作为工业硅最主要的下游，光伏产业链最重要的原材料，多晶硅期货即将挂牌上市。本报告从供需的角度串联起光伏产业链上下游，展现晶硅光伏的基本格局。

　　即将上市的期货品种是多晶硅，为何我们需要了解晶硅光伏全产业链?多晶硅，又被称为硅料，是纯度 99%的工业硅经提纯后得到的纯度99.9999%以上的硅单质，下游主要应用方向为光伏与半导体产业，其中又以光伏为主，占比高达98%。因此，当谈论多晶硅时，实际谈论的是整个光伏产业链。

　　光伏，是利用太阳能发电的一种方式，其发展方向主要分为三代:(1)第一代为晶硅光伏，即以多晶硅为原料制造的光伏;(2)第二代为薄膜光伏，即以非晶硅、砷化镓、碲化镉、铜铟镓硒等为原料制造的光伏;(3)第三代为有机和化合物光伏，如大热的钙钛矿光伏等。晶硅光伏是目前最普遍和最成熟的光伏技术，市占率达到95%以上。薄膜光伏市占率较低，钙钛矿光伏等仍处于实验室研发和中试阶段，离产业化仍有一定的距离。因此，报告主要讨论的是晶硅光伏产业链。

　　晶硅光伏亦有两条路线。一是多晶路线，即由多晶硅先制成多晶硅锭，再切片成多晶硅片;二是单晶路线，即由多晶硅先制成单晶硅棒，再切片成单晶硅片。后在此基础上加工成单晶/多晶硅电池片、组件，最终与逆变器等其他设备一起组装为光伏发电系统。相比多晶硅锭，单晶硅棒由晶体取向相同的晶粒组成，因此具有更为高效的导电性和转换效率。随着技术进步，单晶硅棒路线已经代替多晶硅锭路线成为市场的主流选择。根据 CPIA，截至 2023 年底，单晶技术路线%。因此。后文非特别指明，我们所讨论的均为单晶路线的晶硅光伏。

　　光伏发电的核心原理是“光生伏特效应”，即在光照条件下，硅半导体内部会产生电位差，从而将光能转换为电能。

　　硅原子最外层拥有4个价电子，在单晶结构中，每个硅原子都和另外4个硅原子相连并且彼此共用一对电子。这种共用电子对的结构称为“共价键”。在受到光照射后，价电子挣脱原子核成为自由电子，相应得，共价键中失去一个电子，留下一个“空穴自由电子和自由空穴统称为“载流子”。但在纯净状态下，硅的自由电子和空穴浓度极低，为了增强导电性，需要在纯硅中掺杂其他元素。

　　N型半导体(N 取自于Negative，由于电子带负电而得名):在硅晶体中掺入少量五价元素(如磷元素)。硅原子被磷原子取代，磷原子最外层的五个电子其中四个与周围的硅原子形成共价键，多出一个电子不受束缚，成为自由电子。含电子浓度较高的半导体称为N 型半导体,其导电性主要由自由电子产生。由于磷元素等在半导体材料中能提供一个电子，因此它们也称为施主杂质。

　　P型半导体(P 取自于 Positive，由于空穴带正电而得名):在硅晶体中参入少量三价元素(如硼元素)。硅原子被硼原子取代，硼原子最外层的三个电子与周围的硅原子形成共价键，但多出一个“空穴”(相当于“正电荷”)。含“空穴”浓度较高的半导体称为P型半导体，其导电性主要由“空穴”产生。由于硼元素等在半导体材料中能提供一个空穴，这个空穴可以吸引别的电子，而在其他的位置形成另一个空穴，因此又被称为受主杂质。

　　由于N 型半导体多了电子，P型半导体多了空穴，当N型和P型半导体靠近在一起时其交界处出现电子和空穴的浓度差，导致N区的电子向P区扩散，P区的空穴向N 区扩散。作为结果，N区失去电子后会带正电，P区失去空穴后会带负电，从而形成一个由N指向P的“内电场”。显然，电场方向与“电子-空穴”扩散方向相反，从而阻止扩散的继续。最终，N区与P区中间形成动态平衡区，称为“PN结”。

　　而当太阳光照射到“PN 结”上时，部分电子挣脱原子核成为自由电子，即生成更多“电子-空穴对”，生成的电子和空穴会被电场分离。在PN结内部，电场使得电子向N型半导体移动，使得空穴向P型半导体移动，这个过程导致PN 结两侧形成电势差。通过外接电路，电子和空穴可以流动形成电流，从而实现“光生伏特效应”

　　从产业链示意图中可以发现，晶硅光伏产业链上下游较为单一，多晶硅的直接下游为硅片，硅片的直接下游是电池片，电池片的直接下游就是组件。在单向化的产业链分布中下游的产量直接对应了上游的需求。因此，研究晶硅光伏产业链的供需，实则是研究从多晶硅到组件的各个环节的产能与产量。

　　多晶硅是整个晶硅光伏产业链技术难度最大、资金投入最高、投产时间最长、产能弹性最小的环节，因此也构成了晶硅光伏产业链的核心。在研究多晶硅的供给之前，让我们先简单了解一下多晶硅的基础概念。

