【本翼资本】光伏技术迭代机遇：异质结电池崛起
摘要：光伏度电成本已降至0.3元，经济性逐渐凸显，技术进步空间巨大。目前中国光伏发电占比仅为4%，预计2030年新增光伏装机将达到219GW，CAGR=17%。异质结电池产业化时机基本成熟，全行业规划产能超过100GW。投资机会：PECVD设备、新型银浆，以及进度较快的电池/组件企业。
核心观点：
经济性逐渐凸显，发展空间广阔：光伏技术进步空间巨大，设备可灵活部署，拥有广阔的市场前景。2021年光伏LCOE已降至0.3元/KWh，在发电侧和电网侧均已具备较好的经济性；近期需求旺盛导致硅料供不应求，随着产能逐渐释放，预计2023年硅料价格将大幅回落；随着技术持续进步，2030年光伏LCOE将降至0.2元/KWh。目前中国光伏发电量占比仅为4%，发展空间巨大，预计2030年中国新增光伏装机量将达到219GW，对应CAGR约为17%。
异质结产业化加速，引领行业变革：从全生命周期考虑，异质结电池有望成为LCOE最低的方案，其成本结构与工艺体系与传统晶硅电池存在较大差异，将引领行业变革。目前异质结电池量产效率达24.5%，单位材料成本已降至1.15元/W，与PERC差距缩小至10%之内，产业化时机基本成熟，全行业规划产能已超过100GW。投资机会方面，重点关注异质结PECVD设备、新型银浆，以及布局较快的电池/组件企业。
全球光伏装机高速增长：2015-2021年全球光伏新增装机量由56GW高速增长至183GW，CAGR为22%。一方面，欧美国家大力推动清洁能源替代火电，例如德国计划2030年新能源发电占比提升至80%。另一方面，俄乌冲突导致能源市场失衡，原油/天然气出现较大供给缺口，价格涨幅剧烈；海外各国电价高度市场化，终端用户直接承受电价的剧烈波动，促使工商业/居民自建光伏需求旺盛。预计全球能源结构将加速转型，推动光伏装机高速增长。CPIA预计2025年全球光伏新增装机量达到330GW，对应CAGR为26%。
图一：全球新增光伏装机量（2015-2021）
中国光伏需求转为市场驱动：2020年以前，由于政策变化与行业降本增效节奏并不同步，中国历年光伏装机量存在较大波动。在政策补贴全面退出，进入“平价上网”时代的背景下，通过技术进步实现降本增效成为行业主旋律，推动装机需求持续高速增长。2022年上半年新增装机30.9GW，同比+138%；光伏装机一般集中在下半年，因此CIPA预计全年新增装机量85GW-100GW，同比+54.8%以上。我们认为，光伏发电经济性逐渐凸显，需求将转为市场驱动；目前中国光伏发电量占比仅为4%，存在巨大的发展空间。
图二：中国新增光伏装机量（2015-2021）
经济性逐渐凸显：LCOE（Levelized Cost of Energy，平准化度电成本）是衡量发电设备经济性的核心指标。随着技术持续进步，光伏LCOE大幅下降，目前已低于火电。对于电力市场各环节参与者而言，光伏发电的商业价值明确，从经济性角度已具备大规模替代火电的基础。
（1）电网侧：2022年中国风电/光伏已全面实现平价上网，各省市指导电价处于0.24（新疆）-0.45（广东）元/KWh区间；除青海外，其余所有行政区均降至火电基准价以下，具备普遍的价格优势。因此，对于电网运营商而言，采购的风电/光伏电力比例越高，利润越高。
（2）发电侧：IRENA数据显示，2010年以来，光伏LCOE累计下降88%，陆上风电LCOE累计下降68%，2022年均已低于0.3元/KWh。风电/光伏电站的成本集中于前期投资成本，运行中不需持续消耗材料；随着技术进步，设备成本仍将不断下降，长期来看将降至0.2元/KWh以下。另一方面，火电LCOE约为0.4元/KWh，随燃料（以煤炭为主）价格波动；水电LCOE约0.3元/KWh，目前中国水电资源已接近开发极限，边际成本呈上升趋势。
表一：光伏度电成本（2021）
