電池片的技術進步，仍是光伏各環(huán)節(jié)眾多技術迭代中影響最大的方向，繼P型PERC電池實現(xiàn)普及并逐漸接近其理論極限后，N型電池開始受到業(yè)內更多的關注，相關研究與產業(yè)化探索大幅加速。相對而言，新進入者更傾向HJT路線，也獲得了一定的進展；同時，眾多的原有光伏組件/電池企業(yè)在TOPCon方向也加大投入，并在近幾年獲得了較大進展，而且在當前的小規(guī)模階段就已獲得了相對PERC的一定經濟性。預計TOPCon將在今明年開始規(guī)模應用，在技術變革的先發(fā)紅利期，優(yōu)勢企業(yè)將有較好的收益。
摘要
電池片領域醞釀著新一輪技術進步。過去十幾年間，產業(yè)化的主流晶硅電池方案經歷了由Al-BSF向PERC的轉變，當前PERC效率越來越接近其理論極限，因此N型電池成為更受關注的方向。TOPCon在PERC的基礎上更換為N型襯底，增加隧穿氧化層及多晶硅層，降低載流子復合，實現(xiàn)效率的顯著提升，晶科2021年10月創(chuàng)造的25.4%的效率紀錄較PERC高出近2個點，而TOPCon也是過去三年唯一實現(xiàn)2個點以上效率提升的主流方案，并且N型TOPCon在衰減率、雙面率、溫度系數(shù)方面也有較大優(yōu)勢。
TOPCon已有經濟性優(yōu)勢且將繼續(xù)放大。基于當前效率測算，TOPCon組件功率增益達5-6%，電量增益在4-5%，貢獻0.08-0.15元/W成本攤薄，實際上目前N型TOPCon電池/組件的溢價已達0.1-0.14元/W。成本端，參考CPIA數(shù)據(jù)過去3年間TOPCon銀漿用量下降20+%、設備投資已降至2億/GW，較PERC的非硅成本增量壓縮到0.04-0.08元/W，考慮N型硅片純度要求及尚未規(guī)?；懂a帶來的2-3分硅成本加成，電池的成本增加大致在0.06-0.1元/W，而其面向客戶的發(fā)電量與BOS成本優(yōu)勢帶來的溢價，已經能夠完全覆蓋該成本增量，考慮TOPCon規(guī)?；蟮男侍嵘统杀具M一步下降，其相較于PERC的優(yōu)勢將相應的進一步增強。
TOPCon將在今年開始規(guī)模推廣。晶科能源在今年的1、2月份先后投產兩條8GW的TOPCon電池產線，拉開了產業(yè)化帷幕；同時，鈞達股份、中來股份等企業(yè)都披露了8GW以上的電池擴產計劃，預計到明年年初TOPCon產能有望超過40GW，2022年可能就是TOPCon放量的元年。TOPCon的核心工藝、主要裝備等環(huán)節(jié)有較高的難度，并且還在較快的迭代，預計領先的企業(yè)有望在TOPCon的推廣階段獲得比較好的投資回報。
投資建議：繼續(xù)推薦隆基股份、晶澳科技、通威股份；
推薦與關注：晶科能源、鈞達股份、中來股份、天合光能；相關設備與輔材可關注，捷佳偉創(chuàng)/連城數(shù)控/帝爾激光/金辰股份(機械)、蘇州固锝/帝科股份(電子)。
風險提示：TOPCon產業(yè)化進度不及預期；技術迭代風險；光伏裝機不及預期；產業(yè)鏈價格波動風險。
一.光伏發(fā)電原理及路線演變
1、電池原理及提效原則
太陽能電池整體結構是基于大面積的PN結，在光照條件下，能量大于帶隙的光子可以激發(fā)半導體材料中的電子由價帶躍遷至導帶，形成電子-空穴對（電子吸收光子能量），在PN結內建電場的作用下，光生電子-空穴對分離，產生電勢，當外電路接通，電子將通過外電路對外做功，實現(xiàn)光能向電能的轉化（電子能量下降后回到負極，完成完整的電路循環(huán)）。
組件全生命周期發(fā)電量與項目投資運營成本是計算光伏電站項目收益的主要變量，光伏電池環(huán)節(jié)技術迭代也在持續(xù)圍繞“增效”+“降本”展開。從發(fā)電量角度看，光電轉換效率、衰減率、雙面率、弱光表現(xiàn)、溫度系數(shù)等是主要的影響因素。
1）光電轉化效率
