TOPCON太阳能电池是一种使用超薄隧穿氧化层作为钝化层结构的太阳电池。TOPCON电池基板以N型硅基板为主，在电池背面采用湿法工艺制备一层超薄氧化硅的隧穿氧化层（1-1.5nm）并沉积一层厚度约20nm的掺杂的多晶硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构，之后经过退火重结晶并加强钝化效果。TOPCON的背钝化接触结构，为硅片的背面提供了良好的表面钝化，超薄氧化层可以使多子（电子）隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子（空穴）复合，进而多子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流。二、技术特点
TOPCON理论极限效率28.7%，高于PERC的24.5%，低于HJT的29.2%，已经接近了晶硅光伏电池的效率极限29.43%。目前，TOPCON实验室和量产效率的最高记录分别为中来的26.7%和通威的25.7%。
注：该图未计入隆基于今年5月实现的HJT最高理论极限29.2%的峰值统计可以说，载流子的选择性传输是太阳能电池高效化的必然选择，接触区域复合电流密度（Joc）和接触电阻（ρc）指标可以评估电池的开路电压和填充因子，并决定转换效率。TOPCON效率提升的原因在于采用N型硅基衬底，背面的钝化结构可以使得少子具备更长的寿命周期，降低了载流子的复合，同时配合SMBB等减少正面遮挡。2022年底，晶科能源单晶双面N型TOPCON电池实现了26.4%的转换效率；今年4月，中来TOPCON将此效率值提高到26.7%，TOPCON电池的效率提升还在持续。TOPCON电池双面率高、温升系数和衰减率低。当前，TOPCON双面率约85%，温升系数低至-0.3%/℃，电池单瓦发电量得到提升。同时，TOPCON首年衰减率1%，是PERC首年衰减率的50%，此后TOPCON逐年衰减约0.4%。相比PERC，TOPCON新增了硼扩散、隧穿氧化层、多晶硅掺杂沉积和清洗等步骤，取消了激光开槽工序。大部分TOPCON产线可基于PERC产线升级，大幅降低了设备投资成本，预计是存量PERC产能未来转型的较优选择路线。TOPCon电池可在PERC产线基础上升级改造，单GW初始投资额为1.5-1.7亿左右，基于PERC产线升级成本为4,000-5,000万/GW。与P型电池相比，TOPCon将磷扩散改为了硼扩散，增加了隧穿层、POLY层的制备，取消了激光开槽步骤。初始设备投资中，清洗制绒设备800万元，占比约5%；硼扩散炉成本约2,000万，占比约12%；刻蚀设备成本1,200万，占比约7%；背面隧穿氧化及多晶硅掺杂相关设备约4,500万（lpcvd）和3,500万（pecvd）；双面减反膜设备成本约3,200万，占比20%；丝印设备成本约3,500万，占比22%。此外，2020年后的PERC产能在预留机位的情况下，能进行改造升级，升级成本约为4,000-5,000万/GW，主要是氧化隧穿、磷掺杂设备成本。三、核心工艺
前文已述，TOPCon电池的制备工序包括清洗制绒、正面硼扩散、BSG去除和背面刻蚀、氧化层钝化接触制备、正面氧化铝沉积、正背面氮化硅沉积、丝网印刷、烧结和测试分选，约12步左右，其中，钝化层薄膜沉积，即CVD，是核心工艺环节。TOPCon工艺根据被钝化方式不同可分为LPCVD、PECVD、PEALD+PECVD、PCD POLY Si四种。