中信建投朱玥：估值提升进行时 光伏组件行业深度报告！

当下市场一致预期对于光伏组件的投资价值仍有重大偏差：市场认为组件环节产能大，竞争恶化，价格战一触即发，但我们认为当前组件环节的市场格局与两年前相比已有重大变化，头部企业通过品牌、渠道、供应链、产品差异化多维度构建起来的壁垒已经牢不可破，以致于后发者追赶难度巨大，行业的核心竞争力在于销售、运营和技术进步，产能是否过剩早已不是评判行业竞争格局的主要矛盾。

我们判断在未来两年，组件企业的头部集中的趋势将进一步强化，行业地位仍将持续提升，成为包括下游运营商、EPC公司在内的全产业链最具备统治力和话语权的环节，上述竞争力将最终反映在财务报表上的盈利能力超预期。目前看组件公司对应动态估值在产业链各环节中处于相对较低水平，我们认为上述情况将在2022年通过1-2个季度的组件公司业绩超预期得到显著扭转，龙头组件公司正走在估值提升的道路上。

短期：硅料降价带来一体化组件盈利改善

2022年一季度起，硅料环节新增产能将逐步释放，复盘历次硅料价格波动下晶科能源单瓦毛利的变化，可以发现硅料价格的涨跌基本与一体化组件单瓦毛利呈负相关关系。因此，在本轮硅料降价过程中，一体化组件企业的单瓦盈利也将随之显著提升。

中期：一线企业技术优势明显，N型时代催生组件产品差异化

2022年是N型电池量产元年，一线组件企业能够依靠一体化优势降本(N型硅片、串焊工艺改进等)，在N型技术上具有明显优势。电池技术领先的组件龙头有望为行业贡献差异化的组件产品，持续赚取行业超额利润。

长期：头部组件公司的产业链话语权愈发凸显

终端出货量是评判组件公司是否有投资价值的重要标准，组件企业核心竞争力在于销售端，主要体现在企业的品牌、渠道布局，以及供应链管理能力，并且最终会反映在各家企业的出货量上。从近几年各家组件企业的出货量可以看出，目前头部公司的先发优势已经确立，并且与其他企业正逐步拉开差距。我们预计2022年组件环节CR5为76.5%，未来组件环节将成为光伏主产业链中格局最优的环节。

需要强调的是，我们看好的是头部组件公司，换言之该环节势必分化，这并非一篇看好组件环节的报告，我们只对头部企业情有独钟。是否一体化并非评判组件企业投资价值的唯一标准，核心还是看出货量，现实的情况是2019年CR5市占率为38.2%，2022年预计为76.5%，未来还将进一步提升，这一趋势在未来三年将继续强化，头部与二线企业差距会越来越大，而龙头公司的成长性也在于此。

投资建议

组件环节头部集中趋势强化，N型电池逐步崛起的背景下，看好一体化组件企业开启量利齐升趋势，重点推荐隆基股份、天合光能、晶澳科技、晶科能源。

风险提示：光伏行业需求不及预期;技术扩散导致新技术溢价下降;组件环节竞争加剧。

 

 

一、组件核心壁垒在销售端，品牌、渠道、供应链尤为重要

1.1 组件已成为光伏产业链价值变现出口，核心壁垒在销售和技术

光伏组件作为太阳能发电过程中的最重要一环，是可以单独提供直流输电输出的最小单元。在光伏产业链中，组件位于整个制造链条的末端，是直接面向电站客户的终端价值变现出口，上游为电池片及玻璃、胶膜等各种辅材，下游为光伏电站运营商。

 

 

组件生产工艺流程一般共包括7步，分别是串焊、叠层、层压、装框、固化、装接线盒、测试。

 

 

 

 

在碳中和趋势下，光伏行业迎来快速发展，组件需求也将随之保持高速增长。我们预计，2025年累计光伏装机将达2135.9GW，当年新增光伏装机429.7GW，十四五期间年均复合增速27.7%。按1.2容配比测算，2025年全球光伏组件需求量将达到515.6GW。

 

 

组件投资强度小，技术门槛低，导致市场普遍认为组件环节进入壁垒较低。根据CPIA《中国光伏产业路线图(2020年版)》，2020年硅料、硅片、电池片、组件单GW设备投资分别为3.64、1.56、2.25、0.63亿元。可见，组件环节投资强度小于其他三环节，同时由于组件环节技术门槛低，导致市场目前普遍认为组件环节进入壁垒明显低于硅料、硅片、电池片。

 

 

不过，随着光伏行业的发展，组件正日益成长为产业链最具备话语权的环节，其核心壁垒在于品牌、渠道、供应链和技术进步。我们认为，组件是产业链直接面向终端电站的环节，下游客户分散，应用场景丰富，具有一定To C属性，因此组件的核心壁垒主要体现在销售端，主要包括品牌壁垒及渠道壁垒。并且由于组件所需辅材众多，也对企业的供应链管理能力提出了较高的要求。而品牌、渠道、供应链上的能力需要经过多年的积累，二、三线企业差距会越拉越大。

同时，技术也是一体化组件企业建立起来的重要壁垒，主要体现在未来几年内N型电池技术崛起下，头部企业在一体化降本以及电池效率上，不断与二、三线厂商拉开差距。

 

 

1.2 品牌壁垒：产品可靠性及质保能力是组件企业品牌的核心

组件使用期长，往往可达25-30年，其功率衰减对电站长期收益影响重大，出售品质不良的组件将会影响厂商的品牌声誉和客户资源，因此客户较为重视品牌背书。而组件企业的品牌一方面来自于产品品质的可靠性，能够保证电站长期稳定运行;另一方面来自于组件企业自身的售后质保能力，以确保在电站运行出现故障的情况下，组件企业能够迅速排除故障。

