1、硅料供給迎來實質性釋放
1.1、硅料降價刺激國內需求，海外長期需求樂觀
2022 年全球光伏裝機預計約為 240GW，根據光伏行業協會統計，樂觀情況下 2022 年全 球光伏裝機將達到 250GW，年初預期普遍在 220GW 左右，超預期的原因是歐洲及其分布式光 伏需求爆發。集邦咨詢預測，2023 年全球光伏裝機量將在 330-360GW 之間。
其中，1-10 月我國光伏裝機達到 58.24GW，同比增長 98.7%，2022 年前三季度我國分 布式新增裝機 35.33GW，約占新增裝機的 67%，分布式裝機占比明顯好于以往年度，主要系 分布式對于上游硅料價格接受度較高，集中式項目對于收益率較為敏感，業主等待硅料價 格下跌，目前看硅料價格已經出現松動，預計 2023 年硅料新增供給將出現實質性釋放，不 會成為裝機的限制因素，硅料價格下跌將直接推動裝機積極性。預計 2023 年中國集中式光 伏將表現出較強的彈性。預計 2023 年中國光伏裝機將達到約 130GW，其中集中式光伏裝機 占比約一半。
歐洲：政策支持與能源危機推動需求，2022 年歐洲光伏需求爆發，主要系歐洲能源危機推動 PPA 電價持續上漲，PPA 電價推 動了歐洲光伏的經濟性提升，2022 年三季度，歐洲太陽能 PPA 價格達到 68.57 歐元/MWh， 同比增長 53.3%，與 2022 年二季度相比，LevelTen 三季度的太陽能 P25 指數上漲了 15.4%， 部分原因是德國、希臘、匈牙利、意大利和英國等市場的太陽能價格急劇飆升。歐洲集中 式光伏電站大部分通過鎖定 PPA 電價鎖定，其余一小部分通過電力現貨交易來確定電力價 格。 歐洲電力市場目前采用的定價機制是基于能源供需關系設計的，電價采取邊際成本定 價，該機制決定了價格更高氣電成為市場的定價者，歐洲天然氣價格暴漲導致可再生能源 發電商利潤率大幅提升。
歐洲擬對電力改革從而使得市場化后再分配，具體的措施是：1） 設置天然氣價格上限；2）拆分歐洲電力市場，可再生能源電價與天然氣價格脫鉤；3）征 收超額暴利稅。根據華爾街見聞報道，當太陽能、海上風能和核能的收入超過每兆瓦時 130 歐元時，德國政府計劃對超出部分的收入征收 90%的暴利稅，德國政府提議的暴利稅起征點， 低于歐盟委員會提議的每兆瓦時 180 歐元。我們認為，即使暴利稅實施，此價格下，光伏 依然可以保持較高的收益率。
2022 年 1-10 月，光伏產品出口呈現量價齊升的態勢，2022 年 1-10 月，光伏產品出口 總額達到 440.3 億美元，創歷史新高，同比增長 90.3%，2022 年 1-10 月，光伏組件出口量 132.2GW，同比增長 61%，月度出口變化來看，四季度組件出口已經開始出現放緩趨勢。我 們認為，安裝工人數量緊張，導致海外組價出現了一定庫存，階段性影響出口。隨著硅料 價格下降，2023 年出口有望持續強勢。2022 年 3 月，美國發動了對于柬埔寨、馬來西亞、泰國、越南四國光伏產品出口的反 規避調查，雖然拜登政府豁免了未來 24 個月東南亞四國的進口關稅，但是與雙玻組件豁免 一樣具有較大的不確定性。
2022 年 6 月 21 日，美國海關和邊境保護局（CBP）依據 UFLPA 執法，將新疆地區生產 的全部產品均推定為所謂“強迫勞動”產品，禁止與新疆相關的任何產品入境，除非提供 “清晰且有說服力的證據”證明并非如此。美國的政策導致其 2022 年上半年光伏裝機僅 4.2GW，近期晶科被暫扣的光伏組件被美國海關首批放行。
ROTH Capital 合伙人獲悉 UFLPA 扣留的第一批組件已經投放到美國市場，主要為晶 科能源采用瓦克硅料生產的組件，并且他表示，截至 2022 年 8 月因新疆硅料扣押的組件達 到 3GW，預計截至 2022 年底扣押的組件規模預計達到 9-12GW。UFLPA 是中國企業向美國 出口光伏產品的主要壁壘，主要針對涉疆硅料，需要光伏企業自證。晶科組件獲得放行是 一個首發信號，若未來幾月，其他一線組件廠甚至第二梯隊廠家產品同樣得到順利放行， 代表著國內組件廠“采購海外硅料、配套東南亞硅片產能、搭建海外供應鏈”方案行之有 效，并且由于國內廠家已逐步理順所需材料及流程，往后的檢查流程將更順暢，周期更短。
2023 年美國市場需求旺盛態勢愈發明朗，“新增+存量”需求釋放。2022 年以來，從 取消兩年東南亞光伏關稅，到出臺 IRA 新政生效，再到放行扣留組件，美國光伏政策不斷 松動，政府拉動光伏裝機需求的意圖愈加明顯。展望 2023 年，我們認為，美國 “新增+存 量”的光伏項目和表前大型儲能項目都將迎來爆發：由于硅料跌價，以及 IRA 新政帶來的 ITC 增幅和延長，光伏+儲能的初始成本下降，一方面將刺激新增項目增長，另一方面，一 批成本壓制下停滯的存量儲備項目的建設也將提速（存量項目指，原先已拿到許可且已簽 PPA 電價但未開工建設的項目、已拿到許可但未簽 PPA 電價的項目、已拿到地且正在排隊 申請許可和 PPA 電價的項目），中國組件的順利登錄將是裝機量的有力保障，預計 2023 年美國光伏裝機將出現明顯恢復性增長。
1.2、硅料迎來實質性供給釋放，產業鏈不存在硬瓶頸
根據 SMM 統計，11 月國內多晶硅產量約為9.31萬噸，環比10月增長近 9.66%,國內多 晶硅產量繼續增長，供應不足的情況逐步消失。11月國內多晶硅折算約 35.8GW 的供應量， 反觀硅片產量約為 36GW 左右，考慮11月國內多晶硅還有進口部分供應，國內多晶硅市場 已經呈現”供大于求“狀態，而據 SMM 了解，截至目前，國內多晶硅已經呈現累庫情況， 全企業庫存已達到 1.5 萬噸左右。由于目前多晶硅利潤仍保持高位，企業保持較高生產積 極性，考慮新建產能的爬坡以及內蒙通威的復產，12月預計國內硅料供應量將達到 10.4 萬 噸左右，年化產能能夠支撐的光伏的光伏裝機約 400GW。 根據集邦咨詢統計，2023 年硅料的有效供給約為 134 萬噸，按照每 GW 需要 0.26 萬噸， 容配比 1.2，能夠支持的有效裝機達到能夠達到約 429GW。時隔兩年之后，硅料不會成為 2023 年光伏裝機的限制因素。
