（报告出品方/作者：华泰证券，申建国，肖群稀，周敦伟，吴柯良）

快速成长的硅片行业龙头

二次创业卓有成效，技术领先的硅片龙头厂商

公司成立于 2002 年，2004 年进入光伏领域，是业内较早的光伏专用设备生产商之一。2018 年公司成为光伏切片机龙头，国内市占率 45%，并于 2018 年底成功上市。彼时公司主业 为高硬脆材料专用加工设备和通用磨床，主要应用在光伏硅片、新一代半导体、蓝宝石等 领域。公司于 2019 年成立全资子公司弘元新材料(包头)有限公司，进军光伏单晶硅片制造。 2021 年以来，公司积极打造“工业硅+硅料+硅片+电池”一体化，由硅片向上游下游协同布局， 同年与江苏中能（协鑫科技子公司）共同投资了 10 万吨颗粒硅生产项目。2022 年 4 月， 公司自建 10 万吨硅料+15 万吨工业硅项目在包头正式开工，预计一期 8 万吨工业硅+5 万 吨多晶硅将于 23 年达产。同时，公司亦向下游扩展，规划 24GW N 型电池项目，其中一 期 14GW 有望于 23 年 H1 达产，贡献新业绩增量。

硅片产能快速增长，二次创业卓有成效。2019 年前公司最主要的业务为光伏专用设备，该 业务的营收在 2017、2018 分别为 5.87 亿元、6.16 亿元，占比达 92.59%、90.06%。2019 年切入硅片制造，当年硅片业务营收 2.52 亿元，占比达 31.27%，设备收入占比相对下降 至 62.41%。自 2019 年切入硅片制造后，公司硅片业务营收由 2019 年 2.52 亿元提升至 2021 年 107.53 亿元，CAGR 达 553.23%，营收占比自 31.27%快速提升至 98.52%。目前硅片 方面已有产能 30GW，并规划了 40GW 扩产计划，预计 22/23 年公司硅片产能将达 50/70GW， 产能规模提升至行业前列。

股权决策集中，经营决策高效。截至 22H1，公司控股股东为杨建良，持有公司股份 36.58%， 担任公司董事长。此外，杨建良、杭虹、杨昊为共同实际控制人，杭虹、杨昊分别为杨建 良之妻和子。杨建良和杭虹还通过弘元鼎创间接持有公司 3.11%股份，控股股东合计持有 公司 55%以上股权。

业绩快速增长，盈利处于行业较高水平

单晶硅产销持续扩张，公司业绩强劲增长。2019 年公司营业收入 8.06 亿元，2021 年营业 收入达 109.15 亿元，CAGR 达 368%。2022H1 公司营收已达 114.56 亿元，随着单晶硅业 务的持续放量，硅片业务成为增长新引擎。盈利方面，2019 年公司归母净利润 1.85 亿元， 同比下降 7.72%，主要系旧业务的萎缩和新业务的转型所致。转型初期由于产能处于爬坡 阶段，公司成本较高，随着规模效应显现，公司盈利能力显著提升，2021 年归母净利润 17.11 亿元，同比增长 222.1%，2022H1 归母净利润达 15.75 亿元，同增 85.52%。

费用持续改善，ROE稳步上行

公司整体费用率持续下降，研发投入不断提升。得益于规模优势+控费强力，公司销售/管 理/财务费用率持续下行，费用率处于行业较低水平。此外，公司注重研发投入，研发费用 投入逐年提升，研发费用率保持在 3%以上，行业领先。2019 年起公司 ROE 持续提升，投资回报不断提高。2019 年之前，公司作为切片机龙头企 业保持较高 ROE 水平，转型期 ROE 出现短暂下滑。2019 来 ROE 稳步提升，2021 年达 到 23%，主要系硅片业务相较于设备制造业务周转加快，资产周转率提高所致。

