民生电新 洞鉴光伏43弹：光伏BC产业专家交流

•其他厂商布局动态：天合、晶澳、晶科等龙头企业开始布局BC电池业务，但因光伏形势不佳、资金紧张，未大批量建设产线。晶科已大批量招聘BC技术人员，认可BC领先于TOPCon，后续可能购BC电池做组件进入市场，行业形势好转后或进一步布局。4、BC电池成本对比与降本路径•与Topcon成本差异：BC电池与Topcon在多维度存在成本差异。硅片方面，BC当前使用150微米厚度的硅片，而Topcon使用130微米厚度的硅片，受硅片价格影响，BC硅片成本比Topcon高0.005-0.01元/W（当前硅片价格低时约0.005元/W，硅片价格上涨后可能达0.01元/W）。浆料方面，BC因技术较新，浆料优化尚未完成，当前银浆成本比Topcon高0.01元/W，后期优化后用量将与Topcon一致。折旧成本方面，BC设备投资目前在2.5-3亿元，高于Topcon前期1.6-2亿元的投资水平，导致折旧成本比Topcon高0.01元/W。良率方面，BC新产线初期良率约95%-96%，正常运行状态下最高仅能达到97%，低于Topcon，因此良率成本比Topcon高0.005元/W。组件端方面，BC采用单面焊接需使用导电胶，这一成本当前增加0.01元/W。综合来看，电池端BC成本比Topcon高约0.04元/W，组件端总成本则比Topcon高0.05元/W。•降本关键措施：BC电池后续可通过多方面措施降低成本。硅片方面，将推进薄片化，目标降至130微米。浆料方面，将优化银浆用量，后期用量将与Topcon一致，并推进铜浆等非银化技术。良率方面，2025年年底前良率可提升至97%以上，2026年有望达到98%。设备投资方面，随着BC技术规模化及平台化，设备投资可控制在2亿元以内（当前因专有设备和定制设备价格较高）。效率方面，BC转换效率仍有较大提升空间（Topcon已优化至极致），通过效率提升可进一步分摊降低成本。综合各项措施，后期BC与Topcon的成本差距有望缩小至0.02元/W以内。5、BC电池技术差异与非银化进展•HIBC技术特点：HIBC技术结合两种钝化技术，晶硅电池转换效率提升基于钝化技术，现有Topcon与HJT非晶硅两种高阶钝化技术，二者钝化效果相近但HJT略优。HIBC在n区采用Topcon钝化，p区采用HJT钝化，综合提升电池转换效率。•铜浆与电镀铜进展：BC电池每瓦银耗为11-12毫克，高于Topcon的9毫克。非银化技术以铜浆导入为主，有低温和高温两种方案。低温铜浆需制作种子层，设备投资1亿/GW，产线改动大，经济性欠佳；高温铜浆可通过快速烧结和惰性气氛烧结实现，但下游验证周期 长，预计非银化技术明年导入。BC电池因有剥离层可阻挡铜离子渗透，导入铜浆便利性优于Topcon。此外，HJT已实现纯铜浆验证。电镀铜自2022年起被布局，导电性优于银浆，但投资1.5亿/GW、良率<90%，行业未舍弃，未来或随创新实现应用。6、BC电池良率与设备投资•良率提升挑战：BC电池良率提升面临两大核心难点。其一为图形化精度，需与后续印刷工艺匹配，若图形化精度不足，易导致印刷偏移，进而引发漏电问题。其二为膜层均匀性，BC电池采用玻璃层加隧穿氧的钝化工艺，隧穿氧及玻璃层的厚度控制对机台参数优化和技术人员经验要求较高。实际生产中，黑斑、黑片等问题与上述因素相关，新厂家需通过前后道工艺匹配（如调整膜层厚度等）积累经验，这一过程需较长时间。在良率爬坡节奏方面，隆基等成熟企业开线良率一两个月内即可达到96%以上，三个月内可提升至97%；新公司因缺乏熟练团队，爬坡周期较长，可能需要半年时间。•设备投资结构：BC电池的增量设备投资主要包括三部分。激光设备方面，单GW投资约5000-6000万元，且需两道激光工艺。LPCVD设备方面，单GW投资3000万元以上（TOPCon仅需一道，BC需两道）。清洗设备方面，因图形化后需多两道清洗工序，单GW增加约1000万元投资。