（报告出品方/作者：天风证券，孙潇雅）
1、电池技术变革大幕拉开，三大结构前景如何缘起：降本增效永恒主题，技术变革已经开始
光伏行业的第一性原理为降低度电成本，因此电池环节是否发生技术变革以及何时发生技术变革均由降本增效速度决定，从PERC的渗透率提升历史可以看出，新老技术的交替发生在老技术降本增效速度放缓而新技术效率快速提升时，凭更高的效率，新技术可摊薄BOS成本（电池成本不足1元/W，但装机成本中扣除电池还有约3元/W，这部分成本可随效率提升而降低），在此期间，行业格局或将重塑。
近两年来，PERC的量产效率逼近实验室效率极限24.06%，且提效速度开始放缓（年较年平均效率仅提升0.3pct），因此各企业均十分重视下一代技术的研发，目前主流的三种分别为TOPCon（TunnelOxidePassivatedContact，隧穿氧化钝化接触）、HJT（HeterojunctionwithIntrinsicThin-layer，异质结）、IBC（InterdigitatedBackContact，交指式背接触太阳电池）。
三种技术路线的原理对比——HJTTOPCon减小电学损失，IBC减小光学损失
光伏电池最核心的结构是PN结和电极，从光照到电流传输出去，中间会经历光学损失（光被电池前表面反射、长波长光未被吸收、正面电极造成的阴影遮挡）和电学损失（正负电荷结合（即复合）、存在金属电极和半导体接触或金属栅线和半导体接触的额外电阻），进而降低效率。
为降低光学损失，可增加减反层（部分材料还可兼具降低电学损失的功能）、陷光层等结构，也可将正面的主栅放到背面，形成背接触（IBC等）电池。为降低电学损失，可进行“钝化”，即通过提高硅片质量或改善电极接触方案，来减少电荷与载流子的复合，当前主要采用的方法包括：采用本征非晶硅+掺杂非晶硅进行电子和空穴选择的HJT，采用二氧化硅+掺杂多晶硅的方式进行电子和空穴选择的TOPCon。而若采用本征非晶硅+掺杂非晶硅进行空穴的选择，用二氧化硅+掺杂多晶硅的方式进行电子的选择，则理论效率极限可达28.9%。
如何提效
TOPCon在PERC基础上增加钝化层，未来可做选择性发射极、POLO结构提效
当前主流的电池技术为P型（在P型硅片上沉积N型半导体材料），由于N型（在N型硅片上沉积P型半导体材料）电池通过电子导电而P型通过空穴导电，电子导电天然效率更高，且N型电池的温度系数低，高温下发电量高，因此未来的趋势是N型电池。在电池结构上，N型的正面与P型的背面类似（如各减反钝化层、电极等）。
与PERC相比，TOPCon主要增加了一层极薄的氧化硅层和掺杂多晶硅薄层，其中氧化硅层利用量子隧穿效应，实现电极不接触硅片就完成电流传输，降低电极处复合造成的效率损失，掺杂的多晶硅层可进一步降低表面复合造成的效率损失，提高电池效率。往未来看，TOPCon可以做选择性发射极或POLO结构进行提效（理论效率极限28.7%），目前中来已经在做相关尝试。
HJT将PN结改为异质结以降低复合损失，未来可微晶化提效
与PERC相比，HJT的主要变化在于将正面的N型晶硅层换成非晶硅，并用N型硅片和非晶硅组成PN结，降低PN结处的复合损失；同时为得到更好的钝化效果，在晶硅和非晶硅之间增加一层本征非晶硅。往未来看，HJT可以进行双面微晶化（增加隧穿层，降低复合）取代本征非晶硅，同时靶材增加种子层等来进一步提效至25%以上，当前实验室效率记录26.3%就由隆基通过这一路线实现，东方日升、华晟、金刚玻璃均在进行量产探索。
降本方向：TOPCon银浆成本占比高，HJT银浆、折旧、靶材占比高，IBC折旧成本占比高
