光伏行业专题报告：2022年光伏行业供需及产业链主辅环节梳理

  太阳能电池工作原理的基础是半导体的光伏效应，所谓光伏效应是指当物体收到光照时， 物体内的电荷分布状态发生明显的变化而产生电动势和电流的一种效应。对半导体进行掺杂形成P-N 结，该P-N结形成内建电场（扩散运动），将光照下产生的光生载流子（电子-空穴对）进行分 离，分别被正面和背面的金属电极收集，接通外部的电路形成电流。

  通常将光伏产业链主要划分为三个环节，分别是产业链上游（晶体硅的采集和硅锭、硅棒、 硅片的加工制造），产业链中游（光伏电池和光伏组件），产业链下游（光伏电站系统的集成 和运营（集中式电站和分布式光伏），此外还涉及光伏玻璃、胶膜、支架等辅材环节。

  （一）全球：2022年全球光伏新增装机同比增长30.4%，高于2021年水平

  从需求端看，根据TrendForce数据，2022年预计全球光伏新增装机超过220GW，同比增速 30.4%，比2021年21.4%高出9个百分点，增长主要受亚太地区拉动，其中：亚太、美洲、欧洲新增装机分别达到124、49、39GW，同比增速分别为39.7%、10.6%、24.0%。6月TrendForce数 据将全球光伏新增装机目标调整为240GW, 同比增长41.18%。

  欧盟：俄乌冲突带来的全球能源危机加快欧盟能源转型和能源独立，5月欧盟委员会公布 了“欧盟再次生产的能源计划”(REPowerEU Plan) ，并将其在“Fit for 55（FF55）”一揽子计划 下的可再次生产的能源目标从之前的40%提高到2030年的45%,落实到太阳能发电上，计划到2025年欧 盟整体光伏累计装机达到320GW，是2021年（158.1GW）的两倍，2030年达到600GW。预计2022-2025 年与2026-2030年两个时间段年均新增装机分别达到40.5GW与56GW，相较目前欧盟新增装机存 在明显中枢提升。

  美国：今年3月，美国商务部对在柬埔寨、马来西亚、泰国和越南经营的中国公司制作的 光伏组件展开反倾销调查。6月6日，白宫正式声明，美国将对从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南采购的太阳能组件给予24个月的关税豁免，美国允许在公共土地上部署更多清洁能源项目， 并向城市和农村地区推广；将通过高薪工作支持太阳能劳动力市场的多元化；为盟国建立有弹 性的清洁能源制造供应链；另外还在波多黎各投资推进数十个太阳能项目。反倾销调查导致美 国多个项目并网时间从2022年推迟到2023年或更晚，预计2022年美国光伏新增装机26GW。根据 Rystadenergy数据，2021年东南亚四国的光伏组件占美国进口太阳能装机容量的85%。

  （二）国内：集中式和分布式并重, 2022全年光伏发电新增并网超过1亿千瓦，是2021年 的两倍。

  2021年光伏发电新增装机5493万千瓦，创近四年新高，其中分布式新增约2920万千瓦，占 新增光伏发电装机的占比超过一半。“十三五”期间受三北弃风弃光以及中东部地方光伏补贴 影响，分布式光伏得到加快增长。进入2020年以来，随着我们国家碳达峰碳中和下整县分布式光伏 开发试点的推进，分布式光伏步入新的快速发展阶段，成为“十四五”期间拉动新能源增长重 要驱动力之一。

  2.大基地开发+整县分布式，2022年-2023年集中投产，2022年国内装机大概率超过8000万 千瓦

  根据“十四五”现代能源体系规划，到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非 化石能源发电量比重达到39%左右。 在大基地开发方面： 2021年11月第一批大型风光基地建设：合计9705万千瓦，2022年投产4571万千瓦（按光伏 占比50%，则2285万千瓦） 2021年12月第二批大型风光基地建设《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》：“十四五”规划建设规模2亿千瓦；“十五五”规划建设规模2.55亿千瓦 （按光伏占比50%，2022年预计2500万千瓦）

  光伏整县开发方面： 2021年6月能源局征求整县（市、 区）分布式光伏开发试点申报。要求党政机关建筑屋顶 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%。 2021年9月国家能源局公布676个整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，并提出，2023 年底前，试点地区各类屋顶安装光伏发电的比例均达到《通知》要求的，列为整县（市、区） 屋顶分布式光伏开发示范县。以单个20万千瓦，累计超过1.3亿千瓦，按4年折算，年均新增3200 万千瓦。鉴于全国有2800多个县级单位，此次申报的示范县数量约占全国比例的25%左右，未 来仍有潜力。

