技术迭代推动降本增效，光伏制造科技属性渐浓

在过去的 20 年中，技术迭代带来光伏行业大幅度的降本增效，其中x为重要的是硅料环节冷氢化 技术的发明与全行业普及、硅片环节单晶技术的持续降本与全行业普及。接下来按时间顺序分别 梳理四大环节的主要技术变革。

硅料：技术壁垒x高，冷氢化奠定晶硅主流路线

上世纪五六十年代，多晶硅生产的两大技术路线相继问世，其中西门子法通过多次技术迭代一直 引领行业前行，成为世界的主流路线，而流化床法作为第二技术路线也在持续进步。自2000年德 国补贴打开全球光伏市场后，曾发生过 2 次大的技术变革，均由协鑫推动。其中x次冷氢化技 术更是颠覆了光伏行业格局，大提升了行业供给水平。

2009年冷氢化工艺大幅降低晶硅制造端成本，晶硅路线成为主流

西门子法自开发至今已 60 余年，技术不断改进，产品品质和生产成本不断优化，经过多次技术 迭代已然成为多晶硅企业的主流。早期的氢化方法称为“热氢化法”，工艺成本高昂。2004 年冷 氢化法的专利保护限制失效，冷氢化工艺迅速发展。2006 年，掌握硅材料提纯技术的日本和德国 跨国巨头同意输出热氢化工艺，国内多晶硅行业开始发展。2006 年保利协鑫进入多晶硅行业，开 始技术降本的探索，设计还原炉和反应釜摸索工艺，2009 年研发冷氢化工艺量产硅料成功，冷氢 化技术突破大幅降低多晶硅生产成本。

发展至今，西门子法经过三次改良，生产成本大幅下降。根据 CPIA 数据， 2021 年我国多晶硅行 业的平均电耗为63kWh/kg-Si，较2016年下降21.3%；预计至2030年还有5%以上的下降空间。冷氢化技术变革的市场影响：2004-2008 年光伏需求旺盛，硅料供不应求，价格高涨。硅料价格 由 2000 年的 9 美元/kg，飙涨至 2008Q3 的 500 美元/kg，期间涨幅高达 56 倍。当时薄膜路线的 性价比凸显，同时金属硅和废硅回收冶炼等路线受到关注。冷氢化工艺突破后成本大幅增加，导 致 CIGS 和镝化镉等薄膜路线丧失竞争力纷纷退出，冷氢化工艺奠定了晶体硅路线是光伏行业面 向未来的主流路线。

2021年协鑫推出颗粒硅，打开降本新思路，品质有待提升

多晶硅流化床路线从 20 世纪 60 年代开始研发。早期硅料需求主要来自半导体行业，对纯度要求 更高，而且需求总量有限，因此西门子保持统治地位，流化床法发展停滞。2000 年后光伏需求爆 发，挪威 REC 和德国 Wacker 尝试流化床工艺的大规模生产，REC 早期的产品只能满足多晶需 求。目前，REC 成功利用硅烷气作为原料实现了流化床法的商业化运营，该方法被称为 FBR 硅 烷流化床法，德国 Wacker 公司利用三氯氢硅为原料实现了流化床法生产，被称为 TCS 流化床法， 其中硅烷法的产业化进度更领先。

硅烷流化床生产多晶硅时，将高纯的多晶硅细颗粒（0.2-0.5mm）作为生产用的晶种加入流化床 反应器内，从反应器底部通入 SiH4 和 H2 的混合气，随着气体流率的增大，颗粒床层由固定床转 变为流化床，在外部加热器的作用下，硅烷在 600～800℃的温度下在硅晶种表面发生化学气相沉 积，使硅晶种长成尺寸较大的近球形颗粒（1~5mm）。在操作中采取同步取出大尺寸颗粒产品和 加入硅晶种的方法以实现连续化生产。在流化床法的运作过程中，沸腾的硅颗粒硅会不断冲击反 应器内壁，时间长达 10 小时，容易使反应器内部受到腐蚀，常用的金属材料会给反应体系带入大 量的金属污染，降低产品纯度，金属杂质偏高会导致硅片少子寿命下降，进而影响电池转换效率， 是产业化进程需要突破的关键步骤。

硅烷流化床法成本优势突出。（1）硅烷热分解反应的副产物为氢气；2）硅烷的沉积温度比三氯 氢硅低，还原电耗下降 70%，从而大幅降低成本；3）沉积速率快、可实现单程百分百转化；4） 可实现连续操作；5）流化床具有良好的等温特性，使得硅的沉积均匀性好；6）在铸锭生产过程 中，可提高单次坩埚装料重量，提高铸锭生产过程中的效率。与改良西门子法相比，FBR 颗粒硅 综合生产成本较棒状硅下降约 30%。仅多晶硅环节 1GW 多晶硅料可减排 13 万吨 CO2，较西门 子法降低 74%；基于整个光伏产业链，1GW 元件至少可降低 CO2 排放量 47.7%，大幅助力实现 碳中和。

目前硅烷流化床法生产的颗粒硅品质低于改良西门子法，主要与棒状硅混合使用，搭配比例在 30% 以内。随着 N 型电池的发展，对硅料品质要求更加严格，颗粒硅仍存在技术难关。2021 年硅烷法 颗粒硅产能和产量小幅增加，市占率达到 4.1%。从未来看，若颗粒硅生产工艺能够进一步改进， 市场占比会进一步提升。硅片：推动单晶革命，向大尺寸+薄片化方向发展 。硅片环节资产较轻，技术难度低于硅料环节，主要在于成本控制。隆基从硅片环节进入光伏行业， 持续推出新技术来推动单晶路线，x终单晶成为市场主流，隆基也成长为行业龙头。当前出于降 本需求，硅片向薄+大方向发展。

单多晶之争长期存在，此消彼长，单晶技术是目前光伏应用的主流路线。根据 Fraunhofer ISE 数 据，全球单晶市场份额从 1980 年 97%下降至 2015 年 25%。早期欧美、日本的光伏都是以单晶 为主，并且有较多的稳定运行 30 年的记录。单晶产品虽然转换效率较高，但价格相对较高，早期 市场发展相对不成熟，过于关注光伏电站的初始投资成本，而对电站运营全周期内的度电成本则 关注不足。在单多晶效率差别不大的情况下，比例变动主要取决于成本。多晶产品因生产工艺相 对简单所以产能扩张快速，在市场供给不足阶段，国内早期电池企业多选择多晶扩产路线，这导 致单晶产品在我国推动力不足。2015 年起单晶比例逐步上升则主要是拉棒＋切片成本下降和后端 电池片的效率提升。

2015 年前行业里硅片各种尺寸满天飞， 2015 年隆基与中环联手定制边长 156.75mm 的 M1、M2 硅片， 边距 156.75mm 逐渐成为单晶硅片的主流尺寸，2018 年，业内主流的单晶硅片全部采用 M2 标准，市占率高达 85%。2019 年 M6（边距 166mm）、G12（边距 210mm）相继推出， 2021 年 182mm 和 210mm 尺寸占比增长至 45%，未来其占比仍将快速扩大。大尺寸硅片的趋势 不可逆，能够有效摊薄单瓦非硅成本。同时，2021 年以来随着硅料价格上涨，硅片薄片化快速进步。中环股份 210 产品在 2021 年底已 完成由 T170 向 T160 的量产转换，同等条件下硅片出片数增加 4.57%。这要求金刚线在更细的情 况下，具备更高的切割力和破断力，高碳钢线限已近，以钨丝替代碳钢丝作为母线的金刚线产 品也随着出现。钨丝强度高、耐磨、可加工性好、抗疲劳性好等特点可为切割环节带来显著增益， 市场已有小批量生产。

