光伏需求望加速增长，分布式占比料稳步提升
双碳“1+N”政策体系不断完善，托底风光中长期增长预期
碳达峰碳中和线路图明确，设定非化石能源中长期发展目标。“双碳”目标对能源结构转型和电力供给侧改革提出新要求，低碳甚至零碳排放的非化石能源（水能、核能、光伏、风电、生物质）应用占比尚需大幅提升。2021年10月24日，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面观测新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，在双碳“1+N”政策体系中明确了“1”的顶层设计指导意见。该政策提出构建绿色低碳循环发展经济体系、提升能源利用效率、提高非化石能源消费比重、降低二氧化碳排放水平、提升生态系统碳汇能力的五方面目标，并针对非化石能源发展，进一步明确了：
1）2025年：绿色低碳循环发展的经济体系初步形成，非化石能源消费比重达到20%左右；2）2030年：经济社会发展全面绿色转型取得显著成效，非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿kW以上；3）2060年：绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，非化石能源消费比重达到80%以上。
预计国内“十四五”、“十五五”光伏年均装机需求或达72/100GW，在配套政策推动下有望进一步超预期。2020年中国非化石能源消费占一次能源消费比重达15.9%，超额达成“十三五”规划设定的2020年15%目标值。在风电光伏竞争力持续强化的情况下，我们认为碳中和路线图中的阶段性目标有望超额实现，预计国内非化石能源消费占比有望于2025年达21%左右，于2030年达26%左右。据此若按光伏/风电平均年发电利用小时数1200/2100h，且光伏、风电发电量约1:1测算，我们预计中国“十四五”期间光伏年均装机需求或达75GW，“十五五”期间年均装机需求或达100GW左右（2021-2030年均约86GW）。
国内：以大基地、整县项目为抓手，光伏需求有望放量升级
“十四五”期间规划九大风光（水火）储基地和五大海上风电基地。2021年3月30日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出，未来我国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，形成九大集风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地以及五大海上风电基地。其中，九大清洁能源基地主要包括雅鲁藏布江下游、金沙江下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等地；五大海上风电基地包括广东、福建、浙江、江苏、山东等地。大基地项目有望成为未来国内新能源装机发展的主要形式之一。
大基地项目有望成为集中式风光电站装机的主要形式。据智汇光伏统计，目前国内已公布风光大基地项目规模达51.68GW。我们预计在首期约100GW大基地项目中风光占比各一半左右，且已招标的大基地项目多要求年内开工，2023年底前并网，有望成为明后年新增装机的重要组成部分。此外，或将还有第二期规模约100GW的大基地项目将在合适时间公布，共同构成“十四五”期间大型集中式电站的装机主力。
屋顶分布式市场维持高景气，或将成为最具增长前景的应用领域。随着光伏发电成本持续下降，行业也从“环保行为”向“创收行为”转变，同时政策推动下，居民住宅、工商业屋顶等各类光伏建筑加速推广。2021Q1-3，国内户用光伏装机规模增至11.7GW（+123%YoY），占同期国内光伏装机比例快速增至45.7%，预计全年装机规模有望达到近20GW，以户用项目为代表的屋顶分布式光伏成为行业最具长期增长前景的应用领域。
整县光伏项目试点名单落地，储备规模超预期。9月14日，国家能源局正式印发《公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，根据该通知，全国共计报送676个县（市、区），全部列为整县屋顶分布式光伏开发试点。按照各省的试点名单来看，项目主要分布在山东、河南、江苏、河北、广东等中东部，甘肃、青海及陕西等西北部，光照资源较好区域。同时，通知要求：1）对试点项目备案、开工、建设和并网情况等进行全过程监测，按季度公布相关信息；2）每年一季度将对上一年项目开发进度、新能源消纳利用、模式创新以及合规情况等进行评估并予公布；3）2023年底前，试点项目比例均达到要求的将列为整县（市、区）屋顶分布式光伏开发示范县。
预计整县光伏项目年均装机规模有望达40GW左右。参考目前已有部分乡县分布式光伏整体建设情况，假设平均每个项目按200-250MW装机量测算，我们预计此次披露试点项目整体开发规模约140-170GW，且整县项目原则上须在2025年前完成装机，对应未来4年年均装机规模有望达40GW左右。而考虑到国家要求按季汇总跟踪进度，且对优先落地的整县将给予一定优惠措施，因此预计项目整体将保持较快建设节奏，规模增长进度有望超预期。同时，值得强调的是，各地分布式项目是否纳入整县试点范围，并不影响该项目能否开工建设，各地潜在分布式项目市场空间远大于整县试点的统计规模。
新增公共建筑及厂房屋顶光伏覆盖率目标50%，有望带来年均约8GW光伏装机增量。10月26日，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》，进一步明确加快优化建筑用能结构，提高建筑终端电气化水平，提出到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。根据国家统计局数据，国内年新增公共机构建筑和厂房面积长期稳定在5亿平米左右，预计对应每年将拉动光伏新增装机规模约7.5GW。
