1证券研究报告作者：行业评级：上次评级：行业报告请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明强于大市强于大市维持2022年03月22日（评级）分析师孙潇雅SAC执业证书编号：S1110520080009光伏电池新技术系列：风起云涌，蓄势变革，如何分层寻找投资机会？行业专题研究2请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明摘要本篇报告主要回答三个问题：1）三大电池新技术未来的竞争力如何判断？2）新电池技术会带来怎么样的产业链变化？3）技术变革期的投资思路如何？核心结论为：短期TOPCon与P型IBC具有优势，中期TOPCon、HJT、IBC或将共存，长期预计将往TBC&HBC转型；新技术变化下，较看好设备、电池组件、银浆&银粉。1、三大电池新技术未来的竞争力如何判断——效率与成本的平衡✓缘起：21年PERC量产平均效率23.1%逼近其理论极限24.5%。N型硅片在少子寿命等方面具有天然优势，效率极限更高。✓技术原理：光伏电池核心结构为PN结和电极，效率损失主要分为光学和电学损失，HJT&TOPCon降低电学损失，IBC降低光学损失。✓效率：IBC（叠加）>TOPCon（双面）>HJTTOPCon：实现了无需开孔的钝化接触，未来可升级POLO结构，双面TOPCon理论极限可达28.7%HJT：晶体硅/非晶硅异质结形成PN结，在晶体硅与非晶硅之间镀制有本征非晶硅钝化膜，理论极限可达28.5%IBC：电极放在背面减少光照遮挡损失，并且使用隧穿氧化层做电子传输，未来可叠加TOPCon或HJT技术，叠加后效率上限可达29.1%✓成本：IBC（P型）>TOPCon（单面）>HJT分路线：TOPCon靠降银耗、薄片化；HJT靠低温银浆国产化、降银耗、薄片化、设备降本；IBC靠掩膜工艺优化、薄片化、设备降本敏感性分析：效率、良率、CTM每提升1pct，分别可降本14、1、3分，硅片减薄10μ，降本4分，预计23年新电池技术经济性将全面超越PERC✓量产：TOPCon（单面）>IBC（P型）>HJTTOPCon：已有29GW在产，22年规划超40GW，龙头量产平均效率24.5%HJT：已有5GW在产，22年规划超9GW，龙头量产平均效率24.5%IBC：已有0.2GW在产，22年规划超8.5GW，龙头量产平均效率24%✓结论：短期N型TOPCon与P型IBC或为较具性价比选择，中期各路线共存（HJT提效潜力大，其他两种成本低），长期或将向TBC&HBC转型3请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明2、新电池技术会带来怎么样的产业链变化✓电池（1）TOPCon：可沿用部分PERC产线，增加隧穿氧化层和掺杂多晶硅层，主要有LP制备多晶硅膜+扩散、LP制备多晶硅膜+离子注入、PE制备多晶硅膜+原位掺杂三种方式（2）HJT：全新产线但工艺流程简洁，增加本征非晶硅钝化层和异质结结构；非晶硅镀膜技术有PECVD和CAT-CVD两种路线，透明导电膜(TCO)镀制也有PVD和RPD两种路线；低温银浆亟需国产化，HJT对银浆需求量大增；TCO镀膜需求增加，带动靶材需求高增（3）IBC：增加背面掩膜、开槽等图形化处理工艺，可结合TOPCon、HJT形成效率更高的TBC、HBC电池。✓硅片：（1）参数：不同技术对硅片性能参数、厚度要求不一，如TOPCon要相对（较其他技术）低的电阻率和少子寿命，IBC要高电阻率和少子寿命（2）拉晶：石英坩埚&碳碳热场纯度要求提升，单炉耗量增加（3）切片：金刚线继续向细线化方向发展，或有钨丝替代钢丝的技术变革✓组件：（1）焊接：设备：单面焊接，或采用新的串焊机材料：IBC电极位置变化需降低应力，或采用低温导电胶或导电背板的封装方式（2）胶膜：N型电池对阻水性要求高，POE/EPE抗PID性能优异，渗透率或提升4请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明3、技术变革期的投资思路✓投资维度1：短期看业绩释放顺序，设备>新辅材>电池组件>老辅材✓投资维度2：中期看业绩弹性，设备>新辅材>电池组件>老辅材✓投资维度3：长期看业绩持续性，老辅材>组件>设备>新辅材>电池综合前述对短、中、长期的业绩变化情况分析，我们重点推荐电池组件设备、电池组件、新辅材企业。设备企业：兼具业绩弹性和长期较好格局，重点推荐【捷佳伟创】（TOPCon）、【迈为股份】（HJT）、【帝尔激光】（IBC）；电池组件企业：短期享受超额利润，长期凭组件格局优化获取业绩持续性，重点推荐有先发优势的【隆基股份】（HPBC）、【晶科能源】（TOPCon）、【通威股份】（HJT），建议关注【中来股份】（TOPCon）、【钧达股份】（TOPCon）、【爱旭股份】（IBC）。新增辅材企业：HJT中用到的低温银浆、靶材和IBC中用到的导电胶等一般是从0到1，弹性大但长期发展和竞争格局不清晰，关注【聚和股份】（TOPCon&HJT）、【帝科股份】（HJT&IBC）、【苏州固锝】（HJT）。风险提示：下游需求不及预期，政策落地不及预期，全球贸易摩擦带来风险，测算仅供参考，行业竞争程度超预期。1、电池技术变革大幕拉开，三大结构前景如何如何提效：IBC（叠加结构）>TOPCon（双面）>HJT•TOPCon（双面理论效率极限28.7%）：实现无需开孔的钝化接触；未来可升级POLO结构•HJT（理论效率极限28.4%）：异质结增加PN结势垒高度；未来可进行微晶化•IBC（叠加POLO结构后效率或达29.1%+）：减少光照遮挡损失，未来可叠加TOPCon或HJT怎么降本：IBC（P型简化结构）>TOPCon（单面）>HJT•TOPCon：降银耗、薄片化•HJT：低温银浆国产化、降银耗、薄片化、设备降本•IBC：掩膜工艺优化、薄片化、设备降本量产进展：TOPCon（单面）>IBC（P型简化结构）>HJT•TOPCon：已有29GW，规划42GW+；龙头量产平均效率24.5%•HJT：已有5GW，规划9GW+；龙头量产平均效率24.5%•IBC：已有0.2GW，规划8.5GW；龙头量产平均效率24%结论：短期N型TOPCon与P型IBC或为较具性价比选择，中期TOPCon、HJT、IBC共存，长期或将向TBC&HBC转型5请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明6缘起：降本增效永恒主题，技术变革已经开始光伏行业的第一性原理为降低度电成本，因此电池环节是否发生技术变革以及何时发生技术变革均由降本增效速度决定，从PERC的渗透率提升历史可以看出，新老技术的交替发生在老技术降本增效速度放缓而新技术效率快速提升时，凭更高的效率，新技术可摊薄BOS成本（电池成本不足1元/W，但装机成本中扣除电池还有约3元/W，这部分成本可随效率提升而降低），在此期间，行业格局或将重塑。近两年来，PERC的量产效率逼近实验室效率极限24.06%，且提效速度开始放缓（2021年较2020年平均效率仅提升0.3pct），因此各企业均十分重视下一代技术的研发，目前主流的三种分别为TOPCon（TunnelOxidePassivatedContact，隧穿氧化钝化接触）、HJT（HeterojunctionwithIntrinsicThin-layer，异质结）、IBC（InterdigitatedBackContact，交指式背接触太阳电池）。