图三：分布式光伏度电成本及预测（左轴LCOE，单位：元/KWh；右轴初始投资，单位：元/W）
（3）需求侧：光伏设备可模块化、小型化，便于部署，适合需求侧自建。从经济性角度考虑，若光伏度电成本（或光伏+储能的度电成本）低于市场电价，那么数据中心等工商业场景可通过自建光伏来降低电力成本。此外，海外各国居民用电普遍采用市场电价，存在较大波动，因此户用光伏也具备较大发展空间。BIPV（Building Attached Photovoltaic，光伏建筑一体化）指从设计层面将光伏组件与建筑一体化整合，从而最大化有效发电面积，减少散热需求，并降低整体成本。住建部、发改委提出优化城市建设用能结构，到2025年新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。4月国家标准《建筑节能与可再生能源利用通用规范》开始执行后，全国多城市已积极出台政策要求新建建筑需安装太阳能系统。
图四：案例：采用BIPV方案的江苏仪征腾讯云数据中心
图五：中国各种能源发电量复合增速对比（2016-2021）
表二：中国各种能源发电量比例（2016-2021）
市场空间测算：假设（1）全国发电量保持5%的复合增速。（2）风电发电量2011-2016 CAGR为27%，占比由1.6%提升至4.0%，而2016-2021 CAGR为22%，占比由4%提升到7.8%，随着占比提升，复合增速呈小幅下降。目前光伏发电占比3.9%，与2016年的风电基本相同；过去五年光伏发电量CAGR高达37.5%，保守预计2022-2030 CAGR下降至22%，对应2030年光伏发电占比15.1%。（3）实际可利用小时数保持3%的复合增速。（4）光伏设备寿命约为20-25年，因此暂不考虑存量设备更新换代。基于以上核心假设，我们预测2030年新增装机量219GW，CAGR约为17%。
表三：2030年中国光伏新增装机量预测（蓝色部分为核心假设）
储能技术改善光伏发电稳定性，提升竞争力：因太阳光照不稳定，光伏发电量存在较大波动，而储能系统相当于“蓄水池”，不仅可以解决光伏发电带来的电力系统不稳定问题，还能有效地提高电能利用和供需平衡，提升光伏的竞争力。随着火电厂逐步退出及储能技术的商业化，预计2030-2050年中国光伏新增装机量仍将保持5-10%的长期增速。
1.2 短期硅料价格高位运行，预计2023年将大幅回落
光伏设备产业链主线为硅料-硅片-电池片-组件，每个环节的成本都主要来自上游单一材料成本，传导逻辑清晰。据CPIA统计，2021年我国集中式光伏电站单位投资成本4.15元/W，其中组件占比约46%（1.91元/W），逆变器占比约5%（0.2元/W）。短期内装机需求旺盛而硅料扩产周期长，供给紧张导致全产业链涨价；随着新建产能释放，预计2023年硅料价格将大幅回落，保障下游装机需求与行业健康发展。
图六：光伏产业链简图
表四：光伏产业链主线各环节概况
硅料生产技术基本成熟，价格取决于供需关系：工业硅由石英岩加工而成，主要应用于生产3类产品：（1）多晶硅；（2）有机硅；（3）硅铝合金。据特变电工披露，生产1吨多晶硅需要消耗1.06吨左右工业硅。多晶硅分为光伏级多晶硅和电子级多晶硅两类，纯度要求不同，需求比例约为9:1。光伏级多晶硅又称为“硅料”，是制备光伏硅片的核心原材料。目前生产硅料的主流技术为西门子法，已基本成熟；此外，协鑫主推颗粒硅技术，特点为低成本+低纯度，与光伏电池技术发展的需求相悖（N型电池对硅料纯度提出更高要求），导致市场反应平淡。因此，硅料的技术属性偏弱，而化工属性较强，企业盈利能力主要取决于供需关系。
图七：硅产业链上游示意图
