蓝狮手机app下载本篇报告主要回答三个问题：1）三大电池新技术未来的竞争力如何判断？2）新电池技术会带来怎么样的产业链变化？3）技术变革期的投资思路如何？核心结论为：

　　短期TOPCon与P型IBC具有优势，中期TOPCon、HJT、IBC或将共存，长期预计将往TBC&HBC转型；新技术变化下，较看好设备、电池组件、

　　1、三大电池新技术未来的竞争力如何判断——效率与成本的平衡缘起：21年PERC量产平均效率23.1%逼近其理论极限24.5%。N型硅片在少子寿命等方面具有天然优势，效率极限更高。技术原理：光伏电池核心结构为PN结和电极，效率损失主要分为光学和电学损失，HJT&TOPCon降低电学损失，IBC降低光学损失。

　　TOPCon：实现了无需开孔的钝化接触，未来可升级POLO结构，双面TOPCon理论极限可达28.7%

　　HJT：晶体硅/非晶硅异质结形成PN结，在晶体硅与非晶硅之间镀制有本征非晶硅钝化膜，理论极限可达28.5%

　　IBC：电极放在背面减少光照遮挡损失，并且使用隧穿氧化层做电子传输，未来可叠加TOPCon或HJT技术，叠加后效率上限可达29.1%

　　TOPCon靠降银耗、薄片化；HJT靠低温银浆国产化、降银耗、薄片化、设备降本；IBC靠掩膜工艺优化、薄片化、设备降本

　　CTM每提升1pct，分别可降本14、1、3分，硅片减薄10μ，降本4分，预计23年新电池技术经济性将全面超越PERC

　　结论：短期N型TOPCon与P型IBC或为较具性价比选择，中期各路线共存（HJT提效潜力大，其他两种成本低），长期或将向TBC&HBC转型

　　2、新电池技术会带来怎么样的产业链变化电池：（1）TOPCon：可沿用部分PERC产线，增加隧穿氧化层和掺杂多晶硅层，主要有LP制备多晶硅膜+扩散、LP制备多晶硅膜+离子注入、PE制备多晶硅膜+原位掺杂三种方式（2）HJT：全新产线但工艺流程简洁，增加本征非晶硅钝化层和异质结结构；非晶硅镀膜技术有PECVD和CAT-CVD两种路线，透明导电膜(TCO)镀制也有PVD和RPD两种路线；低温银浆亟需国产化，HJT对银浆需求量大增；TCO镀膜需求增加，带动靶材需求高增（3）IBC：增加背面掩膜、开槽等图形化处理工艺，可结合TOPCon、HJT形成效率更高的TBC、HBC电池。

　　硅片：（1）参数：不同技术对硅片性能参数、厚度要求不一，如TOPCon要相对（较其他技术）低的电阻率和少子寿命，IBC要高电阻率和少子寿命（2）拉晶：石英坩埚&碳碳热场纯度要求提升，单炉耗量增加（3）切片：金刚线继续向细线化方向发展，或有钨丝替代钢丝的技术变革

　　组件：（1）焊接：设备：单面焊接，或采用新的串焊机材料：IBC电极位置变化需降低应力，或采用低温导电胶或导电背板的封装方式（2）胶膜：N型电池对阻水性要求高，POE/EPE抗PID性能优异，渗透率或提升

　　1：短期看业绩释放顺序，设备新辅材电池组件老辅材

　　3：长期看业绩持续性，老辅材组件设备新辅材电池

　　综合前述对短、中、长期的业绩变化情况分析，我们重点推荐电池组件设备、电池组件、新辅材企业。

　　设备企业：兼具业绩弹性和长期较好格局，重点推荐【捷佳伟创】（TOPCon）、【迈为股份】（HJT）、【帝尔激光】（IBC）、【奥特维】；

　　电池组件企业：短期享受超额利润，长期凭组件格局优化获取业绩持续性，重点推荐有先发优势的【隆基股份】（HPBC）、【晶科能源】 （TOPCon）、【通威股份】（HJT），建议关注【中来股份】（TOPCon）、【钧达股份】（TOPCon）、【爱旭股份】（IBC）。

