光伏产业链迎来了利润重新分配的拐点。
2022年12月27日，通威太阳能公布最新电池片价格，182mm、210mm的单晶PERC电池价格分别为1.07元/W、1.06元/W，相比于10月底的报价，上述两型电池片价格下降约20%左右。
随着通威电池片价格下调，整个光伏赛道已经步入全产业链降价局面。
更早前的2022年11月24日，硅料价格首“踩刹车”，价格明显下滑。从11月23日到12月21日，多晶硅致密料均价从顶峰时的302元/千克，下跌至255元/千克，均价单月下跌超过15%。
随后，硅片环节的“硅片双雄”跟进，且成为光伏产业链降价最为剧烈的一环。隆基绿能2022年12月23日发布的12月单晶硅片价格显示，单晶硅片P型M10厚度150μm (182mm)价格报5.4元；隆基绿能11月报价时，硅片厚度155μm，对应182硅片报价7.42元，这次降价后，整体降价幅度高达27%。
另一个硅片巨头，TCL中环在同一天给出报价中显示，单晶硅片P型150μm厚度M10报价5.4元/片，与隆基绿能同价；G12报价7.1元/片、218尺寸报价7.7元/片，降幅23%-24%之间。
从硅料到硅片再到电池片、组件，降价潮一路来袭。根据PV INFOlink，2023年一季度组件整体价格区间持续扩大，已可以看见每瓦1.70-1.88元人民币、每瓦0.22-0.23元美金的报价。随着光伏产业链降价潮的传导，光伏电站的投资成本有望下降，投资收益有望提升，对于下游的需求起到一定的带动作用。
从招标量来看，根据盖锡数据的统计，2022年11月EPC招标5.16GW，组件采购招标6.06GW，合计11月含组件采购需求招标11.21GW，环比上升258%。
此前，硅料价格上涨的情况已经维持了近两年，2020年底，多晶硅致密料的价格还在80元/千克左右，不到两年时间涨幅已超三倍。随着硅料价格的逐步回归，光伏产业链上游利润会逐渐向中下游分配。
根据券商测算，前期光伏产业上游的硅料环节的盈利占据全产业链的80%以上。以M10尺寸为例，硅料环节的毛利率可以达到83.9%，而下游硅片、电池片、组件毛利率分别仅为4.2%、7.8%、-1.5%。
申万宏源证券认为，随着硅片的降价，对于电池片环节，从成本与售价的角度来看，电池片的盈利能力甚至略有提升。在2022年四季度初，部分电池企业的单瓦盈利已经超过0.1元，环比三季度继续提升。本次产业链降价背景下，预计电池环节可以截留部分利润，未来电池的盈利能力有望持续维持高位。
本次电池片环节的大幅降价给未来组件降价打开了空间。2022年由于较高的组件价格抑制了光伏装机需求释放，目前组件价格已经开始明显松动，预计2023年有较大跌幅，届时将刺激终端装机放量。同时，随着电池价格下降，组件价格下降空间较大，未来对辅材环节的利润挤压将有所放松，且随着终端需求释放，辅材环节盈利有望迎来较为明显的修复。
浙商证券表示，光伏行业三个拐点陆续出现，行业至暗时刻已过。首先是单瓦盈利见底（2022年12月底已经出现，硅片+电池+组件盈利水平接近2018年“531”之后的历史低点状态）；其次是制造业开工率升（2023年春节前后出现，伴随着产业链价格的企稳开工端会率先体现下游需求起量的预期）；最后是需求爆发（硅料价格跌到100元/千克，组件价格跌破1.5元/W，终端需求快速爆发），理论上往后向上的拐点会持续催化板块向上。
光伏平价时代
任泽平团队认为，新能源相关产业是未来中国经济最有希望的、最具爆发力的领域。目前新能源替代传统能源、光伏和风电替代传统发电，有三大迫切原因。一是对能源低碳转型的必然要求。二是对国家能源安全的保障。三是新能源领域是未来大国竞争的至高点，关系到国家现代能源服务水平。
新能源发电端建设，是中国现代能源体系建设的关键一环，是新能源产业链形成闭环的基础。光伏是新能源电力建设、重整能源生产消费结构的核心领域，是纯正的“绿电”来源，2021年，中国光伏发电新增装机容量在超过风电，跃居第一。
