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中金|新型光伏電池技術擴產高峰即將到來 把握技術變革浪潮
原標題 中金 | 光伏電池片設備：新型電池技術擴產高峰即將到來，把握技術變革浪潮 來源 中金點睛 文 張梓丁 陳顯帆等 光伏電池技術已經(jīng)來到新舊迭代的關鍵期，隨著新型電池技術的逐步成熟且具備一定量產經(jīng)濟性，我們認為2022年將成為新型電池技術大規(guī)模量產的元年。同時，伴隨著老一代PERC技術擴產的放緩，電池產能將一改曾經(jīng)過剩的狀態(tài)，疊加新技術的成熟，我們認為電池片擴產的新一階段上升期已經(jīng)到來，建議投資者積極把握受益于新技術迭代的設備股機會。 摘要 2021年電池片擴產節(jié)奏放緩，2022年開始有望開啟新一階段的擴產上升期。2021年電池片環(huán)節(jié)的設備招標規(guī)模位于產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的低位，主要由于PERC技術的進步相對停滯，而新一代技術尚未確定，下游廠商存在觀望情緒。往前看，我們認為，隨著：1）終端裝機需求的快速增長；2）新型電池技術的成熟；3）電池盈利能力的逐步恢復，2022/23年電池片擴產值得期待。 TOPCon/XBC/HJT快速發(fā)展，量產經(jīng)濟性可期。（1）TOPCon：技術相對成熟，頭部企業(yè)具備量產經(jīng)濟優(yōu)勢。我們測算目前TOPCon組件成本高出PERC僅0.03元/W左右，而終端銷售相比于PERC有0.04~0.16元/W的溢價，因此2021年以來，晶科等企業(yè)已穩(wěn)步推進TOPCon產業(yè)化，我們預計2022/23年TOPCon設備空間合計257億元，其中約7成與PERC兼容。（2）HJT：提效降本潛力大，單GW設備市場空間大。我們測算，目前HJT比PERC組件成本仍高0.08元/W左右，但HJT可以兼容薄硅片和使用銀包銅，有較大降本優(yōu)勢，同時HJT的單位設備投資額更高，其擴產將為相關設備公司帶來更大收入彈性。（3）XBC：量產進度有望超預期。IBC電池量產平均效率可達25%+，與HJT和TOPCon疊加的HBC/Polo-IBC電池，量產效率有望突破26%，XBC技術有望在分布式場景有較大優(yōu)勢，主要增量設備為激光設備。 重點關注光伏技術迭代帶來的設備投資機遇。我們估計今年TOPCon/XBC有望新增產能60/40GW左右，而HJT若降本推進順利，設備招標規(guī)模有望沖擊20GW。我們估計2021~23年光伏電池設備市場空間分別為130/298/335億元，CAGR達61%?？吹?025年，屆時PERC產能將幾乎退出市場，而我們預計全行業(yè)約需500GW產能來支撐需求，則2022~2025年行業(yè)年均擴產或達125GW。光伏設備在終端增長+技術迭代雙重驅動下，有望迎發(fā)展良機。 風險 新技術驗證、下游需求不及預期風險、設備價格下降風險。 正文 總覽 2021年電池片擴產節(jié)奏偏慢，2022年開始有望逐步加快擴產 回顧2021年光伏各個環(huán)節(jié)的擴產情況，我們估算無論是硅片設備還是組件設備的行業(yè)招標總量，都起碼在120GW以上，而電池片環(huán)節(jié)的設備招標，我們認為實際落地的總量規(guī)模為100GW左右，去年電池片環(huán)節(jié)的擴產規(guī)模是產業(yè)鏈最小的環(huán)節(jié)。很長一段時間，市場都認為電池片存在較為明顯的產能過剩，我們認為經(jīng)過去年的擴產節(jié)奏放緩，大尺寸高效電池產能目前已經(jīng)相對平衡，我們認為這主要由于去年來看，PERC技術路線的降本提效潛力已經(jīng)不大，而新技術路線正在迭代過程中卻尚未成熟，很多設備廠商都在觀望狀態(tài)，即便擴PERC也會預留TOPCon等新技術的升級空間。往前看，我們認為，隨著：1）終端需求的增長（我們預測2022年終端裝機需求增速在40%左右）；2）新型電池技術快速進步和成熟，并具備一定的量產經(jīng)濟性，對存量老技術形成越來越大的競爭壓力；3）電池片整體盈利能力也有恢復趨勢，2022/23年的電池片擴產我們報以更加樂觀的態(tài)度，尤其是新型電池技術TOPCon、XBC和HJT的擴產將快速放量，同時也伴隨著部分海外PERC的擴產。 若把目光拉長到2025年，屆時我們認為PERC產能將幾乎退出市場，而我們預計全行業(yè)需要約500GW的電池片產能來支撐需求，這些均為新型電池技術，則從2022~2025年，行業(yè)年均擴產將超過125GW，且單GW設備投資額均高于PERC。若考慮到目前并行的幾種技術路線中可能不是所有路線都將延續(xù)到2025年，這中間或許伴隨著又一次技術的淘汰，則實際擴產總需求我們認為將更高。 圖表：各環(huán)節(jié)設備招標量估計
