(深度)光伏电池片:N型电池片技术迭代详解 -上

(研报:东亚前海证券)

1.引言

随着全球碳中和进程不断加速,叠加光伏发电成本持续下行,经济性不断提升,光伏装机需求高增长确定性较强。我们将对光伏全产业链进行全面及深入的研究,旨在基于长期看好光伏产业链发展的情况下,作出深入研究并为投资者提供参考。光伏产业链上游包括原料高纯度多晶硅材料的生产,单晶硅和多晶硅的制造,硅片的生产;中游包括光伏电池片,光伏组件(玻璃、支架、胶膜等)以及逆变器环节;下游是光伏发电的应用端包括光伏电站和分布式发电。本篇报告将聚焦于光伏产业链中技术迭代速度最快的中游电池片环节,将PERC、TOPCon、HJT、IBC电池的原理、结构、发展历史、工艺路线、转换效率、成本构成及各企业对各种类产能规划进行全面梳理。

2.电池片简介及发展趋势

2.1.定义:电池片是光伏发电核心部件,其技术路线和工艺水平直接影响光伏系统发电效率和使用寿命

电池片是光伏发电的核心部件,其技术路线和工艺水平直接影响光伏组件的发电效率和使用寿命。光伏电池片位于光伏产业链中游,是通过将单/多晶硅片加工处理得到的可以将太阳的光能转化为电能的半导体薄片。从电池片的必要性来看,光伏发电的原理(详细阐述见2.2章节)来自于半导体的光电效应,通过光照使不均匀半导体或半导体与金属结合的不同部位之间产生电位差,是由光子(光波)转化为电子、光能量转化为电能量后形成电压和电流的过程。上游环节生产出来的硅片无法导电,经过加工处理得到的电池片决定了光伏组件的发电能力。

从电池片的重要性来看,发电效率和使用寿命是光伏组件价值的核心参数:1)电池片的转换效率是其受光照时的最大输出功率和入射光功率的比值,是直接影响光伏组件乃至整个光伏发电系统发电效率的核心因素。转换效率更高的电池片有着更高的输出功率,用其封装形成的光伏组件的整体功率也会更高;2)电池片生产工艺的缺陷往往会导致单体电池片的内阻不均匀从而极易产生热斑现象,热斑效应是指单体电池片被小的物体遮盖,导致其所产生的电流变小,成为负载,轻则烧毁电池片,严重的会引起整片电池组件的燃烧,对组件使用寿命危害非常大。从这个维度来看,电池片的生产工艺水平直接影响光伏组件的使用寿命。

电池片上游主要包括原材料硅片和核心辅材银浆。从光伏电池片产业链上游来看,电池片主要原材料为硅片,主要辅材为银浆、铝浆和化学试剂,主要动力为电力。1)硅片:硅片是电池片主要原材料,在硅料价格持续上涨的背景下,硅片环节凭借其良好的价格传导能力且相对稳定的竞争格局,维持较好盈利能力;2)银浆:银浆为电池片结构中的核心电极材料,目前光伏银浆需求随着光伏行业的发展持续增长,但受制于高技术门槛,海外厂商市场份额较大,尚有较大的国产替代空间。从电池片成本构成来看,根据Solarzoom数据,硅片占电池片成本最高,约为74-75%;银浆是除硅片外电池片成本占比第二高的材料,约占电池片总成本的8%,占电池片非硅成本的33%,主要能源电力约占总成本的5%。

电池片下游为光伏组件制造商。从光伏电池片产业链下游来看,电池片主要与光伏玻璃、其他封装材料(背板、EVA胶膜等)共同封装形成太阳能电池组件,组件再与逆变器、支架等共同构成光伏电站发电系统。从电池片占组件成本比重来看,根据华经产业研究院,2021年电池片占组件成本比重为50.1%,同比-6.7pct,主要系硅料硅片、组件端的双重压力和供需关系影响导致电池片价格承压下行,但电池片仍为光伏组件成本的最核心组成部分,也是光伏组件降本的主要途径。