由于组件具有辅材数量多的特点，组件辅材缺陷及其带来的整体性问题可能加速组件老化、导致效率下降或失效，因此如何保证辅材的长期质量以及整体表现则是考验组件生产水平的关键。当组件衰减超出预期时，光伏电站系统效率也将明显下降。

 

 

根据我们测算，组件经年衰减每下降0.1个pct，那么光伏电站25年运行周期中总发电量将提升1.2%左右，同时光伏电站度电成本将下降0.3分/kWh，相当于当前平均度电成本的1%左右;组件首年衰减每下降0.5个pct，光伏电站25年运行周期中总发电量将提升0.5%左右，同时度电成本将下降0.2分/kWh。

 

 

目前，全球有多家独立第三方光伏组件检测与认证机构以及检测标准，具体检测标准包括IEC61215、IEC61730-1、-2、ANSI/UL1703、UL61730和CAN/CSA61730-1/-2等。

光伏演化实验室(PVEL)是一家处于行业领先水平的独立光伏实验室，专为下游的太阳能项目开发商、金融机构、投资人和运营商提供光伏和储能技术的可靠性测试服务。其每年更新发布的光伏组件可靠性计分卡为下游企业提供了评估不同厂商组件可靠性的参考依据。

 

 

基于光伏组件生命周期内的可能缺陷，PVEL通过对BOM级样本进行PQP测试，全面地评估了各厂商组件可靠性水平。评估测试条件较为严苛，如果组件可靠性较差，那么将很难通过PVEL的几项测试。例如：

1)在热循环测试中，需要对样品组件进行600次-40°C～85°C的热循环，可靠性较差的组件会因为连接处界面应力而发生损耗。2)湿热测试中，组件需要在85°C的恒定温度和85%的相对湿度条件下持续2*1000小时，可靠性较差的组件会因为高温和潮湿而出现密封性变差的情况。3)背板耐用性测试中，组件背板可能会受到持续紫外线照射的影响，而导致背板出现老化。4)动态机械负载测试中，组件首先将在1000 Pa压力下经受1000次交替负载循环，接下来进行50次热循环和三组湿冷冻循环，以模拟强风、冰雹、大雪等恶劣天气可能对组件造成的影响，质量较差的组件会出现电池片破裂等问题。

 

 

除了组件产品自身的可靠性以外，售后服务质量以及质保能力也是组件企业构建品牌影响力的因素之一。在过去补贴时代，光伏行业需求受政策影响较大，包括海外的“201”、“双反”等关税壁垒以及国内的“531”政策等，都对当时的行业景气度造成了一定负面影响，导致部分组件企业退出市场。

光伏组件使用期为25年以上，如果组件企业售后及质保无法保障，则很有可能在组件出现质量问题之后无人更换或修复。因此在这一背景下，国内外买家和银行都倾向于选择后期质保能力优秀，且经营更为稳健的企业。

总的来说，光伏电站在运行过程中，因组件可靠性导致的发电效率降低或过早失效都将为光伏项目带来高昂的维修成本，不可靠的组件甚至可能导致安全隐患，损害电站经营的持久性和盈利能力。组件产品的高可靠性以及稳定的质保能力将会帮助企业形成一定的品牌影响力，而销售劣质组件则会对组件企业长期的品牌力造成负面影响。

 

 

1.3 渠道壁垒：海外市场多点开花，渠道开拓能力尤为重要

回顾光伏行业发展历史，过去20年间光伏通过技术进步不断降低度电成本，使得光伏经济性逐渐优于火电。根据LAZARD统计，2020年全球光伏电站平均单位投资约为883美元/KW，同时度电成本为0.037美元/KWh，相比于火电来说已经具备经济性。

 

 

在前几年光伏度电成本仍然高于火电的情况下，全球光伏装机需求主要依赖于部分有补贴国家，包括美国、欧洲、日韩、澳大利亚等国。但是随着光伏度电成本的不断下降，海外市场需求也不再仅仅依赖于部分补贴强度较高的国家，而是呈现出各国需求百花齐放，同时对单个市场依赖度逐渐下降的趋势。

 

 

根据IRENA的统计，2017年全球光伏新增装机CR10达到90.6%，并且中国、美国、印度合计占比达到73.5%。2018年起，随着光伏度电成本的快速下降，全球光伏新增装机CR10开始逐步下降，同时全球GW级别市场数量也逐渐增多，全球光伏需求呈现出“百花齐放”的局面，2020年CR10降至82.26%。

 

 

 

 

在全球GW级市场数量不断增长的背景下，组件企业的海外渠道开拓能力十分重要。销售渠道的全球布局需要企业投入大量的人力、物力以及财力，从销售费用率角度来看，隆基、晶澳、天合等头部组件企业的销售费用率明显高于硅料、硅片、电池片企业。

 

 

另外，我们认为二线组件企业在渠道、品牌方面会与头部越来越大，主要是因为：

1)后发企业资源投入有限。组件销售渠道的建设需要企业具备相应的专业团队以及资金投入，需要较长时间的积累，后发企业在资金等资源投入方面不具备优势。

2)分销商更倾向于选择大品牌合作。头部组件企业产品品牌影响力更强，在产品品质、后期服务上更能够获得客户认可，因此分销商选择头部组件企业的动力更强。分销商更换品牌合作方具有一定机会成本。从组件分销的商业模式来看，往往是由分销商负责某一区域组件的销售，这一过程中该组件企业在当地的品牌影响力也会逐步建立。如果分销商更换品牌合作方，那么将面临较高的机会成本。

