光伏行业竞争情况「光伏产业链观察」

时间：2022-11-22 19:05:26来源：搜狐

今天带来光伏行业竞争情况「光伏产业链观察」，关于光伏行业竞争情况「光伏产业链观察」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

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核心观点：

降成本是光伏行业永恒的命题，得益于此，18/19 年PERC 产能快速扩张，目前已成主流技术，同时光伏平价及TOPcon、HJT 技术已提上日程，未来将催生大量设备需求，我们看好光伏设备长期发展。本报告聚焦电池片设备，以“平价”及“技术”为主轴，梳理行业投资机会。

平价是主线:催生国内海外市场繁荣。平价上网是光伏行业的终极目标，因而如何降成本也成为光伏行业永恒的命题，电池片环节的降成本主要通过工艺端和设备端两方面实现，也由此设备商和下游电池片厂商关系愈发紧密: 电池片厂商不断进行工艺更迭，设备商配合其需求改进设备，导致设备普遍同质化，技术代差缩小，如此往复形成正循环带动生产成本不断下降，叠加产业上下游各环节成本的降低，2018 年组件成本才能下降30%。即便如此，“531”补贴政策加速退坡、各环节产品价格应声下跌，众多光伏企业的国内平价上网之路仍走得非常艰难，但也倒逼行业进一步降本增效，带来了日益扩大的全球市场，预计美国2019 年光伏新增装机量约为11GW，同比略有增长，中国、印度、日本保持平稳，欧盟2019 年将有明显增长，西班牙启动平价上网项目，法国、荷兰、意大利等国也有明显增长。随着光伏平价上网的到来，全球光伏需求仍将保持增长，打开更加广阔的电池片生产设备空间。

突围看技术:电池片高效HJT技术有望在未来2-3年推广，Topcon也会占据一定份额，有望催生大量设备需求。531 之后成本迅速下降30%，主要归功于PERC 技术的普及，一代技术、一代设备，PERC 电池在原有设备上新增加背面镀膜及激光开槽两大工序，对PERC 产能的新一轮投资开启了设备商的发展黄金期。降低成本主要通过提高效率(由设备商主导，1提高运行效率，主要体现在设备单位产量提升;2提高电池片转换效率，如减少光衰等，同种设备不同厂家效率差距可达1%)及提升良率(由电池厂商主导，相同设备不同厂商良率差距可达5%)两种方式。对设备商来讲，提高设备单位产量，长远来看，反而会缩小自身空间，所以真正突围，要看如何提高转化效率，也就是工艺技术上的突破。未来技术主要向精细化发展，整体由P 型向N 型发展，目前的TOPcon、HJT 技术都已成功经过实验室阶段，乐观估计HJT 技术2020 年有望大规模推广，可能成为光伏行业大洗牌契机。

电池片设备行业面向百亿空间，若2020年平价达成有望继续超预期。根据产业链调研反馈，预计2019 年全球PERC 电池产能增长40GW，2020 年30GW，新建产能和改造产能比例约为8:2，而新建产能设备投入约3 亿元/GW，改造产能设备投入约0.8 亿元/GW，则2019/2020年设备空间可达102 亿、77 亿，2019 年对应制绒设备、扩散炉、刻蚀机、激光设备、自动化设备空间各自约10 亿，正面PECVD 空间20 亿，背面PECVD 空间30 亿，丝网印刷15 亿。

前段后段格局已定，推荐关注两大龙头:迈为股份、捷佳伟创(电新覆盖)。前段设备龙头捷佳伟创市占率40-50%，后段设备龙头迈为股份市占率70%，目前有相互渗透的趋势，捷佳伟创在2019SNEC展推出丝网印刷设备，而迈为股份也准备推进PECVD设备，我们认为前段后段设备相互渗透难度较大，并非由于技术壁垒，而是口碑及工艺设计、调试服务等隐形壁垒。市场格局发生重大变化可能性较小，但产品毛利率承压趋势明显。未来捷佳伟创倾向纵向扩张，涉足整线业务，而迈为股份横向发展，在锂电卷绕机、半导体晶圆切割机等领域布局。两大龙头积极拓展空间，有望分享新一轮设备投资红利。

报告内容：一、光伏设备的看点有哪些?

“光伏工艺技术进步—下游厂商开启新一轮投产周期—设备厂商根据客户需求进一步改进”，是光伏产业的发展模式，如何降成本是行业永恒的命题。无论是电池片厂商还是设备商，所做的一切技术努力，最终都降低了电池片、组件成本(包括提升转化效率、降低单位制造成本等不同方式)，这里指的技术是可商业推广的产业化技术:PERC 技术在2018 年才真正大批量推广，成为真正意义的主流技术，而早在1983 年就由澳大利亚科学家Martin Green 提出;同样目前风头更盛的HJT 技术最早由日本三洋1990 年成功开发，2015 年已经实验室内转换效率达到25.6%。由此可见，实验室技术并非目前制约行业发展的核心要素，可产业化推广的技术才是重中之重。

可产业化推广的技术重要践行者，就是光伏设备生产商，但国内外光伏设备公司盈利模式有所区别:国外光伏设备公司如应用材料、梅耶博格等，依靠数十年技术沉淀和雄厚的资金实力，不断设计和生产跨时代新产品，是光伏设备行业的领军者，赚的是技术溢价;国内公司则以“随叫随到”全方位服务作为切入点，不断将市场已有设备，根据客户不同的需求改进更新，产品虽然存在一定同质化，但出色的服务和定制化能力，客户高基数，使设备厂商博采众长，取各家工艺优点不断改进，应用工艺领先国外对手，是新技术降本的主力军。

现阶段光伏设备看点包含如下，也是本文研究的重点:

