中金 | 光伏前沿研究八：把握光伏电池技术迭代带来的全产业链变革_新浪财经

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电池技术迭代百花齐放，看好TOPCon渗透率确定性提升，重视HJT、XBC验证节点。我们统计国内地面电站招标N型组件占比从去年的不到5%提升至今年7月接近40%，N型终端接受度持续提升，各条技术路线随工艺成熟和成本优化，陆续进入规模化量产阶段。1）TOPCon方向，我们估算当前TOPCon较PERC组件超额收益4分/瓦（溢价8分，成本增加4分），随LP/PE路线头部企业工艺陆续跑通，据SMM统计TOPCon排产占比已由4月~14%提升至9月~28%，我们预计2H23-2024有望迎来TOPCon产能投放高峰，明年排产渗透率将过半。2）HJT方向，我们估算当前纯银HJT组件较PERC成本增加1毛/瓦以上、尚不具备经济性，银包铜+0BB+薄片工艺于2Q23首次导入量产，结合产业链反馈当前已有上GW产线运行，若工艺全面跑通我们测算有望带动成本较PERC打平、行业进入可规模化阶段。3）XBC方向，正面无栅线带来高功率和高溢价，交叉指状PN结构带来良率挑战影响成本表现，当前头部公司出货以高价欧洲分布式市场为主，若成本优化有望推动产品打开地面电站应用空间。

我们看好光伏电池技术迭代带来行业利润空间扩容+先进产能结构性紧缺：1）看好N型全产业链利润空间扩容。单晶较多晶组件功率差由15W提升至35W期间，溢价由0.11元/瓦扩大至0.3元/瓦；我们看好未来N型较P型产品功率差由当前25-30W提升至50W，N/P组件价差较当前的8分/瓦提升，看好N型出货占比领先的一体化组件企业、建议关注明年N型出货有望跃升的企业。2）N型电池渗透率加速提升带来银浆、焊带量利齐升机会，网板供给瓶颈背景下建议关注钢板替代技术进展。3）N型硅片降氧+减薄带来设备辅材升级空间。一方面，N-TOPCon硅片降氧需求拉动低氧单晶炉需求，短期部分企业推出大抽速干泵升开始放量，中长期超导磁场单晶炉推动光伏制造半导体化；另一方面，N型硅片薄片化推动钨丝金刚线持续渗透。

中长期来看，我们认为钙钛矿及叠层技术有望带动光伏提效降本进入新阶段，今年以来初创企业提效扩产持续推进，看好下半年招标活跃催化。

光伏板块布局窗口渐行渐近，投资主线把握电池新技术带来的全产业链变革

光伏观点更新：硅料组件价格剪刀差改善在即，板块反弹机遇渐行渐近

7-8月光伏板块显著回调，看好压制因素9月起边际改善。在经历了5-6月价跌量增预期带动的光伏板块反弹后，7月光伏指数重新收跌6%，7月中下旬以来加速下跌，8月至今光伏指数继续回落4%，光伏板块在7-8月未能延续6月的反弹行情，我们认为主要受欧美需求预期转弱和组件价格持续阴跌时间长于预期，导致市场对光伏后市排产和盈利预期走弱所致。我们认为板块情绪拐点降至：

►从需求端来看，我们认为海外分布式渠道的库存压力最高峰已于6月底出现，组件企业抢630前出货以及产业链价格6月骤降导致海外分销商库存成本倒挂压力已在6-7月集中体现，自德国Intersolar展会后我们认为产业链已对库存问题有清晰认知，7月出口数据回落已经反映出产业链进入积极去库存阶段；同时，8月国内外光伏企业业绩说明会后，资本市场对库存问题也有了充分认知，我们认为海外库存问题带来的基本面和情绪面压力最高峰已经过去，9-10月海外出口有望迎来边际改善。

►从产业链价格来看，我们认为7月以来的组件硅料价格剪刀差收窄已进入尾声，7月以来，组件价格受企业争夺国内订单影响由1.4元/瓦加速下跌至1.26元/瓦，下跌0.14元/瓦，而硅料价格受下游高排产和硅料夏季检修影响由66元/kg反弹至77元/kg，上涨11元/kg或0.03元/瓦，组件、硅料价格剪刀差收窄0.17元/瓦，代表产业链盈利空间受到挤压，影响板块投资情绪。展望9月及四季度，我们认为组件价格端随海外库存压力持续去化以及国内拉货旺季来临有望企稳，而硅料价格随夏季检修高峰过去和新增产能投放有望再次下跌，组件硅料价格剪刀差收窄或已进入尾声。

►后市关键信号：板块反弹的可持续性需要需求数据的持续支持，我们预计下半年国内月度装机的同比高增具备高确定性，而组件出口海外金额同比增速转正或需等待观察四季度行业运行情况。方向上来看，在行业中期增速和各环节盈利周期尚不明朗的情况下，我们认为新技术和新催化仍将是后市投资的主线方向。

新技术或为光伏投资主线，重点关注电池技术变革带来的全产业链变化

电池技术迭代或为未来两年光伏度电成本优化、刺激需求增长的底层逻辑

硅料进一步降价空间有限，光伏降本主线回归电池技术迭代。随硅料新增供给持续释放，光伏硅料价格由年初高点245元/kg（含税）回落至60-70元/kg（含税）区间，带动组件价格由1.8元/瓦+（含税）回落至1.3元/瓦（含税）以内。当前硅料价格已触达二线企业生产成本线，我们认为由硅料进一步降价带来的组件降本空间已较为有限，未来光伏组件进一步提效降本或更加依托新技术，其中光伏电池技术迭代或为未来一年产业链技术进步的主线之一。

图表1：硅料价格基本回归本轮涨价以前水平

资料来源：Solarzoom，中金公司研究部

图表2：光伏提效降本

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

P-PERC技术进入平台期，TOPCon/HJT/XBC等新电池技术百花齐放。我们认为P型PERC电池技术已基本达到其量产性能极限（23.3-23.5%的电池转换效率、0.15元/瓦左右的电池非硅成本）。我们认为本轮电池技术迭代正在加速，且较过去更多元化（由单一PERC走向TOPCon/HJT/XBC等多条技术路线百花齐放），TOPCon/HJT/XBC等高效新型产品高功率带来高溢价，成本持续优化，有望带动终端接受度提升以及企业扩产积极性提升：

►需求端，2023年以来国内地面电站招标N型组件占比显著提升。根据我们统计，2021年9月，国内央国企地面电站组件招标首次包含N型组件标段。2022年，我们统计国内地面电站组件招标中N型组件招标量和占比较为波动，全年来看开标总规模或达4.55GW或4%。2023年二季度以来，我们统计地面电站客户在组件招标中对N型组件的招标积极性显著提升，开标规模4月/5月/6/月/7月单月分别达到4.7GW/4.5GW/4.4GW/5.3GW，占当月总开标规模中明确P/N选型的比例为24%/26%/33%/39%，我们认为代表终端业主对于N型组件产品接受度明确、持续提升。

