光伏行業(yè)專題報告：TOPCon開始規(guī)模應(yīng)用優(yōu)勢企業(yè)提前開始收獲

光伏行業(yè)專題報告：TOPCon開始規(guī)模應(yīng)用，優(yōu)勢企業(yè)提前開始收獲一、光伏發(fā)電原理及路線演變1、電池原理及提效原則太陽能電池整體結(jié)構(gòu)是基于大面積的PN結(jié)，在光照條件下，能量大于帶隙的光子可以激發(fā)半導(dǎo)體材料中的電子由價帶躍遷至導(dǎo)帶，形成電子-空穴對（電子吸收光子能量），在PN結(jié)內(nèi)建電場的作用下，光生電子-空穴對分離，產(chǎn)生電勢，當(dāng)外電路接通，電子將通過外電路對外做功，實現(xiàn)光能向電能的轉(zhuǎn)化（電子能量下降后回到負(fù)極，完成完整的電路循環(huán)）。組件全生命周期發(fā)電量與項目投資運(yùn)營成本是計算光伏電站項目收益的主要變量，光伏電池環(huán)節(jié)技術(shù)迭代也在持續(xù)圍繞“增效”+“降本”展開。從發(fā)電量角度看，光電轉(zhuǎn)換效率、衰減率、雙面率、弱光表現(xiàn)、溫度系數(shù)等是主要的影響因素。1）光電轉(zhuǎn)化效率光電轉(zhuǎn)換效率指到達(dá)太陽能電池表面的光能有效轉(zhuǎn)變?yōu)殡娔艿谋壤处?Pm/Pin=VOCISCFF/Pin。光伏電池效率損失的主要來源可以分為1）光學(xué)損失（低能光子損失等）、2）電學(xué)損失（接觸電壓損失等）兩類，提效的技術(shù)方案多從增加入射光照量（減反射）、減少復(fù)合（鈍化）、降低電學(xué)損失等幾個維度入手。2）衰減率：太陽能電池在應(yīng)用過程中效率逐漸下降，相同光照條件下發(fā)電量隨時間增長下滑：PID（電勢誘導(dǎo)衰減，PotentialInducedDegradation）：光伏組件受外界條件影響，玻璃與EVA等封裝材料間在負(fù)偏壓下存在漏電流，造成電荷積聚在電池表面，惡化電池表面鈍化效果，造成載流子復(fù)合，影響VOC、ISC及FF。LID（光致衰減，LightInducedDegradation）：狹義光衰指初始光衰（大部分組件首年的1-2%的衰減受到BO-LID影響），由于硅片中存在氧元素留存，摻硼P型硅片中，硼氧產(chǎn)生復(fù)合體，成為捕獲少子的缺陷中心，降低少子壽命。LeTID（熱輔助衰減，LightandelevatedTemperatureInducedDegradation）：LeTID普遍存在于多種類型電池中，其機(jī)理有多種解釋，如UNSW將LeTID衰減原因歸結(jié)于氫誘導(dǎo)劣化（HID）。2、晶硅電池技術(shù)演進(jìn)回顧1954年美國貝爾實驗室實現(xiàn)單晶硅電池突破，光電轉(zhuǎn)換效率6%。而早期晶硅電池造價很高，主要應(yīng)用在航天領(lǐng)域。上世紀(jì)八十年代，減反射、鈍化、金屬化工藝的突破優(yōu)化，推動晶硅電池實驗室效率進(jìn)入20+%的階段，加速了太陽能電池的產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程，時至今日，晶硅太陽能電池規(guī)?；瘧?yīng)用的技術(shù)方案主要包括早期的BSF電池及當(dāng)前的PERC方案。1）BSF：較早實現(xiàn)規(guī)模化應(yīng)用的Al-BSF（Aluminum-BackSurfaceField）主體結(jié)構(gòu)基于P型襯底（基極），在表面摻雜磷源，形成發(fā)射極，并與襯底形成PN結(jié)。其表面采取SiNx減反射，背面采用Al背場，實現(xiàn)了電池效率的大幅提升，但BSF電池仍然存在背面復(fù)合率高、鋁背場對長波利用率低等問題。2）PERC：1989年由UNSW提出的PERC（PassivatedEmitterandRearCell，鈍化發(fā)射極和背面電池），其主要的優(yōu)化點(diǎn)體現(xiàn)在：1）選擇性發(fā)射極SE：正面區(qū)別常規(guī)晶體硅電池在發(fā)射極均勻摻雜的思路，PERC電池在金屬柵線附近進(jìn)行高濃度摻雜深擴(kuò)散，其他區(qū)域采取低濃度摻雜淺擴(kuò)散，實現(xiàn)了接觸電阻的有效降低，提升FF，降低載流子表面復(fù)合速率改善鈍化，同時改善電池短波光譜響應(yīng)等，平衡接觸電阻和光子收集間的矛盾。