证券研究报告电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本2022年5月光大证券电新环保行业首席分析师殷中枢光大证券电新环保行业分析师郝骞目录电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中1TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马投资建议及风险分析请务必参阅正文之后的重要声明2一、电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本资料来源：中环股份公司公告、光大证券研究所；截至2022.4（1）“提效、降本”是光伏产业发展的核心，规模化与技术进步相互促进。我国已在光伏规模化方面全球领先，技术方面如何“提效”则是下一阶段的重点。在投资中，我们需要重点判断是“某项技术保持超额收益的持续时间”。（2）硅料：在电池新技术的引领下，p型料到n型料的发展是大趋势，对提纯的要求更高；颗粒硅虽然在降本上体现了一定优势，但品质也需要进一步提升。硅片：大尺寸、薄片化是重要的发展趋势，连续拉晶则是提效的重要手段。电池：TOPCon、HJT、IBC等技术将开启对PERC的逐步替代，不同厂商基于自身策略进行选择，呈现各家争鸣的态势；材料及工艺的选择将持续推动电池技术进步。组件：叠瓦、MBB技术以及适配更多应用场景的组件产品将持续推出。工艺关键词过去现在未来金属硅多晶硅料单晶硅棒单晶硅片单晶电池片单晶组件制料拉棒切片电池封装低成本高品质连续拉棒大尺寸减损更薄P型高效N型高效高功率、高可靠性高电费西部低电费P型料N型料西门子法流化床法CZRCZCCZ砂浆切割金刚线切割更细金刚线200μm160~170μm100μmP-常规P-PERCHPBCN-TOPConN-HJTTBC、HBC常规双面、叠瓦、半片、MBB156.75158.75/166182/210叠层电池适配场景、电池/BIPV图：光伏产业各环节技术进步路径请务必参阅正文之后的重要声明3资料来源：上海交通大学预测、光大证券研究所整理；截至2022.4（1）TOPCon、HJT、IBC电池有望接力PERC，每项技术因供需错配而获得超额收益，进而形成投资最佳时间段。根据CPIA，2021年，PERC（发射极钝化和背面接触）电池片市占率达到91.2%，平均效率达23.1%，n型电池，主要包括HJT（本征非晶层的异质结）电池和TOPCon（隧穿氧化层钝化接触电池）市占率约为3%，TOPCon电池平均转换效率达到24%，异质结电池平均转换效率达到24.2%，IBC（交指式背接触）电池平均转换效率达到24.1%，未来，TBC（隧穿氧化层钝化背接触）、HBC（异质结背接触）等电池技术也会不断取得进步。（2）2022年，TOPCon、HPBC、HJT电池量产效率有望达24.5%。TOPCon（晶科）与HPBC（隆基）有望率先突围，当前降本较快，良率和成组率是需要突破目标，HPBC更适合分布式市场；而HJT（通威、迈为）待设备、薄片化、银浆及靶材进一步降本后，则会形成相对优势。图：光伏不同技术的转化效率及未来前景TOPConHJT类型分类20212022E2023E2025E2027E2030Ep型多晶BSFp型多晶黑硅电池19.5%19.5%19.7%---PERCp型多晶黑硅电池21.0%21.1%21.3%21.5%21.7%21.9%PERCp型铸锭单晶电池22.4%22.6%22.8%23.0%23.3%23.6%p型单晶PERCp型单晶电池23.1%23.3%23.5%23.7%23.9%24.1%n型单晶TOPCon电池24.0%24.3%24.6%24.9%25.2%25.6%异质结电池24.2%24.6%25.0%25.3%25.6%26.0%IBC电池24.1%24.5%24.8%25.3%25.7%26.2%资料来源：CPIA,《中国光伏产业发展路线图（2021年版）》，注：1.背接触n型单晶电池目前处于中试阶段，2.均只记正面效率图：2021-2030年各种电池平均转化效率变化趋势一、电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本请务必参阅正文之后的重要声明4资料来源：TaiyangNews2021，光大证券研究所整理表：各电池技术的关键特性（1）晶硅电池技术的最大区别在于钝化机理和金属化方案。大多数光伏电池结构中，与金属接触区域会形成高度活跃的载流子复合中心，钝化是使硅材料的表面形成缺陷而失活，进而减少载流子的表面复合——1）场效应钝化：在近表面创建电场，以相同极性排斥载流子；2）化学钝化：通过形成饱和悬空键来弱化介面电子态。（2）PERC是通过背面氧化铝覆盖层实现了化学及场效应钝化，钝化接触除满足表面钝化外，通过插入更宽的带隙层解决金属接触区域高度活跃的复合中心而造成的损失；TOPCon是在电池背面制备一层超薄氧化硅，然后再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构。此外，钝化接触也广泛应用于HJT、IBC等其他光伏电池技术。电池技术关键工艺主流硅片钝化金属化额外步骤硅片的侧位电介质应用方法PERC钝化发射极背场点接触电池背表面钝化技术代替表面场单晶/多晶前氮化硅PECVD背表面场铝浆，背电极银浆，正面低温银浆激光接触开孔，背面抛光单晶/多晶背氧化铝/氮化硅（覆盖层）PECVD,ALD/PECVD单晶氮氧化硅/氮化硅（覆盖层）PECVD钝化接触（如隧穿氧化层钝化接触即TOPCon）生长的超薄氧化铝能使载流子隧穿通过；多晶硅的沉积和掺杂n型前氧化铝，氧化硅，硼硅玻璃/氮化硅（覆盖层）PECVD,ALD,扩散/PECVD,热氧化，湿化学法前表面铝掺杂的银浆，特殊的背面接触银浆，所有电极能承受低温烧结工艺硼扩散，前表面钝化，基于湿化学法的清洗步骤背氧化硅（薄）热生长，化学法，沉积多晶硅LPCVD,PECVD,APCVD,PEALD,PVDHJT异质结电池在掺杂的晶硅衬底和具有反向导电率的非晶硅层形成异质结n型前/背非晶硅PECVD需要低温固化浆料，电镀也是一种潜在替代方法特殊的湿化学清洗工艺，透明导电氧化物沉积IBC插指式背接触被表面交替进行n+和p+掺杂n型前氧化铝，氧化硅，硼硅玻璃/氮化硅PECVD正负电极均位于背表面掩膜和清洗工艺一、电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本请务必参阅正文之后的重要声明5（1）根据德国ISFH2018年的理论结果，PERC的理论极限效率24.5%，这意味着当前量产PERC技术提效已经接近极限。（2）基于不同电子、空穴选择性接触材料结合组成的电池最高理论极限是28.7%（ISFH2018），以非晶氧化层作为接触材料电池（经典HJT）的极限效率为27.5%（ISFH2018），隆基在SolarEnergyMaterialsandSolarCells231（2021）111291认为HJT极限效率为28.5%；而双面多晶硅钝化的经典TOPCon电池的极限效率为28.7%（ISFH2018）。资料来源：JanSchmidt；《Surfacepassivationofcrystallinesiliconsolarcells:presentandfuture》表：各电池技术的关键特性一、电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本PERC的理论最高效率24.5%经典HJT的理论最高效率27.5%(隆基28.5%)经典TOPCon最高效率28.7%请务必参阅正文之后的重要声明6科目P-PERC（基准）TOPConHJTIBC经典IBCTBC经典HBC实验室效率22.8%-23.2%23.5%-24.5%（Fraunhofer）26.3%（隆基）25.2%（SunPower）26.1%（Fraunhofer）26.63%（Kaneka）量产效率22.8%-23.2%23.5%-24.5%23.5%-24.5%23.5%-24.5%24.5%-25.5%25%-26.5%量产难度工序中等，难度低工序多，难度中低工序少，难度中高工序度，难度中高工序多，难度中高工序多，难度高生产成本约0.6-0.8元/W约0.7-0.9元/W约1.0-2.0元/W约1.0-2.0元/W约1.0-2.0元/W约1.2-2.2元/W银浆耗量80mg/片100-120mg/片200-220mg/片低于双面PERC低于双面TOPCon低于HJT薄片化160-180μm150-160μm90-140μm130-150μm130-150μm90-140μm产业兼容性目前主流产线可升级PERC产线完全不兼容PERC兼容部分PERC兼容TOPCon兼容HJT设备投资1.5亿元/GW2-2.5亿元/GW3.5-4亿元/GW3亿元/GW3亿元/GW5亿元/GW量产成熟度已成熟已成熟即将成熟已成熟即将成熟即将成熟资料来源：普乐科技POPSOLAR，光大证券研究所表：不同光伏电池性能、成本比较分析一、电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本（1）PERC电池目前最为成熟，设备投资约1.5亿元/GW为最低，非硅成本约0.17-0.18元/W，虽然效率有极限，但其他电池工艺若想对PERC形成替代，需要至少在效率、非硅成本、设备投资这三个指标有所突破；（2）TOPCon工艺可在PERC旧有设备进行改造，追加投资约6000万元/GW；新建产线则约2-2.5亿元/GW，目前非硅成本依然要比PERC增加0.04-0.1元/W，在效率上目前可以增加约1%，因此，现阶段TOPCon具有一定性价比，在此基础上，设备投资和非硅成本可进一步降低，所以产业内当前TOPCon扩产较为激进。