當下市場一致預期對于光伏組件的投資價值仍有重大偏差：市場認為組件環節產能大，競爭惡化，價格戰一觸即發，但我們認為當前組件環節的市場格局與兩年前相比已有重大變化，頭部企業通過品牌、渠道、供應鏈、產品差異化多維度構建起來的壁壘已經牢不可破，以致于后發者追趕難度巨大，行業的核心競爭力在于銷售、運營和技術進步，產能是否過剩早已不是評判行業競爭格局的主要矛盾。
我們判斷在未來兩年，組件企業的頭部集中的趨勢將進一步強化，行業地位仍將持續提升，成為包括下游運營商、EPC公司在內的全產業鏈最具備統治力和話語權的環節，上述競爭力將最終反映在財務報表上的盈利能力超預期。目前看組件公司對應動態估值在產業鏈各環節中處于相對較低水平，我們認為上述情況將在2022年通過1-2個季度的組件公司業績超預期得到顯著扭轉，龍頭組件公司正走在估值提升的道路上。
短期：硅料降價帶來一體化組件盈利改善
2022年一季度起，硅料環節新增產能將逐步釋放，復盤歷次硅料價格波動下晶科能源單瓦毛利的變化，可以發現硅料價格的漲跌基本與一體化組件單瓦毛利呈負相關關系。因此，在本輪硅料降價過程中，一體化組件企業的單瓦盈利也將隨之顯著提升。
中期：一線企業技術優勢明顯，N型時代催生組件產品差異化
2022年是N型電池量產元年，一線組件企業能夠依靠一體化優勢降本(N型硅片、串焊工藝改進等)，在N型技術上具有明顯優勢。電池技術領先的組件龍頭有望為行業貢獻差異化的組件產品，持續賺取行業超額利潤。
長期：頭部組件公司的產業鏈話語權愈發凸顯
終端出貨量是評判組件公司是否有投資價值的重要標準，組件企業核心競爭力在于銷售端，主要體現在企業的品牌、渠道布局，以及供應鏈管理能力，并且最終會反映在各家企業的出貨量上。從近幾年各家組件企業的出貨量可以看出，目前頭部公司的先發優勢已經確立，并且與其他企業正逐步拉開差距。我們預計2022年組件環節CR5為76.5%，未來組件環節將成為光伏主產業鏈中格局最優的環節。
需要強調的是，我們看好的是頭部組件公司，換言之該環節勢必分化，這并非一篇看好組件環節的報告，我們只對頭部企業情有獨鐘。是否一體化并非評判組件企業投資價值的唯一標準，核心還是看出貨量，現實的情況是2019年CR5市占率為38.2%，2022年預計為76.5%，未來還將進一步提升，這一趨勢在未來三年將繼續強化，頭部與二線企業差距會越來越大，而龍頭公司的成長性也在于此。
投資建議
組件環節頭部集中趨勢強化，N型電池逐步崛起的背景下，看好一體化組件企業開啟量利齊升趨勢，重點推薦隆基股份、天合光能、晶澳科技、晶科能源。
風險提示：光伏行業需求不及預期;技術擴散導致新技術溢價下降;組件環節競爭加劇。
一、組件核心壁壘在銷售端，品牌、渠道、供應鏈尤為重要
1.1 組件已成為光伏產業鏈價值變現出口，核心壁壘在銷售和技術
光伏組件作為太陽能發電過程中的最重要一環，是可以單獨提供直流輸電輸出的最小單元。在光伏產業鏈中，組件位于整個制造鏈條的末端，是直接面向電站客戶的終端價值變現出口，上游為電池片及玻璃、膠膜等各種輔材，下游為光伏電站運營商。
組件生產工藝流程一般共包括7步，分別是串焊、疊層、層壓、裝框、固化、裝接線盒、測試。
在碳中和趨勢下，光伏行業迎來快速發展，組件需求也將隨之保持高速增長。我們預計，2025年累計光伏裝機將達2135.9GW，當年新增光伏裝機429.7GW，十四五期間年均復合增速27.7%。按1.2容配比測算，2025年全球光伏組件需求量將達到515.6GW。
組件投資強度小，技術門檻低，導致市場普遍認為組件環節進入壁壘較低。根據CPIA《中國光伏產業路線圖(2020年版)》，2020年硅料、硅片、電池片、組件單GW設備投資分別為3.64、1.56、2.25、0.63億元?？梢?，組件環節投資強度小于其他三環節，同時由于組件環節技術門檻低，導致市場目前普遍認為組件環節進入壁壘明顯低于硅料、硅片、電池片。
不過，隨著光伏行業的發展，組件正日益成長為產業鏈最具備話語權的環節，其核心壁壘在于品牌、渠道、供應鏈和技術進步。我們認為，組件是產業鏈直接面向終端電站的環節，下游客戶分散，應用場景豐富，具有一定To C屬性，因此組件的核心壁壘主要體現在銷售端，主要包括品牌壁壘及渠道壁壘。并且由于組件所需輔材眾多，也對企業的供應鏈管理能力提出了較高的要求。而品牌、渠道、供應鏈上的能力需要經過多年的積累，二、三線企業差距會越拉越大。
同時，技術也是一體化組件企業建立起來的重要壁壘，主要體現在未來幾年內N型電池技術崛起下，頭部企業在一體化降本以及電池效率上，不斷與二、三線廠商拉開差距。
1.2 品牌壁壘：產品可靠性及質保能力是組件企業品牌的核心
組件使用期長，往往可達25-30年，其功率衰減對電站長期收益影響重大，出售品質不良的組件將會影響廠商的品牌聲譽和客戶資源，因此客戶較為重視品牌背書。而組件企業的品牌一方面來自于產品品質的可靠性，能夠保證電站長期穩定運行;另一方面來自于組件企業自身的售后質保能力，以確保在電站運行出現故障的情況下，組件企業能夠迅速排除故障。
