降本增效恒久追求,新电池技术落地在即——PERC、TOPCon、HJT、IBC/HBC电池技术比较分析【国君电新】
（以下内容从国泰君安《降本增效恒久追求,新电池技术落地在即——PERC、TOPCon、HJT、IBC/HBC电池技术比较分析【国君电新】》研报附件原文摘录）
作者：国泰君安电新团队 庞钧文/周淼顺/石岩 来源：具体请见2021年6月21日报告《降本增效恒久追求，新电池技术落地在即——PERC、TOPCon、HJT、IBC/HBC电池技术比较分析》。PDF版报告全文欢迎联系对口销售或团队成员获取。 报告导读 降本增效是光伏产业发展恒久追求，新型电池技术已迎来快速发展窗口期，抢先布局企业有望获取先发优势，享受技术迭代过程中的超额收益。 摘要 投资建议：光伏产业发展的核心驱动力是度电成本的不断下降，降本增效是产业的恒久追求。在PERC转换效率和降本空间逼近极限的当下，具有更高转换效率的新型电池技术将迎来发展窗口期，新一代电池技术有望快速崛起。我们看好积极布局TOPCon、HJT、IBC/HBC等新一代电池技术的电池厂商，推荐标的：隆基股份、通威股份、爱旭股份、晶澳科技、迈为股份等，受益标的：连城数控。 PERC电池呈现效率与成本优化乏力，新型电池技术发展潜力巨大。光伏装机成本持续下行，平价项目快速增长，电价下行倒逼上游降本增效。目前PERC面临效率和成本优化的双重困境：效率端，PERC进入效率瓶颈，进一步提升效率的技术难度和成本挑战明显增加，提效空间有限；成本端，设备已基本实现国产化，非硅成本下降至0.23元/W，降本空间趋近极限。降本提效驱动电池技术迭代，以TOPCon、HJT、IBC/HBC等为代表的新型电池技术具有更大的效率提升和成本优化空间，将成为光伏产业下一轮发展热点。 TOPCon：效率为王+产线兼容，PERC产能转型第一选择。TOPCon具有更高的理论效率极限，且较PERC仅增加了硼扩、隧穿氧化层沉积等步骤，可在原电池设备制程基础上进行改造，是现有PERC产能后续转型第一选择。目前各家电池和组件厂商已加速布局TOPCon研发和生产，不断刷新研发和量产效率记录，预计未来将保持强劲增长势头。目前TOPCon量产良率仍有提升空间，降本主要依靠降低硅材用量、减低银浆用量、降低设备价格等路径，成本下降空间巨大。 HJT：高效率+工艺环节少，产业化经济性潜力高。HJT电池工艺环节少，良率提升和成本降低前景好，是电池潜力技术方向之一，已有多家企业着手布局。未来，硅片薄片化、技术进步、原料及设备国产化，共同推动 HJT降本。 IBC/HBC：技术工艺要求较高，尚处技术储备期。IBC和HBC电池效率优势显著，稳居晶硅电池最高效率记录。但其生产技术和工艺要求较高，目前尚处于研发试产阶段。 催化剂。新型电池产能大规模投放，更高研发效率突破。 风险提示。海外疫情影响装机的风险、意料之外的技术风险。 1.降本增效是恒久追求，效率提升是长期方向 1.1.IRR和LCOE两大指标衡量电站收益 经济效益是光伏投资首要关注点，IRR和LCOE是衡量电站收益两大指标，主要影响因素是电价、系统成本、光伏组件发电效率等。近年来我国光伏产业获得长足发展，光伏企业已基本完成了从补贴依赖到规模扩大、业务拓展、创新驱动的蜕变，我国光伏行业进入无补贴平价上网的新阶段。对于产业链下游的光伏电站持有及运维客户来说，最大化电站运营经济效益是首要关注点，内部收益率（IRR）和平准化度电成本(LCOE)是常用于衡量光伏电站收益的两大指标，影响两大收益指标的最主要因素有电价、系统成本、光伏组件发电效率等。 内部收益率（IRR）是在光伏电站项目的投资成本现金流和运行期发电收益现金流相等时的贴现率。在不考虑不同电站建设形式、限电情况，假设发电量全部上网时，由下式可得：内部收益率与倾斜面年总辐射量、光伏组件面积、光伏组件的转化效率、光伏电站系统总效率、电价及贷款比例等成正相关；与运维费用、财务费用及系统造价成负相关。我国地面光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管理费用等部分构成，2020年地面光伏系统的初始全投资成本约为3.99元/W左右，组件约占总投资成本的39.3%；工商业分布式光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、建安费用、电网接入、屋顶租赁、屋顶加固等构成，其中组件约占投资成本的44.4%。 D. L. Talavera等人对欧元区、美国和日本三个主要地理市场代表的光伏应用进行不同的情景假设。结论表明，对IRR的影响从高到低分别是，初始投资、电价、年光伏发电量、投资补贴和年贷款利息。 图 1：以美国市场为例，初始投资、电价、补贴和贷款利息对IRR影响从高到低 数据来源：The internal rate of return of photovoltaic grid-connected systems: A comprehensive sensitivity analysis，国泰君安证券研究 平准化度电成本（LCOE）是对光伏项目生命周期内的成本和发电量进行平准化得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。由下式可以看出，LCOE与IRR呈相反方向变化，即LCOE越低，光伏电站收益率越高。彭博新能源财经数据表明，2020下半年固定式光伏电站项目LCOE全球基准为47美元/兆瓦时，比上半年下降3%。聚焦中国，2018年中国太阳能项目的度电成本首次降至与风能相同的水平，此后加速降低，2020年全投资模型下地面光伏电站在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.2、0.24、0.29、0.35元/kWh，预计2021年后，光伏在大部分地区可实现与煤电基准价平价甚至更低价格。 图2：发电系统LCOE占总系统LCOE比例大 数据来源：JRC，国泰君安证券研究 图3：低WACC情境下，硬件和技术安装成本是LCOE首要影响因素 数据来源：JRC，国泰君安证券研究 1.2. 电价下行倒逼降本增效，PERC面临成本和效率困境 装机成本持续下行，平价项目快速增长，电价下行倒逼上游降本增效。近年来，光伏技术进步使得装机成本不断下行，全球平价市场正在逐步扩大。总结近期全球各地区光伏最低中标价格，2020年葡萄牙光伏项目最低中标电价已达1.32美分/kWh，再创光伏发电最低中标电价纪录。我国2020年平价项目有19省纳入平价项目超33GW，相较2019年12省14.8GW大幅增长。