光伏行业持续景气，平价后成长性显著

全球光伏历经三轮发展，新兴国家装机需求崛起

历经三轮周期，光伏行业迈向全球化发展。1）第一轮周期欧洲主导：2012 年以前，市场 主要集中在欧洲，在高额补贴政策下，德国、西班牙等国家装机需求率先崛起，欧洲装机 容量快速增长，随后结束于欧债危机、双反政策；2）第二轮周期中国主导：2013 年-2018 年中国成为主力，2013 年中国推出标杆电价和补贴政策，光伏步入快速发展期；2015 年 年中起在政策鼓励和成本下降的推动下，装机量大幅增长，但弃光限电问题逐渐显现；2018 年出台 531 政策，国内过热的装机需求得到抑制；3）第三轮周期中光伏行业实现全球化发 展：2019 年后光伏度电成本已低于传统煤电，全球光伏补贴转向平价时代；印度、南美、 中东等新兴市场有明显装机增长，光伏迈向全球化发展。

多因素共振，打开行业长期成长空间

因素#1：平价时代降价压力减弱，产业链利润有望增厚。平价前，2009-2019 年光伏行业装机量提升近 10 倍，但由于价格亦下降至原来的 1/10，因 此行业规模几乎没有成长，此时光伏行业周期性大于成长性。平价后，2019 年后光伏度电 成本已经低于传统煤电，继续降价压力减弱，产业链利润空间有望增厚。伴随度电成本持 续下降，光伏发电经济性逐步凸显，光伏装机发展驱动力从政策补贴转为经济性驱动，根 据 CPIA 预测，2021 年，全球光伏新增装机约 170GW，2025 年全球光伏装机或将达到 400GW，CAGR 达到 24%。

因素#2：硅料产能稳步释放，产业链供给短板逐步消除。近两年来，硅料作为产业链最短缺环节，制约光伏行业产出，我们认为硅料紧缺状况将于 年底逐步缓解。量方面，根据各公司公告，Q3 国内硅料新增产能投放约 33 万吨，主要包 括：1）通威包头二期 5 万吨/年项目；2）协鑫徐州 3 万吨/年颗粒硅项目；3）协鑫乐山 10 万吨/年颗粒硅项目；4）新特包头 10 万吨/年项目；5）丽豪西宁一期 5 万吨/年项目。考虑 到各家爬坡节奏，我们预计硅料产能将于 Q4 集中释放产量，Q4 国内硅料产量有望达约 25 万吨，较 Q3 环增 30%以上，产业链供应短板逐步消除。

价方面，硅料作为产业链最紧缺 环节，价格大幅上升压制产业链中下游盈利并抑制终端需求，随着 Q4 硅料产能大规模释放， 我们预计硅料价格将于年底进入下行区间，硅料降价带动组件降价，此前受高价组件抑制 的需求亦将随之释放，行业成长空间进一步打开。

因素#3：各国政策加码，助力全球清洁能源发展。目前光伏发电量占比较低，根据 2050 年 1.5℃的气候目标，按照 IRENA 预测，全球光伏发 电量到 2030 年将达 855TWh，约占 19%；到 2050 年将达 2564TWh，约占 29%，行业发 展空间广阔。脱碳背景下各国政策加码，助力光伏行业发展：中国提出 2050 年光伏将成我 国第一大电源，光伏发电总装机规模达到 5000GW；欧洲提出到 2025 年将太阳能光伏发电 能力翻一番，到 2030 年光伏装机 1TW；美国提出 2035 年累计部署的光伏装机为 760-1000GW，2050 年累计部署的光伏装机 1050-1570GW。

硅片环节有望维持高盈利，公司拥抱行业变化，技术多方面领先

硅片是优质赛道，盈利丰厚且稳健

硅片行业位于光伏产业链上游，生产过程分为拉晶、切片两步：1）拉晶：硅料在单晶炉中 通过直拉法生长成高纯硅棒；2）切片：硅棒经截断、倒磨、切片等流程被制成硅片。复盘过去，硅片盈利水平一直较为稳健。2017 年隆基和中环率先突破单晶直拉与金刚线切 割技术，掌握行业定价权，并凭借优秀的成本控制能力和规模效应形成双寡头格局，CR2 2021 年达 53%，除 2018 年因“531 新政”大幅下跌外，龙头玩家单瓦盈利在过去五年均 保持主产业链中相对稳健且较高的盈利水平。

