热场、金刚线、银浆和支架：光伏辅材赛道全梳理，量化评估看龙头

（报告出品方/分析师：广发证券 陈子坤 纪成炜）

一、研究背景

我们选取了光伏玻璃、光伏背板，光伏胶膜及逆变器行业作为研究对象，构建长短期系统性分析框架，从中筛选优质辅材及BOS环节机会。

本文在优化龙头红利筛选模型，对光伏热场、金刚线、银浆、支架行业进行长短期分析，落地机会。

1. 热场：金博股份、天宜上佳、中天火箭等

2. 金刚线：美畅股份、高测股份、恒星科技、岱勒新材、东尼电子等

3. 银浆：帝科股份、苏州固锝、聚合股份、匡宇科技等

4. 支架：中信博、清源股份、振江股份、Array Technologies等

（一）背景：优质辅材及 BOS 环节需求确定性成长

双碳目标指引光伏装机迈向TW时代，辅材搭乘平价东风打开需求天花板。光伏发电已成为目前全球最经济的电力能源，2020年全球大型光伏电站度电成本已低至 37$/MWh，较2009年下降90%，因此光伏发电有望成为我国构建新型电力系统和全球新增电力装机的主力。

根据周孝信院士基于双碳背景下的电力发展情景估算指引，设定“非化石能源在一次能源消费中的占比”为我国能源转型进度的核心指标；同时假设2030年起全球一次能源消费需求增速达到峰值，不考虑更新替换需求，仅在实现双碳目标的情况下，我们测算得到2025年/2030年/2060年全球光伏新增装机量分别为379GW/557GW/2.095TW，若考虑光伏经济性需求，全球新增装机量将显著超过该测算值。

因此，在全球碳中和的大背景下，光伏新增装机年需求将迈向TW时代，有望推动光伏辅材及BOS出货量高速增长。

相比光伏主制造产业链，辅材及BOS环节技术颠覆可能性小，但少数领域也存在技术路线之争。回顾光伏行业发展历程，主产业链历史上曾发生单晶全面替代多晶的颠覆式技术改革，2010-2020年组件行业产值下滑10%。而与之相比，大多数辅材技术路线稳定，主要走改良式升级路径，是享受光伏装机红利的真正赢家：以光伏胶膜为例，2010-2020年行业产值增加1.5倍。但是，极少数辅材及BOS环节也存在技术路线的选择，例如双玻组件渗透导致玻璃盖板逐步取代背板。

（二）框架：构建系统性分析框架，筛选行业机会

由于光伏辅材及BOS行业细分子领域众多，市场缺乏系统性比较，我们通过构建长短期分析方法，从长期视角比较研究领域的行业产值、壁垒及盈利，从中短期视角分析上下游及供需变化，从中观测景气度趋势，结合龙头红利，搭建赋值评分框架，筛选行业机会。

长期产值：技术变革影响需求，优化空间影响价格。

光伏行业成长的主旋律为降本增效，即通过技术升级带动转换效率提升，寻找降本空间优化成本，不断降低度电成本来提升自身发电的经济性，依托原有清洁属性，助力实现全球能源转型。

因此，本文通过研究四大光伏辅材及BOS行业的技术变革趋势来判断行业长期需求，由于各细分领域原材料主要为大宗产品，价格多采用成本加成模式，因此我们通过分析降本路径判断产品长期价格，综合测算行业长期产值空间。

二、光伏支架

（一）技术趋势：跟踪支架追光不止，集中式渗透潜力十足

光伏支架是电站系统的“骨骼”，占系统成本比重逐步提高至约7.5%。光伏支架是为支撑、固定、转动光伏组件而设计安装的特殊结构件，光伏支架作为定制化产品，在整体设计环节中需充分考虑地形地貌、气候及太阳能资源、技术、经济等复杂因素，平衡成本造价与发电量增益关系，与电站系统其它设备高度匹配，并符合电站所在地技术规范与认证，确保在自然条件下稳定、可靠运行25年以上，既决定着光伏系统结构强度，其结构设计也将决定了系统接收太阳能辐射的能力，对提高电站收益率起到重要作用，根据CPIA统计，光伏支架占电站系统成本比重已从2015年4.8%提升至2020年7.5%。

光伏支架可分为固定支架及跟踪支架，二者各具优劣、因地制宜：

固定支架结构形式简单，稳定性好、初始投资及维护成本低，是目前主流类型。

固定支架可根据倾角设定情况分为最佳倾角固定式、斜屋面固定式和倾角可调固定式，安装时需结合项目所在地理环境及气候等条件将组件固定在特定角度以保证接收太阳光辐射最大，组件位置一般固定后不会再频繁调整，固定可调式支架的组件朝向每年会根据季节和光照情况进行人工调整。

整体而言，固定支架凭借出色的稳定性以及较低的前期投资成本，在光伏支架市场占据较大份额。分布式光伏电站一般位于工业及居民生活区，场地有限、光照条件一般，通常采用固定支架或 BIPV 产品。

跟踪支架初始投资及维护成本高，但发电增益明显，主要应用于大型地面电站，逐步对固定支架形成部分替代。

跟踪支架通过动力装置调整机械结构使组件围绕太阳光线运动，减小入射角度以提高组件对光线的吸收稳定性，与固定支架相比，跟踪支架增加的动力装置导致造价成本提升，后期清洗及维修难度提高运维成本，占地面积增加提高土地成本，但在高直射比地区、双面组件、大型地面集中式等电站项目中能够大幅提高发电量，根据上海电气滕晓峰《光伏电站双面组件发电量影响因素分析（2021年）》在吉隆坡、迪拜及阿姆斯特丹地区的实验结果，跟踪支架较固定支架的年发电增益超过11%以上，主要应用于大型地面电站，随着跟踪支架发电增益逐步覆盖投资成本，渗透率持续提升，根据GTM Research统计，2017年全球跟踪支架在地面光伏电站的渗透率达16%，预计到2023占比有望提升至42%。

