光伏主材：降本增效，破浪前行-华泰证券.pdf

免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 1 证券研究报告 电力设备与新能源 光伏主材：降本增效，破浪前行 华泰研究 电力设备与新能源 增持 (维持) 研究员 申建国 SAC No. S0570522020002 SFC No. BSK177 shenjianguo@htsc.com +(86) 755 8249 2388 联系人 周敦伟 SAC No. S0570122020039 zhoudunwei@htsc.com +(86) 21 2897 2228 行业走势图 资料来源：Wind，华泰研究 重点推荐 股票名称 股票代码 目标价 (当地币种) 投资评级 大全能源 688303 CH 74.40 买入 新特能源 1799 HK 23.34 买入 协鑫科技 3800 HK 4.01 买入 资料来源：华泰研究预测 2022年6月07日│中国内地 深度研究 光伏进入平价时代，成长空间广阔 光伏发电学习曲线陡峭，根据 IRENA 披露，全球光伏 LCOE 从 2010 年的 0.381 美元/kWh下降至 2020 年的 0.057 美元/kWh，十年下降近 90%，是 过去十年降本最快的清洁能源。我们认为，成本下降弥补政策补贴退坡，行 业由政策驱动转为内生增长，随着度电成本持续降低，光伏利润空间重新放 大。我们预计2021-2025年新增装机 CAGR有望提升至24%，光伏主材产 业链成长空间广阔。我们看好光伏主材板块，首次覆盖协鑫科技（买入，目 标价4.01港元）、大全能源（买入，目标价 74.4元）、新特能源（买入，目 标价23.34港元）。 硅料：成本为王，颗粒硅破茧成蝶 硅料具有大化工行业属性，技术难、资产重、扩产长、启停困难（1年建设 期+半年爬坡期）。2020 年末疫情好转叠加各国碳中和政策陆续落地带来需 求高增，而硅料环节扩产周期显著慢于下游硅片、组件等环节，供需错配下 价格大幅上涨，目前为 253元/kg，较 21年初上涨约200%。硅料核心竞争 力为成本，随着硅料新增产能陆续投产，22H2 产量集中释放，我们预计全 球全年硅料有效产量约 85万吨，可支撑装机 300GW+，供需格局或将逆转。 颗粒硅成本优势显著，我们测算颗粒硅成本领先西门子近 11.6 元/kg，产能 过剩背景下有望凭借成本优势享有更高的利润空间。 硅片：注重技术工艺，大尺寸、薄片化加速成本下降 硅片产品同质化明显，核心在于成本控制，技术优化是降本的重要手段，降 本趋势主要有大尺寸和薄片化。根据 CPIA数据，2021年182mm和210mm 尺寸硅片合计占比由 2020年的4.5％迅速增长至45％；随着拉晶、切片技 术及设备不断成熟，know-how行业内扩散，双良、高景等新玩家陆续入场， 大部分新入产能为大尺寸、薄片化的高质量产能，单瓦成本相对更低，传统 小尺寸、非薄片化硅片企业利润或将受到挤压。我们预计 2022年底硅片名 义产能将超过 600GW，但由于大尺寸产能投产晚，目前仍相对短缺。 电池：N型电池放量元年，TOPCon经济型渐显 电池是光电转化核心环节，技术快速变迁。由于 HJT电池和TOPCon电池 过去相对成本较高，量产规模仍较少，21年国内市场占比约为 3％。随着降 本快速推进，我们测算目前 TOPCon 电池已具有经济型：TOPCon 电池端 成本较 PERC高约0.05元/W 左右，一体化成本高约 0.03-0.04元/W；收入 端 N 型组件较 P 型有约 0.1 元/W 的溢价，N 型组件每瓦增厚收益 5 分+。 我们预计今年底 N 型电池产能有望超 50GW，全年出货超 20GW，渗透率 提升至 8.7%，23年渗透率有望突破 20%。 组件：一体化增强盈利能力，品牌、渠道巩固行业地位 组件重品牌渠道，龙头企业先发优势明显，市场份额持续向头部集中，21 年组件环节全球出货量 CR5 约 62%，预计 22 年进一步提升至 70%。组件 环节技术、资金壁垒低，质量是基础，品牌与渠道是竞争的核心。各组件厂 持续提升一体化率，上游硅料价格中长期下行有望改善组件环节利润。随着 平价上网的实现，光伏电站初具可观经济性，叠加海外电价上涨，刺激全球 分布式光伏有较大增长潜力，组件降价压力边际减弱，量增弥补价减，全产 业利润有望增厚。 风险提示：光伏下游需求不及预期；竞争加剧风险。 (27) (6) 16 38 59 May-21 Sep-21 Jan-22 May-22 (%) 电力设备与新能源 沪深300 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 2 电力设备与新能源 正文目录 光伏进入平价时代，成长空间广阔 . 3 硅料：成本为王，颗粒硅破茧成蝶 . 5 硅片：注重技术工艺，大尺寸、薄片化加速成本下降 9 电池：N型电池放量元年，TOPCon已具有经济型 . 12 组件：一体化增强盈利能力，品牌、渠道巩固行业地位 16 首次覆盖推荐标的 . 19 风险提示 19 首次覆盖公司 20 协鑫科技（3800 HK，买入，目标价 4.01港币） . 20 新特能源（1799 HK，买入，目标价 23.34港币） . 30 大全能源（688303 CH，买入，目标价 74.4元） 39 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 3 电力设备与新能源 光伏进入平价时代，成长空间广阔 历经三大阶段，光伏行业进入平价新周期。第一阶段始于德国、西班牙等欧洲传统强国率 先实施电价补贴，政策激励支撑光伏装机需求，新增装机需求主要源于欧洲，结束于欧债 危机、欧美双反、补贴退坡。第二阶段始于中国 2013年公布光伏标杆电价及补贴政策，行 业重心向中国转移，新增装机需求以中美日为主导，光伏行业进入快速发展期，结束于中 国“531”政策补贴退坡。第三阶段始于光伏平价+碳中和目标全球化，主要驱动力是光伏 生产成本下降、经济性上升，并且各国的双碳规划为光伏行业设定了明确的中长期发展目 标。2019年后印度、南美、中东等新型市场光伏装机明显增长，光伏行业全球化发展并进 入平价新周期。 图表1： 光伏行业发展复盘 资料来源：CPIA，IRENA，华泰研究 成本下降弥补政策补贴退坡，平价时代利润空间打开。光伏学习曲线陡峭，LCOE从2010 年的 0.381 美元/kWh 下降至 2020 年的 0.057 美元/kWh，十年下降近 90%，是过去十年 LCOE 下降最快的清洁能源。早期国内光伏行业发展由政策补贴和成本下降双重驱动，我 国光伏行业 2014年后加补贴后开始有经济性，行业进入三年蓬勃发展期，但标杆上网电价 随 LCOE逐年下调，利润空间逐渐压缩，2018年“531”新政引致补贴大幅退坡后装新增 装机受挫。2019年前后，光伏行业迈入平价时代，行业由政策驱动转为内生增长，随着度 电成本持续降低，光伏利润空间重新放大。根据 CPIA 预测，2024 年我国新增光伏装机容 量将首次突破 100GW，未来十年光伏行业确定性的需求量增速或将超过降价速度，进入持 续稳定的扩张阶段。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 4 电力设备与新能源 图表2： 全球可再生能源 LCOE变化趋势 资料来源：IRENA，华泰研究 图表3： 中国光伏 LCOE变动趋势 图表4： 中国光伏新增装机及预测 资料来源：IRENA，华泰研究预测 资料来源：CPIA，华泰研究预测 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022E 2024E 元/度 燃煤上网电价 光伏标杆上网电价 中国光伏度电成本 -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 0 20 40 60 80 100 120 140 2015 2017 2019 2021 2023E 2025E 2030E GW 我国新增光伏装机容量（GW） 同比增速（%） 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 5 电力设备与新能源 硅料：成本为王，颗粒硅破茧成蝶 硅料制造具有大化工行业属性，行业壁垒高。硅料，又称多晶硅，是以工业硅为原材料， 经过提纯后得到的产物，可以应用于半导体及光伏领域。硅料产品具有同质化的特点，关 键衡量指标为纯度，核心竞争力为成本。以改良西门子法为例，硅料环节具有以下特征： 1）产线建设周期较长，一般需要一年建设期、半年产能爬坡期； 2）投资成本较高，根据 CPIA数据，2021年投产的万吨级硅料生产线设备投资成本约 10.3 亿元/万吨； 3）能源耗量高，根据 CPIA数据，2021年硅料生产平均综合电耗为 63kWh/kg-Si，包括合 成、电解制氢、精馏、还原、尾气回收、氢化等环节。 