报告综述：

随着平价时代的到来，国内外光伏装机有望进入上行空间。2020 年，全 球和我国光伏新增装机量达 130 和 48.2GW，同增 13.1%和 60.1%，其 中我国集中式和分布式光伏电站新增装机量分别为 32.68 和 15.52GW。2020 年，全球光伏新增装机中，美国依旧保持全球第二大装机市场，越 南则从第五名跃居成为全球第三大装机市场，印度市场受疫情影响下降明 显。在乐观情况下，预计 2021 年我国和全球光伏新增装机需求将达到 65 和 170GW。

大尺寸和薄片化为硅片带来了新的技术方向，我们预计 2021 年全球单 晶硅片设备总空间为 203.98 亿元。随着金刚线切割技术的运用，单晶硅 片市场占比逐年提升，预计到 2022 年将达 80%。作为单晶硅片的双龙 头，2020 年以来隆基股份和中环股份均有扩产规划，其中隆基股份宣布 了 5 项单晶硅棒和硅片的扩产项目，总扩产规模达 70GW，而中环股份则 预计在今年 3 月中下旬开始 50GW 的 G12 单晶硅材料智能工厂的建设， 年底前开始投产。未来硅片的发展方向为“提效降本”，其中 N 型硅助力 提效，大尺寸和薄片化利于降本。根据 CPIA 分析，预计 2021 年 M10 和 G12 合计市占率将占据半壁江山，此后成为市场主流。我们预计 2021- 2023 年全球硅片设备空间为 203.98、232.21 和 310.61 亿元。

随着异质结降本增效的逐渐推进，电池片设备空间有望迎来进一步扩大， 我们预计 2021 年全球电池片设备空间为 194.67 亿元。电池片技术经 历了最初的铝背场，到当下主流的 PERC，未来的发展方向在于转换效率 更高的 TOPCon 和异质结。目前 TOPCon 平均量产效率在 22.5%-23%， 最高量产效率和转换效率达 24.5%和 24.9%。已有隆基股份、晶澳科技、 中来股份等公司入局。HJT 中试线平均量产效率普遍在 24%左右，最高 效率为钧石的 25.2%。2020 年异质结设备各环节均已实现国产化，当前 单 GW 设备成本已降至 4.5 亿元。随着多主栅及银包铜技术的推进，异 质结银浆耗量将得以进一步降低，综合成本有望在 2 年内达到 PERC 电池 片的水平。我们预计 2021-2023 年全球电池片设备空间为 194.67、 197.35 和 239.44 亿元。

多主栅和半片技术的迅猛发展，推动了组件的降本和提效，而叠瓦技术则 需设备成本的进一步下降才可获得更高的市场份额。我们预计 2021- 2023 年全球组件设备空间合计为 194.03 亿元。2020 年市场上以 9 主 栅及以上组件为主，占比达 66.2%。多主栅组件可通过降低银浆消耗和提 高受光面积来提升组件的性价比，预计到 2030 年，9 主栅及以上电池片 市场占有率将持续增加，从而带动了多主栅串焊机的市场份额。2020 年 半片组件的市占率达 71%，提升了激光划片机和串焊机的设备需求。而 叠瓦组件则需设备成本的进一步下降才可获得更高的市场增量。我们预计 2021-2023 年全球组件设备空间为 52.25、62.66 和 79.12 亿元，合 计为 194.03 亿元。

一、光伏行业的历史及现状：从扶持中来到平价中去

1.1 太阳能光伏的发电原理：半导体 PN 结的“光生伏特效应”

世界上的物体如果以导电的性能来加以区分，有的很容易导电，有的则不容易导电。容 易导电的物体如金、银、铜、铝等金属，不容易导电的物体被称之为绝缘体，如塑料、 橡胶、玻璃、石英等。而若导电性能介于这二者之间，则称之为半导体，常见的半导体 有硅、锗、砷化镓、硫化镉等，其中硅是各种半导体中应用最广的一种。

半导体内有少量的自由电子，在特定条件下可导电。原子是由原子核及其周围的电子构成的，当这些电子能脱离原子核的束缚自由运动时，则称之为自由电子。金属之所以容 易导电，是因为金属体内有大量的自由电子，在电场的作用下，这些电子有规律地沿着 电场的相反方向流动，形成电流。自由电子的数量越多，或在电场的作用下有规律流动 的平均速度越快，则电流越大。由于电子运动时运载的是电量，因此这种运载电量的粒 子，也被称为载流子。在常温下，绝缘体内仅有极少量的自由电子，因此对外不呈现导 电性。而半导体内有少量的自由电子，在一些特定条件下才能导电。

半导体的电阻率对温度和光照的变化反应灵敏，可人为地控制其导电性能。例如锗的温 度从 20°C 升高到 30°C，电阻率就要降低约一半，而金属的电阻率随温度的变化则较小。且当金属中含有少量杂质时，电阻率的变化将变得更小。然而，在半导体中掺入微量的 杂质时，却可以引起电阻率发生很大的变化。例如在纯硅中掺入百万分之一的硼，硅的 电阻率就会从 214000Ω·cm 迅速减小到 0.4Ω·cm，导电能力提高了 50 多万倍。此外， 金属的电阻率不受光照影响，但半导体的电阻率在适当的光线照射下可以发生显著的变 化，因此半导体的导电性能更易通过人为操控。

目前，以高纯度硅材料作为主要原材料的晶体硅太阳能电池是主流产品。其中原因主要 包括：1）地球中硅元素的含量巨大，仅次于氧元素；2）硅元素的性质稳定，可以轻易 制备出界面缺陷极少的硅-氧化硅界面；3）硅元素提纯技术成熟，制作成本低，如今硅 的提纯可以达到 99.999999999%；4）氧化硅是无毒无害的物质，且不溶于水，也不溶 于大多数的酸，适用于印刷电路板的腐蚀印刷技术。

存在多余电子的被称之为 N 型硅，存在多余空穴的被称为 P 型硅，其中 N 型硅中较多 掺杂磷原子，P 型硅中则较多掺杂硼原子。从硅的原子结构中可以知晓，硅原子是四价元素，每个原子的最外壳有 4 个电子，在硅晶体中每个硅原子有 4 个相邻原子，因此硅 原子会与周围的 4 个原子形成 4 组共价键，形成稳定的 8 电子壳层。但产生电流需要自 由电子，因此稳定的硅原子需要通过掺杂其他原子来产生自由电子。若往硅原子中掺杂 V 族元素（如锑、砷、磷），由于其最外层有 5 个电子，除与相邻的硅原子形成共价键外， 还多余 1 个电子，因此只要杂质原子得到很小的能量，就可以释放出电子形成自由电子。而若往硅中掺杂Ⅲ族元素（如硼、铝、镓），由于其最外层有 3 个电子，与硅原子形成完 整的共价键上缺少一个电子，因此需从相邻的硅原子中夺取一个价电子来形成完整的共 价键，而被夺走的电子留下了一个空位，成为空穴。该结合可用很小的能量加以破坏， 从而形成自由空穴。因此，存在多余电子的被称之为 N 型硅，存在多余空穴的被称为 P 型硅，其中 N 型硅中较多掺杂磷原子，P 型硅中则较多掺杂硼原子。

在硅晶体中，当 N 型硅和 P 型硅紧接在一起时（通常在 N 型硅的表面掺硼或在 P 型硅 的表面掺磷），将它们的交界处称为 PN 结。由于结两边的电子和空穴存在浓度差，因此 电子会从 N 区向 P 区扩散，而空穴则从 P 区向 N 区扩散，其结果就是 N 区出现正电荷， P 区出现负电荷，这两种电荷层在半导体内部建立了一个内建电场，电场线的的指向是 从正电荷区指向负电荷区，而电子是逆着电场线的方向运动的。随着 N 区电子跑向 P 区 的越来越多，电场强度越来越大，最终电子从 N 区向 P 区转移的动力与电场所施加的阻 力相互抵消，PN 结达到了一个稳定的状态。