电价作为IRR和LCOE的重要影响因素，其下行趋势倒逼上游厂商加速降本增效。 图4：2013-2020年光伏最低中标电价连续下降 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 图5：2019-2020各地区光伏最低中标价格屡创新低 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 图6：2020年中国平价项目纳入范围显著扩大 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 PERC进入效率瓶颈，继续突破空间不大。2019年1月，隆基单晶双面PERC电池正面转换效率达到24.06%，是商业化尺寸PERC电池效率首次突破24%，创造新世界纪录，但至今该记录已停留两年未有前进。2020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22.8%，较2019年提高0.5个百分点，先进企业转换效率达到23%。预计2021年底，PERC量产效率有望提升到23.5%，理论上有望提升到行业普遍认为的效率极限24%，但效率进一步提升的技术难度和成本挑战明显增加。目前提效面临的技术难题主要有电阻率窗口窄、EL良率下降、双面PID现象、LeTID现象等，解决这些难题需要增加生产工艺、改变材料，将进一步推高成本。 图7：PERC效率趋近瓶颈 数据来源：国泰君安证券研究 图8：PERC存在固有理论效率劣势 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 PERC产能基本替换完成，降本空间趋近极限。回顾PERC产能快速发展过程，一方面受益于单晶PERC电池效率不断提升，单多晶电池转换效率差拉大，产品溢价高于技改带来的非硅成本上升，刺激企业加大PERC产能布局；另一方面得益于关键设备国产化降低PERC产线成本，带动投资成本快速下行。 2020年，PERC电池市占率达86.4%，已基本完成多晶产能替换，产品溢价不再，单瓦盈利逐步下行。且新投PERC电池产线已基本实现设备国产化，设备投资成本降至22.5万元/MW，同比下降25.7%，单晶PERC电池片成本下降至约0.7元/W，非硅成本下降至0.23元/W，降本空间趋近极限。 图9：PERC产能已基本完成替代 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 图10：PERC电池非硅成本降本空间已趋极限 数据来源：Solarzoom，国泰君安证券研究 降本增效是恒久追求，效率提升是长期方向。光伏产业发展的核心驱动力是度电成本不断下行，带动投资收益率的不断提升，而降本增效是产业发展的恒久追求。在PERC转换效率和降本空间逼近极限的当下，具有更高转换效率的新型电池技术迎来发展窗口期，TOPCon、HJT、IBC/HBC等新一代电池技术有望快速崛起。 图11：光伏电池技术路线转换效率预测 数据来源：NREL，国泰君安证券研究 2.N型电池投资提速，下一代技术变革来袭 降本提效驱动晶硅电池技术迭代，新技术不断登上舞台。晶硅电池经历了从多晶到单晶、从第一代铝背场BSF电池到第二代RERC电池的演进，在当前RERC电池呈现效率和成本优化疲态下，新技术道路的选择与部署对各大电池厂商及整个光伏市场来说尤为重要。 图12：晶硅电池技术方向 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 N型电池投资提速，产业化进程加速。2020年N型电池产能已提升至14.5GW，业界N型产能整体布局多以中试线为主，其中TOPCon和异质结电池是现阶段N型电池片扩张的主流方向。自2020年以来，新型电池片产能投资呈明显加速态势，山煤国际、东方日升、通威股份、爱康科技、晋能、钧石等相继宣布异质结电池扩产计划，晶科、隆基、中来等企业开展TOPCon电池布局。预计随着规划产能逐步投放，2021年有望迎来新一轮光伏投资热潮，N型电池产业化进一步提速。 图13：预测2020-2030年TOPCon和HJT电池占比大幅提升 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 表1：TOPCon部分产能布局梳理 数据来源：国泰君安证券研究 表2：HJT产能布局梳理 数据来源：索比光伏网，国泰君安证券研究 2.1. TOPCon：效率为王+产线兼容，PERC转型第一选择 TOPCon：隧穿氧化层钝化接触电池（Tunnel Oxide Passivated Contact）由德国弗劳恩霍夫太阳能系统研究所于2013年提出，是一种基于选择性载流子原理的隧穿氧化层钝化接触太阳能电池，其电池结构为N型硅衬底电池，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，有效降低表面复合和金属接触复合，提升了电池的开路电压和短路电流，提高电池效率。 图14：TOPCon电池结构 数据来源：中科院宁波材料所 高极限效率，转换效率不断刷新记录。德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)理论分析得出，钝化接触电池具有更加高的效率极限（28.2%~28.7%），高于HJT和PERC电池的极限效率（27.5%和24.5%），最接近晶体硅太阳能电池理论极限效率（29.43%）。目前各电池片和组件厂商已加速布局TOPCon研发和生产，TOPCon效率记录不断刷新：2021年隆基单晶双面N型TOPCon电池实现25.21%的转换效率，商业化尺寸单晶双面P型TOPCon电池实现25.02%的转换效率，是目前商业化尺寸P型电池最高效率，晶科N型TOPCon电池认证后的效率达到25.25%，再次刷新世界纪录。 图15：双面钝化TOPCon效率达到28.7% 数据来源：Surface passivation of crystalline silicon solar cells: Present and future 表3：各厂商加速布局TOPCon电池片和组件的研发与量产 数据来源：国泰君安证券研究 产线兼容，现有PERC产能后续转型第一选择。TOPCon电池工艺在10~12步左右，与PERC电池工艺的主要区别在于增加了硼扩、隧穿氧化层沉积等步骤，可在PERC基础上进行改造，通过增加设备等方式进行更新，最大程度保留和利用了现有传统P型电池设备制程，是现有PERC产能后续转型的第一选择，预计未来将保持强劲增长势头。 