報告綜述：

隨著平價時代的到來，國內外光伏裝機有望進入上行空間。2020 年，全 球和我國光伏新增裝機量達 130 和 48.2GW，同增 13.1%和 60.1%，其 中我國集中式和分散式光伏電站新增裝機量分別為 32.68 和 15.52GW。 2020 年，全球光伏新增裝機中，美國依舊保持全球第二大裝機市場，越 南則從第五名躍居成為全球第三大裝機市場，印度市場受疫情影響下降明 顯。在樂觀情況下，預計 2021 年我國和全球光伏新增裝機需求將達到 65 和 170GW。

大尺寸和薄片化為矽片帶來了新的技術方向，我們預計 2021 年全球單 晶矽片裝置總空間為 203.98 億元。隨著金剛線切割技術的運用，單晶矽 片市場佔比逐年提升，預計到 2022 年將達 80%。作為單晶矽片的雙龍 頭，2020 年以來隆基股份和中環股份均有擴產規劃，其中隆基股份宣佈 了 5 項單晶矽棒和矽片的擴產專案，總擴產規模達 70GW，而中環股份則 預計在今年 3 月中下旬開始 50GW 的 G12 單晶矽材料智慧工廠的建設， 年底前開始投產。未來矽片的發展方向為“提效降本”，其中 N 型矽助力 提效，大尺寸和薄片化利於降本。根據 CPIA 分析，預計 2021 年 M10 和 G12 合計市佔率將佔據半壁江山，此後成為市場主流。我們預計 2021- 2023 年全球矽片裝置空間為 203.98、232.21 和 310.61 億元。

隨著異質結降本增效的逐漸推進，電池片裝置空間有望迎來進一步擴大， 我們預計 2021 年全球電池片裝置空間為 194.67 億元。電池片技術經 歷了最初的鋁背場，到當下主流的 PERC，未來的發展方向在於轉換效率 更高的 TOPCon 和異質結。目前 TOPCon 平均量產效率在 22.5%-23%， 最高量產效率和轉換效率達 24.5%和 24.9%。已有隆基股份、晶澳科技、 中來股份等公司入局。HJT 中試線平均量產效率普遍在 24%左右，最高 效率為鈞石的 25.2%。2020 年異質結裝置各環節均已實現國產化，當前 單 GW 裝置成本已降至 4.5 億元。隨著多主柵及銀包銅技術的推進，異 質結銀漿耗量將得以進一步降低，綜合成本有望在 2 年內達到 PERC 電池 片的水平。我們預計 2021-2023 年全球電池片裝置空間為 194.67、 197.35 和 239.44 億元。

多主柵和半片技術的迅猛發展，推動了元件的降本和提效，而疊瓦技術則 需裝置成本的進一步下降才可獲得更高的市場份額。我們預計 2021- 2023 年全球元件裝置空間合計為 194.03 億元。2020 年市場上以 9 主 柵及以上元件為主，佔比達 66.2%。多主柵元件可透過降低銀漿消耗和提 高受光面積來提升元件的價效比，預計到 2030 年，9 主柵及以上電池片 市場佔有率將持續增加，從而帶動了多主柵串焊機的市場份額。2020 年 半片元件的市佔率達 71%，提升了鐳射劃片機和串焊機的裝置需求。而 疊瓦元件則需裝置成本的進一步下降才可獲得更高的市場增量。我們預計 2021-2023 年全球元件裝置空間為 52.25、62.66 和 79.12 億元，合 計為 194.03 億元。

一、光伏行業的歷史及現狀：從扶持中來到平價中去

1.1 太陽能光伏的發電原理：半導體 PN 結的“光生伏特效應”

世界上的物體如果以導電的效能來加以區分，有的很容易導電，有的則不容易導電。容 易導電的物體如金、銀、銅、鋁等金屬，不容易導電的物體被稱之為絕緣體，如塑膠、 橡膠、玻璃、石英等。而若導電效能介於這二者之間，則稱之為半導體，常見的半導體 有矽、鍺、砷化鎵、硫化鎘等，其中矽是各種半導體中應用最廣的一種。

半導體內有少量的自由電子，在特定條件下可導電。原子是由原子核及其周圍的電子構成的，當這些電子能脫離原子核的束縛自由運動時，則稱之為自由電子。金屬之所以容 易導電，是因為金屬體內有大量的自由電子，在電場的作用下，這些電子有規律地沿著 電場的相反方向流動，形成電流。自由電子的數量越多，或在電場的作用下有規律流動 的平均速度越快，則電流越大。由於電子運動時運載的是電量，因此這種運載電量的粒 子，也被稱為載流子。在常溫下，絕緣體內僅有極少量的自由電子，因此對外不呈現導 電性。而半導體內有少量的自由電子，在一些特定條件下才能導電。

半導體的電阻率對溫度和光照的變化反應靈敏，可人為地控制其導電效能。例如鍺的溫 度從 20°C 升高到 30°C，電阻率就要降低約一半，而金屬的電阻率隨溫度的變化則較小。 且當金屬中含有少量雜質時，電阻率的變化將變得更小。然而，在半導體中摻入微量的 雜質時，卻可以引起電阻率發生很大的變化。例如在純矽中摻入百萬分之一的硼，矽的 電阻率就會從 214000Ω·cm 迅速減小到 0.4Ω·cm，導電能力提高了 50 多萬倍。此外， 金屬的電阻率不受光照影響，但半導體的電阻率在適當的光線照射下可以發生顯著的變 化，因此半導體的導電效能更易透過人為操控。

目前，以高純度矽材料作為主要原材料的晶體矽太陽能電池是主流產品。其中原因主要 包括：1）地球中矽元素的含量巨大，僅次於氧元素；2）矽元素的性質穩定，可以輕易 製備出界面缺陷極少的矽-氧化矽介面；3）矽元素提純技術成熟，製作成本低，如今矽 的提純可以達到 99.999999999%；4）氧化矽是無毒無害的物質，且不溶於水，也不溶 於大多數的酸，適用於印刷電路板的腐蝕印刷技術。

存在多餘電子的被稱之為 N 型矽，存在多餘空穴的被稱為 P 型矽，其中 N 型矽中較多 摻雜磷原子，P 型矽中則較多摻雜硼原子。從矽的原子結構中可以知曉，矽原子是四價元素，每個原子的最外殼有 4 個電子，在矽晶體中每個矽原子有 4 個相鄰原子，因此矽 原子會與周圍的 4 個原子形成 4 組共價鍵，形成穩定的 8 電子殼層。但產生電流需要自 由電子，因此穩定的矽原子需要透過摻雜其他原子來產生自由電子。若往矽原子中摻雜 V 族元素（如銻、砷、磷），由於其最外層有 5 個電子，除與相鄰的矽原子形成共價鍵外， 還多餘 1 個電子，因此只要雜質原子得到很小的能量，就可以釋放出電子形成自由電子。 而若往矽中摻雜Ⅲ族元素（如硼、鋁、鎵），由於其最外層有 3 個電子，與矽原子形成完 整的共價鍵上缺少一個電子，因此需從相鄰的矽原子中奪取一個價電子來形成完整的共 價鍵，而被奪走的電子留下了一個空位，成為空穴。該結合可用很小的能量加以破壞， 從而形成自由空穴。因此，存在多餘電子的被稱之為 N 型矽，存在多餘空穴的被稱為 P 型矽，其中 N 型矽中較多摻雜磷原子，P 型矽中則較多摻雜硼原子。

在矽晶體中，當 N 型矽和 P 型矽緊接在一起時（通常在 N 型矽的表面摻硼或在 P 型矽 的表面摻磷），將它們的交界處稱為 PN 結。由於結兩邊的電子和空穴存在濃度差，因此 電子會從 N 區向 P 區擴散，而空穴則從 P 區向 N 區擴散，其結果就是 N 區出現正電荷， P 區出現負電荷，這兩種電荷層在半導體內部建立了一個內建電場，電場線的的指向是 從正電荷區指向負電荷區，而電子是逆著電場線的方向運動的。隨著 N 區電子跑向 P 區 的越來越多，電場強度越來越大，最終電子從 N 區向 P 區轉移的動力與電場所施加的阻 力相互抵消，PN 結達到了一個穩定的狀態。

