（報告出品方/作者：興業證券，王帥、餘靜文）

提效降本貫穿曆史發展，光伏發電進入全面化市場階段。在光伏技術，規 模經濟，供應鍊和項目開發流程不斷改善的推動下，從 2010 年到 2020 年，規模 以上太陽能光伏發電成本下降了 85%。光伏組件平均功率由 2010 年的 250-300W 提升至 2020 年 400-550W，預計到 2030 年有望提升至 800-1200W。大型光伏電 站的中标電價不斷降低，2021 年，沙特地區由于光照資源好，非系統成本低， 其光伏電站中标價格已經低至 1.04美分/kWh，中國最低中标電價為 2.3美分/kWh， 已于 2021 年實現全面平價上網，光伏發電已經全面擺脫補貼的限制，進入全面 市場化發展階段。

光伏降本仍有空間，低成本是光伏成為全球主流能源的必要條件。未來光 伏要想發展成為全球主流能源，必須擁有低成本競争力。對比化石燃料、生物質 能、地熱能、水電、太陽能以及風能等一次能源，過去十年，在精準的政策扶持 與産業規模效應的帶動下，風電光伏發電成本顯著降低，可再生能源逐步成為電 力系統的支柱。目前光伏發電的成本已經與化石燃料成本區間（0.05-0.15 美元 /kWh）基本持平，而要想達到 2050 年光伏發電占比超過 35%的目标，光伏發電 成本必須全面低于化石燃料發電成本。根據 IRENA 的預測，2030 年光伏發電成 本最低将達到 0.02 美元/kWh，2050 年低至 0.014 美元/kWh，與當前對比仍存在較大的降本空間。

技術變革是光伏成本下降的最大驅動力，是決定電池光電轉換效率的關鍵 因素。光伏産業鍊包含矽料、拉棒、矽片、電池及組件環節，過去十年間光伏效 率提升顯著，這與光伏全産業鍊各環節技術的共同進步是分不開的，其中包括矽 料環節改良西門子法，單晶拉棒環節的 RCZ 法，矽片環節的金剛線切割法，電 池環節的 PERC 電池技術以及組件環節的多主栅技術等，而當前技術進步的腳步 仍未停歇，顆粒矽、CCZ、新型電池等技術有望進一步推動行業降本增效。

在光伏産業鍊衆多環節中，電池環節是技術進步的核心。電池技術路線決 定了光伏産品的效率極限。單晶 PERC 電池是光伏技術發展曆史上的重要轉折， 為實現光伏發電平價上網做出了重要貢獻。随着 PERC 電池量産效率的不斷提升， 其當前效率已經達到 23.5%，接近理論效率極限 24.5%，行業亟需發展新一代電池技術，當前新型電池技術百花齊放，TOPcon，HJT，P-IBC 成為下一代新技術 的有力競争者。

2.1 從光伏發電原理看新技術電池突破點

“光生伏特”效應是光伏發電的原理，它的發現使人類利用太陽能發電成為可 能。1839年法國貝克勒爾做物理實驗時，發現了“光生伏特效應”。1954年，貝爾 實驗室研制成功第一個實用價值的矽太陽能電池，紐約時報把這一突破性的成果 稱為“無限陽光為人類文明服務的一個新時代的開始”。 “光生伏特”效應指的是半導體在受到光照的條件下，光子能量激發價帶内的 束縛電子穿過禁帶到達導帶成為自由電子，并在價帶中留下空穴，形成為空穴電子對，從而改變了材料的載流子濃度。在有外電路接入的情況下，電子和空穴 少數載流子在擴散作用和 PN 結内建電場的共同的作用下按照特定的方向移動， 從而産生電流。

半導體材料的選擇是決定光伏電池效率的主要因素。半導體電池材料的禁 帶寬度決定了其短路電流和開路電壓，其中短路電流随着禁帶寬度的減小而增加， 開路電壓随着禁帶寬度的減小而降低，因此适用于光伏發電材料的禁帶寬度應當 有一個合适的範圍，當電池材料的禁帶寬度在 1.1-1.6eV 時，其理論光電轉換效 率能夠達到 29.43%。目前可用做光伏電池的材料主要是元素周期表中 III-V 主族 材料，包括矽材料、砷化镓、銅铟镓硒，碲化镉以及近年來發展比較快的有機化 合物電池等。綜合各種材料的電學性能，安全性，資源豐富性，無毒無害性等各 種因素，矽材料成為目前光伏行業中普遍使用的電池材料。

光學損失和電學損失是影響光伏電池效率的兩大重要因素。盡管矽材料的 理論電池效率能夠達到 29.43%，但是目前在實驗室中矽電池的最高轉化效率為 26.3%，主要是受光學損失和電學損失的影響。

光學損失産生的主要原因是材料表面的反射損失。包括組件玻璃的反射， 電池前表面和背表面的反射，電池栅線的遮擋等等。目前減少光學損失的主要方 法包括：（1）使用超白高透的壓延光伏玻璃。（2）通過減反膜降低反射率，例 如玻璃減反膜，電池表面的氮化矽減反膜。（3）利用化學藥品對矽片表面進行 腐蝕，形成絨面，增加陷光作用。（4）增加電池栅線高寬比，減少栅線遮擋損 失，例如使用多主栅以及 IBC 電池技術。