当前时点，硅片龙头凭借较强议价能力，通过顺价成功传导硅料涨价成本，叠加薄片化持 续推进，仍在硅料价格大幅上涨情况下保持较强盈利。市场此前一直担忧硅片产能显著过 剩导致行业盈利下降，但当下时点硅片环节盈利能力较年初甚至有所提升，主要源于：1） 硅料+石英砂紧缺限制硅片出货，且硅片厂商议价权较高，通过顺价较好传递硅料涨价成本； 2）薄片化快速推进，降低硅成本&摊薄非硅成本。

展望未来，我们认为硅片环节盈利或好于市场预期。硅片环节已进入新一轮技术迭代周期， 大尺寸/薄片化/N 型化显著提高了硅片环节技术壁垒，二线厂商和龙头在拉晶工艺、减薄进 度、切片碎片率&良率上均出现分化，成本差异是在拉大，行业成本曲线趋于陡峭，领先厂 商凭借成本优势仍有望保持较高盈利。

积极拥抱行业变化趋势，公司技术多方面领先

趋势＃1：大尺寸。大尺寸硅片能有效摊薄非硅成本，经济性加持下份额快速提升。制造端，大尺寸硅片凭借 通量效应（产能提升降低折旧、人工等）、饺皮效应（铝边框等周长相关成本项成本增幅小 于面积增幅带来的功率提升）降低非硅成本。电站端，大尺寸硅片带来的组件功率提升可 摊薄支架、逆变器等与组件块数相关成本，线材、土地等成本亦能有所节约。根据中国能 源网数据，天合 210-660W 组件与 166- 450W 组件相比，其系统初始投资成本与度电成本 均降低了 9%以上，与 182-535W 组件相比，系统初始投资成本降低了 4.57%，降低度电成 本降低了 3.94%。

拉棒端，大尺寸硅片拉晶技术难度高，需要优秀的热场纵向温度梯度和径向温差控制能力。 1）纵向温度梯度：驱动硅棒生长。晶棒生长过程中纵向温度梯度足够大，晶棒才能生长， 但径向温差过大，可导致不规则晶核的产生，单晶变成多晶；2）径向温差分布：径向温差 是硅片热应力来源，需要尽量小使长晶界面温度均匀，否则会导致晶体位错和增殖，出现 长晶失败和断线。硅棒直径越大，径向温差控制越难。

公司存量资产包袱少，大尺寸产能占比位于行业前列。小尺寸炉台升级大尺寸性价比较低， 大概率会直接淘汰，主要系：拉晶直径越大，热屏内径就越大，而外径受热场大小局限， 其壁厚变薄，保温性能差，导致纵向温度梯度随即变小，直接影响晶体生长的拉速，导致 产出效率降低，会使制造成本变高。公司进入硅片领域适逢中环 210 大尺寸硅片发布，公 司抓住硅片大尺寸升级机会，凭借对硅片环节丰富的技术积累实现产能快速扩张，扩张产 能均能配套大尺寸硅片，存量资产包袱少。2021 年公司确定了《大尺寸单晶硅片切片技术 研发与产业化》等多个项目，不断精进技术，持续提高研发能力，目前已形成 30GW 硅片 产能，根据公司公告，22/23 年预计分别再扩 20GW 产能，均为兼容 210 大尺寸硅片的 1600 炉台，大尺寸产能占比处于行业领先地位。

切片端，大尺寸硅片对设备、工艺、耗材均提出了更高的要求。1）设备：使用双辊切割机 切割大尺寸硅片时，大尺寸硅片对应的硅棒尺寸过大导致切割辊间距难以放进硅棒，小尺 寸设备将无法匹配大尺寸硅片切割需求；2）工艺：大硅片切割工艺不够成熟，切片环节的 碎片率相对更高，切片机需要实现高线速条件下的高稳定性，涉及优化金刚线切割等相关 工艺优化；3）耗材：大尺寸硅片切片工艺对于切割液的性能要求变高，尺寸越大，金刚线 切割区域（硅片边长）越长，现有切割液的渗透深度很难达到，切割过程中更容易出现划 伤、线痕等问题。公司切片机加环节均采用自制设备，在切片工艺环节亦有深厚技术积累， 在大尺寸硅片切片环节具备较强竞争优势。

