光伏电池新技术：TOPCon、HJT、钙钛矿、IBC

摘要

全球范围光伏装机量持续提升中，光伏电池行业处在需求扩张阶段，至2030年，全球电池片产量至少需要增长至400GW以上，年均增长率在15%左右。在此前提下，PERC转换效率和降本空间逼近极限的，具有更高转换效率的新型电池技术将迎来发展窗口期，新一代电池技术有望快速崛起。其中主要方向有TOPCon、HJT、钙钛矿技术、IBC技术等。

TOPCon具有更高的理论效率极限，可在原电池设备制程基础上进行改造，产能成型速度快，是现有 PERC产能后续转型第一选择，但目前成本降低和良品率提升还有改进空间。假设至2030年，TOPCon渗透率能够从2%增长至40%。测算可得，至2025年，TOPCon电池产量需要达到83GW，设备市场空间约182亿元左右，至2030年，电池产量需要达到167GW，空间约367亿元左右，年均增长率在20%左右。

正文

HJT不仅有更高的理论效率极限，同时无光衰问题，工艺流程简洁，电池温度系数也更低工艺流程简单，其主要问题在于成本，但降本前景良好，可以通过材料设备甚至摊薄等多种方式达到目的，未来发展潜力大。假设至2030年，渗透率能够从1%增长至40%。测算可得，至2025年，HJT电池产量需要达到83GW，设备市场空间约306亿元左右，至2030年，电池产量需要达到167GW，空间约501亿元左右，年均增长率在20%左右。

钙钛矿电池属于第三代太阳能电池，具有高效率、高柔性以及低成本等特点，可通过与HJT叠层进一步提升光电转换效率，是未来产业化的重点发展方向。目前钙钛矿电池技术在制备工艺和选材方面还有待提升。假设至2030年，渗透率能够从0%增长至30%。测算可得，至2025年，钙钛矿电池产量需要达到58 GW，设备市场空间约518亿元左右，至2030年，电池产量需要达到125GW，空间约626亿元左右，年均增长率在15%左右。

IBC在具有较高转换效率，设备增量主要是激光设备。可与多种技术叠加，特别是叠加后的。IBC和HBC电池效率优势更加显著，稳居晶硅电池最高效率记录。但其生产技术和工艺要求较高，目前仍难大规模量产。但由于IBC叠加时增量主要是掩膜开槽等简单步骤，我们可以认为TOPCon、HJT 技术不断向前推进，客观上也有利于IBC技术的产业化。

此外，由于硅料供应预期减少，国内硅料价格持续上涨，短期来看硅料价格将维持在20万元/吨的高位，部分厂商希望通过薄片化缓解原料短缺和成本压力，经测算，每减薄10微米原材料成本对应下降2.5%，但是随着硅片薄片化进程的突然加快相配套的设备价格和其他消耗品使用数量将提升，产品良品率也会下降。但从长期来看2023年前后产量将持续释放，所以如果明年硅料价格回落，企业将放缓薄片化进程。

投资建议：新技术产业化首先需要建设生产线，而目前来看新技术生产线投资非常巨大，所以可以关注设备制造企业和电池端转型较早和转型能力强的的企业。相关标的：隆基绿能；通威股份；迈为股份；奥特维；京山轻机。

目录

一、全球范围光伏装机量持续提升中，光伏电池行业处在需求扩张阶段3

二、光伏电池技术快速迭代，高效电池片产业化提速，电池设备受益4

2.1、TOPCon产能快速成型，成本和良品率还有提升空间4

2.2、HJT工艺流程简单，成本降低方式多样，发展潜力大7

2.3、钙钛矿技术性能高效，技术门槛低，业链缩短后价值集中度将提高10

2.4、IBC技术有望成为新的平台型技术,但短时间内仍难大规模量产12

三、硅料价格创10年新高，光伏薄片化趋势明显14

四、投资建议16

一、全球范围光伏装机量持续提升中，光伏电池行业处在需求扩张阶段

光伏新增装机复合增速将维持高位。在国家十四五规划出台之后，各省“十四五”规划纷纷出炉，其中更具体地制定了相应光伏装机目标，部分省份没有单独给出光伏装机规模目标，但给出新能源装机整体规划，假设光伏在新增装机中占比为50%，则十四五期间预计可增加光伏装机478.73GW，平均每年新装机量需要达到95GW。2021年全国新增光伏并网装机容量54.88GW，同比上升13.9%，预计2022年光伏新增装机量将超过75GW；2025年达95GW，至2030年可达110GW。期间，全球光伏新增装机在2021年约为170GW，预计2022年新增直流端装机约220GW，未来新增装机量有望维持增速，2025年可达到近300GW，至2030年可达340GW，年复合增速超过15%。预计,未来全球光伏需求扩张的动力来源于中国、印度、美国、欧洲等重要市场。

