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從21世紀中期開始，太陽能從全球電力領域邊緣的昂貴補充品，已成為了一種成本低廉的電力來源、并且可能會對目前主流電力領域產生顛覆性沖擊。在這些沖擊下產生了包括政策在內的各種各樣的阻力，導致了太陽能電力體量的增長速度驟然放緩——即便太陽能電力在越來越多的市場及細分領域正表現出越來越引人注目的經濟性。發展同樣帶來了一個非常重要的后果：太陽能電力領域方方面面競爭都在激化，在為利潤和回報帶來壓力的同時，也促使太陽能企業在捕捉價值的過程中發展自己獨特的能力。
對于太陽能企業來說，通過技術來發展自己獨特的能力是一條潛在途徑。一系列驅動，使具有先進電池結構的高效組件的商業化成為可能。本報告描述了新機會出現的背景，重點強調了先進電池技術創造價值的潛力，還描述了實現這一價值可能遇見的主要阻力。報告進一步強調，泰州中來光電科技有限公司作為一家先進技術和高效太陽能電池供應商，在此次機遇中為組件廠商們提供了一條低投資、低風險的路徑。
太陽能領域市場背景
在過去十年，太陽能行業發生了巨大的改變，概括如下（圖1）：
? 2006-2011年：全球裝機量年復合增長率（CAGR）為66%，從2006年的2.2GW增長到2011年的28.5GW；2006年至2010年，全球生產利潤加權平均值從19%增長到39%，而2011年時則跌至3%。在此期間，太陽能廠商注重增加產能、同時確保多晶硅和硅片的供應渠道。
? 2011-2016年：全球裝機量年復合增長率（CAGR）為23%，從2011年的28.5GW增長至2016年的80.5GW；在2012年至2016年間，全球生產利潤加權平均值范圍則驟降至0%~-32%。在此期間，太陽能廠商注重降低成本，包括重新商談多晶硅和/或硅片供貨合同，同時經濟有效地進入新的地域市場。
光伏系統裝機量
（GW/年）
來源：PHOTON咨詢（注：所有數據為估值）
圖表1：光伏年裝機量年復合增長率從2006-2011年的65%降到了2011-2016年的22%
在此期間，約有62%-68%的晶硅電池/組件采用的是基于P型多晶硅片“常規”鋁背場（Al-BSF）電池結構，如圖表2所示。這反映出了一系列關鍵的驅動力，包括：1）擴充產能時單位資本支出低；2）對廠商來說，運營和技術風險低；3）對開發者、EPC和投資方來說，性能和產品可替換性風險低。
光伏技術總覽
高效
常規單晶
常規多晶
來源：PHOTON咨詢注：所有數據為估值
圖表2：在2016年光伏領域快速增長階段結束之前，基于P型多晶硅片的電池/組件占晶硅組件的62-68%
放眼將來，未來5年，全球裝機量有可能停滯在每年70GW-80GW之間（最高可能達到90GW），一些區域的下跌會被其他市場的增長抵消。這將會使生產利潤極低的環境持續，越來越多的廠商會開始面臨削減成本、資本性支出有限的挑戰，同時還需要賦予產品具有競爭力的性能。
光伏系統裝機量
（GW/年）
全球裝機量預期范圍
來源：PHOTON咨詢注：所有數據為估值
圖表3：2017-2021年間，光伏年裝機量預期為70-90GW之間
N型電池歷史
N型單晶硅片與P型多晶硅片相比，技術性能的優勢是非常牢固的：
? N型電池/組件不受與硼氧有關的光致衰減的影響
? N型基底對鐵等常見金屬雜質的容忍度更高
? 基于N型硅片的電池允許雙面電池設計，可以吸收背面照射產出更高的電力
同樣值得注意的是，N型單晶硅片為真正的高效電池結構提供了基底，其中包括SunPower量產的交錯式背接觸（IBC）電池/組件，松下和全球領先的資產設備公司Meyer Burger量產的異質結（HJT）電池/組件，以及中來、Silfab量產的雙面電池/組件，Centrotherm也提供雙面電池/組件的技術設備產品包。