电池片：技术路线百花齐放，科技属性渐浓

太阳能电池按原材料分为晶体硅太阳能电池和薄膜太阳能电池，上世纪 70 年代相关技术就已出现。 1990 年代晶硅效率超过薄膜，薄膜电池份额滑落；2004-2009 年多晶硅价格不断高升，薄膜性价 比优势显现，份额提升；2009 年后冷氢化技术大幅降低晶硅成本，薄膜路线退出；2019 年后， PERC 电池量产效率已经普遍超过 23%，越来越接近 24.5%左右的其理论限，晶硅路线效率提 升接近限、成本下降减缓，行业纷纷将重点投向对新一代主流电池技术的开发，可以看到这一 时期新技术转换效率不断突破，比如 N 型技术、钙钛矿技术等。

美国XXX实验室梳理了过去数十年来光伏电池片研究的效率演进。光伏电池片技术的效率排序为： 薄膜技术<多晶技术<单质结<异质结。接下来的行业大变革，可能就是异质结电池片击败单质结 电池片。在异质结技术簇之中，有着多种多样的技术路线，比如 HBC/TBC 与钙钛矿的叠层电池 等。

BSF→PERC→TOPCon、HJT、IBC 技术，晶硅技术百花齐放 BSF 的出现：首个光伏电池诞生至今已有近 70 年历史，其结构是一个简单的晶硅 PN 结。在之 后的研究中发现，在晶硅光伏电池 PN 结制造完成后，通过在硅片的背光面沉积一层铝膜，制备 P+层，既可以减少少数载流子在背面复合的概率，同时也可以作为背面的金属电，因此能够提 升光伏电池的转换效率，这就是 Al-BSF 电池，即常规的太阳能晶硅电池结构。

晶硅太阳能电池的表面钝化一直是设计和优化的重中之重。硅片内部和硅片表面的杂质及缺陷会 对光伏电池的性能造成负面影响，钝化工序就是通过降低表面载流子的复合来减小缺陷带来的影 响，从而保证电池的效率。从早期的仅有背电场钝化（BSF），到正面氮化硅钝化，再到背面引 入诸如氧化硅、氧化铝、氮化硅等介质层的钝化局部开孔接触的 PERC 设计，PERC 概念的核心 就在于为常规光伏电池增加全覆盖的背面钝化膜。

PERC 取代 BSF：上世纪八十年代，PERC 电池早已在实验室完成研发，但在随后的二十年里， PERC 电池产业化进程却一直处于停滞状态。但随着常规的铝背场电池的转换效率逐步逼近 20% 的效率天花板，传统的工艺改良已经无法满足日益提升的效率需求。如果要进一步突破 20%的效 率瓶颈，则需要采用更为先进的电池技术。2015年开始，考虑到 PERC技术对电池转换效率提升 明显，工艺简单，成本低廉，且与当时电池生产线高度兼容，PERC 电池的量产被提上日程。

PERC电池发展至今有3个重要时间节点： 2012年，晶澳科技首先进行PERC电池小批量试产， 效率达到 20.3%；2015 年，PERC 电池量产平均效率超 BSF 电池技术瓶颈，头部企业实现批量 化稳定生产，产能首次达到世界首位，次年正式开启产业化量产；2017 年，PERC 电池进入爆发 期，成为国内x主流的光伏电池技术，高利润驱动产能高速扩张，至 2019年市场份额达到国内第 一，核心设备脱离对国外技术的依赖，实现国产替代。

N型技术迅速发展的原因：2019年后，PERC电池量产效率已经普遍超过 23%，越来越接近24.5% 左右的其理论限，继续提升非常困难；同时 PERC 电池技术相对成熟，产业化已具备规模，非 硅成本下降空间较小，因此行业纷纷将重点投向对新一代主流电池技术的研发。N 型技术具有少 子寿命更高、光致衰减效应小、弱光响应好等众多优势，因此其理论效率限较 PERC 更高，成 为近两年来发展x快的技术。

光伏电池片环节工艺要求越来越严格，接近半导体要求。（1）以电池真空过程为例，PERC 有 扩磷和两次 PECVD，真空度要求比较低，杆泵就够，HJT 真空过程要求分子泵，能量消耗大。 （2）HJT 电池目前已完成 HJT1.0（非晶）到 HJT2.0（单面微晶）的跨越，完成 2.0 的量产。后 续还将逐步实现 3.0（双面微晶）、4.0（应用铜电双面微晶）、5.0（全背接触），x终有望达 成电池量产 28%的超高效率。（3）IBC 关键工艺是在电池背面制备出呈叉指状间隔排列的 P 区 和N区，以及在其上面分别形成金属化接触和栅线。隆基2022年发布HPBC（混合钝化背接触） 电池，在 P 型硅片基础上结合 TOPCon 及 IBC 技术（在电池背面构建指叉状 PN 结，并运用 TOPCon 隧穿钝化），电池量产效率突破 25%。

根据 CPIA，2021 年 N 型 TOPCon 电池平均转换效率达到 24.0%，HJT 电池平均转换效率达到 24.2%，IBC 电池平均转换效率达到 24.1%，较 2020 年均有提升。随着 N 型路线的投产、放量, N 型电池量产转换效率将继续大幅提升。2022 年新建量产产线以 N 型为主，TOPCON 产能逐渐 释放，HJT 目前投产较少，XBC 路线以爱旭、隆基为主。

选择性发射 SE 掺杂技术可有效解决轻重掺杂选择矛盾, 成为 PERC 标配提效工艺。PERC 电池 转换效率到达瓶颈后，推出了 SE、MWT 等技术叠加在 PECR 电池上，转换效率进一步提升，尤 其是 SE 技术，2019 年后新建 PERC 产能均配有 SE 工艺设备。通过在光伏电池电栅线与硅片 接触部位区域进行高浓度磷掺杂，从而降低电和硅片之间的接触电阻；并在电以外区域进行 低浓度浅掺杂，降低表面复合速率，从而有效实现电池的开压、电流和填充因子改善，有效提高 了光电转换效率（光电转换效率绝对值提升 0.2%-0.3%左右）。作为参考，目前各 N 型电池技术 正在抓紧降本增效，当效率到达瓶颈期或者 N 型产线建设完成后，SE 工艺渗透率有望提升，激 光掺杂技术有望成为标配工艺。

钙钛矿薄膜技术发展迅速，发展前景巨大

基于光吸收层材料体系的不同，薄膜太阳能电池主要分为硅基薄膜太阳能电池（如，非晶硅、微 晶硅及多晶硅薄膜电池等）、化合物薄膜太阳电池（如，碲化镉、铜铟镓硒及砷化镓薄膜电池）、 有机和染料敏化太阳能电池（钙钛矿电池）三类。