数据来源：N型高效晶体硅太阳电池关键技术研究_鲁贵林，CPIA，天风证券研究所图：不同电池技术渗透率变化趋势图：不同电池平均转换效率变化趋势15.00%17.00%19.00%21.00%23.00%25.00%27.00%201120122013201420152016201720182019202020212023202520272030多晶单晶BSF黑硅多晶P型PERC多晶黑硅P型PERC铸锭单晶P型PERC单晶N型TOPConN型异质结N型背接触PERC电池带来效率提升N型电池未来将成为主流87.8%83.0%60.0%31.5%8.8%5.0%9.0%11.4%33.5%65.0%86.4%91.2%3.2%5.6%6.5%3.5%4.8%3.8%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201620172018201920202021BSFPERC其他7三种技术路线的原理对比——HJT&TOPCon减小电学损失，IBC减小光学损失数据来源：Nature，影响晶体硅太阳能电池片效率的因素分析及改善措施_张希堂，天风证券研究所光伏电池最核心的结构是PN结和电极，从光照到电流传输出去，中间会经历光学损失（光被电池前表面反射、长波长光未被吸收、正面电极造成的阴影遮挡）和电学损失（正负电荷结合（即复合）、存在金属电极和半导体接触或金属栅线和半导体接触的额外电阻），进而降低效率。为降低光学损失，可增加减反层（部分材料还可兼具降低电学损失的功能）、陷光层等结构，也可将正面的主栅放到背面，形成背接触（IBC等）电池。为降低电学损失，可进行“钝化”，即通过提高硅片质量或改善电极接触方案，来减少电荷与载流子的复合，当前主要采用的方法包括：采用本征非晶硅+掺杂非晶硅进行电子和空穴选择的HJT，采用二氧化硅+掺杂多晶硅的方式进行电子和空穴选择的TOPCon。而若采用本征非晶硅+掺杂非晶硅进行空穴的选择，用二氧化硅+掺杂多晶硅的方式进行电子的选择，则理论效率极限可达28.9%。图：普通太阳能电池多种损失机制图：PERC、HJT与TOPCon用不同的钝化方式组合带来不同的电池转换效率图：IBC电池通过降低光学损失来提升效率8如何提效：TOPCon在PERC基础上增加钝化层，未来可做选择性发射极、POLO结构提效当前主流的电池技术为P型（在P型硅片上沉积N型半导体材料），由于N型（在N型硅片上沉积P型半导体材料）电池通过电子导电而P型通过空穴导电，电子导电天然效率更高，且N型电池的温度系数低，高温下发电量高，因此未来的趋势是N型电池。在电池结构上，N型的正面与P型的背面类似（如各减反钝化层、电极等）。与PERC相比，TOPCon主要增加了一层极薄的氧化硅层和掺杂多晶硅薄层，其中氧化硅层利用量子隧穿效应，实现电极不接触硅片就完成电流传输，降低电极处复合造成的效率损失，掺杂的多晶硅层可进一步降低表面复合造成的效率损失，提高电池效率。往未来看，TOPCon可以做选择性发射极或POLO结构进行提效（理论效率极限28.7%），目前中来已经在做相关尝试。数据来源：影响晶体硅太阳能电池片效率的因素分析及改善措施_张希堂，TOPCon型N-PERT双面太阳电池工艺技术的研究_吕欣，光伏们、全球光伏、拉普拉斯公众号，SOLARZOOM公众号、中科院电工所，索比光伏网，中来股份，天风证券研究所图：PERC电池结构图：TOPCon电池升级方向图：TOPCon电池结构9如何提效：HJT将PN结改为异质结以降低复合损失，未来可微晶化提效与PERC相比，HJT的主要变化在于将正面的N型晶硅层换成非晶硅，并用N型硅片和非晶硅组成PN结，降低PN结处的复合损失；同时为得到更好的钝化效果，在晶硅和非晶硅之间增加一层本征非晶硅。往未来看，HJT可以进行双面微晶化（增加隧穿层，降低复合）取代本征非晶硅，同时靶材增加种子层等来进一步提效至25%以上，当前实验室效率记录26.3%就由隆基通过这一路线实现，东方日升、华晟、金刚玻璃均在进行量产探索。数据来源：东方日升，金刚玻璃，华晟新能源公众号，N型高效晶体硅太阳电池关键技术研究_鲁贵林，PV-Tech，电子通，中科院电工所，天风证券研究所图：HJT电池结构图：HJT提效路线图：同质PN结和异质PN结10如何提效：IBC将电极背置减少光学损失，未来可叠加其他技术提效与PERC相比，IBC电池将主栅电极置于背面，对入射光几乎零遮挡，可单独优化光学设计和电学设计，增加光的吸收利用的同时减少表面复合损失，同时金属电极全放在背面，可以加粗电极减小串联电阻，降低电学损失，进一步提升效率。往未来看，IBC可与TOPCon、HJT等结构相结合形成效率更高的TBC、HBC电池，长期还可结合钙钛矿制备叠层电池，理论效率30%以上，发展前景广阔。由于工艺复杂（为实现电极背置需要增加掩膜、激光等多道工序），目前主要是爱旭、普乐新能源等在探索HBC路线。数据来源：2020年中国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展(8)，IBC太阳电池技术的研究进展_席珍珍；吴翔；屈小勇；郭永刚，普乐科技POPSOLAR公众号，N型高效晶体硅太阳电池关键技术研究_鲁贵林，天风证券研究所图：经典IBC电池结构图：HBC电池结构图：TBC电池结构11降本方向：TOPCon银浆成本占比高，HJT银浆、折旧、靶材占比高，IBC折旧成本占比高从成本构成看，TOPCon的良率、银浆成本对电池组件成本影响最大，分别在6、4分/W，HJT的银浆、CTM、良率、折旧、靶材对电池组件成本影响大，分别在12、5、4、2、2分/W，IBC的良率、折旧、电力成本对电池组件成本影响最大，分别在9、2、2分/W。良率：TOPCon的难点在于隧穿氧化层的制作，IBC的难点在于隧穿氧化层的制作以及多道工序的配合。银浆：由于N型电池的工作机制与P型不同，为达到相同电学性能需要更多银浆，且N型电池双面率高，正背面都需要银浆，因此银浆成本明显高于PERC。折旧：由于HJT的镀膜设备复杂，IBC需增加激光和掩膜设备，因此N型电池设备的初始投资较PERC均较高，单GW设备投资额大致在PERC的2倍。CTM：HJT组件存在此问题，由于电池制作的低温工艺与部分组件切割的激光工艺不兼容，导致电池到组件存在效率损失。靶材：HJT组件存在此问题，主要是HJT须使用靶材来增强导电膜的导电性。数据来源：帝科股份，摩尔光伏，PV-Tech，pvinfolink，贺利氏光伏，CPIA，盖锡咨询，索比咨询，中来股份，SOLARZOOM公众号，天风证券研究所图：四种电池路线的成本构成测算（单位：元/W）PERCTOPConHJTIBC硅片0.770.760.740.72银浆0.060.100.180.05设备折旧0.020.020.040.04人工0.010.020.020.02电0.020.010.020.04化学试剂0.020.040.040.04靶材0.000.000.020.00其他0.030.030.030.03电池期间费用0.070.070.070.07电池全成本（良率100%）1.001.041.151.01电池全成本（实际良率）1.011.101.191.10组件非硅成本0.550.550.550.55组件期间费用0.150.150.150.15组件全成本（CTM100%）1.711.801.891.80组件全成本（实际CTM）1.721.821.931.82逆变器等按W计算的成本0.350.350.350.35土地等按面积计算的成本2.001.911.931.90装机成本4.074.094.224.07不同电池技术成本测算假设PERC（P型）TOPCon（N型）HJT（N型）IBC（P型）量产平均效率23.30%24.50%24.50%24.50%良率99%95%97%92%单片电池功率（W）7.698.098.098.09CTM99.0%98.5%97.50%99.0%单片组件功率（W）7.627.977.898.01厚度（微米）165160150160图：成本测算假设条件12降本潜力：效率、良率、CTM每提升1pct，分别可降本12、1、4分，硅片减薄10μ，降本2分对三种电池新技术路线进行敏感性分析，发现良率每提升1pct，可降低装机成本1分/W，效率每提升1pct，可降低装机成本12分/W，CTM每提升1pct，可降低装机成本3-4分/W，硅片厚度每减薄10微米，可降低装机成本2-3分/W。