　　根据纯度不同，多晶硅通常可分为“太阳能级多晶硅”和“电子级多晶硅”两类。

　　国标中定义的太阳能级多晶硅与电子级多晶硅的区别具体如下表所示。但需要说明的是，随着光伏技术的快速发展，目前光伏用多晶硅，尤其是下文将提到的N型多晶硅，纯度也已经可以达到 9N以上，即符合电子级多晶硅要求。

　　根据形态不同，多晶硅首先可以分为“块状硅”和“颗粒硅”两类，其中“块状硅”根 据表面形态又可分为致密料、菜花料、珊瑚料三种。

　　颗粒硅：形态呈颗粒状，大部分粒径在 0.15-4mm 之间，但由于表面积较大，在运输加 工过程中易受污染，通常采用线 个月以上容易出现质量衰减。

　　块状硅与颗粒硅的区别主要来自于生产技术的不同，块状硅由改良西门子法生产，而颗粒硅由硅烷流化床法生产。

　　改良西门子法:改良西门子法由西门子法改进而成,实现了多晶硅生产的闭路循环。1955年德国西门子公司开发出用氢气还原高纯三氯氢硅生成多晶硅的工艺，并于1957 年工业化生产，这种多晶硅生产工艺也被成为“西门子法”。但西门子法的缺点在于转化效率低，且会产生大量剧毒副产品四氯化硅，因此在西门子法基础上，增加尾气回收和四氯化硅氢化工艺，形成了“改良西门子法”。

　　改良西门子法实现了多晶硅生产的闭路循环，主要流程包括三氯氢硅制备、精馏、还原、尾气回收和后处理四个部分。

　　1)三氯氢硅制备:用工业硅粉与氯化氢合成三氯氢硅(Si+3HCI→SiHC+H);

　　3)还原:将高纯三氯氢硅和高纯氢气导入还原炉，发生还原反应，通过化学气象沉积，在硅芯上还原沉积高纯度的多晶硅(SiHCl;+H,→SiCL+HCI+Si);

　　4)尾气回收和后处理:将还原反应生成的尾气(四氯化硅、三氯氢硅、氢气、氯化氢等)回收分离。四氯化硅通过热氢化或冷氢化转化为三氯氢硅(3SiCl+2H,+Si→4SiHCI),并与尾气中分离出来的三氯氢硅一起进入精馏提纯系统循环利用。氢气送回还原炉。氯化氢送回三氯氢硅制备装置。装置从而实现闭环循环利用。

　　硅烷流化床法:硅烷流化床法自20世纪50年代开始研究，目前国内仅两家企业采用此方法制备颗粒硅，即协鑫科技与天宏瑞科。协鑫科技技术路径源于2016年收购美国企业 SunEdison 及其附属企业 MEMC 获得硅烷流化床技术专利，并于2019 年实现量产突破。天宏瑞科技术路径源于挪威公司 REC，2014年陕西有色集团与挪威 REC 旗下公司REC Silicon 签署战略协议在陕西合资成立天宏瑞科，并引进FBR-B 第二代流化床技术

　　硅烷流化床法是以三氯氢硅为原料，通过两次二次歧化和低温精馏提纯得到高纯度的硅烷气(2SiHCl;→SiH,Ch+SiCl,SiH,Ch→SiH+SiHCl)。生产过程中，副产品四氯化硅通过冷氢化技术转变为三氯氢硅，实现物料闭环。制得的硅烷气从流化床反应炉底部注入进行连续热分解，然后在流化床反应炉内预先放置或从顶部注入的硅籽晶上发生气相沉积反应，生成颗粒硅(SiH→Si+2H)。长大到足够重量的颗粒硅将沉降到反应器底部并从底部排出。

　　改良西门子法与硅烷流化床法各有优劣。目前来看，改良西门子法生产技术更为成熟、生产过程更为稳定，也是目前市场的主流生产工艺。而硅流化床法的核心优势在于工艺流程简单、核心反应温度低、反应效率高，因此更有利于节省电耗、降低成本。此外颗粒硅由于直径小、流动性好，更容易充分填充单晶硅棒拉棒环节的石英埚，因此有利于提升单晶硅棒的拉制效率。但由于颗粒硅表面积大，容易吸附更多氢气，因此可能存在易被污染、含氢量高导致氢跳等问题。通过工艺调整，这些问题正在逐步被解决。

　　上文我们对光伏发电原理和P、N型半导体做了解释，落实到实际生产过程中，P、N型的区别始于“多晶硅-单晶硅棒”的拉晶环节的掺杂元素不同。P型硅片是在多晶硅中掺杂硼等受主杂质元素，后拉制成P型单晶硅棒，并切片成P型硅片。N型硅片则是在多晶硅中掺杂磷等施主杂质元素，后拉制成N型单晶硅棒，并切片成型硅片。

　　对于多晶硅而言，P、N型区别在于生产P型硅片所需要的多晶硅原料称为P型多晶硅料(P型料)，生产N型硅片所需要的多晶硅原料称为型多晶硅料(N型料)。需要强调的是，多晶硅本身并不进来磷或硼的掺杂，因此P、N型多晶硅仅是根据下游使用方向不同做出的区别。就实际品质而言，P、N型多晶硅的区别在于，由于N型硅片对多晶硅的品质要求更高，因此N型料的纯度比P型料更高，通常型料标准达到国标电子二级及以上，表面形态均为致密料;而P型料质量相较较差，通常符合国标太阳能级多晶硅及电子三级，表面形态既有致密料，也有菜花料、珊瑚料。但两种料的生产制备在工艺流程上没有太大差别。

