海外中资光伏集中于硅料、玻璃、一体化组件，我们追踪的10 家公司2023年初至今整体跑输大盘。港美股上市的中资光伏标的集中于硅料（大全新能源、协鑫科技、新特能源）、光伏玻璃（信义光能、福莱特玻璃、彩虹新能源、凯盛新能）和一体化组件（晶科能源等），此外港股上市公司信义储电布局有胶膜业务。年初至今（2023 年 6 月 15 日），恒生指数上涨0.24%，纳斯达克指数上涨31.69%，我们追踪的 10 家海外光伏标的整体跑输大盘。

碳中和目标、光伏平价、能源安全背景下，全球主要国家及地区光伏装机需求向上；光伏产业链降价、税收优惠、技术迭代等进一步提升光伏发电效益，刺激终端装机需求。据 IEA，2022 年全球新增光伏装机量（本文若无额外标注，装机为直流侧数据）约 240GW；中国、欧盟、美国合计占比68%。光伏产业链降价+政策利好+能源安全+碳中和目标，预计 2023 年全球新增光伏装机量同比+58%至382GW，中国、欧盟、美国等均有望实现高增长。

2.1、产业链降价，刺激需求释放

(资料图片)

硅料放量+组件硅耗下降，硅料供需格局逆转。从硅料放量节奏来看，据CPIA、可再生能源协会，2022 年全球硅料产量 94.7 万吨，同比+47.5%；其中国内产量 82.7 万吨，同比+63.7%。据 PVinfolink，截至2022 年末，全球硅料产能124 万吨；按照各公司产能规划，2023 年末产能预计达217 万吨。据硅业分会，2022Q1、Q2、Q3、Q4 国内硅料产量分别为 15.9、18.2、19.6、26.3 万吨，Q4硅料供给明显放量；2023 年 1-5 个月，国内硅料产量52.3 万吨，同比+87.5%；其中 5 月单月产量 11.56 万吨。

鉴于产能逐步释放，预计后续月份硅料产量呈上升态势。我们假设 2023 年海外硅料产量与 2022 年持平；保守假设2023 年6-12月国内硅料单月产量与 5 月持平，则 2023 年国产硅料133.2 万吨，2023 年全球硅料产量 145.2 万吨。从组件硅耗来看，据 CPIA，2022 年P 型单晶硅片平均厚度155μm，同比下降 15μm，预计 2023 年降至 145μm；2022 年用于N型TOPCon电池的硅片平均厚度 140μm，用于异质结电池的硅片厚度130μm；随着硅片本身薄片化以及 N 型产品占比提升，预计组件硅耗进一步下降。我们按2.5g/W硅耗、1.2 容配比计算，在保守预期下，2023 年硅料产量也可以支撑光伏新增装机484GW（交流侧）。

产业链降价，提振光伏 IRR，刺激装机。随着主材环节产能扩充、供给能力增强，产业链降价，目前接近尾声。具体来看，2023Q2 硅料正式进入价格下行通道，6 月中旬降至 60-80 元/kg，组件主流成交价则降至1.3-1.5 元/W区间。据IRENA，2021 年全球光伏加权平均总安装成本为 857 美元/kW，是安装成本最低的主要可再生能源类型；同期，全球光伏加权平均LCOE 成本为4.8 美分/kWh，较 2010 年下降 88%。2022 年硅料及组件涨价对集中式光伏装机产生一定抑制，本轮组件降价将提振光伏装机 IRR、降低 LCOE 成本，刺激下游需求。

2.2、看好中国、欧盟、美国2023年装机需求

中国：2023 年集中式光伏装机需求释放，近年中国光伏装机量全球第一，2023 年 1-5 月装机量高增长。2022 年，国内光伏新增装机同比+59%至 87.4GW（国家能源局口径，交流侧），约占全球新增装机的 40%。2023 年 1-5 月，国内光伏新增装机同比+158%至61.2GW。从结构来看 ， 2023Q1 ， 国 内 分 布 式 装 机 18.1GW ， 同 比+104%；集中式光伏装机15.56GW，同比+258.5%。