在2006-2016年間，出于一系列原因，大部分太陽能廠商選擇不去利用n型單晶硅片帶來的技術優勢：
? 由于多晶硅鑄造爐產能增長遠比單晶硅拉晶爐要快，多晶硅錠/片的成本一直低于單晶硅錠/片
? 全球領先的商用太陽能硅片廠商保利協鑫專注于快速提高多晶硅片產能，并憑借其多晶硅/錠/片整合商業模型的優勢，得以從其他商用硅片供應商處取得份額
? 光伏系統開發者、EPC和投資人，尤其是大型地面電站的開發者、EPC和投資人，專注于使資本性支出最小化，在其中大部分情況中都選擇了P型多晶電池
放眼未來，由于整個市場環境發生了下述重要變化，選擇N型單晶電池/組件的情況將越來越多：
? 由于單晶硅錠工藝的進步（坩堝補給和多坩堝運用能力）和單晶硅片工藝的改善（金剛線切片），單晶硅片生產成本的差距正在迅速收窄，如圖表4所示
? 隆基和天津環歐等商用硅錠/硅片廠商正在利用成本降低擴張其單晶硅錠/硅片產能，為電池廠商提供了更多單晶硅片貨源
? 中國政府的“領跑者”項目在世界最大的光伏裝機市場上為高性能組件預留了大量消化產能的空間
? 隨著大型地面電站競爭激化（如逆向拍賣市場），越來越多的系統開發者、EPC和投資人開始認可N型單晶電池/組件更為強大的長期收益能力
太陽能硅片總成本
（美元/瓦 P型156mm硅片）
多晶
單晶
來源：PHOTON咨詢注：所有數據為估值
圖表4：單晶與多晶P型硅片的價格差從2013年的0.04美元/瓦收窄到2021年的0.01美元/瓦
N型電池和價值創造
光伏系統使用N型電池/組件能獲得更高價值創造和價值獲取的原因在于：
? 基于N型硅片的電池/組件具有更高的轉換效率，從而拉低了BOS成本；由于組件在系統總成本中占比下降，BOS成本會成為越來越為重要的價值驅動力
? 基于N型硅片的電池通常比基于P型硅片的電池具有更低的溫度系數，從而可以提高實際每瓦發電量
? N型電池可以設計成雙面，兩面都能在陽光輻照下發生反應，相較單面發電的常規電池，可以大幅度提高發電量
上述因素綜合起來可以導致系統IRR較使用P型多晶硅鋁背場組件的常規系統提升3-4個百分點。如圖表5所示，即便在假設N型組件價格要貴0.05美元/瓦之后，上述因素依舊能夠提升系統IRR。在此必須強調，N型組件對系統總體經濟性的具體影響應根據具體不同的系統分類討論。
光伏系統IRR
（%）
假設N型組件價格貴0.05美元/瓦
N型組件更低的溫度系數能夠提升1%的發電量
N型組件效率假設高3.6百分點，節省BOS成本
N型雙面組件背面發電使整體發電量提升27%
常規P型多晶組件價格 BOS成本溫度系數背面發電量 N型單晶雙面
圖表5：此圖中，N型單晶雙面組件系統的IRR要比常規P型多晶組件系統高3.7個百分點
盡管N型雙面組件能夠提升系統IRR，還是得認清系統的“IRR期差”才是評估系統價值獲取的最關鍵指標。該指標為系統IRR和貼現率之差，而貼現率是系統融資的基礎。貼現率由無風險收益率與風險溢價相加組成，而風險溢價代表了系統投資人對與持有電站相關的風險的前瞻。許多因素都會影響投資人對風險的前瞻，包括組件供貨商風險、電池/組件技術風險、基于某一特定技術的某種組件的可用性風險等。如果某種基于非常規技術的系統具有較高的IRR，但是比基于常規技術的系統具有更高的貼現率，那么該非常規技術系統的IRR期差則較低，盡管其IRR更高，該系統能創造的價值也更小，如圖表6所示：
光伏系統IRR（%）
IRR期差
風險溢價
貼現率
常規P型多晶組件
N型單晶雙面組件
來源：PHOTON咨詢注：所有數據為估值
圖表6：非常規技術盡管具有較高的系統IRR，但其較高的風險溢價可導致較低的IRR期差