相对理想情况下，PERC、TOPCon、HJT、IBC四种技术的效率分别提升至23.8、26、27、25.5%，良率分别提升至99、97、99、95%，CTM分别提升至99.5、99、98、100%，硅片厚度分别减薄至150、130、90、130微米，则四种技术的装机成本分别在3.99、3.81、3.77、3.82元/W，因此三种新技术未来均可实现装机成本较PERC的大幅降低。数据来源：贺利氏光伏，CPIA，盖锡咨询，索比咨询，中来股份，SOLARZOOM公众号，天风证券研究所图：三种电池路线的装机成本与电池效率、良率敏感性分析图：三种电池路线的成本结构（仅IBC为P型）TOPCon良率95%96%97%98%效率24.0%4.154.134.124.1124.5%4.094.074.064.0525.0%4.034.024.013.9925.5%3.973.963.953.94HJT良率96%97%98%99%效率24.0%4.294.284.264.2524.5%4.234.224.204.1925.0%4.174.164.144.1325.5%4.114.104.094.08P型IBC良率90%92%94%96%效率24.0%4.154.134.104.0824.5%4.094.074.054.0225.0%4.044.013.993.9725.5%3.983.963.943.91TOPConCTM98.0%98.5%99.0%99.5%硅片厚度（微米）1304.034.013.993.981404.064.044.024.001504.084.064.044.021604.104.094.074.05HJTCTM97.0%97.5%98.0%98.5%硅片厚度（微米）904.094.074.054.031104.144.124.104.081304.194.174.154.131504.244.224.204.18P型IBCCTM98.5%99.0%99.5%100.0%硅片厚度（微米）1203.993.973.963.941304.024.003.983.961404.044.024.003.981504.064.054.034.01理想情况下不同电池技术成本测算假设PERCTOPConHJTIBC量产平均效率23.80%26.00%27.00%25.50%良率99%97%99%95%单片电池功率（W）7.868.588.918.42CTM99.5%99.0%98.00%100.0%单片组件功率（W）7.828.508.748.42厚度（微米）15013090130图：相对理想状况下成本测算假设条件13降本方式：积累数据提升良率，多主栅、电镀铜降银，薄片化降硅成本，设备国产化降折旧往未来看，前述影响成本的良率、银浆、折旧、CTM、靶材等因素均有持续改善空间，叠加效率的不断提升，替代PERC已成定局。良率：TOPCon的隧穿氧化层和掺杂多晶硅制备、IBC的电极结构制作是良率提升的主要难点，可通过持续的量产实践测试进行提升。若IBC的良率未来提升至与TOPCon接近的水平，则有望成为较具性价比的电池路线。银浆：TOPCon未来可通过多主栅、银铝浆的使用等方式降低银耗，而HJT需要使用低温银浆，但低温银浆及其上游低温银粉的国产化率低，因此未来降本方向包括低温银浆的国产化、多主栅&SWCT（5BB电池片的银浆耗量300mg/片，MBB<200mg/片，而SWCT技术120mg/片）&银包铜降银耗、电镀铜实现贵金属替代等，IBC仅需单面主栅，银耗水平不高于双面PERC电池。折旧：未来随着设备的集成、单位时间产出提升、大规模量产稳定性提升，各技术折旧成本均有望降低。CTM：HJT可通过半棒技术将切割流程前置，实现CTM的提高。靶材：当前主要采用贵金属铟，未来有望通过无铟技术进行降本。其他：对于N型电池来说，在相同厚度下所需硅片价格较P型贵5-8%，因此薄片化对其降本作用较为明显，其中HJT对称性好且使用低温工艺，可在保持较高良率的基础上使用更薄（150微米以下）的硅片，因此最能受益于硅片的减薄。IBC对硅片质量要求高，专业硅片厂商更具优势（部分外售，部分自用，可按参数调整），同时IBC也可实现薄片化，如Sunpower等公司已实现了130微米的组件量产。我们预计今明年TOPCon通过选择性发射极提效至25%，CTM进一步提升至99%，制造良率优化到97%，硅片厚度减薄至150微米时，装机成本为3.96元/W；HJT通过双面微晶化提升效率至25.5%，通过半棒技术将CTM提升至98%，制造良率优化到99%，硅片厚度减薄到120微米时，装机成本为3.99元/W；IBC通过提效至25%，CTM进一步提升至99.5%，制造良率优化到95%，硅片厚度减薄至150微米时，装机成本为3.94元/W。在PERC装机成本稳定在4元/W以上的当下，新技术路线凭借明确的降本与提效方案，今明年均有望实现比PERC更高的性价比。数据来源：PV-Tech，摩尔光伏，帝科股份，2020年中国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展(7)，迈为股份，PVinfoLink，SOLARZOOM公众号，世纪新能源网，索比光伏网，光伏们，天风证券研究所14量产进展-TOPCon：龙头平均效率可达24.5%，已有产能29GW，22年规划产能58GW当前TOPCon产线平均效率23.2%-24.5%，实验室效率达26%（Fraunhofer），产线良率在90%-95%之间。至2022年2月已实现产能28.7GW，规划及在建产能68GW，其中晶科已量产产能达16GW，良率几乎达到99%，最高效率25.41%，平均量产效率为24.5%，领先同业。TOPCon投产速度快于HJT、IBC，主要原因有二：1）产线投资少，与原PERC产线兼容性强，TOPCon新建产线单位成本为2亿元/GW，由PERC升级则只需0.5-0.8亿元/GW，而HJT则高达4.5亿元/GW，IBC新建产线也需要3-4亿元/GW。2）TOPCon可在现有PERC产能基础上迭代（直接增加2-3步工序即可，其他电池组件工序基本不变），产业链配套沿用PERC的成熟体系，而HJT的低温工艺需培育产业链，IBC的电极背置同样需培育产业链。