平单轴跟踪支架是目前应用最广泛的跟踪支架。

跟踪支架可根据转动方式分为平单轴、斜单轴及双轴跟踪支架：平单轴跟踪支架在太阳能辐射接收量和成本等方面取得较好平衡，虽然只能在一个方向上旋转，不能在任何时候都垂直于太阳光线的入射方向，提高辐射接收量，但结构相对简单，可靠性较好，是目前应用最广的跟踪支架，根据有无倾角还可分为标准平单轴跟踪式和带倾角平单轴跟踪式。

斜单轴跟踪支架在东西方向转动的同时，向南设置一定倾角，围绕该倾斜轴旋转追踪太阳方位角以获取更大的发电量，应用于较高纬度地区。

双轴跟踪支架可绕两个方向进行旋转，使辐射接收面始终垂直于光线入射方向，最大化利用太阳能资源，适用于各个纬度地区，虽然辐射接收量高，但存在结构复杂、成本及故障率较高等问题，发展受到限制。

根据BNEF测算，相较于固定支架，双面组件+跟踪器在全球93.1% 的区域可达到最低LCOE度电成本，其中，单轴跟踪系统较固定支架发电量增厚达 7%-37%，而成本较之双轴跟踪系统低 8%-29%。

跟踪支架主要销往欧美，国内渗透不足20%，仍有提升空间。

美洲地区是跟踪支架主要市场，根据Wood Mackenzie，2020年美国市场占全球跟踪支架出货量50% 以上，根据IHS Markit统计，2019年跟踪支架在美国地面电站渗透率达70%，。近 年来亚太、中东、澳洲及非洲对跟踪支架的需求也在快速提升。

而反观国内，固定支架长期占据较大市场份额，根据CPIA，2016年国内跟踪支架渗透率仅为5%，主要系早期跟踪支架技术不成熟，稳定性及可靠性不高致使光伏电站投资业主更倾向于采用固定支架，同时光伏上网标杆电价较高，采用固定支架的方案投资回报已达或超过预期收益。

未来光伏平价上网趋势倒逼电站投资者更重视发电效率等，面对电池及组件转换效率提升难度日渐增加、平坦低成本场地减少，随着跟踪支架可靠性提升及造价成本降低，在大型地面电站中的渗透率日益提升，根据CPIA，2020 年国内跟踪支架渗透率为19%，预计2025年跟踪支架渗透率有望达24%。

光伏支架需求伴随光伏装机同步成长，跟踪支架加速放量。

光伏支架作为电站系统的BOS组成部分，需求直接伴随光伏新增装机量增长，根据我们测算，预计2025 年光伏支架需求量达到455GW，2020-2025年CAGR为24%，其中跟踪支架作为提升电站系统发电增益的新品，随着稳定性提高及单价降低，出货量增速有望超越装 机，根据Wood Mackenzie统计，尽管2020年面临新冠疫情影响，全球光伏跟踪支架出货量仍增加至44GW，同比+26%，远高于装机增速（+10.4%），若按2020年全球集中式光伏新增装机69GW计算，跟踪支架在地面电站的渗透率已达44%。

虽然现阶段全球光伏电站仍以集中式为主导，预计中短期分布式占比将有所回升，形成集中式与分布式并重局面，若假设2025年集中式占60%，跟踪支架在集中式电站渗透率70%，预计2025年跟踪支架需求有望达191GW，2020-2025年CAGR为34%。

（二）优化空间：材料创新与智能化并行，国产化行则将至

光伏支架成本主要为大宗材料成本，属定制化钢材加工制品。

生产方面，固定支架由立柱、主梁、檩条、基础等部件构成，生产流程为机械设计、机械加工和委外镀锌，上游主要为钢材、铝材等大宗金属材料，根据中信博招股说明书，2019年 固定支架原材料占成本比重为72%，其中钢材占成本一半左右。

跟踪支架主要由结构系统（可旋转支架）、驱动系统、控制系统（通讯控制箱、传感器、云平台、电控箱等部件）三部分构成，除机械设计、机械加工和委外镀锌等工序之外，还有电 控设计、驱动设计和配套组装工序，深度融合智能控制等信息技术。

根据中信博，2019年跟踪支架原材料占成本比重达83%。由于钢材、镀锌、机械及电子元器件原材料供应充分，呈完全竞争市场格局，因此光伏支架成本受大宗商品周期性影响。

设计方面，光伏支架需根据项目所在地的地形地貌以及客户要求，平衡成本造价与发电量增益关系，在满足稳定性、安装便捷性的前提下控制生产成本，并与电站系统其它设备高度匹配，因此属高度定制化产品。

材料及结构创新推动光伏支架机械成本降低。

光伏支架基材一般为铝合金或碳钢，构件端部、拉杆丝牙处较为尖锐，生产、运输及安装过程中易造成涂层划伤及脱落，为保证光伏支架在户外使用25年以上不生锈，国内大部分光伏支架防腐方式为热轧带钢经冷弯成形和酸洗后进行热浸锌处理。

根据张树亮《热基锌铝镁镀层材料在光伏支架领域的应用》，热浸锌处理加工费用约为2200元/吨，加工后对冲孔位置进行修整将导致运输成本增加，采用锌铝镁镀层来替代热浸锌可以使光伏支架材料成本及运输成本下降：

