TOPCon、HJT、BC降本谁最强？不同电池路线产能投资与成本分析

1、TOPCon

基于前文梳理，TOPCon电池产线与PERC电池具有较好的兼容性，其变化主要体现在：

（1）PN结：在P型硅片上进行磷扩散改为在N型硅片进行硼扩散，对应升级激光SE设备；

（2）钝化层：电池背面制备隧穿氧化硅层与掺杂多晶硅层的制备，电池前表面制备与PERC背面相同的氧化铝+氮化硅层；

（3）金属化：省去了背面激光开槽并制作铝背场的工序，前表面制作电极细栅时银浆改为银铝浆。因此，TOPCon产线可在现有PERC产线上进行改造升级，对于具有庞大存量PERC产能的电池企业有较强的吸引力。

产线投资方面，目前TOPCon电池生产设备已基本实现国产化，采用PECVD工艺的全产线资本支出大约在1.6亿元/GW左右，略低于LPCVD的1.7亿元/GW左右，较PERC产线（约1.3元/GW）高出3000-4000万元。

PECVD与LPCVD路线的投资差距主要体现在硼硅玻璃清洗环节，LPCVD路线需要配置更多机台处理绕镀问题。未来随着设备产线规模效应提升及工艺技术进步，相关设备造价仍有进一步降低的空间。

从设备厂商角度看，目前采用LPCVD的厂家包括拉普拉斯、北方华创、松煜、红太阳、赛瑞达等，采用PECVD路线的厂家包括捷佳伟创、金辰等；不同产线设备的区别主要体现在产能、良率、膜层均匀性等指标方面。微导公司采用PECVD路线制备掺杂多晶硅层，采用PEALD路线制氧化硅层。

从终端电池厂商的选择来看，拉普拉斯的LPCVD路线具备先发优势，目前已在晶科、捷泰、通威、正泰、钧达等电池厂商实现应用；捷佳伟创的PECVD路线亦取得较快进步，已在天合、晶澳、通威等厂商实现应用；微导公司目前也已取得小范围供货；中来股份采用独特的POPAID路线，是TOPCon实验室最高效率（26.7%）保持者，设备由杰太供应。

从生产成本角度看，电池片的生产成本主要包括硅片成本、设备折旧成本、辅材成本等。与PERC电池相比，TOPCon电池因为在薄片化方面更有优势，可以实现更低的硅片成本，成本增量主要体现为更高的设备折旧以及电极浆料成本等。

硅片成本分为硅成本与加工成本。在硅成本方面，决定因素为硅料价格及单位用量：

（1）硅料价格：随硅料新增供给持续释放，光伏硅料价格由年初高点245元/kg（含税）回落至60-70元/kg（含税）区间，已触达二三线企业生产成本线，预计进一步降价的空间有限；N型硅料要求达到国际电子二级以上标准，对硅料生产全流程（精馏、还原、破碎、包装等）洁净度要求及工艺管控要求均有所提升，因此硅料成本端N型较P型有约5元/kg左右的成本劣势；

（2）硅料用量：N型硅片本身具有更高的薄片化潜力，相较目前主流PERC电池150μm的硅片厚度，TOPCon电池的硅片已经可以做到130μm，部分领先厂商已开始尝试120-125μm，综合考虑硅料价格，TOPCon硅成本较PERC低1.5分/W左右。

在加工成本方面，N型硅片生产带动拉晶设备/耗材、切片耗材及相关工艺全方位升级，N型硅片非硅成本较P型略增0.3分/W。综上，TOPCon硅片成本较PERC低1.2分/W左右。

在设备折旧方面，假设按6年折旧期计算，LPCVD产线单GW投资1.8亿元，PERC产线单GW投资1.3亿元，TOPCon电池折旧成本较PERC高约0.8分/W。

电极浆料成本由浆料单价及用量决定：TOPCon电池正面采用银铝浆，价格略高于高温正银价格；182尺寸PERC电池银浆单耗约10mg/W，TOPCon银浆单耗较PERC高出5mg/W（或40mg/片）；整体而言，TOPCon银浆成本较PERC高出2.4分/W左右。

综上所述，TOPCon电池一体化生产成本合计约0.44元/W，其中非硅成本约0.20元/W；相较于PERC电池一体化生产成本约0.40元/W，非硅成本约0.15元/W，领先TOPCon厂商生产成本可控制在较PERC高出4分/W以内。

