1.1、未来光伏新增装机容量提升空间广阔
未来光伏发电在发电结构中占比提升趋势明确并且空间足够大。2020 年全 球光伏发电量占总发电量比重在 3.2%左右，同年中国的光伏发电量占比达到 了 3.4%，中国光伏发电占比提升速度略高于全球整体水平。根据 IRENA 的数 据，预计 2030 年全球光伏发电量占全球总发电量的比重约 19%，到 2050 年 占比约 29%，因此未来光伏发电在总发电量中占比提升空间巨大。
未来全球光伏新增装机容量增长空间广阔。光伏发电量占比提升就需要新 增更多的光伏装机，2009 年以来我国光伏装机规模占比持续提升，截至 2021 年我国光伏累计装机规模达 306GW，占所有发电设备装机规模的比重为 12.90%，光伏新增装机容量占总电源新增装机容量的比例由 2011 年的 2.06%逐步增长至 2021年的 31.19%，光伏新增装机容量在电源新增装机结构中占据 主要地位。根据隆基能源研究院的预测，到 2030 年全球光伏新增装机规模大 约需要达到 1500GW-2000GW，并且必须连续安装 30 年才能对全球能源转型 形成有效支撑，未来全球光伏装机新增容量至少还有 10 倍以上的增长空间。
1.2、光伏产业链制造端需求具备良好的成长空间
过去 10 年光伏新增装机容量呈现高速增长趋势。2021 年全球光伏新增装 机容量达到了 170GW，同比增长 12.74%，过去 10 年新增装机年均复合增速 为 18.86%。全球光伏新增装机主要增量市场集中在中国、美国、印度、巴西、 澳大利亚、日本、德国等国家。2021 年中国光伏新增装机规模为 54.6GW， 同比增速为 13.86%，近十年装机规模年均复合增速高达 35.15%。
光伏新增装机容量在实现平价上网之后主要受成本因素影响。光伏作为新 兴能源发展初期由于其发电成本较高，需要依靠补贴政策推动装机并网，通过 补贴扶持技术进步带来度电成本下降，最终逐步实现平价上网。2008 年以前， 欧洲各国相继推出光伏补贴政策，欧洲市场装机需求旺盛给中国光伏组件出口 市场带来了发展机遇。2008 年全球金融危机叠加欧洲债务危机，欧洲各国光 伏补贴相继退出，海外光伏装机需求大幅下降，与此同时欧洲国家对于当时中 国出口的组件产品提出“反倾销、反垄断”诉讼，中国的光伏产业发展严重受 阻。
2013 年以后中国开始施行光伏度电补贴政策推动国内光伏行业发展，并 于 2015 年开始逐年降低补贴力度，2019 年中国大幅降低补贴并推动平价上网， 在平价上网之前国内的光伏新增装机需求主要受补贴政策退坡影响。2020 年 为国内光伏全面平价上网的元年，此前为了在补贴退坡时点前并网产生的抢装 效应不复存在，未来光伏新增装机需求主要受成本因素影响。
随着光伏度电成本不断下降叠加各国能源安全意识增强，未来光伏新增装 机需求呈现良好的成长趋势。全球和国内光伏发电目前基本实现平价上网，过 去光伏补贴退坡与度电成本降低幅度错配带来的冲击将不再存在，光伏新增装 机量未来有望随着技术进步度电成本下降而逐步增加。2022 年俄乌冲突导致 欧洲地区化石能源价格高企，全球各国纷纷意识到能源供应安全的重要性，相 继上调可再生能源装机规划目标。根据光伏行业协会的数据，乐观情况下我们 预计 2022 年全球光伏新增装机规模达 240GW，2025 年达 500GW 左右，未 来 3 年年均复合增速在 26%左右。其中中国新增装机规模占全球新增装机的比 重在 30%-40%之间，2022 年中国光伏新增装机容量在国内分布式项目为主要 驱动下有望达到 85GW-100GW 左右，国内未来 3 年光伏新增装机年均复合增 速在 17%左右。