資料來源：晶盛機電(56.200, 1.23, 2.24%)、捷佳偉創(chuàng)(69.310, 3.71, 5.66%)、奧特維(251.460, 10.88, 4.52%)公司公告，中金公司(37.050, -0.24, -0.64%)研究部 圖表：光伏產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)盈利能力
資料來源：Solarzoom，中金公司研究部 新型電池技術已初步具備量產經(jīng)濟性，放量元年正式到來 2021年行業(yè)的擴產還是以PERC為主，但市場的主要關注度已經(jīng)聚集到新一代的電池技術上，主要包括HJT、TOPCon和XBC技術，三種技術各有優(yōu)劣。去年市場對新技術的擴產經(jīng)濟性還存在疑慮，但隨著技術的快速進步，我們認為頭部企業(yè)在新技術布局上已經(jīng)存在著經(jīng)濟性優(yōu)勢，今年或將是新技術大規(guī)模放量的元年。我們認為從今年的擴產強度來看，TOPCon>XBC>HJT。 我們估計，今年TOPCon和XBC分別有望新增產能60/40GW左右，而HJT在去年招標了8.1GW的背景下，今年若各個技術方向推進順利（微晶+薄硅片+少銀方案），HJT招標規(guī)模有望沖擊20GW。 再往前看，考慮到TOPCon的成本優(yōu)勢、終端溢價，以及單GW投資額低（我們估計僅為2億元/GW，未來還將繼續(xù)降低，且與PERC有約7成設備可以兼容），我們認為TOPCon 2023年的產能擴張仍將加速，綜合考慮各家廠商的擴產規(guī)劃和我們的預測，我們預測2022/23年TOPCon的新擴產能有望超過130GW。 XBC技術是單面發(fā)電，在分布式應用領域有突出優(yōu)勢，同時可以與TOPCon/HJT疊加成為TBC/HBC，形成效率的進一步提升，且考慮到頭部企業(yè)目前XBC設備投資成本不高，我們認為2022年至少有40GW的相關產能擴張，若技術進展順利，我們預測2023年產能擴張也將持續(xù)。 此外，我們預測2022年仍有30GW左右的PERC訂單落地，可能主要以海外擴產以及部分預留機位的大尺寸PERC為主。 光伏電池設備有望受益于新技術擴產浪潮 從設備角度來看，我們估計2021/22/23年設備市場空間分別為130億/298億/335億元，CAGR為61%（假設2022年PERC/TOPCon/XBC/HJT單GW投資額分別為1.3/2.0/2.2/4億元，其中P型XBC和N型XBC設備投資或許有差異）。單獨看2022年相對于2021年的設備增量部分，主要是TOPCon涉及的硼擴散/LPCVD（或者PECVD），XBC的激光設備，以及HJT設備。 圖表：光伏電池設備市場空間估算
資料來源：Taiyang News，中金公司研究部 新型電池放量元年已經(jīng)到來，各類技術“群雄逐鹿” 目前電池片技術正處于從傳統(tǒng)PERC技術到新型技術的轉型期，多種技術路線群雄逐鹿。隨著傳統(tǒng)的PERC電池技術的提效降本進入技術瓶頸期，行業(yè)在傳統(tǒng)電池技術上的競爭逐步趨于紅海，發(fā)展新型電池技術愈加迫切。2021年PERC電池技術的量產效率平均約為23.1%，而其最高效率為24.06%（2019年由隆基所創(chuàng)造），這意味著PERC電池技術正逐步逼近其極限。而2021年10月隆基創(chuàng)造了HJT電池26.3%的轉化效率，晶科能源(14.100, 0.82, 6.17%)創(chuàng)造了n-TOPCon電池25.41%的轉化效率。另外，通過與IBC技術的疊加，HJT和TOPCon技術均可以創(chuàng)造更高的轉化效率，目前HJT疊加IBC（HBC）的電池結構最高效率已達26.7%（來自日本kaneka公司），而TOPCon疊加IBC的一種電池結構（POLO-IBC）最高效率已達26.1%。HJT和TOPCon技術相對于PERC技術有顯著的轉化效率優(yōu)勢，促使行業(yè)正快速的從PERC技術向新技術轉型。