單晶硅片行業(yè)產(chǎn)能進入快速擴張階段。我們統(tǒng)計單晶硅片行業(yè) Top15 企業(yè) 2021 年底 總產(chǎn)能或?qū)⒃鲋良s 390GW，預(yù)計 2022 年底產(chǎn)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(chǎn)能將顯著過剩。在 新產(chǎn)能增量中，預(yù)計隆基、中環(huán)、晶科等傳統(tǒng)龍頭新擴產(chǎn)規(guī)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(yè)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(yīng)鏈安全和新產(chǎn)能開工率。在硅料供給 緊張、硅片持續(xù)擴產(chǎn)的情況下，硅片頭部企業(yè)基于供應(yīng)鏈安全和保障開工率，紛紛與硅料 企業(yè)積極簽訂長單，目前硅料廠年產(chǎn)能已有近 6 成被硅片企業(yè)通過長單優(yōu)先鎖定。尤其是 頭部硅片（或一體化）企業(yè)在采購談判上具備一定優(yōu)勢，采購比例相對較高。

單晶硅片實際產(chǎn)能短期受硅料供應(yīng)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(chǎn)能持續(xù)快速提升，但由于硅料供給瓶頸限制，預(yù)計行業(yè)平均產(chǎn)能利用率 僅 6 成左右，具備供應(yīng)鏈管控優(yōu)勢的頭部企業(yè)開工率相對較高，行業(yè)實際有效單晶硅片產(chǎn) 能相對有限，供需格局處于平衡甚至略顯緊張狀態(tài)。因此，隨著硅料價格大幅攀升，單晶 硅片價格亦持續(xù)上漲 ， 目 前 G1/M6/M10/G12 硅片價格較年初漲幅已分別達(dá) 76%/78%/76%/66%。

硅料供應(yīng)能力提升或?qū)⑨尫殴杵�有效產(chǎn)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(yè)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(dǎo)通道逐步受阻，廠商毛利率迎來普遍回落。

我們預(yù)計， 2022H1 在硅料新增有效產(chǎn)能不多的情況下，硅片環(huán)節(jié)仍將面臨實際產(chǎn)能受限的情況，硅 片價格戰(zhàn)短期內(nèi)仍將受到抑制；但隨著 2022H2 硅料供給壓力穩(wěn)步緩解，硅片產(chǎn)能加速放 量的情況下，行業(yè)或?qū)⒚媾R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(yè)超額利潤或?qū)⑾�除，盈利能力逐步觸底，行業(yè)毛利率有可能落至 20%以下。

M10/G12大硅片滲透率持續(xù)提升，預(yù)計 2021/22/25年大尺寸滲透率將達(dá) 50%/70%/90% 左右。大硅片有助于提升硅片產(chǎn)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(jù)中環(huán)股份的測算，210 比 166 在電站建設(shè)環(huán)節(jié)節(jié)約 12%的 BOS 成本。據(jù) PVinfoLink 統(tǒng)計，2021H1 大尺寸的 M10、G12 產(chǎn)品提升至 30%左右，預(yù)計全年有望進一步提升至約 50%；其中，M10 產(chǎn)品由于技術(shù)成熟度和良率控制等優(yōu)勢，成為多數(shù)組件企業(yè)起步導(dǎo)入大 尺寸產(chǎn)品的優(yōu)先選擇，因此短期內(nèi) M10 滲透率提升快于 G12。

我們預(yù)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(nèi)大尺寸滲透率提升仍由 M10 尺寸主導(dǎo)，但中長期 G12 或?qū)⒊蔀榻^對主流。盡管目前已有設(shè)備廠商在準(zhǔn)備 220-230mm 向下 兼容的設(shè)備方案，已應(yīng)對未來尺寸進一步大型化，但考慮到近兩年 M10、G12 硅片產(chǎn)能集 中擴張，且良率、輔材、電站相關(guān)配套等多方面限制，預(yù)計短期內(nèi)難以出現(xiàn) 182、210mm 以外更大尺寸硅片的推廣應(yīng)用。

薄片化降本優(yōu)勢明顯，發(fā)展有望提速。根據(jù)中環(huán)股份測算，硅片每減薄 10um，成本 原材料對應(yīng)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(yù)計到 2025 年將分別減薄至 140μm 和 130μm。

N 型電池具備高轉(zhuǎn)換效率優(yōu)勢，滲透率有望持續(xù)提升。從目前技術(shù)發(fā)展來看，P 型 PERC 電池已經(jīng)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(chǎn)化設(shè)備成本不斷降低，預(yù)計 將成為未來主流的電池技術(shù)路線。目前實現(xiàn)小規(guī)模量產(chǎn)（≥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(fā)階段。

