【摘要】

电池片的技术进步，仍是光伏各环节众多技术迭代中影响最大的方向，根据CPIA，2021年我国企业/研究机构晶硅电池试验效率打破记录11次：其中9次为N型电池技术，2次为P型电池技术；8次为TOPCon电池技术，3次为HJT电池技术。

受益于较高的兼容性，众多的原有光伏组件/电池企业在TOPCon方向也加大投入，并在近几年获得了较大进展，而且在当前的小规模阶段就已获得了相对PERC的一定经济性。

TOPCon、HJT都是目前N型电池中的主流技术，均具备较好的发展前景，对于技术走向的关注，我们更需要回归产业，核心参考企业产线设备交付情况、电池产品生产释放节奏以及量产电池片下的对应转换效率等。

1954年美国贝尔实验室实现单晶硅电池突破，光电转换效率6%。而早期晶硅电池造价很高，主要应用在航天领域。上世纪八十年代，减反射、钝化、金属化工艺的突破优化，推动晶硅电池实验室效率进入20+%的阶段，加速了太阳能电池的产业化进程，时至今日，晶硅太阳能电池规模化应用的技术方案主要包括早期的BSF电池及当前的PERC方案。

光伏电池技术经历多轮迭代，按产业化成熟度分，可以大致分为

1）PERC主流成熟期路线

2）TOPCon、HJT发展导入期路线

3）IBC、钙钛矿等前沿方案。

目前PERC电池量产效率接近理论极限24.5%，且降本进程趋缓，进一步降本增效要在技术方案上突破。N型取代P型硅片节奏加速，22年或成为推广元年。P型硅片最大的问题在于硼氧复合体光衰对于转换效率的影响，n型硅片由于掺杂磷（而非硼），从最根源上消除硼氧复合体对衰减的影响。

此外，n型硅片还具备少子寿命长（高出1-2个数量级）、对金属污染的容忍度较高（金属污染对少子为空子的N型硅片影响较小）等优点，因而转换效率相比较P型硅片更高。目前市场上较为主流的N型电池技术包括TOPCon、HJT以及IBC电池等。

TOPCon大幅提升电池效率和发电量，经济优势初现

N型TOPCon（隧穿氧化层钝化接触，Tunnel Oxide Passivated Contact）电池大体是基于PERC电池的基础架构，主要变化体现在：

其一将衬底由P型换为N型，N型半导体少子寿命高，基本无硼氧复合，且对金属污染宽容度更高；

其二在背面结构中，先增加1-2nm的隧穿氧化层SiOx，再沉积一层掺杂多晶硅npolySi，形成背面钝化接触结构。隧穿氧化层提供了良好的化学钝化性能，大幅降低了界面复合，同时允许多数载流子有效地隧穿通过到掺杂多晶硅层。掺杂的多晶硅层与基体形成n+/n高低场，阻止少数载流子运动至表面，形成选择性钝化接触。

TOPCon工艺路线差异主要体现在多晶硅生长及氧化层的制备上，目前主流的技术方案包括LPCVD、PECVD、PVD等（习惯以多晶硅层制备方式简称）。

优势1：TOPCon发电效率更高，提效路径明确、空间大

TOPCon电池基于N型衬底的，少子寿命更长，隧穿氧化层的选择性透过能力大幅减少载流子复合造成的损失，同时配合SMBB等工艺减少正面栅线阻挡，TOPCon电池效率较PERC有1pct以上的优势。

同时TOPCon电池仍处在产业化的初期，提效幅度、速度均更快。以双面为前提，TOPCon的理论极限效率为28.7%，高于PERC电池和HJT电池，目前双面TOPCon电池的实验室最大效率仅22.5%，而单面TOPCon电池的理论极限效率仅27.1%。

依据各公司公告，目前TOPCon电池的量产最高效率是为24.5%。

优势2：高双面率、低衰减等提升全周期发电量

根据晶科能源产品白皮书披露，N型TOPCon电池双面率可以达到85%，较PERC70%左右的双面率明显提高，折算至综合效率端大致形成1pct左右的效率优势。

同时由于N型衬底少子寿命更长，受杂质影响小，同时基本上消除了硼氧复合造成的LID，TOPCon组件首年衰减优化至1%，年衰减幅度较P型明显减少，且弱光表现更好，温度系数更优，提升全生命周期发电量。实例测算全周期发电量优势达到4-5%。

