（报告出品方/作者：国金证券，姚遥、张嘉文）
1新型电池技术加速渗透，行业主流趋势明确年光伏新型电池技术快速发展，从扩产角度看，年内TOPCon（年初预期40-60GW）、HJT（年初预期20-30GW）、HPBC/IBC扩产均超出市场预期；从电池效率角度看，研发布局较为领先的企业在新技术增效方面已经开始进行更为深入的探索，TOPCon技术中开始导入激光掺杂进一步提效，HJT技术中导入单/双面微晶、靶材优化、后续电镀等提效，较PERC电池量产效率的领先幅度进一步扩大。
在TaiyangNews年12月和年12月光伏组件量产产品TOP10效率榜单中，可以看到一个明确的趋势，无论是HJT、TOPCon还是xBC路线，组件效率均远超当前主流PERC产品，最新的全球组件最高效率榜单TOP10中已不再出现PERC组件的身影。
从头部组件及电池厂商的产能规划及实际落地产能来看，TOPCon无疑已成为当前行业内高效电池技术扩产的最主流选择，晶科、钧达等布局较快的厂商已经开始兑现超额盈利。
HJT在年由于新产线爬产时间较长、银包铜尚未完全导入等因素，年内大部分时间尚未实现盈利，但年底有望实现毛利转正，预计年将逐步出现盈利拐点、成本拐点及大厂扩产拐点，扩产有望提速。
xBC技术由于技术难度高、良率较TOPCon及HJT稍低，效率优势尚未完全体现，但隆基、爱旭等在电池环节研发实力较强的企业已经开始量产布局，考虑到分布式市场的空间广阔、盈利水平高，预计后续产能将会进一步扩张。
钙钛矿是较晶硅电池拥有更高理论极限效率的技术路线，目前单结钙钛矿电池最高实验室效率记录已达到25.2%，钙钛矿与晶硅叠层电池的效率已达到32%，理论上可提升至45%以上，远超晶硅电池理论效率极限，是目前业内研发热度较高的下一代光伏技术方向。但由于产品材料配方、量产工艺路径等核心要素尚未定型，且在野外实证环境下的运行稳定性仍有待验证，我们判断短期内钙钛矿投入大规模商用的可能性较低。近两年国内外多家钙钛矿研发企业逐步进入中试阶段，并将在近几年从中试走向量产，一级市场相关企业投融资热度较高，部分企业开始对小规模试点项目的批量出货。
我们预计年TOPCon扩产规模-GW，HJT扩产规模60GW以上。在新型高效电池扩产加速的背景下，电池技术的演变对配套的辅材、耗材均有较大的影响，并将催生辅材、耗材领域新的市场机遇和投资机会。
2胶膜/树脂：POE树脂供给紧张，新型封装方案方兴未艾2.1N型组件封装：抗PID、抗水汽、抗紫外线要求更高
光伏封装胶膜为光伏组件中玻璃、电池和背板之间的粘结材料，位于电池片上下两侧，主要作用包括：
1）粘结：粘结光伏电池片和玻璃、背板；
2）透光：使电池和玻璃之间达到光耦合，以保证太阳辐射透过率超过90%，并在20～30年甚至更长的使用过程中，组件的最大光损失不超过5%；
3）保护：作为电池和其他元件的物理隔离，保护电池电路不受组件使用环境中不良因素的影响；
4）支撑：在组件生产、存储、安装和使用过程中起到结构支撑和定位电池的作用；
5）绝缘：保持电池和其他元件间的电绝缘。
因此，光伏胶膜需要具有粘结性好、高透光性、抗紫外湿热黄变性等特点。与PERC组件相比，N型组件对水汽更敏感、PID问题突出（TOPCon）、对紫外敏感（HJT），对封装胶膜有更高的要求。
TOPCon组件封装要求：抗PID要求高、抗水汽要求高
PID效应（PotentialInducedDegradation）全称为电势诱导衰减，是太阳能电池长期受到一定外电压时发生功率衰减的现象，主要由于电池片和组件其他部分（如玻璃或铝边框）之间产生高电势差导致负离子和正离子迁移，迁移后负离子通过接地的铝边框流出，而正离子（钠离子Na+）则迁移富集到电池片表面减反层，导致钝化效果恶化，引发衰减。
目前PERC双面组件主要存在两种PID机理：1）PID-s衰减（PID-shunt分流）：钠离子Na+在电场作用下穿过玻璃和胶膜，聚集在电池片表面膜层，再铜鼓扩散的形式进入填充在硅晶体的缺陷（位错）中，并穿过PN结，形成PN结两端的漏电流通道；2）PID-p衰减（PID-polarization极化），背玻中的Na+快速聚集到电池片背面膜层，吸引背面少子和背面原有的带负电钝化层氧化铝，导致钝化效果恶化。