電學損失産生的主要原因是半導體材料體内及表面的複合。光子激發的空 穴電子對隻有在 PN 附近才會對光電轉換作出貢獻，在距離 PN 結太遠處産生的 載流子，很有可能在移動到器件的電極之前就發生複合。半導體中複合率越低， 開路電壓 Voc 越高，光電轉換效率就越高。随着矽片質量的不斷提高，低成本薄 片化的進程使得晶矽電池表面複合損失成為制約電池效率上限提升的關鍵因素。 産生複合的主要原因首先跟材料本身的内部缺陷以及雜質等相關，例如單晶矽少 子壽命要優于多晶矽，N 型要優于 P 型；其次是由于高濃度的擴散在電池前表面 引入大量的複合中心，通過改變光伏電池的結構，退火氫鈍化以及引入鈍化膜， 隧穿膜等方式，可以有效延長半導體内光生載流子壽命，減少複合，從而提高光 電轉化效率，因此使用 N 型矽片，改變電池結構（TOPcon, HJT）是降低電學損 失的有效方式。

2.2 技術發展複盤：單晶 PERC 取代多晶成為主流技術

單多晶電池技術路線之争，以單晶的全面勝利而告終。過去一段時期，單 多晶技術路線之争一直是光伏行業争論的焦點。多晶矽片中矽原子排列的晶向各 不相同，不同的晶面交接處有大量的晶界，晶格缺陷和晶界處的雜質引入了大量 的少數載流子複合中心，因此降低了多晶電池的轉化效率。而單晶矽片具有完整 的晶格排列，其位錯密度和金屬雜質比多晶矽片小得多，因此具有更高的少子壽 命。與多晶矽相比，單晶矽在晶體品質、電學性能、轉換效率方面都具備顯著的 優勢，然而由于其成本居高不下，一直不被下遊廠商所接受，多晶技術在過去較 長時期内一直占據主要市場份額。自 2015 年起，單晶憑借連續直拉法，金剛線 切割，PERC 電池等一系列的技術升級實現降本增效，性價比大幅提高，逐漸縮 小與多晶之間的差距，并最終實現逆轉，2020年單晶矽占比已經達到85%，成為 當前的主流技術。

PERC 取代 BSF 電池成為主流。2016 年之前，BSF 鋁背場電池是主流電池 技術，市占率一度超過 90%。2018年之後，單晶 PERC市占率以每年 20%左右的 百分比提升，并在 19 年反超 BSF，成為主流電池技術。2020 年單晶 PERC 市占 率達到 85%左右。 PERC(Passivated Emitter and Rear Cell)，即鈍化發射極和背面電池技術，最 早在 20 世紀 80 年代由澳大利亞科學家 Martin Green 提出。PERC 電池與傳統鋁 背電場（BSF）電池的主要區别在于其在電池的背面添加一層氧化鋁和氮化矽鈍 化膜。由于矽片表面和内部的雜質和缺陷會帶來電學損失，因此需要增加鈍化膜 來降低表面載流子的複合來減小缺陷帶來的影響，從而保障電池效率。

PERC 氧化鋁薄膜具備良好的場效應和化學鈍化效果。鈍化效果指的是通過 減少空穴-電子對的複合，延長少子壽命來減少電學損失，從而提高光電轉換效 率。根據鈍化機理的不同，又可以分為場效應鈍化和化學鈍化，其中場效應鈍化 指的是在界面處形成電場，以同極相斥效應來阻止少子在界面處的複合。化學鈍 化指的是通過飽和懸挂鍵來弱化界面電子态，減少複合中心。氧化鋁的固定負電 荷密度高達 1013/cm3，在沉積過程中，負電荷恰好在氧化鋁和矽晶表面交界處， 具備良好的場鈍化效果。而氧化鋁薄膜在制備的過程中同時扮演着高效氫原子儲 庫的作用，能夠在熱處理過程中提供充足的氫原子，飽和矽表面懸挂鍵，起到良 好的化學鈍化效果。兩種鈍化效應的疊加，使得電池效率顯著提升，鍍膜後的 PERC 電池效率較 BSF 高出 1%以上。

PERC 電池設備國産化加速了 PERC 對 BSF 電池的替代。沉積氧化鋁的方 法主要有等離子體增強化學氣相沉積（PECVD）和原子層沉積（ALD）兩種， 其中前者已經廣泛應用于氮化矽的沉積，後者源自半導體工藝。

2012-2015 年，早期的設備供應商以海外供應商為主，引領市場的瑞士 Meyer Burger 公司率先開發出正反面沉積的三合一闆式 PECVD，德國 CT 開發出 管式 PECVD 設備，SoLay Tech 則以 ALD 設備為主,三種設備都在電池廠家得到 了規模化的應用，以晶澳科技為代表的國内電池制造企業開始技改升級，布局 PERC 技術，而彼時國内設備商還處于起步階段，與國外設備差距較大。 2015-2017 年，在“領跑者計劃”的推動下，PERC 電池迎來爆發，國内 PERC 産能從 4.5GW 增至 28.9GW，與此同時，國内 PERC 設備逐步成熟，取得階段性 成果，捷佳偉創管式 PECVD 設備、理想 ALD 設備出貨量逐步增加。 2018-2020 年，PERC 設備進口替代完成，設備成本大幅降低，目前 PERC 全 産線設備投資已經下降至 1-1.5 億元/GW，進一步加速了 PERC 對 BSF 的替代。 愛旭股份，通威股份，潤陽光伏等憑借 PERC 技術實現彎道超車，迅速崛起成長 為電池龍頭企業。

