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2022年光伏行业研究报告一、PERC迫近理论效率极限，N型技术拐点已至1.1 “降本增效”推进技术迭代，PERC电池仍为行业主流光伏发电是利用半导体材料的光生伏特效应，把太阳能转化为电能的过程。其发电原理是太阳光照在半导体P-N结上，形成新的空穴-电子对，在P-N结内建电场的作用下，光生空穴（正电荷）由N区流向P区，光生电子（负电荷）由P区流向N区，形成从N到P的光生电动势，从而使P端电势升高，N端电势降低，接通电路后就形成P到N的外部电流。太阳能电池是实现光电转换最为核心的环节。太阳能电池根据半导体材料的不同分为晶硅太阳能电池和薄膜太阳能电池，晶硅太阳能电池在太阳能电池中份额占比超95%,是目前产业化水平与可靠性最高的光伏电池类型。晶硅电池根据用料的不同可分为单晶硅电池和多晶硅电池，单晶硅片因具有完美的晶体结构，易制备高品质的PN结从而获得更高的光电转换效率，且通过改进单晶炉、金刚线切片等环节大幅降本，已成为行业的主流选择。单晶电池根据硅片掺杂元素不同，又分为P型电池和N型电池。传统P型电池硅片基底掺硼，通过扩散磷形成N÷P结构，虽然扩散工艺简单但转换效率上限较低；新型N型电池硅片基底掺磷，通过扩散硼形成P+/N结构，扩散工艺难度大，但少子寿命长，且没有硼氧复合和硼铁复合，从而避免了形成复合中心的光致衰减损失，是未来的技术迭代方向。历经两代技术变革，N型电池技术拐点已至，单晶P型PERC电池最具经济性仍为行业主流。第一代电池技术(2016年之前)为常规AI-BSF铝背场电池(A1.UminiUn1.BackSurfaceFie1.d),在电池P-N结制备完成后，于硅片的背光面沉积一层铝膜，无介电膜。铝背场电池效率损失来自于背面全金属的复合，背钝化电池结构PERC应运而生。2021年BSF电池市场占比下降至5%,基本面临淘汰。第二代电池技术(2017至今)为单晶P型PERC及PERC+电池，PERC发射极钝化和背面接触电池(PaSSiVatedEmitterandRearContact),在电池片背面形成氧化铝钝化层作为背反射器，增加长波光的吸收，同时降低背表面电子复合，增大P-N极间的电势差，提高转换效率。2017-2020年PERC电池加速迭代，市占率从15%上升至86%,4年间渗透率提升近6倍。随着近两年大尺寸PERC电池新产能的释放，2021年其市场占比进一步提升至91.2%o目前，PERC+利用提效工艺如激光SE、碱抛、光注入/电注入等，延长了技术生命周期，2022年平均转换效率约为23.3%,是目前最具经济性的主流电池产品。但PERC效率迫近理论极限24.5%,大尺寸PERC的降本路径也临近扩产瓶颈，下一场竞赛将是高效率的比拼。第三代电池技术(开启产业化元年)为N型高效电池技术，其钝化接触技术大幅减少金属电极和电池的接触复合,从而实现比PERC电池更高的转换效率。具体包括TOPCon隧穿氧化层钝化接触电池(TUnne1.OxidePassivatedContact)、HJT具有本征非晶层的异质结电池(Hetero-JunctionwithIntrinsicThin-1.ayer)、IBC交指式背接触电池(InterdigitatedBackContact)等。N型电池相对成本较高，2021年市场占比约为3%,2022年产业化元年正式启动。随着国内外需求开始转向高效产品以及“降本增效”提速，N型电池是下一步迭代发展的方向。1.2 N型技术拐点已至，多种技术路线竞相发展降本增效是光伏行业永恒主题，降低度电成本1.COE的终端目标驱动市场向高功率高效率组件转换。