（1）锌铝镁镀层在同等级防腐能力下锌层更薄，降低材料成本约800元/t；

（2）锌铝镁镀层具有自愈性，加工成形后可直接提供工程使用，缩短产品加工期，减少热浸锌后处理工序成本以及从冲压厂到镀锌厂往返的运输成本。

另外，采用轻量高强度材料及结构创新降低支架材料重量，有利于降低制造成本与运输费用。

光伏支架基础的地桩通常采用厚度为 4~12 mm 热浸镀锌 Q235和 Q335材料，其他部件基本采用1.5~8.0 mm 热浸镀锌 Q235 和 Q335 材料。随着高强钢应用，部分光伏支架开始使用Q420甚至Q400钢材。

此外还可通过结构设计在减少材料的同时达到相同支撑强度，例如应用一次成型等工艺降低加工成本。

跟踪支架智能化设计优化零部件，提升发电增益及稳定性，强化产品盈利能力。

光伏跟踪支架在固定支架的机械基础上增加了电控系统，作为“大脑”直接控制转动角度，电控系统的有效设计和平稳运行将直接影响电站运行的终端监控、数据收集及分析等智能化工作，增加产品冗余度，弥补硬件不足，提升支架稳定性。

随着集成化及智能化提升，可以利用人工智能的深度学习算法确定最佳角度跟踪模式，有效提高发电效率，还可以利用物联网传感网络技术，远程、无线监控系统运行情况，有效助力光伏电站的智能化。

由于跟踪支架发电增益明显，高技术含量较高，因此产品溢价及盈利水平更高。根据中信博定期报告，2020年跟踪支架单价为55.1 万元/MW，高出固定支架单价26.6万元/MW近一倍，同时跟踪支架的毛利率为25.4%，高出固定支架毛利率15.3%超过10个pct。

跟踪支架壁垒高企，国产化道阻且长，行则将至。

固定支架技术含量较低，竞争格局较为分散，量产支架企业达到上千家。而跟踪支架作为高度定制化产品，需要因地制宜，根据地形、位置计算最优控制方案，业主对支架供应商的资质、产品稳定性及项目经验审核极为严格，能够量产性能优异的跟踪支架且具备丰富项目经 验厂商较少，行业集中度持续提高，根据 Wood Mackenzie，全球跟踪支架行业CR10 从2016年65%升至2020年的90%以上。

早期国产跟踪支架良莠不齐，存在盲目模仿、偷工减料、设计方案不合理以及缺少完善质量标准等问题，曾批量出现事故，致使国内企业品牌不受业主信任，销售渠道狭窄，国产化率较低，因此全球前十大跟踪支架企业中仅有中信博与天合光能旗下的 Ncalve入围，复盘光伏组件及逆变器进口替代历程，目前国产光伏支架价格优势明显，随着产品质量及附加性能提升、海外渠道完善以及品牌口碑积累，在除美国以外的市场份额仍有提升空间，目前中信博及Ncalve合计市场份额已从2016年的9%提升至2020年的12%。

2025年光伏支架产值有望破千亿元，2020-2025年CARG为14.31%，其中跟踪支架产值超600亿元，复合增速20.71%。

组件功率提高导致单 MW 电站项目中光伏支架耗用量减少，摊薄支架单位价格，但组件尺寸变大、重量增加使得支架负载增大相应提高了钢材耗用量及回转减速装置成本，也使得光伏支架单位价格提高，同时价值量较高的跟踪支架进一步渗透将使得光伏支架出货结构优化，对提升行业产值形成有力支撑。若假设光伏支架单价年均下降10%，我们预计2025年光伏支架行业产值有望达1035亿元，2020-2025年CAGR为14.31%，其中跟踪支架行业产值将达到621亿元，2020-2025年CAGR为20.71%。

三、光伏银浆

（一）技术趋势：HJT 催生低温银浆需求，多主栅及印刷技术降银耗

银浆是制备电池片金属电极的关键辅材，占电池成本约7%。导电银浆主要用于光伏电池金属化环节，银浆经过丝网印刷过程分别印制在硅片的两面，烘干后经过烧结，形成光伏电池两端电极，从而起到导电作用，使电池产生的光生电流导出作为电力使用。

因此，光伏浆料的性能及其对应的电极制备工艺直接影响电池光电转换效率以及组件的输出功率。

根据Solarzoom，2021年10月光伏银浆占单晶P型 PERC双面电池成本比重约为6.6%，占电池非硅成本约33.85%。

低温银浆因HJT诞生，但也成为HJT低成本量产瓶颈之一。

按技术路线及工艺流程分类，光伏银浆可分为高温银浆及低温银浆。

高温银浆是在 500℃的环境下通过烧结工艺将银粉、玻璃氧化物、其他溶剂混合而成，主要应用于P型电池及N型 TOPCon电池。高温银浆主要采用1-3um的球形银粉，该种银粉在烧结过程中部分熔融形成致密度高、体电阻低的银电极。

HJT电池非晶硅薄膜含氢量较高，要求生产环节温度不得超过250℃，烧结制成的高温银浆会对薄膜结构造成较大损失，由此催生了对采用树脂固化制成的低温银浆新品需求。2021年7月锯能电力和苏州固锝子公司苏州晶银合作开发的低温银浆已成功导入HJT电池规模化量产。

根据CPIA统计，2020年HJT渗透率不足1.5%，目前市场仍以高温银浆为主，占总供应量98%以上。由于低温银浆导电性能弱于高温银浆，因此需要提高银含量来提高导电性，开发专用银粉，优化生产工艺，突破技术瓶颈并降低生产成本。目前低温银浆占HJT电池成本比重高达24%，因而规模化、低成本生产的瓶颈之一是银浆成本。

大尺寸、双面及N型电池逐步渗透，带动银浆耗量提升。

大尺寸硅片的迅速导入将在一定程度推升单瓦银浆用量；电池实现双面需在背面也采用银浆形成电极结构，从而增加银浆耗量；HJT电池使用的低温低温银浆需提高银含量才能实现量产可接受的电学性能。

