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报告名称 ：光伏电池新技术系列：风起云涌，蓄势变革，如何分层寻找投资机会？
评级 ：增持
行业：
证券研究报告
光伏电池新技术系列：
风起云涌，蓄势变革，如何分层寻找投资机会？
作者：
| 分析师 孙潇雅 SAC执业证书编号：S1110520080009 |
| 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 | 上次评级：强于大市 | 1 |
摘要本篇报告主要回答三个问题：1）三大电池新技术未来的竞争力如何判断？2）新电池技术会带来怎么样的产业链变化？3）技术变革期的投资 思路如何？核心结论为：短期TOPCon与P型IBC具有优势，中期TOPCon、HJT、IBC或将共存，长期预计将往TBC&HBC转型；新技术变化下，较看好设备、电池组件、银浆&银粉。
1、三大电池新技术未来的竞争力如何判断——效率与成本的平衡
✓ 缘起：21年PERC量产平均效率23.1%逼近其理论极限24.5%。N型硅片在少子寿命等方面具有天然优势，效率极限更高。
✓ 技术原理：光伏电池核心结构为PN结和电极，效率损失主要分为光学和电学损失，HJT&TOPCon降低电学损失，IBC降低光学损失。
✓ 效率：IBC（叠加）> TOPCon（双面）>HJT
TOPCon：实现了无需开孔的钝化接触，未来可升级POLO结构，双面TOPCon理论极限可达28.7%
HJT：晶体硅/非晶硅异质结形成PN结，在晶体硅与非晶硅之间镀制有本征非晶硅钝化膜，理论极限可达28.5%
IBC：电极放在背面减少光照遮挡损失，并且使用隧穿氧化层做电子传输，未来可叠加TOPCon或HJT技术，叠加后效率上限可达29.1%✓ 成本：IBC（P型）> TOPCon（单面）>HJT
分路线：TOPCon靠降银耗、薄片化；HJT靠低温银浆国产化、降银耗、薄片化、设备降本；IBC靠掩膜工艺优化、薄片化、设备降本 敏感性分析：效率、良率、CTM每提升1pct，分别可降本14、1、3分，硅片减薄10μ，降本4分，预计23年新电池技术经济性将全面超越PERC✓ 量产：TOPCon（单面）>IBC（P型）> HJT
TOPCon：已有29GW在产，22年规划超40GW，龙头量产平均效率24.5%
HJT：已有5GW在产，22年规划超9GW，龙头量产平均效率24.5%
IBC：已有0.2GW在产，22年规划超8.5GW，龙头量产平均效率24%
✓ 结论：短期N型TOPCon与P型IBC或为较具性价比选择，中期各路线共存（HJT提效潜力大，其他两种成本低），长期或将向TBC&HBC转型 2 |
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2、新电池技术会带来怎么样的产业链变化
✓ 电池
（1）TOPCon：可沿用部分PERC产线，增加隧穿氧化层和掺杂多晶硅层，主要有LP制备多晶硅膜+扩散、LP制备多晶硅膜+离子注入、PE制备 多晶硅膜+原位掺杂三种方式
（2）HJT：全新产线但工艺流程简洁，增加本征非晶硅钝化层和异质结结构；非晶硅镀膜技术有PECVD和CAT-CVD两种路线，透明导电膜 (TCO)镀制也有PVD和RPD两种路线；低温银浆亟需国产化，HJT对银浆需求量大增；TCO镀膜需求增加，带动靶材需求高增
（3）IBC：增加背面掩膜、开槽等图形化处理工艺，可结合TOPCon、HJT形成效率更高的TBC、HBC电池。
✓ 硅片：
（1）参数：不同技术对硅片性能参数、厚度要求不一，如TOPCon要相对（较其他技术）低的电阻率和少子寿命，IBC要高电阻率和少子寿命（2）拉晶：石英坩埚&碳碳热场纯度要求提升，单炉耗量增加
（3）切片：金刚线继续向细线化方向发展，或有钨丝替代钢丝的技术变革
✓ 组件：
（1）焊接：
设备：单面焊接，或采用新的串焊机
材料：IBC电极位置变化需降低应力，或采用低温导电胶或导电背板的封装方式
（2）胶膜：N型电池对阻水性要求高，POE/EPE抗PID性能优异，渗透率或提升 |
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3、技术变革期的投资思路
✓ 投资维度1：短期看业绩释放顺序，设备>新辅材>电池组件>老辅材
✓ 投资维度2：中期看业绩弹性，设备>新辅材>电池组件>老辅材
✓ 投资维度3：长期看业绩持续性，老辅材>组件>设备>新辅材>电池
综合前述对短、中、长期的业绩变化情况分析，我们重点推荐电池组件设备、电池组件、新辅材企业。
设备企业：兼具业绩弹性和长期较好格局，重点推荐【捷佳伟创】（TOPCon）、【迈为股份】（HJT）、【帝尔激光】（IBC） ；电池组件企业：短期享受超额利润，长期凭组件格局优化获取业绩持续性，重点推荐有先发优势的【隆基股份】（ HPBC ）、【晶科能源】（TOPCon） 、【通威股份】（HJT），建议关注【中来股份】（TOPCon）、【钧达股份】（TOPCon）、【爱旭股份】（IBC）。新增辅材企业：HJT中用到的低温银浆、靶材和IBC中用到的导电胶等一般是从0到1，弹性大但长期发展和竞争格局不清晰，关注【聚和股份】（TOPCon&HJT）、【帝科股份】（HJT&IBC）、 【苏州固锝】（HJT）。
风险提示 ：下游需求不及预期，政策落地不及预期，全球贸易摩擦带来风险，测算仅供参考，行业竞争程度超预期。 |
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1、电池技术变革大幕拉开，三大结构前景如何
如何提效：IBC（叠加结构）> TOPCon（双面）>HJT
•TOPCon（双面理论效率极限28.7%）：实现无需开孔的钝化接触；未来可升级POLO结构•HJT （理论效率极限28.4%） ：异质结增加PN结势垒高度；未来可进行微晶化
•IBC （叠加POLO结构后效率或达29.1%+） ：减少光照遮挡损失，未来可叠加TOPCon或
HJT
怎么降本：IBC（P型简化结构）> TOPCon（单面）>HJT•TOPCon：降银耗、薄片化
•HJT：低温银浆国产化、降银耗、薄片化、设备降本
•IBC：掩膜工艺优化、薄片化、设备降本
量产进展：TOPCon（单面）>IBC（P型简化结构）>HJT•TOPCon：已有29GW，规划42GW+；龙头量产平均效率24.5%•HJT：已有5GW，规划9GW+；龙头量产平均效率24.5%
•IBC：已有0.2GW，规划8.5GW；龙头量产平均效率24%
结论：短期N型TOPCon与P型IBC或为较具性价比选择，中期TOPCon、HJT、IBC共 存，长期或将向TBC&HBC转型
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缘起：降本增效永恒主题，技术变革已经开始
| 光伏行业的第一性原理为降低度电成本，因此电池环节是否发生技术变革以及何时发生技术变革均由降本增效速度决定，从PERC的渗透 |
| 率提升历史可以看出，新老技术的交替发生在老技术降本增效速度放缓而新技术效率快速提升时，凭更高的效率，新技术可摊薄BOS成 |
| 本（电池成本不足1元/W，但装机成本中扣除电池还有约3元/W，这部分成本可随效率提升而降低），在此期间，行业格局或将重塑。 |
| 近两年来，PERC的量产效率逼近实验室效率极限24.06%，且提效速度开始放缓（2021年较2020年平均效率仅提升0.3pct），因此各企业 |
| 均十分重视下一代技术的研发，目前主流的三种分别为TOPCon（Tunnel Oxide Passivated Contact，隧穿氧化钝化接触）、HJT |
| （Heterojunction with Intrinsic Thin-layer，异质结）、IBC （Interdigitated Back Contact，交指式背接触太阳电池）。 |
图：不同电池技术渗透率变化趋势
| 100% | 3.2% | 5.6% | 6.5% | 3.5% | 4.8% | 3.8% |
| 90% | 9.0% | 11.4% | | | |
| | | 33.5% | | | |
|
| 80% | | | 65.0% | | |
| 70% |
| 60% | 60.0% |
| 87.8% | 83.0% | | 86.4% | 91.2% |
| 50% |
| 40% |
|
| 30% | | | 31.5% | | |
| 20% |
| 10% |
| | | | | |
| | | 2018 | | | |
| 2016 | 2017 | 2019 | 2020 | |
| 2021 |
| BSF | PERC | 其他 |
图：不同电池平均转换效率变化趋势
| 27.00% | PERC电池带 | N型电池未来 |
| 25.00% | 将成为主流 |
| 23.00% |
| 来效率提升 |
21.00%
19.00%
17.00%
| 15.00% | 201120122013201420152016201720182019202020212023202520272030 |
| 多晶 | 单晶 | BSF黑硅多晶 |
| P型PERC多晶黑硅 | P型PERC铸锭单晶 | P型 PERC单晶 |