由于組件具有輔材數量多的特點，組件輔材缺陷及其帶來的整體性問題可能加速組件老化、導致效率下降或失效，因此如何保證輔材的長期質量以及整體表現則是考驗組件生產水平的關鍵。當組件衰減超出預期時，光伏電站系統效率也將明顯下降。
根據我們測算，組件經年衰減每下降0.1個pct，那么光伏電站25年運行周期中總發電量將提升1.2%左右，同時光伏電站度電成本將下降0.3分/kWh，相當于當前平均度電成本的1%左右;組件首年衰減每下降0.5個pct，光伏電站25年運行周期中總發電量將提升0.5%左右，同時度電成本將下降0.2分/kWh。
目前，全球有多家獨立第三方光伏組件檢測與認證機構以及檢測標準，具體檢測標準包括IEC61215、IEC61730-1、-2、ANSI/UL1703、UL61730和CAN/CSA61730-1/-2等。
光伏演化實驗室(PVEL)是一家處于行業領先水平的獨立光伏實驗室，專為下游的太陽能項目開發商、金融機構、投資人和運營商提供光伏和儲能技術的可靠性測試服務。其每年更新發布的光伏組件可靠性計分卡為下游企業提供了評估不同廠商組件可靠性的參考依據。
基于光伏組件生命周期內的可能缺陷，PVEL通過對BOM級樣本進行PQP測試，全面地評估了各廠商組件可靠性水平。評估測試條件較為嚴苛，如果組件可靠性較差，那么將很難通過PVEL的幾項測試。例如：
1)在熱循環測試中，需要對樣品組件進行600次-40°C～85°C的熱循環，可靠性較差的組件會因為連接處界面應力而發生損耗。2)濕熱測試中，組件需要在85°C的恒定溫度和85%的相對濕度條件下持續2*1000小時，可靠性較差的組件會因為高溫和潮濕而出現密封性變差的情況。3)背板耐用性測試中，組件背板可能會受到持續紫外線照射的影響，而導致背板出現老化。4)動態機械負載測試中，組件首先將在1000 Pa壓力下經受1000次交替負載循環，接下來進行50次熱循環和三組濕冷凍循環，以模擬強風、冰雹、大雪等惡劣天氣可能對組件造成的影響，質量較差的組件會出現電池片破裂等問題。
除了組件產品自身的可靠性以外，售后服務質量以及質保能力也是組件企業構建品牌影響力的因素之一。在過去補貼時代，光伏行業需求受政策影響較大，包括海外的“201”、“雙反”等關稅壁壘以及國內的“531”政策等，都對當時的行業景氣度造成了一定負面影響，導致部分組件企業退出市場。
光伏組件使用期為25年以上，如果組件企業售后及質保無法保障，則很有可能在組件出現質量問題之后無人更換或修復。因此在這一背景下，國內外買家和銀行都傾向于選擇后期質保能力優秀，且經營更為穩健的企業。
總的來說，光伏電站在運行過程中，因組件可靠性導致的發電效率降低或過早失效都將為光伏項目帶來高昂的維修成本，不可靠的組件甚至可能導致安全隱患，損害電站經營的持久性和盈利能力。組件產品的高可靠性以及穩定的質保能力將會幫助企業形成一定的品牌影響力，而銷售劣質組件則會對組件企業長期的品牌力造成負面影響。
1.3 渠道壁壘：海外市場多點開花，渠道開拓能力尤為重要
回顧光伏行業發展歷史，過去20年間光伏通過技術進步不斷降低度電成本，使得光伏經濟性逐漸優于火電。根據LAZARD統計，2020年全球光伏電站平均單位投資約為883美元/KW，同時度電成本為0.037美元/KWh，相比于火電來說已經具備經濟性。
在前幾年光伏度電成本仍然高于火電的情況下，全球光伏裝機需求主要依賴于部分有補貼國家，包括美國、歐洲、日韓、澳大利亞等國。但是隨著光伏度電成本的不斷下降，海外市場需求也不再僅僅依賴于部分補貼強度較高的國家，而是呈現出各國需求百花齊放，同時對單個市場依賴度逐漸下降的趨勢。
根據IRENA的統計，2017年全球光伏新增裝機CR10達到90.6%，并且中國、美國、印度合計占比達到73.5%。2018年起，隨著光伏度電成本的快速下降，全球光伏新增裝機CR10開始逐步下降，同時全球GW級別市場數量也逐漸增多，全球光伏需求呈現出“百花齊放”的局面，2020年CR10降至82.26%。
在全球GW級市場數量不斷增長的背景下，組件企業的海外渠道開拓能力十分重要。銷售渠道的全球布局需要企業投入大量的人力、物力以及財力，從銷售費用率角度來看，隆基、晶澳、天合等頭部組件企業的銷售費用率明顯高于硅料、硅片、電池片企業。
另外，我們認為二線組件企業在渠道、品牌方面會與頭部越來越大，主要是因為：
1)后發企業資源投入有限。組件銷售渠道的建設需要企業具備相應的專業團隊以及資金投入，需要較長時間的積累，后發企業在資金等資源投入方面不具備優勢。
2)分銷商更傾向于選擇大品牌合作。頭部組件企業產品品牌影響力更強，在產品品質、后期服務上更能夠獲得客戶認可，因此分銷商選擇頭部組件企業的動力更強。分銷商更換品牌合作方具有一定機會成本。從組件分銷的商業模式來看，往往是由分銷商負責某一區域組件的銷售，這一過程中該組件企業在當地的品牌影響力也會逐步建立。如果分銷商更換品牌合作方，那么將面臨較高的機會成本。
3)海外交易要求企業須具備跨國交付能力。組件出口會面臨匯率以及海運費波動的風險。頭部組件企業通過套期保值以及簽署長單的方式規避匯率、海運費波動風險。