太阳电池能量转换的基础是结的光生伏特效应，其中电流的产生来源于“导体中自由电 荷在电场里的作用下做有规则的定向运动”。当光照射在 PN 结上时，产生“电子——空 穴对”，受内建电场的吸引，电子流入 N 区，空穴流入 P 区，结果使得 N 区储存了过剩 的电子，P 区有过剩的空穴，它们在 PN 结附近形成与势垒方向相反的光生电场。光生电 场除了部分抵消势垒电场的作用外，还使 P 区带正电，N 区带负电，在 N 区和 P 区之间 的薄层就产生电动势，即光生伏特效应。此时，若在电池外接一根导线，则电子就会从 N 型硅沿着外部导线向 P 型硅跑去，从而就产生了电流。

1.2 21 世纪前光伏行业处于探索阶段

自科学家发现“光生伏特效应”到现代硅太阳电池时代开启，历经了 115 年，在此期间， 太阳电池的效率由最开始的 1%提升到了 6%。1839 年，法国科学家 Alexandre Edmond Becqurel 发现，光照能使半导体材料的不同部位之间产生电位差，若用导线将不同部位连接起来，则有电流输出。这种现象后来被称为“光生伏特效应”。其后在 1876 年，科 学家在固态硒的系统中观察到了光伏效应，并开发出了 Se/CuO 光电池。1883 年，Charles Fritts 发明了半导体硒太阳电池，但光电转换效率仅有 1%。此后，Russell Ohl 于 1941 年发现了硅中的 PN 结和光伏效应，从而促进了结晶体管和太阳能电池的发展。在此基 础上，美国贝尔实验室 D.M. Chapin，C.S. Fuller 和 G.L. Pearson 等人在 1954 年制出了 第一个无机单晶太阳能电池，其光电转化效率达到了 6%。现代硅太阳电池时代从此开 始。同年，韦克尔首次发现砷化镓具有光伏效应，并在玻璃上沉积硫化镉薄膜制成了第 一块薄膜太阳能电池。硅太阳能电池于 1958 年首次在人造卫星上得以应用，从此开始 了研究、利用太阳能发电的新阶段。随后在 1960 年，太阳能电池首次实现了并网运行。

20 世纪 70 年代的第一次石油危机促使发达国家增加了对包括太阳能在内的可再生能 源的政策支持和资金投入，光伏行业逐步走向公众视野。美国于 1973 年制定了太阳能 发电计划，太阳能研究经费大幅增长，其不仅成立了太阳能开发银行，还促使了太阳能 产品的商业化，并于 1978 年建成了 1000kW 太阳能地面光伏电站。1974 年日本政府公 布了“阳光计划”，对太阳能研究进行了大量投入，计划主要的研究项目包括太阳能电池 生产系统、分散型和大型光伏发电系统以及太阳能热发电等。在 1980 年，单晶硅太阳能 电池效率达到 20%、砷化镓电池达 22.5%、多晶硅电池达 14.5%，而硫化镉电池效率则 达 9.15%。1992 年，联合国召开了“世界环境与发展大会”，会议通过了《里约热内卢 环境与发展宣言》、《21 世纪议程》和《联合国气候变化框架公约》等一系列文件，把环 境与发展纳入统一框架，确立了可持续发展的模式。在 1993 年日本重新制定了“阳光计 划”。此后，在 1997 年美国推出了“克林顿总统百万太阳能屋顶计划”。

1.3 21 世纪以来光伏行业的重要性逐渐凸显

进入本世纪以来，在全球气候变暖、生态环境恶化、常规能源资源日益短缺的形势下， 世界各国政府纷纷推出了再生能源补贴政策。此时光伏行业的发展可以分为四个阶段。

1.3.1 发展初期（2000-2010）：装机量复合增速达 38.7%，主要发展地在欧洲

2000 年以来，全球太阳能光伏产业进入了高速发展期，太阳能光伏年装机量得到了快 速增长，上游相关行业也因此得以迅猛发展。2000 年，德国颁布了《可再生能源法》， 为德国光伏产业的快速发展奠定了坚实的法律基础。2004 年，德国对《可再生能源法》 进行首次修订，大幅提高了光伏电站标杆电价的水平，收益率的突升使得资本大量涌入， 从而带动了德国光伏产业的快速发展。此后，西班牙及意大利也相继通过法案，对太阳 能光伏发电进行补贴。至此，太阳能作为清洁能源在全球范围内得到了越来越多的利用。

2008 年下半年以来，受全球金融危机的影响，太阳能光伏需求增速出现了下滑。然而， 自 2009 年下半年开始，经济景气度再次回升，光伏市场的需求重现快速增长的势头，

中国也掀起了光伏产业的投资热潮。根据欧洲光伏工业协会 2011 年 5 月发布的《Global Market Outlook for Photovoltaics Until 2015》，全球光伏累计装机量在 2000 年为 1.5GW， 到 2010 年提高到了 39.5GW，年均复合增长率高达 38.7%。自 2000 到 2010 年，以德 国、意大利、西班牙三国为代表的欧洲区域成为全球光伏装机需求的核心地区。而在 2009-2010 年期间，随着全球市场的回暖及中国 4 万亿元救市政策的刺激下，中国也掀 起了光伏产业的投资热潮。

1.3.2 过渡期（2011-2013）：中国取代欧洲，逐步成为全球最大的光伏市场

全球新增装机量增速放缓叠加严重的阶段性产能过剩和贸易保护主义兴起，中国光伏产 业几乎陷入全行业亏损状态。受 2011 年末欧债危机爆发的影响，以德国、意大利为代 表的欧盟各国迅速削减了对光伏产业的补贴，欧洲光伏需求迅速萎缩，从而导致了全球 光伏新增装机量增速放缓，光伏产业陷入了低谷。而上一阶段的投资热潮导致中国光伏 制造业产能增长过快，因此该阶段中国陷入了严重的阶段性产能过剩的困境中。另外， 产品价格的大幅下滑，叠加直接贸易保护主义兴起，中国光伏企业遭受欧美“双反”调 查的双重挫折，导致中国光伏产业几乎陷入全行业亏损的状态。

中国光伏产业在 2013 年下半年开始回暖。主要原因在于日本、中国在 2013 年相继出 台的产业扶持政策，以及中欧光伏产品贸易纠纷的缓解。至此中国再次掀起了光伏装机 热潮，带动了光伏产品价格的回升。自 2013 年以来，中国、日本和美国三国代替了欧 洲，成为了全球光伏装机的主要增长区域，中国于 2013 年以来发布了以《国务院关于促 进光伏产业健康发展的若干意见》为代表的若干份支持光伏产业的政策文件，继续将国 内的装机热潮推向一个新高点。自此之后，中国逐步取代欧洲，开始成为全球最大的光 伏装机市场。

1.3.3 成长期（2014-2018）：光伏发展动力由政策驱动逐步转向市场驱动

随着世界各国相继推出光伏补贴政策，及产业链各环节不断降本增效，光伏发展进入了 成长期，光伏发展动力由政策驱动逐步转向市场驱动。自“十三五”以来，我国接连出 台了多项支持政策，旨在提高绿色减排力度，提高可再生能源在所有能源消费中的占比。在“十三五”规划初期，根据 2016 年 12 月印发的《“十三五”能源规划》，在 2020 年 将非化石能源消费比重提高到 15%以上，天然气消费比重力争达到 10%，煤炭消费比 重降低到 58%以下。在同期发布的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》中则进一 步明确了能源革命的三个阶段性战略目标：1）到 2020 年，将能源消费总量控制在 50 亿 吨标准煤以内，非化石能源占能源总量比重达 15%；2）在 2021-2030 年，能源消费总 量控制在 60 亿吨标准煤以内，非化石能源占能源总量比重达 20%左右，二氧化碳排放 在 2030 年左右达到峰值并争取尽早达峰；3）在 2050 年，能源消费总量基本稳定，非 化石能源占比超过一半。实际上，在 2019 年我国非化石能源消费占比就已达到 15.3%， 提前完成了 15%的目标。

