【国盛证券】直面光伏周期，布局底部机会.pdf

2023-12-27

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一、需求：装机高增的背后各市场均有亟待解决的问题

1.1 2023 年需求超预期增长，中国仍是全球主要光伏市场

2023 全年光伏装机量预计有望超 350GW 达到 400GW。梳理全球光伏发展历史，我们可以将全球光伏发展历程总结为 2007-2012 的“政策补贴期”，2013-2018 的“逐步成长期”与 2019 至今平价上网实现后的“需求爆发期”三个阶段。回顾 2023 年，全球光伏装机需求在多方面因素的推动下出现了需求爆发期内的超预期增长，我们预计全年光伏新增装机有望超 350GW 达到 400GW，对比 2022 年数据增长 39%-58%。

1.1.1 中国：2023 年装机远超预期，解决消纳问题成为后续发展关键

2023 年 1-11 月国内装机已突破 163GW，最后两月仍有冲量空间。根据国家能源局数据， 2023 年 1-11 月，国内新增光伏装机 163.88GW，前 11 个月数据就已远超年初时行业预期的 95-120GW，我国光伏行业仍处于持续高增赛道中。根据 2021-2022 两年的历史经验，年末抢装潮如期到来，12 月有望继续冲量，我们预计 2023 全年国内光伏新增装机有望达到 180- 200GW，较 2022 年增长 106%-129%，仍是全球光伏的主要市场。

光伏消纳成为需求侧主要矛盾，政策端着手落实消纳解决方案。虽然 2023 年国内光伏新增装机保持了高增长，但随着光伏发电逐步实现了规模化并成为国内重要的发电方式，需求快速累积也带来隐忧，户用光伏十分依赖地区电网调节及消纳能力，在分布式光伏大量接入下，许多地区的低压电网已无接入空间，各省陆续推出对于分布式光伏的规范措施，目前以限制部分地区接入及强制一定比例配储为主要解决方案，但两者皆会对项目收益带来更多不确定性。 2023 年 7 月，辽宁省营口市发布的《关于分布式光伏项目备案有关工作的通知》指出，营口地区分布电源可新增容量为 981.97 兆瓦，2022 年 1 月-2023 年 5 月，营口地区已备案未并网光容量已达 1527.06 兆瓦，远超营口地区分布式电源可接入承载能力。根据现有情况，暂缓全市新增分布式由源项目备案工作。 2023 年 8 月，湖北省能源局发布的《关于加分布式光伏发电项目全过程管理的通知》提出，以县为单位开展分布式光优承载力评估和测算#营业厅告渠省逐站、逐线、逐台区向社会公布可接入容量，未即得接见自行建设的，电网企业不受理并网申请。

展望 2024Q1，中国农历春节影响、前述的电网乘载能力、用地政策等问题之下，市场实际拉货需求相对有限，预计 2024 年不会像 2023 年因递延项目开工出现一季度淡季不淡的情形。政策引导光伏装机合理布局成为目前解决消纳问题的方式之一，而根据国家能源局回复关于加快我国新能源开发与消纳的提案，未来光伏装机政策也将重点以解决消纳问题为主要制定方向，主要引导方向如下： 1) 健全完善新能源项目规划开发机制； 2) 加强跨区外送和就地消纳能力； 3) 提升电力系统调节能力； 4) 完善新能源电价形成机制； 5) 加大新能源发电技术攻关； 6) 加快海上风电转化氢能开发利用。

1.1.2 美国：IRA 法案刺激下光伏装机快速上升，美国光伏新增装机增长 55%

反规避豁免到期前拉货旺盛，美国全年光伏装机增长迅速。根据美国太阳能行业协会（SEIA）和 Wood Mackenzie 发布的《2023Q4 美国太阳能市场洞察》报告，与 2022 年相比，美国光伏新增装机环比增长 55%，预计今年的太阳能装机容量将接近 33 GW，这将是迄今为止美国光伏装机量最大的一年。展望 2024 年，反规避豁免期到期还有一定的时间窗口，预计东南亚厂家在期限前积极出货至美国，到明年上半年美国市场有望维持拉货热度。

