【国金电新深度】平价时代效率为王,新技术迭代大势所趋——高效太阳能电池系列深度(一)

（以下内容从国金证券《【国金电新深度】平价时代效率为王,新技术迭代大势所趋——高效太阳能电池系列深度(一)》研报附件原文摘录）
　　投资建议 核心逻辑 平价上网时代，降本增效仍然是推进光伏进一步发展的关键因素。从全球范围看，目前光伏在大部分国家和地区已经成为成本最低的发电形式，实现了发电侧平价上网。但由于光伏发电存在间歇性、随机性、波动性，因而接入到现有电网中需要其它电源为它进行调峰调频，或者增配大规模长时储能，所以从电力系统角度看，光伏还没有实现平价，还需要进一步降本增效。因此为了建设以新能源为主体的新型电力系统，必须追求更高效、成本更低的新型技术，其中主要环节当属高效电池技术的进步及应用。 我们认为当下高效电池技术的迭代是LCOE进一步下降和光伏产业进一步发展的必然趋势。从当前时间点开始，各家企业新一代高效电池的量产/中试产线将进入密集的设备交货和调试阶段，同时多家设备企业的设备调试参数也即将进行披露，22年初即将开始面向终端市场的直接竞争。这一轮主流技术路线从P型向N型的切换，对主产业链、辅材耗材、设备等领域竞争格局也会产生重要的影响。我们预计从2022年起，N型产品将会呈规模化逐渐推向市场，对PERC进行替代。 除关注各家企业的TOPCon/HJT的最高量产效率之外，仍不能忽视：技术路线本身是否适合当下大规模量产、良率能否进一步提高、提效与降本路线是否快速、可行？本篇报告结合主流N型技术的特点及行业实际情况，对于当前N型技术的主要技术路线、技术难点、发展情况做出深入分析，并且根据当下产业实际情况对N型技术的产业化进程做出了合理推断。 TOPCon受益于产业内一定规模的存量PERC产能升级，预计占据更多市场份额。N型技术路线的竞争实质上是效率和成本的竞争，因此在PERC技术全球仍占主流且产能过剩、TOPCon与HJT技术效率（主要反映到组件端）尚打平手的前提下，成本的高低对于N型技术的选择尤为重要。由于2019年后的新建PERC产线基本都预留了升级为TOPCon的布局空间，且TOPCon单GW新建及升级投资较低，对比HJT的单GW投资4-4.5亿元成本优势显著，后续还可以通过良率提高和国产化银浆的替代进一步降本，因此在未来2-3年内预计TOPCon会占据N型电池市场主流地位。 远期来看HJT更符合产业技术发展趋势。与TOPCon相比，HJT降本增效路线更为清晰。HJT对硅片薄片化、未来钙钛矿等叠层技术的兼容性更佳，因而提效降本空间更大。随着设备投资的进一步下降、效率的持续提升、硅片的减薄、微晶硅技术的导入、退火吸杂技术的普及、低温银浆及银包铜技术的成熟，HJT的成本有望得到快速下降。当HJT技术的单瓦生产成本与TOPCon技术无太大差异（预计在2023-2024年），且下游对银包铜、电镀等新型金属化技术验证取得突破时，HJT的市场份额有望获得迅速提升。 投资建议 重点推荐：1）在新型电池技术领域研发及量产布局领先的一体化组件龙头：隆基股份、晶科能源等；2）专业化电池厂商：通威股份等；3)受益于N型技术变革的设备公司：迈为股份、金辰股份等。 风险提示 新技术发展不及预期；降本速度不及预期；量产速度不及预计。 1 平价时代仍需降本增效，N型电池技术迭代加速 1.1 从产业链不同环节的角度看待提效的必要性 平价上网时代仍需关注光伏度电成本的下降。根据国际可再生能源署（IRENA）发布的《2020年可再生能源发电成本报告》，全球晶硅光伏发电项目加权平均发电成本由2010年的约0.381美元/度大幅下降至2020年的约0.057美元/度，下降幅度达到85%，并预计2022年全球太阳能光伏发电的平均成本降至为0.04美元，较2020年下降30%，比燃煤发电低27%以上。 度电成本的快速下降有效的促进了光伏产业的发展，光伏发电也逐渐成为新型电力系统的重要组成部分，但是需要明确的是度电成本还有进一步下降的空间，光伏发电的地位也需要进一步巩固。尤其是在无补贴时代，下游光伏电站对于IRR的重视程度进一步加深，促使其上游组件、电池厂商对于通过技术进步降本有着迫切需求。 从终端收益率的角度看：光伏技术发展与创新的根本目标是促进LCOE的降低，对应到典型的应用场景，就是大型地面电站的的LCOE降低。以大型地面电站为例，费用主要包括：发电设备、建筑工程费、其他费用、预备费、建设期利息等，这些费用较为固定，难以大幅降低。降本空间较大的主要是在组件端，组件在总成本中占比达到一半左右，因此是降本的关键环节。组件效率的提升可以通过提升电池转换效率、改进组件端技术等来解决。 电站运营期内发电量的多少对于LCOE的高低产生重要影响。电池转换效率越高，对应到相同规格尺寸的组件，就会拥有更高的功率。同时，在同等功率下，拥有更好发电特性（衰减率、温升系数、双面率、弱光效应等）的电池技术拥有更好的发电量表现。因此为了进一步降低光伏发电的度电成本，必须要进一步提高太阳能电池转换效率、持续提升电池性能，从而提高IRR水平。 从产业链中厂商的角度看：光伏电价是下游电站IRR的重要影响因素，而IRR直接影响到下游对光伏产品的需求。根据国家发改委统计，2020年光伏发电平价上网项目装机规模33.05GW，相较2019年的14.8GW有较大增长。对于组件、电池厂商来说，如何同时面对下游光伏电站企业对于较低LCOE的追求和上游各环节对利润的挤压是亟待解决的问题。目前来看，通过效率提高提升产品竞争优势、摊薄成本是破局最有效的途径。因此长期来看，组件技术与新型电池技术的结合程度、电池技术的先进性差异大概率成为影响组件和电池企业分化程度的最重要因素。 