2.3 未來技術趨勢：高效技術百花齊放，新一代電池蓄勢待發

光伏電池技術百花齊放，新一代電池蓄勢待發。光伏電池按照材料類型可分 為晶矽電池和薄膜電池；按照晶體類型可分為多晶矽電池和單晶矽電池；按照摻 雜類型可分為 P 型電池和 N 型電池；按照電池結構可分為 BSF，PERC，TOPcon， HJT 和 IBC 電池等。盡管電池的材料和結構多種多樣，但效率提升原理萬變不離 其宗，最終都歸結到減少電學損失和減少光學損失兩種路徑之上。（報告來源：未來智庫）

2.3.1 N 型電池：更高的少子壽命減少電學損失，引領下一代新技術發展

相對于 P 型矽片而言，以 N 型矽片為基底的太陽電池在發電效率的提升方 面有諸多優勢，主要體現在降低電學損失方面：1）更高的理論效率極限；2） 更高的少子壽命和雜質容忍度；3）無光衰；4）更低的溫度系數。 N 型電池理論效率極限更高，晶矽電池按照摻雜類型的不同可分為 P 型電池 和 N 型電池。目前單晶 PERC 已經在性價比和效率上戰勝多晶，成為當前主流電 池技術。然而由于 PERC 電池結構本身的特性，其理論極限效率約 24.5%，當前 領先的電池廠家量産化平均效率已達 23.4%左右，未來 PERC 電池進一步提效空 間有限。根據德國 ISFH 研究，N 型單面 TOPcon 電池理論效率極限為 27.1%，雙 面多晶矽鈍化 TOPcon 為 28.7%，異質結電池理論效率極限為 27.5%。因此相較 于 P 型電池，N 型電池在未來擁有更高的效率提升空間。

N 型矽片具有更高的少子壽命和雜質容忍度。N 型矽片和 P 型矽片的區别在 于矽材料中所摻雜的元素不同，P 型矽片中主要摻雜硼或镓，少子為電子，而 N 型矽片中摻雜元素為磷，少子為空穴。由于帶正電荷的 Fe、Cu、Ni 等金屬元素 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，所以在相 同金屬雜質的情況下，N 型矽片的少子壽命要明顯高于 P 型矽片，根據研究表明， N 型矽片無論是對表面金屬雜質，還是對體内雜質，都具有良好的抗污特性。相 同電阻率的 N 型 CZ 矽片的少子壽命比 P 型矽片的高出 1~2 個數量級，達到毫秒 級。對于 10^13（atoms/cm^3）的 Fe 體污染，N 型少子壽命由 1100 下降至 100， 而 P 型由 1300 下降至 0.8。材料的少子壽命越高，光電轉換效率越高，因此 N 型 矽片具有更高的轉換效率。

N 型電池無光緻衰減（LID）現象。光緻衰減現象指的是光伏電池組件在初 始光照情況下，效率發生大幅衰減的現象。P 型矽片在光照或者電流的注入下， 摻雜的硼元素會與氧形成硼氧複合體。該複合體存在沒有飽和的化學鍵，因此會 捕捉光照産生的載流子，從而降低載流子的壽命。矽片中的硼、氧含量越大，産 生的硼氧複合體越多，少子壽命降低的幅度就越大，而摻磷的 N型晶體矽中硼含 量極低，所以幾乎沒有光緻衰減效應的存在。目前産業界緩解 P 型光衰主要思路 是降低硼或氧含量，通過使用高純坩埚進行單晶生長可以降低氧含量，使用硼镓 共摻雜降低硼含量，前者會增加矽片生産成本，後者會降低電池效率。而使用 N 型矽片則不存在光衰問題。

N 型電池市場份額将有望持續提升。N 型矽片相較于 P 型矽片具有諸多優勢， 過去由于 N型矽片中的磷原子與矽相溶性較差，分凝系數低，電阻率均一性差， 工藝技術不成熟，成本較高，限制了 N 型矽片的發展。随着 N 型矽片工藝水平 的逐步提高、吸雜工藝的普及化以及 TOPcon 和 HJT 電池逐步實現規模化，未來 N 型矽片的市場份額有望持續提升，逐步實現對 P 型市占率的超越。

2.3.2 IBC 電池：表面無栅線減少光學損失，可與任何電池新技術疊加

IBC (Interdigitated Back Contact)，指交叉背接觸電池是 Schwartz 和 Lammert 于 1975 年提出來的，将電池的發射區電極和基區電極均設計于電池背面且以交 叉的形式排布的一種太陽能電池。 IBC 太陽電池最顯著的特點是 PN 結和金屬接觸都處于太陽電池的背部，前 表面徹底避免了金屬栅線電極的遮擋，結合前表面的金字塔絨面結構和減反層組 成的陷光結構，能夠最大限度地利用入射光，減少光學損失，具有更高的短路電 流，同時，背部采用優化的金屬栅線電極，降低了串聯電阻。

