恩博娱乐-招商电池片是光伏发电的核心部件，其技术路线和工艺水平直接影响光伏组件的发电效率和使用寿命。光伏电池片位于光伏产业链中游，是通过将单/多晶硅片加工处理得到的可以将太阳的光能转化为电能的半导体薄片。从电池片的必要性来看，光伏发电的原理来自于半导体的光电效应，通过光照使不均匀半导体或半导体与金属结合的不同部位之间产生电位差，是由光子（光波）转化为电子、光能量转化为电能量后形成电压和电流的过程。上游环节生产出来的硅片无法导电，经过加工处理得到的电池片决定了光伏组件的发电能力。
PERC电池是从早期的BSF电池升级而来，并且得到行业的广泛应用。PERC电池是p型背面钝化电池，在各种高效电池产品中，PERC电池与普通铝背场电池（Al-BSF）产线相兼容，通过在背面进行Al2O3/SiNx钝化，并采用激光对其背面局部开孔进行电极的制备，可大幅降低电池背面的复合电流密度，从而提升太阳电池的转化效率，这种电池结构是上世纪80年代初，由澳大利亚新南威尔士大学马丁格林团队发明的。由于其具有结构简单、工艺流程短、设备成熟度高等优点，已经替代Al-BSF电池结构成为光伏行业中的主流电池工艺，目前在各种光伏电池技术中占比最大。
PERC技术虽然已经成熟，但在新产能代替旧产能的情况下，技术升级面临巨大压力。目前企业采用PERC+技术来提高电池的效率和降低效率衰减，PERC+技术包括：提高发射极区方阻到140-180Ω/sq左右，降低SE激光重掺杂区宽度到90µm以下，降低发射极的复合电流密度；背面碱抛光、背面多层钝化膜、多主栅10BB-12BB电极等技术。此外，一些新的设备技术也在产业化中快速推广，如：
（A）电子注入式氢钝化技术。对电池施加正向偏压，将载流子电子直接注入到硅衬底中，通过过量的载流子和适合的温度来调节氢的荷电状态，以达到对电池钝化的作用，从而提高电池的光电转换效率。
（B）链式氧化技术。为匹配选择性发射极技术，采用链式氧化的方式进行激光掺杂区在化学腐蚀工序中的保护，且此工序设备可与背面碱抛设备进行整合，不仅可以提升设备产能、降低设备成本，还可缩短工序流程，提高生产效率。
（C）大尺寸电池的兼容性。目前主流设备均可兼容至230mm的电池制备。大尺寸光伏设备在提升炉管直径，槽体宽度的同时，通过片间距优化、增加内部加热等技术手段，使得各工序环节（如：制绒、扩散、镀膜等）仍可以保持较好的工艺均匀性。
PERC电池的工艺流程相对简单且设备成熟，近两年来，标配一些提效工艺，如激光SE、碱抛、光注入/电注入等。PERC技术以背面钝化层的沉积和激光开槽为主，后续在此基础上进行工艺改进优化时增加正面SE激光和光注入/电注入退火等工艺。
隧穿氧化层钝化接触电池（Thin Oxide Passivated Contact cell，TOPCon）是在电池背面制备一层超薄的隧穿氧化层和一层高掺杂的多晶硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构。2013年由德国弗朗霍夫（Fraunhofer）研究所提出，与PERC电池相比，一是采用n型硅作为衬底，n型硅较P型硅电池具有少子寿命长和高转换效率、弱光性好等特点；二是通过在背面制备钝化层（超薄氧化硅SiO2和掺杂多晶硅薄层Poly-Si），对掺杂区与金属形成完全隔离的接触钝化结构，可以进一步降低背面的表面与金属间的少子复合几率，提高电池转换效率。
TOPCon电池的正表面与n型PERT电池完全一样，但是背表面制备了一层很薄的SiO2层（厚2nm），在这层SiO2层外侧制备了一层重磷掺杂的多晶硅层（N+层），在多晶硅层外侧是钝化层（SiNx），多晶硅层透过银电极栅线与外电路连接。PERC电池的背表面仍旧有6%的面积与金属铝和银接触，仍旧会造成一定的少子复合几率，而TOPCon电池在背表面通过一层薄薄的SiO2膜彻底隔绝了硅与金属之间的接触，但是SiO2是绝缘体，不导电，这个问题可以通过减薄SiO2层的厚度来解决，只要将厚度减薄到2nm以下，在SiO2层两侧具有不同掺杂的硅形成电场的情况下，电子是可以通过隧道效应穿出该二氧化硅层。TOPCon电池，优势在于其工艺设备与PERC电池兼容性好，双面发电率高，衰减率低，这也是很多企业看好TOPCon电池的重要原因。
