2022年TOPCon、HJT及IBC電池行業發展方向及相關設備公司分析報告（36頁）.pdf

1、2022 年深度行業分析研究報告 zXkVdYmU7UnNnNsN6MaO7NsQmMoMmOjMrRvNkPnNyQ7NrQrRuOmNqOuOqQuM3 3/3838目錄目錄1第一性原理決定第一性原理決定N型電池是行業發展的必然方向型電池是行業發展的必然方向.61.1為何是N型電池？.61.2 N型電池已經具備產業化能力.72 TOPCon：產業化進程領跑，背鈍化層為增量環節，擴散及：產業化進程領跑，背鈍化層為增量環節，擴散及SE工藝值得期待工藝值得期待.82.1 TOPCon產業化進程更快，贏在哪里？.82.2背鈍化層為增量環節，技術方案多點開花.112.3硼擴散、SE制備難度更高，帶來

2、設備的增量空間.132.3.1硼擴散：設備需求量翻倍，技術門檻提高進入壁壘.132.3.2 SE制備：激光設備大有可為.153 HJT：薄膜沉積為核心工藝，金屬化工藝為降本關鍵：薄膜沉積為核心工藝，金屬化工藝為降本關鍵.183.1短期不具備成本優勢，長期降本路徑清晰.183.2薄膜沉積：異質結核心環節，降本重要抓手.203.3金屬化：異質結降本的關鍵環節.253.3.1鋼板印刷技術.253.3.2激光轉印技術.263.3.3銅電鍍技術.274 IBC：平臺型技術，掩膜、激光、刻蝕設備為主要增量：平臺型技術，掩膜、激光、刻蝕設備為主要增量.304.1平臺型技術，可結合TOPCon、異質結結合.3

3、04.2掩膜、激光、刻蝕設備為主要增量環節.315相關設備公司相關設備公司.355.1邁為股份.355.2捷佳偉創.365.3帝爾激光.374 4/3838圖目錄圖目錄圖1：P型硅片和N型硅片少數載流子壽命對比.6圖2：相同金屬雜質對少子壽命的影響.6圖3：2021-2030年不同類型硅片市場占比.8圖4：2021-2030年不同電池技術市場占比.8圖5：TOPCon電池結構示意圖.10圖6：TOPCon電池能帶結構示意圖.10圖7：PERC與TOPCon主要工藝流程對比.10圖8：TOPCon電池工藝流程.12圖9：濕法硼擴散設備示意圖.15圖10：激光摻雜法示意圖.16圖11：氧化物掩膜擴

4、散法制備SE示意圖.16圖12：離子注入法示意圖.17圖13：異質結電池成本構成.18圖14：異質結電池結構示意圖.21圖15：異質結電池能帶結構示意圖.21圖16：異質結工藝路線圖.22圖17：板式PECVD示意圖.23圖18：管式PECVD示意圖.23圖19：理想萬里暉的U型串聯式PECVD.24圖20：INDEOTec的團簇式PECVD設備.24圖21：絲網印刷示意圖.25圖22：絲網印刷網版與全開口鋼板對比.26圖23：激光轉印過程.27圖24：不同凹槽形狀形成的柵線.27圖25：銅電鍍工藝步驟.28圖26：銅電鍍金屬化過程.29圖27：銅電鍍工藝流程示意圖.29圖28：IBC電池結構

5、示意圖.30圖29：TBC電池結構示意圖.31圖30：HBC結構示意圖.31圖31：TBC和經典HBC工藝流程.32圖32：HBC叉指式電極制備流程.33圖33：Tunnel-HBC電池結構示意圖.33圖34：2015-2021邁為股份營收及凈利潤情況.35圖35：2015-2021邁為股份毛利率及凈利率情況.35圖36：2015-2021捷佳偉創營收及凈利潤情況.36圖37：2015-2021捷佳偉創毛利率及凈利率情況.36圖38：2015-2021帝爾激光營收及凈利潤情況.37圖39：2015-2021帝爾激光毛利率及凈利率情況.375 5/3838表目錄表目錄表1：中環210尺寸硅片報價

6、.7表2：2022年TOPCon產能情況.8表3：中來8GW TOPCon電池設備投資明細.11表4：PERC與TOPCon電池BOS成本對比.11表5：三種設備的情況對比.13表6：中來股份與晶澳科技電池片項目擴散爐采購成本對比.14表7：2021年東方日升2.5GW異質結電池項目投資預算.18表8：國內異質結產能情況.19表9：部分企業異質結中試線CVD設備.22表10：不同電池技術對比.31表11：國內背接觸電池產能布局情況（不完全統計）.34表12：邁為股份異質結設備部分中標情況（僅含已公告訂單）.35表13：捷佳偉創產品矩陣.366 6/38381 第一性原理決定第一性原理決定 N

7、型電池是行業發展的必然方向型電池是行業發展的必然方向1.1為何是為何是N型電池？型電池？降本增效是光伏行業的第一性原理。目前P型電池已經接近理論效率天花板，N型電池的自身物理屬性決定了其具有更高的理論光電轉化效率。相較于P型硅片，N型硅片具有以下優點：一是一是N型硅片的少子壽命更高型硅片的少子壽命更高。N型材料中的雜質對少子（空穴）的捕獲能力低于P型材料中的雜質對少子（電子）的捕獲能力，相同電阻率的N型CZ硅片少子壽命比P型硅片的高出12個數量級，達到毫秒級，且N型材料的少子（空穴）的表面復合速率低于P型材料中電子的表面復合速率。二是二是N型硅片對金屬污染的容忍度要高于型硅片對金屬污染的容忍度

8、要高于P型硅片。型硅片。Fe、Cr、Co、W、Cu、Ni等金屬對P型硅片少子壽命的影響均比N型硅片大。因為帶正電荷的金屬元素具有很強的捕獲少子電子的能力，而對于少子空穴的捕獲能力比較弱。在相同金屬污染的情況下，N型硅片的少子壽命要明顯高于P型硅片。Au對N型硅片的影響要大于P型硅片，但目前工業生產中，已經可以充分避免Au金屬污染。圖1：P型硅片和N型硅片少數載流子壽命對比圖2：相同金屬雜質對少子壽命的影響資料來源：N-tyPe SilicoN-the better materialchoice for iNdustrial high-efficieNcy solar cells，長城國瑞證券研

9、究所資料來源：N-tyPe SilicoN-the better materialchoice for iNdustrial high-efficieNcy solar cells，長城國瑞證券研究所說明：圖中紅色代表P型硅，藍色代表N型硅三是三是N型硅片無光致衰減（型硅片無光致衰減（BO-LID）現象。）現象。P型硅片對應的電池以及組件在光照條件下會產生功率衰減。研究發現導致衰減的原因是硅片內部的B-O復合體（硼氧復合體）為復合中心，對少子具有捕獲作用。N型硅片的摻雜元素為磷，從源頭上避免了硼氧復合體的產生。7 7/38381.2 N型電池已經具備產業化能力型電池已經具備產業化能力目前，P型

10、電池占據主要市場份額。從硅片出貨量看，2021年P型硅片市場占比為90.4%，N型約占4.1%。在過去N型硅片市場占有率偏低的原因主要有兩個：一是一是N型硅片的成本偏高。型硅片的成本偏高。N型硅片要求更高的原材料純度、更低的金屬污染和含氧量，需要使用純度更高的多晶硅料、高純熱場等，這也使得復拉料無法使用、降級片無法重復利用，這些都增加了N型硅片的成本。2018年N型硅片成本比P型高8%10%。二是二是N型電池的成本較高，技術成熟度較型電池的成本較高，技術成熟度較P型電池低。型電池低。以PERT、TOPCon、IBC、HJT等為主的N型電池設備投資成本高，且選擇性發射極的制備、薄膜沉積等關鍵工藝