因此，隨著海外GW級市場數量逐步增加，組件環節渠道壁壘近幾年正愈發明顯。
1.4 供應鏈壁壘：原材料供需變化對企業的供應鏈管理能力提出較高要求
組件制造成本中電池片占比較高，除此之外生產所需輔材相較于其他環節也更多，包括玻璃、膠膜、背板、互聯條、匯流條、接線盒等。從成本結構來看，電池片占組件整體成本的比例為61.16%;其次玻璃、背板、EVA膠膜、鋁邊框成本占比相對較高，單瓦成本占比分別為7.1%、5.2%、8.4%、9.0%。
由于各環節產能投放和需求釋放節奏的不匹配，導致組件上游主要原材料價格近年來均有過較大幅度的波動。例如2021年硅料價格由年初的81元/kg上漲至最高269元/kg，漲幅達到132%;光伏玻璃在2020年四季度受到政策影響，價格最高漲幅也達到了79%;EVA粒子在2021年下半年受到產能投放較慢的影響，價格也由18550元/噸上漲至31750元/噸，導致膠膜價格隨之出現大幅上漲。
組件生產所需原輔材料眾多，某些環節時常會出現供不應求的情況，因此組件企業的供應鏈管理能力非常重要。供應鏈管理能力的差異，一方面體現在原材料獲取能力上，能力強的企業在開工率上將具有一定優勢;另一方面，企業對于原材料的采購策略，也會對其在產業鏈價格大幅波動時的盈利能力產生較大影響。
二、短期：硅料降價促盈利改善，一體化降本進程仍在持續
2.1 硅料供給逐步釋放，價格中樞有望下移
2021年以來上游硅料環節供不應求推升產業鏈價格不斷上漲。2018年以來，受到“531”政策的影響，光伏行業需求連續兩年出現下滑，硅料價格也一度降至60元/kg以下。在行業景氣度持續低迷的背景下，多晶硅企業盈利及現金流均面臨較大壓力，甚至有部分高成本產能退出市場。然而隨著技術進步推動降本，光伏度電成本逐步降低，2021年以來光伏行業正式進入平價上網時代，行業需求迎來快速增長。但由于多晶硅產能投產周期較長，項目從開始建設到實現滿產往往需要1.5-2年的時間，供給較為剛性，因此新增產能短時間內無法釋放，從而導致2021年多晶硅供給緊張。
受到供需緊張的影響，硅料價格自年初的81元/kg最高上漲至269元/kg，漲幅達到232%。同時，硅片、電池片、組件三環節的價格也在成本不斷上漲的推動下大幅上漲，最高漲幅分別為79%、16%、24%。
根據我們在《光伏硅料年度展望：產能缺口拉大，預計2022年均價在18-20萬元/噸附近徘徊》中的測算，以硅片產能作為硅料需求的情況下，2022年Q1-Q4各季度硅料缺口分別為7.3-7.8、7.4-8.1、4.2-5.7、-0.1-2.9萬噸/季;在以組件出貨作為硅料需求的情況下，2022年各季度塊狀硅相對組件需求的冗余分別為5.5-7.6、4.2-6.5、2.7-7.4、2.9-9.1萬噸/季。
我們預計2022年硅料價格將呈現出“緩慢降價-快速降價”的趨勢。
(1)Q1-Q3緩慢降價。一方面，盡管2022Q1-Q4硅料相對于硅片的缺口逐步縮小，但Q1-Q3缺口大小與2021年Q2-Q4情況較為相似，缺口依然存在;另一方面，“搶料大軍”不斷壯大，隨著硅片廠庫存拋售結束+硅料降價，硅片盈利能力觸底回升，哄搶硅料的情況可能再次發生。
(2)Q4(尤其是12月)快速降價。主要系接近年底，全年組件排產告一段落，疊加硅料產能繼續釋放，預計硅料價格將正式進入下降通道。
若當前各企業規劃的硅料產能均能如期落地，2023-2025年硅料供給將十分充足。2023年開始硅料產量將足以覆蓋硅片產能，每年冗余量分別為14.6-34.6、46.6-68.6、62.2-84.2萬噸/年，硅料產量相對組件的冗余量將分別達到47.9-77.1、67.7-98.6、70.4-101.3萬噸/年。
2.2 硅料降價過程中，一體化組件利潤將有所回升
通過復盤歷史上幾次硅料價格大幅波動過程中，美股晶科能源(JKS.N)單瓦毛利的變化，可以看出一體化組件公司單瓦毛利與硅料價格整體呈現負相關關系。也就是說，在后續硅料價格持續下降的過程中，一體化組件企業單瓦盈利大概率會有所提升。
若硅料價格從高點26萬元/噸下降至18-20萬元/噸，預計能夠給光伏產業鏈其他環節騰出約0.19元/W利潤空間，從明年各環節供需平衡情況來看，預計電站運營商、組件將拿走其中的大部分。在這一過程中，一體化組件企業盈利有望得到明顯修復。
為了測算在不同的組件以及硅料假設下，一體化組件企業的盈利水平，我們假設目前組件單瓦硅耗2.73g/W，一體化(硅片+電池片+組件)非硅成本為0.9元/W(不含稅)，費用率6.5%?；谏鲜黾僭O，當硅料價格每下降20元/kg，一體化單瓦利潤將增厚0.041元/W;當組件價格每提高0.1元/W，一體化單瓦利潤將增厚0.071元/W。
2.3雙玻、大尺寸、薄片化不斷推進，一體化降本持續
除了硅料價格下降能夠帶來組件企業成本下降以外，雙玻占比提升、大尺寸化、硅片薄片化也在不斷推動一體化組件成本下降。
2.3.1 雙面組件發電量增益5%-19%，未來占比有望提升
與傳統組件背面采用的背板不同，雙面組件背面采用的是玻璃或者透明背板，并主要以雙面雙玻組件為主。玻璃的透水率較低，可有效解決傳統組件由于背板透水導致的電化學腐蝕、PID衰減與蝸牛紋概率增大等問題，且玻璃的耐候性、耐腐蝕性、耐磨性、絕緣性、防火性更高，為高品質光伏組件提供更好的解決方案。
