光伏設備行業深度報告：碳中和背景下光伏設備行業投資邏輯梳理

1“碳中和”疊加發電成本大幅下降，全球光伏裝機容量有望快速增加

1.1“碳中和”已成共識，主要大國均已設立目標時間點

國外大部分國家和地區也已提出或確立“碳中和”目標。在氣候雄心峰會上，除中國外全球另有70多個國家首腦做出聲明，其中涉及45份新的和加強的《巴黎協定》國家自主貢獻、24份凈零排放承諾，以及20個新的適應和復原力計劃。2021年2月，美國正式重返《巴黎協定》。8月10日，美國參議院通過縮減版的5,500億美元基建法案，主要聚焦道路、橋梁、貨運鐵路等傳統基礎設施。

電力基礎設施更新類別支出規模約600億美元，且主要涉及輸配電網絡、碳捕獲以及氫能源等項目。隨后，美國參議院批準3.5萬億美元預算決議。其中，能源和自然資源、環境與公共事務兩大類別的支出規模分別約1,980億美元和670億美元，涉及清潔電力、電氣化補貼、太陽能和氣候友好型技術發展以及清潔能源制造和汽車供應鏈技術融資等項目。歐洲方面，今年5月，歐洲議會已批準《歐洲氣候法案》，根據該法案，2030年歐盟溫室氣體凈排放量相比1990年至少減少55％；2050年前，歐盟各成員國將實現氣候中和。

截至2021年6月，根據英國Energy&ClimateIntelligenceUnit組織統計的全球凈零排放跟蹤表，全球已有超過130個國家和地區提出了“零碳”或“碳中和”的氣候目標，包括：已實現碳中和的2個國家、已立法的6個國家和歐盟、處于立法中狀態的5個國家。另外，有20個國家發布了正式的政策宣示。提出目標但尚處于討論過程中的國家和地區有近100個。

1.2能源活動是碳排放主要來源，電力部門排放占比高

能源活動是全球溫室氣體排放的主要源頭。根據世界資源研究所(WRI)數據，2017年能源活動排放量占全球溫室氣體總排放量的比例高達73%。其次是農業活動，排放比例為11.8%。土地利用變化和林業排放占比6.4%，工業生產過程排放占比5.7%，廢棄物處理排放占比3.2%。而在能源排放活動中，電力和熱力部門溫室氣體排放占比最高，為30.4%。

與全球相比，我國能源活動、電力熱力行業碳排放占比更高。而與全球相比，我國能源活動碳排放占比則更高，為85.2%。其中主要原因在于我國的電力和熱力行業碳排放占比更高，為41.6%，這與我國的以火電為主的發電結構密切相關。此外，我國的工業生產過程排放占比為9.7%，也明顯高于全球，而建筑、交通及農業部門的碳排放占比則交通運輸排放占比則較低。

火力發電為主是電力熱力碳排放較高的主要原因。從全球范圍看，以燃燒煤炭等化石燃料為主的火力發電雖然近年來的發電量占比有所下降，但仍是最主要的發電方式，2020年火力發電量占全球發電總量的比例仍高達59.9%。而水力發電由于受地理條件約束，近年來發電量占比基本維持在18%左右。核能發電則由于安全等原因近年來裝機建設放緩，發電量占比持續下降，2020年約11.5%。風力發電和太陽能發電雖然近年來發電量占比持續提升，但目前占比仍較低，2020年發電量占比分別僅為6.8%和3.6%。

我國由于煤炭資源豐富，因此火力發電量占比更高。而與全球相比，我國由于煤炭資源十分豐富，因此火力發電占總發電量的比例更高，2020年仍有70.7%的電量由火力發電方式提供。水力發電同樣由于地理條件約束，近年來發電量占比基本維持在16%左右。而風力發電、核能發電以及太陽能發電的占比則持續提升，2020年發電量占比分別為6.2%、4.9%和1.9%。但與全球相比，我國風電和太陽能發電的比例仍較低。因此，未來我國碳中和目標的實現，必須大幅提高風電和太陽能發電在我國發電結構中的比重。

1.3發電成本大幅下降疊加應用場景豐富，全球光伏裝機容量有望快速增加

發電成本快速下降推動光伏發電進入“平價時代”。從發電成本角度看，根據國際可再生能源署(IRENA)的統計，自2010-2020的十年時間里，在生產成本大幅下降和技術快速進步驅動下，全球光伏發電加權平均LCOE(平準化度電成本)已從38.1美分/kWh下降至5.7美分/kWh，降幅高達85.0%。而同期水力發電LCOE則上升至4.4美分/kWh，海上風電、陸上風電、光熱發電、以及生物質發電LCOE則分別下降48.1%、56.2%、68.2%、0%，均小于光伏發電的LCOE降幅。2021年4月，沙特的AlShuaibu600MW光伏項目，更是將全球光伏發電的最低中標價記錄刷新至1.04美分/kWh。6月16日，在四川甘孜州正斗一期200MW光伏招標項目中，國家電投集團四川電力有限公司也將國內光伏電站上網電價最低記錄刷新至0.1476元/kWh。

