随着硅料供给释放带动组件价格下降，2023 年上半年光伏需求维持高景气。考虑到组件 价格下降提升光伏发电经济性，前期各地积压的地面电站项目有望快速释放，同时大量分 布式潜在需求在暂无配储压力的情况下，也将充分受益于组件价格下行而大规模释放，我 们预计 2023 年光伏交流侧装机同比增长 58%至 368GWac（对应组件需求 500GW+）。其中， 中国、美国、巴西、南非等地前期积压的地面电站项目显著放量，欧洲维持较快增速。

  根据 Rystad Research 统计，截至 6 月 30 日全球大型公用事业项目库中计划 2024 年并网 的项目规模达到 173GWac，其中中国、美国、印度计划并网规模仍就保持前三，合计共占 全球计划装机的 69%，英国、西班牙增速亮眼。随着下半年各国能源部门审批流程逐步推 进，预计 2024 年实际并网的大型公用事业项目将显著超过 200GWac。 考虑全球终端电价水平大概率保持高位，在较低的组件价格下，即使考虑部分存在并网压 力地区的少量配储需求，工商业及居民分布式项目的经济性/投资回报率预计仍将保持在 具有较高吸引力的水平，分布式项目需求在 2024 年将仍有较强的增长动力。 综合对 2024 年全球公用事业/集中式项目和分布式项目需求的整体判断，预计 2024 年全 球光伏新增交流装机增长 30%至 480GWac（对应组件需求 600-650GW），其中，中东、非洲 地区因光照资源优势、基数较低装机迅速增加，其余地区维持 20%-30%增速。

  2023 年 1-5 月国内新增光伏装机 61.2GW，同增 158%，整体维持高景气。综合对分布式及 地面电站项目增长动力的分析，预计 2023 年国内新增装机 160GWac，同比增长 83%。 集中式：储备项目持续增长，消纳压力或好于预期。 据我们不完全统计，2023 年上半年央国企大型组件集采招标/开标/定标量分别为 108/96/100GW，同比增长 42%/48%/34%（统计口径说明：招标-业主公布招标信息，开标公布投标价格，定标-确定中标人/入围名单），从组件招标集采规模看，以央国企参与为 主的集中式地面电站项目储备和业主建设积极性都非常充足。

  根据 Rystad Research 不完全统计，截至 6 月中旬，中国计划 2023/2024 年并网的大型公 用事业项目分别有 60/77GW，此外受疫情和供应链问题影响，2022 年递延至 2023 年并网 的大约有 20GW，我们预测今年国内大型项目并网量将达到 80GW 以上，考虑到下半年新项 目仍在持续增加以及年底并网顺延的影响，预计 2024 年潜在项目规模大概率将超过 2023 年。

  从储备项目分布区域来看，规划项目规模前五大省份分别为新疆（25%）、广西（8%）、青 海（7%）、四川（7%）、内蒙古（7%），结合各省新能源发电情况分析，青海消纳压力最为 突出，2022 年新能源发电占比达到 34.5%（光伏发电占比 21.4%），24-25 年装机增速或将 出现下滑；新疆、广西、四川等地新能源发电占比低于全国中等水准，光伏发电渗透率低 于 5%，电网消纳压力比较小，因此也将成为 2024-2025 年国内集中式光伏装机增长最 快的几个地区。

  目前已公布的大基地项目基本上已落实消纳方案，从第二、三批风光大基地项目申报优先 级来看，源网荷储一体化、离网制氢等 100%就地消纳项目逐步占据主流，也导致部分消 纳压力大的地区（如青海、甘肃）二、三批大基地规模较第一批会降低。 根据第二、三批大基地项目清单，青海第二、三批大基地项目全部采用就地消纳的方式， 主要为源网荷储一体化项目和光伏+光热项目，内蒙古第二批大基地中唯一的光伏项目所 配套的特高压直流工程已于 2022 年底投产，新疆第二批需要电网消纳的大基地项目几乎 全部配建 4h 电化学/8h 光热储能，大大缓解新能源出力高峰时的电网消纳压力。

  分布式：系统成本持续下降，分布式释放需求弹性。 1Q23 国内光伏新增装机中分布式占比 54%，1-5 月国网区域新增分布式装机占比达 59%， 上半年国内光伏新增装机中分布式的高占比，某些特定的程度上打消了市场对 2023 年分布式需 求增长持续性的担心，对于当前基本无需配储、无需承担电网调节成本的分布式项目而言， 每一分钱的成本下降都将激发增量需求的释放。

  近两年国内分布式市场呈现此起彼伏、遍地开花的发展状态，2021 年山东户用市场一枝 独秀贡献了 30%的分布式装机，2022 年工商业市场异军突起，以浙江、江苏、山东、广东 等工业用电大省装机规模最大，此外河南、河北的户用装机也在 2022 年超越山东；2023 年上半年，福建、湖南等南方地区分布式装机量快速提升。在当前全球平均低值个位数的 光伏发电渗透率背景下，由于区域分布的广泛性和来源的多样性，潜在分布式需求对价格 的弹性释放有很大概率会持续超预期。

  随着户用光伏并网规模增长，山东、河南等地出现消纳困难的情况，这主要是农村电网变 压器限容所导致，随着农网扩容增压、升级改造工程的推进、新能源汽车下乡政策的落地、 以及光储充的应用，我们认为分布式消纳的天花板将进一步打开。现阶段变压器扩容成本 约 0.2 元/W，主要由电网公司承担，未来随着光伏系统成本的下降，变压器扩容成本或将 逐步疏导至电站业主方。 截至 2023Q1 全国户用光伏累计装机 72GW，我们测算我国户用光伏市场潜力在 1346GW 以 上，当前户用光伏渗透率仅为 5%，随着组件成本下降，更多上网电价较低地区经济性将 提升，国央企的加入进一步加快户用光伏开发速度，我们预计户用光伏重点开发区域将从 东部省份逐步向西部省份转移。假设 2025 年全国平均户用光伏渗透率达到 20%，对应 2023-2025 年国内户用装机潜力约 197GW，年均装机量 66GW，预计 2023-2025 年分别为 40+/60+/80+GW，复合增速 40%以上。

