环球关注：光伏行业专题报告：三类新型技术抢棒PERC，N型高效时代开启

来源：未来智库）　2022-07-17 17:40:01

（报告出品方/作者：平安证券，皮秀、吴文成）

一、 PERC 迫近理论效率极限，N 型技术拐点已至

1.1“降本增效”推进技术迭代，PERC 电池仍为行业主流

【资料图】

光伏发电是利用半导体材料的光生伏特效应，把太阳能转化为电能的过程。其发电原理是太阳光照在半导体 P-N 结上，形成新的空穴-电子对，在 P-N结内建电场的作用下，光生空穴（正电荷）由 N区流向 P 区，光生电子（负电荷）由 P 区流向 N 区，形成从 N到 P 的光生电动势，从而使 P 端电势升高，N端电势降低，接通电路后就形成 P 到 N的外部电流。太阳能电池是实现光电转换最为核心的环节。

太阳能电池根据半导体材料的不同分为晶硅太阳能电池和薄膜太阳能电池，晶硅太阳能电池在太阳能电池中份额占比超 95%，是目前产业化水平与可靠性最高的光伏电池类型。晶硅电池根据用料的不同可分为单晶硅电池和多晶硅电池，单晶硅片因具有完美的晶体结构，易制备高品质的 PN结从而获得更高的光电转换效率，且通过改进单晶炉、金刚线切片等环节大幅降本，已成为行业的主流选择。单晶电池根据硅片掺杂元素不同，又分为 P 型电池和 N型电池。传统 P 型电池硅片基底掺硼，通过扩散磷形成 N+/P 结构，虽然扩散工艺简单但转换效率上限较低；新型 N型电池硅片基底掺磷，通过扩散硼形成 P+/N结构，扩散工艺难度大，但少子寿命长，且没有硼氧复合和硼铁复合，从而避免了形成复合中心的光致衰减损失，是未来的技术迭代方向。

历经两代技术变革，N 型电池技术拐点已至，单晶 P 型 PERC 电池最具经济性仍为行业主流。

第一代电池技术（2016年之前）为常规 Al-BSF铝背场电池（Aluminium Back Surface Field），在电池 P-N结制备完成后，于硅片的背光面沉积一层铝膜，无介电膜。铝背场电池效率损失来自于背面全金属的复合，背钝化电池结构 PERC 应运而生。2021 年 BSF 电池市场占比下降至 5%，基本面临淘汰。

第二代电池技术（2017至今）为单晶 P 型 PERC及 PERC+电池，PERC 发射极钝化和背面接触电池（Passivated Emitter and Rear Contact），在电池片背面形成氧化铝钝化层作为背反射器，增加长波光的吸收，同时降低背表面电子复合，增大 P-N 极间的电势差，提高转换效率。2017-2020 年 PERC电池加速迭代，市占率从 15%上升至 86%，4年间渗透率提升近 6 倍。随着近两年大尺寸 PERC电池新产能的释放，2021年其市场占比进一步提升至 91.2%。目前，PERC+利用提效工艺如激光 SE、碱抛、光注入/电注入等，延长了技术生命周期，2022 年平均转换效率约为 23.3%，是目前最具经济性的主流电池产品。但 PERC效率迫近理论极限 24.5%，大尺寸 PERC的降本路径也临近扩产瓶颈，下一场竞赛将是高效率的比拼。

第三代电池技术（开启产业化元年）为 N 型高效电池技术，其钝化接触技术大幅减少金属电极和电池的接触复合，从而实现比 PERC 电池更高的转换效率。具体包括 TOPCon隧穿氧化层钝化接触电池（Tunnel Oxide Passivated Contact）、HJT 具有本征非晶层的异质结电池（Hetero-Junction with Intrinsic Thin-layer）、IBC 交指式背接触电池（Interdigitated Back Contact）等。N型电池相对成本较高，2021年市场占比约为 3%，2022年产业化元年正式启动。随着国内外需求开始转向高效产品以及“降本增效”提速，N 型电池是下一步迭代发展的方向。

