（报告出品方：招商证券）

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（Mμm）、0.7-0.73（M10PERC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%。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。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。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RepowerEU方案，计划到年，欧盟累计光伏装机容量达到GW以上，SolarPowerEurope更是乐观估计超过1,GW。按照其中35%为集中式光伏推算，预计-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GW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。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。年1-4月，南非进口光伏组件4.18亿美元，已经超过年全年进口额，同比增长超过%。

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，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PERC70%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，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mg降至mg上下；2）设备投资由单GW2亿下降0.4-0.5亿；3）硅片厚度由μm降至当前约μm。

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%。年PERC市占率约91%，年降至88%，而N型份额由年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。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-GW：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。

TOPCon是无人区产业，和PERC当时的状态很大不同，在较长的时期，都还会有较明显的差异化。当前实现规模化量产的TOPCon供应商过去在N型领域长期投入和布局，优势可能会持续更长的时间。率先实现TOPCon大规模量产，抓住窗口期提升份额：目前形成有效产出的仍是少数，提供先发企业提升份额的时间窗口；汇聚上下游优势资源，在转换效率、量产工艺上维持领先：TOPCon在原有PERC基础上增加若干工序，相对更复杂，同时还在快速的升级过程中，发展初期know-how掌握在电池企业手中，提前布局TOPCon的企业，会具备一定竞争优势。先发企业更容易汇聚上下游优势资源，如设备、辅材等，更新迭代期第一时间完成更新优化，可能持续在效率、成本上维持领先；供应链瓶颈制约：年末，全行业TOPCon产能约50GW，行业目前规划产能接近GW。整体规模增长近10倍的情况下，供应链瓶颈（尤其是TOPCon差异环节）会逐渐显现，一定程度制约新进入者扩产规划。

三、辅材头部企业优势有望进一步放大

1、浆料：TOPCon推广加速银浆量利齐升，头部企业受益

TOPCon浆料单位用量提升，加工费增加。电池非硅成本中浆料占比最高，约为30-35%，以PERC电池为例测算，电池非硅成本约为0.15元/W，其中浆料成本约为0.05-0.06元/W，因此降低银浆单耗一直是电池环节的重点降本方向。过去主要通过两条途径降本：（1）降低细栅宽度；（2）增加主栅数量，主栅增加后宽度变细，降低银耗。PERC初期电池片浆料用量有冗余，目前按TOPCon领先企业银耗（，16bb，mg/片）估算，目前TOPCon单片银浆用量较PERC高40-50%，考虑到无主栅应该是未来方向，预计银浆环节用量的下降空间在10-15%左右，即降低至85-90mg/片，仍然高于PERC银耗。TOPCon银浆难度相对较高，因此加工费也相对高一些，在电池行业向TOPCon逐步切换的过程中，年银浆加工费空间较年有望翻倍。

TOPCon浆料制造难度加大。PERC与TOPCon电池正背面对浆料要求不同，PERC正面需要重点考虑浆料与硅片的欧姆接触、降低复合，而背面更多需要考虑与钝化层的附着力。TOPCon浆料要求更高，制造的难度更大，正面浆料中的银粉参数有变化，需要考虑掺杂与欧姆接触，玻璃与有机体系的要求也在提升，难度相对较大，而背面重点除需要考虑欧姆接触、降低复合外，还要烧穿钝化层，但不能损伤POLY层，对玻璃体系的要求也比较高。在TOPCon加速推广的过程中，预计浆料的技术门槛会进一步提升。头部企业受益TOPCon推广加速。浆料中的原材料占总成本比重约为99%，定价模式为成本加成模式（原材料+加工费），因此产品价格差异不是很明显，但品质之间有差别，好产品是企业能否胜出的关键，其本质是对企业提出了多方面要求。稳定的经营及研发环境是培养或留住优秀研发人才的基础，研发能力则体现于多方面，浆料配方的研发能力、不同原材料的理解能力、浆料内部体系之间的调整能力尤为重要，银浆起家的企业对银粉理解较深，这可能不是产品形成差异的根本原因，有机（提供流动性，印刷）、无机（玻璃粉，粘接）体系的重要性可能在提升。在切换至TOPCon的过程中，头部浆料企业积淀深厚，对各种材料的理解及协调能力可能更强，预计将受益于TOPCon推广加速。

2、胶膜：头部企业有望在N型时代继续领跑

N型电池对胶膜要求更高。由于N型电池/组件效率、寿命等较PERC有大幅提升，材料工艺选择也有差异，因此对胶膜的要求更高：1）N型电池组件受PID影响更明显。TOPCon更换为N型衬底，PN结方向与P型相反，正面材料为Al2Ox及SiNx（类似PERC背面），相较PERC正面材料受PID影响更明显；2）N型电池组件对酸碱度更敏感。TOPCon正面主栅为银浆，细栅为银铝浆，浆料体系更为敏感，更容易受到酸性环境的影响。同时SMBB对应主栅、焊带宽度会大幅下降，与电池片的接触面更窄，对酸性环境更为敏感；3）N型电池组件对水汽透过率要求更高。N型TOPCon电池双面率可以达到85%，考虑其双面率优势，更适合做双面结构，尤其对透明背板产品，要求胶膜的水汽透过率更低。