光電轉換效率指到達太陽能電池表面的光能有效轉變?yōu)殡娔艿谋壤?，即?Pm/Pin=VOCISCFF/Pin。光伏電池效率損失的主要來源可以分為1）光學損失（低能光子損失等）、2）電學損失（接觸電壓損失等）兩類，提效的技術方案多從增加入射光照量（減反射）、減少復合（鈍化）、降低電學損失等幾個維度入手。
注：光伏電池電壓、電流輸出隨負載等效電阻變化，得到V-I特性曲線。當VI乘積最大時，對應最大功率輸出點Pm，此時的電壓、電流稱之為最佳工作電壓Vm、最佳工作電流Im。當外電路處于開路、短路狀態(tài)時，可測電池的開路電壓VOC、短路電流ISC，當電池處在正常工作狀態(tài)下，由于外電阻的存在，電池輸出電壓、電流均小于VOC、ISC，而填充因子FF定義為最大功率與VOC、ISC乘積的比值，即FF=Pm/（VOCISC）。
2）衰減率：太陽能電池在應用過程中效率逐漸下降，相同光照條件下發(fā)電量隨時間增長下滑：
PID（電勢誘導衰減，Potential Induced Degradation）：光伏組件受外界條件影響，玻璃與EVA等封裝材料間在負偏壓下存在漏電流，造成電荷積聚在電池表面，惡化電池表面鈍化效果，造成載流子復合，影響VOC、ISC 及FF。
LID（光致衰減，Light Induced Degradation）：狹義光衰指初始光衰（大部分組件首年的1-2%的衰減受到BO-LID影響），由于硅片中存在氧元素留存，摻硼P型硅片中，硼氧產生復合體，成為捕獲少子的缺陷中心，降低少子壽命。
LeTID（熱輔助衰減，Light and elevated Temperature Induced Degradation）：LeTID普遍存在于多種類型電池中，其機理有多種解釋，如UNSW將LeTID衰減原因歸結于氫誘導劣化（HID）。
2、晶硅電池技術演進回顧
1954年美國貝爾實驗室實現(xiàn)單晶硅電池突破，光電轉換效率6%。而早期晶硅電池造價很高，主要應用在航天領域。上世紀八十年代，減反射、鈍化、金屬化工藝的突破優(yōu)化，推動晶硅電池實驗室效率進入20+%的階段，加速了太陽能電池的產業(yè)化進程，時至今日，晶硅太陽能電池規(guī)?；瘧玫募夹g方案主要包括早期的BSF電池及當前的PERC方案。
1）BSF：較早實現(xiàn)規(guī)?；瘧玫腁l-BSF（Aluminum-Back Surface Field）主體結構基于P型襯底（基極），在表面摻雜磷源，形成發(fā)射極，并與襯底形成PN結。其表面采取SiNx減反射，背面采用Al背場，實現(xiàn)了電池效率的大幅提升，但BSF電池仍然存在背面復合率高、鋁背場對長波利用率低等問題。
2）PERC：1989年由UNSW提出的PERC（Passivated Emitter and Rear Cell，鈍化發(fā)射極和背面電池），其主要的優(yōu)化點體現(xiàn)在：
1）選擇性發(fā)射極SE：正面區(qū)別常規(guī)晶體硅電池在發(fā)射極均勻摻雜的思路，PERC電池在金屬柵線附近進行高濃度摻雜深擴散，其他區(qū)域采取低濃度摻雜淺擴散，實現(xiàn)了接觸電阻的有效降低，提升FF，降低載流子表面復合速率改善鈍化，同時改善電池短波光譜響應等，平衡接觸電阻和光子收集間的矛盾。
2）AlOx/SiNx背面鈍化：背面沉積AlOx/SiNx疊層鈍化膜（P型襯底），提升背面長波反射能力，飽和晶體硅邊界的懸空鍵，且高負電荷密度形成高效場鈍化。
3）背面金屬局部接觸：PERC在鈍化層局部開孔兼顧減小復合和電流傳導金屬化的要求。局部接觸造成了PERC電流傳導由BSF的單一縱向增加二維的橫向傳導，因而背面開孔深度、布局等對電阻、復合等有較大的影響。
3、新電池技術方案多樣化
光伏電池技術經歷多輪迭代，按產業(yè)化成熟度分，可以大致分為1）PERC主流成熟期路線、2）TOPCon、HJT發(fā)展導入期路線、3）IBC、鈣鈦礦等前沿方案。目前PERC電池量產效率接近理論極限24.5%，且降本進程趨緩，進一步降本增效要在技術方案上突破。