2.2.原理:光生伏特效应与PN结

太阳能电池工作的原理为光生伏特效应和PN结。光生伏特效应是指当物体受到光照时,物体内的电荷分布状态发生变化而产生电动势和电流的一种效应,该效应是光伏发电的原理。电池片基本构造是运用P型与N型半导体接合而成,半导体最基本的材料是“硅”,纯净的硅是不导电的,但可以通过在硅中掺杂来改变分子结构:在硅晶体中掺入硼元素,即可做成P型半导体;掺入磷元素,即可做成N型半导体。电池片发电即是利用P型半导体有个空穴(P型半导体少了一个带负电荷的电子,可视为多了一个正电荷),与N型半导体多了一个自由电子的电位差来产生电流,当太阳光照射到半导体的PN结时,就会在PN结的两边出现光生电压,进而将硅原子中的电子激发出来,产生电子和空穴的对流,这些电子和空穴均会受到内建电场影响,分别被N型及P型半导体吸引,而聚集在两端。在此情境下,将两端外部用电极连接起来,形成一个回路,即可产生电流,这就是太阳电池发电的原理。

2.3.分类:根据衬底硅片类型,分为P型电池片和N型电池片

从衬底类型来看,可将电池片分为P型电池片和N型电池片两类。P型电池原材料为P型硅片(掺杂硼),N型电池原材料为N型硅片(掺杂磷)。P型电池主要包括BSF(常规铝背场电池)和PERC(钝化发射极和背面电池);N型电池目前较主流的技术为TOPCon(隧穿氧化层钝化接触)和HJT(本征薄膜异质结)。N型电池通过电子导电,且硼氧原子对造成的光致衰减较少,因此光电转换效率更高。

从提效原理来看,可将电池技术分为减少电学损失和减少光学损失两类。从光照到电流的传输,电池中间会经历:1)光学损失(光在电池片前表面被反射、长波长光未被有效吸收、正面电极造成的阻挡等);2)电学损失(电子和空穴在复合中心复合、金属电极和金属栅线与半导体接触产生额外电阻等),光学、电学损失都会减少光电转换效率。为了降低光学损失,可通过增加减反射层(沉积SiNx原理)、陷光层(制绒原理)或将正面金属栅线放到背面(IBC电池原理)。为了降低电学损失,可进行场钝化或化学钝化处理,即通过提高硅片质量或改善金属和半导体接触方案来减小载流子的复合速率,提高载流子寿命,当前主要采用的方法有:选择性发射极(SE技术原理)、氧化硅+多晶硅(TOPCon电池隧穿层原理)、本征非晶硅+掺杂非晶硅(HJT电池原理)或富氢介质膜(HJT电池本征富氢非晶硅膜原理)。

2.4.生产流程:主要概括为6个流程,不同种类电池生产流程有所差异

传统电池片生产主要可以概括为6个步骤。从传统电池片制作工艺流程来看,主要可以概括为以下6个步骤:

1)清洗与制绒,主要目的是去除吸附在硅片表面的各类污染物,去除硅片表面的切割损坏层;利用陷光原理降低电池表面反射率,绒面凹凸不平可以增加二次反射,改变光程及入射方式,增加光的吸收,提高短路电流,进而提升电池转换效率。其中,因单多晶晶体结构差异,考虑到效率因素,多晶硅电池用酸制绒,绒面为不规则凹凸面;单晶硅电池用碱制绒,绒面为规则类金字塔结构;

2)扩散,主要目的是形成PN结,该环节是电池片制造的心脏,使电池片具有功能。P型硅片需要进行磷扩散,液态磷源三氯氧磷是当前磷扩散较主流的选择,主要原因系液态磷源扩散具有生产效率较高、稳定性好、制得PN结均匀平整及扩散层表面良好等优点;N型硅片需要进行硼扩散,目前硼扩散液态源主要包括硼酸三甲酯、硼酸三丙酯及三溴化硼等,扩硼比扩磷工艺难度大,主要原因系硼在硅中固溶度较低,实际硼扩散温度需要达到900~1100摄氏度;

3)刻蚀(去磷硅玻璃),在扩散工序中,硅片侧边和背面边缘没有遮挡,也会扩散上磷,PN结正面所收集的光生电子会沿边缘扩散有磷的区域流到PN结背面,从而造成短路,使电池片失效。刻蚀工序即是将硅片边缘带有磷的部分去除,避免PN结短路且造成并联电阻降低;

4)镀膜,主要起到a)减反射作用,提高电池片对阳光的吸收,提高光生电流,从而提高转换效率;b)钝化作用,薄膜中的氢对电池表面的钝化降低了发射结的表面复合速率,提升开路电压,从而提高转换效率。光伏电池片中常见的镀膜技术包括PECVD、LPCVD、PVD、ALD等;