扩产周期较长，近期供给持续紧张：硅是地壳中第二丰富的元素，占地壳总质量约26%，自然界中主要以硅酸盐/二氧化硅形式存在，分布极为广泛，理论上不应出现短缺。但由于硅料产能偏刚性，扩产周期长达18个月，而2019-20年硅料产能严重过剩，当时业内对未来的装机需求偏悲观，并没有安排足够的扩产规划，导致2021年以来硅料供给处于紧平衡状态，价格由8万元/吨涨至11月的27万元/吨；2022年以来价格持续上行，逼近30万元/吨。
图八：多晶硅致密料成交均价（2021.1至今）
竞争加剧将促使集中度回落，预计2023年价格大幅下降：经历多轮技术迭代与价格周期，多晶硅行业集中度进入高位区间，通威股份（永祥股份）、大全能源、保利协鑫、新特能源和东方希望位居全球第一梯队。CPIA数据显示，2021年全球多晶硅总产能达到77.4万吨，CR10为91.1%；总产量约59.5万吨，CR5为 70.6%，CR 10为92.7%。展望未来，硅料的市场前景吸引大批新进入者，例如上游的合盛硅业，下游的上机数控、阿特斯、润阳等。从各企业扩产进度来看，预计2023年硅料产能大规模释放，价格将出现大幅回落，促使产业链利润回归合理分配，下游企业盈利改善，并保障终端装机需求。
表五：各企业多晶硅产能规划统计（单位：万吨/年）
1.3 技术展望：异质结与TOPCon将成为主流
光伏电池利用光生伏特效应，将太阳能直接转换为电能，技术发展趋势为更高的光电转换效率、高稳定性（长寿命）、成本可控，最终体现为更低的度电成本，因此度电成本下降幅度是衡量光伏技术先进性的唯一标准。一方面，技术是光伏产业的核心驱动力，新技术促使度电成本下降，提升光伏设备的商业价值，是推动光伏装机规模增长的核心因素。另一方面，技术迭代也将带来设备、辅材各环节需求变化，涌现投资机会。
1.3.1 技术发展趋势概述
定义晶硅电池与薄膜电池：光伏电池可大致分为晶硅电池和薄膜电池两类，二者区别主要在于成品厚度和市场地位。由于硅材料的特殊性质，晶硅电池厚度至少要达到150微米（若低于该厚度，转换效率会大幅下滑），因此晶硅电池无法实现薄膜化。薄膜电池成品厚度一般在10微米以下，约为晶硅电池厚度的20分之1。
广义的晶硅电池包括所有以硅片为核心原材料的光伏电池，预计晶硅电池将保持市场主流地位，并向着TOPCon和异质结两种方案平分市场的方向发展。薄膜电池方面，GaAs电池转换效率与稳定性均为最高，因成本限制，主要应用于空间航天领域；其他薄膜电池均存在缺陷或不具备优势，难以实现产业化。长期来看，与单纯的薄膜电池相比，钙钛矿+晶硅电池相结合的叠层电池技术具备更好的发展前景。
图九：主流光伏电池技术迭代路径及预测
1.3.2 晶硅电池将保持绝对主流
晶硅电池以硅片为核心原材料，技术成熟，成本与可靠性更符合商业化需求，成为光伏电池主流技术路线。上一轮技术迭代周期中，隆基股份采用金刚线切割工艺促使单晶硅电池成本大幅下降，全面取代多晶硅电池。目前单晶硅PERC电池占据主流，2021年市占率91.2%。
N型晶硅电池替代P型晶硅电池已成为必然趋势：按硅片类型，可将晶硅电池分为P型电池和N型电池，区别主要在于制备硅片时扩散的杂质不同，最终使得成品性质存在一定差异。目前主流的PERC属于P型电池，TOPCon与异质结均属于N型电池。TOPCon电池与异质结电池具备高效率、低衰减的显著优势，中期内将逐渐替代PERC电池。
（1）P型电池：制备P型电池只需要扩散一种杂质（硼），成本较低，但少子寿命短，光电转换效率较低。P型电池的工艺完全成熟，凭借性价比优势占据市场主流，但光电转换效率已接近理论上限（约24%）。
（2）N型电池：高效率+长寿命，低度电成本。N型电池少子寿命长，光电转换效率高，理论效率可提升至约28%，衰减率也具备显著优势。难点在于制备N型硅片时需要扩散两种杂质（磷+硼），成本较高，但大规模量产后，基于效率与寿命的优势，度电成本将低于P型电池。随着设备工艺逐渐成熟，成本显著下行，目前N型电池在度电成本角度已具备较强竞争力，将迎来商业化拐点，开启对P型电池的全面替代。
表六：各种晶硅电池技术转换效率变化趋势