目前业界针对缓解PERC正面PID-s衰减的措施已较为成熟（如适当提高SiNx层的折射率、增加SiO2层），且铝栅线的背钝化工艺使PERC双面太阳电池的背面对PID更为敏感，因此，目前针对PERC双面光伏组件PID的研究热点大部分聚焦在其背面。
TOPCon组件PID问题更为突出，正面PID衰减更大。由于电池结构不同，TOPCon组件主要存在三种PID机理：1）与PERC类似的正面PID-s衰减；2）正面PID-p衰减：正面玻璃中Na+快速涌入膜层，原本钝化层Al2O3的负电被Na+吸引，导致正面钝化效果恶化；3）背面PID-s衰减：背面玻璃中Na+快速涌入膜层，并穿过PN结，形成PN结两端的漏电流通道。由于TOPCon组件正面具有PID-s和PID-p衰减，其正面PID衰减大于背面衰减，且TOPCon组件因漏电阳离子离PN结更近，PID问题更突出。因此，TOPCon组件封装对抗PID性能要求更高。
光伏组件失效一般包括初期失效、中期失效和后期失效，水汽进入会造成组件内部金属部件脱落，PID、焊带等多种类型的组件失效也与水汽进入有关。
TOPCon正面主栅为银浆、细栅为银铝浆，银铝浆对水汽更为敏感，水汽进入后会造成电池片周围栅线发黑和功率衰减现象。因此，TOPCon组件对水汽更为敏感，对正面封装材料阻水性能要求更高。
HJT组件封装要求：粘贴力强，阻水、抗酸要求高，抗紫外要求高
HJT电池结构较为特殊，表面为TCO膜层，与传统封装胶膜粘粘力较弱，同时对水汽特别敏感，因此要保证HJT电池封装材料的阻水性及粘连力。此外，由于当前HJT技术非硅成本较高，后续银包铜浆料替代传统低温银浆将成为HJT重要降本手段，而铜栅线容易受大气环境中微量的氧气、水汽、有机酸（醋酸）的氧化和腐蚀，导致电池出现效率加速衰减等可靠性问题，预计后期HJT组件封装将对阻水、抗酸提出更高的要求。?
HJT电池使用非晶或微晶硅，表面因Si-H基团更容易遭受紫外辐照而被破坏产生缺陷，导致组件功率衰减。美国SLAC和NREL团队年发表在PHOTOVOLTAICS上的论文显示，HJT电池片暴露在紫外下比其他种类的电池功率衰减更大。因此，HJT组件对抗紫外的要求更高。
2.2光伏胶膜市场：EVA胶膜为主，POE胶膜具有性能优势
目前光伏胶膜主要分为EVA胶膜、POE胶膜、共挤胶膜（如EPE胶膜）、PVB胶膜等。
EVA胶膜：目前主流封装材料，加工属性好、供给较充足，但抗PID性能较差。
EVA胶膜是以EVA树脂（乙烯-醋酸乙烯共聚物）为主要原料，通过添加多种助剂改性，经熔融加工成型的胶膜。由于加工性能好、供给充足且成本较低，EVA胶膜为目前主流的光伏封装胶膜。
特点1：加工属性好。EVA树脂为极性材料，在加工为EVA胶膜的过程中更容易与极性助剂融合，且具有出色的熔体流动性和低加工温度，加工属性好。
特点2：国产替代持续推进，供给较为充足，具有一定成本优势。年起国内新增EVA产能逐步释放，国产EVA树脂供给迅速增长，国内EVA产量从年的35.27万吨增加到年的.55万吨，年上半年进口依存度已下降至42.4%。目前光伏EVA胶膜产能几乎都集中在国内，考虑到国产原料供给的便利性和经济性，光伏级EVA树脂国产替代快速推进，光伏EVA树脂供应稳定性、经济性优势凸显。
特点3：稳定性差。醋酸乙烯酯基团使EVA胶膜容易因紫外光和湿热氧化导致降解老化，表现为胶膜的黄变及脱层，影响组件效率及使用寿命。
特点4：抗PID性能差。EVA材料中醋酸乙烯酯基团具有亲水性，组件边缘水汽进入后EVA易发生水解生产醋酸，醋酸与玻璃反应生成大量自由移动的钠离子，玻璃表面的钠离子通过封装材料迁移至电池表面，与电池片表面的银栅线发生电腐蚀反应，从而腐蚀电池栅线，导致串联电阻升高、组件性能衰减。
POE胶膜：水汽透过率低、体积电阻率高、抗PID性能好，更符合N型组件封装要求，但加工属性较差、POE树脂供给有限。
