【长城证券】电力设备及新能源行业专题报告：新技术的超额收益为市场份额，降本是异质结自救的唯一出路.pdf

2023-08-30

24页

1MB

1、如何看待新技术的溢价

对于光伏行业而言，降本与提效是永恒的发展主线与目标。而在上一轮技术升级中成为主流的 PERC 电池历经几年高速发展后也逐渐进入了瓶颈，P 型电池的转换效率已接近 24%的理论天花板，提升幅度边际减小。P 型电池的成熟也让厂商之间的竞争更加偏向于同质化，过度的内卷在当下产业链价格下行周期进一步恶化了企业的利润表现，抢占超额受益、改善盈利的渴望，继续驱动下游电池组件厂商甚至整个产业链开启又一轮技术升级。目前从成熟度、量产规划来看，TOPCon 电池已率先跑出，而 xBC、异质结也不断有材料、设备、工艺端的突破，这些新技术产品相比 Perc 在效率、衰减、工作寿命上都有不同程度的提升，在技术迭代的初期，理应获得技术溢价，但溢价范围如何确定，以及目前的溢价表现到底几何，都需要进一步展开探讨。

新技术的价值源自于实际为发电量做出的贡献，因此先从业主端的角度对 TOPCon 等新技术产品进行溢价程度的计算考量。当下 TOPCon 组件出货以双面组件、应用在集中式地面电站为主，对于度电成本或项目 irr 的影响成为业主采购决策的重要因素。虽然 N 型组件的生命周期可提升至 30 年，厂商们也给出 30 年的质保周期，但由于电力业务许可证期限等各方面因素限制，TOPCon 地面光伏电站项目可研报告仍以 25 年的经营周期计算，因此，在项目 irr 测算中，新技术产品相对于 PERC 的提升可能更集中于效率和抗衰减程度的提升。我们以一个 100MW 的地面电站项目为例，在同样选择 72 片双面 182 组件的情况下，TOPCon 组件由于其转换效率高、双面率高、抗衰减程度好等优势而对比同样条件下的 Perc 组件实现发电量增益 3%以上，即便不考虑组件功率提升带来的 BOS 成本变化，使用 TOPCon 组件的项目 irr 提升了约 0.5 个 pct。在项目 irr 一致的假设下，我们认为 TOPCon 组件对于 PERC 组件的溢价区间为 5.59%-12.59%。

而根据 PV infolink 的价格数据，从 2022 年 12 月 7 日首次报价 TOPCon 双面组件至今， TOPCon 的溢价区间仅为 0.56%-8.70%，虽然存在 N/P 价差，但目前实际的溢价表现偏离了其发电增益的价值所在。我们认为这样的偏离是多种因素综合后的结果：

（1）首先需要明确，当下的技术变革不足以抵抗供应链整体供过于求的大趋势变化， “买方市场”的格局仍然确立。即便仍处于技术升级的初期，但我们认为本轮变化与上一轮从 BASF 到 PERC 的变革也存在较大差异。在上一轮变革中，多晶硅切换为单晶硅、铝背板转变为钝化层让 PERC 组件的转换效率在产业化初期就相较于 BASF 提高了 2 个 pct，而当下虽然 TOPCon 技术在电池上已经实现 2 个 pct 以上的效率提升，但实际落到组件终端的提升仅为 1%不到，变化的不及预期以及 PERC 的成熟稳定让行业当下处于 “TOPCon 首选，但并非必选”的境地；

（2）除了 irr 之外，初始投资成本也是业主们需考虑的因素，尤其在硅料成本高企的去年年末至今年年初，地面电站项目的观望态度也影响了 TOPCon 的溢价表现；

（3）降本得足够迅速，根据我们的测算，当下 TOPCon 电池片单瓦非硅成本高出 PERC 电池片约 4 分钱，整体生产成本仅高出约 3 分钱，而且目前具备出货能力的大多是一体化组件厂与专业电池组件厂，产业链一体化的优势传导到最终组件端成本 TOPCon 与PERC 的差异也仅在 3 分钱左右，因此即便当前溢价未能达到理想的上限值，但厂商们也能接受在合理的利润空间下为市占率而出货。

