（报告出品方/作者：国金证券，姚遥、宇文甸、张嘉文）

　　1 需求端：全球走向光储平价时代，需求弹性有望持续超预期

　　1.1 全球：公用事业项目潜在需求爆棚，驱动 2023 年装机 45%以上高增速

　　在全球追求碳中和目标、以及地缘政治等因素驱动传统能源价格高企的大 背景下，2022 年是全球光伏需求大爆发的一年，根据 Rystad Research 统 计，截至 12 月初全球大型公用事业项目库中计划 2022 年并网的项目规模 达到 128GW，同比增长 69%，显著高于产业链供应能力 50%左右的增速 （受硅料限制），同时考虑到分布式项目占终端装机比例的大幅提升，预计 其中有大量项目将递延至 2023 年，同时，当前计划 2023 年并网的项目也 高达 158GW，同比增长 23%，如果考虑 2022 年未完成的递延项目规模， 则 2023 年潜在大型公用事业项目的需求增速将轻松达到 60-70%。

　　考虑全球终端电价水平在 2023 年大概率维持高位，而硅料新增供给持续 释放则将驱动组件价格逐步走低，因此，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，因此分布式项目需求仍有较强的增长动力。

　　综合对 2023 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， 我们预计“潜在需求（可建项目的直流侧组件安装量）”规模大概率超过 500GWDC（同口径 2022 年需求预计在 300-310GWDC）。结合对 2023 年 产业链供应、安装、接入与消纳能力的分析，我们预计 2023 年全球光伏交流侧新增装机规模大概率达到 350GWAC 以上（对应组件需 求 450-500GWDC），对比 2022 年交流侧新增装机 240-245GWAC 的预测值， 增幅 45%以上。

　　同时，考虑各主要国家随新能源发电渗透率提升而逐步提出的配储要求， 我们预计 2023 年全球表前（电源侧+电网侧）储能新增装机规模将达到 107GWh，同比增长 114%。

　　1.2 中国：分布式市场遍地开花，大型地面电站将迎爆发式增长

　　在头部批风光大基地启动建设和工商业分布式项目的拉动下，2022 年中国 光伏新增装机增速再上台阶，1-11 月中国光伏新增装机 65.7GW，同比增 长 89%，其中增速由高到低依次为工商业分布式、集中式电站、户用分布 式，同比增速分别为 292%、89%、43%。

　　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蕞大，此外河 南、河北的户用装机也在 2022 年超越山东。

　　我国工业用电占到全国用电量的 65%左右，是非常大的潜力市场，在工业 电价大幅上涨及“能耗双控”考核压力下，工商业光伏通常以自发自用为 主且不少项目开始配臵储能，超过一定容量的项目会并入 10kV 电网线路， 对电网造成的冲击较小，我们预计 2023 年工商业分布式装机将继续保持 高速增长，有望达到 35GW 以上，同比增长 35%以上。

　　由于居民用电负荷曲线与光伏发电出力曲线匹配度相对较低，现阶段我国 户用光伏有较高比例电量上网，因此对系统成本敏感度高于工商业项目， 随着疫情防控逐步放开、系统成本下降，预计 2023 年户用光伏市场将继 续保持稳步增长，预计 2023 年户用装机 30GW，同比增长 20%左右。

　　根据 Rystad Research 统计，截至 12 月初中国计划 2022/2023 年并网的 大型公用事业项目达到 65/67GW，我们预测 2022 年实际并网的大型项目 43GW 左右，约有 22GW 项目将递延至 2023 年安装，预计 2023 年潜在 项目达到 89GW，有望成为 2023 年中国增速蕞高的细分市场。

　　根据全国新能源电力消纳监测预警中心数据，1-10 月光伏利用率 98.2%， 同比上升 0.2pct，除青海（90.4%，同比+5.5pct）、西藏（80%，同比1.4pct）外，其他地区均高于 97%，消纳水平整体较好，这主要得益于电 网输电能力建设和储能设施的安装，预计 2022 年储能新增装机 11GW 左 右，同比增长 124%。

　　2022 年 1-11 月储能招标规模达到 35.4GWh，主要集中在光伏发展快速、 对储能项目政策友好度较高的山西、宁夏、甘肃、新疆等地区，随着储能 安装量快速增长，预计新能源消纳能力将进一步提升、支撑光伏装机高速 增长，预计 2023年中国光伏新增装机有望达到 150GWAC，同比增长 58%， 新型储能新增装机有望达到 30GWh，同比增长 150%以上。

　　1.3 美国：2023 年储备项目可保障装机翻倍以上增长

　　受贸易政策扰动造成的组件运输延迟影响，预计 2022 年光伏新增装机 20GW，同比下降 15%，储能新增装机 18GWh，同比增长 70%。

　　根据美国太阳能协会（SEIA）统计，2022Q3 美国新增光伏装机 4.6GW， 同比下降 17%，环比下降 2%，其中地面电站装机 2.5GW，同比下滑 34%。 前三季度光伏新增装机 13GW，同比下降 19%，主要是受到 UFLPA 法案 以及对东南亚光伏产能实施反规避调查导致的组件运输延迟影响，其中地 面电站项目由于基数大且对成本相对敏感、受到影响更明显，预计 2022 年美国新增光伏装机 20GW 左右，同比下降 15%。

　　根据 Wood Mackenzie 统计，2022Q3 美国新增储能装机 5.2GWh，同比 增长 46%，前三季度累计装机 11.1GWh，同比增长 88%。虽然受到地面 光伏装机不及预期的影响，但由于存量光伏增配储能及独立储能装机的贡 献，美国表前储能市场仍实现高速增长，预计 2022 年美国新增储能装机 18GWh 左右，同比增长 70%左右。

