熟度提升、银 浆国产化和用量降低，TOPCon 性价比提升，产业投资力度将呈快速增长趋势。

异质结电池实验室转化效率不断提升，落地规模尚小。2022 年，各大电池厂持续加大晶硅 电池的研发投入。其中，2022 年上半年，我国光伏晶硅电池实验室 7 次刷新效率，5 次为 N 型 电池。2022 年下半年，隆基绿能异质结光伏电池(HJT)研发再次取得重大突破，经德国哈梅林 太阳能研究所(ISFH)测试 M6 全尺寸电池(274.4c ㎡)光电转换效率达 26.50%，创造了大尺寸单 结晶硅光伏电池效率新的世界纪录。从扩产规划和落地进度来看，安徽华晟新能源、金刚玻璃、 爱康科技、东方日升、明阳智能、华润电力、宝馨科技等企业积极发布 HJT 产能扩张规划，但 年内落地产能总体有限。未来，太阳能电池厂通过 N 型硅片减薄，低温银浆国产化、银包铜以 及 SMBB 等技术进一步降本，从而推动 HJT 电池性价比的提升。

1.3.成本：硅料紧张贯穿全年，高成本背景下产业链利润分配不一

主材价格持续上涨，光伏产品制造端成本处于高位。从成本角度来看，2022 年光伏主产业 链价格维持上行趋势，硅料紧缺导致的价格上涨造成产业链各环节不同程度的成本抬升。根据 PV Infolink 数据，2022 年前三季度，多晶硅致密料、单晶硅片-166mm/165µm、单晶 PERC 电 池片-166mm/22.2%+ 、365-375/440-450W 单面单晶PERC 组件价格涨幅分别为 31.74%、26.46%、 24.76%、4.32%和 1.92%。可以发现，越往下游成本传导能力越弱。价格低位的光伏玻璃以及胶 膜等辅材缓解光伏组件过高的成本压力。

前三季度系统成本偏高，地面电站开发商 IRR 承压。非补贴模式下，光伏电站的投资回报 率 IRR 是决定装机的核心因素。IRR 须满足项目回报率要求。项目的经济性推动光伏装机落地。 2021 年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为 4.15 元/W，组件约占投资成本的 46%，非技 术成本约占 14.1%。高企的光伏组件价格抑制了大型地面光伏电站的投资需求。2022 年，我国 光伏组件价格继续提升到 1.95-2.10 元/瓦，对应的资本金 IRR 5.9%-7%。剔除部分规划性光伏 装机要求，高价组件导致的地面电站经济性下降，是目前约束装机需求的重要因素。

1.4.业绩：市场高景气推动板块利润持续高增，上游表现突出

2022 年前三季度，光伏板块高景气，板块业绩持续高增。我们共选择 66 家沪深 A 股光伏 公司作为样本。样本涵盖硅料、硅片、电池片、光伏组件、逆变器、金刚线、光伏胶膜、光伏 焊带、光伏玻璃、光伏背板、光伏电站、导电银浆、光伏支架和光伏设备等产业链主要环节。 得益于国内外旺盛的光伏装机需求和产业链各环节放量，2022Q1-3，66 家光伏企业合计实现营 业总收入 8283.17 亿元，同比增长 70.32%；归母净利润 1056.25 亿元，同比增长 106.21%。其 中，2022Q3，光伏板块实现营业总收入 3203.80 亿元，同比增长 69.02%；归属于上市公司股东 的净利润 431.29 亿元，同比增长 112.37%。光伏板块营收和净利润均保持高速增长态势，且净 利润增速远高于收入增长，显示出整个行业需求拉动背景下的盈利能力提升。

盈利能力前三季度逐季抬高。2022Q1-3，光伏板块销售毛利率、销售净利率呈现稳步上行 趋势。2022 年前三季度，光伏板块盈利能力走强，主要受下游需求拉动以及部分环节涨价影响。 其中，硅料、硅片、电池、光伏玻璃、光伏支架毛利率逐季度提高。而 Q3 光伏板块销售费用率 和管理费用率略有提升，长期趋势下行。随着经营效率的提升以及新增产能投放和企业规模的 进一步扩大，光伏板块持续发挥规模效应，期间费用被摊薄。值得一提的是，光伏产业链增加 TOPCon、HJT 等新电池技术、N 型硅料、硅片、光伏组件的研发以及工艺改良投入，研发费用不 断增长。

