2022年中國新興光伏電池產業N型與P型電池升級方向及相關企業研究報告（47頁）.pdf

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1、2022 年深度行業分析研究報告 4 內容目錄內容目錄 1、電池升級事關全局，降損提效馬不停蹄，多技術并行或將開啟.7 1.1、技術迭代皆歸于成本優勢，終端多元化和產業配套帶來并行可能.7 多元化終端市場+存量成熟產業配套，帶來種多技術并行可能。.10 1.2、電池提效率，硅片打基礎，P/N 導電型尚各有所取.11 P 型硅片產業化已相當成熟，成本控制良好.12 N 型硅片擁有更高的電池提效潛力，目前尚受制于高成本.13 1.3、降損提效方向明確，電池技術殊途同歸.15 晶硅太陽能電池提效的本質在于減少太陽光能量損失.15 表面鈍化以減少復合是制作高效率電池的關鍵手段.17 降低光學損失為重要

2、提效方法，電池結構方面仍有開發空間.19 2、N 型向左：TOPCon 重兵先至，HJT 如箭待弦.21 2.1、TOPCon 電池為鈍化接觸技術新興代表，與現有產線兼容性較高.21 TOPCon 電池理論效率上限高，提出時間較短但發展迅速.21 TOPCon 電池與主流 PERC 產線兼容性強，有利于產業化推廣.23 2.2、組件端龍頭引領，TOPCon 進入規?；慨a元年，溢價下經濟性初現.24 晶科能源率先扛起 TOPCon 規?；慨a大旗，天合、晶澳接踵而至.25 中來、一道等新興電池組件企業同樣大步邁向規?；a能建設.26 組件溢價日漸明朗，有望覆蓋制造成本，終端實證有望加速推廣.2

3、7 產業化技術尚有重要可突破點，成本效率存在持續進步空間.29 2.3、HJT 歷史悠久潛力空間大，降本方向清晰，多路玩家重點投入.32 HJT 電池轉化效率潛力大，發電增益高，長期以來備受關注.32 產業化尚受高成本制約，但多方向降本潛力較大，持續推進.35 新玩家大舉投入不遺余力，老玩家重點開發嚴陣以待.38 3、P 型向右：結構創新或開啟新升級方向，背接觸電池有望異軍突起.41 3.1、IBC 電池結構特點鮮明，移除正面柵線最大化光照利用，但生產工藝復雜.41 掩膜等復雜工藝抬高制造成本，單面連接方式有利組件降本增效.42 3.2、背接觸電池與分布式場景契合度高，結合龍頭公司引領，有望從

4、小眾走向大眾.44 分布式終端市場廣闊，持續向差異化發展，BC 電池有望乘風而上.44 成熟 IBC 產品海外已歷數代，國內不乏開拓者，拳頭產品呼之欲出.46 3.3、背接觸結構拓展性強，疊加鈍化接觸技術有望進一步提效.47 5 圖表目錄圖表目錄 圖 1：不同技術路線光伏電池市占率趨勢.7 圖 2：PERC 電池實驗室轉換效率記錄.7 圖 3：自 2010 年來光伏發電成本大幅下降.8 圖 4：未來光伏發電成本仍將持續降低.8 圖 5：國內集中式光伏系統成本構成.8 圖 6：光伏組件四大制造環節.8 圖 7：電池提效降本的核心邏輯.9 圖 8：光伏組件全制造鏈成本構成.9 圖 9：單晶與多晶實

5、驗室效率記錄.10 圖 10：單晶硅片與多晶硅片占比變化.10 圖 11：國內分布式占比.10 圖 12：國內雙玻組件滲透率.10 圖 13：PN 節及內電場的形成示意.11 圖 14：光伏發電原理示意.11 圖 15：幾種 PN 結制作方法示意（N 型襯底為例）.12 圖 16：傳統 BSF 太陽能電池結構.12 圖 17：磷擴散工藝要求相對更低.12 圖 18：硅片厚度與轉換效率關系.14 圖 19：硅片厚度情況.14 圖 20：晶體硅材料太陽能電池所能利用的太陽光譜范圍（綠色部分）.15 圖 21：傳統晶硅光伏電池在光電轉化過程中的太陽光能量損失.16 圖 22：光伏電池轉換效率的兩類損

6、失&轉換效率公式.16 圖 23：硅表面懸掛鍵復合中心及氫鈍化原理.18 圖 24：選擇性鈍化接觸技術原理.18 圖 25：PERC 電池結構.18 圖 26：硅片表面制絨與減反射膜作用原理.20 圖 27：MWT 電池結構外觀.20 圖 28：TOPCon 電池結構及背面鈍化接觸提效原理.22 圖 29：利用不同的選擇性鈍化技術進行組合后的電池理論轉化效率.22 圖 30：TOPCon 與 PERC 技術與工藝對比.23 圖 31：TOPCon 工藝增加的部分核心設備及載具.24 圖 32：晶科能源多次打破 N 型電池效率世界紀錄.26 圖 33：晶科能源 TOPCon 技術組件產品.26

7、圖 34：中來 TOPCon 電池技術組件.27 圖 35：一道新能“DAON”品牌 N 型高效組件.27 圖 36：LPCVD 與 PECVD 制作膜層工作原理.30 圖 37：帝爾激光兩步法激光 SE 專利技術要點.32 圖 38：隆基樂葉兩步法激光摻硼專利技術要點.32 圖 39：TOPCon 電池開路電壓（Voc）損失分析.32 圖 40：晶科能源 ISFH 認證 25.41%效率參數.32 圖 41：N 型 HJT 電池基本結構.33 圖 42：HJT 電池進化方向.34 圖 43：微晶硅膜層制作中晶化率與通氫比有關.34 圖 44：經典 HJT 電池制作工藝及 PVD 濺射原理.3

8、5 6 圖 45：激光轉印制作大高寬比柵線原理.37 圖 46：一種 HJT 電池電鍍銅電極方案.37 圖 47：華晟喜馬拉雅系列異質結光伏組件.39 圖 48：金剛玻璃 4.8GW 異質結項目啟動.39 圖 49：IBC 電池基本結構.41 圖 50：FSF 和 FFE 類型 IBC 結構對比.42 圖 51：FSF 和 FFE 類型 IBC 少數載流子運輸路徑.42 圖 52：IBC 電池的一種制作方法.43 圖 53：IBC 電池的背面柵線結構示例.43 圖 54：IBC 電池的串接方式示例.44 圖 55：分布式戶用場景.45 圖 56：分布式工商業 BIPV 場景.45 圖 57：全

9、球分終端場景光伏裝機及占比（GW）.45 圖 58：國內分終端場景光伏裝機及占比（GW）.45 圖 59：Maxeon 公司 IBC 電池組件產品定位.46 圖 60：不同類型 IBC 電池轉換效率進化情況.48 圖 61：一種 HBC 電池結構示例.48 圖 62：一種 TBC 電池結構示例.48 圖 63：一種部分疊加 TOPCon 技術的 H-PBC 電池.48 圖 64：兩種異質結與鈣鈦礦結合的二層疊層電池示例.49 表 1：當前光伏制造環節主要技術發展情況.9 表 2：組件主要制造環節產能情況.11 表 3：隆基 P 型與 N 型單晶硅片規格參數對比.13 表 4：N 型晶硅電池組件

10、與 P 型在溫度系數、弱光響應和功率衰減方面的比較.13 表 5：中環股份硅片 P/N 型硅片報價對比（元/片）.14 表 6：電池效率、硅片厚度及硅料價格變化下硅片硅成本變化情況.15 表 7：太陽能電池效率參數及內電阻情況.17 表 8：主流高效 PERC 電池技術中使用的表面鈍化技術情況.18 表 9：近年 TOPCon 電池實驗室研發效率記錄.22 表 10：主要 TOPCon 相關電池企業產業化進展情況.24 表 11：TOPCon 與 PERC 成本比較測算的主要假設.27 表 12：TOPCon 與 PERC 技術一體化終端成本比較測算結果.28 表 13：2022 年來部分央國

11、企光伏組件項目招中標情況.28 表 14：N 型與 P 型組件實際項目測算發電量增益及 LCOE 對比.29 表 15：氧化層生長方法.29 表 16：TOPCon 摻雜多晶硅（n+-Poly-Si）層的主要制作方法對比.31 表 17：近年大面積 HJT 電池實驗室研發效率記錄.34 表 18：HJT 電池核心步驟工藝方法比較.35 表 19：HJT 與 PERC 成本比較測算的主要假設.37 表 20：HJT 與 PERC 技術一體化終端成本比較測算結果.38 表 21：主要 HJT 相關電池企業產業化進展情況.39 表 22：SunPower 公司 IBC 電池發展歷程.46 7 1、電

12、池升級事關全局，降損提效馬不停蹄，多技術電池升級事關全局，降損提效馬不停蹄，多技術并行或將開啟并行或將開啟 首個光伏電池誕生至今已有近 70 年歷史，到 2019 年，單晶 PERC 電池成為光伏行業的主流技術，其良好的光電轉換效率表現成為推動太陽能發電與傳統能源“平價”的關鍵因素。不過目前業內 PERC 電池量產效率已經普遍超過 23%，越來越接近 24.5%左右的其理論極限，而實驗室記錄也已經較長時間未再有突破。因此產業界都已紛紛將重點投向對新一代主流電池技術的開發，各大龍頭企業的新一代電池技術也將陸續在年內相繼亮相市場，路線不盡相同。圖圖 1：不同技術路線光伏電池市占率趨勢：不同技術路線

13、光伏電池市占率趨勢 圖圖 2：PERC 電池實驗室轉換效率記錄電池實驗室轉換效率記錄 資料來源：CPIA，國海證券研究所 資料來源：蘇民新能源，國海證券研究所 1.1、技術迭代皆歸于成本優勢，終端多元化和產業配技術迭代皆歸于成本優勢，終端多元化和產業配套帶來并行可能套帶來并行可能 經濟性是光伏產業發展的根本動能，“平價”后技術進步遠未停歇。經濟性是光伏產業發展的根本動能，“平價”后技術進步遠未停歇。太陽能發電作為一種清潔無污染、取之不盡的可再生能源形式，從很早以前就備受關注。但近幾年才真正開啟大規模運用，主要系技術的進步使得發電成本大幅下降，成為有經濟性的能源，根據 IRENA 統計，光伏發電

14、的度電成本在 2010-2020 年間平均下降了 85%以上，達到了與傳統能源發電“平價”的水平。從長期來看，光伏制造技術仍有進步和提效空間，未來成本有望完全低于傳統能源，這種經濟上的競爭力也將促進光伏發電實現更快的滲透和規模增長。另一方面，掌握先進技術的制造企業也將獲得成本競爭優勢，在行業發展中更大程度受益，這又會促使業內企業持續大力追求技術的進步。0%20%40%60%80%100%20172018201920202021 2022E 2023E 2025E市占率:BSFPERCTOPConHJTIBCMWT20.0%20.5%21.0%21.5%22.0%22.5%23.0%23.5%2

15、4.0%24.5%PERC電池實驗室效率 8 圖圖 3：自：自 2010 年來光伏發電成本大幅下降年來光伏發電成本大幅下降 圖圖 4：未來光伏發電成本仍將持續降低未來光伏發電成本仍將持續降低 資料來源：IRENA 資料來源：IRENA 電池轉換效率對光伏系統成本有著全局性的影響，為關鍵的核心降本手段。電池轉換效率對光伏系統成本有著全局性的影響，為關鍵的核心降本手段。一個發電系統的成本水平一般用平準化度電成本衡量（LCOE），即全發電周期內產生每一度電所分攤的成本，對于運營過程中不需要消耗其他原料的光伏系統，初期的建設投入就為最重要的一項，而組件的采購成本一般又占有較高比例。圖圖 5：國內集中式

16、光伏系統成本構成國內集中式光伏系統成本構成 圖圖 6：光伏組件四大制造環節光伏組件四大制造環節 資料來源：CPIA，國海證券研究所 資料來源：國海證券研究所 電池的轉換效率的提升，意味著單位面積電池的發電功率上升，則會帶來多重的降本效果：1）在電池本環節層面，發電功率的提升也就代表著同等功率下的電池面積減小，于是硅片等制作材料的成本可以節省出來，2）在組件層面，單位功率的面積也會減小，于是玻璃、膠膜、邊框等幾乎所有非硅材料的耗用量都也將降低，3）在光伏系統層面，如土地、支架等與組件面積相關的成本也能有所節省。相比之下，通過直接減少組件制造任一環節的相關材料投入或提高生產效率的方法，所能帶來的降

17、本效果都僅限于該環節，可見電池效率對于光伏系統成本有著全局性的影響，而對下游組件企業的盈利水平和產品競爭力決定性作用。9 圖圖 7：電池提效降本的核心邏輯：電池提效降本的核心邏輯 圖圖 8：光伏組件全制造鏈成本構成：光伏組件全制造鏈成本構成 資料來源：國海證券研究所 資料來源：solarzoom，國海證券研究所 新技術要快速成為主流，一般在已體現出絕對成本優勢，并隨時間持續拉大時。新技術要快速成為主流，一般在已體現出絕對成本優勢，并隨時間持續拉大時。光伏產業發展至今，新興技術替代現有主流技術的情況在各個環節皆有發生，但光伏領域本身歷史悠久，與半導體相互交叉，因此在實驗室中會有眾多的技術路線，發

18、展中的技術能否成為產業界新主流的決定因素還是在于成本。近幾年里，各制造環節都較快地形成了其成熟的主流技術，對落后技術有著絕對的成本優勢。然而技術更迭的過程實際存在差異，有些技術很快完成替代，而有些分歧甚至經歷多年發展才有了最終的產業定論。表表 1：當前光伏制造環節主要技術發展情況：當前光伏制造環節主要技術發展情況 環節環節 硅料硅料 硅片硅片 電池電池 組件組件 相關技術相關技術 工業硅提純工業硅提純 晶體生長晶體生長 切片切片 襯底硅片類型襯底硅片類型 增效技術增效技術 電池串接電池串接 主柵數量主柵數量 落后淘汰 傳統西門子法 多晶鑄錠/單晶單次直拉（BCZ）砂漿線切割 多晶 BSF 全片

19、 5 主柵及以下 當前主流 改良西門子法 單晶多次直拉（RCZ)金剛線切割 P 型單晶 PERC 拼片 9 主柵及以上 發展中 硅烷流化床法 單晶連續直拉（CCZ)鎢絲切割 N 型單晶 TOPCon/HJT/IBC/PERT 等 疊瓦 SMBB/無主柵 資料來源：CPIA，國海證券研究所 具體而言，單晶和多晶曾是光伏產業最大的技術路線之爭，從上世紀 70 年代開始持續了約半個世紀，雖然多晶自出現以來的轉換效率和實驗潛力一直低于單晶，但因價格低廉的設備、更大的單位產量、簡單的工藝等特點使得綜合成本并未體現出劣勢，2017 年前還一度占據了市場的絕對主流。直到近年，單晶技術生產效率大幅提高，并與快

