2022年光伏行業(yè)研究報告一、PERC迫近理論效率極限，N型技術(shù)拐點已至1.1“降本增效”推進技術(shù)迭代，PERC電池仍為行業(yè)主流光伏發(fā)電是利用半導體材料的光生伏特效應，把太陽能轉(zhuǎn)化為電能的過程。其發(fā)電原理是太陽光照在半導體P-N結(jié)上，形成新的空穴-電子對，在P-N結(jié)內(nèi)建電場的作用下，光生空穴（正電荷）由N區(qū)流向P區(qū)，光生電子（負電荷）由P區(qū)流向N區(qū)，形成從N到P的光生電動勢，從而使P端電勢升高，N端電勢降低，接通電路后就形成P到N的外部電流。太陽能電池是實現(xiàn)光電轉(zhuǎn)換最為核心的環(huán)節(jié)。太陽能電池根據(jù)半導體材料的不同分為晶硅太陽能電池和薄膜太陽能電池，晶硅太陽能電池在太陽能電池中份額占比超95%，是目前產(chǎn)業(yè)化水平與可靠性最高的光伏電池類型。晶硅電池根據(jù)用料的不同可分為單晶硅電池和多晶硅電池，單晶硅片因具有完美的晶體結(jié)構(gòu)，易制備高品質(zhì)的PN結(jié)從而獲得更高的光電轉(zhuǎn)換效率，且通過改進單晶爐、金剛線切片等環(huán)節(jié)大幅降本，已成為行業(yè)的主流選擇。單晶電池根據(jù)硅片摻雜元素不同，又分為P型電池和N型電池。傳統(tǒng)P型電池硅片基底摻硼，通過擴散磷形成N+/P結(jié)構(gòu)，雖然擴散工藝簡單但轉(zhuǎn)換效率上限較低；新型N型電池硅片基底摻磷，通過擴散硼形成P+/N結(jié)構(gòu)，擴散工藝難度大，但少子壽命長，且沒有硼氧復合和硼鐵復合，從而避免了形成復合中心的光致衰減損失，是未來的技術(shù)迭代方向。歷經(jīng)兩代技術(shù)變革，N型電池技術(shù)拐點已至，單晶P型PERC電池最具經(jīng)濟性仍為行業(yè)主流。第一代電池技術(shù)（2016年之前）為常規(guī)Al-BSF鋁背場電池（AluminiumBackSurfaceField），在電池P-N結(jié)制備完成后，于硅片的背光面沉積一層鋁膜，無介電膜。鋁背場電池效率損失來自于背面全金屬的復合，背鈍化電池結(jié)構(gòu)PERC應運而生。2021年BSF電池市場占比下降至5%，基本面臨淘汰。第二代電池技術(shù)（2017至今）為單晶P型PERC及PERC+電池，PERC發(fā)射極鈍化和背面接觸電池（PassivatedEmitterandRearContact），在電池片背面形成氧化鋁鈍化層作為背反射器，增加長波光的吸收，同時降低背表面電子復合，增大P-N極間的電勢差，提高轉(zhuǎn)換效率。2017-2020年P(guān)ERC電池加速迭代，市占率從15%上升至86%，4年間滲透率提升近6倍。隨著近兩年大尺寸PERC電池新產(chǎn)能的釋放，2021年其市場占比進一步提升至91.2%。目前，PERC+利用提效工藝如激光SE、堿拋、光注入/電注入等，延長了技術(shù)生命周期，2022年平均轉(zhuǎn)換效率約為23.3%，是目前最具經(jīng)濟性的主流電池產(chǎn)品。但PERC效率迫近理論極限24.5%，大尺寸PERC的降本路徑也臨近擴產(chǎn)瓶頸，下一場競賽將是高效率的比拼。第三代電池技術(shù)（開啟產(chǎn)業(yè)化元年）為N型高效電池技術(shù)，其鈍化接觸技術(shù)大幅減少金屬電極和電池的接觸復合，從而實現(xiàn)比PERC電池更高的轉(zhuǎn)換效率。