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原标题 中金 | 光伏电池片设备：新型电池技术扩产高峰α即将到来，把握技术变革浪潮
来源&nbØsp;中金点睛&d0;nbsp;ઘ
Þ 文 张梓丁 陈显帆等&n૯bsp;
光伏电池技术已经来到新旧迭代的关键期，随着新型电池技术的逐步成熟且具备一定量产经济性，我们认为2022年将成为新型电池技术大规模量产的元年。同时，伴随着老一代PERC技术扩产的放缓，电池产能将一改曾经过剩的状态，叠加新技术的成熟，我们认为电池片扩产的新一阶段上升期已经到来，建议投资者积极把握受益于新技术迭代≠的设备股机会。
Τ ®ࢵ摘要
2021年电池片扩产节奏放缓，2022年开始有望开启新一阶段的扩产上升期。2021年电池片环节的设备招标规模位于产业链各环节的低位，¾主要由于PERC技术的进步相对⊇停滞，而新一代技术尚未确定，下游厂商存在观望情绪。往前看，我们认为，随着：1）终端装机需求的快速增长；2）新型电池技术的成熟；3）电池盈利能力的ⓖ逐步恢复，2022/23年电池片扩产值得期待。
TOPCon/XBC/HJT快速发展，量产经济性可期。（1）TOPCon：技术相对成👽熟，头部企业具备量产经济优势。我们测算目前TOPCon组件成本高出PERC仅0.03元/W左右，而终端销售相比于PERCì有0.04~0.16元/W的溢价，因此2021年以来，晶科等企业已稳步推进TOPCon产业化，我们预计2022/23年TOPCon设备空间合计257亿元，其中约7成与PERC兼容。（2）HJT：提效降本潜力大，单GW设备市场空间大。我们测算，目前HJT比PERC组件成本仍高0.08元/W左右，但HJT可以兼容薄硅片和使用银包铜，有较大降本优势，同时HJT的单位设备投资额更高，其扩产将为相关设备公司带来更大收入弹性。（3）XBC：量产进度有望超预期。IBC电池量产平均效率可达25%+，与HJT和TOPCon叠加的HBC/Polo-IBC电池，量产效率有望突破26%，XBC技术有望在分ⓔ布式场景有较大优势，主要增量设备为激光设备。
重点关注光伏技术迭代带来的设备投资机遇。我们估计今年TOPCon/XBC有望新增产能60/40GW左右，而HJT若降本推进顺利，设备ઠÉ招标规模有望冲击20GW。我们估计2021~23年光伏电池设备市场空间分别为130/298/335亿元，CAGR达61%。看到2025年，届时PERC产能将几乎退出市场，而我们预👽计全行业约需500GW产能来支撑需求，则2022~2025年行业年均扩产或达125GW。光伏设备在终端增长+技术迭代双重驱动下，有望迎发展良机。
ⓣ风≠险
新技ê术验证、下游需求不及³预期风险、设备价格下降风∏险。
શ ા正σ文
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总览
© 2021年电池片扩产节奏偏慢，2022年开始有–望逐步加快扩产¹
回顾2021年光伏各个环节的扩产情况，我们估算无论是硅片设备还是组件设备的行业招标总量，都起码在120GW以上，而电池片环节的设备招标，我们认为实际落地的总量规模为ø100GW左右，去年电池片环节的扩产规模是产业链最小的环节。很长一段时间，市场都认为ⓚ电池片存在较为明显的产能过剩，我们认为经过去年的扩产节奏放缓，大尺寸高效电池产能目前已经相对平衡，我们认为这主要由于去年来看，PERC技术路线的降本提效潜力已经不大，而新技术路线正在迭代过程中却尚未成熟，很多设备厂商都在观望状态，即便扩PERC也会预留TOPCon等新技术的升级空间。往前看，我们认为，随着：1）终端需求的增长（我们预测2022年终端装机需求增速在40%左右）；2）新型电池技术快速进步和成熟☏，并具备一定的量产经济性，对存量老技术形成越来越大的竞争压力；3）电池片整体盈利能力也有恢复趋势，2022/23年的电池片扩产我们报以更加乐观的态度，尤其是新型电池技术TOPCon、XBC和HJT的扩产将快速放量，同时也伴随着部分海外PERC的扩产。
若把目光拉长到2025年，届时我们认为PERC产能将几乎退出市场，而我ô们预计全行业需要约500GW的电池片产能来支撑需求，这些均为新型电池技术，则从2022~2025年，行业年均扩产将超过125GW，且单G♥W设备投资额均高于PERC。若考虑到目前并行的几种技术路线中可能不是所有路线都将延续到2025年，这中间或许伴随着又一次技术的淘汰，则实际扩产总需求我们认为将更高。
