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，所以新的一个周期又开始爆发了，可能PERC变成了主流产品，未来的主流产品是什么呢?有几个选项，一个是N_TOPCon电池、P-IBC、N-IBC、N-HJT，无论是N型电池还是B型电池，都可以做到
路线的市占率将逐渐扩大。LPCVD双插+林扩路线成功推广后，由于LPCVDD+双插有比较明显的成本优势。看电池成本结构的时候，有时候特别纠结，大家都知道硅，我做这个PPT的时候，硅料还按照288测算的

PERC 稍高，HJT 电池成本还需进一步下降。溢价：TOPcon 高效组件产品溢价约为 0.1 元/W。新型产品性价比除了考虑绝对成本优势外，还需考虑高功率溢价优势。参考PVinfolink数据
/60GW，制造端一体化趋势显著，随着一体化程度逐步完善，公司盈利能力将随之稳定提高。6.2 公司B掌握核心技术，引领行业发展。公司始终将加强科技研发和创新的投入力度作为业绩增长的核心要素，公司异质结电池

版寿命、优化清洗工艺、提升靶材等多措并举降低异质结成本。在二期项目中，华晟已经导入了130μm厚度的硅片，且未来有望下降至100μm，推动异质结电池成本与PERC电池成本接近，组件成本打平甚至胜出
组件平均衰减率为0.89%，相差将近0.6%。HJT组件生命周期衰减率更低中广核新能源科技公司副总经理邱春雷HJT组件的原材料是N型硅片，没有B-O效应引起的LID衰减，同时采用抗PID最佳的TCO

稍高，HJT 电池成本还需进一步下降。溢价：TOPcon 高效组件产品溢价约为 0.1 元/W。新型产品性价比除了考虑绝对成本优势外，还需考虑高功率溢价优势。参考PVinfolink数据
一体化程度逐步完善，公司盈利能力将随之稳定提高。 4.2 公司B 掌握核心技术，引领行业发展。公司始终将加强科技研发和创新的投入力度作为业绩增长的核心要素，公司异质结电池的光电转换效率多次打破

光伏电池，百万千瓦级组件产线成本约1.6元/瓦，成本更高。美国能源部称，虽然钙钛矿电池技术为光伏产业带来了新机遇，但要实现商业化挑战重重。在规模化效应尚未显现的情况下，钙钛矿电池成本竞争力还不突出
，越来越多的非光伏领域企业以参股投资等形式跨界进军钙钛矿电池市场。 5月中旬，昆山协鑫光电材料有限公司(以下简称协鑫光电)宣布完成数亿元B轮融资，此次融资将用于进一步完善该公司10万千瓦钙钛矿生产线和工艺

，东方日升计划将硅片厚度持续降至80m，顺应薄片化的趋势从材料端降低电池成本。东方日升从 2019 年开始异质结的研发及生产，深耕异质结赛道，沉淀出独创的专利技术和路线，针对异质结产品的材料选择、制程
型硅片，没有由于 B-O 键所带来的 LID 现象;在性能上，其载荷完全媲美 PERC 同版型载荷性能;通过实测数据对比，异质结组件相较于 PERC 双面组件发电量增益约 5%~10%，在高温环境下

后继续研究用带状制程来生产硅料的新的方式以降低当时居高不下的光伏电池成本。但当时很少有人对此感兴趣，自然他也很难获得资金资助来开发这一技术。一个偶然的机会，他得知EXXON(埃克森)有个团队在寻求
所用的硅片成本，从而极大的降低光伏电池成本。将以上这些努力和改变付诸行动，SPC(光伏电力公司)开始以极低的价格从现有电子半导体行业制造商购买其拒绝的废硅料。通过使用最大的硅片，他们降低了一定组件面积

新格局创建。面对我国数字GDP飞速增长，面对能源行业与云、大、物、智、移、链等数字技术深度融合现状，我们主动转变观念，尝试直接面向终端市场、面向客户，由To B向To B+To C转变。我们在致力于
生产商开展战略合作。预计到2021年底，推广氢燃料电池的总规模将达到500台。2025年前后，随着燃料电池成本大幅降低，加氢网络逐步完备，国家电投氢燃料电池在汽车的推广应用将进入规模化商业化发展阶段

和硅片的技术变化：是电池越来越复杂对硅片提出了更高的要求，也是硅片品质越来越好使得新电池技术应用的效益放大，即使没有隆基股份的推动，也会有B公司、或者C公司去推动单晶硅片成为市场主流(当然时间点上会再
、去产能政策也使得铝材、铜材、塑料颗粒等原材料不降反涨。总之，封装一块组件的封装材料成本在过去两年期间是不断增加的。这一系列的变化都使得组件的成本构成发生巨大变化，在2018年，一块组件电池成本要占据