（3）隆基股份拟推出HPBC技术路线，该路线可以更好的利用p型硅片的技术优势，效率比PERC也可高出1%，成本与PERC持平，在应用场景方面，由于其为背面金属化，更适用于分布式，当前需要关注良率和产能落地情况。（4）HJT目前设备投资依然较高，非硅成本也高出PERC约0.2元/W，需要薄片化、银浆、靶材技术推动进一步降本，产业化才能更具优势。请务必参阅正文之后的重要声明7工艺PERCTOPConHJTIBC经典IBCTBC经典HBC1清洗制绒清洗制绒清洗制绒清洗制绒清洗制绒清洗制绒2磷扩散硼扩散本征氢化非晶硅（正面）背面磷扩散隧穿+磷掺杂非晶硅本征氢化非晶硅（正面）3激光SE激光SE硼掺杂非晶硅（正面）去PSG掩膜减反膜（正面）4热氧去BSG本征氢化非晶硅（背面）掩膜激光开槽本征氢化非晶硅（背面）5去PSG隧穿+本征非晶硅磷掺杂非晶硅（背面）激光开槽硼掺杂非晶硅硼掺杂非晶硅（背面）6碱抛磷扩散透明导电膜（背面）刻蚀刻蚀掩膜7退火去PSG&去绕镀透明导电膜（正面）背面硼扩SiOx钝化激光开槽8AlOx钝化AlOx钝化丝网印刷去BSG减反膜（正面）刻蚀9减反膜（背面）减反膜（正面）银浆固化双面热氧减反膜（背面本征氢化非晶硅（背面）10减反膜（正面）减反膜（背面）光注入减反膜（正面）激光开槽（PN隔离）磷掺杂非晶硅（背面）11丝网印刷丝网印刷测试分选减反膜（背面丝网印刷刻蚀12烧结烧结丝网印刷烧结透明导电膜（背面）13光注入光注入烧结光注入激光开槽（PN隔离）14测试分选测试分选光注入测试分选丝网印刷15测试分选银浆固化16光注入17测试分选资料来源：普乐科技POPSOLAR，光大证券研究所表：不同光伏生产工艺比较一、电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本（1）与p型PERC路线不同，如果是基于n型的TOPCon路线需将磷扩散改成硼扩散、增加隧穿氧化层和非晶硅层工艺，但总体上改进或增加步骤较少，同时核心设备和技术都有进一步集成空间，PERC产能较大的龙头厂商，支持该路线的较多；（2）HJT路线则采用全新的工艺路线，核心在于非晶硅膜和透明导电膜工艺，这些核心设备均需要重新购置，所以新进入者更青睐该路线；（3）IBC路线的核心是在电池背面制备出质量较好、呈叉指状间隔排列的p区和n区，需在电池背面印刷一层叉指状扩散掩蔽层。请务必参阅正文之后的重要声明8资料来源：CPIA,《中国光伏产业发展路线图（2021年版）》图：不同电池技术产量占比一、电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本2022年n型电池出货量市占率有望达11%，主要以TOPCon产品放量为主。观察已投产n型技术的企业，布局HJT的新进企业多数为中试线水平，HJT中试线生产良率达到98%-99%，大规模量产的良率波动在80%-90%之间，生产良率、稼动率仍有待改善；而TOPCon进入者多为一体化企业，预计后续扩产计划也都为TOPCon预留升级空间，且扩产的GW级产线相对较多，中短期来看TOPCon产能的实际放量将高于HJT的产能。根据CPIA预测2025年TOPCon+HJT产能将达到35%的比重。n型硅片技术对比p型硅片更倾向于半导体化，n型电池片可以实现更高的理论转化效率，且具有寿命高、温度系数低、光衰减系数低、弱光响应等综合优势，不仅BOS成本更低，n型电池在全生命周期内的发电量也高于p型。n型硅片制备更贴近于半导体材料，一方面它具有更高的少子寿命、更低的氧碳含量、还有更加集中的电阻率分布，对材料提出了更高的要求，一般要达到电子级2级要求。在制作n型技术电池上，大家更多采用差异化的产品设计，材料端、电池端、组件端的产业链相互配合，标准和要求才能进一步提高，所以当前更需要建成n型的产品生态。标准GB/T12963-2014《电子级多晶硅》GB/T25074-2017《太阳能级多晶硅》电子及1级电子级2级电子级3级太阳能特级太阳能1级太阳能2级施主杂质浓度，10-9≤0.15≤0.25≤0.30≤0.68≤1.40≤2.61受主杂质浓度，10-9≤0.05≤0.08≤0.10≤0.26≤0.54≤0.88少数载流子寿命us≥1000≥1000≥500≥300≥200≥100碳浓度＜4.01015＜1.01016＜1.51016≤2.01016≤2.51016≤3.01016氧浓度≤11016--≤0.21017≤0.51017≤1.01017基体金属杂质浓度，10-9Fe、Cr、Ni、Cu、Zn、Na总金属杂质量：≤1.0Fe、Cr、Ni、Cu、Zn、Na总金属杂质量：≤1.5Fe、Cr、Ni、Cu、Zn、Na总金属杂质量：≤2.0Fe、Cr、Ni、Cu、Zn总金属杂质量：≤15Fe、Cr、Ni、Cu、Zn总金属杂质量：≤50Fe、Cr、Ni、Cu、Zn总金属杂质量：≤100表面金属杂质浓度，10-9Fe、Cr、Ni、Cu、Zn、Al、K、Na总金属杂质量：≤5.5Fe、Cr、Ni、Cu、Zn、Al、K、Na总金属杂质量：≤10.5Fe、Cr、Ni、Cu、Zn、Al、K、Na总金属杂质量：≤15Fe、Cr、Ni、Cu、Zn、Na总金属杂质量：≤30Fe、Cr、Ni、Cu、Zn、Na总金属杂质量：≤100Fe、Cr、Ni、Cu、Zn、Na总金属杂质量：≤100资料来源：GB/T12963-2014《电子级多晶硅》、GB/T25074-2017《太阳能级多晶硅》图：不同等级多晶硅要求资料来源：晶科能源n型TOPCon组件产品白皮书图：n型硅片全生命周期发电量更高请务必参阅正文之后的重要声明9一、电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本n型硅片成本和售价一般比p型硅片高出约6-10%。成本高的原因：掺杂磷且均匀性要求提高（分凝系数磷0.35＜硼0.8-1）、纯度要求提高、客户要求各异、工艺难度在增加、硅棒也短一些增加成本。根据中环股份业绩汇报材料：（一）少子寿命影响因素及改善目标：（1）从原料方面：1）原生多晶：体表金属含量控制；2）回收料：清洗质量控制。（2）单晶工艺方面：1）拉晶棒长设定；2）拉晶颗次设定。（3）热场、工装影响：热场、工装夹具纯度以及材质的优化都可以降低拉晶过程中对于微量杂质的引入。（4）电阻率范围差异化：掺杂剂浓度越高电阻率越低，少子寿命呈降低趋势，不同电阻率范围少子寿命差异巨大。（二）氧含量的控制：反映出材料的纯度，同时在越低的氧含量，越有利于获得更高的光电转换效率，可以通过基础研究、加快氧挥发速率和降低单晶制备中硅溶液与坩埚的反应速率来改善。硅料端：n型料前期以海外进口为主，后期以国内产品为主，差距不大，目前改良西门子法可实现，颗粒硅方法需要提升品质。硅片端：拉棒：n型硅棒更短、少子寿命更高、氧含量降低，品质要求高；切片：薄片化，金刚线更细，热场及石英坩埚纯度提升，耗量增加。图：硅片厚度及金刚线线径资料来源：高测股份官网图：不同品质硅料比较资料来源：中环股份业绩汇报材料图：中环硅片薄片化进程及拉棒控制资料来源：中环股份业绩汇报材料目录电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中10TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马投资建议及风险分析请务必参阅正文之后的重要声明11（1）TOPCon即隧穿氧化层钝化接触电池，是2013年在第28届欧洲PVSEC光伏大会上德国Fraunhofer太阳能研究所首次提出的一种新型钝化接触太阳能电池。（2）大多数TOPCon是基于n型硅，正面采用氧化铝和氮化硅电解质层来钝化p+硼扩散发射极，在背面拥有~1nm隧穿氧化层——“氧化硅”是其核心特点，而后分别镀n+多晶硅层和氮化硅层，最后在电池正反面刷上银电极。