LPCVD是低压气相沉积，原理是将一种或者数种气态物质在较低压力下，用热激活能使其发生热分解反应，进而沉积在衬底表面形成所需薄膜；PECVD是等离子体增强气相沉积，借助微波或射频等使含有薄膜组成原子的气体在局部形成等离子体，在基片上沉积出所需要的薄膜；PEALD+PECVD是等离子增强原子层沉积，该种方式结合了ALD和等离子体辅助沉积的优势；PVD是物理气相沉积，在真空条件下用物理的方法（真空溅射镀膜）使材料沉积在被镀工件上。当前中来采用的POPAID就属于PVD沉积氧化硅和多晶硅膜技术，据其介绍，该种工艺解决了传统路线量产绕镀严重的问题。LPCVD、PECVD、PEALD+PECVD、PVD polySi四种方式各有优劣，目前行业以LP为主流：1）LPCVD：在效率、良率和产能方面有较大优势，目前GW级量产效率为24.9%，实验室效率为25.7%，良率为97%，成膜速率约5-8nm/min，单插4300pcs，双插8000pcs，但是存在石英寿命短、耗材大、沉积速率慢以及绕镀严重等问题，尚存改进空间；2）PECVD：沉积速率高达16nm/min，绕镀轻微在2mm以内，易原位掺杂，设备投入成本低于LP路线，未来良率和效率数据验证后，有望规模化应用。基于PE路线深耕，捷佳伟创推出的三合一PE-poly设备深受市场关注；3）其他路线：PEALD+PECVD法，使用PEALD沉积氧化硅可解决原有不均匀性问题；PVD法成膜速度快、无绕镀、利于薄片化和多功能升级，但设备价格较高、方阻均匀性差。四、降本增效
（一）降本
目前TOPCon电池成本一体化环节较PERC高出约0.04元/W，外购环节高出约0.01元/W。N型硅片是通过掺杂磷元素制成，由于磷原子与硅相溶性较差，因此对硅料、辅材的纯度及生产过程控制要求更高，成本更高，较P型硅片存在一定溢价。但随着N型硅片规模化生产及技术进步，叠加薄片化进程加速，N型硅片溢价有望逐步缩小。根据TCL中环23年5月11日硅片报价，182尺寸N型硅片较P型存在1.8%溢价，较2022年6月8.1%的溢价已出现大幅下降。根据CPIA，2022年TOPCon/PERC硅片的平均厚度分别为140μm、155μm。目前行业主流TOPCon硅片厚度为130μm，相比PERC主流的150μm低20μm。根据硅业分会6月14日最新N/P型硅料价格80.5/72.4元/kg进行测算，结果显示TOPCon硅成本约0.14元/W，较PERC低1分/W。此外，外购硅片相较一体化厂商在硅片端成本高出约60-70%，详见下表。目前TOPCon电池非硅成本比PERC高约4分/W，整体看总成本高约3-4分/W。1）设备端，TOPCon较PERC单GW投资成本高约5000万元，单瓦折旧成本增加1分/W；2）银浆方面，TOPCon银耗（正银+背银）约12-13mg/W（合105mg/片），较PERC银耗（正银+背银）9-10mg/W增加2分/W成本；3）其他成本方面，TOPCon路线工序增加，使电能辅料及人力成本较PERC增加1分/W；4）良率方面，TOPCon良率比PERC低2pct，导致成本比P型高0.15分/W左右。当前硅料产能持续放量降价，硅料价格已从30万/吨高位快速跌至8万/吨，薄片化带来的成本降幅缩小。根据东吴证券测算，硅价从300元/kg下降至60元/kg，150mm与130mm硅片成本差异将从0.05元/W下降至0.01元/W。非硅成本中，银浆成本占比最高，约占电池总成本的16%。TOPCON和PERC相同，均使用高温银浆，目前主要是通过多主栅技术及减少细栅宽度来降低正银的消耗。对银浆耗量进行单独成本及敏感性测算，假设不含税银浆价格为5,575元/kg，双面银浆用量105mg对应单瓦成本为0.07元，随着未来技术发展多主栅+高精度串焊有望降低银浆耗量至90mg/片，对应成本0.06元/W，单瓦成本下降0.01元。（二）利润情况