1.2 光电转换效率的影响因素 光伏发电的发展趋势是提高转化效率和降低成本，其中提高转化效率是降低成本的最重要方式之一。光伏发电转化效率计算如下所示： 太阳能电池转换效率 ？？ 是最大输出电功率与相应的输入光功率之比，根据光伏发电转化效率计算公式，能量转换效率 ？？ 与开路电压（V_oc）、短路电流（I_sc）或短路电流密度（J_sc）、填充因子（FF）关联最为密切，因此通过技术研发和改进提高上述三个参数的数值是提高太阳能电池转换效率的重要途径。 1.3 复盘：PERC迭代BSF过程中伴随着多个关键环节的共同进步 在光伏行业发展初期，晶硅太阳能电池主要采用了AI-BSF电池技术，即常规铝背场电池技术（Aluminium Back Surface Field）。BSF太阳能电池技术主要应用在光伏发展早期阶段，虽然BSF电池技术成本低廉，但转换效率不高，且技术上有天然缺陷。随着快速拉晶、金刚线切片、薄片化等技术升级的规模应用，单晶开始取代多晶成为主流，由于单晶材料本身的高品质特征、多晶材料本身无法克服的高位错密度和高杂质缺陷，因此单晶相比多晶在转换效率方面具有先天优势。随着2017年PERC技术的成熟加上单晶成本的快速降低，PERC技术开始大规模取代BSF技术成为太阳能电池主流技术。 回顾PERC快速替代BSF的历程，可以看到多个关键环节的共同作用： 1、转换效率方面有显著提升。以2017年为例，根据CPIA统计，当年主流BSF P 型多晶黑硅电池平均转换效率为18.7%，而PERC P 型单晶电池平均转换效率可达到21.3%，有2.6%的效率提升。对应到组件端（以60片为例），有27W左右的功率提升。 2、设备投资显著下降。随着电池生产线关键设备的国产化进程不断加速，设备投资成本下降速度超预期。根据CPIA统计，2017年常规BSF产线设备投资仍为5.35亿元/GW，然而进入2018年PERC产线设备投资下降至4.2亿元/GW，2018年新建电池产线均为PERC。 3、单晶与多晶实现性价比反转。金刚线切割技术的普及使单多晶硅片成本永久性缩小。根据PV infoLink统计，2017年初多晶逐步导入金刚线切割技术，但降本幅度不如单晶。且单晶硅片在拥有更好特性的基础上，2018年初与多晶硅片的价差进一步减小，加速了单晶硅片的市场份额的迅速提升。 4、组件端实际价差低于合理价差，促使市场乐意接受单晶PERC组件；电池端仍有较大价差，促使PERC产能快速扩张。跟据我们推算，2016-2019年，单晶BSF组件与单晶PERC组件合理价差应该在0.09-0.22元，然而根据PV infoLink统计，2018年初单晶PERC组件的单W售价快速降低，并且在短时间实现了实际价差低于合理价差。由于单晶PERC组件拥有更好的转换效率和特性，因此在同价水平下性价比溢出，从而导致市占率快速提升。 在电池片端，跟据PV infoLink统计，2017年底至2019年中，单晶PERC电池片一直与普通单晶电池片保持一定价差。这也导致电池企业拥有极大的热情去进行PERC对于BSF的技术升级和改造，因此PERC的市占率快速提升，完成对BSF的替代。 PERC（Passivated Emitter and Rear Cell）电池技术，全称为钝化发射极和背面电池技术。与BSF相比，PERC太阳电池以背面局域点接触的形式替代了全铝背场,减少了背表面复合速率,增强了背反射性能,从而提升了电池的开路电压和短路电流，进而提高了太阳能电池转换效率。 PERC技术路线与BSF技术路线工艺流程的高度一致性也是PERC取代BSF如此之快的一个重要原因。与BSF技术相比，PERC技术仅需在原有的工艺流程中增加只需额外增加钝化膜沉积设备（PECVD 设备或 ALD 设备）和激光开槽设备，因此可以对原有的BSF产线进行升级改造。大大降低了单位投资成本。此外，由于电池设备的国产化程度加速提高，单位投资成本也处于不断下降的阶段。目前PERC技术产线的主要设备均可以实现国产化。 1.4 PERC技术效率渐近极限，主流高效电池技术即将开始产业化进程 截至2021年底，P 型 PERC 电池技术仍是市场主流，主流 PERC 电池片的转换效率约在23%左右，当前PERC电池转换效率世界纪录为隆基创造的24.05%，接近ISFH24.5%的实验室效率极限。因此由于转换效率的瓶颈，无论是传统电池片环节企业或是一体化厂商都在努力追求技术上的改进和效率上的突破。 半导体根据掺杂时元素种类的差异分为P型和N型，而N型晶硅太阳能电池更有利于电池转换效率的进一步突破。与掺硼(B)的P型晶体硅材料相比，掺磷(P)的N型晶体硅材料具有四个优势： 1）N型晶硅材料的少子空穴复合要远低于P型，主要是因为N型材料中杂质对少子空穴的捕捉能力和其少子空穴的表面复合速率均较低。 2）相同金属污染的环境下，拥有较高金属污染容忍度的N型硅片的少子寿命要显著高于P型硅片。 3）掺磷的N型晶体硅几乎不存在光致衰减效应，其极低的硼含量消除了硼氧对的影响，也就避免了P型掺硼晶硅电池在光照下会发生明显的电性能衰减的问题。 4）N型硅片的少数载流子（空穴）寿命长于P型硅片，故N型电池较P型电池具有更高的转换效率的潜力。 尽管P型硅片也可应用于TOPCon、IBC技术，但这两类技术对于P型硅片的质量要求极高，行业内现有的硅片产能里供应比例较低，因此仅有极少数头部厂商可以通过自身的硅片规模、质量优势选择基于P型硅片的新技术路线。由于目前行业内N型硅片价格更高，所以这种高效太阳能电池技术路线拥有更好的性价比，但由于技术及硅片质量壁垒的限制，预计较难以成为行业各家企业普遍选择的技术路线。 目前N型电池大概率成为未来高转换效率的方向，目前包括PERT、TOPCon（隧穿氧化钝化接触）、IBC（全背电极接触）、HJT（异质结）四种技术路径。