光伏行业转债梳理

1、光伏还能创造超额收益吗？截至 8 月 1 日，共有 16 只存量已上市光伏转债，合计余额超过 400 亿元，主要分布在电池组件和加工设备环节。另有四家公司发行预案或通过股东大会，合计预计发行规模达 247.9 亿元；高测转债已完成网上发行，尚未上市交易，规模 4.83 亿元。已上市光伏行业转债整体呈现较强股性，绝多数个券价格处于 130 元-200 元区间，价位较高，但行业加权转股溢价率为 20%，仍低于中证转债整体水平，说明绝对价格水平主要是正股股价驱动。2020 年至今，万得光伏指数（884045.WI）涨幅高达 203.49%，遥遥领先于万得全A（20.76%）、创业板指（48.51%）

2、，提供了可观的超额收益。自 4 月 27 日以来，光伏板块快速反弹，行业指数几乎收复年初以来全部跌幅，多只转债正股股价甚至创下年内新高。光伏转债虽然 4 月 27 日以来涨幅低于正股，但年初以来表现仍略好于正股，体现90.00%40.00%-10.00%出转债“进可攻、退可守”的特性。进入 7 月以来，光伏指数高位盘整小幅震荡向上，但个股表现亮点纷呈，多只个股股价持续攀升，期间 HJT 电池、逆变器等题材更是轮番活跃。图1：2020 年以来各指数回报情况图2：4 月 27 日以来各指数回报情况240.00%80%70%190.00%60%140.00%50%40%30%20%10%0%2022

3、-042022-052022-062022-10%万得光伏指数万得全A上证综指创业板指深成指万得光伏指数万得全A上证综指创业板指深成指，经过 2 个多月的估值修复，行业超跌反弹逻辑可能逐步退温，高盈利预期指引将是光伏板块下一阶段超额收益的来源。结合已披露的上市公司中报预告，光伏板块仍处于景气快速上行阶段。按照申万三级行业分类，光伏板块上市公司整体业绩优异之下，也存在一定程度的结构性差异。具体来看，硅料硅片和逆变器上市公司业绩表现最为优异，均预计中报业绩同比大幅增长，公司公告业绩预告变动原因可分别归类为逆变器下游需求增长超预期和硅料硅片供需仍处于紧平衡状态，整体受益于光伏行业的旺盛需求。加工设备

4、辅件产业链上各公司半年度业绩表现同样亮眼，并整体优于电池组件上市公司，后者则在公告中提到上游原材料成本压力的频次较高。图3：申万光伏设备行业上市公司中报预告净利润同比增长情况500%400%300%200%100%0%爱旭股份大全能源通威股份航天机电 ST天龙 昱能科技海优新材晶澳科技亚玛顿 协鑫集成亿晶光电赛伍技术 TCL中环晶盛机电上机数控 ST中利 天合光能锦浪科技明冠新材迈为股份隆基绿能宇邦新材拓日新能安彩高科爱康科技-100%-200%注：红色标记对应的公司有存续已上市转债，黄色标记对应的公司目前处于转债预案阶段。数据来源：，光伏产业链条上不同环节的公司，虽然所面临的供给需求函数存在

5、明显差异，但不 可证伪的行业高景气将持续带来产业链上相关公司的投资机会，当贝塔行情逐渐消退后，挖掘阿尔法将是下一阶段超额收益的支撑。同时，不同细分产业链之间投资逻辑的差异 会在行业发展的不同阶段依次体现，进一步带来分化的细分赛道投资机会。在三季度初的时点上，硅料硅片的阶段性供需错位将继续维持，上游公司盈利仍存在潜在超预期可能。但随着产能逐渐释放，硅料和硅片价格有望在三季度末小幅下降，边际刺激中游电池组件厂商盈利能力恢复。N 型电池（主要为 TOPCon 和 HJT 电池）产能投建超预期，相关技术路线上的加工辅件设备商业绩可能超预期。全球电力供需紧平衡和光伏产业降本持续推进的背景下，电站运营盈利

6、有望迎来拐点，电站系统中核心环节逆变器，则持续面临高需求催化，具备较大投资价值。光伏行业速览全球光伏行业自 2015 年以后进入高速发展的快车道，其中一个重要催化因素是中国市场的崛起。根据 IRENA 数据，中国光伏历史装机容量占比从 2015 年的 19%迅速提升到 2017 年 33%，并在此之后一直维持 30%以上的全球市场份额。在 2021 年，中国当年度装机 54.9GW，是全球最大的光伏市场。图4：光伏历史装机容量情况（GW）图5：2021 年全球前十大光伏装机国家/地区（GW）90080070060050040030020010002012 2013 2014 2015 2016

7、 2017 2018 2019 2020 2021中国全球中国容量占比40%6035%5030%4025%20%3015%2010%105%00% 20202021IRENA，SolarPower Europe，光伏行业的快速发展与度电成本的下降关系密切。光伏行业发展历史悠久，但此前始终面临成本过高等问题。随着产业链上下游同步技术跃迁，以及各国光伏补贴退坡后的倒逼效应，至 2021 年，集中式光伏电站的全球加权成本降至 0.048 美元/KWH，根据 IEA 预测，2022 年光伏发电度电成本或可降至低于煤电的水平。图6：光伏度电成本 LCOE 与其他类型能源的对比来源：IEA，在 LCOE

8、下降的过程中，光伏行业也实现了从供给推动到需求拉动的转变。本轮光伏的高景气不仅得益于国内市场的发展，面临“能源危机”的欧洲地区加快了能源结构的调整，边际催化光伏装机需求大幅扩张。根据CPIA 数据，2022 年全球光伏新增装机有望到达到 240GW，上调 2026 年全球光伏新装机预测至 345GW，对应 CAGR7.5%。海外光伏行业受益于市场化电力市场，可实现成本转移，因此对组件价格的敏感度较低，刺激国内厂商加快出海步伐，2022 年上半年，国内光伏组件出口量达 78.6GW，同比增速 74%，出口金额则由 121.6 亿美元攀升至 259 亿美元，增速为 113%。大力耕耘海外市场的光伏

