N型电池技术分析：TOPCon和HJT为关注重点

N型电池技术分析：TOPCon和HJT为关注重点吕大临 随着P型电池接近效率极限，N型电池技术料将成为未来发展的主流方向，其中TOPCon和HJT技术为产业投资和市场关注的重点。1）TOPCon电池量产效率有更高的提升空间，并与现有PERC产线兼容，是未来

吕大临

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随着P型电池接近效率极限，N型电池技术料将成为未来发展的主流方向，其中TOPCon和HJT技术为产业投资和市场关注的重点。1）TOPCon电池量产效率有更高的提升空间，并与现有PERC产线兼容，是未来2-3年具备性价比的技术路线；2）HJT电池技术作为平台型技术，不仅工艺流程简化，还能与IBC和钙钛矿等形成叠层电池，极限效率有望超30%，随着设备和材料国产化实现大幅降本，预计将成为下一代主流电池技术。全球装机量的快速提升和电池技术进一步发展，有望带动光伏设备国产化加速，龙头厂商也有望通过效率提升保持领先。

针对PERC、TOPCon和HJT这几种主流的技术路线，我们从效率、成本及工艺等

多个角度对比：

1） 从效率角度看，TOPCon电池的极限理论效率达到28.7%，高于HJT的27.5%和PERC的24.5%。而从目前量产效率看，PERC已经达到23%附近，TOPCon和HJT已经超过24%，但距极限效率仍有一定差距，效率提升的空间更大；

2） 从工艺角度看，PERC目前最成熟， TOPCon需要在 PERC 产线上增加扩散、刻蚀及沉积设备改造，成本增加幅度小；而HJT电池工艺最简单、步骤最少（核心工艺仅4步），但基本全部替换掉PERC产线，IBC电池工艺最难最复杂，需要是用离子注入工艺提供生产技术门槛；

3） 从成本角度看，PERC产业化最快成本低，TOPCon电池兼容性最高，可从PERC/PERT 产线升级，IBC次之，HJT电池完全不兼容现有设备，需要新建产线，较PERC成本高2.5亿元，较TOPCon成本高2亿元，成本仍有下降空间。

TOPCon：

延长PERC产线周期，具备性价比的路线

量产效率提升明显，2021年产业化发展提速。从目前TOPCon量产的情况看，平均量产效率主要在24%左右，最高效率达到24.5%-25%，包括隆基股份、通威股份、天合光能、晶科能源、中来股份等在内的主流电池厂商2021年的规划产能已经达15GW。目前最高效率来自隆基的电池研发中心的25.09%，单晶硅片商业化尺寸TOPCon电池效率首次突破25%，创下最新的世界纪录。

从SNEC展会调研了解到，龙头厂商纷纷布局TOPCon产品。根据2021年SNEC展台统计看，包括隆基、英利、中来、天合及晶科等十余家企业布局并展示了其在TOPCon领域的核心产品。从最新的调研情况看，由于与PERC设备产线的兼容性问题，TOPCon更受到龙头厂商的青睐，多家企业将TOPCon应用到大尺寸的产品中，转换效率在21.7%~24%之间，平均效率22.6%，基本接近。如隆基股份发布的首款TOPCon双面组件—Hi-MO N为例，主要采用182尺寸电池片，功率达570W，量产效率22.3％。预计2021年TOPCon电池产业化将进一步加速。

TOPCon兼容PERC产线设备，是未来2-3年最具性价比的技术路线。国内PERC产线主要从2018年开始建设，新建产线大多预留了TOPCon改造空间，而未来的扩产计划也纷纷转向N型技术产线建设。面对目前巨大的PERC电池产能，TOPCon和PERC电池技术和产线设备兼容性较强，以PERC产线现有设备改造为主，主要新增设备在非晶硅沉积的LPCVD/PECVD设备以及镀膜设备环节。目前PERC电池产线单GW投资在1.5-2.0亿元，而仅需0.5-1亿元即可改造升级为TOPCon产线。在面临大规模PERC产线设备资产折旧计提压力下，改造为TOPCon拉长设备使用周期，降低沉没风险，是未来2-3年极具性价比的路线选择。

三方面有助于TOPCon电池进一步降本。从TOPCon电池成本构成中来看，硅片、银浆及折旧成本分别占比63%、16%及4%。目前TOPCon的成本高于PERC电池25%-30%，成本下降有赖于以上三方面：1）硅片大尺寸和薄片化方向有助于硅片成本持续下降。TOPCon电池硅片从166mm向182mm和210mm发展，尺寸厚度从目前的170μm持续减薄；2）银浆替代和用量下降推动成本下降。目前用量150-180mg，预计未来背面用银铝浆替代会推动成本下降；3）目前TOPCon电池单GW设备投资额降至2.5亿元以内，预计未来技术发展会带动设备价格及折旧成本下降。

