【国金电新 重磅深度】2022年光伏中期策略——全球光伏需求迎盛世，寻找高景气中的高景气
国金电新
光伏2022中期策略
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行业观点
光伏终端需求强度持续超预期，需求曲线定价逻辑至少持续至2023H1。俄乌战争等因素催化化石能源及电力价格持续上涨，驱动2022H1需求曲线上移快于瓶颈环节的硅料供给释放，令产业链价格表现超预期；当前中美欧对新能源的宏观支持力度持续加大背景下，预计下半年终端需求及产业链价格维持强势，全年组件产出预计超300GW，2023年预期增速40%以上。
主产业链：硅料续享超额利润，一体化组件盈利维稳，辅材格局、逆变器结构变化重于短期盈利波动。预计硅料在2022H2难见20万/吨以下价格，超额利润保持丰厚，中长期虽周期属性突出但龙头优势稳固；一体化组件在硅料供应逐步宽松过程中，预计盈利水平整体维稳，但利润结构或有变化，且各企业产能结构、新品放量进度、采购及库存策略等因素或造成表现分化；玻璃、胶膜普遍受益硅料放量带来的需求增长，重点关注相对较多的新进入者对竞争格局的影响；集中式电站装机反扑将驱动大型逆变器、储能及跟踪支架增速上台阶。
硅片环节再审视：盈利变动趋势或同步硅料，核心耗材短缺放大龙头优势。2022H2硅料供应仍偏紧的背景下，硅片环节相对高盈利有望维持，随硅料供需趋松、二线产能逐步释放，硅片环节将重回成本曲线定价，企业之间因技术工艺水平、供应链管理能力等因素造成的成本差异将重新成为核心竞争要素；坩埚用高纯石英砂基本确定会在未来一段时间内保持供应紧张，但不会成为限制行业产出的刚性瓶颈，不过会对硅片环节成本曲线造成两个影响：1）抬高整体非硅成本（可达0.1元/片）；2）加大成本曲线陡峭度。
硅片耗材：充分受益硅片产量高增及硅料高价持续。高纯石英砂供需紧张壁垒高，龙头扩产享量价齐升；金刚线细线化推动超额需求增量，竞争格局及技术路线均保持稳定；碳/碳热场看龙头持续降本能力及新进入者验证进展。
电池新技术创造差异化竞争机遇，海外扩产利好头部设备厂商。新型电池技术2022H2正式步入量产加速期，多角度可验证研发进展、成本下降、产业化步伐加快；新技术扩产订单预计向头部设备供应商集中，国际贸易关系扰动及欧美印自建供应链诉求带来海外扩产增量，技术领先企业或赢家通吃。
投资建议
综合考虑2022H2至2023年行业基本面趋势判断、下半年市场可能提前演绎的基本面逻辑、以及当前市场的预期水平，重点推荐四条主线投资机会：
1）终端需求在区域市场和项目类型上的结构变化带来的机会：集中式逆变器、硅料、光伏玻璃（双玻）、跟踪支架等；
2）新技术迭代及海外自建产业链的机会：通过新技术产品实现差异化竞争的头部一体化组件企业及受益于国内外资本开支加速的头部设备供应商；
3）硅料供给加速释放驱动组件价格下行带来的机会：直接受益的电站运营商、EPC承包商，间接受益的微逆、高效组件等高质高价产品方向，以及电源侧储能；
4）需求持续放量背景下，有望通过“量利齐升”或“量增利稳”形式实现可持续成长的辅材、耗材环节，主要是胶膜及粒子、石英坩埚/高纯石英砂、金刚线、热场等。
重点推荐标的：隆基绿能，通威股份，阳光电源，迈为股份，福斯特（详细投资建议及完整推荐组合请参见报告正文）。
风险提示：国际贸易政策风险，行业产能非理性扩张的风险。
1、需求：强度超预期，需求曲线定价逻辑至少持续至2023H1
1.1 2022H1需求曲线上移快于硅料供给释放，驱动产业链价格上涨超预期
我们在去年底的年度策略中提出：光伏平价之后，由于规划约束和补贴限制的消除，终端需求弹性大增且呈现多样性，中短期新增装机上限取决于供给瓶颈环节的产能，在潜在需求（储备项目）大于有效供给的情况下，产品价格将由边际需求的成本承受力极限决定。
2022H1，尽管瓶颈环节硅料产能持续释放，但由于俄乌战争等因素导致传统化石能源价格和终端销售电价持续飙涨，驱动需求曲线快速上移，边际需求的成本承受力持续向上移动，驱动产业链价格在2022H1呈现持续上涨趋势、以及硅料作为瓶颈环节盈利能力的持续扩张。
1.2 中美欧宏观政策加力，2022H2价格保持强势，2023年预期增速40+%
硅料产量定2022年全球新增装机，激进薄片化进度令组件产出规模超过此前预测范围上限，全年或达到300-310GW。2022H2硅料新增供给主要有通威包头、青海丽豪、协鑫乐山、东方希望等，预计2022Q3-Q4全球硅料产量分别为21.6、24.8万吨，环比分别增长9%、15%。在硅料价格持续维持高位的背景下，产业链在硅片薄片化、金刚线细线化方面的推进速度较为激进，单位硅耗降低速度快于预期，考虑该因素的影响，我们预计2022Q3、Q4组件产量上限分别为81GW、95GW，环比分别增长11%、17%。预计全年全球组件产量最高可达310GW，可满足约230~250GW交流侧装机。
在供给瓶颈环节决定总装机量之后，各细分市场的装机占比由该市场对光伏产品的购买力决定，购买力主要受到政策、电价、预期收益率、融资条件等方面影响。分别来看：
中国：户用分布式市场在整县推进政策的推动下继续保持了去年的高景气度，工商业分布式需求在终端电价上涨的推动下加速增长，预计今年国内分布式装机有望达到45~50GW；地面电站储备项目量十分充足，主要为2019-2020年递延项目及2021年大基地项目，预计已开工规模达到100GW+，大部分地面电站项目对系统成本较为敏感，但近期历史拖欠补贴的下放、政策对大基地项目支持力度的加强，有望体现在资金、信贷、审批效率等方面，从而提高集中式项目对组件价格的承受力，推动全年装机总量达到80~100GW。
欧洲：受到俄乌冲突影响，欧洲天然气价格、电价均大幅上涨，以欧洲最大的光伏市场德国为例，2022年一季度德国日前批发电价最高达到700欧元/MWh，创历史新高。批发电价的上涨直接提升分布式终端用户对组件价格/光伏系统成本的承受力，间接推动上半年光伏产品价格的上涨。
为了完全摆脱对俄罗斯天然气的依赖，欧洲各国正加速可再生能源发电能力建设，预计2022年欧洲光伏装机有望达到45GW以上，考虑欧洲市场普遍较高的容配比水平，以及分布式市场大扩张背景下稳态渠道库存的增加，预计欧洲市场2022年对组件的消化量有望达到70-80GW，较2021年同口径增速有望达到80%-100%，显著快于45-50%的全球装机增速。
对于欧洲地区的集中式电站，从投标锁定PPA电价到项目融资、土建完成，并开始采购组件进行安装，通常需要1-2年的时间，因此当前在建的集中式项目对短期内的组件价格大幅上涨承受力有限，但根据统计，2021Q4-2022Q1的欧洲主要国家新签PPA电价已呈现显著上涨趋势，其对高价组件的承受力提升将滞后体现，并有效支撑欧洲需求后劲。
美国：截至2021年底，美国公用事业电站储备项目规模超过80GW，项目储备十分充裕，但今年3月底美国商务部在收到Auxin Solar的调查请愿书后，启动对东南亚光伏产品的反规避调查，一度对Q2美国市场需求产生较大的扰动，并让美国市场2022年装机量及其整个光伏产业蒙上一层阴影。
然而在收到来自美国光伏产业、19州州长、85名国会议员先后提出的强烈抗议后，美国总统拜登在巨大的舆论压力下，于6月6日发布总统令，宣布采取“大胆的行政手段以促进国内清洁能源发展”，其中最重要的一条措施就是：对从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南采购的光伏组件给予24个月的关税豁免期，以保证美国光伏电站建设所需的供应链稳定。
我们预计在总统令颁布后，东南亚产能向美国的发货、以及美国光伏电站的安装建设将很快恢复常态，甚至可能带来短期的抢装；而长达两年的东南亚产能输美免税期，则将进一步提升美国作为除中国以外的第二大单一光伏终端市场未来两年内的需求增长确定性。
印度：今年一季度国内出口至印度的组件规模达到9.6GW，主要是为4月1日执行基本关税（BCD）前的囤货，考虑到目前印度本土的电池、组件产能分别有4、18GW，预计2022年印度新增装机量有望突破15GW。
综合来看，2022H1需求强度超预期的市场主要集中在欧洲、巴西、印度及国内分布式，其中巴西、印度有抢装的原因，欧洲、中国主要为政策支持和经济性推动；预计2022H2欧洲、巴西、中国分布式市场将继续维持高景气度，而美国作为全球成本承受力最高的区域市场，其终端电站市场的全面恢复将成为下半年需求强度的重大驱动因素，从而对产业链价格形成强有力的支撑。由于供给仍处于显著小于需求的状态，国内集中式电站作为成本承受力（购买力）相对最弱的细分市场需求，下半年或面临较大的组件采购压力。
基于我们对不同细分市场需求占比及对应购买力的分析判断，分“乐观、保守”两种情景假设对2022Q3/Q4的需求结构、组件及硅料价格进行预测：
乐观情景：Q3/Q4供给上限对应的边际需求为国内分布式/国内优质集中式电站，对应国内分布式需求占比分别为65%/30%，预计组件加权平均价格分别为1.97/1.88，按照组件非硅成本及一体化盈利维持Q2水平不变，测算Q3/Q4对应硅料均价分别为266/232元/kg。
保守情景：Q3/Q4供给上限对应的边际需求为国内优质集中式电站/普通集中式电站，预计组件加权平均价格分别为1.93/1.85元/W，对应硅料均价分别为249/217元/kg。
展望2023年光伏终端市场，供应链最大变化是硅料产能的大量释放将带动组件价格大幅下降，将有力刺激中国、南欧、美洲等集中式电站储备项目充足且对组件价格较敏感的地区需求，美国ITC政策延期对需求的拉动也将在明年开始体现，预计2023年中、美、欧市场增速有望达到45%以上，继续占据全球70%以上份额。
2、硅料续享超额利润，辅材格局、逆变器结构变化重于短期盈利波动
2.1 一体化组件下半年盈利预计维持平稳
产业链扩张的利润优先分配给相对紧缺的环节，反之亦然。由于全球光伏需求强度的持续超预期，上半年产业链实现量价齐升，其中单位利润扩张的部分优先被分配到相对紧缺的环节，如Q1的硅料，其次是供需边际改善的环节，如H1的电池片、Q2的玻璃、EVA粒子，预计下半年产业链各环节利润的相对变化，也将由各环节与其直接上下游的供需关系相对变化趋势来决定。
2022年上半年在产业链单位利润扩张的过程中，最紧缺的硅料环节价格率先上涨，盈利稳步提升；硅片/电池片由于紧跟硅料涨价、受益于低价库存，单瓦利润环比修复；组件由于期货属性的减弱，较为及时地传导了成本压力，盈利能力保持相对稳定。
根据前文对Q3、Q4全球需求结构和硅料产能释放节奏的分析，预计硅料价格将在Q3高位持稳、Q4小幅下降，因此Q3产业链利润分配大概率延续上半年的状态，Q4在产业链价格负反馈的过程中预计利润分配趋势将发生变化，考虑到库存状态和产业链所处位置，我们认为降价压力将首先由过剩环节向紧缺环节、下游环节向上游环节传导：
组件：将最先感受到终端价格压力，但纯组件环节利润几无压缩空间，在原材料降价时将以传导降价、保证出货为主，盈利能力有望保持稳定，一体化组件产能的盈利能力将很大程度上取决于产能结构、新产品放量速度、采购及库存策略，整体上我们预计维持平稳概率较高。
硅片：名义产能过剩程度大于电池片，且新进入厂商数量较多，目前盈利水平又处于相对高位，单位利润有压缩空间，但企业之间的盈利能力或将呈现分化加剧的态势（后文分析）；与组件环节类似的是，库存策略将对硅片盈利表现产生一定影响。
