光伏辅材行业专题研究：光伏辅材的逻辑

（报告出品方/作者：中信证券，华鹏伟，林劼，周家禾）

投资分析：光伏辅材的机遇

光伏需求持续增长和产业链技术不断进步给光伏辅材带来投资机会。全球新增光伏装机保持持续较快增长，我们预计 2022 年和 2023 年全球新增光伏装机 分别为 250GW 和 350GW，对应 CAGR 超过 40%，全球新增光伏装机将保持持续较快增 长，这主要得益于政策的支持和成本的下降。从海外来看，包括美国、德国在内的多个国 家都公布了“双碳”发展战略，而俄乌战争也加速了多个国家对于能源独立的追求，光伏 发电成为其中最重要的选项；从国内来看，“双碳”战略的发展积极推动，风光基地项目 逐步批准落地，工商业分布式光伏和户用光伏积极推进并逐渐成为国内新增光伏装机的主 力，我们预计 2022 年国内新增光伏装机有望超 80GW，同比增长超过 40%。在此情况下， 光伏各环节辅材的需求也将有明显的增长，甚至出现供不应求的情况。

光伏技术的持续进步对多个辅材环节提出了新的要求。随着 TOPCon 电池技术的不断 成熟，产能也将迎来快速的扩张，多家龙头企业都公布了明确的产能扩张计划，我们预计 2022 年和 2023 年 TOPCon 电池产能扩张分别超过 40GW 和 100GW，从而带动银铝浆 和 POE 胶膜等产品的大规模应用；在硅片领域，为了推动成本的下降，硅片也在逐渐变 薄，已经从之前的 170um 降到现在的 150um 并向 130um 发展，从而对切割技术提出了 新的要求，部分企业在探索钨线在切割上的应用；在降本增效的趋势下，组件焊接技术和 封装技术不断进步，SMBB 技术有望得到进一步的推广，电池功率的增加和 N 型电池技术 的发展也对封装和接线盒提出了更高的要求。

新增装机保持增长，地面电站有望加速

全球新增光伏装机保持持续增长

我们预计2022年和 2023年全球新增光伏装机分别为 250GW和 350GW，对应CAGR约40%，这主要得益于政策的支持和成本的下降。从全球范围内来看，中国、美国和欧盟多国都颁布了“碳中和”的目标，在政策目标的指引下，多个国家和地区的新增装机都呈现较快增长的趋势。特别是俄乌冲突之后，欧盟等都在积极地寻求能源独立，而可再生能源成为重要的选择，光伏在其中承担了重要的角色，我们预计2022年欧洲新增光伏装机将超过55GW，同比增长超过 100%；预计2022年中国新增光伏装机超过80GW，同比增长超过40%。

除了政策的支持，技术的进步也在光伏新增装机持续增长中承担了重要的角色。我们 看到，过去 10 年，光伏组件的价格下降幅度超过 90%，这主要得益于技术进步的推动， 包括了硅料中改良西门子法的推广、金刚线切割的应用、PERC 电池的推广等。成本的持 续下降，推动了光伏在全球更大范围的应用。虽然短期有原材料价格上涨的影响，但是中 长期来看，产能持续扩张，技术进步继续向前，预计将推动成本的下降和新增装机的增长。

新增光伏装机多样化持续推进

在全球新增装机保持增长的同时，装机的多样化为产业链带来了更为深刻的影响，其 中包括了分布式光伏、光储市场和 BIPV 市场等，尤其是户用分布式光伏。而需求的多样 化也对光伏产品提出了更高的要求。在全球新增光伏装机中，分布式光伏装机的占比持续提升，2021 年全球新增分布式 光伏装机约 77GW，占总装机的比重超过 45%。中国光伏协会的数据显示，2021 年国内 新增光伏装机约 54GW，同比增长 12.5%，其中分布式光伏装机 29.28GW，同比增长 53.4%。分布式光伏占据了国内新增光伏装机的半壁江山，而在分布式光伏装机中，户用光伏装机 为 21.6GW，同比增长 39.4%。

