2024年协鑫科技研究报告：颗粒硅、CCZ、钙钛矿三重奏，奏响绿色能源新篇章

1. FBR 颗粒硅：高品质、低成本、低碳排三维一体

1.1. 平衡成本与品质：穿越本轮周期的关键

1.1.1 复盘多晶硅历史：需求边际变化是根本原因

2004-2008 年，政策驱动需求增长，带动多晶硅价格上涨。根据 DBM 数据，2004 年之前全球光伏装机稳定，多晶硅价格平稳。2004 年，德国新 修订《可再生能源法》，上调光伏补贴力度，随后西班牙、意大利等国也陆 续出台补贴政策，驱动欧洲光伏装机大幅增长，进而带动硅料价格快速上涨。 2004-2008 年间，随着多晶硅的需求缺口不断扩大，价格最高超过 300 万元 /吨。

2008-2013 年，金融危机、欧债危机导致需求萎缩，同时多晶硅新增产 能释放，供给过剩引起多晶硅价格下跌，部分企业停产甚至破产倒闭。根据 DBM 数据，2008 年开始的金融风暴导致需求急剧下降，同时我国多晶硅产 能不断释放，产能过剩矛盾突出，多晶硅价格快速下跌。根据河海大学可再 生能源研究所数据,2009年下半年后随着市场的升温，多晶硅价格有所回升， 但是 2011 年 5 月开始由于欧债危机，市场发展急降，产能短期过剩，多晶 硅价格再次持续下降，首次跌破大多数厂家的成本价，同时组件、电池片等 也均有 50%以上的跌幅，随着价格持续下跌，尽管各国光伏电池、组件厂商 产品出货量增加，但利润却大幅下降，美国、德国多家光伏企业破产倒闭， 国内也有许多企业停产。 2014-2016 年：根据 DBM 数据，由于国内硅料生产成本高，2013-2014 年多数多晶硅企业存在亏损，2015 年在进口低价压制下，国内多晶硅重回 跌势。2016 年国内上半年光伏“抢装潮”推动多晶硅需求和价格上涨，随 着抢装结束，硅料价格重新下跌。

2017-2019 年，技术迭代推动成本降低叠加需求下滑，部分高成本老产能退出市场。根据 DBM 数据 2017 年金刚线切割技术全面取代砂浆切割， 单晶硅片与多晶硅硅片成本差距缩小同时硅片企业产能过剩，与硅料企业 博弈增加，3-4 月硅料价格下跌，硅料企业停产及单晶硅片组件产能扩张推 动价格又重新上涨。2018 年“531 新政”后，需求下滑，硅料价格加速回 落。同时在 2018-2019 年国内更低成本多晶硅产能陆续释放，叠加 2019 年 新增装机下滑，硅料价格进一步走低，硅料产能扩张步伐放缓，部分旧的高 成本产能被迫退出市场。 2020 年至今，疫情后经济恢复，光伏装机量大幅增长，随后欧洲能源 危机加速全球光伏装机扩张，多晶硅供不应求，价格大幅上涨。随后随着硅 料新增产能释放，供需关系得到缓解，硅料价格从高位回落。 通过复盘多晶硅历史周期，我们认为，多晶硅价格波动的根本原因是 需求边际变化带来的供需格局转变，而历史上造成需求边际明显变化主要 来自政策的支持或收紧；需求下滑、供给过剩阶段，被迫停产、减产、退出 市场的多晶硅产能大多为高成本老旧产能。

