1、2022 年深度行业分析研究报告 4 内容目录内容目录 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.7 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.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。.10 1.2、电池提效率，硅片打基础，P/N 导电型尚各有所取.11 P 型硅片产业化已相当成熟，成本控制良好.12 N 型硅片拥有更高的电池提效潜力，目前尚受制于高成本.13 1.3、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

2、提效方法，电池结构方面仍有开发空间.19 2、N 型向左：TOPCon 重兵先至，HJT 如箭待弦.21 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.21 TOPCon 电池理论效率上限高，提出时间较短但发展迅速.21 TOPCon 电池与主流 PERC 产线兼容性强，有利于产业化推广.23 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.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.2

3、7 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.29 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.32 HJT 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.38 3、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.41 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.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.42 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

4、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.46 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.47 5 图表目录图表目录 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

5、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

6、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

7、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.3

8、5 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

9、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

10、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

11、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 7 1、电

12、池升级事关全局，降损提效马不停蹄，多技术电池升级事关全局，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。图图 1：不同技术路线光伏电池市占率趋势：不同技术路线

13、光伏电池市占率趋势 图图 2：PERC 电池实验室转换效率记录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。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

14、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%200202021 2022E 2023E 2025E市占率:BSFPERCTOPConHJTIBCMWT20.0%20.5%21.0%21.5%22.0%22.5%23.0%23.5%2

15、4.0%24.5%PERC电池实验室效率 8 图图 3：自：自 2010 年来光伏发电成本大幅下降年来光伏发电成本大幅下降 图图 4：未来光伏发电成本仍将持续降低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。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。图图 5：国内集中式

16、光伏系统成本构成国内集中式光伏系统成本构成 图图 6：光伏组件四大制造环节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

17、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。9 图图 7：电池提效降本的核心逻辑：电池提效降本的核心逻辑 图图 8：光伏组件全制造链成本构成：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。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

18、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。表表 1：当前光伏制造环节主要技术发展情况：当前光伏制造环节主要技术发展情况 环节环节 硅料硅料 硅片硅片 电池电池 组件组件 相关技术相关技术 工业硅提纯工业硅提纯 晶体生长晶体生长 切片切片 衬底硅片类型衬底硅片类型 增效技术增效技术 电池串接电池串接 主栅数量主栅数量 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

19、 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

20、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。10 图图 9：单晶与多晶实验室效率记录：单晶与多晶实验室效率记录 图图 10：单晶硅片与多晶硅片占比变化：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。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

21、件可能存在很大差异，对组件的发电特性要求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

22、术就会更为适配。图图 11：国内分布式占比：国内分布式占比 图图 12：国内双玻组件渗透率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

23、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%2001920202021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%2002Q1大型地面电站分布式光伏系统0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%200

24、202021份额-单面组件双面组件 11 表表 2：组件主要制造环节产能情况组件主要制造环节产能情况 产能产能 2018 2019 2020 2021 2022E 硅料 57.7 62.1 51.9 61.9 143.5 国内 38.8 45.2 42.0 52.0 130.2 进口 18.9 16.9 9.9 9.9 13.3 硅片 150.0 180.0 250.0 400 以上 约 600 单晶 85.0 125.0 205.0 400.0 585.0 多晶 65.0 55.0 45.0 电池 128.0 170.0 220.0 423.0 559.0 组件 130.0 170.0 22

25、0.0 445.0 598.0 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，电池提效率，硅片打基础，P/N 导电型尚各有所取导电型尚各有所取 对于传统晶硅光伏电池，发电的核心结构是对于传统晶硅光伏电池，发电的核心结构是 PN 结。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 型半导体型半导体，由于杂质原子最外层电子

26、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少数载流子。3）若掺杂磷等五价元素则会形成 N 型半导体型半导体。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。图图 13：PN 节及内电场的形

27、成示意节及内电场的形成示意 图图 14：光伏发电原理示意：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。结。在一种导 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（发射极（emitte