| N型 TOPCon | N型 异质结 | N型 背接触 |
数据来源： N型高效晶体硅太阳电池关键技术研究_鲁贵林，CPIA，天风证券研究所 6
三种技术路线的原理对比——HJT&TOPCon减小电学损失，IBC减小光学损失
| 光伏电池最核心的结构是PN结和电极，从光照到电流传输出去，中间会经历光学 |
| 损失（光被电池前表面反射、长波长光未被吸收、正面电极造成的阴影遮挡）和 |
| 电学损失（正负电荷结合（即复合）、存在金属电极和半导体接触或金属栅线和 |
| 为降低光学损失，可增加减反层（部分材料还可兼具降低电学损失的功能）、陷 |
| 光层等结构，也可将正面的主栅放到背面，形成背接触（IBC等）电池。 |
| 为降低电学损失，可进行“钝化”，即通过提高硅片质量或改善电极接触方案， |
| 来减少电荷与载流子的复合，当前主要采用的方法包括：采用本征非晶硅+掺杂非 |
| 晶硅进行电子和空穴选择的HJT，采用二氧化硅+掺杂多晶硅的方式进行电子和空 |
| 穴选择的TOPCon。而若采用本征非晶硅+掺杂非晶硅进行空穴的选择，用二氧化 |
| 硅+掺杂多晶硅的方式进行电子的选择，则理论效率极限可达28.9%。 |
图：IBC电池通过降低光学损失来提升效率
图：PERC、HJT与TOPCon用不同的钝化方式组合带来不同的电池转换效率 图：普通太阳能电池多种损失机制
数据来源：Nature，影响晶体硅太阳能电池片效率的因素分析及改善措施_张希堂，天风证券研究所 7
如何提效：TOPCon在PERC基础上增加钝化层，未来可做选择性发射极、POLO结构提效
| 当前主流的电池技术为P型（在P型硅片上沉积N型半导体材料）， |
| 由于N型（在N型硅片上沉积P型半导体材料）电池通过电子导电而 |
| P型通过空穴导电，电子导电天然效率更高，且N型电池的温度系数 |
| 低，高温下发电量高，因此未来的趋势是N型电池。在电池结构上， |
| N型的正面与P型的背面类似（如各减反钝化层、电极等）。 |
| 与PERC相比，TOPCon主要增加了一层极薄的氧化硅层和掺杂多晶 |
| 硅薄层，其中氧化硅层利用量子隧穿效应，实现电极不接触硅片就 |
| 完成电流传输，降低电极处复合造成的效率损失，掺杂的多晶硅层 |
| 可进一步降低表面复合造成的效率损失，提高电池效率。 |
| 往未来看，TOPCon可以做选择性发射极或POLO结构进行提效（理 |
| 论效率极限28.7%） ，目前中来已经在做相关尝试。 |
图：PERC电池结构
图：TOPCon电池升级方向
图：TOPCon电池结构
数据来源：影响晶体硅太阳能电池片效率的因素分析及改善措施_张希堂， TOPCon型N-PERT双面太阳电池工艺技术的研究_吕欣，光伏们、全球光伏、拉普拉斯公众号，SOLARZOOM公众号、中科院电工所，索比光伏网，中来股份，天风证券研究所 8
如何提效：HJT将PN结改为异质结以降低复合损失，未来可微晶化提效
| 与PERC相比，HJT的主要变化在于将正面的N型晶硅层换成非晶硅， |
| 并用N型硅片和非晶硅组成PN结，降低PN结处的复合损失；同时为 |
| 得到更好的钝化效果，在晶硅和非晶硅之间增加一层本征非晶硅。 |
| 往未来看，HJT可以进行双面微晶化（增加隧穿层，降低复合）取 |
| 代本征非晶硅，同时靶材增加种子层等来进一步提效至25%以上， |
| 当前实验室效率记录26.3%就由隆基通过这一路线实现，东方日升、 |
图：同质PN结和异质PN结
图：HJT电池结构 图：HJT提效路线
数据来源： 东方日升，金刚玻璃，华晟新能源公众号，N型高效晶体硅太阳电池关键技术研究_鲁贵林，PV-Tech，电子通，中科院电工所，天风证券
研究所 9
如何提效：IBC将电极背置减少光学损失，未来可叠加其他技术提效
| 与PERC相比，IBC电池将主栅电极置于背面，对入射光几乎零遮挡， | 图：TBC电池结构 |
| 可单独优化光学设计和电学设计，增加光的吸收利用的同时减少表 |
| 面复合损失，同时金属电极全放在背面，可以加粗电极减小串联电 |
| 往未来看，IBC可与TOPCon、HJT等结构相结合形成效率更高的TBC、 |
| HBC电池，长期还可结合钙钛矿制备叠层电池，理论效率30%以上， |
| 发展前景广阔。由于工艺复杂（为实现电极背置需要增加掩膜、激 |
| 光等多道工序），目前主要是爱旭、普乐新能源等在探索HBC路线。 | 10 |
| 图：经典IBC电池结构 | 图：HBC电池结构 |
| 数据来源： 2020年中国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展(8) ， IBC太阳电池技术的研究进展_席珍珍；吴翔；屈小勇；郭永刚，普乐科技 POPSOLAR公众号， N型高效晶体硅太阳电池关键技术研究_鲁贵林，天风证券研究所 |
降本方向：TOPCon银浆成本占比高，HJT银浆、折旧、靶材占比高，IBC折旧成本占比高
| 从成本构成看，TOPCon的良率、银浆成本对电池组件成本影响最大，分别在6、 |
4分/W，HJT的银浆、CTM、良率、折旧、靶材对电池组件成本影响大，分别在 12、5、4、2、2分/W，IBC的良率、折旧、电力成本对电池组件成本影响最大，
| 良率：TOPCon的难点在于隧穿氧化层的制作，IBC的难点在于隧穿氧化层的制作 |
| 银浆：由于N型电池的工作机制与P型不同，为达到相同电学性能需要更多银浆， |
| 且N型电池双面率高，正背面都需要银浆，因此银浆成本明显高于PERC。 |
| 折旧：由于HJT的镀膜设备复杂，IBC需增加激光和掩膜设备，因此N型电池设备 |
| 的初始投资较PERC均较高，单GW设备投资额大致在PERC的2倍。 |
| CTM：HJT组件存在此问题，由于电池制作的低温工艺与部分组件切割的激光工 |
| 靶材： HJT组件存在此问题， 主要是HJT须使用靶材来增强导电膜的导电性。 |
图：成本测算假设条件
| 不同电池技术成本测算假设 | | |
| 量产平均效率 | PERC（P型） | TOPCon（N型） | HJT（N型） | IBC（P型） |
| 23.30% | 24.50% | 24.50% | 24.50% |
| 良率 | 99% | 95% | 97% | 92% |
| 单片电池功率（W） | 7.69 | 8.09 | 8.09 | 8.09 |
| CTM | 99.0% | 98.5% | 97.50% | 99.0% |
| 单片组件功率（W） | 7.62 | 7.97 | 7.89 | 8.01 |
| 厚度（微米） | 165 | 160 | 150 | 160 |
图：四种电池路线的成本构成测算（单位：元/W）
| PERC | TOPCon | HJT | IBC |
| 硅片 | 0.77 | 0.76 | 0.74 | 0.72 |
| 银浆 | 0.06 | 0.10 | 0.18 | 0.05 |
| 设备折旧 | 0.02 | 0.02 | 0.04 | 0.04 |
| 人工 | 0.01 | 0.02 | 0.02 | 0.02 |
| 电 | 0.02 | 0.01 | 0.02 | 0.04 |
| 化学试剂 | 0.02 | 0.04 | 0.04 | 0.04 |
| 靶材 | 0.00 | 0.00 | 0.02 | 0.00 |
| 其他 | 0.03 | 0.03 | 0.03 | 0.03 |
| 电池期间费用 | 0.07 | 0.07 | 0.07 | 0.07 |
| 电池全成本（良率100%） | 1.00 | 1.04 | 1.15 | 1.01 |
| 电池全成本（实际良率） | 1.01 | 1.10 | 1.19 | 1.10 |
| 组件非硅成本 | 0.55 | 0.55 | 0.55 | 0.55 |
| 组件期间费用 | 0.15 | 0.15 | 0.15 | 0.15 |
| 组件全成本（CTM100%） | 1.71 | 1.80 | 1.89 | 1.80 |
| 组件全成本（实际CTM） | 1.72 | 1.82 | 1.93 | 1.82 |
| 逆变器等按W计算的成本 | 0.35 | 0.35 | 0.35 | 0.35 |
| 土地等按面积计算的成本 | 2.00 | 1.91 | 1.93 | 1.90 |
| 装机成本 | 4.07 | 4.09 | 4.22 | 4.07 |
数据来源： 帝科股份，摩尔光伏，PV-Tech，pvinfolink，贺利氏光伏，CPIA，盖锡咨询，索比咨询，中来股份， SOLARZOOM公众号，天风证券研究所 11
降本潜力：效率、良率、CTM每提升1pct，分别可降本12、1、4分，硅片减薄10μ，降本2分
| 对三种电池新技术路线进行敏感性分析，发现良率每提升1pct，可降低装机 |
| 成本1分/W，效率每提升1pct，可降低装机成本12分/W，CTM每提升1pct， |
| 可降低装机成本3-4分/W，硅片厚度每减薄10微米，可降低装机成本2-3分/W。 |
| 相对理想情况下，PERC、TOPCon、HJT、IBC四种技术的效率分别提升至23.8、 |
| 26、27、25.5%，良率分别提升至99、97、99、95%，CTM分别提升至99.5、 |