光伏产业链上游获取行业主要利润，头部企业强者恒强。2022Q1-3，光伏产业链利润向上 游分配趋势非常明显，硅料板块利润占比超过四成，硅片、光伏组件和光伏设备同比高增，电 池片盈利显著改善。值得关注的是，头部企业在资本实力、融资渠道、产能扩张力度、研发实 力、销售渠道和成本控制等方面更具备竞争优势，前三季度头部企业平均业绩增速好于其他公 司。光伏领域的竞争集中在头部企业成为产业发展的重要趋势之一。

1.5.市场表现：板块二级市场显著跑赢大盘

光伏产业处于平价上网时代的市场驱动阶段。对光伏行业进行二级市场复盘，发现行业至 少经历过三轮周期，目前处于平价上网时代的需求持续增长驱动产业链相关标的估值和盈利增 长阶段。进入平价上网阶段后，政策性补贴退出对市场影响力度消退。行业更多的受光伏装机 成本、贸易政策、市场供需、技术变革等因素影响。传统欧美市场，中国、印度、巴西等新兴 市场齐发力，能源清洁、安全，技术驱动 LCOE 降低拉动开发商投资需求成主要逻辑。在此阶 段，我们认为，受市场影响比较明显的供需紧缺环节、技术进步环节成为投资的主要发力点。

全年光伏板块跌宕起伏，表现优于市场。2022 年，光伏行业跟随市场先涨后跌，大幅波动。 截至 2022 年 11 月 17 日，光伏板块跌幅 0.97%,大幅跑赢市场。第一阶段，年初至 2022 年四月 下旬，俄乌冲突、美联储加息、中美贸易磨擦、地产下行等宏观因素降低市场风险偏好，市场 下行带动光伏板块持续走低，尤其是公募基金持股比例较高的品种跌幅较大。第二阶段， 2022 年四月下旬到 8 月底，光伏板块作为高景气度行业跟随市场触底反弹，反弹力度显著大于市场。

1.6.2023年展望：硅料下行拐点临近，把握两条投资主线

（1）硅料供应充裕，价格拐点将在 2022 年四季度或 2023 年初出现 新老厂商齐扩产，硅料供需格局将扭转。2022 年,硅料供需持续偏紧，产能释放和价格变 化低于市场预期。一方面，供给端，新增供给主要以通威股份、保利协鑫、新特能源、亚洲硅 业等老厂商为主。受疫情影响，部分硅料企业设备进场延后，扩产不及预期，同时，瓦克和OCI停产检修以及疫情影响硅料运输。上半年，国内高纯晶硅产量36.5万吨，同比增长53.4%；净 进口量3.5万吨，同比减少41.76%。而需求端，受国内集中式和分布式光伏装机需求大增，俄 乌战争背景下欧洲能源需求显著增长，同时，硅片企业产能显著扩张和开工率提升增加硅料需 求。因此，尽管有新增硅料产能释放，但硅料的供需在年内依旧保持偏紧状况。

2023 年除了硅料供应老厂商的扩产外，新进入者产能进入集中释放阶段。根据不完全统计， 2023 年，大全能源包头、新特能源准东、通威乐山二期等厂商均有 10 万吨/年级别的硅料产能 释放，而青海丽豪、清电集团、信义光能、合盛硅业、宝丰能源、上机数控、江苏润阳、天合 光能、江苏阳光等一期项目 5-10 万吨/年不等产能投放。预计 2023 年，我国硅料新增产能 123 万吨/年，年底国内多晶硅供应能力有望达 236.80 万吨/年。按照预计投产进度和产能爬坡周 期估算，全年有望新增 140.18 万吨硅料产量，另加 10 万吨的海外进口量，全年硅料供应量有 望超过 150 万吨，能够支撑 536.34GW 的光伏组件、446.95GW 的装机容量。尽管内层石英砂供 应偏紧成为拉晶环节制约因素，但考虑到国内石英砂企业的扩产以及中低品质石英砂的替代作 用，石英砂环节总体约束作用有限。光伏主产业链供应将顺畅。

2023 年硅料价格有望逐步回归到合理位置。从多晶硅发展历史来看，硅料供需周期性错配， 价格波动较为剧烈。2020 年以来持续近三年的产能投资不足、需求显著增长的上行周期已到景 气高点。硅料新老厂商大幅扩产构成未来景气拐点的重要推动力。从成本支撑角度来看，硅料 生产成本主要包括硅粉、还原电耗、冷氢化电耗、综合电耗、水耗、蒸汽耗量、折旧（生产线 的初始投资成本）。硅料生产厂商通过优化进料布局、控制热场使其更均匀、增加硅芯的表面积、 增加硅芯长度等，回收利用余热、余料等各种措施降低物耗、能耗。硅料生产成本中长期呈下 行趋势。考虑到行业供需变化以及成本因素，预计 2023 年硅料价格将逐步回归到合理位置， 企业回归合理利润区间，减轻下游生产成本压力，推动光伏装机需求增长。