1.2 N 型技术拐点已至，多种技术路线竞相发展

降本增效是光伏行业永恒主题，降低度电成本 LCOE 的终端目标驱动市场向高功率高效率组件转换。高效晶硅电池迭代迅速，根据晶硅太阳能电池的工作原理，要实现高转换效率（η=FF*Voc*Jsc/Pin）需要高的填充因子（FF）、开路电压（VOC）和短路电流密度（JSC）。相应地，电池技术演进的逻辑是：用更低成本的规模化工艺手段，减少电池载流子的复合，提高开路电压、短路电流和转换效率，最终降低度电成本 LCOE，实现全行业降本增效。早期第一代 Al-BSF铝背场电池，背面沉积一层铝膜，金属复合严重。第二代 PERC 电池利用背面氧化铝钝化层沉积，增强光线的内背反射、降低了复合。而 N 型电池的钝化接触技术，大幅减少金属电极和电池的接触复合，其中 TOPCon 通过背面隧穿氧化层和掺杂多晶硅层形成钝化接触结构，形成了良好的界面钝化，降低金属接触区域的复合；HJT综合了晶体硅电池优异的光吸收性能与薄膜电池的钝化性能优势，利用本征非晶硅层将 N 型衬底与两侧的掺杂非晶硅层完全隔开，实现了晶硅/非晶硅界面态的有效钝化，获得更高的开路电压；IBC电池将 P+掺杂区域和 N+掺杂区域均放置在电池背面，受光面无任何金属电极遮挡，从而有效增加电池的短路电流，使电池的能量转化效率得到提高。

N 型单晶硅杂质少、纯度高、少子寿命长，N 型电池具备转换效率高、温度系数低、光致衰减低、弱光响应好、双面率高、降本空间大等综合优势，全生命周期内的发电量高于 P 型电池，是下一步迭代发展的方向。根据权威测试机构德国哈梅林太阳能研究所测算，PERC、HJT、TOPCon三种类型电池技术理论极限效率分别为 24.5%，28.5%，28.7%（双面）。随着 P 型 PERC电池效率迫近理论极限，且降本趋缓步入薄利时代，光伏企业围绕“降本增效”争先布局 N型高效新型技术路线。预计 2022年 N型电池市场渗透率将超过 8%，2023年有望超过 20%。其中，能兼容 PERC生产线的 TOPCon 电池量产领先一步，N型新技术拐点已至。当前，多样化的终端应用市场推进着多种 N 型电池路线并存发展，已有部分光伏厂商发布了 N 型新产品。TOPCon 短期量产经济性显著，HJT中长期提效降本空间较大，P 型 IBC受一体化龙头力推，三类电池处于发展导入期；此外，IBC有望与 TOPCon 和 HJT结合成下一代 TBC及 HBC技术，钙钛矿叠层电池极具远期发展潜力，技术前沿方案不断优化。未来较长一段时间，多种 N型技术路线将竞相发展。

二、 TOPCon 经济性凸显，引领 N 型技术产业化元年

2.1 兼容 PERC 产线，TOPCon 强化钝化接触工艺

PERC电池结构方面，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，在工艺制程上主要增加了背面抛光、背面 ALD/PECVD钝化及镀膜、激光开槽等三道工艺，在背面钝化和局部铝背场的共同效应下，PERC 电池效率得到有效提升。

TOPCon电池结构方面，该技术利用量子隧穿效应，在电池背表面制备一层超薄隧穿氧化层（1.5-2nm 氧化硅 SiO2），形成良好的化学钝化性能，允许多数载流子（电子）通过，阻止少数载流子（空穴）通过，降低多少子表面复合。同时，隧穿氧化层与高掺杂的 n型多晶硅薄层 Poly-Si共同形成了钝化接触结构，使电极不接触硅片就完成电流传输，降低背面金属复合，提升电池的开路电压和转换效率。TOPCon产线与 PERC产线兼容，工艺流程在 PERC基础上增加了硼扩、隧穿氧化层和掺杂多晶硅层沉积等步骤，需要扩散炉和沉积设备等。

TOPCon 技术的核心工艺包括隧穿层氧化物生长、本征多晶硅沉积及多晶硅掺杂。在硼扩环节中，尽管硼扩与磷扩工艺及设备高度相似，但是因为硼在硅中的固溶度较低，导致硼扩相较常规的磷扩较难。在隧穿氧化层及多晶硅沉积——钝化接触结构制备环节中，主要有 LP+扩散/离子注入、LP+原位掺杂、PE+原位掺杂、PVD+原位掺杂等几种方式。

