（报告出品方/作者：中信建投证券，吕娟，夏纾雨）
1高效晶硅电池迈入新时代
1.1历经两代工艺变革，N型电池产业化呼之欲出
晶体硅电池正由2.5时代向3.0时代前行。太阳电池的工作原理为光生伏特效应，太阳光照射半导体P-N结，P-N结两端产生电压，即光生电压。晶体硅太阳电池占据太阳电池份额约95%，是目前产业化水平与可靠性最高的光伏电池类型。
①第一代（年~年）常规P型电池：年，传统BSF电池（铝背场电池）市占率已降至8.8%，基本面临淘汰。
②第二代（年~至今）PERC与PERC+电池：年前后，随着PERC电池产业接受度的爆发，行业进入2.0时代。PERC电池在传统铝背场工艺基础上增加了背钝化与激光开槽，其中，背钝化的目的主要为了克服背表面光学损失与电学损失。更进一步，在PERC基础上，以扩散后的PSG层为磷源，利用激光的可选择性加热的优势，对正表面进行二次掺杂（磷），从而形成选择性重掺的N++层。SE技术的引入使得PERC电池进一步升级为PERC+，开启2.5时代并延续至今（年单晶PERC/PERC+市占率86.4%，BSF下降至8.8%）。现阶段，PERC+电池产业化配套成熟，仍然是最具经济性的电池技术，量产线转换效率达到23.0%~23.2%左右。另一方面，其也逐步逼近量产转换效率上限，行业开始探寻下一代高效晶硅太阳电池。
③第三代（即将开启规模产业化）TOPCon、HJT等N型电池：基于对于更高转换效率的不断追求，N型电池将逐步开始替代P型电池，这也正是目前我们所处的阶段。P型电池扩散磷形成N+/P结构，虽然扩散工艺简单但是面临转换效率上限较低的问题；N型电池扩散硼形成P+/N结构，具有高少子寿命、无光致衰减的优点。N型电池代表包括TOPCon、HJT等。
TOPCon：在电池背表面制备隧穿氧化层与高掺杂的多晶硅薄层。HJT：在晶体硅上沉积非晶硅薄膜，工艺流程简化、但要求更为严苛，是具有最佳技术延展性的发展方向。IBC为交叉背接触电池，将非晶硅钝化技术应用于IBC即演变为HBC电池；在IBC基础上叠加钝化接触技术，即演变为TBC电池。
高效晶硅太阳能电池现状综合评价：
①PERC+：目前经济性优势最为明显，但是由于PERC+是P型电池技术，进一步提升转换效率的空间有限。同时，光衰相对严重，尤其是背面的衰减问题。
②TOPCon：相较于PERC+工序有所增加，主要为硼扩与多晶硅钝化，但与存量产能具有较好的设备兼容性。TOPCon电池仍然为高温工艺电池，不适宜做薄片化，而硅片作为电池片成本的最大构成，其未来降本路径受到一定限制。
③HJT：天然的双面发电电池，双面率＞95%；低温工艺电池，适宜做薄片化，降本潜力大；温度系数较小，高温环境下衰减较小，发电量相对较高；本征非晶硅钝化，开路电压较大。当然，HJT亟待解决的方面主要在于成本的持续优化，从年的行业发展来看，设备国产化进展顺利，预计至年年末有望降至3.5亿元/GW水平；薄片化方面，半片预计厚度将减薄至微米；年行业将持续探索金属化环节对于银浆耗量的节省，材料角度包括银包铜、铜电镀等；印刷技术角度包括激光转印、钢板印刷等。
④IBC：实现正面完全无栅线遮挡，相较于常规电池可以获得更高的电流，但制作工艺较为复杂。
1.2表面钝化是提效的核心路径，HJT实现双面无接触
太阳能电池工作的原理为光生伏特效应，光吸收后产生电子—空穴对，电子与空穴漂移至相应电荷选择界面处，在界面处分开形成正负电荷，电荷的收集使界面两边形成电势差，即电压。外接电路时，电荷流动形成通路，从而产生电流。
表面钝化技术的优化是高效晶硅电池提效的核心路径。切割硅片过程中会发生硅片表面晶格的破坏。硅原子周期性排列的破坏导致悬挂键的存在，从而形成复合中心。钝化即通过技术优化将上述缺陷失去活性，达到减少电荷载流子表面复合的目的。高效晶硅电池技术升级，包括TOPCon、HJT等电池工艺在内，均是围绕表面钝化技术展开。从技术演变路径来看，①BSF电池升级为PERC电池即背面接触升级为背面线接触；②PERC电池升级为TOPCon电池即背面线接触升级为背面无接触；③TOPCon电池升级为HJT电池即背面无接触升级为双面无接触。
目前产业化（或未来有望产业化）的高效晶体硅太阳能电池在表面钝化方面的技术特点分别为：
①PERC（P型）：发射极和背面钝化电池，在常规BSF电池基础上加入背面钝化层（氧化铝）降低背表面复合，通过激光开槽形成局部背电极。