  整县分布式光伏开发将以往分布式光伏由用户自发自愿建设模式转变为由政府推动、央国 企主导、央国企和民企合作的推进模式。在政企合作、补贴缓退、市场化交易等政策支撑下， 市场主体的参与意愿强烈，已有20多个省下发落实文件，县域光伏呈现快速发展势头。 在市场上主体上，央企国企加速布局县域分布式光伏。例如，山东省以“一企一县”的方 式；河南提出“1+1+X”的整县推进服务机制，即由1家大型能源企业作为牵头单位，负责提供 资金、专业技术人员，协助地方摸排资源、编制方案、统筹推进项目建设，1家政策型银行等金融 机构与牵头企业合作，提供绿色信贷支持，若干属地平台公司等根据产业链分工，参与屋顶资 源协调落实、运行维护、信息监测、平台搭建等；甘肃提出“3+10+X”开发思路，以一个企业 建设一个县的建设模式涉及全省46个县，按照一次规划、分批实施原则，计划在“十四五”时期全部建成并网发电。

  在开发形式上，利用多种形式开发光伏风电项目。除屋顶光伏外，与农业生产相结合，开 发农光互补、渔光互补、牧光互补，利用污水垃圾处理厂、废弃矿区、农户院内搭建阳光棚等 方式。在交易方式上，鼓励开展分布式发电市场化交易。在商业模式上，采用租赁、合约购等 方式，解决农户安装成本的痛点。在接入上，主要为三种模式，一是分散就近接入，二是汇集 集中接入，三是以源网荷储一体化的并网型微电网模式接入。 2022年6月，国家发展改革委、国家能源局等九部门联合印发《“十四五”可再次生产的能源发 展规划》。2021年全国可再次生产的能源、非水可再次生产的能源消纳权重分别为29.4%、13.7%。2025年要 达到33%和18%，则可再次生产的能源、非水可再次生产的能源消纳权重年均提高0.9%、1.08%。我国2021年全社会用电量83128亿千瓦时，按照年均增长4-4.5%计算，到2025年我国全国用电量为 97248-99132亿千瓦时，对应非水可再次生产的能源年发电量为17505-17843亿千瓦时，较2021年增加 6116-6455亿千瓦时，则需新增加400GW上下的风光装量。根据我们国家风电、光伏产业的发展状况， 2022-2025年年均新增装机量将远超100GW/年。

  从供给端看，硅料环节仍是产业链瓶颈 相比别的环节，2021年以来，硅料价格持续上涨，特别是2021年下半年以来，2022年有所缓解， 但仍维持在高位，且近期呈现上行趋势。

  硅料环节紧缺导致产业链利润分配大多分布在在上游。以通威为例，近两年硅料环节毛利率 大幅度的提高，2020年毛利率提高了6.3个百分点，2021年提高了32.0个百分点，毛利率几乎翻番； 电池及组件环节毛利率由2019年的20.2%下降到2021年的8.81%，下降幅度接近60%。以隆基为 例，硅片硅棒环节，毛利率由2019年的31.7%下降为2021年的27.6%，下降了4.1个百分点，组 件和电池片环节由2019年的24.6%下降为2021年的17.1%，下降了7.5个百分点。

  以年度看，2021年硅料环节产能同比增长8.8%，远低于硅片85%，电池片50%以及组件66% 的产能增长，导致硅料环节供需偏紧，2022年硅料环节产能同比增长83%，远高于硅片35%，电 池片34%以及组件25%的产能增长，但2021年-2022年两年硅料、硅片、电池片、组件四个环节 产能年均增长41%、58%、41%和43%，硅片环节明显高于别的环节，因此2022年硅料供应能力相 较去年显著改善，但鉴于投产爬坡等因素影响，供需匹配预期可能会低于预期，预计2022年仍 相对偏紧。

