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一历史

太阳能发电（电池）始于1953年，美国贝尔实验室发现将硅片浸泡过锂溶液后，再进行阳光照射，可以产生较为明显的电流，这个发明，为后期太阳能发电规模化奠定了基础。20世纪70年代石油危机以来，欧美等国意识到依赖原油问题会很大，因而开始利用太阳能、风能等可再生能源的热潮。

在国内光伏的发展历程中，有几个比较关键的时点。

首先是2004年，欧洲需求快速释放。

我国光伏产业迎来真正快速发展，是从2004年欧洲国家出台政策支撑光伏发展开始。比如德国2004年光伏每度电补贴可达到6元人民币，而德国电网电价不到2元。因而德国需求爆发，电池供不应求，德国企业开始向中国出售生产装备和硅片，中国企业生产电池组件出口德国。

此时，光伏行业的主流技术为多晶硅，2007年，国内多晶硅生产技术突破。

作为核心原料，国内在初期并没有能力去规模化生产，当时的技术主要垄断在美、德、日的几家大厂手中，比如德国瓦克、美国MEMC、日本三菱。国内虽有企业生产，但由于技术难度较大，生产规模比较小。

改变这种现状的机构，是保利协鑫。2006年协鑫创始人朱共山在徐州创建了江苏中能，进入硅料赛道，实现核心技术突破，之后不断扩产，成为国内硅料的龙头企业。2010年协鑫进入硅片赛道，生产多晶硅片。

但是，注意，这个时期，光伏产业有两个显著特征：

两头在外——我国的光伏产业仅中游发展迅速（2010年电池片产量占全球的46%左右），多晶硅料的生产技术主要掌握在美国、德国、日本等国手中，国内中游光伏企业需要进口硅料，再将下游电池组件产品出口海外，导致 “两头在外”；

拥硅为王——光伏带动的硅料需求快速释放，导致硅料价格飙升，从2003年的45美元/kg左右，上升至金融危机前的500美元/kg。

在欧洲需求兴起下，尚德、英利、赛维等中游龙头开始快速扩张，然而扩张结果是资产负债率不断上升，尚德电力2005年在美上市时资产负债率为16%，2011年资产负债率达到79%，上升63个百分点，英利更是2015年资产负债率达到126%左右。

由于终端需求全部在欧洲等地，一旦需求（2011年开始）快速下杀，前期快速扩张的弊端开始显现，产品卖不出去——大量产线又不能长时间停掉，只能继续生产——产品越积越多，同时巨额债务需要偿还。这样的恶性循环，导致尚德、英利等曾经的光伏明星公司走了下坡路。

因此，“负债——冲规模——降成本——增加负债”的粗放增长路径，开始被逐步证伪，随后，行业开始转向通过提升技术降低成本的路径。

此阶段的典型代表是2016年，单晶硅开始主导硅片赛道。

实际上本身是单晶产品占据国内市场主流低位，但单晶硅片生产工艺复杂、成本较高，而多晶硅片工艺相对简单且价格便宜，使得多晶硅片逐渐成为主流。这种情况在2016年左右出现反转，单晶份额开始迅速上升，并于2019年超越多晶，确定了主导地位。

单晶硅片能够实现反转，离不开隆基股份。

2006年，当行业内绝大多数企业选择多晶路线时，隆基认为单晶路线才能使度电成本降至极低水平，因此坚定选择做单晶，但由于成本较高，单晶的渗透率一直不高。

隆基在2013年左右率先在单晶硅片的生产中使用金刚线切割技术（相较于传统的砂浆切割，金刚线切速更快、硅料出片率更高），推动单晶价格下降。制约单晶发展的成本问题，自此得到有效解决，单晶渗透率不断提升，而隆基也凭此奠定了其在单晶硅片的霸主地位。

综上，我们可以发现，国内光伏产业发展离不开两点——技术突破、成本降低。

目前，光伏成本降低的看点在电池片环节，当前主流技术是PERC（Passivated emitter and rear contact），而后几代的储备技术，如异质结（HJT,Heterojunction with intrinsic thin layer）、N型PERT、IBC等技术也在快速研发中，未来哪种技术能够成为主流是现在的主要关注点。
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硅料环节

硅料的生产技术主要有改良西门子法、硅烷流化床法，目前的主流是改良西门子法。
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图：改良西门子法生产工艺流程

