国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分2022年08月04日行业研究评级：推荐(维持)研究所证券分析师：李航S0350521120006lih11@ghzq.com.cn证券分析师：彭若恒S0350522040003pengrh@ghzq.com.cn证券分析师：邱迪S0350522010002qiud@ghzq.com.cn[Table_Title]龙头引领下的量产元年，N型向左，P型向右——新兴光伏电池专题研究（一）相关报告《——钠离子电池行业深度研究：钠电池产业化加速，有望补充锂电产业链（推荐）电气设备李航》——2022-06-13《——海上风电行业深度研究：海风观察系列报告之三：招标持续落地，上调2025年海上风电装机预期（推荐）电气设备邱迪，李航》——2022-06-04《——海底电缆行业深度报告：海风观察系列报告之二：海缆市场空间上行，龙头地位依然稳固（推荐）电气设备邱迪，李航》——2022-04-06《——新能源汽车行业深度研究：产业技术前瞻系列之一：大圆柱路径确定，关注产业链相关机会（推荐）电气设备李航，邱迪》——2022-03-30《——电气设备行业深度研究：储能报告系列之二：我国电化学储能收益机制及经济性测算（推荐）电气设备李航，邱迪》——2022-02-23投资要点：◼电池升级事关全局，降损提效马不停蹄，多技术并行或将开启。1）技术迭代频繁是光伏全产业链的突出特点，究其根本动力都在于降低度电成本，提升这种能源形式的经济性和竞争力，电池转换效率则可发挥全局性的关键作用，也是未来进一步降本的关键，随终端发电系统场景的多元化发展和成熟存量产业配套的日渐庞大，多种技术并行或成未来趋势。2）从光伏发电的原理来看，对于主流的晶硅电池，衬底硅片的特性是效率与成本的一项核心决定因素，P/N导电型则是硅片最基本的特性，当前来看，无论是长期占据主导地位的P型硅片还是快速发展的N型硅片，在与各类电池技术搭配时尚且各有千秋。3）更深入地探寻如何提升电池转换效率，由于材料本身特性决定了理论上限，而实际情况下诸多因素导致了能量损失，最终就表现为效率的降低，因此各种提效手段的本质都在于减少光电转换过程中的电学或光学损失，电池技术仍在明确的核心方向上不断发展。◼N型向左：TOPCon重兵先至，HJT如箭待弦。1）N型TOPCon电池为钝化接触技术的新兴代表，不仅具有很高的理论转换效率，还具备与现有技术产线较高兼容性的突出优势，因此产业内的新老企业都在大力投入积极研发，近几年发展十分迅速。2）今年以来，一体化组件龙头陆续开启10GW级别的N型TOPCon产能建设，领先的新兴企业同样快步跟进，标志着N型技术大规模产业化的来临，这也与组件端和系统端逐渐表现出的经济性竞争力密不可分，未来随规模产能的扩张、生产工艺的成熟、项目发电表现不断实证、以及核心技术难点的进一步突破，新产能及存量改造放量还有望提速。3）HJT电池基于异质结特性，结合薄膜电池优势，为历史悠久的钝化接触技术，理论转换效率同样接近晶硅电池极限，发电量增益更为突出，长期以来主要受制于成本问题，但降本方向多元路线清晰，一证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分2旦突破则有望带来颠覆式产业升级，吸引了大量新兴企业大力投入，业内龙头同样重点关注，目前已有企业在GW级量产阶段加速推进，市场弹性空间可期。◼P型向右：结构创新或开启新升级方向，背接触电池有望异军突起。结构上的创新为电池技术带来进一步升级空间，也可能成为P型技术发展的下一个关键方向，以IBC电池为代表的背接触电池体现出可观潜力：1）IBC电池完全移除正面栅线，最大化光照利用，单面发电能力极为突出，背面设计灵活，可达到更高组件封装密度，但复杂的生产工艺也推高了成本，2）当前全球分布式光伏发展蓬勃，场景条件限制和个性化趋势明显，背接触电池特点则与之高度契合，结合国内外龙头公司引领突破，有望从小众走向大众，3）背接触结构拓展性强，可与钝化接触技术结合运用，将转换效率提升至新水平，为电池技术升级提供进一步创新思路。◼投资建议主流PERC电池的效率瓶颈已越发明显，以TOPCon、BC为代表的新一代规模化量产技术也在年内展现出良好势头，预期将带来转换效率的又一次跨越，在经济性持续增强下产业化有望加速实现。我们认为电池技术的顺利升级有望加速光伏对传统能源的替代，进一步打开产业整体的成长空间，维持行业“推荐”评级。同时在技术快速迭代的主要进程中，能取得相对领先地位的电池和组件企业，不仅可以享受新产品带来的超额溢价红利，也将在市场份额的竞争中占据主动，在此轮产业变革中受益，可关注几类企业：1）前期大力研发突破、掌握新技术制高点的龙头先行者，重点关注隆基绿能、晶科能源、天合光能、爱旭股份，2）技术积淀深厚、紧跟技术进展、综合实力强劲的头部紧随者，重点关注晶澳科技、通威股份、东方日升，3）重点押注技术变革、取得核心成果、逐步崭露头角的新兴电池组件企业，包括中来股份、钧达股份、聆达股份、金刚玻璃、爱康科技、海泰新能等，4）产业链中与新电池技术密切相关的上下游环节及设备辅材类企业，包括TCL中环、连城数控、苏州固锝、帝科股份等。◼风险提示新技术进展不及预期、下游需求景气度变化、供应链瓶颈、国内外相关政策影响、重点关注公司业绩不及预期等。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分3重点关注公司及盈利预测重点公司股票2022/08/03EPSPE投资代码名称股价20212022E2023E20212022E2023E评级601012.SH隆基绿能56.861.681.862.3847.430.523.9未评级002459.SZ晶澳科技73.451.271.842.5084.839.929.4未评级688599.SH天合光能78.680.871.682.6594.546.829.7未评级688223.SH晶科能源16.550.140.280.46145.059.035.9未评级002129.SZTCL中环50.931.251.882.3240.827.222.0未评级600732.SH爱旭股份35.36-0.060.731.17-573.548.530.2未评级600438.SH通威股份49.691.824.423.8827.311.212.8未评级300118.SZ东方日升32.10-0.051.251.71-683.725.618.7未评级835368.BJ连城数控55.501.492.513.7137.322.115.0未评级002079.SZ苏州固锝13.800.27——51.2——未评级300842.SZ帝科股份75.890.941.643.0880.846.224.7未评级300393.SZ中来股份16.03-0.290.590.96-55.727.316.7未评级资料来源：Wind资讯，国海证券研究所（注：盈利预测取自万得一致预期）证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分4内容目录1、电池升级事关全局，降损提效马不停蹄，多技术并行或将开启.............................................................................71.1、技术迭代皆归于成本优势，终端多元化和产业配套带来并行可能..................................................................7多元化终端市场+存量成熟产业配套，带来种多技术并行可能。.....................................................................101.2、电池提效率，硅片打基础，P/N导电型尚各有所取......................................................................................11P型硅片产业化已相当成熟，成本控制良好....................................................................................................12N型硅片拥有更高的电池提效潜力，目前尚受制于高成本..............................................................................131.3、降损提效方向明确，电池技术殊途同归........................................................................................................15晶硅太阳能电池提效的本质在于减少太阳光能量损失.....................................................................................15表面钝化以减少复合是制作高效率电池的关键手段.........................................................................................17降低光学损失为重要提效方法，电池结构方面仍有开发空间..........................................................................192、N型向左：TOPCon重兵先至，HJT如箭待弦....................................................................................................212.1、TOPCon电池为钝化接触技术新兴代表，与现有产线兼容性较高................................................................21TOPCon电池理论效率上限高，提出时间较短但发展迅速..............................................................................21TOPCon电池与主流PERC产线兼容性强，有利于产业化推广.....................................................................232.2、组件端龙头引领，TOPCon进入规模化量产元年，溢价下经济性初现.........................................................24晶科能源率先扛起TOPCon规模化量产大旗，天合、晶澳接踵而至..............................................................25中来、一道等新兴电池组件企业同样大步迈向规模化产能建设.......................................................................26组件溢价日渐明朗，有望覆盖制造成本，终端实证有望加速推广...................................................................27产业化技术尚有重要可突破点，成本效率存在持续进步空间..........................................................................292.3、HJT历史悠久潜力空间大，降本方向清晰，多路玩家重点投入....................................................................32HJT电池转化效率潜力大，发电增益高，长期以来备受关注..........................................................................32产业化尚受高成本制约，但多方向降本潜力较大，持续推进..........................................................................35新玩家大举投入不遗余力，老玩家重点开发严阵以待.....................................................................................383、P型向右：结构创新或开启新升级方向，背接触电池有望异军突起....................................................................413.1、IBC电池结构特点鲜明，移除正面栅线最大化光照利用，但生产工艺复杂..................................................41掩膜等复杂工艺抬高制造成本，单面连接方式有利组件降本增效...................................................................423.2、背接触电池与分布式场景契合度高，结合龙头公司引领，有望从小众走向大众...........................................44分布式终端市场广阔，持续向差异化发展，BC电池有望乘风而上.................................................................44成熟IBC产品海外已历数代，国内不乏开拓者，拳头产品呼之欲出.............................................................463.3、背接触结构拓展性强，叠加钝化接触技术有望进一步提效...........................................................................474、投资建议..............................................................................................................................................................505、风险提示..............................................................................................................................................................51证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分5图表目录图1：不同技术路线光伏电池市占率趋势......................................................................................................................7图2：PERC电池实验室转换效率记录.........................................................................................................................7图3：自2010年来光伏发电成本大幅下降...................................................................................................................8图4：未来光伏发电成本仍将持续降低.......................................................................................................................8图5：国内集中式光伏系统成本构成.............................................................................................................................8图6：光伏组件四大制造环节........................................................................................................................................8图7：电池提效降本的核心逻辑....................................................................................................................................9图8：光伏组件全制造链成本构成................................................................................................................................