硅料價格快速下跌，產業鏈觀望情緒濃重。根據集邦資訊統計，單晶復投料主流成交 價格在 198 元/kg，單晶致密料的主流成交價格為 195 元/kg,較上周跌幅接近 24%左右，降 幅較快，主流成交價格已經下跌至 200 元/kg，下游市場需求不振疊加成本倒掛，采購動作 有所放緩，觀望氛圍較濃，而 12 月硅料供應增量明顯，需求不暢下，硅料供應出現明顯過 剩，預計隨著硅料庫存的進一步增加，后期硅料價格有望進一步下跌。
1.3、硅片產能過剩，關注石英砂保供與技術進步
硅片跌價先于硅料，目前 M10 主流成交價格為 4.9 元/片，G12 主流成交價格為 6.6 元/ 片，2022 年最后一周周環比跌幅進一步拉大，來到 9.5%左右。本周硅片兩家龍頭企業紛紛 公布了最新牌價，最高降幅達 27%。硅片廠商清理庫存，下游廠商購買意愿仍然較淡，價格 有望進一步下跌。2023 年硅片名義產能超過 700GW。根據各個公司公告與公開信息，目前隆基、中環、 晶科、晶澳等 15 家公司 2022 年底硅片產能達到約 678GW,考慮到其后續進一步擴產計劃， 2023 年硅片名義將超過 700GW。
石英坩堝對于品質有極高的要求。石英坩堝是拉制大直徑單晶硅的耗材主要用于盛裝熔融硅并制成后續工序所需要的晶棒，其核心原材料為高純石英砂。石英坩堝以高純石英砂在潔凈環境中用電弧法制備而成，相比于普通石英砂，經過選礦提煉制備而成的高純石英砂具有更好的耐高溫性及熱穩定，材料純度是保證石英坩堝具備優良性能的核心指標。坩堝中的羥基（-OH）是對坩堝強度影響的核心因素，由于羥基的存在，改變了SiO2的鍵合結構，致使坩堝的耐溫性能大幅降低。雜質的引入對單晶性能和成品率構成直接的影響，因此與硅熔體直接接觸的石英坩堝的雜質含量至關重要，坩堝所用原料高純石英砂是石英坩堝純度的基礎。
石英砂國外供給來自美國尤尼明與挪威 TQC，國內來自石英股份。我國石英成巖條件與 美國不同，礦體規模小、礦石不穩定，國內石英砂提純難度更高，技術更復雜。目前石英 砂在光伏以及半導體端的需求持續旺盛，且由于礦脈稀少，光伏石英坩堝所用的內層砂仍 然主要來源于美國尤尼明與挪威 TQC 公司的進口，而海外高純石英砂產能擴產速度較慢。 國內供應主要是以石英股份為主。 據我們測算，2022-2024年供需差（供給-需求）分別為0.1、-0.2、0.3萬噸，供需將 繼續維持緊平衡。石英砂中長期緊缺，將影響硅片行業格局，一是核心材料的緊缺會對無 序價格戰產生限制，二是會造成硅片企業成本曲線更加陡峭，優勢進口砂能夠得到保證的 企業拉晶效率更低，成本更低，硅片行業格局有望好于預期。
過去兩年被硅料價格上漲所掩蓋的技術進步將逐步顯現。根據中環股份資料，2021 年 初至今細線化程度推進線徑降低約 30%，硅片厚度從 175μm 降低至 150μm，硅耗進一步下 降，領先企業技術優勢持續進步，其效果被硅料價格大幅上漲所掩蓋，隨著硅料價格下跌， 龍頭企業引領的行業技術效果將得到充分體現。
2、電池：TOPcon進入紅利釋放期，關注XBC、HJT多種路線
2.1、TOPcon進入紅利釋放期
隧穿氧化層鈍化接觸太陽能電池（Tunnel Oxide Passivated Contact solar cell, TOPCon）是2013年在第28屆歐洲PVSEC光伏大會上德國Fraunhofer太陽能研究所首次提出的 一種新型鈍化接觸太陽能電池。其電池結構為N型硅襯底電池，在電池背面制備一層超薄氧 化硅，然后再沉積一層摻雜硅薄層，二者共同形成了鈍化接觸結構，有效降低表面復合和 金屬接觸復合。根據ISFH測算，雙面多晶硅鈍化TOPCon電池的理論最高效率達28.7%，且最 接近晶體硅太陽能電池理論極限效率29.43%，提效潛力大。
各廠商不斷突破TOPCon電池效率記錄。目前在Topcon提效上，頭部企業如隆基、晶科、 天合光能等走在行業前列。2021年6月初，隆基宣布Topcon的實驗室轉化效率達到了25.21%； 2022年3月天合光能宣布，其自主研發的210mm×210mm高效i-TOPCon電池，最高電池效率達 到25.5%；2022年4月，晶科能源宣布，其自主研發的182N型高效單晶硅電池全面積電池轉 化效率達到25.7%，再次創造了新的大面積N型單晶鈍化接觸（TOPCon）電池轉化效率世界 紀錄。
產線兼容性好，具有成本控制優勢。N型TOPCon與P型PERC相比，工藝路線差異主要體現在多晶硅生長和氧化層的制備上，僅增加了硼擴和薄膜沉積設備，而在上游硅料、硅片等重資產環節并不涉及設備的更替，最大程度保留和利用現有P型PERC電池設備制程，兼容度高達70%。根據CPIA數據，2021年PERC產線設備投資成本降至19.4萬元/MW，TOPCon電池線設備投資成本約22萬元/MW，略高于PERC電池。從成本角度來看，硅片和漿料成本占TOPCon成本比較高，在80%以上。未來降低銀漿用料和提高良率是降低成本的有效途徑。
TOPCon 電池項目相繼啟動，已獲得集中式電站項目訂單。6 月，晶科能源“尖山二期 11GW 高效電池及 15GW 組件智能生產線項目”開工，電池量產平均效率目標為 25%以上，在 目前 16GW N 型 TOPCon 電池及組件產能的基礎上繼續擴充產能。天合光能在江蘇宿遷布局 8GW 的 TOPCon 電池項目也已于 4 月正式啟動，預計 2022 下半年投產，預計全年出貨 2-3GW， 良率上 97%，年底達到 24.7%轉換效率。訂單方面，以晶科為例，6 月初，公司先后獲得國家電投、大唐集團的 N 型組件訂單。其中，晶科將向國家電投供應 550MW 高效雙面雙玻組 件 N 型 Tiger Neo 組件，標志著中國最大的太陽能開發商之一轉向更先進的 N 型高效組件； 與大唐集團簽訂的 N 型組件供貨規模約 1GW。
2.2、龍頭企業布局IBC，在分布式市場有突出優勢
IBC（interdigitated back contact，全背電極接觸晶硅光伏電池）的正負極電池以 叉指狀的方式排列在電池背光面，p-n結也位于電池背面，屬于背接觸太陽電池。正面沒有 金屬電極遮擋使IBC電池具有更高的短路電流Jsc，同時背面可以容許較寬的金屬柵線來降 低串聯電阻Rs從而提高填充因子FF；加上電池前表面場以及良好鈍化作用帶來的開路電壓 增益，IBC電池在降低光學損失、提升效率、改善電池性能，外觀美觀等多個方面具備優勢。 理論轉換效率高，溫度系數低。研究人員預計IBC太陽能電池的效率記錄將達到29.1%。 另外，IBC太陽能電池技術將傳統選項的溫度系數從-0.387%/ºC提高到-0.446%/ºC，降至0.29%/ºC。因此，在炎熱氣候IBC太陽能電池板可以提供更好的性能。
