光伏行业深度：N型为王，需求驱动组件竞争力分化

同质化竞争加剧阶段，需求偏好的重要性提升 技术方向多元化迭代速度加快，N型时代全面来临，新技术产能加速落地，催生产能过剩、竞争加剧等问题。2023年我国光伏新增装机规模同比增长148%，全球有望实现翻倍以上增长，对存量产能出口提供有力支撑，但在装机基数大幅提高、电网消纳压力增大的情况下，未来一段时间内光伏装机有增速放缓的可能性。 需求侧趋势特点：海外市场重要性提升 在新能源占比逐渐提高的大背景下，我国以及欧美等传统主力需求市场呈现出不同程度的消纳问题，政策端开始加强引导，预期短期内地面集中式电站协同配储能的需求将有所提升。与此同时，由于关税、准入等政策导致北美、印度等市场溢价已分别达到90%/180%，欧洲等高端分布式市场同样维持较高溢价，具有品牌渠道、本土产能先发优势的企业有望享受红利。 供给侧竞争特点：同质化与差异化并存 2022年及之前PERC占据主流地位，在技术方面已基本将“加法”做到极致，新型技术路线成为继续提效必经之路，新一轮N型技术变革期已来临，呈现多元化特点。TOPCon、HJT具有较高双面率，天然适合地面电站；BC系正在加速落地，侧重于拉高正面发电效率，更适合分布式屋顶场景。 竞争基层逻辑：量化性能优势支撑产品溢价 新技术产品能够维持溢价的基层逻辑在于可以为终端电站带来超额收益，我们通过量化分析发现，相较于效率转换水平，N型技术路线具备在衰减系数、温度系数、使用年限等影响运行稳定性等方面的优势，对于电站收益率的影响更为重要。从BOS成本角度，TOPCon、HJT组件可享受的理论溢价分别为0.06/0.07元/W；从光伏地面电站LCOE角度，TOPCon、HJT组件理论溢价分别可达到0.24/0.31元/W。 投资建议：推荐兼具技术与市场优势的N型龙头 电池片产能结构中N型技术路线占比较高的企业有望在本轮竞争中获得优势，重点推荐：1）TOPCon具备规模与效率优势的一体化组件企业晶科能源、晶澳科技、天合光能、阿特斯、通威股份，技术优势突出的电池片专业化企业钧达股份；2）引领技术升级的HJT龙头企业东方日升；3）超前布局BC产能的优质企业隆基绿能、爱旭股份。 风险提示：原材料价格大幅波动；新技术产能投放不及预期；海外政策变动风险；光伏装机不及预期。 核心逻辑 同质化竞争加剧背景下，组件整体价格处于历史低位的同时，N型与P型价差正在缩小，需求差异化方向是获得本轮竞争优势的关键，我们认为其中包括差异化技术和差异化市场两个方面。因此本文重点讨论不同技术类型的竞争力，以及全球主要市场地区的需求偏好。 技术类型的竞争力较大程度上体现在产品溢价方面，新技术产品能够维持溢价的基层逻辑在于可以为终端电站带来超额收益，我们通过量化分析发现，相较于效率转换水平，组件运行稳定性指标对于电站收益率的影响更为重要。N型技术路线在上述方面具备优势，细分来看： 1）HJT相对TOPCon的效率差距较小，但由于HJT在衰减系数、温度系数等运行指标上更具优势，HJT未来仍具备很大的需求空间。 2）TOPCon组件目前部分企业报价已接近甚至低于PERC价格，但从电站收益角度TOPCon具备较高溢价能力，我们认为主要原因在于，TOPCon主流时代已全面来临，溢价红利期接近尾声，因此成本管控及效率优势将成为市场竞争关键。 创新之处 我们两个方向切入，对各种电池片技术路线的竞争力进行讨论： 一方面，从电站降本需求切入，通过量化光伏电站的投资成本和度电成本，分析当前电池片主流和新兴技术路线的盈利能力差距，并对比实际情况，受短期供需关系影响，该差距偏离理论值的程度，从而推测长期盈利提升的潜力； 另一方面，从需求类型切入，分析不同应用场景、不同地区市场的短期装机偏好，从而讨论各技术类型的发展潜力。 投资看点 我们认为，电池片产能结构中N型技术路线占比较高的企业，有望在本轮竞争中获得优势；另外竞争激烈阶段，在美国等高溢价市场具备渠道、产能优势的企业，有望结构性增厚利润。 