  根据中国建筑业协会数据，目前我国存量工业、商业竣工面积分别为 60、31 亿平米，每 年新增工业、商业竣工面积分别为 5、2.5 亿平米，按照工业屋顶面积=竣工面积/2、商业 屋顶面积=竣工面积/5 测算，我们预计国内工商业光伏市场潜力在 800GW 以上，现阶段工 商业光伏渗透率仅为 6%。根据整县推进政策要求，到 2025 年党政机关建筑、公共建筑、 工商业厂房、农村居民屋顶总面积安装光伏发电比例分别不低于 50%、40%、30%、20%， 假设 2025 年全国存量工商业光伏渗透率达到 25%、新增工商业光伏渗透率达到 50%，对应 2023-2025 年国内工商业光伏新增装机潜力约 205GW，年均装机量 68GW，预计 2023-2025 年分别为 40+/60+/80+GW，复合增速 40%以上。

  国内装机结论：预计 2023/2024 年国内新增装机 160/210GWac，同比增长 83%、31%。 考虑到国内地面电站储备项目丰富且持续增长，目前已公布的大基地项目基本上已落实消 纳方案，消纳压力或好于预期；户用、工商业分布式光伏市场空间广阔，分布式系统成本 下降后需求弹性或超预期。综合对地面电站及分布式需求的预测，我们预计 2023/2024 年国内新增光伏装机 160/210GWac，同比增长 83%、31%。

  据 SEIA，2023 年 1-3 月，美国新增光伏直流侧装机 6GWdc，同比增长 53%；2023 年 1-4 月，美国进口组件 18GW，同比增长 59%。考虑到美国未通过国会审查法废除拜登东南亚免 税的总统令，即东南亚组件出口美国仍具有近一年免税期，且 5 月 12 日 IRA 本土制造补 贴细则落地，预计此前积压的储备项目有望放量。 从计划 2023 年并网的公用事业级项目来看，据 EIA 数据，截至 2023 年 5 月，计划 2023 年 6-12 月并网的光伏电站项目达 22GWac（仅统计装机容量大于 1MW 项目），计划 2024 年 并网的项目达 30GWac，随着时间推移，预计这一数字还将继续增长，储备项目将成为支 持美国装机翻倍增长的最大动力。 考虑美国积压的丰富储备项目将陆续释放，预计 2023/2024 年美国新增光伏装机 36/47GWac，同比+114%/30%。

  俄乌冲突导致欧洲居民电价大幅上涨，刺激了以户用为主的中小型光伏和储能系统的安装。 即使经历了整整一年的高增长，光伏仍难以满足欧洲因俄气退出而导致的电力供应缺口， 为了加快可再生能源部署、降低通货膨胀压力，欧洲各国在 2022 年底通过了一系列提高 补贴、减少税收、简化审批流程以进一步鼓励屋顶光伏装机的措施，同时计划将集中式电 站的审批时限缩短至 6 个月以内，将大幅改善因审批周期过长而导致建设进度不及预期的 情况，有望推动 2023 年及以后欧洲光伏需求继续高速增长。

  组件价格高、审批时限长等因素导致 2022 年欧洲地面装机增速远低于户用，但据 Rystad Research 最新的大型公用事业项目库显示，2023 年欧洲地面电站装机将显著加速。 尽管今年上半年欧洲天然气价格中枢已相较去年下降超 60%，但欧洲天然气供应仍面临紧 平衡下供应不稳定的脆弱性问题，受挪威天然气加工厂停工计划影响，今年年初起逐步恢 复正常的天然气价格在 6 月上涨超 50%，且欧洲核心国家的实际居民电价仍保持高位，考 虑各国补贴、退税政策的支持及 2023 年系统成本下降，预计 2023 年的家庭光伏系统实际 安装成本将较 2022 年节省 30%以上，且安装光伏系统可大幅降低家庭电费的超额支出部 分，性价比依然显著，预计 2023 年欧洲户用光伏装机将继续保持增长。

  2023 年 1-5 月国内组件累计出口欧洲超 43GW，同比+26%，欧洲需求仍维持强劲。考虑到 欧洲需求景气度的延续，以及 2022 年装机数据统计滞后的影响，预计 2023 年欧洲光伏新 增装机有望达到 60GWac，同比增长 33%。考虑到光伏组件价格下降持续提升光伏发电经济 性，及欧洲中长期能源规划，预计 2024 年欧洲光伏新增装机有望达到 75GWac，同比增长 25%。

  2022 年 1 月 6 日巴西发布的 14.300 号法律正式立法明确分布式光伏可在 2045 年及之前 享受净计量电价，且在随后的 12 个月过渡期内安装的用户可在 2045 年及之前享受免征配 电费的优惠政策，刺激 2022 年分布式装机大幅增长。12 月 7 日，巴西众议院批准法案计 划将该过渡期延长 6 个月，即截止日期从 2023 年 1 月 7 日推迟至 2023 年 7 月 7 日，为 2023 年分布式光伏的抢装预留了充足的时间。 2023 年 1-5 月国内出口至巴西组件 7.43 GW，同比持平，根据巴西太阳能协会（ABSOLAR） 数据，1-5 月巴西新增光伏装机 6.6 GWac，同增超 179%，我们预计 2023 年装机量有望达 到 15 GWac，同比增长 39%，预计 2024 年维持约 30%增速。

  2022 年 4 月，印度开始对进口光伏组件和电池分别征收 40%和 25%的关税，印度本土产能 的不足严重影响印度新增装机，据 JMK Research，2023 年 1-5 月印度光伏装机 4.52GWac， 同降 54%。 2023 年 2 月，印度联邦电力和新能源可再生能源部部长 R.K .Singh 表示政府已决定将已 经批准的组件型号和制造商清单（ALMM）豁免两年，此前只有在该清单中包含的组件制造 商才有资格用于公用事业太阳能项目、开放接入及屋顶光伏项目，而该名单中没有国内组 件公司被列入。Singh 表示此次豁免 ALMM 两年主要系当前印度有 70GW 的光伏项目正在实 施，但本土超 500W 的组件制造能力仅 10GW，豁免 ALMM 显示了印度对光伏装机的迫切性。 BCD（组件基本关税）和 ALMM 是影响组件出口印度的重要因素，考虑到印度本土旺盛的光 伏需求，及相关政策有放松可能，预计 2023 年印度光伏新增装机有望达到 20GWac 左右， 同比增长 43%。