3)海外交易要求企业须具备跨国交付能力。组件出口会面临汇率以及海运费波动的风险。头部组件企业通过套期保值以及签署长单的方式规避汇率、海运费波动风险。

因此，随着海外GW级市场数量逐步增加，组件环节渠道壁垒近几年正愈发明显。

1.4 供应链壁垒：原材料供需变化对企业的供应链管理能力提出较高要求

组件制造成本中电池片占比较高，除此之外生产所需辅材相较于其他环节也更多，包括玻璃、胶膜、背板、互联条、汇流条、接线盒等。从成本结构来看，电池片占组件整体成本的比例为61.16%;其次玻璃、背板、EVA胶膜、铝边框成本占比相对较高，单瓦成本占比分别为7.1%、5.2%、8.4%、9.0%。

 

 

由于各环节产能投放和需求释放节奏的不匹配，导致组件上游主要原材料价格近年来均有过较大幅度的波动。例如2021年硅料价格由年初的81元/kg上涨至最高269元/kg，涨幅达到132%;光伏玻璃在2020年四季度受到政策影响，价格最高涨幅也达到了79%;EVA粒子在2021年下半年受到产能投放较慢的影响，价格也由18550元/吨上涨至31750元/吨，导致胶膜价格随之出现大幅上涨。

 

 

 

 

组件生产所需原辅材料众多，某些环节时常会出现供不应求的情况，因此组件企业的供应链管理能力非常重要。供应链管理能力的差异，一方面体现在原材料获取能力上，能力强的企业在开工率上将具有一定优势;另一方面，企业对于原材料的采购策略，也会对其在产业链价格大幅波动时的盈利能力产生较大影响。

二、短期：硅料降价促盈利改善，一体化降本进程仍在持续

2.1 硅料供给逐步释放，价格中枢有望下移

2021年以来上游硅料环节供不应求推升产业链价格不断上涨。2018年以来，受到“531”政策的影响，光伏行业需求连续两年出现下滑，硅料价格也一度降至60元/kg以下。在行业景气度持续低迷的背景下，多晶硅企业盈利及现金流均面临较大压力，甚至有部分高成本产能退出市场。然而随着技术进步推动降本，光伏度电成本逐步降低，2021年以来光伏行业正式进入平价上网时代，行业需求迎来快速增长。但由于多晶硅产能投产周期较长，项目从开始建设到实现满产往往需要1.5-2年的时间，供给较为刚性，因此新增产能短时间内无法释放，从而导致2021年多晶硅供给紧张。

受到供需紧张的影响，硅料价格自年初的81元/kg最高上涨至269元/kg，涨幅达到232%。同时，硅片、电池片、组件三环节的价格也在成本不断上涨的推动下大幅上涨，最高涨幅分别为79%、16%、24%。

 

 

根据我们在《光伏硅料年度展望：产能缺口拉大，预计2022年均价在18-20万元/吨附近徘徊》中的测算，以硅片产能作为硅料需求的情况下，2022年Q1-Q4各季度硅料缺口分别为7.3-7.8、7.4-8.1、4.2-5.7、-0.1-2.9万吨/季;在以组件出货作为硅料需求的情况下，2022年各季度块状硅相对组件需求的冗余分别为5.5-7.6、4.2-6.5、2.7-7.4、2.9-9.1万吨/季。

 

 

我们预计2022年硅料价格将呈现出“缓慢降价-快速降价”的趋势。

(1)Q1-Q3缓慢降价。一方面，尽管2022Q1-Q4硅料相对于硅片的缺口逐步缩小，但Q1-Q3缺口大小与2021年Q2-Q4情况较为相似，缺口依然存在;另一方面，“抢料大军”不断壮大，随着硅片厂库存抛售结束+硅料降价，硅片盈利能力触底回升，哄抢硅料的情况可能再次发生。

(2)Q4(尤其是12月)快速降价。主要系接近年底，全年组件排产告一段落，叠加硅料产能继续释放，预计硅料价格将正式进入下降通道。

 

 

若当前各企业规划的硅料产能均能如期落地，2023-2025年硅料供给将十分充足。2023年开始硅料产量将足以覆盖硅片产能，每年冗余量分别为14.6-34.6、46.6-68.6、62.2-84.2万吨/年，硅料产量相对组件的冗余量将分别达到47.9-77.1、67.7-98.6、70.4-101.3万吨/年。

 

 

2.2 硅料降价过程中，一体化组件利润将有所回升

通过复盘历史上几次硅料价格大幅波动过程中，美股晶科能源(JKS.N)单瓦毛利的变化，可以看出一体化组件公司单瓦毛利与硅料价格整体呈现负相关关系。也就是说，在后续硅料价格持续下降的过程中，一体化组件企业单瓦盈利大概率会有所提升。

 

 

 

 

若硅料价格从高点26万元/吨下降至18-20万元/吨，预计能够给光伏产业链其他环节腾出约0.19元/W利润空间，从明年各环节供需平衡情况来看，预计电站运营商、组件将拿走其中的大部分。在这一过程中，一体化组件企业盈利有望得到明显修复。

 

 

为了测算在不同的组件以及硅料假设下，一体化组件企业的盈利水平，我们假设目前组件单瓦硅耗2.73g/W，一体化(硅片+电池片+组件)非硅成本为0.9元/W(不含税)，费用率6.5%。基于上述假设，当硅料价格每下降20元/kg，一体化单瓦利润将增厚0.041元/W;当组件价格每提高0.1元/W，一体化单瓦利润将增厚0.071元/W。

