光伏銀漿是電子導電漿料的一種，導電相為銀粉，粘結相和液體載體由玻璃粉和有機原料組成，印刷在光伏硅片兩面以起到導電的作用，是生產光伏電池金屬電極的核心材料，占光伏電池成本約10％，僅次于硅片。光伏銀漿性能直接影響電池片串聯電阻，進而對電池片轉換效率產生影響。
光伏銀漿按銀漿位置可分為正面銀漿和背面銀漿。正銀主要作用是匯集和導出光生載流子，多用于P型電池受光面和N型電池兩面，是當前市場的主要產品，背銀主要是起粘連作用，多用于 P型電池背光面，因此正銀對生產工藝和導電性要求更高。
光伏銀漿按燒結溫度可分為高溫銀漿和低溫銀漿。高溫銀漿一般用于BSF、PERC 電池，是當前市場的主要產品，根據CPIA數據，目前高溫銀漿占銀漿供應總量的98％以上；低溫銀漿一般用于異質結電池，未來隨著異質結電池市場份額提升，低溫銀漿需求將迎來快速增長。
光伏銀漿主要由高純銀粉、玻璃粉、有機原料組成，經過攪拌、軋漿等工藝生產而成。正面銀漿是配方型產品，精確配料影響后續各個環節，其中又以銀粉為重中之重。從成本結構上看，銀粉成本占比超 98％；從性能上，銀粉性能優劣直接影響到電極材料的電阻，從而影響光電轉化效率。玻璃體作為黏結相，在高溫下溶解銀粉并對其重排，玻璃粉品質對銀粉燒結機銀－硅歐姆接觸有決定性作用。
有機體作為承載銀粉和玻璃體的關鍵部分，有機體中的有機溶劑使銀粉和玻璃粉均勻混合，既不產生沉淀也不使銀漿過度黏稠，有機體品質主要影響印刷性能和產品質量。銀粉根據形態可分為片狀、樹枝狀、球狀銀粉，不同形態的銀粉混合比例是影響銀漿性能的重要因素。
不規則的銀粉會導致表面能過大、顆粒粗糙，容易形成團聚，難以均勻分散到介質中，使得燒結后銀膜孔隙率高、電阻加大。球形銀粉比表面積小，分散性較好，印刷具有流暢性，導電膜具有致密性，因此球形銀粉是銀漿生產中使用較多的原料，但球形銀粉容易形成點接觸，燒結后球體收縮、空隙增大而影響導電性，因此未來研究方向為不同形狀的銀粉混合以加強銀漿性能。
目前我國銀粉依賴進口，日本 DOWA 是國內主要供應商，銀粉低自主化是制約我國銀漿產業的重要因素。2021 年，我國全年進口銀粉 3240 噸，其中有 91．48％來自日本；聚和股份 2021 年銀粉供應來源中，84．6％的銀粉來自日本 DOWA。
研磨工序是銀漿生產的核心工序，直接決定產品質量。研磨一般使用三輥研磨機，調整輥筒之間的間隙、輥筒轉速，使漿料軋壓、分散、解除團聚、充分混合，以使得漿料組織均勻，成分一致。不同類型的產品需要設置的研磨參數不盡相同，研磨工序的精細化是決定銀粉質量的關鍵。
N型電池對銀漿特性提出了新的要求，一般的P型電池銀漿在N型電池上不適用。TOPCon電池中，正面細柵需要使用銀鋁漿，需要 95％銀粉和 5％鋁粉混合，由于背面有高摻雜多晶硅薄層，需開發用于多晶硅層接觸并最大程度降低金屬誘導復合速率的漿料，難度較大。
HJT電池由于非晶硅薄膜含氫量高，因此非晶硅層對溫度非常敏感，生產環節需要低溫銀漿，其燒結溫度在250度以下。盡管 N 型電池對銀漿性能要求更高，各大企業仍在積極研發適配N型電池的光伏銀漿。從總體上看，當前市場絕大部分仍然是 P 型電池銀漿，但 N 型電池銀漿市場正在快速擴張，市占率逐漸提升。
N型電池占比提升，光伏銀漿需求穩步向上
俄烏沖突引發歐洲能源危機，各國能源獨立訴求增強，5月歐盟 REPowerEU 計劃落地，將2030年可再生能源目標從40％上調至45％，德國4月通過一攬子法案，上調2030年光伏新增裝機容量至156GW，根據Solar Power Europe加速情境下的估計，2030年歐盟光伏累計裝機規模將達到1050GW，較俄烏沖突前的預期 672GW大幅提升。
美國方面，聯邦政府和能源部今年新增可再生能源財政補貼 3741．2億美元，其中包括《通脹削減法案》中將在未來10年投入3690億美元用于可再生能源補貼，加快可再生能源裝機。
根據發改委和能源局規劃，第一批風光大基地建設項目共50個，建設總規模97．05GW，目前已全面開工；第二批風光大基地方案指出，到2030年將規劃建設風光基地總裝機約 455GW，其中沙漠基地規劃裝機284GW，采煤沉陷區規劃 37GW，其他地區規劃134GW；第三批風光大基地已進入項目申報階段。經濟性推動分布式光伏裝機持續增長，2022年上半年新增分布式光伏裝機20．04GW，同比高增117．48％。