1.1.2 区别本轮周期的关键因素：N 型对多晶硅品质的高要求

TOPCon 对原材料质量提出更高要求。根据 TCL 中环数据，TOPCon 因为温度高，对电参数敏感，而硅只要过了 950 度，来自于硅片体系的缺陷 和原生的氧含量、杂质类型和电阻率的范围产生了非常高的诉求，N 型硅片 的高要求进而对硅料质量提出更高的要求。 N 型占比提升超预期，高品质硅料局部供需矛盾存在。根据 PV Infolink 数据，2023 年 P 型和 N 型的占比分别为 71%与 27%，但是预计 2024 年 N 型将占比近 79%，出货量预计高达 492GW。硅片端 N 型占比也随下游需求 变化快速提高，2023 年末 N 型硅片渗透率已达 54%，预计 2024 年 3 月比 例可高达 70%-75%。但是硅料的产出质量无法完全应对下游 N 型需求。2023 年末全球硅料产能达 210 万吨，然而高品质硅料的供应短时间内难以快速 提升，以 2024 年 Q1 为例，新产能增幅约 9.8 万吨/年，其中头部企业能满足 N 型拉晶需求的产能占比仅为 20%。因此，虽然整体硅料产能处于过剩 状态，但是高品质硅料的供应依然无法充分满足下游 N 型占比快速提升的 需求，硅料当前处于局部供需错配状态。

N 型料与 P 型致密料差价高达约 12 元/kg，高品质硅料依然享受下游 需求高增带来的溢价。根据硅业分会数据，2024 年 1 月，NP 硅料价差进一 步拉大，N 型硅料供应量不及下游需求增长，出现一定幅度价格上涨，龙头 企业对 N 型硅料抬价意愿较强。根据 PV Infolink 数据，在硅料整体供给充 足且新增产能陆续投放的背景下，N 型料依然有涨价空间并相较于 P 型料 保持较高差价。

多晶硅供给过剩，高成本产能有减产、停产压力，产品兼具高品质与低 成本是多晶硅企业核心竞争力。根据集邦新能源数据，预计 2024 年全球新 增装机将达到 474GW，同比+16%，预计 2024 年组件需求在 570-620GW。 而 24 年多晶硅的产出约 203 万吨，假设硅耗 2.3g/w，大约可支撑 882GW 组件产出，多晶硅供给过剩。未来的 2-3 年内随着老旧产能的出清，同时部 分多晶硅企业因提升高品质硅料占比，导致开工率降低，过剩的程度将会逐步缓和。我们认为在产能过剩，且下游对硅料品质有要求的背景下，低成本 已经不是穿越本轮多晶硅周期的唯一要素，能够生产兼具高品质与低成本 硅料的企业才能接受周期波动的考验。

1.1.3 颗粒硅：实现高品质与成本效益的理想平衡

改良西门子法生产棒状硅依然是市场主流技术。改良西门子法核心工 艺流程包含“合成-提纯-还原”三大工艺步骤：先将金属硅与氯化氢反应生 成三氯氢硅；再使用多级分馏塔对三氯氢硅进行提纯，去除杂质；最后在还 原炉中还原三氯氢硅，沉积获得多晶硅棒。根据 CPIA 数据，2023 年棒状 硅占比高达 82.7%。

2023 年颗粒硅市占率超过 15%。硅烷流化床法核心工艺流程包含“氢 化-歧化-还原”三大工艺步骤：先将金属硅与氯化氢反应生成三氯氢硅；再 在催化作用下将三氯氢硅转化为硅烷气和其他化合物；最后将硅烷气在流 化床反应炉内连续热分解，沉积反应后得到颗粒硅产品。随着颗粒硅产能和 产量的提升，2023 年市占率达到 17.3%。

颗粒硅品质不断优化，已经完全满足 N 型用料需求。从 2023 年 4 月开 始，颗粒硅五种金属杂质含量大都小于 1ppbw，颗粒硅产品（五种金属小于 0.5ppbw）少子寿命略高于致密块料。金属含量在 0.5ppbw 以内的颗粒硅， 60%比例投 N 型，生产指标正常，客户反馈正常。截至 2024 年 Q1，协鑫 颗粒硅 N 型料占比已经达到 83%。

随着颗粒硅浊度的快速下降，断线率问题也将得到改善甚至优于致密 料。颗粒硅浊度的下降会减少加料时硅料扬尘对热场的污染，延长热场使用 寿命，减少硅液中杂质的引入，从而降低炉台断线率。根据协鑫科技数据， 从 2022 年初开始至今，颗粒硅浊度不断改善，从 300 以上 NTU 快速降低， 目前协鑫颗粒硅浊度已经全面控制在 120NTU 以内，100NTU 以下的颗粒 硅产品比例高达 70%，并且已实现颗粒硅浊度低于 30NTU 小批量产出。随 着浊度的下降，炉台断线率与致密料炉台断线率的差值在减少，当浊度下降 至 80 左右时，断线率与致密料接近，预计浊度低于 50 时，断线率将优于 致密料。