針對 PERC、TOPCon 和 HJT 這幾種主流的技術(shù)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(dá)到 28.7%，高于 HJT 的 27.5% 和 PERC 的 24.5%。而從目前量產(chǎn)效率看，PERC 已經(jīng)達(dá)到 23%附近，TOPCon 和 HJT 已經(jīng)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(chǎn)線上增加擴散、 刻蝕及沉積設(shè)備改造，成本增加幅度�。欢� 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(chǎn)線，IBC 電池工藝最難最復(fù)雜，需 要是用離子注入工藝提供生產(chǎn)技術(shù)門檻；

3） 從成本角度看：PERC 產(chǎn)業(yè)化最快成本低，TOPCon 電池兼容性最高，可從 PERC/PERT 產(chǎn)線升級，IBC 次之，HJT 電池完全不兼容現(xiàn)有設(shè)備，需要新建產(chǎn) 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(chǎn)線生命周期，未來 2-3 年性價比首選。國內(nèi)近兩年來 PERC 新建產(chǎn)線預(yù)留 TOPCon 改造空間，目前擴產(chǎn)計劃也紛紛轉(zhuǎn)向 N 型技術(shù)產(chǎn)線建設(shè)。面對目 前巨大的 PERC 電池產(chǎn)能，TOPCon 和 PERC 電池技術(shù)和產(chǎn)線設(shè)備兼容性較強，以 PERC 產(chǎn)線現(xiàn)有設(shè)備改造為主，主要新增設(shè)備在非晶硅沉積的 LPCVD/PECVD 設(shè)備以及鍍膜設(shè) 備環(huán)節(jié)。

目前 PERC 電池產(chǎn)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(chǎn)線。在面臨大規(guī)模 PERC 產(chǎn)線設(shè)備資產(chǎn)折舊計提壓力下，改造為 TOPCon 拉長設(shè)備使用周期，降低沉沒風(fēng)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(chǎn)效率提升明顯，產(chǎn)業(yè)化發(fā)展提速。TOPCon 作為高效晶硅電池發(fā)展方向之一，實 驗室屢次創(chuàng)下新高，產(chǎn)業(yè)化最高效率也突破 25%。從目前 TOPCon 量產(chǎn)情況看，平均量 產(chǎn)效率主要在 24%左右，最高效率達(dá)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(chǎn)及規(guī)劃產(chǎn)能超 15GW。

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

1）雙面發(fā)電提升效率。HJT 雙 面對稱結(jié)構(gòu)，發(fā)電量要超出單面電池 10%+，目前雙面率已經(jīng)達(dá)到 95%，相比其他工藝路 線有明顯的發(fā)電增益優(yōu)勢；

2）光衰減低+溫度系數(shù)低，穩(wěn)定性強。HJT 電池通過良好的鍍 膜工藝來降低界面復(fù)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(shù)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(huán)境下制備，相比于傳統(tǒng) P-N 結(jié)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(chǎn)效率和產(chǎn)品良率上更有優(yōu)勢和提升空間。

目前 HJT 電池生產(chǎn)成本 0.9 元/W 以下，高于 PERC 的成本 0.7 元/W；預(yù)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(yōu)勢有望逐步顯現(xiàn)。目前產(chǎn)業(yè)界主要從銀漿、硅片及設(shè)備三方面著手：

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

①國內(nèi)低溫銀漿實現(xiàn)國產(chǎn)化突破，且銀包銅技術(shù)已經(jīng)從實驗室開始向量產(chǎn) 線轉(zhuǎn)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(nèi)， 多主柵技術(shù)導(dǎo)致銀漿用量下降 35%；

③通過高精度無接觸新型印刷技術(shù)降低銀漿 耗量，帝爾激光、邁為股份等均在研發(fā)。我們判斷，通過“銀漿國產(chǎn)化+銀包銅技 術(shù)+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(yù)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(jié)構(gòu)，易于薄片化且不影響效率，目前 PERC 厚度 為 170μm，我們預(yù)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(yù)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(shè)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(yīng)制絨清洗、PECVD、PVD/RPD、絲印/電鍍四道工藝設(shè)備。隨著邁為、捷佳及鈞石等國內(nèi)設(shè)備廠商積極推進 HJT 整線設(shè)備產(chǎn)業(yè)化，帶動核心 設(shè)備價格持續(xù)下降，Solarzoom 預(yù)計 2022 年設(shè)備成本有望降至 3 億元/GW 以內(nèi)， 折舊成本下降至 0.03 元/W，降本空間高達(dá) 40%。