太陽電池能量轉換的基礎是結的光生伏特效應，其中電流的產生來源於“導體中自由電 荷在電場裡的作用下做有規則的定向運動”。當光照射在 PN 結上時，產生“電子——空 穴對”，受內建電場的吸引，電子流入 N 區，空穴流入 P 區，結果使得 N 區儲存了過剩 的電子，P 區有過剩的空穴，它們在 PN 結附近形成與勢壘方向相反的光生電場。光生電 場除了部分抵消勢壘電場的作用外，還使 P 區帶正電，N 區帶負電，在 N 區和 P 區之間 的薄層就產生電動勢，即光生伏特效應。此時，若在電池外接一根導線，則電子就會從 N 型矽沿著外部導線向 P 型矽跑去，從而就產生了電流。

1.2 21 世紀前光伏行業處於探索階段

自科學家發現“光生伏特效應”到現代矽太陽電池時代開啟，歷經了 115 年，在此期間， 太陽電池的效率由最開始的 1%提升到了 6%。1839 年，法國科學家 Alexandre Edmond Becqurel 發現，光照能使半導體材料的不同部位之間產生電位差，若用導線將不同部位連線起來，則有電流輸出。這種現象後來被稱為“光生伏特效應”。其後在 1876 年，科 學家在固態硒的系統中觀察到了光伏效應，並開發出了 Se/CuO 光電池。1883 年，Charles Fritts 發明了半導體硒太陽電池，但光電轉換效率僅有 1%。此後，Russell Ohl 於 1941 年發現了矽中的 PN 結和光伏效應，從而促進了結電晶體和太陽能電池的發展。在此基 礎上，美國貝爾實驗室 D.M. Chapin，C.S. Fuller 和 G.L. Pearson 等人在 1954 年製出了 第一個無機單晶太陽能電池，其光電轉化效率達到了 6%。現代矽太陽電池時代從此開 始。同年，韋克爾首次發現砷化鎵具有光伏效應，並在玻璃上沉積硫化鎘薄膜製成了第 一塊薄膜太陽能電池。矽太陽能電池於 1958 年首次在人造衛星上得以應用，從此開始 了研究、利用太陽能發電的新階段。隨後在 1960 年，太陽能電池首次實現了併網執行。

20 世紀 70 年代的第一次石油危機促使發達國家增加了對包括太陽能在內的可再生能 源的政策支援和資金投入，光伏行業逐步走向公眾視野。美國於 1973 年制定了太陽能 發電計劃，太陽能研究經費大幅增長，其不僅成立了太陽能開發銀行，還促使了太陽能 產品的商業化，並於 1978 年建成了 1000kW 太陽能地面光伏電站。1974 年日本政府公 布了“陽光計劃”，對太陽能研究進行了大量投入，計劃主要的研究專案包括太陽能電池 生產系統、分散型和大型光伏發電系統以及太陽能熱發電等。在 1980 年，單晶矽太陽能 電池效率達到 20%、砷化鎵電池達 22.5%、多晶矽電池達 14.5%，而硫化鎘電池效率則 達 9.15%。1992 年，聯合國召開了“世界環境與發展大會”，會議通過了《里約熱內盧 環境與發展宣言》、《21 世紀議程》和《聯合國氣候變化框架公約》等一系列檔案，把環 境與發展納入統一框架，確立了可持續發展的模式。在 1993 年日本重新制定了“陽光計 劃”。此後，在 1997 年美國推出了“克林頓總統百萬太陽能屋頂計劃”。

1.3 21 世紀以來光伏行業的重要性逐漸凸顯

進入本世紀以來，在全球氣候變暖、生態環境惡化、常規能源資源日益短缺的形勢下， 世界各國政府紛紛推出了再生能源補貼政策。此時光伏行業的發展可以分為四個階段。

1.3.1 發展初期（2000-2010）：裝機量複合增速達 38.7%，主要發展地在歐洲

2000 年以來，全球太陽能光伏產業進入了高速發展期，太陽能光伏年裝機量得到了快 速增長，上游相關行業也因此得以迅猛發展。2000 年，德國頒佈了《可再生能源法》， 為德國光伏產業的快速發展奠定了堅實的法律基礎。2004 年，德國對《可再生能源法》 進行首次修訂，大幅提高了光伏電站標杆電價的水平，收益率的突升使得資本大量湧入， 從而帶動了德國光伏產業的快速發展。此後，西班牙及義大利也相繼透過法案，對太陽 能光伏發電進行補貼。至此，太陽能作為清潔能源在全球範圍內得到了越來越多的利用。

2008 年下半年以來，受全球金融危機的影響，太陽能光伏需求增速出現了下滑。然而， 自 2009 年下半年開始，經濟景氣度再次回升，光伏市場的需求重現快速增長的勢頭，

中國也掀起了光伏產業的投資熱潮。根據歐洲光伏工業協會 2011 年 5 月釋出的《Global Market Outlook for Photovoltaics Until 2015》，全球光伏累計裝機量在 2000 年為 1.5GW， 到 2010 年提高到了 39.5GW，年均複合增長率高達 38.7%。自 2000 到 2010 年，以德 國、義大利、西班牙三國為代表的歐洲區域成為全球光伏裝機需求的核心地區。而在 2009-2010 年期間，隨著全球市場的回暖及中國 4 萬億元救市政策的刺激下，中國也掀 起了光伏產業的投資熱潮。

1.3.2 過渡期（2011-2013）：中國取代歐洲，逐步成為全球最大的光伏市場

全球新增裝機量增速放緩疊加嚴重的階段性產能過剩和貿易保護主義興起，中國光伏產 業幾乎陷入全行業虧損狀態。受 2011 年末歐債危機爆發的影響，以德國、義大利為代 表的歐盟各國迅速削減了對光伏產業的補貼，歐洲光伏需求迅速萎縮，從而導致了全球 光伏新增裝機量增速放緩，光伏產業陷入了低谷。而上一階段的投資熱潮導致中國光伏 製造業產能增長過快，因此該階段中國陷入了嚴重的階段性產能過剩的困境中。另外， 產品價格的大幅下滑，疊加直接貿易保護主義興起，中國光伏企業遭受歐美“雙反”調 查的雙重挫折，導致中國光伏產業幾乎陷入全行業虧損的狀態。

中國光伏產業在 2013 年下半年開始回暖。主要原因在於日本、中國在 2013 年相繼出 臺的產業扶持政策，以及中歐光伏產品貿易糾紛的緩解。至此中國再次掀起了光伏裝機 熱潮，帶動了光伏產品價格的回升。自 2013 年以來，中國、日本和美國三國代替了歐 洲，成為了全球光伏裝機的主要增長區域，中國於 2013 年以來發布了以《國務院關於促 進光伏產業健康發展的若干意見》為代表的若干份支援光伏產業的政策檔案，繼續將國 內的裝機熱潮推向一個新高點。自此之後，中國逐步取代歐洲，開始成為全球最大的光 伏裝機市場。

1.3.3 成長期（2014-2018）：光伏發展動力由政策驅動逐步轉向市場驅動

隨著世界各國相繼推出光伏補貼政策，及產業鏈各環節不斷降本增效，光伏發展進入了 成長期，光伏發展動力由政策驅動逐步轉向市場驅動。自“十三五”以來，我國接連出 臺了多項支援政策，旨在提高綠色減排力度，提高可再生能源在所有能源消費中的佔比。 在“十三五”規劃初期，根據 2016 年 12 月印發的《“十三五”能源規劃》，在 2020 年 將非化石能源消費比重提高到 15%以上，天然氣消費比重力爭達到 10%，煤炭消費比 重降低到 58%以下。在同期釋出的《能源生產和消費革命戰略（2016-2030）》中則進一 步明確了能源革命的三個階段性戰略目標：1）到 2020 年，將能源消費總量控制在 50 億 噸標準煤以內，非化石能源佔能源總量比重達 15%；2）在 2021-2030 年，能源消費總 量控制在 60 億噸標準煤以內，非化石能源佔能源總量比重達 20%左右，二氧化碳排放 在 2030 年左右達到峰值並爭取儘早達峰；3）在 2050 年，能源消費總量基本穩定，非 化石能源佔比超過一半。實際上，在 2019 年我國非化石能源消費佔比就已達到 15.3%， 提前完成了 15%的目標。

