知識

TOPCon綜合分析

 一，概述

TOPCON太陽能電池是採用超薄隧道氧化層作為鈍化層結構的太陽能電池。

TOPCON電池基板主要為N型矽基板，在電池背面採用濕法工藝製備一層超薄氧化矽隧道氧化層（1-1.5nm）以及厚度為沉積約20nm，共同形成鈍化接觸結構，然後進行退火和再結晶，以增強鈍化效果。

TOPCON的背面鈍化接觸結構為矽片背面提供了良好的表面鈍化，超薄氧化層可以將多晶矽（電子）隧道進入多晶矽層，同時阻擋寡晶矽（空穴）複合，然後多晶矽在多晶矽層的橫向傳輸中被金屬收集，從而大大降低了金屬接觸複合電流，提高了電池的開路電壓和短路電流。

 二、技術特點

 1.效率

TOPCON的理論極限效率為28.7%，高於PERC的24.5%和HJT的29.2%，接近晶矽光伏電池29.43%的效率極限。

目前TOPCON實驗室和量產效率最高記錄分別為中來26.7%、通威25.7%。

注：此數字不包含今年29.2月異質結理論最高極限XNUMX%的峰值統計

可以說，載流子的選擇性傳輸是太陽能電池高效率的必然選擇，而接觸區復合電流密度（Joc）和接觸電阻（ρc）指標可以評價太陽能電池的開路電壓和填充因子。電池並確定轉換效率。

TOPCON效率提升的原因在於採用了N型矽基襯底，背面的鈍化結構可以使少生率擁有更長的生命週期，減少載流子復合，減少正面遮擋與SMBB。

截至2022年底，晶科能源單晶雙面N型TOPCON電池轉換效率達到26.4%。 今年26.7月，中來TOPCON將這一效率值提升至XNUMX%，TOPCON電池的效率提升仍在持續。

 2。 性能

TOPCON電池雙邊性高，溫升係數和衰減率低。 目前TOPCON雙面率約為85%，溫升係數低至-0.3%/℃，電池每瓦發電量提升。 同時，TOPCON第一年的衰減率為1%，是PERC第一年衰減率的50%，之後每年TOPCON的衰減率約為0.4%。

 3。 兼容性

與PERC相比，TOPCON增加了硼擴散、隧道氧化物、多晶矽摻雜沉積和清洗，省去了激光開槽工藝。 拓普康大部分產線均可基於PERC產線進行升級改造，大大降低了設備投資成本，有望成為未來現有PERC產能改造的較好選擇路線。

 4、設備改造

TOPCon電池可在PERC生產線的基礎上進行升級改造，初期投資約為每吉瓦1.5-170億元，基於PERC生產線的升級成本為每吉瓦40-50萬元。

與P型電池相比，TOPCon將磷擴散改為硼擴散，增加了隧道層和多晶層的製備，並取消了激光開槽步驟。

初期設備投資中，清洗、紋理設備8萬元，佔比5%左右； 硼擴散爐成本約為20萬，佔比12%左右； 蝕刻設備成本12萬，佔比7%左右； 背面隧道氧化和多晶矽摻雜相關設備約45萬台（LPCVD）和35萬台（PECVD）； 雙面增透膜設備成本約32萬，佔比20%； 絲網印刷設備成本約為35萬，佔比22%。 此外，2020年以後的PERC產能在預留機組的情況下可以進行改造升級，升級成本約為40-50萬元/GW，主要是氧化隧道和磷摻雜設備的成本。

 三、核心流程

如上所述，TOPCon電池的製備工藝包括清洗和製絨、正面硼擴散、BSG去除和背刻蝕、氧化層鈍化接觸製備、正面氧化鋁沉積、正面和背面氮化矽沉積、絲網印刷、燒結和測試分選，大約有12個步驟，其中鈍化層薄膜沉積，即CVD，是核心工藝環節。