| 99、98、100%，硅片厚度分别减薄至150、130、90、130微米，则四种技术 |
| 的装机成本分别在3.99、3.81、3.77、3.82元/W，因此三种新技术未来均可 |
图：三种电池路线的装机成本与电池效率、良率敏感性分析
图：相对理想状况下成本测算假设条件
| 理想情况下不同电池技术成本测算假设 | |
| PERC | TOPCon | HJT | IBC
25.50% 95%
8.42
100.0% 8.42
130 |
| 量产平均效率 | 23.80% | 26.00% | 27.00% |
| 良率 | 99% | 97% | 99% |
| 单片电池功率（W） | 7.86 | 8.58 | 8.91 |
| CTM | 99.5% | 99.0% | 98.00% |
| 单片组件功率（W） | 7.82 | 8.50 | 8.74 |
| 厚度（微米） | 150 | 130 | 90 |
图：三种电池路线的成本结构（仅IBC为P型）
| TOPCon | | 95% | 良率 | 97% | 98% | TOPCon | | 98.0% | CTM | 99.5% |
| 96% | 98.5% | 99.0% |
| 24.0% | 4.15 | 4.13 | 4.12 | 4.11 | | 130 | 4.03 | 4.01 | 3.99 | 3.98 |
| 效率 | 24.5% | 4.09 | 4.07 | 4.06 | 4.05 | 硅片厚度 | 140 | 4.06 | 4.04 | 4.02 | 4.00 |
| 25.0% | 4.03 | 4.02 | 4.01 | 3.99 | （微米） | 150 | 4.08 | 4.06 | 4.04 | 4.02 |
| 25.5% | 3.97 | 3.96 | 3.95 | 3.94 |
| HJT | | 96% | 良率 | 98% | 99% |
| 97% |
| 160 | 4.10 | 4.09 | 4.07 | 4.05 |
| HJT | | 97.0% | CTM | 98.5% |
| 97.5% | 98.0% |
| 24.0% | 4.29 | 4.28 | 4.26 | 4.25 | | 90 | 4.09 | 4.07 | 4.05 | 4.03 |
| 效率 | 24.5% | 4.23 | 4.22 | 4.20 | 4.19 | 硅片厚度 | 110 | 4.14 | 4.12 | 4.10 | 4.08 |
| 25.0% | 4.17 | 4.16 | 4.14 | 4.13 | （微米） | 130 | 4.19 | 4.17 | 4.15 | 4.13 |
| 25.5% | 4.11 | 4.10 | 4.09 | 4.08 |
| P型IBC | | 90% | 良率 | 94% | 96% |
| 92% |
| 150 | 4.24 | 4.22 | 4.20 | 4.18 |
| P型IBC | | 98.5% | CTM | 100.0% |
| 99.0% | 99.5% |
| 24.0% | 4.15 | 4.13 | 4.10 | 4.08 | | 120 | 3.99 | 3.97 | 3.96 | 3.94 | |
| 效率 | 24.5% | 4.09 | 4.07 | 4.05 | 4.02 | 硅片厚度 | 130 | 4.02 | 4.00 | 3.98 | 3.96 | |
| 25.0% | 4.04 | 4.01 | 3.99 | 3.97 | （微米） | 140 | 4.04 | 4.02 | 4.00 | 3.98 |
| 25.5% | 3.98 | 3.96 | 3.94 | 3.91 | | 150 | 4.06 | 4.05 | 4.03 | 4.01 | 12 |
| 数据来源：贺利氏光伏，CPIA，盖锡咨询，索比咨询，中来股份， SOLARZOOM公众号，天风证券研究所 |
降本方式：积累数据提升良率，多主栅、电镀铜降银，薄片化降硅成本，设备国产化降折旧
往未来看，前述影响成本的良率、银浆、折旧、CTM、靶材等因素均有持续改善空间，叠加效率的不断提升，替代PERC已成定局。
良率：TOPCon的隧穿氧化层和掺杂多晶硅制备、IBC的电极结构制作是良率提升的主要难点，可通过持续的量产实践测试进行提升。若IBC的良率未来提升至与TOPCon接近的水平，则有望成为较具性价比的电池路线。
银浆：TOPCon未来可通过多主栅、银铝浆的使用等方式降低银耗，而HJT需要使用低温银浆，但低温银浆及其上游低温银粉的国产化 率低，因此未来降本方向包括低温银浆的国产化、多主栅&SWCT（5BB电池片的银浆耗量300mg/片，MBB<200mg/片，而SWCT技术 120mg/片）&银包铜降银耗、电镀铜实现贵金属替代等，IBC仅需单面主栅，银耗水平不高于双面PERC电池。
| 折旧：未来随着设备的集成、单位时间产出提升、大规模量产稳定性提升，各技术折旧成本均有望降低。 |
| CTM：HJT可通过半棒技术将切割流程前置，实现CTM的提高。 |
| 靶材：当前主要采用贵金属铟，未来有望通过无铟技术进行降本。 |
其他：对于N型电池来说，在相同厚度下所需硅片价格较P型贵5-8%，因此薄片化对其降本作用较为明显，其中HJT对称性好且使用低 温工艺，可在保持较高良率的基础上使用更薄（150微米以下）的硅片，因此最能受益于硅片的减薄。IBC对硅片质量要求高，专业硅 片厂商更具优势（部分外售，部分自用，可按参数调整），同时IBC也可实现薄片化，如Sunpower等公司已实现了130微米的组件量产。
我们预计今明年TOPCon通过选择性发射极提效至25%，CTM进一步提升至99%，制造良率优化到97%，硅片厚度减薄至150微米时，装 机成本为3.96元/W；HJT通过双面微晶化提升效率至25.5%，通过半棒技术将CTM提升至98%，制造良率优化到99%，硅片厚度减薄到 120微米时，装机成本为3.99元/W；IBC通过提效至25%，CTM进一步提升至99.5%，制造良率优化到95%，硅片厚度减薄至150微米时，装机成本为3.94元/W。在PERC装机成本稳定在4元/W以上的当下，新技术路线凭借明确的降本与提效方案，今明年均有望实现比PERC
更高的性价比。
数据来源： PV-Tech，摩尔光伏，帝科股份， 2020年中国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展(7)，迈为股份， PVinfoLink，SOLARZOOM
公众号，世纪新能源网，索比光伏网，光伏们，天风证券研究所 | 13 |
量产进展- TOPCon ：龙头平均效率可达24.5%，已有产能29GW，22年规划产能58GW
| 当前TOPCon产线平均效率23.2%-24.5%，实验室效率达26%（Fraunhofer），产线良率在90%-95%之间。至2022年2月已实现产能28.7GW， |
| 规划及在建产能68GW，其中晶科已量产产能达16GW，良率几乎达到99%，最高效率25.41%，平均量产效率为24.5%，领先同业。 |
| TOPCon投产速度快于HJT、IBC，主要原因有二：1）产线投资少，与原PERC产线兼容性强，TOPCon新建产线单位成本为2亿元/GW，由 |
| PERC升级则只需0.5-0.8亿元/GW，而HJT则高达4.5亿元/GW，IBC新建产线也需要3-4亿元/GW。2）TOPCon可在现有PERC产能基础上迭代 |
| （直接增加2-3步工序即可，其他电池组件工序基本不变），产业链配套沿用PERC的成熟体系，而HJT的低温工艺需培育产业链，IBC的电 |
| 极背置同样需培育产业链。 | 24% | | | | 25.0% |
| 表：2021年TOPCon认证效率记录 | 图：TOPCon产能及产线效率 |
| 制造商 | 效率 /% | 面积 /cm2 | VOC /mV | JSC
/(mA/cm2) | FF
/% | 技术 路线 | 时间 /月 | | 隆基 | 25.09 | 242.77 | 719.8 | 41.58 | 83.83 | LPVCD | 4 | | Fraunhofer ISE | 26.00 | 4.00 | 732.3 | 42.05 | 84.30 | PECVD | 4 | | Fraunhofer ISE | 25.80 | 4.00 | 724.1 | 42.87 | 83.10 | LPCVD | 4 | | 晶科 | 25.25 | 267.40 | / | / | / | LPCVD | 3 | | 隆基 | 25.21 | 242.97 | 721.6 | 41.64 | 83.90 | LPCVD | 3 | | 晶科 | 25.23 | 247.57 | 721.4 | 41.75 | 83.78 | LPCVD | 6 | | 隆基 | 25.02 | / | / | / | / | / | 6 | | 隆基 | 25.19 | / | / | / | / | / | 7 | | 中来 | 25.40 | 330.15 | / | / | / | PVD | 9 | | 晶科 | 25.41 | 235.79 | 719.1 | 42.24 | 83.66 | LPCVD | 11 | | 宁波材料所 | 25.53 | 3.99 | 700.7 | 43.04 | 84.64 | PECVD | 11 |
