非硅

价格、市场接受程度等方面多下功夫。预计2024年后，在设备厂商的合作下，异质结整线投入大幅下降，与PERC产线成本差距在20%以内，加上辅材国产化、非硅成本下降等因素，可以得到较高的市场接受度
随着210mm大硅片技术的应用，单块组件功率已经突破500W，并实现量产，对降低BOS成本、提高光伏项目收益起到了重要作用。 但500W显然不是组件效率的上限。从各家企业公开的信息看，目前500W

银浆需要很好的平衡电阻率、浸润接触，焊接拉力以及印刷性等性能要求。由于HJT双面丝网印刷，银消耗达到烧结型银浆的3倍，往往占电池非硅成本一半以上。采用的低温银浆通常为潜伏性固化型，需要低于室温保存，冷链
光伏电池是有效利用太阳能的重要手段。众多类型的光伏电池中，单晶硅太阳能电池技术已经确立光伏产业显著的优势地位。P型单晶硅发展较早，主流产品经历了BSF电池，PERC电池以及双面PERC+电池的

产业反馈来看，大硅片确实可以有效降低电池非硅成本、组件BOM成本、电站BOS成本，带来终端发电成本LCOE的显著下降。从下表的计算中可以看出大硅片对项目总成本的影响和贡献，虽然210未来成本优势最大，但

158.75，隆基推出166，中环推出210，近期预计有硅片大厂联合推出18X(边长预计在180-185mm)，硅片尺寸乱局再现。从产业反馈来看，大硅片确实可以有效降低电池非硅成本、组件BOM成本、电站BOS

打开。2013年单晶多晶比例是2比8，2020年多晶的占比不到20%，基本被单晶替代完毕。 快速降本 公司的非硅成本从2014年接近3.5RMB降到今天不到1RMB，降幅超过70%。单晶和多晶

PERC 的电池成本差距缩小到 0.2 元/W， 具备一定竞争的可能。 动态看，PERC 电池的非硅成本预计仍有 0.05 元/W 以上的下降空间，这意味着 HJT 成本需下降 0.4 元/W
硅片溢价减少目前 N 型硅片的溢价约 为 8%，主要来源于硅料和硅片生产环节，随着硅料国产化和 N 型的放量，这部分溢价会逐步减 少，预计贡献 0.03 元/W 成本降幅。全都实现后，HJT 与

资本大戏，分别开始于2005年和2013年，这次不同以往。首先是竞争背景不同，前两次是有补贴的非完全市场化竞争背景，这次是没有补贴的完全市场化竞争背景;其次是竞争结果不同，前两次是奠定中国光伏产业在
，从而奠定它们在光伏产业的地位;也不乏失败的资本故事，就像赛维LDK用120亿豪赌硅料，从而失去在光伏产业的地位。过去20年的光伏产业，光伏人看到的是技术进步，看不到的是资本的故事，资本决定着不同

GW，对应新增大尺寸硅片产能 150GW~197GW。 在硅片制造工艺流程中，核心设备主要包括长晶炉、截断机、滚磨机、切片机及分选机，其中单晶炉价值占比最大。 目前，非

、拆分产业链四大环节，电池片&组件最受益 ①硅片：供给转向宽松(隆基主动去优化整个产业链格局)，价格会继续跌 价格有可能会跌，因为隆基股份不是需求不好，而是要优化整个产业链的竞争格局。降40%左右
，也就是大概三毛钱。 ②硅料：四季度海外疫情恢复，硅料价格能恢复 目前综合硅料价格在51元每公斤(不含税)，基本只有头部5家盈利其他都在亏，在库存出清、产能出清后，随着四季度海外疫情恢复，硅料价格能

价格说明 新增之菜花料报价主要使用在多晶长晶，致密料则大多使用在单晶。 因应市场需求变化，单晶硅片报价以低阻硅片、175厚度报价为主，薄片价格按照公式进行折算。 PV Infolink
现货价格信息中，人民币价格皆为中国内需报价，而美金显示之价格则为非中国地区的海外价格，并非人民币直接换算美金。 美国、印度组件价格为课上惩罚性关税之税后价格，其余则为FOB价格 PV