  随着双碳下行业发展确定性的广泛认知，行业内相关企业加快产能扩张并一体化布局，同时跨界资本布局产业链，加速整个行业的优胜劣汰和产业集中度的提升。预计2022年硅料、硅 片、电池片、组件市场前五产能市场集中度分别为75%、67%、44%、60%，市场前十产能市场集 中度分别为97%、87%、65%和82%。 硅料环节是典型重资产环节，投产周期较长，在当前供需形势下，市场集中度持续提升； 硅片环节技术相对来说比较稳定且明确，行业龙头有着非常明显的产能、技术和品牌优势，但随着新进入者， 市场之间的竞争激烈，优胜劣汰，部分中小企业存在加大生存压力；电池片环节市场集中度相比来说较低， N型技术快速推进，市场之间的竞争激烈，行业龙头强者恒强；组件环节直接与光伏电站企业对接， 是最熟悉客户的真实需求的领域，也是一体化运营企业的布局重点，市场格局相对来说比较稳定，有利于发挥 产业链协同优势。

  根据需求测算，我们大家可以看到2021年硅料存在供需缺口，2022年有所缓解，但仍偏紧。预 计硅料价格全年价格将维持在高位，大概率在维持在35美元/千克之上，行业龙头2022年预计 营收保持迅速增加，大概率超预期。

  主流的多晶硅生产技术主要有改良西门子法和硅烷流化床法，产品形态分别为棒状硅和颗 粒硅，2021年棒状硅市场占有率接近96%。目前市场新增产能主要是采用有改良西门子法。

  根据亚洲硅业招股说明书，N型硅片对上游多晶硅材料的品质要求高于P型，特别是在痕量 重金属和微量碳杂质含量上，基本上P型硅片一定要使用电子三级以上的多晶硅原料，而N型硅片 一定要使用电子二级以上的多晶硅原料，和半导体集成电路用电子一级标准接近。改良西门子法 生产的基本工艺相对成熟、质量稳定，未来一段时间仍为主要生产工艺。

  根据协鑫公布多个方面数据显示，FBR颗粒硅与传统工艺相比，具有工艺流程短（3模块vs6模块）、 反应温度低（700度vs1000度）等优点，单位投资强度、动力电消耗、人力成本、氢消耗均分 别下降30%、70%、65%、40%。综合生产所带来的成本较棒状硅相比下降约30%，颗粒硅主要作为掺杂使 用，掺杂比例低于30%，但鉴于颗粒硅成本优势，且理论上能达到N型用料需求，能达到电 子级标准，扩大量产规模的同时提升技术优势，有望在需求端继续扩大市场占有率。颗粒硅目 前存在的氢跳、颗粒硅撞击器壁等问题是需要在规模化应用中逐步解决。

  2021年，单晶硅片（p型+n型）市场占比约94.5%，其中p型单晶硅片市场占比由2020年的 86.9%增长到90.4%，n型单晶硅片约4.1%。随着下游对单晶产品的需求增大，单晶硅片市场占 比也将进一步增大，且n型单晶硅片占比将持续提升。多晶硅片的市场占有率由2020年的9.3%下 降至2021年的5.2%，未来呈逐步下降趋势。

  伴随着今年硅料短缺与硅料价格的一路攀升，薄片化推进提速，据隆基会议上分享，目前 P型M10主流厚度已降至160-165um；中环展示的薄片化技术路线 um。根据中国光伏协会数据，预计P型硅片厚度由当前的170 um降低到2025年的155 um，TOPCon电池的n型硅片厚度由当前的165 um降低到2025年的145 um，异质结电池的n型硅片厚度 由当前的150 um降低到2025年的120 um左右，年均下降幅度分别为2.3%、3.2%和5.4%。（报告来源：未来智库）

  大尺寸硅片优势显著，且得到下游企业认可：根据中环对外公开数据，硅片210对比182单 瓦成本低14%，对比166单位成本低27%；电池组件210对比166低0.08元/瓦、182对比166低0.049 元/瓦；600W作为210入门级产品，585W是目前182的上限产品，系统BOS成本600W+产品，对比 585W低0.08元/瓦、对比450W低0.15元/瓦。大尺寸组件的应用亦可明显摊低光伏系统BOS成本， 根据中环股份测算，采用600W+的210尺寸组件相较于常规450W组件的光伏系统，可降低BOS成 本0.15-0.2元/W，且可降低项目LCOE约5%。根据华能2022年第一批2GW组件招标看，大尺寸占 比85%，根据国电投2022年第一批4.5GW组件招标看，大尺寸占比93.3%。

