本文首发于“君实财经”微信公众号，发布时间：2024-01-05
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HJT专家交流纪要20240104
Q&A
Q:目前HJT(异质结)产能的实际情况如何?哪些公司处于领先地位，各自的产能是多少?
A:目前新玩家在HJT领域较多，总体规划产能大约有四五百个吉瓦(GW),但落地产能仅约三十多个吉瓦。具体到公司，华盛设备进场产能大概为12个吉瓦；东方日升达到了5个吉瓦；爱康科技大约有3.2个吉瓦；金刚玻璃维持在2.4个吉瓦；通威集团也有两个多吉瓦；练声股份在眉山规划了10个吉瓦，一期项目5个吉瓦，目前投产1.8个吉瓦；国电投规划15个吉瓦但仅建成1.8个吉瓦；印度的Adani执行了三四个吉瓦；润海新能源在舟山建设了3.2个吉瓦。很多玩家建立了厂房，但并未满负荷产能，这是因为HJT技术正处于发展阶段，如果过早满负荷可能会导致后期出现设备更新或工艺更新时的资源浪费。以华盛建设速度过快为例，本来预期产能近20个吉瓦，目前实际产能远未达标，且几个技术节点还在验证过程中，所以过多布局也存在一定风险。
Q:在当前行业情况下，投资者应该如何把握机会?
A:我们认为，除了关注行业整体的增长(总量的贝塔),投资者还应密切关注结构性机会。首先，从技术迭代的角度发现主业投资机会；其次，辅材端应寻找具备量价支撑的环节，如银江和跟踪支架等板块。从长远来看，HJT技术线的应用前景广阔，而当前市场中HJT的渗透率非常低。未来，随着头部企业的利润体现或行动，将会有正向的市场催化作用发生。考虑到了高赔率和潜在超预期的技术路线，当前市场状况下，值得重视光伏行业内HJT相关公司或机会。
Q:目前在HJT领域，哪些公司的成本和良率表现较好，现行产品的转换效率及最大功率水平如何?
A:在HJT技术领域，东方日升和华盛的成本控制和良率表现相对较好。东方日升的产品在转换效率上可以达到25.8%至25.9%,华盛的产品约在25.67%。在组件功率方面，华盛目前领先，能够做到700瓦，而东方日升能达到741瓦。就银包铜技术而言，已经完成了验证周期，目前已广泛使用，且采用银包铜的酱料作为主流。
Q:目前市场上最先进的HJT技术是怎样的，它的特点有哪些?
A:目前，市场上最先进的HJT技术为伊志杰所持有，其技术在转换效率和最大功率上均处于领先地位。当前主流产品的功率在575至5080瓦，而采用异质结技术的产品能够达到更高功率，即585至590瓦。
Q:在电站端验证过程中，面临的主要问题以及对应的风险是什么?
A:在电站端的验证中，主要问题在于零差异背板连接(OBB)技术，因为它需要确保电流的有效收集，在没有焊条的情况下，对铜银等金属的接触和导电性要求非常高。如果制作过程中质量控制不佳，可能会导致组件功率衰减。因此产品需要在电站环境中经历一定时间的验证，以确保可靠性和稳定性，并获得客户的认可。当前预计OBB技术的验证周期为半年至一年，并预期在明年年中至年底完成，之后产能规模将可以释放。
Q:当前银包铜技术的应用情况如何?预计何时能实现全面普及?
A:银包铜技术的验证阶段已顺利完成，目前该技术已广泛应用并取得主流地位，从最初的背面应用扩展至双面全面采用。就普及速度而言，现在几乎所有主流厂商都已在使用银包铜浆料，主要动力来源于对成本的有效控制。
Q:现阶段非硅成本的发展进度怎样?