20、速發展的金剛線切割及 PERC 電池技術良好匹配，才體現出絕對成本優勢，同時二者效率與成本差不斷拉大。因此在 2017-2020 年左右，單晶快速完成了替代成為主流技術。而金剛線在替代砂漿線時就顯得更為迅速，隨國產化帶來的成本大幅降低，很快成為行業主流。10 圖圖 9：單晶與多晶實驗室效率記錄：單晶與多晶實驗室效率記錄 圖圖 10：單晶硅片與多晶硅片占比變化：單晶硅片與多晶硅片占比變化 資料來源：CPIA，國海證券研究所 資料來源：CPIA，國海證券研究所 多元化終端市場多元化終端市場+存量成熟產業配套，帶來種多技術并行可能。存量成熟產業配套，帶來種多技術并行可能。光伏發電系統的實際安裝環境條

21、件可能存在很大差異，對組件的發電特性要求光伏發電系統的實際安裝環境條件可能存在很大差異，對組件的發電特性要求也就會不同，而各類電池技術的適配性也就不一樣也就會不同，而各類電池技術的適配性也就不一樣。過去終端以集中式電站為主，但當前分布式光伏發展迅速，目前國內甚至已能占到一半以上。1）分布式系統需要考如慮屋頂面積結構、承重能力、美觀度等方面的條件，可能會對組件電池單位面積的發電功率等有更高要求、傾角和背面利用限制也會比較多。2）即便是集中式場景，土地、草地、沙漠、水面等環境情況也有區別，例如沙漠晝夜溫差大、白天溫度高，水面則光線反射率高、平均溫度低，在這些情況下擁有低溫度系數或高雙面發電性能的技

22、術就會更為適配。圖圖 11：國內分布式占比：國內分布式占比 圖圖 12：國內雙玻組件滲透率國內雙玻組件滲透率 資料來源：CPIA，國海證券研究所 資料來源：CPIA，國海證券研究所 從成本角度考慮，單一環節的技術效果也需要上下游的配套來體現從成本角度考慮，單一環節的技術效果也需要上下游的配套來體現，其他環節的兼容適配能力、成熟度、成本情況、設備調整等都是重要的影響因素。由于總體“平價”的實現，行業近年來開啟了一輪大規模擴張，各制造環節產能都大幅增加，而成熟技術的產業規模效應顯著，已經體現出良好的經濟性。因此，若一種新技術若能良好嫁接存量成熟產業，則有望實現更快的滲透推廣，反之則可能需要花費更多

23、投入與時間被市場接受。19.5%31.0%45.0%67.5%90.7%94.8%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201620172018201920202021市場份額-單晶硅片多晶88.0%63.0%52.7%60.0%67.8%46.6%32.9%12.0%37.0%47.3%40.0%32.2%53.4%67.1%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20162017201820192020202122Q1大型地面電站分布式光伏系統0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20172018201920

24、202021份額-單面組件雙面組件 11 表表 2：組件主要制造環節產能情況組件主要制造環節產能情況 產能產能 2018 2019 2020 2021 2022E 硅料 57.7 62.1 51.9 61.9 143.5 國內 38.8 45.2 42.0 52.0 130.2 進口 18.9 16.9 9.9 9.9 13.3 硅片 150.0 180.0 250.0 400 以上 約 600 單晶 85.0 125.0 205.0 400.0 585.0 多晶 65.0 55.0 45.0 電池 128.0 170.0 220.0 423.0 559.0 組件 130.0 170.0 22

25、0.0 445.0 598.0 資料來源：硅業分會，國海證券研究所 1.2、電池提效率，硅片打基礎，電池提效率，硅片打基礎，P/N 導電型尚各有所取導電型尚各有所取 對于傳統晶硅光伏電池，發電的核心結構是對于傳統晶硅光伏電池，發電的核心結構是 PN 結。結。硅作為一種半導體材料，導電能力來自于可自由移動的電子和空穴兩種載流子。由于空穴本質上是電子躍遷到導帶自由移動后在價帶留下的空位，因此二者是成對同時形成的。1）對于完全純凈的硅材料，兩種載流子數量濃度相同，被稱為本征半導體，這種狀態下并不具備發電能力。2）當硅材料中摻入少量硼等三價元素原子就會成為 P 型半導體型半導體，由于雜質原子最外層電子

26、數比硅少一個，多余的空穴就被引入，導電時將發揮主要作用，電子則成為少數載流子少數載流子。3）若摻雜磷等五價元素則會形成 N 型半導體型半導體。光伏發電的產生首先需要 P 型和 N 型半導體相互接觸形成 PN 結，多數載流子會在熱擴散的作用下自然向對面運動，形成內建電場和空間電荷區。光照條件下，硅原子外層電子吸收了光子能量而躍遷，形成更多的電子空穴對，這些非平衡載流子運動到結區附近就會在內建電場的作用下漂移到另一端，于是 P 端和 N 端的多子就會富集起來，形成電勢差，當接入外部電路形成回路后即可對外發電。光照停止后，發電過程也隨即停止，所以光伏電池本身不能儲電。圖圖 13：PN 節及內電場的形

27、成示意節及內電場的形成示意 圖圖 14：光伏發電原理示意：光伏發電原理示意 資料來源：高效晶體硅太陽能電池的理論模擬及其機理研究周理想，國海證券研究所 資料來源：高效晶體硅太陽能電池的理論模擬及其機理研究周理想 光伏電池主要通過在硅片表面高溫擴散摻雜元素的方式來形成光伏電池主要通過在硅片表面高溫擴散摻雜元素的方式來形成 PN 結。結。在一種導 12 電型半導體上制作相反導電型半導體的方式一般有高溫熱擴散、離子注入和外延生長三種，后兩者因為成本較高、工藝較復雜等原因，一般用于電子工業領域。光伏領域目前都是采用高溫擴散的方式，在硅片表層形成一層相反導電型的摻雜薄層，稱為發射極（發射極（emitte

28、r），），其摻雜均勻度、厚度、有效摻雜比例等都會對電池效率有重要影響。圖圖 15：幾種：幾種 PN 結制作方法示意（結制作方法示意（N 型襯底為例）型襯底為例）圖圖 16：傳統：傳統 BSF 太陽能電池結構太陽能電池結構 資料來源：TOPCon 型 N PERT 雙面太陽電池工藝技術的研究 資料來源：New Energy P 型硅片產業化已相當成熟，成本控制良好型硅片產業化已相當成熟，成本控制良好 在光伏產業，無論是過去的 BSF 電池還是當前主流的 PERC 電池，長期以來都是基于 P 型硅片實現大規模量產，因此整個產業鏈從硅料、硅片到電池端技術都已經非常成熟，成本也可以很好的控制。（1）磷

29、擴散相對更容易，工藝溫度更低而良率高。）磷擴散相對更容易，工藝溫度更低而良率高。以 P 型硅片為襯底制作電池的發射極時，業內一般是在前表面進行磷擴散，所需的反應溫度不用太高、時間較短，硅片也相對不容易發生曲翹、碎片、氧沉淀的問題，有利于電池良率的提高。圖圖 17：磷擴散工藝要求相對更低：磷擴散工藝要求相對更低 資料來源：N 型高效晶體硅太陽電池關鍵技術研究，國海證券研究所 13 相比之下，N 型硅片需要對表面進行硼擴散，在推結時所需的溫度更高，至少900以上，且時間更長，還可能形成難以刻蝕的富硼層（BRL），控制難度大。此外，作為硼源的主要原料為三溴化硼 BBr3沸點較高，反應溫度下仍為液態，

30、易發生摻雜不均勻及一致性差的問題，目前業內開始改用三氯化硼 BCl3，但還是會存在電池發灰影響效率、設備腐蝕等問題，成為部分廠商的難題。（2）通過襯底摻雜元素的改變解決硼氧光衰（）通過襯底摻雜元素的改變解決硼氧光衰（LID）問題。）問題。光致衰減此前一直是P 型晶硅電池的一項重要問題，由于襯底硅片采用硼元素進行摻雜，會在內部與氧結合成 B-O 復合體，這會導致電池功率出現明顯衰減。鎵作為硼的同族元素，也可以作為 P 型硅片的摻雜劑，其原子半徑較大而不會出現復合對的問題，但由于在硅中的分凝系數太小，此前電阻率較難控制。隨著技術發展，摻稼拉晶技術近年已被隆基等龍頭企業突破，較好解決了相關光衰問題。

31、N 型硅片擁有更高的電池提效潛力，目前尚受制于高成本型硅片擁有更高的電池提效潛力，目前尚受制于高成本（1）N 型硅片相比型硅片相比 P 型硅片的最核心優勢在于更高的少數載流子壽命，有利于型硅片的最核心優勢在于更高的少數載流子壽命，有利于制作更高效率的電池制作更高效率的電池。硅片中特定的自由電子一般不會一直存在，自然條件下會躍遷回價帶，也就是與空穴發生復合。對于已經產生的光生載流子，當外部光照條件撤出后，還可以繼續存在一段時間，這個平均時長就是少數載流子壽命（非平衡載流子壽命），硅片中的缺陷、部分雜質等因素會對其產生較大影響。一般情況下系轉換效率越高的電池結構對少子壽命越敏感，由于 N 型硅片的

32、少子為空穴，對金屬雜質更不敏感，因此少子壽命更高，此外在同等摻雜條件下 N 型硅片電阻率也更低，皆有利于制造更高效率的晶硅電池。目前產業中 TOPCon、HJT 等新電池技術基本都是基于 N 型硅片進行開發。表表 3：隆基隆基 P 型與型與 N 型單晶硅片規格參數型單晶硅片規格參數對比對比 硅片類型硅片類型 P 型型 N 型型 摻雜元素摻雜元素 鎵（鎵（Ga）磷（磷（P）少子壽命（s）50 1000 電阻率（.cm）0.4-1.1 1.0-7.0 間隙氧含量（at/cm3）8E+17 8E+17 替位碳含量（at/cm3）5E+16 5E+16 位錯密度（cm-2）500 500 資料來源：隆

33、基股份，國海證券研究所（2）N 型晶硅電池溫度系數低、弱光性好、抗衰減性強，可帶來額外的發電量型晶硅電池溫度系數低、弱光性好、抗衰減性強，可帶來額外的發電量增益。增益。1）在常溫條件下，一般晶硅光伏電池的發電效率會隨著溫度的升高而降低，而 N 型電池的效率降幅比主流 P 型電池要少，即溫度系數更低。2）此外光照的強弱本身也是影響電池發電情況的重要因素，而 N 型電池在弱光下的響應能力也相對更強。3）N 型電池組件還具備更強的抗 PID 衰減能力，這種效率衰減與使用時間相關，一般在首年較大，后續年份也會持續存在。表表 4：N 型晶硅電池組件與型晶硅電池組件與 P 型在溫度系數型在溫度系數、弱光響

34、應和功率衰減方面的比較、弱光響應和功率衰減方面的比較 項目項目 溫度系數溫度系數（%/）弱光響應弱光響應 質保首年功率衰質保首年功率衰減（減（%）質保年功率質保年功率衰減（衰減（%）第第 30 年功率年功率質保（質保（%）主流 P 型電池組件-0.34-0.35 略差 2 0.530.55 84.8（25 年）N 型電池組件-0.22-0.32 好 1 0.250.50 8590.75 晶科 TOPCon-0.30 1.0 0.40 87.40 14 天合 TOPCon 較 P 型小 1.0 0.40 87.40 中來 TOPCon-0.31 1.0 0.40 87.40 一道 TOPCon-

35、0.32 1.0 0.40 87.40 華晟 HJT-0.26 1.0 0.38 88.00 愛康 HJT-0.24 2.0 0.25 90.75 金剛玻璃 HJT-0.26 1.5 0.50 85.00 資料來源：正泰新能源、各公司產品信息，國海證券研究所（3）N 型硅片型硅片成本尚高，但更大的減薄潛力結合電池端的高效率，有助于硅成成本尚高，但更大的減薄潛力結合電池端的高效率，有助于硅成本下降。本下降。N 型硅片目前生產成本高于 P 型硅片，主要系 1）對參數品質要求嚴格，需使用高品質的致密料生產，硅料純度要求達到電子二級，2）硅棒頭尾電阻率變化大，可利用率較低，3）對熱場、石英坩堝等耗材要

36、求會更多，4）總體產量還不大，規模效應不充分等。從中環股份此前公開報價來看，目前同樣厚度和尺寸的 N 型硅片價格會比 P 型硅片高 6-8%左右。表表 5：中環股份硅片中環股份硅片 P/N 型硅片報價對比（元型硅片報價對比（元/片）片）硅片尺寸硅片尺寸 N 型報價型報價 P 型報價型報價 價差價差 溢價率溢價率 210（150m）10.02 9.45 0.57 6.0%182（150m）7.77 7.19 0.58 8.1%166（150m）6.45 5.97 0.48 8.0%資料來源：中環股份，國海證券研究所 注：該報價 2022 年 6 月 25 日開始執行 另一方面，硅片減薄是一種降低

37、硅成本的手段，但硅片厚度與轉換效率之間存在一定的負相關關系。根據部分實驗數據，硅片厚度小于一定值后對轉換效率的影響會越來越顯著，主要系：1）長波光透射損失增加，2）少數載流子的擴散長度（少數載流子在復合前所經過的平均擴散距離，與少子壽命正相關）大于硅片厚度后，在硅片背面發生復合的速率增大，3）薄硅片切割工藝要求更高，出現缺陷的幾率更大，增加載流子復合幾率。但總體來看，N 型晶硅電池因為更好的技術處理可以采用更薄的硅片，未來持續減薄的潛力更大。圖圖 18：硅片厚度與轉換效率關系：硅片厚度與轉換效率關系 圖圖 19：硅片厚度情況：硅片厚度情況 資料來源：TOPCon 型 N PERT 雙面太陽電池

38、工藝技術的研究，國海證券研究所 資料來源：CPIA，國海證券研究所 我們綜合考慮電池端效率、硅片厚度和硅料價格三種因素，測算了硅片的硅成本的變化情況。此處核心假設為：1）硅片初始為厚度 160m，2）電池端初始轉換效率為 23.5%，3）硅料初始含稅價格為 250 元/kg。測算后硅片減薄和效率提-0.14%-0.12%-0.10%-0.08%-0.06%-0.04%-0.02%0.00%100 125 150 175 200 225 250 275 300 325 350 375 400硅片厚度（m）電池轉換效率變化（%）80100120140160180200201920202021202

39、2E2023E2025EP型單晶電池硅片厚度（m）TOPCon硅片HJT硅片 15 高帶來的硅片單瓦硅成本降低情況如下表所示。需要注意的是，隨硅料價格的下降，減薄和提效帶來的降本效果都將減弱。表表 6：電池效率、硅片厚度及硅料價格變化下硅片硅成本變化情況：電池效率、硅片厚度及硅料價格變化下硅片硅成本變化情況 電池效率增幅（絕對數）電池效率增幅（絕對數）0%（23.5%）0.5%（24.0%）1%（24.5%）1.5%（25.0%）厚度減薄幅度（厚度減薄幅度（m）0 10 20 0 10 20 0 10 20 0 10 20 硅料價格降幅（絕對數）硅料價格降幅（絕對數）硅片的硅成本降幅（分硅片的

