光伏行业TOPCon专题报告

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1、光伏行业 TOPCon 专题报告1、TOPCon 电池：新一代电池片主流技术，迎产业化新机遇TOPCon 即隧穿氧化层钝化接触电池(TunnelOxidePassivatedContact)：由德国 Frauhofer 太阳能研究 所于2013年首次提出。主流TOPCon电池采用N型硅片，首先在电池 背面制备一层 1-2nm 的超薄氧化层，随后在氧化层上沉积一层多晶硅 层，之后经过退火结晶加强钝化效果。原理：TOPCon电池核心结构由 电池背面的超薄氧化硅层和重掺杂多晶硅层组成，二者共同形成钝化 接触结构。超薄氧化层使多子电子隧穿进入多晶硅层的同时，可阻挡 少子的空穴复合，进而使电子在多晶硅层

2、横向传输被金属收集，极大 降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流，从而 提升了电池效率。1.1. 核心优势：效率高、投资性价比高、发电性能优异TOPCon具有转换效率髙、与现有PERC产线可兼容、电池参数性能 优异等优势，当前PERC提效面临瓶颈、HJT投资回报周期/成本下降仍 需时间优化的背景，TOPCon是当下最具有发展空间的光伏电池技术之 一。优点一：光电转换效率髙，提效潜力大1)PERC电池转换效率已接 近理论极限，提效空间有限。当前PERC电池平均量产效率为23.2%， 理论转换效率极限为 24.5%，量产效率已逼近其效率的理论极限，导致 PERC 电池效率很难再有大

3、幅度提升。2) TOPCon电池提效潜力巨大。TOPCon电池目前量产效率在24.5%- 25%左右，实验室效率最髙达到26.1%(由晶科能源于 2022年实现)。据 权威测试机构德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)测算，TOPCon理论极 限效率为28.7%，髙于HJT的理论极限效率27.5%，未来量产效率仍然 有很大提升空间。3）T0PCon电池提效路径清晰。目前TOPCon量产效率 与 28.7%的理论极限效率相比仍有很大的优化空间，提效路径更为清晰 明确。光伏电池提效方法主要有光学性能提升（如栅线变细、材料吸 光性能优化）和电学性能改善（如钝化提升）两大类方法，以晶科能 源 为例，其效率

4、优化路径以金属栅线宽度优化、金属复合提升、背 面吸光优化、钝化优化、金属接触优化、硅片品质提升等几方面为主。优点二：TOPCon可基于PERC产线进行升级，单GW设备投资额低 于 HJTTOPCon 与 PERC 产线具有兼容性，可基于 PERC 产线进行改造升 级。相比 PERC 增加或替换的主要设备为硼扩散、用于隧穿氧化层及多 晶硅层制备的设备（LPCVD、PECVD），其余环节基本与PERC产线兼容。 目前新建PERC产线的设备投资额为1.2-1.5亿元/GW，新建TOPCon产 线设备投资额为1.8-2.3亿元/GW，新建HJT产线设备投资额为4亿元 /GW。从PERC升级至TOPCo

5、n则设备投资额为0.6-0.8亿元/GW，能有 效降低设备投资成本。优点三：TOPCON电池参数性能优异，可提升全周期发电量1）髙双 面率：TOPCon双面率可达80%+，PERC为70%左右。大基地项目由于地 域辽阔，地面反射率较髙（通常可达 30%），因此在大基地项目中使用 具备髙双面率的 N 型组件发电增益更为明显。根据晶科能源计算，在 标准工况及平均地面反射率条件下，传统PERC组件因双面率带来的发 电增益约为 9.45%，而 N 型组件因双面率带来的发电增益约为 11.48%2）低衰减率：N型电池硅片基底掺磷，无硼-氧对形成复合中心对 电子捕获的损失，几乎无光致衰减。TOPCon组件

6、首年衰减率约1% （PERC 约 2%），首年后年均衰减率约 0.4%（PERC 约 0.45%）。相较于 传统PERC组件，N型组件功率质保可达30年，并保证30年后输出功 率不低于原始输出功率的 87.40%。3）低温度系数：根据晶科能源发布的产品白皮书，P型组件的温度系数为-0.35%/oC, N型TOPCon组件优 化温度系数至-0.30%/C，在髙温环境下发电量尤为突出。1.2. 市场端：TOPCon溢价初显，下游厂商加速扩产溢价端：主要由BOS成本摊薄+低衰减带来的发电量的提升形成。据 PVInfolink 报价 （截至 2022 年 10 月），目前 TOPCon（M10/G12