光伏新增装机需求稳步增长将带动产业链制造环节需求趋势向好。光伏终 端装机需求增加将带来产业链主链中硅料、硅片、电池片和组件环节需求持续 增长。我们假设组件和终端装机容量的容配比为 1.2∶1，同时组件和电池片装 机容量比例为 1:1，单位硅片加工成为电池片约有 5%的损耗，1 万吨硅料可加 工生产约 3.75GW 硅片的对应关系，由此可大致测算出光伏制造产业链主链环 节的需求量呈现平稳增加趋势。
光伏行业的技术工艺的变革一直贯穿于整条产业链，包括了硅料制备工艺 路线、硅片的拉晶切片工艺、高效电池片生产制备工艺以及组件封装工艺等等， 不同技术工艺的变革皆致力于降本增效。未来度电成本更低、光电转换效率更 高、光致衰减率更低的 N 型单晶技术将是下一代光伏产业链技术变革的核心， 这对于产业链中硅料、硅片和电池片三大环节提出了更高的技术工艺要求。其 中，N 型硅料对于掺杂元素和纯度要求更高，西门子法可满足 N 型用料要求， 流化床法有待继续观察；N 型硅片对于坩埚、热场等辅材纯度要求提升，同时 大尺寸、薄片化持续推进；N 型电池片多技术路线齐头并进发展，当前 N 型 TOPCon 电池最具性价比优势。
2.1、N型硅料对于纯度要求更高，西门子法可满足纯度要求，流化床法有待继续观察
N 型硅料的与 P 型硅料主要差异在于掺杂元素和纯度品质。在掺杂元素方 面，当硅料中掺杂以受主杂质元素，如硼、铝、镓等为主时，以空穴导电为主， 为 P 型；当硅料中掺杂以施主杂质元素，如磷、砷、锑等为主时，以电子导电 为主，为 N 型。在纯度品质方面，N 型硅料一般需要满足多晶硅国标电子二级 水平，比 P 型硅料要高出两个等级，具体到少子寿命、杂质浓度等品质技术指 标上差距大概有 2-10 倍。
硅料生产制备主要有改良西门子法和硅烷流化床法。多晶硅料制备的技术 工艺方法可以分为物理法和化学法，物理法主要指物理冶金提纯法，是将硅片 加工过程中产生的硅泥等进行提纯循环利用，作为区别于化学法的一种较为经 济、环保方式的补充；化学法主要有改良西门子法和硅烷流化床法，是目前市 场上主流的技术路线。改良西门子法是在 1100℃左右的高纯硅芯上用高纯氢 进行氢化、提纯、还原形成棒状硅。硅烷流化床法将硅烷和氢气注入有硅粉的 流化床反应器内，加热至 650-700℃后，通过化学气相沉积反应，使流化床反 应器内的硅籽晶生长成为颗粒硅。
改良西门子法产品纯度相对较高，而硅烷流化床法具备一定成本优势。改 良西门子法生产出来的棒状硅的产品纯度相对较高，基本能够满足太阳能级和 电子级的多晶硅品质要求。棒状硅使用的工艺设备相对成熟，基本上被市场上 绝大多数企业认可使用，但是由于其需要在 1100℃左右的高温环境制备，因 此综合电耗较大，理论上成本相对较高。硅烷流化床法目前生产出来的颗粒硅产品纯度相对较差，杂质（金属、碳、氢）含量相对较高，但也基本能够达到 太阳能级的要求，只是工艺设备方案仍处于完善过程中，但其要求的温度环境 在 650-700℃左右，综合电耗更低，相较改良西门子法而言在多晶硅料制备的 过程中具备一定的成本优势。
西门子法可满足 N 型硅料要求，流化床法仍需继续观察。目前棒状硅龙头 企业通威、大全等厂商使用改良西门子法能够生产出满足 N 型硅料用料标准的 产品，未来西门子法的核心地位难以发生改变。而流化床法生产的颗粒硅在综 合电耗和制备成本上具有一定优势，但其存在安全性、杂质含量难以控制、生 产过程中发生“氢跳”和“含碳量高”等方面问题。
在近 2 年高品质棒状硅紧 缺和价格高企的背景下，颗粒硅通过不断调试优化已成为棒状硅的掺杂料使用。 考虑到目前硅料行业棒状硅的市占率达到96%左右，而颗粒硅作为已经通过下 游客户测试验证的新产品，在大批量产能复制的过程中存在品质的一致性、生 产连续性、涉密技术工人招工难等问题，短期不会颠覆现有的技术路线，更多 的只是成为棒状硅的补充。中长期来看，棒状硅技术工艺成熟其成本下降空间 相对有限，而颗粒硅的规模化降本之路才刚开始，预计未来颗粒硅的市占率可 能会维持一定占比，占比提升空间需要看其品质提升（能否满足 N 型产品用料 需求）情况。