4）资本和技术密集，硅料的资产周转率低，正常年份固定资产周转率低于 1，项目投资回 报主要取决于盈利能力和财务杠杆。 因此，硅料企业的成本控制与生产技术是最重要的竞争力，对硅料的相对售价和物料单耗 都有决定性的影响，要素价格尤其是能源价格也是拉开成本差距的重要因素。过去3年里， 产能新、规模大、电价低的成熟硅料产能牢牢占据着行业优势地位，行业集中度呈提升态 势，2021年全球CR5占比66%。多晶硅料行业在经历了2018-2019年价格下跌以及 531 政策导致行业需求下滑等历史后，海外多晶硅企业陆续退出或切换至电子级多晶硅，中国 国内硅料厂商产能凭借成本、规模优势，占据全球光伏级多晶硅产能 80%以上。 图表5： 2019-2021年全球多晶硅产能及集中度统计 资料来源：CPIA，华泰研究 2021年，硅料行业形成了协鑫科技、通威股份、大全能源、新特能源四大龙头并驾齐驱的 局面，市占率分别为 20%、14%、12%、11%，其中协鑫科技约 22%的产能为颗粒硅，其 余为棒状硅。追赶者中东方希望、亚洲硅业还保持着一定竞争力，但在成本和品质上与第 一梯队存在些许差距。 54% 62% 66% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 0 10 20 30 40 50 60 70 2019 2020 2021 万吨 协鑫科技 新特能源 大全能源 通威股份 东方希望 其它 CR5(右) 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 6 电力设备与新能源 图表6： 2021年全球硅料行业竞争格局 资料来源：公司公告、华泰研究 硅料产能陆续投放，供给压力减弱。硅料的高价格吸引了大量厂家扩产，除了通威、协鑫、 大全、特变、亚洲硅业、东方希望六大传统巨头外，还有大量新进入者纷纷宣布入局。据 PV Tech统计，2021年以来，各厂家规划的产能达到310万吨，其中六大巨头规划的产能 只占 40%左右，主要新产能来自新进入者。基于 2021 年全球光伏行业因多晶硅料供给不 足导致硅料价格大幅上涨，各硅料厂商提出并加速硅料产能扩张计划，预计 2022年底全球 光伏多晶硅料名义产能将超 120万吨，按照组件硅耗 2.85g/w、容配比 1：1.2计算，多晶 硅产量将能支撑约 250GW 的全球装机，未来 1 年内硅料的供需情况大概率将彻底逆转。 我们预计硅料的定价机制将重新回到边际产能定价时代。 图表7： 硅料需求测算 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 全球新增装机：GW 138.20 170.00 230.00 280.80 351.00 421.20 容配比 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 硅料单耗：万吨/GW 0.29 0.29 0.29 0.28 0.28 0.28 硅料需求：万吨 44.8 60.3 81.3 99.3 124.1 149.0 多晶硅供给：万吨 63.1 62.2 90.1 154.4 217.1 264.7 注：此处多晶硅供给采用年初和年末产能的平均值来估算当年有效产能 资料来源：CPIA，华泰研究预测 图表8： 2018-2025硅料名义产能预测 注：此处多晶硅供给按照当年公司规划量来估算当年名义产能 资料来源：公司公告、华泰研究预测 协鑫科技 20% 新特能源 11% 大全能源 12% 通威股份 14% 东方希望 9% 其它 34% 0 50 100 150 200 250 300 350 2018 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 万吨 保利协鑫 新特能源 大全能源 通威股份 亚洲硅业 东方希望 中环 上机 新疆晶诺 润阳新能源 青海丽豪 南玻A 东方日升 盾安 鄂尔多斯 天宏瑞科 内蒙东立 国电晶阳 洛阳中硅 黄河水电 江苏康博 赛维LDK 其他 德国瓦克 美国瓦克 韩国OCI 马来OCI 美国Hemlock 挪威REC 韩国HKsilicon 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 7 电力设备与新能源 多晶硅生产方式分为改良西门子发和硅烷流化床法两类。改良西门子法生产了超过 95%的 光伏级多晶硅料，该方法是目前行业的绝对主流技术。