技術迭代疊加競爭性擴產，光伏設備需求景氣週期有望延長。
硅片環節：單晶滲透率加速提升，硅片向大尺寸迭代，未來三年硅片設備市場 空間超 300 億元。
硅片環節產能結構性過剩，高效大尺寸硅片產能有限，龍頭公司或加速擴產構 築規模壁壘以提升自身在大尺寸硅片領域的話語權，同時新建產能成本大幅優 於老產能，帶動存量替換趨勢，加速老產能出清過程。
電池片環節：降本增效+技術升級迭代共驅擴產浪潮。電池片環節技術升級百 花齊放，PERC+延展 PERC 生命力，N 型電池產業化前景可期，建議積極關注 N 型技術後續產業化進展。未來電池廠商所掌握的高效先進產能規模將決定其 在光伏平價時代的競爭力，現存企業將圍繞高效產能規模展開更加激烈的競 爭，故而有資金實力的企業有望加速擴產，後來者由於“歷史產能包袱”較少， 有望憑藉佈局先進產能實現快速追趕，太陽能電池片環節有望迎來擴產浪潮。 我們預計 2020-2022 年 PERC 電池片設備市場空間 327~437 億元。而在後續新 一輪技術升級迭代的帶動下，設備需求成長性料將持續。
組件環節：高效組件助力降本增效，組件端擴產進行時。
隨著海外需求逐步釋放，具備更強品牌和渠道能力的組件供應商競爭優勢更加 突出，半片、MBB 及高密度組件技術助力組件步入 4.0+時代。對高效產能的 追求引發了組件端新一輪的技改、擴建潮，有望帶動設備需求繼續增長。
一、海內外需求共振，光伏平價打開新空間
(一)國內：政策如期落地，2020 年國內裝機有望迎來反彈
2020 年國內光伏裝機有望重回增長：2019 年受競價、補貼政策落地時間影響，終端市場啟動延遲，當年國內光伏裝 機 30.1GW，同比下滑 32%。而值得關注的是，2019 年我國公佈了第一批光伏平價上網項目，合計容量達到 14.78GW， 從競價補貼項目來看， I、II、III 類資源區電價大幅低於指導價，單位發電量平均補貼強度分別不到 0.07 元/kwh、0.06 元/kwh 和 0.1 元/kwh，而隨著技術進步和產能擴張，組件價格進一步下跌，我們預計 2020 年單位發電量補貼強度還 將進一步下降，光伏平價新時代逐步臨近。2020 年 3 月 5 日，《國家能源局關於 2020 年風電、光伏發電項目建設 有關事項的通知》正式下發，2020 年度新建光伏發電項目補貼預算總額度為 15 億元，其中 5 億元用於戶用光伏， 補貼競價項目(包括集中式光伏電站和工商業分佈式光伏項目)按 10 億元補貼總額組織項目建設。考慮 2019 年遺 留項目、新增戶用式光伏項目、示範項目、競爭性招標項目併網及新增平價項目併網，我們預計 2020 年國內新增光 伏裝機容量有望超過 40GW，實現反彈。
(二)海外：光伏平價漸行漸進，終端需求更加多元化
部分國家已實現平價上網，海外需求釋放支撐製造端增長：531 新政後，光伏組件出口單價快速下跌，截至 2019M12， 已降至 0.26 美元/瓦，相比 531 前跌幅 23.5%，刺激海外裝機需求釋放。2019 年海外新增光伏裝機量 90.9GW，同比 增長 81%，其中有 17 個市場體量超過 1GW。我國光伏組件出口量 63.5GW，同比大幅增長 61.6%。
海外市場多點開花，需求欣欣向榮。據彭博新能源數據，2018 年光伏裝機規模超過 1GW 的國家或地區數量達到 13 個，2017 年為 9 個，CPIA 統計數據顯示，2019 年新增光伏裝機超 GW 級的市場數量預計在 16 個以上，包括：中國 大陸地區、中國臺灣地區、美國、印度、日本、越南、澳大利亞、西班牙、德國、墨西哥、烏克蘭、荷蘭、巴西、 韓國、阿聯酋、巴基斯坦等。2019 年我國光伏組件出口金額 173.1 億美元，其中超 1 億美元的市場有 28 個(2018 年 22 個)，超 10 億美元的有 6 個(2018 年 4 個)，出口量超過 1GW 的國家和地區共 15 個(2018 年為 11 個)。 過去過度依賴單一市場的格局正被打破，全球光伏市場逐步呈現多點開花的局面。
光伏安裝成本已大幅下降，大規模應用前景可期：技術迭代帶動光伏發電成本不斷降低，截至 2018 年，太陽能安裝 成本相比 2010 年已實現大幅下降。據 IRENA 統計，自 2014 年全球光伏加權發電成本已落入化石燃料發電成本區間 內，預計到 2020 年光伏發電成本將進一步降至 0.048 美元/kwh，低於化石燃料最低發電成本，屆時 83%的光伏項目 發電價格將低於化石能源價格，經濟性更加凸顯。
可再生能源受青睞，佔比有望逐步提升，光伏需求料將實現長期成長：截至 2018 年底，全球超過 230 個城市設定了 至少在某一領域實現100%應用可再生能源的目標，全球可再生能源發電佔比已經達到26%，其中光伏發電佔比2.2%， 光伏發電技術成熟，經濟性不斷凸顯，已連續 3 年在可再生能源新增裝機量中佔比居於首位。據 UNEP 預計，按照 2015 年《巴黎協定》目標，將全球升溫控制在工業化前 2℃以內，2020~2030 間全球碳排放量每年需減少 2.7%。光 伏發電有助於減少二氧化碳排放，應對全球氣候變化，目前已有 180 個國家制定了光伏政策。光伏產業長期成長空 間有望逐步打開。我們按照 2020-2025 年全球發電量年均增速 2.5%，光伏發電佔比到 2025 年提升至 6.5%~7.5%， 光伏發電有效利用小時數達到 1300 時測算，預計到 2025 年全球光伏新增裝機達到 194~252GW，年均增速 9.1%~14.0%。
降低終端度電成本的終極目標驅動光伏產業鏈各環節持續的技術迭代，高效化趨勢日漸明朗，硅片、電池片、組件 環節有望展開新一輪產能擴張競賽。
二、硅片環節
(一)單晶加速滲透，硅片向大尺寸迭代
