1.光伏有望引领可再生能源快速发展期年前三季度，分布式光伏并网量高于集中式光伏并网量，比例逐渐攀升，也意味着我国在“十二五”及“十三五”规划大力发展集中式光伏建设之后，在“十四五”期间坚持集中式和分布式并举，发展风光大基地集中式和整县推进屋顶分布式光伏建设，加快发展东中部分布式能源建设。我国集中式光伏分布在新疆、青海、内蒙古、甘肃等太阳光能充足地区，分布式光伏主要分布在沿海经济较发达地区。分布式光伏：整县推进屋顶分布式光伏迎来重要发展机会年6月20日，国家能源局下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，对屋顶资源丰富，具备安装光伏能力且符合消纳能力的建筑屋顶进行分布式光伏安装试点，共有个地点入围，按照全国个县级行政区计算，试点数量占比24%，据估算，此批试点整体需求在-GW。党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%；工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于30%；农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%。整县推进的难点在于，一是试点单位要协调落实屋顶资源，为其提供较好政策与营商环境；二是电网要加强对配电网的升级改造，做好分布式光伏大规模接入的充分准备；三是完善分布式光伏接网备案的管理办法。集中式光伏：风光大基地+保障并网将贡献最主要增量国家领导再次强调大力发展风光大基地建设，双碳“1+N”顶层设计陆续发布，风光大基地迎来建设加速期。第一期装机容量约1亿千瓦的项目已于近期有序开工，大基地项目中风光占比各一半左右，且已招标的大基地项目多要求年内开工，年底前并网。据统计，目前国内已公布风光大基地项目规模达51.68GW，其中包括青海省10.9GW、甘肃省12.85GW、陕西省12.53GW、内蒙古自治区7.4GW、山东2GW、广西2.6GW、吉林1.4GW。第二期也于12月3日起启动申报工作，大基地项目将成为十四五期间地面电站装机主力军。今年9月以来，各省密集公布了保障性项目计划，截至目前累计保障性规模约GW，其中光伏项目预计超65GW，大部分项目也需要在年之前完成并网。碳减排支持工具：引导金融机构发放碳减排贷款，利好民营企业参与光伏建设人民银行宣布通过推出碳减排支持工具，向金融机构提供低成本资金，引导金融机构在自主决策、自担风险的前提下，向碳减排重点领域内的各类企业一视同仁提供碳减排贷款，贷款利率与同期限档次贷款市场报价利率（LPR）大致持平。碳减排支持工具发放对象暂定为全国性金融机构，人民银行通过“先贷后借”的直达机制，对金融机构向碳减排重点领域内相关企业发放的符合条件的碳减排贷款，按贷款本金的60%提供资金支持，利率为1.75%。金融机构需向人民银行提供合格质押品。碳减排支持工具的推出引导金融机构和企业更充分地认识绿色转型的重要意义，鼓励社会资金更多投向绿色领域，助力实现碳达峰、碳中和目标。2.产能快速扩张，各环节格局或出现分化2.1硅料供需紧张缓解，价格盈利或仍在高位龙头厂商短期受益于供需紧张，盈利水平及产能利用率有望维持高位，长期受益于能耗指标趋严带来的格局优化。硅料环节由于其扩产周期约为硅片的2-3倍，今年硅料供给与硅片需求出现错配，年内硅料价格一路快速上涨，硅料价格最高涨至元/kg左右。根据现有已规划硅料产能及产能释放节点，预计年硅料全年供应仍然偏紧，主要产能释放将集中在下半年，此外，考虑能耗双控的影响，硅料产能释放也存在一定延后的可能性。近期由于通威永祥二期5.1万吨、云南一期5万吨项目投产，硅料供给压力得到缓解，硅料价格已有所松动。我们判断硅料价格将在年上半年平稳下行，下半年或将加速下行，全年价格中枢或将落在-元/kg。按照年光伏全球装机GW/GW以及装机容配比1:1.2计算，对应硅料需求量约58.5/76.5万吨。预测，/年硅料有效产能在57.3/86万吨。按照终端需求测算，年供需紧张情况相较于年有所放缓，但考虑到硅片环节产能远大于硅料供给，硅片厂商对硅料保供的竞争或仍将持续。金属硅受限能影响价格快速上涨，近期呈现高位回落态势。