改良西门子法，主要包括三氯氢硅（TCS）合成、三氯氢硅提纯、三氯氢硅还原三步。光伏级多晶硅纯度要在99.9999%以上（电子级要求更高），一般企业如果没有技术积累，很难生产出满足质量要求的多晶硅产品。

影响硅料生产品质的主要因素，包括三方面：一是原料的纯度和质量、二是设备洁净度（比如油污、粉尘等的掺入会影响硅料晶型）、三是工艺方法（反应物的配比、温度控制等）。

也就是说，生产高纯度多晶硅，需要在原料、设备、反应配比、温度等各方面做到完美无缺，否则生产出的产品难以满足要求。

硅料的成本，主要包括电力、金属硅、人力等，其中电力为主要成本项，占多晶硅成本的44%，金属硅占比为21%。因此，降低电力成本，是减少硅料生产成本的方向。

降低电力成本的方式，包括两类，一是在电价较低的地区建厂（新疆、内蒙古等），二是通过降低单位产出的电耗（还原炉大型化，提升单炉产量）。

此外，硅烷流化床法，也是另一种可以降低单位产出电耗的方式。
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图：硅烷流化床法生产工艺流程

硅烷流化床法的主要流程，同样有三步，一是制成三氯氢硅（以四氯化硅、氢气、冶金硅和氯化氢为原料），二是将三氯氢硅制成硅烷，三是将硅烷气体放入流化床反应炉内进行分解，得到多晶硅。

硅烷流化床法，在原理上有很大的降低成本的潜力，它的化学反应转化率比较高，有利于减少循环次数。另外，该方法是一个连续的生产过程，而改良西门子法是一个非连续的生产过程，前者能够降低能耗（流化床电耗仅为西门子法的10%-20%）。

不过，现在该技术还不够成熟，国内少有企业能够生产（龙头协鑫可以，但通威股份不行）。

根据中国光伏行业协会的预测，西门子法未来仍是主流工艺，但若硅烷流化床法能够解决生产稳定性、规模化生产、产品质量的问题，不排除硅烷流化床法份额出现快速增长。

2.2 第二大环节，硅片：

硅片的生产主要包括两步，步骤一是拉棒/铸锭，分别制成单晶硅棒/多晶硅锭，步骤二将单晶硅棒/多晶硅锭切成片，制成硅片。
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多晶硅片首先需要在多晶炉里形成硅铸锭，之后通常使用砂浆切割形成多晶硅片；

单晶硅片的形成需要在多晶硅的基础上进行进一步加工，在单晶炉里形成单晶拉棒，在经过金刚线切割形成单晶硅片

考虑单晶硅片占有率较高，这里以单晶硅片生产为例，细化上面的工艺步骤：

步骤A、拉棒；

步骤B、切片。

A）拉棒：主要工艺顺序为生产配料——装炉——设备抽真空——设备升温——融化硅——引晶——缩颈——放肩和转肩——等直径生长——收尾——停炉。
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步骤看似复杂，简单来说，就是将生产用硅料装进坩埚内，再把坩埚放进单晶炉内，加热融化硅料，把籽晶浸入融化的硅料中，然后按照一定的速度向上旋转提拉籽晶，这样融化的硅料会“长在”籽晶上，慢慢拉出一根硅棒。

这个过程主要使用的设备是单晶硅生长炉（多晶是铸锭炉），主要厂商是：晶盛机电，其下游客户包括中环股份、晶科、晶澳等。

此处，和中环不同的是，隆基自主设计生长炉，炉体、软件系统等，构件由连城数控、北方华创代产，之后再自行组装。相比于同行，在设备端，隆基会有一定的成本节约。

这个环节，主要的降低成本方向是：提高长晶速度、增大投料量、减少或消除停炉时间等，核心就是提高单个坩埚（坩埚使用寿命有限）（这个坩埚就是热场，主要厂商是金博股份）的出棒数量。连续直拉法（CCZ）就是通过晶棒拉制和加料同时进行，节省原始方法中的停炉时间，提高坩埚使用效率。

