一、光伏电池片供应：电池片供应增长明显

1.1 我国主导全球光伏电池片产能与产量增长，但产能利用率偏低

全球光伏电池片产能由2016年83GW增至2021年410GW左右，年均复合增长率30%；产量由2016年68GW增至2021年240GW，复合增速达23%。全球光伏电池片产能、产量急剧增长主要来自中国光伏电池片快速扩张，中国光伏电池片产能由2016年63GW增至2021年350GW左右，年均复合增长率33%；产量由2016年51GW增至2021年198GW，复合增速达23%。

2016-2021年全球光伏电池片产能利用率高于中国光伏电池片产能利用率，且由于上游硅片供应不足，导致电池片产能利用率逐年降低；其次，从最近三年产能利用率可以看出，全球开工率与中国开工率相差幅度变小，也说明中国产能与产量在全球占比较大。随着上游硅料、硅片厂产能的释放，预计未来几年光伏电池片产能利用率有望出现上升。

1.2 光伏电池片行业集中度持续提升

电池片行业集中度相对硅料、硅片而言较低，竞争较为激烈，2018年电池片行业CR5为29.5%，随着头部企业的产能扩张，2021电池片行业CR5为54%，提升了24个百分点。电池片出货量排名前二的企业是通威、爱旭。

我国电池生产呈现区域性不平衡特点，从电池产量地区分布来看，国内华东地区产量分布较大，基本占据73%的市场比例，其次是华南、西南地区占据9%的市场比例，华北、华中、西北地区占比较小，且份额基本一致。

1.3 光伏电池片出口数量增加

近几年我国光伏电池片以出口为主，2021年出口10.3GW，同比增加14%。其次，根据海关统计数据，2022年一季度，我国光伏电池片出口8.3亿美元，印度、土耳其、泰国、韩国、越南占据出口市场72%市场份额，出口印度占36%市场份额，主要受印度4月1日起加征关税，进口商在成本上涨前突击进口。对土耳其出口13%市场份额，主要受土耳其光伏新增需求，以及其对电池片不纳入反倾销，导致出口份额增加。

1.4 光伏电池片生产成本和投资成本下降，但利润率偏低

电池生产工艺（以PERC为例）：用碱（或酸）清洗除去硅片表面机械损伤，化学腐蚀制绒，减少光反射，之后离心机甩干，将扩散源（如：POCl3）和硅片放入高温扩散炉中，随后化学腐蚀去除（磷硅）玻璃和边缘P-N节，之后采用等离子体增强化学气相沉积（PECVD）在电池表面沉积一层氮化硅减反射膜，随后通过印刷和烧结在电池正、背面制作电极获取电流，最后检测、包装入库。

电池片建设周期2年以内：PERC目前最为成熟，工艺步骤7-10项左右，PERC电池从项目开工建设到量产，周期1-1.5年。TOPCon需在PERC产线上增加扩散、刻蚀、沉积设备改造等，工艺步骤10-12项左右；根据相关上市电池片项目募资公告，N型TOPCon电池片建设周期为1.5-2年。HJT工艺相对简单，工艺步骤4项左右。HJT电池从项目开始启动、开工建设、首台设备入场、投产出片，所需时间8-12个月。

电池生产过程成本下降：

电池片生产电耗下降：根据CPIA统计，2021年P型电池电耗5.4万KWh/MW,N型电池电耗6.3万KWh/MW，随着电池生产线自动化、智能化水平的提高，预计2030年P型电池电耗有望将至4.7万KWh/MW，N型电池电耗有望将至4.2万KWh/MW。

电池片生产水耗下降：根据CPIA统计，2021年P型电池水耗390t/MW，N型电池水耗634t/MW，N型电池水耗大于P型电池水耗，未来仍随产线自动化、智能化以生产流程优化，生产过程水耗将逐步降低，预计至2030年P型电池水耗有望降至322t/MW，N型电池水耗有望降至476t/MW。

生产线人均产出率提升：根据CPIA统计，2021年电池生产线人均产出率3.1MW/年/人，将来随着电池片向210mm（大尺寸硅片）推进，以及生产线设备升级、流程优化、电池转换效率的提高，未来人均产出率将大幅增加，预计2030年人均产出率较2021年提升87%。