从成本构成看，TOPCon的良率、银浆成本对电池组件成本影响最大，分别在6、4分/W，HJT的银浆、CTM、良率、折旧、靶材对电池组件成本影响大，分别在12、5、4、2、2分/W，IBC的良率、折旧、电力成本对电池组件成本影响最大，分别在9、2、2分/W。
良率：TOPCon的难点在于隧穿氧化层的制作，IBC的难点在于隧穿氧化层的制作以及多道工序的配合。
银浆：由于N型电池的工作机制与P型不同，为达到相同电学性能需要更多银浆，且N型电池双面率高，正背面都需要银浆，因此银浆成本明显高于PERC。
折旧：由于HJT的镀膜设备复杂，IBC需增加激光和掩膜设备，因此N型电池设备的初始投资较PERC均较高，单GW设备投资额大致在PERC的2倍。
CTM：HJT组件存在此问题，由于电池制作的低温工艺与部分组件切割的激光工艺不兼容，导致电池到组件存在效率损失。（报告来源：未来智库）
靶材：HJT组件存在此问题，主要是HJT须使用靶材来增强导电膜的导电性。
降本潜力：效率、良率、CTM每提升1pct，分别可降本12、1、4分，硅片减薄10μ，降本2分
对三种电池新技术路线进行敏感性分析，发现良率每提升1pct，可降低装机成本1分/W，效率每提升1pct，可降低装机成本12分/W，CTM每提升1pct，可降低装机成本3-4分/W，硅片厚度每减薄10微米，可降低装机成本2-3分/W。相对理想情况下，PERC、TOPCon、HJT、IBC四种技术的效率分别提升至23.8、26、27、25.5%，良率分别提升至99、97、99、95%，CTM分别提升至99.5、99、98、%，硅片厚度分别减薄至、、90、微米，则四种技术的装机成本分别在3.99、3.81、3.77、3.82元/W，因此三种新技术未来均可实现装机成本较PERC的大幅降低。
降本方式：积累数据提升良率，多主栅、电镀铜降银，薄片化降硅成本，设备国产化降折旧
往未来看，前述影响成本的良率、银浆、折旧、CTM、靶材等因素均有持续改善空间，叠加效率的不断提升，替代PERC已成定局。
良率：TOPCon的隧穿氧化层和掺杂多晶硅制备、IBC的电极结构制作是良率提升的主要难点，可通过持续的量产实践测试进行提升。若IBC的良率未来提升至与TOPCon接近的水平，则有望成为较具性价比的电池路线。
银浆：TOPCon未来可通过多主栅、银铝浆的使用等方式降低银耗，而HJT需要使用低温银浆，但低温银浆及其上游低温银粉的国产化率低，因此未来降本方向包括低温银浆的国产化、多主栅SWCT（5BB电池片的银浆耗量mg/片，MBBmg/片，而SWCT技术mg/片）银包铜降银耗、电镀铜实现贵金属替代等，IBC仅需单面主栅，银耗水平不高于双面PERC电池。
折旧：未来随着设备的集成、单位时间产出提升、大规模量产稳定性提升，各技术折旧成本均有望降低。
CTM：HJT可通过半棒技术将切割流程前置，实现CTM的提高。
靶材：当前主要采用贵金属铟，未来有望通过无铟技术进行降本。
其他：对于N型电池来说，在相同厚度下所需硅片价格较P型贵5-8%，因此薄片化对其降本作用较为明显，其中HJT对称性好且使用低温工艺，可在保持较高良率的基础上使用更薄（微米以下）的硅片，因此最能受益于硅片的减薄。IBC对硅片质量要求高，专业硅片厂商更具优势（部分外售，部分自用，可按参数调整），同时IBC也可实现薄片化，如Sunpower等公司已实现了微米的组件量产。
