1、复盘与回顾

1.1、市场表现：景气度+流动性起决定因素，略好于主流指数

【资料图】

光伏设备指数跌幅 20.86%，略好于市场主要指数。光伏设备指数收跌 20.86%，同期， 市场主要指数表现分别为上证指数（-15.7%）、沪深 300（-22.5%）、中证 500（-20.57%）、 创业板指（-30.7%）。光伏设备指数相对市场主要指数的超额收益分别为-5.2pcts、 1.6pcts、-0.30pcts、9.8pcts。

景气度+流动性是影响光伏指数市场变化的核心因素。回顾 2022 年，光伏指数市场 表现可以分为三个阶段：年初至 4 月的承压下探阶段、5 月至 8 月的强劲反弹阶段、9 月 至年底的再度承压阶段。对于成长风格的光伏赛道，强劲的外需景气度和超额的市场流 动性，从分子端和分母端两方面构成市场表现的主要驱动力，我们从这两方面观察上述 三阶段： 第一阶段，硅料价格在 2021 年底阶段触底后，于今年年初再次走高，拉高组件价格， 电站 IRR 承压，引发对光伏下游需求负反馈的担忧，分子端景气度预期走弱。同期，美 联储开启加息进程、欧洲地缘冲突加剧、叠加上海疫情封控，国内外事件冲击压低了市 场风险偏好，分母端提估值的能力减弱。

第二阶段，外需方向上给了光伏需求的量价驱动。价的方面，天然气等能源价格上 涨叠加人民币贬值，对冲了高价组件的影响。量的方面，继一季度印度市场组件需求冲 量后，欧洲市场对传统能源替代品需求增加，5 月份出口欧洲组件数量增幅达到 140%。 高景气外需在分子端助力。同时国内流动性在 4 月份后加速投放，推动流动性溢价和风 险偏好回升，给分母端支撑。 第三阶段，8 月以后，组件月度出口增速下滑，这与前期海外市场库存增加以及安装 人手不足有关，也与天然气等能源价格回落相关，分子端景气度波动。同期国内方面， 地产“三支箭”政策陆续推出，宽货币向宽信用传导的预期升温，剩余流动性边际趋紧， 光伏等成长风格资产分母端扩张能力承压。

1.2、估值分析：市盈率估值调整至低位，居于历史底部区间

2022 年光伏设备指数估值水平下降。sw 光伏设备指数，市盈率 ttm 为 24.60 倍，当 前市盈率估值水平高于历史 10.94%的区间。市净率为 5.03 倍，当前市净率估值水平高于 历史 70.97%区间。过去的一年中，sw 光伏指数市盈率（ttm）下降幅度为 52.4%、市净率 下降幅度为 32.1%。引起估值变化的一部分原因是指数跌幅约 20%，另外部分的原因为公 司盈利水平增加、盈余积累增加以及股权募资等因素导致。

光伏指数市盈率相对溢价居于历史低位，光伏指数市净率相对溢价居历史高位。sw 光伏指数相对全部 A 股呈现市盈率估值折价情况，折价率 26.5%，处于历史 10.88%区间。 相对沪深 300 市盈率估值溢价 19.7%，该溢价水平处于历史 8.2%区间。sw 光伏设备板块 相对全部 A 股市净率估值溢价 92.5%，相对沪深 300 市净率估值溢价 85.4%，上述溢价水 平处于历史 87%和 85%区间。光伏指数市盈率及市净率的溢价表现反差，是由其高盈利水 平所致，今年前三季度 sw 光伏设备的整体 ROE 接近 20%，远高于市场主流指数和其他行 业指数的整体 ROE 水平。

主流指数市盈率估值处历史低估区间。目前全部 A 股的市盈率中位数 33.49，为历 史 26.01%分位，市净率中位数 2.61，为历史 33.16%分位。主流指数方面，上证 50、沪 深 300、中证 500 的市盈率历史分位分别为 42.9%、26.2%、22.6%，市净率分位数为 69.4%、 62.9%、22.9%。行业方面，大部分指数的市盈率估值降至 30%历史分位数及以下水平、市 净率估值降至 40%历史分位数以下水平。 行业估值下降主要受市场调整和利润增长所致，31 个行业中，过半的行业指数跌幅 超过18%，近半的行业整体利润同比下滑。今年前三季度sw光伏设备板块营收4837亿元， 同比增长 76%，归属净利润 580 亿元，同比增长 107%，净资产收益率 19.7%，业绩表现处 于行业靠前位置。