数据来源：FrontEnergy，PV-TECH，PVinfolink，普乐科技POPSOLAR公众号，天风证券研究所制造商效率/%面积/cm2VOC/mVJSC/(mA/cm2)FF/%技术路线时间/月隆基25.09242.77719.841.5883.83LPVCD4FraunhoferISE26.004.00732.342.0584.30PECVD4FraunhoferISE25.804.00724.142.8783.10LPCVD4晶科25.25267.40///LPCVD3隆基25.21242.97721.641.6483.90LPCVD3晶科25.23247.57721.441.7583.78LPCVD6隆基25.02/////6隆基25.19/////7中来25.40330.15///PVD9晶科25.41235.79719.142.2483.66LPCVD11宁波材料所25.533.99700.743.0484.64PECVD11表：2021年TOPCon认证效率记录图：TOPCon产能及产线效率1653.620.50.50.40.40.20.116812105824.50%24.50%24%23.70%23.70%24%23.20%23.0%23.2%23.4%23.6%23.8%24.0%24.2%24.4%24.6%24.8%25.0%024681012141618现有产能/MW规划/在建产能/MW产线平均效率/%15量产进展-HJT：龙头平均效率可达24%，已有产能6GW，22年规划产能10GW+当前HJT产线平均效率24%，现有产线平台效率有望提升至24.5%~25%，产线良率96%左右。21年已实现产能5.57GW，中科院电工所预计22年产能达10GW。数据来源：摩尔光伏，PV-Tech，天风证券研究所145010006606005002002002001001202501506016002000120024.40%24%24.10%24.30%23.80%23.70%24%23.60%23.70%23.80%23.90%24.00%24.10%24.20%24.30%24.40%24.50%05001000150020002500已建待建(2022)批次平均图：HJT产能与产线平均效率统计图：HJT国际最高效率记录国际认证效率非国际认证效率26.30%25.26%25.26%25.23%25.11%25.05%24.61%24.68%25.18%25.36%24.68%24.73%24.73%24.20%24.00%24.50%25.00%25.50%26.00%26.50%16量产进展-IBC：黄河水电最高效率可达24.1%，已有产能0.2GW，22年行业规划产能10GW+经典IBC电池产线效率23.5%-24%，TBC24.5-25.5%，HBC25%-26.5%，实验室效率分别达到25.2%、26.1%、26.63%，同时背接触电池的效率上限高，未来叠加下一代电池技术可以得到很高的电池效率，在最新的研究中IBC结合钙钛矿的PSC-IBC电池效率已突破30%，PSG-IBC叠层电池效率已突破35%。目前N型IBC电池量产企业较少，IBC的电池生产工艺复杂且昂贵，特别是如何在电池背面制备有性价比的制备指装排列的P区和N区，国内仅黄河水电有200MW量产线，最高效率24.1%。爱旭在珠海和义乌分别有6.5GW（预计22年下半年投产）和2GW的N型BC类电池产能规划。隆基在泰州有4GWHPBC（预计为BC类电池）产能在建。数据来源：光伏们，光伏前沿，北极星太阳能光伏网，普乐科技POPSOLAR公众号，集邦新能源网，摩尔光伏，光伏们，北极星太阳能光伏网，天风证券研究所表：部分IBC电池效率图：IBC产能与产线平均效率制造商类型面积/cm2效率/%VOC/mVJSC/(mA/cm2)FF/%sunpowerIBC153.525.273741.282.7澳大利亚国立大学IBC424.4±0.770341.9582.7斯图加尔德大学IBC423.24±0.47681.6±2.341.34±0.7982.47±0.54ISFHPOLO-IBC3.98626.1±0.31726.6±1.842.62±0.484.28±0.59ISFHPOLO-IBC3.9724.25±0.49727.1±2.541.57±0.7980.23±0.52ISFHPOLO-IBC425.01±0.38722.7±2.241.9±0.682.60±0.60SharpHBC3.725.173641.782PanasonicHBC143.725.674041.782KanekaHBC180.426.374442.383.82004000850024.10%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%0100020003000400050006000700080009000国电投隆基爱旭产能/MW效率/%17总览：短期TOPCon产业链最成熟、量产领先，中期三条路线并存，长期或向TBC&HBC转型当下看，TOPCon电池已开始大规模量产，IBC虽参与方较少，但理论成本更低（尤其是P型），HJT现阶段存在量产难度大、生产成本高、投资昂贵等问题；中期看，HJT电池制作流程简洁，理论效率极限高（当前为28.5%，还有进一步提升可能），单面N型TOPCon（26%左右）与P型IBC（26%左右）效率极限不高，预计三种路线将并存；长期看，随着光伏装机规模的扩大，对贵金属的耗量持续增加（按当前PERC12mg/W的银耗量计算，当装机达到1000GW时，对应银浆耗量为12000t，若采用高银耗的电池路线，则银耗量可能翻倍达24000t，而全球白银年产量仅30000t左右），能更好降低银耗的技术将成为主流，因此更高效、更低银耗的TBC、HBC电池或将成为主流。数据来源：普乐科技POPSOLAR公众号，天风证券研究所图：光伏电池不同工艺路线发展情况N型电池工艺P-PERCTOPConHJTIBC经典IBCTBCHBC实验室效率24.06%（隆基）26.0%（Fraunhofer）26.3%（隆基）25.2%（SUNPOWER)26.1%（Fraunhofer）26.63(Kaneka）量产效率22.8%-23.2%23.5%-24.5%23.5%-24.5%23.5%-24.5%24.5%-25.5%25%-26.5%量产难度工序中等；难度低工序多；难度中低工序少；难度中高工序多；难度中高工序多；难度中高工序多；难度高生产成本约0.6-0.8元/W约0.7-0.9元/W约1.0-2.0元/W约1.0-2.0元/W约1.0-2.0元/W约1.2-2.2元/W银浆耗量80mg/片100-120mg/片200-220mg/片低于双面PERC低于双面TOPCon低于HJT薄片化170-190μm150-160μm90-140μm130-150μm130-150μm90-140μm产线兼容性目前主流产线可升级PERC产线完全不兼容PERC兼容部分PERC兼容TOPCon兼容HJT设备投资2亿元/GW2.5亿元/GW4.5亿元/GW3亿元/GW3亿元/GW5亿元/GW量产成熟度已成熟已成熟即将成熟已成熟即将成熟即将成熟2022年产能预测200GW以上30GW以上10GW以下4GW以下约3GW约1GW最佳应用场景大型电站/分布式电站大型电站/分布式电站分布式电站分布式电站分布式电站分布式电站、消费产品、军工、航天航空2、新电池技术带来的产业链变化分析电池：生产流程与设备材料变化（1）TOPCon：主要增加硼扩、沉积设备以制备隧穿氧化层和掺杂多晶硅层（2）HJT：•设备：主要增加镀膜设备以实现本征非晶硅层与异质结结构制备•材料：低温银浆&银粉亟需国产化，TCO镀膜带动靶材需求高增（3）IBC：工艺复杂难度较大，需增加背面掩膜、激光开槽等图形化处理设备硅片：参数要求与材料变化（1）参数要求：不同技术对硅片参数要求不一；N型硅片更薄，对切片质量要求更高（2）材料变动：•拉晶：石英坩埚&碳碳热场纯度提升，耗量增加•切片：金刚线继续向细线化方向发展，或有钨丝技术变革组件：设备材料变化（1）焊接：•设备：单面焊接，或采用新的串焊机•材料：IBC电极位置变化需降低应力，或采用低温导电胶或导电背板的封装方式（2）胶膜：N型电池对阻水性要求高，POE/EPE渗透率或提升1819产业链变化概