摘要：（报告出品方/作者：西部证券，杨敬梅）一、细分子行业处于不同成长阶段1.1 关注成长期及成熟期行业中份额提升机会21年行情回顾：成长性行业表现更优我们梳理了申万分类行业 21 年 1-11 月的表现，总体来看，电力设备新能源行业中光伏逆 变...
（报告出品方/作者：西部证券，杨敬梅）
1.1 关注成长期及成熟期行业中份额提升机会
21年行情回顾：成长性行业表现更优
我们梳理了申万分类行业 21 年 1-11 月的表现，总体来看，电力设备新能源行业中光伏逆 变器、锂电专用设备、光伏加工设备等处于导入和成长期或有进口替代趋势的领域表现较 好，多数处于成熟后期和衰退期的行业表现较弱。2021 年初至 12 月，电气设备（申万 2021） 指数上涨 60.27%，跑赢上证 A 股指数 38.78 个百分点。
2.1 全球光伏装机量增速不断提升
全球光伏装机需求持续增加，22 年有望大幅增长。尽管在 2021 年，全球光伏市场仍然面 对原材料涨价、海外疫情等不稳定因素，但按照全球可持续发展的要求，各国仍然把控制气候变化，发展光伏等清洁能源放在重要位置。2021 年 1-9 月，国内累计新增光伏装机 25.56GW，预计 2021 年可达 55GW，同比增长可达 14.11%；预计 2021 年海外新增安 装量有望突破 100GW ，全球光伏新增装机将达到 150-160GW，同比增长 22.58%。预 计 22/23 年全球光伏装机需求为 220/270GW，同比增长 41%/23%，22-23 年光伏装机需 求有望大幅增长。
光伏 LCOE 持续下降，平价时代已经来临。2010-2020 年，全球光伏 LCOE 由 0.38 美元 /千瓦时降至 0.057 美元/千瓦时，下降幅度达 85%，相较于陆上风电与海上风电，下降幅 度更为明显。就国内而言，光伏 LOCE 也不断下降，2021 年“十四五”开局之年，我国 光伏产业昂首迈入大规模平价上网新征程， 2020 年全投资模型下地面光伏电站在 1500 小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的 LCOE 分别为 0.24、0.29、0.35 元/kWh。 随着组件、逆变器等关键设备的效率提升， 双面组件、跟踪支架等的使用，运维能力提 高，2021 年后在大部分地区可实现与煤电基准价同价。
2.2 全球加速脱碳，新能源发展空间巨大
全球加速脱碳，光伏需求增加。随着全球范围内对气候问题的重视程度加强，各国政府为 实现“碳中和”目标，纷纷制定更为严格的零碳排放计划。如英国计划到 2030 年，温室 气体排放相较于 1990 年减少 68%；日本计划 2050 年实现净零排放；美国计划 2030 年 碳排放量将比 2005 年减少 50%等；中国为实现碳中和目标，建立绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系，到 2060 年，我国 一次能源需求约为 46 亿吨标准煤，对应 29.955 万亿度电需来自非化石能源。在全球范围 内制定脱碳政策，使得电力作为碳排放量最多的行业之一，成为改革的重点项目，因此限 制火电煤电而给光伏带来了更多的发展空间，预计 2020-2060 年，全球光伏年均新增装机 需求达 1189.13GW。
加快建立“1+N”政策体系，看好光伏长期向好发展。中共中央国务院联合发布了《关于 完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》将与 2030 年前碳达峰行动 方案共同构成贯穿碳达峰、碳中和两个阶段的顶层设计。到 2025 年，非化石能源消费比 重达到 20%左右，单位国内生产总值能源消耗比 2020 年下降 13.5%，单位国内生产总值 二氧化碳排放比 2020 年下降 18%，为实现碳达峰奠定坚实基础。
到 2030 年，非化石能 源消费比重达到 25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比 2005 年下降 65%以上，顺 利实现 2030 年前碳达峰目标。到 2060 年实现非化石能源比重达到 80%以上。根据文件 给出的参数假设，我们测算 20-25 年国内年均新增光伏装机 85GW 左右，25-30 年国内年 均新增光伏装机 150GW 左右，30-60 年国内年均新增光伏装机 600GW 左右。预计未来 光伏装机量将快速上升，短期产业链价格博弈不会影响光伏长期发展。
2.3 国内支持政策陆续出台，利好长期光伏装机增长
为实现不同阶段不同的目标，国家陆续出台相关政策，将碳达峰贯穿于经济社会发展全过 程和各方面，重点推进煤炭消费替代和转型升级，风光大基地建设，“整县推进”，绿电交 易等。
加快发展风光大基地项目，推动光伏行业发展，优化资源配置。10 月 12 日举行的《生物 多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会上，我国提出将大力发展可再生能源，在沙 漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。主要原因在于新能源建设规模 仍无法满足能源转型对清洁能源的巨大需求，据中国光伏行业协会年初预测，2021 年国 内光伏全年新增装机数量为 6000 万千瓦左右，今年前 9 个 月光伏投产仅 2200 万千瓦，实际装机进度与预期有较大差距。加快发展风光大基地项目 不仅可以降低建设和设备采购成本，在现有跨省区通道送端地区建设风光大基地项目，亦 可充分利用剩余输电通道空间，提高通道利用率，降低平均输电成本，实现大范围资源优 化配置，进一步推动光伏行业发展。
