技术迭代叠加竞争性扩产，光伏设备需求景气周期有望延长。
硅片环节：单晶渗透率加速提升，硅片向大尺寸迭代，未来三年硅片设备市场空间超300亿元。
硅片环节产能结构性过剩，高效大尺寸硅片产能有限，龙头公司或加速扩产构筑规模壁垒以提升自身在大尺寸硅片领域的话语权，同时新建产能成本大幅优于老产能，带动存量替换趋势，加速老产能出清过程。
电池片环节：降本增效+技术升级迭代共驱扩产浪潮。电池片环节技术升级百花齐放，PERC+延展PERC生命力，N型电池产业化前景可期，建议积极关注N型技术后续产业化进展。未来电池厂商所掌握的高效先进产能规模将决定其在光伏平价时代的竞争力，现存企业将围绕高效产能规模展开更加激烈的竞争，故而有资金实力的企业有望加速扩产，后来者由于“历史产能包袱”较少，有望凭借布局先进产能实现快速追赶，太阳能电池片环节有望迎来扩产浪潮。我们预计2020-2022年PERC电池片设备市场空间327~437亿元。而在后续新一轮技术升级迭代的带动下，设备需求成长性料将持续。
组件环节：高效组件助力降本增效，组件端扩产进行时。
随着海外需求逐步释放，具备更强品牌和渠道能力的组件供应商竞争优势更加突出，半片、MBB及高密度组件技术助力组件步入4.0+时代。对高效产能的追求引发了组件端新一轮的技改、扩建潮，有望带动设备需求继续增长。
一、海内外需求共振，光伏平价打开新空间
(一)国内：政策如期落地，2020年国内装机有望迎来反弹
2020年国内光伏装机有望重回增长：2019年受竞价、补贴政策落地时间影响，终端市场启动延迟，当年国内光伏装机30.1GW，同比下滑32%。而值得关注的是，2019年我国公布了第一批光伏平价上网项目，合计容量达到14.78GW，从竞价补贴项目来看， I、II、III类资源区电价大幅低于指导价，单位发电量平均补贴强度分别不到0.07元/kwh、0.06元/kwh和0.1元/kwh，而随着技术进步和产能扩张，组件价格进一步下跌，我们预计2020年单位发电量补贴强度还将进一步下降，光伏平价新时代逐步临近。2020年3月5日，《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》正式下发，2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元，其中5亿元用于户用光伏，补贴竞价项目(包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目)按10亿元补贴总额组织项目建设。考虑2019年遗留项目、新增户用式光伏项目、示范项目、竞争性招标项目并网及新增平价项目并网，我们预计2020年国内新增光伏装机容量有望超过40GW，实现反弹。
(二)海外：光伏平价渐行渐进，终端需求更加多元化
部分国家已实现平价上网，海外需求释放支撑制造端增长：531新政后，光伏组件出口单价快速下跌，截至2019M12，已降至0.26美元/瓦，相比531前跌幅23.5%，刺激海外装机需求释放。2019年海外新增光伏装机量90.9GW，同比增长81%，其中有17个市场体量超过1GW。我国光伏组件出口量63.5GW，同比大幅增长61.6%。
海外市场多点开花，需求欣欣向荣。据彭博新能源数据，2018年光伏装机规模超过1GW的国家或地区数量达到13个，2017年为9个，CPIA统计数据显示，2019年新增光伏装机超GW级的市场数量预计在16个以上，包括：中国大陆地区、中国台湾地区、美国、印度、日本、越南、澳大利亚、西班牙、德国、墨西哥、乌克兰、荷兰、巴西、韩国、阿联酋、巴基斯坦等。2019年我国光伏组件出口金额173.1亿美元，其中超1亿美元的市场有28个(2018年22个)，超10亿美元的有6个(2018年4个)，出口量超过1GW的国家和地区共15个(2018年为11个)。过去过度依赖单一市场的格局正被打破，全球光伏市场逐步呈现多点开花的局面。
光伏安装成本已大幅下降，大规模应用前景可期：技术迭代带动光伏发电成本不断降低，截至2018年，太阳能安装成本相比2010年已实现大幅下降。据IRENA统计，自2014年全球光伏加权发电成本已落入化石燃料发电成本区间内，预计到2020年光伏发电成本将进一步降至0.048美元/kwh，低于化石燃料最低发电成本，届时83%的光伏项目发电价格将低于化石能源价格，经济性更加凸显。
可再生能源受青睐，占比有望逐步提升，光伏需求料将实现长期成长：截至2018年底，全球超过230个城市设定了至少在某一领域实现100%应用可再生能源的目标，全球可再生能源发电占比已经达到26%，其中光伏发电占比2.2%，光伏发电技术成熟，经济性不断凸显，已连续3年在可再生能源新增装机量中占比居于首位。据UNEP预计，按照2015年《巴黎协定》目标，将全球升温控制在工业化前2℃以内，2020~2030间全球碳排放量每年需减少2.7%。光伏发电有助于减少二氧化碳排放，应对全球气候变化，目前已有180个国家制定了光伏政策。光伏产业长期成长空间有望逐步打开。我们按照2020-2025年全球发电量年均增速2.5%，光伏发电占比到2025年提升至6.5%~7.5%，光伏发电有效利用小时数达到1300时测算，预计到2025年全球光伏新增装机达到194~252GW，年均增速9.1%~14.0%。
降低终端度电成本的终极目标驱动光伏产业链各环节持续的技术迭代，高效化趋势日渐明朗，硅片、电池片、组件环节有望展开新一轮产能扩张竞赛。
二、硅片环节
(一)单晶加速渗透，硅片向大尺寸迭代