颗粒硅量产生产成本已比西门子法棒状硅低近 10%。由于颗粒硅工艺 流程较西门子法简单，核心反应温度较低（流化床法 700℃，西门子法 1100℃），反应效率更高，导致流化床法投资和营运成本都相较西门子法更 低。根据协鑫科技数据，颗粒硅生产成本已经降低至 35.9 元/kg，而根据 Solarzoom 同期数据，棒状硅生产成本约 39.12 元/kg，颗粒硅成本已经低于 棒状硅近 10%。

综上所述，我们认为兼具低成本及高品质的多晶硅龙头企业将能穿越 本轮周期波动，而颗粒硅作为新技术、新材料，将得益于保持高品质的同时 拥有降低成本的能力，实现长期成长。

1.2. 低碳组件是行业发展趋势

碳排放规范趋严，长期来看碳税等碳成本将导致光伏组件成本显著增 加。根据 PV Infolink 数据，欧盟境内实施的碳排放规范越来越严格，碳边 境调整机制预计 2027 年正式征收。CBAM 和 CCA（清洁竞争法案）会直 接垫高产品的生产成本，预计 2030 年之前 CCA 影响会较深但是每瓦增加 的成本不会超过 5 美分。但是由于 2030 年是许多目标设定的阶段年，碳价 提高的时间节点几乎都设定在这一年，同时 2030 年欧盟免费排放配额会大幅下降 26%，使得组件如果出口到欧盟可能会面临成本的增加，预期到 2034 年碳税可能会使每瓦的成本增加 15 美分，碳成本将成为组件成本的主要组 成部分。 法国、韩国等国家对组件碳排放提出具体的要求。根据 PV Infolink 数 据，法国在公共招标案上会对组件的碳排放进行要求，碳足迹的最低标准为 750 kg CO₂/kＷ且须有证明，否则无法参与公共采购招标。另外，法国能源 管理委员会（CRE）也针对 100 - 500kW 的屋顶型项目提出相关税令，要求 使用低碳足迹的组件，CRE4 标准的认证为小于 550 kg CO₂/kW。而在韩国， 政府也推出碳认证制度，将组件的碳排放分为三等级，低碳组件可获得优先 补贴，且在招标的评分也会较高。我们认为对组件碳排放提出具体要求有望 成为未来的趋势，生产过程中应注重减少碳排放，以满足日益严格的市场要 求。

硅烷流化床法因电力消耗较低、能耗较低，因此相比较西门子法碳排 放更少。根据协鑫科技数据，改良西门子法由于还原炉温高于 1080℃产生大量电力消耗，西门子法生产多晶硅电耗在 60kwh/kg。而硅烷流化床法实 际的炉内温度只需加温至 600~700℃，生产单公斤多晶硅只需要 14kwh/kg 左右，相比较西门子法降低近 80%的电耗。电力消耗的大量降低带来综合 能耗的降低，1GW 组件使用颗粒硅降碳 9.52 万吨，全生命周期内 10 万吨 颗粒硅可实现碳减排 11.17 亿吨。协鑫颗粒硅已获得法国国家能源署颁发的 碳足迹认证证书，每生产 1 千克颗粒硅的碳足迹数值仅为 37.000 千克二氧 化碳当量，刷新了德国瓦克每功能单位 57.56 千克二氧化碳当量的全球纪 录。

根据 PV Infolink 数据，硅料环节碳排放占组件整体碳排放近一半，如 果想要降低组件碳排放，一方面需要改善多晶硅材料的使用，另一方面可以 通过提高效率降低单 w 碳排放。我们认为颗粒硅作为碳排放远低于棒状硅 的原材料，未来将在碳排放定价相关政策落地后拥有较高的竞争优势和溢 价能力。