ü图表：各环节设备招标量估>计
资料来源：晶盛机电、捷佳伟创、奥特维公司公告，中金公司研究部
图表：š光伏产业链各环节盈利能力ઠ◯
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资料来源：SolarzoĊb;om，中金公司研究部
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新型"电池技术已初步具备量产经济性，放量元年正式到来û
2021年行业的扩产还是以PERC为主，但市场的主要关注૯度已经聚集到新一代的电池技术上，主要包括HJT、TOPCon和XBC技术Šϖ，三种技术各有优劣。去年市场对新技术的扩产经济性还存在疑虑，但随着技术的快速进步，我们认为头部企业在新技术布局上已经存在着经济性优势，今年或将是新技术大规模放量的元年。我们认为从今年的扩产强度来看，TOPCon>XBC>HJT。
我们估计，今年TOPCon和XBC分别有望新增产能60/⌊40GW左右，而HJT在去年招标了8.1GW的背景下，今年若各个技术方向推进顺利（微晶+薄硅片+少银方案），HJT招标规模有望冲击20GW∅。
再往前看，考虑到TOPCon的成本优势、终端溢价，以及单GW投Ë资额低（我们估计仅为2亿元/GW，未来还将继Ε续降低，且与PERC有约7成设备可以兼容），我们认为TOPCon 2023年的产能👽扩张仍将加速，综合考虑各家厂商的扩产规划和我们的预测，我们预测2022/23年TOPCon的新扩产能有望超过130GW。
XBC技术是单面发电，在分布式应用领▥域有突出优势，同时可以与TOતPCon/HJT叠加成为TBC/HBC，形成效率的进一步提升，且考虑到头部企业目前XBC设备投资成本不高，我们认为2022ú年至少有40GW的相关产能扩张，若技术进展顺利，我们预测2023年产能扩张也将持续。
此外，我们预测2022年仍有30ÂGW左右的PEΕRC订单落地，可能主要以海ô外扩产以及部分预留机位的大尺寸PERC为主。
光伏电池¯设备有望受益于੩新技Χ术扩产浪潮
从设备角度来看，我们估计2021/ડ22/23年设备市场空间分别为130亿/298亿/335亿元，CAGR为61%（假设2022年PERC/TOPCon/XBC/HJT单GW投资额分别为1.3/2.0/2.2/4亿元，其中P型XBC੭和N型XBC设õ备投资或许有差异）。单独看2022年相对于2021年的设备增量部分，主要是TOPCon涉及的硼扩散/LPCVD（或者PECVD），XBC的激光设备，以及HJT设备。
图表：☏光伏电池设备市👽场空间估算
资料来源：Taiyang N⊇ews…，中金公司Û研究部
新型电池放量√元年已经ઽ到来，各类技术“群雄逐鹿”
目前电池片技术正处于从传统PERC技术到新型技术的转型期，多种技术路线群雄逐鹿。随着传统的PERC电池技术的提效降本进入技术瓶颈期，行业在传统电池技术上的竞争逐步趋于红海，发展新型电池技术愈加迫切。2021年PERC电池技术的量产效率平均约为23.1%，而其最高效率为24.06%（2019年由隆基所创造），这意味着PERC电池技术正逐步‡逼近其极限。而2021年10月隆基创造了HJT电池26.3%的转化效率，晶科能源创造了n-TOPCon电池25.41%的转化效率。另外，通过与IBC技术的叠加，HJT和TOPCon技术均可以创造更高≡的转化效率，目前HJT叠加IBC（HBC）的电池结构最高效率已达26.7%（来自日本kaneka公司），而TOPCon叠加IBC的一种电池结构（POLO-IBC）最高效率已达26.1%。HJT和TOPCon技术相对于PERC技术有显著的转化效率优势，促使行业正快速的从PERC技术向新技术转型。此外，N型电池对于P型电池有低衰减、弱光效应好、温度系数低等优点，有助于提高全生命周期的发电增益，因此，行业目前也正在积极的从P型技术往N型技术转型。
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主要技术路线简ð介：TOPCon/HιJT/IBC