5)丝网印刷,主要作用是为太阳能电池收集电流并制造电极,其中第一道背面银电极,第二道背面铝背场印刷和烘干,第三道正面银电极印刷;

6)烧结,即把印刷到电池片表面的电极在高温下烧结,使电极和硅片本身形成欧姆接触,提高电池片开路电压和填充因子,使电极接触有电阻特性以达到高转换效率。

各种类电池生产流程有所差异。值得注意的是,不同种类电池片在生产流程上有所差异, 其中 PERC 电池生产工艺步骤在 10 步左右,较传统BSF 电池主要增加激光制备SE、 双面氧化、背表面氧化铝/氮化硅复合膜制备环节; TOPCon 电池工艺步骤为 12~13 步; HJT 电池工艺流程较为简化,总步骤为 6 步(各种类电池工艺流程详细讲解见各章节工艺流程部分)。

2.5.发展趋势:全国电池片产量高速增长,N型电池技术效率跃升新高度

2.5.1.全国电池片产量高速增长,近十年光伏电池片产量CAGR为33.5%

全国电池片产量近十年来保持高速增长,CAGR高达33.5%。根据中国光伏行业协会(CPIA)发布的《中国光伏产业发展路线图(2021年版)》,全国电池片产量已经从2011年的11GW迅速增长到了2021年的198GW,2021年电池片产量同比增长46.9%,近十年的CAGR高达33.5%。根据中国光伏行业协会(CPIA)预计,2022年全国电池片产量将超过261GW。

2.5.2.PERC电池产能占比91%,短期仍然占据主流地位

PERC电池从传统铝背场电池升级改造而来,与BSF电池相比,光电转换效率更高。PERC(Passivated Emitterand Rear Cell)电池,全称为“发射极和背面钝化电池”,是从常规铝背场电池AL-BSF结构自然衍生而来。常规BSF电池由于背表面的金属铝膜层中的复合速度无法降至200cm/s以下,致使到达铝背层的红外辐射光只有60%~70%能被反射,产生较多光电损失,因此在光电转换效率方面具有先天的局限性。而PERC技术通过在电池背面附上介质钝化层,采用背面点接触来代替整个全铝背场,可以较大程度减少这种光电损失,从而提升光伏电池1%左右的光电转换效率。仅从结构上来看,两者是较为相似的,PERC电池仅比BSF电池多一个背钝化层。形成背面钝化叠层使得PERC电池能在降低背表面复合速度的同时,提升背表面的光反射,提升了电池的转换效率。

从工艺步骤上来看,PERC电池的生产流程较传统铝背场电池多出三个步骤:1)沉积背面钝化叠层氧化铝,氧化铝具备较高的电荷密度,可以形成场钝化,显著降低硅表面的界面态,使得背面的少数载流子复合速率降低;2)双面沉积氮化硅,正面的氮化硅和BSF电池相同,一方面钝化硅表面,另一方面减少入射光的反射率,增加光吸收。背面的氮化硅能够通过厚度调节,将未吸收的光子反射回去,显著提高长波光的吸收。同时能对氧化铝层起到保护作用,增加热稳定性;3)激光开槽形成背面接触,将部分氧化铝和氮化硅薄膜打穿露出硅基体,使金属铝能透过背面的介质层和硅形成良好的欧姆接触。

从背面钝化技术工艺路线来看,PECVD+ALD沉积氧化铝+氮化硅为主流技术路线。PERC电池背面钝化技术工艺路线主要分为:1)PECVD沉积氧化铝+氮化硅;2)ALD沉积氧化铝+氮化硅;3)沉积氮氧化硅。根据中国光伏行业协会,PECVD沉积氧化铝+氮化硅和ALD沉积氧化铝+氮化硅为主流背面钝化工艺路线,2021年市占率分别为55.4%和41.4%。

从设备端上来看,PERC电池产线相较于BSF电池产线需增添两套设备。PERC电池产线较常规BSF电池产线需要新增的设备包括:1)背面钝化处理(氧化铝+外覆氮化硅);2)激光开槽设备,故从BSF产线升级到PERC产线极为方便,这也是目前PERC电池能在光伏产业中得到大规模应用的重要原因之一。