我们预计今明年TOPCon通过选择性发射极提效至25%，CTM进一步提升至99%，制造良率优化到97%，硅片厚度减薄至微米时，装机成本为3.96元/W；HJT通过双面微晶化提升效率至25.5%，通过半棒技术将CTM提升至98%，制造良率优化到99%，硅片厚度减薄到微米时，装机成本为3.99元/W；IBC通过提效至25%，CTM进一步提升至99.5%，制造良率优化到95%，硅片厚度减薄至微米时，装机成本为3.94元/W。在PERC装机成本稳定在4元/W以上的当下，新技术路线凭借明确的降本与提效方案，今明年均有望实现比PERC更高的性价比。
2、新电池技术带来的产业链变化分析电池
TOPCon：与PERC兼容，主要增加硼扩、沉积设备以制备隧穿氧化层和掺杂多晶硅层
从制备流程来看，TOPCon相比PERC主要增加了硼扩、氧化层和掺杂多晶硅层沉积，需要扩散炉（难度高于磷扩）、沉积设备。目前氧化层和掺杂多晶硅层的产业化制备主要有三种方式：LP+扩散、PE+原位掺杂、PVD+原位掺杂。其中LPCVD比PECVD更成熟，但镀膜速度较慢，有绕镀、石英件沉积等工艺问题，沉积多晶硅后需另加掺杂工艺。PECVD配合原位掺杂，可以实同一台设备一次性完成氧化硅、多晶硅膜的沉积并掺杂，简化工艺流程。PVD沉积同样可以实现原位掺杂，减少工艺流程。现各工艺路线并行存在。
HJT：与PERC不兼容，主要增加镀膜设备以实现本征非晶硅层与异质结结构制备
HJT工艺流程短，但难度较大，与PERC产线几乎无法兼容，需增配非晶硅与导电膜沉积设备，同时调整清洗制绒设备，增加靶材需求。清洗制绒相比PERC工艺增加，臭氧清洗与传统REC清洗非晶硅导路线并存，REC清洗技术成熟，稳定性好；臭氧清洗可降低成本。非晶硅镀膜有PECVD与CAT-CVD两种设备，其中PECVD已实现国产化，若未来采用微晶化技术，则将换为TOPCon的氧化硅层镀膜设备。
透明导电膜（TCO）可采用PVD、RPD两种方法制备。PVD在光伏之外领域已有广泛应用，技术成熟；RPD（源于日本住友，捷佳伟创获授权研发）镀制的导电膜，电池性能较好，且可以应用IWO靶材，但针对HJT的RPD设备还需进一步优化。丝网印刷工序虽可采用常规产线，但受制于低温银浆需印刷两次来保障性能，对印刷线的精度有较高要求。此外，辐照退火能有效提高HJT电池效率，已成为HJT电池产线标准工艺之一。目前迈为、捷佳伟创均具备全套设备供应能力，理想、钧石等其他厂商均各有优势。
硅片
参数要求：掺杂元素均匀、少子寿命更高、碳氧含量更低、硅片厚度更薄
N型硅片的产品参数要求有所提高，如掺杂元素更均匀、少子寿命更高、碳氧含量更低、硅片厚度更薄，且不同技术间要求存在差异，为达成上述参数要求，则需要硅片企业在拉晶与切片工艺端做优化，同时使用更纯的硅料（电子II级以上，目前国内龙头硅料厂均可供应，但品质略逊于进口硅料）、石英坩埚、热场，更细的金刚线。
首先看工艺调整。在拉晶端企业需：1）提高掺杂均匀性，主要系P型掺硼，N型掺磷，硼在硅中分凝系数为0.8，大于磷的0.35，因此P型硅棒掺杂元素分布均匀性更易控制。2）提升控制能力以增加单炉总投料量，投料量增加会导致熔体高度增加、自然对流增强，固液生长界面温度波动更加剧烈，引发缺陷影响少子寿命，能否在保证品质的同时增加投料量成为硅片企业的竞争关键，隆基、中环等龙头企业具有先发优势。
在切片端，当前量产的P型硅片在μm，N型电池组件端的变化使其减薄潜力较P型更大，可能会影响碎片率与电池效率。如下图所示，随着硅片厚度降低，电池效率从缓慢降低到快速降低，因此硅片企业需掌握平衡，隆基、中环等龙头企业同样，硅片具有先发优势。
拉晶：热场、石英坩埚需要提升纯度，耗量增加；金刚线需更细，或有母线材料替代