而对于异质结而言，根据我们的测算，当下异质结电池片非硅成本在 0.29 元左右，叠加引入丁基胶等更为严格的封装要求所带来的成本提升，异质结对比 TOPCon 在组件终端成本上接近高出 1 毛钱。即便异质结有着更高的转换效率上限，低温性能以及双面性也更加好，而且多处电站实证 6%左右的发电量提升可能会给异质结带来更高的“溢价上限”，但行业内卷的本质以及“买方市场”的状态也将影响其溢价表现，尤其在 TOPCon 持续完善、高速扩产的当下，期望从价格端寻求利润空间的可能性已经式微，必须通过成本端的改善才能拥有与其他技术产品在利润与市占率之间博弈的资格，更合理的价格与发电增益平衡点才是异质结得以杀出重围的关键。

2、迎来转机的异质结降本

回到本轮技术迭代的最初时期，无论是产业链还是资本市场，对于性能天花板高、良率好、降本路径清晰的异质结都存在更多的青睐与偏向，但后续技术突破的缓慢以及 TOPCon 成为主流扩产方向都让市场对于异质结的预期差不断缩小。然而出于异质化竞争、技术再迭代顺滑的追求，多年来还是有部分玩家坚持着对异质结的追求，而当下产业链在微晶、金属化降本、去铟化等领域取得的技术进展与边际变化有望让异质结实现显著降本，产业化大规模落地重新出现转机。

金属化：银包铜持续推进，铜电镀异军突起

异质结由于其非晶硅薄膜工艺的特殊性，加工过程需要在 250 度的温度下完成，无法通过高温烧结将银浆与电池发射极熔融连接形成欧姆接触，低温工艺下为保证低电阻接触就需要将银颗粒直径做得更小、银的用量也需要更多，银浆耗量提升以及低温银浆成本高昂直接影响异质结的金属化成本，金属化也是生产成本中与 PERC、TOPCon 相差最大的环节。

目前发展较快的降本方案为“银包铜+0BB”。银包铜粉的产业化路径主要是化学还原法，利用还原剂将硝酸银或银氨溶液还原形成银纳米团簇，沉积在铜粉表面制成银包铜粉，主流成熟的量产工艺已可实现银含量为 50%-70%的银包铜粉体，远期量产目标将银含量降至 30%甚至更低。目前在背面细栅上使用银包铜已能实现与纯低温银浆效率持平，但由于包裹性问题，若正背面细栅都使用银包铜浆料还是会出现 0.1%的效率损失，且主栅低温银浆、细栅银包铜的方案会存在由于两种浆料膨胀系数不同而导致的隐裂问题。

因此，对于银包铜的成熟应用还需要接入 0BB 技术。0BB 是对 SMBB 技术（16 栅以上）的突破升级，直接取消了电池片的主栅，利用焊带弥补原有主栅导出电流的作用。0BB 的设计降低了银浆耗量，只剩下副栅也无需担心浆料膨胀系数不同带来的安全隐患，取消主栅的方案降低了遮光面积、减短了电流传输距离，理论上还具有提高效率的效果。

0BB 的难点在于焊带的焊接，没有了主栅后，焊带需要直接焊接在 TCO 膜上对于结合力与稳定性都要更高的要求。目前在焊接方式上已存在 SWCT、点胶、焊接点胶三种方案，每种方案在成本、效率、稳定性等方面虽然互有优劣，但对于设备与组件厂商而言，工艺上已不存在明显的技术壁垒，更多需要解决设备稳定性与量产效率的问题。具备先发优势的头部异质结厂商华晟、东方日升已针对焊带拉力、绝缘胶黑影等问题做出解决方案，并且在金属化环节的降本取得显著进步，我们认为，技术难度相对较低但经济性高的“0BB+银包铜”方案有望成为短期异质结已量产或新量产产线的降本首选路线。

然而随着光伏装机量的持续增长，每年在光伏领域消耗的银资源也随之提升，根据我们测算，在 2030 年 1.6TW 的组件出货量假设下，综合库存、损耗等因素，假设银产量每年按 2-3%的增速增长，届时光伏电池片年耗纯银量将达 1.9 万吨，光伏领域的银耗量对于每年白银产量的占比将从 2022 年的 11.75%提升至 50.58%。出于供应链安全以及极致降本的追求，彻底无银化的铜电镀方案被认为是异质结金属化降本的最终答案。

