上游是单多晶硅片，下游是组件。电池片环节是将硅片来加工处理得到具有发电能力的电池产品，由于单片电池的电压较低和封装上的考虑，一般将 60 片或者 72 片电池通过焊带、玻璃、背板等辅材封装组合成组件，构成一个发电的单元。对于电池片来说，产品发电能力（单片功率/光电转换效率）和成本是公司竞争的关键所在。

　　由于产业链在硅片环节出现技术分野，电池片也随之分为单晶电池和多晶电池两类，二者在电池的形貌、光电转换效率上都有比较大的差异，但实际上，单多晶电池的制造工艺仅在清洗制绒环节不一样，其他工序基本相同。

　　太阳能电池是通过标准流程产出的标准中间品。晶硅电池都要经过硅片的清洗、制绒、热扩散、去磷硅玻璃、刻蚀去边、PECVD 镀减反射膜、丝网印刷电极和烧结等八个过程。近 20 年来的技术进步主要聚焦在能量转换效率、产品生产效率以及生产的基本工艺的优化，在技术路线上则沿用至今，未发生根本性变革。

　　制绒：制绒环节是为增加电池对太阳光的吸收，将平滑的硅片表面织构化，形成一定的几何结构，使得入射光在表明上进行多次反射和折射。制绒环节是单多晶电池差异最大的一环，但由于制绒设备价格较低，电池产线在单多晶电池产品之间的切换成本并不高，产线是柔性的。单晶电池采用槽式制绒清洗机生产，由于单晶硅片多为100晶向，利用各向异性腐蚀的特性，经过碱溶液腐蚀，可形成许多表面为（111）的正金字塔结构；多晶电池则采用链式制绒清洗机，多晶硅片表面的晶向随意分布，因此常采用酸腐蚀，在硅片表明产生凹槽状的绒面结构。

　　扩散制结：扩散环节是电池制作的步骤中的关键工序，一般会用热扩散工艺在硅片表明产生 PN结。对于扩散的要求是获得适合于电池 PN 结所需要的结深和扩散层方块电阻，电池结深一般控制在 0.2~0.5μm，方块电阻则是越高越好，目前 P 型硅电池的方块电阻在 90Ω/□左右。热扩散方式主要为低压软着陆管式扩散，其扩散均匀性和产量较几年前的常压扩散有了大幅提高。

　　刻蚀：刻蚀是通过化学腐蚀法去除掺杂后的硅片边缘的 PN 结和表面的磷硅玻璃层。扩散过程中，硅片的边缘和背面也会形成扩散层，会使电池的正、背面电极之间形成局部短路；硅片表面则会形成一层含磷元素的 SiO2，这层磷硅玻璃比较疏松且绝缘，对电池性能有不利影响。早期主要是采用等离子体刻蚀，近年来采用非物理性腐蚀法（HNO3、HF 和 H2SO4的混合液）腐蚀背面和边缘，去除厚度约除去 1μm，磷硅玻璃则采用 HF 来去除。

　　沉积减反射膜：入射光找到光滑的硅片表面上，有大约 1/3 的光线被反射，制绒过程之后，

　　反射损失降至 10%以下，为进一步提升光的利用率，再在绒面表面沉积一层减反射膜，反射率可降至 5%以下。一般都会采用等离子体增强化学气相沉积法（PECVD）制备 SiNx作为减反射层，目前用于沉积 SiNx 薄膜的 PECVD 设备分为平板式和管式两类，使用的气体为 NH3 和SiH4。

　　丝网印刷电极：在实际应用时，需要通过正、背面电极将 PN 产生的电流引出，目前普遍采用丝网印刷法制备电极，然后在高温气氛中烧结以形成欧姆接触。正面电极通常由主栅和副栅两部分构成，材料一般会用金属银浆，目前 5 主栅是主流产品，未来将向多主栅结构发展；背面电极通常选用低固含量的银浆引出电流，其他区域用铝浆布满。电极制备的常规流程为：印刷背银-烘干-印刷背铝-烘干-印刷正银-烘干-烧结。

　　尽管电池的生产的全部过程是高度精细的，但电池企业难以构筑足够安全边际的技术壁垒，电池产品的技术水平和成本主要依赖设备端的投入和进步。以研发投入为例，全球排名靠前的第三方电池厂，茂迪每年的研发投入仅占到营业总收入的 1%-2%，而国内两大电池设备企业的研发投入占比达到4.5%-6%。同时，目前设备厂商已可提供高度自动化的电池整线交钥匙工程业务，同一代设备下，电池企业之间并不存在牢不可破的技术壁垒。

　　电池片是光伏产业链上盈利能力的洼地。在 2017 年历史性的行业高景气度背景下，电池片环节的头部企业毛利率也不到 20%，不仅远低于多晶硅和硅片企业，与下游组件企业相比也无优势。此外，考虑到通威股份和鸿禧能源是近年来的新进入者，盈利能力还处于业内领先，电池全行业的盈利能力应在 10%以下。

　　台湾的独立电池片企业纯收入情况更具代表性。我们统计了长期位于行业前十位的三家独立电池企业——茂迪、昱晶和新日光的盈利情况，在 2010 年之后三大电池厂的毛利率便落入各位数区间，甚至有几年毛利率出现负值；净利率方面，2011 年之后三大电池厂便持续处于亏损状态，这表明独立电池企业的盈利能力差并非一时的短期现象。

　　值得注意的是，三大电池厂在微利甚至是亏损的情况下持续经营了多年，经营性净现金流情况堪比产业链上利润率较高的企业。以茂迪为例，2011 年以来，茂迪累计亏损 37.3 亿元人民币，同时创造了 16.3 亿元的经营性净现金流，创造现金的能力相当强劲。我们大家都认为出现这样一种情况的原因包括两方面，一是电池企业的下游是各大组件厂，客户较集中，而且茂迪作为优质电池厂有较强的议价能力，回款能力较强；二是由于早期电池产线的资本投入大，折旧占成本的比例比较高，尽管毛利率较低，但其现金成本远低于生产所带来的成本，因此获现能力较强。

