（一）碳达峰期间光伏制造业产值增幅有望达到166%，扭转2010-2020年行业产值无增长局面

  双碳能源转型新目标，光伏新增装机迈向TW时代。2020年我国提出将力争在“2030年前碳达值、2060年前碳中和”的能源转型新目标，并明确在碳达峰期间非石化能源占一次能源消费比重将达到25%左右，2021年又进一步明确了将构建以新能源为主体的新型电力系统。光伏发电已成为目前全球最经济的电力能源，因此有望成为中国构建新型电力系统和全球新增电力装机的主力。我们测算得到2025年/2030年/2060年全球光伏新增装机量分别为379GW/557GW/2.095TW。在全球碳中和的大背景下，全球光伏新增装机年需求将迈向TW时代。

  系统成本下降带动LCOE降低，2030年光伏组件价格将降至0.95元/W。平准化度电成本（LCOE）是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。根据CPIA，2020年我国地面光伏电站初始投资3.99元/W，其中组件价格1.57元/W，组件占初始投资比例39.3%。2020年全国光伏电站平均可利用小时数1160小时，对应地面电站LCOE约为0.307元/kwh。

  根据CPIA预计的各类电池转化效率以及市场渗透率，测算可得2030年光伏电池平均量产转化效率将提升至24.4%，相比2020年提升9%，由此2030年全国地面电站光伏可利用小时数预计提升至1264小时，LCOE将降低至0.217元/kwh，初始投资约为3.15元/W。由于主产业链制造环节成本下降速度更快，组件占系统成本比例不断降低，若假设2030年组件占初始投资比例降低至30%，对应组件价格将降至0.95元/W。

  效率提升对降低光伏电站LCOE的作用明显地增加。成本下降及效率提升是驱动光伏电站LCOE下降的两个因素。2010-2020年，地面光伏电站LCOE下降85.1%，与初始投资降幅基本持平，地面电站LCOE下降基本由初始投资下降贡献。依照我们前文测算，预计2020-2030年光伏地面电站LCOE降幅29.2%，显著大于初始投资21.1%的下降幅度，因此碳中和期间，效率提升对降低光伏电站LCOE作用显著增加。

  碳达峰期间光伏制造业产值增幅有望达到166%，扭转2010-2020年行业产值无增长局面。2010-2020年，全球光伏新增装机从17.49GW增至127GW，而光伏组件价格从13元/W(含税)降低至1.57元/W，导致2020年全球组件产值相比2010年下降10%至1764.5亿元。依照我们前文测算，2030年全球光伏新增装机将达到557GW（不考虑更新替换需求），组件价格将降至0.95元/W，对应组件产值4686亿元，相比2020年水平增长166%。

  2010-2020年全球单晶组件产值快速提升，多晶惨遭汰换产值下滑明显。2010-2020年单晶凭借性价比优势，取代多晶成为主流技术路线%，多晶技术市场渗透率从60.6%下滑至9.3%。按此比例，对应全球多晶组件产值从1424亿元下滑至173亿元，下降88%；单晶组件产值则实现迅速增加，从2010年的536亿元增长至2020年的1592亿元，增幅达到197%。

  超额收益源自市占提升，龙头地位稳固带来估值溢价。光伏行业单多晶技术迭代以及单晶产值迅速增加过程中，单晶技术引领者隆基股份取代保利协鑫成为光伏行业新龙头，公司营收增速显著超过光伏制造环节总产值增速。2020年隆基股份实现盈利收入546亿元，归母净利润85.5亿元，营收占光伏制造环节总产值比例达到30.9%，分别是2010年光伏龙头保利协鑫的3.4倍、2.5倍、3.8倍。而隆基股份上市以来最高市值4639亿元（2021年），是保利协鑫最高市值（2011年）的6.4倍，明显高于营收、业绩以及产值占比变化，体现出光伏单晶路线技术稳定性以及光伏龙头地位越加稳固带来的估值溢价。