)、210mm(G12)等更大尺寸硅片。 (b)大尺寸快速普及自2018年以来，硅片尺寸快速迭代，18年晶科率先推出G1硅片，19年韩华、隆基、中环相继推出M4、M6、G12硅片，大硅片迅速成为市场新宠
英利公开报告) 第三，电池成本快速降低、非硅成本占比越来越高。图1.5展现了组件成本结构的变迁历史，2010年电池成本占比高达91%、非硅成本占9%，2018年电池成本占比降至49%、非硅成本则增至

、TOPCon、HJT(异质结)三种电池的成本数据，PERC 电池成本最低，对应组件功率也最低，并且存在 LID/PID/LETID 等衰减，后期发电能力弱;TOPCon 的成本较 PERC 高 1 元/片
太多，现有成本下要形成竞争力，效率需要提升至 24.5%，可以近似得到电池成本增加 0.12 元/W，转换效率需要提升 1%可使得系统端成本持平。从普通单晶电池到 PERC 只要增加两到三个

每下降0.1元/片，电池成本可下降0.016元/瓦，如果到2020年底硅片价格降到2.57元/片，电池成本可下降0.08元/瓦。 2.2大硅片导入 M2规格自2013年诞生后迅速成为行业主流并
在越来越多的地区具备经济性。明年美国、印度、中东、意大利等地增量需求的可见度都比较高，有望实现20GW的增量，海外市场将达到100-110GW的规模，增速约20%。b)、2020年国内可以看到的项目就有

℃，可使用130m甚至更薄的硅片，在设备和材料上降本空间大，未来将最更具成本优势。基于无B-O光衰减、无LeTID，较低的温度系数(基本只有晶硅同质结电池的一半左右)、高双面率、弱光响应优异等特点
GW级平台的规模化效应，目前应该最少有7-8成的把握，企业可以将异质结电池成本做到与单晶PERC接近甚至更低的水平，比如电池0.8元/kWh(含税)。但归根到底，异质结电池发展现在所缺的还是规模，异质结

的产品组合：为挖掘多晶电池性价比，我们专门设计了DK93A导电银浆，在配合客户优化提升多晶电池效率的同时显著降低单片银浆用量;针对不同钝化工艺的单晶PERC LDSE电池，我们开发了DK93B高效
，整个行业对制造成本的控制也达到了一个新的高度，更高性价比的技术和产品将更受市场的青睐。在太阳能电池成本占比中，导电浆料占非硅片成本之外的五成以上，成为无法忽视且关键的一环。对于正银，银耗量依然是电池

优化提升多晶电池效率的同时显著降低单片银浆用量;针对不同钝化工艺的单晶PERC LDSE电池，我们开发了DK93B高效导电银浆，着力控制金属化区域的复合水平。我们通过创新金属化技术持续推动的双面
的青睐。在太阳能电池成本占比中，导电浆料占非硅片成本之外的五成以上，成为无法忽视且关键的一环。对于正银，银耗量依然是电池层面很关注的一个点，特别是在迈向平价上网的前夕，需要全产业链整体在成本结构上

(Battery Management Unit)电池模组能量管理系统多台电池管理系统。 BYD B-BOX 9 EMS( Energy Management System)能量管理
，则收益可达3万~4万元。极具商业化前景!(当然，电池厂家们对此已经足够重视，衍生出回收、租赁等多种合作模式。保险公司也加入进来，共同保证电池产品的高效利用。) 总结随着电池成本的降低、电池

一条线3.3GW、12月投产合肥通威投产一条电池线2.4GW;隆基保山产能三季度完全投产合计新增6GW;大全新能源3B的1.3万吨硅料产能10月点火投产;中环股份的四期项目炉子也在7~8月大批量到位。由于
274瓦的水平，但是根据规则274瓦的组件只能标定为270组件，不符合诸多电站业主的设计要求。结果就是这样的组件没人要，甚至只能按照B级电池片出售，价格仅为正常电池的8折。由于行业内大量的多晶电池

2.5万吨硅料产能9月投产、乐山2.5万吨硅料产能10月投产;通威电池产能10月投产一条线3.3GW、12月投产合肥通威投产一条电池线2.4GW;隆基保山产能三季度完全投产合计新增6GW;大全新能源3B的
甚至可以做到274瓦的水平，但是根据规则274瓦的组件只能标定为270组件，不符合诸多电站业主的设计要求。结果就是这样的组件没人要，甚至只能按照B级电池片出售，价格仅为正常电池的8折。由于行业内大量的

例，采用不同的电池技术，计算各自的投资回收成本。锂离子电池快速发展所带来的成本优势将助其逐渐扩大市场。利用铅炭电池套利静态投资回收期不足5年，已经具有商业化可行性。由于锂电池成本
： b. 每天一次循环 c. 财务模型 d. 系统收益测算目前储能系统成本约200万 /1MWH(0.5MW)，则投资收益率约为0.5%。 e. 系统成本下降到120万/MWH