光伏HJT商业化系列专题报告（四）：从颠覆性技术视角看HJT电池商业化

——HJT商业化系列专题报告（四） 光伏制造业和光伏设备行业的高弹性与高估值很大程度上来源于其降本增效过程中众多颠覆性技术创新带来的价值重塑。技术进步的方式分为颠覆性创新与延续性创新，当光伏电池片技术从P型转向N型时代出现了较为明显的技术分流：一路以TOPCon为代表的延续性技术，工艺与P型时代主流的Perc技术一脉相承；另一路以HJT为代表的颠覆性技术，性能上具有众多优势，但产线、工艺与Perc时代互不相通。目前来看HJT与TOPCon技术在电池片制造端已进入实战对垒阶段，二者孰优孰劣，市场声音莫衷一是。我们认为，TOPCon作为Perc的延续性技术其产业化之路是顺理成章之事，短期的确定性已然显现。而从中长期维度看，HJT电池技术未来有望在众多电池片技术中脱颖而出，并在一定时间内成为业内的主流技术。 HJT作为颠覆性技术，当下时点产业化之路仍有一定阻碍。（1）从技术角度看：①HJT电池制备的核心工艺发生本质性变化，对于在位电池片厂商而言，上一个技术代际累积的产能会变为技术转型的“包袱”； ②在位电池片厂商在新的技术方向上布局、以及等待HJT市场成熟需要一定时间的沉淀；③电池厂商PERC时代的部分核心研发人员在HJT时代有被边缘化的风险。（2）从成本的角度看：我们测算2022年达产的HJT电池（基于M6硅片）单瓦生产成本比主流PERC电池仍将高出0.1元，对主流电池片厂商而言，大规模投产暂不经济。这些因素共同导致当前主流电池片厂商暂不大规模下场扩产HJT。 HJT电池技术具有未来在众多电池片技术中脱颖而出的“杀手锏”。 （1）性能方面：①相较其他电池片技术路线具有更高的光电转换效率，拉低平准化度电成本（LCOE），使得未来HJT组件在光伏发电系统中接受度更高；②作为平台级技术，与下一代钙钛矿电池技术融合形成叠层电池更加顺畅，突破晶体硅太阳电池范畴。（2）降本方面：①HJT电池更加支持硅片薄片化发展趋势，未来有望大幅降低电池片第一大成本硅片成本，直击电池片行业痛点；②“银包铜”技术产业化及设备降本也能在一定程度上降低HJT电池片单瓦生产成本。HJT电池未来有望成为极具性价比的电池片技术。 投资建议：设备环节是光伏全产业链较好投资赛道，设备领先于电池片产品成熟，行业景气来临，设备先行。针对电池片设备环节，建议关注应对产业变革能力强，综合竞争优势明显的企业：（1）迈为股份：HJT整线设备代表性供应商，根据我们统计的公开招标及中标信息，按规模计算，2021年以来，公司HJT核心设备市占率超过70%，设备持续迭代，先发优势明显。（2）捷佳伟创：PERC时代电池片核心设备龙头，多技术路线布局契合行业当下发展特点，独家TOPConPE-poly设备未来有望在细分技术领域获得较高市场份额。（3）金辰股份：趁HJT颠覆性技术东风，由组件设备切入高价值量电池片设备赛道，把握HJT产业化前期设备认证窗口期，微晶工艺进展顺利。（4）帝尔激光：全球光伏激光设备龙头，在PERC电池激光消融+SE激光掺杂环节全球市占率近八成。（5）海目星：国内激光及自动化综合解决方案的领先企业，有望率先受益于TOPCon激光硼掺技术的规模化应用。 风险提示：HJT产业化及降本进度不及预期；HJT并非光伏电池片最终技术被其他电池片技术分流或绕过；下游装机量不及预期；技术分流带来产业价值分流；技术迭代过快在位设备企业应对不力。 1.我们认为投资光伏制造及设备行业的底层逻辑是买其“高弹性” 我们认为，行业发展属性决定投资属性，光伏制造及设备赛道的高弹性来源于降本增效过程中技术创新带来的价值重塑。对比光伏与风电两种不同发电侧的能源形式，其“降本增效”的形式截然不同。风机通过大型化增加风资源捕捉能力并摊低单MW生产成本，由于机械制造属性较强，其大型化的技术演进趋势更多是“渐进式”创新，技术创新不算极快，各产业环节制造端Know-How的延续性更强，业态相对稳定。