“531 新政”加速光伏發電電價退坡，光伏發展動力由政策驅動逐步轉向市場驅動。2018 年 5 月 31 日，國家發展改革委、財政部和國家能源局三部委釋出了《關於 2018 年光伏 發電有關事項的通知》，要求加快光伏發電電價退坡，儘早實現市場驅動。《通知》規定 “新投運的光伏電站標杆上網電價每千瓦時統一降低 0.05 元，I 類、II 類、III 類資源區 標杆上網電價分別調整為每千瓦時 0.5 元、0.6 元、0.7 元（含稅）。”與此同時，全球部 分光照資源較好的地區，如西班牙和義大利等，已率先實現了發電側平價。

1.3.4 平價期（2019-2025）：各國制定碳排放目標，新能源市場蓬勃發展

隨著世界各國相繼制定的碳排放目標，以及光伏行業的技術進步和成本改善，當前光伏 發電已然成為不少國傢俱備價格優勢的能源形式，光伏開始進入全面平價期。

我國第一次在全球正式場合提出的碳中和計劃時間表（“3060”碳目標），也成為了我國 能源革命設定的總體時間表。

同年，歐盟和美國也相繼表明了各自的能源發展計劃，歐盟提出預計在 2030 年溫室氣 體排放量降低 55%，美國則要實現 100%的清潔能源經濟。歐盟委員會在 2020 年 9 月正式釋出了《2020 年氣候目標計劃》及政策影響評估報告，報告提出 2030 年歐盟溫 室氣體排放量（以 1990 年為基數）預期將至少降低 55%，相較於此前設定的 40%的降 低量，提高了 15 個百分點。當前，拜登團隊勝選了美國選舉，拜登團隊在 2020 年 10 月釋出的《清潔能源革命和環境計劃》中，明確表明要確保美國實現 100%的清潔能源 經濟，並在 2050 年前實現零碳排放。其中包括：1）使用聯邦政府的採購系統來實現能 源 100%的清潔和車輛零排放，該計劃每年要花費 5000 億美元；2）在未來十年內投資 4000 億美元用於新能源的創新及基礎設施的建設；3）拜登將在上任後的第一天宣佈重 新加入《巴黎協定》（拜登已於美國當地時間 2021 年 1 月 20 日下午在白宮簽署行政令， 宣佈美國將重新加入《巴黎協定》，並於 2 月 19 日正式加入）；4）拜登將在上任後的第 一年削減國內的化石燃料補貼。

日本和韓國也提出力爭在 2050 年實現碳中和的目標。在 2020 年 10 月的日本臨時國會 中，日本首相菅義偉發表了其上任後的首次施政演說，會中菅義偉強調應對氣候變化不 再是經濟發展的制約因素，而是推動產業結構升級和更強勁增長的重要舉措，他提出日 本力爭在 2050 年實現碳中和的目標。此前，日本的減排目標為承諾在 2030 年將碳排放 較 1990 年水平下降 15%。同月，韓國總統文在寅在國會發表演講時宣佈，韓國將在 2050 年前實現碳中和。這是繼中國和日本之後，亞洲第三個明確碳中和目標的國家。 此外，還有諸如英國、瑞士、南非、挪威、紐西蘭、智利、加拿大和不丹等國家公佈了 碳中和目標，新能源已然成為未來全球發展的一大趨勢。

二、成本下降疊加新興市場拉動，未來全球光伏裝機需求將進入上行空間

2.1 我國光伏裝機需求：平價上網到來，裝機需求得以進一步增長

自 2013 年以來，我國光伏新增裝機量連續 7 年位居全球第一，累計裝機量自 2015 年 以來超越了德國成為世界第一。據中國光伏業協會資料，2020 年，全球和我國光伏新 增裝機量分別達 130 和 48.2GW，同比增長 13.1%和 60.1%。2020 年受疫情影響， 上半年電站裝機規模較少，全年裝機主要集中在下半年，尤其是 12 月，在搶裝推動下， 單月新增光伏裝機規模達到 29.5GW，創歷史新高。2020 年戶用光伏裝機超 10GW，佔 全年光伏新增裝機約 20%。

近年來，在各國政策的支援及光伏發電成本不斷下降的趨勢下，全球光伏發電量及其佔全球各能源總髮電量的比重呈現不斷上升的態勢，其中我國的光伏發電量佔比也呈現了上升的勢頭。2019 年，全球各能源發電總量為 27004.7TWh，其中煤炭發電佔比 36.38%、燃氣發電佔比 23.32%、光伏發電佔比 2.68%，同比增長 0.49 個百分點。2019 年我國 各能源總髮電量達 7503.4TWh，其中光伏發電為 224.3TWh，佔比 2.99%，較 2018 年 提高了 0.51 個百分點。全國棄光率從 2017 年的 6%下降到了 2019 年的 2%。2020 年 我國光伏發電量更是達到了 260.5TWh，佔全國總髮電量的比重提升到了 3.5%。

儘管我國的光伏發電佔比略高於全球光伏發電佔比，但與歐洲等國相比仍有不小的差距。 在 2019 年，義大利、希臘和德國光伏發電佔全國總髮電的比重達到了 8.57%、7.89% 和 7.76%，而與我國同為亞洲國家的日本也達到了了 7.26%。2019 年我國光伏發電量佔 總髮電量的比重為 2.99%，略高於全球光伏發電佔比 2.68%，在世界排名中處於第 22 位，若我國以 2020 年 3.5%的光伏發電滲透率作為排序依據，則處於第 17 位，仍有很 大的提升空間。

2020 年，我國集中式和分散式光伏電站新增裝機量分別為 32.68 和 15.52GW，佔我 國光伏新增裝機量的比重分別為 67.8%和 32.2%，累計裝機量分別為 174.35 和 78.15GW。不同於集中式電站，分散式電站通常指在使用者所在地或附近建設執行、以用 戶側自發自用為主，多餘電量上網，且在配電系統平衡調節的光伏發電設施。隨著 2020 年公佈的競價專案和平價專案以及特高壓外送專案的逐步併網，預計 2021 年大型地面 電站的裝機量佔比將進一步上升。“十四五”初期，光伏發電將全面進入平價時代，疊加 “碳中和”目標的推動以及大基地的開發模式，集中式光伏電站有可能迎來新一輪發展 熱潮。另外，隨著光伏在建築、交通等領域的融合發展，疊加戶用的應用規模，分散式 專案仍將保持一定的市場份額。

隨著光伏技術的進步、產業鏈成本的下降以及光伏專案平價上網的全面展開，2021 年國 內光伏裝機需求將得到進一步的增長。據 CPIA 資料，在樂觀情況下，預計 2021 年我 國新增裝機需求將達到 65GW。在“十四五”期間國內年均新增裝機規模將在 70-90GW。

2.2 海外光伏裝機需求：多數國家需求提升，越南表現亮眼

儘管面對海外疫情反覆等不穩定因素，但根據各國在今年相繼出臺的新能源政策及全球 可持續發展的要求，各個國家仍將發展光伏等清潔能源放在重要位置。2020 年全球市 場光伏新增裝機量排序中，美國依舊為全球第二大裝機市場，越南則從全球第五躍居成 為第三大裝機市場，而印度市場受疫情影響下降明顯。此外，西班牙市場也出現了一定 的回落，從原先的全球第六跌出了前十名。

光伏發電在很多國家已成為清潔、低碳、同時具有價格優勢的能源形式。不僅在歐美日 等發達地區，中東、南美等地區國家也快速興起。2020 年，全球光伏新增裝機預計可 達 130GW，創歷史新高。2021 年，在光伏發電成本持續下降和全球綠色復甦等有利因 素的推動下，全球光伏市場將快速增長。在樂觀情況，預計全球光伏新增裝機量將達到 170GW。此外，在多國“碳中和”目標、清潔能源轉型及綠色復甦的推動下，預計“十 四五”期間，全球每年新增光伏裝機約 210-260GW。