图表3：2023年以来国内地面电站招标N型组件占比显著提升

注：数据统计截至2023年7月资料来源：北极星电力网，中金公司研究部

►价格端，新电池技术具备更高转换效率效率带来BOS摊薄（根据2023年5月上海光伏SNEC展会企业展出产品情况，我们统计TOPCon/HJT/XBC组件转换效率分别落在22.27~23.2%/22.5~23.89%/22.3~24.2%区间，vs PERC效率~21.4%），以及更佳运行性能带来发电增益（根据2023年5月上海光伏SNEC展会企业展出产品情况，我们统计TOPCon/HJT/XBC首年衰减均≤1%，vs PERC首年衰减2%；我们统计TOPCon/HJT/XBC温度系数分别-0.28%/℃～-0.30%/℃、-0.24%/℃～-0.26%/℃、-0.24%/℃～-0.29%/℃，vs PERC温度系数-0.35%/℃）。企业与电站业主分享电站经济性提升带来的收益，我们观察到目前TOPCon/HJT/XBC组件主流销售价格可较PERC组件溢价达~0.1元/瓦、~0.2元/瓦、0.15-0.4元/瓦。展望未来，随着N型技术进一步提升（2Q23/FY23/FY24，TOPCon电池平均效率目标25.5%/25.8%/26.5%，HJT电池平均效率目标25.2-25.3%/25.5%/26.5%，XBC电池平均效率目标26.5%/27%/27.5%），我们认为明年不排除N型组件较P-PERC组件销售溢价进一步扩张的可能性。

图表4：N-TOPCon、N-HJT与P-PERC组件价差追踪

注：数据统计截至2023年9月13日资料来源：PVInfolink，中金公司研究部

►成本端，假设P型硅料含税价格65元/kg，N型硅料含税价格68元/kg，TOPCon方面，我们估算当前TOPCon一体化组件较PERC一体化组件生产成本增加约0.03元/瓦，年底随效率成本优化有望实现一体化组件生产成本打平；HJT方面，我们估算当前HJT纯银组件较PERC组件生产成本增加约0.13元/瓦，若导入铜电镀替代纯银金属化制程可将生产成本增加降至约0.06元/瓦，若导入0BB+银包铜替代纯银金属化制程可将生产成本增加降至0.01元/瓦、基本实现打平；XBC方面，由于头部企业产能尚处于调试爬坡期，且材料和工艺选型尚未完全稳定，当前成本较难估算，基于头部企业公开目标，P型BC组件技术目标到FY23末实现较PERC组件生产成本打平，N型BC组件技术目标到1H24实现较TOPCon组件生产成本打平、到FY24末目标实现较PERC组件生产成本打平。

图表5：N-TOPCon、N-HJT与P-PERC组件成本、价格、超额收益对比

资料来源：PVInfolink，Solarzoom，公司公告，中金公司研究部

►扩产规模来看，综合以上价格、成本测算，我们认为TOPCon/HJT组件较PERC的超额收益当前分别4分/瓦、0分/瓦，未来HJT减银路线以及XBC路线工艺若能跑通、良率提升后，HJT/XBC组件较PERC的超额收益有望扩大至1毛/瓦、2毛/瓦。因而，当前TOPCon量产率先具备性价比，结合PVInfolink数据和我们的统计，我们估计2023年末全行业名义产能有望达到562GW（2022A：91GW），新扩产能基本搭载SE，双面Poly或于2024年中后段起导入量产；XBC作为叠加型技术，在头部企业带领下扩产节奏加速，以期带动规模效应及工艺成熟，结合PVInfolink数据我们估计2023年末全行业名义产能有望达到60GW（2022A：11GW），其中HPBC/N-IBC各占半壁江山；HJT名义产能落地节奏2H23起在先发企业扩产以及大厂中试线招标等推动下我们预计有望边际加速，结合PVInfolink数据我们估计2023年末全行业名义产能有望达到47GW（2022A：9GW），其中纯银和银包铜或为主力路线，铜电镀百兆瓦级别中试线下半年亦有望有3~4条率先落地，开启从0到1进程。

远期来看，我们认为钙钛矿及其叠层技术有望带动光伏提效降本进入新阶段，2023年以来初创企业GW线招标及晶硅企业叠层中试线建设重新催化资本市场对钙钛矿的关注度，我们认为1H23钙钛矿初创企业在大面积提效方面成果斐然（协鑫光电1m*2m组件平均效率达到17%、年内有信心突破18%；极电光能、无锡众能0.6m*1.2m组件最高效率突破17%、16%；多家企业30cm*30cm中面积组件效率突破20%），钙钛矿产业化进展顺利，稳定性认证以及进一步提效或为下一阶段工作重点。我们预计钙钛矿一级企业下半年有三条及以上GW线进入招标阶段、两条及以上百兆瓦线进入投产阶段、四条及以上百兆瓦线陆续进入招标阶段，此外晶硅大厂的晶硅钙钛矿叠层MW级中试线亦有规划从2024-25年开始从0到1，加码钙钛矿产业化进程。

图表6：光伏行业电池技术迭代重要事件时间表

注：标黄字体为行业效率成本参数目标，标红为资本市场潜在关注重点事件资料来源：公司公告，中金公司研究部

电池技术迭代牵引全产业链技术变革和投资机遇

看好组件N/P价差继续走扩，N型产业链利润空间扩容。以史为鉴，单晶/单晶PERC替代多晶过程中，在单晶成为绝对主流之前，单多晶组件价差随功率差扩大而持续拉大。展望未来，我们看好N型组件功率提升带动N/P价差走扩和N型全产业链利润扩容。

►以史为鉴，单晶/单晶PERC替代多晶过程中，在单晶成为绝对主流之前，单多晶组件价差随功率差扩大而持续拉大。我们复盘2016年到2020年单晶组件逐步替代多晶组件的过程：自2H15行业逐步攻克单晶组件CTM、光衰等问题后，终端单晶渗透率进入稳步上行通道。2016年，单晶组件尚处于推广期（终端渗透率约16%），单晶组件功率较多晶组件高出15W、溢价0.11元/W；2017年，随终端客户对单晶组件接受度提升（终端渗透率提升至约27%），单晶组件功率较多晶组件维持高出15W，而溢价扩大至0.2元/W；2018年，单晶组件终端渗透率继续提升（达到39.5%），且单晶PERC组件进入市场，其较多晶组件功率高出27W，带动溢价进一步扩大至0.25元/W；2019年，单晶组件终端渗透率首次过半（达到60%），单晶PERC组件较多晶组件功率高出35W，溢价扩大至0.3元/W；直至2020年，单晶组件渗透率达到86.9%，基本成为市场主流，多晶组件开始退出市场，单多晶组件功率差达到58W，而溢价收敛至0.21元/瓦，2021年多晶组件基本停止销售和公开报价。

►展望未来，我们看好N型组件功率提升带动N型全产业链利润扩容。当前182尺寸72片版型N-TOPCon较P-PERC组件功率高出五到六档或25-30W，对应终端溢价在1-1.5美分/瓦左右，终端渗透率20%左右，参考单晶渗透过程，我们认为目前N-TOPCon渗透率和溢价仍处于上升期。结合头部公司预期，年内N-TOPCon组件功率还有一档/5W提升空间，明年内预计有四档/20W提升空间，我们认为随着N-TOPCon由让利推广期进入快速放量期，其较P-PERC组件的溢价仍有扩张机会，带来N型全产业链利润扩容。叠加今年下半年开始随HJT/XBC等高功率产品量产规模扩大，我们预判有望共同推动N/P组件价差进一步扩张。