图16：TOPCon电池工艺流程可在PERC产能上叠加 数据来源：国泰君安证券研究 目前TOPCon电池有4种不同的工业化工艺流程，分别为： 1）LPCVD 制备多晶硅膜结合传统的全扩散工艺； 2）LPCVD 制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺； 3）PECVD 制备多晶硅膜并原位掺杂工艺； 4）PVD 制备多晶硅膜并原位掺杂工艺。 其中LPCVD技术工艺成熟且已实现量产，并且设备国产化完善，但绕镀、成膜速度慢等仍为目前工艺主要问题；近两年的新技术方向是使用 PECVD 制备TOPCon电池的多晶硅层，因工艺流程少有可能大幅降低成本，PECVD 沉积速度快，但由此衍生的气体爆膜现象会降低整体良率，方法较为激进，长期稳定性仍有待观察；PVD目前技术还不成熟，设备投资大，占地面积大，与量产制备还有较大距离。 图17：4种不同的TOPCon电池工艺流程 数据来源：中科院电工所，国泰君安证券研究 表4：TOPCon不同沉积技术路线比较 数据来源：中科院电工所，国泰君安证券研究 多步骤叠加与技术挑战尚存，良率仍有提升空间。目前行业TOPCon整体良率在93-95%之间，而PERC电池良率在98%以上。与PERC相比，TOPCon工艺步骤更复杂，增加了硼扩、非晶硅沉积及镀氧化层膜等2~3道工序，且存在如硼扩散、去绕度清洗和钝化层的隧穿膜镀膜等技术挑战尚待解决，以上均导致目前TOPCon良率逊于PERC。但TOPCon后续良率提升空间大，硼扩等新增工艺对碎片影响有限，在清洗、自动化技术成熟、硅片技术进步等加持下，良率差异可得到大幅优化。 表5：TOPCon技术难题和解决方案 数据来源：中科院电工所，国泰君安证券研究 降本路线清晰，成本下降空间巨大。TOPCon电池成本主要由硅片成本和非硅成本构成，非硅成本主要由折旧、浆料及靶材组成，目前较PERC高0.05-0.09元/W左右。TOPCon 电池降本路径，主要有降低硅材用量、减低银浆用量、降低设备价格、简化工艺、提升规模效应等。 1）硅片：TOPCon多采用N型硅片，目前较P型溢价7%，所用硅片166尺寸对应厚度为170μm左右（182对应180μm），未来硅片薄片化及大尺寸将推动硅片成本下降； 2）银浆：TOPCon电池采用高温银浆，耗量在150mg/片左右，高于双面 PERC电池高温银浆耗用量85mg/片，未来随着多主栅技术应用和银铝浆的使用及贱金属替代，银浆成本有望下降; 3）折旧：TOPCon电池导入了3项新的工艺，产线需要增加3台新设备，同时，扩硼工艺比扩磷工艺难度大，需要更多的扩散炉，因此TOPCon 电池的投资成本比PERC电池高10%左右，单GW设备投资额为2~2.5亿元，PERC产线升级为TOPCon单GW设备投资额为0.6~0.8亿元，未来随着设备效率提升及设备价格下行，折旧成本有望进一步下降。 图18：TOPCon电池成本构成 数据来源：索比光伏网，国泰君安证券研究 图19：TOPCon电池成本显著高于PERC电池 数据来源：TOPCon – Technology options for cost efficient industrial manufacturing，国泰君安证券研究 2.2. HJT：高效率+少环节，产业化经济性潜力高 异质结：具有本征非晶层的异质结电池（Heterojunction with Intrinsic Thin Layer, HJT），通过在P-N结之间插入本征非晶硅层进行表面钝化来提高转化效率。结构上，异质结一般以N型单晶硅片为衬底，在经过清洗制绒的N型单晶硅片正面依次沉积厚度为5-10nm的本征非晶硅薄膜、P型非晶硅薄膜，从而形成P-N异质结；在硅片背面依次沉积厚度为5-10nm的本征非晶硅薄膜、N型非晶硅薄膜形成背表面场；在掺杂非晶硅薄膜两侧再沉积透明导电氧化物薄膜(TCO)，最后通过丝网印刷技术在两侧的顶层形成金属集电极，构成具有对称结构的HJT太阳电池。 图20：HJT电池结构 数据来源：摩尔光伏 高效率+低衰减+双面发电，异质结成为电池片潜力技术方向。相较当前行业主流的PERC电池，异质结电池具有高转换效率、无光衰、双面发电、温度特性好等优势。由于HJT开路电压高的特性，理论转换效率可达27%以上。目前HJT最高纪录为隆基的25.26%，其他企业研发效率也均已达到24%以上。此外，HJT电池衰减率显著低于PERC电池，低温度系数和高双面率亦可有效提升其发电效率。 图21：HJT电池各厂商效率 数据来源：国泰君安证券研究 技术环节简洁，产业化经济性潜力大。相比TOPCon电池技术，HJT电池工艺环节大大减少，仅有四步，分别是清洗制绒、非晶硅沉积、TCO镀膜和丝网印刷，其中清洗制绒和丝网印刷延续PERC工艺，差异点在于非晶硅薄膜沉积和TCO膜的沉积，而工艺环节的减少有利于降低后续良率提升和成本降低的难度。 表6：HJT电池工艺流程 数据来源：中科院电工所，国泰君安证券研究 1）非晶硅薄膜沉积：借助微波或射频等使含有薄膜组成原子的气体电离，在局部形成等离子体在基片上沉积出所期望的薄膜。目前主流方法是PECVD法。技术难点在于：1）低温工艺，避免非晶硅膜层结晶；2）新增设备机台与制程要求严格；3）均匀性难以保障。目前国内设备厂商捷佳伟创、迈为股份、钧石、理想等已有相应用于TOPCon和HJT电池生产的CVD设备推出。 2）TCO镀膜：TCO薄膜用于收集载流子并向电极传输，同时减少光学反射，主要制备方法有两种：PVD（反应等离子体沉积）和RPD（物理化学气象沉积），二者均为物理镀膜法。从已有设备选型来看，RPD设备及靶材成本偏高，市场主流选择为PVD设备。捷佳伟创已取得日本住友重工RPD设备在中国大陆地区的授权，并自主研发成功推出RPD5500A产品，还推出整合了RPD和 PVD的二合一设备PAR5500。 表7：HJT三大设备供应商路线 数据来源：中科院电工所，国泰君安证券研究 硅片薄片化、技术进步、设备国产化，共同推动 HJT降本。目前异质结电池成本主要来自硅片、BOM成本、动力、制造及设备折旧，占比分别为47%、33%、7%、6%和5%，其中，浆料和靶材成本占到BOM成本的70%。 图22：HJT电池成本中硅片和BOM成本占大头 数据来源：华晟，国泰君安证券研究 1）硅片：目前N型硅片较P型溢价7%，未来硅片薄片化及大尺寸将推动硅片成本下降； 2）BOM：2020年异质结电池双面低温银浆消耗量约223.3mg/片，同比下降25.6%，银浆用量大、价格贵是异质结电池成本高的主要原因之一，未来银包铜技术导入预计可降低银浆单耗约三分之一，且主栅浆料已可实现国产；靶材国产化、新材料应用也有益于未来HJT的降本。 