11、步驟的技術問題并未完全解決。而PERC技術、磷摻雜選擇性發射極等技術推動著P型晶體硅電池產品的光電轉換效率不斷提升，使得P型電池的性價比一直高于N型電池。上述問題已經從一定程度上得到解決。N型硅片與型硅片與P型硅片的成本差距在逐漸縮小。型硅片的成本差距在逐漸縮小。以中環股份210尺寸150m厚硅片為例，N型硅片較P型硅片溢價率約為6%，較2018年水平有較大下降。HJT電池的低溫加工工藝更適合薄片化工藝，可進一步降低N型硅片的成本溢價。表1：中環210尺寸硅片報價硅片厚度硅片厚度價格（元價格（元/片）片）N型硅片150m10.02130m9.59P型硅片150m9.45160m9.55資料來源

12、：中環股份，長城國瑞證券研究所說明：截至2022年6月25日TOPCon、HJT、IBC等電池的技術路線已逐漸成熟，其中TOPCon的單瓦成本已幾乎追平PERC電池。中國光伏行業協會預測未來N型硅片市場份額將會逐漸提升，到2030年N型硅片市場份額將會接近50%的水平，以TOPCon、異質結電池為主的N型電池技術市場占比在2030年將會接近70%。8 8/3838圖3：2021-2030年不同類型硅片市場占比圖4：2021-2030年不同電池技術市場占比資料來源：CPIA，長城國瑞證券研究所資料來源：CPIA，長城國瑞證券研究所2 TOPCon：產業化進程領跑，背鈍化層為增量環節，擴散及：產業

13、化進程領跑，背鈍化層為增量環節，擴散及 SE 工藝值得期待工藝值得期待2.1 TOPCon產業化進程更快，贏在哪里？產業化進程更快，贏在哪里？根據我們的統計，截至2022年6月15日，國內已建成的TOPCon產能為30.55GW，在建/待建產能為178.8GW。在建產能中，預計有62.30GW產能將在年內投產。表2：2022年TOPCon產能情況產地產地項目狀態項目狀態已建（已建（MW）在建在建/待建待建(MW)備注備注國電投西安投產400韓華韓國投產6002,500鴻禧能源募資2,000嘉悅安徽金寨募資5,000晶澳河北寧晉投產100河北寧晉在建1,3002022年中投產浙江義烏在建5,00

14、02022年末投產晶科浙江海寧投產8,000安徽合肥投產8,000安徽合肥在建8,0002022年4月公告，兩年工期（暫定）浙江尖山在建11,0002022年6月28日開工浙江海寧規劃11,0002022年7月28日公告隆基江蘇泰州投產100寧夏銀川籌備中5,000一期3GW籌備中陜西西咸在建15,000預計2022年四季度開始投產云南曲靖籌備中10,000籌備中尚德江蘇投產20002022年1月投產蘇州潞能張家港開工1,000騰輝環評通過1,000通過環評，尚未開工天合光能江蘇常州投產500江蘇宿遷在建8,000預計2022下半年逐步投產青海西寧規劃5,000TOPCon是優選技術路線通威四

15、川眉山投產1000同翎新能源江蘇高郵在建3,0002022年底全部投產9 9/3838江蘇高郵規劃3,000一道新能源浙江衢州投產1250江蘇泰州投產50002022年2月投產浙江衢州在建5,000預計2022年投產中來江蘇泰州投產2100江蘇泰州投產15002021年投產山西太原在建8,000一期項目，預計2023年投產山西太原規劃8,000二期項目，預計2024年投產聆達股份安徽六安在建5,000鈞達股份安徽滁州在建8,000預計2022年投產安徽滁州規劃8,000潤陽能源江蘇鹽城在建10,0002022年下半年建成投產沐邦高科江西安義規劃8,0002022年6月3日公告廣西梧州規劃10,

16、0002022年7月20日公告昱輝光能江蘇鹽城簽約2,0002022年5月簽約協鑫集成四川樂山在建10,000一期5GW，2022年1月公告合計30,550178,800資料來源：公司公告，公司官網，環評公告，TrendForce，長城國瑞證券研究所說明：表中數據為不完全統計，截至2022年6月15日用更小的成本上漲帶來更多的效率提升是光伏電池技術迭代的必然路徑。用更小的成本上漲帶來更多的效率提升是光伏電池技術迭代的必然路徑。更高的理論轉化效率、與當前PERC產線高度兼容決定了TOPCon電池產業化進程會更加領先。更高的理論轉化效率。更高的理論轉化效率。TOPCon電池效率極限28.7%，最接

17、近晶體硅太陽能電池理論極限效率29.43%。TOPCon背表面創新的采用了一層12nm厚的氧化硅形成隧穿氧化層，然后在沉積一層磷摻雜的多晶硅層。這種結構通過四種機制對載流子產生選擇性：重摻雜的多晶硅層與襯底的功函數不同，在界面處產生積累層，積累層阻止空穴進入氧化層，幫助電子進入氧化層?？昭ㄋ泶┬枰?.5eV能量，電子隧穿只需3.1eV能量，空穴更難穿過氧化層。電子準費米能級EfN位于多晶硅層的導帶附近，可以為隧穿后的電子提供可占據的能級，而空穴的準費米能級EfP位于多晶硅層的禁帶內，空穴不易隧穿。場效應鈍化減少了空穴濃度，降低了表面復合和SRH復合。以上四種機制大大減少了的少子（空穴）的復合損

18、失，有利于提高填充因子，獲得更高的開路電壓。1010/3838圖5：TOPCon電池結構示意圖圖6：TOPCon電池能帶結構示意圖資料來源：CPIA，長城國瑞證券研究所資料來源：Journal of Photovoltaics，長城國瑞證券研究所與當前與當前PERC產線高度兼容。產線高度兼容。從加工工藝來看，TOPCon與PERC產線兼容度非常高，TOPCon與PERC產線主要的工藝步驟差異為硼擴散、SE的制備及隧穿氧化層及多晶硅層的制備。TOPCon背表面為全鈍化，背面無需開槽，較PERC減少了激光開槽步驟。目前TOPCon產線可以在PERC產線上追加3,000-4,000萬元/GW投資進行

19、改造。根據CPIA的報告，2021年PERC電池產線單位投資額為1.94億元/GW，TOPCon電池產線單位投資額為2.2億元/GW。圖7：PERC與TOPCon主要工藝流程對比資料來源：長城國瑞證券研究所從設備投資構成來看，TOPCon電池產線中的硼擴散設備、隧穿氧化層及多晶硅層沉積設1111/3838備、前背表面鈍化膜設備（沉積SiNx、沉積AlOx）為主要支出項，占比分別約為14%、19%、23%。表3：中來8GW TOPCon電池設備投資明細工藝步驟工藝步驟設備名稱設備名稱總投資（萬元）總投資（萬元）單位投資（萬元單位投資（萬元/GW）投資占比（投資占比（%）清洗制絨清洗設備3,960

20、.001,080.004.9%制絨設備4,680.00硼擴散擴散設備24,100.003,012.5013.6%去除BSG和背結刻蝕設備6,800.00850.003.8%制備隧穿氧化層及多晶硅層POPAID設備34,500.004,312.5019.4%沉積SiNxPECVD設備27,880.003,485.0015.7%沉積AlOxALD設備12,750.001,593.757.2%絲印/燒結/測試印刷/燒結/測試29,043.003,630.3816.3%自動化產線16,000.002,000.009.0%自他輔助設備1,850.50231.311.0%工程安裝費用16,106.352,

21、013.299.1%合計177,699.8522,208.73100%資料來源：中來股份，長城國瑞證券研究所TOPCon電池在電池在BOS端性價比已經超過端性價比已經超過PERC。在N型TOPCon電池效率較PERC電池高1%，其他條件完全相同的情況下，TOPCon組件發電功率較PERC高3.6%。由此可以節省土地、線纜、人工等系統成本，最終帶來BOS成本下降約3.5%。以100MW的地面電站為例，預計可節約BOS成本0.07元/W。表4：PERC與TOPCon電池BOS成本對比技術類型技術類型單位單位單晶雙面單晶雙面PERCN型型TOPCon電池效率%23.5024.50電池尺寸mm1821