  1.7 中长期预测：2030 年前后达到年新增 1000GWac，存量替代持续驱动后续装机

  随着全球经济增长、电气化比例提升、可再生能源电量占比提升，光伏作为最平价的可再 生能源电力，预计 2030/2040/2050 年光伏发电量占比提升至 20.5%/40.4%/45%，我们预 计光伏发电量占比提升至 40%以上后增速放缓，后稳定在 45%左右，考虑后期光伏组件逐 步产生替换需求（光伏组件使用寿命约 20-25 年，但通常 10 年左右即可收回成本，若届时新组件效率相比原有组件具有显著提升，对于部分项目而言提前更换组件会有更好的经 济回报），预计光伏新增装机将在 2030 年左右达到约 1000GWac，后产生大规模存量替换 需求，支撑光伏新增需求缓慢增长，预计 2030/2040/2050/2060 年光伏新增装机提升至 994/1281/1521/1904 GWac。此外，技术进步也会影响装机增速，若在某个时点出现突破 性技术进步（如转换效率大幅提升），可能导致阶段性光伏装机需求爆发，下游运营商或 因经济性考量提前替换存量组件。

  随硅料供给释放，2023 上半年光伏产业链价格整体处于下降趋势中，其中供给快速增加 的硅料、硅片环节价格降幅较大且盈利承压，电池片（尤其是 N 型/高效电池片）因供给 相对紧张盈利维持较高水平，组件由于期货属性降价速度稍缓于上游环节、盈利能力略有 提升，一体化组件（硅片+电池片+组件）盈利维持相对高位。

  随着硅料价格触及底部（以边际产能亏现金停产、新建产能推迟投产为信号事件），行业 整体供需关系正式由“短缺”切换至“过剩”状态，各环节成本曲线、销售溢价、竞争格 局等因素将较大程度决定各环节在供给过剩状态下不同企业的盈利能力分布。 需要强调的是，2019 年以前的十几年中，光伏行业绝大部分时间处于全环节过剩状态， 期间并不妨碍龙头公司凭借更快的降本速度、对技术迭代更前瞻准确的把握等途径实现超 额利润的兑现和股价的表现。过剩才是光伏行业的常态，甚至“过剩”本身才是驱动行业 技术创新核心动力之一，越是过剩的状态下，具有创新精神的企业才越能体现他的α价值 和长期生存能力，随着 N 型逐渐渗透驱动的对材料端品质要求的提升、组件端对售价/成 本影响因素的增多，我们判断：产业链多数环节的龙头优势将呈现放大趋势，而非目前主 流预期的缩小。

  2.1 硅料：预计底部价格 6-7 万元/吨，N 型 TOPCon 产业链超额利润重心向硅料端转移

  目前多晶硅产能合计约152万吨/年，其中10.5万吨高成本海外硅料（OCI、Hemlock、Wacker） 主要用于满足美国市场的终端需求，价格体系将具有一定的独立性。预计 2023 年光伏组 件需求约 500GW，按照硅耗 2.5g/W 测算硅料需求约 125 万吨，扣减海外硅料后国内硅料 需求约 115 万吨，在硅料成本曲线上对应的产能交点落在以现金成本约为 5.5 万元/吨的 边际产能附近。 预计 2024 年光伏需求增速 30%，对应硅料需求量开始上涨约 40 万吨，考虑到计划 2023-2024 年 龙头通威、协鑫、新特在建及规划产能超 40 万吨，且龙头企业具有雄厚资金实力完成产 能扩张计划，预计中长期供需均衡对应现金成本为 5.5 万元/吨。

  此外，下半年的硅料供应和价格仍存两个潜在变数，或影响硅料价格波动范围： 1）区域性限电可能导致的预期外供给收缩：目前看，今年夏季全国电力系统迎峰度夏保 供电压力丝毫不小于去年，由于 22Q3 多晶硅盈利处于极端高位，四川、云南、内蒙等地 多晶硅产能都享受了工业用电的最高优先级保障，但今年价格和盈利水平大幅回落之后是 否仍有相同待遇有待观察。 2）在建项目投产时间是否推迟：近期硅料价格快速下跌的主要原因并不是终端真实需求 的减弱，而是受到产业内对下半年硅料供应加速释放的“一致预期”所驱动，考虑到大部 分新建产能（尤其是新玩家）爬坡期成本偏高、产品品质不稳定等因素，在 6-7 万元/吨 的市价下，此类产能可能面临投产即亏损，甚至投产即亏现金的窘境，因此不排除主动推 迟投产时间的可能。

  中长期看，产能过剩后理性价格应维持在供需均衡状态下边际产能的现金成本附近，同时 考虑到边际产能在价格低位时可能因成本控制、现金管理、费用摊销等因素造成成本上升， 我们预计硅料价格“理性底部区间”为致密料含税价 6-7 万元/吨。虽然不排除阶段性非 理性抛库等行为可能会短时间击穿该价格区间，但我们大家都认为 6 万元/吨以下不是一个可以 长期维持的价格。

  考虑到头部企业的成本优势，同时考虑到电池效率持续进步驱动的对材料端品质要求的提 升（N 型硅料品质要求更高），头部企业高品质产品或将具有显著的价格优势，并且随下 游 N 型电池产能释放及硅料供应整体趋于宽松，这种品质溢价幅度或将持续扩大，预计头 部硅料企业平均单位盈利低点约 0.5-1 万元/吨。

  上半年硅料价格快速下降带动硅片价格快速调整，硅片环节库存减值压力较大，环节整体 盈利承压。展望后续，硅片环节产能充足且仍持续增加，预计 2023 年底单晶硅片名义产 能将超过 900GW（包含部分小尺寸/低效产能），随硅料逐步进入过剩状态，二三线硅片企 业开工率攀升，驱动价格竞争及硅片环节超额利润压缩，边际产能盈利或将逐渐压缩至成 本线附近。

