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一、回顧光伏電池行業
（一）光伏電池的基本原理
光伏發電的基本原理是利用半導體的光生伏特效應（Photovoltaic Effect，PV），在太陽能電 池內部 PN 結上形成電位差，從而將太陽能轉換為電能，因此光伏電池是決定光伏發電效率的核 心器件。
光伏電池中的最核心部分是 PN 結，作為光伏電池的基本結構單元，在 P 型（摻硼）半導體 和 N 型（摻磷）半導體的交界面形成。P 型半導體摻雜元素為硼，空穴作為多數載流子（多子） 主要參與導電，電子是少數載流子（少子）；N 型半導體摻雜元素為磷，電子作為多子主要參與 導電，空穴是少子。
由於半導體內載流子濃度的差異，在 PN 結會形成一個由 N 指向 P 的內電場。當太陽光照 射在半導體表面， PN 結附近的電子吸收能量變為移動的自由電子，同時在原來的位置形成空穴。 自由電子受到內電場的作用會向 N 區漂移，同時對應空穴向 P 區漂移。當連接電池正負極形成 閉合迴路時，自由電子受到內電場的力從 N 區經過導線向 P 區移動，在外電路產生電流。
根據半導體材料的不同，可以將太陽能電池分為晶矽太陽能電池和薄膜太陽能電池。晶矽電池是研究最早、最先進入應用的第一代太陽能電池技術，按照材料的形態可分為單晶矽電池和多 晶矽電池，其中單晶矽電池根據基體矽片摻雜不同又分為 P 型電池和 N 型電池。目前應用最為 廣泛的單晶 PERC 電池即為 P 型單晶矽電池，而 TOPCon、異質結、IBC 等新型太陽能電池技 術主要是指 N 型單晶矽電池。
（二）從太空到地面，光伏行業增長了 1500 倍
1839年法國科學家E.Becquerel發現液體的光生伏特效應算起，太陽能電池已經經過了180 多年的漫長的發展歷史。1877 年 W.G.Adams 和 R.E.Day 研究了硒(Se)的光伏效應，並製作第 一片硒太陽能電池。
我國 1958 年正式開始研發太陽能電池，最初研發出的光伏電池主要用於空間領域。1975 年-1976 年寧波、開封先後成立太陽電池廠，電池製造工藝模仿早期生產空間電池的工藝，太陽 能電池的應用開始從空間降落到地面，但由於產品價格貴地面光伏市場小，20 世紀 70 年代至 20 世紀 90 年代，行業發展幾乎停滯。
直到 2000 年德國頒布《可再生能源法》帶動歐洲地面光伏市場興起，進而帶動我國開始出 現光伏產業鏈的配套公司，地面光伏市場才真正開始逐步發展起來。2002 年我國無錫尚德第一 條 10MW 多晶矽電池產線宣布投產，我國光伏產業全面國產化進程正式開啟。
2003 年到 2005 年，在歐洲特別是德國市場持續拉動下，尚德和保定英利持續擴產，其他 多家企業紛紛建立太陽電池生產線，使我國太陽電池的生產量迅速增長到達 MW 級別。2007 年 我國光伏新增裝機約 20MW，之後十多年我國通過補貼等多種政策的扶持，到 2019 年我國光伏 新增併網達 30.1GW，較 2007 年增長超 1500 倍。
近二十年光伏電池市場主要以技術更成熟的晶矽電池為主，2008 年前後由於晶矽電池上遊 多晶矽料出現緊缺，導致晶矽電池成本高企，薄膜電池作為第二代電池受到市場關注，市場份額 一度出現回暖。但隨著 2008 年-2009 年和 2010 年-2011 年兩輪多晶矽料價格的斷崖式下跌，晶 矽電池成本得以大幅下降，度電成本大幅降低，成為目前光伏電站市場的絕對主流。而薄膜電池 僅保存了特定市場的極小份額。
多晶矽價格暴跌後，多晶矽片經濟性曾一度領先單晶。但從 2015 年-2016 年開始，以隆基 為首的單晶廠商實現技術突破，大幅降低了單晶矽片單片成本。由於單晶矽電池具備更高的轉化 效率，導致單晶矽片對應的單瓦成本實現反超，比多晶更低，後又出現以 PERC 電池為代表的 高效單晶矽電池，進一步推動了單晶矽對多晶矽的替代，單晶矽電池市場份額自 2016 年起開始 持續攀升。
（三）兩輪多晶矽料的價格暴跌，奠定晶矽電池發展基礎
2004 年之前，絕大部分多晶矽產量用於半導體產業，太陽能級多晶矽需求僅用電子級矽的 邊角料即可滿足，因此，多晶矽產能主要受半導體產業影響。2003 年德國光伏補貼政策出臺， 帶動了德國太陽能光伏應用市場，從 2004 年起在以歐洲、日本、美國為代表的太陽能光伏應用 市場的帶動下，太陽能級矽的需求呈現較快速度增長。據賽迪顧問數據，2004 年全球光伏電池 產量達 1195MW，到 2009 年全球光伏電池產量增長到 10400MW，增長近 9 倍，我國光伏電池 產量 2009 年達 3460MW，較 2005 年增長近 25 倍。