(1)平价刺激设备需求:补贴退坡倒逼行业降本增效，而效率提升、技术迭代需要增加新设备，建设更为高效的产能，催生大量光伏设备需求。

(2)海外光伏需求不断超预期:日益下降的光伏发电成本带来了日益扩大的全球市场，海外市场在光伏成本能够实现平价之后，迅速被点燃，有望继续超预期。

(3)HJT 技术有望未来2-3 年有望推广:设备厂商真正突围，要看如何提高转化效率，也就是工艺技术上的突破。未来技术主要向精细化发展，整体由P 型向N 型发展，目前的TOPcon、HJT 技术都已成功经过实验室阶段，乐观估计HJT 技术2020 年有望大规模推广，可能成为光伏行业大洗牌契机。

本文第二章对光伏产业链做整体梳理，第三章对光伏设备尤其是电池片设备进行分析，第四章梳理电池片设备主要上市公司。

二、“工艺设备”两条腿，国产设备商是降本主力

2.1 光伏产业链面面观

光伏产业链可以分为硅料、硅片、电池片、组件、系统五个环节。从硅片生产到电池组件再到系统应用，构成光伏产业链上中下游。硅料(硅锭/硅棒)、硅片等基础产品的生产制造属于光伏产业上游，光伏电池片和组件等关键产品属于产业链中游部分，光伏发电系统和应用属于下游环节。

1)硅料:多晶硅进口比例下降，技术路线以改良西门子法为主

硅料是光伏产业链的基础原料，仍部分依赖进口。晶体硅的制作流程大致为:通过冶炼工艺将石英砂料冶炼还原为98%纯度的工业硅，再通过改良西门子法或者硅烷流化床法进一步把工业硅提纯到99.9999%的太阳能级多晶硅。目前我国多晶硅仍部分依赖进口，2018 年，全国多晶硅产量超过25万吨，同比增长3.3%;进口约12.5万吨，同比下降20%。截至2018年我国多晶硅产能超过万吨的企业有10 家，我国多晶硅产业规模占全球总规模的54.8%。

硅料成本仍有下降空间，主要来自于生产线设备投资成本。由于提纯纯度要求高和还原过程的高载能，硅料成为晶硅光伏电池产业链中能耗最大的一个环节。多晶硅的成本构成中，电力成本为主约占44%，蒸汽成本约占11%，金属硅成本约占21%，设备折旧成本约占16%。2018 年全国多晶硅平均综合电耗已经降低至71kWh/kg-si，同比下降2.7%，龙头企业甚至降低至63 kWh/kg-si 以下。根据中国光伏产业发展路线的预测，未来随着生产装备技术提升、系统优化能力提高、生产规模增大等，预计至2025 年还15%以上的下降空间，综合能耗预计到2025 年每年将按照3%-6%的比例降低。此外，生产线设备投资成本仍有下降空间。2018 年投产的万吨级三氯氢硅西门子法多晶硅生产线成本已下降至1.15 亿元每千吨的水平，预计到2020 年，千吨投资可下降至1 亿元每千吨。

以综合能耗(电力蒸汽)占比55%计算，如果综合能耗每年下降3%，设备成本每年下降6%，硅料成本将综合下降约2.6%。但因硅料的产能灵活性相对较差，价格的敏感性较低，成本传导到价格上需要一定时间。制备多晶硅技术以三氯氢硅西门子法为主。

2)硅片:金刚线切割基本全面渗透，单晶替代多晶趋势明显

硅片生产包括硅生长/铸锭、开方、切片等环节。高纯硅通过直拉/铸锭形成单晶硅棒/ 多晶硅锭，后单晶硅棒经过截断、切片形成单晶硅片，多晶硅锭经开方、磨面、倒角、切片形成多晶硅片。单晶硅片与多晶硅片的核心区别在于铸锭的流程以及设备不同，单晶硅棒是通过单晶生长炉缓慢有序拉升而成，而多晶硅锭则是在多晶铸锭炉中直接融化多晶硅快速成锭。2018 年全国硅片产量达109.02GW，同比增长19.1%，全球前10大硅片生产企业均位于中国。

硅片切割以金刚线切割为主。与砂浆切割对比，金刚线切割技术的应用，带来的主要优势有硅片薄化、切割速度更快、减少切口硅料损耗、硅片品质提高等。单晶硅因为质地均匀而率先实现金刚线工艺，在2016 年已经普及，而多晶硅的金刚线切割技术替代稍慢，2017 年开始全面替代。目前金刚线切割技术在单晶渗透率达到100%、多晶领域渗透率基本达90%。

因单晶硅电池的转化效率普遍高于多晶硅电池，但单晶硅的成本更高，金刚线切割技术的应用缩小了单晶硅片和多晶硅片的成本差异，使得单晶硅电池的性价比提高。资料显示，按单晶硅片厚度190um 测算，金刚线直径每下降10um，单片硅成本下降约0.15元，产能提升可达4%。2016 年金刚线技术在单晶推广后，单多晶硅片价差明显缩小。目前，单多晶产能市占比从2015 年的2:8 变为2018年的4:6。

3)电池片:最有可能重大突破的环节

切割后的硅片经过检测、分选后即进入电池片生产流程。电池片环节是以硅片为基底，通过在硅片表面制造电势差、金属电极等，并通过表面镀膜等方法提高转化效率，将硅片转化成能够利用光生伏特效应发电的电池片。传统的铝背场电池片生产工艺主要包括清洗制绒、扩散制结、刻蚀及去磷硅玻璃、制备减反射膜、丝网印刷、烧结、测试分选七大主要环节。

清洗制绒环节:主要是利用酸溶液(多晶)或碱溶液(单晶)除去硅片表面的机械损伤层，清除表面杂质，在硅片表面形成倒金字塔型凸起，增加硅片对太阳光的吸收效率。因为晶体硅在不同晶体取向上具有不同的腐蚀速度，因而能够在硅片表面腐蚀形成起伏不平的绒面，故称为制绒。

扩散环节:太阳电池制造的核心工序之一，通过高温下在P 型硅片表面扩散掺入磷或在N 型硅片表面扩散掺入硼形成PN 结。扩散层薄层电阻(方块电阻)是反应扩散层质量是否符合设计要求的重要工艺指标之一，也是标志进入半导体中杂质总量的重要参数。