中国光伏行业协会统计数据显示，2022年前10个月，中国光伏新增装机同比增长98.7%，规模已刷新历年同期光伏新增装机量的历史纪录，累计装机容量达到约3.6亿千瓦。根据中国光伏行业协会预测，2022年全年，中国光伏新增装机规模将达到8500万千瓦至1亿千瓦。
光伏装机爆发的背后，是光伏产业链技术不断进步导致装机成本及度电成本不断走低的结果。
光伏产业将半导体技术与新能源需求相结合，其产业链上下游涉及广泛，内涵丰富。光伏上游包括多晶硅料、单晶硅棒、多晶硅锭、单晶硅片、多晶硅片等原材料的生产环节；中游包括单晶电池、多晶电池、薄膜光伏组件、晶硅组件等制造环节；下游包括逆变器和光伏发电系统等光伏电池运用和电站运营环节，此外还涉及光伏玻璃、胶膜、支架等辅材环节。
其中，任泽平团队认为，价格问题是光伏产业链上游的核心。近年来，随着光伏产业链下游应用企业不断扩大生产，上游的硅料产品价格持续走高。根据Solarzoom数据，自2020年以来，国产多晶硅（一级料）价格涨势凶猛。从2020年年初的不到10美元/千克一路攀升至2022年接近45美元/千克，涨幅超4倍。
上游硅片价格的上涨将导致下游光伏组件的价格持续攀升从而推高建设成本。此时，中下游光伏企业必然会面临更大的投资建设和运营压力，这将严重影响中国光伏发电产业的发展。因此光伏需要重点关注产业链上游硅料的生产环节，加速制硅、提纯等技术突破，解决硅料价格居高不下的问题。
追求更高性价比的电池技术则是光伏产业链中游的核心。中游产品为光伏电池片，是光伏的核心部件，其尺寸较小，但目前已有向大尺寸发展的趋势，以182mm以及210mm为代表。光伏产业链中游要重点发展和挖掘具备更高性价比的电池技术，电池片目前较为主流的，且能够量产的型号分别为PERC、TOPCon以及HJT型电池。前者属于P型电池，后两者属于N型电池。以电池效率而言，以HJT技术的N型电池最为出色，TOPCon次之，PERC电池较前两种电池逊色。
光伏产业链下游建设，一是重点关注逆变器环节，光伏逆变器是光伏发电系统的心脏，是光伏电站最重要的核心部件之一。在未来光伏+储能的大趋势下，光伏需重点关注储能逆变器的需求提升。二是重点统筹集中式和分布式光伏建设。2016-2021年中国分布式光伏发电复合增长率达60.45%，远高于国内光伏行业整体增速。政策与市场并驱推进分布式光伏建设，未来集中式与分布式光伏结合发电趋势明显。
任泽平团队表示，随着光伏发电技术和产业化规模化的不断进步，中国光伏产业链中各环节的成本逐年下降。双面双玻、HJT、TOPCon等N型技术应用不断提高组件整体功率和发电效率，2022年，600w以上的组件逐渐成市场主流趋势，700w以上的组件产品逐渐发展迭代。
光伏组件逐渐呈现“高功率、高效率、高可靠、高发电”特征。一是将带来光伏电站投资成本下降，二是度电成本下降，三是电站使用周期更长、全生命周期的发电总量增加，未来光伏度电成本逐步逼近或倒挂燃煤发电成本。
2019年，全国光伏年均利用小时数为1169小时，光伏电站建设成本平均4.5元/瓦，度电成本约为0.44元/度；2020年底，全国光伏平均利用小时数1160小时，光伏电站建设成本平均3.5元/瓦，度电成本为0.36元/度；2021年底，全国光伏的年均利用小时数为1163小时，光伏电站建设成本平均3.0元/瓦，度电成本为0.3343元/度。2022年，中国光伏发电成本下降至约0.3元/度。
中信证券预计，2023年，中国光伏新增装机规模将达到约1.4亿千瓦。特别是随着2023年起硅料等环节新产能释放，成本逐步回落，此前受低收益率压制的地面电站装机或迎复苏，装机比例有望回升，预计地面电站同比增速有望达80%，而分布式同样有望维持近40%的增速。
中银证券认为，供给宽松降低光伏产业链成本，经济性提升是2023年需求释放的核心逻辑。预计2023-2024年全球光伏装机需求分别约340GW、450GW，同比增速分别约42%、32%，其中国内需求分别为130GW、170GW，同比增速分别为44%、31%。