  光伏设备：受益光伏技术迭代，行业产值稳步提升。光伏长晶炉行业在经历了2012年的欧美双反及海外装机锐减后，于2013年触底并开始恢复增长。根据全球长晶炉销量及销售价格，我们测算，全球光伏长晶炉行业产值从2013的21.8亿元增长至2020年的125亿元，涨幅达到475%。而在单多晶技术迭代影响下，同期光伏组件环节整体产值仅增长33%。长晶炉环节产值增长明显高于组件环节，成长性更好。

  其中，龙头公司晶盛机电生长炉出售的收益从2013年的1.53亿元增长至2020年的26.23亿元，涨幅超过16倍，全球市场占有率从2013年的7%最高提升至2017年的32%，后因隆基股份等自供长晶炉的硅片企业大幅扩产而使市占率回落至2020年的21%。晶盛机电总市值从2013年的44亿元增长至2020年387亿元，增长778%，显著优于同期创业板指表现。

  辅材胶膜：无惧技术迭代，行业产值稳定增长。光伏胶膜行业在经历了2012年的欧美双反及海外装机锐减后，于2013年触底并开始恢复增长。我们根据全球光伏胶膜需求及产品价格，测算2013-2020年期间行业产值增长159%，相比同期光伏组件环节整体产值增长为33%，光伏胶膜产值增长明显高于组件环节，成长确定性高。其中，光伏胶膜有突出贡献的公司福斯特2013-2020期间光伏胶膜业务出售的收益从17.95亿元增长至76亿元，涨幅达321%，全球市场占有率从37%增长到61%，市值从2014年的153亿元增长至657亿元，涨幅达329%，公司上市以来股价表现显著优于同期沪深300指数。

  光伏电池大致上可以分为P型与N型，二者的不同之处在于原材料硅片和电池制备技术不同。P型硅片在硅材料中掺杂硼元素制成，N型硅片在硅材料中掺杂磷元素制成。P型电池原材料为P型硅片，通过制备技术分类最重要的包含BSF电池、PERC电池，N型电池原材料为N型硅片，最重要的包含PERT/PERL、TOPCon、HJT（异质结）、IBC等。P型电池制造工艺简单，成本更低。N型电池转化效率更加高，但制造工艺复杂、成本更高。

  转化效率超过25%的单晶硅电池是目前国际单晶光伏技术实验室的顶配水平。根据CPIA，目前全球转化效率超过25%的单晶硅电池记录有12项，其中8项纪录使用N型硅衬底材料，4项纪录使用P型硅衬底材料，N型硅材料有高的少数载流子寿命和低的效率衰减，因此相对P型硅电池的效率水平更为容易得到提升。12项纪录包括六种电池类型，其结构分别是：钝化发射极和背部局域扩散（PERL）电池、交指式被接触（IBC）、异质结（HJT）电池、异质结背接触（HBC）电池、钝化接触（TOPCon）电池、背结背接触-多晶硅氧化钝化（POLO-IBC）太阳能电池。

  从铝背场（BSF）到PERC、PERC+，P型电池的崛起之路。P型单晶硅电池发展较早，在2015年之前是由铝背场（BSF）电池主导，曾经占据了90%的市场占有率。PECR电池在传统铝背场电池基础上，在硅片背面和背铝中间再加入一层电介质钝化层，同时通过在钝化层上激光刻蚀来实现背铝与硅片的接触，大幅度延长电池的常规使用的寿命，提升其光电转换效率，于是PERC技术开始慢慢地走向产业化。CPIA多个方面数据显示，2020年PERC电池占比从2019年的65%提升至86.4%，产能约190GW，产量116.5GW，同比分别增长72%和63%。

  长期：转换效率接近理论瓶颈，制约P型电池渗透率继续提升。技术进步是光伏发电成本迅速下降的主要驱动力，而在光伏电池中主要通过转换效率的提升来推动产业高质量发展。为逐步提升PERC电池转化效率，2019年行业开始采用PERC+技术，包括：