光伏电池片技术种类繁多，目前PERC技术为行业主流，但随着新的电池技术不断发展，新一代主流技术目前尚未形成统一定论，HJT、TOPCon、IBC，以及基于以上路线的叠加技术如HBC、TBC、POLO-IBΣC、P-TOPCon、P-HJT等都广受行业关注。2021年，HJT产线招标总量达到8.1G⌉W量级，TOPCon招标超过20GW量级，我们预测2022年将处于多种电池技术路线开花的状态，新技术的变革与竞赛将成为光伏电池端的行业主旋律。“变革”与“机遇”往往并存，变革意味着传统PERC产线将面临大量的淘汰出清，为光伏设备带来重大投资机遇。
TOPCo≠n：与PERC产线ભ兼容，转化ⓥ效率潜力高
TO™PCon全称Tunnel Oxide Passivated Contact，即隧穿氧化层钝化接触૪太阳能电池结构。2013年德国Fraunhofer太阳能研究所首次提出TOPCon电池结构，使用磷掺杂的硅薄膜实现电子选择性接触Ρ，并在其与晶体硅之间制备一层小于2nm的隧穿氧化层，形成电子选择性钝化接触。其隧穿原理是允许一种载流子通过，阻止另一种载流子输运，抑制界面复合。
图表：N型TOPC…on电池结构
ÑÔ 资料来源›：Solar Energy，中金公司研究部
图È表：TOPϑCon生产工艺流程
资ÿ料来源>：CRES，中金公ν司研究部
TOPCon具有高的转化效率，以及与传统PERC技术路线的高兼容性。根据目前的转化效率记录，Fraunhofer创造了26.0%的实验室转化⌉效率（基于P型硅片和PECVD技术），晶科创下了25.41%的记录（基于N型硅片和LPCVD技术）。目前的行业平均量产效率也普☞遍达到24.5%的水平，且TOPCon的理论效率最高可达28.7%，未来提升潜力较大。此外，TOPCon与 传统的PERC技术在产线上有约70%的设备可以兼容，投资额相对更低，因此受到了较多传统电池片厂商的青睐。
H JT：效率ૉ潜力高，降本潜力优¢势大
HJT全称Heterojunction with Intrinsic Thin Layer，也被称为HIT，即本征薄膜异质结，为对称双面电池结构。1974年Walter Fuhs提出非晶硅与晶硅结合的HJT结构，1983年异质结电池正式面世，但转换效率仅为12.3%。HJT中间为N型晶体硅，然后在正面依ࢵ次沉积本征非晶硅薄膜和P型非晶硅薄膜，形成P-N结，并在P-N结之间插入了本征非晶硅层作为缓冲层，具有很好的钝化作用，很好地解决了常规电池掺杂层和衬底接触区域的高度载流子复合损失问题。
ૣ ય图表：HJT电♠池结构
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资料来源：⇑Solar Energyય，中金公司研究部
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∫ ↑图表：HJT生产工艺流程
Ò资料来源：安徽૩华晟HJT论坛，中金公司ર研究部
IBC：转换效率↔高，但工艺较为复°杂
IBC电池即叉指形背接触（Interdig♪itated Back Contact）。IBC电池的特点是：（1）转换效率高。PN结和金属接触都处于太阳电∃池的背部，前表面彻底∇避免了金属栅线电极的遮挡，结合前表面的金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用入射光，减少光学损失，较常规太阳电池短路电流可提升7%左右；同时，背部采用优化的金属栅线电极，降低了串联电阻；可对表面钝化及表面陷光结构进行最优化的设计，可得到较低的前表面复合速率和表面反射，从而提高Voc（开路电压）和Jsc（短路电流）。（2）造型美观，这种前面无遮挡的太阳电池外形美观，适合应用于光伏建筑一体化，具有极大商业化前景。（3）易组装，减小了电池片间隔，封装密度高，组装工艺简化。
图表：IB☻πC电È池结构
资料来源：《IBC太阳电池技术的研χ究进展（席珍珍，2021ⓒ）》，中金公司研究部
IBC电池工艺较为复杂，面临以下挑战：（1）对基体材料要求较高，需要较高的▧少子寿命。因为IBC电池属于背结电池，为使光生载流子在到达背面p-n结前尽可能少的或完全不被复合掉，就需要较高的少子扩散长度。（2）IBC电š池对前表面的钝化要求较高。如果前表面复合较高，光生载流子在未到达背面p-n结区之前，已被复合掉，将会大幅降低电池转换效率。（3）工艺过程复杂。背面指交叉状的p♠区和n区在制作过程中，需要多次的掩膜和光刻技术，为了防止漏电，p区和n区之间的gap区域也需非常精准，这无疑都增加了工艺难度。
各类ৄ技术各有优劣&#ffe1;，目前处于技术共⊗存期