纯铜与纯银的导电性处于同一数量级，相比银浆混入玻璃粉、铝等其他物质影响了其纯金属的导电性，铜栅线的纯铜将会有更好的导电性能，而且由于电镀工艺的成熟，电镀铜栅线可以实现 10-15 微米的栅线宽度，与传统印刷银栅线的 30 微米相比，减少了由于栅线遮光带来的光学损失，综合电学、光学的综合优势，预计铜电镀对比银浆可提升约 0.5%的电池效率。从降本角度而言，纯铜价格仅为银的 1%，纯金属成本将得到显著降低，有锡保护的铜栅线还可放宽组件封装要求，节省胶膜成本。虽然电镀路线会出现电镀药液、掩膜等辅材成本，相关设备产线的价格目前也高于印刷设备，但由于光伏电镀的规格不高，材料与设备降本路径较为清晰，随着量产效率与良率的提升以及设备材料国产化率持续提高，铜电镀有望呈现全方位的成本优势。

铜电镀主要包括种子层制备、图形化、铜电镀三步主工序：首先在 TCO 薄膜上利用 PVD 沉积一层种子层用来提高后续铜栅线与 TCO 膜的结合，然后通过喷涂感光油墨、曝光、显影等环节完成图形化工序，最后根据图形化的线路进行双面电镀并将种子层和感光层去除后制得附有铜栅线的异质结电池片。铜电镀技术其实在半导体、PCB 领域已有十分成熟以及精密的应用，但对于光伏电池片而言，铜电镀的精密度要求相对较低，而更注重量产效率与成本，因此近年来异质结铜电镀各工序的零部件、设备、材料都在为大规模、低成本量产进行相对应的调整升级。

目前使用 PVD 进行正面种子层制备已较为成熟，能供应相关设备的厂商众多，设备价格相对稳定透明，且 PVD 技术在异质结电池前道工序 TCO 镀膜上已成熟应用，理论上可共用 PVD 设备完成镀膜与种子层制备，量产效率也趋向稳定。除此之外，为了实现进一步的降本与工艺简化，太阳井的局部种子层方案、迈为与 SunDrive 联合开发的无种子层方案均已进入测试验证阶段，我们认为目前异质结铜电镀量产的主要矛盾不在于种子层制备环节，且后续该环节还存在较为清晰的降本优化路径，铜电镀落地的技术瓶颈可能更多集中于后面的图形化与铜电镀环节。

图形化主要是在电池片上形成栅线图案，用于最终的选择性电镀，该环节决定了铜栅线的宽度，影响电池片的转换效率与良率。传统上铜电镀的图形化环节主要有三类技术路线、五大方案：（1）光刻：投影式光刻、接触式光刻、LDI 激光直写；（2）喷墨打印；（3）激光开槽，但结合成本、薄膜电池特性等因素考虑，目前光刻路线更适用于异质结铜电镀量产，其中投影式光刻与接触式光刻需要使用耗材掩膜完成曝光，LDI 的直写方式则无需要掩膜辅助。

对于光刻方案而言，在曝光之前还需要进行一道贴膜工艺：在基板表面贴上一层特殊的感光膜材料，这种膜材料在受到特定的光照后会固化而保护不需要电镀的部分，未被固的化部分则在显影环节被褪去显露出需要被电镀的线路。而贴膜工艺还有干膜、湿膜的区别，干膜是一种干燥形态的光敏胶片，通过加热和加压将其粘附在基板上，干膜工艺下的沟槽十分平整，能帮助提升电镀的均匀性，在传统 PCB 上应用成熟，但对于降本要求严格的光伏领域而言，干膜因低厚度下的高成本而难以在异质结铜电镀领域继续被采用，使用湿膜掩膜成为产业内明确且主流的方向。湿膜是抗蚀抗电镀感光油墨，可控性较强且具备优良的分辨率，成本方面显著低于干膜，但由于油墨是液体，有一定粘性且会流动，湿膜的底部和侧面沟槽难以做得特别平整，国内外各大厂商都在不断测试适配自己设备的油墨配方。曝光方式是目前图形化还尚未明确技术路线的环节，投影式光刻有望后来居上。接触式光刻是传统铜电镀工艺中较早使用的技术，需要将掩膜版与基板表面的光刻胶直接接触，一次等比例曝光曝光整个衬底，但这种方式有可能会导致光刻胶出现污染问题，掩膜的耗材属性也加剧成本负担，接触式光刻因此被逐步弃用，投影式光刻与 LDI 直写成为当下并驾齐驱的两种技术。