2020年“双控”趋严和拉闸限电背景下，业主配置分布式项目意愿有望增强。在2020年能耗“双控”考核力度加大和局部电力供应短缺的情况下，分布式光伏作为填补局部电力缺口的解决方案之一，可缓解拉闸限电压力，有望激发工商业企业配置分布式光伏系统的积极性，并增加企业的绿电采购意愿。
预计2021/2022年国内光伏装机规模约50/75GW，分布式项目或继续作为增长主力。2021年受光伏主辅材等环节供应紧张、成本大幅上涨影响，国内光伏终端收益率承压，导致装机增长或低于预期，预计全年装机量将达50GW左右。而在以大基地项目、整县项目为两大抓手的增长推动下，“十四五”期间国内光伏装机规模有望迎来加速增长，且部分主辅材环节价格有望下行，预计2022年国内光伏装机将增至75GW左右，其中户用、工商业等分布式项目或将成为装机增长的主力，占比有望提升至2/3左右。
全球：经济性与双碳目标共同驱动，需求有望持续高增长
欧洲电力价格大涨，将有效对冲光伏产业链涨价压力，需求维持较快增长。尽管光伏供应链价格短期出现明显上行，但以欧美为代表的海外主要光伏市场本身为高价高收益市场，尤其是在2020年油气价格大涨的情况下，欧美多国电价涨幅远大于光伏组件价格涨幅，将有效对冲了供应链成本上行所造成的终端收益率压力，甚至将提升未来光伏项目的投资回报率。同时，叠加欧美等国加大清洁能源长效支持力度，因此海外市场整体装机需求仍保持较快增长。
海外光伏需求旺盛，组件出口规模持续快速增长。光伏产业链涨价对海外需求影响有限，据Solarzoom统计，2021年前三季度中国光伏组件出口规模约73GW（+38%YoY），预计全年出口规模将超100GW（2020年出口规模约81GW），预示海外装机将保持加快增长。
屋顶分布式有望成为光伏增长最快的细分赛道。全球光伏装机结构中，户用、中小型工商业等屋顶分布式项目占比亦迎来稳步提升，屋顶分布式光伏增长有望持续跑赢行业，成为增长最快的细分赛道。
预计未来5年全球光伏年均新增装机中枢将达230GW以上。全球各国在再电气化推进和碳中和目标驱动下，风电、光伏发挥性价比优势推动清洁能源加速替代，2020年可再生能源电力在总发电量中占比已提升至11.7%，其中风光发电占比分别达5.9%/3.2%。我们预计2025年全球可再生能源电力在总发电量中比重有望稳步提升至18.5%左右，若按照风电/光伏电量比重分别约8.5%/7%估算，我们预测未来5年全球光伏年均装机需求有望超230GW。
预计2021/22/25年全球光伏新增装机望达160/210/350GW，未来5-10年CAGR有望维持20%-25%。1）2021年光伏装机受原材料供给紧张、成本上涨影响，部分装机需求有所延后，但分布式市场仍保持较强增长韧性，预计全年装机约160GW。2）2022年，预计辅材成本压力有望逐步缓解，国内大基地、“整县光伏”等项目加快推进，装机有望超预期；海外市场在后疫情时代需求强势复苏的预期下，预计2022年全球光伏新增装机有望达210GW。3）远期看，未来5-10年全球光伏新增装机CAGR有望保持在20%-25%，预计2025年全球装机将达350GW，2030年全球装机或接近1000GW。
2主辅材：产能加速扩张周期，格局景气度或将分化
硅料：供应紧张有望延续，价格盈利维持高位
国内硅料龙头厂商具备显著成本优势。硅料行业产能成本曲线相对陡峭，国内头部厂商成本优势明显。短期内，在行业供需偏紧阶段，优质企业将收获显著超额利润，盈利增长具备高弹性；长期来看，龙头持续引领产能扩张，供需格局及产品价格有望回归合理区间。
预计2021/22年光伏硅料年化有效产能约57/78万吨。根据有色金属协会硅业分会统计，并结合主要厂商扩产节奏，我们测算得2021年末全球太阳能级硅料名义产能将达65万吨左右（含颗粒硅），考虑产能爬坡进度和能耗“双控”等措施影响，预计年化有效产能将达约57万吨，其中国内约47万吨，海外约10万吨。预计2022年行业产能释放进度将明显加快，年末名义产能或达113万吨左右，而年化有效产能将达78万吨左右，且有效产能增长或主要集中于2022H2。
硅料供需紧平衡格局或延续至2022年。基于我们对于2021/22年全球光伏新增装机预期160/210GW，以及1:1.2的容配比及存货比例，预计全球新增光伏装机对应的组件需求为192/252GW，对应组件生产对应的硅料需求量约56/71万吨。相较2021H2硅料供不应求的情况，2022H1行业供需紧张情况有望逐步趋缓，但考虑到在其直接下游硅片环节集中扩产的情况下，新硅片产能采购开工的硬性需求，或放大硅料供需紧张程度，供给或仍然偏紧。
硅片新产能加速落地，带动硅料供需进一步趋紧。硅料价格波动不仅受行业实际供给与终端装机需求差额决定，还明显受其直接下游硅片环节新增产能投放进度与硅料产能增长进度差异影响。尤其在2021Q2、Q4单晶硅片产能投放节奏加快、硅片扩产节奏较硅料扩产节奏差额拉大的情况下，硅料价格往往进入急涨阶段。
2022年硅料供给或逐步边际宽松，但紧平衡格局下均价或仍将维持在150元/kg以上。受硅料供不应求影响，2021年硅料价格持续大幅上涨，单晶致密料价格由年初约86元/kg目前已攀升至268元/kg，涨幅超200%。考虑到硅料供给与终端需求预计仍将整体维持较为紧张状态，且下游单晶硅片新产能大幅释放将拉升对硅料集中采购规模，放大硅料供应短板，对硅料价格将形成较强支撑。总体来看，我们预计2022年硅料价格较2021H2的高位将稳步回落，但均价仍有望保持在150元/kg以上。
金属硅产能供应紧张，价格快速升至高位。金属硅作为多晶硅等产品的主要原材料，受近期新疆、云南、四川等主产区能耗“双控”措施的影响，开工率受明显限制，供给端出现阶段性收缩；而需求端随着有机硅、多晶硅终端用量的持续增长，以及新扩产能的集中释放，出现了明显的供需缺口。2021Q3以来，金属硅价格盈利大幅上涨，从此前不足1.5万元/吨的均价快速攀升，9月底一度达7万元/吨左右。尽管近期由于有机硅等下游新产能出现延后或现有产能检修的情况，造成金属硅短期价格回落，但长期看在能耗管控趋严、下游需求持续增长的情况下，预计金属硅价格仍将保持在相对高位。
