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210大硅片降本成效顯著，210成為未來的發展趨勢
降本成效顯著，組件效率提升明顯。硅片在組件成本構成中占比30-40%，因此硅片技術的提升對于降低組件成本意義重大。2018年以來，硅片尺寸逐漸被優化，出現了157.4、157.75、 158.75、160+、182、210等多種尺寸。光伏硅片的變大、變薄成為各大廠商主攻的技術方向， 降本成效顯著，組件效率提升明顯。
大硅片加速滲透，是未來的發展趨勢。182/210組件符合降低供應鏈成本和度電成本的邏輯，是長期發展的趨勢，但受制于產能、成本和良率優化等方面有待提高，預期到2021年大尺寸硅片/電池產品規模化放量進程將加速。
210大硅片加速滲透，帶來設備更新需求
硅片設備：據產業調研顯示，無論182mm還是210mm，單晶生長爐可以通過部分零部件的改造實現210 的工藝適配，但是在行業發展初期，客戶主要以新建產能而非存量產能改造為主。
電池設備：由于產能擴大，主要設備擴散爐、PEVCD、絲網印刷、分選機等原有電池設備幾乎無法兼容新的210工藝，除部分自動化設備外，需要完全進行更換。因為新上產線具備優勢，老舊產能改造費用偏高。同時，210電池設備能夠兼容210及210以下電池片生產，預計210電池設備需求有望率先爆發，進一步帶動設備更新需求。
210大硅片加速滲透，帶來設備更新需求
組件設備：①主要設備排版機、串焊機、層壓機可兼容166硅片，但已經達到設備極限，不能兼容210硅片。同時， 大硅片技術對于設備的焊接能力、精度、穩定程度要求均有大幅提高。如果將硅片尺寸提高到210mm，則上述涉及的設備均需要新上產線，其原先的串焊機設備要改為大尺寸串焊機。此外，隨著工藝技術升級，多主柵電池市場占有率快速增加，多主柵串焊機的市場占有率相應會提高，當前存量市場的5主柵常規串焊機， 未來也將逐步被替代。
②串焊機未來市場空間：截至2019年底，中國組件產量98.6GW，生產線產能利用率達63.2%，則我國組件產能約160GW。目前MBB滲透率約15.8%，約140GW非MBB生產線需要改造。根據寧夏小牛公開資料顯示，年產250MW全自動12BB密柵舊線技術改造需要添加4臺串焊機，以奧特維串焊機單價約135萬為基準， 則單GW改造空間約2100萬，技術迭代帶來的串焊機總市場空間約30億元（2100萬/ GW X140 GW=29.4億 元）。其中，奧特維的市占率約80%，未來公司多主柵串焊機訂單增量可達24億元。
綜上來看，適配210尺寸的設備也可以生產166尺寸的產品，如果新上線166尺寸設備后期或許還會面臨改造，而直接跨步到210尺寸。如果將硅片尺寸調整為166mm,僅涉及部分設備改造，其余設備均可兼容。如果將硅片尺寸提高到210mm，則上述硅片、電池、組件端設備均需要新上產線，迎來設備更新高潮。
HJT：盈利能力突出
成本方面：（1）HJT電池片（12BB）的生產成本約在 0.90元/W左右，相比PERC電池片的生產成本 （0.72元/W）約高出0.18元/W。
（2）在組件環節，HJT與PERC相比的主要成本劣勢在焊帶。根據當前PERC組件焊帶的價格（70元/kg）和HJT組件焊帶的價格（100元 /kg），HJT組件的每W成本比PERC高出不到 0.02元/W。但由于HJT電池片當前的轉換效率達到24.0%，而PERC電池片當前的轉換效率為22.7%，故而1.3%的轉換效率優勢約能帶來 0.03元/W的組件非硅環節降本。綜合來看， HJT組件環節的非硅成本并不比PERC高。
基于上述兩點，HJT組件的綜合生產成本相 比PERC組件的綜合生產成本高約0.17元/W （PERC組件成本約1.26元/W，HJT組件成本 約1.43元/W）。