上述三项总增量投资约8000-9000万元/GW。其他设备如氧化镝镀膜、氮化硅镀膜、制绒、印刷烧结、电注入等与TOPCon基本相同。7、BC电池专利风险•专利布局影响：国内BC电池专利问题影响较小，不似海外专利难打难缠。行业内各方可协商解决，龙头企业盈利时也不会阻碍其他企业。因此，BC电池专利问题并非难点，不像当年氧化铝镀膜专利问题那样长期困扰行业。Q&AQ：BC当前价格情况如何，国内、海外的价格分别如何，相比Topcon的溢价是多少？A：BC价格普遍高于Topcon，国内外存在差异。国内分布式组件价格较Topcon高约0.1元，集中式高约0.05元；海外分布式组件价格较Topcon高约0.2元，集中式高约0.1-0.15元。Q：除欧洲外，海外是否存在其他渗透率较高的DC市场？DC在欧洲及其他主流市场的渗透率水平如何？ A：目前DC在海外市场中，仅欧洲高端分布式市场渗透率较高，约20%且市场接受度良好。其他海外市场如美洲、亚洲、中东正处于开拓阶段；国内市场渗透率较低，约5%-10%，但部分市场已逐步应用，行业对BC技术认可度较高。Q：集中式电站上BC的收益率能有大概多少的提升？如何看待BC在集中式应用场景的前景？A：2024年下半年存在DC招标项目，当前BC在集中式电站尚未大批量应用，处于验证阶段，若验证结果良好则溢价有望提升。根据测算，BC在集中式电站的溢价理论上应比Topcon高0.1元，因其功率较Topcon高25~30瓦，尽管双面率略低，但背面发电损失减少5%，整体发电量仍高出20%~25%。后续需通过实际应用验证测算结果。Q：目前BC技术路线主要两家龙头厂商的产能进展及现有产能情况如何？A：爱旭2024年产能已接近10GW，扩产后预计可达20GW。隆基2024年原有30GW一代DC产能，年中确定向二代转型，目前已有18GW二代产线建成并量产推广，全年目标为50GW。2024年DC二代保底产能50GW，出货量预计20GW。Q：龙头企业部分电池组件自主生产、部分委外代工的主要考量是什么？A：龙头企业委外代工BC组件的主要考量包括：通威因自身无BC电池产能，但BC组件制作相对简单、产线改造容易，因此参与DC组件招标并尝试生产；隆基去年以一代DC产能为主，二代DC仅1.5GW，下游订单需求下需从爱旭采购BC电池，今年随着隆基BC及二代DC产能提升，已无需委外，且爱旭开始自产组件，此类情况减少。天合、晶澳、晶科等企业虽已布局BC电池业务，但因当前光伏行业形势不佳、资金紧张，未大规模建设产线，未来可能通过采购BC电池做组件进入市场；若行业回暖，相关企业将自建BC电池产线。晶科近期大量招聘BC技术人员，表明其认可BC技术优于TOPCon，而隆基和爱旭已通过技术简化降低BC投资与成本至可接受水平。Q：Topcon厂家通常选择在现有产线上改造升级还是新建产线？若改造升级，单GW设备投资额约为多少？A：当前Topcon厂家选择改造现有产线更为合理，主要因近年新建的PERC产线自动化水平与设备精度可满足BC技术需求，且行业资金紧张背景下企业倾向改造。但改造存在车间布局不匹配、工期较长等问题。目前Topcon产线改造为BC产线单GW需增加约9000万至1亿元投资，主要用于激光设备及LPCVD多晶硅镀膜设备；若未来BC规模扩大，激光设备定制化成本下降后，单GW改造成本有望降至5000万至6000万元。Q：BC电池端成本与Topcon如何对比？ A：BC与Topcon的成本差异主要体现在三方面：硅片成本上，BC当前使用150微米硅片，Topcon使用130微米硅片，因当前硅片价格较低，BC硅片成本较Topcon高约5厘，若未来硅片价格上涨，差距可能扩大至1分；浆料成本上，BC因技术较新尚未完成浆料优化，当前银浆成本较Topcon高1分/瓦；折旧成本上，BC当前产线投资约2.5亿-3亿元，高于Topcon前期1.6亿元的投资水平，导致折旧成本较Topcon高1分。Q：BC组件端非规成本与Topcon的差距是否不大，是否具备一定优势？