1.1.3 欧洲：短期受库存影响，长期政策支持 7%以上 CAGR 增长

组件需求持续旺盛，库存情况影响有限。根据 InfoLink 的资料，2023 年欧洲市场（包括英国）的光伏组件需求大致在 92-114 GW 之间（按容配比 1.25 计算，对应装机在 73.6- 91.2GW）。尽管短期受到库存过剩和缺工导致并网进度延迟等问题影响，但从长远来看，配合政策利多，以及供应链技术和成本的优化，预计到 2027 年，欧洲市场的组件需求将达到 141-160 GW，年化复合增长率（CAGR）约为 7%-8.9%，由此可见，欧洲光伏市场的成长潜力仍旧相当可观。

能源转型与安全议题仍是重点，欧洲出台多项政策保障可再生能源装机。为加速达成 REPowerEU 制定的：2030 年以前，可再生能源占欧洲总装机容量 45%（约 1236 GW），以及新增光伏装机共 600 GW 的目标，欧盟于今年三月提出两项政策草案：《净零工业法案》Net Zero Industry Act 和《关键原材料法案》，上述法案将在欧盟稍早发布的《绿色新政产业计划》的架构下进行。欧洲的多个国家在 2023 年更新了 2030 年的再生能源目标，如意大利宣布将光伏装机目标从过往的 52 GW 上调至 79.9 GW，增幅约 53%，西班牙则从 39 GW 大幅上调至 76 GW，增幅为 94%，而长期作为欧洲光伏重镇的德国，则早在乌俄战争期间就将装机目标从 200 GW 改为 215 GW。

1.2 利率周期直接影响光伏需求，降息有望成为明年重要催化

随着度电成本的持续下行，光伏行业经历了从补贴时代到平价上网时代的转换。补贴时代中，光伏整体需求受政策影响更大，大周期靠补贴驱动，利率驱动能力小。平价时代到来后，全球进入可再生能源对化石能源的迭代大周期中，新能源与化石能源的经济性对比成为重要参考指标，利率周期影响扩大。从光伏电站端需求考虑，项目经济性和电网消纳条件成为两个重要参考指标。前者主要受光伏系统成本、储能 EPC 成本和整体宏观利率影响。流动性的增加与利率下降可以提高光伏项目投资积极性。流动性增加有利于电站投资者获得足够的信贷支持，降低电站投资者与制造企业的财务成本，加快产业链中企业的回款速度。

从 2021 年开始，全球主要光伏市场的 10 年期国债收益率均出现显著上升（除中国外），海外光伏市场也在此阶段进入了平价上网后的“需求爆发期”。然而受贸易政策、能源结构、利率上行等影响，海外装机增量虽然连年上升但涨幅有限，而俄乌局势引发的欧洲能源独立意识一定程度上对冲了利率上升带来的影响。因此，从 2021 年开始至今的需求增量主要还是依靠中国市场发力。展望 2024 年，货币宽松、财政发力、经济修复的大背景下，我们判断国内外利率政策转好，利率有望下行。美联储本轮加息周期已至最后阶段，后续市场应会持续交易美联储降息预期，这也指向中美货币政策节奏将由近两年的分化走向同步，2023 年美元强、美债利率高对全球流动性的压制局面将逐步缓解。降息预期有望成为明年全球光伏需求向上突破的核心催化。

12 月，2024 年全国能源工作会议在北京召开。会议总结 2023 年工作成绩，部署 2024 年重点任务。根据国家能源局公布的《一图读懂：2024 年全国能源工作会议》，2024 年重点工作任务包括，聚焦落实“双碳”目标任务，加快推进能源绿色低碳转型。全年全国风电光伏新增装机 2 亿千瓦左右，为明年国内风光装机提供下限指引。海外市场方面，我们认为 2024 年欧洲增速回落，美国、亚太及中东北非市场有望保持较高增速，根据集邦新能源预测，明年 2024 年新增装机 474GW。重点关注新兴市场明年的表现，2024 年可能是除了中美欧外，新兴市场光伏装机真正起量的元年。

