2024年多晶硅专题报告：光伏产业链概览

第一部分 摘要

多晶硅期货上市在即，“硅期又至”系列为多晶硅上市前瞻报告，本篇为系列第一 篇，主要简述光伏产业链概况。后市将逐步推出系列二至系列四，围绕多晶硅供应、需 求、价格前瞻展开。 中国光伏行业已成为先进生产力的名片，效率、成本、行业规模在全球遥遥领先，是 我国高质量发展和新质生产力发展的基础性支撑。光伏产业链条较长，从硅石原料到光伏 太阳能电池板需经历工业硅、多晶硅、硅片、电池片、组件等环节，需较多产业主体紧密 合作。 截至 2023 年底，中国拥有 19 家多晶硅生产企业，产能规模全球占比 93.74%。目前主 要的生产工艺是改良西门子法和硅烷流化床法，其产品分别为块状硅和颗粒硅。根据表面 质量不同，块状硅可划分为致密料、菜花料和珊瑚料。按照掺入杂质的差异，多晶硅又可 分为 P 型料和 N 型料。根据纯度的不同，多晶硅通常可以分为太阳能级多晶硅和电子级多 晶硅。多晶硅不同工艺、不同企业之间成本差异巨大，不同厂商之间成本差异可能达到 50%，随着生产工艺和技术的改进，多晶硅非硅成本呈现逐年降低的趋势。多晶硅产能呈 现由聚焦能源丰富地区向能源优势尤其是清洁能源地区转移的格局，未来内蒙、新疆将成 为主要产区。

硅片是多晶硅的直接下游，是多晶硅锭或单晶硅硅棒切片制成的薄片状基板。多晶硅 硅片包括铸锭和切片两个环节，但目前市场占有率已不足 1%；单晶硅片包含拉晶、切片两 大环节，且非硅成本逐年降低。与多晶硅类似，硅片可划分为 N 型硅片和 P 型硅片，截至 2024 年 6 月，N 型硅片渗透率已达 80%。从行业发展趋势来看，硅片呈现出薄片化、大尺 寸化和标准化趋势。 电池片是硅片的直接下游，从硅片原料使用类型角度，电池片分为 P 型电池片和 N 型 电池片。从技术角度，电池片分为减少电学损失和减少光学损失两类。两者交叉衍生出多 种类型电池片，目前 N 型 TOPCon 和 HJT 成为行业主流。随着 PERC 和 TOPCON 电池的 技术进步，电池生产工艺逐渐变的繁琐，在获得更高的光电转换效率的同时也降低成本。 组件是电池片的直接下游，光伏组件的结构分为核心部件、电气连接装置、封装材 料、封装辅材四个部分，电池片作为核心部件决定光伏组价发电效率。光伏组件位于光伏 产业链制造环节的末端，直接面向终端应用市场，下游为光伏电站系统。根据装机规模、 入网电压等不同，光伏电站可划分为集中式（大型地面电站等）和分布式（工商业、户用 等）。

第二部分 光伏产业链概览

太阳能发电作为重要的可再生能源，是我国高质量发展的基础性支撑，也是激发新质生 产力的内涵之一。光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应将光能直接转变为电能的一种 技术。具有安全可靠、无噪声、低污染、无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电及 建设周期短的优点。光伏产业链条较长，从硅石原料到光伏太阳能电池板需经历诸多环节， 需较多产业主体紧密合作。从主线来看，光伏行业可分为上、中、下游三个环节。其中上游 主要包括各种原材料的加工、中游主要包括光伏电池和配套设备的制造，下游集中在光伏产 品的应用层面。

经历近几年的高速发展，光伏行业已经成为我国在国际上领先的优势产业，光伏产品亦 成为出口的“新三样”之一。我国光伏产业链条覆盖全面，技术领先、一体化产业具有成本 优势，同时兼具较高的光电转换效率。截至 2023 年，我国光伏产业链各环节产量全球占比 均超过 90%，工业硅产量占比超过 80%。工业硅和多晶硅产销超过 80%在国内，因而中国具 有绝对的定价优势。根据有色金属工业协会硅业分会数据，截至 2023 年底，我国多晶硅产 量全球占比达到 92%，硅片产量全球占比达到 98%，意味着几乎全球晶硅太阳能电池用硅均 来自于中国。