| 18 | 16 | 16 |
| 24.8% |
| 16 |
| | 24.50% | 24.50% | | | | |
| 14 | 24.6% |
| | | | | 24.4% |
| 12 |
| | 10 | | | 24.2% |
| 10 |
| | 24% 8 | | | 8 | 24.0% |
| 8 |
| | 5 | 23.70% | 23.70% | | 5 | | 23.8% |
| 6 |
| | | | | 23.6% |
| 3.6 |
| 4 | | | | | | |
| | 2 | 0.5 | 0.4 | 0.4 | 1 | 0.2 | 0.1 | 2 | | | 23.4% |
| 2 |
| 0.5 | 23.20% | 23.2% |
| | | | | | | | |
| 0 | | 现有产能/MW | 规划/在建产能/MW | 产线平均效率/% | | | 23.0% |
| | | | | 14 |
| 数据来源：Front Energy，PV-TECH，PVinfolink，普乐科技POPSOLAR公众号，天风证券研究所 |
量产进展- HJT：龙头平均效率可达24%，已有产能6GW，22年规划产能10GW+
| 当前HJT产线平均效率24%，现有产线平台效率有望提升至24.5%~25%，产线良率96%左右。21年已实现产能5.57GW，中科院电工 |
图：HJT国际最高效率记录
| 国际认证效率 | 非国际认证效率 | 图：HJT产能与产线平均效率统计 | 24% | | | 24.50% |
| 26.50% | 26.30% | 2500 |
| 26.00% | 2000 | 1450 | 24.40% | 1600 | 2000 | |
| | 24.40% |
| 24.30% | 24.30% |
| 25.50% | 25.26% 25.26% 25.23% 25.11%
25.05% | 25.36%
25.18% | 1500 |
| 24.20% |
| 24.10% | | 1200 | 24.10% |
| 1000 | 1000 | 660 | 24% | | 200 | | 100 |
| 25.00% | | | | | 24.00% |
24.68%
24.61% | 24.73% 24.73% 24.68% | 600 | 500 | | 120 | 23.70% 250 150 | | | 23.90% |
| 500 | | | | | |
| 24.50% | 24.20% | | 23.80%
200 200 | 60 | | 23.80% |
| 23.70% |
| | | | |
| 24.00% | 0 |
| 批次平均 | | | 23.60% |
| 已建 | 待建(2022) |
| 数据来源：摩尔光伏，PV-Tech，天风证券研究所 | | | 15 |
量产进展- IBC：黄河水电最高效率可达24.1%，已有产能0.2GW，22年行业规划产能10GW+
| 经典IBC电池产线效率23.5%-24%，TBC24.5-25.5%，HBC25%-26.5%，实验室效率分别达到25.2%、26.1%、26.63%，同时 |
| 背接触电池的效率上限高，未来叠加下一代电池技术可以得到很高的电池效率，在最新的研究中IBC结合钙钛矿的PSC-IBC电池效率已 |
| 突破30%，PSG-IBC叠层电池效率已突破35%。 |
| 目前N型IBC电池量产企业较少，IBC的电池生产工艺复杂且昂贵，特别是如何在电池背面制备有性价比的制备指装排列的P区和N区，国 |
| 内仅黄河水电有200MW量产线，最高效率24.1%。爱旭在珠海和义乌分别有6.5GW（预计22年下半年投产）和2GW的N型BC类电池产能 |
| 规划。隆基在泰州有4GW HPBC（预计为BC类电池）产能在建。 | 8500 | 30.00% |
| 表：部分IBC电池效率 | 图：IBC产能与产线平均效率 |
| 制造商 | 类型 | 面积/cm2 | 效率/% | VOC/mV | JSC/(mA/cm2) | FF/% | | sunpower | IBC | 153.5 | 25.2 | 737 | 41.2 | 82.7 | | 澳大利亚国立大学 | IBC | 4 | 24.4±0.7 | 703 | 41.95 | 82.7 | | 斯图加尔德大学 | IBC | 4 | 23.24±0.47 | 681.6±2.3 | 41.34±0.79 | 82.47±0.54 | | ISFH | POLO-IBC | 3.986 | 26.1±0.31 | 726.6±1.8 | 42.62±0.4 | 84.28±0.59 | | ISFH | POLO-IBC | 3.97 | 24.25±0.49 | 727.1±2.5 | 41.57±0.79 | 80.23±0.52 | | ISFH | POLO-IBC | 4 | 25.01±0.38 | 722.7±2.2 | 41.9±0.6 | 82.60±0.60 | | Sharp | HBC | 3.7 | 25.1 | 736 | 41.7 | 82 | | Panasonic | HBC | 143.7 | 25.6 | 740 | 41.7 | 82 | | Kaneka | HBC | 180.4 | 26.3 | 744 | 42.3 | 83.8 |
| 9000 | 24.10% | 效率/% |
| 8000 |
| | 25.00% |
| 7000 |
| | 20.00% |
| 6000 |
| 5000 |
| 4000 | | 15.00% |
| 4000 |
| | 10.00% |
| 3000 |
| 2000 |
| 200 | | 5.00% |
| 1000 |
| 爱旭 | 0.00% |
| 0 | 国电投 | 隆基 |
| 产能/MW |
| | 16 |
| 数据来源：光伏们，光伏前沿，北极星太阳能光伏网，普乐科技POPSOLAR公众号，集邦新能源网，摩尔光伏，光伏们，北极星太阳能光伏网，天风证券研究所 |
总览：短期TOPCon产业链最成熟、量产领先，中期三条路线并存，长期或向TBC&HBC转型
| 当下看，TOPCon电池已开始大规模量产，IBC虽参与方较少，但理论成本更低（尤其是P型），HJT现阶段存在量产难度大、生产成本高、 |
| 投资昂贵等问题；中期看，HJT电池制作流程简洁，理论效率极限高（当前为28.5%，还有进一步提升可能），单面N型TOPCon（26%左右） |
| 与P型IBC （26%左右）效率极限不高，预计三种路线将并存；长期看，随着光伏装机规模的扩大，对贵金属的耗量持续增加（按当前 |
| PERC12mg/W的银耗量计算，当装机达到1000GW时，对应银浆耗量为12000t，若采用高银耗的电池路线，则银耗量可能翻倍达24000t， |
| 而全球白银年产量仅30000t左右），能更好降低银耗的技术将成为主流，因此更高效、更低银耗的TBC、HBC电池或将成为主流。 |
图：光伏电池不同工艺路线发展情况
| N型电池工艺 | P-PERC | TOPCon | HJT | IBC |
| 经典IBC | TBC | HBC |
| 实验室效率 | 24.06%（隆基） | 26.0%（Fraunhofer） | 26.3%（隆基） | 25.2%（SUNPOWER) | 26.1%（Fraunhofer） | 26.63(Kaneka） |
| 量产效率 | 22.8%-23.2% | 23.5%-24.5% | 23.5%-24.5% | 23.5%-24.5% | 24.5%-25.5% | 25%-26.5% |
| 量产难度 | 工序中等；难度低 | 工序多；难度中低 | 工序少；难度中高 | 工序多；难度中高 | 工序多；难度中高 | 工序多；难度高 |
| 生产成本 | 约0.6-0.8元/W | 约0.7-0.9元/W | 约1.0-2.0元/W | 约1.0-2.0元/W | 约1.0-2.0元/W | 约1.2-2.2元/W |
| 银浆耗量 | 80mg/片 | 100-120mg/片 | 200-220mg/片 | 低于双面PERC | 低于双面TOPCon | 低于HJT |
| 薄片化 | 170-190μm | 150-160μm | 90-140μm | 130-150μm | 130-150μm | 90-140μm |
| 产线兼容性 | 目前主流产线 | 可升级PERC产线 | 完全不兼容PERC | 兼容部分PERC | 兼容TOPCon | 兼容HJT |
| 设备投资 | 2亿元/GW | 2.5亿元/GW | 4.5亿元/GW | 3亿元/GW | 3亿元/GW | 5亿元/GW |
| 量产成熟度 | 已成熟 | 已成熟 | 即将成熟 | 已成熟 | 即将成熟 | 即将成熟 |
| 2022年产能预测 | 200GW以上 | 30GW以上 | 10GW以下 | 4GW以下 | 约3GW | 约1GW |