览数据来源：天风证券研究所硅片电池组件TOPCon设备-扩散→硼扩设备隧穿层&掺杂多晶硅层→沉积镀膜设备多主栅→串焊机材料N型硅片纯度要求提高→石英坩埚、热场纯度提升+耗量增加N型硅片更薄→金刚线更细，或有钨丝替代石英舟、石墨舟等耗材需求增加抗PID需求提升→POE&EPE胶膜渗透率提升HJT设备-非晶硅、导电膜层→沉积镀膜设备激光转印等降银耗技术→印刷设备变革多主栅→串焊机材料N型硅片纯度要求提高→石英坩埚、热场纯度提升+耗量增加N型硅片更薄→金刚线更细，或有钨丝替代低温工艺→低温银浆&低温银粉TCO膜导电性需增加→靶材抗PID需求提升→POE&EPE胶膜渗透率提升IBC设备-沉积设备激光开槽→激光设备单面焊接→串焊机技术迭代导电胶生产设备材料N型硅片纯度要求提高→石英坩埚、热场纯度提升+耗量增加N型硅片更薄→金刚线更细，或有钨丝替代-降低应力→导电胶、导电背板抗PID需求提升→POE&EPE胶膜渗透率提升在电池技术变革的同时，其产业链上下游也均会有相应的变化，具体如下表：图：电池技术变革下产业链变化情况汇总20电池-TOPCon：与PERC兼容，主要增加硼扩、沉积设备以制备隧穿氧化层和掺杂多晶硅层从制备流程来看，TOPCon相比PERC主要增加了硼扩、氧化层和掺杂多晶硅层沉积，需要扩散炉（难度高于磷扩）、沉积设备。目前氧化层和掺杂多晶硅层的产业化制备主要有三种方式：LP+扩散、PE+原位掺杂、PVD+原位掺杂。其中LPCVD比PECVD更成熟，但镀膜速度较慢，有绕镀、石英件沉积等工艺问题，沉积多晶硅后需另加掺杂工艺。PECVD配合原位掺杂，可以实同一台设备一次性完成氧化硅、多晶硅膜的沉积并掺杂，简化工艺流程。PVD沉积同样可以实现原位掺杂，减少工艺流程。现各工艺路线并行存在。数据来源：拉普拉斯公众号，2020年中国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展(4)，PVInfolink，中来股份环评书，天风证券研究所图：TOPCon电池主要工艺流程表：TOPCon电池镀膜工艺对应设备LPCVDPECVDPVD图示优点工艺成熟，控制简单容易，厚度均匀性好，致密度高原位掺杂，轻微绕镀，冷壁，成膜速度快原位整杂，无绕镀，冷壁，成膜速率快缺点成膜速率慢，有绕度，需要高温石英器件沉积严重厚度均匀性差，纯度低，气泡问题，膜层致密度不高设备成本高，靶材用量大，方阻均匀性偏差掺杂方式二次掺杂磷扩散or离子注入结合退火原位掺杂原位掺杂薄膜绕镀绕镀，需增加额外刻蚀，且刻蚀控制较为复杂原则上可实现无绕镀沉积轻微绕镀也易清洗预期无绕度工艺时间本征多晶硅沉积（＞120min）磷扩散or离子注入结合退火掺杂非晶硅沉积（20-40min）晶化退火（30min）NA产品良率90%-95%预期较LPCVD高，待验证97%（中来）设备需求扩散炉or离子注入机/退火炉，刻蚀机晶化处理需退火炉取决于技术方案的配套设备氧化层为PECVD制备，晶化处理需火炉取决于技木方案的配套设备常见问题绕镀，石英器件沉积严重气泡，掉粉方阻均匀性代表厂商LAPLACE，SEMCO，Tempress，普乐，捷佳伟创，北方华创等金辰，捷佳伟创，mb，微导（PEALD实现琏穿氧化，PECVD现原位掺杂Poly）杰太清洗制绒B扩散去除BSG和背结LPCVD氧化及沉积I型多晶硅前表面AIOxPECVD氧化及沉积P型多晶硅退火POCL3扩散P离子注入单面多晶硅刻蚀前、背表面SiNx丝印前后电极与烧结测试PECVD氧化PVD沉积P型多晶硅P扩散制绒清洗去除PSG和背结前表面SiNx背面AIOx、SiNx丝印与烧结P扩散激光开槽TOPCon增加工艺及设备PERCTOPCon21电池-HJT：与PERC不兼容，主要增加镀膜设备以实现本征非晶硅层与异质结结构制备HJT工艺流程短，但难度较大，与PERC产线几乎无法兼容，需增配非晶硅与导电膜沉积设备，同时调整清洗制绒设备，增加靶材需求。清洗制绒相比PERC工艺增加，臭氧清洗与传统REC清洗非晶硅导路线并存，REC清洗技术成熟，稳定性好；臭氧清洗可降低成本。非晶硅镀膜有PECVD与CAT-CVD两种设备，其中PECVD已实现国产化，若未来采用微晶化技术，则将换为TOPCon的氧化硅层镀膜设备。透明导电膜（TCO）可采用PVD、RPD两种方法制备。PVD在光伏之外领域已有广泛应用，技术成熟；RPD（源于日本住友，捷佳伟创获授权研发）镀制的导电膜，电池性能较好，且可以应用IWO靶材，但针对HJT的RPD设备还需进一步优化。丝网印刷工序虽可采用常规产线，但受制于低温银浆需印刷两次来保障性能，对印刷线的精度有较高要求。此外，辐照退火能有效提高HJT电池效率，已成为HJT电池产线标准工艺之一。目前迈为、捷佳伟创均具备全套设备供应能力，理想、钧石等其他厂商均各有优势。数据来源：2020年中国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展（5）、（6）、（7），光伏前沿，索比光伏网，集邦系能源网，天风证券研究所图：HJT电池主要工艺流程工艺技术优点缺点国内设备商清洗制绒清洗设备提供REC、O3两种清洗工艺，RECF稳定性更佳/捷佳伟创、迈为、华晟非晶硅沉积PECVD衬底温度低，借助等离子体增加能量，镀膜均匀性强运营费用较高迈为、理想万里辉、福建钧石、捷佳伟创、北京捷造CAT-CVD不需要频繁清洗腔室内壁、衬底轰击弱、薄膜质量高需频繁更换热丝、均匀性较差、能耗较高、设备成本高/TOC沉积PVD技术成熟、应用广泛衬底直接暴露在等离子体中，对硅片表面有一定的轰击作用钧石能源RPD对硅片的轰击损伤较小、可对IWO镀膜、镀制的TCO膜的结晶度好，透光率、电导率高镀膜产能低、靶材利用率低，成本较高、只能从衬底下方镀膜，双面镀膜会影响产能捷佳伟创电极制备丝网印刷//迈为、捷佳伟创、科隆威光照增效辐照退火//迈为、科隆威、捷佳伟创表：HJT电池设备对比清洗制绒PECVD制备双面本征非晶硅层、非晶硅掺杂层丝印前、后电极CAT-CVD制备本征非晶硅层、双面非晶硅掺杂层PVD制备双面TCORPD制备双面TCO烧结光注入退火增效测试22电池-HJT：低温银浆&银粉亟需国产化，TCO导电膜带来靶材需求增长除设备外，HJT需使用低温银浆，但其存在导电性能低、成本高、国产化率低的问题。目前国产银浆厂商中，苏州晶银已实现量产应用，聚和新材已推出相关产品，帝科继承Solamet研发成果，低温银浆已试生产。银包铜浆料现整体仍处于研发阶段，作为可以有效降低银耗的手段之一，国内厂商也均有布局。此外，低温银浆用的银粉目前还基本由日本企业垄断，未来产业技术确定后同样需要进行国产化降本。HJT的TCO导电膜沉积靶材同样关键，HJT产能上升带来靶材需求上涨。市场现阶段主流靶材主要有含铟靶材ITO、不含铟靶材AZO两种，AZO靶材在导电性、透光性综合表现劣于ITO，ITO现阶段是HJT电池TCO镀膜工艺较优的选择，当前ITO靶材以进口为主，但已有部分国产厂商具备ITO靶材量产能力，有望实现进口替代。数据来源：光伏领跑者创新论坛，摩尔光伏，戊电靶材，捷佳伟创，天风证券研究所图：TCO靶材对比工艺方法靶材种类载流子迁移率（cm^2/Vs)国产化率优点缺点PVDITO20-50较高技术成熟载流子迁移率较低粒子高轰击，损伤较大RPDIWO>80低迁移率较高低离子轰击优异结晶特性优异短路电流技术未成熟ICO>130低23电池-IBC：工艺复杂难度较大，需增加背面掩膜、激光开槽等图形化处理设备IBC电极背置，需用到掩膜工艺，对图形化及分辨率有一定要求，增加背面掩膜、开槽等图形化处理设备（主要是激光设备），而TBC、HBC则在此基础上叠加TOPCon钝化结构制备或HJT非晶硅钝化层与异质结结构制备工艺与设备。