“整县推进”政策引导，分布式光伏迅速发展。随着国家能源局下发“关于报送整县推进 分布式屋顶光伏开发试点方案的意见”，标志着我国将加快发展乡村分布式光伏发电。截 至 2021 年前三季度，全国光伏发电新增装机 25.56GW，其中集中式光伏电站 9.15GW、 分布式光伏电站 16.406GW，分布式占比达 64.2%。分布式补贴及“整县推进”政策的引导 下，分布式光伏尤其是户用光伏继续保持快速发展，有力支撑了前三季度的装机规模。9 月，户用装机容量 2.14GW，环比上涨 15.67%，占月度装机容量的 60.97%，分布式装机 规模迅速发展。从招标情况看，分布式光伏项目招标量成增长趋势，2021 年 1-9 月，累 计招标量达 6617MW，同比增长 151.81%。
双控政策推动绿电采购，推动光伏装机发展。因“十三五”能耗双控目标未完全实现和煤价高企等原因引发了限电限产政策，高耗能产业受到巨大的影响。随着《绿色电力交易试 点工作方案》的出现，绿电交易有望提供解决方案：能耗双控方案明确提出在地方能源消 费总量考核中，对超额消纳可再生能源电量的地区按规定抵扣相关能耗量，使用可再生能 源将获得能耗总量及价格的双重政策鼓励。在国家电网、南方电网组织的绿色电力交易试 点启动会上，交易以双边协商为主，总体上出现了加价交易的迹象。在国网经营区内，成 交价格较中长期交易价格每度电溢价 3-5 分钱；在南方区域，绿电交易价格在风电、光伏 现有价格的基础上平均提高了 2.7 分/千瓦时。新能源发电价值不断提升，预计未来光伏装 机规模大幅提升确定性较强。
3.1 22年硅料价格预计有所下降，颗粒硅成本优势明显
云南工业硅行业生产受管控，价格大幅上升影响硅料成本。2021 年 9 月 11 日，云南省发 改委发布关于《云南省节能工作领导小组办公室关于坚决做好能耗双控有关工作的通知》。 通知中提出要确保工业硅企业 9—12 月份月均产量不高于 8 月产量的 10%。虽然国庆节 后云南地区企业大部分已开炉生产，开工率有所上升，但不排除未来仍将有阶段性停产的 可能性。产量下滑导致工业硅价格大幅攀升，近两个月以来，工业硅价格涨幅已达 300%， 以云南市场 441#规格工业硅为例，9 月 30 日均价已突破 6 万元/吨，达 60750 元/吨，相 较于两个月前（7 月 30 日）的均价 15100 元/吨，涨幅达到 302.32%。
Q4 硅料价格预计仍将维持高位。今年由于硅料供给偏紧，且 9 月下旬以来的拉闸限电冲 击下，国内工业硅受限电影响供应大幅减少，价格有所上涨，多晶硅料成本大幅增加，硅 料价格持续维持高位。据PVinfolink统计，10月21日新一轮的硅料报价最高达270元/kg， 均价为 242 元/kg，较年初增长 77.94%。受上游原材料成本高企和下游四季度装机需求较 旺的双重影响，预计 Q4 硅料价格仍处于高位。
预计 2022 年供需紧平衡，硅料价格将维持较高水平。预计 2021 年底硅料名义产能可达 89.48 万吨，同比增长 55.94%。目前市场上约 25 万吨硅料将在今年四季度或年底投放， 考虑三个月的爬坡期，全年有效产能达 57 万吨。22 年市场上大部分硅料将在 21 年底或 22 年一、二季度投产，预计产能释放至明年三、四季度，全年有效产能约为 80 万吨，相 比 21 年，22 年全年硅料的供需依然整体维持紧平衡状态。由于 21 年光伏装机受原材料 涨价影响需求受到一定抑制，22 年装机有望大幅提升，且新增硅片产能较多，硅料需求 较大。因此预计 22 年硅料价格将不会有过于大幅的下降，但相比 21 年均价同比仍将有所 下滑。
颗粒硅成本优势明显，有望成为新一代光伏硅料技术。在成本端，颗粒硅投资额下降 30%、 生产电耗降低约 70%、项目人员需求降低 30%、水耗下降 30%、氢耗下降 42%，据实测 数据，颗粒硅电耗为 18 度电/千克，远低于传统多晶硅综合电耗；在使用端，填充性更好、 利于连续直拉拉晶；在品质端，颗粒硅没有破碎时的杂质风险；在排碳方面，每生产 1 千 克颗粒硅的碳足迹数值仅为 37.00 千克二氧化碳当量，有效解决过去多晶硅环节在光伏产 业链前端能耗高、排碳量大的痛点。投资方面，颗粒硅每万吨产能仅需要 7 亿初始投资， 相较西门子法可降低 1.5-2 亿元。
3.2 硅片扩产较多，行业竞争趋于激烈，具备成本优势的龙头公司更具优势
大硅片趋势明显，有望向 N 型发展。在 18X/210 硅片降本增效的优势下，大尺寸硅片已 获得市场青睐，预计 21 年 166 以上尺寸大硅片占比将超 90%，且占比将在未来进一步扩 大。到 2025 年 18X/210 尺寸硅片占比将提升至 95%左右。在此明确趋势下，下游厂商采 购大尺寸硅片的意向高涨，18X/210 大硅片技术路线预期将持续刺激硅片扩产需求。预计 随着未来 PERC+、TOPCON、HJT 技术的发展，N 型硅片的需求有提升的趋势。