二、供给：产业链价格企稳是拐点

2.1 产业链供给：供需是光伏目前主要矛盾，各环节均出现过剩

2023 年，光伏产业制造端产量再创历史新高。从 1-10 月数据来看，光伏主产业链 4 个环节均出现了相较去年全年 22%以上的产量增长，实现光伏制造端产值超 1.3 万亿元。虽然实现了产值的大幅上升，但整体产出过剩已成趋势，按 1：1.25 的容配比，1-10 月产出的 460GW 的硅片已经满足 368GW 的装机量需求，未来两个月大概率能保持上升增量，2023 年在整体产出过剩的情况下，价格持续下行。

2.2 产业链价格：下半年处于下行通道中，各环节接近底部区间

目前处于价格探底阶段，需要高频跟踪产业链价格及库存情况，以在情绪低点寻找超跌环节。随着硅料价格逐步切入各产能成本曲线，价格短期内有望维稳，但回升难度较大，预计 2024 年将会在低位震荡。硅片、电池价格均接近各企业成本线，下跌空间有限。我们认为组件价格的企稳回升将是光伏板块情绪转好的重要信号。此外，产能出清是扭转供需关系的关键因素，具备重资产属性的硅料环节将率先出现出清情况，需要重点关注。

2.3 关注产业链价格企稳后，需求激发情况

降价对需求带来反噬，涨价或将激发需求。随着产能清退开始，优质产能将加速对老产能的淘汰。在降价周期中，下游需求处于低库存运营状态。我们预计后续随着组件价格企稳，整体光伏需求有望激发，板块情绪有望修复。

三、2024 光伏投资分析：N 型迭代下可挖掘的子环节机会

3.1 N 型时代来临，市占率有望突破 70%

2024 年 N 型时代正式提升市占率的一年。如果说 2023 年是 N 型量产元年，那么 2024 年在 N 型电池片产能逐步落地的情况下，有望成为主流电池路线。根据 CPIA 最新统计， N 型电池量产转换效率目前已实现了 24%-25%，形成了对 Perc 电池 1.3 pct 左右的效率优势，并将在近两年实现超 2 pct 的效率领先。因此，预计以 TOPCon 及 HJT 为主的 N 型电池路线将逐步提升其市场渗透率，成为未来主流的光伏电池技术路线。目前，P 型产业链利润进入成本考验阶段，Perc 产线改造及替换将成为明年各家电池厂商的主旋律，我们判断明年 N 型电池市占率有望实现超预期突破。

3.2 硅料有望率先出清，N 型硅料壁垒高供需紧

3.2.1 如何解决/缓和光伏行业目前主要矛盾？观察各环节产能出清情况是重点

硅片/电池/组件由于产能柔性，投资小，开工率灵活等特点，产能出清难度大。而多晶硅料作为光伏产业链最上游环节，具备技术壁垒高，资金密集，周期性强等特性，是目前光伏产业链资金、技术壁垒最高环节。壁垒主要体现在：

1) 精细化管理难度高，熟练操作工短缺。多晶硅料的生产属于精细化工行业，对品质要求极为苛刻。每一批次的多晶硅料的品质对各个生产单元均提出了非常高的要求，因此熟练的生产操作工及值长班长作业水平对产能整体运行起至关重要的作用。 2022 年硅料产出 85.7 万吨，2023 年 1-10 月产出 114 万吨，我们预计 2024 年硅料实际产出有望达到 180 万吨，产量翻倍的情况下熟练一线员工大概率出现人员短缺问题，考验各生产基地的成本及品控水平。

