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電力設備與新能源行業研報:國金證券-電力設備與新能源行業高效太陽能電池系列深度(一):平價時代效率為王,新技術迭代大勢所趨-220318

研報作者:姚遙 來自:國金證券 時間:2022-03-19 18:33:29
  • 股票名稱
    電力設備與新能源行業
  • 股票代碼
  • 研報類型
    (PDF)
  • 發布者
    昊****婉
  • 研報出處
    國金證券
  • 研報頁數
    39 頁
  • 推薦評級
    買入
  • 研報大小
    4,753 KB
研究報告內容

市場數據(人民幣) 市場優化平均市盈率18.90 國金電力設備與新能源指數2851 滬深300指數4266 上證指數3251 深證成指12329 中小板綜指12355 相關報告 1.《系統裝機同比翻番,建議關注板塊投資 機會-燃料電池行業月報》,2022.3.16 2.《燃料電池工信部推薦車型目錄月報-《燃 料電池行業月報》》,2022.3.14 3.《歐盟能源供應加速“脫俄”,全面利好風 光氫-新能源與電力設備行...》,2022.3.13 4.《輕總量重結構,結構性行情將徐圖展開- 《2022-03-13行...》,2022.3.13 5.《2月終端景氣度向上,原材擾動不改中 期趨勢-《2022-03-...》,2022.3.6 姚遙分析師SAC執業編號:S1130512080001 (8621)61357595 yaoy@gjzq.com.cn 平價時代效率為王,新技術迭代大勢所趨 ——高效太陽能電池系列深度(一) 核心邏輯 平價上網時代,降本增效仍然是推進光伏進一步發展的關鍵因素。

從全球范 圍看,目前光伏在大部分國家和地區已經成為成本最低的發電形式,實現了 發電側平價上網。

但由于光伏發電存在間歇性、隨機性、波動性,因而接入 到現有電網中需要其它電源為它進行調峰調頻,或者增配大規模長時儲能, 所以從電力系統角度看,光伏還沒有實現平價,還需要進一步降本增效。

因 此為了建設以新能源為主體的新型電力系統,必須追求更高效、成本更低的 新型技術,其中主要環節當屬高效電池技術的進步及應用。

我們認為當下高效電池技術的迭代是LCOE進一步下降和光伏產業進一步發 展的必然趨勢。

從當前時間點開始,各家企業新一代高效電池的量產/中試產 線將進入密集的設備交貨和調試階段,同時多家設備企業的設備調試參數也 即將進行披露,22年初即將開始面向終端市場的直接競爭。

這一輪主流技術 路線從P型向N型的切換,對主產業鏈、輔材耗材、設備等領域競爭格局也 會產生重要的影響。

我們預計從2022年起,N型產品將會呈規?;饾u推 向市場,對PERC進行替代。

除關注各家企業的TOPCon/HJT的最高量產效率之外,仍不能忽視:技術 路線本身是否適合當下大規模量產、良率能否進一步提高、提效與降本路線 是否快速、可行?本篇報告結合主流N型技術的特點及行業實際情況,對于 當前N型技術的主要技術路線、技術難點、發展情況做出深入分析,并且根 據當下產業實際情況對N型技術的產業化進程做出了合理推斷。

TOPCon受益于產業內一定規模的存量PERC產能升級,預計占據更多市 場份額。

N型技術路線的競爭實質上是效率和成本的競爭,因此在PERC技 術全球仍占主流且產能過剩、TOPCon與HJT技術效率(主要反映到組件 端)尚打平手的前提下,成本的高低對于N型技術的選擇尤為重要。

由于 2019年后的新建PERC產線基本都預留了升級為TOPCon的布局空間,且 TOPCon單GW新建及升級投資較低,對比HJT的單GW投資4-4.5億元 成本優勢顯著,后續還可以通過良率提高和國產化銀漿的替代進一步降本, 因此在未來2-3年內預計TOPCon會占據N型電池市場主流地位。

遠期來看HJT更符合產業技術發展趨勢。

與TOPCon相比,HJT降本增效 路線更為清晰。

HJT對硅片薄片化、未來鈣鈦礦等疊層技術的兼容性更佳, 因而提效降本空間更大。

隨著設備投資的進一步下降、效率的持續提升、硅 片的減薄、微晶硅技術的導入、退火吸雜技術的普及、低溫銀漿及銀包銅技 術的成熟,HJT的成本有望得到快速下降。

當HJT技術的單瓦生產成本與 TOPCon技術無太大差異(預計在2023-2024年),且下游對銀包銅、電鍍 等新型金屬化技術驗證取得突破時,HJT的市場份額有望獲得迅速提升。

投資建議 重點推薦:1)在新型電池技術領域研發及量產布局領先的一體化組件龍 頭:隆基股份、晶科能源等;2)專業化電池廠商:通威股份等;3)受益于 N型技術變革的設備公司:邁為股份、金辰股份等。

風險提示 新技術發展不及預期;降本速度不及預期;量產速度不及預計。

1663 2003 2343 2683 3024 3364 3704 21 03 18 21 06 18 21 09 18 21 12 18 22 03 18 國金行業滬深300 2022年03月18日 新能源與汽車研究中心 電力設備與新能源行業研究 買入(維持評級) ) 行業深度研究 證券研究報告 行業深度研究 內容目錄 1、平價時代仍需降本增效,N型電池技術迭代加速........................................5 1.1從產業鏈不同環節的角度看待提效的必要性...........................................5 1.2光電轉換效率的影響因素.......................................................................7 1.3復盤:PERC迭代BSF過程中伴隨著多個關鍵環節的共同進步.............7 1.4 PERC技術效率漸近極限,主流高效電池技術即將開始產業化進程......10 2、TOPCon:現有產線兼容+極限效率高,PERC升級首選......................12 2.1結構更具優勢,效率提升明顯..............................................................12 2.2工藝步驟與PERC相匹配、可在原有產線升級....................................13 2.3工藝流程相對復雜、技術路線細節定型難度高.....................................15 2.4較PERC成本稍高,但降本路徑清晰..................................................17 2.5良率與效率有待進一步提升.................................................................19 3、HJT:工藝步驟簡潔+效率高,備受產業青睞...........................................20 3.1結構上兼具晶硅與薄膜電池優勢..........................................................20 3.2工藝步驟簡潔、量產化路線清晰..........................................................22 3.3設備與耗材國產替代快、后續降本增效空間大.....................................25 3.4產能規劃有待進一步落地.....................................................................28 4、未來已來,靜候N型量產佳音.................................................................29 5、相關標的推薦..........................................................................................32 6、風險提示.................................................................................................37 圖表目錄 圖表1:2010-2020全球光伏LCOE變動趨勢................................................5 圖表2:未來兩年內光伏LCOE加速下降.......................................................5 圖表3:2021年各?。▍^、市)新建光伏發電、風電項目指導價基本達到平價 ......................................................................................................................5 圖表4:某地面電站費用構成..........................................................................6 圖表5:LCOE公式拆分詳解..........................................................................6 圖表6:影響太陽能電池效率的主要因素........................................................7 圖表7:PERC技術市場占比不斷提升............................................................7 圖表8:PERC技術較BSF技術效率有明顯提升............................................7 圖表9:2018年初單晶與多晶硅片價差快速縮小............................................8 圖表10:2016年起電池設備投資成本快速下降..............................................8 圖表11:PERC與BSF電池片高價差維持時間較長.......................................9 圖表12:2018年初PERC與BSF組件端價差快速縮小.................................9 圖表13:PERC在結構上更利于提升轉換效率............................................10 圖表14:PERC電池產線單位投資成本下降速度超預期...............................10 行業深度研究 圖表15:單晶PERC世界記錄效率接近極限效率.........................................11 圖表16:單晶PERC量產效率發展歷程.......................................................11 圖表17:基于P型硅片的TOPCon技術實驗室轉化效率較N型并無顯著差異 ....................................................................................................................11 圖表18:光伏電池技術路線圖及新一代技術類型..........................................12 圖表19:TOPCon電池結構.........................................................................13 圖表20:TOPCon電池極限效率可達28.7% ................................................13 圖表21:TOPCon電池技術路線調研...........................................................14 圖表22:部分設備廠商技術路線..................................................................14 圖表23:N型與P型電池載流子輸運機制對比.............................................15 圖表24:氧化層制備方法優缺點對比...........................................................15 圖表25:LPCVD與PECVD工作原理對比..................................................16 圖表26:LPCVD、PECVD薄膜沉積技術對比.............................................16 圖表27:繞鍍問題嚴重影響電池性能...........................................................17 圖表28:常規硼擴散材料對比......................................................................17 圖表29:磷和硼在不同溫度下固溶度(atoms/) .......................................17 圖表30:基于當前價格水平下182尺寸TOPCon電池成本構成...................18 圖表31:TOPCon與PERC在銀漿上的使用差異........................................18 圖表32:N型TOPCon成本下降路徑清晰...................................................19 圖表33:N型TOPCon效率進度.................................................................19 圖表34:2021年TOPCon產能規劃及量產效率(截至2021年底) ............20 圖表35:HJT電池結構拆解.........................................................................21 圖表36:HJT電池量產效率前景高于PERC、TOPCon ...............................21 圖表37:異質結在不同地區(不同環境溫度下)的發電量溫升損失均低于 PERC...........................................................................................................21 圖表38:異質結較PERC衰減率低..............................................................21 圖表39:異質結雙面率大于90% .................................................................22 圖表40:異質結弱光效應較PERC更為優異................................................22 圖表41:HJT制作流程及主要設備廠商.......................................................22 圖表42:晉能制絨清洗工藝流程..................................................................23 圖表43:日本YAC清洗制絨設備流程.........................................................23 圖表44:市場上主要非晶硅沉積設備供應商.................................................23 圖表45:分層鍍膜技術圖解.........................................................................24 圖表46:市場上主要PVD\RPD設備供應商.................................................25 圖表47:異質結主要降本方向及驅動因素....................................................25 圖表48:HJT量產效率提升路線..................................................................26 圖表49:基于當前價格水平下182尺寸HJT電池成本構成..........................26 圖表50:p-i-n微晶硅結構示意圖.................................................................27 圖表51:p-i-n電池能帶結構圖(理想) .......................................................27 圖表52:華晟新能源微晶硅工藝量產效率可達25.23% ................................27 行業深度研究 圖表53:吸雜原理圖....................................................................................28 圖表54:吸雜技術物理過程.........................................................................28 圖表55:吸雜技術路線................................................................................28 圖表56:2021年以來HJT產能布局及效率(截至2021年底) ...................29 圖表57:2020年底至今HJT產線主要招標................................................29 圖表58:2021年各電池技術路線效率發展情況............................................30 圖表59:N型設備企業最新進展..................................................................30 圖表60:2021-2025年N型設備市場空間測算............................................31 圖表61:基于不同與面積相關BOS成本的N型組件合理價差測算..............31 圖表62:2021-2022年有望量產的TOPCon組件........................................31 圖表63:2021-2022年有望量產的HJT組件................................................32 圖表64:公司在各種技術路線上效率均處于行業領先...................................33 圖表65:公司在HJT研發效率各項影響指標上領先行業..............................33 圖表66:公司TOPCon電池轉換效率多次打破世界紀錄..............................33 圖表67:Tiger Neo N-TOPCon組件的發電量優勢......................................33 圖表68:通威合肥HJT中試線-電池效率.....................................................34 圖表69:通威合肥HJT中試線-良率............................................................34 圖表70:邁為股份異質結高效電池制造整體解決方案...................................35 圖表71:金辰的管式PECVD項目在世界上處于先進水平............................36 圖表72:金辰股份PECVD運行效率及關鍵參數..........................................36 圖表73:金辰所產出的N型電池片效率分布收斂性很高..............................36 圖表74:捷佳偉創高效電池生產設備...........................................................37 行業深度研究 1、平價時代仍需降本增效,N型電池技術迭代加速 1.1從產業鏈不同環節的角度看待提效的必要性 平價上網時代仍需關注光伏度電成本的下降。

