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關于光伏P型電池和N型電池的優劣勢

日期：07-31  點擊：4333  屬于：行業動態
近年來各類電池技術融合疊加發展，使得產業化電池效率不斷提高，目前，PERC電池的最高效率仍是由隆基創造的24.1%；今年3月，天合光能刷新210i-TOPCon電池效率紀錄，其G12的TOPCon電池片效率達25.5%。受益于技術的不斷規模化應用，以TOPCon、HJT為代表的新技術路線產線不斷擴產、投產速度加快，產能有望迎來爆發。 電池片的技術進步，可以說是光伏各環節眾多技術迭代中影響最大的方向，繼PERC電池實現普及并逐漸接近其理論極限后，TOPCon、HJT為代表的新型電池技術受到更多關注。在這些電池技術中，TOPCon因性能、成本等方面的綜合優勢，受到業內廣泛關注，成為當前不容小覷的一股新勢力。 日前，國家光伏、儲能實證實驗平臺（大慶基地）也曾召開“上半年實證實驗數據發布暨三期設計方案技術線上交流會”。根據會議，目前光伏行業正處于電池技術迭代的關鍵時期，N型技術中的TOPCon、異質結以及IBC是技術路線選擇的主流技術類型。且從大慶基地組件實證數據發現，不同技術類型的組件產品中，TOPCon電池技術表現突出，具有多重優勢。 那么，對于以上頻頻提到的Topcon電池技術，細分來看究竟有哪些優勢？市場盈利性如何？主要技術路線怎樣？產業鏈情況如何？是否具備產業化量產能力？重點布局企業有哪些？未來發展趨勢如何？今天我們就逐一解決關于Topcon電池技術的相關問題。 此段文章采自慧博財經，如有侵權，請聯系我們，立刻刪除。

01 TOPCon電池技術市場現狀

1、電(dian)池技術分(fen)類
根據基底硅片不同可以分為P型電池和N型電池。P型電池就是在P型硅片（摻雜3價元素）制備n+/p結構的電池，P型電池使用磷擴散工藝，主要代表為早期的鋁背場電池和目前主流的PERC電池，極限轉換效率為24.5%。2015年之前，BSF電池占據90%市場，2016年PERC電池開始發力，到2020年PERC電池占比超過85%。P型電池工藝比較簡單、成本低但是面臨效率提升瓶頸。
N型電(dian)(dian)池(chi)結構(gou)優(you)化，具備(bei)更高的效率(lv)潛力。N型電(dian)(dian)池(chi)使用硼擴散(san)工藝，在N型硅片（摻(chan)雜5價元素(su)）上制備(bei)p+/n結構(gou)，主(zhu)要代(dai)表有TOPCon和HJT，與P型電(dian)(dian)池(chi)相比具有轉(zhuan)換率(lv)高、溫(wen)度系數低、雙面(mian)率(lv)高以(yi)及載流子壽命(ming)高等優(you)點(dian)。TOPCon和HJT的極限(xian)轉(zhuan)換效率(lv)分別為(wei)28.7%和27.5%，遠超目(mu)前主(zhu)流PERC電(dian)(dian)池(chi)24.5%極限(xian)效率(lv)。
N型電池(chi)使用更(geng)(geng)為(wei)優質的(de)硅片(pian)(pian)，增加SE工藝(yi)(yi)。一(yi)方(fang)面(mian)，N型電池(chi)相比P型電池(chi)對硅片(pian)(pian)的(de)質量(liang)要求更(geng)(geng)高，要求更(geng)(geng)低(di)的(de)電阻率、更(geng)(geng)低(di)的(de)氧(yang)(yang)含(han)(han)量(liang)、更(geng)(geng)高的(de)少(shao)子壽命。電阻率方(fang)面(mian)，阻值(zhi)(zhi)在1歐附近，效(xiao)率會有(you)極(ji)值(zhi)(zhi)；氧(yang)(yang)含(han)(han)量(liang)方(fang)面(mian)，TOPCon對硅片(pian)(pian)氧(yang)(yang)含(han)(han)量(liang)更(geng)(geng)加敏感，核(he)心就(jiu)是(shi)Topcon是(shi)高溫(wen)工藝(yi)(yi)（如(ru)B擴散），氧(yang)(yang)容易沉(chen)淀，形成氧(yang)(yang)環即同心圓，對效(xiao)率影響明顯(xian)；此外TOPCon對N型硅片(pian)(pian)金屬雜質、碳含(han)(han)量(liang)敏感，高溫(wen)過(guo)程易誘(you)發(fa)缺陷(xian)形成暗(an)片(pian)(pian)。另(ling)一(yi)方(fang)面(mian)，N型電池(chi)還增加SE工藝(yi)(yi)，有(you)效(xiao)提升效(xiao)率。SE工藝(yi)(yi)即選擇(ze)性發(fa)射極(ji)技(ji)術(shu)，在電極(ji)接(jie)觸(chu)區進行高濃度摻雜，在光吸收區低(di)濃度摻雜，減少(shao)發(fa)射機附近接(jie)觸(chu)電阻。
2、TOPCon電池市場現狀(zhuang)
（1）新一代電池片主流技術
TOPCon即(ji)隧穿氧化層鈍(dun)化接觸電池(chi)（Tunnel Oxide Passivated Contact）：由(you)德國(guo)Frauhofer太(tai)陽能研究(jiu)所(suo)于(yu)2013年首次提出(chu)。主流TOPCon電池(chi)采用N型硅片，首先在(zai)(zai)電池(chi)背面制備一(yi)層1-2nm的超薄氧化層，隨后在(zai)(zai)氧化層上沉積一(yi)層多晶硅層，之后經過退(tui)火結晶加強(qiang)鈍(dun)化效(xiao)果。
原理：TOPCon電池核心結構由電池背面的超薄氧化硅層和重摻雜多晶硅層組成，二者共同形成鈍化接觸結構。超薄氧化層使多子電子隧穿進入多晶硅層的同時，可阻擋少子的空穴復合，進而使電子在多晶硅層橫向傳輸被金屬收集，極大降低了金屬接觸復合電流，提升了電池的開路電壓和短路電流，從而提升了電池效率。