雙面組件是正反兩面都能發電的組件，其正面吸收太陽直射光，背面接收地面反射光與空氣中的散射光。雙面組件更高的功率可有效降低光伏項目開發的單瓦成本。
雙面組件的發電增益主要來自于背面。據晶科雙面組件實證數據，在不同場景下，雙玻組件的實際發電增益幅度在5%-19%之間不等。未來隨著下游應用端對雙面組件發電增益的逐步認可，我們判斷雙面組件的市場占比將逐步提升，從而進一步推升光伏玻璃的市場需求。
2.3.2 大尺寸化能夠有效降低制造環節非硅成本以及電站BOS成本
光伏制造端尺寸的差異起始于硅片環節，按邊長劃分，目前主流尺寸主要包括166、182、210mm三類。近年來，硅片大尺寸化及組件高功率化趨勢不斷加速，182、210份額自2021年起快速提升。根據PVinfolink的預測，2022年182、210硅片占比將分別達到53%和28%，同時166以及更小尺寸的硅片占比將進一步下降。
大尺寸化可以有效降低制造端非硅成本以及系統端單瓦BOS成本。
1)在制造端，由于182、210電池片單片功率以及組件單套功率更高，因此在生產效率不變的情況下，182、210組件單W對應的設備折舊以及人工成本更低，大尺寸組件一體化非硅成本相比于166具有明顯優勢。
2)在系統端，大尺寸化之后組件功率進一步提升，可以降低單W支架、土地等BOS成本，因此大尺寸組件在售價上能夠獲取一定溢價，溢價幅度在2-8分/W之間。
2.3.3 硅料供應偏緊背景下薄片化加速，單瓦硅耗將隨之降低
近幾年硅片厚度不斷下降，尤其是2021年硅料價格高企的背景下，硅片薄片化進程明顯加速。以隆基硅片報價口徑為例，2020年4月17日硅片厚度由180μm降至175μm，2021年2月26日降至170μm，2021年11月30日降至165μm。
硅片薄片化能夠帶來單瓦硅耗的下降，從而降低單瓦硅料成本。根據我們測算，在電池片效率23%假設下，硅片厚度每下降5μm，硅片單瓦硅耗將減少0.06g/W。按200元/kg硅料價格計算，硅片環節單瓦硅料成本將降低0.011元/W。
三、中期：N型電池崛起，技術領先的龍頭將賺取行業超額利潤
3.1 PERC面臨效率提升瓶頸，發展高效N型勢在必行
光伏產業快速發展伴隨電池片技術迭代推進效率提升，而電池追求高效的本質則來自于降本。由于光伏電池片轉化效率公式為：電池片輸出功率=光照幅度(1000W/平米)*電池片面積*轉化效率，因此當光照幅度、電池片功率一定時，轉化效率的提升能夠降低電池片的面積，形成對于組件非硅成本和電站BOS成本的攤薄，從而持續降低產業鏈成本水平。
2015年以前，Al-BSF鋁背場電池在國內電池片的滲透率在90%以上，但到了2018年其效率達到20%接近瓶頸，2019年起PERC電池產能開始迅速崛起，從2016年市場滲透率不足10%，到2019年能超過50%，成為目前市場主流電池技術路線。
PERC電池最高轉化效率從2014年天合的21.4%提升至2019年隆基的24.06%。目前，市場PERC電池平均量產轉化效率約23.2%，已逼近效率極限，亟需新一代高效電池技術替代。而N型電池效率提升潛力大、投資成本不斷降低，本輪光伏技術變革將由P型電池轉向N型電池。
N型電池技術主要為TOPCON、HJT、IBC，三者均具備較好發展前景。目前，TOPCON成本相對較低性價比顯著，且可基于現有產能改造，2022年將迎來大規模量產元年。HJT電池參數性能最優，有望成為未來主流技術路線，但當前成本仍然偏高，需要持續推進降本技術才能量產。而IBC電池具備最高的轉化效率，并可疊加工藝繼續擴大優勢，但成本較高且犧牲雙面率，預計將有部分領先企業配合特定場景布局。
除了高轉換效率以外，N型電池組件還具備低衰減、低溫度系數、高雙面率等優勢，使得發電率較P型顯著提高，從而進一步提升其溢價能力。以晶科N型TOPCON組件為例，2021年11月2日，晶科首次發布其TOPCON組件量產新品Tiger Neo，基于182nm尺寸，其量產輸出功率最高可達620W，效率最高可達22.30%。該產品較同尺寸P型組件功率提升15-20W，結合低溫度系數、低衰減以及高雙面率的優點，年發電率比主流P型雙面組件高約3%。較P型210 660W組件能夠降低1.18%的BOS成本，提升3%的支架總功率，同時降低6%的LCOE，最終提升9.60的IRR。該產品具備以下核心競爭優勢：
1)發電性能優異：N型TOPCON組件相較于單晶PERC，在效率方面提升5-6%，發電性能方面提升3-4%，晶科能源已實現Tiger Neo的N型TOPCON雙面組件大規模量產，基于182nm尺寸，結合多主柵以及半片技術降低內阻損耗，并且采用圓絲焊帶獲得更好的發電增幅，使組件效率最高可達22.30%。
2)低衰減、長質保：由于Tiger Neo的LD和LeTID風險大大降低，晶科能源提供行業領先的30年線性功率輸出質保。Tiger Neo首年衰減低于1%，且保證30年后輸出功率不低于原始輸出功率的87.40%。