风光大基地项目推进+组件降价，2023 年全年集中式装机有望放量。2021年11月，国家发改委和能源局印发了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单，共涉及 19 省份，总计97.05GW（交流侧）。2021年12 月初，国家能源局下发文件要求各省上报第二批新能源大基地的名单。2022年 3 月，国家发改委、能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，要求到 2030 年，规划建设风光基地总装机约455GW（交流侧）。目前第一批大基地项目基本全部启动，第二批风光大基地建设正在推进。鉴于 2023 年是“十四五”中期考核的时间点，年末是第一批大基地并网节点，电力系统五大四小的光伏项目落地目标约束力加大；叠加组件降价，预计国内大量项目 IRR 逐步达到企业要求，预计此前被部分压制的集中式需求有望在2023 年释放。

欧洲：俄乌冲突持续，能源转型强调光伏 俄乌冲突促使欧洲寻求替代能源，REPowerEU Plan 刺激装机。据欧洲环境署，2022 年欧盟能源结构中，石油、天然气、煤炭分别占34.5%、23.7%、11.7%，合计 69.7%；而 2021 年欧盟国家的天然气、原油、煤炭的进口量中，分别有40%、27%、46%来自俄罗斯。2022 年 3 月，俄乌冲突爆发；欧盟于2022年5月发布 REPowerEU Plan，力求 2030 年之前摆脱对俄能源依赖，重要举措是加快可再生能源转型。REPowerEU Plan 提出欧洲太阳能屋顶倡议，包括：

1）为光伏屋顶项目建立标准体系，强调光伏与储能和热泵技术结合，将屋顶光伏项目投资回报期缩短到 10 年内；2）缩短项目审批流程，将屋顶太阳能装置，包括大型屋顶装置的政府审批时间限制在最长 3 个月；3）采用措施确保新建建筑均可安装太阳能；4）2026 年及以后逐步强制要求符合要求的新建或存量建筑安装太阳能。与此同时，英、德、法等国设置本国可再生能源发展目标，力推能源结构转型。

REPowerEU Plan 目标 2025 年欧盟累计光伏并网320GW，有望超预期实现。REPowerEU Plan 将 2030 年欧盟可再生能源目标从40%提升至45%，同时目标2025 年及 2030 年累计光伏装机量分别达到 320GW和600GW。据Solar PowerEurope 测算，在加速发展预期下，2026 年末欧盟累计光伏装机量590.5GW，当年新增光伏装机量 118.9GW，新增装机量较 2022 年的41.4GW年复合增长30%。在 2022 年组件价格上涨的背景下，欧盟光伏装机量同比+60%至41.4GW（2021 年 25.9GW）。欧盟 2023 年分布式、集中式项目有望继续高增长。据Solar Power Europe 对欧盟 27 国 2023 年光伏新增装机量的预测值，乐观预期67.8GW，同比+64%。整体来看，俄乌冲突后欧洲能源转型紧迫性提高，PPA电价处于高位亦提升光伏发电的经济性，我们不排除后续欧盟光伏装机达到SolarPower Europe 的加速发展预期。

欧盟推出《净零工业法》，拟发展本土新能源制造业，但欧洲光伏对中国厂商的依赖难逆转。欧盟于 2023 年 3 月发布《净零工业法》，力求到2030 年至少40%的欧洲清洁技术需求由本地产能满足；2030 年欧洲光伏、风电、热泵、电池、电解槽的本土制造能力至少分别达到 30GW、36GW、31GW、550GWh、100GW。截至目前，欧盟的硅片、电池片、组件产能均低于10GW。预计后续欧洲光伏设备仍依赖中国厂商：一是光伏产业链建设周期长，欧盟未必如期在2030 年实现 30GW 光伏产能目标；二是即使实现该产能，与2025 年有望超100GW 的终端需求相比，仍有巨大缺口；三是全球光伏产业链集中于中国，此前欧洲在对华光伏的双反政策中失利，有前车之鉴。2013-2018 年欧洲对华光伏的双反政策导致欧洲光伏装机量大跌，目前保持正常贸易。