| 最佳应用场景 | 大型电站/分布式电站 | 大型电站/分布式电站 | 分布式电站 | 分布式电站 | 分布式电站 | 分布式电站、消费产品、军工、航天航空 |
数据来源：普乐科技POPSOLAR公众号，天风证券研究所 17
2、新电池技术带来的产业链变化分析 电池：生产流程与设备材料变化
（1）TOPCon：主要增加硼扩、沉积设备以制备隧穿氧化层和掺杂多晶硅层（2）HJT：
•设备：主要增加镀膜设备以实现本征非晶硅层与异质结结构制备
•材料：低温银浆&银粉亟需国产化，TCO镀膜带动靶材需求高增
（3）IBC：工艺复杂难度较大，需增加背面掩膜、激光开槽等图形化处理设备
硅片：参数要求与材料变化
（1）参数要求：不同技术对硅片参数要求不一；N型硅片更薄，对切片质量要求更高（2）材料变动：
•拉晶：石英坩埚&碳碳热场纯度提升，耗量增加
•切片：金刚线继续向细线化方向发展，或有钨丝技术变革
组件：设备材料变化
（1）焊接：
•设备：单面焊接，或采用新的串焊机
•材料：IBC电极位置变化需降低应力，或采用低温导电胶或导电背板的封装方式（2）胶膜：N型电池对阻水性要求高，POE/EPE渗透率或提升
18
产业链变化概览
| 在电池技术变革的同时，其产业链上下游也均会有相应的变化，具体如下表： |
图：电池技术变革下产业链变化情况汇总
| | 硅片 | 电池 | 组件 |
| TOPCon | 设
备 | - | 扩散→硼扩设备
隧穿层&掺杂多晶硅层→沉积镀膜设 备 | 多主栅→串焊机 |
材
料 | N型硅片纯度要求提高→石英坩埚、热场纯 度提升+耗量增加
N型硅片更薄→金刚线更细，或有钨丝替代 | 石英舟、石墨舟等耗材需求增加 | 抗PID需求提升→POE&EPE胶膜 渗透率提升 |
| HJT | 设
备 | - | 非晶硅、导电膜层→沉积镀膜设备 激光转印等降银耗技术→印刷设备变 革 | 多主栅→串焊机 |
材
料 | N型硅片纯度要求提高→石英坩埚、热场纯 度提升+耗量增加
N型硅片更薄→金刚线更细，或有钨丝替代 | 低温工艺→低温银浆&低温银粉 TCO膜导电性需增加→靶材 | 抗PID需求提升→POE&EPE胶膜 渗透率提升 |
| IBC | 设
备 | - | 沉积设备
激光开槽→激光设备 | 单面焊接→串焊机技术迭代 导电胶生产设备 |
材
料 | N型硅片纯度要求提高→石英坩埚、热场纯 度提升+耗量增加
N型硅片更薄→金刚线更细，或有钨丝替代 | - | 降低应力→导电胶、导电背板
抗PID需求提升→POE&EPE胶膜 渗透率提升 |
数据来源：天风证券研究所 19
电池-TOPCon：与PERC兼容，主要增加硼扩、沉积设备以制备隧穿氧化层和掺杂多晶硅层
| 从制备流程来看，TOPCon相比PERC主要增加了硼扩、氧化层和掺杂多晶硅层沉积，需要扩散炉（难度高于磷扩）、沉积设备。 |
| 目前氧化层和掺杂多晶硅层的产业化制备主要有三种方式：LP+扩散、PE+原位掺杂、PVD+原位掺杂。其中LPCVD比PECVD更成熟，但镀膜 |
| 速度较慢，有绕镀、石英件沉积等工艺问题，沉积多晶硅后需另加掺杂工艺。PECVD配合原位掺杂，可以实同一台设备一次性完成氧化 |
| 硅、多晶硅膜的沉积并掺杂，简化工艺流程。PVD沉积同样可以实现原位掺杂，减少工艺流程。现各工艺路线并行存在。 | PVD |
| 图：TOPCon电池主要工艺流程 | 表：TOPCon电池镀膜工艺对应设备 |
| LPCVD | PECVD |
| PERC | TOPCon |
图示
| 制绒清洗 | 清洗制绒 | 原位整杂，无绕镀，冷壁，成膜 速率快
设备成本高，靶材用量大，方阻 均匀性偏差
原位掺杂
预期无绕度
NA
97% （中来）
氧化层为PECVD制备，晶化处理需 火炉 取决于技木方案的配套设备
方阻均匀性
杰太
20 |
| P扩散 | B扩散 |
| 去除PSG和背结 | 去除BSG和背结 | 优点 | 工艺成熟，控制简单容易，厚度 | 原位掺杂，轻微绕镀，冷壁，成 |
| 均匀性好，致密度高 | 膜速度快 |
| LPCVD氧化及沉积I型多晶硅 | PECVD氧化及沉积P型多晶硅 | PECVD氧化PVD沉积P型多晶硅 | 缺点 | 成膜速率慢，有绕度，需要高温 | 厚度均匀性差，纯度低，气泡问 |
| 石英器件沉积严重 | 题，膜层致密度不高 |
| TOPCon增加工艺 | POCL3扩散 | P离子注入 | 退火 | 掺杂方式 | 二次掺杂磷扩散or | 原位掺杂 |
| 及设备 |
| 离子注入结合退火 |
| 单面多晶硅刻蚀 | 薄膜绕镀 | 绕镀，需增加额外刻蚀，且刻蚀 | 原则上可实现无绕镀沉积轻微绕 |
| 控制较为复杂 | 镀也易清洗 |
| 前表面SiNx | 前表面AIOx | 工艺时间 | 本征多晶硅沉积（＞120min ） | 掺杂非晶硅沉积（20-40min） |
| 磷扩散or离子注入结合退火 | 晶化退火（30min ） |
| 背面AIOx、SiNx | 前、背表面SiNx |
| 激光开槽 | 产品良率 | 90%-95% | 预期较LPCVD高，待验证 |
| 丝印与烧结 | 丝印前后电极与烧结 | 设备需求 | 扩散炉or离子注入机/退火炉，刻 | 晶化处理需退火炉 取决于技术方 |
| 蚀机 | 案的配套设备 |
| P扩散 | 测试 |
| 常见问题 | 绕镀，石英器件沉积严重 | 气泡，掉粉 |
| 代表厂商 | LAPLACE，SEMCO，Tempress，普 | 金辰，捷佳伟创，mb，微导 |
| （PEALD实现琏穿氧化，PECVD现 |
| 乐，捷佳伟创，北方华创等 |
| 原位掺杂Poly） |
| 数据来源：拉普拉斯公众号，2020年中国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展(4)，PV Infolink，中来股份环评书，天风证券研究所 |
电池-HJT：与PERC不兼容，主要增加镀膜设备以实现本征非晶硅层与异质结结构制备
| HJT工艺流程短，但难度较大，与PERC产线几乎无法兼容，需增配非晶硅与导电膜沉积设备，同时调整清洗制绒设备，增加靶材需求。 |
| 清洗制绒相比PERC工艺增加，臭氧清洗与传统REC清洗非晶硅导路线并存，REC清洗技术成熟，稳定性好；臭氧清洗可降低成本。 |
| 非晶硅镀膜有PECVD与CAT-CVD两种设备， 其中PECVD已实现国产化，若未来采用微晶化技术，则将换为TOPCon的氧化硅层镀膜设备。 |
| 透明导电膜（TCO）可采用PVD、RPD两种方法制备。PVD在光伏之外领域已有广泛应用，技术成熟；RPD（源于日本住友，捷佳伟创获授 |
| 权研发）镀制的导电膜，电池性能较好，且可以应用IWO靶材，但针对HJT的RPD设备还需进一步优化。 |
| 丝网印刷工序虽可采用常规产线，但受制于低温银浆需印刷两次来保障性能，对印刷线的精度有较高要求。 |
| 此外，辐照退火能有效提高HJT电池效率，已成为HJT电池产线标准工艺之一。 |
| 目前迈为、捷佳伟创均具备全套设备供应能力，理想、钧石等其他厂商均各有优势。 |
| 图：HJT电池主要工艺流程 | 表：HJT电池设备对比 |
清洗制绒
PECVD制备双面本征非晶 CAT-CVD制备本征非晶硅
硅层、非晶硅掺杂层 层、双面非晶硅掺杂层
PVD制备双面TCO RPD制备双面TCO
丝印前、后电极
烧结
光注入退火增效
测试
| 工艺 | 技术 | 优点 | 缺点 | 国内设备商 |
| 清洗 制绒 | 清洗 设备 | 提供REC、O3两种清洗工艺，RECF稳定性更佳 | / | 捷佳伟创、迈为、华晟 |
| 非晶 硅沉 积 | PECV D | 衬底温度低，借助等离子体增 加能量，镀膜均匀性强 | 运营费用较高 | 迈为、理想万里辉、福建钧石、捷佳伟创、北京捷造 |
| CAT-CVD | 不需要频繁清洗腔室内壁、衬 底轰击弱、薄膜质量高 | 需频繁更换热丝、均匀性较差、能耗较高、设备成本高 | / |
TOC
沉积 | PVD | 技术成熟、应用广泛 | 衬底直接暴露在等离子体中， 对 硅片表面有一定的轰击作用 | 钧石能源 |
| RPD | 对硅片的轰击损伤较小、可对 IWO镀膜、镀制的TCO 膜的结 晶度好，透光率、电导率高 | 镀膜产能低、靶材利用率低，成 本较高、只能从衬底下方镀膜，双面镀膜会影响产能 | 捷佳伟创 |
| 电极 制备 | 丝网 印刷 | / | / | 迈为、捷佳伟创、科隆威 |
| 光照 增效 | 辐照 退火 | / | / | 迈为、科隆威、捷佳伟创 |
数据来源：2020 年中国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展（5）、（6）、（7），光伏前沿，索比光伏网，集邦系能源网，天风证券研究所 21
电池-HJT：低温银浆&银粉亟需国产化，TCO导电膜带来靶材需求增长
| 除设备外，HJT需使用低温银浆，但其存在导电性能低、成本高、国产化率低的问题。目前国产银浆厂商中，苏州晶银已实现量产应用， |
| 聚和新材已推出相关产品，帝科继承Solamet研发成果，低温银浆已试生产。银包铜浆料现整体仍处于研发阶段，作为可以有效降低银耗 |
| 此外，低温银浆用的银粉目前还基本由日本企业垄断，未来产业技术确定后同样需要进行国产化降本。 |