　　新增辅材企业：HJT中用到的低温银浆&银粉、靶材和IBC中用到的导电胶等一般是从0到1，弹性大但长期发展和竞争格局不清晰，关注【聚和股份】（TOPCon&HJT）、【帝科股份】（HJT&IBC）、 【苏州固锝】（HJT）、【连城数控】。

　　风险提示 ：下游需求不及预期，政策落地不及预期，全球贸易摩擦带来风险，测算仅供参考，行业竞争程度超预期1、

　　光伏行业的第一性原理为降低度电成本，因此电池环节是否发生技术变革以及何时发生技术变革均由降本增效速度决定，从PERC的渗透率提升历史可以看出，新老技术的交替发生在老技术降本增效速度放缓而新技术效率快速提升时，凭更高的效率，新技术可摊薄BOS成本（电池成本不足1元/W，但装机成本中扣除电池还有约3元/W，这部分成本可随效率提升而降低），在此期间，行业格局或将重塑。

　　1.2.三种技术路线的原理对比——HJT&TOPCon减小电学损失，IBC减小光学损失

　　光伏电池最核心的结构是PN结和电极，从光照到电流传输出去，中间会经历光学损失（光被电池前表面反射、长波长光未被吸收、正面电极造成的阴影遮挡）和电学损失（正负电荷结合（即复合）、存在金属电极和半导体接触或金属栅线和半导体接触的额外电阻），进而降低效率。

　　资料来源：影响晶体硅太阳能电池片效率的因素分析及改善措施_张希堂，天风证券研究所为降低光学损失，可增加减反层（部分材料还可兼具降低电学损失的功能）、陷光层等结构，也可将正面的主栅放到背面，形成背接触（IBC等）电池。

　　资料来源：Nature，天风证券研究所为降低电学损失，可进行“钝化”，即通过提高硅片质量或改善电极接触方案，来减少电荷与载流子的复合，当前主要采用的方法包括：采用本征非晶硅+掺杂非晶硅进行电子和空穴选择的HJT，采用二氧化硅+掺杂多晶硅的方式进行电子和空穴选择的TOPCon。而若采用本征非晶硅+掺杂非晶硅进行空穴的选择，用二氧化硅+掺杂多晶硅的方式进行电子的选择，则理论效率极限可达28.9%。

　　资料来源：影响晶体硅太阳能电池片效率的因素分析及改善措施_张希堂，天风证券研究所

　　1.3.1如何提效：TOPCon在PERC基础上增加钝化层，未来可做选择性发射极、POLO结构提效当前主流的电池技术为P型（在P型硅片上沉积N型半导体材料），由于N型（在N型硅片上沉积P型半导体材料）电池通过电子导电而P型通过空穴导电，电子导电天然效率更高，且N型电池的温度系数低，高温下发电量高，因此未来的趋势是N型电池。在电池结构上，N型的正面与P型的背面类似（如各减反钝化层、电极等）。

　　与PERC相比，TOPCon主要增加了一层极薄的氧化硅层和掺杂多晶硅薄层，其中氧化硅层利用量子隧穿效应，实现电极不接触硅片就完成电流传输，降低电极处复合造成的效率损失，掺杂的多晶硅层可进一步降低表面复合造成的效率损失，提高电池效率。

　　资料来源：TOPCon型N-PERT双面太阳电池工艺技术的研究_吕欣，索比光伏网，天风证券研究所往未来看，TOPCon可以做选择性发射极或POLO结构进行提效（理论效率极限28.7%），目前中来已经在做相关尝试。

　　1.3.2如何提效：HJT将PN结改为异质结以降低复合损失，未来可微晶化提效

　　与PERC相比，HJT的主要变化在于将正面的N型晶硅层换成非晶硅，并用N型硅片和非晶硅组成PN结，降低PN结处的复合损失；同时为得到更好的钝化效果，在晶硅和非晶硅之间增加一层本征非晶硅。

