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请问一下多电子和多空穴的优势分别是什么呢?为什么光伏电池技术是由P型向N型转变的呢？非理科生，还请各位大佬详解。
因为半导体技术的成熟？
回顾光伏行业的发展，电池片的技术更新、迭代是核心。在近二十年间光伏组件功率从一百多瓦增长到现在的600W+，可以说高功率和超高功率组件的发展在过去和未来都是势不可当的，而在技术的迭代过程中，电池片是核心环节，也是追求性价比的关键。
目前讨论比较多的是TOPCon、PERC和HJT这三种电池技术。从技术难度商来说，TOPCon和HJT较高，PERC较低。PERC目前已经在业内被大量成熟应用，生产成本相对较低，同时效率提升也遇到瓶颈。TOPCon和HJT都是有低衰减、高效率的特点，极限效率相差不大，都具有较大的提升空间。TOPCon兼容目前存量产能，而HJT与目前产线不兼容，需要大量的新设备投资。
从设计院的角度出发，光伏系统设计选型几个核心要素是组件、逆变器、光伏系统运行方式和光伏基础选型。以目前组件的价格行情，组件在光伏系统全投资占比已经超过60%，成为光伏系统设计的唯一法则。针对2022Q1光伏系统组件选型，选取量产的四款182/210主流组件产品进行对比，分别是182N型的610W和565W、210P型的660W、182P型的540W。在组件效率和双面率方面，N型优势明显。正面短路电流方面，182组件N型和P型差别不大，而210组件明显短路电流更高。衰减率方面，N型组件首年衰减只有1%，而后续逐年衰减率只有0.4%，远优于P型组件。
随着光伏风电应用高速发展，我国已成为全世界光伏和风电装机量最大的国家，目前项目用地在很多地区都日趋紧张。如何通过组件选型、总平面灵活布置、超配多少才能使收益率最优，发电量最高？新形势下提高土地资源利用率，是我们设计优化和选型新的关注点。
以陕西关中地区三类资源区山坡台原地直流侧120MW（交流侧100MW，容配比1.2）项目为例，设计选用固定可调支架纵二排布，小支架、预应力管桩、组串式逆变器。方案ABD分别选用N型610W、N型565W和P型540W进行对比。
土地成本方面，选用N型组件的A、B方案对用地节约方面作用明显，分别可以节约85亩和89亩。从支架的排布上来看，组件长度对支架成本的影响大于宽度，这就带来了N型组件支架套数的明显下降。在桩机根数上，更长的组串带来更少的桩基。
从系统成本来看，以P型540W为基准，N型610W和565W在支架及安装、电气设备和土建工程方面均有明显的降本，分别为10%、10%和3.5%左右，大致对应5～7分、4～5分和1分。
如果考虑在不同组件价格下，光伏系统全投资的差异：当N型和P型组件价差0.1元，选择N型则光伏系统投资预计降本幅度1.14%；价差0.05元时，系统投资降本幅度2.56%；价钱相同时，系统投资降本幅度3.9%。
组件选型经济性分析—N型大幅提升项目投资收益率
以P型540W组件为基准，选用同版型N型565W组件的三个不同价差做对比分析。考虑到N型双面率高、低衰减和温度系数的优势，按照2%发电小时数提升做保守估算。选用N型亩产发电量会有明显提升，在不考虑储能的情况下静态投资也有不同程度降低。
资本金内部收益率和度电成本方面，当N型P型价差在0.1元时，内部收益率为9.68%，比P型提升接近1个百分点，度电成本0.3225元；价差0.05元时，内部收益率为10.05%，度电成本0.3186元；同价位时，内部收益率为10.43%，度电成本0.318元。这样的收益率在今年组件价格上涨的行情中是非常高的，主要还是得益于N型组件对项目投资的降本贡献。随着未来对于TOPCon的应用和讨论越来越多，行业对于实际发电增益的认识也会越来越充分，而不是基于现在2%的保守估计，同时这也为未来预留了储能的空间。