9、厂商在享有更广阔市场空间的同时，也获取到更高的毛利率水平，大幅提升了盈利能力。图7：全球光伏装机量预测（GW）图8：2022 年 H1 国内光伏产品出口情况375300250325200275150225175202220232024202520261005002020H12021H12022H1全球保守情况全球乐观情况出口总额（亿美元）光伏组件出口量（GW）CPIA，工信部统计数据显示，2022 年上半年全国光伏产业链主要环节保持强劲发展势头，同比增幅均在 45%以上，鉴于我国光伏产业为全球市场供应了超过 70%的组件，验证了海外市场的高景气对国内光伏产业链的催化作用。表1：2022 年上半

10、年我国光伏产业链主要环节产量情况产品产量增速多晶硅（万吨）36.553.40%硅片（GW）152.845.50%电池（GW）135.546.60%组件（GW）123.654.10%工信部，光伏产业链透视光伏产业链条较长，大致可划分为主产业链和加工设备辅件产业链，其中，主产业链又可划分为硅产业链、电池设备产业链以及系统集成和运营环节，由于光伏电池必须经由组件厂商利用胶膜、背板等材料共同封装后才能正常使用，因此电池设备产业链又可细分为电池片和组件产业链。从价值链角度分析，上游的硅产业链属于资源型行业，投资壁垒高、规模效应明显，且有一定技术门槛，是典型的周期性行业。中游的电池设备产业链以电池片为核心

11、，技术更迭速度快，电池组件厂商话语权更高，组件提供商普遍议价能力较弱。对于辅件产业链而言，必须被动跟随主产业链条技术升级的步伐，导致整体同质化比较严重，个别细分领域竞争较为激烈。系统集成与运营环节与主产业链其他环节较为独立，不同细分领域的竞争格局存在差异。图9：光伏行业转债标的分布情况注：晶科能源、天合光能、福斯特、南玻 A 处于预案阶段；高测转债已发行未上市；石英转债公告将提前赎回。来源：具体看，光伏产业链各环节的市场格局较为均衡，多个细分领域出现了单寡头或多 寡头竞争格局，这是因为光伏行业实际上已经历了较长时间的发展，历经多轮出清，现 存的一线公司普遍拥有较强的技术研发实力和产业内渠道及品

12、牌积累。以电池片为核心，多个子产业链的行业逻辑存在显著差异，但并不影响各产业链均朝向降本增效的方向发 展。相对而言，上游硅产业链拥硅自重；电池片巨头具备穿越牛熊的特质；组件和辅件 产业链各细分行业预期短时间内不会出现颠覆性的技术，绝对龙头企业理应获得溢价；系统集成与运营环节，成本管控是重点，在高景气不可证伪或盈利出现拐点时，具备较 大的投资价值。目前光伏产业链已基本实现国产化，多晶硅、硅片、电池片和组件分别占全球产量的 76%、96%、83%和 76%，光伏产品对外出口已成为国内厂商重要的营收构成部分。国外电力市场与国内市场存在一定差异，产业链条中部分环节的厂商可能面临来自海外市场的新形态终端

13、需求的刺激，市场空间有望进一步打开。硅产业链硅产业链属于资源型行业，重资产投入，目前处于多寡头竞争格局，在产业链中的话语权大。在下游需求高景气的催化下，硅产业企业纷纷大幅投建产能，但硅料和硅片价格自 2020 年以来持续上行，价格传导基本仅局限于硅料向硅片的传导，而二者共同挤压了光伏产业中下游的利润空间。根据目前的主要厂商产能规划，硅料有可能进入供过于求的阶段，但从长期来看，光伏下游装机容量仍将快速提升，对上游硅料、硅片仍有较高需求，现阶段的高盈利、先进产能以及客户基础是支撑公司未来能从行业阶段性供过于求状态中厮杀出来的基础，因此产能扩张既能让公司获取更多的行业贝塔收益，也是面对未来竞争态势所

14、能采取的最优选择，周期性即体现如此。图10：国产硅料及单晶硅片价格4502040035015300250200101501005502011-082012-022012-082013-022013-082014-022014-082015-022015-082016-022016-082017-022017-082018-022018-082019-022019-082020-022020-082021-022021-082022-0200市场价:国产硅料:国内（左轴：元/千克）市场价:单晶硅片(156mm156mm,一线厂商):国内（右轴：元/片），硅料上游硅料属于重资产产业，工艺较为复杂，

15、技术能力要求较高，从投资到满产需要一定周期。目前通威股份、大全能源、保利协鑫、新特能源等企业市占率已然很高，但行业投资额仍持续攀升，除头部企业进一步努力提升市占率之外，部分二线厂商也纷纷选择趁行业高景气时机投建产能。随着新投资产能逐渐释放，预计未来硅供给会一定程度过剩，促进产能阶段性出清，届时行业格局可能会重新改写。为平衡生产效率和成本，已有部分公司提前布局低成本、低能耗的硅烷流化床法颗粒硅技术，但现阶段量产表现仍不及改良西门子法棒状硅，同时若考虑到颗粒硅在生产过程中易被杂质污染造成原料浪费，颗粒硅的成本优势将被明显削弱。表2：棒状硅和颗粒硅技术对比棒状硅颗粒硅技术原理改良西门子法，三氯氢硅在