从海外的发展情况来看，分布式光伏带动的光储市场呈现出更加快速发展的趋势。一 方面，在能源安全和绿色转型的趋势下，分布式光伏快速发展；另一方面，在欧洲电价持 续上行的趋势下，光储一体化的经济性越来越明显。需求的快速增长在产业链上也获得了 快速的反馈，逆变器企业纷纷发布储能逆变器并提供光储一体化解决方案，甚至部分组件 企业都发布了储能系统。BIPV 市场也值得期待，多家组件企业发布了轻柔组件，并提供相应的安装解决方案， 建筑建材企业也逐渐参与其中，相应的标准也亟需完善。在全球范围内，BIPV 尚处于起 步阶段，2020 年安装规模约 1GW，占全球新增光伏装机规模的 1%。BIPV 的发展前期主 要依赖政策支持，而随着经济性的不断提升，对政策的依赖度也在减弱，预计将在光伏平 价时代迎来发展契机。

近两年分布式维持高增长，风光大基地项目陆续投建，明年起集中式有望复苏放量。国内分布式光伏项目由于建设成本相对较低，且工商业项目收益模式丰富，在组件价格持 续上涨之下，仍然具备相对可观的项目收益率。2022Q1-Q3，国内光伏新增装机规模达 52.6GW（+105.9% YoY），其中集中式光伏电站新增并网容量 17.3GW，户用分布式光伏 新增 16.6GW，工商业分布式光伏新增 18.7GW，在新增装机中分别占比 33%、31%、36%， 整体来看，集中式光伏新增装机占比已下滑至过去十年新低，2022 年 10 月，各省针对第 三批风光大基地项目的申报已陆续启动，我们认为随着各省前三批风光大基地项目陆续开 工建设和并网投运，集中式光伏新增装机占比将逐步恢复至 50%以上水平。

硅料产能不断释放，原材料价格松动带动成本下行，地面电站装机需求预计将快速增 长。供需错配导致近两年硅料价格持续走高。2022Q3 随着通威股份、协鑫科技、新特能 源的硅料产能陆续释放，10 月我国多晶硅产量约 8.4 万吨，环比增长 10%。展望 2022Q4， 尽管硅料预计将迎来阶段性扩产小高峰，但随着光伏进入装机旺季，国内地面电站潜在的 开工潮推动组件企业提前备货排产，同时下游企业频频锁定长单保障硅料供应，预计年底 前硅料价格或仍将维持高位。根据各公司扩产计划，2022 年年底和 2023 年硅料将进入产 能集中释放阶段，预计年有效产量将超 130 万吨，届时硅料价格将有所松动。

组件端招投标价格已有所下降。11 月 1 日国电投 12GW 集中采购发布候选人公示， 晶科能源和通威太阳能分别以 1.88 元/W 和 1.845 元/W 拟中标三年 9GW、每年 3GW 和 三年 3GW、每年 1GW 的一二标段项目，组件类型为 182 及以上双面双玻 545Wp 及以上。随着原材料供应链紧张程度有望缓解、成本加速下降，预计 2023 年国内光伏装机将达 130GW 左右，其中地面电站占比有望再次回升至一半左右。我们预计下半年国内分布式 光伏装机规模仍有望保持较快增长，且年底地面电站市场部分项目有望实现装机集中落地， 预计国内 2022 年光伏装机将超过 80GW，其中分布式占比或保持 60%以上比例。