PERC电池的发展历程可以分为技术雏形期、萌芽期、高速成长期、爆发期四个阶段。

1)1989-2006年:PERC技术出现并引起重视。PERC电池技术起点源于1989年澳洲新南威尔士大学的马丁·格林教授研究组公开的研究成果,实现了22.8%的实验室效率。2006年,PERC电池背面钝化的AlOx介质膜的钝化作用引起重视,PERC技术开始逐步走向产业化;

2)2012-2014年:国内PERC电池步入萌芽期。2012年由中电光伏牵头的国家863项目正式吹响了我国PERC电池产业化的号角,2013-2014年在诸多厂家与机构长期的技术储备和研究基础下国内PERC电池进入商业化和量产化的基础阶段,其中晶澳作为国内首家打通PERC产业链的企业,其批量试产效率达到20.3%,并率先实现小批量生产;

3)2015-2017年:国内PERC电池进入高速成长阶段。2015年国内PERC电池产能达到世界首位,占全球PERC电池产能的35%。2016年由国家能源局实施的“光伏领跑者计划”引领国内PERC电池正式开启产业化量产,平均效率达到20.5%。2017年是光伏电池市场份额发生转折的一年,常规电池的市场份额开始下降,国内PERC电池市场份额提升至15%,其产能已增至28.9GW;

4)2018年-至今:PERC电池进入爆发期,成为市场主流。2019年PERC电池规模化量产加速,量产效率达22.3%,产能占比超过50%,正式超过BSF电池成为最主流的光伏电池技术。根据CPIA预计,到2022年PERC电池量产效率将达23.3%,产能占比将超过80%,市场份额仍将稳居第一。

PERC量产效率逐年提升,最高效率由隆基创造,达到24.06%。从单晶和多晶电池角度来看,PERC单晶电池效率始终高于PERC多晶电池,主要原因系1)多晶硅在生产时晶片面积上有许多晶界和缺陷,这些晶界和缺陷不仅使少子平均寿命降低,且导致对入射光的吸收也有所降低;2)多晶硅生产中采用铸锭法,因此其中所含的O和C原子等杂质浓度较高,从而影响光电转换效率,而单晶硅生产以多晶硅为原料,以直拉法为主要生产工艺,其中的O和C原子的杂质浓度较低;3)多晶硅生产工艺制约导致其PN结厚度较薄,使得PN结对光子吸收有所降低。

从量产效率来看,PERC电池量产效率呈现逐年增长趋势,PERC单晶电池量产效率由2016年的20.5%提升至2021年的23.1%,据CPIA预计,2022年PERC单晶电池量产效率将达23.3%。从最高效率来看,截至目前,单晶双面PERC电池最高效率记录由隆基绿能于2019年1月创造,最高效率达24.06%(CPVT认证)。从理论极限效率来看,根据权威测试机构德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)测算,P型单晶硅PERC电池理论转换效率极限为24.5%,P型PERC电池量产效率已十分逼近理论极限效率,效率提升空间有限。

PERC电池产能持续攀升,市占率遥遥领先成为主流。根据中国光伏行业协会,2015年前,BSF电池为主流产品,占据了90%的市场份额。2016年起,BSF电池市占率呈现大幅下滑趋势,由2016年的87.8%下滑至2021年的5%,主要原因系BSF电池具有先天局限性,光电损失较大,而下游客户对高效电池片的需求日益显著致使BSF逐渐被淘汰;同期PERC电池市占率呈现大幅提升趋势,由2016年的10.0%攀升至2021年的91.2%,现已成为电池片主流产品。光电转换效率更高的N型电池(主要包括TOPCon和HJT电池)成本较高,量产规模仍较小,2021年市场占比约3%,较2020年基本持平。

光伏电池技术路线更新迭代速度快,先进路线格局未定。根据中国光伏行业协会预测,到2030年,光伏电池技术市场会进一步被高效电池产能所替代,N型电池将成为市场主流。具体来看,BSF电池产线从2015年后开始陆续退出了电池厂商的新增产线,预计未来市场占有率会进一步降低,最后被淘汰。转换效率更高的N型电池,包括TOPCon电池、HJT电池和背接触电池,会在未来十年内陆续释放产能,随着技术进步和成本降低,最终取代目前PERC电池的垄断地位。

