誰能主導下一代太陽能技術?

太陽能發電正在緊鑼密鼓地技術迭代。光伏電池從P型到N型是業內公認的技術發展方向，在N型電池的四種技術路線中，TOPCon(Tunnel Oxide Passivated Contact，隧穿氧化鈍化接觸)技術在量產上走得最快，有望最快步入商業化應用階段。

根據中信建投的分析，由于TOPCon技術現階段量產成本相對較低，預計2022年將會有較大規模放量，2022年有望成為TOPCon技術大規模商業化應用的元年。

根據PV InfoLink近期的報告，在產能方面，預計2022年年底TOPCon累計產能(含在建)有望超過50吉瓦，2023年年底將接近80吉瓦。在產出方面，2022年將迎來TOPCon電池產出的明顯增長，預計全年產出將達到16.7吉瓦，相比2021年的3.3吉瓦增長約400%。

此外，值得關注的是，同為N型電池之一的異質結太陽能電池也是一條備受關注的技術路線，多家光伏企業同時布局了TOPCon和異質結兩個技術路線。最終哪個技術路線能成為N型電池的主流，有待進一步觀察。

優缺點喜憂參半

根據基體材料的特性，太陽能電池可以分為有機太陽電池和無機太陽電池。

其中，無機太陽能電池可分為晶體硅太陽電池和薄膜太陽電池，晶體硅太陽能電池又分為單晶硅太陽能電池和多晶硅太陽能電池。目前晶硅太陽能電池，特別是單晶硅太陽能電池因其效率高、可靠性強、成本下降潛力大而成為市場主流。

根據基體硅片的摻雜種類，單晶硅太陽電能池可分為P型電池和N型電池。P型電池的基體材料為摻雜硼的P型硅，N型電池的基體材料為摻雜磷形成的N型硅片。

P型電池中PERC(Passivated Emitterand Rear，鈍化發射極和背面)技術在2017年之后成為主流，疊加SE(選擇性發射極)技術,電池效率逐漸提升。但是P型電池的光電轉換效率已經接近其24.5%的理論轉化效率極限，提升空間不大;而N型電池效率提升潛力大，單結的理論轉化極限效率為28.7%，投資成本不斷降低，所以被稱為新一代光伏電池發展方向。

N型電池主要包括 PERT(發射結鈍化及背場全擴散)、TOPCon(隧穿氧化鈍化接觸)、 IBC(全背電極接觸)、HJT(異質結)四種技術路徑。

其中，PERT技術可實現量產，技術難度低，設備投資較少，但是與雙面 P-PERC 技術相比沒有性價比優勢，已被證明為不經濟的技術路線;TOPCon技術具有低衰減、低功率溫度系數、高雙面率、高弱光響應能力等優良的特性，但量產較難;IBC技術目前效率最高，可以達到 23.5%～24.5%，但技術難度極高、設備投資高、成本高，國內尚未實現量產;HJT技術效率高，工序少，可實現量產，但成本比較高。

從產業進程來看，有望最快實現量產并得到商業應用的是TOPCon技術。該技術是在2013年第28屆歐洲 PVSEC 光伏大會上由德國弗勞恩霍夫太陽能研究所首次提出的，理論轉化效率高達28.7%。

從原理上來看，該技術首先在電池背面制備一層1～2納米的隧穿氧化層，然后再沉積一層摻雜多晶硅，二者共同形成了鈍化接觸結構，為硅片的背面提供了良好的界面鈍化。

從應用上來看，TOPCon技術具備三個優點。

第一，發電效率更高，提效路徑明確，速度快，空間大。根據中國光伏行業協會的統計數據，2018年以來 TOPCon電池效率提升2.5個百分點，同期PERC技術提效幅度為1.3個百分點，PERC電池在周期中后段接近理論極限，提效進程不及TOPCon電池。

第二，高雙面率、低衰減等特性提升全周期發電量。TOPCon電池雙面率可以達到85%，較PERC電池70%左右的雙面效率明顯提高，折算至綜合效率端大致形成約1個百分點的效率優勢。實例測算全周期發電量優勢達到4%～5%。

第三，生產線切換成本低。TOPCon技術最大的優勢在于可以基于現有PERC生產線升級改造實現技術的平滑切換。據不完全統計，目前市場上前十家光伏電池廠的存量PERC產能超過200吉瓦。基于PERC技術的生產線只需要增加硼擴散、非晶硅沉積以及刻蝕等幾道工序，增加0.5億～1億元/吉瓦的投資即可切換為TOPCon生產線，這一技術路線更容易被現有企業接受。