N型+大尺寸产能持续扩张

光伏主产业链产能持续扩张

在新增光伏装机保持持续增长的趋势下，硅料、硅片、电池片和组件保持了持续的产 能扩张，预计在产能周期的带动下，主产业链产能的扩张也将带动辅材需求快速增长，而 相关辅材也成为增长确定性最高的环节。硅料环节，根据中国光伏协会的数据，2021 年国内企业硅料的产出 50.5 万吨，进口 约 12 万吨，随着通威股份和大全能源新产能的投放，截止 2021 年年底，国内硅料的产能 超过 60 万吨。光伏新增装机不断增长推动硅料价格持续抬升（可参见我们报告《电力设 备及新能源行业光伏板块专题-硅料供需紧张或持续到 2022 年》2021-2-18），国内企业也 加快硅料产能的投放，未来两年也将迎来国内硅料投产的高峰期。根据各家新增产能的投 放计划和投放情况，我们预计到 2022 年年末和 2023 年年末，国内硅料的产能将超过 130 万吨和 200 万吨。

硅片环节，N型+大尺寸硅片渗透提速，薄片化趋势推动降本增效

2021 年，单晶硅片（P 型+N 型）市场占比约 94.5%，随着下游对单晶产品的需求增 大，单晶硅片市场占比也将进一步增大，且 N 型单晶硅片占比将持续提升。我们预计 2023 年大尺寸硅片占比有望超过 85%。根据 PV InfoLink 数据，预计至 2023 年，以 182、210 代表的大尺寸硅片合计市场占比将突破 85%，由于不同尺寸的硅片设备不能同时生产，小 尺寸硅片将会逐渐淘汰。考虑到硅片尺寸的标准化、统一化需求，以及进一步增加尺寸的 技术约束，210mm 有望成为未来相当长时间内的行业主流规格。

单晶硅片迎来扩产潮，硅片扩产后发优势凸显。在大尺寸升级加快、行业技术及成本 曲线趋于扁平化的情况下，2022 年以来单晶硅片环节迎来加速扩产潮，预计未来两年行 业新增产能将超过 300GW，2023 年底总产能或超过 600GW。

电池环节，N型电池具备高转换效率优势，渗透率有望持续提升

从目前技术发展来看，P 型 PERC 电池已经迫近效率天花板，降本速度也有所放缓。而 N 型电池效率天花板较高，电池工艺和效率提升明显加快，未来效率提升空间大，随着 国产化设备成本不断降低和工艺成熟度不断提升，预计将成为未来主流的电池技术路线， 其中 TOPCon 电池和 HJT 电池是各个厂家布局的重点。

TOPCon：量产效率提升明显，2022年以来产业化发展提速

目前 TOPCon 电池技术大幅降低了背表面场复合速率和背面金属接触复合，使得电池 具备超 700mV 的高开路电压，目前 ISFH 在实验室的最高效率已经达到 26.1%。从实验 室研发效率看，天合光能等龙头公司实验室效率均超 25%，晶科能源最高达到 25.7%。而 随着工艺简化、设备成熟度提升及设备价格下降，TOPCon 在未来 2-3 年的竞争力料将越 来越明显，这也是其大规模产业化的前提。TOPCon 可沿用大部分 PERC 工艺，并通过新 增设备在非晶硅沉积的 LPCVD/PECVD 设备以及镀膜设备环节等方式实现技术升级。且 因国内 PERC 新建产线大多预留了 TOPCon 改造空间，TOPCon 可以直接在 PERC 产线 进行升级改造，在面临大规模 PERC 产线设备资产折旧计提压力下，改造为 TOPCon 拉 长设备使用周期，可达到设备降本的目的。

龙头企业已具备规模量产能力，2022 年有望实现 TOPCon 产业化。以晶科能源、中 来股份为首的电池龙头企业率先布局 N 型 TOPCon 产能。根据基于各公司公告进行的不 完全统计，市场已投产 TOPCon 电池产能超 24GW，其中晶科已投产 16GW，中来股份 已投产 3.5GW。目前行业规划 TOPCon 产能超 80GW，主流厂商如晶澳、隆基、天合等 均具备中试线布局，有望在今年下半年起陆续投产。此外，TOPCon 技术可以最大程度兼 容 PERC 产线，生产难度远低于其他 N 型技术路线，行业内超300GW的PERC产线中， 至少有一半的产能可以升级为 TOPCon，我们预计22-23年TOPCon电池产能分别超过 40/100GW。