刻蚀环节:主要目的是去掉硅片边缘和背面的PN 结以防止电池短路，其工艺可分为干法刻蚀和湿法刻蚀。此外，在扩散环节发生的化学反应使得硅片表面形成一层磷硅玻璃，使得硅片在空气中表面容易受潮，且增加了少子的复合，从而导致电流降低和功率衰减。去磷硅玻璃即利用氢氟酸溶液将磷硅玻璃去除。

制备减反射膜:即正面镀膜，在电池的正面沉积一层SiNx 薄膜进行钝化，通常会采用PECVD(等离子体增强型化学气相沉积)，可以保护硅片表面不受污染物质的影响，提高电池片的光吸收，并降低少数载流子的复合速率。

丝网印刷:即电池金属化过程，丝网印刷机为电池片刷上银电极和铝电极，通俗的说就是为太阳能电池收集电流并制造电极。丝网印刷主要包括三个步骤:印刷背面银电极并烘干，印刷背面铝背场并烘干;印刷正面银电极并烘干。在印刷过程中主要检测的指标是印刷后的湿重和栅线的宽度，湿重过大或者过低会造成浆料浪费、弓片等问题;栅线如果宽度过大，会会使电池片受光面积较少，效率下降。

烧结:把印刷到电池片表面的电极在高温下烧结，使得电极和硅片本身形成欧姆接触。测试分选环节即通过模拟太阳光照射，对电池片的相关参数进行测量并根据结果对电池片进行分类。

电池片成本不断下降中。电池皮片成本中，硅片成本约占65%，非硅成本中正面、背面银浆料成本约占11%、设备折旧成本约占3%。电池片生产企业第一梯队如隆基非硅成本在0.3 元/W 左右，通威据称已经降至0.25 元/W，仍在不断下降中。

电池片环节的技术较为密集，是最有可能取得重大突破的环节。一线大厂纷纷从工艺流程入手寻找提高光电转化效率的方法。在传统的铝背场电池(Al-BSF)之上，新型高效电池技术主要有PERC、PERT、HJT、IBC 和TOPCON等。目前P 型电池的技术路线有PERC单晶电池和PERC多晶黑硅电池。N型高效电池技术有PERT、TOPCON、HJT、IBC 等。

PERC电池搭载SE 技术、MWT 技术能进一步提高转化效率。SE(选择性发射极)技术指在金属电极区域进行高浓度掺杂，在电极以外区域进行低浓度掺杂，能够显著降低电池电阻和少子的表面负荷，主要工艺方法有丝网印刷掺杂源高温扩散法、离子注入法和激光掺杂法。MWT(金属电极绕通)技术采用激光打孔，背面布线，将太阳能电池正面电极部分或全部转移至背面，减少电池正面的遮光面积。

PERT是PERC 技术的改进型。PERT 是典型的双面电池，与PERC电池相比，增加了了磷扩散和去除硼硅玻璃两道工序，核心在于在背面形成钝化层的基础上通过背面扩散形成背场，而不是像PERC和传统铝背场电池一样采用铝背场。N-PERT 双面电池采用N 型硅作衬底，具有少子寿命高、无光致衰减等优点。

TOPCon技术在N 型PERT 电池工艺的基础上研制而来。TOPCon 电池即隧穿氧化层钝化接触电池，利用LPCVD(低压化学气相沉积设备)在电池背面制备一层超薄二氧化硅，再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同构成钝化结构。该技术可以极大地降低背面的表面复合和金属复合，因此大幅度的提升N 型电池的转换效率。

HJT电池即本征非晶硅异质结电池。HJT 电池以n 型单晶硅片为衬底，经过制绒清洗后，先后在正面和背面通过PECVD 沉积本征非晶硅薄膜i-a-Si和p 型/n 型非晶硅薄膜，从而形成pn 异质结和背表面场，其次在电池两侧沉积透明导电氧化物薄膜(TCO)，最后通过丝网印刷的技术在TCO 表面形成金属电极。异质结电池的关键技术在于超薄本征非晶硅层i-a-Si，该薄层可以大幅度降低晶硅的表面复合，提高电池转化效率。

IBC电池即交叉式背接触电池，目前N 型IBC处于中试阶段。其将正负两极金属接触均移到电池片背面，完全消除了前表面栅线的遮光，从而具有更多的有效发电面积，有利于提升发电效率。IBC 电池的工艺制程比传统电池复杂很多，关键工艺在于在电池背面形成交叉排列的p 区和n 区，以及在上面形成金属化接触。在丝网印刷环节对印刷精度和栅线的设计要求较高。目前IBC N 型电池仍处于中试阶段。

市场反馈来看，目前对HJT技术未来2-3 年量产已成预期，而由于topcon 对电池片转化效率提升有限，市场对其热情不足，但出于经济性考虑(改装成本较低)，未来仍会占据一定市场份额。

4)组件:叠瓦工艺有望引领新一轮革新

目前组件成本约占光伏电站成本的40%-50%。太阳能电池组件是具有外部封装及内部连接，能够单独提供直流电输出的最小不可分割的代养能电池组合装置，即多个单体太阳能电池互联封装后成为组件。按照电池片材料，太阳能电池组件可以分为单晶组件、多晶组件、薄膜组件等。

组件工艺流程主要包括分选、焊接、叠层、检验、层压、封装、测试检验等。电池分选即筛选出电池外观完好、颜色均匀一致的合格电池片。焊接包括单焊和串焊两个步骤，即将多张电池片串联起来并在电池串的正负极接出引线。叠层即玻璃，EVA、电池、EVA、TPT 由下向上以此敷设。玻璃和TPT(热塑聚氯乙烯弹性薄膜)分别作为上、下层保护材料用于对电池片提供保护;EVA 作为热熔胶黏合剂，用于将电池片完全密封，并和上层的玻璃、下层的TPT 黏合在一起。层压过程即将敷设好的电池加热使EVA 融化，将电池、玻璃和背板黏合。检验过程包括EL 检验和冷红外检验，用于检测组件的隐裂情况等。封装包括为电池片装边框、接线盒等。测试过程主要是对电池组件的输出功率等参数进行标定，测试其输出特性，确定组件的质量等级;检验过程是对组件成品的型号、类别、清洁度、各种电性能的全面检验。