根據國際可再生能源署 (IRENA)發布的《2020年可再生能源發電成本報告》,全球晶硅光伏發 電項目加權平均發電成本由2010年的約0.381美元/度大幅下降至2020年 的約0.057美元/度,下降幅度達到85%,并預計2022年全球太陽能光伏 發電的平均成本降至為0.04美元,較2020年下降30%,比燃煤發電低 27%以上。

圖表1:2010-2020全球光伏LCOE變動趨勢 圖表2:未來兩年內光伏LCOE加速下降 來源:IRENA、國金證券研究所 來源:IRENA、國金證券研究所 度電成本的快速下降有效的促進了光伏產業的發展,光伏發電也逐漸成為 新型電力系統的重要組成部分,但是需要明確的是度電成本還有進一步下 降的空間,光伏發電的地位也需要進一步鞏固。

尤其是在無補貼時代,下 游光伏電站對于IRR的重視程度進一步加深,促使其上游組件、電池廠商 對于通過技術進步降本有著迫切需求。

圖表3:2021年各?。▍^、市)新建光伏發電、風電項目指導價基本達到平價 來源:國家能源局、國金證券研究所 從終端收益率的角度看:光伏技術發展與創新的根本目標是促進LCOE的降低, 對應到典型的應用場景,就是大型地面電站的的LCOE降低。

以大型地面 電站為例,費用主要包括:發電設備、建筑工程費、其他費用、預備費、 建設期利息等,這些費用較為固定,難以大幅降低。

降本空間較大的主要 行業深度研究 是在組件端,組件在總成本中占比達到一半左右,因此是降本的關鍵環節。

組件效率的提升可以通過提升電池轉換效率、改進組件端技術等來解決。

圖表4:某地面電站費用構成 來源:全國能源信息平臺、國金證券研究所 電站運營期內發電量的多少對于LCOE的高低產生重要影響。

電池轉換效 率越高,對應到相同規格尺寸的組件,就會擁有更高的功率。

同時,在同 等功率下,擁有更好發電特性(衰減率、溫升系數、雙面率、弱光效應等) 的電池技術擁有更好的發電量表現。

因此為了進一步降低光伏發電的度電 成本,必須要進一步提高太陽能電池轉換效率、持續提升電池性能,從而 提高IRR水平。

圖表5:LCOE公式拆分詳解 來源:sunpower、國金證券研究所 從產業鏈中廠商的角度看:光伏電價是下游電站IRR的重要影響因素,而 IRR直接影響到下游對光伏產品的需求。

根據國家發改委統計,2020年光 伏發電平價上網項目裝機規模33.05GW,相較2019年的14.8GW有較大 增長。

對于組件、電池廠商來說,如何同時面對下游光伏電站企業對于較 低LCOE的追求和上游各環節對利潤的擠壓是亟待解決的問題。

目前來看, 通過效率提高提升產品競爭優勢、攤薄成本是破局最有效的途徑。

因此長 期來看,組件技術與新型電池技術的結合程度、電池技術的先進性差異大 概率成為影響組件和電池企業分化程度的最重要因素。

行業深度研究 1.2光電轉換效率的影響因素 光伏發電的發展趨勢是提高轉化效率和降低成本,其中提高轉化效率是降 低成本的最重要方式之一。

光伏發電轉化效率計算如下所示: = = = 太陽能電池轉換效率是最大輸出電功率與相應的輸入光功率之比,根據 光伏發電轉化效率計算公式,能量轉換效率與開路電壓()、短路電 流()或短路電流密度()、填充因子()關聯最為密切,因此通 過技術研發和改進提高上述三個參數的數值是提高太陽能電池轉換效率的 重要途徑。

圖表6:影響太陽能電池效率的主要因素 來源:國金證券研究所整理 1.3復盤:PERC迭代BSF過程中伴隨著多個關鍵環節的共同進步 在光伏行業發展初期,晶硅太陽能電池主要采用了AI-BSF電池技術,即 常規鋁背場電池技術(Aluminium Back Surface Field)。

BSF太陽能電池 技術主要應用在光伏發展早期階段,雖然BSF電池技術成本低廉,但轉換 效率不高,且技術上有天然缺陷。

隨著快速拉晶、金剛線切片、薄片化等 技術升級的規模應用,單晶開始取代多晶成為主流,由于單晶材料本身的 高品質特征、多晶材料本身無法克服的高位錯密度和高雜質缺陷,因此單 晶相比多晶在轉換效率方面具有先天優勢。

隨著2017年PERC技術的成 熟加上單晶成本的快速降低,PERC技術開始大規模取代BSF技術成為太 陽能電池主流技術。

圖表7:PERC技術市場占比不斷提升 圖表8:PERC技術較BSF技術效率有明顯提升 來源:中國光伏產業發展路線圖、國金證券研究所 來源:中國光伏產業發展路線圖、國金證券研究所 行業深度研究 圖表9:2018年初單晶與多晶硅片價差快速縮小 圖表10:2016年起電池設備投資成本快速下降 來源:PVInfoLink國金證券研究所 來源:CPIA、國金證券研究所 回顧PERC快速替代BSF的歷程,可以看到多個關鍵環節的共同作用: 1、轉換效率方面有顯著提升。