按照隧穿氧化层和多晶硅层的不同制备方式，薄膜沉积主要包括 LPCVD、PECVD、PEALD、PVD等作为核心设备的制作流程。当前主流的工艺为通过热氧法生长约 1.5-2nm 的隧穿氧化层，同时通过 LPCVD方法沉积 150-200nm 的薄多晶硅层，再辅之磷扩进行掺杂，但是该技术路线镀膜速度较慢，或伴随绕镀、石英件沉积和良率偏低等问题。目前，晶科等企业采用 LPCVD 路线为主，已实现成熟量产，可用良率基本与 PERC 持平。也有设备厂商逐步应用新的技术路线，如 PECVD/PEALD/PVD。PECVD配合原位掺杂，可以实现同一台设备一次性完成氧化硅、多晶硅膜的沉积并掺杂，工艺流程简化，效率与 LPCVD 基本持平或略低，且具有沉积速率快、绕度易去除、无石英耗材、设备与运维成本较低等优势，单 GW 设备投资较 LP 低约 2000 万元，但仍需解决成膜不稳定、良率较低等问题，待客户端数据验证后有望逐渐打开市场空间。目前 TOPCon 主要任务尚需简化工艺、降本提效，现各工艺路线并行存在，新技术路线的设备需量产能力和市场应用进一步验证。当前捷佳伟创布局 LPCVD 和 PECVD 两条技术路线，其中核心专用设备 PECVD-Poly 实现了隧穿层、Poly 层、原位掺杂层的“三合一”制备。

效率与成本优势显著，支撑着 TOPCon 电池在后 PERC 时代率先占据扩产高点。TOPCon 可基于 PERC 技术积累、人才储备和成熟设备的积淀进一步发展，同时投资成本相较于其他 N型电池技术更具有经济性，单 GW 设备投资低于 HJT和 IBC 电池，且可通过改造升级 PERC 产线（费用约 0.5 亿元/GW）拉长原有设备生命周期。此外，TOPCon 具有可观的发展潜力，目前平均量产效率约 24.5%+，晶科创造的实验室效率纪录为 25.7%，理论效率可达 28.7%（双面）。TOPCon 技术拥有完整的可持续发展的技术路线支撑，可应用选择性发射极/激光硼掺杂技术降低发射级钝化区域的复合损失和载流子传输损失，同时通过大尺寸薄片化、银铝浆替代、设备降价等途径进一步降本。后续，TOPCon 可与 IBC 技术结合形成 TBC （POLO-IBC）技术，量产效率达26%-28%，还可实现与钙钛矿结合的叠层电池，迭代升级空间广阔。（报告来源：未来智库）

2.2 效率与成本优势支撑，一体化厂商力推 TOPCon 量产

今年以来，多家光伏厂商公布其 TOPCon 电池组件扩产计划及量产进度，截止目前国内规划产能超百 GW，TOPCon 大规模量产开启了 N 型电池产业化元年。其中，一体化组件龙头如晶科、天合、晶澳等推动 TOPCon 由中试向规模化发展，一定程度上反应技术演进的市场化方向。中来、钧达、一道新能也有较大规模布局，协鑫和正泰正在布局赶上。2021 年国内 TOPCon 电池产能约 10GW，伴随效率、良率和规模化生产性价比的提升，其市占率将逐步提升，2022年 TOPCon电池产能规模有望超过 50GW，2023 年产能或达80GW。

TOPCon于技术竞赛中率先出圈，下半年产能将加速落地。晶科能源海宁与合肥 16GW 182 TOPCon产能已经满产，海宁电池量产效率已达 24.75%，可用良率与 PERC 持平，晶科成为行业首家建成 10GW 以上规模 N 型产品生产线的企业。6 月 28 日晶科“尖山二期 11GW 高效电池及 15GW 组件智能生产线项目”开工，电池量产平均效率目标 25%以上。晶澳科技 2022年末将形成 6.5GW N型技术的产能，2023年预计新增 15GW 以上产能。天合光能江苏宿迁 8GW TOPCon电池项目已经启动，预计 2022年下半年投产，其电池量产平均效率突破 24.5%。阿特斯 210 N 型 TOPCon高功率组件计划在三季度试生产，四季度进入正式量产，很快达到 GW 级别，其正面最高功率可达 690W、双面最高可达 765W。中来股份在山西基地规划建设年产 16GW高效单晶电池智能工厂，一期 8GW规模，6月 30日中来山西一期首批 4GW 的 182/210 TOPCon 电池首片成功下线，并将快速推进一期后续 4GW 及二期 8GW 项目建设。钧达股份在 2021年完成 TOPCon技术路线的研发验证，将在安徽投资 112 亿建设16GW 高效 TOPCon 电池片项目，预计一期 8GW 规模在2022 年下半年投产爬坡。