　　根据 LevelTen Energy 的跟踪数据，2022Q3 北美光伏 PPA 平均价格指数 为 42.21 美元/MWh，年初至今已累计上涨 23%，供应链限制、项目审批 缓慢是导致 PPA 市场供给不足的主因，但这些显然并未影响企业购买光伏 的积极性，不断上涨的电价显示出企业依旧强劲的购买力，旺盛的采购需 求也推动了光伏投资的进一步增长。

　　美国储备项目充足，计划 2023 年并网的大型光伏项目达到 30GW 以上， 大型储能项目达到 9GW 以上，可保障需求翻倍以上增长。

　　2022 年 8 月 16 日，美国总统拜登在白宫签署《通胀削减法案》（IRA）， 计划将光伏、储能项目的投资税收抵免（ITC）比例从 26%提高到 30%， 并计划于 2033-2035 年按比例退出。在 IRA 法案的大力支持下，预计美国 新能源市场将迎来高速增长的十年，不过由于补贴细则尚未公布，短时间 内 IRA 对需求的影响相对较小，但从储备项目情况来看，2023 年美国市场 仍有较大概率实现翻倍以上增长。

　　2022 年计划并网的公用事业规模光伏、储能项目有 14.8、4.5GW，截至 10 月底分别还有 7.8、1.4GW 尚未并网，考虑到组件供应仍然受到海关扣 押等因素的影响，预计原计划 10-12 月安装的部分光伏项目将递延至 2023 年并网。

　　从计划 2023 年并网的公用事业规模项目来看，仅在 2022 年 10 月底已明 确的就有 31.7GW 光伏、9.9GW 储能项目，相较于计划 2022 年并网的项 目分别增长 114%、120%，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蕞大动力。

　　1.4 欧洲：布局力度有增无减，2023 年装机高增仍可期

　　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。2022 年 1-10 月中国出口至欧洲的组件达到 70GW 左右， 同比增长 94%，预计全年交流侧并网量将达到 45GW 左右，同比增长 61% 以上。

　　我们认为，2022 年欧洲分布式项目及渠道销售占比大幅提升造成的稳态库 存规模增加、以及部分小型分布式系统未能被及时统计到，是导致组件出 口规模与并网量之间除容配比因素外出现差值放大的主要原因。

　　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，从而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。

　　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 60-70GW，同比增长 33%-56%。

　　家庭居民电价的大幅上涨不止发生在 2022 年，2023 年年欧洲大部分国家 的居民电价仍将进一步上涨，这主要是居民电价和批发电价之间的滞后所 导致。根据国际能源署的报告，如果俄罗斯对欧洲天然气供给完全中断， 2023 年冬天欧洲天然气储备量将从目前的 95%降至 65%，天然气供给的 不确定性也增加了电价上涨的概率。

　　与此同时，为了降低居民电费支出，部分欧洲国家计划直接限制 2023 年 居民电价，以光伏装机占比蕞高的国家为例，德国、荷兰将电价上限设臵 在 0.4 欧元/kWh，较蕞高峰电价回落 30%-50%，但比 2021 年电价仍高出 30%-60%，且电价上限仅针对一定范围内的用电量，超出部分仍需按照实 际电价结算，因此预计 2023 年欧洲家庭的电费支出仍将处于较高水平。

　　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。

　　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 Rystad Research 蕞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，截至 12 月初计划并网的地面项目达到 15.5GW 以上，同比增长 45%以上，有望成为 2023 年欧洲增速蕞快的装机类型。

　　1.5 其他：巴西、印度等国政策释放利好，光伏装机有望继续高增长

　　巴西：配电补贴政策计划延期半年，2023 年分布式装机有望超预期

　　自 2015 年引入 5MW 以下光伏项目净计量机制后，巴西分布式装机开始迅 猛发展。2022 年 1 月 6 日发布的 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。巴西 2022 年 1-11 月光伏新增装机 8.9GW，其中分布式占 比高达 79%，预计 2022 年巴西光伏装机 10GW 左右，同比增长 76%。

　　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，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。根据巴西太阳能协会（ABSOLAR）预测，保守假设 下巴西 2023 年将新增 10GW 以上光伏装机，我们预计实际装机量有望达 到 13GW 以上，同比增长 30%以上。

　　印度：储备项目超过 58GW，预计 2023 年新增装机 20GW

　　虽然 4 月 1 日开始执行的基本关税（BCD）提高了印度光伏开发成本，但 根据 9 月 27 日印度新能源和可再生能源部（MNRE）发布的通知，蕞后一 次投标日期在 2021 年 3 月 9 日及之前的光伏项目，其进口电池和组件的 BCD 可被认定为“法律变更（Change-in-law）”，此举利好 BCD 关税征收 公告前投标的早期项目，使其能够将预期外上升的关税成本转嫁给下游。

　　根据 MERCOM 的统计，2022 年前三季度印度光伏新增装机为 10GW，同 比增长 35%，其中地面装机 9GW，同比增长 45%。截至 9 月底，印度公 用事业规模的光伏项目储备超过 58GW，另有 46GW 项目等待招标。2022 年印度已有超过 9GW 组件新产线 年印度光伏新增装机有 望达到 20GW 左右，同比增长 43%。

　　此外，澳大利亚、南非、沙特等国家也在 2022 年加快了对光伏的部署力 度，其中澳大利亚承诺将此前制定的到 2030 年减排 35%目标提高到 43%； 南非计划对屋顶光伏实行上网电价以激励光伏增长；沙特与我国政府签署共建“一带一路”倡议与“2030 愿景”对接实施方案；此类潜力巨大的新 兴市场均有望成为中美欧以外重要的需求增长来源。