在N型电池技术中，PERT已被证明不具备经济性，IBC量产难度大且设备投资较高，因此目前市场上主流的下一代技术是TOPCon和HJT技术。 2 TOPCon：现有产线兼容+极限效率高，PERC升级首选 2.1 结构更具优势，效率提升明显 TOPCon电池技术拥有的隧穿氧化层钝化接触（Tunnel Oxide Passivated Contact）基于选择性载流子原理。TOPCon技术结构下的电池以N型硅衬底，背面覆盖了一层沉积在超薄隧穿氧化硅层上的掺杂多晶硅薄层，形成了较好的钝化接触结构。该结构为硅片背面打造了一个良好的界面钝化，其中的超薄氧化层可以阻挡少子空穴复合，使多子电子隧穿进入多晶硅层，促进电子在多晶硅层横向传输时被金属收集，从而有效地降低了表面复合和金属接触复合，提高开路电压V_oc和填充因子FF提高光电转换效率。 TOPCon工艺的进步关键在于制备隧穿氧化层和高掺杂的多晶硅薄层 ：根据中科院微电子研究所数据显示，氧化层对于电池的重要性在对开路电压和复合速率的影响中极为明显。在无隧穿氧化层（tunnel oxide layer）/多晶硅薄层（ Poly-Si layer）的情况下，开路电压有所降低，同时复合速率快速提升，由此导致转换效率大幅度下降。根据德国太阳能研究所ISFH实验室得出的结论，双面钝化的TOPCon的极限效率可以达到28.7%，高于PERC和HJT，且最接近晶体硅太阳能电池理论极限效率29.43%。 2.2 工艺步骤与PERC相匹配、可在原有产线升级 TOPCon电池生产工艺可以最大程度保留和利用现有PERC电池设备工艺流程。TOPCon技术虽为N型技术，但与P型PERC技术的核心本质均是背面钝化接触技术，因此核心设备只需增加硼扩和薄膜沉积设备（PECVD/LPCVD/PVD），极大地降低了新增设备的投资成本，同时容易实现量产化。根据设备公司拉普拉斯的调研走访，市面上的TOPCon技术主要有三种路线，包括了本征+磷扩、原位掺杂、离子注入（直接掺杂）技术，目前可选择的路径较多，每一种路径都有不错的表现。 1）本征+磷扩。采用LPCVD 制备多晶硅薄层并结合传统的全扩散工艺。需要较PERC增加LPCVD、扩散炉、刻蚀设备，工艺优点是成熟且耗时短（从硅片进入炉管到降温之后出来），生产效率高，已实现规模化量产，但存在绕镀和成膜速度慢的问题，目前TOPCon厂商布局的主流路线。 2）离子注入（直接掺杂）。采用LPCVD 制备多晶硅薄层并结合扩硼及离子注入磷工艺。需要较PERC增加LPCVD、离子注入机、退火炉、刻蚀设备，技术优点是无绕镀风险，且良率更高，不足之处在于工艺难度大，且需要更多的扩散炉和两倍的LPCVD。 3）原位掺杂。采用PECVD 制备多晶硅薄层并结合原位掺杂工艺。需要较PERC增加PECVD、退火炉设备。该方法可以简化流程、降本提效，不仅沉积速度快、沉积温度低，还能用PECVD制备多晶硅层。但目前因气体爆膜现象而导致的良率较低问题还未能解决，技术稳定性有待改进。 目前限制TOPCon技术进一步实现产业化的因素主要有两方面，一是技术难点并没有完全克服且制作工艺复杂，造成技术路线没有完全定型，进而导致良率和产量情况不如PERC，转换效率潜力并没有完全释放; 第二是双面用银导致成本稍高，从而降低了TOPCon电池的性价比。 2.3 工艺流程相对复杂、技术路线细节定型难度高 技术难点方面，较为复杂的工艺步骤主要包括隧穿氧化层的生长方式；掺杂多晶硅薄层制备方式；硼扩技术选择。 难点一 隧穿氧化层生长方式：隧穿氧化层的钝化接触提效原理如下图所示，掺杂的多晶硅薄层和n型硅基体在接触产生反阻挡层，使准费米能级分裂（提高 ），对空穴形成势垒，阻挡少子空穴进一步到达氧化硅/n型硅基体的界面，而多子可以通过隧穿原理（允许一种载流子通过，阻止另一种载流子输运）最终阻挡了空穴到达金属半导体接触的界面进行复合。这种载流子选择性接触结构有效解决了晶硅太阳能电池表面钝化和接触的矛盾，使电池的转换效率有大幅提升。因此隧穿氧化层的生长方式和厚度控制对于提高钝化效果极为重要。 制备隧穿氧化层时如何控制氧化层的质量、厚度、和均匀性是一个技术性难题，当厚度大于2nm时，位垒太高，隧穿将难以实现，因此量产的氧化层厚度一般都1.4-1.6nm。目前制备隧穿氧化层的技术多样化，各种技术路线优缺点明显，尚需时间检验。 难点二 掺杂多晶硅薄层制备方式：对于掺杂多晶硅薄层的制备，目前市场中主要有三种制备方式，分别为LPCVD(低压化学气相沉积法)，管式PECVD(等离子增强化学气相沉积法）及板式PECVD。此外还有PVD（物理气相沉积）、PEALD（等离子体增强原子层沉积）、APCVD（常压化学气相沉积）法，但未实现商业化应用。目前商业化进程最成熟的是LPCVD制备掺杂多晶硅薄层，PECVD则是新技术发展方向。 LPCVD工艺的基本原理是将制备多晶硅薄膜所需的气态物质混合，在较低压力下，用热能激活，使其发生热分解或者化学反应，借助气相作用最终沉积形成多晶硅薄膜，在过程中沉积温度、反应压力、硅烷流量等沉积参数会对薄膜的质量和生长速率产生较大的影响，需要较好的参数控制。 PECVD则是在低压条件下利用辉光放电将反应气体电离，形成具有较强活性的离子化的气体，经过一系列化学反应后在基片表面淀积形成稳定固态薄膜。 在镀膜工艺过程中，硅片由于受热发生膨胀，不能一直保持与石墨壁贴合状态，此时反应气体需要沉积的目标膜层会因为硅片受热膨胀的缘由沉积在硅片与石墨壁之间的缝隙之间，这些额外沉积的膜层主要分布在与目标沉积面的相对面的边缘位置，导致下一工序对硅片另一面镀膜时出现部分硅片边缘较厚的情况，这种现象称为绕镀。