具體包括TOPCon隧穿氧化層鈍化接觸電池（TunnelOxidePassivatedContact）、HJT具有本征非晶層的異質(zhì)結(jié)電池（Hetero-JunctionwithIntrinsicThin-layer）、IBC交指式背接觸電池（InterdigitatedBackContact）等。N型電池相對成本較高，2021年市場占比約為3%，2022年產(chǎn)業(yè)化元年正式啟動。隨著國內(nèi)外需求開始轉(zhuǎn)向高效產(chǎn)品以及“降本增效”提速，N型電池是下一步迭代發(fā)展的方向。1.2N型技術(shù)拐點已至，多種技術(shù)路線競相發(fā)展降本增效是光伏行業(yè)永恒主題，降低度電成本LCOE的終端目標驅(qū)動市場向高功率高效率組件轉(zhuǎn)換。高效晶硅電池迭代迅速，根據(jù)晶硅太陽能電池的工作原理，要實現(xiàn)高轉(zhuǎn)換效率（η=FF*Voc*Jsc/Pin）需要高的填充因子（FF）、開路電壓（VOC）和短路電流密度（JSC）。相應地，電池技術(shù)演進的邏輯是：用更低成本的規(guī)?；に囀侄?，減少電池載流子的復合，提高開路電壓、短路電流和轉(zhuǎn)換效率，最終降低度電成本LCOE，實現(xiàn)全行業(yè)降本增效。早期第一代Al-BSF鋁背場電池，背面沉積一層鋁膜，金屬復合嚴重。第二代PERC電池利用背面氧化鋁鈍化層沉積，增強光線的內(nèi)背反射、降低了復合。而N型電池的鈍化接觸技術(shù)，大幅減少金屬電極和電池的接觸復合，其中TOPCon通過背面隧穿氧化層和摻雜多晶硅層形成鈍化接觸結(jié)構(gòu)，形成了良好的界面鈍化，降低金屬接觸區(qū)域的復合；HJT綜合了晶體硅電池優(yōu)異的光吸收性能與薄膜電池的鈍化性能優(yōu)勢，利用本征非晶硅層將N型襯底與兩側(cè)的摻雜非晶硅層完全隔開，實現(xiàn)了晶硅/非晶硅界面態(tài)的有效鈍化，獲得更高的開路電壓；IBC電池將P+摻雜區(qū)域和N+摻雜區(qū)域均放置在電池背面，受光面無任何金屬電極遮擋，從而有效增加電池的短路電流，使電池的能量轉(zhuǎn)化效率得到提高。N型單晶硅雜質(zhì)少、純度高、少子壽命長，N型電池具備轉(zhuǎn)換效率高、溫度系數(shù)低、光致衰減低、弱光響應好、雙面率高、降本空間大等綜合優(yōu)勢，全生命周期內(nèi)的發(fā)電量高于P型電池，是下一步迭代發(fā)展的方向。根據(jù)權(quán)威測試機構(gòu)德國哈梅林太陽能研究所測算，PERC、HJT、TOPCon三種類型電池技術(shù)理論極限效率分別為24.5%，28.5%，28.7%（雙面）。隨著P型PERC電池效率迫近理論極限，且降本趨緩步入薄利時代，光伏企業(yè)圍繞“降本增效”爭先布局N型高效新型技術(shù)路線。預計2022年N型電池市場滲透率將超過8%，2023年有望超過20%。其中，能兼容PERC生產(chǎn)線的TOPCon電池量產(chǎn)領(lǐng)先一步，N型新技術(shù)拐點已至。當前，多樣化的終端應用市場推進著多種N型電池路線并存發(fā)展，已有部分光伏廠商發(fā)布了N型新產(chǎn)品。TOPCon短期量產(chǎn)經(jīng)濟性顯著，HJT中長期提效降本空間較大，P型IBC受一體化龍頭力推，三類電池處于發(fā)展導入期；此外，IBC有望與TOPCon和HJT結(jié)合成下一代TBC及HBC技術(shù)，鈣鈦礦疊層電池極具遠期發(fā)展?jié)摿?