22、82組件功率（72片）W550570雙面率%6580單串組件數量片2828支架-單軸1P跟蹤支架單軸1P跟蹤支架逆變器-組串逆變器組串逆變器BOS成本%基準96.49資料來源：一道新能源，長城國瑞證券研究所2.2背鈍化層為增量環節，技術方案多點開花背鈍化層為增量環節，技術方案多點開花在TOPCon的核心加工工藝隧穿氧化層及多晶硅層沉積上，目前有四種工藝路線：（1）LPCVD制備多晶硅膜結合傳統的POCl3全擴散工藝；（2）LPCVD制備多晶硅膜結合離子注入磷工藝；（3）PECVD制備多晶硅膜并原位摻雜工藝；（4）PVD制備多晶硅膜并原位摻雜工1212/3838藝。采用PECVD和PVD方法可以

23、一次性完成氧化硅膜和多晶硅膜的制備。圖8：TOPCon電池工藝流程資料來源：中科院電工所，長城國瑞證券研究所以上四種工藝路線也可進行相互組合，如中來股份研發的POPAID（等離子氧化及等離子輔助原位摻雜技術）技術采用PECVD制備隧穿氧化層+PVD原位摻雜多晶硅層。目前來看，LPCVD沉積的薄膜質量更高，較PECVD設備有0.2%-0.3%的轉換效率優勢，是晶科能源已投產項目的主要工藝路徑。若采用POCl3擴散進行多晶硅層沉積，可以使用PERC產線的擴散爐，更適合PERC產線升級改造。LPCVD設備的缺點在于沉積過程中存在繞鍍，且無法實現原位摻雜，因此需要在完成背鈍化層沉積后增加磷摻雜和正面多

24、晶硅刻蝕兩個工藝步驟，會一定程度上降低生產效率。此外LPCVD設備沉積過程中溫度較高，石英舟和石英管有隱裂和碎管的情況出現，需要定期更換，后期加工成本更高。PECVD設備的優點在于沉積速率快，能夠實現原位摻雜，可以大大提高生產效率。隧穿氧化層的厚度為1-2nm，PECVD設備由于沉積速度較快，對隧穿氧化層均勻性的控制存在一定難度。多晶硅層沉積則不存在這種問題。PECVD設備的主要缺點是存在一定的繞鍍，在沉積完成后往往也需要增加多晶硅刻蝕工藝。PVD設備的優點在于無繞鍍，可以實現原位摻雜，但設備投資額偏高。中來股份采用了PVD設備原位摻雜沉積多晶硅層。1313/3838表5：三種設備的情況對比L

25、PCVDPECVD（管式）（管式）PVD設備投資低低高繞鍍嚴重小無不同尺寸兼容性適中適中高產能高適中高原位摻雜較難容易，SiH4+PH3容易，硅靶+PH3膜層質量較好一般，易爆膜較好耗氣量低高低特氣SiH4、PH3SiH4、PH3/B2H6、H2PH3易耗品成本高（石英舟、石英管）一般（石墨舟清洗）低（載板清洗）占地面積小小大能耗高中低優點工藝成熟度高氣體用量小成膜質量高設備投資少占地面積小工藝時間短（沉積速率快）易原位摻雜占地面積小無繞鍍工藝時間短易原位摻雜硅片尺寸兼容度高缺點繞鍍原位摻雜難能耗大石英耗材成本較高不同尺寸硅片兼容性差一定程度繞鍍膜層均勻性較差易爆膜氣體用量大不同尺寸兼容性差設

26、備投資大占地面積大資料來源：普樂新能源，長城國瑞證券研究所目前來看，LPCVD由于工藝相對成熟，在已建成的產線中應用比例更高，PECVD和PVD設備因其更高的生產效率在較多試驗線中處于工藝調試階段。三種設備各有優劣，不同電池片企業在工藝路線選擇上各有不同。從設備投資額看，隧穿氧化層及多晶硅層的設備投資額約為4,500-5,000萬元/GW，僅在建僅在建產能帶來的增量設備市場空間為產能帶來的增量設備市場空間為80.46億元億元-89.40億元。億元。2.3硼擴散、硼擴散、SE制備難度更高，帶來設備的增量空間制備難度更高，帶來設備的增量空間2.3.1硼擴散：設備需求量翻倍，技術門檻提高進入壁壘磷原

27、子半徑為0.110nm，硼的原子半徑為0.082nm，硅原子半徑為0.118nm，相對于磷，硼與硅的不匹配比例為0.75，在擴散過程中產生晶格張力，導致硼在硅中的擴散速率與固溶度要大幅低于磷。因此N型硅片硼擴散制備發射極的難度要大大高于P型硅片的磷擴散。硼擴散爐需求量較硼擴散爐需求量較PERC產線翻倍。產線翻倍。為了讓硼達到理想的摻雜濃度，需要更高的擴散溫度和擴散時間，這使得在硼擴散這一工藝步驟對與擴散爐的需求較傳統PERC產線翻倍。從中來股份和晶澳科技兩個電池片項目的擴散爐采購金額看，中來股份的單位投資成本為3012.5萬元/GW，晶澳科技的單位投資成本為1528.8萬元/GW。1414/3

28、838表6：中來股份與晶澳科技電池片項目擴散爐采購成本對比項目名稱項目名稱電池類型電池類型擴散爐（含自動化）擴散爐（含自動化）采購金額（萬元）采購金額（萬元）單位投資金額（單位投資金額（GW/萬元）萬元）中來股份16GW高效單晶電池智能工廠項目(一期8GW)TOPCon24,1003,012.5晶澳科技年產5GW高效電池項目PERC7,6441,528.8資料來源：中來股份公告，晶澳科技公告，長城國瑞證券研究所說明：中來股份為2021年定向增發項目、晶澳科技為2020年非公開發行項目硼擴散提高了技術門檻。硼擴散提高了技術門檻。目前高溫硼擴散采用的硼源主要為氯化硼（BCl3）和溴化硼（BBr3）

29、。BCl3常溫下為氣體，具有一定的安全隱患，且反應生成的Cl2腐蝕性更強，容易造成金屬污染。B-Cl鍵能更大，在相同擴散溫度下，BCl3較BBr3的利用率低。這些限制了BCl3的使用。BBr3常溫下為氣態，由氮氣攜帶進入高溫石英管，高溫下先與氧氣反應生成液態B2O3，經氮氣攜帶沉積在硅片表面并與硅反應生成硼原子，沉積過程發生的具體化學反應過程為：4BBr3+3O2 2B2O3+6Br22B2O3+3Si 3SIO2+4BSi+O2 SiO2工藝上看，硼擴散的技術難點在于：（1）擴散溫度一般在8501100，在這一溫度下，B2O3為液態，無法像氣體一樣自由擴散，受自身重力影響，硅片表面沉積的B2

30、O3質量分布極不均勻，不利于硅片表面的均勻摻雜；（2）B2O3對石英器件有很強的腐蝕作用，且溫度越低粘稠度越高，低溫下石英表面易形成硼硅玻璃，在石英爐門開關過程中極易粘接破壞石英舟，提高生產成本；（3）當表面硼摻雜量較多時極易造成硼在界面處的堆積，從而形成BRL(BoroNRichLayer)，對濕法刻蝕清洗工藝帶來很大的挑戰，所以對預沉積過程的通源擴散工藝提出了很高的要求，源流量不宜過大。上述三個問題的本質是B2O3在擴散溫度下為液態，使B2O3氣態化是解決上述問題的根本方法。目前的一種解決方案是采用低壓硼擴散爐，降低B2O3的沸點，使其在擴散溫度下成為氣態。另一種解決方案是采用濕法硼擴散設