　　2 产业链篇：供需动态决定盈利变动方向，大部分环节享“量增利稳”

　　2.1 2023 年仍为需求定价，高纯石英砂、EVA/POE 树脂难成“刚性瓶颈”

　　2023 年产业链需求大概率仍由短板环节（硅料）供应能力决定。2021 年 以来，随需求的快速爆发，光伏新增装机开始由供应链瓶颈（硅料）所能 够支撑的组件产出量决定，此阶段行业定价模型从 2020 年以前长期过剩 背景下的“成本曲线定价”切换至供不应求背景下的“需求曲线定价”。

　　根据前文分析，我们预计 2023 年全球“潜在需求（可建项目的直流侧组 件安装量）”规模大概率超过 500GWDC， 2023 年行业供应能力相对潜在 需求而言，仍是整体供不应求的状态，预计 2023 年（至少绝大部分时间 里）仍然在“需求曲线定价”框架下运行。  随着供给端硅料产能的持续释放，考虑到 2023 年目前看起来再无重大因 素能够驱动需求曲线显著上移，因此产业链价格的持续下行不可避免。

　　光伏产业链中硅料和玻璃扩产周期长达 18 个月左右，EVA/POE 树脂扩产 周期 2 年以上，高纯石英砂具有强资源属性，均具备成为供给瓶颈的基本 特征属性。其中，硅料、光伏压延玻璃仅应用于晶硅光伏组件生产这一唯 一下游行业，一旦短缺无法由其他行业提供供给弹性；而高纯石英砂、 EVA/POE 树脂下游应用较为广泛，可通过涨价挤占其他领域需求扩大光伏 供给；此外在应用端，可通过：妥协使用浮法玻璃（牺牲组件功率）、相对 低品质的（或人工合成的）石英砂（提升非硅成本/牺牲硅片品质）、其他 封装材料/降低胶膜克重等方式，克服相关材料的短缺。

　　因此我们判断，在 2023 年内，高纯石英砂、胶膜用树脂原料均由于供给 增幅显著小于硅料（即供需关系趋紧）而具备涨价条件，但由于成本占比 较低以及来自供需两侧的弹性，仅会成为“软性约束”，而硅料因其不可替 代性，仍将大概率是 2023 年供应链的“刚性瓶颈”（即相对短板）环节。

　　2.2 产业链利润分配原则：短期看供需，长期看壁垒

　　光伏制造主产业链上的利润分配，长期看是由各环节的进入壁垒和竞争格 局决定，但从中短期的动态变化趋势看，则通常由各环节相对其上下游 （或短板环节）的供需关系边际变化决定，体现为环节利润的压缩或放大， 同时各环节的技术迭代也会对“超额利润”产生影响。

　　例如 2020H2 的光伏玻璃和 2021 年至今的硅料，作为产业链显著的供 应瓶颈环节，通过不断涨价攫取了显著的超额利润。此外，产业技术 进步也会在一定阶段内影响环节利润分配，例如 2015-2016 年金刚线 切割技术在单晶硅片领域的推广应用，使硅片环节在降价的过程中实 现了单瓦利润的扩张；PERC 电池在对 BSF 的替代阶段，也享受了 2- 3 年的相对高盈利。

　　因此，组件产业链各环节的利润变动（包括主/辅/耗材），主要由该环节 “相对供应链短板的供需关系、环节自身的竞争格局”决定，而与硅料价 格变化趋势及幅度并无太直接的关系。

　　回顾 2022 年，在产业链整体单位利润扩张的过程中，蕞紧缺的硅料环节 价格率先上涨，盈利持续提升。硅片前三季度紧跟硅料涨价、受益于低价 库存，单瓦利润环比修复，预计 Q4 开始随硅料供给释放，盈利逐渐回吐。 电池片（尤其是大尺寸 PERC）受益于上下游供需格局改善，盈利逐步提 升。组件由于期货属性的减弱，较为及时地传导了成本压力，盈利能力保 持相对稳定。

　　展望 2023 年，供应能力增长慢于硅料的环节，存在利润扩张的逻辑，主 要包括：高纯石英砂、石英坩埚、胶膜粒子、电池片。其中的电池片环节， 尽管公布扩产规模较大，但考虑各新技术项目投产时间、爬坡进度的不确 定性，以及对下一代主流电池技术路线%清晰，我们预计 高效大尺寸电池片（包括 PERC 及新技术路线）的盈利能力仍存在进一步 扩张的可能。而硅片作为此前享有显著超额利润的过剩环节，其超额利润 将出现回吐。

　　此外，在原材料降价过程中，渠道销售的调价滞后性及新技术产品放量有 望驱动组件环节利润向上修复。

　　2.3 硅料：价格随新产能释放波浪式下跌，驱动组件价格持续下行

　　2023 年硅料主要供给增量为协鑫包头 10 万吨、大全包头 10 万吨、通威乐 山三期 12 万吨、新特准东 10 万吨、东方希望宁夏 12.5 万吨、合盛硅业 10 万吨等，预计 2023 年底硅料名义产能将达到 240 万吨。但考虑到新增 产能建设进度或受到疫情防控、冬季气候、限电、硅料环节盈利收缩等因 素的影响，部分在建产能投产时间及爬坡进度或存在不确定性。

　　综合考虑硅料新产能释放节奏及终端需求强度，预计 2023 年硅料价格呈 现“波浪式下跌态势”：

　　Q1 为传统需求淡季，但考虑到目前主流组件企业 Q1 在手订单较为饱 满且价格合理，同时考虑国内补装需求及硅料供给环比增幅相对较小， 预计 23Q1 硅料价格低点至 20~25 万元/吨；