 

 

2.3双玻、大尺寸、薄片化不断推进，一体化降本持续

除了硅料价格下降能够带来组件企业成本下降以外，双玻占比提升、大尺寸化、硅片薄片化也在不断推动一体化组件成本下降。

2.3.1 双面组件发电量增益5%-19%，未来占比有望提升

与传统组件背面采用的背板不同，双面组件背面采用的是玻璃或者透明背板，并主要以双面双玻组件为主。玻璃的透水率较低，可有效解决传统组件由于背板透水导致的电化学腐蚀、PID衰减与蜗牛纹概率增大等问题，且玻璃的耐候性、耐腐蚀性、耐磨性、绝缘性、防火性更高，为高品质光伏组件提供更好的解决方案。

双面组件是正反两面都能发电的组件，其正面吸收太阳直射光，背面接收地面反射光与空气中的散射光。双面组件更高的功率可有效降低光伏项目开发的单瓦成本。

 

 

双面组件的发电增益主要来自于背面。据晶科双面组件实证数据，在不同场景下，双玻组件的实际发电增益幅度在5%-19%之间不等。未来随着下游应用端对双面组件发电增益的逐步认可，我们判断双面组件的市场占比将逐步提升，从而进一步推升光伏玻璃的市场需求。

 

 

2.3.2 大尺寸化能够有效降低制造环节非硅成本以及电站BOS成本

光伏制造端尺寸的差异起始于硅片环节，按边长划分，目前主流尺寸主要包括166、182、210mm三类。近年来，硅片大尺寸化及组件高功率化趋势不断加速，182、210份额自2021年起快速提升。根据PVinfolink的预测，2022年182、210硅片占比将分别达到53%和28%，同时166以及更小尺寸的硅片占比将进一步下降。

 

 

大尺寸化可以有效降低制造端非硅成本以及系统端单瓦BOS成本。

1)在制造端，由于182、210电池片单片功率以及组件单套功率更高，因此在生产效率不变的情况下，182、210组件单W对应的设备折旧以及人工成本更低，大尺寸组件一体化非硅成本相比于166具有明显优势。

2)在系统端，大尺寸化之后组件功率进一步提升，可以降低单W支架、土地等BOS成本，因此大尺寸组件在售价上能够获取一定溢价，溢价幅度在2-8分/W之间。

 

 

2.3.3 硅料供应偏紧背景下薄片化加速，单瓦硅耗将随之降低

近几年硅片厚度不断下降，尤其是2021年硅料价格高企的背景下，硅片薄片化进程明显加速。以隆基硅片报价口径为例，2020年4月17日硅片厚度由180μm降至175μm，2021年2月26日降至170μm，2021年11月30日降至165μm。

硅片薄片化能够带来单瓦硅耗的下降，从而降低单瓦硅料成本。根据我们测算，在电池片效率23%假设下，硅片厚度每下降5μm，硅片单瓦硅耗将减少0.06g/W。按200元/kg硅料价格计算，硅片环节单瓦硅料成本将降低0.011元/W。

 

 

三、中期：N型电池崛起，技术领先的龙头将赚取行业超额利润

3.1 PERC面临效率提升瓶颈，发展高效N型势在必行

光伏产业快速发展伴随电池片技术迭代推进效率提升，而电池追求高效的本质则来自于降本。由于光伏电池片转化效率公式为：电池片输出功率=光照幅度(1000W/平米)*电池片面积*转化效率，因此当光照幅度、电池片功率一定时，转化效率的提升能够降低电池片的面积，形成对于组件非硅成本和电站BOS成本的摊薄，从而持续降低产业链成本水平。

2015年以前，Al-BSF铝背场电池在国内电池片的渗透率在90%以上，但到了2018年其效率达到20%接近瓶颈，2019年起PERC电池产能开始迅速崛起，从2016年市场渗透率不足10%，到2019年能超过50%，成为目前市场主流电池技术路线。

 

 

PERC电池最高转化效率从2014年天合的21.4%提升至2019年隆基的24.06%。目前，市场PERC电池平均量产转化效率约23.2%，已逼近效率极限，亟需新一代高效电池技术替代。而N型电池效率提升潜力大、投资成本不断降低，本轮光伏技术变革将由P型电池转向N型电池。

 

 

N型电池技术主要为TOPCON、HJT、IBC，三者均具备较好发展前景。目前，TOPCON成本相对较低性价比显著，且可基于现有产能改造，2022年将迎来大规模量产元年。HJT电池参数性能最优，有望成为未来主流技术路线，但当前成本仍然偏高，需要持续推进降本技术才能量产。而IBC电池具备最高的转化效率，并可叠加工艺继续扩大优势，但成本较高且牺牲双面率，预计将有部分领先企业配合特定场景布局。

 

 

除了高转换效率以外，N型电池组件还具备低衰减、低温度系数、高双面率等优势，使得发电率较P型显著提高，从而进一步提升其溢价能力。以晶科N型TOPCON组件为例，2021年11月2日，晶科首次发布其TOPCON组件量产新品Tiger Neo，基于182nm尺寸，其量产输出功率最高可达620W，效率最高可达22.30%。该产品较同尺寸P型组件功率提升15-20W，结合低温度系数、低衰减以及高双面率的优点，年发电率比主流P型双面组件高约3%。较P型210 660W组件能够降低1.18%的BOS成本，提升3%的支架总功率，同时降低6%的LCOE，最终提升9.60的IRR。该产品具备以下核心竞争优势：

 

 