31、備，在沉積過程中通入適當水蒸氣將B2O3變為氣態HBO2，改變中間產物類別，避免上述問題的產生。1515/3838圖9：濕法硼擴散設備示意圖資料來源：中電科四十八所，長城國瑞證券研究所總的來說，硼擴散對設備需求總量大幅提升，同時技術難度提升會一定程度上影響擴散設備的競爭格局。2.3.2 SE制備：激光設備大有可為PERC電池的選擇性發射極制備普遍是利用激光照射磷擴散后在硅片表面形成的磷硅玻璃，形成局部重摻雜。此方法僅需增加一套激光設備，投資成本低且生產效率高，成為了行業的首選。N型電池激光摻雜難度更高。型電池激光摻雜難度更高。N型電池的選擇性發射極制備需要進行硼擴散，上文提到硼的擴散速率低，采

32、用激光摻雜需要更高的功率以及更長的照射時間，會對硅片造成一定的損傷，帶來的效率提升較小甚至負提升。如何在保證硼摻雜濃度的情況下，最大程度減少對硅片的損傷是激光摻雜設備的核心研發方向。1616/3838圖10：激光摻雜法示意圖資料來源：高效晶體硅太陽能電池技術，長城國瑞證券研究所除了激光摻雜外，選擇性發射極制備的其他工藝路線包括絲網印刷硼漿法、氧化物掩膜擴散法以及離子注入法等。絲網印刷硼漿法。絲網印刷硼漿法。這種方法首先在N型襯底的正面進行硼擴散，然后在襯底正面電極對應的區域內絲印硼漿，接著經過高溫退火和硼漿清洗，在正面電極相對應的區域內形成P+摻雜區，其他區域內形成P+摻雜區。絲網印刷硼漿法的

33、缺點主要包括以下三點：（1）硼漿價格較貴；（2）硼漿會污染爐管，且硼漿去除也是一個問題；（3）需要增加退火設備，增加設備投資成本。氧化物掩膜擴散法。氧化物掩膜擴散法。這種方法是在清洗制絨后，在硅片表面制備一層薄的SiO2膜，然后用激光在金屬電極對應區域進行開槽，隨后在擴散爐進行擴散，最后形成開槽區域重摻雜，其他區域輕摻雜的選擇性發射極。氧化硅薄膜可以由擴散爐制備，只需增加激光開槽設備。圖11：氧化物掩膜擴散法制備SE示意圖資料來源：長城國瑞證券研究所1717/3838離子注入法。離子注入法。這種方法是在硅片的表面附上一個掩膜板（一般采用石墨材料）遮擋離子源，通過電場將離子加速，直接注入硅片未被

34、掩膜板遮擋的區域。摻雜的原子通常是未激活的，以原子基團的形式注入硅片表面，同時硅片表面由于受到高能量離子的轟擊而非晶化，所以離子注入后需要經過高溫退火。退火既可以修復表面的損傷層，又可以激活摻雜原子，并且在表面形成一層氧化膜。離子注入法需要離子注入機，設備成本高，性價比較低。圖12：離子注入法示意圖資料來源：高效晶體硅太陽能電池技術，長城國瑞證券研究所綜合來看，離子注入法和絲網印刷硼漿法由于自身的缺點，難以在工業生產中廣泛使用。激光摻雜法和氧化物掩膜擴散法最有可能被廣泛使用，雖然兩者的工藝存在較大差異，但從設備端來講，都需要在常規產線上增加激光設備。激光直接摻雜法的技術難度更高，相較于氧化物掩

35、膜擴散法的激光開槽設備會有一定的溢價。我們建議關注在光伏激光設備有較多積累的相關企業，尤其是在激光直接摻雜設備上有較我們建議關注在光伏激光設備有較多積累的相關企業，尤其是在激光直接摻雜設備上有較大突破的公司。大突破的公司。1818/38383 HJT：薄膜沉積為核心工藝，金屬化工藝為降本關鍵：薄膜沉積為核心工藝，金屬化工藝為降本關鍵3.1短期不具備成本優勢，長期降本路徑清晰短期不具備成本優勢，長期降本路徑清晰目前來看，異質結電池的單位成本不具備比較優勢，主要原因是異質結設備單位投資成本較高、漿料成本高。設備投資額遠超設備投資額遠超PERC和和TOPCon。2021年東方日升異質結產線的單位設備

36、投資預算為4.82億元/GW。目前異質結產線單位投資成本已有一定程度的下降，約為4-4.5億元/GW，相比于PERC產線的1.9億元/GW和TOPCon的2.2億元/GW，仍然較高。表7：2021年東方日升2.5GW異質結電池項目投資預算清洗制絨清洗制絨PECVD設備設備PVD設備設備絲網印刷絲網印刷測試分選及其他輔助設備測試分選及其他輔助設備合計合計總價（萬元）13,20063,00020,00014,00010,200120,400單位投資成本（萬元/GW）5,28025,2008,0005,6004,08048,160設備投資占比10.96%52.33%16.61%11.63%8.47%

37、100%資料來源：東方日升公告，長城國瑞證券研究所銀漿耗量高提高生產成本。銀漿耗量高提高生產成本。從單瓦銀漿耗量對比來看，現在PERC電池的銀漿耗量約15mg/w，TOPcoN約為20mg/w，HJT為25-30mg/w，幾乎是PERC的兩倍。異質結的低溫工藝需要使用低溫銀漿，進一步提升了漿料成本。異質結電池的漿料成本占總成本的25%左右。圖13：異質結電池成本構成資料來源：SolarZoom，長城國瑞證券研究所異質結效率的提升目前難以對沖成本的提高，在組件端的單位成本并未形成優勢，大規模量產需要成本端下降一定幅度后才可實現。這點從異質結現有產能情況上可以得到驗證，根據我們的不完全統計，目前異

38、質結的投產產能僅為8.1GW，且多數為中試線。異質結降本路線清1919/3838晰，未來潛能較大，國內的規劃產能達到了162.7GW。表8：國內異質結產能情況企業名稱企業名稱產地產地項目狀態項目狀態己建（己建（MW)在建在建/待建（待建（MW）備注備注阿特斯投產250愛康科技浙江湖州投產2501,750江蘇泰州設備定標6,000浙江長興開工8,000預計2022年底實現2GW產能江西贛州規劃5,000愛旭-投產200陜西千陽在建2,000一期1GW，預計2022年12月建成比太新能源安徽蒙城備案1,000東方日升江蘇常州投產500江蘇常州在建4,000浙江寧海在建5,000預計2023年4月投

39、產浙江義烏在建5,000高登賽能源&水發集團遼寧阜新規劃1,000水發集團山東東營規劃5,0002022年4月簽約國家電投江西南昌投產100國家電投&鉅能電力福建莆田規劃5,000國投電力&金石能源河北張家口規劃1,500海泰新能江蘇盅城規劃10,0002021年10月簽約海源復材/賽維江蘇高郵在建600計劃2022年10月進行產線調試華晟新能源安徽宣城投產2,7002022年6月投產安徽宣城在建4,800預計2023年Q3進行設備調試云南大理規劃5,0002022年5月簽約華潤電力浙江舟山廠房招標12,0002022年5月進行廠房招標淮寧能源科技江蘇鹽城開工2,000金剛玻璃江蘇吳江投產12

40、00甘肅酒泉規劃4,8002022年6月公告，項目建設周期18個月，分兩期建成。晉能山西太原投產200800晶澳江蘇揚州規劃200隆基樂葉陜西西安投產2001,200鉅能電力福建莆田6001,000鈞石能源福建豪州部分投產5001,500浙江舟山簽約10,000明陽智能江蘇鹽城設備定標5,0002021年5月公告，預計2025年全部投產潤陽&捷佳偉創江蘇鹽城設備簽約5,000山煤國際山西太原規劃10,000蘇州潞能江蘇張家港開工1,000預計2022年投產唐正能源山東東營簽約500中利集團江蘇常熟規劃1,0002020年非公開發行募資項目，后續發行終止。河北阜平5,000異質結電池產能分兩期建