（2）有競爭力的電池技術方案
相較PERC：TOPCon在PERC的基礎上更換為N型襯底，增加隧穿氧化層及多晶硅層，降低載流子復合，實現效率的顯著提升，目前領先企業量產效率在24.7-25.1%，并在衰減率、雙面率、溫度系數方面也有明顯優勢。基于當前的成本、效率估算，TOPCon理論溢價在0.1-0.2元/W，并且隨其降本提效及下游驗證，溢價空間可能還會擴大。
相較HJT：HJT投資成本高，投資性價比仍需進一步提升。由于TOPCon與PERC產線具有兼容性，可基于PERC產線進行改造升級，因而投資成本也相對不高，比HJT要小得多。相關數據顯示，目前新建PERC產線的設備投資額為1.2-1.5億元/GW，新建TOPCon產線設備投資額為1.8-2.3億元/GW，新建HJT產線設備投資額為4億元/GW，且疊加技術成熟等相關因素，TOPCon仍有降本空間，是綜合性能、投資成本下的經濟性選擇。

02 TOPCon優勢及盈利性分析

1、TOPCon優勢性能(neng)分析
（1）光電轉換效率高，提效潛力大
PERC電(dian)池(chi)轉(zhuan)換效率已接近(jin)(jin)理論(lun)極限，提效空間有限。當(dang)前PERC電(dian)池(chi)平均(jun)量產(chan)效率為23.2%，理論(lun)轉(zhuan)換效率極限為24.5%，量產(chan)效率已逼近(jin)(jin)其(qi)效率的理論(lun)極限，導致PERC電(dian)池(chi)效率很難再有大幅度(du)提升(sheng)。

TOPCon電(dian)池提效潛力巨大。TOPCon電(dian)池目前量產效率在24.5%-25%左右(you)，實(shi)驗室效率最高達到(dao)26.1%(由(you)于2022年實現)。據權威測試機構德國哈梅林太陽能研究所（ISFH）測算，TOPCon理論極限效率為28.7%，高于HJT的理論極限效率27.5%，未來量產效率仍然有很大提升空間。