TOPCon工藝根據鈍化方法的不同可分為LPCVD、PECVD、PEALD+PECVD、PCD POLY Si四種類型。

LPCVD即低壓氣相沉積，其原理是一種或幾種氣態物質在較低壓力下受熱激活，引起熱分解反應，然後沉積在基材表面形成所需的薄膜；

PECVD即等離子體增強氣相沉積，利用微波或射頻使含有薄膜原子的氣體局部形成等離子體，並在基材上沉積所需的薄膜；

PEALD+PECVD即等離子體增強原子層沉積，結合了ALD和等離子體輔助沉積的優點；

PVD即物理氣相沉積，是在真空條件下通過物理方法（真空濺射鍍膜）將材料沉積在鍍件上。

目前，POPAID屬於PVD沉積二氧化矽和多晶矽薄膜技術，該工藝解決了傳統路線大規模生產和電鍍的嚴重問題。

LPCVD、PECVD、PEALD+PECVD、PVD多晶矽四種方式各有優缺點，目前行業以LP為主流：

1）LPCVD：在效率、良率、產能方面具有很大優勢，目前GW級量產效率24.9%，實驗室效率25.7%，良率97%，成膜率約為5-8nm/ min，單塞4300pcs，雙塞8000pcs，但存在石英壽命短、耗材大、沉積速度慢、繞鍍嚴重等問題，仍有改進空間；

2）PECVD：沉積速率高達16nm/min，繞鍍略在2mm以內，易於原位摻雜，設備投入成本低於LP路線，有望大面積應用在驗證未來產量和效率數據後進行規模化。 基於PE路線，捷嘉偉創推出的PE聚三合一設備備受市場關注；

3）其他路線：PEALD+PECVD法，利用PEALD沉積氧化矽可以解決原來的不均勻性問題； PVD法成膜速度快，無需繞鍍，有利於薄型化和多功能升級，但設備價格較高，方阻均勻性較差。

 四、降本增效

 (1)降低成本

目前TOPCon電池綜合成本比PERC高約0.04元/W，外購環節高約0.01元/W。

 1、矽片減薄

N型矽片是通過摻雜磷元素製成的，由於磷原子與硅的相容性較差，因此對矽及輔助材料的純度和生產工藝控制要求較高，成本較高，相比而言有一定的溢價。 P型矽片。 但隨著N型矽片的規模化生產和技術進步，疊加減薄化進程正在加速，N型矽片溢價有望逐漸縮小。

根據TCL中環5年11月23日的晶圓報價，較P型1.8尺寸N型矽片存在182%的溢價，已明顯低於8.1年2022月XNUMX%的溢價。

根據CPIA預測，2022年TOPCon/PERC矽片平均厚度分別為140μm和155μm。 目前業界主流TOPCon矽片厚度為130μm，比主流PERC 20μm薄了150μm。

根據80.5月72.4日最新N/P多晶矽價格14/0.14元/公斤計算結果顯示，TOPCon矽片成本約為1元/W，比PERC低60點/W。 此外，外購矽片在晶圓端的成本比集成廠商高出約70-XNUMX%，如下表所示。

 2、非矽成本

目前TOPCon電池的非矽成本比PERC高約4點/W，整體總成本約高3-4點/W。

1）設備端，TOPCon比PERC每GW投資成本高出約50萬元，每瓦折舊成本增加1分/W；

2）银浆方面，TOPCon銀耗（正銀+背銀）約為12-13mg/W（105mg/片），比PERC銀耗（正銀+背銀）高2點/W 9 -10mg/W成本；

3）其他成本方面，TOPCon路線工藝增加，相對PERC增加電能輔助材料和人工成本1點/W；

4）良率方面，TOPCon的良率比PERC低2pct，導致成本比P型高約0.15點/W。

 3.敏感性分析

目前多晶矽產能持續增產降價，多晶矽價格從300,000萬/噸高位快速回落至80,000萬/噸，減薄帶來的成本降幅收窄。 據東吳證券預測，矽片價格將由300元/公斤下降至60元/公斤，150mm與130mm矽片成本差將由0.05元/W縮小至0.01元/W。

 4. 銀分裂

非矽成本中，银浆成本佔比最高，約佔電池總成本的16%。 TOPCON和PERC相同，都採用高溫银浆，目前主要通過多主柵技術和減小細柵寬度來減少正銀的消耗。

假設银浆不含稅價格為5,575元/公斤，雙面银浆用量105mg對應每瓦成本為0.07元，隨著未來技術的發展，多主柵+高精度串焊預計银浆消耗量減少至90mg /片，對應成本0.06元/W，每瓦下降0.01元。