图表7：单晶P型组件vs多晶组件价差复盘

资料来源：PVInfolink，CPIA，中金公司研究部

图表8：N-TOPCon组件 vs P-PERC组件价差复盘展望

资料来源：PVInfolink，中金公司研究部

我们看好光伏制造产业链各环节受益于N型技术带来的利润扩容，分环节来看：

硅料：N/P硅料价差已扩张至14元/kg或19%，周期底部硅料一二线企业盈利能力差异扩大。N型硅料要求达到国标电子二级以上的程度，对于硅料生产全流程（精馏、还原、破碎、包装等）洁净度要求、工艺管控要求均有所提升。我们预计N型对硅料供需的正面作用或有望于明年进一步显现。1）从溢价和盈利来看，参考2017-2019年单多晶硅料切换经验，新品终端需求占比达到35%以上之后，新老产品可拉开10-20%的价差，带动盈利差异拉开；根据硅业分会，5月以来行业N/P硅料价差由价格约7-9元/kg提高至14元/kg，考虑N/P硅料成本差约3元/kg（行业调研），我们估算当前溢价水平已能覆盖生产N型硅料的额外成本并带来7ppt的毛利率增益。2）从行业供需来看，根据我们硅料产业链调研反馈，高比例生产N型料或对硅料产能的有效产出带来10-20%影响，边际上亦或改善明后年硅料产能的过剩幅度。3）从企业竞争来看，结合下游反馈，目前硅料企业中，部分头部企业已实现N型硅料向下游的量产供货并取得一定市占率，行业中其他企业N型料生产能力及产品质量水平仍需进行提升。

图表9：单多晶硅料价差及渗透率复盘

资料来源：Solarzoom，中金公司研究部

图表10：P/N型硅料价差追踪

资料来源：PVInfolink，中金公司研究部

硅片：N/P硅片价差扩张至0.12元/片或4%，硅片生产企业盈利差或放大，设备辅材端有望受益于低氧单晶炉、钨丝金刚线迭代。N型硅片生产或带动拉晶设备、拉晶耗材、切片耗材、以及相关工艺的全方位升级：

►从制造端来看，N型拉棒、切片技术水平头尾部企业均有较大差异：1）一方面，N型柔性化、定制化生产要求更高。N型技术掺杂磷元素，分凝系数较P型掺硼元素更低，造成生长后期晶棒的中尾部掺杂元素富集，导致电阻率偏低，影响晶棒利用率。因此，控制硅棒上各区域电阻均匀分布成为一重要生产难点。此外，TOPCon/HJT对电阻率的要求不同（如TOPCon要求电阻率0.3-2.1Ω、HJT要求电阻率0.3-2.1Ω/1-7Ω，vs PERC已固定在0.4-1.1Ω），提高硅片柔性化制造要求。2）N型拉棒氧含量更难控制，容易引发TOPCon同心圆问题，目前尚未完全解决。氧含量较高是引起N型单晶同心圆缺陷的主要原因。氧主要来源于硅熔体与石英坩埚表面发生反应，产生氧杂质SiO，需要通过提高原材料选用要求、热场和加热器设计、炉腔空间设计、拉晶工艺设计、气流设计等方式控制氧含量。3）N型薄片化趋势对切片企业切割能力要求提升。N型时代下，硅片主流厚度由150um向130um过渡，部分品类向100-110um过渡，薄片化对硅片企业切割能力、良率控制提出更高要求。从行业竞争来看，我们认为硅片头部企业在N型拉晶、切片、以及相关关键主辅材保供上具备领先优势。我们看好N型出货占比提升带动企业盈利结构改善，根据头部公司1H23公开业绩会交流，行业预期未来N型硅片较P型硅片维持3-4ppt的毛利率优势。

►从设备辅材端来看，我们认为N型硅片较P型硅片更强的低氧含、薄片化需求有望带动低氧单晶炉、钨丝金刚线迭代，相关领域仍存在较大预期差。

•一方面，N-TOPCon硅片降氧需求拉动低氧单晶炉需求。短期来看，行业正处于4200大抽速干泵导入初期，通过促进氧挥发可以实现将硅片氧含由13.5ppm降至10ppm以内，其中我们观察到部分企业有望通过在4200大抽速干泵研发和量产上与头部客户合作的先发优势，实现跨界进入光伏拉晶干泵市场。长期来看，我们认为超导磁场单晶炉有望通过降低热对流、减少相对运动的方式进一步实现<5ppm超低氧硅片规模化供应，推动光伏制造迈入半导体工艺时代。

•另一方面，关注钨丝金刚线薄片化切割的应用空间。N型时代硅片厚度由P型时代的150um向130um（TOPCon）、110um（HJT）甚至更薄演进，钨丝金刚线在切割薄硅片、N型硅片情形下因多出片、低断线率带来的较高碳钢金刚线的单公斤利润增益更为明显，我们认为N型薄片化有望接棒硅料涨价、继续起到推动钨丝金刚线渗透率提升的作用。

图表11：单多晶硅片价差及渗透率复盘

资料来源：Solarzoom，中金公司研究部

图表12：P/N型硅片价差追踪

资料来源：PVInfolink，中金公司研究部

电池组件：电池组件溢价或取决于功率档位， N型电池组件渗透率加速上升过程中，更看好头部制造企业盈利结构性增长，以及银浆、焊带等辅材龙头盈利上升趋势。

►制造端来看，N-TOPCon电池溢价收敛，企业盈利趋势与产品结构强相关。根据PVInfolink的第三方报价，N-TOPCon较P-PERC组件端基本维持了10-12分/瓦的溢价水平，而电池端溢价先升后降（2023年1-4月，受终端N-TOPCon组件需求增加而电池产能爬坡不达预期影响，价差从年初的6-7分/瓦走扩至4月的14分/瓦；5月以来，随头部企业成熟LPCVD路线产能持续投产，以及PECVD路线产能利用率、良率制约问题改善，TOPCon电池片供给加速释放，价差由4月底的14分/瓦收敛至7月以来的6分/瓦。我们认为N型电池组件头部厂商在产线爬坡速度、核心材料保供、新技术导入节奏上仍具备较同行约半年的领先优势，尽管随行业整体产出占比提升（根据SMM，二季度初TOPCon电池排产占比~14%，三季度末将达到~28%，我们预计四季度达到30-34%）单环节竞争略有加剧、溢价缩窄，但高N型出货占比仍有望带来头部企业如晶科能源较以P型产品为主的同行更稳健的盈利表现。

►辅材端来看，我们认为无论是HJT还是TOPCon，都将共同推动辅材产品迭代加速、利好辅材龙头企业。一方面，银浆环节受益于新型电池迭代，我们认为有望实现量（TOPCon单瓦银浆耗量约为PERC的1.5倍，HJT单瓦银浆耗量约为PERC的2倍）、利（TOPCon银浆单位加工费约为PERC的1.5倍，HJT银浆单位加工费约为PERC的2倍）齐升、产值扩张。另一方面，对于焊带环节，2Q23后，N-TOPCon电池进入投产高峰，减银的超多主栅（SMBB）批量导入，带动焊带细线化（0.24-0.26mm）需求加速渗透；2）2H23后，HJT/XBC等新型电池技术若逐步成熟，对低温、扁线等异形化、定制化焊带需求增加；3）2024年，兼容TOPCon/HJT的无主栅（0BB）技术若能突破量产难点，或带动焊带细线化进入新阶段（0.2mm）。我们看好SMBB焊带今年超额毛利2-4元/kg或20%-40%，利好焊带龙头。