三、太陽能光伏產業鏈：各環節技術更新各顯神通，催化裝置投資空間高速發展

晶體矽太陽能光伏產業鏈可分為上中下游，上游是晶體矽原料的採集和矽棒、矽錠、矽 片的加工製作；產業鏈的中游是光伏電池和光伏電池元件的製作，包括電池片、封裝 EVA 膠膜、玻璃、背板、接線盒、太陽能邊框及其組合而成的太陽能電池元件、安裝系統支 架；產業鏈的下游是光伏電站系統的整合和運營。據光伏行業協會資料，2020 年我國多 晶矽料、矽片、電池片和元件的產量分別為 39.2 萬噸、161.3GW、134.8GW 和 124.6GW， 同比增長 14.6%、19.7%、22.2%和 26.4%。

2020 年，頭部企業憑藉自身的技術及成本優勢不斷擴大規模，而不具備優勢的小廠商或落後產能則在疫情的催化下加速退出。多晶矽、矽片、電池片和元件的 CR5 分別提升 了 18.2、15.3、15.3 和 12.3 個百分點。其中，多晶矽產量 5 萬噸級以上企業有 4 家； 我國前 5 家矽片企業產量均超過 10GW；電池片產量達 5GW 以上的企業有 9 家；元件 產量達 5GW 以上的有 6 家。預計未來產業集中度將進一步提高。

3.1 多晶矽料：降本和提純提升廠商規模優勢

2020 年，我國多晶矽產量達 39.2 萬噸，同比增長 14.6%。其中，排名前五企業產量 佔國內多晶矽總產量 87.5%，其中 4 家企業產量超過 5 萬噸。多晶矽料位於光伏產業 鏈的上游，更多具有化工行業屬性。光伏級多晶矽純度要在 99.9999%以上（電子級要 求更高），只有具備技術積累經驗的企業，才能生產出滿足質量要求的多晶矽產品。

3.1.1 多晶矽料的生產技術：三氯氫矽西門子法為主流，未來矽烷流化床法佔比將提升

當前多晶矽的生產技術主要有三氯氫矽西門子法和矽烷流化床法，生產出來的產品形態分別為棒狀和顆粒狀。

三氯氫矽西門子法的生產流程是利用氯氣和氫氣合成 HCL（或外購無水 HCL），HCL 和 工業矽粉在一定的溫度下合成 SiHCL3，之後對 SiHCL3 進行分離精餾提純，提純後的 SiHCL3 在氫還原爐內進行化學氣相沉積反應得到高純多晶矽。三氯氫矽西門子法主要 包括五個環節：SiHCL3 合成、SiHCL3 精餾提純、SiHCL3 的氫還原、尾氣回收和 SiCL4 的氫化分解。其中尾氣回收和 SiCL4 的使得原輔材料能迴圈利用，降低了材料消耗。

矽烷流化床法技術是先在沸騰床內生成 SiHCL3，後透過歧化反應制得矽烷，矽烷經純 化後，採用流化床反應爐工藝分解成毫米級的顆粒狀多晶矽。相比於三氯氫矽西門子法， 矽烷流化床法由於工藝是閉環，且基本不產生副產品和廢棄物，因此有助於降低建廠投 資成本和生產能耗。但矽烷流化床法受制於其穩定性等問題（如因壁面沉積發生尾氣管 道堵塞以及不易控制產品純度等），因此當前市場主流的技術還是三氯氫矽西門子法。在 2020 年採用三氯氫矽西門子法生產出來的棒狀矽約佔全國總產量的 97.2%，而採用 矽烷流化床法生產的顆粒矽僅佔 2.8%。

但 N 型電池的發展將擴大顆粒矽的市場需求，一旦顆粒矽解決了生產穩定性、一致性、 規模化以及產品質量的問題，顆粒矽市場份額可能會出現快速增長。據 CPIA 預測，自 2020 年開始，採用矽烷流化床法所生產出來的多晶矽佔全國多晶矽總產量的比重將會 上升，到 2025 年比重預計將達到 7%。

3.1.2 多晶矽料生產成本的構成：降本之路重在降能耗

多晶矽的生產成本主要有能耗成本（電力、水、蒸汽）、原材料成本（工業矽、氯氣）以及折舊（裝置投資）等，其中能耗成本佔比最大，因此降低生產成本主要在於降低能耗成本的支出。例如，可以在電價較低的地區建廠，如新疆和內蒙古；或可以透過降低單位產出的電耗來降低成本，如提升還原爐的效能，提高單爐產量等。

2020 年，多晶矽綜合能耗平均值為 11.5kgce/kg-Si，同比下降 8%。其中綜合電耗為 66.5kWh/kg-Si，同比下降 5%，目前矽烷流化床法顆粒矽綜合電耗較三氯氫矽西門子法 棒狀矽低 40%-50%。預計到 2030 年，綜合能耗可降至 9.6kgce/kg-Si，而綜合電耗則 降至 66.5kWh/kg-Si。2020 年，行業矽單耗在 1.1kg/kg-Si 水平，基本與 2019 年持平， 預計到 2030 年將降低到 1.07kg/kg-Si。當前，隨著生產裝備技術的進步、單位規模和工 藝水平的提升，三氯氫矽西門子法多晶矽生產線裝置投資成本正逐年下降。2020 年投 產的萬噸級多晶矽生產線裝置投資成本已降至 1.02 億元/千噸，而人均產出量隨著多晶 矽工藝的不斷提高也有所增加，2020 年多晶矽生產線人均產出量為 36 噸/年/人，較 2019 年提升了 1 噸/年/人。隨著 2022-2023 年多晶矽新投產線單線規模增大以及自動 化程度提升，人均產出量將會有較大幅度的增長，提高到 45 噸/年/人，而到 2030 年則 將提高到 47.5 噸/年/人。

未來，隨著 N 型單晶電池的擴產，對矽料的要求將從當前的純度提升到電子級的純度， 並且隨著海外及國內高成本多晶矽廠商的逐步退出，國內具備成本和規模優勢的低成本 產能將可能獲取更多的市場份額。

3.2 矽片：大尺寸和薄片化帶來技術升級，2021 年市場空間有望迎來爆發

2020 年我國矽片產量約為 161.3GW，同比增長 19.7%。其中，排名前五企業產量佔國內矽片總產量的 88.1%，且產量均超過 10GW。

3.2.1 矽片的生產技術：直拉法和金剛線切割為長晶和切割環節的主流方法

矽片的生產主要包括四個環節：長晶、截斷切方、切片和測試分選。其中主要環節為長 晶和切割。長晶是指在特定環境下，將矽料生長成矽晶體的過程。矽片主要分為單晶矽 片和多晶矽片，二者最大的區別也是發生在長晶環節。對於單晶矽片而言，在生長的過 程中首先需要多晶矽料透過直拉法或區熔法形成單晶矽棒，其間原子排列有序；對於多 晶矽片而言，則先需要多晶矽透過鑄錠法形成多晶矽錠，其內部原子結構沒有發生變化， 仍為無序排列。當前單晶的拉棒成本較多晶的鑄錠成本高，而單晶矽片的光電轉換效率 也相對較高。

1）單晶矽棒的生產方法：切克勞斯基法（CZ 法）和區熔法（FZ 法）

單晶矽棒的生產方法主要有兩種，分別為切克勞斯基法（CZ 法）和區熔法（FZ 法）。CZ 法是利用旋轉著的籽晶從坩鍋中的熔體中提拉制備出單晶的方法，又稱直拉法。目前國 內太陽電池單晶矽矽片生產廠家大多采用這種技術。具體方法為將多晶矽料置於坩鍋中 加熱熔化，待溫度合適後，經過將籽晶浸入、熔接、引晶、放肩、轉肩、等徑、收尾等 步驟，完成一根單晶矽錠的拉制。

FZ 法的製備原理是對錠條的一部分進行熔化，熔化的部分稱為熔區，當熔區從頭到尾移 動一次後，雜質隨熔區移到尾部。利用這種方法可以進行多次提純，多次移動熔區可以 達到更好的提純效果。但由於液固相轉變溫度高、能耗大，多次區熔提純成本高。區熔 法有水平區熔和懸浮區熔，前者主要用於鍺提純，以及生長鍺單晶，矽單晶的生長主要 採用懸浮區熔法，生產過程中不使用坩鍋，熔區懸浮於多晶矽棒和下方生長出的單晶之 間。由於懸浮區熔時，熔區呈懸浮狀態，不與任何物質接觸，因而不會被沾汙。此外， 由於矽中雜質的分凝效應和蒸發效應，可獲得高純單晶矽。目前航空領域用的太陽電池 所用矽片主要用這種方式生長。