新老玩家紛紛入局，HJT 擴產(chǎn)節(jié)奏加快。鈞石、通威等廠商早在 2019 年之前就已開 始規(guī)劃 HJT 產(chǎn)能。隨著 HJT 產(chǎn)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(biāo)。2021 年 5 月，明陽智能發(fā)布公告稱將投資 建設(shè)年產(chǎn) 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(guān)的 HJT 產(chǎn)線陸續(xù)進入建設(shè)期，預(yù)計下半年設(shè)備將逐步入場并投產(chǎn)出片。2021 年 6 月金 剛玻璃發(fā)布公告，決定投資建設(shè) 1.2GW 大尺寸半片超高效異質(zhì)結(jié)太陽能電池及組件項目， 目前相關(guān)設(shè)備已經(jīng)進場。截止目前，已經(jīng)有超 10GW 在建或招標(biāo)，我們預(yù)計到明年上半年， 異質(zhì)結(jié)量產(chǎn)線投產(chǎn)進度將加速。

效率提升+設(shè)備降本空間大，HJT 電池產(chǎn)能規(guī)劃超 120GW。隨著設(shè)備加速國產(chǎn)化和工藝逐步提升，國內(nèi)華晟、金剛玻璃及明陽智能等新進入廠商紛紛入局異質(zhì)結(jié) GW 級別量產(chǎn) 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(zhì)結(jié)電池產(chǎn)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(chǎn)線，僅2021H1 就宣布了超 8GW 的新建項目計劃。截至目前，全球HJT 規(guī)劃產(chǎn)能已經(jīng)超過 120GW，隨著設(shè)備、關(guān)鍵材料的進一步降本和工藝提升，預(yù)計HJT 量產(chǎn)節(jié)奏將進一步加快。我們預(yù)計，2025 年HJT電池新增/合計產(chǎn)能分別為 106/306GW，新增產(chǎn)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(wǎng)絡(luò)搭建和全球營運能力提出更高要求。國內(nèi)龍頭組件廠憑借銷售渠道和客戶 資源積累，以及產(chǎn)品優(yōu)勢和品牌影響力提升，競爭力進一步增強。同時，頭部企業(yè)通過一 體化（或準(zhǔn)一體化）產(chǎn)能擴張，進一步提升盈利能力和抗風(fēng)險能力，推動組件環(huán)節(jié)競爭格 局加速優(yōu)化。2020 年，全球組件CR5 和 CR10 分別達(dá) 55%和 74%左右，我們預(yù)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(chǎn)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(yīng)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(yè)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(chǎn)品溢價。因此，順應(yīng)市場結(jié)構(gòu)趨勢， 龍頭組件企業(yè)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(dǎo)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(huán)節(jié)格局和客戶結(jié)構(gòu)改善，3）終端開發(fā)商逐步被動降低投資收益率預(yù)期， 2021 年以來組件價格呈現(xiàn)罕見的持續(xù)上漲，成為產(chǎn)業(yè)鏈成本壓力傳導(dǎo)和終端需求博弈的 核心環(huán)節(jié)。目前組件現(xiàn)貨價格基本達(dá)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(chǎn)品享受 3-5 分/W 小幅溢價。組件產(chǎn)品亦延續(xù)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(chǎn)品溢價，雙面較單面組件亦基 本維持 3-5 分/W 的價差，本質(zhì)上反映了更具降本增效能力的產(chǎn)品在終端獲得更高的接受度。

面對供應(yīng)鏈成本上漲壓力，央企電站投資商被動降低項目收益率預(yù)期。2021 年平價 上網(wǎng)以來，受制于組件等供應(yīng)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(diào)了光伏項目投資回報率門檻，項目 IRR 要求從此前約 8%調(diào)整到了約 6.5% 甚至是 6%。

我們預(yù)計中短期內(nèi)主要投資商的項目 IRR 預(yù)期仍將維持在此區(qū)間，大幅提升 收益率預(yù)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(guān) 系，在目前市場價格情況下，廣東等具備電價優(yōu)勢或內(nèi)蒙古等具備資源條件優(yōu)勢省份，仍 具備滿足投資收益率基準(zhǔn)的項目建設(shè)可行性。

隨著主輔材成本有望逐步下降，組件企業(yè)具備高盈利修復(fù)彈性。在目前硅料價格已達(dá) 260 元/kg，組件價格約 2 元/W 的情況下，光伏組件企業(yè)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(xù)虧損。但隨著硅料等主輔 材環(huán)節(jié)價格有望企穩(wěn)且逐步回落，且組件環(huán)節(jié)格局持續(xù)優(yōu)化，預(yù)計廠商具備較大盈利修復(fù)彈性。

若僅主要考慮硅料成本這一波動因素，假設(shè)硅料價格區(qū)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(yù)計對應(yīng)大部分平價項目 IRR 可達(dá) 6.5%），則一體化組件企業(yè)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(huán) 節(jié)成本有望整體回落，預(yù)計頭部廠商盈利能力有望進一步回升至 0.1 元/W 以上。

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