图表13：N-TOPCon/N-HJT电池溢价情况

资料来源：PVInfolink，中金公司研究部

图表14：N-TOPCon/N-HJT组件溢价情况

资料来源：PVInfolink，中金公司研究部

下一章节，我们将就各技术路线的产能成本现状，技术迭代预期进行详细梳理。

技术趋势：新型电池技术百花齐放，TOPCon/XBC/HJT各放光彩

TOPCon：2H23渗透率正加速提升，关注全产业链投资机遇

制造：性价比率先显现，看好TOPCon新增产能持续放量

TOPCon（隧穿氧化层钝化接触）技术在PERC工序基础上涉及到几道设备和工艺替换：1）将磷扩改为硼扩，激光SE设备对应迭代；2）添加隧穿氧化层和多晶硅层沉积环节，通过在电池背表面制备小于2nm的隧穿氧化层，并在外部沉积一层磷掺杂的硅薄膜，实现表面钝化和载流子的选择性收集。得益于更高功率和可控的成本，TOPCon性价比率先突出重围。

►成本端，我们估算当前TOPCon一体化组件生产成本较PERC高约3.4分/瓦。成本差异主要来源于：1）硅成本低1.5分/瓦，我们测算单耗端TOPCon较PERC具备10um薄片化硅耗节省优势，而硅料成本端N型较P型有5元/kg的成本劣势，综合来看硅成本TOPCon较PERC低1.5分/瓦；2）硅片非硅高0.3分/瓦，我们考虑到N型拉晶成本上升与单位出片数提升对冲，假设N型硅片非硅较P型略增0.3分/瓦；3）电池非硅高4分/瓦，我们测算TOPCon电池非硅较PERC高出约4分/瓦，其中来自折旧0.8分/瓦（我们假设CAPEX高8000万/GW，10年折旧）、银浆0.9分/瓦（我们假设182尺寸银浆单耗高40mg/片或5mg/瓦，正面银铝浆价格较高温正银高250元/kg）、石英件高1分/瓦；4）组件BOM低0.5分/瓦，主要考虑到胶膜成本高1.4分/瓦（我们假设TOPCon采用POE+EVA封装，PERC采用双面EVA封装），但其余BOM成本项受惠于单块组件功率TOPCon较PERC高5%（182尺寸72片版型，假设TOPCon较PERC高出五到六档或25-30W）带来单瓦成本摊薄1.9分/瓦。

►售价端，考虑5%的功率增益TOPCon具备一定销售溢价，我们结合SMM统计TOPCon较PERC在近两个月国内地面电站集采开标中高出4~7分/瓦[1]，结合PVInfolink统计海外溢价可达1~1.5美分/瓦[2]（对应人民币7~11分/瓦）。故TOPCon组件盈利较PERC组件盈利增厚中枢~4分/瓦，量产性价比领跑N型新技术。

图表15：TOPCon vs PERC组件成本对比

注：测算截至2023年Q2资料来源：PVInfolink，Solarzoom，公司公告，中金公司研究部

图表16：TOPCon电池结构示意图

资料来源：公司公告，中金公司研究部

性价比优势带动TOPCon扩产量超预期，看好2H23有效产出占比加速提升。

►从扩产总量来看，根据中金机械军工组光伏设备团队，1H23 TOPCon电池设备招标达到~400GW，预计全年中标量将超过500GW，超出年初预期。结合PVInfolink数据和我们的统计，我们估计2023年末全行业名义产能有望达到~562GW（2022A：91GW），其中来自存量光伏企业、光伏产业链延伸企业、跨界企业的累计TOPCon产能有望分别达到447GW、48GW、66GW；到2024年，结合目前已公告的全行业TOPCon扩产计划，我们预计累计TOPCon产能有望达到合计911GW，其中来自存量光伏企业、光伏产业链延伸企业、跨界企业分别达到622GW、130GW、159GW。

► 从产能投放节奏来看，在TOPCon新增产能集中投放的2023年，我们统计新增产能释放在1Q/2Q/3Q/4Q的分布为16GW/78GW/236GW/141GW，可见2H23有望迎来TOPCon名义新增产能释放高峰。我们观察到当前TOPCon新产能投放后的爬坡满产周期从3~4个月（成熟企业）到6+个月（新进企业）不等，且随LP/PE路线设备成熟度持续提升，我们预计2H23 TOPCon电池渗透率有望加速向上。从行业格局来看，去年Q4以来行业产能集中度加速下降，TOPCon扩产企业持续增多（当前产能CR5约40%，去年高于80%）。其中，晶科、钧达作为LPCVD路线领军者，1H22率先投放TOPCon吉瓦级量产线，当前已可以稳定在3-4个月的投产达产周期，今年末TOPCon名义产能均有望分别达到60GW+、30GW+；而后通威、天合自去年四季度投放首个GW级量产线以来，经过半年爬坡调试，已基本实现首期产能达产和后续产能的加速投放，我们统计年内亦有望实现20GW+的名义TOPCon产能；晶澳、阿特斯首期产能投放时间在今年Q2，晚于同行，但后续扩产节奏快速追赶，年内亦向30GW+名义产能规模迈进。我们统计其余家的名义产能均将于3Q23起加速投放。

图表17：N-TOPCon名义产能落地时间表（累计产能口径）

资料来源：PVInfolink，Solarzoom，公司公告，中金公司研究部

►从渗透率来看，看好2H23期间TOPCon渗透率加速提升，年内突破30%。二季度TOPCon渗透率提升不及预期，根据SMM统计[3]，全行业TOPCon排产4月单月6.55GW、占比14%，到6月仅提升至6.94GW、占比15%，二季度内TOPCon渗透率提升幅度有限，我们认为或主要受制于部分产能投放和产能调试不及预期，头部公司产出占比高。进入三季度，随总供给持续投放，TOPCon电池片供给开始加速释放，根据SMM统计数据[4]，8月/9月全行业TOPCon单月排产加速向上，有望分别达到12.7GW/16.5GW，占比达到24%/28%，我们看好4Q23 TOPCon渗透率达到~35%，单月排产达到15-20GW/月。展望2024年，我们看好TOPCon渗透率突破50%。

图表18：光伏电池全行业排产结构，历史与预测

资料来源：SMM，公司公告，中金公司研究部

材料：TOPCon渗透率加速提升带动银铝浆、SMBB焊带、高目数网板量价齐升

银浆：量增75%、利增50%、份额竞争持续演绎。量方面，TOPCon双面发电使得银浆单耗由~6.5mg/瓦上升至11mg+/瓦，上升幅度75%+。价方面，TOPCon为了正面有效接触需要使用一定铝含量的银铝浆，加工费较传统PERC高温正银的400-500元/kg高出200-300元/kg或50%。市场竞争方面，企业在TOPCon电池导入初期一般会有一至两家份额主导的合作银浆供应商，随产线投放数量增多，电池企业往往会引入多家银浆企业就效率、印刷性、拉力等指标进行比对，基于性能表现存在供应商份额快速变化可能。截至2Q23，银浆龙头公司聚和材料、帝科股份、苏州固锝银浆出货结构中TOPCon产品出货占比分别约15%、40-50%、低个位数%。

焊带：利增20%，量减7-10%，头部企业强者恒强。量方面，通过增加主栅根数、降低主栅宽度从而降低银浆单耗是TOPCon电池技术发展当前趋势，光伏焊带的线径也需要细线化以匹配更细、更窄的银浆主栅。TOPCon当前主流采用SMBB的图形方案，对应焊带线径0.26mm，较PERC主流的9-12BB（对应焊带线径0.30mm），单GW焊带需求量由430-450吨/GW降至400吨/GW，用量略减7-10%。价方面，根据头部焊带企业销售情况，SMBB焊带单kg加工费较MBB焊带高20-30%，对应毛利率增加3-5ppt。市场竞争方面，我们认为焊带头部企业在细线化焊带的拉丝、涂敷、镀锡工艺上具备一定领先优势，截至2Q23，焊带公司宇邦新材、同享科技、威腾电气SMBB焊带出货占比分别约20%、25%、35%。