2）AlOx/SiNx背面鈍化：背面沉積AlOx/SiNx疊層鈍化膜（P型襯底），提升背面長波反射能力，飽和晶體硅邊界的懸空鍵，且高負(fù)電荷密度形成高效場鈍化。3）背面金屬局部接觸：PERC在鈍化層局部開孔兼顧減小復(fù)合和電流傳導(dǎo)金屬化的要求。局部接觸造成了PERC電流傳導(dǎo)由BSF的單一縱向增加二維的橫向傳導(dǎo)，因而背面開孔深度、布局等對電阻、復(fù)合等有較大的影響。3、新電池技術(shù)方案多樣化二、TOPCon已有一定經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，并且將繼續(xù)放大1、TOPCon電池原理及技術(shù)路線N型TOPCon（隧穿氧化層鈍化接觸，TunnelOxidePassivatedContact）電池大體是基于PERC電池的基礎(chǔ)架構(gòu)，主要變化體現(xiàn)在：其一將襯底由P型換為N型，N型半導(dǎo)體少子壽命高，基本無硼氧復(fù)合，且對金屬污染寬容度更高；其二在背面結(jié)構(gòu)中，先增加1-2nm的隧穿氧化層SiOx，再沉積一層摻雜多晶硅npolySi，形成背面鈍化接觸結(jié)構(gòu)。隧穿氧化層提供了良好的化學(xué)鈍化性能，大幅降低了界面復(fù)合，同時允許多數(shù)載流子有效地隧穿通過到摻雜多晶硅層。摻雜的多晶硅層與基體形成n+/n高低場，阻止少數(shù)載流子運(yùn)動至表面，形成選擇性鈍化接觸。TOPCon工藝路線差異主要體現(xiàn)在多晶硅生長及氧化層的制備上，目前主流的技術(shù)方案包括LPCVD、PECVD、PVD等（習(xí)慣以多晶硅層制備方式簡稱）。LPCVD方案，即隧穿氧化層采取熱氧，多晶硅層采取LPCVD方案（本征+離子注入/磷擴(kuò)），技術(shù)工藝相對成熟，鈍化效果好，但成膜速度較慢，需附加解決繞鍍問題；PECVD方案，即隧穿氧化層采取PEALD方案，氧化層均勻，PECVD形成多晶硅層，成膜速度快，但造成H無法釋放，存在H含量高，易爆膜的困擾；PVD方案，由PECVD形成氧化層，PVD完成多晶硅沉積，成膜速度較快且基本無繞鍍影響。2、實現(xiàn)電池效率和發(fā)電量的大幅提升優(yōu)勢1：TOPCon發(fā)電效率更高，提效路徑明確、空間大。TOPCon電池基于N型襯底的，少子壽命更長，隧穿氧化層的選擇性透過能力大幅減少載流子復(fù)合造成的損失，同時配合SMBB等工藝減少正面柵線阻擋，TOPCon電池效率較PERC有1pct以上的優(yōu)勢。同時TOPCon電池仍處在產(chǎn)業(yè)化的初期，提效幅度、速度均更快。以CPIA口徑統(tǒng)計，2018年以來TOPCon電池效率提升2.5個百分點(diǎn)，同期PERC提效幅度為1.3個百分點(diǎn)，PERC電池在周期中后段接近理論極限，提效進(jìn)程明顯不及TOPCon。而目前TOPCon量產(chǎn)效率與超過28%的理論極限仍有很大的優(yōu)化空間，提效路徑也更為明確。優(yōu)勢2：高雙面率、低衰減等提升全周期發(fā)電量根據(jù)晶科能源產(chǎn)品白皮書披露，N型TOPCon電池雙面率可以達(dá)到85%，較PERC70%左右的雙面率明顯提高，折算至綜合效率端大致形成1pct左右的效率優(yōu)勢。同時由于N型襯底少子壽命更長，受雜質(zhì)影響小，同時基本上消除了硼氧復(fù)合造成的LID，TOPCon組件首年衰減優(yōu)化至1%，年衰減幅度較P型明顯減少，且弱光表現(xiàn)更好，溫度系數(shù)更優(yōu)，提升全生命周期發(fā)電量。實例測算全周期發(fā)電量優(yōu)勢達(dá)到4-5%。3、能更好兼容PERC產(chǎn)線與工藝1）與既有PERC產(chǎn)線兼容度高從硅料/硅片環(huán)節(jié)看，TOPCon采用N型襯底，對硅料純度要求較P型更高，目前硅料企業(yè)新產(chǎn)線基本上滿足N型需求。N型硅片拉晶過程要求熱場等輔材雜質(zhì)含量更低，切片厚度與PERC大體一致?？