美国：组件供应增加，2023 年集中式装机有望放量组件供应不足致使 2022 年美国光伏装机下滑。美国组件依赖进口，据EIA和NREL，美国组件主要来自进口，其中 2022 年东南亚四国（柬埔寨、马来西亚、泰国、越南）占到了美国组件进口量的 78%；也即中国组件企业的东南亚工厂是美国组件的最主要供货来源。2022 年反规避风险及涉疆法案导致组件供应不足，部分集中式项目被推迟。据 SEIA，2022 年美国新增光伏装机同比-16%至20.2GW，其中户用、工商业、社区、集中式新增装机量各5.9、1.4、1.0、11.8GW，分别同比+40%、-6%、-16%、-31%。

政策风险缓解，组件进口增加。2022 年 6 月，白宫宣布美国将对从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南采购的太阳能组件给予 24 个月的关税豁免；2022 年9月，美国政府公布了实施总统公告的“最终规定”，确认在2022 年6 月6 日至2024年6 月 6 日豁免东南亚四国进口的光伏电池和组件反倾销或反补贴税；同时，为防止下游囤货，规定要求期内进口的组件需在截止日后180 天内在美国使用或安装。2023 年 4 月，美国众议院提议投票废除东南亚组件关税豁免政策，要求恢复关税；

此后该提议获众议院、参议院通过；5 月总统拜登否决了废除东南亚组件关税豁免政策决议；此后众议院投票以期推翻拜登否决权，但未达到2/3多数票；目前美国延续对东南亚光伏组件的关税豁免政策；反规避风险持续缓解。此外，随着暂扣令申诉规则的细化，组件公司溯源材料提交逐步流程化，UFLPA带来的扰动逐步淡化。2022 年 12 月初晶科能源此前暂扣光伏组件被美国海关首批放行。EIA、NREL 等机构的统计数据有所差异，但整体显示2023Q1 美国光伏组件进口量同比增长，预计 2023 年全年进口组件供应明显增加。

《2022 年通胀削减法案》落地执行，光伏供给端、需求端均有刺激政策。美东时间 2022 年 8 月 16 日，美国《2022 年通胀削减法案》（Inflation ReductionAct）生效，包含 3,690 亿美元的气候和能源支出，目标2030 年前降低美国碳排放量约 40%。法案对美国光伏产品制造及电站投资予以补贴或税收抵免。IRA 补贴本土光伏制造，本土产能有望大幅扩充。IRA 要求产品在美国本土完成终端生产并销售；将于 2022-2029 年对硅料、硅片、电池片、组件、背板、逆变器等环节提供不同幅度补贴；

2030-2033 年补贴分别退坡至75%、50%、25%、0 。补贴政策刺激下，美国本土光伏组件龙头 First Solar 宣布大幅扩美国产能，Enphase 和 SolarEdge 亦相继宣布新建美国本土逆变器产能，另有晶澳科技、隆基 绿 能 、 晶 科 能 源 等 中 国 公 司 拟 在 美 国 设 立组件厂。据SEIA和WoodMackenzie，2022 年末美国本土有约 9GW 组件产能，截至2023Q1 末，美国有至少 16GW 组件产能在建，2026 年末组件总产能有望达60GW。

在光伏装机环节，IRA 提供投资税收抵免（ITC）和生产税收抵免（PTC）。其中，符合条件的光伏项目、同光伏配套的储能项目可选择ITC 或PTC，独立储能只适用 ITC。ITC 按设备投资额度抵免，符合条件的光储项目一般可在投入使用当年一次性获得 30%的基础抵免（最高补贴额度可到70%）；PTC按照发电量补贴，可在 10 年内持续获得，2023 年基础额度约2.7 美分/kWh（最高可达3.3美分/kWh），补贴金额由美国国税局根据通胀调整。对比来看，终端对于PTC与ITC 的选择，受财务能力、太阳能资源影响大。对于太阳能资源，发电量大、现金流充足的项目，选择 PTC 更有利，对于资金体量较小的投资方选择ITC更有利。此外，2022 年 IRA 出台后，美国电站开发商等待出台本土制造要求的具体计算规则，部分项目进度因此放缓。2023 年 5 月 12 日，美国国税局和财政部发布指引，明确了本土制造的计算方法和分类，预计将刺激新能源项目加快落地。