尽管金属硅涨价将侵蚀硅料部分利润，但硅料盈利仍将维持高位。硅料价格大涨显著抬升了厂商盈利能力，头部厂商毛利率一度从年初45%大幅提升至Q3高点的75%左右；但金属硅价格高企在一定程度上侵蚀了企业利润。我们测算目前硅料和金属硅价格下，头部企业毛利率或达60%左右，环比Q3高点有所下降，但仍处于高盈利水平，预计2022年硅料优质企业仍将保持高盈利状态。此外，随着部分头部厂商新产能释放，有望量价齐升延续业绩高增长。
胶膜：有效产能受制于树脂供应，需求回暖有利于成本传导和盈利修复
海外光伏级EVA树脂供应占全球约70%，基本无新增产能。海外光伏级EVA树脂有效产能约55万吨，主要集中于韩华、杜邦、TPC、LG化学等海外厂商。
国内少数企业具备光伏级EVA生产能力，新装置扩产周期长。目前实现光伏级EVA树脂规模化稳定出货的国内企业只有斯尔邦、联泓新科和宁波台塑，我们预计2021年有效产能约25万吨。2021年国内主要EVA树脂新增产能来自延长中煤榆能化、扬子石化、中化泉州、中科炼化等厂商。但新装置投产后切换到光伏料往往需要较长的调制周期，且不能连续生产高VA含量的光伏料，生产一段时间后往往需切换生产低VA含量的树脂，因此预计新装置光伏级EVA树脂大规模量产出货时间将整体延后，且有效产能将大打折扣。
2022年光伏EVA树脂或将延续供需紧张格局。在新产能释放有限的情况下，预计2021年全球EVA光伏料总产能将保持80万吨左右，此外考虑约20万吨POE树脂，2021年光伏胶膜树脂有效供应量或在100万吨左右；相较全年约94万吨的胶膜树脂需求，行业整体处于供需紧平衡状态，且随着光伏装机需求旺季来临，或出现阶段性供给缺口，推动下半年树脂价格攀升。我们预计2022年光伏胶膜树脂需求量将提升至124万吨左右，在光伏级EVA树脂产能规模化释放进度较慢，有效增量供给有限的情况下，预计胶膜树脂供需偏格局仍可能延续。
胶膜名义产能加快扩张，但受制于原材料短期供应瓶颈，实际有效生产能力受限。2020年起光伏胶膜企业加快扩产步伐，预计主要新产能将于2021H2起陆续建成，名义产能有望于2021/2022年底分别增至25/31亿平米。但由于年内产能投放时点普遍靠后，尤其是受制于光伏级EVA树脂供应限制以及成本端压力，预计胶膜新产能释放节奏将受明显制约。
EVA树脂供不应求或致胶膜厂商开工率和盈利分化，龙头企业优势巩固。EVA胶膜成本结构中，EVA树脂占比一般近9成。以福斯特为代表的胶膜头部企业在供应链端采取战略合作+市场化采购的方式，与国内外大型石化企业建立长期稳定的合作关系，具备更强的供应链安全保障能力，保障1-2个月安全库存；且凭借龙头地位和商务谈判优势，在原辅材料采购上往往能享有一定折扣，获得成本端相对优势。我们研判凭借供应链管控和采购成本优势，龙头厂商与二三线企业实际开工率或将持续分化，份额和盈利优势进一步巩固。
胶膜企业实现具备一定的价格传导能力，但短期需求承压下，盈利水平阶段性探底。胶膜行业格局持续优化，且在组件环节成本占比相对较低，下游客户对产品价格敏感度低于硅料和光伏玻璃等主辅材，但胶膜质量与组件性能表现关系紧密，因此胶膜龙头企业往往具备一定价格传导能力。受光伏级EVA树脂供给紧张影响，2021Q3以来EVA树脂价格再次大幅上涨近50%。基于成本压力，胶膜价格亦迎来明显调涨，涨幅达35%左右。但在短期终端需求承压的情况下，预计仍难以对成本实现全部有效传导，胶膜企业盈利能力处在阶段性底部。
胶膜实际供需相对平衡，受益需求回暖，成本传导能力和盈利能力有望回升。近年来，多数情况下龙头厂商通过胶膜提价，可对树脂成本实现向下有效甚至超额传导（结合原材料库存周期）。但2021年以来，EVA树脂价格持续处于快涨期，且终端需求受光伏产业链成本持续攀升而有所抑制，下游接受度减弱，成本传导通道受阻。我们研判，2022年EVA树脂价格总体将保持高位震荡或有所回落，上涨压力相对减小，且在下游需求持续复苏推动下，胶膜龙头企业价格传导能力和盈利能力有望回升。
光伏玻璃：名义产能面临过剩风险，头部企业长期优势稳固
光伏玻璃产能迎来加速投放。由于光伏玻璃产能置换政策限制放宽，以及“双碳”目标下光伏行业长期增长潜力进一步增强，2021年以来光伏玻璃行业进入产能加速投放阶段。截至2021年10月，国内光伏玻璃日熔化量约4.31万吨/天（+53.5%YoY）。
2021/2022年光伏玻璃开启集中扩产潮，行业产能增量明显。根据主要光伏玻璃厂商建设规划，我们测算2021/2022年光伏玻璃行业新增日熔量或分别达1.9和2.5万吨/天，产能进入集中投放期。其中，2022年除了信义光能和福莱特两家头部厂商有近1.5万吨/天新产能陆续投放外，还包括南玻、彩虹、淇滨等二线企业和新进入者大举扩产。考虑到新产线从点火到稳定出货一般需经历3-4个月爬坡期，尤其是新进入者爬坡期可能更长，实际产出增量将打折扣，预计2021/22年行业有效日熔量增量约为1.4/2万吨，整体增幅仍然较大。
光伏玻璃供需格局趋于宽松，2022年名义产能或面临过剩压力。在经历2020Q4光伏玻璃“一平难求”的火爆行情后，由于产能加快扩张及下游需求增速放缓，2021年光伏玻璃供需格局出现明显倒转，供给整体相对充裕，预计年底产能将增至4.35万吨/天（+52%YoY），但Q4受需求旺季拉动供给或出现阶段性趋紧。而预计2022年行业产能仍持续较快扩张，至年底产能将达6.9万吨/天（+59%YoY）。在2022年全球装机210GW左右的预期下，考虑双玻渗透率稳步提升，预计光伏玻璃熔化量需求约1313万吨，而行业有效产能或超2000万吨，光伏玻璃或将面临名义产能过剩压力。