B）切片：主要工艺顺序为粘棒——装机-切片-分选-清洗、烘干-检验、制单-包装、入库。

简单来说，就是把之前生产的硅棒，使用砂浆线（或者金刚线）（高测股份）切成方片。主要使用的设备是切片机，主要厂商同样是晶盛机电。

这个环节，主要的降低成本方向，是减少切割过程中硅棒损耗，并提高切割速度、切线细线化、硅片薄片化等。2013年左右，隆基通过使用金刚线代替砂浆线（切割速度更快、出片率更高），大幅降低单晶成本，提高单晶在整个硅片市场的市占率。
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硅片分选机是提高硅片质量的保证。分选机的应用不仅提高了工作效率，还反映了每一张硅片的质量。光伏硅片分选检测主要包括上料、检测、下料等主要工序。分选机拥有高等的电子技术，利用相机的成像原理、图像检测技术、激光、红外线以及电容耦合的应用将硅片的厚度、表面平整度、脏污情况、尺寸大小、垂直度等准确地测量出来，提高了检测硅片质量的效率。
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2.3 第三大环节，电池片：

P 型电池片原材料为P型硅片（掺杂硼），N型电池片原材料为N型硅片（掺杂磷）。

P型电池主要是BSF电池和PERC电池。N型电池目前投入比较多的主流技术为HJT电池和TOPCon电池。P型电池传统单晶和多晶电池主要技术路线为铝背场技术（AI-BSF），目前主流的P型单晶电池技术为PERC电池技术，该技术制造工艺简单、成本低，叠加SE（选择性发射技术）提升电池转换效率。N型电池，随着P型电池逐渐接近其转换效率极限，N型将成为下一代电池技术的发展方向。N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低无光衰弱光效应好载流子寿命更长等优点，主要制备技术包括PERT、TOPCon、IBC、HJT等。
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以目前的主流技术PERC为例，主要工艺顺序为制绒——扩散——刻蚀——硅片正面镀膜——硅片背面镀膜——激光刻槽——印刷——烧结。拆分来看：

制绒，对硅片进行腐蚀，从而在其表面形成一层绒面，用于减少光反射，增强光吸收；

扩散，制造P-N结（内建电场），光伏电池依靠该内建电场进行光电转换；

刻蚀，去除硅片背面P-N结，防止短路；

硅片正背面镀膜，利用PECVD在硅片的正背面镀上氧化铝和氮化硅的薄膜，起到减少反射和钝化作用，提高光电转换效率；

激光刻槽，在硅片背面用激光打开上步骤形成的薄膜，保证后面铺的铝膜可以和硅片接触；

印刷、烧结，是在硅片表面制作电极。

注意，以上为7个大步骤。和传统电池（AL-BSF，Aluminium back surface field）相比，PERC的进化，是同类工艺演进，比传统工艺新增两道工序，硅片镀膜和激光刻槽。通过新增这两步减少光电损失，提高光电转换效率。

以上几大步骤中，捷佳伟创主要做的是镀膜环节的设备，迈为股份主要做的是丝网印刷设备。（弄明白它们的细分赛道和涉及工艺，对后续判断HJT工艺可能的冲击，会有很大帮助）

这个环节，主要的降低成本核心是提升光电转换效率，途径包括三种：一是提高光利用率（增加光照面积等），二是减少电场内部损失（减少电池内部串联电阻等），三是提高内建电场强度（拓展光谱响应范围等）。

2.4第四大环节，组件：

主要工艺顺序为：钢化玻璃上料——EVA膜铺设——串焊——电池板铺设——电池串焊接——EVA膜铺设——背板铺设——EL检测——层压——裁边——装框——接线盒安装——硅胶固化——清洁及测试等。
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简单来说，就是把光伏玻璃、串联的电池片等，用EVA胶膜粘在一起，形成一个叠层，接着用层压机将这个叠层压成一个整体，之后用硅胶或者胶带把这个叠层装进一个铝制边框，再安装一个接线盒（将太阳能电池产生的电力与外部线路连接），待硅胶固化后，经过检测、清洁等环节，就做成了一个光伏组件。
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这个环节，主要是通过提高输出效率来降低成本，主要的方向包括三个——光学优化（使用高透光的镀膜玻璃、白色EVA胶膜、高反射背板）、电学优化（使用半片、叠瓦组件）、结构优化（采用无框、双玻等结构）。