制备流程包括三氯氢硅制取及精馏、 多晶硅还原沉积、以及尾气利用；硅烷硫化床法原理为高纯硅烷气体在氢气流态化环境中， 通过加热分解，在晶种颗粒表面沉积，形成颗粒状多晶硅产品。 图表9： 改良西门子法工序流程图 资料来源：《改良西门子法生产多晶硅工艺设计探讨》杨涛(2009)、华泰研究 硅烷流化床法的主要原理是将硅烷或氯硅烷等作为原料，以氢气作为载体，从流化床炉的 底部注入反应器后上升加热区，籽晶从反应器顶部注入或预先放置在反应器中，从底部注 入的气体流速足以将籽晶沸腾起来，处于悬浮状态，注入的原料和氢气在加热区发生反应， 沉积在硅籽晶上，随着悬浮的籽晶颗粒不断外延生长，长大到足够重量的硅颗粒沉降到反 应器的底部，而反应的副产物从底部管路排除。 图表10： 硅烷流化床生产多晶硅工艺流程图 资料来源：《硅烷流化床法生产粒状多晶硅》马文军（2021）、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 8 电力设备与新能源 相较于块状硅，颗粒硅具有三大优点：1）块状硅能源消耗大，原炉中的沉积环节，还原炉 及硅芯需加热到 1000摄氏度以上温度，综合电耗达到60-65 kWH/kg-Si，硅烷流化床法反 应温度约 650-700摄氏度，综合电耗约 15-18kWH/kg-Si 15；2）块状硅产品需破碎，多晶 硅料炉内生产完成之后，需要进行破碎才能够进行后续的直拉/铸锭单晶体投料，破碎过程 复杂且容易混入杂质，进而影响晶体质量，破碎成本为约 1-3元/ kg-Si，颗粒硅直径较小， 无需破碎便可用于拉晶/铸锭投料；3）块状硅非连续，多晶硅硅棒在炉内完成生长之后，需 降温出炉，进而增加能源浪费及降低效率，硅烷硫化床法在颗粒硅达到一定质量以后自动 下落制底部，可以持续反应与收集。 图表11： 颗粒硅与西门子硅料优劣势对比 改良西门子法 硅烷流化床 工业化生产情况 工艺成熟，适合大规模工业化生产 基本成熟，已有企业突破规模化生产 反应温度 1080-1100℃ 约550~700℃ 电耗 高（耗电量约60度/kg） 低（耗电量：约20 度/kg） 硅沉积方式 在还原炉内还原出的硅沉积在硅芯表面 在流化床反应器内制备出的硅，沉积在预先加入的籽晶表面 沉积效果 硅只在硅芯表面沉积 温度一致，硅粒比表面大，沉积快，效率高 一次转化率 12% 95% 生产连续性 批次生产，需进行装、拆炉 连续性不间断生产 副产物 产生大量副产物，SiCl4需要通过氢化处理 副产物少，污染性排放少 产品质量 产品纯度高，可生产太阳能级多晶硅 产品纯度略低于西门子，可生产太阳能级多晶硅 安全性 工艺成熟，操作安全 SiH4易燃易爆 资料来源：新疆大全招股书、协鑫乐山项目环评书、华泰研究 颗粒硅成本优势显著，产能过剩背景下壁垒利润助力穿越周期。整体来看，与西门子工艺 相比，流化床法除了增加一些内衬成本外，系统性的降低了成本，我们测算了西门子比较 理想状态下的成本、颗粒硅成本以及自备硅粉的颗粒硅成本进行对比，在要素价格相同（电 价0.35元/kWh）的情况下，颗粒硅在成本端有 11.6元/kg的优势，假如自备硅粉，蒸汽成 本可以省略、且硅粉成本更低，成本优势可进一步拉大到 18.3 元/kg。同时，电价每上涨 0.1元/kWh，颗粒硅成本优势将放大 3.2元/kg。 图表12： 颗粒硅与棒状硅成本比较 西门子-未来理想水平 颗粒硅-未来理想水平 颗粒硅-自备硅粉 单耗 单价 小计（元/kg，不含税） 单耗 单价 小计 单耗 单价 小计 硅粉 1.05 kg/kg-Si 25 元/kg, 含税 23.2 1.05 25 23.2 1.05 20 18.6 硅芯 1.5 内衬 1.5 1.5 电 50 kWh/kg-Si 0.35 元/kWh, 含税 15.5 14 0.35 4.3 14 0.35 4.3 蒸汽 0 kg/kg-Si 150 元/kg, 含税 0.0 15 150 2.0 0 150 0.0 人工 150 人/万吨-Si 10 万元/人, 不含税 1.5 70 10 0.7 70 10 0.7 水 0.2 0.2 0.2 其他 1.5 1.5 1.5 折旧 6.7 5.0 5.0 合计 50.08 38.46 31.82 注：硅粉、电、蒸汽在计算成本时去除增值税影响 资料来源：《多晶硅生产技术发展方向探讨》赵建（2014）、中国光伏产业发展路线图、新疆大全招股书、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 9 电力设备与新能源 硅片：注重技术工艺，大尺寸、薄片化加速成本下降 行业壁垒较低，总产能过剩，大尺寸产能仍不足。