导 读  

2.1 如何解决/缓和光伏行业目前主要矛盾？观察各环节产能出清情况是重点

硅片/电池/组件由于产能柔性，投资小，开工率灵活等特点，产能出清难度大。而多晶硅料作为光伏产业链最上游环节，具备技术壁垒高，资金密集，周期性强等特性，是目前光伏产业链资金、技术壁垒最高环节。壁垒主要体现在：

1)精细化管理难度高，熟练操作工短缺。多晶硅料的生产属于精细化工行业，对品质要求极为苛刻。每一批次的多晶硅料的品质对各个生产单元均提出了非常高的要求，因此熟练的生产操作工及值长班长作业水平对产能整体运行起至关重要的作用。2022年硅料产出85.7万吨，2023年1-10月产出114万吨，我们预计2024年硅料实际产出有望达到180万吨，产量翻倍的情况下熟练一线员工大概率出现人员短缺问题，考验各生产基地的成本及品控水平。

2)小型硅料产能已无法形成成本优势，行业在探索更大规模的产能基地以实现降本。硅料具备较强的规模效应，理论上单体规模越大成本分摊越高。因此行业目前正在经历小型硅料产能向更大规模产能基地探索的过程，单条产线扩大的情况下前端氢化、精馏及后端还原炉控制均要做出改变。

3)投产后成本控制、品质控制、安全生产难度极高。硅料生产过程是化学反应，最终实现提纯。投产建设阶段已经成为“交钥匙”工程，具备充足的资金便能切入。但是相应的投产后品质、成本和安全的控制则需要长时间的生产磨合达到，在硅料产能“翻倍式”增长的现状下，安全事故可能成为影响明年产出的重要“黑天鹅”因素，硅料厂一旦发生安全事故，较大的启停成本及较长的维护检查时间将严重影响硅料基地的正常运行。

综上，相比于偏制造业的硅片/电池/组件三个环节，偏化工业的多晶硅料生产具备下列特性：1）产能利用率必须打满（否则无法保障硅料的品质和成本具备竞争力）导致产能清退可能率先发生；2）最高的启停时间和成本（产能清退后复产概率低）；3）相对最高的运行壁垒（新进厂商可能无法在硅料品质、生产成本及安全运行三个维度上和一线龙头企业靠齐）。

2.2 N型硅料的产出比例直接影响各硅料厂的生存空间

2024年大概率是N型TOPCon电池成为主流光伏电池技术路线的第一年，假设明年500GW的全球光伏装机需求，按1：1.25的容配比，2.17g/W的硅耗及10%的产业链周转库存系数计算，明年装机所需的硅料接近150万吨。假设明年N型电池占比达到65%，则所需N型硅料近95万吨，P型硅料需求则只有55万吨，计算过程如下：

N型硅料产出难度大，需同时具备致密＋低杂质特性。N型和P型硅料可根据掺杂及导电类型不同、技术指标差别、可否直接投炉使用、表面质量不同、外形差异等进行分类。

➢根据技术指标差别，可以将太阳能多晶硅分为特级品、1 级品、2 级品、3 级品；

➢根据是否能直接投炉使用，可分为免洗料和非免洗料，非免洗料需要经过分拣、打磨、清洗等工序才可投炉使用；

➢根据表观质量不同，可分为致密料、菜花料、珊瑚料等。

如何精确定义N型硅料，市场还没有明确的考核指标，汇总拉晶环节的反馈，N型硅料的三个最基本的必要条件：

1）硅料内在质量好，纯度高，金属杂质含量低，是由多晶硅生产大系统决定的，这是第一道分水岭；

2）是硅肉夹带的硅粉含量低，是由还原工艺的雾化控制水平决定的

3）目前行业更接受致密料做N型拉晶应用

目前，我们认为N型硅料的生产技术主要掌握在龙头棒状硅企业手中，协鑫颗粒硅品质提升进步很大，因此我们判断未来颗粒硅也在N型硅料讨论范围内。N型硅料的产出，也是龙头企业重要的壁垒点。