2.2、N型硅片对辅材要求更高，大尺寸、薄片化继续推进
硅片在长晶和切片环节的技术变革本质还是致力于降本增效。多晶硅料在 单/多晶炉中经过晶体生长或者熔融铸锭形成单晶硅棒或多晶硅锭，再经由金 刚线切片机切割成单晶硅片或多晶硅片。目前硅片生产制造已经完成多晶往单 晶路线的转变，未来出于继续降本增效的考虑，做 N 型、大尺寸、薄片化的 硅片是大势所趋。
N 型技术路线的发展离不开 N 型单晶硅片的技术支持。N 型硅片相较 P 型 硅片具备更高的复合载流子寿命、更低的氧含量以及更加集中的电阻率分布， 生产工艺方面除了在硅料掺杂元素上的差异以外，N 型硅片对于生产制备过程中的控碳、纯度要求更高。基于 N 型硅 片的纯度要求，石英坩埚的更换频率以及碳碳热场的渗透率都会显著增加，因 此 N 型硅片对于生产设备、辅材及耗材等提出了更高要求。截至 2021 年，N 型单晶硅片的市占率仅为 4.1%，预计未来 N 型硅片的市占率会逐步提升， 2030 年左右市场占比有望接近一半。
硅片大尺寸化可以增加从硅片、电池、组件再到电站等各环节的产能输出， 相当于摊销了上述生产制造过程中部分人工、折旧、水电气等成本投入，从而 降低非硅成本。行业内一般将边长为 182 ㎜和 210 ㎜这两种硅片称为大尺寸硅 片，大尺寸硅片的生产需要更大炉径的单晶炉设备以及大尺寸相适配的坩埚、 碳碳热场系统等。根据中国光伏产业协会的数据，2021 年大尺寸硅片市场份 额合计占比由 2020 年的 4.5%大幅提升至 45%左右，预计 2022 年大尺寸硅片 的市占率有望达到 75%以上，2023 年或达到 90%左右的水平。
硅片薄片化切割可以减少硅料损耗，增加每公斤硅料的出片率，从而降低 硅片含硅成本。硅片的薄片化进程除了切片工艺需要金刚线细线化切割、钨基 金刚线材料外，还需要和下游 N 型电池片、N 型组件等制造端的需求相匹配， 依赖于产业链各环节共同推进。 2021 年 P 型单晶硅片的平均厚度由 2020 年 的 175μm 下降至 170μm 左右，N 型硅片（TOPCON 和 HJT）的平均厚度在 2021 年已经降低至 165μm 和 150μm 左右，未来 N 型硅片的发展会进一步加 快推动硅片薄片化的进程。
2.3、N型电池技术齐头并进发展，目前TOPCON电池最具性价比优势
晶硅电池技术正处于 P 型往 N 型切换阶段。太阳能电池片按照底层材料的 不同可分为晶硅电池和薄膜电池，而晶硅电池可根据不同的硅片衬底以及元素 扩散可进一步分为 P 型电池（P 型硅片衬底扩散磷）和 N 型电池（N 型硅片衬 底扩散硼）。 P 型电池由于经过光照，电池中的硼元素和氧元素容易结合成为 复合体，降低电池中的少子寿命，从而降低电池转换效率。相较之下，N 型电 池中的硼元素含量极低，从根本上消除了硼氧复合体带来的光致衰减的影响， 具有转换效率高、无光衰等优点，成为光伏增效环节的重要技术变革。目前 P型电池转换效率已经逐渐接近理论天花板，N 型电池无论是已实现量产还是尚 处于中试阶段的转换效率较 P 型电池都再上了一层台阶。
N 型电池多技术路线齐头并进发展。目前 N 型电池技术路线中受关注度比 较高的主要有 TOPCon（钝化接触型电池）、HJT（异质结电池）和 IBC（全 背接触电池）（本报告中以上三种细分路线不作特殊说明时均指 N 型的TOPCon、HJT 和 IBC）。TOPCon 电池本质上是在传统的 PERC 电池上增 加了隧穿氧化层薄膜，提升了其理论转换效率的上限，并且其产线只需在原先 的 PERC 产线上增加硼扩散、刻蚀及沉积设备的改造即可。HJT 电池的 PN 结 由非晶硅和晶体硅两种不同的材料形成，本质上是在晶体硅表面沉积非晶硅薄 膜。