薄膜电池发展经历两起两落。在 1980 年代,薄膜电池一度占据电池市场 30%的市场份额，被称为 下一代光伏技术。但不久后实验室中晶硅电池的效率已经能够达到 20%，硅基薄膜的效率瓶颈始 终未能得到突破，因此整个 90 年代薄膜电池份额持续滑落。2004 年 First Solar 实现了低成本 CdTe 电池的量产，薄膜电池再次开启快速扩张。与此同时，多晶硅价格快速上涨，晶硅路线成 本高昂，因此薄膜电池份额提升。2009 年 First Solar 一度成为电池产量冠XXX，全球市占率高达 12%。2010 年后，随着光伏企业晶硅电池技术的突破，晶硅成本快速下降且效率大幅领先，薄膜 电池失去低成本优势，市场份额被不断压缩。2021 年以来 PERC 效率提升和成本降低的空间有 限，钙钛矿有望破解在廉价的条件下实现高效稳定的光伏器件难题。

当前大力发展钙钛矿的原因：（1）PERC效率见顶，同时硅基成本和能耗下降空间较小，具有效 率、成本关键优势的钙钛矿的价值变大，钙钛矿理论转换效率远高于 N 型；（2）经济性高于其 他薄膜电池，学术/产业界推动钙钛矿电池研究。经过不断地研发，很多科学问题基本上已经解决 了，钙钛矿走到产业化拐点。如何把产品尺寸放大，把产线放大，需要大量的资本和产业方共同 推动。（3）2020 年以来政策推动，2021 年《“十四五”能源领域科技创新规划》提出“发展钙 钛矿等先进光伏技术”，2022 年科技部等九部门印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022― 2030 年)》，提出研发高效硅基光伏电池、高效稳定钙钛矿等技术。

目前钙钛矿太阳能电池尚在产业化初期。2022 年，纤纳光电组件α出货、电光能正式签单、协 鑫大尺寸组件下线，钙钛矿电池逐步从技术讨论走向商业化尝试。与传统晶硅太阳能电池相比， 钙钛矿光伏电池的工艺简单，设备和制备成本更低，且有着低的单位能耗，可以有效降低度电 成本，产业化瓶颈在于长期稳定性和大面积制备工艺。

组件：多样化发展，助力光伏制造端降本增效

组件封装发展出了叠瓦、半片、MWT、MBB、双玻等技术，不断向高效化演变。多种技术叠加 能够大幅提升组件瓦数，如 MWT 搭配半片，采用多主栅加半片组合技术等。自从 2015 年 PERC 技术大规模量产以来，组件功率从 340W 一路提升到现在的 600W 左右。总 结来看，提升光伏组件的单位发电量，主要从提高光利用（双面、叠瓦等）和减少电损耗（半片、 MBB 等）两点入手。需求的多样化是组件技术发展的重要考虑因素。随着全球范围内对低碳经济可持续发展的推进， 光伏的应用将会越来越广泛，多种“光伏+”的应用模式不断涌现，如光伏建筑一体化、农光、 渔光、光伏生态等；应用场所也不再是单一的地面环境，已有涉及火车站、停车场、机场、学校、 工业园区等。通过对这些组件技术的不断研究与探索，x终可以形成光伏生态体系。

双面组件带来发电增益，全行业普及

2015 年起，光伏行业掀起双面组件之风，采用上下两层玻璃封装。双面组件是指采用双面电池、 胶膜、双层玻璃（或者玻璃+透明背板）组成的复合层，其背面也能够接收来自环境的散射光和 反射光进行发电，因此有着更高的综合发电效率。早期因光伏玻璃的价格、强度、重量、透光度 等方面的限制，双玻组件对比一般组件而言，优势并不突出。但随着光伏玻璃厂商逐渐推出价格 有竞争力、透光度更好的薄型玻璃，组件厂商开始推广双面组件。随着可开发的空置土地越来越 少，双面组件因此成为大型电站主流。

2018 年底中来股份发布透明背板产品，但成本较高，双玻组件仍然是双面组件的主流。2021 年， 随着下游应用端对于双面发电组件发电增益的认可，以及美国豁免双面组件 201 关税影响，双面 组件市场占比涨至 37.4%，预计 2030 年将超过 60%。

高密度封装助力大尺寸硅片组件实现更高功率

半片技术。 2016 年半片封装技术出现，激光沿垂直于电池主栅线方向将电池片切为相等的两个半片，进而将 半片电池进行连接。薄片技术减少了内部电路和内耗，封装效率提高;另外组件工作温度降低，降 低了热斑几率，提高了组件的可靠性和安全性。 常规组件通常采用串联结构。半片电池由于切片后电压不变、电流减半，如采用常规串联结构设 计，组件电压将是常规组件的 2 倍，从而增加系统成本和运行安全风险，因此为保证与常规组件 整体输出的电压电流一致，半片组件一般会采用先串联、后并联的结构设计。

常规光伏电池片产 生的电流在 8.5-9.5A 之间，而半片电池的电流为整片的一半，约为 4.25-4.75A，因此在工作过程 中，半片电池的发热量仅为全片的 1/4（Ploss=1/4*I2R），从而能够减少因组件工作温度升高带 来的发电量损失。根据对户外半片组件实际发电量的监控，其发电功率较常规组件能够提升 3-4%， 以 60 片组件为例约提升发电功率 5-10W。“半片+”成为标配，预计 2022 年市占率超过九成。半片与 MBB 技术结合，市占率已过半。同 时，半片技术与 TOPCON、HJT、IBC等多种电池新技术均能搭配，2022年 11月，爱康 600MW 微晶异质结 210 半片电池产线全面投产，隆基发布了 Hi-MO6 组件搭载 HPBC 高效电池，搭配半 片技术。

叠瓦技术。 叠瓦组件将传统电池片切割成 4-5 片，将电池正反表面的边缘区域制成主栅，用专用导电胶使得 前一电池片的前表面边缘和下一电池片的背表面边缘互联，省去了焊带焊接。传统组件一般都会 保留约 2~3 毫米的电池片间距，而叠瓦工艺通过交叠电池小片，实现无电池片间距。在一张 60型 面积大小相当的版型组件内，叠瓦组件可以封装 66~68 张完整电池片，比常规封装模式平均多封 装 13%的电池片，从而有效扩大了电池片受光面积，提升组件的平均发电密度。

此外，叠瓦技术用导电胶替代焊带，避免了焊带遮挡，有助于组件功率提升，电子运动距离缩短， 有效提升产出功率，叠瓦技术可提高组件功率 15-20W，远高于半片、多主栅等组件技术。同时， 叠片组件特殊的串并结构减少了焊带电阻对组件功率的影响，抑制了因反向电流而产生的热斑效 应。同时，并联电路设计使得在遮光时叠瓦组件的功率下降与阴影遮蔽面积呈线性关系，故叠瓦 组件在遮光条件下比常规组件表现更好。

