在供应链成本上升的挤压下， 光伏组件企业报价明显上调，但传导并非完全顺利，阶段性地影响了终 端需求的释放。但在电站建设成本要求有望放松、终端需求相对刚性的 前提下，我们预计当前光伏制造产业链与电站端之间的供需僵局后 续有望逐步缓解，产业链价格对需求节奏的影响大于对需求总量的影 响。我们预计 2021-2022 年全球光伏装机需求分别约 160GW、190GW，同 比增速分别约 21%、19%，其中国内需求分别为 60GW、75GW，同比增速 分别为 24%、25%。

  产业链：组件盈利有望回暖，逆变器龙头盈利乐观：考虑容配比因素， 在 2021-2022 年全球光伏装机需求 160GW、190GW 的假设下，我们预计光 伏组件需求有望分别达到约 180GW、219GW。当前组件环节盈利能力受 到挤压，但展望后续，组件价格有望得到部分传导，材料成本压力有望 释放，盈利能力有望触底回升并进入向上通道。从长期视角来看，组件 企业的渠道和品牌积累对于获取并稳固竞争优势有重要意义，最终有望 帮企业形成中长期的竞争壁垒，构建一线组件企业市场集中度逐步提 升的竞争格局。逆变器方面，国产替代迅猛推进，有突出贡献的公司份额持续提 升，且有望在上游元器件紧缺的情况下保障盈利能力与盈利体量，同时 中长期格局相对来说比较稳定并受益于储能需求放量。

  新技术：HJT 研发与产业化持续推进：设备方面，通过国内设备厂商的 深入研发，当前 HJT 产线 亿元/GW，基本具备大 规模投入量产的基础。电池研发方面，通威股份、华晟新能源等研发进 度靠前的企业进展顺利，量产 25%转换效率可期。成本方面，多主栅、 高精度串焊、银铜浆料等技术进步陆续落地，有望构筑银浆降本空间， 进而推动 HJT 电池性价比逐步显现。

  2021H1 硅料价格快速上行：相比于 2019 年硅料产能的集中投放，2020-2021 年行业新产能释放较少， 加之 2020 年部分二线 年硅料环节供给格局整体偏紧。从硅料价格来看， 在 2020Q3 硅料阶段性紧缺导致的上涨之后，2020Q4 随着终端装机的兑现，硅料边际需求回落，价格 亦出现一定幅度的下降；进入 2021 年后，在硅片环节产能逐步释放、进口硅料主动提价、且硅料供 应增量不及需求增量的预期等因素支撑下，硅料价格开始新一轮上涨，近期致 密料价格已上涨至 164 元/kg（含税），相对于年初涨幅超过 95%，下游制造产业链单 W 成本对应上 升约 0.2 元/W，相对于前期价格低点上升约 0.26 元/W。

  硅片、电池片价格先后跟涨：随着硅料价格的上涨，硅片环节由于与硅料环节直接相邻，且有硅料 采购长单等因素的影响，对价格压力的传导相对主动，2021 年至今各主流尺寸硅片价格涨幅约 40%。 电池片环节由于供需格局相对不佳，对价格压力的传导相对被动，但近期亦出现非常明显涨价，M6 尺寸 电池片相对于年初价格上浮约 10%。

  光伏玻璃价格明显松动：在新产线逐步投产以及短期终端需求释放不畅等因素的影响下，光伏玻璃 报价近期慢慢的出现松动。

  部分原材料涨价亦有传导：在硅料、光伏玻璃涨价的直接影响之外，近期组件铝边框、胶膜相关的 金属与有机原材料价格亦经历了一轮上涨，加之双面组件渗透率提高导致 POE 胶膜需求结构性提升， 胶膜平均价格持续上涨较为显著，预计对光伏组件封装成本亦有一定幅度的影响。

  终端供需出现僵局，影响需求释放节奏：在供应链成本上升的挤压下，春节后光伏组件企业报价开 始明显上调。近期各大央企组件集采中，组件报价基本保持在 1.7 元/W 以上，有的最高价格甚至超过 1.8 元/W，基本回到了 2019 年 11 月的组件价格水平。但从国内需求端来看，组件报价的传导并非完全顺利，对于已启动建设的电站项目来说，组价价格 的临时上涨意味着电站业主前期的收益率测算与项目可研结论出现偏差，项目推进受阻；对于未启 动建设的项目来说，出于保持电站投资收益率的考虑，选择暂时观望的业主居于多数，组件企业与 电站业主的供需博弈出现某些特定的程度的僵局，阶段性地影响了终端需求的释放。