  但企业之间的盈利能力或将呈现分化加剧的态势（价格差异放大+成本曲线）品质差异：随 N 型产品放量及电池效率持续提升，行业对硅片品质的要求将逐步提升 （如少子寿命、含氧量等），将令不同品质硅片价格的价差逐步放大，头部高品质硅片将 获得溢价。 2）高纯石英砂/石英坩埚供给：高纯石英砂供给持续紧张，最高品质的内层砂供应或面临 缺口，硅片企业或将妥协使用内层砂占比较低的低品质坩埚以维持开工率，但付出的代价 是降低单只坩埚的使用时长，从而导致坩埚成本、拉晶电耗、单位折旧等非硅成本上升， 龙头相对优势将因进口高纯石英砂的供应保障优势而扩大。 3）库存策略：随产业链价格下跌，原材料、产成品库存对企业盈利的影响或阶段性放大， 周转效率较高的企业相对优势有望放大。 龙头硅片企业的相对优势因品质优势、高纯石英砂的供应保障优势而扩大（测算单位盈利 差距拉开 2~3 分/W），当前头部与边际产能单 W 盈利差距预计 5 分/W 左右，即边际产能盈 利压缩至 0 时，头部仍有 7~8 分/W 的单位净利（较 1H23 水平压缩 3~4 分/W），考虑硅料 趋于宽松和价格差异放大、石英坩埚趋于紧张的对冲效果，预计头部企业市占率有望基本 持稳。 背景假设（需跟踪验证）：二线硅片企业因无法获得足够的标准坩埚（内层使用足够厚度 的进口高纯砂），转而使用品质要求降低的“劣等”坩埚，从而付出非硅成本升高或硅片 品质下降的代价。

  2.3 电池片：TOPCon 超额利润有望维持，HJT 产业化有望否极泰来

  2022 年是 N 型电池真正大规模量产的元年，TOPCon、HJT、xBC 扩产规模均超预期。2023 年年初至今，N 型技术加快前进步伐，在效率上持续进步、成本上持续下降、良率上持续 优化，尤其是 TOPCon 技术，已成为各头部厂商的主流扩产选择。

  根据我们对在建及规划电池片产能的梳理及测算，预计 2023 年新技术电池产能贡献供给 增量可达 184GW（TOPCon/HJT/xBC 等，详见后文分析），考虑实际建设进度，及新进入厂 商技术掌握及产能释放的不确定性，即使预期下半年 N 型供应量将会大幅增加，预计全年 渗透率仍

  2）TOPCon：工艺渐入佳境，溢价和超额利润有望维持 0.1 元/W 左右的水平

  根据我们统计，2023 年 TOPCon 扩产有望达到 350GW，实际年内落地的 TOPCon 产能有望达 到 330GW，实际产出有望超过 130GW，成熟度有目共睹。 截至目前，TOPCon 技术实际渗透率仍处于较低水平，由于 TOPCon 电池的高性价比，年初 至今 TOPCon 较 PERC 电池溢价维持在 0.1 元/W 左右水平。后续随着大批量 TOPCon 产能的 释放，尽管溢价可能会逐步下降，但是考虑到 TOPCon 工艺仍有进一步改良的空间，效率 和成本仍有后续优化方案，TOPCon 溢价和超额利润有望维持在当前水平，直至 PERC 电池 基本退出市场（可参考单多晶替代过程中，单晶硅片超额利润的维持能力）。

  尽管有观点认为 TOPCon 的快速发展会对 HJT 形成一定的压制，导致后续 HJT 工艺发展空 间受限甚至成为 TOPCon 到钙钛矿的“居中路线”，但不可否认的是，从第一性原理出发， HJT 所特有的低温工艺加极简的工艺步骤，使其理论上可实现更高的良率及量产转换效率。 据最新的理论更新，HJT 的理论极限效率可达 28.9%，高于基于双面 Poly 路线%。从产业化的角度看，年内 0BB、双面微晶、电镀铜等针对 HJT 的提效降本工艺目 前均已看到实质性进展，路径清晰。从总量的角度看，HJT 在 2023 年的有效产出将达到 10GW 以上，到年底实际落地产能有望超过 60GW，规模效应的进一步提升势必将会带来 HJT 全产业链的愈发成熟。 根据当前行业内实际规划，主流组件厂、电池厂大部分尚未完全决定未来 2-3 年的电池技 术路线，且落实到各个公司来看，2023 年 N 型组件出货目标占总体出货目标比重仍相对 较小，存量 PERC 产能尚未开始被大量替代。大厂的扩产将是催化 HJT 行情最重要的信号。

  成本方面，我们根据硅业分会 6 月 28 日最新 N/P 型硅料价格 73.7/67.5 元/kg 进行测算， 显示 TOPCon 硅成本约 0.22 元/W，较 PERC 低 1 分/W，高银耗及低良率带来 TOPCon 电池非 硅端约 4 分/W 左右成本上升；组件端，TOPCon 功率更高，摊薄到组件端的非硅成本约 0.5 元/W；总成本计算下，TOPCon 仅高出 PERC 2 分/W，而随着技术以及产业化的推动，TOPCon 电池提效进程有望使其成本在年内持平或低于 PERC。 HJT 电池在不考虑 0BB、银包铜、边皮切割等降本手段导入的情况下，电池非硅成本端仍 达到 TOPCon 和 PERC 约 1.5~2 倍，组件端非硅成本也要高出 2~4 分/W，总成本看，HJT 电 池降本仍然任重道远。

  xBC 电池是各类背接触结构光伏电池的统称，包括 IBC、HBC、PBC、ABC 等。BC 电池正负 极金属接触均位于电池背面，正面无栅线%有效光照面积，背面允许较宽栅线来 降低串联电阻，在提升电池转换效率的同时，视觉美观性也大幅提升。BC 电池的单面电 极结构使其可兼容其他电池结构，提效空间巨大。在效率和外观优势的双重加持下，目前 市场上 BC 电池相比 PERC 有明显溢价。今年国内 xBC 电池落地产能预计达到 44GW，出货 量约 20GW。

  2.4 组件：领先一体化盈利中枢 0.15 元/W 可期，龙头优势呈放大趋势

  降价周期中组件环节将最先感受到终端价格压力，但纯组件环节利润几无压缩空间（2022 年普遍亏损 1-3 分/W），在原材料降价时将以传导降价、保证出货为主，预计整体盈利维 持稳定。组件环节期货属性的超额利润和库存减值形成对冲，短期盈利变化方向与幅度取 决于硅料降价斜率及企业库存策略。 一体化企业盈利由硅片、电池片、组件三个环节的盈利累加构成，渠道销售利润、新产品 溢价等因素将在各环节基本供需关系之外对盈利能力产生额外影响： 1）根据上文对各环节供需关系及竞争格局的分析，我们预计 2H23 一体化组件企业三大核 心环节的盈利趋势（在不考虑一体化比例及新产品占比的情况下）将呈现为：硅片、电池 片环节盈利略压缩，纯组件环节盈利持稳。 2）在产业链降价趋势中，由于组件渠道销售市场调价的滞后性以及较招标市场相对温和 的竞争环境，将实现“期货利润”的阶段性扩张，在原材料价格触底并在底部维持 1-2 个季度之后，随组件厂“高价订单”消化完毕，这种“期货利润”将逐渐消失。 3）头部一体化企业下半年均有较大规模新技术产能放量，以及不同程度的一体化比例提 升，考虑到 TOPCon、HPBC 所带来的产品功率增益以及作为高效/高端新产品的定位，有望 综合实现 0.05-0.1 元/W 的一体化超额利润。