组件封装环节的工艺主要由全片、半片、叠瓦。不同的封装工艺能够在既有电池片的效率前提下，尽量提升组件的输出功率或增加组件全生命周期内的单瓦发电量。因为组件成本在光伏系统中占比最高，约占系统成本的40%-50%，通过工艺改进提升输出功率可以摊薄BOS成本(除了光伏组件以外的系统成本)，对于降低组件环节的单瓦成本具有重要意义。

叠瓦工艺是指将传统电池片切为1/5 或1/6大小之后，用导电胶直接衔接两片电池，将其叠加黏贴在一起，再将电池串连接起来。叠瓦电池能实现无电池片间距，提升组件的平均发电密度;且叠瓦技术用导电胶代替焊带，避免了遮挡，有效提升产出功率。据了解叠瓦技术可提高组件功率15-20W 瓦(5%~7%)，高于半片技术带来的功率提升。

2.2 电池片设备格局已定，面向百亿市场

1)核心设备集中在电池片、组件环节

光伏专用设备主要集中在硅片、电池片、组件环节。此外，上游硅料环节主要用到硅料提纯设备，下游光伏系统主要包括系统支持部件的生产设备。在硅片、电池片组件的生产过程中还涉及自动化设备、硅片清洗设备、石英管清洗机、石墨舟清洗机等非关键工艺设备。

硅片环节的主要设备包括生长炉/铸锭炉，以及开方机、金刚线切片机等切割设备。(1) 单晶硅生长炉:用于直拉法生产单晶硅，通过高温将多晶硅原料熔化，而后用一根固定在籽晶轴上的籽晶插入熔体表面，通过向上直拉籽晶生长出得到内部晶粒有序、排列方向一致的单晶硅棒;(2)多晶硅铸锭炉:用于将不规则的多晶硅料装炉重熔，实现稳步定向凝固，生产出高质量标准规格的多晶硅硅锭。相较于单晶硅，多晶硅锭的内部晶粒相对杂乱，影响多晶电池的转化效率;(3)截断机、磨面倒角机、硅块平面磨床、开方机等:主要用于将单晶硅棒或多晶硅锭切割成适合尺寸的形状，为切片环节做准备;(4) 金刚线切片机:主要用于将经过磨削加工后的单晶硅棒或多晶硅锭切割成硅片，依靠附着金刚石的钢线高速运转进行切割，金刚线直径一般在70 微米以下，硅片可薄至110微米。

电池片环节的技术设备难度和价值量比较高，主要光伏专用设备上市公司也集中于电池片环节。传统铝背场电池生产线主要用到的专用设备包括清洗机、制绒机、扩散炉、刻蚀机、PECVD、丝网印刷机、烧结炉、自动分选机等，以及在各个生产环节用到的自动上片机等自动化设备:

(1)清洗制绒设备用于硅片的清洗，洗去表面杂质，在硅片表面形成倒金字塔形绒面; (2)扩散设备主要为扩散炉，用于高温下形成晶体硅太阳能电池PN 结;(3)刻蚀设备主要是湿法刻蚀设备，用于晶体硅电池片的刻蚀和清洗，利用溶液与硅片之间的化学反应将硅片边缘和背面的PN结去掉，去除硅片表面的磷硅玻璃;(4)传统PECVD用于在硅片上沉积形成减反射膜，包括管式PECVD 和板式PECVD设备两种，前者与后者相比，镀膜厚度更低，正常运行时间更长，同时造价较高;(5)丝网印刷机是丝网印刷环节的核心设备，用于在电池片表面印刷银浆和铝浆，形成电池的金属电极。常规电池片的生产需要三道印刷工序，在每一道丝网印刷电极后还会用到干燥炉;(6)烧结炉用于电池片的烧结环节，通过加热、高速冷却的处理方式，使已印刷的浆料与硅片烧结在一起，形成良好的欧姆接触;(7)自动分选机主要用于电池片的检测和分选，实现对电池片的栅线印刷质量、印刷污染，镀膜厚度、颜色差异以及电池片烧结后的质量缺陷、颜色差异进行检测和分类。

PERC电池技术能在原生产线上升级改进。作为目前量产化程度最高的高效电池，PERC 与铝背场电池相比，只需要在原来生产线的基础上增加用于沉积背面氧化铝及氮化硅叠层的设备和激光开孔设备即可。氧化铝PECVD 是PERC 电池的关键设备，主要用于在PERC 电池沉积背面氧化铝，而传统PECVD 设备用于在电池表面沉积氮化硅。但氧化铝PECVD 设备与传统PECVD设备相比总沉积原理并无变化，设备生产商的等离子体生成机制也无需改变，目前已有多种氧化铝PECVD 设备。激光开槽设备用于对背面钝化膜进行精密刻蚀，在PERC 电池背面开孔，实现背面电极与硅衬底的接触。

搭配SE 技术的PERC电池仅需要在原来PERC 生产线的基础上添加制备选择性发射极的设备即可。主流的SE制备方式为激光掺杂法，需要用到SE 激光掺杂设备，利用激光将电池片表面磷源或硼源作选择性掺杂，形成重掺杂区以降低电阻。搭配MWT 技术的PERC 电池需要用到MWT 激光设备，用于在硅片表面打通高精密孔洞，在铜箔材料表面刻划线路，通过孔洞把太阳能电池的正面电极部分或全部转移至背面线路。

N型TOPCon 电池能有机会在原生产线上改进，主要增加的设备为硼扩散设备、离子注入机、LPCVD 设备。目前国产化程度很低，在硼/磷扩散设备、离子注入机领域，国产设备已经进入(但硼扩散效果据称不理想)，背面钝化所用到的LPCVD设备等，国产设备开始进入。

N型HJT 电池的生产流程与传统电池不兼容。HJT 制绒清洗设备和丝网印刷机国产设备开始进入，而在非晶硅沉积、TCO 制备环节所用到的CVD和PVD 设备仍未国产化，捷佳伟创的相关设备仍处于研发阶段。N 型IBC 电池工艺流程难度较大，制备复杂，对设备的精密性要求较高，目前还未形成规模化生产。