第三部分 多晶硅环节

一、多晶硅分类

多晶硅是单质硅的一种形态，具有灰色金属光泽，密度 2.32-2.34g/cm³，熔点为 1410℃， 沸点为 2355℃。它是由硅原子以金刚石晶格形态排列成许多晶核，这些晶核长成晶面取向不 同的晶粒，然后结合起来形成的。多晶硅在常温下不活泼，但在高温下可以与氧、氮、硫等 元素反应。室温下质脆，加热至 800℃以上即有延性，1300℃时显出明显变形。多晶硅不溶 于水、硝酸和盐酸，但溶于氢氟酸和硝酸的混酸中。

（一）按照生产工艺分类

按生产工艺不同，多晶硅可被划分为棒状硅和颗粒硅，前者采用的是目前主流技术— —改良西门子法生产（TCS），后者则是采用硅烷流化床工艺（FBR）生产。改良西门子法 生产出棒状硅后，并不能直接供下游使用，需要将其破碎成块状才可用作后续生产，而颗 粒硅形状为“颗粒状”，无需进行破碎即可直接使用，一定程度上避免了硅料的损耗。目 前改良西门子法依然是多晶硅生产的主要工艺，所对应的产成品棒状硅也是目前多晶硅的 主要形态，据《中国光伏产业发展路线图（2023-2024 年）》，2023 年颗粒硅市场份额有所 提升，达到 17.3%，棒状硅市场份额为 82.7%。目前颗粒硅仅少量企业掌握生产工艺，协鑫 科技为典型代表。

（二）根据表面质量分类

根据表面质量的不同，块状硅可划分为致密料、菜花料和珊瑚料。致密料表面颗粒凹陷 程度最低，小于 5mm，外观无颜色异常、无氧化夹层，价格较高；菜花料表面颗粒凹陷程度 适中，为 5-20mm，断面适中，价格中档；而珊瑚料表面凹陷较为严重，深度大于 20mm，断 面疏松，价格最低。致密料主要用于拉制单晶硅，菜花料、珊瑚料则主要用于制作多晶硅片， 企业日常生产中可在致密料中掺杂不低于 30%的菜花料来生产单晶硅，从而节约原料成本， 但菜花料的使用会在一定程度上降低拉晶效率，企业需在两者之间进行权衡后选择合适的掺 杂比例。复投料指颗粒粒径 5~50mm 的硅料，区别于锅底填充料，可在初次拉晶后，填充复 投料继续完成下次拉晶，生产不必停炉重装原料，以提升坩锅利用率，降低能耗，并提高单 炉产量。

（三）按照纯度分类

多晶硅是自然界中纯度最高的物质之一，其纯度表征以主体物质的含量多少来表示， 即纯度=(总质量-杂质质量)/总质量*100%，通常用“N 个 9”来表示，例如 6N 代表 99.9999%。根据纯度的不同，多晶硅通常可以分为太阳能级多晶硅和电子级多晶硅两种类 型。太阳能级多晶硅（SGS,Solar Grade Silicon），是指纯度在 6N-9N 的多晶硅，主要用于 太阳能光伏晶体硅电池的生产，根据技术指标的差别，又可分为特级品、1 级品、2 级品和 3 级品。电子级多晶硅（EGS,Electronic Grade Silicon）一般是指纯度在 9N 以上的多晶硅产 品，主要应用于半导体硅片的生产，应用于电子电力上的硅材料纯度要求更高，需要达到 11N 以上，产品标准包括特级品、电子 1 级、电子 2 级、电子 3 级等四种类别。

（四）按掺入杂质类型分类

按照掺入杂质的差异，多晶硅又可分为 P 型料和 N 型料。P 型料掺杂以受主杂质为 主，主要是Ⅲ族元素，如硼、铝、镓等，P 型料导电以空穴导电为主。N 型料掺杂以施主 杂质为主，主要是Ⅴ族元素，如磷、砷、锑等，N 型料导电类型以电子导电为主。N 型多 晶硅的技术标准要求更高，虽然目前暂无国标对 N 型硅料进行规范定义，但产业内普遍认 为，在拉晶环节 N 型硅料需至少满足电子 2 级的标准才能够实现多根单晶硅棒拉制。

二、国内多晶硅有两种生产工艺

多晶硅生产工艺复杂，有较高的技术壁垒。现阶段多晶硅生产工艺有改良西门子法、硅 烷法、气液沉积法、流化床法、碳热还原法和熔盐电解法等。国内市场目前第一大主流工艺 为改良西门子法，第二大主流工艺是以协鑫科技、江苏中能、天宏瑞科为代表的硅烷流化床 法。