此外，N型電池對于P型電池有低衰減、弱光效應好、溫度系數(shù)低等優(yōu)點，有助于提高全生命周期的發(fā)電增益，因此，行業(yè)目前也正在積極的從P型技術往N型技術轉型。 主要技術路線簡介：TOPCon/HJT/IBC 光伏電池片技術種類繁多，目前PERC技術為行業(yè)主流，但隨著新的電池技術不斷發(fā)展，新一代主流技術目前尚未形成統(tǒng)一定論，HJT、TOPCon、IBC，以及基于以上路線的疊加技術如HBC、TBC、POLO-IBC、P-TOPCon、P-HJT等都廣受行業(yè)關注。2021年，HJT產線招標總量達到8.1GW量級，TOPCon招標超過20GW量級，我們預測2022年將處于多種電池技術路線開花的狀態(tài)，新技術的變革與競賽將成為光伏電池端的行業(yè)主旋律?！白兏铩迸c“機遇”往往并存，變革意味著傳統(tǒng)PERC產線將面臨大量的淘汰出清，為光伏設備帶來重大投資機遇。 TOPCon：與PERC產線兼容，轉化效率潛力高 TOPCon全稱Tunnel Oxide Passivated Contact，即隧穿氧化層鈍化接觸太陽能(7.590, 0.43, 6.01%)電池結構。2013年德國Fraunhofer太陽能研究所首次提出TOPCon電池結構，使用磷摻雜的硅薄膜實現(xiàn)電子選擇性接觸，并在其與晶體硅之間制備一層小于2nm的隧穿氧化層，形成電子選擇性鈍化接觸。其隧穿原理是允許一種載流子通過，阻止另一種載流子輸運，抑制界面復合。 圖表：N型TOPCon電池結構
資料來源：Solar Energy，中金公司研究部 圖表：TOPCon生產工藝流程
資料來源：CRES，中金公司研究部 TOPCon具有高的轉化效率，以及與傳統(tǒng)PERC技術路線的高兼容性。根據(jù)目前的轉化效率記錄，F(xiàn)raunhofer創(chuàng)造了26.0%的實驗室轉化效率（基于P型硅片和PECVD技術），晶科創(chuàng)下了25.41%的記錄（基于N型硅片和LPCVD技術）。目前的行業(yè)平均量產效率也普遍達到24.5%的水平，且TOPCon的理論效率最高可達28.7%，未來提升潛力較大。此外，TOPCon與傳統(tǒng)的PERC技術在產線上有約70%的設備可以兼容，投資額相對更低，因此受到了較多傳統(tǒng)電池片廠商的青睞。 HJT：效率潛力高，降本潛力優(yōu)勢大 HJT全稱Heterojunction with Intrinsic Thin Layer，也被稱為HIT，即本征薄膜異質結，為對稱雙面電池結構。1974年Walter Fuhs提出非晶硅與晶硅結合的HJT結構，1983年異質結電池正式面世，但轉換效率僅為12.3%。HJT中間為N型晶體硅，然后在正面依次沉積本征非晶硅薄膜和P型非晶硅薄膜，形成P-N結，并在P-N結之間插入了本征非晶硅層作為緩沖層，具有很好的鈍化作用，很好地解決了常規(guī)電池摻雜層和襯底接觸區(qū)域的高度載流子復合損失問題。 圖表：HJT電池結構
資料來源：Solar Energy，中金公司研究部 圖表：HJT生產工藝流程
資料來源：安徽華晟HJT論壇，中金公司研究部 IBC：轉換效率高，但工藝較為復雜 IBC電池即叉指形背接觸（Interdigitated Back Contact）。IBC電池的特點是：（1）轉換效率高。PN結和金屬接觸都處于太陽電池的背部，前表面徹底避免了金屬柵線電極的遮擋，結合前表面的金字塔絨面結構和減反層組成的陷光結構，能夠最大限度地利用入射光，減少光學損失，較常規(guī)太陽電池短路電流可提升7%左右；同時，背部采用優(yōu)化的金屬柵線電極，降低了串聯(lián)電阻；可對表面鈍化及表面陷光結構進行最優(yōu)化的設計，可得到較低的前表面復合速率和表面反射，從而提高Voc（開路電壓）和Jsc（短路電流）。（2）造型美觀，這種前面無遮擋的太陽電池外形美觀，適合應用于光伏建筑一體化，具有極大商業(yè)化前景。（3）易組裝，減小了電池片間隔，封裝密度高，組裝工藝簡化。 圖表：IBC電池結構