2018 年叠瓦技术实现规模产业化，主打差异化路线，较多应用在欧洲、澳洲、韩国、日本等XXX 的高端市场。叠瓦工艺有难度、设备投资高，同时有专利疑虑，因此目前叠瓦市场占有率约 5-6%， 依然行走在小众而美的道路上。 短期来看，SunPower 的专利布局很难绕过，国内主要通过自主研发或者授权合作的方式来推展 叠瓦技术。从全球范围来看，叠瓦组件专利的主要持有企业为 SunPower、Solaria 和 Flex International Ltd（伟创力）。SunPower 的专利x为全面，从电路、排版到外观设计各个环节都 拥有专利，采用竖版排布、印刷导电胶的技术方案，在设计上较为优化；Solaria 也具有较为完善 的叠瓦专利体系，采用横版布局、导电胶点胶工艺；伟创力为全球知名代工企业，也是叠瓦组件 专利的持有者之一。目前 SunPower、Solaria 系的关于叠瓦排布、外观、联结方式等专利尚未到 期。

电池片与组件环节联合创新，主栅与焊带不断优化

在电池片制造环节，需要将银浆印刷在表面，形成电。丝网印刷主要包括两部分：副栅线引导 电流，主栅线收集副栅线电流，起到汇总的作用。在组件制造环节，将互连焊带焊接在主栅上， 串联电池片，具有收集、传输光伏电池片电流的功能；汇流焊带是连接光伏电池串及接线盒的焊 带，不与电池片直接接触，具有传输光伏电池串电流的功能。串焊过程中焊接点多，对精度和牢 度挑战较大，需搭配自动汇流焊接设备。

MBB技术，搭配材料改进—银包铜、电镀铜

多主栅技术采用更多更细的主栅进行焊带互联，在不增加电池遮光面积的前提下，有利于缩短电 池片内细栅电流传输路径；减少电池功率损失；提高电池应力分布的均匀性以降低碎片率；降低 断栅及隐裂对电池功率的影响；同时降低银浆使用量。2021 年，细栅线宽度一般控制在 32.5μm 左右，印刷设备精度在±7.7μm。随着浆料技术和印刷设备精度的提升，细栅宽度仍会保持一定幅 度的下降。2021 年迈为联合华晟发布超主栅（Super MBB）技术，让焊带和细栅直接汇联，降 低主栅宽度，增加栅线数量，从而降低银耗。根据迈为股份数据，SMBB 技术可以减少银浆耗量 8mg/W。 具有低热斑风险的半片结合低裂片影响的 MBB，可有效降低组件失效风险，逐渐成为高密度、 高功率组件的主流趋势。主栅技术发展过程为：3BB→4BB→5BB→MBB（>5BB）。2015 年组 件市场以五主栅为主，目前市场主流产品为 9BB 及以上组件。阿特斯 2018 年，166mm 搭配半片 多主栅产品量产，使得商业化晶硅组件正式进入到 400W 时代。

目前，电池片的金属栅线几乎全部通过丝网印刷的方式制备，2021 年市场占比达到 99.9%。生产 企业和设备厂家也在研发孔板印刷、喷墨、电镀、激光转印等其他栅线印刷技术。随着栅线宽度 变窄的需求增加，激光转印相较丝网印刷优势明显。根据帝尔激光数据，目前激光转印在 HJT 上 有 30%以上银浆降低，对应每 GW 节约银浆成本千万以上。

银包铜技术适合低温电池工艺，比如 HJT。以 TOPCon 高温工艺为例，在高温下，银会从表面脱 离，使得铜颗粒暴露在空气中，因为高温迅速氧化为氧化铜，氧化铜电阻比银高得多，容易造成电池片部分区域失效。HJT 是低温工艺，2022 年年底华晟 166 的电池片背面副栅部分将全部切换 到使用银包铜技术，且转换效率不会受到影响，目前正在研发低温银浆的银包铜产品。电镀铜作 为替代银浆丝网印刷的工艺，是一种非接触式电制备技术，利用电解原理在导电层表面沉积金 属，主要基于种子层栅线的方法替代丝网印刷制作电，即制备阻挡层和铜种子层后，再制备掩 膜并进行层压、曝光、显影，之后进行电镀并去除各层材料实现导通。

目前金属电仍以银电为主，2021 年市场占比达到 99.9%。由于银价格较高，部分企业正积 开发利用铜替代银的电技术，主要分为银包铜浆料结合丝印技术和电镀铜技术。

无主栅技术 。无主栅（SWCT、0BB）概念x早由加拿大光伏公司 Day 4 Energy 提出， 2008 年获得相关专利 技术，目前尚处在试验阶段。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，相当于采用多根金属丝（≥10 根）代替常规焊带，让更多更细的焊带直接连接电 池细栅，汇集电流的同时实现电池互连。取消了常规组件工艺中电池焊带串焊的环节，在电池层 面取消了传统的主栅。无主栅技术消除了主栅并优化细栅的宽度和间距，能够有效降低 25%的遮 挡面积，理论上能够降低 75%-80%的银浆用量。无主栅技术实现方式主要有两种，一是以铜线导电膜代替主栅，二是直接以铜线代替主栅。无主 栅技术目前仍不成熟，且需要组件端配合，目前尚无市场化产品。无主栅技术要求更高精密的微 米、低熔点焊带，带动光伏焊带企业精进研发。

MWT 技术。 MWT（Metal Wrap Through）全称为金属穿孔卷绕技术，采用激光打孔、背面布线的技术消除正 面电的主栅线，正面电细栅线搜集的电流通过孔洞中的银浆引到背面。此设计下，光伏电池 的正负电点都分布在电池片背面，（1）有效减少了正面栅线的遮光，提高光电转换效率；（2） 避免了焊接应力和微隐裂导致的性能衰减；（3）与其它技术具有很好的兼容性，包括 TOPCon， PERC，HJT 等；（4）能降低银浆消耗量；（5）降低了金属电—发射界面的载流子复合损 失。目前 PERC 电池市场占有率x大，并将在未来 3-5 年保持市占优势，TOPCon 电池次之， HJT 电池第三，但三者在效率上的差距非常小。MWT 作为“电池+组件”的混合技术，可以实现 和以上 PERC、TOPCon、HJT 等技术的结合优化。

MWT 电池片表面无主栅线，遮光面积减少约 3%，提供更高的输出功率。在组件环节，电池片与 电池片之间的连接均在电池片的背面实现，消除了常规组件中相邻电池片之间通过焊带从正面到 背面的连接所导致的应力，从而避免了可能产生的电池片隐裂等可靠性问题。与常规组件相比， MWT 组件在工艺上类似于半导体电路，采用“导电背板+柔性导电胶+低温固化”的方案取代了 常规的“涂锡铜带+助焊剂+高温焊接”的方案，减少了电池片的焊接应力，更适合薄硅片，据测 试，MWT 组件封装x薄可兼容 100um 左右的超薄电池片，其薄硅片应用远远领先于行业水平。

MWT 组件由于背面放导电背板，难以实现双面发电，因此目前多如 IBC 技术一样，用于一些高 端住宅和 BIPV 等单面项目，但 MWT 的技术特性，可以助力 PERC、HJT 和 TOPCon 等技术实 现单面的效率致。目前实现 MWT 量产的只有日托光伏一家企业，导致行业话语权不高、客户 认知度不够没办法写进招标文件以及规模效应不强等问题。 《中国光伏产业发展路线图》专门对 MWT 背接触技术和产品做了分析和预测，预计 2022 年市占 率在 0.8%。在众多光伏电池和组件技术中，MWT 技术横跨电池与组件环节，只做电池或组件很 难做好 MWT 技术。MWT 工序并不复杂，但工艺难度较大，技术思路上与传统技术不同，研发人 员要同时懂得电池与组件技术以及相应的装备工艺。