同時，TOPCon技術也存在三個缺點。

首先，工藝路線不清晰。TOPCon主流技術路線有三種：低壓氣相沉積法、等離子體增強氣相沉積法和物理氣相沉積法(PVD)，但每種技術路線都有缺陷，未來哪種技術路線會成為主流尚無法確定。

其次，工序繁多，良品率較低。TOPCon的生產工序達到12步，較PERC增加了4步，較HJT增加8步，這也使得其良品率目前只有92%～95%，遠低于PERC和異質結的98%以上的良品率，直接影響到其成本和生產線效率。

第三。降成本路線難度大。TOPCon電池的成本結構大頭是硅片和銀漿。從硅片來看，降成本的核心技術是薄片化，但由于高溫工藝下鈍化層存在摻雜元素燒穿、金屬漿料燒穿情況，厚度做到160微米以下存在一定困難(目前TOPCon電池所用的182尺寸硅片對應180微米，166 尺寸硅片對應在170微米左右)，未來還需進一步優化工藝找到實現薄片化的方法。從銀漿來看，TOPCon電池使用的銀漿含量也比PERC電池要高。

量產和應用加速

根據招商證券的統計，2021年PERC電池市占率約為91%，BSF(鋁背場)電池市占率降至5%，N型電池份額僅為3%。但隨著TOPCon電池開始由中試向規模化發展，2022年將成為TOPCon技術的商業化應用拐點，其性價比逐漸顯示。

今年1月，晶科能源控股有限公司在安徽的8吉瓦TOPCon電池項目投產。該項目為全國首個大規模量產的TOPCon生產線，電池平均量產效率為24.5%，最高效率已經達到25.4%。2月，該公司海寧基地產出首片TOPCon電池，預計到年中TOPCon電池產能將逐步爬升至16吉瓦，成為量產規模最大的N型電池/組件企業。

深耕N型電池多年的中來股份在江蘇泰州已有3.6吉瓦電池產能，并在山西太原規劃了16吉瓦電池產能，目前該項目正在建設中。在轉化效率方面，該公司TOPCon電池的量產平均效率達到24%。

一道新能源科技(衢州)有限公司2022年預計產能將達到20吉瓦，其TOPCon電池最高效率達到25%，在工藝流程不增加或者少量增加的情況下，極限效率可能達到25.5%以上，量產效率達到24.5%。

從價格來看，基于當前的工藝、效率水平測算，TOPCon電池從硅料到組件端各環節合計成本增加大致為0.06～0.1元/瓦，實際能夠提供的溢價合理區間在0.1～0.15元/瓦(單雙面略有差異)。從行業實際招標情況看，TOPCon組件價格較同版型PERC組件高出0.1～0.14元/瓦，意味著率先實現TOPCon產品批量供應的電池企業、組件企業能夠享受額外紅利。

隨著光伏生產設備國產化率的提高，TOPCon技術的投資成本也在迅速下降。根據中國光伏行業協會統計的數據，2021年PERC生產線投資額約為1.94億元/吉瓦，TOPCon生產線投資額約為2.2億元/吉瓦，二者新建生產線的投資強度逐漸接近。

而券商調研反饋則顯示，當前實際的PERC生產線投資額已經降至1.5億元/吉瓦以下，而TOPCon生產線投資額也降至2億元/吉瓦上下，疊加生產線生命周期造成的折舊年限差異以及供需造成的排產差異，新建 TOPCon生產線平攤至單瓦折舊額已經接近PERC。

市場機構預測，TOPCon技術是當下N型電池中最具有成本優勢的技術路線之一，可能從今年開始實現規模化應用，預計明年將全面具備與PERC技術相當的綜合優勢。

從國內企業布局來看，中來股份、晶科能源、隆基股份、一道新能源、天合光能、國家電投、通威股份、阿特斯、無錫尚德、晶澳、東方日升等傳統晶硅企業都布局了TOPCon技術，隆基股份、天合光能、通威股份、阿特斯、晶澳、阿特斯等企業也同時布局了異質結太陽能電池。換句話說，諸多企業都在同時下注兩條技術路線。

同樣值得關注的是，越來越多的太陽能設備企業以及新進入光伏行業的企業傾向于選擇布局異質結電池，表示了對異質結技術路線的長期看好。

伴隨著低溫銀漿以及光伏設備國產化率的提升，異質結電池自身的成本會大幅下降，其工藝簡單、可以和其他電池(IBC電池和鈣鈦礦電池)疊層實現更高效率的優點將會更加受到關注。

因此，預計TOPCon電池在未來兩三年會有一個短暫的紅利期，從中期來看其將面臨與異質結電池的激烈競爭。