  央企国企电站收益率要求开始放宽：在碳中和背景下，出于加快在新能源领域的布局和发展、增加 新能源装机的迫切需求，已有央企、国企在制造产业链成本居高不下导致需求释放不畅的情况下开 始下调对光伏电站项目投资收益率的要求。根据光伏們称，已有央企将光伏电站项目全投资收益 率从 8%降至 6%-6.5%，并且明确了 25 年的财务测算周期；亦有企业保持 8%的全投资收益率要求不 变，但自有资金出资比例从 30%降至 20%，间接降低了对投资收益率的要求。我们对无补贴条件下， 8%和 6%的全投资 IRR 要求对应的光伏电站成本进行了测算，结果显示电站成本要求平均下降约 0.6 元/W，在部分煤电上网电价较高的地区降幅更明显，即使考虑后续电站参与市场化交易对收入端 的影响，收益率要求的下调亦有望释放部分装机需求。

  竞价、平价抢装节点明确：2021H1 国内光伏装机需求以 2020 年竞价结转项目与部分分布式项目为主。 按照 2020 年竞价规则规定，今年入围的竞价项目如未在 2020 年底前全容量并网，则每逾期一个季 度电价补贴降低 0.01 元/kWh，逾期两个季度（即 2021 年 6 月 30 日未并网）则取消项目补贴资格。根 据光伏們、智汇光伏等行业媒体称，近期已有部分电站业主愿意接受高价产品来进行“630”抢装。

  平价项目方面，2019 年 5 月，国家发改委、国家能源局发布《关于公布 2019 年第一批风电、光伏发 电平价上网项目的通知》，其中光伏发电项目总量 14.78GW。2020 年 8 月，国家能源局公布 2020 年 风电、光伏发电平价上网项目名单，其中光伏项目总量 33.05GW。2020 年 10 月，国家能源局综合司 下发《关于公布光伏竞价转平价上网项目的通知》，将两类竞价项目直接转为平价上网项目，包括 2019 年光伏发电国家补贴竞价已入选但逾期未并网项目 3.89GW，以及 2020 年光伏发电国家补贴竞价 申报但未入选项目 4.11GW，总计约 8GW。依照国家能源局的官方解读，列入平价项目清单的项目， 除并网消纳受限原因以外，光伏发电项目应于 2021 年底前并网，否则不能享受 20 年固定电价、优先 消纳等支持政策，同时明确已公布的 2019 年第一批平价项目亦按此要求组织建设。考虑 2019 年第一 批平价项目的实际执行情况，我们预计 2021 年内约有 45GW 以上的平价项目应进入建设并网周期， 且多数预计于 2021 年内完成建设并网。

  户用分布式需求高涨：我国户用分布式光伏采用度电补贴、限定补贴资金总额的模式，以此框定每 年大致可进入补贴名单的项目总量。2020 年我国户用分布式光伏补贴标准为 0.08 元/kWh，补贴总额 5 亿元，按此计算 2020 年可容纳约 6-7GW 户用分布式光伏项目，但由于补贴模式中 1 个月缓冲期的存 在，2020 年的缓冲月（11 月）单月户用装机达到 3.5GW，创历史记录，将 2020 年全年户用分布式光 伏装机总量拉高至 10.12GW，远超市场预期。2021 年我国户用补贴模式不变，度电补贴为 0.03 元/kWh， 光伏們等行业媒体预计 2021 年我国户用分布式光伏需求或达到 12-15GW，我们预计这一数字仍有超 预期的可能性。

  整体而言，在电站建设成本要求有望放松、终端需求相对刚性的前提下，我们预计当前光伏制 造产业链与电站端之间的供需僵局后续有望逐步缓解，产业链价格对需求节奏的影响大于对需求总 量的影响。我们预计 2021-2022 年全球光伏装机需求分别约 160GW、190GW，同比增速分别约 21%、 19%，其中国内需求分别为 60GW、75GW，同比增速分别为 24%、25%。

