2024年光伏行业年度策略：光伏产业周期寻底，N型电池催生技术迭代

1 投资分析

2023Q4 进入盈利低位，关注 2024 年的产能投建节奏。2023 年光伏指数跌幅超过 40%， 进入后景气度阶段。本轮景气周期以 2020 年为起点，标志性事件包括 2020Q2 硅料价格 见底，以及 2020Q3 我国首次提出“2060 碳中和目标”。近四年的 14 个季度中，行业单 季度利润均维持了双位数及以上的同比增速，至 2023Q3 单季度行业利润同比增速首现负 值。2023 年末组件价格跌至 1 元/w，全产业链利润空间压至盈亏平衡线附近。在全球能 源供需和国内电网消纳不发生大变化的前提下，预计 2024 年需求端增速约 10%-20%， 2024 年产业链利润空间在低位震荡中寻底，期间部分拟投产能推迟或退出，关注供给端 产能投建节奏。

资产负债表依然稳健，关注玻璃环节率先放缓扩表步伐。存量企业的资产负债表依 然维持稳健，整体资产负债率和周转率在历史中值水平，2023Q3 的 ROE 尚处于历史高 位，维持了资本开支能力。预计本轮景气周期见底的指标顺序依次为：产品价格、企业 盈利、稼动（库存）、产能建设。目前已经观察到产品价格和企业盈利的相继下降，硅片 及电池片环节出现累库情况，光伏玻璃环节的在建工程同比下降，但是行业整体产能建 设并未明显放缓。预期在后续产品价格趋近现金成本的过程中，盈利将伴随稼动率同步 下降，资产负债表扩张放缓，从而推迟产能建设或出清落后产能，完成周期寻底的过程。

N 型 TOPCon 电池密集投建，催生技术迭代升级。预计 2023 年 TOPCon 新建产能 300-400GW，预计 2024 年新增产能超过 200GW，相关 TOPCon 产线设备供应商在手订 单充裕。2024 年 TOPCon 电池出货量占比有望达到 60%以上，伴随 N 型 TOPCon 电池放 量，低氧型硅片需求增长，相关低氧单晶炉、磁场磁体、大抽速真空泵等相关设备迎来 技术迭代。同时，TOPCon 和 HJT 等 N 型电池银浆消耗量增加，多主栅、无主栅、激光 转印等降本技术有望加速应用。

2 市场表现与估值分析

2.1 市场表现：指数承压，全年收跌

2023 年年初至 12 月 26 日，sw 光伏设备指数跌幅 42.9%，跌幅超过 sw 一级行业指 数。同期上证 50 指数跌幅 13.7%、沪深 300 指数跌幅 13.5%、中证 500 指数跌幅 9.4%。

2.2 估值情况：市盈率处于历史底部

市盈率处于历史底部区间，市净率估值存在分歧。以 sw 行业分类和市场主要指数为 基础进行估值分析，采用近 20 年的可取历史数据，按估值的历史分位数从高往低排序。 截止 12 月 26 日，从市盈率估值角度，sw 光伏设备的市盈率为 11.24，已经处于历史底 部区间，历史分位数不足 0.4%，低估程度强于其他行业指数和市场指数。即使考虑风险 溢价后，sw 光伏设备的 ERP 估值依然处于历史底部。但从市净率估值角度，sw 光伏设 备的市净率为 2.39，分位数为 19.34%，排序第 11 位，低估程度不及前两者。sw 光伏设 备与主要指数相比较，盈利角度的估值和资产角度的估值，存在部分分歧。

相对估值的分歧更为明显。从相对估值的角度观察，sw 光伏设备指数市盈率与万得 全 A 市盈率的比值为 0.67，处于 2.76%分位数，为历史低估水平。同期，sw 光伏设备指 数市净率与万得全 A 市净率的比值为 1.71，处于 59.84%分位数，为历史中高估水平。

2.3 估值分析：PB-ROE 的估值分位数处于合理水平

PB-ROE 的角度，目前的估值是相对合理水平。选取 sw 一级行业指数、sw 光伏设 备指数及主要市场基准指数的 ROE 数据，从 PB 历史分位数和 ROE 历史分位数两个维度 进行指数的估值对比。结果显示，上述指数的 PB 历史分位数与 ROE 历史分位数呈现一 定相关性（R2=0.30），而 sw 光伏设备的 PB-ROE 分位数位于趋势线附近，为相对合理水 平。