异质结与TOPCon将长期共存，平行发展：N型电池体系中，异质结与TOPCon互有优劣，不存在明显的替代关系，业界主流观点认为，两种技术路线将平行发展，到2030年代平分市场。长期来看，两种方案均可以与钙钛矿技术结合，开发效率更高的叠层电池。
（1）TOPCon电池：结构与传统晶硅电池相似度高，工艺与现有产线兼容。
（2）异质结电池：技术原理/设计思路与传统晶硅电池存在较大区别，需建设全新产线。异质结电池的原材料仍以硅片为主，广义上仍属于晶硅电池。
（3）叠层电池以钙钛矿为辅材，进一步提升晶硅电池的性能，长期来看具备更广阔的市场前景。
表七：晶硅电池技术路线概况
1.3.3 薄膜电池产业化存在明显瓶颈
由于不同技术路线采用不同的材料，因此各种薄膜电池存在较大差异，不适合一概而论。目前主流的薄膜电池有4种，均存在缺陷或不具备优势，产业化前景并不明朗。
（1）砷化镓（GaAs）：成本极高。理论效率超过50%，耐高温、耐光照能力极强，是已知材料体系下性能最强的光伏电池。缺陷在于成本极高，每平方厘米价格为125元，是晶硅电池的3000倍以上（PERC组件每平方厘米价格为0.04元）。目前中电科18所开发的GaAs电池应用于天宫一号空间站。主流观点认为GaAs电池的应用前景集中在空间航天领域，在地面大规模商业化的可能性较低。
（2）钙钛矿：材料稳定性差。单结钙钛矿电池的极限效率可达31%；叠层电池中钙钛矿可作为辅材，显著提升晶硅电池的性能，将极限效率提升至43%。由于钙钛矿电池所需原材料储量丰富、价格低廉、对纯度要求低；材料用量少；制备简单、工艺流程短，因此相比于传统晶硅电池成本有望大幅降低。缺陷在于钙钛矿材料稳定性极差（不耐高温、不耐光照、易水解、易氧化），成品使用寿命小于1年，且在大尺寸化方面也遭遇瓶颈，因此产业化前景并不明朗。
（3）碲化镉（CdTe）与铜铟镓硒（CIGS）：转换效率低。目前量产转换效率分别为16.6%/17.6%，与主流的晶硅电池仍有较大差距。从极限效率来看，也基本与TOPCon和异质结处于同一水平。这两种电池不存在明确的竞争优势，属于被淘汰的技术路线。
表八：薄膜电池技术路线概况（绿色高亮部分为核心缺陷）
晶硅电池体系中的TOPCon与异质结电池商业化拐点已至，未来十年将逐渐取代PERC，成为市场主流。以钙钛矿为代表的各类薄膜电池存在明显缺陷，商用可行性较低。另一方面，叠层电池采用钙钛矿+晶硅相结合的设计思路，比单结钙钛矿电池更具发展前景。因此在新型材料没有出现突破式进展的情况下，预计晶硅电池仍将保持主流地位。
异质结电池的发展前景明确，成本已接近PERC，企业扩产需求旺盛，即将进入大规模产业化阶段。由于工艺体系与材料需求均与传统晶硅电池存在较大差异，异质结电池的商业化将带来产业格局洗牌，涌现大量投资机会。
图十：异质结电池产业链各环节主要玩家（二级市场）
2.1 异质结性能优势显著，降本路径清晰
2.1.1 采用对称结构，性能优势显著
异质结电池全称为本征薄膜异质结电池（Heterojunction with Intrinsic Thin-layer，缩写为HJT），采用对称结构，N型硅片两侧依次为本征非晶硅薄膜（非晶I层）、PN结（非晶N层与非晶P层）、TCO透明导电薄膜、银电极。创新的结构设计使异质结电池具备4大优势：高效率、低衰减、耐高温、高双面率。
图十一：异质结电池结构与工艺流程
（1）高效率：异质结电池的核心优势在于本征非晶硅薄膜（上图红色的“非晶I层”）优良的钝化效果。光伏电池效率主要由光照激发的少数载流子寿命决定。传统晶硅电池结构下，少子容易被硅片表面的悬挂键俘获并复合，导致电池效率降低。异质结电池在硅片两面沉积富氢的本征非晶硅薄膜，可以有效地将悬挂键氢化并降低表面缺陷，从而显著提高少子寿命，增加开路电压，提升电池效率。异质结电池理论效率可达28.5%，目前实验室最高效率26.5%；量产组件效率已达24.5%，相比PERC已具备1.2%的优势。