2023-2025 年集中式光伏电站可并网项目较充足。据Lawrence Berkeley National Laboratory 统计，2022 年末美国有 695GW 的光伏电站计划在2025 年前并网，其中 14%的项目获的互连协议（Interconnection Agreement，IA），也即约97GW的项目已获得并网许可；假设这些项目在 2023-2025 年内完成并网，则对应年均装机 32.3GW。 当前集中式光伏并网许可排队较长。风电光伏等新能源装机量的高速增长，一定程度上加大了美国电网压力，当前并网排队较长。

据Lawrence BerkeleyNational Laboratory，2022 年建成并网的新能源电站项目，从发起互连请求（Interconnection Request，IR）到商业化运营一般耗时5 年，而2015 年时为3年，2008 年时小于 2 年。一般流程为：1）项目开发商发起新的互连申请，进入排队名单；2）可行性验证：研究确定该项目并网可能需要新建或升级的传输设备，并分摊相应成本；3）形成互连协议：电力公司与项目开发商达成规定运营条款及责任的合同；4）执行互连协议：新项目建成、并网、商业运营。其中，大多数申请项目可能在上述流程中被驳回。鉴于持续增长的并网需求，美国国内SEIA 等机构就优化并网流程及规定进行探讨，不排除后续有相关改革举措。

综合考虑供给能力与需求，预计 2023 年美国集中式光伏装机低基数高增长。据SEIA，2023Q1 美国新增光伏装机同比+47%至 6.1GW，其中集中式同比+66%至3.8GW，户用同比+30%至 1.6GW；预计 2023 年全年新增装机同比+41%至28.4GW，主要由集中式项目驱动。EIA 则更为乐观，预测2023 年美国集中式光伏新增装机 29.1GW，较此前新增装机最多的 2021 年提升117%。

1）需求旺盛：2022 年美国集中式光伏装机量同比下滑是由于涉疆法案和反规避风险带来的组件供给不足。随着反规避风险短期化解、暂扣令申诉流程化，东南亚工厂对美组件出口逐步恢复正常节奏，叠加美国本土产能逐步释放、IRA法案利好，此前被供给能力压制终端需求有望有效释放。2）组件供给预计仍依赖中国公司：短期来看，以硅料为代表的光伏上游环节扩充周期长、电耗多，美国本土产能扩充以组件为主，且产能释放需要时间，预计 1-2 年内美国市场在电池片、组件等环节仍主要依赖中国企业及其东南亚工厂。中国光伏企业在晶硅组件产业链中成本优势突出，持续受益于美国市场需求。

海外中资光伏标的集中于主材环节的硅料和一体化组件、辅材环节的光伏玻璃和胶膜。我们对这些细分赛道进行展望分析。 整体来看，光伏主材环节产能充足，部分辅材环节产能稍低但约束力较弱。据Apricum 统计，截至 2022 年末，国内硅片、电池片、组件产能均超550GW，且其产能建设周期短、产能存在弹性。同时，辅材环节的光伏玻璃、封装胶膜产能充足。据 CPIA，2023 年光伏辅材环节中的坩埚用石英砂、POE 粒子产能稍低，但对行业需求的束缚力较弱，坩埚用石英砂可用部分低品质矿源掺杂补充。