1)发电性能优异：N型TOPCON组件相较于单晶PERC，在效率方面提升5-6%，发电性能方面提升3-4%，晶科能源已实现Tiger Neo的N型TOPCON双面组件大规模量产，基于182nm尺寸，结合多主栅以及半片技术降低内阻损耗，并且采用圆丝焊带获得更好的发电增幅，使组件效率最高可达22.30%。

2)低衰减、长质保：由于Tiger Neo的LD和LeTID风险大大降低，晶科能源提供行业领先的30年线性功率输出质保。Tiger Neo首年衰减低于1%，且保证30年后输出功率不低于原始输出功率的87.40%。

3)双面率、温度系数更优：Tiger Neo双面率最高可达85%，相较于P型双面率提高约5-15%，大幅提升了其发电性能及发电效率。同时该组件温度系数为-0.3%/℃，相较于P型的-0.35%/℃，使其在极端高温环境下更具耐久性，其弱光性能以及低辐射角度延长了组件一天工作时间。

而HJT相较于PERC、TOPCON电池组件电池性能参数更优，发电增益更为显著，若未来HJT解决成本后，经济效应将持续凸显，有望成为下一代主流电池技术。

 

 

3.2 N型组件降本及溢价显著，当前已具备较高性价比

对于组件企业来说，N型组件相较于P型的性价比主要来自于三个方面：1)转化效率提升时，能够摊薄每W玻璃、胶膜、铝框等成本，降低组件自身的非硅成本;2)转化效率提升时，能够摊薄每W终端安装时的BOS成本，形成组件产品的溢价;3)由于N型高效电池组件具备低衰减、高双面率以及低温度系数等优势，能够实现全生命周期每W发电量更高，形成组件产品的溢价。

 

 

根据我们测算，以TOPCON为例，电池片效率每提升0.5个pct，组件端标称功率将随之增加2.1%-2.2%。而N型电池双面率的提升以及低温系数的改善，也能够带来功率2%左右的增益幅度。

1)高效率带来组件非硅成本的摊薄。组件成本中，电池成本占比相对较高为63%，其他非硅成本主要包括玻璃、胶膜、铝边框、焊带、接线盒等。由于在同样面积下，N型组件功率更高，能够有效降低面积相关的单W非硅成本。假设PERC组件和N型组件非硅(面积相关)不变，那么电池片效率每提升0.5%，N型组件成本将节约1.1-1.2分/W。

 

 

2)高效率带来电站BOS成本的摊薄。根据CPIA的统计，电站端系统成本中组件占比较高，其他BOS成本则包括土地、逆变器、一次设备、二次设备、支架等。由于在同样面积下，N型组件功率更高，能够有效降低土地、支架、建安费用等面积相关的单位投资成本，因此在售价上，N型组件相比于PERC组件来说具有一定溢价。

 

 

电站端BOS成本中，单瓦土地、支架、建安费用、管理费用等投资成本与面积具有强相关关系，能够随着组件效率的提升而显著下降，而逆变器、一次设备、二次设备、电网接入等成本则主要与组件功率相关。2021年，我国集中式地面电站BOS成本合计为2.35元/W，其中面积相关成本为1.37元/W。假设PERC组件和N型组件单套面积相关的BOS成本不变，那么电池片效率每提升0.5%，N型组件溢价将增加2.5-2.8分/W。

 

 

3)度电成本平价角度，优异电池参数进一步带来组件溢价。首先，低温度系数以及高双面率能够在N型电池高效率的基础上，在综合输出功率上带来进一步的增益。根据我们之前的测算，在电池片效率相同的情况下，N型组件高双面率以及低温度系数能够带来2.02%的输出功率提升。在BOS成本端能够进一步带来2.7分/W的溢价空间。

 

 

其次，由于N型组件具有低衰减的特性，因此即使在综合输出功率相同的情况下，N型组件全生命周期发电量仍然会高于PERC组件，从而能够降低电站度电运营成本。

假设PERC组件首年衰减2%，经年衰减0.50%，N型组件首年衰减1%，经年衰减0.40%。根据测算，在单瓦初始投资成本相同的情况下，N型组件对应的LCOE相比于PERC组件低0.007元/kWh。进一步基于两者LCOE相同的情况下测算，N型组件系统初始投资相比于PERC组件有0.08-0.09元/W左右的溢价空间。另外再叠加效率提升带来的系统端BOS成本的下降，我们认为N型组件溢价空间将进一步扩大。

 

 

从敏感性测试结果来看，当N、P组件首年衰减差距每提高0.2%，N型系统端溢价空间将提升0.009元/W;当N、P组件经年衰减差距每提高0.05%，N型系统端溢价空间将提升0.01元/W。

综上所述，对于组件企业来说，采用N型组件能降低非硅成本0.035元/W，终端售价溢价0.195元/W。

降本层面：考虑到非硅成本下降，N型电池片效率由23%提至24.5%，能够节省组件非硅成本0.035元/W。

溢价层面：同时考虑BOS成本下降及低衰减带来度电成本下降后，N型组件溢价预计为0.195元/W。分拆来看：1)N型电池片效率由23%提至24.5%，能带来BOS成本下降的0.082元/W溢价空间;2)低温度系数以及高双面率大约能够带来0.027元/W的溢价空间;3)N型组件低衰减速率能够带来大约0.086元/W的溢价空间。

 

 

此外，2022年1月26日国电投4.5GW组件集采开标，本次招标单独列出针对N型182以上、双面555W以上的200MW组件标段，该标段开标均价2.079元/W，相较于同版型P型标段价格高出0.14元/W，进一步验证出N型组件的溢价水平。随着N型产能持续扩张，未来央企组件集采单独开标N型标段并予以溢价将有望成为常态。

