光伏行业报告：产业链价格快速触底，静待后续的需求表现

报告出品方：招商证券

以下为报告原文节选

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一、硅料与组件价格触底，后续需求有望强劲表现

1、产业链降价，终端需求有望强劲表现

硅料价格企稳。由于硅料产能持续投运，硅料价去年底暴跌，之后下游备库与料场惜售带来快速反弹，近期快速降价到 6.x 万元/吨左右，二线硅料公司普遍亏损，头部硅料公司回到低盈利水平。目前，成本较高的二线企业已陆续/计划进行减产或停产；头部料厂去年盈利较好，现金流充裕，不大考虑大幅杀跌出货。同时，随近期硅料采购好转，落地签单逐步增加，硅料价格开始出现止跌企稳迹象。

组件价格顺价，终端 LCOE 下降显著。伴随硅料价格降价，下游硅片、电池及组件售价均有较大幅度调整。目前硅片、电池报价区间为 2.75-2.85（M10 150μm）、0.7-0.73（M10 PERC 电池），相较 2 月高点，降价幅度达到 20-50%。组件也在快速顺价，现价在 1.35 元/W 附近，较去年末降幅超 30%。
以去年年末组件价格为基准估算，组件降价叠加 N 型产品推广带来的 BOS 成本下降，光伏 LCOE 下降幅度接近 10%左右，新建电站投资收益极具吸引力。5月下旬至 6 月，光伏制造与中间环节在去库存，去库结束后，需求与排产很可能强劲表现。

2、静待终端需求表现

2.1 国内 Q1 淡季不淡，全年装机有望再超预期

收益率显著回升，Q1 装机同比高增。过去两年间在产业链总产出受限，价格整体高位的背景下，下游需求增长主要由价格容忍度更高的海外及分布式市场支撑。
年初以来，随着组件价格回落，电站投资 IRR 显著回升。国内市场需求逐步释放，尤其是地面电站项目。1-5 月国内光伏合计并网约 61GW，同比增长 158%。一季度地面电站装机占比 46%，同比提升 13pct。
大基地并网指标明确，全年装机有望在超预期。2023 年底为第一批风光大基地规划并网时点，合计 94GW 项目中，约 50GW 规划在 2023 年并网。考虑到过去延期项目的补装需求，下半年进入国内装机传统旺季后，需求有望迎来集中爆发。2023 年全年装机有望再超预期。

2.2 欧盟光伏审批简化，地面电站有望迎来集中启动

集中式光伏当前投资热情高。俄乌冲突之后，欧盟发布 Repower EU 方案，计划到 2030 年，欧盟累计光伏装机容量达到 600GW 以上，Solar Power Europe 更是乐观估计超过 1,000GW。按照其中 35%为集中式光伏推算，预计 2023-2030年，欧盟年均集中式光伏装机需求达到 19-36GW。另一方面，虽然目前欧盟各国市场电价有所回落且存在限价措施，但 PPA 价格持续维持高位，电站投资的超额收益仍非常丰厚，行业投资热情高涨。
审批流程制约欧盟集中式光伏发展，目前项目积压严重。欧盟光伏电站建设相关的审批流程冗长且复杂。绿地项目通常需要 3-4 年的时间才能完成建设前的相关审批工作，到达待建状态（RTB）。在去年政策与电价的催化下，相比于分布式项目的加速；集中式项目受到流程繁琐的影响，落地进度较慢，在审批环节积压严重。以西班牙为例，目前待审批项目容量达到 120GW 以上，为累计装机 9 倍。
审批瓶颈缓释，集中式项目有望迎来大规模启动。2022 年 3 月，欧洲议会与欧盟理事会通过一项关于绿色交易计划的临时协议，将此前 32%的约束性目标提升至 42.5%以上，意味着到 2030 年欧盟可再生能源在能源结构中的份额翻倍（目前 22.1%）。同时，协议中明确：可再生能源将被视为压倒一切的公共利益，在潜力大、环境风险低的地区设立可再生能源审批加速区，采用特别简短的审批流程。得益于针对性的政策支持，欧盟集中式光伏有望迎来大规模启动。