②TOPCon（N型）：隧穿氧化层钝化接触电池，在N型硅片背面沉积一层极薄的氧化硅层，再沉积一层重掺多晶硅薄膜，实现背面的隧穿钝化提高开路电压。
③HJT（N型）：在N型硅片基底基础上采用非晶硅形成异质结并作为钝化层，异质结开路电压相对更高，最外层制备透明导电氧化物层（TCO）。
④TBC（N型）：IBC（指交叉背接触电池）的优点为正面无栅线遮挡，电流有所提高。IBC与TOPCon结合，叠加钝化接触技术形成TBC电池。
⑤HBC（N型）：IBC（指交叉背接触电池）的优点为正面无栅线遮挡，电流有所提高。IBC与HJT结合，采用非晶硅钝化层形成HBC电池。
1.3高效晶硅电池下游客户接受度最终由LCOE决定
高效晶硅电池下游客户接受度取决于核心指标度电成本（LCOE）。度电成本=（全生命周期成本）÷（全生命周期发电量）。光伏发电项目的成本包括初期投资成本、运营维护成本、财务成本、税务成本。对于终端客户而言，LCOE的追求意味着全生命周期中电站对于组件稳定性、可靠性、发电效率的综合评判。
LCOE影响因素众多，核心是围绕系统成本（初期投资成本主要构成）与发电量。终端消费者倾向于选择拥有全生命周期内更高发电效益、更低BOM成本的技术路线。以HJT组件为例，现阶段初始投资相对较高，但也必须重视其90%~95%的高双面率、低衰减、弱光效应良好、无LID/PID效应等特性，从全生命周期维度来看，上述优势将摊薄其LCOE。
N型电池组价成本高于P型，海外市场接受度高于国内。我们强调，对于终端客户而言，最终比较的是LCOE，相对而言海外市场对于N型电池组件的接受度更高一些。作为初始投资成本重要构成的组件产品价格，我们采用PVinfoLink的最新数据进行比较分析：
①组件产品价差：目前TOPCon组件产品价格相较于PERC高0.13元/W~0.15元/W；HJT组件产品价格相较于PERC高0.35元/W以上。对于N型电池组件而言，尽快通过降本增效降低其初始投资成本，从而更大程度体现其LCOE优势至关重要。
②双面组件渗透率持续提升，预计年占比达到50%：预计未来将有更多的双面项目选择N型组件，主要由于其较高的双面率、更低的温度系数优势等。
年12月，一道新能行业首发N型电池组件报价。单晶N型双面电池（主流效率＞24.5%），人民币报价1.21元/W，美金报价0.美元/W；单晶N型双面双玻组件（主流功率＞W），人民币报价1.99元/W，美金报价0.美元/W。
1.4预计年PERC+将接近量产效率上限
晶硅电池转换效率实现质的飞跃。年，贝尔实验室G.Pearson与D.Charpin研制成功6%转换效率的首个具备实用价值的单晶硅太阳电池。年，澳大利亚新南威尔士大学硅太阳电池效率突破20%，年其宣布单晶硅太阳电池转换效率达到24.7%，年太阳光谱修正后达到25%并将此记录保持了15年，其为单晶硅太阳电池研究的里程碑事件。年，日本Panasonic、美国SunPower相继将转换效率突破至25%以上。我国首个具有实用价值的太阳电池诞生于年。年，我国超越日本成为全球最大的太阳能电池生产国。年，PERC取代BSF成为太阳能晶硅电池主流技术趋势愈发确定，并迎来延续至今的行业大扩产。过去10年，晶硅电池的大规模量产转换效率从18%提升至23%以上。
P型电池量产线转换效率即将接近瓶颈，N型电池量产时代渐行渐近。根据最新的研究结论，HJT、TOPCon电池理论效率分别为28.5%、28.7%，相较于PERC+具有明显的效率优势。隆基发表的论文显示HJT电池的理论效率可以达到28.5%，相较于此前德国ISFH机构27.5%的研究结果有所提升。TOPCon电池理论效率为28.7%。从理论效率来看，HJT与TOPCon差异并不大。（报告来源：未来智库）
2.HJT电池：中长期最具技术延展性的N型电池
2.1行业现状：需求爆发前夜，设备率先完成国产化
2.1.1电池结构：步骤精简，低温工艺双面对称结构
异质结电池（HJT）即本征薄膜异质结电池，其PN结由非晶硅（a-Si）与晶体硅（c-Si）形成，由日本三洋公司于年研发成功并推向市场。HJT电池诞生至今已经超过20年，技术本身是成熟的，此前在商业化上没有取得太多突破主要受制于两方面原因，一是专利保护期，二是其在经济性上在当时没有优势。年，三洋异质结专利保护到期，行业迎来发展机遇。