　　我们进一步分析茂迪的折旧情况，近年来茂迪每年的折旧摊销接近 5 亿元，占其总成本的 10%左右，如果仅考虑非硅成本，该比例则占到 20%以上，折合到每 W 电池上，近年来折旧成本占每 W净现金的比例在逐年提高，2017 年之后折旧成本已远超于每 W 净现金，表明 2017 年企业经营情况恶化。

　　尽管电池是光伏制造的核心环节，但电池片企业的经营情况却堪称惨淡，历年来各个历史时期的龙头电池企业均已衰落甚至倒闭，后发优势的现象极为突出。2010 年是光伏行业产值的历史顶点，当年有大量企业发布了电池片扩产计划，2010-2012年全球电池片的产能从37GW 增加到70GW。我们最终选择某 100MW 电池片项目进行复盘，研究电池片行业的经营模式和行业特点。

　　根据公司公告，该项目达产后具备年产 3600 万片 125mm 规格单晶电池片的产能，约合 100MW。项目建设期为二年，项目建成后第一年为投产年，生产量达到设计能力的 80%，第二年后进入达产期，年产量达到 100%的设计能力。项目新增建设投资估算为 20912 万元，运营期内项目累计实现 98 亿元收入、8.7 亿元净利润和净现金流，税后投资回报率高达 26.8%。

　　在实际运营过程中，由于光伏产业在 2011 年之后经历了动荡，产品价格和盈利能力均出现严重下滑，2010 年以来电池片价格每年复合下降 20%以上。我们将产业内别的企业的价格、成本数据输入到测算模型中，测试根据结果得出项目的实际收益情况远低于预期，项目的测试税后 IRR只有1.48%，该投资在运营期内创造的利润和现金流仅有不足 1 亿元。

　　营收方面，原规划中十年运营期内电池的价格、销量均保持稳定，每年可实现 10 亿元收入，毛利率和净利率分别为 13.5%和 9%左右；实际运营阶段，由于 2011-2013 年光伏全行业的大幅衰退，电池产线投产仅一年收入和盈利能力便大幅度下滑，稳定期的营业收入约为 4 亿元，毛利率 0-5%，有 5 个年度出现毛利率为负的情况。

　　现金流情况也没有到达预期。由于规划中预期价格和成本都保持平稳，原预测中经营性净现金流在投产第二年即回正，并保持到运营期末；但在实际上，2011 年由于供需两端均呈恶化趋势，导致经营性净现金流在早期持续净流出，2013 年之后情况有所好转，但获现能力远低于规划，2017 年之后则因为产线严重落后重新沦入亏现金的境地。

　　收入低于规划的原因主要在于价格降幅太快，而产线产能的爬升速度跟不上。2010 年以来，单晶电池的价格从 10 元/W 以上降至 1 元/W 一下，价格复合降速达到 22.5%，与此同时，在没有大额资本开支投入的情况下，凭借产线填平补齐及电池效率提升，单线%，远远不能不足价格缺口，因此导致收入情况大幅低于规划。

　　利润率低于规划的原因主要在于非硅成本下降速度跟不上价格下降速度。2010 年时，由于单晶硅片价格高昂，电池的全成本中硅成本占比达到 80%，跟着时间推移，老产线综合成本中硅成本占比已降至一半左右，这是由于过去几年中硅片价格和电池价格总体上保持同样降幅，但浆料尤其是正银和背银的价格仅下降 50%左右，因此在成本结构中份额上升；与此同时，折旧摊销、人工维修等费用却由于产能提升有限而难以大幅度下滑，因此利润率随着降价也在不断走低。

　　现金流转负的原因主要在于费用、人工、维修等固定的现金支出居高不下。早期产线的自动化程度较低，在没有新的资本投入的情况下，每年的维护费用都较为稳定，人力成本随着工资水平持续上涨还有上升的迹象，因此在运营后期，高昂且刚性的费用支出导致经营性净现金流情况不断恶化。

　　硅成本是电池片成本最主要的组成部分，占比达到 60%左右。硅成本其实就是硅片成本，如前所述，2010 年以来硅片价格的复合下降速度高达 22.5%，在考虑到电池效率提升的效应，硅成本的复合下降速度高达 24%，高于电池价格降幅，因此硅成本并不是电池行业利润率低的罪魁。

　　硅成本能分解成每 W 硅耗和硅料价格。硅料价格在过去十年里下降了 99%以上，但如果将价格变革历史拉长，1990 年以来硅料价格从 30 美元/kg 降至当前的 10 美元/kg，我们大家都认为随着国产硅企后发优势逐渐消退，多晶硅的后续降本空间已极为有限，长期价格能够正常的看到 7-8 美元/kg。

　　硅耗方面，2004 年以来每 W 电池硅耗已下降 70%。硅耗下降取决于三个因素：硅片厚度、切片技术和电池的能量转换效率。由于下游电池和组件封装技术进步较慢，硅片厚度在 2008 年以后薄片化趋势就停滞不前，直至近年来才有进一步变薄的迹象，预计未来两三年内硅片厚度有望降至160μm 左右，进一步下降的空间取决于电池组件技术；切片技术在金刚线革命之后再度进入缓慢下降通道，能量转换效率进步则比较缓慢，假如没有突破性的技术出现，预计量产电池的能量转换效率在超过 23%之后将遇到瓶颈。

　　综合上述因素，预计每 W 硅耗水平将降至 2.5g/W，较当前水平下降 25%；加上硅片的加工成本和合理利润，每 W 电池的硅成本有望降至 0.36 元/W，较现在还有 30%左右的下降空间，但由于硅片完全采用市场化定价，主要电池厂家的效率水平差异也很小，因此尽管硅成本仍是电池成本中最主要的组成部分，但对于电池行业的竞争格局并无太大影响。

　　非硅成本才是区分电池制造企业竞争力的关键。电池片的非硅成本包括折旧、浆料、人工、水电、化学试剂以及其他，其中折旧、浆料是占比最高的部分，也是非硅成本中降本空间最大的组成。

　　根据我们的模型，2011 年成本领先的电池厂非硅成本约 1.26 元/W，2018 年成本领先的电池厂非硅成本已降至 0.25 元/W，降幅高达 80%。其中浆料成本降幅最大，从 0.62 元/W 下降至 0.1 元/W，在非硅成本里的占比从近 50%降至约 40%，下降的主要动力是浆料用量下降、电池片功率提升和浆料价格下降；其他分项的成本降幅比较小，分项占比均有不同程度的提升，其中折旧摊销的成本占比已升至 20%左右，是非硅成本的第二大组成；水电、辅材和另外的费用的占比均小幅上升。