單晶滲透率加速提升，轉線單晶效應明顯：隨著金剛線切割大範圍推廣，單晶相比多晶的性價比優勢逐步顯現，市 場份額逐步擴大，單晶組件出口佔比已從 2019 年 1 月的 49%大幅提升至 2020 年 3 月的 83%。多晶硅片廠商積極向 單晶路線靠攏，保利協鑫多年持續投入研發的鑫單晶完成新品改造，於 2018 年正式推出，2019 年已與阿特斯、正 泰、日託光伏、愛康光電簽訂 6GW 鑫單晶供應合同。保利協鑫將通過現有鑄錠爐改造方式和新建產能增加鑄錠單晶 產能，預計 2019 年內將鑫單晶產能提升至 10GW。此外，垂直一體化廠商晶科能源也逐步削減多晶硅片產能，並大 力擴產單晶產能，年產 25GW 單晶拉棒及切方項目於 2019 年正式簽約落戶樂山，一期 5GW 項目已投產。
降本驅動下，硅片逐步向大尺寸迭代：擴大硅片尺寸能夠提升組件功率，從製造端看，在單位時間出片率不變的情 況下，硅片尺寸的增加可以增加單位時間產出的電池和組件的功率，從而攤薄製造成本，在不改變組件尺寸的情況 下，大硅片可減小片間距佔比，提升組件功率。在降成本的驅動下，硅片大型化已成趨勢，未來 M2 市場份額將逐步 萎縮，而受下游產線兼容性、產線改造投資意願、經營模式以及不同尺寸硅片產能釋放節奏的影響，硅片環節在尺 寸方面已形成三方割據的局面，其中中環推出 210 硅片，隆基主推 166 尺寸，晶科 Cheetah 組件採用 158.75mm 硅片， tiger 組件採用 163 尺寸硅片，保利協鑫鑄錠單晶也向大尺寸邁進。
硅片環節開啟新一輪產能擴建，落後產能有望加速淘汰，頭部化趨勢愈發明顯：隨著光伏平價空間打開，需求逐步 釋放，我們認為光伏硅片環節有望迎來新一輪優質產能擴建潮，主要原因在於：1)未來光伏高效化趨勢明確，然而 目前大尺寸硅片產能有限，2019 年 156.75mm 尺寸硅片市場佔比仍然高達 61%，158.75mm 尺寸硅片佔比 31.8%，而 166 及 210mm 硅片佔比則不到 8%，未來專業化龍頭公司或加速擴產構築規模壁壘以提升自身在大尺寸硅片領域的話 語權，大尺寸硅片市場份額有望快速提升;2)以晶科、晶澳為代表的垂直一體化廠商為保證內部供應能力，規劃積極提升硅片環節產能以應對自身組件產能擴張;3)技術迭代及效率提升導致新產能成本大幅優於老產能，帶動存量 替換趨勢，新產能擴建加速老產能出清過程，尾部產能被替代，新產能獲得生存空間。考慮到頭部公司擴產帶來的 規模效應更加明顯，未來市場集中度有望進一步提升。目前隆基、中環、晶科、晶澳以及保利協鑫均在積極佈局大 尺寸單晶硅片產能擴張，結合各公司產能規劃，預計 2020-2021 年，五家公司單晶硅片產能有望分別達到 182 和 224.5GW，產能分別增加 74 和 42.5GW。
(二)2020~2022 年硅片主設備需求有望達到 306~385 億元
我們假設未來三年全球發電總量年均增速 2.5%，光伏發電佔比到 2022 年提升至 4.60%~4.90%，發電有效利用小時 數提升至 1300 小時，則到 2022 年全球光伏新增裝機量 159GW~183GW，單晶滲透率達到 90%，158.75mm 及以上 大尺寸硅片滲透率達到 100%。從歷史數據看，硅片環節產能利用率基本維持在 70%~75%左右的水平，考慮到硅片 環節不同產能的成本呈階梯式分佈，硅片價格長期下降趨勢下先進產能的擴張對落後產能生存空間造成擠壓，以及 大尺寸迭代趨勢刺激產能進一步擴張，進而導致整體產能利用率偏低，假設產能利用率維持在歷史平均水平，在悲 觀和樂觀兩種情境下，到 2022 年大尺寸硅片產能需求有望達到 200GW~247GW，對應新增大尺寸硅片產能 150GW~197GW。
在硅片製造工藝流程中，核心設備主要包括長晶爐、截斷機、滾磨機、切片機及分選機，其中單晶爐價值佔比最大。 目前，非 210 硅片單 GW 主設備投資成本約為 2.4~2.7 億元，210 硅片由於尺寸擴大及設備產能提升，單 GW 投資成 本降低至約 1.7~1.8 億元。
我們假設到 2022 年，210 硅片在大尺寸硅片市場佔比達到 22.4%，同時隨著技術進步及設備產能提升，210 及非 210 硅片單 GW 設備平均投資分別下降至 1.65 和 2.25 億元，則對應 2020-2022 年硅片設備需求有望達到 312~410 億元， 其中單晶爐市場空間 232~306 億元，截斷機 3~4 億元，切磨加工一體機 32~42 億元，切片機 35~47 億元，分選機 9~12 億元。
(三)國產化程度高，G12 對現有設備提出更高要求
目前，總體來看，我國硅片設備國產化程度已達到較高水平，單晶爐、截斷機、切片機等環節設備，國產廠商已具 備比較明顯的競爭優勢，具體而言，國產設備在加工效率、加工效果等方面與進口設備不相上下，且相比進口設備具備明顯的成本優勢，此外，與海外廠商相比，國產廠商還有貼近國內市場、售後服務體系更加完善的優勢。硅片 分選機是光伏硅片製造環節最晚實現國產化的設備，2017年以前硅片生產廠商所用硅片分選機主要還依賴進口，2017 年開始以奧特維為代表的國內廠商突破核心技術，推出了進口替代產品，2018 年市佔率超過 11%。
G12 硅片對單晶爐、滾磨機、截斷機、切片機等硅片設備提出了相應的改造需求，晶盛機電成功研製出新一代光伏 單晶爐，可兼容更大熱場，具備更大的投料量能力，可滿足 G12 硅棒全自動生長，並開發了適用於 G12 硅棒加工需 求的截斷機、切磨複合加工一體線設備，實現光伏硅棒加工設備 G2-G12 全尺寸兼容。此外，晶盛機電還成功研製 出新一代切片機，具備高線速、高承載、高精度的切割能力，是國內第一次批量應用針對 G12 大尺寸硅片的專用金 剛線切片設備。
三、電池片環節
(一)發展趨勢：“PERC+”延展 PERC 生命力，新一代電池技術醞釀更迭
電池片環節正處在新一代技術路徑探索期，提效降本“百花齊放”：PERC 技術已成主流並處在持續推進工藝升級 的過程當中，TOPCon 將背接觸鈍化鍍膜思想和技術引入太陽能電池的生產製造環節，可在 N 型和 P 型兩類襯底上 使用，為降低終端 LCOE 提供了新路徑。HIT 作為雙極型晶體硅電池的最高形式，技術效率提升潛力巨大，電池廠 商紛紛佈局尋求突破。
