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原文：西南证券《电力设备新能源行业2023年投资策略-光伏板块确定性最高，积极布局新型电力系统投资机会》（西南证券研究发展中心 电力设备新能源研究团队，2022.12）
1. 光伏核心观点
主产业链价格随硅料产出逐季提升而下降，组件价格下降充分激发海内外装机需求，行业排产开工率提升。2023年保守预计全球装机超330GW，增速30%以上确定性高，奠定行业景气度基础。
N型电池组件渗透率提升，产业链革故鼎新，技术迭代带来α机会。23H2 N型电池组件 TOPCon、XBC、HJT出货量有望迎来规模化释放，需要产业链各环节调整或开发相应产品与之配套(如POE类胶膜、SMBB/低温焊带、硅片薄片化等)，技术迭代带来投资机会。
优先关注供需紧张或涉及N型技术迭代环节:大尺寸电池>POE粒子/胶膜>石英坩埚>EVA粒子/胶膜。
2. 2022年装机回顾:户用/工商业/地面电站三分天下
国内:2022年1~10月，我国光伏新增装机 58.24GW，同比增长98.70%。
2022年月度新增装机保持同比增长(万千瓦)
分布式依然为主导，工商业分布式占比提升至50%以上。22年前三季度新增装机52.60GW，其中分布式占比67%;分布式中，工商业占比达到53%，较2021年提升约26.5pp。整体来看，户用/工商业/地面电站占比在30%左右。
分布式新增装机中，工商业占比大幅提升
3. 展望:海内外装机加速，全球装机或近330GW
国内:集中式与分布式并举，有效配合风光大基地和整县推进建设，装机需求有望集中释放。
地面电站:十四五期间通过非水可再生能源消纳责任权重确定各省每年风光新增并网规模，形成需求底线支撑;央国企为主导的风光大基地建设启动，23年组件价格下降装机进度推进。
分布式:”整县推进“首批676个试点县市项目推进;各省市分布式地补延续。
政策支持体系完善，集中式与分布式需求释放
海外:美国关税与UFLPA政策有望明晰，组件输美问题或解决;REPower EU计划至2030年可再生能源目标提升至45%，至2025年光伏目标装机320GW，2030年达600GW。组件价格下降，装机成本与LCOE下降，刺激终端装机需求。
预计2023年全球光伏装机约330GW(GW)
4.1 主要趋势:N型电池技术迭代为2023年光伏产业主旋律
2022年主要N型电池技术TOPCon/XBC/HJT均迎来GW级规模量产，然整体规模与渗透率仍较低，且各家效率、工艺与成本亦处于优化提升过程中。随着工艺进一步成熟以及各企业新产能建设，2023年N型电池组件有望迎来百GW级产能释放，N型电池组件渗透率有望提高，从而带来主产业链与辅材各环节的变革。
2022年各类N型电池技术量产时间与规模
4.2.1 TOPCon与PERC工艺路径兼容，目前为升级首选
TOPCon(Tunnel Oxide Passivated Contact)电池技术由德国Fraunhofer太阳能研究所于2013年首次提出。结构为N型硅衬底电池，在电池背面制备一层超薄隧穿氧化层，然后再沉积一层掺杂多晶硅，二者共同形成了钝化接触结构。从工艺兼容性看TOPCon与PERC兼容性较好，仅需在PERC产线基础上增加硼扩、LPCVD以及湿法刻蚀机台等。
4.2.2 TOPCon技术相对成熟，已实现规模化量产
2022年TOPCon已实现10GW+量产，工艺与转换效率仍在不断提升中。目前龙头企业TOPCon电池量产转换效率超过25%，非硅成本较PERC高2~3分/W。考虑到硅片减薄及组件端BOS成本的摊薄，TOPCon组件一体化成本已基本实现与PERC打平。产能规模上，2022年晶科已投产24GW，23年初将达到35GW，量产进度、规模、工艺等方面领先;钧达、晶澳等亦实现投产。