表九：各种晶硅电池技术转换效率变化趋势
（2）低衰减，使用寿命长：异质结电池TCO膜具有导电特性，电荷不会在表面产生极化现象，不会产生电位诱导衰减（PID），优于PERC与TOPCon；N型硅片掺磷，没有硼氧复合体和硼铁复合体，因此光致衰减（LID）与TOPCon一致，远优于PERC。
（3）耐高温（低温度系数）：光伏组件的初始标称功率是在25℃（STC标准条件）环境中的数据，但在实际运营中，工作温度多数时间在50℃左右。异质结电池的高温稳定性极强，60℃环境下仍能保持90%以上的相对效率，表现远优于PERC和TOPCon电池。
图十二：不同类型光伏电池的高温性能对比（红线为异质结，绿线为TOPCon）
（4）高双面率：异质结电池正反面三层膜和TCO均为透光且结构对称，天然就是双面电池，双面率可以达到90%-98%的水平。作为对比，PERC和TOPCon双面率仅可以做到80%-85%。
小结：一方面，异质结电池性能远优于PERC；另一方面，尽管名义上的转换效率与TOPCon一致，但异质结电池具备低衰减+耐高温+高双面率的优势，实际转换效率高于TOPCon。因此综合全生命周期考虑，异质结电池的度电成本将低于其他技术路线。
2.1.2 降本路径清晰，目前已接近商业化
降本路径清晰：异质结技术需要全产业链各环节共同合作，在保证性能的前提下，探索并优化降本方案。降本四大路径：设备、银包铜浆料、超薄硅片、微晶技术。
（1）2019年以来，在迈为股份等设备厂商推动下，异质结设备全面实现国产化，单位投资额由10亿/GW降至目前的3.5-4.5亿/GW；随着更多电池/组件项目开始推进，设备形成成熟方案并实现规模化生产，预计2024年单位投资额将降至3亿/GW以下。
（2）银浆降本分为五步：多主栅、钢板印刷、银包铜、SWCT、镀铜。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，而钢板印刷和银包铜也已取得一定进展。CPIA统计，2021年异质结电池双面低温银浆消耗量约190mg/片，同比下降14.9%，预计2030年降至100mg/片。
图十三：异质结银浆消耗量将持续下降
（3）超薄硅片+微晶技术提高效率，单瓦耗硅少。166mm+165μm的PERC组件单瓦硅耗1.4克，TOPCon为1.3克+，异质结可降至130μm厚度，500瓦组件平均每瓦硅耗仅0.513克。微晶技术指在非晶硅薄膜上镀一层晶硅薄膜，以进一步提升效率，该方案已进入华晟等企业的产线进行量产验证。
商业化条件基本成熟，扩产需求旺盛：综合公开信息来测算，目前异质结电池单瓦材料成本与PERC电池差距处于10%以内，预计2023年将降至PERC成本之下。良好的经济性促使电池/组件厂商加速异质结扩产规划。2021年底，国内异质结产能达到5.57GW，以中试线为主。据统计，目前全行业异质结新增产能规划已超过109GW，预计2022年新增20-25GW，2023年新增40-50GW。截至2022年6月，实际产能超过1GW的公司有4家：华晟新能源、爱康科技、通威股份、金刚玻璃。入局者可划分为新势力、改革派（传统企业）、困境翻转3类。
表十：PERC、TOPCon、异质结电池单瓦材料成本测算
表十一：部分企业异质结电池产能情况（蓝色代表尚未落地）
2.2 设备：重点关注PECVD
异质结电池需新建产线：异质结电池生产流程包括清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、TCO制备、丝印固化4道工序。非晶硅薄膜沉积和TCO制备为新增工序，需要使用先进的新型设备，而其他2道工序对清洁度、精细度、均匀性和连续性的要求也更加严格。因此，异质结电池产线与传统的晶硅电池产线不兼容，必须新建产线。
图十四：异质结电池工序简介
