在供大于求的背景下，光伏产业链价格持续下行。当前价格下，硅料仍有微利，硅片、电池片、组件环节已面临亏损。展望2024年全年，光伏企业如何在差异化中寻找新机？
“降本增效”推进光伏技术不断迭代,PERC电池效率接近理论极限,N型替代势在必行。
2016 年以来,光伏行业历经了从多晶向单晶、常规 BSF 向 PERC 电池的技术迭代。根据CIPA 数据，2022 年 PERC 电池的平均转换效率达为 23.2%,PERC 电池已经迫近理论效率极限，进一步提升空间有限。而TOPCon/HJT/XBC 的量产效率分别为 24.5%/24.6%/24.5%，效率提升潜力较大。N型电池扩产提速,替代P型电池势在必行。
2023年N型招标份额不断提升。
据北极星光伏网不完全统计,2023年光伏组件集中采购招标规模约 296GW,其中N型组件招标规模超过 133GW,占比约 45%。从每月数据变化来看,N型组件招标从8月开始放量,8-11 月单月N 型招标规模均超过 10GW,年底P型迅速向N型切换，12月N型招标爆发式增长,单月招标超过40GW。
我们认为,年底P型快速切换成N型可能主要有三个原因。
其一，地面电站土地成本日益高涨，分布式屋顶租金也越来越高,组件安装费用等也往往按块计算。因此，高效率、高功率的N 型组件有更高的溢价空间。其二,以国家能源局和国家电投联合开展的黑龙江大庆实证基地为代表的一系列实证数据的发布,N型组件高双面率、高发电量得到广泛认可。其三,N型组件价格持续走低,N-P型价差也在缩小，1-10月,N型组件投标均价与同标段(或同批次)P型组件投标均价的价差维持在0.1元/左右,进入10月,该价差降至0.03元/W左右甚至更低,N型组件性价比显著。
从光伏电池各技术路线产能来看,P型存量产能约 512GW,TOPCon、HJT 和 XBC 规划产能分别约为 1766GW、423GW及159GW。截至 2022 年底,TOPCon+HJT+XBC 合计产能为111GW;根据 Infolink 预测，预计 2024 年该合计产能为 1020GW,到2027年进一步增至1264GW.
根据目前的扩产情况和未来规划产能,TOPCon产能最多且新增规划产能也最多,XBC实际产能最少，仅头部公司有布局。根据 InfoLink Consulting 预测数据，预计 2024 年TOPCon 电池市占率约达到 65%,HJT 和 XBC 电池合计市占率 10%。
IBC 光伏电池属于结构创新,是一种平台型技术,可叠加材料创新衍生出 TBC 和 HBC,实现更高的转换效率。BC电池的核心优势为高效率和美观性。与其他晶硅电池相比，IBC 电池正面无金属栅线遮挡,能够最大限度地吸收太阳光，减少光学损失，正面转化效率高。此外，由于栅线都布局在背面,能够通过增加栅线宽度或密度来降低串联电阻、提高效率。由于 IBC 电池正面没有金属遮挡,电池外观美观,配合黑色背板及边框等,能够做成全黑组件,美观性强。
国内BC 电池产业化进程加快,爱旭股份与隆基绿能率先实现量产。
根据Taiyangnews2023 年底统计的实际出货产品数据,爱旭和隆基的组件效率分别为 24%和 23.2%,分别位列第一和第二名。
在产业链竞争加剧，各环节面临亏损的背景下，充沛的现金流是决定企业穿越周期、熬过寒冬生存下来的关键。
我们对比了各企业的现金流水平,头部一体化公司以及部分硅料公司优势更为明显。从现金及等价物指标来看,隆基绿能、大全能源、通威股份、天合光能、TCL 中环、晶科能源、阿特斯、阳光电源、晶澳科技等一体化龙头企业或专业化头部企业在手现金规模位于前列。