TOPCon電池提效路徑清晰。目前TOPCon量產效率與28.7%的理論極限效率相比仍有很大的優化空間，提效路徑更為清晰明確。光伏電池提效方法主要有光學性能提升（如柵線變細、材料吸光性能優化）和電學性能改善（如鈍化提升）兩大類方法，以為例，其效率優化路徑以金屬柵線寬度優化、金屬復合提升、背面吸光優化、鈍化優化、金屬接觸優化、硅片品質提升等幾方面為主。
（2）TOPCon可基于PERC產線升級，投資成本低
TOPCon與PERC產線(xian)具(ju)有兼(jian)容性，可基于PERC產線(xian)進行改造升級。相比(bi)PERC增(zeng)加或替換的主要設備為硼(peng)擴散、用于隧穿氧化層及多晶硅層制備的設備（LPCVD、PECVD），其余環節基本與PERC產線(xian)兼(jian)容，能有效降低設備投資成本。

（3）TOPCon電池參數性能優異，可提升全周期發電量
高雙面率：TOPCon雙面率可達80%+，PERC為70%左右。大基地項目由于地域遼闊，地面反射率較高（通常可達30%），因此在大基地項目中使用具備高雙面率的N型組件發電增益更為明顯。根據計算，在標準工況及平均地面反射率條件下，傳統PERC組件因雙面率帶來的發電增益約為9.45%，而N型組件因雙面率帶來的發電增益約為11.48%。
低衰減率：N型電池硅片基底摻磷，無硼-氧對形成復合中心對電子捕獲的損失，幾乎無光致衰減。TOPCon組件首年衰減率約1%（PERC約2%），首年后年均衰減率約0.4%（PERC約0.45%）。相較于傳統PERC組件，N型組件功率質保可達30年，并保證30年后輸出功率不低于原始輸出功率的87.40%。

2、TOPCon盈利性分析
（1）TOPCon非硅與硅片成本同步下降，有望較快實現NP同本
將TOPCon成本拆分為兩大塊：硅片成本，TOPCon相對比PERC能夠做到更薄，當前主流PERC電池片厚度在155-160微米之間，TOPCon已實現140微米量產，130微米有望快速導入量產中。非硅成本，TOPCon設備折舊成本較PERC高0.006元/瓦，銀漿成本貴0.02-0.03元/瓦，加上能耗、人工、水電等，合計高PERC0.04-0.07元/W。隨著薄片化進程以及非硅成本的持續下降，TOPCon有望較快實現與PERC同本，盈利能力已經顯現。

（2）2022、2023單瓦盈利逐季好轉，后續盈利能力有望持續
TOPCon產能單瓦溢(yi)價(jia)較為可觀(guan)。效率(lv)提(ti)升(sheng)帶(dai)來的(de)(de)配套設施成(cheng)本(ben)下降，衰減率(lv)下降帶(dai)來的(de)(de)總發電量提(ti)升(sheng)，更(geng)高的(de)(de)雙面率(lv)以(yi)及更(geng)低的(de)(de)溫度系(xi)數等帶(dai)來的(de)(de)發電增益。隨著電池片(pian)環節盈利能力的(de)(de)持續向好以(yi)及新技術溢(yi)價(jia)的(de)(de)延續，2023年上半年TOPCon優質產能經濟性有望(wang)進(jin)一步凸顯(xian)。

（3）各大技術路線對比，TOPCon性價比高
當前技術路線選擇上，、、等公司首先投產了TOPCon，、等企業大力擴展HJT產能，根據自身產能以及對于技術路線的研發，獨創HPBC路線承接新老技術，憑借深耕電池片多能的理解，選擇了ABC技術，利用ABC電池片打開組件市場。當前TOPCon量產效率最高的是晶科能源，效率已經穩定在24.8%，且有望快速突破25%，良率能夠提升到98%。

綜合上述性能優勢及盈利性特點，TOPCon綜合性價比高，且在當前技術、經濟條件下，比較容易實現，是當前電池片技術關注及討論的主要方向。
 

03 技術路線分析：LPCVD占主流，PECVD有望成新方向

TOPCon電池(chi)的(de)制備工序包括清(qing)洗制絨、正(zheng)(zheng)面(mian)硼(peng)擴(kuo)散、BSG去除和背面(mian)刻蝕、氧化層鈍化接觸(chu)制備、正(zheng)(zheng)面(mian)沉積、正背面氮化硅沉積、絲網印刷、燒結和測試分選，約12步左右。從技術路徑角度，LPCVD方式為目前量產的主流工藝，預計PECVD路線有望成為未來新方向。