與此同時，隨著光伏發電系統轉換效率和發電功率的持續提升，光伏發電LCOE仍有很大的下降空間。預計到2022年，全球光伏發電加權平均LCOE將再下降29.8%至4.0美分/kWh。而光熱發電LCOE則下降至7.6美分/kWh，陸上風電LCOE回升至4.3美分/kWh，海上風電維持8.4美分/kWh。光伏發電成本的持續大幅下降不僅將推動光伏發電具備相比于火力發電更大的成本優勢，也將使得光伏發電成為全球最便宜的可再生能源發電方式。

相比其他可再生能源發電，光伏發電應用場景更加豐富。除了發電成本下降速度更快以外，相比風力發電等其他清潔能源，光伏發電的應用場景也更加豐富，包括地面電站、分布式光伏以及BIPV等多種應用場景。一、地面電站。主要適合在荒地、沙漠等不適宜居住和工業生產的區域，通過建設大功率集中式地面電站，通過電網向外輸送電力。二、分布式光伏。包括工商業和戶用兩類。分布式光伏可以在滿足自用的條件下，對外輸出電力。三、光伏建筑一體化(BIPV)。當前的分布式光伏主要以屋頂為主，而隨著光伏和建筑技術的融合，未來建筑物的側面外墻也可以安裝光電幕墻來進行發電。6月24日，我國能源局正式下發《關于報送整縣(市、區)屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，BIPV和分布式光伏的應用場景迎來政策的鼓勵和支持。

綜上所述，我們認為，在全球越來越多的國家加入碳中和的一致共識下，風力發電、光伏發電等可再生能源在電力結構中的比重有望快速提升。而其中，由于光伏發電成本的持續大幅下降、以及地面電站、分布式光伏、BIPV等應用場景的不斷拓寬，未來全球光伏發電的裝機容量有望持續快速增加。根據中國光伏行業協會(CPIA)的預測，保守情況下2025年我國新增光伏裝機容量將達到90GW，相比2020年48.2GW，復合增速為13.3%。而2025年全球新增光伏裝機容量為270GW，相比2020年130GW，復合增速為15.7%。在而樂觀情況下，2025年我國新增光伏裝機容量將達到110GW，相比2020年復合增速將達到17.9%。全球新增光伏裝機容量將達到330GW，相比2020年的復合增速將達到20.5%。

1.4裝機增加疊加技術進步推動產業鏈迎來設備投資高峰

縱觀整個光伏產業鏈，可大致分為多晶硅料、單晶硅棒和硅片、太陽能電池、太陽能組件以及光伏電站五個環節。其中，多晶硅料環節主要是將金屬硅通過改良西門子法或硅烷流化床法加工為多晶硅料，核心設備為還原爐。單晶硅棒和硅片環節主要是將多晶硅料通過長晶技術改變晶體結構、生成單晶硅棒，而后經過切片加工為單晶硅片，核心設備為單晶爐和切片機。

太陽能電池環節則是將單晶硅片通過清洗制絨、刻蝕、氣相沉積、印刷電極等工序加工為具備將太陽能轉換成電能的半導體器件，核心設備為PECVD(PlasmaEnhancedChemicalVaporDeposition，等離子體增強化學氣相沉積)設備。太陽能組件則是由若干塊電池片通過串并聯的方式組成，進而通過焊接、疊層、層壓等工序將玻璃、EVA膠膜、邊框等輔件進行組合，成為太陽能供電系統的發電單元。最后，光伏組件與逆變器、支架、接線盒等系統配件共同組成光伏發電系統，安裝在集中式電站或分布式光伏電站內。

光伏設備行業市場規模持續增長，增速受裝機需求影響呈現一定波動性。從光伏設備角度看，由于整個光伏產業仍處于快速發展階段，因此相關的生產技術和加工工藝的進步速度十分迅速，推動光伏設備持續不斷更新換代，行業銷售收入持續增長。但另一方面，由于前期光伏裝機需求受經濟增長、政策變化的影響較大，因此光伏設備行業的銷售收入增速也隨裝機需求和預期的變化呈現出一定的波動性。根據CPIA統計數據，全球光伏設備行業銷售收入從2013年的17.5億美元增長至2019年約50億美元，復合增長率為19.1%。與此同時，由于全球光伏產業鏈各個生產環節的主要生產地均在中國，所以中國光伏設備市場規模占全球的比重較高。2019年，我國光伏設備市場規模約為250億元，同比增長13.6%，占全球市場的比例高達71.4%。

光伏設備上市公司合同負債具備先導意義，增速亦隨下游裝機需求有所波動。另一方面，由于光伏設備的銷售方式多采用預付-生產-發貨-調試-確認的模式，因此上市公司合同負債的變化對營業收入變化具有一定的先導意義。通過選取光伏產業鏈各環節設備上市公司的合同負債來看，2018年由于我國新增光伏裝機容量大幅下滑，光伏設備公司合同負債增速也出現較大幅度下降，而隨著2019年光伏裝機恢復快速增長，設備公司合同負債增速也開始回升。截至2021年6月，這些設備公司合同負債金額已達113.12億元，相比2020年同期增長高達66.2%。