光伏指数 PB 分位数反映了 ROE 下移的预期。当前光伏设备指数的 ROE（ttm）分 位数约 94%， PB 分位数约 19%，两者相去甚远。选取 PB 分位数相近的几个行业指数 （机械、轻工、电子、农牧），对比 ROE（ttm）观察，其 ROE（ttm）分位数分布在 20% 至 40%区间。选取 ROE 分位数相近的几个行业指数（家电、食饮、煤炭、有色），对比 观察，其 PB 分位数呈现两端分布，家电、食饮、煤炭指数的 PB 分位数在 25%以上，有 色金属指数 PB 分位数降至 10%以下。可以认为，光伏指数当前 PB 分位数，包含了 ROE 下降的预期，ROE 降至轻工和机械指数 ROE 相近位置（约 5%-6%）。ROE 的预期稳定性， 影响 PB 运动的中枢，相似 ROE 表现的指数（家电、有色），其 PB 分位数相差很大，同 样，假设光伏指数未来能维持 ROE 稳定性，PB 中枢有望相对上移。

3 公司业绩及资产状况

3.1 业绩表现：2023Q3 进入拐点，单季度业绩首现同比下降

2023Q3 单季度业绩增速转负，进入周期寻底阶段。以 sw 光伏设备分类为基础，选 取 52 家企业数据汇总。按照所处产业链环节，将行业公司分为：硅料、硅片、一体化组 件、电池组件、辅料（玻璃＆胶膜＆银浆等）、耗材（金刚线＆坩埚＆热场等）、逆变器、 光伏设备等 8 个环节。 2023Q3 单季度行业整体营收 2694.7 亿元，同比增速 7.6%，相比 2023Q2 增速降速约 17 个百分点。2023Q3 单季度行业利润 279.9 亿元，同比下降 20.0%，自 2021 年以来的 本轮光伏周期中，首次出现单季度业绩下降。耗材、逆变器及光伏设备等环节增速好于 硅料、硅片及组件等环节。

3.2 经营周转：硅片环节库存积累明显增加，行业经营周转放缓

整体经营周转放缓，硅片环节库存周转天数明显增加。测算单季度周转天数，通过 “应收+存货-应付”的周转天数，勾勒“净营业周期”指标以判断行业周转情况。2023Q3 全行业周转略有放缓，净营业周期达到 87 天（同比+21%、环比+9%），存货及应收账款 周转天数均有增加。2023Q3 各环节中，周转明显放缓的是硅片环节，净营业周期延长至 72 天（同比+242%、环比+312%）。电池组件环节的周转略放缓，净营业周期延长至 63 天（同比+66%、环比+10%）。存货周转放缓是硅片及电池经营周转放缓的主要原因，预 计硅片及电池环节出现累库情况。硅料环节和辅料环节出现单季度周转加速的情况。

3.3 资产状况：整体资产开支扩张不减，玻璃胶膜在建工程下降

整体资产规模持续增长。2023 三季度末全行业净资产总额达到 6328.6 亿元，同比增 长 28%，每一个环节的净资产规模均有增长，增幅最大为耗材环节（同比+58%），增幅 最小为硅料环节（同比+12%）。全行业总资产规模达到 1.5 万亿（同比+31%）。行业整体 的资产负债率 58.6%，同比增加 1.04pcts，行业整体的有息负债率 18.46%，同比增加 2.46pcts。

玻璃及胶膜类企业有息负债率较高。2023Q3 行业整体资产负债率较年初上升 2.2pcts， 行业内 30 家企业的资产负债率有提升。一体化组件、硅料、光伏设备三个环节的资产负 债率上升。光伏设备的资产负债率 69.3%，增长 8.91pcts，主因是合同负债等项目。2023Q3 行业整体有息负债率 18.46%，较年初上升 3.2pcts，行业内 33 家企业资产负债率提升， 大部分环节的有息负债率均上升，硅片及辅料环节有息负债率较高，主要为玻璃、胶膜、 硅片等企业，部分有息负债率达到 30%-40%。