2021年光伏玻璃价格大幅回落，2022年价格或将维持中低位波动。光伏玻璃供需格局的变化也反应在企业库存。据卓创资讯统计，2021H1，随着行业产能扩张以及需求延后，光伏玻璃行业主流厂商库存天数由年初10天以内快速增至40天左右；受此影响，光伏玻璃价格也于4月从高点出现“腰斩式”下跌。随着Q3后库存逐步消化回落，以及受纯碱价格大幅上涨推动，光伏玻璃价格从底部开始有所回升，目前3.2mm产品价格约30元/平米，2.0mm产品价格约23元/平米。展望2022年，我们认为在原材料成本有望逐步回落，且行业供需格局总体保持宽松的情况下，光伏玻璃价格有望在中低水平整体保持稳定，预计3.2mm和2.0mm玻璃价格或将在25元/平米和20元/平米的中枢附件波动。
行业高超额收益或将被逐步抹除，头部厂商以量补价，长期龙头地位有望巩固。我们认为未来一两年由于竞争趋于激烈，光伏玻璃行业高超额利润或将被逐步抹除，头部厂商毛利率中枢或维持在30%左右的合理水平。光伏玻璃双寡头信义光能、福莱特持续引领行业产能扩张，具备较高产销规模增长弹性，预计市场份额有望分别保持在40%和30%左右，并凭借成本、资金、品质、产能和产品结构等多重优势，在市场化竞争中巩固长期龙头地位。
3光伏中游：硅片或将告别超额利润，关注电池技术升级和组件盈利修复
受硅料及银浆、背板等辅耗材成本大幅上涨影响，硅片/电池片/组件等光伏中游制造环节盈利能力承压。我们根据产业链即时价格测算，理论上，若不考虑库存及交付周期影响，则2021年以来，硅片、电池片环节盈利明显回落，组件持续处于盈利低位，且Q3以来盈利压力或进一步增大。我们研判，在2022年终端需求有望回暖的背景下，随着主辅材价格或将震荡回落以及光伏中游竞争格局变化，硅片、组件等环节实际盈利能力将分化。
硅片：产能加速扩产，竞争趋于激烈，超额利润逐步消除
单晶硅片行业产能进入快速扩张阶段。我们统计单晶硅片行业Top15企业2021年底总产能或将增至约390GW，预计2022年底产能将进一步突破600GW（+54%YoY），相较2022年全球约210GW装机（约260GW硅片）需求而言，名义产能将显著过剩。在新产能增量中，预计隆基、中环、晶科等传统龙头新扩产规模占比约2/3，上机、高景、京运通等新兴硅片厂占比约1/3，行业竞争将趋于激烈。
硅片龙头纷纷签订硅料长单，以尽可能保障供应链安全和新产能开工率。在硅料供给紧张、硅片持续扩产的情况下，硅片头部企业基于供应链安全和保障开工率，纷纷与硅料企业积极签订长单，目前硅料厂年产能已有近6成被硅片企业通过长单优先锁定。尤其是头部硅片（或一体化）企业在采购谈判上具备一定优势，采购比例相对较高。
单晶硅片实际产能短期受硅料供应瓶颈抑制，硅片价格跟随硅料上涨。尽管2021年来单晶硅片名义产能持续快速提升，但由于硅料供给瓶颈限制，预计行业平均产能利用率仅6成左右，具备供应链管控优势的头部企业开工率相对较高，行业实际有效单晶硅片产能相对有限，供需格局处于平衡甚至略显紧张状态。因此，随着硅料价格大幅攀升，单晶硅片价格亦持续上涨，目前G1/M6/M10/G12硅片价格较年初涨幅已分别达76%/78%/76%/66%。
硅料供应能力提升或将释放硅片有效产能，硅片或面临竞争加剧和盈利回落压力。硅料价格上涨前期，单晶硅片企业得益于价格跟涨，以及低价库存红利，仍维持在相对丰厚毛利率。然而，随着低价库存逐步消耗，以及2021Q3中后期硅料价格进入急涨期，但硅片价格受下游需求萎靡影响成本传导通道逐步受阻，厂商毛利率迎来普遍回落。我们预计，2022H1在硅料新增有效产能不多的情况下，硅片环节仍将面临实际产能受限的情况，硅片价格战短期内仍将受到抑制；但随着2022H2硅料供给压力稳步缓解，硅片产能加速放量的情况下，行业或将面临更加激烈的价格竞争，同时在硅料价格下行阶段叠加库存减值压力，硅片企业超额利润或将消除，盈利能力逐步触底，行业毛利率有可能落至20%以下。
M10/G12大硅片渗透率持续提升，预计2021/22/25年大尺寸渗透率将达50%/70%/90%左右。大硅片有助于提升硅片产能、降低单位投资和能耗，摊薄非硅成本且提升组件功率，根据中环股份的测算，210比166在电站建设环节节约12%的BOS成本。据PVinfoLink统计，2021H1大尺寸的M10、G12产品提升至30%左右，预计全年有望进一步提升至约50%；其中，M10产品由于技术成熟度和良率控制等优势，成为多数组件企业起步导入大尺寸产品的优先选择，因此短期内M10渗透率提升快于G12。我们预计2022年M10/G12大尺寸硅片渗透率有望进一步提升至70%左右。短期内大尺寸渗透率提升仍由M10尺寸主导，但中长期G12或将成为绝对主流。尽管目前已有设备厂商在准备220-230mm向下兼容的设备方案，已应对未来尺寸进一步大型化，但考虑到近两年M10、G12硅片产能集中扩张，且良率、辅材、电站相关配套等多方面限制，预计短期内难以出现182、210mm以外更大尺寸硅片的推广应用。
薄片化降本优势明显，发展有望提速。根据中环股份测算，硅片每减薄10um，成本原材料对应下降2.5%，薄片化对于降本意义重要。目前P/N型单晶硅片主流厚度分别为170μm和160μm，CPIA预计到2025年将分别减薄至140μm和130μm。
电池片：降本增效路径明确，N型技术产业化提速
N型电池具备高转换效率优势，渗透率有望持续提升。从目前技术发展来看，P型PERC电池已经迫近效率天花板，降本速度也有所放缓。而N型电池效率天花板较高，电池工艺和效率提升明显加快，未来效率提升空间大，随着国产化设备成本不断降低，预计将成为未来主流的电池技术路线。目前实现小规模量产（≥1GW）的新型电池主要包括TOPCon、HJT和IBC三种，HBC、叠层电池暂时处于实验室研发阶段。
针对PERC、TOPCon和HJT这几种主流的技术路线，我们从效率、成本及工艺等多个角度对比：
1）从效率角度看：TOPCon电池的极限理论效率达到28.7%，高于HJT的27.5%和PERC的24.5%。而从目前量产效率看，PERC已经达到23%附近，TOPCon和HJT已经超过24%，但距极限效率仍有一定差距，效率提升的空间更大；