2022年N型TOPCon组件会有数十吉瓦的量产规模，这将为应用端组件选型带来非常大的技术提升和迭代。N型组件在BOS成本、亩产发电量、财务评价等方面具有明显的领先优势，未来在应用端的表现十分值得期待。
近年来各类电池技术融合叠加发展，使得产业化电池效率不断提高，目前，PERC电池的最高效率仍是由隆基创造的24.1%；今年3月，天合光能刷新210i-TOPCon电池效率纪录，其G12的TOPCon电池片效率达25.5%。受益于技术的不断规模化应用，以TOPCon、HJT为代表的新技术路线产线不断扩产、投产速度加快，产能有望迎来爆发。
电池片的技术进步，可以说是光伏各环节众多技术迭代中影响最大的方向，继PERC电池实现普及并逐渐接近其理论极限后，TOPCon、HJT为代表的新型电池技术受到更多关注。在这些电池技术中，TOPCon因性能、成本等方面的综合优势，受到业内广泛关注，成为当前不容小觑的一股新势力。
日前，国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）也曾召开“上半年实证实验数据发布暨三期设计方案技术线上交流会”。根据会议，目前光伏行业正处于电池技术迭代的关键时期，N型技术中的TOPCon、异质结以及IBC是技术路线选择的主流技术类型。且从大庆基地组件实证数据发现，不同技术类型的组件产品中，TOPCon电池技术表现突出，具有多重优势。
那么，对于以上频频提到的Topcon电池技术，细分来看究竟有哪些优势？市场盈利性如何？主要技术路线怎样？产业链情况如何？是否具备产业化量产能力？重点布局企业有哪些？未来发展趋势如何？今天我们就逐一解决关于Topcon电池技术的相关问题。
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%。2015年之前，BSF电池占据90%市场，2016年PERC电池开始发力，到2020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。
N型电池使用更为优质的硅片，增加SE工艺。一方面，N型电池相比P型电池对硅片的质量要求更高，要求更低的电阻率、更低的氧含量、更高的少子寿命。电阻率方面，阻值在1欧附近，效率会有极值；氧含量方面，TOPCon对硅片氧含量更加敏感，核心就是Topcon是高温工艺（如B扩散），氧容易沉淀，形成氧环即同心圆，对效率影响明显；此外TOPCon对N型硅片金属杂质、碳含量敏感，高温过程易诱发缺陷形成暗片。另一方面，N型电池还增加SE工艺，有效提升效率。SE工艺即选择性发射极技术，在电极接触区进行高浓度掺杂，在光吸收区低浓度掺杂，减少发射机附近接触电阻。
TOPCon即隧穿氧化层钝化接触电池（Tunnel Oxide Passivated Contact）：由德国Frauhofer太阳能研究所于2013年首次提出。主流TOPCon电池采用N型硅片，首先在电池背面制备一层1-2nm的超薄氧化层，随后在氧化层上沉积一层多晶硅层，之后经过退火结晶加强钝化效果。
原理：TOPCon电池核心结构由电池背面的超薄氧化硅层和重掺杂多晶硅层组成，二者共同形成钝化接触结构。超薄氧化层使多子电子隧穿进入多晶硅层的同时，可阻挡少子的空穴复合，进而使电子在多晶硅层横向传输被金属收集，极大降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流，从而提升了电池效率。