HJT：国产化降本空间大，有望成下一代主流技术

1）双面发电提升效率。HJT 双面对称结构，发电量要超出单面电池 10%+，目前双 面率已经达到 95%，相比其他工艺路线有明显的发电增益优势；2）光衰减低+温度系数低， 稳定性强。HJT 电池通过良好的镀膜工艺来降低界面复合改善 TCO 层及 Ag 接触性能。HJT 电池 10 年衰减小于 3%，25 年仅下降 8%。且电池温度系数小，能减少太阳光带来的 热损失；3）工艺流程更加简化，提效降本空间更大。相比 PERC 的 8 道和 TOPCon 的 10 道工艺，HJT 仅需 4 道工序即可完成，在＜250℃低温环境下制备，相比于传统 P-N 结 在 900℃高温下制备，有利于薄片化和降低热损伤来降低硅片成本，从生产效率和产品良 率上更有优势和提升空间。

效率提升+设备降本空间大，HJT 电池量产节奏将进一步加快。随着设备加速国产化 和工艺逐步提升，国内华晟、金刚玻璃及明阳智能等新进入厂商纷纷入局异质结 GW 级别 量产线。对 PERC 龙头电池厂商而言，通威股份、隆基股份等开始 GW 级别异质结电池 产线。海外方面，梅耶博格、REC 等海外电池厂商也加速布局 HJT 电池量产线，仅 2021H1 就宣布了超 8GW 的新建项目计划。截至目前，全球 HJT 规划产能已经超过 120GW，随 着设备、关键材料的进一步降本和工艺提升，预计 HJT 量产节奏将进一步加快。

技术进步和产品多样，带动辅材价值量提升

N型技术的进步，TOPCon和HJT电池产能扩张，带来了组件封装技术、电池制备工艺和硅片生产水平的变化，也带来相关辅材产品的多样化；新增光伏装机的持续增长，尤其是地面电站装机占比的回升，也将带动相关材料出货量的增加。技术变革和出货量增长将带来光伏辅材环节的投资机会。我们将从组件、电池和硅片三个环节对相关辅材进行进一步的分析。

组件端：关注胶膜、玻璃、接线盒以及边框等环节

胶膜：N型电池和双玻增加POE胶膜/共挤型胶膜需求

目前光伏组件封装技术以 EVA、POE 和 EPE（共挤型胶膜）为主，组件封装作为光 伏产业链中的关键环节，光伏行业的快速发展推动胶膜需求迎来高速增长。传统 EVA 胶 膜具有较为优良的光学性能、粘结性、流动性和性价比优势，适配 P 型电池组件结构，目 前仍占据市场主要份额。N 型电池组件在提高转换效率的同时，对组件抗 PID 性能提出更 高要求，相对 EVA 胶膜，POE 胶膜具有更强的阻水和抗老化性能，极大程度上缓解了光 伏组件在使用过程中的离子迁移从而造成组件功率下降的问题。此外，单晶 PERC 双面电 池由于其双面发电特性、以及背面场钝化和局部铝背场的设计，导致电池的背面特别容易 发生 PID 现象，尤其在双玻组件中 PID 衰减更为明显，因此 POE 胶膜在单晶 PERC 双面 电池组件中的应用呈日益增长的趋势。

从目前的行业情况来看，PERC 电池的单玻组件采用 EVA 胶膜进行封装，双玻组件采 用 EPE 胶膜进行封装；N 型电池目前主要采用 POE 胶膜进行封装。随着装机的增长和地 面电站的逐步启动，双玻需求量增加，将会带动 EPE 胶膜需求的增长；而随着 TOPCon 电池产能的扩张，将带动 POE 胶膜需求量的增加。鉴于 POE 粒子短期供给有限，从胶膜 企业的角度来看，谁能获得更多的 POE 粒子将会获得明显的竞争优势，另外，因 POE 粒 子为非极性材料，且 POE 胶膜的制备难度也更高，具有先发优势的公司竞争力更强。