1、PERC 技術已成主流，工藝升級趨勢下，生命力有望延續
相比 BSF，PERC 更具效率優勢：PERC 電池(鈍化發射極和背面電池)起源於上世紀 80 年代，並自 2015 年開始 逐步市場化。PERC 電池通過在電池背面增加鈍化層，阻止載流子的複合行為，減少電損失，同時增強電池背表面 光反射，減少光損失，進而提高電池轉換效率和電池性能。PERC 電池內部反射增強，有效降低了長波的光學損失， 背面鈍化提升了開路電壓和短路電流，使得電池轉化效率相比傳統 BSF 電池更高。2019 年 PERC 電池的平均量產 效率已經從 2014 年的 20.1%提升至 22.3%~22.5%，平均每年提升 0.5%。
PERC 技術僅需在 BSF 基礎上增加兩道工序即可完成升級改造：PERC 技術在常規 BSF 電池基礎上增加背面鈍化層 沉積和激光開槽兩道工序，此外，針對背部拋光需對基於化學溼臺的邊緣隔離步驟稍作調整，即可實現傳統 BSF 電 池產線向 PERC 產線的升級。背鈍化層主要採用氧化鋁作為背鈍化材料(氧化硅、氮氧化硅也可作為背鈍化材料)， 氧化鋁由於電荷密度較高，可降低背表面少子的複合速率，鈍化效果較好，同時為保證電池背面的光學性能，還會 在氧化鋁表面覆蓋一層氮化硅膜作為保護層。為使背面金屬電極與硅形成良好的歐姆接觸，需要對鈍化層進行刻蝕，目前主流工藝採用激光開槽的方式來完成這一工序。
PERC 技術日趨成熟，“PERC+”成為 PERC 工藝升級，提升光電轉換效率的重要方向，目前，PERC 工藝升級路 線主要包括 PERC+SE、PERC+MWT、雙面 PERC 等。
PERC+SE 技術帶來 0.2%~0.3%的轉換效率提升，與現有 PERC 產線兼容性較高，已成為主流標配技術：PERC+SE 技術以擴散後的 PSG 層為磷源，利用激光可選擇性加熱的特性，在電池正表面電極位置進行磷的二次摻雜，形成選 擇性重摻 N++層，可降低硅片與電極之間的接觸電阻，降低表面複合，提高少子壽命，同時還能改善光線短波光譜 響應，提高短路電流與開路電壓，進一步提升電池效率。相比 PERC，SE 技術可帶來 0.2%~0.3%的轉換效率提升。
PERC+SE 技術與現有 PERC 產線具備良好的兼容性，通過增加激光摻雜工藝即可實現，對應到設備端，僅需在原有 PERC 產線上增加激光摻雜設備。包括晶科、隆基、晶澳、通威、天合、愛旭、東方日升等在內的大部分電池廠商 均在 PERC 產線中引入 SE 技術，據 Energy Trend 統計，2018 年超過 60%的 PERC 產能配置了 SE 工藝。
MWT 工藝可實現 0.4%的效率提升，產線改造僅需增加激光鐳射打孔設備：採用激光打孔、背面佈線的技術消除正 面電極的主柵線，細柵線蒐集的電流通過孔洞中的銀漿引到背表面，使得正負電極均分佈在背表面，有效減少正面 柵線的遮光，降低金屬電極-發射極界面的載流子複合損失，提高光電轉化效率，同時降低銀漿消耗量，從而進一步 降低成本，MWT 技術可實現約 0.4%的轉換效率提升。由於 MWT 電池正負電極點均分佈於背表面，且不在一條直 線上，常規焊帶焊接互聯方式無法適用，因此，MWT 組件採用金屬箔作為導電背板，在金屬箔上進行電路設計，每 片電池片通過導電膠和金屬箔電路互聯形成完整的電流回路，再利用膠膜等封裝材料封裝，省去了複雜的高溫焊接 過程，避免了焊接應力和微裂導致的性能衰減，更容易實現自動化和高產能，降低了破片率。MWT 工藝同樣具備良 好的產線兼容性，額外增加的關鍵步驟為在硅片、銅箔及封裝材料中精確打孔，通過在前端增加激光鐳射打孔設備 即可實現。
天威、阿特斯、英利、晶澳、日託光伏均宣稱具備 MWT 量產能力。成立於 2012 年的日託光伏專注於 MWT 電池的 研發和生產，是全球唯一也是首家實現 GW 級 MWT 技術產業化的公司，通過 PERC 疊加 MWT 技術，單晶硅電池 效率達到 22.7%，引入 SE 工藝後，轉換效率超過 23%，同時可兼容超薄電池片，適合於柔性電池組件的應用。日託 光伏已建成超過 2GW“PERC+MWT”高效產能，可兼容大尺寸、支持超薄硅片工藝要求，單線產能達到 200MW。 日託光伏結合先進 MWT 平面封裝技術，60 片型單晶 PERC 電池組件效率超過 20.3%。
雙面 PERC 電池海外接受度有所提升，關鍵改變在於背面鋁柵線印刷：PERC 電池背表面採用鋁漿構成的不透明鋁 背場，轉變為雙面 PERC 電池需要將背表面變為局部鋁柵線結構，不再覆以鋁漿，但背表面主柵仍採用銀基材料。 相比於 PERC，雙面 PERC 降低了鋁漿的用量，可實現雙面發電，主要優化方向在於背面印刷精度和背面鋁柵線， 在絲網印刷環節儘量將鋁漿印刷在激光開孔處，使光生電流可以通過開孔處導出。此外，在漿料中添加硅有助於獲 得有效的 BSF 並使空隙最小化，目前鋁漿技術已經取得較大突破。2019 年 10 月，蘇民新能源高效單晶雙面 PERC 電池採用 G1 主流尺寸硅片搭配 9BB 設計圖形，產業化平均效率達到 22.78%。雙面 PERC 電池主要應用於雙玻組件、 使用背板封裝的“單面”PERC 電池和具有透明背板的組件等場景。據 PV Infolink，2019 年海外市場對雙面組件接 受度有所提升，需求約為 7.7GW，2020 年需求有望達到 11.8~19.5GW 之間。
PERC 引領電池端降本增效，市場佔比快速提升：PERC 電池在效率方面的優良表現，對傳統鋁背場電池形成了快 速替代。2019 年新建電池片產線均採用 PERC 技術，疊加老線技改，使得 PERC 電池市場佔比迅速提升至 65%。
2、N 型技術受青睞，產業化腳步漸行漸近
N 型單晶硅通過在純淨硅晶體中摻入磷元素形成，自由電子為多子，空穴為少子。相比於 P 型單晶硅，N 型單晶硅由於存在相對較多的自由電子，少子複合速率低、壽命高，且以磷為摻雜元素，無硼氧複合體，因此光致衰減小， 具備更大的效率提升空間，因而成為高效電池的優選項。