趋势＃2：薄片化。薄片化快速推进，是降低成本的重要手段。薄片切割对切片厂的设备、耗材、工艺均提出 了更高的要求，若厂商切片能力不足，薄片化下切割容易出现碎片、崩边、TTV、划伤等问 题。薄片化是降本重要手段，在切片良率不变情况下，薄片化能够增加出片数，降低单瓦 硅耗，同时摊薄非硅成本。当前硅片减薄进度快，单晶 p 型硅片厚度行业平均水平已达 160um，头部厂商已减至 155-150um。根据我们测算，硅片厚度从 165um 减薄至 150um， 每 kg 方棒出片数增加 4 片，以单片功率 7.6W 计算，对应出片功率提升 30W+。

公司自产设备+切片工艺技术领先，硅片薄片化进程中具备优势。薄片化主要考验切片端技 术实力，公司以切片设备起家，天然具备切片技术优势，加工效率高、断线率低，出片数 行业领先。采用西门子 Simotion 运动控制技术，钢线在高速运转下切割张力保持稳定，有 效降低了硅片出现 TTV 超标、线痕明显、硅片弯曲等问题的可能性。

趋势＃3：N 型化。下游电池转型需求带动硅片N型化。根据掺杂元素不同，硅片和电池片可分为两类：P 型 （掺磷）和 N 型（掺硼）。从理论极限效率来看，根据权威测试机构德国哈梅林太阳能研究 所（ISFH）测算，P型单晶硅PERC电池理论转换效率极限为 24.5%，P 型 PERC 电池 量产效率已十分逼近理论极限效率，而N型电池如 Topcon、HJT、IBC 等转换效率还有较 大提升空间。据 CPIA 预计，22 年 N型硅片渗透率有望达到 10%+。

N 型化的技术要求和难点多：1）碳、氧、金属元素等杂质含量的提高会对硅片少子寿命造 成显著影响，N 型硅片对杂质含量要求更为苛刻，若氧含量控制不佳，容易出现同心圆、 黑心片等问题；2）拉制 N 型硅棒时的热场、坩埚及环境的洁净度影响亦较大，对投料量、 多晶硅纯度、拉棒时的含碳材料（坩埚、热场、结构件、保温毡等）、拉速等均有较高要求； 3）N 型硅片中掺杂的磷与硅相溶性差，硼在硅中分凝系数为 0.8，大于磷的 0.35，导致 N 型拉棒时磷扩散相较 P 型的均匀度下降，进而导致电阻率不良部分变多，废料率增加。

公司为 N 型硅片领军企业之一，N 型拉晶布局较早，已有出货。从 N 型硅片进展来看，上 机紧跟 N 型龙头中环节奏，N 型硅片已有出货，全部产能均可生产 N 型硅片，具有较强先 发优势。

成本为王，技术领先+核心耗材保供凸显公司成本优势

技术是基本盘，技术领先确保公司成本领先

随着硅料降价，非硅成本比拼愈加重要，技术领先企业成本优势凸显。当前硅料价格高企， 硅成本占硅片成本接近 90%，掩盖了不同企业非硅成本的差异。大尺寸/薄片化/N 型化下， 二线厂商和龙头在拉晶工艺、减薄进度、切片碎片率&良率上均出现分化，非硅成本已存在 差异，随着后续硅料降价，非硅成本占硅片成本比将显著抬升，各企业间成本比拼将会回 到非硅成本上，领先企业的成本优势进一步凸显。

公司薄片化进度和切片良率均位于行业领先，摊薄拉棒非硅&降低单瓦硅耗，预计较二线厂 商拥有约 5 分/w 的成本优势。2022 年行业 P 型硅片平均厚度 160um，公司主流出货厚度 150-155um，减薄进度处在前列。切片良率方面，公司凭借设备领先+工艺领先，切片良率 领先市场平均良率 2-3pct。领先的厚度+切片良率从两方面降本：1）通过更多的出片数摊 薄拉棒端非硅，公司在拉棒端较二线厂商有接近 1 分/w 成本差距（图中蓝色部分 vs 灰色部 分）；2）通过降低单瓦硅耗，降低硅成本，公司单瓦硅耗较二线厂商领先接近 0.2g/w（图 中蓝色部分 vs 灰色部分），以当前硅料价格 300 元/kg 测算，领先厂商在硅成本端有接近 5 分/w 的领先优势。