掩膜可通过PECVD等常规镀膜设备实现，图形化则需光刻机或激光消融设备。光刻成本过高难量产，激光消融设备可以相对低成本实现图形化开槽。此外，IBC电池对掺杂设备精度要求提高，可使用离子注入方案，但成本较高。IBC激光设备目前正逐步实现国产化，帝尔激光已有相关产品。数据来源：IBC太阳电池技术的研究进展_席珍珍；吴翔；屈小勇；郭永刚，普乐科技POPSOLAR公众号，N型高效晶体硅太阳电池关键技术研究_鲁贵林、2020年中国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展(8)，中国光学，天风证券研究所图：经典IBC工艺流程图：TBC工艺流程图：HBC工艺流程清洗制绒激光开槽硼掺杂非晶硅（背面）刻蚀丝网印刷银浆固化光注入测试分选本征氢化非晶硅（正面）减反射膜（正面）本征氢化非晶硅（背面）掩膜本征氢化非晶硅（背面）磷掺杂非晶硅（背面）刻蚀透明导电膜（背面）激光开槽（PN隔离）清洗制绒隧穿+P掺杂多晶硅掩膜激光开槽硼掺杂非晶硅刻蚀SiOx钝化沉积减反层激光开槽（PN隔离）丝网印刷烧结光注入测试分选清洗制绒磷扩散SiNx掩膜激光开槽清洗硼扩散刻蚀正、背面SiNx镀膜丝网印刷烧结测试分选设备优点缺点国内厂商离子注入有控制精度高、扩散均匀性好。设备昂贵，产能低，易造成晶格损伤。凯世通（万业）激光消融相对低成本实现图形化。损伤硅片；影响接触方阻；生产效率低帝尔激光、大族激光表：离子注入与激光设备24硅片-参数要求：掺杂元素均匀、少子寿命更高、碳氧含量更低、硅片厚度更薄N型硅片的产品参数要求有所提高，如掺杂元素更均匀、少子寿命更高、碳氧含量更低、硅片厚度更薄，且不同技术间要求存在差异，为达成上述参数要求，则需要硅片企业在拉晶与切片工艺端做优化，同时使用更纯的硅料（电子II级以上，目前国内龙头硅料厂均可供应，但品质略逊于进口硅料）、石英坩埚、热场，更细的金刚线。首先看工艺调整。在拉晶端企业需：1）提高掺杂均匀性，主要系P型掺硼，N型掺磷，硼在硅中分凝系数为0.8，大于磷的0.35，因此P型硅棒掺杂元素分布均匀性更易控制。2）提升控制能力以增加单炉总投料量，投料量增加会导致熔体高度增加、自然对流增强，固液生长界面温度波动更加剧烈，引发缺陷影响少子寿命，能否在保证品质的同时增加投料量成为硅片企业的竞争关键，隆基、中环等龙头企业具有先发优势。在切片端，当前量产的P型硅片在165μm，N型电池组件端的变化使其减薄潜力较P型更大，可能会影响碎片率与电池效率。如下图所示，随着硅片厚度降低，电池效率从缓慢降低到快速降低，因此硅片企业需掌握平衡，隆基、中环等龙头企业同样，硅片具有先发优势。数据来源：中国国家标准化管理委员会，宁夏隆基系统标准化培训教育课件，《TOPCon型N-PERT双面太阳电池工艺技术的研究》，《HIT太阳能电池性能的模拟计算》，《PSS异质结IBC太阳电池性能模拟与分析》，高效N型背接触太阳电池工艺研究_董鹏，N型单晶硅少子寿命对高效晶硅电池效率影响的研究_刘金颖，少子寿命跟踪在异质结电池生产中的应用_李锋，东西智库，天风证券研究所表：不同厚度下电池效率变化图：电子级多晶硅标准远高于太阳能特级多晶硅TOPConHJTIBC标准GB_T12963-2014GBT25074-2017分类电子1级电子2级电子3级太阳能特级施主杂质浓度/10^-9(ppba)≤0.15≤0.25≤0.30≤0.68受主杂质浓度/10^-9(ppba)≤0.05≤0.08≤0.10≤0.26少子寿命/(μs)≥1000≥1000≥500≥300碳浓度/(atoms/cm^3)≤4.0×10^15≤1.0×10^16≤1.5×10^16≤2.0×10^16氧浓度/(atoms/cm^3)≤1.0×10^16--≤0.2×10^17基体金属杂质含量/10^-9(g)≤1.0≤1.5≤2.0≤15表面金属杂质含量/10^-9(g)≤5.5≤10.5≤15≤30少子寿命电阻率Topcon≥0.7ms1Ω/cmHJT≥2ms1-7Ω/cmIBC≥2ms3-20Ω/cm表：不同电池技术对硅片要求不同25硅片-拉晶：热场、石英坩埚需要提升纯度，耗量增加；金刚线需更细，或有母线材料替代其次看材料端。（1）石英坩埚：由于石英坩埚在拉晶过程中直接接触硅液，所以石英坩埚的纯度会直接影响硅棒的纯度，需要由纯度更高的石英砂制备。同时，为了防止坩埚加热时间过长涂层脱落引入碳氧杂质，需及时更换坩埚减少拉棒过程中引入杂质的机率，一般情况下N型提拉次数从P型的5次减少至3次。所以N型硅片对石英坩埚的纯度要求更高，耗量更大。（2）碳碳热场：相比P型灰分<200ppm，N型硅片对热场纯度的要求为灰分<100ppm，对热场企业的纯化能力形成考验。同时，N型硅片开炉次数多，对热场的氧化加深，因此热场单耗也有增加。此外，N型硅片拉晶过程中需通过热场来调节熔体对流方式使硅液界面相对稳定，降低氧原子进入硅液的概率，以此降低硅棒中的氧含量，即热场也需要做调整和优化。（3）金刚线：N型硅片需要更薄，因此金刚线需要更细，但现有钢材降到34微米以下可能将难以支撑切割所需的张力，可能需使用具有耐酸碱性强、抗拉强度高、储存及生产环境要求宽松、可加工极细、柔软性好等特点的特殊钨丝替代，但其成本目前是碳钢丝的4-5倍左右，尚不具备经济性。目前岱勒新材已具有钨丝替代碳钢母线的生产技术，开始小批量供货。数据来源：欧晶科技，粉体网，PV-tech，金博股份，隆基股份，岱勒新材，美畅股份，索比光伏网，《碳化硅涂层在单晶硅用炭/炭热场材料中的应用及研究进展》，《固结磨粒金刚石线锯技术的研究》，天风证券研究所图：石英坩埚与碳碳坩埚工况示意图图：坩埚对硅液起作用的机理使用前使用中，由于气泡在高温下自身长大和硅液对坩埚的侵蚀作用，气泡逐渐接近固-液交界面随着使用时间增加，硅液开始侵入气泡中石英颗粒和气泡开始进入到硅液中影响单晶生长及品质图：一种钨丝金刚线切面示意图图：金刚线结构示意图26组件-焊带&导电胶：HJT使用低温工艺，可采用导电胶或SWCT技术进行电池互联电池技术路线给组件封装带来的最大变化来自组件互联工艺与材料，如HJT可能需要载体膜进行精准焊接，IBC可能需要导电胶辅助封装；其次是对于胶膜和背板的偏好变化，N型电池普遍需要抗PID性能更好的胶膜，因此POE或EPE的渗透率将有提升。首先看HJT，由于生产过程中均使用不超200度的低温工艺，因此常规焊接方式会损害电池，可采用导电胶或者梅耶博格的SmartWire互连技术(SWCT)。其中导电胶串焊技术主要增加了贴胶、胶带预压及胶带终压过程，减少了助焊剂喷涂及高温焊接流程；SWCT通过将具有低温涂层的焊带黏粘在胶膜上形成导电胶膜，利用导电胶膜的粘性将太阳电池连接成串，导电胶膜下方的焊带与细栅直接接触。赛伍技术针对SWCT开发的低温焊带载体膜可通过事先固定焊带实现精准焊接，已实现小批量出货。数据来源：索比光伏网，摩尔光伏公众号，赛伍技术官网，梅耶博格公众号，《髙效Ｎ型背接触太阳电池工艺研宄》，天风证券研究所图：导电胶焊接原理图：SWCT技术示意图图：低温焊带载体膜示意图27组件-焊带&导电胶：IBC电极均在背面导致应力集中，催生导电胶、导电背板等新型封装方式再看IBC，由于电极全部在一侧，常规焊接会导致应力集中，电池片翘曲大，此外IBC电池的绝缘浆料不耐高温，因此主要可采用“导电胶+焊带”和“导电胶+柔性电路背板”两种封装方式。其中导电胶带可以在较低的温度下完成焊接，且本身有伸缩性，可对焊带与电池片的应力起缓冲作用，降低电池片翘曲。而和常规组件相比，采用导电背板替代焊带的封装技术省去了复杂的高温焊接过程，实现了真正的二维平面封装。