按照溢价测算，当前时点TOPCON、HJT已具备一定性价比。当前不同电池厂在各电池技术参数差异较大，按照当前N型硅片较P型高0.07元/W，TOPCON电池非硅成本较PERC高0.05-0.1元/W，HJT较PERC高0.3元/W以上，同时理论上N型组件能够节省非硅成本0.035元/W，能够提供溢价0.19元/W，则当前两种高效N型组件，尤其是TOPCON组件的盈利能力已经显著高于P型。

N型组件效率提升之后，能够有效降低光伏电站度电成本，同时提高电站全投资IRR。而未来随着良率、效率持续提升，以及金属化环节降本，N型电池组件成本仍有较大下降空间，利润弹性潜力巨大，在N型量产布局领先的企业将有望率先获得高额利润及市场份额，持续扩大其优势地位。

 

 

3.3 N型组件2022年迎来量产元年，头部组件企业差异化优势显著

由于光伏产品的终端应用设计寿命高达20年以上，同时投资回收期高达10年以上，因此业主对于光伏产品具备天然较低的风险偏好，对于新技术的推广初期会存在一定阻力。但若新技术具备显著的性价比，能够大幅缩短业主的投资回报周期，同时在头部组件和业主端得以验证后，将会快速开启新技术渗透周期，形成行业技术格局颠覆。上一轮光伏产业的技术颠覆性的革命来自于单晶替代多晶，我们对其复盘以展望未来N型替代。

单晶替代多晶主要可以分为以下三个阶段：

1)2016年之前：在2016年7月之前，单晶组件相较于多晶组件始终存在0.5元/W以上的价差，尽管单晶组件拥有高效率、低衰减的优势，但由于成本较高，市占率仍然相对较低在20%以内，在终端业主投资回报周期中未体现出显著的优势。

2)2016-2018年：2016年下半年起，随着单晶长晶炉的成熟、金刚线切割替代砂浆线等因素，单晶硅片的成本显著降低，并在2016年9月价差降低至0.1元/W，此时单晶的优势逐步体现，对于终端业主来说单多晶迎来了性价比反转，单晶组件渗透率开始逐步提升，从2016年的20%提升至2018年的45%。

3)2018年至今：随着PERC电池技术的逐步成熟普及，由于单晶PERC电池相较于多晶PERC效率提升更为显著，进一步推进单晶组件性价比提升，单晶组件的价值被终端业主完全认可，2018年以来单多晶组件价差再次恢复到合理水平，达到0.5元/W以上。随着2020年单晶硅片产能大规模释放，多晶已降低至现金成本，单晶与多晶组件的价差再次收窄。

 

 

通过对于单晶替代多晶的复盘，我们判断当新技术带来的溢价相较于成本具备显著性价比时，下游业主端将会持续推进新技术的应用，新技术渗透率开始逐步提升。当新技术的性价比在终端得以可靠验证，同时产能开始大规模释放后，新技术渗透率将得以快速放量，同时有望恢复到合理溢价水平。

当前来看，2022年的N型组件类似于2016年的单晶组件，已经具备显著性价比优势，同时头部组件企业已启动量产布局、下游业主接受度在持续提升，产品迎来渗透率初步提升。而随着未来降本技术的继续推进，同时产能释放带来的规模效应，将持续拉大N型组件的优势身位，市场份额有望快速提升至主流水平。

目前，领先电池组件一体化企业对于N型高线电池企业已具备产业化布局，并将于2022年推出量产产品。其中由于TOPCON现阶段成本相对较低，预计2022年将会有较大规模量放出，其中晶科、中来等电池组件企业布局领先，两家合计已经开始投放20GW以上产能，预计2022年上半年将实现率先批量出货。而HJT目前主要为行业新进入者布局较多，但随着其成本持续降低，也将有头部电池组件企业加大布局力度。

 

除了电池技术以外，部分领先厂商在组件封装上也采用先进技术，例如隆基、阿特斯采取异形焊带焊接，晶科、晶澳采用高密度组件串焊技术，也能带来额外的功率和良率的提升，进一步提升其差异化竞争优势。

 

综上我们判断，供给方面，2022年将成为N型组件大规模量产的元年;需求方面，下游央企将会普遍单独集采N型组件并予以溢价，下游对于N型组件产品的接受度持续提升。在此背景下，能够实现N型组件稳定规模化量产，且能够控制并优化其成本水平的组件企业，将有望获得显著的超额利润水平，体现差异化优势并持续提升其市场份额。

四、长期：品牌、渠道、供应链多重发力，组件头部化趋势日益强化

4.1 头部企业品牌优势逐步强化

4.1.1 头部组件企业在产品可靠性及后期服务方面具有优势

2021年3月，工信部发布《光伏制造行业规范条件(2021年本)》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法(2021年本)》，提出引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本，要求组件功率质保期不低于25年。

头部组件企业往往会提出高于国家正常要求的质保标准。例如，隆基在2018年就已经把组件质保期限由25年延长至30年，并且首年光衰控制在2%，线性衰减控制在0.45%以内，并于2021年发布行业首个“生命周期标准”，实现了“研发-设计-选材-制造-测试-售后”的全方位管理。晶科目前对其单面单晶系列组件保质期要求在25年，双面单晶组件保质期30年;N型组件质保期30年，首年衰减不超过1%，线性衰减不超过0.4%。对确认未达到质保要求的组件，晶科将予以修理、更换或提供额外组件弥补功率损失。

 