  非化石能源消费占比目标奠定基础，“十四五”光伏装机无忧：在 2020-2025 年能源消 费总量年均复合增长率 3.5%、2025 年非化石能源消费比例 17.8%等保守预设条件下，我们测算 2021-2025 年（即“十四五”期间）光伏新增装机空间约为 276GW，年均新增 55GW。考虑 2020 年比重目 标已提前完成，我们对消费比重更高的情况做了测算，结果显示在 18%-20%的区间内，消费比重 每提升 0.5%，“十四五”期间光伏、风电年均装机总量约提升 15GW。在 20%比重的情况下，2021-2025 年光伏年均装机空间约 110GW。

  全球“脱碳”支撑中长期需求：当前，尽快实现碳中和已成为全世界共识，在拜登就任以后，美国已重 新加入巴黎协定。此外，欧盟委员会提出到 2050 年欧洲在全世界内率先实现碳中和；日本首相菅 义伟则于 2020 年 10 月宣布日本将于 2050 年前实现碳中和，且“新一代太阳能电池和碳回收技术将是 关键”。全球主要经济体进入“脱碳”周期，有望支撑全球光伏需求景气持续向好。

  组件需求有望因容配比放开而逐步提升：2020 年 11 月，国家能源局下发公告，批准了 502 项新的 行业标准，包含关于光伏行业的《光伏发电系统效能规范（NB/T 10394-2020）》。该规范对光伏电站 容配比采取了新的规定，最高可达到 1.8:1，同时新修订待发布的《光伏电站设计规范》同样也将光 伏电站容配比限制提升至最高 1.8:1，可以认为我国光伏电站对原有容配比的限制正式放开。此前欧 美等地区光伏电站一般已经按照 1.2-1.4 倍容配比设计，因此光伏组件需求有望进一步超过光伏装机 需求。在 2021-2022 年全球光伏装机需求 160GW、190GW 的假设下，我们预计光伏组件需求有望分别 达到约 180GW、219GW。

  硅料供给紧张或于 2022 年缓解：2020 年与 2021 年上半年多晶硅料行业新产能释放较少，加之部分二 线与海外企业关停产线 年硅料环节的供给紧张。根据现有公开信息，改良西门子法方 面，头部企业预计于 2021 年下半年至 2022 年投放约 16-29 万吨新产能，预计 2022 年新增有效产出约 15-20 万吨，2020 年全年预期产出预计可满足约 240GW 组件需求，硅料供给的紧张局面或有所缓解； 如保利协鑫颗粒硅产能投放顺利，预计 2022 年可增加约 6 万吨硅料供给，对应组件需求超过 20GW， 则供需格局将更为宽松。

  光伏玻璃新产能开始释放，供需格局有望逆转：2020 年光伏玻璃供需格局紧张，在高价、高盈利能 力的背景下，各家光伏玻璃企业均放出产能扩张计划，近期有突出贡献的公司新产能已开始释放。福莱特于 2020 年四季度投产 1,000 吨/日的产线（越南海防），并完成嘉兴 600 吨/日产线 吨/日的产能（安徽凤阳、越南海防），同时福莱特计划于 2021 年继续投放约 3,600 吨/ 日新产能，2022 年预计至少投放 6,000 吨/日新产能。信义光能则计划于 2021 年投放共 4,000 吨/日新 产能。预计到 2021 年底，福莱特与信义光能光伏玻璃产能均将突破 10,000 吨/日。据卓创资讯统计， 2021-2022 年，我国规划新增光伏玻璃产能 460 万吨左右，到 2022 年底我国光伏玻璃产能将达到 1,200 万吨左右，可满足约 240-250GW 光伏组件的需求，近期光伏玻璃价格的迅速下降已开始体现格局变 化的影响。

  光伏胶膜头部新产能进入投放期：2020 年光伏胶膜龙头福斯特实施 2 亿平方米 POE 产能、2.5 亿平方 米白色 EVA 产能技改等项目，并开始投建滁州年产 5 亿平方米光伏胶膜产能，预计 2021 年内整体投 放 3-4 亿平米产能。海优新材、赛伍技术、斯威克等企业的产能扩张计划亦在推进，产能扩张总额超 过 11 亿平米，对应组件供给超过 110GW。预计随光伏胶膜新产能的逐步投放，产品价格亦有望逐 渐脱离高位，但下降幅度与速度或受到上游树脂原材料供需关系的影响。

  组件盈利能力有望触底回升：站在当前时点上展望，光伏终端供需僵局有望打破，组件价格有望得 到部分传导，同时玻璃、胶膜、硅料等关键原辅材料的供需格局预计将先后由紧转松，组件材料成 本压力有望释放，盈利能力有望触底回升并进入向上通道，部分企业亦有望兑现签单与执行时点之 间的期货利润。