　　往未来看，HJT可以进行双面微晶化（增加隧穿层，降低复合）取代本征非晶硅，同时靶材增加种子层等来进一步提效至25%以上，当前实验室效率记录26.3%就由隆基通过这一路线实现，东方日升、华晟、金刚玻璃均在进行量产探索。

　　资料来源：N型高效晶体硅太阳电池关键技术研究_鲁贵林，中科院电工所，PV-Tech，天风证券研究所

　　1.3.3如何提效：IBC将电极背置减少光学损失，未来可叠加其他技术提效

　　与PERC相比，IBC电池将主栅电极置于背面，对入射光几乎零遮挡，可单独优化光学设计和电学设计，增加光的吸收利用的同时减少表面复合损失，同时金属电极全放在背面，可以加粗电极减小串联电阻，降低电学损失，进一步提升效率。

　　往未来看，IBC可与TOPCon、HJT等结构相结合形成效率更高的TBC、HBC电池，长期还可结合钙钛矿制备叠层电池，理论效率30%以上，发展前景广阔。由于工艺复杂（为实现电极背置需要增加掩膜、激光等多道工序），目前主要是爱旭、普乐新能源等在探索HBC路线。

　　资料来源：IBC太阳电池技术的研究进展_席珍珍；吴翔；屈小勇；郭永刚，普乐科技POPSOLAR公众号，N型高效晶体硅太阳电池关键技术研究_鲁贵林，天风证券研究所

　　1.4.1 降本方向：TOPCon银浆成本占比高，HJT银浆、折旧、靶材占比高，IBC折旧成本占比高

　　从成本构成看，TOPCon的良率、银浆成本对电池组件成本影响最大，分别在6、4分/W，HJT的银浆、CTM、良率、折旧、靶材对电池组件成本影响大，分别在12、5、4、2、2分/W，IBC的良率、折旧、电力成本对电池组件成本影响最大，分别在9、2、2分/W。

　　良率：TOPCon的难点在于隧穿氧化层的制作，IBC的难点在于隧穿氧化层的制作以及多道工序的配合。

　　，为达到相同电学性能需要更多银浆，且N型电池双面率高，正背面都需要银浆，因此

　　折旧：由于HJT的镀膜设备复杂，IBC需增加激光和掩膜设备，因此N型电池设备的初始投资较PERC均较高，单GW设备投资额大致在PERC的2倍。

　　CTM：HJT组件存在此问题，由于电池制作的低温工艺与部分组件切割的激光工艺不兼容，导致电池到组件存在效率损失。

　　靶材：HJT组件存在此问题， 主要是HJT须使用靶材来增强导电膜的导电性。

　　资料来源：贺利氏光伏，CPIA，盖锡咨询，索比咨询，中来股份，SOLARZOOM公众号，天风证券研究所

　　1.4.2降本潜力：效率、良率、CTM每提升1pct，分别可降本12、1、4分，硅片减薄10μ，降本2分

　　对三种电池新技术路线进行敏感性分析，发现良率每提升1pct，可降低装机成本1分/W，效率每提升1pct，可降低装机成本12分/W，CTM每提升1pct，可降低装机成本3-4分/W，硅片厚度每减薄10微米，可降低装机成本2-3分/W。

　　相对理想情况下，PERC、TOPCon、HJT、IBC四种技术的效率分别提升至23.8、26、27、25.5%，良率分别提升至99、97、99、95%，CTM分别提升至99.5、99、98、100%，硅片厚度分别减薄至150、130、90、130微米，则四种技术的装机成本分别在3.99、3.81、3.77、3.82元/W，因此三种新技术未来均可实现装机成本较PERC的大幅降低。

　　资料来源：贺利氏光伏，CPIA，盖锡咨询，索比咨询，中来股份，SOLARZOOM公众号，天风证券研究所

　　1.4.5降本方式：积累数据提升良率，多主栅、电镀铜降银，薄片化降硅成本，设备国产化降折旧

　　往未来看，前述影响成本的良率、银浆、折旧、CTM、靶材等因素均有持续改善空间，叠加效率的不断提升，替代PERC已成定局。

　　良率：TOPCon的隧穿氧化层和掺杂多晶硅制备、IBC的电极结构制作是良率提升的主要难点，可通过持续的量产实践测试进行提升。若IBC的良率未来提升至与TOPCon接近的水平，则有望成为较具性价比的电池路线。