电池产线投资成本下降：根据CPIA统计，当前国内新投产产线仍以PERC为主，相关生产设备以实现国产化，2021年PERC设备投资成本19.4万元/MW,相比2020年下降13.8%。新投产的PERC产线，可兼容182mm和210mmm硅片，单条产线产能500MW以上。2021年TopCon电池线设备投资成本22万元/MW，高于PERC电池；HJT电池生产设备投资成本40万元/MW，是PERC电池的两倍。未来随着电池生产工艺流程优化，以及相关设备生产成熟，电池片生产线投资成本也将逐渐降低。

光伏电池片利润偏低：根据光伏产业网信息，2021年电池片行业平均毛利7.45%，同比下滑49%，且最近五年电池片行业毛利处于下降水平，2020年、2021年降幅较大。电池片成本构成中，硅片占比70%，银浆占比13%，20年、21年硅片、白银价格的高起，压低了电池片行业的毛利。同期，电池片单瓦净利从19年0.166元/W，下降至2021年0.01元/W，降幅高达94%。

1.5 技术变革对光伏电池片供应的影响增强

电池片可根据不同晶型和加工技术，分为Al-BSF、PERC、TOPCon、HJT、IBC、PERT、MWT、HBC、TBC。目前，市场逐步淘汰BSF电池片的生产，生产多以PERC电池片为主，其次是TOPCon电池片、HJT电池片的。

电池片供应类型变化，很大一部分来自电池片光电转化效率的提高和生产设备技术成熟度提高，BSF电池片光电转化效率低于20%，所以被逐渐淘汰；PERC电池片随着时间发展，光电转化效率有望从22.5增加至24.1%，光电转化效率提高相比BSF电池提高14%-22%；TOPCon电池片随着时间发展，光电转化效率有望从22.8增加至25.6%；HJT电池片随着时间发展，光电转化效率有望从22%提升至26%。（报告来源：远瞻智库）

二、光伏电池片需求：总量增长可期，N型电池片渗透率提高

2.1 中性/乐观情景下，2030年全球光伏电池片需求或达到233/395GW

2021年全球光伏新增183GW，2021年中国光伏新增54.88GW，根据BP预测，全球光伏在2030年有望增加至2500-3300GW。根据中信期货研究测算，中国光伏在2030年有望增加至1025-1200GW，全球光伏装机有望增至2500-3300GW。

在乐观条件下，推测出全球和中国在2025年光伏新增装机量分别为254GW、93GW，2030年光伏新增装机量分别为329GW、121GW；在中性条件下，推测出全球和中国在2025年光伏新增装机量分别为165GW、77GW，2030年光伏新增装机量分别为194GW、91GW。

根据光伏装机量与光伏组件容配比1.2计算，光伏组件与电池片配比按1：1计算，暂未考虑电池片在组件生产环节的损坏率。全球光伏电池片在乐观/中性条件下，2025年电池片需求量至少为305GW/198GW，2030年电池片需求量至少为为395GW/233GW；中国电池片组件在乐观/中性条件下，2025年电池片需求量至少为112GW/93GW，2030年电池片需求量至少为145GW/109GW。

2.2 技术变革对光伏电池片需求结构影响增强

电池片光电转换效率的提高，将推动PERC、TOPCon、HJT电池片渗透率进一步提高，预计PERC的市场渗透率将逐年递减，预计2025年和2030年分别递减至66%、37%，TOPCon、HJT市场份额将逐年递增，其中，TOPCon电池片渗透率预计2025年和2030年分别递增至16%、24%，HJT电池片渗透率预计2025年和2030年分别递增至14%、33%，其余部分由IBC等少量占比。

从渗透率，可以分别推导出PERC电池片2025年和2030年需求量202GW、144GW，TOPCon电池片2025年和2030年需求量48GW、95GW，HJT电池片2025年和2030年需求量41GW、128GW。