16、高温还原炉内提纯，利用硅芯拉制生成棒状形态硅料硅烷流化床法，在反应器内持续注入加热氢气将硅烷原料还原为硅粒，成品为颗粒状反应温度高低能耗高低投资成本低高纯度高低，易含有氢（氢跳）、碳、粉尘等杂质稳定性高低隆基绿能、协鑫集团官网，根据 CPIA 预测，至 2030 年，颗粒硅市场占比有望提升至超过 10%，将是棒状硅生产工艺的重要补充，但若产品纯度、下游应用无法得到根本改善，难以撼动传统棒状硅的市场地位。不过伴随协鑫科技、中环等厂商在颗粒硅技术上的大力投入和推广，颗粒硅技术进步及对应市场份额存在超预期的可能性。图11：棒状硅和颗粒硅市场份额预测100%90%80%70%60%50%40%30%2

17、0%10%0%2021202220232024202520262027202820292030棒状硅颗粒硅CPIA，硅片硅片竞争较为激烈，行业集中度也较高。目前转换效率更高、同时生产技术要求更高的单晶硅片已经是市场主流，未来低成本多晶硅片市场潜力不大，使用场景有限。从技术路线上看，电池片向转换效率更高的 N 型发展趋势比较明确。硅片的生产工艺极大程度上反映了电池片对提升光电转换效率的诉求，推动硅片线朝向大尺寸化、薄片化的方向演进。从规制上看，硅片尺寸越大，转换效率越高，因此是一直以来的发展趋势。目前大尺寸硅片规格主要为 M10（182mm），M12（210mm），二者未来会否共存则取决于电池片

18、发电效率和生产成本之间的平衡程度。2021 年 P 型单晶硅平均厚度已经降至 170m，而 N 型硅片厚度普遍更薄，其中 TOPCon 电池平均厚度降至 165m，HJT 电池平均厚度降至 150m。根据CPIA 预测，2030 年，N 型电池硅片平均厚度将在 140m 以下。图12：主流光伏电池硅片厚度预测（单位：nm）1801701601501401301201101002021202220232014202520262027202820292030HJTTOPConP型单晶硅CPIA，目前，硅片行业部分头部企业产品普遍覆盖整个电池组件环节，通过一体化布局，提升整体生产效率，并有效缓解上游

19、硅料的成本压力。同时，保持在组件提供商前的较强议价能力。电池组件产业链电池片处于其中的核心环节，技术路线多样，但市场普遍认同更高效率的 N 型电池将是会取代目前的 P 型电池，成为主流品种，同时密切关注 XBC 型等新型电池量产的进展。以隆基绿能为代表的以电池片为公司核心竞争能力的电池组件厂商一体化发展意图明显，产能大幅扩张，同时均积极储备新型电池技术。图13：光伏行业综合价格指数20016012080400光伏行业综合价格指数(SPI)光伏行业综合价格指数(SPI):组件光伏行业综合价格指数(SPI):电池片 光伏行业综合价格指数(SPI):硅片光伏行业综合价格指数(SPI):多晶硅，光伏电

20、池组件的市场集中度目前在持续提升，龙头企业的竞争优势较难为打破。一方面，龙头企业大多储备丰富的新型电池技术，并且对于大规模投放产能较为有经验。另一方面，没有硅片产能的普通组件企业面对上游环节的议价能力较弱，利润空间收窄严重影响产能扩展。组件材料提供商（提供胶膜、玻璃、背板、支架等）在产业链中的议价能力较弱， “平价上网”的推进和终端电力供需情况决定了中下游环节的成本转移能力较弱；同时，隆基等厂商打通了电池片和硅片环节，组件提供商不具备对组件厂商的议价能力。但是随着上游产能放量，预计硅料价格会进入下行区间，利好中下游企业盈利反转。电池片光伏电池的技术更迭速度非常快，在技术路线上，除已基本被淘汰的

21、 BSF 电池外，主要可划分为 P 型（基本上为 PERC 电池）和 N 型（TOPCon、HJT 异质结和 XBC 技术），目前市场仍以 P 型电池为主，2021 年 PERC 电池装机市场占比为 91.2%，N 型电池占比约为 3%。但从 P 型转移到效率更高的N 型电池是未来的长期趋势。图14：不同电池片平均转换效率路线图27%26%25%24%23%22%202120222023202520272030PERCTOPConHJTIBCCPIA，N 型电池普遍存在前期投入成本高的问题。TOPCon 电池理论转换效率略低于 HJT和 IBC 电池，但整体投入成本低于后者，且可在一定范围内与

22、既有 PERC 产能兼容。目前看，N 型电池实际投放产能有限，同时技术路线上也存在不确定性，如三种路径哪种最优、是否存在技术方法上的融合等，但存在整体产能持续超续期投放的可能性。现阶段 PERC 电池仍然能在未来一段时间占据大部分市场份额，不过 N 型电池的渗透率拐点可能会比预期更早到来。传统龙头企业继续巩固 PERC 市场份额，并加快在 N 型电池上的技术储备，而新入玩家普遍选择直接投建 N 型电池，尤其是 HJT 电池产能，以期实现弯道超车，待最终技术路线明晰后，头部企业可迅速提升产能，刺激 N 型电池市占率快速攀升。电池组件材料电池正常工作还需要其他组件材料，包括胶膜、光伏玻璃、背板、支

23、架。组件材料的发展以配合光伏系统降本增效为目的，技术路线相对独立于电池片技术发展方向，但必须跟随电池片形态的变化调整相关产品，在产业链中属于议价能力较弱的一环。相较于电池片，组件材料技术壁垒较低，虽然先进技术路线往往会跟随电池片技术升级同步形成，但整体方向在较长一段时间内颇为固定，间接导致目前各主要组件市场均呈现一定程度的（多）寡头竞争格局。二线厂商或者新入者，普遍需要通过快速扩张先进产能实现市场占有率提升，与之同时，龙头企业也普遍存在扩产需求，因此产能对抗可能并不会直接改变市场竞争格局，但赤膊战下，小厂商所承受的成本压力可能会更为明显。在上游原材料价格尚未能有效缓解、下游需求曲线移动又不足以