2) 小型硅料产能已无法形成成本优势，行业在探索更大规模的产能基地以实现降本。硅料具备较强的规模效应，理论上单体规模越大成本分摊越高。因此行业目前正在经历小型硅料产能向更大规模产能基地探索的过程，单条产线扩大的情况下前端氢化、精馏及后端还原炉控制均要做出改变。

3) 投产后成本控制、品质控制、安全生产难度极高。硅料生产过程是化学反应，最终实现提纯。投产建设阶段已经成为“交钥匙”工程，具备充足的资金便能切入。但是相应的投产后品质、成本和安全的控制则需要长时间的生产磨合达到，在硅料产能“翻倍式”增长的现状下，安全事故可能成为影响明年产出的重要“黑天鹅”因素，硅料厂一旦发生安全事故，较大的启停成本及较长的维护检查时间将严重影响硅料基地的正常运行。

综上，相比于偏制造业的硅片/电池/组件三个环节，偏化工业的多晶硅料生产具备下列特性：1）产能利用率必须打满（否则无法保障硅料的品质和成本具备竞争力）导致产能清退可能率先发生；2）最高的启停时间和成本（产能清退后复产概率低）；3）相对最高的运行壁垒（新进厂商可能无法在硅料品质、生产成本及安全运行三个维度上和一线龙头企业靠齐）。

3.2.2 N 型硅料的产出比例直接影响各硅料厂的生存空间

2024 年大概率是 N 型 TOPCon 电池成为主流光伏电池技术路线的第一年，假设明年 500GW 的全球光伏装机需求，按 1：1.25 的容配比，2.17g/W 的硅耗及 10%的产业链周转库存系数计算，明年装机所需的硅料接近 150 万吨。假设明年 N 型电池占比达到 65%，则所需 N 型硅料近 95 万吨，P 型硅料需求则只有 55 万吨。

N 型硅料产出难度大，需同时具备致密＋低杂质特性。N 型和 P 型硅料可根据掺杂及导电类型不同、技术指标差别、可否直接投炉使用、表面质量不同、外形差异等进行分类。根据技术指标差别，可以将太阳能多晶硅分为特级品、1 级品、2 级品、3 级品；根据是否能直接投炉使用，可分为免洗料和非免洗料，非免洗料需要经过分拣、打磨、清洗等工序才可投炉使用；根据表观质量不同，可分为致密料、菜花料、珊瑚料等。如何精确定义 N 型硅料，市场还没有明确的考核指标，汇总拉晶环节的反馈，N 型硅料的三个最基本的必要条件： 1）硅料内在质量好，纯度高，金属杂质含量低，是由多晶硅生产大系统决定的，这是第一道分水岭； 2）是硅肉夹带的硅粉含量低，是由还原工艺的雾化控制水平决定的； 3）目前行业更接受致密料做 N 型拉晶应用。目前，我们认为 N 型硅料的生产技术主要掌握在龙头棒状硅企业手中，协鑫颗粒硅品质提升进步很大，因此我们判断未来颗粒硅也在 N 型硅料讨论范围内。N 型硅料的产出，也是龙头企业重要的壁垒点。

3.2.3 硅料行业品质是基础，成本是核心

品质直接影响产品售价，决定了下行周期中产品的竞争力。成本直接影响产能是否属于先进产能，决定了硅料企业在产能过剩的 2024 年能否保障其生产基地盈利。如果硅料价格跌至其全成本线，则该硅料企业净利润为负，硅料生产仅能保障其对冲折旧、费用成本。如果硅料价格跌至其生产成本（部分企业计算单位成本）线，则该硅料企业毛利润为负，未投产产能会考虑是否无限期延后启动产能。如果硅料价格跌至其现金成本线，此时该硅料企业将承受非常大的损失，将被动关停产能，甚至于被动出现产能清退现象。