2.5.3.N型电池转换效率优势明显,将成为下一代技术方向

P型电池接近转换效率极限,难以进一步发展。根据权威测试机构德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)测算,P型单晶硅PERC电池理论转换效率极限为24.5%,2021年P型PERC单晶电池量产效率已达到23.1%,同比提升0.3pct,从效率方面来看,PERC电池量产效率已逼近理论极限效率,很难再有大幅度的提升,并且未能彻底解决以P型硅片为基底的电池富有硼氧对所产生的光至衰减现象,这些因素使得P型晶体硅电池很难再取得进一步突破。

与P型电池片相比,N型电池片在多方面都具备优势。N型技术主要的优势在于:1)P型电池片少子是电子,N型电池片少子是空穴,硅片中杂质对电子的捕获远大于空穴,根据普乐科技,在相同金属杂质污染的情况下,N型电池片表面复合速率低,少子寿命比P型电池片高1-2个数量级,能极大提升电池的开路电压,电池转换效率更高;2)N型电池片掺杂的元素为磷元素,晶体硅中硼含量极低,本质上削弱了硼氧对的影响,光致衰减效应接近于零;3)N型电池片工作温度低,红外透过率高,电流通道多,根据摩尔光伏,N型电池片工作温度较常规单玻组件低3-9℃,减小因温度提高带来的功率下降;4)N型电池片弱光响应好,根据摩尔光伏,N型电池片在辐照强度低于400W/m2的阴雨天及早晚仍可发电。

N型电池的转换效率更高,未来将成为光伏电池片的主流技术。根据中国光伏行业协会CPIA统计,2021年,规模化生产的P型单晶电池均采用PERC技术,平均转换效率达到23.1%,较2020年+0.3pct;采用PERC技术的多晶黑硅电池片转换效率达到21.0%,较2020年+0.2pct;N型TOPCon电池平均转换效率达到24.0%,HJT电池平均转换效率达到24.2%,两者较2020年均有较大提升,IBC电池平均转换效率达到24.1%。未来随着生产成本的降低及良率的提升,N型电池将会是电池技术的主要发展方向之一。

3.TOPCon电池:接轨PERC产线,产业化进度最快

3.1.简介:采用量子隧穿效应,LPCVD为当前主流工艺路线

3.1.1.N型硅衬底,采用隧穿氧化层钝化接触技术

TOPCon电池技术利用隧穿氧化层,极大降低少子复合速率。TOPCon是(Tunnel Oxide Passivated Contact)的缩写,TOPCon电池属于一种钝化接触型电池。由于PERC电池金属电极仍与硅衬底直接接触,金属与半导体的接触界面由于功函数失配会产生能带弯曲,并产生大量的少子复合中心,对太阳电池的效率产生负面影响。若采用薄膜将金属与硅衬底隔离,则可以减少少子复合。在电池背面制备一层超薄氧化硅,然后再沉积一层掺杂硅薄层,二者共同形成了钝化接触结构,即是TOPCon技术。超薄氧化层可以使多子电子隧穿进入多晶硅层,同时阻挡少子空穴复合,进而电子在多晶硅层横向传输被金属收集,极大地降低复合速率,提升了电池的开路电压和短路电流,从而提升电池转换效率。

3.1.2.TOPCon技术概念起源于2013年,规模化应用或将开启

TOPCon电池的发展历程可以分为技术雏形期、产品布局期和商业推广期三个阶段。

1)2015-2017年:TOPCon技术出现并得到应用。TOPCon技术概念最早由德国Frauhofer研究所于2013年提出,并于2015年研发出效率达到25.1%的新一代TOPCon电池。2017年美国乔治亚理工学院对TOPCon电池的电性能模拟研究将其电池效率进一步提高到了25.7%,同年德国Frauhofer研究所的ArminRichter团队在P型FZ(区熔)硅片上首次应用了TOPCon技术并达到24.2%的电池效率;

2)2018-2020年:国内厂商积极布局TOPCon技术。2018年晶科能源在大面积商用硅片衬底上制备的N型TOPCon电池最高效率达到了24.19%,2019年天合光能自主研发的i-TOPCon技术在大面积单/多晶电池上都打破了实验室纪录,转换效率分别达到了24.58%和23.22%;