利润向下传导
根据PV Infolink 数据，自2022年11月16日起硅料价格呈现下跌趋势，均价由11月16日的303元/千克下跌至2022年12月15日的277元/千克，跌幅达8.6%。中银证券认为，上游硅料供给持续增加是价格开始下行的主要原因，根据硅业分会数据，2022年11月全球硅料产能预计达到10万吨，对应组件供应量约为37.6GW。
随着2023年上半年通威、大全、新特等硅料生产企业新产能项目进一步投产，硅料供应有望逐月宽松，预计2023年上半年有效产能接近69万吨，对应组件供应量将达到260GW，硅料价格预计进入下行通道。同时在过去两年硅料紧俏背景下，硅片薄片化进程实现PERC由170μm到150μm，2023年随着更薄、更高效的TOPCon电池应用，硅料单耗也会进一步压缩。
此外，中银证券还认为，由于组件出口量在组件产量中占比较高，组件季度出口量对上游硅料的季度需求有明显影响。根据CPIA数据，2022年前三季度国内光伏组件出口量占总产量之比超过60%。根据PV Infolink数据，国内组件出口量呈现季度性变化，每年一季度与四季度出口量相对较低。因此，考虑季节性因素影响，2022年年底至2023年年初的阶段性需求或相对较低，预计对硅料价格下降幅度产生阶段性影响。
根据中银证券的测算，在组件硅耗为2.66g/W的前提下，硅料不含税价格每下降10万元/吨，组件成本对应减少0.266元/W，硅料降价对组件成本降低的作用效果明显。此外，随着硅料供给的逐步宽松，下游硅片环节生产物料紧缺的情况将得到缓解，由于硅片产能相对较多，随着硅片供应量逐步增长，硅片价格或将伴随硅料价格下跌，组件成本压力将进一步减轻。
招商证券也认为，参考PV Infolink等最新报价，产业链价格不同程度下降，降幅上，目前来看，上游降价幅度高于电池组件。即，电池组件降价幅度低于硅片硅料，受供需影响，前期硅片降价幅度响度比较大。一体化企业通常为电池+组件或硅片+电池+组件布局，硅片、硅料降价利好相关一体化企业盈利提升。
过去行业认为组件壁垒很低，其实除隆基之外，这个环节没什么新进入者，系此前组件盈利相对较差，同时又很难做好，不过光伏行业经历多次技术革命后，有组件的企业都活了下来，技术革命对组件企业的影响比较小，主要是掌握了渠道。此外，平价之后，组件不必与退补赛跑，同时硅片格局也在向着有利于组件的方向变化，目前组件企业的盈利在回升。组件环节可能正在进入新稳态：新玩家很少、格局稳固，同时，集中度提升、盈利向上。
而组件成本降低有望改善光伏电站收益率，地面电站装机需求有望快速增长。根据中银证券的测算，在2元/W的BOS成本（包含直流线缆、支架与基础系统、支架与组件安装人工成本等）、1200小时的年有效利用小时数的前提假设下，若硅料价格持续下降带动组件价格由1.98元/W下降到1.80元/W，国内地面电站项目IRR（内部收益率）有望提升1.4个百分点至7.7%。收益率的改善有望带动国内外地面电站装机需求快速增长。
中银证券认为，产业链内单一环节的供需关系是决定产业链总体利润流向的关键因素，而单一环节内部的竞争格局既会影响该环节获得利润的多少，也会影响利润在该环节内部的分配。回顾2022年光伏产业链盈利情况，年初至11月，硅料供应相对终端需求持续处于紧张状态，且相对其他环节，硅料的供给量最少，因此在全产业链内盈利能力最强。
硅片环节紧邻硅料，硅料产出直接限制了硅片的产出，导致硅片供需也处于紧平衡的状态。且硅片环节格局较好，龙头硅片企业硅料保供较好、在下游议价能力较强，因而盈利能力仅次于硅料。
电池环节由于格局较为分散，竞争较为激烈，前期在上游拿货与下游议价能力上弱于硅片环节，因此盈利能力弱于硅片。随着硅料供应逐步宽松，硅片供应相对需求逐渐充足，价格开始下跌。但大尺寸电池片由于产能相对较短，价格下跌幅度并不明显，利润得以留存，盈利能力逐渐提升。
综上，中银证券认为，在2023年硅料新增产能逐步释放、硅料价格下行的期间，供需环节相对较好、竞争格局较优的环节仍将获得较高的利润分配。