　　随价格回落后国内及海外地面电站需求大规模启动，预计 23Q2 硅料 价格下跌节奏将放缓，甚至出现阶段性反弹；

　　23Q3 起硅料供给释放提速，预计下半年价格下跌将加速，预计 23 年 底硅料价格回落至 10~15 万元/吨。

　　2.4 硅片：超额利润承压，龙头优势因石英坩埚紧张而扩大

　　硅片环节产能充足且仍持续增加，预计 2022/2023 年底单晶硅片名义产能 将达到 645/847GW（包含部分小尺寸/低效产能）。此前双龙头的早期长单 对新增硅料的供应锁定令新进入者的产能无法全面释放，随硅料新增供给 释放，二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（成本曲线趋于陡峭+价格差异放大）：

　　高纯石英砂/石英坩埚供给：高纯石英砂供给持续紧张，蕞高品质的内 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。

　　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，或将令不同品质硅片价格的价差逐步放大，而坩埚 品质区间的扩大或将在一定程度上进一步放大硅片品质差异。

　　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。

　　竞争格局：龙头相对优势因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（较当 前水平压缩 3~4 分/W），考虑硅料趋于宽松和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。

　　2.5 电池片：高盈利持续时间或超预期，TOPCon 享盈利溢价

　　基于上文对 2023 年 450~500GW 产出的假设，我们认为 2023 年电池片环 节具有 150GW 以上需求增幅，而在 TOPCon/HJT/xBC 路线仍存变数的背 景下，现有企业基本基于预期出货增幅进行产能规划，2023 年电池片环节 供给增速相对较慢，预计 PERC 电池片高盈利持续时间或超预期。

　　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 189GW， 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，预计 2023 年高效/大尺寸电池片供需仍偏紧：上半年电池片供给释放节奏与硅 料基本一致，预计 PERC 电池片高盈利的持续时长或超预期；下半年电池 片盈利受到 TOPCon 等新技术产能释放速度、PERC 产能增量影响，需跟 踪持续高位的 PERC 盈利是否会引致新一轮大规模的 PERC 扩产，及各条 新型技术路线（新工艺）的降本及产业化进程。

　　大尺寸 PERC：下一代技术路线的不确定导致前期电池片扩产速度慢于行 业增速，2022 下半年 PERC（尤其是大尺寸 PERC）供给紧张，盈利持续 扩张。2023 年主要电池/一体化组件企业技术路径选择逐步清晰，但考虑 到产能建设周期、新技术中试至量产面临的技术不确定性，预计 2023 年 上半年大尺寸 PERC 盈利仍维持高位；随在建新技术产能陆续投产，预计 2023 年下半年起 PERC 盈利或逐步承压。

　　TOPCon：当前看 2023 年 TOPCon 占据供给增量主力已无疑问，综合考 虑功率增益带来的销售溢价及成本端的持续进步，预计 TOPCon 电池片环 节可享有较 PERC 电池 2~3 分/W 的超额盈利，其中 2023 上半年因供给较 少享有相对更高的超额利润。

　　HJT/xBC：当前以少数龙头企业及行业新进入者参与为主，放量进度取决 于少数企业的研发、量产进展及终端客户对新材料/新工艺的接受度，若进 展（性价比提升、可靠性验证）超预期，则可能创造令少数企业维持较长 时间超额利润的红利期，并将大概率被市场理解为相关公司的“强 alpha”。

　　2.6 组件：一体化盈利望小幅扩张，新品、渠道享超额，集中度继续提升

　　纯组件环节：降价周期中组件环节将蕞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。

　　一体化组件：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，此外，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。

　　根据上文对各环节供需关系及竞争格局的分析，我们预计 2023 年一体 化组件企业三大核心环节的盈利趋势将呈现为：硅片环节盈利压缩、 电池片环节维持高盈利（YoY 提升）、纯组件环节盈利持稳。

　　在产业链降价趋势中，由于渠道销售组件市场调价的滞后性以及较招 标市场相对温和的竞争环境，有望实现“期货利润”的扩张。

　　头部一体化企业 2023 年均有较大规模新技术产能放量，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。

　　整体上，我们预计头部一体化企业 2023 年单位盈利略有扩张（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。

　　此外，近两年组件下游客户结构变化也对其盈利能力造成影响。分布式与 集中式订单因订单周期、销售方式、价格承受力不同，在涨价和降价周期 中表现出不一样的特点：

　　涨价周期中：价格上涨时组件企业倾向于积极向下游传导成本上涨， 由于分布式需求对价格敏感性更低、竞争相对温和，价格传导更为顺 畅，涨价周期中分布式/渠道销售订单的盈利能力优势扩大。

　　降价周期中：因集中式电站客户对产业链价格变化掌握更精准，且客 户集中度较高、多采用招投标模式，竞争相对激烈且客户议价能力强 （如在交货时对显著高于现货价格的前期中标订单进行重新议价），组 件企业较难获得成本下降带来的“期货利润”。而分布式订单对应的客 户（多为较分散的经销商）对产业链价格变化的掌握相对滞后或不敏 感，单一经销商代理的组件品牌数量少，而组件企业在降价周期中自 然不会主动积极调价，因此分布式/渠道销售订单或可留存一部分成本 下降带来的超额盈利。

　　在近两年终端需求结构中分布式项目占比持续提升的背景下，龙头组件企 业受益渠道优势不断提升分布式出货比例，在降价周期中或将具有更大的 盈利改善弹性。

　　2.7 高纯石英砂/石英坩埚：供给紧张支撑价格高位，盈利有望持续扩张

　　石英坩埚是光伏硅片生产时用于盛装熔融硅并制成后续工序所需晶棒，由 于内层直接接触硅液，其纯度直接影响硅棒品质，是单晶生产的关键耗材， 主要原材料为高纯石英砂。石英坩埚分为外层（不透明层）、中内层（线%），其中内层直接与熔融硅液接触，对高纯石英砂高 纯、低铝、低碱、抗析晶的要求更高，目前坩埚内层砂主要使用美国西比 科、挪威 TQC 的进口产品。