PERT 電池(鈍化發射極背面全擴散電池)使用少子壽命高的 N 型硅片作為襯底，電池幾乎無光致衰減，正面使用 硼擴散形成發射極，背面採用磷全擴散，是鈍化接觸工藝流程中的入門級結構。N-PERT 電池工藝的關鍵在於雙面 摻雜和雙面鈍化技術。正面擴硼主要採用液態三溴化硼管式擴散方式，相比其他擴硼方式更有利於避免金屬汙染， 背面磷背場可通過熱擴散和離子注入的方式形成，熱擴散工藝由於涉及二次擴散，需要額外的掩模工藝和清洗工藝 以及特殊的邊緣隔離，提升了製造的成本和複雜性，而離子注入可實現單面摻雜，均勻性好，可簡化製造流程。表 面鈍化方面，背表面採用氧化硅/氮化硅疊層鈍化膜可以起到良好的表面鈍化和場鈍化效果，正表面使用氧化鋁鈍化 膜則效果更好。2019年4月，IMEC及其合作伙伴EnergyVille與中來合作開發的N-PERT電池正面轉換效率已達23.2%。 相比於 P-PERC，N-PERT 需要增加硼擴散和清洗步驟，且由於在效率提升方面不及 PERC，開始逐步向 TOPCon 鈍化接觸工藝進行升級。
TOPCon採用超薄氧化硅隧道層和摻雜多晶硅形成的隧道結來鈍化晶體硅表面，1-2nm 的超薄隧穿氧化層具有很好 的選擇性，可使多數載流子隧穿進入多晶硅層，並阻止少數載流子複合，提高開路電壓並有效降低電阻損失，具有 較好的鈍化效果。多子在摻雜多晶硅層的橫向傳輸中被金屬收集，電流損失微乎其微。TOPCon 電池結構無需背面 開孔和對準，極大地簡化了電池生產工藝，相較於 PERC 電池，TOPCon 僅需增加氧化硅及多晶硅疊層鈍化、繞鍍 清洗工序，同時將擴磷改為擴硼，便可與當前的量產工藝兼容。值得注意的是，TOPCon 技術不僅可以在 N 型襯底 上應用，在 P 型硅片襯底上也可實現良好應用。
Fraunhofer ISE TOPCon 電池實驗室研發效率可達 25.8%±0.5%的水平，目前工業領域量產效率能夠達到接近 23%~23.5%的水平。LG、REC、中來、天合、林洋、阿特斯、晶科、國電投、中利騰暉等多家廠商均擁有 TOPCon 電池技術儲備，並實現了較高的研發或量產轉換效率。
相比其他技術路線的電池，HIT 電池優勢在於：1)具有天然的雙面對稱結構，雙面受光，雙面率高於 90%;2)相 比其他工藝流程更加簡潔，僅為 4 步;3)高開路電壓，有利於獲得較高的光電轉換效率;4)無 LID 和 PID 效應， HIT 電池採用 N 型硅片作為襯底，從根本上避免了由於硼氧複合因子帶來的光致衰減現象;5)低溫製造工藝(低於 200℃)，可降低製造流程中的能耗及對硅片的熱損傷;6)溫度係數低，在高溫及低溫環境下均具備較好的溫度特 性。以 N 型硅片為襯底，經過制絨清洗後，在正面依次沉積 5-10nm 本徵非晶硅薄膜和摻雜 P 型非晶硅薄膜，與硅襯底形成異質結，背面通過沉積 5-10nm 的本徵非晶硅薄膜和摻雜 N 型非晶硅薄膜形成背表面場。在摻雜非晶硅薄 膜表面沉積 TCO 透明導電氧化物薄膜，最後在正背表面印刷金屬集電極。
HIT 電池理論效率可達 27%以上，目前實驗室最高效率 26.63%由日本 Kaneka 創造，現有產線平均量產效率基本在 23%以上，相比於 PERC 約有 1%的提升。國內異質結產線基本處在評估或中試階段，已建產能規模較小，尚未實現 大規模發展。目前，鈞石、漢能、晉能、中智等國內異質結產線平均效率已站上 23%~23.5%區間，預計隨著工藝的 進一步優化，效率可提升至 24%及以上水平，可進一步拉開與 PERC 的效率差距。
IBC 電池(交叉指式背接觸太陽能電池)：IBC 電池以 N 型硅為襯底，PN 結和金屬接觸均位於背表面，成叉指狀 排列，避免了金屬柵線電極對光線的遮擋，前背表面均採用氧化硅/氮化硅疊層作為鈍化層，結合前表面金字塔絨面 結構能夠減少光學損失，最大程度地利用入射光，具有更高的短路電流。在正面無柵線遮光和金屬接觸的條件下， 可對錶面鈍化及陷光結構進行最優化設計，降低前表面複合速率。背表面採用擴散法形成 p+和 n+交錯間隔的交叉式 電極接觸高摻雜區，通過在鈍化膜上開孔，實現金屬電極與發射區的點接觸連接，降低載流子的背表面複合速率。 由於採用背接觸結構，串聯電阻低於傳統電池，具有較高的填充因子。此外，IBC 電池外形美觀，具有較好的商業 化前景。缺點在於背表面需要多次掩模和光刻技術，工藝步驟多且複雜，結構設計難度大。
黃河水電、中來光電、天合光能已在 IBC 領域積極佈局，其中黃河水電 IBC 產品於 2019 年 10 月正式下線，12 月量產電池平均轉換效率達到 23%，並與意大利 FuturaSun 簽訂 50MW IBC 組件出口合同。
3、展望：短期 PERC 為擴產主力，N 型技術星星之火產業化前景可期
從產業發展規律看，一種電池技術若要成為有競爭力的主流技術，需要能夠達到降低 LCOE 的目標，即降低成本的 同時提升發電效率。太陽能電池轉換效率損失的主要原因包括載流子損失、歐姆損失和光學損失，改善的途徑主要 有：減少反射損失，如：採用減反膜、採用凹凸結構;表面鈍化技術;減少投射損失;設計 p-i-n 結構;採用納米結 構;增加導電通路，減少遮光損失等方式。從成本角度看，電池片成本的下降來源於原材料成本降低、設備效率提 升和成本下降、工藝成本降低以及電池轉換效率的提高。
1)PERC 電池：
“PERC+”打開轉換效率優化空間：太陽能光伏電池已步入“PERC+”時代，SE、MWT、雙面以及各類鍍膜技術的引入(P-TOPCon)，使得“PERC+電池”在終端降本提效的趨勢下依然保持著生命力。產業界研究及實踐經驗表 明，通過提升硅片性能、改善背面鈍化層(如：調整與鈍化層匹配的熱處理工藝、優化背面鈍化層減少表面缺陷態 密度、P 區超薄氧化硅鈍化層製備及遂穿控制、P 區非晶硅或多晶硅層製備等)、優化反射膜層、改善正面鈍化層、 優化發射極、採用先進的金屬化方案(MBB 優化設計、漿料升級、印刷方式革新)等方式，“PERC+電池”轉換效 率仍有進一步提升空間。據隆基股份預測，未來 PERC 電池轉換效率有望實現從 22.92%向 24%以上的提升。
