中国光伏行业发展回顾

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中国光伏行业发展回顾中国光伏行业经历了固定标杆上网电价时期、竞价时期以及目前正在向平价迈进的过渡阶段，补贴支持政策在行业发展早期对促进装机需求及提升制造企业盈利具有显著推动作用，中国光伏企业在政策支持、技术进步以及产能扩张的带动下，产业规模迅速扩大，各环节成本优势越加明显，确立了全球竞争力与领先地位。根据测算，2020-2025年，全球光伏新增装机分别有望达到120GW、140GW、160GW、180GW、200GW、220GW，同比分别增长2.21%、16.67%、14.29%、12.50%、11.11%、10.00%，光伏还是大有可为的。今天我们来好好复盘一下1.政策驱动转向市场驱动，LCOE下降是发展主线1.1周期性与成长性兼备社会对清洁廉价能源的需求是光伏发展的根本动力：1.光伏发电清洁、低碳(甚至零碳)、可持续，受到各国政府强力支持;2.光伏降本提效潜力巨大，有望成为最廉价能源，降低全社会用电成本。光伏行业具备周期性与成长性，市值受预期驱动与业绩支撑。光伏产业存在需求、供给、技术三重周期。由于成本下降迅速且发展空间巨大，光伏产业也具有显著的成长性。光伏行业市值受到预期驱动和盈利支撑。其中预期主要受到政策边际变化、行业格局、利率、盈利预期等因素影响;盈利主要由量、价、成本三项因素决定，其深层影响因素在于补贴政策、供求关系、技术发展等方面。政策、光照资源、电网消纳、土地资源等多要素约束光伏装机：18

1(1)政策决定光伏可行性。出于补贴压力、社会用电成本等因素考虑，部分国家出台政策限定光伏装机规模。随着光伏经济性提高，政策约束有望减弱。(2)光照资源决定光伏发电经济性。太阳能空间分布不均，整体上由热带向寒带递减。光照资源直接决定光伏电站利用小时数，进而影响光伏经济性。一定的光照资源是开展光伏发电的前置条件。非洲、中东、澳大利亚等地区光照资源最为丰富，峰值日照时数普遍超过2000小时，光伏已成为当地最廉价电力来源之一。(3)电网消纳能力决定短期发展空间。在电网调度能力较弱、火电深度调峰能力较差的国家，光伏间歇性、波动性、不可预测性较强的物理缺陷导致其装机或发电量占比的上限在一个很低的位置(如装机量的1/3，发电量的1/6)。电网调度、调峰能力建设需要时间，因而对短期内光伏装机容量产生约束。(4)土地资源决定长期发展空间。太阳辐照能量密度低，光伏发电需要占用较大面积土地。太阳每秒钟到达地球陆地表面的辐射能相当于全球每年能源消耗的3.5万倍，目前全球荒漠化土地面积有3600万平方千米，假定利用0.1%荒漠面积建设光伏电站，发电量可达全球能源消耗量的1.7倍。在局部地区，土地资源稀缺是影响光伏建设成本和限制光伏装机的重要条件。但从全球总量看，光伏开发空间广阔。度电成本下降是光伏行业发展主线，技术进步是推动降本增效主旋律。建设成本和发电量是影响LCOE的根本因素，技术进步带来转换效率提升和生产效率提升，转换效率提升不仅可提升发电量增益而且可摊薄面积相关的建设成本，生产效率提升通过规模化效应可实现组件成本的优化。过去十年光伏行业降本呈现连续性趋势，前期规模效益带来的成18

