硅料价格持续下跌，带动光伏产业链价格不断下调，光伏价值链呈现不规则微笑形态。硅料产能过剩，价格持续下跌，截至2023年1月11日，多晶硅致密料价格成交均价已跌至140元/kg。受产业链价格迎来深度调整。光伏产业链上游为硅料、硅片，中游为电池片、组件，下游为光伏电站，此外还涉及等辅材环节。当前，光伏产业链上游硅料价格仍远高于生产成本（~40元/kg），短时间内盈利空间较为充足，硅片及中游电池片、组件毛利率水平较低，下游光伏电站端充分受益于光伏产业链价格下调，内部收益率有望上升至10%以上。因此，我们认为光伏价值链呈现不规则微笑形态。

　　硅料：随着新产能不断释放，棒状硅价格预计持续下跌至70-100元/kg；龙头公司仍有成本优势和长单储备，而颗粒硅成本优势显著，将迎来快速放量。中国硅料产能严重过剩，根据有色金属工业协会硅业分会统计，2023年，中国硅料供给量预计为240.4万吨，而全球光伏新增装机有望达到355GW，硅料的需求量为102.4万吨，硅料供应过剩100万吨以上。随着新增产能仍然在持续不断投产，硅料供过于求状况将全面加剧恶化。截止至2023年1月11日，多晶硅致密料成交均价已降至140元/kg，相比最高点330元/kg，价格已下跌超过57.5%。我们认为，由于硅料产能远大于需求，硅料价格有望下跌至70-100元/kg区间，量升价跌成为主旋律。龙头企业如新特能源，受益于新疆等地区的低电价和生产工艺的优化，棒状硅生产成本约40元/kg，且通过签署长单锁定下游需求，在硅料下行区间内，有望通过以量补价。此外，颗粒硅生产成本低于改良西门子法生产的棒状硅成本20%，颗粒硅供给偏紧，2023年有望快速放量。根据我们测算，颗粒硅的生产成本约为33.4元/kg（金属硅价格为1.95万元/吨，包头电价），且当前颗粒硅纯度已达到N型硅片的要求，可作为复投料掺杂来降低硅片成本。根据我们测算，2023年，颗粒硅的需求量将达到27万吨，而产量仅为16.7万吨，缺口为9.6万吨，呈现结构性短缺。

　　硅片：硅片厂名义产能严重过剩，同时受硅料降价的影响，硅片价格将持续走低。硅片龙头联合降价，硅片环节价格战一触即发。2022年硅片环节新增产能为305GW，名义总产能有望达到687GW；2023年规划新增产能为235GW，2023年名义总产能有望达到922GW。按2023年全球新增光伏装机量355GW和1.2的容配比测算，2023年硅片需求量为426GW，硅片名义产能过剩约500GW。受硅片供给过剩和硅料降价影响，硅片价格将持续走低。截至2023年1月11日，M10及G12单晶硅片成交均价分别降至3.6和4.8元/片，跌幅5.26%和4.0%。隆基绿能和TCL中环联合下调硅片出厂价，硅片价格战一触即发。硅片拉晶环节迫近成本线，一线厂商依靠渠道、技术、资金等优势或可维持薄利，部分二三线厂商则面临亏损的危险。我们认为，2023年硅片价格将持续走低；随着硅片环节竞争的加剧，价格战一触即发。

　　电池片：技术迭代不断推进，TOPCon电池片有望快速放量，大尺寸电池片预计供给偏紧，TOPCon或持续享有溢价，电池环节利润分配有望提升。当前，PERC电池片量产转换效率达到23.5%+，技术到达瓶颈，而TOPCon电池片理论转化效率高达28.7%，量产转化效率已经超过25%，且生产线与PERC生产线兼容，成为N型电池主流技术路线之一。晶澳科技天合光能核心组件厂商将产能放在TOPCon，东方日升实行TOPCon和HJT双线并行态势。

　　需求端来看：考虑到2023年全球光伏新增装机有望达到355GW，按容配比1.2测算对应电池片的需求426GW。供给端来看：2022年末全球电池片产能达到550GW，2023年有望继续增长至669GW，新增产能以TOPCon产能为主；TOPCon总产能有望增长至305.9GW，出货量有望达到100-150GW；PERC电池片产能扩张几乎处于停滞，且部分产能升级转换为TOPCon产能；我们认为2023年TOPCon产能有望放量；由于电池片新技术产能投建和爬坡不确定性较大，电池片环节供需相对偏紧，TOPCon或持续享有溢价，电池片环节利润分配有望提升。

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