　　折旧成本尽管只占到电池总成本的 5%左右，但却是非硅成本最主要的构成之一。与 2011 年相比，折旧成本从 0.14 元/W 降至 0.05 元/W，降幅超过 60%，但在非硅成本里的占比却从 11%上升至20%，逐步降低折旧成本是降低电池成本的必经之路。

　　从过往几年的经验看，降低电池折旧成本主要依赖三大途径，一是设备国产化降低采购价格，二是提高生产能力摊薄单位成本；三是提高电池转换效率进一步增加产出。我们比较了 2010 年与 2018年新建的电池产能投资明细，能够准确的看出采购价格下降和生产效率提升是折旧成本下降的主要驱动因素，电池效率提升尽管是必不可少的，但贡献相对较少。

　　以捷佳伟创为例，过去 8 年里其 PECVD 设备的单台售价仅下降 30%，但单管产出已经从 2008年的 144 片/管提升至最新的 416 片/管，单台设备产出则提升 1.7 倍至 3900 片/台·小时，带动投资成本下降 74%；扩散炉价格几乎不变，但单管产出从 400 片/管提升至 1200 片/管，单台设备产出提升 1 倍至 3000 片/台·小时，带动投资成本下降一半；刻蚀设备的产出从 2015 年的 3194 片/批次提升至 2017 年的 3805 片/批次。丝网印刷环节，早期丝网印刷机的节拍大约是 3 秒/片，单台产能约 2000 片/h，目前已发展到 1.3 秒/片，单台产能达到 5500 片/h 以上。

　　在上述因素的带动下，电池产线投资中设备的投资强度已从 2010 年前后 160-180 万/MW 一下子就下降至目前的 28 万元/MW，降幅超过 80%，这也是导致电池环节后发优势极为明显的关键原因。设备产能的快速提升使得产线的落后速度大超投资人预期，设计 10 年折旧的产线往往两三年竞争力就迅速下降，五年之后全面落后于新产能。

　　以 2015 年投运的产能为例，随着自动化程度和生产能力更高的新产线投运，这部分产线已全面落后：一是产能落后，2015 年前原有产线的 PECVD 单管 308 片，2017 年下半年起单管 416 片，单管产能相差 30%，且只可以通过设备更换来弥补；二是 2015 年多晶电池仍是主流，尽管单多晶可以切换，但制绒设备必须要换掉；三是原有产能没有 PERC 技术方案，部分产线在设计时比较集约，导致升级成本高企，部分产线甚至由于厂房长度首先而没办法升级，直接落入被淘汰的深渊。

　　值得注意的是，设备环节完成国产化之后，销售价格日趋稳定。捷佳伟创和迈为股份基本的产品的价格在 2015 年以来变动很小，两家企业的产品毛利率高达 40%，但由于单台设备的生产效率仍在提升，使得市场需求持续火热，两家公司已连续 4 年营收保持高速增长。

　　我们测算了当前 1GW 电池产能的设备投资，主要设备的投资额目前已经降至 2.7-2.8 亿元，加上厂房和公用设施总成本达到 5 亿元/GW 左右，其中占比最高的是丝网印刷、PECVD 等设备。我们预计设备投资进一步下降的空间大多数来源于设备生产能力的逐步提升，价格下降空间则比较有限，假设主要环节设备的生产能力还有 50%的上升空间，设备投资有望进一步降至 2 亿/GW，加上厂房等投入新产线 亿元/GW 左右。

　　浆料成本占到电池片非硅成本的 40%以上，是非硅成本最主要的来源。浆料成本包括正银、背银和铝浆三部分，其中正银成本占比最高，达到 80%以上。降低浆料成本是逐步降低非硅成本最有效的途径，未来浆料端的成本下降主要依赖正面银浆成本的下降，这中间还包括银耗的下降和单价的下降。我们比较了 2010 年、2016 年和 2018 年电池片浆料成本变动情况，在单片消耗量和价格下降的双驱动下，单片电池片浆料成本已下降 2/3 以上，该趋势目前仍在持续。

　　银耗的下降主要是依靠增加主栅数量来实现。从原理上来说，太阳光照射到电池正面后被吸收，正面的金属栅线会遮挡部分阳光，导致这部分的发电效率浪费；但栅线的作用是收集电流，而栅线越细则横截面积越小，电阻越大，因此电池栅线倾向于高高宽比的方案。早期，由于网印技术较落后，考虑到正面的遮光，太阳电池主要是采用两主栅（2BB）的技术。虽然只需要两条主栅，但银耗量在400mg 以上。之后，随着硅片成本的大幅度地下跌，银浆成本在电池片成本结构中的占比逐步的提升，优化银耗量成为降本的关键命题。

　　而后，日本京瓷率先提出了增加主栅的解决方案，能够在增大有效受光面积、降低电阻损耗的同时降低了银浆的用量。2010 年，产业开始导入 3BB；2013 年从 3BB 切换到 4BB；2015 年再从 4BB逐步过渡到 5BB。银浆的用量也一下子就下降至 100-110mg 左右，相比 2009 年降低了 75%。但增加主栅数量的策略并不是一直有效的，过多的主栅会导致遮光损失大于减少的电阻损失，因此就需要更多更细的主栅才能逐步降低银耗量，这对印刷设备和网版是一个挑战。

　　2017 年，部分大厂开始推出多主栅（MBB）电池片。相比传统的五主栅（5BB）产品，MBB 电池片的主栅更多，电流汇集路径更短，以此来降低电池片的电阻损耗，提高其效率，模拟结果为，与当前主流的5主栅结构相比，在同样的电池技术下，多主栅结构能提高转换效率约 0.2个百分点；同时，主栅更多，细栅可以更细更薄，进而降低银浆的用量。目前，主流的五主栅电池片正银耗量约为 102mg，多主栅的正银耗量则可以缩减到 70-80mg，仅在这一个优化节点上能节约每片成本 0.2 元。