傮w上在上游硅料、硅片重資產(chǎn)環(huán)節(jié)不涉及設(shè)備更替；從電池制備環(huán)節(jié)看，TOPCon相比PERC增加/替換的主要設(shè)備為B擴(kuò)散、隧穿氧化層及polySi沉積設(shè)備，其余環(huán)節(jié)基本與PERC產(chǎn)線兼容；從組件制備環(huán)節(jié)看，TOPCon通常配合SMBB減少銀漿用量，此時要求串焊機(jī)做相應(yīng)調(diào)整（若不改變主柵線數(shù)目則無需調(diào)整），高溫工藝的TOPCon在組件端同樣適配PERC產(chǎn)線。總體來看，TOPCon與PERC工藝大多部分還比較接近，不僅是有改造升級空間，更重要的是可以充分利用現(xiàn)有的產(chǎn)業(yè)工人與成熟工藝。2）投資強(qiáng)度逐漸接近PERC，改建主要考慮預(yù)留空間參考CPIA統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2021年P(guān)ERC產(chǎn)線投資額約1.94億/GW，TOPCon產(chǎn)線為2.2億/GW，新建產(chǎn)線投資強(qiáng)度已經(jīng)和PERC接近。調(diào)研反饋當(dāng)前實際的PERC產(chǎn)線投資額已經(jīng)降至1.5億/GW以下，而TOPCon產(chǎn)線投資額也降至2億/GW上下，疊加產(chǎn)線生命周期造成的折舊年限差異以及供需造成的排產(chǎn)差異，新建TOPCon產(chǎn)線平攤至單W折舊額已經(jīng)接近PERC。從改建角度看，PERC產(chǎn)線需要增加的投資額（包括硼擴(kuò)、沉積設(shè)備等）大致在0.4-0.6億/GW，投資額并不高，制約PERC產(chǎn)線改造的因素主要在技術(shù)方案和預(yù)留場地空間上（硼擴(kuò)速度慢于磷擴(kuò)，增加設(shè)備投入）。大部分2020年以后擴(kuò)產(chǎn)的PERC產(chǎn)線預(yù)留了TOPCon的改造空間，但結(jié)合目前統(tǒng)計規(guī)劃情況，2022年新增TOPCon產(chǎn)能主要為新建產(chǎn)能。4、經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)開始顯現(xiàn)1）收益端，TOPCon已經(jīng)形成溢價：相同版型下，TOPCon組件較PERC提供5-6%的功率增量，且首年衰減、溫度系數(shù)、弱光表現(xiàn)均更優(yōu)，全生命周期發(fā)電量較PERC提升約4-5%（數(shù)額受場景影響），意味著在相同LCOE基準(zhǔn)下，TOPCon組件將享受較PERC的溢價。靜態(tài)來看，參考目前TOPCon24-24.5%的量產(chǎn)效率，測算對單面組件TOPCon帶來的初始投資溢價在0.1元/W左右，雙面組件接近0.15元/W。動態(tài)考慮TOPCon和PERC的效率差拉大，當(dāng)效率差拉開到2pcts時，N型TOPCon在單面/雙面組件端的溢價將進(jìn)一步的向0.15/0.2元/W靠攏。年初以來，已有國電投、中核匯能開始N型項目招標(biāo)，且國電投項目給出了0.14元/W的N型組件溢價。2）成本仍然具備下降空間：從成本增量看，測算TOPCon非硅+硅成本合計增量大致在0.06-0.1元/W。非硅成本：非硅主要來自銀漿及折舊：1）目前182PERC正面用量70-80mg（背銀約1/3），過去3年TOPCon正背面銀漿消耗量實現(xiàn)大幅降低，但目前仍較PERC高約50mg（120-130mg/片），以當(dāng)前銀漿報價粗略測算單W非硅增加大致在3分上下。未來線寬下降、加工費(fèi)用減少，TOPCon銀漿消耗仍有很大的下降空間，疊加效率提升銀漿非硅成本將趨近。2）設(shè)備投資帶來的折舊增加攤至單W大致在1分，考慮企業(yè)間技術(shù)工藝、良率、投產(chǎn)條件（主要影響能耗價格）差異，目前TOPCon電池環(huán)節(jié)非硅的成本增量大致在4-8分/W。三、TOPCon將在今年開始規(guī)模推廣，先發(fā)企業(yè)享受紅利1、復(fù)盤PERC替代，性價比優(yōu)勢后滲透率快速提升PERC拉開單晶多晶能效差距。PERC技術(shù)在原有電池片生產(chǎn)增加背面鈍化及激光開槽工序，與既有產(chǎn)線兼容，且效率提升明顯。同時PERC工藝在單/多晶電池上提效差異（對單晶，PERC提效達(dá)超過1%，而多晶為0.6-0.8%），放大單晶電池溢價。