根据CPIA统计，N型电池单片银浆耗量约为P型电池的2-3倍左右，2020年P型电池银浆耗量约107.3mg/片，其中背银耗量约29.1mg/片；TOPCon 电池片银浆耗量约164.1 mg/片，其中背银耗量约77mg/片；HJT电池双面低温银浆耗量约223.3mg/片。

若按PERC电池功率6.25W，TOPCon电池功率从单瓦银浆耗量来看，N型同样高于P型，N型双面电池市场份额的提升将带动银浆单位耗量提高。

此外，大尺寸硅片的迅速导入将在一定程度推升单瓦银浆用量，导致电池片成本提高，可通过多主栅技术、栅线印刷技术及电镀铜等方式降低银浆耗量。

多主栅技术不懈升级，致力降低单片电池银浆耗量。

多主栅技术（Mutli-Busbar，简称MBB）是指主栅线在6条及以上的组件封装技术。

在不影响电池遮光面积及串联工艺的前提下，增加主栅数量能使主栅宽度逐步缩窄、细栅宽度逐步减小，能够显著降低银浆单耗，同时可以缩短电流在细栅上的传导距离，有效减少电阻损耗。2007年以前主栅技术主要为2BB，在网印技术进步的推动下，2010年后逐步发展至3BB、4BB、5BB及MBB。

根据迈为股份新品发布会，MBB技术相较5BB可以使得PERC 电池银浆单耗下降36mg/片，使得HJT电池银浆单耗下降100mg/片以上；而SMBB（Super MBB）基于12BB技术，通过提高串焊精度，使得焊带和细栅直接汇联从而进一步降低主栅宽度，相较传统5BB技术又能将电池浆料使用量减少至128mg/片；突破性的SmartWire智能网栅连接技术（SWCT）利用创新型薄膜-网栅线电极和多达24根精确布置的网栅线连接电池片，将HJT组件耗银量降低50%以上。

根据CPIA，2020年9BB及以上市场份额达66.2%，较2019年上升46.1个pct，2025年9BB以上主栅技术的市场份额有望达95.1%。

栅线印刷技术方兴未艾，超细化栅线节省单片电池银浆耗量。

目前光伏电池片栅线制备均采用丝网印刷方法，该方法简单，良品率高，质量稳定，但是银浆耗量较大。因此，不断优化栅线印刷技术，仍能进一步节省银浆耗量：根据摩尔光伏，通过主栅图形的优化设计和细栅的细线化，可降低15-20%的银浆单片耗量。主副栅分步印刷，降低主栅银浆的固含量，可进一步降低10-15%的银浆耗量。

激光印刷技术（Pattern Transfer Printing，简称PTP）是一种新型非接触式印刷技术，通过在特定柔性透光材料上涂覆所需浆料，采用高功率激光束高速图形化扫描，将浆料从柔性透光材料上转移至电池表面形成栅线。该技术能够突破传统丝网印刷的线宽极限，实现25μm以下线宽、更优高宽比。根据迈为股份2020年年报，转移印刷有望节省银浆用量40-50%。

电镀铜技术采用铜栅路线降低银粉含量，但综合成本及环保问题成量产瓶颈。

电镀铜是一种利用电解原理在金属及材料表面沉积铜膜的新型电极制备工艺。

该工艺通常采用含银电镀液，选择镍/铜/银镀层，或者只用镍/铜镀层，通过降低银浆耗量推动电池生产成本下降。

虽然镀铜工艺利用铜替代银具有明显材料成本优势，但是工艺较为复杂，设备及人力成本更高，同时还需对电镀废液中含有的有害化学物质进行环保处理，其中铜电镀因需要额外近1.8亿/GW的设备投入、低良率及环保问题考虑，目前进展较缓。

若电镀铜工艺能够在优化工艺成本、解决废液环保问题，日后竞争优势有望凸显。目前国内钧石及国电投已采用铜电极生产HJT电池。

2025年光伏银浆需求超8000万吨，2020-2025年复合增速为22.50%，其中低温银浆需求伴随HJT电池渗透加速释放，2025年有望达1625万吨，复合增速超80%。

光伏银浆耗量及产品需求结构受组件及电池技术迭代综合影响，基于全球光伏装机量预测，按电池容配比1:1.2，参考CPIA预测，PERC/TOPCon/HJT电池银浆耗量年均下降2.53%、2.69%、4.91%计算，我们测算得出2025年光伏银浆需求量为8248万吨，2020-2025年CAGR为22.50%，其中低温银浆需求量为1625万吨，占总需求量比重将达到27.5%，2020-2025年CAGR为80.19%。

（二）优化空间：产业链国产化进行时，贱金属掺杂应用降本

正面银浆性能及技术要求高，较背面银浆存在溢价。

根据位置及功能的不同，光伏银浆可分为正面银浆和背面银浆。正面银浆主要起到汇集、导出光生载流子的作用，常用在P型电池的受光面及N型电池双面；背面银浆主要起到粘连作用，对导电性能的要求相对较低，常用在P型电池背光面。

由于正面银浆需要满足更多发电功能及效用，因此含银量、银浆细度等方面技术要求更高，产品存在溢价。

根据 Solarzoom，正面银浆单价约5620元/kg，背面银浆为3495元/kg。

正银尚未完成进口替代，国产化趋势有望带动银浆价格下降。

2013年前全球正银市场被三星、杜邦、硕禾、贺利氏四家海外厂商占据。

随着我国光伏行业的兴起，电池产能逐步向国内转移，仅靠海外厂商已无法满足我国对正银供应及降本需求，银浆国产化诉求日益增强。

此后我国涌现出一批正银制造商，其产品的技术含量、性能以及稳定性能持续提升，国产正银的市场份额逐步提升，根据CPIA调研，P型电池的正面银浆国产比例已从2015年的5%提升至2020年的50%，但N型电池的正面银浆国产化比例仅为20%左右，主要由日本京都电子、贺利氏、LG等海外厂商为主。

