單晶硅片行業產能進入快速擴張階段。我們統計單晶硅片行業 Top15 企業 2021 年底 總產能或將增至約 390GW，預計 2022 年底產能將進一步突破 600GW（+54% YoY），相 較 2022 年全球約 210GW 裝機（約 260GW 硅片）需求而言，名義產能將顯著過剩。在 新產能增量中，預計隆基、中環、晶科等傳統龍頭新擴產規模占比約 2/3，上機、高景、 京運通等新興硅片廠占比約 1/3，行業競爭將趨于激烈。

硅片龍頭紛紛簽訂硅料長單，以盡可能保障供應鏈安全和新產能開工率。在硅料供給 緊張、硅片持續擴產的情況下，硅片頭部企業基于供應鏈安全和保障開工率，紛紛與硅料 企業積極簽訂長單，目前硅料廠年產能已有近 6 成被硅片企業通過長單優先鎖定。尤其是 頭部硅片（或一體化）企業在采購談判上具備一定優勢，采購比例相對較高。

單晶硅片實際產能短期受硅料供應瓶頸抑制，硅片價格跟隨硅料上漲。盡管 2021 年 來單晶硅片名義產能持續快速提升，但由于硅料供給瓶頸限制，預計行業平均產能利用率 僅 6 成左右，具備供應鏈管控優勢的頭部企業開工率相對較高，行業實際有效單晶硅片產 能相對有限，供需格局處于平衡甚至略顯緊張狀態。因此，隨著硅料價格大幅攀升，單晶 硅片價格亦持續上漲 ， 目 前 G1/M6/M10/G12 硅片價格較年初漲幅已分別達 76%/78%/76%/66%。

硅料供應能力提升或將釋放硅片有效產能，硅片或面臨競爭加劇和盈利回落壓力。硅 料價格上漲前期，單晶硅片企業得益于價格跟漲，以及低價庫存紅利，仍維持在相對豐厚 毛利率。然而，隨著低價庫存逐步消耗，以及 2021Q3 中后期硅料價格進入急漲期，但硅 片價格受下游需求萎靡影響成本傳導通道逐步受阻，廠商毛利率迎來普遍回落。

我們預計， 2022H1 在硅料新增有效產能不多的情況下，硅片環節仍將面臨實際產能受限的情況，硅 片價格戰短期內仍將受到抑制；但隨著 2022H2 硅料供給壓力穩步緩解，硅片產能加速放 量的情況下，行業或將面臨更加激烈的價格競爭，同時在硅料價格下行階段疊加庫存減值 壓力，硅片企業超額利潤或將消除，盈利能力逐步觸底，行業毛利率有可能落至 20%以下。

M10/G12大硅片滲透率持續提升，預計 2021/22/25年大尺寸滲透率將達 50%/70%/90% 左右。大硅片有助于提升硅片產能、降低單位投資和能耗，攤薄非硅成本且提升組件功率， 根據中環股份的測算，210 比 166 在電站建設環節節約 12%的 BOS 成本。據 PVinfoLink 統計，2021H1 大尺寸的 M10、G12 產品提升至 30%左右，預計全年有望進一步提升至約 50%；其中，M10 產品由于技術成熟度和良率控制等優勢，成為多數組件企業起步導入大 尺寸產品的優先選擇，因此短期內 M10 滲透率提升快于 G12。

我們預計 2022 年 M10/G12 大尺寸硅片滲透率有望進一步提升至 70%左右。短期內大尺寸滲透率提升仍由 M10 尺寸主導，但中長期 G12 或將成為絕對主流。盡管目前已有設備廠商在準備 220-230mm 向下 兼容的設備方案，已應對未來尺寸進一步大型化，但考慮到近兩年 M10、G12 硅片產能集 中擴張，且良率、輔材、電站相關配套等多方面限制，預計短期內難以出現 182、210mm 以外更大尺寸硅片的推廣應用。

薄片化降本優勢明顯，發展有望提速。根據中環股份測算，硅片每減薄 10um，成本 原材料對應下降 2.5%，薄片化對于降本意義重要。目前 P/N 型單晶硅片主流厚度分別為 170μm 和 160μm，CPIA 預計到 2025 年將分別減薄至 140μm 和 130μm。