硅片行业位于光伏产业链上游，利用单 晶炉等设备将多晶硅料利用单晶直拉生长法制备成圆柱形高纯度单晶后，通过截断、倒磨、 切片等工艺将圆形单晶棒制成硅片。此前硅片行业集中度较高，2021 年底国内硅片行业 CR5约 74.1%。随着直拉单晶、切割技术的普及以及相关设备耗材的批量化制造，know-how 在行业内逐渐扩散，加之近几年硅片利润较为稳定且丰厚，新玩家陆续入场，如双良节能 40GW 规划，高景15GW 规划，华耀光电（亿晶）12GW 规划、金阳新能源 20GW 规划等， 大部分新入产能为大尺寸、薄片化的高质量产能，这些产能单瓦成本相对更低，传统小尺 寸、非薄片化硅片企业利润或将受到挤压。我们预计 2022年底硅片名义产能将超过 600GW， 显著高于全球新增装机需求240GW。光伏行业永恒的核心是降本增效，以 182mm/210mm 和165um/160um 为代表的大尺寸、薄片化硅片渗透率持续提升，但由于大尺寸产能投产晚， 目前仍相对短缺。 图表13： 2021年全球硅片行业竞争格局 资料来源：pvinfolink，华泰研究 图表14： 2020-2022硅片产能预测 资料来源：pvinfolink，隆基、中环等公司公告，华泰研究预测 硅片环节重技术优化。硅片生产分为拉晶、切片两步，最终产品硅片同质化明显，核心在 于成本控制，技术上注重经验积累和工艺改善，折旧、良率及产品可接受度、人工费用是 影响毛利率的关键，超额收益主要源于成本下降。 隆基 29% 中环 24% 晶科 8% 晶澳 5% 上机数控 8% 环太（美科） 5% 其他 21% 隆基 中环 晶科 晶澳 上机数控 环太（美科） 其他 0 100 200 300 400 500 600 700 2020 2021 2022Q1 2022Q2 2022Q3 2022E GW 硅片产能 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 10 电力设备与新能源 图表15： 硅片拉晶环节流程 图表16： 硅片切片环节流程 资料来源：pvinfolink，华泰研究 资料来源：pvinfolink，华泰研究 大尺寸硅片份额快速提升。2021 年市场上硅片尺寸种类多样，包括 156.75mm、157mm、 158.75mm、166mm、182mm、210mm等。其中，158.75mm和 166mm尺寸占比合计达 到50%，156.75mm尺寸占比下降为 5%，未来占比将持续降低；166mm是现有电池产线 可升级的最大尺寸方案，因此将是近 2 年的过渡尺寸；2021 年 182mm 和 210mm 尺寸合 计占比由 2020年的4.5%迅速增长至 45%，预计未来其占比仍将快速扩大。 大尺寸硅片能有效摊薄非硅成本。制造端，在效率不变的前提下，大尺寸硅片所需要的更 大尺寸直拉单晶棒对应了单位时间拉棒效率的提高，同时，面积增大带来的硅片功率增加 超过单片切片成本的增长，大尺寸硅片非硅成本具有明显优势。电站端，大尺寸硅片带来 的组件单位尺寸更大，功率增加可有效降低单 W 支架、逆变器数量、线材、土地等 BOS 造价成本。根据中国能源网数据，对比 166- 450W 组件，天合210-660W 组件的系统初始 投资成本与度电成本均降低9%以上；对比182-535W组件降低系统初始投资成本达4.57%， 降低度电成本达 3.94%。 图表17： 大尺寸硅片能有效摊薄电池片及组件端非硅成本 资料来源：pvinfolink，华泰研究 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 电池片 组件 （元） 166 182 210 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 11 电力设备与新能源 金刚线细线化助力硅片薄片化，显著降低硅成本。得益于近年金刚线细线化趋势，硅片切 片厚度不断下降，尤其 2021年硅料高价进一步加速企业硅片薄片化进程。金刚线方面，金 刚线母线的细线化有助于减小锯缝，从而减小切割过程的损失，提高单位原材料下的硅料 出片率。以 165mm厚硅片为例， 42/38/35um 金刚线分别比45μm金刚线的出片率（多 切出的硅片）高出 1.3%/3.2%/4.6%。 