（2）2023 年，地面电站需求将起，国内分布式持续发力，海外市场增长稳健。2022 年前三季度，国内新增光伏装机 52.6GW，同比增长 105.79%，几乎达到 2021 年全年 水平。CPIA 预测，2022 年我国新增装机量 85-100GW。2023 年，在保障国家能源安全、实现清 洁能源转型以及拉动经济增长的背景下，国内一、二、三期风光大基地建设和各地新能源发展 规划将推动集中式电站发展，同时，户用、工商业的渗透率提升促使我国持续保持全球新增光 伏装机前列。预计国内光伏装机超过 130GW。

国内风光大基地规模较大，一、二、三期将逐步落地。2022 年 4 月，国家发改委和能源局 发布的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，提出到 2030 年 规划建设风光基地总装机约 4.55 亿千瓦。风光大基地建设成为国家推动“双碳”战略落地的重 要举措。其中，“十四五”时期规划的风光基地总装机为 200GW,“十五五”时期规划的风光基 地总装机为 255GW。60%以上风光基地发电将用于外送。

2021 年 12 月，国家发改委和国家能源 局联合发布《关于印发第一批以沙漠、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》，共涉及 19 个省，总规模 97.05GW，建设并网时点集中在 2022 和 2023 年。2022 年 5 月，国务院印发《扎实稳住经济的一揽子政策措施》，提出抓紧启动第二批项目，统筹安排大型风光电基地建设项目用地用林用草用水，按程序核准和开工建设基地项目、煤电项目和特高 压输电通道。第二批风光基地项目业内估计规模超过 400GW。同时，国家相关部门在资金筹措、 电力消纳、电网建设、调峰调频以及电价调节等多个方面提供政策支持。2022 年 11 月，各省 针对第三批风光大基地项目的申报已经陆续启动，国家能源局正加快项目审查。

分布式光伏装机快速增长，预计 2023 年仍将持续。分布式光伏发电运行方式以用户侧自 发自用、多余电量上网，且在配电系统平衡调节为特征的光伏发电设施。分布式光伏发电遵循 因地制宜、清洁高效、分散布局、就近利用的原则，充分利用当地太阳能资源，替代和减少化 石能源消费。同时，工商业或者户用屋顶光伏能够充分利用屋顶资源，减少土地占用，节约投 资成本，具备更高的盈利能力。

2022 年 6 月，《“十四五”可再生能源发展规划》提出，全面推进分布式光伏开发，重点推 进工业园区、经济开发区、公共建筑等屋顶光伏开发利用行动，在新建厂房和公共建筑积极推 进光伏建筑一体化开发，实施“千家万户沐光行动”，规范有序推进整县（区）屋顶分布式光伏 开发，建设光伏新村。其中，“十四五”期间，新建工业园区、新增大型公共建筑分布式光伏 安装率达到 50%以上。另外，国内屋顶光伏整县推进持续落地，按照 676 个试点县数量， 200-300MW 的单县装机规模测算，仅试点装机量有望达到 135GW-200GW。考虑到通知规定 2023 年底前为时间节点，整县推进年均装机市场容量 70-100GW。

2022 年 11 月，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合印发了《关于进一步做好 新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，通知明确现阶段不纳入能源消 费总量的可再生能源，主要包括风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电等可再生 能源。可再生能源不纳入能耗消费总量增加高耗能企业投资热度，且自发自用余量上网模式保 障企业电力供应的稳定性。2022 年前三季度，工商业分布式光伏装机 18.7GW,同比增长 297%； 分布式光伏装机 35.33GW，同比增长 115.35%。预计 2023 年在硅料价格下行、经济复苏预期下， 预计分布式光伏装机将快速增长。

2023 年，尽管全球扰动因素增加，海外光伏装机市场仍有望稳健增长。2022 年，地缘政 治冲突影响欧洲的能源政策，各国为摆脱俄罗斯的石油、天然气的依赖，加速可再生能源对传 统能源的替代进度，海外光伏装机需求显著增长。展望 2023 年，海外光伏装机主要国家/区域 清洁能源需求旺盛，同时伴随本国光伏产业链振兴计划，叠加潜在的贸易摩擦，机会与风险并 存，但清洁能源总体需求仍有望延续增长态势。粗略估计，海外市场 2023 年光伏装机有望超 过 200GW。