　　由于N型硅片光电转换效率更高，因此市场正在从P型向N型转型，从而带动多晶硅也从P型料向N型料转型。根据硅业分会，2023年底行业N型料占比提升至40%，2024年5月进一步提升至 60%以上。对于行业头部企业来说，其N型料占比达80%以上。预计随着生产技术的进步，未来多晶硅将均以N型料为主。

　　全球多晶硅产能快速增长，中国占比明显提升。根据CPIA，2014年全球多晶硅产能 39万吨、产量 30.2万吨，而至 2023 年全球多晶硅产能增长至 246 万吨、产量160.8万吨,产能、产量年均复合增速23%、20%。其中，中国多晶硅产能、产量占比分别从2014 年的 41%、45%提升至 2023 年的 93%、92%。中国成为多晶硅产能增长的核心动力。

　　中国多晶硅产能:在过去的十年中,中国多晶硅产能出现过两次下降,第一次发生在 2013年，第二次发生在 2020年，以此为界，可以将中国多晶硅发展分为三个阶段:

　　欧洲推出固定上网电价政策刺激光伏发展，增加了对于多晶硅的需求量。但由于多晶硅生产技术的垄断性，我国多晶硅产业在发展初期经历了严峻的挑战，直到2008年多晶硅产能才突破万吨大关。随后，国家出台行业规范政策以及光伏补贴项目，激励行业自主研发与技术创新，多晶硅产能快速增长。但各路资本涌入也使得多晶硅产能很快进入过剩阶段。2009年“国发38 号文”《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知》将多晶硅定义为产能过剩行业，加上国外财政补贴退坡和反倾销压制和，多晶硅进入下行周期，多晶硅厂迎来倒闭潮。至2013年底，全国多晶硅产能从前高 19 万吨下降至 14.4 万吨。

　　2013 年国务院出台《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，并发文将多晶硅从产能过剩行业中摘除，国内光伏市场开始规模化发展，多晶硅价格触底反弹。但至2018年5月 31 日， 蓝狮招商主管国家发改委、财政部、国家能源局联合发布的《关于 2018 年光伏发电有关事项的通知》，即“531”新政。新政明确2018年普通光伏电站暂不安排建设指标，新投运的普通地面及分布式项目电价统一下调5分钱。国内光伏终端需求被一刀切，导致一个月内多晶硅价格下跌 31%，大量多晶硅产能被迫停产检修，行业再度迎来产能出清。

　　2020 年9月，在第 75 届联合国大会一般性辩论中，中国国家主席宣布力争于2030 年前使二氧化碳排放达到峰值，并努力争取2060年前实现碳中和。“双碳”目标提出后，我国加快发展能源转型步伐，以光伏产品为代表的可再生能源作为推动能源转型的重要支撑，迎来了历史发展机遇。在巨大的需求利好下，多晶硅一度供不应求成为暴利行业。高额利润也导致多晶硅进入新一轮扩产周期。但从23年下半年起，地方政府过度招商引资、跨界资本过度进入，使得多晶硅再度陷入供大于求的窘境。

　　截至 2023 年末，国内多晶硅产能 230 万吨、产量147 万吨，同比+97%、72%。2024年多晶硅新产能继续投产，带动多晶硅产能突破300万吨。我们对多晶硅已投产产能进行详细梳理，具体如下表所示:

　　从企业分布看，截至目前，国内多晶硅生产企业共有18家，头部4家为通威、协鑫、大全、新特，合计产能 187.5万吨，占全国多晶硅总产能的62%，多晶硅产能集中度较高。除已投产产能外，由于前两年的行业暴利，国内多晶硅仍有较多新规划产能等待投产。但在下行周期内，预计仅龙头企业的新产能有继续投产的可能性，或导致短期内行业集中度进一步提升。

　　海外多晶硅产能:2014 年海外多晶硅产能 23 万吨，而至 2023 年海外多晶硅产能仅剩下15.8 万吨。期间，2017 年美国 Sun Edision 公司宣告破产;2019 年 REC 关停美国摩西湖工厂的多晶硅生产;2020 年韩国OCI关停韩国国内产能;2023年REC关闭挪威多晶硅产能。

　　海外产能的减少核心原因在于:1)海外多晶硅成本远高于中国多晶硅;2)中国对美国韩国多晶硅企业实施双反;3)多晶硅下游即硅片、电池片、组件的产能也基本集中于中国国内。截至 2024 年，海外市场多晶硅产能仅剩下 OCI、REC、瓦克、赫姆洛克四家。但随着中资背景的多晶硅企业出海,预计未来海外多晶硅产能将再度增加,如UnitedSolar Polysilicon(联合太阳能公司，SPC)在阿曼投资的10 万吨多晶硅项目预计 25 年将投产，此外协鑫科技计划在阿联酋投建12万吨FBR 颗粒硅项目、丽豪清能计划在安哥拉投建 15 万吨多晶硅项目(一期5万吨)。