LDI 技术通过计算机 CAM 软件把设计好的电路图形转化成空间光调制器的图像生成程序，激光光束通过空间光调制器，生成的图像经过光学成像系统投射到涂有感光材料的基板上，在基板上完成图形曝光，精度高且不需要掩膜和底片，在异质结铜电镀产业化进度较快，从去年下半年开始就有多家厂商反馈试验测试结果良好，能将铜栅线宽度做到 1μm 的精细尺寸，LDI 设备龙头厂商芯碁微装 22Q4 已有 LDI 设备出货，但随着产业化由试验线向中试线推进，LDI 曝光效率受限于能量密度、数据调变、机械机构速度而不能满足光伏领域的问题逐渐暴露出来，光伏领域对于铜栅线的要求能放宽至 10μm，但对于电池片量产速度要求需达到 1.44 万片/小时，当下 LDI 无论是增加激光头数量或者提高激光头直写速度的方案都对成本和良率提出更高的要求，且距离量产仍有一段距离。在此背景下，投影式光刻有望成为图形化方案权衡精度与效率下的最优解。与接触式光刻相比，投影式光刻在掩膜版与光刻胶之间采用了具有缩小倍率的投影成像物镜，可以使成像比例更加精细，同时由于掩模版与光刻胶距离较远，污染问题也将得到缓解，掩膜使用寿命也能相应增加。在投影式光刻中，由于光学系统精度要求比半导体或天文望远镜低，设备零部件可实现全面国产化，关键部件镜头的成本也相对较低，还能通过调整掩模版和光学系统实现一次曝光多片，从量产角度更加适合异质结领域的铜电镀，龙头苏大维格在今年下半年有望开始交付相关设备，并已从光源、镜头、掩膜等方面实现降本。

最后的电镀部分原理简单：将图形化处理后的硅片与铜板分别作为阴极、阳极，一起放置在带有铜离子的电镀液中，利用通电后发生的电解反应让铜离子在阴极处还原，还原后的铜附着在画好的栅线处形成铜栅线；但却是目前量产难度最高的环节。与传统 600-1600 μm 厚度的 PCB 板相比，异质结硅片的厚度仅为 110μm，且需要双面镀铜，再加上效率的要求，其设备与工艺的突破是目前异质结铜电镀产业化落地的核心。在 PCB 领域发展成熟的垂直电镀目前在异质结领域的产业化进度也最为领先，垂直电镀需要将电池片用夹具垂直夹住后进入电镀设备依次完成除油除酸、化学药剂洗、电镀、水洗、镀锡、再水洗等过程，这种方式易实现、灵活且相对清洁环保在传统 PCB 领域成为主流电镀方式，工艺与设备已非常成熟，但由于垂直电镀需要人工用夹具将电池片夹住、产出效率较低，过薄的硅片在夹具的作用下可能会产生碎片，加上一直存在的电镀不均的问题，垂直电镀产业化应用在异质结铜电镀领域的良率和效率均还需东威科技等龙头大厂对于设备进行改良提升。而为了解决产能效率的瓶颈，产业链内的设备厂商、电池组件厂商也开始探索其他方案，曾经在 PCB 领域被冷落的水平电镀被捷得宝等厂商尝试在异质结领域应用，水平电镀将电池片水平放置在电镀槽上，利用滚轮向前移动，在移动过程中滚轮导电作为阴极从电解槽中还原出铜，电池片则通过与滚轮接触而完成电镀，水平电镀无需人工上片因此能提高自动化水平与产出效率，但电池片与导电滚轮的不连续接触会导致断栅、接触不良等问题，方案的整体成熟度仍不及垂直电镀。

除了上述两种传统电镀方案，罗博特科提出的 VDI 电镀方案也在快速导入异质结的铜电镀领域。该方案将电池片用机械手插入阴极导电结构的导电支架上，底部用导电夹爪固定，待阳极置于电镀槽后，将阴极结构自上而下插入阳极结构，使电池片所在的阴极支撑单元位于两个阳极板组件之间，接入电源、导入电镀液后完成电镀。这种插片式方案针对了异质结铜电镀的众多痛点，电池片的机械手上下料提高了自动化率与量产效率，底部固定的导电爪具有弹性降低碎片率，电池片位于两块阳极板之间的设计可支持双面电镀，根据公司专利信息披露，VDI设备产能最大可达 14000 整片/小时，碎片率为 0.02%，且设备占地面积小，方案整体优势突出。公司目前已与国电投就该电镀方案达成战略合作，并完成前两阶段的验证测试，后续将进一步合作优化方案，下半年也逐步向其他下游头部厂商出货设备，产业链对于插片式铜电镀的态度越发积极，VDI 有望从试验线走出、成为成熟的大规模量产方案。