2）多晶矽錠的生產方法：澆鑄法、熱交換及布里曼法和電磁鑄錠法

多晶矽錠的生產方法有三種，分別為澆鑄法、熱交換及布里曼法、電磁鑄錠法。澆鑄法 是將熔鍊和凝固分開，熔鍊在一個石英砂爐襯的感應爐中進行，熔融後的矽液澆入一個 石墨模型中。該方法可以實現半連續化生產，其熔化、結晶和冷卻分別位於不同的地方， 可以有效提高生產效率，降低能源消耗。但因熔融和結晶使用的是不同的坩鍋，因此容 易導致二次汙染，此外，坩鍋翻轉機構及引錠機構也使得其結構相對複雜。

熱交換法及布里曼法這兩種方法都把熔化及凝固置於同一坩鍋中，避免了二次汙染。其 中熱交換法是將矽料在坩鍋中熔化後，在坩鍋底部通冷卻水或冷氣體以進行熱量交換， 形成溫度梯度後可促使晶體定向生長。布里曼法則是在矽料熔化後，將坩鍋或加熱元件 移動使結晶好的晶體離開加熱區，而液矽仍然處於加熱區，這樣在結晶過程中液固介面 形成了比較穩定的溫度梯度，有利於晶體的生長。同時，晶體的生長速度也可調節。實 際生產所用的結晶爐大都採用熱交換法及布里曼法相結合的技術。

電磁鑄錠法不使用坩鍋，矽料透過加料裝置進入加熱區，透過感應加熱使矽料熔融，當 矽液向下移離開加熱區後，結晶生長。透過不斷加料，可以將結晶好的矽錠不斷往下移， 即實現了連續生長。但該方法生產的矽錠晶粒尺寸和橫截面均較小，因此容量也較小。

3）金剛線切割技術已在市場中被大規模應用

切割則是指將單晶矽棒或多晶矽錠切割成片，製成矽片。當前，市場上已全面使用金剛 線切割技術。在 2014 年之前市面上通常採用砂漿切割的方式，其切割方式是遊離式的 切割模式，靠懸浮液的懸浮碳化矽，透過線網的帶動以進行磨削切割。隨著 2014 年金剛 線切割技術的發明，砂漿切割的市場份額逐漸降低。相比於砂漿切割，金剛線切割具有 許多優點：如切割效率高、環境汙染低、矽片精度好、表面損傷小以及鋸口損耗小。同 時，由於多晶矽錠硬質點較多，採用金剛線切割技術帶來的成本下降幅度遠小於單晶矽 片。在單晶矽片領域，金剛線切割技術已在 2017 年全面取代砂漿切割技術。隨著金剛 線切割技術的大規模應用，單多晶矽片的成本差距逐漸縮小。

3.2.2 單晶矽片雙龍頭：隆基盈利能力始終良好，中環毛利率水平有待提高

在 2020 年，我國單晶矽片（P 型+N 型）市場佔比約 90.2%，其中 P 型單晶矽片市 場佔比由 2019 年的 60%增長到 86.9%，N 型單晶矽片約 3.3%。隨著下游對單晶 產品的需求增大，單晶矽片市場佔比也將進一步提升。

而多晶矽片的市場份額則由 2019 年的 32.5%減少到了 2020 年的 9.3%，且未來呈現逐年遞減趨勢，但其仍會在細分 市場保持一定需求量。此外，2020 年鑄錠單晶的市場佔比為 0.5%，未來將保持平穩。

2019 年，拉棒和鑄錠環節裝置投資成本（包括機加環節）分別為 5.8 萬元/噸和 2.1 萬 元/噸，較 2019 年均有小幅下降。隨著單晶拉棒裝置供應能力提高及技術進步，裝置投 資成本呈逐年下降趨勢。但鑄錠裝置技改降本動力不足，裝置生產商利潤空間有限，未 來裝置投資成本下降速度將減緩。此外，金剛線切割技術的出現改變了光伏行業的佈局， 將單晶矽片雙龍頭隆基股份和中環股份推到了歷史舞臺中央。

2019 年，全球矽片有效產能和產量約為 185.3 和 138.3GW，產量同比增長 20.3%。其中我國矽片的的產能和產量約為 173.6 和 134.6GW。2019 年全球矽片生產規模前 十的企業均在中國大陸，產能合計達 158.3GW，佔據全球 85.42%的比重，產量合計為 126.7GW，佔據了全球 91.61%的比重。中國乃至全球的矽片環節繼續維持著較快的增 長速度。而增速較快的一個原因在於金剛線切割技術的普及導致單晶矽片成本快速下降， 推動了矽片產能的提升。另一個原因在於終端市場需求提升，拉動了矽片市場的銷量。

作為全球光伏矽片龍頭企業，隆基股份盈利能力始終保持良好，有利於進一步的產能釋 放。2019 年隆基股份的產能和產量分別為 42 和 34.2GW，佔全球產能和產量的比重分 別為 22.67%和 24.73%，佔我國產能和產量的比重分別為 24.18%和 25.41%。在 2020 年，隆基股份宣佈了 5 項單晶矽棒和矽片的擴產專案，總擴產規模達 70GW。其中包括 楚雄年產 20GW 單晶矽片專案和曲靖一期和二期年產共 30GW 的單晶矽棒和矽片專案。 近年來隆基股份的營收和利潤整體呈現上升的趨勢，隆基股份在 1 月 29 日公佈的 2020 年業績預告中稱，2020年公司將實現歸母淨利潤82-86億元，同比增長55.30%-62.88%。 2020Q3 隆基股份毛利率達 27.84%，盈利表現的持續性良好，有利於產能的進一步釋放。

作為全球單晶矽片雙龍頭之一的中環股份，其營業收入表現良好，毛利率水平有一定的 上升空間。從營業收入端來看，中環股份近年來營業收入呈現上升的趨勢，說明公司收 入情況表現良好。但相較於隆基股份的毛利率水平而言，中環股份自 2011 年開始毛利 率水平始終處於 20%以下，有一定的上升空間。中環股份在 2019 年的產能和產量分別 為 33GW 和 21GW，佔全球產能和產量的比重分別為 17.81%和 15.18%，佔我國產能和 產量的比重分別為 19.00%和 15.60%。截至 2020 年 9 月，中環共有各種型別的單晶爐 5772 臺，其規劃 2020 年單晶矽片總產能達 85GW。

在 2020 年 2 月 1 日，中環股份宣佈將投資預計 120 億元建設 50GW 的 G12 太陽能 級單晶矽材料智慧工廠及相關配套產業。該專案在今年 3 月中下旬正式開工建設，年底 前開始投產，從而可將公司單晶總產能提升至 135GW 以上。根據行業市場資料，一月 份中環股份 G12 矽片出貨將超 1.4GW，市佔率高達 99.5%，公司 G12 矽片銷量全球領 先。而作為與中環股份深度繫結的上游供應商——晶盛機電，將受益於此次大尺寸矽片 的產能擴張浪潮。

3.2.3 未來矽片的發展方向以“提效降本”為主：N 型矽助力提效，大尺寸和薄片化利 於降本

未來矽片環節的技術發展方向主要以“提效降本”為主。其中提效指的是提升光電轉換 效率，目前光伏行業仍以 P 型矽片為主，P 型矽片摻硼元素，硼與矽分凝係數相當，分 散均勻度容易控制，因此製作工藝簡單且成本較低，但最高效率有天花板。而 N 型矽片 摻磷元素，磷與矽相溶性差，拉棒時磷分佈不均，工藝更加複雜。但 N 型矽通常少子壽 命較大，電池效率可以做得更高，因此是未來提效的發展方向。

