单晶硅片行业产能进入快速扩张阶段。我们统计单晶硅片行业 Top15 企业 2021 年底 总产能或将增至约 390GW，预计 2022 年底产能将进一步突破 600GW（+54% YoY），相 较 2022 年全球约 210GW 装机（约 260GW 硅片）需求而言，名义产能将显著过剩。在 新产能增量中，预计隆基、中环、晶科等传统龙头新扩产规模占比约 2/3，上机、高景、 京运通等新兴硅片厂占比约 1/3，行业竞争将趋于激烈。

硅片龙头纷纷签订硅料长单，以尽可能保障供应链安全和新产能开工率。在硅料供给 紧张、硅片持续扩产的情况下，硅片头部企业基于供应链安全和保障开工率，纷纷与硅料 企业积极签订长单，目前硅料厂年产能已有近 6 成被硅片企业通过长单优先锁定。尤其是 头部硅片（或一体化）企业在采购谈判上具备一定优势，采购比例相对较高。

单晶硅片实际产能短期受硅料供应瓶颈抑制，硅片价格跟随硅料上涨。尽管 2021 年 来单晶硅片名义产能持续快速提升，但由于硅料供给瓶颈限制，预计行业平均产能利用率 仅 6 成左右，具备供应链管控优势的头部企业开工率相对较高，行业实际有效单晶硅片产 能相对有限，供需格局处于平衡甚至略显紧张状态。因此，随着硅料价格大幅攀升，单晶 硅片价格亦持续上涨 ， 目 前 G1/M6/M10/G12 硅片价格较年初涨幅已分别达 76%/78%/76%/66%。

硅料供应能力提升或将释放硅片有效产能，硅片或面临竞争加剧和盈利回落压力。硅 料价格上涨前期，单晶硅片企业得益于价格跟涨，以及低价库存红利，仍维持在相对丰厚 毛利率。然而，随着低价库存逐步消耗，以及 2021Q3 中后期硅料价格进入急涨期，但硅 片价格受下游需求萎靡影响成本传导通道逐步受阻，厂商毛利率迎来普遍回落。

我们预计， 2022H1 在硅料新增有效产能不多的情况下，硅片环节仍将面临实际产能受限的情况，硅 片价格战短期内仍将受到抑制；但随着 2022H2 硅料供给压力稳步缓解，硅片产能加速放 量的情况下，行业或将面临更加激烈的价格竞争，同时在硅料价格下行阶段叠加库存减值 压力，硅片企业超额利润或将消除，盈利能力逐步触底，行业毛利率有可能落至 20%以下。

M10/G12大硅片渗透率持续提升，预计 2021/22/25年大尺寸渗透率将达 50%/70%/90% 左右。大硅片有助于提升硅片产能、降低单位投资和能耗，摊薄非硅成本且提升组件功率， 根据中环股份的测算，210 比 166 在电站建设环节节约 12%的 BOS 成本。据 PVinfoLink 统计，2021H1 大尺寸的 M10、G12 产品提升至 30%左右，预计全年有望进一步提升至约 50%；其中，M10 产品由于技术成熟度和良率控制等优势，成为多数组件企业起步导入大 尺寸产品的优先选择，因此短期内 M10 渗透率提升快于 G12。

我们预计 2022 年 M10/G12 大尺寸硅片渗透率有望进一步提升至 70%左右。短期内大尺寸渗透率提升仍由 M10 尺寸主导，但中长期 G12 或将成为绝对主流。尽管目前已有设备厂商在准备 220-230mm 向下 兼容的设备方案，已应对未来尺寸进一步大型化，但考虑到近两年 M10、G12 硅片产能集 中扩张，且良率、辅材、电站相关配套等多方面限制，预计短期内难以出现 182、210mm 以外更大尺寸硅片的推广应用。