（一）改良西门子法

改良西门子法是将工业硅粉与盐酸在一定的条件下合成氯硅烷，之后通过精馏塔对氯硅烷内的重组分及轻组分分别进行提纯，提纯后得到的高纯度三氯氢硅送至还原炉内，通过与 氢气发生还原反应获得最终产物多晶硅。改良西门子法是目前我国多晶硅生产的主流工艺， 通过加热将有害性的副产物四氯化硅与氢气进行反应，转化成三氯氢硅，实现了闭环生产， 降低了原料消耗成本。改良西门子法技术相对成熟、设备易于操作。 改良西门子法的优点主要表现在以下方面：① 原料可循环利用（包括氢气、三氯氢硅、 氯化氢、四氯化硅），降低了原料消耗成本；② 采用大直径、多对棒还原炉，可有效降低 还原炉能耗，我国多晶硅还原炉的制造技术在能耗及产物沉积速率方面处于领先水平；③ 还 原炉反应器呈钟罩式，这种设计更好地实现了产物的高沉积率；④ 出炉产品纯度高，可以 高达 9N，满足太阳能级多晶硅使用需求，纯度甚至可以达到 11N，满足电子级多晶硅的使 用需求。 改良西门子法仍有一些不足之处：①还原炉的电耗高，而多晶硅的生产成本很大一部分 产生于此，因而需要设计更加节能的还原设备；②原料反应转化率低，如冷氢化过程中合成 三氯氢硅，这增加了生产成本以及设备的损耗率；③多晶硅生产中三氯氢硅的合成以及转化 过程中添加的盐酸具有毒性及腐蚀性，这对现场操作人员的安全防护、生产设备的材质都提 出了更高的要求，且三氯氢硅的合成及转化过程存在反应不连续、电耗大、成本高。

（二）硅烷流化床法

流化床法采用的工业原料为冶金级硅粉（Si）、氢气（H2）、氯化氢（HCl）、四氯化 硅（SiCl4），其主要反应过程分为四步：第一步，Si + H2 + HCl + SiCl4 →SiCl3；第二步， SiCl3 + H2 →SiH2Cl2；第三步，通过 SiH2Cl2 制备 SiH4（硅烷气）；第四步，SiH4 在流化 床内发生分解反应，在反应器内预先放置的硅粉上不断沉积，形成粒状产物多晶硅。

相较于改良西门子法，流化床法的主要优点有：①可以连续生产（包括硅烷的连续进料、 成品多晶硅的连续取出），生产效率提升；②所选用的晶种因比表面积大，因此产物沉积速 度更快，缩短了反应时间，降低了反应成本；③生产出的多晶硅不需经过拆炉、破碎的过程， 减少了工艺程序，提升了工作效率；④硅烷气的热分解产物为氢气，减少了对设备的腐蚀、 磨损。但流化床法的缺点亦十分明显：①大量的硅沉积在反应器内的壁面上，降低了流化床 的传热效率，甚至会诱发器壁的破裂，硅沉积严重时，需对装置进行停车清理，影响正常生 产运行；②颗粒硅的生产危险性更高；③小颗粒的多晶硅更易受到污染，导致产品的性能受 到影响。

三、多晶硅非硅成本逐年降低

得益于技术进步和上下游一体化布局，中国多晶非硅成本逐年降低。根据中国有色金属 工业协会硅业分会数据，从 2012 年至 2023 年，中国多晶硅还原炉-单台年产量由 120 吨增加 至 800 吨，综合能耗由 32.5 tce/kg 降低至 5.9 tce/kg，电耗由 170KWh/kg 降低至 58KWh/kg （CPIA 数据为 57 KWh/kg）。多晶硅不同工艺、不同企业成本差异巨大。改良西门子法和 硅烷流化床法在电耗方面具有较大差异，目前流化床法单吨电耗 18000KWh 左右，改良西门 子法 57000KWh 左右。从龙头企业公布的成本来看，改良西门子法工艺中，通威股份成本控 制能力较强，2023 年工业硅平均成本 4.2 万元/吨以内；大全能源公告的现金成本 4.27 万元 /吨（估算完全成本约 4.7-4.8 万元/吨）；新特能源多晶硅平均成本 6.54 万元/吨。颗粒硅生 产成本低于棒状硅，协鑫科技 2023 年年报公布其鑫元基地第四季度颗粒硅平均生产成本 3.59 万元/吨。 从原料占比来看，电力和工业硅为主要成本项，改良西门子法电力和工业硅成本合并占 比超过 50%，流化床法两者成本合计占比接近 45%。不同地区和企业电价差异较大，部分具 有自备电厂的多晶硅企业电价可低至0.3元/KWh，内蒙、新疆非自备电价0.35-0.45元/KWh， 西南多晶硅企业主要使用水电，电价波动在 0.38-0.65 元/KWh 区间。不同工艺、不同多晶硅 企业对工业硅的消耗量差异不大，单吨多晶硅消耗工业硅量约为 1.08-1.12 吨。此外，技术进步推动多晶硅固定成本降低，2021 年以前万吨多晶硅固定资产投资超 10 亿元，2023 年已降 低至 9 亿元，预计 2030 年可降低至 8 亿元。

