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（报告出品方/作者：东北证券，刘军）

1.PERC电池接近效率极限，电池技术迭代需求迎爆发1.1.N型效率进展超预期，TOPCon成本有望打平

PERC发电原理-PN结。太阳能电池利用光生伏特效应将太阳辐射直接转化为电能，其中发电的关键在于制备PN结。光线照射提供能量使得P型硅和N型硅中的电子从共价键中激发，由此产生电子-空穴对。当P型和N型半导体结合时会产生一个特殊的薄层界面，界面P型侧带负电，N型侧带正电。这是由于N型半导体区域电子浓度较高，P型半导体空穴浓度很高(带正电)，形成浓度差。N型区域电子扩散到P区，P型区域空穴扩散到N区，形成了N指向P的“内电场”，从而阻止了扩散进行，达到平衡后这个薄层就形成了电势差，从而形成PN结。

太阳能电池分类。根据基底硅片不同可以分为P型电池和N型电池。P型电池就是在P型硅片（掺杂3价元素）制备n+/p结构的电池，P型电池使用磷扩散工艺，主要代表为早期的铝背场电池和目前主流的PERC电池，极限转换效率为24.5%。年之前，BSF电池占据90%市场，年PERC电池开始发力，到年PERC电池占比超过85%。P型电池工艺比较简单、成本低但是面临效率提升瓶颈。N型电池结构优化，具备更高的效率潜力。N型电池则使用硼扩散工艺，在N型硅片（掺杂5价元素）上制备p+/n结构，主要代表有TOPCon和HJT，与P型电池相比具有转换率高、温度系数低、双面率高以及载流子寿命高等优点。TOPCon和HJT的极限转换效率分别为28.7%和27.5%，远超目前主流PERC电池24.5%极限效率。

重要技术延伸-IBC电池。IBC,交叉指式背接触电池技术将P/N结、基底与发射区的接触电极以交指形状做在电池背面,是光伏电池的重要技术发展路径也可制备N型电池，目前代表产品有隆基的P型HPBC和爱旭N型ABC，类IBC电池布局玩家较少，同时隆基在TOPCon与HJT技术路线上均有布局，相较于TOPCon与HJT，IBC电池未来可能随着N型叠层技术需求的出现进一步放量，如HBC/TBC电池。

整面钝化技术引领第三代N型电池-TOPCon与HJT。年前后，PERC电池通过在背面沉积氧化铝以及双面沉积氮化硅获得优异的界面钝化效果，成功从传统的铝背场电池中接过了光伏电池的接力棒。到了第三代，隧穿氧化层电池，TOPCon(TunnelOxidePassivatedContact)，是年在第28届欧洲PVSEC光伏大会上由德国Fraunhofer太阳能研究所首次提出，首先在背面制备一层1-2nm的隧穿氧化层，然后再沉积一层掺杂多晶硅共同形成钝化接触结构，给硅片背面提供了良好的界面钝化；本征薄膜异质结电池，HJT(HeterojunctionwithIntrinsicThin-film)，具备对称双面电池结构，中间为N型硅，在正面沉积本征非晶硅薄膜和P型非晶硅薄膜形成PN结，背面沉积本征非晶硅薄膜和N型非晶硅薄膜，由于非晶硅导电性较差，最后在两侧沉积透明导电薄膜TCO进行导电,凭借优异的钝化技术，N型电池的转换效率显著提升。