N 型電池具備高轉換效率優勢，滲透率有望持續提升。從目前技術發展來看，P 型 PERC 電池已經迫近效率天花板，降本速度也有所放緩。而 N 型電池效率天花板較高，電 池工藝和效率提升明顯加快，未來效率提升空間大，隨著國產化設備成本不斷降低，預計 將成為未來主流的電池技術路線。目前實現小規模量產（≥1GW）的新型電池主要包括 TOPCon、HJT 和 IBC 三種，HBC、疊層電池暫時處于實驗室研發階段。

針對 PERC、TOPCon 和 HJT 這幾種主流的技術路線，我們從效率、成本及工藝等 多個角度對比：

1） 從效率角度看：TOPCon 電池的極限理論效率達到 28.7%，高于 HJT 的 27.5% 和 PERC 的 24.5%。而從目前量產效率看，PERC 已經達到 23%附近，TOPCon 和 HJT 已經超過 24%，但距極限效率仍有一定差距，效率提升的空間更大；

2） 從工藝角度看：PERC 目前最成熟，TOPCon 需要在 PERC 產線上增加擴散、 刻蝕及沉積設備改造，成本增加幅度小；而 HJT 電池工藝最簡單、步驟最少（核 心工藝僅 4 步），但基本全部替換掉 PERC 產線，IBC 電池工藝最難最復雜，需 要是用離子注入工藝提供生產技術門檻；

3） 從成本角度看：PERC 產業化最快成本低，TOPCon 電池兼容性最高，可從 PERC/PERT 產線升級，IBC 次之，HJT 電池完全不兼容現有設備，需要新建產 線，HJT 單 GW 投資較 PERC 高 2.5 億元，較 TOPCon 高近 2 億元，仍有下降 空間。

TOPCon：延長 PERC 產線生命周期，未來 2-3 年性價比首選。國內近兩年來 PERC 新建產線預留 TOPCon 改造空間，目前擴產計劃也紛紛轉向 N 型技術產線建設。面對目 前巨大的 PERC 電池產能，TOPCon 和 PERC 電池技術和產線設備兼容性較強，以 PERC 產線現有設備改造為主，主要新增設備在非晶硅沉積的 LPCVD/PECVD 設備以及鍍膜設 備環節。

目前 PERC 電池產線單 GW 投資在 1.5-2.0 億元，而僅需 6000-8000 萬元即可改 造升級為 TOPCon 產線。在面臨大規模 PERC 產線設備資產折舊計提壓力下，改造為 TOPCon 拉長設備使用周期，降低沉沒風險，是未來 2-3 年極具性價比的路線。（報告來源：未來智庫）

量產效率提升明顯，產業化發展提速。TOPCon 作為高效晶硅電池發展方向之一，實 驗室屢次創下新高，產業化最高效率也突破 25%。從目前 TOPCon 量產情況看，平均量 產效率主要在 24%左右，最高效率達到 24.5%-25%，包括隆基股份(601012.SH)、通威股份(600438.SH)，中來股份(300393.SZ)等電池廠商，最新量產及規劃產能超 15GW。

我們預計到 2025 年 TOPCon 產能占比進一 步提升至 20%。2019 年開始新擴建的 PERC 產線都有兼容 TOPCon 升級空間，隨著 TOPCon 產業化加速，新增產能和存量設備更新打開市場空間，龍頭設備廠商將明顯受益。

1）雙面發電提升效率。HJT 雙 面對稱結構，發電量要超出單面電池 10%+，目前雙面率已經達到 95%，相比其他工藝路 線有明顯的發電增益優勢；

2）光衰減低+溫度系數低，穩定性強。HJT 電池通過良好的鍍 膜工藝來降低界面復合改善 TCO 層及 Ag 接觸性能。HJT 電池 10 年衰減小于 3%，25 年 僅下降 8%。且電池溫度系數小，能減少太陽光帶來的熱損失；