根据中国光伏网数据，自今年3月以来，光伏电池片的毛利及单瓦净利波动较大（以182 PERC为例），毛利率从3月初的12%最低下探至7.4%的水平，随后在硅料价格快速下行的过程中，电池片的毛利出现了快速回升并在5月底上触25.9%的较高水平，详见下表。由此可见，上游硅料价格对下游电池片具有根本的影响。需要注意的是，该表只是统计了同时期内硅片价格对相对应的电池片的利润情况。考虑到下游电池片企业一般1-2个月的存货周期，在成本统计采用先入先出法的情况下，对应电池片的利润波动会有延迟。继续比对同时期内硅片及电池片价格的波动可以发现，电池片价格的变化相较于硅片而言，存在幅度上的滞后。进入6月以来，电池片价格下降幅度加剧，表明硅料价格的传导开始显现，导致6月中旬电池片毛利率迅速向下。（三）提效
当前各家厂商N型电池效率提升速度较快，主流效率在25%以上，未来有望通过引入SE平台、进行双面钝化以及叠层电池技术突破等方式，实现效率进一步提升。TOPCon提效的核心在于降低电学损失，包括SE、双面POLY、全域钝化以及叠层电池等方法。TOPCon提效需要降低电学损失。各厂商即将引入SE平台，有机构预计此举将提效0.2%-0.4%；24年引入双面POLY，量产效率有望提高至26%以上；25年引入全域钝化技术，有望提效至27%，之后提效主线在叠层电池技术发展。目前各家厂商N型电池效率提升速度较快，主流产商量产效率在25%-25.5%之间，未来有望通过引入SE平台、进行双面钝化以及叠层电池技术突破等方式，实现效率进一步提升。TOPCon中SE技术与PERC中的SE原理类似，在电极内/外进行高/低浓度掺杂，能够提高硅片少子寿命，提高电池效率。SE（选择性发射极技术）是指在金属正极与硅片接触部位及其附近进行高浓度掺杂形成P++层，而在电极以外的区域进行低浓度掺杂形成P+层。该技术既可确保硅片和电极之间有较低的接触电阻，又可降低硅片表面复合率，以提高硅片的少子寿命，从而提升电池的转换效率。硼掺杂工艺更复杂激光器功率更高；过程中可能存在两类钝化层烧穿，需精准把控激光功率。TOPCon中的激光掺杂分为一次硼扩、二次硼扩两种路径，目前量产主流选择一次激光直掺。一次硼扩类似于PERC生产过程标配的硼扩工艺，工序较为简单，该路径下仅进行一次激光掺杂、硼扩与清洗，工序较简单且设备投资额较低，但技术难度较高。目前钝化结构主要应用在电池背表面，双面钝化/全域钝化能够进一步提高效率。目前TOPCon电池仅在后表面进行钝化，前表面仍采用传统电池结构。为进一步降低电池表面载流子复合速率、减小接触电阻，可以在正面电极下进行P-poly，采用双面/全域钝化结构进一步提高正面效率。双面钝化接触电池的硅片基体正面设有多晶硅层，基体的背面为P掺杂的poly钝化层。不同于双面钝化仅在电极下方进行P-poly，全域钝化技术对电池正面整体进行P-poly，预计能够进一步提高效率。五、行业供需
（一）装机需求
据中国光伏业协会数据，2022年，全球光伏装机总量约230GW。根据广发证券预计数据，2023全球新增装机规模在370GW左右。（二）产能情况
产能方面，2019年起龙头厂商如通威、隆基、晶科、爱旭等均宣布扩产高效单晶电池片，并针对双面PERC、大尺寸电池技术进行技改和扩产，导致国内电池片产能增速远高于产量增速，产能利用率逐步下降，2020年各厂商扩产后PERC产品已高度同质化、非硅成本趋同，产能扩张步伐放缓。据东吴证券根据各上市公司公告及非公开渠道消息统计，截至2022年底，我国TOPcon产能约90GW，按照当前已规划产能统计，预计至2023H2，TOPCON产能约460GW，2024H2产能约750GW。不难看出，2023年TOPCon大幅扩产，产业化进展迅速，一线厂商产能布局领先。产量方面，根据CPIA数据，我国电池片产量从2011年11GW已快速增长至2022年318GW，2022年TOPCON电池片产量约17GW。截至2022H2，我国TOPCON产能92GW，产量约17GW，渗透率约5%；市场预计至2024年底，我国TOPCON产能754GW，产量约482GW，渗透率约66%。（三）竞争格局