以2017年為例,根據CPIA統計,當 年主流BSFP型多晶黑硅電池平均轉換效率為18.7%,而PERCP型 單晶電池平均轉換效率可達到21.3%,有2.6%的效率提升。

對應到組 件端(以60片為例),有27W左右的功率提升。

2、設備投資顯著下降。

隨著電池生產線關鍵設備的國產化進程不斷加 速,設備投資成本下降速度超預期。

根據CPIA統計,2017年常規 BSF產線設備投資仍為5.35億元/GW,然而進入2018年PERC產線 設備投資下降至4.2億元/GW,2018年新建電池產線均為PERC。

3、單晶與多晶實現性價比反轉。

金剛線切割技術的普及使單多晶硅片 成本永久性縮小。

根據PV infoLink統計,2017年初多晶逐步導入金 剛線切割技術,但降本幅度不如單晶。

且單晶硅片在擁有更好特性的 基礎上,2018年初與多晶硅片的價差進一步減小,加速了單晶硅片的 市場份額的迅速提升。

4、組件端實際價差低于合理價差,促使市場樂意接受單晶PERC組 件;電池端仍有較大價差,促使PERC產能快速擴張。

跟據我們推算, 2016-2019年,單晶BSF組件與單晶PERC組件合理價差應該在 0.09-0.22元,然而根據PV infoLink統計,2018年初單晶PERC組件 的單W售價快速降低,并且在短時間實現了實際價差低于合理價差。

由于單晶PERC組件擁有更好的轉換效率和特性,因此在同價水平下 性價比溢出,從而導致市占率快速提升。

在電池片端,跟據PV infoLink統計,2017年底至2019年中,單晶PERC電 池片一直與普通單晶電池片保持一定價差。

這也導致電池企業擁有極大的 熱情去進行PERC對于BSF的技術升級和改造,因此PERC的市占率快 速提升,完成對BSF的替代。

行業深度研究 圖表11:PERC與BSF電池片高價差維持時間較長 來源:PV infoLink、國金證券研究所 圖表12:2018年初PERC與BSF組件端價差快速縮小 來源:PV infoLink、國金證券研究所 PERC(Passivated Emitter and Rear Cell)電池技術,全稱為鈍化發射極和 背面電池技術。

與BSF相比,PERC太陽電池以背面局域點接觸的形式替 代了全鋁背場,減少了背表面復合速率,增強了背反射性能,從而提升了電池 的開路電壓和短路電流,進而提高了太陽能電池轉換效率。

行業深度研究 圖表13:PERC在結構上更利于提升轉換效率 來源:TaiyangNews,、國金證券研究所 PERC技術路線與BSF技術路線工藝流程的高度一致性也是PERC取代 BSF如此之快的一個重要原因。

與BSF技術相比,PERC技術僅需在原有 的工藝流程中增加只需額外增加鈍化膜沉積設備(PECVD設備或ALD設備) 和激光開槽設備,因此可以對原有的BSF產線進行升級改造。

大大降低了 單位投資成本。

此外,由于電池設備的國產化程度加速提高,單位投資成 本也處于不斷下降的階段。

目前PERC技術產線的主要設備均可以實現國 產化。

圖表14:PERC電池產線單位投資成本下降速度超預期 來源:CPIA、國金證券研究所 1.4 PERC技術效率漸近極限,主流高效電池技術即將開始產業化進程 截至2021年底,P型PERC電池技術仍是市場主流,主流PERC電池片 的轉換效率約在23%左右,當前PERC電池轉換效率世界紀錄為隆基創造 的24.05%,接近ISFH 24.5%的實驗室效率極限,。

因此由于轉換效率的 瓶頸,無論是傳統電池片環節企業或是一體化廠商都在努力追求技術上的 改進和效率上的突破。

行業深度研究 圖表15:單晶PERC世界記錄效率接近極限效率 圖表16:單晶PERC量產效率發展歷程 來源:隆基股份、國金證券研究所 來源:隆基股份、國金證券研究所 半導體根據摻雜時元素種類的差異分為P型和N型,而N型晶硅太陽能電 池更有利于電池轉換效率的進一步突破。

與摻硼(B)的P型晶體硅材料相比, 摻磷(P)的N型晶體硅材料具有四個優勢: 1)N型晶硅材料的少子空穴復合要遠低于P型,主要是因為N型材 料中雜質對少子空穴的捕捉能力和其少子空穴的表面復合速率均較低。

2)相同金屬污染的環境下,擁有較高金屬污染容忍度的N型硅片的少 子壽命要顯著高于P型硅片。

3)摻磷的N型晶體硅幾乎不存在光致衰減效應,其極低的硼含量消除 了硼氧對的影響,也就避免了P型摻硼晶硅電池在光照下會發生明顯 的電性能衰減的問題。

4)N型硅片的少數載流子(空穴)壽命長于P型硅片,故N型電池 較P型電池具有更高的轉換效率的潛力。

盡管P型硅片也可應用于TOPCon、IBC技術,但這兩類技術對于P型硅 片的質量要求極高,行業內現有的硅片產能里供應比例較低,因此僅有極 少數頭部廠商可以通過自身的硅片規模、質量優勢選擇基于P型硅片的新 技術路線。

由于目前行業內N型硅片價格更高,所以這種高效太陽能電池 技術路線擁有更好的性價比,但由于技術及硅片質量壁壘的限制,預計較 難以成為行業各家企業普遍選擇的技術路線。

。

圖表17:基于P型硅片的TOPCon技術實驗室轉化效率較N型并無顯著差異 來源:各公司公告,國金證券研究所 行業深度研究 目前N型電池大概率成為未來高轉換效率的方向,目前包括PERT、 TOPCon(隧穿氧化鈍化接觸)、IBC(全背電極接觸)、HJT(異質結)四 種技術路徑。

在N型電池技術中,PERT已被證明不具備經濟性,IBC量 產難度大且設備投資較高,因此目前市場上主流的下一代技術是TOPCon 和HJT技術。

圖表18:光伏電池技術路線圖及新一代技術類型 來源:國金證券研究所整理 2、TOPCon:現有產線兼容+極限效率高,PERC升級首選 2.1結構更具優勢,效率提升明顯 TOPCon電池技術擁有的隧穿氧化層鈍化接觸(Tunnel Oxide Passivated Contact)基于選擇性載流子原理。

TOPCon技術結構下的電池以N型硅 襯底,背面覆蓋了一層沉積在超薄隧穿氧化硅層上的摻雜多晶硅薄層,形 成了較好的鈍化接觸結構。

該結構為硅片背面打造了一個良好的界面鈍化, 其中的超薄氧化層可以阻擋少子空穴復合,使多子電子隧穿進入多晶硅層, 促進電子在多晶硅層橫向傳輸時被金屬收集,從而有效地降低了表面復合 和金屬接觸復合,提高開路電壓和填充因子,提高光電轉換效率。

行業深度研究 圖表19:TOPCon電池結構 來源:中科院寧波材料所、國金證券研究所 TOPCon工藝的進步關鍵在于制備隧穿氧化層和高摻雜的多晶硅薄層:根 據中科院微電子研究所數據顯示,氧化層對于電池的重要性在對開路電壓 和復合速率的影響中極為明顯。

在無隧穿氧化層(tunnel oxide layer)/多 晶硅薄層(+Poly-Si layer)的情況下,開路電壓有所降低,同時復合速 率快速提升,由此導致轉換效率大幅度下降。

根據德國太陽能研究所ISFH 實驗室得出的結論,雙面鈍化的TOPCon的極限效率可以達到28.7%,高 于PERC和HJT,且最接近晶體硅太陽能電池理論極限效率29.43%。

圖表20:TOPCon電池極限效率可達28.7% 來源:ISFH、國金證券研究所 2.2工藝步驟與PERC相匹配、可在原有產線升級 TOPCon電池生產工藝可以最大程度保留和利用現有PERC電池設備工藝 流程。

TOPCon技術雖為N型技術,但與P型PERC技術的核心本質均 是背面鈍化接觸技術,因此核心設備只需增加硼擴和薄膜沉積設備 (PECVD/LPCVD/PVD),極大的降低了新增設備的投資成本,同時容易 實現量產化。

根據設備公司拉普拉斯的調研走訪,市面上的TOPCon技術 主要有三種路線,包括了本征+磷擴、原位摻雜、離子注入(直接摻雜)技 術,目前可選擇的路徑較多,每一種路徑都有不錯的表現。