  从整体看，单晶硅片行业产能或结构性过剩，但大尺寸硅片降本增效优势显著，且得到下 游企业认可，M10、G12供应或保持阶段性偏紧状态，有望在行业激烈竞争中保持相对竞争优势。 以隆基、中环为主的行业龙头具有工艺、管控和技术的优势，有望强者恒强，维持行业头部地 位。相较于硅料环节的化工属性与重资产特征，电池环节面临技术迭代风险同时盈利相对较弱， 组件环节需要长期品牌与渠道建设积累，市场新进入者主要选择切入技术相对来说比较稳定、盈利能力 相对较好、市场风险相比来说较低的硅片环节，导致市场之间的竞争加剧，中小企业出清加快。

  光伏电池大致上可以分为P型与N型两种，最大的区别是原材料硅片，P型硅片中掺杂了硼元素， 而N型硅片中掺杂磷元素。P型电池原材料为P型硅片，最重要的包含传统的Al-BSF（铝背场）以及 PERC技术两种。N型电池原材料为N型硅片，N制备技术最重要的包含TOPCon、异质结（HJT）、IBC 等。传统的P型电池使用硼掺杂的硅片基底，初始光照后容易形成硼-氧对，在硅片基底中捕获 电子以形成复合中心，因此导致光致衰减，而N型电池硅片基底掺磷，就没有硼-氧对形成的 复合中心损失，提升了电池转换效率。

  与N型电池相比，P型电池（PERC技术为主）制造工艺简单、生产所带来的成本低，可结合选择性发 射技术提升电池转换效率。PERC采用Al2O3膜对背表明上进行钝化，可以轻松又有效的降低背表面复合， 提高开路电压，增加背表面反射，提高短路电流，来提升电池效率。从工艺上来说，PERC与 普通全铝背场（AL-BSF）产线兼容，在普通全铝背场（AL-BSF）电池生产线基础上增加背面钝 化膜沉积和介质层开槽设备。自2017年以来，PERC电池迅速推广和应用，是当前主导电池技术， 2021年市场占有率超过91%，在未来2-3年甚至5年内仍是主流的电池技术。根据世界公认权威测 试机构德国哈梅林太阳能研究所测算，PERC、HJT、TOPCon三种类型电池技术理论极限效率分 别为24.5%，28.5%，28.7%。随着PERC效率迫近理论极限值，N型电池有望成为下一代主流技术， 关注焦点集中在TOPCon和异质结（HJT）两种技术上。从目前看，随着大型化等技术推进，短 期内TOPCon和异质结的效率并未明显高于PERC。以隆基2021年第三季度年报数据，N 型 TOPCon、 HJT、P 型 TOPCon效率分别25.21%、25.26%、25.19%。

  根据TrendForce产能数据，2022年N型电池片技术产能快速攀升，与PERC的比例由2021年 的5%提升到2022年的82.5%，而在N型电池片技术新增产能中，TOPCon接近HJT的4倍。

  TOPCon电池以N型硅衬底，背面覆盖了一层沉积在超薄隧穿氧化硅层上的掺杂多晶硅薄层， 形成了较好的钝化接触结构。TOPCon与PERC均为高温工艺且工序兼容性较高，现有的PERC晶体 硅太阳电池工艺产线只需要添加B扩散设备及PECVD-poly三合一设备即可升级为n-TOPCon单晶 硅太阳电池工艺产线，传统电池厂商新增PERC产能都预留TOPCon接口以备后续升级。根据 TrendForce数据，2021年TOPCon产能在8.7GW，预计2022年将达到55.9GW，2022年TOPCon出现 较大投产，其中晶科、隆基、中来、润阳、协鑫集成五家企业新增产能占比超过80%。

  预计2022年TOPcon产能将达到55.9GW，接近2021年8.7GW的6.5倍，在电池片产能中的占比 快速提升。预期TOPCon、HJT在近1-3年内仍是呈现产能、产量都持续扩张趋势，但TOPCon能较 多的接轨原有的PERC产能，在扩产进展上相比HJT有优势，短期内TOPCon产能、产量发展速度 优于HJT。

  TOPCon 和PERC最大的不同即为背面引入了隧穿氧化层+掺杂薄多晶硅层。在投资上， TOPCon工艺增加了硼扩散与接触钝化层(SiOx/非晶硅膜)沉积两个环节，导致TOPCon电池的投 资成本(CAPEX)高于PERC，且工艺环节多导致良率下降。目前TOPCon成本比PERC高20%多，除进 一步提升效率和良率，还需要进一步降低成本。