美国市场存一定的贸易政策扰动风险，东南亚关税豁免和溯源正常化有望重启需求。2022 年，美国市场受到 WRO、反规避调查和 UFLPA 影响，国内光伏组件企业将出口市场转移到欧洲。 但另一方面，美国本土太阳能光伏组件产业链不具备竞争力，产能规模较小，而电力供应紧张 局面必须依赖进口。2022 年 6 月 ，拜登政府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，打消国内企业关税担忧。2022 年 8 月， 《2022 年通胀削减法案》在将 ITC 税收抵免到期时间延长 10 年的基础上，抵免额度以及收入 社区风光税收优惠政策等方面提出鼓励措施。在硅料价格下行趋势下，美国市场若能在贸易政 策等方面缓和，则市场需求有望恢复较高增长速度。

欧洲市场经过 2022 年大幅增长，2023 年需求预计稳健。受欧洲能源价格大幅上涨等因素 影响，欧洲等国家均加速对装机时间较短的光伏产品的采购，2022 年前三季度，欧洲共从中国 进口 67.8GW 的光伏组件，同比增长 121%。欧洲前五大中国组件进口国分别为西班牙、德国、 波兰、希腊与葡萄牙。2022 年，欧洲区域进口的部分光伏组件产品并未完全形成装机，预计部 分光伏产品在 2023 年落地。从中长期来看，RePowerEU 行动方案将欧盟 2030 年可再生能源发 展目标从占能源供应的 40%增加到 45%，计划 2025 年光伏装机达 320GW、2030 年 600GW。该方 案拟通过强制安装屋顶太阳能系统、对小型分布式光伏给予补贴、电价支持等以及加快审批流 程保障目标实现。

印度市场力图发展本国光伏制造市场，中长期清洁能源需求旺盛。2022 年前三季度，印度 光伏招标总装机容量约为 14GW，同比增长 144%，反映其旺盛的市场需求。印度可再生能源咨询 公司 JMK 预测印度将在 2022 年新增 19GW 太阳能装机。值得关注的是，2021 年，印度政府在第26 届全球气候峰会上做出承诺，到 2030 年，印度非化石能源产能将达到 500GW，可再生能源满 足其 50%的能源需求，潜在装机规模较大。印度政府施行 BCD 关税政策、推动高效太阳能光伏 组件国家计划下的第二轮产能挂钩激励(PLI)计划落地，减轻本土光伏制造商价格压力，促进印 度高效太阳能光伏制造能力，逐步减轻进口依赖。

（3）盈利改善和技术迭代为 2023 年重点关注点。 盈利驱动将成板块股价变化的核心驱动力。2020.3-2021.8 光伏产业指数估值（PE，TTM） 从最低点近 25 倍提升至最高点 63 倍；2021.8-2022.11 光伏产业指数估值（PE，TTM）重心下 移，估值重新回归到 25 倍的三年低点。估值变化较大的原因：一方面，光伏产业链高速增长 的业绩迅速拉低了阶段性估值水平；另一方面，随着光伏产业链的大幅扩产、产业规模和技术 的成熟，光伏产品作为差异度较低的标准化工业品，制造环节估值提升的难度在加大。

2.光伏产业链价格拐点将现，关注盈利改善和技术创新两条主线

2.1.主产业链：太阳能电池盈利能力将回升

阶段性供需偏紧，2023 年太阳能电池环节盈利有望继续好转。2021、2022 年，我国太阳 能电池处于技术更迭期，太阳能电池厂对 PERC 电池产能扩张力度相对克制。尽管行业新老玩家 规划大量电池产能，但实际落地的先进产能有限。受上游原材料紧缺和产业链议价能力偏弱等 因素影响，国内太阳能电池环节盈利能力持续走弱，行业头部企业在 2021Q2-2021Q4 连续亏损。 2022 年，我国太阳能电池连续提价且在下半年硅片价格横盘情况下，拉开与硅片的价差。大尺 寸、高功率太阳能电池呈供需紧张局面。2023 年，一方面，在硅料供应充裕以及价格下行预期 下，光伏装机需求尤其是地面电站装机需求将会快速增长，太阳能电池片总体需求旺盛；另一 方面，大尺寸、双面、高功率光伏组件出货占比将进一步提升，在单瓦价格不变下盈利提升。