IBC 結構理論上可将光電轉換效率提升 0.6-0.7%。以 10BB 的 182 PERC 電 池為例,主栅線寬度為 0.1mm,細栅線寬度為 30μm，栅線遮擋面積約為 990 mm2 ,占 電池總面積的 2.9%，按照 23.5%的電池效率計算，将正面栅線移除後，理論上電 池效率可提升 0.68%。因此，移除正面栅線能夠顯著降低光學損失，實現入射光 子的最大化利用，是提高光電轉換效率的有效方式。

IBC 萬能結構可與任何一種電池新技術相疊加。IBC 通過轉移正面栅線來提 高電池效率的方式，使得其成為一種萬能的結構，可以與任何一種電池新技術疊 加，IBC 與 TOPcon 電池疊加可形成 TBC 電池，與 HJT 電池疊加可形成 HBC 電 池，與 P 型 PERC 電池疊加則形成 PBC 電池，均有較為顯著的提效效果。 IBC 電池對基體材料要求較高，需要較高的少子壽命。因為 IBC電池屬于背 結電池，為使光生載流子在到達背面 p-n 結前盡可能少的或完全不被複合掉，就 需要較高的少子擴散長度，因此 IBC 電池需采用高少子壽命的 P 型矽片，或者 N 型矽片，以保證更高的載流子收集率。

3.1 發展曆史：你追我趕，各項電池技術紛紛實現從實驗室到産業化

電池技術的發展必然要經曆實驗室階段，小試階段，中試階段才能最終達到 産業化階段。TOPcon 和 HJT 是目前行業内兩種以 N 型矽片為基底的主流技術， 兩者相比各有優劣勢，經過多年的研發，均已進入量産轉化階段。其中 Topcon 由于與現有的 PERC 電池産線具有良好的兼容性，技術工藝上相對更加成熟穩定， 已經具備性價比優勢。HJT 作為一種與現有産線不兼容的全新電池結構，效率起 點高，未來提升空間大，但當前還面臨成本壓力問題。P-IBC 技術是 P 型高效技 術的延續，它結合了 PERC 電池，TOPcon 電池和 IBC 電池的結構優點，将 P 型 電池的效率潛力發揮到最大，成本優勢突出，目前也已具備量産性價比。 TOPCon 電池：全稱隧穿氧化層鈍化接觸電池（Tunnel Oxide Passivating Contacts），是一種使用超薄隧穿氧化層和摻雜多晶矽層作為鈍化層結構的太陽 電池，同時兼具良好的接觸性能，可以極大地提升太陽能電池的效率。

發展曆史：2013 年德國 Fraunhofer 研究所在 N 型 PERT 結構基礎上，首次提 出 TOPCon 結構；2017 年 Fraunhofer 研究所在實驗室 TOPcon 電池上取得 25.8% 的效率記錄； 2019 年，天合光能在面積為 244.62 平方厘米的 n 型襯底上制備出 正面最高效率為 24.58%的實驗室電池，并獲德國哈梅林太陽能研究所（ISFH） 下屬的檢測實驗室認證，同年，天合光能 i-TOPCon 雙面電池大規模量産正面平 均轉換效率突破 23%。2021 年，晶科能源 TOPcon 電池在權威第三方測試認證機 構日本 JET 檢測實驗室标定全面積電池最高轉化效率達到 25.4%，成為商業化全 面積電池效率記錄的保持者，為後續的 N 型 TOPCon 電池的擴産奠定基礎。

HJT 電池：傳統晶體矽太陽電池的 p-n 結都是由導電類型相反的同一種材料 ——晶體矽組成的，屬于同質結電池。而異質結(heterojunction，HJT)就是指由 兩種不同的半導體材料組成的結。其工作基本原理與普通太陽能電池相同，都是 利用 PN 結的原理産生光生電流，不同的是 HJT 電池的發射級是一層非常薄的非 晶矽層，然而由于非晶矽本身的特性以及晶格失配産生的缺陷，使得産生的載流 子在接觸表面附近很容易複合，因此要在晶體矽和非晶矽之間添加一層本征非晶 矽薄層來減小載流子的複合。

發展曆史：從上世紀 80 年代，實驗室就開始研究晶體矽和非晶矽疊加的電 池，1990 年最先由日本的三洋公司提出異質結的基本結構，2015 年三洋的 HJT 專利保護結束，專利壁壘消除，國内外電池企業開始大力發展和推廣 HJT 量産化 技術，2015-2020 年間，國内光伏企業快速發展，國産電池制造裝備崛起，光伏 量産技術研發的中心由歐洲轉移至中國，早期的技術積累疊加光伏設備成本大幅 降低，為異質結的量産化發展鋪平道路，漢能，中智，通威，阿特斯，邁為，東 方日升，華晟，隆基等成為國内 HJT領先企業。2021年 6月初，隆基綠能公布其 量産 HJT 轉化效率達到 25.26%；10 月，隆基再次刷新 HJT 電池效率記錄，實驗 室效率達到 26.3%，是異質結電池的一大突破。2022 年隆基在全尺寸(M6 尺寸， 面積 274.3cm²)單晶矽片上，創造了轉換效率為 25.47%的大尺寸 P 型光伏電池效 率世界紀錄，進一步驗證了低成本異質結量産技術的可行性。