其中，半片组件是将电池片切成一半后再进行串联，叠瓦组件是将相邻电池片部分区域重叠，减少电池片之间的间距，可以放入更多电池片。

可以看出，光学优化主要是通过使用不同的材料、电学优化主要是改变电池片大小、放置方式来提高光的利用率。

在组件这个环节，涉及两大核心赛道，一是光伏玻璃（信义、福莱特），二是EVA胶膜（福斯特）。

三 HJT工艺

问：HJT是什么工艺，各公司是怎么分工的？和PERC有什么区别？哪些赛道和公司可能会受冲击，哪些可能会受益？异质结什么时候能起来？

答：HJT(异质结)，指的是电池片中存在晶体级别的硅和非晶体级别的硅，非晶硅可以实现更好的钝化效果，提高光电转换效率。

它的制造工艺，主要包括四部分：N型硅片制绒、非晶硅膜沉积、TCO（透明导电薄膜）制备、丝网印刷及烧结。（注意，前面讲过目前的PERC为7大工艺节点，也就是说HJT缩减成了四个节点）
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图：HJT电池片结构与产线示意图

3.1 PERC和异质结的差别——异质结和PERC的差别，主要体现在三方面：

1）使用的硅片类型——PERC使用的是P型硅片，HJT使用N型硅片。N型硅片掺杂磷，其效率可以更高，但工艺较P型硅片（掺杂硼）复杂。

（此处，N型硅片也是单晶，中环、隆基都能够生产，所以工艺更新对它们影响不大，甚至有不少增量利好）

2）制造工艺——异质结和PERC相比，工艺环节少（7个缩减到4个）、电池结构简单，且HJT电池工艺对材料、环境洁净度要求比较低；

此处注意，从7个节点缩减为4个节点，几大工艺步骤中，只有步骤一（制绒）和末尾步骤（丝网印制、烧结）一样，其余步骤均不一样，PERC的扩散、刻蚀、镀膜、刻槽步骤均没有了。

因此，PERC和HJT相比，除了工艺步骤上有差别，更重要的是，HJT是一种新的制作电池片的方法，原来的PERC生产线不可通用，只能新建产线。

所以，目前来看，硅片、单晶硅炉、丝网印制、光伏玻璃、EVA胶膜影响不大，新工艺的两大中间步骤（PECVD、PVD）会带来设备增量，而有产线更新的部分，则要小心了。

3）电池结构——PERC电池的正面和背面结构不同，而HJT的结构对称，更适合生产双面组件。比如双玻组件，组件背阳一面也装上玻璃，提高光吸收率，进而增加组件功率。

（此处，利好光伏玻璃）

4）转换效率天花板——2019年异质结电池平均转换效率为23%，比单晶PERC转换效率高0.7个百分点。根据中国光伏行业协会的预测，2025年，异质结电池的转换效率可以达到25.5%，而单晶PERC只能达到24%，注意，此处的销量提升已经是比较大的幅度。

（此处，意味着推进时间点）

整体来看，异质结技术现在还在艰难推进中。主要原因还是成本较重，无法达到平价上网的标准。后续，需要密切关注该工艺的成本下降。而成本下降，核心要看国内设备公司的研发进度。

（HJT设备股：迈为股份，捷佳伟创，金辰股份

3.2 各公司分工——HJT和PERC等其他电池片一样，电池片厂商负责研发、生产电池片，设备厂商负责生产电池片工艺中所有设备，我们分别来看：

1）电池片厂商：生产HJT的国内外厂商包括松下、REC、通威股份、东方日升等，但它们现有产能较小，除松下达到1GW外，其余厂商产能不足1GW（大部分甚至不足0.5GW），而PERC产能在2018年就已经达到60GW以上。

2）设备厂商：HJT的核心设备包括两部分，一是步骤二中使用的PECVD设备（或者Cat-CVD设备），二是步骤三中使用的PVD（或者RPD）设备。

两大设备主流供应商依然是日本、欧洲企业，国内制作异质结用PECVD的企业有迈为股份、理想万里晖，此外，捷佳伟创获日本住友专利授权，可以在大陆生产RPD装备。

3.3 有哪些赛道会受益……

其实，除了HJT，现在还有N-PERT，TOPCon等电池技术，但是这些技术的转换效率不及HJT，且工艺步骤较多，长期看不如HJT（转换效率较高，制造工艺简单）。目前来看，HJT替代PERC的确定性比较高。