中银证券表示，分环节来看，硅片环节有望受益于2023年石英砂紧缺，石英砂供给弹性不改紧缺现实，保供差异造成成本差距，保供较优的企业有望提高市占率并形成价格与成本优势；2023年电池片环节或因技术路线不确定造成扩产节奏的变化，整体供需或将阶段性偏紧，需要关注新技术扩产节奏。此外，相对其他环节，2023年电池片环节产能相对较低，库存压力相对较小，有望获取相对较多的产业链利润分配；组件环节加工利润有望修复，价格回落幅度或小于上游价格跌幅，且受益于高经济性需求主力，布局全球的一线组件企业竞争优势有望加强；组件辅材环节有望实现量增利稳，关注格局改善环节；光伏EPC盈利有望修复，电站盈利有望受益于需求放量。
下游需求释放
中信证券表示，展望2023年，在硅料价格下行带来组件价格和装机成本下行的情况下，在过去两年产业链价格走高而地面电站项目建设不断被推迟的情况下，国内光伏地面电站装机有望迎来高速增长。
补贴时代，影响光伏电站建设的主要因素是项目审批规模和电价政策的变化，尤其是电价政策的变化，年底的抢装甚至包括来年一季度的补装都是因为电价政策的变化。平价时代，光伏地面电站装机最主要的影响因素包括项目的收益率水平和项目的时间周期，一方面需要考虑光伏电站系统成本、电价等多个因素从而满足项目的收益率要求；另一方面要在项目的时间周期内开工建设，比如项目核准后两年内，光伏电站项目需要开工建设否则项目会被取消。过去两年很多地面电站项目建设被推迟主要是因为产业链价格持续走高导致项目建设的收益率要求不能被满足。
同时，国家能源局于2022年12月26日正式印发《光伏电站开发建设管理办法》，就规范集中式光伏电站开发建设管理，促进光伏发电持续健康发展提出要求。光伏电站项目备案容量原则上为交流侧容量（即逆变器额定输出功率之和），各家企业可以根据自身项目的实际情况寻找最优的收益率来进行容配比的确定，目前看行业的容配比水平可以到1.2：1，有利于增加对组件的需求。各省级能源主管部门和备案机关可视需要组织核查备案后2年内未开工建设或者未办理任何其他手续的项目，并且可以对确实不具备建设条件的项目予以废止，从而有利于推动光伏地面电站项目的开工建设。
中信证券认为，2021年以来因为产业链价格的普遍走高，部分光伏地面电站项目的建设有所推迟，但也为2023年光伏地面电站的建设积累了足够的项目。后续考虑产业链价格下行带来的收益率提升，考虑项目的开工建设周期，新增光伏装机尤其是光伏地面电站装机将会得到更好的推进。展望2023年，综合考虑项目收益率水平和项目时间周期，国内光伏地面电站装机将保持较快的增长。
国家能源局的数据显示，国内2022年前三季度新增光伏装机约52GW，其中地面电站装机约17GW，占比将近三分之一。而随着成本的下降，后续地面电站装机占比料将会有个均值回归的过程。2022年1-10月，国内光伏组件招标规模达150GW左右，较2021年全年招标量增长约3倍，为2023年装机快速增长进一步奠定充足的项目基础。
中信证券认为，2023年硅料、组件价格有望迎来趋势性回落，保守估计在1.75-2元/W的组件价格区间内，可保障国内多数省份光伏地面电站项目收益率重回7%左右的合理水平，刺激电站装机需求实现加速回升，预计地面电站装机同比增速有望达80%，而分布式装机增速亦有望维持近40%，地面电站装机比例有望回升。在政策支持和经济性提升的共振下，预计国内光伏装机有望持续快速增长，2022年、2023年新增装机量有望达85-90 GW 、140 GW左右。
招商证券认为，光伏主要下游市场中，海外、国内分布式由于电价及并网模式差异，对组件价格的容忍度更高（尤其2022年上半年欧洲能源危机加速转型后），过去两年间在产业链总产出受限、价格整体高位的背景下，组件厂优先选择高宽容度客户，因而海外及分布式是主力的光伏增长推动。