IBC 電池發展曆史：IBC 電池早最是由 Lammert 和 Schwartz 在 1975 年提出 的背面指交叉式電池結構。美國的 Sunpower 公司是 IBC 電池的領軍者和開拓者， 2014 年其量産平均效率就達到 23.62%，2015 年實驗室效率達到 25.2%；2018 年 天合研發的大面積 IBC 電池轉換效率達到 25.04%；2019 年 5 月中來公司宣布已 經可以實現 IBC 電池的批量生産，年産能約 150MW,量産轉換效率 22.8%，最高效率 23.4%。2020 年 5 月國電投黃河水電 200MW N 型 IBC 産線建設完成，量産 平均轉換效率達到 23.6%。IBC 電池與其他新電池技術相疊加，可以獲得更高的 轉換效率，2017 年 3 月，日本 Kaneka 公司通過将 HJT 和 IBC 電池技術疊加，得 到 HBC 電池，效率達到 26.7%，目前這項效率記錄已經保持 5 年之久。

3.2 電池結構：新型電池結構決定電池效率

光伏電池的結構是影響電池效率的關鍵因素，PN 結是光伏發電的核心，基 底上下不同的膜層，根據原理的不同，均起到了提升發電效率的作用。光伏電 池中常用的膜層包括氮化矽膜，氧化鋁膜，二氧化矽膜，非晶矽膜，透明導電膜 等。PERC，TOPcon，HJT，P-IBC 等電池技術通過使用不同的膜層來達到提效 目的。

氮化矽膜：減反作用和鈍化作用。減反射膜原理在于利用光在不同界面處的 反射進行幹涉相消。當膜層的光學厚度為某一波長的 1/4 時，則利用光波 180°的 相位差可以進行疊加相消，氮化矽的折射率為 1.9，是最佳的電池減反膜材料。 此外，氮化矽膜在制備的過程中可引入大量的氫原子，經退火後起到良好的氫鈍 化作用。 氧化鋁膜：鈍化作用。矽片在生長時矽原子的周期性被打亂而産生懸空鍵， 容易形成複合中心，從而降低電池效率。氧化鋁具有較高的固定負電荷密度，可 以大幅減少少數載流子到達表層，另一方面也扮演着氫原子存儲的作用，在熱處 理時可提供充足的氫原子，通過飽和懸空鍵來弱化界面電子态。

二氧化矽 摻雜多晶矽：隧穿作用和鈍化作用。二氧化矽隧穿膜最佳厚度在 1.2nm,其作用在于使多數載流子（電子）通過隧穿效應穿過氧化層，但少數載流 子（空穴）被阻擋，從而進一步降低了載流子複合效應。摻雜多晶矽層一方面起 到保護二氧化矽層的作用，另一方面會增加電子或空穴在氧化矽中的隧穿概率， 因此，多晶矽層的摻雜濃度越高，太陽能電池的開路電壓和效率就越高。

氫化非晶矽膜：鈍化作用和 PN 結作用。氫化非晶矽膜與晶體矽基底之間能 夠形成良好的界面鈍化，主要應用在異質結電池中，由于非晶矽層内存在 H鍵， 可以飽和其内部懸挂鍵，對異質結界面進行鈍化從而減少界面缺陷對載流子的複 合，有效載流子數量增多，組件能獲得更高的開路電壓。HJT 電池由于在 PN 結 成結的同時完成了單晶矽的表面鈍化，大大降低了表面、界面漏電流，電池效率 較傳統晶矽電池有較大幅度的提升。

3.3 工藝步驟：生産工藝決定量産難度

電池結構的複雜程度決定了電池量産的工藝步驟，同時也決定了設備投資成 本，生産良率，産線兼容性以及量産難易程度。光伏電池的生産工藝主要包括清 洗制絨，由于不同電池技術的結構存在差異，生産工藝也不盡相同。從生産步驟 上來看工藝步驟由少到多分别為 HJT, BSF, PERC, P-IBC, TOPcon，從兼容性上來 看同質結電池 PERC, TOPcon, P-IBC 電池之間兼容性較強，HJT 電池由于采用異 質結的創新性結構，工藝上不具備兼容性。 電池制備的基礎工藝包括清洗制絨，擴散，清洗刻蝕，鍍膜，激光開槽，絲 印燒結等步驟。

（1） 清洗制絨

由于矽片在切割過程中表面會産生大量的油污，金屬污染和機械損傷，因此 要對矽片進行酸洗（多晶）或者堿洗（單晶），利用各向同行和各向異性原理對 矽片表面進行腐蝕，去除矽片表面機械損傷層；清除表面油污和金屬雜質，形成 潔淨表面；形成起伏不平的絨面，使入射光在表面進行多次反射和折射，延長光 程，減少光學損失，金剛線切割矽片經過清洗制絨後表面反射率可從 50%降低至 15%以下。