2本降幅较大，随着规模效应边际递减叠加前期让利幅度较大，降本速度放缓。随着金刚线、RCZ、PERC等新技术的涌现，目前技术进步已经成为光伏行业降本增效主旋律。1.2历史回顾：量的爆发是驱动行情上涨的关键光伏产业发展可以分为三个阶段，经济性增强驱动行业从政策驱动期迈向过渡期，未来逐步步入经济性驱动期。光伏发展初期成本高昂，经济性相对火电无竞争力，依赖政府补贴。随着光伏产业链各环节不断降本增效，光伏发展进入过渡期，逐步实现用/发电侧平价，但综合电力成本依然高于火电(考虑调峰)，尚依赖政策隐性扶持(保障性收购等)。未来随着光伏发电及储能技术的进步，光伏发电综合电力成本将逐步低于火电，经济性成为装机核心动力。政策驱动期：政策决定需求周期，量的爆发驱动行情上涨。受限于较高的发电成本，历史上光伏装机主要由政策补贴驱动。2004-2011年，高额补贴政策驱动以西班牙、德国、意大利为代表的的欧洲市场光伏装机需求爆发。2013-2017年，我国光伏补贴政策确定，主导全球光伏装机需求。通过对这一阶段的历史复盘发现，需求量的增长是驱动行业盈利成长的核心动力，需求量增速的爆发则是驱动估值提高的核心动力。从趋势上看，国内光伏电池产量增速、全球光伏资本开支增速与光伏设备指数走势也高度拟合。过渡期：补贴政策弱化，经济性驱动增强。欧洲光伏市场发展较早叠加2008年金融危机影响，西班牙补贴在2009年大幅退坡，随后德国、意大利补贴也发生阶梯式退坡，欧洲光伏市场补贴政策逐步弱化，2018年，“531政策”强烈释放我国补贴退坡信号。随着光伏产业链价格的持续下降，全球部分光照资源好的地区，例如南欧的西班牙、意大利等国18

3家，率先实现发电侧平价，全球光伏产业正在逐步向市场驱动过渡。复盘历史发现，装机量增长趋于平稳，产业链盈利能力出现结构性分化，技术进步导致部分环节盈利能力显著提升，量的超预期变化主导影响行情涨跌，盈利能力对股价的支撑性增强。经济性驱动期：政策扰动退出，行业成长性凸显。短期内，我们可以看到光伏发电侧平价的实现，行业增长将摆脱补贴依赖走向内生性增长。在平价时期，制造业各环节降价压力小，利润空间有望提升;下游光伏电站方面，我们需要关注的重点是消纳及土地问题的解决，电网调度、调峰能力建设是解决消纳问题的关键，而土地问题则关乎行业长期发展空间。远期来看，“光伏+储能”综合用电成本平价上网是实现光伏成为未来100年人类新一代能源的终极目标，电池技术及储能技术的发展成为问题解决的关键。N型技术路线转换效率提升空间大，有望在实现快速推广。2.政策驱动期：政策决定需求周期，量的爆发驱动行情上涨2.1政策刺激装机爆发，需求增长重心转换补贴政策驱动全球装机出现过三轮装机高峰：2007-2008年，西班牙市场在高额补贴下兴起，2008年西班牙实现光伏装机2.89GW，在全球光伏新增装机中占比达到44.53%，推动欧洲乃至全球光伏装机快速增长。2009年西班牙补贴大幅退坡，装机骤减99%，叠加金融危机爆发后各国财政收紧，全球光伏装机增速下滑至30%。2010-2011年，补贴阶梯式退坡导致意大利、德国市场爆发抢装潮，推动全球装机增速提高。2012年，欧债危机下意大利大幅收紧补贴政策，导致装机下滑62%，叠加德国新增装机增速放缓、欧美对华双反等因素，全球光伏产业陷入低谷。18

42013-2017年，中国光伏装机大幅增长，至2017年占比达到57.41%，引领全球装机进入100GW量级，与此同时，全球光伏装机增速进入下降通道，2017年相比2016年下降35个百分点。2018年，受到政策变动影响，国内装机份额降至45.44%。全球市场正向多元化发展，以美、日、印为代表全球多国在政策及经济性支撑下份额逐步提升。2.2“规模+技术”驱动降本增效，供需关系主导超额利润规模效应叠加技术进步驱动行业降本增效。光伏行业呈现持续性的成本下降和转换效率提升趋势。2007-2019年，光伏系统成本降低主要由组件贡献，组件在系统成本占比从2007年的60%降至2019年的38.5%。2007-2012年光伏发电由实验性技术逐步迈向产业化，规模效益带来的成本降幅较大，这也是期间政策与市场频频脱节的根本原因。规模效益边际递减叠加前期让利过多，2013-2014年系统、组件价格降幅较小。2015年后，金刚线、RCZ、PERC技术渗透率提高，技术进步驱动下光伏产业再次迎来降本增效浪潮。供求关系决定价利空间。全行业供需格局变化会导致整个产业盈利的增长或下降，产业链子环节的供需变化则影响价值链的分配。2005-2008年，光伏产业链需求爆发，技术壁垒较高、扩产速度较慢的多晶硅环节产品价格一度暴涨至500美元/千克(2006年仅为100美元/千克-200美元/千克)，REC毛利率超过90%。2009年全球装机紧缩叠加前期新建产能投产，引发光伏行业第一轮严重产能过剩，多晶硅价格迅速跌至60美元/千克。18