40、硅成本降幅（分/瓦）瓦）0（250 元元/kg）0 2.10 4.19 0.92 2.97 5.02 1.80 3.81 5.82 2.64 4.61 6.59 10（240 元元/kg）1.76 3.78 5.79 2.64 4.61 6.59 3.49 5.42 7.35 4.30 6.19 8.08 50（200 元元/kg）8.81 10.49 12.16 9.54 11.19 12.83 10.25 11.86 13.47 10.92 12.50 14.08 100（100 元元/kg）17.62 18.88 20.13 18.17 19.40 20.63 18.70 19.90 2

41、1.11 19.20 20.39 21.57 資料來源：CPIA，國海證券研究所 注：其余相關假設包括：1）拉晶硅耗 1.065，2）金剛線最大直徑 50m，3）切片合格率 98.5%1.3、降損提效方向明確，電池技術殊途同歸降損提效方向明確，電池技術殊途同歸 太陽能電池的理論效率首先由半導體材料特性決定。太陽能電池的理論效率首先由半導體材料特性決定。從更深入的層面分析，光伏發電為一種能量的傳遞過程，半導體中的電子吸收光子能量后，跨過禁帶躍遷至導帶，留下空穴，當這些獲取能量的載流子到達電池表面被電極收集后，就可以通過外接電路將以電能的形式將太陽能傳遞。由此可知，只有能量大于基材禁帶寬度（Eg）

42、的光子才可能激發出光電子，而光子的能量取決于波長，禁帶寬度則取決于半導體材料本身，并受溫度影響。因此，太陽光譜和半導體材料本身對太陽能電池的理論轉換效率有決定性的作用，例如當帶隙比較小時，能被激發的電子數量增加，但所攜能量減少，反之同理。理論研究表明，常規條件下利用太陽光的最佳材料禁帶寬度為 1.4-1.5eV，晶體硅則為 1.12eV，僅有大概 30%多的太陽光能量可以被利用，再綜合其他因素，晶硅電池的理論轉換效率約 29.4%。圖圖 20：晶體硅材料太陽能電池所能利用的太陽光譜范圍（綠色部分）：晶體硅材料太陽能電池所能利用的太陽光譜范圍（綠色部分）資料來源：Third Generation

43、 Photovoltaics 晶硅太陽能電池提效的本質在于減少太陽光能量損失晶硅太陽能電池提效的本質在于減少太陽光能量損失 理論分析可知，很大部分的太陽光能量在光電轉化的過程中損失掉了，也就表現 16 為轉換效率的降低，其中又可分為兩類：1、光學損失、光學損失，即與光子能量未被充分吸收相關的損失，包括：1）反射光損失，2）能量小于禁帶寬度的長波光損失，3）被吸收的光子未能產生載流子，4）光子激發出載流子后，若有多余的能量則不能被利用的損失；2、電學損失、電學損失，即與光生載流子能量直接損耗等相關的損失，包括：1）載流子在電池內部和表面發生復合而損失，2）光生載流子在 PN 結區分離時產生能量損

44、失，3）電池內部、表層及電極接觸處的電阻損失。圖圖 21：傳統晶硅光伏電池在光電轉化過程中的太陽光能量損失：傳統晶硅光伏電池在光電轉化過程中的太陽光能量損失 資料來源：Physics of the thermal behavior of photovoltaic devices 另一方面，對于特定的光伏電池，一定光照和溫度等條件下的最大轉化效率（）可以用三個基本參數開路電壓（Voc）、短路電流（Isc）和填充因子（FF）表征，三者乘積再比上入射太陽光功率（Pin）就等于轉換效率。因此如果能盡力提升三個基本參數的值，就可以獲得更高的轉化效率。所以，影響太陽能電池效率的因素實際上都可以歸結為對三個

45、基本參數的影響，然而有時改變一種因素可能對不同參數產生相反的效果，不能達到同時提高的目的，此時則需要找到最優的平衡。圖圖 22：光伏電池轉換效率的兩類損失：光伏電池轉換效率的兩類損失&轉換效率公式轉換效率公式 資料來源：影響晶體硅太陽能電池片效率的因素分析及改善措施等，國海證券研究所 17 此外，由于自身結構特點和難以避免的制造缺陷，太陽能電池存在兩種內電阻，即串聯內電阻（Rs）和并聯內電阻（Rsh），它們對于電池效率有重要的影響，也是導致效率基本參數降低的重要原因。表表 7：太陽能電池效率參數及內電阻情況：太陽能電池效率參數及內電阻情況 項目項目 概念及決定因素概念及決定因素 主要損失因素主

46、要損失因素 開路電壓（Voc）一定光照下，外部電路斷開，回路電流為零時太陽能電池兩端的電壓值;取決于材料禁帶寬度（正相關），也受到入射光子數量影響（正相關），與電池面積無關。1）主要為載流子的表面復合損失，2）低并聯內電阻導致漏電過大等 短路電流（Isc）一定光照下，太陽能電池接入無負載電路時整個回路中的電流大??；在單位電池面積下取決于產生的光生載流子對數量（正相關），受材料禁帶寬度影響（負相關）1）各類光學損失，2）電池內部復合電流損失，3）高串聯內電阻等 填充因子（FF）一定光照下，太陽能電池在不同負載下的最大輸出功率與開路電壓和短路電流乘積的比值；由電池內部電路特點決定。1）低并聯內電阻

47、，2）高串聯內電阻等 串聯內電阻（Rs）主要包括半導體材料基區電阻、發射極區電阻、柵線電極與硅的接觸電阻、電極電阻，由材料和接觸區特性決定。并聯內電阻（Rsh）主要由半導體表面的污染、缺陷以及體內缺陷漏電等造成。資料來源：高效晶硅太陽能電池的理論模擬及機理研究等，國海證券研究所 表面鈍化以減少復合是制作高效率電池的關鍵手段表面鈍化以減少復合是制作高效率電池的關鍵手段 光伏電池效率損失的一個重要原因便是載流子在流出電池前被復合掉，此時開路電壓會受到較明顯的影響，而硅晶體中實際存在三種復合類型，其中 SRH 復合（陷阱輔助復合）是最為主要的一種，這是由硅中的雜質或缺陷在禁帶中引入缺陷能級而形成了復

48、合中心，屬于一種間接復合。電池表面則是最主要的載流子復合中心，電池表面則是最主要的載流子復合中心，這主要系周期性的硅晶格在表面處中斷，于是形成大量的懸掛鍵和晶格缺陷，同時摻雜處理本身也會引入缺陷。一般情況下，表面復合的不利影響也會隨硅片厚度的減薄加強，特別是在少子擴散長度大于硅片厚度時。對電池進行鈍化處理就是采用各種手段降低載流子的復合，以達到提高電池效率的目的，而表面鈍化也就成為產業里制造高效電池的關鍵技術和主要突破方向。傳統上講，表面鈍化方法可分為兩類：（1）化學鈍化，）化學鈍化，即把晶硅表面的懸掛鍵及晶體缺陷直接中和掉，主要手段包括在表面引入一些氫原子或者沉積一層低缺陷的介質膜。（2）場

49、效應鈍化，）場效應鈍化，即在硅片表面形成一個電場，使得少數載流子難以靠近電池表面，從而減少復合，主要手段包括在表面進行重摻雜形成高低結，沉積一層可以固定電荷的介質膜或者重摻雜的硅薄膜等。選擇性鈍化接觸則是正快速發展的一類技術，從理論核心來看與場效應鈍選擇性鈍化接觸則是正快速發展的一類技術，從理論核心來看與場效應鈍化一化一致，致，即設法在電池表面的一定區域內對載流子產生篩選作用，對于多數載流子的電導率高，使其能較容易的通過，而少數載流子難以通過，從而減少復合，增加電極對載流子的收集。18 圖圖 23：硅表面懸掛鍵復合中心及氫鈍化原理：硅表面懸掛鍵復合中心及氫鈍化原理 圖圖 24：選擇性鈍化接觸技

50、術原理：選擇性鈍化接觸技術原理 資料來源：激光背膜開窗對 MWT PERC 電池性能影響的研究，國海證券研究所 資料來源：載流子選擇性接觸：高效硅太陽能電池的選擇，國海證券研究所 主流的高效主流的高效 PERC 電池運用了多種表面鈍化手段。電池運用了多種表面鈍化手段。從結構上來分析，PERC 電池實際上運用了局部鋁背場（Al-BSF）、氮化硅（SiNX）、氧化鋁（Al2O3）、二氧化硅（SiO2）和選擇性發射極（SE）等多種可以進行表面鈍化的手段，不同鈍化膜的疊層搭配使用也增強了鈍化效果，同時產業化生產方法已經相當成熟，如果合適則可以容易地在新興電池中運用，具體情況如下：圖圖 25：PERC

51、電池結構電池結構 資料來源：Impurity-Related Limitations of Next-Generation Industrial Silicon Solar Cell，國海證券研究所 表表 8：主流高效：主流高效 PERC 電池技術中使用的表面鈍化技術情況電池技術中使用的表面鈍化技術情況 鈍化手段鈍化手段 類型類型 位置位置 原理原理 不足不足 制作方法制作方法 Al-BSF（鋁背場）場效應鈍化 背面最內側局部（P端）金屬鋁本身可作為摻雜劑，在電極燒結過程中部分進入硅襯底中形成 P+/P 高低結，產生鋁背場，阻礙電子靠近表面。鋁摻雜濃度有限，增加俄歇復合，金屬與半導體直接接觸增

52、加復合；只能用于 P 端 燒結 SiNX 膜層 化學鈍化/場效應鈍化 雙面最外層 在制備過程中可引入大量的氫，在硅中遷移率高，可與懸掛鍵結合，與缺陷及雜質形成復合體，實現鈍化作用；本身帶正電荷，阻礙空穴靠近表面。不能直接用于 P 端表面（會增強復合）；與硅的晶格匹配性較差，SiNX/Si 界面缺陷較高 PECVD Al2O3膜層 場效應鈍化背面內層 膜層中含有大量的固定負電荷，阻礙電子靠不能直接用于 N 端表面；PECVD 19/化學鈍化（P 端）近表面；可以存儲大量氫原子，在退火時向硅中釋放。Al2O3/Si 界面缺陷較高 或 ALD SiO2膜層 化學鈍化/場效應鈍化 正面內層（N 端）膜

53、層生長過程中氧原子與表面的硅結合，減少懸掛鍵，此外膜層致密度高，有利于與其他膜層疊層使用；含有固定正電荷，但密度不高，因此實際可以同時用于兩端。熱氧化 選擇性發射極（SE）場效應鈍化 正面發射極中（N 端）在發射極與金屬電極接觸的區域進行重摻雜，形成 N+/N+高低結，阻礙空穴靠近表面；此外也能起到降低接觸區電阻率的作用 重摻雜會帶來俄歇復合一定程度的加強 激光 資料來源：低成本產業化高效 PERC 電池技術研究，國海證券研究所 降低光學損失為重要提效方法，電池結構方面仍有開發空間降低光學損失為重要提效方法，電池結構方面仍有開發空間 根據前述，光學損失是一類重要的電池效率損失來源。首先，研究表

54、明在一般情況下光從空氣中照射到未經處理的硅片表面時，反射率高達 30%以上，造成極大的能量損失，目前產業里已普遍采用表面制絨結合減反射膜的方式來降低這個損耗。（1）表面制絨）表面制絨：即將硅片受光面制作成粗糙的絨面，使光照射到硅片表面時，可以通過多次反射更多的進入的硅片內部。對于單晶硅而言，可以利用堿液在不同晶向上腐蝕速率的不同將表面制作成許多“金字塔”外觀的絨面。（2）減反射膜）減反射膜：在硅片受光面增加一層折射率比較大的薄膜層可以進一步增大對入射光的吸收。實際上，氮化硅（SiNX）膜本身就是一種良好的減反射膜層，其折射率約為 2.1，且化學性能穩定。另一種降低光學損失的方法在于減少電池正面

55、柵線的遮擋面積。另一種降低光學損失的方法在于減少電池正面柵線的遮擋面積。減小柵線的寬度是一種直接的方法，但可能導致串聯電阻的上升，因此需要同步增加柵線高度，對制作工藝提出了更高的要求。此外產業界也持續在電池結構方面進行探索。金屬纏繞穿透（MWT）是一種有代表性的嘗試，它先對電池進行打孔處理，再將正面細柵線收集的電流引導利用孔洞中的電極金屬引導到背面，從而消除遮光影響較大的正面主柵線。較早期的研究表明，MWT 電池可將 8%的電極柵遮擋區降低到 5%左右。更進一步，正面完全無柵線遮擋的背結接觸類（BC）電池實際已經問世較長一段時間。20 圖圖 26：硅片表面制絨與減反射膜作用原理：硅片表面制絨與

56、減反射膜作用原理 圖圖 27：MWT 電池結構外觀電池結構外觀 資料來源：激光背膜開窗對 MWT_PERC 太陽電池性能影響的研究，國海證券研究所 資料來源：Silicon back contact solar cell configuration A path way towards higher efficiency，國海證券研究所 21 2、N 型向左：型向左：TOPCon 重兵先至，重兵先至，HJT 如箭待弦如箭待弦 N 型 TOPCon 和 HJT 為近年來最受關注的新興高效電池技術代表，此前產業化的主要問題在于成本過高，經濟性不足，但隨著技術的不斷進步，目前已開始步入成熟階段。今年

57、以來，組件端一體化龍頭企業已陸續對前者啟動大規模的投產和擴產行動，標志著 N 型技術電池進入規?；慨a“元年”，而后者的規模量產也在加速推進。2.1、TOPCon 電池為鈍化接觸技術新興代表，與現有電池為鈍化接觸技術新興代表，與現有產線兼容性較高產線兼容性較高 TOPCon 電池理論效率上限高，提出時間較短但發展迅速電池理論效率上限高，提出時間較短但發展迅速 德國 Fraunhofer 研究所在 2013 年提出了隧穿氧化層鈍化接觸（TOPCon）電池，這種電池利用 N 硅片作為襯底，在背面會先制作一層不足 2nm 的超薄二氧化硅（SiO2）作為隧穿層，再在上面制作一層 20nm 左右摻磷的多

58、晶硅薄膜（poly-Si(n+)），濃度較襯底更高，成為新一代高效光伏電池：1）由超薄隧穿氧化層和摻雜多晶硅層組合而成的結構（SiO2/poly-Si(n+)）正是TOPCon 電池的核心，可以實現對載流子的選擇性收集，起到了關鍵的表面鈍可以實現對載流子的選擇性收集，起到了關鍵的表面鈍化作用?；饔?。它的存在使得硅片界面處的能帶發生向下彎曲，同時隧穿層還使得能帶出現非對稱性偏移，使得對電子的勢壘低于對空穴的勢壘，于是作為多子的電子可以比較容易地進行量子隧穿，空穴則很難通過，即使通過也還會受到由多晶硅層與硅基體的摻雜濃度差而產生的內電場阻擋，很難到達電極與硅片接觸的界面發生復合。同時，研究也表明