2）从工艺角度看：PERC目前最成熟，TOPCon需要在PERC产线上增加扩散、刻蚀及沉积设备改造，成本增加幅度小；而HJT电池工艺最简单、步骤最少（核心工艺仅4步），但基本全部替换掉PERC产线，IBC电池工艺最难最复杂，需要是用离子注入工艺提供生产技术门槛；
3）从成本角度看：PERC产业化最快成本低，TOPCon电池兼容性最高，可从PERC/PERT产线升级，IBC次之，HJT电池完全不兼容现有设备，需要新建产线，HJT单GW投资较PERC高2.5亿元，较TOPCon高近2亿元，仍有下降空间。
TOPCon：延长PERC产线生命周期，未来2-3年性价比首选。国内近两年来PERC新建产线预留TOPCon改造空间，目前扩产计划也纷纷转向N型技术产线建设。面对目前巨大的PERC电池产能，TOPCon和PERC电池技术和产线设备兼容性较强，以PERC产线现有设备改造为主，主要新增设备在非晶硅沉积的LPCVD/PECVD设备以及镀膜设备环节。目前PERC电池产线单GW投资在1.5-2.0亿元，而仅需6000-8000万元即可改造升级为TOPCon产线。在面临大规模PERC产线设备资产折旧计提压力下，改造为TOPCon拉长设备使用周期，降低沉没风险，是未来2-3年极具性价比的路线。
量产效率提升明显，产业化发展提速。TOPCon作为高效晶硅电池发展方向之一，实验室屡次创下新高，产业化最高效率也突破25%。从目前TOPCon量产情况看，平均量产效率主要在24%左右，最高效率达到24.5%-25%，包括隆基股份、通威股份中来股份等电池厂商，最新量产及规划产能超15GW。我们预计到2025年TOPCon产能占比进一步提升至20%。2019年开始新扩建的PERC产线都有兼容TOPCon升级空间，随着TOPCon产业化加速，新增产能和存量设备更新打开市场空间，龙头设备厂商将明显受益。
HJT：国产化降本空间大，有望成下一代主流技术。1）双面发电提升效率。HJT双面对称结构，发电量要超出单面电池10%+，目前双面率已经达到95%，相比其他工艺路线有明显的发电增益优势；2）光衰减低+温度系数低，稳定性强。HJT电池通过良好的镀膜工艺来降低界面复合改善TCO层及Ag接触性能。HJT电池10年衰减小于3%，25年仅下降8%。且电池温度系数小，能减少太阳光带来的热损失；3）工艺流程更加简化，提效降本空间更大。相比PERC的8道和TOPCon的10道工艺，HJT仅需4道工序即可完成，在＜250℃低温环境下制备，相比于传统P-N结在900℃高温下制备，有利于薄片化和降低热损伤来降低硅片成本，从生产效率和产品良率上更有优势和提升空间。
据Solarzoom数据，目前HJT电池生产成本0.9元/W以下，高于PERC的成本0.7元/W；预计2022年HJT电池的硅片成本和非硅成本较目前降低40%+，相较于单晶PERC电池的性价比优势有望逐步显现。目前产业界主要从银浆、硅片及设备三方面着手：
1）银浆成本：低温银浆国产化+银包铜技术+SMBB技术，判断共同推动降本60%以上。①国内低温银浆实现国产化突破，且银包铜技术已经从实验室开始向量产线转换，银浆耗量和价格将明显下降；②低温工艺能降低栅线宽度至15μm以内，多主栅技术导致银浆用量下降35%；③通过高精度无接触新型印刷技术降低银浆耗量，帝尔激光、迈为股份等均在研发。我们判断，通过“银浆国产化+银包铜技术+SMBB”组合，银浆耗量可降至10mg/W，降本幅度超60%；
2）硅片成本：HJT硅片减薄降本提效，预计成本下降幅度超40%。薄片化有利于降低硅片成本，HJT电池是对称结构，易于薄片化且不影响效率，目前PERC厚度为170μm，我们预计到2022年可降至130μm以下，使得Voc上升，进一步提效降本。我们预计硅片成本将从2020年0.48元/W下降至2022年0.27元/W，降本超40%；
3）设备方面降本：目前单GW成本低于4亿元，未来仍有40%降本空间。HJT制作工艺流程大幅简化，制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、电极金属化四个步骤，分别对应制绒清洗、PECVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道工艺设备。随着迈为、捷佳及钧石等国内设备厂商积极推进HJT整线设备产业化，带动核心设备价格持续下降，Solarzoom预计2022年设备成本有望降至3亿元/GW以内，折旧成本下降至0.03元/W，降本空间高达40%。
新老玩家纷纷入局，HJT扩产节奏加快。钧石、通威等厂商早在2019年之前就已开始规划HJT产能。随着HJT产线成本不断下降，越来越多的新玩家入局，安徽华晟一期项目进展顺利，Q3进行二期2GW项目招标。2021年5月，明阳智能发布公告称将投资建设年产5GW光伏高效电池和5GW光伏高效组件项目。2021年5月开始，爱康集团相关的HJT产线陆续进入建设期，预计下半年设备将逐步入场并投产出片。2021年6月金刚玻璃发布公告，决定投资建设1.2GW大尺寸半片超高效异质结太阳能电池及组件项目，目前相关设备已经进场。截止目前，已经有超10GW在建或招标，我们预计到明年上半年，异质结量产线投产进度将加速。
效率提升+设备降本空间大，HJT电池产能规划超120GW。随着设备加速国产化和工艺逐步提升，国内华晟、金刚玻璃及明阳智能等新进入厂商纷纷入局异质结GW级别量产线。对PERC龙头电池厂商而言，通威股份、隆基股份等开始GW级别异质结电池产线。海外方面，梅耶博格、REC等海外电池厂商也加速布局HJT电池量产线，仅2021H1就宣布了超8GW的新建项目计划。截至目前，全球HJT规划产能已经超过120GW，随着设备、关键材料的进一步降本和工艺提升，预计HJT量产节奏将进一步加快。我们预计，2025年HJT电池新增/合计产能分别为106/306GW，新增产能五年CAGR为123.5%。
组件：竞争格局及销售结构持续优化，盈利有望随成本回落而显著修复