HJT 电池具备极高的转换效率提升潜力，同时核心工艺流程只有 4 步，完 全不同于 PERC 和 TOPCon。IBC 电池本质上是交叉背接触式电池，将电池的 正负极都置于背面，通过减少栅线对阳光的遮挡来提高转换效率，并且它可以 和 PERC、TOPCon、HJT、钙钛矿等多种技术叠加应用获得更高的转换效率， 有望成为新一代平台型技术。N 型电池不同技术路线处于齐头并进式发展，但 设备投资成本、光电转换效率和良率等量产技术指标的差异会导致它们渗透率 提升的节奏会显著不同。
目前 TOPCon 电池最具性价比优势，HJT 和 IBC 电池尚需时日。从设备 投资成本上来看，目前上述三种电池技术路线所使用的设备基本实现国产化， TOPCon 电池、HJT 电池和 IBC 电池的单 GW 设备投资成本分布在 2-2.5 亿元 左右、4 亿元左右、3.5 亿元左右，相比之下，PERC 电池的设备投资成本只 有 1.5 亿元/GW，显然当前投资成本最有机会降至 PERC 水平的就是 TOPCon 电池。从量产的光电转换效率数据来看，目前 TOPCon 电池和 HJT 电池量产 条件下的转换效率分别在 24%-24.5%、24%-25%左右的水平，IBC 电池目前 尚无量产转换效率数据，相比之下，PERC 电池的转换效率极限水平也就在 23.5%左右，因此现阶段 TOPCon 电池在保证一致性、稳定性前提下转换效率 的优势明显。
从良率水平来看，TOPCon 电池由于工序较长，新增的 3-4 步工 序需要一定的时间来完成学习曲线的累积，因此良率现阶段相对较低在 95%- 97%左右，未来有望逐步提升至98%以上的水平。HJT电池工序最短，小批量 量产的良率水平在 97%左右，IBC 电池的理论良率水平或介于 TOPCon 电池 与 HJT 电池之间。因此目前 TOPCon 电池最具“性价比”优势，HJT 电池有 待继续降本提升性价比，IBC 电池产业化仍需等待。
未来随着上游硅料新增产能陆续释放，硅料价格开启下行通道，由此产业 链上游环节超额利润有望部分往下游环节转移，N 型技术对产业链影响较大的 三大环节景气度周期呈现“硅料和硅片向下，电池片向上”的特点。其中，硅 料环节 2023年整体有效产能完全能够满足终端装机需求，价格从 2022年底开 启下行周期。硅片环节呈现结构性产能过剩的特点，未来低端产能有待出清， 大尺寸渗透率达到饱和后可能存在一定出货压力。电池片环节在未来硅料价格 回落情况下盈利修复明显，大尺寸 PERC 电池供给紧张或将边际缓解。
3.1、硅料：23年整体供应充足，价格自22年底开启下行周期
硅料行业具有技术门槛高、投资成本大、扩产周期长等特点。多晶硅料的 生产工艺较为复杂，各个生产环节均有其特定的工艺流程和 know-how 的经验 积累，因此行业对市场的新进入者而言有较高的技术壁垒。硅料行业的扩产需 要大量的重资产设备的投资，对于企业的资金实力要求非常高，根据最新的硅 料扩产项目数据，单位万吨的硅料产能投资成本在 8 亿元左右，而单条硅料生 产线一般产能在 3 万吨左右，单线投资成本就高达 24 亿元左右，远高于产业 链下游其他环节的投资成本。多晶硅料的扩产周期一般为 12-18 个月，产能爬 坡期普遍在 3-6 个月，而下游的硅片、电池片等环节扩产时间约 6-9 个月，爬 坡期仅 3 个月左右，硅料的扩产周期远高于下游其它环节。因此光伏产业链上 下游之间对于产能扩张盈亏平衡点判断差异导致了产业链发展不均衡。
硅料 2022 年内处于“紧平衡”，预计 2023 年整体供应充足。多晶硅料的 产能扩张周期较长，产能爬坡一般存在 3-6 个月不等的时间，同时产能释放进 度容易受到安全事故、能耗双控、限电、设备例行检修等不确定因素影响，产 能的预测往往容易出现较大偏差。我们将中国有色金属协会硅业分会和部分上 市公司公告的产能数据作为时点意义上的“名义产能”，将新增产能按照 3 个 月和 6 个月的产能爬坡期进行调整测算，以此作为硅料的“有效产能”，最后 将硅料的“有效产能”与未来的需求量进行比较。