（3）氧化硅提供极好的化学钝化作用，重掺杂的多晶硅截面排斥“少子”，隧穿氧化层可以使“多子”在非常低的结电阻下隧穿通过，由于载流子选择性，在掺杂层之间，载流子形成快速输运能力，使得电阻损失减少、载流子复合率降低，而达到提升效率的目的。（4）TOPCon电池具有全新的表面钝化体系、全新的金属接触体系（金属/半导体之间隔离/半隔离状态、多晶硅高掺杂浓度表面形成较好的欧姆接触）、完美的光学匹配（多晶硅膜位于背面，最大化光吸收利用能力）、较好的体材料匹配（n型料）。资料来源：晶科能源n型TOPCon组件产品白皮书资料来源：晶科能源n型TOPCon组件产品白皮书图：TOPCon电池基本结构图：TOPCon电池提效原理图：TOPCon电池基底及膜层拆分资料来源：中来股份官网二、TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价请务必参阅正文之后的重要声明12二、TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价资料来源：晶科能源官网，光大证券研究所整理24.0%24.4%24.8%25.2%25.6%26.0%26.4%图：TOPCon电池提效原理图：晶科能源n型TOPCon电池效率记录资料来源：晶科能源官网（1）晶科能源在2022.4.27宣布，其研发团队率先开发出硅片吸杂、高激活掺杂发射极以及金属电极光反射等多项适用于大尺寸的先进技术，以及自主开发的成套HOT高效电池工艺技术等多项创新及材料优化，实现25.7%的效率，再次突破去年10月创造的25.4%的世界纪录。（2）基于p型硅片亦可以完成TOPCon电池制备。2021.7，隆基电池研发中心单晶p型TOPCon电池研发实现高达25.19%转换效率，是目前商业化尺寸p型电池世界最高效率，也体现了隆基股份在p型硅片及新型电池强大实力。（3）n型TOPCon钝化机理和提升方案相对清晰，25-26%的量产效率可期待。根据晶科能源年报：Voc-开路电压提升路线：1）B扩发射极优化、正接触复合损失降低（面积、复合浓度）；2）钝化接触复合进一步降低、背接触新型金属浆料体系；3）切割技术、清洗工艺升级；Jsc-短路电流提升路线：1）减少金属电极正面遮光损失：超细栅技术、提升电池电流；2）提升电流收集：基础结构、正面工艺优化；3）光学损失：设计优化、新材料。（4）隆基股份对于TOPCon效率优化也集中于栅线优化、SE、光学损失优化、增透膜、高质量硅片等，以减少遮光、复合等问题。请务必参阅正文之后的重要声明13表：TOPCon电池已建、待建及规划产能资料来源：公司公告，光大证券研究所整理；单位：MW企业产地项目状态已建22年在建待建规划详细国电投西安投产400韩华韩国投产6002500鸿禧-募资2000嘉悦安徽金寨募资5000晶澳河北宁晋投产100晶科浙江海宁量产900安徽合肥量产800080008000计划合肥二期浙江海宁尖山设备定标800080002022年3月下线正泰规划20002022年5月设备入场钧达安徽滁州开工800080002022年5月设备入场隆基江苏泰州投产100尚德江苏签约2000调试中一道浙江衢州投产10005000预计2022年5月投产苏州潞能江苏张家港开工1000天合江苏常州投产500江苏宿迁规划800080002022年8月东方日升安徽滁州投产500浙江义乌规划25002500Q2设备进场江苏常州规划4000通威四川眉山规划1000同翎新能源江苏高邮签约5000中节能江苏规划5000中来江苏泰州投产3600安徽滁州签约10000中来华阳山西太原开工80008000协鑫集成四川乐山募资10000中清-规划5000LGE韩国投产1500REC新加坡投产300合计175005150093000二、TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价（1）根据各公司公告，我们预计到2022年底TOPCon落地的产能有望达到40-50GW，其中晶科能源合肥、海宁项目达16GW，日前又公布了合肥二期8GW计划。钧达股份、天合光能各8GW有望在2022年年内落地。（2）隆基股份在TOPCon技术储备充足，但坚持“不领先、不扩产”原则，目前并未公布激进的TOPCon电池扩产计划。请务必参阅正文之后的重要声明14PERC制绒清洗磷扩散激光SE背面AlOxSiNx正面SiNx丝印与烧结测试分选去PSG和背结TOPCon制绒清洗硼扩散激光SE去BSG和背结LPCVD：氧化层+本征非晶硅磷扩散去PSG绕镀多晶硅刻蚀磷离子注入高温激活及修复绕镀多晶硅刻蚀正面AlOxSiNx背面SiNx丝印与烧结测试分选边缘多晶硅刻蚀PECVD非晶硅退火TOPCon增加工序及设备UV-氧化层TOPCon设备名称较PERC改动重点国内厂家制绒清洗设备现有设备捷佳伟创扩散炉现有扩散炉改造（一次or二次硼扩）拉普拉斯、捷佳伟创激光掺杂设备帝尔激光、海目星、大族激光刻蚀设备现有设备捷佳伟创(1)LPCVD：本征+磷扩+刻蚀(2)PECVD+退火+刻蚀新增LPCVD或PECVD、改造扩散炉LPCVD：拉普拉斯（成熟）、普乐、捷佳、北京科锐PECVD：捷佳伟创（待成熟）、金辰、北方华创PECVD设备现有设备改造捷佳伟创丝印烧结设备现有设备改造丝印：迈为股份、捷佳伟创、科隆威激光转印：帝尔激光测试分选设备现有设备迈为股份、捷佳伟创、科隆威资料来源：TaiyangNews2021，各公司公告，光大证券研究所整理二、TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价（1）TOPCon需要在PERC增加约3-4个工艺步骤，硼扩和沉积工艺是核心：1）硼发射极制备；2）隧穿氧化层生长；3）多晶硅沉积及掺杂；4）附加的扩散工艺或清洗。TOPCon的设备投资约2-2.5亿元/GW，较PERC的1.5亿元/GW依然略高，规模化或设备集成后有望实现进一步降本。（2）目前沉积工艺中LPCVD设备较为成熟，量产中采用较多，但存在绕镀问题；PECVD集成性提升后有望实现设备降本，技术仍在开发中。激光设备在激光开槽、激光掺杂中广泛应用，前者相对成熟，后者技术需要持续提升。资料来源：TaiyangNews2021，光大证券研究所绘制表：TOPCon电池设备及重点国内厂家图：TOPCon与PERC电池工艺流程比较请务必参阅正文之后的重要声明15资料来源：中科院宁波材料所资料来源：拉普拉斯公司官网（1）氧化硅制备采用湿化学氧化法与气相氧化法，非晶硅薄膜采用化学沉积法（LPCVD、PECVD、PVD、PEALD、APCVD等）（2）LPCVD优势：技术较为成熟，兼容现有产线；同时集成度较高，氧化硅与非晶硅可以单管集成；无脱膜现象；设备产能大、成本不高、占地面积小；电池效率高。（3）LPCVD不足：非晶硅成膜速率低，且厚度均匀度控制难度大；通常需要结合二次磷扩散；非晶硅绕镀严重，部分解决方案会降低产能，刻蚀绕镀需要增加设备且控制难度大；石英舟目前需要2个月换一次，石英管需要3-6个月更换，备件成本比PERC高。二、TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价技术难点一：隧穿氧化层制备及非晶硅膜沉积气体通入气体对流气体扩散表面反应表面吸附表面脱附薄膜成核生长图：LPCVD绕镀问题原理及图片图：LPCVD设备原理及工艺流程图请务必参阅正文之后的重要声明16公司拉普拉斯捷佳伟创普乐科技CentrothermSEMCO型号-LD-420c.DEPOXHORTUSLPCVD技术LPCVDLPCVDLPCVDLPCVDLPCVD工艺隧穿氧化物+本征多晶硅附着+原位掺杂隧穿氧化物，多晶硅附着，原位掺杂隧穿氧化物+多晶硅附着隧穿氧化物+本征多晶硅附着+原位掺杂隧穿氧化物，多晶硅附着，原位掺杂晶圆方向水平-水平设备配置5层管4-6层管10层管6层管环绕式处理最小化最小化原位掺杂可选是否是每管硅片数量（片/管）200016001600-半节距；800-全节距1400氧化层厚度（nm）1.4-2.21-1.5多晶硅层厚度（nm）80-200100100-150160产量（每小时）G12:1600M10:3300300036006000G12:5700M10:6000机械成品率（%）0.96薄膜均匀性批次控制3%以内，同一批次4%以内商业化情况可商业化可商业化可商业化可商业化规模投产准备是是完成测试是资料来源：TaiyangNews2021二、TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价（1）本征多晶硅沉积需要80min，再加上原位掺杂达到3h。