三、光伏电池片供需平衡：整体供需盈余或先扩大后缩小，但存在结构性短缺

3.1光伏电池片供需平衡：供需盈余或先扩大后缩小

全球电池片在2016-2018年处于供给紧缺状态，2019-2020年处于供需紧平衡，2021-2022年开始边际宽松，预计2023年在当前推导的新增装机需求下，全球光伏电池片将出大幅过剩。国内方面，2016年至今国内供给电池片除满足国内装机需求外，可以用于出口；并且2021年中国电池片产量198GW，而2021年中国光伏新增装机需要电池片64GW，2030年在乐观条件下，中国新增装机需电池片145GW，2021年的组件产量已经可以覆盖国内2030年的新增需求。

电池片产量由硅片产量确定：在新增装机需求量一定的条件下，供给端的变化，尤其是全球电池片的产量，将直接影响到电池片供需平衡情况。全球电池片按现有新增产能供给，供给量由硅片产量确定，硅片的产量参考上游篇的预测（详见：【中信期货研究】大宗商品视角下的光伏产业系列专题之上游篇：硅料、硅片的供需分析——专题报告20220520）。

未来全球电池片供给可分为两种情景：

第一种情景——电池片将保持长期过剩，但2023年后过剩或改善：全球电池片按现有新增产能供给，硅片至电池片生产供给按合格率99%计算，2022年全球电池片供给275GW，国内供给电池片245GW；2023年全球电池片供给量急剧爬坡至479GW（在现有组件供给新增产能预期下，2022、2023年产量可以满足），国内供给449GW，则2022-2023年全球电池片累计过剩219GW（乐观条件下），若2023-2030年全球电池片产量每年保持479GW，则全球电池片将处于长期供给仍将过剩局面，但随着下游光伏装机需求的增加，供给过剩量在2023年以后将出现递减。国内方面，国内电池片产量在该种情景下，供给可以满足国内需求，并可向海外每年向海外出口10-20GW左右的电池片。

第二种情景——2022-2023年电池片维持过剩，但2023年后基本处于供需平衡状态：全球电池片按现有新增产能供给，若2023年全球供给335GW（产量不需急剧爬坡），2023国内电池片供给305GW，则2022-2023年电池片累计过剩75GW（乐观条件下），全球电池片在2023-2030年时间段内基本处于供需平衡状态，即：前期累计的库存，可以用于动态弥补后期缺失的库存；如果后期需求超预期增加，在预期332GW的基础上，逐步提高组件开工率就可以满足。国内方面，国内电池片产量在该种情景下，供给可以也可以满足国内需求，并且也同样每年可向海外出口10-20GW。

3.2 电池片价格或整体下移，但结构性短缺的电池片价格或维持高位

当前市场电池片主要以PERC电池为主，占比86%左右，其中PERC电池片又可细分为三类尺寸166mm、182mm、210mm。三类电池片由于166mm的硅片供应量较大尺寸182mm、210硅片充足，价格稍微较低；2022年1月至今PERC166mm电池片、182mm电池片、210mm电池片分别上涨6.4%、10%、9.3%，大尺寸硅片涨幅较高。但，同期同尺寸硅片涨幅分别为15.8%、16.9%、18.5%，硅片涨价幅度大于电池片涨价幅度，硅片作为电池片的原材料，其价格的上涨没有被电池片售价转移出，大部分被电池片企业自身消化，影响电池片厂利润。

整体而言，电池片价格受自身供需基本面影响较大，预计随着2023年电池片产量过剩影响，电池片价格重心将出现下移，但结构性电池片短缺（如210mm大尺寸电池片），或仍将电池片价格维持在高位。

电池片生产过程，除需要硅片原材料外，银浆等原材料也被企业用到，而2020年银浆成本占电池片成本13%左右，占比较大。2022年1月至4月涨幅8.5%，一定程度上也增加了同期企业采购银浆的成本。但4月中旬至5月中旬，一个月时间白银降幅8%左右，致使企业银浆库存价值贬值，未能及时将库存用于生产、销售。

企业风险管理建议：针对硅片价格上涨，致使电池片企业采购成本抬升，企业可待多晶硅期货上市后，可在硅片价格上涨阶段，通过买入多晶硅期货规避硅片价格上涨的风险。针对银浆价格受白银价格大幅波动的影响，电池片企业可根据自身银浆采购需求以及白银价格的研判，通过买入、卖出白银期货合约，规避银浆价格上涨与贬值的风险。