平价时代，配套系统升走向台前。 目前光伏产业正在迈入”大组件、大逆变器、大跨度支架、大组串”的时代。电站终端运营的投资 决策以 IRR 为纲，包括组件、逆变器、支架等技术因素以及土地资源、储能配套、电力消纳、贸易壁垒等非技术因素。随着光伏行业成本大幅降低，安全性与精细管理要求也不断提升，储能、 逆变器等渗透率随着提升。

光伏运营端精细化管理推动逆变器升

逆变器主要由晶体管等开关元件构成，通过有规则地让开关元件重复开-关，可以使直流输入变成 交流输出。此外，逆变器还能够x大限制地发扬太阳电池功能、维护系统故障，具体来说有主动 运转和停机功用、x大功率跟踪节制功用、防独自运转功用、主动电压调整功用、直流检测功用、 直流接地检测功用。逆变器的核心零部件为 IGBT，隶属于半导体行业，逆变器企业主要依赖对外 采购。

逆变器行业发展可以划分为三个阶段：2012 年前欧洲垄断；2013-2015 年中欧竞赛；2016 年至 今一超多强（欧美日），华为、阳光电源龙头地位稳固，市占率遥遥领先。华为在2013年突破组 串式逆变器的降本，2015 年组件出货量居于全球首位。

光伏逆变器的配置要重点考虑额定输出功率、输出电压的调整性能、整机效率、启动性能等技术 指标。逆变器一般分为集中式、组串式、微型逆变器三种。（1）集中式逆变器：体积大、功率 高，一般常见 500kW 以上，成本较低，适用于光照均匀的集中性地面大型光伏电站等。代表企业有国内的阳光电源、上能电气、特变电工、科士达等企业。（2）组串式逆变器：体积小、功率 适中，常见 0-255kW，成本适中，具有 MPPT 模块，可调节多块组件系统达到x优，适用于户用、 分布式系统等。代表企业有锦浪科技、固德威、古瑞瓦特等。（3）微型逆变器：体积x小，功 率x小，常见功率 1kw 以下，成本x高，具有 MPPT 模块，可调节单块组件达到x优，适用于户 用及小型分布式，代表企业为禾迈、昱能科技、Enphase 等。

集中式逆变器核心为先汇流，再逆变。多块组件串联一起提高总电压，产生的直流电进入汇流箱， 再通过汇流箱并联提高总输出电流，产生大直流功率（通常在 500KW 以上），再输入至集中式 逆变器转换为交流电。集中式逆变器需要先汇流的原因在于一般只有 2 路 MPPT，无法实现组件 串之间的大量并联，所以需要依靠汇流箱。组串式逆变器核心为先逆变，再汇流。多块组件串联 连入组串式单路 MPPT，多路 MPPT 之间并联接入组串式逆变器，直流电转换为交流电后，再接 入交流汇流箱传入电网。组串式逆变器后汇流的原因在于有多路 MPPT，自身可以实现组件串之 间的大量并联。

目前微型逆变器大多具有x大功率点跟踪 MPPT（Maximum Power Point Tracking）功能。逆变 器能够根据外界不同的环境温度、光照强度等特性来调节光伏阵列的输出功率，使得光伏阵列始 终输出x大功率。假设 MPPT 还没开始跟踪，这时组件输出电压是 500V，然后 MPPT 开始跟踪 之后，通过内部的电路结构调节回路上的电阻，以改变组件输出电压，同时改变输出电流，一直 到输出功率x大（假设是 550V x大）。

电力系统灵活性日益重要，多种系统进行调节

高比例消纳新能源关键在于提升电力系统灵活性。传统电力系统中，灵活性资源主要以各类可调 节电源及抽水蓄能电站为主。但随着能源系统逐步完善，电网运行方式将更加灵活优化，源网荷 储全环节都具有可挖掘的灵活性资源。如在电源侧，煤电装机容量大，出力稳定可控，是潜力x 大的灵活性调节资源，气电和水电调节性能出色也是优质的灵活性资源。在储能侧，抽水蓄能可 靠性高、调节性能出色，但选址受自然资源限制相对较大；电化学储能布局灵活，但目前大规模 应用仍存在一定安全隐患，且投资相对较高。而在电网侧和负荷侧主要是通过机制体制的调整从 而提高整体体系的运营效率，如电网侧统筹送受端的调峰安排，制定更加灵活的电网运行方式， 鼓励跨省、跨区共享调峰与备用资源；负荷侧需求响应有序用电的安排可以大幅减小电网日内负 荷波动等等。

“十三五”期间，我国火电灵活性改造完成率仅 38.3%，十四五期间计划完成火电灵活性改造 2 亿千瓦时。2021 年 11 月《关于开展全国煤电机改造升的通知》中，明确“十四五”期间完成 煤电机组灵活性改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦。目前山西、福建、山东、 新疆、宁夏、广东、甘肃、四川等多个省份也相继出台了电力辅助服务政策，通过电价补偿机 制，鼓励火电企业加快灵活性改造，参与深度调峰。

同时，各地都在要求配套储能，将新能源和储能融为一体，这是近几年提高稳定性的主要方式与 手段。目前储能电池的产线基本与动力电池产线通用，不过，储能具有新基建的特性，更加关注 投资回报率、回本周期、度电成本、全生命周期投资成本等。在此背景下，越来越多的电池企业 开始针对电力储能的需求专门开发相匹配的电池产品，储能电池正在走向更低度电成本、更长循 环寿命、更高安全的专属化、专业化的产品设计、工艺选择和制造路径。

磷酸铁锂电池配套的储能系统已经成为市场的主流选择。传统电化学储能技术以铅酸电池为代表， 由于其对环境危害较大，已逐渐被锂离子电池所替代。主流锂离子电池有三元锂电池、磷酸铁锂 电池和钛酸锂电池等。三元材料综合了镍酸锂、钴酸锂、锰酸锂三类材料的优点，具有容量高、 能量密度高、成本低、循环性能好、高温性能好、倍率高的特点。但制作三元锂的原材料中，钴 金属有毒，离子电池分解时产生氧气，安全性不好管理等。2022 年XXX能源局提出中大型电化学 储能电站不得选用三元锂电池。相比三元电池，磷酸铁锂电池在储能中优点突出：1）热稳定性 强，安全可靠、循环寿命和综合成本更优，2）储能系统设计灵活，能够回避能量密度低的缺点。 根据 GGII 数据，2021 年中国储能锂电池出货量 48GWH 中，磷酸铁锂路线占比约 98.5%。

户储通常使用 100AH 及以下容量电芯，工商业储能、大储电芯容量要求更高，280Ah 容量在主流 大储电芯中已经占据半壁江上以上，2022 年 10 月亿纬锂能发布了 560Ah 储能专用电池。储能电 芯向大容量方向升趋势明显。1）大电芯更容易获得高体积能量密度；2）PACK 端零部件使用 量减少，有利于成本下降；3）大电芯更易获得高容量；4）安全性提升；5）集成领域装配工艺 简化。储能系统电压越高，串联的电池越多，对电芯的一致性要求越高，同时需要配合高效的 BMS 管理系统，否则容易出现故障。