3)雙面率、溫度系數更優：Tiger Neo雙面率最高可達85%，相較于P型雙面率提高約5-15%，大幅提升了其發電性能及發電效率。同時該組件溫度系數為-0.3%/℃，相較于P型的-0.35%/℃，使其在極端高溫環境下更具耐久性，其弱光性能以及低輻射角度延長了組件一天工作時間。
而HJT相較于PERC、TOPCON電池組件電池性能參數更優，發電增益更為顯著，若未來HJT解決成本后，經濟效應將持續凸顯，有望成為下一代主流電池技術。
3.2 N型組件降本及溢價顯著，當前已具備較高性價比
對于組件企業來說，N型組件相較于P型的性價比主要來自于三個方面：1)轉化效率提升時，能夠攤薄每W玻璃、膠膜、鋁框等成本，降低組件自身的非硅成本;2)轉化效率提升時，能夠攤薄每W終端安裝時的BOS成本，形成組件產品的溢價;3)由于N型高效電池組件具備低衰減、高雙面率以及低溫度系數等優勢，能夠實現全生命周期每W發電量更高，形成組件產品的溢價。
根據我們測算，以TOPCON為例，電池片效率每提升0.5個pct，組件端標稱功率將隨之增加2.1%-2.2%。而N型電池雙面率的提升以及低溫系數的改善，也能夠帶來功率2%左右的增益幅度。
1)高效率帶來組件非硅成本的攤薄。組件成本中，電池成本占比相對較高為63%，其他非硅成本主要包括玻璃、膠膜、鋁邊框、焊帶、接線盒等。由于在同樣面積下，N型組件功率更高，能夠有效降低面積相關的單W非硅成本。假設PERC組件和N型組件非硅(面積相關)不變，那么電池片效率每提升0.5%，N型組件成本將節約1.1-1.2分/W。
2)高效率帶來電站BOS成本的攤薄。根據CPIA的統計，電站端系統成本中組件占比較高，其他BOS成本則包括土地、逆變器、一次設備、二次設備、支架等。由于在同樣面積下，N型組件功率更高，能夠有效降低土地、支架、建安費用等面積相關的單位投資成本，因此在售價上，N型組件相比于PERC組件來說具有一定溢價。
電站端BOS成本中，單瓦土地、支架、建安費用、管理費用等投資成本與面積具有強相關關系，能夠隨著組件效率的提升而顯著下降，而逆變器、一次設備、二次設備、電網接入等成本則主要與組件功率相關。2021年，我國集中式地面電站BOS成本合計為2.35元/W，其中面積相關成本為1.37元/W。假設PERC組件和N型組件單套面積相關的BOS成本不變，那么電池片效率每提升0.5%，N型組件溢價將增加2.5-2.8分/W。
3)度電成本平價角度，優異電池參數進一步帶來組件溢價。首先，低溫度系數以及高雙面率能夠在N型電池高效率的基礎上，在綜合輸出功率上帶來進一步的增益。根據我們之前的測算，在電池片效率相同的情況下，N型組件高雙面率以及低溫度系數能夠帶來2.02%的輸出功率提升。在BOS成本端能夠進一步帶來2.7分/W的溢價空間。
其次，由于N型組件具有低衰減的特性，因此即使在綜合輸出功率相同的情況下，N型組件全生命周期發電量仍然會高于PERC組件，從而能夠降低電站度電運營成本。
假設PERC組件首年衰減2%，經年衰減0.50%，N型組件首年衰減1%，經年衰減0.40%。根據測算，在單瓦初始投資成本相同的情況下，N型組件對應的LCOE相比于PERC組件低0.007元/kWh。進一步基于兩者LCOE相同的情況下測算，N型組件系統初始投資相比于PERC組件有0.08-0.09元/W左右的溢價空間。另外再疊加效率提升帶來的系統端BOS成本的下降，我們認為N型組件溢價空間將進一步擴大。
從敏感性測試結果來看，當N、P組件首年衰減差距每提高0.2%，N型系統端溢價空間將提升0.009元/W;當N、P組件經年衰減差距每提高0.05%，N型系統端溢價空間將提升0.01元/W。
綜上所述，對于組件企業來說，采用N型組件能降低非硅成本0.035元/W，終端售價溢價0.195元/W。
降本層面：考慮到非硅成本下降，N型電池片效率由23%提至24.5%，能夠節省組件非硅成本0.035元/W。
溢價層面：同時考慮BOS成本下降及低衰減帶來度電成本下降后，N型組件溢價預計為0.195元/W。分拆來看：1)N型電池片效率由23%提至24.5%，能帶來BOS成本下降的0.082元/W溢價空間;2)低溫度系數以及高雙面率大約能夠帶來0.027元/W的溢價空間;3)N型組件低衰減速率能夠帶來大約0.086元/W的溢價空間。
此外，2022年1月26日國電投4.5GW組件集采開標，本次招標單獨列出針對N型182以上、雙面555W以上的200MW組件標段，該標段開標均價2.079元/W，相較于同版型P型標段價格高出0.14元/W，進一步驗證出N型組件的溢價水平。隨著N型產能持續擴張，未來央企組件集采單獨開標N型標段并予以溢價將有望成為常態。
按照溢價測算，當前時點TOPCON、HJT已具備一定性價比。當前不同電池廠在各電池技術參數差異較大，按照當前N型硅片較P型高0.07元/W，TOPCON電池非硅成本較PERC高0.05-0.1元/W，HJT較PERC高0.3元/W以上，同時理論上N型組件能夠節省非硅成本0.035元/W，能夠提供溢價0.19元/W，則當前兩種高效N型組件，尤其是TOPCON組件的盈利能力已經顯著高于P型。