高效晶硅电池迭代迅速，根据晶硅太阳能电池的工作原理，要实现高转换效率(=FF*Voc*Jsc/Pin)需要高的填充因子(FF)、开路电压(VOC)和短路电流密度(JSC)o相应地，电池技术演进的逻辑是：用更低成本的规模化工艺手段，减少电池载流子的复合，提高开路电压、短路电流和转换效率，最终降低度电成本1.COE,实现全行业降本增效。早期第一代A1.BSF铝背场电池，背面沉积一层铝膜，金属复合严重。第二代PERC电池利用背面氧化铝钝化层沉积，增强光线的内背反射、降低了复合。而N型电池的钝化接触技术，大幅减少金属电极和电池的接触复合，其中TOPCon通过背面隧穿氧化层和掺杂多晶硅层形成钝化接触结构，形成了良好的界面钝化，降低金属接触区域的复合；HJT综合了晶体硅电池优异的光吸收性能与薄膜电池的钝化性能优势，利用本征非晶硅层将N型衬底与两侧的掺杂非晶硅层完全隔开，实现了晶硅/非晶硅界面态的有效钝化，获得更高的开路电压；IBC电池将P+掺杂区域和N+掺杂区域均放置在电池背面，受光面无任何金属电极遮挡，从而有效增加电池的短路电流，使电池的能量转化效率得到提高。N型单晶硅杂质少、纯度高、少子寿命长，N型电池具备转换效率高、温度系数低、光致衰减低、弱光响应好、双面率高、降本空间大等综合优势，全生命周期内的发电量高于P型电池，是下一步迭代发展的方向。根据权威测试机构德国哈梅林太阳能研究所测算，PERC.HJT、TOPCon三种类型电池技术理论极限效率分别为24.5%,28.5%,28.7%（双面）。随着P型PERC电池效率迫近理论极限，且降本趋缓步入薄利时代，光伏企业围绕“降本增效”争先布局N型高效新型技术路线。预计2022年N型电池市场渗透率将超过8%,2023年有望超过20%o其中，能兼容PERC生产线的TOPCon电池量产领先一步，N型新技术拐点已至。当前，多样化的终端应用市场推进着多种N型电池路线并存发展，已有部分光伏厂商发布了N型新产品。TOPCon短期量产经济性显著，HJT中长期提效降本空间较大，P型IBC受一体化龙头力推，三类电池处于发展导入期；此外，IBC有望与TOPCon和HJT结合成下一代TBC及HBC技术，钙钛矿叠层电池极具远期发展潜力，技术前沿方案不断优化。未来较长一段时间，多种N型技术路线将竞相发展。二、TOPCon经济性凸显，引领N型技术产业化元年2.1兼容PERC产线，TOPCon强化钝化接触工艺PERC电池结构方面，与常规铝背场电池相比，PERC电池背面增加了氧化铝AIOx,氧化硅SiOx和氮化硅SiNx等钝化叠层，在工艺制程上主要增加了背面抛光、背面A1.D/PECVD钝化及镀膜、激光开槽等三道工艺，在背面钝化和局部铝背场的共同效应下，PERC电池效率得到有效提升。TOPCOn电池结构方面，该技术利用量子隧穿效应，在电池背表面制备一层超薄隧穿氧化层（1.5-2nm氧化硅Si02）,形成良好的化学钝化性能，允许多数载流子（电子）通过，阻止少数载流子（空穴）通过，降低多少子表面复合。同时，隧穿氧化层与高掺杂的n型多晶硅薄层Po1.y-Si共同形成了钝化接触结构，使电极不接触硅片就完成电流传输，降低背面金属复合，提升电池的开路电压和转换效率。ToPCOn产线与PERC产线兼容，工艺流程在PERC基础上增加了硼扩、隧穿氧化层和掺杂多晶硅层沉积等步骤，需要扩散炉和沉积设备等。TOPCon技术的核心工艺包括隧穿层氧化物生长、本征多晶硅沉积及多晶硅掺杂。在硼扩环节中，尽管硼扩与磷扩工艺及设备高度相似，但是因为硼在硅中的固溶度较低，导致硼扩相较常规的磷扩较难。在隧穿氧化层及多晶硅沉积一一钝化接触结构制备环节中，主要有1.P+扩散/离子注入、1.P+原位掺杂、PE+原位掺杂、PVD+原位掺杂等几种方式。按照隧穿氧化层和多晶硅层的不同制备方式，薄膜沉积主要包括1.PCVD.PECVD.PEA1.D,PVD等作为核心设备的制作流程。