24、牵引价格上行的背景之下，产能竞争也使得光伏组件的利润空间可能会进一步受到压缩。但另一方面，受益于光伏行业的持续高景气，组件市场的头部企业将处于较为持久“做大蛋糕”阶段，同时头部企业的竞争也会推动技术、产能、渠道等资源弱质企业在行业内出清，增厚组件头部企业的价值空间。电池组件的技术进步指导性方向，则是配合电池片提升效率。以双玻组件为例，为提升光伏电池的能量转换效率，组件厂商有足够的动力将单面组件升级为双面组件，通过增加太阳光线的入射来提高单片电池的产出功率，由此衍生出以透明玻璃替代原来不透明的背面背板的双玻电池。图15：单玻组件和双玻组件图示数据来源：海优新材可转债募集说明书，光伏胶膜光伏封装胶

25、膜用于将电池组件的封装环节，一般要求胶膜具备较强的耐候性以保证电池片性能良好，同时胶膜材料应当具有不错的透光性，以避免降低电池片光电转换效率。胶膜在电池组件中成本占比较低，但对光伏电池性能和使用寿命至关重要。根据材质差异，胶膜可划分为 POE 胶膜和 EVA 胶膜，其中 POE 胶膜以 POE 树脂（POE：聚烯烃弹性体）为主要原材料，EVA 胶膜以 EVA 树脂（EVA：乙烯-醋酸乙烯酯共聚物）为主要原料，二者市场占比接近于 1：3。由于EVA 胶膜原料成本低于POE胶膜，长期看，EVA 市场份额可能会进一步增加。但目前光伏级 EVA 生产国产化进度较慢，主要依赖进口，根据东方盛虹（子公司斯

26、尔邦是目前国内最大的 EVA 粒子生产商，产能 30 万吨/年）重组报告书，2020 年国内 EVA 净进口 112 万吨，国内市场占比 61%。受光伏级EVA 粒子供给短缺的影响，胶膜生产企业普遍利润率承压。在 POE 胶膜和 EVA 胶膜的基础上，进一步发展出高性能的白色增效 EVA 胶膜和共挤型 POE 胶膜（EPE 胶膜），前者是在透明 EVA 胶膜上添加了白色填料预处理，提升了反射率，因此有助于电池片提高效能；后者通过共挤工艺将 POE 树脂和EVA 树脂挤出制造，耐侯性可以得到大幅提升。组件中胶膜种类主要是由组件类型决定。据海优新材披露，单玻组件上层使用透明 EVA 胶膜，下层使用

27、白色增效 EVA 胶膜；双玻组件胶膜上下两层均可单层 POE 胶膜或者上层使用透明 EVA 胶膜，下层使用 EPE 型 POE 胶膜。随着未来双玻组件、双面电池趋势更为明显，高品质的白色增效 EVA 胶膜和 EPE胶膜应用将更为广泛。图16：不同类型胶膜市场规模变化预测（亿平方米）302520151050202120222023透明EVA占比白色增效EVA占比POE占比 EPE占比胶膜需求PV InfoLink，主要胶膜厂商包括福斯特、海优新材、斯威克、赛伍技术等，其中福斯特寡头地位较为稳固。光伏胶膜行业初始投资成本较低，主要成本来自于原材料，同时下游需求高景气较为明确，因此对新入者有相当吸引

28、力。但行业头部厂商普遍拥有丰富渠道和品牌积累，构成隐形进入壁垒。光伏玻璃光伏玻璃加装在电池片外部，直接影响组件的性能和使用寿命。与传统玻璃对比，光伏玻璃除需要保证良好的透光率外，还需要具备更好的抗氧化性、抗腐蚀性和耐高温性。为实现具备高透光率，光伏玻璃对石英砂原材料要求明显更为严苛。根据制作工艺的差异，光伏玻璃可分为压延法玻璃与浮法玻璃，两种工艺技术差异较大，不同工艺的产线之间无法转换。浮法玻璃适宜生产大尺寸玻璃，但压延法制成玻璃具有更高的透光率，因此目前主流生产技术选用压延法。光伏玻璃生产线点火后不得随意改动生产线，因此生产具备一定刚性，窑炉结构设计会直接影响生产效率和成本。大型窑炉单吨能耗

29、更低、成品率更高，因此生产的规模化效应也较为明显。光伏玻璃生产成本主要由烧碱和石英砂构成。国内优质石英砂矿源较为稀缺，头部厂商普遍通过在矿源地建厂的方式降低成本并锁定原材料资源。目前行业共识是发展双玻组件以提升电池组件的发电效率，也即选用透明背板以增加光线透射。随着单玻组件逐步向双玻组件发展，组件对光伏玻璃的需求将提升至少 25%（考虑到玻璃厚度差异）。与双玻组件发展并行的另一趋势是光伏玻璃薄片化，在厚度不变的情况下，双玻组件重量明显增加，因此玻璃薄片化可以有效满足双玻组件的轻量化需求，可降低安装成本、满足特定场景需要。图17：光伏玻璃薄片化趋势100%80%60%40%20%0%202120

