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龙头厂商短期受益于供需紧张，盈利水平及产能利用率有望维持高位，长期受益于能耗指标趋严带来的格局优化。硅料环节由于其扩产周期约为硅片的 2-3 倍，硅料供给与硅片需求出现错配，硅料价格一路快速上涨。根据现有已规划硅料产能及产能释放节点，预计2022年硅料全年供应仍然偏紧，主要产能释放将集中在下半年，此外，考虑能耗双控的影响，硅料产能释放也存在一定延后的可能性。按照2022年光伏全球装机160GW/225GW以及装机容配比1:1.2计算，对应硅料需求量约58.5/76.5万吨。预测，2021/2022年硅料有效产能在 57.3/86万吨。按照终端需求测算，2022年供需紧张情况相较于2021年有所放缓，但考虑到硅片环节产能远大于硅料供给，硅片厂商对硅料保供的竞争或仍将持续。颗粒硅理论生产成本较西门子法降低 20%-30%左右，并且有扩产时间短，节约能耗等优势。但同时，颗粒硅也存在生产安全 危险系数较高的风险，生产过程中要使用的硅烷气体较为活泼容易发生爆炸，氢碳等杂质含量难控制等，在技术层面、生产管控上存在一些难点，现阶段拉晶环节颗粒硅参杂比例不高，从量上来看短期对行业影响较小。我们认为，在较高硅料价格下新技术盈利溢价不明显，随着颗粒硅技术快速进步叠加硅料价格下降，颗粒硅盈利溢价或将逐步显现。硅片产能阶段性过剩，盈利或持续承压。2021-2022 年单晶硅片产能分别达 348.4GW/445.5GW，单晶硅片产能供给远大于终端实际需，预计在盈利承压、竞争加剧的背景下，部分2022年硅片新增产能或将延缓落地。今年硅料价格大幅上涨导致硅片生产原材料成本大幅提高，下半年硅片厂商盈利水平明显下滑。随着2021年四季度末通威硅料新增产能投产，龙头硅片厂商硅料供给紧张缓解，硅片盈利水平或在2022年承压，在行业竞争加剧的背景下，产品质量、成本控制及客户累积等方面更具优势的龙头厂商防御力较强，二三线硅片厂商或将加速出清。大尺寸硅片渗透率快速提升，成本优势下盈利韧性强于小尺寸。大尺寸产品的单位时间产能更高，摊薄单位能耗及设备、人工成本较小尺寸有明显优势，当前硅片大尺寸化趋 势正在加快。据预测，至2025年小尺寸硅片将基本被淘汰，大尺寸产品盈利能力更具韧性。N型硅片薄片化潜力大，更具成本下降潜力。N型硅片厚度下降潜力显著高于 P 型硅片，更符合行业对快速降本的诉求，渗透率有望快速提升。根据中环股份发布的《关于技术创新和产品规格创新降低硅料成本倡议书》，硅片厚度从175μm减薄至160μm，可以覆盖多晶硅料8元/KG 的价格涨幅，如产业链内全规格单晶硅片全面转换到160μm厚度，预计可节省 6.8%的硅使用量。此外，N 型硅片较P型在拉晶工艺控制、电阻均匀性上要求也更高。电池片盈利短期承压，2022年或将迎来盈利修复期。今年以来电池片环节盈利受硅片、组件环节两头挤压，处于历史低点，2022年将受益于硅片价格下降带来的成本下降，随着行业扩产放缓，供需格局改善，有望迎来盈利修复期。N型电池片正成为产能增量主流。从目前市场观察来看，垂直一体化企业重点布局N型TOPCon产线，布局HJT的新进企业多数为中试线产线。进入 2022年，N型电池片GW级产线有望迎来加速落地期。据统计，2021年，TOPCon已建成产能为8.75GW，在建/待建产能达86.5GW，HJT已建成产能为6.35GW，在建\待建产能为141.9GW。N型TOPCon电池转换效率极限高，与PERC电池产线兼容性强。TOPCon 技术的工艺设备产线兼容性高，便于企业基于现有的PERC设备进行升级改造，延长现有PERC电池片产线寿命，其设备投资增加额仅约6000-8000 万元。