  HJT电池技术脱离了传统的同质结电池的扩散工艺，而是采用薄膜电池中常用的镀膜技术 在晶体硅片表面制备p-n结，工艺流程相对简单，其效率也更高，但电池要求的表面钝化水平 高，工艺难度较大。根据TrendForce数据，预计2022年底HJT产能达到19GW，预计到2023年， HJT单晶硅太阳电池的生产成本将接近PERC晶体硅太阳电池的生产成本。当前，HJT生产效率已 完全步入24%+时代，随着设备的不断升级，设备厂商和制造商均声称2022年HJT有望实现 25.00%+的量产效率。

  部分光伏产品制造商已经启动HJT太阳能电池的扩产项目，如安徽华晟二期2GW异质结太阳 能电池生产项目、金刚玻璃1.2GW大尺寸半片超高效异质结太阳能电池及组件项目、通威股份 2021 年新增投产 1GW HJT 中试线等，表明了目前HJT电池已经初步具备规模化生产的条件。

  成本是制约HJT发展的最核心因素，预期HJT仍需2-3年的降本（省硅省铟省银）沉淀，2023 年后实际产出才能出现较大规模。

  随着HJT设备国产化的普及，HJT投资所需成本已经降到4.5亿元/GW左右甚至4亿元/GW以内，但 是相较PERC的1.5-2亿元/GW和TOPCon 的2-2.5亿元/GW仍高出较多。

  区别于PERC和TOPCon 均使用高温烧结型银浆，HJT使用的是低温固化型银浆，一方面低温 银浆以进口为主，另一方面低温银浆因为其较高的电阻率和HJT双面均需使用银浆导致银浆单 耗高于PERC。为进一步降低金属化环节的成本，新技术主要集中在银包铜上，目前已有厂商完 成试验目前已进入可靠性阶段，国产化将进一步提速。

  HJT制备中TCO（透明导电氧化物镀膜剥离）沉积环节需要用到氧化铟锡（ITO）或氧化铟 掺钨（IWO）作为溅射靶材，产生额额外非硅成本约0.05元/W，尽管国产靶材陆续实现进口靶 材的替代，但鉴于金属铟为稀有金属，通过提升靶材利用率、实现靶材规模化回收、实现太阳 电池背面以铝掺杂的ZnO透明导电玻璃(AZO)替代和提升靶材国产化率进一步降低含銦靶材成 本，相关公司如广东先导稀材、长沙壹纳光电等。

  单/双面方面，2021年，随着下游应用端对于双面发电组件发电增益的认可，以及受到美 国豁免双面发电组件201关税影响，双面组件市场占比较2020年上涨7.7个百分点至37.4%。预 计到2023年，单双面组件市场占比基本相当。 半片方面，2021年，半片组件市场占比为86.5%，同比增加15.5个百分点。由于半片或更 小片电池片的组件封装方式可提升组件功率，预计未来其所占市场份额会持续增大。

  随着头部企业相继完成一体化，下游采购为国企央企居多，一体化企业在成本、规模、渠 道、资金、品牌等壁垒凸显，组件环节消费品属性增强，可能正在进入市场稳态，即头部企业 稳定、竞争格局稳固、市场集中度提升。随着大尺寸出货量加快，垂直整合厂家具有体量和成 本优势，部分小企业存在出清风险。

  逆变器是光伏发电核心部件之一，其作用是将太阳电池发出的直流电转化为符合电网电能 质量要求的交流电。2021年，光伏逆变器市场以集中式逆变器和组串式逆变器为主，集散式逆 变器占比较小。其中，组串式逆变器占比为69.6%，集中式逆变器占比为27.7%，集散式逆变器 的市场占有率约为2.7%。受应用场景变化、技术进步等多种因素影响，集中式和组串式市场格局相对稳定。

  按照光伏逆变器的技术路线，可以将光伏逆变器分为以下几类： （1）集中式光伏逆变器。将很多并行的光伏组件连到同一台集中逆变器的直流输入端， 汇总成较大直流功率，再转变为交流电的一种电力电子装置，功率相对较大，主要应用于光照 均匀的集中式地面大型光伏电站等集中式光伏发电系统。产品转换效率高，电网友好性强，安 全可靠，经济性好，能适应高寒、低温、高海拔等多种环境, 广泛应用于荒漠、高原、商业屋 顶等大、中型光伏发电系统。随着技术进步近年来开始与下游的变压器集成，形成“逆变升压” 一体化的解决方案，以及与储能结合的光储一体化解决方案。