电池片：PERC扩产显著放缓，新技术产能普遍仍处于量产、爬产、终端客户教育阶段，相对上下游供需关系有望持续改善，尤其是大尺寸高效PERC产能存在供应紧张可能，由于单瓦利润仍处于低位，盈利能力有望进一步修复。
2.2硅料下半年续享丰厚超额利润，中长期周期属性突出但龙头优势稳固
硅料行业进入壁垒持续提升，新进入者扩产、投产、达产均面临挑战。多晶硅是光伏产业链里技术、资金壁垒最高的环节之一，经过数十年的发展，2021年多晶硅投资强度已降至8-10亿元/万吨，但为了达到更优的成本控制，企业需要通过提升单位装置产能带来规模效应，单体扩产规模不断提升，2019年前多晶硅项目投资规模基本在5万吨以内，2021年起大幅提升至10万吨，规模与资金门槛进一步提升。此外，多晶硅项目从立项、审批、开工到投产至少需要18个月，投产后一般还有3-6个月的爬产期才能满产，扩产受到项目审批、项目建设、技术水平等多种因素影响，具有一定不确定性，对新进入者尤甚。
多晶硅年内仍为产业链明确瓶颈环节，2023年后或逐步趋于过剩。基于当前行业扩产计划，2023年多晶硅供应量预计增加至120-140万吨，可支撑450GW以上组件产量和360GW以上交流侧装机规模，2024年可支撑500GW以上装机，基于当前的需求预测，即使不出现比多晶硅更“短板”的供应链环节，多晶硅产能也将逐步趋于过剩。
边际产能现金成本提供短期价格支撑，完全成本决定行业长期利润中枢。理性来看，由于企业无法在产品售价低于其现金成本的情况下长期维持生产，边际产能现金成本附近是短期内产能开始出清的位置，将为下跌的多晶硅价格提供支撑。长期来看，企业生产及保持扩张的前提是获得合理的利润，因此边际产能完全成本附近是长期使落后产能退出的位置，此时龙头企业凭借成本优势可赚取合理利润。
本轮周期底部多晶硅价格支撑点预计在70~80元/kg，早则2023H2看到，晚则2024H1，长期看头部企业单吨净利波动中枢20~30元/kg。
我们将2023年底全球多晶硅产能的现金成本进行排序，可以看到本轮多晶硅产能释放后的底部理论价格支撑点在70~80元/kg附近，即高成本老产能现金成本位置（考虑美国市场特殊性，已剔除海外产能影响），当高成本老产能出清后，边际产能将变成新进入者的产能，按照“新进入者的完全成本+不足以使其具有扩产动力的微薄利润”估算长期价格波动中枢，大约在80~90元/kg，预计届时领先龙头企业单吨净利中枢为20~30元/kg。
2.3 组件辅材普遍受益硅料放量，竞争格局动态重于短期盈利波动
光伏玻璃：下半年先松后紧，明年供给增幅50%以上。2021年底由于电力供应短缺、能耗双控等原因，部分产线点火时间推迟至2022Q1，随硅料供给释放上半年玻璃供需显著好转，Q1消化库存后Q2价格持续回升，同时随着上半年点火新产线陆续释放产量，目前看光伏玻璃Q3供需压力环比或小幅提升，Q4随着集中式电站需求启动驱动大尺寸、双玻占比提升，玻璃供需有望再次迎来改善。
从各企业的投产计划来看，2022H2新增供给主要为福莱特5-6条1200t/d、信义7条1000t/d、彩虹3条1000t/d、南玻1200t/d 等，预计2023年全年玻璃有效供应量增幅在50%以上，供给上限的不确定性主要来自听证会结果、能耗指标、超白砂资源、行业价格水平等因素对“在建产能”后续投产节奏的主观及客观影响。
尽管今年行业执行听证会制度以来，上会项目合计产能规模较大，但我们预计，综合考虑企业的各方面资源获取能力、以及听证会结果本身的约束效果，当前行业头部企业的扩产确定性仍然显著高于二线及新进入者。
光伏EVA树脂：需求高增驱动价格上涨。去年年底以来，EVA树脂价格连续上涨，光伏料、线缆料价格上涨至2.9-3.1万元/吨，较年初上涨超40%，已达到去年下半年高点，我们认为有两方面原因：1）疫情影响物流，部分进口EVA树脂到货周期变长；2）下游需求旺盛。
光伏料供给尚有弹性，全年供需维持偏紧。展望全年，2022年可批量供应光伏料的国内新增产能已基本释放，在建古雷炼化、天利高新尚需Q4及以后投产（供应光伏料仍需一段时间），2022H2光伏料供给增量主要来自两部分：1）韩国乐天新增30万吨产能；2）现有产能光伏料比例提升。与硅料和光伏玻璃相比，EVA粒子可以通过拉大光伏料溢价增加供应，同时随着胶膜厂商工艺进步，对粒子原料的兼容性也在逐步提升，或将使得可用于光伏胶膜生产的EVA粒子产能范围被动增加，按照胶膜克重0.5~0.51kg/平米测算，预计全年EVA及POE可满足300-340GW组件生产，2022年光伏级EVA有效供给略高于硅料，或基本与硅料供应持平。
阶段性紧张仍存，预计全年价格维持高位。分季度看，随着疫情对上海港影响逐步消除，预计进口料顺利供应后三季度光伏料供需紧张格局略有缓解，但随着下半年硅料产能逐步加速释放并驱动组件排产提升，预计四季度光伏料供需仍然偏紧。综合供给增量及需求增量，考虑其他领域需求对企业排产的影响，预计下半年光伏EVA树脂价格仍将维持2.5万元/吨以上。
胶膜：受益终端需求放量，Q2起盈利逐步修复。2021年底光伏下游需求较为平淡，胶膜价格弱势延续至2022Q1，叠加原材料价格上涨，Q1胶膜环节盈利承压；随硅料产量释放和组件排产提升，胶膜厂自Q1末开始多次涨价基本传导原材料价格涨幅，预计胶膜Q2盈利明显修复。
展望全年，随硅料新产能逐步释放，组件产量增长将拉动胶膜需求增长，胶膜环节产能过剩程度有望缓解，带动成本传导能力、出货量增速提升。即使下半年EVA树脂价格高位，考虑到头部企业的供应链优势以及边际产能涨价动力，仍有望驱动胶膜盈利阶段性向上。
胶膜仍是产业链上长期成长性较为突出且确定的环节。长期来看，胶膜技术路线稳定、N型及薄片化趋势带来克重、性能要求提升，预计胶膜行业规模增速将高于终端光伏装机增速，头部企业仍具备较突出的成长能力。
二线厂商新增供给快速释放，龙头企业竞争策略或影响修复弹性。随着海优新材、斯威克、百佳年代等企业新增产能加速释放，下半年二线胶膜厂具备强烈的市占率提升诉求，结合龙头企业的竞争/价格策略，下半年盈利修复弹性空间或受到一定限制。
2.4集中式电站装机将反扑，驱动大型逆变器、储能及跟踪支架增速上台阶
逆变器：户用光储高增速持续性强，下半年美国及国内地面电站需求有望启动。受益于欧洲户用光储及巴西分布式需求的爆发，上半年户用光伏、储能逆变器景气度超预期，甚至因原材料缺货出现供不应求的局面。尤其欧洲家庭需求对价格敏感度较低，在IGBT短缺和安全要求提高的双重推动下，高质高价的微逆需求也呈现井喷的状态。2022下半年海外户用需求依然强劲，欧洲/巴西收入占比高且芯片供应能力强的公司将持续受益，Q3起美国市场逐步恢复常态、Q4到2023年随硅料价格下降，大型地面电站及配套储能项目有望大规模启动，此前由于装机结构、贸易政策等原因导致业绩承压的公司增速有望加快。
跟踪支架：下半年地面电站装机占比提高，跟踪支架有望迎来量利拐点。上半年组件价格的持续上涨导致地面电站装机延迟，跟踪支架需求受到较大影响。从成本端来看，跟踪支架主要原材料钢材价格趋于平稳；从需求端来看，下半年美国集中式电站恢复建设、国内大基地建设加快将驱动跟踪支架需求释放，跟踪支架量利有望迎来拐点。
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3、硅片环节：盈利变动趋势或同步硅料，核心耗材短缺放大龙头优势
3.1硅片高位盈利下半年有望延续，成本竞争将逐步重回舞台中央
2022年以来，硅片环节虽然表观产能显著过剩于硅料，但仍维持了比较超预期的高盈利水平，我们认为主要源于四点：1）硅料环节受到物流延迟、现有产线检修、新增产线爬产等因素影响，新增供给释放速度仍较慢；2）部分老旧硅片设备实为无效产能，大尺寸高效硅片产能实际尚未显著过剩；3）2022年新释放硅料供应大量被头部企业提前长单锁定，二线、新进入企业未能获得足量硅料供应以提升开工率和硅片产出；4）硅料/硅片持续涨价趋势中始终动态获益于部分“低价原料库存”。目前看来，在2022H2终端需求保持强势、硅料供应仍然偏紧的趋势下，硅片环节相对较高的盈利水平仍有望维持。
随硅料供需趋松，硅片环节盈利或同步变化。随着新玩家产能逐步提升，主要的单晶硅片生产企业从原来的5-6家迅速拓展到仅15GW以上产能企业就有近10家，而目前国内拥有5万吨以上（对应15GW左右）产能规模的硅料企业仅5家。因此，除了硅片环节表观产能仍将长期显著高于硅料之外，上下游之间竞争格局的变化，或将在硅料供应逐步趋于宽松的过程中，令硅片环节盈利同步承压。
由于硅料和硅片扩产周期的不同，当前上下游之间这种供需错配的局面可能将长期持续，即使假设2019年及之前的存量产能（约120GW）因不具备大尺寸改造的性价比，而在2022年全部退出市场，2022年硅片的有效产能仍大于硅料，绝大部分硅片企业无法保持满产或将成为行业新常态。
随着新增大尺寸产能逐步爬坡释放，单晶硅片产能终将逐步走向实质性过剩，产品定价逻辑也将回归成本曲线定价模式，成本将成为硅片环节最重要的竞争要素，生产工艺技术、供应链管理能力领先的企业，有望获得更为稳定的盈利及市场份额。
3.2高纯石英砂持续紧缺提高非硅成本，龙头优势或再次放大
高纯石英砂供给持续紧张，预计价格保持强势。2021年起硅片扩产加速及产量的持续增加，推动石英坩埚需求大幅上升，坩埚主要原料高纯石英砂需求快速增长，我们预计2022-2024年坩埚用高纯石英砂需求6.3/8.5/9.8万吨。由于高品质原矿资源稀缺、海外企业扩产效率较低，近年石英砂供给增量有限，预计2022-2024年供给6.3/8.3/9.8万吨，供需持续紧张，预计高纯石英砂价格大概率保持强势，甚至持续走高。
最高品质的内层砂供应或面临缺口。坩埚用高纯石英砂可分为内层砂（占比约30-40%）和中外层砂，内层砂直接与熔融硅液接触，纯度要求达到4N8（＞99.998%），且在气泡表现、品质稳定性方面也有较高要求。目前坩埚内层砂主要使用美国尤尼明、挪威 TQC的进口产品，国产石英砂由于矿源差异，在杂质含量、稳定性等方面尚与进口产品有一定差异。我们测算2022-2024年坩埚用内层砂需求2.5/3.2/3.4万吨，较2021年增长0.7/1.4/1.6万吨，考虑到近年海外企业并无明确扩产计划，预计后续内层砂供给持续紧张情况下，坩埚用石英砂供应形势或有以下几种情景走向：
情景一：国产内层砂供给顺利增加，进口砂中内层砂占比提升，高品质内层砂供给可基本满足需求，但价格或有上涨；
情景二：国产内层砂供给释放不及预期，内层砂供给缺口驱动价格逐步上涨至半导体行业用石英砂售价（约10万元/吨）时，光伏行业开始挤占海外企业有限的高品质内层砂在半导体行业的供应，补足光伏行业的需求缺口；
情景三：国产内层砂供给释放不及预期，或海外企业变更供应策略导致进口内层砂供给减少（如半导体需求快速提升，海外企业将更多高品质石英砂用于半导体领域），内层砂供给增量难以满足硅片产出的增长，导致硅片企业在坩埚及材料品质方面作出妥协。
整体而言，我们认为：坩埚用高纯石英砂基本确定会在未来一段时间内保持供应紧张，但通过源头供给增加、需求行业之间供给切换、硅片企业在坩埚品质上的妥协等方式，这一核心耗材不会成为限制光伏行业产出的“刚性”瓶颈环节。