　　矿源直接影响高纯石英砂的产品质量及扩产可行性，海外石英砂企业扩产 规划较少。美国西比科、挪威 TQC 基本依赖美国的斯普鲁斯派恩矿床，该 矿床属于花岗伟晶岩（白岗岩），具有储量大、杂质少、气泡表现好、矿石 品质稳定等优点，但石英含量较低，开采时会伴随产生大量其他副产品， 考虑开采经济性，海外企业扩产意愿较低。石英股份等国内企业使用印度 等地的脉石英矿源，品质稳定性略差，在杂质含量、稳定性等方面尚与进 口产品有一定差异，目前大部分国产砂仅可用于坩埚外层，仅石英股份的 部分产品可用于坩埚中内层。

　　2023 年开始，N型组件占比将加速提升，目前 N型硅片拉晶速度较慢，单 GW 硅片产量的坩埚用量有所提升，同时硅料供给释放带来硅片开工提升， 预计石英坩埚需求持续增长。随石英坩埚大尺寸推进，预计单个石英坩埚 耗砂量略有提升，由于高品质原矿资源稀缺、海外企业扩产意愿较低，近 年石英砂供给增量有限，尤其是高品质内层砂，预计 2022-2024 年进口砂 存在供需缺口-0.1/-0.5/-0.4 万吨。

　　若内层石英砂供给出现缺口，无法保障进口石英砂供应的硅片企业将逐步 妥协使用品质较差的坩埚（内层砂比例低、国产外层砂比例高），以维持开 工率。但低品质石英砂比例高的坩埚在使用后期会因杂质、气泡等问题影 响单晶硅的质量，硅片企业为保障产品质量只能提早更换坩埚，坩埚的有 效使用寿命大幅降低。据产业调研，使用尤尼明等进口石英砂做内壁的坩 埚使用寿命可达 300 小时以上，而使用较差石英砂的坩埚使用寿命低至 200 小时左右。坩埚寿命降低将直接导致坩埚耗量提升，极端情境下或出 现坩埚供给紧张。

　　供给紧张支撑价格高位，盈利有望持续扩张。近年石英砂供给增量有限， 高纯石英砂价格进入上升通道，同时大尺寸石英坩埚推广，石英坩埚均价 同步提升。近期进口高纯石英砂价格已上涨至近 10 万元/吨，石英坩埚价 格价格同步上涨，预计 2023 年高品质内层砂供需持续紧张，高纯石英砂 及石英坩埚价格大概率保持强势，甚至持续走高。高纯石英砂、石英坩埚 企业盈利有望持续扩张。

　　2.8 胶膜/树脂：N 型放量驱动 POE 需求高增，封装材料新技术频出

　　目前光伏胶膜分为 EVA 胶膜、POE 胶膜和共挤胶膜（如 EPE 胶膜）三大 类，由于 N 型组件对水汽阻隔要求较高，现有 EVA 胶膜较难满足 N 型组 件的封装要求，目前 N 型组件主要采用 POE 胶膜封装。随着 N 型组件推 广，POE 类胶膜（POE 胶膜、共挤型胶膜）份额有望快速提升。

　　目前 POE 树脂尚未实现国产化，预计 2023 年进口 POE 树脂中可用于光伏领域的供给约 35~45 万吨。由于 P 型双面组件、N 型组件均倾向使用 POE 类胶膜（POE 胶膜、共挤型胶膜）封装，测算 2023-2024 年光伏 POE 树脂需求为 38/49 万吨，预计 2023 年 POE 树脂供给紧张。

　　N 型产品放量驱动封装方案差异化发展。考虑到 POE 树脂供给紧张，组件 及胶膜企业积极研发储备除“双面纯 POE 胶膜”之外的封装方案，共挤胶 膜、无酸 EVA 胶膜、转光胶膜、丁基胶等多种方案为胶膜企业提供了差异 化竞争路径，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。

　　新型共挤胶膜：共挤胶膜综合了 EVA 胶膜原材料供给充足、成本相对 低廉及 POE 胶膜抗 PID 性能强、稳定性高等优势，在 2023 年 N型组 件放量的背景下，共挤胶膜的应用有望缓解 POE 树脂紧缺问题。目前 应用在 PERC 组件中的共挤 EPE 胶膜不能直接应用于 TOPCon 组件 封装，随胶膜企业推出适用于 N 型组件的新型共挤产品，共挤胶膜市 占率有望快速提升。

　　UV 转光胶膜：HJT 电池表面的 Si-H 基团更容易遭受紫外辐照而被破 坏，因此 HJT 电池片在紫外下较其他种类的电池功率衰减更大。UV 转光胶膜中的光转物质可将紫外光转为可见光，提升异质结电池发电 效率，减缓功率衰减。随 2023 年 HJT 组件量产出货，UV 转光胶膜市 场出货量有望快速提升。

　　丁基胶：采用丁基边缘密封胶可显著延缓水汽侵入（当前广泛应用于 薄膜组件封装），从而对抗组件的功率衰减，提升全寿命周期内的发电 效率。考虑到 2023 年 POE 树脂供给紧张，若 POE 胶膜与 EVA 胶膜 价差显著拉大，丁基胶+EVA 胶膜的封装方案或将成为 POE 封装方案 的替代选项，需持续跟踪丁基胶在主流晶硅组件企业端的验证进展。