早期矽料產業被海外 7 家廠商壟斷：雖然光伏市場呈現了跨越式增長，但由於原料多晶矽制 作技術難度大，工藝複雜，且核心技術集中在 Hemlock(美國)、Wacker(德國)、Tokuyama(日本)、 REC(挪威)、MEMC(美國、義大利)、Mitsubishi(日本、美國)和 Sumitomo(日本)七家廠商手中。
即使廠家產量擴增，但一般多晶矽的生產線建設期在 2 年左右，經過後期的不斷調試，完全 達產則需要 3-5 年時間。因此全球原料多晶矽市場一直由傳統 7 大廠商壟斷，其市場份額約佔市 場總額的 70%以上。
2005 年-2008 年矽料出現價格暴漲，光伏薄膜電池實現高增長：2005 年矽料價格約 100 美 元/kg，2006 年第四季度多晶矽突破 300 美元/kg 後，2007 年底升至 400 美元/kg，2008 年 9 月，多晶矽價格最高時接近 500 美元/kg。在矽料價格暴漲的同時，光伏薄膜電池性價比逐漸凸 顯，市佔率從 2005 年的 6.5%爬升至 2009 年的 19.5%。
自主研發矽料逐步投產，2008 年-2010 年矽料價格迎來第一輪暴跌：在全球多晶矽供應不 足，價格持續上漲情況下，中國掀起多晶矽投資熱潮。以洛陽中矽高科為首，自主研發的多晶矽技術成功實現產業化後，多晶矽已成為全國的投資熱點。國內多晶矽規模迅速擴大，促使國外多晶矽生產的單項技術和設備也開始優惠進入中國，技術和裝備水平不斷提高，多晶矽產量迅速擴 大，2006 年中國多晶矽產量僅 387 噸，2007 年達到 1130 噸，2008 年達到 4210 噸，2009 年 中國多晶矽產量達到 20000 噸。
截至 2008 年，全國共有 16 個省市自治區布局投資了 33 個多晶矽建設項目，而 2008 年多 晶矽實際產量只有 4000 多噸。截至 2009 年底，中國已建成原料多晶矽產能接近 5 萬噸，大大 小小的項目以及規劃項目不下 40 個，江西、四川、江蘇等省已經成為國內多晶矽項目的主要分 布地區。
由於光伏產業的過度投資，導致多晶矽價格呈現「過山車式」的波動。到 2008 年末多晶矽 價格已經跌至每公斤 150 美元左右。2009 年 3 月，多晶矽價格最低時到過每公斤 50 美元，跌 幅近 90%。
國內有實力的產商擴產，2010 年-2012 年多晶矽料第二輪暴跌：2010 年國家《多晶矽行業 準入條件》的出臺，進一步提高了行業進入門檻，多晶矽行業在國內又呈現出幾個大企業壟斷的 局面，保利協鑫、江西賽維 LDK 和洛陽中矽產能位列全國前三。
且業內仍有具有一定影響力、資金雄厚的多晶矽企業仍在不斷投資。受海外新增裝機增速下 滑影響，在 2011 年末，多晶矽料再次出現斷崖式下跌，從 2010 年 9 月的近 700 元/kg 下跌到 2012 年的約 100 元/kg，跌幅超 85%。
隨矽料成本的大幅下行，晶矽電池組件成本大幅下降，成為太陽能電池中的絕對主流：晶矽電池相對於薄膜電池起步更早、效率更高。隨兩輪多晶矽價格的大幅下行，多晶電池片成本快 速下降，更便宜的多晶矽電池組件，大幅降低了度電成本，成為目前光伏市場絕對主流。
單晶矽電池效率持續攀升，BOS 成本優勢也逐漸顯現：隨著組件成本的快速下降，提升電 池組件轉換效率攤薄 BOS（除組件外系統成本）成本顯得越來越重要。2015 年光伏領跑者計劃 啟動，推動了高效率電池發展，之後三年內單晶 PERC 電池佔比迅速提升。到 2019 年，單晶電 池市佔率達到 65%，二十年來首次超過多晶電池。
（四）金剛線切割大幅降低單晶矽片成本，奠定單晶電池發展基礎
2010 年至今，受益於各種降本增效技術的應用，光伏作為曾經昂貴的清潔能源現在正變得 越來越廉價，目前全球大部分地區已經實現平價上網，部分地區光伏度電成本甚至低於化石燃料 度電成本。如果以 2015 年作為單多晶技術變革的分水嶺，2011 年-2015 年全球光伏新增裝機年 複合增速為 15%，2015 年-2019 年全球新增裝機複合增速達到 23%。
回顧單晶矽對多晶矽的替代，核心在於金剛線的切割技術的普及，大幅降低了單晶矽片成本。 金剛線當時主要是替代砂漿切割技術。