绕镀问题在LPCVD镀膜工艺中尤为严重，如果绕镀不能完全去除，则会出现外观良率低、漏电比例高、性能降低等问题。 目前LPCVD设备制备掺杂多晶硅薄层是行业里最成熟的路线，LPCVD装片多、产量大，但是存在绕镀面积大、掺杂时间长、均匀性差、石英件损耗大、镀厚膜容易爆膜的缺点。 PECVD设备可以避免产生绕镀的问题，但是产量小、维护成本高，均匀性和效果略差。因此，对于镀膜设备的选择的不确定性也是导致TOPCon良率较低的重要原因之一。 难点三 硼扩散：在N型电池整个工艺流程中，PN结制备的质量是决定电池效率的关键步骤。低压管式BBr3、BCI3扩散、旋涂硼源+扩散、常压管式BBr3扩散、离子注入+退火是目前主要的四种N型的PN结制备技术。根据拉普拉斯统计，低压管式BBr3在设备市场上的占有率较高，尤其是在光伏领域。 硼扩散的难点在于硼和硅之间溶解度的较大差异导致扩散速率较低；对扩散温度的要求较高，需要达到1000℃；均匀性不好控制。 2.4 较PERC成本稍高，但降本路径清晰 成本较高体现在：与PERC相比，TOPCon的较高的成本主要来自于非硅成本方面，目前较PERC每W高出0.08-0.09元。其中浆料是其中成本最高的环节，TOPCon目前用量150-180mg，对比之下PERC用量仅有70mg左右。此外，TOPCon与PERC在良率上的差距也导致了单位成本的上升。根据调研，TOPCon目前量产的良率在93%-95%，而PERC的良率达到了98%。技术工艺路线的不确定以及关键环节的一些工艺难点尚未被克服是TOPCon良率较低的主要原因。 TOPCon银耗较高的原因在于双面使用银浆。晶硅电池由光伏技术原理的不同，可分为P 型和 N 型。P 型晶硅电池是由掺硼 P 型硅基体掺杂磷元素形成 N 型发射极实现 PN 结，而 N 型晶硅电池由掺磷 N 型硅基体掺杂硼元素形成 P 型发射极实现 PN 结。这会让P型和N型的金属化欧姆接触原理与工作机制有所区别。N 型相比于 P 型，发射极上需要更多的银浆才能达到可量产的电学性能；N 型晶硅电池双面率高，背面通过银浆丝网印刷实现的电极结构类似于 P 型晶硅电池的正面电极结构，这些都使得 N 型电池对正面银浆单位消耗更高。 N 型银浆用量及成本存在明显的下降空间，主要实现方法包括：多主栅技术的应用，银浆的用量可以得到最大程度的节省；银铝浆的使用可以推动银浆成本下降；目前TOPCon银浆国产化率较低，随着国内浆料企业的研发和进步，国产TOPCon银浆渗透率的提升有助于降低成本。 除了在银浆方面有下降空间外，硅片薄片化和大型化、设备产能的提升（例如双面、三合一镀膜设备）、良率的提升（摊薄成本）和转换效率的提高（最终降低LCOE）都是TOPCon成本下降的可行性路径。目前TOPCon单GW设备投资额为2亿元，PERC产线升级为TOPCon产线单GW设备投资额为0.5-0.8亿元，随着降本路线的持续推进，TOPCon将会极具性价比。 2.5 良率与效率有待进一步提升 目前TOPCon产业化进程不断提速，转换效率记录不断刷新。2021年6月1日，经过德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）认证，隆基在N型TOPCon的转换效率达到了25.21%；2021年10月13日，晶科能源N型TOPCon电池效率达到25.4%，再次打破世界纪录。 产业化方面，由于TOPCon技术与PERC技术的工艺兼容度较高，因此更受传统电池厂商的青睐。2019年后新增PERC产能基本都做出TOPCon技术升级的预留空间。但是根据部分光伏电池企业、一体化企业2021年中报的披露信息，目前实际落地的产能较少，产能提升仍然需要技术路线的进一步明确。 量产效率方面，TOPCon较PERC未有显著优势。根据PV Infolink统计，目前TOPCon 主流电池量产效率约23.7-24.0%。2021年8月，天合的210mm PERC电池量产效率达到23.56%，且还未到转换效率极限，TOPCon与PERC实际量产效率仍未拉开较大距离。 3 HJT：工艺步骤简洁+效率高，备受产业青睐 3.1 结构上兼具晶硅与薄膜电池优势 异质结（Heterojunction with Intrinsic Thin-layer = HJT）是一种高效晶硅太阳能电池结构,由 N型晶体硅基板和非晶硅薄膜混合制成，结构如图34所示，在背面依次为透明导电氧化物膜（TCO）、P型非晶硅薄膜，和氢化非晶硅薄膜；在电池正面依次为TCO透明导电氧化物膜，N型非晶硅薄膜和本征非晶硅膜。得益于非晶硅薄膜的引入，异质结太阳能电池兼具晶硅与薄膜太阳能优势，表面钝化效果更好，其晶硅衬底的前后表面均实现了良好的钝化，并且隔绝了金属电极和硅材料的直接接触，进一步降低了载流子复合损失，提升了电池转化效率。 德国哈梅林太阳能研究所理论模拟计算结果显示，双面完全钝化的TOPCon的理论极限效率略高于HJT，但是由于工艺流程上比较复杂、技术路线选择性较多，目前TOPCon产线上导入的都是单面钝化技术，良率上仅有93%左右，且转换效率目前稍低于HJT。虽然HJT技术的工艺难度较高，但是由于工艺步骤的简化，良率目前在98%左右（RPD镀膜良率93%左右），更适合大规模量产。且由于市场关注度较高，因此产业化进程速度快。 HJT更符合硅片薄片化趋势。PERC电池工艺中，所用的硅片主流厚度为170μm-180μm，进一步减薄后对于电池和组件的工艺均会形成挑战，且引起转换效率的下降，甚至发生严重的翘曲、失效现象。由于HJT电池结构对称、且采用低温工艺流程，因此硅片不容易翘曲，硅片更容易符合薄片化降本趋势。