内层砂供给紧张或对硅片行业成本曲线及竞争格局产生影响。在相对极端的上述第三种情景下，硅片企业为维持开工率，将逐步使用品质稍差的中外层砂作为内层砂制备坩埚，但低品质砂制备的坩埚会影响成晶过程（整棒率、成晶率、加热时间、直接加工成本等）及单晶硅的质量（穿孔片、黑芯片等），进而令该类坩埚的有效使用寿命大幅降低。据产业调研，使用尤尼明等进口石英砂做内壁的坩埚使用寿命可达450小时以上，而使用较差石英砂的坩埚使用寿命可低至200小时左右，直接影响硅片生产成本及产能效率。
影响1：坩埚成本、折旧、电耗等因素提高非硅成本。1）坩埚寿命下降带来直接耗量提升，在高纯石英砂整体供给紧张的背景下，预计中外层砂价格同样维持高位，单位硅片产量的坩埚成本大幅上涨。2）坩埚寿命下降导致开炉次数增加，单晶炉对应的硅片产能下降、升温降温能耗增加，导致单位硅片产量的折旧、电耗成本增加。
在极端情况下，假设坩埚寿命由目前的350-400小时下降至250小时，高纯石英砂价格带动坩埚含税价由目前的8000元/个上涨至11000元/个，M10硅片非硅成本将上涨16.5%至0.95元/片，其中坩埚成本占比提升至21%，坩埚寿命降低导致开炉次数增加后电耗、折旧、人工成本也有提升。
影响2：龙头供应链优势或令硅片成本曲线再次陡峭化。1）目前坩埚需求最大的硅片龙头企业直接与高纯石英砂源头供应商美国尤尼明等签订长期合同，而二线硅片及第三方独立坩埚企业则普遍仍需从代理商处采购，龙头企业的供应链优势将保障其在坩埚供应出现缺口时不需要大量降级使用较低品质的坩埚，从而保证较理想的成本、品质和生产效率；2）龙头硅片企业拉晶技术积累深厚，在同样使用低品质坩埚的情况下，品控及拉速上的优势将在一定程度上减轻低品质坩埚给生产带来的负面影响；3）二线企业由于难以获得足够且优质的坩埚供应，极端情况下难以维持开工，造成折旧等固定成本提升。
我们对坩埚价格及寿命变化对拉晶用坩埚成本的影响进行敏感性分析，目前行业坩埚成本约0.08-0.10元/片（下表绿色部分），当内层砂紧缺时，1）一线龙头企业可凭借供应链优势保障高品质内层砂供应，且通过技术优势保障拉晶时间等对成本的影响，预计其坩埚成本会因坩埚价格的上涨略有提升（下表黄色部分）；2）二线企业由于难以获得足够的优质坩埚，或将被迫选择使用质量较差的坩埚，造成坩埚寿命下降，带来耗量及其他制造成本的提升；此外，由于高纯石英砂紧缺，预计中外层石英砂价格也将跟随上涨，低品质坩埚成本或也有所提升（下红色部分）。
国产内层砂供给、海外供应商扩产策略需持续跟踪。由于内层砂相较中外层砂具有一定溢价，预计石英股份及两家海外企业大概率提升内层砂供给，情景一发生的概率较大。但国产内层砂提纯技术发展、海外供应商产能扩张策略、坩埚生产技术、石英砂替代材料发展等仍有一定不确定性，仍待进一步跟踪。
4、硅片耗材：充分受益硅片产量持续高增及硅料、硅片高价持续
4.1 高纯石英砂：供需紧张壁垒高，龙头快速扩产提升市占
行业格局：矿源铸就垄断属性，全球仅三家主要供应商。高纯石英砂矿源直接影响高纯石英砂的产品质量及扩产可行性，具有优质矿源储备的企业竞争优势明显，行业具备一定垄断属性。由于矿源限制，目前全球可批量化供应的企业仅美国尤尼明、挪威 TQC 和石英股份三家。
供给：矿源影响高纯石英砂质量及扩产，近年供给增量主要集中于国内。高纯石英砂主流制备方法为石英矿物深度提纯，原料高纯石英砂矿源稀缺、品质差距大，是影响高纯石英砂产能扩张的重要因素。
进口高纯石英砂：美国尤尼明、挪威 TQC基本依赖美国的斯普鲁斯派恩矿床，该矿床属于花岗伟晶岩（白岗岩），具有储量大、杂质少、矿石品质稳定等优点，但石英含量较低，开采时会伴随产生大量其他副产品，考虑开采经济性，海外企业扩产意愿较低。此外，海外企业高纯石英砂产品仍可应用于半导体等售价更高的领域，预计近年进口供给维持在2-3万吨/年。
国产高纯石英砂：石英股份等国内企业使用印度等地的脉石英矿源，品质稳定性略差但分布广泛，近年加速扩产，石英股份2万吨高纯石英砂产能于2022年3月投产，在建1.5万吨项目预计于2023H1投产，为后续几年主要的供给增量。
行业趋势：供给紧张推高价格，龙头扩产推进市占快速提升。受矿源种类影响，近年海外高纯石英砂企业扩产意愿较低，随着下游光伏需求高增，预计2022-2024年高纯石英砂供给持续紧张，推动高纯石英砂价格维持高位。国内龙头石英股份2009年即攻克高纯石英砂提纯技术难题，2017年起与国外石英矿源保持合作关系，矿源储备充分、提纯技术积淀深厚，在建项目为未来几年行业仅有的供给增量，具有其他企业短期内难以赶超的竞争优势，有望快速提升市场份额、巩固竞争优势。
4.2 金刚线：细线化推动耗量提升，竞争格局及技术路线稳定
需求：单耗提升叠加下游需求增长，晶硅切割用金刚线需求快速提升。由于硅料价格持续超预期，硅片企业加速推进金刚线细线化，金刚线耗量明显提升。金刚线线径越细切割损耗越小、硅片出片率越高，但线径下降会降低金刚线的拉伸强度，使得金刚线在切割过程中更容易被拉断，硅片企业为避免断线需增加金刚线更换频率，带来金刚线耗量提升。据美畅股份招股说明书，线径每下降10%，切割速率随之下降而引起的用线量增加为10%，而硅片出片量增加3%。综合考虑光伏需求增长及细线化推进带来单耗提升，我们预计2022-2024年光伏晶硅切割用金刚线需求分别达到1.45/2.00/2.57亿公里，同比提升68%/38%/29%，CARG达44%。
行业格局：技术&客户双重壁垒，龙头维持高市占+高盈利。金刚线产品要求金刚石微粉在极细的母线上均匀、紧密结合，技术壁垒较高，同时需根据客户反馈的情况不断改善和调整产品性能和成分、提高切割效率，具有一定客户壁垒。目前金刚线行业呈现垄断格局，2021年美畅股份占据超过一半的市场份额，且凭借效率及成本优势持续维持55%以上的高毛利率，与行业二线企业保持15%以上的毛利率差距。
行业趋势1：产能过剩限制盈利弹性，降本能力成为核心竞争要素。金刚线环节产能建设周期较短、单位投资额较低，近年龙头企业加速扩产，行业供给快速增加。考虑到光伏行业的降本趋势，供给过剩背景下，预计后续金刚线价格仍有下降空间，降本能力成为核心竞争要素。
龙头持续降本、积极扩产，行业领先地位稳固。当前龙头企业美畅股份相较竞争对手具有一定成本优势，展望后续，其在提升生产效率、推进原材料一体化布局等方面仍有降本空间。同时公司积极扩产，预计2022年底产能超过1.2亿公里，即使在主要竞争对手已公布产能规划全部实现并达产的情况下，2022年底美畅产能仍可占据近一半市场份额，考虑其定制化产品带来的客户粘性，预计其仍可维持较高的市占率，龙头地位稳固。
行业趋势2：钨丝尚不具备显著性价比优势，母线材料发展不改竞争格局。目前金刚线的母线材料为高碳钢，高碳钢丝线径进一步降低可能出现力学性能不足的等问题，实验室证实钨丝线径可以更细、承受更大拉力，是未来金刚线母线材料可能的发展方向之一。但当前钨丝成本较高，在硅料价格250元/kg的高位下，按照钨丝母线成本30元/公里、钨丝金刚线毛利率30%测算，使用30μm钨丝母线虽因细线径可节省0.02元/W的硅料成本，但考虑钨丝带来的金刚线成本提升，38μm高碳钢丝母线仍具有0.014元/W的综合成本优势。
此外，金刚石线生产的核心环节为“上砂”，母线材料更换对金刚线工艺影响不大，且美畅股份、高测股份等龙头企业均在进行钨丝材料研发，行业竞争格局不会受到母线材料变化的显著影响。
行业趋势3：薄片化、细线化推进，龙头技术优势有望放大。近年硅料价格维持高位，硅片企业出于降本诉求加速推进薄片化进程，硅片薄片化对切片工艺及金刚石线性能提出了较高要求，金刚石线上砂均匀、一致的重要性进一步凸显，龙头优势有望进一步放大。此外，硅料价格高位促进细线化快速推进，龙头企业领先的细线化技术帮助其享受细线化溢价，巩固竞争优势。2022Q1美畅股份38μm及以下产品出货占比超过60%，较市场主流40μm线径产品享受差异化溢价。
4.3 碳/碳热场：降本能力为核心竞争要素
行业格局：技术、客户双重壁垒，龙头维持盈利优势。碳/碳复合材料在2200度以上的高温中经过多个沉积周期使产品性能达到使用要求，具有技术难度大、研发投入高、研发周期长等特点，且存在客户认证壁垒，具有一定先发优势，2021年行业龙头金博股份市占率约40%，CR5超过80%。凭借核心技术优势带来的技术降本，金博股份热场产品毛利率一直维持在50%以上，单吨毛利较二线企业具有显著优势。
行业趋势1：新增供给快速释放，降本能力成为核心竞争要素。2021年起以天宜上佳为代表的热场新进入者加速扩产，随着新增产能释放，预计热场环节逐步进入供给过剩阶段。金博股份在可转债问询函中指出，为提升市占率和渗透率，预计产品单价会在2021年价格基础上继续下调10%-30%，供给过剩背景下，降本能力将成为热场环节核心竞争要素。
龙头仍有降本空间，关注新进厂商认证进度。此前金博股份主要通过缩短沉积周期降本，预计后续将着眼于提高原材料碳纤维利用率，仍具有一定降本空间。天宜上佳2021年底新增2000吨产能投产，单吨成本较低或因折旧等因素未完全体现，且产能布局具有一定电价优势；目前其热场产品仍在硅片厂商送样阶段，尚需关注认证进展对行业供给及竞争格局的影响。
行业趋势2：N型技术提高热场纯度要求，龙头有望受益。N 型硅片热场与P 型硅片热场的技术路线、基本设备配置基本相同，差别在于N 型硅片对热场纯度要求更高，纯度要求达“灰分＜100ppm”（P型硅片用热场纯度要求灰分＜200ppm）。金博股份通过单一气源甲烷热裂解技术获得基体碳，并通过快速化学气相沉积技术形成碳/碳复合材料，制备的沉积基体纯度较高；同时具有高温纯化技术、高纯涂层技术等多项技术储备，能够以更低成本获得高纯度产品，有望受益N型推进，巩固竞争优势。
5、电池新技术创造差异化竞争机遇，海外扩产利好头部设备厂商
5.1新型电池技术正式步入产业化元年， 多角度可验证产业化步伐加快。
我们认为2022年是后PERC时代高效太阳能电池技术发展真正意义上的元年。从技术路线上看，年内TOPCon、HJT、IBC电池均有技术难点上和转换效率上的突破；从研发布局上来看，主流企业对于新技术的要求从之前的“技术跑通，量产落地”开始向“追求技术细节领先”演变，低成本、高效率的工艺技术手段及差异化路径持续涌现；从性价比上来看，年内HJT与TOPCon在生产成本端快速下降，性价比逐步显现；从产能规划上来看，三种技术路线在2022年都将会有相比2021年显著更大规模的产能落地，且多家龙头企业布局显著提速；从终端接受度来看，年内央国企针对N型组件的招标规模显著增长，且溢价清晰可见。
根据公开资料统计，2022年TOPCon与HJT在实验室效率及量产效率方面较2021年均取得较大突破，并且对于研发布局较为领先的企业，在新技术降本增效方面已经开始进行更为深入的探索：TOPCon技术中开始导入激光掺杂达到进一步提效，HJT技术中导入微晶、实验电镀提效、尝试低铟低银的低成本路线等。主流厂商从之前的“技术跑通，量产落地”开始向“追求技术细节领先”这种观念的转变，侧面验证了目前新一代高效电池技术已具备大规模产业化量产的条件。
2022年上半年HJT与TOPCon降本进展稳步推进，尤其是在银浆耗量及国产化、N/P硅片价差、良率与效率方面取得了较大突破。根据我们测算，基于210尺寸的HJT电池片单瓦生产成本从年初的较PERC高0.2元/W左右缩小至当前的高0.1元/W左右，210尺寸的TOPCon电池片生产成本从年初的比PERC贵0.1元/W降至0.03元/W左右。