2023年起各厂商大幅扩产TOPCon，根据企业公布的TOPCON光伏电池产能规划，可大致将企业分为三个梯队：第一梯队产能规划大于60GW，分别是晶科、晶澳、天合、隆基、钧达、通威，其中，晶澳科技57GW、天合光能40GW、晶科能源56GW等TOPCon量产线均计划于2023年落地投产；第二梯队产能规划在10-25GW左右，与第一梯队有明显的差距，主要参与者有阿特斯、中来、一道、亿晶光电等；第三梯队规划产能基本不超过10GW，参与者众多，该部分产能据东吴证券统计数据，约为232GW。从投产进度来看，一线厂商进入2023年后TOPCon扩产进度总体大幅领先二线厂商，TOPCON行业CR6约57.68%。按电池片整体产量口径统计，CPIA数据，我国光伏电池片前五大厂商产量占比从2018年的29.5%持续提升至2022年的56.3%，行业集中度仍低于光伏产业链其他环节。全电池片领域，头部厂商竞争格局稳定，通威、爱旭稳居前二，捷泰取代璐安新晋榜单前五。在电池片效率方面，现阶段TOPCon量产平均转换效率超过25%，组件功率向高功率方向演进，头部企业在技术上存在动态领先优势。值得关注的是，今年5月，中来的POPAID技术，将TOPCON的效率值推高到26.7%的新高度。截至22年底晶科已有35GW TOPCon电池产能，分别为合肥一期8GW、海宁一期8GW、合肥二期8GW和海宁二期11GW；预计至23/24年末预计产能达56/85GW，其中海宁6.5GW和楚雄6.5GW预计分别将于23Q2和23Q3投产，山西56GW一体化项目一二期24Q1-Q2投产。公司预计2023年N型出货占比在60%以上。钧达当前N型TOPCON已投产产能约40.5GW，在建产能13GW.TOPCon产能方面，22年底通威已有9.5GWTOPCon电池产能，22年底彭山一期16GW TOPCon电池项目已启动，预计将于23年7月首线出片。截至23年6月，晶澳已投产7.3GW TOPCon电池产能，其中宁晋1.3GW已满产，电池量产效率达25.3%+。扬州20GW、曲靖10GW将于23Q3陆续投产。23年5月，公司推出的N型新型组件DeepBlue 4.0Pro基于182mm*199mm尺寸矩形硅片，结合高密度封装技术，72版型最高功率可达630W，组件效率超过22.5%，与上一代同尺寸182系列78版型组件功率相当，但工作电压低7.6%，降低了系统BOS成本与组件的热斑风险。晶澳预计至23年底硅片/电池/组件产能将达到是70/70/80GW，电池投产进度顺利的情况下年底产能将达80-90GW。22年底天合电池/组件产能已达50/65GW，其中TOPCon产能为宿迁8GW，预计2023年中即将满产，良率在97%以上。新增产能方面，2023年天合预计新增投产TOPCon电池产能30GW，至23年底TOPCon电池产能预计将提升至40GW。隆基于2019年开始对TOPCon技术研发，2021年建设500MW中试线，2023年8月鄂尔多斯30GW预计开始投产，年底产能超20GW，预计至2024Q1实现满产。（四）溢价对比