　　除了目前产业化持续导入的多主栅技术，处在试验阶段的无主栅技也存在革命性机会。无主栅技术指的是正面仅印刷细栅线，用多根细铜线替代传统电池的主栅的技术。无主栅技术使得主栅和细栅都变得更细更薄，能够大大降低 25%的遮挡面积，同时理论上能够降低 75%-80%的银浆用量，单片成本可比目前水平再下降 0.25 元，届时正面银浆的成本仅需 0.1-0.15 元/片。但这项技术目前仍不成熟，且需要组件端配合，目前尚无市场化产品，仅有研发产品做展出。

　　除了耗量上的减少，正银国产化进而降低其单价也是降低非硅成本的有效手段。目前正银市场仍然被国外杜邦、贺利氏、三星 SDI 和硕禾四家大厂垄断，份额达到 75%；而国内厂家正银市场占有率仅占约 20%，如果考虑原材料进口的线%，性能上与进口产品仍存在差距。此外，由于性能上的差距和历史信赖的问题，电池片大厂倾向于采用进口产品保证质量。但是正银一旦技术突破瓶颈，实现国产替代，单价上还有进一步下降的空间。

　　总的来说，正面银浆的耗量有望进一步下降，正银的国产化也正在持续开发，一旦通过主流大厂的验证，正银国产化在单价上也有显著下降，正银项的成本将成为未来电池片降本的排头兵。预计单片电池的银浆成本可从当前的 0.6 元/片降至 0.4 元/片。

　　人力成本主要是制造相关工人的工资。近年来新建产线的信息化和高自动化设备得到推广应用，逐步替代传统的人工生产，人工成本也得一迅速下降。我们比较了 2009 年以来多个项目立项时规划的产线 年里每 GW 产能生产定员已从 4000 人降至约 300 人，未来有可能降至150 人/GW 左右，但由于工人工资在持续上升，预计非硅成本中的人力成本再下降空间已较小，每 W 电池的人力成本将维持在 1 分钱/W 左右。

　　单价上随行就市，下浮空间不大。化学品耗材主要是光伏电池片生产的全部过程中要使用到的一些化学药剂和特殊气体，包括硝酸、氢氟酸、氢氧化钾、特气和制绒添加剂等。除了制绒添加剂，其他都是普遍的使用的化工原料，光伏市场只是它们巨大应用领域的很小一部分，电池片企业基本没议价权，价格也同样是随行就市，只有当规模大幅扩张时，大批量采购会有一些优惠，但无论是出于保存安全性还是现金流来说，采购量都相对稳定。

　　用量上依赖设备，但优化动力不足。化学品耗材的用量上进一步下降需要配合新的设备，但用量降低是否会影响电池片性能是厂商非常担心的问题。此外，化学品耗材包括各种特殊气体和化学药品，单独减少某一项的用量从边际效应来考虑也是意义不大的。目前产线各步骤的工艺用量都有非常成熟的验证，各家都经过不断试验采用了最合理的组合，厂商在用量上优化需要投入很多精力进行重新调试，整体优化的动力不足。

　　随着光伏产业链总体进入成熟阶段，硅料和硅片降本的速度将显著放缓，同时电池片的转换效率提升接近瓶颈，预计电池片的硅成本下降空间还有 30-40%。

　　非硅成本的下降最重要的包含如下方面：通过提升生产效率，电池的折旧成本仍有一定压缩空间；现金成本上，下降空间最大的是银浆，驱动力来自 MBB 技术的导入和浆料国产化进程的推进；人工、化学品耗材等成本本来占比就不高，又由于新产线的自动化程度已经大幅度提高，另外的成本压缩的空间也比较有限。

　　我们预计电池片的非硅成本还能更加进一步压缩在 0.1-0.15 元/W，较当前最先进的成本水平仍有40-50%的下降空间，综合成本可以压缩至 0.45-0.6 元/W，本轮技术周期结束时电池片价格有望位于 0.6-0.7 元/W，组件价格达到 1.5 元/W 以下，电池系统投资降至 4 元/W 以下，基本满足平价上网对于产业链价格的需求。

　　随着常规的铝背厂电池（BSF）效率提升进入瓶颈期，近年来各种高效电池技术获得了日益深入的探索，包括 PERC、MWT、IBC 和 HIT 等等，其中PERC 电池（钝化发射极和背面电池）推进的速度最快。此外，根据 ITRPV 预测和产业界调研，未来几年能够对 PERC 电池有可能产生威胁的主要有异质结太阳电池（HIT,HJT,HJ 等）、IBC 电池和硅叠层电池。

　　BSF 电池背表面的金属铝膜层中，光生载流子大量复合，产生电流损失，同时到达铝背层的红外辐射光只有 60-70%可以被反射回去重新利用。通过在电池背面附上介质钝化层，可大幅度减少复合和透光损失，这就是 PERC 电池的工作原理。PERC 技术仅针对电池背面来优化，与电池正面无关。

　　与BSF电池组件相比，PERC电池组件有两大优势：一是能量转换效率更加高，是因为PERC电池在近红外区的光吸收能力更强。PERC电池结构最早于1989年由新南威尔士在学术期刊上提出，当时即可达到22.8%的实验室效率；随着沉积AlOx膜的技术和设备成熟以及激光技术的导入，PERC产业化进程加速，目前一线%以上，作为对比，普通单多晶电池的转换效率分别为20%和19%左右。

　　二是PERC组件发电能力更好，光伏组件发电要通过其弱光性能和高温性能来体现。TUV莱茵给出了不同辐照强度下PERC单晶组件和常规单、多晶组件的转换效率对比数据，能够准确的看出辐照强度低于600W/m2时，PERC组件具有突出的弱光发电优势。尤其辐照强度越低时，发电优势越明显。至于高温优势，PERC单晶组件和常规单、多晶组件的功率温度系数分别为0.37%/℃和0.39%/℃，假定组件的工作时候的温度为60℃时，相比于常规单、多晶组件，PERC单晶组件可多发电1%左右。

　　性能上看，PERC电池对效率的提升作用很显著。2017年初PERC电池的转换效率大约为21%，目前量产量产效率已接近 22%，实验室最高效率甚至接近 24%，作为对比，目前普通多晶电池的量产效率不足 19%，单晶电池的量产效率约 20%，与单晶 PERC 电池有着明显差距。