HJT电池主要的优势包括：①低温工艺：加工温度低于℃~℃，一方面可以降低能耗，更为重要的是低温工艺可以大幅降低硅片的热损伤，有利于硅片薄片化，从而降低成本。②无PID效应与无LID效应：HJT为N型衬底硅片，掺杂磷，没有P型硅片面临的硼氧复合、硼铁复合问题。③低温度系数：HJT高温与低温环境都表现出较好的温度特性。④双面对称结构：高双面率，提高电池发电收益。⑤高开路电压：本征薄膜能够有效钝化晶体硅与掺杂非晶硅的界面缺陷，开路电压高于常规电池。
HJT电池构造为：基于N型硅片衬底；清洗制绒的N型硅片上，正表面沉积本征氢化非晶硅层（i-a-Si:H）、P型氢化非晶硅层（p-a-Si:H）；背表面沉积本征氢化非晶硅层（i-a-Si:H）、N型氢化非晶硅层（n-a-Si:H）；在电池正背表面沉积透明氧化物导电薄膜TCO层及金属叠层；利用金属栅线技术在电池正背面形成金属电极。
HJT工艺步骤简单，主要为四步，分别是清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、TCO制备、电极制备，其中，最核心的工艺环节为非晶硅薄膜沉积。为了进一步提高转换效率，预计年HJT量产线将进一步普及硅片吸杂工艺，导入背面抛光工艺；在PECVD环节引入微晶硅工艺。
2.1.2核心设备：PECVD占比约50%，国产设备供应商领跑行业
HJT制备工艺与现有存量PERC差异较大，设备完全不兼容。对于新投产线而言，年HJT设备投资额已降至4亿元/GW左右。事实上，HJT电池固定设备投资的下降进度颇超预期，年1GW设备的投资额还高达8~10亿元/GW。设备国产化与单机产能的提升在过去2年得到快速发展，预计年设备单位投资额有望进一步下降。
HJT四道主要工艺流程中，非晶硅薄膜沉积技术难度最大，设备价值占比约50%，即现阶段1GW产线对应的PECVD设备价值量约2亿元。
作为HJT电池制备核心环节，不断追求PECVD设备更优的性能与经济性是各家设备供应商主要目标。竞争格局方面，目前异质结的PECVD已完成进口替代，新增产线基本由国产品牌中标，代表性企业包括迈为股份、理想万里晖、钧石、捷佳伟创、金辰股份等。
①迈为股份：自年以来，迈为团队先后成功研制第一代产能MW、第二代产能MW、第三代产能MW的高效率、大产能、低成本异质结设备，在客户端实现了领先同行的电池转换效率与良率数据。迈为采用Inline多腔体准动态PECVD镀膜技术，设备特点为一层薄膜在多个腔室内完成，从而提高了生产节拍。应对大尺寸电池需求，采用半片技术单台设备设计产能提升至10半片/时。
②理想万里晖：上海理想万里晖前身为理想能源PECVD事业部，年拆分重组，年完成注册。理想万里晖真空装备（泰兴）成立于年，可以实现异质结PECVD设备年产能10GW，累计获得HJT客户12家，通过客户验收9家。理想采用“双真空”反应腔设计，多个子腔室共用一个大腔室，产能升级成本较低。
③钧石能源：钧石能源拥有HJT电池GW级生产设备，主要设备PECVD、PVD、印刷机等兼容mm、18xmm、mm尺寸硅片。钧石采用大产能设计，特点为单个大腔室，单板片数可以达到13×13，即片。
④捷佳伟创：除板式PECVD之外，公司全资子公司常州捷佳创首批管式PECVD工艺电池于年8月下线。目前，管式PECVD正在中试线上进行量产定型的工艺调试。⑤金辰股份：自主研发的首台HJTPECVD设备于年6月进驻晋能，于8月初完成安装调试。年12月末，公司发布消息，PECVD通过设备工艺验证，电池片平均效率24.38%（Vocmv，FF84.5%），效率分布的收敛性较高，最优批次平均效率达24.55%。
年我国HJT落地项目10GW左右，现阶段扩产以新玩家为主。我们统计了年国内HJT扩产项目落地情况，得到以下结论：①新玩家为主：华晟、爱康、明阳、金刚玻璃等为年HJT扩产主力军。②整线订单为主：相较于前两年较为常见的混合线，年落地的项目基本以整线采购为主，预计这一趋势将延续至年。③GW级订单为主：历经年、年2年的导入阶段，我们发现年落地的项目不再仅仅以MW为单位，更多GW级项目的落地。一方面代表随着工艺的逐步成熟对于规模效应的追求，另一方面也一定程度代表了新玩家对于扩产需求的迫切程度。④国产设备供应商为主：年落地的HJT项目基本全部由本土设备供应商拿下，部分海外头部客户也将橄榄枝投向了国内设备供应商。国内设备供应商在HJT方向上或将逐步拉开与竞争对手的差距。
2.1.3转换效率：引入单面微晶工艺后预计量产效率提效0.5个pct