 (2) 利潤

中國光伏網數據顯示，今年182月以來，光伏電池毛利和每瓦淨利潤波動較大（以12 PERC為例），毛利率從7.4月初的25.9%下降至XNUMX% %，而後在多晶矽價格快速下跌的過程中，電池片毛利潤迅速上漲，並在XNUMX月底觸及XNUMX%的高位，如下表所示。

可見，上游多晶矽價格對下游電池片有著根本性影響。 需要說明的是，該表僅統計了晶圓價格對對應的電池片同期利潤。 考慮到下游電池片企業的庫存週期一般為1-2個月，在成本統計先進先出法的情況下，相應電池片的利潤波動會有所延遲。

繼續對比同期矽片和電池片價格波動情況可以發現，電池片價格變化幅度與硅片相比存在滯後。 進入XNUMX月份以來，電池片價格跌勢加劇，表明多晶矽價格傳導已經開始顯現，導致XNUMX月中旬電池片毛利率快速下滑。

 (3) 提高效率

目前各廠家N型電池效率正在快速提升，主流效率在25%以上，預計通過引入SE平台、雙面鈍化和串聯等方式，效率將進一步提升未來細胞技術將取得突破。

 1.減少電力損耗

TOPCon效率提升的核心在於降低電損耗，包括SE、雙面POLY、全局鈍化、串聯電池等。

TOPCon 效率的提高需要減少電力損耗。 廠商即將推出SE平台，有機構預計這將提升效率0.2%-0.4%； 24年導入雙面PYL，預計量產效率提升至26%以上； 25年後全球鈍化技術的引入預計效率將提升至27%，而接下來效率提升的主線就是串聯電池技術的發展。

目前各廠家N型電池效率正在快速提升，主流廠家量產效率在25%~25.5%之間，預計通過引入SE平台，效率將進一步提升，雙面鈍化以及未來串聯電池技術的突破。

 2. 選擇性發射器

TOPCon中的SE技術與PERC中的SE原理類似，電極內外高/低濃度摻雜可以提高矽片少生壽命，提高電池效率。 SE（Selective Emitter Technology）是指在金屬陰極與硅片的接觸部位及其附近通過高濃度摻雜形成P++層，在電極外側區域通過低濃度摻雜形成P+層。

該技術不僅保證了矽片與電極之間的低接觸電阻，還降低了矽片的表面複合率，提高了矽片的低出生率壽命，從而提高了電池的轉換效率。 硼摻雜工藝更複雜，激光功率更高； 整個過程中可能會出現兩種類型的鈍化層燒毀，並且需要精確控制激光功率。

TOPCon中的激光摻雜分為一次硼擴展和二次硼擴展兩種路徑，量產主流選擇一次激光直接摻雜。 一次硼擴張類似於PERC生產工藝中的硼擴張工藝標準，工藝相對簡單，該路徑下僅進行一次激光摻雜、硼擴張和清洗，工藝更簡單且設備投資低，但技術難度較高。

 3. 雙面多晶矽

目前鈍化結構主要應用於電池背面，雙面鈍化/全局鈍化可以進一步提高效率。 目前TOPCon電池僅對背面進行鈍化處理，正面仍採用傳統的電池結構。 為了進一步降低載流子復合率，降低電池表面的接觸電阻，可以在正面電極下方進行P-poly，並採用雙面/全局鈍化結構，進一步提高正面效率。

雙面鈍化接觸電池的矽片基體正面為多晶矽層，基體背面為P摻雜多晶鈍化層。 與僅在電極下方進行P-poly的雙面鈍化不同，全局鈍化技術有望通過電池整個正面的P-poly進一步提高效率。

 5、行業供需情況

 (一)安裝要求

中國光伏行業協會數據顯示，2022年，全球光伏總裝機容量約為230GW。 據廣發證券預計，370年全球裝機容量將在2023GW左右。

 （二）生產能力

產能方面，2019年以來，通威、隆基、晶科、艾旭等龍頭廠商紛紛宣布擴產高效單晶電池，並對雙面PERC和大尺寸進行技術改造和擴產。電池技術的進步，導致國內電池產能增速遠高於產量增速，產能利用率逐漸下降。