相较PERC：TOPCon在PERC的基础上更换为N型衬底，增加隧穿氧化层及多晶硅层，降低载流子复合，实现效率的显著提升，目前领先企业量产效率在24.7-25.1%，并在衰减率、双面率、温度系数方面也有明显优势。基于当前的成本、效率估算，TOPCon理论溢价在0.1-0.2元/W，并且随其降本提效及下游验证，溢价空间可能还会扩大。
相较HJT：HJT投资成本高，投资性价比仍需进一步提升。由于TOPCon与PERC产线具有兼容性，可基于PERC产线进行改造升级，因而投资成本也相对不高，比HJT要小得多。相关数据显示，目前新建PERC产线的设备投资额为1.2-1.5亿元/GW，新建TOPCon产线设备投资额为1.8-2.3亿元/GW，新建HJT产线设备投资额为4亿元/GW，且叠加技术成熟等相关因素，TOPCon仍有将本空间，是综合性能、投资成本下的经济性选择。
PERC电池转换效率已接近理论极限，提效空间有限。当前PERC电池平均量产效率为23.2%，理论转换效率极限为24.5%，量产效率已逼近其效率的理论极限，导致PERC电池效率很难再有大幅度提升。
TOPCon电池提效潜力巨大。TOPCon电池目前量产效率在24.5%-25%左右，实验室效率最高达到26.1%(由晶科能源于2022年实现)。据权威测试机构德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）测算，TOPCon理论极限效率为28.7%，高于HJT的理论极限效率27.5%，未来量产效率仍然有很大提升空间。
TOPCon电池提效路径清晰。目前TOPCon量产效率与28.7%的理论极限效率相比仍有很大的优化空间，提效路径更为清晰明确。光伏电池提效方法主要有光学性能提升（如栅线变细、材料吸光性能优化）和电学性能改善（如钝化提升）两大类方法，以晶科能源为例，其效率优化路径以金属栅线宽度优化、金属复合提升、背面吸光优化、钝化优化、金属接触优化、硅片品质提升等几方面为主。
TOPCon与PERC产线具有兼容性，可基于PERC产线进行改造升级。相比PERC增加或替换的主要设备为硼扩散、用于隧穿氧化层及多晶硅层制备的设备（LPCVD、PECVD），其余环节基本与PERC产线兼容，能有效降低设备投资成本。
高双面率：TOPCon双面率可达80%+，PERC为70%左右。大基地项目由于地域辽阔，地面反射率较高（通常可达30%），因此在大基地项目中使用具备高双面率的N型组件发电增益更为明显。根据晶科能源计算，在标准工况及平均地面反射率条件下，传统PERC组件因双面率带来的发电增益约为9.45%，而N型组件因双面率带来的发电增益约为11.48%。
低衰减率：N型电池硅片基底掺磷，无硼-氧对形成复合中心对电子捕获的损失，几乎无光致衰减。TOPCon组件首年衰减率约1%（PERC约2%），首年后年均衰减率约0.4%（PERC约0.45%）。相较于传统PERC组件，N型组件功率质保可达30年，并保证30年后输出功率不低于原始输出功率的87.40%。
低温度系数：根据晶科能源发布的产品白皮书，P型组件的温度系数为-0.35%/℃，N型TOPCon组件优化温度系数至-0.30%/℃，在高温环境下发电量尤为突出。
将TOPCon成本拆分为两大块：硅片成本，TOPCon相对比PERC能够做到更薄，当前主流PERC电池片厚度在155-160微米之间，TOPCon已实现140微米量产，130微米有望快速导入量产中。非硅成本，TOPCon设备折旧成本较PERC高0.006元/瓦，银浆成本贵0.02-0.03元/瓦，加上能耗、人工、水电等，合计高PERC0.04-0.07元/W。随着薄片化进程以及非硅成本的持续下降，TOPCon有望较快实现与PERC同本，盈利能力已经显现。