　　2023 年终端需求放量带动胶膜需求大幅提升，考虑到在建产能陆续释放， 预计胶膜环节供需整体宽松，传统 EVA 胶膜盈利能力预计平稳/小幅波动。

　　2.9 逆变器：芯片供给释放驱动盈利修复，集中式、大储释放量利弹性

　　2022 年 IGBT 芯片供给短缺，不同企业采购价格分化严重，部分逆变器企 业为保障出货和维持市占，大量采购高价芯片导致盈利能力承压，随中小 功率 IGBT 芯片 2023 年供应能力显著提升，预计此类企业毛利有望修复。

　　2022 年 10 月以来广东东莞、浙江海宁率先要求分布式光伏项目须具备组 件级快速关断及管理能力，随着分布式项目安全性逐步受到重视，以及 2023 年组件降价后光伏项目经济性提升、更严安规的推广阻力减小，我们 预计国内 MLPE 市场有望迎来持续催化。

　　随硅料供给释放驱动组件价格下降，2023 年地面电站需求有望大规模启动 并同时带动配套储能需求的高增长。根据各省出台的强制配储要求，风光 平均配储比例在 10%~15%左右，配储时长 2 小时左右，以配臵 15%储能 测算，预计 2023 年国内风光配储需求将达到 15GW 以上，截至年底已公 布的 23 年招投标规模达到 11.5GW，预计 2023 年大储增速将显著高于行 业平均增速，有望表现出较高的量利弹性，集中式逆变器、储能逆变器收 入占比较高的企业有望释放更强的盈利弹性。

　　2.10 光伏玻璃：2023 年供需整体宽松，预计价格表现以区间波动为主

　　据企业扩产规划，预计 2022/2023 年底光伏玻璃名义产能将达到 7.9/13.3 万吨日熔化量（对应可满足 520/860GW 以上组件需求），产能增速较快。 考虑到硅料释放后光伏需求快速增长、地面电站启动提升双玻渗透率，预 计光伏玻璃供需整体仍偏宽松，行业头部企业的扩产确定性相对高于二线 及新进入者。

　　基于当前可预见的 2023 年光伏玻璃供需判断，预计价格较难出现显著的 趋势性上行，但同时考虑到当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，预计 2023 年光伏压延玻璃价格表现将以区间波动为主。

　　2.11 金刚线：细线化推动耗量提升，关注钨丝降本进程

　　由于 2022 年硅料价格高位坚挺，硅片企业加速推进金刚线细线化，单位 耗量明显提升，但随着硅料价格进入下行周期，同时考虑碳钢金刚线细线 化已接近极限，预计细线化进度将有所放缓。

　　金刚线产能建设周期较短、单位投资额低，2017 年实现技术突破后价格快 速下降实现国产替代。近年金刚线企业加速扩产，供给过剩背景下，预计 后续金刚线价格仍有下降空间，但降幅相对趋缓。

　　实验室证明钨丝线径极限更细、可承受更大拉力，是未来金刚线母线材料 可能的发展方向之一。但目前钨丝成本较高，在硅料价格 300 元/kg 的高 位下，36μm 高碳钢丝母线μm 钨丝母线 元/W 的综合 成本优势，钨丝金刚线尚不具备显著性价比优势，大规模应用仍需进一步 推进降本。

　　3 新技术篇：HJT 迎多重拐点，聚焦颠覆性新工艺技术

　　3.1 2022 年 N 型电池技术产业化进展超预期，进入线 年光伏产业迎来了新型电池技术的快速发展，从扩产角度看，年内 TOPCon（年初预期 40-60GW）、HJT（年初预期 20-30GW）、HBC/IBC 扩产均超出市场预期；从电池效率角度看，对于研发布局较为领先的企业， 在新技术增效方面已经开始进行更为深入的探索， TOPCon 技术中开始导 入激光掺杂达到进一步提效，HJT 技术中导入单、双面微晶、靶材优化、 后续电镀提效等，较 PERC 电池量产效率的领先幅度进一步扩大。

　　由于不同技术路线和工艺下的 CTM 损失存在差异，因此“组件效率”是衡 量产品性能更重要的指标，也是终端客户（相比电池效率）更看重的中标。

　　根据 Taiyang News 统计，对比 2022 年 10 月和 2021 年 12 月，可以 看到一个明确趋势，无论是 HJT、TOPCon 还是 xBC 路线，组件效率 均远超当前主流 PERC 产品，蕞新的全球组件蕞高效率榜单 TOP10 中已不再出现 PERC 组件的身影。

　　从头部组件及电池厂商的产能规划及实际落地产能来看，TOPCon 无疑已 成为当前行业内高效电池技术扩产的蕞主流选择，且晶科、钧达等布局较 快的厂商已经开始兑现超额盈利。

　　HJT 年内由于新产线爬产时间较长、银包铜尚未完全导入等因素，年内大 部分时间尚未实现盈利，但 2022 年底有望实现毛利转正。

　　xBC 技术由于技术难度高、良率较 TOPCon 及 HJT 稍低，效率优势尚未 完全体现，但隆基、爱旭等在电池环节研发实力较强的企业已经开始量产 布局，考虑到分布式市场的空间广阔、盈利水平高，预计后续产能将会进 一步扩张。

　　2022 年 TOPCon 率先开始大规模产业化，近 2 年 TOPCon 将成为行业内 主流的新型高效电池技术。年内可见招标项目溢价及技术工艺不断成熟， 促使 TOPCon 扩产规模远超年初市场预期。

　　从头部电池厂商的经营情况来看，当前大尺寸 TOPCon 电池较 PERC 电池 拥有约 3 分/W 的超额盈利，基于我们对于 TOPCon 电池后续生产成本的 下降速度及供需测算，2023 年全球组件产量预计达到 450GW 以上，但 N 型产品实际产出大概率不到 180GW，且产能集中在 2023 年下半年释放。