52010-2011年，欧洲装机超预期导致供求关系逆转，产业价利拐头上行。2012年补贴收紧产能再次过剩，同期美欧对中国光伏企业提出“双反”调查，国内光伏企业利润率跌至谷底。高杠杆企业财务风险暴露，无锡尚德、LDK、英利等龙头或宣布破产重组，或被收购。2013年，欧洲最大的太阳能集团Conergy亦宣告破产。2013-2017年，光伏产品售价整体呈温和下跌，率先实现硅片环节技术突破和量产的隆基股份、中环股份毛利率显著提高。2.3行情复盘：市场预期驱动行情上涨，盈利支撑性较弱我国光伏市场在政策驱动期出现过三轮明显的上涨行情。2006年12月至2008年1月，光伏设备指数由2000.96上涨356.38%至9131.91，同期万得全A指数由1415.79上涨163.55%至3731.35;2008年11月至2011年3月，光伏设备指数由2039.51上涨534.38%至12938.3，同期万得全A指数由1242.52上涨130.58%至2865.00;2012年12月至2015年6月，光伏设备指数由3035.57上涨384.30%至14701.16，同期万得全A指数由1905.13上涨279.20%至7224.26。2007-2008年，国内企业盈利增长有限，市场预期提升推高估值。国内光伏企业主要布局电池和组件环节，附加值较低，利润增长有限。但需求侧的爆发大大提升了资本市场对行业未来增速的预期，光伏设备指数PE由2006年12月28日的36.93提升至2008年1月24日的203.82(同期万得全A指数PE仅由37.1提升至43.8)。2008年初全球金融危机爆发，光伏设备指数在行业盈利基本未改变的情况下，PE迅速由2008年1月24日的203.82降低至2008年11月3日的33.30。18

62009-2011年，估值修复与盈利提升先后兑现。2008年底，四万亿计划叠加央行强力降息，估值率先取得修复。2008年11月至2009年4月，光伏设备指数PE由33快速提升至120左右。2010年，德国、意大利爆发抢装，光伏市场全面回暖，国内产能高速扩张，2008年-2011年，国内光伏电池产量提高707%，多晶硅产量提高1766%。受益于下游需求高涨，多晶硅价格自2010年3月至2011年3月涨幅达到37.64%。量价齐升之下，光伏设备指数PE由2010年初的90左右提高至2011年9月的300以上。2011年11月、2012年9月，美欧相继执行双反政策，光伏设备指数遭遇戴维斯双杀，2012全年跌幅超过40%。2013-2015年，国内装机量爆发提升行业预期支撑大行情出现。13年后国内光伏政策密集出台，强力政策支持下，行业增长预期得以改善，估值率先修复。2013-2015年，国内光伏上网电价始终保持不变，而同期光伏组件价格降幅约为20%。光伏电站投资收益率持续提高，导致国内装机增速持续攀升。2013年11月至2016年8月，无风险利率由4.7222%持续下降至2.6401%，导致股票预期收益率下行。2015年大牛市背景中投资者风险偏好提升，风险溢价降低，更加拉低了股票预期收益率，光伏设备指数也在估值提升的驱动下快速上涨。2015年补贴退坡政策导致2016年630抢装潮透支需求，第三季度需求大幅滑落，产业链价格迅速跳水，光伏设备指数相对收益持续走低。3.过渡期：补贴政策弱化，经济性驱动增强3.1补贴政策弱化，经济性推动多元化需求爆发各国补贴政策相继退出，光伏发展动能由政策驱动逐步转向市场驱动。2008年起，光伏起步较早的西班牙、德国、意大利等国相继出台光伏补贴退坡政策。201818