（2） 擴散

使用液态磷源（三氯氧磷）/硼源（硼酸三甲酯等）在高溫作用下在矽片表 面擴散沉積，主要作用是形成電池的 PN 結，根據摻雜元素的不同分為磷擴散和 硼擴散，其中 P 型矽片采用磷擴散，N 型矽片需進行硼擴散。由于硼原子在矽中 的固溶度較低，因此其擴散難度比磷擴散更高，溫度需要達到 950-1050℃，成膜時間達到 240min。因此 N 型電池所需成本更高，制備難度更大。（報告來源：未來智庫）

（3） 刻蝕

擴散過程中磷（硼）會與矽形成磷矽玻璃層 PSG(或硼矽玻璃層 BSG),為富含 磷元素的二氧化矽層，對後續工藝産生不良影響，并且可能導緻 PN 結漏電，因 此需要使用化學試劑對 PSG（BSG）層進行刻蝕清洗。

（4） 鍍膜

鍍膜是光伏電池制備中的重要工藝，光伏電池根據結構的不同，鈍化膜層的 種類較多，不同材料的膜層需要使用不同的鍍膜方法進行制備。主要方法可分為 物理氣相沉積 PVD、化學氣相沉積 CVD、原子層沉積 ALD。在光伏行業中應用 較多的包括 PECVD, ALD, LPCVD, PVD 等技術。

PECVD（等離子體化學氣象沉積）: 借助微波或射頻等使含有薄膜組成原子的 氣體，在局部形成等活性較強的離子體，在基片上沉積出薄膜。主要用于制備氮 化矽，氧化鋁及非晶矽膜層中，在 PERC, TOPcon, HJT, P-IBC 電池技術中均有應 用。 ALD(原子層沉積):通過将氣相前驅體脈沖交替地通入反應器并在沉積基體上 化學吸附并反應而形成沉積膜的一種方法。主要用于制備氧化鋁膜層，應用于 PERC, TOPcon 和 P-IBC 技術。 LPCVD(低壓化學氣象沉積)：用加熱的方式在低壓條件下使氣态化合物在基 片表面反應并澱積形成穩定固體薄膜，主要用于制備二氧化矽和摻雜多晶矽層， 應用于 TOPcon 和 P-IBC 技術。PVD(物理氣象沉積):在真空條件下，采用大電流的電弧放電技術，利用氣體 放電使靶材蒸發并使被蒸發物質與氣體都發生電離，利用電場的加速作用，使被 蒸發物質及其反應産物沉積。主要用于制備透明導電膜，應用于 HJT 技術。

（5） 激光

激光的作用主要包括激光摻雜和激光開鑿。激光摻雜(SE)用于電池表現選擇 性摻雜；激光消融用于電池背面局部膜層開槽，使背場與矽基底形成局部接觸。

（6） 絲印燒結

光伏電池表面膜層不具備收集電子及空穴的能力，因此需要在電池的正背面 印刷銀漿或鋁漿，并通過高溫燒結形成良好的金屬半導體接觸，将光生載流子導 出至外電路中形成電流。

由于電池技術的的升級，工藝和設備變得更加複雜，初始投資成本更高，其 中 TOPcon, P-IBC的設備投資成本較為接近，較 PERC增加 9000 萬元/GW 左右， 而 HJT 設備較貴，約為 PERC 設備的 3 倍。 PERC 電池工藝流程包括清洗制絨，磷擴散，激光摻雜 SE,刻蝕，鍍氮化矽 膜，氧化鋁膜，激光開槽和絲網印刷，總體設備投資 1.2-1.6 億元/GW, 按照 7 年 折舊計算，折合設備成本 0.019 元/W。 TOPcon 電池由于需要使用 N 型矽片，并增加了二氧化矽隧穿層和多晶矽膜， 因此在 PERC 電池設備的基礎上增加了硼擴散，LPCVD 和鍍膜清洗設備，減少 了激光設備，整體投資在 2.1-2.5 億元/GW, 按照 7 年折舊計算，折合設備成本0.031 元/W,較 PERC 高 0.012 元/W。

P-IBC 電池工藝依舊使用的是 P 型矽片，但增加了二氧化矽隧穿層，多晶矽 膜，并對激光設備進行了升級，因此在 PERC 電池設備的基礎上增加了 LPCVD， 鍍膜清洗設備，并對激光設備進行了升級，整體投資在 2.2-2.6 億元/GW, 按照 7 年折舊計算，折合設備成本 0.033 元/W,較 PERC 高 0.014 元/W。 HJT 設備與其他電池技術不兼容，主要包括制絨，PECVD，PVD 和絲網印 刷設備，總投資 3.8-4.5 億元，按照 7 年折舊計算，折合設備成本 0.057 元/W, 設 備成本較高。

3.4 生産成本：産品性價比決定擴産節奏

成本是企業在進行新技術路線選擇時的核心考量因素。以 PERC 技術組件端 總成本作為參考标準，在假設條件下，TOPcon 較 PERC 成本高 0.04 元/W, P-IBC 成本與 PERC 幾乎持平，HJT 成本高出 0.14 元/W。考慮高效組件 0.1 元左右的溢 價，TOPcon 與 P-IBC 電池目前均已具備量産性價比。