HJT量产线转换效率：根据调研反馈，年HJT量产线转换效率大致落在24.2%~24.5%区间，相较于PERC+的23.0%~23.2%量产转换效率有约1.2个pct的量产转换效率优势。
HJT实验室转换效率：HJT电池实验室转换效率世界纪录最早由日本三洋在年创造，效率为24.7%；年汉能刷新该记录至25.11%。年，HJT电池实验室转换效率快速提升，世界纪录被不断刷新，最新的世界纪录为26.30%，由隆基于年10月创造。隆基在半年内三次刷新HJT电池实验室转换效率，分别为25.26%、25.82%、26.30%。对于近期发布的HJT电池转换效率世界纪录，主要在三方面进行了提升：
①完成微晶N窗口层优化，进一步提升电流密度；②开发新的本征层结构，大幅改善钝化性能，提高Voc约2mV；③首次尝试完全无铟的TCO工艺，经ISFH认证效率超过25%，为行业提供降本路径参考。
年，微晶化工艺的导入将成为趋势。近期取得突破的HJT电池实验室转换效率世界纪录均有导入微晶化工艺。预计随着未来量产线上微晶化工艺的导入，HJT电池产线平均转换效率有望突破至25%以上，从而进一步拉开与PERC+的效率优势。
2.2降本提效：25%量产转换效率可期，多维度出击探寻降本最优解
2.2.1年HJT电池成本敏感性测算
HJT电池的产业化、规模化之路是否平坦，关键还是其经济性决定的，也就是之前我们有讨论到的LCOE指标。LCOE强调全生命周期，对于更低LCOE的追求，一方面来自于“降本”，一方面来自于“提效”。HJT电池的“降本提效”之路可概括为“更高效”、“薄片化”、“去银化”、“无铟化”。
HJT电池成本构成中，硅片占比接近50%；非硅材料成本构成中，银浆与靶材合计占比超过70%。年由于上游硅料供给受限以及大宗商品价格波动，光伏产业链价格呈现短期非常态，对于电池成本构成因素的研究有较大扰动。剔除上述因素，一般而言，HJT成本构成中，硅片占比约50%。就非硅材料成本的构成来看，银浆、靶材占比分别高达59%、14%。
关于年年末HJT电池成本做出测算，假设条件如下：
①硅片价格：以PVinfoLink年年末硅片价格为基准，假设年降价30%。②硅片尺寸：硅片。③硅片厚度：PERC为μm，HJT为μm。④N-P硅片价差：N型硅片相较于P型贵8%。⑤折旧年限：为更真实反应设备迭代速度，按5年折旧计算成本。
年年末HJT电池成本测算结果：①硅片成本，预计年HJT电池硅片成本0.37元/W，PERC电池受限于高温工艺，其硅片厚度进一步下降的空间有限。②非硅成本，HJT电池主要围绕银浆耗量下降、低温银浆国产化、设备投资额下降等降本措施。预计年HJT非硅成本0.42元/W，相较于PERC+高出0.22元/W。③总成本：年HJT电池成本预计为0.78元/W，硅片成本已经低于PERC+，非硅成本仍然高于PERC+，进一步降低主要通过银耗下降（SMBB、银包铜、铜电镀的逐渐成熟）、低温银浆国产化等。
硅片厚度与银浆耗量敏感性分析结果：在其他假设不变前提下，我们就硅片厚度与银浆耗量做了敏感性分析。基于硅片：①硅片厚度降至μm，银浆耗量仍然为mg/片时，HJT电池成本降为0.75元/W，降幅0.03元/W；②硅片厚度降至μm，银浆耗量降至mg/片时，HJT电池成本降为0.73元/W，降幅0.05元/W。③硅片厚度维持μm，银浆耗量降至mg/片时，HJT电池成本降为0.76元/片，降幅0.02元/W。
我们就年HJT电池“降本”与“提效”的具体路径作出讨论：
①降本：年~年的3年间，HJT设备的国产化推进相对顺利，已经由早期的进口设备10+亿元/GW下降至目前国产设备的4亿元/GW左右（部分产线已降至4亿元/GW以下），预计年设备价格将通过规模化、核心零部件逐步国产化进一步得到优化。另一方面，全生命周期维度，折旧占电池片单位成本的比例并不是很大，我们认为设备端已不再成为制约行业新进入者决策的核心因素。就年而言，硅片“薄片化”，非硅成本中对于银浆耗量下降的探索显得尤为重要，成为主要矛盾。
②提效：就HJT电池片环节而言，年比较重要的观察窗口为“微晶化工艺”在产业化量产线上导入的顺利与否。微晶化工艺在实验室已经较为成熟，如果能够成功将其引入产业化生产过程，预计对于HJT的电池提效效果会非常明显。结合“降本”端的不断突破，HJT电池大规模产业化之路或将愈发清晰。
2.2.2围绕“薄片化”与“降银耗”继续降本
薄片化进程：HJT电池为双面对称结构，叠加其低温工艺属性，在规模化量产中更适合硅片的薄片化。目前N型硅片一般厚度μm，预计行业年将减薄至μm，年有望进一步减薄至μm。根据测算，硅片每减薄20μm，可使成本下降10%。