“531 新政”加速光伏发电电价退坡，光伏发展动力由政策驱动逐步转向市场驱动。2018 年 5 月 31 日，国家发展改革委、财政部和国家能源局三部委发布了《关于 2018 年光伏 发电有关事项的通知》，要求加快光伏发电电价退坡，尽早实现市场驱动。《通知》规定 “新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低 0.05 元，I 类、II 类、III 类资源区 标杆上网电价分别调整为每千瓦时 0.5 元、0.6 元、0.7 元（含税）。”与此同时，全球部 分光照资源较好的地区，如西班牙和意大利等，已率先实现了发电侧平价。

1.3.4 平价期（2019-2025）：各国制定碳排放目标，新能源市场蓬勃发展

随着世界各国相继制定的碳排放目标，以及光伏行业的技术进步和成本改善，当前光伏 发电已然成为不少国家具备价格优势的能源形式，光伏开始进入全面平价期。

我国第一次在全球正式场合提出的碳中和计划时间表（“3060”碳目标），也成为了我国 能源革命设定的总体时间表。

同年，欧盟和美国也相继表明了各自的能源发展计划，欧盟提出预计在 2030 年温室气 体排放量降低 55%，美国则要实现 100%的清洁能源经济。欧盟委员会在 2020 年 9 月正式发布了《2020 年气候目标计划》及政策影响评估报告，报告提出 2030 年欧盟温 室气体排放量（以 1990 年为基数）预期将至少降低 55%，相较于此前设定的 40%的降 低量，提高了 15 个百分点。当前，拜登团队胜选了美国选举，拜登团队在 2020 年 10 月发布的《清洁能源革命和环境计划》中，明确表明要确保美国实现 100%的清洁能源 经济，并在 2050 年前实现零碳排放。其中包括：1）使用联邦政府的采购系统来实现能 源 100%的清洁和车辆零排放，该计划每年要花费 5000 亿美元；2）在未来十年内投资 4000 亿美元用于新能源的创新及基础设施的建设；3）拜登将在上任后的第一天宣布重 新加入《巴黎协定》（拜登已于美国当地时间 2021 年 1 月 20 日下午在白宫签署行政令， 宣布美国将重新加入《巴黎协定》，并于 2 月 19 日正式加入）；4）拜登将在上任后的第 一年削减国内的化石燃料补贴。

日本和韩国也提出力争在 2050 年实现碳中和的目标。在 2020 年 10 月的日本临时国会 中，日本首相菅义伟发表了其上任后的首次施政演说，会中菅义伟强调应对气候变化不 再是经济发展的制约因素，而是推动产业结构升级和更强劲增长的重要举措，他提出日 本力争在 2050 年实现碳中和的目标。此前，日本的减排目标为承诺在 2030 年将碳排放 较 1990 年水平下降 15%。同月，韩国总统文在寅在国会发表演讲时宣布，韩国将在 2050 年前实现碳中和。这是继中国和日本之后，亚洲第三个明确碳中和目标的国家。此外，还有诸如英国、瑞士、南非、挪威、新西兰、智利、加拿大和不丹等国家公布了 碳中和目标，新能源已然成为未来全球发展的一大趋势。

二、成本下降叠加新兴市场拉动，未来全球光伏装机需求将进入上行空间

2.1 我国光伏装机需求：平价上网到来，装机需求得以进一步增长

自 2013 年以来，我国光伏新增装机量连续 7 年位居全球第一，累计装机量自 2015 年 以来超越了德国成为世界第一。据中国光伏业协会数据，2020 年，全球和我国光伏新 增装机量分别达 130 和 48.2GW，同比增长 13.1%和 60.1%。2020 年受疫情影响， 上半年电站装机规模较少，全年装机主要集中在下半年，尤其是 12 月，在抢装推动下， 单月新增光伏装机规模达到 29.5GW，创历史新高。2020 年户用光伏装机超 10GW，占 全年光伏新增装机约 20%。

近年来，在各国政策的支持及光伏发电成本不断下降的趋势下，全球光伏发电量及其占全球各能源总发电量的比重呈现不断上升的态势，其中我国的光伏发电量占比也呈现了上升的势头。2019 年，全球各能源发电总量为 27004.7TWh，其中煤炭发电占比 36.38%、燃气发电占比 23.32%、光伏发电占比 2.68%，同比增长 0.49 个百分点。2019 年我国 各能源总发电量达 7503.4TWh，其中光伏发电为 224.3TWh，占比 2.99%，较 2018 年 提高了 0.51 个百分点。全国弃光率从 2017 年的 6%下降到了 2019 年的 2%。2020 年 我国光伏发电量更是达到了 260.5TWh，占全国总发电量的比重提升到了 3.5%。

尽管我国的光伏发电占比略高于全球光伏发电占比，但与欧洲等国相比仍有不小的差距。 在 2019 年，意大利、希腊和德国光伏发电占全国总发电的比重达到了 8.57%、7.89% 和 7.76%，而与我国同为亚洲国家的日本也达到了了 7.26%。2019 年我国光伏发电量占 总发电量的比重为 2.99%，略高于全球光伏发电占比 2.68%，在世界排名中处于第 22 位，若我国以 2020 年 3.5%的光伏发电渗透率作为排序依据，则处于第 17 位，仍有很 大的提升空间。

2020 年，我国集中式和分布式光伏电站新增装机量分别为 32.68 和 15.52GW，占我 国光伏新增装机量的比重分别为 67.8%和 32.2%，累计装机量分别为 174.35 和 78.15GW。不同于集中式电站，分布式电站通常指在用户所在地或附近建设运行、以用 户侧自发自用为主，多余电量上网，且在配电系统平衡调节的光伏发电设施。随着 2020 年公布的竞价项目和平价项目以及特高压外送项目的逐步并网，预计 2021 年大型地面 电站的装机量占比将进一步上升。“十四五”初期，光伏发电将全面进入平价时代，叠加 “碳中和”目标的推动以及大基地的开发模式，集中式光伏电站有可能迎来新一轮发展 热潮。另外，随着光伏在建筑、交通等领域的融合发展，叠加户用的应用规模，分布式 项目仍将保持一定的市场份额。

随着光伏技术的进步、产业链成本的下降以及光伏项目平价上网的全面展开，2021 年国 内光伏装机需求将得到进一步的增长。据 CPIA 数据，在乐观情况下，预计 2021 年我 国新增装机需求将达到 65GW。在“十四五”期间国内年均新增装机规模将在 70-90GW。

2.2 海外光伏装机需求：多数国家需求提升，越南表现亮眼

尽管面对海外疫情反复等不稳定因素，但根据各国在今年相继出台的新能源政策及全球 可持续发展的要求，各个国家仍将发展光伏等清洁能源放在重要位置。2020 年全球市 场光伏新增装机量排序中，美国依旧为全球第二大装机市场，越南则从全球第五跃居成 为第三大装机市场，而印度市场受疫情影响下降明显。此外，西班牙市场也出现了一定 的回落，从原先的全球第六跌出了前十名。

光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具有价格优势的能源形式。不仅在欧美日 等发达地区，中东、南美等地区国家也快速兴起。2020 年，全球光伏新增装机预计可 达 130GW，创历史新高。2021 年，在光伏发电成本持续下降和全球绿色复苏等有利因 素的推动下，全球光伏市场将快速增长。在乐观情况，预计全球光伏新增装机量将达到 170GW。此外，在多国“碳中和”目标、清洁能源转型及绿色复苏的推动下，预计“十 四五”期间，全球每年新增光伏装机约 210-260GW。