当前主流的工艺为通过热氧法生长约1.5-2nm的隧穿氧化层，同时通过1.PCVD方法沉积150-20Onm的薄多晶硅层，再辅之磷扩进行掺杂，但是该技术路线镀膜速度较慢，或伴随绕镀、石英件沉积和良率偏低等问题。目前，晶科等企业采用1.PCVD路线为主，已实现成熟量产，可用良率基本与PERC持平。也有设备厂商逐步应用新的技术路线,如PECVD/PEA1.D/PVDoPECVD配合原位掺杂，可以实现同一台设备一次性完成氧化硅、多晶硅膜的沉积并掺杂，工艺流程简化，效率与1.PCVD基本持平或略低，且具有沉积速率快、绕度易去除、无石英耗材、设备与运维成本较低等优势，单GW设备投资较1.P低约2000万元，但仍需解决成膜不稳定、良率较低等问题，待客户端数据验证后有望逐渐打开市场空间。目前TOPCon主要任务尚需简化工艺、降本提效，现各工艺路线并行存在，新技术路线的设备需量产能力和市场应用进一步验证。当前捷佳伟创布局1.PCVD和PECVD两条技术路线，其中核心专用设备PECVD-PoIy实现了隧穿层、Po1.y层、原位掺杂层的“三合一”制备。效率与成本优势显著，支撑着TOPCon电池在后PERC时代率先占据扩产高点。TOPCon可基于PERC技术积累、人才储备和成熟设备的积淀进一步发展，同时投资成本相较于其他N型电池技术更具有经济性，单GW设备投资低于HJT和IBC电池，且可通过改造升级PERC产线（费用约0.5亿元/GW）拉长原有设备生命周期。此外，TOPCon具有可观的发展潜力，目前平均量产效率约24.5%+,晶科创造的实验室效率纪录为25.7%,理论效率可达28.7%（双面）。TOPCon技术拥有完整的可持续发展的技术路线支撑，可应用选择性发射极/激光硼掺杂技术降低发射级钝化区域的复合损失和载流子传输损失，同时通过大尺寸薄片化、银铝浆替代、设备降价等途径进一步降本。后续，TOPCon可与IBC技术结合形成TBC（Po1.O-1BC）技术，量产效率达26%-28%,还可实现与钙铁矿结合的叠层电池，迭代升级空间广阔。2.2效率与成本优势支撑，一体化厂商力推TOPCon量产今年以来，多家光伏厂商公布其TOPCon电池组件扩产计划及量产进度，截止目前国内规划产能超百GW,TOPCon大规模量产开启了N型电池产业化元年。其中，一体化组件龙头如晶科、天合、晶澳等推动TOPCon由中试向规模化发展，一定程度上反应技术演进的市场化方向。中来、钧达、一道新能也有较大规模布局，协鑫和正泰正在布局赶上。2021年国内TOPCon电池产能约IOGW,伴随效率、良率和规模化生产性价比的提升，其市占率将逐步提升，2022年TOPCOn电池产能规模有望超过50GW,2023年产能或达80GW。TOPCOn于技术竞赛中率先出圈，下半年产能将加速落地。晶科能源海宁与合肥16GW182TOPCon产能已经满产，海宁电池量产效率已达24.75%,可用良率与PERC持平，晶科成为行业首家建成IoGW以上规模N型产品生产线的企业。6月28日晶科“尖山二期IIGW高效电池及15GW组件智能生产线项目”开工，电池量产平均效率目标25%以上。晶澳科技2022年末将形成6.5GWN型技术的产能，2023年预计新增15GW以上产能。天合光能江苏宿迁8GWTOPCOn电池项目已经启动，预计2022年下半年投产，其电池量产平均效率突破24.5%o阿特斯210N型ToPCon高功率组件计划在三季度试生产，四季度进入正式量产，很快达到GW级别，其正面最高功率可达690W、双面最高可达765W。中来股份在山西基地规划建设年产16GW高效单晶电池智能工厂，一期8GW规模，6月30日中来山西一期首批4GW的182/210TOPCon电池首片成功下线，并将快速推进一期后续4GW及二期8GW项目建设。钧达股份在2021年完成TOPCOn技术路线的研发验证，将在安徽投资112亿建设16GW高效TOPCon电池片项目，预计一期8GW规模在2022年下半年投产爬坡。