薄片化降本优势明显，发展有望提速。根据中环股份测算，硅片每减薄 10um，成本 原材料对应下降 2.5%，薄片化对于降本意义重要。目前 P/N 型单晶硅片主流厚度分别为 170μm 和 160μm，CPIA 预计到 2025 年将分别减薄至 140μm 和 130μm。

N 型电池具备高转换效率优势，渗透率有望持续提升。从目前技术发展来看，P 型 PERC 电池已经迫近效率天花板，降本速度也有所放缓。而 N 型电池效率天花板较高，电 池工艺和效率提升明显加快，未来效率提升空间大，随着国产化设备成本不断降低，预计 将成为未来主流的电池技术路线。目前实现小规模量产（≥1GW）的新型电池主要包括 TOPCon、HJT 和 IBC 三种，HBC、叠层电池暂时处于实验室研发阶段。

针对 PERC、TOPCon 和 HJT 这几种主流的技术路线，我们从效率、成本及工艺等 多个角度对比：

1） 从效率角度看：TOPCon 电池的极限理论效率达到 28.7%，高于 HJT 的 27.5% 和 PERC 的 24.5%。而从目前量产效率看，PERC 已经达到 23%附近，TOPCon 和 HJT 已经超过 24%，但距极限效率仍有一定差距，效率提升的空间更大；

2） 从工艺角度看：PERC 目前最成熟，TOPCon 需要在 PERC 产线上增加扩散、 刻蚀及沉积设备改造，成本增加幅度小；而 HJT 电池工艺最简单、步骤最少（核 心工艺仅 4 步），但基本全部替换掉 PERC 产线，IBC 电池工艺最难最复杂，需 要是用离子注入工艺提供生产技术门槛；

3） 从成本角度看：PERC 产业化最快成本低，TOPCon 电池兼容性最高，可从 PERC/PERT 产线升级，IBC 次之，HJT 电池完全不兼容现有设备，需要新建产 线，HJT 单 GW 投资较 PERC 高 2.5 亿元，较 TOPCon 高近 2 亿元，仍有下降 空间。

TOPCon：延长 PERC 产线生命周期，未来 2-3 年性价比首选。国内近两年来 PERC 新建产线预留 TOPCon 改造空间，目前扩产计划也纷纷转向 N 型技术产线建设。面对目 前巨大的 PERC 电池产能，TOPCon 和 PERC 电池技术和产线设备兼容性较强，以 PERC 产线现有设备改造为主，主要新增设备在非晶硅沉积的 LPCVD/PECVD 设备以及镀膜设 备环节。

目前 PERC 电池产线单 GW 投资在 1.5-2.0 亿元，而仅需 6000-8000 万元即可改 造升级为 TOPCon 产线。在面临大规模 PERC 产线设备资产折旧计提压力下，改造为 TOPCon 拉长设备使用周期，降低沉没风险，是未来 2-3 年极具性价比的路线。（报告来源：未来智库）

量产效率提升明显，产业化发展提速。TOPCon 作为高效晶硅电池发展方向之一，实 验室屡次创下新高，产业化最高效率也突破 25%。从目前 TOPCon 量产情况看，平均量 产效率主要在 24%左右，最高效率达到 24.5%-25%，包括隆基股份(601012.SH)、通威股份(600438.SH)，中来股份(300393.SZ)等电池厂商，最新量产及规划产能超 15GW。

我们预计到 2025 年 TOPCon 产能占比进一 步提升至 20%。2019 年开始新扩建的 PERC 产线都有兼容 TOPCon 升级空间，随着 TOPCon 产业化加速，新增产能和存量设备更新打开市场空间，龙头设备厂商将明显受益。

1）双面发电提升效率。HJT 双 面对称结构，发电量要超出单面电池 10%+，目前双面率已经达到 95%，相比其他工艺路 线有明显的发电增益优势；

2）光衰减低+温度系数低，稳定性强。HJT 电池通过良好的镀 膜工艺来降低界面复合改善 TCO 层及 Ag 接触性能。HJT 电池 10 年衰减小于 3%，25 年 仅下降 8%。且电池温度系数小，能减少太阳光带来的热损失；