3）设备：目前HJT投资成本较高，若采用全进口设备HJT单GW设备投资额超10亿元，国产设备单GW设备投资额也超6亿元，未来随着设备效率提升和价格下降也是HJT降本关键点之一。 预计随着产业规模化的实现、设备厂商的技术进步（如转换效率和节拍的提升）、银浆、靶材的国产化、硅片的薄片化，以及吸杂工艺、半棒半片工艺及边皮利用工艺等技术的进步， 未来HJT 经济性将进一步凸显。 图23：HJT电池降本路径预测 数据来源：华晟，国泰君安证券研究 2.3. IBC/HBC：高效率+高门槛，尚处技术储备期 IBC电池（全背电极接触晶硅光伏电池）将PN结和金属接触都设于太阳电池背面，电池片正面采用SiNx/SiOx双层减反钝化薄膜，没有金属电极遮挡，最大限度地利用入射光，减少光学损失，带来更多有效发电面积，拥有高转换效率，外观上也更加美观，尤其适用于光伏建筑一体化，具有较好的商业化前景。 HBC电池（交叉指式背接触异质结太阳电池）采用氢化非晶硅作为双面钝化层，具有优异的钝化效果，能够取得更高的开路电压。在生长PN结的工艺中采用区域型掩膜掺杂，降低了载流子的复合损失。HBC将HJT技术应用于IBC电池结构，集合了两者的优点，同时具备IBC电池的高短路电流以及HJT电池的高开压，所有工艺都在200℃下制作完成，无高温扩散掺杂过程。 图24：IBC电池结构 数据来源：Advancements in n-Type Base Crystalline Silicon Solar Cells and Their Emergence in the Photovoltaic Industry 图25：HBC电池结构 数据来源：PVTech 效率优势显著，稳居晶硅电池最高效率记录。IBC和HBC电池在效率上具有巨大优势：SunPower公司第三代IBC电池最高效率达到25.2%；国内，2018年2月天合光能将IBC电池的效率提高到25.04%；2017年8月，Kaneka宣布将HBC电池效率提高至26.63%，该效率一直占据晶硅太阳电池最高效率纪录的位置。 图26：IBC理论效率在HJT之上 数据来源：CLEAN ENERGY REVIEWS 表8：HBC电池研发效率记录 数据来源：光伏前沿，国泰君安证券研究 技术挑战和工艺要求是主要发展障碍。虽然效率优势显著，但IBC和HBC电池仍面临不可忽视的技术挑战： IBC电池对基体材料要求较高，需要较高的少子寿命；对前表面的钝化要求较高；背面指交叉状的P区和N区在制作过程需要多次的掩膜和光刻技术，且P区和N区之间的gap区域需非常精准。 HBC电池在继承了IBC和HJT电池优点的同时也保留了两者各自生产工艺的难点：本征和掺杂非晶硅镀膜工艺窗口窄，对清洁度要求极高；需要低温组件封装工艺；正负电极都处于背表面需要严格的电极隔离工艺；制造流程复杂。 图27：IBC电池工艺流程 数据来源：天合光能，国泰君安证券研究 储备技术路线，研发试产布局启动。目前IBC/HBC电池制造工艺复杂，技术门槛高、制造成本高，属于研发储备中的技术路线。国际上IBC技术最成熟的量产企业是SunPower和LG，其中SunPower研发IBC技术较为成熟，量产产能达到1.2GW，转换效率提升到25%，LG量产效率达24.5%。HBC方面，仅有松下表示其HBC技术已进入可量产阶段。 国内方面， 2021年5月，国家电投“青海产”中国首条量产规模IBC电池及组件生产平均效率超24%，单片电池功率提高约10%，达到国内最高水平，跻身国际先进行列；中环股份控股从SunPower拆分出来的Maxeon Solar以实现产业协同，于2021年6月推出使用IBC技术的Maxeon Air无边框组件；爱旭股份于2021年4月发布非公开发行A股股票和签订投资协议公告，公司在IBC、HBC 和叠层电池的量产技术领域取得了显著的研究成果，拟投资珠海6.5GW和义乌10GW新世代高效太阳能电池项目。 表9：IBC/HBC产业化发展进度 数据来源：国泰君安证券研究 3.投资建议 光伏产业发展的核心驱动力是度电成本不断下降，降本增效是产业的恒久追求。在PERC转换效率和降本空间逼近极限的当下，具有更高转换效率的新型电池技术将迎来发展窗口期，新一代电池技术有望快速崛起。 我们看好积极布局TOPCon、HJT、IBC/HBC等新一代电池技术的电池厂商，有望获取先发优势，享受技术迭代过程中的超额收益。 推荐标的：隆基股份、通威股份、爱旭股份、晶澳科技、迈为股份等，受益标的：连城数控。 表10：推荐受益公司估值一览 数据来源：Wind，国泰君安证券研究。注：收盘价为2021年6月21日；连城数控盈利预测来自Wind一致预期。 4.风险提示 新冠疫情等对行业需求的不利影响。新冠疫情突如其来，对全球经济带来负面影响，对光伏行业的影响主要有两个方面，一方面是用电量增速的下滑，一方面是对生产施工的限制，新冠疫情的发展存在不确定性，如果继续大幅恶化会对光伏装机行业需求产生不利影响。 意料之外的技术故障出现对新型电池技术普及应用造成影响。目前我们对行业多种新型电池技术发展、实际运用等都有较为紧密的跟踪，但新型电池技术尚处于量产研发、客户验证阶段，如果有意料之外的技术故障出现，将对新型电池技术普及应用造成影响。 免责声明 法律声明： 本订阅号不是国泰君安证券研究报告发布平台。本订阅号所载内容均来自于国泰君安证券研究所已正式发布的研究报告，如需了解详细的证券研究信息，请具体参见国泰君安证券研究所发布的完整报告。本订阅号推送的信息仅限完整报告发布当日有效，发布日后推送的信息受限于相关因素的更新而不再准确或者失效的，本订阅号不承担更新推送信息或另行通知义务，后续更新信息以国泰君安证券研究所正式发布的研究报告为准。 根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本订阅号所载内容仅面向国泰君安证券客户中的专业投资者。因本资料暂时无法设置访问限制，若您并非国泰君安证券客户中的专业投资者，为控制投资风险，还请取消关注，请勿订阅、接收或使用本订阅号中的任何信息。如有不便，敬请谅解。 市场有风险，投资需谨慎。在任何情况下，本订阅号中信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。国泰君安证券及本订阅号运营团队不对任何人因使用本订阅号所载任何内容所引致的任何损失负任何责任。 本订阅号所载内容版权仅为国泰君安证券所有。订阅人对本订阅号发布的所有内容(包括文字、影像等)进行复制、转载的，需明确注明出处，且不得对本订阅号所载内容进行任何有悖原意的引用、删节和修改。