叠层电池不断刷新极限效率。由于不同区间光的波长不同，不同材料对光的吸收能力不同，可以通过机械堆叠的方式使用多种材料增加光电转换效率。目前主要研究方向为钙钛矿和砷化镓等直接带隙半导体材料，相比硅、锗等间接带隙半导体材料具备更高的光吸收能力，但是大面积成膜仍存在困难，目前主流厂商处于百兆瓦级到GW级生产，仍未大规模放量，设备仍然需进一步产业化提高成熟度。剑指未来，N型/钙钛矿叠层电池值得期待。N型除了本身具备的效率高、温度低以及载流子优势，还可以与钙钛矿等直接带隙半导体材料制作叠层电池例如HBC和TBC电池。年6月晶科、北京大学与澳洲国立大学合作制备了单片钙钛矿/TOPCon叠层器件，以TOPCon结构晶硅电池作为底部电池，钙钛矿薄膜作为顶部电池，转换效率达到了27.6%；HJT电池结构与叠层电池相容性更好，杭萧钢构子公司合特光电年底将投产首条异质结/钙钛矿叠层电池中试线，目标效率为28%。上述叠层电池通过制备两个PN结的为双结叠层电池，未来通过新工艺调节半导体材料带隙和界面钝化，可达30%以上转化效率。

1.1.1.效率端：PERC电池增效放缓，更新换代时机已至

PERC组件尺寸标准化，功率提升放缓。单晶PERC电池自年的转换效率20.8%，组件功率w，在叠加了半片技术后功率提升至w；叠加多主栅技术以及大尺寸硅片的导入目前转换效率已经来到了23.8%，功率w较年提升速度明显放缓。根据CPIA的年《中国光伏产业发展路线图》，年PERC电池占有率达到了91.2%。但目前天合光能P-PERC电池的实验室效率已经达到24.5%，达到了ISFH基于载流子选择性理论给出的PERC极限效率24.5%，其增效空间不断压缩，新技术释放需求迫切。

PERC目前仍占据主流，N型技术实验室效率不断刷新。年上半年以隆基、晶科和迈为为首的龙头企业N型电池效率纪录不断刷新，晶科N-TOPCon的单晶实验室效率达到了26.10%，无铟HJT与HJT实验室效率分别达到了25.40%与26.50%，有效验证了N型电池技术发展的可行性，我们预测未来N型电池仍将保持较高的效率进展。N型量产效率超出预期，产业化进度加快。TOPCon方面，以晶科能源和晶澳科技为首的“双晶”中试线上的量产效率分别来到了24.70%与24.80%，先导智能官微公告GW级TOPCon量产效率突破25%，较目前PERC头部企业23.8%的量产效率提高了1%左右，为下游组件带来了溢价空间，根据行业测算，光伏组件效率每提升1%，单块组件发电量可提升约6%，系统LCOE成本降低约4.7%。现阶段TOPCon组件市场溢价约0.1元/瓦；HJT方面，目前已经开启GW级生产的安徽华晟和金刚玻璃的最佳批次效率分别来到了25.45%与24.95%。

1.1.2.成本端：电池片减薄助力N型降本，TOPCon成本有望打平PERC

硅料扩产周期长于产业链其他环节，短期价格仍处高位。据CPIA介绍，硅棒、硅片及电池片环节扩产周期在6-9个月，组件环节仅为3-6个月，而多晶硅和EVA颗粒等扩厂周期长达1-2年，扩产周期不匹配环节造成了供需失衡。回顾历史受年下半年以来的多晶硅价格低迷影响，年仅东方希望一家新建产能，叠加生产成本上升因素年多晶硅产能不升反降。但后续受下游市场需求影响，多晶硅需求大幅度上升而年有通威、协鑫、大全等新建产能需要到年底和年才能释放。目前产能不匹配造成的空窗期使得硅料价格大幅增长，向下传导影响了硅片和电池片价格一起上涨。据光伏协会年上半年产业链大会介绍，目前已有21家宣布扩产计划，其中15家为新进入者，总规划达到了.35万吨。等待规划产能落地，硅料价格有望下降，目前受需求影响价格将处于高位小幅波动。

硅片成本-HJT薄片化占优

得益于良率和高功率优势，HJT在硅片成本上较PERC和TOPCon有15-30微米的薄片化优势，目前HJT一线厂家已经开始量产微米HJT电池片，并开始尝试微米级别减薄。TOPCon受制于高温工艺等因素减薄进度低于HJT，主流量产TOPCon厚度在-微米左右，预计明年可减薄至微米。

