光伏行业专题报告：TOPCon开始规模应用优势企业提前开始收获

光伏行业专题报告：TOPCon开始规模应用，优势企业提前开始收获一、光伏发电原理及路线演变1、电池原理及提效原则太阳能电池整体结构是基于大面积的PN结，在光照条件下，能量大于带隙的光子可以激发半导体材料中的电子由价带跃迁至导带，形成电子-空穴对（电子吸收光子能量），在PN结内建电场的作用下，光生电子-空穴对分离，产生电势，当外电路接通，电子将通过外电路对外做功，实现光能向电能的转化（电子能量下降后回到负极，完成完整的电路循环）。组件全生命周期发电量与项目投资运营成本是计算光伏电站项目收益的主要变量，光伏电池环节技术迭代也在持续围绕“增效”+“降本”展开。从发电量角度看，光电转换效率、衰减率、双面率、弱光表现、温度系数等是主要的影响因素。1）光电转化效率光电转换效率指到达太阳能电池表面的光能有效转变为电能的比例，即η=Pm/Pin=VOCISCFF/Pin。光伏电池效率损失的主要来源可以分为1）光学损失（低能光子损失等）、2）电学损失（接触电压损失等）两类，提效的技术方案多从增加入射光照量（减反射）、减少复合（钝化）、降低电学损失等几个维度入手。2）衰减率：太阳能电池在应用过程中效率逐渐下降，相同光照条件下发电量随时间增长下滑：PID（电势诱导衰减，PotentialInducedDegradation）：光伏组件受外界条件影响，玻璃与EVA等封装材料间在负偏压下存在漏电流，造成电荷积聚在电池表面，恶化电池表面钝化效果，造成载流子复合，影响VOC、ISC及FF。LID（光致衰减，LightInducedDegradation）：狭义光衰指初始光衰（大部分组件首年的1-2%的衰减受到BO-LID影响），由于硅片中存在氧元素留存，掺硼P型硅片中，硼氧产生复合体，成为捕获少子的缺陷中心，降低少子寿命。LeTID（热辅助衰减，LightandelevatedTemperatureInducedDegradation）：LeTID普遍存在于多种类型电池中，其机理有多种解释，如UNSW将LeTID衰减原因归结于氢诱导劣化（HID）。2、晶硅电池技术演进回顾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。1）BSF：较早实现规模化应用的Al-BSF（Aluminum-BackSurfaceField）主体结构基于P型衬底（基极），在表面掺杂磷源，形成发射极，并与衬底形成PN结。其表面采取SiNx减反射，背面采用Al背场，实现了电池效率的大幅提升，但BSF电池仍然存在背面复合率高、铝背场对长波利用率低等问题。2）PERC：1989年由UNSW提出的PERC（PassivatedEmitterandRearCell，钝化发射极和背面电池），其主要的优化点体现在：1）选择性发射极SE：正面区别常规晶体硅电池在发射极均匀掺杂的思路，PERC电池在金属栅线附近进行高浓度掺杂深扩散，其他区域采取低浓度掺杂浅扩散，实现了接触电阻的有效降低，提升FF，降低载流子表面复合速率改善钝化，同时改善电池短波光谱响应等，平衡接触电阻和光子收集间的矛盾。2）AlOx/SiNx背面钝化：背面沉积AlOx/SiNx叠层钝化膜（P型衬底），提升背面长波反射能力，饱和晶体硅边界的悬空键，且高负电荷密度形成高效场钝化。3）背面金属局部接触：PERC在钝化层局部开孔兼顾减小复合和电流传导金属化的要求。局部接触造成了PERC电流传导由BSF的单一纵向增加二维的横向传导，因而背面开孔深度、布局等对电阻、复合等有较大的影响。3、新电池技术方案多样化二、TOPCon已有一定经济优势，并且将继续放大1、TOPCon电池原理及技术路线N型TOPCon（隧穿氧化层钝化接触，TunnelOxidePassivatedContact）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）。LPCVD方案，即隧穿氧化层采取热氧，多晶硅层采取LPCVD方案（本征+离子注入/磷扩），技术工艺相对成熟，钝化效果好，但成膜速度较慢，需附加解决绕镀问题；PECVD方案，即隧穿氧化层采取PEALD方案，氧化层均匀，PECVD形成多晶硅层，成膜速度快，但造成H无法释放，存在H含量高，易爆膜的困扰；PVD方案，由PECVD形成氧化层，PVD完成多晶硅沉积，成膜速度较快且基本无绕镀影响。2、实现电池效率和发电量的大幅提升优势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CPIA口径统计，2018年以来TOPCon电池效率提升2.5个百分点，同期PERC提效幅度为1.3个百分点，PERC电池在周期中后段接近理论极限，提效进程明显不及TOPCon。