图表18： 金刚线直径下降带动出片数上升 金刚线母线直径 um 45 42 38 35 厚度um 165 165 165 165 金刚粒直径 um 8.5 8.5 8.5 8.5 缝距um 227 224 220 217 方棒长度mm/kg 13.20 13.20 13.20 13.20 良率% 97.50% 97.50% 97.50% 97.50% 切片数片/kg 56.70 57.46 58.50 59.31 相比45um 多切比例 0（基准） 1.3% 3.2% 4.6% 资料来源：高测等各公司公告，华泰研究 头部厂商工艺技术更优，薄片化进程更快，加速硅成本降低。从 2021 起，中环股份对外报价 的硅片厚度从 175um 到 150um，市场主流厚度为 160um-165um，整体降低 2-3 档。在保障 良率的前提下硅片薄片化能够带来显著单瓦硅耗的下降，从而降低单瓦硅料成本。根据我们测 算，假设电池片效率 22.8％，功率=单位面积*效率，硅片厚度每下降 5μm，硅片单瓦硅耗将 减少0.05g/W，按200元／kg硅料价格计算，硅片环节单瓦硅料成本将降低0.01元／W。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 12 电力设备与新能源 电池：N型电池放量元年，TOPCon已具有经济型 电池环节盈利波动性大，竞争格局较分散。由于电池片本身无法囤货，且技术迭代快，非 硅成本与技术路线高度相关，成本差异主要来源于转化效率、良率、银浆耗量，新的技术 路线成本更低，因此具有一定后发优势。电池环节对短期价格冲击敏感，毛利率波动性较 强，最低点时毛利率接近 5%，电池厂商迫于一体化发展，向下游组件厂延伸，完成“自产 自销”才能在保障销量的同时有能力囤货，进一步抵御周期性风险带来的毛利率下跌。 此外，电池环节面临的技术性风险较强。以往新的技术引入后尚未普及就已经淘汰，导致 电池厂企业设备实际淘汰年限显著低于计提折旧年限，大额利润被设备商赚取，容易陷入 “挖金子不如卖铲子”的问题。技术快速变迁+向下游做一体化，电池环节集中度相对较低， 根据CPIA统计，2021年底全球电池环节产能CR5约47.2%。 图表19： 2021年电池片行业竞争格局 资料来源：pvinfolink，华泰研究 Perc 降本增效瓶颈已至，N 型电池逐渐放量。当前 P型 PERC 电池效率平均 23％已经接 近24.5%的效率极限，且Perc技术Know-How已普及，行业呈现低门槛、低盈利的特点， 亟待发展下一代技术。目前主流的 TOPCON、HJT 等电池技术均具备较好发展前景、 TOPCON 可在 Perc 产线上做升级，兼容性较好，HJT 性能最佳，工艺流程少，但设备现 阶段较贵。 图表20： 电池技术路线 电池技术路线 简介 量产效率 发展 P-BSF 铝背场 在P-N结制备完成后，在硅片的背光面沉积一层铝膜，制备 P+层 19.4% 2017 年约占83% P-PERC 发射极钝化和背面接触 利用特殊材料在电池片背面形成钝化层作为背反射器，增加长波光的吸收，同 时增大p-n 极间的电势差，降低电子复合，提高效率 22.8% 2015 年兴起，2018年规模化，2020年市 占率~86.4% N-TOPCON 隧穿氧化层钝化接触 在电池背面制备一层超薄氧化硅，然后沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成钝 化接触结构 23.5% 预计于2022年开始规模化 N-HJT 异质结 在电池片里同时存在晶体和非晶体级别的硅，非晶硅的出现可以更好地实现钝 化效果 23.8% 预计于2023年以后开始规模化 N-IBC 交指式背接触 把正负电极都置于电池背面，减少置于正面的电极反射一部分入射光带来的阴 影损失 23.6% 实验室阶段 资料来源：《中国光伏产业发展路线图》（2020年），华泰研究 通威 11% 天合 8% 隆基 9%晶澳 6% 爱旭 9% 其他 57% 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 13 电力设备与新能源 从短期到长期，电池行业技术演化表现出以下趋势： 1）PERC 技术趋顶：PERC 技术作为目前市场上的主流，按照各家厂商的产能扩张情况， 短期内仍将保持较高的渗透率。PERC本身叠加其它技术持续升级，行业从 2019年开始采 用背面碱抛光技术、背面多层钝化膜技术、前表面激光选择性发射极技术等多重途径提升 PERC 电池片转化效率，目前龙头公司通威股份的量产效率达 23.44%，接近 PERC 技术 极限，进一步提升的边际效益降低。