2.3 硅料行业品质是基础，成本是核心

品质直接影响产品售价，决定了下行周期中产品的竞争力。成本直接影响产能是否属于先进产能，决定了硅料企业在产能过剩的 2024 年能否保障其生产基地盈利。如果硅料价格跌至其全成本线，则该硅料企业净利润为负，硅料生产仅能保障其对冲折旧、费用成本。如果硅料价格跌至其生产成本（部分企业计算单位成本）线，则该硅料企业毛利润为负，未投产产能会考虑是否无限期延后启动产能。如果硅料价格跌至其现金成本线，此时该硅料企业将承受非常大的损失，将被动关停产能，甚至于被动出现产能清退现象。

2.4 颗粒硅品质进展迅速，2024年值得重点关注颗粒硅盈利表现

从2021年量产至今，颗粒硅从产量、成本、品质三个重要维度均取得出色成绩。我们认为2024年硅料行业仍处于底部周期面临成本考验，而颗粒硅凭借其优秀的成本及品质控制水平，具备实现底部周期逆势盈利的可能性。

1）产量：根据协鑫科技11月自愿性公告，在颗粒硅量产后的2年半时间内，颗粒硅产能由1万吨跨越至目前的40万吨，并在出货上实现了行业头部客户100%全覆盖。对于一个行业新技术来说，2年半时间内实现稳定量产出货已实属不易，从1到40的突破并完成头部客户覆盖验证了技术的市场接受度。2023年1月至2023年9月，协鑫颗粒硅前五大客户出货量分别约为：4.2万吨、3.0万吨、1.3万吨、1.2万吨和0.9万吨，合计占公司颗粒硅对外出货比例近82%。

2）成本：根据协鑫科技2023年半年报推介材料，乐山颗粒硅基地7月生产成本达35.68元/kg，我们判断7月该基地颗粒硅现金成本有望达到30元/kg以下。

3）品质：协鑫科技颗粒硅总金属杂质含量≤0.5ppbw的产品比例已近90%，在生产端已不存在品质障碍，氢跳等颗粒硅应用问题也已解决，后续需更多加强客户应用端磨合。

3.1 双玻是 TOPCon 封装大趋势，1.6mm 薄玻璃渗透率有望大幅提升

双玻组件正合N型特性需求，后续有望随N型时代到来而持续加速渗透。相比单面组件，双面组件的生命周期更长，耐候性和耐腐蚀性更强，衰减低于单面组件；发电效率更高，正面背面均有发电能力，背面可接受周围环境的反射光、散射光转换为电能，在不同地表材质下，双面组件能够提高 10%-30%的发电量；除发电效率更高外，双面组件还具有生命周期长、耐候性和耐腐蚀性更强、衰减更慢的优点，普通组件与双玻组件质保期分别为 25/30 年，发电量衰减率分别约 0.7%/0.5%。2022 年，随着下游应用端对于双面发电组件发电增益认可，双面组件市场占比达到 40.4%。据 CPIA 预计，2024 年双面组件将超过单面组件成为市场主流。

双玻渗透下，软硬性要求共促1.6mm、2.0mm轻薄玻璃成为行业发展必然。

经济维度要求：组件轻量化驱动光伏玻璃薄型化，1.6mm 薄玻璃需求份额提升。据 CPIA 数据，双玻组件在试用1.6mm 光伏玻璃，2022 年其市场占有率约 0.5%。从经济性角 度看，在胶膜选用 POE 胶膜、背板选用透明 CPC 背板下，对比 3.2mm 单玻光伏组件封装成本、2.0mm+2.0mm 双玻光伏组件封装成本、1.6mm+1.6mm双玻光伏组件封装成本，1.6mm 双玻封装成本下降，较 3.2mm 单玻封装成本、2.0mm双玻封装成本下降 9%/5%。光伏组件轻量化+低成本驱动光伏玻璃薄型化，1.6mm光伏玻璃市场份额将逐步提升。