28、r），），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。图图 15：几种：几种 PN 结制作方法示意（结制作方法示意（N 型衬底为例）型衬底为例）图图 16：传统：传统 BSF 太阳能电池结构太阳能电池结构 资料来源：TOPCon 型 N PERT 双面太阳电池工艺技术的研究 资料来源：New Energy P 型硅片产业化已相当成熟，成本控制良好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

29、扩散相对更容易，工艺温度更低而良率高。）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。图图 17：磷扩散工艺要求相对更低：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 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，

30、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（）通过衬底掺杂元素的改变解决硼氧光衰（LID）问题。）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。

31、N 型硅片拥有更高的电池提效潜力，目前尚受制于高成本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

32、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。表表 3：隆基隆基 P 型与型与 N 型单晶硅片规格参数型单晶硅片规格参数对比对比 硅片类型硅片类型 P 型型 N 型型 掺杂元素掺杂元素 镓（镓（Ga）磷（磷（P）少子寿命（s）50 1000 电阻率（.cm）0.4-1.1 1.0-7.0 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

33、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。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。表表 4：N 型晶硅电池组件与型晶硅电池组件与 P 型在温度系数型在温度系数、弱光响

34、应和功率衰减方面的比较、弱光响应和功率衰减方面的比较 项目项目 温度系数温度系数（%/）弱光响应弱光响应 质保首年功率衰质保首年功率衰减（减（%）质保年功率质保年功率衰减（衰减（%）第第 30 年功率年功率质保（质保（%）主流 P 型电池组件-0.34-0.35 略差 2 0.530.55 84.8（25 年）N 型电池组件-0.22-0.32 好 1 0.250.50 8590.75 晶科 TOPCon-0.30 1.0 0.40 87.40 14 天合 TOPCon 较 P 型小 1.0 0.40 87.40 中来 TOPCon-0.31 1.0 0.40 87.40 一道 TOPCon-

35、0.32 1.0 0.40 87.40 华晟 HJT-0.26 1.0 0.38 88.00 爱康 HJT-0.24 2.0 0.25 90.75 金刚玻璃 HJT-0.26 1.5 0.50 85.00 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。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

36、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。表表 5：中环股份硅片中环股份硅片 P/N 型硅片报价对比（元型硅片报价对比（元/片）片）硅片尺寸硅片尺寸 N 型报价型报价 P 型报价型报价 价差价差 溢价率溢价率 210（150m）10.02 9.45 0.57 6.0%182（150m）7.77 7.19 0.58 8.1%166（150m）6.45 5.97 0.48 8.0%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

37、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。图图 18：硅片厚度与转换效率关系：硅片厚度与转换效率关系 图图 19：硅片厚度情况：硅片厚度情况 资料来源：TOPCon 型 N PERT 双面太阳电池

38、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 160m，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%100 125 150 175 200 225 250 275 300 325 350 375 400硅片厚度（m）电池转换效率变化（%）8000202021202

39、2E2023E2025EP型单晶电池硅片厚度（m）TOPCon硅片HJT硅片 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、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）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（厚度减薄幅度（m）0 10 20 0 10 20 0 10 20 0 10 20 硅料价格降幅（绝对数）硅料价格降幅（绝对数）硅片的硅成本降幅（分硅片的

40、硅成本降幅（分/瓦）瓦）0（250 元元/kg）0 2.10 4.19 0.92 2.97 5.02 1.80 3.81 5.82 2.64 4.61 6.59 10（240 元元/kg）1.76 3.78 5.79 2.64 4.61 6.59 3.49 5.42 7.35 4.30 6.19 8.08 50（200 元元/kg）8.81 10.49 12.16 9.54 11.19 12.83 10.25 11.86 13.47 10.92 12.50 14.08 100（100 元元/kg）17.62 18.88 20.13 18.17 19.40 20.63 18.70 19.90 2

41、1.11 19.20 20.39 21.57 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 50m，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。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）

42、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）：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：Third Generation