3.2.4 颗粒硅品质进展迅速，2024 年值得重点关注颗粒硅盈利表现

从 2021 年量产至今，颗粒硅从产量、成本、品质三个重要维度均取得出色成绩。我们认为 2024 年硅料行业仍处于底部周期面临成本考验，而颗粒硅凭借其优秀的成本及品质控制水平，具备实现底部周期逆势盈利的可能性。 1）产量：根据协鑫科技 11 月自愿性公告，在颗粒硅量产后的 2 年半时间内，颗粒硅产能由 1 万吨跨越至目前的 40 万吨，并在出货上实现了行业头部客户 100%全覆盖。对于一个行业新技术来说，2 年半时间内实现稳定量产出货已实属不易，从 1 到 40 的突破并完成头部客户覆盖验证了技术的市场接受度。2023 年 1 月至 2023 年 9 月，协鑫颗粒硅前五大客户出货量分别约为：4.2 万吨、3.0 万吨、1.3 万吨、1.2 万吨和 0.9 万吨，合计占公司颗粒硅对外出货比例近 82%。 2）成本：根据协鑫科技 2023 年半年报推介材料，乐山颗粒硅基地 7 月生产成本达 35.68 元/kg，我们判断 7 月该基地颗粒硅现金成本有望达到 30 元/kg 以下。 3）品质：协鑫科技颗粒硅总金属杂质含量≤0.5ppbw 的产品比例已近 90%，在生产端已不存在品质障碍，氢跳等颗粒硅应用问题也已解决，后续需更多加强客户应用端磨合。

3.3 TOPCon 推进辅材新技术加速落地，头部企业竞争优势有望穿越周期

3.3.1 双玻是 TOPCon 封装大趋势，1.6mm 薄玻璃渗透率有望大幅提升

双玻组件正合 N 型特性需求，后续有望随 N 型时代到来而持续加速渗透。相比单面组件，双面组件的生命周期更长，耐候性和耐腐蚀性更强，衰减低于单面组件；发电效率更高，正面背面均有发电能力，背面可接受周围环境的反射光、散射光转换为电能，在不同地表材质下，双面组件能够提高 10%-30%的发电量；除发电效率更高外，双面组件还具有生命周期长、耐候性和耐腐蚀性更强、衰减更慢的优点，普通组件与双玻组件质保期分别为 25/30 年，发电量衰减率分别约 0.7%/0.5%。2022 年，随着下游应用端对于双面发电组件发电增益认可，双面组件市场占比达到 40.4%。据 CPIA 预计，2024 年双面组件将超过单面组件成为市场主流。

双玻渗透下，软硬性要求共促 1.6mm、2.0mm 轻薄玻璃成为行业发展必然。经济维度要求：组件轻量化驱动光伏玻璃薄型化，1.6mm 薄玻璃需求份额提升。据 CPIA 数据，双玻组件在试用 1.6mm 光伏玻璃，2022 年其市场占有率约 0.5%。从经济性角度看，在胶膜选用 POE 胶膜、背板选用透明 CPC 背板下，对比 3.2mm 单玻光伏组件封装成本、2.0mm+2.0mm双玻光伏组件封装成本、1.6mm+1.6mm双玻光伏组件封装成本， 1.6mm 双玻封装成本下降，较 3.2mm 单玻封装成本、2.0mm 双玻封装成本下降 9%/5%。光伏组件轻量化+低成本驱动光伏玻璃薄型化，1.6mm 光伏玻璃市场份额将逐步提升。政策维度要求：户用组件有重量要求，驱动 1.6mm 薄玻璃渗透率大幅提升。光伏板一般重约 20kg/m2。根据《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）规定，上人屋面的活荷载的设计标准值为 2.0KN/m2（200kg/m2），不上人屋面的活荷载的设计标准值为 0.5KN/m2（50kg/m2）。一般钢结构建筑屋面均为不上人屋面，屋面活荷载设计值比较小，南方无雪地区一般为 0.5kN/㎡，北方地区还要考虑到雪荷载，一般为 0.7kN/㎡，一般钢结构建筑屋面若是加上光伏板重量，很有可能会导致承载力不足，产生安全事故，因此对光伏板重量要求较高。混凝土屋顶为上人屋面，在安装光伏组件时，通常会使用配重块稳定光伏，使其自然倾置于屋顶上而不改变房屋远有结构，这对屋顶的承重要求比较高，因此对光伏板重量也有相应要求。1.6mm 双玻重量轻的优势得以体现，在小尺寸屋顶户用组件的选择上 1.6mm 成为主流。根据我们计算，1.6mm 光伏玻璃单平米重量为 4 公斤/m2，2.0mm 为 5 公斤/m2，3.2mm 为 8 公斤/m2，1.6mm 光伏玻璃重量较 3.2mm、2.0mm 分别下降 50%、20%。