非硅成本-TOPCon金属化和设备折旧占优

浆料成本目前仍为主要非硅成本。目前PERC银浆耗量约为70-75mg/片，TOPCon约为-mg/片。HJT方面，以安徽华晟M6-12BB为例，当前银耗约为mg/片，接近PERC的两倍，预计在年导入银包铜将银耗降至60mg；设备投资方面，HJT约3-4.5亿元/GW，高于PERC1.2-1.5亿元/GW和TOPCon1.6-1.8亿元/GW。根据PVInfoLink测算，M10+μm的N-TOPCon在组件端成本较PERC高0.06元/瓦，叠加减薄和SMBB技术可和PERC组件成本接近持平(+0.02元/瓦)。综合来看，现在TOPCon组件0.1元左右的溢价水平，TOPCon盈利能力已经显现。

TOPCon成本效益先行，产业化进度处于上升周期。根据我们统计，已建TOPCon产能超过41.6GW，总待建超过.5GW，进入了快速放量时期，这主要得益于TOPCon设备的快速降本以及电池本身的效率优势。目前以晶科为首，从H1就开启10GW级别以上大规模扩产，根据年中报介绍通威目前也由中试进入TOPCon扩产期，预计将于年底建成投产8.5GWTOPCon电池产线。若未来TOPCon与HJT的效率差在1%以内并且保持金属化成本优势，则短期内TOPCon还将继续享受技术红利，进一步放量。HJT降本路径明确，等待降本技术产业化。根据TrendForce9月统计，目前HJT已建产能约11.6GW，计划建设产能34GW，总规划GW，产业化进度低于TOPCon。目前放量仍以TOPCon为主，异质结在工序和结构上具备天然优势，后续随着低铟无铟、激光转印、钢板印刷、银包铜、无主栅等等技术的导入有望大幅降低金属化成本，但目前HJT的经济效益仍弱于TOPCon。

1.2.发电端实证：TOPCon组件发电增益明显，组件溢价空间增加

TOPCon较PERC具备更低的衰减率。根据研究表明硼氧复合是造成衰减的重要原因，而N型硅片掺杂磷元素有效避免了硼氧复合。PERC组件首年的衰减约2%，之后每年-0.45%，以正泰新能为例，TOPCon组件首年的衰减率小于等于1%，逐年的线性功率衰减小于等于0.4%，较PERC组件已具备明显优势。N型组件中，-HJT和TOPCon组件功率最高都来到了W+功率档。发电端实证TOPCon组件发电增益明显。晶科地面电站数据表明，72片N型组件在水泥地、草地以及白漆地分别较有3.31%、3.12%以及5.32%的发电增益。根据正泰新能产品白皮书，不同地区N型组件的增益不同，主要得益于双面增益和较低的首年衰减率，两者均能带来约1%的发电增益。目前TOPCon以及HJT的组件最高功率均已达到了W+的水平。

N型TOPCon组件招标端已经实现溢价。根据我们整理的部分上半年组件中标情况来看，N型TOPCon的溢价水平在0.04-0.19元/W不等，前期TOPCon处于推广期溢价较小，但随着下游认可TOPCon组件的盈利能力开始修复，叠加海外俄乌战争带来的能源危机和欧洲能源计划-REPowerEU，光伏装机需求再次提高，N-TOPCon组件在海外有望迎来更高溢价。

1.3.Topcon降本增效路径

1.3.1.降本路径

TOPCon降本主要集中在四个方向：1）金属化成本降低，通过SMBB、激光转印和栅线图形优化等技术降低银浆使用量；2）硅材料降本，目前N型硅片较P型存在6%-8%的溢价，通过大尺寸薄片化降低硅片成本，目前减薄带来的价格下降低于节省的硅料成本，未来不排除电池厂寻求代切片服务代替购买成品的可能性；3）通过提高单台产能达到降本；4）提升工艺，双面钝化工艺以及掺杂技术优化提升效率达到降本目的。同时TOPCon主流的LPCVD工艺存在石英管/舟损耗问题，目前可以通过涂层工艺将石英管寿命提升至4-12个月，石英舟寿命约6个月对应清洗周期15天，当前每年更换2-3次炉管，石英件成本万/GW，仍存在较大降本空间。