2.3 极端气候加剧电力缺口，新兴市场光伏需求正蓬勃增长

厄尔尼诺引发极端天气，冲击全球电力系统。根据世界气象组织报道，全球持续三年的拉尼娜现象将结束，今年极有可能迎来厄尔尼诺现象，全球将迎来进一步升温，并给部分地区带来极端天气。高温天气将在今年迎峰度夏期间带来全球性的缺电现象。
光伏装机有望为新兴市场填补电力缺口。新兴市场电力结构相对脆弱，以南非为例，电力结构依赖燃煤，厄尔尼诺高温天气造成电力需求激增，极端天气也会引发水电等出力波动，进一步加剧电力缺口。越南等东南亚国家就因干燥天气出现严重电力供给问题，停电、限电现象频发。
光伏在全球范围内已经进入平价时代，也已广泛成为新兴市场填补电力缺口的重要解决方案。2023 年 1-4 月，南非进口光伏组件 4.18 亿美元，已经超过 2022年全年进口额，同比增长超过 280%。

二、N 型时代开启，领先企业红利有望维持

1、TOPCon 效率及发电量优势明显，且仍在持续优化

效率及发电量优势显著。TOPCon 在 PERC 的基础上更换为 N 型衬底，增加隧穿氧化层及多晶硅层，降低载流子复合，实现效率的显著提升。
更高的转换效率：N 型 TOPCon 电池在 PERC 的基础上更换为 N 型衬底，少子寿命更长，增加隧穿氧化层及多晶硅层，降低载流子复合，同时配合SMBB 等减少正面遮挡，实现效率的显著提升。
以 CPIA 口径统计，2018 年以来 TOPCon 电池效率提升 3 个百分点，同期PERC 提效幅度为 1.4 个百分点，PERC 电池在周期中后段接近理论极限，提效进程明显不及 TOPCon。而目前 TOPCon 量产效率与超过 28%的理论极限仍有很大的优化空间，提效路径也更为明确。

高双面率、低衰减等提升全周期发电量。N 型 TOPCon 电池双面率可以达到 85%，较 PERC 70%左右的双面率明显提高，折算至综合效率端大致形成 1pct 左右的效率优势。
效率、成本仍在优化，差距持续拉大。从效率端看，2022 年初量产 TOPCon 效率电池端在 24.5%上下，考虑封损后组件效率 22%左右，至当前领先量产TOPCon 电池端效率达到 25.2%/25.5%（+SE），组件端效率 23%上下。温度系数由 0.3 优化至 0.2x 上下。而从成本端看，银浆耗量、设备投资、硅片厚度等成本增量都在优化：1）银浆耗量由 130mg 降至 100mg 上下；2）设备投资由单 GW2 亿下降 0.4-0.5 亿；3）硅片厚度由 150μm 降至当前约 130μm。

2、下游接受度大幅提升，溢价开始体现

下游接受度跃升。经历 1 年多的市场验证，下游投资方对 N 型优势理解更加深刻。尤其是双面率、衰减及温度系数等优势带来的发电量增益，随实际应用的实证数据逐步体现，TOPCon 已得到行业性的认可。近期部分招标项目 N 型份额已由此前 10%上下提升至近 50%。2021 年 PERC 市占率约 91%，2022 年降至88%，而 N 型份额由 2021 年 3%提升至 9%，N 型电池进入规模化应用阶段。
溢价不断放大。近期 N 型组件与 P 型组件的价差，已由 2 月的 0.05 元/W 逐步攀升至 0.06-0.14 元/W（近期组件报价偏分散），整体溢价逐步放大，原因主要系随 N 型产品进一步降本增效、电站有效验证的形成，TOPCon 优势不断验证，下游对 N 型组件的需求优先级更高，高效组件的议价能力更强。如果效率继续提升，溢价有望进一步放大。而 TOPCon 电池供应相对紧张，相较 PERC 溢价由0.06 元/W 上下爬升至 0.1 元/W。

3、扩产节奏低于规划，优质产能红利期更长

扩产规划巨大，实际落地仅为少数。2022 年开始组件、电池供应商以及新进入企业公布了大规模的 TOPCon 扩产规划，参考 PV-tech 等统计数据，总量高达400-500GW：

从落实进度看，大部分仍未形成有效产出，产线进度低于预期。

针对部分投产项目，爬坡进程出现良率、效率、成本等因素限制稳定批量生产。
优质产能稀缺，电池供不应求。统计截止 2023 年 5 月，TOPCon 规模化投产项目总量在百 GW 上下，估算满产运行容量大致在 70GW，也充分验证 TOPCon的产业化壁垒，由规划到投产，再到形成稳定的产出仍有较大的距离。预计 2023年 TOPCon 有效出货百 GW 上下，相较全球装机仍有巨大的份额空间。

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