據東吳證券根據各上市公司公告及非公開渠道消息統計，截至2022年底，我國TOPcon產能約為90GW，按照目前規劃產能統計，預計到2023H2 ，TOPCON產能約為460GW，2024H2產能約為750GW。 不難看出，2023年TOPCon將大幅擴產，產業化快速推進，一線廠商引領產能佈局。

產量方面，根據CPIA數據，中國電池片產量從11年的2011GW快速增長至318年的2022GW，2022年TOPCON電池片產量約為17GW。

截至2022H2，中國TOPCON產能92GW，產量約17GW，滲透率約5%； 市場預計，到2024年底，中國TOPCON產能將達到754GW，產量約482GW，滲透率約66%。

 （三）競爭格局

從2023年開始，各廠商將大幅擴大TOPCon的產量，根據公司公佈的TOPCON光伏電池產能計劃，公司大致可分為三個梯隊：

第一梯隊規劃產能大於60GW，分別為晶科、晶澳、天合、隆基、駿達、通威，其中晶澳電力57GW、天合光能40GW、晶科能源56GW等TOPCon量產線均已排定將於2023年投入運營；

第二梯隊產能規劃約為10-25GW，與第一梯隊有明顯差距，主要參與者有阿特斯、中來、億億、億晶等；

第三梯隊規劃產能基本不超過10GW，且參與者較多，根據東吳證券統計，這部分產能約為232GW。

從生產進度來看，一線廠商進入2023年後TOPCon的擴產進度普遍大幅領先於二線廠商，TOPCON行業的CR6約為57.68%。

根據CPIA數據對電池片整體產量的統計，我國前五名光伏電池廠商產量佔比持續提升，由29.5年的2018%增長至56.3年的2022%，行業集中度仍低於其他環節在光伏產業鏈中。

全電池領域，龍頭廠商競爭格局穩定，通威、愛旭分列前兩名，捷泰取代欒安進入榜單前五。

電池效率方面，現階段TOPCon量產的平均轉換效率超過25%，組件功率向高功率演進，龍頭企業技術動態領先。

值得注意的是，今年26.7月，中來的POPAID技術將TOPCON的效率值推向了XNUMX%的新高度。

 1.晶科能源

截至22月底，晶科擁有TOPCon電池片產能35GW，其中合肥一期8GW、海寧一期8GW、合肥二期8GW、海寧二期11GW。 預計截至23/24年底，產能預計達56/85GW，其中海寧6.5GW、楚雄6.5GW預計分別於23Q2、23​​3Q56投產，一期、二期投產山西24GW一體化項目三期將於1- 2季度投產。 該公司預計60年N型出貨量佔比將超過2023%。

 2、君達股份

駿達目前N型TOPCON已投產約40.5GW，在建產能13GW。

 3. Tongwei shares

TOPCon產能方面，通威9.5月底已擁有22GW拓普康電池產能，彭山一期16GW TOPCon電池項目已於22月底啟動，預計將在23年底釋放。第一次是XNUMX月XNUMX日。

 4. 晶澳科技

截至23月7.3日，晶澳太陽能已投產1.3GW TOPCon電池產能，其中寧晉25.3GW已達滿產，電池量產效率達到20%+。 揚州10GW、曲靖23GW將於3Q23投產。 4.0月182日，公司推出基於199mm*72mm尺寸矩形矽片的N型新組件深蘭630Pro，結合高密度封裝技術，22.5版本最大功率可達182W，組件效率超過78%，相當於上一代同尺寸7.6系列XNUMX版本模組的功率，但工作電壓降低XNUMX%，降低了系統BOS成本和模組熱點風險。

晶澳預計，到70年底，矽片/電池/組件產能將達到70/80/23GW，年底電池片生產進度順利時，產能將達到80-90GW。

 5. 天合光能

截至22月底，TRW電池/組件產能已達50/65GW，其中宿遷TOPCon產能8GW，預計2023年中期達滿產，良品率超過97%。 新增產能方面，TRW預計30年開始生產2023GW新型TOPCon電池，到40年底TOPCon電池產能預計將增至23GW。

 6、隆基綠能

隆基於2019年開始TOPCon技術研發，500年建成2021MW中試線，預計30年2023月在鄂爾多斯投產20GW，年底產能將超過2024GW，預計1QXNUMX實現全面投產。