国内电站项目对组件报价更敏感。在2021年硅料价格开始大幅上行，尤其2022年上半年海外高价需求爆发+国内限电影响，硅料价格在2022年8月突破30万元/吨，组件价格抬高至2元/W上下，电站项目回报率有压力，对组件价格接受度在减弱，由此造成了地面电站项目的后延。
从实际装机、排产情况看，2021年国内分布式电站比例首次超过集中式，2022年下半年居高不下的硅料价格造成相当比例电站项目实际建设进度延后，尤其12月以来部分环节企业出现调降，2022年四季度组件排产整体低于预期。
招商证券认为，组件价格回落后，国内由于高价而延期的项目将在组件价格调整后落地。
进入平价阶段后，补贴造成的年中年末抢装周期在淡化，2022年11月底，国家能源局发布《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》，指出了“不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件”，考虑产业链供需情况，对没有年底并网时限要求的电站项目，或采取分批延期并网的思路，在组件价格调整后完成采购装机。预计在组件价格有明显调整后，项目IRR回升，叠加补装需求后的电站市场可能迎来集中爆发。
中银证券也认为，在合理的组件价格区间内，电站投资收益率较好，在央企对光伏投资需求较强、国内外需求潜力充沛的情况下，预计收益率的改善将推动符合投资回报要求的项目陆续启动，“集体观望”、博弈组件价格大幅下跌的概率预计较小，2023年需求有望持续释放。
相关数据显示，截至目前，国内30个省市自治区已明确“十四五”期间风光装机规划。其中，26个省市自治区光伏新增装机规模超406.55GW，未来四年新增355.5GW，年均光伏新增装机量将达到88.9GW。
此外，欧洲需求方面，在俄乌冲突之后，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，欧洲光伏协会(SolarPower Europe)更是乐观估计超过1000GW。按照其中35%为集中式光伏推算，预计2022-2030年，欧盟年均集中式光伏装机需求达到19-36GW。另一方面，欧盟各主要国家PPA电价与市场电价均上涨明显，虽然市场电价有所回落且存在限价措施，但光伏电站投资的超额收益仍非常丰厚，行业投资热情高涨。
SolarPower Europe的最新报告显示，初步统计，2022年欧盟27国新增光伏装机量41.4GW，相比2021年的28.1GW，同比劲增47%，而2021年的年度新增装机量是2020年的两倍多。报告认为欧盟光伏市场将在未来几年继续高速增长，乐观预计2023年新增装机有望达到68GW，2026年新增装机将接近119GW。
SolarPower Europe称，2022年创纪录的光伏市场表现远超预期，较该协会一年前的预测高出38%或10GW，较2021年12月做出的乐观情景预测还要高出16%或5.5GW。
德国依然是欧盟增量最大的光伏市场，2022年新增装机量7.9GW，其次是西班牙(7.5GW)、波兰(4.9GW)、荷兰(4GW)和法国(2.7GW)，葡萄牙和瑞典取代匈牙利和奥地利跻身前10大市场。德国和西班牙还将成为接下来四年欧盟光伏增量的领头羊，2023-2026年将分别增加62.6GW和51.2GW的装机容量。
根据IRENA数据，2021年欧洲主要国家光伏电站综合成本位于570-700欧元/kW 的区间，组件成本占比高达37%。中银证券认为，随着硅料价格下降带动组件价格回落，欧洲光伏地面电站的收益率将进一步提升，推动地面电站装机量快速增长。据测算，按照当前电价，当组件价格由0.24欧元/W下降到0.2欧元/W，德国地面电站IRR将由8.26%提升到9.86%，收益率水平显著提升。