据摩尔光伏，日本KE在全球低温银浆市场的份额超90%

光伏银浆属于配方型产品，银粉作为核心原材料直接决定其成本及导电性能，降本路径围绕银粉采购单价及单位耗量展开。

光伏银浆由高纯度银粉、玻璃粉、有机原料等配料搅拌均匀、轧浆及装罐制成，其中配料及三辊混合工序为关键工序。技术核心在于银粉体系的优化配比及质量稳定性，玻璃的组成、配比及制备工艺，有机体系的配方及制备工艺。

根据聚合新材招股说明书，银粉作为光伏银浆最核心的原材料，占生产成本比重高达97.80%，其作为导电材料，性能优劣直接影响电极材料的体电阻、接触电阻等，进而影响光电转换效率；玻璃体系为粘结相，对银粉的烧结机银-硅欧姆接触的形成有决定作用；有机体系作为承载银粉和玻璃体系的关键组成，对印刷性能及质量影响较大。

（1）银粉采购：成本加成定价模式，规模直采及现款现结采购成本更低。

银粉定价方式是在伦敦银点价格折合为结算币种金额基础上加收一定加工费，因此采购价格与银点价格正相关，随着银价波动而波动，同时受汇率、加工费、供求关系等影响。

根据帝科股份招股说明书，若公司向DOWA代理商间接采购，银粉采购价格=（伦敦银点价格*1.01+加工费）*汇率*（1+代理服务费率）+运费。

若向DOWA直接采购，银粉采购价格=（伦敦银点价格*1.01+加工费）*汇率，因此直采+现结能够降低原材料银粉采购成本。银粉仍被进口垄断，国产供应有望降低采购成本。海外银粉产业起步较早，制备技术成熟，日本DOWA和美国AMES等海外主流银粉厂商产品质量高、性能稳定，长期占据高品质银粉市场。

据帝科股份招股说明书中访谈，日本DOWA银粉产品粒径范围小、表面有机包覆较好、分散性良好、质量稳定且供应充足，是第一梯队正银厂商首选，占全球正银银粉市场份额超过一半。

国内超细银粉研发起步晚，制备条件差，工艺技术相对落后，但随着制备技术突破、性能逐步提升及产能规模持续扩大，可供选择的国产银粉供应商逐步增多，有望推动原材料成本降低。

（2）银粉耗量：采用低价金属部分替代银粉（例如银包铜）降本。

在保证线电阻和焊接拉力前提下，寻找可替代银粉的低成本原材料，结合金属化工艺能够使得银浆生产成本下降。银包铜粉是一种在铜表面包裹银粉的新型材料，既保持了铜的优良导电性，又具有银的优良金属特性，通过银包覆层提高铜粉的抗氧化性及稳定性，并达到节约贵金属银、降低生产成本的目的。

银包覆层的致密度、包覆率和连续性仍是关键技术难点，将直接影响银包铜粉的性能及应用范围，目前银包铜只能应用于低温银浆，不能满足PERC电池烧结型高温浆料要求。根据迈为股份新品发布会，银包铜粉中银的掺杂比例可从90%降低至60%左右。

根据Solarzoom，目前日本KE、帝科股份、苏州固锝等银浆龙头均在积极布局银包铜的研发及生产，以此推动银浆降价，迈为携手华晟、钧石能源等积极推进产业验证过程。

预计2025年光伏银浆产值超300亿元，2020-2025年CAGR为18.6%。

光伏银浆国产化、原材料银粉国产化、规模直采以及利用银包铜等低价金属替代银粉的方案，均能够带动银浆价格的下降。假设2025年银浆基本实现完全国产化，综我们预计2025年光伏银浆产值为332亿元，2020-2025年CAGR为18.6%。

四、金刚线

（一）技术趋势：细线化降低硅耗并助力硅片薄片

金刚石切割线（简称“金刚线”）是硅片切割耗材，占硅片非硅成本不足7%。金刚线把金刚石的微小颗粒固结在切割钢线上制成的切割线，使用时将金刚线安装于切割机上，启动切割机使金刚线高速转动，固结于其上的金刚石颗粒进行切割，用于硅棒截断、硅锭开方及硅片切割，其切割性能直接影响硅片质量及组件光电转换性能。根据Solarzoom，金刚线占单晶硅片的成本比重仅1%，占非硅成本仅6.51%。

硅片切割技术历史复盘：

硅片切割技术经历从内圆锯切割、游离磨料砂浆切割到金刚石线切割的技术升级路线，每一次的切割技术改进都提升了原材料利用率及切割效率，进而推动硅片单位切割成本的下降。

（1）第一阶段：金刚石内圆锯片切割。

20世纪80年代以前，光伏硅片等高硬脆材料一般采用金刚石内圆锯片进行切割，但该工艺存在切缝大、硅材料损耗多等问题，对硅棒的尺寸也有限制，导致硅片生产成本较高，20世纪90年代中期开始，切缝窄、切割厚度均匀且翘曲度较低的线锯切割方式逐步发展起来。

（2）第二阶段：砂浆切割。

2003年以前，以碳化硅作为游离磨料砂浆的线锯切割方式主要满足于半导体行业需求，随着光伏产业规模扩大，也开始使用砂浆切割工艺切割。砂浆刚线切割又称为游离式切割，通过钢线上附着SiC等液体磨料进行 割。砂浆切割存在切割效率低、锯口损耗大、表面粗糙度及面型精度难以控制、碳化硅等砂浆材料污染环境和回收困难等缺点，并且游离碳化硅在磨刻硅棒的同时也在磨刻钢线，造成钢线极大磨损，细线化较为困难，难以满足硅片薄化需求，由于游离磨料线锯切割具有较多缺点，其逐渐被固结金刚线据切割所替代。