7年，我国光伏产业经历了大幅度的补贴退坡和装机规模限制，产业链价格由此迎来一轮快速下跌。在补贴逐步退出的大背景下，经济性成为驱动需求增长的主要动力。光伏装机增速在经历补贴政策刺激的暴涨暴跌后，开始走向由经济性驱动的内生增长。光伏经济性驱动海外多元化装机爆发，需求增速趋缓。2018年5月至10月，光伏综合价格指数下跌超过30%，光伏发电经济性凸显。2018年“531政策”后，我国光伏装机增速锐减，在用电价格较高、光照条件较好、非技术性成本较低的部分海外市场中，光伏已成为最廉价的电力来源，希腊、德国、赞比亚、印度、巴西等国家光伏发电成本已低于当地的火电价格，经济性成为驱动部分海外平价市场装机增长的主要因素。全球光伏市场呈现出两大特点：(1)补贴退出叠加高基数导致全球新增装机增速逐渐回落;(2)光伏新增装机驱动力呈现多元化趋势，美国、日本、印度、越南、澳大利亚等需求占比提升。3.2技术进步主导价格下降，行业呈现轻资产高ROE属性技术进步成为驱动各环节成本下降的主要动能。光伏各环节技术更新迭代速度极快，从多晶到单晶，再到PERC、PERC+，以及正在产业化导入阶段的N型路线，每一轮技术革新都催生行业大规模扩产浪潮，由于新建产能在成本、效率方面具备优势，对旧产能的替代性极强。随着全球光伏需求增速回落叠加设备国产化的基本实现，光伏各环节成本下降趋势趋于平缓，技术进步成为驱动成本下降的主要因素。各环节设备国产化基本实现，投资成本大幅下降。(1)硅料环节：生产装备技术和工艺不断提升，2019年三氯氢硅西门子法多晶硅生产线设备投资成本已降至1.1亿元/千吨，同比下降4.35%;(2)硅片环节：2019年，拉棒和铸锭环节设备投资成本(包括机加环节)分别为6.1万元/吨和2.6万元/吨，同比分别下降18

86.15%、7.14%;(3)电池片环节：我国常规电池生产线关键设备已基本完成国产化，2019年PERC电池产线投资成本已降至30.3万元/MW，同比下降超过27%;(4)组件环节：国内组件生产设备已经全部国产化，2019年新上产线设备投资额为6.8万元/MW，与2018年基本持平。未来随着设备性能、单台产能以及电池片效率不断提升，各环节生产线投资成本有望进一步降低。硅片大型化趋势助力全产业链生产效率提升，降本增效效应明显。1)硅片环节：大尺寸硅片单位质量方棒拉制成本较低，总成本具备优势。受益于拉晶环节成本优势，大尺寸硅片非硅制造成本较低。以M9、M10、M12为例，三类硅片分别有望取得1.80分/W、2.13分/W、2.60分/W的非硅成本降幅(较156.75全方片)。考虑到大直径拉晶一定程度上会导致硅料损耗增加，大尺寸硅片的单瓦硅料成本略有上升。综合来看，M9、M10、M12大尺寸硅片的总成本分别较156.75全方片低3.73%、4.37%、5.25%。2)电池片环节：大尺寸硅片提升设备产能、降低耗材单瓦用量，节约单瓦制造成本。以156.75全方片为基准，M9、M10、M12规格硅片分别将电池片环节的非硅成本降低了15.23%、18.52%、22.53%。若综合考虑原材料硅片的成本降低(一体化测算)，则M9、M10、M12规格硅片分别将电池片环节的总成本降低了8.67%、10.41%、12.63%。3)组件、系统环节：大尺寸硅片封装密度更高，助力组件、系统环节进一步降本。常规组件封装时电池片与电池片之间存在一定间隙，采用大尺寸硅片能减少同功率等级组件中的电池片用量，从而减少间隙留白，提高封装密度。此外，较少的电池片用量能够降低18

9串焊时对齐主栅的难度，也便于企业的生产经营管理。若采用大尺寸硅片生产大功率组件，则还能实现接线盒、人工、折旧等成本的摊薄，并显著降低BOS成本。以M12硅片50版型组件为例，其功率可达480W，BOS成本降幅高达19.77%。“设备国产化+硅片大型化”推动全行业呈现轻资产高ROE属性。以电池片环节为例，假设固定资产残值率5%、管理费用率4%、销售费用率4%、折现率5%、所得税率25%，我们测算了1GW单晶PERC电池项目收益率情况。贷款比例50%的情况下，初始投资成本8亿元/GW时，项目第三年ROE水平约为10.5%，项目IRR约8%，投资回收期6.6年;初始投资成本分别降至6亿元/GW、4亿元/GW、2亿元/GW时，ROE水平分别达到14.3%、20.5%、32.4%，项目IRR分别为10.6%、15.5%、28.2%，投资回收期分别为5.9年、4.9年、3.2年。初始投资成本在2亿元/GW-5亿元/GW区间时，单W盈利能力约为0.04-0.05元/W。18