TOPCon量产效率突破25%，效率提升路径清晰。目前先导智能的GW级TOPCon整线量产效率突破25%。下阶段TOPCon引进激光SE技术预计可将转换效率提升至25.5%。后续通过引入Polyfinger以及双面Poly技术可将转换效率提升至26%以上。进一步细分，栅线高宽比优化以及金属复合提升分别带来约0.30%效率提升，背面吸收光优化提升约0.10%，正背面钝化提升以及金属接触提升预计也可分别带来0.15%效率提升；硅片品质也可带来0.25%左右的效率提升。

2.Topcon多种技术路线并存，PECVD潜力值得期待2.1.TOPCon核心工艺-沉积氧化硅与多晶硅层

TOPCon制备关键-氧化层与掺杂多晶硅层的沉积。根据氧化层和掺杂多晶硅层的沉积方法的不同,TOPCon存在多种制备路径。氧化硅层制备中，湿化学氧化法多属于实验室制备方案，工业上以热氧化和PEALD为主。掺杂多晶硅薄膜层则使用薄膜沉积设备，一般划分为PVD、CVD以及ALD技术。PVD技术沉积速率最快但后盾均匀性较差，可应用于HJT的透明电极；CVD技术主要包含PECVD和LPCVD应用最为广泛，CVD设备成熟度较高，沉积速率和镀膜均匀性也较为均衡；ALD设备沉积速率最慢但均匀性最好。

2.2.Topcon主流量产路线

TOPCon存在四种主流量产路径，LPCVD+磷扩占据上半年90%的出货。1）LPCVD法，即低压化学气相沉积，在低压条件下热分解气体源或化学反应沉积所需薄膜，目前行业占比约67%，国内外起步较早，基础工艺成熟但原位掺杂速率较慢一般配合磷扩散炉且存在较重的绕镀问题，但拉普拉斯使用水平插片可将绕镀控制在10mm以内，预计年底推广；2）PECVD法，即等离子体增强化学气相沉积，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，而等离子体化学活性很强，很容易发生反应，在基片上沉积薄膜，目前行业占比约24%，PECVD的优势在于可以实现SiO2隧穿层，poly层，原位掺P三合一，减少设备数量提升生产效率，但PECVD沉积的SiO2隧穿层均匀性较差影响转换效率，同时存在一定的绕镀的问题；3）PEALD+PECVD法，使用PEALD沉积SiO2隧穿层解决原有的不均匀性问题，同时使用PECVD可以较好的完成poly层沉积和原位掺杂，减少绕镀；4）PVD法，即物理气相沉积，利用氧气电离形成隧穿、硅源靶材轰击的方式进行沉积Poly，不存在绕镀问题，但受制于设备价格高且良率约95%低于LPCVD的97%，产业化进度较慢，行业占比约9%。

TOPCon设备各技术路线进展

LPCVD线路-50GW级别量产，技术明确正处于快速扩张期

LPCVD技术路线成膜速率在5-8nm/min，使用单插时pcs，双插时pcs具备产能大，氧化生长质量高等优势，同时LAPLACE水平插片可将绕镀控制在10mm以内。GW级别的量产效率达到24.9%，研发实验室效率来到了25.7%，同时GW级别的产品良率达到97%，在效率、良率、产能以及成本上达成了较好的兼顾。目前仍存在的问题是石英件的损耗，以目前每年万元/GW的成本计算，预计增加0.元/W的成本，同时沉积速率仍然较慢，存在改良空间。