四、多晶硅行业集中度较高

（一）全球 90%以上的多晶硅产量由中国贡献

政策支持、需求增长、技术进步共同驱动使得我国成为多晶硅主要生产国，根据中国有 色金属协会工业硅分会数据，2010-2023 年期间，国内多晶硅产能增长 22 倍以上，年均增幅 达到 27.6%。截至 2023 年底，国内多晶硅产能 202.3 万吨/年，全球占比从 2010 年的 29.8% 提升至 2023 年的 92.8%。预计 2024 年国内多晶硅产能将达到 336 万吨/年左右，全球占比将 继续提升至 95.2%。2010-2022 年期间，国内多晶硅产量增长近 33 倍，年均增幅达到 31.1%。 2023 年，国内多晶硅产量为 147 万吨，环比增长 81.1%，产量在全球占比从 2010 年的 25.6%提升至 2023 年的 92.0%，预计 2024 年国内多晶硅产量将达到 200 万吨左右，全球占比将继 续提升至 93.6%。目前海外多晶硅产能仅 13.5 万吨，且未来计划新增产能项目较少，仅阿曼 的 United Solar 在 2025 年有 10 万吨多晶硅项目投产。

（二）中国多晶硅产能主要集中在电力供应充沛地区

单吨多晶硅生产耗电量达到 57000KWh，电力供应和电价直接影响多晶硅生产稳定性和 成本竞争力，因而多晶硅企业主要分布在电供应充足、电价低廉地区。2014-2021 年，国内多 晶硅产能主要分布在新疆、内蒙、江苏、四川这四大地区，合计占比在 2018-2021 年期间曾 高达 92%。2022 年开始，多晶硅布局呈现由聚焦能源丰富地区向能源优势尤其是清洁能源地 区转移，2024 年，国内多晶硅前五大聚集地新增西宁和云南，两地产能合计占比接近 20%， 同时内蒙地区产能将超过新疆达到 32%，成为国内多晶硅第一大产区。

（三）中国多晶硅行业头部效应明显

截至 2023 年底我国多晶硅企业共 19 家，总产能 202.3 万吨，其中行业前六企业总产能 占比 76.24%。前六家企业分别为永祥股份（通威股份）、协鑫科技 、新特能源、大全能源、 东方希望、亚洲硅业。从企业扩产计划来看，前六家企业 2025 年总产能将达到 336.5 万吨， 预计行业占比 60.3%。按照 2025 年全球 700GW 新增光伏装机量估算，前六家企业完全能够 满足行业需求。此外，头部多晶硅企业在一体化和成本控制方面亦有绝对优势。通威股份表 示，云南 20 万吨和包头 20 万吨高纯晶硅项目均采用拥有自主知识产权的第八代“永祥法”， 凭借规模化效应及工艺管理优势，预计新项目单万吨投资成本降至 5 亿元左右。而根据 CPIA 公布的数据，2023 年多晶硅行业万吨平均投资成本约 9 亿元。

第四部分 硅片环节

一、硅片分类及生产工艺

硅片是多晶硅的直接下游，是多晶硅锭或单晶硅硅棒切片制成的薄片状基板。硅片分为 光伏硅片和半导体硅片，两者应用场景不同，光伏硅片主要用于制作光伏太阳能电池。对半 导体硅片进行光刻、离子注入等手段，可以制成集成电路和各种半导体器件。根据有色金属 工业协会硅业分会的统计，在全球多晶硅的消费中，光伏硅片消费占比达到 98%，半导体硅 片占比不到 2%。与多晶硅类似，硅片也可分为 N 型和 P 型，N 型硅片是通过在硅原料中添 加五价杂质元素（如磷或砷）来形成，这些杂质提供了额外的自由电子；P 型硅片是通过在 硅原料中添加三价杂质元素（如硼或镓）来形成，这些杂质控制电子空穴的扩散。杂质浓度： N 型硅片中，五价杂质的浓度比纯硅中的自由电子浓度高；P 型硅片中，三价杂质的浓度比 纯硅中的电子空穴浓度高。在 N 型硅片中，自由电子是主要的电荷载体，可提供电流；在 P 型硅片中，正孔（电子空穴）是主要的电荷载体，也可提供电流。