  上半年组件环节由于期货属性降价速度稍缓于上游环节，盈利能力略有提升。展望后续， 我们预计头部一体化企业 2H23 单位盈利略有收缩（硅片↓、电池↓、组件→、渠道/产品 超额↑），各企业的盈利情况将很大程度上取决于产能结构、新品放量速度、采购及库存 策略。此外，头部组件企业在经销商覆盖范围、第三方评级、国际化产能布局方面的优势 突出，将确保其在行业需求持续增长的背景下实现出货、市占率、盈利规模的持续提升。 考虑到头部一体化企业在海外渠道、分销渠道、品牌、新技术产品放量等方面的领先优势， 预计 2H23 年一线头部企业份额基本稳定，通威股份或凭借其品牌、供应链及精益管理优 势逐步提升市占率，预计组件环节头部企业集中度持续提升。

  中长期看，光伏制造业作为典型的“持续投入型制造业”，合理的预期投资回报，是保证 行业能够持续发展、企业能够形成长期竞争力的核心基础。 以当前光伏一体化组件产能（仅计算 硅片-电池-组件）0.7-0.8 元/W 的综合资本开支（含 厂房），考虑大比例流动资金沉淀、持续高强度研发投入、技术迭代带来的高比例资产减 值、对核心原辅材料的参股布局等因素，同时考虑头部企业在品牌、渠道、产品结构等方 面的优势带来的价格溢价，我们认为头部企业实现 0.15 元/W 左右的单位盈利中枢是较为 合理的，或者说是“被需要的”，并且头部与二三线企业之间的盈利能力差距或将进一步 扩大。

  从成本端看，近年来先后出现的玻璃、硅料、石英坩埚的短缺/供应紧张，对企业的供应 链管理能力提出了新的挑战，如果无法提前准确预判并通过长单甚至参股进行原材料保供， 则生产经营将显著受限。 从售价端看，以国内央企组件集采为例，二三线企业的中标价格较一线 分/W；前瞻、全面的海外渠道及海外产能布局则是头部企业能够在全世界范围内获取盈利 能力最强订单的前提；在新技术产品的扩产、爬坡方面，头部企业通常也具有一定优势。

  2023 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》，随后甘肃、河北、山西、河南、重庆、浙江、安徽、江苏等地发布了本省光伏玻璃 生产线预警信息处理意见，其中超 4 万吨日熔量玻璃产能收到风险预警。据企业扩产规划， 乐观预计 2023 年底光伏玻璃名义产能将达到 11.3 万吨日熔化量，若考虑新增产能点火推 迟，保守预计 2023 年底光伏玻璃名义产能 9.9 万吨（对应可满足约 737/641GW 组件需求， 按照双玻占比 55%测算），预计光伏玻璃供需整体偏宽松，考虑到风险预警政策，行业头 部企业的扩产确定性相对高于二线及新进入者。

  一季度光伏玻璃盈利处于历史较低水平（除龙头外二线微利或已经亏损），二季度成本端 纯碱、天然气价格下降，盈利有望改善。基于当前可预见的 2023 年光伏玻璃供需判断， 预计下半年光伏玻璃价格较难出现显著的趋势性上行，但考虑到目前光伏玻璃盈利已处于 历史中低水平，部分新进入者扩产进度存在一定的不确定性，价格向下空间亦有限，考虑 产业链价格触底企稳后组件端排产的提升、地面电站建设启动拉动双玻需求，预计下半年 光伏玻璃价格或呈现小幅上涨趋势，涨幅大小则将取决于下半年新建窑炉的点火节奏。

  历史上光伏玻璃环节头部企业（信义、福莱特）毛利率显著领先二线企业，差距长期维持 在 10PCT 以上。光伏玻璃产品同质化程度较高、价格差异较小，盈利差异主要源自成本差 距。典型头部玻璃企业与二线 元/平，其中主要为原材料自供 及集中采购差异、大窑炉及技术带来的能耗及良品率差异。 近年光伏玻璃环节成本差距呈现一定的收窄趋势，主要由于二三线企业开始使用大窑炉、 提高石英砂自供比例。考虑到头部企业原材料采购规模优势较难复制、二三线良品率进一 步提升难度较大，预计后续成本差距进一步缩小空间有限，预计头部光伏玻璃企业单位盈 利低点约 2 元/平。

  2.6 胶膜：二线新产能释放及龙头竞争策略限制盈利改善弹性，龙头技术优势渐放大

  2022 年底光伏下游需求较为平淡，胶膜价格弱势延续至 1Q23，2Q23 产业链价格快速下降 导致需求观望，组件排产及胶膜订单持续偏弱，叠加 EVA 树脂整体需求偏弱、价格下行， 胶膜环节盈利承压。7 月组件及胶膜排产显著改善，随下游需求逐步启动，预计 Q3 胶膜 盈利有望修复。 展望全年，硅料价格触底促进前期观望需求释放，组件产量增长将拉动胶膜需求增长，胶 膜环节产能过剩程度有望缓解，带动成本传导能力、出货量增速提升。下半年 EVA 树脂新 增供给较少，目前 EVA 树脂价格处于历史较低水平，光伏下游需求快速放量时光伏 EVA 树脂价格有望改善，考虑到头部企业的供应链优势以及边际产能涨价动力，有望驱动胶膜 盈利阶段性向上。 但同时考虑到随海优新材、斯威克、百佳年代等企业新增产能加速释放，下半年二线胶膜 厂具备强烈的市占率提升诉求，结合龙头企业坚守市占率的竞争/价格策略，下半年胶膜 盈利修复弹性空间或受到一定限制。

  光伏胶膜头部企业（福斯特）毛利率持续领先行业，主要源自多年工艺积累和规模效应带 来的成本优势，以及持续引领行业的新产品迭代能力。近年来福斯特与二三线 元/平的盈利差距，考虑到其较为稳固的龙头地位，预计盈利差距有望维持在 0.5-1 元/平，对应头部企业单位盈利低点约 0.5-1 元/平。 长期来看，胶膜技术路线相对稳定、N 型及薄片化趋势带来克重、性能要求提升，新产品 研发实力、产品质量及稳定性、原材料供应保障等将成为胶膜企业重要的竞争要素，头部 企业仍具备较突出的竞争优势和成长能力。