POE指聚烯烃弹性体，是由乙烯与α-烯烃（以4~8个碳的α-烯烃为主，如1-丁烯、1-己烯、1-辛烯）共聚得到的无规共聚物，具有优异的物理力学性能、良好的低温性能、优异的耐热老化和抗紫外线性能，主要用于PP和PE的共混改性，下游包括汽车、建筑、机械、光伏等多个领域。
POE胶膜以POE树脂为主要原料，添加多种助剂改性后经熔融加工成型。由于POE树脂的性能优势，POE胶膜具有水汽透过率低、抗PID性能好等多种优势，目前广泛应用于双玻组件、N型组件的封装。
特点1：水汽透过率低、体积电阻率高、抗PID性能好。POE树脂为非极性材料，不能和水分子形成氢键，也不会像EVA等含极性基团（醋酸乙烯酯基团）的材料一样吸附水汽，水汽透过率更低。此外，POE胶膜的体积电阻率高，且随着温度升高，POE胶膜体积电阻率降幅较EVA胶膜更小。这些特点使得POE胶膜可以很大程度上阻隔正电荷离子（如Na+）向电池片表面迁移的速率，一定程度上降低PID效应，抗PID性能更好。
特点2：加工属性差，具有助剂迁移风险。POE树脂为非极性材料，目前制备胶膜添加的助剂基本为极性助剂，与POE树脂相容性较差，POE胶膜在应用中存在助剂析出、易产生气泡等一系列加工问题，组件层压良率低，且POE胶膜表面光滑易移位，影响组件生产效率。
特点3：POE树脂供给紧张，成本较高。POE树脂的生产工艺为溶液聚合，核心技术为高碳α-烯烃（以4~8个碳的α-烯烃为主，如1-丁烯、1-己烯、1-辛烯）及催化剂（茂金属催化剂）的制备，目前国内α-烯烃主要依赖进口，仅具有少量1-丁烯产能，且国内企业尚未完全突破POE催化剂体系，导致POE树脂生产尚未实现国产化。目前陶氏、三井、LG为主要的光伏POE树脂进口商，供给相对有限，供需紧张时成本较高。
多层共挤胶膜：抗PID性能较EVA胶膜更优、POE树脂耗量少，但加工难度更高。目前多层共挤胶膜以EPE胶膜为代表，是将EVA树脂和POE树脂共挤熔融加工成型的胶膜。
特点1：抗PID性能较EVA胶膜更优，POE树脂耗量少。共挤胶膜将EVA树脂和POE树脂按一定比例共挤熔融，具备POE胶膜的高抗PID性能，且由于外层为EVA材料，PERC双面组件正面可使用EVA胶膜进行封装，“EVA-EPE”封装结构相较于“POE-POE”结构对POE树脂的用量大幅减少，一定程度上可缓解POE树脂供给紧张，降低组件封装成本。
特点2：加工难度高。共挤胶膜为多层结构，由于EVA树脂为极性材料、POE树脂为非极性材料，两者相容性较差，界面粘贴力弱，EVA层与POE层的融合存在一定难度。
PVB胶膜：强度高，但阻水性能差，主要应用于BIPV封装。PVB胶膜是以PVB树脂为主要原料，通过添加多种助剂改性，经熔融加工成型的胶膜。
特点1：机械强度优异，安全性高。PVB胶膜具有优异的机械强度和很强的粘接性能，国家建筑工业标准规定，建筑光伏必须使用PVB胶膜，目前PVB胶膜多用于建筑BIPV幕墙玻璃。
特点2：阻水性差、热塑性差，难以应用于传统组件。PVB胶膜透光性、阻水性较差，难以应用于传统组件。此外，PVB热塑性不如EVA，对覆膜机要求更高，设备成本较高。
2.3不同封装方案下光伏树脂供需测算：年POE树脂供应紧张
1.光伏EVA树脂及POE树脂供给：近年光伏EVA树脂供给增量主要为古雷炼化、宝丰能源等新建装置投产及爬坡，预计年光伏EVA树脂供给~万吨，年~万吨。目前POE树脂尚未国产化，年光伏POE树脂供给增量主要为海外厂商扩产及不同领域的POE树脂产能调配，随万华化学等国产厂商研发推进，年国产光伏POE树脂或有增量释放，预计年光伏POE树脂供给40~50万吨，年增长至60~70万吨。
2.光伏胶膜封装需求：随硅料供给释放，光伏组件需求快速增长，预计-年光伏新增装机/GW，对应组件需求约/GW。N型技术路线快速发展，预计年起TOPCon、HJT、xBC等技术路线均有规模化出货，预计-年N型组件出货约/GW，N型组件渗透率快速提升。预计电池效率提升推动胶膜单耗略下降，胶膜单平克因粒子紧缺持续下降。