根据生产工艺的不同，光伏硅片又可分为单晶硅片和多晶硅硅片。多晶硅片制造主要有 两大环节：铸锭和切片。单晶硅片的制造分为两个主要环节：拉晶和切片。在力学性质、电 学性质等方面，多晶硅片均不如单晶硅片，多晶硅片中不同晶粒之间的晶界会对电子传输造 成阻碍，因而多晶硅光电转换效率低于单晶硅。2019 年以后，国内金刚线切割技术不断改进， 单晶硅片逐渐取代多晶硅片。 拉晶工艺根据单晶硅的长晶方式不同，分为悬浮区熔法（Fz-floatzone）和直拉法（Czczochralski）。区熔可以生产出高质量的高纯度单晶，但其对原料、设备和技术的要求较为苛 刻，且对于多晶硅原料的尺寸要求较高，生产的晶体尺寸也较小，导致其生产成本较高。目 前 Fz 法多应用于对硅片要求较高的半导体领域，而光伏领域主要使用 Cz 法。在晶体生长过 程中，若掺入微量Ⅲ族元素（如硼、镓等）可制得空穴导电的 P（positive）型硅单晶；若掺 入微量Ⅴ族元素（如磷、砷等）可制得电子导电的 N（negative）型硅单晶。

二、N 型单晶硅片已经成为主流

根据中国光伏行业协会统计，截至 2023 年，单晶硅片（P 型+N 型）市场占比已超过 99%。随着 N 型产品的释放，P 型单晶硅片市场占比压缩至 74.5%，N 型单晶硅片占比增长 至 24.7%。随着下游对 N 型单晶产品的需求增大，其市场占比也将进一步提升。多晶产品 市场份额由 2022 年的 2.5%下降至 0.8%，未来，多晶产品将存在于部分小众细分市场，多晶 硅片仍将存在，但其市场占比将继续被单晶硅片压缩。随着下游 N 型组件产能的不断落地，2024 年以来 N 型硅片渗透率增速加快。根据 Infolink 数据，截至 2024 年 6 月，N 型硅片市 场占有率已经增加至 80%。

三、硅片行业发展趋势

（一）生产制造环节非硅成本降低

从硅片成本结构看，当多晶硅价格在 20 万元/吨时，硅料（多晶硅）成本占比达到 86%， 其余成本主要由电耗和金刚线成本构成；当多晶硅价格 4 万元/吨时，硅料成本占比仅 40% 左右。硅片生产过程电耗主要包括拉棒电耗和切片电耗。单晶拉棒电耗是指直拉法生产单位 合格单晶硅棒所消耗的电量，可以通过改善热场、保温性能、提升设备自动化、智能化程度、 提高连续拉棒技术等方法，降低拉棒生产电耗。根据光伏行业协会统计，截至 2023 年，拉 棒平均电耗水平从 2022 年 24.4KWh/kg-Si 下降至 23.4kWh/kg-Si（方棒），预计 2030 年将下 降至 23.4KWh/kg-Si（方棒）以下。切片电耗是指通过切片工序，从方棒/方块到成品硅片所 消耗的电量。2023 年，切片电耗约为 8 万 KWh/百万片，较 2022 年小幅下降，主要原因是 N 型硅片市场占比有所增加，切片装备技术提升，硅片减薄速度增加。未来，硅棒棒长增长、 产线切速提升、细线化和薄片化带来的单次出片量增加等都将促进切片电耗继续下降，预计 到 2030 年切片电耗将下降至 7 万 KWh/百万片。此外，随着智能化生产设备的发展，硅片 人均产出逐年增加，硅片制造环节人工成本呈现下降趋势。截至 2023 年，硅片产线晶体环 节拉棒（方棒）人均产出率为 27.5t/(人·年)，切片人均产出率为 2.3 百万片/(人·年)。随 着未来大尺寸产能的持续释放以及自动化水平的提升，预计晶体拉棒（方棒）人均产出和切 片人均产出均会有所增加。但考虑到企业为社会提供就业机会等因素，此指标的增速或将放 缓。