2硅片環節：硅片企業持續擴建產能，大尺寸推動存量設備更新升級

2.1傳統玩家、新進入者共同加碼，硅片產能快速增加

在全球光伏裝機有望快速增加的背景下，疊加硅片制造工藝逐漸成熟、技術外溢以及單位設備投資額的持續下降，硅片制造行業的進入壁壘不斷降低。因此，吸引了許多新玩家進入硅片制造行業。其中，主要包括以上機數控、京運通、高測股份等為代表的傳統硅片設備制造商，以及雙良節能、高晶太陽能、三一集團等新玩家。

與此同時，硅片行業壁壘下降和競爭加劇也推動隆基股份、中環股份等傳統專業化硅片制造商開始轉型，其中隆基選擇以縱向一體化為主要戰略，向下游電池、組件環節延伸，并成功躋身全球組件龍頭。而中環則主要通過進一步擴大生產規模，提高市場份額和規模效應，同時也逐漸布局組件環節。此外，原先主要產能以電池組件為主、只擁有少量硅片產能的一體化企業如天合光能、晶科能源、晶澳科技等也在加大對硅片制造環節的投資，以獲得更大的一體化優勢。因此，2021-2023年，預計全球硅片總產能將達到418.4、547.7、668.4GW，新增產能達171.0、129.3、120.7GW。

2.2降本增效驅動大尺寸硅片滲透率快速提升

對于光伏產業鏈而言，降本增效是整個產業鏈各個環節技術進步的根本驅動力。因此，與半導體晶圓發展歷程類似，太陽能硅片的尺寸也在不斷變大。而目前，大尺寸硅片主要是指G12和M10兩種規格的硅片。其中，G12硅片以2019年8月中環股份發布的“夸父”系列G12硅片為代表，其邊長為210mm，直徑295mm，面積44,096mm2，G12硅片面積相比M6硅片增大近60.8%。M10硅片則以2020年6月隆基、晶科、晶澳等七家光伏企業聯合發布的M10型號為代表，其面積相比M6硅片面積也增大近45.9%。

相比M6及以下尺寸硅片，M10和G12大尺寸硅片可以有效降低單位生產成本，并在加工成電池組件后擁有更高功率和轉換效率。以G12硅片為例：

G12硅片需要生產更大直徑的硅棒，而適當增加硅棒的直徑，可以在能耗增加較少的條件下提高硅片的面積，從而降低硅片的單瓦能耗成本。此外，在硅棒切割成硅片的切片環節中，大尺寸硅片意味著相同瓦數的硅片所需切割次數減少，從而相應降低切片單位成本。

另一方面，G12硅片所加工成的電池和組件擁有更高的功率和轉換效率，從而能有效降低光伏發電LCOE，提升電站IRR。根據中環股份測算，無論是P型還是N型組件，相比72片半片型的M6、G1和M2組件，60片半片型的G12組件均擁有更高的輸出功率和轉換效率。其中，PERC型組件的輸出功率高達580W，相比M6組件430W增幅高達34.9%，轉換效率也提高了0.8%。而未來將成為主流的N型組件的輸出功率更高達615W，相比M6規格的N型組件455W增幅為35.2%，轉換效率也提升至21.4%。

隨產能快速釋放和下游適配產品推出，大尺寸硅片滲透率將快速提升。根據CPIA的統計數據，2020年，由于G12和M10規格的大尺寸硅片推出時間尚短，各生產廠商的產能仍處于新建和改造中，因此全球市場上仍以M6及以下尺寸的硅片為主，其市場占比仍高達約80%。不過，隨著中環、隆基等傳統硅片龍頭公司以及上機數控、高景太陽能、江蘇美科等新進入者大幅增加大尺寸硅片產能，且下游廠商也不斷推出適配G12和M10硅片的電池及組件，未來G12和M10硅片的市場份額有望迅速提高。至2025年，預計G12和M10硅片的市場份額將分別提升至57%、23%，而M6及以下尺寸硅片的市場份額則將下降至僅20%。

2.3存量設備多數難兼容大尺寸硅片，亟需改造更新換代

由硅片生產過程可知，大尺寸硅片必然要求更大直徑的硅棒。而生產大尺寸硅棒則必須采用更大直徑的單晶爐和熱場系統。以京運通JD1400型單晶爐為例，該設備兼容28-32英寸熱場系統，最大熔料量500kg，可拉制10英寸及以下的晶體，用于M6及以下尺寸的硅片生產。而京運通最新的JD1600型單晶爐，該設備可使用30-40英寸的熱系統，最大熔料量1,000kg，可拉制12英寸或以下的單晶，可用于G12和M10硅片的生產線。

根據光伏見聞的統計數據，截至2020年10月，我國全市場存量單晶爐共有26,359臺，其中有9,326臺單晶爐為1200型及以下爐型，這些單晶爐由于受上爐腔直徑限制，只能生產M6及以下硅片。1400型和1450型單晶爐有11,297臺，占比約42.9%，這些單晶爐中有部分可以通過更換熱場的方式生產M10硅片，但同樣受爐腔體積限制，幾乎無法生產G12硅片。而目前可以生產最大尺寸為230mm的1600型爐型僅有5,736臺，占比僅21.8%。