SEMCO6层管配置，每批次可处理10800片，C12产量5700片/h，M10产量6000片/h；拉普拉斯对尺寸在190mm硅片每批次装载10000片，G12产量1600片/h，M10产量3300片/h。（2）拉普拉斯是中国领先的LPCVD供应商，是TOPCon热加工一站式供应商，包括硼与磷扩散炉、LPCVD、PEALD（硼发射极生长钝化层）、激活掺杂源的退火炉；采用水平方向加工硅片目的是减少绕镀、减少大硅片碎片。表：LPCVD设备厂家及产品主要参数请务必参阅正文之后的重要声明17项目LPCVDPECVD原理差异利用热效应分解反应气体（1）受限于热力学平衡，无法显著提升沉积速率（2）受限于不同反应气体热力学分解条件差异，难以灵活调控掺杂类型和浓度利用等离子体场分解反应气体（1）在平衡态下实现提升沉积速率；（2）可灵活引入不同掺杂原子、控制沉积区域优势技术和设备成熟，可大规模生产，与热氧化技术集成度高，成膜质量好，电池效率高24.5%沉积速率快、无绕镀、可定期清洗石英舟，无石英管耗材，可制备p-TOPCon劣势成膜速率低、无法避免非晶硅绕镀，定期停机维护，更换石英炉管和载具易出现脱膜，热氧化技术无法和PECVD集成，核心设备较贵，工艺制程，关键辅材未配套到位工艺供应商数量商业可用性大规模生产避免绕镀原位掺杂钝化性能产量代表企业LPCVD√√√√√√√√√×√√√√√√√拉普拉斯、捷佳伟创、乐普、Centrotherm、SEMCOPECVD√√×√√√√√√√√√√√捷佳伟创、金辰股份、北方华创、梅耶博格、CentrothermPVD√××√√√√√√√√√新格拉斯、北京科锐、乐普、江苏杰太PEALD√√×√√√√√√√√√微导、艾华APCVD√√√√√√√√√√√√SCHMID二、TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价资料来源：中科院宁波材料所资料来源：中科院宁波材料所资料来源：TaiyangNews2021，公司公告，光大证券研究所整理图：LPCVD与PECVD工作原理表：LPCVD与PECVD原理差异及优劣势表：LPCVD与PECVD原理差异及优劣势（1）目前，正在开发PECVD技术用于非晶硅沉积，分为板式、管式，板式炉较为成熟、绕镀较小；管式炉设备结构简单、成本低、产量大。PECVD可以把沉积速度控制在35min，有效提升生产效率；同时绕镀现象不会特别显著，易于去除；沉积仅在石英舟上可清理、不损耗石英管。（2）易出现脱膜，热氧化技术无法和PECVD集成，核心设备较贵，工艺制程，关键辅材未配套到位。PECVD未真正实现量产。请务必参阅正文之后的重要声明180%20%40%60%80%100%202020212023202520282031BBr3BCl3离子注入工艺磷扩散硼扩散BBr3（常温：液态）BCl3（常温：气态）介质情况P2O5沸点360℃（升华）B2O3（熔点1860℃）循环时间102分钟150分钟优点用于p型硅片，技术成熟，对温度要求低，在硅中固溶度高安全性相对高，使用广泛B2O3具有氯前驱体，颗粒状，相对易去除，前景较好缺点（1）B2O3液态形式，导致工艺均匀性差（2）副产物BSG黏连石英件，耗费程度高，维护成本高（1）B-Cl键能更大，不移分解，在扩散温度下利用率不高（2）Cl2氧化性更强，容易氧化金属杂质（3）BCl3具有腐蚀性和安全性问题5.00E+191.00E+201.50E+202.00E+207.00E+209.00E+200.00E+002.00E+204.00E+206.00E+208.00E+201.00E+21850℃950℃1000℃磷（P)硼（B)资料来源：拉普拉斯官网，纵轴单位：atom/cm3资料来源：TaiyangNews2021资料来源：拉普拉斯官网，光大证券研究所整理二、TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价图：磷和硼在硅中固溶度比较表：磷扩散和硼扩散工艺比较图：BBr3与BCl3未来市场份额比较技术难点二：硼扩散（1）磷和硼在硅中固溶度随温度提升，磷比硼的固溶度更高；磷扩散较为成熟，硼扩散则是TOPCon的技术难点之一，需要温度更高，循环时间更长。（2）硼扩通常在低压管式炉中进行，BBr3是传统的前驱体，但其副产物黏连石英件，导致减少设备正常运行时间，耗费程度也较高；Semco、拉普拉斯、捷佳伟创均推荐使用BCl3，可减少损耗，但在腐蚀性及安全性要求更高。（3）根据TaiyangNews2021报告及ITRPV数据，BCl3在2022年底市场份额有望达20%，未来10年增加至30%。离子注入方式采用的依然比较少。请务必参阅正文之后的重要声明19SE制备方法工艺流程备注一次硼扩+激光掺杂硼扩P++，不氧化激光对栅线处掺杂推进BSG清洗、氧化形成SE去除BSG、P+工艺简单，设备数量需求低；但BSG硼浓度有限制，轻掺重掺区域浓度差异不明显，高能激光额外损伤二次硼扩+激光掺杂一次硼扩升温推结形成轻掺杂二次硼扩激光掺杂，重掺，形成SE清洗减少一次硼扩带来的高温过程，减少对绒面损伤，但工艺时间有所增长二次硼扩+激光开模一次硼扩清洗按金属化处激光开槽二次硼扩清洗工艺时间增长，需要添加一道扩散炉及开槽处清洗设备资料来源：王文静，TOPCon与HJT电池量产前景分析资料来源：天合光能、晶科能源、协鑫集成等公司公告，光大证券研究所整理资料来源：拉普拉斯官网二、TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价技术难点三：SE选择发射极（1）采用SE技术后，转化效率可以提升约0.4%，若设备、工艺成本能够较低，则具有较好性价比。采用一次硼扩+激光掺杂是未来不错的选择。目前问题主要在于，硼扩推进需要更高能量，会导致绒面损伤。（2）可进行分步硼扩法进行SE，减少一次硼扩带来的高温过程，减少对绒面损伤，但工艺时间有所增长。技术难点四：控制钝化层烧穿钝化层面临两种类型烧穿：掺杂元素烧穿、金属浆料烧穿，背表面就会钝化失效、正表面则会短路，因此对于掺杂工艺以及金属化工艺精度要求较高。图：激光掺杂/开模电镜图表：激光掺杂/开模在硼扩SE的应用图：掺杂元素烧穿、金属浆料烧穿请务必参阅正文之后的重要声明20项目（元/W）n型182型双面组件p型182型双面组件差值比例典型功率（W）560540固定成本组件2.051.9逆变器（3125kW箱逆一体机）0.20.2其他固定造价0.14750.1475可变BOS成本土地0.18430.1913-0.007-3.66%基础0.24810.2562-0.0081-3.16%支架0.35580.3698-0.014-3.79%线缆0.20350.2119-0.0084-3.96%BOS成本对比1.33921.3767-0.0375-2.72%单位总造价（元/W）3.95923.8980.06121.57%年均发电量（万度）15688.815148.3540.53.57%度电成本（元/kWh)0.10360.1067-0.0031-2.91%项目投资IRR（税后）6.91%6.72%0.19%2.83%假设相同度电成本（0.1067元/kWh）下的组件价格（元/Wp）2.1081.90.208时间招标公司组件类型组件价格（元/W）组件规模溢价（元/W）2.11国家电投（4.5GW）TOPCon2.08200MW0.16PERC1.924300MW3.7中国华电（15GW）TOPCon1.901.5GW0.04PERC1.8613.5GW3.8国家电投(75MW)TOPCon2.0250MW0.15PERC1.8725MW3.19中核汇能(6-7.5GW)TOPCon1.97700-1000MW0.13PERC1.845.3-6.5GW3.18广东能源(100MW)TOPCon1.92100MW0.08PERC1.840二、TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价陕西省电力设计院选取市场上最先实现规模化量产和出货的中来N型TOPCon560W组件与常规的P型540W组件对两款组件进行对比测算。（1）BOS成本摊薄：TOPCon电池可以有效降低BOS成本（除光伏组件以外的成本），其核心逻辑在于TOPCon电池在单位面积下的组件效率更高，在相同功率需求下，BOS成本更多的被摊薄。此项成本TOPCon可减少3.75分/W。（2）总发电量增益：TOPCon寿命高、温度系数低、光衰减系数低、弱光响应可带来发电增益。每年发电量增加540.5度/年，如果以相同度电成本进行反推计算，TOPCon组件可获得0.2元/W溢价。（3）我们对2022年TOPCon组件招标情况分析：2月11日国电投4.5GW项目溢价有0.16元/W，3月7日中国华电15GW项目溢价0.04元/W，TOPCon整体溢价范围在0.04元/W-0.16元/W。