（二）硅片薄片化推动耗硅量降低

硅片薄片化是光伏产业的趋势之一，但在近两年硅片向大尺寸演进的情况下，进程有所 放缓。硅片成本最大占比是单晶硅成本，硅片薄片化有利于增加单位硅棒产出硅片数量，但 过薄的硅片会降低电池片的良率和光电转化效率。根据光伏行业协会数据，截至 2023 年， 多晶硅片平均厚度为 170μm，由于市场终端需求量较小，无继续减薄的动力，因此预测 2024 年之后厚度维持 170μm 不变，但不排除后期仍有变薄的可能。P 型单晶硅片平均厚度 150μm 左右，较 2022 年下降 5μm。为保持 N 型产品竞争力，用于 TOPcon 电池片和异质结电池片 的 N 型硅片产品片厚减薄动力较强，用于 TOPCon 电池的 N 型硅片平均厚度为 125μm，用 于异质结电池的硅片厚度约 120μm，分别较 2022 年下降 15μm 和 5μm。预计到 2030 年，N 型 TOPcon 电池的硅片厚度有望降低至 100μm。

（三）硅片呈现大尺寸化、标准化趋势

早年间，市场硅片主要以方形为主，较为单一。随着降本增效需求的逐渐增强，2022 年 头部企业推出可以更加充分利用硅料的矩形硅片，硅片市场开始尺寸标准混乱、规范不一。 硅片尺寸由企业自身工艺和下游组件需求共同影响。拉晶环节后切片的切割设备大小，以及 对于成本控制的考虑，都会影响硅片的尺寸。一体化企业的硅片会根据下游组件需求调整尺 寸。比如，根据发电效率倒推组件尺寸，再由组件来决定需要什么尺寸的硅片。硅片尺寸不 统一让设计院、配套设备企业需要根据每家不同的硅片尺寸再配套相应的生产设备，不利于 提高生产效率，增加了产业链成本。 2023 年 7 月 7 日，隆基、天合光能等 9 家组件企业同时宣布，经过充分深入沟通，对 新一代矩形硅片中版型组件标准化尺寸达成共识。9 家企业还倡议 182 系列组件与 210 系列 组件尺寸设计应遵循中国光伏行业协会标准《T/CPIA 0003-2022 地面用晶体硅光伏组件外形 尺寸及安装孔技术要求》中的规定。下游组件尺寸统一为硅片标准化提供了基础条件，2023 年 8 月 18 日上午隆基绿能官方微信号发布消息称，阿特斯、东方日升、隆基绿能、通威股 份、一道新能、正泰新能等 6 家企业再次联合就 72 版型矩形硅片尺寸的标准化发出倡议。

在过去几十年中，受技术和成本等各种因素的推动，硅片尺寸从最初的 125 mm 进化到 158.75mm 后，维持了很多年；之后又进化到 166 mm(M6)、182 mm(M10)和 210 mm(G12) 等。 目前，125 mm 硅片早已不再生产，158.75 mm 硅片也近乎淘汰。硅片尺寸的增大导致太阳电 池面积的增加，从而会对光伏组件的电性能参数产生一定影响。由于太阳电池的输出电流与 其面积有关，面积越大，其输出电流越大。大尺寸硅片在提高效率的同时，也有助于减少主 材消耗并有利于降低 BOS 成本（BOS 成本包括逆变器、支架系统、电线电缆、土地成本、 安装成本等）。根据光伏行业协会数据，截至 2023 年，166mm 及以下、182mm 方片以及微 矩形硅片占比分别为 2.0%、47.7%、20.3%，但接下来几年占比都将逐步减少，预计 166mm 及以下尺寸硅片 2026 年左右将退出市场，而 182mm 方片和微矩形片 2028 年或将淡出市场； 2023 年，210mm 方片及矩形尺寸硅片市场占比分别为 20%、10%，以目前来看，两者可能成 为未来的市场主流尺寸，市场占比或将迅速增长，但仍需要市场的不断验证。

第五部分 电池片环节

一、电池片是硅片的直接下游

电池片是光伏发电的核心部件之一，其技术路线和工艺水平直接影响光伏组件的发电效 率和使用寿命。光伏电池片位于光伏产业链中游，是通过将单/多晶硅片加工处理得到的可 以将太阳的光能转化为电能的半导体薄片。硅片无法导电，经过加工处理得到的电池片决定 了光伏组件的发电能力。从光伏电池片产业链上游来看，电池片主要原材料为硅片，主要辅 材为银浆、铝浆和化学试剂，主要动力为电力。按照当前多晶硅和白银价格测算，硅片成本 占比 40%左右，银浆成本占比 30%左右。硅片薄片化有利于降低单片硅片耗硅量，从而降低 电池片的硅成本。不同类型电池片对银浆消耗量有一定差异，且逐年降低。根据光伏行业协 会数据，截至 2023 年，P 型电池正银消耗量降低至约 59mg/片，背银消耗量约 25mg/片；N 型 TOPCon 电池双面银浆平均消耗量约 109mg/片；异质结电池双面低温银浆消耗量约 115mg/片。