2、HJT

相比PERC的8道工序和TOPCon的10道工序，HJT仅需4道工序即可完成，包括清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、TCO膜沉积及金属化。较短的工艺流程在一定程度上有助于降低电池不良率及人工和维护成本，提高电池生产效率，但HJT电池对各环节的制造技术要求较PERC更高，且与现有技术设备线不兼容，全部需要新建产线。

产线投资方面，随着各环节主流技术路线逐步确立及设备国产化持续推进，设备降本速度超预期。据CPIA统计，2022年HJT路线设备投资成本已从之前最高达10亿元/GW下降至3.64亿元/GW，当前行业设备均价已降至3-3.5亿元/GW左右，未来仍有进一步下降空间。从设备价值量看，非晶硅沉积设备投资占比约50-60%，TCO膜沉积设备占比约20%，清洗制绒及丝网印刷设备占比各约10%左右。

在薄膜沉积环节，结合目前量产线的设备招标情况，钧石、捷佳伟创、梅耶博格等设备商主要采用RFCVD路线，迈为、理想、美国应材等主要采用VHFCVD路线，仅日本真空及国产厂商江西汉可等小众设备商采用CAT-CVD 路线。

不同设备产品的区别主要体现在腔体排布方式、镀膜顺序及腔室大小等，最终影响设备的年产能水平、生产良率及运行成本等。目前迈为采用连续多腔体镀膜，单条产线产能达到600MW；钧石、理想万里晖采用单腔体镀多层膜路线，单线产能分别达到800MW及600MW。

在金属化环节，结合前面介绍的内容，通过0BB+银包铜或电镀铜方案，可以在节省贵金属银浆用量的同时，提高电池的转换效率，是目前产业界探索的重点。

其中，0BB+银包铜方案在电池环节主要通过栅线变多变细及使用银包铜浆料实现，不涉及额外的设备投资，但是在组件环节需更新0BB串焊机，目前也已不存在技术障碍，主要是在试量产过程中逐步实现设备的稳定性，将良率与产量做到与目前MBB、SMBB接近的水平；电镀铜方案则需要重新购置设备，完全替代过去的丝网印刷工艺。

目前电镀铜设备价值量约2亿元/GW，其中，种子层制备环节PVD价值量占比约25%，图形化环节掩膜机/曝光机/显影机设备占比约30%，电镀设备占比约25%，其他设备占比约20%。2023下半年开始，铜电镀工艺已进入中试线阶段，目前主要需解决设备折旧过高及量产效率问题，乐观预期下，2024下半年有望实现产业化落地。

从不同金属化路线的制备成本来看，目前0BB+银包铜的降本效果最为明显，电镀铜路线虽然能够显著降低耗材成本，但由于设备造价较高，暂时无法体现出成本优势。据我们测算，假设电镀铜设备投资由目前的2亿元/GW到2025年下降为0.85亿元/GW，则其金属化成本或将低于0BB+银包铜路线。

从生产成本角度看，相比PERC与TOPCon电池，HJT电池在硅片薄片化方面更有优势，可以实现更低的硅片成本，成本增量主要体现为更高的设备折旧、电极浆料成本及靶材成本等。

在硅片成本方面，HJT本身的双面对称结构及无主栅技术的应用，降低了硅片的机械应力，低温工艺减少了硅片受热发生翘曲的可能，这些都更有利于薄片化的进行。

目前HJT电池的硅片厚度已降至120μm，头部厂商甚至跨入100-110μm时代，综合考虑N型硅料价格及进一步薄片化后切片工艺的提升，目前HJT硅成本较PERC低2分/W左右，硅片成本整体较PERC低1.8分/W左右。

在设备折旧方面，假设按6年折旧期计算，目前多主栅、无主栅金属化路线的产线单GW投资约3.3亿元，HJT电池设备折旧成本较PERC约高出3.3分/W；假设金属化改为电镀铜路线，则设备折旧成本进一步提高2.7分/W左右，若未来电镀铜设备投资降至1亿元/GW左右，则设备折旧成本增加值降低至1.7分/W左右。

在浆料成本方面，HJT电池天生面临导电性较差的问题，因此需要使用较多银浆来提升导电性，且HJT采用的低温银浆单价高于传统高温银浆。按照当前HJT低温银浆耗量16mg/W测算，HJT电池浆料成本较PERC高出约4.6分/W左右。

若今年底陆续导入0BB+银包铜工艺，则在单价及用量上均可实现降低，按照银包铜浆料较低温银浆单价低2000元/kg、耗量12mg/W测算，HJT电池浆料成本可与PERC打平甚至更低；未来若导入电镀铜工艺，则银浆可彻底被替代，届时镀铜、镀锡、油墨等辅材成本预计可与PERC浆料打平甚至更低。