单晶渗透率加速提升，转线单晶效应明显：随着金刚线切割大范围推广，单晶相比多晶的性价比优势逐步显现，市场份额逐步扩大，单晶组件出口占比已从2019年1月的49%大幅提升至2020年3月的83%。多晶硅片厂商积极向单晶路线靠拢，保利协鑫多年持续投入研发的鑫单晶完成新品改造，于2018年正式推出，2019年已与阿特斯、正泰、日托光伏、爱康光电签订6GW鑫单晶供应合同。保利协鑫将通过现有铸锭炉改造方式和新建产能增加铸锭单晶产能，预计2019年内将鑫单晶产能提升至10GW。此外，垂直一体化厂商晶科能源也逐步削减多晶硅片产能，并大力扩产单晶产能，年产25GW单晶拉棒及切方项目于2019年正式签约落户乐山，一期5GW项目已投产。
降本驱动下，硅片逐步向大尺寸迭代：扩大硅片尺寸能够提升组件功率，从制造端看，在单位时间出片率不变的情况下，硅片尺寸的增加可以增加单位时间产出的电池和组件的功率，从而摊薄制造成本，在不改变组件尺寸的情况下，大硅片可减小片间距占比，提升组件功率。在降成本的驱动下，硅片大型化已成趋势，未来M2市场份额将逐步萎缩，而受下游产线兼容性、产线改造投资意愿、经营模式以及不同尺寸硅片产能释放节奏的影响，硅片环节在尺寸方面已形成三方割据的局面，其中中环推出210硅片，隆基主推166尺寸，晶科Cheetah组件采用158.75mm硅片， tiger组件采用163尺寸硅片，保利协鑫铸锭单晶也向大尺寸迈进。
硅片环节开启新一轮产能扩建，落后产能有望加速淘汰，头部化趋势愈发明显：随着光伏平价空间打开，需求逐步释放，我们认为光伏硅片环节有望迎来新一轮优质产能扩建潮，主要原因在于：1)未来光伏高效化趋势明确，然而目前大尺寸硅片产能有限，2019年156.75mm尺寸硅片市场占比仍然高达61%，158.75mm尺寸硅片占比31.8%，而166及210mm硅片占比则不到8%，未来专业化龙头公司或加速扩产构筑规模壁垒以提升自身在大尺寸硅片领域的话语权，大尺寸硅片市场份额有望快速提升；2)以晶科、晶澳为代表的垂直一体化厂商为保证内部供应能力，规划积极提升硅片环节产能以应对自身组件产能扩张；3)技术迭代及效率提升导致新产能成本大幅优于老产能，带动存量替换趋势，新产能扩建加速老产能出清过程，尾部产能被替代，新产能获得生存空间。考虑到头部公司扩产带来的规模效应更加明显，未来市场集中度有望进一步提升。目前隆基、中环、晶科、晶澳以及保利协鑫均在积极布局大尺寸单晶硅片产能扩张，结合各公司产能规划，预计2020-2021年，五家公司单晶硅片产能有望分别达到182和224.5GW，产能分别增加74和42.5GW。
(二)2020~2022年硅片主设备需求有望达到306~385亿元
我们假设未来三年全球发电总量年均增速2.5%，光伏发电占比到2022年提升至4.60%~4.90%，发电有效利用小时数提升至1300小时，则到2022年全球光伏新增装机量159GW~183GW，单晶渗透率达到90%，158.75mm及以上大尺寸硅片渗透率达到100%。从历史数据看，硅片环节产能利用率基本维持在70%~75%左右的水平，考虑到硅片环节不同产能的成本呈阶梯式分布，硅片价格长期下降趋势下先进产能的扩张对落后产能生存空间造成挤压，以及大尺寸迭代趋势刺激产能进一步扩张，进而导致整体产能利用率偏低，假设产能利用率维持在历史平均水平，在悲观和乐观两种情境下，到2022年大尺寸硅片产能需求有望达到200GW~247GW，对应新增大尺寸硅片产能150GW~197GW。
在硅片制造工艺流程中，核心设备主要包括长晶炉、截断机、滚磨机、切片机及分选机，其中单晶炉价值占比最大。目前，非210硅片单GW主设备投资成本约为2.4~2.7亿元，210硅片由于尺寸扩大及设备产能提升，单GW投资成本降低至约1.7~1.8亿元。
我们假设到2022年，210硅片在大尺寸硅片市场占比达到22.4%，同时随着技术进步及设备产能提升，210及非210硅片单GW设备平均投资分别下降至1.65和2.25亿元，则对应2020-2022年硅片设备需求有望达到312~410亿元，其中单晶炉市场空间232~306亿元，截断机3~4亿元，切磨加工一体机32~42亿元，切片机35~47亿元，分选机9~12亿元。
(三)国产化程度高，G12对现有设备提出更高要求
目前，总体来看，我国硅片设备国产化程度已达到较高水平，单晶炉、截断机、切片机等环节设备，国产厂商已具备比较明显的竞争优势，具体而言，国产设备在加工效率、加工效果等方面与进口设备不相上下，且相比进口设备具备明显的成本优势，此外，与海外厂商相比，国产厂商还有贴近国内市场、售后服务体系更加完善的优势。硅片分选机是光伏硅片制造环节最晚实现国产化的设备，2017年以前硅片生产厂商所用硅片分选机主要还依赖进口，2017年开始以奥特维为代表的国内厂商突破核心技术，推出了进口替代产品，2018年市占率超过11%。
G12硅片对单晶炉、滚磨机、截断机、切片机等硅片设备提出了相应的改造需求，晶盛机电成功研制出新一代光伏单晶炉，可兼容更大热场，具备更大的投料量能力，可满足G12硅棒全自动生长，并开发了适用于G12硅棒加工需求的截断机、切磨复合加工一体线设备，实现光伏硅棒加工设备G2-G12全尺寸兼容。此外，晶盛机电还成功研制出新一代切片机，具备高线速、高承载、高精度的切割能力，是国内第一次批量应用针对G12大尺寸硅片的专用金刚线切片设备。
三、电池片环节
(一)发展趋势：“PERC+”延展PERC生命力，新一代电池技术酝酿更迭
电池片环节正处在新一代技术路径探索期，提效降本“百花齐放”：PERC技术已成主流并处在持续推进工艺升级的过程当中，TOPCon将背接触钝化镀膜思想和技术引入太阳能电池的生产制造环节，可在N型和P型两类衬底上使用，为降低终端LCOE提供了新路径。HIT作为双极型晶体硅电池的最高形式，技术效率提升潜力巨大，电池厂商纷纷布局寻求突破。