二、电池片分类及对比

（一）电池片分类

近两年，“降本增效”成为光伏行业主题词，行业技术不断升级迭代，电池行业不断涌 现新技术和新产品。电池环节主要包括晶硅电池、薄膜电池两类技术路线，目前晶硅电池占 据绝大部分市场份额，薄膜电池发展势头较好，未来市场前景巨大。近几年晶硅光伏电池类 型呈现多样化，不同电池类型主要区别在于使用的硅片类型和厂商采用的技术路线差异。 从硅片原料使用类型角度，可将晶硅电池片分为 P 型电池片和 N 型电池片两类。P 型 电池原材料为 P 型硅片，N 型电池原材料为 N 型硅片。P 型电池主要包括 BSF（常规铝背场 电池）和 PERC（钝化发射极和背面电池）；N 型电池目前较主流的技术为 TOPCon（隧穿 氧化层钝化接触）和 HJT（本征薄膜异质结）。N 型电池通过电子导电，且硼氧原子对造成 的光致衰减较少，因此光电转换效率更高。

从技术角度，可将晶硅电池片分为减少电学损失和减少光学损失两类。从光照到电流的 传输，电池中间会经历：（1）光学损失（光在电池片前表面被反射、长波长光未被有效吸 收、正面电极造成的阻挡等）；（2）电学损失（电子和空穴在复合中心复合、金属电极和金 属栅线与半导体接触产生额外电阻等），光学、电学损失都会减少光电转换效率。为了降低 光学损失，可通过增加减反射层（沉积 SiNx 原理）、陷光层（制绒原理）或将正面金属栅 线放到背面（IBC 电池原理）。为了降低电学损失，可进行场钝化或化学钝化处理，即通过 提高硅片质量或改善金属和半导体接触方案来减小载流子的复合速率，提高载流子寿命，当 前主要采用的方法有：选择性发射极（SE 技术原理）、氧化硅+多晶硅（TOPCon 电池隧穿 层原理）、本征非晶硅+掺杂非晶硅（HJT 电池原理）或富氢介质膜（HJT 电池本征富氢非 晶硅膜原理）。

（二）N-TOPCon 电池将成为行业主流

晶硅电池方面，根据国内市场发展来看，其技术发展路线可分为三个阶段：（1）2015 年 以前，主要采用多晶铝背场电池（Al-BSF）;（2）2015-2021 年，P 型单晶 PERC 电池投资吸 引力逐步凸显，国内厂商开始加码生产 PERC 电池，PERC 电池产能实现爆发式增长；（3） 2022 年以来，N 型电池产能开始陆续释放。由于 P 型单晶 PERC 电池转换效率理论极限为 24.5%，据 CPIA 数据，2023 年其实际平均转换效率已达 23.4%，未来效率提升空间有限。另 一方面，N 型电池主流代表包括 TOPCon、异质结电池，其中转换效率分别已达到 25%、 25.2%，均已基本超过 PERC 电池转换效率的理论极限。因此，2023 年以来，N 型电池对 P 型电池的替代速度加快，截至 2024 年 7 月，N 型电池渗透率已经超过 70%。 2023 年，国内新投产的量产产线以 N 型电池片产线为主。随着 N 型电池片产能陆续释 放，PERC 电池片市场占比被压缩至 73.0%。N 型 TOPCon 电池片市场占比约 23.0%，异质 结电池片市场占比约 2.6%，XBC 电池片市场占比约 0.9%，相较 2022 年都有大幅提升。2023年，BSF 产品以及 MWT 产品电池片市场占比约 0.5%。 据 InfoLink 统计，2023 年底 TOPCon 落地产能达到 561 GW，2023 年 TOPCon 总出货 超过 125GW；随着 2024 年仍有新增产能的落地以及叠加部分 PERC 产能改造成 TOPCon 产 能，2024 年 TOPCon 电池产能有望达到 893GW。