3）工藝流程更加簡化，提 效降本空間更大。相比 PERC 的 8 道和 TOPCon 的 10 道工藝，HJT 僅需 4 道工序即可完 成，在＜250℃低溫環境下制備，相比于傳統 P-N 結在 900℃高溫下制備，有利于薄片化 和降低熱損傷來降低硅片成本，從生產效率和產品良率上更有優勢和提升空間。

目前 HJT 電池生產成本 0.9 元/W 以下，高于 PERC 的成本 0.7 元/W；預計 2022年 HJT 電池的硅片成本和非硅成本較目前降低 40%+，相較于單晶 PERC 電池的性價比優勢有望逐步顯現。目前產業界主要從銀漿、硅片及設備三方面著手：

1） 銀漿成本：低溫銀漿國產化+銀包銅技術+SMBB 技術，判斷共同推動降本 60% 以上。

①國內低溫銀漿實現國產化突破，且銀包銅技術已經從實驗室開始向量產 線轉換，銀漿耗量和價格將明顯下降；

②低溫工藝能降低柵線寬度至 15μm 以內， 多主柵技術導致銀漿用量下降 35%；

③通過高精度無接觸新型印刷技術降低銀漿 耗量，帝爾激光、邁為股份等均在研發。我們判斷，通過“銀漿國產化+銀包銅技 術+SMBB”組合，銀漿耗量可降至 10mg/W，降本幅度超 60%；

2） 硅片成本：HJT 硅片減薄降本提效，預計成本下降幅度超 40%。薄片化有利于降 低硅片成本，HJT 電池是對稱結構，易于薄片化且不影響效率，目前 PERC 厚度 為 170μm，我們預計到 2022 年可降至 130μm 以下，使得 Voc 上升，進一步提 效降本。我們預計硅片成本將從 2020 年 0.48 元/W 下降至 2022 年 0.27 元/W， 降本超 40%；

3） 設備方面降本：目前單 GW 成本低于 4 億元，未來仍有 40%降本空間。HJT 制 作工藝流程大幅簡化，制絨清洗、非晶硅薄膜沉積、TCO 薄膜沉積、電極金屬化 四個步驟，分別對應制絨清洗、PECVD、PVD/RPD、絲印/電鍍四道工藝設備。隨著邁為、捷佳及鈞石等國內設備廠商積極推進 HJT 整線設備產業化，帶動核心 設備價格持續下降，Solarzoom 預計 2022 年設備成本有望降至 3 億元/GW 以內， 折舊成本下降至 0.03 元/W，降本空間高達 40%。

新老玩家紛紛入局，HJT 擴產節奏加快。鈞石、通威等廠商早在 2019 年之前就已開 始規劃 HJT 產能。隨著 HJT 產線成本不斷下降，越來越多的新玩家入局，安徽華晟一期 項目進展順利，Q3 進行二期 2GW 項目招標。2021 年 5 月，明陽智能發布公告稱將投資 建設年產 5GW 光伏高效電池和 5GW 光伏高效組件項目。

2021 年 5 月開始，愛康集團相關的 HJT 產線陸續進入建設期，預計下半年設備將逐步入場并投產出片。2021 年 6 月金 剛玻璃發布公告，決定投資建設 1.2GW 大尺寸半片超高效異質結太陽能電池及組件項目， 目前相關設備已經進場。截止目前，已經有超 10GW 在建或招標，我們預計到明年上半年， 異質結量產線投產進度將加速。

效率提升+設備降本空間大，HJT 電池產能規劃超 120GW。隨著設備加速國產化和工藝逐步提升，國內華晟、金剛玻璃及明陽智能等新進入廠商紛紛入局異質結 GW 級別量產 線。對 PERC 龍頭電池廠商而言，通威股份、隆基股份等開始 GW 級別異質結電池產線。

海外方面，梅耶博格、REC 等海外電池廠商也加速布局HJT電池量產線，僅2021H1 就宣布了超 8GW 的新建項目計劃。截至目前，全球HJT 規劃產能已經超過 120GW，隨著設備、關鍵材料的進一步降本和工藝提升，預計HJT 量產節奏將進一步加快。我們預計，2025 年HJT電池新增/合計產能分別為 106/306GW，新增產能五年 CAGR 為 123.5%。

