新能源专题篇十二：PERC、TOPCon电池_产业_资讯_速续站

一、光伏电池总览

（一）晶硅电池技术方向

背场BSF电池→PERC电池（P型）→TOPCon、HJT、IBC电池（N型）

（二）各技术市占率

PERC仍占主流，TOPCon、HTJ等技术开始发力。

（三）电站收益指标

IRR 和 LCOE 是衡量电站收益两大指标，主要影响因素是电价、系统成本、光伏组件发电效率等。

（1）内部收益率（IRR）是在光伏电站项目的投资成本现金流和运行期发电收益现金流相等时的贴现率。2020 年地面光伏系统的初始全投资成本约为 3.99 元/W 左右，组件约占总投资成本的39.3%。

（2）平准化度电成本（LCOE）是对光伏项目生命周期内的成本和发电量进行平准化得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。2020 年全投资模型下地面光伏电站在 1800 小时、1500小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的 LCOE 分别为 0.2、0.24、0.29、0.35 元/kWh。

二、PERC电池

PERC电池，发射极背面钝化电池（Passivated Emitterand Rear Cell)，与常规铝背场电池相比，PERC电池背面增加了氧化铝 AlOx，氧化硅 SiOx 和氮化硅 SiNx 等钝化叠层。

（一）转换效率

2019年1月，隆基单晶双面PERC电池正面转换效率达到24.06%，是商业化尺寸PERC电池效率首次突破24%，创造新世界纪录，该记录停留两年未有前进。2020年，规模化生产的P型单晶电池均采用PERC技术，平均转换效率达到22.8%，较2019年提高0.5个百分点，先进企业转换效率达到23%。预计2021年底，PERC量产效率有望提升到23.5%，理论上有望提升到行业普遍认为的效率极限24%。

（二）市占率和成本

2020年，PERC电池市占率达86.4%。设备投资成本降至22.5万元/MW，单晶PERC电池片成本下降至约0.7元/W，非硅成本下降至0.23元/W，降本空间趋近极限。

PERC电池（P型电池）目前市占率最高，但因当前技术下PERC电池的转换效率几乎已达到理论极限，降本空间也近极限，因此需要更高转换效率的TOPCon、HJT、IBC等N型电池来破局。

三、TOPCon电池

TOPCon电池，隧穿氧化层钝化接触电池（Tunnel Oxide Passivated Contact），其电池结构为 N 型硅衬底电池，在电池背面制备一层超薄氧化硅，然后再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构，有效降低表面复合和金属接触复合，提升了电池的开路电压和短路电流，提高电池效率。

（一）转换效率

德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)理论分析得出，钝化接触电池具有更加高的效率极限（28.2%~28.7%），高于 HJT 和 PERC 电池的极限效率（27.5%和 24.5%），最接近晶体硅太阳能电池理论极限效率（29.43%）。2022年底晶科能源单晶双面N型TOPCon电池实现26.4%的转换效率，而后2023年4月中来N型TOPCon电池再次刷新世界纪录，认证后的效率达26.7%。TOPCon电池的首年衰减率1%，是PERC电池首年衰减率的50%，逐年衰减0.4%。

（二）工艺流程

TOPCon电池工艺在10~12步左右，与PERC电池工艺的主要区别在于增加了硼扩、隧穿氧化层沉积等步骤，可在PERC基础上进行改造，通过增加设备等方式进行更新，最大程度保留和利用了现有传统P型电池设备制程。

根据东吴证券测算，TOPCon电池在PERC产线上升级改造，初始投资额为1.4--1.6亿元/GW，升级成本4000-5000万/GW，与P型电池相比，TOPCon电池将磷扩散改为硼扩散，增加了隧穿层、Poly层的制备，取消了激光开槽步骤。

初始投资中：清洗制绒设备800万元、硼扩散炉成本2000万、刻蚀成本1200万、背面氧化隧穿及多晶硅掺杂相关设备成本分别为4500万(LPCVD)和3500万(PECVD)，双面减反膜设备成本为3200万，丝印设备成本为3500万。

（三）降本增效

TOPCon电池成本主要由硅片成本和非硅成本构成，非硅成本主要由折旧、浆料及靶材组成。根据东吴证券测算，TOPCon较PERC在硅片端低1分/W、非硅材料高4分/W、组件端高3分/W，总成本高0.08元/W左右；根据国泰君安测算，目前TOPCon电池较PERC高0.05-0.09元/W左右。TOPCon电池降本路径，主要有降低硅材用量、减低银浆用量、降低设备价格、简化工艺、提升规模效应等。