2.3 TOPCon 经济性提升，技术迭代红利将兑现

光伏电池组件进入技术迭代红利期，布局 N型技术将被持续验证。根据正泰海宁研发基地实测数据，由于 TOPCon组件的弱光性能、工作温度和温度系数等因素影响，N 型 TOPCon 电池单瓦发电量较常规 PERC 平均增益约 4%。在辐照度低的条件下，N 型 TOPCon 组件更优的弱光性能可使组件单瓦发电量增益可达 3%。当前，TOPCon 凭借效率较高、LCOE 较低、全生命周期性价比凸显等优势，在终端应用中已经具备与 PERC 组件竞争的实力。今年以来，晶科能源、一道新能等主要 TOPCon 厂商已经在国内大型地面电站招标过程中批量中标，晶科全年 N 型出货目标超过 10GW。与此同时，华能集团、中广核、国家电投、中国华电、大唐集团、中核汇能等央企先后采购 TOPCon 组件，其中华电与大唐采购量分别达 1.5GW 和 1GW，华能在 2022年度首批集采项目设置了针对 N型组件的独立标段。下游电站对 TOPCon组件的采购意愿逐渐增强，预计四季度 TOPCon市场渗透率有望达到 10%，1-2 年内率先布局的企业有望获得超额收益。成本与溢价空间方面，目前 TOPCon 组件成本较 PERC高约 0.03-0.05元/W，M10尺寸 TOPCon组件价格较 PERC 溢价约 0.03-0.1元/W。目前在导入地面电站初期有让利开拓市场情况，对终端电站厂家的吸引力较大，技术迭代红利正在兑现。预计随着国产化银浆降价、银耗量下降、效率良率提升，TOPCon 电池组件盈利性将进一步提升。

三、设备、材料端齐推“降本增效”，HJT 加速产业化

3.1 HJT 工艺步骤相对简化，但工艺精度要求严苛

HJT 电池是具有本征非晶层的异质结电池，即在晶体硅上沉积非晶硅薄膜。电池结构方面，HJT以 N 型单晶硅为衬底光吸收区，经过制绒清洗后，其正面依次沉积厚度为 5-10nm 的本征非晶硅薄膜 i-a-Si和掺杂的 P 型非晶硅薄膜 p-a-Si，并与硅衬底形成 P-N 异质结。硅片的背面又通过沉积厚度为 5-10nm 的本征非晶硅薄膜 i-a-Si 和掺杂的 N 型非晶硅薄膜 n-a-Si 形成背表面场。在掺杂非晶硅薄膜的两侧沉积透明导电氧化物薄膜（TCO），再通过丝网印刷在 TCO两侧顶层形成金属电极。异质结电池的关键技术在于超薄本征非晶硅层 i-a-Si，该薄层将 N型衬底与两侧的掺杂非晶硅层完全隔开，大幅度降低晶硅的表面复合，从而获得很高的开路电压。 HJT 电池中长期发展优势显著，到 2022 年底国内 HJT 产能规模（含在建）或超过 15GW，后续经济性凸显后有望争夺市场主导地位。具体来看，HJT电池（1）本征非晶硅钝化，开路电压较大，理论效率高达 28.5%；（2）核心工艺流程仅 4步，相对 PERC 与 TOPCon 流程简化；（3）天然双面发电电池，双面率>95%，增加发电增益；（4）掺磷 N型硅片，无硼氧复合、硼铁复合，无光衰；（5）电池对称结构和低温工艺，适于薄片化降本；（6）温度系数较小，高温环境下衰减较小，发电量相对较高。

HJT 工艺流程方面，HJT产线与 PERC 不兼容，需增配非晶硅与导电膜沉积设备，增加靶材需求。具体工艺中，清洗制绒主要有 RCA 和臭氧清洗法两种技术，其中臭氧清洗法的化学品耗量和废料处理成本更低，应用更广泛。非晶硅镀膜有等离子增强沉积 PECVD与热丝镀膜沉积 HWCVD两种设备，其中 PECVD已实现国产化应用更为广泛，目前 VHF-PECVD推动“微晶-HJT”技术变革。微晶工艺有助进一步提升 HJT 效率，使用掺杂微晶硅或者掺杂微晶氧（碳）化硅替代掺杂非晶硅，进一步提高掺杂浓度、增加透光性能，同时降低掺杂层的电阻，增大 HJT 电池的电流密度。HJT 工艺环节中，透明导电膜（TCO）可采用 PVD（磁控溅射）、RPD（反应等离子体沉积）两种方法制备，PVD工艺用直流磁控溅射制备 TCO，较为成熟，量产性更好；RPD工艺采用蒸发镀膜法制备 IWO导电薄膜（氧化铟掺钨），薄膜导电性好，但设备价值量更高，且靶材尚未规模量产。金属化丝网印刷工序因低温银浆需两次印刷，对印刷线的精度有较高要求，辐照退火也能有效提高电池效率。目前迈为股份、捷佳伟创均具备全套设备供应能力。