此外金剛線在單晶更優(yōu)的適配性也推動單晶+PERC技術(shù)的整體優(yōu)勢。由全周期性價比優(yōu)勢到組件售價可比，單晶替代經(jīng)歷價值發(fā)現(xiàn)到加速擴(kuò)張。1）2016年單/多晶實際價差收縮至持平/低于合理價差，全周期視角下單晶增效帶來發(fā)電量增益攤薄LCOE，形成對多晶路線的性價比優(yōu)勢。2017年單/多晶價差進(jìn)一步收窄，年底幾近同價，單晶“附贈”發(fā)電量突破對單晶高效率的認(rèn)知。2）單晶性價比優(yōu)勢獲產(chǎn)業(yè)認(rèn)可，龍頭產(chǎn)能釋放，2017-2019年單晶滲透率加速提升，2020年基本完成多晶向單晶轉(zhuǎn)化，單/多晶價差逐步恢復(fù)至合理區(qū)間。2、TOPCon規(guī)模應(yīng)用已經(jīng)啟動2021年P(guān)ERC市占率約91%，BSF電池市占率降至5%，N型份額僅為3%。但N型電池量產(chǎn)效率、極限效率都更高，且隨著設(shè)備端、材料端的成本持續(xù)優(yōu)化，N型尤其TOPCon已經(jīng)開始由中試向規(guī)模化發(fā)展。2022年1月，晶科能源安徽8GWTOPCon電池項目投產(chǎn)，為全國首個大規(guī)模量產(chǎn)的TOPCon生產(chǎn)線。2月海寧基地產(chǎn)出首片TOPCon電池，預(yù)計到年中公司TOPCon產(chǎn)能將逐步爬升至16GW，成為量產(chǎn)規(guī)模最大的N型電池/組件企業(yè)。同時，鈞達(dá)、中來、隆基、天合、晶澳等均規(guī)劃。其中，鈞達(dá)股份計劃擴(kuò)產(chǎn)16GW高效電池，其中一期8GW的TOPCon項目已經(jīng)開始建設(shè)，中來股份在現(xiàn)有3.xGW的基礎(chǔ)上也啟動兩期共16GW的產(chǎn)能擴(kuò)張。預(yù)計2022年底TOPCon產(chǎn)能將達(dá)到40GW以上，2022年就是TOPCon規(guī)模放量的元年。3、先發(fā)企業(yè)將享受紅利1）對perc有經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，推廣期有紅利從利潤角度看：基于當(dāng)前的工藝、效率水平測算，TOPCon從上游硅料到組件端，各環(huán)節(jié)合計的成本增加大致在0.06-0.1元/W，實際能夠提供的溢價合理區(qū)間在0.1-0.15元/W（單雙面略有差異），而從目前的實際招標(biāo)情況看，TOPCon組件價格較同版型PERC高出0.1-0.14元/W，意味著率先實現(xiàn)TOPCon產(chǎn)品批量供應(yīng)的電池、組件企業(yè)能夠享受額外紅利，前期技術(shù)研發(fā)、資本開支隨企業(yè)產(chǎn)線投產(chǎn)開始兌現(xiàn)收益。從量的角度看：2022年底TOPCon產(chǎn)能預(yù)計超過40GW，2023年進(jìn)一步擴(kuò)張，而光伏行業(yè)整體維持極高的景氣度，尤其2023年上游供給瓶頸突破后，增長確定性高，相較需求總量，TOPCon仍然是稀缺的優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能，有希望維持較高的利用率。此外，對下游組件企業(yè)而言，基本上無需做產(chǎn)線的調(diào)整即可順利切換到N型，考慮到新增的TOPCon電池產(chǎn)能很大比例在一體化企業(yè)內(nèi)，能夠外供的三方優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能更為有限，這部分產(chǎn)能將處于供不應(yīng)求的狀態(tài)。綜上，我們判斷在接下來1-2年的推廣期，優(yōu)勢企業(yè)將在盈利、出貨量上享受先發(fā)紅利。2）工藝難度大，工藝復(fù)制比較難，參與者的差異可能比PERC大一些PERC推廣初期，在選擇性發(fā)射極的制備、鈍化膜沉積技術(shù)的選擇、以及背面局部接觸方案上有多樣化的選擇。而在經(jīng)過較長時期的技術(shù)工藝探索和實證檢驗后，目前的PERC工藝趨于成熟，企業(yè)間的差異不明顯，PERC電池的制造壁壘逐漸的弱化。從技術(shù)生命周期看，目前