我们预计到2022年底，中性假设下，仅考虑HJT国产化低温银浆的导入、国产化靶材的导入及耗量下降、N/P硅片价差缩小至5%以内，基于210尺寸的HJT与TOPCon电池片单瓦生产成本将分别处于较PERC高0.04元/W、与PERC持平的水平。
乐观预测假设下，在此前中性预测的基础上，若国产银包铜浆料导入HJT顺利及TOPCon电池量产效率能够提升到25%，则基于210尺寸的HJT与TOPCon电池片单瓦生产成本将分别处于较PERC高0.01元/W、较PERC低0.01元/W的水平，届时N型技术凭借更好的发电性能及更高的转换效率，性价比将进一步凸显。
综合来看，在HJT与TOPCon 降本增效技术如期推进、顺利实现量产导入的情况下，2022年年底两种技术在电池端的单瓦生产成本基本都有望与PERC打平甚至更低。对应到组件端，尽管HJT与TOPCon在组件封装环节会带来非硅成本的增加，但组件端功率的提升对于封装环节非硅成本的摊薄将更为明显，因此N型组件将更具成本优势，而终端可见的溢价也将使N型产品的盈利能力显著高于PERC组件，从而提升企业扩产积极性，令扩产、降本进入正向循环。
从头部组件及电池厂商的产能规划及实际落地产能来看，TOPCon已成为当前行业内高效电池技术的主流。HJT短期内受成本较高的影响，年内截至目前新增产能较少，但下半年仍有10GW以上可见扩产落地。IBC技术由于技术难度高、受制于SunPower专利问题，布局厂商较少，但由于分布式市场的空间广阔、盈利水平高，部分有能力的大厂或能够通过高强度研发投入解决专利问题从而实现IBC技术的量产。考虑到年内各项技术的降本增效进展都处于加速状态，因此我们预计下半年整个产业对新型高效电池技术产能的扩张有望持续提速。
从年内央国企组件招标结果统计来看，同板型规格下的N型组件较P型有0.1元/W左右的价差，在新技术研发布局领先的企业有望凭借新技术的差异化竞争抢占更多市场份额，并获取超额盈利。
5.2新技术订单向头部设备供应商集中，技术领先企业有望赢家通吃
与2021年的多家设备企业瓜分行业内新技术小规模订单情况不同，2022年的新技术设备订单呈现规模化、集中化趋势。随着2021年底各家设备在客户端中试线的参数持续披露，在研发投入方面较多、设备调试及运行经验较为丰富的头部设备厂商的竞争优势开始凸显。由于年内新技术产业化进程的明显加速，而头部设备厂商的产品在技术迭代、量产参数、售后服务等方面均有较好的表现，因此更能满足头部电池与组件厂商产能快速落地从而保持市场竞争力的诉求。
根据我们对于三种新型高效电池技术产业化进展的最新跟踪判断，预计下半年将会有更大规模的新技术招标及订单落地，头部设备厂商将直接受益。
5.3国际贸易关系扰动不可避免，海外产能布局带来设备需求新增量
上半年国际能源与贸易政策扰动频发，先后出现了美国商务部针对东南亚光伏电池、组件产品的反规避调查及美国与欧盟贸易与技术委员会（TTC）就自建光伏产业链产能发表的联合声明事件。对于光伏国际贸易关系的不确定性，我们认为：在光伏成为最有成本竞争力的电源、而中国企业又是最有竞争力的供应商的背景下，相关事件“扰动”会频繁出现，但在绝大多数非极端情况下，影响也就仅仅停留在“扰动”的水平，并不会对主产业链环节盈利水平造成太大影响，但对于头部组件厂商来说，中远期产能规划或许会做出相应调整调整。
对于国内头部组件厂商来说，尽管国际贸易的摩擦仅限于“扰动”层面，但目前国内的组件出口到美国仍需缴纳“双反+301”的较高税负，因此，海外一体化是目前最理想的解决方案。根据各公司定期报告及公开信息统计，头部组件厂商在海外的产能布局呈加速态势。
海外企业方面，近期欧美等国家对于发展新能源自主产业链提出了强烈诉求，且多个政府文件里明确了远期本土光伏产能规划目标。尽管远期来看海外厂商的产品无论是从质量、性价比、先进性等方面均没有超过中国的可能性，但短期来看仍会有部分产能落地并满足当地小部分需求。
根据不完全统计，2022-2024年部分知名海外组件厂商组件扩产规划为26.5GW，电池扩产规划26.95GW，且多集中在2023年及以后。在当前新型高效电池技术产业化进展加速，国内主流组件厂商均有较大规模产能布局，而海外扩产仍以单晶PERC技术为主的背景下，我们判断海外厂商本土产能所生产出来的“新产品”将直接面对国内后PERC时代新一代高效光伏组件的多方面碾压，因此即便海外的本土产能投产，仍不会对中国光伏产品的竞争力造成实质性威胁。
由于光伏扩产的规模将会直接反映到光伏设备的新增订单金额中，因此在国内厂商海外布局加速，欧美印等国家对于光伏装机目标上调及决心建立一些本土产能的背景下，光伏设备厂商的未来订单将获得“额外增量”，国内多个具备国际领先水平的生产设备供应商有望受益。
在海外部分国家“复兴”光伏制造业的过程中，我们认为组件设备是首先有望超预期的环节。在中国光伏制造的强大竞争力海外任何国家难以匹敌，而欧美等地区和国家又不断上调光伏装机规划的背景下，海外短期内释放一体化自建产能供应终端需求的难度极大。而组件环节产能建设周期短，若采取国外采购电池片、本土组装的形式，产品释放速度快，更容易在终端看到“成果”，因此大概率会采取自下而上的产能建设方式。
其次，由于海外电力、人工成本较高，因此在电力及人工消耗较多的环节扩产积极性较弱。而光伏设备端的自动化程度，实际上是自下游向上游递减的，即组件设备端自动化程度最高，且组件环节电力消耗最少、CapEx最低，因此更能快速符合海外建设本土产能的要求。
最后，根据我们对海外本土主要光伏设备厂商的统计，业务范围覆盖组件设备的厂商数量极少，大部分集中在电池、硅片端辅助设备。由于当前国内头部组件设备厂商在主要环节的市场率均处于较高水平，且自动化水平高、产能大、产品良率高，因此海外设备厂商难以形成有效竞争。因此，在海外自建产业链的过程中，考虑到产能建设难度、成本结构、竞争格局等因素，我们预计设备受益程度 组件>电池>长晶切片。
5.4 重点光伏设备公司最新进展及展望
迈为股份：REC订单落地彰显龙头地位，HJT产业化步伐加快最受益标的
公司是HJT整线设备当之无愧的行业领军企业，上半年中标REC 4.8GW异质结电池生产设备，也是迄今为止市场上最大规模HJT订单，龙头地位难以撼动。同时，公司与产业内上下游环节展开积极合作，共同推进HJT降本增效，加快产业化进程。降本方面，公司当前二代钢板已经导入客户端试用，有望实现银浆耗量下降20%；增效方面，迈为股份在金刚玻璃的三代线设备在微晶技术当前平均量产效率已经达到24.95%，即将突破25%的量产效率目标。根据去年市场上HJT设备公开招标统计，公司的市占率达到70%，2022年已开标HJT项目中，公司目前保持100%市占率。在HJT产业化进程加快的背景下，公司作为整线设备龙头竞争优势明显。
奥特维：串焊机领域绝对龙头，受益于技术迭代及海外扩产
公司主营业务为光伏串焊机，2021年市占率超过70%。当前行业内电池片和组件封装工艺不断导入新材料和新技术，因此串焊机的性能也需随之不断提升和改进。在TOPCon、HJT、IBC电池技术方面，公司均有相应的串焊机技术储备，用于TOPCon、HJT的串焊机已经导入龙头客户端量产，技术领先优势明显。同时，公司Q1订单中纯海外厂商订单占比显著提升，近几年海外订单有望持续超预期。此外，公司年内在单晶炉、半导体引线键合机订单方面也均有所突破，成长空间广阔。
金辰股份：组件设备与电池设备协同发展，下半年或有新技术订单突破
公司为光伏层压机设备龙头，可为组件厂商提供组件整线设备，因此也将受益于海外自建产业链所带来的订单规模增长。公司在新型高效电池核心设备方面也有所布局。TOPCon技术方面，公司与中科院宁波材料所开展深入合作，并取得积极成果。TOPCON用PECVD完成工艺验证，已进入市场拓展阶段，不排除下半年获得量产订单的可能性。HJT技术方面，公司专注研发应用于HJT用PECVD工艺与设备。2022年3月，公司全新的微晶HJT PECVD设备已发往晋能测试，年底有望拿到HJT设备订单。
6、投资建议：重点关注 终端需求结构变化、新技术迭代、产业链价格下行、需求持续放量 四大趋势下的投资机会
综合考虑2022H2乃至2023年对行业基本面趋势、下半年市场可能“提前演绎”的基本面逻辑、以及当前市场的预期水平，我们重点推荐四条主线投资机会：
1）终端需求在区域市场和项目类型上的结构变化带来的机会：下半年美国和中国集中式电站市场占比有望显著提升，且集中式比例提升的趋势预计在2023年持续，集中式逆变器、光伏玻璃（双玻）、跟踪支架等方向受益（阳光电源、信义光能、福莱特、金晶科技、亚玛顿 等）；此外因具备最强购买力的美国市场恢复，硅料作为瓶颈环节的超额利润持续时间有望再超预期（通威股份、大全能源、协鑫科技、新特能源、特变电工 等）。
2）新技术迭代及海外自建产业链的机会：主要是有望通过新技术产品实现差异化竞争的头部硅片/电池/组件企业（隆基股份、晶科能源、晶澳科技、天合光能、中环股份 等），以及受益于国内外资本开支加速的头部设备厂商（迈为股份、奥特维、金辰股份 等）。
3）硅料供给加速释放驱动组件价格下行带来的机会：一方面，光伏电站运营商及EPC承包商新建项目的投资回报有望得到一定修复（晶科科技、信义能源、阳光电源 等），另一方面，有望提升项目投资方对微逆、高效组件等高质高价产品的接受度（禾迈股份、昱能科技）、以及电源侧配套储能的投资能力（阳光电源、林洋能源、南都电源 等）。
4）需求持续放量背景下，有望“超额增长”环节的机会：技术路线稳定、产品需求量至少同步于行业增速、且竞争格局相对稳定的环节，有望通过“量利齐升”或至少“量增利稳”的形式实现可持续的成长，目前看主要是：胶膜及粒子（福斯特、海优新材、联泓新科）、石英坩埚/高纯石英砂（石英股份）、金刚线（美畅股份、高测股份）、热场（金博股份）等。
估值角度，尽管光伏板块在近期经历了一波强势反弹，但龙头企业2022年PEG大部分仍处于1倍以下。考虑到近期密集出台的宏观刺激政策及美国贸易政策的超预期，一方面有望通过驱动需求强度（成本承受力）提升，反映到产业链价格及利润空间的超预期，另一方面，历史上看，政策力度对新能源板块估值提升作用显著。因此，当前位置，我们仍对板块后续表现保持整体性乐观。随着下半年市场对2023年光伏装机增速形成一致预期、龙头企业业绩高增长确定性的提升，板块仍有较大概率的整体提估值机会，龙头更有望逐步享有估值溢价。
7、风险提示
国际贸易环境恶化风险：随着光伏在各国能源结构中的比例持续提升，中国作为在光伏制造业领域一家独大的存在，仍然可能面临其他国家更严苛的贸易壁垒限制（尽管这种壁垒可能导致该国使用清洁能源的成本上升）。
疫情反复造成全球经济复苏低于预期的风险：疫情对电力需求及其增速的负面影响超预期，导致即使光伏成本已大幅下降，并成为最便宜的电源，但装机动力仍然不足以支撑需求持续快速增长。
行业产能非理性扩张的风险：在明确的双碳目标背景下，光伏行业的产能扩张明显加速，再次出现跨界资本大量进入的迹象，可能导致部分环节出现阶段性竞争格局和盈利能力恶化的风险。
储能成本下降不及预期：配置储能是未来电源结构中光伏实现高比例渗透的必经之路，如果储能成本下降速度不及预期或电池储能安全性未能获得认可，则有可能限制中期光伏在能源结构中的渗透率提升速度。
（PDF报告全文烦请联系对口销售或国金电新团队索取，谢谢）
姚 遥yaoy@gjzq.com.cn
宇文甸 yuwendian@gjzq.com.cn