，技術(shù)前沿方案不斷優(yōu)化。未來較長一段時間，多種N型技術(shù)路線將競相發(fā)展。二、TOPCon經(jīng)濟性凸顯，引領(lǐng)N型技術(shù)產(chǎn)業(yè)化元年2.1兼容PERC產(chǎn)線，TOPCon強化鈍化接觸工藝PERC電池結(jié)構(gòu)方面，與常規(guī)鋁背場電池相比，PERC電池背面增加了氧化鋁AlOx，氧化硅SiOx和氮化硅SiNx等鈍化疊層，在工藝制程上主要增加了背面拋光、背面ALD/PECVD鈍化及鍍膜、激光開槽等三道工藝，在背面鈍化和局部鋁背場的共同效應下，PERC電池效率得到有效提升。TOPCon電池結(jié)構(gòu)方面，該技術(shù)利用量子隧穿效應，在電池背表面制備一層超薄隧穿氧化層（1.5-2nm氧化硅SiO2），形成良好的化學鈍化性能，允許多數(shù)載流子（電子）通過，阻止少數(shù)載流子（空穴）通過，降低多少子表面復合。同時，隧穿氧化層與高摻雜的n型多晶硅薄層Poly-Si共同形成了鈍化接觸結(jié)構(gòu)，使電極不接觸硅片就完成電流傳輸，降低背面金屬復合，提升電池的開路電壓和轉(zhuǎn)換效率。TOPCon產(chǎn)線與PERC產(chǎn)線兼容，工藝流程在PERC基礎(chǔ)上增加了硼擴、隧穿氧化層和摻雜多晶硅層沉積等步驟，需要擴散爐和沉積設(shè)備等。TOPCon技術(shù)的核心工藝包括隧穿層氧化物生長、本征多晶硅沉積及多晶硅摻雜。在硼擴環(huán)節(jié)中，盡管硼擴與磷擴工藝及設(shè)備高度相似，但是因為硼在硅中的固溶度較低，導致硼擴相較常規(guī)的磷擴較難。在隧穿氧化層及多晶硅沉積——鈍化接觸結(jié)構(gòu)制備環(huán)節(jié)中，主要有LP+擴散/離子注入、LP+原位摻雜、PE+原位摻雜、PVD+原位摻雜等幾種方式。按照隧穿氧化層和多晶硅層的不同制備方式，薄膜沉積主要包括LPCVD、PECVD、PEALD、PVD等作為核心設(shè)備的制作流程。當前主流的工藝為通過熱氧法生長約1.5-2nm的隧穿氧化層，同時通過LPCVD方法沉積150-200nm的薄多晶硅層，再輔之磷擴進行摻雜，但是該技術(shù)路線鍍膜速度較慢，或伴隨繞鍍、石英件沉積和良率偏低等問題。目前，晶科等企業(yè)采用LPCVD路線為主，已實現(xiàn)成熟量產(chǎn)，可用良率基本與PERC持平。也有設(shè)備廠商逐步應用新的技術(shù)路線，如PECVD/PEALD/PVD。PECVD配合原位摻雜，可以實現(xiàn)同一臺設(shè)備一次性完成氧化硅、多晶硅膜的沉積并摻雜，工藝流程簡化，效率與LPCVD基本持平或略低，且具有沉積速率快、繞度易去除、無石英耗材、設(shè)備與運維成本較低等優(yōu)勢，單GW設(shè)備投資較LP低約2000萬元，但仍需解決成膜不穩(wěn)定、良率較低等問題，待客戶端數(shù)據(jù)驗證后有望逐漸打開市場空間。目前TOPCon主要任務尚需簡化工藝、降本提效，現(xiàn)各工藝路線并行存在，新技術(shù)路線的設(shè)備需量產(chǎn)能力和市場應用進一步驗證。當前捷佳偉創(chuàng)布局LPCVD和PECVD兩條技術(shù)路線，其中核心專用設(shè)備PECVD-Poly實現(xiàn)了隧穿層、Poly層、原位摻雜層的“三合一”制備。效率與成本優(yōu)勢顯著，支撐著TOPCon電池在后PERC時代率先占據(jù)擴產(chǎn)高點。