對于想要提供采用了非常規技術高效組件的供應商來說，該圖表尤為重要，該類供應商應采取行動降低太陽能下游領域參與者（系統開發者、安裝商、EPC，尤其是投資人）對非常規技術的預期風險。
組件制造商的低風險選項
一些現有太陽能廠商正在考慮將N型單晶組件添加到自己的產品線中，然而當他們這樣做時卻走到了兩難的地步。一方面，想要通過自有的N型單晶電池生產線生產新產品將會涉及到多方面風險。想要取得成功，廠商必須獲取低廉的硅片渠道、在新電池工藝產能中投入盡量少量的資金、發展技術和運營能力，直到成功產出高效電池，并促進其銷售和市場能力，從而保證新產品能夠達到銷量和價格目標。當前的商業環境中存在的資金和各項資源緊縮的情況加劇了這些風險和挑戰。另一方面，如果廠商堅持使用已有的常規技術產品線，則會面臨產品和技術全面落后的風險，屆時其他競爭者都能憑借更高效的產品高歌猛進。
小規模廠商研發能力有限、財務緊張，如果要以最低風險解決這種困境，則需要與擁有高效N型電池的廠商簽訂電池供貨協議，并且在本企業內只從事組件封裝。該辦法是增加N型單晶組件產能的一條低風險、低成本的途徑。
組件廠商采使用該方法的關鍵在于找到正確的電池供應商。好的電池供應商具有以下特征：
? 可以以較低價格取得N型單晶硅片貨源
? 有相當規模的產量可以保證規模化降低成本
? 具有性能優異、產品優質和融資能力強的口碑
中來是具有這些典型的特征。比如，2017年，中來的N型單晶雙面電池產能將達到2GW，而且作為許多企業的高質量/高性能封裝材料供應商，中來已經建立了良好的口碑，以往的客戶同時也是高性能N型電池的潛在客戶。
2017年4月出版
本文所包含信息及數據均來自Photon咨詢，據信為真。該信息尚未受獨立第三方驗證，我們不為其準確性、完整性和真實性作任何明示和擔保。任何觀點和估計只在出版之日反映Photon咨詢的判斷，并可能在無任何通知之情況下隨時變更。本文非意欲購買或銷售之聲明。本文出版目的只為提供信息，并非有關職業、投資或任何其他類型之建議。若任何人使用、信賴本文中所示之信息及觀點，Photon咨詢不負有任何責任。
對于太陽能企業來說，通過技術來發展自己獨特的能力是一條潛在途徑。一系列驅動，使具有先進電池結構的高效組件的商業化成為可能。本報告描述了新機會出現的背景，重點強調了先進電池技術創造價值的潛力，還描述了實現這一價值可能遇見的主要阻力。報告進一步強調，泰州中來光電科技有限公司作為一家先進技術和高效太陽能電池供應商，在此次機遇中為組件廠商們提供了一條低投資、低風險的路徑。
太陽能領域市場背景
在過去十年，太陽能行業發生了巨大的改變，概括如下（圖1）：
? 2006-2011年：全球裝機量年復合增長率（CAGR）為66%，從2006年的2.2GW增長到2011年的28.5GW；2006年至2010年，全球生產利潤加權平均值從19%增長到39%，而2011年時則跌至3%。在此期間，太陽能廠商注重增加產能、同時確保多晶硅和硅片的供應渠道。
? 2011-2016年：全球裝機量年復合增長率（CAGR）為23%，從2011年的28.5GW增長至2016年的80.5GW；在2012年至2016年間，全球生產利潤加權平均值范圍則驟降至0%~-32%。在此期間，太陽能廠商注重降低成本，包括重新商談多晶硅和/或硅片供貨合同，同時經濟有效地進入新的地域市場。
光伏系統裝機量
（GW/年）
來源：PHOTON咨詢（注：所有數據為估值）
圖表1：光伏年裝機量年復合增長率從2006-2011年的65%降到了2011-2016年的22%