3.2 HJT 经济性仍待提升，设备、材料端助推降本增效

2022 年 6月，经德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）测试，隆基硅 HJT M6全尺寸电池（274.4c ㎡）光电转换效率达 26.5%，创造了大尺寸单结晶硅光伏电池效率新的世界纪录。当前，HJT电池平均效率约 24.5-24.7%，成本是制约 HJT产业化发展的核心因素，HJT与 PERC 正面竞争仍需设备端、材料端等全产业链环节助力降本增效，进一步提升经济性。 HJT 降本增效发展路线主要分为 HJT1.0，HJT2.0，HJT3.0 三个阶段。1.0 阶段采用非晶硅制备异质结，目前 HJT主流企业 M6-12BB 电池单片银耗约 150mg（每瓦银耗量 22.3mg），130-135μm 厚度已获大量验证。2.0 阶段由正面微晶硅代替非晶硅，平均效率约 24.5%-24.7%，目标效率为 25%-25.2%，厚度或可降至 120μm，采用钢板印刷+SMBB+背面银包铜等技术后单片银耗或可降至 120mg。3.0阶段采用双面微晶 PECVD设备，量产效率有望达到 25.5%，同时应用接近 100μ m 薄片和全面银包铜技术，银耗量有望降至 80mg/片（每瓦银耗量约 11-12mg），含银量约 30%。未来，利用电镀铜技术或可全面取代含银浆料，同时 HJT与钙钛矿叠层电池技术结合，在全尺寸上效率有望突破 30%。HJT的具体提效降本进度仍待实践数据验证。综合来看，HJT技术降本提效的过程中，电池设备企业主导工艺革新，较大程度确定电池转换效率与成本的基准水平，主要通过大产能设备、双面微晶 PECVD、半棒薄片技术、电镀铜设备、钢板印刷及激光转印、SMBB 高精度串焊等设备工艺革新降本增效；原材料企业辅助配合，实现高品质、低成本原辅料供应，推进低温银浆国产化、银包铜替代方案、靶材无铟化等进程；电池企业则通过温度湿度等环境把控、材料配比、气体速率、高精度工艺手法提升效率上限。（报告来源：未来智库）

3.3 新进者与央国企运营商布局发力，HJT 加速产业化

一直以来，光伏龙头企业是技术革新与应用的引领和主导者，但从 HJT布局进展来看，主流一体化龙头对 HJT的大规模量产安排相对谨慎，目前通威股份拥有 1GW 中试线，东方日升主推大尺寸异质结组件。而业外新进者如华晟新能源、金刚玻璃、明阳智能等，和下游央国企运营商如华润电力、国电投等则加速扩产布局。作为目前产能最大的 HJT 厂商，华晟新能源于 6月 26日发布了喜马拉雅 G12系列组件，采用其宣城二期 HJT电池，批次平均转换效率 24.73%，组件全面积转化效率超过 23%。预计到 2022年三季度华晟将形成总计 2.7GW 的 HJT产能，并积极推进宣城三期 4.8GW 项目建设，2023年华晟合计 HJT电池产能将突破 7.5GW，并有望达到 10GW。金刚玻璃将在原有的 1.2GW HJT产能基础上新扩建 4.8GW 产能。央国企也开始入局异质结，国家电投拟与福建钜能电力共同建设 5GW 异质结项目；华润电力在舟山规划布局 12GW 的 HJT产能，已启动厂房工程总承包招标。当下 HJT的合计产能已经超过 6GW，伴随新技术的经济性优化与市场成熟度提升，后续具备进一步扩产潜力。成本与溢价空间方面，目前 HJT与 PERC电池在单 W 成本端差距约 0.2元/W 左右，国内 M6尺寸 HJT组件较 PERC溢价约 0.2-0.3元/W。HJT转换效率已步入 24.6%+时代，随着设备和工艺的不断升级，今年 HJT有望实现 25.00%+的量产效率。待微晶替代非晶、省硅省铟省银等降本增效路径验证成熟后，具备量产性价比的 HJT 扩张将越来越多，技术迭代的超额利润也会加速兑现。