30、2220232.55mm2.8mm2025mm20272030CPIA，光伏玻璃呈现出双寡头竞争格局，信义光能和福莱特市场占比超过 60%，遥遥领先于其他厂商。其他主要参与者包括南玻，彩虹新能源，中建材等企业，但产能明显低于双寡头。光伏玻璃和普通玻璃生产工艺流程有区别，既有的普通玻璃生产线无法直接用于生产光伏玻璃，因此新进入者面临较大的资本开支压力。但由于近年来受房地产、建筑行业低迷影响，普通玻璃终端需求不振，部分传统玻璃厂商大力加码高景气的光伏玻璃领域，加剧了行业竞争。光伏背板光伏背板是位于电池组件背面的光伏封装材料，基本功能属性需要保护电池片免受外部环境的侵蚀。目前普遍使用含氟材料以增强背

31、板的耐候性，根据含氟材料的具体形态差异，背板门类众多，但制作工艺又大致分为复合型背板和涂覆型背板，前者综合性能更为优越，后者材料成本更低，前者可广泛应用于自然条件较为恶劣区域，后者主要适用于屋顶等环境。目前光伏行业已经展现出双面组件的发展趋势，双玻组件在电池正面两面均覆盖光伏玻璃，传统背板无法满足这一性能要求，折中的透明背板在双玻组件无法做到足够轻量化之前，仍具备竞争优势，PV InfoLink 预测 2022 年透明背板在双面组件中的占比可能超过 20%，对应总量达到 13GW。图18：不同类型背板市场份额变化路线图100%80%60%40%20%0%20212022202320252027

32、2030含氟背板不含氟背板玻璃背板CPIA，光伏背板国产化程度较高、技术门槛有限、利润空间较窄，厂商通过跟随电池片结构和组件版型的变化调整产品形态以满足定制化服务需求，赛伍技术、中来股份、福斯特等企业市占率靠前，同时普遍经营除背板以外的业务。光伏支架光伏支架用于固定光伏电池组件，同时起到支撑、保护组件的作用。从功能特质上划分，光伏支架分为固定支架和跟踪支架。固定支架角度固定、无法自动转动，一般会根据当地自然气候条件选定固定角度，通过部分损失效率换取更高的稳定性。跟踪支架则可由系统控制，自动调整角度以增加阳光直射，提升电池效益。跟踪支架由三部分组成，分别为结构系统（可旋转支架）、驱动系统、控制系

33、统（包括通讯控制箱、传感器、云平台、电控箱等部件）。目前国内市场仍以低成本的固定支架为主，跟踪支架在美洲地区则渗透率更高。相比固定支架，跟踪支架存在一定技术门槛。目前全球市场上头部企业以国外企业为主，国内最大的跟踪支架生产厂商中信博全球市占率位居前五。除中信博外，国内其他代表性厂商包括意华股份、清源股份等。图19：不同类型支架市场份额变化路线图100%80%60%40%20%0%2021202220232024202520262027202820292030固定支架跟踪支架CPIA，系统集成与运营环节系统集成与运营属于后产业链，是支撑光伏系统正常工作运转的产业链环节。但终端需求对该环节盈利能力

34、影响并不足够显著，现阶段，成本端压力是决定公司利润表现的更重要因素。对于一般性的地面光伏系统而言，组件占据初始投资成本的 40%-50%，预计随着电池技术的提升和组件的轻量化、低成本化推进，后续组件成本占比有望在 40%以下。图20：我国地面光伏系统初始全投资变化趋势（元/W）4.543.532.521.510.5020212022202320252027203050%40%30%20%10%0%电池组件逆变器支架建安费用管理费用、电缆成本等组件成本占比CPIA，逆变器将光伏太阳能电池板产生的可变直流电压转换为交流电，并可以反馈回商用输电系统，或是供离网的电网使用，是光伏阵列系统中重要的系统平

35、衡之一，但在光伏系统中成本占比较低。光伏电站是发电系统运营的基础，可分为集中式电站、分布式电站和离网式电站。分布式光伏具备安装、运营灵活的优点，除“全额上网”模式外，更多情况下采用“自发自用、余额上网”模式，可以优先满足用户端就近用电的需求，无需像集中式电站一样，先将产电并入电网再由电网公司收购并统一调度分配。离网式电站典型应用场景为太阳能路灯，具有独立的用电系统，适用场景较为有限。近年来，分布式光伏受到政策大力鼓励推动，根据“十四五”可再生能源发展规划，未来将大力推动进整县（区）屋顶分布式光伏开发。逆变器光伏逆变器根据单体容量和适用场景差异，可划分为集中式逆变器、组串式逆变器和微型逆变器。集

36、中式逆变器适用于集中性地面大型光伏电站，单体容量通常为 500KW以上的大容量，可有效满足电网调节需要。微型逆变器单体容量一般在 1KW 以下，可以实现对每块组件进行独立的最大功率追踪控制，因此理论上可以实现光伏系统保持在最高效率状态下运行，但微型逆变器成本较高且较难维修，更适用于户用光伏、工商业光伏等小功率场景，代表性厂商如派能科技等。组串式逆变器单体容量介于集中式逆变器和微型逆变器之间，成本已接近于集中式逆变器，且功率不断提升，不仅适用于分布式光伏发电系统，同样适用于大功率的电站场景，叠加其便于安装、最大功率追踪控制效能优异等特点，渗透率最高，并有进一步提升的趋势。表3：逆变器适用场景示意

37、图应用场景图示集中式光伏分布式光伏“全额上网”模式“自发自用，余电上网”模式锦浪科技招股说明书，逆变器需要安装电源管理芯片（主要成本），目前仍是以国外厂商为主，这部分成本较为刚性，逆变器生产厂商议价能力弱。预计未来随着国产替代，国内厂商（晶丰明源、上海贝岭、圣邦股份等）份额提升，市场价格可能下行，成本一定程度降低。从需求端看，逆变器随着光伏装机容量增长而增长。不同于光伏组件平均 25-30 年的使用年限，逆变器的使用年限一般在 10 年左右，在组件的寿命周期内，至少需要更换一次逆变器。因此存量更替需求也是需求端很重要一部分。储能逆变器与光伏逆变器技术同源，随着储能市场的不断发展，预计现有逆变器