从效率极限看，单面钝化的TOPCon和HJT相差不大，均低于IBC；从目前量产的情况以及提效目标看，HJT与TOPCon之间差距并不显著。从极限效率的角度看，HJT极限效率是27.5%，而TOPCon单面钝化的极限效率是27.1%，双面钝化极限效率是28.7%，IBC的极限效率可达29.4%。从è量产情况和提效目标看，目前晶科能源N型TOPCon的量产电池转化效率可达24.5%，其他TOPCon试验线转换效率也处于该水平，我们判断在TOPCon SE技术成bc;熟的情况下，预计有望再度提升0.4%的转化效率。目前量产的HJT产线在不加微晶的情况下可以实现24.5%以上的转换效率，我们判断加入N面微晶技术预计可以达到25%。而往后看，HJT与TOPCon均能够兼容IBC、钙钛矿叠层等下一代技术，叠层电池的极限效率可以超过40%。
从设备投资额看：TOPCon<IBC<HJT。TOPCon有望作为现存PERC产能的加法型技术，我们估计PERC老产线改造为TOPCon ક需新增设备投资额约7，000~8，000万元/GW，而TOPCon新产线的建设需要设备投资额2亿元/GW左右。IBC有部分设备与PERC产线兼容，根据普乐◙新能源，目前IBC产线设备投资额为3亿元/GW。HJT必须新增产线，目前投资额约4亿元/GW。
图ö表：各类电池技术ⓠ对比
☏‚ 资料来源࠽：普乐新能源，中金公司研究部
组ਗ਼件制造成Û本视◐角的比较
从单W成本来看，目前TOPCon<hjt< span=“”>；但后续HJT的降本路径比较清晰，降本空间较大。从目前成本来看，TOPCon的低于HJT。往后看，1）硅片厚σ度，由于HJT是低温工艺且是对称结构，硅片减薄的空间大于TOPCon；2）银浆ફ耗量，由于HJT可以使用银包ਫ਼铜工艺，而TOPCon无法兼容银包铜，因此银包铜的导入有利于加大HJT的比较优势；3）全生命周期的发电增益HJT要高于TOPCon。
我们基于一体化模式来测算PERC/TOPCon/ΓHJT成本，基于我们的基础假设，我们认为：当前一体化的成本来看，PERC/TOPCon/HJT分别为1.77/1.80/1.85元/W，其中电池片环节的非⌈硅成本分别为0.19/0.23/0.28元/W。考虑到TOPCon和HJT可以使用更薄的硅片，同时有更高的转化效૧率，我们估计其硅成本和组件端成本具有优势，而电池端的非硅成本可以继续通过提效、少银化方案来进行降低。
图表：TOPCon和HJT电池片仍与ØPEઽRC存在价差（2022年⇓5月）
资料来源：PVinfolink，Solarzoom，中环股份☺，安徽ća;华晟等，中金公司研究部♦
往后看：我们认为TOPCon和HJT的组件♨成本有望在2023年低于PERC，在成本上¼成为具有显著优势的技术。而随着时间推进，若HJT在硅片减薄和银包铜技术上进展顺利，同时◐微晶技术提效顺利，则其组件端成本有望进一步低于TOPCon。（具体的假设条件我们将在下文详细展开）
图表：电ⓕ池成Ζ本拆分全流程-一体化的角度
资料来源：PVinfol👽ink，Solarzo½om，中环股份，安徽华晟等，中金公ø司研究部
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图表：∏TOPCon和HJT组件成本有望在2023年低于PERC▩
资料来源：PϒV☻infolink，Solarzℑoom，中环股份，安徽华晟等，中金公司研究部
▒电站端度电ÛΘ成本视角的比较
我们认为，Π当前TOPCon/HJT在电站端相对于PERC已经有度电成本的优势，这些优势主要来自于：1）更低的BOS成本，考虑到TOPCon/HJT组件的转化效率高于PERC，因此单位面积的发电量高于PERC，可以摊薄BOS成本；2）全生命周期的发电量增益，由于TOPCon/”HJT有更ષ低的衰减，更好的双面性，以及更低的温度系数，因此全生命周期会带来更高的发电增益。
我们估计目前TOPCon/HJT在BOS端有望带来0.05/0.06元/W的成本摊薄，这一部分成本摊薄更容易得到业主认可。在电站建设过程中，除组件外的成本主要包括面积相关和非面积相关成本，面积相关成本包括支架、电缆、建设用地、升压站、送出线路等，而非面积相关则包括逆变器、箱变、其他电气成本等。TOPCon/HJT基于更高的组件效率，将摊薄面积相关成本，依据2021年的成本数据，我们估计目前TOPCon/HJT在BOS端有望带来0.05/0.06元/W的成本摊薄。实际摊薄水平视项目用地，支架选择等会有差异，但这一成本摊薄的测算在电站建设过程中可以较为确定性的计算得出，因此我们认为更容易得Ǝ到业Å主的认可。