TOPCon可基于PERC技術(shù)積累、人才儲備和成熟設(shè)備的積淀進一步發(fā)展，同時投資成本相較于其他N型電池技術(shù)更具有經(jīng)濟性，單GW設(shè)備投資低于HJT和IBC電池，且可通過改造升級PERC產(chǎn)線（費用約0.5億元/GW）拉長原有設(shè)備生命周期。此外，TOPCon具有可觀的發(fā)展?jié)摿?，目前平均量產(chǎn)效率約24.5%+，晶科創(chuàng)造的實驗室效率紀錄為25.7%，理論效率可達28.7%（雙面）。TOPCon技術(shù)擁有完整的可持續(xù)發(fā)展的技術(shù)路線支撐，可應用選擇性發(fā)射極/激光硼摻雜技術(shù)降低發(fā)射級鈍化區(qū)域的復合損失和載流子傳輸損失，同時通過大尺寸薄片化、銀鋁漿替代、設(shè)備降價等途徑進一步降本。后續(xù)，TOPCon可與IBC技術(shù)結(jié)合形成TBC（POLO-IBC）技術(shù)，量產(chǎn)效率達26%-28%，還可實現(xiàn)與鈣鈦礦結(jié)合的疊層電池，迭代升級空間廣闊。2.2效率與成本優(yōu)勢支撐，一體化廠商力推TOPCon量產(chǎn)今年以來，多家光伏廠商公布其TOPCon電池組件擴產(chǎn)計劃及量產(chǎn)進度，截止目前國內(nèi)規(guī)劃產(chǎn)能超百GW，TOPCon大規(guī)模量產(chǎn)開啟了N型電池產(chǎn)業(yè)化元年。其中，一體化組件龍頭如晶科、天合、晶澳等推動TOPCon由中試向規(guī)?；l(fā)展，一定程度上反應技術(shù)演進的市場化方向。中來、鈞達、一道新能也有較大規(guī)模布局，協(xié)鑫和正泰正在布局趕上。2021年國內(nèi)TOPCon電池產(chǎn)能約10GW，伴隨效率、良率和規(guī)?；a(chǎn)性價比的提升，其市占率將逐步提升，2022年TOPCon電池產(chǎn)能規(guī)模有望超過50GW，2023年產(chǎn)能或達80GW。TOPCon于技術(shù)競賽中率先出圈，下半年產(chǎn)能將加速落地。晶科能源海寧與合肥16GW182TOPCon產(chǎn)能已經(jīng)滿產(chǎn)，海寧電池量產(chǎn)效率已達24.75%，可用良率與PERC持平，晶科成為行業(yè)首家建成10GW以上規(guī)模N型產(chǎn)品生產(chǎn)線的企業(yè)。6月28日晶科“尖山二期11GW高效電池及15GW組件智能生產(chǎn)線項目”開工，電池量產(chǎn)平均效率目標25%以上。晶澳科技2022年末將形成6.5GWN型技術(shù)的產(chǎn)能，2023年預計新增15GW以上產(chǎn)能。天合光能江蘇宿遷8GWTOPCon電池項目已經(jīng)啟動，預計2022年下半年投產(chǎn)，其電池量產(chǎn)平均效率突破24.5%。阿特斯210N型TOPCon高功率組件計劃在三季度試生產(chǎn)，四季度進入正式量產(chǎn)，很快達到GW級別，其正面最高功率可達690W、雙面最高可達765W。中來股份在山西基地規(guī)劃建設(shè)年產(chǎn)16GW高效單晶電池智能工廠，一期8GW規(guī)模，6月30日中來山西一期首批4GW的182/210TOPCon電池首片成功下線，并將快速推進一期后續(xù)4GW及二期8GW項目建設(shè)。