李轩宇lixuanyu@gjzq.com.cn
张嘉文 zhangjiawen@gjzq.com.cn
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光伏2022中期策略
原创文章，未经允许，请勿转载
行业观点
光伏终端需求强度持续超预期，需求曲线定价逻辑至少持续至2023H1。俄乌战争等因素催化化石能源及电力价格持续上涨，驱动2022H1需求曲线上移快于瓶颈环节的硅料供给释放，令产业链价格表现超预期；当前中美欧对新能源的宏观支持力度持续加大背景下，预计下半年终端需求及产业链价格维持强势，全年组件产出预计超300GW，2023年预期增速40%以上。
主产业链：硅料续享超额利润，一体化组件盈利维稳，辅材格局、逆变器结构变化重于短期盈利波动。预计硅料在2022H2难见20万/吨以下价格，超额利润保持丰厚，中长期虽周期属性突出但龙头优势稳固；一体化组件在硅料供应逐步宽松过程中，预计盈利水平整体维稳，但利润结构或有变化，且各企业产能结构、新品放量进度、采购及库存策略等因素或造成表现分化；玻璃、胶膜普遍受益硅料放量带来的需求增长，重点关注相对较多的新进入者对竞争格局的影响；集中式电站装机反扑将驱动大型逆变器、储能及跟踪支架增速上台阶。
硅片环节再审视：盈利变动趋势或同步硅料，核心耗材短缺放大龙头优势。2022H2硅料供应仍偏紧的背景下，硅片环节相对高盈利有望维持，随硅料供需趋松、二线产能逐步释放，硅片环节将重回成本曲线定价，企业之间因技术工艺水平、供应链管理能力等因素造成的成本差异将重新成为核心竞争要素；坩埚用高纯石英砂基本确定会在未来一段时间内保持供应紧张，但不会成为限制行业产出的刚性瓶颈，不过会对硅片环节成本曲线造成两个影响：1）抬高整体非硅成本（可达0.1元/片）；2）加大成本曲线陡峭度。
硅片耗材：充分受益硅片产量高增及硅料高价持续。高纯石英砂供需紧张壁垒高，龙头扩产享量价齐升；金刚线细线化推动超额需求增量，竞争格局及技术路线均保持稳定；碳/碳热场看龙头持续降本能力及新进入者验证进展。
电池新技术创造差异化竞争机遇，海外扩产利好头部设备厂商。新型电池技术2022H2正式步入量产加速期，多角度可验证研发进展、成本下降、产业化步伐加快；新技术扩产订单预计向头部设备供应商集中，国际贸易关系扰动及欧美印自建供应链诉求带来海外扩产增量，技术领先企业或赢家通吃。
投资建议
综合考虑2022H2至2023年行业基本面趋势判断、下半年市场可能提前演绎的基本面逻辑、以及当前市场的预期水平，重点推荐四条主线投资机会：
1）终端需求在区域市场和项目类型上的结构变化带来的机会：集中式逆变器、硅料、光伏玻璃（双玻）、跟踪支架等；
2）新技术迭代及海外自建产业链的机会：通过新技术产品实现差异化竞争的头部一体化组件企业及受益于国内外资本开支加速的头部设备供应商；
3）硅料供给加速释放驱动组件价格下行带来的机会：直接受益的电站运营商、EPC承包商，间接受益的微逆、高效组件等高质高价产品方向，以及电源侧储能；
4）需求持续放量背景下，有望通过“量利齐升”或“量增利稳”形式实现可持续成长的辅材、耗材环节，主要是胶膜及粒子、石英坩埚/高纯石英砂、金刚线、热场等。
重点推荐标的：隆基绿能，通威股份，阳光电源，迈为股份，福斯特（详细投资建议及完整推荐组合请参见报告正文）。
风险提示：国际贸易政策风险，行业产能非理性扩张的风险。
1、需求：强度超预期，需求曲线定价逻辑至少持续至2023H1
1.1 2022H1需求曲线上移快于硅料供给释放，驱动产业链价格上涨超预期
我们在去年底的年度策略中提出：光伏平价之后，由于规划约束和补贴限制的消除，终端需求弹性大增且呈现多样性，中短期新增装机上限取决于供给瓶颈环节的产能，在潜在需求（储备项目）大于有效供给的情况下，产品价格将由边际需求的成本承受力极限决定。
2022H1，尽管瓶颈环节硅料产能持续释放，但由于俄乌战争等因素导致传统化石能源价格和终端销售电价持续飙涨，驱动需求曲线快速上移，边际需求的成本承受力持续向上移动，驱动产业链价格在2022H1呈现持续上涨趋势、以及硅料作为瓶颈环节盈利能力的持续扩张。
1.2 中美欧宏观政策加力，2022H2价格保持强势，2023年预期增速40+%
硅料产量定2022年全球新增装机，激进薄片化进度令组件产出规模超过此前预测范围上限，全年或达到300-310GW。2022H2硅料新增供给主要有通威包头、青海丽豪、协鑫乐山、东方希望等，预计2022Q3-Q4全球硅料产量分别为21.6、24.8万吨，环比分别增长9%、15%。在硅料价格持续维持高位的背景下，产业链在硅片薄片化、金刚线细线化方面的推进速度较为激进，单位硅耗降低速度快于预期，考虑该因素的影响，我们预计2022Q3、Q4组件产量上限分别为81GW、95GW，环比分别增长11%、17%。预计全年全球组件产量最高可达310GW，可满足约230~250GW交流侧装机。
在供给瓶颈环节决定总装机量之后，各细分市场的装机占比由该市场对光伏产品的购买力决定，购买力主要受到政策、电价、预期收益率、融资条件等方面影响。分别来看：
中国：户用分布式市场在整县推进政策的推动下继续保持了去年的高景气度，工商业分布式需求在终端电价上涨的推动下加速增长，预计今年国内分布式装机有望达到45~50GW；地面电站储备项目量十分充足，主要为2019-2020年递延项目及2021年大基地项目，预计已开工规模达到100GW+，大部分地面电站项目对系统成本较为敏感，但近期历史拖欠补贴的下放、政策对大基地项目支持力度的加强，有望体现在资金、信贷、审批效率等方面，从而提高集中式项目对组件价格的承受力，推动全年装机总量达到80~100GW。
欧洲：受到俄乌冲突影响，欧洲天然气价格、电价均大幅上涨，以欧洲最大的光伏市场德国为例，2022年一季度德国日前批发电价最高达到700欧元/MWh，创历史新高。批发电价的上涨直接提升分布式终端用户对组件价格/光伏系统成本的承受力，间接推动上半年光伏产品价格的上涨。
为了完全摆脱对俄罗斯天然气的依赖，欧洲各国正加速可再生能源发电能力建设，预计2022年欧洲光伏装机有望达到45GW以上，考虑欧洲市场普遍较高的容配比水平，以及分布式市场大扩张背景下稳态渠道库存的增加，预计欧洲市场2022年对组件的消化量有望达到70-80GW，较2021年同口径增速有望达到80%-100%，显著快于45-50%的全球装机增速。
对于欧洲地区的集中式电站，从投标锁定PPA电价到项目融资、土建完成，并开始采购组件进行安装，通常需要1-2年的时间，因此当前在建的集中式项目对短期内的组件价格大幅上涨承受力有限，但根据统计，2021Q4-2022Q1的欧洲主要国家新签PPA电价已呈现显著上涨趋势，其对高价组件的承受力提升将滞后体现，并有效支撑欧洲需求后劲。
美国：截至2021年底，美国公用事业电站储备项目规模超过80GW，项目储备十分充裕，但今年3月底美国商务部在收到Auxin Solar的调查请愿书后，启动对东南亚光伏产品的反规避调查，一度对Q2美国市场需求产生较大的扰动，并让美国市场2022年装机量及其整个光伏产业蒙上一层阴影。
然而在收到来自美国光伏产业、19州州长、85名国会议员先后提出的强烈抗议后，美国总统拜登在巨大的舆论压力下，于6月6日发布总统令，宣布采取“大胆的行政手段以促进国内清洁能源发展”，其中最重要的一条措施就是：对从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南采购的光伏组件给予24个月的关税豁免期，以保证美国光伏电站建设所需的供应链稳定。
我们预计在总统令颁布后，东南亚产能向美国的发货、以及美国光伏电站的安装建设将很快恢复常态，甚至可能带来短期的抢装；而长达两年的东南亚产能输美免税期，则将进一步提升美国作为除中国以外的第二大单一光伏终端市场未来两年内的需求增长确定性。
印度：今年一季度国内出口至印度的组件规模达到9.6GW，主要是为4月1日执行基本关税（BCD）前的囤货，考虑到目前印度本土的电池、组件产能分别有4、18GW，预计2022年印度新增装机量有望突破15GW。
综合来看，2022H1需求强度超预期的市场主要集中在欧洲、巴西、印度及国内分布式，其中巴西、印度有抢装的原因，欧洲、中国主要为政策支持和经济性推动；预计2022H2欧洲、巴西、中国分布式市场将继续维持高景气度，而美国作为全球成本承受力最高的区域市场，其终端电站市场的全面恢复将成为下半年需求强度的重大驱动因素，从而对产业链价格形成强有力的支撑。由于供给仍处于显著小于需求的状态，国内集中式电站作为成本承受力（购买力）相对最弱的细分市场需求，下半年或面临较大的组件采购压力。
基于我们对不同细分市场需求占比及对应购买力的分析判断，分“乐观、保守”两种情景假设对2022Q3/Q4的需求结构、组件及硅料价格进行预测：
乐观情景：Q3/Q4供给上限对应的边际需求为国内分布式/国内优质集中式电站，对应国内分布式需求占比分别为65%/30%，预计组件加权平均价格分别为1.97/1.88，按照组件非硅成本及一体化盈利维持Q2水平不变，测算Q3/Q4对应硅料均价分别为266/232元/kg。
保守情景：Q3/Q4供给上限对应的边际需求为国内优质集中式电站/普通集中式电站，预计组件加权平均价格分别为1.93/1.85元/W，对应硅料均价分别为249/217元/kg。
展望2023年光伏终端市场，供应链最大变化是硅料产能的大量释放将带动组件价格大幅下降，将有力刺激中国、南欧、美洲等集中式电站储备项目充足且对组件价格较敏感的地区需求，美国ITC政策延期对需求的拉动也将在明年开始体现，预计2023年中、美、欧市场增速有望达到45%以上，继续占据全球70%以上份额。
2、硅料续享超额利润，辅材格局、逆变器结构变化重于短期盈利波动
2.1 一体化组件下半年盈利预计维持平稳
产业链扩张的利润优先分配给相对紧缺的环节，反之亦然。由于全球光伏需求强度的持续超预期，上半年产业链实现量价齐升，其中单位利润扩张的部分优先被分配到相对紧缺的环节，如Q1的硅料，其次是供需边际改善的环节，如H1的电池片、Q2的玻璃、EVA粒子，预计下半年产业链各环节利润的相对变化，也将由各环节与其直接上下游的供需关系相对变化趋势来决定。
2022年上半年在产业链单位利润扩张的过程中，最紧缺的硅料环节价格率先上涨，盈利稳步提升；硅片/电池片由于紧跟硅料涨价、受益于低价库存，单瓦利润环比修复；组件由于期货属性的减弱，较为及时地传导了成本压力，盈利能力保持相对稳定。
根据前文对Q3、Q4全球需求结构和硅料产能释放节奏的分析，预计硅料价格将在Q3高位持稳、Q4小幅下降，因此Q3产业链利润分配大概率延续上半年的状态，Q4在产业链价格负反馈的过程中预计利润分配趋势将发生变化，考虑到库存状态和产业链所处位置，我们认为降价压力将首先由过剩环节向紧缺环节、下游环节向上游环节传导：
组件：将最先感受到终端价格压力，但纯组件环节利润几无压缩空间，在原材料降价时将以传导降价、保证出货为主，盈利能力有望保持稳定，一体化组件产能的盈利能力将很大程度上取决于产能结构、新产品放量速度、采购及库存策略，整体上我们预计维持平稳概率较高。
硅片：名义产能过剩程度大于电池片，且新进入厂商数量较多，目前盈利水平又处于相对高位，单位利润有压缩空间，但企业之间的盈利能力或将呈现分化加剧的态势（后文分析）；与组件环节类似的是，库存策略将对硅片盈利表现产生一定影响。