210 硅片攤薄電池端非硅成本，深挖 PERC 成本下降潛力：硅片尺寸擴大可攤薄電池端非硅成本，使得電池片單瓦 成本進一步下降。以 G12 為例，面積相比 M2 增加 80.5%，設備投資成本降低 30%，意味著單瓦折舊成本有望降低 60%左右，可有效攤薄非硅成本，進一步提升 PERC 電池性價比。
2)TOPCon：
TOPCon 電池已實現 GW 級量產，部分主流廠商規劃嘗試 TOPCon 量產可行性。相比 PERC，TOPCon 電池生產工 藝的改變主要在於：增加了隧穿氧化物沉積、多晶硅沉積、硼擴工序，同時需增加溼法刻蝕步驟來應對非晶硅的繞 鍍問題。理論上，TOPCon 技術僅需在現有產線基礎上增加薄膜沉積設備、硼擴散爐和溼法刻蝕設備即可實現產線 升級。目前 LG、天合光能、REC、中來已實現 TOPCon 量產，其中中來擁有 2.4GW 產能。
TOPCon 各環節工藝及國產設備發展已較為成熟：
隧穿氧化物的製備：主要以熱氧工藝為主，基本可集成在 LPCVD 機臺中實現;
多晶硅沉積：可分為兩種方式，一種是先進行非晶硅層生長，而後通過擴散爐晶化並通入磷源進行摻雜，另一 種是通入磷源實現原位摻雜，而後退火晶化。實際工業生產中，非晶硅沉積主要利用 LPCVD 設備實現，缺點 在於沉積過程中存在繞鍍現象。
溼法刻蝕：由於非晶硅沉積存在繞鍍，實際量產中採用溼法刻蝕工藝對繞鍍的非晶硅進行刻蝕。
硼擴是 TOPCon 生產的另一關鍵點，用於在 N 型硅片上形成發射極：相比於磷擴散爐，硼擴散爐需要做更多的 改進和優化，硼擴所需溫度高，週期長使得產能較低，同時對擴散均勻性的控制難度加大。在前驅體的選擇上， Tempress 和 Centrotherm 主要採用三溴化硼，由此產生的硼硅玻璃易使石英件粘黏，減少設備的正常運行時間， 通過減少前驅體的消耗量可以得到較好的解決。Semco、拉普拉斯將氣體形式的三氯化硼作為前驅體，產生的 BSG 更易去除，可降低設備的運營成本和維護成本，但容易形成腐蝕性和安全問題。目前硼擴散技術已經較為成熟，SEMCO 、CT、捷佳偉創、Tempress、拉普拉斯均可提供低壓擴散爐。
薄膜沉積設備逐步突破，提效降本前景可期：在 TOPCon 電池製造工藝中，LPCVD 技術被大量應用於非晶硅沉積的 量產實踐中。目前用於 TOPCon 技術的 LPCVD 設備均可以同時生長隧穿氧化物和多晶硅薄膜且不破壞真空，同時 還可以實現多晶硅摻雜，缺點在於沉積過程會產生繞鍍，主要生產廠家包括 Centrotherm、捷佳偉創、SEMCO 和 Tempress。新設備進展方面，近期微導研發的全球首臺適用於 TOPCon 技術的 ALD 設備正式進入量產階段，產品 已交客戶使用。據公司官方微信顯示，該鍍膜平臺(祝融系列)兼容 PERC 與 TOPCon 兩種工藝，在原有 PERC 工 藝上新增一臺祝融平臺、清洗機以及硼擴設備，即可完成 TOPCon 電池正面氧化鋁/氮化硅、背面隧穿氧化層/多晶硅 與氮化硅的鈍化，相比於傳統 LPCVD 設備沉積技術，可大幅改善 N 型電池正面多晶硅繞鍍面積與摻雜多晶硅鍍膜 速率降低的影響, 且摻雜鈍化效果優於傳統磷擴散工藝，具備綜合的正背面鈍化能力。我們預計，隨著設備性能的 優化，TOPCon 技術成本仍有下降潛力。
TOPCon 工業量產效率再提升，或提振下游嘗試積極性，建議關注後續產業化進展：TOPCon 大規模推廣的難點在 於：1)主流量產轉換效率絕對值較 PERC 高出 1%，但成本較高，性價比優勢尚不明顯;2)技術路線多樣，電池廠 商對於技術路線的選擇尚處於觀望狀態。當前 TOPCon 量產方面已發生一些積極變化：其一，中來 TOPCon 電池量 產效率於今年 3 月突破 23.5%，研發效率方面，寧波材料實驗室針對 PECVD 工藝路線開發出了效率 24.27%的 N 型 TOPCon 電池;其二，關鍵的薄膜沉積國產設備效率取得進一步進展，據 PV Infolink 統計，TOPCon 單 GW 投資在 3~3.5 億元左右，我們預計隨著設備效率提升和價格下降，單 GW 投資金額降低至 3 億元以下是可以期待的;其三， MBB 技術和無主柵技術的使用有望減少銀漿耗量，TOPCon 電池由於需要在兩面使用銀漿，雙面銀漿耗量約為 130~150mg/片，相比於 PERC(銀漿耗量約 85mg/片)成本劣勢比較明顯。中來已實現 GW 級以上的量產，經驗數 據得以積累，量產效率進一步提升，新的產線已開始建設，或對 TOPCon 未來確定最優技術路線、進一步降本起到 示範作用。我們認為，TOPCon 與現有 PERC 產線兼容性高，若未來技術性價比提升超越 PERC，則有望激發現有產 線改造需求，延長現有產線生命週期，建議積極關注後續產業化進展。
3)HJT 電池：
HIT 工藝步驟簡單，僅有制絨清洗、非晶硅薄膜沉積、透明導電膜製備和絲網印刷四步，通威、晉能、鈞石、中智、 國電投等廠商建立了 MW 級試驗線積極探索 HJT 大規模量產途徑，經過近年來的工藝實踐，HIT 降本路徑已逐步 清晰，降本挖潛空間巨大。
制絨清洗環節，雙氧水+臭氧工藝效果更佳，有望成為主流路線：HIT 電池非晶硅/晶硅界面鈍化質量高，對硅片品 質和表面清潔度、金字塔形貌控制提出更高要求，大尺寸絨面可以提升鈍化效果，增加絨面反射率，需要精確優化 和控制絨面尺寸以最大化電池效率，因此 HIT 對清洗工藝要求也更為嚴格。針對異質結工藝的硅片清洗主要是 RCA 和臭氧清洗兩種，RCA 工藝中所使用的氨水和過氧化氫具有較強的揮發性，在 SC1 和 SC2 工序超過 60℃的溫度下 會帶來較大的消耗，因而清洗成本更高。臭氧清洗工藝使用臭氧和氫氟酸溶液代替氨水、過氧化氫和硝酸，生產過 程更加環保，且對有機雜質和金屬雜質的去除效果更好。此外，臭氧/氫氟酸可實現各向同性的輕微刻蝕，有效地去 除富含晶體缺陷的區域，從而提高界面鈍化效果。從目前 HIT 實際生產情況看，雙氧水+臭氧工藝清洗效果穩定， 單片清洗成本可降至 0.22~0.3 元，僅為雙氧水+氨氮工藝成本的一半左右，而純臭氧工藝量產廠家還相對較少，但純 臭氧工藝能夠減少過氧化氫的使用，若能克服現有工藝缺點，則能夠進一步降低化學品耗量。