 (4) 溢價比較

據賣方統計，在新組件招標項目中，TOPCon產品因其發電增益高而受到青睞，同時享有溢價。 TOPCon組件佔比從33月的50%提升至XNUMX月的XNUMX%，TOPCon招標份額持續提升。

TOPCon在中核集團33GW組件招標中佔比6%，報價較PERC溢價約8美分/W。 TOPCon組件佔華能和大唐招標項目的50%，報價分別比PERC組件高6.5點/W和8.2點/W。

根據PVinfoLink 14月182日最新電池報價，0.87雙面TOPCon電池價格為0.78元/W，同尺寸PERC電池價格為9元/W，溢價約182點/W ; 雙面TOPCon組件（1.6mm）均價為1.48元/W，P型組件均價為0.12元/W，N型組件較PERC組件溢價約XNUMX元/W，表明表示N型組件的發電增益已被終端認可。

TOPCon組件總成本比PERC高出0.03-0.04元/W，整體TOPCon實現了8個點以上的超額收益，經濟性凸顯。

 （五）投資強度

據多方反饋，TOPcon新產線的設備成本約為1.5-170億元/GW。 新建生產線初期投資成本中，設備購置及安裝成本佔比最高，其次是建設工程成本，平均綜合建設成本約為360億元/GW。

以中來16GW高效單晶電池智能工廠項目（一期）為例，其TOPCON光伏電池生產線建設成本中設備購置及安裝佔比最高，約為88%，其次按建築成本分，佔比8%左右； TOPcon產線中生產設備價值最高，佔比約71%，其中核心工藝用於沉積多晶矽薄膜的POPAID設備約佔中來股份的24%。

根據晶科、天合、協鑫等公佈的數據，TOPCON生產線平均建設週期為15.7個月，平均投資回收期為5.61年，平均每吉瓦初始投資成本約為360億元。

 6、產業協同

 (1)矽材料

N型產品對多晶矽品質要求較高，目前N型多晶矽要求達到電子II級以上，比P型材料高兩個等級，技術指標差距2-10倍。 目前國內通威/大全/新特N型材料產能儲備充足，未來隨著N型需求的不斷增加，主流廠商的N型產能儲備逐步釋放，國內供應比例預計將相應提高。

據矽產業分會數據顯示，目前N型材料與P型相比，溢價8,000元/噸，未來，隨著矽片減薄化進程的加速，N型矽片競爭激烈，N型材料需求增加，滲透率逐步提升，溢價有望進一步擴大。

 (2)矽片

TOPCON使用N型矽片。 N型矽片在拉晶過程中摻雜硼元素，在電池生產過程中擴散磷離子。

截至23230531，N型矽片較P型溢價約7%。 由於N型電池的工藝比P型電池複雜，因此其成本也較高。

據中國光伏行業協會數據顯示，87.5年P型單晶矽片出貨量市場份額將達到2022%，而N型單晶矽片僅佔10%，我們預計N型單晶矽片的產量25年佔比將達到2025%，並將快速增長。

在成本降低和效率提升的推動下，主流廠商不斷推進矽片的薄化工藝，各自的電池片尺寸也各有不同。 目前晶澳、晶科、通威等龍頭企業均採用矩形矽片技術，晶澳/晶科/通威/天合等矽片廠商均採用182mm以上大尺寸，涵蓋182mm*182mm、182mm*192mm、 182mm *199mm等

 (3)银浆

正面银浆需要實現更多的功能和實用性，對產品的技術要求比背面银浆更高，其主要功能是收集和導出光生載流子。 為了保證電池片的光電轉換效率，正面银浆需要具備良好的印刷性能和高深寬比的基本要求，並且需要與硅片形成良好的歐姆接觸，降低接觸電阻。

TOPCON背面的银浆與PERC正面的银浆沒有太大區別，但由於TOPCON中需要正面硼擴展發射階段，正面需要銀鋁漿，因此該值TOPCON银浆的消耗量高於PERC。

前面提到，截至目前，行業內182規格PERC電池平均銀耗約為60mg/片，背面銀耗約為20-30mg/片，因為背面固含量為60%，折算成正銀約15mg/支，故總耗銀量為75mg/支；