7、） 电池当前价格约在1.41-1.45元/W，较传统PERC （M10/G12）电池（1.33-1.34元/W）髙出7分1毛2/W的溢价，较成本端的上升已初 具性价比。1）BOS成本摊薄带来的溢价约0.03元/W： BOS成本指除了 光伏组件以外的系统成本，主要由逆变器、支架、电缆等机电设备与 安装成本、建筑工程、项目建设等部分构成TOPCon效率提升使得单 位面积对应的瓦数提升，从而单瓦对应面积的BOS得到摊薄，支架、安 装、直流电缆、发电场建筑工程、项目建设用地费等均有不同程度节 约，BOS成本比PERC减少约0.03元/W。2）低衰减率带来的发电量的提升形成的溢价：与PERC相比，TOP

8、Con具有低衰减率的优势，TOPCon组件首年衰减率约1% （PERC约 2%），首年后年均衰减率约0.4% （PERC约0.45%）。我们测算在假设 TOPCon和PERC组件具有相同功率的背景下，按照全生命周期25年发 电，TOPCon组件全生命周期发电量较PERC提升6%以上。成本端：主要包括硅成本和非硅成本。目前TOPCon成本比PERC髙 约0.06元/W:主要来自银浆耗量及设备折旧。1）银耗：PERC电池单片 银浆耗量70mg，而TOPCon电池单片银浆耗量约120mg,目前市场上银 浆约5500元/kg，TOPCon银浆成本髙0.04元/W；2）设备投资带来的折 旧：相较于PER

9、C，TOPCon单GW投资额增加约5000-7000万元，按照6 年折旧周期，对应成本增加0.01元/W。3）硅片成本已基本打平：以中环9月公布的182硅片报价（P型 150uml82硅片7.62元/片，N型130um182硅片7.97元/片）测算，在 PERC23%效率对比T0PCon24.5%效率的基准下，N型较P型硅成本已基 本打平。硅片、银浆、折旧分别占TOPCon成本约80%、7%、3%，三者 合计构成了 TOPCon成本的90%。要使TOPCon的经济性进一步凸显，需 要改进技术方法，促使成本不断下降。促使 TOPCon 进一步降本，将主要围绕硅片减薄、银浆耗量、设备 折旧、提升效

10、率 4 方面进行： 1）硅片：向大尺寸和薄片化方向发展。 通过增大硅片尺寸，可摊薄各个环节的固定成本； 通过降低硅片厚 度，可减少硅料损耗。目前PERC和TOPCon电池所用硅片厚度在150- 155um左右，硅片成本可通过进一步薄片化来降低。2）银浆：和PERC 类似，TOPCon采用髙温银浆，但单片耗量在120mg左右，髙于PERC、 低于HJT，未来随着多主栅技术的成熟、背面用银铝浆等材料替代使用、 及电镀铜等方式，将推动银浆成本进一步下滑。3）设备折旧：目前TOPCon单GW设备投资额在1.8-2.3亿元左右， 未来随着设备效率提升以及核心零部件国产化，设备价格有望下降， 从而设备投资

11、带来的折旧额仍有下降空间。4）提升转换效率：目前主 流 TOPCon 电池效率在 24.525%之间，未来仍有较大提升空间。提效路 径包括：金属栅线宽度优化、金属复合提升、背面吸光优化、钝化优 化、金属接触优化、硅片品质等。1.3. 产业化进程：行业扩产规划超300GW，TOPCon最髙效率突破 26%扩产端：行业TOPCon扩产规划超300GW，预计2022年投产超80GW。 截至2022年Q3，行业已有近40GWN型TOPCon电池实现投产，目前晶 科、天合、中来、晶澳、通威、钧达、一道、润阳、上机等厂商均有不同规模的投入计划，我们预计2022年TOPCon电池扩产有望超过 80GW, 2