1.3、产业数据：需求持续景气，产业链价格进入调整期

下游需求景气持续，增幅环比收窄。内需方面，国内前 11 个月光伏新增装机量 65.7GW，同比增幅 88.7%。外需方面，前 11 个月光伏组件出口量 137.7GW，同比增幅 66.16%。 进入第四季度后，下游需求呈现阶段放缓情况。内需方面，组件价格高企引发观望 情绪，同时能源局《关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并早并有关工作的通知》 规定不将全容量建成作为新能源项目并网的必要条件，年底抢装枪购组件的强度有所降 低。外需方面，前期渠道库存有积累，且安装工人数量有约束，组件单月出口量至 9 月 份开始环比下降。

上游多晶硅价格高位盘整至年底，电池片价格逆势上涨。2022 年多晶硅致密料价格 攀高盘整，从年初约 23 万元/吨上涨至 8 月份的 30 万元/吨，随后在高价格区间盘整持续 到 11 月底，进入 12 月后价格开始松动，至 12 月中旬跌破 28 万元关口。中游硅片价格 的调整早于硅料价格，从 9 月以来硅片价格开始连续下调。但同期电池片的价格呈现逆 势走高的趋势。归结的主要原因是，硅片环节产能增幅较大，电池片环节正处 P 型和 N 型技术迭代，以及两种 N 型技术路线尚未明确等因素影响，新增产能存在一定制约，出 现阶段性供给紧张。

硅料价值量占比最大，电池片价值量占比提升。按照单瓦价值，扣除主链上一环节 原材料成本，用单瓦价差测算各环节价值量占比情况。以 2022 年 12 月初组件价格测算， 1.98 元/瓦的组件价值中:硅料环节价值量约 0.76 元/w(占比 38.5%),硅片环节约 0.13 元 /w（占比 6.7%）、电池片环节价值量约 0.39 元/w（占比 19.8%）、组件环节约 0.63 元/w （占比 31.8%）。工业硅约 0.06 元/w（占比 3.2%）。硅料环节和电池片环节的价值量占比 有加大幅度提升，组件环节价值量占比下降。

硅料及电池片环节价差提升明显。截止 2022 年 12 月：硅料环节（扣除工业硅价格） 单瓦价差达到 0.76 元（较年初上涨 31%）、硅片环节（扣除硅料价格）单瓦价差达到 0.13 元（+13%）、电池片环节（扣除硅片价格）单瓦价差为 0.39 元（26%）、组件环节（扣除 电池片价格）单瓦价差为 0.63 元（-21%）。

硅料环节盈利能力达到峰值，电池片环节触底改善。2022 年硅料高盈利表现贯穿全 年，头部企业毛利率水平达到 80%，处于历史高位区间。硅片环节盈利能力承压，逐季下 滑至 15%-17%区间，处于 2016 年以来的低位水平。电池片盈利迎来强劲修复，预计年末毛利率可达到 20%左右，恢复至 2019 年水平。一体化企业的盈利也处于修复趋势，三季 度头部企业毛利率水平约 13-15%，预计四季度可以恢复至 15%以上。

2、展望与分析

2.1、需求分析：降本驱动需求，2023年迎来大规模增长

成本是需求的核心驱动因素，2022 年经历波折，2023 年迎来成本下降拐点。进入全 面平价时代后，光伏的需求量测算不再由补贴总额限制，而是由市场主体根据项目收益 率对光伏产品的购买量决定，成本是影响需求的最大权重。过去十年间，全球光伏电站 初始投资成本（CAPEX）持续下降，至 2021 年末约 5.91 元/W，即使在组件价格波动的 2021 年也保持了 6%左右的成本降幅。期间，组件效率提升、开发商经验积累、安装过 程人力成本节约等多个因素驱动了全球光伏成本下降。