其中电池片方面，暂不考虑电池片在组件生产环节的损坏率，根据光伏装机量与光伏组件容配比1：1.2计算，光伏组件与电池片配比按1：1计算。全球主要光伏装机市场在2025年电池片需求量为360GW，2030年电池片需求量为408GW；国内电池片组件在2025年电池片需求量为114GW，2030年电池片需求量为132GW。

2021年，全国电池片产量约为198GW，占全球总产量的90%以上，同比增长46.9%。其中，排名前五企业产量占国内电池片总产量的53.9%，其中前6家企业产量超过10GW。预计2022年全国电池片产量将超过261GW。至2030年，全球电池片产量至少需要增长至400GW。

我国为电池片主要生产国，近几年我国光伏电池片以出口为主，2021年出口10.3GW，同比增加14%。根据海关统计数据，2022年一季度，我国光伏电池片出口8.3亿美元，印度、土耳其、泰国、韩国、越南占据出口市场的72%，出口印度占36%市场份额，主要受印度4月1日起加征关税，进口商在成本上涨前突击进口。对土耳其出口的市场份额上升13%，主要受土耳其光伏新增需求，以及其对电池片不纳入反倾销，致出口份额增加。

2022年之前，电池环节由于格局较为分散，对上下游议价能力较弱，成本压力传导能力不强，盈利能力差的落后产能逐步停产淘汰。2022年，电池环节议价能力相较之前显著提升，价格传导能力增强。

二、光伏电池技术快速迭代，高效电池片产业化提速，电池设备受益

与风电行业的“渐进式”创新不同，光伏行业技术创新与迭代层出不穷。生产力进步的同时往往意味着业态的重塑。从制造端角度看，产能通常具有颠覆性，即上一个技术代际累积的产能越多，下一个技术代际转型的“包袱”越大，每一轮技术变革过程中应对不力的企业往往陷入经营困境，所以新兴企业弹性极大。

目前PERC 技术效率提升瓶颈已现，但市场对电池片效率提高的需求还在提，TOPCon、HJT高效电池片技术路线逐渐成熟，且转换效率提升空间大，性价比优势逐渐显现，已逐步进入大规模产业化阶段，IBC、钙钛矿等叠层等技术也有望成为明日之星。

2.1、TOPCon产能快速成型，成本和良品率还有提升空间

隧穿氧化层钝化接触（TOPCon（Tunnel Oxide Passivated Contact））太阳能电池 ，首先在电池背面制备一层1～2nm的隧穿氧化层，然后再沉积一层掺杂多晶硅，二者共同形成了钝化接触结构，为硅片的背面提供了良好的界面钝化；借助遂穿效应，能让电子顺利通过，又可以阻止空穴的复合；采用薄氧化膜钝化接触，从而获得较高转换效率；以高掺杂硅薄膜实现选择性接触，同时避免了背面氧化物钝化层的开孔工艺，降低了制造成本。TOPCon理论极限值28.7%，而PERC理论极限值仅为24.5%。产业化的TOPCon的转换效率能达到24%，较22.80%的PERC提升了5.26%的幅度，即同样面积电站能多发5.26%的电。

TOPCon电池扩产规划规模巨大。今年TOPCon落地速度加快，预计22年扩产规模超50GW ，累计产能有望超过60GW，2023年累计产能有望超过80GW。2022年1月，晶科安徽8GW TOPCon电池项目投产，为全国首个大规模量产的TOPCon生产线，2月海宁基地产出首片TOPCon电池，预计到年中公司TOPCon产能将逐步升至16GW（海宁+安徽）。钧达、中来、隆基、天合、晶澳等均有较大规模的规划。其中，钧达股份计划扩产16GW高效电池，其中一期8GW的TOPCon项目已开工，中来在现有产能的基础上也启动两期共16GW的产能扩张；晶澳现有一条约100MW的中试线在试产TOPCon电池，预计2022年年底产能达到6.5GW。