3.1、硅料：价格大幅回落，龙头公司具备成本优势

硅料不再是行业产能瓶颈，价格下行，在主材环节的利润占比下降。据PVInfolink，硅料市场价从的 2022 年 11 月 300+元/kg 的高点跌至2023 年6月的60+元/kg；硅料单瓦净利在主材环节中的占比亦大幅回落；目前硅料价格已至部分厂盈亏平衡点附近。预计 2023 年协鑫、新特放量多。通威、协鑫（含新疆协鑫）、大全、新特是硅料龙头，2022 年末分别为 23、24.5、10.5、20 万吨，2023 年末分别为35、38、30.5、30 万吨。其中，协鑫乐山和包头各 10 万吨颗粒硅项目均分5 个模块依次投产，期末产能测算精确到模块。考虑投产及爬坡时间、各项目持股比例，预计新特和协鑫 2023 年产量增速高。

单位生产成本低的龙头硅料企业有相对优势，协鑫单位成本有望边际改善。硅料生产成本由工业硅、其他耗材、电费、水费、蒸汽费、折旧、其他费用构成，其中工业硅和电费占比最高，目前各家公司工业硅主要依靠外购，随市场价波动，差异不大；电力成本是拉开硅料厂成本差距的主要因素。一是各硅料厂的协议电价差别大，例如协鑫徐州含税电价目前 0.62 元/kWh、协鑫乐山电价0.38元/kWh（不考虑 0.08 元/kWh 的电价返还优惠）；二是生产工艺带来的电耗差异，目前协鑫徐州颗粒硅电耗 13.8kWh/kg、棒状硅电耗55-60kWh/kg。我们对比协鑫徐州棒状硅和乐山颗粒硅，在满产条件下，后者生产1kg 硅料的现金成本低33元以上。

对比来看，龙头硅料公司中，通威、大全、新特依靠四川、新疆等地低电价优势，成本相对占优，毛利率处于行业前列；此前协鑫并表产能主要在高电价的徐州基地，成本偏高；而 2022 年协鑫颗粒硅不含税单价、单位毛利、单位生产成本、单位现金成本、单位折旧分别为 228.5、183.1、43.73、37.29、6.44元/kg，颗粒硅毛利率达 80.1%；同期，通威、大全（美股口径）、新特硅料毛利率分别为 75.1%、74.0%、70.4%。2023Q1，协鑫徐州颗粒硅含税电价0.62元/KWh，现金成本 34.24 元/kg，生产成本 40.15 元/kg；乐山颗粒硅含税电价0.38元/KWh，现金成本 37.82 元/kg，生产成本 46.19 元/kg；乐山基地成本稍高系因产能爬坡，后续有望下降。在工业硅市场价稳定的情况下，随着颗粒硅新产能投放，协鑫整体硅料单位成本边际下滑。

3.2、电池片及组件：大尺寸产品、N 型TOPCon 持续发力

主材产业链利润向下游转移，一体化组件厂受益。随着硅料放量、议价权削弱，若硅料利润部分分配至主材其他环节，一体化组件厂的毛利率有望提升；若主材其他环节利润率维持稳定，则硅料降价带来组件降价，刺激装机需求和组件放量。我们预计上述传导机制可能同时进行，一体化组件厂受益的确定性强。大尺寸电池片占比提升。行业大尺寸电池片供给占比从2021 年12 月的54%升至2023 年 3 月的 92%。一方面，在同一技术路线下，大尺寸电池片能摊薄非硅成本、单瓦耗材等，单位制造成本更低。另一方面，大尺寸组件能降低系统BOS成本，进而降低终端的度电成本并获得一定的产品溢价。

N 型电池转换效率高，是行业发展趋势。晶硅电池按硅片差异分为P型和N型，目前 P 型 PERC 电池占主导，TOPCon 和 HJT 则是N 型电池的主流技术。PERC 电池理论极限效率 24.5%，目前平均量产转化效率23%-23.5%，已逼近效率极限。N 型电池量产转换效率更高、工艺逐步成熟、降本空间较大，是行业发展趋势。N 型 TOPCon 量产效率提升、一体化成本下降、具备溢价，相对优势突出：TOPCon 量产效率提升。目前晶科能源的 TOPCon 电池量产转换效率可达25%，优势显著。2022 年 10 月 14 日，晶科能源宣布其自主研发的182N型TOPCon 电池的全面积转化效率达到 26.1%，再次刷新纪录。转换率突破主要得益于界面缺陷修复、高透多晶硅膜、激光SE 工序、超细金属电极技术，以及 HOT 高效电池工艺技术。