行業深度研究 圖表21:TOPCon電池技術路線調研 來源:拉普拉斯官網,國金證券研究所 1)本征+磷擴。

采用LPCVD制備多晶硅薄層并結合傳統的全擴散工藝。

需要較PERC增加LPCVD、擴散爐、刻蝕設備,工藝優點是成熟且耗時 短(從硅片進入爐管到降溫之后出來),生產效率高,已實現規?;慨a, 但存在繞鍍和成膜速度慢的問題,目前TOPCon廠商布局的主流路線。

2)離子注入(直接摻雜)。

采用LPCVD制備多晶硅薄層并結合擴硼及離 子注入磷工藝。

需要較PERC增加LPCVD、離子注入機、退火爐、刻蝕 設備,技術優點是無繞鍍風險,且良率更高,不足之處在于工藝難度大, 且需要更多的擴散爐和兩倍的LPCVD。

3)原位摻雜。

采用PECVD制備多晶硅薄層并結合原位摻雜工藝。

需要 較PERC增加PECVD、退火爐設備。

該方法可以簡化流程、降本提效, 不僅沉積速度快、沉積溫度低,還能用PECVD制備多晶硅層。

但目前因 氣體爆膜現象而導致的良率較低問題還未能解決,技術穩定性有待改進。

圖表22:部分設備廠商技術路線 來源:pvinfolink、國金證券研究所 行業深度研究 目前限制TOPCon技術進一步實現產業化的因素主要有兩方面,一是技術 難點并沒有完全克服且制作工藝復雜,造成技術路線沒有完全定型,進而 導致良率和產量情況不如PERC,轉換效率潛力并沒有完全釋放;第二是雙 面用銀導致成本稍高,從而降低了TOPCon電池的性價比。

2.3工藝流程相對復雜、技術路線細節定型難度高 技術難點方面,較為復雜的工藝步驟主要包括隧穿氧化層的生長方式;摻 雜多晶硅薄層制備方式;硼擴技術選擇。

難點一隧穿氧化層生長方式:隧穿氧化層的鈍化接觸提效原理如下圖所示, 摻雜的多晶硅薄層和n型硅基體在接觸產生反阻擋層,使準費米能級分裂 (提高),對空穴形成勢壘,阻擋少子空穴進一步到達氧化硅/n型硅基 體的界面,而多子可以通過隧穿原理(允許一種載流子通過,阻止另一種 載流子輸運)最終阻擋了空穴到達金屬半導體接觸的界面進行復合。

這種 載流子選擇性接觸結構有效解決了晶硅太陽能電池表面鈍化和接觸的矛盾, 使電池的轉換效率有大幅提升。

因此隧穿氧化層的生長方式和厚度控制對 于提高鈍化效果極為重要。

圖表23:N型與P型電池載流子輸運機制對比 來源:光伏技術、國金證券研究所繪制 制備隧穿氧化層時如何控制氧化層的質量、厚度、和均勻性是一個技術性難 題,當厚度大于2nm時,位壘太高,隧穿將難以實現,因此量產的氧化層 厚度一般都1.4-1.6nm。

目前制備隧穿氧化層的技術多樣化,各種技術路線 優缺點明顯,尚需時間檢驗。

圖表24:氧化層制備方法優缺點對比 來源:《基于隧穿氧化物鈍化接觸的高效晶體硅太陽電池的研究現狀與展望》,國金證券研究所 行業深度研究 難點二摻雜多晶硅薄層制備方式:對于摻雜多晶硅薄層的制備,目前市場 中主要有三種制備方式,分別為LPCVD(低壓化學氣相沉積法),管式 PECVD(等離子增強化學氣相沉積法)及板式PECVD。

此外還有PVD (物理氣相沉積)、PEALD(等離子體增強原子層沉積)、APCVD(常壓 化學氣相沉積)法,但未實現商業化應用。

目前商業化進程最成熟的是 LPCVD制備摻雜多晶硅薄層,PECVD則是新技術發展方向。

LPCVD工藝的基本原理是將制備多晶硅薄膜所需的氣態物質混合,在較低 壓力下,用熱能激活,使其發生熱分解或者化學反應,借助氣相作用最終 沉積形成多晶硅薄膜,在過程中沉積溫度、反應壓力、硅烷流量等沉積參 數會對薄膜的質量和生長速率產生較大的影響,需要較好的參數控制。

圖表25:LPCVD與PECVD工作原理對比 來源:中科院寧波材料所、國金證券研究所繪制 PECVD則是在低壓條件下利用輝光放電將反應氣體電離,形成具有較強活 性的離子化的氣體,經過一系列化學反應后在基片表面淀積形成穩定固態 薄膜。

圖表26:LPCVD、PECVD薄膜沉積技術對比 來源:華晟新能源、國金證券研究所 在鍍膜工藝過程中,硅片由于受熱發生膨脹,不能一直保持與石墨壁貼合 狀態,此時反應氣體需要沉積的目標膜層會因為硅片受熱膨脹的緣由沉積 在硅片與石墨壁之間的縫隙之間,這些額外沉積的膜層主要分布在與目標 沉積面的相對面的邊緣位置,導致下一工序對硅片另一面鍍膜時出現部分 硅片邊緣較厚的情況,這種現象稱為繞鍍。

繞鍍問題在LPCVD鍍膜工藝 中尤為嚴重,如果繞鍍不能完全去除,則會出現外觀良率低、漏電比例高、 性能降低等問題。

行業深度研究 圖表27:繞鍍問題嚴重影響電池性能 來源:《一種去除LPCVD多晶硅繞鍍的方法》、國金證券研究所繪制 目前LPCVD設備制備摻雜多晶硅薄層是行業里最成熟的路線,LPCVD裝 片多、產量大,但是存在繞鍍面積大、摻雜時間長、均勻性差、石英件損 耗大、鍍厚膜容易爆膜的缺點。

PECVD設備可以避免產生繞鍍的問題,但是產量小、維護成本高,均勻性 和效果略差。

因此,對于鍍膜設備的選擇的不確定性也是導致TOPCon良 率較低的重要原因之一。

難點三硼擴散:在N型電池整個工藝流程中,PN結制備的質量是決定電 池效率的關鍵步驟。

低壓管式BBr3、BCI3擴散、旋涂硼源+擴散、常壓管 式BBr3擴散、離子注入+退火是目前主要的四種N型的PN結制備技術。

根據拉普拉斯統計,低壓管式BBr3在設備市場上的占有率較高,尤其是 在光伏領域。

硼擴散的難點在于硼和硅之間溶解度的較大差異導致擴散速率較低;對擴 散溫度的要求較高,需要達到10000;均勻性不好控制。

圖表28:常規硼擴散材料對比 圖表29:磷和硼在不同溫度下固溶度(atoms/) 來源:拉普拉斯官網、國金證券研究所 來源:華晟新能源、國金證券研究所 2.4較PERC成本稍高,但降本路徑清晰 成本較高體現在:與PERC相比,TOPCon的較高的成本主要來自于非硅 成本方面,目前較PERC每W高出0.08-0.09元。

其中漿料是其中成本最 高的環節,TOPCon目前用量150-180mg,對比之下PERC用量僅有 70mg左右。

此外,TOPCon與PERC在良率上的差距也導致了單位成本 的上升。

根據調研,TOPCon目前量產的良率在93%-95%,而PERC的 良率達到了98%。

技術工藝路線的不確定以及關鍵環節的一些工藝難點尚 未被克服是TOPCon良率較低的主要原因。

行業深度研究 圖表30:基于當前價格水平下182尺寸TOPCon電池成本構成 來源:solarzoom、國金證券研究所(備注:基于182尺寸硅片,165um厚度,6.7元/片測算) TOPCon銀耗較高的原因在于雙面使用銀漿。

晶硅電池由光伏技術原理的 不同,可分為P型和N型。

P型晶硅電池是由摻硼P型硅基體摻雜磷元 素形成N型發射極實現PN結,而N型晶硅電池由摻磷N型硅基體摻雜 硼元素形成P型發射極實現PN結。

這會讓P型和N型的金屬化歐姆接觸 原理與工作機制有所區別。

N型相比于P型,發射極上需要更多的銀漿才 能達到可量產的電學性能;N型晶硅電池雙面率高,背面通過銀漿絲網印 刷實現的電極結構類似于P型晶硅電池的正面電極結構,這些都使得N型 電池對正面銀漿單位消耗更高。