2. 3TOPCon经济性提升，技术迭代红利将兑现光伏电池组件进入技术迭代红利期，布局N型技术将被持续验证。根据正泰海宁研发基地实测数据，由于TOPCon组件的弱光性能、工作温度和温度系数等因素影响，N型TOPCon电池单瓦发电量较常规PERC平均增益约4%o在辐照度低的条件下，N型TOPCon组件更优的弱光性能可使组件单瓦发电量增益可达3%o当前，TOPCon凭借效率较高、1.COE较低、全生命周期性价比凸显等优势，在终端应用中已经具备与PERC组件竞争的实力。今年以来，晶科能源、一道新能等主要TOPCon厂商已经在国内大型地面电站招标过程中批量中标，晶科全年N型出货目标超过IOGW。与此同时，华能集团、中广核、国家电投、中国华电、大唐集团、中核汇能等央企先后采购TOPCon组件，其中华电与大唐采购量分别达1.5GW和1GW,华能在2022年度首批集采项目设置了针对N型组件的独立标段。下游电站对TOPCon组件的采购意愿逐渐增强，预计四季度ToPCon市场渗透率有望达到10%,1-2年内率先布局的企业有望获得超额收益。成本与溢价空间方面，目前TOPCon组件成本较PERC高约O.03-0.05元/W,M10尺寸TOPCon组件价格较PERC溢价约0.03-0.1元/W。目前在导入地面电站初期有让利开拓市场情况，对终端电站厂家的吸引力较大，技术迭代红利正在兑现。预计随着国产化银浆降价、银耗量下降、效率良率提升，TOPCon电池组件盈利性将进一步提升。三、设备、材料端齐推“降本增效”，HJT加速产业化3. 1HJT工艺步骤相对简化，但工艺精度要求严苛HJT电池是具有本征非晶层的异质结电池，即在晶体硅上沉积非晶硅薄膜。电池结构方面，HJT以N型单晶硅为衬底光吸收区，经过制绒清洗后，其正面依次沉积厚度为5-1Onm的本征非晶硅薄膜i-a-Si和掺杂的P型非晶硅薄膜p-a-Si,并与硅衬底形成P-N异质结。硅片的背面又通过沉积厚度为5-1Onm的本征非晶硅薄膜i-a-Si和掺杂的N型非晶硅薄膜n-a-Si形成背表面场。在掺杂非晶硅薄膜的两侧沉积透明导电氧化物薄膜（TCo）,再通过丝网印刷在TCO两侧顶层形成金属电极。异质结电池的关键技术在于超薄本征非晶硅层i-a-Si,该薄层将N型衬底与两侧的掺杂非晶硅层完全隔开，大幅度降低晶硅的表面复合，从而获得很高的开路电压。HJT电池中长期发展优势显著，到2022年底国内HJT产能规模（含在建）或超过15GW,后续经济性凸显后有望争夺市场主导地位。具体来看，HJT电池（1）本征非晶硅钝化，开路电压较大，理论效率高达28.5%;（2）核心工艺流程仅4步，相对PERC与TOPCon流程简化；（3）天然双面发电电池，双面率95%,增加发电增益；（4）掺磷N型硅片，无硼氧复合、硼铁复合，无光衰；（5）电池对称结构和低温工艺，适于薄片化降本；（6）温度系数较小，高温环境下衰减较小，发电量相对较高。HJT工艺流程方面，HJT产线与PERC不兼容，需增配非晶硅与导电膜沉积设备，增加靶材需求。具体工艺中，清洗制绒主要有RCA和臭氧清洗法两种技术，其中臭氧清洗法的化学品耗量和废料处理成本更低，应用更广泛。非晶硅镀膜有等离子增强沉积PECVD与热丝镀膜沉积HWCVD两种设备，其中PECVD已实现国产化应用更为广泛，目前VHF-PECVD推动“微晶-HJT”技术变革。微晶工艺有助进一步提升HJT效率，使用掺杂微晶硅或者掺杂微晶氧（碳）化硅替代掺杂非晶硅，进一步提高掺杂浓度、增加透光性能，同时降低掺杂层的电阻，增大HJT电池的电流密度。HJT工艺环节中，透明导电膜（TCO）可采用PVD（磁控溅射）、RPD（反应等离子体沉积）两种方法制备，PVD工艺用直流磁控溅射制备TCO,较为成熟，量产性更好；RPD工艺采用蒸发镀膜法制备IWO导电薄膜（氧化锢掺鸨），薄膜导电性好，但设备价值量更高，且靶材尚未规模量产。