相比于分布式光伏相对简单快捷的审批流程，欧盟光伏电站建设相关的审批流程冗长且复杂。通常一个绿地项目需要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）。因此，在过去累计装机与新增装机中，集中式光伏在欧盟的占比较小，仅35%左右。在2022年政策与电价的催化下，欧盟光伏行业发展迅速，但相比于分布式项目的加速，受到流程繁琐的影响，集中式项目落地进度较慢，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，是累计装机的9倍。
招商证券认为，紧急措施有望推动集中式项目大规模启动。欧委会在此次的提案中，将可再生能源电站视作压倒一切的公共利益（Overriding Public Interest）。措施有效期内的新能源电站审批，将立即适用于欧盟环境立法中设定的简化流程，包括审批流程中耗时最久、最为繁琐的鸟类及动物栖息地调查也将得到极大的简化，为集中式项目的发展消除瓶颈。得益于此次法案中，有针对性的政策支持，欧盟集中式光伏有望在措施有效期内大规模启动。
美国方面，2022年8月16日，美国总统拜登签署了《降低通货膨胀法案》（IRA），该法案计划将2025年1月1日前开始建设的光伏项目的ITC税收减免力度恢复至30%；同时还计划通过提供10年消费者税收抵免的方式鼓励安装屋顶光伏等。中银证券认为，该法案将有助于降低美国光伏的终端价格，提升其经济性，刺激需求释放。根据Wood Mackenzie的预测，与无IRA情景相比，IRA 将在未来10年内额外驱动222GW光伏装机。
同时，根据ACP数据，截至2022年三季度末，美国有超过132GW的清洁能源项目正在开发中，项目储备充足，需求无忧。
中银证券根据拜登政府的目标进行测算，认为到2035年光伏发电在美国电力结构中的占比应提升至20%-25%，对应存量装机超过970GW，2022-2035年年均装机量超过60GW；美国光伏协会SEIA 亦根据这一目标给出了2021-2030年年均近60GW的装机预期，而在更乐观的SEIA预期的30x30（2030 年光伏发电占比30%）情境下，2021-2030年年均光伏装机或达到75GW。
整体而言，当前高经济性需求对产业链价格的包容度超预期，欧美区域需求催化因素不断，海外市场需求高景气度有望持续，同时国内分布式需求韧性较好，地面电站需求蓄势待发。中银证券预计2023-2024年全球光伏装机需求分别约340GW、450GW，同比增速分别约42%、32%，其中国内需求分别为130GW、170GW，同比增速分别为44%、31%。
辅材利润改善
2020 年下半年以来，硅料价格上涨推动组件成本不断上升，按照硅料价格为300元/kg的假设，组件成本中硅料成本占比高达44%。虽然海外高经济性需求强劲带动终端对组件价格包容度提升，但是原材料成本上升持续压缩组件环节加工利润，在面临持续增加的采购压力下，组件企业不断加强对组件辅材环节的成本控制，辅材环节企业盈利空间受到压缩。
此外，组件价格对终端需求较为敏感，当终端需求出现波动，组件排产下降将直接影响辅材环节的销售，阶段性供大于求迫使辅材环节降价出货，进一步影响辅材企业的盈利。
中银证券表示，2022年硅料供应持续紧缺，终端需求释放取决于硅料供应，终端需求受到一定程度的压制。展望2023年，随着硅料供应瓶颈的解除以及原材料降价带来终端收益率提升，光伏组件需求有望充分释放，组件辅材有望受益于终端需求的增长快速放量，出货有望迎来高增长。
盈利方面，随着硅料价格下降带动组件成本压力减轻，组件对辅材的价格接受度有望改善，辅材环节价格压力亦将减轻，整体盈利有望保持稳定，甚至对于阶段性亏损承压的环节其盈利有望修复。此外，在硅料价格下降带动组件价格回落后，组件高价对终端需求的压制有望缓解，产业链排产博弈有望减少，辅材月度需求量确定性有望提高，组件辅材价格的波动有望趋稳，盈利有望保持稳定。
目前，光伏组件接线盒、光伏铝边框、光伏焊带等环节格局较为分散，龙头企业市占率较低，主要原因是组件辅材环节对资金周转的要求较高，部分龙头企业上市时间较晚，在融资渠道方面的优势布局晚于胶膜、玻璃等环节。中银证券认为，随着组件小辅材龙头企业纷纷上市，其资金实力有望进一步加强，扩产有望提速。此外，随着龙头企业新产品如芯片接线盒、SMBB焊带等导入市场，龙头企业市占率有望进一步提升，行业格局有望改善。