氧化層鈍接結構制備為TOPCon在PERC的基礎上增加的主要工序，也是TOPCon的核心工序，工藝路線大致分為三種：
路線一：LPCVD本征+磷擴，全稱為低壓力化學氣相沉積法，利用LPCVD設備通過熱氧化方式生長氧化硅層并沉積多晶硅，然后在多晶硅中摻入磷制成PN結，形成鈍化接觸結構。這一技術路線出現時間最早，工藝成熟度高，具有成膜質量高、產能高等優勢，但存在繞鍍問題，且沉積時使用的石英管需進行清洗維護和定期更換，耗材成本較高。LPCVD法是目前TOPCon廠商選擇的主流路線，拉普拉斯等國內主流設備廠商已實現該設備的產業化，已實現滿產的16GWTOPCon電池均為LP-POLY路線。

路線二：PECVD原位摻雜，全稱為等離子體增強化學氣相沉積法，原理為借助微波或射頻等含有薄膜組成原子的氣體在局部形成等離子體，利用等離子體的強化學活性在基片表面沉積出薄膜。按實現方式不同，可分為管式PECVD、板式（線式流程）PECVD和集群式PECVD。相較于LPCVD，PECVD可實現成本的大幅下降，具有繞鍍輕微，成品率高；成膜速度快，摻雜效率高；采用低溫工藝，附產物少；無石英管，耗材成本低等優勢，但存在成膜厚度均勻性差、膜層致密度不高、易爆膜等問題。PECVD路線出現時間較晚但發展迅速，目前、紅太陽、、理想萬里暉等國內設備廠商已布局該路線。

路線三：PVD原位摻雜，即物理氣相沉積法，其原理為利用PVD設備，在真空條件下用物理方法（采用濺射鍍膜），使材料沉積在襯底表面。PVD可實現原位摻雜，不存在繞鍍問題，且不同尺寸兼容性好，有利于薄片化，但設備投資較高，工藝出現時間較短，有待進一步成熟，目前布局PVD路線的設備廠商主要有江蘇杰太等。
總體來看，LPCVD工藝路線成熟度最高，為目前TOPCon電池制備的主流工藝，未來隨著PECVD技術不斷完善，工藝穩定性不斷提升，PECVD有望因其更低成本而逐漸成為主流。LPCVD出現時間最早，發展最為成熟，成膜質量高、產能高，但存在較為嚴重的繞鍍問題，且石英管等耗材成本較高。PECVD繞鍍問題輕微，無需使用石英管因而耗材成本低，但目前成膜均勻性不穩定、成膜致密度不高，后續有望受益于技術迭代成為主流技術。PVD不存在繞鍍問題，但設備投資額高，成膜質量不穩定，工藝路線有待進一步成熟。

04 產業鏈分析

1、產(chan)業鏈概(gai)述及分析
（1）上游：
電池片上游主要包括原材料硅片和核心輔材銀漿。從光伏電池片產業鏈上游來看，電池片主要原材料為硅片，主要輔材為銀漿、鋁漿和化學試劑，主要動力為電力。
硅片：硅片是電池片主要原材料，在硅料價格持續上漲的背景下，硅片環節憑借其良好的價格傳導能力且相對穩定的競爭格局，維持較好盈利能力；銀漿：銀漿為電池片結構中的核心電極材料，目前光伏銀漿需求隨著光伏行業的發展持續增長，但受制于高技術門檻，海外廠商市場份額較大，尚有較大的國產替代空間。從電池片成本構成來看，根據Solarzoom數據，硅片占電池片成本最高，約為74-75%；銀漿是除硅片外電池片成本占比第二高的材料，約占電池片總成本的8%，占電池片非硅成本的33%，主要能源電力約占總成本的5%。