  （2）组串式光伏逆变器。对几组（一般为 1-4 组）光伏组件进行单独的最大功率峰值跟 踪，再经过逆变以后并入交流电网，一台组串式逆变器可以有多个最大功率峰值跟踪模块。组 串式光伏逆变器功率密度高，安装维护简单，可满足户内、户外等不同的应用环境要求，广泛 应用于规模较小的电站，如户用分布式发电、中小型工商业屋顶电站等，也可应用于地形复杂 的大型地面电站。

  （3）集散式光伏逆变器。集散式逆变器结合了大型集中式光伏逆变器的集中逆变优势和组串式光伏逆变器的分散MPPT跟踪优势，达到集中式逆变器低成本高可靠性，组串式逆变器的 高发电量。集散式逆变器具有工程经验少、安全性及稳定性还需验证的缺点，应用于我国光伏 “领跑者”示范基地。

  （4）户用微型光伏逆变器：高功率密度，安装维护简单，可自动适应复杂电网环境，延 长发电时间，有效提升发电收益，同时内置防雷及高精度漏电流保护，具备储能接口和多种通 讯方式，满足户内、户外等不同的应用环境要求，广泛应用于住宅屋顶、庭院等户用光伏发电 系统。

  光伏逆变器是连接太阳能电池板和电网之间的电力电子变换装置，在智能化发展趋势下， 逆变器的综合智慧管理中的作用日益突出，光伏逆变器的可靠性、安全性直接关系太阳能发电 系统整体的平稳运行，其转换效率直接影响太阳能光伏发电系统的发电效率，不仅具有直流电到交流电的转换功能，还具有最大功率跟踪功能 （MPPT）以及最大限度发挥太阳能电池性能 和光伏发电系统保护等功能。光伏逆变器的设计和制造需要从整个系统角度考虑，除了转换效 率，还要兼顾综合防护、稳定运行、安全可靠和电网友好性，光伏逆变器承载着数据采集、电 站监控、能源管理等任务。

  光伏逆变器属于充分竞争的市场，市场竞争格局相对稳定。华为、阳光电源和SMA凭借领 先的技术优势和丰富的产品系列，自2014年开始稳居光伏逆变器行业前三名，市场占有率稳定 在40%-50%。随着国内光伏逆变器市场表现出巨大的潜力，逆变器市场竞争更为激烈，缺乏自 主研发技术，以购买原器件组装为主的中小逆变器生产企业将面临生存考验。

  IGBT(绝缘栅双极型晶体管)是工业控制和自动化领域的核心原件，被称为现代电力电子行 业“CPU”。按照电压等级分类，分为低压IGBT(1000V以下)、中压IGBT(1000-1700V)、高压IGBT （3300V及以上）；按照封装方式，分为IGBT单管、IGBT模块及IPM（智能功率模块）。IGBT 广 泛应用于光伏逆变器中，占逆变器价值量的 20%-30%，主要功能是将繁杂不一的电力处理为终 端产品所需的规格，具有变频、整流、变压、功率放大、功率控制、节能等功效，用于光伏逆 变器的IGBT主要为IBGT单管和IGBT模块。

  中国大陆功率半导体市场占世界市场的50%以上，但IGBT主要依赖进口。在全球市场份额 中，英飞凌占据绝对优势，在IGBT单管方面，前五市场份额企业分别是英飞凌（29.3%）、富 士电机（15.6%）、三菱电机（9.3%）、安森美（7.7%）、东芝（5.5%），合计67.4%；在IGBT 模块方面，前五市场份额企业分别是英飞凌（36.5%）、富士电机（11.4%）、三菱电机（9.7%）、 赛米控（5.8%）、威科（3.3%），合计66.7%。根据阳光电源2021年11月调研公告，大型的IGBT 还是以英飞凌、安森美等为主，海外头部企业技术上有明显的领先优势，国产替代在小型功率 器件上开始尝试。

  光伏胶膜主要用于组件封装，可以对电池片起到保护和增效作用。由于光伏组件运行环境 恶劣，光伏胶膜需要有在多种环境下具有良好的耐热性、耐低温性、耐氧化性、耐紫外线老化 性，同时光伏电池的封装过程具有不可逆性，电池组件的运营寿命通常要求在25 年以上，对 光伏胶膜质量要求较高。光伏胶膜用于组件封装环节，占组件成本3%-7%，是决定光伏组件产 品质量、寿命的关键性因素。