43、 Photovoltaics 晶硅太阳能电池提效的本质在于减少太阳光能量损失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 16 为转换效率的降低，其中又可分为两类：1、光学损失、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、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

44、失，3）电池内部、表层及电极接触处的电阻损失。图图 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：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：Physics of the thermal behavior of photovoltaic devices 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（）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

45、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。图图 22：光伏电池转换效率的两类损失：光伏电池转换效率的两类损失&转换效率公式转换效率公式 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 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。表表 7：太阳能电池效率参数及内电阻情况：太阳能电池效率参数及内电阻情况 项目项目 概念及决定因素概念及决定因素 主要损失因素主

46、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

47、，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

48、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，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，）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

49、效应钝化，）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化一致，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。18 图图 23：硅表面悬挂键复合中心及氢钝化原理：硅表面悬挂键复合中心及氢钝化原理 图图 24：选择性钝化接触技

50、术原理：选择性钝化接触技术原理 资料来源：激光背膜开窗对 MWT PERC 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 主流的高效主流的高效 PERC 电池运用了多种表面钝化手段。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：图图 25：PERC

51、电池结构电池结构 资料来源：Impurity-Related Limitations of Next-Generation Industrial Silicon Solar Cell，国海证券研究所 表表 8：主流高效：主流高效 PERC 电池技术中使用的表面钝化技术情况电池技术中使用的表面钝化技术情况 钝化手段钝化手段 类型类型 位置位置 原理原理 不足不足 制作方法制作方法 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

52、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 PECVD Al2O3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 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 ALD SiO2膜层 化学钝化/场效应钝化 正面内层（N 端）膜

53、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

54、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）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）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

55、栅线的遮挡面积。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。20 图图 26：硅片表面制绒与减反射膜作用原理：硅片表面制绒与

56、减反射膜作用原理 图图 27：MWT 电池结构外观电池结构外观 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：Silicon back contact solar cell configuration A path way towards higher efficiency，国海证券研究所 21 2、N 型向左：型向左：TOPCon 重兵先至，重兵先至，HJT 如箭待弦如箭待弦 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

57、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，与现有电池为钝化接触技术新兴代表，与现有产线兼容性较高产线兼容性较高 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

58、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。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

59、只有完整的研究也表明只有完整的 TOPCon 结构才能形成较好钝化效果。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。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进一步降低了

60、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，带来更多发电量更多发电量增益增益。22 图图 28：TOPCon 电池结构及背面钝化接触提效原理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

61、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%，即便是即便是仅进行背面钝化，仅进行背面钝化，TOPCon 电池的理论效率也可以达到电池的理论效率也可以达到 27.1%。图图 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：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：On the limiting efficiency for silicon heterojunction solar cells，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

62、，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。表表 9：近年：近年 TOPCon 电池实验室研发效率记录电池实验室研发效率记录 研发机构研发机构 转 换 效 率转 换 效 率Eff(%)开路电压开路电压 Voc(mV)短路电流密度短路电流密度 Jsc(mA/cm2)填充因子填充因子 FF(%)电池面积电池面积(cm2)时间时间 晶科 25.70 大面积 2022 天合 25.50 大面积 2022 晶科 25.41 719.1 42.24 83.7 235.79 202

63、1 中来 25.40 330.15 2021 23 隆基 25.19-P 型 242.97 2021 隆基 25.21 721.6 41.64 83.9 242.97 2021 晶科 24.90 712.8 41.68 83.8 235.8 2021 晶科 24.40 713.2 41.47 82.5 267.50 2020 阿特斯 23.81 708.7 40.88 82.3 246.44 2020 天合 24.58 716.8 40.57 84.5 244.62 2019 Fraunhofer 24.50 713 41.4 83.1 100 2017 Fraunhofer 25.80 4.