TOPCon电池转换效率记录
4.2.3 2023年TOPCon规划投建产能超过300GW
2023年TOPCon建设加速，至2023年末规划投建产能超300GW。随着各家TOPCon电池工艺突破与优化，2023年TOPCon产能建设规模与速度将大幅提升。根据各家产能规划与开工进度，我们统计至2022年末TOPCon电池名义产能约78GW，至2023年末有望达到350GW，2023年新增产能有望达到272GW。
2023年各公司TOPCon规划投建产能超过300GW(GW)
4.2.4 TOPCon主要技术路线及设备供应商
主要电池厂商技术路线选择:
LPCVD:隆基股份(原位掺杂)、晶科能源(本征+磷扩)、捷泰科技(本征+磷扩);中来股份( 泰州2.4GW，本征+离子注入)
PECVD:润阳光伏、通威股份、天合光能
PVD:中来股份(衢州1.5GW、太原16GW)
PEALD:无锡尚德、通威股份
4.3 HJT转换效率持续突破，但成本居高不下
HJT电池一般是以N型硅片为衬底，在正面依次为透明导电氧化物膜(TCO)、 P型非晶硅薄膜(p-type a-Si:H)，和本征富氢非晶硅薄膜(i-type a-Si:H);在电池背面依次为透明导电氧化物膜(TCO)， N型非晶硅薄膜(n-type a-Si:H)和本征富氢非晶硅薄膜(i-type a-Si:H)。HJT电池的关键在于该结构的电池在a-Si/c-Si之间插入了i-a-Si。i-a-Si/c-Si的界面态比a-Si/c-Si的更低，采用该结构可以大幅降低c-Si的表面复合，从而获得很高的开路电压。
目前设备投资额较高(3.5~4亿元/GW)以及非硅成本较高(较PERC高0.15~0.25元/W)仍然是 限制HJT大规模量产的主要因素。
HJT规划建设产能超过150GW，实际投产进度有待进一步验证。
4.4 XBC:主打分布式细分市场，2023年产量释放
IBC太阳电池的PN结和金属接触都处于太阳电池的背部，前表面彻底避免了金属栅线电极的遮挡，结合 前表面的金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用入射光，减少光学损失，具有更高的短路电流。由于XBC电池正面无栅线遮挡，转换效率高，非常适合中高端分布式市场。
P型 IBC电池结构
2022年9月隆基西咸新区15GW HPBC投产;10月爱旭珠海6.5GW ABC投产，量产转换效率已达到26.2%，2023年XBC电池将迎来10GW+规模释放。
4.5 N型电池组件技术迭代，关注各环节技术变化与需求
N型电池组件技术迭代，带来产业链各环节技术变化与新需求。2023年N型电池组件产量有望在23H2快速释放，由此需要产业链上下游为N型电池组件提供相应配套技术/产品，带来新技术变化与新产品需求，α属性凸显。
2023年主要企业季度TOPCon产能规划(GW)
整体来看，我们认为首要关注电池、胶膜、焊带、金刚线、设备等环节的技术变化，以及石英坩埚 等增量需求。
5.1 主产业链之硅料:供给趋向宽松，成本竞争凸显
22H2年以来硅料产能持续释放，四季度末价格迎来拐点，产业链进入价格下降通道。
至2023年末国内硅料名义产能或超过260万吨。2021年以来硅料环节加速扩产，若头部企业与新玩家规划产能如期投放，至2023年末全球光伏级硅料产能将达到约268万吨，其中国内产能有望达到262万吨。