（3）第三阶段：金刚石切割。

金刚线最早在2007年左右应用于蓝宝石切割，2010 年才开始应用在光伏硅片切割领域。金刚线切割又称为固结式切割，通过把金刚石均匀地固结在钢线上制成金刚石线，切割过程中金刚石运动速度与钢线保持一致，不会对钢线造成损害，具有细线化潜力大、切割速度快、出片率高及易清洗低污染等优势。在原材料产出率方面，每公斤硅料用砂浆切割只能切出48片硅片，而使用金刚线切割可以切出近60片。2015年起金刚线切割开始对砂浆切割进行替代。

单、多晶硅片厂商相继采用金刚石线切割工艺。

（1）单晶硅片切割方面，由于单晶硅棒原料纯度高，晶体结构有序排列的物理特性也更有利于采用金刚线切割，从而使得单晶硅片硅耗成本快速下降，因此金刚线自2015年起迅速替代砂浆成为单晶硅片的主流切割工具。

（2）多晶硅棒锯切加工方面，由于金刚线在切割时会导致多晶硅片表面损伤，使用传统腐蚀方案进行绒面制备后会使得反射率变高，进而影响转换效率，因此应用较晚，直到2017年黑硅及添加剂等新技术使得多晶硅片的光吸收能力提升后，金刚线切割才开始在多晶硅片上普及，目前硅片环节已全面采用金刚石线切割。

细线化节省单位硅耗，硅片薄片化进一步催化细线化，技术壁垒日益提高。

金钢石线的线径越细，锯缝越小，切割时产生的硅料损失越少，降低硅耗成本，同时也有利于硅片的进一步薄化，在单位切割时间内增加硅片产出，降低非硅成本，因此金刚线不断朝着细线化方向发展，线径越来越细，对母线的力学性能相应提出巨大挑战，上游供应商能否及时配套供应合格性能的母线直接影响推出细线径金刚线的速度。

母线的破断力与线径、抗拉强度成正比，细线化使得母线所能承受的拉力相应下降，目前高碳钢材降到34μm以下后可能将难以支撑切割所需张力，细线化突破依赖于材料方面的创新。钨丝具有更强的抗拉强度，在同等破断力下可以将线径做的更细，但钨丝价格较贵，在硅料高价格下呈现较好经济性，已有少数金刚线公司开始试用。但钨丝作为母线新材料，并不会改变金刚线工艺路线，对行业冲击较小。

金刚线细线化在降低硅料的损耗同时，相应也会使切割速度变慢。

当硅料价格处在历史高位时，切片厂商更注重采用细线径的金刚线以减少硅料损耗，但随着硅料价格下降，不排除切片厂商可能会转而更关注切割效率的可能性，因此电镀金刚石线的线径会下降至多少微米最终将取决于这两方面因素的平衡。同时，由于薄片化会影响硅片碎片率、下游电池及组件的良率和转换效率等，预计金刚线母线直径下降将逐步趋缓。

2025年光伏领域对金刚线需求有望超1.8亿公里，2020-2025年CAGR达26%。

全球光伏装机需求带动硅片出货量大幅提升，进而推动光伏金刚线市场需求提升，假设156.75/158.75/166/182/210硅片单片功率提升0.5%，金刚线消耗量分别为1.50/1.60/1.8/2.4/2.8米/片，线损分别为20%/20%/20%/28%/28%，预计2025年光伏硅片切割用的金刚线需求为18,309万公里，2020-2025年CAGR为26.3%。

（二）优化空间：深度纵向一体化+多线机设备升级

金刚线可根据生产工艺分为树脂型及电镀型，电镀金刚线已全面渗透。

树脂金刚线是将液态树脂和金刚石粉末均匀搅拌混合后，均匀附着于钢线上后经过特殊技 术烘烤制成。

电镀金刚线以电镀金属为结合剂，通过金属电沉积作用把金刚石磨料固结在芯线基体上而成。

金刚线母线直径的细化及硅片薄化技术趋势对于金刚线的颗粒均匀性以及切削能力要求也越来越高，相较树脂电镀线，电镀金刚线在固结效果、切割损伤、最小线径等方面优势显著，目前渗透率达100%。

电镀金刚线技术缘起海外，2015年起逐步实现国产化，伴随工艺优化叠加竞争加剧，价格持续下探。

电镀金刚线技术起源于日本，2015年以前全球金刚线市场被旭金刚石（Asashi）、中村超硬（Nakamura）等日本厂商垄断。虽然使用电镀金刚线切割硅片的生产效率优势显著，但由于价格较高，主要用于硅开方，并未大规模应用于硅片切片环节。

为实现进一步降本，中环股份及隆基股份等硅片公司积极扶持本土产业链，国产企业在2014-2015年相继实现了80μm以下的电镀金刚石线技术突破，成功打破日本技术垄断，国产化及规模生产使得电镀金刚线由2012年约1000 元/公里的下降至2014年的约500元/公里。

国内厂商凭借价格优势迅速抢占市场份额，并不断在技术及产能上完成进口替代，但由于产品质量参差不齐，同质化现象较为严重，2016-2017年受益旺盛需求，行业积极扩充，但在2018年 “531新政”后供过于求、竞争加剧使得价格再次下降，部分厂商亏损并逐步退出，受益于持续工艺优化和规模扩张，截止2021年6月金刚线价格约40元/公里左右。