资料来源：陕西省电力设计院，成本单位均为元/W资料来源：各公司公告，光大证券研究所整理表：2022年TOPCon招标组件溢价情况分析表：TOPCon与PERC造价、发电量及IRR对比目录电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中21TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马投资建议及风险分析请务必参阅正文之后的重要声明22（1）HJT电池也是基于n型硅片而制备的新型电池，具有电池效率高、温度系数低、不存在光致衰减（LID）和电位诱发衰减（PID）效应等优势；虽然其制备工艺简单，但与现有设备不兼容。（2）HJT是低温工艺，n型硅片可以进一步薄片化，逐步实现100μm以下，成为其持续降本的核心优势。图：HJT电池优势图：HJT电池模型资料来源：光大证券研究所绘制图：单玻PERC和双玻HJT年均发电量资料来源：钧石能源，光大证券研究所整理图：松下的HJT系统24年几乎无衰减资料来源：松下宣传册，光大证券研究所整理Y公司单玻245钧石双玻310发电能力（kwh/kw)983.471178.739601020108011401200发电能力（kwh/kw)+19.85%三、HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中资料来源：《Futuredirectionsforhigher-efficiencyHITsolarcellsusingaThinSiliconWafer》，SatoshiTohoda等HJT电池高效率薄片化双面率高工艺简单大尺寸低衰减2020/1/19《异质结：下一轮技术迭代周期正在开启————光伏行业系列专题报告一》请务必参阅正文之后的重要声明23制造工艺应用方法工艺目的清洗制绒RCA臭氧非晶硅薄膜沉积PECVDHWCVD（Cat-CVD）TCO膜沉积PVDRPD电极金属化丝网印刷无主栅/铜金属化主流or去除机械损伤层降低表面反射率提高表面清洁度i层钝化单晶硅表面p层形成PN异质结n层形成异质结背场形成陷光结构降低表面反射率收集截流子形成电池片正反电极有效收集载流子主栅用于电池片串焊三、HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中（1）非晶硅层可以有效降低表面悬挂键的密度，从而达到良好的界面钝化作用，TCO薄膜的作用在于实现导电、减少反射、同时保护非晶硅薄膜。n型CZ硅片经过清洗制绒后，表面依次沉积本征富氢非晶硅薄膜、P型非晶硅薄膜，从而形成p-n异质结，然后在背面依次沉积本征富氢非晶硅薄膜，以及n型重掺杂的非晶硅膜，形成背表面场。在两面的外侧再沉积上透明导电氧化物薄膜TCO，最后通过丝网印刷技术在两侧顶层形成金属电极（栅线），这样就构成了拥有两面对称结构的HJT电池。（2）HJT电池生产设备与常规电池的兼容性较差，新建项目需要重新投入生产线。因此，很多深耕PERC的公司实际对于未来新技术的投资态度略有摇摆。HJT电池制造工艺流程主要包括：1）HJT清洗包括：RCA和臭氧两种技术；2）非晶硅镀膜技术包括：等离子增强沉积PECVD和热丝镀膜沉积HWCVD，以前者应用较为广泛；3）TCO膜沉积技术包括：磁控溅射PVD和反应等离子沉积RPD，以前者应用较为广泛；4）金属化主要包括：丝网印刷、电镀和Smart-wire（梅耶博格专属技术）。资料来源：梅耶博格图：HJT电池制造工艺流程2020/1/19《异质结：下一轮技术迭代周期正在开启————光伏行业系列专题报告一》请务必参阅正文之后的重要声明24非晶硅膜沉积设备TCO薄膜沉积设备公司使用技术硅片方向每批硅片数量产能（M6/M10/G12-WPH）公司使用技术设备型号产能（M6/M10/G12-WPH）应用材料PECVD--2400（M2）福建钧石PVD-5200/-/-福建钧石PECVD水平169（M6）144（M10）100（G12）5200/-/-捷佳伟创RPDRPD55005500/4400/3500RPD+PVDPAR55005500/4400/3500理想能源PECVD水平64（M6）5000/-/-PVDPVD80008000/6600/4700迈为PECVD水平64（M10）-/8000/-singulusPVDGENERISPVD10000/-/6200捷佳伟创PECVD水平100（M6）81（M10）64（G12）5200/4200/3300冯阿登纳PVDXEAnova5.55500/4100/2800PVDXEAnovaL88000/6600/4700HWCVD垂直162（M6）128（M10）98（G12）5800/4600/3500PVDXEAnovaL10110000/8300/6000日本真空HWCVD垂直180（M2）3240（M2）日本真空PVD-6400（M2）资料来源：CPIA,Taiyangnews，捷佳伟创，2021.4三、HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中（1）国产非晶硅薄膜沉积设备具有较强的实力，持续推动，2021年带动了HJT初始投资成本快速下降。迈为已实现了95%价值量的设备全覆盖（PECVD+PVD+丝网印刷+自动化设备），布局清洗制绒，具有整线能力，M6具有8000片/小时产能。捷佳伟创在PECVD也实现客户出厂交付，具有3000-5800片/小时产能。金辰股份PECVD已进入样机装配和测试阶段、钧石能源可兼容M6、M10、G12大尺寸，产能5200片/小时。理想能源2017年推出1.0代HJTPECVD产品，2020年已推出2.5代产品。（2）TCO薄膜沉积包括PVD（物理气相沉积）和RPD（反应等离子沉积）。PVD磁控溅射镀膜成本低，均匀一控制、工艺稳定、重复性好、靶材寿命长，但对非晶规模损伤，影响转化效率。RPD成本高，核心设备有专利限制，但工艺损伤低、沉积温度低、大面积沉积和沉积速率更加优势，同时转换效率提升0.3-1%。近几年，捷佳获得SHI的授权，开发RPD+PVD产品，具有产能大、成本低、镀膜质量好的优势。同时新工艺、新靶材研发有利于有利于提效降本，实现核心设备国产化。图：HJT电池非晶硅膜沉积设备、TCO薄膜沉积设备请务必参阅正文之后的重要声明25图：通威金堂1GW异质结生产线，平均效率＞24%，良率98%公司产能（MW）清洗制绒PECVDPVD/RPD丝网印刷爱康科技200YAC应用材料捷佳伟创RPD应用材料通威-中威200YAC、捷佳伟创理想PECVD、爱发科Cat-CVD新格拉斯PVD、捷佳伟创RPD应用材料、捷佳伟创通威-合肥250YAC迈为冯阿登纳迈为安徽宣城500YAC迈为、理想迈为迈为、中辰星阿特斯250YAC迈为迈为迈为序号指标钧石迈为理想1单板片数1313169片8864片8864片双层2腔室数量11个35个14个3小时产能5200片/小时8000片/小时5200片/小时4工艺节拍116秒29秒88秒5设备长度79米128米80米6工艺方式I-IN-PI-IN-PIN-IP总结大尺寸、大产能快节拍、大产能多层沉积、大产能三、HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中资料来源：CPIA，Solarzoom，各公司公告，2021.4资料来源：中科院上海微系统与信息技术研究所资料来源：上海交通大学表：国产量产HJT产线关键环节设备组成表：国产量产HJT产线中PECVD设备核心参数（1）我们从已经披露的国内HJT量产线组成可以发现，通威股份布局较早在成都、合肥建有三条验证产线。除清洗制绒外，其他关键环节均采用不同厂家的组合，说明通威股份对HJT的看好和想通过与设备厂商的磨合提升自身在HJT产品制造优势，降低非硅成本。（2）安徽华晟、阿特斯以迈为设备为依托，并与设备公司共同研发，说明迈为设备的强大实力，日前迈为的低铟降50%、低银银包铜降55%HJT产线产品，实现了25.62%的效率记录；爱康科技则使用应材、捷佳的设备进行推进。（3）对于核心PECVD设备，迈为的产能较大、节拍较快，达8000片/小时，但腔室数量较多，相比之下钧石腔室较少，采用大尺寸工艺，但是生产节拍较慢，各有优劣势。