本徵非晶硅沉積是 HIT 電池製備的關鍵：這一步驟的作用在於實現異質結界面的良好鈍化，以獲得高效率的異質結 電池。本徵非晶硅薄膜沉積採用化學氣相沉積法，根據所用設備的不同，可分為PECVD和HWCVD兩種，目前PECVD 為主流路線。HWCVD 沉積基於熱絲對反應氣體的熱分解，無等離子體對基底的轟擊過程，有助於形成高質量、突 變明顯的氫化非晶硅/晶體硅界面，HWCVD 能夠形成高密度氫原子從而提升鈍化效果。此外，HWCVD 氣體利用率 高，硅粉塵更少，有利於設備後期的維護和保養。實際生產過程中，通過在熱絲兩側設置載板，可實現雙側沉積， 優化設備產能。但 HWCVD 的劣勢在於，鍍膜均勻性不及 PECVD，另外熱絲使用過程中不可避免地老化和損耗問 題，制約了設備的 uptime，增加了設備的運行成本，目前松下的量產技術採用了 HWCVD 法。
TCO 主要改進在於沉積方法和材料。HIT 表面的 TCO 薄膜的作用為收集光生載流子並將其輸送到金屬電極上，導 電性好、透過率高是 TCO 薄膜需要具備的關鍵特性。在工藝方面，目前主要採用 PVD(磁控濺射)和 RPD(反應 等離子體沉積法)兩種方式，PVD 利用經過加速的高能粒子轟擊靶材，使靶材表面的原子脫離晶格逸出沉積在襯底 表面發生反應而形成薄膜;RPD 法利用等離子體槍產生氬等離子體，氬等離子體進入生長腔後，在磁場作用下轟擊 靶材，靶材昇華形成蒸氣實現薄膜沉積。PVD 技術的優勢在於設備成本較低，成膜均勻性更好，鍍膜工藝穩定，能 夠滿足大規模產業化需求，但由於等離子體中包含大量高能粒子，會對基板表面產生強烈的轟擊刻蝕作用。而 RPD 技術的等離子體能量分佈相對集中且離化率更高，高能離子較少，表現出低離子損傷的優良特性。同等條件下，RPD 技術製備的 TCO 薄膜結構更加緻密、結晶度更高、表面更加光滑、導電性更高、光學透過率更好1。此外，RPD 方 法還具備低沉積溫度、高速生長等優點，缺點在於設備成本較高。
PVD 為當前 HIT 主流方向，成本下降後 RPD 優勢有望顯現。從效率上看，RPD 效率相比使用 ITO 的 PVD 可提升 0.4%~0.5%，若疊加托盤優化改進，效率優勢將進一步拉大至 0.6%~0.7%，但受多方因素影響，RPD 在實際產業化 推廣中不及 PVD，主要原因在於：一是 PVD 設備成熟穩定，投資成本更低，PVD 設備可實現雙面薄膜沉積，因此 容易擴大沉積面積，而 RPD 設備為自下而上的單側沉積，設備產能更低，投資成本更高;二是核心部件及靶材受制 於專利。RPD 設備的沉積面積是單個等離子槍單元寬度的 2.5 倍，因此為提升單臺設備產能，需要配置更多的等離 子槍，而等離子槍這一核心部件的技術專利長期由日本住友把持，目前捷佳偉創已獲得等離子槍技術許可併成功研 發製造了 RPD 設備。靶材方面，PVD 所用的 ITO 靶材生產企業較多，國產化程度高，但效率偏低;RPD 所用的 IWO 過去主要依賴進口，目前已逐步開始國產化，IWO 國產化後單片電池片成本下降空間更大。
低溫銀漿及無主柵設計挖掘 HIT 金屬化改良潛力：柵線設計方面主要考慮遮光與導電之間的平衡，細化柵線可減少 遮光，但電阻損失增大，多主柵技術通過增加主柵數量、細化主柵寬度，在減少遮光的同時減少了電流在細柵中經 過的距離和每條主柵承載的電流，進而降低了電阻損失和單位銀耗量。研究表明，多主柵技術在電池端轉換效率可 提升大約 0.2%，節省正銀耗量 25%~35%。細柵寬度受制於網印工藝和主柵需要發揮連接焊帶作用的影響，繼續增 加主柵數量並保證遮光損失和材料成本不增長已面臨著較大的限制。除多主柵技術外，為進一步減少正面遮擋和降低銀漿消耗量，無主柵技術和鍍銅工藝成為改善異質結電池金屬化環節的有效手段。
無主柵技術保留正面傳統的絲網印刷，製作底層細柵線，然後通過不同方法將多條垂直於細柵的柵線覆蓋在細 柵之上，形成交叉的網格結構，以金屬線代替傳統焊帶，彙集電流的同時實現電池互聯。梅耶博格的 SWCT 技 術將內嵌銅線的聚合物薄膜覆蓋在 HIT 電池正面，在組件層壓過程中，依靠層壓機的壓力和溫度使銅線和絲網 印刷的細柵線直接結合在一起，銅線代替了銀主柵，節省了材料成本。據梅耶博格官網介紹，SWCT 可將組件 封裝後的電池片性能提高 6%，耗銀量最高可減少 83%。進一步地，還可以在沉積 TCO 膜後，直接貼合低溫合 金包覆的銅絲，在熱壓下促進與 TCO 形成良好的歐姆接觸，將大大降低成本。
除無主柵技術外，電鍍銅技術也可實現 HIT 金屬化環節的成本優化，Kaneka 與 IMEC 合作利用銅電鍍技術製作 異質結電池的正面柵線，效率達到 23.5%，但鍍銅工藝複雜且存在環保問題，鈞石能源在 500MW 異質結生產線 中採用了電鍍技術。2019 年 12 月，國家電投成功下線的 C-HJT 電池在柵線材料上以銅代替了銀漿，實現了成 本降低。
HIT 屬於低溫工藝，正背表面電極印刷時均需要使用低溫銀漿(銀含量高於高溫銀漿)，進口低溫銀漿價格 6800~7000 元/kg 左右，而高溫銀漿價格僅 5000 元/kg 左右，較高的銀漿耗量和成本也是 HIT 電池成本較高的原 因之一。目前，國內生產低溫銀漿的廠商主要有蘇州晶銀、首騁、常州聚合等，預計未來低溫銀漿國產化後仍 有進一步降本空間。
從電池效率和耗費銀漿成本看， SWCT 已具備較為明顯的優勢，而 MBB 相比於 5BB 也實現了較好的電池效率提升、 組件端效率增益以及銀漿成本的下降。現階段 MBB 技術在國內產線實際生產中可靠性已獲得驗證。