图表：PERC电站建👿设成本拆分（202¬2年）ç
资料来∂源：西勘”院，中金公司研究部（注：Ý饼图中突出部分为与面积相关的成本）
全生命周期发电增益带来的度电成本降低相对于BOåS成本降低的幅度要更大，但由于发电增益受到客观环境条件如光照、温度等影响，较难准确的界定。理论上来说，N型硅片由于拥有更高的少子寿命，且不会发生硼氧复合，因此其首年衰减和后ਰ续线衰都要更低，同时由于TOPCon和HJT拥有更高的双面率和更低的温度系数，以及更好的弱光性能，其全生命周期发电增♬益要高于PERC。
Ω我们测算得出þ：
►情境一：不考ⓩ虑任何发电增益Ε：TOPCon/HJT电站的度电成本LCOE相对于PERC低1.2%/1.3%；若在LCOE相等Κ的情况下，则TOPCon/HJT组件价格可比PERC分别溢价2.8%/3.2%，即比PERC高出0.05/0.06元/W．
►情境二：仅考虑低衰减带来的发电增益：TOPCoચn/HJ❄T电站的度电成本LCOE相对于PERC低2.9%/3.4%；若在LCOE相等的情况下，则TOPCon/HJT组件价格可比PERC分别溢价6.3%/8.0%，即比PERC高出0.12/0.15元/W。
►情境三：综合考虑各Î种因素带来的发电增益：TOPConì度电成本LCOE相对于PERC低3.4%~5.3%，HJT度电成本LCOE比PERC低4.3%~8%；在LCOE相等情况下，则TOPCon组件价格可以比PERC溢价8.3%~1੨3.2%，即比PERC高出0.16~0.25元/W，HJT组件价格可以比PERC溢价10.7%~20.5%，即比PERC高出0.2~0.39元/W。
综合考虑以上情境的上限和下限，我们得出TOPCon相对于PERöC溢价范围为2.8%~13.2%，分别为0.05~0.25元/W，HJT相对于PERC的溢价õ范围为3.2%~20.5%，分别为0.06~0.39元/W。考虑到情境二和情境三的实际增益数据与实证环境有关，相对更难获得业主的认可，因此我们认为当TOPCon/HJT实际组件成本与PERC的差距低于0.05/0.06元/W时，可获得大规模推广的条件。
图&表：各情境下TOPCon/HJ👽T溢ਊ价分析
资ⓜ料来源：PVinfolink，Solarzoom，Solarbe，中金公ਫ司研究部હ
图−表：TOPCon LCOÅE敏感性分析‚（相对于PERC）
资料来源：PVin☞folink，Solarzoom，中科院电♪♫工研究所，中金公司研究部
图表：HΚJT LCOE敏感性分析（相对š于PⓩERC比较）
☻资料来源：PVinfolink，So▒larzoom，中科院电工研究所，中金公司研究ਭ部
我们在以上章节中对各类技术进行了简要的介绍，以及各种参数的对比，此外还进行了ৄ组件制造成本和电站端度电成本的对比。ࢮ在接下来的章节中，我‹们将分别对各类技术进行更详细的分析，包括制造流程，成本测算的详细过程，所需设备的拆分和市场空间的测算。
ⓗTOPConó：2022年为量产元年，目前制ⓣ造成本和经济性占优
ઐ ‹ TOPCon：初步具备产⇒业化的经济性条件
ઠ根据我们的基础假设测算，我们估计TOPCon组件成本目前和PERC仍存在0.03元/W左右的差距，而电池片非硅成本层面，我们估计TOPCon比PERC有0.04元/W的差距。但考虑到各家的TOPCon方案还是会有差异，同时良率的差异也比较大，因此Ê我们认为实际上各家厂商目前的TOPCon成本也有比较大区别，以上数据仅代表我们基础假设下的测算结ο果。
TOPCon组件成本较PERC高主要由于良率、银浆、硅片、设备投资额等因素。我们认为，TਪOPCon的降本未来主要集੧中在硅片端（NP价差缩窄+薄片Λ化）、银浆端、良率提升、以及效率提升带来各项成本的摊薄。
图表：N型TOPCon组件成本拆分（2022/5）☻
资料来源：PVⓩißnfolinkï，Solarzoom，中金公司研究部
图«表：TOPηCon电池非硅成本拆分（2022/5）
资料来源：PViϖnfolink，Sol∗arzoom，中‹金公司研究部