資料來源：《IBC太陽電池技術的研究進展（席珍珍，2021）》，中金公司研究部 IBC電池工藝較為復雜，面臨以下挑戰(zhàn)：（1）對基體材料要求較高，需要較高的少子壽命。因為IBC電池屬于背結電池，為使光生載流子在到達背面p-n結前盡可能少的或完全不被復合掉，就需要較高的少子擴散長度。（2）IBC電池對前表面的鈍化要求較高。如果前表面復合較高，光生載流子在未到達背面p-n結區(qū)之前，已被復合掉，將會大幅降低電池轉換效率。（3）工藝過程復雜。背面指交叉狀的p區(qū)和n區(qū)在制作過程中，需要多次的掩膜和光刻技術，為了防止漏電，p區(qū)和n區(qū)之間的gap區(qū)域也需非常精準，這無疑都增加了工藝難度。 各類技術各有優(yōu)劣，目前處于技術共存期 從效率極限看，單面鈍化的TOPCon和HJT相差不大，均低于IBC；從目前量產的情況以及提效目標看，HJT與TOPCon之間差距并不顯著。從極限效率的角度看，HJT極限效率是27.5%，而TOPCon單面鈍化的極限效率是27.1%，雙面鈍化極限效率是28.7%，IBC的極限效率可達29.4%。從量產情況和提效目標看，目前晶科能源N型TOPCon的量產電池轉化效率可達24.5%，其他TOPCon試驗線轉換效率也處于該水平，我們判斷在TOPCon SE技術成熟的情況下，預計有望再度提升0.4%的轉化效率。目前量產的HJT產線在不加微晶的情況下可以實現(xiàn)24.5%以上的轉換效率，我們判斷加入N面微晶技術預計可以達到25%。而往后看，HJT與TOPCon均能夠兼容IBC、鈣鈦礦疊層等下一代技術，疊層電池的極限效率可以超過40%。 從設備投資額看：TOPCon<IBC<HJT。TOPCon有望作為現(xiàn)存PERC產能的加法型技術，我們估計PERC老產線改造為TOPCon需新增設備投資額約7，000~8，000萬元/GW，而TOPCon新產線的建設需要設備投資額2億元/GW左右。IBC有部分設備與PERC產線兼容，根據(jù)普樂新能源，目前IBC產線設備投資額為3億元/GW。HJT必須新增產線，目前投資額約4億元/GW。 圖表：各類電池技術對比
資料來源：普樂新能源，中金公司研究部 組件制造成本視角的比較 從單W成本來看，目前TOPCon<hjt< span=“”>；但后續(xù)HJT的降本路徑比較清晰，降本空間較大。從目前成本來看，TOPCon的低于HJT。往后看，1）硅片厚度，由于HJT是低溫工藝且是對稱結構，硅片減薄的空間大于TOPCon；2）銀漿耗量，由于HJT可以使用銀包銅工藝，而TOPCon無法兼容銀包銅，因此銀包銅的導入有利于加大HJT的比較優(yōu)勢；3）全生命周期的發(fā)電增益HJT要高于TOPCon。 我們基于一體化模式來測算PERC/TOPCon/HJT成本，基于我們的基礎假設，我們認為：當前一體化的成本來看，PERC/TOPCon/HJT分別為1.77/1.80/1.85元/W，其中電池片環(huán)節(jié)的非硅成本分別為0.19/0.23/0.28元/W?？紤]到TOPCon和HJT可以使用更薄的硅片，同時有更高的轉化效率，我們估計其硅成本和組件端成本具有優(yōu)勢，而電池端的非硅成本可以繼續(xù)通過提效、少銀化方案來進行降低。 圖表：TOPCon和HJT電池片仍與PERC存在價差（2022年5月）
資料來源：PVinfolink，Solarzoom，中環(huán)股份(44.030, 3.06, 7.47%)，安徽華晟等，中金公司研究部 往后看：我們認為TOPCon和HJT的組件成本有望在2023年低于PERC，在成本上成為具有顯著優(yōu)勢的技術。而隨著時間推進，若HJT在硅片減薄和銀包銅技術上進展順利，同時微晶技術提效順利，則其組件端成本有望進一步低于TOPCon。（具體的假設條件我們將在下文詳細展開） 圖表：電池成本拆分全流程-一體化的角度
資料來源：PVinfolink，Solarzoom，中環(huán)股份，安徽華晟等，中金公司研究部 圖表：TOPCon和HJT組件成本有望在2023年低于PERC
資料來源：PVinfolink，Solarzoom，中環(huán)股份，安徽華晟等，中金公司研究部 電站端度電成本視角的比較 我們認為，當前TOPCon/HJT在電站端相對于PERC已經(jīng)有度電成本的優(yōu)勢，這些優(yōu)勢主要來自于：1）更低的BOS成本，考慮到TOPCon/HJT組件的轉化效率高于PERC，因此單位面積的發(fā)電量高于PERC，可以攤薄BOS成本；2）全生命周期的發(fā)電量增益，由于TOPCon/HJT有更低的衰減，更好的雙面性，以及更低的溫度系數(shù)，因此全生命周期會帶來更高的發(fā)電增益。 我們估計目前TOPCon/HJT在BOS端有望帶來0.05/0.06元/W的成本攤薄，這一部分成本攤薄更容易得到業(yè)主認可。在電站建設過程中，除組件外的成本主要包括面積相關和非面積相關成本，面積相關成本包括支架、電纜、建設用地、升壓站、送出線路等，而非面積相關則包括逆變器、箱變、其他電氣成本等。TOPCon/HJT基于更高的組件效率，將攤薄面積相關成本，依據(jù)2021年的成本數(shù)據(jù)，我們估計目前TOPCon/HJT在BOS端有望帶來0.05/0.06元/W的成本攤薄。實際攤薄水平視項目用地，支架選擇等會有差異，但這一成本攤薄的測算在電站建設過程中可以較為確定性的計算得出，因此我們認為更容易得到業(yè)主的認可。 圖表：PERC電站建設成本拆分（2022年）