POE 胶膜/共挤型胶膜渗透率有望快速提升。共挤型 POE 胶膜（EPE），是 EVA 胶膜、 POE 胶膜、EVA 胶膜三层复合采用共挤出工艺制造而成，性能处于 EVA 胶膜与 POE 胶 膜之间。共挤型 EPE 胶膜不仅有 POE 胶膜的高阻水性能，同时具有 EVA 的高粘附特性， 能良好解决 POE 胶膜在使用过程中更容易产生气泡而导致光伏组件层压良率偏低的问题， 适用于双玻组件和 N 型电池组件。随着双玻组件占比的不断提升，对于 POE 和 EPE 胶膜 的用量随之增加。CPIA 预测，到 2025 年我国双玻组件市场占比将超过单玻组件，带动 POE/EPE 胶膜材料占比持续提升。

光伏玻璃：双玻渗透率提升带动玻璃需求增加

玻璃是光伏组件的核心封装材料之一。通常来说，光伏玻璃与背板通过 EVA/POE/EPE 等胶膜将电池片密封，将铝边框和接线盒链接形成光伏组件。相比单玻，双玻组件相比单 玻组件具备发电量更高、使用寿命更长、耐候、耐腐蚀性能更优的特点。根据华经产业研 究院数据，2021 年随着双玻组件渗透率提升，光伏玻璃占组件成本比重达到 7.1%。

地面电站市场逐步启动，双玻组件的需求量将明显提升。在实际电站的运行中，双玻组件的发电量要比单玻组件的发电量高 5-10%，推动双玻组件的经济性进一步凸显。随着国内地面电站市场的逐步启动，双玻组件的需求量将明显提升，预计随着组件价格的下降以及后续硅料价格下降带来的成本下降，国内光伏地面电站将逐步加速启动建设，且光伏地面电站在新增装机中的占比也将从上半年的约1/3进一步提升。光伏地面电站建设的加速启动预计将带动双玻组件渗透率的提升，提升单W组件玻璃的用量，带动光伏玻璃行业需求加速增长。

风光大基地项目规划带动地面电站装机增长，薄型和轻量化玻璃占比逐渐提升。根据 CPIA 统计，2021 年，随着下游应用端对于双面发电组件发电增益的认可，以及受到美国 豁免双面发电组件 201 关税影响，双面组件市场占比较 2020 年上涨 7.7 个百分点至 37.4%。CPIA 预计到 2023 年，单双面组件市场占比基本相当。此外，随着双玻、大尺寸组件渗透 率的快速提升，对于组件轻量化诉求推动玻璃薄片化趋势凸显，根据 CPIA 统计，2021 年， 厚度≤2.5mm 的前盖板玻璃市占率约 32%，同比上升 4.3pcts，CPIA 预计到 2025 年薄玻 璃市占率将超过 50%。从竞争格局来看，国内信义玻璃和福莱特双龙头良性扩产稳固龙头 地位，在新增产能投放的情况下，出货量有望继续保持较快增长，我们预计福莱特 2022/2023 年底日熔量将达 20600/25400 吨（+69%/+47% YoY），市场份额有望进一步提 升。

接线盒：电流电压的加大，传统二极管接线盒向浇筑芯片接线盒转型

太阳能光伏组件接线盒是太阳能光伏组件的重要组成部分，它的主要作用包括连接太 阳能光伏组件，将组件产生的直流电引出，同时在组件发生热斑效应时，起到自动保护作 用，是太阳能光伏发电系统必不可少的配套产品。接线盒主要由盒体、盒盖、自动保护器 件、导电体、底座、连接器、电缆线等配件构成，按照封装方式可分为二极管接线盒和芯 片接线盒。