国内方面，整体 CAPEX 降本趋势在2021-2022年期间经历波折，供应链缺口导致的高价硅料（包括此前的高价玻璃），以 及大宗原材料价格波动，都影响了降本趋势的连续性，估算 2022 年国内光伏电站 CPAEX平均成本在4.0-4.2元区间，同比略增。随着硅料价格下降趋势的启动，预计 2023 年国 内外光伏 CAPEX 成本同步下降，启动全球光伏市场新需求。

1.8 元/W 以下的组件价格可以带动大范围集中式光伏需求。根据西勘院数据，假设 IRR=7%，组件价格低于 1.8 元区间。无储能配置时，全国 21 个省区可满足集中式光伏平 价上网条件，若配置 10%*2 小时的储能，全国 12 个省区可满足平价上网条件。假设辅材 价格及单瓦利润固定，则硅料价格下降至 16-17 万元/吨时，可带动组价价格下降至 1.75-1.80 元区间，实现大范围集中式光伏需求启动。

十四五期间国内新增装机量中枢上移至100GW。受成本、疫情等因素扰动，预计 2022 年全年国内新增装机量约80GW至90GW，但今年全年组件招标规模超过 120GW。 基于“降本放量”的逻辑，预计2023年国内新增装机量将接近 100GW。后续年份中，国内需求量有望持续高位运行，根据各省十四五规划测算，国内的年均新增装机量在 86GW 以上，结合户用及工商业等项目需求，可以估算后续年份国内新增装机需求量中 枢约在 100GW 以上。

全球新增装机量中枢在 300GW 以上。2022 年，受能源价格影响，欧洲地区装机量 有望实现翻倍增长，达到 60GW，印度市场也有不错增量，预计超过 14GW。美国市场 在硅料溯源等政策影响下，组件供给受限，预计新增量在 20GW 左右，同比下滑。整体 来看，2022 年全球新增装机量预计在 205GW-250GW 左右。展望 2023 年，在欧洲市场 续增、中国和美国市场重回增长轨道的预期下，全球新增装机量有望超过 300GW。后续 年份中，全球年均新增装机量中枢预计在 320GW 以上。

2.2、主产业链：硅料供给瓶颈突破，主链降价放量

硅料产能大幅增长，主产业链供给的制约因素解除。2020 年我国首次提出碳中和政 策目标后，光伏产业迎来大规模扩产，2021 年-2022 年四大主产业链环节产能年均增幅 皆达到 50%，其中硅料环节因资产投入重、爬坡周期长等技术因素，以及疫情扰动、能 耗管控等外部因素，实际产出增量落后于其他环节，成为最近 2 年光伏主产业链的供给 瓶颈。各大硅料企业均有大规模在建产能，其中协鑫、通威、新特、大全、东方希望等 5 家头部企业预计在 2022 年新增 35 万吨以上产能，占到行业新增供给 70%以上。预计上 述企业在 2023 年保持扩产强度，新增产能达到 54 万吨以上，推动我国光伏硅料行业总 产能达到 200 万吨以上，解除光伏产业的主要供给制约因素。

硅料产量自 2022Q4 开始加速投放，2023 年达到 130 万吨产量，支撑 400GW 装机 量。随着大量硅料产能在今年 Q3 投放，Q4 以来硅料产量加速增长。10 月份、11 月份硅 料月度产量创历史新高，分别达到 8.7 万吨、9.0 万吨，同比增幅超过 100%。今年前 11 个月硅料累计产出达到 70 万吨，预计全年硅料产出约 80 万吨，同比增幅 58%。按照 2.7g/w 的硅耗测算，可供支撑 2022 年 247GW 新增装机量。预计硅料产出保持持续增长，2023 年可以达到 130 万吨以上产量，增幅超过 50%，支撑全年 400GW 的光伏装机量需求。

硅片产能产量持续增长，2023 年达到 480GW 产出，竞争格局趋于分散。据不完全 统计，头部 12 家硅片企业 2022 年合计产能超过 500GW，同比增幅超过 40%。预计 2023 年硅片企业的产能扩张幅度将有所收窄，增幅低于40%，但扩产的绝对值规模超过200GW。 2023 年的主要产能增量来自高景、双良、上机等非头部的厂商，从而导致行业集中度进 一步降低。2022 年前 11 个月硅片产量达到 300GW，增幅 40%，全年总产量有望达到 340GW，同比增幅接近 50%。预计在上游硅料放量的情况下，2023 年硅片总产量达到 480GW，同比增幅 40%。