同时，PERC 产业链各环节技术趋于成熟，原有技术 和成本优势逐渐减弱，PERC 电池行业面临竞争加剧、利润率降低的发展趋势。因此，市 场将研究方向转向其它提效空间更大的技术。 2）国内 TOPCon 和 HJT 并行发力，国外厂商布局 HJT 为主：TOPCon 在现有产线的基础 上投资成本最低，HJT效率表现最好、生产环节最精简，二者各有优势，是“后PERC时代” 厂商探索最积极的两个方向。从产能规划来看，Energy Trend预计2020年新增N型电池产 能中 TOPCon 占 50%、HJT 占 29%。中期内可以预见两项技术不断提升转化效率、扩充产 能、完善相关设备及产业链，进一步降低光伏发电成本，并对原有PERC市场形成替代。 3）IBC等高难度技术实现效率突破和经济性提升：目前 IBC技术的技术难度高于 TOPCon 和 HJT，制造成本高、量产效率差，尚处于产业化前夕。但其实验室表现存在想象空间， 未来 IBC 与 TOPCon 结合形成 TBC 技术、与 HJT 结合形成 HBC 技术，效率提升空间更 大。目前 IBC产能规划显著小于TOPCon和HJT，仅有少量国内外公司进行布局，包括爱 旭股份、SunPower（被中环收购吸纳技术）、天合光能、国家电投、中来股份等。 电池片行业的技术发展对竞争格局演化至关重要，具有不连续的特征。如果新技术的工艺 流程和设备不兼容，老技术的竞争优势将快速下降，导致电池厂企业设备实际淘汰年限显 著低于计提折旧年限，大额利润被设备商赚取，新进入者可能存在后发优势。 图表21： 高效电池片技术对比 perc Topcon HJT 工序步骤 10～11 9～14 4 量产平均效率 23% 23.5%-24.5 24%-24.5% 实验室最高效率 24.00% 25.80% 26.30% 双面率 70% 85% 95% 银浆耗量 80mg-100mg 100mg～140mg 200mg-220mg 衰减 首年2.5%，经年0.5% 首年1%，经年 0.4% 几乎为0 兼容性 主流 兼容perc 独立 投资额 1.2-1.3 亿 1.8-2亿 4-5亿 资料来源：北极星风电网，solarzoom，摩尔光伏网，华泰研究 提效是目的，钝化是核心。由于光生伏特的原理在于尽可能减少电荷（多子与少子）间的 复合，但硅片切割所导致的硅原子被破坏而形成的悬挂键（缺陷）将导致大量的电荷在这 些位置复合从而影响效率。表面钝化技术的目的便是让上述缺陷失活从而阻止电荷间的复 合，Perc 技术由于仍然存在正面与背面金属电极与硅片间的直接接触，所以理论效率受到 了限制。Perc 升级到Topcon成为背面无接触，到 HJT 则成为双面无接触，故理论光电转 换效率得到了明显提升。目前国内电池片厂商对于 Topcon 技术每年的量产效率提升 KPI 为0.5%/年，N型组件将从此打开效率提升空间。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 14 电力设备与新能源 图表22： 电池片技术效率空间 资料来源：CPIA，华泰研究预测 TOPCon已具备经济性。根据我们测算，目前TOPCon电池端非硅约 0.21元/W，较 PERC 高 0.05元/W。一体化看，硅片端 N 型与P型成本基本打平，组件段 N型更高功率摊薄成 本，非硅较 P 型低约 0.02 元/W，一体化成本 N 型组件较 P 型成本高 3-4分每瓦。在最新 价格体系下，N 型组件较 P 型溢价约 0.1 元/W，Topcon 相比 PERC 优势已显现。随着后 续栅线增加降低银耗+银浆国产化降价+良率效率提升，我们预计到 23 年 TOPCon 电池端 成本有望控制在 PERC电池成本+0.03元/W 以内，硅片成本比P型硅片低0.01元/W，最 终实现一体化成本和 P型打平，N型电池盈利性进一步提升。 图表23： 不同技术路线电池非硅成本对比 PERC TOPCON HJT 技术参数 电池尺寸 182 182 182 电池片效率 22.50% 24.50% 25.00% 良品率 98.50% 96.50% 95.00% 每片W 数 7.45 8.12 8.28 成本测算 银浆（元/W） 0.06 0.09 0.21 银浆耗量（mg/片） 90 140 200 价格（元/kg） 5000 5500 8500 靶材（元/W） 0.00 0.00 0.05 靶材耗量（mg/片） 0 0 150 价格（元/kg） 3000 3000 3000 折旧（元/W） 0.02 0.03 0.05 