金剛線技術增切速、降線耗：傳統的砂漿鋼線切割切速僅有 0.4 mm/分鐘。金剛線切割可採 用 1.0~1.2 mm/分鐘以上的大切速，切割效率大幅度提升 2-3 倍以上。同時，隨金剛線切片技術 的發展，單片矽片耗線量也在成倍下降，由原先的 3 米/片已經降到現在的 1.5 米/片。切割成本 的下降使金剛線技術快速普及。
細線化、薄片化提高矽片產量：金剛線基本以每年 10-20um 的速度在細線化，當時國內先 進企業已實現母線80um金剛線切片量產，日本當時已有廠家開始小範圍使用母線70um金剛線。 薄片化可大幅提高每公斤單晶出片率、提升切片產能，為單多晶矽片成本逆轉提供有力支撐。
當切割矽片的方法由砂漿切割轉變為金剛線切割時，按當時的 120元/kg的矽料的成本計算， 每一片，矽料的成本就可以每片降低 0.59 元。考慮到金剛線線徑逐年變細，切割速度增快，產 能大幅增加，產品的折舊成本也會有所減小。據測算，當矽片厚度由 180 μm 下降至 160 μm， 矽片生產的折舊成本將下降 0.26 元/片。
在隆基股份的單晶矽片出來之前，保利協鑫是當之無愧晶矽龍頭。2015 年底協鑫多晶矽和 多晶矽片產能分別達到 7 萬噸和 14GW，市佔率分別高達 30%和 40%，均列全球第一。對比兩家公司的發展，可以明顯發現自 2015 年金剛線切割開始普及，明顯提升了單晶矽片的成本下降 速度，按當時的電池片效率估算矽片的單瓦成本，2016 年單晶對多晶實現了成本優勢的反超。
隆基得益於領先的成本優勢，藉助高效 PERC 單晶電池的載體和領跑者計劃培養的市場， 在矽片價格下跌時，仍能連續 6 個季度保持毛利率攀升，2015 年至 2018 年，隆基營收年複合 增速達到 55%，淨利潤年複合增速達到 70%。
協鑫緊隨其後完成了金剛線切割技改並推出鑄錠單晶矽片，但仍未能逆轉局勢。隆基憑藉良 好的現金流順勢擴大產能，2019 年隆基矽片產能超越協鑫，成為全球矽片龍頭。
二、PERC 電池的提效降本之路
（一）從 PERC 電池的應用看新技術的導入
以前太陽能電池效率大都通過改進電池正面獲得，因此當正面帶來的效率提升越來越難，研發人員將目光轉向了電池背面的鈍化。由於切割矽片會在其表面產生大量懸空鍵，引起載流子在 此大量複合從而影響電池效率，鈍化就是通過降低表面載流子的複合，來提升電池的效率。
鈍化可通過化學鈍化和場效應鈍化兩種方式實現。化學鈍化主要是使懸空鍵飽和，可以通過提供一個可使表面矽原子達到飽懸空鍵狀態的表層，或 沉積高氫介質膜，使氫填補懸空鍵的空穴，從而實現鈍化目的。場效應鈍化是指在表面附近製造一個電場，以排斥相同極性的少數載流子， 從而降低載流子的複合。
PERC 電池（Passivated Emitterand Rear Cell，PERC）結構從常規鋁背場電池（BSF） 結構演變而來，通過在 BSF 的背面疊加鈍化層（AlOx）實現轉換效率的大幅提升。最早起源於 上世紀八十年代，由澳洲新南威爾斯大學的 Martin Green 研究團隊首次正式提出，當時即達到 22.8%的實驗室電池效率。
2006 年 PERC 電池背鈍化材料 AlOx 的鈍化性能引起學界重視，之後隨著 AlOx 產業化技術 和設備的成熟，加上雷射技術的引入，PERC 技術開始逐步走向產業化。2012-2013 年開始有廠 家對其產線進行 PERC 升級，2015 年新增電池產能採用的基本都是 PERC 架構，2018 年開始 PERC 電池產能加速擴張，現已成為最主流的高效電池技術。
回望單晶PERC電池的發展歷程，我們認為轉換效率的快速提升是其廣泛應用的核心動力。
2012 年 PERC 電池剛剛引起產業界關注，最高效率是尚德的 20.3%，當時常規單多晶效率 約為 19%和 17%。
2015 年 ISFH 通過優化電池模型參數，提出 PERC 電池效率可達到 24%以上，並給出相應 的技術路線。同年德國 HELENE 研究團隊宣布計劃在 2017 年底前將 PERC 單晶矽電池效率提 升至 22.5％，PERC 電池產業化成為研究熱點。
2016 年底，天合光能創下 22.61%的最高 PERC 電池效率紀錄，提前一年達到 HELENE 目 標。
2017-2018 年隆基和晶科輪番刷新 PERC 效率紀錄，到 2018 年底晶科達到 23.95%的最高 效率。與此同時 PERC 電池的擴產達到了前所未有的高峰，到 2018 年底單晶 PERC 產能達到 接近 80GW，較 2016 年底翻了四倍。