TOPCon电池的核心工序存在多条技术路线。TOPCon电池的制备工序包括清洗制绒、正面硼扩散、刻蚀去硼硅玻璃（BSG）和背结、氧化层钝化接触制备、正面氧化铝/氮化硅沉积、背面氮化硅沉积、丝网印刷、烧结和测试。其中，氧化层钝化接触制备为TOPCon在PERC的基础上增加的工序，也是TOPCon的核心工序，目前主要有4种技术路线：
① LPCVD本征+磷扩：利用LPCVD设备生长氧化硅层并沉积多晶硅，再利用扩散炉在多晶硅中掺入磷制成PN结，形成钝化接触结构后进行刻蚀。LPCVD+磷扩目前行业占比66.3%，设备成熟度高但存在绕镀问题。
② LPCVD离子注入：利用LPCVD设备制备钝化接触结构，再通过离子注入机精准控制磷在多晶硅中的分布实现掺杂，随后进行退火处理，最后进行刻蚀。
③ PECVD原位掺杂：利用PECVD设备制备隧穿氧化层并对多晶硅进行原位掺杂。PECVD路线%，PECVD优势在于绕镀问题小，单台产能大。同时PECVD也可结合PEALD达到较好均匀性和致密性的氧化硅层。
④ PVD原位掺杂：利用PVD设备，在真空条件下采用溅射镀膜，使材料沉积在衬底表面。行业占比约13%。
异质结电池是以晶硅太阳能电池为衬底，以非晶硅薄膜为钝化层的电池结构。异质结电池（Heterojunction with Intrinsic Thin layer, HIT）是一种在P型氢化非晶硅和N型氢化非晶硅与N型硅衬底之间增加一层非掺杂（本征）氢化非晶硅薄膜的电池结构。标准晶体硅太阳能电池是一种同质结电池，即PN结是在同一种半导体材料上形成的，而异质结电池的PN结采用不同的半导体材料构成。由于日本三洋公司在1990 年发明出HIT电池并申请为注册商标，因此异质结电池又被称为HJT（Heterojunction Technology）或SHJ（Silicon Heterojunction）。
HJT具备对称双面电池结构，中间为N型晶体硅。正面依次沉积本征非晶硅薄膜和P型非晶硅薄膜，从而形成PN结。背面则依次沉积本征非晶硅薄膜和N型非晶硅薄膜，以形成背表面场。鉴于非晶硅的导电性比较差，因此在电池两侧沉积透明导电薄膜（TCO）进行导电，最后采用丝网印刷技术形成双面电极。
主要得益于n型硅衬底以及非晶硅对基底表面缺陷的双重钝化作用。目前量产效率普遍已在24%以上；25%以上的技术路线已经非常明确，即在前后表面使用掺杂纳米晶硅、掺杂微晶硅、掺杂微晶氧化硅、掺杂微晶碳化硅取代现有的掺杂；HJT未来叠加IBC和钙钛矿转换效率或可提升至30%以上。
由于HJT电池衬底通常为n型单晶硅，而n型单晶硅为磷掺杂，不存在P型晶硅中的硼氧复合、硼铁复合等，所以HJT电池对于LID效应是免疫的。HJT电池的表面沉积有TCO薄膜，无绝缘层，因此无表面层带电的机会，从结构上避免PID发生。HJT电池首年衰减1-2%，此后每年衰减0.25%，远低于PERC电池掺镓片的衰减情况(首年衰减2%，此后每年衰减0.45%)，也因此HJT电池全生命周期每W发电量高出双面PERC电池约1.9%-2.9%。
HJT电池的生产工艺流程主要包括清洗制绒→电池正反面沉积本征非晶硅薄膜和掺杂非晶硅薄膜→电池正反面沉积TCO薄膜→印刷烘干。HJT只需4道工艺，相比PERC（8道工艺）和TOPCon（9-12道工艺）成本更低。由于高温易使杂质扩散而影响非晶硅薄膜质量，从而影响钝化效果，异质结电池制造过程采用低温工艺，一般电池制造可能高达800℃，而异质结电池制造一般不超过200℃。不仅仅是薄膜沉积是低温工艺，丝网印刷也采用低温银浆，这就保证了非晶硅薄膜的质量。