1、PERC技术已成主流，工艺升级趋势下，生命力有望延续
相比BSF，PERC更具效率优势：PERC电池(钝化发射极和背面电池)起源于上世纪80年代，并自2015年开始逐步市场化。PERC电池通过在电池背面增加钝化层，阻止载流子的复合行为，减少电损失，同时增强电池背表面光反射，减少光损失，进而提高电池转换效率和电池性能。PERC电池内部反射增强，有效降低了长波的光学损失，背面钝化提升了开路电压和短路电流，使得电池转化效率相比传统BSF电池更高。2019年PERC电池的平均量产效率已经从2014年的20.1%提升至22.3%~22.5%，平均每年提升0.5%。
PERC技术仅需在BSF基础上增加两道工序即可完成升级改造：PERC技术在常规BSF电池基础上增加背面钝化层沉积和激光开槽两道工序，此外，针对背部抛光需对基于化学湿台的边缘隔离步骤稍作调整，即可实现传统BSF电池产线向PERC产线的升级。背钝化层主要采用氧化铝作为背钝化材料(氧化硅、氮氧化硅也可作为背钝化材料)，氧化铝由于电荷密度较高，可降低背表面少子的复合速率，钝化效果较好，同时为保证电池背面的光学性能，还会在氧化铝表面覆盖一层氮化硅膜作为保护层。为使背面金属电极与硅形成良好的欧姆接触，需要对钝化层进行刻蚀，目前主流工艺采用激光开槽的方式来完成这一工序。
PERC技术日趋成熟，“PERC+”成为PERC工艺升级，提升光电转换效率的重要方向，目前，PERC工艺升级路线主要包括PERC+SE、PERC+MWT、双面PERC等。
PERC+SE技术带来0.2%~0.3%的转换效率提升，与现有PERC产线兼容性较高，已成为主流标配技术：PERC+SE技术以扩散后的PSG层为磷源，利用激光可选择性加热的特性，在电池正表面电极位置进行磷的二次掺杂，形成选择性重掺N++层，可降低硅片与电极之间的接触电阻，降低表面复合，提高少子寿命，同时还能改善光线短波光谱响应，提高短路电流与开路电压，进一步提升电池效率。相比PERC，SE技术可带来0.2%~0.3%的转换效率提升。
PERC+SE技术与现有PERC产线具备良好的兼容性，通过增加激光掺杂工艺即可实现，对应到设备端，仅需在原有PERC产线上增加激光掺杂设备。包括晶科、隆基、晶澳、通威、天合、爱旭、东方日升等在内的大部分电池厂商均在PERC产线中引入SE技术，据Energy Trend统计，2018年超过60%的PERC产能配置了SE工艺。
MWT工艺可实现0.4%的效率提升，产线改造仅需增加激光镭射打孔设备：采用激光打孔、背面布线的技术消除正面电极的主栅线，细栅线搜集的电流通过孔洞中的银浆引到背表面，使得正负电极均分布在背表面，有效减少正面栅线的遮光，降低金属电极-发射极界面的载流子复合损失，提高光电转化效率，同时降低银浆消耗量，从而进一步降低成本，MWT技术可实现约0.4%的转换效率提升。由于MWT电池正负电极点均分布于背表面，且不在一条直线上，常规焊带焊接互联方式无法适用，因此，MWT组件采用金属箔作为导电背板，在金属箔上进行电路设计，每片电池片通过导电胶和金属箔电路互联形成完整的电流回路，再利用胶膜等封装材料封装，省去了复杂的高温焊接过程，避免了焊接应力和微裂导致的性能衰减，更容易实现自动化和高产能，降低了破片率。MWT工艺同样具备良好的产线兼容性，额外增加的关键步骤为在硅片、铜箔及封装材料中精确打孔，通过在前端增加激光镭射打孔设备即可实现。
天威、阿特斯、英利、晶澳、日托光伏均宣称具备MWT量产能力。成立于2012年的日托光伏专注于MWT电池的研发和生产，是全球唯一也是首家实现GW级MWT技术产业化的公司，通过PERC叠加MWT技术，单晶硅电池效率达到22.7%，引入SE工艺后，转换效率超过23%，同时可兼容超薄电池片，适合于柔性电池组件的应用。日托光伏已建成超过2GW“PERC+MWT”高效产能，可兼容大尺寸、支持超薄硅片工艺要求，单线产能达到200MW。日托光伏结合先进MWT平面封装技术，60片型单晶PERC电池组件效率超过20.3%。
双面PERC电池海外接受度有所提升，关键改变在于背面铝栅线印刷：PERC电池背表面采用铝浆构成的不透明铝背场，转变为双面PERC电池需要将背表面变为局部铝栅线结构，不再覆以铝浆，但背表面主栅仍采用银基材料。相比于PERC，双面PERC降低了铝浆的用量，可实现双面发电，主要优化方向在于背面印刷精度和背面铝栅线，在丝网印刷环节尽量将铝浆印刷在激光开孔处，使光生电流可以通过开孔处导出。此外，在浆料中添加硅有助于获得有效的BSF并使空隙最小化，目前铝浆技术已经取得较大突破。2019年10月，苏民新能源高效单晶双面PERC电池采用G1主流尺寸硅片搭配9BB设计图形，产业化平均效率达到22.78%。双面PERC电池主要应用于双玻组件、使用背板封装的“单面”PERC电池和具有透明背板的组件等场景。据PV Infolink，2019年海外市场对双面组件接受度有所提升，需求约为7.7GW，2020年需求有望达到11.8~19.5GW之间。
PERC引领电池端降本增效，市场占比快速提升：PERC电池在效率方面的优良表现，对传统铝背场电池形成了快速替代。2019年新建电池片产线均采用PERC技术，叠加老线技改，使得PERC电池市场占比迅速提升至65%。
2、N型技术受青睐，产业化脚步渐行渐近
N型单晶硅通过在纯净硅晶体中掺入磷元素形成，自由电子为多子，空穴为少子。相比于P型单晶硅，N型单晶硅由于存在相对较多的自由电子，少子复合速率低、寿命高，且以磷为掺杂元素，无硼氧复合体，因此光致衰减小，具备更大的效率提升空间，因而成为高效电池的优选项。