2022 年紧平衡状态，2023 年主产业链供需偏宽松。综合主产业链各环节产能产量情 况，预计 2022 年硅料、硅片、电池片、组件的产出量分别为 296GW、340GW、300GW、 280GW，增幅约 40%-50%。对比 2022 年约 260GW 的组件需求量，处于相对紧平衡状态。 预计 2023 年主产业链硅料、硅片、电池片和组件的产量分别 400GW、480GW、450GW、 420GW，同比增幅约 40%，对应全球约 340GW 的组件需求量，供需关系由紧转松。

2.3、辅料环节：受益供需扩张，推动结构升级

（1）金刚线：细线化应用加速，钨丝母线产能落地在即。薄片化进程加速，金刚线直径持续降低。硅片的薄片化趋势由来已久，受益于设备 和技术的进步，主流 P 型硅片厚度从 2016 年的 190um 降至 2021 年的 165um。今年来， 由于硅料价格的上升，硅片的薄片进程有加速迹象，以推升单公斤硅棒出片数量，降低 硅片原材料成本。目前，单 kg 方棒的切片数量可达到 66 片以上，较往年提升 3%-4%。 据测算，即使在硅片厚度不变的情况下，金刚线直径从 50um 到 40um 的降低，带到来的 硅料利用率提升，也可以增加出片量 3%。根据CPIA预测，P型硅片主流厚度将降至 150um， 同期 N 型 HJT 等硅片厚度降至 120um。

硅片产量增加以及硅片减薄趋势，共同提振金刚线需求。在需求高景气及技术迭代 的背景下，预计硅片产能及产量保持扩张趋势，由此带来金刚线需求量提升。期间，硅片的厚度持续减薄，金刚线细线化进程加快，金刚线的单 GW 线耗量随着金刚线直径变 小而增加。预计 2022 年需求量为 1.7 亿公里，至 2023 年需求量为 2.63 亿公里，按单公 里价格 30-35 元计算，市场空间约 70-80 亿元，同比增幅 50%。

主要厂商扩产幅度明显，钨丝母线 2023 年有望放量。截止 2022 年末，行业主要金 刚线生产企业总产能估算超过 3 亿公里，美畅、岱勒等传统金刚线厂商均保持了 50%以 上的扩产幅度，高测等切片代工企业也有较大规模的扩产计划。预计 2023 年头部企业的 扩产节奏持续，但对黄丝母线金刚线一体化的企业而言，母线产能的扩张幅度或低于金 刚线产能。 碳钢丝线理论线径极限约 30um，钨丝线理论线径可低至 24um，具备更好的发展空 间。目前，在同等的 38 或 35 线径下，钨丝金刚线破断力较碳钢丝线高出 8%-10%左右， 但成本是后者数倍，产量不足以及规模化效应的欠缺阻碍了降本趋势。预计 2023 年上半 年，夏钨等钨丝母线新增产能将落地，将推动钨丝金刚线的批量化使用，从而较大范围 的验证其可靠性和经济性。

（2）逆变器： 国内光伏装机带动逆变器增长，储能项目动力充沛。主产业链降价，逆变器需求放量增长，2023 年国内集中式装机量大增。随着主产业 链的全面降价，预计 2023 年全球光伏新增装机量达接近 300GW，对应逆变器需求量达 到 360GW 以上，其中集中式逆变器份额约 26%、组串式逆变器份额约 72%，估算总体 光伏逆变器市场规模超过 600 亿元，同比增幅超过 50%。国内方面，分布式市场对组件 价格具备较高容忍度，2022 年前三季度国内分布式新增装机量达到 35GW，同期集中式 新增装机量仅有 17GW，预计国内全年装机量接近 30GW，占到全部新增装机量的 36%。 展望 2023 年，随着组件价格下移以及风光大基地的全面建设，国内集中式地面电站有望 放量增长，预计全年新增装机量达到 45GW，同比增幅 50%以上，并带动集中式逆变器 以及大型储能需求量。