　　高效电池能够摊薄组件及系统端的非硅成本，因此 PERC 电池比普通电池将享有更多溢价。考虑280W 高效多晶与 310W 单晶 PERC 组件两类产品，我们大家都认为 PERC 电池的溢价可以从三个维度确定：一是组件生产相同，目前组件的非硅成本大约为 0.6-0.7 元/W，PERC 功率高 10%，即组件成本相同的前提下可享有 0.06-0.07 元/的溢价；二是 EPC 成本相同，仍然参照我们在深度报告《光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀仍将持续》中建立的模型，高效组件能节约与面积相关的各项成本，包括土地租金、电缆、支架等，合计约 0.11 元/W；三是考虑 PERC 组件发电增益，假设 PERC 组件比常规组件发电能力高 2%，则又能增加 0.10 元/W 的溢价。

　　综合各项因素考虑，单晶 PERC 电池相对普通电池可享有 0.2 元/W 以上的溢价。在成本端，目前成本控制最好的 PERC 产线 元/W 左右，即使考虑硅片价格的差异，单晶 PERC 电池的盈利能力也至少高出 0.05 元/W，因此，在普通多晶电池彻底退出市场前，单晶PERC 电池将持续享有超额利润。

　　与其他高效电池技术相比，PERC 技术与传统 BSF 电池产线的兼容性最好。在结构上，PERC 电池相比传统的 BSF 电池在结构上多了一层背部钝化层。在工艺流程上，要增加两个步骤：一是背面增加钝化层；二是通过激光或者化学刻蚀打开，使背面金属和基底形成接触。在设备上，只要增加一台 PECVD 或 ALD 和一个激光器开孔，还可以和原本就需要镀背面减反膜共用一台PECVD。另外 PERC 技术是单多晶兼容性的，单多晶硅片的路线之争基本不可能影响其渗透率。

　　在成本上，PERC 电池在 2 方面提高了单片电池的生产所带来的成本，一是在产线上增加镀膜和激光开槽设备，与 BSF 产线相比，采用国外 PERC 设备投资额增加 3-4 亿元/GW，采用国产设备投资额增加 1 亿元/GW；二是在生产的全部过程中，背钝化过程要使用新的耗材三甲基铝（TMA），目前光伏级TMA 的价格仍然在 400 欧元/kg 左右，按照 10mg/片的用量，相当于 PERC 电池增加 1 分钱/W 的非硅成本。

　　我们对目前行业领先者新建产能的电池片的非硅成本结构可以进行拆分。依照我们测算的结果，目前电池片的非硅成本约为 1.245 元/片，其中正面银浆的成本最高，单片 0.4 元，占比为 32.1%；其次是设备折旧，单片 0.25 元，占比 20.1%。与成本最低的普通多晶电池厂家相比，单晶 PERC 电池的非硅成本仅仅高出不到 0.05 元/W。

　　总的来说，PERC 技术与常规电池工艺兼容性好，常规产线的 PERC 技改升级的进度可能比预想的都要快，PERC 电池能轻松实现在成本增加很小的情况下效率大幅度的提高，在市场之间的竞争中占据占据主动，将成为未来一段时间的行业主流技术。

　　正是由于 PERC 产品盈利能力的巨大优势，PERC 电池的产能渗透率在超预期大幅度增长。根据 PV Infolink 的统计数据，2016 年底全球仅有 15GW PERC 电池产能，到 2018 年底即以超过 66GW，渗透率从 14%快速攀升至 40%上，预计未来两年仍将快速增加。

　　目前产业界的共识是单晶 PERC 电池量产的极限效率将在 23%-23.5%之间，多晶则略低一些，在22%-22.5%之间，两者目前均有 2%左右的提升空间。效率提升过程可大致分为两类，一类是在现有的 PERC 产线上的各工序，如镀膜、丝网印刷等进行工艺优化；另一类则是加入一些新的工艺和设备。如果想要持续提高电池片效率的话，仅靠现有工艺的优化的进度仍较慢，因此在原有的 PERC产线上加入一些新的工艺点便成为了性价比很高的选择，其中选择性发射极（SE）和隧穿氧化层钝化（Topcon）技术的关注度最高。

　　目前产业化进展较快的是 PERC+SE。SE 的工艺方法有氧化物掩模法、离子注入法、激光掺杂法等，其中激光 PSG 掺杂的工艺过程简单，与现有产线兼容度高，成为了产业界的主流方案。如果想要将常规的电池产线升级 SE 工序，工艺上只需要在扩散后，刻蚀前加入一道激光掺杂步骤，设备上也只要增加一台掺杂用的激光设备，改造成本极低。目前已有多家公司开始采用了 SE 技术，我们预计 2019 年 SE 将成为行业 PERC 产线的标配，单晶 PERC 电池片效率能够提升 0.3%，达到 22.1%。

　　相比之下，Topcon 的进展稍慢。Topcon 电池概念在 2013 年才提出，目前实验室在 4cm2的硅片上已能实现 25.8%的效率。其关键就是在电池背面增加一层超薄的氧化硅层和一层高掺杂的多晶硅薄层，进而实现更好的钝化效果。

　　目前 Topcon 还缺乏行业普遍认同的技术路线。从结构上看，Topcon 相比传统太阳电池多了两层而已，但这两层的制备路线上各家企业还有差异。首先氧化层的制备上由湿法和干法两条路线，湿法制备方法简单，厚度控制容易；干法的工序更少，更兼容产业化应用；其次硅薄膜层的制备也有多种路线，目前企业研究更多选择产量高的 LPCVD，研究机构则采用 PECVD，其他的还有 CVD+扩散法和 CVD+离子注入法等，各有优劣势，行业还缺乏统一的判断。

　　根据中来的数据，N 型 Topcon 目前的电池效率约为 22.56%，通过相对清晰的优化路线，未来Topcon 电池的效率目标为 24.17%，基本接近传统电池产线改造升级带来的效率红利的极限。Topcon 进展的重点是工艺路线的统一和设备国产化的进度。目前设备上，第一层氧化层的设备无论是湿法还是干法已经基本国产化，难点主要在于工艺上；第二层的多晶硅薄膜层的设备国产设备正在持续导入中，捷佳伟创已有样机测试中。随技术发展和路线进一步统一，设备进一步国产化带来的成本下降，Topcon 技术或在 2020 年开始大批量导入。