（2）中游：
電池片是光伏發電的核心部件，其技術路線和工藝水平直接影響光伏組件的發電效率和使用壽命。光伏電池片位于光伏產業鏈中游，是通過將單/多晶硅片加工處理得到的可以將太陽的光能轉化為電能的半導體薄片。
從電池片的必要性來看，光伏發電的原理來自于半導體的光電效應，通過光照使不均勻半導體或半導體與金屬結合的不同部位之間產生電位差，是由光子（光波）轉化為電子、光能量轉化為電能量后形成電壓和電流的過程。上游環節生產出來的硅片無法導電，經過加工處理得到的電池片決定了光伏組件的發電能力。
從電池片的重要性來看，發電效率和使用壽命是光伏組件價值的核心參數：一方面，電池片的轉換效率是其受光照時的最大輸出功率和入射光功率的比值，是直接影響光伏組件乃至整個光伏發電系統發電效率的核心因素。轉換效率更高的電池片有著更高的輸出功率，用其封裝形成的光伏組件的整體功率也會更高。另一方面，電池片生產工藝的缺陷往往會導致單體電池片的內阻不均勻從而極易產生熱斑現象，熱斑效應是指單體電池片被小的物體遮蓋，導致其所產生的電流變小，成為負載，輕則燒毀電池片，嚴重的會引起整片電池組件的燃燒，對組件使用壽命危害非常大。從這個維度來看，電池片的生產工藝水平直接影響光伏組件的使用壽命。
（3）下游：
電池片下游為光伏組件制造商。從光伏電池片產業鏈下游來看，電池片主要與光伏玻璃、其他封裝材料（背板、EVA膠膜等）共同封裝形成太陽能電池組件，組件再與逆變器、支架等共同構成光伏電站發電系統。從電池片占組件成本比重來看，根據華經產業研究院，2021年電池片占組件成本比重為50.1%，同比-6.7pct，主要系硅料硅片、組件端的雙重壓力和供需關系影響導致電池片價格承壓下行，但電池片仍為光伏組件成本的最核心組成部分，也是光伏組件降本的主要途徑。

2、迎合技術升級，產業鏈上(shang)下游的相應調(diao)整
相比此前的技術優化，TOPCon可能存在場景適用性（如單雙玻等）、或者多種方案的選擇（如大尺寸等）不同，由于TOPCon相較PERC的效率優勢已經在1-1.5pcts，并可以預見效率差額仍將繼續拉開，意味著所有的電池企業都需要在當前仍是主流的PERC方案上做調整應對，其影響范圍是全行業的。同時，TOPCon電池對上下游及后端設備形成差異化要求，圍繞TOPCon相關的電池裝備、膜材料等輔材，可能會有相應的新需求和新機會。
（1）上游硅料、硅片
N型(xing)電(dian)池對硅料(liao)純度要(yao)求(qiu)更(geng)高(gao)，一(yi)般(ban)而言(yan)多晶用料(liao)純度在達到電(dian)子級標(biao)準，對于(yu)硅料(liao)企業(ye)的工藝要(yao)求(qiu)進(jin)(jin)一(yi)步提升；N型(xing)、P型(xing)硅片摻雜元素分別為磷和硼，拉晶過程要(yao)求(qiu)熱場、坩(gan)堝等輔材(cai)雜質含量更(geng)低，此外N型(xing)厚度較P型(xing)更(geng)薄(bo)，目前領先的產(chan)業(ye)化水平在130μm，還有進(jin)(jin)一(yi)步的減薄(bo)空(kong)間，對硅片工藝也有一(yi)定的差異化要(yao)求(qiu)。

（2）電池設備
TOPCon電池基(ji)本(ben)由(you)PERC電池的基(ji)礎架構升(sheng)級(ji)而來，除襯底由(you)P型變為N型外，主要差別在于(yu)硼擴(kuo)(kuo)與(yu)鈍(dun)化層的制備(bei)：其(qi)一，由(you)于(yu)硼擴(kuo)(kuo)散的速度較慢，因此硼擴(kuo)(kuo)設備(bei)數(shu)量增(zeng)加；其(qi)二，背(bei)面(mian)鈍(dun)化接觸結(jie)構有(you)變化，由(you)隧(sui)穿氧(yang)化層與(yu)摻(chan)雜多晶硅構成。其(qi)中隧(sui)穿氧(yang)化層生(sheng)長及多晶硅層沉(chen)積是(shi)TOPCon工藝的難點。