9图9：单晶与多晶实验室效率记录..............................................................................................................................10图10：单晶硅片与多晶硅片占比变化.........................................................................................................................10图11：国内分布式占比...............................................................................................................................................10图12：国内双玻组件渗透率.....................................................................................................................................10图13：PN节及内电场的形成示意..............................................................................................................................11图14：光伏发电原理示意...........................................................................................................................................11图15：几种PN结制作方法示意（N型衬底为例）....................................................................................................12图16：传统BSF太阳能电池结构..............................................................................................................................12图17：磷扩散工艺要求相对更低................................................................................................................................12图18：硅片厚度与转换效率关系................................................................................................................................14图19：硅片厚度情况..................................................................................................................................................14图20：晶体硅材料太阳能电池所能利用的太阳光谱范围（绿色部分）......................................................................15图21：传统晶硅光伏电池在光电转化过程中的太阳光能量损失.................................................................................16图22：光伏电池转换效率的两类损失&转换效率公式.................................................................................................16图23：硅表面悬挂键复合中心及氢钝化原理..............................................................................................................18图24：选择性钝化接触技术原理................................................................................................................................18图25：PERC电池结构..............................................................................................................................................18图26：硅片表面制绒与减反射膜作用原理..................................................................................................................20图27：MWT电池结构外观.........................................................................................................................................20图28：TOPCon电池结构及背面钝化接触提效原理.................................................................................................22图29：利用不同的选择性钝化技术进行组合后的电池理论转化效率..........................................................................22图30：TOPCon与PERC技术与工艺对比................................................................................................................23图31：TOPCon工艺增加的部分核心设备及载具......................................................................................................24图32：晶科能源多次打破N型电池效率世界纪录......................................................................................................26图33：晶科能源TOPCon技术组件产品...................................................................................................................26图34：中来TOPCon电池技术组件...........................................................................................................................27图35：一道新能“DAON”品牌N型高效组件...............................................................................................................27图36：LPCVD与PECVD制作膜层工作原理............................................................................................................30图37：帝尔激光两步法激光SE专利技术要点...........................................................................................................32图38：隆基乐叶两步法激光掺硼专利技术要点..........................................................................................................32图39：TOPCon电池开路电压（Voc）损失分析.......................................................................................................32图40：晶科能源ISFH认证25.41%效率参数............................................................................................................32图41：N型HJT电池基本结构...................................................................................................................................33图42：HJT电池进化方向...........................................................................................................................................34图43：微晶硅膜层制作中晶化率与通氢比有关..........................................................................................................34图44：经典HJT电池制作工艺及PVD溅射原理.....................................................................................................35证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分6图45：激光转印制作大高宽比栅线原理.....................................................................................................................37图46：一种HJT电池电镀铜电极方案........................................................................................................................37图47：华晟喜马拉雅系列异质结光伏组件..................................................................................................................39图48：金刚玻璃4.8GW异质结项目启动...................................................................................................................39图49：IBC电池基本结构...........................................................................................................................................41图50：FSF和FFE类型IBC结构对比......................................................................................................................42图51：FSF和FFE类型IBC少数载流子运输路径..................................................................................................42图52：IBC电池的一种制作方法................................................................................................................................43图53：IBC电池的背面栅线结构示例.........................................................................................................................43图54：IBC电池的串接方式示例................................................................................................................................44图55：分布式户用场景.............................................................................................................................................45图56：分布式工商业BIPV场景.................................................................................................................................45图57：全球分终端场景光伏装机及占比（GW）......................................................................................................45图58：国内分终端场景光伏装机及占比（GW）........................................................................................................45图59：Maxeon公司IBC电池组件产品定位..............................................................................................................46图60：不同类型IBC电池转换效率进化情况...........................................................................................................48图61：一种HBC电池结构示例.................................................................................................................................48图62：一种TBC电池结构示例..................................................................................................................................48图63：一种部分叠加TOPCon技术的H-PBC电池...................................................................................................48图64：两种异质结与钙钛矿结合的二层叠层电