由于N型组件对水汽及酸更为敏感、PID问题更为突出（TOPCon），主流N型组件企业都较早探索导入POE胶膜或含POE树脂成分的胶膜作为封装材料，目前量产TOPCon组件以POE胶膜封装为主，各家选型稍有不同；HJT、N型BC组件以POE胶膜或EVA胶膜+丁基胶方案为主。考虑到POE树脂尚未国产化，预计随N型组件大规模量产，组件企业将探索多种封装方案。我们对TOPCon组件不同封装方案进行情景假设，测算POE树脂及EVA树脂的供需情况（假设TOPCon组件封装用共挤胶膜POE树脂含量提升至50%）：
在TOPCon组件企业选择不同组件封装方案的假设下，POE树脂及EVA树脂供需情况如下：情景1：POE树脂供给在-年将出现缺口。情景2：POE树脂供给在-年将非常紧张。情景3、情景4：考虑到流通库存，POE树脂及EVA树脂供给在年偏紧，POE树脂更为紧张。情景5：考虑到流通库存，EVA树脂供给在-年较为紧张。
目前TOPCon组件企业多选用双面POE封装方案（情境1），预计上半年逐步在反面导入共挤胶膜（情境2）及EVA胶膜（情境3），随技术成熟，后续或将在TOPCon组件正面也逐步导入共挤胶膜（情境4、情境5）。综合考虑组件封装技术发展趋势，预计年TOPCon组件胶膜选型更接近情景2和情景3，即年EVA树脂需求约~万吨，考虑流通库存后或出现阶段性供给紧张；POE树脂需求约40~55万吨，供给较为紧张。预计年EVA树脂需求约~万吨，总体维持供需均衡；POE树脂需求约66~89万吨，供给持续紧张。
2.4新型封装方案：UV转光胶膜、EVA+丁基胶、改良EVA等快速发展
考虑到POE树脂供给紧张，组件及胶膜企业积极研发储备新型封装方案，EVA+丁基胶、无酸EVA胶膜、转光胶膜等多种方案快速发展，新产品研发实力强的企业或将提升市场份额及盈利水平。
EVA胶膜+丁基胶封边：延缓水汽浸入时间，降低POE树脂用量。
组件四周边缘为水汽侵入的主要通道，晶硅组件常用的铝边框和硅胶密封可以阻挡液态水，却不能有效阻隔水汽分子。丁基边缘密封胶是一种电气绝缘、低水汽透过率的粘合剂，采用丁基边缘密封胶对组件边缘封装可显著延缓水汽侵入，保护电池、连接件及透明导电氧化物免受腐蚀和降解，同时增强电气绝缘性能，对抗组件的功率衰减，提升全寿命周期内的发电效率。
目前华晟HJT组件已有部分导入EVA胶膜+丁基胶封装方案，考虑到年POE树脂供给紧张，若POE胶膜与EVA胶膜价差显著拉大，EVA胶膜+丁基胶的封装方案或将成为HJT组件中POE胶膜的替代封装方案，具体渗透情况需持续跟踪丁基胶阻水性能及性价比。
UV转光胶膜：转光提升HJT组件转换效率。
相较PERC电池片，HJT电池表面的Si-H基团更容易遭受紫外辐照而被破坏，HJT电池片在紫外下较其他种类的电池功率衰减更大。目前主流封装方式是使用截止型EPE+截止型EPE，通过过滤紫外光减缓衰减，但组件功率低。
赛伍技术推出的UV转光胶膜中的光转物质可将高频率的紫外光转为低频率的可见光，一方面避免HJT电池片因紫外光衰减，同时紫外光转换成的蓝光可提升发电效率。随年HJT组件量产出货，UV转光胶膜出货量有望快速提升。
改良EVA：高阻水、低酸EVA提升抗PID性能。针对Na+迁移诱发晶硅组件PID效应的机制，EVA胶膜抗PID改性主要包含两个层面：抑制EVA老化、降低EVA封装胶膜内部离子迁移率以阻止Na+迁移引发的PID效应。目前针对这两个层面的研究方向包括改性研制高性能的抗老化EVA封装胶膜、提高体积电阻率以缓解因绝缘不良而导致的漏电等现象。在POE树脂紧缺的背景下，改良EVA胶膜或成为可选方案之一。
3玻璃：钙钛矿技术星辰大海，TCO玻璃空间广阔3.1TCO玻璃：钙钛矿组件最为重要的配件之一，成本占比较高
TCO玻璃为钙钛矿电池基片，起机械支撑及保护作用。
机械支撑：晶硅电池的主要原材料——硅在自然界中直接可得，但薄膜电池中起主要作用的化合物需要通过化学反应制备，或使用物理沉积获得功能层，这种多层薄膜结构需要依托基础物做机械支撑，目前钙钛矿电池多选择TCO玻璃作为电池基片。目前钙钛矿电池的工艺流程是先将玻璃作为衬底生长TCO薄膜制成TCO玻璃，再根据电池nip/pin结构在TCO薄膜面依次生长功能层，最后用背板玻璃封装形成完整光伏组件，TCO玻璃主要起支撑作用。保护：此外，薄膜电池的所有功能层厚度都在纳米量级，且钙钛矿吸光层对空气中的水和氧极其敏感，TCO玻璃还起到隔绝空气和保护功能层的作用。