PERT电池(钝化发射极背面全扩散电池)使用少子寿命高的N型硅片作为衬底，电池几乎无光致衰减，正面使用硼扩散形成发射极，背面采用磷全扩散，是钝化接触工艺流程中的入门级结构。N-PERT电池工艺的关键在于双面掺杂和双面钝化技术。正面扩硼主要采用液态三溴化硼管式扩散方式，相比其他扩硼方式更有利于避免金属污染，背面磷背场可通过热扩散和离子注入的方式形成，热扩散工艺由于涉及二次扩散，需要额外的掩模工艺和清洗工艺以及特殊的边缘隔离，提升了制造的成本和复杂性，而离子注入可实现单面掺杂，均匀性好，可简化制造流程。表面钝化方面，背表面采用氧化硅/氮化硅叠层钝化膜可以起到良好的表面钝化和场钝化效果，正表面使用氧化铝钝化膜则效果更好。2019年4月，IMEC及其合作伙伴EnergyVille与中来合作开发的N-PERT电池正面转换效率已达23.2%。相比于P-PERC，N-PERT需要增加硼扩散和清洗步骤，且由于在效率提升方面不及PERC，开始逐步向TOPCon钝化接触工艺进行升级。
TOPCon采用超薄氧化硅隧道层和掺杂多晶硅形成的隧道结来钝化晶体硅表面，1-2nm的超薄隧穿氧化层具有很好的选择性，可使多数载流子隧穿进入多晶硅层，并阻止少数载流子复合，提高开路电压并有效降低电阻损失，具有较好的钝化效果。多子在掺杂多晶硅层的横向传输中被金属收集，电流损失微乎其微。TOPCon电池结构无需背面开孔和对准，极大地简化了电池生产工艺，相较于PERC电池，TOPCon仅需增加氧化硅及多晶硅叠层钝化、绕镀清洗工序，同时将扩磷改为扩硼，便可与当前的量产工艺兼容。值得注意的是，TOPCon技术不仅可以在N型衬底上应用，在P型硅片衬底上也可实现良好应用。
Fraunhofer ISE TOPCon电池实验室研发效率可达25.8%±0.5%的水平，目前工业领域量产效率能够达到接近23%~23.5%的水平。LG、REC、中来、天合、林洋、阿特斯、晶科、国电投、中利腾晖等多家厂商均拥有TOPCon电池技术储备，并实现了较高的研发或量产转换效率。
相比其他技术路线的电池，HIT电池优势在于：1)具有天然的双面对称结构，双面受光，双面率高于90%；2)相比其他工艺流程更加简洁，仅为4步；3)高开路电压，有利于获得较高的光电转换效率；4)无LID和PID效应， HIT电池采用N型硅片作为衬底，从根本上避免了由于硼氧复合因子带来的光致衰减现象；5)低温制造工艺(低于200℃)，可降低制造流程中的能耗及对硅片的热损伤；6)温度系数低，在高温及低温环境下均具备较好的温度特性。以N型硅片为衬底，经过制绒清洗后，在正面依次沉积5-10nm本征非晶硅薄膜和掺杂P型非晶硅薄膜，与硅衬底形成异质结，背面通过沉积5-10nm的本征非晶硅薄膜和掺杂N型非晶硅薄膜形成背表面场。在掺杂非晶硅薄膜表面沉积TCO透明导电氧化物薄膜，最后在正背表面印刷金属集电极。
HIT电池理论效率可达27%以上，目前实验室最高效率26.63%由日本Kaneka创造，现有产线平均量产效率基本在23%以上，相比于PERC约有1%的提升。国内异质结产线基本处在评估或中试阶段，已建产能规模较小，尚未实现大规模发展。目前，钧石、汉能、晋能、中智等国内异质结产线平均效率已站上23%~23.5%区间，预计随着工艺的进一步优化，效率可提升至24%及以上水平，可进一步拉开与PERC的效率差距。
IBC电池(交叉指式背接触太阳能电池)：IBC电池以N型硅为衬底，PN结和金属接触均位于背表面，成叉指状排列，避免了金属栅线电极对光线的遮挡，前背表面均采用氧化硅/氮化硅叠层作为钝化层，结合前表面金字塔绒面结构能够减少光学损失，最大程度地利用入射光，具有更高的短路电流。在正面无栅线遮光和金属接触的条件下，可对表面钝化及陷光结构进行最优化设计，降低前表面复合速率。背表面采用扩散法形成p+和n+交错间隔的交叉式电极接触高掺杂区，通过在钝化膜上开孔，实现金属电极与发射区的点接触连接，降低载流子的背表面复合速率。由于采用背接触结构，串联电阻低于传统电池，具有较高的填充因子。此外，IBC电池外形美观，具有较好的商业化前景。缺点在于背表面需要多次掩模和光刻技术，工艺步骤多且复杂，结构设计难度大。
黄河水电、中来光电、天合光能已在IBC领域积极布局，其中黄河水电IBC产品于2019年10月正式下线，12月量产电池平均转换效率达到23%，并与意大利FuturaSun签订50MW IBC组件出口合同。
3、展望：短期PERC为扩产主力，N型技术星星之火产业化前景可期
从产业发展规律看，一种电池技术若要成为有竞争力的主流技术，需要能够达到降低LCOE的目标，即降低成本的同时提升发电效率。太阳能电池转换效率损失的主要原因包括载流子损失、欧姆损失和光学损失，改善的途径主要有：减少反射损失，如：采用减反膜、采用凹凸结构；表面钝化技术；减少投射损失；设计p-i-n结构；采用纳米结构；增加导电通路，减少遮光损失等方式。从成本角度看，电池片成本的下降来源于原材料成本降低、设备效率提升和成本下降、工艺成本降低以及电池转换效率的提高。
1)PERC电池：
“PERC+”打开转换效率优化空间：太阳能光伏电池已步入“PERC+”时代，SE、MWT、双面以及各类镀膜技术的引入(P-TOPCon)，使得“PERC+电池”在终端降本提效的趋势下依然保持着生命力。产业界研究及实践经验表明，通过提升硅片性能、改善背面钝化层(如：调整与钝化层匹配的热处理工艺、优化背面钝化层减少表面缺陷态密度、P区超薄氧化硅钝化层制备及遂穿控制、P区非晶硅或多晶硅层制备等)、优化反射膜层、改善正面钝化层、优化发射极、采用先进的金属化方案(MBB优化设计、浆料升级、印刷方式革新)等方式，“PERC+电池”转换效率仍有进一步提升空间。据隆基股份预测，未来PERC电池转换效率有望实现从22.92%向24%以上的提升。