“降低银耗量”的思路分为两种。一种即降低银浆用量绝对值，通过工艺改进尽可能在金属化环节减少银浆的使用或者损耗，比如将栅线变细，提高高宽比等。另一种思路为通过用贱金属替代银，达到减少、未来甚至是不需要银浆的目的。
第一种思路对应的实现路径包括SMBB、网版图形优化、钢板印刷、激光转印等：（1）SMBB降本增效主要来自于优化电流传输路径，主栅之间细栅长度缩短，可以有效降低细栅电阻，细栅可以变得更细；主栅数量增多，显著减小光生电流传输路径，减小功率损耗。栅线宽度变细，叠加无网结网版的使用，可以进一步降低银耗。以12BB为例，其可将HJT电池银浆耗量降至mg左右。（2）行业内也在积极探索传统网版丝网印刷之外的金属化实现方式，目的希望提高高宽比，比如改进现有网版的材料、优化网版图形、激光转印等。激光转印可以实现超细线宽的金属栅线的无接触式印刷，其优点主要包括降低银浆耗量，栅线宽度可以降至18μm，节省浆料30%；减少遮光面积，正面细栅变细减少遮光，改善电性能；降低电池破损率，因为激光转印为非接触式印刷，隐裂刮伤等问题得以解决。
第二种思路对应的实现路径是使用贱金属代替传统银浆，包括银包铜、电镀铜等：HJT电池为低温工艺，从这个角度看，其在目前各电池技术中，相对而言最适合导入铜工艺。从银包铜含银量的逐步下降，到电镀铜工艺，终极目标是摆脱对于银的使用。（1）新型银包铜浆料具有降低HJT电池电极成本30%的潜力，年银包铜技术将有望导入HJT电池量产线。（2）电镀铜工艺可以实现铜对于银的完全替代，但是现阶段主要受制于工艺尚未完全成熟以及设备投资额较高，预计还需要2~3年的产业化培育时间，为银包铜技术之后重要的降银耗方法。实验室的表现来看，年9月，SunDrive联合迈为股份，利用迈为的HJT设备与SunDrive电镀工艺，在全尺寸（M6）单晶HJT电池上光电转换效率达到25.54%。
2.2.3具有微晶结构的HJT电池将于年导入工业化生产
HJT电池1.0版本（即目前量产的），其本征层、P型掺杂层、N型掺杂层均为非晶硅。HJT2.0版本定义为在1.0版本的基础上，在HJT电池正表面引入微晶化工艺，做掺杂微晶氧化硅。2.0版本电池背表面维持不变。预计HJT2.0版本将可以实现HJT电池量产线平均效率25%左右，导入时间窗口约为年~年。所谓HJT3.0版本即在2.0版本基础上，在背表面也做成微晶硅或纳米晶硅，从而带来效率的进一步提升，预计HJT量产线平均效率可以提升至25.5%左右，导入时间窗口约为年。
在现有HJT电池上导入微晶化工艺，将有助于提升电导率、降低TCO层的压力，同时，其透光性也将得到提升：纳米晶硅（nc-Si）与非晶硅（a-Si）均为硅的同素异形体。纳米晶硅具有小的无定形态的硅晶粒，有时也被成为微晶硅（μc-Si），区别主要在于晶粒颗粒的大小。微晶硅材料具有连续可调的带隙，较宽的光谱响应范围，非常适合HJT电池。氢化微晶硅优点为具有高掺杂效率、高电导率、大载流子迁移率等，相较于氢化非晶硅拥有更宽的光谱响应范围，可拓展至红外部分。
具有微晶结构的HJT电池预计将于年导入工业化生产。金刚玻璃MW的HJT产线计划使用微晶化工艺，生产设备进场时间为年12月。年11月，华晟与迈为就联合开发单线产能MW以上异质结单面微晶（目标25%，华晟二期）与双面微晶（目标25.5%，华晟三期）电池产线达成合作，产线计划使用华晟开发的单面微晶、双面微晶工艺与迈为开发的大产能PECVD、PVD，设备计划于年2月份搬入。
对于PECVD设备而言，微晶化工艺的导入，设备方面也要做小幅的改动。微晶硅的高氢稀释比特性导致其沉积速度变慢，需要用VHF电源。同时，由于驻波效应，载板不能太大。（报告来源：未来智库）
3.TOPCon电池：与PERC产线兼容性好，短期更具经济性
3.1行业现状：良好的设备兼容性获得存量玩家青睐
3.1.1电池结构：与PERC产线具有较好的兼容性
TOPCon简单来说即利用氧化硅、掺杂多晶硅实现钝化接触，是一种利用超薄氧化层作为钝化层结构的高效太阳能晶硅电池。年，“太阳能之父”澳大利亚太阳能科学家马丁·格林开发了使用隧穿氧化层与多晶硅层的电池结构。年，德国FraunhoferISE研究所宣布实现基于隧穿层钝化技术的小面积电池，效率为23%，并将该电池结构命名为TOPCon。