图表19：银浆企业TOPCon出货占比及预期

资料来源：公司公告，中金公司研究部

图表20：看好焊带环节盈利V型反转

资料来源：公司公告，中金公司研究部

网布/网板：N型TOPCon或致高目数网板需求翻倍，海外网布原材料无扩产背景下2024年供需或趋于偏紧，建议关注替代技术发展。光伏电池片金属化制程通常采用丝网印刷技术，银浆透过特制的不锈钢丝网板在电池片表面形成栅线图案，后通过激光烧结与硅片形成欧姆接触从而导电。其中，我国产业链已基本完成丝网网板的国产化，供应商包括仓和、硕克、良品等，而网板核心原材料为不锈钢网布/钨钢网布，其中430-520高目数网布主要由日本三家供应商ASADA、NBC、OSAKA提供，国内网布企业仅能批量供应200目数以下产品，而目前光伏电池片细栅往往使用高目数网布起到减少银耗、降低遮光的效果。从P型向N型转变，电池片细栅印刷对高目数网板的需求从PERC时代的仅正面细栅使用变为TOPCon时代的正背两面细栅都需使用。网板需求翻倍而供给几乎无增量，根据我们的产业链公开调研，由于下游型号迭代过快、编织机设备和材料供给限制以及保守经营策略，日本供应商近期暂没有公开扩产计划，国内网布企业在高目数网布供应上暂无显著突破。因此，我们初步测算，假设当前海外高目数网布供应能力在2500-3000平米/月，电池厂使用网布实际寿命在15-20万次/块，则可以支撑1040GW/年的PERC电池需求，但仅能支撑346-553GW/年左右的高效TOPCon电池需求。若高目数网布供应不足，可用低目数网布代替，因此网布供给没有硬瓶颈，但使用低目数网布会降低TOPCon电池效率0.05-0.1ppt，并抬高银浆用量和金属化成本约几厘钱/瓦，因此我们预计高目数网布供需随TOPCon产能逐步投放或趋于结构性偏紧，刺激网布国产化替代以及网布替代路线研发。其中，我们认为目前国内企业在网布替代路线上已有布局及小批量验证。

图表21：网布供需情景分析

资料来源：PVinfolink，中金公司研究部

设备：TOPCon技术持续升级带动低氧单晶炉、双面Poly硅片电池设备新需求

硅片方面，N-TOPCon对硅片降氧需求尤为强烈，当下看4200大抽速真空干泵加速导入拉晶工艺、中长期超导磁场单晶炉放量值得期待。高效N型电池对上游材料更高少子寿命、更低氧含量提出要求，其中氧含量高于7ppm后会导致拉晶缺陷上升、诱发N型电池同心圆、黑芯片等现象（高温工艺的TOPCon电池比低温工艺的HJT电池更容易出现这种问题）。硅片氧含量主要来自熔体和坩埚相对运动，降氧方式包括1）促进氧挥发；2）降低热对流；3）减少相对运动，当前行业探索出两大降氧工艺方向：

►短期来看，目前行业自2Q23起开始商业化应用的降氧方式为第1）种，由隆基绿能、奥特维（松磁机电）等企业率先导入，通过大抽速真空干泵促进氧挥发，结合其他对拉晶炉软硬件的调整，可以在单晶炉成本仅增加20-30万元/台的基础上实现将硅片氧含由13.5ppm降至10ppm以内，初步满足下游对N型硅片的品质要求。大抽速干泵的主要供应商包括鲍斯股份（公司在面向N型拉晶的大抽速干泵产品上率先导入头部硅片企业基地，目前市占率行业第一，根据公司公告和投关记录表，公司合作客户包括隆基绿能、双良节能、连城数控、奥特维、合盛硅业等）、汉中精机（公司过去是光伏拉晶1300型号干泵市占率第一，新一代4200型号干泵导入进度追赶中）、萨莫雷斯等。

►远期来看，超导磁场通过第2）3）种降氧机理可实现<5ppm超低氧硅片规模化供应，根据中金机械军工光伏设备团队，由晶盛机电带领推动光伏制造迈入半导体工艺时代。公司采用低温超导路线，当前单台单晶炉成本增加150万元/台（公司预计明年规模化后有望降至100万元/台），目前已获得3500台设备订单，公司预计今年配置近300台超导磁场。此外，联创光电采用高温超导路线，当前单台单晶炉成本增加180万元/台（后续依托带材规模化降本），在失效风险、长晶成功率等表现上或好于低温超导，目前已获得300台磁场订单[5]。

电池方面，根据中金机械军工组光伏设备团队，关注几项技术进展：1）双面Poly：双面Poly TOPCon理论效率可以达到28.7%，而单面Poly仅为27.1%，量产端采用双面Poly可以将TOPCon电池效率提升至26%+。作为未来TOPCon提效降本的重要方向，各家厂商均在积极研发中。我们预计头部厂商的双面Poly产线或于明年开始推出，后年进入较大规模放量。2）PE-Poly：TOPCon 最核心的环节在于隧穿氧化层和poly 层的制备，该环节可采用PECVD、LPCVD等方法，目前PE-Poly已渐成主流，在解决绕镀、减少石英件损耗等方面具有优势，代表设备商为捷佳伟创。据捷佳5月的投资者关系表，其一季度已确认了第一批PE-Poly 量产订单，我们预计今明年有望持续放量。3）LP双插：LPCVD设备商推出的双插技术，目的是在提高产能的同时减轻绕镀问题，拉普拉斯、时创能源等厂家均有布局。4）激光烧结：利用激光烧结过程对硅片正面的金属浆料进行处理，使硅片正面浆料和硅片形成较好的欧姆接触，优化栅线电极、改善接触电阻，可提高TOPCon电池转换效率，增益可以达到~0.2%。目前各家激光厂商（如帝尔激光、海目星、大族激光、德龙激光等）联合浆料厂商和电池厂商（晶科能源、捷泰科技、中来股份（维权）等）均有相关DEMO线布局。

XBC：头部公司引领产能扩张，关注良率、成本、溢价趋势

XBC（背接触电池）是叠加型技术，高转换效率和美观性是其核心优势。XBC技术的核心是将光伏电池片的P/N区以及导电栅线全部放到电池片的背面，实现电池正面遮挡最小化、效率最大化。XBC金属化结构可以与PERC、HJT、TOPCon等多种电池钝化结构叠加，是具备兼容性和延展性的技术路线。在国内企业去年到今年将XBC电池推向量产以前，海外企业Maxeon、LG、Sharp等已有数十年铜电镀IBC量产经验，主要应用于海外高端分布式市场：以Maxeon为例，其IBC量产组件产品正面转换效率可达23%，以2022全年平均为例，IBC组件较PERC组件溢价0.19美元/瓦或52%。当前国内企业推出的XBC组件产品较自身的PERC组件产品亦有约30%的溢价空间，初步应用于海外分布式场景。未来若XBC组件生产成本优化，国内企业如爱旭、隆基等将向地面电站市场推广XBC组件产品。