① 制绒清洗环节：硅片经过前期的工序加工后，表面可能受到有机杂质、颗粒、金属离子等沾污，在制作电池的第一步都是对硅片进行清洗。同时为了增加对光的能量吸收以及提升钝化效果，在硅片表面腐蚀出金字塔形貌以作为陷光结构也非常重要。异质结电池要形成高钝化的a-Si:H/ｃ-Si(n)界面，硅面表面清洁度要更高，因此相比BSF和PERC电池而言，异质结电池对清洗制绒的要求也会更高一些。制绒清洗环节存在RCA与O3两种技术路线，目前业界多采用二者结合以平衡成本和制备效果。RCA清洗通常使用碱性腐蚀液对硅片进行各向异性腐蚀，RCA清洗获得的界面金属杂质较低，但是氨水会导致表面较为粗糙。由于RCA清洗化学品耗量较大且废液处理成本较高，目前行业内开始使用臭氧超纯水清洗代替RCA完成硅片制绒后清洗工作。臭氧可有效去除金属、颗粒和有机物，而且不会增加硅片表面微粗糙度。臭氧清洗在满足工艺需求的同时，可降低化学品耗量及动力运行成本量，避免含氮废水的排放，更有发展前景。晋能、汉能、钧石等已实现量产厂家均使用RCA工艺；爱康、东方日升等在建或完成设备选型企业拟使用臭氧方案。
② 非晶硅薄膜沉积：HJT电池制备的核心工艺,主要是指利用CVD的方式来镀本征非晶硅层、P型非晶硅层、n型非晶硅层。其中本征非晶硅薄膜是HJT电池表面的钝化层，沉积后需要掺杂膜层来形成发射极和背表面场。因为P-N异质结是在n型晶硅衬底表面形成，并且沉积层决定钝化的效果，因此这一步骤是决定HJT电池性能的关键。目前常用的工艺包括等离子体增强化学的气相沉积法（PECVD）与热丝化学气象沉积（HWCVD）。
③ TCO薄膜沉积：TCO薄膜主要是用作减反射层和横向运输载流子至电极的导电层，导电性好、透过率高是TCO薄膜需要具备的关键特性。在工艺方面，目前主要采用PVD（磁控溅射）和RPD（反应等离子体沉积法）两种方式，PVD利用经过加速的高能粒子轰击靶材，使靶材表面的原子脱离晶格逸出沉积在衬底表面发生反应而形成薄膜；RPD法利用等离子体枪产生氩等离子体，氩等离子体进入生长腔后，在磁场作用下轰击靶材，靶材升华形成蒸气实现薄膜沉积。
④ 印刷烘干：通过在电池两侧印刷固化金属电极，使得电极与电池片紧密结合，形成高效的欧姆接触以起到导电作用，直接影响光伏电池的光电转换效率。金属化环节不但要保证与硅界面有高的粘结强度和低的接触电阻，同时要为电流输出提供高导通路，是决定电池光电转化效率和成本高低的主要影响因素之一。目前常见的HJT电池金属化技术包括丝网印刷、电镀铜。丝网印刷技术成熟度高，是目前普遍使用的电极金属化技术。
钙钛矿材料泛指具有高度对称性的立方体结构化合物。随着研究的深入，人们发现这种具有高度对称的立方体晶体结构的化合物具有优异的铁电、催化和高温超导性能。人们将这类化合物统称为钙钛矿，化学式用ABX3表示。其中A代表有机或无机阳离子，如甲胺（CH3NH3+）、甲脒HC（NH2）2+、Cs+；B代表阳离子如Sn2+或Pb2+；X则代表阴离子如Cl-、Br-、I-。目前光伏行业所使用的钙钛矿材料全部有自然界常见的元素组成，不受原材料稀缺性限制。其A、B、X离子分别可以选择一种或多种配方。
综合来看，钙钛矿材料具有独特的半导体材料性质。钙钛矿太阳电池的迅速崛起，其光电转化效率的快速发展离不开钙钛矿材料优异的光电性能。钙钛矿成为最有潜力的光伏材料是因为它具有理想的禁带宽度，极高的吸光系数，很低的电子空穴对结合能、均衡的载流子迁移率和较长的载流子寿命等多个电学和光学特性。
钙钛矿电池的工作原理与传统太阳能电池相似。当阳光照在电池上，光子能量高于带隙时，钙钛矿层就会吸收光子并产生“电子-空穴对”。电子传输层将分离出来的电子传输到负极上；空穴传输层则将与电子分离的空穴传输到正极上，在外电路形成电荷定向移动，从而产生电流，实现光能向电能的转换。