而光伏行业技术创新与迭代层出不穷，单晶硅太阳电池技术取代了多晶硅太阳电池技术、金刚线切割技术取代了砂浆切割技术，背钝化（PERC）太阳电池技术取代了常规铝背场（BSF）太阳电池技术等等。生产力进步的同时往往意味着业态的重塑。从制造端角度看，产能通常具有颠覆性，即上一个技术代际累积的产能越多，下一个技术代际转型的“包袱”越大，每一轮技术变革过程中应对不力的企业往往陷入经营困境，而新上位者弹性极大。 行业稳定性方面，我们以风电主机厂与光伏电池片厂商各自竞争格局进行对比，技术延续性较强的风电主机厂竞争格局相对稳定，尤其前三大主机厂金风科技、远景、明阳在2016-2021年连续6年格局维持稳定。而技术变化较快的电池片厂商格局并不稳定，从2010-2020年间龙头企业几经易主，呈现“王无恒王”的格局。 图1：2012-2021全球风电主机厂市场份额排名，10年来竞争格局相对稳定 图2：2011-2020全球光伏电池片龙头厂商几经易主 2.N型电池片时代技术分流带来价值分流，以HJT为代表的颠覆性技术与以TOPCon为代表的延续性技术渐入实战对垒阶段 技术进步的方式通常分为颠覆性创新与延续性创新，在光伏电池片领域，我们认为相较于2021年的主流PERC电池片技术，HJT是较为典型的颠覆性技术创新，TOPCon是较为典型的延续性创新。颠覆性技术（disruptive technology）的内涵是现有技术造成巨大冲击甚至革命最终超越原有技术，既可以是在重大技术范式变革中形成的新技术，也可以是现有技术的颠覆性创新组合或创新应用。延续性技术（sustaining technology）是对现有技术进行“增量式”的改进。颠覆性技术一旦成功上位，可能不仅改变现有的产品性能，还对市场规则、竞争格局、产业形态产生深远影响。2021年PERC电池的产业化平均光电转换效率达23.1%逼近其理论极限，更高转换效率的N型技术路线替代PERC成为主流电池片技术已成为大势所趋。 N型电池片阶段出现技术分流，形成TOPCon/IBC/HJT多种技术路线并行的局面。本文将主要工艺、产线与PERC兼容性强的N-TOPCon技术界路线定为延续性技术；将工艺与PERC不兼容，产线需要完全重臵，但初始光电转换效率高，未来与钙钛矿电池融合更为顺畅的HJT技术界定为颠覆性技术。若未来HJT电池技术大爆发，会给全行业带来极大的价值重臵，制造端与设备端弹性大。 图3：TOPCon工艺与产线与PERC兼容性较强，HJT与PERC工艺与产线不兼容 3.颠覆性技术HJT当前的产业化壁垒，当下时点为何主流电池片厂商暂不大规模下场扩产HJT？ （1）技术角度：电池片制结工艺与钝化工艺发生根本性变化，会产生产能包袱问题，同时电池片厂商研发、专利布局需要时间沉淀，若HJT技术上位则上一技术代际研发人员有被边缘化风险。太阳电池的工作原理是基于光电效应，在光照下，产生电子和空穴对，由于局部电场（p-n结场），空穴和电子会走向相反的方向进行分离（电子向N区，空穴向P区），接通电路后就形成电流。自1954年贝尔实验室首次制备单晶太阳能电池以来，太阳能电池的基本工作原理没有发生变化，然而电池结构及制备工艺却在不断迭代。光伏电池片的核心结构是PN结，早期的BSF电池、PERC电池是一种较为典型的同质PN结，基于P型衬底，刻蚀挖孔，“热扩散”掺杂磷形成N区，结合界面形成p-n结，形成耗尽层，电子与空穴相遇，载流子消失，耗尽层P型侧带负电，n型侧带正电，聚集形成内建电场，其核心的制结工艺属于600℃以上的高温工艺体系，而HJT的核心制结工艺采用200℃以下低温超薄薄膜工艺，且在制备工艺上与钝化（防止载流子复合增加光电转换效率）效果合二为一。以图5日本三洋HJT电池片结构为例，前表面采用CVD（化学气相沉积）镀膜的方式形成p-i-n结（也有HJT电池采用反式结构暂不讨论），核心制结工艺与BSF、PERC、TOPCon一脉相承的高温工艺体系发生了根本性变化。