59、只有完整的研究也表明只有完整的 TOPCon 結構才能形成較好鈍化效果。結構才能形成較好鈍化效果。2）近幾年的研究發現 TOPCon 電池背面還存在“針孔”效應，即在電池制作過程中，局部的 SiO2 隧穿層在高溫下發生分解，出現了一些可以讓載流子直接傳輸到多晶硅層的微小“孔洞”，從而帶來了良好的導電率。良好的導電率。3）TOPCon 電池背面為全域鈍化，金屬電極與硅基材料并不直接接觸，同時載流子也可以在硅片內部直接通過氧化層進行一維縱向傳輸，相比局部直接接觸的PERC 電池，不僅降低了接觸電阻，還避免了載流子二維傳輸過程中引起的體復合，進一步降低了串聯電阻，提升了填充因子和轉換效率進一步降低了

60、串聯電阻，提升了填充因子和轉換效率。4）TOPCon 電池在結構上背面可以透光，直接具備良好的雙面發電能力，做成組件后的雙面率普遍能達到 80%以上，而 PERC 僅 70%左右，帶來更多發電量更多發電量增益增益。22 圖圖 28：TOPCon 電池結構及背面鈍化接觸提效原理電池結構及背面鈍化接觸提效原理 資料來源：正泰新能源、東方日升、英利能源，國海證券研究所 憑借先進的鈍化技術，TOPCon 電池在首次提出時就能達到 23.7%的效率，開路電壓達 700mV，填充因子達 82%。事實上，根據選擇性接觸理論的研究推算，雙面鈍化結構的 TOPCon 電池的最高理論轉換效率可達到 28.7%，接

61、近晶硅電池的上限，也略為高出 HJT 電池的 28.5%，而 PERC 電池僅為 24.5%，即便是即便是僅進行背面鈍化，僅進行背面鈍化，TOPCon 電池的理論效率也可以達到電池的理論效率也可以達到 27.1%。圖圖 29：利用不同的選擇性鈍化技術進行組合后的電池理論轉化效率：利用不同的選擇性鈍化技術進行組合后的電池理論轉化效率 資料來源：On the limiting efficiency for silicon heterojunction solar cells，國海證券研究所 從實驗室研發情況來看，近年來業內領先企業和知名研究機構都已能很好地將TOPCon 電池效率開發到 25%以上

62、，今年以來，天合、晶科接連刷新大面電池記錄，目前已經能達到 25.7%，而在相對容易達到更高效率的小面積電池方面，德國 ISE 在 2019 年已突破了 26.0%的水平。表表 9：近年：近年 TOPCon 電池實驗室研發效率記錄電池實驗室研發效率記錄 研發機構研發機構 轉 換 效 率轉 換 效 率Eff(%)開路電壓開路電壓 Voc(mV)短路電流密度短路電流密度 Jsc(mA/cm2)填充因子填充因子 FF(%)電池面積電池面積(cm2)時間時間 晶科 25.70 大面積 2022 天合 25.50 大面積 2022 晶科 25.41 719.1 42.24 83.7 235.79 202

63、1 中來 25.40 330.15 2021 23 隆基 25.19-P 型 242.97 2021 隆基 25.21 721.6 41.64 83.9 242.97 2021 晶科 24.90 712.8 41.68 83.8 235.8 2021 晶科 24.40 713.2 41.47 82.5 267.50 2020 阿特斯 23.81 708.7 40.88 82.3 246.44 2020 天合 24.58 716.8 40.57 84.5 244.62 2019 Fraunhofer 24.50 713 41.4 83.1 100 2017 Fraunhofer 25.80 4.

64、0 2021 中科院寧波 25.53 700.7 43.04 84.6 4.0 2020 ISE 26.00 732.3 42.05 84.3 4.0 2019 Fraunhofer 25.80 724 42.9 83.1 4.0 2017 ISE 25.80 724.1 42.87 83.1 4.0 2017 資料來源：晶科能源、天合光能、英利能源等相關資料，國海證券研究所 TOPCon 電池與主流電池與主流 PERC 產線兼容性強，有利于產業化推廣產線兼容性強，有利于產業化推廣 TOPCon 與 PERC 電池在結構方面一定的相似性也帶來了設備和工藝上的相容性。前者的正面與后者的背面膜層及

65、金屬化方式一致，兩面最外側也都是氮化硅減反鈍化層，前道的清洗制絨工藝也相同。二者工藝與產線的差異點主要在于：1）TOPCon 增加了制作隧穿氧化層和多晶硅核心結構的工藝設備，具體又與細分技術路線有關，一般會增加 LPCVD 或PECVD 設備，并配套擴散或退火爐，2）襯底硅片導電型變為 N 型后，電池前表面由磷擴散變為硼擴散，工藝會有所調整但設備不變，3）TOPCon 背面不需再進行激光開槽，多晶硅層本身具備導電性可將載流子傳輸給電極，4）正面制作選擇性發射極 SE 的工藝尚未完全成熟，廠家可能會選擇預留。圖圖 30：TOPCon 與與 PERC 技術與工藝對比技術與工藝對比 資料來源：中科院

66、寧波所、拉普拉斯、理想晶延、北方華創等，國海證券研究所 注：此處為 TOPCon 工藝中相對主流的路線 產線方面的兼容性成為 TOPCon 電池在產業化推廣時的一項重要優勢，特別是在當前行業里存量 PERC 產能大量存在的情況下，只需對產線進行升級即可，投 24 入也比新建產線小不少，因此原有企業也更有動力在技術上進行投入和突破。圖圖 31：TOPCon 工藝增加的部分核心設備及載具工藝增加的部分核心設備及載具 資料來源：拉普拉斯、北方華創、理想晶延，國海證券研究所 2.2、組件端龍頭引領，組件端龍頭引領，TOPCon 進入規?；慨a元年，進入規?；慨a元年，溢價下經濟性初現溢價下經濟性初現

67、行業老玩家引領，深入布局企業眾多。行業老玩家引領，深入布局企業眾多。TOPCon 電池的優勢和潛力近年來吸引了大量企業進行產業化研發投入，目前總體由行業內的原有資深企業主導，但也有部分新興企業大力投入，并持續取得重要突破。目前來看，業內領先企業的研發效率均已能達到 25%以上，量產線效率也基本突破 24.5%。產能方面，根據我們統計目前行業里已經在建和籌建中的新產能有大約183GW，也已有龍頭企業已建成超 10GW 的大規模量產線，其他企業也在快速推進，預計隨技術的不斷成熟、終端經濟性的體現，新規?；a能的建設還將加速，包括部分已有新電池擴產計劃，但尚未決定具體技術路線的企業，以及擁有大量待升

68、級存量 PERC 產能的企業，都有望快速跟進。表表 10：主要：主要 TOPCon 相關電池企業產業化進展情況相關電池企業產業化進展情況 公司公司 研發效率研發效率（%）量產效率量產效率（%）現有產能現有產能（MW）在建在建&籌建籌建（MW）產能規劃詳情產能規劃詳情 晶科能源 25.7 24.8 16000 11000+8000 尖山二期 11GW6 月啟動；合肥二期 8GW 籌備中；年底量產效率達 25%天合光能 25.5 24.5，最高 25.5 500 8000（TOPCon）+10000（技術待定）宿遷 8GW 項目 4 月啟動；6 月西寧新能源產業園項目正式開工建設，含 10GW 電

69、池 晶澳科技 24.8 以上 100 11300+10000 寧晉 1.3GW 預計近期投產，曲靖 10GW 于7 月開工，揚州 10GW 籌備中；22 年底左右 建成 6.5GW。隆基 25.2 試驗線階段 通威 24.5 1000 32000（技術未明確）1GW 中試線 21 年投產，眉山新電池一期16GW 預計 23 年底投產，剩余擇機啟動 阿特斯 23.6-23.8 200 200MW 中試線建設中 潤陽 24.3 10000 擬簽署 10GW 量產項目投資協議并推動 中來 25.4 24.5 7600 4000+8000 山西一期后續 4GW 及二期 8GW 將繼續推動 一道 25.

70、5 24.6 6000 14000+10000 預計 22/23 年底 N 型產能達到 20/30GW 25 東方日升 24.0 500 試驗線階段 協鑫集成 24.5 5000+5000 1 月變更募集資金用于樂山 10GW 一期（5G）正泰新能源 24.8 12000 海寧 12GW 電池項目于 6 月底正式簽約 鈞達（捷泰）24.5 8000+8000 滁州一期 8GW 于 6 月底調試，二期擇機啟動 億晶光電 24.1 工藝上初步完成了硼擴、去繞鍍工藝的試驗 聆達（嘉悅）5000 金寨嘉悅二期 5.0GW TOPCon 電池項目進展將視行業一線企業技術路線的選擇情況推進 中利騰暉 24

71、.3 研發投入階段 無錫尚德 24.5 2000 今年 1 月無錫 2GW 投產 中清集團 2000（含TOPCon）3000（含 TOPCon）新沂一期 2GW 已于 21 年 9 月投產，二期3GW 預計于今年 6 月底前投產；江蘇潞能 1000 張家港 1GW 項目于 21 年 3 月開工，預計22 年底投產 大恒能源 3000 3GW 電池項目 7 月 1 日與安徽巢湖經開區管簽約，預計 2023 年春節后全面投 沐邦高科 10000 梧州 10GW 電池生產基地項目與政府簽約 國電投 23.7 400 韓華 23.8 500 REC 23.8 150 合計合計 約約 37GW 約約

72、183GW 資料來源：晶科能源、天合光能等公司公告、PVinfolink 等，國海證券研究所 晶科能源率先扛起晶科能源率先扛起 TOPCon 規?；慨a大旗，天合、晶澳接踵而至規?；慨a大旗，天合、晶澳接踵而至（1）晶科能源作為全球四大組件一體化龍頭之一，于去年 11 月推出使用 N 型TOPCon 電池的組件產品 Tiger Neo，公司近年間在 TOPCon 技術上的投入相對篤定，并快速取得突破，多次打破轉化效率世界紀錄，今年 4 月以 25.7%的效率再次刷新紀錄，量產線效率也達到 24.5%以上。在規?；a能建設方面，晶科目前已經擁有 16GW 的 TOPCon 的產能，正在建設和籌備

73、的新產能預計達 19GW，大步走在行業之前。公司 2019 年就已建立了900MW 中試線，去年開始建設海寧尖山和安徽合肥兩大生產基地，一期項目各8GW，均在 Q1 時投產，目前已滿產，同時公司于 6 月底啟動了尖山 11GW 二期項目，合肥的二期電池項目也已經在籌備中。在市場推廣方面，今年以來晶科TOPCon 組件已經至少 7 次中標央國企組件招標項目，成為 N 型電池元年的先行者。26 圖圖 32：晶科能源多次打破：晶科能源多次打破 N 型電池效率世界紀錄型電池效率世界紀錄 圖圖 33：晶科能源：晶科能源 TOPCon 技術組件產品技術組件產品 資料來源：晶科能源 資料來源：晶科能源，國海

74、證券研究所（2）天合光能方面，公司早在 2015 年就已經開始了 TOPCon 電池的研發，2019 年就發布了采用此電池技術的組件產品 i-TOPCon，后中試線規模達500MW。今年 3 月，天合國家重點實驗室宣布其 210 大尺寸 TOPCon 電池最高效率達到 25.5%，創造了新的大尺寸世界紀錄，量產線效率也在 24.5%以上。規?；a能方面，天合于今年 4 月啟動了宿遷 8GW TOPCon 電池項目，預計年內實現投產，而 6 月新開工的西寧產業園中規劃有 10GW 的 N 型電池產能，在全行業推廣順利的情況下較大可能繼續采用 TOPCon 路線。（3）晶澳科技方面，公司在5月發布

75、了DeepBlue 4.0 X組件，采用名為“Bycium+倍秀”的 TOPCon 電池，量產效率可達到 24.8%以上。實際上，公司在 2020 年時TOPCon電池的效率已能接近24%。規?；a能方面，而寧晉1.3GW TOPCon電池產能預計將在近期實現投產，到年底左右預計公司將擁有 6.5GW 產能。此外，公司分別在 5、6 月分別公布了曲靖和揚州兩個 10GW 新電池項目。（4）另外，電池龍頭通威股份 4 月初也公布了 32GW 高效晶硅電池新項目，將分兩期建設，尚未明確技術，由于公司在 TOPCon、HJT 等新電池領域都有不少投入，若 TOPCon 技術產業化推廣順利，則可能會有

76、較大比例選擇這種技術路線，而公司的存量電池產線也有望批量化進行改造。中來、一道等新興電池組件企業同樣大步邁向規?；a能建設中來、一道等新興電池組件企業同樣大步邁向規?；a能建設（1）中來股份為組件背板行業龍頭，2019 年公司開始大力對新型電池及組件業務進行研發布局，選定 TOPCon 技術路線，當年便實現量產效率 23.5%，當前自主研發的 TOPCon2.0 電池量產轉換效率也可達到 24.5%，采用創新性的POPAID 工藝路線，目前已累計出貨 5GW 的 TOPCon 組件產品。產能方面，公司目前已經建成約 7.6GW，其中泰州基地共有 3.6GW 的產能，同時山西 16GW電池項目處

77、于持續建設中，一期 8GW 中的 4GW 已于今年 6 月底投產。（2）一道新能源于 2018 成立，為發展迅速的新興電池組件企業代表。公司在創立之初便以N型技術作為布局核心，目前TOPCon電池實驗效率可達25.5%，量產效率也超過 24.6%。公司 2019 年已建成 1.2GW 的 TOPCon 產能，到 2021 27 年底達到 6GW，按規劃預計 2022/23 年底將達到 20/30GW。近期，公司 N 型組件中標央企華能集團項目，已正式簽約，并向市場推出“DAON”品牌 3 個系列高效 N 型組件新品。圖圖 34：中來：中來 TOPCon 電池技術組件電池技術組件 圖圖 35：一

78、道新能“：一道新能“DAON”品牌”品牌 N 型高效組件型高效組件 資料來源：中來股份 資料來源：能源一號 組件溢價日漸明朗，有望覆蓋制造成本，終端實證有望加速推廣組件溢價日漸明朗，有望覆蓋制造成本，終端實證有望加速推廣 從經濟性和市場推廣角度來分析，TOPCon 電池的制造成本目前仍高于 PERC，主要在于設備成本、漿料銀耗等方面，但差距已相對不大，在主要的新電池技術中最為領先。作為一種競爭性的新興技術，TOPCon 要得以全面推廣，必要條件是能為下游系統業主帶來收益，這樣買方才會為新技術支付溢價，去覆蓋制造企業的成本增加，這需要考慮兩個方面：1）首先是系統端整體的初始造價成本不能明顯高于

79、PERC，這在項目啟動建設之前就能明確地計算得到，2）發電量增益效果，即低功率衰減、高雙面率、低溫度系數、高弱光性能等方面能良好體現，雖然也能進行理論推算，但都需要在項目建成實際運行后才能真正測出，在前期未必能直接讓投資方完全接受。（1）我們對）我們對 TOPCon 和和 PERC 技術在電池、組件和系統端的成本進行了測算技術在電池、組件和系統端的成本進行了測算和對比，從結果來看前者基本已經具備了大規模市場推廣的條件和對比，從結果來看前者基本已經具備了大規模市場推廣的條件：1）在電池端，TOPCon 目前比 PERC 高 6-7 分/瓦左右，2）在組件端，考慮提效對于非硅成本的降低，二者差距大