钙钛矿太阳能电池有三大优势。一是成本低。钙钛矿太阳能电池原材料丰富，不受稀有金属元素的储量限制，光吸收系数高，1微米的厚度即可吸收超过90%的太阳光，原材料成本是传统晶硅的1/20。二是效率高。目前，钙钛矿钙电池的实验室效率为25.8%，与晶硅电池的26.5%相差无几。但其理论极限为33%，高于晶体硅电池的29.4%，并且可以叠加在各种电池材料表面制成更高效的叠层电池。三是易制备。钙钛矿组件制备仅需单一工厂，生产耗时短、能耗低，生产成本仅为晶硅的50%，彻底颠覆了晶硅冗长、复杂的生产工艺。
钙钛矿太阳电池的低成本、高经济性一直是业界最为关心的重点。由于钙钛矿组件的原材料不含稀有金属元素，只是基础性的化工材料，其制备所需原材料中的吸光材料钙钛矿层能够使用溶液法加工制备，其过程避免了高温、高能耗，同时在设备上的投入也比传统光伏产线低很多，因此在进行全产业链建设成本测算时，可以明显看到钙钛矿电池技术的成本优势和高经济性。
目前钙钛矿太阳电池的研究方向主要集中在提高效率、增强稳定性、大面积制备、柔性器件和新材料的研发等方面。
生产步骤较为复杂，其中背面 p/n 交替的叉指状结构的形成是IBC太阳电池的核心技术，传统的工艺需要采用半导体常用的精度更高、均匀性更好的离子注入设备，同时需要光刻掩膜工艺设备，成本较高。按照经典IBC需要17步工艺，过程相对复杂。从P型和n型电池的成本来看，IBC电池的生产成本为1.0-2.0元/W，远高于P型和TOPCon，主要由于IBC工艺复杂，设备投资高达3亿元/GW。
采用P型硅片作为衬底，正背面均无需硼掺杂，且不需要掩膜和光刻，工艺步骤简单，将传统IBC复杂的过程简化为12步，生产成本明显降低。设备环节省去了比较昂贵离子注入和光刻掩膜设备，金属化环节采用高温银浆与铝浆，金属化成本同步降低，增加设备仅为激光设备与部分清洗设备，初步估计改良后P型IBC设备与PERC/TOPcon设备成本较为接近，龙头企业规模化采购，降低投资成本，预计单GW投资额约在1.9-2.1亿元。
据测算，P型IBC电池在设备折旧上相比于P型PERC电池高约0.01元/W，在金属化上由于其同样采用高温工艺，同时使用银浆和铝浆，其金属化成本与PERC基本接近。当其良率在95%的时候，P型IBC电池相比于PERC成本高0.04元/W，当良率与达到98%的时候，P型IBC电池相比于P型PERC成本高约0.01元/W。
2021年新冠病毒仍然肆虐全球，虽然全球经济相比于2020年得到了一定恢复，但是2021年仍是光伏行业最为动荡的年份之一，硅料价格的变化导致了需求反复变化。太阳能电池片环节延续了2020年的扩产基调，产能大幅增加，迎来了史上最大规模扩产潮。这也造成了电池片环节竞争空前激烈。在PERC产能大幅增加而效率逐步到达上限之时，n型电池片产能也被头部企业提上日程，并且即将进入正式量产阶段。2021年，全球晶硅太阳能电池片总产能达到423.5GW，同比增长69.8%；总产量为223.9GW，同比增长37%。纵观全年，组件环节对高价电池片的接受度有限造成电池片需求减少，电池片环节利润急转直下，电池片企业开工率也达到历年最低，其中专业电池厂开工率低于一体化或多产业布局企业，纵观电池片环节综合产能利用率约为52.9%，电池片环节竞争空前激烈。
从生产布局来看，结合上下游供应链配套、生产要素成本、劳动力、当地产业政策等多方面优势，2021年电池片环节生产布局依然集中在亚洲区域，产能约为422.2GW，占全球99.7%。亚洲产能主要集中在我国大陆地区，产能达到360.6GW，在全球占比达到85.1%，集中度进一步提升。其中在2021年新投产的大部分产能为大尺寸PERC单晶高效电池。