TOPCon能够快速形成产能的原因之一是其能够与PERC（Passivated Emitter and Rear Contact，发射极钝化和背面接触）产线进行兼容，且TOPCon 技术最大程度保留和利用了现有传统电池设备制程，主要变化是新增了部分功能设备，包括：多晶硅/非多晶硅沉积的 LPCVD/PECVD/PVD 设备、硼扩散设备等。但是目前 TOPCon 产能大都为新建产线，很少从PERC 产线升级而来，主要原因有：建产线可以自由选择产能最大、性能最优的设备，在产能方面更具优势；并非所有 PERC 产线均可以进行改造；待新建产线经济效益显现后，再估算老线改造的性价比更为合理。

但TOPCon还存在一些问题，如成本较高。截至2021 年底，TOPCon电池的非硅成本已经有能力低于 0.3 元/瓦，对比PERC 电池仍然有0.18-0.22元/瓦的差距，根据Solarzoom披露的数据，TOPCon电池成本结构中，主要包括硅片、银浆、水电和折旧，分别占总成本比重的62%、16%、6%和4%。目前TOPCon的成本仍显著高于PERC电池，主要原因系新增的工艺设备和高双面率导致银浆耗量提升，根据PV Info link，M6型 TOPCon电池使用的银浆约130mg，较M6 型PERC 电池高出约60mg未来可以通过多主栅或背面使用银铝浆来降低非硅成本。

另外TOPCon电池的良率整体低于PERC，仍有提升空间。TOPCon电池的整体良率在 93%-95%左右，而 PERC 电池的整体良率在97%-98%之间。TOPCon 电池良率整体低于 PERC 电池良率，主要原因有：一、隧穿氧化层和多晶硅层的制备工艺路线不统一，且加工步骤较多，TOPCon生产流程共12~13步，PERC为10步左右，HJT为6步左右；二、TOPCon技术低压隧穿氧化的均匀性导致暗片、脏污的情况仍有待改善。TOPCon 良率较低导致成本有所上升，未来随着TOPCon产业化进度加速，技术不断迭代，TOPCon良率较低的问题或将得到逐步改善。

TOPCON 与 PERC 技术路线工艺流程进行对比，TOPCON 相比 PERC 增加了硼扩散设备、LPCVD/PECVD 设备、离子注入机、退火炉、湿法刻蚀设备，其余设备和 PERC产线基本一致。目前把 PERC 产线改造成 TOPCON 产线的改造成本是每 GW 在 0.6 亿元左右，在 TOPCON 产线设备价值量中，扩散设备、PECVD 设备、印刷设备占整个产线的价值量分别是 33%、17%、15%，每道工序设备价值量相差不是很大。

按照2021年TopCon电池线设备投资成本约在22万元/MW推算，能够带来110亿元市场。假设未来10年TOPCon渗透率从2%增长至40%。测算可得，至2030年，TOPCon电池设备市场空间约367亿元左右，年均增长率在20%以上。

2.2、HJT工艺流程简单，成本降低方式多样，发展潜力大

HJT（Heterojunction with Intrinsic Thinfilm）是由两种不同的材料组成，在晶硅和非晶硅薄膜之间形成PN结，这种结构的电池开路电压更高，效率也会相应的比较高。目前行业量产效率24.3%左右，双面率90%以上。HJT 电池理论极限效率为28.5%，目前量产效率在24%~24.5%，最高实验室效率高达 26.5%，目前国内多条HJT中试线上平均转换效率达24%~24.5%，HJT电池产业化效率仍有较大的提升空间。从最高效率来看，截至目前，HJT 电池最高效率由隆基绿能于2022 年6 月创造，由德国ISFH研究所认证，M6全尺寸电池光电转换效率高达26.5%。根据PVInfolink预计，随着设备的不断升级，2022年HJT有望实现25%+的量产效率。另外，PERC电池受计数原理限制，双面率提升有瓶颈，背面发电效率难以做到正面的85%以上，目前为80%-85%之间，而HJT电池本身就是双面发电的电池结构，双面率能做到95%左右。