池示例...............................................................................................49表1：当前光伏制造环节主要技术发展情况..................................................................................................................9表2：组件主要制造环节产能情况.............................................................................................................................11表3：隆基P型与N型单晶硅片规格参数对比.........................................................................................................13表4：N型晶硅电池组件与P型在温度系数、弱光响应和功率衰减方面的比较.......................................................13表5：中环股份硅片P/N型硅片报价对比（元/片）..................................................................................................14表6：电池效率、硅片厚度及硅料价格变化下硅片硅成本变化情况............................................................................15表7：太阳能电池效率参数及内电阻情况....................................................................................................................17表8：主流高效PERC电池技术中使用的表面钝化技术情况......................................................................................18表9：近年TOPCon电池实验室研发效率记录...........................................................................................................22表10：主要TOPCon相关电池企业产业化进展情况..................................................................................................24表11：TOPCon与PERC成本比较测算的主要假设................................................................................................27表12：TOPCon与PERC技术一体化终端成本比较测算结果.................................................................................28表13：2022年来部分央国企光伏组件项目招中标情况..............................................................................................28表14：N型与P型组件实际项目测算发电量增益及LCOE对比................................................................................29表15：氧化层生长方法...............................................................................................................................................29表16：TOPCon掺杂多晶硅（n+-Poly-Si）层的主要制作方法对比...........................................................................31表17：近年大面积HJT电池实验室研发效率记录.....................................................................................................34表18：HJT电池核心步骤工艺方法比较.....................................................................................................................35表19：HJT与PERC成本比较测算的主要假设.........................................................................................................37表20：HJT与PERC技术一体化终端成本比较测算结果.........................................................................................38表21：主要HJT相关电池企业产业化进展情况.........................................................................................................39表22：SunPower公司IBC电池发展历程.................................................................................................................46证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分71、电池升级事关全局，降损提效马不停蹄，多技术并行或将开启首个光伏电池诞生至今已有近70年历史，到2019年，单晶PERC电池成为光伏行业的主流技术，其良好的光电转换效率表现成为推动太阳能发电与传统能源“平价”的关键因素。不过目前业内PERC电池量产效率已经普遍超过23%，越来越接近24.5%左右的其理论极限，而实验室记录也已经较长时间未再有突破。因此产业界都已纷纷将重点投向对新一代主流电池技术的开发，各大龙头企业的新一代电池技术也将陆续在年内相继亮相市场，路线不尽相同。图1：不同技术路线光伏电池市占率趋势图2：PERC电池实验室转换效率记录资料来源：CPIA，国海证券研究所资料来源：苏民新能源，国海证券研究所1.1、技术迭代皆归于成本优势，终端多元化和产业配套带来并行可能经济性是光伏产业发展的根本动能，“平价”后技术进步远未停歇。太阳能发电作为一种清洁无污染、取之不尽的可再生能源形式，从很早以前就备受关注。但近几年才真正开启大规模运用，主要系技术的进步使得发电成本大幅下降，成为有经济性的能源，根据IRENA统计，光伏发电的度电成本在2010-2020年间平均下降了85%以上，达到了与传统能源发电“平价”的水平。从长期来看，光伏制造技术仍有进步和提效空间，未来成本有望完全低于传统能源，这种经济上的竞争力也将促进光伏发电实现更快的渗透和规模增长。另一方面，掌握先进技术的制造企业也将获得成本竞争优势，在行业发展中更大程度受益，这又会促使业内企业持续大力追求技术的进步。0%20%40%60%80%100%201720182019202020212022E2023E2025E市占率:BSFPERCTOPConHJTIBCMWT20.0%20.5%21.0%21.5%22.0%22.5%23.0%23.5%24.0%24.5%PERC电池实验室效率证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分8图3：自2010年来光伏发电成本大幅下降图4：未来光伏发电成本仍将持续降低资料来源：IRENA资料来源：IRENA电池转换效率对光伏系统成本有着全局性的影响，为关键的核心降本手段。一个发电系统的成本水平一般用平准化度电成本衡量（LCOE），即全发电周期内产生每一度电所分摊的成本，对于运营过程中不需要消耗其他原料的光伏系统，初期的建设投入就为最重要的一项，而组件的采购成本一般又占有较高比例。图5：国内集中式光伏系统成本构成图6：光伏组件四大制造环节资料来源：CPIA，国海证券研究所资料来源：国海证券研究所电池的转换效率的提升，意味着单位面积电池的发电功率上升，则会带来多重的降本效果：1）在电池本环节层面，发电功率的提升也就代表着同等功率下的电池面积减小，于是硅片等制作材料的成本可以节省出来，2）在组件层面，单位功率的面积也会减小，于是玻璃、胶膜、边框等几乎所有非硅材料的耗用量都也将降低，3）在光伏系统层面，如土地、支架等与组件面积相关的成本也能有所节省。相比之下，通过直接减少组件制造任一环节的相关材料投入或提高生产效率的方法，所能带来的降本效果都仅限于该环节，可见电池效率对于光伏系统成本有着全局性的影响，而对下游组件企业的盈利水平和产品竞争力决定性作用。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分9图7：电池提效降本的核心逻辑图8：光伏组件全制造链成本构成资料来源：国海证券研究所资料来源：solarzoom，国海证券研究所新技术要快速成为主流，一般在已体现出绝对成本优势，并随时间持续拉大时。光伏产业发展至今，新兴技术替代现有主流技术的情况在各个环节皆有发生，但光伏领域本身历史悠久，与半导体相互交叉，因此在实验室中会有众多的技术路线，发展中的技术能否成为产业界新主流的决定因素还是在于成本。近几年里，各制造环节都较快地形成了其成熟的主流技术，对落后技术有着绝对的成本优势。然而技术更迭的过程实际存在差异，有些技术很快完成替代，而有些分歧甚至经历多年发展才有了最终的产业定论。表1：当前光伏制造环节主要技术发展情况环节硅料硅片电池组件相关技术工业硅提纯晶体生长切片衬底硅片类型增效技术电池串接主栅数量落后淘汰传统西门子法多晶铸锭/单晶单次直拉（BCZ）砂浆线切割多晶BSF全片5主栅及以下当前主流改良西门子法单晶多次直拉（RCZ)金刚线切割P型单晶PERC拼片9主栅及以上发展中硅烷流化床法单晶连续直拉（CCZ)钨丝切割N型单晶TOPCon/HJT/IBC/PERT等叠瓦SMBB/无主栅资料来源：CPIA，国海证券研究所具体而言，单晶和多晶曾是光伏产业最大的技术路线之争，从上世纪70年代开始持续了约半个世纪，虽然多晶自出现以来的转换效率和实验潜力一直低于单晶，但因价格低廉的设备、更大的单位产量、简单的工艺等特点使得综合成本并未体现出劣势，2017年前还一度占据了市场的绝对主流。直到近年，单晶技术生产效率大幅提高，并与快速发展的金刚线切割及PERC电池技术良好匹配，才体现出绝对成本优势，同时二者效率与成本差不断拉大。因此在2017-2020年左右，单晶快速完成了替代成为主流技术。而金刚线在替代砂浆线时就显得更为迅速，随国产化带来的成本大幅降低，很快成为行业主流。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分10图9：单晶与多晶实验室效率记录图10：单晶硅片与多晶硅片占比变化资料来源：CPIA，国海证券研究所资料来源：CPIA，国海证券研究所多元化终端市场+存量成熟产业配套，带来种多技术并行可能。光伏发电系统的实际安装环境条件可能存在很大差异，对组件的发电特性要求也就会不同，而各类电池技术的适配性也就不一样。过去终端以集中式电站为主，但当前分布式光伏发展迅速，目前国内甚至已能占到一半以上。1）分布式系统需要考如虑屋顶面积结构、承重能力、美观度等方面的条件，可能会对组件电池单位面积的发电功率等有更高要求、倾角和背面利用限制也会比较多。2）即便是集中式场景，土地、草地、沙漠、水面等环境情况也有区别，例如沙漠昼夜温差大、白天温度高，水面则光线反射率高、平均温度低，在这些情况下拥有低温度系数或高双面发电性能的技术就会更为适配。图11：国内分布式占比图12：国内双玻组件渗透率资料来源：CPIA，国海证券研究所资料来源：CPIA，国海证券研究所从成本角度考虑，单一环节的技术效果也需要上下游的配套来体现，其他环节的兼容适配能力、成熟度、成本情况、设备调整等都是重要的影响因素。由于总体“平价”的实现，行业近年来开启了一轮大规模扩张，各制造环节产能都大幅增加，而成熟技术的产业规模效应显著，已经体现出良好的经济性。因此，若一种新技术若能良好嫁接存量成熟产业，则有望实现更快的渗透推广，反之则可能需要花费更多投入与时间被市场接受。19.5%31.0%45.0%67.5%90.7%94.8%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201620172018201920202021市场份额-单晶硅片多晶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大型地面电站分布式光伏系统0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20172018201920202021份额-单面组件双面组件证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分11表2：组件主要制造环节产能情况产能20182019202020212022E硅料57.762.151.961.9143.5—国内38.845.242.052.0130.2—进口18.916.99.99.913.3硅片150.0180.0250.0400以上约600—单晶85.0125.0205.0400.0585.0—多晶65.055.045.0——电池128.0170.0220.0423.0559.0组件130.0170.0220.0445.0598.0资料来源：硅业分会，国海证券研究所1.2、电池提效率，硅片打基础，P/N导电型尚各有所取对于传统晶硅光伏电池，发电的核心结构是PN结。硅作为一种半导体材料，导电能力来自于可自由移动的电子和空穴两种载流子。由于空穴本质上是电子跃迁到导带自由移动后在价带留下的空位，因此二者是成对同时形成的。1）对于完全纯净的硅材料，两种载流子数量浓度相同，被称为本征半导体，这种状态下并不具备发电能力。2）当硅材料中掺入少量硼等三价元素原子就会成为P型半导体，由于杂质原子最外层电子数比硅少一个，多余的空穴就被引入，导电时将发挥主要作用，电子则成为少数载流子。3）若掺杂磷等五价元素则会形成N型半导体。光伏发电的产生首先需要P型和N型半导体相互接触形成PN结，多数载流子会在热扩散的作用下自然向对面运动，形成内建电场和空间电荷区。光照条件下，硅原子外层电子吸收了光子能量而跃迁，形成更多的电子空穴对，这些非平衡载流子运动到结区附近就会在内建电场的作用下漂移到另一端，于是P端和N端的多子就会富集起来，形成电势差，当接入外部电路形成回路后即可对外发电。光照停止后，发电过程也随即停止，所以光伏电池本身不能储电。图13：PN节及内电场的形成示意图14：光伏发电原理示意资料来源：《高效晶体硅太阳能电池的理论模拟及其机理研究》周理想，国海证券研究所资料来源：《高效晶体硅太阳能电池的理论模拟及其机理研究》周理想光伏电池主要通过在硅片表面高温扩散掺杂元素的方式来形成PN结。在一种导证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分12电型半导体上制作相反导电型半导体的方式一般有高温热扩散、离子注入和外延生长三种，后两者因为成本较高、工艺较复杂等原因，一般用于电子工业领域。光伏领域目前都是采用高温扩散的方式，在硅片表层形成一层相反导电型的掺杂薄层，称为发射极（emitter），其掺杂均匀度、厚度、有效掺杂比例等都会对电池效率有重要影响。图15：几种PN结制作方法示意（N型衬底为例）图16：传统BSF太阳能电池结构资料来源：《TOPCon型NPERT双面太阳电池工艺技术的研究》资料来源：NewEnergyP型硅片产业化已相当成熟，成本控制良好在光伏产业，无论是过去的BSF电池还是当前主流的PERC电池，长期以来都是基于P型硅片实现大规模量产，因此整个产业链从硅料、硅片到电池端技术都已经非常成熟，成本也可以很好的控制。（1）磷扩散相对更容易，工艺温度更低而良率高。以P型硅片为衬底制作电池的发射极时，业内一般是在前表面进行磷扩散，所需的反应温度不用太高、时间较短，硅片也相对不容易发生曲翘、碎片、氧沉淀的问题，有利于电池良率的提高。图17：磷扩散工艺要求相对更低资料来源：《N型高效晶体硅太阳电池关键技术研究》，国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分13相比之下，N型硅片需要对表面进行硼扩散，在推结时所需的温度更高，至少900℃以上，且时间更长，还可能形成难以刻蚀的富硼层（BRL），控制难度大。