A：BC组件端在焊带使用上具备一定优势，因其采用单面焊接工艺，使用老式焊带，焊接要求低于Topcon的圆焊带；但导电胶成本无法去除，该部分成本降低有限。当前主流技术的组件端设备流程基本相似，BC的特殊性在于采用单面焊接，其焊接机与其他技术存在差异且操作更简单。Q：近期BC龙头企业导入新型材料焊带的情况如何？该类焊带能带来多少成本下降？A：宇邦新推出针对BC技术的多层复合焊带，当前BC产线仍使用普通焊带，后续无主栅技术打通后需切换至该复合焊带。其优势在于更细、导电性更好，不仅不降低组件功率，还能通过减少折光提升双面率。目前该焊带处于验证阶段，预计四季度导入产线。此外，组件端焊接机需小量改造以适配SMBB技术，这是BC大规模进入集中式电站并提升背面双面率的必要条件。Q：Topcon现有提效手段是否适用于BC技术？A：Topcon现有技术均可应用于BC技术，因二者采用相同的剥离层+隧穿氧化工艺。Topcon近期研发的珀利菲格技术旨在通过减薄非三线区域剥离层提升双面率及效率，目前受技术难度与成本限制尚未量产，若成功同样适用于BC。当前BC技术主要需解决量产稳定性与良率问题，后续优化可借鉴Topcon技术路径。尽管当前光伏行业形势不佳导致BC未大规模量产，但其提效空间与手段仍较丰富。Q：近期隆基发布的HIBC产品基于HJT技术，而当前较多BC产品基于Topcon技术的TBC，隆基推出HIBC的主要考量是什么？A：晶硅电池转换效率的提升依赖钝化技术，当前存在两种高阶钝化技术：Topcon钝化技术与HJT非晶硅钝化技术，两者钝化效果相近但HJT效果更优。HIBC产品通过结合两种钝化技术，综合两者在电池应用中的优缺点，进一步提升了电池转换效率。Q：BC电池每瓦银耗当前水平如何？贱金属浆料当前导入进度如何？A：BC电池每瓦银耗当前水平为11-12毫克/瓦，Topcon电池每瓦银耗约9毫克/瓦。Q：当前BC电池每瓦银耗水平如何？贱金属浆料的导入进度如何？ A：当前BC电池每瓦银耗约为11-12毫克，Topcon电池约为9毫克。关于贱金属浆料导入，BC电池领域技术层面已成熟，但验证周期较长。其中，低温铜浆需在电池表面制作种子层并投资近1亿元的PVG设备，产线改动大且经济性不可行；高温铜浆通过快速烧结和惰性气氛烧结技术可行，但需下游客户验证接受，预计非银化技术导入时间或延至明年。相比之下，Topcon电池因正面无剥离层阻挡铜离子渗透，且无法新增剥离层，导入铜浆难度更大。HCT技术路线已实现铜浆导入，如东方日升已完成纯铜浆验证并合格。整体来看，铜浆导入需产业端与客户端共同验证认可，时间取决于验证进度。Q：当前厂商在BC电池中导入铜浆技术是否在进行如DH1千2,000类测试？存在哪些待解决问题？A：当前BC电池导入铜浆技术在测试及技术端仍存在待解决问题。低温铜浆方面，需通过PVG设备制作种子层，产线改动大且电池成本增加3分钱，需优化剥离层导电性；高温铜浆方面，烧结温度超800度易导致铜氧化，需通过快速烧结或惰性气氛烧结解决，但需设备改造验证。Q：当前隆基倾向于选择低温铜浆还是高温铜浆技术方案？A：目前隆基倾向于选择低温铜浆技术方案，但行业内普遍认为易志杰采用低温技术，对高温铜浆技术的可行性存在疑虑，后续需打破固有观念并大胆尝试验证。Q：当前铜浆技术方案是否已确定？是否会考虑铝浆等其他浆料？A：目前铜浆技术方案暂不考虑替换为铝浆等其他浆料。因铝浆工艺更复杂，其导电性、焊接性均显著低于铜浆；此外，采用铝浆会导致三线加宽加粗，不利于方面率提升，故铝浆的优先级低于铜浆。Q：电镀铜技术是否已被光伏行业放弃？A：电镀铜技术自2022年起被行业关注并布局，各龙头企业持续验证尝试，其中通威已建成一条电镀铜产线。该技术具备显著优势，其导电性优于银浆。当前主要瓶颈为单GW投资较高及良率难以达到90%。行业并未放弃该技术，未来光伏领域仍可能采用电镀铜，需通过设备端与技术端的创新提升其与太阳能电池的适配性。Q：目前是否有设备