PECVD线路-16GW规模待产，潜力值得期待

PECVD技术路线成膜速率在10nm/min，采用原位三合一方式，生产效率较高设备机台数更低，绕镀面积在2mm以内，但良率以及效率数据仍旧等待GW级验证。但PECVD生产的氧化层不均匀导致效率离散性较高，原位掺杂也会导致陶瓷环导电缩短石墨舟的维护周期，同时也存在PH3消耗过高等问题。PECVD设备投入低于LPCVD，生产效率较高若良率验证具备优势，未来有望迎来较大规模扩张。

PVD线路-6GW量产，保养周期长良率数据不理想

PVD技术路线由江苏杰太主导，磁控溅射需要用到靶材，虽然PVD不存在绕镀现象，但PVD设备每30天需要保养约2天，同时更换靶材也需要3天时间，GW级别验证的量产效率为24.5%，良率仅为95%，明显低于LPCVD路线，同时设备价格也高于LPCVD路线，现阶段PVD路线优势不明显，未来扩产速度将会低于LPCVD和PECVD。

2.3.市场空间测算

2.3.1.Topcon各技术路线固定资产投入CAPEX对比

LPCVD与PECVD综合总投入成本接近。根据拉普拉斯统计，LPCVD路线和PECVD路线GW级CoO分别为0.元/W和0.03元/W，十分接近。PECVD需要额外配置尾气处理和饱和机台，但得益于大产能优势，对应机台数减少。PECVD和LPCVD的综合总投入成本分别为.5万元和万元，两者差距并不明显，那未来主流生产路径的考量的就是量产效率以及良率。

POPAID即PVD路线整线价格昂贵，设备投资高于其他路线。根据中来股份16GW高效单晶电池智能工厂(一期8GW)的设备投资额来看，整线设备(含自动化)约1.8亿元/GW，单GW的PVD设备投资额约4,万元，高于LPCVD和PECVD路线。PVD设备在沉积掺杂多晶硅层有无绕镀优势，但仍需PECVD设备沉积隧穿层。同时PECVD存在膜层厚度不均匀、气泡等问题。

2.4.Topcon设备市场空间

根据CPIA数据显示，年1-8月我国光伏装机量44.47GW，光伏组件出口突破GW。年6月，SPE预测年全球光伏新增装机量约.8GW到年达到.8GW，考虑现阶段的N型技术转型，我们认为未来今明两年将是电池扩产的高峰，年新增电池片产能约GW。目前TOPCon已建产能40GW以上，根据各家扩产计划，我们预计年底TOPCon产能约70-80GW，以此推算年TOPCon新增产能渗透率约在29.85%-34.85%之间，从扩产规模来看年TOPCon仍能保持较高的扩产速度。工艺选择上，若PECVD能取得良率优势，叠加大产能和少绕镀优势，则PE路线渗透率将会逐步提高。

3.重点公司分析3.1.捷佳伟创-光伏设备龙头，三合一PECVD设备潜力值得期待

具备TOPCon整线交付能力，湿法和沉积工艺设备优势明显。捷佳伟创为太阳能电池生产设备龙头供应商，核心产品包括PECVD、扩散炉、清洗制绒设备等，对后道的丝网印刷及各环节的自动化设备均有所涉及，产品全面覆盖制绒清洗、扩散制结、刻蚀、制备减反射膜、印刷电极、烧结和自动分选的全工序段。年底就与润阳光伏签订5GWPERC+升级TOPCon改造订单，同时PE-Poly三合一设备订单开始落地，10月20日官微公告，N-TOPConSE激光及专用高温设备取得批量订单，海外签订10GWPE-Poly路线的TOPCon整线Turnkey合同。光伏行业景气度保持高位，利润率修复显著。根据CPIA数据，H1光伏产品(硅片、电池片、组件)出口总额约亿美元，同比增长%，叠加欧洲能源危机等因素，下游需求旺盛有效带动上游扩产动力。较年，利润率方面H1毛利率+0.87pct，净利率+4.76pct，盈利能力修复明显。受疫情影响，H1存货约47.01亿元，占总资产比32.52%，随着后续疫情缓解和订单落地有望得到改善。