头部企业经营更为稳健，盈利能力更强，售后服务更有保障。在过去补贴时代，光伏行业需求受政策影响较大，包括海外的“201”、“双反”等关税壁垒以及国内的“531”政策等，都对当时的行业景气度造成了一定负面影响，导致部分组件企业破产从而退出市场。因此从25年售后周期的角度出发，国内外买家和银行都倾向于选择经营更为稳健的企业。

从利润率及现金流的角度来看，头部组件企业经营更为稳健，因此其组件产品更容易受到客户青睐。

 

在PVEL对组件可靠性的评测中，头部组件企业能够持续在行业中居于领先地位，说明其产品在可靠性、安全性等方面领先于竞争对手，企业品牌逐步受到客户认知。

 

 

莱茵“质胜中国”每年也会以国际标准对各组件公司的产品进行测试和认证，具体标准包括 IEC 61215、IEC 61730-1、-2、ANSI/UL 1703、UL 61730 和 CAN/CSA 61730-1/-2，并依据测试结果颁发奖项。从2020年的获奖名单来看，头部组件企业在发电量上的表现依然更为突出。

 

4.1.2 可融资性评级是组件企业在海外市场品牌力的重要表现形式

从海外市场来看，海外光伏电站项目投资者为了尽量降低项目投资的风险，近年来对组件企业的可融资性评级愈发看重。所谓可融资性评级，是由BNEF通过对满足条件的项目进行评估，以及与金融机构等光伏行业利益相关方进行交流，对组件为光伏项目获得无追索权融资能力的贡献进行的评分。

融资作为光伏项目开发的中间环节，即是对前期研究分析成功的整合，又是后续施工运营的环节的必要条件，融资结构的合理性和金额的充足性对光伏项目开发起到了决定性作用。

当前通常以项目融资为主流融资形式。在这种形式中，由于无追索权贷款仅以项目本身的现金流和资产为担保，不涉及开发者的表内资产，能否获得无追索权的贷款决定了项目开发者的风险分散程度的高低。同时无追索权贷款资产负债表外融资的特性也为开发者保留了未来的融资能力。

 

由于无追索权融资意味着贷款人将承受全部的项目失败风险，其对项目的风险评估标准更为严苛。而无追索权融资所带来的收益则激励项目开发者降低项目风险，以满足风险评估标准，从而使得其有动力为优质组件支付额外的溢价。

根据2021年的评估结果，晶澳、隆基、天合、阿特斯、晶科的可融资性评级位居前列。选取可融资性评级排名靠前企业的组件，能够有效降低电站项目的技术风险，提高投资信心，并提供了更大的投资回报率保证，从而显著提高光伏项目获得无追索权融资的概率。

 

4.1.3 国内央国企同时关注组件企业规模、第三方认证、供货业绩、财务数据等指标

国内市场方面，过去电站开发市场中国企、民企并存，其中民企融资成本高，更注重组件价格。近年来，在光伏补贴政策不断变化，以及欠补问题尚未解决的情况下，民企正逐步退出光伏电站投资市场，部分民企转为“滚动开发”模式，但电站的最终持有人仍然是央企。在这一趋势下，央企、国企在光伏电站投资中的占比不断扩大，并且后续随着整县模式的推广，央企在分布式市场的占比也将提升。

 

央企相比于民企来说，融资成本更低，因此在选择组件供应商时对价格敏感度较弱，并会更关注组件企业自身的品牌力、出货业绩、公司经营情况等。头部组件企业的品牌优势后续在市场竞争中的重要性将更为凸显。

以中国石油2022年2月公布的光伏组件框架采购协议来看，央企在组件招标过程中除了价格以外，也会考虑组件企业的年供货能力、业绩情况、第三方认证、经营稳定性等指标。

 

由于头部组件企业在产品可靠性、后期服务等方面均有一定优势，因此在组件招标过程中也会享有一定的品牌溢价。从2021年5月大唐5GW招标结果来看，隆基、天合、晶科等头部企业中标综合单价明显高于其他企业。

4.2 全球化布局建立渠道优势

经过多年的海外布局，目前大多数龙头组件企业，如晶澳科技、隆基、天合、晶科等均在全球范围内建立了完善的生产、物流、销售和服务网络。以晶科能源为例，其在全球拥有超过9处工厂、20处物流中心以及30处服务中心，其产品销售网络覆盖到了超过100个国家。

 

 

 

 

头部组件企业品牌及渠道优势相辅相成，先发优势明显。由于组件分销商更倾向于选择品牌影响力强的企业进行合作，因此头部企业在品牌优势不断强化的趋势下，其渠道开拓能力也将进一步增强。另外，随着头部组件企业全球渠道网络布局的进一步完善，针对To C市场的品牌影响力也将逐步提升。

4.3 企业战略预判能力不同，盈利能力分化明显

目前，包括隆基、晶科、晶澳等行业龙头均实施产业链一体化战略。一体化布局能够帮助头部组件企业拥有更强的供应链管控能力以及更为准确的定价策略，从而避免企业盈利的大幅波动。

在供应链管控方面，2021年在硅料供应紧张的情况下，多家硅片、组件企业均通过签署长单的方式锁定上游硅料供给，并且协议最远已签至2026年。按照部分硅片、组件头部企业已签订长单的供给总量及期限进行计算，目前已签订长单的年均供给量已占据2022年硅料产量的绝大部分，小规模组件厂商在供应链管理能力上将长期处于劣势地位。

 

 

 

 