　　由于 TOPCon 电池性价比更高，预计会出现供不应求的局面。因此我们预 计 2023 年 TOPCon 电池预计会享有较 PERC 更高水平的超额盈利，且由 于当前 TOPCon 实际落地产能及爬产稍低于预期，超额盈利时间有望维持 2023 年全年。

　　PE 设备厂商订单有望超预期：随着 PE 设备核心供应商 2022 年以来逐步基本 解决了 PE 设备自身的爆膜及镀膜均匀性等问题，且避免了 LP 的绕镀问题， 2022 年下半年 TOPCon 扩产中核心 PE 设备起量明显。根据我们对于近期 大厂及新进入者设备招标的跟踪了解，PE 路线或将成为后续 TOPCon 核 心设备的更主流选择，PE 设备厂商订单有望维持高速增长。

　　HJT 扩产仍以新进入者为主，迈为市占率处于绝对领先。HJT 年内扩产中 仍以整线设备为主，迈为市占率超过 80%。从量产数据方面来看，金刚光 伏单面微晶 HJT 电池效率超过 25%，华晟新能源 166 版型 HJT 电池银浆 耗量下降到 125mg/片，未来的效率提升及成本下降值得期待。

　　我们预计从 2023 年年初开始，HJT 电池将较 PERC 电池逐步实现性价比 优势（满产假设下），HJT 产业内将陆续看到 3 大拐点。

　　拐点一，盈利拐点：根据当前测算，HJT 电池在不考虑其它降本途径的情 况下，单瓦生产成本较 PERC 电池仍有 0.1 元/W 左右的差距，但考虑到当 前大尺寸电池片的供需失衡使得电池片盈利处于高位，结合 HJT 电池所固 有的优异发电性能，我们判断 HJT 电池至少能够以当前 TOPCon 较 PERC 电池片的溢价水平进行销售。综合测算，210 半片 HJT 电池在产线 满产情况下（金刚光伏目前稼动率提升至 80%，华晟预计年底实现满产）， 将能够实现微利，我们预计这一标志性事件将会在 2023Q1 得到验证。

　　拐点二，成本拐点：HJT 成本痛点即将通过多条途径得到解决。根据中环 11 月 27 日发布的 210 尺寸 N/P 硅片价格测算，在当前价格水平下，210 尺寸的 HJT 电池成本比 PERC 高出 0.1 元/W，主要集中在非硅成本端。随 着银包铜技术的批量导入、0BB 工艺的量产等降本路线 年 HJT 电池非硅成本有望显著下降，在不考虑硅片减薄的情况下，现有的 非硅成本端降本手段及可使 HJT 电池单瓦生产成本与 PERC 趋平，若考虑 硅片端降本手段，则成本将有望显著低于 PERC。

　　拐点三，大厂扩产拐点：随着组件环节竞争加剧，由技术创新驱动的产品 差异化是企业摆脱内卷、实现可持续发展和健康盈利水平的必由之路。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 产能尚未开始被替代。随着 前述拐点一、二的逐步实现，拐点三有望顺理成章地出现。

　　3.3 颠覆性新技术想象空间如星辰大海，关注标志性催化事件

　　光伏银浆用量快速增长，摆脱对贵金属材料的依赖是行业长期发展所必须 实现的目标。随着光伏新增装机逐年快速增长，尽管行业持续推进降低银 耗等工艺进步，但光伏银浆用量仍逐年增加。根据世界白银研究所预测， 2022 年全球白银需求将继 2021 年后再次超过白银供给。而光伏银浆价格 以银点价格为基准，根据不同的银浆种类上浮不同的价格。考虑到未来光 伏年新增装机/组件产量仍较当前水平有数倍增长空间，未来光伏行业用银 需求对银价的边际影响逐步加大，或将对行业持续将本的发展逻辑造成阻 力。即使随着技术进步，电池的单位用银量有所下降，但在未来 N 型高效 化的大背景下，纯银浆料的总需求量或仍呈上升趋势，因此少银化、去银 化是晶硅光伏技术研发的重要方向，摆脱对贵金属的依赖也是行业长期发 展的必由之路。

　　电镀铜工艺前景广阔：在金属化环节，银包铜工艺大概率为过渡性技术， 目前银包铜粉主要依赖进口，成本难以控制，且五五开银包铜浆料后续进 一步降低银含量对效率及可靠性影响的潜在风险或显著加大，因此电镀铜 远期来看将会成为金属化环节终极降本工艺。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；同时金属材料成本 低廉，有助于节约传统金属化的银浆成本；此外，铜栅线可以做的更细， 高宽比高，可以降低遮光面积及栅线BB（无主栅）工艺有望实现快速渗透：非硅成本偏高是阻碍 HJT 产业化 推进的主要因素，其中金属化浆料成本占比较大，无主栅技术是降低银耗 的重要途径。目前 HJT 电池单瓦银浆耗量约为 18mg，其中主栅银浆耗量 占比超过 40%，0BB 无主栅技术可实现 HJT 电池及组件的降本提效。成本 端：0BB 设计可降低 30%-40%的电池浆料单耗；效率端：0BB 设计可以 减少电池正面栅线遮挡，带来电池效率和组件 CTM 的有效提升。目前主流 设备厂商迈为股份、奥特维、先导智能均有 0BB 串焊机的布局，2023 年 有望实现批量供货。