（3）下游組件及輔材
組件：TOPCon通常配合SMBB（12BB、16BB等）減少銀漿用量、遮光面積及電流收集串聯電阻，同時硅片更薄，此時要求串焊機、自動化設備等做相應調整（若不改變主柵線數目則無需調整）。
輔材：需要根據TOPCon電池特征做適配，主要涉及膠膜、逆變器、接線盒等。TOPCon電池正面為Al2Ox及SiNx，相較PERC受PID影響更明顯，同時考慮其雙面率優勢，也更適合做雙玻結構，POE/EPE膠膜更加適配。TOPCon更高效率體現為更大的輸出電流，可能也要求逆變器、接線盒等電氣部件做小幅度的優化。
 

05 TOPCon產業化及重點企業分析

1、TOPCon產業化進程大大提速
（1）TOPCon 成本效益先行，產業化進度處于上升周期
根據統計，已建 TOPCon 產能超過 41.6GW，總待建超過 219.5GW，進入了快速放量時期，這主要得益于 TOPCon 設備的快速降本以及電池本身的效率優勢。目前以晶科為首，從 2022H1 就 開啟 10GW 級別以上大規模擴產，根據 2022 年中報介紹通威目前也由中試進入 TOPCon 擴產期，預計將于 2022 年底建成投產 8.5GW TOPCon 電池產線。總體來看，由于TOPCon成本效益方面的綜合優勢，TOPCon進一步放量，處于產業化上升周期。
（2）TOPCon量產效率提升明顯，2022年產業化發展提速
目前TOPCon電池技術大幅降低了背表面場復合速率和背面金屬接觸復合，使得電池具備超700mV的高開路電壓，ISFH在實驗室的最高效率已經達到26.1%。從實驗室研發效率看，等龍頭公司實驗室效率均超25%，最高達到25.7%。從目前TOPCon量產的情況看，晶科等龍頭公司平均量產效率分布在24.3-24.6%，最高效率達到25%，具備大規模產業化達到25%以上的效率潛力。而隨著工藝簡化、設備成熟度提升及設備價格下降，TOPCon在未來2-3年的競爭力將越來越明顯，這也是其大規模產業化的前提。

（3）龍頭企業已具備規模量產能力，2022年有望實現TOPCon產業化
以、為首的電池龍頭企業率先布局N型TOPCon產能。據不完全統計，截至2022年5月底市場已投產TOPCon電池產能超24GW，其中晶科已投產16GW，中來股份已投產3.5GW。目前行業規劃TOPCon產能超80GW，主流廠商如晶澳科技、、等均具備中試線布局，有望在今年下半年起陸續投產。此外，TOPCon技術可以最大程度兼容PERC產線，生產難度遠低于其他N型技術路線，行業內超300GW的PERC產線中，至少有一半的產能可以升級為TOPCon，預計22-23年TOPCon電池產能分別為50/80GW。


2、重點(dian)企(qi)業：
（1）：
1）TOPCon理論效率持續突破(po)，產能投放(fang)
從2019年開始布局N型TOPCon電池，至今TOPCon電池性能19次打破世界紀錄，2021年10月N型單晶電池實驗室效率達25.4%，2022年4月N型單晶電池實驗室效率達25.7%，再一次刷新世界紀錄。TOPCon電池采用晶科生產直拉N型單晶硅片，運用超細柵線金屬化技術、深度摻雜技術、低寄生吸收材料技術等創新。量產方面，晶科能源2021年11月推出TOPCon量產組件產品TigerNeo，量產電池效率可達24.6%，輸出功率可達615W。

2）N型(xing)產業化日趨(qu)成熟，產線(xian)布局領先
產能方面，相繼在合肥、海寧分別投產共計16GW的TOPCon項目，目前平均量產效率超24.5%，良率持續接近PERC。此外，晶科能源布局合肥二期8GW規劃，上饒24GW高效組件中一期8GW預計今年年底前投產。總體來看，晶科能源TOPCon產線布局廣度、投產速度均。