全球竞争壁垒提升，组件厂商份额加速集中。近年来全球光伏市场日趋多元化，对组件厂商销售网络搭建和全球营运能力提出更高要求。国内龙头组件厂凭借销售渠道和客户资源积累，以及产品优势和品牌影响力提升，竞争力进一步增强。同时，头部企业通过一体化（或准一体化）产能扩张，进一步提升盈利能力和抗风险能力，推动组件环节竞争格局加速优化。2020年，全球组件CR5和CR10分别达55%和74%左右，我们预计2021年有望进一步提升至70%和90%以上。
组件分销占比有望提升，龙头厂商或享产品溢价。光伏终端市场中屋顶分布式比例逐步提升，组件厂商针对其所对应的小B和C端客户拥有相对较强的议价能力。以龙头组件厂商天合光能等为例，凭借更强的专业性和品牌影响力，其在面向小B和C端客户的分销市场相较集中式直销市场，往往享有近0.1元/W的产品溢价。因此，顺应市场结构趋势，龙头组件企业纷纷加大分销市场投入，整体议价能力有所提升。
组件价格传导能力相对较弱，成本上涨压缩厂商盈利。由于1）光伏主辅材成本上涨推动，2）组件环节格局和客户结构改善，3）终端开发商逐步被动降低投资收益率预期，2021年以来组件价格呈现罕见的持续上涨，成为产业链成本压力传导和终端需求博弈的核心环节。目前组件现货价格基本达到2元/W以上，较年初水平涨幅超20%，但仍难以抵消成本上涨压力。
大尺寸、双面组件产品享受3-5分/W小幅溢价。组件产品亦延续差异化定价，其中大尺寸的M10/G12组件相较于M6组件享有3-5分/W的产品溢价，双面较单面组件亦基本维持3-5分/W的价差，本质上反映了更具降本增效能力的产品在终端获得更高的接受度。
面对供应链成本上涨压力，央企电站投资商被动降低项目收益率预期。2021年平价上网以来，受制于组件等供应链成本上涨和完成既定投资计划的双重压力，主流的央企电站投资商下调了光伏项目投资回报率门槛，项目IRR要求从此前约8%调整到了约6.5%甚至是6%。我们预计中短期内主要投资商的项目IRR预期仍将维持在此区间，大幅提升收益率预期的诉求和可行性相对较弱。参考不同省份光伏项目IRR曲线与组件价格变动关系，在目前市场价格情况下，广东等具备电价优势或内蒙古等具备资源条件优势省份，仍具备满足投资收益率基准的项目建设可行性。
随着主辅材成本有望逐步下降，组件企业具备高盈利修复弹性。在目前硅料价格已达260元/kg，组件价格约2元/W的情况下，光伏组件企业盈利压力较大，硅片-电池-组件一体化厂商尚且处于盈亏线附近，而非一体化厂商或基本面临持续亏损。但随着硅料等主辅材环节价格有望企稳且逐步回落，且组件环节格局持续优化，预计厂商具备较大盈利修复弹性。若仅主要考虑硅料成本这一波动因素，假设硅料价格区间有望回落至150-200元/kg，且组件价格得以保持在1.85元/W左右的中枢水平（预计对应大部分平价项目IRR可达6.5%），则一体化组件企业单位盈利有望回升至0.1元/W左右；同时，随着其他辅耗材环节成本有望整体回落，预计头部厂商盈利能力有望进一步回升至0.1元/W以上。
4逆变器：持续全球替代，关注微逆增长及供应链改善
中国厂商竞争优势显著，持续推进全球替代
逆变器：发电系统核心交互节点，不止于逆变，功能拓展支持电力系统高质量运行。逆变器的基础功能是将光伏组件所产生的直流电转变为交流电用于家用电器或并网发电，保证发电系统获得最大输出功率；未来亦有望作为电网交互节点对电力系统和数据进行监测调控，提高电能质量，并提供电池储能、能源管理等扩展接口，满足终端用户对数据采集、信息传递及人工交互等智能化应用需求，是发电系统中的核心智能设备。
逆变器市场持续高速增长，2025年市场规模或达400GW。据Wood Mackenzie统计，2020年全球逆变器出货规模保持高增长趋势，合计出货量超180GW，同比增长超40%；据IHS Markit预测，未来全球逆变器市场将保持20%以上的年增长速度，考虑“新增+替代”需求，至2025年市场规模将达400GW左右。
中国厂商优势明显，全球替代加速。中国逆变器龙头厂商持续降本增效，产品性价比优势凸显并赶超海外企业，而海外Schneider、ABB等厂商则逐步退出市场，市场竞争格局改善。据海关总署统计，2021Q1-3中国逆变器出口金额达34.6亿美元（+53%YoY），明显高于海外光伏装机增速，中国厂商持续推进逆变器全球替代。随着国内企业加快海外客户拓展与渠道布局，凭借更快的研发迭代和技术升级优势，预计国产逆变器全球份额有望加速向光伏中游环节80%+的市占率看齐，优质企业仍具备较大提升空间。（报告来源：未来智库）
微型逆变器契合屋顶分布式需求方向，长期推广空间巨大
高效率+高安全性+高可靠性，奠定微型逆变器差异化竞争优势。光伏逆变器一般可分为集中式逆变器、组串式逆变器、模块化逆变器和微型逆变器四种。其中，微型逆变器一般每个只对应少数光伏组件，单体容量一般在5kW以下，可对每块光伏组件的输出功率进行精细化调节及监控，并能实现每块光伏组件单独的最大功率点跟踪，再经过逆变转换以后并入交流电网。微型逆变器可以对每块组件进行独立的最大功率跟踪控制，无木桶短板效应，系统发电效率总体高于集中式、组串式逆变器平均效率；且直流侧电压仅40V左右，内部有隔离变压器，最大程度降低安全隐患；同时，每个微型逆变器独立运行，不形成系统的单点故障，设计寿命20-30年，具备高可靠性。但较集中式和组串式逆变器，微型逆变器成本相对较高。
受益于光伏建筑市场扩大+安全高效要求提升，组件级控制有望成为下一代逆变器主流方向。受户用等屋顶分布式装机占比提升驱动，以微型逆变器为代表的组件级电力电子变换产品接受度不断提高，且相关强制措施有望进一步推进微型逆变器市场增长。美国国家防火协会2017年在NEC规范中强制性要求光伏建筑发电系统达到组件级关断的要求，推动美国分布式市场MLPE产品渗透率达70%以上，另有德国、澳大利亚等多个国家逐步立法推进光伏建筑的组件级关断要求，而国内“整县推进”、BIPV等光伏项目快速落地也提高了光伏系统的安全要求的必要性，相关安全标准呼之欲出。随着政府、行业组织及户主对安全性重视程度加深，行业正在由组串式逆变器向组件级别控制的逆变器转变，组件级控制有望成为下一代逆变器的主流方向之一。