  ①背面碱抛光技术。通过碱式化学试剂抛光的方式使太阳电池背表面更平整，提升开路电压和短路电流，提升电池转化效率；

  ②背面多层钝化膜技术。背面钝化由常规的双层结构改为多层结构，以提升钝化效果，同时采用二合一或者三合一的设备一次完成多层膜的生长，节省工序转运成本的同时也降低了硅片表面污染，提升了量产的成品率；

  ③背面激光开槽工艺通过一直在优化图案降低开孔面积降低横向电阻，提升电池效率；

  在PERC电池的产业化推进下，其行业量产效率从2016年的20.5%提升至2020年的22.8%。电池龙头通威股份量产转化效率从2016年的20.15%提升至2020年的23.44%。市场对PERC电池的效率挖掘逐步进入瓶颈期，量产效率接近PERC电池技术极限。因此从长久来看，P型电池的效率瓶颈将制约其市场占有率的继续扩张。

  中期：P型产业链各环节成本曲线扁平化，产能过剩挤压投资回报。目前P型产业链各环节技术趋于成熟，产业链门槛降低后，产能扩张使得各环节成本曲线扁平化，市场之间的竞争越发激烈。通过统计行业扩产数据可得，2020年硅料/硅片/电池/组件的单位GW产能固定资产投资额分别2.7/2.2/3.1/1.7亿元，较2014年分别降低81.6%/74.4%/77.2%/69.8%。硅料/硅片/电池环节后发优势以及组件有突出贡献的公司快速扩产，带动P型产业链各环节产能迅速扩张，

  根据硅业分会，2020年硅料/硅片/电池/组件产能分别为162/250/220/220GW，预计2021年底产能将分别达到233/370/355/300GW，2022年将逐步提升至304/390/375/350GW。供给全面过剩使得产业链毛利润持续被压缩，我们测算，硅料/硅片/电池/组件四个环节的总毛利额从2014年的1.43元/W降低至2021Q1的0.43元/W，降幅达到70%。随着2021年底及2022年新增产能释放，预计行业竞争将更趋激烈，成本曲线扁平化趋势下，投资回报或将继续承压。

  短期：扩产周期差异驱动盈利向上游转移，产业链价格持续上涨影响终端装机需求。光伏行业扩产周期：硅料硅片电池组件。硅料扩产周期长，从建设到投产需要12-18个月，从投产到满产需要6个月。在2018年531政策、2019年竞价上网、2020年上半年疫情影响下，2018-2020H1硅料价格持续下跌，落后产能不断退出，到2020年底行业有效产能仅51.9万吨（国内42万吨，海外9.9万吨），考虑到新产能释放，2021年硅料有效供给仅57.5万吨，可支撑192GW新增装机。

  而2021年下游硅片/电池/组件产能均扩张至300GW以上，为摊薄单W成本，下游争相与硅料企业签订长单，导致硅料产品供不应求，产品价格自2021年初以来上涨150%至210万元/吨。硅料涨价挤压别的环节利润，2021年5月底硅料/硅片/电池/组件单一环节毛利率分别是79.6%/25.0%/3.9%/-2.5%。

  硅料涨价向下游传导，组件及系统成本上涨影响装机需求。受硅料涨价影响，硅片、电池、组件价格跟随上行。2021年6月9日硅片、电池、组件价格分别报于5.13元/片、1.09元/W、1.81元/W，相比年初分别上涨58%、15%、8%。组件价格持续上涨叠加BOS环节涨价，光伏系统成本提升降低终端装机需求。

  N型晶硅电池凭借高转化效率、高可靠性及产业化可行性，有望成为下一代电池技术。相对于P型硅电池，N型硅电池的光致诱导衰减（LID）极低，具有更加好的弱光性，此外N型硅对某些金属杂质的敏感性低，在相同的杂质浓度下，N型硅比P型硅有更高的少数载流子寿命。这些特性导致N型硅电池比P型硅电池具有长寿命及高效率的特点。此外，N型硅电池制备过程中由于采用透明的磷掺杂背场代替传统的P型硅电池的铝浆形成的Al背场，因此适合制备双面电池，提高单位电池面积的发电量。目前实验室最高的N型硅电池效率纪录已达到26.7%，未来随着成本降低，N型电池有望成为下一代量产的电池技术。