电池片：PERC扩产显著放缓，新技术产能普遍仍处于量产、爬产、终端客户教育阶段，相对上下游供需关系有望持续改善，尤其是大尺寸高效PERC产能存在供应紧张可能，由于单瓦利润仍处于低位，盈利能力有望进一步修复。
2.2硅料下半年续享丰厚超额利润，中长期周期属性突出但龙头优势稳固
硅料行业进入壁垒持续提升，新进入者扩产、投产、达产均面临挑战。多晶硅是光伏产业链里技术、资金壁垒最高的环节之一，经过数十年的发展，2021年多晶硅投资强度已降至8-10亿元/万吨，但为了达到更优的成本控制，企业需要通过提升单位装置产能带来规模效应，单体扩产规模不断提升，2019年前多晶硅项目投资规模基本在5万吨以内，2021年起大幅提升至10万吨，规模与资金门槛进一步提升。此外，多晶硅项目从立项、审批、开工到投产至少需要18个月，投产后一般还有3-6个月的爬产期才能满产，扩产受到项目审批、项目建设、技术水平等多种因素影响，具有一定不确定性，对新进入者尤甚。
多晶硅年内仍为产业链明确瓶颈环节，2023年后或逐步趋于过剩。基于当前行业扩产计划，2023年多晶硅供应量预计增加至120-140万吨，可支撑450GW以上组件产量和360GW以上交流侧装机规模，2024年可支撑500GW以上装机，基于当前的需求预测，即使不出现比多晶硅更“短板”的供应链环节，多晶硅产能也将逐步趋于过剩。
边际产能现金成本提供短期价格支撑，完全成本决定行业长期利润中枢。理性来看，由于企业无法在产品售价低于其现金成本的情况下长期维持生产，边际产能现金成本附近是短期内产能开始出清的位置，将为下跌的多晶硅价格提供支撑。长期来看，企业生产及保持扩张的前提是获得合理的利润，因此边际产能完全成本附近是长期使落后产能退出的位置，此时龙头企业凭借成本优势可赚取合理利润。
本轮周期底部多晶硅价格支撑点预计在70~80元/kg，早则2023H2看到，晚则2024H1，长期看头部企业单吨净利波动中枢20~30元/kg。
我们将2023年底全球多晶硅产能的现金成本进行排序，可以看到本轮多晶硅产能释放后的底部理论价格支撑点在70~80元/kg附近，即高成本老产能现金成本位置（考虑美国市场特殊性，已剔除海外产能影响），当高成本老产能出清后，边际产能将变成新进入者的产能，按照“新进入者的完全成本+不足以使其具有扩产动力的微薄利润”估算长期价格波动中枢，大约在80~90元/kg，预计届时领先龙头企业单吨净利中枢为20~30元/kg。
2.3 组件辅材普遍受益硅料放量，竞争格局动态重于短期盈利波动
光伏玻璃：下半年先松后紧，明年供给增幅50%以上。2021年底由于电力供应短缺、能耗双控等原因，部分产线点火时间推迟至2022Q1，随硅料供给释放上半年玻璃供需显著好转，Q1消化库存后Q2价格持续回升，同时随着上半年点火新产线陆续释放产量，目前看光伏玻璃Q3供需压力环比或小幅提升，Q4随着集中式电站需求启动驱动大尺寸、双玻占比提升，玻璃供需有望再次迎来改善。
从各企业的投产计划来看，2022H2新增供给主要为福莱特5-6条1200t/d、信义7条1000t/d、彩虹3条1000t/d、南玻1200t/d 等，预计2023年全年玻璃有效供应量增幅在50%以上，供给上限的不确定性主要来自听证会结果、能耗指标、超白砂资源、行业价格水平等因素对“在建产能”后续投产节奏的主观及客观影响。
尽管今年行业执行听证会制度以来，上会项目合计产能规模较大，但我们预计，综合考虑企业的各方面资源获取能力、以及听证会结果本身的约束效果，当前行业头部企业的扩产确定性仍然显著高于二线及新进入者。
光伏EVA树脂：需求高增驱动价格上涨。去年年底以来，EVA树脂价格连续上涨，光伏料、线缆料价格上涨至2.9-3.1万元/吨，较年初上涨超40%，已达到去年下半年高点，我们认为有两方面原因：1）疫情影响物流，部分进口EVA树脂到货周期变长；2）下游需求旺盛。
光伏料供给尚有弹性，全年供需维持偏紧。展望全年，2022年可批量供应光伏料的国内新增产能已基本释放，在建古雷炼化、天利高新尚需Q4及以后投产（供应光伏料仍需一段时间），2022H2光伏料供给增量主要来自两部分：1）韩国乐天新增30万吨产能；2）现有产能光伏料比例提升。与硅料和光伏玻璃相比，EVA粒子可以通过拉大光伏料溢价增加供应，同时随着胶膜厂商工艺进步，对粒子原料的兼容性也在逐步提升，或将使得可用于光伏胶膜生产的EVA粒子产能范围被动增加，按照胶膜克重0.5~0.51kg/平米测算，预计全年EVA及POE可满足300-340GW组件生产，2022年光伏级EVA有效供给略高于硅料，或基本与硅料供应持平。
阶段性紧张仍存，预计全年价格维持高位。分季度看，随着疫情对上海港影响逐步消除，预计进口料顺利供应后三季度光伏料供需紧张格局略有缓解，但随着下半年硅料产能逐步加速释放并驱动组件排产提升，预计四季度光伏料供需仍然偏紧。综合供给增量及需求增量，考虑其他领域需求对企业排产的影响，预计下半年光伏EVA树脂价格仍将维持2.5万元/吨以上。
胶膜：受益终端需求放量，Q2起盈利逐步修复。2021年底光伏下游需求较为平淡，胶膜价格弱势延续至2022Q1，叠加原材料价格上涨，Q1胶膜环节盈利承压；随硅料产量释放和组件排产提升，胶膜厂自Q1末开始多次涨价基本传导原材料价格涨幅，预计胶膜Q2盈利明显修复。
展望全年，随硅料新产能逐步释放，组件产量增长将拉动胶膜需求增长，胶膜环节产能过剩程度有望缓解，带动成本传导能力、出货量增速提升。即使下半年EVA树脂价格高位，考虑到头部企业的供应链优势以及边际产能涨价动力，仍有望驱动胶膜盈利阶段性向上。
胶膜仍是产业链上长期成长性较为突出且确定的环节。长期来看，胶膜技术路线稳定、N型及薄片化趋势带来克重、性能要求提升，预计胶膜行业规模增速将高于终端光伏装机增速，头部企业仍具备较突出的成长能力。
二线厂商新增供给快速释放，龙头企业竞争策略或影响修复弹性。随着海优新材、斯威克、百佳年代等企业新增产能加速释放，下半年二线胶膜厂具备强烈的市占率提升诉求，结合龙头企业的竞争/价格策略，下半年盈利修复弹性空间或受到一定限制。
2.4集中式电站装机将反扑，驱动大型逆变器、储能及跟踪支架增速上台阶
逆变器：户用光储高增速持续性强，下半年美国及国内地面电站需求有望启动。受益于欧洲户用光储及巴西分布式需求的爆发，上半年户用光伏、储能逆变器景气度超预期，甚至因原材料缺货出现供不应求的局面。尤其欧洲家庭需求对价格敏感度较低，在IGBT短缺和安全要求提高的双重推动下，高质高价的微逆需求也呈现井喷的状态。2022下半年海外户用需求依然强劲，欧洲/巴西收入占比高且芯片供应能力强的公司将持续受益，Q3起美国市场逐步恢复常态、Q4到2023年随硅料价格下降，大型地面电站及配套储能项目有望大规模启动，此前由于装机结构、贸易政策等原因导致业绩承压的公司增速有望加快。
跟踪支架：下半年地面电站装机占比提高，跟踪支架有望迎来量利拐点。上半年组件价格的持续上涨导致地面电站装机延迟，跟踪支架需求受到较大影响。从成本端来看，跟踪支架主要原材料钢材价格趋于平稳；从需求端来看，下半年美国集中式电站恢复建设、国内大基地建设加快将驱动跟踪支架需求释放，跟踪支架量利有望迎来拐点。
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3、硅片环节：盈利变动趋势或同步硅料，核心耗材短缺放大龙头优势
3.1硅片高位盈利下半年有望延续，成本竞争将逐步重回舞台中央
2022年以来，硅片环节虽然表观产能显著过剩于硅料，但仍维持了比较超预期的高盈利水平，我们认为主要源于四点：1）硅料环节受到物流延迟、现有产线检修、新增产线爬产等因素影响，新增供给释放速度仍较慢；2）部分老旧硅片设备实为无效产能，大尺寸高效硅片产能实际尚未显著过剩；3）2022年新释放硅料供应大量被头部企业提前长单锁定，二线、新进入企业未能获得足量硅料供应以提升开工率和硅片产出；4）硅料/硅片持续涨价趋势中始终动态获益于部分“低价原料库存”。目前看来，在2022H2终端需求保持强势、硅料供应仍然偏紧的趋势下，硅片环节相对较高的盈利水平仍有望维持。
随硅料供需趋松，硅片环节盈利或同步变化。随着新玩家产能逐步提升，主要的单晶硅片生产企业从原来的5-6家迅速拓展到仅15GW以上产能企业就有近10家，而目前国内拥有5万吨以上（对应15GW左右）产能规模的硅料企业仅5家。因此，除了硅片环节表观产能仍将长期显著高于硅料之外，上下游之间竞争格局的变化，或将在硅料供应逐步趋于宽松的过程中，令硅片环节盈利同步承压。
由于硅料和硅片扩产周期的不同，当前上下游之间这种供需错配的局面可能将长期持续，即使假设2019年及之前的存量产能（约120GW）因不具备大尺寸改造的性价比，而在2022年全部退出市场，2022年硅片的有效产能仍大于硅料，绝大部分硅片企业无法保持满产或将成为行业新常态。
随着新增大尺寸产能逐步爬坡释放，单晶硅片产能终将逐步走向实质性过剩，产品定价逻辑也将回归成本曲线定价模式，成本将成为硅片环节最重要的竞争要素，生产工艺技术、供应链管理能力领先的企业，有望获得更为稳定的盈利及市场份额。
3.2高纯石英砂持续紧缺提高非硅成本，龙头优势或再次放大
高纯石英砂供给持续紧张，预计价格保持强势。2021年起硅片扩产加速及产量的持续增加，推动石英坩埚需求大幅上升，坩埚主要原料高纯石英砂需求快速增长，我们预计2022-2024年坩埚用高纯石英砂需求6.3/8.5/9.8万吨。由于高品质原矿资源稀缺、海外企业扩产效率较低，近年石英砂供给增量有限，预计2022-2024年供给6.3/8.3/9.8万吨，供需持续紧张，预计高纯石英砂价格大概率保持强势，甚至持续走高。
最高品质的内层砂供应或面临缺口。坩埚用高纯石英砂可分为内层砂（占比约30-40%）和中外层砂，内层砂直接与熔融硅液接触，纯度要求达到4N8（＞99.998%），且在气泡表现、品质稳定性方面也有较高要求。目前坩埚内层砂主要使用美国尤尼明、挪威 TQC的进口产品，国产石英砂由于矿源差异，在杂质含量、稳定性等方面尚与进口产品有一定差异。我们测算2022-2024年坩埚用内层砂需求2.5/3.2/3.4万吨，较2021年增长0.7/1.4/1.6万吨，考虑到近年海外企业并无明确扩产计划，预计后续内层砂供给持续紧张情况下，坩埚用石英砂供应形势或有以下几种情景走向：
情景一：国产内层砂供给顺利增加，进口砂中内层砂占比提升，高品质内层砂供给可基本满足需求，但价格或有上涨；
情景二：国产内层砂供给释放不及预期，内层砂供给缺口驱动价格逐步上涨至半导体行业用石英砂售价（约10万元/吨）时，光伏行业开始挤占海外企业有限的高品质内层砂在半导体行业的供应，补足光伏行业的需求缺口；
情景三：国产内层砂供给释放不及预期，或海外企业变更供应策略导致进口内层砂供给减少（如半导体需求快速提升，海外企业将更多高品质石英砂用于半导体领域），内层砂供给增量难以满足硅片产出的增长，导致硅片企业在坩埚及材料品质方面作出妥协。
整体而言，我们认为：坩埚用高纯石英砂基本确定会在未来一段时间内保持供应紧张，但通过源头供给增加、需求行业之间供给切换、硅片企业在坩埚品质上的妥协等方式，这一核心耗材不会成为限制光伏行业产出的“刚性”瓶颈环节。