石英砂保供是胜负手，助力公司保持更低成本

石英坩埚对石英砂纯度要求严格，内层砂主要依靠进口。石英坩埚是一种由高纯石英砂制 成的、用于拉制单晶硅棒的消耗性容器，具有耐高温、耐腐蚀等特点，其作为硅片生产过 程中的必要耗材，石英坩埚内涂层对高纯石英砂纯度要求更高，纯度等级需要达到 4N8 （SiO2=99.998%）。石英坩埚可分为外中内层，内层直接接触硅料，对石英砂纯度相对外 层要求更高，受限于矿源、提纯技术等原因，目前内层砂仍主要依靠进口。

进口石英砂已成为卡脖子原材料，预计将持续紧缺。光伏用高纯石英砂是制作坩埚的主要 原材料，为拉晶环节必不可少的耗材。近年来光伏行业快速发展，产能大幅扩张带动石英 砂需求提高，但海外石英砂厂扩产意愿低，扩产时间长，导致石英砂紧缺。根据 CPIA 数据， 2022 年全球光伏新增装机量为 240GW，光伏用进口高纯石英砂总需求量为 2.91 万吨。从 供给端看，目前海外能够批量生产高纯石英砂，包括美国尤尼明和挪威 TQC，2022 年美国 尤尼明和挪威 TQC 预计高纯石英砂供给量合计 2.5 万吨，2022 年供需缺口约 0.41 万吨， 23 年石英砂供需缺口或进一步扩大至 2.13 万吨。

石英砂保供是硅片下半场胜负手，公司有望凭借良好的石英砂保供，进一步强化成本优势。 由于海外石英砂紧缺，缺乏海外石英砂的厂商掺杂使用国产砂成为无奈之举，进而导致成本的大幅上升：1）高比例掺杂国产砂会导致坩埚使用寿命下降，单炉产出下降，进而导致坩埚、热场、折旧、人工成本等一系列成本增加；2）使用高比例掺杂国产砂的坩埚拉晶会导致硅片质量下降，出现穿孔片、黑芯片的几率增加，废料和硅耗也会相应上升，产品良率下降，进而推升拉晶成本。公司供应链管控经验丰富，去年开始提前意识到海外石英砂紧缺问题，海外石英砂保供情况良好，有望在缺砂的大背景进一步拉开与缺砂二线厂商的成本差距。

硅片竞争格局或优于市场预期，二三线小厂在技术+保供方面均处于劣势，或逐步出清。市 场担忧硅片环节大幅扩产导致竞争格局恶化，但我们认为：1）本轮大尺寸+N 型化+薄片化 进程显著提升了光伏硅片行业技术壁垒，二三线厂商与龙头厂商技术差距逐步扩大，龙头 玩家凭借技术领先拉开与二线玩家成本差距，相对竞争力是在走强；2）海外高纯石英砂紧 缺助攻，缺乏海外石英砂保障的二线企业被迫使用掺杂高比例国产砂坩埚，承担成本上升 的代价，与石英砂保供能力更强的龙头玩家成本差距进一步拉开；3）缺乏拉晶核心耗材也 会抑制二线厂商开工率，陷入无法提高市场份额窘境。二线厂商成本落后+开工率不足，将 失去抢占市场份额的机会，在本轮周期中处于全面劣势而出清，行业格局逐步优化。

强执行力助力业务推进，一体化进一步打开成长空间

执行力强，扩张速度行业领先

公司执行力强，单晶硅投产进度创业内纪录。公司抓住硅片行业发展契机，凭借强战略定 力与执行力向下游拓展，快速成长。自 2019 年 5 月成立子公司弘元新材，进军单晶硅领域， 当年 7 月第一根单晶硅棒拉制完成，投产速度创业界纪录，并在 2020 年 1 月就与天合签订 12.15 亿硅片供货合同，投产和签单速度均创业内记录。强执行力下，公司产能快速扩张， 截至目前已实现产能 30GW，同时继续规划扩产 40GW，预计 22/23 产能分别为 50/70GW， 产能规模稳居行业前列，仅次于老牌龙头隆基和中环，彰显公司高生产效率与管理效率。