三、太阳能光伏产业链：各环节技术更新各显神通，催化设备投资空间高速发展

晶体硅太阳能光伏产业链可分为上中下游，上游是晶体硅原料的采集和硅棒、硅锭、硅 片的加工制作；产业链的中游是光伏电池和光伏电池组件的制作，包括电池片、封装 EVA 胶膜、玻璃、背板、接线盒、太阳能边框及其组合而成的太阳能电池组件、安装系统支 架；产业链的下游是光伏电站系统的集成和运营。据光伏行业协会数据，2020 年我国多 晶硅料、硅片、电池片和组件的产量分别为 39.2 万吨、161.3GW、134.8GW 和 124.6GW， 同比增长 14.6%、19.7%、22.2%和 26.4%。

2020 年，头部企业凭借自身的技术及成本优势不断扩大规模，而不具备优势的小厂商或落后产能则在疫情的催化下加速退出。多晶硅、硅片、电池片和组件的 CR5 分别提升 了 18.2、15.3、15.3 和 12.3 个百分点。其中，多晶硅产量 5 万吨级以上企业有 4 家；我国前 5 家硅片企业产量均超过 10GW；电池片产量达 5GW 以上的企业有 9 家；组件 产量达 5GW 以上的有 6 家。预计未来产业集中度将进一步提高。

3.1 多晶硅料：降本和提纯提升厂商规模优势

2020 年，我国多晶硅产量达 39.2 万吨，同比增长 14.6%。其中，排名前五企业产量 占国内多晶硅总产量 87.5%，其中 4 家企业产量超过 5 万吨。多晶硅料位于光伏产业 链的上游，更多具有化工行业属性。光伏级多晶硅纯度要在 99.9999%以上（电子级要 求更高），只有具备技术积累经验的企业，才能生产出满足质量要求的多晶硅产品。

3.1.1 多晶硅料的生产技术：三氯氢硅西门子法为主流，未来硅烷流化床法占比将提升

当前多晶硅的生产技术主要有三氯氢硅西门子法和硅烷流化床法，生产出来的产品形态分别为棒状和颗粒状。

三氯氢硅西门子法的生产流程是利用氯气和氢气合成 HCL（或外购无水 HCL），HCL 和 工业硅粉在一定的温度下合成 SiHCL3，之后对 SiHCL3 进行分离精馏提纯，提纯后的 SiHCL3 在氢还原炉内进行化学气相沉积反应得到高纯多晶硅。三氯氢硅西门子法主要 包括五个环节：SiHCL3 合成、SiHCL3 精馏提纯、SiHCL3 的氢还原、尾气回收和 SiCL4 的氢化分解。其中尾气回收和 SiCL4 的使得原辅材料能循环利用，降低了材料消耗。

硅烷流化床法技术是先在沸腾床内生成 SiHCL3，后通过歧化反应制得硅烷，硅烷经纯 化后，采用流化床反应炉工艺分解成毫米级的颗粒状多晶硅。相比于三氯氢硅西门子法， 硅烷流化床法由于工艺是闭环，且基本不产生副产品和废弃物，因此有助于降低建厂投 资成本和生产能耗。但硅烷流化床法受制于其稳定性等问题（如因壁面沉积发生尾气管 道堵塞以及不易控制产品纯度等），因此当前市场主流的技术还是三氯氢硅西门子法。在 2020 年采用三氯氢硅西门子法生产出来的棒状硅约占全国总产量的 97.2%，而采用 硅烷流化床法生产的颗粒硅仅占 2.8%。

但 N 型电池的发展将扩大颗粒硅的市场需求，一旦颗粒硅解决了生产稳定性、一致性、 规模化以及产品质量的问题，颗粒硅市场份额可能会出现快速增长。据 CPIA 预测，自 2020 年开始，采用硅烷流化床法所生产出来的多晶硅占全国多晶硅总产量的比重将会 上升，到 2025 年比重预计将达到 7%。

3.1.2 多晶硅料生产成本的构成：降本之路重在降能耗

多晶硅的生产成本主要有能耗成本（电力、水、蒸汽）、原材料成本（工业硅、氯气）以及折旧（设备投资）等，其中能耗成本占比最大，因此降低生产成本主要在于降低能耗成本的支出。例如，可以在电价较低的地区建厂，如新疆和内蒙古；或可以通过降低单位产出的电耗来降低成本，如提升还原炉的性能，提高单炉产量等。

2020 年，多晶硅综合能耗平均值为 11.5kgce/kg-Si，同比下降 8%。其中综合电耗为 66.5kWh/kg-Si，同比下降 5%，目前硅烷流化床法颗粒硅综合电耗较三氯氢硅西门子法 棒状硅低 40%-50%。预计到 2030 年，综合能耗可降至 9.6kgce/kg-Si，而综合电耗则 降至 66.5kWh/kg-Si。2020 年，行业硅单耗在 1.1kg/kg-Si 水平，基本与 2019 年持平， 预计到 2030 年将降低到 1.07kg/kg-Si。当前，随着生产装备技术的进步、单位规模和工 艺水平的提升，三氯氢硅西门子法多晶硅生产线设备投资成本正逐年下降。2020 年投 产的万吨级多晶硅生产线设备投资成本已降至 1.02 亿元/千吨，而人均产出量随着多晶 硅工艺的不断提高也有所增加，2020 年多晶硅生产线人均产出量为 36 吨/年/人，较 2019 年提升了 1 吨/年/人。随着 2022-2023 年多晶硅新投产线单线规模增大以及自动 化程度提升，人均产出量将会有较大幅度的增长，提高到 45 吨/年/人，而到 2030 年则 将提高到 47.5 吨/年/人。

未来，随着 N 型单晶电池的扩产，对硅料的要求将从当前的纯度提升到电子级的纯度， 并且随着海外及国内高成本多晶硅厂商的逐步退出，国内具备成本和规模优势的低成本 产能将可能获取更多的市场份额。

3.2 硅片：大尺寸和薄片化带来技术升级，2021 年市场空间有望迎来爆发

2020 年我国硅片产量约为 161.3GW，同比增长 19.7%。其中，排名前五企业产量占国内硅片总产量的 88.1%，且产量均超过 10GW。

3.2.1 硅片的生产技术：直拉法和金刚线切割为长晶和切割环节的主流方法

硅片的生产主要包括四个环节：长晶、截断切方、切片和测试分选。其中主要环节为长 晶和切割。长晶是指在特定环境下，将硅料生长成硅晶体的过程。硅片主要分为单晶硅 片和多晶硅片，二者最大的区别也是发生在长晶环节。对于单晶硅片而言，在生长的过 程中首先需要多晶硅料通过直拉法或区熔法形成单晶硅棒，其间原子排列有序；对于多 晶硅片而言，则先需要多晶硅通过铸锭法形成多晶硅锭，其内部原子结构没有发生变化， 仍为无序排列。当前单晶的拉棒成本较多晶的铸锭成本高，而单晶硅片的光电转换效率 也相对较高。

1）单晶硅棒的生产方法：切克劳斯基法（CZ 法）和区熔法（FZ 法）

单晶硅棒的生产方法主要有两种，分别为切克劳斯基法（CZ 法）和区熔法（FZ 法）。CZ 法是利用旋转着的籽晶从坩锅中的熔体中提拉制备出单晶的方法，又称直拉法。目前国 内太阳电池单晶硅硅片生产厂家大多采用这种技术。具体方法为将多晶硅料置于坩锅中 加热熔化，待温度合适后，经过将籽晶浸入、熔接、引晶、放肩、转肩、等径、收尾等 步骤，完成一根单晶硅锭的拉制。