38、厂商均将会大力发展该块业务。现阶段，阳光电源、固德威、锦浪科技储能部分收入均仅在 5%左右，未来发展空间比较大。目前我国是逆变器出口国，主要参与者包括华为、阳光电源、固德威、锦浪科技、上能电气等。运营发改委、国家能源局于 2019 年下发国家发展改革委、国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知，明确将推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目。目前新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，并确定指导价，光伏补贴标准持续下滑，平价上网进一步推进。部分光伏电站在平价上网政策下出现并网后成本倒挂情况，对电站运营企业盈利能力形成了短期

39、侵蚀。与自行经营电站相对应，光伏电站 EPC（工程总承包）业务则仅涉及设计施工环节，业务盈利模式确定，但受终端产能需求影响较大。表4：发改委关于 2020 年光伏发电上网电价政策有关事项的通知类别内容集中式光伏发电纳入国家财政补贴范围的新增集中式光伏电站指导价，分别确定为每千瓦时 0.35 元、0.4 元、0.49 元（此前为 0.40 元、0.45 元、0.50 元）；新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在指导价分布式光伏发电“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目补贴标准调整为每千瓦时 0.05 元（此前为每千瓦时 0.10 元）“全额上网”模式的工

40、商业分布式光伏发电项目按集中式光伏电站指导价执行户用分布式光伏补贴标准降低至每千瓦时 0.08 元（此前为每千瓦时 0.18 元）注：以上价格均为含税价。关于 2020 年光伏发电上网电价政策有关事项的通知，加工设备辅件产业链辅件产业链主要用于支持硅料、硅片以及电池片生产，主要包括热场、金刚线、激光技术以及银浆等。由于光伏电池生产工艺复杂，因此对各类加工设备要求也较高。由于主产业链技术路线更迭较快，辅件产业链必须持续升级技术路线以满足客户的需求。不同于组件产业链，辅件产业链对提升电池片效率有决定性影响，虽然单项技术的壁垒明显高于组件环节，但产品同质性特征仍存，并且规模化效应更为明显，在技术升级

41、思路比较明确、具体路线仍存不确定性的背景之下，厂商之间的技术竞争异常激烈，部分竞争格局较差的细分行业内竞争非常激烈，比如主要参与者大幅扩充产能、同时技术更迭速度极快的金刚线行业。相比较而言，热场、激光以及银浆环节的龙头企业利润空间较高。热场热场系统是晶体生产过程中的关键设备，包括坩埚、导流筒、保温筒、加热器等组成部分。热场系统主要分为两类，单晶拉制炉热场和多晶铸锭炉热场，前者主要用于光伏行业、半导体行业的单晶硅生产，后者主要应用于光伏行业多晶硅生产流程。传统技术路线为采用石墨原料，但在硅片尺寸逐步扩大化的行业背景之下，碳基材料优势凸显，具备强度更高、耐热性更好、更易成型等优点，更适用于大尺寸晶

42、体生产工艺。目前硅晶生产的热场系统中，碳/碳复合材料在多个细分产品中的渗透率超过 50%。表5：热场系统产品图例应用场景图例具体产品单晶拉制炉热场系统坩埚、导流筒、保温桶、加热 器、板材、电极多晶铸锭炉热场系统顶板、盖板、发热体、护板、紧固件、保温条金博股份官网，国内代表厂商为金博股份，公司发展了快速化学气相沉积技术，实现大幅缩短制备周期，生产效率明显提升，同时压降了生产成本，在热场系统领域取得明显的技术优势壁垒。金刚线金刚线在光伏产业链中用于切割硅片等流程，是制备工艺中重要一环。将母线材料放置在添加有一定量的表面包覆有金属镍的金刚石微粉颗粒的电解液中，在电镀过程中，包覆有金属镍的金刚石微粉颗

43、粒沉积在母线基体上，生成成品金刚线。根据高测股份可转债募集说明书，在硅片切割过程中，金刚线网的线速度需在较短时间内突大幅加速或减速，而整个过程中的张力波动需控制在 0.5N 以内，否则金刚线容易断裂，对材料技术工艺要求非常高。出于电池效能和成本控制等因素考虑，硅片的薄片化、大尺寸化发展是比较确定的趋势，因此作为切割材料的金刚线直径也应变得更小以减少切割过程中的材料损耗。目前行业领先企业已经可以实现 36m 批量生产，但传统采用高碳钢丝作为母线的技术工艺理论上最多仅能达到 30m 的极限，进一步降低直径的空间不大，因此行业寻求使用钨丝替代钢丝的技术路线。但目前钨丝母线的供应仍相对有限，国内产能集

44、中于厦门钨业、中钨高新等少数厂商，短期内难以大范围替代碳钢母线。表6：主要厂家金刚线产品规格产品规格成品线径（m）母线线径（m）最小破断张力（N）355023525.3365153625.8385353826.5405554027.0数据来源：美畅股份、高测股份官网，切割更大尺寸的硅片也将提高对金刚线的消耗，根据 PV InfoLink 数据，当前 182mm硅片的综合耗线量约为 3.5-4m/片，210mm 硅片的综合耗线量约为 4.8-5.3m/片，后续随着细线化的进一步推进，预估未来三年，每年单 GW 耗线量增长 5 万公里。表7：金刚线耗线量预测（万公里/ GW，万公里）年份20222