多家企业进入硅片环节，行业竞争格局趋于激烈。近年来，硅片环节呈现隆基与中环双寡 头格局，盈利能力与行业其他细分行业对比处于较高位置。由于看好光伏行业发展，以及 硅片环节较强的盈利能力吸引了京运通、上机数控、高景、双良等企业进入硅片领域。预 计 2021年，隆基单晶硅片产能达 105GW，占市场份额 26%，中环单晶硅片产能达 95GW， 占市场份额 23%。21 年隆基及中环产能市场份额相比 20 年的 32.59%/23.90%有所下降， 预计 2021 年硅片有效产能达 305GW，同比增长 33.62%，未来硅片行业的竞争将加剧。
预计未来硅片环节盈利能力趋弱，具有成本优势的龙头企业在硅片行业竞争中更具优势。由于上游原材料价格的上升提高了硅片生产成本，虽然硅片价格受硅料影响有所上升，但 上涨幅度小于硅料，一定程度上压缩了硅片厂商的利润空间。且 22 年新扩产能较多，预 计硅片行业盈利能力将有所下降。但硅片行业龙头企业在技术积累、成本控制、客户积累 等方面具有优势。对于市场新进入者而言，其产品质量和市场竞争力与龙头企业有一定的 差距，同时行业新进者尚处于产能爬坡期，新增固定资产带来的折旧位于高位阶段，产品 单位成本随之升高，盈利表现较弱。龙头企业在技术和成本控制方面远高于新进入企业， 在行业竞争中更具优势。（报告来源：未来智库）
3.3 电池片产能较为分散，盈利处于历史底部
产能较为分散，龙头份额有望提升。全球主要的电池片的产能集中在东亚，其中中国大陆 产能占比超过 70%，2020 年电池片产量达 134.8GW，同比增长 22.2%。截至 2020 年底， 国内电池片产能较分散，产能占比第一的隆基市占率仅 14%，排名前十企业合计 66%。 龙头企业提出扩产计划，到 2021 年底，隆基、通威、爱旭、晶澳、天合的电池片产能将 分别提升至 38、57、36、30、35GW，排名前五厂商市场份额将达到 47.1%。其中大量 产能来自于一体化厂商扩产，且通威及天合等专业化厂商通过合资等方式进行资源互补， 行业总体来看一体化趋势明显。
盈利处于历史底部，未来随着上游硅料价格下降，盈利有望向电池片端有所转移。21 年 以来受到上游硅料价格大涨的影响，电池片端承压，电池端厂商的利润进一步压缩，目前 基本已无降价空间，盈利能力大幅下降。预计未来随着硅料供给逐步走向宽松，硅料价格 有望下降，随着成本压力有所缓解，电池片盈利有望有所回升。
3.4 组件有望迎量利齐升，市场向头部企业集中趋势明显
大尺寸组件扩张速度快，逐步成为行业主流。近年来大尺寸组件成为光伏行业的创新趋势， 各大组件厂商相继推出 182/210 大尺寸产品，包括东方日升的 Titan210 系列、天合光能 的 600W+至尊系列、隆基的 Hi-MO5 系列等。相较于传统的 158/166 尺寸组件，大尺寸 组件在降本增效方面优势明显。
龙头市占率进一步集中，未来有望占据更大市场。2021 年 H1，组件端 TOP5 企业总出货 量达 52.99GW，较去年同期大增 71.72%。其中，隆基、天合和晶澳组件出货量均超 10GW， 隆基以 17.01GW 蝉联全球第一，组件出货量较去年同期大涨 158.60%，龙头效应持续深 化。近期受双控政策以及下游需求旺盛的影响，硅料价格飙涨且产能受限，无长单签订的 小企业只能以高价购买硅料，持续压缩组件利润空间，多数小企业已无利可图。龙头企业 则可以借助自身规模优势，压低原材料和组件生产成本，预计未来将会占据更大市场空间， 组件市场集中度有望进一步提升。
预计未来随着上游原材料价格下跌，组件环节有望迎量利齐升机会。近期受能耗双控政策 以及下游装机需求大增影响，硅料产能释放有限、供不应求，硅料价格大幅增长，产业链 价格传导机制导致组件生产成本大增，组件企业盈利水平处于历史较低位。从长期来看， 未来在政策扶持以及供需推动下，上游原材料价格有望下跌，回归理性水平，组件生产成 本有望随之降低，叠加双碳政策下光伏装机需求持续增长，组件企业有望实现量利齐升。
3.5 光伏玻璃22年价格预计维持较低水平，龙头企业成本优势显著
预计未来行业供需稳定，光伏玻璃价格将维持稳定或略有上升。2021 年光伏玻璃价格大 幅回落，预计 2022 年价格降维持平稳或略有上升。据卓创资讯统计，2021 年随着产能大 幅扩张，4 月光伏玻璃库存大幅上涨，价格出现大幅下跌，2.0mm 镀膜价格环比降幅为 31.25%，3.2mm 镀膜价格环比降幅为 30%。随着 Q3 后库存逐渐消化，以及纯碱价格上 涨推动，光伏玻璃价格逐渐触底回升，截至 2021 年 10 月底，光伏玻璃 2.0mm 镀膜价格 为 23 元/平方米，3.2mm 镀膜价格为 30 元/平方米。预计 2022 年，光伏玻璃日熔量需求 4.53 万吨/日，有效日熔量供给为 5.81 万吨/日，供需格局偏宽松，光伏玻璃价格将维持较 低水平。
龙头企业成本优势显著，22 年有望迎量利齐升机会。21 年 6 月底光伏玻璃原片毛利率仅 为 2.60%，10 月上涨至约 9.5%左右，但依然维持较低水平。由于目前光伏玻璃环节盈利 能力较弱，且光伏玻璃属于高能耗行业，二三线企业拿指标较为困难，部分在建产线进度 放缓，部分未开工企业或考虑取消扩产计划。而龙头企业自身成本管控能力强，良品率高于行业平均水平，且自用砂矿助力降低原材料成本，叠加大尺寸及双玻等产品盈利能力较 强，龙头企业盈利能力远超行业平均水平。
3.6 跟踪支架随着疫情好转预计安装量有大幅提升，国内渗透率有望增长