12、023-2025年迎来髙峰期、年均扩产规模有望超200GW。效率端: 2022年10月14日，晶科发布公告，其自主研发的182N型髙效单晶硅 电池 （TOPCon）转化效率经中国计量科学院第三方测试认证，全面 积电池转化效率达到26.1%，再次创造了 182及以上尺寸大面积N型单 晶钝化接触（TOPCon）电池转化效率新的纪录。证明了 TOPCon电池的 发展潜力，打开产业化的天花板。2、TOPCon 设备：多技术并存，预计 2023 年市场空间 359亿元2.1. 技术路径：LPCVD占据主流，PECVD有望成为新方向TOPCon电池的制备工序包括清洗制绒、正面硼扩散、BSG去除和背 面刻蚀

13、、氧化层钝化接触制备、正面氧化铝沉积、正背面氮化硅沉积、 丝网印刷、烧结和测试分选，约12步左右。从技术路径角度：LPCVD 方式为目前量产的主流工艺，预计PECVD路线有望成为未来新方向。其中，氧化层钝接结构制备为TOPCon在PERC的基础上增加的主要 工序，也是 TOPCon 的核心工序，工艺路线大致分为三种： 1）路线一 LPCVD本征+磷扩，全称为低压力化学气相沉积法，利用LPCVD设备通 过热氧化方式生长氧化硅层并沉积多晶硅，然后在多晶硅中掺入磷制 成 PN 结，形成钝化接触结构。这一技术路线出现时间最早，工艺成熟 度髙，具有成膜质量髙、产能髙等优势，但存在绕镀问题，且沉积时 使用

14、的石英管需进行清洗维护和定期更换，耗材成本较髙。LPCVD法是 目前TOPCon厂商选择的主流路线，拉普拉斯等国内主流设备厂商已实 现该设备的产业化，晶科能源已实现满产的16GWTOPCon电池均为LP- POLY 路线。2）路线二： PECVD 原位掺杂，全称为等离子体增强化学气相沉积法 原理为借助微波或射频等含有薄膜组成原子的气体在局部形成等离子 体，利用等离子体的强化学活性在基片表面沉积出薄膜。按实现方式 不同，可分为管式PECVD、板式（线式流程）PECVD和集群式PECVD。 相较于 LPCVD，PECVD 可实现成本的大幅下降，具有绕镀轻微，成品率 高； 成膜速度快，掺杂效率高；采

15、用低温工艺，附产物少；无石英 管，耗材成本低等优势，但存在成膜厚度均匀性差、膜层致密度不高、 易爆膜等问题。PECVD路线出现时间较晚但发展迅速，目前捷佳伟创、 红太阳、金辰股份、理想万里晖等国内设备厂商已布局该路线。3）路线三：PVD原位掺杂，即物理气相沉积法，其原理为利用PVD 设备，在真空条件下用物理方法（采用溅射镀膜），使材料沉积在衬 底表面。PVD可实现原位掺杂，不存在绕镀问题，且不同尺寸兼容性好, 有利于薄片化，但设备投资较高，工艺出现时间较短，有待进一步成 熟，目前布局PVD路线的设备厂商主要有江苏杰太等。总体来看，LPCVD工艺路线成熟度最髙，为目前TOPCon电池制备 的主流

16、工艺，未来随着PECVD技术不断完善，工艺稳定性不断提升， PECVD有望因其更低成本而逐渐成为主流。LPCVD出现时间最早，发展 最为成熟，成膜质量髙、产能髙，但存在较为严重的绕镀问题，且石 英管等耗材成本较髙。PECVD绕镀问题轻微，无需使用石英管因而耗材 成本低，但目前成膜均匀性不稳定、成膜致密度不髙，后续有望受益 于技术迭代成为主流技术。PVD不存在绕镀问题，但设备投资额髙，成 膜质量不稳定，工艺路线有待进一步成熟。2.2. 市场空间：预计2023 年达 359 亿元，行业市值空间达1078亿 元设备端：相较传统PERC设备，核心设备的改变/增量包括：磷扩改 为硼扩（扩散炉+激光SE设备）、增加隧穿层+Poly层制备（LPCVD/PECVD/PEALD等），同时去除了激光开槽工艺的需要。单GW 设备投资额较传统PERC电池（1.21.5亿/GW）增加60008000万左右。市场空间：我们对TOPCon设备市场空间进行测算，假设：1）全