　　HIT 电池（Heterojunction with Intrinsic Thin-layer）指的是一种薄膜异质结结构的电池，最早于1990 年由日本三洋公司（松下已收购）成功开发。后来由于三洋将其申请注册为商标，所以又出现了一些别称，如 HJT，SHJ，HJ 等，本质上都指的是 HIT 电池。1990 年，三洋的 HIT 电池转化效率为 14.5%（实验室效率），但随着 2010 年 HIT 太阳电池主体专利保护到期，各地研究机构和企业加速 HIT 的研发和产业化进程，目前，通威、晋能等多家电池厂商开始小规模量产。HIT量产效率已达到了 22.5%-23.5%之间，实验室大面积效率达到 26.6%，效率提升空间巨大。

　　除了高转化效率外，相比传统晶硅电池，HIT 的优势还在于以下四个方面：1）简单和低温工艺，HIT 工艺步骤简单根本上还是源于结构的简单，目前 HIT 的生产流程仅需四步，而传统晶硅电池需要八步。同时由于不需要传统的高温扩散工艺（900℃）来获得 p-n 结，因此整体的制造流程中的温度不超过 250℃，这将极大的降低能源成本的支出；2）薄片成本优势，由于 HIT 电池没有高温工艺，因此当自动化设备满足要求后可以用低于 120um 的硅片（行业目标是 80um），而目前PERC 电池由于多次高温工艺需要用 180um 左右的硅片，厚度越薄，硅耗量越小，硅成本成本更低；此外薄片透光性和柔韧性好，更有机会应用于玻璃幕墙、穿戴式应用等领域；3）天然的双面性，HIT 电池结构对称，两面都是银电极，背面效率能做到正面的 90%以上，做成双面在电池端不增加成本，发电量能增加 10%-30%；4）超低衰减和超长寿命，HIT 电池衰减小、弱光和高温性能保持好，相同瓦数的组件发电量能比 PERC 单晶高 8%-10%，HIT 双面电池通过双玻封装也能实现相比目前主流组件的 25 年再延长了 5-15 年的寿命。

　　目前 HIT 电池大规模产业化遇到阻碍面临的主体问题是：1）设备和运维成本高：关键设备未国产化，单位产能投资额度为 PERC 产线 倍。化学湿法和丝网印刷的设备和常规产线类似，但核心的沉积设备仍需要进口，价格非常高；此外由于 HIT 国内刚刚起步，缺乏配套和专业设备导致电池良率低，加上半导体设备对环境要求高，运维的成本也很高。2）材料成本高：产量小未形成规模效应、硅片和辅材品质和价格高。HIT 电池需要的高品质 N 型硅片价格高，工艺技术要求低温银浆目前单价是 PERC 用银浆的约 1.5 倍，用量也是 PERC 用量的 1.5 倍，另外靶材目前也主要依赖进口，价格居高不下。

　　目前国内量产或者正在投产的 HIT 电池片产能共 7.7GW，约占国内整体电池片产能 10%不到，整体规模还偏小。通威、爱康、汉能等多家厂商投入，但单独的产能规模都偏小。

　　HIT 电池目前行业平均成本水平比单晶 PERC 高 0.1 美元/W，比多晶 PERC 高 0.12 美元/W 左右。虽然目前整体成本比较高，但是 HIT 降本的空间和路线都是非常清晰的，我们同样从硅成本和非硅成本两方面分析 HIT 的降本路径。

　　硅成本方面，按照硅片龙头隆基的技术水平，目前 N 型硅片比 P 型硅片的成本和售价高 5-8%，但N 型产能规模仍然较小，隆基的硅片 N 型硅片产能仅占 5%；因此硅片成本随着规模扩大，N 型硅片的价格会逐步接近 P 型硅片。此外，薄片是 HIT 电池的优势，HIT 的对称结构和低温工艺很适合薄片化，其硅片厚度在 100-180um 之间的效率就没有变化，因此目前大量 100um 厚度的硅片用于 HIT 电池，同时 90um 技术也在尝试中。未来，随着 N 型硅片规模化加上硅片薄化的优势，硅片成本将不再成为 HIT 产业化成本过高的劣势，甚至很有几率会成为其成本领先的优势。

　　1） 银浆，由于 HIT 电池上下电极均需使用银浆，采用丝网印刷技术制作 HIT 电池的电极，银浆的消耗量远比常规晶体硅电池大。另外，HIT 电池需使用可在低温下烧结的银浆，即低温银浆。为保证导电性，其银含量高于常规电池使用的高温银浆。低温银浆的高耗量和高成本成为制约SHJ 电池成本降低的重要的因素之一。目前 HIT 电池的低温银浆用量为常规的 3 倍左右，且价格昂贵，浆料成本约为常规的 4.5 倍。未来低温导电银浆可以和供应商共同开发新品，实现国产化，价格有望达到 6000 元/kg 水平，同时优化用量，浆料成本能降到常规的 2.4 倍。

　　2）设备，目前 HIT 单位设备投资所需成本是 PERC 产线 倍；未来通过提高单位产能和单价降低预计能实现 PERC 产线）TCO 靶材是 HIT 的新增成本，目前主流靶材已经有更多的国产商，因此靶材降本确定性较高，

　　整体计算得到的 HIT 电池目前的成本约为 7.14 元/片，是单晶 PERC 的 1.85 倍。未来，我们预计HIT 的成本能降到 4.19 元/片，比目前的单晶 PERC 成本仅高 8.8%，但与理想的 PERC 成本相比，每片仍然高出 50%以上，约合每 W 成本多出 0.25 元/W。