TOPCon相较于PERC，在工艺上需要额外增加3步~4步，包括硼发射极的制备、生长隧穿氧化层、沉积多晶硅并对其进行掺杂、扩散后的清洗。其中，隧穿氧化层的生长、沉积本征多晶硅层、掺杂多晶硅为最核心的三道工艺。在电池的额背面制备一层超薄隧穿氧化层（1.5nm）与一层高掺杂的多晶硅薄膜层，两者共同形成钝化接触结构，在背面实现表面钝化。超薄隧穿氧化层使多子电子隧穿进入多晶硅层的同时阻挡了少子空穴复合，有利于提升开路电压。
3.1.2核心设备：核心环节为多晶硅沉积，工艺路线选择较多
TOPCon产线与现有主流电池技术PERC具备较好的设备兼容性，增加的设备主要围绕TOPCon核心工艺。目前PERC的设备投资在1.5亿元/GW左右，对于产线的升级，增加的设备投资额在5,万元~7,万元。
TOPCon工艺制备中，最核心的环节为多晶硅的沉积。不同方案的选择涉及到的不同核心设备包括LPCVD、PECVD、PVD、ALD等。
目前最为成熟的方案为LPCVD路线，通过热氧法生长隧穿氧化层，通过LPCVD沉积多晶硅层，随后进行磷扩散。LPCVD镀膜均匀性好，致密度高，但是效率上没有优势，同时饶镀问题也是其主要制约之一。
PECVD在TOPCon的应用最早由梅耶博格提出，相较于LPCVD，原则上可实现无绕镀沉积，轻微绕镀也较易清洗。PECVD沉积速率快，可实现原位掺杂。另一方面，PECVD镀膜均匀性不如LPCVD，容易爆膜。
PVD路线优势主要体现在产能大，工艺集成度较高；但是PVD硅靶材用量较大，更换相对频繁从而提高了成本。
除多晶硅沉积之外，TOPCon工艺制备中，隧穿氧化层也是相较于PERC的增量工艺步骤，目前主要的工艺方法包括热氧化法、PECVD、原子层沉积、湿化学法、准分子源干氧等，分别对应设备热氧化管式炉、板式PECVD/管式PECVD、ALD、槽式湿法设备、槽式湿法设备。隧穿氧化层的制备，厚度是关键特性之一，通常在1.5nm~2nm之间。
TOPCon设备供应商方面，根据沉积工艺技术路线的不同，主要包括：①LPCVD：拉普拉斯、普乐新能源、捷佳伟创、SEMCO、Centrotherm等；②PECVD：金辰股份、捷佳伟创、Centrotherm等；③PVD：杰太光电、普乐新能源、冯·阿登纳等；④PEALD：江苏微导等；⑤APCVD：Schmid等。
拉普拉斯（连城数控参股公司）：成立于年5月，年推出首款LPCVD中试产品，致力于成为光伏高端装备与解决方案提供商及引领者。目前公司核心产品以热制程（扩散、氧化、退火等）；镀膜（PECVD、LPCVD、ALD等）；以及配套自动化设备为主。
江苏微导：光伏事业部以关键真空镀膜与刻蚀设备为主，核心技术为ALD、PEALD、PECVD，Diffusion/LP，RIE等产品。PEALD结合了ALD与等离子体辅助沉积方法，江苏微导是首家引入该技术的设备供应商，主要应用于TOPCon制备。
连城数控：控股公司艾华（无锡）半导体科技有限公司产品主要应用于半导体薄膜外延生长，核心研发团队在光伏、半导体材料领域深耕多年。参股光伏与半导体湿法设备供应商上海釜川智能科技股份有限公司。
普乐新能源（北京科锐控股子公司）：普乐新能源成立于6年，目前主营业务为研制与销售基于TOPCon电池技术开发的LPCVD等设备。
金辰股份：年进军TOPCon高效电池PECVD设备的研制，技术路线为管式PECVD。公司在TOPCon电池方面与中科院宁波材料所展开战略合作，以管式PECVD实现TOPCon“超薄氧化硅”+“原位掺杂非晶硅”制备，①与晶澳的合作进入中试提效阶段；②与东方日升的合作平均效率超过24%；③与晶科合作，引入公司PECVD技术用于TOPCon电池的研发。
捷佳伟创：捷佳伟创在TOPCON领域推出了LPCVD与三合一管式PECVD，具备整线设备供应能力，公司近期获得润阳5GWTOPCon整线订单。
奥特维：计划通过定增募集资金实施TOPCon电池设备的布局，主要为LPCVD路线，还包括硼掺杂设备。
3.1.3转换效率：头部企业量产平均效率突破24%
TOPCon量产线转换效率：就量产线效率来说，目前TOPCon比PERC+平均高0.5~0.8个pct。①晶科能源副总裁钱晶于年10月的记者采访中表示，晶科于年导入TOPCon产品的量产，当时转换效率为23.5%，年提升至24.2%，年量产平均转换效率达到24.5%。②中来股份在年回答投资者提问中提到，公司尺寸N型TOPCon1.0电池量产平均转换效率23.7%，基于POPAID技术的TOPCon2.0产品效率达到24.2%。