金属化丝网印刷工序因低温银浆需两次印刷，对印刷线的精度有较高要求，辐照退火也能有效提高电池效率。目前迈为股份、捷佳伟创均具备全套设备供应能力。3.2 HJT经济性仍待提升，设备、材料端助推降本增效2022年6月，经德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）测试，隆基硅HJTM6全尺寸电池（274.4cm2）光电转换效率达26.5%,创造了大尺寸单结晶硅光伏电池效率新的世界纪录。当前，HJT电池平均效率约24.5-24.7%,成本是制约HJT产业化发展的核心因素，HJT与PERC正面竞争仍需设备端、材料端等全产业链环节助力降本增效，进一步提升经济性。HJT降本增效发展路线主要分为HJT1.0,HJT2.0,HJT3.0三个阶段。1.0阶段采用非晶硅制备异质结，目前HJT主流企业M6-12BB电池单片银耗约150mg（每瓦银耗量22.3mg）,130-135m厚度已获大量验证。2.0阶段由正面微晶硅代替非晶硅，平均效率约24.5%-24.7%,目标效率为25%-25.2%,厚度或可降至120Hm,采用钢板印刷+SMBB+背面银包铜等技术后单片银耗或可降至120mgo3.0阶段采用双面微晶PECVD设备，量产效率有望达到25.5%,同时应用接近IOOHm薄片和全面银包铜技术，银耗量有望降至80mg片（每瓦银耗量约1172mg）,含银量约30%o未来，利用电镀铜技术或可全面取代含银浆料，同时HJT与钙铁矿叠层电池技术结合，在全尺寸上效率有望突破30%oHJT的具体提效降本进度仍待实践数据验证。综合来看，HJT技术降本提效的过程中，电池设备企业主导工艺革新，较大程度确定电池转换效率与成本的基准水平，主要通过大产能设备、双面微晶PECVD,半棒薄片技术、电镀铜设备、钢板印刷及激光转印、SMBB高精度串焊等设备工艺革新降本增效；原材料企业辅助配合，实现高品质、低成本原辅料供应，推进低温银浆国产化、银包铜替代方案、靶材无钢化等进程;电池企业则通过温度湿度等环境把控、材料配比、气体速率、高精度工艺手法提升效率上限。3.3 新进者与央国企运营商布局发力，HJT加速产业化一直以来，光伏龙头企业是技术革新与应用的引领和主导者，但从HJT布局进展来看，主流一体化龙头对HJT的大规模量产安排相对谨慎，目前通威股份拥有IGW中试线，东方日升主推大尺寸异质结组件。而业外新进者如华晟新能源、金刚玻璃、明阳智能等，和下游央国企运营商如华润电力、国电投等则加速扩产布局。作为目前产能最大的HJT厂商，华晟新能源于6月26日发布了喜马拉雅G12系列组件,采用其宣城二期HJT电池，批次平均转换效率24.73%,组件全面积转化效率超过23%o预计到2022年三季度华晟将形成总计2.7GW的HJT产能，并积极推进宣城三期4.8GW项目建设，2023年华晟合计HJT电池产能将突破7.5GW,并有望达到IOGW。金刚玻璃将在原有的1.2GWHJT产能基础上新扩建4.8GW产能。央国企也开始入局异质结，国家电投拟与福建钳能电力共同建设5GW异质结项目；华涧电力在舟山规划布局12GW的HJT产能，已启动厂房工程总承包招标。当下HJT的合计产能已经超过6GW,伴随新技术的经济性优化与市场成熟度提升，后续具备进一步扩产潜力。成本与溢价空间方面，目前HJT与PERC电池在单W成本端差距约0.2元/W左右，国内M6尺寸HJT组件较PERC溢价约0.2-0.3元小。HJT转换效率已步入24.6%+时代，随着设备和工艺的不断升级，今年HJT有望实现25.00%+的量产效率。待微晶替代非晶、省硅省锢省银等降本增效路径验证成熟后，具备量产性价比的HJT扩张将越来越多，技术迭代的超额利润也会加速兑现。