　　HIT 电池的溢价主要来自于三方面：首先，HIT 高效电池能够摊薄组件的非硅成本；

　　，HIT 电池单位面积的功率更高，对于同样装机容量的电站来说，采用 HIT 组件所需的占地面积更小，这将大大降低支架、土地、交通运输、仓储等面积相关成本；最后，HIT 组件更佳的低温发电、无衰减等特性带来的同功率下更高的发电量。在实际电站采购和运行中，高效技术对面积相关成本摊薄是价差的下限，一旦高效技术和主流技术的价差达到边界，意味着初始投资上两者是一样的，而高效电池 25 年的发电生命周期发电量更高，市场会倾向于选择高效技术，价差会回升。最终高效技术和主流技术的价差将会在价差下限向上浮动一些，浮动的比例由市场的运维水平、电池的发电增益等多方面影响。

　　我们测算了中长期 HIT 电池的竞争力。假设 PERC 电池量产效率达到 23%之后不再进步，HIT 凭借更高的转换效率可获得溢价。依照我们的模型计算，目前的 HIT 电池效率（23%）每提高 0.5%，相比效率为 23%的单晶 PERC电池价差至少能大大的提升 0.5-0.6元/W；如果未来HIT效率提升至 25%以上时，效率每提高 0.5%，价差会增加 0.05-0.06 元/W。当 HIT 电池效率达到 25%时，其溢价可弥补成本差，因此

　　截至目前，HIT 电池的量产效率仍未超过 23%，领先 PERC 量产效率不足 1 个百分点，实验室最高效率也仅仅领先单晶 PERC 电池 2 个百分点，其转换效率上的优势还需要挖掘。另一方面，HIT降本需要设备、硅片、浆料等全套供应链的成熟，这种局面预计在三年之内难以有根本性的改观，因此中短期内 HIT 还难以挑战 PERC 技术的统治地位。

　　IBC 电池（全背电极接触晶硅光伏电池）是一种将正负极金属栅线都转移到背面，使得正面无电极的电池结构。这种结构正面色彩均匀、效率高且美观。

　　从工艺制成上看，IBC 电池的工艺流程相比传统方法复杂很多。常规电池的工艺步骤为八步，HIT则简化到四步，而 IBC 电池则需要二十步。IBC 对硅片要求也较高，加上复杂的步骤导致其成本约为普通电池的两倍，其产业化进度也非常慢。由于 IBC 的正反面与常规不同，因此其组件过程也需要定制，同样制约了其产业化。2018 年 8 月 23 日，国内首条量产的 IBC 电池及组件产线由国家电投太阳能电力有限公司在西宁开工，

　　产业化推进进程会较慢，反过来限制了规模效应带来的设备和耗材单价的下降速度。总结：PERC 制霸传统路线，HIT 是最大 X 因素

　　目前来看，PERC 电池凭借性能好价格低，量产技术成熟和与现有产能兼容性高的优势，仍然是各家产线升级的主战场。未来一两年内，依靠 SE、Topcon、双面等与现有产线兼容性高的方案加入，基于 PERC 电池产线%左右的提效空间。我们大家都认为这一部分的升级趋势是比较明确的，将会从几家开始试产，到工艺设备优化带来的成本下降后吸引新一轮的电池厂商进行产线改造升级，最后实现产业化的普及。长久来看，我们大家都认为 HIT 电池的想象空间比较大。无论是效率还是成本，HIT 目前还有非常大的提升空间，

　　，一旦设备和关键辅材的国产化有一定突破，N 型薄硅片供应跟上的话，对现有的电池片行业格局是巨大冲击，新建产能的竞争力会变得很强，行业的后发优势凸显。

　　电池片是组件成本占比最大的部分，也是产能投资最高的制造环节，此外电池片生产设备的迭代速度较快，其供应格局相对分散，2018 年电池片行业的 CR10 仅有 45.9%。目前电池供应商的主体仍是一体化的组件制造企业，2018 年排名前十位的电池企业中，仅有通威、爱旭和展宇三家第三方供应商，主流仍然是晶科、阿特斯为代表的传统一体化龙头组件企业。

　　电池产能的投资规模达到 6-10 亿元/GW，是组件投资的近 10 倍，因此组件企业倾向于维持电池和组件的产能比低于 100%，以确保电池产能实现较高的产能利用率，摊薄折旧成本。2018 年全球主要的几家一体化企业电池与组件的产能比例大约在 0.5~1 之间，平均自给率约 70%，粗略统计第三方电池厂商的产能占约为全市场产能的 20~30%，

　　此外，在过往历史中，电池行业表现出极为突出的后发优势特点，也是导致格局分散的重要原因。

　　我们从 2008-2018 年，以三年为周期，整理出每个周期新上榜的电池片企业。从榜单能够准确的看出，2008 年排名前十位的电池厂多数已经不在榜单上，甚至像尚德、京瓷、英利等老牌企业已经经历过破产重组，2018 年前十大电池厂商甚至有五家在上一期里榜上无名，这表明电池片行业的后发优势显而易见，新进入者能够迅速对既有势力形成挑战。

　　在地域上，则是国内电池企业不断崛起、蚕食海外份额的情景。2008 年以前，全球十大电池片企业基本上以日本、美国和德国企业为主；2008-2014 年，台湾和中国大陆厂商开始快速涌现；2014年以后，欧美厂商基本退出，前十均为中国大陆和台湾的厂商；2017 年以来，台湾厂商由于产线建设较早，成本劣势明显，出货量排名也快速下滑，2017 年 10 月，台湾电池片主要厂商昱晶、新日光和升阳光电宣布合并为联合再生能源股份有限公司，但整体产线老旧，PERC 产能占比也仅在 30%左右，处境也较艰难；

　　2018 年上半年，独立电池片厂商出货量（不含垂直整合厂商对自己的出货）排名前五的分别是通威、爱旭、台湾茂迪、展宇和平煤，台湾厂商逐步退场，大陆厂商成为主角。

　　随着国内龙头的崛起，一体化为主、第三方为辅的传统格局在逐渐松动。首先，与 2017 年相比，2018 年电池产量 CR10 提升了 6.3 个百分点，CR5 提升了 4.2 个百分点。其次，以通威为代表的独立电池厂份额在快速上升，近 2 年来进入前十位的独立电池厂包括通威、爱旭和展宇，2018 年这三家企业的市场占有率提升了 3.9 个百分点，其中通威的份额从 3.7%提升至 5.5%，考虑到这些独立电池厂后续还有庞大的扩产规划，预计电池片行业的市场集中度还将逐步提升。我们大家都认为独立电池厂能否重塑行业格局取决于两大因素，价格上，未来电池片的价格降幅能否收窄，成本上，新产能的成本优势是否缩小。