二.TOPCon已有一定經濟優(yōu)勢，并且將繼續(xù)放大
1、TOPCon電池原理及技術路線
N型TOPCon（隧穿氧化層鈍化接觸，Tunnel Oxide Passivated Contact）電池大體是基于PERC電池的基礎架構，主要變化體現(xiàn)在：
其一將襯底由P型換為N型，N型半導體少子壽命高，基本無硼氧復合，且對金屬污染寬容度更高；
其二在背面結構中，先增加1-2nm的隧穿氧化層SiOx，再沉積一層摻雜多晶硅n poly Si，形成背面鈍化接觸結構。隧穿氧化層提供了良好的化學鈍化性能，大幅降低了界面復合，同時允許多數(shù)載流子有效地隧穿通過到摻雜多晶硅層。摻雜的多晶硅層與基體形成n+/n高低場，阻止少數(shù)載流子運動至表面，形成選擇性鈍化接觸。
TOPCon工藝路線差異主要體現(xiàn)在多晶硅生長及氧化層的制備上，目前主流的技術方案包括LPCVD、PECVD、PVD等（習慣以多晶硅層制備方式簡稱）。
LPCVD方案，即隧穿氧化層采取熱氧，多晶硅層采取LPCVD方案（本征+離子注入/磷擴），技術工藝相對成熟，鈍化效果好，但成膜速度較慢，需附加解決繞鍍問題；
PECVD方案，即隧穿氧化層采取PEALD方案，氧化層均勻，PECVD形成多晶硅層，成膜速度快，但造成H無法釋放，存在H含量高，易爆膜的困擾；
PVD方案，由PECVD形成氧化層，PVD完成多晶硅沉積，成膜速度較快且基本無繞鍍影響。
2、實現(xiàn)電池效率和發(fā)電量的大幅提升
優(yōu)勢1：TOPCon發(fā)電效率更高，提效路徑明確、空間大。
TOPCon電池基于N型襯底的，少子壽命更長，隧穿氧化層的選擇性透過能力大幅減少載流子復合造成的損失，同時配合SMBB等工藝減少正面柵線阻擋，TOPCon電池效率較PERC有1pct以上的優(yōu)勢。
同時TOPCon電池仍處在產業(yè)化的初期，提效幅度、速度均更快。以CPIA口徑統(tǒng)計，2018年以來TOPCon電池效率提升2.5個百分點，同期PERC提效幅度為1.3個百分點，PERC電池在周期中后段接近理論極限，提效進程明顯不及TOPCon。而目前TOPCon量產效率與超過28%的理論極限仍有很大的優(yōu)化空間，提效路徑也更為明確。
優(yōu)勢2：高雙面率、低衰減等提升全周期發(fā)電量
根據(jù)晶科能源產品白皮書披露，N型TOPCon電池雙面率可以達到85%，較PERC 70%左右的雙面率明顯提高，折算至綜合效率端大致形成1pct左右的效率優(yōu)勢。
同時由于N型襯底少子壽命更長，受雜質影響小，同時基本上消除了硼氧復合造成的LID，TOPCon組件首年衰減優(yōu)化至1%，年衰減幅度較P型明顯減少，且弱光表現(xiàn)更好，溫度系數(shù)更優(yōu)，提升全生命周期發(fā)電量。實例測算全周期發(fā)電量優(yōu)勢達到4-5%。
3、能更好兼容PERC產線與工藝
1）與既有PERC產線兼容度高
從硅料/硅片環(huán)節(jié)看，TOPCon采用N型襯底，對硅料純度要求較P型更高，目前硅料企業(yè)新產線基本上滿足N型需求。N型硅片拉晶過程要求熱場等輔材雜質含量更低，切片厚度與PERC大體一致。總體上在上游硅料、硅片重資產環(huán)節(jié)不涉及設備更替；
從電池制備環(huán)節(jié)看，TOPCon相比PERC增加/替換的主要設備為B擴散、隧穿氧化層及poly Si沉積設備，其余環(huán)節(jié)基本與PERC產線兼容；
從組件制備環(huán)節(jié)看，TOPCon通常配合SMBB減少銀漿用量，此時要求串焊機做相應調整（若不改變主柵線數(shù)目則無需調整），高溫工藝的TOPCon在組件端同樣適配PERC產線。
總體來看，TOPCon與PERC工藝大多部分還比較接近，不僅是有改造升級空間，更重要的是可以充分利用現(xiàn)有的產業(yè)工人與成熟工藝。