跟踪支架出货受限，盈利能力同比降低。今年以来，由于上游硅料供给偏紧，光伏产业链 各环节价格持续上涨，导致国内集中式装机需求受到抑制。另外随着钢材价格上涨，叠加 海外疫情、海运费高涨等因素，跟踪支架出货受影响，盈利能力受到冲击。作为国内跟踪 支架龙头，中信博 2021 年前三季度营收 17.17 亿元，同比减少 6.84%；2021 年上半年跟 踪支架业务营收 5.88 亿元，同比减少 10.80%。预计随着光伏产业链各环节价格下跌、海 外疫情好转，跟踪支架安装量将有大幅提升，盈利能力有望实现较快增长。
跟踪支架可提升转化效率，市场前景广阔。跟踪支架虽在价格方面比双轴固定支架高约 0.2 元/W，但跟踪系统能带来 8%-15%的效率提升，通常能提高 2%左右项目收益率，预 计使用 4~5 年后带来收益将覆盖成本差异。随着度电成本的持续下降，光伏发电成本优势 明显，并且跟踪支架较固定支架更能提高转化效率，预计跟踪支架市场渗透率有望持续提 升，未来市场前景广阔。假设 22 年全球装机 220GW，容配比为 1.2，跟踪支架渗透率在集中式光伏中可达 48%，单价可达 0.52 元/W，则 22 年全球跟踪支架将有约 407 亿市场空间。
预计 22 年出货量将有大幅提升，盈利能力有望回升。受行业供应链失衡、大宗商品涨价 等因素影响，今年光伏组件价格大幅上涨，国内集中式电站装机需求受到抑制。叠加海外 疫情、海运费高企等因素，跟踪支架在海外的出货量受到较大影响，给跟踪支架厂商的业 绩造成较大冲击。预计未来随着跟踪支架国内渗透率提高、钢材价格下跌、海外疫情得到 稳定控制、海运费趋于平稳，叠加双碳政策下国内光伏装机需求大幅增长，以及海外延迟 项目逐步交货，跟踪支架出货量有望迎来大幅提升，企业盈利能力有望实现触底反弹。
3.7 21年光伏树脂供给偏紧，胶膜需求景气度有望持稳
21 年 EVA 树脂价格波动中有所提升。20 年前三季度由于海外原油价格波动的影响，EVA 树脂价格下滑明显，由年初近 13 万元/吨下降至年中最低价约 9500 元/吨，加之，由于其 盈利能力相对较弱，供应商逐渐缩产光伏级别EVA，至20年年末EVA粒子均价拾级而上， 达到近 18 万元/吨。21 年疫情反复，原先 EVA 扩产计划搁置，光伏级别 EVA 树脂价格持 续攀升，截止 21 年 11 月，国内 EVA 树脂价格持续上扬至 26~30 万元/吨，相比年初价格 涨幅近 44%~67%。预计未来在扩产计划尚未达产前，光伏级别 EVA 树脂均价或将居于高 位。
22 年 EVA 树脂供给预计仍偏紧，胶膜价格或将保持高位。受国内疫情影响，光伏胶膜原 料 EVA 树脂厂商扩产开工受限，多数企业原定 2020 年扩产计划有所延迟，同时，其他级 别产线改造至光伏级别 EVA 树脂产线至少需要一年时间爬坡。预计 21-22E 年光伏 EVA 树脂供给仍偏紧。据卓创咨询，21 年普通 EVA 树脂名义产能近 80 万吨，POE 树脂约 20 万吨，合计近 100 万吨，我们预计 21 年光伏树脂实际需求约 81.59 万吨，仍处于紧平衡 状态；预计 2022 年光伏树脂需求约 116.16 万吨，在光伏树脂扩产较慢，实际供应量相对 较少的情况下，整体供需预计仍偏紧，价格较难有所回落。综上，由于胶膜产品成本中 90%左右来自光伏树脂，在此预测下，我们认为 22 年胶膜价格仍将居于高位。
光伏胶膜未来“一超多强”格局预计依旧稳定。光伏胶膜环节自 2013 年开始逐渐加快国 产替代，2021 年基本胶膜产品实现国产化，福斯特龙头地位稳固。2013 年海外厂商如 STR、日本三井化学、普利司通等合计市占率近 50%。2018 年国内光伏胶膜产能逐渐释 放，其中国内市场 CR3 福斯特、海优新材、斯威克约占据了 80.65%的产能。截至 20 年， 龙头福斯特全球市场份额达 57%左右,比排名第二的斯威克高出约 44pct。全球胶膜市场集 中度较高，CR3 合计占据约 80%以上的市场份额。由于龙头企业具备较强的工艺和技术 优势，盈利能力较强，预计 21-22 年胶膜行业仍保持一超多强的局面。
21-23 年全球光伏胶膜需求有望稳步增长。随着全球光伏组件技术的更迭，组件功率的逐 步提升，全球装机单 GW 光伏胶膜消耗量被摊薄，但随着全球新增光伏装机量的上涨，组 件厂商对胶膜的需求预期仍会提升。按照 21-23 年全球装机量 155/220/270GW 进行计算， 预计单 GW 胶膜需求分别为 1120/1100/1080 万平米，预计 21-23 年全球光伏胶膜需求量 分别为 17.36 亿/24.20 亿/29.16 亿平方米，同比增长 21.82%/39.40%/20.50%。
白色 EVA 可进一步优化光伏组件发电效率。白色胶膜在单玻和双玻组件中能对应能提高 发电功率 1-3W 与 7-10W。白色 EVA 胶膜是 EVA 胶膜技术更新升级后的高端产品，应用 于单面发电光伏组件的背面。传统 EVA 胶膜组件通过日照发电时，光线需要通过电池片 间隙后穿过胶膜，经胶膜折射后到达背板，再通过背板反射光线到电池片，因此会有一定 的光线折损率。全新白色 EVA 胶膜不完全透光，当光线穿过电池片间隙到达胶膜后，白 色 EVA 可以直接反射光线，大幅减少折射损失，提高组件阳光有效利用率。
POE 胶膜具有良好的抗 PID 性能。PID 效应会影响组件最早于 2005 年由美国光伏制造商 Sun Power 发现，玻璃、封装材料或者边框间隙会因为水汽侵蚀或者老化导致部分高压电 流外泄。大量电荷聚集在电池片表面，加深了电池表面的钝化效果，会进一步导致光伏组 件填充因子、开路电压、最大功率显著降低，使组件性能会低于设计标准。与传统 EVA 胶膜相比，POE 胶膜拥有优异的水汽阻隔功能，进而增强光伏电池片的抗 PID 性能，提 高整体组件可靠性。在目前光伏电池生产倾向轻薄化(如 TopCon，HJT，IBC 等)，市场亟 需高端胶膜产品。