兼容性好，有利于下一代技術的延伸。TBC電池是將TOPcon與IBC相結合，這種電池結 構結合了IBC電流高的短路電流與TOPCon優異的鈍化接觸特性，因此能獲得更高的電池效率。 HBC是電池利用HJT電池結構和IBC結合，形成的太陽能電池結構，這種電池結構結合了IBC 電池高的短路電流與HJT電池高的開路電壓的優勢，因此能獲得更高的電池效率。
P型IBC已有較好成本解決方案。IBC電池技術的缺點是制造工藝更昂貴、更復雜。但在 根據江蘇日托光伏于2021年3月申請的專利《一種P型IBC電池的制備方法》，采用P型硅片 作為襯底，正背面均無需硼摻雜，且不需要掩膜和光刻，工藝步驟簡單，將傳統IBC復雜的 過程簡化為12步，生產成本明顯降低。考慮到P型IBC產品應用場景主要是海外分布式，終 端對于高性能產品溢價接受度較高，假設其溢價可以達到0.2元/W，約合3美分/W，當P型 IBC電池良率達到95%時，P型IBC產品一體化盈利即可達到約0.25元/W，當良率達到98%的時 候，一體化盈利可以進一步提升到0.28元/W。
隆基率先布局HPBC電池,有望在高端分布式市場獲得超額收益。隆基HPBC電池在P型技 術路線上采用IBC技術，襯底硅片依然為P型硅片。2022年11月4日，隆基綠能正式向外界發 布組件新品Hi-MO6，同時公司亦公布了該組件所搭載的HPBC電池細節。HPBC全稱混合鈍化 背接觸電池，目前量產效率突破25%，疊加氫鈍化技術的PRO版本效率達到25.3%，公司推出 組件新品Hi-MO6，在發電模擬中較PERC產品平均增益達到10%。預計2023年HPBC電池產能滿 產后,預計會有20-25GW的產品出貨。
2.3、HJT有望成為下一代技術，有望在2023年放量
HJT（本征薄膜異質結電池）是一種特殊的PN結，由非晶硅和晶體硅材料形成，是在晶 體硅上沉積非晶硅薄膜，屬于N型電池中的一種，最早由日本三洋公司于1990年成功開發， 具有效率高、溫度系數低、雙面性高以及工藝步驟少的優勢。 高效率：HJT單面組件的理論轉換效率為26.07%，雙面組件的轉換效率超過30%，是業 內最高效的太陽能技術之一。近兩年，PERC電池的光電轉換效率已達瓶頸，業界公認 最高效率一般在22-23%左右，TOPcon電池光電轉換效率達到25%以上，HJT電池轉換效率突破26%（隆基）；
良好的溫度系數：PERC電池的溫升系數是-0.38%/℃，HJT的溫升系數是-0.25%/℃， HJT電池具備更低的溫度系數，產生更高的開路電壓，也就保證了更高的輸出功率。基 本上HJT電池每年比PERC電池每瓦高出3%的發電量，這也使它非常適合在高溫區域應用。高雙面性：HJT電池的雙面率能達到90%以上，使得其在設計為雙面 組件時具有出色的性能。 工藝步驟少：HJT電池在制造過程中僅涉及5-7個步驟，設備的價格不斷降低。
研發中試加速推進，效率記錄不斷突破。隆基綠能官方信息顯示，近日經德國哈梅林 太陽能研究所（ISFH）測試，隆基自主研發的硅異質結電池轉換效率達26.81%，創造了大 尺寸單結晶硅光伏電池效率新的世界紀錄。華晟新能源介紹，其2021年投產的HJT1.0產線組件CTM達到98.5%；基于微晶技術的HJT2.0產線，M6單面微晶工藝研發產線，最佳批次平 均效率25.45%，冠軍片效率達到25.61%；G12量產線平均效率24.5%，最佳批次平均效率 24.73%。金剛玻璃也表示，公司異質結電池微晶線HJT電池平均轉換效率達到24.95%，電池 最高轉換效率已達25.2%，目前已交付部分客戶異質結電池銷售訂單。
降本路線清晰，已見成效。從非硅成本來看，在銀柵線技術下，目前量產HJT的單瓦成 本較PERC高0.2元/瓦以上，未來差距可縮小到0.1元/瓦以內，導致HJT單瓦成本高的主要部 分在于銀漿耗量、ITO的使用、機臺折舊等。華晟新能源對比2022年1月和2022年4月HJT電 池各項成本發現，銀漿每瓦單耗下降28%，網版壽命提升帶來成本下降72%，清洗工藝優化 以及低成本化學品導入帶來化學品用量節省了31%，提高靶材利用率帶來靶材耗量降低15%， 年底非硅成本可以控制在0.14元/W左右，對比2022年1月份錄得的0.38元/W，下降幅度極為 顯著。
量產招標進度超預期，多家廠商開始布局。金剛玻璃6月公告披露，公司決定投資建設 4.8GW高效異質結電池片及組件項目，總投資額41.91億元，建設周期為18個月。根據華晟 新能源公眾號5月披露，華晟擬在宣城開展建設三期4.8GW雙面微晶異質結智能工廠項目， 第一階段2.4GW的工廠土建招標已正式掛網，將在2023年Q1-Q3分兩期投產。另外，設備方 面，捷佳偉創稱2021年公司實現了HJT設備進入歐洲市場的突破；邁為股份稱公司HJT設備 已成功導入微晶技術，同時與產業鏈各環節廠家共同積極推進降本。
3、輔材：POE趨勢帶動膠膜格局優化，光伏玻璃有望走出底部
3.1、POE供給趨緊，帶動膠膜格局優化
光伏組件封裝膠膜以 EVA 和 POE 類膠膜為主，當前 EVA 膠膜占據主流份額。目前，市 場上封裝材料主要有透明 EVA 膠膜、白色 EVA 膠膜、聚烯烴（POE）膠膜、共擠型聚烯烴復 合膜 EPE（EVA-POE-EVA）膠膜和其他封裝膠膜（PDMS/Silicon 膠膜、PVB 膠膜、TPU 膠膜） 等。EVA 膠膜憑借較佳的光學性能和粘結性、相對低廉的成本及適配 P 型組件占據主流份額。 2021 年，單玻組件封裝材料以透明 EVA 膠膜為主，約占 52%的市場份額，較 2020 年下降 4.7pcts；POE 膠膜和共擠型 EPE 膠膜合計的市場占比提升至 23.1%。
POE 膠膜性能優異，具有高阻水性、高抗 PID 性能。POE 膠膜具有高水汽阻隔性、高可 見光透過率、高體積電阻率、優秀的耐候性能、長久的抗 PID 性能和高反射性能等優良特 性，能提高組件對太陽光的有效利用率，增加組件功率，避免組件層壓后的白色膠膜溢膠 問題；共擠型 EPE 膠膜既有 POE 膠膜的高阻水性能也有 EVA 的高粘附特性，可作為純 POE 膠膜的替代產品。