為降低生產成本，硅片厚度也在不斷下降。以700mm長單晶硅棒為例，若硅片厚度為190μm，則可切割出約2,373片硅片，若硅片厚度為175μm，則可切割出約3,200片硅片，相當于單片硅片硅料用量下降了25.84%。2020年，多晶硅片的平均厚度為180μm，P型單晶硅片平均厚度在175μm左右，N型硅片平均厚度為168μm，較2019年基本持平。而到2025年，N型單晶硅片的厚度有望下降到約149μm，從而更進一步降低硅片的單位生產成本。

硅片大尺寸化和薄片化需對切片機進行升級換代。一方面，硅片平面尺寸的不斷增大和厚度的下降會增加生產過程中的碎片率。而為了降低碎片率、切割損耗、以及崩片、劃傷等影響轉換效率的問題，就必須采用更小直徑的金剛線等切割耗材，同時切片機的切割線速、智能化和自動化水平也需要進一步提高。從高測股份切片機迭代過程可以看出，切割線速已經從1,500m/min提升至最大2,400m/min。

綜上，在硅片大尺寸化和薄片化趨勢不斷加強，將推動硅片存量產能的更新換代需求。我們預計2021-2023年全球硅片存量設備更新產能將達10、30、60GW，疊加全球新增硅片產能171.0、129.3、120.7GW，全球硅片設備需求總產能將達到181.0、159.3、180.7GW。

目前，建設1GW單晶硅片產能一般需配置100臺10MW功率的單晶爐、2臺單晶截斷機、6臺單晶開方機、8臺磨倒一體機和16臺金剛線切片機，設備總價值量約2.2億元。其中，單晶爐、熱場等長晶設備價值最高，占比近60%，而切方設備(截斷機、開方機)、切片設備(切片機、金剛線)、分選機及其他設備的價值占比分別約為10%、17%和13%。我們預計2021-2023年單GW設備投資額將下降至2.1、2.1、2.0億元，則全球光伏硅片設備市場規模約為380.1、326.6、361.4億元。

2.4光伏硅片設備行業格局及廠商梳理

單晶硅片的生產工藝流程大致可分為拉晶、切方、切片以及清洗分選4個環節，所使用的設備包括單晶爐、截斷機、開方機、切片機以及分選機等。

1、拉晶環節：主要設備為單晶爐、熱場等，價值量占比60%，主要廠商包括晶盛機電、連城數控、京運通、北方華創、金博股份等。京運通，目前已經將生產的單晶爐以自供為主，而連城數控則是深度綁定隆基股份。因此，光伏硅片單晶爐設備行業呈現出晶盛機電一家獨大的局面，其也基本覆蓋了除隆基股份、京運通以外所有的硅片企業。而金博股份是目前國內最大的熱場生產企業。其他企業包括隆基股份（產品自用）、西安超碼（中天火箭子公司）、美蘭德、凱泊等。

2、切方環節：主要設備為截斷機、開方機以及磨倒一體機，價值量占比約10%；

3、切片環節：主要設備為切片機和金剛線，價值占比17%，切方和切片設備的主要廠商包括上機數控、高測股份、連城數控、美暢股份、晶盛機電、宇晶股份等。而隨著上機數控轉型硅片制造，其生產的切方和切片設備也以自用為主。高測股份與連城數控成為市場上切方、切片設備的主要提供商。

4、清洗分選環節：主要設備為分選機，其和自動化設備及其他設備價值占比13%：主要廠商包括奧特維、天準科技等。

3電池環節：N型電池技術逐漸成熟，新設備投資高峰即將來臨

3.1電池成為未來驅動光伏發電成本下降的主要動力

從整個光伏產業鏈的角度看，不斷降低生產成本、提高轉換效率，從而降低光伏LCOE，是驅動整個光伏產業鏈各環節技術進步的核心動力。然而，目前來看，硅料、硅片和組件環節的成本下降和技術進步的空間相對有限，未來降低LCOE的主要方式就是提高電池的轉換效率。因此，對于專業電池廠、一體化企業以及新進入者而言，能否在電池環節取得技術上的領先，將成為決定各個光伏企業能否取得在整個產業鏈上競爭優勢的關鍵。

未來電池轉換效率提升是降低光伏LCOE的主要方式。目前，硅料環節已經基本實現國產化，未來主要通過進一步降低能耗的方式降低生產成本。硅片則先是通過大規模應用金剛線切割技術完成多晶硅片向單晶硅片的迭代，未來主要的降本增效途徑即薄片化和大尺寸化。組件雖然有疊瓦、雙玻等新型組件出現，但對轉換效率和發電量增益的效果相對有限。而對轉換效率起關鍵作用的電池環節目前仍處于技術的快速變革中，當前主流的PERC電池量產轉換效率依然只有22.8%，未來仍有巨大的提升空間。