210硅片摊薄电池端非硅成本，深挖PERC成本下降潜力：硅片尺寸扩大可摊薄电池端非硅成本，使得电池片单瓦成本进一步下降。以G12为例，面积相比M2增加80.5%，设备投资成本降低30%，意味着单瓦折旧成本有望降低60%左右，可有效摊薄非硅成本，进一步提升PERC电池性价比。
2)TOPCon：
TOPCon电池已实现GW级量产，部分主流厂商规划尝试TOPCon量产可行性。相比PERC，TOPCon电池生产工艺的改变主要在于：增加了隧穿氧化物沉积、多晶硅沉积、硼扩工序，同时需增加湿法刻蚀步骤来应对非晶硅的绕镀问题。理论上，TOPCon技术仅需在现有产线基础上增加薄膜沉积设备、硼扩散炉和湿法刻蚀设备即可实现产线升级。目前LG、天合光能、REC、中来已实现TOPCon量产，其中中来拥有2.4GW产能。
TOPCon各环节工艺及国产设备发展已较为成熟：
隧穿氧化物的制备：主要以热氧工艺为主，基本可集成在LPCVD机台中实现；
多晶硅沉积：可分为两种方式，一种是先进行非晶硅层生长，而后通过扩散炉晶化并通入磷源进行掺杂，另一种是通入磷源实现原位掺杂，而后退火晶化。实际工业生产中，非晶硅沉积主要利用LPCVD设备实现，缺点在于沉积过程中存在绕镀现象。
湿法刻蚀：由于非晶硅沉积存在绕镀，实际量产中采用湿法刻蚀工艺对绕镀的非晶硅进行刻蚀。
硼扩是TOPCon生产的另一关键点，用于在N型硅片上形成发射极：相比于磷扩散炉，硼扩散炉需要做更多的改进和优化，硼扩所需温度高，周期长使得产能较低，同时对扩散均匀性的控制难度加大。在前驱体的选择上， Tempress和Centrotherm主要采用三溴化硼，由此产生的硼硅玻璃易使石英件粘黏，减少设备的正常运行时间，通过减少前驱体的消耗量可以得到较好的解决。Semco、拉普拉斯将气体形式的三氯化硼作为前驱体，产生的BSG更易去除，可降低设备的运营成本和维护成本，但容易形成腐蚀性和安全问题。目前硼扩散技术已经较为成熟，SEMCO 、CT、捷佳伟创、Tempress、拉普拉斯均可提供低压扩散炉。
薄膜沉积设备逐步突破，提效降本前景可期：在TOPCon电池制造工艺中，LPCVD技术被大量应用于非晶硅沉积的量产实践中。目前用于TOPCon技术的LPCVD设备均可以同时生长隧穿氧化物和多晶硅薄膜且不破坏真空，同时还可以实现多晶硅掺杂，缺点在于沉积过程会产生绕镀，主要生产厂家包括Centrotherm、捷佳伟创、SEMCO和Tempress。新设备进展方面，近期微导研发的全球首台适用于TOPCon技术的ALD设备正式进入量产阶段，产品已交客户使用。据公司官方微信显示，该镀膜平台(祝融系列)兼容PERC与TOPCon两种工艺，在原有PERC工艺上新增一台祝融平台、清洗机以及硼扩设备，即可完成TOPCon电池正面氧化铝/氮化硅、背面隧穿氧化层/多晶硅与氮化硅的钝化，相比于传统LPCVD设备沉积技术，可大幅改善N型电池正面多晶硅绕镀面积与掺杂多晶硅镀膜速率降低的影响,且掺杂钝化效果优于传统磷扩散工艺，具备综合的正背面钝化能力。我们预计，随着设备性能的优化，TOPCon技术成本仍有下降潜力。
TOPCon工业量产效率再提升，或提振下游尝试积极性，建议关注后续产业化进展：TOPCon大规模推广的难点在于：1)主流量产转换效率绝对值较PERC高出1%，但成本较高，性价比优势尚不明显；2)技术路线多样，电池厂商对于技术路线的选择尚处于观望状态。当前TOPCon量产方面已发生一些积极变化：其一，中来TOPCon电池量产效率于今年3月突破23.5%，研发效率方面，宁波材料实验室针对PECVD工艺路线开发出了效率24.27%的N型TOPCon电池；其二，关键的薄膜沉积国产设备效率取得进一步进展，据PV Infolink统计，TOPCon单GW投资在3~3.5亿元左右，我们预计随着设备效率提升和价格下降，单GW投资金额降低至3亿元以下是可以期待的；其三， MBB技术和无主栅技术的使用有望减少银浆耗量，TOPCon电池由于需要在两面使用银浆，双面银浆耗量约为130~150mg/片，相比于PERC(银浆耗量约85mg/片)成本劣势比较明显。中来已实现GW级以上的量产，经验数据得以积累，量产效率进一步提升，新的产线已开始建设，或对TOPCon未来确定最优技术路线、进一步降本起到示范作用。我们认为，TOPCon与现有PERC产线兼容性高，若未来技术性价比提升超越PERC，则有望激发现有产线改造需求，延长现有产线生命周期，建议积极关注后续产业化进展。
3)HJT电池：
HIT工艺步骤简单，仅有制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、透明导电膜制备和丝网印刷四步，通威、晋能、钧石、中智、国电投等厂商建立了MW级试验线积极探索HJT大规模量产途径，经过近年来的工艺实践，HIT降本路径已逐步清晰，降本挖潜空间巨大。
制绒清洗环节，双氧水+臭氧工艺效果更佳，有望成为主流路线：HIT电池非晶硅/晶硅界面钝化质量高，对硅片品质和表面清洁度、金字塔形貌控制提出更高要求，大尺寸绒面可以提升钝化效果，增加绒面反射率，需要精确优化和控制绒面尺寸以最大化电池效率，因此HIT对清洗工艺要求也更为严格。针对异质结工艺的硅片清洗主要是RCA和臭氧清洗两种，RCA工艺中所使用的氨水和过氧化氢具有较强的挥发性，在SC1和SC2工序超过60℃的温度下会带来较大的消耗，因而清洗成本更高。臭氧清洗工艺使用臭氧和氢氟酸溶液代替氨水、过氧化氢和硝酸，生产过程更加环保，且对有机杂质和金属杂质的去除效果更好。此外，臭氧/氢氟酸可实现各向同性的轻微刻蚀，有效地去除富含晶体缺陷的区域，从而提高界面钝化效果。从目前HIT实际生产情况看，双氧水+臭氧工艺清洗效果稳定，单片清洗成本可降至0.22~0.3元，仅为双氧水+氨氮工艺成本的一半左右，而纯臭氧工艺量产厂家还相对较少，但纯臭氧工艺能够减少过氧化氢的使用，若能克服现有工艺缺点，则能够进一步降低化学品耗量。