大尺寸、双面、高功率产品招标占比高，差异化产品需求较好。大尺寸的光伏组件产品能 够摊薄产业链非硅成本及 BOS 成本，提高光伏发电的经济性。因此，大尺寸、双面、N 型、高 功率产品成为主流。从央企的招标数据来看，2022 年上半年，540 瓦以上光伏产品占比 94.81%， 540-580W 产品为终端主流，600W+以上产品渗透率提升。预计 2023 年上述趋势有望延续。

2023 年，TOPCon 电池进入放量阶段，产品溢价提升相关企业盈利能力。TOPCon 电池具备 低衰减率、低温度系数、高双面率、长质保期和高电池转换效率等优点。TOPCon 电池产业化进 程快于 PERC。2022 年，TOPCon 已投放产能 37.9GW，已投产、在建和规划的 TOPCon 产能 119.9GW。 预计 2023 年，TOPCon 电池市场份额将快速提升。从销售价格来看，中来股份、一道新能源等 TOPCon 电池相对于同等尺寸 PERC 电池溢价 0.07-0.11 元/瓦，182mm 单晶双面双玻 TOPCon 组件 溢价 0.18 元/瓦。TOPCon 电池生产成本略高于传统 PERC 电池成本。随着 TOPCon 电池生产工艺 的确定、SE 运用、硅片减薄、银浆国产化以及效率的提升，2023 年 TOPCon 生产成本与 PERC 相同甚至略低于 PERC，TOPCon 电池片盈利能力将进一步提升。

太阳能电池片环节作为光伏效率降本的重要一环，先进电池的生产具备明显的技术和工艺 壁垒。2022 年，太阳能电池面临从 PERC 向 TOPCon、HJT、IBC、HPBC 等高效晶硅电池迭代的机 遇。龙头电池厂隆基股份、通威股份、晶澳科技、晶科能源均采取多技术路线同时研发的模式， 力求保证技术储备方向的正确性。而新入厂商多利用资本市场在 HJT 和 TOPCon 等高效电池产 能上大量投入，尤其是 TOPCon 产能产业化速度明显加快。2023 年，随着光伏产业链成本的降 低和对组件成本更敏感的大型地面电站装机的放量，太阳能电池环节的盈利能力将持续得到改 善，而新电池技术将获得估值溢价。建议关注研发优势和先进产能优势的专业厂商和一体化厂 商。

2.2.辅材：储能变流器、微逆需求高增，光伏玻璃、热场底部向上

（1） 逆变器：电化学储能高速增长拉动储能变流器放量，安全性提升增加微逆需求 政策层面多维度推动国内新型储能高质量发展。可再生能源，尤其是风电、光伏具备较大 的波动性、间歇性等特点，配套储能设施对提升能源电力调节能力、提高可再生能源消纳、保 障能源安全有非常积极作用。2021 年以来，中央政府出台系列文件，从完善政策机制，推动储 能技术进步，鼓励多元化发展，规范行业管理等多个层面来为储能发展奠定基础。

2021 年 7 月，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确指出，到 2025 年，实现新型 储能从商业化初期向规模化发展转变，机规模达 3000 万千瓦以上。2021 年 7 月，国家发展改 革委出台《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求合理确定峰谷电价价差，有望打破长 久以来困扰储能设施内部收益率较低的发展困境，提高市场驱动力量，促进储能市场快速发展。 2022 年 3 月，《“十四五”新型储能发展实施方案》指出，大力推进电源侧储能发展，支持分布 式新能源合理配置储能系统，优化布局电网侧储能，支持用户侧储能多元化发展，拓宽储能应 用场景，推动电化学储能、梯级电站储能、压缩空气储能、飞轮储能等技术多元化应用，探索 新模式新业态。

电化学储能进入快速增长期。从储能技术来看，目前抽水蓄能是最成熟的电储能技术，但 出于水资源和地理位置等问题，发展空间有限。而电化学储能受益于成本的持续降低，应用场 景的增加，成为储能新增装机的主流。其中，锂离子电池成本的持续降低推动锂电池储能成为 电化学储能的主流技术路线。2014-2021 年，全球电化学储能累计装机从 0.89GWh 增长到 22.65GWh，复合增长率 58.69%。2021 年，全球新增电化学储能 10.2GWh、中国新增电化学储能 2.4GWh，分别同比增长 83%、126%。在电力系统（发电侧和电网储能、工商业储能和户用储能）、 数据中心、通信基站、UPS 等多种应用场景需求增加的背景下，根据 IRENA 预测，2025 年全球 新增电化学储能 195.6GWh，增长空间巨大。