因此，电池片厂商研发体系的搭建、专利布局需要一定时间上的沉淀，同时PERC时代在位的研发人员不愿被边缘化或是主流电池片厂商短期更为支持延续性技术TOPCon路线的重要因素之一。 图4：BSF电池结构示意图 图5：HJT电池结构示意图 （2）成本角度：通过测算，2022年达产的HJT电池（基于M6硅片）单瓦生产成本比主流PERC电池仍将高出0.1元。具体来看多出的单瓦制造成本主要来源于：（1）设备折旧，预计2022年HJT设备初始投资价格在4亿元/GW，PERC1.5亿元/GW，HJT设备折旧成本0.08元/W，PERC设备折旧成本0.03元/W；（2）银浆浆料，预计2022年银浆含税价格6500元/kg，PERC使用的高温银浆单片银浆耗量96mg，HJT使用低温银浆单片银耗量170mg，则PERC银浆含税成本0.10元/W，HJT银浆含税成本0.16元/W。（3）靶材成本，HJT电池结构含TCO（透明导电膜）因此需要贵金属靶材铟，HJT靶材含税成本0.01元/W。综合来看，2022年，HJT电池总成本（含税）0.68元/W，PERC电池总成本（含税）0.7元/W，HJT单瓦生产升本比主流PERC电池仍高出0.1元。 图6：从成本角度，预计2022年HJT单瓦生产成本比主流PERC仍将高出0.1元 4.颠覆性技术HJT未来有望脱颖而出的“杀手锏”是什么？ 颠覆性创新技术要战胜传统在位技术与其延续性技术，需要在性能或成本方面具备“杀手锏”。 我们认为HJT技术在性能方面的杀手锏在于：更高的光电转换效率及与作为平台级技术升级为HJT+的巨大发展潜力。在成本方面在于低温工艺体系下更加支持硅片薄片化发展，大幅降低电池片硅成本。 （1）性能方面：更高的转换效率及与作为平台级技术升级为HJT+的巨大发展潜力。降本增效是新能源行业永恒的主题，增效的本质也是为了降本，光伏产业通过提升能量转换效率即光电效率降低LCOE（平准化度电成本）。平价时代，无论是光伏、风电、还是水电一类清洁能源，对于电站投资方来说，经济性是其首要考量因素。LCOE作为量化指标，其含义是将项目生命周期内的成本和发电量按照一定折现率进行折现后，计算得到的发电成本，即项目生命周期内的总成本现值/总发电量现值。就光伏发电系统而言可理解为：光电转换效率越高，其他条件不变的情况下，其全生命周期的发电量越高，分母变大摊低Capex与Opex的现值。我们根据美国国家可再生能源实验室（NREL）提供的“PV LCOE Calculator”工具（https://www.nrel.gov）测算电池效率提升对于降低电站端LCOE的敏感性分析。以公用规模100MW的光伏电站为例，在其他条件不变的前提下，组件端光电转换效率在23%-30%区间范围内，光电转换效率每提升1%， 对应LCOE分别下降6.68%/6.20%/5.93%/5.77%/5.35/5.25/5.12%/4.94%，具体模型假设与计算过程如下： （1）LCOE模型选择：学界根据不同用途，对LOCE模型进行了相应的“优化”。本文我们选择NREL提供的“简单LCOE模型”，总公式为： 𝒄(𝟏+𝒅)𝒆(𝟏+𝒅) 𝒏 𝒏=𝟎𝒏 𝒏=𝟎 𝒏 𝒔 𝜮𝜮 𝒏 𝑳𝑪𝑶𝑬 = 𝒏 𝒔 𝒏 其中，𝐶是第n年时的成本，e是第n年时的发电量，d是贴现率，n是第n年； 𝑛 𝑛 s 𝑪𝑪= { 𝑪 𝒏 = 𝟎𝒏 > 𝟎 𝒄𝒂𝒑𝒊𝒕𝒂𝒍𝑶&𝑴 𝒏 其中，𝐶 是初期建设成本，𝐶 是年度运维成本； 𝑐𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 𝑂𝑀(&) 𝟎𝒆= { 𝒏 = 𝟎𝒏 > 𝟎 𝒏 (𝒏 − 𝟎. 𝟓)), 𝟎] 𝐦𝐚𝐱[𝒆(𝟏 − 𝑹 𝟎 𝒅 其中，e是理论发电量，𝑅是功率衰减率； 𝑑 𝒆= 𝑲 ⋅ 𝜼 𝟎 其中，