作者：国泰君安电新团队 庞钧文/周淼顺/石岩 来源：具体请见2021年6月21日报告《降本增效恒久追求，新电池技术落地在即——PERC、TOPCon、HJT、IBC/HBC电池技术比较分析》。PDF版报告全文欢迎联系对口销售或团队成员获取。 报告导读 降本增效是光伏产业发展恒久追求，新型电池技术已迎来快速发展窗口期，抢先布局企业有望获取先发优势，享受技术迭代过程中的超额收益。 摘要 投资建议：光伏产业发展的核心驱动力是度电成本的不断下降，降本增效是产业的恒久追求。在PERC转换效率和降本空间逼近极限的当下，具有更高转换效率的新型电池技术将迎来发展窗口期，新一代电池技术有望快速崛起。我们看好积极布局TOPCon、HJT、IBC/HBC等新一代电池技术的电池厂商，推荐标的：隆基股份、通威股份、爱旭股份、晶澳科技、迈为股份等，受益标的：连城数控。 PERC电池呈现效率与成本优化乏力，新型电池技术发展潜力巨大。光伏装机成本持续下行，平价项目快速增长，电价下行倒逼上游降本增效。目前PERC面临效率和成本优化的双重困境：效率端，PERC进入效率瓶颈，进一步提升效率的技术难度和成本挑战明显增加，提效空间有限；成本端，设备已基本实现国产化，非硅成本下降至0.23元/W，降本空间趋近极限。降本提效驱动电池技术迭代，以TOPCon、HJT、IBC/HBC等为代表的新型电池技术具有更大的效率提升和成本优化空间，将成为光伏产业下一轮发展热点。 TOPCon：效率为王+产线兼容，PERC产能转型第一选择。TOPCon具有更高的理论效率极限，且较PERC仅增加了硼扩、隧穿氧化层沉积等步骤，可在原电池设备制程基础上进行改造，是现有PERC产能后续转型第一选择。目前各家电池和组件厂商已加速布局TOPCon研发和生产，不断刷新研发和量产效率记录，预计未来将保持强劲增长势头。目前TOPCon量产良率仍有提升空间，降本主要依靠降低硅材用量、减低银浆用量、降低设备价格等路径，成本下降空间巨大。 HJT：高效率+工艺环节少，产业化经济性潜力高。HJT电池工艺环节少，良率提升和成本降低前景好，是电池潜力技术方向之一，已有多家企业着手布局。未来，硅片薄片化、技术进步、原料及设备国产化，共同推动 HJT降本。 IBC/HBC：技术工艺要求较高，尚处技术储备期。IBC和HBC电池效率优势显著，稳居晶硅电池最高效率记录。但其生产技术和工艺要求较高，目前尚处于研发试产阶段。 催化剂。新型电池产能大规模投放，更高研发效率突破。 风险提示。海外疫情影响装机的风险、意料之外的技术风险。 1.降本增效是恒久追求，效率提升是长期方向 1.1.IRR和LCOE两大指标衡量电站收益 经济效益是光伏投资首要关注点，IRR和LCOE是衡量电站收益两大指标，主要影响因素是电价、系统成本、光伏组件发电效率等。近年来我国光伏产业获得长足发展，光伏企业已基本完成了从补贴依赖到规模扩大、业务拓展、创新驱动的蜕变，我国光伏行业进入无补贴平价上网的新阶段。对于产业链下游的光伏电站持有及运维客户来说，最大化电站运营经济效益是首要关注点，内部收益率（IRR）和平准化度电成本(LCOE)是常用于衡量光伏电站收益的两大指标，影响两大收益指标的最主要因素有电价、系统成本、光伏组件发电效率等。 内部收益率（IRR）是在光伏电站项目的投资成本现金流和运行期发电收益现金流相等时的贴现率。在不考虑不同电站建设形式、限电情况，假设发电量全部上网时，由下式可得：内部收益率与倾斜面年总辐射量、光伏组件面积、光伏组件的转化效率、光伏电站系统总效率、电价及贷款比例等成正相关；与运维费用、财务费用及系统造价成负相关。我国地面光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管理费用等部分构成，2020年地面光伏系统的初始全投资成本约为3.99元/W左右，组件约占总投资成本的39.3%；工商业分布式光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、建安费用、电网接入、屋顶租赁、屋顶加固等构成，其中组件约占投资成本的44.4%。 D. L. Talavera等人对欧元区、美国和日本三个主要地理市场代表的光伏应用进行不同的情景假设。结论表明，对IRR的影响从高到低分别是，初始投资、电价、年光伏发电量、投资补贴和年贷款利息。 图 1：以美国市场为例，初始投资、电价、补贴和贷款利息对IRR影响从高到低 数据来源：The internal rate of return of photovoltaic grid-connected systems: A comprehensive sensitivity analysis，国泰君安证券研究 平准化度电成本（LCOE）是对光伏项目生命周期内的成本和发电量进行平准化得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。由下式可以看出，LCOE与IRR呈相反方向变化，即LCOE越低，光伏电站收益率越高。彭博新能源财经数据表明，2020下半年固定式光伏电站项目LCOE全球基准为47美元/兆瓦时，比上半年下降3%。聚焦中国，2018年中国太阳能项目的度电成本首次降至与风能相同的水平，此后加速降低，2020年全投资模型下地面光伏电站在1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.2、0.24、0.29、0.35元/kWh，预计2021年后，光伏在大部分地区可实现与煤电基准价平价甚至更低价格。 图2：发电系统LCOE占总系统LCOE比例大 数据来源：JRC，国泰君安证券研究 图3：低WACC情境下，硬件和技术安装成本是LCOE首要影响因素 数据来源：JRC，国泰君安证券研究 1.2. 电价下行倒逼降本增效，PERC面临成本和效率困境 装机成本持续下行，平价项目快速增长，电价下行倒逼上游降本增效。近年来，光伏技术进步使得装机成本不断下行，全球平价市场正在逐步扩大。总结近期全球各地区光伏最低中标价格，2020年葡萄牙光伏项目最低中标电价已达1.32美分/kWh，再创光伏发电最低中标电价纪录。我国2020年平价项目有19省纳入平价项目超33GW，相较2019年12省14.8GW大幅增长。电价作为IRR和LCOE的重要影响因素，其下行趋势倒逼上游厂商加速降本增效。 