我们测算至2023/24年，TOPCon组件成本有望下降至1.70/1.67元/W。根据我们前章节的测算，TOPCon组件端有望获得比PERC高0.05~0.25元/W的溢价，而根据我们本章节测算，我们估计TOPCon组件成本目前和PERC存在0.03元/W左右的差距，因此我们认为对于熟练掌握TOPCon生产工艺流程λ的头部一体化企业来说，TOPCon已经具备产业化的经济性前提，2022年TOPCon的扩产总量可期¢。
⌋ ð图表：我们预计2024年TOPCon成本有望下降👽至1.67元/W
资料来源：PVinfolink，Solarzoom，中环股ઞ份，安徽华晟等，∧中金公"司研究部
T੍OPCon电池设备端：与PEભRC兼容性强，新增硼扩散和隧穿/Poly镀膜设备ી
TOPCon最核心的环节在于隧穿氧化层和poly层的制备，该环节目前有多种技术方案供选择：（1）LPCVD制备本征多▒晶硅薄膜+管式炉进行磷扩散/旋涂扩散/离子注入掺磷；（2）LPCVD制备多晶硅💼薄膜+原位掺杂工艺；（3）PECVD制备多晶硅薄膜+原位掺杂工艺；（4）PVD制备多晶硅薄膜+原位掺杂工艺。LPCVD技术较为成熟，但存在绕镀、成膜速率低、热壁沉积、原位掺杂较难需要二次磷扩散、需要定期更换石英炉管和载具等问题。LPCVD绕镀问题的解决目前是通过双面镀膜的方式，这样会使得所需机台数增加，成本增加，同时每年对石英更换的成本需要约800万/GW。而PECVD工艺流程少、成膜速率高、可控性强、利于原位掺杂，但也易出现气体爆膜现象，同时仍然缺乏成熟的量产数据进行背书；特别的，由于PECVD可分解不同种类气૪体，形成各种类型的薄膜，因此也可以用于p型TOPCon的薄膜制备，以及其他类型薄膜的制备。
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TOPCon产业化稳步推进õ，预计2022~2023年电池设备空间2👽57亿元
Τ 2021年以来γ，TOPCon产业化加速推进░。根据我们前文的表述，我们认为TOPCon目前已经初步具备产业化所需的经济性，因此从2021年以来，我们看到TOPCon的扩产进度不断加快。
我们估计2022~23年TOPCon设备市场空间有望达到257亿元。我们估计，到2022年底，TOPCon的名义产能有望达到65GW左右，若TOPCon现有产线的进展良好，提效顺利，同时经过Δ一年多的培育，业主方接受度高…的话，我们认为2023年TOPCon的扩产有望继续加速。假设2022⇓/23年TOPCon的单GW设备投资额为2/1.8亿元人民币，则我们预测2022/23年市场空间分别为119/138亿元，合计257亿元。
HJTઐ：效率高、Ąf;降∪本空间大的潜力型技术
∪ 成本：HJT降本空间大、路线૯清晰৻
我们估算，基于我们的基础假设，目前HJT电池组件端成本较PERC仍然有0.08元/W的差距，电池片非硅成本仍然有0.09元/W的差距，但年内HJT组件成本有希望与PERC接近，2023年有望低于PERC。HJT电池片的生产成本可拆分为硅片、非硅材Ο料（包括银浆、靶材、气体及化学品）、设备折旧，以及其他制造费用（包括人工、动力成本¤）。
我们测算得出，PERC电池片目前的α生产成本为0.99元/W（基于硅片一体化，下同），TOPCon为1.05元/W，HJT为1.09À元/W；PERC/TOPCon/HJT组件成本（一体化）为1.∗77/1.80/1.85元/W。单从电池端的非硅成本来看，HJT高于PERC/TOPCon 0.09/0.05元/W。
图表：当前阶段HJT电池片仍与PE❄RCø/TOPCon存在成લ本差距（2022年5月）
资ⓢ料来源：τPVinfolink，Solarzoom，中金公司研究部
HJT降本空间大、路径清晰。虽然当前HJT的成本高于PERC和TOPCon，但由于其硅片、银浆、靶材、设备、制造费用等各个环节均存在显著的降本空间，且降本路径非常清晰，我×们预测HJT未来的潜在成本具备优势。降本的关键在于“硅片减薄+降低银耗+效率提升”，此外，靶材和设备虽然占d3;总成本比例下，但也依然存在降本空间。其中，设备投资额主要影响的是HJT电池首次扩产的固定资产投资额，进而影响到扩产速度，但在电池整体成本中的占比较低。特别的，区别于TOPCon和PERC，HJüT可以适用更加薄的硅片和银包铜工艺，具有更大的降本空间。
图表ણ：HJT电池降本关键在于硅片减薄+降 低银耗+效率⌋提升