此外，作为硼源的主要原料为三溴化硼BBr3沸点较高，反应温度下仍为液态，易发生掺杂不均匀及一致性差的问题，目前业内开始改用三氯化硼BCl3，但还是会存在电池发灰影响效率、设备腐蚀等问题，成为部分厂商的难题。（2）通过衬底掺杂元素的改变解决硼氧光衰（LID）问题。光致衰减此前一直是P型晶硅电池的一项重要问题，由于衬底硅片采用硼元素进行掺杂，会在内部与氧结合成B-O复合体，这会导致电池功率出现明显衰减。镓作为硼的同族元素，也可以作为P型硅片的掺杂剂，其原子半径较大而不会出现复合对的问题，但由于在硅中的分凝系数太小，此前电阻率较难控制。随着技术发展，掺稼拉晶技术近年已被隆基等龙头企业突破，较好解决了相关光衰问题。N型硅片拥有更高的电池提效潜力，目前尚受制于高成本（1）N型硅片相比P型硅片的最核心优势在于更高的少数载流子寿命，有利于制作更高效率的电池。硅片中特定的自由电子一般不会一直存在，自然条件下会跃迁回价带，也就是与空穴发生复合。对于已经产生的光生载流子，当外部光照条件撤出后，还可以继续存在一段时间，这个平均时长就是少数载流子寿命（非平衡载流子寿命），硅片中的缺陷、部分杂质等因素会对其产生较大影响。一般情况下系转换效率越高的电池结构对少子寿命越敏感，由于N型硅片的少子为空穴，对金属杂质更不敏感，因此少子寿命更高，此外在同等掺杂条件下N型硅片电阻率也更低，皆有利于制造更高效率的晶硅电池。目前产业中TOPCon、HJT等新电池技术基本都是基于N型硅片进行开发。表3：隆基P型与N型单晶硅片规格参数对比硅片类型P型N型掺杂元素镓（Ga）磷（P）少子寿命（µs）≥50≥1000电阻率（Ω.cm）0.4-1.11.0-7.0间隙氧含量（at/cm3）≤8E+17≤8E+17替位碳含量（at/cm3）≤5E+16≤5E+16位错密度（cm-2）≤500≤500资料来源：隆基股份，国海证券研究所（2）N型晶硅电池温度系数低、弱光性好、抗衰减性强，可带来额外的发电量增益。1）在常温条件下，一般晶硅光伏电池的发电效率会随着温度的升高而降低，而N型电池的效率降幅比主流P型电池要少，即温度系数更低。2）此外光照的强弱本身也是影响电池发电情况的重要因素，而N型电池在弱光下的响应能力也相对更强。3）N型电池组件还具备更强的抗PID衰减能力，这种效率衰减与使用时间相关，一般在首年较大，后续年份也会持续存在。表4：N型晶硅电池组件与P型在温度系数、弱光响应和功率衰减方面的比较项目温度系数（%/℃）弱光响应质保首年功率衰减（%）质保年功率衰减（%）第30年功率质保（%）主流P型电池组件-0.34~-0.35略差20.53~0.5584.8（25年）N型电池组件-0.22~-0.32好10.25~0.5085~90.75—晶科TOPCon-0.30—1.00.4087.40证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分14—天合TOPCon较P型小—1.00.4087.40—中来TOPCon-0.31—1.00.4087.40—一道TOPCon-0.32—1.00.4087.40—华晟HJT-0.26—1.00.3888.00—爱康HJT-0.24—2.00.2590.75—金刚玻璃HJT-0.26—1.50.5085.00资料来源：正泰新能源、各公司产品信息，国海证券研究所（3）N型硅片成本尚高，但更大的减薄潜力结合电池端的高效率，有助于硅成本下降。N型硅片目前生产成本高于P型硅片，主要系1）对参数品质要求严格，需使用高品质的致密料生产，硅料纯度要求达到电子二级，2）硅棒头尾电阻率变化大，可利用率较低，3）对热场、石英坩埚等耗材要求会更多，4）总体产量还不大，规模效应不充分等。从中环股份此前公开报价来看，目前同样厚度和尺寸的N型硅片价格会比P型硅片高6-8%左右。表5：中环股份硅片P/N型硅片报价对比（元/片）硅片尺寸N型报价P型报价价差溢价率210（150µm）10.029.450.576.0%182（150µm）7.777.190.588.1%166（150µm）6.455.970.488.0%资料来源：中环股份，国海证券研究所注：该报价2022年6月25日开始执行另一方面，硅片减薄是一种降低硅成本的手段，但硅片厚度与转换效率之间存在一定的负相关关系。根据部分实验数据，硅片厚度小于一定值后对转换效率的影响会越来越显著，主要系：1）长波光透射损失增加，2）少数载流子的扩散长度（少数载流子在复合前所经过的平均扩散距离，与少子寿命正相关）大于硅片厚度后，在硅片背面发生复合的速率增大，3）薄硅片切割工艺要求更高，出现缺陷的几率更大，增加载流子复合几率。但总体来看，N型晶硅电池因为更好的技术处理可以采用更薄的硅片，未来持续减薄的潜力更大。图18：硅片厚度与转换效率关系图19：硅片厚度情况资料来源：《TOPCon型NPERT双面太阳电池工艺技术的研究》，国海证券研究所资料来源：CPIA，国海证券研究所我们综合考虑电池端效率、硅片厚度和硅料价格三种因素，测算了硅片的硅成本的变化情况。此处核心假设为：1）硅片初始为厚度160µm，2）电池端初始转换效率为23.5%，3）硅料初始含税价格为250元/kg。测算后硅片减薄和效率提-0.14%-0.12%-0.10%-0.08%-0.06%-0.04%-0.02%0.00%100125150175200225250275300325350375400硅片厚度（μm）电池转换效率变化（%）801001201401601802002019202020212022E2023E2025EP型单晶电池硅片厚度（µm）TOPCon硅片HJT硅片证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分15高带来的硅片单瓦硅成本降低情况如下表所示。需要注意的是，随硅料价格的下降，减薄和提效带来的降本效果都将减弱。表6：电池效率、硅片厚度及硅料价格变化下硅片硅成本变化情况电池效率增幅（绝对数）0%（23.5%）0.5%（24.0%）1%（24.5%）1.5%（25.0%）厚度减薄幅度（µm）01020010200102001020硅料价格降幅（绝对数）硅片的硅成本降幅（分/瓦）0（250元/kg）02.104.190.922.975.021.803.815.822.644.616.5910（240元/kg）1.763.785.792.644.616.593.495.427.354.306.198.0850（200元/kg）8.8110.4912.169.5411.1912.8310.2511.8613.4710.9212.5014.08100（100元/kg）17.6218.8820.1318.1719.4020.6318.7019.9021.1119.2020.3921.57资料来源：CPIA，国海证券研究所注：其余相关假设包括：1）拉晶硅耗1.065，2）金刚线最大直径50μm，3）切片合格率98.5%1.3、降损提效方向明确，电池技术殊途同归太阳能电池的理论效率首先由半导体材料特性决定。从更深入的层面分析，光伏发电为一种能量的传递过程，半导体中的电子吸收光子能量后，跨过禁带跃迁至导带，留下空穴，当这些获取能量的载流子到达电池表面被电极收集后，就可以通过外接电路将以电能的形式将太阳能传递。由此可知，只有能量大于基材禁带宽度（Eg）的光子才可能激发出光电子，而光子的能量取决于波长，禁带宽度则取决于半导体材料本身，并受温度影响。因此，太阳光谱和半导体材料本身对太阳能电池的理论转换效率有决定性的作用，例如当带隙比较小时，能被激发的电子数量增加，但所携能量减少，反之同理。理论研究表明，常规条件下利用太阳光的最佳材料禁带宽度为1.4-1.5eV，晶体硅则为1.12eV，仅有大概30%多的太阳光能量可以被利用，再综合其他因素，晶硅电池的理论转换效率约29.4%。图20：晶体硅材料太阳能电池所能利用的太阳光谱范围（绿色部分）资料来源：《ThirdGenerationPhotovoltaics》晶硅太阳能电池提效的本质在于减少太阳光能量损失理论分析可知，很大部分的太阳光能量在光电转化的过程中损失掉了，也就表现证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分16为转换效率的降低，其中又可分为两类：1、光学损失，即与光子能量未被充分吸收相关的损失，包括：1）反射光损失，2）能量小于禁带宽度的长波光损失，3）被吸收的光子未能产生载流子，4）光子激发出载流子后，若有多余的能量则不能被利用的损失；2、电学损失，即与光生载流子能量直接损耗等相关的损失，包括：1）载流子在电池内部和表面发生复合而损失，2）光生载流子在PN结区分离时产生能量损失，3）电池内部、表层及电极接触处的电阻损失。图21：传统晶硅光伏电池在光电转化过程中的太阳光能量损失资料来源：《Physicsofthethermalbehaviorofphotovoltaicdevices》另一方面，对于特定的光伏电池，一定光照和温度等条件下的最大转化效率（η）可以用三个基本参数——开路电压（Voc）、短路电流（Isc）和填充因子（FF）表征，三者乘积再比上入射太阳光功率（Pin）就等于转换效率。因此如果能尽力提升三个基本参数的值，就可以获得更高的转化效率。所以，影响太阳能电池效率的因素实际上都可以归结为对三个基本参数的影响，然而有时改变一种因素可能对不同参数产生相反的效果，不能达到同时提高的目的，此时则需要找到最优的平衡。图22：光伏电池转换效率的两类损失&转换效率公式资料来源：《影响晶体硅太阳能电池片效率的因素分析及改善措施》等，国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分17此外，由于自身结构特点和难以避免的制造缺陷，太阳能电池存在两种内电阻，即串联内电阻（Rs）和并联内电阻（Rsh），它们对于电池效率有重要的影响，也是导致效率基本参数降低的重要原因。表7：太阳能电池效率参数及内电阻情况项目概念及决定因素主要损失因素开路电压（Voc）一定光照下，外部电路断开，回路电流为零时太阳能电池两端的电压值;取决于材料禁带宽度（正相关），也受到入射光子数量影响（正相关），与电池面积无关。1）主要为载流子的表面复合损失，2）低并联内电阻导致漏电过大等短路电流（Isc）一定光照下，太阳能电池接入无负载电路时整个回路中的电流大小；在单位电池面积下取决于产生的光生载流子对数量（正相关），受材料禁带宽度影响（负相关）1）各类光学损失，2）电池内部复合电流损失，3）高串联内电阻等填充因子（FF）一定光照下，太阳能电池在不同负载下的最大输出功率与开路电压和短路电流乘积的比值；由电池内部电路特点决定。1）低并联内电阻，2）高串联内电阻等串联内电阻（Rs）主要包括半导体材料基区电阻、发射极区电阻、栅线电极与硅的接触电阻、电极电阻，由材料和接触区特性决定。并联内电阻（Rsh）主要由半导体表面的污染、缺陷以及体内缺陷漏电等造成。—资料来源：《高效晶硅太阳能电池的理论模拟及机理研究》等，国海证券研究所表面钝化以减少复合是制作高效率电池的关键手段光伏电池效率损失的一个重要原因便是载流子在流出电池前被复合掉，此时开路电压会受到较明显的影响，而硅晶体中实际存在三种复合类型，其中SRH复合（陷阱辅助复合）是最为主要的一种，这是由硅中的杂质或缺陷在禁带中引入缺陷能级而形成了复合中心，属于一种间接复合。电池表面则是最主要的载流子复合中心，这主要系周期性的硅晶格在表面处中断，于是形成大量的悬挂键和晶格缺陷，同时掺杂处理本身也会引入缺陷。一般情况下，表面复合的不利影响也会随硅片厚度的减薄加强，特别是在少子扩散长度大于硅片厚度时。对电池进行钝化处理就是采用各种手段降低载流子的复合，以达到提高电池效率的目的，而表面钝化也就成为产业里制造高效电池的关键技术和主要突破方向。传统上讲，表面钝化方法可分为两类：（1）化学钝化，即把晶硅表面的悬挂键及晶体缺陷直接中和掉，主要手段包括在表面引入一些氢原子或者沉积一层低缺陷的介质膜。（2）场效应钝化，即在硅片表面形成一个电场，使得少数载流子难以靠近电池表面，从而减少复合，主要手段包括在表面进行重掺杂形成高低结，沉积一层可以固定电荷的介质膜或者重掺杂的硅薄膜等。选择性钝化接触则是正快速发展的一类技术，从理论核心来看与场效应钝化一致，即设法在电池表面的一定区域内对载流子产生筛选作用，对于多数载流子的电导率高，使其能较容易的通过，而少数载流子难以通过，从而减少复合，增加电极对载流子的收集。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分18图23：硅表面悬挂键复合中心及氢钝化原理图24：选择性钝化接触技术原理资料来源：《激光背膜开窗对MWTPERC电池性能影响的研究》，国海证券研究所资料来源：《载流子选择性接触：高效硅太阳能电池的选择》，国海证券研究所主流的高效PERC电池运用了多种表面钝化手段。从结构上来分析，PERC电池实际上运用了局部铝背场（Al-BSF）、氮化硅（SiNX）、氧化铝（Al2O3）、二氧化硅（SiO2）和选择性发射极（SE）等多种可以进行表面钝化的手段，不同钝化膜的叠层搭配使用也增强了钝化效果，同时产业化生产方法已经相当成熟，如果合适则可以容易地在新兴电池中运用，具体情况如下：图25：PERC电池结构资料来源：《Impurity-RelatedLimitationsofNext-GenerationIndustrialSiliconSolarCell》，国海证券研究所表8：主流高效PERC电池技术中使用的表面钝化技术情况钝化手段类型位置原理不足制作方法Al-BSF（铝背场）场效应钝化背面最内侧局部（P端）金属铝本身可作为掺杂剂，在电极烧结过程中部分进入硅衬底中形成P+/P高低结，产生铝背场，阻碍电子靠近表面。铝掺杂浓度有限，增加俄歇复合，金属与半导体直接接触增加复合；只能用于P端烧结SiNX膜层化学钝化/场效应钝化双面最外层在制备过程中可引入大量的氢，在硅中迁移率高，可与悬挂键结合，与缺陷及杂质形成复合体，实现钝化作用；本身带正电荷，阻碍空穴靠近表面。不能直接用于P端表面（会增强复合）；与硅的晶格匹配性较差，SiNX/Si界面缺陷较高PECVDAl2O3膜层场效应钝化背面内层膜层中含有大量的固定负电荷，阻碍电子靠不能直接用于N端表面；PECVD证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分19/化学钝化（P端）近表面；可以存储大量氢原子，在退火时向硅中释放。Al2O3/Si界面缺陷较高或ALDSiO2膜层化学钝化/场效应钝化正面内层（N端）膜层生长过程中氧原子与表面的硅结合，减少悬挂键，此外膜层致密度高，有利于与其他膜层叠层使用；含有固定正电荷，但密度不高，因此实际可以同时用于两端。—热氧化选择性发射极（SE）场效应钝化正面发射极中（N端）在发射极与金属电极接触的区域进行重掺杂，形成N++/N+高低结，阻碍空穴靠近表面；此外也能起到降低接触区电阻率的作用重掺杂会带来俄歇复合一定程度的加强激光资料来源：《低成本产业化高效PERC电池技术研究》，国海证券研究所降低光学损失为重要提效方法，电池结构方面仍有开发空间根据前述，光学损失是一类重要的电池效率损失来源。首先，研究表明在一般情况下光从空气中照射到未经处理的硅片表面时，反射率高达30%以上，造成极大的能量损失，目前产业里已普遍采用表面制绒结合减反射膜的方式来降低这个损耗。（1）表面制绒：即将硅片受光面制作成粗糙的绒面，使光照射到硅片表面时，可以通过多次反射更多的进入的硅片内部。对于单晶硅而言，可以利用碱液在不同晶向上腐蚀速率的不同将表面制作成许多“金字塔”外观的绒面。（2）减反射膜：在硅片受光面增加一层折射率比较大的薄膜层可以进一步增大对入射光的吸收。实际上，氮化硅（SiNX）膜本身就是一种良好的减反射膜层，其折射率约为2.1，且化学性能稳定。另一种降低光学损失的方法在于减少电池正面栅线的遮挡面积。减小栅线的宽度是一种直接的方法，但可能导致串联电阻的上升，因此需要同步增加栅线高度，对制作工艺提出了更高的要求。此外产业界也持续在电池结构方面进行探索。金属缠绕穿透（MWT）是一种有代表性的尝试，它先对电池进行打孔处理，再将正面细栅线收集的电流引导利用孔洞中的电极金属引导到背面，从而消除遮光影响较大的正面主栅线。较早期的研究表明，MWT电池可将8%的电极栅遮挡区降低到5%左右。更进一步，正面完全无栅线遮挡的背结接触类（BC）电池实际已经问世较长一段时间。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分20图26：硅片表面制绒与减反射膜作用原理图27：MWT电池结构外观资料来源：《激光背膜开窗对MWT_PERC太阳电池性能影响的研究》，国海证券研究所资料来源：《SiliconbackcontactsolarcellconfigurationApathwaytowardshigherefficiency》，国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分212、N型向左：TOPCon重兵先至，HJT如箭待弦N型TOPCon和HJT为近年来最受关注的新兴高效电池技术代表，此前产业化的主要问题在于成本过高，经济性不足，但随着技术的不断进步，目前已开始步入成熟阶段。今年以来，组件端一体化龙头企业已陆续对前者启动大规模的投产和扩产行动，标志着N型技术电池进入规模化量产“元年”，而后者的规模量产也在加速推进。2.1、TOPCon电池为钝化接触技术新兴代表，与现有产线兼容性较高TOPCon电池理论效率上限高，提出时间较短但发展迅速德国Fraunhofer研究所在2013年提出了隧穿氧化层钝化接触（TOPCon）电池，这种电池利用N硅片作为衬底，在背面会先制作一层不足2nm的超薄二氧化硅（SiO2）作为隧穿层，再在上面制作一层20nm左右掺磷的多晶硅薄膜（poly-Si(n+)），浓度较衬底更高，成为新一代高效光伏电池：1）由超薄隧穿氧化层和掺杂多晶硅层组合而成的结构（SiO2/poly-Si(n+)）正是TOPCon电池的核心，可以实现对载流子的选择性收集，起到了关键的表面钝化作用。