  3.1 中国：上半年储能装机 16GWh+，原材料降价后部分地区经济性可观

  根据中关村储能产业技术联盟不完全统计，2023 年上半年国内共发布 70GW/165GWh 电力 储能项目（含规划、建设中和运行），锂电池储能项目规模约 50GW/117GWh，其中 70%左右 为独立共享储能。2023 年 1-6 月国内新型储能新增装机约为 8.1GW/16.4GWh，半年装机量 已达到去年全年装机规模。

  截至 2022 年 6 月底，国内磷酸铁锂电池储能系统中标量 15GWh 以上，其中 6 月中标规模 6.4GWh，6 月 2 小时磷酸铁锂电池储能系统中标均价 1.06 元/Wh，环比下降 12%，较 1 月 份下降 28%，随着下半年装机旺季的到来，我们预计未来 3~4 个月储能中标量将继续持续 增长。

  今年以来越来越多省份出台文件明确独立共享储能的盈利机制，新增规划/在建/投运的储 能项目也主要集中在盈利模式清晰的地区。按照储能电站的容量租赁比例为 50%，同时调 峰、调频收入不与容量租赁方共享，当储能单位投资额为 1.3 元/Wh 时，我们测算宁夏、 山东、新立共享储能项目税前全投资 IRR 分别为 12%、12%、9%，即使不考虑组件降 价带来的让利空间，这些地区的独立储能项目收益率也已经具备竞争力。

  国内工商业储能主要集中在经济发达的浙江、广东、江苏等地，其中浙江、广东的峰谷时 段设置可以实现一天内“两充两放”，经济性更高。我们分别测算“一充一放”、“两充两 放”两种商业模式下，储能项目税前全投资 IRR 分别为 8%、16%，“两充两放”地区经济 性更具吸引力，若考虑部分地区的补贴优惠政策，则收益率将进一步提升。此外，今年全 国峰谷价差相较去年呈现持续扩大的趋势，特别是近期进入夏季用电高峰后，共有 20 省 市（去年同期 15 省市）开始执行尖峰电价，超九成地区峰谷价差环比增大，其中广东、 湖南、海南、重庆、上海峰谷价差超过 1 元/kWh，进一步扩大工商业储能盈利空间。

  美国 1Q23 储能新增装机 779MW/2145MWh，同比下降 11%/22%，户用/工商业/表前装机分别 为 388/203/1553MWh，同比+36%/+145%/-33%。表前储能装机连续两个季度出现同环比下 滑，主要是因为美国大储并网确认流程较长，导致其与光伏装机同比增速出现较大偏差 （22H2 光伏降储能增、23H1 光伏增储能降），再加上原材料价格大幅波动导致观望情绪加 重、项目延迟并网，而户用/工商业系统由于并网手续相对简单、投资金额相对较低受此 影响较小，随着碳酸锂价格逐步回落、企稳，下半年电网规模储能项目并网速度有望加快。

  2023 年上半年受到居民电价下降、渠道高库存的影响，欧洲户储出货增速有所放缓，经 过几个月的库存消化，我们预计下半年户储出货将恢复环比增长。此外，近期欧洲天然气 期货价格企稳反弹以及德国 800 瓦阳台光伏免审批政策也有望成为基本面和板块企稳向 上的催化。

  随着硅料、碳酸锂价格下跌，中东、非洲等对成本敏感地区的储备项目大规模放量，截至 2023 年 6 月中东非地区大型电池储备项目规模达到 439MW，相当于累计装机量 5.5 倍。同 时今年南非受到缺电影响严重，为尽快摆脱电力危机，南非政府宣布到 2030 年将可再生 能源的发电占比从 7%提高至 40%，并计划推出包括贷款担保在内的“反弹措施”，以支持 家庭式屋顶太阳能发电、扩大企业可再次生产的能源税收优惠，预计中东非市场将成为未来两年 储能装机增速最高的市场。

  2023 年上半年国内大储招标规模井喷，随之而来的是参与投标企业数量的增长，尤其是 宁德、海辰、亿纬等电池生产商的加入，使得储能系统报价加速下降，竞争十分激烈。从 盈利能力和投标的竞争力来看，具有电池或 PCS 制造能力的系统集成商＞单一储能系统集 成商，整体来看电池生产商报低价的比例高于 PCS 生产商，当然头部 PCS 厂商如阳光电源 通过其领先的供应链管理和系统集成能力在近期华电 5GWh 的框采项目中亦拔得头筹。

  目前原材料价格下储能项目经济性已较之前有明显提升，此前由于碳酸锂快速降价存在观 望情绪的储能项目有望在下半年快速放量。此外，考虑到海外大储订单从签署到确认周期 长达半年以上，存在一定期货属性，再加上海外客户对成本承受能力较强，随着下半年进 入大储订单确认高峰，相关系统集成商公司有望充分享受原材料降价的红利，大储产业链 将迎来业绩、订单持续催化。

  4.1 单晶炉：TOPCon 放量驱动低氧硅片需求，关注成本增幅与销售溢价的平衡

  随着 N 型电池的趋势日益明确，降低晶硅中的氧含量对电池效率提升的意义更大也更为迫 切。N 型的优势在于效率极限更高，主要表现为少子寿命更长、光致衰减现象几乎不存在。 而氧的存在削弱了 N 型晶硅的少子寿命优势，影响光电转换效率。 在 N 型技术中，不同的路线对氧含量的容忍度也不同。TOPCon 的高温工艺会导致氧沉淀 的大量形成，因此要求晶硅中的氧含量＜9ppma，以保证电池最终的转换效率。而 HJT 使 用低温制程，对氧含量的要求小于 14ppma 即可。而现有普通的 Cz 拉晶工艺氧含量约 12.5ppma，并不能满足 TOPCon 电池的生产工艺要求，因此在技术上需要进一步优化。