　　多晶硅生产本质上是一个化工过程。在生产过程中，只有满负荷生产才能实现生产成本最低，频繁的检修启停不仅会造成成本提升，也会导致产品质量波动，甚至造成安全隐患。因此，多晶硅启停难度较大，预估5万吨产能停止一个月后重启的成本在2000万左右，不同企业根据设备洁净度、复产后的产品质量存在一定差异。这也导致，历史上多晶硅常成为光伏产业链中卡脖子的环节，新一轮周期的开启很大程度上也离不开多晶硅环节的配合

　　硅片是多晶硅的直接下游，是由多晶硅经过拉晶、切片两大步骤制成。如上文所说，硅片分为单晶和多晶两条技术路线，但由于多晶光电转换效率较低，2019年以后已经被单晶技术路线%。因此，我们主要讨论单晶硅片。

　　硅片亦有P型、N 型之分，P型硅片是在多晶硅中掺杂硼等三价元素作为受主杂质，形成空穴导电;N型硅片则是在多晶硅中掺杂磷等五价元素作为施主杂质,形成电子导电。N型硅片光电转换效率更高。根据PVInfolink，N型硅片23年底的渗透率只有54%，而至24年8月，其渗透率已经超过80%，成为光伏硅片的主流产品。

　　182mmm 和 210mm 代表着两种大尺寸硅片路线mm 尺寸从产业垂直一体化的角度提出，主要考虑下游光伏电池的安装运输、组件的功率、上下游协同性;而 210mm 尺寸主要从生产成本的角度出发，大尺寸硅片有助于增加实际采光面积，降低单位组件所需的电池片及硅片数量，同时降低同等规模电站所需的组件数量，进而有助于降低 BOS 成本。随着成本成为影响企业生产最重要的因素，210mm硅片市占率稳步上升。

　　此外，矩形片越来越受市场欢迎。2022年4月，天合光能推出革新性硅片产品“210R”(182.2mm*210mm)，就此打开了矩形硅片的大门。首先，矩形片沿袭了硅片大尺寸发展的趋势，有利于提升组件功率、降低系统成本。其次，矩形片的设计尽可能最大化利用集装箱，降低海运运费。第三，生产矩形片有助于单晶硅棒的充分利用，减少损失面积、降低成本。第四，182mm 硅片产能比起向 210mm 方片产能转型，向矩形片产能转型更为经济、容易。因此，矩形片快速崛起。

　　目前，市场对于硅片的尺寸仍未达成统一，硅片尺寸的混乱加大了供应链管理难度，标准化是硅片环节的重要议题。预计未来 166mm 及以下尺寸硅片、182mm 方片、微矩形片占比将逐步减少，矩形片和 210mm 方片可能成为未来市场的主流尺寸，但仍需要市场的不断验证。

　　薄片化有利于降低硅耗和硅片成本，但会影响电池片的良率、转换效率等。近年来，在金刚线切割技术的进步下，硅片厚度逐渐降低，目前切片工艺完全能满足硅片薄片化的需要。N型硅片整体比P型硅片更薄。根据CPIA,2023 年P型单晶硅片平均厚度在150um左右，同比下降 5um。N 型单晶硅片中,用于TOPCon 电池片的硅片平均厚度为 125um,同比下降15um;用于HT电池片的硅片平均厚度为120um，同比下降5um。预计未来N型单晶硅片的厚度仍将进一步下降。

　　过去十年，全球硅片产能也在快速增长。根据CPIA，2014年全球硅片产能68GW、产量 50GW、而至 2023 年全球硅片产能、产量分别增长至974GW、681GW。产能、产量年均复合增速均达 34%。其中，中国硅片产能、产量占比分别从2014年的74%、76%提升至 2023 年的 98%、98%。长期以来，中国一直是全球最主要的硅片生产国。

　　硅片环节技术壁垒较低、投产时间较短，因此产能扩张速度较快，中国是硅片产能扩张的主力军。2014 年以来，每年全球和中国硅片产能增速基本都维持在 20%以上，仅2018年一年在 20%以下，主要是因为 2018 年中国提出“531”新政，导致光伏装机需求大幅下降，进而影响了硅片产能的投产积极性。但此后，随着“双碳”战略的提出，硅片再度迎来快速扩产周期。

　　近两年，除中国以外，越南、马来西亚等东南亚地区的硅片产能也在快速增长，主要是因为国内企业为规避贸易壁垒向东南亚转移产能。2022年2月美国对东南亚四国发起反规避调查，以限制中国企业通过电池/组件产能转移规避双反税。反规避终裁认定，国内企业在东南亚四国生产的电池/组件要进口美国则需缴纳现行的中国双反税，除非达成以下两个条件之一:① 使用非华硅片(以切片地为准),②6 种辅材中(银浆、铝框、玻璃、背板、EVA、接线种为海外生产。为达成免条件，国内企业在东南亚建设硅片切片产能。

　　从企业分布看，硅片环节呈现明显的“两超多强”格局。隆基绿能硅片产能约190GW，占比16%，位列市场第一:TCL, 中环硅片产能约180GW，占比 15%，位列市场第二。硅片产能 CR5 达 55%CR10 达 78%，整体集中度较高。

　　硅片企业可区分为专业化生产企业和一体化生产企业两类。专业化生产企业代表为中环、双良、高景、美科等;一体化生产企业代表为隆基、晶科、晶澳、天合等。需要指出的是，这里所谓的一体化生产企业主要指硅片厂与下游一体化，即既生产硅片又生产电池片和组件。硅片厂较少与上游一体化，仅协鑫集团为配合颗粒硅研发与应用拥有下游硅片厂，以及通威与天合合资成立通合新能源投产硅片。