N型組件效率提升之后，能夠有效降低光伏電站度電成本，同時提高電站全投資IRR。而未來隨著良率、效率持續提升，以及金屬化環節降本，N型電池組件成本仍有較大下降空間，利潤彈性潛力巨大，在N型量產布局領先的企業將有望率先獲得高額利潤及市場份額，持續擴大其優勢地位。
3.3 N型組件2022年迎來量產元年，頭部組件企業差異化優勢顯著
由于光伏產品的終端應用設計壽命高達20年以上，同時投資回收期高達10年以上，因此業主對于光伏產品具備天然較低的風險偏好，對于新技術的推廣初期會存在一定阻力。但若新技術具備顯著的性價比，能夠大幅縮短業主的投資回報周期，同時在頭部組件和業主端得以驗證后，將會快速開啟新技術滲透周期，形成行業技術格局顛覆。上一輪光伏產業的技術顛覆性的革命來自于單晶替代多晶，我們對其復盤以展望未來N型替代。
單晶替代多晶主要可以分為以下三個階段：
1)2016年之前：在2016年7月之前，單晶組件相較于多晶組件始終存在0.5元/W以上的價差，盡管單晶組件擁有高效率、低衰減的優勢，但由于成本較高，市占率仍然相對較低在20%以內，在終端業主投資回報周期中未體現出顯著的優勢。
2)2016-2018年：2016年下半年起，隨著單晶長晶爐的成熟、金剛線切割替代砂漿線等因素，單晶硅片的成本顯著降低，并在2016年9月價差降低至0.1元/W，此時單晶的優勢逐步體現，對于終端業主來說單多晶迎來了性價比反轉，單晶組件滲透率開始逐步提升，從2016年的20%提升至2018年的45%。
3)2018年至今：隨著PERC電池技術的逐步成熟普及，由于單晶PERC電池相較于多晶PERC效率提升更為顯著，進一步推進單晶組件性價比提升，單晶組件的價值被終端業主完全認可，2018年以來單多晶組件價差再次恢復到合理水平，達到0.5元/W以上。隨著2020年單晶硅片產能大規模釋放，多晶已降低至現金成本，單晶與多晶組件的價差再次收窄。
通過對于單晶替代多晶的復盤，我們判斷當新技術帶來的溢價相較于成本具備顯著性價比時，下游業主端將會持續推進新技術的應用，新技術滲透率開始逐步提升。當新技術的性價比在終端得以可靠驗證，同時產能開始大規模釋放后，新技術滲透率將得以快速放量，同時有望恢復到合理溢價水平。
當前來看，2022年的N型組件類似于2016年的單晶組件，已經具備顯著性價比優勢，同時頭部組件企業已啟動量產布局、下游業主接受度在持續提升，產品迎來滲透率初步提升。而隨著未來降本技術的繼續推進，同時產能釋放帶來的規模效應，將持續拉大N型組件的優勢身位，市場份額有望快速提升至主流水平。
目前，領先電池組件一體化企業對于N型高線電池企業已具備產業化布局，并將于2022年推出量產產品。其中由于TOPCON現階段成本相對較低，預計2022年將會有較大規模量放出，其中晶科、中來等電池組件企業布局領先，兩家合計已經開始投放20GW以上產能，預計2022年上半年將實現率先批量出貨。而HJT目前主要為行業新進入者布局較多，但隨著其成本持續降低，也將有頭部電池組件企業加大布局力度。
除了電池技術以外，部分領先廠商在組件封裝上也采用先進技術，例如隆基、阿特斯采取異形焊帶焊接，晶科、晶澳采用高密度組件串焊技術，也能帶來額外的功率和良率的提升，進一步提升其差異化競爭優勢。
綜上我們判斷，供給方面，2022年將成為N型組件大規模量產的元年;需求方面，下游央企將會普遍單獨集采N型組件并予以溢價，下游對于N型組件產品的接受度持續提升。在此背景下，能夠實現N型組件穩定規?；慨a，且能夠控制并優化其成本水平的組件企業，將有望獲得顯著的超額利潤水平，體現差異化優勢并持續提升其市場份額。
四、長期：品牌、渠道、供應鏈多重發力，組件頭部化趨勢日益強化
4.1 頭部企業品牌優勢逐步強化
4.1.1 頭部組件企業在產品可靠性及后期服務方面具有優勢
2021年3月，工信部發布《光伏制造行業規范條件(2021年本)》和《光伏制造行業規范公告管理暫行辦法(2021年本)》，提出引導光伏企業減少單純擴大產能的光伏制造項目，加強技術創新、提高產品質量、降低生產成本，要求組件功率質保期不低于25年。
頭部組件企業往往會提出高于國家正常要求的質保標準。例如，隆基在2018年就已經把組件質保期限由25年延長至30年，并且首年光衰控制在2%，線性衰減控制在0.45%以內，并于2021年發布行業首個“生命周期標準”，實現了“研發-設計-選材-制造-測試-售后”的全方位管理。晶科目前對其單面單晶系列組件保質期要求在25年，雙面單晶組件保質期30年;N型組件質保期30年，首年衰減不超過1%，線性衰減不超過0.4%。對確認未達到質保要求的組件，晶科將予以修理、更換或提供額外組件彌補功率損失。
頭部企業經營更為穩健，盈利能力更強，售后服務更有保障。在過去補貼時代，光伏行業需求受政策影響較大，包括海外的“201”、“雙反”等關稅壁壘以及國內的“531”政策等，都對當時的行業景氣度造成了一定負面影響，導致部分組件企業破產從而退出市場。因此從25年售后周期的角度出發，國內外買家和銀行都傾向于選擇經營更為穩健的企業。