行业在建工程整体高增长，仅有玻璃环节在建工程下降。近几年光伏产业链各环节 均有较强的产能扩张动作，从固定资产和在建工程两大项目观察，2023 三季度末全行业 固定资产达到 3687.8 亿元（同比+36%）、在建工程 1002.6 亿元（同比+97%）。分产业链 各环节观察，除辅料环节外，其余环节的在建工程均有较高增幅，增幅较高的电池环节 在建工程规模 164 亿元（同比+247%），规模较大的一体化环节在建工程 274 亿元（同比 +157%）。辅料环节在建工程规模 67 亿元（同比-24%），其中在建工程规模下降的主要为 光伏玻璃企业。

新增资本开支增加，但融资端吸收资金下降。与在建工程增长态势保持一致，2023 前三季度的行业整体资本开支维持上行，采用“构建固定资产、无形资产和其他长期资 产支付的现金”作为指标，行业整体资本开支达到 1147 亿元，同比增幅 65%。另一方面， 融资端出现放缓情况，采用“吸收投资收到的现金”作为指标，前三季度行业吸收投资 273 亿元，同比减少 37%。其中，硅料、一体化组件及硅片等环节吸收投资均有大幅下 降，电池、逆变器、辅料环节吸收投资金额增量约 90 亿。采用“资本开支/折旧”作为衡 量资本开支强度指标，目前行业虽然处于资本开支的增长期，但是今年上半年“资本开 支/折旧摊销”的比值已回落至 3.81，显著低于 2021-2022 年水平。

较强的净资产收益率叠加二级市场融资，支撑资本开支上行。拉长周期观察，2020 至 2022 年行业资本开支金额逐年递增，资本开支合计约 2200 亿元，资产规模亦同步扩 大。但期间资产负债率从 56.9%略升至 57.9%，有息负债率从 17.6%略升至 18.6%，杠杆 率基本维持了稳定。其中，非债务融资起到了关键作用，2020 年至 2022 年期间，行业整 体吸收投资金额合计约 1500 亿元，IPO、定增、子公司吸收增资等构成主要来源。另一 方面，较强的资产盈利能力也为行业创造了充裕的利润和现金流，以“净资产收益率’ 作为指标，2023 前三季度的行业整体 ROE 达到 17.1%，为历史高位，且在 sw 一级行业 分类的 2023 前三季度的 ROE（ttm）中位居第二。

4 行业供需与量价盈利

4.1 需求：2024 年预计全球装机量达到 500GW，碳中和目标支撑长期空间

产业链价格联动建设成本下降，开启度电成本下行趋势。预计 2023 年我国地面光伏 系统初始全投资成本降至 3.79 元/W 以下，降幅可超过 10%，推动度电成本（LCOE）降 至 0.27 元/kwh 以下。预计 2024 年我国地面电站光伏全投资成本续降至 3.28 元/W 以下， LCOE 降至 0.24 元/kwh 以下。

内外需提振，短期需求超预期增长。2023 前十月，国内新增装机量 142.6GW，同比 +144%，预计全年国内新增装机达到 190GW，超过预期值（120GW）。2023 前十月，向 海外出口的组件和电池数量超过 210GW，同比+24%，出口金额合计约 388 亿美元，受 价格因素影响，同比-3.0%。预计全年海外新增装机超过 250GW，超过预期值（210GW）。 2023 年预计全球装机量超过 440GW，对应组件需求量超过 500GW。

碳中和目标路径共识，中长期需求有空间。根据 IEA 预计，实现碳中和的目标情形， 需要在 2030 年减少能源系统 30%碳排放量，当年（2030）的光伏新增装机量需要超过 800GW。另据 IRENA 预计，要实现 2030 年全球温度升幅控制在 1.5℃以内，当年（2030） 的光伏累计装机量需要达到 5457GW、风电累计装机量要达到 3534GW，换算为 2023-2030 年期间，光伏年均新增装机量需超过 550GW、风电年均装机量需要超过 320GW。考虑 光伏在可再生能源中的经济性和便利性优势，预期 2030 年光伏新增装机量超过 900GW/ 年，换算成组件需求量约 1125GW/年，CAGR 约为 11%。

预计 2024 年全球新增装机量达到 500GW（+14%），换算为组件需求量约为 625GW。 其中，国内新增装机量达到 200GW（+5%），换算为组件需求量约为 250GW。

