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

极度内卷的本质下，新技术出现溢价背离。我们以一个100MW的地面电站项目为例进行测算，在同样选择72片双面182组件的情况下，TOPCon组件对比同样条件下的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%。但根据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，但实际目前的溢价表现偏离了其发电增益的价值所在。 降低异质结溢价期待，降本才能赢得生存空间。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。 微晶、金属化、去铟化、设备降本多极发力，铜电镀或能成为最终答案。目前异质结各环节的降本路径都已相对清晰且通用，我们着重对金属化环节的不同方案进行了测算。银包铜+0BB”或铜电镀方案实现导入后都对电池片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，尤其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。对于组件端而言，铜电镀的成本优势进一步被扩大，“0bb+银包铜”方案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进行升级，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。 投资建议：在光伏行业当前极度内卷的背景下，我们认为应该放低对于新技术“溢价”的期待，领头厂商的超额收益可能更多是利用新产品抢占的市场份额。在溢价空间被压缩的情形下，异质结的产业化目标也从“活得滋润”转变为“活下来”，要在成本端实现显著的降本后才能在市场上获得一席之地，而电镀铜可能就是异质结迎来转机的可靠方案。当下电镀铜方案已加速从试验线奔向量产线，今年下半年或将成为产业化从0到1的爆发期，整个异质结产业链有望受益，建议关注异质结整线设备、电镀铜及相关图形化设备、布局领先的异质结组件厂、积累深厚的一体化厂商、转光胶膜厂商，相关标的：迈为股份、罗博特科、东威科技、苏大维格、芯碁微装、东方日升、隆基股份、通威股份、赛伍技术。 风险提示：新技术发展进度不及预期、下游需求不及预期，行业竞争加剧、原材料价格波动。 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。 图表1：光伏电池效率提升路径 图表2：各类电池平均转换效率变化趋势 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%。 图表3：不同情况下组件价格对项目irr的敏感性分析 而根据PVinfolink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： 图表4：TOPCon组件与PERC组件价格走势（元/W） （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。 图表5：TOPCon与PERC成本逐渐趋同（元/W） 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。 图表6：TOPCon成为当下扩产主流（GW） 图表7：各居高不下的组件价格（元/W) 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。 图表8：异质结对比其他电池优势 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。 图表9：电池银浆消耗量变化（mg/片） 图表10：当前主流电池金属化成本对比（元/W) 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。 图表11：银包铜粉体制备及结构示意图 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。 图表12：随着主栅宽度减小电池功率损失降低 图表13：细栅缩短电流传导距离降低电池片隐裂风险 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。 图表14：0BB焊接方式对比 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。 图表15：光伏领域银资源耗量占比 图表16：铜与银现货价格走势（元/KG) 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