电站业务稳健发展，布局 TOPCon 制造助力成长。
公司自持电站主要分布在中东部及内蒙古地区，整体规模稳定。截至 2022 年 9 月底，公 司自持各类光伏电站规模达 1.44GW，主要集中在江苏、安徽、山东、河北等中东部地区 和内蒙古呼和浩特地区。2022 年 1-9 月，公司自持电站发电量为 14.9 亿千瓦时，同比减 少 4.3%。从历史情况来看，公司自持电站规模和发电量整体稳定，2019-2021 年公司自 持电站规模分别为 1.48/1.61/1.60GW；2019-2021 年公司自持电站发电量分别为 18.9/18.6/19.7 亿千瓦时。
光伏发电业务毛利率维持在 70%左右，处于行业领先水平。一方面，公司自持电站主要 分布在中东部地区，上网电价相较于西部地区更高，同时消纳量也可以得到保障。据测 算，2022Q1-3 公司自持电站的平均上网电价为 0.76 元/KWh（含税）。另一方面，公司深 耕光伏领域多年，在电站设计、项目管理、新能源电站智能运维等方面经验丰富，有助 于公司控制成本。
公司在不断开发电站的同时持续优化支持电站结构，进而保障业务发展质量。公司凭借 经验丰富的开发团队，以及电站设计和运维等方面的综合优势，持续加大新能源基地及 平价项目的开发力度，截至 2022 年 6 月底，公司储备光伏项目超 6GW。开发电站的同 时，公司也在不断调整优化自持电站结构，考虑补贴回款周期较长，公司出售了部分补 贴电站回收现金流，2022 年公司陆续出售了 154MW 和 380MW 的存量电站。
光伏行业持续推进降本增效，目前已成为最具经济性的发电方式之一。我国光伏系统成 本整体呈下降趋势，据 CPIA 数据，2022 年我国地面电站初始全投资成本约为 4.13 元/W， 较 2016 年下降 43.4%；工商业分布式电站初始投资成本约为 3.74 元/W，较 2017 年下降 55.3%。据 CPIA 预计，随着上游原材料价格下降，2023 年地面电站、工商业分布式电站 初始投资成本将进一步下降至 3.79 元/W、3.42 元/W，同比分别下降 8.2%、8.6%。
国内需求旺盛，新增光伏装机维持较高增速。据国家能源局，截至 2023 年 2 月底，我国 光伏累计装机 413.04GW，同比增长 31%；2023 年 1-2 月新增光伏装机 20.37GW，同比 增长 88%。1-2 月为光伏传统淡季，但 2023 年 1-2 月装机同比接近翻倍增长，规模超市 场预期。我们认为主要原因是硅料供需缓解，组件价格明显回落，电站收益率提升，运 营商积极推进光伏项目建设并网。
组件价格下降刺激需求，2023 年有望迎装机大年。据 PVInfoLink 数据，23Q1 多晶硅致 密料均价为 206 元/kg，较 22Q4 均价 290 元/kg 下降 28.9%；23Q1 单面单晶 182mmPERC 组件均价为 1.76 元/W，较 22Q4 均价 1.96 元/W 下降 10.2%。据我们测算，当组件价格 为 1.7 元/W 时，下游电站收益率约 8.8%，较组件价格为 2.0 元/W 时提升 1.4pct。随着硅 料新增产能的陆续投放，将带动组件价格进一步下降，预计项目收益率将较 2022 年明显 改善，前期被压制的光伏装机需求有望加速释放。我们预计 2023 年国内光伏新增装机有 望达 120-130GW，同比增长约 40%。
公司 EPC 业务以集中式地面电站为主，主要客户为央国企。公司自 2018 年开始大力发 展 EPC 业务，项目以集中式地面电站为主，主要客户有国电投、中广核、华能、申能、 三峡、中电建、中能建等央国企。公司新能源电站设计、项目管理，新能源电站智能运 维等方面综合优势明显，能够快速响应客户需求，先后中标并承接了应用领跑者、奖励 领跑者等各类光伏 EPC 项目。 受上游组件价格高涨影响，2022H1 公司 EPC 业务短期承压。2021 年 EPC 业务营收 14.80 亿元，同比减少 7.6%；2022H1 公司 EPC 业务营收 3.76 亿元，同比减少 56.5%。2022 年 公司 EPC 业务进展缓慢，主要原因是上游组件价格长期处于高位，电站项目收益率较低， 运营商开发项放缓。考虑到公司有超 6GW 的在手储备项目，随着 2023 年组件价格逐步 回落，预计公司 EPC 业务规模将迎来快速增长。