从经济性及政策面两大维度看，薄玻璃有望成双玻组件持续渗透发展下的必然产物，未来有望随双玻组件渗透率的提高而进一步受到市场青睐。

3.3.2 EVA 胶膜卡性能，POE 胶膜限成本，EPE 共挤胶膜应运而生

从结构上看，EPE 共挤胶膜主要是由上下两层 EVA 夹中间一层 POE 复合共挤制作而成；从构成材料上看，EPE 共挤胶膜主要是由 EVA 树脂与 POE 树脂共同制成。EPE 共挤胶膜折中了 EVA 胶膜与 POE 胶膜二者的优缺点，提供了更多的组合性选择，让组件厂商可以选择性避免只对高成本的纯 POE 胶膜或高水透、低体阻、质保压力大的纯 EVA 胶膜进行采购，达成更具备综合经济性的封装效果。

N 型时代的到来有望加快 EPE 共挤胶膜的渗透节奏。N 型组件产品对胶膜降本提性的要求相对 P 型较高，除了要有更为良好的阻水率、体阻率等，还要有能维持 N 型组件在价格上与 P 型组件抗衡的低成本，进而性能与成本更具备综合优势且封装组合选择性更多的 EPE 胶膜将成时代新宠儿。以 N 型 TOPCon 组件为例，单玻 N 型 TOPCon 组件厂商可采用正面 EPE、背面 EVA 或正面 POE、背面 EPE 的组合方式来替代传统 N 型 TOPCon 组件正面完全依赖 POE 或双面完全采用 POE 的高成本封装组合；双玻 N 型 TOPCon 组件厂商则可选择采取 POE+EPE/EPE+EPE/EPE+EVA 等多种更为优化的组合方式，进一步开拓 N 型 TOPCon 组件封装降本提性的优化之路。经 SMM 统计，2023 年 1-7 月，头部胶膜公司 EPE 胶膜产品出货比例均大于 35%，今年 EPE 胶膜出货市占率增长大超预期，充分彰显 N 型组件厂商对 EPE 胶膜的青睐偏好。

3.3.3 头部辅材龙头成本优势有望穿越周期

光伏辅材是产业链中需求弹性较高的板块。在明年利率周期拐点出现刺激光伏终端经济性上升，需求预期仍保持增长的判断下，辅材龙头企业亦有望凭借成本及市占率有穿越整体光伏周期。

胶膜：对胶膜赛道而言，产业的上下游供应链管理亦是主要壁垒，主要包括上游粒子企业采购、下游组件销售两方面。头部胶膜企业凭借品牌优势和规模优势可根据客户订单进行销售，减少经销商环节的折扣费用。因此长期来看，胶膜景气度随着光伏装机、组件排产的波动而呈现周期波动，但龙头企业的优势较为显著，目前福斯特、海优新材及赛伍技术处于盈利探底阶段，开始出清落后产能，产能出清信号出现后盈利情况有望回升。

玻璃：光伏玻璃在生产端与硅料具备相似之处，生产厂商进入壁全相对较高，与下游往往具有长期稳定的合作关系，客户忠诚度较高，新进企业难以短时间内达到技术标准及拓展客户，因此龙头厂商优势较为明显。目前，光伏玻璃行业依然处于盈利探底阶段，落后产能的出清虽然此前不及预期，但产能出清更为刚性，周期属性相比光伏主产业链更强。