PERC電池效率繼續提升空間有限，未來需靠N型電池提升轉換效率。據德國哈梅林太陽能研究所(ISFH)的研究顯示，PERC、HJT、TOPCon電池的理論極限效率分別為24.5%、27.5%、28.7%。而近期隆基的研究亦顯示，HJT電池的理論轉換效率極限提高至28.5%，TOPCon電池理論轉換效率仍為28.7%。根據CPIA的統計數據顯示，2020年，PERC-P型單晶電池的平均量產轉換效率已經達到22.8%，繼續提升的空間有限。而TOPCon和HJT電池的轉換效率則仍有很大提升空間。預計到2025年，二者的量產轉換效率分別有望達到25.0%和25.2%，從而不斷拉開與PERC電池的差距。

從各家廠商的測試認證結果也可看出，TOPCon和異質結電池的轉換效率在不斷快速突破。1月7日，晶科能源宣布，經德國ISFH研究所認證，公司大面積N型單晶硅單結電池效率達到24.9%，創造新的世界紀錄。2月8日，鈞石能源宣布，經TUV北德公司權威檢測認證，公司異質結電池量產產品最高轉換效率達25.2%。4月29日，隆基股份宣布，經德國ISFH研究所測試，公司N型TOPCon電池轉換效率達25.09％。5月31日，經NIM認證，晶科能源大面積N型單晶硅單結電池效率達到25.25%。

6月1日，隆基電池研發中心單晶雙面N型TOPCon電池研發實現高達25.21%轉換效率；商業化尺寸單晶雙面P型TOPCon電池效率實現25.02%的世界紀錄。商業化尺寸單晶HJT電池轉換效率達到創紀錄的25.26%。7月7日，經ISFH研究所認證，安徽華晟166尺寸單晶異質結電池轉換效率達到創紀錄的25.23%。7月12日，晶科能源宣布，經TUV萊茵實驗室驗證，公司高效組件最高轉換效率達到23.53%。8月3日，鉅能電力宣布，經TUV檢測認證，公司異質結電池量產線最高轉換效率達到25.31%。

在提升轉換效率的核心驅動下，N型電池市場比重有望快速提升。2020年，由于PERC電池仍具有最高的性價比，因此新建量產產線仍以PERC電池為主，其市場占比也進一步提升至86.4%。而BSF(鋁背場)電池市場占比則迅速下降22.7個百分點下降至8.8%。HJT和TOPCon等N型電池市場占比約為3.5%。而隨著N型電池技術的逐漸成熟和生產成本的下降，其性價比將逐步超越并拉大與PERC電池的差距。到2030年，TOPCon和HJT電池的市場占比將分別達約25%、31%，而PERC電池占比則將下降至約37%。

3.2TOPCon電池：可由PERC電池升級而成，更受傳統電池廠青睞

TOPCon電池的全稱為隧穿氧化層鈍化接觸電池(TunnelOxidePassivatedContact)，其是通過在電池背面制備一層超薄氧化硅，然后再沉積一層磷摻雜多晶硅薄層，二者共同形成了鈍化接觸結構。TOPCon電池實際上是TOPCon技術和N型PERT產線的結合。而N型PERT電池則為PERC技術的改進型，即在形成正面鈍化層的基礎上進行全面的擴散，以加強鈍化效果。因此，對于PERC產線而言，通過改造存量設備并增加硼擴散、TOPCon層沉積以及清洗3道工藝流程即可升級為TOPCon產線。

目前，TOPCon電池技術存在以下幾個難點尚未突破：

一、良率問題。相比于PERC電池，由于TOPCon電池需要在電池背面制備超薄氧化硅并沉積磷摻雜多晶硅薄層，因此，TOPCon電池的生產工藝多達11步。從而導致當前TOPCon電池產線的良率和稼動率均低于PERC產線。

三、TOPcon層沉積問題。目前，主流的TOPCon層沉積技術主要有LPCVD、PECVD和PVD三種技術路線，而每種技術路線均有較為明顯的優缺點，因此尚未明確何種技術路線將成為主流。

LPCVD全稱為低壓力化學氣相沉積法(LowPressureChemicalVaporDeposition)，其最初是由梅耶格爾公司(MB)研發，該技術優點在于工藝成熟、控制簡單容易，但難于鍍膜速度慢，同時存在原位摻雜、有繞鍍、石英件沉積嚴重等問題。

PECVD全稱為等離子體增強化學氣相沉積法(PlasmaEnhancedChemicalVaporDeposition)。根據沉積腔室等離子源與樣品的關系、以及腔室的不同又可細分為微波PECVD、管式PECVD和板式PECVD，其代表廠商分別為梅耶格爾、捷佳偉創和理想能源。微波PECVD沉積速率高達100A/s，但目前沉積的氧化硅膜較厚，且維護成本比較高。管式PECVD和板式PECVD同樣可以實現原位摻雜和無繞鍍，但也存在含氫、維護成本高等問題。

PVD為物理氣相沉積法(PhysicalVaporDeposition)。該技術路線由江蘇杰太光電提出，與PECVD一樣可以實現原位摻雜、無擾度和冷壁，但目前技術仍不夠成熟。