  组件商业模式存在 To C 属性：组件环节直接面向光伏终端电站业主或电站系统集成商、安装商，在 分布式电站方面亦有经销模式存在，相对于硅料、硅片、电池片等环节 B2B 的模式，组件环节的商 业模式在某些特定的程度上具备 To C 属性。

  海外销售经营渠道是形成竞争优势的必要条件：目前光伏发电已逐步在整个世界范围内具备无补贴条件下 的经济性，近两年海外市场在全球光伏装机需求中的占比已提升至 60%以上，后续仍有望继续提升。 作为光伏电站建设的直接上游，光伏组件公司进行销售经营渠道的全球化、当地化布局是贴近终端市场、 保持对市场需求变化的敏感性的必然选择，从长久来看也是提升客户粘性、稳定海外市场销售规模 与业绩、充分保有未来深入拓展能源相关业务的可能性，进而获取并稳固竞争优势的必要条件。

  组件品牌具备长期价值：与硅料、硅片、电池片环节不一样，光伏行业历次格局的重大变化虽然 剧烈，亦不乏有突出贡献的公司陷入困境甚至破产，但并未使得如尚德、英利等部分历史较久的组件品牌消 亡。此外，如晶科能源、晶澳科技、天合光能、阿特斯等过往或现在仍在海外长期资金市场上市的老牌 光伏组件企业，在过往年份中虽受限于海外长期资金市场融资渠道相对不通畅等因素（市盈率、市净率 等估值指标相对于 A 股可比公司折价明显，甚至市净率常年小于 1，但在全球组件出货份额上持续 位居前列，近年来仅有隆基股份成为稳定留在全球第一梯队的新进入者，在某些特定的程度上显示出在具 备 To C 属性的海外光伏终端市场中组件品牌的长期价值。

  一二线品牌通常存在产品价差：组件环节一二线企业的产品价格一般存在小幅差异，从晶科能源（一 线）、中电光伏（二线）、中利腾晖（二线）三家企业的历史出厂价格来看，一二线 元/W，如果以一线企业价格为基准，价格差距幅度约为 3%-6%。近期在产业链成本压力 较大的情况下，一二线相对价差出现小幅扩大。

  可融资性是品牌价值的主要表现形式：可融资性（Bankability）是指组件品牌在被海外光伏电站项目 选用时可使项目获得银行融资和无追索权贷款的能力。以最具公信力的第三方研究机构彭博新能源 财经（BNEF）为代表，在可融资性的评选中，BNEF 通过对来自世界各地的银行、技术顾问、工程总 承包和独立电力生产商等全球重要光伏参与者的调查，同时通过对产品质量、长期可靠性、项目部 署绩效和制造商财务实力等多方面因素的综合考量，最终给出全球各组件品牌的可融资性评估。长 期在可融资性方面具备优势的组件企业有望在既有业绩的基础上触及更为广阔的市场，逐步扩大 组件市场占有率，形成“品牌-业绩-品牌”的正反馈，最终形成企业中长期的竞争壁垒，构建一线组件企 业市场集中度逐步提升的竞争格局。

  中国企业市场占有率持续提升：在近年来光伏逆变器产业的发展中，我国逆变器企业技术与产品逐步 升级，同时积累了海外市场的销售经营渠道与品牌认知度，在全球市场的市占率逐步提升。2019 年海外市场占有率前 9 名中，国内企业市占率 合计 35%，相比 2018 年提升 15 个百分点。2020 年在新冠疫情等因素的影响下，传统海外逆变器企业 市场占有率进一步萎缩，阳光电源、锦浪科技、固德威等上市公司逆变器产销量均大幅度增长，市占率 预计得到逐步提升，其中阳光电源市占率测算约 25%，相比于 2019 年提升 12 个百分点。

  海外逆变器市场盈利能力更优：相比于较为纯粹价格竞争的国内市场，海外主要逆变器市场较为成 熟，除产品价格外更关注产品本身可靠性、品牌及服务，具有准入门槛高、认证审核严格、认证周 期长等高壁垒的特性，价格敏感性相对更低，因此逆变器产品在海外市场的盈利能力相对较优。抢 占海外市场占有率对于提升逆变器企业整体盈利能力有显著意义。