根据 Energy Trend统计显示，企业布局中，TOPCon电池实验室研发效率可达25.7%的水平，目前量产效率能够接近24%的水平。HJT降本潜力、转换效率提升空间更大。作为第3代电池，具有结构简单、工艺温度系数低、衰减率低、双面率高等优点，为光伏行业继PERC电池后带来了新一轮的发展机遇。此外，HJT作为平台型技术，可以兼容IBC和钙钛矿，成为更远技术的基础平台。(1) 转换效率高，潜力更大：HJT电池本征非晶硅层将N型衬底与两侧的掺杂非晶硅层完全隔开，实现了晶硅/非晶硅界面态的有效钝化，带来了比 PERC更高的开路电压，从而实现了更高的转换效率。目前，HJT平均量产效率达24%，实验室效率已超26%，未来还有较大提升空间。(2) 衰减率低：HJT电池减反层采用导电的ITO而非绝缘的氮化硅，故而电池片表面无带电的可能性，杜绝了PID的可能性；采用N型硅片，无硼氧复合中心，故而无LID；HJT 电池首年衰减1-2%，此后每年衰减0.25%，远低于掺镓PERC电池（首年衰减2%，此后每年衰减0.45%）。(3) 温升系数低：HJT电池受益于高开路电压优势，温度系数较低，HJT电池温升系数约-0.25%/℃，相比PERC电池-0.38%/℃存在0.13%/℃优势。(4) 双面率高：HJT电池的硅片衬底双面制绒，而双面PERC电池的硅片背面采用抛光工艺，HJT的双面率显著高于双面PERC，根据实测数据，HJT 的双面率高达93%-95%，双面PERC的双面率仅为75%+。(5) 弱光效应：HJT电池采用N型单晶硅片，而PERC电池采用P型单晶硅片，在600W/m2以下的辐照强度下，N型单晶相比P型单晶的发电表现高出1-2%左右。(6) 支持薄片化：HJT电池完美的对称结构和低温度工艺使其非常适于薄片化。目前PERC电池所用硅片主流厚度为170-180μm，HJT电池所用硅片厚度已经降至160μm以下，且具有更大的薄片化空间。目前HJT产线初始投入依然较大，2022年其生产成本或将略低于PERC电池。数据表明，若HJT产线全部采用进口设备，单GW投资约8-10亿元。若全部采用国产设备可降至4.0-4.5亿元左右。SOLARZOOM 智库预计，2022年随着设备投资、浆料消耗、硅片薄片化等成本项下降，HJT电池生产成本将略低于PERC电池，若考虑到HJT电池在全生命周期中发电量的优势，彼时HJT电池将较PERC电池具有明显经济效益优势。组件环节集中度迅速提升，龙头组件厂量利优势持续扩大。2019 年开始光伏组件行业集中度加速提升，组件行业市场份额不断向头部企业集中。根据2021年各组件厂家出货量目标统计，2021年前五大组件厂商分别为隆基/天合/晶澳/晶科/阿特斯，在规模优势、成本优势及品牌渠道优势下，头部组件厂商优势显著，行业格局进一步优化。主辅材价格快速上涨，头部组件厂商盈利优势凸显。光伏组件主要由电池片、边框、光伏玻璃及EVA等产品及材料构成，其中电池片成本占光伏组件成本高达65%。今年以来，随组件主材价格上涨，组件厂商盈利能力持续承压，头部一体化组件厂商在成本承压下盈利优势凸显，以隆基、晶澳、天合为代表的一体化头部组件厂商在毛利率水平上具备 明显优势。展望2022 年，竞争格局进一步优化，龙头厂商盈利率先修复。今年在上游原材料成本上涨的推动下，组件价格逐步提高，四季度初招标价已达2.0 元/W左右，近期有所回落。结合2021年下半年下游光伏平价项目对组件价格接受情况，预期2022年组件价格或将在1.8 元/W 水平左右。展望 2022 年，随着主辅材价格回落及终端电站投资商对收益率接受度提升，叠加行业竞争格局优化，一体化组件厂商有望率先受益，盈利率先修复，组件环节有望量利齐增。N型技术趋势下，组件端对串焊、封装要求更高。