资料来源：PVinfolink，中环股份公司公告，安徽华晟异质结论坛，中金公司研∗究部，降本空⊇间基于我们上文基础假设做比૩较
我们估计，2022年各大下游HJT厂商的各项技术有较大可能性顺利导入，在提效降本同时不影响可Ε靠性和良Æ率的基础前提下，我们估计HJT在2023年组件端成本有望低于PERC，占据越来越ਭ多的市场份额。
图表：我Ν们测算至20Σ23年，HJT组件成本有望相比PERC¿存在优势
资料来源：PVinfolink，中环股份公司−公ⓩ告，安徽华☏晟异质结论坛，中金公司研究部
设备：HJT工序相比PERC/T♩OÁPCon简单，χ主要包括4道主要工序
HJT工序相对PERC和TOPCon更为简单，主要包括4道主要工序，分别为清&#ffe0 ;洗制绒、非晶硅沉积、TCO膜沉积和金属电极化，相比PERC的9~10步大大减少。但由于HJT非晶硅薄膜厚度仅4~10nm，而PERC的二氧化硅ⓟ膜层厚度可μ以达到80nm，因此HJT对CVD等镀膜设备的要求更高。此外，HJT电池还可搭配半棒半片、硅片吸杂、光注入等工序，助力降本提效。
图表：HટJT仅需4道主设备，同时可搭配半棒半片、ਊ硅片吸杂、光注入等步骤降本增效
资料来ઠ源：各公司公告，各公司官网Χ，中金公司研Þ究部
空间：我们估计2022~202ϖ4年HJT设备订单空间合计有望੫达到370亿元左右
HJT基于清晰的降本路径以及空间大的降本潜力，我们认为其渗透率有望得到逐步提升。当前时点，我们估算TOPCon在总体成ω本上优于HJT，且也存在提效降本空间，因此我们认为2022年TOPCon的扩产有望领先市场。XBC技术基于其高效率的优势和单面性特点，有望在分布式市场占据更多份额。而HJT作为充满潜力的技术路线，我们认为随着提效降本的进行，其渗透率将持‚续提升。相比于TOPCon来说，我们认为HJT很大的优ⓩ势在于适用于更薄的硅片，以及适合银包铜工艺。具体来看，HJT因为低温工艺和对称结构，可以匹配比TOPCon和PERC更薄的硅片以降低硅材料成本。而在电池的非硅成本上，TOPCon和HJT都受到高银浆成本的限制，但是HJT可以通过导入银包铜技术来降低成本，这点相对TOPCon具备优势。
我们判断，2022~23年将是HJT、TOPCon和Ićd;BC的并行之年，HJT有望实现渗透率的快速提升。根据此前的测算，我们预Ê计2023年HJT在组件端的成本将低于PERC，લ并且与TOPCon相当，随着薄片化+银包铜+微晶的渗透率继续提高，2024年组件端成本有望具备更加显著的优势。我们测算HJT2022~2024年市场空间有望分别达到44亿元/96亿元/230亿元，合计370亿元。
图表：我们预👽计░2024年HJT设备订单总额δ为230亿元
资ગ料来源：CPIA，中金公🙀司研究部
→IBκC：在分布式场景具备优ૢ势，量产有望超预期
IBC⇓可与多≠种电池技术叠加，效率潜力大，在分布式场景具备领c8;先优势
IBC电池可与HJT、TOPCon、钙钛矿等多种电池叠加。IBΗC电池可与多种不同电池技术叠加，形成不同工艺路线，包括：1）以SunPower为代表的经典IBC电池工艺；2）以ISFH为代表的POLO-IBC电池工艺，由于POLO-IBC工艺复杂，业内更看好低成本的同源技术TBC电池工艺（TOPCon-IBC）；3）以Kaneka为代表的HBC电池工艺（IBC-HJT）；4）与钙钛矿叠加形૯成PSC IBC叠层电池工艺。
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图表：IBCੇ电池µ结构
¾ ñ资料来源：《IBC太阳电池技术的研究进展（席ਫ珍珍，2021）》，中金公司研究部
图表：IBŒC电池可与多种技â术叠加，效率提升潜力大↵
资料来源：《Back-contact structures f⌋or optoelectronic 🙀devicïes： Applications and perspectives》，中金公司研究部
HBC实验室转换效率可达26.63%，为当前单结晶硅电池的最高水平。根据《IBC太阳电池技Á术的研究进展（席珍珍，2021）》，与IBC太阳电池结构相比，HBC太阳电池采用氢化非晶硅（a-Si∶H）作为双面钝化层，在背面形成局部异质结结构，基于高质量的非晶硅钝化，获得高开路电压。与HJT太阳电池相比，HBC太阳电池前表面无电极遮挡，采用减反射层取代透明的导电氧化物薄膜（TCO），在短波长范围内光学损失更少，成本更低。截至目前，HBC太阳电池的实验室转换效率代表着晶硅太阳ϒ电池的最高光电转换效率水平。