　　银浆：TOPCon未来可通过多主栅、银铝浆的使用等方式降低银耗，而HJT需要使用低温银浆，但低温银浆及其上游低温银粉的国产化率低，因此未来降本方向包括低温银浆的国产化、多主栅&SWCT（5BB电池片的银浆耗量300mg/片，MBB200mg/片，而SWCT技术120mg/片）&银包铜降银耗、电镀铜实现贵金属替代等，IBC仅需单面主栅，银耗水平不高于双面PERC电池。

　　折旧：未来随着设备的集成、单位时间产出提升、大规模量产稳定性提升，各技术折旧成本均有望降低。

　　其他：对于N型电池来说，在相同厚度下所需硅片价格较P型贵5-8%，因此薄片化对其降本作用较为明显，其中HJT对称性好且使用低温工艺，可在保持较高良率的基础上使用更薄（150微米以下）的硅片，因此最能受益于硅片的减薄。IBC对硅片质量要求高，专业硅片厂商更具优势（部分外售，部分自用，可按参数调整），同时IBC也可实现薄片化，如Sunpower等公司已实现了130微米的组件量产。

　　我们预计今明年TOPCon通过选择性发射极提效至25%，CTM进一步提升至99%，制造良率优化到97%，硅片厚度减薄至150微米时，装机成本为3.96元/W；HJT通过双面微晶化提升效率至25.5%，通过半棒技术将CTM提升至98%，制造良率优化到99%，硅片厚度减薄到120微米时，装机成本为3.99元/W；IBC通过提效至25%，CTM进一步提升至99.5%，制造良率优化到95%，硅片厚度减薄至150微米时，装机成本为3.94元/W。在PERC装机成本稳定在4元/W以上的当下，新技术路线凭借明确的降本与提效方案，今明年均有望实现比PERC更高的性价比。

　　当前TOPCon产线%（Fraunhofer），产线GW，其中晶科已量产产能达16GW，良率几乎达到99%，最高效率25.41%，平均量产效率为24.5%，领先同业。

　　TOPCon投产速度快于HJT、IBC，主要原因有二：1）产线投资少，与原PERC产线兼容性强，TOPCon新建产线亿元/GW，由PERC升级则只需0.5-0.8亿元/GW，而HJT则高达4.5亿元/GW，IBC新建产线）TOPCon可在现有PERC产能基础上迭代（直接增加2-3步工序即可，其他电池组件工序基本不变），产业链配套沿用PERC的成熟体系，而HJT的低温工艺需培育产业链，IBC的电极背置同样需培育产业链。

　　1.5.2量产进展- HJT：龙头平均效率可达24%，已有产能6GW，22年规划产能10GW+

　　1.5.3量产进展- IBC：黄河水电最高效率可达24.1%，已有产能0.2GW，22年行业规划产能10GW+

　　经典IBC电池产线%，实验室效率分别达到25.2%、26.1%、26.63%，同时背接触电池的效率上限高，未来叠加下一代电池技术可以得到很高的电池效率，在最新的研究中IBC结合钙钛矿的PSC-IBC电池效率已突破30%，PSG-IBC叠层电池效率已突破35%。

　　目前N型IBC电池量产企业较少，IBC的电池生产工艺复杂且昂贵，特别是如何在电池背面制备有性价比的制备指装排列的P区和N区，国内仅黄河水电有200MW量产线%。爱旭在珠海和义乌分别有6.5GW（预计22年下半年投产）和2GW的N型BC类电池产能规划。隆基在泰州有4GW HPBC（预计为BC类电池）产能在建。