产业化进程加速，设备厂商受益明显。TOPCon作为高效晶硅电池发展方向之一，实验室屡次创下新高，产业化效率也在进一步提升。目前的TOPCon电池技术方案并未完全定型，未来工艺流程进一步简化，并且随着设备技术成熟提升良率，银浆用量和替代带来成本降低，TOPCon电池成本和市场竞争力将具备明显优势。目前隆基、晶科、天合及晶澳等企业纷纷布局TOPCon产能，2021年量产产能有望达到15GW。根据CPIA预测数据，到2025年，TOPCon产能占比进一步提升至16%。2019年开始新扩建的PERC产线都有兼容TOPCon升级空间，随着TOPCon产业化加速，新增产能和存量设备更新打开市场空间，龙头设备厂商将明显受益。

HJT：

国产化降本空间大，有望成下一代主流技术

据Solarzoom数据，HJT电池生产成本0.9元/W，高于PERC成本的0.7元/W，短期看成本竞争力不足，核心因素在于两方面：

1） 设备投资额度大，国产化进行仍在路上。由于HJT与目前主流的PERC产线不兼容，因此非晶硅薄膜沉积和TCO膜沉积等核心设备需要重新购置，投资额度相对较大，但电池效率体现的性价比并未能完全覆盖。从目前情况看，HJT单GW设备投资成本在4.5亿元，相较于PERC（1.5-2亿元）和TOPCon（2-2.5亿元）

有很大的成本劣势。

2） 材料成本偏高，是制约短期产业化核心之一。成本构成看，硅片、浆料、设备折旧和靶材成本占比中分别为47%、25%、12%和4%。HJT技术需要用的N型硅片整体价格偏高，低温银浆单片用量超过200mg，是目前PERC用量的2倍以上，TCO进口材料价格偏高等多个因素共同推升成本。

因此，材料与设备国产化共同推动HJT产线降本：

1） 材料方面降本。降低硅片成本方面，主要来自于硅片薄片化方向的进展，因为HJT电池是对称结构，易于薄片化且不影响效率，自目前175μm降至2022年130μm以下，能够使得Voc上升，效率提升成本降低；降低非硅成本方面，主要是银浆、TCO靶材的降本。多栅技术的银浆用量有望从200mg/片下降至130mg/片，下降幅度35%，若无栅技术、银包铜技术导入则降银浆用量至100mg/片以内。推进TCO材料国有化，并改进TCO镀膜环节工艺，ITO 靶材的耗用有望降低约 20-30mg/片，靶材成本有望持续下降。

2） 设备方面降本。HJT制作工艺流程大幅简化，制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、电极金属化四个步骤，分别对应的制绒清洗、PECVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道工艺设备。随着迈为、捷佳及钧石等国内设备厂商积极推进HJT整线设备产业化，带动核心设备价格持续下降，Solarzoom预计2022年设备成本有望降至3亿元/GW以内，折旧成本下降0.03元/W，降本空间超40%。

总体而言，Solarzoom预计2022年硅片成本和非硅成本较目前降低40%+，HJT电池总体生产成本从目前的0.9元/W下降至0.52元/W，HJT电池相对于目前主流单晶 PERC 电池的性价比优势有望逐步显现，从而有望实现对于单晶 PERC 的替代。

效率提升+设备降本空间大，HJT电池产能规划超80GW。HJT电池产线初期设备投资额度大，工艺要求严格，2021年之前，国内外很多电池厂商处在观望和MW级别的试产线。随着设备加速国产化和工艺逐步提升，通威股份、东方日升、安徽华晟、爱康科技及梅耶博格等国内外电池厂商均开始GW级别的HJT电池产线产能规划。截至目前，全球HJT规划产能已经超过80GW的级别。

随着2021年一季度以来，安徽华晟、通威股份等企业HJT产线相继批量生产，量产平均效率实现24%的突破，并不断快速提升，降本增效持续推动产业化进程。

1） 安徽华晟：采用M6尺寸、12BB量产及银包铜浆料试产等。500MW异质结电池项目于2020年7月启动，2021年3月18日正式投产出片，目前日均产量水平在2万片以上，平均效率可以达到24.12%，最佳工艺批次平均效率达到24.44%，最高电池片效率达到24.72%。6月8日，电池量产批次平均效率达24.71%，单片最高效率达25.06%。公司计划在二季度产能爬坡至50%，还将于下半年立即启动2GW规模的HJT电池+组件扩产。

2） 通威股份：公司目前积极开展包括HJT、TOPCON等有可能成为下一代量产主流技术路线的中试与转化。根据公司公告和披露数据，3月底200MW的HJT中试线试平均效率达24.3%，最高效率达25.18%，预计2021Q2-Q4的分季度效率目标分别为24.6%、24.8%、25%，中试线平均良率达97.84%，体现出良好的设备生产稳定性。同时，还将建设1GW的HJT中试线于下半年投产。