微型逆变器是小型、组件级分布式发电系统电能转换的最佳方案。“组件级电力电子”解决方案除了包括微型逆变器，还有“组串式逆变器+优化器/关断器”的方案。优化器或关断器可为光伏系统提供组件级的关断能力，在特定场景下保证光伏系统直流电压不超过80V，且优化器亦可实现组件级的最大功率点跟踪控制；但在运行过程中系统仍存在直流高压，有一定的安全隐患。组串式逆变器+优化器/关断器在较大功率的应用场景中有一定的成本优势，但微型逆变器在中小功率等级的应用场景中更优。
目前微逆市场以欧美户用领域为主，市场有望加速推广。应用场景方面，微型逆变器既可以应用于住宅用户场景，亦可应用于小型工商业场景，但由于微型逆变器成本偏高而在用户体验上面具有优势，因而在住宅用户市场中更具优势。销售区域方面，北美、欧洲是当前微型逆变器的前两大市场，该两大市场政策成熟、用户付费能力强，当前已经形成了具有梯队的竞争格局，微型逆变器领域的主要厂商Enphase等公司在市场中占有较大市场份额，而亚洲、中东、拉丁美洲作为微型逆变器市场中的重要增长力量，由于政策成熟度相对较低，用户付费能力较弱，因而成本上具有较明显优势的国内厂商在该等市场中占有一定优势。
微逆市场有望迎来高增长，未来5年市场空间CAGR或超25%，优质厂商有望持续高成长。在全球屋顶分布式光伏市场装机占比提升，以及安全性要求持续提升的推动下，随着微型逆变器产品性价比持续优化，渗透率有望迎来快速提升。考虑到微逆价格和成本有望持续下降，我们预计2025年微型逆变器市场空间或达290亿元，对应CAGR超25%，具备产品性能和成本优势的国内逆变器龙头企业具备强劲的市场竞争能力和巨大的全球替代空间。
半导体元器件供应有望于2022H2改善，逆变器盈利及增长潜能有望释放
IGBT、IC等半导体器件是光伏逆变器的重要零部件，目前仍主要依赖进口。IGBT元器件主要供应商包括安森半导体、英飞凌、美高森美等，IC半导体主要供应商包括恩智浦、意法半导体、德州仪器等。目前国内生产商较少，且与进口部件相比，国产IGBT元器件、IC半导体的性能稳定性及相关技术指标未能完全满足逆变器厂商技术要求，因此逆变器厂商IGBT元器件、IC半导体采购一定程度上依赖进口。
疫情等多重因素叠加致半导体元器件供应紧张，供应链交期大幅延长。2020年来，半导体元器件供需格局持续趋紧，目前IGBT交期由正常的20周左右延长至40-50周，而MCU产品交期也由正常的8-10周大幅延至40周以上，且伴随着价格大幅上涨，造成新能源汽车、逆变器等成长性下游元器件供应短缺情况。半导体元器件紧张的主要原因包括：1）疫情后全球光伏装机和汽车效率增长超预期，企业加单滞后造成供应商订单积压；2）同期消费电子需求旺盛，相关厂商亦大幅囤货，抢占部分晶圆及代工产能；3）在疫情打乱半导体厂商供应节奏的情况下，短期意外事件也频发，包括日本AKM晶圆厂失火，瑞萨受地震影响短暂停工，意法半导体短暂罢工，美国德州暴风雪影响NXP、英飞凌、三星短暂停产等。
半导体元器件供应紧张对逆变器企业盈利及规模扩张造成影响。逆变器厂商受半导体元器件供应链紧张的影响主要体现在两方面：一是随着供应链价格明显上涨，造成短期毛利率压力，尽管部分企业通过调价和降本进行对冲，但由于价格传导周期和对不同下游客户议价能力差异原因，仍难以实现完全转嫁；二是在屋顶分布式光伏和储能需求快速放量的情况下，与之配套的中小功率逆变器产品对半导体元器件需求强度较大，受供给链制约更明显，部分逆变器厂商在分布式领域扩张节奏阶段性受限。
半导体元器件供应压力有望逐步缓解，或于2022H2迎来明显改善。从供给端看，随着全球疫情逐步改善，海外半导体芯片厂商供货能力有望进一步企稳。同时，博世在德国Dresden两座新建12英寸晶圆厂将于2021年底前投产爬坡，其主要产品包括ASIC、功率半导体和MEMS等；英飞凌澳大利亚一座12英寸功率半导体工厂于2021Q3投产，主要用以生产IGBT和MOSFET，产能持续爬升。此外，在海外产能供应紧张的情况下，国内逆变器企业也在加快对于国产化半导体元器件的认证进度和采购意愿，进口替代加速，有助于缓解元器件供应链压力。综合来看，随着供给商交货能力提升，新产能和国产化替代逐步放量，预计逆变器半导体元器件供应压力有望逐步缓解，或于2022H2明显改善。
看好供应链改善后逆变器厂商盈利修复及产品结构升级能力。逆变器半导体元器件供应短板的逐步补足，有望减轻逆变器企业成本压力，并释放户用等分布式市场组串式及微型逆变器增长潜力，看好逆变器企业盈利修复和产品结构改善能力。
5光伏设备：技术与扩产双驱动，设备端最为受益
光伏技术迭代和产能扩张，拉动设备需求持续放量。光伏产业链分为上中下游，从硅料-硅片-电池-组件-电站等环节，而光伏设备主要集中在硅片、电池及组件生产环节。硅片生产主要包括生产、铸锭、开方、切割、清洗及检测等环节，电池片生产分为清洗制绒、扩散、刻蚀、覆膜及检测等环节，而到了组件环节包括串焊、层压机检测等工艺流程。较长的产业链涉及技术路线与工艺流程多，行业降本提效诉求下的技术迭代和扩产节奏加速，设备端最为受益。
硅片设备：大尺寸+薄片化降本，扩产利好设备投资
单晶硅片迎来扩产高峰，预计2022年对应设备市场空间超400亿元。综合行业整体情况看，预计单GW设备投资额达2亿元左右；其中，长晶设备投资约1.2亿元，切片加工设备投资额约0.5亿元，自动化及检测等设备投资额约0.3亿元左右。根据我们跟踪的未来两年单晶硅片行业扩产规划测算，预计2022年单晶硅片设备市场空间超400亿元，其中长晶设备/切片加工设备/自动化等设备对应市场空间超250/100/60亿元，迎来需求高峰。
电池片设备：N型产业化提速，需求迎来放量
TOPCon兼容PERC产线设备，是未来2-3年最具性价比的技术路线。TOPCon和PERC电池技术和产线设备兼容性较强，以PERC产线现有设备改造为主，主要新增设备在非晶硅沉积的LPCVD/PECVD设备以及镀膜设备环节，PERC产线需要6000-8000万元/GW改造升级为TOPCon产线。改造方式以多技术路线并进，包括LPCVD和PECVD两条路，分为三种工业化流程：