　　尽管目前光伏还不能完全脱离补贴政策的扶持，但是在全世界内，光伏的度电成本已经极具竞争力。根据 Lazard 的数据，截至 2018 年底，全世界内光伏发电的 LCOE 已降至 4.3 美分/kWh，与风电接近，并低于其他所有电源，可以认为目前光伏已在全球多数地区实现了平价上网。我们大家都认为随着光伏成本竞争力的进一步凸显，平价之前光伏产品价格持续高速下降的势头将逐渐放缓。

　　从过去几年历次电池片价格大降价的触发因素来看，由于电池环节利润率在产业链上处于低位，每一次电池价格的下跌均以上游价格下降为前提，

　　在需求侧，电池价格降价的压力也在明显减轻。国内市场来看，2016-2018 年光伏行业每年新增补贴需求达 170-250 亿元，使得可再次生产的能源基金出现巨额缺口，最后导致主管部门在 2018 年年中踩下急刹车。“531 新政”尽管对产业带来了巨大冲击，但在客观上也加速了平价上网的进程，目前普遍预计 2019 年光伏新增的补贴需求不超过 30 亿元，已有大量项目具备平价上网条件，因此国内市场对光伏快速降本的需求已不如前几年迫切。

　　海外市场平价的进程推进更加顺利。2016 年国内 630 抢装潮结束之后，产业链价格在 3 季度也曾出现大幅度地下跌，到当年年底电池和组件价格较年中高位已下降 35%，随之而来的便是 2017 年光伏组件出口的迅速转暖，当年组件出口同比增长 30%，一扫连续三年出口量裹足不前的阴霾。“531新政”之后，产业链价格的再度暴跌也直接刺激了 3 季度组件出口的大幅度增长，并带动全年组件出口再度大增 50%。

　　，传导到电池环节，电池片的价格也会趋于稳定。我们预计未来几年内光伏产业链下行的压力将显著减轻，过去 20%以上的下降速度或将成为历史。

　　在成本端，随着电池技术的能见度日益清晰，新产能的后发优势将被削弱。近年来，随着 PERC技术的迅速导入，量产电池效率快速提升，到 2018 年底已达到 21.8%，与实验室最优效率的差值已收窄至 4.8%，突破 22%指日可待。由于晶硅电池的理论极限效率也只有 29%，因此在晶硅电池路线上发生发生颠覆性技术创新的概率在不断降低。

　　设备方面，电池设备的国产化进程已接近完成，单台设备价格大大降价的空间已较小；生产能力方面，丝网印刷机等核心环节的生产节拍提升空间所剩无几，同时电池厂商鉴于历史上设备淘汰极快的教训，在新产线设计时预留了升级空间，上述因素使得

　　因此，近年来新崛起的独立电池厂加速扩产，市场格局在发生显著变化。以 PERC 产能为例，预计到2019年年底，国内第三方电池厂的产能总规模将超过40GW，占国内PERC总产能的52.1%，这种局面到 2020 年可能进一步深化。

　　假如未来五年价格降幅在 10%以内，新产能的投资回报率将稳定在 20%以上，资金回收周期不超过 3 年。

　　以通威合肥的多晶电池厂为例，通威在 2013 年以 10 亿元的价格接手赛维 LDK1.6GW 产线 亿元净利润，经营性净现金流近 20 亿元，早在 2017年已经收回全部投资。尽管价格在 2014 年以来已下降超过 70%，特别是“531 新政”之后，多晶电池盈利能力大幅萎缩，但经过几年技改去瓶颈化，目前产能已提升至 3GW，而且通威的多晶电池成本在行业内最低，未来几年即使不考虑盈利，每年折旧即可回收 1 亿元以上现金，综合计算该投资的 IRR 达 29.7%以上。可见，在价格下降可控的条件下，先进产能的资金回收期非常短，电池企业目前扩产动力强劲即是为此。

　　电池厂的核心竞争力并不在研发或者电池转换效率，而是企业的管理能力和销售能力

　　尽管新兴龙头在快速提升市场地位，但新兴龙头是否会重蹈前几任龙头的覆辙仍存在变数，不确定性大多数来源于设备端，包括设备生产效率的提升空间和 HIT 设备的成熟速度。

　　生产效率方面，产线多数环节生产效率还有较大提升空间，如制绒、刻蚀能够最终靠增加道数（或槽式设备增加槽数）提升产能；扩散、管式 PECVD 能够最终靠扩大管径或直接增加管数增加产能，据估计这类设备的提升空间仍有一倍之多，但相较过去十年生产能力提升 4 倍的涨幅已大为逊色。

　　但是，平板式 PECVD 和丝网印刷等，由于物理运动的模式和驱动元器件（比如机械手、驱动马达、导轨、气缸等）有运动速度的极限，再在现在设备的基础上提速很难，自动化设备也有同样限制。以丝网印刷机为例，丝网印刷的转盘式结构已经接近极限，目前迈为最新的丝网印刷设备单片电池节拍已降至 1.05s，较 2017 年减少近 20%，但进一步压缩难度极大，接下来可以将用直线往复式结构取代转盘式结构，但产能提升幅度仅有 10%左右，并不足以对现有产线造成根本性的威胁。

　　综合来看，依照我们的测算，仅考虑生产效率提升，设备端的投资所需成本还有 35%左右的降幅；再加上电池转换效率的提升，设备投资下降空间接近 40%。考虑厂房、其他公用设施的成本，预计电池产能有望从 5 亿元/GW 左右进一步降至 3.5 亿元/GW 以下。

　　以 10 年折旧年限计算，生产效率提升将使电池的折旧成本从 5 分钱/W 降至 3-3.5 分钱/W，对于电池毛利率的影响大约 2 个百分点，并不足以形成颠覆性的后发优势。

　　中长期来看，有能力冲击现有格局的变量在于 HIT 技术的进步速度。由于 HIT 设备和现有产线兼容性极差，一旦 HIT 电池获得性价比优势，当前龙头电池厂积累起来的规模优势将荡然无存。

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