鈞達股份在2021年完成TOPCon技術(shù)路線的研發(fā)驗證，將在安徽投資112億建設(shè)16GW高效TOPCon電池片項目，預計一期8GW規(guī)模在2022年下半年投產(chǎn)爬坡。2.3TOPCon經(jīng)濟性提升，技術(shù)迭代紅利將兌現(xiàn)光伏電池組件進入技術(shù)迭代紅利期，布局N型技術(shù)將被持續(xù)驗證。根據(jù)正泰海寧研發(fā)基地實測數(shù)據(jù)，由于TOPCon組件的弱光性能、工作溫度和溫度系數(shù)等因素影響，N型TOPCon電池單瓦發(fā)電量較常規(guī)PERC平均增益約4%。在輻照度低的條件下，N型TOPCon組件更優(yōu)的弱光性能可使組件單瓦發(fā)電量增益可達3%。當前，TOPCon憑借效率較高、LCOE較低、全生命周期性價比凸顯等優(yōu)勢，在終端應用中已經(jīng)具備與PERC組件競爭的實力。今年以來，晶科能源、一道新能等主要TOPCon廠商已經(jīng)在國內(nèi)大型地面電站招標過程中批量中標，晶科全年N型出貨目標超過10GW。與此同時，華能集團、中廣核、國家電投、中國華電、大唐集團、中核匯能等央企先后采購TOPCon組件，其中華電與大唐采購量分別達1.5GW和1GW，華能在2022年度首批集采項目設(shè)置了針對N型組件的獨立標段。下游電站對TOPCon組件的采購意愿逐漸增強，預計四季度TOPCon市場滲透率有望達到10%，1-2年內(nèi)率先布局的企業(yè)有望獲得超額收益。成本與溢價空間方面，目前TOPCon組件成本較PERC高約0.03-0.05元/W，M10尺寸TOPCon組件價格較PERC溢價約0.03-0.1元/W。目前在導入地面電站初期有讓利開拓市場情況，對終端電站廠家的吸引力較大，技術(shù)迭代紅利正在兌現(xiàn)。預計隨著國產(chǎn)化銀漿降價、銀耗量下降、效率良率提升，TOPCon電池組件盈利性將進一步提升。三、設(shè)備、材料端齊推“降本增效”，HJT加速產(chǎn)業(yè)化3.1HJT工藝步驟相對簡化，但工藝精度要求嚴苛HJT電池是具有本征非晶層的異質(zhì)結(jié)電池，即在晶體硅上沉積非晶硅薄膜。電池結(jié)構(gòu)方面，HJT以N型單晶硅為襯底光吸收區(qū)，經(jīng)過制絨清洗后，其正面依次沉積厚度為5-10nm的本征非晶硅薄膜i-a-Si和摻雜的P型非晶硅薄膜p-a-Si，并與硅襯底形成P-N異質(zhì)結(jié)。硅片的背面又通過沉積厚度為5-10nm的本征非晶硅薄膜i-a-Si和摻雜的N型非晶硅薄膜n-a-Si形成背表面場。在摻雜非晶硅薄膜的兩側(cè)沉積透明導電氧化物薄膜（TCO），再通過絲網(wǎng)印刷在TCO兩側(cè)頂層形成金屬電極。異質(zhì)結(jié)電池的關(guān)鍵技術(shù)在于超薄本征非晶硅層i-a-Si，該薄層將N型襯底與兩側(cè)的摻雜非晶硅層完全隔開，大幅度降低晶硅的表面復合，從而獲得很高的開路電壓。HJT電池中長期發(fā)展優(yōu)勢顯著，到2022年底國內(nèi)HJT產(chǎn)能規(guī)模（含在建）或超過15GW，后續(xù)經(jīng)濟性凸顯后有望爭奪市場主導地位。具體來看，HJT電池（1）本征非晶硅鈍化，開路電壓較大，理論效率高達28.5%；（2）核心工藝流程僅4步，相對PERC與TOPCon流程簡化；（3）天然雙面發(fā)電電池，雙面率>95%，增加發(fā)電增益；（4）摻磷N型硅片，無硼氧復合、硼鐵復合，無光衰；（5）電池對稱結(jié)構(gòu)和低溫工藝，適于薄片化降本；（6）溫度系數(shù)較小，高溫環(huán)境下衰減較小，發(fā)電量相對較高。