41、設，一期2020/38382GW于2023年6月建設天合光能規劃250通威四川成都投產1,000安徽合肥投產200中威四川成都投產200800200MW2019年投產中建材江蘇江陰簽約5,000中天華昱光電江西上饒設備采購5,000金陽新能源福建南安規劃20,0002022年7月公告合計8,100162,700資料來源：TrendForce，各公司公告，各公司官網，環評公告，長城國瑞證券研究所異質結的降本路徑主要有三個方向：異質結的降本路徑主要有三個方向：（1）薄片化可大幅降低硅片成本。）薄片化可大幅降低硅片成本。異質結電池采用低溫工藝，加工溫度在200以下，且采用上下對稱結構，不會出現PER

42、C和TOPCon電池在高溫燒結過程中因材料熱膨脹系數不同而出現的曲翹、碎片現象，可以通過降低硅片厚度大幅降低硅片成本。目前主流PERC電池片厚度在160-170m，下降空間十分有限，而異質結電池厚度未來有望降至130m，使得硅片成本下降20%左右；（2）降低漿料成本。）降低漿料成本。為降低異質結電池銀漿消耗量，目前有多種技術路線在研發之中：在工藝方面，如采用絲網印刷結合多主柵（MBB）技術、激光轉印技術、銅電鍍技術等；在漿料方面如銀包銅等；（3）設備降本潛力大。）設備降本潛力大。異質結仍處于市場化的早期階段，設備端仍有較大的降本空間。設備的降本來自于兩個方面：一是設備端企業擴大產能帶來的規模效

43、應；二是設備生產效率提高帶來的單位投資成本降低。設備端可以從漿料和減少初始投資兩個方面助力成本降低，對于異質結電池的大規模產業化有著重要意義。3.2薄膜沉積：異質結核心環節，降本重要抓手薄膜沉積：異質結核心環節，降本重要抓手異質結電池結構是在N型硅片上下表面沉積大約5nm厚的本征非晶硅層（a-Si:H），隨后在前表面沉積大約10nm厚的硼摻雜P型非晶硅層（P型a-Si:H），在背表面沉積大約10nm厚的磷摻雜N型非晶硅層（N型a-Si:H），再在上下表面沉積透明導電氧化物層（TCO），最后制備金屬柵線。非晶硅的禁帶寬度在1.72eV左右，有利于異質結電池獲得更大的開路電壓，且能夠幫助異質結電池

44、實現較好的載流子選擇性。由于a-Si的帶隙大于c-Si（禁帶寬度為1.12eV），在正面結和背面結處都會由于能帶失配而形成導帶帶階EC和價帶帶階EV。在正面，較大的EC對電子會產生一個很高的勢壘，形成電子反射鏡，使得電子只能被集電極收集。在背面，EV2121/3838對空穴形成反射，使得空穴只能在正面結被收集。背面結導帶帶階EC較?。ù蠹s是EV的三分之一），不對電子向背面接觸的傳輸構成阻礙，因此背面a-Si:H(i/N)給電子輸運提供了優異的背接觸，給空穴的反射提供了優異的鈍化。非晶硅內部的缺陷較多，且電導率低，為了減少載流子的缺陷復合和非晶硅層的寄生光吸收，需要將非晶硅薄膜層的厚度控制在10

45、-15nm左右。TCO層的作用主要有兩個：（1）增加橫向導電性。）增加橫向導電性。非晶硅薄膜層的橫向電阻較大，電極無法從發射極收集足夠電流，需要TCO層增加橫向導電性；（2）減反射。）減反射。和PERC電池的SiNx功能類似。非晶硅層和非晶硅層和TCO層決定了異質結電池的質量，因此薄膜沉積是異質結電池的核心環節。層決定了異質結電池的質量，因此薄膜沉積是異質結電池的核心環節。圖14：異質結電池結構示意圖圖15：異質結電池能帶結構示意圖資料來源：鉅能電力，長城國瑞證券研究所資料來源：高效晶體硅太陽能電池技術，長城國瑞證券研究所非晶硅層和TCO層的沉積都有兩條技術路線。非晶硅層主要是采用等離子體增強

46、化學氣相沉積（PECVD）和熱絲化學氣相沉積（CAT-CVD），TCO層主要是反應等離子體沉積（RPD）和物理化學氣相沉積（PVD，以磁控濺射為主）。2222/3838圖16：異質結工藝路線圖資料來源：太陽能，長城國瑞證券研究所在非晶硅層沉積方面，PECVD優點是沉積速度快、膜均勻性好，缺點是等離子體對硅片表面產生轟擊。CAT-CVD是利用高溫熱絲催化作用使SiH4分解從而制備硅薄膜，優點是對界面轟擊較小，薄膜質量好，硅片鈍化效果好，但是其均勻性較差，且維護成本較高。目前來看，PECVD設備為市場主流，國內的理想萬里暉、福建鈞石、捷佳偉創、邁為股份都實現了該設備的量產能力。表9：部分企業異質結

47、中試線CVD設備企業企業HJT產能產能模式模式CVD設備設備節拍節拍單產單產臺數臺數金石能源600MWPECVD鈞石能源/泰興中智160MWCat-CVD日本真空2,400 wPh80MW2山西晉能200MWPECVDAM2,400wPh100MW1中威200MWPECVD理想3,200wPh100MW2合肥通威250MWPECVD邁為5,000wPh100MW1國電投100MWPECVDAM2,800wPhI00MW1東方日升60MWPECVD理想2,400wPh60MW1愛康200MWPECVDAM2,400wPh100MW2華晟350MWPECVD邁為8,000wPh350MW2150M

48、WPECVD理想4,500wPh150WM1阿特斯250MWPECVD邁為8,000wPh250MW1通威1,000MWPECVD邁為8,000wPh350MW1理想4,500wPh150MW1鈞石5,200wPh250MW22323/3838合計3,250MW資料來源：CPVS、長城國瑞證券研究所我們認為工藝路線之爭并不是當前階段非晶硅層沉積環節的主要矛盾，如何降低設備的投我們認為工藝路線之爭并不是當前階段非晶硅層沉積環節的主要矛盾，如何降低設備的投資成本推動異質結電池加快市場化進程才是當前設備廠商競爭的核心。資成本推動異質結電池加快市場化進程才是當前設備廠商競爭的核心。非晶硅沉積設備占異質

49、結設備總成本的比重在50%左右，降低PECVD設備成本對于降低設備總成本意義重大。提高提高設備生產能力與降低單位投資成本是一個硬幣的兩面設備生產能力與降低單位投資成本是一個硬幣的兩面，因為設備生產能力提高可以減少單位產能的設備需求量。為提高設備生產能力，目前業界有以下幾個方向：（1）管式）管式PECVD目前主流沉積非晶硅層的PECVD設備均為板式PECVD，主要原因在于板式PECVD設備使用頻率更高的射頻等離子體源，對硅片產生轟擊較小，生產的電池具有效率優勢。但板式PECVD設備采用平板式載板，基片平攤在載板上，使得PECVD設備的占地面積大，產能相對較低，設備投資成本高。管式PECVD設備采

50、用石墨舟結構，單批次裝片量大，生產效率更高，提高產能容易，可以大幅降低設備投資成本。生產管式PECVD的難點在于，石墨舟結構在高頻電源下工作不穩定，在生產中往往使用中頻等離子源，頻率越低對于硅片的損傷越重，因此管式PECVD的薄膜沉積質量往往不如板式PECVD。圖17：板式PECVD示意圖圖18：管式PECVD示意圖資料來源：中科院電工所，長城國瑞證券研究所資料來源：中科院電工所，長城國瑞證券研究所管式PECVD設備的占地面積更小、單臺設備產能更高，能夠大幅降低設備投資成本，能夠一定程度解決當前異質結電池設備投資成本較高的問題，研發的重點在于如何降低硅片損傷。捷佳偉創的管式PECVD已經量產定