我们预计到 2022 年底，硅 料的名义产能或将达到 128.05 万吨，经过调整测算后的年度有效产能在 76.73 万吨（假设 6 个月爬坡）-89.35 万吨（假设 3 个月爬坡），而上文中我们测算 出 2022 年全球硅料的需求量在 69 万吨-84 万吨之间（见表 1），因此 2022 年 年内硅料的供求关系依然处于紧平衡状态。预计到 2023 年底，硅料的名义产 能或将达到 158.05 万吨，年度有效产能在 123.05 万吨（假设 6 个月爬坡）- 129.30 万吨（假设 3 个月爬坡），完全能够满足 2023 年全球 121 万吨（乐观 情形:全球装机规模 360GW）左右的硅料需求，因此 2023 年硅料环节供应大 概率不再是瓶颈。
硅料价格自 22 年底开启下行通道，23 年或再下台阶。从多晶硅料的历史 价格走势基本上能够反映出其供求关系的变化情况，上一轮硅料价格大幅下滑 是在 2018-2020 年之间，下游终端装机需求受到补贴退坡影响下滑明显，上游 硅料产能开始出现过剩，2020 年初硅料价格一度降到历史最低，全行业出现 了较为严重的亏损。
随着 2021 年下游硅片环节的新进入者纷纷往大尺寸硅片 领域扩产，硅片企业通过签订长单来锁定未来的硅料供应，叠加供给端硅料产 能受到生产事故、能耗双控等因素影响严重不足，硅料价格出现了大幅攀升， 产业链价格博弈加剧。2022 年上半年硅料新增有效产能相对有限，同时一季 度海外需求受到印度市场抢装、俄乌冲突等事件影响，全球光伏新增装机需求 出现了超预期增长，硅料价格维持了上涨趋势。2022 年下半年新疆某硅料厂 发生安全事故，再加上今年 7-8 月份四川限电对于硅料龙头企业产能造成影响， 硅料环节再度出现供应紧张，价格走势再度向上。随着今年四季度新增硅料产 能逐步释放，硅料的供应紧张程度边际缓解，同时年底硅片龙头企业开始主动 降价去库存，进一步倒逼上游硅料降价，因此年底硅料价格正式开启下降通道。
3.2、硅片：未来低端产能将逐步退出，大尺寸或存在竞争压力
未来全球硅片产能主要看国内硅片厂商的产出情况。随着国内硅片厂商在 拉晶和切片等环节技术实现自主突破，叠加国内硅片生产制造成本上较海外优 势明显，全球硅片产能中中国产能占比逐步提高。截至 2021 年底，中国大陆 企业硅片产能约为 407.2GW，占全球的 98.1%，占据绝对领先地位。因此未 来全球硅片环节的供需格局主要看国内硅片厂商存量及增量的产能情况。
硅片名义产能“过剩”严重。在硅片大尺寸化发展趋势下，由于大尺寸产 能的设备投资较过去的老旧设备具备更强的成本优势，近 2 年来大尺寸硅片的 扩产动作不断，使得硅片环节的名义产能“水涨船高”。截至 2021 年底，单 晶硅片的名义产能达到了 407.3GW，根据行业内主要公司的扩产计划和进度 安排，预计 2022年底硅片的名义产能或将达到 646.3GW 左右，而根据我们的 测算今年全年乐观情形下硅片的需求量也仅有 316.0GW，因此名义产能数据 表明硅片环节过剩较为严重。
未来大尺寸硅片也可能存在过剩压力，其价格竞争情况需看坩埚等辅材供 应紧俏程度。未来大尺寸硅片的市占率逐步提升，预计 2023 年底 182mm 和 210mm 硅片市占率合计达到约 90%左右。预计 2023 年硅片厂商的扩产规模 在 150GW 左右（都是大尺寸），相较前 2 年 200GW 左右的扩产规模有所减 少，年底硅片名义产能或达到 800GW 左右。随着大尺寸硅片的渗透率逐渐达 到饱和，其产能的扩张的步伐也将放缓，不排除未来大尺寸产能也存在一定过 剩压力。在硅片“N 型、大尺寸、薄片化”的技术趋势下，未来大尺寸的 N 型 硅片的需求会有明显提升，相应的 N 型硅片生产制备过程中辅材消耗量较大的 石英坩埚等材料未来可能会存在供给不足的情况。