请务必参阅正文之后的重要声明26序号公司产能（MW）硅片尺寸Eta（%）组件版型组件功率（W）CTM等效效率（%）@CTM=100%1通威-中威100M2-15624.09%60-half34599.40%24.17%通威-合肥180G12-210half24.26%66-half68596.50%23.41%通威-金堂1000M6-16624.02%72-half475100.3%24.09%2隆基/M6-166/////3钧石500G1-15824.00%60-half35899.50%23.90%4爱康220G1-15824.60%72-half43597.50%24.00%5晋能200M6-16624.20%72-half46697.50%23.80%6华晟500M6-16624.40%72-half47298.00%23.90%三、HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中表：国产量产HJT生产指标资料来源：中科院上海微系统与信息技术研究所（1）通威股份布局HJT较早，尤其金堂1GW异质结生产线，平均量产效率达24%以上，良率提升至98%以上，在行业内较为领先；其次是安徽华晟，产能将从500MW提升至2.5GW，预计2022年底出片，考虑CTM，当前效率23.90%。（2）隆基股份在HJT亦有研发储备，其研发团队在M6全尺寸（274.5cm2）单晶硅片上创造了无铟HJT电池25.40%转换效率的新世界纪录，掺镓p型硅片制备的硅异质结电池（p-HJT）亦创造了转换效率为25.47%记录。（3）成组效率（CelltoModule，CTM）代表组件输出功率与电池片功率总和的百分比，CTM值越高表示组件封装功率损失的程度越小，从整体看HJT成组效率有待进一步提升。（4）HJT的银耗量较大依然是制约其成本的重要因素，整体在150-200mg/片，显著高于TOPCon130-140mg/片（正75mg、背70mg），以及PERC90-100mg/片（正72mg、背25mg）。未来其降本依然是重要技术进步方向。请务必参阅正文之后的重要声明27企业名称产地项目状态已建（MW）2022待建（MW）规划/待建（MW）阿特斯浙江嘉兴投产250爱康科技浙江湖州长兴投产500600900江苏泰州泰兴投产16010004840浙江长兴规划8000江西赣州规划5000通威四川成都金堂投产1000安徽合肥投产250中威四川成都双流投产200爱康科技浙江义乌投产200东方日升江苏常州投产2502250东方日升未知募资5000国家电投江西南昌投产100华晟新能源安徽宣城投产5002000明阳智能江苏盐城设备定制20003000晋能山西太原投产200800隆基乐叶陕西西安投产601300钜能电力福建莆田投产6001000钧石能源福建泉州晋江投产5001500浙江舟山投产10000晶澳江苏通州投产200天合光能江苏常州投产200金刚玻璃江苏昊江投产1200比亚迪设备签约20003Sun/ENEL意大利投产2002800EcoSolder匈牙利投产100200HevelSolar俄罗斯投产340MeyerBurger德国投产4001000美国选址400-规划5200企业名称产地项目状态已建（MW）2022待建（MW）规划/待建（MW）OxfordPV德国勃兰登堡投产100REC新加坡投产600法国开工4000比太科技安徽顺上洽谈5000比太新能源安徽蒙城备案1000高登塞新能源&水发集团辽宁阜新1000国家电投&钜能电力福建莆田签约5000国投电力&金石能源河北张家口签约1500海泰新能江苏盐城签约10000海源复材/赛维江苏嵩鹄设备签约600华润电力浙江舟山开工12000淮宁能源科技江苏盐城阜宁开工2000晋瑞能源福建泉州晋江开工5000晶飞光伏江苏泰州泰兴规划5000安徽马鞍山和县开工1000欧昊集团甘肃酒泉开工4800润阳&捷佳伟创江苏盐城设备签约5000山煤国际山西太原环评通过10000苏州潞能江苏张家港开工1000唐正能源山东东营签约500腾晖光伏江苏常熟募资1000中建材江苏江阴规划5000中天华昱光电江苏上饶玉山设备采购5000合计81105600140590三、HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中表：HJT已建、待建及规划产能资料来源：各公司官网新闻及公告，光大证券研究所整理（1）2020-2021年，产业界对于HJT热度一度盖过TOPCon等，因为在“双碳”的政策下，很多“外来者”产业资本切入光伏行业，HJT受到了青睐；因此，大多以小规模量产线＜1GW为主；快速产业化推动行业降本，目前HJT的非硅成本比PERC高出0.2元/W。（2）目前产业发展进入瓶颈期，我们可以发现，虽然规划产能较多，但待建产能较少，核心原因在于HJT生产成本相对较高，与PERC量产效率并未显出更高的水平，所以产品溢价有限。所以未来提效、降本依然是HJT重要研发方向。请务必参阅正文之后的重要声明28时间厂家效率2021.7.9华晟/迈为25.26%2021.9.7华晟/迈为（镀铜）25.54%2021.10.28隆基26.30%2022.3.17迈为/Sundrive（镀铜+微晶）26.07%2022.3.26法国INES（掺镓p-HJT)24.47%2022.3.29隆基（掺镓p-HJT)25.47%2022.3.31隆基（无铟掺镓n-HJT)25.40%2022.4.11迈为（低铟降50%、低银银包铜降55%）25.62%三、HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中设备投资高：3-4亿/GW，比PERC高一倍银耗量大：150mg/片以上银浆成本高：比高温银浆高10%以上组件封装材料贵：大部分使用POE硅片贵：比p型单晶硅贵6%以上国产化，设备创新银包铜、电镀铜国产化EPE或EVA硅料、硅片降价低温工艺：不超过200℃已将和非晶硅耐湿性、耐钠性差串焊、层压耐热性差胶膜粘接力不同激光切损高：0.3-0.5%开发针对HJT的浆料，互联，层压开发针对ITO薄膜的胶膜开发针对HJT激光切片设备和技术HJT成本比PERC高0.2元/WHJT与PERC组件差异资料来源：中科院上海微系统与信息技术研究所资料来源：中科院上海微系统与信息技术研究所资料来源：各公司官网及公告，光大证券研究所整理图：HJT与PERC成本差异图：HJT与PERC组件差异表：HJT效率记录（1）目前HJT面临的问题有：成本比PERC高0.2元/W；成组效率不高，涉及封装材料、低温浆料等；光注入会暗衰；测试不准确；效率未体现显著优势等。（3）隆基股份则是在p型硅片以及无铟等工艺中，发挥自身优势，实现了HJT高效率；隆基的路线选择说明了其维持行业领先地位的信心和决心。（4）HJT的成组效率也是需要解决的重点问题，产业配套和标准问题依然是重点。适配低温工艺，细栅线技术、激光切割技术、新型胶膜都是未来研发的重点，需要全产业链共同努力。（2）从2021年开始各厂家开始兼顾效率和成本，而不是不计生产成本而实现效率的提升，我们从迈为生产工艺的尝试可以看到，银包铜、镀铜、微晶、低铟等降本工艺均正在采用，在此基础上获得相应的高效率，代表了产业进步方向。请务必参阅正文之后的重要声明29项目单位202020212022E2023E2024E2025E全球电池片产量全球新增光伏装机规模GW130170240270300330电池片产量，其中GW156204288324360396PERC产量GW135187240238250243TOPCon产量GW3425496178HJT产量GW2213253661其他产量GW161110121314单瓦银耗PERCmg/W15.5914.0112.9612.2411.9011.57TOPConmg/W25.3421.8220.3519.2118.3817.67HJTmg/W33.8628.4325.8523.9422.8221.90其他mg/W15.5914.0112.9612.2411.9011.57全球银浆需求PERC吨210226183106291629782812TOPCon吨798951493511251384HJT吨79543405938211335其他吨246156129152150158低温银浆需求吨79543405938211335占总需求比例3.2%1.9%8.3%12.9%16.2%23.5%高温银浆需求吨242628633749400342534354银浆总需求吨250629174090459650745689三、HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中资料来源：CPIA，Solarzoom，光大证券研究所测算（1）我们根据CPIA对2022-2025年全球装机规模、电池片产量及PERC、TOPCon、HJT产量的预测数据作为关键假设，结合当前三种电池片单瓦耗银量、并考虑技术提升耗银量降低，对全球银浆需求耗量进行测算。（2）HJT使用的是低温银浆，PERC、TOPCon使用的是高温银浆，得到结果：低温银浆2022-2025年需求量为340吨-1335吨，高温银浆3749吨-4354吨。（3）低温银浆痛点：自身成本更高；体电阻水平远高于高温烧结型银浆；栅线平整度与拓宽较差；目前印刷速度提升速度后印刷性与栅线形貌变差；烘干和固化速率生产效率低。