45、02320242025单 GW 耗线量50556060金刚线需求8,97415,91634,99237,676PV InfoLink，国内金刚线耗材厂商主要包括美畅股份、高测股份、岱勒新材、三超新材等企业，其中美畅股份市场占有率高于其他企业。硅片切割生产流程要求极高的精准度，因此除线材耗材外，对高质量光伏切割设备需求也较高，代表企业包括高测股份、上机数控、晶盛机电等。激光激光加工技术在光伏行业中的应用主要体现在消融、切割、刻边、掺杂、打孔、激光修复、激光划片等工艺流程中。提升太阳能电池光电转化效率的关键在于控制光学损失和电学损失，目前，具备产业化基础的提升太阳能电池光电转换效率的方式包括 PE

46、RC激光消融、SE 激光掺杂、MWT 激光打孔等。随着电池技术逐步由 P 型向 N 型电池发展，更加复杂、精细的制作工艺激发了对激光加工的需求。理论上，激光转印技术可有效满足 P 型以及 N 型电池的生产工艺需求，同时具备良好的降本能力，是新一代技术路线。帝尔激光是行业绝对龙头企业，除帝尔激光外，行业其他参与者较少。表8：激光在光伏电池片生产中的应用产品功能激光消融设备用于 PERC 电池背钝化量产线，利用激光在硅片背面进行打孔或开槽，将部分 AlOx 与 SiNx 薄膜层打穿露出硅基体，背电场通过薄膜上的孔或槽与硅基体实现接触激光掺杂设备在晶硅太阳能电池电极栅线与硅片接触部位区域进行高浓度磷

47、掺杂，而电极以外位置保持轻掺杂（低浓度掺杂）激光划片设备实现电池片半片或多片的自动切割、裂片，切割后串联形成的电池片因电流降低，内部损耗将减少，从而提升电池效率激光修复设备用于电池片抗光衰工艺，使太阳能电池具备抗光照衰减的能力，降低太阳能电池在使用过程中由于光照引起的功率损失帝尔激光官网，帝尔激光招股说明书，银浆不导电的硅片需要在正反两面分别加载电极才能形成具备发电功效的电池片，导电性能良好、化学性能稳定的银元素则成为电极材料首选。在加工过程中，一般选用丝网印刷技术将银浆附着在电池片上。图21：银浆在太阳能电池中的应用帝科股份招股书，根据电池片技术路线的差异，银浆加工工艺和形态也存在差别。银浆

48、是电池片非硅成本的重要组成部分，出于降本增效的考虑，丝网印刷的主栅线数目会增加，对应栅线宽度收窄、银浆用量下降。N 型电池的基本特征是双面性，对应银浆需求将明显高于 P型电池。其中，HJT 电池片 2021 年双面平均银浆消耗量为 190mg/片，TOPCon 电池片平均正银耗量为 75.1mg/片、背银耗量 70mg/片，对比之下P 型电池片正银耗量 71.7mg/片，背银耗量 24.7mg/片。HJT 电池相较于 TOPCon 电池，单片银浆耗量更高，同时必须使用制作工艺更为先进的低温银浆。目前行业内已经开始尝试银包铜技术，通过降低银元素耗量以降低成本。目前银浆的国产替代逐步深入，代表性本

49、土企业包括帝科股份、苏州晶银（苏州固锝子公司）、上海匡宇，国际四大正银厂商则分别为杜邦、贺利氏、三星 SDI、硕禾电子材料。在低温银浆领域，则主要被日本厂商 KE 垄断。光伏转债个券分析截至 8 月 1 日，共有 16 只存量已上市光伏转债，合计余额超过 400 亿元,主要分布在电池组件和加工设备环节，对应正股标的资质良好，多只产业链龙头公司均有存量已上市转债。另有四家公司处于预案或交易所受理阶段，合计储备发行规模达 247.9 亿元；高测转债已完成网上发行，尚未上市交易，规模 4.83 亿元。表9：光伏转债个券一览（已发行上市）转债简称公司简介余额（亿）上市日剩余期限(年)转债价格（元）转股

50、平价（元）转股溢价率个券类型通 22 转债硅料+电池片120.002022/3/185.58146.98140.285偏股型隆 22 转债硅片+电池组件69.972022/2/175.44135.96104.5230平衡型上 22 转债单晶硅+设备24.702022/4/65.59173.89159.309偏股型锦浪转债逆变器8.972022/3/25.54165.16151.179偏股型上能转债逆变器4.202022/7/15.88217.53187.1716偏股型晶科转债光伏电站22.962021/5/314.74135.58106.4227平衡型旗滨转债光伏玻璃14.992021/5/7

51、4.70132.5495.3439平衡型盛虹转债EVA 粒子49.982021/4/214.65176.20146.5120偏股型海优转债胶膜6.942022/7/215.91140.0895.0247平衡型裕兴转债光伏用背板配套的功能聚酯薄膜6.002022/4/275.71139.51114.7522偏股型福莱转债光伏玻璃40.002022/6/135.81133.2093.5142平衡型帝尔转债激光8.362021/8/275.02190.00187.581偏股型金博转债热场6.002021/8/184.99156.27132.8818偏股型楚江转债碳纤维（热场材料）18.232020/

52、6/233.85149.00131.9813偏股型石英转债石英坩埚0.522019/11/223.25992.58995.580偏股型三超转债金刚线1.952020/8/174.00161.71118.5636偏股型注：石英转债已公告将提前赎回。Wind，已上市光伏行业转债转股溢价率集中于 30%以下，整体估值压力不大，主要得益于正股股价具备较强弹性。光伏行业近来明显受资金追捧，正股估值已不在低位，同时转债价格也普遍高于 130 元，因此转债市场也难以再通过大幅拉动转股溢价率的“拔估值”形式获取超额收益。在选择转债个券时，应仍坚持正股驱动的理念，精选各细分产业链中具备强劲竞争优势且具备一定安全