新能源放量，政策端顺价，共同推动储能需求。伴随风光项目大规模并网的是功率 曲线匹配的问题，从典型的日内情形观察，在光伏的午间出力高峰期往往对应负载端的 低谷时段，从月度利用小时数观察，这一错配现象依然明显。政策从网侧、源侧、用户 侧三方面发力解决这一问题。用户侧方面，2021 年 7 月，发改委能源局颁发《关于进一 步晚上分时电价机制的通知》，要求：上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方， 峰谷电价价差原则上不低于 4:1，其他地方原则上不低于 3:1，尖峰电价在峰段电价基础 上上浮比例原则上不低于 20%。

自 2021 年 12 月全面执行电网代理购电政策以来，各省 峰谷价差整体扩大，今年 10 月份有 14 个地区的最大峰谷价差超过 0.7 元/kwh。电源侧方 面，2021 年 8 月份出台的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网 规模的通知》，鼓励保障性并网以外规模按照 15%以上的功率配件储能。电网侧方面，今 年 6 月出台的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》规定，储能 可作为独立主体参与电力市场，在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等 多种作用。

国内外新型储能装机规模走量，国内招标规模见涨。2021 年全球新型储能新装装机 量超过 10GW，同比增幅接近 70%，国内新增装机量达到 2.7GW，增幅超过 80%，累计 装机量超过 25GW。头部国产储能系统供应商 2021 年海外出货量超过 5GW，拥有逆变 器、电芯及海外渠道优势的企业出货量靠前，如阳光电源和比亚迪，合计出货量接近4GW。 科士达等国产供应商，与海外品牌商合作开拓户用分布式市场，也有不俗表现。另据不 完全统计，今年前 11 个月，我国储能新装招标量超过 25GW/50GWH，为 2023 年及以后 的储能建设储备项目。

（3）碳碳热场：龙头企业持续扩张，成本竞争体现毛利率差异。硅片耗材，受益行业扩产。近年来随着硅片尺寸的扩大，碳碳热场以其材料强度、 材料纯度的优势，迅速取代等静压石墨热场，成为硅片扩产增量的最大受益耗材品种之 一。2022 年碳碳热场在坩埚、导流筒、保温桶及加热器等热场材料中渗透率约 80%。预 计 2022 年全行业碳碳热场需求量超过 6000 吨，至 2023 年需求量超过 9000 吨，增幅约 50%。供给方面，头部 5 家企业 2022 年产能合计超过 5000 吨，至 2023 年预计达到 7800 吨。

技术革新，降本增效，龙头企业具备竞争优势。碳碳热场以碳纤维制作预制体，并 配合碳源气体沉积致密后，加工而成。近年来热场龙头企业积极开拓国产碳纤维供应，自制预制体并改进沉积和致密化工艺，推动持续降本。在碳碳热场产品之外，同样的工 艺流程还可以兼容制造碳陶复合刹车盘等产品，发挥规模效应，进一步摊薄成本。在全 行业一体化生产、降本、扩产的趋势下，碳碳热场价格从 2021 年约 80 万元/吨，下探至 2022 年的 50 万元/吨，考虑头部企业成本在 30-40 万元/吨，企业竞争有望走出降价放量 重塑行业格局的方向。

2.4、新技术发展：N型电池降本增效，新设备新技术正当其时

型电池技术时代已至。提升光伏电池片效率的措施主要分为两大类：降低光学损失、 降低电学损失。制绒、减反膜、栅线细化、双面电池等技术措施属于光学增效。采用 N 型硅片、降低表面复合、优化欧姆接触等属于电学增效。N 型电池技术便是后者。N 型电 池片采用磷掺杂硅片，少数载流子为空穴，硅片中金属污染物等杂质对空穴的捕获能力 更低，且避免了 P 型硅片中的硼氧对干扰，少子寿命高出 P 型硅片一个数量级以上，电 学效能更优。目前主流的 N 型技术有 TOPcon 和 HJT 两大类：