4.2 价格：产业链主材价格续降，辅料耗材价格企稳

价格下探至本轮周期底部区间，从原材料至终端梯次下降。截止 12 月，硅料价格\ 硅片价格\电池片价格\组件价格降至 6.02 万元/吨、2.10 元/片、0.38 元/w、1.00 元/w，较 年初降幅分别为 80%\58%\60%\45%。2023Q4 硅料价格\硅片价格\电池片价格\组件价格均 值分别为 6.70 万元/吨、2.42 元/片、0.47 元/w、1.08 元/w，较年初降幅为 78%\51%\50%\44%。 从近几年历史数据分析，目前硅料价格已跌破 2020Q2 低点，硅片、电池及组件价格已创 新低。 辅 料 价 格 趋 稳 ， 2023Q4 正 银 / 背 银 / 玻 璃 / 胶膜价格较年初变化为 +6.7%/+7%/-5.4%/-8.7%，热场价格预计四季度略回升。

4.3 供给：2024 年行业产能预计达到 TW 级别

供给端持续增长，四大主产业链产量增幅超过 70%。 2023 年产业链产量续增，前 11 个月国内硅料供应量达到 130.4 万吨，同比+82.6%，预计硅料全年产量约 146.4 万吨， 同比+80%，前 11 个月硅片产量达到 532.62W，同比+76.6%，预计硅片全年产量在 590GW 左右，同比+77.3%。电池片和组件产量亦保持增长，前 10 个月产量分别达到 404GW、 367GW，同比增幅 74%、72%。截止 2023 年 10 月，我国光伏制造业产值超过 1.3 万亿 元，创历史新高。

产能释放大年，各环节产能均值突破 900GW。预计 2023 年底，硅料、硅片、电池、 组件的名义产能可以达到 1000GW、930GW、840GW、790GW，考虑硅料的产能爬坡以 及电池组件的产能弹性，预计全产业链供应能力约 900GW。展望 2024 年，预计硅料产 能增幅在 50%以上，其余环节的产能增幅约 20%，全产业链的供应能力达到 1000GW。

4.4 盈利：利润空间压缩，2023 四季度降至历史低位

全产业链盈利空间压缩，电池环节趋近现金成本。2023Q4 全产业链盈利进入历史底 部区间，估算盈利均值约 0.03 元/瓦，环比降幅约 80%。 主产业链中：硅料环节盈利尚有韧性，2023Q4 盈利预计约 0.04 元/瓦，环比降幅 20%； 硅片环节盈利续降，从 2023Q3 的单瓦 0.06 元盈利，降至 2023Q4 的盈亏平衡点附近；电 池环节盈利能力剧烈反转，从 2023Q3 超过 0.1 元/瓦的盈利空间，降至 2023Q4 的盈亏平 衡点以下，年底价格已经接近现金成本，出现明显的产能利用率下降。

历史低位的盈利水平，投资回收期明显增加。随着组件价格跌至 1 元/瓦，全产业链 单瓦利润跌至 3 分，2023Q4 产业链盈利水平已处于历史底部区间，根据《光伏产业发展 路线图（2022-2023）》测算，预计硅料-硅片-perc 电池-组件的产业链投资（含厂房）金额 约 8-9 亿元/GW，2023Q4 盈利水平对应全成本投资回收期超过 30 年。在“主产业链单瓦 利润 4-5 分，资本金占比 40%，贷款利率 4%”的假设下，匡算 ROE 的合理中枢约 7%至 8%。目前盈利水平已使得项目投资的 ROE 降至 4%以下，低于合理 ROE 水平，为本轮 周期的低位。

5 产业发展及技术趋势

5.1 N 型技术路线加速渗透，2024 年迎来 TOPCON 大扩产

更高的效率上限，TOPCon 技术路线接力发展。提升光伏电池片效率的措施主要分 为两大类：降低光学损失、降低电学损失。制绒、减反膜、栅线细化、双面电池等技术 措施属于光学增效。降低表面复合、优化欧姆接触、提高少子寿命等改进措施属于电学 增效。在 PERC 技术的基础上，TOPCon 电池有以下效率提升：1、改用 N 型硅片衬底提升 了少子寿命；2、采用隧穿氧化层改进了背面钝化结构，降低少子空穴的复合，提升少子 寿命；3、采用磷掺杂多晶硅层改进背面钝化结构，一方面重掺多晶硅层形成高低结，提 升载流子传导性能，另一方面，掺磷多晶硅层横向传导载流子至金属收集，使得金属电 极不与硅片基底直接接触，从而优化欧姆接触。由此单面 TOPCon 的理论效率极限达到 27.1%、双面 TOPCon 理论效率极限达到 28.7%，远高于 PERC（24.06%），接近 HJT（29.2%）。