FZ 法的制备原理是对锭条的一部分进行熔化，熔化的部分称为熔区，当熔区从头到尾移 动一次后，杂质随熔区移到尾部。利用这种方法可以进行多次提纯，多次移动熔区可以 达到更好的提纯效果。但由于液固相转变温度高、能耗大，多次区熔提纯成本高。区熔 法有水平区熔和悬浮区熔，前者主要用于锗提纯，以及生长锗单晶，硅单晶的生长主要 采用悬浮区熔法，生产过程中不使用坩锅，熔区悬浮于多晶硅棒和下方生长出的单晶之 间。由于悬浮区熔时，熔区呈悬浮状态，不与任何物质接触，因而不会被沾污。此外， 由于硅中杂质的分凝效应和蒸发效应，可获得高纯单晶硅。目前航空领域用的太阳电池 所用硅片主要用这种方式生长。

2）多晶硅锭的生产方法：浇铸法、热交换及布里曼法和电磁铸锭法

多晶硅锭的生产方法有三种，分别为浇铸法、热交换及布里曼法、电磁铸锭法。浇铸法 是将熔炼和凝固分开，熔炼在一个石英砂炉衬的感应炉中进行，熔融后的硅液浇入一个 石墨模型中。该方法可以实现半连续化生产，其熔化、结晶和冷却分别位于不同的地方， 可以有效提高生产效率，降低能源消耗。但因熔融和结晶使用的是不同的坩锅，因此容 易导致二次污染，此外，坩锅翻转机构及引锭机构也使得其结构相对复杂。

热交换法及布里曼法这两种方法都把熔化及凝固置于同一坩锅中，避免了二次污染。其 中热交换法是将硅料在坩锅中熔化后，在坩锅底部通冷却水或冷气体以进行热量交换， 形成温度梯度后可促使晶体定向生长。布里曼法则是在硅料熔化后，将坩锅或加热元件 移动使结晶好的晶体离开加热区，而液硅仍然处于加热区，这样在结晶过程中液固界面 形成了比较稳定的温度梯度，有利于晶体的生长。同时，晶体的生长速度也可调节。实 际生产所用的结晶炉大都采用热交换法及布里曼法相结合的技术。

电磁铸锭法不使用坩锅，硅料通过加料装置进入加热区，通过感应加热使硅料熔融，当 硅液向下移离开加热区后，结晶生长。通过不断加料，可以将结晶好的硅锭不断往下移， 即实现了连续生长。但该方法生产的硅锭晶粒尺寸和横截面均较小，因此容量也较小。

3）金刚线切割技术已在市场中被大规模应用

切割则是指将单晶硅棒或多晶硅锭切割成片，制成硅片。当前，市场上已全面使用金刚 线切割技术。在 2014 年之前市面上通常采用砂浆切割的方式，其切割方式是游离式的 切割模式，靠悬浮液的悬浮碳化硅，通过线网的带动以进行磨削切割。随着 2014 年金刚 线切割技术的发明，砂浆切割的市场份额逐渐降低。相比于砂浆切割，金刚线切割具有 许多优点：如切割效率高、环境污染低、硅片精度好、表面损伤小以及锯口损耗小。同 时，由于多晶硅锭硬质点较多，采用金刚线切割技术带来的成本下降幅度远小于单晶硅 片。在单晶硅片领域，金刚线切割技术已在 2017 年全面取代砂浆切割技术。随着金刚 线切割技术的大规模应用，单多晶硅片的成本差距逐渐缩小。

3.2.2 单晶硅片双龙头：隆基盈利能力始终良好，中环毛利率水平有待提高

在 2020 年，我国单晶硅片（P 型+N 型）市场占比约 90.2%，其中 P 型单晶硅片市 场占比由 2019 年的 60%增长到 86.9%，N 型单晶硅片约 3.3%。随着下游对单晶 产品的需求增大，单晶硅片市场占比也将进一步提升。

而多晶硅片的市场份额则由 2019 年的 32.5%减少到了 2020 年的 9.3%，且未来呈现逐年递减趋势，但其仍会在细分 市场保持一定需求量。此外，2020 年铸锭单晶的市场占比为 0.5%，未来将保持平稳。

2019 年，拉棒和铸锭环节设备投资成本（包括机加环节）分别为 5.8 万元/吨和 2.1 万 元/吨，较 2019 年均有小幅下降。随着单晶拉棒设备供应能力提高及技术进步，设备投 资成本呈逐年下降趋势。但铸锭设备技改降本动力不足，设备生产商利润空间有限，未 来设备投资成本下降速度将减缓。此外，金刚线切割技术的出现改变了光伏行业的布局， 将单晶硅片双龙头隆基股份和中环股份推到了历史舞台中央。

2019 年，全球硅片有效产能和产量约为 185.3 和 138.3GW，产量同比增长 20.3%。其中我国硅片的的产能和产量约为 173.6 和 134.6GW。2019 年全球硅片生产规模前 十的企业均在中国大陆，产能合计达 158.3GW，占据全球 85.42%的比重，产量合计为 126.7GW，占据了全球 91.61%的比重。中国乃至全球的硅片环节继续维持着较快的增 长速度。而增速较快的一个原因在于金刚线切割技术的普及导致单晶硅片成本快速下降， 推动了硅片产能的提升。另一个原因在于终端市场需求提升，拉动了硅片市场的销量。

作为全球光伏硅片龙头企业，隆基股份盈利能力始终保持良好，有利于进一步的产能释 放。2019 年隆基股份的产能和产量分别为 42 和 34.2GW，占全球产能和产量的比重分 别为 22.67%和 24.73%，占我国产能和产量的比重分别为 24.18%和 25.41%。在 2020 年，隆基股份宣布了 5 项单晶硅棒和硅片的扩产项目，总扩产规模达 70GW。其中包括 楚雄年产 20GW 单晶硅片项目和曲靖一期和二期年产共 30GW 的单晶硅棒和硅片项目。近年来隆基股份的营收和利润整体呈现上升的趋势，隆基股份在 1 月 29 日公布的 2020 年业绩预告中称，2020年公司将实现归母净利润82-86亿元，同比增长55.30%-62.88%。2020Q3 隆基股份毛利率达 27.84%，盈利表现的持续性良好，有利于产能的进一步释放。

作为全球单晶硅片双龙头之一的中环股份，其营业收入表现良好，毛利率水平有一定的 上升空间。从营业收入端来看，中环股份近年来营业收入呈现上升的趋势，说明公司收 入情况表现良好。但相较于隆基股份的毛利率水平而言，中环股份自 2011 年开始毛利 率水平始终处于 20%以下，有一定的上升空间。中环股份在 2019 年的产能和产量分别 为 33GW 和 21GW，占全球产能和产量的比重分别为 17.81%和 15.18%，占我国产能和 产量的比重分别为 19.00%和 15.60%。截至 2020 年 9 月，中环共有各种类型的单晶炉 5772 台，其规划 2020 年单晶硅片总产能达 85GW。

在 2020 年 2 月 1 日，中环股份宣布将投资预计 120 亿元建设 50GW 的 G12 太阳能 级单晶硅材料智能工厂及相关配套产业。该项目在今年 3 月中下旬正式开工建设，年底 前开始投产，从而可将公司单晶总产能提升至 135GW 以上。根据行业市场数据，一月 份中环股份 G12 硅片出货将超 1.4GW，市占率高达 99.5%，公司 G12 硅片销量全球领 先。而作为与中环股份深度绑定的上游供应商——晶盛机电，将受益于此次大尺寸硅片 的产能扩张浪潮。

3.2.3 未来硅片的发展方向以“提效降本”为主：N 型硅助力提效，大尺寸和薄片化利 于降本

未来硅片环节的技术发展方向主要以“提效降本”为主。其中提效指的是提升光电转换 效率，目前光伏行业仍以 P 型硅片为主，P 型硅片掺硼元素，硼与硅分凝系数相当，分 散均匀度容易控制，因此制作工艺简单且成本较低，但最高效率有天花板。而 N 型硅片 掺磷元素，磷与硅相溶性差，拉棒时磷分布不均，工艺更加复杂。但 N 型硅通常少子寿 命较大，电池效率可以做得更高，因此是未来提效的发展方向。