四、光伏组件供应：组件供应稳步扩张

4.1 光伏组件产能与产量快速扩张，但产能利润率偏低

全球光伏组件产能由2016年123GW增至2021年444GW左右，年均复合增长率24%；产量由2016年77.9GW增至2021年248GW，复合增速达21%。中国光伏组件产能由2016年84GW增至2021年350GW左右，年均复合增长率27%；产量由2016年57.7GW增至2021年182GW，复合增速达21%。

从全球和中国光伏组件增速可以看出，全球光伏组件主要来自中国的贡献；其次，2019-2021年国内电池片产能与组件产能相同，但国内组件产量小于同期国内电池片产量，也说明了电池片有一部分用于出口。

2016-2021年全球光伏组件产能利用率和中国光伏电池片产能利用率呈现逐年下降态势，且最近三年中国组件产能利用率低于全球组件产能利用率，总体而言，2018-2021年全球硅片供应处于缺少状态。受国内组件产量大于国外产量，2017-2020国内产量占全球比例大于产能占比；2021年出现反转，主要受国内组件产能大幅扩张，产能利用率低的影响，导致占比下滑。

4.2 光伏电池片行业集中度持续提升

国内组件厂产能集中度在最近五年有较大提升，2018至2021年CR5由38.4%逐年递增至63%，受头部企业快速扩产影响，预计2022年CR5将提升至68%左右，相比2021年再提升5%左右。预计2022年隆基、天合光能、晶澳、晶科在光伏组件出货量方面排名靠前，预计隆基出货量55GW左右、晶科38GW左右、晶澳38GW左右、天合光能43GW左右。

4.3 光伏组件出口量大幅增长

2017至今，我国组件产量占全球70%以上，光伏组件除用于国内新增装机量外，剩余部分用于组件出口。2017年组件出口37.9GW，2021年组件出口98.5GW，年均复合增长率20%；2021年光伏出口地主要以欧洲45%、印度11%、巴西10%、日本6%、澳大利亚6%等地为主。2022年第一季度，我国光伏组件出口约106亿美元（约41GW），同比增长122.9%，印度、荷兰、巴西是一季度组件出口主要市场，占整体出口57%。主要原因受印度4月起对光伏组件征收关税，进口商突击进口。其次，巴西2022年新增7.5GW光伏装机，提高了一季度对巴西的出口市场份额。

4.4 光伏组件生产成本和投资成本下降，但近年单位利润大幅走弱

光伏组件生产包括电池片互联、层压两大步骤：将电池片（60片或72片）通过汇流条（10或12条）互联，然后将光伏玻璃、EVA（或POE）、电池片、背板从下到上的顺序层压，最后通过铝边框和硅胶密封边缘保护。

组件生产过程电耗降低：燃料动力部分主要消耗电力，2021年组件生产电耗1.4万kWh/MW，根据CPIA预测，预计2025年组件生产电耗有望在2021年基础上降低11%，2030年组件生产电耗有望在2021年基础上降低18%，主要受益于生流程优化、大尺寸电池片等。

组件环节人均产出率呈现逐年提升趋势：据CPIA统计，2021年我国组件人均产出率3.8MW/年/人，同比提升11.8%，同样受益于设备智能化、自动化水平的提高，预计2025年、2030年人均产出率有望较2021年分别提高29%、53%。

生产线投资成本降低：组件生产线设备投资主要包括焊接机、划片机、层压机、EL测试仪、IV测试仪、装框机、打胶机、上下载机械手等。根据CPIA统计，2021年新投产产线设备投资额6.2万元/MW，与2020年相比稍有降低。随着组件功率、设备流程优化，预计2025年、2030年组件生产线投资成本有望较2021年分别降低13%、23%。

组件单瓦利润降低，成本构成结构变化较大：根据光伏产业网相关信息，2021年组件环节单瓦净利为负0.013元/W，同比减少187%；2019年组件环节单瓦净利较高，为0.138元/W，除2019年以外，组件环节2016-2021年单瓦净利整体呈现下降趋势。