除转化效率外，HJT无光衰问题，电池温度系数也更低，使HJT具有长期发电增益。在实际使用过程中，电池的效率会受光衰的影响，不会一直保持最佳状态，组件的预期寿命长达25年，因此光衰参数的差异在长期中将会放大，对光伏电站的收益将产生影响。PERC传统工艺为掺硼形成，艺会导致形成硼氧复合体BO-LID进而引起光衰现象；而HJT硅片掺磷，不存在硼氧复合体，由此导致的光衰几乎可以忽略，当考虑到光伏组件全生命周期时，发电增益的优势更为明显。通常情况下，电池片温度每升高1摄氏度，常规单晶电池的温度系数为-0.42%，而HJT电池温度系数仅为-0.25%。

HJT电池工艺流程简洁。目前市场上主流的电池技术PERC需要8-10道工序，而HJT技术只有四道工序，分别为清洗制绒、非晶硅薄膜沉积，TCO薄膜制备和丝网印刷。其中清洗制绒和丝网印刷都是传统硅晶电池的工艺，HJT独特的工艺在于非晶硅薄膜沉积和TCO膜的沉积。这大大减化了制备流程，未来更容易实现产业化和流程化。

据不完全统计，从2021年至2022年5月底，国内HJT规划产能已达到100GW以上，2022年1-5月合计规划HJT产能16GW，预计22年全年扩产规模20-30GW。根据solarzoom统计， 隆基、爱康、东方日升、明阳智能、REC、爱康等头部企业在2022年预计在建或待建产能约28GW。其中迈为股份竞争优势明显，市场份额占据大头。预计22年迈为将再次中标4.8GW的HJT电池整线订单，持续获得客户认可，HJT设备领域竞争优势稳固。通威PECVD、PVD采购多家设备，以相互对比，表明通威对设备选用的谨慎，也表明通威对HJT电池的重视程度。21年迈为HJT设备按照招标规模计算市占率超过70%。

和目前主流的PERC技术相比，HJT技术的高效率和发电量的长期增益是其天然的优势，目前最大的问题是成本，所以产业在持续努力不断提升HJT转换效率的同时，降低其制造成本，提升性价比。

从材料端来看，未来主要的降本路径落脚点分别为银浆、靶材、硅片等处。特别是低温银浆是异质结电池非硅成本中最重要的部分，占HJT电池总成本的24%左右，非硅成本的46%左右。银浆成本占比高的原因是低温银浆的价格高且用量大，价格在6000-8000元/kg，随着国产化的推进温银浆价格有望降低至5000元/千克以内，银浆另一个降本路径为银包铜浆料，低温加工 工艺使得铜作为导电材料成为可能，采用银包铜浆料有望降低银浆成本30%以上。

从生产设备降本来看来看，设备中丝网印刷的国产化程度比较高，其余三个环节进口设备占主导。特别是PECVD设备，由于涉及到真空、发射和沉积系统、气体监控和控制系统、电气系统以及外腔系统，制造工艺复杂，过去一直被海外企业垄断。国内理想万里晖在2018年首批量产PECVD设备下线，该设备成本价降低 30%以上，产品性能不输国际一流设备。因此在国产化顺利的情况下，通过设备国产化降低成本的可操作性极大。还可以通过设备降本成本，HJT价值量高的环节主要在非晶硅薄膜沉积和透明导电层的设备，通过设备效率的提升从而降低材料段的成本，该方向主要可以通过叠加腔体、增大载板、连续镀膜等方式实现设备产能的提升。

另外还可以通过由于HJT的特性，组件的综合功率可以较PERC 做的更大，而大功率组件可以将相关的成本的摊薄，特别是下游电站建设过程中和面积相关的BOS成本。专家分析，HJT和PERC的系统成本差异约为0.15元/W，在PERC电池的效率在23.5%的前提下，当HJT的电池效率达到25.5%，硅片厚度到达150 时，就会比PERC更具经济性。从这方面看HJT的经济性取决于三大要素：电池效率，电池的浆料成本以及硅片的厚度，其中前两个要素的敏感性较强，是未来提升HJT发展的主要方向。

按照2021年HJT电池生产设备投资成本40万元/MW来计算，将带来80-120亿元市场。假设未来10年HJT渗透率从1%增长至40%。2022-2030年，电池设备投资额从40万元/MW下降至30万元/MW。测算可得，至2030年，HJT太阳能电池设备市场空间约375亿元左右，年均增长率在20%左右。