工艺复杂度、精度要求显著提升，良率、成本优化进展决定XBC技术路线放量节奏和盈利能力。如何在电池背面制作交叉指式的PN区是BC电池的核心工艺难点，包括丝网印刷、激光刻蚀等方式在对准精度、生产效率、硅片损伤等方面各有优劣，企业采用不同工艺路线寻求平衡点。从成本结构来看，XBC电池较其他技术路线的成本增加主要来自：1）设备投资方面，背面图形化所用激光开槽设备视不同工艺路线，增加2000~4000万元/GW不等的设备投资成本；2）生产成本方面，金属化环节若采用有银路线，由于单面电池载流子传输路径更长，内阻偏高，需要加高加宽银浆栅线实现更低的电极电阻，从而导致纯银XBC单瓦银耗较PERC高出一倍左右/较TOPCon高出50%左右，而若采用去银路线则增加铜电镀设备相关投资成本和材料消耗成本；3）生产良率方面，工艺步骤拉长后整体良率水平当前低于PERC/TOPCon等技术路线，导致成本和品控难度增加。

图表22：BC电池工艺可与各类电池技术叠加制作

资料来源：《IBC太阳电池技术的研究进展》[6]，中金公司研究部

图表23：BC电池具备高溢价：以Maxeon为例

注：4Q22以来IBC产品较PERC产品溢价增长，一定程度上受益于AC组件在IBC组件中占比提升（因此包含了微逆的价值量）

资料来源：公司公告，中金公司研究部

图表24：BC技术产品包揽行业量产产品效率前三

资料来源：Taiyang News，中金公司研究部

随爱旭、隆基等企业XBC产能持续落地、规模化量产经验增加，我们预计到2023年末全行业XBC电池产能有望达到接近60GW，较2022年末的11GW大幅跃升。根据爱旭半年报和公开业绩交流会，1）产品类型：公司首创无银化技术，推出拥有完整自主知识产权的ABC电池技术。2）产能产量：公司ABC电池珠海一期6.5GW处于达产状态，新扩3.5GW电池预计于9月投产，配套5GW组件预计于9月投产年底达产。义乌15GW电池及配套组件项目预计于年内逐步投产达产，公司预计2023年底有望实现 25GW产能规模，ABC出货2023年目标2-3GW、2024年目标20-30GW。3）产品性能：当前ABC电池平均量产转化效率达26.5%，ABC组件182mm尺寸54版型交付功率达465W，72版型交付功率达620W，量产效率可达24%。4）产品经济性：根据公司中报业绩会公开交流，欧洲户用市场在同等IRR条件下，ABC组件较TOPCON组件溢价5-6欧分/W左右，中国工商业市场在同等IRR条件下，ABC组件较TOPCON组件溢价0.15元/W以上；公司使用无银化技术大幅降低生产成本，目标 2024 年年中成本与TOPCon打平、2024 年底成本与PERC打平。5）销售渠道：公司合作伙伴主要有全球顶级分销商、自有专属渠道体系以及与全球知名品牌进行ODM合作；公司表示目前欧洲、日本的团队搭建、市场渠道建设已经基本成型，正在努力拓展业务，中国的分布式业务团队正在快速扩张中。

►此外，晶科、晶澳、通威、普乐等主攻TOPCon技术的企业亦有BC中试线储备。根据公司公开调研信息：1）晶科已建设BC中试线，目前中试线效率可以达到26.5%，根据业绩会交流公司预计N型BC量产需要两年左右时间，看好TBC较TOPCon有10-15W功率优势；2）晶澳预计明年启动BC中试线，认为BC路线适合屋顶市场，技术成熟时机暂时无法判断，未来TOPCon有可能叠加BC；3）通威半年报公告其N型TBC最高研发效率达26.11%；4）普乐科技预计今年三季度启动BC中试，未来向TBC路线过渡；5）其他：天合、钧达（捷泰）、金石、日托光伏、横店东磁、中来股份、正泰新能等其余在XBC路线上均有一定涉猎。我们认为BC作为叠加兼容型技术，有望获得全行业持续资源投入。

图表25：XBC名义产能落地时间表（累计产能口径）

资料来源：PVInfolink，Solarzoom，公司公告，中金公司研究部

XBC若放量，我们认为有望带动激光设备、绝缘胶、焊带增量需求。1）激光设备增量需求：XBC路线背面图形化所用激光开槽设备视不同工艺路线，需要增加2-3道激光应用，增加2000~4000万元/GW不等的设备投资成本；此外若金属化制程使用铜电镀方式，图形化环节将额外增加1000~2000万元/GW的激光开槽设备投资；若激光串焊工艺成熟，XBC组件端激光价值量我们预计也有望达到千万元/GW水平。XBC路线所用激光精度要求显著高于其他技术路线，建议关注布局较早、已获较多量产BC订单的企业。2）绝缘胶新增需求，由于背接触电池的正极负极均设置在电池的背面，其电池片的互联与常规组件有所差异，在互联焊接过程中，将绝缘胶涂于电池正负极连接处，保证不同极性栅线间的绝缘，带来绝缘胶新增需求约500万元/GW。这一领域中，目前广信材料为头部企业隆基绿能主要供应商。3）圆扁焊带替代需求，XBC电池采用背面单面串焊，使用3BB主栅时代较为传统的圆扁焊带，单GW用量要达到~500吨/GW，较PERC焊带用量高约10%，较TOPCon焊带用量高约20%。由于2018年以来电池主栅向MBB升级带动焊带行业切换为圆丝焊带，当前仍保留有圆扁焊带产能和技术的焊带企业包括宇邦新材在内仅有2~3家。

HJT：2Q23以来技术边际变化加速，静候减银路线佳音

多家企业推动HJT降本技术加速量产导入，静候技术验证佳音

HJT（异质结）电池技术为双面对称结构，同时使用单晶硅和非晶硅材料沉积所以称之为异质结结构，步骤包括：制绒清洗（低温处理，刻蚀厚度更高）、本征非晶硅薄膜沉积（正背面均沉积，主流采用PECVD方式，起到缓冲钝化作用）、P型透明导电TCO膜沉积（正背面均沉积，采用RPD和PVD两种工艺，P型非晶硅薄膜与N型晶体形成P-N结，薄膜氢化因此必须用低温工艺；本征非晶硅薄膜在其中实现缓冲作用，同时作为钝化层起到良好钝化作用）、丝网印刷（采用低温银浆）。

图表26：HJT电池结构示意图

资料来源：公司公告，中金公司研究部

2Q23以来HJT技术边际变化加速，静待性价比突破。今年6月以来，银包铜+0BB量产导入取得突破性进展带动HJT技术关注度回升，我们产业调研了解到头部焊带企业0BB焊带月供货量从吨级别提升至数十吨级别，头部银浆产业链企业银包铜浆料和银包铜粉体月供货量从百公斤级别提升至数吨级别，意味着下游HJT电池厂0BB+银包铜减银方案已进入百兆瓦级别初步量产阶段（东方日升600MW 银包铜+0BB产线5月起投产爬坡；华晟新能源存量产线三季度起拟全面导入双面银包铜），HJT降本工艺的产业化取得一定突破。此外，电镀铜设备陆续发货，我们预计今年将有3~4条电镀铜中试线落地，下半年电镀铜进入中试密集期。

当前来看，HJT和TOPCon在182尺寸平台下主流功率接近，成本是决定技术路线量产能力的核心指标。当前，HJT纯银技术路线量产成本压力较大，短期内关注银包铜/0BB、中期关注铜电镀、硅片减薄等降本提效路线进展情况对HJT量产的推动作用。