A:现阶段非硅成本正在快速下降。在金属化部分的成本上，已经能够控制在6分钱以内，而托普康目前的金属化成本大约维持在7分钱左右，破壳则降至4~5分钱，这一进展速度相当显著。关于靶材成本方面，迈为和华盛在低铟化靶材技术研发中取得了较快突破，低铟化技术有望将成本至少削减一半，由原来的4分钱降低到2分钱。其中，华盛已经开始生产低铟含量的靶材，尽管无铟靶材尚未得到大规模应用。
Q:相较于异质结电池，托普康的非硅成本处于何种水平?
A:托普康的非硅成本相对较高。额外增加的成本体现在网板损耗上，由于其内部包含片状银粉，使得网板寿命仅能达到约5万片就需要更换，而破壳和Topcon技术能使网板寿命延长至二三十万片。总体来看，异质结电池的非硅成本约为2毛1,考虑到其薄片化技术可使硅片厚度达到110微米，相比之下托普康使用的130微米硅片使得硅片成本高出约1分5。按照当前硅料价格估算，异质结电池成本可控制在4毛6,而托普康则为4毛4。
Q:提到的2毛1成本是量产数据还是理论预测?
A:2毛1的成本是基于理想条件下最先进的技术预测得出的理论数据。鉴于当前产线尚存在波动性，且一些关键技术如OBB方案还未全面推广，实际运营中的成本可能会在2毛67左右，略高于理论预期。特别是靶材的实际成本可能超出预算一两分。
Q:HT太阳能电池技术中的OBB方案是否存在成熟度问题?目前行业内主要采用哪些方案?这些方案有何优缺点?
A:HJT太阳能电池技术的OBB方案目前确实面临一定的技术挑战。行业普遍采用两种方案：纯点胶方案与焊接加点胶方案。东方日升选择了与奥特维合作的纯点胶方案，但纯点胶可能存在粘接不牢固、接触电阻偏高以及焊带脱落等风险。相反，华盛推行的焊接加点胶方案虽然保证了焊带连接更为稳固，但高温焊接过程中可能引发硅片隐裂的问题。这两种方案各有局限性，需要在制造端和电站端进行更长时间的验证。因此，OBB技术的大规模推广预计将较为缓慢，预估至明年年中，该技术在制造端和电站端会逐渐走向成熟。
Q:今年非硅基异质结电池的成本预测是多少?
A:伊之洁已经最大化地利用了硅片，而且没有氧含量超标问题，这使得异质结在硅片成本方面相比拓扑抗有较大优势。目前预计非硅的整体成本到今年年底应该能做到2毛5左右。而硅片成本的节约可以并入非硅成本，进一步降低。关于银包铜技术，如果能从目前的50%银含量降至30%,以及未来可能的70%铜含量，预计成本能降至4分钱左右，但这仍取决于浆料技术的进步。
Q:非硅异质结电池今年的市场接受度如何，会有哪些价格变化?
A:尽管制造成本上可能略高于其他常规技术几分钱，但在建站端，异质结产品的售价溢价高出一毛到两毛。我们观察到国内招标的价格普遍高出平均1毛5。这反映了用户端对非硅异质结技术的认可度较高，这不仅是技术本身的优越性，也是市场对异质结技术支持的体现。
Q:关于HJT(异质结)技术方面，主要的成本和效率提升空间是怎样的?
A:目前HJT技术相关的主流印刷的线宽在35-36微米左右，而高温浆料已经能做到18-20微米，如果低温酱料的线宽能够做得更细，转换效率做到26%是没有问题的，所以说还有提升空间。在功率方面，即使有些技术如TopCon认为转换效率已接近25.6%或25.7%,但因测量偏差，功率并不一定高。我们更应关注的是主流功率来体现先进性。今年年底，依托技术进步，HJT的18372版型完全可以做到590瓦，而到了明年年中，结合微晶化等技术优化，应有望达到或超过600瓦。在提效手段方面，电镀铜技术若成功导入生产线，转换效率还有近0.5%的提升潜力。
Q:新技术如HJT的市场接受度和可靠性验证是什么情况?