　　硅片整体生产灵活性高，硅片企业可以通过快速调整开工率来适应当前的供需情况。

　　电池片是硅片的直接下游，是光伏发电系统中将太阳光转化为电能的核心部分，由硅片经过清洗制绒、扩散制结、钝化镀膜、金属化四大步骤后制成。电池片的技术难点在于如何减少光学损失和电学损失，从而提高光电转换效率。

　　光伏电池技术进步的方向就是通过电池结构和材料的优化，使光学损失和电学损失降到最低。

　　电池片发展早期以P型为主，即以掺杂硼等三价元素的P型硅片作为衬底，主要采用BSF、PERC等技术路线。BSF 电池是最早被广泛应用的晶硅电池结构，但由于转换效率太低，逐步被PERC 技术所替代。近年来，N型电池凭借更高的光电转换效率开始崭露头角。N 型电池片以掺杂磷等五价元素的N型硅片作为衬底，主要采用TOPCon、IT等技术路线。此外，采用背接触平台技术的电池则被统称为XBC 电池，既可以是采用P型硅片基底的P型电池，也可以是采用N型硅片基底的型电池。

　　AI-BSF 电池:铝背场电池，即用铝作为背电极涂覆在电池片背面，减少电子在背面复合的概率。铝背场电池的制造工艺相对简单、成本低廉，但其光电转换效率一直无法突破20%，因此逐步被其他技术路线所替代。

　　PERC 电池:发射极及背面钝化电池，即在 A1-BSF 电池的基础上增加一层氧化铝钝化膜来钝化背面,增强光线在硅基的内背反射,降低背面复合速率,从而提升电池效率。PERO电池理论转换效率极限为 24.5%，目前实际转换效率已快达到理论转换效率上限，很难再有大幅提升，并且未能彻底解决以P型硅片为基底的电池所产生的光衰现象，导致P型硅电池很难有进一步的发展。

　　TOPCon 电池:隧穿氧化层钝化接触电池，即在电池背面由一层超薄氧化硅(1~2nm)与一层 N 型多晶硅薄膜共同形成钝化接触结构。超薄隧穿氧化层可允许电子隧穿进入N型多晶硅，同时阻挡空穴，实现电子和空穴分离，降低电子空穴复合几率，同时使得进入多晶硅薄膜的电子被金属电极收集，提高电池的转换效率。TOPCon 电池的单面钝化理论转换效率极限为 27.1%,双面理论转换效率极限为28.7%。根据CPIA,2023年TOPCon电池的平均转换效率达到 25%,2024 年或提升至 25.4%。但与 PERC 电池相比，TOPCon电池生产步骤更为复杂，成本也相对较高。

　　HT 电池:异质结电池，由于掺杂了与硅基体不同的非晶硅材料而被称为异质结。异质结具备双面对称结构，使用非晶硅薄膜作为钝化层。在电池的正表面，钝化层阻挡电子向正面移动，而空穴则可以通过较薄的本征非晶硅薄膜，隧穿后进入高掺杂的P+型非晶硅，构成空穴传输层。在电池的背面，则构成电子传输层。通过电池正反两面沉积选择性传输层，解决了载流子复合损失问题，实现较高的少子寿命和开路电压。此外，鉴于非晶硅的导电性比较差，在电池两侧沉积透明导电薄膜(TCO)进行导电，最后采用丝网印刷技术形成双面电极。TOPCon 电池理论转换效率极限为28.5%，如果未来叠加钙钛矿等技术，转换效率或可提升至 30%以上。根据 CPIA，2023 年 TOPCon 电池的平均转换效率达到 25.2%，2024 年或提升至 25.8%。但其生产过程与 PERC、TOPCon 路线完全不同，需要更高技术水平和设备基础。

　　XBC 电池:交指状背接触电池，即把正负电极都置于背面的电池。经典的XBC结构电池为 IBC 电池，其PN 结和金属接触都在电池的背部，前表面彻底避免了金属栅线电极的遮挡，能够最大程度利用入射光，而且外观更为美观、商业化前景好。同时正负电极位于电池背面，无需考虑栅线遮挡问题，可优化栅线设计，降低串联电阻，这让IBC 电池实现了更高的转换效率。IBC 电池的理论转换极限是29.1%。除IBC 电池外，XBC 作为平台技术又可与 HIT、TOPCon 等技术相结合(与 HIT 结合被称为 HBC,与 TOPCon结合称为 TBC)，进一步提升理论转换效率极限。隆基与爱旭两家公司又在TBC 的基础上创新性地发展出了 HPBC 与ABC 电池。

　　全球电池片产能持续增长。根据 CPIA 统计,2014年全球电池片产能 70GW、产量 50GW而至 2023 年全球电池片产能增长至 1032GW、产量644GW。产能、产量年均复合增速达 35%、33%。其中，中国电池片产能、产量占比分别从 2014 年的 67%、66%提升至 2023年的 90%、92%。