在降本环节中，硅片成本分为硅料成本和非硅成本，非硅成本指的是硅片生产中所消耗 的能源、人力、辅料等与硅料无关的成本。因为硅料成本基本不受硅片企业自身的控制， 而取决于市场供需情况，非硅成本才是硅片企业最能控制的成本。因此，对降本有促进 作用的大尺寸和薄片化是未来硅片的发展趋势。

光伏硅片大尺寸有助于提升硅片产能、降低单位投资和拉晶能耗，从而降低电池的非硅 成本。在 2017 年之前，硅片尺寸的优化空间有限，组件的外形尺寸较为固定。在 2017- 2018 年，边距为 157.25mm、157.5mm、158mm 和 158.75mm 的尺寸接连出现。2019 年 5 月，隆基股份公布了 166mm（M6）尺寸的硅片，其硅片面积为 27412 平方毫米， 比当前常规产品 M2（156.75mm）大 12.20%。M6 尺寸是现有设备所能升级到的最大尺 寸，在硅片端有着较高的性价比。当前 M6 组件已经在第三批领跑者项目中得到了应用。2019 年 8 月，中环股份发布了 210mm（G12）尺寸硅片，对硅片的边界再次进行了突 破，该硅片面积达到了 44092 平方毫米，比 M2 大 80.5%。相比于 M6 硅片，G12 硅片的组件功率高出了 100W，大幅降低了下游支架、线缆及逆变器的单瓦成本。但较大的 尺寸也对硅片和电池的良率带来了一定的挑战，另外在电池的制作环节以及组件的安装 环节，也均因 G12 的大尺寸而受到了一定的影响。

2020 年 6 月，阿特斯、江苏润阳悦达、江苏中宇、晶澳、晶科、隆基和潞安等 7 家光伏 企业联合发布了《关于建立光伏行业标准尺寸的联合倡议》，建议建立硅片尺寸为 182mm*182mm（M10）的行业标准，并倡导行业标准组织将该尺寸纳入标准规范文件。而随后在 11 月，天合光能、东方日升、阿特斯、环晟、通威、润阳、中环和上机数控等 8 家企业则发布了《关于推进光伏行业 210mm 硅片及组件尺寸标准化的联合倡议》，建 议在 210-220mm 尺寸范围内，选择 SEMI 标准中确定的硅片尺寸，即将 210+/-0.25mm 作为唯一尺寸，同时依照该硅片尺寸修订SEMI以及光伏行业协会已有的组件尺寸标准。

根据 CPIA 预测，166mm 尺寸市占率将在 2021 年达到最大，182mm 和 210mm 二 者市占率合计或将占据半壁江山，此后成为市场主流。2020 年市场上硅片尺寸种类多样， 包括 156.75mm、157mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm 等，且各占有一定 的市场份额。其中，158.75mm 和 166mm 尺寸合计占比达到 77.8%，158.75mm 是现 有电池生产线最易升级的方案，而 166mm 是现有电池产线可升级的最大尺寸方案，因 此将是近 2-3 年的过渡尺寸；156.75mm 尺寸（包括 157mm）由 2019 年的主流尺寸下 降为 17.7%，预计在 2022 年左右被淘汰；2020 年，182mm 和 210mm 尺寸合计占比约 4.5%，但在 2021 年其占比将快速扩大，或将占据半壁江山，且呈持续扩大趋势。

当前，天合光能和环晟已于 2020 年上半年生产出了 G12 硅片。下半年晶科能源、隆基 股份和晶澳科技也相继产出了 M10 组件。然而受到认证、运输、玻璃产能、配套设备等 影响，大尺寸组件的产出无法快速提升。预计 2021 年硅片的市场份额会以 M6 尺寸为 主，2022-2023 年会以 M10 尺寸为主，到 2024-2025 年会以 G12 尺寸为主。

硅片的大尺寸化不仅为硅片设备，也为电池和组件设备带来了更新需求。其中，在硅片 的长晶环节，现存的 G1 和 M6 单晶炉需通过零部件改造，即换大的热场来适配 M10。而若要生产 G12 硅片，则需进行设备的更新。对于 PERC 电池片而言，其生产设备，如 扩散炉、PECVD 设备、丝网印刷设备及分选机等无法兼容 210mm 尺寸，因此需要进行 设备的更新。对于组件环节而言，其核心设备串焊机和层压机均无法兼容 210mm 尺寸， 也需对设备进行更新。未来随着大硅片时代的到来，光伏中下游产业链将发生大规模的 设备更新及存量替换需求。

另外，薄片化有利于降低硅耗和硅片成本，硅片厚度越薄，单瓦的硅耗越低。目前硅片 切片技术已完全能满足薄片化的需要，但硅片厚度还要满足下游电池片、组件制造端的 需求，因为硅片厚度会对电池片的自动化、良率以及转换效率产生影响。2020 年，多晶 硅片平均厚度为 180μm，P 型单晶硅片平均厚度在 175μm 左右，N 型硅片平均厚度为 168μm，较 2019 年基本持平。目前，用于 TOPCon 电池的 N 型硅片平均厚度为 175μm， 用于异质结电池的硅片厚度约 150μm，用于 IBC 电池的硅片厚度约 130μm。随着硅片 尺寸的增大，硅片厚度下降速度将减缓。

3.2.4 硅片设备市场空间测算：2021 年全球单晶硅片设备总空间为 203.98 亿元

根据 CPIA 的预计，2020 年全球光伏新增装机量将达 130GW，同比提升 13.14%。在乐 观情况下，预计 2021 全球光伏新增装机量为 170GW，同比增长约 30%。因此，假设自 2021-2023 年，光伏新增装机量年增长率为 30%，在此基础上，我们预计 2021-2023 年全球硅片设备空间为 214.72、257.30 和 362.28 亿元。

硅片产能利用率：2019 年全球新增装机量为 114.9GW，硅片产能为 185.3GW，因 此产能利用率为 62%。

单晶硅片渗透率：根据《中国光伏产业发展路线图（2020 版）》，2020 年我国单晶 硅片（P 型+N 型）市场占比为 90.2%，2021 年预计单晶硅片市占率为 97%，2023 年为 98%，因此假设 2021-2023 年单晶硅片渗透率为 97%、97.5%和 98%

G12 的新增渗透率：假设从 2021 到 2023 年，每年产能缺口中有 20%、30%、40% 是 G12 硅片的扩产规模。

G12 替换比例：通过 CPIA 得知，在 2020、2021 和 2023 年，G12 的市场占比为 2%、22%、42%，假设 2022 年为 32%，通过倒推计算 G12 替换比例。

非 G12 单晶硅片单位投资成本：隆基股份在 2020 年 4 月发布了《公开发行可转换 公司债券申请文件反馈意见的回复》，其中银川年产 15GW 的单晶硅棒、硅片项目 的生产设备和工具器具的购置费用达 36.35 亿元，由此得出单 GW 的设备和工具器 具费用为 2.42 亿元。假设自 2021-2023 年，投资成本每年下降 5%。

G12 单晶硅片单位投资成本：京运通在 2020 年 6 月发布了《2020 年度非公开发行 A 股股票募集资金使用的可行性分析报告》，其中乌海 10GW 高效单晶硅棒项目的设备购置费为 18.05 万，由此得出单 GW 设备价值为 1.8 万元。假设自 2021-2023 年，投资成本每年下降 5%。

3.3 电池片：异质结降本增效提升设备需求新空间

2020 年，全国电池片产量约为 134.8GW，同比增长 22.2%。国内排名前五企业产量 占国内电池片总产量的 53.2%，其中前 4 家企业产量超过 10GW。

从生产布局来看，2019 年的电池片产能仍然集中在亚洲地区，产能约为 208.3GW，占 全球的 98.8%，亚洲产能主要集中在中国大陆地区，达 163.9GW，占全球总产能的 77.7%。而在产量方面，中国大陆地区产量为 108.6GW，同比增长 27.8%，占全球总产量的 77.5%。 在光伏电池片产能产量环节，我国的龙头地位得以进一步确认。