  资产较轻、产能周期性相对较弱：相比光伏行业主产业链的硅料、硅片、电池片等环节，逆变器行 业偏向轻资产，原材料成本在经营成本中的占比超过 90%。单纯逆变器业务的企业固定资产周转率 明显高于主产业链企业，逆变器产能弹性、通用性较强，周期性相对较弱，企业在面对技术、产品 迭代时固定资产减值、淘汰的风险比较小，有利于行业竞争格局的中长期稳定。

  元器件紧缺，有突出贡献的公司有望保障供应与盈利：由于 IGBT 等关键元器件产能持续紧缺导致价格持续上涨， 部分光伏逆变器企业近期上调产品价格约 15%-20%，调涨后的价格预计基本能转移元器件的成本 上涨压力。同时，我们预计对元器件供应保障能力较强的有突出贡献的公司有望在相对不受元器件成本挤压 的基础上保障自身出货量，进而最小化盈利能力与盈利体量受损的预期。

  光伏逆变器企业具备进入储能领域的天然优势：光伏、风电出力具有间歇性与不可控性，与每时每 刻的光照条件、风力条件紧密关联，因此大规模地应用光伏、风电作为发电来源，需要按照电力系 统安全稳定的要求配置储能设施，以平滑光伏、风电的发电出力曲线。储能电站同样需要与光伏电 站逆变器类似的电能转换装置，储能逆变器与光伏逆变器在技术原理、生产制造、下游客户等方面 基本一致，储能业务渠道与光伏逆变器业务渠道共享，因此光伏逆变器企业具备进入储能领域的天 然优势，也有进入储能领域别的业务的可能性，在市场空间的中长期成长性上优于光伏主产业链环 节。

  缩短产线投资回收期或为投资方重要诉求：目前 HJT 电池正处于大规模产业化的前期，从产业目前 的研发情况去看，主工艺设备的技术突破是 HJT 提效的主要推动力之一，预计 HJT 产业化后大概率 不易摆脱设备水平对电池竞争格局的影响。大规模产业化后 HJT 电池的产能与价格或在某些特定的程度上 与单晶 PERC 电池的变化路径相仿，即价格可能在初期供需偏紧结束之后迅速下降。在这样的预期 之下，最大限度地缩短新产线的投资回收期或成为电池片厂商产能投资决策的核心关注点。

  整线 亿元/GW 或成“发令枪”：我们对 HJT 电池产业化的进度以及产业化后价格、成本、盈利等 各方面做了推演和测算，测算根据结果得出在 HJT 产能投资回收期对初始设备投资额的敏感程度在 5-6 亿元/GW 附近出现分段，设备国产化对 HJT 电池折旧成本的降低不如银浆等辅材的降本幅度显著， 但其对缩短产能投资回收期的积极影响显而易见。

  HJT 产线 亿元/GW：PECVD 是 HJT 电池生产的全部过程中的核心设备，其价值量在整条 生产线%。国内设备厂商近年来已进行了多方面的深入研发，且已取得了积极成 果。以上市公司迈为股份为例，过去 2 年，迈为股份 HJT 设备产能提升了 3 倍，GW 级设备投资所需成本 下降了 50%，推动 HJT产线亿元/GW左右的新阶段。此外，捷佳伟创板式 PECVD5500 整备交付客户，同时下一代大产能同步进入设计，将实现产能基本翻番。

  华晟新能源首条产线MW 异质结电 池组件项目真正开始流片，3 月 25 日公开了第一周的试产结果：在 500MW 量产线上的 HJT 电池片平 均转换效率达到 23.8%，最高效率达到 24.39%，试产的转换效率相当于比前期生产爬坡计划的数据提 前了一个月到一个半月。

  国产核心设备有望得到量产验证：华晟新能源 500MW 产线核心设备由迈为股份、理想万里晖等国内 HJT 设备领先厂商提供。首批投产的电池线采用了迈为股份及理想万里晖的 PECVD 设备、迈为股份 的 PVD 设备、迈为股份及中辰昊的丝网印刷设备，并使用了迈为股份 MES 系统对全电池产线进行调 度及智能优化。预计随产线继续量产化运行，国产 HJT 核心设备的效率与可靠性等指标都有望得 到进一步验证。