2）投資強度逐漸接近PERC，改建主要考慮預留空間
參考CPIA統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2021年PERC產線投資額約1.94億/GW，TOPCon產線為2.2億/GW，新建產線投資強度已經和PERC接近。調研反饋當前實際的PERC產線投資額已經降至1.5億/GW以下，而TOPCon產線投資額也降至2億/GW上下，疊加產線生命周期造成的折舊年限差異以及供需造成的排產差異，新建TOPCon產線平攤至單W折舊額已經接近PERC。
從改建角度看，PERC產線需要增加的投資額（包括硼擴、沉積設備等）大致在0.4-0.6億/GW，投資額并不高，制約PERC產線改造的因素主要在技術方案和預留場地空間上（硼擴速度慢于磷擴，增加設備投入）。大部分2020年以后擴產的PERC產線預留了TOPCon的改造空間，但結合目前統(tǒng)計規(guī)劃情況，2022年新增TOPCon產能主要為新建產能。
4、經濟性已經開始顯現(xiàn)
1）收益端，TOPCon已經形成溢價：相同版型下，TOPCon組件較PERC提供5-6%的功率增量，且首年衰減、溫度系數(shù)、弱光表現(xiàn)均更優(yōu)，全生命周期發(fā)電量較PERC提升約4-5%（數(shù)額受場景影響），意味著在相同LCOE基準下，TOPCon組件將享受較PERC的溢價。
靜態(tài)來看，參考目前TOPCon 24-24.5%的量產效率，測算對單面組件TOPCon帶來的初始投資溢價在0.1元/W左右，雙面組件接近0.15元/W
動態(tài)考慮TOPCon和PERC的效率差拉大，當效率差拉開到2pcts時，N型TOPCon在單面/雙面組件端的溢價將進一步的向0.15/0.2元/W靠攏。
年初以來，已有國電投、中核匯能開始N型項目招標，且國電投項目給出了0.14元/W的N型組件溢價。
2）成本仍然具備下降空間：從成本增量看，測算TOPCon非硅+硅成本合計增量大致在0.06-0.1元/W。
非硅成本：非硅主要來自銀漿及折舊：1）目前182 PERC正面用量70-80mg（背銀約1/3），過去3年TOPCon正背面銀漿消耗量實現(xiàn)大幅降低，但目前仍較PERC高約50mg（120-130mg/片），以當前銀漿報價粗略測算單W非硅增加大致在3分上下。未來線寬下降、加工費用減少，TOPCon銀漿消耗仍有很大的下降空間，疊加效率提升銀漿非硅成本將趨近。2）設備投資帶來的折舊增加攤至單W大致在1分，考慮企業(yè)間技術工藝、良率、投產條件（主要影響能耗價格）差異，目前TOPCon電池環(huán)節(jié)非硅的成本增量大致在4-8分/W。
硅成本：N型硅片目前較P型仍高出6%-10%，以182硅片報價測算，大致硅成本增量在2-3分/W上下（目前N型硅片尚未大批量供應，存在浮動空間）。
三、TOPCon將在今年開始規(guī)模推廣，先發(fā)企業(yè)享受紅利
1、復盤PERC替代，性價比優(yōu)勢后滲透率快速提升
PERC拉開單晶多晶能效差距。PERC技術在原有電池片生產增加背面鈍化及激光開槽工序，與既有產線兼容，且效率提升明顯。同時PERC工藝在單/多晶電池上提效差異（對單晶，PERC提效達超過1%，而多晶為0.6-0.8%），放大單晶電池溢價。此外金剛線在單晶更優(yōu)的適配性也推動單晶+PERC技術的整體優(yōu)勢。
由全周期性價比優(yōu)勢到組件售價可比，單晶替代經歷價值發(fā)現(xiàn)到加速擴張。
1）2016年單/多晶實際價差收縮至持平/低于合理價差，全周期視角下單晶增效帶來發(fā)電量增益攤薄LCOE，形成對多晶路線的性價比優(yōu)勢。2017年單/多晶價差進一步收窄，年底幾近同價，單晶“附贈”發(fā)電量突破對單晶高效率的認知。
2）單晶性價比優(yōu)勢獲產業(yè)認可，龍頭產能釋放，2017-2019年單晶滲透率加速提升，2020年基本完成多晶向單晶轉化，單/多晶價差逐步恢復至合理區(qū)間。