TCO膜层起导电和透光的作用，目前光伏TCO玻璃多为FTO材料。
透明导电氧化物（TransparentConductiveOxide，TCO）是可以导电的宽禁带半导体材料，在可见光范围的透射率高（80%~90%），电阻率低（10-5~10-4?·cm）。TCO薄膜的导电能力由载流子浓度决定，但载流子浓度较低时才能表现出较好的透明度，目前最常见的手段是通过掺杂平衡高透明度和高电导率。目前市场上研究较多的3种光伏用TCO材料分别是FTO、ITO、AZO。
FTO：稳定性良好，膜层结合力好，易划刻，但电学性能略差。FTO（SnO2:F）是目前钙钛矿光伏电池使用的主流透明导电材料，虽然材料表面不平整导致其导电性和透光性略低于ITO和AZO，但热稳定和化学稳定性能良好，且成本较低，是现有材料中匹配薄膜光伏市场的最优选择。
ITO：导电性最好、透光性最高，但划刻难度高，多用于显示领域。ITO（In2O3:Sn）是目前研究和应用最广泛的透明导电材料，具有高透明性、低电阻率、可低温制备的优点，多被用于显示领域，但受限于成本高、热稳定性差等缺陷，与薄膜光伏匹配度并非最佳。
AZO：光电性能最接近ITO，成本低廉，但稳定性欠佳，研究应用尚未成熟。AZO（ZnO:Al）是最有可能取代ITO的透明导电材料，其透射率和电阻率可以媲美ITO，且掺杂后热稳定性明显提高，可用于光伏领域，但目前AZO薄膜化学稳定性差，易腐蚀，无法很好满足光伏电池使用寿命长达25~30年的需求。
由于钙钛矿电池以TCO玻璃为基片，TCO玻璃在钙钛矿组件中成本占比较高，据苏州协鑫，TCO玻璃约占钙钛矿组件成本的32%，相较晶硅组件中玻璃占比大幅提升。
3.2光伏TCO玻璃：在线镀膜生产为主，国内掌握量产技术的企业较少
TCO玻璃的生产主要分为浮法玻璃加工段和TCO薄膜生长段，根据两种工艺产线的结合情况，TCO玻璃生产可分为在线镀膜和离线镀膜。
在线镀膜是目前光伏用TCO玻璃主流生产方式，成本较低。
在线镀膜是指在浮法玻璃生产产线中完成TCO薄膜生长，使用化学法沉积薄膜（CVD），满足大面积镀膜需求，是主流的光伏TCO玻璃生产方式。化学气相沉积将可反应生成薄膜的原材料以气态的方式导入反应室中，在基片表面生成目标材料，目前在线镀膜一般采用常压化学气相沉积法（APCVD），借助玻璃窑炉已有的高温，在约℃的产线段锡槽上方插入镀膜气体通道，工艺设备相对简单、重复性好，但需要提前制备反应前驱物，对ITO和AZO而言成本较高、技术较难，因此目前市场上的在线镀膜基本为FTO玻璃。
离线镀膜是显示用TCO玻璃主流生产方式，镀膜质量更优、材料选择灵活度高、可进行定制化生产，但成本昂贵。
离线镀膜是指在浮法玻璃离开窑炉产线之后进行TCO薄膜生长，浮法玻璃生产和镀膜是两条独立的产线，使用物理法沉积薄膜（PVD），依赖于设备的高真空，多用于制备ITO玻璃和AZO玻璃。物理气相沉积是在超高真空环境下使靶材以原子或分子方式沉积在基片表面的薄膜制备技术，氧化物的离线镀膜工艺一般采用磁控溅射的方式，用特定频率的粒子轰击靶材，实现物质原子从靶到衬底的转移，基于物理法对真空度的需求，设备结构相对复杂，价格昂贵，对靶材的制作也提出了一定的要求。但PVD制作的薄膜质量优于CVD，高能粒子沉积时的能量转换增强了薄膜与衬底的附着力，使用物理法还可以更精确地调整材料配比，灵活高效地获得种类丰富的薄膜。
生产光伏用TCO玻璃需要同时拥有成熟的超白浮法玻璃产线和匹配的TCO配方、镀膜工艺，独立开发周期较长，国内公司相关前沿研发稀缺，目前仅少数企业可进行TCO玻璃量产。