2022年下半年，國內新建硅料產能逐步投放，至2022年底國內硅料產能將突破100萬噸，預計2023年將新增超150萬噸硅料產能，前期制約下游需求釋放的硅料供給瓶頸即將消除，未來光伏裝機需求或將持續超預期。
海外在能源危機刺激下加速能源結構轉型，光伏裝機或持續超預期，國內風光大基地規劃支撐集中式光伏長期增長，經濟性推動分布式光伏滲透加速，全球主要機構和協會集體上調 2022年全球光伏裝機預測，CPIA（195－240GW 上調至205－250GW）、IHSMarkit（221GW上調至232GW）、BloombergNEF（228GW 上調至 245GW），根據 CPIA樂觀預計，2022年全球光伏新增裝機有望達250GW。
根據 CPIA數據，2021年單晶 PERC 電池平均量產轉換效率突破23％，已經十分逼近其效率極限24．5％，同時成本下降速度趨緩，新型電池技術正快速發展，CPIA預計2025年 TOPCon、HJT和IBC電池轉換效率突破25％，實際效率提升或更快，進一步拉大與PERC 電池的差距，未來N型電池有望接替P型電池成為下一代主流技術。
2019年，我國P型電池正面銀漿單片耗用量114．7mg，背面銀漿單片耗用41．3mg，到2021 年，P型電池正面銀漿單片耗用量 71．7mg，下降了 37．49％，背面銀漿單片耗用量 24．7mg，下降了40．19％。N型電池總體銀漿單片耗用量高于P型電池，當前從P型發展到N型的電池片替代路徑上增加了銀漿的需求量。
Topcon電池正面銀漿單片耗用量74mg，背面銀漿70mg；HJT電池雙面銀漿單片耗用量 190mg。盡管從技術發展路線上銀漿單耗在降低，但未來市場總體需求高增和N型電池占比提升，光伏銀漿需求有望穩步向上。
國產替代加速演繹，行業集中度有望提升
國際銀漿市場主要供給者為德國賀利氏、美國杜邦、韓國三星、中國臺灣碩禾等企業。國外銀漿產業起步早，20 世紀 70－80 年代已經發展較為成熟，開發了較多銀漿產品條線，在我國光伏銀漿尚未起步的時間段大力開發我國市場。
我國銀漿產業正在快速國產化，國內企業在競爭中逐漸顯露出優勢。我國銀漿產業起步較晚，早期以進口為主，近年在國家對光伏產業的大力支持下，國產銀漿逐漸開始發展并于外國企業競爭，銀漿國產率呈逐步提升的趨勢，市場上涌現了帝科股份、蘇州固锝、聚和材料、匡宇科技等一系列科創型企業。
目前，光伏背面銀漿已經可以全部國產化生產，正面銀漿國產化程度正在提升；高溫銀漿技術壁壘已經被突破，但低溫銀漿仍然困難較大。根據 CPIA 數據，2017 年，我國國產銀漿占比約30％，到2019年已經達到 40％，預計2022年國產銀漿占比有望達到 65％。
但HJT電池使用的低溫銀漿對進口依賴度仍然較大，主柵銀漿國產化比例只有 10％，細柵銀漿全部依賴進口。低溫銀漿需要同時滿足印刷和固化工藝要求，需要額外的固化劑作為原料，并且混合工序的工藝控制比高溫銀漿更加嚴苛。
全球范圍內低溫銀漿主要供給方為日本京都電子，我國主要廠商為蘇州固锝，低溫銀漿國產比例僅有 20％。據頭豹研究院估計，實現低溫銀漿國產化預計可降低每噸價格約 2000 元。由于 HJT 電池市場占比僅有 3％，市場規模小，國內廠商投入不足、重視不夠，我國國產化低溫銀漿仍需要繼續探索。
銀漿行業集中度正在逐步提升中，市場更多向頭部銀漿企業集中。在光伏銀漿領域，蘇州固锝、帝科股份、聚和材料三家合計市占率從2019年的24．39％提升到 2021年47．90％，增長了23．5pct。其中正面銀漿中，2021年聚和材料正面銀漿實現市占率37．09％，較往年提升13．66pct。
國內企業市占率的提升也帶來了銀漿的國產化進程加速，目前聚和材料已經成為銀漿行業市占率最高的企業，德國賀利氏居第二位，第三為帝科股份。
下游光伏需求高增，銀漿供需持續偏緊，國內頭部廠商加快產能擴張步伐，光伏發展帶來銀漿市場趨緊的背景下，行業龍頭企業加緊布局銀漿產線，帝科股份、蘇州固锝、聚和材料相繼宣布未來擴產計劃。
預計到 2024 年末擴產計劃全部落地，國內將新增銀漿產能 2000 噸，以滿足光伏產業的高速增長需求。22H1，部分銀漿生產企業已經出現業績反彈的趨勢，即使光伏電池片降本壓力仍在，但業績韌性凸顯，高需求帶動下銀漿市場仍然有望保持積極態勢。
原文標題?:?光伏銀漿為光伏電池金屬電極核心，預2022年國產銀漿占比有望達65%