在此期間，約有62%-68%的晶硅電池/組件采用的是基于P型多晶硅片“常規”鋁背場（Al-BSF）電池結構，如圖表2所示。這反映出了一系列關鍵的驅動力，包括：1）擴充產能時單位資本支出低；2）對廠商來說，運營和技術風險低；3）對開發者、EPC和投資方來說，性能和產品可替換性風險低。
光伏技術總覽
高效
常規單晶
常規多晶
來源：PHOTON咨詢注：所有數據為估值
圖表2：在2016年光伏領域快速增長階段結束之前，基于P型多晶硅片的電池/組件占晶硅組件的62-68%
放眼將來，未來5年，全球裝機量有可能停滯在每年70GW-80GW之間（最高可能達到90GW），一些區域的下跌會被其他市場的增長抵消。這將會使生產利潤極低的環境持續，越來越多的廠商會開始面臨削減成本、資本性支出有限的挑戰，同時還需要賦予產品具有競爭力的性能。
光伏系統裝機量
（GW/年）
全球裝機量預期范圍
來源：PHOTON咨詢注：所有數據為估值
圖表3：2017-2021年間，光伏年裝機量預期為70-90GW之間
N型電池歷史
N型單晶硅片與P型多晶硅片相比，技術性能的優勢是非常牢固的：
? N型電池/組件不受與硼氧有關的光致衰減的影響
? N型基底對鐵等常見金屬雜質的容忍度更高
? 基于N型硅片的電池允許雙面電池設計，可以吸收背面照射產出更高的電力
同樣值得注意的是，N型單晶硅片為真正的高效電池結構提供了基底，其中包括SunPower量產的交錯式背接觸（IBC）電池/組件，松下和全球領先的資產設備公司Meyer Burger量產的異質結（HJT）電池/組件，以及中來、Silfab量產的雙面電池/組件，Centrotherm也提供雙面電池/組件的技術設備產品包。
在2006-2016年間，出于一系列原因，大部分太陽能廠商選擇不去利用n型單晶硅片帶來的技術優勢：
? 由于多晶硅鑄造爐產能增長遠比單晶硅拉晶爐要快，多晶硅錠/片的成本一直低于單晶硅錠/片
? 全球領先的商用太陽能硅片廠商保利協鑫專注于快速提高多晶硅片產能，并憑借其多晶硅/錠/片整合商業模型的優勢，得以從其他商用硅片供應商處取得份額
? 光伏系統開發者、EPC和投資人，尤其是大型地面電站的開發者、EPC和投資人，專注于使資本性支出最小化，在其中大部分情況中都選擇了P型多晶電池
放眼未來，由于整個市場環境發生了下述重要變化，選擇N型單晶電池/組件的情況將越來越多：
? 由于單晶硅錠工藝的進步（坩堝補給和多坩堝運用能力）和單晶硅片工藝的改善（金剛線切片），單晶硅片生產成本的差距正在迅速收窄，如圖表4所示
? 隆基和天津環歐等商用硅錠/硅片廠商正在利用成本降低擴張其單晶硅錠/硅片產能，為電池廠商提供了更多單晶硅片貨源
? 中國政府的“領跑者”項目在世界最大的光伏裝機市場上為高性能組件預留了大量消化產能的空間
? 隨著大型地面電站競爭激化（如逆向拍賣市場），越來越多的系統開發者、EPC和投資人開始認可N型單晶電池/組件更為強大的長期收益能力
太陽能硅片總成本
（美元/瓦 P型156mm硅片）
多晶
單晶
來源：PHOTON咨詢注：所有數據為估值
圖表4：單晶與多晶P型硅片的價格差從2013年的0.04美元/瓦收窄到2021年的0.01美元/瓦
N型電池和價值創造
光伏系統使用N型電池/組件能獲得更高價值創造和價值獲取的原因在于：
? 基于N型硅片的電池/組件具有更高的轉換效率，從而拉低了BOS成本；由于組件在系統總成本中占比下降，BOS成本會成為越來越為重要的價值驅動力
? 基于N型硅片的電池通常比基于P型硅片的電池具有更低的溫度系數，從而可以提高實際每瓦發電量
? N型電池可以設計成雙面，兩面都能在陽光輻照下發生反應，相較單面發電的常規電池，可以大幅度提高發電量
上述因素綜合起來可以導致系統IRR較使用P型多晶硅鋁背場組件的常規系統提升3-4個百分點。如圖表5所示，即便在假設N型組件價格要貴0.05美元/瓦之后，上述因素依舊能夠提升系統IRR。在此必須強調，N型組件對系統總體經濟性的具體影響應根據具體不同的系統分類討論。