| HJT的TCO导电膜沉积靶材同样关键，HJT产能上升带来靶材需求上涨。市场现阶段主流靶材主要有含铟靶材ITO、不含铟靶材AZO两种， |
| AZO靶材在导电性、透光性综合表现劣于ITO，ITO现阶段是HJT电池TCO镀膜工艺较优的选择，当前ITO靶材以进口为主，但已有部分国产 |
图：TCO靶材对比
| 工艺方法 | 靶材种类 | 载流子迁移率（cm^2/Vs) | 国产化率 | 优点 | 缺点 |
| PVD | ITO | 20-50 | 较高 | 技术成熟 | 载流子迁移率较低
粒子高轰击，损伤较大 |
| RPD | IWO | >80 | 低 | 迁移率较高
低离子轰击
优异结晶特性 优异短路电流 | 技术未成熟 |
| ICO | >130 | 低 |
数据来源：光伏领跑者创新论坛，摩尔光伏，戊电靶材，捷佳伟创，天风证券研究所 22
电池-IBC：工艺复杂难度较大，需增加背面掩膜、激光开槽等图形化处理设备
表：离子注入与激光设备 IBC电极背置，需用到掩膜工艺，对图形化及分辨率有一定要求，增加背面掩
此外，IBC电池对掺杂设备精度要求提高，可使用离子注入方案，但成本较高。
IBC激光设备目前正逐步实现国产化，帝尔激光已有相关产品。
光刻成本过高难量产，激光消融设备可以相对低成本实现图形化开槽。| 设备 | 优点 | 缺点 | 国内厂商 | | 离子 注入 | 有控制精度高、扩散均匀性好。 | 设备昂贵，产能低，易 造 成 晶 格 损 伤。 | 凯世通（万业） | | 激光 消融 | 相对低成本实现图 形化。 | 损伤硅片；影响接触 方阻；生产效率低 | 帝尔激光、大族 激光 |
膜、开槽等图形化处理设备（主要是激光设备），而TBC、HBC则在此基础上 叠加TOPCon钝化结构制备或HJT非晶硅钝化层与异质结结构制备工艺与设备。 掩膜可通过PECVD等常规镀膜设备实现，图形化则需光刻机或激光消融设备。 |
| 图：经典IBC工艺流程 | 图：TBC工艺流程 | 图：HBC工艺流程 |
| 清洗制绒 | 清洗制绒 | 烧结 | 清洗制绒 | 刻蚀 |
| 磷扩散 | 隧穿+P掺杂多晶硅 | 光注入 | 本征氢化非晶硅（正面） | 透明导电膜（背面） |
| SiNx掩膜 | 掩膜 | 测试分选 | 减反射膜（正面） | 激光开槽（PN隔离） |
| 激光开槽 | 激光开槽 | 本征氢化非晶硅（背面） | 丝网印刷 |
| 清洗 | 硼掺杂非晶硅 | 硼掺杂非晶硅（背面） | 银浆固化 |
| 硼扩散 | 刻蚀 | 掩膜 | 光注入 |
| 刻蚀 | SiOx钝化 | 激光开槽 | 测试分选 |
| 正、背面SiNx镀膜 | 沉积减反层 | 刻蚀 |
| 丝网印刷烧结 | 激光开槽（PN隔离） | 本征氢化非晶硅（背面） |
| 测试分选 | 丝网印刷 | 磷掺杂非晶硅（背面） |
| 数据来源：IBC太阳电池技术的研究进展_席珍珍；吴翔；屈小勇；郭永刚，普乐科技POPSOLAR公众号，N型高效晶体硅太阳电池关键技术研究_鲁贵林、2020年中 国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展(8)，中国光学，天风证券研究所 | 23 |
硅片-参数要求：掺杂元素均匀、少子寿命更高、碳氧含量更低、硅片厚度更薄
N型硅片的产品参数要求有所提高，如掺杂元素更均匀、少子寿命 更高、碳氧含量更低、硅片厚度更薄，且不同技术间要求存在差异，为达成上述参数要求，则需要硅片企业在拉晶与切片工艺端做优化，同时使用更纯的硅料（电子II级以上，目前国内龙头硅料厂均可供应，
| 但品质略逊于进口硅料）、石英坩埚、热场，更细的金刚线。 |
| 首先看工艺调整。在拉晶端企业需：1）提高掺杂均匀性，主要系P |
型掺硼，N型掺磷，硼在硅中分凝系数为0.8，大于磷的0.35，因此P 型硅棒掺杂元素分布均匀性更易控制。2）提升控制能力以增加单炉 总投料量，投料量增加会导致熔体高度增加、自然对流增强，固液 生长界面温度波动更加剧烈，引发缺陷影响少子寿命，能否在保证 品质的同时增加投料量成为硅片企业的竞争关键，隆基、中环等龙
| 在切片端，当前量产的P型硅片在165μm，N型电池组件端的变化使 |
其减薄潜力较P型更大，可能会影响碎片率与电池效率。如下图所示，随着硅片厚度降低，电池效率从缓慢降低到快速降低，因此硅片企 业需掌握平衡，隆基、中环等龙头企业同样，硅片具有先发优势。
表：不同电池技术对硅片要求不同
图：电子级多晶硅标准远高于太阳能特级多晶硅
| 标准 | GB_T 12963-2014 | GBT 25074-2017 |
| 分类 | 电子1级 | 电子2级 | 电子3级 | 太阳能特级 |
| 施主杂质浓度/10^-9(ppba) | ≤0.15 | ≤0.25 | ≤0.30 | ≤0.68 |
| 受主杂质浓度/10^-9(ppba) | ≤0.05 | ≤0.08 | ≤0.10 | ≤0.26 |
| 少子寿命/(μs) | ≥1000 | ≥1000 | ≥500 | ≥300 |
| 碳浓度/(atoms/cm^3) | ≤4.0×10^1 5 | ≤1.0×10^16 | ≤1.5×1 0^16 | ≤2.0×10^16 |
| 氧浓度/(atoms/cm^3) | ≤1.0×10^1 6 | - | - | ≤0.2×10^17 |
| 基体金属杂质含量/10^-9(g) | ≤1.0 | ≤1.5 | ≤2.0 | ≤15 |
| 表面金属杂质含量/10^-9(g) | ≤5.5 | ≤10.5 | ≤15 | ≤30 |
表：不同厚度下电池效率变化
TOPCon
| | | Topcon | ≥0.7ms | 1Ω/cm | | HJT | ≥2ms | 1-7Ω/cm | | IBC | ≥2ms | 3-20Ω/cm |
HJT IBC
数据来源：中国国家标准化管理委员会，宁夏隆基系统标准化培训教育课件，《TOPCon型N-PERT双面太阳电池工艺技术的研究》， 《HIT太阳能电池性能的模拟计算》，《PSS异质
结IBC太阳电池性能模拟与分析》，高效N型背接触太阳电池工艺研究_董鹏，N型单晶硅少子寿命对高效晶硅电池效率影响的研究_刘金颖，少子寿命跟踪在异质结电池生产中的应用_李 24
锋，东西智库，天风证券研究所 |
硅片-拉晶：热场、石英坩埚需要提升纯度，耗量增加；金刚线需更细，或有母线材料替代
| 其次看材料端。（1）石英坩埚：由于石英坩埚在拉晶过程中直接接触硅液，所以石英坩埚的 | 图：金刚线结构示意图 |
| 纯度会直接影响硅棒的纯度，需要由纯度更高的石英砂制备。同时，为了防止坩埚加热时间过 |
| 长涂层脱落引入碳氧杂质，需及时更换坩埚减少拉棒过程中引入杂质的机率，一般情况下N型 |
| 提拉次数从P型的5次减少至3次。所以N型硅片对石英坩埚的纯度要求更高，耗量更大。 |
| （2）碳碳热场：相比P型灰分<200ppm，N型硅片对热场纯度的要求为灰分<100ppm，对热场 |
| 企业的纯化能力形成考验。同时，N型硅片开炉次数多，对热场的氧化加深，因此热场单耗也 |
| 有增加。此外，N型硅片拉晶过程中需通过热场来调节熔体对流方式使硅液界面相对稳定，降 低氧原子进入硅液的概率，以此降低硅棒中的氧含量，即热场也需要做调整和优化。 | 图：一种钨丝金刚线切面示意图 |
| （3）金刚线：N型硅片需要更薄，因此金刚线需要更细，但现有钢材降到34微米以下可能将难 |
| 以支撑切割所需的张力，可能需使用具有耐酸碱性强、抗拉强度高、储存及生产环境要求宽松、 |
| 可加工极细、柔软性好等特点的特殊钨丝替代，但其成本目前是碳钢丝的4-5倍左右，尚不具备 |
| 经济性。目前岱勒新材已具有钨丝替代碳钢母线的生产技术，开始小批量供货。 | 石英颗粒和气泡开
始进入到硅液中影
响单晶生长及品质 |
| 图：石英坩埚与碳碳坩埚工况示意图 | 图：坩埚对硅液起作用的机理 |
| 使用前 | 使用中，由于气泡在高 | 随着使用时间增 |
| 温下自身长大和硅液对 | 加，硅液开始侵 |
| 坩埚的侵蚀作用，气泡 | 入气泡中 |
| 逐渐接近固-液交界面 |
| 数据来源：欧晶科技，粉体网，PV-tech ，金博股份，隆基股份，岱勒新材，美畅股份，索比光伏网，《碳化硅涂层在单晶硅用炭/炭热场材料中的应用及研究进 展》，《固结磨粒金刚石线锯技术的研究》，天风证券研究所 | 25 |
组件-焊带&导电胶：HJT使用低温工艺，可采用导电胶或SWCT技术进行电池互联
| 电池技术路线给组件封装带来的最大变化来自组件互联工艺与材料，如HJT可能需要载体膜进行精准焊接，IBC可能需要导电胶辅助封装； |
| 其次是对于胶膜和背板的偏好变化，N型电池普遍需要抗PID性能更好的胶膜，因此POE或EPE的渗透率将有提升。 |
| 首先看HJT，由于生产过程中均使用不超200度的低温工艺，因此常规焊接方式会损害电池，可采用导电胶或者梅耶博格的SmartWire互 |
| 连技术(SWCT)。其中导电胶串焊技术主要增加了贴胶、胶带预压及胶带终压过程，减少了助焊剂喷涂及高温焊接流程；SWCT通过将具 |
| 有低温涂层的焊带黏粘在胶膜上形成导电胶膜，利用导电胶膜的粘性将太阳电池连接成串，导电胶膜下方的焊带与细栅直接接触。赛伍 |
| 技术针对SWCT开发的低温焊带载体膜可通过事先固定焊带实现精准焊接，已实现小批量出货。 | 图：低温焊带载体膜示意图 |