2、TOPCon規(guī)模應用已經啟動
2021年PERC市占率約91%，BSF電池市占率降至5%，N型份額僅為3%。但N型電池量產效率、極限效率都更高，且隨著設備端、材料端的成本持續(xù)優(yōu)化，N型尤其TOPCon已經開始由中試向規(guī)?；l(fā)展。
2022年1月，晶科能源安徽8GW TOPCon電池項目投產，為全國首個大規(guī)模量產的TOPCon生產線。2月海寧基地產出首片TOPCon電池，預計到年中公司TOPCon產能將逐步爬升至16GW，成為量產規(guī)模最大的N型電池/組件企業(yè)。
同時，鈞達、中來、隆基、天合、晶澳等均規(guī)劃。其中，鈞達股份計劃擴產16GW高效電池，其中一期8GW的TOPCon項目已經開始建設，中來股份在現(xiàn)有3.xGW的基礎上也啟動兩期共16GW的產能擴張。預計2022年底TOPCon產能將達到40GW以上，2022年就是TOPCon規(guī)模放量的元年。
3、先發(fā)企業(yè)將享受紅利
1）對perc有經濟優(yōu)勢，推廣期有紅利
從利潤角度看：基于當前的工藝、效率水平測算，TOPCon從上游硅料到組件端，各環(huán)節(jié)合計的成本增加大致在0.06-0.1元/W，實際能夠提供的溢價合理區(qū)間在0.1-0.15元/W（單雙面略有差異），而從目前的實際招標情況看，TOPCon組件價格較同版型PERC高出0.1-0.14元/W，意味著率先實現(xiàn)TOPCon產品批量供應的電池、組件企業(yè)能夠享受額外紅利，前期技術研發(fā)、資本開支隨企業(yè)產線投產開始兌現(xiàn)收益。
從量的角度看：2022年底TOPCon產能預計超過40GW，2023年進一步擴張，而光伏行業(yè)整體維持極高的景氣度，尤其2023年上游供給瓶頸突破后，增長確定性高，相較需求總量，TOPCon仍然是稀缺的優(yōu)質產能，有希望維持較高的利用率。
此外，對下游組件企業(yè)而言，基本上無需做產線的調整即可順利切換到N型，考慮到新增的TOPCon電池產能很大比例在一體化企業(yè)內，能夠外供的三方優(yōu)質產能更為有限，這部分產能將處于供不應求的狀態(tài)。
綜上，我們判斷在接下來1-2年的推廣期，優(yōu)勢企業(yè)將在盈利、出貨量上享受先發(fā)紅利。
2）工藝難度大，工藝復制比較難，參與者的差異可能比PERC大一些
PERC推廣初期，在選擇性發(fā)射極的制備、鈍化膜沉積技術的選擇、以及背面局部接觸方案上有多樣化的選擇。而在經過較長時期的技術工藝探索和實證檢驗后，目前的PERC工藝趨于成熟，企業(yè)間的差異不明顯，PERC電池的制造壁壘逐漸的弱化。
從技術生命周期看，目前TOPCon仍處在推廣初期，從隧穿氧化層、多晶硅層的制備方式看已經出現(xiàn)了多樣化的組合選項，再到材料選擇、漿料適配、鈍化層厚度選擇上，不同技術路線的企業(yè)間存在較大的差異，直觀體現(xiàn)在量產效率、非硅成本控制（包含良率）上的不同。
另一方面，TOPCon在原有PERC產線基礎上替換為硼擴，增加隧穿氧化層、多晶硅層制備，制造環(huán)節(jié)增加，工藝難度加大。電池廠不是簡單的外購設備即可投產，需要后期的調試優(yōu)化，對電池企業(yè)的要求相應更高。
3）還在快速迭代和優(yōu)化，先發(fā)企業(yè)的積累和沉淀可能有優(yōu)勢
目前TOPCon量產規(guī)模較小，現(xiàn)階段量產效率距理論極限有較大差距，產業(yè)還處于比較初期的階段。隨著產能與產量的快速增長，可以預見近1-2年內，TOPCon降本提效的速度將加快，與PERC上量之初比較相似。
此外，TOPCon在原有PERC基礎上增加若干工序，發(fā)展初期know-how掌握在電池企業(yè)手中，提前布局TOPCon的企業(yè)，會具備一定競爭優(yōu)勢。
轉載來源：電新產業(yè)研究