表：PERC、TOPCon、HJT对银浆需求测算请务必参阅正文之后的重要声明30三、HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中（1）封装材料：随着HJT市场兴起，EPE市场占比将增大。由于HJT采用n型硅片需要较好抗PID胶膜，低温银浆和非晶硅层耐湿性、耐钠性较差，需要胶膜等材料具有一定的阻水性能，同时ITO层的胶黏型一般。POE胶膜具有高抗PID的性能，共挤型EPE胶膜不仅有POE胶膜的高阻水性能，同时具有EVA的高粘附特性，可作为POE胶膜的替代产品。因此HJT提升有助于POE和EPE胶膜用量提升；2021年POE胶膜和共挤型EPE胶膜合计市场占比提升至23.1%，综合胶黏性和阻水性，EPE市占率将提升。背板可以采用铝箔或者PET阻水层，边缘采用阻水胶带来封装。（2）电池互连技术持续革新：更高的FF，导致更低的CTM。成熟的热焊接法对HJT并不是最优选择，HJT由于采用低温焊接工艺，低温型浆料的体电阻率较高和焊接后粘附性也较低，拉力降低，容易出现脱焊，造成可靠性降低；激光划片随半片出现，给降低损耗带来难度。新的电池互连技术，例如使用导电粘合剂（ECA）粘合带，或者使用嵌入式InSn涂层电线的箔带实现低温粘黏来进行多线互连（MeyerBurger的SmartWire连接技术）—SWCT。资料来源：《中国光伏产业发展路线图（2021年版）》表：HJT焊接工艺要求工艺类型工艺要求控制要点低温焊接焊接温度均匀稳定焊接温度均匀性焊接温度控制精度适应不同材料的焊接工艺高精度MBB更小焊丝、更细焊丝、更多栅线数量焊丝与焊盘对位精度细焊丝矫直与牵引应对更多栅线机构涉及薄片分段焊带、小间距焊带节点识别与调节片间距精度SmartWire材料、组件可靠性无损划片划片损耗与常规电池片相近划片损耗图：不同胶膜材料市占率分析资料来源：光伏组件串焊机技术的实践和展望——李文（奥特维创始人、董事）目录电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中31TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马投资建议及风险分析请务必参阅正文之后的重要声明32IBC（Interdigitatedbackcontact，指交叉背接触）。正负金属电极呈叉指状方式排列在电池背光面的一种背结背接触的太阳电池结构，它的p-n结位于电池背面。IBC电池的特点：年份电池尺寸（cm2）最高效率量产效率IBC电池技术同期电池技术2004年14921.50%20.50%第一代IBC电池规模量产IBC电池，用低成本丝网印刷技术，取代光刻；采用低成本加工设备，例如扩散炉、湿法蚀刻和清洁设备BSF多晶电池13%2007年15522.40%22.00%第二代IBC电池图案化技术的优化，硅片厚度减薄到160um，首次激光加工BSF多晶电池15%2010年155.124.20%23.00%第三代IBC电池改进了表面掺杂和其他工艺，进一步减小了金属接触复合；硅片厚度减少到145um，克服扩散和体复合限制BSF单晶电池18%BSF多晶电池16%2016年15325.20%24.00%Maxeon5抑制边缘损耗，降低Rs130um厚度硅片首次量产隧穿太阳能电池PERC单晶电池22%2021年245.7-24.50%Maxeon5提高硅片的体寿命发射极复合电流密度1.5fa/cm2，进一步降低边缘损耗，降低前表面光吸收，简化工艺，更大硅片尺寸TOPCon电池24.5%HJT电池24.5%四、IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马资料来源：Sunpower，普乐科技公众号图：n型IBC电池经典结构资料来源：Sunpower，普乐科技公众号（1）电池正面无栅线遮挡，避免了金属电极遮光损失，最大化吸收入射光子，实现良好短路电流。（2）电池背面制备呈叉指状间隔排列的p+区和n+区，以及在其上面分别形成金属化接触和栅线；由于消除了前表面发射极，前表面复合损失减少。（3）p+和n+区接触电极的覆盖面积几乎达到了背表面的1/2，大大降低了串联电阻（4）前表面远离背面p-n结，为了抑制前表面复合；采用钝化接触或减少接触面积，大幅减少背面p+区和n+区与金属电极的接触复合损失。表：SunpowerIBC技术发展历史请务必参阅正文之后的重要声明33国内公司IBC相关情况天合光能2017.5自主研发6英寸n型单晶IBC电池效率到达24.13%，2018.2效率提升至25.04%国家电投2018年黄河水电投产国内第一条200MWn型IBC电池产线，2021.6宣布量产平均效率突破24%中来股份2017年开发IBC电池，2018年从n-PERT改造实现IBC电池量产，拥有150MW的n型IBC产能，量产平均效率为22.8%中环股份2019年控股MAXEON，2021.6推出MAXENAir无边框组件，采用了了IBC技术爱旭股份2021.4发布非公开发行A股股票并签订投资协议，公司在IBC、HBC及叠层电池量产技术取得显著成果，拟投资珠海一期6.5GW，义乌10GW高效电池项目隆基股份2022.1在江苏泰州原年产2GW单晶电池项目的基础上对生产线进行技术提升改造，改建成8条HPBC高效单晶电池产线四、IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马资料来源：各公司公告，光大证券研究所整理表：国内上市公司在IBC领域布局（1）2022年1月24日，隆基股旗下泰州隆基乐叶光伏科技有限公司年产4GW单晶电池项目环评信息披露。隆基计划在泰州隆基电池厂内，在原年产2GW单晶电池项目的基础上对生产线进行技术提升改造，改建成8条HPBC高效单晶电池产线，预计形成年产4GW的电池片产线，该项目总投资约为12.09亿元，折合每GW成本为3亿元左右。（2）隆基以p型IBC路线推进，其少子寿命会天然的低于n型电池，载流子收集上会弱于n型衬底，为减少这种差异会做薄片化，让正面收集的光子产生的电子空穴对有更大的几率扩散到背面的PN结被收集；隆基推出HPBC一方面运用p型硅片的纵向一体化的核心优势，另一方面则面向未来分布式场景；而HPBC关键还是要看良率以及企业的量产水平和管理水平，这也是下一阶段我们重点关注的指标。（3）中环布局IBC也较早，于2019年投资2.98亿美元，参股从SunPower公司分拆出来的MAXEON公司，MAXEON主要业务包括原SunPower除美国和加拿大以外的全球生产和销售网络及专利，以及高效交叉背接触（IBC）产品。（4）爱旭股份、天合光能、黄河水电对IBC亦有技术储备。请务必参阅正文之后的重要声明34（1）TOPCon、HJT与IBC已经有了结合的趋势，若要实现理论效率确实需要从结合趋势着手。随着设备成本的下降和工艺的成熟，IBC电池慢慢形成了三大工艺路线：1）以SunPower为代表的经典IBC电池工艺；2）以ISFH为代表的POLO-IBC电池工艺；由于POLO-IBC工艺复杂，业内更看好低成本的同源技术TBC电池工艺（TOPCon-IBC）；3）以Kaneka为代表的HBC电池工艺（IBC-SHJ）；ISFH的POLO-IBC26.1%，Kaneka公司研发的IBC-HJT电池，打破单结晶硅电池世界纪录，效率达26.6%。（2）就目前的电池技术产业化情况而言，叠加IBC技术的TBC／HBC的红利并不会轻易释放，TOPCon与HJT的技术红利尚未完全吃透。资料来源：中科院宁波材料所2020，普乐科技公众号资料来源：Sunpower，普乐科技公众号资料来源：德国哈梅林太阳能研究所2018资料来源：李正平等，《硅基异质结太阳电池新进展》四、IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马图：TBC进化路线图：HBC进化路线图：TBC、HBC、IBC效率情况请务必参阅正文之后的重要声明35经典IBC电池工艺特点TBC电池工艺特点HBC电池工艺特点掩模和炉管扩散制备背面PN区P区N区隔离，分别跟金属电极接触单面丝网印刷，无主栅或多主栅兼容部分PERC工序高温制程，设备及工艺成熟、成本低量产转换效率23.5%-24.5%掩模和炉管扩散制备背面PN区，或掩模和CVD原位掺杂制备背面PN区PN区与基区之间沉积一层超薄隧穿氧化层P区N区隔离，分别跟金属电极接触单面丝网印刷，无主栅或多主栅兼容部分TOPCon工序高温制程，工艺接近成熟、成本低量产转换效率24.5%-25.5%掩模和CVD原位掺杂制备背面PN区电池正面沉积本征非晶硅钝化层PN区与基区之间沉积本征非晶硅钝化层PN区与金属电极之间沉积TCO层单面丝网印刷，无主栅或多主栅兼容HJT设备和工艺低温制程，工艺接近成熟、成本高量产转换效率25%-26.5%四、IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马IBC电池的核心问题是如何在电池背面制备出质量较好、呈叉指状间隔排列的p区和n区，以及在其上面分别形成金属化接触和栅线。