四、 IBC 兼容性优越，技术延伸空间广阔

4.1 IBC 工艺相对复杂，兼容性优越

IBC 为交叉背接触电池，是指电池正面没有电极，正负金属栅线交叉排列在电池背面的结构。电池结构方面，IBC 电池的 PN 结和金属接触位于太阳电池的背部，前表面避免了金属栅线电极对光的遮挡，而金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用入射光，减少光学损失，具有更高的短路电流。电池前表面无遮挡，提高转换效率且外形美观，适合应用于中高端分布式光伏市场特别是光伏建筑一体化 BIPV，具有较大的商业化前景。从工艺制程来看，IBC工艺较为复杂且成本较高，重点包括离子注入、掩膜、开槽、刻蚀以及 PN区的制备。离子注入环节需采用精度高、均匀性好的离子注入设备，掩膜使用PECVD或 APCVD设备，刻蚀使用湿法设备，PN区的制备使用PECVD，开槽使用激光开槽设备。IBC的关键工艺在于在电池背面形成交叉排列的 p+区和 n+区，以及在上面形成金属化接触。因此， IBC 电池的制作需要采取局部掺杂法，利用光刻或者激光形成所需要的图案，然后采取两步单独的扩散过程来形成 p型区和 n 型区。同时，IBC关键工艺还在于丝网印刷的对准精度问题和印刷重复性问题，因此对电池背面图案和栅线的设计要求非常高。

作为产业化 IBC电池技术的领先者，Sunpower 研发的第三代 IBC电池最高效率已经达到 25%。然而，目前 IBC 电池制备需要多种复杂的工艺使得其制造成本较高，一定程度制约 IBC 电池的大规模应用。未来依托其兼容性，IBC 将与 TOPcon 技术结合形成 TBC 电池，利用 IBC 高的短路电流与 TOPCon 优异的钝化接触特性，获得更高的电池效率；同时可与 HJT 技术结合成 TBC电池，利用 IBC高的短路电流与 HJT高的开路电压的优势，获得高电池效率。对于提前布局 IBC路线的光伏企业，未来将有储备优势进行下一步延伸拓展。

4.2 隆基爱旭规模化布局，抢占分布式光伏市场

当前光伏电站的应用场景愈发多样化，组件厂商也需差异化、定制化技术产品满足下游运营商复杂场景下的安装需求。目前 IBC 技术路线应用中，国电投下属公司黄河水电拥有 200MW IBC电池组件产线，平均量产转换效率达到 24.2%，组件量产转换效率达到 22.1%；光伏龙头隆基绿能主推应用于分布式领域的 P 型 IBC技术（HPBC技术路线），到 2022年底有望在西咸和泰州形成 19GW 的产能；爱旭计划年内在珠海形成 6.5GW 的 N 型 IBC 产能（ABC 技术路线）。 HPBC 电池利用 P 型单晶硅衬底作为 P 区，正背面无需硼掺杂，也省去了较贵的离子注入和光刻、掩膜设备，工艺步骤相对简单；同时，P 区正电极采用铝浆，银浆使用量降低 50%，降低了生产成本。预计改良后 P 型 IBC设备与 PERC+/TOPcon 设备成本较为接近，预计单 GW 投资额约在 1.5-2 亿元左右。隆基 HPBC 新电池产能预计将于今年三季度投产，主要针对中高端分布式及 BIPV 市场，有望在国内及欧美市场通过差异化竞争贡献业绩弹性。爱旭股份旗下子公司深圳赛能于 2022年 6月 28日发布全新产品 N型 ABC组件，全称“All Back Contact”，正面全黑名为 “黑洞”系列。其电池为背结背接触结构，正负两极金属接触均在电池背面，正面无电极栅线遮挡，可 100%接收太阳光，最大限度优化电极栅线，降低串联电阻，电池量产平均效率高达 25.5%。本次 ABC组件分为 54、66、72、78片四种版型，适应户用屋顶、工商业屋顶、光伏建筑一体化等各类应用场景需求。ABC 组件量产效率最高达 23.5%，最大功率 720 瓦，同时应用非银化技术进一步降本。据爱旭测算，相较于目前主流的 P 型产品，ABC组件产品全生命周期发电量提高 11.6%，系统成本降低超 3%，降本增效明显。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。

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