資料來源：西勘院，中金公司研究部（注：餅圖中突出部分為與面積相關的成本） 全生命周期發(fā)電增益帶來的度電成本降低相對于BOS成本降低的幅度要更大，但由于發(fā)電增益受到客觀環(huán)境條件如光照、溫度等影響，較難準確的界定。理論上來說，N型硅片由于擁有更高的少子壽命，且不會發(fā)生硼氧復合，因此其首年衰減和后續(xù)線衰都要更低，同時由于TOPCon和HJT擁有更高的雙面率和更低的溫度系數(shù)，以及更好的弱光性能，其全生命周期發(fā)電增益要高于PERC。 我們測算得出： ?情境一：不考慮任何發(fā)電增益：TOPCon/HJT電站的度電成本LCOE相對于PERC低1.2%/1.3%；若在LCOE相等的情況下，則TOPCon/HJT組件價格可比PERC分別溢價2.8%/3.2%，即比PERC高出0.05/0.06元/W． ?情境二：僅考慮低衰減帶來的發(fā)電增益：TOPCon/HJT電站的度電成本LCOE相對于PERC低2.9%/3.4%；若在LCOE相等的情況下，則TOPCon/HJT組件價格可比PERC分別溢價6.3%/8.0%，即比PERC高出0.12/0.15元/W。 ?情境三：綜合考慮各種因素帶來的發(fā)電增益：TOPCon度電成本LCOE相對于PERC低3.4%~5.3%，HJT度電成本LCOE比PERC低4.3%~8%；在LCOE相等情況下，則TOPCon組件價格可以比PERC溢價8.3%~13.2%，即比PERC高出0.16~0.25元/W，HJT組件價格可以比PERC溢價10.7%~20.5%，即比PERC高出0.2~0.39元/W。 綜合考慮以上情境的上限和下限，我們得出TOPCon相對于PERC溢價范圍為2.8%~13.2%，分別為0.05~0.25元/W，HJT相對于PERC的溢價范圍為3.2%~20.5%，分別為0.06~0.39元/W?？紤]到情境二和情境三的實際增益數(shù)據(jù)與實證環(huán)境有關，相對更難獲得業(yè)主的認可，因此我們認為當TOPCon/HJT實際組件成本與PERC的差距低于0.05/0.06元/W時，可獲得大規(guī)模推廣的條件。 圖表：各情境下TOPCon/HJT溢價分析
資料來源：PVinfolink，Solarzoom，Solarbe，中金公司研究部 圖表：TOPCon LCOE敏感性分析（相對于PERC）
資料來源：PVinfolink，Solarzoom，中科院電工研究所，中金公司研究部 圖表：HJT LCOE敏感性分析（相對于PERC比較）
資料來源：PVinfolink，Solarzoom，中科院電工研究所，中金公司研究部 我們在以上章節(jié)中對各類技術進行了簡要的介紹，以及各種參數(shù)的對比，此外還進行了組件制造成本和電站端度電成本的對比。在接下來的章節(jié)中，我們將分別對各類技術進行更詳細的分析，包括制造流程，成本測算的詳細過程，所需設備的拆分和市場空間的測算。 TOPCon：2022年為量產元年，目前制造成本和經(jīng)濟性占優(yōu) TOPCon：初步具備產業(yè)化的經(jīng)濟性條件 根據(jù)我們的基礎假設測算，我們估計TOPCon組件成本目前和PERC仍存在0.03元/W左右的差距，而電池片非硅成本層面，我們估計TOPCon比PERC有0.04元/W的差距。但考慮到各家的TOPCon方案還是會有差異，同時良率的差異也比較大，因此我們認為實際上各家廠商目前的TOPCon成本也有比較大區(qū)別，以上數(shù)據(jù)僅代表我們基礎假設下的測算結果。 TOPCon組件成本較PERC高主要由于良率、銀漿、硅片、設備投資額等因素。我們認為，TOPCon的降本未來主要集中在硅片端（NP價差縮窄+薄片化）、銀漿端、良率提升、以及效率提升帶來各項成本的攤薄。 圖表：N型TOPCon組件成本拆分（2022/5）
資料來源：PVinfolink，Solarzoom，中金公司研究部 圖表：TOPCon電池非硅成本拆分（2022/5）