2019 年 1 月隆基在 244.59cm2的 P 型矽片上實現了 24.06%的轉換效率，高出行業平均量 產效率近 2 個百分點。到 2019 年底單晶 PERC 電池市佔率達到 60%左右，反超 BSF 電池成為 市佔率第一的電池技術。
除了具有更高的效率和更大的提效空間以外，PERC 電池能快速擴大市佔率，還因其只需在 原有產線上增加兩道工序（背鈍化和雷射開槽），可以在獲得 1 個百分點以上效率提升的同時保 持有競爭力的生產成本。
從量產效率看，2010-2019 年單晶電池效率從 17.5%提升到 22.3%，平均每年提升約 0.48 個百分點，而同期多晶電池效率從 16.5%提升到 19.3%，平均每年提升 0.28 個百分點，單多晶 效率差從 1 個百分點拉開到 3 個百分點。在效率提升的同時，單晶電池價格卻一路下跌，單多晶 電池片價格差從 2012 年的 0.4 美元/片下降到 0.11 美元/片，單晶電池性價比凸顯。
回顧 PERC 產能的投放節奏不難發現，2017-2018 年之所以成為 PERC 產能集中爆發期， 一方面是因為單多晶電池轉換效率差不斷拉大，PERC 溢價最高可達到近 0.4 元/W；另一方面是 因為關鍵設備的國產化，使得PERC改造成本和新建成本分別降至1億元/GW 和4.2億元/GW， 改造產線在高溢價下一年即可收回資金成本，從而刺激企業加大 PERC 產能布局。因此，我們 認為相對較高的效率溢價和相對較低的成本是新型電池技術被廣泛認可的必要前提。
（二）大尺寸矽片助力 PERC 電池繼續降本
近十年電池片尺寸經歷過幾輪變革，從 100/125mm 到 156mm，再到 2013 年底隆基、中環 等聯合發布的 M2-156.75mm，大尺寸電池片可以有效提高組件發電功率，降低光伏發電系統成 本，成為光伏產業發展的大趨勢。
2019 年隆基、中環相繼推出 M6-166mm、M12-210mm 大尺寸矽片，面積較目前主流的 M2 分別提升 12.2%、80.5%，組件封裝功率可提升到 450W+、600W+，較 M2 72 片組件分別 高出 60W+、200W+。假設電池產線每小時出片量不變，M6、M12 可以使產能相應提升 12.2% 和 80.5%，從而攤薄人工、折舊等除輔材外的非矽成本。根據測算，我們預計可以使電池片每瓦 非矽成本降低 1-5 分錢。
M6 的優勢在於現有產線兼容性好，矽片環節的拉棒和切片設備均可兼容，電池和組件環節 需要對產線升級改造，預計改造成本約 2500 萬元/GW。此外電站考慮到冗餘設計也可直接兼容 M6 組件。
M12 由於尺寸提升更多，矽片、電池、組件產線均需新建，但 M12 帶來的降本空間可使全 平臺受益。除電池端降本 5 分錢外，組件端和電站端還可攤薄支架、接線盒、匯流箱等成本。
1） 東方日升數據顯示，M12 單晶 50 半片的 500W 高效組件可使組件單線產能提升 30%， BOS 成本降低 9.6%，度電成本(LCOE)下降 6%。
2） 天合光能數據顯示，M12 單晶 50 三分片組件在黑龍江某大型地面電站測算結果顯示， 500W 的 210 雙玻雙面組件相比常規 410W（應為 M2）雙玻雙面組件，BOS 成本下降 6%~8%，LCOE 成本下降 3%~4%。
得益於強大的降本能力，大尺寸矽片得到了下遊的積極響應，通威、愛旭、東方日升、天合 光能等電池組件廠商積極推進相關產能投建，目前已公告的大尺寸電池規劃產能約 80GW。根據 中國光伏行業協會 2020 年 2 月發布的《中國光伏產業發展路線圖（2019）》，預計 2020 年底大 尺寸矽片佔比有望達到 40%左右，2021 年有望取代 M2 成為主流尺寸。
三、後 PERC 時代，TOPCon 還是 HJT？
根據晶矽太陽能電池的工作原理，要實現高轉換效率（η=FF*Voc*Jsc/Pin）需要高的填充 因子（FF）、開路電壓（Voc）和短路電流密度（Jsc）。 目前產業化主要是通過增大光生電流如 IBC、HBC 電池（增加光照面積，提高 Jsc） ，以及提高少子壽命如異質結、TOPCon（優化鈍 化性能，提高 Voc）實現。
（一）主要新型高效電池介紹
異質結電池（Heterojunction，HJT）：由兩種不同的材料組成，即在晶矽和非晶矽薄膜之 間形成 PN 結，因此它兼具晶矽電池優異的光吸收性能和薄膜電池的鈍化性能。具體是在 N 型晶 體矽片正反兩面依次沉積厚度為 5-10nm 的本徵和摻雜的非晶矽薄膜，以及透明導電氧化物 (Transparent Conductive Oxide，TCO) 薄膜，從上到下依次形成了 TCO-N-i-N-i-P-TCO 的對稱 結構。