此外，TOPCon電池技術路線目前還面臨銀漿成本偏高、設備成本較高、背表面鈍化層存在金屬漿料燒穿和摻雜元素燒穿等問題。

提升良率和效率是提高TOPCon電池性價比的關鍵。針對上述問題，可以看出，提高TOPCon電池良率、優化TOPCon膜沉積工藝從而進一步提升電池轉換效率是未來TOPCon技術發展的主要方向。2020年10月，中來股份研發了其TOPCon2.0技術的生產工藝，其與江蘇杰太利用獨創的線性等離子源技術，共同開發了一套全新的POPAID技術(PlasmaOxidation&PlasmaAssistedInsitu-dopingDeposition，等離子氧化及等離子輔助原位摻雜技術）。通過該技術，可在POPAID設備中集成了現有TOPCon生產技術所需的管式高溫氧化爐、管式LPCVD爐，離子注入、繞鍍清洗等四臺設備實現的功能。不僅將電池生產工藝步驟減少到了9步，而且，電池產品的平均量產效率可達24%以上，相比其1.0技術提高0.5%。

TOPCon規劃產能超過50GW。雖然目前TOPCon技術仍存在硼擴散、TOPCon膜沉積等問題尚有待突破，但理論轉換效率高、設備投資額較低等顯著優勢，使其仍受到電池廠、一體化組件廠以及一些新玩家的關注。目前，全球前五大組件廠均已建立中試線，其中，隆基已規劃西咸15GW電池項目和寧夏樂葉5GW電池項目（一期3GW）。天合光能則在宿遷三期8GW電池項目中采用TOPCon工藝，并在鹽城16GW電池項目和宿遷二期10GW電池項目中預留了TOPCon接口。此外，通威股份也在其眉山2期和金堂1期共15GW的電池項目中預留了N型TOPCon設備升級的位置。

存量PERC電池產能巨大，未來有望改造為TOPCon電池。過去數年全球光伏電池產能迅速增加，2020年，全球光伏電池產能達249.4GW，相比2019年新增38.5GW，基本全為PERC電池產線，這些產能中大部分未來也都可以升級為TOPCon電池。另一方面，2020年全球光伏電池片產量約為163.4GW，其中PERC電池的占比高達86.4%，因此，我們可以推算出截至2020年底，全球PERC電池產能已超過140GW。未來，隨著TOPCon技術的成熟，這些產線中大部分也有望改造升級成TOPCon電池產線。

2023年TOPCon電池設備規模有望超80億元。綜合CPIA對全球光伏裝機容量的預測，假設2021-2023年全球光伏裝機量為170.0、225.0、270GW，容配比為1.27、1.28、1.30，電池片總產量為217.2、289.6、353.0GW，TOPCon電池滲透率為4.0%、7.0%、15.0%，產能利用率為53.0%、55.0%、55.0%。則2021-2023年全球TOPCon電池總產能將達到16.4、36.9、96.3GW，新增產能9.9、20.5、59.4GW。其中：

改造產線：2021-2023年，由PERC電池產線改造的TOPCon電池產能分別為0、5.0、30.0GW。且1GW電池設備的改造投資成本為0.60、0.58、0.55億元，對應TOPCon電池設備的市場規模為0、2.9、16.5億元。

新建產線：2021-2023年，新建TOPCon電池產能分別為9.9、15.5、29.4GW，單GW新建產線的設備投資額分別為2.5、2.3、2.2億元，則對應TOPCon電池新建產線設備的市場規模為24.7、35.6、64.7億元。

因此，根據我們測算，2021-2023年，TOPCon電池設備的市場總規模為24.7、38.5、81.2億元。

3.3HJT電池：下一代主流技術平臺，新舊玩家齊入場

HJT電池通常指HIT（HeterojunctionwithIntrinsicThin-layer）電池，全稱為晶體硅異質結太陽電池。該技術最早是由日本三洋公司于上世紀90年代進行研發，而后HIT電池的名稱也被三洋公司注冊，因此又被稱為HJT、HDT等。相比于PERC、TOPCon等同質結電池，HJT電池主要由雙側電極、雙面TCO層、雙面非晶硅層以及N型硅片組成。由于HJT電池中同時存在晶體和非晶體級別的硅，非晶硅的出現能更好地實現鈍化效果，從而帶來更高的開路電壓和轉換效率。

相比于PERC電池和TOPCon電池，HJT電池擁有以下幾個顯著優勢：

一、生產工序少。相比PERC和TOPCon電池多達9道以上的生產工序，HJT電池只需要經過清洗制絨、非晶硅薄膜沉積、TCO膜沉積和金屬化電極四道工序，生產工藝相對簡單。

二、發電量高。HJT異質結電池不僅擁有更高的轉換效率，同時其還具有雙面率高、衰減率低、無LID（光致衰減）、無PID（電勢誘導衰減）、無LeTID（光熱衰減）等優異性能。因此，在全生命周期中，HJT電池的發電量比PERC電池要高出15%~20%以上。