1.3. 多晶硅出海势在必行

根据美国海关与边境保护局数据，2022 年 6 月，UFLPA 法案正式实施， UFLPA 禁止涉疆产品入境美国，限制新疆地区光伏产品出口美国，主要影 响新疆地区的硅料使用。据 SMM 统计，2022 年中国多晶硅 44%的产能布 局新疆，根据 PV Infolink 数据，受涉疆法案影响，海外客户倾向使用非疆 产品。除涉疆法案外，反规避调查进一步加重中国光伏企业布局美国市场的 阻碍。2023 年 8 月，反规避调查终判出台，被认定为规避的对象包括 1）在 柬埔寨、马来西亚、泰国或越南生产，并使用中国硅片的光伏电池；2）使 用中国硅片，在上述四国制作电池，且其他 6 种辅材中有 3 种（含）以上为 中国生产的组件。反规避关税缓冲期将于 2024 年 6 月 6 日终止，为保证豁 免期后顺利进入美国市场，光伏企业须使用非中国硅片或组件满足辅材条 件，即可以在东南亚等海外地区建立硅片产能或辅材产能。

海外扩产增速高，但上游扩产仍较少。根据 PV Infolink 数据，除了美 国的降低通膨法案、东南亚反规避调查，印度的 BCD 关税、ALMM 清单及生产补贴计划等也开始对光伏产品产地做出限制。在各项补贴政策的推动 下，2023 年出现大量海外扩产计划，尤其以美国和印度居多，预计 2024 年 底海外组件产能相比较 2023 年初将至少增长约 78%至 270GW。由于资本 投入金额较大、难度较高等，上游硅料、硅片环节海外扩产目前较少。

海外硅料产能较少，当前售价与国内硅料仍有较大价差，多晶硅海外 扩产势在必行。根据 solarzoom 数据，海外硅料产能主要集中在 OCI、瓦克、 Hemlock 三家企业，合计产能约 14.1 万吨。按照硅耗 2.3g/W 计算，海外硅 料最多满足约 60GW 组件需求。而根据阳光工匠光伏网和人民网数据，仅 美国2023年装机就达到35.3GW，考虑1:1.2容配比，对应组件需求约42GW。 海外硅料需求旺盛，因此价格居高不下，至今海外硅料与国内硅料仍有超过 80 元/kg 价差。我们认为随着海外一些国家和地区针对中国光伏产品出口政 策日趋收紧，硅料企业出海布局或将成为未来趋势。

1.4. 公司全面聚焦颗粒硅，市占率已超 15%

朱共山先生及家族是公司实际控制人，通过协鑫集团持有协鑫科技23.8% 股权，为公司实际控制人。公司 100%持股江苏中能（颗粒硅徐州基地），其 余乐山协鑫、内蒙古鑫元、内蒙古鑫环三大基地公司均持有股权 60%左右。

公司最初采用西门子法棒状硅生产多晶硅。2009 年公司收购江苏中能 成为中国最大的多晶硅供应商，同年在国内率先实现冷氢化技术在多晶硅 行业的应用。2011 年公司实现 6.5 万吨多晶硅产能。公司早在 2010 年开始 布局颗粒硅产能，2017 年收购 SunEdison 团队和知识产权。除了布局光伏 级多晶硅，公司在电子级多晶硅同样有布局，2016 年即建设国内首条最大 的 5000 吨电子级多晶硅，随后呼和浩特地区也布局了 1 万吨电子级多晶硅。 聚焦颗粒硅，市占率提升至 15%以上。国内 42 万吨产能，向中东地区 产能扩张。公司已经于 2023 年出售新疆戈恩斯股权，剥离棒状硅资产，全 面聚焦颗粒硅。公司国内颗粒硅布局四大基地、42 万吨产能，预计 2024 年底公司将实现 50 万吨颗粒硅产能。同时公司正寻求在中东国家建设工厂， 年产量预计将达到 12 万吨，中东地区项目有望于 2024 年开工建设。颗粒 硅在 2023 年已经实现市占率超过 15%，我们认为随着国内产能进一步提高 以及中东产能的布局，颗粒硅市占率将得到进一步提升。