4焊带：新技术推动封装工艺变化，焊带技术升级方向明确光伏焊带为光伏组件的核心辅材之一，是在铜带表面涂敷锡基焊料形成的复合导电材料，应用于光伏电池片的串联或并联，发挥汇集电流和导电的作用，形成完整的电路回路。其品质优劣直接影响电流收集效率，对组件功率和发电系统效率都有较大影响。据solarzoom数据及我们测算，硅料价格16万元/吨时，焊带成本占光伏组件总成本/辅材成本的4%/8.6%，技术升级所带来的成长空间较为广阔。
光伏焊带按产品应用方向可分为互连焊带和汇流焊带，互连焊带用于连接光伏电池片，收集、传输光伏电池片电流，作为太阳能电池的导电引线带，直接焊接在电池正面栅线和背面栅线，连接相邻电池片的正负极，形成串联电路，将光伏发电的电能输送到汇流焊带。汇流焊带用于连接光伏电池串及接线盒，传输光伏电池串电流，众多电池串通过汇流焊带连接起来以实现完整电路。
焊带产品向适应多主栅化、细线化发展。目前光伏焊带技术发展专注于提升焊带的力学性能，以及通过优化焊带的表面结构、外观尺寸等降低焊带电阻率，增加电池片受光总量，提升光伏组件功率。电池栅线从年以前的2BB-5BB发展到目前主流的MBB，焊带也跟随从最初的压延涂锡扁焊带发展到如今的圆形焊带、异形焊带等，互连焊带平均宽度从2BB时代的2mm降低到现阶段的0.32mm。
新型组件技术推进适配焊带技术更新迭代。目前市场上主流光伏焊带产品为适用于多主栅组件的MBB焊带，比常规焊带更细更密，有利于减少对电池片的遮光，减少电池功率损失。此外，黑色组件、HJT组件、叠瓦组件、IBC/MWT组件等下游新技术对焊带功能提出了新要求，催化焊带产品升级。互连焊带新型产品包括低电阻焊带、低温焊带和异形焊带，分别适配常规组件、HJT电池组件和多栅组件。汇流焊带新型产品包括折弯焊带、冲孔焊带、黑色焊带，分别适配常规组件、叠瓦组件和全黑组件。此外，高密度封装的普及，也对焊带技术提出了新的要求。通过高密度封装，减少电池片的间距，有利于增加组件有效受光面积，实现更高的发电能量密度提升。
5接线盒：芯片接线盒高电流优势显著，分布式助力智能接线盒推广随着行业降本增效推进，光伏电池效率持续提升，、尺寸组件逐步取代组件成为行业主流。相比于尺寸组件，、组件在工作时形成的电流较高，以W功率的尺寸组件为例，其短路电流（Isc）为18.6A，大大高于及组件，对配套的接线盒额定电流提出更高要求。按照现行的IEC\IEC:标准进行计算，在考虑双面系数和1.25倍的安全冗余下，两款组件完美适配额定电流为25A的接线盒，而尺寸的组件则需要30A的接线盒进行适配，组件大功率对接线盒额定电流的要求逐步提高。
接线盒发展趋势1：电流承载能力较高的分体式接线盒替代单体式接线盒成为行业主流。传统单体式接线盒为每套接线盒一个盒体，盒体内集成三个自动保护器件，其优点是配件较少、生产及安装均较简单，但器件放置较为集中造成接线盒整体的电流承载能力较差。随着行业不断向大功率、大尺寸发展，每套含三个盒体的分体式接线盒迅速取代单体式接线盒成为行业主流，据通灵股份招股说明书，年上半年公司分体式接线盒已成为公司主导产品。
接线盒发展趋势2：芯片接线盒渗透率逐步提升。传统二极管接线盒中，二极管与导电部件连接后通过灌封胶的整体密封；芯片接线盒使用低压封装工艺将自动保护器件二极管中的芯片直接浇注在接线盒内部，并填充各种导热材料以增强其散热效果，从而降低芯片的工作温度，提升芯片的散热能力以及接线盒的电流承载能力。随着接线盒额定电流提高，芯片接线盒可承载电流大、散热性能好、成本低的优势逐步凸显，据通灵股份，其芯片接线盒产品收入占比呈上升的趋势。
趋势3：分布式光伏占比提升，集成优化器及关断器的智能接线盒或成为接线盒新方向。早年光伏行业主要由大型光伏电站主导，降本增效要求较高，装置选型时成本因素占比较高，而随着应用场景为终端消费者的分布式光伏占比提升，安全、效率在设备选型的考察因素中重要性提升，具备快速关断及效率优化功能的智能接线盒有望实现推广。
与传统接线盒相比，智能接线盒集成了智能控制芯片模块，可通过芯片模块实现对组件单板级的远程数据监控、实时功率优化与效率提升、火灾智能快速关断等功能，从而提高光伏系统的安全及效率。但由于智能芯片模块成本较高，智能成本大约在传统接线盒的五倍以上。