受上游硅料与硅片价格影响，2021年单晶电池片价格呈现出持续上涨趋势，但由于单晶电池片新产能在2021年释放较多且电池片厂开工率下降，同时下游需求已不再能继续消化持续涨价的组件，导致上游环节涨价的压力不能通过电池片环节传导至组件环节，电池片厂商受到上游及下游两端的直接挤压，牺牲了部分利润。
2021年大尺寸电池片逐渐占据市场主流，传统的G1规格电池片在2021年逐步退出主流市场，大尺寸M10及G12电池片售价逐步与M6电池片拉近。而受需求影响，下半年M10电池片价格持续走高，而G12电池片因需求及生产厂商较少，价格相比于M10电池片价格反而更低。
需要指出的是，中环股份在2021年底发布了新的218.2mm硅片，而电池片企业也做好了相应准备，大多2021年新建产能均可以兼容220mm甚至230mm及以下产品规格。2022年大尺寸p型PERC电池将成为各家主力销售产品，同时竞争也将延续2021年的激烈情况。预计M6电池也将在2022年逐步减少市场占比，M10与G12电池占比预计80%左右，成为市场主流。
随着PERC技术的成熟，先进的大尺寸电池片非硅成本已经可以下降至0.2元/瓦内，这对于平价时期的电站建设有着非常重要的意义，在此成本下，电站装机量也有了大幅增加。随着技术的发展，n型技术已经开始有了批量应用，未来市场上或出现p型PERC技术、n型TOPCon及HJT甚至IBC技术友好并存的情况。低成本高性价比的PERC产品或仍为大型地面电站首选，而新技术如TOPCon、HJT、IBC等则更适用于建设面积更小、对效率要求更高的项目，因此产品的细分与共存或将成为未来几年的趋势。
2022年，规模化生产的p型单晶电池均采用PERC技术，平均转换效率达到23.2%，较2021年提高0.1个百分点；采用PERC技术的多晶黑硅电池片转换效率达到21.1%，较2021年提高0.1个百分点；常规多晶黑硅电池效率提升动力不强，转换效率与2021年持平，且未来效率提升空间有限；铸锭单晶PERC电池平均转换效率为22.5%，较单晶PERC电池低0.7个百分点；n型TOPCon电池平均转换效率达到24.5%，异质结电池平均转换效率达到24.6%，两者较2021年均有较大提升，XBC电池平均转换效率达到24.5%，今后随着技术发展，TBC、HBC等电池技术也可能会不断取得进步。未来随着生产成本的降低及良率的提升，n型电池将会成为电池技术的主要发展方向之一。
2、不同电池技术路线年，新投产的量产产线仍以PERC电池产线为主。但下半年部分n型电池片产能陆续释放，PERC电池片市场占比下降至85.1%，n型电池片占比合计达到约12%，其中n型TOPCon电池片市场占比约10.3%，异质结电池片市场占比约1.5%，XBC电池片市场占比约0.2%。由于部分海外市场如印度、巴西等国家仍对成本低廉的BSF产品有需求，国内一些细分市场如太阳能路灯等产品在使用，2022年BSF电池片市场占比约2.5%。
目前电池银浆分为高温银浆和低温银浆两种。p型电池和TOPCon电池使用高温银浆，异质结电池使用低温银浆。银浆在电池片成本中占比较高，目前主要通过多主栅技术以及减小栅线宽度来减少正银消耗量。2022年，p型电池片主栅数量从9BB改为11BB及16BB，正银消耗量降低至约65mg/片，背银消耗量约26mg/片；n型TOPCon电池双面银浆（铝） （95%银）平均消耗量约115mg/片；异质结电池双面低温银浆消耗量约127mg/片。
2022-2030年p型电池片正/背面银浆消耗量变化趋势（单位：mg/片）
2022-2030年n型TOPCon电池片双面银浆（铝）消耗量变化趋势（单位：mg/片）
2022-2030年异质结电池双面低温银浆消耗量变化趋势（单位：mg/片）
目前异质结电池片的金属电极仍以银电极为主，2022年低温银浆电极市场占比达到98.2%。由于低温银浆价格较高，部分企业及研究机构正积极开发利用贱金属如铜等替代银的电极技术，主要分为银包铜浆料结合丝印技术和电镀铜技术。目前用于异质结电池的电镀铜电极技术性价比仍需提升，使用率相对较低。