三季度金属硅产能受到能耗双控的限制导致供给不足，9月末价格最高涨至7万元/吨左右，四季度已从高位回落。今年金属硅供应紧张，价格上涨，下游主要硅料厂商加强了对金属硅布局，明年伴随着供应紧张缓解，价格有望回落到历史正常区间。颗粒硅理论生产成本较西门子法降低20%-30%左右，并且有扩产时间短，节约能耗等优势。但同时，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，现阶段拉晶环节颗粒硅参杂比例不搞，从量上来看短期对行业影响较小。我们认为，在较高硅料价格下新技术盈利溢价不明显，随着颗粒硅技术快速进步叠加硅料价格下降，颗粒硅盈利溢价或将逐步显现。2.2硅片产能阶段性过剩，N型渗透率快速提升硅片产能阶段性过剩，盈利或持续承压。-年单晶硅片产能分别达.4GW/.5GW，单晶硅片产能供给远大于终端实际需，预计在盈利承压、竞争加剧的背景下，部分年硅片新增产能或将延缓落地。今年硅料价格大幅上涨导致硅片生产原材料成本大幅提高，下半年硅片厂商盈利水平明显下滑。随着年四季度末通威硅料新增产能投产，龙头硅片厂商硅料供给紧张缓解，近期隆基两次宣布硅片价格大幅下调、中环跟随，硅片盈利水平或在年持续承压，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。大尺寸硅片渗透率快速提升，成本优势下盈利韧性强于小尺寸。大尺寸产品的单位时间产能更高，摊薄单位能耗及设备、人工成本较小尺寸有明显优势，当前硅片大尺寸化趋势正在加快。据预测，年大尺寸硅片（mm以上）市场占比将超过50%，至年小尺寸硅片将基本被淘汰，大尺寸产品盈利能力更具韧性。N型硅片薄片化潜力大，更具成本下降潜力。N型硅片厚度下降潜力显著高于P型硅片，更符合行业对快速降本的诉求，渗透率有望快速提升。根据中环股份发布的《关于技术创新和产品规格创新降低硅料成本倡议书》，硅片厚度从μm减薄至μm，可以覆盖多晶硅料8元/KG的价格涨幅，如产业链内全规格单晶硅片全面转换到μm厚度，预计可节省6.8%的硅使用量。此外，N型硅片较P型在拉晶工艺控制、电阻均匀性上要求也更高。2.3电池片盈利有望修复，N型技术将是重点突破口电池片盈利短期承压，年或将迎来盈利修复期。今年以来电池片环节盈利受硅片、组件环节两头挤压，处于历史低点，年将受益于硅片价格下降带来的成本下降，随着行业扩产放缓，供需格局改善，有望迎来盈利修复期。N型电池片正成为产能增量主流。从目前市场观察来看，垂直一体化企业重点布局N型TOPCon产线，布局HJT的新进企业多数为中试线产线。进入年，N型电池片GW级产线有望迎来加速落地期。据统计，年，TOPCon已建成产能为8.75GW，在建/待建产能达86.5GW，HJT已建成产能为6.35GW，在建\待建产能为.9GW。N型TOPCon电池转换效率极限高，与PERC电池产线兼容性强。TOPCon技术的工艺设备产线兼容性高，便于企业基于现有的PERC设备进行升级改造，延长现有PERC电池片产线寿命，其设备投资增加额仅约-万元。根据EnergyTrend统计显示，企业布局中，TOPCon电池实验室研发效率可达25.7%的水平，目前量产效率能够接近24%的水平。HJT降本潜力、转换效率提升空间更大。作为第3代电池，具有结构简单、工艺温度系数低、衰减率低、双面率高等优点，为光伏行业继PERC电池后带来了新一轮的发展机遇。此外，HJT作为平台型技术，可以兼容IBC和钙钛矿，成为更远技术的基础平台。(1)转换效率高，潜力更大：HJT电池本征非晶硅层将N型衬底与两侧的掺杂非晶硅层完全隔开，实现了晶硅/非晶硅界面态的有效钝化，带来了比PERC更高的开路电压，从而实现了更高的转换效率。目前，HJT平均量产效率达24%，实验室效率已超26%，未来还有较大提升空间。(2)衰减率低：HJT电池减反层采用导电的ITO而非绝缘的氮化硅，故而电池片表面无带电的可能性，杜绝了PID的可能性；采用N型硅片，无硼氧复合中心，故而无LID；HJT电池首年衰减1-2%，此后每年衰减0.25%，远低于掺镓PERC电池（首年衰减2%，此后每年衰减0.45%）。(3)温升系数低：HJT电池受益于高开路电压优势，温度系数较低，HJT电池温升系数约-0.25%/℃，相比PERC电池-0.38%/℃存在0.13%/℃优势。