64、0 2021 中科院宁波 25.53 700.7 43.04 84.6 4.0 2020 ISE 26.00 732.3 42.05 84.3 4.0 2019 Fraunhofer 25.80 724 42.9 83.1 4.0 2017 ISE 25.80 724.1 42.87 83.1 4.0 2017 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 电池与主流电池与主流 PERC 产线兼容性强，有利于产业化推广产线兼容性强，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

65、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。图图 30：TOPCon 与与 PERC 技术与工艺对比技术与工艺对比 资料来源：中科院

66、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 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。图图 31：TOPCon 工艺增加的部分核心设备及载具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，组件端龙头引领，TOPCon 进入规模化量产元年，进入规模化量产元年，溢价下经济性初现溢价下经济性初现

67、行业老玩家引领，深入布局企业众多。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

68、级存量 PERC 产能的企业，都有望快速跟进。表表 10：主要：主要 TOPCon 相关电池企业产业化进展情况相关电池企业产业化进展情况 公司公司 研发效率研发效率（%）量产效率量产效率（%）现有产能现有产能（MW）在建在建&筹建筹建（MW）产能规划详情产能规划详情 晶科能源 25.7 24.8 16000 11000+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 25.5 500 8000（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

69、池 晶澳科技 24.8 以上 100 11300+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 24.5 1000 32000（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 23.6-23.8 200 200MW 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 25.4 24.5 7600 4000+8000 山西一期后续 4GW 及二期 8GW 将继续推动 一道 25.

70、5 24.6 6000 14000+10000 预计 22/23 年底 N 型产能达到 20/30GW 25 东方日升 24.0 500 试验线阶段 协鑫集成 24.5 5000+5000 1 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 5.0GW TOPCon 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

71、.3 研发投入阶段 无锡尚德 24.5 2000 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 3000 3GW 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 23.7 400 韩华 23.8 500 REC 23.8 150 合计合计 约约 37GW 约约

72、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 晶科能源率先扛起晶科能源率先扛起 TOPCon 规模化量产大旗，天合、晶澳接踵而至规模化量产大旗，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 Tiger Neo，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

73、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。26 图图 32：晶科能源多次打破：晶科能源多次打破 N 型电池效率世界纪录型电池效率世界纪录 图图 33：晶科能源：晶科能源 TOPCon 技术组件产品技术组件产品 资料来源：晶科能源 资料来源：晶科能源，国海

74、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 8GW TOPCon 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

75、了DeepBlue 4.0 X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1.3GW TOPCon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

76、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

77、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 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。图图 34：中来：中来 TOPCon 电池技术组件电池技术组件 图图 35：一

78、道新能“：一道新能“DAON”品牌”品牌 N 型高效组件型高效组件 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

79、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）我们对 TOPCon 和和 PERC 技术在电池、组件和系统端的成本进行了测算技术在电池、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

80、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。表表 11：TOPCon 与与 PERC 成本比较测算的主要假成本比较测算的主要假设设 成本相关项目成本相关项目 单位单位 PERC TOPCon 电池端效率%23.4 24.5 电池/组件良率/组件 CTM%98/99/99 98/99/99 硅片价格（含税）/厚度型号(元/片)/m 6.02/155（M6）6.45/150（M6）硅片毛利（按 P 型 20%）元/片 1.07 1.07 设备投资额/折旧年限（亿元/GW）/年 1.3/5 1.8/5 正银耗量/价格

81、（含税）（mg/片）/（元/kg）71.7/4500 75.1/4500 背银耗量/价格（含税）（mg/片）/（元/kg）24.7/2500 70/2500 28 电耗/价格（kwh/W)/（元/kwh）0.045/0.5 0.055/0.5 人力/价格（人/年/GW）/（万元）135/8 175/8 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 表表 12：TOPCon 与与 PERC 技术一体化终端成本比较测算结果技术一体化终端成本比较测算结果 成本项目（元成本项目（元/W）PERC TOPCon 硅片成本 0.66 0.69 非硅成本：0.16 0.19 银浆 0