电镀金刚线原材料成本占比超50%，向上游延伸直接推动成本下探。

从成本构成来看，金刚线原材料成本占比高达53%，主要包括母线（胚线）、金刚石微粉、 镍及镍制品、工字轮等，其中母线及金刚石微粉占原材料成本比重达93%，母线是 由其原材料盘条通过拉制成为黄丝，再进一步拉制成微米级的钢线。

由于母线及其上游材料盘条仍受日本等少数进口厂商进口垄断，因此通过向上游产业链延伸实现原材料自供能够降低成本。

以美畅股份为例，其通过直接采购母线变为采购黄线加工成母线以降低原材料成本。

由于核心原材料母线及其上游黄丝依赖进口，其在2017年下半年开始与奥钢联特种线材联合研发黄丝，与宝美升联合研发黄丝拉拔母线技术，2019年就奥钢联联合研发的黄丝签署独家供应协议，2020年上市后控股宝美升，由原先直接外购母线的模式转换为将奥钢联研制的黄丝委托宝美升进行母线拉制，大幅降低了核心原材料母线的成本。

根据美畅股份招股说明书，公司从奥钢联购买12.49万元/吨奥黄丝拉制出的55μm母线，成本仅9.525元/公里（成材率70%时单吨黄丝可拉拔55μm 母线37,717 公里，则耗用材料单价3.31 /公里，支付拉丝劳务成本6.215元/公里），而2019年市场采购55μm母线成本约15元/公里，成本降低5.5元/公里以上。

电镀金刚线人工及制造费用占比接近50%，改良设备推动进一步降本。

根据美畅股份招股说明书，电镀金刚线的成本结构中，人工成本占18%，制造费用占29%。 单条生产线产出的增加能够降低单位制造费用得以不断降低，美畅股份首推“单机六线”生产工艺，相较“单机单线”或“单机双线”在同样数量的生产线理论产能可以提高3-6倍，有效提高生产效率及良品率，生产端的规模效应使得产品单位人工及制造费用大幅低于可比公司。

金刚线定价主要按照不同线径差异化定价，当前几乎没有价差。

金刚线未根据其应用领域进行差异定价，其间差异主要受具体客户不同线径或其他特殊需求所产生。在分析公司主要产品的销售价格变动情况时，采取按照线径分类方式。

预计2025年行业产值接近50亿元，2020-2025年CAGR为12.73%。锚定龙头公司成本及行业利润水平计算长期均价，由于金刚线龙头美畅股份通过核心原材料自产、核心工艺及技术自研以及多年沉淀的生产经验，成本远低于行业同行。

考虑行 业持续进行生产优化，我们假设2025年行业平均单位成本达到美畅股份2020年 19.67元/公里的水平，同时参考2020年行业平均27%毛利率，计算得出2025年金刚线均价为26.94元/公里，对应2025年产值为48.52亿元，2020-2025年CAGR达12.73%。

五、光伏热场

（一）技术趋势：大尺寸及 N 型趋势加速碳碳热场渗透

光伏热场是拉晶环节关键耗材，占硅片非硅成本比重9%。

硅片生产过程中，原材料多晶硅需在单晶拉制炉或多晶铸锭炉内经过融化、引晶、放肩/转肩、生长、收尾等步骤被拉制成特定尺寸的硅棒或硅锭，再经过切割成为硅片。

由于硅晶体生长需严格控制温度梯度，因此需在主炉室内部安装热场系统，起到保温及隔热等功能，光伏热场品质及设计将直接影响硅晶体质量，但占硅片成本比重并不高，根据Solarzoom，石墨热场占单晶硅片成本比重仅1.32%，占非硅成本的8.78%。

耗材属性决定光伏热场替换需求稳定增长，光伏热场部件主要包括坩埚、导流筒、保温筒、加热器及保温盖和螺母等小部件，其中坩埚主要起高温承载石英坩埚及传热等作用，导流筒用于阻止外部热量传导至内部，提升硅棒生长速率；保温筒用于构建热场空间，阻止内部热量向外传导；加热器则是提供硅料熔化的热源。

由 于熔化硅料时的反应温度较高，热场部件寿命有限，需定时更换。根据草根调研，加热器及坩埚使用寿命约6-8个月，导流筒约2年，保温筒约1年半，需要定期更换。根据我们测算，2025年碳碳热场替换产值为50亿元，2020-2025年复合增速为10%。

硅片扩产潮刺激光伏热场短期新增需求高增。

光伏旺盛装机需求催生硅片扩产潮，根据我们统计，硅片龙头为巩固地位持续扩产并加码大尺寸产能，隆基规划曲靖二期20GW产能，中环规划银川50GW单晶G12产能；一体化企业为完善产业链布局积极扩产，晶澳计划新增40GW拉晶及切片产能，晶科与通威携手补齐硅片短板，计划合资建设15GW拉棒及切片项目；新进入者如京运通、上机数控、高测、双良 节能、高景等扩产规模超180GW。

根据SOLARZOO统计，2021-2022年全球硅片新增产能分别为176/186GW，硅片大规模扩产刺激下游热场需求旺盛，预计2021-2022 年光伏热场新增需求带来的产值规模为16/17亿元。

热场主流材料为碳基复材和等静压石墨，碳基复材供货周期较短，有效满足光伏旺盛需求。

由于硅晶体熔点高达1,420℃以上，为保证成品质量，热场系统需具备优异的耐热性、耐腐蚀性、较长使用寿命及极高材料纯度，因此除石英坩埚和保温毡外，其他热场系统部件几乎全部采用等静压石墨或碳基复合材料制成。

等静压石墨是采用等静压成型方式生产的石墨材料，原材料为骨料（沥青焦或石油焦）和粘 结剂（煤沥青），通过磨粉、熔融、混捏、等静成型、多次焙烧和浸渍循环制成，通过机加工及氯气/氟利昂纯化后便可制成热场部件，生产周期6个月左右。