  光伏胶膜夹在光伏电池片上下，一块电池片就要配上两块光伏胶膜，覆盖电池片上下两面， 和上层玻璃、下层背板（或玻璃）通过真空层压技术粘合为一体，构成光伏组件。胶膜作为光 伏组件的辅助材料，技术路线相对稳定，无论电池块技术如何变化，对粘合膜的需求都保持稳 定，在可预见的将来不会出现替代品。

  POE胶膜：新一代的胶膜封装材料，具有更好的抗PID性能，主要应用于单晶PERC双面双玻 组件中。POE胶膜是一种兼备水汽阻隔性与抗PID性能的封装胶膜，该产品广泛应用于双玻组件 的封装。与透明EVA胶膜相似，POE胶膜也可以置于组件上层或下层。使用单晶PERC双面电池做 双玻组件时，往往选择使用POE胶膜进行封装。双玻组件因具备双面发电的能力，一般具有 10%-30%的发电增益，并且POE胶膜在 N 型电池组件的封装过程中表现优异，未来将带动 POE 胶膜需求实现快速增长。

  EPE 胶膜：又名为共挤型 POE 胶膜。共挤POE胶膜是由POE树脂和EVA树脂通过共挤工艺产 出的创新型封装胶膜，适用于PERC双面双玻、N型双面双玻以及其他耐候性要求较高的光伏组 件封装时使用。多层共挤POE胶膜既具备POE材料的高阻水性和高抗PID性能，同时也具备EVA材 料的双玻组件高成品率的层压工艺特性，且不受POE树脂原料供应相对短缺的影响。长期来看， EVA 树脂价格要低于POE树脂，因此 EPE共挤型 POE 胶膜原材料成本相较POE胶膜有一定下降 空间。

  双面电池及双玻组件的使用进一步促进高品质胶膜市场占有率提升，封装材料上下两层均 采用透明 EVA 胶膜的组件占比将稳定发展，封装材料采用白色增效EVA胶膜、多层共挤POE胶 膜的组件市场占有率也会逐步提高。（报告来源：未来智库）

  2020年底，光伏胶膜行业总产能约为19.2亿平方米，出货量为16亿平方米。其中，市场份 额排名前四分别为福斯特（54.06%）、海优新材（13.31%）、东方日升旗下的斯威克（10.19%）、 赛伍技术（4.19%），这几家占了全球82%的市场份额，市场集中度不断上升，龙头企业竞争优 势明显。

  从21年开始胶膜行业迎来扩产高峰，2020年、2021年、2022年名义产能分别达到19、30、 52亿平方米，年均增速达到63.6%。按1GW组件消耗0.1亿平米胶膜、1.2类容配比计算，则2022 年胶膜名义产能支撑433GW装机，几乎是2022年全球预计装机221GW的两倍，胶膜名义产能大， 鉴于上游原材料供应瓶颈，保证原材料供应能力将成为各企业核心竞争力的关键。

  光伏胶膜原材料占胶膜成本的90%，树脂成本占原材料的90%左右。目前全球胶膜产能几乎 全部集中在中国，而EVA与POE作为核心封装材料，我国仍高度依赖进口。在EVA方面，2021年 中国EVA进口依存度仍超过50%，当前供应端仍以斯尔邦、联泓、台塑及海外货源为主，远期看 EVA有大量新产能规划，但从项目开工投产到稳定产出再到胶膜厂商试用，整个项目的周期需 要4年左右。在POE方面，全球POE产能全部被海外厂商垄断，当前国内已有多家企业攻关POE技 术，目前主要处于中试阶段，POE的国产化进程有望加快。预计胶膜仍将是22年光伏行业供应 相对短板，随着2021年EVA项目投产，2022年光伏级粒子供给瓶颈将得到缓解。

  光伏玻璃是光伏组件用玻璃，通常作为普通光伏组件的盖板玻璃、双玻组件的盖板和背板 玻璃、以及薄膜组件的基板玻璃得到大量应用。目前光伏组件主要分为普通组件、双玻组件。 与普通组件相比，双玻组件具有生命周期长、生命周期内发电量更大、发电效率更高、衰减更 慢的优点。我国光伏玻璃的全球市占率多年稳定在90%以上，除以光伏玻璃原片形式出口以外， 光伏玻璃主要以光伏组件形式出口，从目前看，光伏玻璃价格相对平稳。