TOPCon实验室转换效率：TOPCon实验室转换效率世界纪录为TOPCon发明者Fraunhofer于年创造的26.0%（面积为4cm）。目前国内TOPCon实验室最高转换效率为中科院宁波材料所于年11月发布的25.53%（Voc=.7mV，Jsc=43.04mA/cm2，FF=84.64%），此前为晶科能源与中来股份于年10月发布的25.4%的国内记录。宁波材料所25.53%实验室转换效率TOPCon电池采用PECVD（与金辰合作）制备多晶硅层。
3.2降本提效：非硅成本逐渐逼近PERC，降银耗与良率提升是关键
TOPCon电池成本构成中，硅片占比约62%。TOPCon电池的成本构成主要包括硅片、浆料/丝网、设备等，假设硅片价格回归合理区间，一般情况下，其占比分别为62%、20%、6%，硅片与浆料成本占比超过80%。
PERC电池非硅成本平均约为0.18~0.22元/W，TOPCon与PERC的非硅成本逐渐逼近。对于TOPCon电池而言，硅片成本的下降空间相对有限，主要由于其薄片化难度较大。基于此原因，TOPCon电池降本主要围绕非硅成本，核心在于金属化环节银浆耗量的降低以及产线良品率的提升。
4.其他电池技术：工艺各具特点，有望接力下一代电池技术
4.1IBC电池：正面无栅线遮挡拥有更高电流，工艺相对复杂实现难度较高
4.1.1电池结构：正面无栅线遮挡，相较于常规电池可以获得更高电流
IBC电池（Interdigitatedbackcontact，指交叉背接触电池）指P-N结与正负金属电极接触区都位于电池背光面并呈叉指状方式排列的一种太阳电池结构。年，Swanson教授创立了SunPower研发IBC电池；4年，SunPower菲律宾工厂规模量产第一代IBC电池；年黄河水电公司建立国内首条IBC电池量产线，转换效率23.7%。IBC电池可以实现正面完全无栅线遮挡，从而消除金属电极的遮光电流损失，实现入射光子的最大利用，相较于常规电池可以获得更高的电流。
IBC电池结构：电池前表面形成n+FSF（n+前场区），利用场致钝化效应降低表面少子浓度，从而降低表面复合速率，同时降低串联电阻，提升电子传输能力。电池背表面为叉指状排列的p+emitter（p+发射极）和n+BSF（n+背场区）。其中，前者与N型硅基底形成P-N结，有效分离载流子，是电池的核心结构；n+BSF主要是与n型硅基底形成高低结，诱导形成P-N结，进一步增强载流子的分离能力。此外，前后表面均采用SiO2/SiNx叠层膜进行钝化。正面无金属接触，背表面的正负电极接触区域也呈叉指状排列。
TBC电池：通过对传统IBC电池的背表面进行优化设计，增加钝化接触结构。即用p+和n+的POLY-Si作为Emitter和BSF，并在POLY-Si与掺杂层之间沉积一层隧穿氧化层SiO2。这样的背表面钝化可以有效降低复合，实现更好的接触，进而提高电池转化效率。
HBC电池：年，松下在HJT电池基础上，结合IBC电池结构，开发了HBC电池，转换效率25.6%。年，Kaneka刷新HBC电池转换效率世界纪录至26.63%。HBC电池背面的Emitter和BSF区域为p+非晶硅和n+非晶硅层，在异质结接触区域插入一层本征非晶硅钝化层。HBC电池具有高质量的钝化效果和低的温度系数，并同时具备大短路电流和高开路电压的双重优势。
4.1.2核心工艺：制备背表面叉指状P+与N+区以及背面金属化是关键
对于IBC电池而言，背表面的叉指状P+与N+区结构是影响电池性能的关键。一般而言，IBC背面可采用印刷源浆、光刻、离子注入、激光掺杂等方式制备叉指状P+区与N+区。同时，就背面金属化方面，IBC电池主要采用丝网印刷、铜蒸镀两种方式。
①印刷源浆方式具有成本优势，但是容易造成电池表面缺陷，掺杂效果较难控制。②光刻的优点包括复合低、掺杂类型可控等，但是工艺难度较大。③离子注入方式优点主要为控制精度高、扩散均匀性良好，但是容易造成晶格损伤。④激光掺杂工艺相对简单，常温下可制备，但是需要精确对位。
4.2钙钛矿电池：成本优势具备广阔商业前景，道阻且长行则将至
钙钛矿型太阳能电池（perovskitesolarcells），即利用钙钛矿型的有机金属卤化物半导体作为吸光材料的太阳能电池，来源于染料敏化太阳电池，优点主要体现为光吸收系数高、载流子扩散长度长、带隙可调等。年，日本科学家Miyasaka最早应用钙钛矿材料制备染料敏化单结太阳能电池，但当时转换效率仅为3.8%。经过多年发展，年12月，英国牛津的OxfordPV公司将硅/钙钛矿叠层太阳能电池转换效率刷新至29.52%；年，亥姆霍兹中心（HZB）科学家制备的钙钛矿/Si叠层太阳能电池转换效率进一步提升至29.80%。