下游建产需求强劲，设备厂商迎来发展机遇：目前单GW异质结电池产线需要3.5-4.5亿元投资。据统计，目前全行业异质结新增产能规划已超过109GW。金辰股份预估2022年全行业异质结设备将有25GW左右的新增项目设备订单，2023年预估会有40-50GW的新增项目设备订单。假设2022、2023年单GW投资额分别为4.0/3.5亿元，对应异质结设备市场规模分别为100/175亿元。
重点关注核心设备PECVD：异质结电池非晶硅薄膜的制备需采用PECVD（Plasma Enhanced Chemical Vapor Deposition，等离子体增强化学气相沉积法），利用辉光放电等离子体使硅烷等气源分子分解，从而实现非晶硅薄膜的制备，其性能直接影响电池效率。由于每层非晶硅薄膜的功能需求不同，对制备工艺的要求存在差异，需要在多个腔体中完成，因此异质结PECVD设备中需要导入多腔室沉积系统，对设备的整体设计和多腔室工艺控制提出了较高要求。另一方面，PECVD在异质结产线设备投资成本中占比可达50%，按2022/2023年单GW成本分别2.0/1.75亿元测算，对应2022/2023年市场规模分别为50/80亿元。
图十五：迈为股份PECVD镀膜设备Maxwell MV-LH06
行业门槛高，领先玩家优势明显：目前国内异质结产线普遍采用国产设备，具备异质结PECVD设备交付能力的共5家：迈为股份、捷佳伟创、钧石能源（未上市）、理想万里晖（未上市）、金辰股份，其中前四家至少2019年以前便开始布局异质结PECVD设备。
表十二：异质结电池各环节设备及供应商汇总
迈为股份可提供整线设备，市占率遥遥领先：作为丝网印刷设备龙头，迈为股份在异质结设备领域进行全面布局，具备整线设备交付能力，向着异质结电池产线整体解决方案提供商方向发展，市场地位将迎来跃升。从当前建产招标情况来看，迈为股份一家独大，市占率超过70%，华晟、金刚玻璃、爱康、明阳、信实工业等项目均采用迈为整线方案。假设迈为2022/2023年市占率分别为70%/60%，对应异质结设备订单金额分别为70/105亿元，远超公司2021年总营收（30.95亿元）。
图十六：迈为股份异质结设备市占率遥遥领先
金辰股份进入客户验证阶段：2021年公司PECVD设备已导入晋能科技异质结中试线，8月开始工艺流片，12月电池片平均效率达到24.38%。基于微晶的PECVD设备在装配测试过程中，与客户深入接洽，预计下半年将向客户交付首台，进行中试/量产级别的验证（市场传闻该客户为隆基绿能）。假设2023年金辰股份PECVD市占率达到10%，则将带来8亿元的订单量，约为公司2021年的总营收的50%。
图十七：金辰股份PECVD设备进度
2.3 辅材：新型银浆量价齐升
银浆作为电极材料印刷于光伏电池片两面，主要用于导出电池片产生的电能，其性能直接影响光伏电池的效率。银是导电性最强的金属材料，材料成本高，但给电池效率带来更大增益，度电成本更低，因此成为光伏电池电极材料的最佳方案。
图十八：银浆在光伏电池片中作为电极材料
异质结电池银浆需求翻倍：银浆是光伏电池片最重要的辅材，成本占比仅次于硅片。目前P型/TOPCon/异质结电池的单位银浆需求分别为96.4/145.1/190.0mg；银浆占P型电池成本比例约8%，占异质结电池成本比例约25%，需求大幅提升。随着TOPCon和异质结实现产业化，市场占比提升，银浆需求量的增速将超过光伏装机增速。
市场规模将超过500亿元：据亚化咨询统计，2022年全球银浆总需求将达到4000吨；按5300元/kg均价测算，市场规模约为212亿元。CPIA认为，即使考虑到技术进步导致单位银浆需求量下降，2030年异质结电池单位银浆需求仍将保持在100mg水平。预计银浆市场规模将保持17%的长期复合增速（与光伏装机增速一致），2030年市场规模超过500亿元。