51、型階段，有望將異質結電池投資成本降至3.5億元/GW。（2）多層復合膜技術）多層復合膜技術由于本征非晶硅和摻雜非晶硅膜層厚度不一樣，沉積所需時間也不同，這會帶來生產節拍的不一致。邁為股份提出一種新的方法，將摻雜非晶硅層分別在4個腔室中鍍制，匹配不同膜2424/3838層的生產節拍，提高硅片通量，進而提高設備的產能。此外，分開鍍膜可以將一層薄膜分成不同的子膜層，可以在摻雜濃度、氫稀釋率、溫度、功率、壓強等多種參數都有所變化，從而分區優化各部分的功能，提高膜層的性能。（3）改變設備構型）改變設備構型PECVD設備主要有線性串聯式和團簇并聯式兩種構型。線性串聯式是將每個沉積腔室按順序串聯起來，按照工

52、藝順序依次沉積。這種構型是目前國內企業普遍采用的，如邁為股份、理想萬里暉等，優點是結構簡單，傳遞容易，通常以輪軌傳遞即可。這種構型的缺點主要有兩個：一是各個腔室的節拍固定，因此在調整某一個腔室的沉積工藝參數時，不僅對該腔室的沉積速率產生影響，也會打亂整個工藝流程的時間序列，從而影響產線的產能；二是一旦有一個腔室出現問題，整個產線就會停下來，從而影響整個產線的開機率。團簇并聯式的設備的優點是工藝靈活，各個腔室之間相互影響小，一個腔室參數變化不會影響其他腔室鍍膜速率，設備的開機率高，但其需要機械手在不同腔室間傳遞電池片，傳遞工藝復雜。團簇式設備目前只有部分國外廠商采用，如INDEOTec、應用材料

53、、日本真空。圖19：理想萬里暉的U型串聯式PECVD圖20：INDEOTec的團簇式PECVD設備資料來源：理想萬里暉，長城國瑞證券研究所資料來源：INDEOTec官網，長城國瑞證券研究所TCO薄膜沉積環節也有兩種技術路線：PVD（物理氣相沉積）和RPD（反應等離子體沉積）。PVD設備原理是用輝光放電的等離子體在磁場約束下轟擊靶材，將靶材分子（主要為ITO）濺射到襯底上。由于襯底直接暴露在等離子體中，而HJT的非晶硅層厚度只有10-15nm，等離子體對于電池表面的轟擊對于性能影響較大。RPD設備用磁場將離子偏轉后轟擊靶材，避免了襯底暴露在等離子體中，減少了非晶硅層的損傷。RPD設備匹配的靶材為

54、IWO（INO+WO）,沉積的透明導電層結晶度高，有更好的透明度和電導率。RPD方法生產的異質結電池比PVD方法轉換效率提高0.5%-1%。RPD設備為日本住友公司開發，目前將中國的制造、銷售和二次開發權轉讓給捷佳偉創。2525/38383.3金屬化：異質結降本的關鍵環節金屬化：異質結降本的關鍵環節金屬化對于推動異質結成本的下降體現在降低銀漿使用量上，設備的發力方向主要為鋼板印刷技術、激光轉印以及銅電鍍技術。鋼板印刷和激光轉印是通過降低柵線寬度，提高高寬比的方式降低銀漿使用量。銅電鍍技術是使用賤金屬銅替代銀來降低銀漿使用量。3.3.1鋼板印刷技術鋼板印刷是在絲網印刷的基礎上演變來的，兩者的區別

55、主要是網版不同。鋼板印刷是在絲網印刷的基礎上演變來的，兩者的區別主要是網版不同。絲網印刷的網版是由不銹鋼織成的網紗上覆蓋一層PI（聚酰亞胺）膜，根據柵線圖形在網版上開口制成的。印刷時刮刀將網版上的漿料通過開口處轉移至電池片上。絲網印刷的電極形狀和網版張力、膜厚度、刮刀壓力、刮刀速度、下刀及離刀遲滯時間以及漿料特性有關。目前絲網印刷的柵線寬度約為40m，下降空間有限。圖21：絲網印刷示意圖資料來源：Solar Energy Materials and Solar Cells，長城國瑞證券研究所為了降低柵線寬度，邁為股份研發了全開口太陽能電池鋼板印刷技術。鋼板印刷所采用的網版是以平整、超強材質的合

56、金鋼片為原材料，通過物理、化學等加工手段形成均勻副柵。鋼板材料具有高強度、高穩定性、高耐磨性、高耐腐蝕等特性，可以確保鋼板網版尺寸的穩定性，且鋼板的印刷壽命高于目前市場主流的PI網版。傳統網版的細柵附著在絲網上，絲網的網節或鋼絲會阻擋網版透過漿料，導致印刷后柵線高低起伏、拓寬，影響電性能。全開口鋼板的細柵部分是100%的無遮擋結構，網版透漿料更順暢，柵線更平整、均勻，使電池柵線的形貌得以優化、電性能得以提升。2626/3838圖22：絲網印刷網版與全開口鋼板對比資料來源：邁為股份，長城國瑞證券研究所鋼板印刷可以實現：（1）柵線的高寬比達）柵線的高寬比達50%以上，以上，26微米寬，微米寬，13

57、-14微米高；微米高；（2）未來，鋼板開口可以進一步降低，線寬控制到）未來，鋼板開口可以進一步降低，線寬控制到20微米；微米；（3）兼容）兼容210mm硅片尺寸，柵線數量可比絲網印刷增加一倍，推動硅片尺寸，柵線數量可比絲網印刷增加一倍，推動HJT電池效率進一電池效率進一步提高。步提高。由此鋼板印刷可以在提高柵線質量的基礎上，較絲網印刷減少由此鋼板印刷可以在提高柵線質量的基礎上，較絲網印刷減少20%的銀漿耗量。的銀漿耗量。3.3.2激光轉印技術激光轉印技術是以色列的Utilight公司（現為帝爾激光子公司）開發的一種非接觸印刷技術。激光轉印過程有兩步：首先將金屬漿料預壓至透明聚合物薄膜的凹槽中，

58、然后將薄膜移動到電池上方的印刷位置并用波長為1,070nm的激光照射。激光透過聚合物薄膜作用至金屬漿料上，漿料中的有機成分蒸發使漿料脫落，進而轉移至電池上。2727/3838圖23：激光轉印過程資料來源：Investigation of Thick-Film-Paste Rheology and Film Material for Pattern Transfer Printing(PTP)Technology，長城國瑞證券研究所激光轉印形成的柵線形狀相較于絲網印刷更細、高寬比更高、形狀更均勻。激光轉印形成的柵線形狀相較于絲網印刷更細、高寬比更高、形狀更均勻。通過改變聚合物薄膜上凹槽的形狀可以

59、進一步優化柵線形狀。根據帝爾激光公告，激光轉印可以將柵線做到18m以下，節省30%漿料成本。目前帝爾激光的激光轉印設備已經交付電池廠進行驗證。圖24：不同凹槽形狀形成的柵線資料來源：Finger metallization using Pattern transfer Printing technology for c-Si solar cell，長城國瑞證券研究所3.3.3銅電鍍技術銅電鍍電極的電阻更小，成本更低。銅電鍍電極的電阻更小，成本更低。異質結電池的低溫工藝要求漿料的燒結、退火溫度低2828/3838于250，這使電極的導電型變差，低溫銀漿制成的柵線電阻為610cm，是高溫漿料的3-

60、6倍，給異質結電池帶來更大的串聯電阻。低溫銀漿更貴的價格以及更差的導電性能使銅電鍍技術成為研究熱點。銅電鍍是利用電解還原的原理在TCO層上制備銅電極，工藝步驟比較復雜。按照大的工藝按照大的工藝工藝類型，可以將銅電鍍過程分為圖形化和金屬化。工藝類型，可以將銅電鍍過程分為圖形化和金屬化。直接在TCO膜上電鍍金屬電極是非選擇性的，而且直接電鍍的金屬電極與TCO膜的之間的附著力較差，容易脫落，因此需要先通過圖形化工藝實現選擇性電鍍，并增加金屬與TCO層之間的附著力。圖形化的具體工藝步驟是首先在TCO層上使用PVD沉積一層厚度約為100nm的種子金屬層，目的是增加金屬的附著力。然后在種子金屬層上噴涂一層