三、發展潛力大。通過與鈣鈦礦、疊層等材料和技術相結合，鈣鈦礦疊層異質結電池的轉換效率有望突破至30%以上。

生產成本過高為當前HJT電池大規模應用的主要限制。雖然HJT電池擁有諸多優勢，但目前其生產成本過高的問題仍未得到有效解決，導致其尚不具備相比于PERC電池的明顯性價比優勢。具體上說，其生產成本較高主要有以下兩個原因：

一、銀漿成本過高。HJT電池在生產過程中采用的是低溫工藝，必須使用低溫銀漿。而當前低溫銀漿只有陶氏杜邦、日本KE等公司可以生產，國內尚無公司擁有量產能力，導致低溫銀漿價格較高。與此同時，由于HJT是雙面電池，需要兩面都用正面銀漿，導致銀漿用量較高，以9BB和12BB網版結構的電池片為例，其銀漿的單片用量高達200mg以上。二者共同導致HJT電池的銀漿成本遠高于PERC電池。

二、設備投資成本較高。根據CPIA數據顯示，2020年，新投PERC電池線的生產設備基本已經全部實現國產化，推動PERC產線的設備投資成本已下降至2.3億元/GW，而TOPCon電池新建產線的設備投資成本約2.7億元/GW，略高于PERC電池；若由PERC產線升級而來，改造成本也僅有6000萬元/GW左右。然而，由于目前異質結電池的生產設備尚未完全實現國產化，因此2020年異質結電池產線的設備投資成本仍高達4.5-5.5億元/GW。

而未來，HJT電池主要將通過以下幾個方面降低單位生產成本，從而逐漸具備并拉開與PERC電池之間的性價比優勢：

一、通過降低銀漿用量和銀漿國產化來降低銀耗成本。首先，通過采用SMBB網版方案，降低電池的單片銀耗。2020年12月，邁為股份聯合安徽華晟發布SMBB技術(SUPERMBB)，其基于12BB技術通過提高串焊精度、降低主柵PAD點大小的方式，使得焊帶和細柵直接匯聯從而進一步降低主柵寬度。該方案可實現HJT銀耗從9BB的250mg/片降至140-60mg/片。其次，銀漿國產化以及銀包銅、銅電鍍等方案進一步降低銀耗。目前，以蘇州固锝、帝科股份、聚合股份為代表的國內銀漿企業已經展開對低溫銀漿的研發。7月，鋸能電力和蘇州固锝子公司蘇州晶銀合作開發的國產低溫銀漿已成功導入HJT電池的規模化量產。而帝科股份、邁為股份也對銀包銅、銅電鍍等技術展開研究，有望進一步將單片銀耗降低40%以上。

二、設備國產化與規模效應帶動單位設備投資額下降。目前，以邁為股份、金辰股份、鈞石能源、捷佳偉創等代表的國內廠商已開展對非晶硅薄膜沉積、TCO膜沉積等工藝核心設備的研發，并已有產品送至下游客戶進行中試或量產。隨著這些設備廠商對產品的不斷改進，將推動生產效率的提升和產品生產成本的下降，從而帶動HJT電池設備投資額的下降。

三、由于HJT電池生產采用的是低溫工藝，可以使用更薄的硅片而不會造成碎片率的提升和轉換效率的大量損失。因此，通過降低硅片的厚度可以降低電池生產中的硅片成本。此外，以高測股份、中環等硅片和硅片設備制造商也已開展半棒半片技術和相關設備的研發，通過應用該技術，可進一步降低HJT電池所用硅片的厚度，從而節省硅片成本。

四、微晶化處理進一步提高轉換效率，以及半棒半片技術的應用。邁為股份計劃于今年底推出其微晶設備，從而將HJT電池的量產效率推升至25%以上，從而降低HJT電池的單W成本。

五、降低靶材成本并提高轉換效率。目前TCO膜沉積主要采用的仍是PVD（磁控濺射法），其雖然設備和ITO靶材成本較低，但其對電池轉換效率有損傷。隨著RPD（反應等離子沉積法）設備及所使用的IWO靶材的國產化，有望實現在更低成本下提高電池的轉換效率。

根據我們測算，隨著硅片成本、銀漿價格和耗量、設備投資額的下降，以及電池轉換效率和良品率的進一步提升，預計到2023年，HJT電池的單位生產成本有望下降0.70元/W，與PERC電池持平。而由于HJT電池的高雙面率、低衰減帶來的發電量增益，HJT電池將具備較強的性價比優勢。

各公司HJT電池規劃產能合計已經超過100GW。鑒于HJT電池技術的迅速發展以及未來巨大的發展潛力，諸多公司已紛紛宣布進軍HJT電池行業。根據不完全統計，截至今年8月，各個公司規劃的HJT電池產能總和已經超過100GW。其中，通威、愛旭等傳統電池巨頭已經建立了MW級別的中試線，天合、隆基、阿特斯也已經擁有一定的技術儲備。此外，鑒于HJT電池技術有可能帶來彎道超車和能源轉型的巨大機遇，山煤集團、華潤電力、比太科技等行業新進入者的HJT電池產能規劃則更為激進。