储能电站系统包括直流侧和交流测两大部分。直流侧以电池为主，同时包括温控、消防、汇流柜、 集装箱等设备，交流测以变流器为主，同时包括变压器、集装箱等。集成商负责设备采购、集成 和安装，x终向运营商交付储能电站。全国来看，风光配储基本成为硬性指标，配储比例一般为 项目装机规模的 10%-20%。配储时长为 2H。对于新能源项目投资方而言，储能收益主要来自于 提高消纳率，相当于提高利用小时数。

光伏支架向跟踪支架升，提高发电量增益

光伏支架是太阳能光伏发电系统中为了支撑、固定、转动光伏组件而设计安装的特殊设备。根据 能否跟踪太阳转动区分为固定支架和跟踪支架，跟踪支架可根据转动方式分为平单轴、斜单轴及 双轴跟踪支架。跟踪支架和固定支架差异在于投资成本与发电量增益。根据 BNEF 测算，相较于 固定支架，双面组件+跟踪器在全球 93.1%的区域可达到x低 LCOE 度电成本。相比于固定支架，跟踪支架多了电控设计与驱动设计，因此上游原材料还包括控制箱和回转减速 器。随着集成化及智能化提升，可以利用人工智能的深度学习算法确定x佳角度跟踪模式，有效提高发电效率，还可以利用物联网传感网络技术，远程、无线监控系统运行情况，有效助力光伏 电站的智能化。

跟踪支架主要销往欧美，国内渗透不足 20%，仍有提升空间。面对电池及组件转换效率提升难度 日渐增加、平坦低成本场地减少，随着跟踪支架可靠性提升及造价成本降低，跟踪支架在大型地 面电站中的渗透率日益提升，风光大基地建设利好跟踪支架推广。 固定支架技术含量较低，量产支架企业达到上千家。而跟踪支架作为高度定制化产品，业主对支 架供应商的资质、产品稳定性及项目经验审核为严格，目前市场欧美企业占据前四，2021CR4 占比 63％，美国公司 NEXTracker 和 Array Technologies 一直占据前二位置，格局相对稳定。 2021 年中国企业中信博、帷盛科技分别位列第七（市占率 5％）、第十（市占率 2％）。

财政补贴推动光伏平价，碳中和打开光伏需求天花板

1980-2008 年，我国政策对光伏产业的支持布局在宏观层面，市场推进缓慢。2009 年开始，我国 颁布了一系列财政补贴措施，刺激装机需求。我国光伏厂商不断扩大产能、规模效应明显。同时， 伴随新进入者涌入，竞争开始激烈。光伏厂商有资金、有动力开展降本增效研究。降本提效降价 和装机需求增长形成正循环，x终带动我国光伏行业进入平价时代。2011 至今，10 年来光伏组 件现货价下降约 80%。

财政补贴促进“降本和装机增长正循环”，2021年进入全面平价时代

2009 年欧债危机爆发，欧洲光伏需求迅速萎缩，我国光伏行业开始转回国内市场。为了解光伏行 业成本、确定光伏市场定价，2009、2010年XXX能源局开展了 2期特许权招标竞价项目，一期敦 煌 10MW 光伏项目获得了 1.09 元/kWh 的上网电价。在此基础上， 2009-2012 年 5 期金太阳及光 电建筑一体化示范项目共计 6333MW 装机，金太阳开启了中国光伏装机市场。此后的若干年中， 标杆电价、度电补贴、光伏扶贫、领跑者工程、户用光伏、绿证交易等政策先后登场，中国逐渐 成为全球x大的光伏市场。

2013 年度电补贴模式和标杆上网电价随之推出，实行三类资源区光伏上网电价及分布式光伏度电 补贴，光伏电价超出煤电价格的部分需由财政负担，而分布式光伏发电自用后的剩余电量，则按 脱硫煤电上网价收购，同时实行每度电一定额度的XXX补贴标准，各省的补贴力度略有不同，补 贴制度持续近十年。2021 年起新建的集中式光伏电站、工商业分布式光伏XXX不再补贴，2022 年起户用分布式也停止补贴。

2010 年两批特许权招标项目之后，业内积呼吁光伏标杆上网政策的出台。2011 年 7 月，国内 x个光伏标杆电价 1.15 元/kWh 发布。2013 年度电补贴模式和标杆上网电价随之推出，实行三 类资源区光伏上网电价及分布式光伏度电补贴，光伏电价超出煤电价格的部分需由财政负担，而 分布式光伏发电自用后的剩余电量，则按脱硫煤电上网价收购，同时实行每度电一定额度的XXX 补贴标准，补贴制度持续数十年。在此基础上，各省还有自己的补贴政策。2021 年起新建的集中 式光伏电站、工商业分布式光伏XXX不再补贴，2022 年起户用分布式也停止补贴。

光伏产业完成平价目标，迎接下一个碳中和目标

2009 年起，我国通过核准制、备案制等方式来把握光伏财政补贴指标，从而控制补贴规模，能够 长期、有效地促进光伏项目的开发。随着可再生能源发展基金紧缺，同时光伏成本下降、我国光 伏装机发展迅速，因此通过竞价制度来收缩光伏补贴，x终在 2021 年全面进入光伏平价时代。

2021 年XXX能源局在《关于征求 2021 年可再生能 源电力消纳责任权重和 2022—2030 年预期目标建议的函》中提出，2030 年全国可再生能源非水 电电力消纳责任为 25.9%。假设 2030 年全国非化石能源占比达到 26%，风电光伏电量占比不低 于 25.9%，2022-2030 年间年均等额增长 1.47 个百分点，那么 2025 年和 2030 年风电和太阳能 发电累计装机容量分别将达到 10.4 亿千瓦和 16.2 亿千瓦左右。 目前，全球各国相继加快碳中和进程，光伏在碳中和进程中有望发挥巨大作用，我国相继开展了 风光大基地、整县推进等重大项目。

2015 年领跑者计划开始实施，鼓励先进技术，制定技术标准，引导光伏发电成本的下探，提高转 换效率及组件功率。2015-2017 年三期领跑者计划中，涌现了 PERC 电池、N 型电池等多项之后 成为主流的光伏技术，组件效率、衰减等各方面的要求，也一直是光伏市场的标杆。第三期开始 区分技术领跑者和应用领跑者，在应用领跑者中率先引入竞价机制，有效减小了对补贴的依赖， 加速平价上网进程。2019 年以后，包括补贴项目，所有的光伏项目都开始了竞价模式，在竞价降 低成本的角度来看，普通项目已经向以前的领跑者项目看齐，因此未再开展第四批领跑者项目。

沙漠、戈壁、荒漠地区的大型风光电基地建设为“十四五”新能源发展的重中之重。2022 年初， XXX发改委和XXX能源局发布的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局 方案》提出，到 2030 年，规划建设风光基地总装机约 4.55 亿千瓦。我国风光大基地建设迎来明 确路线图，建设“以大型风光电基地为基础，以其周边清洁、高效、先进、节能煤电为支撑，以 稳定安全可靠的特高压输变线路为载体的新能源供给消纳体系”，是支撑清洁能源转型的重要基 础。目前x批 95GW 基地项目已全部开工建设，第二批大基地项目刚开工，而第三批风光大基 地也正在申报中。