本征非晶硅沉积是HIT电池制备的关键：这一步骤的作用在于实现异质结界面的良好钝化，以获得高效率的异质结电池。本征非晶硅薄膜沉积采用化学气相沉积法，根据所用设备的不同，可分为PECVD和HWCVD两种，目前PECVD为主流路线。HWCVD沉积基于热丝对反应气体的热分解，无等离子体对基底的轰击过程，有助于形成高质量、突变明显的氢化非晶硅/晶体硅界面，HWCVD能够形成高密度氢原子从而提升钝化效果。此外，HWCVD气体利用率高，硅粉尘更少，有利于设备后期的维护和保养。实际生产过程中，通过在热丝两侧设置载板，可实现双侧沉积，优化设备产能。但HWCVD的劣势在于，镀膜均匀性不及PECVD，另外热丝使用过程中不可避免地老化和损耗问题，制约了设备的uptime，增加了设备的运行成本，目前松下的量产技术采用了HWCVD法。
TCO主要改进在于沉积方法和材料。HIT表面的TCO薄膜的作用为收集光生载流子并将其输送到金属电极上，导电性好、透过率高是TCO薄膜需要具备的关键特性。在工艺方面，目前主要采用PVD(磁控溅射)和RPD(反应等离子体沉积法)两种方式，PVD利用经过加速的高能粒子轰击靶材，使靶材表面的原子脱离晶格逸出沉积在衬底表面发生反应而形成薄膜；RPD法利用等离子体枪产生氩等离子体，氩等离子体进入生长腔后，在磁场作用下轰击靶材，靶材升华形成蒸气实现薄膜沉积。PVD技术的优势在于设备成本较低，成膜均匀性更好，镀膜工艺稳定，能够满足大规模产业化需求，但由于等离子体中包含大量高能粒子，会对基板表面产生强烈的轰击刻蚀作用。而RPD技术的等离子体能量分布相对集中且离化率更高，高能离子较少，表现出低离子损伤的优良特性。同等条件下，RPD技术制备的TCO薄膜结构更加致密、结晶度更高、表面更加光滑、导电性更高、光学透过率更好1。此外，RPD方法还具备低沉积温度、高速生长等优点，缺点在于设备成本较高。
PVD为当前HIT主流方向，成本下降后RPD优势有望显现。从效率上看，RPD效率相比使用ITO的PVD可提升0.4%~0.5%，若叠加托盘优化改进，效率优势将进一步拉大至0.6%~0.7%，但受多方因素影响，RPD在实际产业化推广中不及PVD，主要原因在于：一是PVD设备成熟稳定，投资成本更低，PVD设备可实现双面薄膜沉积，因此容易扩大沉积面积，而RPD设备为自下而上的单侧沉积，设备产能更低，投资成本更高；二是核心部件及靶材受制于专利。RPD设备的沉积面积是单个等离子枪单元宽度的2.5倍，因此为提升单台设备产能，需要配置更多的等离子枪，而等离子枪这一核心部件的技术专利长期由日本住友把持，目前捷佳伟创已获得等离子枪技术许可并成功研发制造了RPD设备。靶材方面，PVD所用的ITO靶材生产企业较多，国产化程度高，但效率偏低；RPD所用的IWO过去主要依赖进口，目前已逐步开始国产化，IWO国产化后单片电池片成本下降空间更大。
低温银浆及无主栅设计挖掘HIT金属化改良潜力：栅线设计方面主要考虑遮光与导电之间的平衡，细化栅线可减少遮光，但电阻损失增大，多主栅技术通过增加主栅数量、细化主栅宽度，在减少遮光的同时减少了电流在细栅中经过的距离和每条主栅承载的电流，进而降低了电阻损失和单位银耗量。研究表明，多主栅技术在电池端转换效率可提升大约0.2%，节省正银耗量25%~35%。细栅宽度受制于网印工艺和主栅需要发挥连接焊带作用的影响，继续增加主栅数量并保证遮光损失和材料成本不增长已面临着较大的限制。除多主栅技术外，为进一步减少正面遮挡和降低银浆消耗量，无主栅技术和镀铜工艺成为改善异质结电池金属化环节的有效手段。
无主栅技术保留正面传统的丝网印刷，制作底层细栅线，然后通过不同方法将多条垂直于细栅的栅线覆盖在细栅之上，形成交叉的网格结构，以金属线代替传统焊带，汇集电流的同时实现电池互联。梅耶博格的SWCT技术将内嵌铜线的聚合物薄膜覆盖在HIT电池正面，在组件层压过程中，依靠层压机的压力和温度使铜线和丝网印刷的细栅线直接结合在一起，铜线代替了银主栅，节省了材料成本。据梅耶博格官网介绍，SWCT可将组件封装后的电池片性能提高6%，耗银量最高可减少83%。进一步地，还可以在沉积TCO膜后，直接贴合低温合金包覆的铜丝，在热压下促进与TCO形成良好的欧姆接触，将大大降低成本。
除无主栅技术外，电镀铜技术也可实现HIT金属化环节的成本优化，Kaneka与IMEC合作利用铜电镀技术制作异质结电池的正面栅线，效率达到23.5%，但镀铜工艺复杂且存在环保问题，钧石能源在500MW异质结生产线中采用了电镀技术。2019年12月，国家电投成功下线的C-HJT电池在栅线材料上以铜代替了银浆，实现了成本降低。
HIT属于低温工艺，正背表面电极印刷时均需要使用低温银浆(银含量高于高温银浆)，进口低温银浆价格6800~7000元/kg左右，而高温银浆价格仅5000元/kg左右，较高的银浆耗量和成本也是HIT电池成本较高的原因之一。目前，国内生产低温银浆的厂商主要有苏州晶银、首骋、常州聚合等，预计未来低温银浆国产化后仍有进一步降本空间。
从电池效率和耗费银浆成本看， SWCT已具备较为明显的优势，而MBB相比于5BB也实现了较好的电池效率提升、组件端效率增益以及银浆成本的下降。现阶段MBB技术在国内产线实际生产中可靠性已获得验证。