投产周期逐步缩短。乐山：2021 年 4 月乐山协鑫开始动工建设，2022 年 7 月乐山 10 万吨正式投产，2022 年 10 月乐山协鑫第二个 2 万吨模块达 产。包头：2022 年 11 月包头项目首条装置生产线调试成功，2022 年 12 月 包头一期 10 万吨首个 2 万吨模块投产。呼和浩特：2022 年 4 月，协鑫科技 与 TCL 科技以及天津中环半导体签订合作框架协议，将于呼和浩特落实 10 万吨颗粒硅项目。2022 年 11 月呼和浩特开始动工建设，2023 年 9 月呼和 浩特项目正式投产，达产后有效产能将达 12 万吨。投产周期逐步从约 15 个 月缩短至 10 个月。 呼和浩特基地建设周期仅 10 个月，实现模块升级以及拉晶闭环。根据 协鑫科技数据，呼和浩特项目从 2022 年 11 月 21 日正式动工建设，建设周 期仅 10 个月，创造 10 万吨级多晶硅建设速度“全球之最”。从呼和浩特基 地开始，颗粒硅从 2 万吨模块向 6 万吨模块升级迭代，模块升级将大幅压 缩建设周期、降低投资强度、进一步推动光伏行业降本增效。同时内蒙古鑫 环（呼和浩特项目）为协鑫与 TCL 科技合资成立，颗粒硅产线毗邻 TCL 中 环拉晶产线，从生产到出货再到应用在一个园区内实现闭环。

向上游布局工业硅，保障原材料供应稳定性及品质。工业硅作为高能 耗产业，我们认为从长远发展角度看，在我国对能耗排放有要求的背景下， 工业硅产能的获批将变得越来越难，所以向上游布局工业硅将是保障供应 链稳定的重要手段。同时工业硅作为多晶硅生产的主要原料，自建工业硅产 能可以通过控制工业硅杂质和纯度进而更准确的控制多晶硅产品质量。 2023 年，协鑫颗粒硅成本持续降低，平均制造成本相比较 2022 年底降 低 27%。2023 年 2 月徐州基地颗粒硅生产成本为 43.73 元/kg（含税电价 0.65 元/kWh），到一季度末徐州基地的颗粒硅成本即下降至 40.15 元/kg，短 短一个月左右的时间，生产成本下降超过 8%。2023 年 7 月，乐山协鑫颗粒 硅项目生产成本约 35.68 元/kg。第四季度包头鑫元颗粒硅平均生产成本降 低至 35.9 元/kg。2023 年公司颗粒硅平均制造成本相比 2022 年年底降低 27%，并仍然保持下降趋势。我们将公司披露的个别基地的生产成本和友商 单季度现金成本比较，发现公司部分地区的生产成本低于友商平均现金成 本，这也体现了颗粒硅技术在低成本上的绝对优势。我们认为随着 42 万吨 产能在 2024 年满产，公司颗粒硅平均生产成本将进一步降低。

公司颗粒硅品质持续快速提升，对标 N 型致密复投料品质产品占比提升至约 75%，部分基地接近 90%。2022 年公司用 5 金属杂质元素对产品品 质分类，小于 3ppbw 产品从年初占比 18.25%提升至约 3.4 倍至 2022Q4 的 80.29%。2023 年公司进一步提高颗粒硅品质衡量水平至<0.5ppbw，从 2023 年 1 月<0.5ppbw 产品占比仅 10.98%提升约 5.8 倍至 2023Q4 占比 75%，部 分基地已接近 90%，该类产品可以对标 N 型致密复投料品质。目前公司 5 元素总金属杂质含量≤1ppbw 的产品占比稳定在 90%左右，为了进一步给 客户提供更优的产品品质和体验，公司内部对总金属杂质的要求提升至 18 元素。公司颗粒硅 18 元素总金属杂质≤1ppbw 的产品比例由 2023Q2 占比 23%提升至 Q4 的 43%。我们认为随着公司技术的持续提升，颗粒硅的品质 也将继续得到改善，18 元素总金属杂质≤1ppbw 的比例也将继续提升。