从制造端企业格局变动来看我国光伏产业崛起

我国 2010 年以来，美、欧陆续双反，光伏出口受挫，我国财政政策、产业政策纷纷出台，直接 带动我国光伏产业发展，规模全球占比不断提升。初装补贴、标杆电价、度电补贴等财政支持使 得光伏项目 IRR 提升，光伏运营商积性高涨，大幅推动了国内光伏的装机和并网（仅 7 批可再 生能源电价附加补助目录就覆盖 54.8GW 光伏装机）。财政补贴于 2021 年完全取消，利用产业 政策代替普适性的财政补贴，能更健康地推动光伏产业市场化发展。其中，风光大基地提供了 450GW 规模的项目，整县推进项目已并网 30GW+。

截止 2021 年，从产量来看，中国四大环节产品的全球市占率均达到 78%以上。2010-2021 年， 全球/中国光伏组件从 20.8/10.2 GW 增长至 220.8/182.0GW，中国占比从 49.0%提升至 82.4%； 2010-2021 年，全球/中国电池片从 24.0/9.5 GW 增长至 223.9/198.0GW，中国占比从 39.6%提 升至 88.4%；2010-2021 年，全球/中国硅片从 23.2/11.0GW 增长至 232.9/227.0GW，中国占比 从 47.4%提升至 97.5%；2010-2021 年，全球/中国多晶硅从 17.0/4.2 万吨增长至 64.2/50.25 万 吨，中国占比从 24.7%提升至 78.7%。

2010 年以来中国企业持续加码，实现了中国为主导的逆袭。受益于扶持政策，光伏需求旺盛，中 国光伏厂商不断扩大产能、规模效应明显。同时，伴随新进入者涌入，竞争开始激烈。光伏厂商 有资金、有动力开展降本增效研究，成果明显，比如，中国光伏专利数目仅次于日本，近年来电 池x高转换效率纪录大多由中国光伏厂商打破，中国光伏厂商扶持设备国产化来进一步降本。降 本提效降价和装机需求增长形成正循环，进一步提升了中国光伏厂商的竞争力。截止 2021 年， 光伏主产业链生产规模前十中中国厂商占据绝大多数。

碳中和背景下，全球各地光伏需求旺盛

2000 年德国颁布《可再生能源法》带动欧洲光伏市场兴起，进而带动全球光伏产业开始逐步发展 起来。2004 年开始，德国、意大利等XXX纷纷出台光伏补贴政策，带动了德国太阳能光伏应用市 场。从2004年起在以欧洲、日本、美国为代表的太阳能光伏应用市场的带动下，太阳能硅的需 求呈现较快速度增长。2020 年来光伏进入平价时代，成本优势明显，光伏发电成为了全球越来越 多XXX和地区电力装机的重要选择，2021年全球光伏新增装机 170GW，较 2020年提升 30.8%。 2022 年欧洲能源危机更是加速了这一过程，预计全年全球新增光伏装机处于 205~250GW 区间。 中国四大环节产品的全球市占率均达到 78%以上，各环节均在全球占据了主要市场份额，远高于 中国的新增装机需求 32％。我国已成为全球x主要的光伏出口XXX。

欧洲：装机需求旺盛，依赖中国进口

2004 年起，德国、西班牙、意大利等XXX纷纷出台光伏补贴，高额的电价补贴使欧洲地区光伏装 机快速增长。而后在2010年以后，各国XXX基于补贴压力过大等因素，开始通过逐年下调光伏固 定电价补贴。受到固定电价补贴大幅下调以及贸易壁垒影响，2011 年后欧洲光伏装机需求开始逐 年放缓。2017 年后，随着双反到期和光伏发电成本快速下降，光伏装机量开始逐渐恢复。欧洲各 国XXX也配合欧盟的可再生能源配额目标出台相关政策，欧洲正在迎来新一轮的光伏装机需求。 从 2021 年新增装机来看，居前五的分别是德国、西班牙、荷兰、法国、波兰，德国占比 20％， 西班牙、荷兰、波兰分列二三四名，占比分别为 14％、13％、12％，其余XXX占比 41％。传统 光伏强国意大利、英国新增装机尚未恢复，而荷兰、波兰等一批新兴XXX光伏产业崛起。

2013 年，欧盟经调查后决议发动反倾销、反补贴措施，同时实施限价限量协议(Minimum Import Price，MIP)，中方承诺各家公司以高于x低进口限价的价格对欧销售太阳能产品，且每年销售量 须限制在一定配额内，未加入 MIP 协议的厂商则需缴交 47.6%的双反税。受此影响，2013 年欧 洲光伏新增装机大幅下降 37%至 11GW，此后连续几年新增装机保持在较低水平。2022 年以来，欧盟光伏产业政策频出，对欧洲光伏装机量刺激力度较大。随着欧洲天然气电价的 飙涨、俄乌冲突下对再生能源的需求蒸蒸日上，欧盟针对光伏市场大举布局，计划在2025年达到 320GW、在 2030 年达到 600GW 的光伏累积安装量。德国、英国、意大利等欧洲XXX也相继提 出有关光伏装机容量和占比的目标。

在 2022 年能源危机的刺激下， 欧洲是 2022 进口组件x为火热的市场，上半年从中国进口了 42.4 GW 的光伏组件，同比+137%。欧洲本就是全球能源转型x积的地区，叠加俄乌冲突下，因天 然气供应短缺造成的能源紧张，加速了欧洲能源转型的进程。目前欧盟以及部分欧洲XXXXXX都 定下了更积的能源转型目标，如欧盟五月的 REPowerEU Plan、德国新 Renewable Energy Act (EEG)都提升了光伏装机目标，在长期的政策利多下，欧洲仍会是中国组件的x大需求来源，我 国光伏产业将受益于欧洲长期的光伏发展目标。

美国：光伏装机稳步向上，对华贸易壁垒高

根据IEA数据，2021年美国新增光伏装机26.9GW，位居当年第二。美国累计光伏装机达123GW， 是全球主要的光伏装机市场。 美国光伏市场可以分为快速发展期、低谷期、复苏期，其中 ITC政策扮演十分重要的角色。2008- 2016 年，受益于 ITC 政策给予的 30%税收抵免，在 2006~2016 年之间光伏装机量年平均增长率 达到 68%。2017-2018 年期间，新任美国XXX更注重对传统能源的发展，ITC 税收抵免下调，光 伏新增装机步入短暂的低谷期。2019-至今，受益于光伏的降本增效，新增装机量稳步增长。

美国光伏政策发展可以分为四大类：财政激励、管理类政策、直接财政补贴和本土贸易保护。为 了促进可再生能源发展，美国实行了多项以税收优惠与减免为核心的财政激励政策，包括 ITC、 PTC、消费税&财产税减免等，进一步降低光伏装机成本及持有成本。管理类政策包含配额制、 净计量政策、PPA 电价等几种主要的模式，利用法律法规或约束性指标等方式，各地因地制宜， 设立明确的目标，进而刺激需求的增长。近十年来，美国对进口光伏产品采取多项贸易限制措 施。美国开展本土贸易保护的背后，是美国渴望大力发展本土制造业和去“中国制造”的野心。 美国通过限制生产国的商品出口，征收多轮关税，以支持和保护美国本土光伏产业的发展。但受 限于人力成本、技术壁垒、产业链发展不均衡等影响，美国光伏制造业竞争力仍然较弱。