POE 樹脂是 POE 膠膜核心原料，產能集中于海外跨國企業。光伏膠膜生產成本約 90%為 直接原料成本，其中樹脂粒子成本占比高達 80%。POE 是一種乙烯/α-烯烴兩種單體的無規 共聚物，擁有良好的低溫韌性、易于熱塑加工，廣泛應用于光伏膠膜、聚烯烴材料增韌改 性、發泡、膠粘劑等領域，按照不同產品類型分為注塑級 POE、普通級 POE 和擠出級 POE。 近年來，光伏、汽車輕量化、以塑代鋼、人造草等新興行業的快速增長等都帶動 POE 需求 的快速增長。但是，由于聚合工藝、茂金屬催化劑、a-烯烴等多環節存在較高技術壁壘， POE 產能主要集中在陶氏、三井、LG 等幾家跨國大型企業，我國當前尚未實現 POE 大規模 工業化應用。
需求端：N 型組件產業化加速+雙玻組件滲透率提升，光伏級 POE 粒子需求顯著提升。 N 型組件產業化全面加速，滲透率快速提升，帶動 POE 膠膜需求。
2022 年以來，N 型組 件逐步開始放量，尤其是 TOPCon 產業化速度明顯加快，據 SMM 統計，目前我國 TOPCon 電 池已投產 49.4GW，在建中產能有 60.5GW，規劃中產能達 206GW，預計 2022 和 2023 年底 TOPCon 電池產能將分別達到 77.4GW 和 305.9GW，2023 年新增產能將達 228.5GW，預計 2023、 2024 年 TOPCon 電池產能占光伏電池產能比重將分別達到 31.43%、34.61%。由于 N 型電池 的 PID 效應在受光面更敏感，PID 衰減大的 N 型組件在光照恢復后也會造成不可逆損傷，N 型電池使用單玻封裝時背板水汽阻隔性也較差，使用 POE 膠膜進行封裝能降低 N 型組件的 整體水汽透過率，延長組件使用時間，因此主要的 N 型組件公司都在探索或導入純 POE 膠 膜或 EPE 膠膜作為封裝材料。預計隨 TOPCon 產業繼續放量，POE 膠膜滲透率有望加速提升。
雙玻組件滲透率提升帶動 POE 膠膜需求。隨著下游對雙面組件發電增益的認可，以及 美國豁免雙面發電組件 201 關稅，2021 年雙面組件市場占比升至 37.4%，預計 2022 年單雙 面組件市場占比基本相當。由于雙玻電池背面鈍化不完全、細小鋁線印刷的鋁柵格更容易 被酸腐蝕、無框或半框封邊導致空氣水汽進入等，無特別防護的雙玻電池背面 PID 衰減可 達 15%～50%。POE 膠膜具有優異水汽阻隔能力和離子阻隔能力，水汽透過率僅為 EVA 膠膜 的 1/8 左右，在濕度較大的環境中表現突出，且其分子鏈結構穩定，老化過程不會分解產 生酸性物質，具有優異的抗老化性能。因此，目前普遍采用 POE 膠膜進行雙玻組件封裝。
供給端：海外光伏級 POE 粒子產出短期提升空間有限，國產化粒子大規模量產進度較 慢。 技術壁壘高，POE 產能由少數幾家大型海外跨國企業壟斷。目前有陶氏化學、Exxon、 三井化學、SABIC-SK 合資工廠、LG 化學等公司實現了 POE 工業化生產，2021 年全全球廣義 POE 產能（包括丙烯基彈性體等）約在 200 萬噸，側重乙烯基彈性體的狹義 POE 產能約 158 萬噸，且相當一部分裝置并非全部產能專產 POE 彈性體，以上企業對生產 POE 所需的催化 劑和重要原料高碳α-烯烴的工藝技術進行專利保護且嚴密封鎖。目前，陶氏化學是全球最 大的 POE 生產企業，年產能約 90 萬噸，占全球產能一半，預計到 2025 年 POE 產能將達 190 萬噸；LG 化學 POE 總產能 28 萬噸，計劃 2023Q4 擴產至 38 萬噸產能，未來三年再擴 20 萬 噸到 60 萬噸產能；三井 POE 總產能約為 20 萬噸；SK 和 Sabic 總 POE 產能約為 23 萬噸。
光伏級 POE 粒子產出有限，預計海外產量今年將有所提升。目前，可生產光伏級 POE 的供應商只有陶氏化學、日本三井化學、韓國 LG、SK-SABIC 合資工廠（SABIC SK Nexlene Company）。預估 2022 年光伏 POE 粒子供應約 30 萬噸, 其中陶氏化學 13 萬噸、LG 化學 10 萬噸、三井 5 萬噸，SK 和 Sabic 在 7000 噸左右。預估 2023 年光伏 POE 粒子供應約 40 萬噸， 其中陶氏 20 萬噸、LG 化學 12 萬噸、三井 7 萬噸。
國產化 POE 布局加快，萬華化學預計 2024 年投產。目前萬華化學、中石化茂名石化、 京博石化和東方盛虹子公司斯爾邦等已完成中試，中石化天津石化、衛星化學、浙石化等 也在積極規劃 POE 產能。其中，萬華化學進展較快，已完成 1000 萬噸/年中試 POE 裝置建 設，2022 年 3 月宣布產出合格中試產品，目前在下游各領域進行應用開發。此外，衛星化 學、浙石化等也在布局上游α烯烴原料。2021 年 12 月，衛星化學公告投建年產 10 萬噸α 烯烴和配套 POE；2022 年 6 月，年產 1000 噸α烯烴裝置項目環評一次公示。2022 年 8 月， 浙石化公告建設年產 35 萬噸α-烯烴裝置以及 2×20 萬噸 POE 聚烯烴彈性體裝置。整體來 看，目前國產 POE 仍處于中試階段，部分企業處于量產準備期。
光伏級 POE 粒子供給趨緊，粒子保供能力強的龍頭膠膜廠受益，膠膜盈利和競爭格局 有望優化。 光伏級 POE 粒子供給將持續偏緊。綜合 POE 粒子的供需情況來看：在對未來組件封裝 技術進展的中性假設下（即情景 2：TOPCon/HJT 單雙玻正面均使用 POE 膠膜，背面使用 EPE 膠膜；XBC 正面使用 POE 膠膜，背面使用 EVA 膠膜；PERC 雙玻組件正面使用 EPE 膠膜，背 面使用 EVA 膠膜，單玻組件正反面均使用 EVA 膠膜），則 2023 年 POE 粒子需求約 42 萬噸， 2024 年 POE 粒子需求約 74 萬噸，POE 粒子供應將偏緊。考慮到 POE 下游汽車、共聚物改性、 發泡、電纜等領域需求的產能分配調整，以及不同產品產線、不同等級 POE 產品的切換調 整，近年內光伏級 POE 粒子供應將持續處于緊平衡狀態。同時，POE 粒子的緊缺也將倒逼 N 型組件廠家加快 EPE 膠膜甚至 EVA 膠膜對純 POE 膠膜的替代。