3.8 碳/碳复合材料国产替代加速，光伏热场需求预计稳中有升
大尺寸硅片趋势加速碳/碳复合材料替代速度。从性能角度看，相对于石墨材料，碳碳复合材料强度较高，可塑性强，长时间工作不易出现疲劳，更加匹配大尺寸单晶拉棒需求。 从制作损耗角度看，相对于等静压石墨材料，碳碳复合材料采用 bottom-up CVD 技术， 几乎无边角料损耗。综上，实用价值和经济性价值两方面，碳碳复合材料更加适合未来大 尺寸趋势。截至 2020 年，在坩埚、导流筒、保温筒三个领域，碳碳复合材料市场渗透率 分别达到＞95%/＞60%/＞55%。
国内热场产品市场经历四个发展阶段，截止 2021 年国产替代程度较高。①阶段一:2005 年之前单晶拉制炉、多晶铸锭炉晶硅制造热场系统部件市场主要被海外进口高纯度、高强 度等静压石墨等特种石墨产品垄断。其中海外龙头供应商包括东洋碳素、西格里。国内少 量厂商可供应部分等静压石墨热场产品，如方大炭素。②阶段二:2005-2010 年，先进碳 基复合材料在晶硅制造热场系统领域的应用进入探索期。公司和西安超码为代表的国内少 数优秀先进碳基复合材料厂商的先进碳基复合材料产品开始了对等静压石墨产品的进口 替代。③阶段三：2012-2015 年中国光伏产业受欧美双反影响较大，降成增效成为国内企 业突破重围的新思路，制造商开始逐渐试水新材料、新工艺。此阶段，金博产品端开始发 力，研发单晶拉制炉增大投料量、提高拉速、降低能耗等工艺为新型热场设计提供保障， 推动了光伏行业热场系统产品的技术进步与复苏发展。④阶段四：2015 年-2021 年，光伏 热场产品国产替代路径逐渐清晰。其中单晶拉制系统中，坩埚、导流筒、保温筒、板材、 电极等部件国产替代程度有望提升。
21 年国内碳纤维单价同比有所上升。 21 年在疫情的影响下，碳纤维主要成分丙烯腈价格 上涨，造成碳纤维原丝生产成本上升。加之，全球性集装箱短缺，导致碳纤维的物流费用 上涨，全球碳纤维价格持续上扬。国内市场角度，T300/T700 碳纤维单价由 130、170 元 /千克(2020 年 11 月)上涨至 185、235 元/千克(2021 年 11 月)，同比分别增长 42.31%/38.34%；按品类看，大丝束、小丝束单价分别由 120、150 元/千克(2020 年 11 月)上涨至 142.5、210 元/千克(2021 年 11 月)，同比分别上涨 18.75%/40.00%。
碳纤维持续有望逐渐实现国产替代，单价或将有所下降。国内碳纤维原料 20 年产能仍逐 步扩张。以产量为基， 2020 年中国大陆地区碳纤维产量较高，全球占比约 21.21%，位 居第二。21 年 1 月-10 月，国内碳纤维企业开工率始终保持在 60%以上，虽与全球约 65%-85%水平仍一定差距，但产量仍有所提升。截止 2021 年 10 月，中国碳纤维月度产 量达 2039.74 吨，同比增长约 24.72%。同时，国内中复神鹰、光威复材等碳纤维核心制 造商扩产在即，行业新进入者也正加快产能建设，下游需求强劲，预计未来随着疫情逐步 缓和，国产碳纤维持续增量，热产原料碳纤维价格有望下滑，利好核心企业未来盈利。
21 年热场系统主要部件需求空间有望达 27.82 亿元，21-23 年 CAGR 可达 24.06%。在 碳基复合材料热场系统中，坩埚、加热器、导流筒、保温筒为四大核心部件，同时在单晶 拉棒或多晶铸锭生产过程中属于消耗品。其需求可以进一步划分为新增需求、改造需求和 替代需求。其中，预计 21-23 年全球光伏新增装机量分别为 155/220/270GW。
我们假设：①21-23E 年硅片容配比分别为 1.20/1.25/1.30；②21-23E 年单 GW 所需单晶 炉分别为 99/97/95 台；③21-23E 年存量硅片改造比例分别为 20%/25%/15%；④随着单 GW 单晶炉的需求量下降，四大热场核心部件朝着 36 寸以上的趋势发展，预计碳碳热场 系统中四大部件单价将有所提升，21-23E 年坩埚平均单价分别 3.37/3.70/3.78 万元/件， 加热器平均单价分别为 4.28/4.63/5.09 万元/件，导流筒平均单价分别为 2.68/2.89/3.18 万 元/件，保温筒平均单价分别为 6.96/7.52/8.27 万元/件；坩埚、导流筒、保温筒、加热器 的替换周期分别为 2、2/3、2/3、2 次/年。其中，碳/碳坩埚渗透率分别为 95%/95%/95%； 碳/碳加热器渗透率分别为 8%/9%/10%；碳/碳导流筒渗透率分别为 60%/70%/75%；碳/ 碳导流筒渗透率分别为 65%/75%/85%。
21-22E 年碳碳复合先进材料热场供应商持续扩产，预计单价将稳中有降。截止 21 年 Q3, 国内主要碳碳复合先进材料热场供应商披露将持续加快扩产计划。随着行业龙头如金博股 份等快速气相沉积法逐渐成熟，假设 21-22 年碳碳复合材料单价有所下降，分别为 800 元/千克，扩产产能合计分别为 30.96/45.76 亿元。预计 21-22 年光伏碳碳复合热场材料市 场或将保持紧平衡状态。
天合光能
预计 22 年全球金刚石线需求有望达 9729 万公里。碳中和目标推动下，全球光伏装机有 望持续增长，硅片薄片化以及光伏组件大尺寸化趋势下，金刚石线单片线耗有望持续增长。 21-25 年全球金刚石线需求有望达