A:虽然像东方日升在23年年中已经推出了HJT产品，但市场验证侧重于客户端的长期使用效果。例如，只有在电站使用或在某些恶劣环境下才能体现产品的真实效果。因此，可靠性验证需要至少半年到一年的周期来观察产品的功率衰减等指标。国内部分电站已在今年开始大批量的HJT组件招标，同时考虑到国内是大宗市场，厂商也在同步进行海外和国内市场的验证。此外，银浆的成本如果没有OBB,目前应该在1毛钱到1毛2左右，若有OBB则能进一步降至近6分钱。而关于靶材的成本，目前基本上是4分钱，如果引入50%的铟含量，成本能进一步降至2分钱。靶材技术的大规模应用预计也会很快实现。
Q:电镀铜技术在提升太阳能电池转换效率方面有哪些显著优势和主要挑战?
A:电镀铜技术的优势在于其能够将导线的宽度减小至15微米，相较于当前35微米的标准有显著降低，这一改变可以大幅度减少光在细线处的折射损失，理论上可带来至少0.5个百分点的转换效率提升。然而，该技术面临三大挑战：首先，电镀铜生产设备与工艺尚处于发展阶段，预计到2025年才可能实现规模化生产；其次，初期设备投资成本高昂，单台设备投资额往往超过1.5亿，对于已投入近4亿建设异质结生产线的企业来说，额外增加这部分投资颇具压力；再次，电镀铜工艺流程复杂且技术要求高，涉及图形化处理、种子层图案构建以及后续的电镀优化与后处理等步骤，并且目前良品率问题突出，许多实验阶段厂商的良率仅维持在70%-80%,而行业普遍要求达到96%甚至更高，若不能突破90%以上的良率门槛，电镀铜技术的应用将受到限制。
Q:除了电镀铜之外，还有哪些相关技术和材料有望通过改进来提高转换效率?
A:提及提高转换效率的途径时，浆料技术是一个值得关注的替代方案。如果能成功研发出性能优越的低温浆料配方，从而改善印刷性能，使线条细化至20微米以内，理论上也能带来约0.5个百分点的转换效率增长。因此，浆料生产企业亟需在这方面加大研发投入。优化浆料印刷线宽不仅有助于节省原料消耗，更能因更细线条导致的折光减少而间接提升转换效率。
Q:当前国内哪些企业在电镀铜技术研发上取得了实质性进展?
A:在国内市场中，通威和国电投公司在电镀铜技术领域较为领先。通威公司计划在其试验线上增设一条电镀铜生产线，而国电投则与罗伯特科联手打造了一条500MW规模的产线，尽管具体运行数据尚未公开。隆基也曾进行过为期半年的电镀铜技术实验并采购了相关设备，但后来暂时搁置了这方面的实践。总体来看，电镀铜技术的成熟应用还需一段时日，预计到2025年或许会有更明显的产业化进展。
Q:当前HJT(异质结)电池生产设备的投资成本区间是多少?未来发展趋势如何预测?
A:现阶段，HJT电池生产设备的初始投资成本较高，大致范围位于3亿至4亿之间。成本居高不下的主要原因之一是采用了微晶化技术，增加了设备的复杂性和制造难度。尽管当前设备价值并未明显下降，但在降低成本的可能性方面仍存在一些积极信号，例如采用热化学气相沉积(HSCVD)技术等新型工艺。若HSCVD技术能够在实践中取得突破性应用，未来设备投资成本有可能降至1亿以内。在现有设备体系下，随着规模效应的显现，预期到明年投资成本降低至3.5亿以内也是有可能实现的目标。
Q:未来HJT产能落地的预期是怎样的?
A:预计到2024年底，异质结(HJT)的产能落地将达到100吉瓦。就设备市场而言，目前迈为是行业龙头，市占率达到70%以上，它的销售量只占其产能的一半。因此，设备价格降低更加困难，后期仍需依赖技术成熟和规模化，才能推动价格下降。至于规模化的扩张，取决于多个因素，包括技术领先性和电站端溢价的维持。如果100个吉瓦能够在今年落地，预计到2025年，HJT可能会迎来规模扩张，与此同时，旧技术可能将面临淘汰的风险。
Q:当前和未来光伏设备行业的竞争和技术动态如何?