| 图：导电胶焊接原理 | 图：SWCT技术示意图 |
数据来源：索比光伏网，摩尔光伏公众号，赛伍技术官网，梅耶博格公众号，《髙效Ｎ型背接触太阳电池工艺研宄》，天风证券研究所 26
组件-焊带&导电胶：IBC电极均在背面导致应力集中，催生导电胶、导电背板等新型封装方式
| 再看IBC，由于电极全部在一侧，常规焊接会导致应力集中，电池片翘曲大，此外IBC电池的绝缘浆料不耐高温，因此主要可采用“导电 |
| 胶+焊带”和“导电胶+柔性电路背板”两种封装方式。其中导电胶带可以在较低的温度下完成焊接，且本身有伸缩性，可对焊带与电 |
| 池片的应力起缓冲作用，降低电池片翘曲。 而和常规组件相比，采用导电背板替代焊带的封装技术省去了复杂的高温焊接过程，实现了 |
| 常规电池组件的结构为：背板-EVA-电池片-EVA-钢化玻璃；“导电胶+焊带”的封装方式则是利用导电胶将焊带焊在电池片主栅上；而 |
| “导电胶+柔性电路背板”封装方式的结构则演变为：柔性导电背板-打孔EVA-电池片-普通EVA-钢化玻璃。 |
| 此外，与传统的双面焊接方式不同，背接触电池仅需要单面焊接，焊接技术与串焊机均需要做调整。 |
| 目前光伏导电胶供应商有海外的汉高、德邦、贺利氏等，国内帝科股份有叠瓦组件导电胶产品。 | | 27 |
| 表：常规电池组件封装工艺和IBC电池组件封装工艺对比 | 图：常规太阳电池组件结构图 |
| 常规封装 | 导电胶+焊带 封装 | 导电胶+柔性电路背板 封装 | | 工序 | 单焊-串焊-叠层-组件层压-修 边-装框、装接线盒 | 单焊-串焊-叠层-组件层 压-修边-装框、装接线盒 | 准备好导电背板-印刷/点胶-EVA打 孔铺设-电池片上料-上层EVA铺设-玻璃铺设-翻转层压-打胶装框、装 接线盒 | | 耗材 | 涂锡铜带、EVA、背板、玻璃、助焊剂、铝合金边框 | 焊带、EVA、背板、玻璃、导电胶、铝合金边框 | 导电胶、柔性电路背板、EVA、玻 璃、铝合金边框 | | 优点 | 成本低，工艺成熟 | 低温焊接，可对焊带与 电池片的应力起缓冲作 用，降低电池片翘曲 | 省去高温焊接过程，实现二维平面 封装，易于生产更薄的电池片 | | 缺点 | 应力集中，导致电池片翘曲 大；IBC电池的绝缘浆料不耐 高温 | 导电胶成本较高 | 导电胶和柔性电路背板目前价格较 高；导电背板无法制作双面电池组 件 |
| 图：背接触电池组件封装结构 |
| 数据来源：光伏前沿，帝科股份，光伏领跑者创新论坛，经观ESG公众号，索比光伏网，与非网，《背接触MWT与IBC电池组件封装工艺研究》， |
| 《髙效Ｎ型背接触太阳电池工艺研宄》，CPIA，天风证券研究所 |
组件-胶膜&背板：HJT对于胶膜、背板等的粘接性和阻水性提出更高要求
| 由于HJT电池片表面为TCO层而非传统的氮化硅层，表面无可反应基团，与常规胶膜粘结性能差，需要高粘性胶膜（赛伍同款胶膜在P型 |
| 电池上用的剥离力是HJT电池上的3-15倍），同时HJT电池用低温银浆和非晶硅层耐湿性、耐钠性较差，需要提高胶膜、背板、边缘等水 |
| 目前市场上主流的胶膜为EVA，2020年市场份额为74.3%。而POE胶膜相比EVA具有更高的透射率、阻水性，但POE胶膜在组件层压时产生 |
| 的气泡较多，封装不良率提高，层压时间增长，价格也比EVA高30%-50%，所以EPE胶膜（共挤POE，即EVA+POE+EVA）应运而生，通过 |
| 多层共挤技术，减少了POE胶膜的使用，使胶膜同时具备POE的阻水及抗PID特性和EVA的高良率层压优势，未来渗透率或将会明显提升。 |
| 背板方面，可通过加入铝箔或者在PET表面涂布阻水涂层来实现较好的阻水性，而边缘透水可通过阻水封边胶带来抑制。 | 44% | |
| 表：不同胶膜搭配不同类型电池片180°剥离力 N/cm | 表：不同封装材料市场份额变化趋势 |
| T11 | T22 | T22H | | P型电池片 | 80-100 | 75-90 | 75-100 | | HJT电池片 | 17-30 | 20-35 | 8-15 |
| 100% | 56.70% | 53.10% | 51.50% | 48.50% | 47.20% |
| 90% |
| 80% |
| 70% |
| 60% |
| | | |
| | | |
| | 19% | 18.80% | 18.80% | |
|
| 40% | 17.60% | 19.50% | 19.60% | | |
| | |
|
| 表：不同类型的电池组件对背板的阻水性要求 | | 11.40% | 11.10% | 11.60% | | |
| 30% | 13.10% | |
| 16.40% | 13.60% | | |
| 不同类型的电池组件 | 阻水性 g/（m2·24h） | | 常规晶硅电池组件 | 2.5-3.0 | | 抗PID、蜗牛纹、LID电池组件 | 1.5-2.0 | | HJT电池组件 | 0.1-0.5 |
| 20% | | |
| 17.00% | 20.90% | 21.40% | | |
|
| 10% | 9.10%
0.20%
2020 | 13.60% 0.20%
2021 | 23.10% | 28 |
| 0% | 0.50% 2023 | 0.50%
2025 | 1.00%
2027 | 1%
2030 |
| 其他封装材料组件 | 共挤型POE胶膜组件 | POE胶膜组件 |
| 白色EVA胶膜组件 | 透明EVA胶膜组件 |
| 数据来源：赛伍技术官网，摩尔光伏公众号，索比光伏网，CPIA，天风证券研究所 |
3、技术变革期的投资思路
投资维度1：短期看业绩释放顺序，设备>新辅材>电池组件>老辅材 投资维度2：中期看业绩弹性，设备>新辅材>电池组件>老辅材 投资维度3：长期看业绩持续性，老辅材>组件>设备>电池>新辅材
重点推荐兼具业绩弹性和长期较好格局的设备企业【捷佳伟创】（TOPCon）、【迈为股份】（HJT）、【帝尔激光】（IBC），建议关注【奥特维】；
其次重点推荐有先发优势的【隆基股份】（ HPBC ）、【晶科能源】 （TOPCon） 、【通威 股份】（HJT），建议关注【中来股份】（TOPCon）、【钧达股份】（TOPCon）、【爱旭股 份】（IBC）；
最后建议关注HJT中用到的低温银浆企业【聚和股份】、【帝科股份】 、【苏州固锝】，银 粉企业【连城数控】。
请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 29
投资维度1：短期看业绩释放顺序，设备>新辅材>电池组件>老辅材
| 短期来看，能够率先释放业绩的环节是更好的投资选择，而设备企业将最先受益于技术变化，其次为实验中不断调整的各类新增辅材， |
| 如低温银浆、靶材、导电胶等，接着是率先进行中试和量产的电池组件企业，最后是大规模量产后，会对金刚线、石英坩埚、碳碳热场 |
| 因此我们认为对于尚未规模量产的技术路线，业绩最先受益的是设备公司；而若开始规模量产，则银浆&银粉、靶材、导电胶等新增辅 |
| 材的业绩将快速释放；到了技术路线确定的时间点，领先的电池组件企业凭技术优势可获取超额收益，相关辅材也可得到一定的盈利改 |
图：电池技术变革下各环节业绩释放顺序
| 规模量产前： | 规模量产中： | 规模量产后： | 规模量产后： |
| 电池（先发） |
| 设备（主要 |
| 起变化的） | 组件 |
| 数据来源：天风证券研究所 | 银浆、 | 金刚线 | 30 |
| 靶材（HJT）、 | 石英坩埚 |
| 碳碳热场 |
| 导电胶（IBC） |
投资维度2：中期看业绩弹性，设备>新辅材>电池组件>老辅材
| 往中期看，在不同技术路线下，产业链不同环节的业绩弹性存在差异，看好既定路线下业绩弹性大的环节。 |
| 如下表所示，在对各环节的价格、毛利率水平做一假设后，可计算得到各环节毛利润变动情况，显然，设备、银浆银粉&HJT的靶材&IBC |
| 的导电胶（三者统称为新辅材，一旦下游规模使用，就可实现量利双升）、电池企业的业绩弹性最大，金刚线、组件（新技术有学习曲 |
| 线，会使得各企业出现差异化竞争，从而提升头部一体化企业盈利水平）企业其次，另外，石英坩埚、碳碳热场也有一定的业绩弹性。 |
图：电池技术变革下产业链价值量变化情况汇总
| 各技术路线对应产业链价值量变化一览 |
| 单位：元/W | PERC | TOPCon | HJT | IBC | 备注 | 标的 |
| 硅片 | 0.77 | 0.76 | 0.74 | 0.72 | 按500GW计算量 | 中环股份 |
| 电池 | 1.01 | 1.10 | 1.19 | 1.10 | 按500GW计算量 | 通威、爱旭 |
| 组件 | 1.72 | 1.82 | 1.93 | 1.82 | 按500GW计算量 | 晶科、隆基、中来、日升 |
| 银浆 | 0.06 | 0.10 | 0.18 | 0.05 | 按500GW计算量 | 帝科、聚和 |
| 设备 | 1.94 | 2.2 | 4 | 3.65 | 按老50、新100GW计算量 | 迈为、捷佳、帝尔、连城 |
| 金刚线 | 0.02 | 0.02 | 0.02 | 0.02 | 按0.4m/W、0.5m/W计算量 | 美畅股份 |