隧穿氧化鈍化接觸電池（Tunnel Oxide Passivated Contact，TOPCon）：前表面與 N-PERT 電池沒有本質區別，主要區別在於採用超薄二氧化矽（SiO2）隧道層和摻雜非晶矽鈍化背面。其 中 SiO2 厚度 1-2nm，可使多子隧穿通過同時阻擋少子複合；摻雜的非晶矽厚度 20-200nm，經 過退火工藝使非晶矽重新結晶為多晶矽，可同時加強鈍化效果，避免了在鈍化膜上雷射開槽，能有效減少少子複合，提高電池的開路電壓和填充因子，進而提高電池效率。
交叉背接觸或全背電極接觸電池(Interdigitated Back Contact，IBC)：前表面是 N+的前場 區 FSF 和 SiNx 減反層，背表面為交叉排列的 P 區和 N 區，正面無金屬柵線電極遮擋，因此可 以更高的短路電流。IBC 電池工藝的難點是背面交叉分布的 P 區和 N 區，以及背部金屬電極的 製作。
異質結背接觸電池（Heterojunction Back Contact，HBC）： 將 HJT 非晶矽薄膜技術應用 於 IBC 電池結構，可同時獲得高的短路電流和開路電壓。2016 年、2017 年日本 Kaneka 公司研 發的 HBC 電池分別創下 26.33%和 26.63%的轉化效率世界紀錄。該電池正面無金屬電極遮擋， 背部 P、N 區呈現交叉排列，本徵非晶矽薄膜（i:a-Si）作為雙面鈍化層，具有優異的鈍化效果。
雙/多結疊層電池（Tandem / Multi-junction）：將帶隙不同的兩個或多個子電池按帶隙大小 依次串聯在一起. 當太陽光入射時, 高能量光子先被帶隙大的子電池吸收, 隨後低能量光子再被 帶隙較窄的子電池吸收，既增加了對低能量端光譜的吸收率，又降低了高能量光子的能量損失， 可以顯著提高電池效率。PERC、HJT 等均為單結電池，理論極限效率僅為 29.43%，而由鈣鈦 礦（Perovskite）和晶體矽構成的雙結疊層電池理論效率最高可提高到 43%，是未來太陽能電池 效率大幅提升的重要技術路線。
根據 ISFH 的測算，PERC、HJT、TOPCon 電池的理論極限效率分別為 24.5%、27.5%、 28.7%，其中 TOPCon 十分接近單結電池的極限效率 29.43%。目前 PERC、HJT、TOPCon 電 池的最高效率紀錄依次為 24.06%（隆基）、25.11%（漢能）、25.70%（Fraunhofor）， 平均量產 效率依次為 22.5%、23.7%、23.5%左右，其中 HJT 和 TOPCon 效率均處於起步階段，未來具 有非常大的提升空間。
（二）新型高效電池量產工藝比較
目前實現小規模量產（>1GW）的新型高效電池主要包括 TOPCon、 HJT 和 IBC 三種， HBC、 疊層電池暫時還處於實驗室研發階段。從生產工藝來看，IBC 電池工藝最難最複雜，TOPCon 次 之，HJT 電池工藝最簡單、步驟最少（核心工藝僅 4 步）。從生產設備來看，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。
1） TOPCon 電池採用 N 型矽片，需要在 PERC 產線上增加硼擴設備，背面的 SiO2隧穿層 和摻雜多晶矽層，分別採用原位熱氧和原位摻雜的方式在 LPCVD（低壓化學氣相沉積） 中沉積，因此還需要在 PERC 產線上增加 LPCVD 和溼法刻蝕設備。
2） HJT 電池由於採用晶矽/非晶矽異質結結構（PN 結由不同材料構成），最高工藝溫度不 能超過非晶矽薄膜形成溫度（<200℃），因此在後續採用低溫固化工藝替代高溫燒結。 低溫工藝對設備、工藝、材料和潔淨度提出更高的要求（高溫工藝可吸除雜質），因此 需要重新新建產線，且相關設備投資成本較高，是 PERC 的 2~4 倍。但是 HJT 電池天 然的對稱結構有利於自動化生產，減少生產步驟，更適合大規模生產。
3） IBC電池需要在背面製成交叉分布的P區和N區，增加了製作掩膜和雷射開槽兩道工序， 同時由於摻雜區面積較小，採用 PERC 工藝中的熱擴散爐不易控制精度，需要使用半導 體生產中的離子注入工藝，提高了生產的技術門檻和成本。
（三）新型高效電池經濟性分析
在目前可量產的新型高效電池中，HJT 電池的設備投資成本最高，約為 5~10 億元/GW，而 PERC 僅需 2.5~3 億元/GW，HJT 電池設備成本為 PERC 投資成本的 2~4 倍。