►我们估算当前在纯银金属化路线下，HJT一体化组件生产成本较PERC高约12.7分/瓦。成本差异主要来源于：1）硅成本低1.1分/瓦，我们测算单耗端HJT较PERC当前具备5-10um薄片化硅耗节省优势，而硅料成本端N型较P型有5元/kg的成本劣势，综合来看硅成本TOPCon较PERC低1.1分/瓦；2）硅片非硅高0.3分/瓦，我们考虑到N型拉晶成本上升与单位出片数提升对冲，假设N型硅片非硅较P型略增0.3分/瓦；3）电池非硅高12.2分/瓦，其中来自折旧增加2.2分/瓦（我们假设CAPEX高2亿元/GW，10年折旧）、银浆增加5.0分/瓦（我们假设182尺寸银浆单耗高150mg/片或18mg/瓦，低温银浆价格较传统高温银浆高600元/kg）、靶材增加4.0分/瓦；4）组件BOM低0.5分/瓦。考虑到当前主流交付的HJT组件单块组件功率较TOPCon高2%（182尺寸72片版型，HJT较TOPCon高出两档或10W，较PERC高出七档或35W），我们认为在这一功率水平下，HJT批量销售的溢价还较难覆盖当前产业规模下的生产成本增加，因此纯银HJT技术路线量产性价比尚不显著。

►若0BB+银包铜全面导入叠加各项工艺优化，我们估算有望带来11.9分/瓦的降本空间，使得远期HJT一体化组件生产成本目标有望接近PERC。我们估算HJT银包铜+0BB相较于纯银路线有望带来的降本空间来自：1）硅成本下降空间2分/瓦，主要来自硅片由当前的130um主流向110um主流切换（部分企业如东方日升计划未来量产向100um过渡，当前在小试阶段，此处暂不考虑）；2）电池非硅下降空间7分/瓦，其中来自折旧下降空间1分/瓦（我们假设CAPEX下降5000万元/GW，10年折旧）、银浆下降空间4分/瓦（我们假设采用双面银包铜+0BB路线，纯银单耗降至70mg/片或8mg/瓦，银包铜浆料较低温银浆低2000元/kg）、靶材下降空间2分/瓦（主要通过铟耗下降）；3）组件BOM低2分/瓦（主要通过EVA+丁基胶替代POE胶膜，以及组件效率提升0.2pct摊薄成本）。当前进展来看，东方日升金坛产线率先导入110um硅片+50%银含银包铜+0BB，目前首批两条600MW产线已进入量产阶段，第三条600MW产线已进入爬坡调试阶段，关注后续其他厂家跟进情况以及东方日升量产数据情况。若0BB+银包铜工艺能够顺利导入，带动HJT一体化组件成本与PERC接近，考虑销售溢价后，我们认为HJT量产则有望具备可观的经济性。

►铜电镀路线中试从0到1，降本同时更关注提效，我们估算较纯银路线有望带来7分/瓦降本空间以及0.4ppt提效空间，并为TW时代金属化方案提前布局。银包铜+0BB方案之外，铜电镀是另一条HJT降本的潜在路线，当前条件下其理论成本优势不及银包铜+0BB方案，但关注两大变量：1）降本同时兼具提效空间，我们估算铜电镀路线下HJT的电池非硅成本约0.24元/瓦，较纯银路线低3分/瓦（其中，金属成本节约9分/瓦，折旧成本增加1分/瓦，其余辅助料工费成本增加5分/瓦）、较银包铜+0BB路线高4分/瓦；但受益于铜电镀提效0.2ppt，组件BOM成本较纯银路线有望摊薄3分/瓦、较银包铜+0BB路线有望摊薄1分/瓦。2）铜电镀金属化方案为TW时代银成本提升提供解决思路，光伏用银占目前工业用银约30%，随行业需求向TW级迈进增长，银价波动对光伏电池非硅成本波动或带来更大影响，铜电镀顺应行业少银和去银化大趋势。当前进展来看，下半年到明年首先关注国电投、通威、海源复材等企业铜电镀中试量产线的投产调试情况。

图表27：HJT不同技术路线与PERC组件成本对比

注：测算截至2023年Q2资料来源：PVInfolink，Solarzoom，公司公告，中金公司研究部

HJT名义扩产量较为可观，其中独角兽企业、跨界企业占据主要份额。从扩产总量来看，结合PVInfolink和我们自下而上的HJT扩产量统计，我们估计2023年末国内全行业名义产能有望达到~47GW（2022A：9GW），其中来自存量光伏企业、光伏产业链延伸企业、跨界企业的累计HJT产能有望分别达到29GW、4GW、14GW；到2024年，结合目前已公告的全行业HJT扩产计划，我们预计累计HJT产能有望达到合计102GW，其中来自存量光伏企业、光伏产业链延伸企业、跨界企业分别达到54GW、13GW、35GW。从行业格局来看，HJT扩产集中度较高（CR5达到60%以上），包括安徽华晟、东方日升两家企业今年至明年HJT累计落地产能目标达到20GW左右数量级，其余有计划企业基本在数吉瓦左右。

图表28：N-HJT名义产能落地时间表（累计产能口径）

资料来源：PVInfolink，Solarzoom，公司公告，中金公司研究部

对于晶硅头部大厂而言，当前以TOPCon扩产为主满足市场需求，同步对HJT保持技术跟踪。当前，TOPCon技术路线成本优势率先跑出，而量产效率和预期量产效率极限（单结）TOPCon和HJT单结相差无几（均为26%左右），因此晶硅头部组件大厂当前以数十吉瓦级别的TOPCon扩产为投资主力，但多家公司仍同步规划了小GW级别的HJT中试/大试线，保持对HJT路线的紧密跟踪，我们认为其背后原因一方面是紧密跟踪银包铜、0BB、铜电镀等提效降本路线的量产潜力和边际变化，另一方面是为中长期HJT+钙钛矿叠层带动光伏技术进入下一个平台做前期储备。关注晶硅头部大厂后续的研发和产能进度。

图表29：TOPCon/HJT量产提效路线图对比（TOPCon以一道为例，HJT以华晟为例）

资料来源：一道新能官方公众号，Su Zhou, Huasun: Mass Production Status and Future Trend of HJT Solar Cells，中金公司研究部

从有效产出层面来看，HJT产出贡献取决于降本工艺调试情况和产线爬坡进度。当前由于多项技术接连导入（对于新产线而言，可能先选择用纯银开线调试，设备效率承诺达标后，转而导入降本工艺如银包铜继续调试），以及新技术成熟度受限（如0BB仍在寻求产线速度和良率的平衡），HJT新产线调试、爬坡所需周期较长。相关工艺的导入进度取决于企业在降本、良率、效率平衡上能否取得突破，以及下游客户对于贱金属替代方案可靠性的接受度。