大尺寸组件出货量提升使得组件短路电流增大，催生新型接线盒产品（芯片）渗透率 提升。单穿功率作为决定系统 BOS 成本的核心指标，随着大尺寸硅片渗透率提速，部分 龙头企业通过降低开路电压、提升短路电流来提高单串功率，以此降低 BOS 成本。相比 于传统二极管接线盒，芯片接线盒的推出，减少了二极管装配环节，通过一体化浇筑和低 压封装技术提升产品散热能力，从而实现更大电流的承载能力。目前光伏企业的组件产品 功率迈入 600W+时代，未来随着 N 型和大尺寸技术不断进步，组件功率有望达到 700W+， 具体来看，天合光能于 2021 年 3 月 11 日推出的新一代 670W 超高功率组件，其最大短路 电流为 18.5A，而隆基 Hi Mo5 系列 555W 组件最大短路电流为 14.05A。因此我们认为未 来光伏组件仍将朝着高功率发展，芯片接线盒技术有望快速导入下游组件客户。

国内接线盒行业竞争较为分散，龙头企业新产品推出市占率有望进一步提升。目前国 内光伏组件接线盒市场主要公司包括通灵股份、快可电子、谐通科技、江苏海天等。整体 来看，近两年分体二极管接线盒产品同质化程度较高，随着国家政策对于光伏产业链主要 产品安全性、稳定性提出更高要求，龙头企业除了丰富产品多样性外，加码研发不断推陈 出新以提升的综合性能，市占率有望进一步提升。

边框：降本需求下卡扣短边框有望获得应用

太阳能光伏边框和支架主要起到固定、密封太阳能电池组件、增强组件强度、便于运输和安装等作用，其性能将影响到太阳能电池组件的寿命。按照使用的原材料可将太阳能边框分为三类：铝型材边框、不锈钢边框、玻璃钢型材边框，由于铝型材具备重量轻、耐蚀性强、成形容易、强度高、易切削和加工、可回收等特点，目前在太阳能边框中应用为最为普遍。近两年由于铝锭价格持续走高，铝边框成本明显上升，催生出卡扣短边框产品的下游需求。卡扣短边框产品由两段异形铝合金型材、橡胶件组成，相较传统铝边框，具有整体卡紧、受力，紧固性能好、安装更便捷、包装运输成本更低等特点，可用于双玻组件及柔性组件电站项目。

预计到 2025 年，国内双玻组件市场占比超过 50%。2021 年，随着下游应用端对于 双面发电组件发电增益的认可，双面组件市场占比上涨 7.7pcts 至 37.4%。CPIA 预测，2023 年国内双玻组件市场占比将超过 40%，2025 年将超过 50%。相较传统铝边框，卡扣短边 框产品铝用量约为铝边框产品的 30%，极大程度上降低了铝成本。根据我们上文的预测，2023 年全球光伏新增装机有望达到 350GW，其中双玻组件预计将达到 140GW，目前卡 扣短边框已实现小规模下游客户导入，待大规模验证后，出货量有望快速提升。

电池端：N型技术渗透率提升，关注银铝浆和硅烷气放量

银浆

光伏产能规模持续扩张，银浆耗量价值提升明显。根据华经产业研究院的数据，2021 年我国电池片非硅成本中银浆占比超过 30%，在电池片整体成本占比约 10%。导电银浆 由高纯度（99%）金属银的微粒、粘合剂、溶剂、助剂所组成的一种机械混合物的粘稠状 浆料。而光伏银浆由于银含量和使用场景不同又分为正银和背银，正银制备太阳能电池金 属电极的关键材料，主要起到汇集、导出光生载流子的作用，常用在 P 型电池的受光面以 及 N 型电池的双面。背面银浆主要起到粘连作用、对导电能力要求相对低、常用于 P 型电 池背光面。TOPCon 和 HJT 电池技术提高光电效率的同时，对于银浆用量也有大幅增长， 对于 TOPCon 电池而言，银浆成本占电池非硅成本 40%以上，目前单 W 银浆耗量 15-21mg， 仍显著高于 PERC 电池，而对于 HJT 电池来说，目前单 W 银浆耗量在 25-30mg。