  目前主流单晶炉厂商如晶盛机电、松瓷机电、连城数控均针对此问题推出了新一代的单晶 炉。晶盛机电和连城数控已推出基于 MCZ 工艺的低氧型单晶炉，奥特维最新推出的 SC-1600-LO2 低氧型单晶炉使用“真空泵+机械改造+炉道优化+软控算法改进”的路线。 根据了解，当前常规的拉晶设备单台售价约 120 万元，配套超导磁场需额外增加 100-150 万元左右的成本。从 TOPCon 大量扩张的当下时点看，磁控拉晶技术可进一步释放其提效 潜力；但从电池技术的长远发展看，HJT 电池对低氧硅片的需求并不强烈，如果 HJT 后续 技术进步和渗透提速，或不利于 MCZ 投资回收。MCZ 能否大批量推广，仍需比较硅片品质提升所创造的“性能溢价”能否显著覆盖 CapEx 和 OpEx 上的增加。

  4.2 电池设备：TOPCon 与 HJT 仍需设备迭代，有望打开效率天花板

  从电池制造端看，TOPCon 工艺路线的差异主要体现在隧穿氧化层和掺杂多晶硅层的制备。 根据多晶硅生长的设备不同可分为 LP 路线和 PE 路线，LP 设备后续主要关注点是如何降 低去除绕镀问题的成本，PE 设备则是更多的被寄予后续双面 Poly 工艺的期望。 低压化学气相沉积法(LPCVD)，将制备薄膜所需的气态物质在较低压力下（27~270Pa，大 气压强~101kPa），用热能（450~900℃）激活，使其发生热分解或者化学反应，借助气相 作用最终沉积在衬底表面，形成多晶硅薄膜。低压下薄膜生长速率能获得更好地控制，薄 膜台阶覆盖性和均匀性较好，但精准控制的代价是 LPCVD 的成膜速率慢。LP 高温工艺下， 硅片受热膨胀，绕镀现象不可避免，但去绕镀工艺控制难度较高，在实际生产中，很容易 发生绕镀去除不完全或保护层被去除导致背面多晶硅功能层刻蚀，影响电池良率、效率等 关键参数，还会增加额外的处理成本。考虑到 LPCVD 路线光伏电池的量产需求，拉普拉斯 后续将推出 LPCVD 双插工艺，即在一个舟齿中放置两块硅片，实现单工序产能翻倍，提高 电池单面性，进一步降低电池产线的生产成本。

  等离子增强化学气相沉积法（PECVD），借助微波或射频等使含有薄膜组成原子的气体电离， 在局部形成等离子体，等离子体化学活性强，易发生反应，并在衬底上沉积出多晶硅薄膜。 设备工艺环境低压低温（200~400℃），薄膜固化成膜速度较快，但成膜速度快的代价是可 能造成薄膜质量降低，致密度和均匀性受到影响，还有几率发生爆膜问题。目前来看，上 述问题仅发生在 PE 路线导入初期，现阶段已基本解决，同时，PECVD 采用的局部等离子 体反应方法可以有效缓解绕镀问题。 PE 路线的原位优势也使其更为匹配 TOPCon 电池升级到双面多晶硅（poly）结构。双面 poly 工艺是在现有 TOPCon 电池正面发射极与氧化铝钝化层之间添加掺杂多晶硅层。受光面金 属电极不再和硅基体直接接触，可以减小载流子复合几率，提升电池效率。预计双面 poly 技术有望将 TOPCon 电池量产效率提高至 26%以上。

  HJT 电池结构简单，工序简洁，在主要功能层——双面非晶硅的设备路线上公认使用 PECVD 方法。非晶硅层的作用：（1）具有良好的钝化效果；（2）避免电极与硅基体的直接接触。 在 HJT 电池降本增效路径上，非晶硅层微晶化已成为行业主流趋势。晶化可以在能带层面 减小非晶硅与单晶硅间的带隙失配，调整势垒高度帮助少数载流子顺利跃迁；缺陷层面可以减少薄膜内部缺陷，提高透光率。HJT 电池非晶硅层约为 5~10nm，在非晶硅薄膜中镶嵌 晶格尺寸约 1nm 的晶硅颗粒，形成最终的微晶硅层。微晶硅具有更高的掺杂效率，可提高 导电率和开路电压，其电池稳定性和对光的利用率也更高。双面微晶的导入，预计使 HJT 电池效率提升 0.5%左右。现阶段各厂商导入双面微晶后效率初期约为 25%，预期目标基本 在 25.5%。随着各产线量产平均效率的逐步提升，预计年内可实现双面微晶技术的全面导 入。

  TOPCon 电池和 HJT 电池虽然结构不同，但都具有氢化层。TOPCon 电池中的减反层具体材 料为氢化的氮化硅薄膜，HJT 电池中的非晶硅层皆为氢化薄膜。实验结果表明，氢在晶硅 中可与多种杂质缺陷复合，有利于减少薄膜内部缺陷密度，提高钝化效果，形成更稳定有 序的微观结构。然而氢原子自身的扩散能力比较有限，且必须以离子形式存在才能实现预 期的钝化效果。因此提高氢的钝化能力是光伏电池增效的一个重要途径。 氢钝化是在一定温度下注入氢并控制电性的过程。目前实现氢钝化的方法有：（1）光注入； （2）电注入。光注入基于光伏效应，使半导体中的载流子在光照下获得能量并激发。电 注入基于 PN 结，通过电场控制半导体内部载流子运动，影响氢的电性。

  由于国内设备厂商率先实现了电注入退火炉的国产化，在光伏产业早期产线上均使用电注 入方法。考虑到光伏的量产需求，电注入在实际生产中对几百片电池同时施加相同的电场， 但由于每片电池内部载流子的被调控能力和数量不同，处理后的电池均匀性不好，良率下 降。 自 2020 年起，光注入退火设备逐步进入市场。载流子在光照下自驱动，与接触电极无关， 电池的均匀性也更好。使用强光和高温可以缩短工艺时长，提高工艺效率和良率。根据奥 特维 2022 年年报，光注入退火炉可使 N 型电池效率提高 0.3%以上。

  不管电池端的工艺如何变化，组件封装的工序都不可或缺。串焊机是光伏组件封装生产线 的核心设备，需要同时适配电池片、焊带、浆料端工艺及材料的变化，具备较强的工艺属 性。近几年，电池片和组件封装工艺不断导入新材料和新技术，以降低成本和提升光电转 换效率，串焊机的性能也需随之不断提升和改进，因此，串焊机是晶体硅光伏组件环节中 升级较快的设备。 从产能角度，串焊机的迭代思路为增加轨道数量，提高运行速度，提高自动化、智能化程 度；从功能角度，串焊机迭代思路是尽量将前、后道工艺和焊接功能进行集成，如划焊一 体；从电池角度，串焊机的迭代思路是多尺寸兼容；从组件角度，串焊机在增加焊带数量， 减小焊带宽度，改变焊带形状等方面的迭代需求对设备的精度、焊接能力以及稳定性都提 出了较高要求。目前行业内主流串焊机仍为 MBB 工艺，SMBB 工艺正处于加速渗透的过程 中，下一代 0BB 工艺也开始崭露头角，技术的加速迭代为串焊机带来了巨大的市场空间。

