1、TOPCon电池原理及技术路线
N型TOPCon(隧穿氧化层钝化接触,Tunnel Oxide Passivated Contact)电池大体是基于PERC电池的基础架构,主要变化体现在:
◾ 其一将衬底由P型换为N型,N型半导体少子寿命高,基本无硼氧复合,且对金属污染宽容度更高;
◾ 其二在背面结构中,先增加1-2nm的隧穿氧化层SiOx,再沉积一层掺杂多晶硅n poly Si,形成背面钝化接触结构。隧穿氧化层提供了良好的化学钝化性能,大幅降低了界面复合,同时允许多数载流子有效地隧穿通过到掺杂多晶硅层。掺杂的多晶硅层与基体形成n+/n高低场,阻止少数载流子运动至表面,形成选择性钝化接触。
TOPCon工艺路线差异主要体现在多晶硅生长及氧化层的制备上,目前主流的技术方案包括LPCVD、PECVD、PVD等(习惯以多晶硅层制备方式简称)。
◾ LPCVD方案,即隧穿氧化层采取热氧,多晶硅层采取LPCVD方案(本征+离子注入/磷扩),技术工艺相对成熟,钝化效果好,但成膜速度较慢,需附加解决绕镀问题;
◾ PECVD方案,即隧穿氧化层采取PEALD方案,氧化层均匀,PECVD形成多晶硅层,成膜速度快,但造成H无法释放,存在H含量高,易爆膜的困扰;
◾ PVD方案,由PECVD形成氧化层,PVD完成多晶硅沉积,成膜速度较快且基本无绕镀影响。
2、实现电池效率和发电量的大幅提升
优势1:TOPCon发电效率更高,提效路径明确、空间大。
TOPCon电池基于N型衬底的,少子寿命更长,隧穿氧化层的选择性透过能力大幅减少载流子复合造成的损失,同时配合SMBB等工艺减少正面栅线阻挡,TOPCon电池效率较PERC有1pct以上的优势。
同时TOPCon电池仍处在产业化的初期,提效幅度、速度均更快。以CPIA口径统计,2018年以来TOPCon电池效率提升2.5个百分点,同期PERC提效幅度为1.3个百分点,PERC电池在周期中后段接近理论极限,提效进程明显不及TOPCon。而目前TOPCon量产效率与超过28%的理论极限仍有很大的优化空间,提效路径也更为明确。
优势2:高双面率、低衰减等提升全周期发电量
根据晶科能源产品白皮书披露,N型TOPCon电池双面率可以达到85%,较PERC 70%左右的双面率明显提高,折算至综合效率端大致形成1pct左右的效率优势。
同时由于N型衬底少子寿命更长,受杂质影响小,同时基本上消除了硼氧复合造成的LID,TOPCon组件首年衰减优化至1%,年衰减幅度较P型明显减少,且弱光表现更好,温度系数更优,提升全生命周期发电量。实例测算全周期发电量优势达到4-5%。
3、能更好兼容PERC产线与工艺
1)与既有PERC产线兼容度高
从硅料/硅片环节看,TOPCon采用N型衬底,对硅料纯度要求较P型更高,目前硅料企业新产线基本上满足N型需求。N型硅片拉晶过程要求热场等辅材杂质含量更低,切片厚度与PERC大体一致。总体上在上游硅料、硅片重资产环节不涉及设备更替;
从电池制备环节看,TOPCon相比PERC增加/替换的主要设备为B扩散、隧穿氧化层及poly Si沉积设备,其余环节基本与PERC产线兼容;
从组件制备环节看,TOPCon通常配合SMBB减少银浆用量,此时要求串焊机做相应调整(若不改变主栅线数目则无需调整),高温工艺的TOPCon在组件端同样适配PERC产线。
总体来看,TOPCon与PERC工艺大多部分还比较接近,不仅是有改造升级空间,更重要的是可以充分利用现有的产业工人与成熟工艺。
2)投资强度逐渐接近PERC,改建主要考虑预留空间
参考CPIA统计数据,2021年PERC产线投资额约1.94亿/GW,TOPCon产线为2.2亿/GW,新建产线投资强度已经和PERC接近。调研反馈当前实际的PERC产线投资额已经降至1.5亿/GW以下,而TOPCon产线投资额也降至2亿/GW上下,叠加产线生命周期造成的折旧年限差异以及供需造成的排产差异,新建TOPCon产线平摊至单W折旧额已经接近PERC。
从改建角度看,PERC产线需要增加的投资额(包括硼扩、沉积设备等)大致在0.4-0.6亿/GW,投资额并不高,制约PERC产线改造的因素主要在技术方案和预留场地空间上(硼扩速度慢于磷扩,增加设备投入)。大部分2020年以后扩产的PERC产线预留了TOPCon的改造空间,但结合目前统计规划情况,2022年新增TOPCon产能主要为新建产能
4、经济性已经开始显现
1)收益端,TOPCon已经形成溢价:相同版型下,TOPCon组件较PERC提供5-6%的功率增量,且首年衰减、温度系数、弱光表现均更优,全生命周期发电量较PERC提升约4-5%(数额受场景影响),意味着在相同LCOE基准下,TOPCon组件将享受较PERC的溢价。
◾ 静态来看,参考目前TOPCon 24-24.5%的量产效率,测算对单面组件TOPCon带来的初始投资溢价在0.1元/W左右,双面组件接近0.15元/W
◾动态考虑TOPCon和PERC的效率差拉大,当效率差拉开到2pcts时,N型TOPCon在单面/双面组件端的溢价将进一步的向0.15/0.2元/W靠拢。
年初以来,已有国电投、中核汇能开始N型项目招标,且国电投项目给出了0.14元/W的N型组件溢价。
2)成本仍然具备下降空间:从成本增量看,测算TOPCon非硅+硅成本合计增量大致在0.06-0.1元/W。
◾非硅成本:非硅主要来自银浆及折旧:1)目前182 PERC正面用量70-80mg(背银约1/3),过去3年TOPCon正背面银浆消耗量实现大幅降低,但目前仍较PERC高约50mg(120-130mg/片),以当前银浆报价粗略测算单W非硅增加大致在3分上下。未来线宽下降、加工费用减少,TOPCon银浆消耗仍有很大的下降空间,叠加效率提升银浆非硅成本将趋近。2)设备投资带来的折旧增加摊至单W大致在1分,考虑企业间技术工艺、良率、投产条件(主要影响能耗价格)差异,目前TOPCon电池环节非硅的成本增量大致在4-8分/W。
◾ 硅成本:N型硅片目前较P型仍高出6%-10%,以182硅片报价测算,大致硅成本增量在2-3分/W上下(目前N型硅片尚未大批量供应,存在浮动空间)。