重点推荐TOPCon具备规模与效率优势的一体化组件企业晶科能源、晶澳科技、天合光能、阿特斯、通威股份，HJT龙头企业东方日升，超期布局BC产能的优质企业隆基绿能、爱旭股份，技术优势突出的电池片专业化企业钧达股份。 1.竞争加剧阶段需求偏好的重要性提升 1.1需求增速放缓，竞争赛道细化 技术方向多元化迭代速度加快，N型时代或将全面来临，新技术产能加速落地的同时，催生产能过剩、竞争加剧等问题。2023年全球光伏装机翻倍以上增长，对存量产能出口提供有力支撑，但在装机基数大幅提高、电网消纳压力增大的情况下，未来一段时间内光伏装机有增速放缓的可能性。 我们认为在此阶段： 市场竞争方面：光伏市场的需求导向会更加突出，与此同时其主要发展动力将发生由“量”到“质”的转变，即由规模拉动向技术迭代转变。效率高、性能优的新技术组件产品有望凭借“硬实力”维持溢价，而溢价能稳定存在的基层逻辑主要在于三个方面：一是可以降低电站BOS成本，即电站初始投资成本；二是可以降低电站LCOE，即提高电站运营过程中的发电收益；三是外观好、定制化的产品在高端分布式场景体现光伏产品的To C属性。 产业竞争方面：效率领先优势的一体化企业，应对价格及成本波动的能力较强，维持较稳定的盈利水平；另外凭借差异化路线获得持续溢价的厂商，有望在海外、高端分布式等差异化市场获得超额利润，在同质化竞争中突出重围。 1.2“同质化竞争”与“差异化竞争”并存 考虑到需求导向的重要性，不同应用场景以及不同地区市场所处发展阶段，对于电池组件产品的偏好有所区别；在需求引导与技术分化的双向作用下，我们认为2024年光伏市场竞争格局将会呈现以下特点： 同质化竞争关键：技术上升期效率领先提升的竞争优势。从新兴技术溢价到成熟技术折价，TOPCon成长为主流路线的速度快于行业预期，其相对PERC的溢价优势正在减小，甚至消失，但由于溢价核心逻辑是效率的领先，所以在TOPCon技术上升期领先半步的企业将持续获得额外红利。 差异化竞争关键：技术先发优势匹配差异化需求。HJT、BC首批量产产能已落地，规模化作用下降本提效有望加速。新技术除效率领先外，运行性能的稳定性是更加重要的优势，对此海外高端市场接受度较高，新技术具备先发优势的企业有望享受双重红利。 2.核心逻辑：量化性能优势支撑产品溢价 2.1N型技术路线更具性价比 新技术产品能够维持溢价的基层逻辑在于可以为终端电站带来超额收益，不同技术路线各方面性能的差异，对于电站收益率的影响具有积沙成塔的作用。TOPCon产能在2023年大规模放量，HJT、钙钛矿、叠层等电池技术也在不断提速，我们对头部组件厂主要组件产品参数性能进行整理，认为采用不同技术路线电池片的组件产品具有以下几项主要特点： 技术上升期领先半步的优势：TOPCon、HJT等新技术路线，各企业组件产品转换效率水平差距相对较大，对于同一技术路线，领先企业有约0.4%的效率优势。 技术路线差异化：不同技术路线的效率区间范围相对独立，无论是N型技术路线，还是叠加BC技术后，相对PERC都有显著的效率提升，HJT与TOPCon区间接近，但整体来说HJT效率水平略高一档。 尺寸规格差异化：同一技术路线不同尺寸规格，效率区间基本一致，更大尺寸组件主要通过降低电站BOS成本，从而影响电站收益率。另外，相对于PERC时代较为统一的组件尺寸，不同技术路线，以及矩形硅片的应用，使得组件尺寸再次趋向多元化。 先进技术路线的核心优势：相较于效率转换水平，衰减系数、温度系数、使用年限等影响运行稳定性的性能指标，对于电站收益率的影响更为重要。 图表1：不同技术路线及规格组件产品性能对比指标单位PERC-182 2.2组件性能稳定性影响电站收益 N型时代全面来临，效率及性能优势支撑产品溢价。N型技术路线通过实际电站验证，已具备LCOE体系下的成本优势，将加速完成对于PERC电池的替代。