HJT设备国产替代加速，国内龙头厂商明显受益。HJT制作工艺流程大幅简化，制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、电极金属化四个步骤，分别对应制绒清洗、PECVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道设备。目前国内试产及量产产线基本实现了HJT设备的国产化替代。从目前量产产线的招标设备情况看，国内的迈为股份、捷佳伟创、钧石能源等厂商整线化布局基本完善，成为入局的核心设备供应商。

整线设备国产化加速，龙头厂商设备效率持续提升。近期，经德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）测试认证，迈为股份研制的异质结太阳能电池片，全面积(大尺寸M6，274.3cm2）光电转换效率达到25.05%，刷新了异质结量产技术领域的最高纪录。迈为股份是第一家实现HJT高效电池整线设备国产化的企业，此次的异质结太阳能电池，全部采用迈为股份自主研发的高效异质结电池量产设备和工艺技术制成。在量产技术驱动下，异质结电池的可量产效率迈过了25%这道分水岭，对于推进异质结的商业化应用，有着里程碑式的意义。

IBC：

产业化偏慢，工艺提升与成本下降潜力大

IBC电池工艺流程相对复杂，核心要解决制备指状间隔排列的PN区，金属化接触和栅线的问题。重点工艺包括扩散掺杂、钝化镀膜及金属化栅线这几方面：

1） 钝化镀膜。前表面场N+/N结构的存在可以排斥空穴，较少少子在表面的复合，有利于效率提升。电池表面形成P+/N结，P型 FFE将向衬底中注入一定浓度的少子空穴，通过增加衬底中的少子空穴浓度来提升电池的短路电流密度；

2） 制备PN结。可采用印刷源浆、光刻、离子注入或激光掺杂等方式形成叉指状PN结。 ①印刷源浆方式：进行P+区和N+区掺杂具有成本优势，且工艺简单，但易造成电池表面缺陷，掺杂效果难以控制，尚未应用IBC电池； ②光刻技术：具有复合低、掺杂类型可控等优点，但工艺过程复杂，工艺难度大； ③离子注入方式：具有控制精度高、扩散均匀性好等特点，但其设备昂贵，易造成晶格损伤； ④激光掺杂：工艺简单，可常温制备，但其需要精确对位；

3） 背面金属化。行业量产产线采用丝网印刷和铜蒸镀两种方式。随着丝网印刷原辅材料和设备的不断优化与更新，IBC太阳电池背面电极的精确对位问题已经得到解决，这也给背面设计优化与成本控制提供了很大空间，丝网印刷方式的优势逐渐显现。

IBC电池技术难度与设备投资成本高，国内尚未实现大规模量产。IBC电池在当前各电池技术中效率最高，可以达到25%-26%以上，目前有少部分国内外公司进行布局，例如SunPower公司（被中环收购后吸纳技术）、LG、FuturaSun、天合光能等。从目前研发和量产进展看，美国SunPower最早实现IBC电池量产，已经研发了三代IBC太阳电池。其中，2014年在N型CZ硅片上制备的第三代IBC太阳电池的最高效率达到25.2%，SunPower量产效率达25%，LG量产效率达24.5%。国内来看，天合光能一直致力于IBC单晶硅电池的研发，2017年5月自主研发的大面积6英寸（243.2cm2）N型单晶硅IBC电池效率达到24.13%；2018年2月，该电池的效率进一步提高到25.04%。

IBC叠加工艺效率提升潜力大。由于IBC电池具备没有金属遮挡的结构优点，在继续优化性能、提升效率的过程中可以与其他电池技术相结合。为了进一步优化IBC电池的整体复合，基于IBC电池结构衍生新型电池技术分两个方向：

1） HBC电池。将HIT非晶硅钝化技术与IBC相结合，开发出HBC电池。对比IBC，采用氢化非晶硅层作为双面钝化层，背部形成局部异质结结构或侧高开路电压；对比HJT，前表面无电极遮挡，采用减反射层取代透明的导电氧化物薄膜 ，在短波长范围内光学损失更少；

2） POLO-IBC电池。将TOPCon钝化接触技术与IBC相结合，研发出POLO-IBC（TBC）电池。多晶硅氧化物 （POLO）选择钝化接触技术是通过生长SiO2和沉积本征多晶硅，采用高温退火方式使正背面SiO2钝化薄层形成局部微孔，通过微孔和隧穿特性实现电流的导通，能在不损失电流的基础上提高钝化效果和开路电压, 获得更高光电转换效率的IBC太阳电池。

文章来源：中信证券

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