政策维度要求：户用组件有重量要求，驱动 1.6mm 薄玻璃渗透率大幅提升。光伏板一般重约 20kg/m2。根据《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）规定，上人屋面的活荷载的设 计标准值为 2.0KN/m2（200kg/m2），不上人屋面的活荷载的设计标准值为 0.5KN/m2 （50kg/m2）。一般钢结构建筑屋面均为不上人屋面，屋面活荷载设计值比较小，南方无雪地区一般为 0.5kN/㎡，北方地区还要考虑到雪荷载，一般为 0.7kN/㎡，一般钢结构建筑屋面若是加上光伏板重量，很有可能会导致承载力不足，产生安全事故，因此对光伏板重量要求较高。混凝土屋顶为上人屋面，在安装光伏组件时，通常会使用配重块稳定光伏，使其自然倾置于屋顶上而不改变房屋远有结构，这对屋顶的承重要求比较高，因此对光伏板重量也有相应要求。1.6mm 双玻重量轻的优势得以体现，在小尺寸屋顶户用组件的选择上 1.6mm 成为主流。根据我们计算，1.6mm 光伏玻璃单平米重量为 4 公斤/m2，2.0mm 为 5 公斤/m2，3.2mm 为 8 公斤/m2，1.6mm 光伏玻璃重量较 3.2mm、 2.0mm 分别下降 50%、20%。

从经济性及政策面两大维度看，薄玻璃有望成双玻组件持续渗透发展下的必然产物，未来有望随双玻组件渗透率的提高而进一步受到市场青睐。

3.2 EVA胶膜卡性能，POE胶膜限成本，EPE共挤胶膜应运而生

从结构上看，EPE共挤胶膜主要是由上下两层EVA夹中间一层POE复合共挤制作而成；从构成材料上看，EPE共挤胶膜主要是由EVA树脂与POE树脂共同制成。EPE共挤胶膜折中了EVA胶膜与POE胶膜二者的优缺点，提供了更多的组合性选择，让组件厂商可以选择性避免只对高成本的纯POE胶膜或高水透、低体阻、质保压力大的纯EVA胶膜进行采购，达成更具备综合经济性的封装效果。

N型时代的到来有望加快EPE共挤胶膜的渗透节奏。N型组件产品对胶膜降本提性的要求相对P型较高，除了要有更为良好的阻水率、体阻率等，还要有能维持N型组件在价格上与P型组件抗衡的低成本，进而性能与成本更具备综合优势且封装组合选择性更多的EPE胶膜将成时代新宠儿。以N型TOPCon组件为例，单玻N型TOPCon组件厂商可采用正面EPE、背面EVA或正面POE、背面EPE的组合方式来替代传统N型TOPCon组件正面完全依赖POE或双面完全采用POE的高成本封装组合；双玻N型TOPCon组件厂商则可选择采取POE+EPE/EPE+EPE/EPE+EVA等多种更为优化的组合方式，进一步开拓N型TOPCon组件封装降本提性的优化之路。经SMM统计，2023年1-7月，头部胶膜公司EPE胶膜产品出货比例均大于35%，今年EPE胶膜出货市占率增长大超预期，充分彰显N型组件厂商对EPE胶膜的青睐偏好。

3.3 头部辅材龙头成本优势有望穿越周期

光伏辅材是产业链中需求弹性较高的板块。在明年利率周期拐点出现刺激光伏终端经济性上升，需求预期仍保持增长的判断下，辅材龙头企业亦有望凭借成本及市占率有穿越整体光伏周期。

➢胶膜：对胶膜赛道而言，产业的上下游供应链管理亦是主要壁垒，主要包括上游粒子企业采购、下游组件销售两方面。头部胶膜企业凭借品牌优势和规模优势可根据客户订单进行销售，减少经销商环节的折扣费用。因此长期来看，胶膜景气度随着光伏装机、组件排产的波动而呈现周期波动，但龙头企业的优势较为显著，目前福斯特、海优新材及赛伍技术处于盈利探底阶段，开始出清落后产能，产能出清信号出现后盈利情况有望回升。

➢玻璃：光伏玻璃在生产端与硅料具备相似之处，生产厂商进入壁全相对较高，与下游往往具有长期稳定的合作关系，客户忠诚度较高，新进企业难以短时间内达到技术标准及拓展客户，因此龙头厂商优势较为明显。目前，光伏玻璃行业依然处于盈利探底阶段，落后产能的出清虽然此前不及预期，但产能出清更为刚性，周期属性相比光伏主产业链更强。