2023 年，储能逆变器充分受益于电化学储能装机的快速增长。电化学储能系统主要由电池 组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。 其中，储能变流器负责储能电池组的充放电过程，进行直流和交流的转化，在储能系统成本占 比 20%。国内外市场储能逆变器的平均单瓦售价远高于集中式或组串式逆变器，国内外储能逆 变器盈利能力均好于并网逆变器。传统逆变器供应商产品线从光伏并网逆变器切入储能逆变器， 具备技术相通，供应商和客户群体相同等优势，有望分享市场高速增长红利。

微型逆变器产品性能突出。微型逆变器也称“组件级逆变器”，主要应用场景为小功率、 组件级别的分布式光伏发电场景，目前以户用和小型工商业为主。其核心特点在于每个微型逆 变器一般只对应少数光伏组件，可以对每块光伏组件的输出功率进行精细化调节及监控，并能 实现每块光伏组件单独的最大功率点跟踪，再经过逆变转换以后并入交流电网。微型逆变器的 系统转换效率可以达到 90%以上，高于集中式、组串式逆变器的系统转换效率。微型逆变器仅 有几十伏的直流电压，较大程度降低了安全隐患。

2023 年，全球微逆市场有望持续增长，安全性要求提升和分布式快速发展是核心驱动力。 全球微型逆变器市场以北美、欧洲为主，亚洲、中东、拉丁美洲为重要增长区域。北美、 欧洲微逆市场发展比较成熟。为了应对直流高压引起光伏电站火灾，2014 年《美国国家电器规 范》要求建筑物光伏系统要安装快速关断开关，2017 年进一步强化要求至组件级关断。安全性 要求提升带来微逆市场的快速增长。得益于全球分布式光伏的快速发展和强制安全措施的执行， 2021 年，全球微型出货量 3.9GW,同比增长 71.05%。

国内微逆市场处于发展初期，后续市场空间较大。一方面，国家能源局于 2021 年 11 月 24 日发布《关于加强分布式光伏发电安全工作的通知（征求意见稿）》，对于分布式光伏的科学发 展规划和安全施工生产提出了要求。通知要求“光伏组件要安装电弧故障断路器（关断器）、反 孤岛装置、实现电弧智能检测、快速切断功能、以及安全关断保护功能，以保证逆变器关机、 交流断电后，系统子阵外直流电压低于安全电压。另一方面，分布式光伏发电的快速崛起，微 型逆变器的国内需求也被快速打开。 根据Maximize Market Research 的研究，预计全球微型逆变器的市场规模有望从2019年 的29.58亿美元增长至 2027 年的129.09 亿元，复合增长率20.22%。这将为国内外微逆企业发 展提供了广阔的空间。

（2）光伏玻璃：行业盈利处于低谷阶段，2023 年盈利具备改善契机。光伏玻璃作为中长期需求快速增长，供给阶段性增加的大宗商品，周期属性较为突出。行 业的盈利变化主要取决于供需矛盾。2023 年，我们认为硅料供应充裕带来装机量的弹性，有望 在光伏玻璃需求端带来明显增量，供给端由于二三线企业的低盈利特征将减缓或停止新加入者 产能落地，同时，大尺寸、薄片玻璃等差异化产品占比提升，光伏玻璃价格存在一定的改善预 期，行业盈利存底部回升的可能。

预计 2023 年我国光伏玻璃需求量 2600 万吨-3100 万吨。玻璃作为无机材料相对于高分子 背板具备生命周期更长、耐候性、耐磨性、耐腐蚀性、阻隔性、环境友好性等优势，是太阳能 电池良好的封装材料。光伏玻璃的需求取决于下游光伏装机量，光伏玻璃的市场渗透率、双玻 组件的市场渗透率。预计 2023 年，我国光伏玻璃供需两旺，市场规模持续扩大；结构上，182、 210 双面双玻组件占比提升以及 BIPV 的渗透率增加，薄片化、大尺寸玻璃需求更快增长。按照 2023 年全球 300-360GW 新增光伏装机量、1.2 倍容配比、55%的双玻渗透率、60%的 2.0mm 光伏 玻璃占比，对应的原片需求量在 2600 万吨-3100 万吨。考虑到产业链的库存等因素，预计理论 供需平衡的产量在 2980 万吨-3580 万吨，对应的年化日熔量 8.17 万吨-9.61 万吨/年。