2023年HJT電池設備規模有望超130億元。綜合CPIA對全球光伏裝機容量的預測，假設2021-2023年全球光伏裝機量為170.0、225.0、270GW，容配比為1.27、1.28、1.30，電池片總產量為217.2、289.6、353.0GW，HJT電池滲透率為2.0%、4.0%、9.5%，產能利用率為53.0%、55.0%、55.0%，則2021-2023年HJT總產能為8.2、21.1、61.0GW，新增產能3.8、12.9、39.9GW。假設1GW設備投資成本為4.5、4.0、3.5億元，則對應HJT設備的市場規模為17.2、51.5、139.7億元。對應2023年，清洗制絨設備、非晶硅薄膜設備、TCO膜沉積設備以及金屬電極化設備的市場規模分別為14.0、76.8、27.9、21.0億元。

3.4光伏電池設備核心制造商梳理

由于太陽能電池環節單位產線設備投資額高，且N型電池技術發展潛力巨大，因此吸引了國內外眾多廠家進入行業。其中，國內廠商包括拉普拉斯、邁為股份、捷佳偉創、理想能源、鈞石能源、江蘇微導、北方華創、江蘇杰太、金辰股份、中電48所等。國外廠商則包括AMAT、MB、日本住友、CT、SEMCO等。

而目前，具備HJT電池設備整線供應能力的國內廠商僅有邁為股份、捷佳偉創、鈞石能源三家。其中，邁為股份通過參股YAC獲取清洗制絨設備，而后三道工序所學設備均為自制。捷佳偉創則四道工序全部采用自制。鈞石能源（未上市）則是在制絨清晰和電極金屬化兩到工序采用OEM方式制造，而最核心的非晶硅薄膜沉積與TCO膜沉積則是自制設備。

邁為股份：光伏電池絲網印刷設備全球龍頭，通過參股YAC獲取異質結電池設備整線供應能力。所研發的HJT電池核心設備PECVD和PVD已供應安徽華晟，其首周試產最高電池效率達到24.39%。公司還以及獲得東方希望、金剛玻璃等企業的異質結電池設備訂單。

捷佳偉創：光伏電池設備傳統龍頭，具備光伏電池整線供應能力。公司多年深耕光伏電池設備領域，主要產品覆蓋制絨清洗、PECVD、擴散爐、刻蝕設備、自動化配套設備等光伏電池設備，具備電池設備整線供應能力。公司研發的PECVD、RPD/PVD、二合一TCO鍍膜設備（PAR）等設備均已送至客戶測試。此外，公司還在半導體濕法設備領域進行突破，槽式清洗設備已形成出貨。

4組件環節：行業集中度持續提升，龍頭密集擴產

4.1組件商核心競爭力：品牌、渠道和產品

相比硅片、電池等光伏產業鏈的上游環節，光伏組件的生產加工過程相對簡單，單位產銷的投資額也較低。但是，由于組件廠商直接面對終端裝機需求，因此除了組件產品的質量和性能以外，組件企業的品牌、渠道以及服務也是其企業競爭力的重要組成部分。

一、品牌：對于地面電站而言，由于其基本都采用的是融資方式建設以提高項目收益率，因此，能否在更短的時間內以更低的融資成本取得貸款就是電站投資商所關心的重要問題。而對于銀行等貸款機構而言，地面電站所采用的組件品牌就是其考慮的核心因素之一。因此，具有高融資價值的組件品牌無疑擁有更強的競爭力。分布式光伏同樣亦是如此。

二、渠道及服務：一方面，隨著全球越來越多的國家加入碳中和的行列，光伏組件的全球需求分布越來越廣泛。因此，能否實現銷售體系的全球布局，是決定組件廠渠道競爭力的重要因素。另一方面，由于組件的使用壽命長達數十年，一旦出現故障就需要及時維修，因此組件廠的服務能否快速響應并解決問題就十分重要。因此，組件廠商通常采取與當地經銷商合作的方式，當地經銷商不僅負責前期的組件銷售和安裝，而且能更快速提供物流、售后維修等服務。以晶科能源為例，其銷售體系已包含20多家物流中心、35多家服務中心，銷售網絡已覆蓋全球160多個國家。

三、成本優勢。一體化組件企業在成本優勢方面尤其突出。由于硅料和硅片環節行業集中度較高，因此硅料成本上漲一般都會推動硅片價格同步上漲，而一體化組件企業則可以通過自制硅片或提高自供比例，消化部分成本上漲的壓力。但其他組件廠商則必須面臨成本大幅上升的壓力，從而導致毛利率大幅下降。從各公司財務數據也可以看出，出貨量較大的一體化組件廠由于具備較為明顯的成本優勢，其毛利率普遍高于非一體化組件企業。

4.2馬太效應逐漸凸顯，龍頭開始加速擴產

因此，以隆基股份、晶科能源、天合光能、晶澳科技、阿特斯等為代表的一體化組件企業，憑借更強的品牌、融資價值、盈利能力以及更為全面的銷售網絡，市場份額呈現出不斷提升的趨勢。我們以出貨量占當年全球新增光伏裝機的比例進行測算，2020年，前五大組件廠合計出貨量為83.0GW，占全球新增光伏裝機容量的63.9%，而2018年前五大組件廠出貨量占比則僅為35.3%。前十大