膠膜盈利向上，POE 粒子保供能力強的膠膜廠商有望獲得超額利潤。當前，粒子廠和膠 膜廠一般沒有形成硬性保供條約，僅有口頭約定或寬松條約，其余未約定的量價高者得， 市場主導。因此，POE 粒子的原材料獲取能力將成為膠膜廠商核心競爭力。對上游，POE 粒 子緊缺，粒子廠商占據產業鏈優勢地位，結算方式要求現貨現結；對下游，組件客戶回款 周期長。因此，隨著 POE 粒子供應緊缺和價格上漲，有資金優勢和規模優勢的龍頭膠膜企 業可優先拿貨保障粒子供應，保證了開工率及新增產能釋放，有望通過“順價+產品結構優 化+規模效應+市場份額集中”來提升盈利能力，目前 POE 膠膜較 EVA 膠膜有 5pcts 左右的 毛利率優勢。
頭部膠膜廠布局 POE 膠膜+供應鏈保障能力強，有望鞏固并擴大市場份額。目前光伏膠 膜市場集中度較高，呈現單龍頭穩態格局，截至 2021 年底，行業龍頭福斯特市占率過半， 達 54%，東方日升子公司斯威克市占率達 17%，海優新材市占率達 15%，賽伍技術、上海天 洋等廠商也占據一定市場份額，二線廠商也在積極擴產中。隨著未來 POE 膠膜市場份額擴 大，已在該領域布局并有較強 POE 粒子保供能力的膠膜廠家將迎來較為強勁的業績動力， 有望鞏固并擴大市場份額優勢。
3.2、光伏玻璃格局有望優化，關注二線新增供給進度
根據卓創資訊統計，2018-2019 年光伏玻璃市場波動整體不大，2020 年需求旺盛，光 伏玻璃供不應求，價格連續上漲，創歷史峰值，價格最高點出現在 2020 年 11-12 月份，當 時 3.2mm 的鍍膜價格為 42 元/平方米，隨著新增產能陸續投放，價格在 2021 年出現快速回 落，2022 年受到硅料價格連續上漲影響，終端需求受到抑制，年內新增產能較多，供需矛 盾加劇，全年成本端增加較為明顯，玻璃價格仍然處于低位震蕩狀態。
2016-2019 年光伏玻璃產能增速較為緩慢，復合增長率為 12.97%。2020 年四季度需求 集中釋放，供不應求背景下，產能增速加快，全年復合增長率為 16.46%。隨著光電事業快 速發展，企業投建新產線較為積極，近兩年來產能快速投放，至 2021 年增長率提升至 40.86%。據卓創資訊監測數據統計，截止 2022 年末，在產日熔量為 74880 噸/日，同比增 幅 58.36%。其中年內新增點火產線合計 31500 噸/日，復產產線 3050 噸/日，新增及復產占 在產產能的 46.14%。
光伏玻璃盈利處在歷史底部區間。光伏玻璃最高毛利率出現在 2020 年 12 月，為 81.78%；最低出現在 2018 年 7 月，為-22.86%。2022 年中國光伏玻璃新產能投放較多，需 求支撐有限情況下，價格低位運行。加之純堿、天然氣等成本端價格居高不下，廠家利潤 空間壓縮，行業月度毛利整體處于較低水平。據統計全年平均毛利潤為 1.89%，部分月份出 現虧損。頭部企業成本優勢明顯。部分產能較多的企業，在純堿、天然氣采購方面有較大優勢； 其次部分企業自有砂礦，供應穩定，成本偏低；再次行業良品率多數在 82%-86% ，企業之 間存在差異。2023 年一季度光伏玻璃有效供給環比大幅增長，主要來自于頭部企業 2022 年新增產能的爬坡，從二季度開始新增產能速度放緩，二、三線企業投產與點火的進度具有 不確定性，隨著雙玻需求的釋放，光伏玻璃行業有望走出底部。
4、大儲能看好系統集成盈利提升
4.1、國內大儲：獨立儲能成為主流，帶動系統集成盈利改善
儲能使新能源成為電網友好的優質電源。近年來，隨著我國電力結構中風光發電比例 逐年提升，傳統電力系統中的靈活可調資源（調峰電站、抽水蓄能等）不足以支持電網穩 定可靠運行，消納可再生能源、提升電力系統靈活性的需求日益迫切。儲能具有平抑新能 源輸出功率波動、提升新能源消納量、降低發電計劃偏差、提升電網安全運行穩定性、緩 解輸電阻塞等作用，在能量市場、輔助服務市場、容量市場中具有多元價值。
大型儲能需求爆發，電源側強配是當前主流方向，但重并網輕運行問題嚴重。電源側新能源配儲能規劃規模巨大。據中電聯《新能源配儲能運行情況調研報告》， 截至 2021 年底，電源側、用戶側、電網側儲能裝機占比分別為 49.7%、27.4%和 22.9%，電 源側儲能接近裝機一半。全國已有近 30 個省份出臺了“十四五”新型儲能規劃或新能源配 儲文件，普遍要求新能源配儲比例 10-20%，備電時長 2-4h，各省規劃的新型儲能發展目標 合計超過 6000 萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》文件中提 出的 2025 年達到 3000 萬千瓦目標 2 倍。
新能源配儲利用率低。強配方式催生儲能需求大幅增長，但新能源側儲能調用頻次、 等效利用系數、利用率低于火電廠配儲能、電網儲能和用戶儲能。從等效利用系數看，中 電聯調研發現：電化學儲能項目平均等效利用系數為 12.2%，新能源配儲僅為 6.1%，火電 廠配儲能為 15.3%，電網儲能為 14.8%，用戶儲能為 28.3%。重并網而輕運行的發展與儲能 服務電力系統初衷相背離，帶來了新能源側儲能設備質量參差、實際運行效果不佳、有效 利用率低等問題。
各省已涌現出一批獨立共享儲能項目，有望逐步取代新能源配儲成為主流。 獨立共享儲能是指由第三方投資建設的大型獨立儲能電站，其全部或部分容量出租給 新能源電站以獲取租金收益。《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出：探索推廣共享 儲能模式，鼓勵新能源電站以自建、租用或購買等形式配置儲能，發揮儲能“一站多用” 的共享作用。 國內儲能示范項目大多以獨立儲能電站形式開發建設。目前，山東、廣西、浙江、四 川成都等省市的獨立儲能示范項目已經出爐，9 省/自治區發布了共計 10 批次 204 個儲能示 范項目，總規模達 19.1GW/48.4GWh，其中，山東、湖北、湖南的示范項目均有大規模的實 質性進展。
近期儲能招標項目以獨立儲能為主流。據儲能與電力市場統計，2022 年 1-10 月，已啟 動的獨立儲能項目共計 231 個，規模合計 34GW/70Gwh，已進入 EPC 和設備招標、項目建設 和投運等實質性階段的項目總計 110 個，總規模 10.9GW/21.7GWh，占比接近 1/3。山東、 寧夏、湖北、湖南等四地進入實質性階段的儲能項目全國領先，均在 2GWh 以上，以上地區 的政策相對比較明確，對儲能項目鼓勵力度較大，示范項目對 2022 年底或者 2023 年 6 月 底并網投運有要求，一定程度上加速儲能項目建設，預計 2022 年國內新型儲能項目新增裝 機量將達 12-15GWh 以上（測算結果來自電車組 2022 年 8 月 30 日報告《儲能行業深度報告： 雙碳驅動能源革命，儲能迎歷史性發展契機》），其中大部分為大型獨立儲能項目。