在降本環節中，矽片成本分為矽料成本和非矽成本，非矽成本指的是矽片生產中所消耗 的能源、人力、輔料等與矽料無關的成本。因為矽料成本基本不受矽片企業自身的控制， 而取決於市場供需情況，非矽成本才是矽片企業最能控制的成本。因此，對降本有促進 作用的大尺寸和薄片化是未來矽片的發展趨勢。

光伏矽片大尺寸有助於提升矽片產能、降低單位投資和拉晶能耗，從而降低電池的非矽 成本。在 2017 年之前，矽片尺寸的最佳化空間有限，元件的外形尺寸較為固定。在 2017- 2018 年，邊距為 157.25mm、157.5mm、158mm 和 158.75mm 的尺寸接連出現。2019 年 5 月，隆基股份公佈了 166mm（M6）尺寸的矽片，其矽片面積為 27412 平方毫米， 比當前常規產品 M2（156.75mm）大 12.20%。M6 尺寸是現有裝置所能升級到的最大尺 寸，在矽片端有著較高的價效比。當前 M6 元件已經在第三批領跑者專案中得到了應用。 2019 年 8 月，中環股份釋出了 210mm（G12）尺寸矽片，對矽片的邊界再次進行了突 破，該矽片面積達到了 44092 平方毫米，比 M2 大 80.5%。相比於 M6 矽片，G12 矽片的元件功率高出了 100W，大幅降低了下游支架、線纜及逆變器的單瓦成本。但較大的 尺寸也對矽片和電池的良率帶來了一定的挑戰，另外在電池的製作環節以及元件的安裝 環節，也均因 G12 的大尺寸而受到了一定的影響。

2020 年 6 月，阿特斯、江蘇潤陽悅達、江蘇中宇、晶澳、晶科、隆基和潞安等 7 家光伏 企業聯合釋出了《關於建立光伏行業標準尺寸的聯合倡議》，建議建立矽片尺寸為 182mm*182mm（M10）的行業標準，並倡導行業標準組織將該尺寸納入標準規範檔案。 而隨後在 11 月，天合光能、東方日升、阿特斯、環晟、通威、潤陽、中環和上機數控等 8 家企業則釋出了《關於推進光伏行業 210mm 矽片及元件尺寸標準化的聯合倡議》，建 議在 210-220mm 尺寸範圍內，選擇 SEMI 標準中確定的矽片尺寸，即將 210+/-0.25mm 作為唯一尺寸，同時依照該矽片尺寸修訂SEMI以及光伏行業協會已有的元件尺寸標準。

根據 CPIA 預測，166mm 尺寸市佔率將在 2021 年達到最大，182mm 和 210mm 二 者市佔率合計或將佔據半壁江山，此後成為市場主流。2020 年市場上矽片尺寸種類多樣， 包括 156.75mm、157mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm 等，且各佔有一定 的市場份額。其中，158.75mm 和 166mm 尺寸合計佔比達到 77.8%，158.75mm 是現 有電池生產線最易升級的方案，而 166mm 是現有電池產線可升級的最大尺寸方案，因 此將是近 2-3 年的過渡尺寸；156.75mm 尺寸（包括 157mm）由 2019 年的主流尺寸下 降為 17.7%，預計在 2022 年左右被淘汰；2020 年，182mm 和 210mm 尺寸合計佔比約 4.5%，但在 2021 年其佔比將快速擴大，或將佔據半壁江山，且呈持續擴大趨勢。

當前，天合光能和環晟已於 2020 年上半年生產出了 G12 矽片。下半年晶科能源、隆基 股份和晶澳科技也相繼產出了 M10 元件。然而受到認證、運輸、玻璃產能、配套裝置等 影響，大尺寸元件的產出無法快速提升。預計 2021 年矽片的市場份額會以 M6 尺寸為 主，2022-2023 年會以 M10 尺寸為主，到 2024-2025 年會以 G12 尺寸為主。

矽片的大尺寸化不僅為矽片裝置，也為電池和元件裝置帶來了更新需求。其中，在矽片 的長晶環節，現存的 G1 和 M6 單晶爐需透過零部件改造，即換大的熱場來適配 M10。 而若要生產 G12 矽片，則需進行裝置的更新。對於 PERC 電池片而言，其生產裝置，如 擴散爐、PECVD 裝置、絲網印刷裝置及分選機等無法相容 210mm 尺寸，因此需要進行 裝置的更新。對於元件環節而言，其核心裝置串焊機和層壓機均無法相容 210mm 尺寸， 也需對裝置進行更新。未來隨著大矽片時代的到來，光伏中下游產業鏈將發生大規模的 裝置更新及存量替換需求。

另外，薄片化有利於降低矽耗和矽片成本，矽片厚度越薄，單瓦的矽耗越低。目前矽片 切片技術已完全能滿足薄片化的需要，但矽片厚度還要滿足下游電池片、元件製造端的 需求，因為矽片厚度會對電池片的自動化、良率以及轉換效率產生影響。2020 年，多晶 矽片平均厚度為 180μm，P 型單晶矽片平均厚度在 175μm 左右，N 型矽片平均厚度為 168μm，較 2019 年基本持平。目前，用於 TOPCon 電池的 N 型矽片平均厚度為 175μm， 用於異質結電池的矽片厚度約 150μm，用於 IBC 電池的矽片厚度約 130μm。隨著矽片 尺寸的增大，矽片厚度下降速度將減緩。

3.2.4 矽片裝置市場空間測算：2021 年全球單晶矽片裝置總空間為 203.98 億元

根據 CPIA 的預計，2020 年全球光伏新增裝機量將達 130GW，同比提升 13.14%。在樂 觀情況下，預計 2021 全球光伏新增裝機量為 170GW，同比增長約 30%。因此，假設自 2021-2023 年，光伏新增裝機量年增長率為 30%，在此基礎上，我們預計 2021-2023 年全球矽片裝置空間為 214.72、257.30 和 362.28 億元。

矽片產能利用率：2019 年全球新增裝機量為 114.9GW，矽片產能為 185.3GW，因 此產能利用率為 62%。

單晶矽片滲透率：根據《中國光伏產業發展路線圖（2020 版）》，2020 年我國單晶 矽片（P 型+N 型）市場佔比為 90.2%，2021 年預計單晶矽片市佔率為 97%，2023 年為 98%，因此假設 2021-2023 年單晶矽片滲透率為 97%、97.5%和 98%

G12 的新增滲透率：假設從 2021 到 2023 年，每年產能缺口中有 20%、30%、40% 是 G12 矽片的擴產規模。

G12 替換比例：透過 CPIA 得知，在 2020、2021 和 2023 年，G12 的市場佔比為 2%、22%、42%，假設 2022 年為 32%，透過倒推計算 G12 替換比例。

非 G12 單晶矽片單位投資成本：隆基股份在 2020 年 4 月釋出了《公開發行可轉換 公司債券申請檔案反饋意見的回覆》，其中銀川年產 15GW 的單晶矽棒、矽片專案 的生產裝置和工具器具的購置費用達 36.35 億元，由此得出單 GW 的裝置和工具器 具費用為 2.42 億元。假設自 2021-2023 年，投資成本每年下降 5%。

G12 單晶矽片單位投資成本：京運通在 2020 年 6 月釋出了《2020 年度非公開發行 A 股股票募集資金使用的可行性分析報告》，其中烏海 10GW 高效單晶矽棒專案的裝置購置費為 18.05 萬，由此得出單 GW 裝置價值為 1.8 萬元。假設自 2021-2023 年，投資成本每年下降 5%。

3.3 電池片：異質結降本增效提升裝置需求新空間

2020 年，全國電池片產量約為 134.8GW，同比增長 22.2%。國內排名前五企業產量 佔國內電池片總產量的 53.2%，其中前 4 家企業產量超過 10GW。

從生產佈局來看，2019 年的電池片產能仍然集中在亞洲地區，產能約為 208.3GW，佔 全球的 98.8%，亞洲產能主要集中在中國大陸地區，達 163.9GW，佔全球總產能的 77.7%。 而在產量方面，中國大陸地區產量為 108.6GW，同比增長 27.8%，佔全球總產量的 77.5%。 在光伏電池片產能產量環節，我國的龍頭地位得以進一步確認。