　　资料来源：光伏们，光伏前沿，北极星太阳能光伏网，普乐科技POPSOLAR公众号，集邦新能源网，摩尔光伏，北极星太阳能光伏网，天风证券研究所

　　1.6.总览：短期TOPCon产业链最成熟、量产领先，中期三条路线并存，长期或向TBC&HBC转型当下看，TOPCon电池已开始大规模量产，IBC虽参与方较少，但理论成本更低（尤其是P型），HJT现阶段存在量产难度大、生产成本高、投资昂贵等问题；中期看，HJT电池制作流程简洁，理论效率极限高（当前为28.5%，还有进一步提升可能），单面N型TOPCon（26%左右）与P型IBC（26%左右）效率极限不高，预计三种路线将并存；长期看，随着光伏装机规模的扩大，对贵金属的耗量持续增加（按当前PERC12mg/W的银耗量计算，当装机达到1000GW时，对应银浆耗量为12000t，若采用高银耗的电池路线t，而全球白银年产量仅30000t左右），能更好降低银耗的技术将成为主流，因此

　　资料来源：普乐科技POPSOLAR公众号，PV-Tech，天风证券研究所

　　2.2.1电池-TOPCon：与PERC兼容，主要增加硼扩、沉积设备以制备隧穿氧化层和掺杂多晶硅层

　　从制备流程来看，TOPCon相比PERC主要增加了硼扩、氧化层和掺杂多晶硅层沉积，需要扩散炉（难度高于磷扩）、沉积设备。

　　资料来源：拉普拉斯公众号，2020年中国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展(4)，中来股份环评书，天风证券研究所目前氧化层和掺杂多晶硅层的产业化制备主要有三种方式：LP+扩散、PE+原位掺杂、PVD+原位掺杂。其中LPCVD比PECVD更成熟，但镀膜速度较慢，有绕镀、石英件沉积等工艺问题，沉积多晶硅后需另加掺杂工艺。PECVD配合原位掺杂，可以实同一台设备一次性完成氧化硅、多晶硅膜的沉积并掺杂，简化工艺流程。PVD沉积同样可以实现原位掺杂，减少工艺流程。

　　2.2.2电池-HJT：与PERC不兼容，主要增加镀膜设备以实现本征非晶硅层与异质结结构制备,低温银浆亟需国产化，TCO导电膜带来靶材需求增长

　　HJT工艺流程短，但难度较大，与PERC产线几乎无法兼容，需增配非晶硅与导电膜沉积设备，同时调整清洗制绒设备，增加靶材需求。

　　清洗制绒相比PERC工艺增加，臭氧清洗与传统REC清洗非晶硅导路线并存，REC清洗技术成熟，稳定性好；臭氧清洗可降低成本。

　　非晶硅镀膜有PECVD与CAT-CVD两种设备，其中PECVD已实现国产化，若未来采用微晶化技术，则将换为TOPCon的氧化硅层镀膜设备。

　　透明导电膜（TCO）可采用PVD、RPD两种方法制备。PVD在光伏之外领域已有广泛应用，技术成熟；RPD（源于日本住友，捷佳伟创获授权研发）镀制的导电膜，电池性能较好，且可以应用IWO靶材，但针对HJT的RPD设备还需进一步优化。

　　丝网印刷工序虽可采用常规产线，但受制于低温银浆需印刷两次来保障性能，对印刷线的精度有较高要求。

　　此外，辐照退火能有效提高HJT电池效率，已成为HJT电池产线标准工艺之一。

　　目前迈为、捷佳伟创均具备全套设备供应能力，理想、钧石等其他厂商均各有优势。

　　资料来源：2020 年中国光伏技术发展报告——晶体硅太阳电池研究进展(5)、(6)，天风证券研究所

　　HJT需使用低温银浆，但其存在导电性能低、成本高、国产化率低的问题。目前国产银浆厂商中，苏州晶银已实现量产应用，聚和新材已推出相关产品，帝科继承Solamet研发成果，低温银浆已试生产。银包铜浆料现整体仍处于研发阶段，作为可以有效降低银耗的手段之一，国内厂商也均有布局。