從利潤率及現金流的角度來看，頭部組件企業經營更為穩健，因此其組件產品更容易受到客戶青睞。
在PVEL對組件可靠性的評測中，頭部組件企業能夠持續在行業中居于領先地位，說明其產品在可靠性、安全性等方面領先于競爭對手，企業品牌逐步受到客戶認知。
萊茵“質勝中國”每年也會以國際標準對各組件公司的產品進行測試和認證，具體標準包括 IEC 61215、IEC 61730-1、-2、ANSI/UL 1703、UL 61730 和 CAN/CSA 61730-1/-2，并依據測試結果頒發獎項。從2020年的獲獎名單來看，頭部組件企業在發電量上的表現依然更為突出。
4.1.2 可融資性評級是組件企業在海外市場品牌力的重要表現形式
從海外市場來看，海外光伏電站項目投資者為了盡量降低項目投資的風險，近年來對組件企業的可融資性評級愈發看重。所謂可融資性評級，是由BNEF通過對滿足條件的項目進行評估，以及與金融機構等光伏行業利益相關方進行交流，對組件為光伏項目獲得無追索權融資能力的貢獻進行的評分。
融資作為光伏項目開發的中間環節，即是對前期研究分析成功的整合，又是后續施工運營的環節的必要條件，融資結構的合理性和金額的充足性對光伏項目開發起到了決定性作用。
當前通常以項目融資為主流融資形式。在這種形式中，由于無追索權貸款僅以項目本身的現金流和資產為擔保，不涉及開發者的表內資產，能否獲得無追索權的貸款決定了項目開發者的風險分散程度的高低。同時無追索權貸款資產負債表外融資的特性也為開發者保留了未來的融資能力。
由于無追索權融資意味著貸款人將承受全部的項目失敗風險，其對項目的風險評估標準更為嚴苛。而無追索權融資所帶來的收益則激勵項目開發者降低項目風險，以滿足風險評估標準，從而使得其有動力為優質組件支付額外的溢價。
根據2021年的評估結果，晶澳、隆基、天合、阿特斯、晶科的可融資性評級位居前列。選取可融資性評級排名靠前企業的組件，能夠有效降低電站項目的技術風險，提高投資信心，并提供了更大的投資回報率保證，從而顯著提高光伏項目獲得無追索權融資的概率。
4.1.3 國內央國企同時關注組件企業規模、第三方認證、供貨業績、財務數據等指標
國內市場方面，過去電站開發市場中國企、民企并存，其中民企融資成本高，更注重組件價格。近年來，在光伏補貼政策不斷變化，以及欠補問題尚未解決的情況下，民企正逐步退出光伏電站投資市場，部分民企轉為“滾動開發”模式，但電站的最終持有人仍然是央企。在這一趨勢下，央企、國企在光伏電站投資中的占比不斷擴大，并且后續隨著整縣模式的推廣，央企在分布式市場的占比也將提升。
央企相比于民企來說，融資成本更低，因此在選擇組件供應商時對價格敏感度較弱，并會更關注組件企業自身的品牌力、出貨業績、公司經營情況等。頭部組件企業的品牌優勢后續在市場競爭中的重要性將更為凸顯。
以中國石油2022年2月公布的光伏組件框架采購協議來看，央企在組件招標過程中除了價格以外，也會考慮組件企業的年供貨能力、業績情況、第三方認證、經營穩定性等指標。
由于頭部組件企業在產品可靠性、后期服務等方面均有一定優勢，因此在組件招標過程中也會享有一定的品牌溢價。從2021年5月大唐5GW招標結果來看，隆基、天合、晶科等頭部企業中標綜合單價明顯高于其他企業。
4.2 全球化布局建立渠道優勢
經過多年的海外布局，目前大多數龍頭組件企業，如晶澳科技、隆基、天合、晶科等均在全球范圍內建立了完善的生產、物流、銷售和服務網絡。以晶科能源為例，其在全球擁有超過9處工廠、20處物流中心以及30處服務中心，其產品銷售網絡覆蓋到了超過100個國家。
頭部組件企業品牌及渠道優勢相輔相成，先發優勢明顯。由于組件分銷商更傾向于選擇品牌影響力強的企業進行合作，因此頭部企業在品牌優勢不斷強化的趨勢下，其渠道開拓能力也將進一步增強。另外，隨著頭部組件企業全球渠道網絡布局的進一步完善，針對To C市場的品牌影響力也將逐步提升。
4.3 企業戰略預判能力不同，盈利能力分化明顯
目前，包括隆基、晶科、晶澳等行業龍頭均實施產業鏈一體化戰略。一體化布局能夠幫助頭部組件企業擁有更強的供應鏈管控能力以及更為準確的定價策略，從而避免企業盈利的大幅波動。
在供應鏈管控方面，2021年在硅料供應緊張的情況下，多家硅片、組件企業均通過簽署長單的方式鎖定上游硅料供給，并且協議最遠已簽至2026年。按照部分硅片、組件頭部企業已簽訂長單的供給總量及期限進行計算，目前已簽訂長單的年均供給量已占據2022年硅料產量的絕大部分，小規模組件廠商在供應鏈管理能力上將長期處于劣勢地位。
在定價策略上，由于組件銷售具有較強的期貨屬性，實際交付往往在簽單后的1-2個季度甚至半年以上時間，因此組件企業對產業鏈價格變化的把握以及組件報價策略也會對后續的盈利能力產生較大影響。頭部一體化組件企業在行業信息的獲取上更有優勢，并且能夠更快速、準確地對未來上游原材料價格的變化做出預判，因此這部分企業能夠對組件的報價做出更具前瞻性的調整。例如2021年初以來上游硅料價格大幅上漲的過程中，頭部組件企業及時調整了報價策略，并在2021年二、三季度的盈利能力上與小規模組件廠明顯分化。