HJT工藝流程方面，HJT產(chǎn)線與PERC不兼容，需增配非晶硅與導電膜沉積設(shè)備，增加靶材需求。具體工藝中，清洗制絨主要有RCA和臭氧清洗法兩種技術(shù)，其中臭氧清洗法的化學品耗量和廢料處理成本更低，應用更廣泛。非晶硅鍍膜有等離子增強沉積PECVD與熱絲鍍膜沉積HWCVD兩種設(shè)備，其中PECVD已實現(xiàn)國產(chǎn)化應用更為廣泛，目前VHF-PECVD推動“微晶-HJT”技術(shù)變革。微晶工藝有助進一步提升HJT效率，使用摻雜微晶硅或者摻雜微晶氧（碳）化硅替代摻雜非晶硅，進一步提高摻雜濃度、增加透光性能，同時降低摻雜層的電阻，增大HJT電池的電流密度。HJT工藝環(huán)節(jié)中，透明導電膜（TCO）可采用PVD（磁控濺射）、RPD（反應等離子體沉積）兩種方法制備，PVD工藝用直流磁控濺射制備TCO，較為成熟，量產(chǎn)性更好；RPD工藝采用蒸發(fā)鍍膜法制備IWO導電薄膜（氧化銦摻鎢），薄膜導電性好，但設(shè)備價值量更高，且靶材尚未規(guī)模量產(chǎn)。金屬化絲網(wǎng)印刷工序因低溫銀漿需兩次印刷，對印刷線的精度有較高要求，輻照退火也能有效提高電池效率。目前邁為股份、捷佳偉創(chuàng)均具備全套設(shè)備供應能力。3.2HJT經(jīng)濟性仍待提升，設(shè)備、材料端助推降本增效2022年6月，經(jīng)德國哈梅林太陽能研究所（ISFH）測試，隆基硅HJTM6全尺寸電池（274.4c㎡）光電轉(zhuǎn)換效率達26.5%，創(chuàng)造了大尺寸單結(jié)晶硅光伏電池效率新的世界紀錄。當前，HJT電池平均效率約24.5-24.7%，成本是制約HJT產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的核心因素，HJT與PERC正面競爭仍需設(shè)備端、材料端等全產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)助力降本增效，進一步提升經(jīng)濟性。HJT降本增效發(fā)展路線主要分為HJT1.0，HJT2.0，HJT3.0三個階段。1.0階段采用非晶硅制備異質(zhì)結(jié)，目前HJT主流企業(yè)M6-12BB電池單片銀耗約150mg（每瓦銀耗量22.3mg），130-135μm厚度已獲大量驗證。2.0階段由正面微晶硅代替非晶硅，平均效率約24.5%-24.7%，目標效率為25%-25.2%，厚度或可降至120μm，采用鋼板印刷+SMBB+背面銀包銅等技術(shù)后單片銀耗或可降至120mg。3.0階段采用雙面微晶PECVD設(shè)備，量產(chǎn)效率有望達到25.5%，同時應用接近100μm薄片和全面銀包銅技術(shù)，銀耗量有望降至80mg/片（每瓦銀耗量約11-12mg），含銀量約30%。未來，利用電鍍銅技術(shù)或可全面取代含銀漿料，同時HJT與鈣鈦礦疊層電池技術(shù)結(jié)合，在全尺寸上效率有望突破30%。HJT的具體提效降本進度仍待實踐數(shù)據(jù)驗證。綜合來看，HJT技術(shù)降本提效的過程中，電池設(shè)備企業(yè)主導工藝革新，較大程度確定電池轉(zhuǎn)換效率與成本的基準水平，主要通過大產(chǎn)能設(shè)備、雙面微晶PECVD、半棒薄片技術(shù)、電鍍銅設(shè)備、鋼板印刷及激