資料來源：PVinfolink，Solarzoom，中金公司研究部 我們測算至2023/24年，TOPCon組件成本有望下降至1.70/1.67元/W。根據(jù)我們前章節(jié)的測算，TOPCon組件端有望獲得比PERC高0.05~0.25元/W的溢價，而根據(jù)我們本章節(jié)測算，我們估計TOPCon組件成本目前和PERC存在0.03元/W左右的差距，因此我們認為對于熟練掌握TOPCon生產工藝流程的頭部一體化企業(yè)來說，TOPCon已經(jīng)具備產業(yè)化的經(jīng)濟性前提，2022年TOPCon的擴產總量可期。 圖表：我們預計2024年TOPCon成本有望下降至1.67元/W
資料來源：PVinfolink，Solarzoom，中環(huán)股份，安徽華晟等，中金公司研究部 TOPCon電池設備端：與PERC兼容性強，新增硼擴散和隧穿/Poly鍍膜設備 TOPCon最核心的環(huán)節(jié)在于隧穿氧化層和poly層的制備，該環(huán)節(jié)目前有多種技術方案供選擇：（1）LPCVD制備本征多晶硅薄膜+管式爐進行磷擴散/旋涂擴散/離子注入摻磷；（2）LPCVD制備多晶硅薄膜+原位摻雜工藝；（3）PECVD制備多晶硅薄膜+原位摻雜工藝；（4）PVD制備多晶硅薄膜+原位摻雜工藝。LPCVD技術較為成熟，但存在繞鍍、成膜速率低、熱壁沉積、原位摻雜較難需要二次磷擴散、需要定期更換石英爐管和載具等問題。LPCVD繞鍍問題的解決目前是通過雙面鍍膜的方式，這樣會使得所需機臺數(shù)增加，成本增加，同時每年對石英更換的成本需要約800萬/GW。而PECVD工藝流程少、成膜速率高、可控性強、利于原位摻雜，但也易出現(xiàn)氣體爆膜現(xiàn)象，同時仍然缺乏成熟的量產數(shù)據(jù)進行背書；特別的，由于PECVD可分解不同種類氣體，形成各種類型的薄膜，因此也可以用于p型TOPCon的薄膜制備，以及其他類型薄膜的制備。 TOPCon產業(yè)化穩(wěn)步推進，預計2022~2023年電池設備空間257億元 2021年以來，TOPCon產業(yè)化加速推進。根據(jù)我們前文的表述，我們認為TOPCon目前已經(jīng)初步具備產業(yè)化所需的經(jīng)濟性，因此從2021年以來，我們看到TOPCon的擴產進度不斷加快。 我們估計2022~23年TOPCon設備市場空間有望達到257億元。我們估計，到2022年底，TOPCon的名義產能有望達到65GW左右，若TOPCon現(xiàn)有產線的進展良好，提效順利，同時經(jīng)過一年多的培育，業(yè)主方接受度高的話，我們認為2023年TOPCon的擴產有望繼續(xù)加速。假設2022/23年TOPCon的單GW設備投資額為2/1.8億元人民幣，則我們預測2022/23年市場空間分別為119/138億元，合計257億元。 HJT：效率高、降本空間大的潛力型技術 成本：HJT降本空間大、路線清晰 我們估算，基于我們的基礎假設，目前HJT電池組件端成本較PERC仍然有0.08元/W的差距，電池片非硅成本仍然有0.09元/W的差距，但年內HJT組件成本有希望與PERC接近，2023年有望低于PERC。HJT電池片的生產成本可拆分為硅片、非硅材料（包括銀漿、靶材、氣體及化學品）、設備折舊，以及其他制造費用（包括人工、動力成本）。 我們測算得出，PERC電池片目前的生產成本為0.99元/W（基于硅片一體化，下同），TOPCon為1.05元/W，HJT為1.09元/W；PERC/TOPCon/HJT組件成本（一體化）為1.77/1.80/1.85元/W。單從電池端的非硅成本來看，HJT高于PERC/TOPCon 0.09/0.05元/W。 圖表：當前階段HJT電池片仍與PERC/TOPCon存在成本差距（2022年5月）
資料來源：PVinfolink，Solarzoom，中金公司研究部 HJT降本空間大、路徑清晰。雖然當前HJT的成本高于PERC和TOPCon，但由于其硅片、銀漿、靶材、設備、制造費用等各個環(huán)節(jié)均存在顯著的降本空間，且降本路徑非常清晰，我們預測HJT未來的潛在成本具備優(yōu)勢。降本的關鍵在于“硅片減薄+降低銀耗+效率提升”，此外，靶材和設備雖然占總成本比例下，但也依然存在降本空間。其中，設備投資額主要影響的是HJT電池首次擴產的固定資產投資額，進而影響到擴產速度，但在電池整體成本中的占比較低。特別的，區(qū)別于TOPCon和PERC，HJT可以適用更加薄的硅片和銀包銅工藝，具有更大的降本空間。 圖表：HJT電池降本關鍵在于硅片減薄+降低銀耗+效率提升