TOPCon 電池與 PERC 產線兼容度高，可從 PERC 產線改造升級，改造成本為 0.5~1 億元 /GW 左右，新建產線設備投資成本約 3~3.2 億元/GW，較 PERC 高 20%~30%左右，是目前初 始投資成本最低的 N 型高效電池之一。
根據 PVInfoLink 估計，目前異質結和 TOPCon 成本接近 PERC 的兩倍，毛利率顯著低於 PERC 電池。一方面是因為前期設備主要依賴進口，國產設備導入後，初始投資成本有望下降 30%~50%左右；另一方面是因為現在新技術產線大多為中試線，無論設備還是耗材均未形成規 模優勢。隨著更多資本進入，有望加快漿料、靶材等耗材的國產化進程，同時提高單線產能，進 一步降低生產成本。
（四）新型高效電池量產情況
目前各大電池廠商均有布局 TOPCon、HJT、IBC 電池，不過產線規模大部分都為 MW 級 別，以中試線居多，形成量產穩定供貨的企業比較少。
1） TOPCon 電池產能主要以原有 PERC/PERT 電池廠商布局為主，2019 年新擴產 PERC 產線大都預留了升級空間。國內目前中來股份已具有 2.4GW 的量產產能，2019 年天合 光能發布 TOPCon 組件新產品，未來產能有望進一步提升；海外方面，LG 和 REC 在 TOPCon 技術均有量產產能（>1GW） 。
2） HJT 電池早期產能主要以松下、漢能、晉能、鈞石、中智為主，但產能規模都在 100MW 左右，近兩年隨著異質結投資受到關注，通威、愛康、彩虹、山煤國際等新入企業紛紛 宣布了 GW 級別的產能規劃。截止到 2019 年底，HJT 已規劃產能已超過 30GW，但實 際落地產能僅合計 2GW 左右。
3） IBC 電池目前僅有 Sunpower（>1GW）和黃河水電（>200MW）實現量產供貨，其他 廠商目前仍處於研發階段。
四、投資建議
通過分析 PERC 電池的降本提效路線，我們認為相對較高的效率溢價和相對較低的成本是 新型電池技術被廣泛認可的必要前提。目前 PERC 電池已達到 24%的研發效率，量產效率今年 底即將突破23%，我們預計PERC很快將進入提效的瓶頸期。不過由於大尺寸矽片的應用， PERC 電池成本優勢進一步鞏固，推遲了 TOPCon、HJT 等新型高效電池的到來。同時 TOPCon、HJT 電池 23%~24%的量產效率仍有較大提升空間，因此我們認為未來 2~3 年內市場將仍以 PERC 電池為主，主要技術路線是大尺寸、薄片化的技術難題攻關。
TOPCon 電池主要優勢在於與現有產線的兼容，但由於工藝較複雜，更適合現有 PERC 產 線轉型過渡，考慮到目前 150GW+的 PERC 產能，我們認為 TOPCon 在未來 3~5 年更具備競爭 優勢。HJT 電池由於工藝簡單適合規模化生產，受到了更多新進入資本的青睞，目前投資成本 5~10 億元/GW，即便設備實現國產化，仍較 PERC 投資高出一倍多，加上耗材國產化技術未完 全成熟，短期內很難替代 PERC，但長期看 HJT 可以與 IBC、鈣鈦礦等其他技術疊加，具備非 常大的效率潛力，有望成為下一代技術的開拓者。
重點推薦大尺寸矽片、電池相關標的隆基股份、愛旭股份、通威股份、晶盛機電，建議積 極關注中環股份、邁為股份、東方日升、山煤國際。
（一）隆基股份：矽片訂單充足，有望受益 M6 滲透率提升
矽片在手訂單充足，產能加速擴張：公司矽片在手訂單充足，2019 年至今累計籤訂矽片長 單銷售合同約 134.9 萬片，根據當前售價對應營收約 366 億元。公司 2019 年至今累計宣布矽片 擴產項目約 65GW，產能擴張速度超預期。
主推 M6 大矽片，上下遊並舉刺激產線升級：公司在 2019 年推出 M6 大尺寸矽片，根據公 司 4 月官網報價，M6 與 M2 矽片價差為 0.34 元/片（含稅）。鑑於公司當前矽片毛利率高達 30% 以上，後續有望通過縮小 M6 與 M2 價差刺激下遊電池廠商升級產線。根據披露，2020 年公司 M6 尺寸組件產能將超過 20GW，佔規劃產能的 80%，公司上下遊並舉推進 M6 滲透率提升，預 計 2020 年 M6 出貨佔比有望達到 70%以上。
投資建議：我們預計公司 2019-2021 年營收分別為 285.5 億元、381.8 億元、592.6 億元， 歸母淨利潤為 47.8 億元、61.1 億元、74.6 億元，維持「買入-A」投資評級。