3）工艺流程更加简化，提 效降本空间更大。相比 PERC 的 8 道和 TOPCon 的 10 道工艺，HJT 仅需 4 道工序即可完 成，在＜250℃低温环境下制备，相比于传统 P-N 结在 900℃高温下制备，有利于薄片化 和降低热损伤来降低硅片成本，从生产效率和产品良率上更有优势和提升空间。

目前 HJT 电池生产成本 0.9 元/W 以下，高于 PERC 的成本 0.7 元/W；预计 2022年 HJT 电池的硅片成本和非硅成本较目前降低 40%+，相较于单晶 PERC 电池的性价比优势有望逐步显现。目前产业界主要从银浆、硅片及设备三方面着手：

1） 银浆成本：低温银浆国产化+银包铜技术+SMBB 技术，判断共同推动降本 60% 以上。

①国内低温银浆实现国产化突破，且银包铜技术已经从实验室开始向量产 线转换，银浆耗量和价格将明显下降；

②低温工艺能降低栅线宽度至 15μm 以内， 多主栅技术导致银浆用量下降 35%；

③通过高精度无接触新型印刷技术降低银浆 耗量，帝尔激光、迈为股份等均在研发。我们判断，通过“银浆国产化+银包铜技 术+SMBB”组合，银浆耗量可降至 10mg/W，降本幅度超 60%；

2） 硅片成本：HJT 硅片减薄降本提效，预计成本下降幅度超 40%。薄片化有利于降 低硅片成本，HJT 电池是对称结构，易于薄片化且不影响效率，目前 PERC 厚度 为 170μm，我们预计到 2022 年可降至 130μm 以下，使得 Voc 上升，进一步提 效降本。我们预计硅片成本将从 2020 年 0.48 元/W 下降至 2022 年 0.27 元/W， 降本超 40%；

3） 设备方面降本：目前单 GW 成本低于 4 亿元，未来仍有 40%降本空间。HJT 制 作工艺流程大幅简化，制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO 薄膜沉积、电极金属化 四个步骤，分别对应制绒清洗、PECVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道工艺设备。随着迈为、捷佳及钧石等国内设备厂商积极推进 HJT 整线设备产业化，带动核心 设备价格持续下降，Solarzoom 预计 2022 年设备成本有望降至 3 亿元/GW 以内， 折旧成本下降至 0.03 元/W，降本空间高达 40%。

新老玩家纷纷入局，HJT 扩产节奏加快。钧石、通威等厂商早在 2019 年之前就已开 始规划 HJT 产能。随着 HJT 产线成本不断下降，越来越多的新玩家入局，安徽华晟一期 项目进展顺利，Q3 进行二期 2GW 项目招标。2021 年 5 月，明阳智能发布公告称将投资 建设年产 5GW 光伏高效电池和 5GW 光伏高效组件项目。

2021 年 5 月开始，爱康集团相关的 HJT 产线陆续进入建设期，预计下半年设备将逐步入场并投产出片。2021 年 6 月金 刚玻璃发布公告，决定投资建设 1.2GW 大尺寸半片超高效异质结太阳能电池及组件项目， 目前相关设备已经进场。截止目前，已经有超 10GW 在建或招标，我们预计到明年上半年， 异质结量产线投产进度将加速。

效率提升+设备降本空间大，HJT 电池产能规划超 120GW。随着设备加速国产化和工艺逐步提升，国内华晟、金刚玻璃及明阳智能等新进入厂商纷纷入局异质结 GW 级别量产 线。对 PERC 龙头电池厂商而言，通威股份、隆基股份等开始 GW 级别异质结电池产线。