2023 年，预计光伏玻璃新增产能落地低于预期。工信部数据，截至 2022 年 10 月底,国内 超白压延玻璃在产企业 39 家，120 窑 402 条生产线，产能 7.6 万吨／日，其中在产 103 窑 366 条生产线，产能 7.1 万吨／日。国内的光伏玻璃新增产能实行听证会制度。相关部委从能耗控 制、产业配套等多方面进行考核。根据中国玻璃的统计，2022、2023 年是已过听证会项目拟投 产的高峰期，计划新增产能分别达 4.67 万吨/日、10.83 万吨/日。2022-2026 年累计已过听证 会光伏玻璃已达 22.54 万吨/日。从上市公司公开披露的信息来看，2022 年，仅头部企业如信 义光能、福莱特、南玻集团、洛阳玻璃合计将新增产能超 2.5 万吨/日，而其他非上市企业如安 徽德力、贵州海生、透光陶瓷、湖北亿钧等企业均计划有千吨以上日产能释放。按照计划产能， 行业存在阶段性过剩风险。

但预计 2023 年光伏玻璃实际投放产能低于计划产能，主要原因：一是光伏玻璃的产能释 放进度既受企业长期扩张计划影响，又受短期行业盈利能力因素冲击，目前行业低盈利延迟或 暂停部分项目投产进程；二是工信部等三部门联合印发《关于巩固回升向好趋势加力振作工业 经济的通知》，要求开展光伏压延玻璃产能预警，指导光伏压延玻璃项目合理布局。通知将会 引导行业合理扩张预期，减少资源过剩浪费。

预计 2023 年光伏玻璃价格底部抬升，行业盈利将有所恢复。2020-2022 年，我国光伏玻璃 行业经历完整的上行周期和下行周期。2022 年，国内光伏玻璃产能释放力度较大，光伏玻璃价 格维持底部徘徊水平。行业头部企业如福莱特、信义光能产品毛利率高于同行业 10pct。为应对竞争者威胁和减缓行业过快产能投放，在供需偏充裕的背景下，头部企业对光伏玻璃的定价 趋于谨慎。

2023 年，预期：1）随着下游光伏组件放量，光伏玻璃库存水平有望降低，主流光 伏玻璃价格有望缓慢走高；2）成本端相对坚挺。超白石英砂具备资源属性，随着中小砂矿关闭 和下游光伏玻璃放量，供应偏紧，价格易涨难跌。《纯碱行业节能降碳改造升级实施指南》指出， 到 2025 年基准水平能耗以下产能清零，国内纯碱产能扩张存在明显限制，重质纯碱供应紧平衡； 3)光伏玻璃毛利率触底回升，头部企业盈利能力更为突出。

（3）热场材料：行业龙头降价优化竞争格局，N 型产品销售占比有望提升。 2023 年硅料卡脖子环节解除，碳基复合热场保持较高需求。单晶拉制炉用热场材料需求主 要包括三部分：新增单晶拉制炉配套热场、每年损耗的热场材料替换以及原有热场改造。相对 于光伏设备的一次性投资，热场材料作为耗材实现稳定的配套需求。一方面，单晶拉制炉新增 数量和基数不断增长，替换需求和新增需求拉动热场材料需求高增；另一方面，受益于单晶热 场材料生产技术、工艺进步和规模效应，碳/碳复合材料热场生产成本不断降低。2021、2022 年硅料持续供应紧张约束硅片有效产能释放。2023 年，在预测全球 300-360GW 的光伏装机容量 下，对应的碳基复合材料热场需求在 8845 吨-9953 吨。

2023 年，大尺寸、N 型热场渗透率将显著提升。硅片端，硅片尺寸的增加，降低每瓦生产 成本，大尺寸化已成为行业发展趋势。2021 年，182 和 210mm 硅片占比 45%。CPIA 预测，2023 年大尺寸硅片占比将超过 90%。由此，32、36 寸以及更大的热场材料占比提升。电池方面，N 型 电池具有双面率高、温度系数低、无光衰、弱光性能好等优势，成为接力 PERC 的新一代电池 技术。2022 年 TOPCon 电池产业化速度显著加快，N 型硅片需求进入放量阶段。CPIA 预测，2023 年 N 型电池出货量占比 25%，N 型产品渗透率加入快速提升阶段。N 型硅片与 P 型硅片热场系 统的技术路线、基本设备配置基本相同，其差别在于 N 型硅片对热场纯度要求更高。相较于 P 型硅片用热场纯度（灰分＜200ppm），N 型硅片对于热场部件的纯度要求为“灰分＜100ppm”。N 型热场产品售价更高，有利于提升相关公司产品盈利。