HJT 在硅片变薄的情况下，开路电压（V_oc）上升，短路电流（I_sc）下降，填充因子（FF）基本稳定，因此转换效率基本可以保持不变。 HJT可实现向下一代高效电池技术的过渡。HJT电池更容易实现与一代技术的融合。目前结合IBC结构的HBC电池已实现实验室26.63%的转换效率，与钙钛矿组成的叠层电池转换效率有望提升至30%以上 HJT具有优异的电池特性。与PERC电池相比，HJT电池存在衰减率低、温升系数低、双面率高、弱光效应好的特性。 3.2 工艺步骤简洁、量产化路线清晰 HJT工艺步骤简洁：相比于PERC与TOPCon，HJT电池的工艺流程简洁，仅需四步便可完成，因此良率大大提高，也更符合大规模量产趋势，目前产业中HJT量产效率高达98%，在良率上与PERC相差无几，远胜于TOPCon。 清洗制绒：HJT工艺的首要步骤为制绒清洗，清洁的硅片表面和合理的织构化处理有利于获得高V_oc。制绒清洗工艺的主要目的为利用制备的绒面产生陷光现象，减少光的反射率、增加光吸收、最终提升光电转换效率。主要步骤包括：利用 KOH 溶液对 N 型硅片进行各向异性腐蚀，形成绒面结构，从而降低表面反射率、产生更多载流子；形成洁净硅片表面，去除有机物和金属杂质（SC1、CP、SC2、DHF），从而避免不洁净引进的缺陷和杂质而带来的结界面处载流子的复合。 清洗制绒环节主要包括 RCA 与 O3两种技术路线，目前多采用二者结合的方式。RCA 清洗通常是使用碱性腐蚀液对硅片进行各向异性腐蚀。这种方法处理之后，硅片的界面金属杂质较低。但氨水会导致硅片表面较为粗糙，同时化学品耗量较大，废液处理成本较高。行业内已经开始使用臭氧超纯水来代替 RCA ，臭氧的氧化还原效果高于 H2O2，在有效去除金属、颗粒和有机物的同时，不会增加表面微粗糙度。臭氧清洗既能满足工艺需求的同时，又可以降低化学品耗量及运行成本量，降低废液处理成本，更有发展前景。 非晶硅沉积：非晶硅薄膜沉积为核心工艺，目前使用PECVD沉积非晶硅薄膜是市场主流。由于P-N 异质结制备的位置是在 N 型晶硅衬底表面，且沉积层影响到钝化的效果，因此决定了 HJT 的电池性能。 目前市场上常用的RF（射频）-PECVD镀膜设备，频率主要分为13.56MHz和40.68MHz。其中40.68MHz处于甚高频频段（VHF：30-300MHz）。工作频率是PECVD工艺的重要指标之一，其对薄膜沉积速率和质量等都有影响： 通过调节电流频率的大小，控制生成等离子体的数量，可以起到控制薄膜沉积速率的作用。工作频率越高，等离子体的离化度越高，离子轰击效应更明显，薄膜沉积速度更快。 基板在PECVD设备中，边缘部分的电场较中心区域弱，会影响局域的组分沉积速率。相比低频工作，高频时两个区域电场强度差别较小，沉积速率差别较小，薄膜均匀性就更好。 工作频率高，等离子体携带的动能增加，轰击作用强，到达基板的速度较大，易造成较大损伤，对其寿命产生影响。 VHF-PECVD由于电源频率高，薄膜沉积质量高，更利于生长微晶硅。微晶硅是一种晶粒大小为微米数量级的介于单晶硅和多晶硅之间的材料。镀微晶的好处表现在： 微晶硅具有更好的结构有序性，使得载流子迁移率较高，有利于电极对光生电子、空穴的收集，大大提高微晶硅材料的电导率。 非晶硅薄膜在受长时间光照后性能会有所下降，即S-W效应。而微晶硅中由于晶粒都是结晶状态，具有更好的稳定性，光致衰退效应几乎不存在。 当前行业内多采用分层镀膜工艺进行提效。对于异质结电池，要想提高转换效率，就要提升非晶硅薄膜的钝化效果，而杂质过多，会对钝化效果产生负面影响。传统的分层镀膜工艺采用IN-IP顺序，即在硅片正面依次沉积本征（i）和N型非晶硅薄膜，再在背面以此沉积本征（i）和P型非晶硅薄膜。目前基本采用IINP制程工艺，提高效率0.15%左右。p型硅中的硼在镀膜后残留在腔体或托盘表面，会影响本征层的钝化效果。因此将非晶p晶工序独立，可以有效减少硼扩散，提高电池效率。 TCO镀膜：HJT相较于晶体硅太阳能电池最突出的特点就是需要制备TCO薄膜。制备TCO膜的技术有两种，传统的PVD 技术是运用 SPUTTER 磁控溅射，使用 ITO（氧化铟锡）靶材；RPD 技术则是利用特定的磁场产生稳定、均匀、高密度的等离子体，使用 IWO（氧化铟掺钨）靶材。缺乏TCO薄膜的氢化非晶硅薄膜的导电性较弱。TCO薄膜可以收集光生载流子并将其运输金属电极上，具有良好导电性。同时，TCO薄膜还需具备减反射的功能以保证电池拥有较低的表面光反射损失，具有高透过率。一般的导电材料或者透明氧化物只能满足强导电性和高透过率的一种，而TCO却能兼顾这两个功能，是一种理想材料。 目前主流技术路线是用PVD的方式制备前后表面的TCO膜，主要设备供应商有梅耶博格、冯阿登纳、Singulus、迈为股份等。 RPD技术制作出来的TCO膜效率较高，但是目前有诸多难点： 从靶材溅射出的离子呈球形分布，为了均匀镀膜，需要多靶同时溅射，还需要在硅片与溅射源之间设置匀流板，大幅限制了镀膜的产能。 靶材利用率低，且供应商较少。 RPD 自下往上镀膜，需要采用两台设备进行镀膜，影响产能。 受制于日本住友专利技术，核心部件依赖进口,设备价格较高。RPD的设备供应商仅有Sumitomo（日本住友,专利所有者）和捷佳伟创（获得专利授权），无法形成有效竞争。 丝网印刷、固化、测试分选：丝网印刷技术是 HJT 电池电极金属化环节主流工艺，技术成熟度较高。目前HJT主要的挑战是低温银浆的成本较高，制约了HJT成本的进一步下降。解决方案包括：银包铜技术与无主栅技术（SmartWire）相结合等。 Meyer Burger的SmartWire智能网栅技术能够在保证丝网印刷效率的前提下大大降低成本。