80、概在 4-5 分/瓦左右，3）在系統端，由于組件提效后對于BOS 成本中與面積相關部分的進一步攤薄，而者基本達到相同的造價水平。表表 11：TOPCon 與與 PERC 成本比較測算的主要假成本比較測算的主要假設設 成本相關項目成本相關項目 單位單位 PERC TOPCon 電池端效率%23.4 24.5 電池/組件良率/組件 CTM%98/99/99 98/99/99 硅片價格（含稅）/厚度型號(元/片)/m 6.02/155（M6）6.45/150（M6）硅片毛利（按 P 型 20%）元/片 1.07 1.07 設備投資額/折舊年限（億元/GW）/年 1.3/5 1.8/5 正銀耗量/價格

81、（含稅）（mg/片）/（元/kg）71.7/4500 75.1/4500 背銀耗量/價格（含稅）（mg/片）/（元/kg）24.7/2500 70/2500 28 電耗/價格（kwh/W)/（元/kwh）0.045/0.5 0.055/0.5 人力/價格（人/年/GW）/（萬元）135/8 175/8 資料來源：CPIA、潤陽股份、帝科股份等相關公司資料，國海證券研究所 表表 12：TOPCon 與與 PERC 技術一體化終端成本比較測算結果技術一體化終端成本比較測算結果 成本項目（元成本項目（元/W）PERC TOPCon 硅片成本 0.66 0.69 非硅成本：0.16 0.19 銀漿 0

82、.05 0.07 折舊 0.02 0.03 電耗 0.02 0.03 人工 0.01 0.01 其他 0.05 0.06 電池綜合制造成本電池綜合制造成本 0.84 0.91 組件非硅成本 0.64 0.61 組件綜合制造成本組件綜合制造成本 1.50 1.54 組件毛利（P 型 20%計）0.30 0.30 組件含稅價格 2.03 2.08 面積無關 BOS 成本 0.35 0.35 面積相關 BOS 成本 1.03 0.98 系統總造價成本系統總造價成本 3.41 3.41 資料來源：中來股份、帝科股份等公司資料，國海證券研究所（2）在）在 TOPCon 組件的實際推廣銷售情況方面，組件的

83、實際推廣銷售情況方面，今年已有不少央國企招標項目中專門給出了 N 型標段，參與的基本上為 TOPCon 組件，我們梳理了相關的中標價格情況，大部分溢價都在 0.7-0.11 元/基瓦左右，個別偏差較大，平均來看可達到 0.1 元/瓦，逐步趨于穩定，若持續下去則有利于推動組件企業穩定產品盈利預期，加速推動產能建設。此外，在價格接受度更高的分布式和海外市場方面，預計 TOPCon 還能有更好的溢價。表表 13：2022 年來部分央國企光伏組件項目招中標情況年來部分央國企光伏組件項目招中標情況 公司名稱公司名稱 招標總規模招標總規模 時間時間 組件類型組件類型 均價（元均價（元/W）中標規模中標規模

84、 占比占比 N 型溢價（元型溢價（元/W）國家電投 4.5GW 2.11 N 型 TOPCon 2.08 200MW 4.44%0.16 常規 P 型 1.92 4300MW 95.56%中國華電 15GW 3.7 N 型 TOPCon 1.90 1.5GW 10.00%0.04 常規 P 型 1.86 13.5GW 90.00%廣東能源 100MW 3.18 N 型 TOPCon 1.92 100MW 0.08 常規 P 型 1.84 中核匯能 6-7.5GW 3.29 N 型 TOPCon 1.92 700-1000MW 0.08 常規 P 型 1.83 5.4-6.5GW 粵電 200M

85、W 4.14 N 型 TOPCon 200MW 中廣核 610MW 5.12 N 型 TOPCon 2.06 21MW 3.44%0.19 常規 P 型 1.87 589MW 96.56%華能 2GW 5.20 N 型 TOPCon 1.93 100MW 5.00%0.07 常規 P 型 1.86 1900MW 95.00%國家電投 1.35GW 6.6 N 型 TOPCon 2.00 50MW 3.70%0.11 常規 P 型 1.89 1300MW 96.30%新華水力 4GW 7.1 N 型 TOPCon 1.99 200MW 5.00%0.08 常規 P 型 1.92 3800MW 9

86、5.00%資料來源：光伏們、北極星太陽能光伏網、智匯光伏、晶科能源，國海證券研究所 29（3）在發電量增益方面，）在發電量增益方面，不同項目受實際條件影響較大，一般實證也需要一定的時間，而目前使用 N 型組件的項目還不多，運行時間也相對較短，但已有個別項目顯示出積極的結果，如在銀川國家光伏戶外實證基地為期一年的實證項目中，晶澳的 N 型組件平均單瓦日發電量比一般 P 型組件高出 3.9%。此外，從部分實際項目的測算數據來看，N 型組件基本能帶來超過 3%的發電量增益，使得在組件存在較高溢價的情況下 LCOE 還能夠降低。預計隨時間推移，未來更多積極的實證項目數據有望公開，促進 TOPCon 技

87、術加速推廣。表表 14：N 型與型與 P 型組件實際項目測算發電量增益及型組件實際項目測算發電量增益及 LCOE 對比對比 測算單位測算單位 項目地項目地 組件型號組件型號 組件價格組件價格（元（元/W）組件價差組件價差（%）年均發電量年均發電量（萬（萬kWh）發電量增發電量增益（益（%）LCOE（元（元/kWh）LCOE 降降幅（幅（%）1、陜西某電力設計院 北方區域 N 型 182 560Wp 雙面 P 型 182 540Wp 雙面 2.0 5.26%156888 3.57%0.1036-2.91%1.9 151483 0.1067 2、華東勘測設計院 青海省海西州 N 型 182 560

88、Wp 雙面 P 型 182 540Wp 雙面 2.03 9.57%205128 3.59%假設相同 1.85 198022 3、河北省電力設計院 河北南部地區 N 型 182 560Wp 雙面 P 型 182 540Wp 雙面 2.10 7.69%20031 4.18%0.1385-1.56%1.95 19227 0.1407 4、廣東省電力設計院 廣東省 N 型 560Wp P 型 540Wp 2.10 7.69%0.4015-0.77%1.95 0.4046 資料來源：中來股份、匯智光伏、晶科能源，智匯光伏，國海證券研究所 產業化技術尚有重要可突破點，成本效率存在持續進步空間產業化技術尚有

89、重要可突破點，成本效率存在持續進步空間 1、TOPCon 背面核心鈍化結構的制作存在工藝路線選擇較多的問題背面核心鈍化結構的制作存在工藝路線選擇較多的問題 目前來看制作 SiO2/poly-Si(n+)結構存在多種工藝路線，制作方式與所用設備高度相關。但即便是使用同一種核心設備，也會存在不同的方法和流程，尚未有任何一種能完全兼顧電池效率、生產成本、穩定性等各個方面而形成絕對優勢，這就對業內企業的研發和產能投入時帶來了選擇難題，也一定意義上分散了產業研發資源。具體而言，TOPCon 結構的制作分為可分為兩步：第一步，超薄二氧化硅隧穿層（第一步，超薄二氧化硅隧穿層（SiO2）的制作：）的制作：隧穿

90、氧化層本身非常薄，如果太厚會影響量子隧穿而增大接觸電阻，如果太薄則達不到好的鈍化效果，因此對鍍膜的均勻性控制要求較高，而且膜層質量要高，不能有太多缺陷，否則也會影響電池效率。目前制作隧穿層相對最主流的方法是熱氧化法，可以采用多種爐型設備，電池鈍化效果最好，缺點是反應速度較慢；另外一種在大力發展的方法為等離子體輔助氧化，雖然膜層生長速度快，但鈍化效果和均勻性皆相對遜色；原子層沉積（ALD）也是一種特點突出的方法，其對于膜層的生產能非常精準的控制，也可與后道步驟結合為 PEALD（ALD+PECVD），此外還有化學法、準分子源干氧法等。表表 15：氧化層生長方法：氧化層生長方法 方法方法 熱氧化法

91、熱氧化法 等離子體輔助氧化等離子體輔助氧化 原子層沉積原子層沉積 濕化學法濕化學法 準分子源干氧準分子源干氧 生長原理 熱氧高溫下與硅基反應 等離子體電離與硅基反應 用三甲基硅烷原子層沉積方式生長 沸 騰 的HNO3/H2O（68%wt）HNO3 強氧化性生長 準分子發射 172nm 紫外光分解 O2，所得自由基生成 O3 氧化 生長設備 熱氧化管式爐 PECVD 設備 ALD 設備 槽式濕法設備 槽式濕法設備 30（LPCVD、擴散爐等）優缺點 1.目前鈍化效果最好 2.反應速度較慢 1.鈍化效果較熱氧差 2.生長速率快 3.均勻性一般 1.鈍化效果次之 2.氧化層均勻性較好 3.效率驗證較

92、低 4.特氣價格較高 1.鈍化效果一般 2.反應中化學組成不變，可長時間使用 3.生長厚度具有自限制性，工藝控制簡單 4.廢水處理較難 1.鈍化效果較差 2.穩定性較差，工藝較為難控制 資料來源：拉普拉斯，國海證券研究所 第二步，摻雜多晶硅層（第二步，摻雜多晶硅層（Poly-Si(n+)）的制作：）的制作：背面的摻雜多晶硅層提供了重要的場鈍化效應，其質量、均勻度、摻雜濃度等情況對電池效率有重要影響。目前產業內一般使用 LPCVD、PECVD 和 PVD 等的工藝方法，其中前兩者最為主流，二者均屬于 CVD（化學氣相沉積）技術，即在設備反應室內通入原料氣，在一定的壓力、溫度等條件下下發生化學反應

93、生成膜層物質，并在硅片表面沉積，從工作原理來看：1）LPCVD（低壓化學氣象沉積）主要是通過硅烷（CH4）在高溫下裂解來沉積多晶硅，反應溫度一般在 600左右；2）PECVD（等離子增強化學氣相沉積）則是在沉積室內建立高壓電場，將反應氣體電離形成活性極高的等離子體，然后發生反應并在襯底上沉積成膜，因此也可以在較低的溫度下（400）下進行。3）此外，考慮到占地空間和產能，目前管式設備為相對主要發展方向。圖圖 36：LPCVD 與與 PECVD 制作膜層工作原理制作膜層工作原理 資料來源：中科院寧波所，國海證券研究所 另一方面，根據摻雜磷的方式不同，各工藝路線大體可以分為兩類：（1）原位摻雜）原位

94、摻雜，即在沉積多晶硅的同時通入含所需雜質的氣體（如磷化氫 PH3），這種情況下一般會先生成摻雜非晶硅（n+-a-Si），然后還需進行高溫退火晶化處理，多種設備都可以采用這種路線，（2）非原位摻雜）非原位摻雜，即先沉積本征多晶硅（i-poly-Si），再用另一道工藝將磷摻雜進去，可以采用熱擴散或者離子注入的方法，前者摻雜后不再需要退火，而后者仍需要退火進行一定修復，非原位摻雜一般采用 LPCVD 工藝設備。31 再比較 LPCVD 和 PECVD 兩種工藝，前者的優勢在于：1）技術相對成熟、2）鍍膜質量高、電池效率高，3）產能大，4）可以和前道隧穿層工藝單管集成；但缺陷在于 1）鍍膜速率偏低，特

95、別對于原位摻雜路線，2）存在繞鍍，3）額外的石英管耗材增加成本等問題，不過目前已經有效解決。后者主要優勢在于：1）鍍膜速度快效率高，2）繞鍍易處理，3）設備成本更低（目前低約 2-3 千萬），4）同時具有與前后道多個工序集成的潛力，也可以和ALD 結合形成 PEALD 工藝；劣勢在于 1）膜層質量稍低，2）沉積時會引入大量氫，退火時可能出現脫膜，3）沉積時容易產生粉塵，目前這些問題也已逐漸被攻克。表表 16：TOPCon 摻雜多晶硅（摻雜多晶硅（n+-Poly-Si）層的主要制作方法對比）層的主要制作方法對比 方法方法 工藝設備工藝設備 多晶硅摻雜方式多晶硅摻雜方式 產能產能 沉積速率沉積速率

96、 優勢優勢 改進問題改進問題 非原位摻雜：沉積本征多晶硅（i-poly-Si）+磷摻雜 LPCVD 1）熱擴散法 大 較低 技術成熟業內熟知；成膜質量高；可與隧穿層制作單管集成；裝備占地面積小，產能大；熱擴散工藝成熟，摻雜濃度高、鈍化好且電阻低，若采用離子注入則有更好單面性 成膜速率不高；二次摻雜工序更多，增加成本；繞鍍控制與去除較難；需使用石英管耗材 2）離子注入+高溫退火 原位摻雜：直接沉積摻雜多晶硅（n+-poly-Si）LPCVD 沉積多晶硅的同時通入含有雜質的氣體+高溫退火 大 低 同上 上述外，原位摻雜會有陶瓷環導電問題 PECVD 大 高 摻雜及成膜效率高；單面性強，繞鍍易處理；

97、設備多合一集成潛力大；集成設備成本較低 膜層質量（均一性、致密性）較難控制；高溫晶化時易脫膜（H 含量高）；易產生粉塵；存在管式/板式競爭；PVD 大 較高 無繞鍍，單面性高；靶材用量較大，更換頻率成本高，產業驗證相對不足 資料來源：拉普拉斯、北方華創、中科院寧波所等，國海證券研究所 2、選擇性發射極的制作存在難點，工藝未完全成熟，但已有突破性進展出現、選擇性發射極的制作存在難點，工藝未完全成熟，但已有突破性進展出現 在 PERC 電池工藝中，制作選擇性發射極是一種很有效的提效手段，即對電極柵線與發射極接觸的區域實施比周圍更重的摻雜，這樣既能夠增強對載流子的選擇性，又能進一步降低接觸區電阻，達

98、到提升開路電壓和因子的效果。這一般是在擴散制結后通過激光掃描來完成，即讓擴散后殘留在硅片表面的磷硅玻璃（PSG）升溫，其中的磷原子就能更多的進入硅片中。但對于 N 型硅片，直接運用激光重摻的方式存在瓶頸，主要系：1）硼原子在硅材料中有效推進需要的激光能量更高，容易增加對硅片的燒灼損傷，甚至破壞絨面，效率反而降低，2）硼在二氧化硅中的擴散速度大于硅，在 BSG 中的濃度也與 PSG 不同，有時激光重摻效果不明顯或濃度不可控。為了解決 N 型硅片 SE 問題，不少企業進行了積極的技術研發和探索。（1）多次擴散成為 N 型硅片制作 SE 的一種開發方向。分兩次甚至多次進行高溫硼擴散是被采用較多的一種

99、探索方法，包括隆基、晶科等業內主要公司都有相關專利，制作過程中有時還需要涂覆摻雜劑、印刷漿料或制作掩膜進行輔助。（2）兩步激光法也成為 N 型 SE 的可能選擇。如帝爾激光在 2020 年開發出一 32 種兩步激光 SE 專利技術，其中利用第一激光進行預熱掃描，然后在 1ms 內用第二激光進行摻雜。隆基則曾開發了一種完全用激光進行硼摻雜的兩步激光技術，主要是利用能量相對較高的第一激光處理需重摻的區域，再用第二激光掃描所有摻雜區，在掃描前還需要先制作輔助吸熱層和含硼層。不過，今年 4 月海目星全資子公司中標晶科能源 TOPCon 激光微損設備項目，預計正是與其在激光 SE 方面的突破相關。圖圖