3)2021年-至今:电池效率屡创新高,TOPCon有望规模化应用。国内厂商加大对TOPCon技术的布局并步入行业前列,2021年隆基绿能在单晶硅片商业化尺寸TOPCon电池效率上首次突破25%,N型TOPCon转换效率达到了25.21%,2022年晶科能源自主研发的182N型高效单晶硅电池最高效率达到了25.7%,TOPCon电池或将开始启动规模化应用。

3.1.3.多种技术路线并进,LPCVD工艺为当前主流

从TOPCon技术路线来看,LPCVD是目前主流TOPCon工艺路线。TOPCon电池主要包括三种工业化路线:路线1)本征+扩磷:LPCVD制备多晶硅薄膜结合传统的全扩散工艺。优势:工艺目前相对成熟且耗时短,生产效率高,厚度均匀性好,致密度高,已经实现规模化量产,为目前TOPCon厂商选取的主流路线。劣势:过度的绕镀,石英件沉积问题,成膜速度慢。目前晶科能源天合光能都有布局。

路线2)原位掺杂:PECVD制备多晶硅膜并原位掺杂工艺。优势:沉积速度快,沉积温度低,轻微的绕镀,可以用PECVD直接制备多晶硅层,流程相对简化。劣势:厚度均匀性较差,纯度低,存在气泡爆膜问题,导致致密度和良率较低。目前产业化程度较慢,根据Solarzoom,目前拉普拉斯、捷佳伟创金辰股份、无锡微导等国内设备厂商已经布局,后续有望受益于技术迭代。

路线3)离子注入:LPCVD制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺。优势:离子注入技术是单面工艺,掺杂离子无需绕镀,工艺温度低,成膜速度快。劣势:扩硼工艺要比扩磷工艺难度大,需要更多的扩散炉和两倍的LPCVD,设备成本高,靶材用量大,方阻均匀性有偏差,目前主要是隆基绿能有布局。

总体来看,目前TOPCon电池工艺还是以LPCVD本征+扩磷法制备为主流,该方法成熟度最高,但绕镀问题较严重;LPCVD+离子注入工艺路线目前占地面积较大,几乎没有绕镀问题但是设备成本昂贵,正逐渐被边缘化;PECVD原位掺杂法原则上没有绕镀问题,与PERC产线不兼容,更适合新的产线,后续有望通过工艺的成熟改善镀膜稳定性,成为主流技术。

3.2.转换效率:理论转换效率高达28.7%,量产效率为24%~24.5%

TOPCon电池理论转换效率居各种类电池之首,极限效率高达28.7%。从理论极限效率来看,根据权威测试机构德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)测算,TOPCon电池的理论极限效率达到28.7%,高于HJT的27.5%和PERC的24.5%,且最接近晶体硅太阳能电池理论极限效率29.43%。根据隆基最新测算,TOPCon电池理论极限效率维持28.7%,HJT理论极限效率提升至28.5%,仍小幅低于双面TOPCon极限效率,双面TOPCon电池极限效率居各种类电池之首。

目前量产效率在24%~24.5%,最高实验室效率高达25.7%。从量产效率来看,根据EnergyTrend,目前TOPCon量产效率达24%~24.5%,头部电池厂商量产平均效率突破24%,包括中来、隆基在内的许多头部公司已经将实验室效率做到了25%以上,未来TOPCon电池产业化效率有更高的提升空间。从最高效率来看,2021年4月,经德国ISFH研究所测试,隆基单晶双面N型TOPCon电池转换效率达25.09%,硅片商业化尺寸TOPCon电池效率首次突破25%,是TOPCon发展进程重要里程碑之一。截至目前,TOPCon电池最高效率由晶科能源于2022年4月创造,由中国计量科学院检测实验室认证,全面积电池转换效率达到25.7%。

3.3.成本端:兼容PERC产线设备,大硅片+银铝浆进一步推动成本下降

3.3.1.兼容并延长PERC产线的生命周期,短期看最具性价比

TOPCon电池和PERC电池的技术和产线设备兼容性极高。从设备角度来看,大部分的TOPCon产线可以从PERC产线升级得来,极大降低设备投资成本。此外,TOPCon产线延长了PERC产线生命周期,有助于降低折旧费用。TOPCon和PERC产线均为高温工艺,且TOPCon技术最大程度保留和利用了现有传统P型电池设备制程,主要新增的设备包括:多晶硅/非多晶硅沉积的LPCVD/PECVD/PVD设备、硼扩散设备等。