TOPCon 技术路线，在电池背面生长超薄 SiO2 氧化层，再沉积掺磷非晶硅层（退火后 形成多晶硅层），使得多子（电子）通过隧穿效应穿过氧化层，经多晶硅层传输后被金属 电极收集，而少子（空穴）被阻挡。PERC 结构中金属电极穿透钝化层与硅区域局部接触， 而 TOPCon 结构的氧化层避免了这种接触，降低了载流子复合效应，提高少子寿命和开路 电压。PERC 和 TOPCon 电池片都采用晶体硅材料，为同质结电池，晶体硅材料掺杂硼和磷 形成 P 型和 N 型半导体，通过两种半导体接触面形成 PN 结，差别在于硅片基底一个是 P 型另一个是 N 型。

HJT（异质结）技术路线，采用晶体硅、非晶硅两种晶体材料，硅片基底是 N 型晶体 硅。HJT 技术路线，电池结构是在 N 型硅片正面沉积 P/i 非晶硅薄膜、背面沉积 i/N 非晶 硅薄膜，相当于单晶硅片夹在两层非晶硅薄膜之间，然后于正面和背面沉积 TCO（透明氧 化物导电薄膜），电极制造在 TCO 上。因非晶硅材料禁带宽度更高，PN 结电荷区域的内建电场强度也更高，并且电池片背电场电压极性与 PN 结电压极性相同，提高了开路电压。 此外，HJT 电池的双面对称结构，且使用低温工艺，避免高温热应力等不良影响，使用的 硅片厚度下降，降低少子在硅片晶体内部的复合效应，也有利提高开路电压。以上材料 和结构的因素共同导致 HJT 电池的开路电压（750mV）高于 PERC 电池（690mV），赋予了 HJT 效率优势。

更高的理论极限效率，即将进入产能扩张期。单面 TOPcon 电池技术的理论极限效率 为 27.1%，HJT 电池技术的理论极限效率为为 28.5%，远高于 perc 技术的 24.5%理论极限。 目前，PERC 的量产效率已经逼近 24%，需要下一代电池技术打开效率天花板。2022 年 10 月晶科能源在 TOPcon 技术路线上实现了 26.10%的世界纪录，而后 2022 年 11 月隆基绿能 在 HJT 技术路线上实现了 26.81%的世纪纪录，这一纪录由可量产设备完成。

目前 TOPcon 路线的产能规模大，晶科、中来、钧达等电池企业均有布局。HJT 路线的参与者众多，除 传统的龙头企业华晟外，金刚玻璃等新进入者迅速上量。通威隆基等老牌龙头企业则两 条技术路线均有产能布局。预计 2022 年行业内建成的 TOPcon+HJT 产能超过 40GW，计划 投建的产能超过 300GW，以上产能预计将于 2023 年开始逐步落地，推动未来 1-2 年内实 现行业 N 型电池技术产能翻倍增长。

设备开支及银浆单耗决定成本差异，TOPcon 成本差异更小。TOPcon 基于现有 PERC 的技术延伸而来。两者产线兼容性更好，可以看做 PERC 基础上，增加掺杂非晶硅层等 2-3 道工序而成。HJT 技术路线不向前兼容，需要重新布置产线，但工序环节数量降至一 半。设备开支方面，PERC 开支约 1.2 亿元/GW，TOPcon 为 1.7-1.9 亿元/GW，HJT 的设 备开支超过 3.5 亿元/GW。单耗成本方面，三种技术路线最大的成本差异项之一是银浆成 本，PERC 单瓦银耗约 10mg，TOPcon 约 14mg，HJT 约 22mg，且 HJT 采用双面低温银 浆单价更高。对比三种路线的电池片非硅成本约合 0.12 元/w、0.16 元/w、0.26 元/w，银 浆成本占比在 40%-50%。

设备开支降本依赖国产化率提升，TOPcon 国产龙头占有率高，HJT 关键环节国产 进程推进。目前 TOPcon 产线设备的国产化率较高，清洗制绒、分选测试、丝网印刷等 环节基本有国产厂占据主要份额，龙头厂商有捷佳伟创、迈为等，另有拉普拉斯和北方 华创厂商在刻蚀设备和 PECVD 设备环节出货量靠前。HJT 产线设备的国产进程化进程正 在提升中，关键环节如非晶硅沉积的 PECVD 设备和薄膜沉积的 PVD 设备中，主要供应 商有新格拉斯、应用材料、日本真空、日本住友、冯阿登纳、梅耶博格（转型自产），国 产供应商迈为、捷佳伟创、钧石、理想等积极推进。