光伏系統IRR
（%）
假設N型組件價格貴0.05美元/瓦
N型組件更低的溫度系數能夠提升1%的發電量
N型組件效率假設高3.6百分點，節省BOS成本
N型雙面組件背面發電使整體發電量提升27%
常規P型多晶組件價格 BOS成本溫度系數背面發電量 N型單晶雙面
圖表5：此圖中，N型單晶雙面組件系統的IRR要比常規P型多晶組件系統高3.7個百分點
盡管N型雙面組件能夠提升系統IRR，還是得認清系統的“IRR期差”才是評估系統價值獲取的最關鍵指標。該指標為系統IRR和貼現率之差，而貼現率是系統融資的基礎。貼現率由無風險收益率與風險溢價相加組成，而風險溢價代表了系統投資人對與持有電站相關的風險的前瞻。許多因素都會影響投資人對風險的前瞻，包括組件供貨商風險、電池/組件技術風險、基于某一特定技術的某種組件的可用性風險等。如果某種基于非常規技術的系統具有較高的IRR，但是比基于常規技術的系統具有更高的貼現率，那么該非常規技術系統的IRR期差則較低，盡管其IRR更高，該系統能創造的價值也更小，如圖表6所示：
光伏系統IRR（%）
IRR期差
風險溢價
貼現率
常規P型多晶組件
N型單晶雙面組件
來源：PHOTON咨詢注：所有數據為估值
圖表6：非常規技術盡管具有較高的系統IRR，但其較高的風險溢價可導致較低的IRR期差
對于想要提供采用了非常規技術高效組件的供應商來說，該圖表尤為重要，該類供應商應采取行動降低太陽能下游領域參與者（系統開發者、安裝商、EPC，尤其是投資人）對非常規技術的預期風險。
組件制造商的低風險選項
一些現有太陽能廠商正在考慮將N型單晶組件添加到自己的產品線中，然而當他們這樣做時卻走到了兩難的地步。一方面，想要通過自有的N型單晶電池生產線生產新產品將會涉及到多方面風險。想要取得成功，廠商必須獲取低廉的硅片渠道、在新電池工藝產能中投入盡量少量的資金、發展技術和運營能力，直到成功產出高效電池，并促進其銷售和市場能力，從而保證新產品能夠達到銷量和價格目標。當前的商業環境中存在的資金和各項資源緊縮的情況加劇了這些風險和挑戰。另一方面，如果廠商堅持使用已有的常規技術產品線，則會面臨產品和技術全面落后的風險，屆時其他競爭者都能憑借更高效的產品高歌猛進。
小規模廠商研發能力有限、財務緊張，如果要以最低風險解決這種困境，則需要與擁有高效N型電池的廠商簽訂電池供貨協議，并且在本企業內只從事組件封裝。該辦法是增加N型單晶組件產能的一條低風險、低成本的途徑。
組件廠商采使用該方法的關鍵在于找到正確的電池供應商。好的電池供應商具有以下特征：
? 可以以較低價格取得N型單晶硅片貨源
? 有相當規模的產量可以保證規模化降低成本
? 具有性能優異、產品優質和融資能力強的口碑
中來是具有這些典型的特征。比如，2017年，中來的N型單晶雙面電池產能將達到2GW，而且作為許多企業的高質量/高性能封裝材料供應商，中來已經建立了良好的口碑，以往的客戶同時也是高性能N型電池的潛在客戶。
2017年4月出版
本文所包含信息及數據均來自Photon咨詢，據信為真。該信息尚未受獨立第三方驗證，我們不為其準確性、完整性和真實性作任何明示和擔保。任何觀點和估計只在出版之日反映Photon咨詢的判斷，并可能在無任何通知之情況下隨時變更。本文非意欲購買或銷售之聲明。本文出版目的只為提供信息，并非有關職業、投資或任何其他類型之建議。若任何人使用、信賴本文中所示之信息及觀點，Photon咨詢不負有任何責任。
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