我们认为，“降维打击，追求产能”是铜电镀在异质结领域导入的主旋律。铜电镀在半导体领域应用多年，成熟的材料、设备、工艺对于光伏级的铜电镀已是“性能溢出”，但由于光伏领域更苛刻的成本要求，要实现大规模、高良率的量产还需进行针对性修改。目前油墨配方、显影剂、光源波长能量等材料难题已得到缓解，电镀药液的成本也已大幅降低，虽然图形化与电镀环节工艺、设备的解决方案都尚未明确，但产业链从试验线迈向量产的发展趋势已难以逆转，今年下半年行业将进入中试线阶段，乐观预期下，2024 年下半年铜电镀有望在异质结领域实现产业落地。

微晶：明确且加速的提效路径

异质结电池以 N 型硅片为衬底，经过制绒清洗后分别在前表面沉积本征非晶硅和 N 型掺杂非晶硅来形成前表面场，在背面依次沉积本征非晶硅和 P 型掺杂非晶硅来形成 PN 结。虽然优异的钝化效果使异质结具有较高的开路电压，但由于非晶硅的带隙较窄使得其光学利用率偏低，导致短路电流较低，最终影响其转换效率表现。针对由非晶硅导致的光学损失问题，产业链主流选择通过用微晶代替非晶的方案进行升级。与非晶硅相比，微晶的光学带隙宽且连续可调，吸收的光谱范围也更大，同时结晶硅晶粒的存在能通过电池片不同位置的选择性掺杂实现电导性提升、接触电阻降低，微晶方案的导入从光学、电学两方面积极影响着电池片的转换效率。

目前在正面 N 层的微晶掺杂已实现成熟的量产应用，效率可提升 0.5%，而难度较大的双面微晶也有厂商陆续交出可行方案。对于 P 层而言，微晶硅薄膜通常需要在高氢稀释的条件下制备，但随着氢稀释比例增大薄膜的沉积速度也会出现下降，最终影响薄膜质量与电池效率。针对微晶沉积的速率问题，主要解决方案包括 RF-PECVD、VHF-PECVD、 Cat-CVD，其中前两种方案原理相似，均是版式 PECVD，在低真空条件下，利用硅烷气体，通过射频电场而产生辉光发电形成等离子体增强化学反应、完成沉积，主要的区别在于电源类别上。VHF 使用 20-100Mhz 频率范围的甚高频电源，高频状态下可以降低粒子能量，增加电子密度，产生更多活性粒子，从而提高沉积速率，但高频段引发的驻波、奇点效应会限制设备腔体空间、影响薄膜均匀性，龙头迈为通过多腔室设计、喷淋电极板放电阴极结构优化等技术路线提高产能与良率，使得VHF方案已具备量产使用的条件。 RF 则是使用射频电源，频率相对较低，可配套大腔体设备方案提高产能，但沉积速率相比之下会是弱势，通常需要通过提高压力与频率的方式改善沉积速率。Cat-CVD 则是完全不同的沉积方式，它利用高温钨丝分解反应气体（硅烷、氢气等），使反应产物沉积在硅片上，高温钨丝可以让硅烷充分分解，沉积速率很快，但仍存在均匀性不足且成本高等问题。

对于产业化而言，尤其是 PECVD 路线的双面微晶方案，已经有设备厂商率先跑通量产验证，头部的异质结电池片厂商也开始实现双面微晶电池片的量产出货，整体效率在单面微晶的基础上能再提升 0.4-0.5 个 pct，相比非晶硅实现约 1 个%的效率提升，加上成本端并不明显的变化，我们认为双面微晶将成为异质结量产的“统一标准答案”。