整體而言，從技術趨勢角度看，PERC 電池通過 SE、MWT、雙面、P-TOPCon 技術等方式，轉換效率仍有提升潛力 可待挖掘，短期而言仍有望穩居主流地位;中長期來看，N 型電池具有更高的轉換效率極限，相比 PERC 具有更大提升空間，有望成為下一代主流電池技術，而成本因素使得目前 N 型技術性價比仍然偏低，目前 N 型電池組件主要 應用於國內大型地面電站、海外戶用、工商業屋頂分佈式等高端小眾市場，未來向大眾市場進一步滲透則需依賴於 N 型技術降本繼續突破。我們認為，TOPCon、HJT 技術降本路徑已逐步明晰，未來需求大規模釋放時點仍有待進 一步觀察，產業化進度受效率提升、成本下降進度、產線初始投資等諸多因素影響，跟蹤主要環節降本進度是關鍵， 建議積極關注。
(二)技術與成本共驅擴產浪潮，設備廠商迎廣闊發展機遇
當前光伏產業電池片環節正處在龍頭企業加速擴產構築規模壁壘、傳統能源國企(如：山煤國際、潞安太陽能、國 電投等)加大光伏領域佈局力度、新一代電池技術積極蓄勢尋求突破的階段。隨著補貼退坡，光伏產業市場化自主 發展趨勢愈加明顯，終端對降低 LCOE 的追求驅動產業競爭的核心逐步轉向對高效先進產能的控制能力，具備資金 和技術實力的公司有望通過擴張優勢產能規模提升市場份額。
1、PERC：技術進步挖掘降本潛力，PERC 加速擴產
技術進步導致新產能相比老產能更具優勢：現有 PERC 產能大致可以分為三類：BSF 改造產能、17-18 年新建產能、 19 年及以後新建產能。常規產線技改升級形成的產線非硅成本更高、產品轉換效率較新建產能更低，且技術提升難 度更高，由於電池片環節技術進步迅速，早期建成的 PERC 產線，在產品轉換效率、品質及成本較新產能也處於劣 勢。此外，在硅片端尺寸創新的背景之下，電池端受益於尺寸擴大，通量型成本有望進一步降低，將使得新建產線 的成本優勢被進一步放大。基於以上特點，不同廠商的不同產線受建設時間、技術優化程度及規模等多重因素影響， 電池片成本呈現階梯式分佈。據 CPIA 統計，2019 年太陽能電池行業平均非硅成本約 0.31 元/w，而以第一梯隊電池 廠商通威、愛旭為例，通威 2019 年非硅成本 0.2-0.25 元/w，愛旭 2019 年 1~5 月銷售的電池片非硅成本僅為 0.253 元/W，相比尾部廠商產能具備明顯的成本競爭力。
先進產能爭奪有望驅動新一輪擴產週期：從 CPIA 公佈的太陽能電池片產能利用率來看，2019 年年產能>2GW 的企 業平均產能利用率在 70%~90%之間，年產能在 1~2GW 的企業產能利用率在 45%~80%之間，而年產能低於 1GW 的 企業，產能利用率則在 40%~70%之間。我們預計，在電池片價格長期下行的趨勢下，不同產能的利用率將依舊分化， 頭部企業先進產能更具成本優勢，產能利用率有望維持高位，而尾部企業的落後產能則將面臨產能利用率長期低位 而被淘汰的困境。我們認為，未來電池廠商所掌握的高效先進產能規模將決定其在光伏平價時代的競爭優勢，現存 企業將圍繞高效產能規模展開更加激烈的競爭，故而有資金實力的企業有望加速擴產，而後來者由於“歷史產能包 袱”較少，有望憑藉先進產能佈局快速追趕，太陽能電池環節有望迎來擴產浪潮。
我們按照 PV Infolink 3 月公佈的電池片成本數據，測算單晶 PERC 新產線的非硅成本已降至 0.3 元/w 以下。我們預 計，新擴產能非硅成本在 0.3 元/w 以下方具備成本競爭力，而在產業鏈價格長期下行的背景之下，隨著平價的到來， 現有低成本產能實則面臨一定缺口。
我們沿用前文對 2022 年全球光伏新增裝機量的預測，預計到 2022 年全球光伏新增裝機量 159~183GW，假設到 2022 年單晶 PERC 滲透率達到 85%，非硅成本在 0.3 元/W 以下的產能佔比達到 100%。同時考慮到電池廠商圍繞高效產 能擴張的競爭更加激烈，電池片環節將出現一定程度的過剩產能，假設到2022年電池片環節產能利用率在65%~70%， 則預計到 2022 年全球新增低成本電池片產能在 147~195GW 之間，以單 GW PERC 產線投資 2~3 億元的中值 2.5 億 元測算，假設設備投資每年下降5%，則對應2020~2022年電池片擴產有望帶來327~437億元PERC電池片設備需求。
PERC 電池設備基本完成國產化，成本實現大幅降低：PERC 及 PERC+通過在原有產線增加設備即可實現技術改進 升級，我國太陽能電池製造設備企業已具備成套工藝流程設備供應能力，制絨清洗設備、擴散爐、等離子刻蝕機、 激光開槽、激光摻雜等環節國產設備已佔據主導地位。
2、TOPCon：量產效率再獲突破，成本仍需進一步下降
針對 TOPCon 電池，林洋能源、蘇州騰暉、鴻禧能源均有 GW 級項目規劃。由於與 PERC 產線的兼容性更高，通威 已在新的擴產規劃中也針對 TOPCon 技術路線的可能性進行了考慮。
設備方面，TOPCon 技術主要在原有產線上增加了沉積設備、硼擴設備及溼法刻蝕設備，三類設備均已實現了較高 的國產化程度。當前技術路線中，隧穿氧化物及多晶硅沉積主要採用 LPCVD 設備，國產設備已較為成熟，捷佳偉 創、北方華創、拉普拉斯等國內廠商等均可提供，此外，PEALD 設備無錫微導已實現量產。硼擴設備方面，北方華 創、捷佳偉創等國內廠商可提供。目前 TOPCon 產線單 GW 投資約為 3~3.5 億元。
3、HJT：期待設備國產化，打開需求空間
HJT 產線全部採用進口設備，單 GW 投資約 10 億元，若全部採用國產設備可降至 5~6 億元億元左右，目前已有國產 設備在電池廠商中試線上試用，若未來 HJT 量產工藝和國產設備逐步成熟，可帶動 HJT 產線投資成本進一步下降， 提升電池產線 IRR，進而提高下游投資積極性。