  自2021年以来，由于光伏玻璃产能置换政策限制放宽，光伏玻璃行业进入产能加速投放阶 段，光伏玻璃开启集中扩产潮，行业产能增量明显，根据第三方行业资讯机构统计，截至2021 年底，全国在产的光伏玻璃窑炉共67个，日熔量合计已达40000 吨以上，较上年同期增加近40%，2021年国内光伏玻璃产量首次超过1000万吨。据不完全统计，主要（拟）上市公司在公告中明 确（包含已投产）2022年释放产能在40000吨/天左右，光伏玻璃产能将翻番，预计2022-2023 年行业将进入价格竞争阶段。价格方面，随着供给端产能不断释放，我们预计2022年光伏玻璃 价格或维持中低位波动。

  光伏玻璃的成本主要由原材料和燃料动力所构成。根据亿钧耀能招股说明书，纯碱、石英 砂在原材料及燃料成本占比在50%左右。

  纯碱方面，受供需紧张影响，2021年下半年重质纯碱价格不断上行，最高接近3800元/吨， 接近年初低点的2.5倍，当前重质纯碱价格已经回落至2500元/吨左右，相较高点回落超过30%。 据卓创资讯统计2022年国内产能在3193万吨，同比减少3.9%，有效产能在3078万吨，同比减少 3%，近两年新增产能项目主要集中在2022年年底及2023年,纯碱价格短期或维持高位，2023年 供需格局逐渐转好价格有望调整。

  光伏玻璃龙头企业在窑炉规模、产线匹配度、超白石英砂矿原材料、管理能力等方面优势 突出，有望凭借成本控制优势获得较为合理的利润。

  在光伏电池片中，银浆是除硅片外，成本占比第二的材料，约占光伏电池片成本的10%。 导电银浆是太阳能光伏电池制造的关键原材料，作为金属化电极直接影响光伏电池的光电转换 效率与光伏组件的输出功率，是推动光伏电池技术革新与转换效率不断提升的主要推动力之一。

  由于正面银浆技术发展趋势受下游光伏电池片及组件行业技术革新影响。一方面，随着以 MBB等主栅技术的推广，电池单位正面银浆消耗量呈现下降趋势；但另一方面，以N型晶硅电池 为代表的电池技术市场占有率逐步提升，其对正面银浆的单位消耗量高于P型电池。根据中国 光伏协会数据，2021年，p型电池正银消耗量约71.7mg/片，背银消耗量约24.7mg/片，TOPCon 电池片正面银铝浆叠加背银的消耗量约145.1mg/片，异质结电池双面低温银浆消耗量更是高达 约190mg/片。并且用于TOPCon的高温银浆、HJT的低温银浆，价格高于PERC用的高温银浆，向N 型电池转型对银浆意味着量价齐升。

  光伏银浆的上游是银粉、玻璃氧化物和有机载体，其中银粉对光伏银浆的性能影响较大， 在形态、一致性要求较高，目前主要为国外企业垄断。银粉主要厂商有日本DOWA公司(DOWA ELECTRONICS MATERIALS CO.,LTD)、美国AMES公司（Ames Goldsmith Corporation）等，其中 DOWA公司在全球光伏银粉的市占率超过50%，具有一定垄断地位，是光伏银浆行业的首选银粉 供应商。国内光伏银粉的厂商包括苏州思美特、山东建邦、宁波晶鑫电子材料等，虽然国产银 粉产品在某些单项性能和进口银粉不相上下，但是在品质的一致性和稳定性上仍有一定的差距，暂无法动摇国外厂商的市场主导地位。

  目前国产正银在P型PERC电池技术上具备一定竞争力，国产正银市场份额已从2017年的30% 提升至2020年的50%左右，预计到2021年将超过60%。国内正面银浆行业形成了以聚和股份、帝 科股份、苏州固锝为代表的三大国内浆料龙头企业，2020年CR3合计占比约为46.0%。随着龙头 企业产能建设加速和产能利用率提升，预计行业集中度还将逐步提升。

  低温银浆处于国产化初期，国内厂商加速布局突破。目前，高温银浆占据光伏银浆市场主 体，低温银浆国产化尚处萌芽阶段，N型HJT电池浆料的国产化程度仍较低，约为20%左右。目 前HJT低温银浆市场供应商主要为京都电子、贺利氏、LG、Namics、杜邦等。目前国内企业也 在积极布局低温银浆，国产化空间较大。

  （本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）