根据中国光伏行业协会的数据， 2020 年全球银浆总耗量达 2990 吨，其中正面银浆 耗量 2137 吨、背面银浆耗量 853 吨。2020 年中国光伏银浆总耗量达到 2467 吨，占全球 需求总量的比例达 82.5%，2016-2020 年 4 年 CGRA 约为 11.7%，其中正面银浆耗量 1763 吨、背面银浆耗量 704 吨，正面银浆需求约占所有光伏银浆需求的 75%。

N 型电池技术市占率不断提升，对冲多主栅技术的快速发展对银浆用量的减少。太阳 能电池金属电极主要包括主栅和细栅，主栅用于汇流、串联，细栅用于收集光生载流子， 在不增加串联电阻的前提下，减小细栅宽度，可以降低遮光损失，提升入射光线的利用率的同时降低银浆用量。高性能银铝浆的开发，进一步提升银电极的导电性能。根据聚合股份的招股书，截止 2021 年末，公司已完成“高效 N 型 TOPCon 钝化接触电池 P+发射极高性能银铝浆”的开发。此外，帝科股份 2022 年年报中显示，其“N 型 TOPCon 电池硼扩发射极接触银铝浆产品”已开发完成，适用于高效 N 型 TOPCon 电池、新型 IBC 电池等，适配包括 SE 工艺在内的多种硼扩发射极涉及同时具备优异的低温烧结特性，良好匹配TOPCon 电池特性。

正银准入门槛较高，国内企业竞争格局相对稳定。正面银浆直接关系着太阳能电池片 的转换效率，下游客户一般会对正面银浆生产企业进行多维度、长周期的考量、认证。随 着光伏行业快速发展，国内正银需求激增，近年来国产正银在技术、性能、稳定性等指标 持续提升，涌现出以聚合股份、帝科股份、苏州固得等代表企业，逐渐打破海外企业垄断。2020 年国产正银市场占比超过 50%，预计随着 N 型电池渗透加速，国产厂商市占率将进 一步提升。

气体：TOPCon前道的催化气体硅烷气

新型电池片技术推动硅烷气需求翻倍增长。目前电子级硅烷气主要应用于光伏、显示 面板、半导体领域，可用于制造高纯度多晶硅、单晶硅、微晶硅、非晶硅、氮化硅、各种 金属硅化物。硅烷气作为一种载运硅组分的气体源，因为它纯度高和能实现精细控制，是 许多其他硅源无法取代的重要特殊气体。单硅烷通过热解反应生成晶体硅，是目前世界上 大规模生产粒状单晶硅、多晶硅的方法之一，广泛应用于微电子、光电子工业，硅烷气的 纯度将影响制造硅基晶体的纯度，而硅基晶体的纯度将极大影响下游行业产品的性能。

电子级硅烷气在光伏行业中主要应用于晶体硅太阳能电池生产工艺和薄膜太阳能电 池生产工艺。商业化生产的晶体硅太阳能电池通常采用多晶硅材料，生产过程中需要在受 光面上通过化学气相沉积制作减反射膜，在该步骤中需要用到硅烷气。传统 PERC 电池片 为单层镀膜，而 N 型 TOPCon 电池片则需要双层镀膜，因此我们认为未来硅烷气用量会 随着 TOPCon 电池产能扩产而放量。