美国 2012 年以来，为扶持本土产业发展，通过多种贸易手段对中国光伏企业进行打压，当前美 国的贸易保护政策有 ADD/CVD+201+301+UFFLPA。（1）在双反税上，相较于在东南亚设 立的企业，我国企业需要每年进行双反复审进行x终税率裁定，而东南亚设立企业则不需要。在 2022 年 3 月，美国启动针对采用中国硅片的东南亚电池、组件企业的反规避调查。在拜登XXX对 光伏装机的支持下，6 月白宫宣布将对从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南进口的光伏电池以及组 件给予两年的（关税）豁免以及加速建设光伏发电。（2）在201税上，仅有部分东南亚企业能够 豁免 201（单面组件）关税，其余企业一致采用 15%关税。（3）在 301 税上，中国出口至美国 的光伏产品需缴纳 25%关税。（4）2021 年以来，涉疆法令 WRO、UFFLPA 实行，禁止我国多 晶硅主要原产地新疆生产的多晶硅，旨在打压中国光伏产业、抑制对中国光伏产品的依赖。

即便美国执行贸易保护政策，但成本优势遥遥领先的中国产业链依然不可或缺。根据 EIA 数据， 2021 年度美国组件出货量 28.8GW 中，约 80%的组件出货量是进口的。49%的组件进口出货量 来自中国大陆、新加坡、中国台湾地区和越南，大部分为中国厂商；22%来自韩国、泰国和阿联酋； 14%来自马来西亚，阿特斯、天合光能、腾晖、正泰等在泰国设有工厂；15%来自其他XXX。因 此，美国组件供应一半以上都需要依靠中国制造企业，中国企业将受益于美国市场的快速增长。

印度：装机潜力巨大，贸易壁垒政策反复

印度光照资源丰富，XXX大力支持，近十年装机增长迅速。印度有着丰富的光照资源，具备得天 独厚的光伏发展条件。印度是继中国和美国之外先进年新增装机 10GW 以上的光伏市场。2015 年，印度制定了 2022 年 100GW 的累计光伏装机目标，截至 2021 年底，印度的累计光伏装机容 量达到约 49GW，与目标差距较大。2021 年印度提出，到 2030 年，印度 50%的电力将来自可再 生能源，非化石能源产能从 2015 年设定的 450GW 增加到 500GW，任重道远。

印度历光伏贸易政策多次反复，曾经对中国等多个XXX出口到印度的光伏产品进行过反倾销 调查。（1）2012 年 11 月，印度反倾销局对来自中国大陆、中国台北、马来西亚和美国的太阳能 电池进行反倾销立案调查。x终，印度财政部选择不执行印度商工部的裁决，以无税结案。（2） 2018 年，印度对进口光伏产品征收 2 年保障措施税，随后延期 1 年至 2021 年 7 月。（3）2021 年 3 月印度正式宣布从 2022年 4 月开始对所有海外进口光伏电池和组件征收基本关税（BCD）， 其中光伏组件税率为 40%，电池税率为 25%。（4）2021 年 5 月印度对原产于或进口自中国、泰 国和越南的光伏电池及组件发起了第三次反倾销调查，2022 年 11 月终止反倾销调查。

受制于资金、技术发展、人才、原料供应等问题，印度的光伏产业发展难以摆脱对中国的依赖。 2021 年印度新增光伏装机超过 10GW，其组件需求约有 14GW（本土供应 3GW，进口自中国约 10.9GW）。印度 22Q1 从中国进口了 8.1GW 的组件，同比+429%，主要由于此前印度官方公布 4 月 1 日起印度将对组件征收 BCD 及实施 ALMM 认证，在成本上涨之前印度企业展开进口突击。

日本：光伏装机平稳增长，八成依赖进口

日本光伏产业发展较早，2005 年太阳电池产量居于全球x，光伏产业链完整，包括上游的多晶 硅料、硅片；中游的电池片、组件；下游的光伏发电系统，均有世界知名公司，夏普、京瓷曾是 全球光伏龙头。2011 年福岛核事故加速可再生能源的发展，在此之前日本光伏产业发展较为稳健。 为弥补核能退出后的巨大电力缺口，2012 年日本出台产业扶持政策，高电价补贴成功掀起了日本 市场的光伏投资热潮，2014 年日本新增装机规模达 16.4GW，成为日本光伏产业发展的x高峰。 2014 年见顶后，随着补贴逐年减少，日本新增装机规模连年下滑。

历日本全国性光伏补贴政策有可再生能源固定价格买取制度（FIT）、FIP（Feed-in Premium）等。2012 年开始实施 FIT 制度。FIT 制度下，电力公司有义务购买可再生能源发电产 生的电力，而购买成本的一部分是面向所有使用者在每月电费的基础上加收“可再生能源发电 税”，FIT 制度加速了日本利用可再生能源发电的普及。2018 年输出在 10kW 以上的产业用太阳 能发电收购价格不到 2012 年 7 月开始导入 FIT 制度时的一半水准，2019-2022 年 FIT 补贴陆续停 止。2022 年 4 月 1 日日本开始施行 FIP 制度，可再生能源发电企业售电时在市场价格上加收溢价 （补贴金额）的制度，旨在促进可再生能源的自主普及和自由竞争。

总结与展望：中国光伏产业继续奔赴新征程

总结：光伏十年取得巨大成就

供给、需求及技术三重因素共振，光伏行业受到周期性及成长性的共同作用。我国光伏产业在曲 折中发展，经历多轮竞争，从曾经的追赶者变为当下的领头羊。 需求端：光伏补贴时代，受限于较高的发电成本，光伏需求量很大程度上受到政策的影响，2012年前由欧洲市场主导；2012年后由国内政策主导。2018年光伏平价以来由海内外需求共同促进。 受欧美双反和531新政影响，2012年与2018年为光伏装机需求低谷。2021年以来碳中和目标打 开光伏空间，国内整县推进、风光大基地、欧洲能源危机等事件轮番刺激，光伏装机需求高涨。

供给端：2004-2008 年硅料短缺限制光伏装机，2009 年以后国内硅料大幅投产叠加欧美双反抑制 装机，此后硅料环节进入长达十年的产能出清；2020-2021 年玻璃短缺，玻璃价格上涨，但未严 重影响装机需求；2020 年以来硅料短缺，成为制约光伏装机的瓶颈，2022 年国内分布式装机远 高于集中式也是受硅料大幅涨价导致。2022 年硅料产能逐渐放量， 2022 年底全产业链开启降价 潮，供给端瓶颈基本解决。

技术端：2008 年冷氢化技术的突破大幅降低了光伏生产成本，奠定了晶硅的主流路线；2015 年 以来的单晶替代潮提升了光伏发电效率，同时生产成本下降，有效扩大了行业需求；近 7 年来组 件封装技术不断进步，双面、半片、多主栅等技术的普及提升了组件功率，提升了光伏发电的竞 争力；目前行业主流厂商均在进行电池片技术的研发/量产，topcon 路线量产规模x大，有望成为 短期主流；HJT 其次，有望结合薄膜电池，进入新的技术形态；IBC 路线逐步走向商业化应用。 目前光伏消纳仍是行业x大的技术难题，绿电绿证峰谷电价等电力系统改革、储能逆变器等设备 配套是当前行业关注重点。