上游硅料价格“雪崩”，中游N型技术推进，光伏企业未来机遇在哪儿？

7月21日，美国Revkor公司和德国设备厂商H2 Gemini宣布计划在美国建造20GW异质结电池及组件工厂，重点建设5GW的工厂，预计24Q2投产，25年底实现25GW年产能。

这些，实际上都属于光伏电池片TOPCon和HJT等路线选择中的“表态”事件。

在欧美政策资金扶持下，海外企业对异质结产品更高效率、更长生产周期等方面优势逐渐认可，当地光伏厂商也优先选择HJT路线，异质结组件大功率优势在海外愈发体现出来。

同时，近期降银路线，银包铜技术催化频频，国内外厂商相继导入银包铜浆料。此前银包铜可靠性问题已经逐步得到解决，下游市场接纳度日益提高，推动新技术量产导入，带动HJT大幅降本。而这，也将满足HJT量产的启动条件，相关扩产有望继续加速。

而国内，在2022年N型电池元年中，HJT因其初建成本较高，并没有成为只需在P型电池产线上增添工序便可建成TOPCon的有力竞争者。

那么，在2023已经过半，N型电池飞速发展的一年间、众多新势力入局的一年间，硅料、硅片、电池片、组件等行业各层有发生什么变化? N型电池的多种路线发展如何?出现的新技术、新设备又催生了哪些有投资价值的新产业呢？

在光伏整个产业链中，硅料作为最上游的产业，化工属性较为明显，具有高纯度要求、高设备投资以及较长扩产周期的特征。

高纯度要求、高设备投资的特点，决定了硅料是光伏产业链中资金壁垒最高、产能刚性且扩产周期最长的环节，叠加例行检修等不确定性因素，相较于其他环节更易出现因供不应求而导致涨价的情况，在产能提升后也更容易出现供过于求降价的情况。

回溯至2018年，受多晶硅价格低迷影响，企业扩产意愿不强烈，甚至纷纷选择了减产，但从2020年下半年开始，随着疫情缓解，光伏下游市场需求回升，通威、协鑫科技、亚洲硅业等业内玩家先后扩产。不过，由于硅料扩产周期较长，一般在1.5年至2年间，导致硅料产能自2022年才开始释放。

正是在这空窗期中，硅料价格持续高涨。2022年夏季，硅料价格一度站上30万元/吨的高点。行业一度“高烧”，工信部、市场监管总局、国家能源局三部门去年四季度先后发文，并约谈多晶硅企业。

但经过价格高点后，伴随着产能的增加，硅料也同碳酸锂一样“跌下神坛”，据硅业分会6月数据显示，国内N型料成交均价为7.39万元/吨，周环比降幅为8.2%；单晶致密料成交均价为6.64万元/吨，周环比降幅为8.29%，已经击破企业平均生产成本，减产还是停产，已经成为了硅料企业降低经营压力的选择题。

硅料企业的寒冬到来，对行业却是一件好事。受硅料价格上涨影响，过去两年光伏组件的价格处于高位，一定程度影响地面电站建设进度，而在硅料价格快速下跌之后，将会刺激原本受较高组件价格抑制的部分需求。

但是，在硅料价格的“雪崩”中，也是有部分品类、部分企业的公司因其先进的生产能力“幸免于难”的。

从成本控制能力来看，头部厂商硅料单吨成本约4-6万，可承受硅料降价，而二三线企业成本相对更高，又没有雄厚的资本实力，注定成为本轮出清的对象。从投产效率来看，头部企业从新建到达产约需1年，吃到了行业发展的红利，而二三线及新进者则花费了更长时间。

而在最重要硅料品质方面，或将成为未来竞争核心。伴随N型电池片技术突破，N型硅料的需求也在提升，但N型料的生产核心是质量和控制，要求产品的纯度高，质量稳定，把产品杂质的波动控制在非常小的范围内，下游方可据以生产出高质量的N型硅片、电池。

但目前，只有通威、大全等一线厂商具备量产N型硅料的能力，也在很大程度上为N型硅料的价格进行了托底，近期，甚至有部分企业反馈N型料价格开始小幅反弹，而随着N型硅片、电池放量，N型硅料与P型硅料的价格差距继续加大，也有望孕育新的投资机会。

总的来说，硅料层面上出现了行业级别的周期下跌，进入了去产能的阶段，对光伏行业的发展形成利好。但分具体的硅料品种来看，技术要求更加高的N型硅料将早于P型硅料完成反弹，出现相关企业的投资机会。

作为硅料的下游产业，硅料供给的增加带动了硅片产业链的降价，相关公司利润正在重新分配。

2017-2020年，单晶硅片渗透率快速提升，整个硅片行业具有了较高的议价能力和盈利水平，在此阶段，双寡头隆基绿能和TCL中环迅速成长，也有越来越多的新进者开始入局单晶硅片，快速扩大产能。