82、.05 0.07 折旧 0.02 0.03 电耗 0.02 0.03 人工 0.01 0.01 其他 0.05 0.06 电池综合制造成本电池综合制造成本 0.84 0.91 组件非硅成本 0.64 0.61 组件综合制造成本组件综合制造成本 1.50 1.54 组件毛利（P 型 20%计）0.30 0.30 组件含税价格 2.03 2.08 面积无关 BOS 成本 0.35 0.35 面积相关 BOS 成本 1.03 0.98 系统总造价成本系统总造价成本 3.41 3.41 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）在 TOPCon 组件的实际推广销售情况方面，组件的

83、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。表表 13：2022 年来部分央国企光伏组件项目招中标情况年来部分央国企光伏组件项目招中标情况 公司名称公司名称 招标总规模招标总规模 时间时间 组件类型组件类型 均价（元均价（元/W）中标规模中标规模

84、 占比占比 N 型溢价（元型溢价（元/W）国家电投 4.5GW 2.11 N 型 TOPCon 2.08 200MW 4.44%0.16 常规 P 型 1.92 4300MW 95.56%中国华电 15GW 3.7 N 型 TOPCon 1.90 1.5GW 10.00%0.04 常规 P 型 1.86 13.5GW 90.00%广东能源 100MW 3.18 N 型 TOPCon 1.92 100MW 0.08 常规 P 型 1.84 中核汇能 6-7.5GW 3.29 N 型 TOPCon 1.92 700-1000MW 0.08 常规 P 型 1.83 5.4-6.5GW 粤电 200M

85、W 4.14 N 型 TOPCon 200MW 中广核 610MW 5.12 N 型 TOPCon 2.06 21MW 3.44%0.19 常规 P 型 1.87 589MW 96.56%华能 2GW 5.20 N 型 TOPCon 1.93 100MW 5.00%0.07 常规 P 型 1.86 1900MW 95.00%国家电投 1.35GW 6.6 N 型 TOPCon 2.00 50MW 3.70%0.11 常规 P 型 1.89 1300MW 96.30%新华水力 4GW 7.1 N 型 TOPCon 1.99 200MW 5.00%0.08 常规 P 型 1.92 3800MW 9

86、5.00%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 29（3）在发电量增益方面，）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

87、术加速推广。表表 14：N 型与型与 P 型组件实际项目测算发电量增益及型组件实际项目测算发电量增益及 LCOE 对比对比 测算单位测算单位 项目地项目地 组件型号组件型号 组件价格组件价格（元（元/W）组件价差组件价差（%）年均发电量年均发电量（万（万kWh）发电量增发电量增益（益（%）LCOE（元（元/kWh）LCOE 降降幅（幅（%）1、陕西某电力设计院 北方区域 N 型 182 560Wp 双面 P 型 182 540Wp 双面 2.0 5.26%156888 3.57%0.1036-2.91%1.9 151483 0.1067 2、华东勘测设计院 青海省海西州 N 型 182 560

88、Wp 双面 P 型 182 540Wp 双面 2.03 9.57%205128 3.59%假设相同 1.85 198022 3、河北省电力设计院 河北南部地区 N 型 182 560Wp 双面 P 型 182 540Wp 双面 2.10 7.69%20031 4.18%0.1385-1.56%1.95 19227 0.1407 4、广东省电力设计院 广东省 N 型 560Wp P 型 540Wp 2.10 7.69%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产业化技术尚有

89、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（第一步，超薄二氧化硅隧穿层（SiO2）的制作：）的制作：隧穿

90、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。表表 15：氧化层生长方法：氧化层生长方法 方法方法 热氧化法

91、热氧化法 等离子体辅助氧化等离子体辅助氧化 原子层沉积原子层沉积 湿化学法湿化学法 准分子源干氧准分子源干氧 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 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

92、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（第二步，掺杂多晶硅层（Poly-Si(n+)）的制作：）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

93、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。图图 36：LPCVD 与与 PECVD 制作膜层工作原理制作膜层工作原理 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）原位

94、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）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。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