目前，新能源配儲仍是新能源場站的純成本項，無從談及收益率；個別省份的獨立儲 能示范項目（如山東）已能實現成本和收益基本打平。 1）成本端：當前，新能源發電企業承擔儲能成本，重點關注儲能成本和經濟性。根據 “誰受益誰買單”原則，相關部門在探討發電側、電網側及用戶側分擔儲能成本機制，但 具體方案仍未敲定，目前成本仍由新能源發電企業承擔。新能源配儲成本由發電企業直接 承擔，一座光伏電站配建裝機量 20%、時長 2 小時的儲能項目，其初始投資將增加 8%-10%； 電網側獨立儲能由新能源發電企業通過容量租賃形式間接完全承擔儲能配套成本。目前， 多地將配儲作為新能源并網或核準的前置條件，儲能成為新能源發電企業剛需，其成本和 經濟性自然更成為新能源發電企業關注重點。
2）收益端：電力現貨試點省份的價差套利給儲能電站提供了一條盈利路徑，因此，以 山東為代表的試點省份的獨立儲能示范項目得益于被充分使用，已實現收入和成本的基本 打平，經濟性明顯好于新能源強配項目。現行最優的獨立儲能收益模式為山東的“現貨市 場峰谷價差套利 + 輔助服務收益 + 容量補償收益 + 容量租賃收益”模式。據山東電力工 程咨詢院數據，山東 100MW/200MWh 獨立儲能電站每年有望獲得現貨套利收益約 2000 萬元， 共享租賃收益約 3000 萬元，以及容量電價收益約 600 萬元。在總投資約 4.5 億元，融資成 本 4.65%的基礎上，項目有望實現資本金收益率 8%以上。
當前在個別省份堪堪實現營收平衡已是儲能電站的盈利底部，現階段，一方面各省在 探索儲能市場化多重收益機制，儲能商業在模式逐步理順中；一方面，儲能各分部收益也 有望改善，未來儲能電站盈利上行趨勢明確。 多省出臺制度探索儲能多重收益機制，儲能可作為獨立主體更廣泛參與市場。青海規 定 10MW/2h 以上儲能電站可以獨立身份參與電能量交易和輔助服務交易，儲能電站可同時 參與調頻、調峰，或同時參與調頻、現貨電能量市場，為儲能電站多重收益創造條件，試 點經驗已向寧夏、陜西和區域跨省調峰輔助服務市場陸續推廣；重慶明確儲能可作為市場 主體參與電力中長期市場；云南明確新型儲能可提供黑啟動輔助服務，并規定首先出清儲 能。
11 月，能源局發布《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》，利好儲能各分部收益 提升： 1）現貨市場套利：現貨市場抬升電價中樞+拉大峰谷價差，儲能套利空間有望放大。 從電力現貨試點區域情況來看：1）電價中樞抬升：截至 10 月底，山東電力現貨市場平均 交易電價 0.4737 元/kWh，較燃煤發電基準電價上浮 19.96%；南方（以廣東起步）電力現貨 市場日前現貨均價約 0.59 元//kWh，較燃煤基準價上浮 28%。
2）峰谷價差拉大：以山東試 點為例，Q1 山東電力現貨交易最低電價-0.08 元/kWh，最高電價 0.5 元/kWh，峰谷價差 0.42 元/kWh，即儲能“低買高賣”度電收益為 0.42 元（如按上網標桿電價賣電，平均賣價 0.39 元/kWh，盈利空間很小）。 2）輔助服務收益：加快輔助服務費用向用戶側合理疏導。征求意見稿指出，要做好調 頻、備用等輔助服務市場與現貨市場的銜接，加強現貨市場與調峰輔助服務市場融合，推 動與輔助服務聯合出清，加快輔助服務費用向用戶側合理疏導。 3）容量補償收益：探索建立市場化容量補償機制。征求意見稿指出，各地要結合實際 需要探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設、保障系統發電容量充裕 度、調節能力和運行安全。
上下游壓縮儲能集成利潤空間，但獨立儲能項目報價好于新能源配儲。儲能系統集成 本身毛利率不高，2022 年以來，集成商一面應對自 2021 年延續至今的上游鋰電池漲價，利 潤空間被侵蝕，一面應對下游新能源企業降本需求，兩頭受壓，競爭激烈，處境被動。據儲能與電力市場統計，10 月產生 40 個儲能項目中標結果，總容量 3.8GW/14.65GWh，11 月 產生 22 個儲能項目中標結果，總容量 1.241GW/5.364GWh，各開發商已進入年底搶裝并網階 段。11 月儲能 EPC 中標加權平均報價為 1.976 元/Wh，其中，獨立式儲能項目 EPC/PC 的加 權平均報價最高，為 2.044 元/Wh；用戶側儲能項目的 EPC/PC 加權平均報價次之，為 1.88 元/Wh；新能源配儲項目 EPC/PC 加權平均報價最低，為 1.485 元/Wh。
展望 2023 年，4 大因素將助力儲能集成環節量利齊升： 1）獨立共享儲能成為主流，行業門檻提高帶來盈利能力上行：獨立共享儲能電站 “統一調度、共享使用”模式要求電站深度參與電力市場并從中獲益，業主自然將對系統 的充放電效率、使用壽命、電池安全性等提出較高要求，一定程度上提升了行業門檻，有 望提升良幣競爭力，進而帶來集成環節盈利能力上行，現有的儲能并網容量與運行效果分 離的局面將逐漸扭轉。
2）配儲標準提高、“剛需”性質強化：（1）標準提高：新能源配儲質量參差、有效 利用率低的問題已逐步引起重視。5 月，發改委、能源局發布《關于進一步推進新能源儲能 參與電力市場和調度運行的通知》，對新能源儲能調度運行提出更高要求，提出各地要抓 緊修訂完善適應儲能參與的并網運行和輔助服務管理實施細則，促進儲能在調峰填谷、優 化電能質量等方面發揮積極作用；11 月，能源局發布《2022 年第 5 號公告》，批準了 5 項 儲能標準；山西已提出容量衰減明確整改要求，要求因電池壽命衰減、意外事故等造成性 能參數發生較大變化的，電站需及時上報電力調度機構，3 個月內完成整改。
（2）需求強 化：多地再出政策，將配儲作為可再生能源并網或核準前置條件。貴州已要求對新建未配 儲能的新能源項目暫不考慮并網；寧夏要求儲能設施應與光伏項目同步規劃、同步建設、 同步投運；11 月，上海公布了 4 個海上風電項目，要求配儲 10%-20%，目前除上海外并未 對海風配儲提出明確要求，政策層面多為鼓勵，若新能源配儲要求擴展至海風，將成為儲 能的又一個增量市場。