  目前市场的主要关注点在于无主栅技术，即 0BB。可以在 SMBB 基础上进一步减少栅线遮 挡面积，降低银浆耗量，是 HJT 电池降本增效的一个重要方向，也可用于 TOPCon 电池。 0BB 串焊机与 MBB、SMBB 串焊机在技术工艺上完全不同，其主要方案有：（1）Smartwire； （2）焊接+点胶；（3）点胶。Smartwire 路线是在细栅制作完成后，将嵌有铜网的聚合物 薄膜整面覆盖在电池片上；焊接+点胶路线是先将焊带与细栅焊接成串，再在电池串顶部 和底部用胶固定；点胶路线是在每根细栅之间点胶，固定焊带。目前市场上可生产 0BB 串焊机设备的奥特维在三种路线上均有布局、迈为股份聚焦焊接+点胶方案。根据市场调 研情况，OBB 串焊机价值量会比常规 MBB 串焊机提升 30%-50%，新增+存量市场空间巨大。

  4.5 电镀铜：HJT 产业化的前提、先决条件，看好下半年出现实质性进展

  HJT 电池技术及市场的推进仍充满挑战。设备端看，HJT 设备的性能要求和实现难度远高 于 TOPCon 设备，通过设备价格的降低，达到这一成本项与 TOPCon 略高甚至持平的预期完 全不现实。从材料端看，TCO 靶材在技术路线上属于纯增量，目前普遍使用的氧化铟锡（ITO） 虽然光电性能优异、在其他行业发展较为成熟，但应用于光伏，仍存在成本、安全性和工艺性上的问题；低温银浆为匹配技术路线的迭代产品，但本质上该产品的开发思路是背离 银浆材料自身特性的，代价是最终产品成本高、电导率低、塑型性差、接触电阻差，是进 一步降本增效的主要限制因素。 电镀铜工艺的成熟是 HJT 技术大规模产业化的先决条件。（1）相比含有机物、氧化物的 银浆，纯铜栅线电阻率低，可减小电池串联电阻，提高输出功率，从而有效提高电池效率； （2）铜成本低廉，可大幅节省传统金属化的银浆成本；（3）基于图形化，铜栅线线宽更 细，高宽比高，可以降低遮光面积及栅线电阻。

  效率上，导入电镀铜技术后，HJT 可实现 0.3~0.5%的提效，且有进一步提升的空间。设备 成本上，电镀整线 亿元/GW，但根据我们对于电镀铜整线设备供应 链的追踪，达到量产级别以后，整线 万元/GW，基本与丝网印刷形 成平替。耗材方面，根据调研口径，目前电镀铜湿膜成本约为 0.03 元/W，添加剂成本为 0.02-0.03 元/W，后续仍可通过上下游合作研发进一步下降。在太阳井融资融资推介暨技 术说明会上，公司于 2021 年交付的 200MW 级电镀铜中试线已经可以完成效率提升 0.2%， 金属化全成本下降至 0.1 元/W，良率及稼动率超过 90%，并且被光伏电池龙头企业通威股 份成功验收。此条电镀铜产线验收仅仅是电镀铜产业化的起点，在电镀铜工艺加成下，随 着先发企业在 HJT 电池上表现出更明显的效率优势、设备企业在电镀铜工艺及产线推动上 进展加速，下半年会有更多的催化密集来临。

  钙钛矿是光伏行业史上发展最快的技术。理想情况下，单结钙钛矿电池理论极限效率 31%， 目前实验室最高转换效率 26%（中科院半导体所），晶硅/钙钛矿叠层电池理论极限 35%， 目前实验室最高效率 33.7%。从技术提出到实验室效率突破 25%，钙钛矿电池仅用了十年， 而晶硅电池足足经过了 60 年的研发。

  大面积下电池的效率衰减是一个阻碍产业化的主要的因素，目前晶硅电池最高转换效率 26.81%是在 274.4cm 2 的电池片上实现的，而当前实验室钙钛矿电池面积仅~1cm 2。晶硅电 池通常通过串焊、封装等手段将小面积的子电池串联形成组件，而对于钙钛矿电池，想使 用相同的方式组装就要求每片电池上钙钛矿薄膜的均匀性、致密性保持一致，因此钙钛矿层的薄膜质量对转换效率至关重要。 目前钙钛矿薄膜主要的制备方法分为干法和湿法。干法使用真空蒸镀设备，在高真空环境 下，加热升华有机/无机材料，使其沉积在衬底表面形成薄膜。湿法使用涂布成膜技术， 将有机/无机材料配制成前驱体溶液，涂敷在衬底表面，再通过加热成膜、结晶。真空蒸 镀下，薄膜晶化质量高，但产能小，设备投资大；涂布法操作简单，成膜速度快，但结晶 过程不可控，实现大面积均一性有一定难度。在核心设备的选型方面，仍有较多的探讨空 间。

  钙钛矿电池产业化进程自去年开始，预计今年将有明显提速。2023 年 4 月，极电光能启 动全球首条 1GW 钙钛矿光伏生产线 月，协鑫光电建成 全球首条 100MW 钙钛矿电池量产线m，预计今年年底实现 18%以上的转换 效率；2020 年 7 月，纤纳光电 5GW 钙钛矿生产线 月，发布全球最大的百 兆瓦级商业化产品纤纳α钙钛矿组件，尺寸 1.2m*0.6m，产品通过 IEC61215/61730 认证； 2023 年 2 月，仁烁光能全球首条全钙钛矿叠层光伏组件研发线正式投产，计划今年年底 完成 1.2m*0.6m 组件出片。 尽管钙钛矿的大规模商业化仍有很长的路要走，但是目前能看的是钙钛矿电池在寿命、面 积、效率等方面在持续取得突破，带给市场足够的信心。年内仍需关注行业内在钙钛矿布 局领先的企业如协鑫光电、极电光能、纤纳光电、宝馨科技的设备招标、产能落地、产品 实证验证等进展。

  （本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）