内层砂供给紧张或对硅片行业成本曲线及竞争格局产生影响。在相对极端的上述第三种情景下，硅片企业为维持开工率，将逐步使用品质稍差的中外层砂作为内层砂制备坩埚，但低品质砂制备的坩埚会影响成晶过程（整棒率、成晶率、加热时间、直接加工成本等）及单晶硅的质量（穿孔片、黑芯片等），进而令该类坩埚的有效使用寿命大幅降低。据产业调研，使用尤尼明等进口石英砂做内壁的坩埚使用寿命可达450小时以上，而使用较差石英砂的坩埚使用寿命可低至200小时左右，直接影响硅片生产成本及产能效率。
影响1：坩埚成本、折旧、电耗等因素提高非硅成本。1）坩埚寿命下降带来直接耗量提升，在高纯石英砂整体供给紧张的背景下，预计中外层砂价格同样维持高位，单位硅片产量的坩埚成本大幅上涨。2）坩埚寿命下降导致开炉次数增加，单晶炉对应的硅片产能下降、升温降温能耗增加，导致单位硅片产量的折旧、电耗成本增加。
在极端情况下，假设坩埚寿命由目前的350-400小时下降至250小时，高纯石英砂价格带动坩埚含税价由目前的8000元/个上涨至11000元/个，M10硅片非硅成本将上涨16.5%至0.95元/片，其中坩埚成本占比提升至21%，坩埚寿命降低导致开炉次数增加后电耗、折旧、人工成本也有提升。
影响2：龙头供应链优势或令硅片成本曲线再次陡峭化。1）目前坩埚需求最大的硅片龙头企业直接与高纯石英砂源头供应商美国尤尼明等签订长期合同，而二线硅片及第三方独立坩埚企业则普遍仍需从代理商处采购，龙头企业的供应链优势将保障其在坩埚供应出现缺口时不需要大量降级使用较低品质的坩埚，从而保证较理想的成本、品质和生产效率；2）龙头硅片企业拉晶技术积累深厚，在同样使用低品质坩埚的情况下，品控及拉速上的优势将在一定程度上减轻低品质坩埚给生产带来的负面影响；3）二线企业由于难以获得足够且优质的坩埚供应，极端情况下难以维持开工，造成折旧等固定成本提升。
我们对坩埚价格及寿命变化对拉晶用坩埚成本的影响进行敏感性分析，目前行业坩埚成本约0.08-0.10元/片（下表绿色部分），当内层砂紧缺时，1）一线龙头企业可凭借供应链优势保障高品质内层砂供应，且通过技术优势保障拉晶时间等对成本的影响，预计其坩埚成本会因坩埚价格的上涨略有提升（下表黄色部分）；2）二线企业由于难以获得足够的优质坩埚，或将被迫选择使用质量较差的坩埚，造成坩埚寿命下降，带来耗量及其他制造成本的提升；此外，由于高纯石英砂紧缺，预计中外层石英砂价格也将跟随上涨，低品质坩埚成本或也有所提升（下红色部分）。
国产内层砂供给、海外供应商扩产策略需持续跟踪。由于内层砂相较中外层砂具有一定溢价，预计石英股份及两家海外企业大概率提升内层砂供给，情景一发生的概率较大。但国产内层砂提纯技术发展、海外供应商产能扩张策略、坩埚生产技术、石英砂替代材料发展等仍有一定不确定性，仍待进一步跟踪。
4、硅片耗材：充分受益硅片产量持续高增及硅料、硅片高价持续
4.1 高纯石英砂：供需紧张壁垒高，龙头快速扩产提升市占
行业格局：矿源铸就垄断属性，全球仅三家主要供应商。高纯石英砂矿源直接影响高纯石英砂的产品质量及扩产可行性，具有优质矿源储备的企业竞争优势明显，行业具备一定垄断属性。由于矿源限制，目前全球可批量化供应的企业仅美国尤尼明、挪威 TQC 和石英股份三家。
供给：矿源影响高纯石英砂质量及扩产，近年供给增量主要集中于国内。高纯石英砂主流制备方法为石英矿物深度提纯，原料高纯石英砂矿源稀缺、品质差距大，是影响高纯石英砂产能扩张的重要因素。
进口高纯石英砂：美国尤尼明、挪威 TQC基本依赖美国的斯普鲁斯派恩矿床，该矿床属于花岗伟晶岩（白岗岩），具有储量大、杂质少、矿石品质稳定等优点，但石英含量较低，开采时会伴随产生大量其他副产品，考虑开采经济性，海外企业扩产意愿较低。此外，海外企业高纯石英砂产品仍可应用于半导体等售价更高的领域，预计近年进口供给维持在2-3万吨/年。
国产高纯石英砂：石英股份等国内企业使用印度等地的脉石英矿源，品质稳定性略差但分布广泛，近年加速扩产，石英股份2万吨高纯石英砂产能于2022年3月投产，在建1.5万吨项目预计于2023H1投产，为后续几年主要的供给增量。
行业趋势：供给紧张推高价格，龙头扩产推进市占快速提升。受矿源种类影响，近年海外高纯石英砂企业扩产意愿较低，随着下游光伏需求高增，预计2022-2024年高纯石英砂供给持续紧张，推动高纯石英砂价格维持高位。国内龙头石英股份2009年即攻克高纯石英砂提纯技术难题，2017年起与国外石英矿源保持合作关系，矿源储备充分、提纯技术积淀深厚，在建项目为未来几年行业仅有的供给增量，具有其他企业短期内难以赶超的竞争优势，有望快速提升市场份额、巩固竞争优势。
4.2 金刚线：细线化推动耗量提升，竞争格局及技术路线稳定
需求：单耗提升叠加下游需求增长，晶硅切割用金刚线需求快速提升。由于硅料价格持续超预期，硅片企业加速推进金刚线细线化，金刚线耗量明显提升。金刚线线径越细切割损耗越小、硅片出片率越高，但线径下降会降低金刚线的拉伸强度，使得金刚线在切割过程中更容易被拉断，硅片企业为避免断线需增加金刚线更换频率，带来金刚线耗量提升。据美畅股份招股说明书，线径每下降10%，切割速率随之下降而引起的用线量增加为10%，而硅片出片量增加3%。综合考虑光伏需求增长及细线化推进带来单耗提升，我们预计2022-2024年光伏晶硅切割用金刚线需求分别达到1.45/2.00/2.57亿公里，同比提升68%/38%/29%，CARG达44%。
行业格局：技术&客户双重壁垒，龙头维持高市占+高盈利。金刚线产品要求金刚石微粉在极细的母线上均匀、紧密结合，技术壁垒较高，同时需根据客户反馈的情况不断改善和调整产品性能和成分、提高切割效率，具有一定客户壁垒。目前金刚线行业呈现垄断格局，2021年美畅股份占据超过一半的市场份额，且凭借效率及成本优势持续维持55%以上的高毛利率，与行业二线企业保持15%以上的毛利率差距。
行业趋势1：产能过剩限制盈利弹性，降本能力成为核心竞争要素。金刚线环节产能建设周期较短、单位投资额较低，近年龙头企业加速扩产，行业供给快速增加。考虑到光伏行业的降本趋势，供给过剩背景下，预计后续金刚线价格仍有下降空间，降本能力成为核心竞争要素。
龙头持续降本、积极扩产，行业领先地位稳固。当前龙头企业美畅股份相较竞争对手具有一定成本优势，展望后续，其在提升生产效率、推进原材料一体化布局等方面仍有降本空间。同时公司积极扩产，预计2022年底产能超过1.2亿公里，即使在主要竞争对手已公布产能规划全部实现并达产的情况下，2022年底美畅产能仍可占据近一半市场份额，考虑其定制化产品带来的客户粘性，预计其仍可维持较高的市占率，龙头地位稳固。
行业趋势2：钨丝尚不具备显著性价比优势，母线材料发展不改竞争格局。目前金刚线的母线材料为高碳钢，高碳钢丝线径进一步降低可能出现力学性能不足的等问题，实验室证实钨丝线径可以更细、承受更大拉力，是未来金刚线母线材料可能的发展方向之一。但当前钨丝成本较高，在硅料价格250元/kg的高位下，按照钨丝母线成本30元/公里、钨丝金刚线毛利率30%测算，使用30μm钨丝母线虽因细线径可节省0.02元/W的硅料成本，但考虑钨丝带来的金刚线成本提升，38μm高碳钢丝母线仍具有0.014元/W的综合成本优势。
此外，金刚石线生产的核心环节为“上砂”，母线材料更换对金刚线工艺影响不大，且美畅股份、高测股份等龙头企业均在进行钨丝材料研发，行业竞争格局不会受到母线材料变化的显著影响。
行业趋势3：薄片化、细线化推进，龙头技术优势有望放大。近年硅料价格维持高位，硅片企业出于降本诉求加速推进薄片化进程，硅片薄片化对切片工艺及金刚石线性能提出了较高要求，金刚石线上砂均匀、一致的重要性进一步凸显，龙头优势有望进一步放大。此外，硅料价格高位促进细线化快速推进，龙头企业领先的细线化技术帮助其享受细线化溢价，巩固竞争优势。2022Q1美畅股份38μm及以下产品出货占比超过60%，较市场主流40μm线径产品享受差异化溢价。
4.3 碳/碳热场：降本能力为核心竞争要素
行业格局：技术、客户双重壁垒，龙头维持盈利优势。碳/碳复合材料在2200度以上的高温中经过多个沉积周期使产品性能达到使用要求，具有技术难度大、研发投入高、研发周期长等特点，且存在客户认证壁垒，具有一定先发优势，2021年行业龙头金博股份市占率约40%，CR5超过80%。凭借核心技术优势带来的技术降本，金博股份热场产品毛利率一直维持在50%以上，单吨毛利较二线企业具有显著优势。
行业趋势1：新增供给快速释放，降本能力成为核心竞争要素。2021年起以天宜上佳为代表的热场新进入者加速扩产，随着新增产能释放，预计热场环节逐步进入供给过剩阶段。金博股份在可转债问询函中指出，为提升市占率和渗透率，预计产品单价会在2021年价格基础上继续下调10%-30%，供给过剩背景下，降本能力将成为热场环节核心竞争要素。
龙头仍有降本空间，关注新进厂商认证进度。此前金博股份主要通过缩短沉积周期降本，预计后续将着眼于提高原材料碳纤维利用率，仍具有一定降本空间。天宜上佳2021年底新增2000吨产能投产，单吨成本较低或因折旧等因素未完全体现，且产能布局具有一定电价优势；目前其热场产品仍在硅片厂商送样阶段，尚需关注认证进展对行业供给及竞争格局的影响。
行业趋势2：N型技术提高热场纯度要求，龙头有望受益。N 型硅片热场与P 型硅片热场的技术路线、基本设备配置基本相同，差别在于N 型硅片对热场纯度要求更高，纯度要求达“灰分＜100ppm”（P型硅片用热场纯度要求灰分＜200ppm）。金博股份通过单一气源甲烷热裂解技术获得基体碳，并通过快速化学气相沉积技术形成碳/碳复合材料，制备的沉积基体纯度较高；同时具有高温纯化技术、高纯涂层技术等多项技术储备，能够以更低成本获得高纯度产品，有望受益N型推进，巩固竞争优势。
5、电池新技术创造差异化竞争机遇，海外扩产利好头部设备厂商
5.1新型电池技术正式步入产业化元年， 多角度可验证产业化步伐加快。
我们认为2022年是后PERC时代高效太阳能电池技术发展真正意义上的元年。从技术路线上看，年内TOPCon、HJT、IBC电池均有技术难点上和转换效率上的突破；从研发布局上来看，主流企业对于新技术的要求从之前的“技术跑通，量产落地”开始向“追求技术细节领先”演变，低成本、高效率的工艺技术手段及差异化路径持续涌现；从性价比上来看，年内HJT与TOPCon在生产成本端快速下降，性价比逐步显现；从产能规划上来看，三种技术路线在2022年都将会有相比2021年显著更大规模的产能落地，且多家龙头企业布局显著提速；从终端接受度来看，年内央国企针对N型组件的招标规模显著增长，且溢价清晰可见。
根据公开资料统计，2022年TOPCon与HJT在实验室效率及量产效率方面较2021年均取得较大突破，并且对于研发布局较为领先的企业，在新技术降本增效方面已经开始进行更为深入的探索：TOPCon技术中开始导入激光掺杂达到进一步提效，HJT技术中导入微晶、实验电镀提效、尝试低铟低银的低成本路线等。主流厂商从之前的“技术跑通，量产落地”开始向“追求技术细节领先”这种观念的转变，侧面验证了目前新一代高效电池技术已具备大规模产业化量产的条件。
2022年上半年HJT与TOPCon降本进展稳步推进，尤其是在银浆耗量及国产化、N/P硅片价差、良率与效率方面取得了较大突破。根据我们测算，基于210尺寸的HJT电池片单瓦生产成本从年初的较PERC高0.2元/W左右缩小至当前的高0.1元/W左右，210尺寸的TOPCon电池片生产成本从年初的比PERC贵0.1元/W降至0.03元/W左右。