風險提示：擴產不及預期；產品價格大幅下滑；訂單交付不及預期。
（二）晶盛機電：受益於大尺寸矽片擴產，2020 年訂單高增長
新一輪矽片擴產周期開啟：從光伏產業鏈看，目前矽片環節盈利能力最好，產品供不應求， 公司下遊矽片廠商積極布局擴產，目前已宣布擴產項目接近 100GW，2020 年有望迎來矽片擴產 新周期。公司客戶中環、晶科、上機數控累計宣布擴產矽片約 55GW，對應設備採購金額約 100 億元（公司 2019 年營收 31.3 億元），有望帶動公司未來業績增長。
背靠 210 矽片龍頭，在手訂單高增：公司目前已具備 12 英寸單晶爐製造能力，是 210 大矽 片龍頭中環股份重要供應商，去年 11 月、今年 3 月分別中標中環協鑫五期一、二批設備採購項 目，合計金額 28.5 億元。根據我們估算，公司 2020 年一季度在手訂單約 40~45 億元，預計 2020 年 Q2-Q3 將迎來業績確認高峰。
投資建議：我們預計公司 2020-2021 年營收分別為 34.6 億元、42.6 億元，歸母淨利潤為 9.0 億元、11.5 億元，維持「買入-A」投資評級。
風險提示：單晶爐需求不及預期；訂單交付不及預期。
（三）愛旭股份：率先實現 210 大尺寸電池片量產
率先實現大尺寸電池量產，產能規模持續擴張：繼天津一期 166mm 大尺寸電池去年 9 月底 投產後，公司 2020 年 1 月宣布義烏二期 210mm 大尺寸電池片量產，是業內第一家實現 210 電 池片量產的企業。根據公司公告，今年將啟動義烏三期 4.3GW 和改擴建天津基地 1.6GW 高效 電池項目，預計 2020 年、2021 年、2022 年底產能將分別達到 22GW、32GW、45GW，其中 今年底 166 和 210 電池產能有望分別達到 10GW，大尺寸進程處於業內領先地位。
PERC 電池效率行業領先，成本處行業第一梯隊：公司自有專利管式 PERC 技術較其他 PERC 技術在效率、成本和產品可靠度方面更具優勢，應用至今電池轉換效率從 21.56%提升到 22.5%，高於 CPIA 預測行業的平均效率 22.1%，產品有望享受溢價。根據公司公告，2019 年 上半年公司單晶 PERC 的非矽成本已降到 0.253 元/W，遠低於行業平均的 0.34 元/W，處於國 際領先水平。隨著大尺寸電池片佔比的提升，預計非矽成本有望進一步下降 2-3 分/W。
投資建議：我們預計公司 2020-2022 年營收分別為 109.9 億元、162.7 億元、212.5 億元， 歸母淨利潤為 12.1 億元、16.1 億元、24.4 億元，維持「買入-A」投資評級。
風險提示：擴產不及預期；產品價格下跌超預期。
（四）通威股份：規模優勢明顯，非矽成本最低
產能規模全球第一，HJT 規划行業領先：公司現有電池產能約 20GW，其中單晶 PERC 電 池 17GW。根據公司公告披露，2020 年-2023 年高效電池規劃產能分別為 30-40GW、40-60GW60-80GW、80-100GW，產能規模全球第一。此外公司在 PERC+、TOPCon、HJT 等新型技術 領域均有布局，已有 400MW 異質結電池中試線（規劃 2GW），是業內規模較大的 HJT 產線， 預計 2023 年 HJT 轉換效率有望達到 25%以上。
大尺寸電池投產，非矽成本行業第一：根據公司公告披露，目前公司單晶 PERC 電池非矽 成本平均為 0.22 元/W 左右，處於行業第一梯隊。2019 年底成都四期 166 大尺寸電池投產，預 計眉山 210 電池產線有望在今年 Q2 投產，隨著大尺寸電池佔比提升，到 2020 年底公司非矽成 本有望進一步降到 0.20 元/W 左右。根據公司規劃，未來新增產能均兼容 210 及以下尺寸，到 2023 年非矽成本有望降至 0.18 元/W 以下。
矽料產能將擴至 22 萬噸-29 萬噸，成本優勢凸顯：公司現有矽料產能約 8 萬噸，處於全球 前三。其中樂山、包頭 6 萬噸新產能電價較低，生產成本均在 4 萬元/噸以下，處於行業最低水 平。根據公司規劃，2021-2023 年矽料產能將分別擴至 11.5-15 萬噸、15-22 萬噸、22-29 萬噸， 新增產能生產成本目標 3-4 萬元/噸，現金成本目標為 2-3 萬元/噸。低成本高品質矽料的釋放， 將使得高成本產能進一步出清，加速進口矽料替代進程。