但自22年年底，硅料价格开始下滑，跌幅一度超过50%，因为硅料价格的下滑显著降低了硅片成本，硅片价格也随之下行，2022年11月， 硅片价格已见明显松动，10月31日，TCL中环率先下调硅片价格，11月24日，隆基绿能宣布下调硅片价格，11月27日，TCL中环再次宣布下调硅片价格。

简单来看，硅片产品的价格似乎在同硅料一起快速下降，但深究行业，又上游传导至下的降价却利好业内龙头公司。

在硅料近两年的涨价趋势中，硅片成本也随之水涨船高。因此，从成本端来看，当硅料价格长期处于高位时，硅片企业之间非硅成本的差异被弱化，而当硅料价格进入下行周期，不同企业的反映在非硅成本中的技术差异开始体现，可以生产薄片化、大尺寸硅片的企业盈利能力将快速分化。

此外，即使硅料价格已经跳水，硅片环节名义产能过剩，但在实际的生产过程中，硅片的生产需要使用高纯石英砂制备的石英坩埚，同时，需求正在爬升的N型硅片坩埚单耗比P型硅片高33%左右。但是，目前高纯石英砂供给有限，且新增产能落地、爬坡远需时日，也让硅片龙头在硅料价格雪崩情况下得以继续坚挺，预计硅片环节集中度将有所提升，同时头部企业隆基、中环可以充分享受定价权带来的红利。

硅片之后，便是这一年中变化最大的光伏电池了，而关于光伏电池中百花齐放的各类分支技术的相关进展与公司投产情况，第二部分作详细分析。

而在电池片外，则是注重品牌、渠道、供应链能力，并讲究一体化与海外化的组件环节了。

单体太阳能电池片不能独立使用，需与若干电池进行串、并联，并严密封装成组件才可进行使用，故组件环节的主要内容为物理封装，这也导致了自身技术壁垒有限、行业进入壁垒不高。

产业特点决定公司特性，目前组件环节核心竞争力为销售与品牌，更加强调供应链的管理能力。组件是所需辅材最多的环节，包括胶膜、板、边框等，还有不同型号的材料，这对公司的供应链管理能力提出了较高的要求。

伴随着产业链价格的下行，组件环节的盈利也在修复。在光伏组件的成本构成中，电池片超过一半，而硅料→硅片→电池片的价格传导下，极大地缓解了组件端成本压力，盈利性将有所修复。

此外，整个组件层面还延续了一体化的趋势。在硅料高价时代中，利润被硅料厂、硅片厂、电池片厂瓜分，组件环节所剩无几，而一体化企业能够在内部合理分配利润，且可以通过对上游的品控提高产品质量，极大地凸显出了优势，而在高价时代中，头部组件企业也基本实现了硅片-电池-组件的一体化。

一体化对厂商提出更高要求，也让小厂商面临资金、技术等方面更大的考验。由于上游重资产的性质，从上游到下游易，从下游到上游难，组件作为产业链下游，未来被通威、隆基等巨头企业垄断已经是板上钉钉的事件。

同时，为规避价格承诺和“双反”调查，组件厂商也在出海。中国光伏产能占据世界产能的 80%以上，中国生产的光伏产品出口到世界各地，而欧美等地区为了保护本国产业发展，便频频推出限制政策与“双反”调查。

而为规避欧美制裁，组件厂商纷纷奔赴海外建厂，而海外建厂对于企业而言存在一定的准入门槛，这也在一定程度上加剧了组件环节的马太效应，进一步提升组件环节龙头企业的集中度。

总体而言，整个光伏产业链在过去一年中，经历了硅料快速“降温”，利润释放的过程，而相关龙头企业继续推进一体化发展，行业集中度继续提升。

在统领光伏江湖约五年后，PERC电池的效率提升达到瓶颈，已经接近24.5%的效率极限，而下一代N型电池技术也从实验室中走出，进入量产列装阶段，故2022年也被称作N型电池元年。

在进入2023年以来，相关技术继续向前狂奔，TOPCon与HJT各有优劣、“分庭抗礼”，BC电池、钙钛矿电池也在虎视眈眈，随时准备迎接技术突破后市场份额的快速提升，相关代际替换与竞争可谓是到达了白热化阶段。

目前，因产线兼容、成本等问题，电池片最主流的变革方向仍为TOPCon路线。

从产能投资角度看，因结构相似，TOPCon电池工艺路线与PERC电池有很高的兼容性，大部分工序相同、产线可实现升级转换。同时，目前国内很多的perc电池均为三年内新建产线，想要完全推翻去做HJT路线，从经济层面上来看是完全不合适的。