硅片端：N型+薄片化+大尺寸趋势凸显，关注高性能坩埚、金刚线需求

石英坩埚：N型硅片对坩埚的要求提升

石英坩埚主要应用于光伏和半导体领域，可支持太阳能和半导体用户高温条件下连续 拉晶，是用来装放多晶硅原料或单晶回收料的消耗性石英器件，其高纯和高耐温耐久性为 单晶拉制以及单晶品质提供保障，是单晶拉制系统的关键辅料之一。石英坩埚在高于 1000℃ 以上使用过程中（拉晶温度在 1430℃-1500℃），坩埚外表面 SiO2 分子振动加速，随着使 用时间的加长，析晶层越来越厚，如果析晶层达到一定厚度，则石英坩埚随之破裂，因此 石英坩埚作为生产单晶硅棒环节中的消耗品，使用寿命往往在 300-400 小时。

N 型+大尺寸硅片加速渗透，有望进一步提高石英坩埚的需求量，同时对坩埚纯度、 尺寸、性能提出更高要求。N 型硅片生产要求高，设备更新改造与技术水平提升。N 型 硅片生产要求：1）N 型控碳要求高，尾碳限制总投料量不能太高，较目前 P 型单炉总投 料下降约 30%；2）N 型硅片对于控碳、纯度要求高，因此对坩埚、热场、结构件及保温 毡等材料灰分要求较高。

从设备与耗材角度看，1）基于 N 型硅片对纯度的要求，碳碳热 场的渗透率、石英坩埚更换频率及低灰分保温毡的需求量将持续增加，一般而言 N 型硅片 生产所需坩埚使用寿命较 P 型低 50-100 小时左右；2）基于 N 型硅片尺寸增加，根据 CPIA 预计，到 2023/2025 年拉棒单炉投料量分别提升至 2600/3000kg，182+硅片占比分别 85%/95%，单晶炉和坩埚等拉晶设备尺寸持续增加。以欧晶科技为例，根据其招股说明书， 2019 年以来公司石英坩埚销售中，28 英寸以上坩埚占比从 2019 年的 0.8%逐步快速提升 至 2021 年的 40.1%，我们预计未来 28 寸以上坩埚占比将进一步提升。

金刚线：薄片化+细线化进程加快

金刚线作为硅片切割环节的核心耗材，在硅片薄片化和硅料价格高企的背景下，具备 细线化的长期趋势。在硅料成本居高不下的情况下，硅片薄片化进展加速，每减薄 10um 原材料成本对应下降 2.5%，2022 年 P 型和 TOPCon 单晶硅片主流厚度分别朝着 160μm 和 155μm 以下快速下降。此外，大尺寸硅片也有助于提产降本，摊薄非硅成本且提升组 件功率。中环股份测算，210 比 166 在电站建设环节节约 12%的 BOS 成本。据 PVinfoLink 统计，2021 年大尺寸的 M10、G12 产品提升至 40%以上，且预计 2022 年有望进一步提 升至 80%左右。

用于硅片切割的金刚线母线不断变细，CPIA 预计 2030 年单晶硅片切割母线直径降 至 30-33μm。根据 CPIA 统计，2021 年金刚线母线的直径为 43-56μm。由于多晶硅的缺 陷和杂质较多，细线切割容易发生断线损耗，因此母线直径降幅不明显。而用于单晶的金 刚线母线直径呈不断下降趋势，CPIA 预计到 2030 年单晶切割母线的直径可减小至 30-33μm。细线化在切割过程中能明显减少硅料损失，等径方棒/方锭每公斤出片量将增加。此外，金刚线细化能有效减少硅片切割时对表面的损伤。

碳钢丝下线径接近极限，钨丝金刚线性能优异，多项指标优于钢丝。钨丝具有高强度、 耐磨损的物理特性，在硅片切割领域具有替代高碳钢丝的良好效果。用高碳钢丝制作的切 割母线仅有 2-4 次的使用寿命，且随着金刚线直径下降，钢丝的破断力将会降低，切割用 的单位线耗将增加，与高碳钢丝相比，钨丝具有更强的抗拉强度。当前高碳钢丝母线的常 用直径为 38-42μm 左右，已经接近钢丝线径的极限，钨丝母线的线径可达 35μm 及以下， 使用寿命达 40 次以上，具有较高的替代性价比。

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