而目前TOPCon量产效率与超过28%的理论极限仍有很大的优化空间，提效路径也更为明确。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%。3、能更好兼容PERC产线与工艺1）与既有PERC产线兼容度高从硅料/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，不仅是有改造升级空间，更重要的是可以充分利用现有的产业工人与成熟工艺。2）投资强度逐渐接近PERC，改建主要考虑预留空间参考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。4、经济性已经开始显现1）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。静态来看，参考目前TOPCon24-24.5%的量产效率，测算对单面组件TOPCon带来的初始投资溢价在0.1元/W左右，双面组件接近0.15元/W。动态考虑TOPCon和PERC的效率差拉大，当效率差拉开到2pcts时，N型TOPCon在单面/双面组件端的溢价将进一步的向0.15/0.2元/W靠拢。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。2）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。非硅成本：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。三、TOPCon将在今年开始规模推广，先发企业享受红利1、复盘PERC替代，性价比优势后渗透率快速提升PERC拉开单晶多晶能效差距。PERC技术在原有电池片生产增加背面钝化及激光开槽工序，与既有产线兼容，且效率提升明显。同时PERC工艺在单/多晶电池上提效差异（对单晶，PERC提效达超过1%，而多晶为0.6-0.8%），放大单晶电池溢价。此外金刚线在单晶更优的适配性也推动单晶+PERC技术的整体优势。由全周期性价比优势到组件售价可比，单晶替代经历价值发现到加速扩张。1）2016年单/多晶实际价差收缩至持平/低于合理价差，全周期视角下单晶增效带来发电量增益摊薄LCOE，形成对多晶路线的性价比优势。2017年单/多晶价差进一步收窄，年底几近同价，单晶“附赠”发电量突破对单晶高效率的认知。2）单晶性价比优势获产业认可，龙头产能释放，2017-2019年单晶渗透率加速提升，2020年基本完成多晶向单晶转化，单/多晶价差逐步恢复至合理区间。2、TOPCon规模应用已经启动2021年PERC市占率约91%，BSF电池市占率降至5%，N型份额仅为3%。但N型电池量产效率、极限效率都更高，且随着设备端、材料端的成本持续优化，N型尤其TOPCon已经开始由中试向规模化发展。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。3、先发企业将享受红利1）对perc有经济优势，推广期有红利从利润角度看：基于当前的工艺、效率水平测算，TOPCon从上游硅料到组件端，各环节合计的成本增加大致在0.06-0.1元/W，实际能够提供的溢价合理区间在0.1-0.15元/W（单双面略有差异），而从目前的实际招标情况看，TOPCon组件价格较同版型PERC高出0.1-0.14元/W，意味着率先实现TOPCon产品批量供应的电池、组件企业能够享受额外红利，前期技术研发、资本开支随企业产线投产开始兑现收益。从量的角度看：2022年底TOPCon产能预计超过40GW，2023年进一步扩张，而光伏行业整体维持极高的景气度，尤其2023年上游供给瓶颈突破后，增长确定性高，相较需求总量，TOPCon仍然是稀缺的优质产能，有希望维持较高的利用率。此外，对下游组件企业而言，基本上无需做产线的调整即可顺利切换到N型，考虑到新增的TOPCon电池产能很大比例在一体化企业内，能够外供的三方优质产能更为有限，这部分产能将处于供不应求的状态。综上，我们判断在接下来1-2年的推广期，优势企业将在盈利、出货量上享受先发红利。2）工艺难度大，工艺复制比较难，参与者的差异可能比PERC大一些PERC推广初期，在选择性发射极的制备、钝化膜沉积技术的选择、以及背面局部接触方案上有多样化的选择。而在经过较长时期的技术工艺探索和实证检验后，目前的PERC工艺趋于成熟，企业间的差异不明显，PERC电池的制造壁垒逐渐的弱化。从技术生命周期看，目前