  目前，N型光伏电池最重要的包含TOPCon、HJT和IBC三种技术路线，未来三种技术路线的进一步结合与升级将形成下一代N型电池技术，例如：IBC与TOPCon继续结合将形成TBC技术，IBC与HJT继续结合将形成HBC技术。通过对TOPCon、HJT和IBC三种路线对比分析可知：

  ①从生产的基本工艺难度：IBCTOPConHJT，HJT电池工艺最简单，核心工艺仅需要4步；

  ④生产设备兼容性：TOPConIBCHJT，TOPCon电池兼容性最高，可以从原有产线转换，HJT电池完全不兼容现有设备；

  下面我们对TOPCon、HJT和IBC三种路线的光伏电池技术做简单的介绍。

  A．TOPCon电池：与现有PERC产线兼容度高，有望实现低成本迭代升级

  本节主要介绍TOPCon电池的生产工艺、成本下降路径、与PERC相比竞争力以及产能情况等。

  TOPCon电池是隧穿氧化层钝化接触（TunnelOxidePassivatedContact）电池的简称。TOPCon电池概念是由FraunhoferISE在2013年第28届EUPVSEC上首次提出。其使用一层超薄的氧化层与掺杂的薄膜硅钝化电池的背面。其中背面氧化层厚度1.4nm，采用湿法化学生长。随后在氧化层之上，沉积20nm掺磷的非晶硅，之后经过退火重结晶并加强钝化效果。该结构为硅片的背面提供了良好的表面钝化，超薄氧化层可以使多子电子隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子空穴复合，进而电子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流。

  1.完美实现背钝化，无正面吸光问题，效率提升潜力大，目前来看量产效率可以到23.5-24%；

  2.匹配丝网印刷金属化，设备成熟，与现有产线兼容性高，能够最终靠添加设备实现工艺；

  目前来看，TOPCon电池单GW的设备投资2-3亿元，在效率显著提升的同时设备投资并未大幅增加。

  TOPCon可通过与现有PERC产线结合实现低成本迭代升级的同时，也面临一系列挑战：一是工艺复杂，良率较低。TOPCon相比于PERC、HJT以及IBC电池工艺步骤显著增加，需要12-13步，工序增加带来良率控制难度加大，目前PERC电池良率在97%-98%之间，有突出贡献的公司可做到98%以上，而TOPCon电池整体良率在93%-95%之间，领先公司能够做到95%以上，仍与成熟的PERC路线存在一定差距。二是TOPCon技术中的非晶硅生长、硼扩散等核心工序仍存在较多技术障碍，影响生产速率及电池良率，并且高温工艺较难适应大尺寸硅片、薄型硅片降本。

  TOPCon技术在电站LCOE角度已实现相对PERC的经济性。依照我们测算，保持光伏电站LCOE、IRR不变的条件下，目前TOPCon和PERC转化效率水平下，TOPCon相对PERC电池价格能提高16.5%。若电池片企业维持现有盈利能力不变，当电池片价格提升16.5%时，成本能提升16.5%。依照我们测算，目前TOPCon电池成本相较PERC电池提升16.27%。因此，TOPCon电池在电站LCOE、IRR不变时，已经取得相对PERC技术的经济性。

  ③按照目前产业链报价，PERC电池占组件成本的60%，组件占电站成本的44%；

  ①从光伏电站的业主视角出发，应用TOPCon技术后，光伏电池片的转换效率从23%提升至24%，即同等占地面积的电站，年发电量约增加4.35%；

  ②假设光伏电站LCOE、IRR、日照小时数等其他参数均不变，当年发电量增加4.35%后，根据内部收益率模型可以倒推出电站业主可接受的建站成本增加4.35%；

  ③假设BOS成本、组件的非电池片成本均维持不变，电站建站成本增加的4.35%弹性完全由电池片成本承担，根据成本传导系数反算，即能接受的电池片价格能提高16.5%，可使得电站获得与PERC产品条件下相同的LCOE及IRR水平。