7233/9729/11888/13647/16283 万公里，同比增长 34%/35%/22%/15%/19%。
金刚石线细线化趋势有望延续。金刚石线线径减小有利于降低硅片切削损耗、节省生产成本。硅片薄片化趋势下，金刚石线细线化发展有望持续。目前行业主流产品线径为 45μm， 预计 22 年主流产品线径将下降至 38-40μm。（报告来源：未来智库）
3.10 重点公司分析
天合光能
组件出货环比基本持平，210 占比持续提升。公司三季度组件出货环比基本持平，其中 210 出货占比约为 70%，产品结构持续改善，预计四季度大尺寸出货占比将有进一步上升。 三季度上游原材料价格维持高位导致成本压力较大，但公司自身非硅成本环比有所下降叠 加大尺寸出货占比提升，组件盈利能力依然维持在较好水平。
分布式出货实现高增长，未来有望构建公司业绩新增长点。公司深耕分布式市场，布局时 间长，覆盖渠道广，天合富家和天合蓝天品牌获得客户高度认可。三季度公司分布式出货 同环比均实现大幅增长。预计未来公司将紧抓市场发展机遇，随着整县推进政策推动，公 司分布式业务有望实现快速发展。
隆基股份
大尺寸组件出货占比持续提升，盈利能力维持较高水平。三季度大尺寸组件占比实现环比 持续提升，预计四季度大尺寸出货依然将有所上升，产品结构有望持续改善。一体化成本 管控优秀，组件盈利能力维持较高水平。预计未来随着硅料供给趋于宽松，产业链价格下 降有望带动需求快速回升，且缓解公司成本压力，组件业务有望迎来量利齐升机会。
新型电池技术储备充分，大尺寸产能持续扩张。公司在 TOPCon、HJT 等新型电池技术上 已有深入研究和技术储备。近日隆基发布 HJT 最新转换效率，高达 26.3%，一周内两次 刷新世界纪录，新电池技术储备充分。另外公司大尺寸产能持续扩张，预计 21 年硅片/电 池片/组件产能分别为 105/38/65GW。
中信博
受供应链失衡及海外疫情等影响公司业绩有所下滑，明后年业绩有望触底反弹。2021 年 前三季度全球光伏行业受行业供应链失衡、大宗商品涨价、海外疫情、物流等因素影响， 集中式电站新增装机量低于去年同期。且跟踪支架在海外出货占比较大，受到疫情影响跟 踪项目出货出现延期等问题，给公司业绩造成较大影响。但随着产业链价格下降，集中式 光伏需求有所上涨叠加跟踪支架渗透率提升，及钢材价格有所下降，公司明年业绩有望迎 量利齐升。
募投项目加速扩产，公司龙头地位稳固。20 年底公司产能约 6.4GW，21 年仍有新增 2.8GW 安徽繁昌生产项目在建，预计 21 年底公司产能将达到 9.2GW，公司产能持续大幅提升，龙 头地位稳固。
4.1 HJT电池转换效率优势明显，预计2022年有望提升至25.5%+
HJT 电池具备较高的转换效率。HJT 电池结构以 N 型单晶硅(c-Si)为衬底光吸收区，经过 制绒清洗后，其正反面依次沉积本征非晶硅薄膜(i-a-Si:H)和掺杂的P型非晶硅(p-a-Si:H)， 与硅衬底形成 p-n 异质结。双面沉积的透明导电氧化物薄膜(TCO)不仅可以减少收集电流 时的串联电阻，还能起到类似晶硅电池上氮化硅层的减反作用，从而形成较高的开路电压， 提高转换效率。HJT 理论效率可达 27.5%，目前澳大利亚电镀技术初创公司 SunDrive 联 合异质结设备龙头企业迈为股份，在全尺寸(M6 尺寸，274.5cm²)单晶 HJT 电池上的最高 转换效率达到 25.54%。
HJT 电池实现高转化效率的核心在于氢化本征非晶硅薄膜。HJT 电池高转换效率源于高开 路电压，HJT 电池的开路电压（VOC）可以接近 750mV，而普通 PERC 电池则普遍低于 700mV。HJT 电池的高开路电压主要因为加入氢化本征非晶硅薄膜，薄膜具备优良的钝化 效果，光生载流子可以贯穿氢化非晶硅薄膜，因此不需要激光开膜或形成欧姆接触，可以 有效减少复合。截止 2021 年 11 月，隆基实验室 HJT 电池片转换效率达到 25.82%，华晟 2GW 搭载微晶化异质结量产线出片水平达到 25.50%，预计 2022 年量产 HJT 电池转换效 率有望达到 25.5%+。
HJT+IBC=HBC，转换效率可提升至 26%+。IBC 是将正负电极移到电池片背面，特点为 P-N 结在背面呈叉指状间隔排列，而正面无栅线遮挡，因此避免了遮光电流损失。HBC 在 IBC 基础上在电池背面插入非晶硅钝化层和透明导电膜层，具有更好的钝化效果。2017 年日本 Kaneka 公司 HBC 电池实验室效率可达 26.63%。
HJT 是最适合叠钙钛矿的电池，HJT+钙钛矿叠层工艺可将电池转换效率提升至 30%+。 HJT 晶体硅主要吸收太阳的红外光，而钙钛矿可有效利用紫外和蓝绿光，叠层技术用低温 沉积工艺（PVD/CVD 方式）实现短波长吸收（钙钛矿）和长波长吸收（HJT）的结合， 从而拓宽太阳电池对太阳光谱的能量吸收范围，大幅提高转换效率。2020 年 Oxford PV 光伏钙钛矿晶硅叠层电池在 1.12 平方厘米的面积上达到了 29.52％的实验室转换效率，后 续甚至有望进一步提升至 30%以上。
4.2 HJT与TopCon相比多方优势明显
4.2.1电池转换效率：TOPCon理论效率高，HJT中试和量产线效率更优