据卖方统计，在新近组件招标项目中，TOPCon产品因其发电增益高受到青睐，同时享受溢价。TOPCon组件占比由2月33%提升至4月50%水平，TOPCon招标份额不断提升。中核汇能6GW组件招标中TOPCon占比33%，同时报价相较PERC溢价约8分/W。华能及大唐招标项目中TOPCon组件占比均达50%，报价相较PERC组件分别高出6.5分/W及8.2分/W。根据PVinfoLink6月14日最新电池报价，182双面TOPCon电池价格0.87元/W，同尺寸PERC电池价格0.78元/W，约有9分/W的溢价；双面TOPCon组件（182mm）均价1.6元/W，P型均价1.48元/W，N型组件较PERC组件溢价约0.12元/W，表明N型组件的发电量增益已经得到终端认可。而TOPCon组件总成本较PERC高0.03-0.04元/W，整体TOPCon已实现超过8分超额收益，经济性凸显。（五）投资强度
根据多方反馈信息表示，TOPcon新建产线，设备端成本约为1.5-1.7亿元/GW。在新建产线的初始投资成本构成中，设备购置及安装成本占比最高，其次是建筑工程费用等，总体建设成本均值约3.6亿元/GW。以中来股份年产16GW高效单晶电池智能工厂项目（一期）为例，其TOPCON光伏电池产线建设成本中，设备购置及安装占比最高，约88%，其次为建设费用，占比约8%；在TOPcon产线中生产设备价值最高，占比约71%，其中，其核心工艺用于沉积多晶硅薄膜的POPAID设备在中来股份中占比约24%。从晶科、天合、协鑫等公布的数据显示，TOPCON产线的建设周期均值为15.7个月，投资回收期均值5.61年，单GW初始投资成本均值约3.6亿元。六、产业协同
（一）硅料
N型产品对硅料品质要求较高，目前N型硅料要求达到电子二级以上等级，比P型料高出两个等级，技术指标差距在2-10倍。目前，国内通威/大全/新特的N型料产能储备充足，未来伴随着N型需求不断增加，主流厂家N型产能储备逐渐释放，国内供应比例预期将相应提高。根据硅业分会数据显示，目前N型料相比P型，溢价0.8万元/吨，未来随着硅片薄片化进程加速，N型硅片竞争激烈，N型料的需求增加，渗透率逐步提高，溢价有望进一步扩大。（二）硅片
TOPCON使用的是N型硅片。N型硅片在拉晶环节掺杂硼元素，在电池片生产工艺中再进行磷离子扩散。截至23230531，N型硅片相较于P型溢价约7%。由于N型电池片的工艺较P型复杂，导致其成本也较高。据中国光伏行业协会数据，2022年P型单晶硅片出货量市场份额达87.5%，N型单晶硅片仅10%，我们预计2025年N型单晶硅片产量占比有望达25%，提升迅速。在降本增效的推动下，主流厂商在不断推进硅片的薄片化进程，其各自的电池尺寸也不尽相同。目前，晶澳、晶科、通威等龙头公司采用矩形硅片技术，硅片端各厂商如晶澳/晶科/通威/天合，均全面采用182以上大尺寸，覆盖182mm*182mm、182mm*192mm、182mm*199mm等。（三）银浆
正面银浆需要实现更多的功能和效用，对产品的技术要求较背面银浆更高，其主要作用是汇集、导出光生载流子。为保证电池片的光电转化效率，正面银浆需具备印刷性能好、高宽比高的基本要求，还需与硅晶片形成良好的欧姆接触并降低接触电阻。TOPCON背面银浆与PERC正面银浆差异不大，但由于TOPCON存在正面扩硼发射级的需求，正面需要银铝浆，因此TOPCON银浆价值量和消耗量较PERC更高。前文已提及，截至目前，行业内182尺寸PERC电池平均正面银耗约60mg/片，背面银耗约20-30mg/片，由于背面固含量为60%，换算成正银约15mg/片，所以银耗总计75mg/片；对于182尺寸TOPCon电池，行业龙头正面银耗已降至47mg/片，背面银耗57mg/片，合计约104-105mg/片；HJT电池只有166和210尺寸，换算成182尺寸银耗约为160-170mg/片。