  ④假设电池片企业维持现有盈利能力不变，当电池片价格提升16.5%时，成本能提升16.5%。依照我们测算，目前TOPCon电池成本相较PERC电池提升16.27%。因此，TOPCon电池在电站LCOE、IRR不变时，已经取得相对PERC技术的经济性。

  TOPCon电池成本仍有较大下降空间，有突出贡献的公司加速扩产。TOPCon电池后续可通过

  基于对现有产线的高兼容性以及未来降本潜力，大多新扩PERC产能都做出升级TOPCon技术的空间预留、衍生预留的规划。根据PVinfolink，行业现有TOPCon电池量产产能8.29GW，小批量试产及下半年计划扩产产能8.36GW，预计2021年底TOPCon总产能将超过16.65GW。根据LAPLACE统计，目前行业现有及规划总产能规模超过45GW。

  本节主要介绍HJT电池的发展历史、生产的基本工艺、产能情况、成本下降路径和PERC相比竞争力情况等。

  早在1985年，美国科学家Yablonovitch等就指出，理想的太阳电池应该具有双异质结结构，即禁带宽度较小的吸收层材料夹在两个不同掺杂类型的宽禁带材料之间，该结构易在吸收层材料中获得比较大的准费米能级分裂；如果异质结界面能被很好地钝化，该结构电池将可获得较高的电压和效率。HJT电池是这种设想成功的典范。

  HJT电池的发展历史：与PERC的崛起之路类似，HJT电池的发展同样经历了产业萌芽期、实验室阶段、初步的商业化阶段和逐步的产业化阶段。自1974年WalterFuhs首次提出a-SI和晶体硅融合的HJT结构起，到三洋获得专利，在到2010年三洋核心专利过期，技术垄断终于打破，到目前HJT电池获得机遇有望成为产业主流，HJT的研究和商业化产业化探索也已经经历了四十多年。技术从实验室到工厂生产，经历了无数次的改进和提升效率减少相关成本的探索，目前终于成为高效电池未来发展方向。

  异质结电池（HJT）工艺流程最重要的包含四步，突破的关键点在于设备及材料成本降低：制绒清洗-非晶硅薄膜沉积-TCO制备-电极制备，其中，非晶硅薄膜沉积为核心工艺，相比于PERC电池工艺步骤大幅度减少。而工艺步骤的减少对于良率的提升形成了有效支撑，这也是很多企业选择HJT的关键。但是由于HJT电池采用晶硅/非晶硅异质结结构（PN结由不一样的材料构成），最高工艺温度不能超过非晶硅薄膜形成温度（200℃），因此在后续采用低温固化工艺替代高温烧结。低温工艺对设备、工艺、材料和洁净度提出更高的要求，因此就需要新建产线，其中主要设备有待进一步国产化，投资所需成本较高，约为PERC的2-4倍。因此，HJT技术突破的关键点主要是设备成本和材料成本的降低。

  HJT电池无PID（电势诱导衰减）、LID（光致衰减）、LeTID（光热致衰减）。异质结电池的光照稳定性好，理论研究表明非晶硅薄膜/晶态硅异质结中的非晶硅薄膜没有发现光衰效应和电位诱发衰减，全生命周期发电衰减小。

  HJT电池的温度稳定性好。在发电性能方面，HJT电池的温度系数低，约为常规晶体硅电池的一半，仅为-0.25%，温度升高时输出功率影响小，高温时发电量增益大；高温环境下HJT电池发电量比传统电池可增加6-10%。

  HJT电池具有双面发电特性，正反面受光后都能发电，封装成双面电池组件后年平均发电量比单面电池组件多出10%以上。HJT电池背面可以增加10%-20%发电量，双面综合发电效率可以达到25%-28%。且双面电池技术可以在各种环境下提供更高的经济收益，其中以反射涂层地面和雪地最为突出，预计增益能达到25%。