它的存在使得硅片界面处的能带发生向下弯曲，同时隧穿层还使得能带出现非对称性偏移，使得对电子的势垒低于对空穴的势垒，于是作为多子的电子可以比较容易地进行量子隧穿，空穴则很难通过，即使通过也还会受到由多晶硅层与硅基体的掺杂浓度差而产生的内电场阻挡，很难到达电极与硅片接触的界面发生复合。同时，研究也表明只有完整的TOPCon结构才能形成较好钝化效果。2）近几年的研究发现TOPCon电池背面还存在“针孔”效应，即在电池制作过程中，局部的SiO2隧穿层在高温下发生分解，出现了一些可以让载流子直接传输到多晶硅层的微小“孔洞”，从而带来了良好的导电率。3）TOPCon电池背面为全域钝化，金属电极与硅基材料并不直接接触，同时载流子也可以在硅片内部直接通过氧化层进行一维纵向传输，相比局部直接接触的PERC电池，不仅降低了接触电阻，还避免了载流子二维传输过程中引起的体复合，进一步降低了串联电阻，提升了填充因子和转换效率。4）TOPCon电池在结构上背面可以透光，直接具备良好的双面发电能力，做成组件后的双面率普遍能达到80%以上，而PERC仅70%左右，带来更多发电量增益。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分22图28：TOPCon电池结构及背面钝化接触提效原理资料来源：正泰新能源、东方日升、英利能源，国海证券研究所凭借先进的钝化技术，TOPCon电池在首次提出时就能达到23.7%的效率，开路电压达700mV，填充因子达82%。事实上，根据选择性接触理论的研究推算，双面钝化结构的TOPCon电池的最高理论转换效率可达到28.7%，接近晶硅电池的上限，也略为高出HJT电池的28.5%，而PERC电池仅为24.5%，即便是仅进行背面钝化，TOPCon电池的理论效率也可以达到27.1%。图29：利用不同的选择性钝化技术进行组合后的电池理论转化效率资料来源：《Onthelimitingefficiencyforsiliconheterojunctionsolarcells》，国海证券研究所从实验室研发情况来看，近年来业内领先企业和知名研究机构都已能很好地将TOPCon电池效率开发到25%以上，今年以来，天合、晶科接连刷新大面电池记录，目前已经能达到25.7%，而在相对容易达到更高效率的小面积电池方面，德国ISE在2019年已突破了26.0%的水平。表9：近年TOPCon电池实验室研发效率记录研发机构转换效率Eff(%)开路电压Voc(mV)短路电流密度Jsc(mA/cm2)填充因子FF(%)电池面积(cm2)时间晶科25.70———大面积2022天合25.50———大面积2022晶科25.41719.142.2483.7235.792021中来25.40———330.152021证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分23隆基25.19-P型———242.972021隆基25.21721.641.6483.9242.972021晶科24.90712.841.6883.8235.82021晶科24.40713.241.4782.5267.502020阿特斯23.81708.740.8882.3246.442020天合24.58716.840.5784.5244.622019Fraunhofer24.5071341.483.11002017Fraunhofer25.80———4.02021中科院宁波25.53700.743.0484.64.02020ISE26.00732.342.0584.34.02019Fraunhofer25.8072442.983.14.02017ISE25.80724.142.8783.14.02017资料来源：晶科能源、天合光能、英利能源等相关资料，国海证券研究所TOPCon电池与主流PERC产线兼容性强，有利于产业化推广TOPCon与PERC电池在结构方面一定的相似性也带来了设备和工艺上的相容性。前者的正面与后者的背面膜层及金属化方式一致，两面最外侧也都是氮化硅减反钝化层，前道的清洗制绒工艺也相同。二者工艺与产线的差异点主要在于：1）TOPCon增加了制作隧穿氧化层和多晶硅核心结构的工艺设备，具体又与细分技术路线有关，一般会增加LPCVD或PECVD设备，并配套扩散或退火炉，2）衬底硅片导电型变为N型后，电池前表面由磷扩散变为硼扩散，工艺会有所调整但设备不变，3）TOPCon背面不需再进行激光开槽，多晶硅层本身具备导电性可将载流子传输给电极，4）正面制作选择性发射极SE的工艺尚未完全成熟，厂家可能会选择预留。图30：TOPCon与PERC技术与工艺对比资料来源：中科院宁波所、拉普拉斯、理想晶延、北方华创等，国海证券研究所注：此处为TOPCon工艺中相对主流的路线产线方面的兼容性成为TOPCon电池在产业化推广时的一项重要优势，特别是在当前行业里存量PERC产能大量存在的情况下，只需对产线进行升级即可，投证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分24入也比新建产线小不少，因此原有企业也更有动力在技术上进行投入和突破。图31：TOPCon工艺增加的部分核心设备及载具资料来源：拉普拉斯、北方华创、理想晶延，国海证券研究所2.2、组件端龙头引领，TOPCon进入规模化量产元年，溢价下经济性初现行业老玩家引领，深入布局企业众多。TOPCon电池的优势和潜力近年来吸引了大量企业进行产业化研发投入，目前总体由行业内的原有资深企业主导，但也有部分新兴企业大力投入，并持续取得重要突破。目前来看，业内领先企业的研发效率均已能达到25%以上，量产线效率也基本突破24.5%。产能方面，根据我们统计目前行业里已经在建和筹建中的新产能有大约183GW，也已有龙头企业已建成超10GW的大规模量产线，其他企业也在快速推进，预计随技术的不断成熟、终端经济性的体现，新规模化产能的建设还将加速，包括部分已有新电池扩产计划，但尚未决定具体技术路线的企业，以及拥有大量待升级存量PERC产能的企业，都有望快速跟进。表10：主要TOPCon相关电池企业产业化进展情况公司研发效率（%）量产效率（%）现有产能（MW）在建&筹建（MW）产能规划详情晶科能源25.724.81600011000+8000尖山二期11GW6月启动；合肥二期8GW筹备中；年底量产效率达25%天合光能25.5>24.5，最高25.55008000（TOPCon）+10000（技术待定）宿迁8GW项目4月启动；6月西宁新能源产业园项目正式开工建设，含10GW电池晶澳科技—24.8以上10011300+10000宁晋1.3GW预计近期投产，曲靖10GW于7月开工，扬州10GW筹备中；22年底左右建成6.5GW。隆基25.2———试验线阶段通威—>24.5100032000（技术未明确）1GW中试线21年投产，眉山新电池一期16GW预计23年底投产，剩余择机启动阿特斯—23.6-23.8—200200MW中试线建设中润阳—24.3—10000拟签署10GW量产项目投资协议并推动中来25.424.576004000+8000山西一期后续4GW及二期8GW将继续推动一道25.524.6600014000+10000预计22/23年底N型产能达到20/30GW证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分25东方日升—24.0500—试验线阶段协鑫集成—24.5—5000+50001月变更募集资金用于乐山10GW一期（5G）正泰新能源24.8——12000海宁12GW电池项目于6月底正式签约钧达（捷泰）—>24.5—8000+8000滁州一期8GW于6月底调试，二期择机启动亿晶光电24.1———工艺上初步完成了硼扩、去绕镀工艺的试验聆达（嘉悦）———5000金寨嘉悦二期5.0GWTOPCon电池项目进展将视行业一线企业技术路线的选择情况推进中利腾晖24.3———研发投入阶段无锡尚德—24.52000—今年1月无锡2GW投产中清集团——2000（含TOPCon）3000（含TOPCon）新沂一期2GW已于21年9月投产，二期3GW预计于今年6月底前投产；江苏潞能——1000张家港1GW项目于21年3月开工，预计22年底投产大恒能源———30003GW电池项目7月1日与安徽巢湖经开区管签约，预计2023年春节后全面投沐邦高科———10000梧州10GW电池生产基地项目与政府签约国电投—23.7400——韩华—23.8500——REC—23.8150——合计约37GW约183GW资料来源：晶科能源、天合光能等公司公告、PVinfolink等，国海证券研究所晶科能源率先扛起TOPCon规模化量产大旗，天合、晶澳接踵而至（1）晶科能源作为全球四大组件一体化龙头之一，于去年11月推出使用N型TOPCon电池的组件产品TigerNeo，公司近年间在TOPCon技术上的投入相对笃定，并快速取得突破，多次打破转化效率世界纪录，今年4月以25.7%的效率再次刷新纪录，量产线效率也达到24.5%以上。在规模化产能建设方面，晶科目前已经拥有16GW的TOPCon的产能，正在建设和筹备的新产能预计达19GW，大步走在行业之前。公司2019年就已建立了900MW中试线，去年开始建设海宁尖山和安徽合肥两大生产基地，一期项目各8GW，均在Q1时投产，目前已满产，同时公司于6月底启动了尖山11GW二期项目，合肥的二期电池项目也已经在筹备中。在市场推广方面，今年以来晶科TOPCon组件已经至少7次中标央国企组件招标项目，成为N型电池元年的先行者。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分26图32：晶科能源多次打破N型电池效率世界纪录图33：晶科能源TOPCon技术组件产品资料来源：晶科能源资料来源：晶科能源，国海证券研究所（2）天合光能方面，公司早在2015年就已经开始了TOPCon电池的研发，2019年就发布了采用此电池技术的组件产品i-TOPCon，后中试线规模达500MW。今年3月，天合国家重点实验室宣布其210大尺寸TOPCon电池最高效率达到25.5%，创造了新的大尺寸世界纪录，量产线效率也在24.5%以上。规模化产能方面，天合于今年4月启动了宿迁8GWTOPCon电池项目，预计年内实现投产，而6月新开工的西宁产业园中规划有10GW的N型电池产能，在全行业推广顺利的情况下较大可能继续采用TOPCon路线。（3）晶澳科技方面，公司在5月发布了DeepBlue4.0X组件，采用名为“Bycium+倍秀”的TOPCon电池，量产效率可达到24.8%以上。实际上，公司在2020年时TOPCon电池的效率已能接近24%。规模化产能方面，而宁晋1.3GWTOPCon电池产能预计将在近期实现投产，到年底左右预计公司将拥有6.5GW产能。此外，公司分别在5、6月分别公布了曲靖和扬州两个10GW新电池项目。（4）另外，电池龙头通威股份4月初也公布了32GW高效晶硅电池新项目，将分两期建设，尚未明确技术，由于公司在TOPCon、HJT等新电池领域都有不少投入，若TOPCon技术产业化推广顺利，则可能会有较大比例选择这种技术路线，而公司的存量电池产线也有望批量化进行改造。中来、一道等新兴电池组件企业同样大步迈向规模化产能建设（1）中来股份为组件背板行业龙头，2019年公司开始大力对新型电池及组件业务进行研发布局，选定TOPCon技术路线，当年便实现量产效率23.5%，当前自主研发的TOPCon2.0电池量产转换效率也可达到24.5%，采用创新性的POPAID工艺路线，目前已累计出货5GW的TOPCon组件产品。产能方面，公司目前已经建成约7.6GW，其中泰州基地共有3.6GW的产能，同时山西16GW电池项目处于持续建设中，一期8GW中的4GW已于今年6月底投产。（2）一道新能源于2018成立，为发展迅速的新兴电池组件企业代表。公司在创立之初便以N型技术作为布局核心，目前TOPCon电池实验效率可达25.5%，量产效率也超过24.6%。公司2019年已建成1.2GW的TOPCon产能，到2021证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分27年底达到6GW，按规划预计2022/23年底将达到20/30GW。近期，公司N型组件中标央企华能集团项目，已正式签约，并向市场推出“DAON”品牌3个系列高效N型组件新品。图34：中来TOPCon电池技术组件图35：一道新能“DAON”品牌N型高效组件资料来源：中来股份资料来源：能源一号组件溢价日渐明朗，有望覆盖制造成本，终端实证有望加速推广从经济性和市场推广角度来分析，TOPCon电池的制造成本目前仍高于PERC，主要在于设备成本、浆料银耗等方面，但差距已相对不大，在主要的新电池技术中最为领先。作为一种竞争性的新兴技术，TOPCon要得以全面推广，必要条件是能为下游系统业主带来收益，这样买方才会为新技术支付溢价，去覆盖制造企业的成本增加，这需要考虑两个方面：1）首先是系统端整体的初始造价成本不能明显高于PERC，这在项目启动建设之前就能明确地计算得到，2）发电量增益效果，即低功率衰减、高双面率、低温度系数、高弱光性能等方面能良好体现，虽然也能进行理论推算，但都需要在项目建成实际运行后才能真正测出，在前期未必能直接让投资方完全接受。（1）我们对TOPCon和PERC技术在电池、组件和系统端的成本进行了测算和对比，从结果来看前者基本已经具备了大规模市场推广的条件：1）在电池端，TOPCon目前比PERC高6-7分/瓦左右，2）在组件端，考虑提效对于非硅成本的降低，二者差距大概在4-5分/瓦左右，3）在系统端，由于组件提效后对于BOS成本中与面积相关部分的进一步摊薄，而者基本达到相同的造价水平。表11：TOPCon与PERC成本比较测算的主要假设成本相关项目单位PERCTOPCon电池端效率%23.424.5电池/组件良率/组件CTM%98/99/9998/99/99硅片价格（含税）/厚度型号(元/片)/μm6.02/155（M6）6.45/150（M6）硅片毛利（按P型20%）元/片1.071.07设备投资额/折旧年限（亿元/GW）/年1.3/51.8/5正银耗量/价格（含税）（mg/片）/（元/kg）71.7/450075.1/4500背银耗量/价格（含税）（mg/片）/（元/kg）24.7/250070/2500证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分28电耗/价格（kwh/W)/（元/kwh）0.045/0.50.055/0.5人力/价格（人/年/GW）/（万元）135/8175/8资料来源：CPIA、润阳股份、帝科股份等相关公司资料，国海证券研究所表12：TOPCon与PERC技术一体化终端成本比较测算结果成本项目（元/W）PERCTOPCon硅片成本0.660.69非硅成本：0.160.19—银浆0.050.07—折旧0.020.03—电耗0.020.03—人工0.010.01—其他0.050.06电池综合制造成本0.840.91组件非硅成本0.640.61组件综合制造成本1.501.54组件毛利（P型20%计）0.300.30组件含税价格2.032.08面积无关BOS成本0.350.35面积相关BOS成本1.030.98系统总造价成本3.413.41资料来源：中来股份、帝科股份等公司资料，国海证券研究所（2）在TOPCon组件的实际推广销售情况方面，今年已有不少央国企招标项目中专门给出了N型标段，参与的基本上为TOPCon组件，我们梳理了相关的中标价格情况，大部分溢价都在0.7-0.11元/基瓦左右，个别偏差较大，平均来看可达到0.1元/瓦，逐步趋于稳定，若持续下去则有利于推动组件企业稳定产品盈利预期，加速推动产能建设。此外，在价格接受度更高的分布式和海外市场方面，预计TOPCon还能有更好的溢价。表13：2022年来部分央国企光伏组件项目招中标情况公司名称招标总规模时间组件类型均价（元/W）中标规模占比N型溢价（元/W）国家电投4.5GW2.11N型TOPCon2.08200MW4.44%0.16常规P型1.924300MW95.56%中国华电15GW3.7N型TOPCon1.901.5GW10.00%0.04常规P型1.8613.5GW90.00%广东能源100MW3.18N型TOPCon1.92100MW—0.08常规P型1.84中核汇能6-7.5GW3.29N型TOPCon1.92700-1000MW—0.08常规P型1.835.4-6.5GW—粤电200MW4.14N型TOPCon—200MW——中广核610MW5.12N型TOPCon2.0621MW3.44%0.19常规P型1.87589MW96.56%华能2GW5.20N型TOPCon1.93100MW5.00%0.07常规P型1.861900MW95.00%国家电投1.35GW6.6N型TOPCon2.0050MW3.70%0.11常规P型1.891300MW96.30%新华水力4GW7.1N型TOPCon1.99200MW5.00%0.08常规P型1.923800MW95.00%资料来源：光伏们、北极星太阳能光伏网、智汇光伏、晶科能源，国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分29（3）在发电量增益方面，不同项目受实际条件影响较大，一般实证也需要一定的时间，而目前使用N型组件的项目还不多，运行时间也相对较短，但已有个别项目显示出积极的结果，如在银川国家光伏户外实证基地为期一年的实证项目中，晶澳的N型组件平均单瓦日发电量比一般P型组件高出3.9%。