现金减去借款(长期+短期)反应了公司在极端情况下的违约风险，该指标规模越大，公司违约风险越小。从这一指标数值来看,一体化龙头企业或专业化头部企业基本无违约风险;此外，捷佳伟创、迈为股份等设备龙头企业和禾迈股份、德业股份等逆变器企业违约风险也较小。
经营活动的现金净流入是评估企业经营活动的现金流量状况和盈利能力的重要指标。硅料龙头通威股份、大全能源、特变电工等企业经营性现金净流入靠前;隆基绿能、晶科能源、晶澳科技、阿特斯等一体化龙头同样表现优异;此外硅片专业化企业TCL中环、电池专业化爱旭股份等也表现良好。
应付账款-应收款的大小能体现公司在产业链中的低位，该指标数额越大，公司在产业链中话语权越高。一体化龙头企业及头部专业化硅片、电池企业该数值较大，反应了头部企业在产业链的强势地位。
中国光伏玻璃行业市场集中度较高。
信义光能和福莱特两家企业具有先发优势，市场份额分别占比31.7%和20.3%,两个龙头企业合计市场份额过半。
此外，彩虹新能源、唐山金信、中建材三家企业分别占比7.8%、6.9%、4.9%。
从纳入听证会的项目来看,龙头企业的规模优势有望保持。根据北极星太阳能光伏网2022年6月份的统计,福莱特和信义光能纳入听证的项目分别为7个和5个，产能分别为3.5万吨/天和 2.45 万吨/天,持续领先其他企业。
龙头玻璃成本优势显著。
龙头企业具有规模效应,且在能耗把控、生产良率、专利技术、石英砂等原材料自供等方面领先,因而成本优势较为明显。从成本来看,2018-2021年，福莱特的生产成本在 15 元/m2左右的水平,而二、三线企业的生产成本在 20元/m2及以上。从毛利率来看,虽然 2020 年以来,行业整体利润下滑,但福莱特、信义光能等企业毛利率维持在20%以上，处于行业领先地位。
受益于规模优势及卓越的成本管控能力,胶膜企业龙头也具有明显的成本优势。
胶膜产品的主要原材料是上游粒子,规模大的企业对原料的议价能力强;此外，龙头企业行业深耕多年经验丰富，原材料采购策略更为精准,二者共同铸就了龙头企业的成本优势。从毛利率来看，福斯特的毛利率始终处于行业第一。
钙矿电池一般由透明导电氧化物(TCO)、电子传输层 (ETL)、钙钛矿吸光层、空穴传输层(HIL)和电极层组成。
钙钛矿电池的结构一般分为介孔结构和平面结构，平面结构又根据入射光方向不同分为 N-I-P(正式)结构和 P-I-N(反式)结构。
反式结构制备工艺更加简单、可低温成膜,是目前的主流结构。
钙钛矿电池主要可划分为五层:TCO、空穴传输层、钙钛矿层、电子传输层和背电极。生产流程可大致划分为:输入TCO 层玻璃-P1 激光划线-电荷传输层沉积-退火/干燥-钙钛矿层涂覆-退火/干燥-电荷传输层沉积-退火/干燥-P2 激光划线-背电极制作-P3 激光划线-激光清边-测试分拣封装。目前各家厂商在各层材料和工艺选择上存在分歧,分歧主要集中在电子传输层、钙钛矿层和空穴传输层的材料选择和制备设备,而对于 CO 层、背电极、激光设备和封装的工艺选择已逐渐明确,带来材料、设备较为确定性需求。
相较于主流晶硅电池，钙钛矿电池主要在理论效率、工艺、成本三方面具有优势理论效率优势主要来自三个方面：1）高吸光系数：
相较于常见光吸收材料，具有较高的光吸收系数,可以在光谱上捕获更大范围的光子能量,从而达到更高的光电转化效率。
2)带隙可调：
晶硅电池带隙固定,约 1.1ey;而钙钛矿电池可以通过调节钙钛矿组分,其带隙可在1.4~2.3ev之间变化。钙钛矿电池既可将其带隙节至 2ev附近,在弱光条件下达到 52%的光电转化效率,也可设计不同带隙的钙钛矿电池与晶硅电池叠加，从而达到更高的光电转化效率。