　　钙钛矿技术仍处于发展初期，需关注行业催化性事件：钙钛矿太阳能电池 是一种较晶硅电池拥有更高理论极限效率的光伏技术路线，目前单结钙钛 矿电池蕞高实验室效率纪录已达到 25.2％，钙钛矿与晶硅叠层电池的效率 纪录已经达到了 29.15%，且理论上可提升至 45%以上，远超晶硅电池理 论效率极限，是目前业内研发热度较高的下一代光伏技术方向，但由于产 品材料配方、量产工艺路径等核心要素尚未定型，且在野外实证环境下的 运行稳定性仍有待验证，我们判断短期内投入大规模商用的可能性较低。

　　近两年国内外多家钙钛矿研发企业逐步进入中试阶段，并将在 2023 年从 中试走向量产，一级市场相关企业投融资热度极高，部分企业开始对小规 模试点项目的批量出货，令钙钛矿板块的二级市场热度同步走高。2023 年 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。

　　4 海外自主光伏供应链建设提速，设备厂商及核心材料供应商受益

　　4.1 欧美激励政策+贸易壁垒，光伏制造产业链的“再全球化”是大势所趋

　　截至 2021 年末，光伏主产业链各环节主要产能集中度较高，且大部分集 中于中国，中国以外产能中也以中国企业在东南亚建设的海外产能为主。

　　随着光伏逐渐在全球范围内成为成本蕞低的新建电源形式，叠加近年来的 地缘争端及传统能源价格的大幅上涨和波动，欧美印等主要国家和地区为 实现长期能源独立，发展光伏自主供应链的诉求被提升到了前所未有的高 度，且多国政府已明确提出了具体的本土光伏产能规划目标，并逐步筹划 出台包括补贴在内的相关激励政策。 

　　我们预计，在未来的数年时间内，欧美印等具备一定制造业基础、同时又 存在巨大潜在需求的国家和地区，实现一定规模的本土光伏供应能力建设 （比如年均新增装机需求的 20%左右）将是大势所趋，或者以更广义一些 的视角看，这种趋势将表现为当前高度集中于中国和东南亚的光伏制造业 产能的新一轮“全球化”。

　　4.2 中国设备龙头、海外产能龙头的中国核心材料供应商有望充分受益

　　我们认为未来几年内的海外光伏产能建设，将给行业带来三类机会：

　　1）中国光伏设备龙头：在海外光伏制造产能的建设过程中，无论是由 欧美资本直接投资、还是中国企业出海建设，为了让新建产能所生产 的光伏产品具备合理性价比与市场竞争力，必须采购蕞先进、成熟的 生产设备，而中国光伏设备商近年来在产品性能、可靠性、供货周期、 价格等方面均已全面领先，中国光伏设备将是绝大部分海外扩产项目 蕞优且蕞理性的选择。

　　2）海外光伏制造业龙头的中国核心材料供应商：考虑欧美国家部分具 有“珍稀物种”属性的光伏企业（如当前全球仅存的薄膜组件龙头美 国 First Solar）大概率将获得政府的全力政策倾斜，扩产大概率首当 其冲，此类企业在中国的可替代性较弱的核心材料供应商将充分受益。

　　3）此外，考虑到海外产能建设具有扩产周期长、人工成本高、能源成 本高等显著痛点，能够通过高度的生产自动化水平、或低能耗技术路 线实现对冲的中国制造业企业，有望在海外扩产中获得一定优势。

　　美国新能源扶持政策显著刺激本土薄膜组件制造龙头 First Solar 订单激增 和扩产提速。

　　First Solar 为全球蕞大的薄膜组件（碲化镉）生产商，同时也是现存的唯 一仍能常年占据全球组件出货量前列的海外厂商。

　　预计到 2022 年底 First Solar 位于美国本土、越南、马来西亚的三地工厂 将达到合计 9.7GW 的年产能，随 IRA 政策逐步落地，First Solar 产能将迅 速扩张，根据当前的扩产规划，预计到 2024 年末，First Solar 将在全球各 地共拥有五大组件生产基地，合计 21GW 的组件制造能力。

　　从订单角度看，由于年初以来的美国对东南亚光伏产品实施了包括反规避 调查、原材料产地审查等多项贸易壁垒措施，过去大量依赖东南亚进口的 低价晶硅组件需求转向美国本土企业，2022 年第三季度，First Solar 新增 订单 16.6GW，同增 730%，环增 60%，截至 2022 年 10 月 27 日，公司 在手订单高达 58.1GW，远超公司当前组件产能。

　　根据公司 2022Q3 财报资料显示，目前 First Solar 潜在订单高达 113.6GW， 其中大部分订单将来自于北美地区，IRA 法案作用对于本土需求催化明显， 随后续支持政策及订单能见度提升，不排除公司进一步加大扩产力度的可 能。

　　在 IRA 法案明确提出对美国本土制造进行支持的背景下，First Solar 计划 加大扩产力度，目前在美国本土、印度、马来西亚均有扩产规划。金晶科 技作为 First Solar 海外产能的核心供应商，马来西亚基地已在为 FS 马来 工厂供货背板玻璃，2023 年中 FS 印度工厂投产后大概率加大背板玻璃采 购力度。此外，金晶淄博本部、马来生产基地后续均有望为 FS 供货前板 /TCO 玻璃，将直接受益 FS 大扩产，金晶将是美国支持本土光伏制造业大 趋势下的重要受益公司。

　　由于欧美印等国家和地区不断上调光伏装机规划，但实际上海外短期内释 放一体化自建产能供应终端需求的难度极大，因此在上游核心生产设备环 节难以摆脱对中国的依赖。根据我们统计，除美国的 First Solar 外，印度 Adani，欧洲 REC 等“硕果仅存”头部海外光伏企业在扩产时均与国内头 部设备企业签署了大量设备采购订单。考虑到产能建设难度、成本结构、 竞争格局等因素，我们预计设备端受益程度：组件>

　　电池>

　　长晶切片。

　　（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。）

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