4.1 钙钛矿终于进入量产准备阶段，GW级产线推动下关注国产设备机会

2013年，钙钛矿电池入选《科学》杂志评选出的“十大突破”，被称为最有前景的下一代光伏技术。自此，钙钛矿电池技术逐渐走出实验室，其效率提升快、制备工艺简单、发展潜力较大的特性逐渐被产业界熟知。随着技术研发不断深入，钙钛矿电池的效率和稳定性逐步突破，使其从实验室逐步迈向实际应用。十年后的今天，钙钛矿光伏技术迎来了商业化元年，部分厂商百兆瓦级产线或逐步落地，或实现出货，且GW级产线正在建设中，最快有望于2024年落地。

11月23日至12月14日，昆山协鑫光电连续发布三大钙钛矿组件进展。根据协鑫光电11月23日发布信息，其推出的1000毫米x2000毫米钙钛矿单结组件光电转化效率达到18.04%，标志着协鑫光电成功跨过18%的转换效率门槛。

1）短期看，我们认为18%效率门槛的突破有望成为钙钛矿组件GW级量产信号，后续量产线的布局将在此基础上进一步实现工艺确认、尺寸扩大、设备降本、效率突破；

2）长期看，钙钛矿电池具有极限转换效率高、生产成本低、制备工艺简单、高柔性等优势，未来潜力巨大。

11月30日，协鑫光电发布全球第一块大面积钙钛矿叠层组件。在279mm×370mm的基础上协鑫光电钙钛矿组件实现效率26.17% 。12月14日，协鑫光电再次发布在369mm×555mm尺寸上的钙钛矿组件，效率达到26.34%，这两次发布均让钙钛矿叠层组件从实验室小尺寸走向中等尺寸，有望成为钙钛矿叠层组件商业化起点。

晶硅-钙钛矿叠层电池作为钙钛矿电池技术路线之一，吸引众多光伏企业加码布局。根据中国电子报报道，晶科能源以N型TOPCon为底电池与钙钛矿实现高效叠层电池，转化效率达到32.33%；通威于2022年建成钙钛矿叠层电池实验室，钙钛矿—硅叠层电池效率达到31.13%；华晟新能源预计其异质结—钙钛矿叠层电池中试线于2025年投入使用，中试线电池片平均效率将达到28%-30%。晶硅-钙钛矿叠层电池发展仍需克服材料兼容性、设备和工艺技术以及成本和可扩展性等方面的挑战：

1）在材料兼容性方面，晶硅-钙钛矿叠层电池需要寻找合适的材料组合和界面工程来实现材料之间的良好匹配和接触，以减少能带不匹配和电荷传输阻碍等问题；

2）在设备和工艺方面，晶硅-钙钛矿叠层电池的制备过程相对复杂，需要精确控制材料的沉积、扩散和形貌等参数，相关设备和工艺技术的发展仍然需要进一步推进，以提高生产效率和制造一致性。与此同时，还需要寻找经济有效的大规模生产方案。

因此，叠层工艺尚未定型，蒸镀机设备参与的气相沉积法有望在叠层电池中具备优势。目前钙钛矿光伏电池中的研发中多采用溶液旋涂法，该方法适用于小面积电池片的制备，无法满足量产的需求。而采用线性蒸发源的蒸镀机能较好满足钙钛矿光伏电池的量产制备，可以提高钙钛矿光伏电池大面积制备的均匀性、批次稳定性、连续重复生产等能力。未来，在钙钛矿电池走向“量产化商业化、大尺寸化”的趋势下，蒸镀机设备参与的气相沉积法具备非常大的市场空间和研发潜力。