3)温度系数低:
晶硅电池温度系数为-0.3 左右,即温度上升1C功率会下降 0.3%,因此当温度为75°C时,出厂标定20%效率的组件实际工作效率仅为 16%，而钙钛矿电池温度系数为-0.001,因此实际工作中其发电效率基本不受温度影响。
工艺优势主要有：1)钙钦矿工艺流程简单:
目前的晶硅组件工艺流程复杂,需要在硅料硅片、电池、组件四个以上不同工厂生产,需要消耗大概3天时间,而钙钛矿组件在一个工厂就可完成生产,整个工艺流程只需要大约 45 分钟;
2)能耗低:
相较于晶硅生产过程中近千摄氏度的高温要求,钙钛矿由于原料纯度要求及较低(98%以上),最高生产温度仅需150°C,因此生产能耗远低于晶硅,据巨化控股数据显示,单瓦晶硅组件制造能耗大约为1.52KWh,而单瓦钙钛矿组件制造能耗为0.12KWh,不及晶硅组件 1/10。
成本优势主要来自：1)设备投资降本空间大:
晶硅太阳能组件的硅料、硅片、电池、组件四个生产环节全部加起来,需要大约9亿-12 亿元的投资规模,目前钙钛矿百MW产线投资额在1.3 亿左右,简单加总 1GW 投资额约为 13 亿元,与晶硅电池 GW产线投资额相当。根据业内预测，随着未来规模化优势不断凸显,钙钛矿电池GW级产线投资额有望隆至5亿元，为晶硅组件设备投资额的1/2;
2)原料成本低:
钙钛矿原料常见、不含贵金属且用量少,以50万吨硅料产量计算,仅需1000吨钙钛矿材料产量即可满足替换需求;
3)其他材料具有降本空间:
根据协鑫科技数据显示,钙钛矿光伏组件中钙钛矿材料成本占比仅为5.3%,而靶材、玻璃及封装材料成本合计占比超 60%,未来仍存在降本空间。
目前钙矿电池商业化主要面临三方面挑战:稳定性、大尺寸效率和规模化生产稳定性不足:钙钛矿电池的稳定性是决定其商业化的根本。
影响钙钛矿电池稳定性的因素主要可分为两类:外部因素和内部因素,外部因素是指钙钛矿组件暴露在环境中时，水分、氧气、温度等因素都会损伤组件缩减使用寿命，例如水分和氧气可扩散到钙钛矿层材料使其氧化分解。内部因素则是指即使纽件得到很好保护,也有可能由于钙钛矿材料自身离子的迁移和分解而使组件性能下降。
大尺寸效率下降:
随着尺寸增大,钙钛矿电池光电转化效率下降较大,制约了钙钛矿电池商业化进展。目前实验室制造的小尺寸 (<1CM?)钙钛矿电池光电转化效率已经达到 26%左右，但大面积尺寸电池的光电转化效率低于20%,这主要是三点原因造成:(1)制备大面积钙钛矿薄膜容易使得薄膜均匀性变差、缺陷增加;(2)与器件结构相关的有效光照面积减小，导致组件短路、电流密度下降:(3)与串并联结构设计和组件工艺相关，导致组件串联电阻增大，并联电阻减小。
规模化生产有难度:
目前头部公司协鑫和极电已有GW级产线建设,预计最早 2024 年下半年有GW 级产线落地。钙钛矿组件商业化必须要保证能具备足够大的产能、足够高的产品良率以及所产组件效率分布尽可能集中，这些都对GW级产线落地提出了挑战。目前其他厂商百兆瓦级中试线已基本跑通,正加速布局GW 级产线,预计 24-25 年会有更多产线落地。目前各家钙钛矿产线大多为百MW 级,头部企业组件效率已经达到 18%。由于钙钛矿层材料工艺选择尚未统一,因此我们测算时多选用无机材料并且不考虑界面修饰等因素，假设良率为90%、组件效率为 18%时，测算数据显示,钙钛矿组件成本约为1.65 元/W。远期来看预计规模化量产后，钙钛矿组件成本可降至0.5-0.6元/W。
协鑫光电、极电光能和纤纳光电产业化进程领先,协鑫光电和极电光能有望最先实现GW级别产线落地。