3）儲能最大程度分享上游硅料利潤轉移：近兩年，受下游需求帶動和產能受限影響， 以硅料為代表的光伏上游原材料價格持續走高，隨著硅料擴產釋放，預計硅料價格將在今 年出現大幅下跌，硅片廠家也已率先在 2022 年 11 月出現價格松動。隨著今年光伏產業價 值鏈利潤趨勢翻轉，預期組件價格下跌將帶來地面電站開工率復蘇，對儲能消納的需求也 將愈強，屆時儲能將是最大程度分享硅料利潤轉移的細分方向。 4）后續政策增厚儲能經濟效益：隨著風電、光伏發電量占比未來長期持續提升，以及 《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》出臺，各省有望陸續發布政策，探索儲能多重收益機制，厘清商業模式，增厚經濟效益，比如，山東已發布了 2023 年容量補償分時峰谷 系數，確定容量電價建立峰谷價差機制，最大價差達 0.19 元/kWh，可提高容量補償收益。
4.2、美國大儲：多項支持政策出臺，存量+新增需求有望釋放
2022 年表前儲能裝機受新能源裝機階段性限制。2022 年 3 月，美國商務部重啟對中國 光伏企業“雙反”調查，因此由于供應鏈限制、貿易壁壘和物流挑戰，美國上半年光伏裝 機量明顯低于預期。據美國清潔能源協會(ACP)數據，盡管 2022H1 美國儲能裝機有所增長， 2022H1 裝機約 5GWh 儲能系統，與 2021 年同期相比增長了三分之一，但由于風電和光伏裝 機容量下滑 50%～70%，大約 20%的計劃中的光伏裝機被推遲，因此儲能裝機需求同步受到 壓制。
利好政策出臺，推動儲能經濟性繼續提高，帶動儲能裝機需求提升。 1）2022 年 9 月，《通脹削減法案》正式立法，獨立儲能投資成本有望大幅降低。
（1） 儲能與太陽能脫鉤，獨立儲能系統有資格獲得 30%的清潔能源投資稅收抵免(ITC)。此前， 只有將電池和太陽能配對的項目才有資格獲得 ITC，根據《降低通脹法案》，獨立儲能和太 陽能+儲能項目的 ITC 在十年固定期限內將增加到 30%（2023 年 1 月起，如果滿足勞動力要 求，1MW 以上的項目的 ITC 可以從基礎抵免比例 6%增長到 30%）；（2）允許免稅實體以直 接付款的形式獲得投資稅收抵免（直接支付選項）。此前，為使非營利性項目在財務上可 行，大多數免稅組織必須與可利用稅收優惠的開發商或銀行合作，簽署電力購買協議(PPA)， 在一段時間內（通常為 25 年）向銀行或開發商支付一定數額的費用。現在，公立學校、城 市和非營利組織等免稅組織可以通過直接支付獲得 30%的 ITC。
IRA 新政刺激“新增+存量”表前大儲裝機，尤其拉動獨立儲能需求。近年來，高額光 伏組件和電池成本一定程度上抑制了美國大儲需求。展望 2023 年，ITC 的增幅和延長一方 面將刺激新增項目增長；另一方面，一批存量儲備項目由于補貼增厚、初始成本下降，全 生命周期度電成本（LCOS）下降，項目有望達到其預期盈利目標，成本壓制下停滯的建設 也將隨之提速（存量項目指：原先已拿到許可且已簽 PPA 電價但未開工建設的項目、已拿 到許可但未簽 PPA 電價的項目、已拿到地且正在排隊申請許可和 PPA 電價的項目）。我們 測算，隨著獨立儲能項目的 ITC 抵免比例從 0 增長至 30%，項目 LCOS 將從 147.2$/MWh 大幅 降至 119.5$/MWh，項目盈利能力有望得到極大改善。
2）停征東南亞進口太陽能組件“雙反”關稅，光伏裝機復蘇將對儲能增長形成有力支 撐。2022 年 9 月 16 日，美國商務部宣布了對使用中國制造的零部件在柬埔寨、馬來西 亞、泰國或越南組裝的太陽能電池和組件給予 24 個月（即 2024 年 6 月 6 日或緊急情況 終止前）反傾銷和反補貼稅豁免的最終規則。同時，將關稅豁免限制在規則終止之日起 180 天內在美國“使用或安裝”的面板和電池（反囤積條件）。 3）此前已有加州自發電激勵計劃(SGIP)用于鼓勵分布式能源發展。2001 年 CPUC（加 州公用事業委員會）啟動自發電激勵計劃（SGIP）。2017 年 12 月發布的第六版 SGIP 手冊 將激勵資金的 80%提供給儲能。2018 年 8 月，加州議會通過 SB700 法案，將 SGIP 計劃延長 至 2026 年。2020 年 1 月，CPUC 為 SGIP 再注資 6.75 億美元,意味 SGIP 能提供超過 10 億美 金的激勵返款。
美國表前儲能有望持續突破裝機記錄。在東南亞光伏關稅取消兩年、2023 年 IRA 新政 生效、加州 SGIP 自發電激勵計劃的政策背景下，美國儲能市場有望持續突破裝機記錄， WoodMackenzie 預 測 ， 2022/2023/2024 年 美 國 市 場 儲 能 新 增 裝 機 將 分 別 達 到 13.4/30.3/42.1GWh。
UL 認證與歷史供貨經驗成為中國企業進入美國大儲市場的門檻。 1）UL 認證：PCS、儲能電池、儲能系統等均有 UL 認證標準，通過 UL 認證是國內儲能 廠商登錄美國市場的先決條件。以 UL 9540A 認證為例，UL 9540A 測試用以評估電池儲能系 統大規模熱失控火蔓延情況，是美國儲能項目開發商或業主提交相關項目審批流程時所需 的一份關鍵第三方報告，當地相關監管執法部門（AHJ）會對 UL9540A 報告進行審核，評估 項目火災風險是否可控，并制定相關消防應急預案，截至目前，少數幾家國內廠商如寧德 時代、億緯鋰能、比亞迪等的儲能產品通過了 UL 9540A 相關測試審核。 2）歷史供貨經驗：有美國市場上歷史供貨經驗的廠商不僅證明了其產品通過 UL 認證， 同時，廠商的清關能力和美國市場上的渠道能力也得到證明，后續繼續順利出貨確定性強。
4.3、海外戶儲：歐洲戶儲需求旺盛，美國戶儲市場空間打開
儲能提升戶用光伏自發自用水平，平滑峰谷用電波動，節約家庭用電開支。由于光伏 日內發電與家庭負載應用在時間上不完全匹配（光伏日間發電，利用小時數大約為 3-4h， 而家庭用戶一般在下午或夜間負荷較高），戶用儲能通常與戶用光伏配合使用，用戶可通 過峰谷電能的轉換使用來有效提升光伏發電自發自用率，大大降低電費支出，甚至實現白 天和夜間的電力需求全部自給，規避電價上漲風險和電力供應短缺帶來的損失。