2023年TOPCon产能快速增长，2024年出货规模放量，根据Infolink Consulting预测,2024年TOPCon渗透率将达到65%；HJT供应规模仍处于放量初期，市场供应偏紧，优先供应海外高价市场，同时具备相对更优的发电稳定性，因此溢价稳中有增。 分环节来看，TOPCon电池片相对PERC组件仍然维持着相对稳定的溢价水平，但TOPCon组件溢价正在缩小，我们认为出现上述剪刀差的原因主要在于：1）冬季为组件出口及交货淡季，恰逢大量产能爬坡释放，组件环节竞争愈加激烈；2）专业化电池片厂商具备TOPCon电池片产品效率优势以及先发规模化成本优势。 图表2：N型组件相对PERC溢价情况 图表3：TOPCon电池片相对PERC溢价情况 2023年光伏装机大幅增长，光伏电站投资成本的显著下降是重要内生性原因，亦是支撑长期增长空间的关键因素。根据CPIA统计测算，2022年我国地面光伏系统初始全投资成本约4.13元/W，随着多晶硅新建产能陆续释放，各环节产品价格大幅下降，目前已将至降至历史地位，同时在技术迭代加持下组件效率稳步提升，系统投资成本显著下降。以2024年1月PERC双玻组件均价计算，当前我国地面电站交流侧平均初始全投资成本下降至约3.3元/W，组件成本依然占据主要部分，在设备投资中占比约56%，在系统总投资中占比约36%。 图表4：光伏地面电站成本构成 我们对组件选型对光伏电站BOS成本的影响进行定量测算。组件效率对电站BOS成本的影响主要体现在直流侧，即土地、支架、建安等费用成本，这部分在除组件外的BOS成本中占比约58%。经我们测算，组件价格相同的情况下，组件转换效率每提升0.5%,可节省BOS成本约2.3分/W，这部分节省的BOS成本理论上即为更高效的组件可享受的溢价空间。当前量产TOPCon、HJT、NBC组件相对PERC效率分别领先1.3%/1.6%/2.5%，则从BOS成本角度，可享受的理论溢价分别为5.8/7.0/10.5分/W。 图表5：除组件外与组件选型相关的光伏地面电站初始投资成本占比（%） 图表6：组件效率领先差距可支撑的组件溢价测算结果（分/W） 组件运行稳定性是影响光伏电站收益的重要因素。影响组件运行稳定性的因素较为复杂，包括电池片光致衰减、温度系数、组件封装各个环节的材料工艺等诸多方面。为达到对比不同技术路线的组件运行稳定性的目的，我们选取与技术路线相关性较高的影响因素，即光致衰减和温度系数，对其进行量化测算分析。 2024年1月国内PERC、TOPCon、HJT组件均价分别为0.93/0.98/1.20元/W，考虑组件效率以及其对投资成本影响，以及衰减、温度系数、弃光率等因素，对应光伏地面电站平均LCOE分别约为0.307/0.290/0.303元/kWh，其中PERC与HJT基本接近，而受供需关系影响，当前TOPCon报价偏低，导致使用TOPCon的地面电站LCOE相对较低。 图表7：不同技术路线组件衰减系数和温度系数 从光伏电站LCOE角度出发，我们进一步讨论以下几个方面： N型组件理论溢价：PERC产品已处于成熟阶段，因此将其作为基准，则TOPCon组件相对PERC理论溢价0.24元/W，HJT组件理论溢价为0.31元/W，当前溢价水平均低于理论水平。 图表8：不同电池片技术路线对应光伏电站LCOE测算（元/kWh） 组件效率的性价比：组件标称效率为理想环境下第0年的发电效率，而实际有效发电效率则会受到温度、衰减、弃光率等诸多因素影响，也就是说，组件很难完全发挥其理想转换效率。仅考虑以上所述因素，第十年为例，PERC实际有效发电效率约为初始标称效率的88.4%，TOPCon约为90.3%，HJT约为92.2% 图表9：光伏地面电站前25年运行期内组件标称发电效率的实际有效利用率 TOPCon组件效率及价格对电站LCOE的影响：以2024年1月均价及当前主流产品效率水平条件下，使用TOPCon组件的光伏地面电站LCOE约为0.29元/k