我们预计到2022年底，中性假设下，仅考虑HJT国产化低温银浆的导入、国产化靶材的导入及耗量下降、N/P硅片价差缩小至5%以内，基于210尺寸的HJT与TOPCon电池片单瓦生产成本将分别处于较PERC高0.04元/W、与PERC持平的水平。
乐观预测假设下，在此前中性预测的基础上，若国产银包铜浆料导入HJT顺利及TOPCon电池量产效率能够提升到25%，则基于210尺寸的HJT与TOPCon电池片单瓦生产成本将分别处于较PERC高0.01元/W、较PERC低0.01元/W的水平，届时N型技术凭借更好的发电性能及更高的转换效率，性价比将进一步凸显。
综合来看，在HJT与TOPCon 降本增效技术如期推进、顺利实现量产导入的情况下，2022年年底两种技术在电池端的单瓦生产成本基本都有望与PERC打平甚至更低。对应到组件端，尽管HJT与TOPCon在组件封装环节会带来非硅成本的增加，但组件端功率的提升对于封装环节非硅成本的摊薄将更为明显，因此N型组件将更具成本优势，而终端可见的溢价也将使N型产品的盈利能力显著高于PERC组件，从而提升企业扩产积极性，令扩产、降本进入正向循环。
从头部组件及电池厂商的产能规划及实际落地产能来看，TOPCon已成为当前行业内高效电池技术的主流。HJT短期内受成本较高的影响，年内截至目前新增产能较少，但下半年仍有10GW以上可见扩产落地。IBC技术由于技术难度高、受制于SunPower专利问题，布局厂商较少，但由于分布式市场的空间广阔、盈利水平高，部分有能力的大厂或能够通过高强度研发投入解决专利问题从而实现IBC技术的量产。考虑到年内各项技术的降本增效进展都处于加速状态，因此我们预计下半年整个产业对新型高效电池技术产能的扩张有望持续提速。
从年内央国企组件招标结果统计来看，同板型规格下的N型组件较P型有0.1元/W左右的价差，在新技术研发布局领先的企业有望凭借新技术的差异化竞争抢占更多市场份额，并获取超额盈利。
5.2新技术订单向头部设备供应商集中，技术领先企业有望赢家通吃
与2021年的多家设备企业瓜分行业内新技术小规模订单情况不同，2022年的新技术设备订单呈现规模化、集中化趋势。随着2021年底各家设备在客户端中试线的参数持续披露，在研发投入方面较多、设备调试及运行经验较为丰富的头部设备厂商的竞争优势开始凸显。由于年内新技术产业化进程的明显加速，而头部设备厂商的产品在技术迭代、量产参数、售后服务等方面均有较好的表现，因此更能满足头部电池与组件厂商产能快速落地从而保持市场竞争力的诉求。
根据我们对于三种新型高效电池技术产业化进展的最新跟踪判断，预计下半年将会有更大规模的新技术招标及订单落地，头部设备厂商将直接受益。
5.3国际贸易关系扰动不可避免，海外产能布局带来设备需求新增量
上半年国际能源与贸易政策扰动频发，先后出现了美国商务部针对东南亚光伏电池、组件产品的反规避调查及美国与欧盟贸易与技术委员会（TTC）就自建光伏产业链产能发表的联合声明事件。对于光伏国际贸易关系的不确定性，我们认为：在光伏成为最有成本竞争力的电源、而中国企业又是最有竞争力的供应商的背景下，相关事件“扰动”会频繁出现，但在绝大多数非极端情况下，影响也就仅仅停留在“扰动”的水平，并不会对主产业链环节盈利水平造成太大影响，但对于头部组件厂商来说，中远期产能规划或许会做出相应调整调整。
对于国内头部组件厂商来说，尽管国际贸易的摩擦仅限于“扰动”层面，但目前国内的组件出口到美国仍需缴纳“双反+301”的较高税负，因此，海外一体化是目前最理想的解决方案。根据各公司定期报告及公开信息统计，头部组件厂商在海外的产能布局呈加速态势。
海外企业方面，近期欧美等国家对于发展新能源自主产业链提出了强烈诉求，且多个政府文件里明确了远期本土光伏产能规划目标。尽管远期来看海外厂商的产品无论是从质量、性价比、先进性等方面均没有超过中国的可能性，但短期来看仍会有部分产能落地并满足当地小部分需求。
根据不完全统计，2022-2024年部分知名海外组件厂商组件扩产规划为26.5GW，电池扩产规划26.95GW，且多集中在2023年及以后。在当前新型高效电池技术产业化进展加速，国内主流组件厂商均有较大规模产能布局，而海外扩产仍以单晶PERC技术为主的背景下，我们判断海外厂商本土产能所生产出来的“新产品”将直接面对国内后PERC时代新一代高效光伏组件的多方面碾压，因此即便海外的本土产能投产，仍不会对中国光伏产品的竞争力造成实质性威胁。
由于光伏扩产的规模将会直接反映到光伏设备的新增订单金额中，因此在国内厂商海外布局加速，欧美印等国家对于光伏装机目标上调及决心建立一些本土产能的背景下，光伏设备厂商的未来订单将获得“额外增量”，国内多个具备国际领先水平的生产设备供应商有望受益。
在海外部分国家“复兴”光伏制造业的过程中，我们认为组件设备是首先有望超预期的环节。在中国光伏制造的强大竞争力海外任何国家难以匹敌，而欧美等地区和国家又不断上调光伏装机规划的背景下，海外短期内释放一体化自建产能供应终端需求的难度极大。而组件环节产能建设周期短，若采取国外采购电池片、本土组装的形式，产品释放速度快，更容易在终端看到“成果”，因此大概率会采取自下而上的产能建设方式。
其次，由于海外电力、人工成本较高，因此在电力及人工消耗较多的环节扩产积极性较弱。而光伏设备端的自动化程度，实际上是自下游向上游递减的，即组件设备端自动化程度最高，且组件环节电力消耗最少、CapEx最低，因此更能快速符合海外建设本土产能的要求。
最后，根据我们对海外本土主要光伏设备厂商的统计，业务范围覆盖组件设备的厂商数量极少，大部分集中在电池、硅片端辅助设备。由于当前国内头部组件设备厂商在主要环节的市场率均处于较高水平，且自动化水平高、产能大、产品良率高，因此海外设备厂商难以形成有效竞争。因此，在海外自建产业链的过程中，考虑到产能建设难度、成本结构、竞争格局等因素，我们预计设备受益程度 组件>电池>长晶切片。
5.4 重点光伏设备公司最新进展及展望
迈为股份：REC订单落地彰显龙头地位，HJT产业化步伐加快最受益标的
公司是HJT整线设备当之无愧的行业领军企业，上半年中标REC 4.8GW异质结电池生产设备，也是迄今为止市场上最大规模HJT订单，龙头地位难以撼动。同时，公司与产业内上下游环节展开积极合作，共同推进HJT降本增效，加快产业化进程。降本方面，公司当前二代钢板已经导入客户端试用，有望实现银浆耗量下降20%；增效方面，迈为股份在金刚玻璃的三代线设备在微晶技术当前平均量产效率已经达到24.95%，即将突破25%的量产效率目标。根据去年市场上HJT设备公开招标统计，公司的市占率达到70%，2022年已开标HJT项目中，公司目前保持100%市占率。在HJT产业化进程加快的背景下，公司作为整线设备龙头竞争优势明显。
奥特维：串焊机领域绝对龙头，受益于技术迭代及海外扩产
公司主营业务为光伏串焊机，2021年市占率超过70%。当前行业内电池片和组件封装工艺不断导入新材料和新技术，因此串焊机的性能也需随之不断提升和改进。在TOPCon、HJT、IBC电池技术方面，公司均有相应的串焊机技术储备，用于TOPCon、HJT的串焊机已经导入龙头客户端量产，技术领先优势明显。同时，公司Q1订单中纯海外厂商订单占比显著提升，近几年海外订单有望持续超预期。此外，公司年内在单晶炉、半导体引线键合机订单方面也均有所突破，成长空间广阔。
金辰股份：组件设备与电池设备协同发展，下半年或有新技术订单突破
公司为光伏层压机设备龙头，可为组件厂商提供组件整线设备，因此也将受益于海外自建产业链所带来的订单规模增长。公司在新型高效电池核心设备方面也有所布局。TOPCon技术方面，公司与中科院宁波材料所开展深入合作，并取得积极成果。TOPCON用PECVD完成工艺验证，已进入市场拓展阶段，不排除下半年获得量产订单的可能性。HJT技术方面，公司专注研发应用于HJT用PECVD工艺与设备。2022年3月，公司全新的微晶HJT PECVD设备已发往晋能测试，年底有望拿到HJT设备订单。
6、投资建议：重点关注 终端需求结构变化、新技术迭代、产业链价格下行、需求持续放量 四大趋势下的投资机会
综合考虑2022H2乃至2023年对行业基本面趋势、下半年市场可能“提前演绎”的基本面逻辑、以及当前市场的预期水平，我们重点推荐四条主线投资机会：
1）终端需求在区域市场和项目类型上的结构变化带来的机会：下半年美国和中国集中式电站市场占比有望显著提升，且集中式比例提升的趋势预计在2023年持续，集中式逆变器、光伏玻璃（双玻）、跟踪支架等方向受益（阳光电源、信义光能、福莱特、金晶科技、亚玛顿 等）；此外因具备最强购买力的美国市场恢复，硅料作为瓶颈环节的超额利润持续时间有望再超预期（通威股份、大全能源、协鑫科技、新特能源、特变电工 等）。
2）新技术迭代及海外自建产业链的机会：主要是有望通过新技术产品实现差异化竞争的头部硅片/电池/组件企业（隆基股份、晶科能源、晶澳科技、天合光能、中环股份 等），以及受益于国内外资本开支加速的头部设备厂商（迈为股份、奥特维、金辰股份 等）。
3）硅料供给加速释放驱动组件价格下行带来的机会：一方面，光伏电站运营商及EPC承包商新建项目的投资回报有望得到一定修复（晶科科技、信义能源、阳光电源 等），另一方面，有望提升项目投资方对微逆、高效组件等高质高价产品的接受度（禾迈股份、昱能科技）、以及电源侧配套储能的投资能力（阳光电源、林洋能源、南都电源 等）。
4）需求持续放量背景下，有望“超额增长”环节的机会：技术路线稳定、产品需求量至少同步于行业增速、且竞争格局相对稳定的环节，有望通过“量利齐升”或至少“量增利稳”的形式实现可持续的成长，目前看主要是：胶膜及粒子（福斯特、海优新材、联泓新科）、石英坩埚/高纯石英砂（石英股份）、金刚线（美畅股份、高测股份）、热场（金博股份）等。
估值角度，尽管光伏板块在近期经历了一波强势反弹，但龙头企业2022年PEG大部分仍处于1倍以下。考虑到近期密集出台的宏观刺激政策及美国贸易政策的超预期，一方面有望通过驱动需求强度（成本承受力）提升，反映到产业链价格及利润空间的超预期，另一方面，历史上看，政策力度对新能源板块估值提升作用显著。因此，当前位置，我们仍对板块后续表现保持整体性乐观。随着下半年市场对2023年光伏装机增速形成一致预期、龙头企业业绩高增长确定性的提升，板块仍有较大概率的整体提估值机会，龙头更有望逐步享有估值溢价。
7、风险提示
国际贸易环境恶化风险：随着光伏在各国能源结构中的比例持续提升，中国作为在光伏制造业领域一家独大的存在，仍然可能面临其他国家更严苛的贸易壁垒限制（尽管这种壁垒可能导致该国使用清洁能源的成本上升）。
疫情反复造成全球经济复苏低于预期的风险：疫情对电力需求及其增速的负面影响超预期，导致即使光伏成本已大幅下降，并成为最便宜的电源，但装机动力仍然不足以支撑需求持续快速增长。
行业产能非理性扩张的风险：在明确的双碳目标背景下，光伏行业的产能扩张明显加速，再次出现跨界资本大量进入的迹象，可能导致部分环节出现阶段性竞争格局和盈利能力恶化的风险。
储能成本下降不及预期：配置储能是未来电源结构中光伏实现高比例渗透的必经之路，如果储能成本下降速度不及预期或电池储能安全性未能获得认可，则有可能限制中期光伏在能源结构中的渗透率提升速度。
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