95、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。表表 16：TOPCon 掺杂多晶硅（掺杂多晶硅（n+-Poly-Si）层的主要制作方法对比）层的主要制作方法对比 方法方法 工艺设备工艺设备 多晶硅掺杂方式多晶硅掺杂方式 产能产能 沉积速率沉积速率

96、 优势优势 改进问题改进问题 非原位掺杂：沉积本征多晶硅（i-poly-Si）+磷掺杂 LPCVD 1）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；

97、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、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

98、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

99、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 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。图图

100、37：帝尔激光两步法激光：帝尔激光两步法激光 SE 专利技术要点专利技术要点 图图 38：隆基乐叶两步法激光掺硼专利技术要点：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，随关键技术工艺综合而言，随关键技术工艺的提升，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。有望向更高

101、的效率进行突破，进一步取得经济性优势。图图 39：TOPCon 电池开路电压（电池开路电压（Voc）损失分析）损失分析 图图 40：晶科能源：晶科能源 ISFH 认证认证 25.41%效率参数效率参数 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，多路历史悠久潜力空间大，降本方向清晰，多路玩家重点投入玩家重点投入 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 33 异质结（Heterojunc

102、tion）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

103、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。图图 41：N 型型 HJT 电池基本结构电池基本结构 资料来源：西南石油大

104、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2

105、50，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%，34 表表 17：近年大面积：近年大面积 HJT 电池实验室研发效率记录电池实验室研发效率记录 研发机构研发机构 转换效率转换效率 Eff(%)开路电压开路电压 Voc(mV)短路电流密度短路电流密度 Jsc(mA/cm2)填充因子填充因子 FF(%)电池面积电池面积(cm2)时间时间 隆基 26.5 750.6 4

106、1.01 86.08 274.4 2022 隆基 25.74（p 型）747.6 40.66 83.80 274.3 2022 迈为/SunDrive 26.07 746.7 40.71 85.74 274.3 2022 隆基 26.3 750.2 40.49 86.59 274.3 2021 隆基 25.82 750.4 40.2 85.57 274.5 2021 迈为/SunDrive 25.54 746 40.23 85.08 274.5 2021 华晟/迈为 25.26 746.2 40 84.64 274.5 2021 隆基 25.26 748.5 39.48 85.46 244.5

107、5 2021 华晟/迈为 25.23 745.6 39.8 85.03 274.3 2021 华晟/迈为 25.05 745.5 39.61 84.82 274.3 2021 迈为 24.61 746 39.12 84.33 244.39 2021 中威 24.05 744.6 39.6 85.67 244.43 2020 Hanergy 25.11 747 39.55 84.98 244.45 2019 汉能 25.11 747 39.55 84.99 2019 Kaneka 25.10 738 40.8 83.5 151.9 2019 福建钧石 24.68 743 39.48 84.2 2

108、019 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微晶硅的引入有望将 HJT 电池量产效率提升至新水平。电池量产效率提升至新水平。目前利用氢化微晶硅（c-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 1.12 eV（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

109、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。图图 42：HJT 电池进化方向电池进化方向 图图 43：微晶硅膜层制作中晶化率与通氢比有关：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 35 HJT 电池另一个优势在于较突出的发电量增益效果，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

110、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

111、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。图图 44：经典经典 HJT 电池制作工艺及电池制作工艺及 PVD 溅射原理溅射原理 资料来源：华晟新能源、迈为股份、真空聚焦、THIN FILM CONSULTING 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

112、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：表表 18：HJT 电池核心步骤工艺方法比较电池核心步骤工艺方法比较 工艺环节工艺环节 方法方法 原理原理 优势优势 不足不足 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

113、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。36 TCO 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

114、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。制造成本偏高问题尚在解决，设备、银耗、硅片和

115、靶材为重点突破方向。（1）首先在设备端，）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，）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

116、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。37 图图 45：激光转印制作大高宽比栅线原理：激光转印制作大高宽比栅线原理 图图 46：一种：一种 HJT 电池电镀铜电极方案电池电镀铜电极方案 资料来源：Investigation of Thick-Film-Paste Rheology and Film Materia