图4：2013-2020年光伏最低中标电价连续下降 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 图5：2019-2020各地区光伏最低中标价格屡创新低 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 图6：2020年中国平价项目纳入范围显著扩大 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 PERC进入效率瓶颈，继续突破空间不大。2019年1月，隆基单晶双面PERC电池正面转换效率达到24.06%，是商业化尺寸PERC电池效率首次突破24%，创造新世界纪录，但至今该记录已停留两年未有前进。2020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22.8%，较2019年提高0.5个百分点，先进企业转换效率达到23%。预计2021年底，PERC量产效率有望提升到23.5%，理论上有望提升到行业普遍认为的效率极限24%，但效率进一步提升的技术难度和成本挑战明显增加。目前提效面临的技术难题主要有电阻率窗口窄、EL良率下降、双面PID现象、LeTID现象等，解决这些难题需要增加生产工艺、改变材料，将进一步推高成本。 图7：PERC效率趋近瓶颈 数据来源：国泰君安证券研究 图8：PERC存在固有理论效率劣势 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 PERC产能基本替换完成，降本空间趋近极限。回顾PERC产能快速发展过程，一方面受益于单晶PERC电池效率不断提升，单多晶电池转换效率差拉大，产品溢价高于技改带来的非硅成本上升，刺激企业加大PERC产能布局；另一方面得益于关键设备国产化降低PERC产线成本，带动投资成本快速下行。 2020年，PERC电池市占率达86.4%，已基本完成多晶产能替换，产品溢价不再，单瓦盈利逐步下行。且新投PERC电池产线已基本实现设备国产化，设备投资成本降至22.5万元/MW，同比下降25.7%，单晶PERC电池片成本下降至约0.7元/W，非硅成本下降至0.23元/W，降本空间趋近极限。 图9：PERC产能已基本完成替代 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 图10：PERC电池非硅成本降本空间已趋极限 数据来源：Solarzoom，国泰君安证券研究 降本增效是恒久追求，效率提升是长期方向。光伏产业发展的核心驱动力是度电成本不断下行，带动投资收益率的不断提升，而降本增效是产业发展的恒久追求。在PERC转换效率和降本空间逼近极限的当下，具有更高转换效率的新型电池技术迎来发展窗口期，TOPCon、HJT、IBC/HBC等新一代电池技术有望快速崛起。 图11：光伏电池技术路线转换效率预测 数据来源：NREL，国泰君安证券研究 2.N型电池投资提速，下一代技术变革来袭 降本提效驱动晶硅电池技术迭代，新技术不断登上舞台。晶硅电池经历了从多晶到单晶、从第一代铝背场BSF电池到第二代RERC电池的演进，在当前RERC电池呈现效率和成本优化疲态下，新技术道路的选择与部署对各大电池厂商及整个光伏市场来说尤为重要。 图12：晶硅电池技术方向 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 N型电池投资提速，产业化进程加速。2020年N型电池产能已提升至14.5GW，业界N型产能整体布局多以中试线为主，其中TOPCon和异质结电池是现阶段N型电池片扩张的主流方向。自2020年以来，新型电池片产能投资呈明显加速态势，山煤国际、东方日升、通威股份、爱康科技、晋能、钧石等相继宣布异质结电池扩产计划，晶科、隆基、中来等企业开展TOPCon电池布局。预计随着规划产能逐步投放，2021年有望迎来新一轮光伏投资热潮，N型电池产业化进一步提速。 图13：预测2020-2030年TOPCon和HJT电池占比大幅提升 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 表1：TOPCon部分产能布局梳理 数据来源：国泰君安证券研究 表2：HJT产能布局梳理 数据来源：索比光伏网，国泰君安证券研究 2.1. TOPCon：效率为王+产线兼容，PERC转型第一选择 TOPCon：隧穿氧化层钝化接触电池（Tunnel Oxide Passivated Contact）由德国弗劳恩霍夫太阳能系统研究所于2013年提出，是一种基于选择性载流子原理的隧穿氧化层钝化接触太阳能电池，其电池结构为N型硅衬底电池，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，有效降低表面复合和金属接触复合，提升了电池的开路电压和短路电流，提高电池效率。 图14：TOPCon电池结构 数据来源：中科院宁波材料所 高极限效率，转换效率不断刷新记录。德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)理论分析得出，钝化接触电池具有更加高的效率极限（28.2%~28.7%），高于HJT和PERC电池的极限效率（27.5%和24.5%），最接近晶体硅太阳能电池理论极限效率（29.43%）。目前各电池片和组件厂商已加速布局TOPCon研发和生产，TOPCon效率记录不断刷新：2021年隆基单晶双面N型TOPCon电池实现25.21%的转换效率，商业化尺寸单晶双面P型TOPCon电池实现25.02%的转换效率，是目前商业化尺寸P型电池最高效率，晶科N型TOPCon电池认证后的效率达到25.25%，再次刷新世界纪录。 图15：双面钝化TOPCon效率达到28.7% 数据来源：Surface passivation of crystalline silicon solar cells: Present and future 表3：各厂商加速布局TOPCon电池片和组件的研发与量产 数据来源：国泰君安证券研究 产线兼容，现有PERC产能后续转型第一选择。TOPCon电池工艺在10~12步左右，与PERC电池工艺的主要区别在于增加了硼扩、隧穿氧化层沉积等步骤，可在PERC基础上进行改造，通过增加设备等方式进行更新，最大程度保留和利用了现有传统P型电池设备制程，是现有PERC产能后续转型的第一选择，预计未来将保持强劲增长势头。 