3）推出Tiger Neo組件，發電優勢明顯領先
基于182mm尺寸電池片，相比早款組件產品各項性能指標均有提升，量產效率達24.6%，組件效率最高可達22.3%，全生命周期發電量提升3%。主要優勢體現在幾個方面：一來晶科N型TOPCon組件優化雙面率至85%，較PERC組件有15%的提升，使得雙面增益在原有的基礎上有2%提升；二來組件溫度系數優化至-0.30%/℃，相較于PERC平均提升0.75%，在高溫地區帶來更多發電量；此外Tiger Neo的LD和LeTID風險降低，首年衰減低于1%，30年后輸出功率不低于初始功率87.4%。
4）N型組件(jian)功率優勢明顯，增加產品(pin)市(shi)場競爭力
從晶科組件產品介紹數據看出，同樣版型的組件，N型Tiger Neo系列組件的輸出功率有明顯提升。如182-72版型的N型組件，電壓和電流都高于P型組件，單片輸出功率高出15W。橫向對比不同規格的組件發電功率優勢，182-72N型組件相較于PERC的210-60P的600W組件而言，有4.37%的功率提升。而隨著電池轉換效率的優勢進一步提升，組件端功率優勢將進一步顯現。TOPCon組件不僅在系統BOS成本下降方面優勢突出，還可借助超高發電效率，實現生命周期內的發電量優勢。

（2）：
1）積極擴產(chan)TOPCon產(chan)能，產(chan)業化速度行(xing)業前列
自主研發的J-TOPCon技術，制造過程注入了POPAID TOPCon2.0技術工藝，目前的最高量產效率可以達到24.5%，并且已經在182mm大硅片基礎上實現了25.4%的實驗室電池轉換效率。該工藝路線可以有效地縮減工藝流程、提高電池轉換效率、提升電池良率、升級TOPCon產線，為項目進一步降低度電成本提供保障。預計未來幾年，公司將持續升級現有TOPCon技術，將量產效率進一步提升至25%以上水平，并積極研發N型TBC等技術路線。
2）N型TOPCon持續擴產，組件發電增(zeng)益優勢顯(xian)著
是第一批實現N型電池GW級規模化量產的企業之一，已累計向全球發貨的N型高效產品超過5GW，為超過60個國家的客戶提供可再生能源解決方案。目前擁有TOPCon產能3.6GW，另外計劃于今年投產8GW的TOPCon產能，進一步擴充先進電池產能。公司發布多款基于182、166黑色及柔性的N型TOPCon組件，具備領先的技術優勢。如JW-HD108N組件，具備更高雙面率、更優弱光響應、溫度系數及光致衰減特性，最高輸出功率430W，最高效率21.94%，比常規組件能夠得到額外發電增益10%以上。

（3）：
1）光伏電池片設備龍頭，受益新型高效電池產能擴張
公司主營光伏制絨設備、擴散爐、拋光設備、淀積爐、自動化設備、絲印設備等六大系列，在PERC電池設備產品市占率超50%。向TOPCon設備、HJT設備領域拓展，打開成長空間。
2）訂單端：公司設備性能獲光伏頭部客戶認可
據公司微信公眾號，N型TOPCon SE激光及專用高溫設備的批量訂單、已進入交貨環節；同時在海外各地陸續簽訂了近10GW的PE-poly路線的TOPCon整線Turnkey合同。此前，公司已中標某光伏頭部客戶PE-Poly路線TOPCon電池設備訂單。中標設備包括濕法、PE-Poly、硼擴散、PECVD正背膜等，標志著公司設備性能獲光伏頭部客戶認可，將充分受益TOPCon電池行業產能擴張。
3）量(liang)產端：PE-Poly整線設備(bei)技術方案已實(shi)現(xian)“三合(he)一(yi)”制備(bei)
公司TOPCon用PE-Poly整線設備已在江蘇潤陽客戶現場爬坡量產運行，該技術方案核心實現了隧穿層+Poly層+原位摻雜層的“三合一”制備，可解決傳統TOPCon電池生產過程中繞鍍、能耗高、石英件高損耗的固有難點，且原位摻雜時間僅為傳統LP路線的五分之一。
（4）：
1）中標光伏激光設備大單，新領域突破性進展。
2022H1 公司實現營業收入 11.95 億元(yoy+116.29%), 歸母凈利潤 0.94 億元(yoy+189.84%)，光伏領域的突破為公司帶來新的業績增長點。為激光及自動化設備供應商，主營產品覆蓋動力電池激光、3C 消費類電子激光以及鈑金激光切割設備及其配套自動化設備。今年 4 月 16 日，公司發布公告宣布中標 10.67 億元的激光微損設備。10 月 18 日官微公告光伏高效電池關鍵激光設備訂單批量出貨，正式交付客戶。