圖表31:TOPCon與PERC在銀漿上的使用差異 來源:國金證券研究所整理 N型銀漿用量及成本存在明顯的下降空間,主要實現方法包括:多主柵技 術的應用,銀漿的用量可以得到最大程度的節??;銀鋁漿的使用可以推動 銀漿成本下降;目前TOPCon銀漿國產化率較低,隨著國內漿料企業的研 發和進步,國產TOPCon銀漿滲透率的提升有助于降低成本。

除了在銀漿方面有下降空間外,硅片薄片化和大型化、設備產能的提升 (例如雙面、三合一鍍膜設備)、良率的提升(攤薄成本)和轉換效率的提 高(最終降低LCOE)都是TOPCon成本下降的可行性路徑。

目前 TOPCon單GW設備投資額為2億元,PERC產線升級為TOPCon產線單 GW設備投資額為0.5-0.8億元,隨著降本路線的持續推進,TOPCon將會 極具性價比。

行業深度研究 圖表32:N型TOPCon成本下降路徑清晰 來源:晶科能源、國金證券研究所 2.5良率與效率有待進一步提升 目前TOPCon產業化進程不斷提速,轉換效率記錄不斷刷新。

2021年6 月1日,經過德國哈梅林太陽能研究所( ISFH)認證,隆基在N型 TOPCon的轉換效率達到了25.21%;2021年10月13日,晶科能源N型 TOPCon電池效率達到25.4%,再次打破世界紀錄。

圖表33:N型TOPCon效率進度 來源:各公司公告、國金證券研究所整理 產業化方面,由于TOPCon技術與PERC技術的工藝兼容度較高,因此 更受傳統電池廠商的青睞。

2019年后新增PERC產能基本都做出 TOPCon技術升級的預留空間。

但是根據部分光伏電池企業、一體化企業 2021年中報的披露信息,目前實際落地的產能較少,產能提升仍然需要技 術路線的進一步明確。

量產效率方面,TOPCon較PERC未有顯著優勢。

根據PVInfolink統計, 目前TOPCon主流電池量產效率約23.7-24.0%。

2021年8月,天合的 210mm PERC電池量產效率達到23.56%,且還未到轉換效率極限, TOPCon與PERC實際量產效率仍未拉開較大距離。

行業深度研究 圖表34:2021年TOPCon產能規劃及量產效率(截至2021年底) 來源:PVInfolink、國金證券研究所 3、HJT:工藝步驟簡潔+效率高,備受產業青睞 3.1結構上兼具晶硅與薄膜電池優勢 異質結(Heterojunction with Intrinsic Thin-layer = HJT)是一種高效晶硅 太陽能電池結構,由N型晶體硅基板和非晶硅薄膜混合制成,結構如圖34 所示,在背面依次為透明導電氧化物膜(TCO)、P型非晶硅薄膜,和氫化 非晶硅薄膜;在電池正面依次為TCO透明導電氧化物膜,N型非晶硅薄膜 和本征非晶硅膜。

得益于非晶硅薄膜的引入,異質結太陽能電池兼具晶硅 與薄膜太陽能優勢,表面鈍化效果更好,其晶硅襯底的前后表面均實現了 良好的鈍化,并且隔絕了金屬電極和硅材料的直接接觸,進一步降低了載 流子復合損失,提升了電池轉化效率。

德國哈梅林太陽能研究所理論模擬計算結果顯示,雙面完全鈍化的 TOPCon的理論極限效率略高于HJT,但是由于工藝流程上比較復雜、技 術路線選擇性較多,目前TOPCon產線上導入的都是單面鈍化技術,良率 上僅有93%左右,且轉換效率目前稍低于HJT。

雖然HJT技術的工藝難度 較高,但是由于工藝步驟的簡化,良率目前在98%左右(RPD鍍膜良率 93%左右),更適合大規模量產。

且由于市場關注度較高,因此產業化進程 速度快。

行業深度研究 圖表35:HJT電池結構拆解 圖表36:HJT電池量產效率前景高于PERC、TOPCon 來源:金石能源、國金證券研究所 來源:中國光伏產業發展路線圖、國金證券研究所 HJT更符合硅片薄片化趨勢。

PERC電池工藝中,所用的硅片主流厚度為 170μm-180μm,進一步減薄后對于電池和組件的工藝均會形成挑戰,且 引起轉換效率的下降,甚至發生嚴重的翹曲、失效現象。

由于HJT電池結 構對稱、且采用低溫工藝流程,因此硅片不容易翹曲,硅片更容易符合薄 片化降本趨勢。

HJT在硅片變薄的情況下,開路電壓()上升,短路電 流()下降,填充因子()基本穩定,因此轉換效率基本可以保持不變。

HJT可實現向下一代高效電池技術的過渡。

HJT電池更容易實現與一代技 術的融合。

目前結合IBC結構的HBC電池已實現實驗室26.63%的轉換效 率,與鈣鈦礦組成的疊層電池轉換效率有望提升至30%以上 HJT具有優異的電池特性。

與PERC電池相比,HJT電池存在衰減率低、 溫升系數低、雙面率高、弱光效應好的特性。

圖表37:異質結在不同地區(不同環境溫度下)的發電 量溫升損失均低于PERC 圖表38:異質結較PERC衰減率低 來源:坎德拉官網、國金證券研究所 “注:溫升系數是衡量組件發電效率隨溫度升高而下降程度的指標,代表組件工 作溫度每升高一度帶來的輸出功率變化幅度,通常異質結組件該指標為 - 0.24%/℃,PERC為-0.35%/℃” 來源:索比光伏網、國金證券研究所繪制 行業深度研究 圖表39:異質結雙面率大于90% 圖表40:異質結弱光效應較PERC更為優異 來源:《TOPCon電池效益可行性分析》、國金證券研究所 來源:天合光能、國金證券研究所 3.2工藝步驟簡潔、量產化路線清晰 HJT工藝步驟簡潔:相比于PERC與TOPCon,HJT電池的工藝流程簡潔, 僅需四步便可完成,因此良率大大提高,也更符合大規模量產趨勢,目前 產業中HJT量產效率高達98%,在良率上與PERC相差無幾,遠勝于 TOPCon。

圖表41:HJT制作流程及主要設備廠商 來源:國金證券研究所整理 清洗制絨:HJT工藝的首要步驟為制絨清洗,清潔的硅片表面和合理的織 構化處理有利于獲得高。

制絨清洗工藝的主要目的為利用制備的絨面產 生陷光現象,減少光的反射率、增加光吸收、最終提升光電轉換效率。

主 要步驟包括:利用KOH溶液對N型硅片進行各向異性腐蝕,形成絨面結 構,從而降低表面反射率、產生更多載流子;形成潔凈硅片表面,去除有 機物和金屬雜質(SC1、CP、SC2、DHF),從而避免不潔凈引進的缺陷 和雜質而帶來的結界面處載流子的復合。

行業深度研究 圖表42:晉能制絨清洗工藝流程 來源:晉能能源、國金證券研究所 圖表43:日本YAC清洗制絨設備流程 來源:南通圣斯威特能源、國金證券研究所 清洗制絨環節主要包括RCA與O3兩種技術路線,目前多采用二者結合的 方式。

RCA清洗通常是使用堿性腐蝕液對硅片進行各向異性腐蝕。

這種方 法處理之后,硅片的界面金屬雜質較低。

但氨水會導致硅片表面較為粗糙, 同時化學品耗量較大,廢液處理成本較高。

行業內已經開始使用臭氧超純 水來代替RCA,臭氧的氧化還原效果高于H2O2,在有效去除金屬、顆粒 和有機物的同時,不會增加表面微粗糙度。

臭氧清洗既能滿足工藝需求的 同時,又可以降低化學品耗量及運行成本量,降低廢液處理成本,更有發 展前景。

非晶硅沉積:非晶硅薄膜沉積為核心工藝,目前使用PECVD沉積非晶硅 薄膜是市場主流。

由于P-N異質結制備的位置是在N型晶硅襯底表面,且 沉積層影響到鈍化的效果,因此決定了HJT的電池性能。

圖表44:市場上主要非晶硅沉積設備供應商 來源:各公司官網、國金證券研究所整理 目前市場上常用的RF(射頻) -PECVD鍍膜設備,頻率主要分為 13.56MHz和40.68MHz。