2023年硅料实际产量或在150万吨以上。根据各家投产进度节奏，预计2023年硅料产量可达150万吨以上，支持570GW以上硅片产出，远超2023年装机需求。因此2023年硅料有望持续下降，硅料环节各企业生产成本，尤其是N型硅料生产成本竞争将尤为激烈。
预计2023年硅料产量约152万吨(万吨)
5.2 主产业链之硅片:扩产持续，石英坩埚为成本与品质关键
2023年末硅片名义产能超过860GW。根据17家硅片企业规划，22年末总产能约585GW，22年新增产能216GW;至23年末上述企业总产能预计达到867GW，23年预计新增产能约283GW。
根据各家扩产规划，至2023年末硅片产能预计超过860GW(GW)
石英坩埚供需趋紧，高品质进口石英砂或成为年各家产出成本与硅片品质关键。目前30寸及以上大尺寸坩埚内层仍需使用尤尼明、挪威TQC的进口砂源，否则会影响坩埚寿命和硅片质量，进而增加非硅成本。N型硅棒拉晶时间更长，坩埚寿命相应比P型低50~100小时。因此随着硅片产量(特别是N型硅片)增长，高纯石英砂需求随之提升。另一方面，尤尼明和TQC暂无扩产计划，故优质进口砂供应将成为2023年硅片成本与品质的保障。
5.3 主产业链之硅片:薄片化与切片细线化持续推进
N型硅片渗透率提升，继续推进切片环节薄片化。硅片减薄直接降低单瓦硅耗，降低硅成本。2021年以来在硅料价格上涨趋势下，薄片化加速，2021年末主流硅片厚度已至165μm，2022年末降至150μm。N型硅片/电池更薄，目前TOPCon量产厚度在130μm左右，HJT已做到120μm以下，未来将向100μm及以下迈进。
2021年以来硅片厚度快速下降(μm)
薄片化亦加速金刚线细线化。硅片越薄，金刚线越细，切片的线缝磨损越少，单位硅棒出片数越多。2021H2以来金刚线主流线径约每季下降2μm，当前线径以36/38线为主(2021年主要为45/42 线)，领先产能可做到33/34线，配合下游薄片化趋势。
N型硅片持续减薄，细线化有望持续(μm)
5.4 主产业链之电池: N型迭代开启，大尺寸电池盈利向好
Topcon与XBC量产进度更快，HJT规划产能宏大。目前Topcon最大量产产能来自于晶科已投产的24GW;XBC已投产的量产产能主要来自隆基西咸15GW HPBC和爱旭6.5GW ABC，共21.5GW产能于2022年Q3~Q4投产;HJT方面，金刚玻璃3月1.2GW产线首片下线;5月华晟宣布宣城三期4.8GW双面微晶项目扩产、与大理签署5GW HJT电池组件合作协议;爱康6GW 210大尺寸HJT项目动工，HJT整体建设进度较2022年加快。但从各量产线进度和规模来看，Topcon和IBC量产进度明显更快，在设备国产化等推进下或成为下一代技术路线。
2022年大尺寸电池产能趋紧，盈利修复上行。N型技术迭代趋势下，2022年PERC电池新产能投建趋缓，Topcon/IBC等N型产线实际投产进度较缓。因此在终端需求快速增长，大尺寸已为主流尺寸背景下，大尺寸电池供需偏紧，2022Q3单瓦盈利已至7~8分，11月达到0.1元/W以上，较2021年大幅提升。
23H1大尺寸电池供需或更为紧张，大尺寸电池盈利弹性放大。从主要电池企业TOPCon产能投建节奏来看，大部分新产能将于23Q2左右投产，考虑2~3个月的调试与爬坡时间，至2023年中左右方能达到满产。因此若23H1海内外装机需求持续增长，大尺寸电池产能或更为紧缺，叠加硅料/硅片价格下降因素，电池环节盈利弹性放大。
2023年TOPCon电池新产能基本于二季度前后投产(GW)
5.5 主产业链之组件:价格逐步下行，大基地需求释放