比较收益的赛道，其实还是电池片和设备（因为有增量）。

电池片厂商的受益逻辑，是HJT渗透率的提升；设备厂商的受益逻辑，是核心设备的国产化。不过，由于HJT是对PERC进行的替代，HJT究竟能在企业现有收入体量上贡献多少增量，这取决于下游装机情况。

另外，考虑HJT电池片（对称度更高），更适用于双面组件，光伏行业协会预测双面组件后期市占率会不断提升，后期光伏玻璃的渗透率或在双面组件占比提升下进一步提高（组件背阳一面也装上玻璃），因此，会利好光伏玻璃赛道。
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图：HJT电池结构

3.4 异质结什么时候能起来——目前制约异质结替代进程的决定性因素，是成本。

异质结的成本要高于PERC，HJT非硅成本（0.6元/瓦左右）比PERC要高出50%左右。异质结降低成本的方向，主要包括设备、银浆等的国产替代，硅料薄片化（减少硅料使用）等。

此外，异质结工艺虽然简单，但和目前PERC产线不能兼容，考虑PERC 2018年产能才开始大幅放量，短期现有电池片厂商大概率不会用HJT替换刚建好的PERC产能，只能做增量。

综上，比较确定的是，异质结的爆发期，一定是在设备国产化替代加速之后。

四 HJT现状

HJT电池产能提升情况取决于降本的速度，目前产业界主要从银浆、硅片及设备三方面着手：

1）银浆成本：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；

低温银浆国产化+ 银包铜技术+SMBB技术，预计共同推动降本60%以上。

①低温银浆以日本京都 ELEX 产能为主，国内晶银、聚合等企业刚刚实现国产化突破，价格下降超 20%；

②目前海外银包铜技术相对较成熟，日本京都Elex 将银浆含量降至30%左右，国内基本实现 56%的银浆含量技术，预计未来一年能够突破到 40%以下的银浆含量；

③低温银浆工艺有利于降低栅线宽度至15μm 以下，多主栅及 SMBB 技术的银浆用量下降幅度 35%，国内低温银浆的龙头是帝科股份和苏州固锝。

④通过高精度无接触焊接的新型印刷技术降低银浆耗量，迈为股份、帝尔激光等均在研发。根据Solarzoom 预测，通过以上“银浆国产化+银包铜技术+SMBB”组合，银浆耗量可降至 10mg/W 以内，降本幅度超 60%；

2）硅片成本：HJT硅片减薄降本提效，预计超成本下降幅度超40%。降低硅片成本方面，主要来自于硅片薄片化方向的进展，因为 HJT 电池是对称结构，易于薄片化且不影响效率，目前 PERC 主流厚度为 170μm，预计到 2022 年可降至 130μm以下，从而使得 Voc 上升，效率提升成本降低。预计硅片成本将从 2020 年 0.48元/W 下降至 2022 年 0.27 元/W，降本幅度超 40%；

3）设备方面降本。HJT制作工艺流程大幅简化，制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、电极金属化四个步骤，分别对应的制绒清洗、PECVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道工艺设备。随着迈为股份、捷佳伟创及钧石等国内设备厂商积极推进 HJT整线设备产业化，带动核心设备价格持续下降，Solarzoom 预计2022年设备成本有望降至3亿元/GW以内，折旧成本下降0.03元/W，降本空间高达40%。总体而言，Solarzoom 预计 2022 年硅片成本和非硅成本较目前降低40%+，HJT 电池总体生产成本从目前的 0.9 元/W下降至 0.52 元/W，HJT 电池相对于目前主流单晶PERC 电池的性价比优势有望逐步显现，从而有望实现对于单晶 PERC 的替代。
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图：预计到2022年HJT技术成本下降明显

效率提升+设备降本空间大，HJT电池产能规划超120GW。2021 年之前，因 HJT 产线设备投资额度大，工艺成熟度有待提升，国内外很多电池厂商处在观望和 MW 级别的中试产线。随着设备加速国产化和工艺逐步提升，国内华晟、金刚玻璃及明阳智能等新进入厂商纷纷入局异质结 GW 级别量产线，对于 PERC 时代的国内龙头电池厂商而言，通威股份、东方日升等纷纷开始 GW 级别异质结电池产线。海外来看，梅耶博格、REC 等海外电池厂商也加速布局 HJT 电池量产线，仅 2021H1 就宣布了超 8GW 的新建项目计划。截至目前，全球 HJT 规划产能已经超过 120GW，随着设备、关键材料的进一步降本和工艺提升，预计 HJT 量产节奏将进一步加快。
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新老玩家纷纷入局，HJT 扩产节奏加快。