TOPCon 一体化成本下降。硅片成本方面，目前TOPCon 低于PERC，主要因为 N 型硅片薄片化和转换效率提升；电池环节非硅成本方面，目前TOPCon 高于 PERC，主要由于 N 型设备折旧成本和银浆耗量更高，这部分成本将随银浆耗量下降而边际下滑；组件封装成本方面，TOPCon与PERC相近。据晶科能源 2022Q4 美股公开业绩会，2022 年末晶科N型产品与P型产品成本基本打平；随着量产效率提升、成本结构优化，公司指引2023年底 N 型产品成本低于 PERC。TOPCon 组件溢价优势强。占地面积一定的情况下，TOPCon 比PERC组件发电功率更高，摊薄单位投资成本（包括单位BOS 成本）；同时，TOPCon还具备低衰减、低温度系数、高双面率等优势。目前晶科N型产品比P型产品单价高 0.1 元/W。

TOPCon 规划产能多，具备先发优势的公司受益。一方面，TOPCon 与PERC电池产线兼容性良好，若 PERC 产线此前有预留 TOPCon 设备改造空间，可直接在原 TOPCon 产线上改造升级。预计后续部分厂商将对PERC 产线改造升级为TOPCon 产线。另一方面，TOPCon 新建产能较多。由于TOPCon 具备转换效率及溢价优势，且单位成本边际下降，TOPCon 新建产能扩充。考虑到2023年新增 TOPCon 产能爬坡因素，晶科等 2022 年率先投产的企业更加受益。

3.3、光伏玻璃：供需格局有望好于预期，龙头公司优势持续

光伏玻璃行业产能充足，点火节奏放慢。据卓创资讯，截至2022 年末，全国光伏玻璃在产日熔量 74,880 吨/天，同比+81.5%；截至2023 年5 月末，在产日熔量升至 87,730 吨/天，假设双玻出货面积占比 70%（双玻组件占54%），则该产能满产一年可满足超 490GW 组件需求。2021Q2 至今光伏玻璃价格低位波动，2023Q1 福莱特毛利率跌至 18.5%、净利润率降至9.5%，中小光伏玻璃公司逼近盈亏平衡线或已亏损；此外，光伏产能风险警示机制亦调节产能投放节奏。据卓创资讯，2023 年 1-5 月末，国内光伏玻璃在产日熔量同比增速分别为91.4%、83.9%、65.0%、52.6%、56.1%，产能释放整体已有所放缓。

光伏玻璃行业格局稳定，龙头毛利率领先。光伏玻璃行业格局的显著特点是信义与福莱特两大龙头稳占全球 50%以上份额，且毛利率较其他厂商有领先优势。光伏玻璃作为标准品，各公司售价相近，毛利率差异由成本差异导致。天然气成本、硅砂成本、窑炉工艺是导致各光伏公司成本差异的主因。信义与福莱特均具备窑炉工艺优势，此外，信义目前超 90%的产能采用直供气，福莱特石英砂自供率高。同业对比来看，南玻 A 具备丰厚的玻璃生产经验，2005 年进入光伏玻璃领域；亚玛顿 2006 年成立后即主打光伏玻璃业务；安彩高科2010 年投产光伏玻璃；经过 10 多年发展，目前二三梯队公司在毛利率方面仍明显低于龙头公司。

毛利率差距+产能优势使龙头公司在竞争中占据优势。一方面，龙头公司盈利能力强，利润积累多、融资能力强，可获得更多资金扩产能。另一方面，当前光伏玻璃行业产能充足、盈利处于周期低位，龙头公司可在小厂薄利甚至亏损的状态下仍保持良好盈利，进而在小厂退出或推迟点火时有序扩充产能、提升市占率。