2023年组件价格步入下行通道，23Q1报价已至1.9元/W以下。2022年12月随着硅片、电池价格下降，组件价格开始松动，23年一季度国内地面电站组件招标报价已现1.86~1.88元/W。随着 2023年硅片价格持续下降，组件价格亦将步入下行通道。
2022年我国电池组件出口金额(亿美元)
组件价格下降充分激发终端装机需求，国内地面电站有望迎来大年。2022年国内电站装机需求受组件价格高企而暂时抑制，2023年组件价格下降后第一批和第二批风光大基地共约200GW(含风光)大部分有望于2023年底前并网，国内地面电站装机有望显著提升。
前两批风光大基地要求于2023年底前并网
海外方面，组件价格下降带来装机和度电成本下降，需求潜力有望充分开发。
6.1 辅材之胶膜:盈利反转上行，POE粒子供需逐渐紧张
2022H2为EVA胶膜盈利低点，2023年盈利有望上行。22年三季度以来粒子价格下跌，胶膜企业库存成本抬升。另一方面，11月中下旬后受组件排产波动，胶膜行业开工率下降，EVA胶膜价格走低，企业以消化前期高价库存为主，盈利承压。23年组件排产提升带动胶膜行业回暖，胶膜环节开工率提升后EVA粒子价格拐点向上，同时胶膜价格亦能顺价上涨，单位盈利修复上行。
2022Q3~Q4EVA粒子价格下降(元/吨)
23H2 N型组件放量，POE胶膜需求增加，胶膜环节α属性凸显。N型组件由于电池性能，需抗PID性能更强、水汽透过率更低的POE封装方案，2023年POE粒子需求约40万吨。当前光伏级POE粒子尚未实现国产化，产能集中于陶氏、LG、三井等海外企业，因此随着N型组件产出增加，POE胶膜/粒子需求增长，供给较为有限情形下供需趋紧，POE粒子保供能力为胶膜企业盈利关键。
POE粒子供给趋紧，POE胶膜价格稳定( 元/平)
6.2 辅材之焊带:N型组件放量，关注SMBB与低温焊带需求
SMBB为TOPCon降本路径之一，2023年SMBB焊带渗透率有望提升。焊带的发展方向为更细、更软、更薄以及特殊结构，与当前主流MBB焊带相比，SMBB线径更细(一般在0.25mm以下)，减少锡和银浆耗量，焊带也用量下降，有效促进TOPCon降低成本。另一方面，SMBB焊带加工难度提高，单位加工费用将享受一定溢价。23H2随着TOPCon组件产量释放，SMBB焊带渗透率有望提升。
MBB焊带将提升组件功率，减少电池正银耗量
HJT组件产量增长，低温焊带需求提升。HJT电池制备工艺在低温环境下进行，需使用低温焊带。低温焊带通过改变常规焊带的涂层成分，使用熔点温度不超过 175°C的焊料为原材料，从而实现低温焊接，并降低电池片隐裂。相较于MBB焊带，低温焊带技术壁垒较高，溢价在15~20元/kg。
6.3 辅材之金刚线:细线化持续推进，钨丝金刚线或迎来量产机遇
辅材环节中，受益于硅片薄片化与切片细线化的持续推进，单位切片线耗加速增长。硅片厚度和金刚线线径均影响切片线耗。细线化后，金刚线破断力下降，同时金刚石直径变小，因此切割力下降， 所需线耗大幅增长。以182切片为例，用40线切165μm硅片，每GW线耗约44万千米;若用38线切同样厚度，线耗提升至52万千米左右;若使用38线切160μm硅片，线耗增至约56万千米。薄片化+细线化，切片线耗加速增长，随着36/34线的应用，每GW切片线耗在60万km以上。
金刚线线径越细，破断力越低
钨丝金刚线验证进行中，2023年或迎来量产。当前切片环节30/28μm钨丝金刚线不断试验中，2023年中钨、厦钨钨丝金刚线新产能进一步投放，钨丝金刚线有望迎来量产机遇。
2023年厦钨6000万km钨丝金刚线有望投产
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