浊度持续优化，N 型客户单产问题得到有效改善。2023 年浊度＜ 120NTU 产品比例接近 95%（不考虑正在爬坡的新基地），＜100NTU 产品 比例高达 70%，下游 N 型客户单产问题得到改善，并且目前已有低于 30NTU 小批量产出。用颗粒硅拉制晶硅头部少子寿命的表现明显优于同期棒状硅。 致密料由于浊度主要影响断线率，我们认为随着浊度继续优化，客户的单产 会进一步提高。

公司颗粒硅年产能可节省 186 亿度电，减少二氧化碳排放约 1059 万 吨。协鑫科技现有颗粒硅产能 42 万吨，年产能较西门子法可以节省 186 亿 度电，每年减少二氧化碳排放约 1059 万吨。同时公司主动抬高低碳要求， 在法国环境与能源控制署认证的 37kgCO2 当量颗粒硅碳足迹数据保守估算， 公司在自身大幅减碳的基础上，推动光伏全产业链继续降低碳排放 28%。 大客户认可度逐渐提升，核心客户深度捆绑，提高颗粒硅产品用户黏 性。2023 年上半年，公司颗粒硅向前三大客户出货量分别达 2.3 万吨、1.45 万吨，0.79 万吨，约占上半年颗粒硅出货的 63.1%。2023 年，公司向前五 大颗粒硅客户分别出货 6.44 万吨、3.66 万吨、1.69 万吨、1.55 万吨、1.37 万吨，前五大客户占颗粒硅出货量的 76%，即使 2023 年下半年颗粒硅产能 加速释放，全年前三大客户依然占比超过 60%。另外，隆基绿能及关联公司 也将在 2024-2026 年间分别采购公司颗粒硅 12.5 万吨、15 万吨、15 万吨。 我们认为，大客户的高占比意味着对颗粒硅产品的高度认可，公司与核心客 户深度绑定一方面可以保障产品出货另一方面也提高颗粒硅的用户黏性。 公司在研发持续高强度投入。公司 2023 年研发成本 18.73 亿元，同比 增长 11.10%，研发费用占比超过 5.5%，远超同行业其他友商。公司 2023 年 新增专利申请 219 件，数量同比 2022 年增长约 58%，其中包括发明专利 88 件、实用新型专利 131 件；获得 110 件专利授权，其中包括发明专利授权 18 件和实用新型专利授权 92 件。公司在研发上的持续、高度投入与重视将 为未来技术持续快速迭代夯实基础，也是颗粒硅、CCZ 以及钙钛矿等先进 技术领先行业的重要保障。

公司未来有望实现 A+H 上市。公司董事会已批准发行 A 股的初步建 议。我们认为公司回 A 上市可以增强融资能力，提高资本市场的多元化、 增强资本运作灵活性，有助公司实现产能快速扩张及长期稳定发展。

2. CCZ+颗粒硅：新一代技术引领自动化与智能化

2.1. CCZ：拉晶技术的未来

连续直拉单晶（CCZ）是指一遍单晶拉制，一遍加料熔化的拉晶方法， 加料熔化时，把高纯多晶硅放入加料坩埚，在单晶炉内熔化，然后用一根固 定在籽晶轴上的籽晶插入熔体表面，待籽晶和熔体熔合后慢慢向上拉籽晶， 晶体便在籽晶下段生长，为保证连续拉晶，在拉晶过程中会会持续供料，以 避免生长液面的波动1。现有的直拉单晶炉，由于不能够对坩埚内进行持续 稳定的原料添加，因此熔融液面在拉晶过程中会逐渐下降，导致熔融液内溶 质分布不均，影响结晶质量和纯度2。

CCZ 节省生产时间、降低生产成本、获得更高品质的单晶硅同时显著 提高生产效率。CCZ 可以在单晶生长中无需停炉即可添加硅原料，节省大 量的生产时间。与传统直拉法相比，使用 CCZ 可以显著降低 N 型单晶硅的 生产成本，同时由于连续加料，坩埚内部的硅熔体可以一直维持较浅的熔体 深度，有助于抑制氧的传输，获得更高品质的单晶硅。CCZ 的应用不仅到 了降低单晶氧含量的作用，还可以显著提高生产效率3。 连续直拉单晶技术在降低 N 型硅的成本方面拥有较大潜力，主要因为 CCZ 可以通过在整个铸锭中拉出电阻率和间氧浓度分布紧密的铸锭，从而 最大限度利用材料，另外 CCZ 可以通过在同一坩埚中提高产量而降低消耗 品成本4。CCZ 有效拉晶时长比 RCZ 多 20%，且 N 型电阻率轴线梯度分布 减小到±0.1%，整棒氧含量 13~14ppm5。