投資建議：我們預計公司 2019 年-2021 年營業收入分別為 358.8 億元、455.0 億元、535.7 億元，歸母淨利潤為 27.4 億元、39.4 億元、47.8 億元，維持「買入-A」的投資評級。
（五）中環股份：盈利持續改善，210 大矽片有望放量
矽片盈利能力增強，210 需求 Q3 有望放量：公司光伏矽片 2019 年實現營收 149.2 億元， 同比增長 23%；毛利率 17.9%，同比增加 2.8pct；累計銷售 51.4 億片，同比增長 76%，矽片盈 利、銷量齊升帶動公司淨利潤高速增長。目前中環五期 210 尺寸大矽片已實現產業化供應，根 據我們統計，已公告的 210 電池組件規劃產能達到 100GW 左右，預計今年三季度 210 矽片需 求有望逐漸放量。
半導體業務獲領先客戶認可，電站業務穩步增長：公司半導體矽片 2019 年實現營收 11.0 億元，同比增長 8%；毛利率 25.7%，同比減少 4.4pct：累計銷售 4.5 億平方英寸，同比增長 21%， 在全球前十大功率半導體客戶的銷售收入提升 2 倍以上，獲得全球領先客戶認可。公司發電業務 實現營收 5.2 億元，同比增長 54%；累計併網電站 485.22MW，同比增長 167%，在手電站容量 穩步增長，為公司貢獻利潤。
現金流改善明顯，研發投入創新高：公司 2019 年經營活動淨現金流為 25.1 億元，同比增 長 47%，其中四季度 11.75 億元，同比增長 39%。三項費用率合計 12.6%，同比減少 0.4pct， 其中銷售費用率、管理費用率、研發費用率、財務費用率分別同比-0.4pct、 -1.22pct、+0.35pct、 +0.88pct。公司抓住光伏平價上網和半導體國產替代的行業機遇，持續加大技術研發創新，2019 年研發總投入約 11.7 億元，同比增長 51%，創歷史新高。
投資建議：我們預測公司 2020-2022 年營業收入為 232.5 億元、300.2 億元、366.7 億元， 歸母淨利潤為 16.0 億元、21.8 億元、27.2 億元，維持「買入-B」投資評級。
風險提示：擴產項目落地情況不及預期；半導體矽片國產化不及預期。
（六）邁為股份：在手訂單充足，有望繼續高增長
外購設備拉低毛利率，單位人工成本下降：公司絲網印刷成套設備 2019 年實現營收 11.8 億元，同比增長 78%，佔總收入的 82%；毛利率為 31.2%，同比下降 7.7pct，主要是低毛利率 的外購設備增加所致。絲印成套設備銷量為 198 條（換算成單線），同比增長 69%，平均單價 596.8 萬元，同比增長 5%。從成本來看，成套設備單位人工成本同比下降 18.5%，佔比 2.1%， 同比下降 1.0pct，主要系規模擴大生產效率提升。
在手訂單充足，預收貨款大增：截至 2019 年底，公司預收帳款 14.1 億元，同比增長 60%， 已籤訂未執行訂單充足。存貨價值為 20.7 億元，同比增長 61%，其中發出商品 17.0 億元，同比 增長 57%，根據行業 9~10 個月驗收周期，我們預計發出商品有望在 2020 年下半年確認收入。
研發投入大幅增長，布局下一代光伏核心設備：2019年研發投入9429萬元，同比增長141%， 佔營收比重為 6.6%，同比增加 1.6pct。公司積極進行印刷、雷射和真空相關技術研發，前瞻性 布局大矽片、HJT、IBC、鈣鈦礦等先進光伏電池核心設備以及 OLED 面板雷射切割設備，有望 在技術迭代中搶佔先機。
疫情影響 Q1 訂單交付，行業向上基本面不變：受疫情影響，公司一季度訂單交付及確認情 況較原計劃延遲，導致 Q1 淨利潤同比持平。但我們認為光伏設備行業景氣度向上基本面不變， 2021 年光伏全面平價上網在即，產業鏈提效降本需求強烈，大矽片、HJT 等高效電池技術即將 進入密集導入期，晶科、天合、隆基、通威、阿特斯等核心客戶公布擴產產能超 100GW，公司 憑藉前期產品布局，未來業績有望進入快車道。
投資建議：我們預測公司 2020-2022 年營業收入為 21.6 億元、30.4 億元、38.1 億元，歸 母淨利潤為 3.5 億元、5.1 億元、6.6 億元，維持「買入-B」投資評級。
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（報告來源：華金證券）
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