2.3、钙钛矿技术性能高效，技术门槛低，业链缩短后价值集中度将提高

钙钛矿是一种具有很强光-电转换效率的材料结构，应用广泛关注度高，由于其光吸收系数高、载流子迁移率大、合成方法简单等优点，被认为是下一代最具前景的光电材料之一。钙钛矿太阳能电池（perovskite solar cells：PSCs）是利用钙钛矿结构材料作为吸光材料的太阳能电池，属于第三代太阳能电池，具有高效率、高柔性以及低成本等特点。

钙钛矿太阳能电池钙钛矿材料吸光性能强于晶硅，能量损失极低，覆盖的光谱范围极宽。在接通外电路时，电子与空穴的移动产生电流。有机金属卤化物钙钛矿太阳能电池禁带宽度约为1.5eV，消光系数高，几百纳米厚的薄膜即可充分吸收800nm 以下的太阳光。钙钛矿太阳能电池（PSCs）用了10年左右的时间将转换效率从最初的3.8%，提高至 25%以上接近26%，而这一进程晶硅类太阳能电池花费了四五十年。日前，洛桑联邦理工学院(EPFL)和瑞士电子与微技术中心(CSEM)共同创造了钙钛矿硅叠层光伏电池新的转化率世界纪录，达到31.3%，显著高于晶体硅太阳能电池的理论极限值29.4%。今年6月，南京大学谭海仁及其科研团队研制的全钙钛矿叠层电池稳态光电转换效率已达到28.0%，在国际上首次超越单晶硅电池的最高效率26.7%。预计，未来通过使用新型材料的钙钛矿太阳能电池器件的转换效率最高能达到45%左右，是目前商业化的太阳电池转化效率的1.5倍左右。另外电池还拥有高灵活性，配方可一根据要求进行调整，尽可能地将转化率推向理想值，也可针对不同波长入射光设计不同钙钛矿层并彼此、或调整带隙宽度，与其他光伏材料叠加，提高转化率。

钙钛矿电池预期成本较低，对原材料的要求不高，技术步骤缩减产业链显著缩短，成本大幅下降，价值集中度提高。钙钛矿电池所需原材料价格低，材料的用量低，且前驱液的配制不涉及复杂工艺，对纯度要求不高，太阳能电池的生产每年约需要 50 万吨硅料，而若全部替换为钙钛矿太阳能电池，大约只需要1000吨钙钛矿原料，因此不存在原材料瓶颈。电池后续组件对加工环境要求也不高，钙钛矿制备简单，工艺流程短，上下游整合相对容易。传统晶硅电池在四个不同工厂内分别加工，此过程需要至少耗时3天。协鑫纳米披露，钙钛矿太阳能电池的生产流程简单，可在45分钟内将玻璃、胶膜、靶材、化工原料在单一工厂内加工成为组件。

但是目前钙钛矿电池技术还有待提升才能大规模投产，例如目前使用较广的钙钛矿材料中大量含铅，对环境和人体会造成伤害；钙钛矿材料对湿度和温度极其敏感，经过封装的电池其效率衰减依然严重；实验室制备方法大部分不适用于工业化应用，产品稳定性有待提升在制备工艺上仍有较大提升空间。我国钙钛矿太阳能电池研发团队产研结合探索最具竞争力和性价比的技术路线，专利申请数占全球68%。

在制造设备方面镀膜、涂布、激光、封装 设备等是钙钛矿电池的核心设备，多家设备企业加快布局。其中，捷佳伟创钙钛矿太阳能电池生产关键量产设备“立式反应式等离子体镀膜设备”通过厂内近日验收，将发运给客户投入生产，填补了国产设备在这一领域中的空白。京山轻机全资子公司苏州晟成光伏自2021年初投资建造的智能装备制造中心，用于新增高端光伏组件设备生产线以及建立制备异质结和钙钛矿叠层电池核心设备研发机构。

预计未来10年钙钛矿太阳能电池渗透率从0增长至30%；2022-2030年，钙钛矿太阳能电池单1MW设备投资额从150万下降至50万。测算可得，至2030年，钙钛矿太阳能电池设备市场空间约600亿元左右，年均增长率在22%左右。