该技术一方面去掉了正反面5根主栅，将印刷头从4个减至2个，成本降低200-300万元，另一方面直接采用金属丝连接余下的细栅，节省了细栅银浆90-100mg。 目前，钧石能源采用的全新的溅射镀膜方式结合网版设计和新型浆料开发，采取一面用银一面用铜的方式，单片银浆耗量下降50%，使G1硅片制作的异质结电池银浆单耗从150mg大幅降至80mg。随着HJT产业化进程的加速，银浆成本与用量下降速度有望超预期。 3.3 设备与耗材国产替代快、后续降本增效空间大 根据测算，目前HJT的单瓦生产成本比PERC高出0.2元，主要是在非硅成本上的差异。在当前时间点，异质结技术的降本路线较为清晰，主要有两条路径： 一是原材料端的直接降本。主要通过硅片薄片化（厚度低于120um）、银包铜技术的导入（银含量低于45%）、切片良率的提高（大于95%）、低温银浆的国产化、设备投资（下降到3.5亿元/GW以下）的下降实现。 二是效率的提升，带来更好的发电量增益价值、从而带来更明显的修正成本优势。主要可以通过微晶硅技术的导入、退火吸杂技术的应用、工艺与靶材的优化等技术实现。 HJT降本线路之一，微晶硅技术：使用掺杂微晶硅替代目前的掺杂非晶硅是HJT太阳能电池效率的重要提升方向，可以进一步提高掺杂浓度、增加透光性能，同时减低掺杂层的电阻，并最终增大HJT电池的电流密度。 微晶硅薄膜由纳米级的晶硅颗粒镶嵌在非晶硅薄膜组成，是介于非晶硅和单晶硅之间的混合相无序半导体材料。微晶硅薄膜电池同时具备非晶硅和单晶硅的优点： 微晶硅薄膜电池制作成本低。 结构有序性使载流子迁移率高，电导率、吸收系数高，几乎没有衰退效应。 容易量产，可大面积制备。 光电转换效率高，且在不同的太阳光谱波段与非晶硅形成互补。 微晶硅中大部分颗粒大小在微米量级，实际上就是精细颗粒多晶硅。一般认为，多晶硅的晶粒尺寸在100um以上时具有优良的性能和高转化效率，但大晶粒、高质量的多晶硅薄膜生产工艺复杂。微晶硅晶粒尺寸虽然较小，但制备多在T<600℃下进行，易实现对微晶硅薄膜中氧原子的钝化和晶界的钝化，因而低温工艺制备的微晶硅薄膜太阳电池具有较为可观的转化效率。 HJT降本线路之二，退火吸杂：晶硅太阳电池在制作过程易受金属杂质的沾污，金属在硅中是深能级，复合活性大，加速载流子的复合，深能级的金属杂质严重影响硅片的少子寿命，对提升电池的转换效率不利，因此杂质的去除对于效率的提升尤为重要。 吸杂是将金属杂质从器件有源区转移到硅片预设计区域或者将其蒸发。吸杂技术的三个物理过程：1）杂质的释放；2）杂质向俘获区扩散；3）杂质在缺陷中心被俘获。 目前采用的吸杂技术可分为：内吸杂、外吸杂、化学吸杂。其中内吸杂是利用适当的热处理工艺步骤，通过控制硅片的氧浓度及氧沉淀在硅片内部形成有效的吸杂点，从而达到去除杂质的目的。内吸杂的热处理工艺一般采用高温-低温-高温三步式退火，可与原有器件工艺相结合，具有更广泛的应用前景。随着HJT电池被广泛接受和量产，退火吸杂将成为HJT电池生产的必备工序。 HJT降本线路之三，银包铜：HJT银浆占电池非硅部分超过50%，采用银包铜浆料是在金属化层面降低异质结成本的途径之一。银包铜粉即在铜粉表面包覆一层金属银，获得拥有核-壳结构。银包铜与纯银相比，生产成本显著下降，同时又具备热稳定性、高导电性、抗氧化、抗迁移等优势，实现高性能低成本，可用于部分乃至全部替代纯银或纯铜。 2008年左右,欧美及日本开始对银包铜粉进行开发和市场化生产,而我国在这方面的研究一直处于初期阶段。现在国际上生产银包铜粉的主要有美国SCM、德国Ecka、比利时Nano以及日本Fukuda等企业，且产品质量较国内更好，种类更多。目前低温银浆国产化进程正在加速进行中，华晟、迈为等多个企业都将在今年将银包铜技术应用于HJT电池量产中，预计中国将在今年实现银包铜浆料的国产化，正式开始HJT技术的低成本时代。 3.4 产能规划有待进一步落地 2021年以来HJT产能布局较多，但实质性落地产能较少。截至2021年8月，HJT年内明确规划产能已超50GW。但是由于设备投资较高、非硅成本难以快速下降的问题，实际落地产能较少，2020年底至今，主要HJT产线招标仅有11GW。 随着微晶硅技术的导入和成熟、新型金属化等技术的渗透，HJT在成本端及效率端均有望得到进一步优化，2023年及之后HJT技术有望迎来产能落地的爆发期。 4 未来已来，静候N型量产佳音 2021年年内N型TOPCon与HJT技术效率不断取得突破，量产效率与实验室效率实现“双开花”， 进一步拉大与单晶PERC电池的效率差。当前N型TOPCon与HJT技术的平均转换效率已经与PERC有1.5%左右的的差异。 目前各大设备商几乎都已入局N型相关设备的研发、生产，进展比较快的企业包括迈为股份、捷佳伟创、拉普拉斯、金辰股份等，未来建议关注相关量产订单落地及实证运行数据的验证。 我们基于如下假设，对新型电池技术设备市场空间进行了测算，根据推算2021-2023年TOPCon、HJT市场空间有望分别达到220/221亿元。 1、光伏装机与组件的容配比为1：1.2；组件与电池产能1:1对应 2、2021年全球光伏电池产能利用率为65%，与2020年持平； 3、2019年后新增PERC产能均有TOPCon升级空间 根据公开信息披露，年内目前已有多个N型组件招标项目。对比合理价差的测算结果，N型组件渗透率进一步提升仍需进一步降本增效，在拉开与P型组件的功率差的同时，进一步在价格上有所下降。 通过2021年SNEC展会上对于市场上主要组件厂商展出组件的统计，可以看到N型组件的到来已经进入倒计时。我们预计2022年中，市场上可以陆续看到N型组件的规模出货及应用。 5 相关标的推荐 1）在新型电池技术领域研发及量产布局领先的一体化组件龙头，重点推荐隆基股份、晶科能源。