从2021年和2016年组件成本构成可知，组件成本中电池片占比较大，受电池片价格的上涨，2016年电池片占成本49%，2021年电池片占成本62%，导致组件环节企单瓦净利出现大幅下滑，而组件环节中具有硅片、电池片、组件自主生产优势的隆基，2021年毛利率为20.19%，相反没有产业链环节优势的企业，组件业务处于亏损状态。

其次，从光伏玻璃、铝边框、EVA在2016与2021年所占成本不同可以看出，大宗商品有色（铝、铜、银）、能源化工（PP、PE、纯碱）等价格的大幅变动，对组件环节成本影响较大。

整体而言，组件行业近三年企业平均毛利从2019年20%降至21年12%左右，平均毛利的降低，对企业提升产业链供给能力、应对原材料价格大幅波动（风险管理）等提出了内在的要求。

4.5 技术变革对光伏组件供应的影响增强

双面组件背面是透明材料（玻璃或透明背板）封装而成，除正面正发电外，其背面也能接受来自环境的散射光和反射光，系统集成后发电增益在4%-30%。同时，受美国豁免双面发电组件201关税影响，双面组件市场供应占比由2020年29.7%，上升至2021年37%。根据CPIA预测，2025、2030年双面逐渐市场占有率较2021年分别提高39%、66%，最终将形成双面组件供给占主导的局面。

叠瓦组件使用导电胶连接两片电池，传统组件一般保留2~3mm电池片间距，而叠瓦组件通过交叠电池小片，实现无电池片间距，在同样面积下可以放置更多电池片，从而扩大了电池受光面积，提升组件的发电功率。同时，叠瓦技术用导电胶替代焊带，避免了焊带遮挡，综合组件功率增益10%左右。

根据CPIA统计，2021年叠瓦组件占有较低，2%左右；半片组件市场占有率86.5%（半片组件相对于全片组件功率损耗较低），预计2025、2030年叠瓦组件有望占比到达7%-10%，剩余部分为半片组件为主。但也有部分市场研究机构，如立鼎产业研究中心等，预测2025年叠瓦组件市场供给占比将达到50%。

五、光伏组件需求：总量增长且大功率组件市场份额将提升

5.1 中性/乐观情景下，2030年全球光伏组件需求或达到233/395GW

2021年全球光伏新增183GW，2021年中国光伏新增54.88GW，根据BP预测，全球光伏在2030年有望增加至2500-3300GW。

根据中信期货研究测算，中国光伏在2030年有望增加至1025-1200GW，全球光伏装机有望增至2500-3300GW。

在乐观条件下，推测出全球和中国在2025年光伏新增装机量分别为254GW、93GW，2030年光伏新增装机量分别为329GW、121GW；在中性条件下，推测出全球和中国在2025年光伏新增装机量分别为165GW、77GW，2030年光伏新增装机量分别为194GW、91GW。

根据光伏装机量与光伏组件容配比1.2计算，全球光伏组件在乐观/中性条件下，2025年需求为305GW/198GW，2030年需求为395GW/233GW；中国光伏组件在乐观/中性条件下，2025年需求112GW/93GW，2030年需求145GW/109GW。

5.2 技术变革对大功率光伏组件需求增强

高效率、高功率光伏组件是降低光伏度电成本的关键因素，也是组件需求市场不断追求的目标。2021年多晶黑硅组件功率345W，PERC多晶黑硅组件420W。72半片PERC单晶组件功率分别为455W(166mm)、545W（182mm），210mmPERC单晶组件功率550W(55片)、660W（66片）；采用TOPCon单晶组件功率465W（166mm）、570W（182mm）；采用HJT电池组件功率达到470W（166mm）；采用72片、89.5片MWT单晶组件465W(166mm)和575W（166mm）；叠瓦TOPCon单晶组件645W(210mm)。

根据CPIA预测，2025年PEPC P型单晶组件（210mm，66片）和叠瓦TOPCon单晶组件（210mm）功率超过650W，分别达到675W和660W，2030有望分别达到685W和670W。