大踏步迈向一体化，长期成长空间再打开

向上游打造“工业硅+硅料+硅片”一体化，保障供应同时增厚利润

公司通过参股颗粒硅+自建硅料/工业硅，积极向产业链上游延伸。颗粒硅方面，2021 年 2 月公司与江苏中能签订战略合作框架协议，合资设立内蒙古鑫元硅材料科技有限公司，10 月由上机数控、江苏中能、高佳太阳能共同增资建设 10 万吨颗粒硅及 15 万吨高纯纳米硅 生产项目，公司持股 10 万吨颗粒硅项目的 27%股权。根据合作框架，新建的 10 万吨颗粒 硅产能，公司将锁定其中 70%的产量，充分保障公司原材料供应。另一方面，目前硅料价 格较高，硅料生产企业盈利能力较好，公司参股投资颗粒硅产能亦将进一步增厚利润。

自建硅料/工业硅方面，2022 年 2 月，公司与包头市签订了投资协议，拟在内蒙古包头市固 阳县投资建设进行年产 15 万吨高纯工业硅及 10 万吨高纯晶硅生产项目，第一期 8 万吨高 纯工业硅及 5 万吨高纯晶硅已经开工建设，预计 23 年上半年投产。当前硅料价格高位运行， 单晶致密料价格上涨至近 300 元/kg，硅料环节利润丰厚。公司固阳一期 5 万吨硅料于明年 上半年投产，凭借领先工艺+自供硅粉，硅料生产成本有望控制在 50 元/kg 以内，上游深度 一体化布局进一步降低成本，增厚利润。

向下游进军N型电池，把握技术迭代窗口期

隧穿氧化层钝化接触太阳能电池(Tunnel Oxide Passivated Contact solar cell,TOPcon)，最 早由德国 Fraunhofer 太阳能研究所在 2013 年提出。TOPCon 电池与 PERC 电池结构相似， 区别在于：1）使用 N 型硅片作为衬底，少子寿命高，电池效率更高。2）背面由铝背场改 为极薄（厚度 1-2nm）的 SiO2 隧穿层和 n+掺杂多晶硅层，该结构是高载流子选择性和显著 减少界面重组的结合，是 TOPCon 实现优异钝化的关键。

TOPCon 相较 PERC 优势显著，主要包括：1）电池效率高，TOPCon、HJT、PERC 的理 论效率分别为 28.7%、28.5%和 24.5%，TOPCon 的理论效率接近晶硅极限 29.43%。量 产效率方面目前晶科已达 24.8%，下半年 TOPCon 效率目标为 25%，明年目标 25%以上， 而 PERC 量产效率最高仅为 24.01%；2）组件端性能好，TOPCon 具有衰减率低、双面率 高、温度系数低等优势，目前 TOPCon 的首年衰减为 1%，平均衰减 0.4％，而 perc 的首 年衰减为 2%，平均衰减 0.45％。TOPCon 温度系数为-0.3%/℃，远低于 PERC 的-0.35%/℃， 目前 TOPCon 的双面率达 80-85%，较 PERC 提升 10-15%。

TOPCon 经济性渐显，产业化进程提速。根据我们测算，目前 TOPCon 电池端成本高于 PERC 约 0.05 元/W，由于 TOPCon 可以通过更薄的硅片降低硅成本，更高的功率摊薄组 件非硅，一体化组件端成本较 PERC 仅高 0.03 元/W。考虑到 TOPCon 在销售端较 PERC 约有 0.1 元/w 的溢价，足以覆盖成本增加，TOPCon 已表现出较强经济性。经济性加持下 TOPCon 产业化进程加速，产能密集落地，渗透率快速提升，根据 PVINFOLINK 数据，2022 年 TOPCon 出货有望接近 20GW，渗透率达 6%，2023 年 TOPCon 渗透率将达 13%。

公司抓住电池迭代窗口期，适时拓展新型电池，利润有望进一步增厚。根据公司规划，公 司拟建设 24GW N 型电池，其中一期 14GW，二期 10GW，建设期 2-3 年，预计一期 14GW N 型电池将于 23 年 3-4 月投产。随着后续电池产能落地，我们看好 TOPCon 电池的较强盈 利能力，将为公司带来较大业绩弹性。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】

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