成本优势明显，TOPCON 技术路线大扩产。TOPCon 电池路线在效率上限高的同时， 对现有 PERC 产线的兼容性较好，两者的工序重合度较高，TOPCon 新增的工艺环节包括 硼扩散、隧穿+本征非晶硅等。就近年份的 PERC 产线，升级 TOPCon 的单 GW 投资约 0.5 亿元，主要用于隧穿氧化层+多晶硅层沉积+掺磷的各类 CVD 设备。新建 TOPCon 的 单 GW 设备投资约 1.6 亿元，低于 HJT（3 亿元/GW）和 IBC（3 亿元/GW）。非硅成本方 面，TOPCon 约 0.16-0.18 元/w，相较 PERC 尚有约 2-4 分/w 的差距，主要为设备折旧和 银浆单耗的成本构成增项。当然，TOPCon 相较 PERC 的电池产品溢价超过 5 分/w，可以 补足成本差距。HJT 方面，设备投资较高但具备降本空间，经过 0BB 和银包铜等技术导 入后，预计非硅成本降至 0.25 元/w，未来随着电镀铜等技术升级，成本还将进一步下降。 得益于以上成本和性能优势，TOPCon 成为目前颇具性价比的主流电池路线，在 2023 年 迎来扩产高峰。

预计 2023 年 TOPCon 新增产能约 300GW-400GW，年末产能超过 500GW。预计 2024 年 TOPCon 新增产能超过 200GW，至 2024 年末产能超过 700GW。同时，伴随部分老旧 p 型产 能的逐步退出，TOPCon 电池出货量占比有望从 20%+（2023 年）提升至 60%（2024 年），成 为行业主流产品。

LPCVD 和 PECVD 两大路线平分秋色。根据隧穿氧化层（TunnelOxide）和磷掺杂多晶 硅层（n-poly-Si）的制备方式不同，TOPCon 电池的成膜工艺主要有两大类方式：低压化学气 相沉积（LPCVD）和等离子体增强化学气相沉积（PECVD）。前者采用 LPCVD 设备，通入 SiH4 气体在低压高温热场下热解，沉积制备 SiO2 隧穿氧化层及多晶硅层，之后通过磷扩或者 等离子注入退火等方式制备掺杂多晶硅（非原位掺杂）。后者采用 PECVD 设备，分步骤通入 SiH4 气体及含磷元素气体 PH3，通过微波/射频感应将气体变成等离子体，沉积 SiO2隧穿氧化 层及磷掺杂非晶硅层（原位掺杂），其中磷掺杂非硅层（n-a-si）经退火后形成磷掺杂多晶硅 层（n-poly-si）。这两大类方式下还有其他变化，如 LPCVD+原位掺杂，以及 PECVD+ALD 等， 但因镀膜均匀性问题、镀膜致密性问题或者成本较高而未广泛使用。LPCVD 路线工艺成熟， 晶科、隆基等企业均已采用，PECVD 路线的绕镀问题少且成膜速率高，通威、天合等企业正 在采用。目前，在建和拟建产能项目中，两种路线的采用比例约五五开，据 ITRPV 预计，未 来 PECVD 的路线占比将大幅提升，至 2033 年 80%以上 TOPCon 产能将采用 PECVD 路线。

热制程及镀膜设备价值量占比高，关注主要供应商。据晶科能源 2023 年 2 月的可转债问 询函回复报告以及拉普拉斯 2023 年 6 月的招股说明书，热制程（高温）设备和镀膜设备， 是 TOPCon 等光伏电池片产线的核心价值组成部分，设备价值量占比约 47%。其中，热 制程（高温）设备主要包括硼扩散、磷扩散、氧化及退火设备等，镀膜设备主要包括 LPCVD 和 PECVD 设备等。上市企业中，捷佳伟创在 TOPCon 电池整线设备布局较为齐全，北 方华创产品线主要覆盖了热制程和镀膜环节，以上企业产品的产线应用规模超过 GW 级。 微导纳米重点覆盖了镀膜设备（PEALD），金辰、大族激光（大族光伏）、京山轻机等企 业在镀膜设备（PECVD）方面有均批量出货或导入试用。