  HJT电池适用于薄片化，降本潜力大。目前HJT电池所用硅片厚度大多在150-170um，未来可降至100-120μm。

  HJT电池效率提升潜力大。HJT电池独有的带本征薄层的异质结结构，在p-n结成结的同时完成了单晶硅的表面钝化，使得开路电压Voc740mv，提升效率。并且低缺陷化的钝化层及高导电率的金属电极大大降低了表面、界面漏电流，同时提高了电池效率。TCO层高透电率及正面非晶硅层提高对光的吸收。目前HJT量产转化效率可达到25.05%，隆基股份最新公布的商业化尺寸HJT电池转化效率达到创纪录的25.26%。HJT电池理论转化效率可达到27.5%，未来可以与IBC技术结合实现HBC电池效率进一步提升。

  HJT电池目前量产产能4.12GW，预计到2021年底产能将达到6.45GW。根据PVinfolink，目前钧石、REC、江苏爱康、通威、晋能、中威等都实现量产，量产规模在50MW-1GW之间。另有通威金堂1GW中试线产能、梅耶博格、阿特斯、隆基股份等公司试验产能及计划产能合计约2.33GW，截至2021年底预计HJT总产能将达到6.45GW。据不完全统计，HJT现有及规划产能合计41.64GW。

  HJT电池具有较大降本空间，其中降低非硅成本成为HJT成本下降的重要方向。从HJT和PERC电池的成本结构来看，目前PERC电池的非硅成本在0.24元/W左右，而HJT的非硅成本超过0.66元/W。而从成本结构来看，HJT的非硅成本占比约50%，降低非硅成本成为HJT成本下降的重要方向。

  非硅成本的下降主要包括设备和浆料的国产化，尤其是CVD和PVD等关键设备的国产化；TCO材料和靶材的改进；银浆消耗量的降低等。通过硅片变薄、金属电极优化、TCO材料改进以及各环节核心技术的改进等方式，提升Voc,Jsc和FF。首先，使得硅片变薄，自170nm降至90nm，能够使得Voc上升，效率变高。在非晶硅薄膜沉积环节，需要与装备企业合作，推进CVD、PVD设备国有化，并进沉积膜工艺。TCO膜环节，需要同时通过与研发单位合作，推进TCO材料国有化，并改进TCO镀膜环节工艺。在金属电极化步骤中，要以国产低温银浆代替进口，使用更先进的电镀和SWCT技术，以降低成本。

  HJT有望于2021年具备与PERC组件的竞争力，2022年实现与PERC电池的直接竞争力。根据华晟新能源测算，在硅片、BOM、设备国产化、能耗降低以及效率提升等因素综合带动下，预计2021年HJT电池单位成本将降低至0.8元/W以下，同时基于HJT组件低衰减、低温度系数、高双面性和弱光性等实际发电优势，预计2021年有望具备与PERC组件的竞争力。通过继续推动HJT提效降本，预计2022年HJT电池单位成本降低至0.65元/W，有望实现与PERC电池的直接竞争力。

  IBC电池结构是一种电极具有交指形状的背结和背接触光伏电池。电池具有如下特点：

  （1）与PERC、PERT、HJT等电池比较，电池前面没有栅线，正负电极采用交叉排列的方式被制备在电池背面，避免了常规电池正面栅线%左右的遮光损失；

  （2）背面利用扩散法或者离子注入法制作P+和N+交错间隔的交叉式电极接触高掺杂区，通过在介质化膜上开孔，实现金属电极与发射区或基区的点接触连接，同时降低了光生载流子的背表面复合速率；

  （3）由于背接触结构，IBC电池的串联电阻低于传统电池，具有较高的填充因子。目前IBC电池是商品化晶体硅电池中工艺最复杂，结构设计难度最大的电池，单位GW产能产能设备投资约4-5亿元，是PERC的2倍以上。