年11月2日，隆基发布Hi-MO6系列组件产品，其中主打智能安全的极智家系列组件预制优化器，从而满足高安全和遮挡优化场景需求，有望成为行业分布式产品新标杆。
6坩埚/高纯石英砂：N型硅片放量提升坩埚耗量在单晶硅片的生产过程中，石英坩埚主要用于盛装熔融硅并制成后续工序所需晶棒，由于单晶硅片的纯度要求，石英坩埚一次或几次加热拉晶完成后即报废，需要定期更换，属于消耗性器皿。
N型硅片相比P型硅片在氧含量、少子寿命、纯度等方面要求更高，若在拉晶过程中引入碳氧杂质，会直接影响硅片的纯度与品质。在拉制N型单晶的过程中，为防止坩埚加热时间过长造成涂层脱落而引入碳氧杂质，更需要及时更换坩埚来减少拉晶过程中引入杂质的机率，因此N型硅片生产过程中单个坩埚的使用时间缩短。此外，目前N型硅棒长晶速度明显低于P型硅棒，单根硅棒对应坩埚耗量明显高于P型。
7金刚线：钨丝助力金刚线细线化推进，降本为提升渗透率关键7.1细线化是硅片新发展趋势下的必由之路
硅片切割过程中，切割槽距=硅片厚度+金刚线线径+振动损耗+误差范围，降低硅片生产成本、提高硅片切割出片数有两个方向：1）降低硅片厚度，即硅片薄片化；2）降低金刚线线径，即金刚线细线化。
N型技术发展加速硅片薄片化的进程。年P型单晶硅片平均厚度约为μm，目前N型硅片平均厚度约在~μm，并有趋势向~μm发展，未来将会达到μm甚至更薄。随着N型电池渗透率快速提升，硅片薄片化将持续推进。
1）薄片化助力N型技术降本：由于N型硅片对原料、耗材的品质要求更高，且规模效应不充分，目前N型硅片生产成本较高，硅片减薄可以在面积不变的前提下节省用料，直接降低单GW硅耗。
2）相比PERC，降低硅片厚度对TOPCon、HJT等N型电池效率的负面影响较小：硅片厚度减薄会影响其对太阳光的吸收，导致短路电流降低，据相关研究，PERC硅片短路电流和开路电压对厚度敏感，厚度降低到一定程度会影响电池效率。硅片表面是晶格截止面，会不可避免引入大量缺陷，对应的表面能级具有很强的少数载流子复合的能力，容易捕获电子进行复合。N型技术以N型硅片为基材，其中电子作为多子、空穴作为少子（少数载流子），空穴作为少子的N型硅片表面复合速率更低，少子寿命更高，少子寿命对太阳能电池的光电转换效率起着重要作用，N型硅片厚度减薄后虽短路电压降低，但依赖优异的表面复合性能，短路电流的损失可以通过开路电压得到补偿，转换效率基本不受硅片厚度影响。
3）HJT技术更适合推进硅片薄片化：HJT电池采用低温制程，硅片减薄后不容易发生翘曲、失效的现象，且整体电池结构对称、工艺流程简洁，极大减少破片率，更符合薄片化趋势。
细线化是硅片新发展趋势下的必由之路。目前常用的金刚线以高碳钢丝为母线，金刚石微粉颗粒以一定的分布密度均匀固结在母线上，形成刀刃起切割作用。金刚线的总线径=母线线径+金刚石微粉颗粒直径，细线化通常是指减小母线线径。1）细线化助力降本：硅片切割过程中，金刚线总线径与产生的硅料损耗直接相关，金刚线线径越细，锯缝越小，切割时产生的锯缝硅料损失越少，相同长度硅棒可切割加工的硅片数量越多。此外，金刚线细线化有助于提高单刀有效切割时间，可实现效率和产能的双重提升，长期来看符合光伏行业的降本趋势。据美畅股份招股说明书，金刚线线径每下降10%，硅片出片量增加3%。2）细线化提升切割力：金刚石微粉颗粒含量相同时，母线线径越小则表面积越小，金刚石颗粒的分布密度越高，更有利于切割；在切割过程中，硅粉也更不容易粘在金刚线上，避免影响后续切割力。3）细线化提升切片良率：在金刚线线径不变的情况下，硅片的薄片化、大尺寸趋势会降低切片合格率，更薄的硅片在电池和组件端隐裂、碎片等风险也随之提升。若继续使用线径较粗的金刚线进行切割，往复运动伴随的微小震动会对硅片产生较大的应力，划痕深度增大，对硅片内部的损伤也会加大，影响生产良率。相同工艺下，较小的线径和介质颗粒可以减少加工时对硅片表面的损伤、提高产品良率。
7.2钨丝金刚线细线化空间更大，但钨丝母线成本高、生产难度较大