凈利潤方面：高端光伏市場：HJT與PERC組件端售價不含稅差為1.12元/ W ，組件生產成本差為0.17元/ W，不考慮所得稅凈利潤，即HJT與PERC的組件售價-成本，凈利潤為1.12-0.17=0.95元/W；考慮所得稅的凈利潤：0.95*(1-25%)=0.71元/W(考慮所得稅率25%)
中低端光伏市場：HJT與PERC組件端售價不含稅差為0.45元/W，組件生產成本差為0.17元/W，不考慮所得稅凈利潤，即HJT與PERC的組件售價-成本，凈利潤為0.45-0.17=0.28元/W；考慮所得稅的凈利潤：0.28*(1-25%)=0.21元/ W(考慮所得稅率25%)
凈利潤的可持續性：①雖然0.71元/W的凈利潤優勢不能長期維持，但只要PERC產能沒有被HJT完全替代，0.21元/W的凈利潤優勢（對應全球中低端光伏市場）則至少可以維持到2025年左右。
② HJT技術一旦出現GW級產能，全產業鏈的“供應商配合降本”過程將開始發揮作用。設備廠商的技術進步（如推出無主柵技術、提高節拍）、銀漿企業的競爭（低溫銀漿相比高溫銀漿溢價的降低）、硅片企業的競爭（推出120-130μm薄片、N型硅片比P型硅片的溢價降低）均將共同推動HJT技術的真實降本。
HJT：未來設備市場空間約為300億元
異質結產業化大潮的關鍵時點是2020年底。我們從現狀下、理論下、經驗下三個維度測算了異質結組件的經濟性，最終結論為異質結大規模產業化仍需滿足兩個要素：一是異質結設備投資額降至5億/GW。二是低溫銀漿的國產化。設備降本結合銀漿國產將帶來異質結電池成本降至0.86元/W（扣稅）。
異質結市場空間測算：假設2025年異質結產業發展成熟，存量異質結電池產能為300GW，增量產能為100GW；經測算設備市場空間為300億元，低溫銀漿市場空間為319億元，靶材市場空間125億元，異質結電池市場空間超3000億元，組件市場空間超5000億元。
降本成效顯著，組件效率提升明顯。硅片在組件成本構成中占比30-40%，因此硅片技術的提升對于降低組件成本意義重大。2018年以來，硅片尺寸逐漸被優化，出現了157.4、157.75、 158.75、160+、182、210等多種尺寸。光伏硅片的變大、變薄成為各大廠商主攻的技術方向， 降本成效顯著，組件效率提升明顯。
大硅片加速滲透，是未來的發展趨勢。182/210組件符合降低供應鏈成本和度電成本的邏輯，是長期發展的趨勢，但受制于產能、成本和良率優化等方面有待提高，預期到2021年大尺寸硅片/電池產品規模化放量進程將加速。
210大硅片加速滲透，帶來設備更新需求
硅片設備：據產業調研顯示，無論182mm還是210mm，單晶生長爐可以通過部分零部件的改造實現210 的工藝適配，但是在行業發展初期，客戶主要以新建產能而非存量產能改造為主。
電池設備：由于產能擴大，主要設備擴散爐、PEVCD、絲網印刷、分選機等原有電池設備幾乎無法兼容新的210工藝，除部分自動化設備外，需要完全進行更換。因為新上產線具備優勢，老舊產能改造費用偏高。同時，210電池設備能夠兼容210及210以下電池片生產，預計210電池設備需求有望率先爆發，進一步帶動設備更新需求。
210大硅片加速滲透，帶來設備更新需求
組件設備：①主要設備排版機、串焊機、層壓機可兼容166硅片，但已經達到設備極限，不能兼容210硅片。同時， 大硅片技術對于設備的焊接能力、精度、穩定程度要求均有大幅提高。如果將硅片尺寸提高到210mm，則上述涉及的設備均需要新上產線，其原先的串焊機設備要改為大尺寸串焊機。此外，隨著工藝技術升級，多主柵電池市場占有率快速增加，多主柵串焊機的市場占有率相應會提高，當前存量市場的5主柵常規串焊機， 未來也將逐步被替代。