招商证券认为，光伏辅材有望量利齐升的部分环节包括石英、胶膜、浆料等。
高纯石英砂是制作石英坩埚的原材料，后者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。
招商证券预计2023年石英砂供需将出现偏紧状态。需求方面，预计2023年全球光伏装机350GW，假设每100GW硅片的石英消耗为1.8万-2万吨，则石英砂需求预计9.3万-10.3万吨；供给方面，预计在8万-9万吨。
此外，2023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，2023年石英供需紧张相对明确，涨价时间及幅度可能会超预期。
胶膜方面主要有EVA和POE两个技术方向。其中，2022年在经历一季度淡季后，二季度海外需求爆发造成供给压力，EVA粒子价格大幅上涨至3万元上下，然而下半年以来，部分新项目投产增加粒子供应，叠加需求波动，EVA粒子进入下行通道，高价粒子+低价胶膜造成盈利压力。
2022年12月硅料价格开始大幅调整，在新的价格稳态形成前下游排产意愿不强，造成胶膜需求的阶段性下降，EVA粒子跌至近两年的低点。2022年四季度胶膜厂可能仍有较大的经营压力。招商证券认为，当前1.3-1.4W/T的EVA粒子报价已经和1.1-1.2W/T的成本线接近，而低价库存有望在后续贡献正向收益。
在本轮光伏板块的反弹行情中，POE概念股成为最大亮点，全线领涨光伏板块。
随着光伏行业的迅速发展以及封装材料的不断升级优化，市场对于POE胶膜材料的需求大幅增加，该领域有望成为光伏行业新的需求增长点，且具备广阔的国产替代空间。随着N型电池组件技术迭代，POE胶膜有望全面应用于N型组件，需求有望迎来快速增长。
野村东方国际证券认为，光伏胶膜开启向上周期，迎接量利齐升。目前双玻、N型电池技术迭代带动POE胶膜渗透率进一步。POE粒子目前仍然需要大量依赖海外进口，供给的数量相对刚性，当需求快速增长时粒子的保供和议价成为企业保障收入和利润的关键。
招商证券表示，POE胶膜理化性能更优，更加适配N型电池、组件。几家TOPCon组件企业较早就开始选择和导入POE胶膜，目前POE胶膜的渗透率在20%上下，预计伴随TOPCon产业的继续放量，POE胶膜渗透率可能会相应地加速提升。此外，随硅料价格合理回调，下游盈利修复，POE胶膜新技术的应用有更好的接纳度，且地面电站规模启动后双玻也将是POE需求的利好推动。
TOPCon POE并非原来双玻POE的简单平移，现阶段只有几家头部公司验证量产，POE粒子目前基本为外企主导，未来1-2年上游粒子材料的供应可能仍比较紧张，因此产品验证成熟、供应链保障度高、扩产领先的胶膜企业、份额及盈利均有望受益。
招商证券还认为，TOPCon的推广加速还将带动银浆量利齐升，头部企业受益。
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，182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：降低细栅宽度或通过增加主栅数量使宽度变细降低银耗。PERC初期电池片浆料用量有冗余，目前按TOPCon领先企业银耗（182，16bb ，100mg/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，2025年银浆加工费空间较2021年有望翻倍。
根据ISFH数据，在与浆料相关的电池提效要点中，降低TOPCon发射极复合损失（0.36%）、降低遮挡（0.46%）、降低正面复合（0.60%）共计可提效1.42个百分点，对电池提效影响较大。
招商证券表示，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。