其中40.68MHz處于甚高頻頻段(VHF:30- 行業深度研究 300MHz)。

工作頻率是PECVD工藝的重要指標之一,其對薄膜沉積速率 和質量等都有影響: 通過調節電流頻率的大小,控制生成等離子體的數量,可以起到控制 薄膜沉積速率的作用。

工作頻率越高,等離子體的離化度越高,離子 轟擊效應更明顯,薄膜沉積速度更快。

基板在PECVD設備中,邊緣部分的電場較中心區域弱,會影響局域 的組分沉積速率。

相比低頻工作,高頻時兩個區域電場強度差別較小, 沉積速率差別較小,薄膜均勻性就更好。

工作頻率高,等離子體攜帶的動能增加,轟擊作用強,到達基板的速 度較大,易造成較大損傷,對其壽命產生影響。

VHF-PECVD由于電源頻率高,薄膜沉積質量高,更利于生長微晶硅。

微 晶硅是一種晶粒大小為微米數量級的介于單晶硅和多晶硅之間的材料。

鍍 微晶的好處表現在: 微晶硅具有更好的結構有序性,使得載流子遷移率較高,有利于電極 對光生電子、空穴的收集,大大提高微晶硅材料的電導率。

非晶硅薄膜在受長時間光照后性能會有所下降,即S-W效應。

而微晶 硅中由于晶粒都是結晶狀態,具有更好的穩定性,光致衰退效應幾乎 不存在。

當前行業內多采用分層鍍膜工藝進行提效。

對于異質結電池,要想提高轉 換效率,就要提升非晶硅薄膜的鈍化效果,而雜質過多,會對鈍化效果產 生負面影響。

傳統的分層鍍膜工藝采用IN-IP順序,即在硅片正面依次沉 積本征(i)和N型非晶硅薄膜,再在背面以此沉積本征(i)和P型非晶 硅薄膜。

目前基本采用IINP制程工藝,提高效率0.15%左右。

p型硅中的 硼在鍍膜后殘留在腔體或托盤表面,會影響本征層的鈍化效果。

因此將非 晶p晶工序獨立,可以有效減少硼擴散,提高電池效率。

圖表45:分層鍍膜技術圖解 來源:邁為股份、國金證券研究所 TCO鍍膜: HJT相較于晶體硅太陽能電池最突出的特點就是需要制備 TCO薄膜。

制備TCO膜的技術有兩種,傳統的PVD技術是運用 SPUTTER磁控濺射,使用ITO(氧化銦錫)靶材;RPD技術則是利用特 定的磁場產生穩定、均勻、高密度的等離子體,使用IWO(氧化銦摻鎢) 靶材。

缺乏TCO薄膜的氫化非晶硅薄膜的導電性較弱。

TCO薄膜可以收 集光生載流子并將其運輸金屬電極上,具有良好導電性。

同時,TCO薄膜 還需具備減反射的功能以保證電池擁有較低的表面光反射損失,具有高透 過率。

一般的導電材料或者透明氧化物只能滿足強導電性和高透過率的一 種,而TCO卻能兼顧這兩個功能,是一種理想材料。

目前主流技術路線是用PVD的方式制備前后表面的TCO膜,主要設備供應商 有梅耶博格、馮阿登納、Singulus、邁為股份等。

RPD技術制作出來的TCO膜效率較高,但是目前有諸多難點: 從靶材濺射出的離子呈球形分布,為了均勻鍍膜,需要多靶同時濺射,還 需要在硅片與濺射源之間設置勻流板,大幅限制了鍍膜的產能。

行業深度研究 靶材利用率低,且供應商較少。

RPD自下往上鍍膜,需要采用兩臺設備進行鍍膜,影響產能。

受制于日本住友專利技術,核心部件依賴進口,設備價格較高。

RPD的設備 供應商僅有Sumitomo(日本住友,專利所有者)和捷佳偉創(獲得專利授 權),無法形成有效競爭。

圖表46:市場上主要PVD\RPD設備供應商 來源:各公司官網、國金證券研究所整理 絲網印刷、固化、測試分選:絲網印刷技術是HJT電池電極金屬化環節主 流工藝,技術成熟度較高。

目前HJT主要的挑戰是低溫銀漿的成本較高, 制約了HJT成本的進一步下降。

解決方案包括:銀包銅技術與無主柵技術 (SmartWire)相結合等。

Meyer Burger的SmartWire智能網柵技術能夠在保證絲網印刷效率的前提 下大大降低成本。

該技術一方面去掉了正反面5根主柵,將印刷頭從4個 減至2個,成本降低200-300萬元,另一方面直接采用金屬絲連接余下的 細柵,節省了細柵銀漿90-100mg。

目前,鈞石能源采用的全新的濺射鍍膜方式結合網版設計和新型漿料開發, 采取一面用銀一面用銅的方式,單片銀漿耗量下降50%,使G1硅片制作 的異質結電池銀漿單耗從150mg大幅降至80mg。

隨著HJT產業化進程的 加速,銀漿成本與用量下降速度有望超預期。

3.3設備與耗材國產替代快、后續降本增效空間大 跟據測算,目前HJT的單瓦生產成本比PERC高出0.2元,主要是在非硅 成本上的差異。

在當前時間點,異質結技術的降本路線較為清晰,主要有 兩條路徑: 一是原材料端的直接降本。

主要通過硅片薄片化(厚度低于120um)、銀包銅 技術的導入(銀含量低于45%)、切片良率的提高(大于95%)、低溫銀漿 的國產化、設備投資(下降到3.5億元/GW以下)的下降實現。

二是效率的提升,帶來更好的發電量增益價值、從而帶來更明顯的修正成 本優勢。

主要可以通過微晶硅技術的導入、退火吸雜技術的應用、工藝與 靶材的優化等技術實現。

圖表47:異質結主要降本方向及驅動因素 來源:solarzoom、國金證券研究所 行業深度研究 圖表48:HJT量產效率提升路線 來源:邁為股份、國金證券研究所 圖表49:基于當前價格水平下182尺寸HJT電池成本構成 來源:solarzoom、國金證券研究所(備注:基于182尺寸硅片,165um厚度,6.7元/片測算) HJT降本線路之一,微晶硅技術:使用摻雜微晶硅替代目前的摻雜非晶硅 是HJT太陽能電池效率的重要提升方向,可以進一步提高摻雜濃度、增加 透光性能,同時減低摻雜層的電阻,并最終增大HJT電池的電流密度。

微晶硅薄膜由納米級的晶硅顆粒鑲嵌在非晶硅薄膜組成,是介于非晶硅和 單晶硅之間的混合相無序半導體材料。

微晶硅薄膜電池同時具備非晶硅和 單晶硅的優點: 微晶硅薄膜電池制作成本低。

結構有序性使載流子遷移率高,電導率、吸收系數高,幾乎沒有衰退 效應。

容易量產,可大面積制備。

光電轉換效率高,且在不同的太陽光譜波段與非晶硅形成互補。

行業深度研究 圖表50:p-i-n微晶硅結構示意圖 圖表51:p-i-n電池能帶結構圖(理想) 來源:《非晶硅薄膜太陽能電池研究進展》、國金證券研究所繪制 來源:《非晶硅薄膜太陽能電池研究進展》、國金證券研究所繪制 微晶硅中大部分顆粒大小在微米量級,實際上就是精細顆粒多晶硅。

一般 認為,多晶硅的晶粒尺寸在100um以上時具有優良的性能和高轉化效率, 但大晶粒、高質量的多晶硅薄膜生產工藝復雜。

微晶硅晶粒尺寸雖然較小, 但制備多在T<600℃下進行,易實現對微晶硅薄膜中氧原子的鈍化和晶界 的鈍化,因而低溫工藝制備的微晶硅薄膜太陽電池具有較為可觀的轉化效率。

圖表52:華晟新能源微晶硅工藝量產效率可達25.23% 來源:華晟新能源、國金證券研究所 HJT降本線路之二,退火吸雜:晶硅太陽電池在制作過程易受金屬雜質的 沾污,金屬在硅中是深能級,復合活性大,加速載流子的復合,深能級的 金屬雜質嚴重影響硅片的少子壽命,對提升電池的轉換效率不利,因此雜 質的去除對于效率的提升尤為重要。

吸雜是將金屬雜質從器件有源區轉移到硅片預設計區域或者將其蒸發。

吸 雜技術的三個物理過程:1)雜質的釋放;2)雜質向俘獲區擴散;3)雜 質在缺陷中心被俘獲。

行業深度研究 圖表53:吸雜原理圖 圖表54:吸雜技術物理過程 來源:光伏測試網、國金證券研究所 來源:光伏測試網、國金證券研究所 目前采用的吸雜技術可分為:內吸雜、外吸雜、化學吸雜。

