2、胶膜:头部企业有望在 N 型时代继续领跑
N 型电池对胶膜要求更高。由于 N 型电池/组件效率、寿命等较 PERC 有大幅提 升,材料工艺选择也有差异,因此对胶膜的要求更高:1)N 型电池组件受 PID 影响更明显。TOPCon 更换为 N 型衬底,PN 结方向与 P 型相反,正面材料为 Al2Ox 及 SiNx(类似 PERC 背面),相较 PERC 正面材料受 PID 影响更明显; 2)N 型电池组件对酸碱度更敏感。TOPCon 正面主栅为银浆,细栅为银铝浆, 浆料体系更为敏感,更容易受到酸性环境的影响。同时 SMBB对应主栅、焊带 宽度会大幅下降,与电池片的接触面更窄,对酸性环境更为敏感;3)N 型电池 组件对水汽透过率要求更高。N 型 TOPCon 电池双面率可以达到 85%,考虑其 双面率优势,更适合做双面结构,尤其对透明背板产品,要求胶膜的水汽透过率 更低。
POE 更为适配。相较 P 型电池,N 型衬底少子寿命更长,受杂质影响小,同时 基本上消除了硼氧复合造成的 LID,TOPCon 组件首年衰减优化至 1%,年衰减 幅度较 P 型明显减少,寿命在 30 年上下,POE 的耐老化表现更好,配套 TOPCon 能够最大化发电量优势。目前量产 TOPCon 采用硅片厚度已经降到 130μm 上下, 硅片更薄且量产线基本上市 182、210 尺寸,对轻质化也有更高的要求,POE 密 度较 EVA 小 10%上下,也更有优势。薄硅片本身对表面应力更敏感,POE 交联 后储能模量小于 EVA,电池片所受应力更小。 可能会体现出较强的差异化。EVA 产品在经过较长时间的迭代后,已经相对成 熟,同时 PERC 电池也有足够的宽容度,因此胶膜应用差异不显著。在光伏主 产业链由 P 向 N 过渡带动辅材环节升级的产业化初期,胶膜技术工艺壁垒更高, 可能会体现出较强的差异化。一方面,TOPCon POE 并非双玻 POE 的平移,配 方、加工工艺有壁垒,目前仍是少数企业能够达到 TOPCon 应用要求。TOPCon 硅片掺杂/厚度、电池片输出电流电压、主栅细栅材料/排布、焊带形式等与此前 的 PERC 有明显的区分度,对应 POE 胶膜配方需要考虑的侧重点也不同,此前 适配 PERC 的 POE、EPE 等方案不能简单的平移到 TOPCon。另一方面,以 TOPCon 为代表的 N 型电池 POE 胶膜方案尚未定型,TOPCon 电池本身架构在 未来 2-3 年也会有持续的优化升级,尤其钝化技术、金属化工艺、硅片厚度等都 要求胶膜企业能够完成技术适配,对企业的技术工艺要求也更高。 头部企业经营能力及成本管控能力强,对产品与生产设备理解更加深刻,有望在 N 型时代继续领跑。

3、玻璃:成本下行带动盈利向上,需求集中释放或造成玻 璃趋紧
纯碱、天然气价格调整,成本端优化。光伏玻璃成本中,原材料、能耗费用大致 各占玻璃成本四成,其中材料端主要为石英砂、纯碱,能源侧主要为天然气、重 油等,且减排背景下光伏玻璃热源供应以天然气为主。 二季度以来,纯碱、天然气价格大幅调整下降,玻璃成本端明显优化: 纯碱:Q2 国内纯碱库存快速拉升,价格由 2700-2900 元/吨大幅调整至 2000 元/吨上下; 天然气:Q2 天然气价格调整,同时进入非供暖季,估算均价环比下降 10-20%。 同期 3.2、2.0mm 玻璃售价基本稳定在 26、18.5 元/平上下,考虑库存周期,预 计 Q2 玻璃盈利能力将实现回暖。
硅料调整激发装机需求,下半年玻璃可能趋紧。硅料产能扩张叠加大批量投产预 期,硅料已跌至 6.x 万元/吨左右,组件顺价至 1.4 元/W 左右,已处于历史低点, 下游项目回报率大幅改善,装机有望较快有强劲而积极的变化,玻璃需求可能在 三四季度集中释放。同时考虑大电站对成本更敏感,其结构占比提升拉动双玻应 用,单耗也会增加。供给侧看,当前玻璃在产项目日熔量合计约 9 万吨/d,听证 制度趋严造成规划项目投产延后,少数新线投产集中在 Q4,Q3 增量或主要来自 5 月点火窑炉爬坡贡献,在需求释放加速背景下玻璃供给或趋紧。 政策趋严,未来产能释放将更有序。过去 2021-2022 年,压延玻璃扩产约束弱 化,产能快速扩张。今年 5 月,工信部、发改委发布《关于进一步做好光伏压延 玻璃产能风险预警的有关通知》,收紧听证会制度执行口径,或大幅延缓在建/ 拟建项目投产进度,考虑执行听证以来累计通过低风险项目合计仅 2.1 万吨/d, 未来一段时间玻璃产能的释放将更趋有序,价格会有更强的支撑。 风险预警机制的收紧背景下,此前已开工但需执行预警项目的点火时点延后,部 分项目存在高风险调整的可能性。2022 年 3 月执行听证以来,累计听证项目超 过三十万吨,实际通过项目仅 2.1 万吨,考虑项目建设周期,大部分将在 2024 年以后逐步点火投产。