ζ图表：HBC太阳电Ï池结 构
资料来源：《IBC太阳电ਲ਼池技术的研究进展（席珍珍，202b2;1）》，中金公司研સ究部
图表：近年来部分HBC太阳电池â光γ电转换效率ù
资料来源：《IBC太阳电▨池技术的研究进展（席珍珍，2021）》，中d0;金公司研究部
TBC工艺逐步成熟。TBC电池主要是通过对传统IBC电池的背面进行优化设计，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，使其具有更低的复合，更好的ષ接触，更高的转化效率。目前⇒已有文献[1]支撑TBC电池实验室转换效率可达26%以上，量产效率约在24.5%-2…5.5%。
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图表：TBC太阳电池结构ù
资料来源：Υ中来光电，中金♧公ò司研究部
图表：ਊ近年ઢ来部分‡POLO-IBC太阳电池光电转换效率
资料来源：《IBC太阳电池技ਮ术的研究进展（席珍珍，202⇔1）》☞，中金公司研究部
IBC+钙钛矿叠层电池理论效率可突破30%。根据《IBC太阳电池技术的研究进展（席珍珍，“2021）》，为了突破晶硅太阳电池光电转化效率的理论极限（29.4%），钙钛矿晶硅叠层电池（理论效率达到30%以上）成为光伏行业新Āf;的研究热点。钙钛矿的带隙为1.55eV时，可以吸收波长小于800nm的光子，而带隙为1.12eV的晶硅电池可吸收波长小于1100nm的光子。因而，将钙钛矿电池与IBC太阳电池结合制备的叠层电池能够实现吸收光谱互补，通过提高太阳光谱的利用率来提高IBC太阳电池光电转换效率。目前已有文献[2]支持IBC+钙钛矿叠层电池实验室效率达Õ到27.7%。
图表：PSC IBC叠层太μ阳电Š池结构
资料来源：⌊◈《IBC太阳憨电池技术的研究进展（席珍珍，2021）》，中金公司研究部
图表：近年来部分ચPSC IBC太阳电池♡光电转੪换效率
资料来源：《‘IBC太阳电池技术的研究进展（席珍珍，20👽21）》，中金公司研究部
IBC电Ċc;池制备：难点为背面交叉指PN区制备，激光设备为主要增੬∀量
ਜ根据索比光伏网，IBC制备工序是在高寿命的N型硅片衬底的背面形成相间的P+和N+扩散区，前表面制备金字塔状绒面来增强光的吸收，同时在前表面形成前表面场（FSF）。前表面多采用SiNx的叠层钝化减反膜，背面采用SiO2、AlOx、SiNx等钝化层或叠层。最后在背面选择性地形成P¨和N的金←属接触。
如何在电池背面制作交叉指式的PN区是IBC电池的工艺难点。IBC电池的制备过程中，激光刻蚀可以用于制备PN结环节的掩膜消融，是解决丝网印刷局限性的一种途径。其原理是利用激光的高能量，采用极短脉冲，使物质瞬间被汽化，可精确地控制作用深度。无论是间接刻Ý蚀掩膜，还是直接刻蚀，激光的方法都可以得到比丝网印刷更加细小的电池单位结构，更小的金属接触开孔和更灵活的设计。工艺的劣势是激光加工带来ⓡ的硅片损伤，以及对接触电阻的影响；另外，精准对位是激光设备的必要条件，因此其加工时间往往较长，平均每片电池片的激光加工ϑ需耗时几分钟到十几分钟，生产效率有待提高。
∧ IBC/HBC/TBC电池分别与PERC/HJT/TOPCon产线具有一定兼容性，主要增量设备为激光设备，用于背面PN区开槽。根据普乐新能源，目前IBC产线设备投资额为3亿元/GW，HBC设备投资额为5亿元/GW，TBC设ƒ备投资额为3亿∅元/GW。
Χ图表：IBC/HBC⇓/TBC电池工艺流程及所◯需设备
资料来源：普Κ乐>新能源、黄河水电、爱旭太阳能相关专利说明ਮ书，中金公司研究部
ćd; 风险提示€
1）技术风险。若公司઼技术储备不足，则在下一代技术路线竞争中存在落后的风险Ë。此外，若公司储备的技术不是下一代主流技术，则面临较大的经营风险。
2）下游需求不及预期风险。我们在正文中做的种种推演ⓝ都基于产业链各个环节的参数假设，若某些环节的发展路❄径不及我们预期，则可能会导致HJT降本速度慢于我们预期，设备需求也将延后，甚至有可能出现另一种技术降本速度快于HJT从而成为主流。
3）设备价格下降ણ风Ψ险。若下游向上游进行设备压价，则设备企业È面临毛利率下滑风险。
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