综上，各大钙钛矿厂商在进行GW级招标时将重点考察国产钙钛矿设备情况，建议关注量产线订单带来的钙钛矿设备端企业奥来德。

4.2 HJT加快渗透促行业降银迫切，看好铜电镀从0-1超预期落地

HJT电池掺有非晶硅薄膜的结构属性导致HJT电池的电极制造需使用低温银浆，而低温银浆主要由有机树脂材料以及金属银粉制作而成，导电性低于传统的高温银浆，故为保证具备良好的导电效应，HJT电池的电极印刷往往需增大单位银浆使用量来弥补低温银浆导电性弱的缺陷；其次，低温银浆中所需的原材料主要由国外厂商垄断供应，进而低温银浆的单位成本远高于传统国产率较高的高温银浆。

综合来看，随着HJT电池在未来渗透率的不断提高，低温银浆使用的边际成本上升毋庸置疑，进而HJT电池的降银需求也会随之持续扩大，促使可以完全避免低温银浆运用的铜电镀技术有望加快0-1的爬坡进程，提前变现于HJT电池市场当中。根据CPIA统计及预测：铜电极市场占比有望提升至2030年的接近25%，成为异质结电池行业中的主流电极技术之一。

投影式掩膜光刻技术有望在铜电镀图形化工艺中占据一定份额。铜电镀制作主要由PVD电镀种子层、掩膜、图形化、金属化，后处理等工艺构成，其中在图形化工艺中市场分歧相对较大，分歧点主要在于是选择投影式掩膜光刻技术路线还是激光直写（LDI）技术路线。二者的差异主要在于投影式掩膜光刻技术是通过掩膜板，激光发射器发射一束光至镜面，再反射至掩膜板上，掩膜板将初始设计的图形转移至感光材料上，形成聚相式刻蚀，工艺相对较难，成本相对较高，但图形化效果极好，终端产品性能优异；而激光直写（LDI）则是通过计算机控制的高精度光束将所涉及的图形投影至光刻胶基片表面，直接进行扫描曝光，工艺难度相对较低，无需掩膜，成本相对较低，产业化容易。两种路线各有优缺，均有可能成为未来图形化工艺主流技术。

综合来看，我们认为行业在降银技术路线上的发展会与光伏电池类似，高效、高性能终是长远发展方向。在未来，随着投影式掩膜光刻路线逐步落地，其在铜电镀路线中潜力更大。故建议重点关注在HJT降银方向上稳步推进的东方日升、迈为股份，以及激光直写（LDI）和投影式掩膜光刻技术路线有提前布局的芯碁微装、苏大维格。

 在TOPCon与HJT发展落地的同时，光伏行业企业并没有暂停除技术路线以外的其他探索，而BC电池便是其中之一，BC（Back contact）电池以N型为衬底，是一种能够提高光伏电池效率和性能的太阳能电池的平台型技术（并非同HJT、TOPCon一样的新技术路线），即可与多种技术路线叠加形成HBC、PBC、HPBC、TBC、ABC电池。BC电池是将PN结和金属接触都设于太阳电池背面，电池片正面采用SiNx/SiOx双层减反钝化薄膜，没有金属电极遮挡，最大限度地利用入射光，减少光学损失，带来更多有效发电面积，拥有高转换效率，且外观上更加美观。

BC电池加速渗透有望拉动激光设备采购需求。BC电池栅线分布成3维立体形态，电池整体结构相对其余主流电池更为复杂。为保证电池终端产品的使用效率，BC电池往往需依赖精度更高的激光设备来完成相关工艺制作（如：传统SunPower旗下子公司Maxeon的IBC电池使用的是激光开槽、激光刻蚀相关工艺技术激光设备，隆基HPBC电池及爱旭ABC电池则使用的是激光图形化相关工艺技术激光设备）。任何BC技术路线电池制作均需使用大量激光设备，BC电池的增长渗透势必会拉动相关激光设备的订单需求，进而推动激光行业的持续向阳发展。

综合来看，我们认为激光产业大概率会随BC电池的持续渗透而迎来真正的红利爆发期，建议重点关注在BC电池布局龙头电池企业隆基股份、爱旭股份等，以及激光领域具备较强Know-How技术壁垒的行业龙头帝尔激光等相关投资机会。

本文内容来源于：银创智库，责任编辑：胡静，审核人：李峥

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