此外，从部分实际项目的测算数据来看，N型组件基本能带来超过3%的发电量增益，使得在组件存在较高溢价的情况下LCOE还能够降低。预计随时间推移，未来更多积极的实证项目数据有望公开，促进TOPCon技术加速推广。表14：N型与P型组件实际项目测算发电量增益及LCOE对比测算单位项目地组件型号组件价格（元/W）组件价差（%）年均发电量（万kWh）发电量增益（%）LCOE（元/kWh）LCOE降幅（%）1、陕西某电力设计院北方区域N型182560Wp双面P型182540Wp双面2.05.26%1568883.57%0.1036-2.91%1.91514830.10672、华东勘测设计院青海省海西州N型182560Wp双面P型182540Wp双面2.039.57%2051283.59%假设相同—1.851980223、河北省电力设计院河北南部地区N型182560Wp双面P型182540Wp双面2.107.69%200314.18%0.1385-1.56%1.95192270.14074、广东省电力设计院广东省N型560WpP型540Wp2.107.69%——0.4015-0.77%1.95—0.4046资料来源：中来股份、汇智光伏、晶科能源，智汇光伏，国海证券研究所产业化技术尚有重要可突破点，成本效率存在持续进步空间1、TOPCon背面核心钝化结构的制作存在工艺路线选择较多的问题目前来看制作SiO2/poly-Si(n+)结构存在多种工艺路线，制作方式与所用设备高度相关。但即便是使用同一种核心设备，也会存在不同的方法和流程，尚未有任何一种能完全兼顾电池效率、生产成本、稳定性等各个方面而形成绝对优势，这就对业内企业的研发和产能投入时带来了选择难题，也一定意义上分散了产业研发资源。具体而言，TOPCon结构的制作分为可分为两步：第一步，超薄二氧化硅隧穿层（SiO2）的制作：隧穿氧化层本身非常薄，如果太厚会影响量子隧穿而增大接触电阻，如果太薄则达不到好的钝化效果，因此对镀膜的均匀性控制要求较高，而且膜层质量要高，不能有太多缺陷，否则也会影响电池效率。目前制作隧穿层相对最主流的方法是热氧化法，可以采用多种炉型设备，电池钝化效果最好，缺点是反应速度较慢；另外一种在大力发展的方法为等离子体辅助氧化，虽然膜层生长速度快，但钝化效果和均匀性皆相对逊色；原子层沉积（ALD）也是一种特点突出的方法，其对于膜层的生产能非常精准的控制，也可与后道步骤结合为PEALD（ALD+PECVD），此外还有化学法、准分子源干氧法等。表15：氧化层生长方法方法热氧化法等离子体辅助氧化原子层沉积湿化学法准分子源干氧生长原理热氧高温下与硅基反应等离子体电离与硅基反应用三甲基硅烷原子层沉积方式生长沸腾的HNO3/H2O（68%wt）HNO3强氧化性生长准分子发射172nm紫外光分解O2，所得自由基生成O3氧化生长设备热氧化管式炉PECVD设备ALD设备槽式湿法设备槽式湿法设备证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分30（LPCVD、扩散炉等）优缺点1.目前钝化效果最好2.反应速度较慢1.钝化效果较热氧差2.生长速率快3.均匀性一般1.钝化效果次之2.氧化层均匀性较好3.效率验证较低4.特气价格较高1.钝化效果一般2.反应中化学组成不变，可长时间使用3.生长厚度具有自限制性，工艺控制简单4.废水处理较难1.钝化效果较差2.稳定性较差，工艺较为难控制资料来源：拉普拉斯，国海证券研究所第二步，掺杂多晶硅层（Poly-Si(n+)）的制作：背面的掺杂多晶硅层提供了重要的场钝化效应，其质量、均匀度、掺杂浓度等情况对电池效率有重要影响。目前产业内一般使用LPCVD、PECVD和PVD等的工艺方法，其中前两者最为主流，二者均属于CVD（化学气相沉积）技术，即在设备反应室内通入原料气，在一定的压力、温度等条件下下发生化学反应生成膜层物质，并在硅片表面沉积，从工作原理来看：1）LPCVD（低压化学气象沉积）主要是通过硅烷（CH4）在高温下裂解来沉积多晶硅，反应温度一般在600℃左右；2）PECVD（等离子增强化学气相沉积）则是在沉积室内建立高压电场，将反应气体电离形成活性极高的等离子体，然后发生反应并在衬底上沉积成膜，因此也可以在较低的温度下（＜400℃）下进行。3）此外，考虑到占地空间和产能，目前管式设备为相对主要发展方向。图36：LPCVD与PECVD制作膜层工作原理资料来源：中科院宁波所，国海证券研究所另一方面，根据掺杂磷的方式不同，各工艺路线大体可以分为两类：（1）原位掺杂，即在沉积多晶硅的同时通入含所需杂质的气体（如磷化氢PH3），这种情况下一般会先生成掺杂非晶硅（n+-a-Si），然后还需进行高温退火晶化处理，多种设备都可以采用这种路线，（2）非原位掺杂，即先沉积本征多晶硅（i-poly-Si），再用另一道工艺将磷掺杂进去，可以采用热扩散或者离子注入的方法，前者掺杂后不再需要退火，而后者仍需要退火进行一定修复，非原位掺杂一般采用LPCVD工艺设备。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分31再比较LPCVD和PECVD两种工艺，前者的优势在于：1）技术相对成熟、2）镀膜质量高、电池效率高，3）产能大，4）可以和前道隧穿层工艺单管集成；但缺陷在于1）镀膜速率偏低，特别对于原位掺杂路线，2）存在绕镀，3）额外的石英管耗材增加成本等问题，不过目前已经有效解决。后者主要优势在于：1）镀膜速度快效率高，2）绕镀易处理，3）设备成本更低（目前低约2-3千万），4）同时具有与前后道多个工序集成的潜力，也可以和ALD结合形成PEALD工艺；劣势在于1）膜层质量稍低，2）沉积时会引入大量氢，退火时可能出现脱膜，3）沉积时容易产生粉尘，目前这些问题也已逐渐被攻克。表16：TOPCon掺杂多晶硅（n+-Poly-Si）层的主要制作方法对比方法工艺设备多晶硅掺杂方式产能沉积速率优势改进问题非原位掺杂：沉积本征多晶硅（i-poly-Si）+磷掺杂LPCVD1）热扩散法大较低技术成熟业内熟知；成膜质量高；可与隧穿层制作单管集成；装备占地面积小，产能大；热扩散工艺成熟，掺杂浓度高、钝化好且电阻低，若采用离子注入则有更好单面性成膜速率不高；二次掺杂工序更多，增加成本；绕镀控制与去除较难；需使用石英管耗材2）离子注入+高温退火原位掺杂：直接沉积掺杂多晶硅（n+-poly-Si）LPCVD沉积多晶硅的同时通入含有杂质的气体+高温退火大低同上上述外，原位掺杂会有陶瓷环导电问题PECVD大高掺杂及成膜效率高；单面性强，绕镀易处理；设备多合一集成潜力大；集成设备成本较低膜层质量（均一性、致密性）较难控制；高温晶化时易脱膜（H含量高）；易产生粉尘；存在管式/板式竞争；PVD大较高无绕镀，单面性高；靶材用量较大，更换频率成本高，产业验证相对不足资料来源：拉普拉斯、北方华创、中科院宁波所等，国海证券研究所2、选择性发射极的制作存在难点，工艺未完全成熟，但已有突破性进展出现在PERC电池工艺中，制作选择性发射极是一种很有效的提效手段，即对电极栅线与发射极接触的区域实施比周围更重的掺杂，这样既能够增强对载流子的选择性，又能进一步降低接触区电阻，达到提升开路电压和因子的效果。这一般是在扩散制结后通过激光扫描来完成，即让扩散后残留在硅片表面的磷硅玻璃（PSG）升温，其中的磷原子就能更多的进入硅片中。但对于N型硅片，直接运用激光重掺的方式存在瓶颈，主要系：1）硼原子在硅材料中有效推进需要的激光能量更高，容易增加对硅片的烧灼损伤，甚至破坏绒面，效率反而降低，2）硼在二氧化硅中的扩散速度大于硅，在BSG中的浓度也与PSG不同，有时激光重掺效果不明显或浓度不可控。为了解决N型硅片SE问题，不少企业进行了积极的技术研发和探索。（1）多次扩散成为N型硅片制作SE的一种开发方向。分两次甚至多次进行高温硼扩散是被采用较多的一种探索方法，包括隆基、晶科等业内主要公司都有相关专利，制作过程中有时还需要涂覆掺杂剂、印刷浆料或制作掩膜进行辅助。（2）两步激光法也成为N型SE的可能选择。如帝尔激光在2020年开发出一证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分32种两步激光SE专利技术，其中利用第一激光进行预热扫描，然后在1ms内用第二激光进行掺杂。隆基则曾开发了一种完全用激光进行硼掺杂的两步激光技术，主要是利用能量相对较高的第一激光处理需重掺的区域，再用第二激光扫描所有掺杂区，在扫描前还需要先制作辅助吸热层和含硼层。不过，今年4月海目星全资子公司中标晶科能源TOPCon激光微损设备项目，预计正是与其在激光SE方面的突破相关。图37：帝尔激光两步法激光SE专利技术要点图38：隆基乐叶两步法激光掺硼专利技术要点资料来源：《一种太阳能电池发射极的制作方法》，国海证券研究所资料来源：《一种硼掺杂方法》，国海证券研究所根据晶科能源相关资料，发射极相关影响在当前TOCon电池的Voc损失中是占比第二大的因素，而根据东方日升和帝科股份相关资料，表面金属接触与正面复合的优化可以带来0.5%左右的绝对转化效率提升。综合而言，随关键技术工艺的提升，TOPCon有望向更高的效率进行突破，进一步取得经济性优势。图39：TOPCon电池开路电压（Voc）损失分析图40：晶科能源ISFH认证25.41%效率参数资料来源：晶科能源，国海证券研究所资料来源：晶科能源2.3、HJT历史悠久潜力空间大，降本方向清晰，多路玩家重点投入HJT电池转化效率潜力大，发电增益高，长期以来备受关注45%31%8%8%8%正面金属化损失占比发射极损失背面金属化损失背面钝化损失其他证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分33异质结（Heterojunction）是由两种不同种类的半导材料体所构成的PN结，如非晶硅（a-Si）与晶体硅（c-Si），二者可形成异质结，而传统晶硅太阳能电池通过对表面扩散掺杂而形成的PN结则为同质结。异质结电池（HJT或称HIT、SHJ电池等）最早由日本三洋公司1992年开发出来，其核心特点就在于效率很高，1994年时就能达到20%，于1997年开始量产。事实上HJT电池最初是在非晶硅薄膜电池的基础上提出，在结处采用了p-i-n型结构，即在P型与N型半导体材料之间插入一层未掺杂的极薄本征材料作为钝化层，其与表面的掺杂层一起构成电池的窗口层，类似于发射极。目前业内主流的N型HJT电池基本结构如下：1）衬底材料为单晶硅（c-Si），由于能带结构等方面的优势，选用N型可以获得更高的效率，2）两面衬底之上的第二层为含大量氢原子的本征非晶硅薄膜（a-Si:(i)），一般仅约10nm厚，在钝化中起到关键作用，3）第三层为含氢的掺杂非晶硅层，正面的窗口层处为P型膜层（a-Si:(p+)），构成PN结，背面为重掺杂的N型膜层（a-Si:(p+)），与本征层一起构成背场，起到对载流子的选择性钝化作用，4）最外层为TCO透明导电膜层，用于减反射和汇集电流，传递给两面的金属电极。图41：N型HJT电池基本结构资料来源：西南石油大学，国海证券研究所HJT电池可以拥有很高的转化效率，主要与其结合两种不同特性的材料和良好的表面钝化效果有关：1）晶硅与非晶硅异质结结构增加了PN结势垒高度，增强了对载流子的选择性，使得开路电压可以突破晶硅上限，2）本征非晶硅层（a-Si:(i)）含有大量的氢，可以钝化晶硅与掺杂非晶硅界面处大量的缺陷，减少复合中心，还能起到整流作用、调节能带偏移、减少隧穿电流（漏电流），3）TCO导电膜避免了金属与硅的直接接触，可以做到全域钝化接触。另一方面，由于使用非晶硅膜层进行钝化，HJT电池全流程制作工艺不超过250℃，也就避免了高温处理中硅片整体性质的衰减，如少子寿命的降低。HJT电池较大的效率潜力吸引了国内外诸多机构进行研究突破，从近年的实验室研发结果来看，大面积的电池转化效率都已能比较轻易的突破25%，开路电压已普遍接近或超过750mV，今年隆基更是将最高记录刷新至26.5%，证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分34表17：近年大面积HJT电池实验室研发效率记录研发机构转换效率Eff(%)开路电压Voc(mV)短路电流密度Jsc(mA/cm2)填充因子FF(%)电池面积(cm2)时间隆基26.5750.641.0186.08274.42022隆基25.74（p型）747.640.6683.80274.32022迈为/SunDrive26.07746.740.7185.74274.32022隆基26.3750.240.4986.59274.32021隆基25.82750.440.285.57274.52021迈为/SunDrive25.5474640.2385.08274.52021华晟/迈为25.26746.24084.64274.52021隆基25.26748.539.4885.46244.552021华晟/迈为25.23745.639.885.03274.32021华晟/迈为25.05745.539.6184.82274.32021迈为24.6174639.1284.33244.392021中威24.05744.639.685.67244.432020Hanergy25.1174739.5584.98244.452019汉能25.1174739.5584.992019Kaneka25.1073840.883.5151.92019福建钧石24.6874339.4884.22019资料来源：隆基绿能、索比光伏网、华晟新能源等，国海证券研究所微晶硅的引入有望将HJT电池量产效率提升至新水平。目前利用氢化微晶硅（μc-Si:H）替代非晶硅作为HJT电池的膜层材料已成为一个重要的突破方向，有望将量产转换效率提升到25%以上。微晶硅材料其是由纳米晶硅（nc-Si）、非晶硅、空洞和晶粒组合而成的混合相半导体，其中纳米晶硅为直径2-10nm的硅晶粒。微晶硅材料的主要特点优势在于：1）光学带隙较宽，一般根据晶化情况在1.12eV（晶硅）-1.7eV（非晶硅）之间连续可调，若是纳米晶硅薄膜则可以达到2.4eV，因此在正面可增加硅衬底所能利用的太阳光的透过率，同时本身也能利用红外部分的光谱2）电导率高，特别是对于纳米晶硅，有助于增加短路电流和填充因子，3）性质稳定，几乎不存在S-W效应，即非晶硅薄膜长时间光照后性能的下降。此外二氧化硅等材料也可以运用在本征钝化层中。图42：HJT电池进化方向图43：微晶硅膜层制作中晶化率与通氢比有关资料来源：华晟新能源、中科院电工所资料来源：华晟新能源、中科院电工所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分35HJT电池另一个优势在于较突出的发电量增益效果，主要体现在：1）温度系数明显低于其他主要电池技术，即高温下发电能力更强，原因在于较高的开路电压，2）双面发电能力突出，主要在于其天然对称的电池结构，3）弱光响应能力强，主要系其结合了薄膜电池的特点，非晶硅材料对弱光的吸收效应强。产业化尚受高成本制约，但多方向降本潜力较大，持续推进从生产工艺来看，HJT电池的与主流PERC电池差异很大，核心环节一共仅四大步——1）清洗制绒，2）非晶硅掺杂层制备，3）TCO膜制备，4）丝网印刷制作电极，核心设备也完全不具兼容性。对于关键的中间两大步骤，目前业内相对最主流的工艺为：1）利用PECVD方法制作本征和掺杂非晶硅层（与PERC及TOPCon中所用设备有所区别），2）然后用PVD（物理气象沉积）法制作TCO导电层。其中，磁控溅射是目前光伏领域中常用的PVD方法，即在一个电场与磁场相互垂直的真空中，将低压的氩气电离为氩离子和电子，氩离子在磁场的作用下会飞向靶材，靶原子被撞击后脱离原来晶格的束缚气化，逐步吸附到硅片表面沉积成膜。图44：经典HJT电池制作工艺及PVD溅射原理资料来源：华晟新能源、迈为股份、真空聚焦、THINFILMCONSULTING等，国海证券研究所实际上，在非晶硅层制作上也存在Cat-CVD（热丝气相沉积，或HWCVD）等方法，而TCO膜的制作也还可以采用RPD（反应等离子体沉积）的方法，具体对比情况如下：表18：HJT电池核心步骤工艺方法比较工艺环节方法原理优势不足非晶硅层PECVD在沉积室内建立高压电场，将CH4、PH3、B2H6、H2等原料气体电离形成活性极高的等离子体，然后发生反应并在衬底上沉积成膜。反应温度较低，降低成本同时防止膜结构变化；反应气压较低，可在大面积衬底上均匀沉积非晶硅薄膜；可精准灵活调整沉积成分存在等离子轰击损伤；易形成粉尘颗粒污染；存在绕镀等；设备造价高。Cat-CVD利用高温的钨丝使原料气体发生催化分解反应，并在硅衬底表面发生沉积、聚合，从而形成薄膜薄膜生长速率快，结构好;绕镀小；设备造价和运营成本低；工艺操作简单。小面积镀膜均匀性低；设备普及度较低，工艺人员少。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分36TCO层PVD磁控溅射通过电场和磁场让氩离子轰击靶材，使之表面粒子气化后在基片上凝结、呈核、长大和成膜基本可以溅射任何材料；成膜快、效率高；膜层均匀质量高、厚度易于控制，大面积成膜；膜层成分与杂质容易控制；技术成熟，运营成本低；靶材利用率不高，一般低于40%；对衬底存在轰击损伤RPD通过发生器发射等离子流，经过磁场偏转打在坩埚中的靶材上，使之升华后沉积在基片上。镀膜过程中粒子能量小，避免衬底表面损伤；可在低温条件下沉积高质量薄膜；原材料利用率高；可制备透明导电膜材料也很丰富成熟核心供应商仅日本住友一家；在设备和制备IWO材料方面存在专利垄断。资料来源：《微晶硅薄膜的PECVD制备及性能研究》、江西汉可、光伏技术等，国海证券研究所在核心工艺之外，目前业内也还增加了一些额外的工序，有利于提高电池效率，例如：1）硅片吸杂，即通过适当处理，利用硅片内部的氧沉底降低表面金属杂质影响，2）光注入退火，即通升温激活电池中的氢原子，再通过光照改变其价态来提高钝化性能，最终达到提升开路电压和填充因子，提高转化效率的目的。