钙钛矿晶硅叠层电池由一层硅与一层合成钙钛矿薄膜层串联而成，电池转换效率接近30%。除转换效率优势外，其成本低廉、材料供给充足，具备广阔的商业前景。制约因素方面，①目前的合成钙钛矿一般是有机—无机金属卤化物钙钛矿，高效钙钛矿电池由于含铅从而带来环境问题；②钙钛矿电池在大面积衬底下难以控制薄膜均匀性，效率与稳定性会有所下降。
钙钛矿晶硅叠层电池应用前景值得期待，但产业化尚需时日。钙钛矿电池在过去十多年间取得了飞速的发展。国内方面，年以来钙钛矿晶硅叠层电池研发团队获得资本青睐：
年1月，纤纳光电完成C轮融资3.6亿元，由三峡资本领投，京能集团、衢州金控、三峡招银等资方跟投。主要用于钙钛矿光伏百兆瓦级产线扩建、叠层产品升级、应用产品研发与生产等。
年3月，协鑫光电完成新一轮过亿融资，凯辉能源基金领投。
年8月，曜能科技完成数千万A轮融资，高瓴资本领投。
年10月，极电光能完成Pre-A轮融资，由碧桂园创投、九智资本联合领投，建银国际、云林基金跟投，募集资金2.2亿元，主要用于新技术研发和试制线建设。
但从产业化角度来看，钙钛矿晶硅叠层电池还有很长的路要走，可谓道阻且长，行则将至。
5.空间测算：年~年N型电池设备总需求亿元
5.1全球与中国光伏装机需求判断
5.1.1全球装机需求：年全球光伏累计装机有望攀升至10GW
CPIA预计年全球光伏新增装机容量GW~GW。年，全球光伏新增装机GW，累计装机容量攀升至GW。年行业受原材料涨价制约，整体景气度不及年初预期。年全球约有GW可再生能源项目投入运营，同比增长3%。对于年全球光伏装机量的判断，CPIA预计在GW~GW区间。IHS更为乐观，预计全年装机量在GW~GW区间。
基于各国已宣布的二氧化碳减排计划，预计到年光伏与风电占电力供应约50%。IEA于年发布的《NetZeroby》中测算认为，预计至年，可再生能源（光伏、风电、水电、其他可再生能源）占电力供应比例接近70%，占比最大的光伏发电占能源供应比例约20%，装机规模达到年的20倍。
基于年二氧化碳净零排放假设，可再生能源在发电供给中的占比将大幅增长。在净零排放假设下，预计可再生能源占发电总量的比例，将由年的29%快速上升至年的60%，至年将进一步攀升至接近90%水平。IEA测算认为，预计从年至年，每年将新增GW光伏发电。
预计年全球可再生能源发电量占比将达到90%。根据IRENA于年发布的《WorldEnegryTransitionsOutlook：1.5℃Pathway》，在年全球变暖控制在1.5℃假设前提下，预计至年全球光伏累计装机容量将提升至10GW，可再生能源发电量占发电供给比例90%左右，其中光伏与风电占比63%。在该假设前提下，至年的未来30年间，全球平均每年可再生能源新增装机容量将超过GW，而年该数值为GW左右。
5.1.2中国装机需求：年我国光伏累计装机有望攀升至GW
CPIA预计年我国光伏新增装机容量45GW~55GW。年，我国光伏新增装机48.2GW，累计装机容量攀升至GW。年前三季度，我国光伏行业多晶硅、硅片、电池、组件产量分别为36万吨、GW、GW、GW，分别同比增长24.1%、54.2%、54.6%、58.5%。年国内光伏行业受制于上游产能以及大宗商品涨价，装机量或将不达预期。另一方面，对于年保持乐观，预计全年装机量达到75GW以上。
年为碳中和“元年”。年9月，国际大会上宣布中国二氧化碳排放力争于年前达到峰值，年前实现碳中和。到年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到0GW以上。
年10月24日，碳中和碳达峰顶层设计文件《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》颁布，到年、年、年，我国非化石能源消费比重分别为20%左右、25%左右、80%以上。
IEA预计中国将提前4年完成目标。我国可再生能源新增装机容量全球领先，预计至年，中国光伏、风电累计装机容量将达到0GW，相较于年的承诺时间提前4年完成。
5.2N型电池规划建设项目统计
5.2.1HJT电池规划建设项目统计：新玩家为主，核心