在 HJT 四道工序中，國產設備均已取得突破性進展。制絨清洗環節，捷佳偉創已開發出用於 HJT 的制絨清洗設備; 非晶硅沉積環節設備國產化程度相對較低，但理想能源、蘇州邁為、訊立光電、精曜科技、鈞石等國產廠商通過自 主研發已實現這一環節設備的成功開發，正穩步推進薄膜沉積設備的國產化;TCO 製備環節，鈞石、捷佳偉創已有 相應產品開發;金屬化環節，異質結絲網印刷設備相比於 PERC 的差別在於由於異質結采用低溫工藝，需在低溫下 進行烘乾和固化，印刷速度相對較低，降低了設備性能，且烘乾時間延長，需採用與傳統電池設計不同的烘箱，異 質結絲網印刷設備國外廠商以 Baccini、Micro-tec 為主，國內邁為、捷佳偉創、科隆威等均有佈局。
四、組件環節
(一)高效組件多點開花，助力降本增效
高功率、低成本、高可靠性是組件產品的關鍵特性，半片、多主柵、疊瓦、拼片等多種高效組件技術的發展，為進 一步提高組件功率、降低終端度電成本提供了有效解決方案。
半片、MBB 及高密度組件技術助力組件步入 4.0+時代：
半片組件迎來快速發展：半片組件技術是使用激光切割法沿著垂直於電池主柵線的方向將電池片切成尺寸相同的兩 個半片電池片，由於電池片的電流和電池片面積有關，切割後就可以把通過主柵線的電流降低到整片的 1/2，當半片 電池串聯以後，正負迴路上電阻不變，功率損耗就降低為原來的 1/4，從而最終降低了組件的功率損失，提高了封裝 效率和填充因子。以隆基在海南瓊海的實證電站測試數據為例，半片雙面組件相對於整片雙面組件平均發電增益為 2.8%。設備方面，相比於全片技術，半片技術前端增加了切割電池片的步驟，同時需要對串焊及層壓過程進行適當 的調整，與傳統產線設備兼容性高，新增投資少。半片技術的難點在於匯流帶引出線從組件背面中間引出時人工操 作加大了引出線處電池裂片或隱裂的風險，目前匯流帶焊接自動化難題已被攻克，半片技術迎來快速普及，半片幾 乎成為新擴產組件的標配。據 CPIA 統計，2019 年全片組件市場佔比約為 77.1%，較 2018 年下降了 14.6 個百分點。
多主柵結合半片技術有望成為高功率組件主流趨勢：多主柵技術的柵線分佈更密，抗隱裂能力也更強，能夠降低遮 光面積並減少電阻損耗，提升組件功率輸出，並通過降低銀漿用量控制成本，提升組件功率，有效降低度電成本。 多主柵電池組件的技術難點主要體現在電池片分選、組件串焊、組件疊層等方面，其中對電池片分選的精準度要求 更高，串焊過程中需要高精準定位金屬化圖案的位置，對焊接對準、焊接牢固程度要求更高，因此需要使用新的串 焊機。此外，為將柵線做細，還需要新的網版。熱焊接方式與傳統產線兼容性高，技術成熟度高，是目前的主流方 案。具有低熱斑風險的半片結合低裂片影響的 MBB，可有效降低組件失效風險，逐漸成為高密度、高功率組件的主 流趨勢。儘管 2019 年電池組件市場仍以 5BB 為主流(CPIA 數據顯示，5BB 技術市場佔比超過 75%)，但自 2019 年以來，半片+多主柵已成為組件技術技改或擴產的標配，並有望在 2020 年陸續釋放高效產能。
高密度組件技術通過減小電池片之間的間距，在相同的組件面積下放置更多的電池片，從而提升組件功率和效率。據 PV Infolink 介紹，高密度組件技術可分為兩類，一類是疊瓦、負片間距及疊焊技術，通過電池切片後疊層排列達 到增加發電面積的效果;另一類則是拼片和小片間距技術，電池切片後不進行疊串，而是利用特殊的焊帶使得電池 片間距縮小，甚至為 0。
疊瓦組件是利用切片技術將柵線重新設計的電池片切割成小片(1 切 5 或 1 切 6)，將每小片疊加排布，用導電膠材 料焊接製作成串，再經過串並聯排版後層壓成組件，使電池以更緊密的方式互相連結，從而在相同面積下放置更多 的電池片，此外無焊帶的設計避免了焊帶遮擋，減少了組件線損，降低了電池片互聯電阻，使得組件功率大幅提升。 在可靠性上，疊片的連接方式可分解電池片所受應力，比傳統組件更好地承受機械載荷，且隱裂更少。疊瓦技術的 難點在於：1)涉及到激光切割損傷，容易造成電池效率降低;2)不同材料導電膠的熱膨脹係數存在差異，需要綜 合考慮導電膠與其他材料的匹配性和綜合老化性能;3)柵線設計。
基於上述製作過程，疊瓦組件工藝上需要增加劃片、塗膠、疊串工藝，同時對層疊工藝進行改進，對應到設備端， 需要在前端增加劃片機、絲網印刷機、疊瓦串焊機組成的疊瓦焊接成套設備，同時對層疊步驟所用到的排版機和匯 流焊機進行一定的技改。疊瓦組件因技術難度大，設備改進多，單 GW 設備投資相比常規組件設備投資更高，據奧 特維招股書披露，目前疊瓦組件設備投資大約為 1.4~1.5 億元/GW。
(二)積極佈局高效組件，組件端擴產進行時
據 CPIA 統計，截至 2018 年底，全球太陽能組件產能 190.4GW，產量 115.8GW，產能利用率 60.8%。相比於其他環 節，組件端由於初始投資更少、技術壁壘低、面臨的終端市場更加多元，行業整體集中度相對更加分散。隨著海外 需求逐步釋放，具備更強品牌和渠道能力的組件供應商競爭優勢更加突出。同時，伴隨硅片、電池片、組件各環節 技術的不斷創新，組件產品向更高功率邁進，對高效產能的追求引發了組件端新一輪的技改、擴建潮。從當前組件 製造商已公佈的組件擴產計劃來看，組件端產能擴增規劃超過 150GW，有望釋放大量組件設備需求。
組件設備國產化程度高，擴產釋放設備需求，國內設備廠商有望受益：目前國內組件生產設備基本已全部實現國產 化，激光切割設備生產技術成熟，帝爾激光和大族激光憑藉其在電池片環節激光設備的研發能力和生產能力，較早 進入這一市場，先導智能、沃特維和光遠股份等企業也掌握了激光切割機的生產技術。先導智能開發的疊瓦一體焊 接機集整片上料、激光劃片、絲網印刷、疊片焊接於一體，設備產能可達 3000 片/小時。目前，串焊機主要廠商包 括先導智能、金辰股份、奧特維等;排版機的主要供應商包括寧夏小牛、三工智能和奧特維;層壓機主要供應商包 括金辰股份、蘇州晟成和博碩光電，分選機的廠商主要以奧特維、天準科技為代表。
華創證券