100、37：帝爾激光兩步法激光：帝爾激光兩步法激光 SE 專利技術要點專利技術要點 圖圖 38：隆基樂葉兩步法激光摻硼專利技術要點：隆基樂葉兩步法激光摻硼專利技術要點 資料來源：一種太陽能電池發射極的制作方法，國海證券研究所 資料來源：一種硼摻雜方法，國海證券研究所 根據晶科能源相關資料，發射極相關影響在當前 TOCon 電池的 Voc 損失中是占比第二大的因素，而根據東方日升和帝科股份相關資料，表面金屬接觸與正面復合的優化可以帶來 0.5%左右的絕對轉化效率提升。綜合而言，隨關鍵技術工藝綜合而言，隨關鍵技術工藝的提升，的提升，TOPCon 有望向更高的效率進行突破，進一步取得經濟性優勢。有望向更高

101、的效率進行突破，進一步取得經濟性優勢。圖圖 39：TOPCon 電池開路電壓（電池開路電壓（Voc）損失分析）損失分析 圖圖 40：晶科能源：晶科能源 ISFH 認證認證 25.41%效率參數效率參數 資料來源：晶科能源，國海證券研究所 資料來源：晶科能源 2.3、HJT 歷史悠久潛力空間大，降本方向清晰，多路歷史悠久潛力空間大，降本方向清晰，多路玩家重點投入玩家重點投入 HJT 電池轉化效率潛力大，發電增益高，長期以來備受關注電池轉化效率潛力大，發電增益高，長期以來備受關注 45%31%8%8%8%正面金屬化損失占比發射極損失背面金屬化損失背面鈍化損失其他 33 異質結（Heterojunc

102、tion）是由兩種不同種類的半導材料體所構成的 PN 結，如非晶硅（a-Si）與晶體硅（c-Si），二者可形成異質結，而傳統晶硅太陽能電池通過對表面擴散摻雜而形成的 PN 結則為同質結。異質結電池（HJT 或稱 HIT、SHJ 電池等）最早由日本三洋公司 1992 年開發出來，其核心特點就在于效率很高，1994 年時就能達到 20%，于 1997 年開始量產。事實上 HJT 電池最初是在非晶硅薄膜電池的基礎上提出，在結處采用了 p-i-n 型結構，即在 P 型與 N 型半導體材料之間插入一層未摻雜的極薄本征材料作為鈍化層，其與表面的摻雜層一起構成電池的窗口層，類似于發射極。目前業內主流的 N

103、型 HJT 電池基本結構如下：1）襯底材料為單晶硅（c-Si），由于能帶結構等方面的優勢，選用 N 型可以獲得更高的效率，2）兩面襯底之上的第二層為含大量氫原子的本征非晶硅薄膜（a-Si:(i)），一般僅約 10nm 厚，在鈍化中起到關鍵作用，3）第三層為含氫的摻雜非晶硅層，正面的窗口層處為 P型膜層（a-Si:(p+)），構成 PN 結，背面為重摻雜的 N 型膜層（a-Si:(p+)），與本征層一起構成背場，起到對載流子的選擇性鈍化作用，4）最外層為 TCO 透明導電膜層，用于減反射和匯集電流，傳遞給兩面的金屬電極。圖圖 41：N 型型 HJT 電池基本結構電池基本結構 資料來源：西南石油大

104、學，國海證券研究所 HJT 電池可以擁有很高的轉化效率，主要與其結合兩種不同特性的材料和良好電池可以擁有很高的轉化效率，主要與其結合兩種不同特性的材料和良好的表面鈍化效果有關的表面鈍化效果有關：1）晶硅與非晶硅異質結結構增加了 PN 結勢壘高度，增強了對載流子的選擇性，使得開路電壓可以突破晶硅上限，2）本征非晶硅層（a-Si:(i)）含有大量的氫，可以鈍化晶硅與摻雜非晶硅界面處大量的缺陷，減少復合中心，還能起到整流作用、調節能帶偏移、減少隧穿電流（漏電流），3）TCO 導電膜避免了金屬與硅的直接接觸，可以做到全域鈍化接觸。另一方面，由于使用非晶硅膜層進行鈍化，HJT 電池全流程制作工藝不超過2

105、50，也就避免了高溫處理中硅片整體性質的衰減，如少子壽命的降低。HJT 電池較大的效率潛力吸引了國內外諸多機構進行研究突破，從近年的實驗室研發結果來看，大面積的電池轉化效率都已能比較輕易的突破 25%，開路電壓已普遍接近或超過 750mV，今年隆基更是將最高記錄刷新至 26.5%，34 表表 17：近年大面積：近年大面積 HJT 電池實驗室研發效率記錄電池實驗室研發效率記錄 研發機構研發機構 轉換效率轉換效率 Eff(%)開路電壓開路電壓 Voc(mV)短路電流密度短路電流密度 Jsc(mA/cm2)填充因子填充因子 FF(%)電池面積電池面積(cm2)時間時間 隆基 26.5 750.6 4

106、1.01 86.08 274.4 2022 隆基 25.74（p 型）747.6 40.66 83.80 274.3 2022 邁為/SunDrive 26.07 746.7 40.71 85.74 274.3 2022 隆基 26.3 750.2 40.49 86.59 274.3 2021 隆基 25.82 750.4 40.2 85.57 274.5 2021 邁為/SunDrive 25.54 746 40.23 85.08 274.5 2021 華晟/邁為 25.26 746.2 40 84.64 274.5 2021 隆基 25.26 748.5 39.48 85.46 244.5

107、5 2021 華晟/邁為 25.23 745.6 39.8 85.03 274.3 2021 華晟/邁為 25.05 745.5 39.61 84.82 274.3 2021 邁為 24.61 746 39.12 84.33 244.39 2021 中威 24.05 744.6 39.6 85.67 244.43 2020 Hanergy 25.11 747 39.55 84.98 244.45 2019 漢能 25.11 747 39.55 84.99 2019 Kaneka 25.10 738 40.8 83.5 151.9 2019 福建鈞石 24.68 743 39.48 84.2 2

108、019 資料來源：隆基綠能、索比光伏網、華晟新能源等，國海證券研究所 微晶硅的引入有望將微晶硅的引入有望將 HJT 電池量產效率提升至新水平。電池量產效率提升至新水平。目前利用氫化微晶硅（c-Si:H）替代非晶硅作為 HJT 電池的膜層材料已成為一個重要的突破方向，有望將量產轉換效率提升到 25%以上。微晶硅材料其是由納米晶硅（nc-Si）、非晶硅、空洞和晶粒組合而成的混合相半導體，其中納米晶硅為直徑 2-10nm 的硅晶粒。微晶硅材料的主要特點優勢在于：1）光學帶隙較寬，一般根據晶化情況在 1.12 eV（晶硅）-1.7eV（非晶硅）之間連續可調，若是納米晶硅薄膜則可以達到 2.4eV，因此

109、在正面可增加硅襯底所能利用的太陽光的透過率，同時本身也能利用紅外部分的光譜 2）電導率高，特別是對于納米晶硅，有助于增加短路電流和填充因子，3）性質穩定，幾乎不存在 S-W 效應，即非晶硅薄膜長時間光照后性能的下降。此外二氧化硅等材料也可以運用在本征鈍化層中。圖圖 42：HJT 電池進化方向電池進化方向 圖圖 43：微晶硅膜層制作中晶化率與通氫比有關：微晶硅膜層制作中晶化率與通氫比有關 資料來源：華晟新能源、中科院電工所 資料來源：華晟新能源、中科院電工所 35 HJT 電池另一個優勢在于較突出的發電量增益效果，電池另一個優勢在于較突出的發電量增益效果，主要體現在：1）溫度系數明顯低于其他主要

110、電池技術，即高溫下發電能力更強，原因在于較高的開路電壓，2）雙面發電能力突出，主要在于其天然對稱的電池結構，3）弱光響應能力強，主要系其結合了薄膜電池的特點，非晶硅材料對弱光的吸收效應強。產業化尚受高成本制約，但多方向降本潛力較大，持續推進產業化尚受高成本制約，但多方向降本潛力較大，持續推進 從生產工藝來看，HJT 電池的與主流 PERC 電池差異很大，核心環節一共僅四大步1）清洗制絨，2）非晶硅摻雜層制備，3）TCO 膜制備，4）絲網印刷制作電極，核心設備也完全不具兼容性。對于關鍵的中間兩大步驟，目前業內相對最主流的工藝為：1）利用 PECVD 方法制作本征和摻雜非晶硅層（與 PERC 及

111、TOPCon 中所用設備有所區別），2）然后用 PVD（物理氣象沉積）法制作 TCO 導電層。其中，磁控濺射是目前光伏領域中常用的 PVD 方法，即在一個電場與磁場相互垂直的真空中，將低壓的氬氣電離為氬離子和電子，氬離子在磁場的作用下會飛向靶材，靶原子被撞擊后脫離原來晶格的束縛氣化，逐步吸附到硅片表面沉積成膜。圖圖 44：經典經典 HJT 電池制作工藝及電池制作工藝及 PVD 濺射原理濺射原理 資料來源：華晟新能源、邁為股份、真空聚焦、THIN FILM CONSULTING 等，國海證券研究所 實際上，在非晶硅層制作上也存在 Cat-CVD（熱絲氣相沉積，或 HWCVD）等方法，而 TCO

112、膜的制作也還可以采用 RPD（反應等離子體沉積）的方法，具體對比情況如下：表表 18：HJT 電池核心步驟工藝方法比較電池核心步驟工藝方法比較 工藝環節工藝環節 方法方法 原理原理 優勢優勢 不足不足 非晶硅層 PECVD 在沉積室內建立高壓電場，將 CH4、PH3、B2H6、H2等原料氣體電離形成活性極高的等離子體，然后發生反應并在襯底上沉積成膜。反應溫度較低，降低成本同時防止膜結構變化；反應氣壓較低，可在大面積襯底上均勻沉積非晶硅薄膜；可精準靈活調整沉積成分 存在等離子轟擊損傷；易形成粉塵顆粒污染；存在繞鍍等；設備造價高。Cat-CVD 利用高溫的鎢絲使原料氣體發生催化分解反應，并在硅襯底

113、表面發生沉積、聚合，從而形成薄膜 薄膜生長速率快，結構好;繞鍍??；設備造價和運營成本低；工藝操作簡單。小面積鍍膜均勻性低；設備普及度較低，工藝人員少。36 TCO 層 PVD 磁控濺射 通過電場和磁場讓氬離子轟擊靶材，使之表面粒子氣化后在基片上凝結、呈核、長大和成膜 基本可以濺射任何材料；成膜快、效率高；膜層均勻質量高、厚度易于控制，大面積成膜；膜層成分與雜質容易控制；技術成熟，運營成本低；靶材利用率不高，一般低于 40%；對襯底存在轟擊損傷 RPD 通過發生器發射等離子流，經過磁場偏轉打在坩堝中的靶材上，使之升華后沉積在基片上。鍍膜過程中粒子能量小，避免襯底表面損傷；可在低溫條件下沉積高質量

114、薄膜；原材料利用率高；可制備透明導電膜材料也很豐富 成熟核心供應商僅日本住友一家；在設備和制備IWO材料方面存在專利壟斷。資料來源：微晶硅薄膜的 PECVD 制備及性能研究、江西漢可、光伏技術等，國海證券研究所 在核心工藝之外，目前業內也還增加了一些額外的工序，有利于提高電池效率，例如：1）硅片吸雜，即通過適當處理，利用硅片內部的氧沉底降低表面金屬雜質影響，2）光注入退火，即通升溫激活電池中的氫原子，再通過光照改變其價態來提高鈍化性能，最終達到提升開路電壓和填充因子，提高轉化效率的目的。制造成本偏高問題尚在解決，設備、銀耗、硅片和靶材為重點突破方向。制造成本偏高問題尚在解決，設備、銀耗、硅片和

115、靶材為重點突破方向。（1）首先在設備端，）首先在設備端，目前 HJT 技術的單 GW 投資需要 3.5-4 億元，明顯高于PERC 的 1.0-1.5 億和 TOPCon 的 1.8-2.5 億，主要突破方向在于國產化設備持續提效，增大產能。（2）金屬化漿料方面，）金屬化漿料方面，目前是非硅成本占比最大的環節，也是額外成本增加最多的項目，主要系低溫工藝下漿料不僅銀耗量大且價格高，單 W 用量大概為PERC 的兩倍，價格高出常規正銀約 2000 元/kg。其中，耗量高的原因在于，1）低溫銀漿不經高溫燒結，電極中其他成分導致電阻率偏高，需要增加用量 2）非燒結工藝下電極柵線寬度較難減小，3）雙面都

116、需使用正銀，無法搭配鋁漿；價格高的原因在于低溫銀漿尚未實現技術國產化的完全突破，大部分依賴進口。解決銀漿成本問題的思路包括，1）降低線寬，通過絲印技術升級或采用激光轉印降低柵線漿料使用，2）銀漿國產化、規?；当?，3）銅替代，及采用銀包銅技術降低漿料銀含量，或者使用電鍍銅技術替代銀柵線。目前各種方法都在業內快速研發推進中。37 圖圖 45：激光轉印制作大高寬比柵線原理：激光轉印制作大高寬比柵線原理 圖圖 46：一種：一種 HJT 電池電鍍銅電極方案電池電鍍銅電極方案 資料來源：Investigation of Thick-Film-Paste Rheology and Film Materia

117、l for Pattern Transfer Printing(PTP)Technology 資料來源：Establishing the“native oxide barrier layer for selective electroplated”metallization for bifacial silicon heterojunction solar cells （3）硅片端，）硅片端，降本主要在于薄片化，目前 N 型硅片成本價格高于 P 型硅片，但HJT 電池極好的雙面鈍化使得硅片繼續減薄后，表面復合仍不會明顯加劇，此外低溫工藝也避免了高溫制程中曲翹、碎片等問題，因此可使用的硅片厚度有

118、望降至 100m 以下。另外，針對劃片過程中電池切損較大導致組件端 CTM 較低的問題，目前也在通過硅棒切半后切片的工藝前置方法嘗試解決。（4）靶材方面）靶材方面，HJT 電池最外層的 TCO 膜需要具備良好的透光性、導電性、穩定性及合適的折射率，并能與電極和內層形成良好電學接觸，目前主要使用ITO（氧化銦錫），其主要問題在于銦價格昂貴，同時大部分依賴進口，此外銦本身是一種劇毒物質，存在環境和安全顧慮。一個解決思路為使用原料豐富、價格低廉的 AZO（摻鋁氧化鋅）替代，其透光率良好，問題是導電性較差，疊層使用可能會是一種降本方法，此外其他材料也是 TCO 膜可以考慮的選擇。我們基于相關資料，對