(4)双面率高：HJT电池的硅片衬底双面制绒，而双面PERC电池的硅片背面采用抛光工艺，HJT的双面率显著高于双面PERC，根据实测数据，HJT的双面率高达93%-95%，双面PERC的双面率仅为75%+。(5)弱光效应：HJT电池采用N型单晶硅片，而PERC电池采用P型单晶硅片，在W/m2以下的辐照强度下，N型单晶相比P型单晶的发电表现高出1-2%左右。(6)支持薄片化：HJT电池完美的对称结构和低温度工艺使其非常适于薄片化。目前PERC电池所用硅片主流厚度为-μm，HJT电池所用硅片厚度已经降至μm以下，且具有更大的薄片化空间。目前HJT产线初始投入依然较大，年其生产成本或将略低于PERC电池。数据表明，若HJT产线全部采用进口设备，单GW投资约8-10亿元。若全部采用国产设备可降至4.0-4.5亿元左右。SOLARZOOM智库预计，年随着设备投资、浆料消耗、硅片薄片化等成本项下降，HJT电池生产成本将略低于PERC电池，若考虑到HJT电池在全生命周期中发电量的优势，彼时HJT电池将较PERC电池具有明显经济效益优势。2.4组件格局持续优化，盈利弹性较大组件环节集中度迅速提升，龙头组件厂量利优势持续扩大。年开始光伏组件行业集中度加速提升，组件行业市场份额不断向头部企业集中。根据年各组件厂家出货量目标统计，年前五大组件厂商分别为隆基/天合/晶澳/晶科/阿特斯，在规模优势、成本优势及品牌渠道优势下，头部组件厂商优势显著，行业格局进一步优化。主辅材价格快速上涨，头部组件厂商盈利优势凸显。光伏组件主要由电池片、边框、光伏玻璃及EVA等产品及材料构成，其中电池片成本占光伏组件成本高达65%。今年以来，随组件主材价格上涨，组件厂商盈利能力持续承压，头部一体化组件厂商在成本承压下盈利优势凸显，以隆基、晶澳、天合为代表的一体化头部组件厂商在毛利率水平上具备明显优势。展望年，竞争格局进一步优化，龙头厂商盈利率先修复。今年在上游原材料成本上涨的推动下，组件价格逐步提高，四季度初招标价已达2.0元/W左右，近期有所回落。结合年下半年下游光伏平价项目对组件价格接受情况，预期年组件价格或将在1.8元/W水平左右。展望年，随着主辅材价格回落及终端电站投资商对收益率接受度提升，叠加行业竞争格局优化，一体化组件厂商有望率先受益，盈利率先修复，组件环节有望量利齐增。N型技术趋势下，组件端对串焊、封装要求更高。在PERC技术的产业化转换效率及生产成本逐渐接近理论上限的背景下，行业对新一代N型光伏电池片技术投入不断增大，N型组件技术的成熟度也将成为下游应用能否快速放量的关键因素。N型电池通过多主栅降低对银的消耗，带来组件串焊精度要求提升，HJT电池片对水汽敏感，对组件封装材料的要求进一步提高。3.胶膜、热场格局稳定，龙头优势尽显3.1胶膜供需紧平衡持续，行业寡头地位稳固预计年全年EVA胶膜总需求达到21.38亿平方米，EVA树脂需求达.89万吨。假设容配比1：1.2，1GW组件需要胶膜面积0.11亿平方米。年光伏EVA胶膜总需求将达21.38亿平方米，EVA树脂需求将达到.89万吨。头部企业在盈利水平上优势明显。快速上涨的EVA树脂价格导致今年胶膜环节盈利承压，但龙头厂商凭借成本管控、产品良率、供应链管理依旧保持了较大优势，格局进一步优化。前三季度福斯特在光伏胶膜市占率稳定在60%左右，销售毛利率/净利率分别为22.7%/14.98%，较其主要竞争对手有近9个pct的优势。EVA树脂供应大部分集中于海外，新增实质性产能有限。年国外的EVA粒子进口量大约为40万吨，主要来自韩华、杜邦、TPC、LG等企业，年国内EVA粒子产量仅为31万吨。光伏级EVA树脂工艺难度大，装置建设周期为3年左右，扩产加下游胶膜企业验证周期一般在1-2年，中短期国内难有新进入者实现大规模新产能落地。EVA树脂存量产能上升空间有限。尽管EVA企业可以在一套生产设备上生产不同牌号的EVA产品，但大幅提升EVA粒子产量的可能性不大。由于光伏料中MI和VA的比例较高，生产装置长时间运行会结垢，从而导致生产设备全年运行时间的下滑，考虑到其他EVA产品的市场较为稳定，企业大幅调整生产结构可能性较小。预计年全年EVA树脂需求量为万吨，供需持续紧平衡。根据集邦咨询预测22年光伏EVA树脂供应量为万吨，需求量为万吨，全球供需仍将处于紧平衡，EVA树脂价格或将维持在高位。