三、电池片生产工艺

传统的电池生产工艺主要包括六大环节，但随着 PERC 和 TOPCON 电池的技术进步， 电池生产工艺逐渐变的繁琐，在获得更高的光电转换效率的同时也降低成本。

第六部分 组价环节

一、组件是光伏产业链的终端产品

光伏组件是能单独提供直流电输出且最小不可分割的，具有封装及内部联结的光伏电池 组合装置，也是面向下游终端的直接载体。光伏组件位于光伏产业链制造环节的末端，直接 面向终端应用市场，下游为光伏电站系统。根据装机规模、入网电压等不同，光伏电站可划 分为集中式（大型地面电站等）和分布式（工商业、户用等）。 工艺水平的高低直接影响组件质量和等级。从加工工艺来看，当前主流的光伏组件加工 工艺包括电池片分选、机器焊接、叠层、EL 测试、层压、装框、测试、成品检验等多道工 序。光伏组件加工环节各道工序环环相扣，工艺不当可能会使光伏组件出现电池片隐裂、EVA 未溶、气泡、黑片/暗片、异物、间距不良、裂片、崩角/崩瓷、焊带偏移、虚焊/过焊、断 栅、胶气泡等一系列问题。为了在恶劣的户外条件下也能长时间可靠运行，光伏组件的加工 对工艺技术有着较高的要求，各道工序的工艺水平高低都会直接影响产品的质量和档次。从 加工设备来看，组件设备与组件制备的各个工艺流程相对应，主要设备包括激光划片机、串 焊机、自动叠层设备、层压机以及自动流水线。

二、电池片是组件的核心部件

根据不同功能，可以将光伏组件的结构分为核心部件、电气连接装置、封装材料、封装 辅材四个部分： 电池片是组件的核心部件。电池决定了光伏系统的发电能力，原理是光生伏特效应和 PN 结。电池片的转换效率直接影响光伏系统的发电效率，电池片生产工艺的优良直接影响 光伏系统使用寿命。不同电池片类型也决定不同的组件类型。按照 7 月份的各环节价格计算， 电池片在组件成本占比中达到 40%。 电器连接装置包括焊带和接线盒。焊带分为用于串联电池片的互联焊带和用于连接电池 串及接线盒的汇流焊带，用于收集电池片转化的电流，是组件中的核心电气连接部件，直接 影响组件电流的收集效率和电池片的碎片率。接线盒能够将组件内产生的电流传输到外部线 路，其结构中二极管的性能具备在组件故障时形成旁路通路保持正常工作（旁路二极管）， 以及低光照时防止电流回流（阻塞二极管）等作用。从成本占比来看，目前焊带占组价成本 的 5.33%，接线盒占组件成本的 1.33%。

封装材料包括光伏玻璃和背板。光伏玻璃主要起透光和保护作用，较传统玻璃具有含铁 量低、透光率高、耐高温、耐氧化、耐腐蚀等优势，其质量直接影响组件发电效率和使用年 限。背板能够保护光伏组件免受光、湿、热等外部环境的侵蚀，具备较高光反射率的背板也 能提升组件整体的光电转换效率。从当前玻璃和组件成本来看，光伏玻璃成本达到组件成本 的 20%。 封装辅材包括 EVA 胶膜和铝边框。光伏胶膜具备优越的黏着力、耐久性和光学特性， 主要将电池片与玻璃、背板粘接，起到保护电池片、隔绝空气的作用。铝边框作为组件最外层的封装结构，相较钢边框和橡胶件卡扣短边框具有更强的承载能力和耐腐蚀性，同时轻便 性较好，完美契合了组件的特性需求，属于中短期内不可替代的刚需辅材。从成本占比来看， 目前边框占组价成本的 12%，铝边框占组件成本的 5.33%。

第七部分 终端装机

根据装机规模、入网电压等不同，光伏电站可划分为集中式（大型地面电站等）和分布 式（工商业、户用等）。两者主要有以下区别：（1）集中式光伏发电通常规模较大，需要占 用较大的土地资源；而分布式光伏发电可以分散在城市居民、企事业单位等地方，规模相对 较小。（2）集中式光伏发电通常是通过高压输电线路接入电网，而分布式光伏发电则是通 过低压线路接入配电网。（3）集中式光伏发电需要专业的运维人员进行维护，而分布式光 伏发电可以由用户自行维护。（4）集中式光伏发电的技术要求较高，需要考虑逆变器功率、 并网技术等因素；而分布式光伏发电技术要求相对较低。

目前全球光伏产业终端可划分为五大市场，分别是：以中国为代表的亚太市场；以美国、 巴西为代表的美洲市场；以德国、西班牙为代表的欧洲市场；以沙特阿拉伯为代表的中东市 场；以南非为代表的非洲市场。从新增光伏装机数量来看，亚太市场为主要市场，中国 2023 年新增光伏装机量 216.8GW，占全球新增装机总量的 49%左右。

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