資料來源：PVinfolink，中環(huán)股份公司公告，安徽華晟異質結論壇，中金公司研究部，降本空間基于我們上文基礎假設做比較 我們估計，2022年各大下游HJT廠商的各項技術有較大可能性順利導入，在提效降本同時不影響可靠性和良率的基礎前提下，我們估計HJT在2023年組件端成本有望低于PERC，占據(jù)越來越多的市場份額。 圖表：我們測算至2023年，HJT組件成本有望相比PERC存在優(yōu)勢
資料來源：PVinfolink，中環(huán)股份公司公告，安徽華晟異質結論壇，中金公司研究部 設備：HJT工序相比PERC/TOPCon簡單，主要包括4道主要工序 HJT工序相對PERC和TOPCon更為簡單，主要包括4道主要工序，分別為清洗制絨、非晶硅沉積、TCO膜沉積和金屬電極化，相比PERC的9~10步大大減少。但由于HJT非晶硅薄膜厚度僅4~10nm，而PERC的二氧化硅膜層厚度可以達到80nm，因此HJT對CVD等鍍膜設備的要求更高。此外，HJT電池還可搭配半棒半片、硅片吸雜、光注入等工序，助力降本提效。 圖表：HJT僅需4道主設備，同時可搭配半棒半片、硅片吸雜、光注入等步驟降本增效
資料來源：各公司公告，各公司官網(wǎng)，中金公司研究部 空間：我們估計2022~2024年HJT設備訂單空間合計有望達到370億元左右 HJT基于清晰的降本路徑以及空間大的降本潛力，我們認為其滲透率有望得到逐步提升。當前時點，我們估算TOPCon在總體成本上優(yōu)于HJT，且也存在提效降本空間，因此我們認為2022年TOPCon的擴產有望領先市場。XBC技術基于其高效率的優(yōu)勢和單面性特點，有望在分布式市場占據(jù)更多份額。而HJT作為充滿潛力的技術路線，我們認為隨著提效降本的進行，其滲透率將持續(xù)提升。相比于TOPCon來說，我們認為HJT很大的優(yōu)勢在于適用于更薄的硅片，以及適合銀包銅工藝。具體來看，HJT因為低溫工藝和對稱結構，可以匹配比TOPCon和PERC更薄的硅片以降低硅材料成本。而在電池的非硅成本上，TOPCon和HJT都受到高銀漿成本的限制，但是HJT可以通過導入銀包銅技術來降低成本，這點相對TOPCon具備優(yōu)勢。 我們判斷，2022~23年將是HJT、TOPCon和IBC的并行之年，HJT有望實現(xiàn)滲透率的快速提升。根據(jù)此前的測算，我們預計2023年HJT在組件端的成本將低于PERC，并且與TOPCon相當，隨著薄片化+銀包銅+微晶的滲透率繼續(xù)提高，2024年組件端成本有望具備更加顯著的優(yōu)勢。我們測算HJT2022~2024年市場空間有望分別達到44億元/96億元/230億元，合計370億元。 圖表：我們預計2024年HJT設備訂單總額為230億元
資料來源：CPIA，中金公司研究部 IBC：在分布式場景具備優(yōu)勢，量產有望超預期 IBC可與多種電池技術疊加，效率潛力大，在分布式場景具備領先優(yōu)勢 IBC電池可與HJT、TOPCon、鈣鈦礦等多種電池疊加。IBC電池可與多種不同電池技術疊加，形成不同工藝路線，包括：1）以SunPower為代表的經(jīng)典IBC電池工藝；2）以ISFH為代表的POLO-IBC電池工藝，由于POLO-IBC工藝復雜，業(yè)內更看好低成本的同源技術TBC電池工藝（TOPCon-IBC）；3）以Kaneka為代表的HBC電池工藝（IBC-HJT）；4）與鈣鈦礦疊加形成PSC IBC疊層電池工藝。 圖表：IBC電池結構
資料來源：《IBC太陽電池技術的研究進展（席珍珍，2021）》，中金公司研究部 圖表：IBC電池可與多種技術疊加，效率提升潛力大
資料來源：《Back-contact structures for optoelectronic devices： Applications and perspectives》，中金公司研究部 HBC實驗室轉換效率可達26.63%，為當前單結晶硅電池的最高水平。根據(jù)《IBC太陽電池技術的研究進展（席珍珍，2021）》，與IBC太陽電池結構相比，HBC太陽電池采用氫化非晶硅（a-Si∶H）作為雙面鈍化層，在背面形成局部異質結結構，基于高質量的非晶硅鈍化，獲得高開路電壓。與HJT太陽電池相比，HBC太陽電池前表面無電極遮擋，采用減反射層取代透明的導電氧化物薄膜（TCO），在短波長范圍內光學損失更少，成本更低。截至目前，HBC太陽電池的實驗室轉換效率代表著晶硅太陽電池的最高光電轉換效率水平。 圖表：HBC太陽電池結構