一旦坩埚等辅材用料供给不 足则会限制大尺寸的 N 型硅片实际产能释放，从而部分缓解大尺寸产能的过剩 压力。因此未来大尺寸硅片的价格竞争激烈程度需要视石英坩埚等辅材的紧俏 程度而定。
3.3、电池片：盈利持续修复，大尺寸PERC电池片紧缺有望边际缓解
电池片与硅片类似为结构性产能过剩，大尺寸电池片供应紧缺。截至 2021 年末，全球晶硅太阳能电池片总产能达到 423.5GW，相较 2021 年全球 204GW 的需求量，电池片产能同样存在名义产能过剩的情况。随着以硅片环 节为主导往大尺寸方向发展，产业链大尺寸、高功率组件的需求渗透率逐步提 升，这也带动了大尺寸 PERC 电池片的需求日益增加。但近年来，一方面电池 片环节逐步往 N 型技术方向发展，行业内主要玩家大多以 N 型产能的扩张为 主，原先存量的 PERC 产能扩张相对较少；另一方面上游硅料价格高企对电池 片行业企业的盈利冲击较大，其存量的 PERC 产线往大尺寸方向升级改造的资 本开支也因此受到影响，以上两大因素造成了大尺寸 PERC 电池片的供应紧张。
未来硅料价格下行利好电池片环节盈利修复，大尺寸产能紧缺有望边际缓 解。电池片处于光伏产业链的中游环节，相较之下上游硅料和硅片企业对于电 池片企业的议价能力更强。当上游硅料和硅片价格大幅上涨时，电池片厂商难 以将上游价格上涨的成本传导至下游，因此盈利情况受冲击较大。未来硅料价 格回落有望缓解电池片环节的盈利压力，2023 年电池片环节的景气度周期向 上的确定性强。电池片环节盈利修复或将带来大尺寸 PERC 电池片升级改造的 资本开支逐步跟上需求增长的步伐，考虑到电池片的产能扩张速度较快，我们 认为未来大尺寸 PERC 电池产能紧缺的局面能够得到边际缓解。
目前硅料、硅片环节的竞争趋势较为清晰，基本上形成了具备一定规模优 势的龙头企业，前五大厂商的市占率占比已经提升至较高水平，而电池片环节 整体集中度相比之下较为分散。在 N 型技术发展趋势以及未来景气度周期下， 硅料环节成本和客户的竞争逐步激烈，行业集中度或明显提升，龙头企业强者 恒强；硅片环节非硅成本是衡量竞争力的关键指标，头部企业领先的优势会继 续保持；电池片环节产品性价比是核心关注点， N 型趋势或将重塑竞争格局。
4.1、硅料：成本和客户是竞争关键，龙头企业强者恒强
国内硅料企业竞争呈现“2+3+N”的格局，行业集中度较高。国内的硅料 企业整体可以划分为三大梯队，呈现“2+3+N”的竞争格局，其中第一梯队有 通威股份和保利协鑫，二者产能占比均在20%以上；第二梯队包括了大全能源、 东方希望和新特能源，三者的产能占比均在 10%-20%之间；第三梯队主要包 括了亚洲硅业和其它众多产能占比较小的厂家。硅料行业经过 2018-2020 年行 业下行周期的洗牌后，前 5 大厂商的市占率合计已经高达 87.5%。2021 年硅 料供给出现紧缺，头部企业以及新进入者相继扩产，由于产能释放需要较长时 间兑现，在硅料紧缺下游抢料的状态下 CR5 的占比受新进入者的增加而略微 下滑至 86.7%。
技术和规模是行业进入门槛，成本控制和客户资源构筑长期竞争力。技术 方面，硅料行业具有较高的技术壁垒，对于新进入而没有相关技术储备的企业 而言掌握技术是比较困难的。同时硅料行业对于技术经验的积累要求高，新进 入者需要较长时间的技术沉淀和 know-how 的经验积累，因此不存在明显的后 发优势。规模方面，硅料行业属于资金密集型行业，硅料企业扩产对于资金的 需求量大，资金门槛就将众多新进入者挡在门外，并且只有形成产能上的规模 优势才能有效地摊薄水电、厂房租金等固定成本。