另外，由于光伏產業鏈各環節之間供需情況在不同時點存在差異，導致單個環節的盈利能力波動會相對較大。因此相比于專業化公司來說，一體化組件企業成本控制能力更為突出，毛利率更為穩定，而專業化公司往往利潤率波動會相對更大。
4.4 頭部企業份額持續提升，組件環節格局趨勢最優
各組件企業經過多年的角逐，目前隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯依靠品牌、渠道、供應鏈方面的優勢已穩居行業前五。由于頭部企業在品牌、渠道方面的先發優勢明顯，近年來也正不斷加速擴產，我們判斷未來幾年組件環節頭部集中的趨勢將延續。
我們預計2021年組件環節CR5為65.1%(假設全年155GW新增裝機，考慮1.2容配比)，2022年提升至78.4%(假設全年220GW新增裝機，考慮1.2容配比)。
對比主產業鏈各環節競爭格局，我們可以發現2022年硅料、電池片集中度相對穩定，硅片市場格局逐步分散。組件環節市場格局改善最為明顯，2022年CR5有望達到76%以上，同比2021年提升11-12個pct。我們判斷在這一趨勢下，組件企業在產業鏈中話語權將進一步增強。
五、投資建議：頭部企業先發優勢確立，看好一體化組件量利齊升 綜上所述，組件企業核心競爭力在于銷售端，主要體現在企業的品牌、渠道布局，以及供應鏈管理能力，并且最終都會反映在各家企業的出貨量上。
從近年來各組件企業的出貨情況來看，2021年光伏裝機受到產業鏈漲價的抑制，2022年硅料新增產能釋放之后，行業需求有望被充分激發。行業格局上，目前頭部公司在這幾方面已明顯確立了先發優勢，并且與其他企業正逐步拉開差距，頭部集中趨勢日益顯現。在行業需求大幅提升的同時，頭部企業也能夠在出貨上獲得相對行業的“α”。
從盈利能力角度來看，硅料價格下行過程中一體化組件企業單瓦利潤有望提升。另外，在此輪N型電池技術變革過程中，頭部企業能夠依靠自身在技術上的領先地位，持續賺取行業超額利潤。
總的來說，2022年將是光伏行業需求快速增長的一年，同時硅料價格下行趨勢明確，我們判斷組件企業盈利有望持續改善，尤其是一體化組件龍頭即將迎來量、利齊升趨勢。從2022年估值角度來看，一體化組件企業當前PE估值相比其他環節具有一定吸引力，考慮到頭部組件企業盈利改善確定性較強，我們認為當前時點組件龍頭企業的投資價值已經凸顯，重點推薦晶科能源、隆基股份、天合光能、晶澳科技。
1、隆基股份：2022年出貨預計60-65GW，成本優勢明顯
隆基股份2021年組件出貨預計為37GW左右，全球排名第一，在品牌、渠道方面具備明顯優勢。2022年單瓦利潤有望達到0.12-0.15元/W，后續新型N型電池技術量產后有望帶來進一步的提升空間。同時，公司在硅片領域也具有較強的成本優勢，盈利能力領先競爭對手，即使近兩年硅片環節格局惡化，公司也仍然能夠持續賺取穩定收益。從中性偏悲觀假設出發，我們預計2022年隆基股份有望實現歸母凈利潤145.87億元，對應當前PE為26.72倍，安全邊際較高。
2、天合光能：210組件龍頭，2022年出貨有望達到40GW
天合光能在210組件領域較為領先，目前是全球210組件龍頭。2021年，公司組件出貨預計為24GW，年底組件產能達到50GW，并且210占比已達80%以上。我們預計2022年公司組件出貨將達到40GW，同時210占比將進一步提升。此外，公司在分布式系統領域具有一定優勢，2021年出貨量為1.8-2GW，2022年將達到4-5GW。我們預計2022年公司有望實現歸母凈利潤39.42億元，對應當前PE為34.46倍。
3、晶澳科技：2022年出貨預計40GW，一體化布局推動業績穩健增長
根據晶澳科技規劃，2021年底組件產能為40GW，同時硅片、電池片產能均為32GW，自供比例維持在80%左右。2021年公司組件出貨預計為24GW，盈利能力一方面受到Q1低價單的影響，另一方面在硅料不斷漲價的情況下成本壓力上升，導致公司單瓦利潤受到一定壓制。我們預計2022年公司組件出貨有望達到40GW，單瓦利潤預計將實現0.1元/W以上的水平，全年歸母凈利潤41.57億元，對應當前PE為33.28倍。
4、晶科能源：TOPCon組件龍頭，2022年TOPCon組件出貨有望達到10GW以上
晶科能源2021年組件出貨預計為22GW左右，全球排名第四。公司在TOPCon電池片技術領域較為領先，量產效率已達24.6%，2022年產能有望達到16GW，全年出貨10GW以上，23年出貨占比預計達到50%以上，未來有望持續賺取相對于行業的溢價。另外，公司回A之后財務費用率將隨之下降，同時擴產進度也有望加速，182出貨占比不斷提升，2022年全年出貨預計達到35-40GW，盈利能力也將有所改善。我們預計2022年公司歸母凈利潤為25.65億元，對應當前PE為44.56倍。
六、風險分析 光伏裝機需求不及預期。
N型電池技術進展不及預期。
組件環節競爭格局惡化。
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