  通威股份 HJT 中试线 日，清华大学社科学院能源转型与社会发 展研究中心与清华大学合肥公共安全研究院访问通威太阳能（合肥）有限公司。考察团参观了正在 中试的 200MW 异质结光伏电池片产线、PERC 产线、组件产线MW 中试线批量 生产的电池片以 24.3%的转换效率为主。最近 30 周，生产电池的转换效率从 23.3%左右提升至 24.4% 左右，提效幅度明显、速度加快。

  在转换效率以外，产线生产良率也是新技术能否达到 量产要求的重要指标。通威合肥 200MW 中试线%、 97.47%、96.87%，呈现稳步提升的趋势；2021 年 2 月 28 日至 3 月 19 日的逐日生产良率多数位于 98% 以上，仅有 4 天低于 98%，体现出良好的设备生产稳定性。

  通威股份 HJT 中试线 周的提效大致通过三个阶段完 成，第一阶段的提效措施包括 CVD 膜层优化与网版图形优化，第二阶段包括产线管理提高与新浆料 的导入，第三阶段包括硅片改进与制绒/CVD/丝网印刷工艺整合优化，各类工艺升级与生产管理优化 在提效过程中都有体现，显示出 HJT 电池以及设备在研发与产业化方面的扎实推进。且现有产线后 续仍有提效的计划和目标，2021Q2-Q4 的分季度效率目标分别为 24.6%、24.8%、25%；提效措施包括 新网版、高性能浆料的应用，以及 PVD 优化、CVD 镀膜顺序优化、膜层结构优化等工艺改进，还有 产线管控提升等生产管理的进步。

  低温银浆的固有特性在某些特定的程度上限制了 HJT 电池丝网印刷工艺的降本提效。1）低温银浆导电性能相对较差，需要栅线宽度适当放大以降低电阻，由此导致低温银浆耗用量较高；

  3）低温银浆黏度特性导 致 HJT 电池电极印刷速度相对 PERC 电池偏慢；

  4）低温银浆应用量较少，价格较高。在传统 5BB电 池工艺下，HJT 电池银浆消耗量约 300mg/片，对应成本约 0.3 元/W，是 HJT 电池非硅成本的最主要构 成，银浆的降本也是 HJT 成本下降的核心路径。

  HJT 电池银浆降本可从降低银耗量和银浆降价两方面入手。在降低银 耗量方面，当前华晟、通威等产业化领先企业已普遍采用 9BB 多主栅电池工艺，可将银浆消耗量减 少至约 180mg/片。迈为股份于 2020 年 12 月提出，可通过降低主栅宽度、缩小电池栅线与组件焊带接 触的 pad 点面积等方式减少银耗，这要求组件串焊的精度进一步提升。根据华晟新能源最新的公开 发布会信息，高精度串焊与多主栅技术结合应用已将 HJT 电池银浆消耗量降低至约 160mg/片，下一 阶段有望降低至 140mg/片，相比于早期耗量已有约 50%的下降。在电池栅线结构之外，浆料本身亦 可通过材料配方的改变降低银耗量，日本 Kyoto Elex 开发的银铜混合浆料可使得银用量比纯银浆料降 低 30%，华晟新能源已开始试用此新型浆料，有望将电池单片银耗量降低至 100mg/片以下，与目前 主流电池的银耗量相仿，银浆成本有望因此下降约 0.2 元/W。后续随着浆料国产化的推进，低温银浆 价格亦有望接近普通银浆。

  此外，依照我们的测算，HJT 电池转换效率每提升 1%，在不同应用场景下 可增加组件溢价空间 0.05-0.15 元/W 不等，即可放大 HJT 电池的成本空间。考虑 HJT 电池研发力量持 续增加，且研发成果正不断涌现，我们大家都认为在不提升整体成本的基础上，25%的量产效率大概率可以 预见。

  在硅成本方面，由于基底 N 型硅片具备更高的减薄潜力，且 HJT 的电池结 构对薄硅片的兼容能力较强，硅片本身的薄片化则有望为 HJT 电池提供进一步的降本空间。目前部分国产 HJT 电池片厂商已开 始将 140μm 厚度的硅片投入量产。我们预计随异质结电池技术的应用，硅片厚度降速有望进一步 加快。

  近期上市公司明阳智能发布了重要的公告，拟分期投资建设年产 5GW 光伏高效电池和 5GW 光伏高效组件项目，电池应用 HJT 技术路线GW 电池组件产能 于 2021 年完成建设。通威股份 1GW 中试线将开始建设，晶澳科技中试线下半年陆续试产，东方日升、 爱康科技等上市公司亦有积极进展。