3.4 光伏 2024 年投资机会：光伏新技术加速驱动行业周期前行

3.4.1 钙钛矿终于进入量产准备阶段，GW 级产线推动下关注国产设备机会

2013 年，钙钛矿电池入选《科学》杂志评选出的“十大突破”，被称为最有前景的下一代光伏技术。自此，钙钛矿电池技术逐渐走出实验室，其效率提升快、制备工艺简单、发展潜力较大的特性逐渐被产业界熟知。随着技术研发不断深入，钙钛矿电池的效率和稳定性逐步突破，使其从实验室逐步迈向实际应用。十年后的今天，钙钛矿光伏技术迎来了商业化元年，部分厂商百兆瓦级产线或逐步落地，或实现出货，且 GW 级产线正在建设中，最快有望于 2024 年落地。

11 月 23 日至 12 月 14 日，昆山协鑫光电连续发布三大钙钛矿组件进展。根据协鑫光电 11 月 23 日发布信息，其推出的 1000 毫米 x2000 毫米钙钛矿单结组件光电转化效率达到 18.04%，标志着协鑫光电成功跨过 18%的转换效率门槛。 1）短期看，我们认为 18%效率门槛的突破有望成为钙钛矿组件 GW 级量产信号，后续量产线的布局将在此基础上进一步实现工艺确认、尺寸扩大、设备降本、效率突破； 2）长期看，钙钛矿电池具有极限转换效率高、生产成本低、制备工艺简单、高柔性等优势，未来潜力巨大。 11 月 30 日，协鑫光电发布全球第一块大面积钙钛矿叠层组件。在 279mm×370mm 的基础上协鑫光电钙钛矿组件实现效率 26.17%。12 月 14 日，协鑫光电再次发布在 369mm ×555mm 尺寸上的钙钛矿组件，效率达到 26.34%，这两次发布均让钙钛矿叠层组件从实验室小尺寸走向中等尺寸，有望成为钙钛矿叠层组件商业化起点。

晶硅-钙钛矿叠层电池作为钙钛矿电池技术路线之一，吸引众多光伏企业加码布局。根据中国电子报报道，晶科能源以 N 型 TOPCon 为底电池与钙钛矿实现高效叠层电池，转化效率达到 32.33%；通威于 2022 年建成钙钛矿叠层电池实验室，钙钛矿—硅叠层电池效率达到 31.13%；华晟新能源预计其异质结—钙钛矿叠层电池中试线于 2025 年投入使用，中试线电池片平均效率将达到 28%-30%。晶硅-钙钛矿叠层电池发展仍需克服材料兼容性、设备和工艺技术以及成本和可扩展性等方面的挑战： 1）在材料兼容性方面，晶硅-钙钛矿叠层电池需要寻找合适的材料组合和界面工程来实现材料之间的良好匹配和接触，以减少能带不匹配和电荷传输阻碍等问题； 2）在设备和工艺方面，晶硅-钙钛矿叠层电池的制备过程相对复杂，需要精确控制材料的沉积、扩散和形貌等参数，相关设备和工艺技术的发展仍然需要进一步推进，以提高生产效率和制造一致性。与此同时，还需要寻找经济有效的大规模生产方案。

因此，叠层工艺尚未定型，蒸镀机设备参与的气相沉积法有望在叠层电池中具备优势。目前钙钛矿光伏电池中的研发中多采用溶液旋涂法，该方法适用于小面积电池片的制备，无法满足量产的需求。而采用线性蒸发源的蒸镀机能较好满足钙钛矿光伏电池的量产制备，可以提高钙钛矿光伏电池大面积制备的均匀性、批次稳定性、连续重复生产等能力。未来，在钙钛矿电池走向“量产化商业化、大尺寸化”的趋势下，蒸镀机设备参与的气相沉积法具备非常大的市场空间和研发潜力。综上，各大钙钛矿厂商在进行 GW 级招标时将重点考察国产钙钛矿设备情况，建议关注量产线订单带来的钙钛矿设备端企业奥来德。