成本方面，硅料行业从生产流程上看属于典型的高耗能产业，降低硅料生 产过程中成本占比最高的电费和原材料等支出是硅料企业构筑其核心竞争力的 重要环节。常见的降低成本的策略主要有低电价区域（新疆、内蒙古、云南、 四川等地）产能布局、精细化管理优化设备参数、技术改造降低能耗和产业链 垂直一体化布局上游原材料工业硅等，硅料头部企业基本上都通过上述方式建 立起成本端的优势。
客户方面，一般硅料企业的产品获得下游硅片厂商的认可，并进入其供应 链体系后，短期不容易被其他家厂商替代，如何实现和下游大客户的深度绑定， 并保证产品稳定出货成为不同硅料企业的核心竞争力之一。硅料企业一般与下 游硅片厂签订长单来实现出货，并且长单锁量不锁价，价格随行就市。从过去 2 年行业内长单签订情况可以看出，硅料的头部企业与硅片厂商头部企业绑定 现象明显，如：通威股份下游长单客户主要为隆基、晶科和天合；保利协鑫下 游长单客户主要为中环和晶澳；大全能源的下游长单客户主要为隆基和晶澳； 新特能源下游长单客户主要为隆基和晶澳。
头部企业强者恒强的格局难以撼动。2021 年硅料紧缺价格居高不下的背景 之下，行业内涌现出众多新进入者，如青海丽豪、宝丰能源、上机数控等。考 虑到过去两年硅料供需仍处于偏紧的状态，新进入者存在市占率短暂突破的机 会，行业 CR5 的占比可能会略微下滑。但随着后续硅料产能陆续释放并且基本能够满足终端装机的用料需求，硅料价格下行周期基本确定，未来能够掌握 “N 型硅料”技术并且具备成本和客户优势的企业一定能够继续保持其领先地 位，行业集中度或将再度提升，前五大硅料头部企业强者恒强的格局难以改变。
4.2、硅片：非硅成本是差距体现，集中度短暂回落后或再度提升
国内硅片行业呈现“两超多强”的竞争格局，行业集中度受新进者增多略 有稀释。国内的硅片企业整体可以划分为三大梯队，其中第一梯队主要是隆基 和中环，2021 年二者的产能占比合计达到 47%左右；第二梯队主要包含了两 家产业链一体化的企业晶澳和晶科以及五大“新势力”企业，分别是硅片设备 起家后期切入硅片业务领域的上机数控、双良节能、京运通，还有直接切入大 尺寸硅片领域的新进入者环太美科、高景太阳能。第三梯队主要是一些产能规 模排名在前十名之后的中小厂商。2020 年硅片行业前五大厂商的市占率已经 高达 88.10%，2021 年随着下游需求增长强劲行业内新老玩家纷纷扩产，前五 大厂商产能合计占比受新进入者增加影响略微下滑至 84.00%。
不同梯队硅片厂商的毛利率和单位生产成本存在显著差异。光伏硅片的生 产制造成本可以分为含硅成本和非硅成本，含硅成本主要是生产过程中硅料的 采购和用量成本，非硅成本包括了长晶和切片等环节的设备采购、电力、折旧、 人工等除硅料以外的成本。
硅片厂商的成本控制能力会直接影响到它们相应业 务板块的毛利率水平和单位生产成本，以上市公司硅片业务公开数据为例：第 一梯队的厂商中，2021 年隆基单晶硅片毛利率达到 27.55%，位居行业最高水 平，并且过去几年的硅片单位生产成本也处在较低水平；2021 年中环硅片业 务毛利率为 22.73%，尽管毛利率在行业内优势不是特别明显，但是在去年硅料价格大幅上涨情况下，中环在工业 4.0 技术改造降本等方面发力实现毛利率 逆势上涨。第二梯队的厂商中，2021 年晶科能源、上机数控和京运通的硅片 业务毛利率分别达到 20.83%、19.72%和 26.83%，除京运通单位硅片生产成 本与隆基接近毛利率较高外，其它厂商与第一梯队尚有差距。
非硅成本是不同梯队硅片厂商之间的主要差距。对硅片厂商而言，成本竞 争力尤为重要，各家厂商均可利用自己的优势采取不同的降本策略。其中含硅 成本方面，硅片厂商主要通过与上游供应商签订长协提前锁定低成本原材料、 直接投资布局硅料产能实现产业链垂直一体化、间接入股硅料厂商保证硅料稳 定供应等方式。降低非硅成本方面，硅片厂商主要通过提高设备辅材自制化率、 间接入股设备辅材类企业、低电价地区产能布局等方式。目前行业内主要厂商 的含硅成本差距不大，非硅成本成为不同梯队硅片厂商的主要差距。