其次看材料端。（1）石英坩埚：由于石英坩埚在拉晶过程中直接接触硅液，所以石英坩埚的纯度会直接影响硅棒的纯度，需要由纯度更高的石英砂制备。同时，为了防止坩埚加热时间过长涂层脱落引入碳氧杂质，需及时更换坩埚减少拉棒过程中引入杂质的机率，一般情况下N型提拉次数从P型的5次减少至3次。所以N型硅片对石英坩埚的纯度要求更高，耗量更大。（报告来源：未来智库）
（2）碳碳热场：相比P型灰分ppm，N型硅片对热场纯度的要求为灰分ppm，对热场企业的纯化能力形成考验。同时，N型硅片开炉次数多，对热场的氧化加深，因此热场单耗也有增加。此外，N型硅片拉晶过程中需通过热场来调节熔体对流方式使硅液界面相对稳定，降低氧原子进入硅液的概率，以此降低硅棒中的氧含量，即热场也需要做调整和优化。
（3）金刚线：N型硅片需要更薄，因此金刚线需要更细，但现有钢材降到34微米以下可能将难以支撑切割所需的张力，可能需使用具有耐酸碱性强、抗拉强度高、储存及生产环境要求宽松、可加工极细、柔软性好等特点的特殊钨丝替代，但其成本目前是碳钢丝的4-5倍左右，尚不具备经济性。目前岱勒新材已具有钨丝替代碳钢母线的生产技术，开始小批量供货。
3、技术变革期的投资思路投资维度1：短期看业绩释放顺序，设备新辅材电池组件老辅材
短期来看，能够率先释放业绩的环节是更好的投资选择，而设备企业将最先受益于技术变化，其次为实验中不断调整的各类新增辅材，如低温银浆、靶材、导电胶等，接着是率先进行中试和量产的电池组件企业，最后是大规模量产后，会对金刚线、石英坩埚、碳碳热场等原有辅材的单耗或单价产生一定影响。
因此我们认为对于尚未规模量产的技术路线，业绩最先受益的是设备公司；而若开始规模量产，则银浆银粉、靶材、导电胶等新增辅材的业绩将快速释放；到了技术路线确定的时间点，领先的电池组件企业凭技术优势可获取超额收益，相关辅材也可得到一定的盈利改善。
投资维度2：中期看业绩弹性，设备新辅材电池组件老辅材
往中期看，在不同技术路线下，产业链不同环节的业绩弹性存在差异，看好既定路线下业绩弹性大的环节。在对各环节的价格、毛利率水平做一假设后，可计算得到各环节毛利润变动情况，显然，设备、银浆银粉HJT的靶材IBC的导电胶（三者统称为新辅材，一旦下游规模使用，就可实现量利双升）、电池企业的业绩弹性最大，金刚线、组件（新技术有学习曲线，会使得各企业出现差异化竞争，从而提升头部一体化企业盈利水平）企业其次，另外，石英坩埚、碳碳热场也有一定的业绩弹性。
投资维度3：长期看业绩持续性，老辅材组件设备电池新辅材
长期来看，当技术路线被广泛认可后，环节的竞争格局将决定其超额收益的可持续性。金刚线、石英坩埚、碳碳热场龙头较二线企业的领先优势较大，大多经历数轮淘汰而保持较高份额，竞争格局最优。组件环节近几年集中度明显提升，龙头在产业链中的地位仍在加强，凭一体化、品牌渠道以及供应链管理能力打造更强竞争力，竞争格局其次。设备企业多为经历上一轮PERC的技术变革后脱颖而出的，研发能力与先发优势较强，竞争格局也较好。专业电池企业在技术变革初期充分受益，而在技术扩散后则受制于格局均较好的上下游，难以延续超额收益。最后是新增辅材如银浆银粉、靶材、导电胶环节，由于尚处行业发展早期，最终的方案选择和行业竞争格局还不清晰，存在被淘汰的风险。
报告节选：（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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