2.4、IBC技术有望成为新的平台型技术,但短时间内仍难大规模量产

IBC（Interdigitated back contact，交叉背接触）电池技术是指一种背结背接触的太阳电池结构，其正负金属电极呈叉指状方式排列在电池背光面。最大特点是正面无栅线，IBC 电池的PN结和金属接触位于太阳电池的背部，前表面避免了金属栅线电极对光的遮挡，而金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用入射光，减少光学损失，具有更高的短路电流。电池前表面无遮挡，提高转换效率且外形美观，适合应用于中高端分布式光伏市场特别是光伏建筑一体化 BIPV，具有较大的商业化前景。

IBC目前大规模产业化面临的问题是材料要求高、工序多、量产难度大导致成本高。材料方面，IBC电池对基体材料要求较高，需要较高的少子寿命；对前表面的钝化也有较高要求；背面指交叉状的P区和N区在制作过程需要多次的掩膜和光刻技术，且P区和N区之间的间隙区域需非常精准。从工序角度来看，本征和掺杂非晶硅镀膜工艺窗口窄，对清洁度要求极高；需要低温组件封装工艺；正负电极都处于背表面需要严格的电极隔离工艺；制造流程是现有光伏电池中最为复杂的。

此外，IBC 与非晶硅钝化技术的结合是未来IBC电池效率提升的方向之一。IBC可以与PERC、TOPCon、HJT、钙钛矿等多种技术叠加，因此有望成为新一代的平台型技术，与TOPCon技术的叠加被称为“TBC”电池，而与HJT技术的叠加则被称为“HBC”电池。从转换效率来看，TBC 技术和 HBC 技术均优于经典IBC技术。根据普乐科技，经典 IBC 的量产效率在 23.5%-24%之间，TBC在24.5%-25.5%之间，HBC在25%-26.5%之间，实验室中的效率分别能够达到25.2%，26.1%，26.63%。TBC 技术和 HBC 技术在转换效率层面优于经典IBC技术。

从产业化进度上来看，短期内TBC电池路线发展前景更广。目前，TBC和HBC电池技术路线均处于实验室研究阶段，产业化进程的推进仍有许多 问题亟待解决。TOPCon的工艺路线相比HJT的工艺路线更加成熟，成本更低，TBC产线又与TOPCon 产线部分兼容，但增加了包括掩膜、激光开槽、刻蚀以及PN区的制备，故TBC技术成为短期内极具性价比的IBC电池进化方向。HBC电池需要的技术和设备与HJT相差不大，其主要挑战在于HJT尚有许多问题还没有完美解决，除了TCO靶材和低温银浆的高成本外，另外还需解决IBC技术严格的电极隔离、制程复杂及工艺窗口窄等问题。

布局IBC电池的国内企业众多，但总体来看国内尚未大规模量产，预计今年少量产能落地。国家电投是最早布局n型技术的央企，其下属公司黄河水电拥有200MW的IBC电池组件产线，其IBC电池平均量产转换效率达到24.2%，组件量产转换效率达到22.1%，目前已应用于国内外多个光伏项目中。其他进入赛道的企业还有隆基、爱旭、普乐、天合、中来、晶澳、海润等，其中中来有IBC电池技术储备且已实现小规模的IBC电池量产出货；爱旭股份于2021 年发布了具有自主知识产权的基于IBC 技术的 ABC 电池，目前已有 800MW 的实验及中试线产能，共计规划 N 型 ABC 产能 52GW（珠海基 地 26GW+义乌基地 26GW），其中珠海基地6.5GW量产项目正有序推进中， 预计今年三季度可建成投产。

从TBC/HBC技术路线产业化进度上来看，短期内TBC电池路线发展前景更广。目前，TBC和HBC电池技术路线均处于实验室研究阶段，产业化进程的推进仍有许多问题亟待解决。但是TOPCon工艺路线相比HJT的工艺路线更加成熟，成本更低，故TBC技术成为短期内极具性价比的IBC电池进化方向。HBC电池仍需克服诸多挑战。隆基计划在原单晶电池项目的基础上对生产线进行技术提升改造，改建成8条HBC/PBC（pIBC）高效电池产线，其中有4GW的电池片产线预计在今年八月能够投产。

目前经典IBC的设备投资额约为30万元/MW左右。假设未来10年IBC电池的渗透率能够从0%增长至15%。测算可得，至2030年，IBC电池设备市场空间约213亿元左右，年均增长率在30%左右。