公司 EPC 业务毛利率行业领先，2023 年有望进一步改善。由于施工部分在整个工程项 目中占比较大，耗费较高，因此纯 EPC 业务毛利率普遍偏低。林洋能源通过“开发+EPC+ 运维”模式，与央国企持续深化合作，近年来光伏 EPC 业务毛利率普遍高于 15%。2021 年公司 EPC 业务毛利率为 16.3%，同比提升 0.5pct，盈利能力处于行业领先水平。过去 两年由于硅料等上游原材料价格不断上涨，组件价格居高不下，EPC 企业盈利能力承压。 硅料供需缓解，2023 年组件价格将迎来拐点，EPC 业务盈利有望修复，同时前期被价格 压抑的需求有望快速释放，公司 EPC 业务或将迎来量利齐升。
1、P 型效率接近极限，TOPCon 引领 N 型技术迭代
P 型电池效率已接近极限，TOPCon 引领 N 型技术迭代。TOPCon 技术利用量子隧穿效 应在电池背表面制备一层超薄隧穿氧化层，与 N 型多晶硅薄层共同形成钝化接触结构， 可以有效提升电池开路电压和转换效率。目前 PERC 电池的效率已经接近极限，TOPCon 有望成为继 PERC 电池后下一代主流光伏电池。
TOPCon 电池具有高效率、低衰减、高双面率、投资成本较低等优势。1）效率方面，2022 年主流 TOPCon厂商量产效率达 24.5%左右，明显高于PERC电池的平均量产效率23.2%； 2）发电增益方面，TOPCon 具备低衰减、低功率温度系数、高双面率等优势，同等条件 下发电量较 PERC 提升 5%左右；3）成本方面，TOPCon 可在当前 PERC 产线基础上兼 容升级，投资成本较低，成为 N 型电池时代较多头部组件企业的首选路线。据 CPIA 数 据，2022 年 TOPCon 设备投资成本约 1.9 亿元/GW 略高于 PERC 电池 1.6 亿元/GW，后 续预计将逐渐接近 PERC。
TOPCon 目前已进入量产阶段，2023 年产能规模将大幅扩张。据 PVInfoLink 数据，截 至 23 年 2 月，宣称布局高效 N 型电池的产能已突破 1100GW，其中超过 850GW 新增产 能选择 TOPCon 技术，2023 年底 TOPCon 名义产能有望达 477GW，将与存量 PERC 电 池产能相当。考虑新增产能爬坡以及潜在的石英砂以及 POE 粒子紧缺的问题，据 PVInfoLink 预计，2023 年 TOPCon 组件出货量将达 110GW 左右，占整体组件出货比例 将超过 25%。
从国内实际招标情况看，TOPCon 组件的平均溢价约 0.1 元/W。2022 年以来，部分央国 企在组件招标中给出了 N 型的标段，从中标情况看，基本为 TOPCon 组件，实际溢价区 间集中在 0.07-0.12 元/W，平均溢价在 0.1 元/W 左右。若考虑价格接受程度更高的分布式市场以及海外市场，TOPCon 预计会有更高的溢价空间。
2022 年底 TOPCon 组件成本基本与 PERC 打平，未来有望进一步下降。TOPCon 降本主 要有以下几个方向。1）金属化成本降低，通过 SMBB、激光转印和栅线图形优化等技术 降低银耗；2）硅成本降低，通过大尺寸化、薄片化降低硅片成本；3）提高生产效率， 通过提高单台产能实现降本；4）提升工艺，双面钝化工艺以及掺杂技术优化提升效率达 到降本目的。
2、拟投建 20GW TOPCon 电池产能，进一步拓展产业链布局
公司较早布局 N 型技术，积淀深厚引领技术迭代。公司以智能电表、电力解决方案业务 起家，作为行业领先的电力解决方案提供商和光伏电站运营商，较早布局 N 型高效电池。 2016 年公司在 PERC 刚开始替代 BSF 之际，成立专业化国际团队专注于“N 型高效单晶 太阳能双面电池及组件”的研发；2017 年公司高效双面电池、组件产品一期项目顺利投产， 转换效率达 21.5%领跑行业技术进步；2018 年公司启动电池从 N-PERT 转为 TOPCon 的 技术升级；2019 年公司完成 N 型 TOPCon 技术升级，量产效率达 23.1%，组件升级为 9BB 多主栅技术，三率指标领先行业。
公司投建 20GW TOPCon 电池项目，有望充分享受 TOPCon 超额利润。2022 年 12 月 2 日，公司发布公告拟投资 100 亿元建设 20GW 高效 N 型 TOPCon 光伏电池项目。该项目 分两期建设，一期 12GW 投资 50 亿元，其中第一阶段 6GW 力争于 2023 年 7 月底前投 产，第二阶段 6GW 预计 2024 年 3 月建成投产。按公司披露的投产计划，测算 2023 年公 司 TOPCon 电池产出约 2GW。公司 TOPCon 环节积累深厚，有望充分享受新技术红利期 带来的超额利润。 进一步拓展产业链布局，与公司其他业务一体化协同。公司量产 N 型 TOPCon 电池后， 一方面可提高自有电站运行盈利水平，另一方面可充分利用多年积累的央国企客户资源 开拓市场，实现“电池片-组件-光伏电站-配套储能”的 N 型一体化布局，为客户提供完善 的“光伏+储能”系统解决方案。