在PERC技术的产业化转换效率及生产成本逐渐接近理论上限的背景下，行业对新一代 N 型光伏电池片技术投入不断增大，N型组件技术的成熟度也将成为下游应用能否快速放量的关键因素。N型电池通过多主栅降低对银的消耗，带来组件串焊精度要求提升，HJT电池片对水汽敏感，对组件封装材料的要求进一步提高。预计2022年全年EVA胶膜总需求达到21.38亿平方米，EVA树脂需求达 106.89万吨。假设容配比1：1.2，1GW组件需要胶膜面积0.11亿平方米。2022年光伏EVA胶膜总需求将达21.38亿平方米，EVA树脂需求将达到 106.89万吨。头部企业在盈利水平上优势明显。快速上涨的EVA树脂价格导致今年胶膜环节盈利承压， 但龙头厂商凭借成本管控、产品良率、供应链管理依旧保持了较大优势，格局进一步优化。EVA树脂供应大部分集中于海外，新增实质性产能有限。2021年国外的 EVA粒子进口量大约为40万吨，主要来自韩华、杜邦、TPC、LG等企业，2021年国内EVA粒子产量仅为31万吨。光伏级EVA树脂工艺难度大，装置建设周期为3年左右，扩产加下游胶膜企业验证周期一般在1-2年，中短期国内难有新进入者实现大规模新产能落地。EVA树脂存量产能上升空间有限。尽管EVA企业可以在一套生产设备上生产不同牌号的EVA产品，但大幅提升EVA粒子产量的可能性不大。由于光伏料中MI和VA的比例较高，生产装置长时间运行会结垢，从而导致生产设备全年运行时间的下滑，考虑到其他EVA产品的市场较为稳定，企业大幅调整生产结构可能性较小。预计2022年全年EVA树脂需求量为102万吨，供需持续紧平衡。根据集邦咨询预测22年光伏EVA树脂供应量为102万吨，需求量为108万吨，全球供需仍将处于紧平衡，EVA树脂价格或将维持在高位。N型电池双面组件更适合POE胶膜。N型硅片拥有比P型硅片更高的双面系数，拥有更高的背面光转换能力。双玻组件对PID更为敏感。根据北极星太阳能光伏网提供的实验数据，POE胶膜封装的组件正面衰减率控制在3%以内，背面衰减率在7%以内。而 EVA 胶膜的组件正面衰减率达5.17%，背面更是高达30%，POE胶膜拥有更强的抗PID效果。硅片大尺寸化加速催化晶硅热场碳基复合材料对进口等静压石墨的替代。我国晶硅制造热场材料行业起步较晚，其热场系统部件材料主要采用国外进口的高纯、高强等静压石墨，进口石墨热场系统产品成本较高、供货周期较长，并且随着单晶硅拉直炉的容量扩大，等静压石墨作为由石墨颗粒压成型的脆性材料在安全性和经济性两方面已经落后于碳基复合材料。随着国内先进碳基复合材料制备技术的发展，现阶段先进碳基复合材料已成为降低硅晶体制备成本、提高晶硅质量的最优选择，快速形成在晶硅制造热场系统中对石墨材料部件的升级替换。碳/碳复合材料具有比重轻、热膨胀系数低、耐高温、耐腐蚀、摩擦系数稳定、导热导电性能好等优良性能。碳/碳复合材料主要是指以碳纤维为增强体，以碳或碳化硅等为基体，以化学气相沉积或浸渍等工艺形成的复合材料，主要包括碳/碳复合材料产品（碳纤维增强基体碳）、碳/陶复合材料产品（碳纤维增强碳化硅）等。光伏热场龙头金博股份预制体制备工艺、设计能力积累深厚。金博股份早在2005-2009年完成了碳纤维预制体的技术研发，通过织布、成网、准三维成型、复合针刺等技术，形成碳纤维预制体，多年来公司持续在预制体制备、设计上不断进步改善。金博股份纯气相化学沉积缩短致密化周期。从碳纤维预制体到碳基复合材料阶段影响制备成本的生产工艺中的最主要因素是化学沉积的致密化周期。根据公司招股说明书，目前金博股份大尺寸批量制备碳基复合材料工艺的水平为300小时以内，主流水平约为800-1000小时，部分优秀企业可以做到约600小时。公司自主研发了快速化学气相沉积关键技术，解决了大尺寸、异性碳基复合材料产品的快速增密技术难题。