与P型电池正银消耗量相比，TOPCon电池银浆消耗量（正银+背银）平均约为1.5倍。银浆的市场需求方面，有机构预计在23年底，我国PERC银浆消耗量基本保持在11吨/GW，24-25年此规模将降至9.5吨/GW；21-25年TOPCon银浆耗量将从15吨/GW降低至10吨/GW，银浆价格保持小幅下滑趋势，预计23年银浆市场空间合计251亿元，至2025年市场空间提升至434亿元。过去几年，随着国产正面银浆技术含量、产品性能及稳定性持续提升，国产化程度持续上升，22年国产化率达75%。大陆企业中，聚和股份、帝科股份、晶银新材（苏州固锝）占据主要市场份额，2022年市场份额为41%/21%13%，均与下游头部电池企业形成紧密合作，且目前在TOPCon银浆技术方面也均有储备。（四）核心设备
TOPCON生产设备主要涉及清洗制绒、硼扩散、多晶硅薄膜沉积及丝网印刷四个环节。清洗工艺相对简单，设备复杂程度较低，国产清洗设备能够满足使用需求。随着TOPCON产能的快速扩张，市场对于单机大产能及全自动化设备需求将不断增高；单晶制绒领域目前工艺稳定性已经成熟，单机产能普遍大于8000片/小时。清洗设备主要企业有北方华创、捷佳伟创、上海釜川等；制绒设备主要厂商有捷佳伟创、北方华创及苏州聚晶等。低压扩散设备具有能够提升方阻均匀性及性能、减少路口附近低效片、降低磷源及动力消耗、实现高方阻（140-180Ω/cm2）、提升效率等优势。故目前扩散类设备以低压扩散为主，新建产线主要配置低压扩散+低压氧化设备。当前，国产扩散炉单批次扩散产能已经自150片发展之2022年的2000片。目前扩散炉主要企业有拉普拉斯、捷佳伟创、丰盛装备、湖南红太阳等，同时，上市公司帝尔激光、大族激光也开始有相关设备的布局。TOPCON相较于PERC，最大的特征是在背面制备了隧穿氧化层+掺杂多晶硅层。该环节当前主要有LP及PE两条主要技术路线。LP设备主要参与企业有拉普拉斯、北方华创及普乐新能源等；PE设备主要由捷佳伟创、北方华创、金辰股份及湖南红太阳等提供。当前新增产线主要采取高精度对准、大硅片印刷设备，早期丝网印刷设备以进口设备为主，目前国产设备基本占领新增产线市场且已向印度、土耳其等新兴光伏市场进行出口。该领域主要设备制造商包括：迈为股份、捷佳伟创、金辰股份等。七、结论
目前，光伏电池片领域是充分竞争的格局，N型替代P型的大背景下，TOPCON目前在渗透、效率、产业成熟度、配套协同、P型改造等方面具备一定优势。TOPcon头部企业占据主要市场份额，CR5市占率基本在50%左右，行业规模效应显著。同时，一体化企业在电池硅片端成本较外购企业有较大的成本优势。另一方面，由于硅片成本占据电池成本的比例较高，导致一体化企业在成本端具备较大的优势，以20230531数据为例，一体化硅片成本0.26元/W，相较于外购硅片的0.38元/W的成本，成本端低约32%。行业头部效应叠加一体化压低硅片成本，导致新进入的纯电池片制造企业面临工艺、效率、成本、渠道等多种压力。在电池片供给端，市场当前产能可以实现对新增装机的市场覆盖，且较高的初始投资成本及较长的投资回收周期，对于新进入者来说，也需要谨慎对待。目前，在光伏产业端，辅材领域还存在一定的国产替代空间，如低温银浆及银粉、组件端用POE粒子等，建议关注跟进。
------------------------------------------------------
特别声明：麻辣光伏转载其他网站内容，出于传递更多信息而非盈利之目的，内容仅供参考。版权归原作者所有，若有侵权，请联系我们删除，微信PVren22。