碳基复材是指以碳纤维及其织物增强的碳基体复合材料，碳碳热场则是将碳纤维维经过织 布、成网、准三维成型、复合针刺等技术，形成碳纤维预制体（毛坯）后，经过致密化处理、高温纯化及石墨化而成，生产周期仅1-2个月。

碳基复材性能优异，大幅度延长热场使用寿命，减少更换次数，提高设备利用率。

碳基复材多项性能优于等静压石墨材料：

1）高强度：碳基复材耐压强度高于石墨，高温下仍可保持原有形状，延长产品使用寿命，从而减少更换次数并提高设备利用率。而石墨材料脆性大，热场部件在交变热应力和电磁力作用下容易产生裂纹，造成杂质污染；

2）低密度：碳/碳复合材料密度低于等静压石墨，制造及使用更方便；

3）高导热性：碳/碳复合材料导热系数更低，是在1650℃以上应用的少数备选材料，保温性能优异，由其制成的导流筒能提高晶体生长速度，保温筒保温效果更好，有效降低能耗。由碳基复材制成的热场部件具有更高耐压强度、抗弯强度和更低的导热系数，碳碳热场产品经测试可使用90炉次以上，而石墨热场则只有10-30炉次，使用碳/碳热场能够减少部件更换次数，从而提高设备利用率，减少维修成本。

大尺寸化及N型技术趋势进一步凸显碳基复材生产及性能优势。

大尺寸方面：硅片尺寸增加可以减少拉晶能耗，提升电池及组件单个生产线产出量，同时提升组件功率，有效降低光伏度电成本，大尺寸产品占比逐渐提高，根据PVinfoLink，截止2021年上半年，182/210大尺寸产组件出货量约20-23GW，渗透率已提升至30%左右，预计全年有望进一步提升至50%左右。

光伏热场产品尺寸一般为硅片尺寸的三倍，硅片166/182/210mm尺寸对应热场尺寸分别为28/32/36寸，由于碳基复材可以根据产品结构任意编制成预制体后进行致密化处理制造，生产过程中无余料浪费，大型化仅会使得原材料成本线性增加，同时能够通过减薄厚度来利用现有单晶炉设备生产大尺寸晶硅产品，节约设备投资成本。

与之相反，采用等静压石墨生产热场不但会面临成型及加工难度提高的壁垒，原材料损耗成本也将随着直径增加指数级增长；此外，大尺寸使得拉棒单炉投料量增加，从而对坩埚热场的承重、耐压及抗层间剪切强度提出更高要求，碳基复材成为优选材料。N型技术方面：PERC电池量产效率已接近理论极限，N型高效电池渗透率不断提高，有望成为下一代主流技术，根据CPIA，2020年N型电池市占率8.1%，预计2021/2023/2025年电池市占率将分别提升至12.5%/20.7%/27.7%。

由于N型硅片的掺杂要难度更大，对热场系统的灰分要求更高（灰分要求：P型＜200ppm；N型＜100ppm），热场部件需进行碳化硅涂层，目前碳碳热场表面高纯涂层制备技术已经取得突破，而石墨材料的热膨胀系数不均，涂层易脱落，因此，随着N 型硅片推广，碳碳热场渗透率有望进一步提升。

等静压石墨受进口垄断，国产碳基复材弯道超车保障供应链稳定性。

2005年以前，光伏热场材料仍以等静压石墨为主，高品质的等静压石墨依赖进口，生产工艺封锁，主要由德国西格里、日本东洋炭素等生产，但海外公司制备及供货周期长，价格较高，严重制约光伏行业降本扩产进程。

2005-2010年期间，金博股份及西安超玛等国内优秀公司开始积极探索碳/碳复合材料在光伏热场的应用，率先推出了坩埚、导流筒等产品，逐步对等静压石墨产品进行进口替代。

2011年，日本福岛地震导致进口等静压石墨供应紧张，碳/碳复合材料得到替代机会窗口，产品数量及种类快速发展。

2012-2015年期间，海外“双反”倒逼光伏行业加快降本增效进程，推动碳基复材加速对等静压石墨替代，2016年国内光伏行业逐渐形成全球竞争力，大尺寸及N型技术凸显碳基复合材料性能及成本优势，渗透率稳定攀升。

综合性能、成本及供应链安全优势，国产碳基复材已渗透过半，加热器成重点渗透领域。

由碳基复材制成的碳碳热场在技术、性能、成本、供货周期等均领先于进口等静压等特种石墨热场，渗透率逐年提升，根据金博股份招股说明书，2010年碳基复材在光伏热场中渗透率不足10%，2019年在坩埚产品中渗透率已超过85%，在导流筒及保温筒中约50%。但在加热器中渗透率还不足5%，仍有提升空间。

主要是由于加热器对材料电阻率的均匀性及一致性要求高，同时原有电气系统主要是基于石墨材料进行设计及匹配，更换碳基复材需要优化设计、重新调参。

（二）优化空间：工序优化+自制预制体+碳纤维国产化

制造费用及原材料占碳碳热场成本比重80%左右，制备工序及预制体自制产生成本差异。根据2020年金博股份及中天火箭年报，制造费用占碳碳热场成本比重为34%-50%，制造费用占成本比重为37%-45%，但两家公司单位成本差距接近30万元/吨，主要系制备工艺及预制体采购方式不同所致。

制备工艺方面，金博股份采用制备工艺更为简化的化学气相沉积法，西安超玛（中天火箭子公司）则综合化学气相沉积法与液相浸渍法。预制体采购方面，金博股份已实现预制体自制，而西安超玛的预制体则为外部采购。

来源：远瞻智库