從我國的出口區域來看，2019 年亞洲是我國電池片的主要出口區域，佔 81%，其中主 要原因在於下游元件產能相對集中在亞洲區域。此外，隨著 2017 年 Solar World 的破 產，歐洲地區電池片產能相對較低，較為依賴我國進口。而美洲地區雖然只有美國有少 量電池片產能，但美國受到關稅等原因的限制，僅有少部分電池片從中國大陸進口（3%）。

從主要出口國家來看，2019 年我國對前十大市場電池片出口額約 12.5 億元，佔電池 片總出口額的 85%。其中，對韓國、越南、印度和土耳其的電池片出口額超過 1 億美 元，約佔電池片出口總額的 2/3。2019 年，韓國成為了我國最大的電池片出口國，出口 額約 4.43 億美元，同比增長 1.8 倍，出口量約 3GW。出口到越南的電池片總額為 2.04億美元，同比增長近 4 倍，出口量約 1.4GW。而印度的出口地位從首位降至第三位，出 口額為 1.67 億美元，同比下降了 21.6%，出口量為 1.2GW。 根據基體材料的不同，太陽能電池可以分為有機和無機太陽能電池，而無機太陽能電池 可分為晶體矽太陽能電池和薄膜太陽能電池。前者包括單晶矽和多晶矽太陽能電池，後 者包括非晶矽太陽能電池、碲化鎘太陽能電池以及銅銦鎵硒太陽能電池等。

從 20 世紀 70 年代中期開始，地面用太陽電池逐步進入商品化，晶體矽作為基本的電 池材料佔據著統治地位。從固體物理學角度出發，矽不是最理想的光伏材料，這主要是 因為矽是間接能帶半導體材料，其光吸收係數低。因此研究其他光伏材料成為了一種趨 勢。其中化合物薄膜電池如碲化鎘（CdTe）和銅銦硒（CuInSe2）被認為是兩種前景較為 光明的光伏材料，也取得了一定的研究進展，但距離大規模生產還有很長的一段路要走。

當前市場上以晶體矽太陽電池為主，主要包括單晶矽太陽電池和多晶矽太陽電池。在 2019 年，單晶矽電池的市場佔比首次超越了多晶矽電池。在晶體矽太陽電池中，存在 P 型電池和 N 型電池，P 型電池製作工藝簡單成本較低，是目前主流的單晶電池路線， 其中包括 PERC 電池等，而 N 型電池少子壽命大，電池效率可以做得更高，如 N-PERT 和 HJT 等。當前薄膜電池的技術還不夠成熟，尚無法大面積普及該技術。

3.3.1 晶矽太陽電池演變歷史：PERC 電池為當下主流，未來異質結電池將持續發力

電池片環節的主要核心是提升光電轉換效率，目前影響晶體矽電池轉換效率的原因主要 來自光學損失以及電學損失。其中包括減小入射光源照在電池片表面後的反射、儘可能 讓光源在電池片內留駐更長時間以及降低電阻損耗等。總體來看，當前晶矽電池經歷了 三大平臺級技術。

先是最初的鋁背場 BSF 電池，在 2015 年之前，它是最主流的電池， 市佔率超過了 90%。隨後透過改進形成了鈍化發射極與背面接觸 PERC 電池，與鋁背 場電池相比，其只新增了兩道工序，分別為背面沉積鈍化膜和背面開槽。

當前，隨著異 質結 HJT 電池技術的發展，晶矽電池迎來了第三次技術革命。2020 年，我國新建量產 線仍以 PERC 電池產線為主，佔比達 86.4%，較 2019 年的 65%提升了 21.4 個百分點。 隨著國內戶用專案的產品需求開始轉向高效產品，原本對常規多晶產品需求較高的印度、 巴西等海外市場也因疫情導致需求量減弱，2020 年常規電池片（BSF 電池）市場佔比 下降至 8.8%，較 2019 年下降了 22.7 個百分點。N 型電池（主要包括異質結電池和 TOPCon 電池）成本相對較高，量產規模仍較少，目前市場佔比約為 3.5%，較 2019 年小幅提升。當前主流的 PERC 電池的生產環節主要為清洗制絨、擴散制結、刻蝕、制 備減反射膜、開槽、絲網印刷、燒結和測試分選。

3.3.2 異質結電池的降本之路：裝置成本已降為 4.5 億元/GW，材料降本在於降銀耗

未來若 HJT 電池的價效比高於 PERC 電池和 TOPCon 電池，則將帶來 HJT 技術路線 的快速發展，又因 HJT 與傳統裝置不相容，因此 HJT 路線的爆發必將帶來一場大規模 的裝置更新需求。當前，異質結電池產能受限的主要原因在於，相對於其他路線而言，異質結電池生產成本較高，因此還不具有太高的價效比。在 HJT 電池片生產過程中，可 分為四個處理步驟：清洗制絨、非晶矽薄膜沉積、製備 TCO 薄膜和電極金屬化。因此 HJT 的降本之路可以從裝置和材料入手。

3.3.3 光伏電池片裝置市場空間測算：2021 年全球電池片裝置總空間為 194.67 億元 根據 CPIA 的預計，2020 年全球光伏新增裝機量將達 130GW，在樂觀情況下，預計 2021 全球光伏新增裝機量為 170GW。類比於矽片裝置空間測算，假設自 2021-2023 年，光 伏新增裝機量年增長率為 30%，在此基礎上，我們預計 2021-2023 年全球電池片裝置 空間為 194.67、197.35 和 239.44 億元。

晶矽電池片產能利用率：2019 年全球新增裝機量為 114.9GW，電池片產能為 210.9GW，因此產能利用率為 54.5%。

TOPCon、HJT 以及 PERC 電池片市場佔比：均根據 CPIA 釋出的《中國光伏產業 發展路線圖（2019 版）》和《中國光伏產業發展路線圖（2020 版）》得出。

TOPCon、HJT 以及 PERC 電池片單位裝置投資額：2020 年 TOPCon 和 HJT 以及 2020-2023 年 PERC 電池片單位裝置投資額根據《中國光伏產業發展路線圖（2020 版）》得出，其中 2020 年 TOPCon 電池線裝置投資成本約 27 萬元/MW，異質結電 池裝置投資成本 45-55 萬元/MW，取平均值 50 萬元/MW。2020-2023 年 PERC 產 線的投資成本為 22.5、20.5、19.5 以及 18.5 萬元/MW。假設自 2021-2023 年， TOPCon 和 HJT 電池片單位裝置投資額以每年 0.3 和 0.5 萬元/MW 的速度下降。

3.4 元件：多主柵半片技術發展迅猛，疊瓦技術降本為主

2020 年，全國元件產量達到 124.6GW，同比增長 26.4%，以晶矽元件為主。國內排 名前五企業產量佔國內元件總產量的 55.1%，其中前三家企業產量超過 10GW。2019 年，晶矽元件的市場佔比達 95.6%，薄膜元件的市場佔比為 4.4%。從產能佈局來看， 2019 年亞洲地區的產能約佔全球總產能的 95.1%，同比上升 1.7 個百分點。其中中國大 陸地區的產能佔比達 69.2%。

2020 年，我國元件出口主要國家排名前五的分別為荷蘭、越南、日本、巴西和澳大利 亞，佔比為 17.4%、14.4%、9.1%、6.0%和 5.8%。其中多數傳統市場依然保持活力不減，部分市場受疫情影響有所下降，如印度、墨西哥和烏克蘭等。而智利受益於多 個大型電站開標拉動了市場需求，使其成為了我國出口前十國家。

在 2019 年，元件產能和產量排名前五的企業分別為晶科能源、晶澳科技、韓華 Q-Cells、 阿特斯和隆基股份，除了韓華 Q-Cells，其餘四家均為中國企業。

3.4.1 元件製作流程：電學最佳化為降本主要方向

由於單片太陽電池輸出電壓較低，加之未封裝的電池由於受環境影響電極較易脫落，因 此必須將一定數量的單片電池採用串並聯的方式密封成光伏元件，以避免電池電極和互 連線受到腐蝕。光伏元件由太陽能電池片或由鐳射切割機/鋼線切割機切割開的不同規格 的太陽能電池組合在一起構成，透過將電池片加以串聯獲得高電壓，加以並聯獲得高電 流，再透過二極體（防止電流回輸）來輸出電壓電流。元件的生產流程包括以下 10 個步驟，分別為電池測試、正面焊接、背面串接、層壓敷設、元件層壓、修邊、裝框、焊接接線盒、高壓測試和元件測試。