图16：TOPCon电池工艺流程可在PERC产能上叠加 数据来源：国泰君安证券研究 目前TOPCon电池有4种不同的工业化工艺流程，分别为： 1）LPCVD 制备多晶硅膜结合传统的全扩散工艺； 2）LPCVD 制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺； 3）PECVD 制备多晶硅膜并原位掺杂工艺； 4）PVD 制备多晶硅膜并原位掺杂工艺。 其中LPCVD技术工艺成熟且已实现量产，并且设备国产化完善，但绕镀、成膜速度慢等仍为目前工艺主要问题；近两年的新技术方向是使用 PECVD 制备TOPCon电池的多晶硅层，因工艺流程少有可能大幅降低成本，PECVD 沉积速度快，但由此衍生的气体爆膜现象会降低整体良率，方法较为激进，长期稳定性仍有待观察；PVD目前技术还不成熟，设备投资大，占地面积大，与量产制备还有较大距离。 图17：4种不同的TOPCon电池工艺流程 数据来源：中科院电工所，国泰君安证券研究 表4：TOPCon不同沉积技术路线比较 数据来源：中科院电工所，国泰君安证券研究 多步骤叠加与技术挑战尚存，良率仍有提升空间。目前行业TOPCon整体良率在93-95%之间，而PERC电池良率在98%以上。与PERC相比，TOPCon工艺步骤更复杂，增加了硼扩、非晶硅沉积及镀氧化层膜等2~3道工序，且存在如硼扩散、去绕度清洗和钝化层的隧穿膜镀膜等技术挑战尚待解决，以上均导致目前TOPCon良率逊于PERC。但TOPCon后续良率提升空间大，硼扩等新增工艺对碎片影响有限，在清洗、自动化技术成熟、硅片技术进步等加持下，良率差异可得到大幅优化。 表5：TOPCon技术难题和解决方案 数据来源：中科院电工所，国泰君安证券研究 降本路线清晰，成本下降空间巨大。TOPCon电池成本主要由硅片成本和非硅成本构成，非硅成本主要由折旧、浆料及靶材组成，目前较PERC高0.05-0.09元/W左右。TOPCon 电池降本路径，主要有降低硅材用量、减低银浆用量、降低设备价格、简化工艺、提升规模效应等。 1）硅片：TOPCon多采用N型硅片，目前较P型溢价7%，所用硅片166尺寸对应厚度为170μm左右（182对应180μm），未来硅片薄片化及大尺寸将推动硅片成本下降； 2）银浆：TOPCon电池采用高温银浆，耗量在150mg/片左右，高于双面 PERC电池高温银浆耗用量85mg/片，未来随着多主栅技术应用和银铝浆的使用及贱金属替代，银浆成本有望下降; 3）折旧：TOPCon电池导入了3项新的工艺，产线需要增加3台新设备，同时，扩硼工艺比扩磷工艺难度大，需要更多的扩散炉，因此TOPCon 电池的投资成本比PERC电池高10%左右，单GW设备投资额为2~2.5亿元，PERC产线升级为TOPCon单GW设备投资额为0.6~0.8亿元，未来随着设备效率提升及设备价格下行，折旧成本有望进一步下降。 图18：TOPCon电池成本构成 数据来源：索比光伏网，国泰君安证券研究 图19：TOPCon电池成本显著高于PERC电池 数据来源：TOPCon – Technology options for cost efficient industrial manufacturing，国泰君安证券研究 2.2. HJT：高效率+少环节，产业化经济性潜力高 异质结：具有本征非晶层的异质结电池（Heterojunction with Intrinsic Thin Layer, HJT），通过在P-N结之间插入本征非晶硅层进行表面钝化来提高转化效率。结构上，异质结一般以N型单晶硅片为衬底，在经过清洗制绒的N型单晶硅片正面依次沉积厚度为5-10nm的本征非晶硅薄膜、P型非晶硅薄膜，从而形成P-N异质结；在硅片背面依次沉积厚度为5-10nm的本征非晶硅薄膜、N型非晶硅薄膜形成背表面场；在掺杂非晶硅薄膜两侧再沉积透明导电氧化物薄膜(TCO)，最后通过丝网印刷技术在两侧的顶层形成金属集电极，构成具有对称结构的HJT太阳电池。 图20：HJT电池结构 数据来源：摩尔光伏 高效率+低衰减+双面发电，异质结成为电池片潜力技术方向。相较当前行业主流的PERC电池，异质结电池具有高转换效率、无光衰、双面发电、温度特性好等优势。由于HJT开路电压高的特性，理论转换效率可达27%以上。目前HJT最高纪录为隆基的25.26%，其他企业研发效率也均已达到24%以上。此外，HJT电池衰减率显著低于PERC电池，低温度系数和高双面率亦可有效提升其发电效率。 图21：HJT电池各厂商效率 数据来源：国泰君安证券研究 技术环节简洁，产业化经济性潜力大。相比TOPCon电池技术，HJT电池工艺环节大大减少，仅有四步，分别是清洗制绒、非晶硅沉积、TCO镀膜和丝网印刷，其中清洗制绒和丝网印刷延续PERC工艺，差异点在于非晶硅薄膜沉积和TCO膜的沉积，而工艺环节的减少有利于降低后续良率提升和成本降低的难度。 表6：HJT电池工艺流程 数据来源：中科院电工所，国泰君安证券研究 1）非晶硅薄膜沉积：借助微波或射频等使含有薄膜组成原子的气体电离，在局部形成等离子体在基片上沉积出所期望的薄膜。目前主流方法是PECVD法。技术难点在于：1）低温工艺，避免非晶硅膜层结晶；2）新增设备机台与制程要求严格；3）均匀性难以保障。目前国内设备厂商捷佳伟创、迈为股份、钧石、理想等已有相应用于TOPCon和HJT电池生产的CVD设备推出。 2）TCO镀膜：TCO薄膜用于收集载流子并向电极传输，同时减少光学反射，主要制备方法有两种：PVD（反应等离子体沉积）和RPD（物理化学气象沉积），二者均为物理镀膜法。从已有设备选型来看，RPD设备及靶材成本偏高，市场主流选择为PVD设备。捷佳伟创已取得日本住友重工RPD设备在中国大陆地区的授权，并自主研发成功推出RPD5500A产品，还推出整合了RPD和 PVD的二合一设备PAR5500。 表7：HJT三大设备供应商路线 数据来源：中科院电工所，国泰君安证券研究 硅片薄片化、技术进步、设备国产化，共同推动 HJT降本。目前异质结电池成本主要来自硅片、BOM成本、动力、制造及设备折旧，占比分别为47%、33%、7%、6%和5%，其中，浆料和靶材成本占到BOM成本的70%。 图22：HJT电池成本中硅片和BOM成本占大头 数据来源：华晟，国泰君安证券研究 1）硅片：目前N型硅片较P型溢价7%，未来硅片薄片化及大尺寸将推动硅片成本下降； 2）BOM：2020年异质结电池双面低温银浆消耗量约223.3mg/片，同比下降25.6%，银浆用量大、价格贵是异质结电池成本高的主要原因之一，未来银包铜技术导入预计可降低银浆单耗约三分之一，且主栅浆料已可实现国产；靶材国产化、新材料应用也有益于未来HJT的降本。 3）设备：目前HJT投资成本较高，若采用全进口设备HJT单GW设备投资额超10亿元，国产设备单GW设备投资额也超6亿元，未来随着设备效率提升和价格下降也是HJT降本关键点之一。 