POE更为适配。相较P型电池，N型衬底少子寿命更长，受杂质影响小，同时基本上消除了硼氧复合造成的LID，TOPCon组件首年衰减优化至1%，年衰减幅度较P型明显减少，寿命在30年上下，POE的耐老化表现更好，配套TOPCon能够最大化发电量优势。目前量产TOPCon采用硅片厚度已经降到μm上下，硅片更薄且量产线基本上市、尺寸，对轻质化也有更高的要求，POE密度较EVA小10%上下，也更有优势。薄硅片本身对表面应力更敏感，POE交联后储能模量小于EVA，电池片所受应力更小。可能会体现出较强的差异化。EVA产品在经过较长时间的迭代后，已经相对成熟，同时PERC电池也有足够的宽容度，因此胶膜应用差异不显著。在光伏主产业链由P向N过渡带动辅材环节升级的产业化初期，胶膜技术工艺壁垒更高，可能会体现出较强的差异化。一方面，TOPConPOE并非双玻POE的平移，配方、加工工艺有壁垒，目前仍是少数企业能够达到TOPCon应用要求。TOPCon硅片掺杂/厚度、电池片输出电流电压、主栅细栅材料/排布、焊带形式等与此前的PERC有明显的区分度，对应POE胶膜配方需要考虑的侧重点也不同，此前适配PERC的POE、EPE等方案不能简单的平移到TOPCon。另一方面，以TOPCon为代表的N型电池POE胶膜方案尚未定型，TOPCon电池本身架构在未来2-3年也会有持续的优化升级，尤其钝化技术、金属化工艺、硅片厚度等都要求胶膜企业能够完成技术适配，对企业的技术工艺要求也更高。头部企业经营能力及成本管控能力强，对产品与生产设备理解更加深刻，有望在N型时代继续领跑。

3、玻璃：成本下行带动盈利向上，需求集中释放或造成玻璃趋紧

纯碱、天然气价格调整，成本端优化。光伏玻璃成本中，原材料、能耗费用大致各占玻璃成本四成，其中材料端主要为石英砂、纯碱，能源侧主要为天然气、重油等，且减排背景下光伏玻璃热源供应以天然气为主。二季度以来，纯碱、天然气价格大幅调整下降，玻璃成本端明显优化：纯碱：Q2国内纯碱库存快速拉升，价格由-元/吨大幅调整至2元/吨上下；天然气：Q2天然气价格调整，同时进入非供暖季，估算均价环比下降10-20%。同期3.2、2.0mm玻璃售价基本稳定在26、18.5元/平上下，考虑库存周期，预计Q2玻璃盈利能力将实现回暖。

硅料调整激发装机需求，下半年玻璃可能趋紧。硅料产能扩张叠加大批量投产预期，硅料已跌至6.x万元/吨左右，组件顺价至1.4元/W左右，已处于历史低点，下游项目回报率大幅改善，装机有望较快有强劲而积极的变化，玻璃需求可能在三四季度集中释放。同时考虑大电站对成本更敏感，其结构占比提升拉动双玻应用，单耗也会增加。供给侧看，当前玻璃在产项目日熔量合计约9万吨/d，听证制度趋严造成规划项目投产延后，少数新线投产集中在Q4，Q3增量或主要来自5月点火窑炉爬坡贡献，在需求释放加速背景下玻璃供给或趋紧。政策趋严，未来产能释放将更有序。过去-年，压延玻璃扩产约束弱化，产能快速扩张。今年5月，工信部、发改委发布《关于进一步做好光伏压延玻璃产能风险预警的有关通知》，收紧听证会制度执行口径，或大幅延缓在建/拟建项目投产进度，考虑执行听证以来累计通过低风险项目合计仅2.1万吨/d，未来一段时间玻璃产能的释放将更趋有序，价格会有更强的支撑。风险预警机制的收紧背景下，此前已开工但需执行预警项目的点火时点延后，部分项目存在高风险调整的可能性。年3月执行听证以来，累计听证项目超过三十万吨，实际通过项目仅2.1万吨，考虑项目建设周期，大部分将在年以后逐步点火投产。

4、石英：供给释放受限，供需持续吃紧

石英坩埚是硅片生产过程中的消材，目前尚无替代品。石英坩埚主要应用于光伏及半导体领域的拉晶环节，是硅片生产流程中的关键材料。在硅棒拉制过程中，石英坩埚逐步向方石英转化，一定时间后无法使用，需要更换新的石英坩埚，在硅片环节生产过程中具备较强的消耗品属性。石英坩埚原材料为高纯石英砂，目前与高纯石英砂比较相似的产品是合成石英砂，但因成本及微量元素含量的限制，无法使用于光伏领域。预计年石英砂供需偏紧。需求方面，预计年全球光伏装机GW，假设每GW硅片的石英消耗为1.8-2万吨，则石英砂需求预计9.3-10.3万吨；供给方面，尤尼明+TQC合计2.5-3万吨产能，石英股份4.5-5万吨，其他产能合计约为1万吨，供给预计在8-9万吨。此外，年海外石英砂占总产能比重约为35%左右，整体看，行业内石英坩埚使用寿命会下降，石英砂需求会进一步提升，年石英供需紧张相对明确，涨价时间及幅度可能会超预期。

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