优势3：能更好兼容PERC产线与工艺

从硅料/硅片环节看，TOPCon采用N型衬底，对硅料纯度要求较P型更高，目前硅料企业新产线基本上满足N型需求。N型硅片拉晶过程要求热场等辅材杂质含量更低，切片厚度与PERC大体一致。总体上在上游硅料、硅片重资产环节不涉及设备更替；

从电池制备环节看，TOPCon相比PERC增加/替换的主要设备为B扩散、隧穿氧化层及polySi沉积设备，其余环节基本与PERC产线兼容；

从组件制备环节看，TOPCon通常配合SMBB减少银浆用量，此时要求串焊机做相应调整（若不改变主栅线数目则无需调整），高温工艺的TOPCon在组件端同样适配PERC产线。

总体来看，TOPCon与PERC工艺大多部分还比较接近，改造成本仅0.5~0.8亿元/GW，具备显著的成本优势，因此拥有大量PERC电池产线的设备的企业出于向N型硅片电池转型的必要性和性价比考虑，会倾向于选择TOPCon电池作为发展方向，可以充分利用现有的产业工人与成熟工艺。

参考CPIA统计数据，2021年PERC产线投资额约1.94亿/GW，TOPCon产线为2.2亿/GW，新建产线投资强度已经和PERC接近。调研反馈当前实际的PERC产线投资额已经降至1.5亿/GW以下，而TOPCon产线投资额也降至2亿/GW上下，叠加产线生命周期造成的折旧年限差异以及供需造成的排产差异，新建TOPCon产线平摊至单W折旧额已经接近PERC。

从改建角度看，PERC产线需要增加的投资额（包括硼扩、沉积设备等）大致在0.4-0.6亿/GW，投资额并不高，制约PERC产线改造的因素主要在技术方案和预留场地空间上（硼扩速度慢于磷扩，增加设备投入）。大部分2020年以后扩产的PERC产线预留了TOPCon的改造空间，但结合目前统计规划情况，2022年新增TOPCon产能主要为新建产能。

优势4：经济性已经开始显现

收益端，TOPCon已经形成溢价：相同版型下，TOPCon组件较PERC提供5-6%的功率增量，且首年衰减、温度系数、弱光表现均更优，全生命周期发电量较PERC提升约4-5%（数额受场景影响），意味着在相同LCOE基准下，TOPCon组件将享受较PERC的溢价。

年初以来，已有国电投、中核汇能开始N型项目招标，且国电投项目给出了0.14元/W的N型组件溢价。

成本仍然具备下降空间：从成本增量看，测算TOPCon非硅+硅成本合计增量大致在0.06-0.1元/W。

硅成本：非硅主要来自银浆及折旧：

1）目前182PERC正面用量70-80mg（背银约1/3），过去3年TOPCon正背面银浆消耗量实现大幅降低，但目前仍较PERC高约50mg（120-130mg/片），以当前银浆报价粗略测算单W非硅增加大致在3分上下。未来线宽下降、加工费用减少，TOPCon银浆消耗仍有很大的下降空间，叠加效率提升银浆非硅成本将趋近。

2）设备投资带来的折旧增加摊至单W大致在1分，考虑企业间技术工艺、良率、投产条件（主要影响能耗价格）差异，目前TOPCon电池环节非硅的成本增量大致在4-8分/W。

硅成本：N型硅片目前较P型仍高出6%-10%，以182硅片报价测算，大致硅成本增量在2-3分/W上下（目前N型硅片尚未大批量供应，存在浮动空间）。

基于上述基本面，TOPCon规模应用已经启动。具体到企业层面，2022年1月，晶科能源安徽8GWTOPCon电池项目投产，为全国首个大规模量产的TOPCon生产线。2月海宁基地产出首片TOPCon电池，预计到年中公司TOPCon产能将逐步爬升至16GW，成为量产规模最大的N型电池/组件企业。

同时，钧达、中来、隆基、天合、晶澳等均规划。其中，钧达股份计划扩产16GW高效电池，其中一期8GW的TOPCon项目已经开始建设，中来股份在现有3.xGW的基础上也启动两期共16GW的产能扩张。预计2022年底TOPCon产能将达到40GW以上，2022年就是TOPCon规模放量的元年。

参考资料：

20220308-招商证券-TOPCON开始规模应用，优势企业可能提前收获

20211219-民生证券-民生证券机械周报：TOPCON及HJT电池技术的进展跟踪

本报告由研究助理协助资料整理，由投资顾问撰写。投资顾问：黄波（登记编号：A0740620120007）研究助理：于鑫（登记编号：A0740120040019）