由于HJT电池在TCO层制备时用到的含铟靶材价格较高，因此也成本HJT电池重要的成本增量，目前迈为设备镀膜的靶材单耗已降至13.5mg/W，年底有望进一步降至12mg/W。

未来导入低铟叠层方案与设备改进，可使理论单耗进一步降低至6mg/W；更远期看，在结合铟回收工艺后，GW级HJT厂商铟材单耗可降低至1mg/W。在目前靶材单耗水平下，HJT电池靶材成本约3.3分/W左右。

此外，由于HJT电池采用低温工艺，全程在200℃以下的环境中制成，对比PERC磷扩散环节所需温度高于850℃，TOPCon硼扩散环节温度高于1100℃，HJT电池生产在能耗成本方面更有优势。

综上所述，当前HJT电池生产成本合计约0.50元/W，非硅成本约0.27元/W，年底导入0BB+银包铜技术后生产成本有望降低至0.45元/W，非硅成本约0.22元/W。

目前水平下，HJT电池生产成本较PERC约高出1毛/W，非硅成本约高出1.2毛/W；导入0BB+银包铜技术后，电池生产成本较PERC或高出4.4分/W，非硅成本高出6分/W。

3、XBC

从生产工序角度而言，BC电池与PERC、TOPCon、HJT等电池路线相比最大变动在于增加图形化要求，包括：

（1）在经典IBC结构中，形成叉指状排布的掺硼P型区和掺磷N型区；在TBC结构中，形成叉指状排列的P型多晶硅层与N型多晶硅层；在HBC结构中，形成叉指状排列的P型非晶硅层与N型非晶硅层等；

（2）对准P、N区制备正负电极。因此BC电池的生产工序需要在PERC、TOPCon及HJT电池工序的基础上，增加图形化相关的环节，目前产业界多采用激光法。

以经典IBC电池为例，其图形化工艺流程为：首先在硅片背面进行磷扩散形成N+背场；之后在其上沉积一层掩膜，并利用激光的高能量刻蚀掉不需要被遮挡部分的掩膜和相应位置的掺杂层，从而形成需要的图形。

接着，通过硼扩散在没有掩膜遮挡的部分形成P+发射极，完成掺杂后，清洗掉其余部分的掩膜层；最后，在P+与N+区域相连位置进行激光开槽，将二者隔离，针对P区与N区分别激光开槽，以制备金属电极。

对于TBC和HBC电池而言，无非是将上述掺杂过程替换为掺杂多晶硅或掺杂非晶硅的沉积过程，相关工艺在TOPCon和HJT电池的生产工艺中已发展得较为成熟。因此，IBC、TBC及HBC路线也被视为PERC、TOPCon及HJT电池的一种提效方向，而TOPCon及HJT路线本身待解决的问题也同样制约TBC与HBC路线的发展。

从产线投资角度看，由于XBC电池路线较PERC、TOPCon和HJT多出了镀掩膜、激光刻蚀、激光开槽及多道清洗工序，因此需增加的设备类型包括薄膜沉积设备、激光设备及清洗刻蚀机等。

由于目前BC路线整体工艺选型尚未完全稳定，仅隆基、爱旭等少数企业实现量产，产业界仍在优化生产环节以推动效率、良率的提升，因此具体的设备投资额较难估算，按照单GW产线增加2台激光设备、1台薄膜沉积设备及1台清洗刻蚀设备计算，预计单GW产线投资增加约8000万元。

从生产成本角度看，BC电池与PERC、TOPCon及HJT电池相比主要增加设备折旧成本以及因镀膜、激光造成的额外能耗，同时金属化环节若采用有银路线，由于单面电池载流子传输路径更长，内阻偏高，因此需要加高加宽银浆栅线以实现更低的电极电阻，导致纯银XBC单瓦银耗较PERC高出一倍左右，较TOPCon高出50%左右。

目前爱旭股份首创无银化技术，推出拥有完整自主知识产权的ABC电池产品，从生产成本角度看，其在设备折旧成本方面高于隆基绿能的HPBC路线，但产品能够取得更高的转换效率，同时可节约银浆成本。

此外，由于XBC工艺步骤较PERC、TOPCon及HJT有所拉长，使得整体良率水平降低，增加了成本和品控的难度，因此预计率先实现突破的隆基和爱旭有望在一段时期内保持领先优势。

来源：亚太光伏、平安银行