根据产业链调研了解，PERC 产线每GW产能的设备价值量约为2.5-3 亿元，如果在原生产线上改进为PERC，需要多投资0.8 亿元左右。国内设备的价格普遍低于进口设备，一条纯国产的常规铝背场电池生产线投资额大约是纯进口设备生产线的一半左右。氧化铝沉积设备的价值量占比最高，达到29%，其次为传统PECVD 设备和丝网印刷环节设备，价值量占比分别为20%和14%。

组件环节用到的设备主要包括焊接设备、层压设备、封装设备、检测设备等。焊接设备主要为串焊机和汇流条焊接机，对电池片进行焊接，将电池片与汇流条连接;层压机用于层压环节;封装设备主要为装框机，用于层压完成后组件的边框固定。检测设备用于太阳能电池组件边缘破损、线状裂纹、网状裂纹、断栅、虚焊、黑斑等缺陷进行检测。

2)前段后段格局已定，HJT 有望成为行业大洗牌契机

传统电池生产产业链基本完成国产替代。分产品来看，目前单晶炉、硅棒切割设备、硅片清洗机、扩散炉、烧结炉等传统铝背场电池主要设备已经完全替代进口，丝网印刷设备国产也已占绝对份额，基本完成进口替代。国内主要设备上市公司有上机数控(硅片切割)、宇晶股份(硅片切割)、捷佳伟创(电池片清洗制绒、刻蚀、扩散)、迈为股份(丝网印刷)、罗博特科(自动分选机)等。国外公司主要由梅耶博格、Centrotherm、Tempress、Semco、Singulus、Applied Material 等。

高效电池核心设备国产率低。在PERC电池沉积氧化铝、N 型电池硼扩散、TOPCon 电池离子注入设备、LPCVD、HJT 电池的制绒清洗设备、电极印刷设备方面，国产设备开始进入。而在HJT 电池的非晶硅沉积、TCO 环节，国产设备仍处于研发阶段。

国内两大龙头:前段设备龙头捷佳伟创市占率40-50%，后段设备龙头迈为股份市占率70%，目前有相互渗透的趋势。捷佳伟创在2019SNEC 展推出丝网印刷设备，而迈为股份也积极推进PECVD 设备，我们认为前段后段设备相互渗透难度较大，并非由于技术壁垒，而是口碑及工艺设计、调试服务等隐形壁垒。市场格局较大变化可能性较小，但毛利率承压趋势明显，主要由于光伏设备同质化程度较高。站在现在时点，能分出身位的契机集中于新技术尤其是HJT 量产，有望成为行业大洗牌的契机。

未来2-3年PERC 仍为主流技术。据EnergyTrend 数据显示，截至2017年底，全球PERC 产能达35.59GW;预计到2018年底，全球PERC 产能将达到70.245GW 以上; 而2019 年PERC存量产能在90GW 以上。从隆基、通威等企业2017 年-2018 年公司扩产计划来看，PERC 电池为最主要的扩产方向。在近93GW 晶硅电池产能扩产计划里，PERC 电池产能达66.29GW，占比71.43%，预计未来2-3年全部投产后，PERC 产能将持续大幅增长。隆基5GW 单晶电池项目、通威(成都、合肥)10GW 高效晶硅电池项目、爱旭8GW高效电池项目、平煤隆基4GW 高效单晶电池片项目均采用PERC 技术，未来扩产PERC 电池技术抢占市场等能力可以窥见一斑。

PERC高效组件占据领跑者项目主流地位，为目前国内光伏市场标杆。在已实施的第三批领跑者项目中，PERC 高效组件的应用占比达到87.15%，领跑者项目在2018年下半年带来大量高效PERC 电池需求，预计第四批领跑者项目PERC 高效组件的应用占比将维持较高的渗透率水平。根据PV InfoLink 的调查报告显示，PERC 电池出货量最大的制造商分别为爱旭、平煤隆基和通威。此外，由于早期的生产线转移，爱旭成为双面电池的最大供应商，出货量为1.4GW ，远高于其他电池制造商。

根据产业链调研反馈，预计2019 年全球PERC 电池产能增长40GW，2020 年30GW。新建产能和改造产能比例约为8:2，而新建产能设备投入约3 亿元/GW，改造产能设备投入约0.8亿元/GW，则2019/2020 年设备空间可达102亿、77 亿，2019 年对应制绒设备、扩散炉、刻蚀机、激光设备、自动化设备空间各自约10 亿，正面PECVD空间20 亿，背面PECVD 空间30亿，丝网印刷15 亿。

三、平价是主线，突围看技术

3.1 平价是主线:国内海外双受益

1)国内光伏平价提上日程，最快有望 2020 年底达成

光伏产业是我国可同步参与国际竞争并在产业化方面取得领先优势的产业。我国是全球第一大光伏市场，在产业规模方面，制造端各环节全球市场占有率均超过50%，2017 年多晶硅、硅片、电池片、组件、系统装机的市占率分别为54.8%、87.2%、69%、71%、52%。在企业实力方面，各环节均有5 家以上的且位居全球前十，全国多晶硅产能超过万吨的企业有10家，全球前十大硅片生产企业均位于中国大陆，电池片和组件全球前十企业中我国均占据8 席。根据CPIA的数据，我国光伏产业的产值超过4000 亿元，带动上百万人就业，社会经济效益巨大。

我国光伏产业虽然起步较晚但发展飞速。在国家政策扶持以及产业链配套发展下，我国光伏装机容量形成规模开始于2011 年，当年新增装机容量2.7GW，增长440%，累积装机容量71.8%，占全球累积装机容量的比例约为5%。根据国家能源局数据，2011 年我国新增太阳能发电装机容量位居世界第三，占全球太阳能发电新增装机的7%左右，仅落后于意大利(9GW)和德国(7.5GW)。此后受欧盟和美国双反、国内政策等因素的影响，我国新增装机容量增速波动较大，但仍处于飞速发展阶段，在绝大多数年份高于全球增速，累积装机容量占全球装机容量的比重逐年提升。2017 年我国累积装机容量达到131GW，占全球的比重达到31.9%，是2011年累计装机容量的37 倍，从2011 到2017年累计装机年复合增长率高达183%。