A:目前能提供完整HJT生产线的厂家并不多，迈为占据了行业领导地位，其次是捷佳伟创等。这些头部企业通过提供整线设备和持续技术积累获得了竞争优势。例如，在托普康和破壳的印刷产线设备市场占比已经超过七八成。虽然捷佳伟创在HT设备领域也有所布局，但其更多精力仍集中于TOPCon设备。公司在面对pecvd和pvd设备的技术挑战上，如pvd一度被视为替代技术，但现实证明在HJT领域其应用存在问题。捷佳伟创曾尝试管式pecvd,但由于镀层均匀性问题，此技术也并未成功。如果捷佳伟创能够解决热化学气相沉积(HSCVD)的技术问题，将能开拓新的市场空间。
Q:当前HJT设备的价格和市场接受度如何?迈威在这方面的表现又是怎样的?
A:尽管设备价格已经较低，市场上的玩家确实在增加。但对于像迈威这样的头部企业而言，尽管规模庞大，但产能还未充分发挥。目前看来，并非仅仅是迈威一家在独占HT市场，技术成熟度尚未达到一个依靠规模来定义的阶段。预计在今年年中到年末，如果规模进一步扩大，迈威有潜力降低价格，因为业界共识认为规模的扩张需要更低的价格来驱动。
Q:目前主要的光伏制造商对n型硅技术的态度如何?
A:头部企业一直关注盈利能力，目前选择托普康(TopCon)技术是因为它们能通过这个渠道赚钱、扩大规模和维持领先。虽然隆基去年也涉足了HJT技术，但HJT目前的盛行程度仍然不及TopCon。隆基和通威尽管谨慎扩展TopCon规模，但他们在异质结(heterojunction,HJT)技术领域有望取得成果。头部厂商不仅在保持技术研发，而且在盈利能力明显时也有扩张的资本和基础，所以一旦HT技术和设备达到成熟，头部企业有能力迅速扩大规模。
Q:预计何时HJT技术将达到市场成熟从而被广泛采用?
A:现阶段，HJT技术的盈利能力和领先性并不显著,因为相对于TopCon而言，HJT的投资成本更高。市场预估HT成熟期将在今年年中到年末，但TopCon持续的低投资成本可能会使其与HJT并行一段时间，可能会一直持续到2024年、2025年，直到HJT的盈利能力和技术领先性变得更为突出。目前来看，HJT技术已经显示出某些优势，但这些优势需要进一步观察和验证。头部企业因此在观望，判断这种优势是否是可持续的，尤其是在溢价和投资额度方面需要更细致的评估。
Q:HJT技术中使用的光转膜在业界普遍接受了吗?有没有担忧其长期可靠性的声音?
A:是的，行业确实普遍接纳了光转膜技术，但仍有企业对其长期可靠性持有担忧。虽然光转膜在初期使用时可能使功率提升5到10瓦，但人们质疑一年后光转膜是否能保持同样的效果。尽管这些疑虑存在，事实上如果封装技术做得足够好，材料应该不会变质。光转膜不仅用于光伏产业，它在农业领域的大棚膜材料中也已广泛使用，帮助植物更有效地吸收光。光转膜带来的功率增加使得即便有成本上升和可靠性的风险，它也应被视为行业的标配。对于光转膜的稳定性，虽然目前还没有过多年的实证数据支持，但它在销售时能提供更高的功率，所以被普遍认为是值得采用的技术，尽管5到10年的材料稳定性仍无法得到保证。
Q:投资者在分析行业和相关公司时应该重点关注哪些因素?
A:投资者在分析时需要关注几个关键因素：非规模化生产的兑现情况，头部工厂的态度和市场反应。尽管现有的股价可能已经反映了这些预期，但如果未来出现超预期的好消息，相关公司可能会展现出较大的市场弹性。鉴于目前标的数量不多并且还处于相对较低的价格，从这个角度来看，相关公司值得关注。此外，我们团队会持续跟踪行业动态，并对接投资者的进一步交流
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