（1）可在电池背面印刷一层含硼的叉指状扩散氧化硅掩蔽层，掩蔽层可采用PECVD设备实现、图形化采用光刻或者激光消融实现。掩模、开槽、掺杂和清洗才能完成制备背面PN区；（2）P型衬底的磷掺杂是形成PN结，硼掺杂是形成高低结；N型衬底的硼掺杂是形成PN结，磷掺杂是形成高低结，工艺要求是完全不一样的，p型衬底扩散工艺相对容易；（3）IBC若进一步与TOPCon或HJT结合，则需要在相关环节叠加关键工艺步骤。由于IBC电极均在背面，封装方式也将发生一定改变：根据《背接触MWT与IBC电池组件封装工艺研究》，目前有两种方式：（1）导电胶+柔性电路背板封装方式；该方式能充分发挥背接触电池结构特点，取消焊接工艺降低碎片率，易于生产厚度更小的电池，缺点需要特殊的印刷设备及铺设设备，导电胶和柔性电路背板价格也较贵；（2）涂锡铜带焊接和普通背板封装方式，使用特殊形状焊带，材料成本低，实现较简单，但无法避免焊接造成的碎片，难以适应电池厚度降低的发展需要。资料来源：普乐科技公众号表：TBC、HBC、IBC电池工艺特点目录电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本HJT：设备、生产工艺提升、降本进行中36TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马投资建议及风险分析请务必参阅正文之后的重要声明37五、投资建议及风险分析环节TOPConHJTIBC硅料/硅片（1）采用n型硅料，对硅料纯度要求提高（2）对石英坩埚、热场纯度要求提升，耗损增加（3）薄片化趋势，要求金刚线更细若采用p型硅片，选取指标满足要求的部分若采用n型硅片，同TOPCon&HJT电池增加硼扩、激光SE设备，增加隧穿氧化层制备及多晶硅沉积设备增加非硅晶硅膜、ITO镀膜设备、改进金属化设备增加掩膜沉积设备、激光消融设备绕镀导致石英舟、石英件等耗材增加低温银浆、TCO材料需求提升组件多主栅、串焊机低温焊技术或导电胶封装导电胶+柔性电路背板封装EPE/POE渗透率提升采用n型硅片，若采用n型硅片，同TOPCon&HJT，EPE/POE增加非硅成本比PERC高0.04元/W-0.07元/W比PERC高0.2元/W效率及溢价量产24.5%，溢价0.04-0.2元/W以上量产24.5%，溢价0.2元/W以上量产24.5%资料来源：光大证券研究所表：TOPCon、HJT、IBC与PERC相比带来的变化投资建议：（1）龙头保持优势，推荐：HPBC：隆基股份；TOPCon：晶科能源；HJT：通威股份；关注：TOPCon：钧达股份、中来股份；IBC：爱旭股份；HJT：金刚玻璃、爱康科技等（2）设备公司，关注：激光设备：帝尔激光、海目星（看供应突破）；HJT设备：迈为股份、捷佳伟创（看技术突破）；TOPCon设备：捷佳伟创（看设备渗透率）；（3）材料方面，关注：低温银浆：苏州固锝、聚和股份（拟上市）等。请务必参阅正文之后的重要声明38五、投资建议及风险分析（）政策风险：“双碳”政策节奏发生变化，新能源上网电价政策发生变化；（）技术风险：、、设备国产化、材料降本低于预期、效率提升进度低于预期；（）市场风险：投资过剩，产能过剩，导致格局恶化，新技术难以获得超额收益；（）经营风险：相关企业因为研发、人员经验，导致出货量、良率低于预期。风险分析电新环保研究团队殷中枢（首席分析师）执业证书编号：S0930518040004电话：15618060840/010-58452063邮件：yinzs@ebscn.com郝骞（光伏、风电、氢能）执业证书编号：S0930520050001电话：021-52523827邮件：haoqian@ebscn.com黄帅斌（光伏、风电、工控）执业证书编号：S0930520080005电话：021-52523828邮件：huangshuaibin@ebscn.com陈无忌（锂电）电话：021-52523693邮件：chenwuji@ebscn.com和霖（储能）电话：021-52523853邮件：helin@ebscn.com分析师声明本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。负责准备以及撰写本报告的所有研究人员在此保证，本研究报告中任何关于发行商或证券所发表的观点均如实反映研究人员的个人观点。研究人员获取报酬的评判因素包括研究的质量和准确性、客户反馈、竞争性因素以及光大证券股份有限公司的整体收益。所有研究人员保证他们报酬的任何一部分不曾与，不与，也将不会与本报告中具体的推荐意见或观点有直接或间接的联系。行业及公司评级体系买入—未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数15%以上；增持—未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数5%至15%；中性—未来6-12个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5%至5%；减持—未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数5%至15%；卖出—未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数15%以上；无评级—因无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使无法给出明确的投资评级。基准指数说明：A股主板基准为沪深300指数；中小盘基准为中小板指；创业板基准为创业板指；新三板基准为新三板指数；港股基准指数为恒生指数。特别声明光大证券股份有限公司（以下简称“本公司”）创建于1996年，系由中国光大（集团）总公司投资控股的全国性综合类股份制证券公司，是中国证监会批准的首批三家创新试点公司之一。根据中国证监会核发的经营证券期货业务许可，本公司的经营范围包括证券投资咨询业务。本公司经营范围：证券经纪；证券投资咨询；与证券交易、证券投资活动有关的财务顾问；证券承销与保荐；证券自营；为期货公司提供中间介绍业务；证券投资基金代销；融资融券业务；中国证监会批准的其他业务。此外，本公司还通过全资或控股子公司开展资产管理、直接投资、期货、基金管理以及香港证券业务。本报告由光大证券股份有限公司研究所（以下简称“光大证券研究所”）编写，以合法获得的我们相信为可靠、准确、完整的信息为基础，但不保证我们所获得的原始信息以及报告所载信息之准确性和完整性。光大证券研究所可能将不时补充、修订或更新有关信息，但不保证及时发布该等更新。本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次发布时光大证券研究所的判断，可能需随时进行调整且不予通知。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本报告中的信息或所表述的意见并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及作者均不承担任何法律责任。不同时期，本公司可能会撰写并发布与本报告所载信息、建议及预测不一致的报告。本公司的销售人员、交易人员和其他专业人员可能会向客户提供与本报告中观点不同的口头或书面评论或交易策略。本公司的资产管理子公司、自营部门以及其他投资业务板块可能会独立做出与本报告的意见或建议不相一致的投资决策。本公司提醒投资者注意并理解投资证券及投资产品存在的风险，在做出投资决策前，建议投资者务必向专业人士咨询并谨慎抉择。在法律允许的情况下，本公司及其附属机构可能持有报告中提及的公司所发行证券的头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或正在争取提供投资银行、财务顾问或金融产品等相关服务。投资者应当充分考虑本公司及本公司附属机构就报告内容可能存在的利益冲突，勿将本报告作为投资决策的唯一信赖依据。本报告根据中华人民共和国法律在中华人民共和国境内分发，仅向特定客户传送。本报告的版权仅归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式、任何目的进行翻版、复制、转载、刊登、发表、篡改或引用。如因侵权行为给本公司造成任何直接或间接的损失，本公司保留追究一切法律责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。光大证券股份有限公司版权所有。保留一切权利。