从我国的出口区域来看，2019 年亚洲是我国电池片的主要出口区域，占 81%，其中主 要原因在于下游组件产能相对集中在亚洲区域。此外，随着 2017 年 Solar World 的破 产，欧洲地区电池片产能相对较低，较为依赖我国进口。而美洲地区虽然只有美国有少 量电池片产能，但美国受到关税等原因的限制，仅有少部分电池片从中国大陆进口（3%）。

从主要出口国家来看，2019 年我国对前十大市场电池片出口额约 12.5 亿元，占电池 片总出口额的 85%。其中，对韩国、越南、印度和土耳其的电池片出口额超过 1 亿美 元，约占电池片出口总额的 2/3。2019 年，韩国成为了我国最大的电池片出口国，出口 额约 4.43 亿美元，同比增长 1.8 倍，出口量约 3GW。出口到越南的电池片总额为 2.04亿美元，同比增长近 4 倍，出口量约 1.4GW。而印度的出口地位从首位降至第三位，出 口额为 1.67 亿美元，同比下降了 21.6%，出口量为 1.2GW。根据基体材料的不同，太阳能电池可以分为有机和无机太阳能电池，而无机太阳能电池 可分为晶体硅太阳能电池和薄膜太阳能电池。前者包括单晶硅和多晶硅太阳能电池，后 者包括非晶硅太阳能电池、碲化镉太阳能电池以及铜铟镓硒太阳能电池等。

从 20 世纪 70 年代中期开始，地面用太阳电池逐步进入商品化，晶体硅作为基本的电 池材料占据着统治地位。从固体物理学角度出发，硅不是最理想的光伏材料，这主要是 因为硅是间接能带半导体材料，其光吸收系数低。因此研究其他光伏材料成为了一种趋 势。其中化合物薄膜电池如碲化镉（CdTe）和铜铟硒（CuInSe2）被认为是两种前景较为 光明的光伏材料，也取得了一定的研究进展，但距离大规模生产还有很长的一段路要走。

当前市场上以晶体硅太阳电池为主，主要包括单晶硅太阳电池和多晶硅太阳电池。在 2019 年，单晶硅电池的市场占比首次超越了多晶硅电池。在晶体硅太阳电池中，存在 P 型电池和 N 型电池，P 型电池制作工艺简单成本较低，是目前主流的单晶电池路线， 其中包括 PERC 电池等，而 N 型电池少子寿命大，电池效率可以做得更高，如 N-PERT 和 HJT 等。当前薄膜电池的技术还不够成熟，尚无法大面积普及该技术。

3.3.1 晶硅太阳电池演变历史：PERC 电池为当下主流，未来异质结电池将持续发力

电池片环节的主要核心是提升光电转换效率，目前影响晶体硅电池转换效率的原因主要 来自光学损失以及电学损失。其中包括减小入射光源照在电池片表面后的反射、尽可能 让光源在电池片内留驻更长时间以及降低电阻损耗等。总体来看，当前晶硅电池经历了 三大平台级技术。

先是最初的铝背场 BSF 电池，在 2015 年之前，它是最主流的电池， 市占率超过了 90%。随后通过改进形成了钝化发射极与背面接触 PERC 电池，与铝背 场电池相比，其只新增了两道工序，分别为背面沉积钝化膜和背面开槽。

当前，随着异 质结 HJT 电池技术的发展，晶硅电池迎来了第三次技术革命。2020 年，我国新建量产 线仍以 PERC 电池产线为主，占比达 86.4%，较 2019 年的 65%提升了 21.4 个百分点。随着国内户用项目的产品需求开始转向高效产品，原本对常规多晶产品需求较高的印度、 巴西等海外市场也因疫情导致需求量减弱，2020 年常规电池片（BSF 电池）市场占比 下降至 8.8%，较 2019 年下降了 22.7 个百分点。N 型电池（主要包括异质结电池和 TOPCon 电池）成本相对较高，量产规模仍较少，目前市场占比约为 3.5%，较 2019 年小幅提升。当前主流的 PERC 电池的生产环节主要为清洗制绒、扩散制结、刻蚀、制 备减反射膜、开槽、丝网印刷、烧结和测试分选。

3.3.2 异质结电池的降本之路：设备成本已降为 4.5 亿元/GW，材料降本在于降银耗

未来若 HJT 电池的性价比高于 PERC 电池和 TOPCon 电池，则将带来 HJT 技术路线 的快速发展，又因 HJT 与传统设备不兼容，因此 HJT 路线的爆发必将带来一场大规模 的设备更新需求。当前，异质结电池产能受限的主要原因在于，相对于其他路线而言，异质结电池生产成本较高，因此还不具有太高的性价比。在 HJT 电池片生产过程中，可 分为四个处理步骤：清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、制备 TCO 薄膜和电极金属化。因此 HJT 的降本之路可以从设备和材料入手。

3.3.3 光伏电池片设备市场空间测算：2021 年全球电池片设备总空间为 194.67 亿元 根据 CPIA 的预计，2020 年全球光伏新增装机量将达 130GW，在乐观情况下，预计 2021 全球光伏新增装机量为 170GW。类比于硅片设备空间测算，假设自 2021-2023 年，光 伏新增装机量年增长率为 30%，在此基础上，我们预计 2021-2023 年全球电池片设备 空间为 194.67、197.35 和 239.44 亿元。

晶硅电池片产能利用率：2019 年全球新增装机量为 114.9GW，电池片产能为 210.9GW，因此产能利用率为 54.5%。

TOPCon、HJT 以及 PERC 电池片市场占比：均根据 CPIA 发布的《中国光伏产业 发展路线图（2019 版）》和《中国光伏产业发展路线图（2020 版）》得出。

TOPCon、HJT 以及 PERC 电池片单位设备投资额：2020 年 TOPCon 和 HJT 以及 2020-2023 年 PERC 电池片单位设备投资额根据《中国光伏产业发展路线图（2020 版）》得出，其中 2020 年 TOPCon 电池线设备投资成本约 27 万元/MW，异质结电 池设备投资成本 45-55 万元/MW，取平均值 50 万元/MW。2020-2023 年 PERC 产 线的投资成本为 22.5、20.5、19.5 以及 18.5 万元/MW。假设自 2021-2023 年， TOPCon 和 HJT 电池片单位设备投资额以每年 0.3 和 0.5 万元/MW 的速度下降。

3.4 组件：多主栅半片技术发展迅猛，叠瓦技术降本为主

2020 年，全国组件产量达到 124.6GW，同比增长 26.4%，以晶硅组件为主。国内排 名前五企业产量占国内组件总产量的 55.1%，其中前三家企业产量超过 10GW。2019 年，晶硅组件的市场占比达 95.6%，薄膜组件的市场占比为 4.4%。从产能布局来看， 2019 年亚洲地区的产能约占全球总产能的 95.1%，同比上升 1.7 个百分点。其中中国大 陆地区的产能占比达 69.2%。

2020 年，我国组件出口主要国家排名前五的分别为荷兰、越南、日本、巴西和澳大利 亚，占比为 17.4%、14.4%、9.1%、6.0%和 5.8%。其中多数传统市场依然保持活力不减，部分市场受疫情影响有所下降，如印度、墨西哥和乌克兰等。而智利受益于多 个大型电站开标拉动了市场需求，使其成为了我国出口前十国家。

在 2019 年，组件产能和产量排名前五的企业分别为晶科能源、晶澳科技、韩华 Q-Cells、 阿特斯和隆基股份，除了韩华 Q-Cells，其余四家均为中国企业。