　　2020-2021 年，新投产量产产线仍以PERC 电池产线为主，PERC电池片市场占比进一步提升至 86.4%、91.2%。在 PERC 电池量产的同时,国内厂商开始积极布局 TOPCon、HII等高效电池技术。2022 年下半年起，部分N型电池片产能陆续投产，带动PERC 电池片市场占比下降，N 型电池片占比提升，其中TOPCon、HT 占比分别为 8.3%、0.6%。

　　2023 年，新投产量产产线已转变为N型电池片产线为主，其中TOPCon 由于产线可以直接从 PERC 产线升级而来，因此扩张速度快于HT。与此同时，XBC 平台技术也在逐步兴起。但由于工艺复杂，技术壁垒较高，因此产能主要集中于隆基、爱旭等龙头企业。2023年PERC电池片市场被压缩至73%,TOPCon占比提升至23%,HT占比提升至2.6%XBC 占比约 0.9%。

　　2024年N型电池片凭借性能和产能优势正在加速对PERC产品的替代。我们对2024E中国电池片企业(含海外基地)产能梳理。从已有产能看，仅靠现存的TOPCon、HIIT、XBC等高效电池片产能也足以满足市场需求。部分PERC 产能虽无明确关停计划，但在充足的 N 型产能以及低迷的光伏行情下，部分 PERC 产能升级TOPCon 计划或将搁置,部分 PERC产能不得不直接关停。

　　从企业分布看，电池片环节的集中度较硅料、硅片环节更低。若考虑所有电池片产能则 CR5 约 39%，CR10 约 60%。若仅考虑 TOPCon 电池产能，则 CR5 约44%，CR10 约65%。电池片环节集中度较低或主要是因为电池片技术迭代较快。一方面，技术落后的产能容易很快被超越，导致在技术更迭的特定时间内市场集中度较低;另一方面，由于技术迭代快，企业很难立刻投入大量固定资产、扩大生产规模，导致规模经济不明显。

　　电池片企业也可区分为专业化生产企业和一体化生产企业。专业化生产企业代表为爱旭、钧达、中润等;一体化生产企业代表为隆基、晶科、晶澳、天合、通威、正泰等。而润阳、英发等原本的专业化电池厂，也在向下游组件环节延申，布局组件产能。

　　电池片的启停较为容易，启停速度较硅片拉晶环节更快，且电池片单条产线MW 左右，因此在过剩周期中，电池片厂的同一基地中也可通过开部分产线、关停部分产线的方式降低开工率，适应当前的供需情况。

　　组件是电池片的直接下游。单电池片输出电压较低，无法满足用电需求，且裸露的电池片易遭腐蚀，因此必须将大量电池片串、并联连接，并用光伏玻璃、胶膜、背板、边框、焊带、接线盒等封装为光伏组件。组件处于光伏产业链制造端的末端，其再下游便是将组件装机为光伏发电系统。然而，终端光伏装机需求难以观测，其与上网电价、装机成本、补贴政策、电力消纳、储能配套、土地资源等诸多因素息息相关，相比之下，组件排产作为退而求其次的需求观测指标,更具直观性和可测性。光伏组件结构如下图所示:

　　组件通常是根据上文提及的硅片尺寸和电池片技术路线进行分类，如Topcon 组件182mm 即指硅片大小为182mm 左右(含方片、微矩形片)、电池片采用 TOPCon 技术路线的组件。由于尺寸和技术路线不同，因此组件的功率差异较大。即使是相同规格的组件，由于电池片连接技术不同，其功率也会存在一定差异。但随着技术进步，组件整体的平均功率仍在提升。

　　单面组件和双面组件的核心区别在于电池片是单边还是双面，以单面电池片为核心的称为单面组件，以双面电池片为核心的称为双面组件。在此基础上，根据正反面是否用玻璃，组件可进一步分为单面单玻、双面单玻、双面双玻。单面单玻即在单面电池片上只覆盖一层前板玻璃。双面单玻则是在双面电池片上覆盖前板玻璃和透明背板，而双面双玻则是其背板亦用玻璃制成。玻璃的透光性、密封性较透明背板更好，有利于在有限空间内提高组件的发电量，但是其重量也会更重、价格亦更高。随着下游应用端对双面组件发电增益的认可，双面组件市场占比逐步提升，尤其对于TOPCon、HIT 等N 型高效组件而言，基本均采用双面双玻设计。

　　全球组件产能经历了和上游环节一样的快速增长。根据 CPIA 统计，2017年全球组件产能 148GW、产量 106GW，而至 2023 年全球组件产能、产量增长至1103GW、612GW。产能、产量年均复合增速达 40%、34%。其中，中国组件产能、产量占比分别从2017 年的 71%、71%提升至 2023年的83%、85%。中国组件亦占全球大头。

　　2013 年国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，各部委先后出台近百项推动国内市场扩大的补贴政策以及支持和规范光伏行业发展的管理政策。2015 年国家能源局发布“领跑者”计划，以示范工程的方式通过市场化选择先进技术指标产品。但由于补贴力度较高、财政压力较大，2018年国家发布“531”新政，光伏发电逐步取消补贴，进入全面平价上网新阶段。2019年国家发改委进一步完善光伏发电上网电价机制第一批平价光伏项目发布。