117、l for Pattern Transfer Printing(PTP)Technology 资料来源：Establishing the“native oxide barrier layer for selective electroplated”metallization for bifacial silicon heterojunction solar cells （3）硅片端，）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

118、望降至 100m 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）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

119、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，若而随降本提效，若 HJT 单单 W 成本不高于成本不高于 0.1 元，在系统端成本就元，在系统端成本就可以体现出优势可以体现出优势，具体假设和计算结果如下：表表 19：HJT 与与 PERC 成本比较测算的主要假设成本比较测算的主要假设 成本相关项目成本相关项目 单位单位 PERC HJT HJT-降本提效后降本提效后 电池端效率%23.4 24.7 25 电池良率/组件良率/组件 CTM%98/99/99 97.5/98/

120、98 98/99/99 硅片价格（含税）/型号厚度(元/片)/m 6.02/155（M6）6.45/150（M6）6.23/130（M6）硅片毛利（按 P 型 20%）元/片 1.07 1.07 1.07 设备投资额/折旧年限（亿元/GW）/年 1.3/5 3.75/5 3/5 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）190/6500 150/4500 靶材耗量/价格（含税）（mg/片）/（元/kg）80/2800 40/2800 电耗/价格（kwh

121、/W)/（元/kwh）0.045/0.5 0.06/0.5 0.05/0.5 38 人力/价格（人/年GW）/（万元）135/8 200/8 150/8 资料来源：CPIA、相关产业公司公告等，国海证券研究所 表表 20：HJT 与与 PERC 技术一体化终端成本比较测算结果技术一体化终端成本比较测算结果 成本项目（元成本项目（元/W）PERC HJT HJT-E 成本降幅成本降幅 硅片成本 0.66 0.69 0.65（0.04）非硅成本：0.15 0.36 0.25（0.10）银浆 0.05 0.16 0.10（0.06）折旧 0.02 0.07 0.05（0.01）电耗 0.02 0.0

122、3 0.03（0.01）人工 0.01 0.02 0.01（0.00）靶材 0.03 0.02（0.02）其他 0.05 0.06 0.06 电池综合制造成本电池综合制造成本 0.84 1.08 0.93（0.14）组件非硅成本 0.64 0.61 0.60（0.01）组件综合制造成本组件综合制造成本 1.50 1.73 1.55（0.18）组件毛利（P 型 20%计）0.30 0.30 0.30 组件含税价格 2.01 2.28 2.07（0.20）面积无关 BOS 成本 0.35 0.35 0.35 面积相关 BOS 成本 1.03 0.99 0.96（0.02）系统总造价成本系统总造价成

123、本 3.41 3.63 3.40（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

124、，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，

125、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。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

126、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。图图 47：华晟喜马拉雅系列异质结光伏组件：华晟喜马拉雅系列异质结光伏组件 图图 48：金刚玻璃：金刚玻璃 4.8GW 异质结项目启动异质结项目启动 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

127、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

128、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。表表 21：主要：主要 HJT 相关电池企业产业化进展情况相关电池企业产业化进展情况 公司公司 研发效率研发效率（%）量产效率量产效率（%）现有产能现有产能（MW）在建在建&筹建筹建（MW）产能规划详情产能规划详情 华晟新能源 25.26%24.73%2700 4800+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%24.9

129、5%1200 4800 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%980 7200+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 40 均石&金石 25.20%24.50%500 10000 较早期签约舟山 10GW 项目 钜能电力 25.31%24.20%1000 5000 前期与国电投签约 5GW 项目 晋能科技 24.73%200 1800 早期签约晋中 2GW 项目 隆基 26.50%200 1200 今年

130、4 月拟建西咸 1.2GW 高效电池中试线 通威&中威 25.45%24.20%1250 32000（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%200 10000（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%500 9000 原金坛 100MW 试验扩为 5