图十九：P型电池与异质结电池成本结构对比
2015年以来，国内银浆企业发展迅速，帝科股份、晶银新材（苏州固锝）、聚和股份等企业加速扩产抢占市场份额，银浆国产率由5%提升至70%，CR3由2019年的35%提升至2021年的55%。同期毛利率下降明显，由2019年的18%降至2021年的10%水平。一方面，这一阶段国产替代空间巨大，吸引大量企业入局，价格竞争激烈；另一方面，硅料价格高企导致下游电池厂商盈利承压，银浆作为电池片最重要的非硅辅材，议价空间受限。展望未来，异质结银浆技术要求更高，预计技术领先的银浆企业毛利率将迎来回升。
图二十：银浆企业毛利率改善的逻辑
低温银浆溢价能力更强：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，烧结温度 500℃以上；而异质结电池非晶硅薄膜对温度较为敏感，制造温度需控制在250℃以下，需使用低温银浆。低温银浆在工艺、固化温度、固化时间等方面均与高温银浆不同，且需针对异质结电池特定要求对电阻率、焊接附着力、化学稳定性等性质做出针对性调整，技术难度提升，溢价能力更强。2021年高温银浆价格约5000-5500元/kg，而低温银浆价格约为6500元/kg，在成本基本相同的情况下，价差大于1000元/kg。目前低温银浆市场主要由日本京都电子掌控，2021年市占率超过90%。京都电子的战略规划保守，仍未制定扩产规划，因此随着异质结电池需求放量，技术领先的中国企业的市场份额将快速提升。
银包铜技术降低材料成本，提升技术门槛：银粉是银浆的核心原材料，占成本比例约95%。为降低材料成本，领先企业提出银包铜技术，将铜粉置于硝酸银溶液，制备外层银+内层铜的“银包铜粉”。铜的成本远低于银，而硝酸银的成本也低于银粉，因此采用银包铜粉取代纯银粉来制备银浆，可在保障导电性的同时，大幅降低材料成本。目前银包铜技术受到下游客户的广泛关注，有望成为主流，但尚未形成成熟方案。率先实现突破的企业，有望在异质结时代脱颖而出，成为行业引领者。
图二十一：银包铜技术示意图
2.3.3 投资机会：关注前沿技术与上游整合
低温银浆和银包铜技术门槛较高，帝科股份、聚和股份、晶银新材等头部企业进展较快，将享受异质结电池产业化带来的红利。此外，帝科股份采用垂直一体化战略，推进上游银粉布局，提升技术壁垒。
表十三：3家头部银浆企业核心数据对比
帝科股份采用垂直一体化战略，持续扩展上游布局。硝酸银规划产能5000吨，2023Q1将开始投产1000吨产能。银粉+银包铜粉规划产能2000吨，计划2024年投产；银粉布局较早，已取得发明专利，银包铜粉也已经历2年的技术储备期。低温银浆产品已进入华晟、通威供应链。此外，帝科股份正在推动收购杜邦的银浆业务，若收购成功，将获得15项异质结低温银浆专利，加速推动公司产品力提升。
图二十二：帝科股份的战略思考
晶银新材2021年低温银浆销量5.14吨；银包铜方案目标降低成本30%以上，目前主栅通过可靠性测试，在客户端进行户外实证电站验证，50%银含细栅已进入小批量量产。聚和股份（待上市）也已完成异质结低温银浆产品的开发，并在印刷性、体电阻率和焊接拉力方面均能达到进口产品同一水平。
2.4 电池/组件：竞争格局将洗牌
回顾历史，每次光伏电池技术迭代均会带来竞争格局洗牌。以电池片为例，过去十年的行业龙头位置经历四次更迭，早期领先企业仅有晶澳、阿特斯、天合仍保持行业前十的地位，而目前排名前二的通威、爱旭在2016年之前榜上无名。随着异质结电池产业化进程，市场格局必然迎来新一轮洗牌。
表十四：光伏电池片排名变化（2011-2020）
2021年底，国内异质结产能达到5.57GW，以中试线为主。据统计，目前全行业异质结新增产能规划已超过109GW，预计2022年新增20-25GW，2023年新增40-50GW。截至2022年6月，实际产能超过1GW的公司有4家：华晟新能源、爱康科技、通威股份、金刚玻璃。入局者可划分为新势力、改革派（传统企业）、困境翻转3类。