5.2 N 型硅片占比提升，TOPCON 带动低氧硅片需求量

新电池技术带动 N 型硅片需求增长。根据今年 3 月份出版的光伏国际技术路线图 （ITRPV），在 N 型电池片（TOPCon 及 HJT 等）的市占率将在 10 年内提升至 80%以上， 带动 N 型单晶硅片的市占率提升，其中 TOPCon 使用硅片在 N 型硅片中占主要比重。

TOPCon 的 N 型硅片氧含量要求更加严格。目前，TOPCon 电池和 PERC 电池的 PN 结 都为同质结，由 N 型/P 型硅片表面进行硼扩/磷扩制成。由于硼元素的扩散难度大，因此 TOPCon 的硼扩工艺温度（900-1100℃）相比 PERC 电池由磷扩工艺温度（600-900℃）更高。 高温下硅片中的氧元素移动，冷却后沉淀形成氧环（同心圆），降低电池效率。HJT 电池的 PN 结为两种不同硅材料形成，采用气相沉积工艺实现掺杂制结，无需进行高温扩散，减少了 此类问题。PERC 电池的磷扩工艺温度相对较低，也减少此类问题。基于以上原因，TOPCon 使用硅片的氧含量指标（低于 12ppma）要求比 HJT 使用硅片（低于 14ppma）、PERC 使用硅 片（低于 16ppma）更为严格，硅片少子寿命的要求（大于 800μs）也高于 PERC 硅片（大于 70μs）。

多种途径降低硅片氧含量，引入半导体级磁场技术。单晶硅片中的氧元素，一方面来自 多晶硅料的杂质（碳、氧等），另一方面来自拉晶环节的杂质引入。拉晶过程中，多晶硅加热 变成熔体，籽晶旋转着的从坩锅中的熔体中提拉制备出单晶，其中温度梯度、晶体旋转、提 升晶体等因素都会产生对流。在硅熔点温度（1420℃）下，石英坩埚（SiO2）与硅作用生成 的 SiO 溶解进入硅熔体后，经对流传输到晶体-熔体的固液界面。SiO 的蒸汽压为 12mbar，因 此大部分的 SiO 在熔体表面蒸发，另一部分 SiO 会在熔硅冷却结晶的过程中进入晶体，造成 晶棒的氧杂质含量增加。此外，蒸发形成的 SiO 气体，部分与热场的石墨加热器反应形成的 CO，CO 气体不易挥发，大多进入硅熔体与熔硅反应，又会造成晶棒的碳氧杂质含量增加。 缓解以上问题的途径有多种，包括热场温度的改进、采用电磁场抑制对流、加强氩气吹 扫、降低炉内压力、增大石英坩埚直径与硅棒直径比例（增加液面挥发面积）等。以上途径 中，磁场方式是此前应用于半导体级硅片拉晶的技术，据晶升股份招股说明书，其型号 SCG300MCZ 半导体硅单晶炉采用“直拉法+横向超导磁场”，批量产品（2018 年）可满足 氧含量小于 12.7ppma 的要求。据晶盛机电官网，其第五代单晶炉（2023 年），运用于半 导体领域的超导磁场技术导入光伏领域，实现氧含量小于 5ppm 的超低氧单晶硅稳定生长， 彻底消除同心圆与提高少子寿命。据奥特维官网，其 1600 低氧型单晶炉（2023 年），不 额外增加超导磁场，在 36 吋热场拉制 N10 氧含量可控制在 9-10ppma。

目前低氧单晶炉正处于逐步验证及批次交付阶段，采用超导磁场设备价格相对传统单晶 炉设备颇高。考虑当下产业链的利润空间，预计短期内通过炉体、热场、泵的改进型路线更 有性价比，中长期磁场路线的技术空间更大。

5.3 N 型银浆耗量增加，金属化工艺升级助力降本增效

金属化成本占比高，重要降本方向所在。PERC 电池的非硅成本约 0.15 元/w，TOPCon 非硅成本约 0.17 元/w，HJT 非硅成本约 0.27 元/w，非硅成本差异的主要来源是金属化成 本（银浆+网版等）。P 型电池金属化成本占到电池非硅成本的比重约 35%，N 型电池占 比超过 40%。对于 N 型或者 P 型电池而言，金属化成本都是硅片成本之外的最大成本项， 也是重要的降本方向所在。降低金属化成本的方式有多种，包括：减少银浆的用量（多 主栅和激光转印技术）、减少银浆中贵金属银的用量（银包铜技术）、完全去银化（电镀 铜技术）。考虑到，银包铜技术主要适用于低温银浆，电镀铜技术的当前成本相对偏高， 适用面较广的多主栅和激光转印技术有望在 2024 年获得较快发展。