| 碳碳热场 | 0.03 | 0.03 | 0.03 | 0.03 | 按0.03元/W计算，N型提升8% | 金博股份 |
| 市场规模 | 市场规模增幅 |
| 单位：亿元 | PERC | TOPCon | HJT | IBC | TOPCon | HJT | IBC |
| 硅片 | 3854 | 3791 | 3676 | 3610 | -2% | -5% | -6% |
| 电池 | 5037 | 5484 | 5929 | 5497 | 9% | 18% | 9% |
| 组件 | 8624 | 9121 | 9670 | 9088 | 6% | 12% | 5% |
| 银浆 | 282 | 477 | 876 | 268 | 69% | 210% | -5% |
| 设备 | 97 | 220 | 400 | 365 | 127% | 312% | 276% |
| 金刚线 | 88 | 111 | 111 | 111 | 25% | 25% | 25% |
| 碳碳热场 | 150 | 162 | 162 | 162 | 8% | 8% | 8% |
| 毛利率 | 毛利润增幅 |
| 单位：亿元 | PERC | TOPCon | HJT | IBC | TOPCon | HJT | IBC |
| 硅片 | 20% | 22% | 22% | 22% | 8% | 5% | 3% |
| 电池 | 12% | 20% | 20% | 20% | 81% | 96% | 82% |
| 组件 | 15% | 18% | 18% | 18% | 27% | 35% | 26% |
| 银浆 | 15% | 15% | 18% | 16% | 69% | 273% | 1% |
| 设备 | 35% | 45% | 50% | 50% | 192% | 489% | 438% |
| 金刚线 | 50% | 55% | 60% | 55% | 38% | 50% | 38% |
| 碳碳热场 | 55% | 60% | 60% | 60% | 18% | 18% | 18% |
数据来源：Wind，美畅官网，光伏新说公众号，索比光伏网，天风证券研究所 31
投资维度3：长期看业绩持续性，老辅材>组件>设备>电池>新辅材
| 长期来看，当技术路线被广泛认可后，环节的竞争格局将决定其超额收益的可持续性。 |
| 金刚线、石英坩埚、碳碳热场龙头较二线企业的领先优势较大，大多经历数轮淘汰而保持较高份额，竞争格局最优。 |
| 组件环节近几年集中度明显提升，龙头在产业链中的地位仍在加强，凭一体化、品牌渠道以及供应链管理能力打造更强竞争力，竞争 |
| 设备企业多为经历上一轮PERC的技术变革后脱颖而出的，研发能力与先发优势较强，竞争格局也较好。 |
| 专业电池企业在技术变革初期充分受益，而在技术扩散后则受制于格局均较好的上下游，难以延续超额收益。 |
| 最后是新增辅材如银浆&银粉、靶材、导电胶环节，由于尚处行业发展早期，最终的方案选择和行业竞争格局还不清晰，存在被淘汰 |
表：2011年以来电池出货前十名变化较大
| 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
| First Solar | 英利 | 英利 | 晶澳 | 晶澳 | 晶澳 | 天合光能 | 通威 | 通威 | 通威 |
| 晶澳 | First Solar | 天合光能 | 英利 | 天合光能 | 天合光能 | 晶澳 | 韩华 | 晶澳 | 隆基 |
| 无锡尚德 | 无锡尚德 | 晶澳 | 天合光能 | 韩华 | 韩华 | 韩华 | 天合光能 | 隆基 | 爱旭 |
| 英利 | 天合光能 | 台湾新日 光 | 台湾茂迪 | 台湾茂迪 | 晶科 | 阿特斯 | 晶澳太阳能 | 韩华 | 晶澳 |
| 天合光能 | 阿特斯 | 晶科 | 韩华 | 晶科 | 台湾茂迪 | 晶科 | 晶科 | 爱旭 | 晶科 |
| 台湾茂迪 | 晶澳 | 台湾茂迪 | 新日光 | 英利 | 英利 | 通威 | 阿特斯 | 天合光能 | 天合 |
| 台湾昱晶 | 夏普 | 韩华 | 晶科 | 台湾新日 光 | 尚德 | 尚德 | 隆基绿能 | 晶科 | 润阳 |
| 台湾新日光 | 韩华 | 台湾昱晶 | 台湾昱晶 | 阿特斯 | 通威 | 爱旭 | 爱旭 | 阿特斯 | 韩华 |
| 阿特斯 | Sunpower | 阿特斯 | 阿特斯 | 顺风 | 阿特斯 | 台湾茂迪 | 联合再生能 源URE | 东方日升 | 阿特斯 |
表：2016年以来美畅均保持行业龙头地位
| 2017 | 市占率 | 2018 | 市占率 | 2019 | 市占率 | 2020 | 市占率 |
| 美畅股份 | 20% | 美畅股份 | 45% | 美畅新材 | 38% | 美畅股份 | 48% |
| 岱勒新材 | 7% | 东尼电子 | 11% | 高测股份 | 10% | 高测股份 | 9% |
| 东尼电子 | 6% | 高测股份 | 6% | 岱勒新材 | 6% | 三超新材 | 5% |
| 三超新材 | 4% | 岱勒新材 | 5% | 三超新材 | 3% | 恒星科技 | 5% |
| 高测股份 | 2% | 三超新材 | 4% | 东尼电子 | 3% | 岱勒新材 | 5% |
数据来源：CPIA，Wind，北极星太阳能光伏网，美畅股份招股书，恒星科技20年报，PV-tech，天风证券研究所 32
投资建议：综合考虑短期弹性和长期业绩持续性，设备>电池组件>新辅材
| 综合前述对短、中、长期的业绩变化情况分析，我们重点推荐电池组件设备、电池组件、新辅材企业。 |
| 设备企业：兼具业绩弹性和长期较好格局，重点推荐【捷佳伟创】（TOPCon）、【迈为股份】（HJT）、【帝尔激光】（IBC），建议 |
| 电池组件企业：短期享受超额利润，长期凭组件格局优化获取业绩持续性，重点推荐有先发优势的【隆基股份】（ HPBC ）、【晶科能 |
| 源】 （TOPCon） 、【通威股份】（HJT），建议关注【中来股份】（TOPCon）、【钧达股份】（TOPCon）、【爱旭股份】（IBC）。 |
| 新增辅材企业：HJT中用到的低温银浆、靶材和IBC中用到的导电胶等一般是从0到1，弹性大但长期发展和竞争格局不清晰，关注【聚和 |
| 股份】（TOPCon&HJT）、【帝科股份】（HJT&IBC）、 【苏州固锝】（HJT）、【连城数控】（银粉）。 |
表：不同技术路线下优选标的不同
| TOPCon | HJT | IBC |
| 设备 | 捷佳伟创（电池前道工序龙头）、奥特 维（布局TOPCon设备的串焊机龙头） | 迈为股份（多次打破世界纪录，整线 设备领先） | 帝尔激光（电池激光设备龙头） |
| 电池组件 | 晶科能源（率先大规模量产）、中来股 份（率先研发量产，自研设备）、钧达 股份（N型产能占比高） | 通威股份（首条GW级产线，全路线 布局）、东方日升（多年HJT组件出货 冠军） | 隆基股份（率先GW级量产，全路线布局）、爱旭股份（率先深入研发，自主知识产权 路线） |
| 银浆 | 聚和股份（国产N型银浆龙头） | 苏州固锝（银包铜浆料率先研发） | |
| 导电胶 | | | 帝科股份（叠瓦导电胶有出货） |
| 金刚线 | 美畅股份（细线化常年领先，盈利能力卓越） |
| 石英坩埚 | 石英股份 |
| 碳碳热场 | 金博股份 |
| 胶膜 | 福斯特（稳居龙头） | 福斯特（稳居龙头）、赛伍（承载膜） | 福斯特（稳居龙头） |
数据来源：各公司公告，全民光伏公众号，迈为股份公众号，SOLARZOOM公众号，光伏前沿，光伏智库，光伏们，天风证券研究所 33
风险提示
| 下游需求不及预期：若终端装机需求不及预期，行业整体利润将受到影响； |
| 政策落地不及预期：光伏需求和政策推动关系紧密，若碳达峰碳中和政策落地不及预期，行业将受到较大影响； |
| 全球贸易摩擦：光伏需求为全球性的，若海外贸易政策发生较大变动，对出口型企业会造成较大影响； |
| 测算具有一定主观性，仅供参考：本报告测算部分为通过既有假设进行推算，仅供参考； |
| 行业竞争程度超预期：若硅片或组件环节因竞争对手的策略发生较大变化，可能导致行业竞争程度超预期。 |
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| 分析师声明 |
| 本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证 券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。 |
| 一般声明 |
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| | | | | | | | | | |
| 投资评级声明 | |
| 类别 | 说明 | | 评级 | 体系 |
| 股票投资评级 | 自报告日后的6个月内，相对同期沪 深300指数的涨跌幅 | | 买入 | 预期股价相对收益20%以上 | |
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