持续跟踪HJT提效降本带来的产业链材料、设备创新机遇

HJT提效降本需要全产业链材料迭代助力，关注各领域导入进度和投资机遇：

►硅料硅片端口，通过原料品质、原料用量多管齐下降低硅成本。1）关注颗粒硅+CCZ在HJT技术路线中的应用前景。HJT电池片对氧含量要求低于TOPCon，因此通过颗粒硅+CCZ实现HJT专用硅片降本降碳成为可能，根据行业论坛，当前头部HJT厂家和颗粒硅厂家正在紧密合作当中[7]。2）关注钨丝金刚线薄片化切割的应用空间。当前HJT企业硅片量产主流厚度在110-130um不等（东方日升、通威今年产线已导入110um，安徽华晟今年7月起由130um向120um过渡，金刚光伏在运产线采用130um），未来有向90-100um减薄的诉求（东方日升已开始100um小试）。钨丝金刚线在切割薄硅片、N型硅片情形下较高碳钢金刚线的性价比优势更为明显（一方面，多出片带来额外收益；另一方面，高强度满足薄片切割质量要求）。年初以来，在钨丝母线成材率提升且让利推广的背景下，钨丝金刚线实现了~25%的降价，最新价格来到~50元/公里，带动钨丝金刚线性价比改善。我们测算在N型硅料价格高于79元/kg的情形下，使用钨丝金刚线切割N型182尺寸、130μm硅片的经济性好于高碳钢金刚线。按当前出货量来看，美畅股份、江苏聚成等企业在钨丝金刚线导入上具备客户（分别为隆基绿能、TCL中环）和经验积累优势，而厦门钨业在钨丝母线供应商具备主导地位（目前公司35um规格钨丝月出货量达到50亿米，根据公司公开业绩会交流，现有产能扩容+定增后产能将提升至1000亿米）。

►电池端口，银包铜浆料导入进展顺利，关注银包铜粉国产化情况。当前50%银含银包铜浆料（七成采用30%银含银包铜粉，和三成纯银粉混合，形成综合银含50%的银包铜浆料）已在安徽华晟（背面细栅批量，双面细栅导入中）、东方日升（双面0BB已导入）、金刚光伏（部分客户订单导入双面细栅）等实现量产导入。后续我们认为银包铜浆料和粉体批次供应稳定性，以及终端国内外电站客户对银包铜方案可靠性的接受度将决定银包铜方案的替代进展。按当前出货量来看，银包铜浆料供应商包括苏州固锝（银包铜浆料单月出货已有数吨）、京都ELEX、帝科股份、聚和材料等，银包铜粉体供应商包括博迁新材（银包铜粉体单月出货已有数吨，6月以来出货量逐月提升）、以及其他日本、马来供应商等。

►组件端口，0BB技术和转光胶膜为当前产业攻关重点。由于HJT的低温工艺、银浆单耗较PERC、TOPCON都更高，造成成本抬升，因此降低银耗是HJT亟待解决的问题之一，据产业端反馈，行业普遍认为0BB的应用可以帮助HJT单瓦银耗节省30%。当前0BB在电池端技术已经较为成熟，组件端仍有多条技术路线在验证过程当中。根据我们此前发布的《光伏系列报告5：2023年SNEC展会落幕，聚焦需求、技术两大主题》，0BB最早是梅耶博格专利的SmartWire方案，该方案先制作铜丝复合膜（内嵌铜焊带）、与电池片串接，最后层压合金化。而后出现点/印胶方案，该方案先施加胶点、UV照射将焊带固化在电池片上，最后层压合金化。迈为为了解决焊带与电池片结合力度不足的问题，先用红外焊接焊带与电池片（预固、合金化前置），再施加胶点加固，最后层压封装。当前，东方日升量产线已导入0BB技术；金刚光伏电池片已导入0BB出口给下游海外组件厂；安徽华晟正在测试多条技术路线，计划年内导入。0BB设备供应商主要包括奥特维、迈为股份、宁夏小牛（未上市）、沃特维（未上市）等，焊带供应商主要包括宇邦新材。

►关注新技术电镀铜从0到1，根据中金机械军工组光伏设备团队《光伏设备月报（6）：1H23业绩快速增长，关注BC电池创新机遇》。6月由太阳井新能源自主研发制造的全球首创异质结铜互连大试线在客户端成功验收，且公司预计2023/24/25年电镀铜订单将达到1/8/20GW。同时，罗博特科6月中旬出货的GW级太阳能电池铜电镀设备在8月完成了首次工艺验证，第一片铜栅线电池片顺利下线，公司表示9月初开始罗博特科单体GW级太阳能电池铜电镀设备项目将进入量产爬坡阶段，力争在2023年第三季度成功建成行业内首条大产能太阳能电池铜电镀生产线。我们估计今年将有3~4条中试线落地，2023年进入中试密集期，2024年进入小批量量产期，2025年后进入渗透率上升期。

钙钛矿：头部企业提效攻关进展积极，继续看好行业从0到1

2Q23钙钛矿初创企业量产效率攻关持续突破，看好钙钛矿资本信心再度提振。我们关注到，在钙钛矿产业化发展初期，商用尺寸钙钛矿组件的量产转换效率是投资方和产业方最关注的衡量产业进步情况的技术指标之一。2Q23以来，我们看到钙钛矿初创企业在这一方面取得了较多积极进展：6月29日极电光能[8]经全球权威机构TUV-SUD的严格检测认证，在0.72m²钙钛矿量产组件上创造了17.18%的全面积效率，这也是第三方机构检测的商用尺寸钙钛矿组件全面积效率首次突破17%。8月29日，脉络能源[9]经国家光伏产业计量测试中心认证，30cm*30cm大尺寸钙钛矿光伏组件实现量21.5%的效率，较6月29日公司官宣效率20.79%进一步突破，达到世界最高水平。8月30日，协鑫光电[10]公开表示，公司提效进度顺利，目前在大尺寸玻璃组件上已经具备16%的可能，有信心在年底实现18%。

头部晶硅上市公司纷纷加码钙钛矿研发，产业参与热度再上台阶。我们认为，新技术的产业化加速往往需要制造、设备、终端等产业链各环节企业的共同参与，尤其来自晶硅技术路线的参与者对钙钛矿的投入更显示出新技术的潜力。2Q23期间，我们看到从光伏制造、设备、到运营的头部公司，在钙钛矿领域均动作频频：6月29日，中国核电（601985.SH）公告第四届监事会第三次会议决议公告，通过了《关于柔性、刚性钙钛矿商业级中试产线研发科研项目立项的议案》，正式跨界钙钛矿产业。7月2日，捷佳伟创（300724.SZ）披露向不特定对象发行可转换公司债券预案，公司本次向不特定对象发行可转换公司债券的募集资金总额不超过9.61亿元(含)，扣除发行费用后的募集资金净额将用于投入钙钛矿及钙钛矿叠层设备产业化及补充流动资金。

我们重申看好2023年光伏钙钛矿板块二级市场投资机会。我们于2022年10月24日发布首篇钙钛矿行业深度报告《光伏前沿研究一：钙钛矿如何从0到1》，并于2023年1月6日发布首篇钙钛矿双月报《光伏前沿研究四：钙钛矿双月报01 如何把握2023年钙钛矿太阳能电池投资机会？》，于2023年4月12日发布第二篇钙钛矿双月报《光伏前沿研究五：钙钛矿双月报02 2Q23有望成为全年钙钛矿板块重要布局窗口》，于2023年7月14日发布第三篇钙钛矿双月报《光伏前沿研究七：钙钛矿双月报03——头部企业提效进展喜人，继续看好行业从0到1》，持续追踪光伏钙钛矿从0到1技术进展。我们认为，2023年是光伏钙钛矿行业实现团队从1到10、GW级产线从0到1、资本市场关注度提高的重要节点年份。随1H23末头部企业百兆瓦线效率持续突破，我们认为2H23产业链有望进入GW级产线进展活跃期，对二级市场钙钛矿板块热度回升形成催化，建议关注头部企业GW线招标进展带来的产业链投资机会。

图表30：钙钛矿产业链图谱（更新至2023年8月）