3.4.1 组件制作流程：电学优化为降本主要方向

由于单片太阳电池输出电压较低，加之未封装的电池由于受环境影响电极较易脱落，因 此必须将一定数量的单片电池采用串并联的方式密封成光伏组件，以避免电池电极和互 连线受到腐蚀。光伏组件由太阳能电池片或由激光切割机/钢线切割机切割开的不同规格 的太阳能电池组合在一起构成，通过将电池片加以串联获得高电压，加以并联获得高电 流，再通过二极管（防止电流回输）来输出电压电流。组件的生产流程包括以下 10 个步骤，分别为电池测试、正面焊接、背面串接、层压敷设、组件层压、修边、装框、焊接接线盒、高压测试和组件测试。

组件环节主要是通过提高输出效率来降低成本，其中包括三个方向：光学优化（如使用 透光性更高的镀膜玻璃、反射性更强的背板）、电学优化（如使用多主栅、半片及叠瓦技 术）和结构优化（如采用无框及双面玻璃等结构）。当前，电学优化是组件环节降本的主 要方向。

3.4.2 光伏组件设备领域的发展趋势：多主栅、半片和叠瓦组件份额将趋于上升

1）多主栅组件市场份额趋于上升

多主栅技术通过增加电池片上主栅数量，大幅降低了主栅的宽度，从而降低了银浆使用 量。而主栅宽度的降低也减少了对受光区域的遮挡，提升了受光面积。此外，多主栅技 术还能使电池片的电阻和电流分布更加均匀，降低了阻抗损失，也降低了隐裂和断栅等 负面影响。以 5 主栅电池组件为例，其主栅宽度为 1mm，而多主栅电池组件的主栅可窄 至 0.1mm，可大幅降低银浆耗量。随着工艺技术的优化和设备更新，多主栅电池组件的

据 TaiyangNews 公开数据，电池片数量和主栅数量均会影响组件功率。对于泰兴中智 而言，在电池片尺寸和数量一定的情况下，9 主栅组件的功率为 345W，高于 5 主栅组件 功率。对于东方日升和 REC 而言，在电池片尺寸和主栅数一定的情况下，电池片数量较 高的组件，其功率也较高。而因为组件效率取决于组件功率和组件面积，随着电池片数 量的增多，组件效率和面积均得以增加，因此电池片数量与转换效率没有明显的正负相 关关系。因此提高组件效率可从提高主栅数量入手。

在不影响电池遮光面积及串联工艺的前提下，提高主栅数目有利于缩短电池片内电流横向收集路径，同时减少电池功率损失，提高电池应力分布的均匀性以降低碎片率，提高 导电性。2020 年，随着主流电池片尺寸增大，9 主栅及以上技术成为市场主流，相较 2019 年上升 46.1 个百分点至 66.2%，预计到 2030 年，9 主栅及以上电池片市场占有率将持 续增加。其他主栅技术包括 MWT、无主栅、IBC 等。

2）半片和叠瓦组件市场占有率趋于上升

半片技术是通过使用激光切割法，沿着垂直于电池主栅线的方向，将标准规格电池片切 成相同的两个半片电池片后进行焊接串联的技术。这样做可以在不改变电压的情况下降 低电池组件内部电流，从而降低焊带或导电胶的功率损耗。此外，半片技术也可在提高 电池组件功率的同时减少使用过程中产生的热斑效应。

叠瓦技术则通过优化组件结构，减少了组件的内部损耗，从而提高了组件的输出功率。 该技术是将电池片切片后，按照叠瓦的设计将一个切片电池的边缘覆盖在另一个切片的 边缘上，这样可让前后两片电池无间隙，一方面充分利用了组件上有限的受光面积，输 出更高的功率，另一方面也使得封装过程中功率损失最小，有效降低了反向电流所产生 的热斑效应的影响，具有良好的可靠性。叠瓦电池组件原本主要面向日本等市场，使用 导电胶作为连接，因此其成本也较高。

2020 年，半片组件市场占比反超全片组件，占据了主要的市场份额，占比达 71%，同 比增加 50.1 个百分点。由于半片或更小片电池片的组件封装方式可提升组件功率，预 计未来其所占市场份额会持续增大。相较叠瓦组件而言，半片在技术上更易控制，设备 投资门槛也较低，因此随着不少厂商导入半片电池组件，该技术将很快成为主流产品之 一。且半片或更小片电池组件渗透率的提升也将带动激光划片机和串焊设备需求的提升。而叠瓦电池组件则因技术难度较大，资金门槛较高，因此在短期内难以形成规模。

但根 据 CPIA 预测，从长远视角来看，尽管叠瓦技术发展速度较多主栅和半片技术慢，但市 场份额仍会逐年增长至稳定水平。根据 2021 年 1 月东方日升发布的《创业板向不特定对象发行可转换公司债券募集说明 书》的披露，当前相同装机容量的叠瓦组件所需的设备投资大约为 1.32 亿元/GW，远 高于常规组件的设备投资。其中划片机和叠瓦串焊机为新增工艺，排版机和汇流焊机为 调整工艺。在所有设备投资中，价值量较大的有叠瓦串焊机的 0.38 亿元/GW 和串焊机 0.19 亿元/GW。在叠瓦组件产线中，金辰股份可实现多道工艺，几乎覆盖全产线。

3.4.3 光伏组件设备市场空间测算：2021-2023 年全球组件设备总空间为 194.03 亿 元

根据 CPIA 的预计，2020 年全球光伏新增装机量将达 130GW，在乐观情况下，预计 2021 全球光伏新增装机量为 170GW。类比于硅片和电池片设备空间测算，假设自 2021-2023 年，光伏新增装机量年增长率为 30%，在此基础上，我们预计 2021-2023 年全球组件 设备空间为 52.25、62.66 和 79.12 亿元，三年组件空间可达 194.03 亿元。

组件产能利用率：2019 年全球新增装机量为 114.9GW，组件产能为 218.7GW，因 此产能利用率为 52.5%。

叠瓦组件市场占比：根据 CPIA 发布的《中国光伏产业发展路线图（2019 版）》和 《中国光伏产业发展路线图（2020 版）》得出。

叠瓦组件单位投资成本：东方日升在 2021 年 1 月发布了《创业板向不特定对象发 行可转换公司债券募集说明书》，其中在东方日升新能源股份有限公司年产 2.5GW 高效太阳能电池中披露了组件生产设备投资成本约为 1.32 亿元/GW，并公布了各产 线的投资额，其中划片机、叠瓦串焊机、串焊机、排版机、汇流焊机、层压机和自 动化的投资额占比分别为 8.50%、29.13%、14.56%、3.28%、7.28%、16.02%和 16.69%。假设 2021-2023 年，组件设备的投资成本将每年下降 5%。

非叠瓦组件单位投资成本：根据《中国光伏产业发展路线图（2020 版）》，2020 年 组件设备投资额为 6.3 万元/MW，在 2021-2023 年，投资额预计将达到 6.0、5.8 和 5.6 万元/MW。横店东磁在 2016 年 1 月发布的《年产 500MW 高效单晶电池片和 500MW 高效组件项目可行性研究报告》中披露，在组件设备成本中，自动串焊机、 自动排版机、双腔层压机设备的投资额占比分别为 19.15%、5.24%和 11.78%。

四、重点企业分析（详见报告原文）

捷佳伟创：光伏电池片设备龙头，HJT 整线供应即将实现。

迈为股份：光伏丝印设备龙头，HJT 设备布局领先。

晶盛机电：单晶生长炉设备龙头，深度绑定中环股份。

帝尔激光：光伏激光设备龙头，多点布局电池技术路径。

金辰股份：光伏组件设备龙头，布局电池领域开拓成长空间。

风险提示

光伏装机量不及预期。若下游光伏装机量不达预期，则会影响光伏产业链各环节的需求，从而减少光伏设备的订单数量。

HJT 设备产业化不及预期。当前影响 HJT 产业化的主要原因在于 HJT 成本较高。若后期 HJT 成本下降情况不及预期，则将影响该技术路线的发展。

设备厂商竞争加剧。未来若光伏设备行业有更多的新竞争者加入，则可能会影响当前厂商的市占率水平，从而影响这些厂商的盈利水平。

（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。）