其中內吸雜是 利用適當的熱處理工藝步驟,通過控制硅片的氧濃度及氧沉淀在硅片內部 形成有效的吸雜點,從而達到去除雜質的目的。

內吸雜的熱處理工藝一般 采用高溫-低溫-高溫三步式退火,可與原有器件工藝相結合,具有更廣泛的 應用前景。

隨著HJT電池被廣泛接受和量產,退火吸雜將成為HJT電池生 產的必備工序。

圖表55:吸雜技術路線 來源:《硅材料的吸雜研究》、國金證券研究所 HJT降本線路之三,銀包銅:HJT銀漿占電池非硅部分超過50%,采用 銀包銅漿料是在金屬化層面降低異質結成本的途徑之一。

銀包銅粉即在銅 粉表面包覆一層金屬銀,獲得擁有核-殼結構。

銀包銅與純銀相比,生產成 本顯著下降,同時又具備熱穩定性、高導電性、抗氧化、抗遷移等優勢, 實現高性能低成本,可用于部分乃至全部替代純銀或純銅。

2008年左右,歐美及日本開始對銀包銅粉進行開發和市場化生產,而我國在 這方面的研究一直處于初期階段。

現在國際上生產銀包銅粉的主要有美國 SCM、德國Ecka、比利時Nano以及日本Fukuda等企業,且產品質量較 國內更好,種類更多。

目前低溫銀漿國產化進程正在加速進行中,華晟、 邁為等多個企業都將在今年將銀包銅技術應用于HJT電池量產中,預計中 國將在今年實現銀包銅漿料的國產化,正式開始HJT技術的低成本時代。

3.4產能規劃有待進一步落地 2021年以來HJT產能布局較多,但實質性落地產能較少。

截至2021年8 月,HJT年內明確規劃產能已超50GW。

但是由于設備投資較高、非硅成 本難以快速下降的問題,實際落地產能較少,2020年底至今,主要HJT 產線招標僅有11GW。

行業深度研究 隨著微晶硅技術的導入和成熟、新型金屬化等技術的滲透,HJT在成本端 及效率端均有望得到進一步優化,2023年及之后HJT技術有望迎來產能 落地的爆發期。

圖表56:2021年以來HJT產能布局及效率(截至2021年底) 來源:PV infolink、國金證券研究所整理 圖表57:2020年底至今HJT產線主要招標 來源:國金證券研究所整理 4、未來已來,靜候N型量產佳音 2021年年內N型TOPCon與HJT技術效率不斷取得突破,量產效率與實 驗室效率實現“雙開花”,進一步拉大與單晶PERC電池的效率差。

當前 N型TOPCon與HJT技術的平均轉換效率已經與PERC有1.5%左右的的 差異。

行業深度研究 圖表58:2021年各電池技術路線效率發展情況 來源:各公司公告、國金證券研究所整理 目前各大設備商幾乎都已入局N型相關設備的研發、生產,進展比較快的 企業包括邁為股份、捷佳偉創、拉普拉斯、金辰股份等,未來建議關注相 關量產訂單落地及實證運行數據的驗證。

圖表59:N型設備企業最新進展 來源:各公司公告、官網,國金證券研究所整理 我們基于如下假設,對新型電池技術設備市場空間進行了測算,根據推算 2021-2023年TOPCon、HJT市場空間有望分別達到220/221億元。

1、光伏裝機與組件的容配比為1:1.2;組件與電池產能1:1對應 2、2021年全球光伏電池產能利用率為65%,與2020年持平; 3、2019年后新增PERC產能均有TOPCon升級空間 行業深度研究 圖表60:2021-2025年N型設備市場空間測算 來源:國金證券研究所測算 根據公開信息披露,年內目前已有多個N型組件招標項目。

對比合理價差 的測算結果,N型組件滲透率進一步提升仍需進一步降本增效,在拉開與 P型組件的功率差的同時,進一步在價格上有所下降。

圖表61:基于不同與面積相關BOS成本的N型組件合理價差測算 來源:國金證券研究所測算 通過2021年SNEC展會上對于市場上主要組件廠商展出組件的統計,可 以看到N型組件的到來已經進入倒計時。

我們預計2022年中,市場上可 以陸續看到N性組件的規模出貨及應用。

圖表62:2021-2022年有望量產的TOPCon組件 來源:2021 SNEC、國金證券研究所 行業深度研究 圖表63:2021-2022年有望量產的HJT組件 來源:2021 SNEC、國金證券研究所 5、相關標的推薦 1)在新型電池技術領域研發及量產布局領先的一體化組件龍頭,重點推 薦隆基股份、晶科能源。

建議關注晶澳科技、天合光能(二者均有望在年 內進行新型高效電池產能建設)。

2)專業化電池廠商,重點推薦通威股份。

建議關注愛旭股份(ABC技術 門檻高,產能布局大),中來股份(TOPCon量產效率達24.5%,轉換效 率及產能規劃行業領先),鈞達股份。

3)受益于N型技術變革的設備公司,重點推薦邁為股份、金辰股份、捷 佳偉創,建議關注奧特維(串焊機已儲備TOPCon與HJT技術工藝,已 分別導入晶科、華晟),拉普拉斯(TOPCon核心設備LPCVD行業最大供 應商),帝爾激光(激光技術行業領先,同時開發出激光轉印技術),京山 輕機(與金石能源強強合作,加碼異質結電池設備)。

4)新型技術產線進度及產能規模領先的新進入者,建議關注華晟新能源 (已有三期HJT產能布局,產能規模及量產效率行業領先),金剛玻璃 (目前產線已經開始流片,效率、成本參數具有高度參考價值)。

隆基股份: 光伏一體化龍頭:公司是國內硅片及組件雙龍頭,2020年全球組件出 貨量排行第一。

公司有研發技術豐富的電池技術團隊,并且在 TOPCon、HJT、IBC等下一代N型高效電池以及鈣鈦礦、疊層等新 100%型電池等技術方面儲備了大量研發成果。

經過德國哈梅林太陽能 研究所(ISFH)認證,2021年6月1日,隆基在N型TOPCon、P 型TOPCon、N型HJT技術的轉換效率分別達到了25.21%、25.02%、 25.26%,一舉斬獲三項商業化尺寸單晶太陽電池轉換效率世界紀錄。

2021年10月,隆基在一周內兩次創造M6全尺寸的HJT轉換效率記 錄,分別為25.82%、26.30%,同時26.30%也是目前為止全球晶硅 FBC結構電池的最高效率。

行業深度研究 圖表64:公司在各種技術路線上效率均處于行業領先 圖表65:公司在HJT研發效率各項影響指標上領先行業 來源:公司公眾號,國金證券研究所 來源:各公司官方公眾號、國金證券研究所整理 硅片優勢外溢,新技術有望實現差異化低成本競爭:公司在電池新技 術研發布局的廣度和深度行業領先,除多次刷新TOPCon、HJT等各 條高效技術路線的研發效率紀錄外,公司或憑借自身硅片技術優勢, 實現更加差異化、更具性價比的高效電池技術量產。

晶科能源 前瞻布局N型TOPCon電池,轉換效率冠領行業。

近幾年公司持續 加大對N型產品的研發投入,多次刷新TOPCon電池效率世界紀錄。

2021年10月公司公告182尺寸N型單晶TOPCon電池轉換效率達 到25.4%,再次登頂轉換效率全球榜首。

根據招股書,公司2020年 底TOPCon電池產能達到0.8GW,量產平均轉換效率達到24.2%, 生產良率已經接近PERC電池,在業內處于領先水平。

2022年1月合肥TOPCon電池項目投產,搶占N型市場先機。

在 0.8GWTOPCon產線的成功經驗基礎上,公司迅速擴產鞏固N型技術 優勢。

2021年9月8日公司合肥16GWTOPCon電池項目正式開工, 12月10日交付設備進場,2022年1月4日一期8GW投產,預計 2022Q2將達到滿產;二期8GW計劃2022年上半年投產,到年中公 司TOPCon產能將達到16.8GW,N型規模位居行業之首。

預計公司2021-2023E年凈利潤分別為8.6、26.8、41.4億元,對應 EPS分別為0.11、0.34、0.52元,繼續重點推薦。

圖表66:公司TOPCon電池轉換效率多次打破世界紀錄 圖表67:Tiger Neo N-TOPCon組件的發電量優勢 來源:國金證券研究所整理 來源:晶科能源公眾號,國金證券研究所 通威股份: 一線電池片廠商、成本+技術雙優勢:根據PVInfolink統計,2020年 通威電池片出貨量排名全球第一。

截至2020年末,公司太陽能電池年 產能27.5GW,其中,單晶電池年產能24.5GW,多晶電池年產能 3GW,電池片產能市占率13%,處行業一線水平,預計2021年底公 行業深度研究 司電池產能規模超過55GW。