2.2. 颗粒硅+CCZ：为降本增效赋能

公司 2017 年收购 SunEdison CCZ 知识产权，推动了 CCZ 技术在国内 落地，2023 年 1 月子公司中能硅业彩虹工程首根超长单晶硅棒出炉，棒体 长 5.1 米，重量达 600 千克，较常规单晶棒延长 42%，重量增加 50%，产能 提升 25%。2023 年 8 月 CCZ 继续取得突破，单台拉晶炉单产已经超过 185 公斤/天，并实现 200MW 中试产能。目前公司 CCZ 已经实现 N 型晶棒头部 少子寿命均值和氧含量接近同期 RCZ 拉晶工艺水平，有利于进一步降低拉 晶端非硅成本，优化现有拉晶格局，推动光伏行业自动化与智能化进程。

颗粒硅结合 CCZ，为提效降本进一步赋能。使用颗粒硅用 CCZ 方式拉 晶得到的单晶硅电阻率恒定，n 型单晶头尾偏差小于 0.2 欧姆厘米；由于电 池效率集中，可以实现边皮纵切，方棒得率提升到 80%；另外因为省去化 料、调温的时间，理论单产提升 20%以上。综合以上，颗粒硅结合 CCZ 有 望降低硅片成本 30%。我们认为随着 CCZ 技术继续成熟，公司颗粒硅产品 结合 CCZ 拉晶，提效降本优势将进一步凸显。

3. 钙钛矿：效率与量产进展全面领先

3.1. 钙钛矿组件光电特性优异，场景应用多样

钙钛矿凭借优异的光电特性、高吸收系数、长激子扩散距离、高的载流 子迁移率、低的激子结合能等优点有望成为光伏电池的未来发展方向钙钛 矿薄膜太阳能电池的理论效率高达 50%，理论效率决定了生产成本和使用 效率的性价比较高6。根据 CBG 资讯数据，钙钛矿材料具有高吸收系数、长激子扩散距离、高的载流子迁移率、低的激子结合能等优异的光物理性质。 钙钛矿有较好的弱光性能，冬季同等条件下钙钛矿组件相较晶硅多发 电 9.3%。根据德护涂膜数据，钙钛矿对光的吸收能力强，光谱吸收范围广， 即使在室内等弱光条件下，钙钛矿仍能保持较高的光电转换效率，而传统晶 硅电池由于带隙较窄，弱光下的发电效率较低。根据极电光能数据，随着辐 照度的降低，钙钛矿组件的相对效率逐渐升高，当光照强度达到 600W/㎡— 800W/㎡的时候，钙钛矿组件的相对效率达到最高，为标准光照下的 111%。 相较于冬季同等条件下的晶硅组件，弱光发电增益能力可为钙钛矿组件带 来约 9.3%的额外发电。