在过去一年中，TOPCon逐步得到行业认可，销售溢价逐步放大。经过较久的市场培育期，下游客户对TOPCon接受度显著提升，除了TOPCon招标份额增加外，TOPCon较PERC溢价也明显提升，当前TOPCon较PERC销售溢价稳定在0.1元/W，较年初销售溢价显著提升。

目前行业中宣布的TOPCon扩产规模较大，头部企业TOPCon产能目前大部分仍处于爬坡阶段。据中信建投统计，2023年行业整体TOPCon电池有效供给约为144GW，年底产能400GW左右，对应2024年TOPCon电池渗透率预计在60%-70%，仍有一定提升空间。

其中，头部企业晶科能源、钧达股份的TOPCon电池量产时间较早，率先享受到了行业红利，至2023年底，预计便可回收2022年设备投资。晶科依靠TOPCon技术上的领先性，2022年以来市占率明显提升，2023年上半年出货达到30-31GW，行业排名第一。

而在承接perc电池产线的TOPCon外，具有转换效率高、工艺温度低、稳定性高、衰减率低、双面发电等优点的HJT也成为了新入者的选择。

HJT电池综合了晶体硅电池与薄膜电池的优势，2022年，HJT平均转换效率达24.6%，较上年提高0.4个百分点，较TOPCon电池和XBC电池均高1个百分点。并且，2022年隆基绿能研发的HJT电池转换效率已能达到26.81%，创下世界新高，而在量产方面，预计2025年HJT量产平均转换效率达26%+。

但在转换效率高的背后，则是较多的投资。在设备成本方面，TOPCon生产线单GW价格只有2个亿，HJT价格则高达4-5个亿；在材料成本方面，HJT的银耗远高于PERC和TOPCon。如此高昂的初建价格及运营投入，对于当前手握perc产线的老玩家来说并不友好

但是，目前HJT降本增效路线较为明确，主要通过银包铜、电镀铜降低浆料成本，无钢靶材导入降低靶材成本。技术进展来看，基于成本角度，部分HJT组件企业采用“0BB+银包铜”方案主导，电镀铜预计今年中试，随着技术的突破，HJT电池成本也将于不久的未来持平TOPCon技术。

不过，因高昂的成本与尚无法量产应用降本的技术，主推HJT的企业多为新玩家，其中华晟、爱康、金刚光伏等进度较快，而在老牌一体化企业中，东方日升也在快速推进，其他老玩家如通威、隆基也将有量产线出现。

在最主流的TOPCon与HJT路线外，IBC电池与钙钛矿电池也成为了“小众”选择。

IBC电池是最具代表性的一种背接触电池，其最核心特点是，前表面无金属栅线，能够最大程度的吸收太阳光， 因此其单面转化效率可以达到很高的水平，2025 年将达到 25.3%，高于其他类型电池。

又因其具有单面发光的结构，十分契合分布式场景，具有广阔应用空间。分布式应用场景一般 都是户用或小型工商业屋顶，一般可供安装的面积不大，且对于外观的要求较高，是对于空间利用率和美观度等方面要求较高的偏高端市场。

而IBC电池无主栅的结构正好契合了分布式的应用场景，其极强的单面光能吸收能力和更高的电池封装密度能够在有限的面积中发出更多的电，且其正面全黑造型，美观大方，更适用于屋顶或工商业楼宇外墙。

此外，BC类电池的拓展性更强，以爱旭创新研发新一代背接触太阳晶硅（ABC）电池为例，有着远超其他电池的转换效率与美观度，正在推进量产中。

与BC类电池一样比较小众的电池路线便是钙钛矿电池了。钙钛矿电池革新材料，利用钙钛矿作为吸光材料，大幅提高电池发电效率，也拥有着更低的理论制造成本和更高的理论效率天花板。

但钙钛矿是离子键结构，在生产、使用时对外界环节十分敏感，相关寿命远不如晶硅电池，也导致了量产后制备效率低下，目前主要以小规模量产线为主，尚未进入大规模产业化阶段。

总的来说，在已经过去大半2023年中，N型电池中进展最快的技术路线仍为可承接perc的TOPCon，而HJT也因其极佳的转换效率与快速下降的成本受到了众多新玩家的青睐，在高端市场中，BC电池因其更高效更美观而得到青睐，下一代钙钛矿材料仍处于研发攻关中。

除了产业链上游硅料价格雪崩带来的利润释放与TOPCon和HJT两大路线的纷争之外，电池设备技术也处于变革重要时期，组件设备技术频繁迭代。

硅片环节的相关企业为了降低生产成本、适配N型化趋势，转向大尺寸、低氧型的生产技术路线；电池片环节中HJT路线为了降低成本，主攻银浆用量的减少，采用了银包铜、电镀铜等技术；此外，组件环节中匹配各类电池的新型串焊机、提高光电转换效率的激光划片机、贴膜机也层出不穷。