131、00MW，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

132、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

133、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%120 600 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

134、玉山 5GW 于去年 7 月签约。其他 约 25000 相对较早期的项目 合计合计 10GW 约约 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 41 3、P 型向右：结构创新或开启新升级方向，背接触型向右：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

135、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

136、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 130m 左右。图图 49：IBC 电池基本结构电池基本结构 资料来源：Silicon back contact solar cell configuration A path way towards higher 42

137、efficiency 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（）前场结构（Front Surface Field，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Su

138、nPower 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（前结结构（Front Floating Emitter，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。图图 50：FSF 和和 FFE 类型类型 IBC 结构对比结构对比 图图 51：FSF 和和 FFE 类型类型 IBC 少数载流子运输路径少数载流子运输

139、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：FFE IBC cells:impact of busbars on cell performance with circuit modelling 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

140、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。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

141、层刻蚀掉即可。图图 52：IBC 电池的一种制作方法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。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

142、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。图图 53：IBC 电池的背面栅线结构示例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 44 IBC 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。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

143、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。图图 54：IBC 电池的串接方式示例电池的串接方式示例 资料来源：Silicon back contact solar cell configuration A path way towards higher efficiency 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，结合龙头公背接触电池与分

144、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，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

145、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。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为代表的背接触电池正好契合了分布式光伏的差异

146、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。图图 55：分布式户用场景分布式户用场景 图图 56：分布式工商业：分布式工商业 BIPV 场景场景 资料来源：IBC SOLAR，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。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

147、 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。图图 57：全球分终端场景光伏装机及占比（全球分终端场景光伏装机及占比（GW）图图

148、58：国内分终端场景光伏装机及占比（：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%203040506070809020202021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 46 成熟成熟 IBC 产品海外已历数代，产品海外已历数代，国内不乏开拓者，拳头产品呼之欲出国内不乏开拓者，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 200

149、4 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 Maxeon 6，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。表表 22：SunPower 公司公司 IBC 电池发展历程电池发展历程 产品产品 年份年份 量产效率量产效率（%）最高效率最高效率（%）电池面积电池面积（cm2）技术特点技术特点 同期对比同期对比 第一代 IBC 电池 2004 年 20.5%21.50%149 规模量产；用

150、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160m；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 145m;克服扩散和体复合限制 BSF 单晶 18%BSF 多晶 16%Maxeon 5 2016 年 24.0%25.20%153 抑制边缘损耗，降低并联电阻；130m 厚度硅片；首次量产隧穿结太阳能电池 PERC

151、单晶 22%Maxeon 6 2021 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&HJT 24.5%Maxeon 7 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&HJT 25%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 Maxeon Solar 公司。Maxeon 公司披露

152、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。图图 59：Maxeon 公司公司 IBC 电池组件产品定位电池组件产品定位 资料来源：maxeon 公告 47 在国内，也存在一批对在国内，也存在一批对 IBC 电池持续关注并进行投入的光伏企业。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

153、来的Maxeon Solar 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

154、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 6.5GW N 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背接触结构拓展性强，叠加钝化接触技术有

155、望进一步提效一步提效 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

156、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。48 图图 60：不同类型不同类型 IBC 电池转换效率进化情况电池转换效率进化情况 图图 61：一种：一种 HBC 电池结构示例电池结构示例 资料来源：中科院宁波所 资料来源：Improvement in IBC-silicon solar

157、cell performa-nce by insertion of highly doped crystalline layer at heteroju-nction interfaces 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

158、。图图 62：一种：一种 TBC 电池结构示例电池结构示例 图图 63：一种部分叠加：一种部分叠加 TOPCon 技术的技术的 H-PBC 电池电池 资料来源：Development of TOPCon tunnel-IBC solar cells with screen-printed fire-through contacts by laser patternin-g 资料来源：P-IBC:COMBINING PERC AND TOPCON 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，49 实现 29%以上的转化效率。图图 64：两种异质结与钙钛矿结合的二层叠层电池示例：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