61、感光膠、并經過曝光顯影形成圖形化區域，目的是實現選擇性電鍍。圖25：銅電鍍工藝步驟資料來源：CPVS，長城國瑞證券研究所圖形化工藝后，通過電鍍在圖形化區域制備銅電極，再去掉感光膠和種子金屬層，最后使用PVD沉積焊接層完成銅電鍍的全部工藝。2929/3838圖26：銅電鍍金屬化過程資料來源：Patterning for Plated Heterojunction Cells，長城國瑞證券研究所圖27：銅電鍍工藝流程示意圖資料來源：硅異質結太陽電池接觸特性及銅金屬化研究，長城國瑞證券研究所銅電鍍工藝的缺點有以下幾個方面：（1）銅柵線的附著力小于銀柵線，在組件生產過程中有脫落風險；（2）銅柵線容易氧

62、化。銅的化學穩定性要弱于銀，在空氣中氧化速度較快，容易導致組件失效；（3）工藝復雜度較高。雖然降低了漿料成本，但設備投資成本目前較高。目前國內的電池企業如隆基綠能、通威股份、愛旭股份、海源復材等都在布局銅電鍍工藝。設備廠商捷佳偉創、鈞石能源、捷德寶等在進行銅電鍍的研發，其中捷德寶提供銅電鍍的整線解決方案，并于2021年11月與海源復材簽署了設備買賣框架合同。此外一些PCB板的電鍍設備廠商如東威科技、羅伯特科也有布局光伏銅電鍍設備。3030/38384 IBC：平臺型技術，掩膜、激光、刻蝕設備為主要增量：平臺型技術，掩膜、激光、刻蝕設備為主要增量4.1平臺型技術，可結合平臺型技術，可結合TOPC

63、on、異質結結合、異質結結合IBC（interdigitated back-contract）電池稱為指交叉背接觸電池，是將發射區電極和基區電極都放置于電池背面，從而減少電池柵線對陽光的遮擋，提高電池轉換效率。2017年Kaneka制作的背接觸電池刷新了記錄，電池轉換效率達到了26.63%。圖28：IBC電池結構示意圖資料來源：高效晶體硅太陽能電池技術，長城國瑞證券研究所從電池結構上看，從電池結構上看，IBC電池結構有以下幾個優點：電池結構有以下幾個優點：（1）PN結、基底與發射區的接觸電極以叉指形狀全部處于電池的背面，正面沒有金屬電極遮擋，因此具有更高的短路電流密度（Jsc）；（2）正面不需

64、要考慮電池的接觸電阻問題，可以最優化地設計前表面場和表面鈍化，提升電池的開路電壓；（3）正負電極全部在背面，可以采用較寬的金屬柵線來降低串聯電阻（Rs），從而提高填充因子（FF）。平臺型技術，可降低平臺型技術，可降低TOPCon和和HJT非硅成本。非硅成本。由于IBC電池是電極結構創新，因此可以和其他類型電池很好的結合，與TOPCon電池結合成為TBC電池，與異質結電池結合成為HBC電池。TBC和HBC除了可以提高TOPCon和HJT電池的轉換效率外，因其只在背面制備電極可以減少銀漿用量，降低漿料成本。對于HBC，正面可以使用SiNx作為減反射膜，背面不需要考慮透光性，可以采用AZO等低成本T

65、CO膜，進一步降低非硅成本。3131/3838圖29：TBC電池結構示意圖圖30：HBC結構示意圖資料來源：SunPower，長城國瑞證券研究所資料來源：N型HBC太陽電池的性能仿真與結構優化，長城國瑞證券研究所IBC電池的技術難點在于如何在電池背面制備出質量較好、呈叉指狀間隔排列的電池的技術難點在于如何在電池背面制備出質量較好、呈叉指狀間隔排列的P區和區和N區摻雜區，且兩者要實現電學隔離。區摻雜區，且兩者要實現電學隔離。由于結構復雜，IBC電池工藝異常復雜。工藝步驟較長使得IBC電池的生產成本和設備投資成本明顯高于同類型的底層電池技術。表10：不同電池技術對比電池工藝電池工藝P-PERC(基

66、準基準)TOPConHJTIBC經典經典IBCTBC經典經典HBC實驗室效率24.06%(隆基)26.0%(Fraunhofer)26.3%（隆基）25.2%(SunPower)26.1%(Fraunhofer)26.63%(Kaneka)量產效率22.8%-23.2%23.5%-24.5%23.5%-24.5%23.5%-24.5%24.5%-25.5%25%-26.5%量產難度工序中等；難度低工序多；難度中低工序少；難度中高工序多；難度中高工序多；難度中高工序多；難度高生產成本0.6-0.8元/W0.7-0.9元/W1.0-2.0元/W1.0-2.0元/W1.0-2.0元/W1.2-2.2

67、元/W銀漿耗量80mg/片100-120mg/片200-220mg/片低于雙面PERC低于雙面TOPCon低于HJT薄片化170-190m150-160m90-140m130-150m130-150m90-140m產線兼容性目前主流產線可由升級PERC產線完全不兼容PERC兼容部分PERC兼容TOPCon兼容HJT設備投資2億元/GW2.5億元/GW4.5億元/GW3億元/GW3億元/GW5億元/GW量產成熟度已成熟已成熟即將成熟已成熟即將成熟即將成熟2022年產能預測200GW以上30GW以上10GW以下4GW以下約3GW約1GW資料來源：普樂科技，長城國瑞證券研究所4.2掩膜、激光、刻蝕設

68、備為主要增量環節掩膜、激光、刻蝕設備為主要增量環節為制備背面呈叉指式間隔排列的P區和N區，需要用到掩膜、開槽和刻蝕工藝。以HBC電池為例，首先在襯底背面沉積本征非晶硅和硼摻雜非晶硅，再使用PECVD或APCVD設備3232/3838鍍掩膜（常用SiNx），然后利用激光開槽將掩膜圖形化，隨后對開槽處的本征非晶硅層和硼摻雜非晶硅層進行刻蝕，露出襯底，隨后沉積本征氫化非晶硅層和磷摻雜非晶硅層，再將沉積在掩膜上的非晶硅層和掩膜一同刻蝕掉形成叉指狀的P區和N區。在沉積TCO層后，在P區和N區接觸處使用激光開槽，將兩者隔離。圖31：TBC和經典HBC工藝流程資料來源：普樂科技，長城國瑞證券研究所從下圖可以

69、看出HBC電池制備過程需要用到一次掩膜工藝、兩次激光開槽與刻蝕工藝。TBC制備過程需也要用到一次掩膜和刻蝕工藝、兩次激光開槽工藝。掩膜工藝所需的掩膜工藝所需的PECVD/APCVD設備、激光開槽所需的激光設備、刻蝕所需的濕法刻蝕設備是背接觸電池的設備、激光開槽所需的激光設備、刻蝕所需的濕法刻蝕設備是背接觸電池的主要增量設備。主要增量設備。此外，TBC設備還需增加硼摻雜多晶硅沉積設備。3333/3838圖32：HBC叉指式電極制備流程資料來源：長城國瑞證券研究所總的來看，背結觸電池所需的掩膜工藝導致工藝流程過長，設備投資成本較高。研發工藝簡單的背結觸電池工藝是產業的主要方向。瑞士的CSEM聯合設

70、備廠商Meyer Burger和EPFL提出了低成本的Tunnel-HBC電池工藝，Voc達到了745mV，電池轉換效率高達25.35%。圖33：Tunnel-HBC電池結構示意圖資料來源：CSEM，長城國瑞證券研究所Tunnel-HBC的特點在于：（1）只需要N區圖形化，設備自帶mask，省略了原掩模工序；（2）P區直接覆蓋整個背面，不需要對準，省略了原開槽和刻蝕工序；3434/3838（3）從雙面本征非晶硅到背面兩層摻雜納米晶硅層，可用一個設備連續沉積，適合大規模生產；（4）TCO層采用了更便宜AZO（Al:ZNO）材料。Tunnel-HBC技術可以將工藝流程減少到10步，大大減少了生產成