热场头部企业将价格降低至同行微利甚至亏损水平，市场竞争格局有望优化。目前国内的 碳碳热场主要参与者为金博股份、西安超玛、陕西美兰德、天宜上佳、天鸟高新等企业。2021 以来，以金博股份、西安超码、天宜上佳为代表的碳/碳复合材料热场供应商积极利用资本市场 募资，实现产能规模大幅扩张。2022 年，硅料供应紧张导致硅片出货需求低于热场产能释放能 力，热场供应相对充裕。在上游碳纤维价格明显上涨的背景下，头部企业通过主动降价来压低 同行业盈利水平，进而促使高成本产能退出市场。由于预制体是否自制、沉积工艺的差异，行 业领先企业与落后企业成本差异较大。龙头企业采取价格打压策略，行业洗牌有望取得成效， 行业竞争格局将得到集中。

2.3.光伏设备：资本开支高峰将拉动光伏设备投资增长

2023 年，光伏设备将持续受益于下游大规模扩产和新设备迭代。 光伏设备主要包括：硅料生产设备、晶体生长设备、晶体加工设备、晶片加工设备、太阳 能电池加工和组件加工设备。光伏设备的需求包括新增投资需求和技术升级需求。光伏降本的 内在需求不断推动光伏设备各环节的技术升级。 硅片的发展趋势主要包括大尺寸、薄片化、N 型硅片。对应的主要设备升级：增大单晶炉 炉体以提高热场尺寸及单炉投料量、并实现全自动 CZ 法拉晶、远程联网监控、高精度拉晶控制 系统优化从而实现大尺寸硅棒的拉制和提高生产效率；使用线径更小的金刚线、使用高线速、 小轴距切割设备来实现硅片减薄、提高切割质量降低切削耗损量、提高切片效率。对应的核心 设备为单晶炉、切片机。

太阳能电池是实现高转换效率的核心，其主要发展趋势为大尺寸、双面、N 型高效电池。 其中，提高转换效率主要措施包括减少光学损失、减少电子—空穴对的复合以及电流输出过程 的损耗等。具体生产过程中通过改变电池结构来提高转换效率，并通过降低设备成本、物料损 耗来降低单位成本。对应的核心设备为扩散炉、LPCVD/PECVD/原子层沉积设备、激光开槽设备、 退火炉/丝网印刷机等。 光伏组件主要涉及太阳能电池的切割、排版、焊接、层压、封装等。为提高光电转换效率 使用多分片技术对电池片进行切割，使用的设备为激光划片机。尽量减少栅线对光线的遮蔽， MBB 或 SMBB 逐步得到应用。随着硅片尺寸的大尺寸化，厂商需要调整兼容尺寸的串焊机。

TOPCon 和 HJT 新增设备构成重要增量。TOPCon 是在 PERC 工序的基础上，增加隧穿氧化层 和掺杂多晶硅层制备环节，只需对原有扩散炉和 PECVD 进行改造，或者购置 LPCVD，即可完成产线升级。单GW改造成本在0.5-0.8亿元。直接新建TOPCon产线设备投资2-2.5亿元/GW。2022、 2023 年，TOPCon 产能以新建为主，构成大量设备投资需求。HJT 工艺包括清洗制绒、非晶硅薄 膜沉积、透明导电薄膜沉积和丝网印刷四道工序。HJT 初始投资成本较高，设备较为昂贵，单 GW 投资额 3.5-4 亿元。其中，PECVD 设备、RPD/PVD 设备价值量较高，占据设备成本的 75%。硅 片减薄，低温银浆国产化、银包铜技术和 SMBB 降低银浆耗量、减少贵重靶材消耗，设备国产化 等措施是 HJT 降本的技术路径。2022 年，HJT 电池投产规模低于预期。

预计 2023 年光伏设备 925.26 亿元。2023 年，据不完全统计，预计硅料新增产能 123 万吨、 硅片 187GW、电池 158GW（假设 TOPCon 产能 90%，10%HJT 产能）、光伏组件 162GW，对应的设备 投资 49.2 亿（仅计算多晶硅还原炉价值）、355.3 亿、418.7 亿和 102.06 亿元。各种类型光伏 设备市场集中度高，相关公司有望享受市场快速增长红利。