短期来看,TOPCon技术的产能释放最具性价比。从设备投资额来看,1)新建:根据中国光伏行业协会统计,2021年TOPCon电池线设备投资成本约2.2亿元/GW,略高于PERC电池的1.94亿元/GW,但较其他N型电池更具经济性;2)改造:根据深圳市拉普拉斯能源技术有限公司披露,电池产线从PERC升级至TOPCon单GW投资成本在5000~8000万元左右。目前TOPCon产能大都为新建产线,很少从PERC产线升级而来,主要原因系1.新建产线可以自由选择产能最大、性能最优的设备,在产能方面更具优势;2.并非所有PERC产线均可以进行改造;3.待新建产线经济效益显现后,再估算老线改造的性价比更为合理。从折旧费用来看,在面临大规模PERC产线设备资产折旧计提的条件下,改造为TOPCon产线将拉长设备的使用周期,降低折旧费用。从设备投资角度来看,TOPCon技术产能释放较其他N型技术更具性价比。

3.3.2.非硅成本逐渐逼近PERC,良率仍有提升空间

从非硅成本上来看,可以通过使用多主栅技术或使用银铝浆替代银浆来降低成本。根据Solarzoom,TOPCon电池成本结构中,主要包括硅片、银浆、水电和折旧,分别占总成本比重的62%、16%、6%和4%。目前TOPCon的成本仍显著高于PERC电池,主要原因系新增的工艺设备和高双面率导致银浆耗量提升。根据PVInfoLink统计,截至2021年底,TOPCon电池的非硅成本已经有能力低于0.3元/瓦,对比PERC电池仍然有0.18-0.22元/瓦的差距,主要原因系银浆单耗高,TOPCon的双面率高,正反面都需要使用银浆,根据PVInfoLink,M6型TOPCon电池使用的银浆约130mg,较M6型PERC电池高出约60mg,预计未来可以通过多主栅或背面使用银铝浆来降低非硅成本。

TOPCon电池的良率整体低于PERC,仍有提升空间。TOPCon电池的整体良率在93%-95%左右,而PERC电池的整体良率在97%-98%之间。TOPCon电池良率整体低于PERC电池良率,主要原因系:1)隧穿氧化层和多晶硅层的制备工艺路线不统一,且加工步骤较多,TOPCon生产流程共12~13步,PERC为10步左右,HJT为6步左右;2)TOPCon技术低压隧穿氧化的均匀性导致暗片、脏污的情况仍有待改善。TOPCon良率较低导致成本有所上升,未来随着TOPCon产业化进度加速,技术不断迭代,TOPCon良率较低的问题或将得到逐步改善。

3.4.产能规划:预计2022年TOPCon落地产能有望超过50GW

预计2022年TOPCon落地产能有望超过50GW。从产能角度来看,根据各公司生产规划统计,我们预计2022年TOPCon落地产能有望超过50GW。具体来看,2022年,晶科能源安徽合肥和浙江海宁项目预计投产规模将达到16GW,公司也是最早实现GW级TOPCon电池出货的厂商;从电池效率角度来看,目前公司N型TOPCon实验室转换效率高达25.7%,处于行业之首,量产效率则达24.5%,处于行业内领先地位。中来股份作为最早布局TOPCon的企业,目前山西一期8GW产线正处于设备安装阶段,预计2022年新增产能将达到6GW;从电池效率角度来看,目前公司N型TOPCon实验室转换效率高达到25.4%,量产效率则再24%以上。天合光能将TOPCon作为公司主打产品,宿迁8GWTOPCon项目预计将于今年下半年投产;从电池效率角度来看,N型i-TOPCon实验室转换效率达25.5%,量产平均效率达24.5%,此外,公司聚焦于高效N型TOPCon/钙钛矿叠层电池,拟达到钙钛矿/晶体硅两端叠层太阳电池效率大于29%的目标。根据我们预计,2022年TOPCon落地产能有望超50GW。从产能规划总量来看,根据EnergyTrend统计,截至目前TOPCon总产能规划达到162GW,目前新建的TOPCon产能都为新建产线,很少从PERC产线升级而来。

$中来股份(SZ300393)$ $钧达股份(SZ002865)$ $天合光能(SH688599)$ 

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