全球競爭壁壘提升，組件廠商份額加速集中。近年來全球光伏市場日趨多元化，對組 件廠商銷售網絡搭建和全球營運能力提出更高要求。國內龍頭組件廠憑借銷售渠道和客戶 資源積累，以及產品優勢和品牌影響力提升，競爭力進一步增強。同時，頭部企業通過一 體化（或準一體化）產能擴張，進一步提升盈利能力和抗風險能力，推動組件環節競爭格 局加速優化。2020 年，全球組件CR5 和 CR10 分別達 55%和 74%左右，我們預計 2021 年有望進一步提升至 70%和 90%以上。

組件分銷占比有望提升，龍頭廠商或享產品溢價。光伏終端市場中屋頂分布式比例逐 步提升，組件廠商針對其所對應的小 B 和 C 端客戶擁有相對較強的議價能力。以龍頭組件 廠商天合光能等為例，憑借更強的專業性和品牌影響力，其在面向小 B 和 C 端客戶的分銷 市場相較集中式直銷市場，往往享有近 0.1 元/W 的產品溢價。因此，順應市場結構趨勢， 龍頭組件企業紛紛加大分銷市場投入，整體議價能力有所提升。

組件價格傳導能力相對較弱，成本上漲壓縮廠商盈利。由于 1）光伏主輔材成本上漲 推動，2）組件環節格局和客戶結構改善，3）終端開發商逐步被動降低投資收益率預期， 2021 年以來組件價格呈現罕見的持續上漲，成為產業鏈成本壓力傳導和終端需求博弈的 核心環節。目前組件現貨價格基本達到 2 元/W 以上，較年初水平漲幅超 20%，但仍難以 抵消成本上漲壓力。

大尺寸、雙面組件產品享受 3-5 分/W 小幅溢價。組件產品亦延續差異化定價，其中 大尺寸的 M10/G12 組件相較于 M6 組件享有 3-5 分/W 的產品溢價，雙面較單面組件亦基 本維持 3-5 分/W 的價差，本質上反映了更具降本增效能力的產品在終端獲得更高的接受度。

面對供應鏈成本上漲壓力，央企電站投資商被動降低項目收益率預期。2021 年平價 上網以來，受制于組件等供應鏈成本上漲和完成既定投資計劃的雙重壓力，主流的央企電 站投資商下調了光伏項目投資回報率門檻，項目 IRR 要求從此前約 8%調整到了約 6.5% 甚至是 6%。

我們預計中短期內主要投資商的項目 IRR 預期仍將維持在此區間，大幅提升 收益率預期的訴求和可行性相對較弱。參考不同省份光伏項目 IRR 曲線與組件價格變動關 系，在目前市場價格情況下，廣東等具備電價優勢或內蒙古等具備資源條件優勢省份，仍 具備滿足投資收益率基準的項目建設可行性。

隨著主輔材成本有望逐步下降，組件企業具備高盈利修復彈性。在目前硅料價格已達 260 元/kg，組件價格約 2 元/W 的情況下，光伏組件企業盈利壓力較大，硅片-電池-組件一 體化廠商尚且處于盈虧線附近，而非一體化廠商或基本面臨持續虧損。但隨著硅料等主輔 材環節價格有望企穩且逐步回落，且組件環節格局持續優化，預計廠商具備較大盈利修復彈性。

若僅主要考慮硅料成本這一波動因素，假設硅料價格區間有望回落至 150-200 元/kg， 且組件價格得以保持在 1.85 元/W 左右的中樞水平（預計對應大部分平價項目 IRR 可達 6.5%），則一體化組件企業單位盈利有望回升至 0.1 元/W 左右；同時，隨著其他輔耗材環 節成本有望整體回落，預計頭部廠商盈利能力有望進一步回升至 0.1 元/W 以上。

首頁 上一頁 1 2 3 下一頁 尾頁 3/3/3