　　考虑 2024年新产能投放我们预计到 2024年底中国组件企业(含海外基地)产能将提升至1116GW。从企业分布看，在光伏产业链中，组件环节由于固定资产投资少、生产流程简单、技术门槛低，因此参与玩家较多，尤其成为外行进入光伏产业的优先选择，导致市场集中度相比硅料、硅片环节较低。但作为兼具工业品属性和消费品属性的组件，具有较强的规模经济优势和品牌效应，因此头部企业不断扩充先进产能、形成强者愈强格局，行业集中度也有所提升。目前，组件环节CR5约49%，CR10约70%。

　　海外组件产能:一方面，由于贸易保护，一些国家对中国出口光伏产品征收高额关税，迫使中国企业需要在海外建厂来规避贸易壁垒;另一方面，其他国家也在支持本土光伏制造业，减少对进口的依赖。海外产能主要集中于东南亚、印度、美国。

　　美国:美国《通胀削减法案》(IRA)通过税收抵免的方式支持本土光伏制造业崛起。同时，美国设置了 201 关税、301 关税、反倾销和反补贴关税等多重关税壁垒，减少海外组件进口。截至2024Q3，美国光伏组件产能约53GW，包括FirstSolar(10.7GW)Qcells(8.4GW)、以及中国企业隆基和阿特斯的在美组件产能(各5GW)等。其中美国本土的组件产能占比约75%，其余仍为中国企业赴美建厂的产能。

　　组件是以组装加工为核心的制造业，因此产线启停难度最小，短期下调开工对成本影响不大，且停产后重新恢复排产也较为容易，故其生产灵活最高，能够紧随市场变化以及企业排产计划而对产线进行相应调整。

　　其中的核心便在于一公斤多晶硅可以切片成多少硅片、而每片硅片对应多少瓦数。

　　多晶硅到硅片需要经历两个生产步骤:拉棒和切片。在拉棒环节，将多晶硅料置于一个高纯度的石英坩埚中，待多晶硅料加热熔化后，伸入籽晶，将籽晶浸入硅熔体中，通过慢慢地提拉籽晶，多晶硅会沿着籽晶生长，逐步凝固形成圆形的单晶硅棒。但由于硅片为方形，因此在进入切片之前，单晶硅棒还需要按照切片规格先进行切方，即将圆形的单晶硅棒切成方形的单晶方棒。得到单晶方棒后，利用金刚线，在单晶方棒上切割出薄而均匀的硅片，即为切片环节。

　　在拉棒环节，从多晶硅料到最终拉出的单晶方棒约有 6%的质量损耗，其中约3%为切割剩下的余粉可回收当作再生硅销售,约 3%为高温、清洗等导致的无形挥发/损耗。因此，1 公斤的多晶硅可以生产约 0.94 公斤的单晶方棒。

　　在切片环节，关键的问题便在于每公斤单晶方棒可以切出多少片单晶硅片。这与金刚线的直径、硅片的尺寸和厚度息息相关。根据CPIA，随着金刚线直径降低以及硅片厚度下降，2023 年P型182mm 尺寸每公斤单晶方棒出片量约为61片，P型210mm尺寸每公斤单晶方棒出片量约为 45片,N 型 182mm 尺寸 TOPCon 每公斤单晶方棒出片量约为69 片，N 型 210mm 尺寸TOPCon 每公斤单晶方棒出片量约为 52片，N型182mm 尺寸H]T 每公斤单晶方棒出片量约为 71 片,N 型 210mm 尺寸 HIT 每公斤单晶方棒出片量约为53 片。结合单晶方棒损耗率和切片数，可以得到PERC、TOPCon、HIT182mm 尺寸的单公斤硅料切片数分别为57.34、64.86、66.74片,210mm尺寸的切片数分别为42.30、48.88、49.82片。

　　此外，影响单瓦硅耗的重要因素就是不同尺寸的硅片及对应电池片的功率是多少。功率=硅片面积*转换效率。硅片面积取决于尺寸。转换效率我们根据 CPIA 的统计进行测算。2023 年，PERC 电池平均转换效率 23.4%，TOPCon 电池平均转换效率 25.0%，HT 电池平均转换效率 25.2%。可得PERC、TOPCon、H]T182mm 尺寸的功率约为 7.75、8.28、8.35 瓦/片，210mm 尺寸的功率约为 10.32、11.03、11.11瓦/片。进而我们可得硅片环节的单瓦耗硅量。在此基础上，若考虑电池片环节和组件环节的良率，则可得电池片和组件得单瓦硅耗。

　　多晶硅生产由于耗电量大，因此多分布于电力资源充沛、电价低廉的西北与西南地区。截至目前，我国新疆、内蒙、四川的多晶硅产能分别 95、93.2、36 万吨，占比 31%、31%、12%。而对于下游硅片而言，由于单晶拉棒环节的耗电量也相对较大，因此单晶拉棒产能也多分布于内蒙、云南、宁夏等地，整体与多晶硅产能的重合度较高。因此，内蒙、四川、青海、云南等地的多晶硅以就地消化为主，而新疆、江苏、四川部分多晶硅需运输到外地消化。由于多晶硅运费占货值的比重较低，因此多晶硅价格通常为到厂价格，不同区域之间不存在价差。

　　但多晶硅与硅片拉晶环节的集中度均较高，且多晶硅具有较强的非标属性，即使是同一多晶硅企业不同生产基地的产品对下游拉晶来说也会产生不同的影响，因此为了保证产品的品质和稳定性，上下游基本通过签订长协实现交易，在没有特殊行情的情况下通常一月一采，锁量不锁价。因此，此环节贸易商较少。