119、PERC 和 HJT 電池技術的成本進行了對比測算，并假設了一種降本提效后的情況，從結果來看 HJT 在電池端成本仍比 PERC 高出 0.2元/W 左右，而隨降本提效，若而隨降本提效，若 HJT 單單 W 成本不高于成本不高于 0.1 元，在系統端成本就元，在系統端成本就可以體現出優勢可以體現出優勢，具體假設和計算結果如下：表表 19：HJT 與與 PERC 成本比較測算的主要假設成本比較測算的主要假設 成本相關項目成本相關項目 單位單位 PERC HJT HJT-降本提效后降本提效后 電池端效率%23.4 24.7 25 電池良率/組件良率/組件 CTM%98/99/99 97.5/98/

120、98 98/99/99 硅片價格（含稅）/型號厚度(元/片)/m 6.02/155（M6）6.45/150（M6）6.23/130（M6）硅片毛利（按 P 型 20%）元/片 1.07 1.07 1.07 設備投資額/折舊年限（億元/GW）/年 1.3/5 3.75/5 3/5 正銀耗量/價格（含稅）（mg/片）/（元/kg）71.7/4500 背銀耗量/價格（含稅）（mg/片）/（元/kg）24.7/2500 低溫銀耗量/價格（含稅）（mg/片）/（元/kg）190/6500 150/4500 靶材耗量/價格（含稅）（mg/片）/（元/kg）80/2800 40/2800 電耗/價格（kwh

121、/W)/（元/kwh）0.045/0.5 0.06/0.5 0.05/0.5 38 人力/價格（人/年GW）/（萬元）135/8 200/8 150/8 資料來源：CPIA、相關產業公司公告等，國海證券研究所 表表 20：HJT 與與 PERC 技術一體化終端成本比較測算結果技術一體化終端成本比較測算結果 成本項目（元成本項目（元/W）PERC HJT HJT-E 成本降幅成本降幅 硅片成本 0.66 0.69 0.65（0.04）非硅成本：0.15 0.36 0.25（0.10）銀漿 0.05 0.16 0.10（0.06）折舊 0.02 0.07 0.05（0.01）電耗 0.02 0.0

122、3 0.03（0.01）人工 0.01 0.02 0.01（0.00）靶材 0.03 0.02（0.02）其他 0.05 0.06 0.06 電池綜合制造成本電池綜合制造成本 0.84 1.08 0.93（0.14）組件非硅成本 0.64 0.61 0.60（0.01）組件綜合制造成本組件綜合制造成本 1.50 1.73 1.55（0.18）組件毛利（P 型 20%計）0.30 0.30 0.30 組件含稅價格 2.01 2.28 2.07（0.20）面積無關 BOS 成本 0.35 0.35 0.35 面積相關 BOS 成本 1.03 0.99 0.96（0.02）系統總造價成本系統總造價成

123、本 3.41 3.63 3.40（0.22）資料來源：CPIA、相關產業公司公告等，國海證券研究所 新玩家大舉投入不遺余力，老玩家重點開發嚴陣以待新玩家大舉投入不遺余力，老玩家重點開發嚴陣以待 HJT 作為一種具備革新性的電池技術，是諸多電池企業的重點研發方向，特別是對于新興電池企業而言具吸引力十足，一方面在全新的技術領域更有望實現彎道超車，另一方面也沒有歷史產能包袱，一旦實現突破便能打開廣闊業務空間。因此近年來為數眾多的新企業加入到大力開發因此近年來為數眾多的新企業加入到大力開發 HJT 電池技術的行列電池技術的行列，而邁為、金辰、鈞石、理想萬里輝等設備廠商在全力以赴地與這些電池企業進行合作

124、，推動技術的成熟。其中，相對走在行業之前的企業包括：（1）華晟新能源，公司成立之初便專注于異質結技術的開發，并與邁為深度合作，成立三年時間里已建成 2.7GW 的產線，目前為業內最大，而在建和待建的規劃產能也超過 10GW，電池量產效率方面已能達到 24.73%，組件端近期也在行業內率先實現 1GW 出貨，（2）金剛玻璃，公司主業為特種玻璃，自去年下半年開始切入光伏電池組件領域，建設 1.2GW 異質結電池和組件產線并于今年 3 月投產，這也是其合作伙伴邁為的首個 GW 級整線設備項目。目前公司已實現 24.95%的電池平均轉化效率，新的 4.8GW 項目也已經于 6 月啟動。（3）愛康科技，

125、公司在組件邊框領域市場地位領先，從 2018 年開始加碼投入電池組件業務，重點開發 HJT 技術，目前公司在湖州已有 220MW 產能投產，新的 600MW 產線預計也將于近期投產，加之泰州試驗線，目前已經擁有的產線接近 1GW。電池轉換效率方面，湖州基地量產已能達到 24.5%，良率可達 99%。同時公司還在大力推動湖州另外1.2GW項目建設，贛州6GW也已于5月開工。39 此外，鉅能科技目前擁有產能也超過 1GW，量產電池轉換效率達 24.2%；風電龍頭明陽智也披露正在鹽城建設 2.5GW 產能，預計電池效率可達 24.5%；海源復材也于 6 月公告了江西 600MW 項目的建設，預計電池

126、效率 24.5%；而晉能科技、海泰新能、寶馨科技、華耀光電、華潤電力、金陽新能源等都在推進 HJT項目的建設。圖圖 47：華晟喜馬拉雅系列異質結光伏組件：華晟喜馬拉雅系列異質結光伏組件 圖圖 48：金剛玻璃：金剛玻璃 4.8GW 異質結項目啟動異質結項目啟動 資料來源：華晟新能源 資料來源：索比光伏網 另一方面，許多業內原有的電池企業也在重點推動另一方面，許多業內原有的電池企業也在重點推動 HJT 技術的開發技術的開發，而龍頭企業的投入力度較新興企業甚至更大，若成本端實現突破，則可能將以更快的速度擴張產能：1）隆基綠能近年來持續刷新 HJT 電池的轉化效率世界紀錄，預計 GW 級別試驗線也在推

127、進中，2）通威股份早在 2019 年便在成都和合肥建立了 400MW 的HJT 試驗線，后來也率先在金堂投入了 1GW 級別的試驗線，目前在眉山已規劃32GW 新電池項目，若 HJT 技術實現成熟，則可能會迅速開啟建設，3）東方日升在 HJT 方面則一直積極推進，通過擴建目前已有 500MW 產線，電池量產效率也能達到 24.6%，而新的 5GW 和 4GW 項目也已經開始募資和簽約，4）天合光能、晶澳科技和阿特斯也在HJT技術方面持續儲備，潤陽股份則正在為5GW項目進行募資。綜合來看，目前全行業已有的 HJT 產能預計已突破 10GW，但單一公司產能體量都還不大，在建和規劃的產能也達到了約

128、190GW，但其中實際在建且穩定推進的項目相對有限，若年內多方面技術能穩步實現突破，讓成本問題得到解決，預計行業產能的快速擴張將會很快形成。表表 21：主要：主要 HJT 相關電池企業產業化進展情況相關電池企業產業化進展情況 公司公司 研發效率研發效率（%）量產效率量產效率（%）現有產能現有產能（MW）在建在建&籌建籌建（MW）產能規劃詳情產能規劃詳情 華晟新能源 25.26%24.73%2700 4800+10000 宣城二期 2GW 微晶硅今年 6 月投產，三期 4.8GW 將在2023 年 Q1-Q3 分兩期投產；5 月大理 5GW、1 月無錫 5GW簽約 金剛玻璃 25.20%24.9

129、5%1200 4800 吳江 1.2GW 今年 3 月投產，酒泉 4.8GW 于 6 月啟動 愛康科技 24.50%980 7200+8000 泰州擁有 160MW 試驗線，預計湖州長興基地建成產線已達 820MW，2023 年將實現產能 2GW，規劃 2025 年達10GW；贛州 6GW 基地 5 月開工 40 均石&金石 25.20%24.50%500 10000 較早期簽約舟山 10GW 項目 鉅能電力 25.31%24.20%1000 5000 前期與國電投簽約 5GW 項目 晉能科技 24.73%200 1800 早期簽約晉中 2GW 項目 隆基 26.50%200 1200 今年

130、4 月擬建西咸 1.2GW 高效電池中試線 通威&中威 25.45%24.20%1250 32000（未公開技術路線）金堂/雙流（中威）/合肥分別 1GW/200MW/250MW 試驗線;眉山新電池一期 16GW 預計于 23 年底投產，未公開技術路線，二期 16GW 電池項目將根據協議約定擇機啟動 天合 23.80%200 10000（技術待定）今年 6 月西寧新能源產業園項目正式開工建設，含 10GW的 N 電池建設；較早曾與山煤國際簽約共同推進 10GW 建設，一期 3GW 晶澳 200 試驗線研發階段 東方日升 25.50%24.60%500 9000 原金壇 100MW 試驗擴為 5

131、00MW，已于 5 月完成，今年 3月寧波寧東新城 5GW 募投，常州二期 4GW 簽約 阿特斯 24.20%250 試驗線階段 愛旭 25.60%200 試驗線階段，相關組件產品有發布 潤陽 5000 前期簽約江蘇鹽城 5GW，擬年內募資實施 明陽智能 預計 24.5%2500+2500 鹽城 5GW 中的一期 2.5GW 于去年 11 月開工 中利騰暉 24.50%5000 今年 3 月簽約阜平縣 5GW 異質結項目，2GW 于 2023 年開工，其余在 2024 年建設 海源復材 預計 24.5%600 今年 6 月公告江西新余 600MW 項目，建設期 18 個月 海泰新能 5000

132、江蘇鹽城 5GW 今年 2 月開工，一期 2GW，二期 3GW 寶馨科技 18000 安徽懷遠 18GW 于 2022 年 5 月簽約，正在建設中 華耀光電 10000 江蘇常州 10GW 于 2022 年 6 月開工 中建材浚鑫 25.00%5000 江陰 5GW 于去年 6 月啟動，新組件已亮相 華潤電力 12000 舟山 12GW 于去年 8 月已開工，預計 2025 年全部建成 國電投 24.50%100 前期建成江西南昌 100MW，去年初量產最高效率 24.53%山煤國際 10000（暫緩）一期 3GW 前期工作完成，主體工作暫緩 金陽新能源 24.00%500 未明確 去年 3

133、月莆田租賃鈞石能源設備 500MW，去年底承接金石能源與央企的五方協議項目 漢能 25.11%120 600 四川成都 600MW 比太科技 3000 早期安徽蒙城 1GW 已開工，寶雞千陽 2GW 中一期 1GW預計 2022 年建成，剩余預計 2024 年建成 淮寧能源 2000 江蘇阜寧 2GW 于去年 5 月開工 水發能源 6000 遼寧阜新 1GW 于 2020 年 6 月簽約；山東東營 5GW 今年4 月簽約。蘇州潞能 1000 張家港 1GW 于 2021 年 3 月開工 昊晟科技 300 遼寧沈撫 300MW 中試線于 2022 年 6 月舉行奠基儀式 中蘇湖廣 5000 江西

134、玉山 5GW 于去年 7 月簽約。其他 約 25000 相對較早期的項目 合計合計 10GW 約約 190GW 資料來源：華晟新能源、金剛玻璃、愛康科技等公司公告，索比光伏網等，國海證券研究所 41 3、P 型向右：結構創新或開啟新升級方向，背接觸型向右：結構創新或開啟新升級方向，背接觸電池有望異軍突起電池有望異軍突起 PERC 電池是主要以 P 型硅片作為襯底的電池技術代表，實際上，HJT、TOPCon等采用新興鈍化技術的電池本身也可以基于 P 型硅片進行開發，只是相對不太具備優勢，不過也有公司在持續進行探究，如今年內隆基刷新了 P 型 HJT 電池轉化效率記錄。另一方面，如果在電池結構上進

135、行創新，著眼于光學損失的降低，即使沿用 PERC電池的相關鈍化技術，也能夠帶來較好的轉化效率的突破，其中最典型的一類就是將所有電極都轉移至背光面的背接觸（BC）電池，實際上也為 P 型電池下一步發展帶來可能性。3.1、IBC 電池結構特點鮮明，移除正面柵線最大化光照電池結構特點鮮明，移除正面柵線最大化光照利用，但生產工藝復雜利用，但生產工藝復雜 IBC（叉指式背接觸電池）電池是最具代表性的一種背接觸電池，最早于 1975 年提出，后主要由美國 SunPower 公司實現商業化突破。IBC 電池的核心特點在于前表面無金屬柵線，可以全面積無遮擋地吸收太陽光，因此正面轉化效率能達到很高的值，這是通過

136、將發射極放到電池背面區域，形成間隔排列的帶狀區域來實現的，同時正負細柵電極在背面也就呈現出交叉分布的狀態。另一方面，由于柵線都在背面，就能通過更大的寬度或密度來降低串聯電阻，進一步提效。當前來看，商業化的 IBC 電池效率已可以達到 25%。此外，對于 PN 結在背面的電池，還存在一個重要優勢，即襯底硅片更容易減薄，這與載流子收集率有關，目前 IBC 電池使用的硅片厚度約在 130m 左右。圖圖 49：IBC 電池基本結構電池基本結構 資料來源：Silicon back contact solar cell configuration A path way towards higher 42

137、efficiency 一般 IBC 電池前表面除了最外的減反鈍化層，下方還會有一層摻雜層，根據摻雜類型的不同又可分為兩類：（1）前場結構（）前場結構（Front Surface Field，FSF），），即正面摻雜層與襯底的導電型相同，重摻后可形成場鈍化效應，阻礙少子運動到前表面發生復合，增加開路電壓，與背場（BSF）作用類似。FSF 結構的 IBC 電池要求發射極（emitter）與背場的寬度比值較大，因為少數載流子要在發射極處才能被收集，如果背場寬度較大會使得少子運動距離比較長，增加傳輸過程中的復合損失（“電遮擋”效應），此外對硅片少子壽命和電池圖形化及印刷精度的要求也都比較高，實際上Su

138、nPower 公司的 IBC 電池采用的也是 FSF 結構和高少子壽命的 N 型硅片。（2）前結結構（前結結構（Front Floating Emitter，FFE），），即正面摻雜層與襯底的導電型相反，形成類 PN 結的結構，其特點為光生少子可以被正面摻雜層收集并橫向傳輸，然后通過 Pumping 效應被注入到發射極中。因此，FFE 結構的優勢在于：1）對少子壽命的要求降低，2）背場可以做得相對較寬，也相對降低了金屬化過程中的工藝精度要求。圖圖 50：FSF 和和 FFE 類型類型 IBC 結構對比結構對比 圖圖 51：FSF 和和 FFE 類型類型 IBC 少數載流子運輸路徑少數載流子運輸

139、路徑 資料來源：高效 N 型背接觸太陽電池工藝研究，國海證券研究所 資料來源：FFE IBC cells:impact of busbars on cell performance with circuit modelling 掩膜等復雜工藝抬高制造成本，單面連接方式有利組件降本增效掩膜等復雜工藝抬高制造成本，單面連接方式有利組件降本增效 IBC 電池獨特的結構較大程度增加了制作難度，也導致生產成本居高不下，關鍵就是如何在背表面制作出間隔排列的 p 型與 n 型摻雜區域，并在上面形成金屬化接觸和柵線。掩膜法是半導體領域中實現定域摻雜的一種普遍方法，缺點就是步驟較多、成本較高，特別是涉及到光刻等