常规电池组件的结构为：背板-EVA-电池片-EVA-钢化玻璃；“导电胶+焊带”的封装方式则是利用导电胶将焊带焊在电池片主栅上；而“导电胶+柔性电路背板”封装方式的结构则演变为：柔性导电背板-打孔EVA-电池片-普通EVA-钢化玻璃。此外，与传统的双面焊接方式不同，背接触电池仅需要单面焊接，焊接技术与串焊机均需要做调整。目前光伏导电胶供应商有海外的汉高、德邦、贺利氏等，国内帝科股份有叠瓦组件导电胶产品。数据来源：光伏前沿，帝科股份，光伏领跑者创新论坛，经观ESG公众号，索比光伏网，与非网，《背接触MWT与IBC电池组件封装工艺研究》，《髙效Ｎ型背接触太阳电池工艺研宄》，CPIA，天风证券研究所图：背接触电池组件封装结构图：常规太阳电池组件结构图表：常规电池组件封装工艺和IBC电池组件封装工艺对比常规封装导电胶+焊带封装导电胶+柔性电路背板封装工序单焊-串焊-叠层-组件层压-修边-装框、装接线盒单焊-串焊-叠层-组件层压-修边-装框、装接线盒准备好导电背板-印刷/点胶-EVA打孔铺设-电池片上料-上层EVA铺设-玻璃铺设-翻转层压-打胶装框、装接线盒耗材涂锡铜带、EVA、背板、玻璃、助焊剂、铝合金边框焊带、EVA、背板、玻璃、导电胶、铝合金边框导电胶、柔性电路背板、EVA、玻璃、铝合金边框优点成本低，工艺成熟低温焊接，可对焊带与电池片的应力起缓冲作用，降低电池片翘曲省去高温焊接过程，实现二维平面封装，易于生产更薄的电池片缺点应力集中，导致电池片翘曲大；IBC电池的绝缘浆料不耐高温导电胶成本较高导电胶和柔性电路背板目前价格较高；导电背板无法制作双面电池组件28组件-胶膜&背板：HJT对于胶膜、背板等的粘接性和阻水性提出更高要求由于HJT电池片表面为TCO层而非传统的氮化硅层，表面无可反应基团，与常规胶膜粘结性能差，需要高粘性胶膜（赛伍同款胶膜在P型电池上用的剥离力是HJT电池上的3-15倍），同时HJT电池用低温银浆和非晶硅层耐湿性、耐钠性较差，需要提高胶膜、背板、边缘等水汽通道的阻水性能。目前市场上主流的胶膜为EVA，2020年市场份额为74.3%。而POE胶膜相比EVA具有更高的透射率、阻水性，但POE胶膜在组件层压时产生的气泡较多，封装不良率提高，层压时间增长，价格也比EVA高30%-50%，所以EPE胶膜（共挤POE，即EVA+POE+EVA）应运而生，通过多层共挤技术，减少了POE胶膜的使用，使胶膜同时具备POE的阻水及抗PID特性和EVA的高良率层压优势，未来渗透率或将会明显提升。背板方面，可通过加入铝箔或者在PET表面涂布阻水涂层来实现较好的阻水性，而边缘透水可通过阻水封边胶带来抑制。数据来源：赛伍技术官网，摩尔光伏公众号，索比光伏网，CPIA，天风证券研究所T11T22T22HP型电池片80-10075-9075-100HJT电池片17-3020-358-15表：不同胶膜搭配不同类型电池片180°剥离力N/cm0.20%0.20%0.50%0.50%1.00%1%9.10%13.60%17.00%20.90%21.40%23.10%16.40%13.60%11.40%11.10%11.60%13.10%17.60%19.50%19.60%19%18.80%18.80%56.70%53.10%51.50%48.50%47.20%44%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%202020212023202520272030其他封装材料组件共挤型POE胶膜组件POE胶膜组件白色EVA胶膜组件透明EVA胶膜组件表：不同封装材料市场份额变化趋势表：不同类型的电池组件对背板的阻水性要求不同类型的电池组件阻水性g/（m2·24h）常规晶硅电池组件2.5-3.0抗PID、蜗牛纹、LID电池组件1.5-2.0HJT电池组件0.1-0.53、技术变革期的投资思路投资维度1：短期看业绩释放顺序，设备>新辅材>电池组件>老辅材投资维度2：中期看业绩弹性，设备>新辅材>电池组件>老辅材投资维度3：长期看业绩持续性，老辅材>组件>设备>电池>新辅材重点推荐兼具业绩弹性和长期较好格局的设备企业【捷佳伟创】（TOPCon）、【迈为股份】（HJT）、【帝尔激光】（IBC），建议关注【奥特维】；其次重点推荐有先发优势的【隆基股份】（HPBC）、【晶科能源】（TOPCon）、【通威股份】（HJT），建议关注【中来股份】（TOPCon）、【钧达股份】（TOPCon）、【爱旭股份】（IBC）；最后建议关注HJT中用到的低温银浆企业【聚和股份】、【帝科股份】、【苏州固锝】，银粉企业【连城数控】。29请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明30投资维度1：短期看业绩释放顺序，设备>新辅材>电池组件>老辅材数据来源：天风证券研究所短期来看，能够率先释放业绩的环节是更好的投资选择，而设备企业将最先受益于技术变化，其次为实验中不断调整的各类新增辅材，如低温银浆、靶材、导电胶等，接着是率先进行中试和量产的电池组件企业，最后是大规模量产后，会对金刚线、石英坩埚、碳碳热场等原有辅材的单耗或单价产生一定影响。因此我们认为对于尚未规模量产的技术路线，业绩最先受益的是设备公司；而若开始规模量产，则银浆&银粉、靶材、导电胶等新增辅材的业绩将快速释放；到了技术路线确定的时间点，领先的电池组件企业凭技术优势可获取超额收益，相关辅材也可得到一定的盈利改善。规模量产前：设备（主要起变化的）规模量产中：银浆、靶材（HJT）、导电胶（IBC）规模量产后：电池（先发）组件规模量产后：金刚线石英坩埚碳碳热场图：电池技术变革下各环节业绩释放顺序31投资维度2：中期看业绩弹性，设备>新辅材>电池组件>老辅材数据来源：Wind，美畅官网，光伏新说公众号，索比光伏网，天风证券研究所往中期看，在不同技术路线下，产业链不同环节的业绩弹性存在差异，看好既定路线下业绩弹性大的环节。如下表所示，在对各环节的价格、毛利率水平做一假设后，可计算得到各环节毛利润变动情况，显然，设备、银浆银粉&HJT的靶材&IBC的导电胶（三者统称为新辅材，一旦下游规模使用，就可实现量利双升）、电池企业的业绩弹性最大，金刚线、组件（新技术有学习曲线，会使得各企业出现差异化竞争，从而提升头部一体化企业盈利水平）企业其次，另外，石英坩埚、碳碳热场也有一定的业绩弹性。图：电池技术变革下产业链价值量变化情况汇总各技术路线对应产业链价值量变化一览单位：元/WPERCTOPConHJTIBC备注标的硅片0.770.760.740.72按500GW计算量中环股份电池1.011.101.191.10按500GW计算量通威、爱旭组件1.721.821.931.82按500GW计算量晶科、隆基、中来、日升银浆0.060.100.180.05按500GW计算量帝科、聚和设备1.942.243.65按老50、新100GW计算量迈为、捷佳、帝尔、连城金刚线0.020.020.020.02按0.4m/W、0.5m/W计算量美畅股份碳碳热场0.030.030.030.03按0.03元/W计算，N型提升8%金博股份市场规模市场规模增幅单位：亿元PERCTOPConHJTIBCTOPConHJTIBC硅片3854379136763610-2%-5%-6%电池50375484592954979%18%9%组件86249121967090886%12%5%银浆28247787626869%210%-5%设备97220400365127%312%276%金刚线8811111111125%25%25%碳碳热场1501621621628%8%8%毛利率毛利润增幅单位：亿元PERCTOPConHJTIBCTOPConHJTIBC硅片20%22%22%22%8%5%3%电池12%20%20%20%81%96%82%组件15%18%18%18%27%35%26%银浆15%15%18%16%69%273%1%设备35%45%50%50%192%489%438%金刚线50%55%60%55%38%50%38%碳碳热场55%60%60%60%18%18%18%32投资维度3：长期看业绩持续性，老辅材>组件>设备>电池>新辅材数据来源：CPIA，Wind，北极星太阳能光伏网，美畅股份招股书，恒星科技20年报，PV-tech，天风证券研究所长期来看，当技术路线被广泛认可后，环节的竞争格局将决定其超额收益的可持续性。