10行业壁垒及技术迭代速度导致各环节盈利能力出现结构性分化。硅料环节和硅片环节相对来说技术和资金壁垒较高，产能建设周期较长，因此能够维持较高的利润水平;电池片环节和组件环节相对来说技术壁垒较低，产能建设周期相对较短，呈现出较低的利润水平。由于光伏技术迭代速度较快，因此在单一环节内部，技术实力领先、率先实现产品效率突破的企业能够实现高于行业平均水平的盈利水平。以硅片环节为例，率先实现单晶路线的隆基股份盈利水平显著高于行业平均水平。3.3后发者优势减弱，行业格局改善高效路线半导体属性增强，规模化效应门槛提升，后发者优势减弱。高效路线对硅料品质、生产工艺要求大幅提升：(1)电池效率越高对于硅料的纯度要求越高，N型单晶对硅料的要求接近电子级，同时RCZ、CCZ等复投工艺则要求硅料的尺寸更小，内部加料器要求硅料尺寸小于60mm，外部加料器要求尺寸小于30mm，硅料品质要求提升;(2)高效电池技术大多采用N型路线，与传统P型电池相比，N型电池非晶硅与晶体硅沉积环节对制程环境要求严格，同时磷扩散制程需要达到适合洁净度要求并有效的钝化，生产工艺难度要求大幅提升，以现有PERC产线为基础，升级至N型产线需要增加多种关键设备，产线升级成本较高。各环节龙头具备规模和技术优势，低成本扩产巩固规模优势，行业格局逐步改善。(1)硅料：国内厂商全面压上，海外高成本产能逐步退出，国产化程度与产业集中度提升。硅料环节，东方希望、通威股份、协鑫新疆、新特能源、大全新能源可变成本及产能位于第一梯队，可变成本均低于5018

11元/KG，东方希望、通威(包头)、通威(乐山)可变成本已低于40元/KG。传统海外多晶硅巨头OCI、LDK、瓦克等可变成本显著高于国内企业，分别约为62元/KG、70元/KG、80元/KG。目前，OCI已确认关闭位于韩国的两家光伏级多晶硅工厂，德国瓦克多晶硅业务2019年由盈转亏。未来预计随着海外及国内二线厂商高成本多晶硅产能的逐步退出，国内具备成本和规模优势的低成本产能获取更多的市场份额，多晶硅行业最终将走向寡头格局。(2)硅片：双寡头格局稳固，落后产能加速出清。目前硅料环节已形成隆基股份、中环股份双寡头格局，市场格局较为稳定。2019年，隆基股份、中环股份单晶硅片产能分别达到45GW、30GW，遥遥领先晶科能源、晶澳科技等第二梯队企业。未来随着后发者优势的进一步减弱，硅片环节格局有望维持，龙头市场份额将进一步提升。(3)电池片：第一梯队规模优势已基本建立，龙头市场份额有望提升。截至2020年一季度，通威股份电池片业务非硅成本、产能位于第一梯队，有效产能达到24GW，其中PERC电池产能为21GW，单晶电池片非硅成本达到0.2-0.25元/W;第二梯队厂商包括润阳、苏民、山西潞安、平煤、金寨嘉悦等，非硅成本达到0.25-0.3元/W。垂直一体化厂商中，隆基股份单晶电池非硅成本、产能处于领先位置，有效产能为15GW，非硅成本达到0.25-0.3元/W;东方日升紧随其后，有效产能为5.4GW，非硅成本达到0.3-0.35元/W。第一梯队成本与规模优势明显，市场份额有望进一步提升。(4)组件：组件环节竞争格局较为分散，晶科能源、晶澳科技、天合光能、隆基股份、阿特斯位居前五。相对而言，组件环节技术与资金壁垒较低，市场格局较为分散。2018-201918