制造成本偏高问题尚在解决，设备、银耗、硅片和靶材为重点突破方向。（1）首先在设备端，目前HJT技术的单GW投资需要3.5-4亿元，明显高于PERC的1.0-1.5亿和TOPCon的1.8-2.5亿，主要突破方向在于国产化设备持续提效，增大产能。（2）金属化浆料方面，目前是非硅成本占比最大的环节，也是额外成本增加最多的项目，主要系低温工艺下浆料不仅银耗量大且价格高，单W用量大概为PERC的两倍，价格高出常规正银约2000元/kg。其中，耗量高的原因在于，1）低温银浆不经高温烧结，电极中其他成分导致电阻率偏高，需要增加用量2）非烧结工艺下电极栅线宽度较难减小，3）双面都需使用正银，无法搭配铝浆；价格高的原因在于低温银浆尚未实现技术国产化的完全突破，大部分依赖进口。解决银浆成本问题的思路包括，1）降低线宽，通过丝印技术升级或采用激光转印降低栅线浆料使用，2）银浆国产化、规模化降本，3）铜替代，及采用银包铜技术降低浆料银含量，或者使用电镀铜技术替代银栅线。目前各种方法都在业内快速研发推进中。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分37图45：激光转印制作大高宽比栅线原理图46：一种HJT电池电镀铜电极方案资料来源：《InvestigationofThick-Film-PasteRheologyandFilmMaterialforPatternTransferPrinting(PTP)Technology》资料来源：《Establishingthe“nativeoxidebarrierlayerforselectiveelectroplated”metallizationforbifacialsiliconheterojunctionsolarcells》（3）硅片端，降本主要在于薄片化，目前N型硅片成本价格高于P型硅片，但HJT电池极好的双面钝化使得硅片继续减薄后，表面复合仍不会明显加剧，此外低温工艺也避免了高温制程中曲翘、碎片等问题，因此可使用的硅片厚度有望降至100μm以下。另外，针对划片过程中电池切损较大导致组件端CTM较低的问题，目前也在通过硅棒切半后切片的工艺前置方法尝试解决。（4）靶材方面，HJT电池最外层的TCO膜需要具备良好的透光性、导电性、稳定性及合适的折射率，并能与电极和内层形成良好电学接触，目前主要使用ITO（氧化铟锡），其主要问题在于铟价格昂贵，同时大部分依赖进口，此外铟本身是一种剧毒物质，存在环境和安全顾虑。一个解决思路为使用原料丰富、价格低廉的AZO（掺铝氧化锌）替代，其透光率良好，问题是导电性较差，叠层使用可能会是一种降本方法，此外其他材料也是TCO膜可以考虑的选择。我们基于相关资料，对PERC和HJT电池技术的成本进行了对比测算，并假设了一种降本提效后的情况，从结果来看HJT在电池端成本仍比PERC高出0.2元/W左右，而随降本提效，若HJT单W成本不高于0.1元，在系统端成本就可以体现出优势，具体假设和计算结果如下：表19：HJT与PERC成本比较测算的主要假设成本相关项目单位PERCHJTHJT-降本提效后电池端效率%23.424.725电池良率/组件良率/组件CTM%98/99/9997.5/98/9898/99/99硅片价格（含税）/型号厚度(元/片)/μm6.02/155（M6）6.45/150（M6）6.23/130（M6）硅片毛利（按P型20%）元/片1.071.071.07设备投资额/折旧年限（亿元/GW）/年1.3/53.75/53/5正银耗量/价格（含税）（mg/片）/（元/kg）71.7/4500——背银耗量/价格（含税）（mg/片）/（元/kg）24.7/2500——低温银耗量/价格（含税）（mg/片）/（元/kg）—190/6500150/4500靶材耗量/价格（含税）（mg/片）/（元/kg）—80/280040/2800电耗/价格（kwh/W)/（元/kwh）0.045/0.50.06/0.50.05/0.5证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分38人力/价格（人/年·GW）/（万元）135/8200/8150/8资料来源：CPIA、相关产业公司公告等，国海证券研究所表20：HJT与PERC技术一体化终端成本比较测算结果成本项目（元/W）PERCHJTHJT-E成本降幅硅片成本0.660.690.65（0.04）非硅成本：0.150.360.25（0.10）—银浆0.050.160.10（0.06）—折旧0.020.070.05（0.01）—电耗0.020.030.03（0.01）—人工0.010.020.01（0.00）—靶材—0.030.02（0.02）—其他0.050.060.06—电池综合制造成本0.841.080.93（0.14）组件非硅成本0.640.610.60（0.01）组件综合制造成本1.501.731.55（0.18）组件毛利（P型20%计）0.300.300.30—组件含税价格2.012.282.07（0.20）面积无关BOS成本0.350.350.35—面积相关BOS成本1.030.990.96（0.02）系统总造价成本3.413.633.40（0.22）资料来源：CPIA、相关产业公司公告等，国海证券研究所新玩家大举投入不遗余力，老玩家重点开发严阵以待HJT作为一种具备革新性的电池技术，是诸多电池企业的重点研发方向，特别是对于新兴电池企业而言具吸引力十足，一方面在全新的技术领域更有望实现弯道超车，另一方面也没有历史产能包袱，一旦实现突破便能打开广阔业务空间。因此近年来为数众多的新企业加入到大力开发HJT电池技术的行列，而迈为、金辰、钧石、理想万里辉等设备厂商在全力以赴地与这些电池企业进行合作，推动技术的成熟。其中，相对走在行业之前的企业包括：（1）华晟新能源，公司成立之初便专注于异质结技术的开发，并与迈为深度合作，成立三年时间里已建成2.7GW的产线，目前为业内最大，而在建和待建的规划产能也超过10GW，电池量产效率方面已能达到24.73%，组件端近期也在行业内率先实现1GW出货，（2）金刚玻璃，公司主业为特种玻璃，自去年下半年开始切入光伏电池组件领域，建设1.2GW异质结电池和组件产线并于今年3月投产，这也是其合作伙伴迈为的首个GW级整线设备项目。目前公司已实现24.95%的电池平均转化效率，新的4.8GW项目也已经于6月启动。（3）爱康科技，公司在组件边框领域市场地位领先，从2018年开始加码投入电池组件业务，重点开发HJT技术，目前公司在湖州已有220MW产能投产，新的600MW产线预计也将于近期投产，加之泰州试验线，目前已经拥有的产线接近1GW。电池转换效率方面，湖州基地量产已能达到24.5%，良率可达99%。同时公司还在大力推动湖州另外1.2GW项目建设，赣州6GW也已于5月开工。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分39此外，钜能科技目前拥有产能也超过1GW，量产电池转换效率达24.2%；风电龙头明阳智也披露正在盐城建设2.5GW产能，预计电池效率可达24.5%；海源复材也于6月公告了江西600MW项目的建设，预计电池效率24.5%；而晋能科技、海泰新能、宝馨科技、华耀光电、华润电力、金阳新能源等都在推进HJT项目的建设。图47：华晟喜马拉雅系列异质结光伏组件图48：金刚玻璃4.8GW异质结项目启动资料来源：华晟新能源资料来源：索比光伏网另一方面，许多业内原有的电池企业也在重点推动HJT技术的开发，而龙头企业的投入力度较新兴企业甚至更大，若成本端实现突破，则可能将以更快的速度扩张产能：1）隆基绿能近年来持续刷新HJT电池的转化效率世界纪录，预计GW级别试验线也在推进中，2）通威股份早在2019年便在成都和合肥建立了400MW的HJT试验线，后来也率先在金堂投入了1GW级别的试验线，目前在眉山已规划32GW新电池项目，若HJT技术实现成熟，则可能会迅速开启建设，3）东方日升在HJT方面则一直积极推进，通过扩建目前已有500MW产线，电池量产效率也能达到24.6%，而新的5GW和4GW项目也已经开始募资和签约，4）天合光能、晶澳科技和阿特斯也在HJT技术方面持续储备，润阳股份则正在为5GW项目进行募资。综合来看，目前全行业已有的HJT产能预计已突破10GW，但单一公司产能体量都还不大，在建和规划的产能也达到了约190GW，但其中实际在建且稳定推进的项目相对有限，若年内多方面技术能稳步实现突破，让成本问题得到解决，预计行业产能的快速扩张将会很快形成。表21：主要HJT相关电池企业产业化进展情况公司研发效率（%）量产效率（%）现有产能（MW）在建&筹建（MW）产能规划详情华晟新能源25.26%24.73%27004800+10000宣城二期2GW微晶硅今年6月投产，三期4.8GW将在2023年Q1-Q3分两期投产；5月大理5GW、1月无锡5GW签约金刚玻璃25.20%24.95%12004800吴江1.2GW今年3月投产，酒泉4.8GW于6月启动爱康科技—24.50%9807200+8000泰州拥有160MW试验线，预计湖州长兴基地建成产线已达820MW，2023年将实现产能2GW，规划2025年达10GW；赣州6GW基地5月开工证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分40均石&金石25.20%24.50%50010000较早期签约舟山10GW项目钜能电力25.31%24.20%10005000前期与国电投签约5GW项目晋能科技—24.73%2001800早期签约晋中2GW项目隆基26.50%—2001200今年4月拟建西咸1.2GW高效电池中试线通威&中威25.45%24.20%125032000（未公开技术路线）金堂/双流（中威）/合肥分别1GW/200MW/250MW试验线;眉山新电池一期16GW预计于23年底投产，未公开技术路线，二期16GW电池项目将根据协议约定择机启动天合—23.80%20010000（技术待定）今年6月西宁新能源产业园项目正式开工建设，含10GW的N电池建设；较早曾与山煤国际签约共同推进10GW建设，一期3GW晶澳——200—试验线研发阶段东方日升25.50%24.60%5009000原金坛100MW试验扩为500MW，已于5月完成，今年3月宁波宁东新城5GW募投，常州二期4GW签约阿特斯—24.20%250—试验线阶段爱旭25.60%—200—试验线阶段，相关组件产品有发布润阳———5000前期签约江苏盐城5GW，拟年内募资实施明阳智能—预计24.5%—2500+2500盐城5GW中的一期2.5GW于去年11月开工中利腾晖—24.50%—5000今年3月签约阜平县5GW异质结项目，2GW于2023年开工，其余在2024年建设海源复材—预计24.5%—600今年6月公告江西新余600MW项目，建设期18个月海泰新能———5000江苏盐城5GW今年2月开工，一期2GW，二期3GW宝馨科技———18000安徽怀远18GW于2022年5月签约，正在建设中华耀光电———10000江苏常州10GW于2022年6月开工中建材浚鑫25.00%——5000江阴5GW于去年6月启动，新组件已亮相华润电力———12000舟山12GW于去年8月已开工，预计2025年全部建成国电投—24.50%100—前期建成江西南昌100MW，去年初量产最高效率24.53%山煤国际———10000（暂缓）一期3GW前期工作完成，主体工作暂缓金阳新能源—24.00%500未明确去年3月莆田租赁钧石能源设备500MW，去年底承接金石能源与央企的五方协议项目汉能25.11%—120600四川成都600MW比太科技———3000早期安徽蒙城1GW已开工，宝鸡千阳2GW中一期1GW预计2022年建成，剩余预计2024年建成淮宁能源———2000江苏阜宁2GW于去年5月开工水发能源———6000辽宁阜新1GW于2020年6月签约；山东东营5GW今年4月签约。苏州潞能———1000张家港1GW于2021年3月开工昊晟科技———300辽宁沈抚300MW中试线于2022年6月举行奠基仪式中苏湖广———5000江西玉山5GW于去年7月签约。其他———约25000相对较早期的项目合计>10GW约190GW—资料来源：华晟新能源、金刚玻璃、爱康科技等公司公告，索比光伏网等，国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分413、P型向右：结构创新或开启新升级方向，背接触电池有望异军突起PERC电池是主要以P型硅片作为衬底的电池技术代表，实际上，HJT、TOPCon等采用新兴钝化技术的电池本身也可以基于P型硅片进行开发，只是相对不太具备优势，不过也有公司在持续进行探究，如今年内隆基刷新了P型HJT电池转化效率记录。另一方面，如果在电池结构上进行创新，着眼于光学损失的降低，即使沿用PERC电池的相关钝化技术，也能够带来较好的转化效率的突破，其中最典型的一类就是将所有电极都转移至背光面的背接触（BC）电池，实际上也为P型电池下一步发展带来可能性。3.1、IBC电池结构特点鲜明，移除正面栅线最大化光照利用，但生产工艺复杂IBC（叉指式背接触电池）电池是最具代表性的一种背接触电池，最早于1975年提出，后主要由美国SunPower公司实现商业化突破。IBC电池的核心特点在于前表面无金属栅线，可以全面积无遮挡地吸收太阳光，因此正面转化效率能达到很高的值，这是通过将发射极放到电池背面区域，形成间隔排列的带状区域来实现的，同时正负细栅电极在背面也就呈现出交叉分布的状态。另一方面，由于栅线都在背面，就能通过更大的宽度或密度来降低串联电阻，进一步提效。当前来看，商业化的IBC电池效率已可以达到25%。此外，对于PN结在背面的电池，还存在一个重要优势，即衬底硅片更容易减薄，这与载流子收集率有关，目前IBC电池使用的硅片厚度约在130μm左右。图49：IBC电池基本结构资料来源：《SiliconbackcontactsolarcellconfigurationApathwaytowardshigher证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分42efficiency》一般IBC电池前表面除了最外的减反钝化层，下方还会有一层掺杂层，根据掺杂类型的不同又可分为两类：（1）前场结构（FrontSurfaceField，FSF），即正面掺杂层与衬底的导电型相同，重掺后可形成场钝化效应，阻碍少子运动到前表面发生复合，增加开路电压，与背场（BSF）作用类似。FSF结构的IBC电池要求发射极（emitter）与背场的宽度比值较大，因为少数载流子要在发射极处才能被收集，如果背场宽度较大会使得少子运动距离比较长，增加传输过程中的复合损失（“电遮挡”效应），此外对硅片少子寿命和电池图形化及印刷精度的要求也都比较高，实际上SunPower公司的IBC电池采用的也是FSF结构和高少子寿命的N型硅片。（2）前结结构（FrontFloatingEmitter，FFE），即正面掺杂层与衬底的导电型相反，形成类PN结的结构，其特点为光生少子可以被正面掺杂层收集并横向传输，然后通过Pumping效应被注入到发射极中。因此，FFE结构的优势在于：1）对少子寿命的要求降低，2）背场可以做得相对较宽，也相对降低了金属化过程中的工艺精度要求。图50：FSF和FFE类型IBC结构对比图51：FSF和FFE类型IBC少数载流子运输路径资料来源：《高效N型背接触太阳电池工艺研究》，国海证券研究所资料来源：《FFEIBCcells:impactofbusbarsoncellperformancewithcircuitmodelling》掩膜等复杂工艺抬高制造成本，单面连接方式有利组件降本增效IBC电池独特的结构较大程度增加了制作难度，也导致生产成本居高不下，关键就是如何在背表面制作出间隔排列的p型与n型掺杂区域，并在上面形成金属化接触和栅线。掩膜法是半导体领域中实现定域掺杂的一种普遍方法，缺点就是步骤较多、成本较高，特别是涉及到光刻等高精度工艺的情况。一种相对低成本的方法是通过丝网印刷，利用刻蚀型或阻挡型浆料来处理掩膜，从而形成所需的图形，但丝印方法存在精度控制、多次印刷等问题。因此另一种选择是采用激光来进行刻蚀，以做到更精细的结构，但一方面需要控制激光能量防止硅片损伤，另一方面也需要做到精准对位，并控制加工时间。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分43如下是一种FFE结构IBC电池的实验室制作方法，该工艺的核心在于：1）通过扩散制作背面背场后，利用热氧化法在上面制作一层SiO2作为阻挡层（掩膜），2）然后通过激光消融掉所需制作发射极区域的掩膜和掺杂层，3）再进行另一种掺杂扩散，就能在开槽的区域形成发射极，并在前表面形成FFE层，此后再将阻挡层刻蚀掉即可。图52：IBC电池的一种制作方法资料来源：《n型硅双面太阳能电池背场关键技术研究》，国海证券研究所IBC电池的金属栅线也需要专门设计。由于发射极和背场区域交错排列于电池背表面，用于收集载流子的正负极细栅也就需要呈现交错排列的状态，而如何设计主栅就成了一个核心问题：1）相对传统的做法是两条主栅分别设置在电池的两侧边缘，并各自与正负极细栅相连，但电流从细栅流到主栅的距离较远，可能会增大电阻，2）二维结构的主栅设计是在细栅处设置缺口，使得相异极性的主栅可以穿过而不相交，这样主栅的数量可以随意设计，但缺口处无法收集电流，3）三维结构的主栅设计中细栅仍然贯通整块电池，但会在不同极性的主栅和细栅交汇处设置绝缘层，这样克服了二维结构的缺口问题。图53：IBC电池的背面栅线结构示例资料来源：《高效N型背接触太阳电池工艺研究》《IBC电池背电极结构》，国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分44IBC电池在串接时为单面连接，工艺更简单且间隙较小，有利组件端增效。