歐洲：電價高漲及政策補貼是驅動歐洲戶用儲能發展最重要的原因。現階段，歐洲戶 用儲能裝機持續高增長，滲透率提升空間仍然廣闊。 俄烏沖突加劇歐洲能源危機，高居民電價刺激戶儲需求。俄烏沖突爆發以來，俄羅斯 流向歐洲的天然氣大幅減少，再加上夏季多輪熱浪和嚴重干旱疊加，歐洲天然氣價格和電 價在2022年被推至歷史新高，德國部分地區2022年居民電價可達到40歐分/kWh以上，較 2021年初翻三倍。
對年耗電量為1500kWh的單人家庭來說，每kWh電價上漲20歐分意味著每 年額外支付約300歐元，對一個耗電量為5000kWh的家庭來說，額外支付最高可達1000歐元。 當下寒冬和核電出力下降使歐洲天然氣更易供應緊張，雖然來自美國的LNG彌補了進口量的減少，并填充了儲氣庫，但目前庫存已經開始下降。據德國價格門戶網站Verivox，由于電力和天然氣供應商面臨更高的批發價格和飆升的電網費用，德國家庭將在2023年1月再次迎來電費暴漲。
德國、意大利等歐洲國家均提供戶用儲能高額補貼。1）德國：2022年，德國復興信貸 銀行啟動節能建筑改造補助方案（KfW270），為光伏或儲能系統購置成本提供2.3%利率貸 款。此外，聯邦各州和城市層面對購買光儲設備提供支持，巴伐利亞州對3kWh儲能補貼500 歐元，每增加1kWh容量補貼增加100歐元，最大容量30kWh；柏林對與光伏系統配套的儲能 每kW補貼300歐元，最高1.5萬歐元；下薩克森州補貼高達40%的電池儲能系統成本。2）意 大利：Ecobonus政策針對小型光伏和戶用儲能有50%稅收減免外，新計劃Superbonus110%提 供高達110%戶用/工商業光伏和儲能系統費用的稅收減免（五年等額減稅）。ANIE公告稱， 受新計劃刺激，2022Q1的分布式電化學儲能新增裝機為123MW/264MWh，達到2021年全年的 60%。
歐洲戶用儲能裝機持續高增長，滲透率提升空間廣闊。2021年，歐洲戶用儲能裝機同 比增長一倍多，達到2.3GWh，其中，德國為歐洲戶儲增長的最大動力，新增裝機1.3GWh， 占比達59%，年增長率為81%，意大利新增裝機321MWh，年增長率達240%。滲透率方面，以 戶用儲能滲透率最高的德國為例，截止2021年，德國有超過43萬個家庭安裝了電池儲能系 統，儲能在可安裝家庭中的滲透率僅為8%，增長空間巨大。
SPE預計，2022年歐洲將有超過 100萬戶家庭使用光儲系統供電，戶用儲能的安裝量將超過42萬套，累計裝機容量將增長到 9.3GWh，戶用光伏配儲率從2020年的23%增長到2021年的27%，限制裝機容量增長的主要原 因是安裝人員不足和電池嚴重短缺。同時，SPE預計，一般情況下，到2026年底歐洲戶用儲 能總裝機容量將增長300%以上，達到32.2GWh，擁有光儲系統的家庭將達到390萬個；理想情況下，總裝機容量將增至44GWh。
美國：保障用電和節省電費是美國戶用儲能市場發展的核心動力。ITC補貼利好下，戶 用儲能裝機積極性進一步提高，市場逐漸打開，有望接力歐洲。 氣候不穩定，電網可靠度低，居民保障用電需求強烈。颶風、龍卷風、干旱、暴風雪 等時常造成美國多地無預警斷電，2021年2月德州暴風雪造成70%的居民42小時停電，影響 450萬戶家庭與企業，造成48人死亡。其次，美國電網較為老舊，各州系統獨立，約40%區 域（中西部為主）由公共事業企業發輸配售垂直管理，約60%區域由獨立運營商管理，緊急 事故出現時，大規模電力調度難，企業之間支援意愿不強。同時，由于電網投資巨大，企 業加強電網的可靠性的經濟回報率也不高。
補貼扶持力度大，ITC延期刺激戶用儲能裝機。2022年9月，《2022年減少通脹法案》 正式立法，將ITC政策延期10年，戶用儲能補貼門檻下降為5kWh，抵免比例于2032年前維持 在30%，2033年降至26%，2034年降至22%；加州自發電獎勵計劃(SGIP)總預算12億美元，將 儲能系統的用戶依照風險與收入進行分類，分階段進行補貼，最新法案將SGIP計劃延長至 2026年。
加州裝機強勢，其余州需求開始發力。2022Q2，美國戶用儲能新增規模達0.15GW /0.38GWh，環比增長6%/12%，同比增長68%/73%，繼Q1后再創季度裝機歷史新高。從地域上 看，加州一直以來是美國戶用儲能強州，2021年加州占全國戶用儲能裝機量的57%，每季度 新增裝機占全國的幾乎50%，總裝機容量是第二名波多黎各州的近3倍，但在停電威脅、補 貼激勵和分時電價使加州裝機依然強勁的同時，2022Q1加州僅占戶用儲能新增市場的44%， 是自2019年以來的最低百分比，這是由于其他州的戶儲需求也在停電威脅下非常旺盛， 2022Q1戶儲裝機創記錄的市場包括波多黎各、密歇根州、猶他州等8個州，戶用儲能市場有 望進一步打開。
處于市場發展初期，光伏配儲率增長動能強勁。2022年上半年，在供應鏈持續受限情 況下，美國市場上戶用光伏系統價格上漲至2.77美元/W，同比增長3.4%，儲能價格也有所 上漲。即使如此，美國戶用光伏配儲率依然創造新高，超過17%的消費者隨光伏系統安裝了 電池，而2021年下半年這一比例為15.5%。未來美國戶儲的增長主要依托戶用光伏裝機的增 長和儲能滲透率的提升，尤其是經濟發展較好的州。
4.4、微逆為具有長期空間的好賽道
微逆放量爆發在即，國產廠商潛力巨大。微型逆變器一般指的是光伏發電系統中的功 率小于等于1000瓦、具組件級MPPT（最大功率點跟蹤）的逆變器，該技術為每個光伏組件 單獨配備一個具備交直流轉換功能和最大功率點跟蹤功能的逆變器模塊，將組件發出的電 能直接轉換成交流電能，優勢是更安全、發電效率更高。根據Maximize Market Research 預測，2019年微型逆變器全球市場約30億美元，至2027年將增長至約130億美元；根據HIS Markit預測，模塊級電力電子（MLPE，微型逆變器和功率優化器）在2021-2025年的復合增 長率為33%。
目前，北美、歐洲是微型逆變器目前最主要的兩大市場。2022年以來，在歐洲儲能市 場放量的驅動下，微逆開啟爆發式增長，處于規模化開端階段。根據Maximize Market Research對全球微型逆變器市場規模的研究，全球最大微型逆變器制造商Enphase的市場占 有率約20-25%。目前，國內微逆企業禾邁股份、昱能科技的產品性能已與Enphase不相上下， 甚至覆蓋頻率更廣，在成本控制上有明顯優勢，市場份額有望快速提升。
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