公司當前單晶PERC電池產品非硅成本 已達到0.2元/w以內,成本優勢有望進一步提升。

公司目前加速推進HJT、TOPCON等新技術研發進程,2021Q1通威 (合肥)200MWHJT中試線批量生產的電池片以24.3%的轉換效率為主, 平均良率達97.84%,單日最高良率達98.44%,同時通威成都1GW 產線已于2021年7月底投產。

2021年7月8日,通威與江蘇微導于眉山基地就TOPCon項目相關 合作的技術內容進行洽談,在GW級HJT產線落地的同一時間段加碼 TOPCon技術,進一步完善電池技術路線布局,提升電池片環節的競 爭力。

預測公司2021-2023E年凈利潤預測分別為83、143、153億元,對 應EPS分別為1.85、3.18、3.39元,維持“買入”評級。

圖表68:通威合肥HJT中試線-電池效率 來源:通威股份,國金證券研究所 圖表69:通威合肥HJT中試線-良率 來源:通威股份,國金證券研究所 邁為股份 絲網印刷設備領軍者:公司是太陽能電池絲網印刷設備龍頭企業, 2019年絲網印刷設備國內市占率達78%,國際市占率達55%。

公司 在絲網印刷領域的優勢為布局HJT技術奠定了良好基礎。

HJT設備技術開拓者:公司前瞻性的進行了HJT高效電池設備的布局, 自主研發生產HJT高效電池大面積平板式PECVD非晶硅鍍膜設備, 并且獲得7項專利授權。

此外,邁為在清洗制絨環節引入日本YAC技 術并實現國產化,進一步提高了制絨環節的技術質量。

2020年10月 行業深度研究 13號關聯交易公告披露了向參股公司江蘇啟威星(公司持股30%)購 買清洗制絨設備,即以合作的方式獲得清洗制絨設備,標志著邁為異 質結整線正式形成。

2020年12月,邁為聯合華晟發布SMBB技術(SuperMBB),通過柵 線設計及焊盤點的優化,實現HJT銀耗進一步降低,大大加快了HJT 產業化進程。

自2019年1月啟動HJTPECVD及其配套設備,邁為先后首創性地研 制了第一代產能200MW、第二代產能400MW的PECVD設備,近期 金剛玻璃1.2GW的異質結產線中,邁為的異質結設備產能已經達到 600MW。

截至2021年12月,公司HJT高線電池設備客戶涵蓋通威、 華晟、阿特斯、金剛玻璃等,年內共獲取6.9 GWHJT整線設備訂單, 市占率超過70%,處于行業領先地位。

2022年3月,經德國哈梅林太陽能研究所(ISFH)認證,邁為股份聯合 澳大利亞金屬化技術公司SunDrive利用可量產工藝在全尺寸(M6尺寸, 274.3cm2)單晶異質結電池上轉換效率達到26.07%,進一步驗證了異 質結電池量產效率在未來跨越26%大關的可行性。

根據我們對公司訂單結構及HJT產業化進程的最新判斷,預測公司 2022-2024E凈利潤分別為9.00、12.65、18.62億元,對應EPS分別 為8.73、12.27、18.06元,維持“買入”評級。

圖表70:邁為股份異質結高效電池制造整體解決方案 來源:邁為股份、國金證券研究所繪制 金辰股份: 組件設備與高效電池設備協同發展:金辰股份主營業務為光伏組件設 備,可提供光伏組件“全鏈條”供應能力,覆蓋常規組件、雙玻組件、 半片組件、疊瓦組件等新技術產品類型,全球市占率達35%-40%。

近年來,公司在高效電池領域同時發力,與中科院寧波材料所開展深 入合作,并取得積極成果。

TOPCON用PECVD完成工藝驗證,已進 入市場拓展階段。

目前公司的PECVD設備獲得頭部組件廠晶科、晶 澳、東方日升的引入。

其中,與晶澳經過一年半的合作,效率接近 24%,現已進入中試提效階段;與東方日升合作僅半年,就取得了≥ 24%+的平均效率。

HJTPECVD設備與德國H2GEMINI公司積極合作,專注研發應用于HJT 用PECVD工藝與設備,研發生產的PECVD設備具有產能大、成本低等 優點。

2021年6月底,首臺由金辰自主研發的HJT電池PECVD非晶 硅薄膜設備運抵晉能科技,目前量產平均效率已達24.38%,最優批次 效率可達24.55%,且效率在多批次電池片中效率分布均勻,表現較為 優異。

與此同時,公司也在積極儲備雙面微晶HJT技術及新型金屬化 技術,2022年3月,公司全新的微晶HJTPECVD設備已發往晉能測 試,未來在效率與成本上有望進一步提升競爭力。

行業深度研究 圖表71:金辰的管式PECVD項目在世界上處于先進水平 來源:金辰股份、國金證券研究所 圖表72:金辰股份PECVD運行效率及關鍵參數 圖表73:金辰所產出的N型電池片效率分布收斂性很高 來源:金辰股份、國金證券研究所 來源:金辰股份、國金證券研究所 捷佳偉創 電池片設備核心供應商:捷佳偉創自成立以來,已為全球200多家光 伏電池生產企業、近1300條電池生產線提供設備和服務,憑借管式 PECVD二合一設備、堿拋光設備的出貨,捷佳偉創已成長為PERC 設備的龍頭,產品覆蓋PERC設備整線,是全球領先的晶體硅太陽能 電池設備供應商。

TOPCon + HJT雙布局:公司同時涉足TOPCon和HJT技術,自主 研發的高效清洗設備(HIT、TOPCON)研發成功并達到量產,210大 尺寸絲網印刷整線已研發完成并出貨一條雙軌線。

TOPCon方面,氣 態源(BCl3)210硅片硼擴散工藝已研發成功,現處于行業領先位置; HJT方面,自主研發的首臺國產大產量RPD5500A設備和異質結關鍵 設備板式/管式PECVD先后出廠交付,擁有業內首條全自主、智能化 的整線生產線。

在HJT的TCO環節,捷佳同時布局PVD及RPD(擁有專利保護), 并創新推出PAR(PVD and RPD一體機)。

因為設備原理和靶材原理 的優勢,PAR、RPD已證實可以獲得相對于傳統TCO薄膜更高的轉 換效率與更好的電性能。

2021年10月份,公司RPD產品助力隆基, 一周兩次創造25.82%、26.30%兩個世界紀錄,同時量產效率指標處 于行業領先水平。

行業深度研究 圖表74:捷佳偉創高效電池生產設備 來源:捷佳偉創,國金證券研究所 6、風險提示 新技術發展不及預期:TOPCon與HJT等新型高效光伏電池技術難度較大, 若行業內在新技術量產良率、效率等方面不能取得進一步突破,則會導致 新技術發展不及預期。

降本速度不及預期:目前TOPCon與HJT較PERC生產成本較高,若降 本路線遲遲無法取得突破,則會導致新技術在下游滲透速度變慢。

量產速度不及預計:目前行業內實際的TOPCon與HJT產能較小,如果 行業內新技術產能沒有形成規模,則會導致量產速度不及預期。

行業深度研究 公司投資評級的說明: 買入:預期未來6-12個月內上漲幅度在15%以上; 增持:預期未來6-12個月內上漲幅度在5%-15%; 中性:預期未來6-12個月內變動幅度在-5%-5%; 減持:預期未來6-12個月內下跌幅度在5%以上。

行業投資評級的說明: 買入:預期未來3-6個月內該行業上漲幅度超過大盤在15%以上; 增持:預期未來3-6個月內該行業上漲幅度超過大盤在5%-15%; 中性:預期未來3-6個月內該行業變動幅度相對大盤在-5%-5%; 減持:預期未來3-6個月內該行業下跌幅度超過大盤在5%以上。

行業深度研究 特別聲明: 國金證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準,已具備證券投資咨詢業務資格。

本報告版權歸“國金證券股份有限公司”(以下簡稱“國金證券”)所有,未經事先書面授權,任何機構和個人均不 得以任何方式對本報告的任何部分制作任何形式的復制、轉發、轉載、引用、修改、仿制、刊發,或以任何侵犯本 公司版權的其他方式使用。

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本報告的產生基于國金證券及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料,但國金證券及其研究人員對這 些信息的準確性和完整性不作任何保證,對由于該等問題產生的一切責任,國金證券不作出任何擔保。

且本報告中 的資料、意見、預測均反映報告初次公開發布時的判斷,在不作事先通知的情況下,可能會隨時調整。

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