传统光伏电池相互连接时必须将一片电池的正面电极与另一片电池的背面电极相连，IBC电池则都是背面相连，更有利于减小电池距离，增大组件封装密度，分类型来看，1）主栅在两侧的传统IBC可以直接通过边缘连接，只需要将两片上下翻转方向就能实现正负极相连，2）二维或三维结构的IBC电池则是将翻转方向的两片电池进行头尾焊接，因此主栅设计需要是对称结构。另外，如果电池边缘存在整条主栅则会对应力十分敏感，不适合用传统焊带连接，一般采用导电胶、导电背板的方式进行连接。图54：IBC电池的串接方式示例资料来源：《SiliconbackcontactsolarcellconfigurationApathwaytowardshigherefficiency》《IBC电池背电极结构》，国海证券研究所3.2、背接触电池与分布式场景契合度高，结合龙头公司引领，有望从小众走向大众分布式终端市场广阔，持续向差异化发展，BC电池有望乘风而上分布式光伏系统是利用分散式资源、装机规模较小、布置在用户附近的发电系统，一般接入低压电网，以“就近发电、就近使用”为特点，分为工商业与户用场景，但目前大多情况都铺设在建筑物的屋顶。相比集中式电站，分布式系统的搭建存在更多的场景条件限制，包括：1）面积受限，特别是对于户用和小型工商业屋顶，一般可用于安装组件的面积不大，2）承重受限，主要是对彩钢、斜面瓦屋顶等，3）反光利用受限，许多情况下只能使用夹具平铺安装，4）外观要求，组件阵列是否美观好看、能否与原有建筑协调统一，也是不少房屋业主的重要考虑因素，特别是在偏高端化的市场。此外，BIPV作为分布式中的重要概念近年来逐渐兴起，其强调光伏系统与建筑的一体化，即光伏组件本身成为一种构件和材料，除运用于屋顶外还包括玻璃幕墙、立面、地面等几乎任何地方，这对于光伏系统的空间利用率、美观度等方面的要求会更高。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分45实际上每个具体项目的实际情况一般千差万别，所以分布式光伏在追求高发电量的同时也就表现出较强的差异化特征，这随未来的推广将会越来越突出。以IBC为代表的背接触电池正好契合了分布式光伏的差异化特点。一方面，极强的单面发电能力和高电池封装密度可以在有限的面积和组件数量下发出更多的电，另一方面，正面无栅线的特点也更符合美学特征，并能更好地融入到建筑设计之中。图55：分布式户用场景图56：分布式工商业BIPV场景资料来源：IBCSOLAR，国海证券研究所资料来源：隆基绿能，国海证券研究所分布式市场发展蓬勃、空间广阔，为背接触电池的推广提供了良好的条件。近年来，全球分布式光伏市场发展相对迅速，根据IEA数据，屋顶光伏年新增装机占比已从2018年不足35%提升到2021年接近45%的水平，意味着分布式光伏已达到总体市场一半左右的水平。今年以来，通胀和地缘政治等多种因素导致欧洲电价高企，能源安全问题突出，更是促进了户用分布式装机总体呈翻倍式增长，一定程度反映出能源变革大背景下分布式市场的巨大潜力。国内方面，分布式光伏增长势头同样强劲，去年在整体装机中的占比历史上首次超过了集中式，今年以来一直持续，上半年则超过60%，这主要系分布式系统造价更低，在当前硅料供应不足导致价格高企的情况下，对组件价格接受度相对较高，不过长期来看分布式确已成为与集中式并驾齐驱的主要市场。图57：全球分终端场景光伏装机及占比（GW）图58：国内分终端场景光伏装机及占比（GW）资料来源：IEA，国海证券研究所资料来源：国家能源局，国海证券研究所20%25%30%35%40%45%20304050607080901002018201920202021屋顶光伏装机大型电站屋顶光伏占比0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%0510152025国内新增装机：集中式工商业户用分布式占比证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分46成熟IBC产品海外已历数代，国内不乏开拓者，拳头产品呼之欲出从产业化发展来看，IBC电池引领者SunPower公司在2004年时通过低成本技术改进实现商业化量产，此后又持续对电池进行优化升级，与时俱进地采用掺杂钝化、激光加工、硅片减薄等技术，到目前最新一代的Maxeon6，量产转化效率已能突破25.0%。目前公司还在着力对下一代产品进行研发，并提出了清晰的升级路径，预期能使量产效率站上26.0%的同时实现更低的成本和更高的稳定性。表22：SunPower公司IBC电池发展历程产品年份量产效率（%）最高效率（%）电池面积（cm2）技术特点同期对比第一代IBC电池2004年20.5%21.50%149规模量产；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13%第二代IBC电池2007年22.0%22.40%155图案化技术的优化；硅片厚度减薄到160μm；首次激光加工BSF多晶15%第三代IBC电池2010年23.0%24.20%155.1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145μm;克服扩散和体复合限制BSF单晶18%BSF多晶16%Maxeon52016年24.0%25.20%153抑制边缘损耗，降低并联电阻；130μm厚度硅片；首次量产隧穿结太阳能电池PERC单晶22%Maxeon62021年25.0%未公布245.7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N-TOPCon&HJT24.5%Maxeon7在研预期26%—预期可达470.85结合TOPCon隧穿钝化层技术；低成本非银金属电极；热斑控制；工艺简化；G12大尺寸硅片N-TOPCon&HJT25%资料来源：普乐科技、maxeon公告，国海证券研究所注：SunPower在2019年时将IBC电池的全球业务拆分到MaxeonSolar公司。Maxeon公司披露的资料显示，在产品定位方面，采用IBC电池的组件主要面向高端用户群，目标市场的单瓦最低售价较采用单晶PERC电池的组件可高出0.1美元，溢价幅度达50%。这一定程度也表明公司IBC电池虽然具有超越一般电池的转化效率，但制造成本较高，限制了更大范围的应用推广。图59：Maxeon公司IBC电池组件产品定位资料来源：maxeon公告证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分47在国内，也存在一批对IBC电池持续关注并进行投入的光伏企业。其中，中环股份在2019年时斥资2.98亿美元直接认购了从SunPower中分拆出来的MaxeonSolar公司28.848%的股权，成为其第二大股东。而在自主进行研究的国内企业方面：1）天合光能，2011年时便与海外学术机构联合研发IBC电池，2014年以24.4%的转换效率创下世界纪录，2018年自主研发的大面积N型IBC电池成为国内首个经第三方权威认证效率超过25%的电池，2）国电投黄河水电，从2016年开始设立200MW的IBC产线，当年转换效率达到18.3%，今年2月公布IBC电池量产效率突破24.1%，3）爱旭股份，于去年6月SNEC推出最新研发的ABC电池，采用的就是正面无栅线的背接触结构，量产转换效率可达到25.5%，并推进300MW中试线，今年6月发布四款使用ABC电池的组件，而珠海6.5GWN型新世代电池也预计将在下半年投产，4）晶澳科技在2019年的SNEC也展出过IBC电池产品，此外海润光伏早期也曾在IBC电池领域有所建树。值得一提的是，一体化组件龙头隆基绿能今年以来多次表示将推出针对分布式应用市场的新产品，结合此前分析，有较大可能也为类似IBC的背接触电池。预计随国内外企业，特别是龙头公司的持续研发推动下，背接触电池有望进一步迈向更广阔的大众市场。3.3、背接触结构拓展性强，叠加钝化接触技术有望进一步提效传统背接触电池实现高转换效率依靠的是结构上的设计，若能同时采用更优秀的钝化技术则能使效率再上台阶，这正是近年来BC类电池稳坐单结晶硅电池转化效率最高记录的原因。IBC电池若与HJT电池中非晶硅钝化层结合可以形成HBC电池，这样可以同时发挥BC电池完全利用正面光线和HJT电池高开路电压的优势；若与TOPCon电池中的隧穿/多晶钝化层结合则能会成为TBC电池（或称POLO-IBC）。以上两类电池的实验室转化效率皆已突破26%，其中日本Kaneka公司2017年开发出效率为26.63%的大面积HBC电池，成为目前晶硅太阳能电池研发效率的最高水平。以一种典型的HBC电池的结构为例，1）最里面的硅衬底和本征非晶硅薄膜层（a-Si:(i)）与HJT电池一致，2）正面不再需要构成PN结的掺杂非晶硅薄膜和TCO膜，直接制作一层氮化硅减反钝化膜，3）核心的背面则交替分布N型和P型掺杂的非晶硅薄膜，形成分别形成背场和发射极。实际上Kaneka公司采用的就是类似这样的结构。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分48图60：不同类型IBC电池转换效率进化情况图61：一种HBC电池结构示例资料来源：中科院宁波所资料来源：《ImprovementinIBC-siliconsolarcellperforma-ncebyinsertionofhighlydopedcrystallinelayeratheteroju-nctioninterfaces》TBC电池的结合思路与HBC类似，1）由于PN结转移到背面，正面不再需要制作掺杂层，仅留下减反膜，2）背面先制作二氧化硅隧穿层，3）在隧穿层外制作不同掺杂类型的多晶硅层，作为背场和发射极，同时用本质多晶硅相隔，4）最外侧再制作二氧化硅和氮化硅膜层。另一种结合TOPCon技术的P型IBC电池结构如下，其背场部分与PERC电池相同，但发射极部分则采用隧穿层/掺杂多晶硅结构以加强钝化效果。图62：一种TBC电池结构示例图63：一种部分叠加TOPCon技术的H-PBC电池资料来源：《DevelopmentofTOPContunnel-IBCsolarcellswithscreen-printedfire-throughcontactsbylaserpatternin-g》资料来源：《P-IBC:COMBININGPERCANDTOPCON》从产业化的角度分析，虽然多技术的叠加带来了转换效率的提升，但成本也会相应大幅增加，例如需要同时用到多种技术路线的设备，工艺流程也将变得更加繁琐复杂，而在IBC和HJT本身制作成本就高出主流PERC电池很多的情况下，问题会更加突出。因此预计只有当各独立技术路线本身已具备经济性，可以成熟产业化时，HBC和TBC电池才有望达到量产条件。最后，从更长远来看，多种技术的叠加可能是光伏电池迈向更高转化效率水平的根本方法，其中备受瞩目的一个重要方向就是晶硅电池技术与钙钛矿电池技术的结合，二者可以形成上下两层甚至多层的叠层电池，更大程度的利用太阳光谱，证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分49实现29%以上的转化效率。图64：两种异质结与钙钛矿结合的二层叠层电池示例资料来源：汉可范半导体证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分504、投资建议主流PERC电池的效率瓶颈已越发明显，以TOPCon、BC为代表的新一代规模化量产技术也在年内展现出良好势头，预期将带来转换效率的又一次跨越，在经济性持续增强下产业化有望加速实现。我们认为电池技术的顺利升级有望加速光伏对传统能源的替代，进一步打开产业整体的成长空间，维持行业“推荐”评级。同时在技术快速迭代的主要进程中，能取得相对领先地位的电池和组件企业，不仅可以享受新产品带来的超额溢价红利，也将在市场份额的竞争中占据主动，在此轮产业变革中受益，可重点关注以下几类企业：1）前期大力研发突破、掌握新技术制高点的龙头先行者，推荐隆基绿能、晶科能源、天合光能、爱旭股份，2）技术积淀深厚、紧跟技术进展、综合实力强劲的头部紧随者，推荐晶澳科技、通威股份、东方日升，3）重点押注技术变革、取得核心成果、逐步崭露头角的新兴电池组件企业，包括中来股份、钧达股份、聆达股份、金刚玻璃、爱康科技、海泰新能等，4）产业链中与新电池技术密切相关的上下游环节及设备辅材类企业，包括TCL中环、连城数控、苏州固锝、帝科股份等。重点关注公司及盈利预测重点公司股票2022/08/03EPSPE投资代码名称股价20212022E2023E20212022E2023E评级601012.SH隆基绿能56.861.681.862.3847.430.523.9未评级002459.SZ晶澳科技73.451.271.842.5084.839.929.4未评级688599.SH天合光能78.680.871.682.6594.546.829.7未评级688223.SH晶科能源16.550.140.280.46145.059.035.9未评级002129.SZTCL中环50.931.251.882.3240.827.222.0未评级600732.SH爱旭股份35.36-0.060.731.17-573.548.530.2未评级600438.SH通威股份49.691.824.423.8827.311.212.8未评级300118.SZ东方日升32.10-0.051.251.71-683.725.618.7未评级835368.BJ连城数控55.501.492.513.7137.322.115.0未评级002079.SZ苏州固锝13.800.27——51.2——未评级300842.SZ帝科股份75.890.941.643.0880.846.224.7未评级300393.SZ中来股份16.03-0.290.590.96-55.727.316.7未评级资料来源：Wind资讯，国海证券研究所（注：盈利预测取自万得一致预期）证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分515、风险提示1）新技术进展不及预期；2）下游需求景气度变化；3）供应链瓶颈；4）国内外相关政策影响等；5）重点关注公司业绩不及预期。国海证券股份有限公司国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分【电新小组介绍】李航，首席分析师，曾先后就职于广发证券、西部证券等，新财富最佳分析师新能源和电力设备领域团队第五，卖方分析师水晶球新能源行业前五，新浪财经金麒麟电力设备及新能源最佳分析师团队第四，上证报最佳新能源电力设备分析师第三等团队核心成员。彭若恒，布里斯托大学硕士，分析师4年从业，曾任职于国信证券，当前主要覆盖光伏组件、电池等主产业链环节。邱迪，中国矿业大学（北京）硕士，电力电子与电气传动专业，4年证券从业经验，曾任职于明阳智能资本市场部、华创证券等，主要覆盖新能源发电、储能等方向。【分析师承诺】李航,彭若恒,邱迪,本报告中的分析师均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，独立，客观的出具本报告。本报告清晰准确的反映了分析师本人的研究观点。分析师本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收取到任何形式的补偿。【国海证券投资评级标准】行业投资评级推荐：行业基本面向好，行业指数领先沪深300指数；中性：行业基本面稳定，行业指数跟随沪深300指数；回避：行业基本面向淡，行业指数落后沪深300指数。股票投资评级买入：相对沪深300指数涨幅20%以上；增持：相对沪深300指数涨幅介于10%～20%之间；中性：相对沪深300指数涨幅介于-10%～10%之间；卖出：相对沪深300指数跌幅10%以上。【免责声明】本报告的风险等级定级为R3，仅供符合国海证券股份有限公司（简称“本公司”）投资者适当性管理要求的的客户（简称“客户”）使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。客户及/或投资者应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通，需以本公司的完整报告为准，本公司接受客户的后续问询。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告中的信息均来源于公开资料及合法获得的相关内部外部报告资料，本公司对这些信息的准确性及完整性不作任何保证，不保证其中的信息已做最新变更，也不保证相关的建议不会发生任何变更。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。报告中的内容和意见仅供参考，在任何情况下，本报告中所表达的意见并不构成对所述证券买卖的出价和征价。本公司及其本公司员工对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。【风险提示】国海证券股份有限公司国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向本公司或其他专业人士咨询并谨慎决策。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。【郑重声明】本报告版权归国海证券所有。未经本公司的明确书面特别授权或协议约定，除法律规定的情况外，任何人不得对本报告的任何内容进行发布、复制、编辑、改编、转载、播放、展示或以其他任何方式非法使用本报告的部分或者全部内容，否则均构成对本公司版权的侵害，本公司有权依法追究其法律责任。