相比较晶硅电池，钙钛矿生产链条较短。晶硅产业链较长，各环节进入 壁垒高，导致价格波动大、扩产周期长。根据极电光能数据，钙钛矿产业链 非常短，在一个工厂内即可完成从原料到组件的全部工序，而且钙钛矿电池 材料在纯度方面要求不高，只需要达到 99%~99.9%就能生产优质电池。 钙钛矿在当前量产效率下的理论成本低于 1 元/W，我们认为钙钛矿成 本降低仍有空间。根据相关文献测算，钙钛矿薄膜的生产成本理想状态下可 以实现 2g/㎡钙钛矿材料对应 10 元/㎡的生产成本、其他界面层薄膜的成本 可以实现 25 元/㎡、FTO 玻璃可以实现 40 元/㎡、后电极 10 元/㎡合计 85 元 /㎡材料成本，假设封装材料合计 50 元/㎡，折旧、人工和能源成本合计 45 元/㎡，累计钙钛矿组件成本可以在理想状态下实现 180 元/㎡7。由于目前协 鑫大尺寸钙钛矿电池的量产效率已经实现超过 19%，在该效率下对应单平 米电池功率约为 190W，所以在当前效率下理想状态下的成本可以实现约 0.95 元/W，和目前晶硅组件的成本相当。 单结钙钛矿电池转换效率仍将受到 SQ 辐射极限的限制，叠层电池可 以进一步实现提效。由于理想的单结电池中，电子和空穴仅仅通过辐射复合发出光子，理论效率极限称为 Shockley-Queisser 极限，约 31%8。而打破 SQ 极限的有效方法之一是制备由仅吸收短波长光能的宽带隙子电池和主要吸 收长波长光能的窄带隙子电池组成的叠层太阳能电池9。两端叠层电池制备 难度较大，四端叠层更容易实现更高效率。为了确保两端叠层内部的电子 和空穴复合需要制备中间层，而中间层成为影响两端叠层电池效率的关键。 叠层电池为了将各单结电池吸收光谱分配合理，以获得更高效率，需要解决 上下电池匹配度的问题，因此需要在两端串联电池中对带隙、薄膜厚度以及 连接层之间进行协同优化。而四端叠层电池的两个子电池具备独立工作的 能力，四端电池不需要匹配的电流就可以有效完成分配光吸收的任务，更容 易实现比两端串联电池更高的效率10。

BIPV 是钙钛矿主要的应用方向。根据仁烁光能，钙钛矿具有可透光、 可柔性化生产、可弱光发电等优势，相较于铜铟镓硒、碲化镉等电池更低的 成本和更高的效率的优势，BIPV 是天然的应用场景。柔性钙钛矿更是可以 应用于新能源汽车、航空航天领域、可穿戴设备中。

3.2. 公司钙钛矿组件效率与 GW 线进展领先

协鑫科技持有协鑫光电约 44.66%股权。2010 年 8 月，厦门惟华光能有 限公司成立。2015 年，惟华光能率先建成一条钙钛矿光伏组件中试产线， 产品尺寸 45 cm x 65 cm，背电极为碳浆。2016 年底，协鑫集团收购惟华光 能 58.5%股权，在苏州成立苏州协鑫纳米科技有限公司。2017 年 10 月，协 鑫纳米投资 7000 万元，公司在苏州建成一条 10 MW 级 45 cm × 65 cm 钙 钛矿光伏组件中试产线。2019 年初，协鑫纳米 10 MW 中试线生产工艺开发 基本完成。2019 年 11 月，协鑫纳米钙钛矿组件率先获得 TÜV 认证，面积 1241.16 cm2，转化率 15.31%。2020 年底，成立昆山协鑫光电，完成 A 轮融 资，融资约 2 亿，开始筹建 100 MW 量产生产线。2021 年中旬，完成 100 MW 量产生产线并进行试生产。2022 年公司获得 B 轮融资，以及 5 亿元 B+ 轮融资。2023 年协鑫光电 2GW 钙钛矿生产线开始建设。

公司目前已经成功实现可量产1m*2m的全球最大尺寸钙钛矿单结组件 19.04%的转换效率和 1.71m2 钙钛矿叠层组件 26.36%的转换效率，成果伴随 朱雀二号遥三火箭的成功发射进入太空测试。此外，全球最大商用尺寸兆瓦 级钙钛矿组件光伏示范项目在华能青海共和光伏电站已全面投建。公司 2024 年目标开发出 26%以上转换效率商用大尺寸钙钛矿叠层组件。

和国内其他友商相比，协鑫光电是进展最快的企业之一。国内单结钙 钛矿电池企业进展较快的为协鑫光电、极电光能和纤纳光电三家。极电光能 在 0.72m²的中试产品上取得了 17.18%的第三方全面积认证效率，已经有 150MW 生产线投产，并正在建设行业首条 GW 量产线。纤纳光电 19.35cm² 小组件效率 21.8%，100MW 钙钛矿规模化产线实现量产。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）