②串焊機未來市場空間：截至2019年底，中國組件產量98.6GW，生產線產能利用率達63.2%，則我國組件產能約160GW。目前MBB滲透率約15.8%，約140GW非MBB生產線需要改造。根據寧夏小牛公開資料顯示，年產250MW全自動12BB密柵舊線技術改造需要添加4臺串焊機，以奧特維串焊機單價約135萬為基準， 則單GW改造空間約2100萬，技術迭代帶來的串焊機總市場空間約30億元（2100萬/ GW X140 GW=29.4億 元）。其中，奧特維的市占率約80%，未來公司多主柵串焊機訂單增量可達24億元。
綜上來看，適配210尺寸的設備也可以生產166尺寸的產品，如果新上線166尺寸設備后期或許還會面臨改造，而直接跨步到210尺寸。如果將硅片尺寸調整為166mm,僅涉及部分設備改造，其余設備均可兼容。如果將硅片尺寸提高到210mm，則上述硅片、電池、組件端設備均需要新上產線，迎來設備更新高潮。
HJT：盈利能力突出
HJT盈利能力突出。高端光伏市場HJT的超額凈利潤高達0.71元/W（考慮所得稅率 25%），中低端光伏市場的超額凈利潤為0.21元/W。
成本方面：（1）HJT電池片（12BB）的生產成本約在 0.90元/W左右，相比PERC電池片的生產成本 （0.72元/W）約高出0.18元/W。
（2）在組件環節，HJT與PERC相比的主要成本劣勢在焊帶。根據當前PERC組件焊帶的價格（70元/kg）和HJT組件焊帶的價格（100元 /kg），HJT組件的每W成本比PERC高出不到 0.02元/W。但由于HJT電池片當前的轉換效率達到24.0%，而PERC電池片當前的轉換效率為22.7%，故而1.3%的轉換效率優勢約能帶來 0.03元/W的組件非硅環節降本。綜合來看， HJT組件環節的非硅成本并不比PERC高。
基于上述兩點，HJT組件的綜合生產成本相 比PERC組件的綜合生產成本高約0.17元/W （PERC組件成本約1.26元/W，HJT組件成本 約1.43元/W）。
凈利潤方面：高端光伏市場：HJT與PERC組件端售價不含稅差為1.12元/ W ，組件生產成本差為0.17元/ W，不考慮所得稅凈利潤，即HJT與PERC的組件售價-成本，凈利潤為1.12-0.17=0.95元/W；考慮所得稅的凈利潤：0.95*(1-25%)=0.71元/W(考慮所得稅率25%)
中低端光伏市場：HJT與PERC組件端售價不含稅差為0.45元/W，組件生產成本差為0.17元/W，不考慮所得稅凈利潤，即HJT與PERC的組件售價-成本，凈利潤為0.45-0.17=0.28元/W；考慮所得稅的凈利潤：0.28*(1-25%)=0.21元/ W(考慮所得稅率25%)
凈利潤的可持續性：①雖然0.71元/W的凈利潤優勢不能長期維持，但只要PERC產能沒有被HJT完全替代，0.21元/W的凈利潤優勢（對應全球中低端光伏市場）則至少可以維持到2025年左右。
② HJT技術一旦出現GW級產能，全產業鏈的“供應商配合降本”過程將開始發揮作用。設備廠商的技術進步（如推出無主柵技術、提高節拍）、銀漿企業的競爭（低溫銀漿相比高溫銀漿溢價的降低）、硅片企業的競爭（推出120-130μm薄片、N型硅片比P型硅片的溢價降低）均將共同推動HJT技術的真實降本。
HJT：未來設備市場空間約為300億元
異質結產業化大潮的關鍵時點是2020年底。我們從現狀下、理論下、經驗下三個維度測算了異質結組件的經濟性，最終結論為異質結大規模產業化仍需滿足兩個要素：一是異質結設備投資額降至5億/GW。二是低溫銀漿的國產化。設備降本結合銀漿國產將帶來異質結電池成本降至0.86元/W（扣稅）。
異質結市場空間測算：假設2025年異質結產業發展成熟，存量異質結電池產能為300GW，增量產能為100GW；經測算設備市場空間為300億元，低溫銀漿市場空間為319億元，靶材市場空間125億元，異質結電池市場空間超3000億元，組件市場空間超5000億元。
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