TOPCon 电池通过背面钝化提升发电效率。TOPCon 即隧穿氧化层钝化接触电池，前表 面与 N-PERC 电池没有本质区别，主要区别在于采用超薄二氧化硅(SiO2)隧道层和掺杂非 晶硅钝化背面，二者共同形成了钝化接触结构，可以使多子电子隧穿进入多晶硅层同时阻 挡少子空穴的复合，进而电子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接 触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流，从而提升电池的转换效率。
双面钝化TOPCON电池理论效率极限高，单面钝化TOPCON电池理论效率与HJT接近。 根据 ISFH 的测算，PERC、HJT、TOPCon 电池的理论极限效率分别为 24.5%、27.5%、 28.7%。TOPCon 电池理论效率高于 HJT，但是 28.7%的理论效率需要实现双面多晶硅钝 化，正表面多晶硅钝化吸光严重，电池生产难度非常大，双面多晶硅钝化 TOPCon 电池 实验室效率仅 22.5%。目前常用的背表面钝化技术 TOPCon 电池理论效率极限为 27.1%， 与 HJT 理论效率差异不大。
4.2.2生产工艺：HJT工艺简单，TOPCon有待工艺改进提升良率
生产工艺方面，TOPCon 电池工艺最难最复杂，PERC 次之，HJT 工艺最简单。PERC、 HJT、TOPCon 电池生产分别需要 10/6/13 步。相较于 PERC，TOPCon 多了 3 道工序， 包括硼扩、非晶硅沉积、镀氧化层膜，该三大工艺均存在较多技术挑战，因此目前 TOPCon 电池良率约为 90%以下，低于 PERC 98~99%的良率。HJT 由于工艺仅 6 步，电池良率 约 98~99%，随着工艺的改进，HJT 和 TOPCon 的生产良率有望持续提升。
4.2.3成本：TOPCon电池非硅成本低，HJT降本路线清晰
目前 TOPCon 电池成本低于 HJT 约 0.13 元/W。以 166 的电池为例，假设 Topcon 银耗 150mg，HJT240mg，PERC、TOPCon、HJT 非硅成本约为 0.2/0.29/0.42 元/W，TOPCon 和 HJT 非硅成本较 PERC 高 45%/110%。TOPCon 电池中非硅成本占比 38%，其中银浆、 设备折旧、辅材和其他在总成本占比分别为 16%/4%/9%/9%。HJT 电池中非硅成本占比 47%，其中银浆、设备折旧、辅材和其他在总成本占比分别为 25%/5%/6%/11%。HJT 与 TOPCON 相比成本差距主要体现在银浆上，银浆、设备折旧、辅材和其他 HJT 分别高于 TOPCON 电池 0.1/0.02/0.01/0.01 元/W。
HJT 银浆降本路线更为清晰。银耗是导致 HJT 和 TOPCon 电池成本差异的核心，20 年底 HJT 银耗约 240mg，而 TOPCon 银耗约 150mg。通过多主栅技术以及新款副栅材料的应 用，可将 HJT 银耗降至 160mg，达到与 TOPCON 银耗差不多的水平。此外，HJT 可通 过银包铜技术，将银耗降至 106mg。由于银包铜是低温工艺，无法在 TOPCON 电池应用， 目前 TOPCON 电池正在研发电镀铜工艺，由于铜容易氧化，过程涉及湿化学，拉力较难 控制，因此电镀铜工艺较难，目前还处于实验室阶段。
TOPCon 可在 PERC 产线上改造升级，设备投资额低。由于 TOPCon 和 PERC 工艺相似， 因此在 PERC 产线上新增非晶硅沉积的 LPCVD/PECVD 设备以及镀膜设备，可将 PERC 产线升级至 TOPCon。目前 PERC 设备投资在 1.2-1.5 亿元/GW，TOPCon 投资约 2-2.5 亿元/GW，将 PERC 改造为 TOPCon 仅需 0.8 亿元/GW，可大幅降低电池设备投资成本， 拥有 PERC 电池产能的企业投资意愿更强。而 HJT 是低温工艺，因此需要重新新建产线， 投资额在4-4.5亿元/GW。但目前HJT设备折旧上与TOPCon相比成本差异仅0.02元/W， 未来通过设备零部件国产化，以及 HJT 规模的上量，设备投资额有望降至 4 亿元以内， 进一步降低设备折旧成本差异，拉动投资意愿。
4.3 2022年HJT电池成本将低于PERC，有望迎来规模化量产
2021 年 12BB 成熟应用，HJT 和 PERC 电池的非硅成本差异较 2020 年降低一半。2020 年 HJT 非硅成本约 0.42 元/W，PERC 电池非硅成本约 0.2 元/W，HJT 非硅成本高于 PERC 电池 110%。2021 年通过 12BB 栅线的应用，银耗可由 240mg/片降至 190mg/片，通过 应用新款 KE132 副栅浆料，加上图形优化，银耗可进一步降低至 160mg/片，按照 1 万元 的进口浆料价格计算，预计银浆成本降低 0.11 元/W，HJT 非硅成本有望降至 0.31 元/W， 非硅成本高于 PERC 电池 59%。目前华晟量产线已成功导入 12BB，M6 硅片银耗已降至 160mg，预计到 21 年底 HJT 和 PERC 电池的非硅成本差异将较 2020 年降低一半。
2022 年银包铜和浆料、靶材国产化，HJT 非硅成本有望与 PERC 持平。银包铜浆料的导 入可将银耗由 160mg/片降至 106mg/片，银浆成本有望降低 0.072 元/W，随着 HJT 规模 化量产，以及国产浆料替代进口，浆料价格有望由 1 万元/kg 降至 0.7 万元/kg，银浆成本 有望降低至 0.11 元/W，基本与 PERC 持平。此外，靶材国产化、加上新材料应用，靶材 价格有望降低 25%，靶材成本有望降低 0.014 元/W。基于以上降本路径，2022 年 HJT 非硅成本有望达 0.19 元/W，届时将与 PERC 非硅成本持平。