  IBC受到市场关注，主要得益于其具有较高技术叠加升级潜力，可以分别与TOPCon及HJT技术结合，形成TBC及HBC技术，具备进一步提高转化效率的潜力。根据摩尔光伏，美国SunPower公司已经研发了三代IBC太阳电池。其中，2014年在N型CZ硅片上制备的第三代IBC太阳电池的最高效率达到25.2%。2021年6月，国家电投黄河上游水电开发有限责任公司建设的中国首条量产规模IBC电池及组件生产线平方厘米)尺寸的IBC电池量产平均效率突破24%，此次提效是在不增加新设备的前提下实现的技术突破，有利于推动IBC技术走向产业化。IBC与HJT技术结合形成的HBC技术转化效率可达到26.7%（Kaneka，2017年），这是目前晶硅太阳能电池效率的最高水平。

  IBC技术门槛高，制造成本高，目前有少部分国内外公司进行布局。IBC技术制造工艺复杂，使用的N型高质量单晶硅片成本比较高，使得其技术门槛高、制造成本高，并且在HJT效率不断突破情况下，IBC转化效率优势趋于弱化，电池产能扩张进展缓慢。目前主要布局企业包括爱旭股份、SunPower（被中环收购吸纳技术）、天合光能、国家电投、中来股份等，目前行业总产能约4GW，在建/规划产能约8.5GW，行业总体产能规划显著小于TOPCon及HJT技术路线）N型技术有望加速渗透，推动光伏产业格局重塑

  N型技术有望快速提升，推动光伏产业格局重塑。根据CPIA，2020年N型电池市场占有率8.1%，预计2021/2023/2025年将分别提升至12.5%/20.7%/27.7%。复盘光伏行业发展历史，单晶技术路线取代多晶路线过程中，单晶龙头隆基股份硅片营收及市场份额快速提升，伴随单晶崛起而超越保利协鑫成为行业新龙头，营收增速远超行业水平。N型光伏技术渗透率快速提升有望为龙头企业带来超越行业的增长机会，有望在实现对原有P型技术路线替代过程中，重塑行业竞争格局。

  辅材及BOS无惧技术变革，优选格局清晰赛道。光伏产业链从上游硅料到光伏组件生产过程中需要用到的辅材包括：坩埚、热场、金刚线、银浆、铝浆、胶膜、玻璃、背板、铝边框、接线盒等，组件与BOS环节的逆变器、支架等配合形成光伏电站。辅材及BOS环节技术稳定性高，光伏行业由P型向N型技术发展过程中，辅材及BOS环节的产品升级大多发生在现有技术体系内部，技术颠覆可能性小，龙头成长可期，优选竞争格局清晰以及具备较大国产替代空间的细分子领域。

  ①从市场集中度及竞争格局稳定性：金刚线光伏胶膜光伏玻璃背板光伏热场支架逆变器银浆，2020年TOP2龙头企业全球市占率合计分别为金刚线%（美畅股份、江苏聚成），光伏胶膜66.8%（福斯特、斯威克），光伏玻璃53.8%（信义光能、福莱特），背板48.7%（赛伍技术、中来股份），热场47.7%（金博股份、中天火箭），支架46%（NEXTracker（新加坡）、ArrayTechnologies（新墨西哥州）），逆变器42%（阳光电源、华为），正银20.9%（帝科股份、苏州固锝）。

  ②从国产替代空间：跟踪支架银浆光伏热场光伏逆变器光伏胶膜背板。金刚线、光伏玻璃全面国产化；光伏背板国产化率超过90%，只有部分组件产品招投标中指定采用进口PVF（美国杜邦）或PVDF（阿科玛）的氟膜材料生产的KPK或TPT结构背板，受限于成本比较高，进口产品需求量会更趋萎缩。胶膜方面，EVA胶膜市场供应基本国产化，国内企业在POE胶膜扩大生产和研发使得美国3M、日本三井化学市占率下滑明显，预计进口比例不超过17%。此外逆变器及热场国产替代空间大概30%，银浆超过50%，支架则超过73%，有很大的国产替代潜力。