3.4.2 HJT 加快渗透促行业降银迫切，看好铜电镀从 0-1 超预期落地

HJT 电池掺有非晶硅薄膜的结构属性导致 HJT 电池的电极制造需使用低温银浆，而低温银浆主要由有机树脂材料以及金属银粉制作而成，导电性低于传统的高温银浆，故为保证具备良好的导电效应，HJT 电池的电极印刷往往需增大单位银浆使用量来弥补低温银浆导电性弱的缺陷；其次，低温银浆中所需的原材料主要由国外厂商垄断供应，进而低温银浆的单位成本远高于传统国产率较高的高温银浆。综合来看，随着 HJT 电池在未来渗透率的不断提高，低温银浆使用的边际成本上升毋庸置疑，进而 HJT 电池的降银需求也会随之持续扩大，促使可以完全避免低温银浆运用的铜电镀技术有望加快 0-1 的爬坡进程，提前变现于 HJT 电池市场当中。根据 CPIA 统计及预测：铜电极市场占比有望提升至 2030 年的接近 25%，成为异质结电池行业中的主流电极技术之一。

投影式掩膜光刻技术有望在铜电镀图形化工艺中占据一定份额。铜电镀制作主要由 PVD 电镀种子层、掩膜、图形化、金属化，后处理等工艺构成，其中在图形化工艺中市场分歧相对较大，分歧点主要在于是选择投影式掩膜光刻技术路线还是激光直写（LDI）技术路线。二者的差异主要在于投影式掩膜光刻技术是通过掩膜板，激光发射器发射一束光至镜面，再反射至掩膜板上，掩膜板将初始设计的图形转移至感光材料上，形成聚相式刻蚀，工艺相对较难，成本相对较高，但图形化效果极好，终端产品性能优异；而激光直写（LDI）则是通过计算机控制的高精度光束将所涉及的图形投影至光刻胶基片表面，直接进行扫描曝光，工艺难度相对较低，无需掩膜，成本相对较低，产业化容易。两种路线各有优缺，均有可能成为未来图形化工艺主流技术。

3.4.3 BC 电池产业链逐步完善，激光设备有望受益

在 TOPCon 与 HJT 发展落地的同时，光伏行业企业并没有暂停除技术路线以外的其他探索，而 BC 电池便是其中之一，BC（Back contact）电池以 N 型为衬底，是一种能够提高光伏电池效率和性能的太阳能电池的平台型技术（并非同 HJT、TOPCon 一样的新技术路线），即可与多种技术路线叠加形成 HBC、PBC、HPBC、TBC、ABC 电池。BC 电池是将 PN 结和金属接触都设于太阳电池背面，电池片正面采用 SiNx/SiOx 双层减反钝化薄膜，没有金属电极遮挡，最大限度地利用入射光，减少光学损失，带来更多有效发电面积，拥有高转换效率，且外观上更加美观。 BC 电池加速渗透有望拉动激光设备采购需求。BC 电池栅线分布成 3 维立体形态，电池整体结构相对其余主流电池更为复杂。为保证电池终端产品的使用效率，BC 电池往往需依赖精度更高的激光设备来完成相关工艺制作（如：传统 SunPower 旗下子公司 Maxeon 的 IBC 电池使用的是激光开槽、激光刻蚀相关工艺技术激光设备，隆基 HPBC 电池及爱旭 ABC 电池则使用的是激光图形化相关工艺技术激光设备）。任何 BC 技术路线电池制作均需使用大量激光设备，BC 电池的增长渗透势必会拉动相关激光设备的订单需求，进而推动激光行业的持续向阳发展。

（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。）