71、本，但Tunnel-HBC也有其自身缺點：（1）P區和N區沒有隔離，為防止短路，空穴收集材料必須具有低橫向電導性能；（2）自帶mask的PECVD設備，造價昂貴，國內目前沒有設備企業跟進；從產業化的角度看，目前愛旭股份和隆基綠能進行了比較大規模的產能布局。愛旭股份的珠海6.5GW和義烏2GWABC電池產能將在今年建成。隆基綠能泰州的4GW技改HPBC項目同樣將在年內建成。無論是ABC和HPBC，都是IBC電池的一種，區別在于底層電池技術的差異。表11：國內背接觸電池產能布局情況（不完全統計）企業名稱企業名稱產地產地項目狀態項目狀態己建（己建（MW)在建在建/待建待建（MW）備注備注中來股份浙江

72、衢州規劃3,0002017年公告，目前尚未建成愛旭股份-投產300廣東珠海在建6,500預計2022年三季度投產浙江義烏在建2,000規劃10GW，首期2GW，預計2022年投產黃河水電青海西寧投產200隆基綠能江蘇泰州在建4,0002022年1月環評，預計今年投產資料來源：公司公告，公司官網，環評公告，長城國瑞證券研究所3535/38385 相關設備公司相關設備公司5.1邁為股份邁為股份邁為股份是一家集機械設計、電氣研制、軟件算法開發、精密制造裝配于一體的高端設備制造商。憑借多年來優異的自主研發能力、產品質量與售后服務體系，邁為股份打破了外國廠商在光伏絲網印刷設備領域的壟斷，成為全球光伏絲網

73、印刷設備的龍頭企業，實現了光伏絲網印刷制造設備領域的國產化替代。邁為股份主營產品為太陽能電池生產設備，主要應用于光伏產業鏈的中游電池片生產環節，包括HJT太陽能電池PECVD真空鍍膜設備、HJT太陽能電池PVD真空鍍膜設備、全自動太陽能電池絲網印刷機等主設備以及自動上片機、紅外線干燥爐、測試分選機等生產線配套設備。邁為股份的異質結設備市場化程度領先。邁為股份的異質結設備市場化程度領先。根據已公開的公告，邁為股份2021年至今中標的異質結設備容量已經達到8.7GW，其中整線設備8.45GW。表12：邁為股份異質結設備部分中標情況（僅含已公告訂單）時間時間客戶客戶采購設備采購設備采購容量（采購容量

74、（MW）2022.07愛康科技異質結整線設備1,2002022.04印度信實工業異質結整線設備4,8002021.12REC異質結整線設備4002021.11愛康科技異質結整線設備6002021.07金剛玻璃異質結整線設備1,2002021.03安徽華晟異質結整線設備2502021.03安徽華晟制絨+PVD+絲網印刷設備250資料來源：公司公告，長城國瑞證券研究所2021年公司營業收入30.95億元，同比增長35.44%，實現凈利潤6.27億元，同比增長62.02%。2021年公司毛利率為38.30%，同比提升4.28Pct，凈利率20.25%，同比提升3.32Pct。圖34：2015-202

75、1邁為股份營收及凈利潤情況圖35：2015-2021邁為股份毛利率及凈利率情況資料來源：Wind，長城國瑞證券研究所資料來源：Wind，長城國瑞證券研究所3636/38385.2捷佳偉創捷佳偉創捷佳偉創成立于2007年，是一家系國內領先的晶體硅太陽能電池生產設備制造商，主營PECVD設備、擴散爐、制絨設備、刻蝕設備、清洗設備、自動化配套設備等太陽能電池片生產工藝流程中主要設備的研發、制造和銷售。捷佳偉創是目前光伏設備企業中對各種電池技術工藝路線布局最全的一家公司。在TOPoN的氧化硅及多晶硅沉積上，公司有LPCVD設備和管式PECVD三合一兩種。在異質結的非晶硅薄膜沉積上，公司有板式PECVD

76、、管式PECVD及Cat-CVD設備三種技術路線。在異質結的TCO層沉積上，公司有PVD、RPD和PAR三種技術路線，其中RPD和PAR設備為公司獨有。表13：捷佳偉創產品矩陣電池技術電池技術工藝及所需設備工藝及所需設備PERC工藝步驟清洗制絨磷擴散鍍膜金屬化設備單晶槽式制絨設備槽式堿拋光設備鏈式酸拋光清洗設備管式擴散氧化退火爐管式PECVD氮氧化硅淀積爐管式PECVD氧化鋁淀積爐網鏈式燒結爐激光開槽設備絲網印刷TOPCon工藝步驟清洗制絨硼擴散鍍膜金屬化設備單晶槽式制絨設備槽式堿拋光設備鏈式酸拋光清洗設備管式硼擴散爐管式LPCVD管式PECVD三合一設備絲網印刷直線印刷機橫向卷紙印刷機HJT

77、工藝步驟清洗制絨非晶硅薄膜沉積TCO層沉積金屬化設備單晶槽式制絨設備槽式堿拋光設備鏈式酸拋光清洗設備管式PECVD板式PECVDCat-CVDPVD/RPD/PAR絲網印刷資料來源：捷佳偉創官網，公司公告，長城國瑞證券研究所公司2021年實現收入50.47億元，同比增長24.80%，實現凈利潤7.14億元，同比增長39.45%。公司2021年毛利率為24.60%，同比下降1.83Pct，凈利率為14.14%，同比提升1.49Pct。圖36：2015-2021捷佳偉創營收及凈利潤情況圖37：2015-2021捷佳偉創毛利率及凈利率情況資料來源：Wind，長城國瑞證券研究所資料來源：Wind，長城

78、國瑞證券研究所3737/38385.3帝爾激光帝爾激光帝爾激光成立于2008年，于2019年在創業板上市。主營業務為精密激光加工解決方案的設計及其配套設備的研發、生產和銷售，是國內首次將激光技術導入光伏太陽能電池路線的國家高新技術企業。帝爾激光是行業內少數能夠提供高效太陽能電池激光加工綜合解決方案的企業，客戶包括隆基股份、通威股份、愛旭科技、晶科能源、晶澳太陽能、天合光能、阿特斯太陽能、韓華新能源、東方日升等知名光伏企業。公司目前的主要產品包括PERC激光消融設備、SE激光摻雜設備、MWT系列激光設備、全自動高速激光劃片/裂片機、LID/R激光修復設備、激光擴硼設備等激光設備，PERC激光消融

79、和SE激光摻雜設備的市場占有率處于行業領先水平。公司是國內激光轉印技術的領先者，已完成實驗室論證和量產化技術儲備。從公司的目前驗證情況看，激光轉印的優勢在于：（1）激光轉印的柵線更細，現在可以做到18微米以下，漿料節省更多，在PERC上已經得到論證，在TOPCon、HJT等路線上的節省量會更高。（2）印刷高度一致性、均勻性優良，誤差在2m，低溫銀漿也同樣適用。（3）可以改變柔性膜的槽型，根據不同的電池結構，來實現即定的柵線形狀，改善電性能。（4）激光轉印為非接觸式印刷，可以避免擠壓式印刷存在的隱裂、破片、污染、劃傷等問題。2021年公司實現收入12.57億元，同比增長17.26%，實現凈利潤3.81億元，同比增長2.14%。公司2021年毛利率為45.42%，較2020年下降1.12Pct，凈利率為30.32%，較2020年下降4.48Pct。圖38：2015-2021帝爾激光營收及凈利潤情況圖39：2015-2021帝爾激光毛利率及凈利率情況資料來源：Wind，長城國瑞證券研究所資料來源：Wind，長城國瑞證券研究所