金刚线、石英坩埚、碳碳热场龙头较二线企业的领先优势较大，大多经历数轮淘汰而保持较高份额，竞争格局最优。组件环节近几年集中度明显提升，龙头在产业链中的地位仍在加强，凭一体化、品牌渠道以及供应链管理能力打造更强竞争力，竞争格局其次。设备企业多为经历上一轮PERC的技术变革后脱颖而出的，研发能力与先发优势较强，竞争格局也较好。专业电池企业在技术变革初期充分受益，而在技术扩散后则受制于格局均较好的上下游，难以延续超额收益。最后是新增辅材如银浆&银粉、靶材、导电胶环节，由于尚处行业发展早期，最终的方案选择和行业竞争格局还不清晰，存在被淘汰的风险。2011201220132014201520162017201820192020FirstSolar英利英利晶澳晶澳晶澳天合光能通威通威通威晶澳FirstSolar天合光能英利天合光能天合光能晶澳韩华晶澳隆基无锡尚德无锡尚德晶澳天合光能韩华韩华韩华天合光能隆基爱旭英利天合光能台湾新日光台湾茂迪台湾茂迪晶科阿特斯晶澳太阳能韩华晶澳天合光能阿特斯晶科韩华晶科台湾茂迪晶科晶科爱旭晶科台湾茂迪晶澳台湾茂迪新日光英利英利通威阿特斯天合光能天合台湾昱晶夏普韩华晶科台湾新日光尚德尚德隆基绿能晶科润阳台湾新日光韩华台湾昱晶台湾昱晶阿特斯通威爱旭爱旭阿特斯韩华阿特斯Sunpower阿特斯阿特斯顺风阿特斯台湾茂迪联合再生能源URE东方日升阿特斯2017市占率2018市占率2019市占率2020市占率美畅股份20%美畅股份45%美畅新材38%美畅股份48%岱勒新材7%东尼电子11%高测股份10%高测股份9%东尼电子6%高测股份6%岱勒新材6%三超新材5%三超新材4%岱勒新材5%三超新材3%恒星科技5%高测股份2%三超新材4%东尼电子3%岱勒新材5%表：2011年以来电池出货前十名变化较大表：2016年以来美畅均保持行业龙头地位33投资建议：综合考虑短期弹性和长期业绩持续性，设备>电池组件>新辅材数据来源：各公司公告，全民光伏公众号，迈为股份公众号，SOLARZOOM公众号，光伏前沿，光伏智库，光伏们，天风证券研究所TOPConHJTIBC设备捷佳伟创（电池前道工序龙头）、奥特维（布局TOPCon设备的串焊机龙头）迈为股份（多次打破世界纪录，整线设备领先）帝尔激光（电池激光设备龙头）电池组件晶科能源（率先大规模量产）、中来股份（率先研发量产，自研设备）、钧达股份（N型产能占比高）通威股份（首条GW级产线，全路线布局）、东方日升（多年HJT组件出货冠军）隆基股份（率先GW级量产，全路线布局）、爱旭股份（率先深入研发，自主知识产权路线）银浆聚和股份（国产N型银浆龙头）苏州固锝（银包铜浆料率先研发）导电胶帝科股份（叠瓦导电胶有出货）金刚线美畅股份（细线化常年领先，盈利能力卓越）石英坩埚石英股份碳碳热场金博股份胶膜福斯特（稳居龙头）福斯特（稳居龙头）、赛伍（承载膜）福斯特（稳居龙头）综合前述对短、中、长期的业绩变化情况分析，我们重点推荐电池组件设备、电池组件、新辅材企业。设备企业：兼具业绩弹性和长期较好格局，重点推荐【捷佳伟创】（TOPCon）、【迈为股份】（HJT）、【帝尔激光】（IBC），建议关注【奥特维】；电池组件企业：短期享受超额利润，长期凭组件格局优化获取业绩持续性，重点推荐有先发优势的【隆基股份】（HPBC）、【晶科能源】（TOPCon）、【通威股份】（HJT），建议关注【中来股份】（TOPCon）、【钧达股份】（TOPCon）、【爱旭股份】（IBC）。新增辅材企业：HJT中用到的低温银浆、靶材和IBC中用到的导电胶等一般是从0到1，弹性大但长期发展和竞争格局不清晰，关注【聚和股份】（TOPCon&HJT）、【帝科股份】（HJT&IBC）、【苏州固锝】（HJT）、【连城数控】（银粉）。表：不同技术路线下优选标的不同下游需求不及预期：若终端装机需求不及预期，行业整体利润将受到影响；政策落地不及预期：光伏需求和政策推动关系紧密，若碳达峰碳中和政策落地不及预期，行业将受到较大影响；全球贸易摩擦：光伏需求为全球性的，若海外贸易政策发生较大变动，对出口型企业会造成较大影响；测算具有一定主观性，仅供参考：本报告测算部分为通过既有假设进行推算，仅供参考；行业竞争程度超预期：若硅片或组件环节因竞争对手的策略发生较大变化，可能导致行业竞争程度超预期。风险提示3435请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明股票投资评级自报告日后的6个月内，相对同期沪深300指数的涨跌幅行业投资评级自报告日后的6个月内，相对同期沪深300指数的涨跌幅买入预期股价相对收益20%以上增持预期股价相对收益10%-20%持有预期股价相对收益-10%-10%卖出预期股价相对收益-10%以下强于大市预期行业指数涨幅5%以上中性预期行业指数涨幅-5%-5%弱于大市预期行业指数涨幅-5%以下投资评级声明类别说明评级体系分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。一般声明除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属天风证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“天风证券”）。未经天风证券事先书面授权，不得以任何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为天风证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，天风证券不因收件人收到本报告而视其为天风证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但天风证券对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，天风证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，天风证券可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。天风证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。天风证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。天风证券的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。特别声明在法律许可的情况下，天风证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。因此，投资者应当考虑到天风证券及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。THANKS36