因此，从最求组件大功率和降低度电成本角度而言，2022-2030年组件市场需求将逐步形成PEPC P型单晶组件（210mm，66片）和叠瓦TOPCon单晶组件（210mm）为主的局面，当然HJT也会占有一定市场份额。

六、光伏组件供需平衡：供需盈余先扩大后缩小

6.1光伏组件供需平衡由边际宽松转为过剩

全球组件在2016-2018年处于供给紧缺状态，2019-2020年处于供需紧平衡，2021-2022年开始边际宽松，预计2023年在当前推导的新增装机需求下，全球光伏组件将出大幅过剩。国内方面，2016年至今国内供给组件除满足国内装机需求外，还可以用于出口；并且2021年中国组件产量182GW，而2021年中国光伏新增装机64GW，2030年在乐观条件下，中国新增装机需求145GW，2021年的组件产量已经可以覆盖国内30年的新增需求。

在新增装机需求量一定的条件下，供给端数量的变化，尤其是全球组件供给数量，直接影响到组件供需平衡情况。全球组件按现有新增产能供给，供给量由电池片产量确定，电池片的产量参考前文描述。

未来全球组件供给可分两种情景：

第一种情景——组件长期过剩，但2023年过剩逐渐改善：全球组件按现有新增产能供给，将2022年电池片供给全消化，假设组件生产过程合格率99%（2023年下同），则2022年全球供给272GW，国内供给232GW；

2023年全球供给量急剧爬坡至474GW（在现有组件供给新增产能预期下，2022、2023年产量可以满足），国内供给434GW，则2022-2023年组件累计过剩212GW（乐观条件下），若2023-2030年全球组件产量每年保持474GW，则全球组件将处于长期供给仍将过剩局面，但随着下游光伏装机需求的增加，供给过剩量在2023年以后将出现递减。

国内方面，国内组件产量在该种情景下，供给可以满足国内需求，并可向海外出口大量的组件。

第二种情景——2022-2023年小幅过剩，但2023年后处于供需平衡状态：若2023-2030年全球组件产量每年保持332GW左右的产量，维持相对稳定的产能开工率，则在乐观条件下，全球组件在2023-2030年时间段内基本处于供需平衡状态，即：前期累计的库存，可以用于动态弥补后期缺失的库存；如果后期需求超预期增加，在预期332GW的基础上，逐步提高组件开工率就可以满足。

国内方面，国内组件产量在该种情景下，供给可以也可以满足国内需求，并且也可以向海外出口大量的组件。

6.2 光伏组件整体价格重心下移，但结构性短缺组件价格或坚挺

2020年至今单面单晶PERC组件（182mm）和（210mm）价格走势基本一样，2022年1月至今单面单晶PERC组件（182mm）、（210mm）两者涨幅一致为2.6%。价格的微幅上涨主要受2022年一季度供需和成本抬升的影响。

从组件供需角度而言，2023年全球组件将出现大面积过剩，组件价格重心将出现回落；但是，可能会出现部分组件价格较为坚挺情况，如叠瓦（210mm）TOPCon单晶组件等。

电池片涨价幅度远高于组件，2020年至今和2022年至今光伏电池片涨幅分别为10%、9.3%，远高于单面单晶PERC组件涨幅2.6%，电池片涨价幅度大于组件涨价幅度，组件企业盈利能力减弱，但相比绝对价格，5月25日单晶PERC电池片（182mm）1.2元/W，单面单晶PERC组件1.93元/W，可知组件企业销售价格可以覆盖电池片的采购价格，剩余部分利润，企业需应对制造费、背板、边框、玻璃、焊带、胶膜、硅胶等费用支出。如果这些材料价格大幅上涨，企业利润空间将被压缩，甚至可能出现亏损情况。

企业风险管理建议：针对铝边框、玻璃、焊带、硅胶价格受大宗商品电解铝、纯碱、铜、锡、工业硅等价格大幅波动的影响，组件企业可根据自身采购需求以及大宗商品价格波动的研判，通过买入、卖出相应商品期货合约，规避原材料采购价格大幅上涨与库存大幅贬值的风险。

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