海外方面，梅耶博格、REC 等海外电池厂商也加速布局HJT电池量产线，仅2021H1 就宣布了超 8GW 的新建项目计划。截至目前，全球HJT 规划产能已经超过 120GW，随着设备、关键材料的进一步降本和工艺提升，预计HJT 量产节奏将进一步加快。我们预计，2025 年HJT电池新增/合计产能分别为 106/306GW，新增产能五年 CAGR 为 123.5%。

全球竞争壁垒提升，组件厂商份额加速集中。近年来全球光伏市场日趋多元化，对组 件厂商销售网络搭建和全球营运能力提出更高要求。国内龙头组件厂凭借销售渠道和客户 资源积累，以及产品优势和品牌影响力提升，竞争力进一步增强。同时，头部企业通过一 体化（或准一体化）产能扩张，进一步提升盈利能力和抗风险能力，推动组件环节竞争格 局加速优化。2020 年，全球组件CR5 和 CR10 分别达 55%和 74%左右，我们预计 2021 年有望进一步提升至 70%和 90%以上。

组件分销占比有望提升，龙头厂商或享产品溢价。光伏终端市场中屋顶分布式比例逐 步提升，组件厂商针对其所对应的小 B 和 C 端客户拥有相对较强的议价能力。以龙头组件 厂商天合光能等为例，凭借更强的专业性和品牌影响力，其在面向小 B 和 C 端客户的分销 市场相较集中式直销市场，往往享有近 0.1 元/W 的产品溢价。因此，顺应市场结构趋势， 龙头组件企业纷纷加大分销市场投入，整体议价能力有所提升。

组件价格传导能力相对较弱，成本上涨压缩厂商盈利。由于 1）光伏主辅材成本上涨 推动，2）组件环节格局和客户结构改善，3）终端开发商逐步被动降低投资收益率预期， 2021 年以来组件价格呈现罕见的持续上涨，成为产业链成本压力传导和终端需求博弈的 核心环节。目前组件现货价格基本达到 2 元/W 以上，较年初水平涨幅超 20%，但仍难以 抵消成本上涨压力。

大尺寸、双面组件产品享受 3-5 分/W 小幅溢价。组件产品亦延续差异化定价，其中 大尺寸的 M10/G12 组件相较于 M6 组件享有 3-5 分/W 的产品溢价，双面较单面组件亦基 本维持 3-5 分/W 的价差，本质上反映了更具降本增效能力的产品在终端获得更高的接受度。

面对供应链成本上涨压力，央企电站投资商被动降低项目收益率预期。2021 年平价 上网以来，受制于组件等供应链成本上涨和完成既定投资计划的双重压力，主流的央企电 站投资商下调了光伏项目投资回报率门槛，项目 IRR 要求从此前约 8%调整到了约 6.5% 甚至是 6%。

我们预计中短期内主要投资商的项目 IRR 预期仍将维持在此区间，大幅提升 收益率预期的诉求和可行性相对较弱。参考不同省份光伏项目 IRR 曲线与组件价格变动关 系，在目前市场价格情况下，广东等具备电价优势或内蒙古等具备资源条件优势省份，仍 具备满足投资收益率基准的项目建设可行性。

随着主辅材成本有望逐步下降，组件企业具备高盈利修复弹性。在目前硅料价格已达 260 元/kg，组件价格约 2 元/W 的情况下，光伏组件企业盈利压力较大，硅片-电池-组件一 体化厂商尚且处于盈亏线附近，而非一体化厂商或基本面临持续亏损。但随着硅料等主辅 材环节价格有望企稳且逐步回落，且组件环节格局持续优化，预计厂商具备较大盈利修复弹性。

若仅主要考虑硅料成本这一波动因素，假设硅料价格区间有望回落至 150-200 元/kg， 且组件价格得以保持在 1.85 元/W 左右的中枢水平（预计对应大部分平价项目 IRR 可达 6.5%），则一体化组件企业单位盈利有望回升至 0.1 元/W 左右；同时，随着其他辅耗材环 节成本有望整体回落，预计头部厂商盈利能力有望进一步回升至 0.1 元/W 以上。

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