1）方法一：本征+扩磷。LPCVD制备多晶硅膜结合传统的全扩散工艺。此工艺成熟且耗时短，生产效率高，已实现规模化量产，但绕镀和成膜速度慢是目前最大的问题。该技术为目前TOPCon厂商布局的主流路线，主要是晶科能源和天合光能；
2）方法二：直接掺杂。LPCVD制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺。离子注入技术是单面工艺，掺杂离子无需绕度，但扩硼工艺要比扩磷工艺难度大，需要更多的扩散炉和两倍的LPCVD，投资成本高、良率更高，主要是隆基股份布局；
3）方法三：原位掺杂。PECVD制备多晶硅膜并原位掺杂工艺。该方法沉积速度快，沉积温度低，还可以用PECVD制备多晶硅层，简化很多流程，实现大幅降本。气体爆膜现象已经得到解决，稳定性有待产业化验证。根据Solarzoom，目前拉普拉斯、捷佳伟创、金辰股份等国内厂商已经布局，后续有望受益于技术迭代。
HJT设备国产替代加速，国内龙头厂商明显受益。HJT制作工艺流程大幅简化，制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、电极金属化四个步骤，分别对应制绒清洗、PECVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道设备。目前国内试产及量产线基本实现了HJT设备的国产化替代，尤其通威股份1GW异质结中试线的4条生产线是国产化设备的“试金石”。从目前量产线的招标设备情况看，国内的捷佳伟创、迈为股份、钧石能源及理想万里晖等厂商的关键设备布局基本完善，成为入局的核心设备供应商。
预计2025年电池片设备市场空间约450亿元，HJT和TOPCon设备增量显著。按照目前电池片技术设备工艺成熟和降本趋势，2021年PERC电池设备单位投资额1.5亿元，TOPCon改造单位投资额约增加0.7亿元，未来几年下降空间相对较少；目前HJT设备均实现国产化，预计未来几年将实现持续降本提效。预计2021-2025年HJT核心设备单GW成本分别为4.0/3.5/3.0/2.8/2.8亿元。据我们对2021-2025年全球光伏装机量分别为160/210/250/295/350GW预测数据，预计2021-2025年全球电池片设备市场空间分别为181/258/267/351/456亿元，未来5年CAGR近20%。其中，预计2021-2025年HJT设备市场空间分别为48/140/180/248/336亿元，TOPCon设备市场空间分别为13/66/87/103/120亿元，未来5年CAGR或分别接近90%。
组件设备：多技术驱动扩产升级，设备更新需求空间巨大
组件设备工艺流程较长，串焊和层压设备价值量最高。组件的工艺流程链条较长，主要分为电池分选、激光划片进行电池选择和分割，然后再经过单焊、串焊环节连接汇流条并形成电池串组件，并进一步将将背板、玻璃、EVA、电池片等摆放敷设，并进行层压固定，最后再进行削边、测试、装框、接线盒及清洗检测等步骤。每一个环节都需要用到相应的组件设备，而其中的串焊和层压技术含量相对最高，设备成本占比也相对较高，分别占组件环节设备成本的33%/13%。
MBB技术增效降本，拉动多主栅串焊机需求释放。MBB技术，即多主栅串焊技术，主要具有三大优势：功率提升、成本降低和可靠性提升。1）多主栅技术通过增加主栅数量，提高电池的受光量，多主栅缩短细栅线电流传输距离，降低串联电阻损耗可使晶硅组件功率相对5主栅提升约5W；2）可抵消焊带和EVA成本的增加，从5BB到12BB的银浆耗量降低30%以上，从而降低电池成本；3）可靠性提升方面，多主栅由于提升了主栅数量，因此抗隐裂能力更强，由此导致的效率下降远低于5BB及以下的组件。2020年多主栅组件市占率为66%，CPIA预计2021-2023年多主栅组件将提升至75%/85%/95%。随着多主栅技术发展，对于串焊机要求具备较强的兼容性，驱动多主栅串焊机设备的高速增长。
半片/多片电池将成为主流产品，对串焊机需求翻倍增长。由于半片电池采用“串联+并联”的模式，因此电压不变，但是电阻只有原先的四分之一。半片组件主要有以下三大优势：1）减少封装功率损失。半片电池片封装损失仅有0.2%，而整片电池片封装损失约1%；2）减小阴影遮挡损失。半片电池串数量翻了一倍，更多的电池串提供了更好的电池耐受性；3）半片电池内部电流和内损耗减少。半片电池降低了内部的功率损耗，半片整体的工作温度低提高了组件的光电转化率。因加工动作翻倍，半片电池对串焊产能需求为原来的两倍，三分片对串焊机需求为原来的三倍，因此未来受半片（或若干分之一片）驱动的串焊机以及划片机需求将会翻倍增长。
预计到2025年组件设备市场空间257亿元，未来5年CAGR约43%。在光伏行业长期处于技术驱动降本的前提下，大硅片、薄片化、电池半片及多主栅等工艺发展，将带来组件设备快速技术迭代与更新，组件设备迎来持续放量。组件环节，单GW设备投资6000万元，其中，各环节设备价值量，划片机300万/GW，串焊机2100万/GW，层压机800万/GW。据我们对2021-2025年全球光伏装机量分别为160/210/250/295/350GW预测数据，预计2021-2025年全球组件设备市场空间分别为94/128/163/208/258亿元，其中核心设备串焊机2021-2025年市场空间分别为35/47/60/77/96亿元，未来5年CAGR约43%。
组件设备市场格局持续优化，龙头企业份额进一步扩大。光伏组件主要设备包括激光划片机、串焊机、汇流带焊接机、层压机及自动化生产线等环节。从目前的市场竞争格局来看，头部的组件设备生产企业有四家，市场集中度在持续提升。其中，奥特维能够提供以串焊机、激光划片机为主的组件生产设备，先导智能致力于提供串焊机、叠瓦焊接设备以及自动化生产线，宁夏小牛以串焊机生产为主。