从多主栅（MBB）到无主栅（0BB），持续降耗增效。光伏电池片产生的电流，经过 副栅收集，汇流至主栅，多张电池片主栅经串联后进一步汇集电流。主栅栅线的数量和 主栅宽度，影响了导电性能、银浆的消耗量以及遮光面积。增加主栅及副栅的数量、减 少主栅宽度、改进主栅材质，可以减少银浆耗量的同时，缩短电流横向汇流的收集路径 和减少遮光面积，并改善电池片的机械性能。当然，主栅横截面和长度的变化也会影响电阻。通过选型设计，平衡以上两方面损益，形成了 9-15 栅的 MBB（multiple-busbar）、 大于 16 栅 SMBB（super-multiple-busbar）和无主栅（0BB）的技术升级路径。目前主流 量产项目已实现 SMBB，2022 年投产的 TOPCon 产能已有 51.3%采用 16BB，PERC 产能 已有 66%采用 10BB 及以上主栅数，部分 0BB 项目正在研发试用。

0BB 技术降低主栅银浆耗量。0BB 技术适用于三种电池路线，但降本空间不一。其 中单瓦银耗量表现分别为：PERC 约 8-9mg/w，TOPCon 约 12-13mg/w，HJT 达到 19-20mg/w。 具体到主栅银耗量而言，由于 TOPCon 电池钝化结构的差异，其主栅银耗量最低（约 2-3mg/w），PERC 其次（约 3-4mg/w），HJT 的主栅银耗量最高（约 5-7mg/w）。考虑到 HJT 使用低温银浆，单价更高，未来 0BB 技术在 HJT 领域的推广潜力较大。

激光转印技术降低副栅银浆耗量。SMBB 和 0BB 技术可以降低主栅的银浆耗量，副 栅则通过激光转印技术降低银浆耗量。传统的细栅成形工艺采用丝网印刷技术（SP， Screen Print）。印刷时在丝网一端倒入浆料，用刮刀在丝网的浆料部位施加一定压力，同 时朝丝网另一端移动，浆料在移动中被刮板从图形部分的网孔中挤压到电池片上，形成 副栅线，栅线宽度最低极限一般为 30-40μm。采用激光转印技术（PTP，Pattern Transfer Printing），印刷时在透明转印膜沟槽内倒入浆料，经刮刀填充，而后将转印膜倒置于电池 片上方，用激光照射透明转印膜加热沟槽中的浆料，在浆料蒸汽压力驱动下，浆料从沟 槽挤出，落在电池片表面，形成副栅线。激光转印栅线宽度可以降至 20μm 左右。

激光转印技术可以适配 PERC、TOPCon、HJT 等多种电池路线，适配范围大，在达 到更细栅线的同时，还可通过二次印刷实现更优的线宽比，提升电池效率。激光转印采 用非接触式印刷，不用挤压电池片，减少了碎片、隐裂和划伤等风险。据帝尔激光投资 者关系记录公告，激光转印技术在 HJT 电池路线实现 30%以上的银浆降低。预计在 PERC 和 TOPCon 电池路线有较大降本潜力。当然，激光印刷目前还存在改进空间，如转印膜 的复用、栅线直线度、激光器功率控制、浆料残留等。

多主栅技术的渗透率提升带动高精度串焊机的需求，奥特维和先导智能等企业已实 现 0BB 串焊机销售，迈为股份于 2023 年与华晟新能源达成 20GW 异质结 NBB 串焊机战 略合作，相关量产设备陆续交付。随着主栅减量降宽，焊带类耗材也会减量增费（细焊 带加工费更高），根据宇邦新材投资者关系公告，其焊带产品已覆盖市场主流 TOPCon 组 件厂商。根据帝尔激光官网，其首台激光转印设备于 2022 年正式出货，应用于高效太阳 能电池的激光转印设备正式由中试验证进入量产阶段。

编辑：火腿肠