未来能够保证 N 型产品出货并拥有非硅成本优势的企业强者恒强，硅片环 节集中度在短暂下滑后会再度迎来提升。近年来由于硅片设备的投资门槛逐步 降低，行业内出现了众多新进入者切入大尺寸硅片环节，各家企业之间的竞争 也日趋激烈。过去两年硅料价格处于高位，大尺寸硅片的开工率因需求旺盛有 一定保证，二线梯队厂商通过布局大尺寸产品存在争夺市占率的机会，并且不 断缩小其与第一梯队厂商之间的差距，硅片环节的市场集中度略有下滑。未来 大尺寸硅片的渗透率也可能达到峰值水平，大尺寸产能也存在开工率下降的风 险，各家硅片厂商 N 型硅片的布局和大尺寸硅片的价格竞争势必会更加激烈，因此能够保证 N 型硅片产能如期释放并且拥有大尺寸非硅成本优势的企业未来 一定是强者恒强。硅片的行业集中度在经历过去上行周期稀释后，在未来的下 行周期中会再度提升。
4.3、电池片：产品性价比是核心，N型趋势或将重塑格局
光伏电池片环节尚未形成清晰的竞争格局。光伏电池片行业由于技术更迭 快、盈利情况欠佳、行业竞争激烈等原因，产能前五名的企业市占率差距不大， 整体并未形成成熟的竞争格局，未来各家厂商积极布局新技术，行业格局变化 面临不确定性。从 2021 年全国主要电池片企业产能占比情况来看，通威、隆 基、爱旭、天合、晶澳的产能占比分别为 12.48%、10.26%、9.98%、9.71% 和 8.87%，头部五家厂商市占率相差不大。从电池片的 CR5 占比趋势来看， 2018 年至 2020 年前五大厂商的合计占比由 29.5%大幅提升至 53.2%，经历上 一轮光伏行业下行周期和 Al-BSF 切换到 PERC 的技术变革后，电池片行业集 中度已经明显提升，但仍是产业链主链中行业集中度最低的环节。
产品性价比是电池片厂商的核心。电池片企业通过布局最新的 N 型电池技 术，以获取更高光电转换效率，在增效的同时，能够有效降低电池片环节的生 产制造成本成为电池片企业核心竞争力。在提高光电转换效率方面，TOPCon 电池主流厂商采取激光 SE 等工艺路线，未来有望将其量产转换效率稳定提升 至 25%以上，HJT 电池主流厂商则采取单/双面的微晶工艺。在降本方面，光 伏电池片生产制造成本可分为含硅（硅片）成本和非硅成本，其中硅片成本占 比达66%，主要通过硅片的薄片化、半片化降本；非硅成本主要包括银浆、电 力、人力和折旧成本等，其中银浆成本占比最高，因此降低电池片非硅成本的 重点聚焦在银浆上，行业内主要采取的降本措施有铜替代银粉（银包铜/电镀铜等）、减少单瓦银浆耗量（降低栅线宽度等）、国产材料替代（使用国产银 浆、靶材等）。
N 型电池迎来扩产潮，行业竞争格局或将重塑。根据市场上主要企业 N 型 电池的扩产数据，预计 2022 年末 TOPCon 电池和 HJT 电池的名义产能或将分别超过 70GW 和 30GW，到 2023 年末或将分别达到 130GW 和 60GW， N 型 TOPCon 电池和 HJT 电池将迎来密集的产能扩张期。目前电池片扩产项目以 TOPCon 电池居多，如中来、钧达、一道等专业化的电池片企业投建大尺寸 TOPCon 产线，组件龙头厂商晶科、晶澳和天合也倾向于现阶段性价比高、稳 妥成熟的 TOPCon 电池。
爱康科技、安徽华晟、金刚玻璃等新进入者选择则 选择HJT技术路线，期望通过新技术工艺的积累实现技术上的弯道超车。电池 片龙头爱旭的 ABC 电池（N 型 IBC）完成投产，预计 2022 年底产能合计达 6.5GW，主要应用于高端的分布式光伏市场。N 型高效电池对于光电转换效率 提升工艺、镀膜设备的选型以及未来的降本路径等方面要求进一步提升，同时 多技术路线齐头并进发展、市场参与者众多，未来可能会改变电池片环节现有 的竞争格局。
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