PERC电池背面钝化技术主要有PECVD AlOx+SiNx和ALD AlOx+SiNx等方法。其中PECVD沉积技术2022年市场占比在53%左右；ALD沉积技术有更精确的层厚控制和更好的钝化效果，2022年市场占比约46.9%。除PECVD和ALD背钝化技术外，目前市场上应用的还有氮氧化硅（SiONx）背钝化技术，市场占比约0.1%。
TOPCon电池片背面钝化技术主要有LPCVD、PECVD、PVD等方法。其中LPCVD沉积技术2022年市场占比约66.3%，PECVD沉积技术市场占比约20.7%，还有少部分使用PVD沉积技术，市场占比约13%。PECVD因成膜速度快、绕镀较轻、成本低等优势，其市场占比或将逐步提高。
电耗是指工厂生产电池片产品所耗用的全部电力（不包含办公—与硅片环节保持一致）。2022年，p型PERC电池片电耗降至5.3万kWh/MW，n型TOPCon电池片电耗约5.6万kWh/MW，n型异质结电池片电耗约4.7万kWh/MW。未来随着生产装备技术提升、系统优化能力提高等，预计至2030年p型PERC电池电耗有望降至3.5万kWh/MW，TOPCon电池片电耗预计将降至4.2万kWh/MW，n型异质结电池片电耗预计将降至3.4万kWh/MW。
2022-2030年各种类型电池片电耗变化趋势（单位：万kWh/MW）
水耗是指工厂生产电池片产品过程中，在清洁和扩散后清洗等环节所消耗的总水量。2022年，p型PERC电池片水耗为321 t/MW，n型TOPCon电池片水耗为523 t/MW，已达产的n型异质结电池片水耗约226t/MW。未来随着生产装备技术提升、系统优化能力提高等，电池生产的水耗量将呈逐年下降趋势，n型电池和p型电池的水耗差距也将逐步减小。
2022年，新投PERC和TOPCon电池片产线生产设备基本实现国产化，其中PERC电池产线年预期，产线mm的大尺寸产品，单条产线年新投产TOPCon电池线万元/MW，略高于PERC电池；异质结电池设备投资成本约36.4万元/MW。未来随着设备生产能力的提高及技术进步，单位产能设备投资额将进一步下降。
从产能情况看，头部企业持续扩产，前十名企业产能总量达到274.2GW，占全球总产能64.7%，全部为中国企业。截至2021年底，隆基绿能全球总产能达到51.3GW，产能排名第一；通威太阳能在扩产完成后，电池片总产能达到40.8GW，位列第二；爱旭科技总产能提高至36GW，排名第三。其他头部企业如天合光能、晶澳科技、晶科能源等也不断扩大电池产能，补齐短板。随着产能快速扩大而需求增长相对减缓，电池环节整体开工率下降。因需求和扩产产能爬坡原因，前十企业产能利用率同比有所下降，其中部分专业电池片企业受到影响较大，而隆基绿能、晶澳科技等一体化企业受到的影响较小，产能利用率相对较高。
公司以饲料工业为主，同时涉足水产研究、水产养殖、动物保健、食品加工等相关领域的大型农业科技型上市公司，系农业产业化国家重点龙头企业。公司发展农业和新能源两大主业，其中农业主业以饲料工业为核心，全力延伸和完善水产及畜禽产业链条。同时，在新能源主业方面，公司已成为拥有从上游高纯晶硅生产、中游高效太阳能电池片生产、到终端光伏电站建设的垂直一体化光伏企业。2022年上半年，电池片产能达54GW/年，长期保持行业领先。预计2022年底太阳能电池片产能将超过70GW。该公司业绩增长主要受益于多晶硅价格升高叠加产能释放。
中短期多晶硅供需紧平衡，长期行业格局趋于集中。多晶硅环节扩产周期长，中短期内，供需紧平衡能够支撑多晶硅的盈利能力。竞争格局来看，随着国内能耗双控政策进一步落地，行业新增产能集中布局在低电价地区，但长期来看，低电价地区的电力负荷有限，且在能耗双控目标考核机制下，新产能获取低电价难度提高，导致企业难以持续进行低电价扩张，因此龙头企业地点先发优势显著。