　　此外，低温银浆用的银粉目前还基本由日本企业垄断，未来产业技术确定后同样需要进行国产化降本。

　　HJT的TCO导电膜沉积靶材同样关键，HJT产能上升带来靶材需求上涨。市场现阶段主流靶材主要有含铟靶材ITO、不含铟靶材AZO两种，AZO靶材在导电性、透光性综合表现劣于ITO，ITO现阶段是HJT电池TCO镀膜工艺较优的选择，当前ITO靶材以进口为主，但已有部分国产厂商具备ITO靶材量产能力，有望实现进口替代。

　　资料来源：光伏领跑者创新论坛，摩尔光伏，戊电靶材，捷佳伟创，天风证券研究所

　　2.2.3电池-IBC：工艺复杂难度较大，需增加背面掩膜、激光开槽等图形化处理设备IBC电极背置，需用到掩膜工艺，对图形化及分辨率有一定要求，增加背面掩膜、开槽等图形化处理设备（主要是激光设备），而TBC、HBC则在此基础上叠加TOPCon钝化结构制备或HJT非晶硅钝化层与异质结结构制备工艺与设备。

　　资料来源：普乐科技POPSOLAR公众号，光伏领跑者创新论坛，N型高效晶体硅太阳能电池关键技术研究_鲁贵林，天风证券研究所

　　掩膜可通过PECVD等常规镀膜设备实现，图形化则需光刻机或激光消融设备。光刻成本过高难量产，激光消融设备可以相对低成本实现图形化开槽。

　　此外，IBC电池对掺杂设备精度要求提高，可使用离子注入方案，但成本较高。

　　资料来源：IBC太阳电池技术的研究进展_席珍珍；吴翔；屈小勇，天风证券研究所

　　2.3.1硅片-参数要求：掺杂元素均匀、少子寿命更高、碳氧含量更低、硅片厚度更薄N型硅片的产品参数要求有所提高，如掺杂元素更均匀、少子寿命更高、碳氧含量更低、硅片厚度更薄，且不同技术间要求存在差异，为达成上述参数要求，则需要硅片企业在拉晶与切片工艺端做优化，同时使用更纯的硅料（电子II级以上，目前国内龙头硅料厂均可供应，但品质略逊于进口硅料）、石英坩埚、热场，更细的金刚线。

　　首先看工艺调整。在拉晶端企业需：1）提高掺杂均匀性，主要系P型掺硼，N型掺磷，硼在硅中分凝系数为0.8，大于磷的0.35，因此P型硅棒掺杂元素分布均匀性更易控制。2）提升控制能力以增加单炉总投料量，投料量增加会导致熔体高度增加、自然对流增强，固液生长界面温度波动更加剧烈，引发缺陷影响少子寿命，能否在保证品质的同时增加投料量成为硅片企业的竞争关键，隆基、中环等龙头企业具有先发优势。

　　在切片端，当前量产的P型硅片在165μm，N型电池组件端的变化使其减薄潜力较P型更大，可能会影响碎片率与电池效率。如下图所示，随着硅片厚度降低，电池效率从缓慢降低到快速降低，因此硅片企业需掌握平衡，隆基、中环等龙头企业同样，硅片具有先发优势。

　　资料来源：中国国家标准化管理委员会，TOPCon型N-PERT双面太阳电池工艺技术的研究_吕欣， HIT太阳能电池性能的模拟计算_马斌，PSS异质结IBC太阳电池性能模拟与分析_王选臣，高效N型背接触太阳电池工艺研究_董鹏，N型单晶硅少子寿命对高效晶硅电池效率影响的研究_刘金颖，少子寿命跟踪在异质结电池生产中的应用_李锋，东西智库，天风证券研究所

　　2.3.2硅片-拉晶：热场、石英坩埚需要提升纯度，耗量增加；金刚线需更细，或有母线材料替代

　　（1）石英坩埚：由于石英坩埚在拉晶过程中直接接触硅液，所以石英坩埚的纯度会直接影响硅棒的纯度，需要由纯度更高的石英砂制备。同时，为了防止坩埚加热时间过长涂层脱落引入碳氧杂质，需及时更换坩埚减少拉棒过程中引入杂质的机率，一般情况下N型提拉次数从P型的5次减少至3次。所以N型硅片对石英坩埚的纯度要求更高，耗量更大。