钧石、通威等厂商早在 2019 年之前就已开始规划 HJT 产能。随着 HJT产线成本不断下降，越来越多的新玩家入局，安徽华晟一期项目进展顺利，预计 Q3 将进行二期 2GW 项目招标。2021 年 5 月，明阳智能发布公告称将投资建设年产 5GW 光伏高效电池和 5GW 光伏高效组件项目，2021 年 5 月开始，爱康集团相关的 HJT 产线陆续进入建设期，预计下半年设备将逐步入场并投产出片。2021 年6 月金刚玻璃发布公告，决定投资建设 1.2GW 大尺寸半片超高效异质结太阳能电池及组件项目，目前相关设备已经进场。截止目前，已经有超 10GW 在建或招标，预计到明年上半年，异质结量产线投产进度将加速。
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图：HJT产能规划情况

其中HJT设备相关，均已经实现国产替代。

华晟新能源设备投资具体情况：
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其他项目：

（1）爱康科技异质结项目稳步推进：

项目一：2018 年 6 月，爱康科技泰兴项目启动，2021 年 4 月 11 日，泰兴基地 1.9GW 高效异质结电池生产设备开始招标；

项目二：2020年 5 月，爱康科技与捷佳伟创合作建设长兴 2GW 异质结电池项目，2020 年 9 月 11 日长兴一期设备进厂，2020 年 12 月 15 日第一片异质结电池试样下线，2021 年 3 月 25 日长兴基地 220MW 异质结电池产能投产，4 月 11 日长兴 1.5GW 高效异质结电池生产设备开始招标，6 月 14 日长兴基地异质结电池平均效率达到 24.77%，设备利用率超 60%，预计今年年底长兴一期 2GW 异质结电池生产线的安装调试工作全部完成，2022 年及 2023 年其余 4GW 异质结电池生产线全部建成投产。

（2）金石设备获龙头厂商认可：

1）近期，晶澳科技与金石能源就“异质结电池装备项目”正式签约，晶澳科技拟采购金石异质结电池核心装备，意味着龙头电池厂商持续加码异质结量产线建设；

2）7 月 30 日，金石能源提供整线装备的福建钜能电力，近期 HJT量产线效率达到创历史记录的 25.31%。

（3）异质结电池设备试验：金辰股份自主研发的首台异质结 PECVD 设备运抵晋能科技进行试用，晋能科技也是国内较早进行 HJT 量产线布局的企业，随着双方进一步深入合作，预计会在 Q4 跑出相关的设备验证数据。

（4）海外异质结项目进展：多家海外光伏企业抢占布局新电池技术。海外项目扩产计划中，HJT 技术引领扩产潮流，根据统计数据，2021 年上半年，海外 HJT 电池产线项目规划达到 8GW 以上，包括梅耶博格、REC 及 HEVEL 等纷纷宣布扩产，预计将在未来1-2 年纷纷落地，加速产能扩张加高技术壁垒。

梅耶博格：6 月 16 日，公司宣布投资 1.85 亿欧元用于扩大异质结电池和组件生产。公司计划到 2022 年底，将目前的 400MW 电池和组价产能均提升至 1.4GW，未来不再出售异质结电池，并在 7 月份开始出售 HJT 组件。7 月 27 日，梅耶博格官方公告，从光伏设备供应商转型为光伏组件制造商。此外，公司计划到 2026 年将电池和组件产能同时提升至 5 GW，到 2027 年将提升至 7 GW，因此也将建设新的生产基地。

Hevel Solar ：俄罗斯光伏制造商 Hevel Solar 投资 3.26 亿美元，在俄罗斯加里宁格勒飞地建造一座超级工厂，涉及 1GW 的异质结电池产能，目标是明年底之前开始投产，将成为欧洲最大的异质结电池生产设施，该公司目前 HJT 电池转换效率为 24.1%。

最后，梳理一下布局HJT电池设备的厂商：
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