其中，硅片设备中较为重要的设备更新迭代为长晶设备，N型长晶炉在大尺寸的需求下引领行业迭代。

长晶炉的需求主要因大尺寸硅片供应不足而兴起。对于硅片制造商来说，相同单位硅料下硅棒直径变大，可以减少拉晶次数，降低能耗。

对于电池和组件制造商来说，一方面，在产线生产速率不变的情况下，硅片面积的扩大带动电池产线产能提升，可以对人工、折旧及期间费用进一步摊薄；另一方面，硅片大尺寸化使得组件中电池间距缩小，电池占组件面积增加，进而带动组件效率的提升。

根据InfoLink数据，预计到2025年，大尺寸硅片市场占比将由2021年的42%上升至98%，大尺寸硅片需求将继续上升，作为光伏行业确定性发展趋势，大尺寸长晶设备将迎来新一波替换市场。

而目前国内生产长晶炉的企业中，晶盛机电在单晶炉上的市场份额占到了约70%，在长晶设备上的市场份额占到了60%，作为绝对的龙一，有望享受本轮替换市场红利。

作为长晶设备的供应商，快速的技术迭代能力和配套服务，是晶盛机电成长为行业龙头的重要原因。同时，企业提供技术+服务的综合解决方案，帮助客户以最快的速度实现规模化量产，也成为了难以替代的核心竞争力。

在技术方面，晶盛机电背靠浙大技术支持，研发根基深厚，目前即将推出第五代基于开放平台架构的单晶炉，同时拥有超300项的国家专利为技术运用保驾护航，形成了极强的技术护城河。

在配套服务方面，公司基于客户项目情况，多地布局设立服务中心，开展“2小时响应，24小时上门服务”的应对策略，并设立专业的团队为客户做设备维护和清理，保障设备的稳定性并提高设备产能，使得公司的客户粘性极强，达成合作后便长期维持。

而公司的盈利能力，也在技术沉淀与服务粘性加持下步步走高，据公司公告，近年来公司长晶炉单台毛利率基本稳定在40%左右，高于行业平均。

此外，大硅片长晶炉也应用于半导体设备方面，与包括TCL中环在内的大客户达成了深度合作，在半导体大硅片的晶体生长及加工设备领域树立了品牌，首次实现该领域设备的大规模国产替代。

而在硅片环节大尺寸趋势催生出的长晶炉需求外，电池片环节HJT路线中为降低银耗而采用电镀铜的技术，也有望催生出资本市场上的新宠。

目前，HJT尚未成为主流扩产路线的原因，在于非硅成本中银浆价格过高，进而导致HJT单W价格超出预算，故目前存在着铜电镀与银包铜两种降低银浆使用量的路线。

从技术角度来看，之前铜电镀量产难点包括设备产能和稳定性、油墨材料、脱栅、氧化、良率、环保等，截至目前，设备产能、脱栅、氧化、良率问题均已解决，设备稳定性处于了验证阶段，油墨开发也有企业进展较快，环保问题可通过增设废水外理装置来一定程度解决。

而在技术外，之所以我们更看好电镀铜路线，并非因为降本，而是更加关注提效。若铜电镀于2025年进行量产使用，彼时，相比于银包铜不一定可以实现绝对降本。但因为铜相比于银浆的导电性更强、铜栅线与TCO之间接触更为致密、栅线宽度更细和栅线形貌更好，综合带来效率提升。

彼时，铜电镀对于HJT将成为必选路线，在非硅成本处于天然劣势下，提效才是HJT突围之路，彼时，铜电镀将成为HJT路线唯一选择。

而在相关公司方面，铜电镀设备标的选择需综合弹性和确定性，弹性看市场空间和市场份额，确定性角度上成熟设备看市占率，非成熟设备看验证客户数量和规模。综合考虑HJT年扩产100GW和年扩产400GW时的弹性和确定性，HJT龙头迈为股份为最佳选择。

PVD设备属于成熟设备，迈为股份的高市占率相对确定，同时公司图形化环节已经突破，下半年公司也会有一条中试线在客户端开始验证，同时叠加企业在HJT路线中的70%+的市占率，或成为铜电镀的引领者，真正完成HJT的平价。

站在国内外光伏需求两旺的行业发展中期，一年以来，产业链上各环节发生了众多变化，不同的技术、设备也在快速革新，同一环节上的兼并，不同环节的一体化加速扩产，都在不经意之间加快行业前进的节奏。

但更快的节奏并不是坏事，在产业链整体呈现竞争加剧态势的当下，更多的投资机会也在涌现，无论是专注于某一细分赛道的中小企业，或是布局多种新型电池路线的一体化龙头，在行业的波澜之中都有望迎来估值的提升。

而作为投资者，或许当前最佳的策略便是深究公司，并在在行业短期遇冷之时大胆介入，在赢者通吃、强者恒强的未来，必将迎来超额回报。