N型电池双面组件更适合POE胶膜。N型硅片拥有比P型硅片更高的双面系数，拥有更高的背面光转换能力。双玻组件对PID更为敏感。根据北极星太阳能光伏网提供的实验数据，POE胶膜封装的组件正面衰减率控制在3%以内，背面衰减率在7%以内。而EVA胶膜的组件正面衰减率达5.17%，背面更是高达30%，POE胶膜拥有更强的抗PID效果。3.2热场供不应求、规模优势凸显硅片大尺寸化加速催化晶硅热场碳基复合材料对进口等静压石墨的替代。我国晶硅制造热场材料行业起步较晚，其热场系统部件材料主要采用国外进口的高纯、高强等静压石墨，进口石墨热场系统产品成本较高、供货周期较长，并且随着单晶硅拉直炉的容量扩大，等静压石墨作为由石墨颗粒压成型的脆性材料在安全性和经济性两方面已经落后于碳基复合材料。随着国内先进碳基复合材料制备技术的发展，现阶段先进碳基复合材料已成为降低硅晶体制备成本、提高晶硅质量的最优选择，快速形成在晶硅制造热场系统中对石墨材料部件的升级替换。碳/碳复合材料具有比重轻、热膨胀系数低、耐高温、耐腐蚀、摩擦系数稳定、导热导电性能好等优良性能。碳/碳复合材料主要是指以碳纤维为增强体，以碳或碳化硅等为基体，以化学气相沉积或浸渍等工艺形成的复合材料，主要包括碳/碳复合材料产品（碳纤维增强基体碳）、碳/陶复合材料产品（碳纤维增强碳化硅）等。N型硅片对热场材料纯度要求更高。N型硅片对热场差异性需求主要体现在对灰分要求更加严苛，光伏P型单晶硅片灰分要求ppm，N型单晶硅片灰分要求ppm，半导体硅单晶灰分要求30pmm。金博股份可根据产品应用需求提供三个纯度等级的产品，其中I型满足光伏P型单晶制备，II级满足光伏N型单晶制备，III级满足半导体级单晶制备，并且已经具备5ppm涂层工艺制备能力。此外，金博股份纯气相化学沉积工艺较气液混合沉积工艺在基体纯度上有一定优势，在N型技术下，其成本优势或将进一步扩大。4．N型电池片技术迭代，带动设备需求高增自年我国启动光伏“领跑者”计划以来，太阳能电池技术不断进步。电池片目前的发展阶段：从常规铝背板BSF电池→PERC电池→PERC+电池(TOPCon)→HJT电池→IBC电池。目前第二代PERC电池已经成为主流技术由于PERC电池转换效率已接近极限，出于降本提效的目标，行业正在向HJT电池和N-PERT/TOPCon等拥有更高转换效率的技术路线迭代。每一次新技术迭代，光伏电池行业都会迎来2-3年新一轮的扩产周期，进而带动设备需求。4.1TOPCON电池片设备市场规模快速增长目前TOPCon电池有4种不同的工业化工艺流程，分别为：1）LPCVD制备多晶硅膜结合传统的全扩散工艺；2）LPCVD制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺；3）PECVD制备多晶硅膜并原位掺杂工艺；4）PVD制备多晶硅膜并原位掺杂工艺。目前TOPCon单GW新建设备投资额约2.2亿元，由于PERC工艺和TOPCon工艺较为相似，企业可以基于现有的PERC设备进行改造升级成TOPCon设备，其设备投资增加额约万元~万元。当前TOPCon生产成本正在逐步缩小，有望在未来2-3年成为N型电池片主流技术。我们以年TOPCon新建设备单位投资额为2.2亿元，PERC改造TOPCon设备单位投资额万元为基准，并预期TOPCon新建设备单位投资额每年下降0.1亿元/GW，通过测算，年~年TOPCon设备总市场规模分别为49.3亿元、58.7亿元、25.5亿元、12.4亿元。4.2HJT电池片设备市场空间稳步提升目前HJT电池生产工艺流程分别有：1）PEVCD制备双面非晶硅掺杂层结合PVD制备双面TCO；2）PEVCD制备双面非晶硅掺杂层结合RPD制备双面TCO；3）Cat-CVD制备双面非晶硅掺杂层结合PVD制备双面TCO；4)Cat-CVD制备双面非晶硅掺杂层结合RPD制备双面TCO。根据SOLARZOOM，-年，预计单GW设备价格分别为4.07亿元、3.77亿元，另假设年后每年投资额下降0.3亿元，则由此推测~年HJT新增设备市场总空间分别达34.9亿元、27.9亿元、26亿元、38亿元。
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