假設條件：理想狀态下 PERC，TOPcon，HJT，P-IBC 的效率分别為 23.50%， 24.80%，24.95%，24.80%，良率分别為 98.5%，96.5%，97.5%，95.0%。 矽片端：矽片端成本差異主要來源于基地材料的選擇和矽片的厚度。矽片 材料方面 TOPcon 和 HJT 使用 N 型矽片，PERC 和 P-IBC 使用 P 型矽片，矽片厚 度方面 TOPcon, PERC, P-IBC 均采用高溫工藝，使用厚度為 160μm 的矽片，HJT 低溫工藝可使用150μm矽片。N型矽片價格較P型高5-8%，則PERC，TOPcon， HJT，P-IBC 矽片端成本分别為 0.78、0.80、0.78、0.77 元/W。

電池端：電池端成本差異主要來源于銀漿耗量和設備折舊。銀漿耗量方面 PERC，TOPcon，HJT，P-IBC分别為80、120、165、80 mg/片，設備投資分别為 1.3、2.1、3.8、2.2 億元/GW。則 PERC，TOPcon，HJT，P-IBC 電池端綜合成本 分别為 0.94、1.00、1.11、0.96 元/W。 組件端：組件端成本差異主要來源于組件功率和非矽成本。按照 PERC， TOPcon，HJT，P-IBC功率分别為 550、570、575、570W 計算，組件端綜合成本 分别為 1.56、1.60、1.70、1.56 元/W。 從最終組件端綜合成本來看，當前 P-IBC 電池已經具備成本優勢，TOPcon 成本較 PERC 稍高，HJT 電池成本還需進一步下降。 溢價：TOPcon 高效組件産品溢價約為 0.1 元/W。新型産品性價比除了考慮 絕對成本優勢外，還需考慮高功率溢價優勢。參考PVinfolink數據，2017-2020年 間，單晶組件相對于多晶組件長期保持 8%-10%的價格溢價，大尺寸（182及 210） 高功率組件産品相對于常規功率組件也能保持一定溢價。

根據湖南省電力設計院測算，TOPcon 組件由于具有更高的轉換效率，低溫 度系數，雙面率和弱光響應能力，因此具有更高的發電小時數，能夠有效節省安 裝費，支架，樁基，線纜等系統 BOS 成本。按照 TOPcon 組件相對 PERC 組件溢 價 0.15 元/W 進行測算，其度電成本 LCOE 仍然能夠比 PERC 系統低 1.35%，高 效優勢突出。 從曆史經驗和最新中标結果來看，由于高效産品單位面積内功率更高，能 夠為電站客戶節約 BOS 成本并降低度電成本 LCOE, 因此售價方面能夠享受一定 溢價。綜合考慮下，TOPcon 與 P-IBC 當前已具備擴産性價比，産能方面有望快 速放量。

3.5 擴張趨勢：短期内 TOPcon 與 P-IBC 有望快速放量

2022 年将以 TOPcon 放量為主，新建産能會優先考慮 N 型 TOPcon 電池技 術。TOPcon 電池作為一種大衆化的技術路線，已經具備量産性價比，2022 年會 率先大規模上量。晶科能源是 N 型 TOPcon 技術領頭軍，合肥及尖山共 16GW 項 目即将完成爬坡滿産，預計全年 TOPcon 組件出貨量将達到 10GW。晶科能源上 半年的産能爬坡情況将影響後續行業對 N 型 TOPcon 的擴産計劃，包括晶澳，天 合，鈞達，通威在内主流企業均有 TOPcon 相關擴産計劃。預計 22 年新上 TOPcon 産能将達到 49.8GW（包括在建和招标中的項目），TOPcon 大規模産業 化将于今年爆發。

隆基是 P-IBC 技術領軍者，結合上下遊矽片及組件端優勢形成 P-IBC 技術 護城河。P-IBC 技術結合 P 型 TOPcon 和 IBC 工藝，對上下遊配套要求較高，一 方面要求使用高體少子壽命矽片，另一方面需要優化組件焊接端匹配電池背面指 交叉栅線，對一體化企業規模和研發能力要求較高，因此其他企業在技術跟随方 面存在一定難度。目前隆基泰州正在進行 4GW 新技術廠房改建，預計 8 月份建 成投産，西鹹共 15GW 産能也将采用新技術，預計将于 9 月開始陸續投産。

異質結電池新舊玩家衆多，短期還需進一步降低成本，長期有望形成統一 技術路線。截至 2021 年底國内 HJT 産能約為 5.57GW，2022 年待建産能 4.8GW,2022 年底至少具備 10GW 的異質結産能。國内參與企業主要有兩類，一 是傳統電池企業布局異質結：通威，阿特斯，東方日升，晶澳，隆基，愛旭等。 傳統企業除通威 1GW 産能以外，其他均以試驗線為主。二是新進入企業布局異 質結，華晟，晉能，明陽智能，金剛玻璃等。新進入企業以安徽華晟為代表，異 質結産能均超 1GW,以期借助技術疊代實現彎道超車。當前制約 HJT 發展的主要 原因是成本問題，目前 HJT設備，漿料，薄片化，高效率四大降本路徑較為清晰， 待降本落地後， HJT 大時代将正式開啟。