预计随着产业规模化的实现、设备厂商的技术进步（如转换效率和节拍的提升）、银浆、靶材的国产化、硅片的薄片化，以及吸杂工艺、半棒半片工艺及边皮利用工艺等技术的进步， 未来HJT 经济性将进一步凸显。 图23：HJT电池降本路径预测 数据来源：华晟，国泰君安证券研究 2.3. IBC/HBC：高效率+高门槛，尚处技术储备期 IBC电池（全背电极接触晶硅光伏电池）将PN结和金属接触都设于太阳电池背面，电池片正面采用SiNx/SiOx双层减反钝化薄膜，没有金属电极遮挡，最大限度地利用入射光，减少光学损失，带来更多有效发电面积，拥有高转换效率，外观上也更加美观，尤其适用于光伏建筑一体化，具有较好的商业化前景。 HBC电池（交叉指式背接触异质结太阳电池）采用氢化非晶硅作为双面钝化层，具有优异的钝化效果，能够取得更高的开路电压。在生长PN结的工艺中采用区域型掩膜掺杂，降低了载流子的复合损失。HBC将HJT技术应用于IBC电池结构，集合了两者的优点，同时具备IBC电池的高短路电流以及HJT电池的高开压，所有工艺都在200℃下制作完成，无高温扩散掺杂过程。 图24：IBC电池结构 数据来源：Advancements in n-Type Base Crystalline Silicon Solar Cells and Their Emergence in the Photovoltaic Industry 图25：HBC电池结构 数据来源：PVTech 效率优势显著，稳居晶硅电池最高效率记录。IBC和HBC电池在效率上具有巨大优势：SunPower公司第三代IBC电池最高效率达到25.2%；国内，2018年2月天合光能将IBC电池的效率提高到25.04%；2017年8月，Kaneka宣布将HBC电池效率提高至26.63%，该效率一直占据晶硅太阳电池最高效率纪录的位置。 图26：IBC理论效率在HJT之上 数据来源：CLEAN ENERGY REVIEWS 表8：HBC电池研发效率记录 数据来源：光伏前沿，国泰君安证券研究 技术挑战和工艺要求是主要发展障碍。虽然效率优势显著，但IBC和HBC电池仍面临不可忽视的技术挑战： IBC电池对基体材料要求较高，需要较高的少子寿命；对前表面的钝化要求较高；背面指交叉状的P区和N区在制作过程需要多次的掩膜和光刻技术，且P区和N区之间的gap区域需非常精准。 HBC电池在继承了IBC和HJT电池优点的同时也保留了两者各自生产工艺的难点：本征和掺杂非晶硅镀膜工艺窗口窄，对清洁度要求极高；需要低温组件封装工艺；正负电极都处于背表面需要严格的电极隔离工艺；制造流程复杂。 图27：IBC电池工艺流程 数据来源：天合光能，国泰君安证券研究 储备技术路线，研发试产布局启动。目前IBC/HBC电池制造工艺复杂，技术门槛高、制造成本高，属于研发储备中的技术路线。国际上IBC技术最成熟的量产企业是SunPower和LG，其中SunPower研发IBC技术较为成熟，量产产能达到1.2GW，转换效率提升到25%，LG量产效率达24.5%。HBC方面，仅有松下表示其HBC技术已进入可量产阶段。 国内方面， 2021年5月，国家电投“青海产”中国首条量产规模IBC电池及组件生产平均效率超24%，单片电池功率提高约10%，达到国内最高水平，跻身国际先进行列；中环股份控股从SunPower拆分出来的Maxeon Solar以实现产业协同，于2021年6月推出使用IBC技术的Maxeon Air无边框组件；爱旭股份于2021年4月发布非公开发行A股股票和签订投资协议公告，公司在IBC、HBC 和叠层电池的量产技术领域取得了显著的研究成果，拟投资珠海6.5GW和义乌10GW新世代高效太阳能电池项目。 表9：IBC/HBC产业化发展进度 数据来源：国泰君安证券研究 3.投资建议 光伏产业发展的核心驱动力是度电成本不断下降，降本增效是产业的恒久追求。在PERC转换效率和降本空间逼近极限的当下，具有更高转换效率的新型电池技术将迎来发展窗口期，新一代电池技术有望快速崛起。 我们看好积极布局TOPCon、HJT、IBC/HBC等新一代电池技术的电池厂商，有望获取先发优势，享受技术迭代过程中的超额收益。 推荐标的：隆基股份、通威股份、爱旭股份、晶澳科技、迈为股份等，受益标的：连城数控。 表10：推荐受益公司估值一览 数据来源：Wind，国泰君安证券研究。注：收盘价为2021年6月21日；连城数控盈利预测来自Wind一致预期。 4.风险提示 新冠疫情等对行业需求的不利影响。新冠疫情突如其来，对全球经济带来负面影响，对光伏行业的影响主要有两个方面，一方面是用电量增速的下滑，一方面是对生产施工的限制，新冠疫情的发展存在不确定性，如果继续大幅恶化会对光伏装机行业需求产生不利影响。 意料之外的技术故障出现对新型电池技术普及应用造成影响。目前我们对行业多种新型电池技术发展、实际运用等都有较为紧密的跟踪，但新型电池技术尚处于量产研发、客户验证阶段，如果有意料之外的技术故障出现，将对新型电池技术普及应用造成影响。 免责声明 法律声明： 本订阅号不是国泰君安证券研究报告发布平台。本订阅号所载内容均来自于国泰君安证券研究所已正式发布的研究报告，如需了解详细的证券研究信息，请具体参见国泰君安证券研究所发布的完整报告。本订阅号推送的信息仅限完整报告发布当日有效，发布日后推送的信息受限于相关因素的更新而不再准确或者失效的，本订阅号不承担更新推送信息或另行通知义务，后续更新信息以国泰君安证券研究所正式发布的研究报告为准。 根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本订阅号所载内容仅面向国泰君安证券客户中的专业投资者。因本资料暂时无法设置访问限制，若您并非国泰君安证券客户中的专业投资者，为控制投资风险，还请取消关注，请勿订阅、接收或使用本订阅号中的任何信息。如有不便，敬请谅解。 市场有风险，投资需谨慎。在任何情况下，本订阅号中信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。国泰君安证券及本订阅号运营团队不对任何人因使用本订阅号所载任何内容所引致的任何损失负任何责任。 本订阅号所载内容版权仅为国泰君安证券所有。订阅人对本订阅号发布的所有内容(包括文字、影像等)进行复制、转载的，需明确注明出处，且不得对本订阅号所载内容进行任何有悖原意的引用、删节和修改。
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