資料來源：《IBC太陽電池技術的研究進展（席珍珍，2021）》，中金公司研究部 圖表：近年來部分HBC太陽電池光電轉換效率
資料來源：《IBC太陽電池技術的研究進展（席珍珍，2021）》，中金公司研究部 TBC工藝逐步成熟。TBC電池主要是通過對傳統(tǒng)IBC電池的背面進行優(yōu)化設計，即用p+和n+的POLY-Si作為Emitter和BSF，并在POLY-Si與摻雜層之間沉積一層隧穿氧化層SiO2，使其具有更低的復合，更好的接觸，更高的轉化效率。目前已有文獻[1]支撐TBC電池實驗室轉換效率可達26%以上，量產效率約在24.5%-25.5%。 圖表：TBC太陽電池結構
資料來源：中來光電，中金公司研究部 圖表：近年來部分POLO-IBC太陽電池光電轉換效率
資料來源：《IBC太陽電池技術的研究進展（席珍珍，2021）》，中金公司研究部 IBC+鈣鈦礦疊層電池理論效率可突破30%。根據(jù)《IBC太陽電池技術的研究進展（席珍珍，2021）》，為了突破晶硅太陽電池光電轉化效率的理論極限（29.4%），鈣鈦礦晶硅疊層電池（理論效率達到30%以上）成為光伏行業(yè)新的研究熱點。鈣鈦礦的帶隙為1.55eV時，可以吸收波長小于800nm的光子，而帶隙為1.12eV的晶硅電池可吸收波長小于1100nm的光子。因而，將鈣鈦礦電池與IBC太陽電池結合制備的疊層電池能夠實現(xiàn)吸收光譜互補，通過提高太陽光譜的利用率來提高IBC太陽電池光電轉換效率。目前已有文獻[2]支持IBC+鈣鈦礦疊層電池實驗室效率達到27.7%。 圖表：PSC IBC疊層太陽電池結構
資料來源：《IBC太陽電池技術的研究進展（席珍珍，2021）》，中金公司研究部 圖表：近年來部分PSC IBC太陽電池光電轉換效率
資料來源：《IBC太陽電池技術的研究進展（席珍珍，2021）》，中金公司研究部 IBC電池制備：難點為背面交叉指PN區(qū)制備，激光設備為主要增量 根據(jù)索比光伏網(wǎng)，IBC制備工序是在高壽命的N型硅片襯底的背面形成相間的P+和N+擴散區(qū)，前表面制備金字塔狀絨面來增強光的吸收，同時在前表面形成前表面場（FSF）。前表面多采用SiNx的疊層鈍化減反膜，背面采用SiO2、AlOx、SiNx等鈍化層或疊層。最后在背面選擇性地形成P和N的金屬接觸。 如何在電池背面制作交叉指式的PN區(qū)是IBC電池的工藝難點。IBC電池的制備過程中，激光刻蝕可以用于制備PN結環(huán)節(jié)的掩膜消融，是解決絲網(wǎng)印刷局限性的一種途徑。其原理是利用激光的高能量，采用極短脈沖，使物質瞬間被汽化，可精確地控制作用深度。無論是間接刻蝕掩膜，還是直接刻蝕，激光的方法都可以得到比絲網(wǎng)印刷更加細小的電池單位結構，更小的金屬接觸開孔和更靈活的設計。工藝的劣勢是激光加工帶來的硅片損傷，以及對接觸電阻的影響；另外，精準對位是激光設備的必要條件，因此其加工時間往往較長，平均每片電池片的激光加工需耗時幾分鐘到十幾分鐘，生產效率有待提高。 IBC/HBC/TBC電池分別與PERC/HJT/TOPCon產線具有一定兼容性，主要增量設備為激光設備，用于背面PN區(qū)開槽。根據(jù)普樂新能源，目前IBC產線設備投資額為3億元/GW，HBC設備投資額為5億元/GW，TBC設備投資額為3億元/GW。 圖表：IBC/HBC/TBC電池工藝流程及所需設備
資料來源：普樂新能源、黃河水電、愛旭太陽能相關專利說明書，中金公司研究部 風險提示 1）技術風險。若公司技術儲備不足，則在下一代技術路線競爭中存在落后的風險。此外，若公司儲備的技術不是下一代主流技術，則面臨較大的經(jīng)營風險。 2）下游需求不及預期風險。我們在正文中做的種種推演都基于產業(yè)鏈各個環(huán)節(jié)的參數(shù)假設，若某些環(huán)節(jié)的發(fā)展路徑不及我們預期，則可能會導致HJT降本速度慢于我們預期，設備需求也將延后，甚至有可能出現(xiàn)另一種技術降本速度快于HJT從而成為主流。 3）設備價格下降風險。若下游向上游進行設備壓價，則設備企業(yè)面臨毛利率下滑風險。 股民福利來了！十大金股送給你，帶你掘金“黃金坑”！點擊查看>> 新浪聲明：此消息系轉載自新浪合作媒體，新浪網(wǎng)登載此文出于傳遞更多信息之目的，并不意味著贊同其觀點或證實其描述。文章內容僅供參考，不構成投資建議。投資者據(jù)此操作，風險自擔。
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