2）在手訂單充足，定增計劃擴大產能。
截至 2022 年 7 月 29 日，公司在手訂單約為 72億元（含稅），相比 2021 年底的 51 億元（含稅）增加約 41.18%，下游對激光加工需求旺盛，涵蓋多個制造領域包括動力電池、消費電子、光伏電池和顯示面板，給公司設備交付安裝帶來一定壓力。目前已經發布定增預案，10 月 11 日發布第三次臨時股東大會審議通過公告，擬定增規模不超過 20 億元，并計劃投資約 27.5億元用于擴大產能和補充資金，其中西部總部及激光智能裝備制造基地項目（一期）將投入部分資金用于光伏激光及自動化設備產能建設。產能擴建打通公司訂單交付瓶頸，隨著下游需求和訂單增加，公司有望進一步受益。

06 未來發展趨勢分析

1、行業持續(xu)擴產，預(yu)計2023-2025年迎(ying)來(lai)高峰期
當前行業TOPCon擴產規劃超300GW，預計2022年投產超80GW。截至2022年Q3，行業已有近40GWN型TOPCon電池實現投產，目前晶科、天合、中來、晶澳、通威、鈞達、一道、潤陽、上機等廠商均有不同規模的投入計劃，預計2022年TOPCon電池擴產有望超過80GW，2023-2025年迎來高峰期、年均擴產規模有望超200GW。
2、TOPCon產業進程加(jia)速，未來(lai)龍頭(tou)設(she)備廠商將充(chong)分受益
從TOPCon電池成本構成中來看，硅片、銀漿及折舊成本分別占比63%、16%及4%，目前TOPCon的成本要高于PERC電池，但電池技術方案并未完全定型，未來工藝流程有望進一步簡化，并且隨著設備技術成熟提升良率，銀漿用量和替代帶來成本降低，TOPCon電池成本和市場競爭力將具備明顯優勢。根據ITRPV預測數據，到2025年，TOPCon產能占比將進一步提升至30%。2019年開始新擴建的PERC產線都有兼容TOPCon升級空間，隨著TOPCon產業化加速，新增產能和存量設備更新打開市場空間，龍頭設備廠商將明顯受益。

3、光伏銀漿行業集中度提升，頭部效應加劇
高溫銀漿近年對進口依賴降低，國內廠商通過高性價比以及優質及時服務開始逐漸替代海外廠商。根據各家公司規劃，預計于2022年，前四名國產銀漿廠商正面銀漿產能可能超過2200噸。其中常州聚合、、蘇州晶銀將為主要三家供應商，匡宇科技體量相對較小。2020年我國正面銀漿消耗量為1763噸，預計于2022年，前三名廠商的產能可充分覆蓋國內正面銀漿市場需求，成為主要銀漿供應商，未來光伏銀漿行業集中度將進一步提升，頭部效應將加劇。

4、得益于產(chan)能擴張，POE膠(jiao)膜滲透率有望進一(yi)步提升
TOPCon電池的組件封裝上(shang)主(zhu)要(yao)采用(yong)POE膠膜(mo)（包括共擠(ji)型(xing)膠膜(mo)），這主(zhu)要(yao)是(shi)得(de)益于POE膠(jiao)膜(mo)更好的(de)水汽阻隔(ge)性和抗(kang)PID特點(dian)。TOPCon組件產能(neng)的(de)擴張(zhang)也將增(zeng)加對于POE膠(jiao)膜(mo)的(de)需求。在(zai)雙(shuang)玻組件滲(shen)(shen)透(tou)率(lv)提(ti)升的(de)情況下，POE膠(jiao)膜(mo)的(de)占(zhan)比超(chao)過(guo)30%，而(er)疊加N型(xing)產能(neng)擴張(zhang)后(hou)，預(yu)計POE膠(jiao)膜(mo)的(de)滲(shen)(shen)透(tou)率(lv)有(you)望進(jin)一步(bu)提(ti)高，屆時POE膠(jiao)膜(mo)不(bu)管是(shi)在(zai)銷售價格上還是(shi)在(zai)毛(mao)利率(lv)上，相較于普通的(de)EVA膠(jiao)膜(mo)都將有(you)所(suo)增(zeng)加，從而(er)帶(dai)動(dong)有(you)工(gong)藝優勢的(de)企(qi)業收(shou)入和毛(mao)利率(lv)的(de)提(ti)升。
 
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