表十五：部分企业异质结电池产能情况（蓝色代表尚未落地）
2.4.1 新势力
目前光伏装机需求旺盛，而异质结电池采用全新的工艺体系，与传统晶硅电池存在较大差异。新进入者迎来入局竞争的战略窗口期，代表公司为华晟新能源（未上市）。
团队实力雄厚：2020年7月华晟新能源成立于安徽宣城，专注于异质结电池研发与产业化。2021年底完成8亿元A轮融资，引入合肥产投、招银国际等股东。公司核心人员具备丰富的技术储备和产业经验，董事长徐晓华曾任汉能薄膜发电（00566.HK，已退市）副总裁；CTO王文静曾任中科院电工所太阳电池技术研究室主任；CEO周丹曾任通威太阳能董事长兼总经理。
积极扩张产能，产品效率业内顶尖：截至2022年6月宣城二期投产，公司异质结电池和组件产能均已达到2.7GW；2023年底总产能将超过10GW。宣城二期采用单面微晶技术，目前量产平均转换效率已达24.5%，达到业内顶尖水平，预计年内将提升至25-25.2%；2023年将导入双面微晶技术，冲击25.5%以上的转换效率。公司目标2023年异质结组件出货量4-5GW（对应营收约100亿元）。从双良节能公告来看，华晟已签订采购协议，2022-2025年期间采购单晶方锭7800吨，估测可满足3.4GW电池生产需求。预计华晟有望抓住异质结的战略窗口期，跻身行业前列。
表十六：华晟新能源产能规划汇总
2.4.2 改革派（传统企业）
传统电池/组件企业中，目前通威股份、东方日升积极推进异质结产业化，预计2023年将有15GW以上的产能落地。隆基绿能暂时没有大规模建产规划，但研发进度保持领先，多次刷新异质结效率纪录。
通威股份：2018年底开始试生产异质结电池；2021年7月投产全球首条1GW中试线，并采用多家企业的设备方案进行对比测试，为大规模建产打好基础；该项目被视为异质结设备厂商的“练兵场”，受业内广泛关注。2022年4月公告建设年产32GW“高效晶硅项目”，1期规划投资60亿元，将于2023年底建成16GW产能。该项目单位投资额3.75亿元/GW，与异质结产线投资需求相匹配，因此业内有观点认为该项目为异质结产线。
东方日升：金坛工厂年产500MW的异质结中试线已投产，预计2023Q1实现GW级出货。宁波15GW 异质结电池片与组件将分两期建设，总开发建设周期30个月，预计2023-2024年投产。公司伏曦系列异质结组件采用120μm厚度、四角倒角的210半切硅片、微晶技术和24BB等领先技术，功率高达700W+，电池效率突破25.5%，组件效率22.53%；LCOE较PERC组件下降近10%。
隆基绿能：技术顶尖，建产规划未定。在技术研发上双线并行，多次刷新TOPCon与异质结电池的效率纪录，但对产能建设呈谨慎态度，仍在评估TOPCon与异质结的发展前景。隆基李振国认为，光伏电池产线的投资额很大，如果技术路线判断错误，企业很可能丧失竞争力，因此隆基暂时选择观望。进入2022年，隆基公告建设1.2GW异质结中试线，有观点认为该项目与2021年通威的金堂中试线性质相似，在大规模建产之前论证对比各厂商设备的性能，与金辰股份披露的信息相符。若中试进展顺利，预计隆基将在2023年开启异质结产能的大规模建设。
图二十三：隆基异质结电池（M6）效率达26.50%，刷新大尺寸单结晶硅光伏电池效率世界纪录
2.4.3 困境反转
异质结电池带来颠覆性的发展机会，而部分上市公司的主营业务陷入瓶颈，期望通过切入异质结电池领域以改变发展前景，代表公司为爱康科技和金刚玻璃。两家企业布局异质结技术时间较早，而前期投入较大，导致近年均陷入亏损。从公开信息来看，两家企业的异质结技术与建产规划进展顺利，业内关注度较高，获得一定认可，值得关注。若异质结产能顺利实现商业化且产品力达到一线水平，基本面逻辑将迎来逆转。
荐