纯碱降价，叠加采购旺季，光伏玻璃毛利率有望环比改善，成本低、放量多的企业占优。据 Infolink，2023 年 6-7 月组件单月排产约44GW，玻璃供需整体平衡。鉴于小厂点火节奏整体放缓，两家龙头 6 月无新增点火计划；且组件降价刺激招标、排产提升，光伏玻璃需求走强，我们不排除光伏玻璃在2023Q3去库存的可能。此外，随着远兴能源阿拉善天然碱项目产能投放及爬坡，纯碱现货价从此前 2900+元/吨降至 2000 元/吨左右，降低玻璃成本压力。与此同时，信义、福莱特成本持续占优并继续放量，预计以销量增长带动利润提升。

3.4、胶膜：POE需求旺盛，行业加速扩产

胶膜对组件性能影响大，目前 EVA 占比高。光伏胶膜是运用于电池片与光伏玻璃或背板之间的粘结材料，用于组件封装。组件使用寿命一般在20 年以上，封装过程不可逆，而胶膜黄变、脱层会直接影响组件效率及使用寿命，同时胶膜在组件成本中占比较低，因此组件厂重视胶膜技术及质量。据Solarzoom，以M10尺寸单晶 P 型 PERC 组件为例，2022 年 11 月其成本结构中，胶膜占比不足7%。从结构看，透明 EVA 胶膜、白色 EVA 胶膜、POE 胶膜及EPE胶膜（共挤型 POE 胶膜）是光伏胶膜的主流类型，2022 年市占率分别为42%、23%、35%；此外还有少量 PDMS/Slicon 胶膜、PVB 胶膜。

N 型组件渗透率提升，POE 胶膜需求旺盛。1）N 型组件需要抗PID性能更好的胶膜。光伏玻璃中的钠离子在负偏压作用下向电池片表面移动、进入氧化铝膜层，会中和固定负电荷，从而降低氧化铝钝化效果，使电池片发电效率下降，称为 PID 现象。N 型电池片的正负极与 P 型相反，其氧化铝钝化层位于电池正表面，而组件发电主要依赖正面效率，因此 N 型组件的胶膜需要在抗PID性能上更优。2）POE 胶膜性能占优：一是抗 PID 性能强。在潮湿环境下，EVA分解的醋酸和玻璃表面接触产生钠离子，更易产生 PID 现象；而POE 胶膜不含醋酸根，抗 PID 性能更强。二是水汽隔绝率高。潮湿环境下，水汽透过硅胶或背板进入组件内部，会导致组件内部受到腐蚀，POE 为非极性材料，不能和水分子形成氢键，水汽透过率更低。三是体积电阻率高。POE 胶膜的绝缘性能更好，体积电阻率更高，从而能有效延缓组件衰减。

胶膜产能扩充，一超多强。截至 2022 年末，国内胶膜行业名义产能53.3亿平米，同比+74.8%；据 CPIA，2021 年 1GW 组件的胶膜消耗量同比-5.3%至950万平方米，封装成功率 97.5%，我们据此测算 2022 年末胶膜产能可满足547GW组件封装需求。2022 年，龙头公司福斯特胶膜销量市占率约50%，二梯队公司斯威克 19%、海优新材 16%，另有信义储电等新参与者进入。按各公司2023年产能指引，预计 2023 年末胶膜封装产能 74 亿平米左右，同比+39%。

信义储电推进胶膜认证及导入。信义储电 2022 年末胶膜名义产能16GW，指引2023 年末国内产能 45GW、马来西亚产能 5GW。胶膜单GW投资额约1500万元，轻资产且投产速度快，新进入者的瓶颈在于组件厂认证及产品导入。凭借信义系客户资源优势，截至 2023 年 6 月初，信义储电已完成Top15 组件厂中5家客户的认证及导入。此外，信义储电目前已与陶氏、LG、沙特基础工业公司（SABIC）建立 POE 粒子供应关系。

（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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