TOPcon, P-IBC 技術已具備擴産性價比，短期内将針對不同應用場景并行發 展，HJT 電池高成本問題解決後有望形成統一技術路線。結合不同技術路線發 展背景，成本，效率，良率，雙面率，設備兼容性，工藝複雜程度，應用場景等 因素，我們認為短期看 TOPcon 與 P-IBC 電池将通過差異化市場需求并行發展， 長期将由 HJT 技術形成統一路線，擴産節點取決于其提效降本技術落地情況，需 跟蹤關注 HJT 設備，金屬化技術降本進展。（報告來源：未來智庫）

新型電池産業化趨勢逐漸清晰，行業格局初現雛形。技術疊代周期行業格局 易發生改變，當前頭部企業在技術路線選擇和擴産時間及規模的把握上更加謹慎， 先進入者有望享受超額收益。TOPcon 作為大衆化技術路線，當前已經經曆了實 驗室研發和中試階段的驗證，正在進入規模化量産階段。P-IBC 方面以隆基為領 先企業，結合 P 型 TOPcon 和 IBC 工藝，以及隆基在高體少子壽命矽片和組件端 上下遊優勢，也已經具備較強的性價比優勢，新技術規模化量産時代正在到來。

4.1 晶科能源

N 型 TOPCon 技術先行者，率先受益 N 型溢價。 電池效率方面，2022 年 4 月，晶科能源 N 型 TOPCon 電池轉化效率再次突破去年 10 月創造的 25.4%的世 界紀錄，轉化效率已達到 25.7%，技術方面再一次取得重大突破。量産效率方面， 公司目前 N型 TOPCon産品的量産轉化效率已達 24.6%，計劃 2022年末達到 25%， 未來有望持續領先行業。産能建設方面，2022 年 1 月，安徽晶科能源一期 8GW 的 N 型 TOPCon 電池産能投産；2022 年 2 月，海甯基地 8GW 的 N 型 TOPCon 電 池産能投産，目前 16GW 産能爬坡已接近尾聲，N 型電池量化投産領先行業，有 望率先受享受 TOPcon 電池溢價。 電池産能短闆逐漸彌補，一體化趨勢顯著。公司 2021 年矽片/電池/組件名義 産能分别為 32.5/24/45GW，預計 2022 年将達到 55/55/60GW，制造端一體化趨勢 顯著，随着一體化程度逐步完善，公司盈利能力将随之穩定提高。

4.2 隆基綠能

掌握核心技術，引領行業發展。公司始終将加強科技研發和創新的投入力度 作為業績增長的核心要素，公司異質結電池的光電轉換效率多次打破世界紀錄， 多項技術與産品處于行業領先地位，構建了具備全球競争力的研發體系。公司在 P-IBC 技術上領先優勢突出，目前隆基泰州正在進行 4GW 新技術廠房改建，預 計 8 月份建成投産，西鹹共 15GW 新技術産能預計将于 9 月開始陸續投産新電池 技術能夠充分發揮公司在 P 型高效矽片上的優勢，打造技術護城河。 各環節産能快速增長，一體化程度逐步加深。截至 2021 年底，公司單晶矽 片産能達到 105GW,單晶電池産能達到 37GW，單晶組件産能達到 60GW。預計 到 2022 年底，公司矽片，電池，組件産能将分别達到 150GW,60GW,85GW,生産 規模持續擴大，智能化水平不斷提升，一體化程度逐步加深。

4.3 晶澳科技

新型電池技術穩步推進，新産品亮相閃耀市場。公司以技術研發為基礎，市 場需求為導向，持續加大研發力度，強化技術優勢。公司于 5 月 18 日發布 DeepBule 4.0x 新産品，結合 N 型 TOPcon 電池技術和組件零間距互聯技術,78 版 型組件最高功率達到 625W，組件最高效率為 22.4%。除高效率外，新産品多項 技術指标優勢突出，首年衰減<1%,逐年衰減<0.4%，30 年組件發電增益高達 1.8%；溫度系數-0.3%/℃，高溫地區發電量增益2%；雙面率80%，較P型高10%， 功率輸出高 0.9%；弱光發電增益 0.2%。 新産品産能擴張方面，預計 2022 年 Q2公司 N型 TOPcon 産能将達到 1.3GW, 2022 年底 6.5GW, 2023 年儲備産能達到 15GW。新技術産能的逐步投放有望為公 司帶來超額收益。

4.4 天合光能

210 大尺寸技術龍頭，積極布局 N 型技術。公司自 2015 年開始布局 TOPCon 電池研發，通過 6 年的技術積累和突破，開創了 210 大尺寸 N 型電池新時代，有 效推動行業降本增效。公司 210 i-TOPcon 電池最高轉換效率達到 25.5%，創造 n 型大面積産業化 i-TOPcon 電池的世界記錄。在産能建設方面，公司宿遷 8GW TOPcon 電池項目于 2022 年 4 月 8 日啟動，計劃在下半年投産，屆時将進一步推 動行業由 P 型向 N 型商業化産業升級。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站

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