前瞻布局多元化，钙钛矿设备持续出货。公司在HJT、IBC和钙钛矿等技术上也有所布局。异质结方面，子公司常州捷佳在年7月中试HJT电池片首片下线,打通HJT制绒、非晶硅镀膜、TCO和丝网印刷四大工序，管式PECVD已进入量产化定型阶段，在客户端得到了充分的验证，截止年7月底完成GW级HIT电池产线设备出货。同时，钙钛矿技术路线的RPD镀膜设备也中标量产订单，构建起坚实的技术壁垒，并向钙钛矿整线设备研发拓展。在当前时点，多技术路线布局也为后续光伏技术发展路径占据主动权。

3.2.海目星-在手订单充足，TOPCon微损设备打开全新增长极

中标光伏激光设备大单，新领域突破性进展。H1公司实现营业收入11.95亿元(yoy+.29%),归母净利润0.94亿元(yoy+.84%)，光伏领域的突破为公司带来新的业绩增长点。海目星为激光及自动化设备供应商，主营产品覆盖动力电池激光、3C消费类电子激光以及钣金激光切割设备及其配套自动化设备。今年4月16日，公司发布公告宣布中标晶科能源10.67亿元的激光微损设备。10月18日官微公告光伏高效电池关键激光设备订单批量出货，正式交付客户。

在手订单充足，定增计划扩大产能。截至年7月29日，公司在手订单约为72亿元（含税），相比年底的51亿元（含税）增加约41.18%，下游对激光加工需求旺盛，涵盖多个制造领域包括动力电池、消费电子、光伏电池和显示面板，给公司设备交付安装带来一定压力。目前海目星已经发布定增预案，10月11日发布第三次临时股东大会审议通过公告，拟定增规模不超过20亿元，并计划投资约27.5亿元用于扩大产能和补充资金，其中西部总部及激光智能装备制造基地项目（一期）将投入部分资金用于光伏激光及自动化设备产能建设。产能扩建打通公司订单交付瓶颈，随着下游需求和订单增加，公司有望进一步受益。

3.3.帝尔激光-光伏激光设备龙头，激光转印技术蓄势待发

PERC时代激光设备龙头，技术创新打开新市场。H1公司实现营业收入6.65亿元(yoy+10.75%),归母净利润2.16亿元(yoy+21.43%)。公司在光伏激光加工领域占据龙头位置，主要激光设备覆盖PERC、TOPCON、HJT、IBC和钙钛矿多种技术路线，产品包含：PERC-PERC激光消融、SE激光掺杂；TOPCon-激光掺杂(效率提升0.2%)和激光开膜；HJT-LIA激光修复；IBC-激光开槽(H1订单40GW，独占市场)。

激光转印技术为金属化降本关键路径

主要分为填充和转印两个步骤：1）填充工艺：在填充位置上面放置带有沟槽的特殊耗材薄膜，并用两个刮刀分别以60°和°倾斜角度将浆料刮进沟槽中形成凹面糊状表面，最后反转°放置。2）转印工艺：利用激光照射薄膜背面，吸收足够能量后形成高压蒸汽层，压力达到一定条件浆料就会释放到基材表面(电池片)激光转印设备成功出货，平台型技术布局多技术路线。年9月20日，公司官微宣布全球首创的激光转印设备订单开始交付由中试验证转入量产阶段。前期中试验证激光转印在光伏各技术路线中对节约银浆耗量、提升印刷一致性、降低栅线遮光面积以及破片率等具备较高应用前景。PERC上已经论证18μm以下浆料节约30%，等待电池厂量产数据认证，激光转印技术对金属化成本降本具有重要意义，若经济性得到量产验证有望迎来大规模放量。

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