“光伏领跑者计划”引导技术进步，打造行业标杆。“光伏领跑者计划”是中国国家能源局从2015 年开始每年实行的光伏扶持专项计划，通过建设先进技术光伏发电示范基地、新技术应用示范工程等方式实施，吸引更高技术的产品进入，引导技术进步。国家能源局会对“领跑者”计划项目，委托第三方检测认证机构(分别为鉴衡认证中心CGC; 和中国质量认证中心CQC)全过程的技术监测评价，在工程竣工验收时重点检查是否达到承诺的指标，在工程投产一年后进行评估。政府将在关键设备、技术上和资金上给予支持。

“531”之后，中国光伏市场由快到稳，增速下降，倒逼平价时代。2018 年我国新增光伏装机44GW，同比下降17%，其中集中式电站装机22GW，同比下降31%，分布式光伏装机20GW，同比增长8%。2018 年的531 新政，暂不安排2018年普通光伏电站建设规模，视2018 年光伏发电规模控制情况再行研究安排光伏发电领跑基地建设，并进一步降低补贴强度，加快光伏发电补贴退坡。531 之后，硅片、电池片、组件价格应声下跌。补贴政策的加速退出，进一步倒逼行业降本增效，光伏平价时代逐渐到来。

一类、二类、三类地区平价上网后单位投资成本分别为3.638、3.384、2.957 元/瓦。根据计鹏新能源的模型，以三类地区平均脱硫煤标杆电价为基础，反算出一类、二类、三类地区的单位静态投资分别为3.638、3.384、2.957 元/瓦。模型基本假设中，设定行业基准收益水平的内部收益率为10%，设备使用年限为25年，自有资金比例未20%，并假设增值税为17%，企业所得税为20%，三免三减半。

地面光伏系统实现平价上网需要成本再下降32%左右，最快有望在2020 年底前达成。根据2018年中旬公布的应用领跑者基地项目的单瓦中标价格，领跑者EPC 中标价格在4.58~6.02 元/瓦之间，单瓦中标价格差异较大。将单瓦中标价格与平价投资成本的差异简单平均，得到一类、二类、三类地区的中标价格与平价投资成本的差距分别为1.44、1.65、2.75 元/瓦。即在现有水平上，单瓦投资成本下降30%~45%，光伏发电从投资端能实现平价。根据CPIA 数据，2018 年我国地面光伏系统的初始投资成本为4.92 元/瓦，地面光伏系统实现平价上网需要成本再下降32%左右。

在光伏产业链主线上，通过技术进步提高转化效率可以降低单瓦的非硅成本。在电池片环节，以目前PERC 电池片转化效率约为22%为基础，转换效率每提高1%，单瓦成本约下降4%~5%。2017 年-2018 年光伏组件价格大幅下降主要受益于金刚线切片技术普遍应用，PERC 电池规模化量产带来产品效率大幅提升。在组件环节，通过不同的组件封装工艺，电池组件功率每提高5~10 瓦，单瓦成本约下降2%~4%。TOPCon、HJT 等部分高效电池的关键光伏设备正处在国产化的进程中，目前已经国产化的设备价格约是进口设备的一半，如果关键设备能够实现国产化，光伏组件的非硅成本会进一步降低。此外，在多晶硅进口替代、硅片薄化等方面，光伏组件成本有进一步下降的空间。新型组件技术发展推动成本下降，N 型电池潜力巨大，光伏储能将大幅应用，耗电较高的硅料制备环节向低电价地区转移，系统方面1500V 电压等级也有望得到大规模使用。

2)海外市场多点开花

随着海外市场多点开花，未来海外新增装机可能成为主要增量。2018 年我国光伏产品出口的主要市场分别为印度、日本、澳大利亚、乌克兰、荷兰等国，其中印度、澳大利亚、欧盟、美国、以及东南亚等新增装机容量呈上涨趋势。印度政府计划到2022 年3 月底实现太阳能累积装机100GW的目标，而目前仅有31GW，预计未来有较好增长。根据彭博的预测，2019 年印度、日本、澳大利亚、美国、欧盟国家的合计新增装机容量增长率将达到30.2%，除了上述国家和中国外的其他地区累积增速将达54%。

2019年海外光伏市场分地区来看:

印度19 年增加至8.5GW，有可能继续超预期。印度从2012 年开始对中国发起反倾销调查，对来自中国和马来西亚的电池板征收反倾销税，影响了国内光伏产品在印度的需求。印度是中国光伏组件的第一大出口市场，印度使用的光伏电池和组件中有90%来自于中国和马来西亚等国。2018 年7 月，印度宣布对来自中国和马来西亚的电池片(包括组件)征收25%的保障性关税，我国组件出口印度的份额从2017 年的29.8%下降至2018年的15.2%。印度电能源与可再生能源部要求在可再生能源领域实施政府采购/ 公共采购时，应优先考虑“印度制造”产品，对于中央部委和中央公用事业单位开发的并网光伏项目，光伏组件要求100%本土制造，其他部件如光伏逆变器则要求至少40% 需印度制造。然而2018 年印度本土总产能加起来还不如安装量的三分之一。印度部分项目纷纷延迟，2019 年一季度我国光伏组件出口印度数量同比下降24.4%。近期印度新能源和可再生能源部宣布2019-2020 财年的太阳能发电容量增加目标至8.5GW(在2019年4 月至2020 年3 月)，其中包括1GW 的屋顶太阳能发电容量。

日本市场装机量达6-8GW。根据日本经济产业省(METI)的FIT政策，2016 年8 月1 日之后，规模超过10kW的非住宅光伏项目设定了三年的截止日期，2018 年12月，日本经济产业省METI 宣布存量项目的FIT政策。2MW 以上的项目须于2020年9 月前并网，2MW 以下的项目须在2020 年3 月前并网。据介绍约有30~40GW 的存量项目，但大多数咨询机构对日本市场判断仍维持在6~8GW。