设备投资额（亿元/GW） 1.3 2 4 厂房等基建（亿元/GW） 1 1 1 折旧年限（年） 10 10 10 电力（元/W） 0.02 0.02 0.02 电耗（KWh/KW） 54 63 54 电价（元/KWh） 0.4 0.4 0.4 人工（元/W） 0.02 0.02 0.02 其他化学试剂（元/W） 0.03 0.03 0.03 其他成本（元/W） 0.01 0.01 0.01 非硅成本合计（考虑良率） 0.16 0.21 0.35 资料来源：CPIA，华泰研究 22% 22% 23% 23% 24% 24% 25% 25% 26% 26% 27% 2021 2022E 2023E 2025E 2027E 2030E Perc Topcon HJT 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 15 电力设备与新能源 22年 N型渗透率破冰，先Topcon，后 HJT。扩产难易度上，Topcon可实现在Perc产线 上改造升级，但随着硅片薄片化的趋势的强化，HJT对于厚度低于 150um 的硅片有更好的 支持度以及良率，同时未来可以连接更高级的 IBC 及 HBC 技术。随着 N 型电池片技术逐 步投产，技术成熟度提高，成本降低，无论是 Topcon 还是 HJT，最终将逐步的替代 Perc 技术成为主流。根据集邦咨询数据，截至 2021 年，Topcon 电池规划总产能已达 162GW， HJT电池规划产能达 153.5GW。我们预测2021年N型电池全年出货将会超过20GW，渗 透率8.7%，预计22年N型电池片及组件渗透率超 10%，23年渗透率有望突破20%。 图表24： Topcon&HJT名义产能预期 资料来源：pvinfolink，集邦咨询，华泰研究预测 0 50 100 150 200 250 300 350 2021 2022E 2023E 2024E 2025E Topcon HJT(GW） 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 16 电力设备与新能源 组件：一体化增强盈利能力，品牌、渠道巩固行业地位 组件环节一体化程度加深，市场份额向头部集中。伴随2021年行业原料短缺引发的硅料上 涨，包括晶澳、阿特斯、晶科等企业在内的组件企业均进一步投资布局上游硅片，电池片 等产能，并与硅料企业签订长单锁量协议，通过一体化制造能力及稳固的硅料供应保障组 件交付更少受到供给因素的干扰并获取上游环节利润。同时，由于组件环节设备投入低， 工艺简单，一体化有助于强化整体竞争壁垒。今年来组件行业集中度持续提升，根据 PVinfo 数据，2019-2021 组件环节 CR5 分别为 42.8%/55.1%/62%。我们预计 2022 年隆基出货 60-65GW、天合40-45GW、晶澳40-45GW、晶科35-40GW、阿特斯 20-25GW，22年全 球新增光伏装机240GW，则组件环节 CR5将进一步上升至70%。 图表25： 2021年组件环节市场集中度 资料来源：公司公告、华泰研究 品牌源于产品质量与可靠性。光伏组件使用周期长达 25年以上，产品质量及运行稳定性将 体现企业的品牌综合实力，因组件可靠性导致的发电效率降低或过早失效都将提高光伏度 电成本，甚至导致安全隐患，损害电站运营方的投资收益率。工作环境、背板耐用性、机 械应力能力、PID、LID、EVA 质量等因素均可对发电效率、故障率、衰减速度造成影响， 可靠性较差的组件销售商最终将被市场淘汰。组件具有一定的同质性，但随着头部企业的 产品质量通过市场长时间的检测，品质硬、口碑好的一线企业能在全生命周期内发电量会 有更好的预期，因此具有一定品牌溢价。 图表26： 质量问题将导致发电效率降低 资料来源：IRENA，华泰研究 隆基股份 18% 晶科能源 12% 晶澳科技 11% 天合光能 14% 阿特斯 7% 其他 38% 隆基股份 晶科能源 晶澳科技 天合光能 阿特斯 其他 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 17 电力设备与新能源 图表27： 中标结果显示大厂具备一定溢价能力 标段 组件规格 采购容 量（MW） 中标企业 投标报价（元） 单价（元／W） 标包1 540Wp及以上双面（485）MW、540Wp及以上单面（15MW） 500 晶科能源 923470000.00元 1.847 标包2 单晶双面双玻540