　　从硅片切片到电池片、组件环节，由于生产耗电量较低，因此产能离开西北与西南地区向主销区华东地区转移。根据江苏省公布的 2023 年光伏产业链各环节产量数据可以发现，仅江苏一省在硅片切片、电池片、组件环节的占比就超过三分之一。

　　由于电池片集中度组件集中度硅片集中度多晶硅集中度且硅片、电池片的产品标准化程度相对多晶硅更高，因此这两个环节的贸易商多于多晶硅环节。但其贸易难点或在于，硅片尺寸与电池片技术路径仍处于快速迭代阶段，这将对贸易商的库存管理提出较高的要求。

　　组件企业的销售模式通常分为直销和经销，直销模式主要适用大中型的电站及工商业项目，通过招投标完成;经销模式主要适用小型工商业项目和户用市场。因此，组件是产业链中贸易最自由的环节。

　　大中型电站的建设以“两网五大六小两建”为代表，分别是国家电网、南方电网、国家能源集团、国家电投集团、华能集团、大唐集团、华电集团、三峡新能源、国投电力、华润电力、中广核、节能环保、中核集团、中国电建、中国能建共 15 家公司。随着下游大型集团招标集采占比不断提升，招标价格成为组件价格的重要参考。

　　中国光伏产品在出口过程中需要说明的一个问题是溯源问题。2021年12月23 日，美国签署《维吾尔强迫劳动预防法案》(即《涉疆法案》)，并于 2022年6月21 日正式生效。《涉疆法案》要求全部或部分在新疆维吾尔自治区开采、种植或生产的物品均被推定为强迫劳动产物并不得进口美国，除非能够“自证清白”。美国海关对供应链追踪证据有着极高的要求，明确提及“同时从疆内和疆外采购多晶硅的工厂进口的商品可能会被扣留”。受《涉疆法案》影响，目前中国出口美国的光伏产品需要建立专门的供应链，使得生产各环节均不涉及新疆原料。

　　多晶硅:早期我国多晶硅以进口为主。2017 年以前多晶硅年进口量逐步增加，主要是国内技术较为落后、自身产能不足。2018年后，随着国内多晶硅产能快速扩张，我国多晶硅进口量逐步降低。2023 年全年我国多晶硅进口量仅63万吨，进口多为满足溯源需求,主要来自于德国瓦克和 〇C[ 马来西亚工厂。预计随着非新疆多晶硅产能逐步增加，我国对多晶硅的进口量将进一步减少。出口方面，我国多晶硅历年出口量较少，仅 24年由于国内多晶硅价格大幅下跌，出口更具性价比，因此出口量有所增加。

　　电池片:我国电池片也以出口为主，进口量较少，进口主要为中国企业在东南亚基地的产品回流。印度、土耳其、柬埔寨是电池片最主要的出口目的地。印度积极发展光伏产业，但本土电池片产能严重不足，因此需要向中国进口。2024年4月1日以后，印度政府针对光伏组件开始执行 ALMM 清单，导致中国光伏组件出口印度量大减，但由于印度本土电池片产能短缺，因此其电池片进口量加大。土耳其则是近年来光伏装机增速最大的国家之一，且拥有较大的组件产能。但2024年3月，土耳其贸易部发布公告，对原产于中国，经由越南、马来西亚、泰国、克罗地亚及约旦五国出口至土耳其的光伏组件征收 25 美元/平方米反倾销税，导致中国出口土耳其的电池片量有所下滑。

　　组件:我国组件也以出口为主，进口量较少。欧盟是组件传统的第一大出口目的地，但受欧盟电价回落、通胀提升装机成本、财政激励退坡、电网容量有限、组件库存高企等因素影响，2023 年下半年起欧盟从中国的组件拉货量明显放缓，欧盟在中国组件出口量中的占比也有所下降。相比欧盟等老牌成熟地区，新兴市场的光伏产业发展更为迅速，中国对巴西、印度、沙特、巴基斯坦等国家的组件出口量近年来快速提升。但是为了加强本地制造能力、创造就业机会,巴西、印度等国也开始对中国光伏出口提高贸易壁垒如 2024 年4月起印度政府针对光伏组件开始执行ALMM 清单(后5月发布部分豁免规范)、2024年11月巴西决定将光伏组件的进口关税从9.6%提升至25%。贸易壁垒将对未来中国组件出口产生较大影响

　　根据我们的梳理，截至 2024 年底，中国多晶硅/硅片/电池片/组件企业产能或将分别达到 302万吨(1510GW)/1211.5GW/1235GW/1116GW。而目前市场主流三方机构对于2025 年的光伏装机需求预期大约在500-630GWpc,也就是说即使是以最乐观的需求看待当前光伏产业链产能也过剩严重。其中，多晶硅又是主产业链中过剩最为严重的环节。

　　2024 年，我们看到产业链各环节均通过大幅降低开工率的方式以期实现供需的再平衡。但从实际情况来看，硅片、电池片在经过上半年的累库后，下半年开始明显去库，而多晶硅、组件库存仍居高位，尚不见去库趋势，仍需等待供给端的进一步减产。这也使得产业链各环节价格始终沿着成本线、甚至在成本线以下运行。