美国出口情况有望触底翻转。2018 年美国启动“201”双反措施，导致18年我国对美国光伏组件的直接出口下降90%。19 年Q1 我国光伏组件出口美国只有10MW。6 月13日，美国宣布双面太阳能组件将不再受201 条款的约束，太阳能组件产品的出口成本将不用再支付25%的费用，极大利好我国光伏产业发展。

澳大利亚分布式光伏有望成为再次爆发的增长点。澳洲的分布式光伏是一个主力军，分布式或平均电价和光伏发出成本的价差最高可以达到10 美分，存在很大的套利空间，节省很多费用。从2012年到2018 年，系统的回报周期逐年降低，分布式会成为再次爆发的增长点。

中东地区进入平价，未来空间较大。中东非光伏资源非常丰富，近年来大量资源进入这个地区，沙特有1.5GW，阿联酋2GW，阿曼1.5GW，斯威汉0.5GW，中东地区已经进入平价阶段，未来有望超预期。

2019年，考虑德国、荷兰、法国和乌克兰目前强劲的装机情况和储备项目，预计欧洲光伏装机将显著上升，达到15-20GW，尽管土耳其光伏市场面临大幅收缩。(1)德国: 2019 年1 季度新增1.27GW(2018 年全年为3GW);(2)荷兰:2018 年度SDE 方案春季批准了1.7GW，秋季批准了2.3GW 光伏项目，预计2019年新增规模将达到2~ 3GW;(3)西班牙:从2018 年下半年开始有大型项目陆续动工，包括招标以及PPA 项目。同时，2019 年也有6 个无补贴大型项目开工，总计485MW，预计今年市场装机在4-4.8GW。

3)光伏发电想象空间较大，长期将保持稳定增长

光伏发电未来发展空间较大。对比我国2012 年和2017 年的发电量能源结构，光伏发电的占比从0.07%上升至1.49%，电力装机总量从0.29%上升至7.33%;而传统火电发电量占比从78.58%下降至71.82%，仍占据主力地位。我国发电能源结构与全球相似。根据REN21 的数据，全球可再生能源发电占比26.5%，其中光伏发电占比1.9%，与我国能源结构类似。

发电新增装机中主要是可再生能源，光伏增长最快。根据RECP 的统计，可再生能源新增装机容量占全部能源新增装机容量的比重波动上升，2016 年以后超过50%。2017 年可再生能源发电占到全球发电量净增加值的70%，其中光伏的新增装机达98GW，是风能新增装机的约2 倍，占全球总新增发电装机的38%。尽管目前占比较低，但随着气候变化、能源消耗、《巴黎协定》生效等压力，光伏等可再生能源正快速发展，未来空间较大。

未来短期内新增装机下降，长期增长平稳。IHS 等五家机构对2019 年全球新增装机量的预测区间在105-130GW 之间，预测中位值在112GW。根据非洲-欧盟可再生能源合作组织(RECP)的预测，未来几年内全球新增装机容量增长率将先上升后平稳。根据中国光伏行业协会的预测，我国新增装机容量呈先抑后扬的趋势，2018、2019 年之后新增装机增速逐渐回升，随着平价上网时代的到来，光伏行业未来新增装机容量将较稳定增长。

3.2 技术进步是行业发展核心动力

尽管电池片设备环节价值量最高，但技术进步并不仅局限于电池片环节，光伏制造过程中任何环节都会催生设备需求。如PERC 技术推广，是由于金刚线切割的推广，催生大量设备需求，进而诞生了设备两大龙头。光伏产业链的各环节都有通过生产工艺进步降本增效的空间，硅料环节可能硅烷流化床法逐渐替代改良西门子法。硅片环节可能通过进一步降低金刚线直径和硅片厚度来降低单片成本。电池片环节主要通过发展高效电池技术，如PERC、HJT、TOPCon 等，实现转化率的提高。组件环节主要通过改进封装工艺，如采用半片、叠瓦等技术，降低封装损失，从而降低单瓦成本。

硅料环节，制备多晶硅技术三氯氢硅西门子法占主导，但流化床法成本下降空间更大。由于硅烷流化床法在产品纯度和实际生产成本方面受限，未能大批量供应，目前改良西门子法应用更为广泛。未来中期内仍以西门子法为主，流化床法市场占比将上升。2018 年采用三氯氢硅西门子法生产出的棒状硅约占全国总产量的 96%，未来中期内西门子法仍将是主流生产工艺。但改良西门子法在物耗、生产效率等方面几乎做到极致，未来生产成本的降低陷入瓶颈，而流化床法由于能耗低而成本下降空间较大。在 2013 年以前，全球仅有 REC 和 MEMC 两家公司有采用硅烷流化床法进行商业化生产颗粒硅的能力，但生产规模始终没有放大，单台装置年产能都在千吨以下。2014 年以后以保利协鑫为首的厂家开始涉足硅烷流化床法领域。预计流化床法在全球和我国占比将会有所提升，根据全球光伏产业发展路线，到 2025 年，全球多晶硅改良西门子法市场占比约为 70~75%，流化床法占比约为 17%~20%。

硅片环节的降本主要围绕降低单片硅片的原材料成本和耗材成本展开。金刚线切割技术下，硅片成本构成中以原材料成本为主，耗材成本次之。以156mm*156mm 的硅片为例，单晶硅片成本中，硅料占比80%，耗材成本占比15.2%，其中金刚线成本约总成本的占10%。多晶硅片成本中，原材料占比74%，耗材占比19%，其中金刚线成本占比13.8%。

在金刚线领域，目前国内企业杨凌美畅、东尼电子、三超新材、岱勒新材等已经具备成熟的电镀金刚线研发、生产能力，金刚线行业内竞争主要体现在技术和价格上。通过金刚线细线化能够有效降低硅料损失和硅片厚度，从而降低单片硅片的原材料成本。降低金刚线耗线量，以及通过金刚线生产端的技术改进降低金刚线价格，能够降低硅片的耗材成本。此外，进给速度的提高等会提高切割效率，从而降低单位硅片的固定成本、运行成本等。