封装材料增效降本：光转胶膜+高阻水封边胶

由于异质结电池使用单面微晶或者双面微晶技术，表面因 Si-H 基团更容易遭受紫外辐照而被破坏，使得原有硅表面产生缺陷，与其他电池技术相比，在紫外线照射下的异质结电池功率衰减更大，对封装材料有更高要求。传统的解决方案是截止型 EPE +截止型 EPE， UV 被过滤掉，导致组件功率低。在此背景下，光转胶膜应运而生，对于异质结电池降本增效有重要意义。以赛伍技术产品镭博光转胶膜为例，光转膜原理是通过在胶膜中添加杂化分子的光转物质（镭博 TM），可以将 380nm 以下的紫外光转换成蓝光，解决了 TCO 膜层和非晶硅膜层吸收紫外线降低电池电流的问题，克服了易衰减难题；短波转换成长波以后，异质结电池对于长波蓝光的吸收性也更好，继而能够进一步提升发电功率和可靠性。

从组件端的发电功率和效率提升来看，根据赛伍技术测试，光转膜理论转换效率可达 95%，使得组件端的功率增益达到 1.5%-2%，在阳光直接暴晒的情况下，光转膜仍可实现 90%的转换效率，3000 小时后（相当于户外照射 1 年）的效率衰减仅为 0.04%，折算到 50 年衰减率仅为 2%。按照最早交付的华晟 66*2 片组件进行测算，我们预计光转膜带来的组件功率增益约为 12-14W，效率提升 1.8-2%。从成本方面来看，当前光转膜核心材料光转剂为日本独供，伴随光转剂国产化的稳步推进，光转膜成本将产生大幅降低，带动组件端使用光转膜的性价比再度提升。目前，赛伍技术的光转膜已稳定批量出货华晟、明阳、爱康三家企业，同时在测厂家在十家以上。由于光转膜能带来异质结组件效率的显著提升，且可适用于 POE、EVA、EPE、 TPO 等不同结构，性价比凸显，我们认为光转膜未来有望成为异质结封装标配材料。

除了封装胶膜的技术创新以外，其他封装材料也有望为异质结降本做出贡献。针对异质结电池对水汽敏感的特点，产业链展开对高阻水封边胶、高阻水背板等新型产品的研发，用于代替目前丁基胶+传统硅胶的方案。丁基胶作为当前异质结组件封装主要胶黏剂，是由丁基橡胶与聚异丁烯等主要原料共混而成，目前原材料以进口为主，成本较高。而高阻水封边胶方案，相较于丁基胶+硅胶方案，能够实现约 30%的降本，以 1GW 组件为例，可节约成本约 1800 万元，赛伍技术高阻水封边胶（SW-4G Saturn 阻水密封胶）已进入客户测试，我们认为封装环节对于异质结产业化降本的推动作用同样值得关注。

持续推进的靶材低铟与设备降本

在异质结正反面还有一层具有导电功能的透明导电薄膜 TCO，用以纵向收集载流子，并向金属电极传输。TCO 膜主要成分包括铟、锑、锌、锡、镉及其氧化物的复合体，在可见光范围内具备穿透率高、电阻低的优点。TCO 薄膜沉积方式主要有磁控溅射与离子反应镀膜 PRD，磁控溅射目前量产成熟度较高，但 PRD 由于减少对非/微晶硅薄膜的轰击，能提升电池效率，具有更大的产业化潜力，两种路径在原理、镀膜方式、效率等方面都存在差异，但在靶材（ITO、IWO）上都对铟金属有着较高依赖。

铟属于稀有金属，每千克价格在 1500 元左右波动，全球约 80%的铟用于制作靶材、应用在平板显示的沉积镀膜，10%应用于半导体化合物领域，全球需求量稳定在 1800 吨左右，每年增长平稳。根据迈为股份披露数据以及映日科技招股说明书，按照单 GW 异质结电池对应约 20 吨铟基靶材、铟成本占 ITO 靶材生产成本 60%进行测算，当前异质结单瓦的靶材成本、铟成本分别为 0.04 元、0.019 元，考虑到异质结产能从十 GW 级突破至百 GW 级时对应上游原材料需求的较大弹性，铟金属及其靶材的价格可能被拉动上涨、加重靶材成本负担，探索靶材低铟化路线、降低铟依赖也成为异质结产业化有力且必要的降本行径。