建议关注晶澳科技、天合光能（二者均有望在年内进行新型高效电池产能建设）。 2）专业化电池厂商，重点推荐通威股份。建议关注爱旭股份（ABC技术门槛高，产能布局大），中来股份（TOPCon量产效率达24.5%，转换效率及产能规划行业领先），钧达股份。 3）受益于N型技术变革的设备公司，重点推荐迈为股份、金辰股份、捷佳伟创，建议关注奥特维（串焊机已储备TOPCon与HJT技术工艺，已分别导入晶科、华晟），拉普拉斯（TOPCon核心设备LPCVD行业最大供应商），帝尔激光（激光技术行业领先，同时开发出激光转印技术），京山轻机（与金石能源强强合作，加码异质结电池设备）。 4）新型技术产线进度及产能规模领先的新进入者，建议关注华晟新能源（已有三期HJT产能布局，产能规模及量产效率行业领先），金刚玻璃（目前产线已经开始流片，效率、成本参数具有高度参考价值）。 隆基股份： 光伏一体化龙头：公司是国内硅片及组件双龙头，2020年全球组件出货量排行第一。公司有研发技术丰富的电池技术团队，并且在TOPCon、HJT、IBC等下一代N型高效电池以及钙钛矿、叠层等新100%型电池等技术方面储备了大量研发成果。经过德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）认证，2021年6月1日，隆基在N型TOPCon、P型TOPCon、N型HJT技术的转换效率分别达到了25.21%、25.02%、25.26%，一举斩获三项商业化尺寸单晶太阳电池转换效率世界纪录。2021年10月，隆基在一周内两次创造M6全尺寸的HJT转换效率记录，分别为25.82%、26.30%，同时26.30%也是目前为止全球晶硅FBC结构电池的最高效率。 硅片优势外溢，新技术有望实现差异化低成本竞争：公司在电池新技术研发布局的广度和深度行业领先，除多次刷新TOPCon、HJT等各条高效技术路线的研发效率纪录外，公司或凭借自身硅片技术优势，实现更加差异化、更具性价比的高效电池技术量产。 晶科能源 前瞻布局 N 型 TOPCon 电池，转换效率冠领行业。近几年公司持续加大 对 N 型产品的研发投入，多次刷新 TOPCon 电池效率世界纪录。2021 年 10 月公司公告182 尺寸 N 型单晶 TOPCon 电池转换效率达到 25.4%，再 次登顶转换效率全球榜首。根据招股书，公司 2020 年底 TOPCon 电池产 能达到 0.8GW，量产平均转换效率达到 24.2%，生产良率已经接近 PERC 电池，在业内处于领先水平。 2022 年 1 月合肥 TOPCon 电池项目投产，抢占 N 型市场先机。在 0.8GW TOPCon产线的成功经验基础上，公司迅速扩产巩固 N 型技术优势。2021 年 9 月 8 日公司合肥 16GW TOPCon 电池项目正式开工，12 月 10 日交付 设备进场，2022 年 1 月 4 日一期 8GW 投产，预计 2022Q2 将达到满产； 二期 8GW 计划 2022 年上半年投产，到年中公司 TOPCon 产能将达到 16.8GW，N 型规模位居行业之首。 预计公司2021-2023E年净利润分别为8.6、26.8、41.4亿元，对应EPS分别为0.11、0.34、0.52元，继续重点推荐。 通威股份 一线电池片厂商、成本+技术双优势：根据PV Infolink统计，2020年通威电池片出货量排名全球第一。截至2020年末，公司太阳能电池年产能27.5GW，其中，单晶电池年产能24.5GW，多晶电池年产能3GW，电池片产能市占率13%，处行业一线水平，预计 2021 年底公司电池产能规模超过55GW。公司当前单晶PERC电池产品非硅成本已达到0.2元/w以内，成本优势有望进一步提升。 公司目前加速推进HJT、TOPCON等新技术研发进程，2021Q1通威(合肥)200MWHJT中试线批量生产的电池片以24.3%的转换效率为主，平均良率达97.84%，单日最高良率达98.44%，同时通威成都1GW产线已于2021年7月底投产。 2021年7月8日，通威与江苏微导于眉山基地就TOPCon项目相关合作的技术内容进行洽谈，在GW级HJT产线落地的同一时间段加码TOPCon技术，进一步完善电池技术路线布局，提升电池片环节的竞争力。 预测公司2021-2023E年净利润预测分别为83、143、153亿元，对应EPS分别为1.85、3.18、3.39元，维持“买入”评级 迈为股份 丝网印刷设备领军者：公司是太阳能电池丝网印刷设备龙头企业，2019年丝网印刷设备国内市占率达78%，国际市占率达55%。公司在丝网印刷领域的优势为布局HJT技术奠定了良好基础。 HJT设备技术开拓者：公司前瞻性的进行了HJT高效电池设备的布局，自主研发生产HJT高效电池大面积平板式PECVD非晶硅镀膜设备，并且获得7项专利授权。此外，迈为在清洗制绒环节引入日本YAC技术并实现国产化，进一步提高了制绒环节的技术质量。2020年10月13号关联交易公告披露了向参股公司江苏启威星（公司持股30%）购买清洗制绒设备，即以合作的方式获得清洗制绒设备，标志着迈为异质结整线正式形成。 2020年12月，迈为联合华晟发布SMBB技术（SuperMBB），通过栅线设计及焊盘点的优化，实现 HJT 银耗进一步降低，大大加快了HJT产业化进程。 自2019年1月启动HJT PECVD及其配套设备，迈为先后首创性地研制了第一代产能200MW、第二代产能400MW的PECVD设备，近期金刚玻璃1.2GW的异质结产线中，迈为的异质结设备产能已经达到600MW。截至2021年12月，公司HJT高线电池设备客户涵盖通威、华晟、阿特斯、金刚玻璃等，年内共获取6.9 GW HJT整线设备订单，市占率超过70%，处于行业领先地位。 