在定价策略上，由于组件销售具有较强的期货属性，实际交付往往在签单后的1-2个季度甚至半年以上时间，因此组件企业对产业链价格变化的把握以及组件报价策略也会对后续的盈利能力产生较大影响。头部一体化组件企业在行业信息的获取上更有优势，并且能够更快速、准确地对未来上游原材料价格的变化做出预判，因此这部分企业能够对组件的报价做出更具前瞻性的调整。例如2021年初以来上游硅料价格大幅上涨的过程中，头部组件企业及时调整了报价策略，并在2021年二、三季度的盈利能力上与小规模组件厂明显分化。

另外，由于光伏产业链各环节之间供需情况在不同时点存在差异，导致单个环节的盈利能力波动会相对较大。因此相比于专业化公司来说，一体化组件企业成本控制能力更为突出，毛利率更为稳定，而专业化公司往往利润率波动会相对更大。

 

 

4.4 头部企业份额持续提升，组件环节格局趋势最优

各组件企业经过多年的角逐，目前隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯依靠品牌、渠道、供应链方面的优势已稳居行业前五。由于头部企业在品牌、渠道方面的先发优势明显，近年来也正不断加速扩产，我们判断未来几年组件环节头部集中的趋势将延续。

 

 

我们预计2021年组件环节CR5为65.1%(假设全年155GW新增装机，考虑1.2容配比)，2022年提升至78.4%(假设全年220GW新增装机，考虑1.2容配比)。

 

 

对比主产业链各环节竞争格局，我们可以发现2022年硅料、电池片集中度相对稳定，硅片市场格局逐步分散。组件环节市场格局改善最为明显，2022年CR5有望达到76%以上，同比2021年提升11-12个pct。我们判断在这一趋势下，组件企业在产业链中话语权将进一步增强。

 

 

五、投资建议：头部企业先发优势确立，看好一体化组件量利齐升 综上所述，组件企业核心竞争力在于销售端，主要体现在企业的品牌、渠道布局，以及供应链管理能力，并且最终都会反映在各家企业的出货量上。

从近年来各组件企业的出货情况来看，2021年光伏装机受到产业链涨价的抑制，2022年硅料新增产能释放之后，行业需求有望被充分激发。行业格局上，目前头部公司在这几方面已明显确立了先发优势，并且与其他企业正逐步拉开差距，头部集中趋势日益显现。在行业需求大幅提升的同时，头部企业也能够在出货上获得相对行业的“α”。

从盈利能力角度来看，硅料价格下行过程中一体化组件企业单瓦利润有望提升。另外，在此轮N型电池技术变革过程中，头部企业能够依靠自身在技术上的领先地位，持续赚取行业超额利润。

总的来说，2022年将是光伏行业需求快速增长的一年，同时硅料价格下行趋势明确，我们判断组件企业盈利有望持续改善，尤其是一体化组件龙头即将迎来量、利齐升趋势。从2022年估值角度来看，一体化组件企业当前PE估值相比其他环节具有一定吸引力，考虑到头部组件企业盈利改善确定性较强，我们认为当前时点组件龙头企业的投资价值已经凸显，重点推荐晶科能源、隆基股份、天合光能、晶澳科技。

 

 

1、隆基股份：2022年出货预计60-65GW，成本优势明显

隆基股份2021年组件出货预计为37GW左右，全球排名第一，在品牌、渠道方面具备明显优势。2022年单瓦利润有望达到0.12-0.15元/W，后续新型N型电池技术量产后有望带来进一步的提升空间。同时，公司在硅片领域也具有较强的成本优势，盈利能力领先竞争对手，即使近两年硅片环节格局恶化，公司也仍然能够持续赚取稳定收益。从中性偏悲观假设出发，我们预计2022年隆基股份有望实现归母净利润145.87亿元，对应当前PE为26.72倍，安全边际较高。

2、天合光能：210组件龙头，2022年出货有望达到40GW

天合光能在210组件领域较为领先，目前是全球210组件龙头。2021年，公司组件出货预计为24GW，年底组件产能达到50GW，并且210占比已达80%以上。我们预计2022年公司组件出货将达到40GW，同时210占比将进一步提升。此外，公司在分布式系统领域具有一定优势，2021年出货量为1.8-2GW，2022年将达到4-5GW。我们预计2022年公司有望实现归母净利润39.42亿元，对应当前PE为34.46倍。

3、晶澳科技：2022年出货预计40GW，一体化布局推动业绩稳健增长

根据晶澳科技规划，2021年底组件产能为40GW，同时硅片、电池片产能均为32GW，自供比例维持在80%左右。2021年公司组件出货预计为24GW，盈利能力一方面受到Q1低价单的影响，另一方面在硅料不断涨价的情况下成本压力上升，导致公司单瓦利润受到一定压制。我们预计2022年公司组件出货有望达到40GW，单瓦利润预计将实现0.1元/W以上的水平，全年归母净利润41.57亿元，对应当前PE为33.28倍。

4、晶科能源：TOPCon组件龙头，2022年TOPCon组件出货有望达到10GW以上

晶科能源2021年组件出货预计为22GW左右，全球排名第四。公司在TOPCon电池片技术领域较为领先，量产效率已达24.6%，2022年产能有望达到16GW，全年出货10GW以上，23年出货占比预计达到50%以上，未来有望持续赚取相对于行业的溢价。另外，公司回A之后财务费用率将随之下降，同时扩产进度也有望加速，182出货占比不断提升，2022年全年出货预计达到35-40GW，盈利能力也将有所改善。我们预计2022年公司归母净利润为25.65亿元，对应当前PE为44.56倍。

六、风险分析 光伏装机需求不及预期。

N型电池技术进展不及预期。

组件环节竞争格局恶化。