12年，全球组件出货量厂商排名较为稳定，晶科能源、晶澳科技、天合光能、隆基股份、阿特斯位居前五。预计未来技术与成本领先、市场开拓能力强的龙头组件厂商在激烈的竞争中更具优势，2020年CR5占比有望提升到57.25%。3.4行情复盘：预期驱动总体涨跌，盈利支撑性增强我国光伏市场在过渡期至今为止出现过两轮较为明显的上涨行情。2017年6月至2017年11月，光伏设备指数由6272.93上涨47.16%至9231.5，同期万得全A指数由4106.64上涨16.15%至4770.05;2018年10月至2020年7月，光伏设备指数由4410.36上涨176.35%至12188.10，同期万得全A指数由3179.54上涨65.22%至5,253.30。预期驱动总体行情涨跌，盈利支撑性增强。2017年6月至2017年11月，我国光伏产业处于量价齐升的景气周期，在预期与盈利的双重支撑下，光伏设备指数2018年531新政重创国内需求与行业信心，新政出台后，光伏产业量价利齐跌。2018年5月至10月，光伏设备指数PE由26.33下调至16.18，光伏设备指数由7589点下调至4410点。随着海外光伏需求的爆发，光伏产业基本面边际改善明显。叠加2018年11月2日国家能源局 召开的光伏座谈会提振市场预期，光伏设备指数PE随之开始上行。2018年10月至2020年7月，光伏设备指数PE由16.18上调至37.50。单晶路线快速渗透推动单晶龙头盈利能力优于行业平均。2014年12月-2015年5月，得益于金刚线应用的初步成熟，隆基股份年通过加强同业合作和收购乐叶光伏向下游渗透，来提升对单晶产品的推广力度，单晶市占率提升，由此迎来第一波上涨行情，区间涨幅达到322.77%，同期光伏设备指数涨幅为134.38%。2015年9月到2017年11月，单晶渗18

13透率快速提升叠加光伏装机周期，隆基股份股价迎来大幅上涨，区间涨幅429.01%，同期光伏设备指数涨幅为42.98%。第三波大幅上涨行情来源于“531政策”后的股价修复，随着单晶路线的确立，单晶渗透率大爆发，隆基股份作为单晶龙头，技术和市场声誉达到顶峰。2018年10月到2020年7月，隆基股份股价区间涨幅达到376.59%，同期光伏设备指数涨幅为176.35%。4.市场驱动期：政策扰动退出，行业成长性凸显4.1平价上网实现，制造业环节利润空间有望提升平价上网实现后，全行业将走向内生需求驱动增长的模式，全球光伏需求增长趋于平缓。随着光伏经济性的凸显，全球越来越多的国家和地区将实现发电侧的平价上网。我们预计中国、美国、印度、欧洲等主要光伏新增装机贡献市场需求将呈现稳步增长态势。根据测算，2020-2025年，全球光伏新增装机分别有望达到120GW、140GW、160GW、180GW、200GW、220GW，同比分别增长2.21%、16.67%、14.29%、12.50%、11.11%、10.00%。产业链降价压力减小，释放制造业盈利空间。随着各环节持续降本增效持续推进，光伏进入平价上网前的最后一公里。受补贴政策退出影响，制造业各环节盈利空间受到挤压。根据测算，预计平价时硅料、硅片、电池片、组件环节毛利率分别为30%、25%、15%、13%。平价时代到来后，光伏产品降价压力减小，随着降本增效的持续推进以及行业格局的优化，各环节盈利能力尚有一定提升空间。4.2效率为王，N型技术路线有望快速推广高效电池具备更高的发电增益率：1)更高的转换效率可摊薄下游电站的面积相关成本，18

142)低衰减、双面发电等性能在长期内表现更优。光伏电站的运输、安装、线缆、支架、运维、土地等成本均与面积成正相关关系，因此采用更高效的电池组件，可节省光伏电站面积，进而节约面积相关成本。此外，N型电池具备温度系数低、光衰减系数低、弱光响应、高双面率等优势，全生命周期内等效功率更高，且这部分发电增益在目前定价中尚未体现。与单晶BSF相比，P-PERC、中来TOPCon、钧石能源HIT电池发电增益率分别约为3%、8.29%、11%。N型技术路线转换效率提升空间大，同时具备光致衰减低、弱光相应好等优势。P-PERC电池背面激光开槽处金属接触区域增加额外的复合电流。与P-PERC工艺相比，N型电池技术不需要使用激光工艺，因此制作工艺不会对硅片造成额外晶体伤害。2019年，P型PERC单晶电池转换效率为22.3%;N-PERT+TOPCOn、HJT以及IBC单晶电池分别可达22.7%、23.0%、23.6%，均超过P型电池。预计到2025年，P型PERC效率可达24.0%，N型三种主要技术路线效率可分别提升至24.5%、25.5%和25.5%，提升幅度均大于P型电池。此外，N型电池使用N型硅衬底代替P型硅，具备零光致衰减、弱光效应好以及组件稳定性高等特点。18