整体而言，从技术趋势角度看，PERC电池通过SE、MWT、双面、P-TOPCon技术等方式，转换效率仍有提升潜力可待挖掘，短期而言仍有望稳居主流地位；中长期来看，N型电池具有更高的转换效率极限，相比PERC具有更大提升空间，有望成为下一代主流电池技术，而成本因素使得目前N型技术性价比仍然偏低，目前N型电池组件主要应用于国内大型地面电站、海外户用、工商业屋顶分布式等高端小众市场，未来向大众市场进一步渗透则需依赖于N型技术降本继续突破。我们认为，TOPCon、HJT技术降本路径已逐步明晰，未来需求大规模释放时点仍有待进一步观察，产业化进度受效率提升、成本下降进度、产线初始投资等诸多因素影响，跟踪主要环节降本进度是关键，建议积极关注。
(二)技术与成本共驱扩产浪潮，设备厂商迎广阔发展机遇
当前光伏产业电池片环节正处在龙头企业加速扩产构筑规模壁垒、传统能源国企(如：山煤国际、潞安太阳能、国电投等)加大光伏领域布局力度、新一代电池技术积极蓄势寻求突破的阶段。随着补贴退坡，光伏产业市场化自主发展趋势愈加明显，终端对降低LCOE的追求驱动产业竞争的核心逐步转向对高效先进产能的控制能力，具备资金和技术实力的公司有望通过扩张优势产能规模提升市场份额。
1、PERC：技术进步挖掘降本潜力，PERC加速扩产
技术进步导致新产能相比老产能更具优势：现有PERC产能大致可以分为三类：BSF改造产能、17-18年新建产能、 19年及以后新建产能。常规产线技改升级形成的产线非硅成本更高、产品转换效率较新建产能更低，且技术提升难度更高，由于电池片环节技术进步迅速，早期建成的PERC产线，在产品转换效率、品质及成本较新产能也处于劣势。此外，在硅片端尺寸创新的背景之下，电池端受益于尺寸扩大，通量型成本有望进一步降低，将使得新建产线的成本优势被进一步放大。基于以上特点，不同厂商的不同产线受建设时间、技术优化程度及规模等多重因素影响，电池片成本呈现阶梯式分布。据CPIA统计，2019年太阳能电池行业平均非硅成本约0.31元/w，而以第一梯队电池厂商通威、爱旭为例，通威2019年非硅成本0.2-0.25元/w，爱旭2019年1~5月销售的电池片非硅成本仅为0.253元/W，相比尾部厂商产能具备明显的成本竞争力。
先进产能争夺有望驱动新一轮扩产周期：从CPIA公布的太阳能电池片产能利用率来看，2019年年产能>2GW的企业平均产能利用率在70%~90%之间，年产能在1~2GW的企业产能利用率在45%~80%之间，而年产能低于1GW的企业，产能利用率则在40%~70%之间。我们预计，在电池片价格长期下行的趋势下，不同产能的利用率将依旧分化，头部企业先进产能更具成本优势，产能利用率有望维持高位，而尾部企业的落后产能则将面临产能利用率长期低位而被淘汰的困境。我们认为，未来电池厂商所掌握的高效先进产能规模将决定其在光伏平价时代的竞争优势，现存企业将围绕高效产能规模展开更加激烈的竞争，故而有资金实力的企业有望加速扩产，而后来者由于“历史产能包袱”较少，有望凭借先进产能布局快速追赶，太阳能电池环节有望迎来扩产浪潮。
我们按照PV Infolink 3月公布的电池片成本数据，测算单晶PERC新产线的非硅成本已降至0.3元/w以下。我们预计，新扩产能非硅成本在0.3元/w以下方具备成本竞争力，而在产业链价格长期下行的背景之下，随着平价的到来，现有低成本产能实则面临一定缺口。
我们沿用前文对2022年全球光伏新增装机量的预测，预计到2022年全球光伏新增装机量159~183GW，假设到2022年单晶PERC渗透率达到85%，非硅成本在0.3元/W以下的产能占比达到100%。同时考虑到电池厂商围绕高效产能扩张的竞争更加激烈，电池片环节将出现一定程度的过剩产能，假设到2022年电池片环节产能利用率在65%~70%，则预计到2022年全球新增低成本电池片产能在147~195GW之间，以单GW PERC产线投资2~3亿元的中值2.5亿元测算，假设设备投资每年下降5%，则对应2020~2022年电池片扩产有望带来327~437亿元PERC电池片设备需求。
PERC电池设备基本完成国产化，成本实现大幅降低：PERC及PERC+通过在原有产线增加设备即可实现技术改进升级，我国太阳能电池制造设备企业已具备成套工艺流程设备供应能力，制绒清洗设备、扩散炉、等离子刻蚀机、激光开槽、激光掺杂等环节国产设备已占据主导地位。
2、TOPCon：量产效率再获突破，成本仍需进一步下降
针对TOPCon电池，林洋能源、苏州腾晖、鸿禧能源均有GW级项目规划。由于与PERC产线的兼容性更高，通威已在新的扩产规划中也针对TOPCon技术路线的可能性进行了考虑。
设备方面，TOPCon技术主要在原有产线上增加了沉积设备、硼扩设备及湿法刻蚀设备，三类设备均已实现了较高的国产化程度。当前技术路线中，隧穿氧化物及多晶硅沉积主要采用LPCVD设备，国产设备已较为成熟，捷佳伟创、北方华创、拉普拉斯等国内厂商等均可提供，此外，PEALD设备无锡微导已实现量产。硼扩设备方面，北方华创、捷佳伟创等国内厂商可提供。目前TOPCon产线单GW投资约为3~3.5亿元。
3、HJT：期待设备国产化，打开需求空间
HJT产线全部采用进口设备，单GW投资约10亿元，若全部采用国产设备可降至5~6亿元亿元左右，目前已有国产设备在电池厂商中试线上试用，若未来HJT量产工艺和国产设备逐步成熟，可带动HJT产线投资成本进一步下降，提升电池产线IRR，进而提高下游投资积极性。