钨丝金刚线特点1：钨丝强度高、破断力大，断线率相同时线径可比碳丝更细。金刚线线径与最小破断拉力成正比，线径下降会降低金刚线的拉伸强度，细线径的金刚线在切割过程中更容易被拉断，为避免断线则需要增加金刚线更换频率，提升金刚线耗量。目前行业内金刚线母线基材为高碳钢丝（由黄丝拉制而成），随着金刚线细线化推进，钢丝线所能承受的最小破断拉力也相应下降，目前领先金刚线产品线径已达35μm及以下，现有钢丝母线细线化程度已逐渐接近物理极限，将难以支撑更新规格产品切割所需张力。钨丝具有强度高、耐磨、受拉力不易变形、寿命长等优点，以掺杂钨丝为母线制作的金刚线具有线径细、抗拉强度高、断线率低、使用寿命长的特点，破断拉力值较同规格碳钢线更高，断线率相同时可具有较碳丝金刚线更细的线径。据聚成科技招股书，目前30μm、28μm等规格的细线径钨丝线产品已成功量产，线径较主流碳丝线（34~36μm）具有明显优势。在硅片大尺寸、薄片化、细线化的趋势下，钨丝线可有效提高切割效率，是母线基材未来发展方向之一。
钨丝金刚线特点2：钨丝可重复利用，寿命更长。目前碳丝金刚线多为一次性使用，但细钨丝可以重复利用。据公开数据，在单晶硅生产中，钢丝金刚线使用寿命只有2~4次，而钨丝金刚线使用寿命可以达到40次以上。
钨丝金刚线特点3：钨丝母线拉拔工艺难度高，生产良率低、价格较高。钨丝母线生产需要APT还原、钨粉压制烧结、钨条旋锻加工、钨棒拉拔等30多道工序。拉拔是制备钨丝母线的重要过程，原料钨棒经拉丝机在高温下多次拉伸至目标线径，拉拔钨丝的拉拔力随钨丝强度增加而呈线性增加，由于金属钨的硬度和脆度较大，拉拔过程中容易出现缩丝和断丝，拉拔工艺难度大。此外，钨丝母线生产流程长、合金配方和拉拔工艺控制等难度较大，钨丝生产成材率较低，目前行业平均成材率仅50%~60%，较碳丝母线具有较大差距（70%~90%），生产成材率较低导致钨丝母线价格较高。
钨丝金刚线特点4：钨丝母线产品长度与金刚线生产要求匹配度较低。金刚线生产所需的钨丝母线长度远超当前钨丝主要应用领域（灯泡等）所需钨丝长度，目前单卷金刚线产品长度约10万米（单台机器每日消耗量），而钨丝母线产品长度在10~20万米/卷之间，长度难以保持稳定，而10万米以下的钨丝母线在金刚线生产时需并线增加换产时间，难以达到金刚线厂家生产要求，导致钨丝母线产品交货不足。
7.3钨丝金刚线经济性测算：钨丝降本为提升经济性核心
钨丝金刚线成本较高，目前较碳丝母线尚无经济型。目前钨丝成本较高，在硅料价格元/kg的假设下，30μm钨丝金刚线综合成本仍较36μm高碳钢丝金刚线高0.元/W，钨丝金刚线尚不具备性价比优势，大规模应用仍需进一步推进降本。
考虑到后续硅料价格将逐步趋稳，我们在硅料价格元/kg时，测算钨丝母线价格和钨丝母线线径对钨丝金刚线切割经济性的影响。从敏感性分析结果看，钨丝线径低于28μm、钨丝母线价格下降至18元/km以下，钨丝金刚线可能具备经济性。考虑到钨丝材料线径具有理论极限，钨丝母线价格下降将成为推动钨丝金刚线实现经济性的重要因素。
8热场：N型热场纯度要求更高热场系统主要用于单晶硅长晶、拉制过程，在高温设备中起到支撑、隔热或导流作用。热场的设计很大程度上决定了动态热场中各温度梯度的变化及气体在炉室内的流动，好的热场有利于改善晶体品质、提高成晶效率。
N型硅片少子寿命、氧碳含量要求更高，对热场材料也提出了更高的要求：1）纯度高：P型单晶要求热场灰分＜ppm，目前N型单晶要求＜ppm；2）部分客户会对比较敏感的金属元素提出要求。目前领先热场企业通过配套纯化设备具备生产半导体热场（灰分＜30ppm）的能力，可充分满足N型产品技术要求。
此外，在直拉单晶硅过程中，硅料熔融会产生硅蒸气和熔融硅飞溅，造成碳/碳热场材料的硅化侵蚀，碳/碳热场材料的力学性能和使用寿命会受到影响。碳化硅涂层由于其优异的抗热震性能、耐磨性能等特点成为碳/碳热场材料表面涂层防护的首选。致密的CVD碳化硅涂层可有效阻止微孔石墨材料内部的污染物到达表面，提高热场性能及使用寿命，同时可以减少杂质进入硅熔料中，提升N型硅片的纯度。目前，高纯涂层制备技术已取得突破，可以改善石墨材料涂层易脱落的问题。
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