140、高精度工藝的情況。一種相對低成本的方法是通過絲網印刷，利用刻蝕型或阻擋型漿料來處理掩膜，從而形成所需的圖形，但絲印方法存在精度控制、多次印刷等問題。因此另一種選擇是采用激光來進行刻蝕，以做到更精細的結構，但一方面需要控制激光能量防止硅片損傷，另一方面也需要做到精準對位，并控制加工時間。43 如下是一種 FFE 結構 IBC 電池的實驗室制作方法，該工藝的核心在于：1）通過擴散制作背面背場后，利用熱氧化法在上面制作一層 SiO2作為阻擋層（掩膜），2）然后通過激光消融掉所需制作發射極區域的掩膜和摻雜層，3）再進行另一種摻雜擴散，就能在開槽的區域形成發射極，并在前表面形成 FFE 層，此后再將阻擋

141、層刻蝕掉即可。圖圖 52：IBC 電池的一種制作方法電池的一種制作方法 資料來源：n 型硅雙面太陽能電池背場關鍵技術研究，國海證券研究所 IBC 電池的金屬柵線也需要專門設計。電池的金屬柵線也需要專門設計。由于發射極和背場區域交錯排列于電池背表面，用于收集載流子的正負極細柵也就需要呈現交錯排列的狀態，而如何設計主柵就成了一個核心問題：1）相對傳統的做法是兩條主柵分別設置在電池的兩側邊緣，并各自與正負極細柵相連，但電流從細柵流到主柵的距離較遠，可能會增大電阻，2）二維結構的主柵設計是在細柵處設置缺口，使得相異極性的主柵可以穿過而不相交，這樣主柵的數量可以隨意設計，但缺口處無法收集電流，3）三維結

142、構的主柵設計中細柵仍然貫通整塊電池，但會在不同極性的主柵和細柵交匯處設置絕緣層，這樣克服了二維結構的缺口問題。圖圖 53：IBC 電池的背面柵線結構示例電池的背面柵線結構示例 資料來源：高效 N 型背接觸太陽電池工藝研究 IBC 電池背電極結構，國海證券研究所 44 IBC 電池在串接時為單面連接，工藝更簡單且間隙較小，有利組件端增效。電池在串接時為單面連接，工藝更簡單且間隙較小，有利組件端增效。傳統光伏電池相互連接時必須將一片電池的正面電極與另一片電池的背面電極相連，IBC 電池則都是背面相連，更有利于減小電池距離，增大組件封裝密度，分類型來看，1）主柵在兩側的傳統 IBC 可以直接通過邊緣

143、連接，只需要將兩片上下翻轉方向就能實現正負極相連，2）二維或三維結構的 IBC 電池則是將翻轉方向的兩片電池進行頭尾焊接，因此主柵設計需要是對稱結構。另外，如果電池邊緣存在整條主柵則會對應力十分敏感，不適合用傳統焊帶連接，一般采用導電膠、導電背板的方式進行連接。圖圖 54：IBC 電池的串接方式示例電池的串接方式示例 資料來源：Silicon back contact solar cell configuration A path way towards higher efficiency IBC 電池背電極結構，國海證券研究所 3.2、背接觸電池與分布式場景契合度高，結合龍頭公背接觸電池與分

144、布式場景契合度高，結合龍頭公司引領，有望從小眾走向大眾司引領，有望從小眾走向大眾 分布式終端市場廣闊，持續向差異化發展，分布式終端市場廣闊，持續向差異化發展，BC 電池有望乘風而上電池有望乘風而上 分布式光伏系統是利用分散式資源、裝機規模較小、布置在用戶附近的發電系統，一般接入低壓電網，以“就近發電、就近使用”為特點，分為工商業與戶用場景，但目前大多情況都鋪設在建筑物的屋頂。相比集中式電站，分布式系統的搭建存在更多的場景條件限制，包括：1）面積受限，特別是對于戶用和小型工商業屋頂，一般可用于安裝組件的面積不大，2）承重受限，主要是對彩鋼、斜面瓦屋頂等，3）反光利用受限，許多情況下只能使用夾具平

145、鋪安裝，4）外觀要求，組件陣列是否美觀好看、能否與原有建筑協調統一，也是不少房屋業主的重要考慮因素，特別是在偏高端化的市場。此外，BIPV 作為分布式中的重要概念近年來逐漸興起，其強調光伏系統與建筑的一體化，即光伏組件本身成為一種構件和材料，除運用于屋頂外還包括玻璃幕墻、立面、地面等幾乎任何地方，這對于光伏系統的空間利用率、美觀度等方面的要求會更高。45 實際上每個具體項目的實際情況一般千差萬別，所以分布式光伏在追求高發電量的同時也就表現出較強的差異化特征，這隨未來的推廣將會越來越突出。以以 IBC 為代表的背接觸電池正好契合了分布式光伏的差異化特點為代表的背接觸電池正好契合了分布式光伏的差異

146、化特點。一方面，極強的單面發電能力和高電池封裝密度可以在有限的面積和組件數量下發出更多的電，另一方面，正面無柵線的特點也更符合美學特征，并能更好地融入到建筑設計之中。圖圖 55：分布式戶用場景分布式戶用場景 圖圖 56：分布式工商業：分布式工商業 BIPV 場景場景 資料來源：IBC SOLAR，國海證券研究所 資料來源：隆基綠能，國海證券研究所 分布式市場發展蓬勃、空間廣闊，為背接觸電池的推廣提供了良好的條件。分布式市場發展蓬勃、空間廣闊，為背接觸電池的推廣提供了良好的條件。近年來，全球分布式光伏市場發展相對迅速，根據 IEA 數據，屋頂光伏年新增裝機占比已從 2018 年不足 35%提升到

147、 2021 年接近 45%的水平，意味著分布式光伏已達到總體市場一半左右的水平。今年以來，通脹和地緣政治等多種因素導致歐洲電價高企，能源安全問題突出，更是促進了戶用分布式裝機總體呈翻倍式增長，一定程度反映出能源變革大背景下分布式市場的巨大潛力。國內方面，分布式光伏增長勢頭同樣強勁，去年在整體裝機中的占比歷史上首次超過了集中式，今年以來一直持續，上半年則超過 60%，這主要系分布式系統造價更低，在當前硅料供應不足導致價格高企的情況下，對組件價格接受度相對較高，不過長期來看分布式確已成為與集中式并駕齊驅的主要市場。圖圖 57：全球分終端場景光伏裝機及占比（全球分終端場景光伏裝機及占比（GW）圖圖

148、58：國內分終端場景光伏裝機及占比（：國內分終端場景光伏裝機及占比（GW）資料來源：IEA，國海證券研究所 資料來源：國家能源局，國海證券研究所 20%25%30%35%40%45%20304050607080901002018201920202021屋頂光伏裝機大型電站屋頂光伏占比0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%0510152025國內新增裝機：集中式工商業戶用分布式占比 46 成熟成熟 IBC 產品海外已歷數代，產品海外已歷數代，國內不乏開拓者，拳頭產品呼之欲出國內不乏開拓者，拳頭產品呼之欲出 從產業化發展來看，IBC 電池引領者 SunPower 公司在 200

149、4 年時通過低成本技術改進實現商業化量產，此后又持續對電池進行優化升級，與時俱進地采用摻雜鈍化、激光加工、硅片減薄等技術，到目前最新一代的 Maxeon 6，量產轉化效率已能突破 25.0%。目前公司還在著力對下一代產品進行研發，并提出了清晰的升級路徑，預期能使量產效率站上 26.0%的同時實現更低的成本和更高的穩定性。表表 22：SunPower 公司公司 IBC 電池發展歷程電池發展歷程 產品產品 年份年份 量產效率量產效率（%）最高效率最高效率（%）電池面積電池面積（cm2）技術特點技術特點 同期對比同期對比 第一代 IBC 電池 2004 年 20.5%21.50%149 規模量產；用

150、低成本絲網印刷技術，取代光刻;采用低成本加工設備，例如擴散爐、濕法蝕刻和清潔設備;BSF 多晶 13%第二代 IBC 電池 2007 年 22.0%22.40%155 圖案化技術的優化；硅片厚度減薄到160m；首次激光加工 BSF 多晶 15%第三代 IBC 電池 2010 年 23.0%24.20%155.1 改進了表面摻雜和其他工藝，進一步減小了金屬接觸復合;硅片厚度減少到 145m;克服擴散和體復合限制 BSF 單晶 18%BSF 多晶 16%Maxeon 5 2016 年 24.0%25.20%153 抑制邊緣損耗，降低并聯電阻；130m 厚度硅片；首次量產隧穿結太陽能電池 PERC

151、單晶 22%Maxeon 6 2021 年 25.0%未公布 245.7 提高硅片的體壽命；發射極復合電流密度1.5fa/cm2；進一步降低邊緣損耗；降低前表面光吸收；簡化工藝；更大硅片尺寸 N-TOPCon&HJT 24.5%Maxeon 7 在研 預期 26%預期可達 470.85 結合 TOPCon 隧穿鈍化層技術；低成本非銀金屬電極；熱斑控制；工藝簡化；G12 大尺寸硅片 N-TOPCon&HJT 25%資料來源：普樂科技、maxeon 公告，國海證券研究所 注：SunPower 在 2019 年時將 IBC 電池的全球業務拆分到 Maxeon Solar 公司。Maxeon 公司披露

152、的資料顯示，在產品定位方面，采用 IBC 電池的組件主要面向高端用戶群，目標市場的單瓦最低售價較采用單晶 PERC 電池的組件可高出 0.1美元，溢價幅度達 50%。這一定程度也表明公司 IBC 電池雖然具有超越一般電池的轉化效率，但制造成本較高，限制了更大范圍的應用推廣。圖圖 59：Maxeon 公司公司 IBC 電池組件產品定位電池組件產品定位 資料來源：maxeon 公告 47 在國內，也存在一批對在國內，也存在一批對 IBC 電池持續關注并進行投入的光伏企業。電池持續關注并進行投入的光伏企業。其中，中環股份在 2019 年時斥資 2.98 億美元直接認購了從 SunPower 中分拆出

153、來的Maxeon Solar 公司 28.848%的股權，成為其第二大股東。而在自主進行研究的國內企業方面：1）天合光能，2011 年時便與海外學術機構聯合研發 IBC 電池，2014 年以 24.4%的轉換效率創下世界紀錄，2018 年自主研發的大面積 N 型 IBC 電池成為國內首個經第三方權威認證效率超過 25%的電池，2）國電投黃河水電，從 2016 年開始設立 200MW 的 IBC 產線，當年轉換效率達到 18.3%，今年 2 月公布 IBC 電池量產效率突破 24.1%，3）愛旭股份，于去年 6 月 SNEC 推出最新研發的 ABC 電池，采用的就是正面無柵線的背接觸結構，量產轉

154、換效率可達到 25.5%，并推進 300MW 中試線，今年 6 月發布四款使用 ABC 電池的組件，而珠海 6.5GW N 型新世代電池也預計將在下半年投產，4）晶澳科技在 2019 年的 SNEC 也展出過 IBC 電池產品，此外海潤光伏早期也曾在 IBC 電池領域有所建樹。值得一提的是，一體化組件龍頭隆基綠能今年以來多次表示將推出針對分布式應用市場的新產品，結合此前分析，有較大可能也為類似 IBC 的背接觸電池。預計隨國內外企業，特別是龍頭公司的持續研發推動下，背接觸電池有望進一步邁向更廣闊的大眾市場。3.3、背接觸結構拓展性強，疊加鈍化接觸技術有望進背接觸結構拓展性強，疊加鈍化接觸技術有

155、望進一步提效一步提效 傳統背接觸電池實現高轉換效率依靠的是結構上的設計，若能同時采用更優秀的鈍化技術則能使效率再上臺階，這正是近年來 BC 類電池穩坐單結晶硅電池轉化效率最高記錄的原因。IBC 電池若與 HJT 電池中非晶硅鈍化層結合可以形成 HBC 電池，這樣可以同時發揮 BC 電池完全利用正面光線和 HJT 電池高開路電壓的優勢；若與 TOPCon電池中的隧穿/多晶鈍化層結合則能會成為 TBC 電池（或稱 POLO-IBC）。以上兩類電池的實驗室轉化效率皆已突破 26%，其中日本 Kaneka 公司 2017 年開發出效率為 26.63%的大面積 HBC 電池，成為目前晶硅太陽能電池研發效

156、率的最高水平。以一種典型的 HBC 電池的結構為例，1）最里面的硅襯底和本征非晶硅薄膜層（a-Si:(i)）與 HJT 電池一致，2）正面不再需要構成 PN 結的摻雜非晶硅薄膜和TCO 膜，直接制作一層氮化硅減反鈍化膜，3）核心的背面則交替分布 N 型和 P型摻雜的非晶硅薄膜，形成分別形成背場和發射極。實際上 Kaneka 公司采用的就是類似這樣的結構。48 圖圖 60：不同類型不同類型 IBC 電池轉換效率進化情況電池轉換效率進化情況 圖圖 61：一種：一種 HBC 電池結構示例電池結構示例 資料來源：中科院寧波所 資料來源：Improvement in IBC-silicon solar

157、cell performa-nce by insertion of highly doped crystalline layer at heteroju-nction interfaces TBC 電池的結合思路與 HBC 類似，1）由于 PN 結轉移到背面，正面不再需要制作摻雜層，僅留下減反膜，2）背面先制作二氧化硅隧穿層，3）在隧穿層外制作不同摻雜類型的多晶硅層，作為背場和發射極，同時用本質多晶硅相隔，4）最外側再制作二氧化硅和氮化硅膜層。另一種結合 TOPCon 技術的 P 型 IBC 電池結構如下，其背場部分與 PERC 電池相同，但發射極部分則采用隧穿層/摻雜多晶硅結構以加強鈍化效果

158、。圖圖 62：一種：一種 TBC 電池結構示例電池結構示例 圖圖 63：一種部分疊加：一種部分疊加 TOPCon 技術的技術的 H-PBC 電池電池 資料來源：Development of TOPCon tunnel-IBC solar cells with screen-printed fire-through contacts by laser patternin-g 資料來源：P-IBC:COMBINING PERC AND TOPCON 從產業化的角度分析，雖然多技術的疊加帶來了轉換效率的提升，但成本也會相應大幅增加，例如需要同時用到多種技術路線的設備，工藝流程也將變得更加繁瑣復雜，而在 IBC 和 HJT 本身制作成本就高出主流 PERC 電池很多的情況下，問題會更加突出。因此預計只有當各獨立技術路線本身已具備經濟性，可以成熟產業化時，HBC 和 TBC 電池才有望達到量產條件。最后，從更長遠來看，多種技術的疊加可能是光伏電池邁向更高轉化效率水平的根本方法，其中備受矚目的一個重要方向就是晶硅電池技術與鈣鈦礦電池技術的結合，二者可以形成上下兩層甚至多層的疊層電池，更大程度的利用太陽光譜，49 實現 29%以上的轉化效率。圖圖 64：兩種異質結與鈣鈦礦結合的二層疊層電池示例：兩種異質結與鈣鈦礦結合的二層疊層電池示例 資料來源：漢可范半導體