15N型路线产业化顺利，未来有望快速推广。近年中来股份、林洋能源、国电投和英利集团开始布局N-PERT产能，但由于N-PERT电池与双面P-PERC电池相比没有性价比，电池厂商开始启动N-PERT向TOPCon升级，目前中来股份是国内唯一量产TOPCon电池的厂商，量产转换效率超过22.5%，晶科能源、天合光能等传统电池厂商也纷纷加入TOPCon阵营。此外，松下在HIT电池路线上已研发多年，国内钧石、上澎、晋能、中智等新进入者多选择实验室转换效率更高的HIT技术路线，目前量产转换效率普遍在22.5%~23.5%之间。4.3“光伏+储能”可见度提升，终极平价远景可期“终极光伏技术+终极储能技术”铸就未来100年人类新一代能源。由于光伏发电输出功率具有很强的波动性、随机性，而光伏储能技术可以实现削峰填谷、负荷跟踪、调频调压、电能质量治理等功能。把光伏的平价上网和储能的平价上网最终结合起来，才是真正意义上的光伏平价上网。光伏+储能商业化发展在政策支持阶段的主要目的是提升光储全系统效益;随着补贴退坡及进入市场化初期阶段，光伏发电逐渐倾向自发自用，增加储能促进就地消纳;进入全面市场化阶段后，光储供电的主要目的转换为降低用电成本。光储结合实现全天发电，有效降低用电成本。光储并网系统实现了系统全天发电，通过24小时不间断售电，电站收益率将不断提升。光储电站自发自用模式有效降低用电成本，有助于平价上网进程的推进。根据美国能源部国家可再生能源实验室(NREL)发布的相关报告，100MW单轴追踪光伏系统成本为1.11亿美元，60MW/240MWh电池储能系统成本为0.91亿美元，两者异地建设总成本为2.02亿美元。运用光储结合模式，同等规模交流光储系统成本为1.88亿美元。18

16受益光储政策利好，国内光储市场增长迅速。近两年，国内各地陆续发布相关光储利好政策。合肥、西北、华东、西藏等地区通过调节光储补贴、修改两个细则、鼓励光储配比以及征集光储示范项目等措施，调动市场积极性，大力推动“光伏”+“储能”的协同应用。截至2019年底，中国已投运的、与光伏配套建设的储能项目的累计装机规模为800.1MW，同比增长66.8%，占中国已投运储能项目总规模的2.5%。2019年，新增投运光储项目的装机规模为320.5MW，同比增长16.2%。集中式光储项目主要集中在三北地区，分布式工业光储项目占比提升。截至2019年底，中国集中式光储项目累计装机规模为625.1MW，占全部光储项目总规模的78.1%。从地区分布上看，项目主要分布在我国的“三北”地区，其中，青海的累计投运规模最大，为294.3MW，占比达到47.1%;分布式光储项目累计装机规模为175.0MW，占全部光储项目总规模的21.9%。其中，偏远地区光储项目的累计投运规模最大，为69.1MW，占比达到39.5%，比去年同期下降近14个百分点，而工业光储项目的占比则比去年同期提升了近8个百分点。国网综能联手宁德时代布局储能产业，光伏+储能项目招标开启。2020年4月，国网综合能源服务集团联合宁德时代先后成立新疆国网时代储能发展有限公司、国网时代(福建)储能发展有限公司，除了项目开发建设运维外，还可做储能研发集成等技术服务，将以储能支持特高压工程建设，促进新能源消纳，实现储能、新能源与电网的平衡发展。光储项目方面，华能、大唐已经率先开启光储项目招标。其中，大唐内蒙古腾格里首期100MW生态治沙光伏电站项目配置的储能容量5%、储能系统时长为1小时及以上;华能赤峰300MWp光伏+储能项目，储能配置容量达到建设规模5%及以上。18

17光储成本持续下降，终极平价远景可期。根据BNEF数据，2019年储能系统成本约为331美元/kwh，与2018年相比下降9.1%。未来随着储能技术的持续进步，储能系统成本呈现连续下降趋势。预计至2025年，储能系统成本有望下降至203美元/kwh，与2019年相比下降38.7%，至2030年，储能系统成本有望下降至165美元/kwh，与2019年相比下降50.25%。18