元件環節主要是透過提高輸出效率來降低成本，其中包括三個方向：光學最佳化（如使用 透光性更高的鍍膜玻璃、反射性更強的背板）、電學最佳化（如使用多主柵、半片及疊瓦技 術）和結構最佳化（如採用無框及雙面玻璃等結構）。當前，電學最佳化是元件環節降本的主 要方向。

3.4.2 光伏元件裝置領域的發展趨勢：多主柵、半片和疊瓦元件份額將趨於上升

1）多主柵元件市場份額趨於上升

多主柵技術透過增加電池片上主柵數量，大幅降低了主柵的寬度，從而降低了銀漿使用 量。而主柵寬度的降低也減少了對受光區域的遮擋，提升了受光面積。此外，多主柵技 術還能使電池片的電阻和電流分佈更加均勻，降低了阻抗損失，也降低了隱裂和斷柵等 負面影響。以 5 主柵電池元件為例，其主柵寬度為 1mm，而多主柵電池元件的主柵可窄 至 0.1mm，可大幅降低銀漿耗量。隨著工藝技術的最佳化和裝置更新，多主柵電池元件的

據 TaiyangNews 公開資料，電池片數量和主柵數量均會影響元件功率。對於泰興中智 而言，在電池片尺寸和數量一定的情況下，9 主柵元件的功率為 345W，高於 5 主柵元件 功率。對於東方日升和 REC 而言，在電池片尺寸和主柵數一定的情況下，電池片數量較 高的元件，其功率也較高。而因為元件效率取決於元件功率和元件面積，隨著電池片數 量的增多，元件效率和麵積均得以增加，因此電池片數量與轉換效率沒有明顯的正負相 關關係。因此提高元件效率可從提高主柵數量入手。

在不影響電池遮光面積及串聯工藝的前提下，提高主柵數目有利於縮短電池片內電流橫向收集路徑，同時減少電池功率損失，提高電池應力分佈的均勻性以降低碎片率，提高 導電性。2020 年，隨著主流電池片尺寸增大，9 主柵及以上技術成為市場主流，相較 2019 年上升 46.1 個百分點至 66.2%，預計到 2030 年，9 主柵及以上電池片市場佔有率將持 續增加。其他主柵技術包括 MWT、無主柵、IBC 等。

2）半片和疊瓦元件市場佔有率趨於上升

半片技術是透過使用鐳射切割法，沿著垂直於電池主柵線的方向，將標準規格電池片切 成相同的兩個半片電池片後進行焊接串聯的技術。這樣做可以在不改變電壓的情況下降 低電池元件內部電流，從而降低焊帶或導電膠的功率損耗。此外，半片技術也可在提高 電池元件功率的同時減少使用過程中產生的熱斑效應。

疊瓦技術則透過最佳化元件結構，減少了元件的內部損耗，從而提高了元件的輸出功率。 該技術是將電池片切片後，按照疊瓦的設計將一個切片電池的邊緣覆蓋在另一個切片的 邊緣上，這樣可讓前後兩片電池無間隙，一方面充分利用了元件上有限的受光面積，輸 出更高的功率，另一方面也使得封裝過程中功率損失最小，有效降低了反向電流所產生 的熱斑效應的影響，具有良好的可靠性。疊瓦電池元件原本主要面向日本等市場，使用 導電膠作為連線，因此其成本也較高。

2020 年，半片元件市場佔比反超全片元件，佔據了主要的市場份額，佔比達 71%，同 比增加 50.1 個百分點。由於半片或更小片電池片的元件封裝方式可提升元件功率，預 計未來其所佔市場份額會持續增大。相較疊瓦元件而言，半片在技術上更易控制，裝置 投資門檻也較低，因此隨著不少廠商匯入半片電池元件，該技術將很快成為主流產品之 一。且半片或更小片電池元件滲透率的提升也將帶動鐳射劃片機和串焊裝置需求的提升。 而疊瓦電池元件則因技術難度較大，資金門檻較高，因此在短期內難以形成規模。

但根 據 CPIA 預測，從長遠視角來看，儘管疊瓦技術發展速度較多主柵和半片技術慢，但市 場份額仍會逐年增長至穩定水平。 根據 2021 年 1 月東方日升釋出的《創業板向不特定物件發行可轉換公司債券募集說明 書》的披露，當前相同裝機容量的疊瓦元件所需的裝置投資大約為 1.32 億元/GW，遠 高於常規元件的裝置投資。其中劃片機和疊瓦串焊機為新增工藝，排版機和匯流焊機為 調整工藝。在所有裝置投資中，價值量較大的有疊瓦串焊機的 0.38 億元/GW 和串焊機 0.19 億元/GW。在疊瓦元件產線中，金辰股份可實現多道工藝，幾乎覆蓋全產線。

3.4.3 光伏元件裝置市場空間測算：2021-2023 年全球元件裝置總空間為 194.03 億 元

根據 CPIA 的預計，2020 年全球光伏新增裝機量將達 130GW，在樂觀情況下，預計 2021 全球光伏新增裝機量為 170GW。類比於矽片和電池片裝置空間測算，假設自 2021-2023 年，光伏新增裝機量年增長率為 30%，在此基礎上，我們預計 2021-2023 年全球元件 裝置空間為 52.25、62.66 和 79.12 億元，三年元件空間可達 194.03 億元。

元件產能利用率：2019 年全球新增裝機量為 114.9GW，元件產能為 218.7GW，因 此產能利用率為 52.5%。

疊瓦元件市場佔比：根據 CPIA 釋出的《中國光伏產業發展路線圖（2019 版）》和 《中國光伏產業發展路線圖（2020 版）》得出。

疊瓦元件單位投資成本：東方日升在 2021 年 1 月釋出了《創業板向不特定物件發 行可轉換公司債券募集說明書》，其中在東方日升新能源股份有限公司年產 2.5GW 高效太陽能電池中披露了元件生產裝置投資成本約為 1.32 億元/GW，並公佈了各產 線的投資額，其中劃片機、疊瓦串焊機、串焊機、排版機、匯流焊機、層壓機和自 動化的投資額佔比分別為 8.50%、29.13%、14.56%、3.28%、7.28%、16.02%和 16.69%。假設 2021-2023 年，元件裝置的投資成本將每年下降 5%。

非疊瓦元件單位投資成本：根據《中國光伏產業發展路線圖（2020 版）》，2020 年 元件裝置投資額為 6.3 萬元/MW，在 2021-2023 年，投資額預計將達到 6.0、5.8 和 5.6 萬元/MW。橫店東磁在 2016 年 1 月釋出的《年產 500MW 高效單晶電池片和 500MW 高效元件專案可行性研究報告》中披露，在元件裝置成本中，自動串焊機、 自動排版機、雙腔層壓機裝置的投資額佔比分別為 19.15%、5.24%和 11.78%。

四、重點企業分析（詳見報告原文）

捷佳偉創：光伏電池片裝置龍頭，HJT 整線供應即將實現。

邁為股份：光伏絲印裝置龍頭，HJT 裝置佈局領先。

晶盛機電：單晶生長爐裝置龍頭，深度繫結中環股份。

帝爾鐳射：光伏鐳射裝置龍頭，多點佈局電池技術路徑。

金辰股份：光伏元件裝置龍頭，佈局電池領域開拓成長空間。

風險提示

光伏裝機量不及預期。若下游光伏裝機量不達預期，則會影響光伏產業鏈各環節的需求，從而減少光伏裝置的訂單數量。

HJT 裝置產業化不及預期。當前影響 HJT 產業化的主要原因在於 HJT 成本較高。若後期 HJT 成本下降情況不及預期，則將影響該技術路線的發展。

裝置廠商競爭加劇。未來若光伏裝置行業有更多的新競爭者加入，則可能會影響當前廠商的市佔率水平，從而影響這些廠商的盈利水平。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關資訊，請參閱報告原文。）