上机数控研究报告硅片绽放精彩，一体化打开成长空间

　　（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24GWN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2223年公司硅片产能将达5070GW，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，20092019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110，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7601000GW，2050年累计部署的光伏装机10501570GW。
　　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，CR22021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210660W组件与166450W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182535W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，2223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155150um。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150155um，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23pct。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。2gw（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（SiO299。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2223产能分别为5070GW，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（TunnelOxidePassivatedContactsolarcell，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12nm）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8085，较PERC提升1015。
　　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24GWN型电池，其中一期14GW，二期10GW，建设期23年，预计一期14GWN型电池将于23年34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。
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　　精选报告来源：【未来智库】系统发生错误