电池片环节，P 型电池制备简单，N 型电池转化效率更高，未来趋势有P 型向N 型发展。N 型硅片具有少子寿命高、无光衰、弱光性好、对金属杂质容忍度高等优势，转换效率高于P 型，但是N 型电池的制备工艺更复杂，设备国产化程度低，未形成规模化产能，成本高于P 型电池。如果通过增效的方式降低单瓦成本，未来N 型电池市场可能会有较好突破。电池片环节，目前P 型电池的技术路线主要由P 型PERC电池，N 型电池的技术路线主要有N PERT TOPCon，HJT、IBC。

PERC电池是当前产能最大的高效电池。转换效率方面，2018 年P 型PERC单晶电池和多晶黑硅平均转化效率分别达到21.8%和20.3%，较2017年分别提升了0.5 个百分点和0.3个百分点。PERC 技术目前已经达到较高水平，产业链中浆料、设备供应商和电池制造商全力推进。搭配MWT 和SE技术能进一步提高PERC 效率。2018 年PERC电池的市场份额占比大幅增加至33.5%，预计明年将反超传统铝背场电池，并在未来几年内成为市场份额占比最高的电池种类。根据CPIA 的预测，2019 年PERC 电池市场占比将超过50%，平均转化效率将超过22%。

PERC 技术将进一步提高效率。搭配PERC 电池的电池技术有SE 和MWT。SE 技术处理过得电池相比传统太阳能电池有0.3%的效率提升，而在成本上只需要增加一台激光掺杂设备。目前晶科、隆基、晶澳、天合、爱旭等一线企业中都采用了一定规模的SE 技术。MWT 技术主要增加镭射打孔工艺，从设备成本上需要增加一台激光打孔机。MWT 技术降低了银浆消耗量和正面遮光，电池效率提升0.4%-0.6%，南京日托实现了MWT 技术的大规模量产。

N型TOPCon 电池、HJT 电池是未来N 型电池的主要发展方向。比较成本和售价，N 型PERT 电池成本受PERC挤压，而效率方面无法与HJT 等电池竞争，目前成本售价接近，几乎宣告死亡。IBC 电池成本和售价双高，制成复杂，对硅片质量的要求较高，尽管利润空间较大，但市场规模有限，大规模生产的可能性较低。在P 型PERC电池已经形成规模的基础上，N 型TOPCon电池和HJT 电池成本相对较低，而效率提升较大，从单瓦售价与成本的关系看，企业能够实现盈利，预计是未来N 型电池的主要发展方向。

高效率HJT技术未来2-3 年有望推广，Topcon 会占据一定份额，有望催生大量设备需求。产业化的前提是生产成本足够低，设备成本是决定新技术是否能够量产的重要因素。目前N 型技术所需设备的国产化程度远低于PERC。N 型电池与P 型电池相比，扩散设备需要调整为硼扩散炉。N 型PERT TOPCon技术在PERC 技术的基础上，需要增加离子注入设备(用于磷扩散)、用于沉积隧道氧化层和多晶硅的LPCVD、退火设备。除了退火设备实现国产化外，离子注入设备和LPCVD 仍依赖于进口。

HJT电池由于生产线与PERC 电池生产线不兼容，主要生产环节的设备以进口为主。HJT 共分4 道工序:1)制绒湿法刻蚀，供应商包括德国RENA、捷佳伟创:与PERC技术相比变化不大;2)镀膜CVD:用来生长非晶硅、掺杂硅。目前有两种相对成熟的技术路线:1热丝CVD，供应商主要包括ULVAC;2PECVD，供应商应材、理想能源。3)TCO:两个路线:1PECVD 应材，2RPD 住友。捷佳伟创和住友有合作。4) 丝印和烧结:丝网印刷和PERC 要求差距较小，主要是浆料要求低温银浆(非晶硅不能高温)，供应商包括迈为股份。

对比来看，TOPCon 和HJT 核心环节的设备均未实现国产化。TOPCon 技术有机会从现有新生产线升级，设备投资成本相对更低，而HJT 技术虽然工序较少，但其设备与主流技术完全不兼容，设备投资成本高。如果核心设备实现国产化，将会进一步降低以上高效电池技术的成本，推动其实现产业化。

组件环节，技术改进方向有调整主栅数量和封装工艺。前者的具体工艺为多主栅，后者工艺包括半片、叠瓦。多主栅(MBB)即通过调整电池栅线的数量，平衡导电和遮光，达到栅线数量和宽度的最优，通过MBB 能够将组件瓦数提升5W以上。叠瓦、半片主要是降低组件封装的功率损失。半片是指用激光切割将标准规格的电池片切割成两个半片电池片，降低通过主栅线的电流而电阻不变，从而降低功率损耗。一般来讲，半片电池片组件比常规组件能提升5-10 瓦(2%-4%)。叠瓦技术是指将传统电池片切为1/5 大小之后，用导电胶直接衔接两片电池，，将其叠加黏贴在一起，再将电池串连接起来。叠瓦电池能实现无电池片间距，提升组件的平均发电密度;且叠瓦技术用导电胶代替焊带，避免了遮挡，有效提升产出功率。据了解叠瓦技术可提高组件功率15-20W，高于半片、多主栅等组件技术。

预计未来多主栅技术和半片、叠瓦的市占率将会上升。根据CPIA中国光伏产业发展路线图2018 年版的预测，预计到2023年，多主栅技术的市占率将达到60%。半片电池片的市占率将逼近40%，叠片电池片市占率接近20%。多主栅技术需要丝网印刷环节和电池片切割工艺相互配合，对丝网印刷机的稳定性和精度提出要求。技术需要半片和叠瓦工艺也在电池片制造端可能会催生电池片切片设备的需求，并推动高产能高稳定性的串焊机、汇流带焊接机的技术升级。