182尺寸TOPCon電池，行業龍頭銀耗量已降至正面47mg/片，背面57mg/片，總計約104-105mg/片；

異質結電池只有166和210尺寸，換算成182尺寸，銀耗約為160-170mg/片。 與P型電池的正極銀消耗量相比，TOPCon電池的银浆（正極銀+背銀）消耗量平均約為1.5倍。

银浆市場需求方面，有機構預計，23年底，我國PERC银浆消費量基本維持在11噸/吉瓦，9.5-24年這一規模將下降至25噸/吉瓦； 21-25年，TOPCon银浆用量將從15噸/GW減少到10噸/GW，银浆價格將保持小幅下降趨勢，預計银浆總市場空間23年漿料規模將達25.1億元，到43.4年市場空間將增至2025億元。

幾年來，隨著國產正極银浆技術含量、產品性能和穩定性的不斷提升，國產化程度不斷提升，75年國產化率已達到22%。 大陸企業中，聚和股份、迪科股份、晶銀新材（蘇州固德泰）佔據主要市場份額，41年市場份額分別為21%/13%、2022%，均為與下游頭部電池企業形成密切合作，目前在TOPCon银浆技術方面有儲備。

 （四）核心設備

TOPCON生產設備主要涉及清洗和製絨、硼擴散、多晶矽薄膜沉積和絲網印刷四個環節。

 1. 清洗紋理

清洗工藝比較簡單，設備複雜程度低，國產清洗設備即可滿足使用需要。 隨著拓普康產能的快速擴張，市場對單機大產能和全自動化設備的需求將不斷增加； 目前單晶制絨領域的工藝穩定性已經成熟，單機產能普遍大於8000片/小時。

清潔設備主要企業有北方華創、潔嘉偉創、上海普川等； 加彈設備的主要生產廠家有捷嘉偉創、北方華創、蘇州巨晶。

 2. 硼擴散

低壓擴散設備的優點是提高方阻的均勻性和性能，減少交叉點附近的低效件，減少磷源和功耗，實現高方阻（140-180Ω/cm2），提高效率。 因此，目前擴散設備以低壓擴散為主，新建生產線以低壓擴散+低壓氧化設備為主。

目前國內擴散爐單批次擴散產能已從150台發展到2,000年2022台。目前擴散爐主要企業有拉普拉斯、傑嘉偉創、豐盛裝備、湖南紅太陽等，在同時，上市公司帝爾激光、大族激光也開始有相關設備的佈局。

 3. 多晶矽薄膜沉積

與PERC相比，TOPCON最大的特點是背面製備了隧道氧化層+摻雜多晶矽層。 目前該環節主要有兩條技術路線：LP和PE。

LP設備主要參與企業有拉普拉斯、北方華創、普樂新能源； PE設備主要由捷嘉偉創、北方華創、金辰股份、湖南紅太陽提供。

 4.絲網印刷

目前，新產線主要採用高精度對位、大型矽片印刷設備，早期絲網印刷設備以進口設備為主，目前國產設備基本佔據新產線市場，並已出口印度、土耳其等國家。其他新興光伏市場。 該領域主要設備製造商有：麥威股份有限公司、捷嘉偉創股份有限公司、金辰股份有限公司等。

 七。 結論

目前光伏電池領域是充分競爭的格局，在N型替代P型的背景下，拓普康目前在滲透率、效率、產業成熟度、配套協作、P型改造等方面具有一定優勢。 TOPcon頭部企業佔據主要市場份額，CR5市場份額基本在50%左右，行業規模效應顯著。

同時，集成企業在電池矽片成本上比外包企業具有更大的成本優勢。 另一方面，由於矽片成本佔電池成本比例較高，集成企業在成本端具有較大優勢，以20230531數據為例，集成矽片成本為0.26元/W，即比外購矽片32元/ W的成本低約0.38%。

行業頭部效應與硅片成本降低的整合疊加，導致新純電池廠商面臨工藝、效率、成本、渠道等多方面壓力。

電池供應方面，目前市場產能可實現新增裝機的市場覆蓋，但初期投資成本高、投資回收期長也需要新進入者謹慎。

目前，在光伏行業，輔助材料領域還存在一定的國產替代空間，如低溫银浆和銀粉、組件端POE顆粒等，建議注意後續。

 來源：第一光伏新能源

 Editor: Wang Rui Review: Hao Yuzhu