　　（2）碳碳热场：相比P型灰分200ppm，N型硅片对热场纯度的要求为灰分100ppm，对热场企业的纯化能力形成考验。同时，N型硅片开炉次数多，对热场的氧化加深，因此热场单耗也有增加。此外，N型硅片拉晶过程中需通过热场来调节熔体对流方式使硅液界面相对稳定，降低氧原子进入硅液的概率，以此降低硅棒中的氧含量，即热场也需要做调整和优化。

　　资料来源：碳化硅涂层在单晶硅用炭_炭热场材料中的应用及研究进展_程皓，欧晶科技，天风证券研究所

　　（3）金刚线：N型硅片需要更薄，因此金刚线需要更细，但现有钢材降到34微米以下可能将难以支撑切割所需的张力，可能需使用具有耐酸碱性强、抗拉强度高、储存及生产环境要求宽松、可加工极细、柔软性好等特点的特殊钨丝替代，但其成本目前是碳钢丝的4-5倍左右，尚不具备经济性。目前岱勒新材已具有钨丝替代碳钢母线的生产技术，开始小批量供货。

　　2.4.1组件-焊带&导电胶：HJT使用低温工艺，可采用导电胶或SWCT技术进行电池互联

　　电池技术路线给组件封装带来的最大变化来自组件互联工艺与材料，如HJT可能需要载体膜进行精准焊接，IBC可能需要导电胶辅助封装；其次是对于胶膜和背板的偏好变化，N型电池普遍需要抗PID性能更好的胶膜，因此POE或EPE的渗透率将有提升。

　　首先看HJT，由于生产过程中均使用不超200度的低温工艺，因此常规焊接方式会损害电池，可采用导电胶或者梅耶博格的SmartWire互连技术(SWCT)。其中导电胶串焊技术主要增加了贴胶、胶带预压及胶带终压过程，减少了助焊剂喷涂及高温焊接流程；SWCT通过将具有低温涂层的焊带黏粘在胶膜上形成导电胶膜，利用导电胶膜的粘性将太阳电池连接成串，导电胶膜下方的焊带与细栅直接接触。赛伍技术针对SWCT开发的低温焊带载体膜可通过事先固定焊带实现精准焊接，已实现小批量出货。

　　资料来源：索比光伏网，摩尔光伏公众号，赛伍技术官网，梅耶博格公众号，髙效Ｎ型背接触太阳电池工艺研宄_董鹏，天风证券研究所

　　2.4.2组件-焊带&导电胶：IBC电极均在背面导致应力集中，催生导电胶、导电背板等新型封装方式

　　再看IBC，由于电极全部在一侧，常规焊接会导致应力集中，电池片翘曲大，此外IBC电池的绝缘浆料不耐高温，因此主要可采用“导电胶+焊带”和“导电胶+柔性电路背板”两种封装方式。其中导电胶带可以在较低的温度下完成焊接，且本身有伸缩性，可对焊带与电池片的应力起缓冲作用，降低电池片翘曲。而和常规组件相比，采用导电背板替代焊带的封装技术省去了复杂的高温焊接过程，实现了真正的二维平面封装。

　　常规电池组件的结构为：背板-EVA-电池片-EVA-钢化玻璃；“导电胶+焊带”的封装方式则是利用导电胶将焊带焊在电池片主栅上；而“导电胶+柔性电路背板”封装方式的结构则演变为：柔性导电背板-打孔EVA-电池片-普通EVA-钢化玻璃。

　　此外，与传统的双面焊接方式不同，背接触电池仅需要单面焊接，焊接技术与串焊机均需要做调整。

　　目前光伏导电胶供应商有海外的汉高、德邦、贺利氏等，国内帝科股份有叠瓦组件导电胶产品。

　　数据来源：光伏前沿，帝科股份，光伏领跑者创新论坛，经观ESG公众号，索比光伏网，与非网，背接触MWT与IBC电池组件封装工艺研究_赵邦桂，髙效Ｎ型背接触太阳电池工艺研宄_董鹏，CPIA，天风证券研究所