银耗降本有望依托电镀铜技术打开新局面。作为最大的单耗成本项目之一，降低银 耗一直是 TOPcon 和 HJT 技术发展的主要着力点。目前银浆降耗措施有多主栅、激光转 印、银包铜、电镀铜等，总体思路是从减少银浆用量到完全替代银浆。以上措施中，银 包铜+栅线细化等组合，可以降低 HJT 银耗 40%以上。但银包铜技术只能用于低温工艺， 存在颗粒结合度不高以及 TCO 薄膜接触孔洞等问题，增加接触电阻，降低约 0.06%的电 池效率。电镀铜技术可以很好地处理以上问题，形成更佳的欧姆接触，提升电池效率约 0.03%以上，具备降本和增效两方面的效果。当然，电镀铜技术本身也有栅线脱落、工序 复杂、设备成本高、环保排污等正在解决的问题。

电镀铜的工序包括：图形化工序（镀种子层、制作掩膜/喷涂感光胶、曝光显影），以 及金属化工艺（电镀铜、掩膜/感光胶剥离、多于种子层剥离、PVD 镀焊接层）。涉及的 设备有：PVD 设备（种子层/焊接层），浸涂机\滚涂机\丝印机\喷涂机（制作喷涂掩膜\感 光材料），激光设备（无掩膜激光直写），LDI 曝光机（曝光）、光刻设备、电镀设备、去 膜设备等。电镀铜的设备工序更加复杂，单 GW 设备投资金额超过 1.5 亿元，对比目前丝网印刷约 0.3 亿元的单 GW 投资规模，存在降本空间。

3、投资分析

提升空间大，降本是核心驱动因素。截止今年第三季度，我国光伏和风电的装机量 约合 6.8 亿千瓦，占全国发电机组比重约 15.3%，发电量约合 8727 亿千瓦时，约占全社 会用电量 13.4%。截止 2021 年，全球风光装机量 16.73 亿千瓦，占全球发电机组比重约 22.4%，全球风光发电量约合 2.89 万亿千瓦时，约占全球发电量比重 10.3%。在碳中和以 及能源自给的两方面背景下，风光发电量仍然有显著的提升空间。根据 iea 测算，2030 年前全球光伏/风电年均新增量需要达到 630GW/390GW。

实现这一提升空间的动力来自两方面因素。政策端，诸如我国非水可再生能源消纳 责任权重以及欧盟碳税等制度，提供了保底性需求。市场端，则依赖于度电成本的持续 下降。2021 年全球陆上风电 LCOE成本约0.23 元/kwh，光伏LCOE成本约合 0.33 元/kwh， 低于煤电 LCOE 成本，发电侧平价为风光新能源建立起内生增长的基础需求。预计随着 进一步降本，使得摊销配储成本后，光储实现电网侧平价，从而激发更大的需求空间。 估算在光伏电站项目造价降至 3.5 元/w 以下，储能项目造价降至 1.3 元/w 以下，可实现 光储平价目标。

以价换量，带动结构升级，稳定经营预期。按照 1.95 元/w 的组件价格（12 月初价 格），光伏产业链合计净利约 0.6 元/w，具备以价换量的基础。在 1.8 元/w 的组件价格下， 2023 年全球组件出货量有望达到 400GW，终端市场规模预计超过 7000 亿，并持续保持 扩容态势。总量规模的增长蕴含结构性变化，诸如材料的改进（钨丝线、碳碳热场、光 转胶膜），商业模式的创新（切片代工），技术的革新（N 型电池技术、先进金属化技术）， 以及应用场景的扩容（光伏储能，光伏制氢）。同时，产业链利润回归合理分配水平，有 利于平滑资本开支周期和价格波动周期，从而稳定企业的经营预期。展望 2023 年，我们 将关注重点从供需错配产生的价格弹性，更多地转向技术变革和竞争格局塑造的发展久期。

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