公司采用定向流动快速化学气相沉积技术，将沉积周期缩短到传统沉积周期的1/2 以内，大幅降低了电力消耗和生产制备成本。金博股份盈利能力远超竞争对手。2021第三季度金博股份毛利率为 58.15%，其可比公司中天火箭、博云新材分别实现毛利率32.26%和 29.69%。巨大盈利能力差距主要来源于公司产业链一体化布局、沉积技术差异化、供应量管理优异、原材料利用率高的综合优势。2022年头部硅片厂商扩产进度加快、开工率提升，热场供需或持续供不应求。随着硅料新增产能落地，供给瓶颈打开，头部硅片厂商扩产进度加快、开工率有望提升，从而加大对热场耗材需求。根据各公司公告，从 2022年行业新增产能来看，主要贡献来自于金博股份定增项目，新进入者天宜上佳虽计划产能规模较大，但实际落地有效产能还有待产业链进一步验证。N型硅片对热场材料纯度要求更高。N型硅片对热场差异性需求主要体现在对灰分要求更加严苛，光伏P型单晶硅片灰分要求<200ppm，N型单晶硅片灰分要求<100ppm，半导体硅单晶灰分要求<30pmm。金博股份可根据产品应用需求提供三个纯度等级的产品，其中I型满足光伏P型单晶制备，II 级满足光伏N型单晶制备，III级满足半导体级单晶制备，并且已经具备<5ppm 涂层工艺制备能力。此外，金博股份纯气相化学沉积工艺较气液混合沉积工艺在基体纯度上有一定优势，在N型技术下，其成本优势或将进一步扩大。N型电池片技术迭代，带动设备需求高增自2015年我国启动光伏“领跑者”计划以来，太阳能电池技术不断进步。电池片目前的发展阶段：从常规铝背板BSF电池→PERC电池→PERC+电池(TOPCon)→HJT电池→IBC电池。目前第二代PERC电池已经成为主流技术由于PERC电池转换效率已接近极限，出于降本提效的目标，行业正在向 HJT电池和N-PERT/TOPCon等拥有更高转换效率的技术路线迭代。每一次新技术迭代，光伏电池行业都会迎来2-3年新一轮的扩产周期，进而带动设备需求。目前TOPCon电池有4种不同的工业化工艺流程，分别为：1）LPCVD制备多晶硅膜结合传统的全扩散工艺；2）LPCVD制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺；3）PECVD制备多晶硅膜并原位掺杂工艺；4）PVD制备多晶硅膜并原位掺杂工艺。目前TOPCon单GW新建设备投资额约2.2亿元，由于PERC工艺和 TOPCon工艺较为相似，企业可以基于现有的PERC设备进行改造升级成 TOPCon设备，其设备投资增加额约6000万元~8000万元。当前 TOPCon 生产成本正在逐步缩小，有望在未来2-3年成为N型电池片主流技术。我们以2021年TOPCon新建设备单位投资额为2.2亿元，PERC改造 TOPCon设备单位投资额6000万元为基准，并预期TOPCon 新建设备单位投资额每年下降0.1亿元 /GW，通过测算，2022年~2025年TOPCon设备总市场规模分别为49.3亿元、58.7亿元、25.5亿元、12.4亿元。目前HJT电池生产工艺流程分别有：1）PEVCD制备双面非晶硅掺杂层结合 PVD 制备双面TCO；2）PEVCD制备双面非晶硅掺杂层结合RPD制备双面 TCO；3）Cat-CVD制备双面非晶硅掺杂层结合PVD制备双面TCO；4)Cat-CVD制备双面非晶硅掺杂层结合RPD制备双面TCO。根据SOLARZOOM，2022-2023年，预计单GW设备价格分别为4.07亿元、3.77亿 元，另假设2023年后每年投资额下降0.3亿元，则由此推测 2022~2025年HJT新增设备市场总空间分别达34.9亿元、27.9亿元、26 亿元、38亿元。
来源：光伏讲堂 |
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