到 2022 年 HJT 电池成本有望低于 PERC 和 TOPCon，将具备规模化量产的成本优势。 按照以上假设计算，预计 2021-2023 年 HJT 电池成本分别达 0.7/0.54/0.47 元/W，较 PERC 电池成本+17%/-4%/-10%，与 TOPCon 新投产线相比成本+2%/-14%/-16%，与 TOPCon 改造产线相比成本+4%/-12%/-13%。由于 TOPCon 技术存在对原有 PERC 存量资产的改 造，加上目前部分 PERC 产能未收回投资成本，预计 25 年之前 TOPCon 电池扩产将与 HJT 并存，拥有 PERC 存量资产的企业将加紧将 PERC 产线改造为 TOPCon 产线。22 年 HJT 成本将低于 PERC 和 TOPCon，由于 HJT 可叠加钙钛矿，该技术路线具有至少 10 年以上的生命周期，HJT 对无 PERC 存量资产的企业来说更具备吸引力，22 年 HJT 有望进行规模化量产。
4.4 HJT产能有望快速增长，22年全球HJT设备市场空间有望达88亿
2021 年 HJT 国内新投资产能有望达 3GW 左右，2022 年有望达 10GW。目前华晟新能源、 钧石能源、山煤国际、通威股份、爱康科技、东方日升、明阳智能、金刚玻璃等企业均已 宣布投资新建 GW 级的 HJT 相关项目，据 Solarzoom 资料显示，目前市场上规划 HJT 电 池片技术的产能有近 40GW+。2021 年底前国内 HJT 电池产能达到 3GW 左右，包括金石 能源 600MW，华晟新能源 500MW，爱康科技 500MW，以及山西晋能 220MW，阿特斯 200MW 等，加上华晟 2GW、金刚玻璃 1.2GW 和爱康 2GW 签约产能异质结电池产能 22 年或达到 10GW。
2022 年 HJT 设备市场空间有望达 104 亿元。按照 2020-2025 年全球光伏装机量 130/155/220/270/310/360GW 计算，假设容配比分别为
1.15/1.20/1.25/1.30/1.30/1.35， 按照电池产能利用率 70%计算，由于 HJT 具备成本优势，我们预计 2021-2025 年 HJT 渗 透率分别为 5%/10%/20%/40%/75%，由于 HJT 设备成本不断下降，假设 2021-2025 年 HJT 设备投资额分别为 4.5/4.0/3.5/3.0/2.7 亿元/GW，则 2021-2025 年 HJT 设备需求将达 48/104/213/390/784 亿元，同比+382%/117%/105%/83%/101%。（报告来源：未来智库）
4.5 重点公司分析
迈为股份
HJT 研发实力强劲，中标订单有望持续增长。截至 2021 年 6 月，搭载公司设备的华晟异 质结电池量产批次平均效率达到了 24.71%，单片最高效率也达到了 25.06%，处于行业领 先地位，其量产能力得到有力印证。截止 21 年，公司目前 PECVD 节拍可达 8000 片/小 时，半片可达 14400 片/小时，预计 22 年有望达 10000 片/小时。订单方面，继 21 年 7 月中标金刚玻璃 1.2GW 异质结项目后，21 年 9 月，公司中标爱康科技 600MW 高效异质 结整线设备采购项目及 1.8GW 后期采购意向。公司凭借优秀研发实力，预计未来中标订 单将稳定增长。
异质结电池片技术趋向成熟，整线设备市场空间有望持续提升。截至目前，我们预计在量 产化成熟的过程中，HJT 整线设备单价 25E 年有望下降至 3 亿元左右。我们预计 22E 年 -25E 年 ， 异 质 结 整 线 设 备 需 求 有 望 分 别 达 78/141/257/595 亿 元 ， 同 比 分 别 +68%/82%/82%/132%，成长性瞩目。
HJT 渗透率有望快速提升，公司市占率有望稳固。7 月，公司发布定增预案，预计本次定 增项目在达产后可以新增年产 PECVD 设备、PVD 设备和自动化设备各 40 套，为 HJT 新 增产能的消化提供保障。预计公司异质结整线设备市占率约为 50%，龙头地位稳固。
5.1 22年陆风装机有望快速增长，大型化趋势明显
21 年以来风电招标维持高景气，22 年风电行业需求有望持续旺盛。据我们不完全统计， 21 年 1-11 月国内风机招标量为 53.94GW，同比增长 64%。其中陆上风机招标量为 46.85GW，同比增长 85%；海上风电前期服务招标量为 5.10GW，海上风机招标量为 1.99GW。受双碳目标推动，21 年以来国内风电招标数据维持高景气。考虑到风电招标到 并网 1 年左右的周期，预计 22 年国内风电新增装机容量有望达 57GW。
风机招标大型化趋势明显。据不完全统计，2017-2021H1 国内 3MW 及以下风机招标容量 占比由 100%逐年下降至 42%，未来风电场将主要集中在风资源较好的三北地区进行建设， 风机大型化趋势明显，预计 2021 年国内风机新增装机中 3MW+/4MW+/5MW+机型占比分 别为 31%/18%/14%，2022 年 3MW+/4MW+/5MW+机型占比分别为 28%/26%/4%。