  硅料领域，通威股份、保利协鑫、大全都已具备N型硅料生产能力，2021年已经实现批量生产及供应；

  硅片领域，隆基、中环、上机数控硅片产能能够完全满足客户N型产品需求，隆基、中环已经向市场提供N型产品；

  电池领域，目前专业化电池厂商以及一体化龙头均有重点布局N型技术，例如通威、爱旭、隆基、晶科、中来、天合等。通威在PERC产能建设时，为眉山2期和金堂1期合计15GW电池项目预留N型TOPCon设备升级位置，并且公司2020年报显示HJT电池研发产线目前电池最高转换效率已达到25.18%。同时，公司将建设1GWHJT中试线，在研发产线基础上加强完善设备选型、优化工艺技术、提升产品性价比。2021年4月，隆基刷新N型TOPCon转换效率世界纪录25.21%，HJT技术转换效率世界纪录25.26%。2021年5月，大面积N型单晶硅单结电池效率达25.25%，再次刷新世界纪录。2021年6月，公司已具备GW级TOPCon量产产线布局，量产电池转化效率为24.5%，双面率可达85%；

  组件领域，2021年1月，晶科能源N型单晶组件最高转换效率达23.01%，创造新的世界纪录。2021年6月，隆基推出N型TOPCon双面组件Hi-MON，量产转换效率高达22.3%，功率达到570W；

  设备企业受益技术升级，装备国产化助力N型降本。一代光伏工艺一代光伏设备，光伏行业从P型迈向N型技术过程中，产线升级催生新一代设备需求。过去十年中，新的电池技术主要由国外机构提出，国外设备厂商首先开发设备然后引入国内。而从最新的TOPCon、HJT、IBC等高效电池技术产业化情况去看，国产设备供应商在中试环节就开始与电池片企业厂紧密合作，不停地改进革新，成为技术和市场的引领者。

  目前国内企业基本实现光伏设备全产业链覆盖以及多种N型新技术的设备覆盖。例如提供TOPCon路线设备的企业包括捷佳伟创、帝尔激光、金辰股份、拉普拉斯、无锡威导等；HJT设备企业包括迈为股份、捷佳伟创、帝尔激光、金辰股份、晟成光伏、钧石能源、理想万里晖等；IBC设备企业包括钧石能源、帝尔激光等。凭借价格与就近服务优势，国产设备厂商将在高效电池技术上引领行业发展，并且通过设备国产化带动N型技术成本降低。

  平价上网时期，产业链盈利分配占比将向资本投入占比回归。平价上网时期，政策对光伏行业影响弱化，“技术+资本”成影响光伏产业链盈利构成的关键要素。同时由于技术迭代通常伴随新增资本投入，且技术迭代降本对终端售价绝对金额的边际影响大幅减弱，因此在政策补贴完全退出后，产业链各环节回报占比将逐步趋近于资本投入占比，推动P型产业链盈利再分配。

  组件、电池环节盈利有望获得显著修复，一体化企业盈利触底回升。结合N型电池设备国产化推进情况，假设N型电池技术设备投资达到2.5-3.5亿元/GW，则固定资产投资约4.3亿元；根据组件技术升级情况，假设新技术量

  1.4亿元/GW，固定资产投资约2.12亿元/GW；根据硅料、硅片单位产能初始投资的下降趋势，假设硅料、硅片的固定资产投资额减少5%，由此可得平价上网时期，硅料、硅片、电池片、组件的固定资产投资占比分别为20%、20%、40%、20%。而2021年5月底硅料、硅片、电池、组件的毛利额分别为0.36、0.18、0.04、-0.04元/W，由此组件环节有望获得显著盈利修复，剔除盈利为负的组件环节，硅料、硅片、电池的盈利分配占比为63%、31%、6%，相比平价上网时期25%、25%、50%固定资产投入占比，电池环节的盈利占比有望大幅度的提高。一体化企业在硅片、电池、组件综合盈利占比提升带动下，盈利有望触底回升。文章来自：广发证券，陈子坤、李蒙、纪成炜

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