在HJT四道工序中，国产设备均已取得突破性进展。制绒清洗环节，捷佳伟创已开发出用于HJT的制绒清洗设备；非晶硅沉积环节设备国产化程度相对较低，但理想能源、苏州迈为、讯立光电、精曜科技、钧石等国产厂商通过自主研发已实现这一环节设备的成功开发，正稳步推进薄膜沉积设备的国产化；TCO制备环节，钧石、捷佳伟创已有相应产品开发；金属化环节，异质结丝网印刷设备相比于PERC的差别在于由于异质结采用低温工艺，需在低温下进行烘干和固化，印刷速度相对较低，降低了设备性能，且烘干时间延长，需采用与传统电池设计不同的烘箱，异质结丝网印刷设备国外厂商以Baccini、Micro-tec为主，国内迈为、捷佳伟创、科隆威等均有布局。
四、组件环节
(一)高效组件多点开花，助力降本增效
高功率、低成本、高可靠性是组件产品的关键特性，半片、多主栅、叠瓦、拼片等多种高效组件技术的发展，为进一步提高组件功率、降低终端度电成本提供了有效解决方案。
半片、MBB及高密度组件技术助力组件步入4.0+时代：
半片组件迎来快速发展：半片组件技术是使用激光切割法沿着垂直于电池主栅线的方向将电池片切成尺寸相同的两个半片电池片，由于电池片的电流和电池片面积有关，切割后就可以把通过主栅线的电流降低到整片的1/2，当半片电池串联以后，正负回路上电阻不变，功率损耗就降低为原来的1/4，从而最终降低了组件的功率损失，提高了封装效率和填充因子。以隆基在海南琼海的实证电站测试数据为例，半片双面组件相对于整片双面组件平均发电增益为2.8%。设备方面，相比于全片技术，半片技术前端增加了切割电池片的步骤，同时需要对串焊及层压过程进行适当的调整，与传统产线设备兼容性高，新增投资少。半片技术的难点在于汇流带引出线从组件背面中间引出时人工操作加大了引出线处电池裂片或隐裂的风险，目前汇流带焊接自动化难题已被攻克，半片技术迎来快速普及，半片几乎成为新扩产组件的标配。据CPIA统计，2019年全片组件市场占比约为77.1%，较2018年下降了14.6个百分点。
多主栅结合半片技术有望成为高功率组件主流趋势：多主栅技术的栅线分布更密，抗隐裂能力也更强，能够降低遮光面积并减少电阻损耗，提升组件功率输出，并通过降低银浆用量控制成本，提升组件功率，有效降低度电成本。多主栅电池组件的技术难点主要体现在电池片分选、组件串焊、组件叠层等方面，其中对电池片分选的精准度要求更高，串焊过程中需要高精准定位金属化图案的位置，对焊接对准、焊接牢固程度要求更高，因此需要使用新的串焊机。此外，为将栅线做细，还需要新的网版。热焊接方式与传统产线兼容性高，技术成熟度高，是目前的主流方案。具有低热斑风险的半片结合低裂片影响的MBB，可有效降低组件失效风险，逐渐成为高密度、高功率组件的主流趋势。尽管2019年电池组件市场仍以5BB为主流(CPIA数据显示，5BB技术市场占比超过75%)，但自2019年以来，半片+多主栅已成为组件技术技改或扩产的标配，并有望在2020年陆续释放高效产能。
高密度组件技术通过减小电池片之间的间距，在相同的组件面积下放置更多的电池片，从而提升组件功率和效率。据PV Infolink介绍，高密度组件技术可分为两类，一类是叠瓦、负片间距及叠焊技术，通过电池切片后叠层排列达到增加发电面积的效果；另一类则是拼片和小片间距技术，电池切片后不进行叠串，而是利用特殊的焊带使得电池片间距缩小，甚至为0。
叠瓦组件是利用切片技术将栅线重新设计的电池片切割成小片(1切5或1切6)，将每小片叠加排布，用导电胶材料焊接制作成串，再经过串并联排版后层压成组件，使电池以更紧密的方式互相连结，从而在相同面积下放置更多的电池片，此外无焊带的设计避免了焊带遮挡，减少了组件线损，降低了电池片互联电阻，使得组件功率大幅提升。在可靠性上，叠片的连接方式可分解电池片所受应力，比传统组件更好地承受机械载荷，且隐裂更少。叠瓦技术的难点在于：1)涉及到激光切割损伤，容易造成电池效率降低；2)不同材料导电胶的热膨胀系数存在差异，需要综合考虑导电胶与其他材料的匹配性和综合老化性能；3)栅线设计。
基于上述制作过程，叠瓦组件工艺上需要增加划片、涂胶、叠串工艺，同时对层叠工艺进行改进，对应到设备端，需要在前端增加划片机、丝网印刷机、叠瓦串焊机组成的叠瓦焊接成套设备，同时对层叠步骤所用到的排版机和汇流焊机进行一定的技改。叠瓦组件因技术难度大，设备改进多，单GW设备投资相比常规组件设备投资更高，据奥特维招股书披露，目前叠瓦组件设备投资大约为1.4~1.5亿元/GW。
(二)积极布局高效组件，组件端扩产进行时
据CPIA统计，截至2018年底，全球太阳能组件产能190.4GW，产量115.8GW，产能利用率60.8%。相比于其他环节，组件端由于初始投资更少、技术壁垒低、面临的终端市场更加多元，行业整体集中度相对更加分散。随着海外需求逐步释放，具备更强品牌和渠道能力的组件供应商竞争优势更加突出。同时，伴随硅片、电池片、组件各环节技术的不断创新，组件产品向更高功率迈进，对高效产能的追求引发了组件端新一轮的技改、扩建潮。从当前组件制造商已公布的组件扩产计划来看，组件端产能扩增规划超过150GW，有望释放大量组件设备需求。
组件设备国产化程度高，扩产释放设备需求，国内设备厂商有望受益：目前国内组件生产设备基本已全部实现国产化，激光切割设备生产技术成熟，帝尔激光和大族激光凭借其在电池片环节激光设备的研发能力和生产能力，较早进入这一市场，先导智能、沃特维和光远股份等企业也掌握了激光切割机的生产技术。先导智能开发的叠瓦一体焊接机集整片上料、激光划片、丝网印刷、叠片焊接于一体，设备产能可达3000片/小时。目前，串焊机主要厂商包括先导智能、金辰股份、奥特维等；排版机的主要供应商包括宁夏小牛、三工智能和奥特维；层压机主要供应商包括金辰股份、苏州晟成和博硕光电，分选机的厂商主要以奥特维、天准科技为代表。
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