　　2.4.3组件-胶膜&背板：HJT对于胶膜、背板等的粘接性和阻水性提出更高要求

　　由于HJT电池片表面为TCO层而非传统的氮化硅层，表面无可反应基团，与常规胶膜粘结性能差，需要高粘性胶膜（赛伍同款胶膜在P型电池上用的剥离力是HJT电池上的3-15倍），同时HJT电池用低温银浆和非晶硅层耐湿性、耐钠性较差，需要提高胶膜、背板、边缘等水汽通道的阻水性能。

　　目前市场上主流的胶膜为EVA，2020年市场份额为74.3%。而POE胶膜相比EVA具有更高的透射率、阻水性，但POE胶膜在组件层压时产生的气泡较多，封装不良率提高，层压时间增长，价格也比EVA高30%-50%，所以EPE胶膜（共挤POE，即EVA+POE+EVA）应运而生，通过多层共挤技术，减少了POE胶膜的使用，使胶膜同时具备POE的阻水及抗PID特性和EVA的高良率层压优势，未来渗透率或将会明显提升。

　　背板方面，可通过加入铝箔或者在PET表面涂布阻水涂层来实现较好的阻水性，而边缘透水可通过阻水封边胶带来抑制。

　　数据来源：赛伍技术官网，摩尔光伏公众号，索比光伏网，CPIA，天风证券研究所

　　3.1.投资维度1：短期看业绩释放顺序，设备新辅材电池组件老辅材

　　短期来看，能够率先释放业绩的环节是更好的投资选择，而设备企业将最先受益于技术变化，其次为实验中不断调整的各类新增辅材，如低温银浆、靶材、导电胶等，接着是率先进行中试和量产的电池组件企业，最后是大规模量产后，会对金刚线、石英坩埚、碳碳热场等原有辅材的单耗或单价产生一定影响。

　　因此我们认为对于尚未规模量产的技术路线，业绩最先受益的是设备公司；而若开始规模量产，则银浆&银粉、靶材、导电胶等新增辅材的业绩将快速释放；到了技术路线确定的时间点，领先的电池组件企业凭技术优势可获取超额收益，相关辅材也可得到一定的盈利改善。

　　3.2.投资维度2：中期看业绩弹性，设备新辅材电池组件老辅材

　　往中期看，在不同技术路线下，产业链不同环节的业绩弹性存在差异，看好既定路线下业绩弹性大的环节。

　　如下表所示，在对各环节的价格、毛利率水平做一假设后，可计算得到各环节毛利润变动情况，显然，设备、银浆银粉&HJT的靶材&IBC的导电胶（三者统称为新辅材，一旦下游规模使用，就可实现量利双升）、电池企业的业绩弹性最大，金刚线、组件（新技术有学习曲线，会使得各企业出现差异化竞争，从而提升头部一体化企业盈利水平）企业其次，另外，石英坩埚、碳碳热场也有一定的业绩弹性。

　　数据来源：Wind，美畅股份官网，光伏新说公众号，索比光伏网，天风证券研究所

　　3.3.投资维度3：长期看业绩持续性，老辅材组件设备电池新辅材

　　长期来看，当技术路线被广泛认可后，环节的竞争格局将决定其超额收益的可持续性。

　　金刚线、石英坩埚、碳碳热场龙头较二线企业的领先优势较大，大多经历数轮淘汰而保持较高份额，竞争格局最优。

　　组件环节近几年集中度明显提升，龙头在产业链中的地位仍在加强，凭一体化、品牌渠道以及供应链管理能力打造更强竞争力，竞争格局其次。

　　设备企业多为经历上一轮PERC的技术变革后脱颖而出的，研发能力与先发优势较强，竞争格局也较好。

　　专业电池企业在技术变革初期充分受益，而在技术扩散后则受制于格局均较好的上下游，难以延续超额收益。

　　最后是新增辅材如银浆&银粉、靶材、导电胶环节，由于尚处行业发展早期，最终的方案选择和行业竞争格局还不清晰，存在被淘汰的风险。