53、边际的个券，享受正股股价自然上涨带来的转股平价提升收益。图22：光伏转债转股溢价率（横轴）、转股价值（纵轴）、余额规模（亿，气泡大小）帝尔激光上能电气上机数控东方盛虹锦浪科技金博股份楚江新材三超新材海优新材通威股份裕兴股份晶科科技隆基绿能福莱特旗滨集团250200150100500%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%注：上图剔除石英转债，硅产业链转债通 22 转债正股通威股份，主营业务为饲料和光伏，双轮驱动，饲料业务毛利贡献较为稳定，光伏业务收入及毛利率持续提升，全球硅料龙头企业。2021 年度，光伏业务毛利率接近 40%，毛利 152 亿元，占比 87%。公司光伏产品

54、主要为高纯晶硅和电池组件。根据公司公告，截至 2021 年底，已建成 18 万吨高纯晶硅产能，基本为单晶 N 型，产能利用率接近 130%，目前在建的包头二期 5 万吨和乐山三期 12 万吨产能完全释放后，产能将达到 35 万吨。光伏电池产能在 2021 年底达到 45GW，预计 2023 年后完全产能将达到 102GW。公司积极投放 210mm、182mm 大尺寸电池产能，单晶Perc 转换效率超过 23.5%，同时率先投产 TOPCon、HJT生产线。2022 年以来，公司累计公告 74.54 万吨的高晶硅长协订单，客户包括光伏下游企业以及半导体企业。半年报业绩预告净利润同比增长 304.

55、62%321.48%，达 120 亿至 125亿元。表10：通 22 转债个券信息（单位：元）转债简称通 22 转债正股简称通威股份转债价格146.50正股价格53.49转股平价139.44转股价38.36平价底价溢转股溢价率5.06%价率67%余额（亿）120.00赎回触发价 49.87下修条款15/30，85%赎回条款15/30，130%回售条款30/30，70%，上 22 转债正股上机数控，原主营业务为光伏生产设备（切片机等），自 2019 年通过子公司弘元新材进入单晶硅片领域以来，产能迅速扩张，2021 年度，公司单晶硅片销售收入 107.5亿元，增速达 294%，几乎贡献当年全部营收

56、。根据公司最新非公开发行股票预案显示，上机数控已有单晶硅产能约 30 万吨（包括发行可转债募集资金建设的包头年产 10GW 单晶硅项目产能）,主要集中在大尺寸（182mm，210mm）。公司 2021 年以来，通过参股、自建等方式频频涉足上游硅料领域，加码一体化布局意图明显，产能集中释放后，能提供 25 万吨硅料供应。表11：上 22 转债个券信息（单位：元）转债简称上 22 转债正股简称上机数控转债价格180.72正股价格171.10转股平价166.75转股价102.61转股溢价率8.38%平价底价溢94.07%价率余额（亿）24.70赎回触发价 133.39下修条款15/30，90%赎回条

57、款15/30，130%回售条款30/30，70%，电池组件产业链转债隆 22 转债正股隆基绿能，主要销售硅片和光伏电池及组件。公司海外业务（以电池及组件为 主）占比近年来持续提升，2021 年度占比接近 50%，且毛利率也反超国内业务。光伏电 池及组件业务为公司贡献了七成的营收，但该业务板块近年来毛利率呈现持续下行趋势，硅片业务毛利率则下行幅度较小。截至2021 年底，公司单晶硅片、电池和组件产能分别达到105GW、37GW 和60GW，组件出货量全球第一。2022 年一季度，隆基绿能单晶硅片出货量 18.36GW，其中自用 9.94GW；单晶组件出货量 6.4GW。预计全年单价硅片出货 90

58、-100GW，组件出货 50-60GW。根据公司投资者关系活动记录表，受到上游原材料成本依旧高企因素影响，组件盈利空间被动压缩，一季度电池及组件毛利率 19.27%，但二季度盈利有所恢复，预计上半年净利润增速 26%-32%。隆基绿能在光伏电池技术上保持领先，PER 电池、HJT 电池转换效率均创下全球记录，同时布局HPBC 电池技术，并有望于三季度投产。公司披露预计 2022 年 H1 实现营业收入为 500 亿元-510 亿元，同比增长 42%-45%；预计实现归属于上市公司股东的净利润为 63 亿元-66 亿元，同比增长 26%-32%。表12：隆 22 转债个券信息（单位：元）转债简称

59、隆 22 转债正股简称隆基绿能转债价格137.47正股价格61.21转股平价104.03转股价58.84平价底价溢转股溢价率32.14%价率18.82%余额（亿）69.97赎回触发价 76.49下修条款15/30，85%赎回条款15/30，130%回售条款30/30，70%，盛虹转债正股东方盛虹，石化巨头，产品一体化覆盖“原油炼化-PX/乙二醇-PTA-聚酯-化纤”产业链。2021 年，完成收购斯尔邦 100%股权，主营业务板块增加新能源新材料。斯尔邦为国内最大的 EVA 生产企业，已有产能 30 万吨，占全国产能 20.38%，其中光伏级 EVA 年产能超 20 万吨，约占全球光伏级EVA

60、产量 28%；规划产能 60 万吨。2021 年，EVA 材料销售收入 63.4 亿元，增长 78.87%，营收占比 12.37%，毛利率44.13%，较上年明显提升，也明显高于公司其他主要产品。表13：盛虹转债个券信息（单位：元）转债简称盛虹转债正股简称东方盛虹转债价格182.62正股价格20.01转股平价148.66转股价13.46平价底价溢转股溢价率22.84%价率33.19%余额（亿）49.98赎回触发价 17.50下修条款15/30，85%赎回条款15/30，130%回售条款30/30，70%，海优转债正股海优新材，主要产品为光伏封装用胶膜，公司市场占有率低于行业绝对龙头福斯特，与斯