2022年3月，经德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)认证，迈为股份联合澳大利亚金属化技术公司SunDrive利用可量产工艺在全尺寸(M6尺寸，274.3cm2)单晶异质结电池上转换效率达到26.07%，进一步验证了异质结电池量产效率在未来跨越26%大关的可行性。 根据我们对公司订单结构及HJT产业化进程的最新判断，预测公司2022-2024E 净利润分别为9.00、12.65、18.62亿元，对应EPS分别为8.73、12.27、18.06元，维持“买入”评级。 金辰股份 组件设备与高效电池设备协同发展：金辰股份主营业务为光伏组件设备，可提供光伏组件“全链条”供应能力，覆盖常规组件、双玻组件、半片组件、叠瓦组件等新技术产品类型，全球市占率达35%-40%。 近年来，公司在高效电池领域同时发力，与中科院宁波材料所开展深入合作，并取得积极成果。TOPCON用PECVD完成工艺验证，已进入市场拓展阶段。目前公司的PECVD设备获得头部组件厂晶科、晶澳、东方日升的引入。其中，与晶澳经过一年半的合作，效率接近24%，现已进入中试提效阶段；与东方日升合作仅半年，就取得了≥24%+的平均效率。 HJT PECVD设备与德国H2GEMINI公司积极合作，专注研发应用于HJT用PECVD工艺与设备，研发生产的PECVD设备具有产能大、成本低等优点。2021年6月底，首台由金辰自主研发的HJT电池PECVD非晶硅薄膜设备运抵晋能科技，目前量产平均效率已达24.38%，最优批次效率可达24.55%，且效率在多批次电池片中效率分布均匀，表现较为优异。与此同时，公司也在积极储备双面微晶HJT技术及新型金属化技术，2022年3月，公司全新的微晶HJT PECVD设备已发往晋能测试，未来在效率与成本上有望进一步提升竞争力。 捷佳伟创 电池片设备核心供应商：捷佳伟创自成立以来，已为全球200多家光伏电池生产企业、近1300条电池生产线提供设备和服务，凭借管式PECVD二合一设备、碱抛光设备的出货，捷佳伟创已成长为PERC设备的龙头，产品覆盖PERC设备整线，是全球领先的晶体硅太阳能电池设备供应商。 TOPCon + HJT双布局：公司同时涉足TOPCon和HJT技术，自主研发的高效清洗设备（HIT、TOPCON）研发成功并达到量产，210大尺寸丝网印刷整线已研发完成并出货一条双轨线。TOPCon方面，气态源（BCl3）210硅片硼扩散工艺已研发成功，现处于行业领先位置；HJT方面，自主研发的首台国产大产量RPD5500A设备和异质结关键设备板式/管式PECVD先后出厂交付，拥有业内首条全自主、智能化的整线生产线。 在HJT的TCO环节，捷佳同时布局PVD及RPD（拥有专利保护），并创新推出PAR（PVD and RPD一体机）。因为设备原理和靶材原理的优势，PAR、RPD已证实可以获得相对于传统TCO薄膜更高的转换效率与更好的电性能。2021年10月份，公司RPD产品助力隆基，一周两次创造25.82%、26.30%两个世界纪录，同时量产效率指标处于行业领先水平。 风险提示 新技术发展不及预期：TOPCon与HJT等新型高效光伏电池技术难度较大，若行业内在新技术量产良率、效率等方面不能取得进一步突破，则会导致新技术发展不及预期。 降本速度不及预期：目前TOPCon与HJT较PERC生产成本较高，若降本路线迟迟无法取得突破，则会导致新技术在下游渗透速度变慢。 量产速度不及预计：目前行业内实际的TOPCon与HJT产能较小，如果行业内新技术产能没有形成规模，则会导致量产速度不及预期。 姚 遥 yaoy@gjzq.com.cn 宇文甸 yuwendian@gjzq.com.cn 李轩宇 lixuanyu@gjzq.com.cn 特别声明： 国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。 本报告版权归“国金证券股份有限公司”（以下简称“国金证券”）所有，未经事先书面授权，任何机构和个人均不得以任何方式对本报告的任何部分制作任何形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。 本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，对由于该等问题产生的一切责任，国金证券不作出任何担保。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整。 本报告中的信息、意见等均仅供参考，不作为或被视为出售及购买证券或其他投资标的邀请或要约。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。 在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。 本报告反映编写分析员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，且收件人亦不会因为收到本报告而成为国金证券的客户。 根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于C3级(含C3级）的投资者使用；非国金证券C3级以上(含C3级）的投资者擅自使用国金证券研究报告进行投资，遭受任何损失，国金证券不承担相关法律责任。 此报告仅限于中国大陆使用。

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