根据异质结设备龙头迈为股份公布的“降铟三部曲”方案，当前产业链从设备、薄膜工艺以及资源回收三方面实现异质结电池量产降铟。在 TCO 镀膜过程中，当前各种设备与工艺对于靶材的利用率都相对有限，无法精确沉积在表面而产生废料导致了铟资源的浪费。因此，从利用率角度出发，需要厂商持续优化设备以及推进规模化的铟回收，以迈为为例，公司通过对溅射单元的不断优化，目前最新设备对于 100%铟基靶材的理论单耗已从近 20mg/W 降至 13.5mg/W，在清晰、有效的单耗降低技术路径指引下，预计在 2023 年末，迈为异质结电池制造整体方案对于 100%铟基靶材的理论单耗可降低到 12mg/W 左右，而随着铟材料的回收进一步推进，结合低铟、无铟靶材的逐步深入，吉瓦(GW)级异质结电池工厂的铟消耗量将有望降低至 1mg/W。与此同时，还能通过改良薄膜方案从源头减少铟靶材用量，对于 TCO 膜的制备，迈为采用 50%铟基+50%非铟基叠层方案，转换效率已可与全铟基 TCO 电池持平。叠层方案与设备改进方案相结合，铟基靶材理论单耗可降低至 6mg/W 左右，且已具备良好的可靠性与稳定性，与铜电镀以及银包铜等低成本方案亦可完美结合。

除了生产成本以外，异质结产线的初始投资成本以及回收周期同样也是产业化大规模落地的重要因素。在产业化不成熟的早期，异质结设备对海外进口存在较大依赖，单 GW 设备投资额高达 10 亿元。而在异质结各环节主流技术路线逐步确立、设备国产化持续进行的带动下，根据 CPIA 统计，2022 年异质结电池设备投资成本已下降至 3.64 亿元/GW。异质结四大生产环节分别对应 YAC（清洗制绒）、PECVD（非/微晶硅薄膜沉积）、 PVD（TCO 薄膜沉积）、印刷电极（金属化）四大设备。即便在金属化环节引入了铜电镀方案，由于铜电镀技术早已成熟，且在光伏领域性能要求相对放宽，关键零部件、图形化的光学元件都有望实现全国产化，后续成本有望向目前丝网印刷看齐，而对于主要成本设备PECVD而言，主流板式 PECVD在部分零部件还有进一步提升国产化的空间，而管式 PECVD 方案在解决均匀性问题后，整体成本也能继续得到显著下降，我们认为异质结整线设备投资额有望进一步降至 3 亿元以下，进一步缩小与 TOPCON、PERC 的差距，性价比逐步凸显。

结合上述各环节技术发展的降本增效及产业化落地预期，我们对于异质结电池的成本变化进行了测算。由于金属化环节在非硅成本中占比较大，其变化对于降本有显著影响，在这里我们着重讨论引入不同金属化方案的结果，双面微晶与低铟化为通用类技术，在测算中默认在 2023年年底后的方案全部实现导入，硅片价格取中环官网对于150、130、 110μm 的最新报价。“银包铜+0BB”或铜电镀方案实现导入后都对生产成本产生了显著的积极变化，异质结的金属化成本从 0.12 元/w 下降至 0.086 元/w、0.071 元/w，对应非硅成本从 0.291 元/w 下降至 0.247 元/w、0.231 元/w，与 TOPCon 之间的成本差也将进一步减少至 0.043 元/w、0.021 元/w，而在铜电镀的量产效率、规模化进一步成熟后，其最终成本有望低于 TOPCon 且效率表现也更高。

而对于组件端而言，由于目前异质结产业化领先的终端厂商大部分为一体化厂商或专业电池厂商，因此在组件端成本测算时，我们先考虑自产电池片集成为组件的情形，且由于转光胶膜受限于进口转光剂，当下降本作用甚微，本次测算还是应用当下较为成熟的胶膜方案。从测算结果来看，铜电镀在组件端的成本优势进一步被扩大，“0bb+银包铜” 方案虽然可以降低电池的生产成本，但由于其串焊工艺的改变，采用胶水固定或需要增加覆膜材料，所需要的胶膜方案也要从 EVA/EPE 升级从 POE，从而增加了组件端的封装成本，电池端的成本优势被摊薄。而对于铜电镀方案，由于铜栅线在电镀过程中已经被再镀上一层锡进行保护，在组件端的封装要求相对宽松，胶膜可以使用 EPE 甚至是 EVA，叠加转换效率端的提升，我们认为异质结铜电镀方案在组件端也具备与 TOPCon、 PERC 成本持平的潜力。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）