TOPCon产能单瓦溢价较为可观。效率提升带来的配套设施成本下降，衰减率下降带来的总发电量提升，更高的双面率以及更低的温度系数等带来的发电增益。随着电池片环节盈利能力的持续向好以及新技术溢价的延续，2023年上半年TOPCon优质产能经济性有望进一步凸显。
当前技术路线选择上，晶科能源、通威股份、中来股份等公司首先投产了TOPCon，东方日升、宝馨科技等企业大力扩展HJT产能，隆基绿能根据自身产能以及对于技术路线的研发，独创HPBC路线承接新老技术，爱旭股份凭借深耕电池片多能的理解，选择了ABC技术，利用ABC电池片打开组件市场。当前TOPCon量产效率最高的是晶科能源，效率已经稳定在24.8%，且有望快速突破25%，良率能够提升到98%。
综合上述性能优势及盈利性特点，TOPCon综合性价比高，且在当前技术、经济条件下，比较容易实现，是当前电池片技术关注及讨论的主要方向。
TOPCon电池的制备工序包括清洗制绒、正面硼扩散、BSG去除和背面刻蚀、氧化层钝化接触制备、正面氧化铝沉积、正背面氮化硅沉积、丝网印刷、烧结和测试分选，约12步左右。从技术路径角度，LPCVD方式为目前量产的主流工艺，预计PECVD路线有望成为未来新方向。
氧化层钝接结构制备为TOPCon在PERC的基础上增加的主要工序，也是TOPCon的核心工序，工艺路线大致分为三种：
路线一：LPCVD本征+磷扩，全称为低压力化学气相沉积法，利用LPCVD设备通过热氧化方式生长氧化硅层并沉积多晶硅，然后在多晶硅中掺入磷制成PN结，形成钝化接触结构。这一技术路线出现时间最早，工艺成熟度高，具有成膜质量高、产能高等优势，但存在绕镀问题，且沉积时使用的石英管需进行清洗维护和定期更换，耗材成本较高。LPCVD法是目前TOPCon厂商选择的主流路线，拉普拉斯等国内主流设备厂商已实现该设备的产业化，晶科能源已实现满产的16GWTOPCon电池均为LP-POLY路线。
路线二：PECVD原位掺杂，全称为等离子体增强化学气相沉积法，原理为借助微波或射频等含有薄膜组成原子的气体在局部形成等离子体，利用等离子体的强化学活性在基片表面沉积出薄膜。按实现方式不同，可分为管式PECVD、板式（线式流程）PECVD和集群式PECVD。相较于LPCVD，PECVD可实现成本的大幅下降，具有绕镀轻微，成品率高；成膜速度快，掺杂效率高；采用低温工艺，附产物少；无石英管，耗材成本低等优势，但存在成膜厚度均匀性差、膜层致密度不高、易爆膜等问题。PECVD路线出现时间较晚但发展迅速，目前捷佳伟创、红太阳、金辰股份、理想万里晖等国内设备厂商已布局该路线。
路线三：PVD原位掺杂，即物理气相沉积法，其原理为利用PVD设备，在真空条件下用物理方法（采用溅射镀膜），使材料沉积在衬底表面。PVD可实现原位掺杂，不存在绕镀问题，且不同尺寸兼容性好，有利于薄片化，但设备投资较高，工艺出现时间较短，有待进一步成熟，目前布局PVD路线的设备厂商主要有江苏杰太等。
总体来看，LPCVD工艺路线成熟度最高，为目前TOPCon电池制备的主流工艺，未来随着PECVD技术不断完善，工艺稳定性不断提升，PECVD有望因其更低成本而逐渐成为主流。LPCVD出现时间最早，发展最为成熟，成膜质量高、产能高，但存在较为严重的绕镀问题，且石英管等耗材成本较高。PECVD绕镀问题轻微，无需使用石英管因而耗材成本低，但目前成膜均匀性不稳定、成膜致密度不高，后续有望受益于技术迭代成为主流技术。PVD不存在绕镀问题，但设备投资额高，成膜质量不稳定，工艺路线有待进一步成熟。
电池片上游主要包括原材料硅片和核心辅材银浆。从光伏电池片产业链上游来看，电池片主要原材料为硅片，主要辅材为银浆、铝浆和化学试剂，主要动力为电力。
硅片：硅片是电池片主要原材料，在硅料价格持续上涨的背景下，硅片环节凭借其良好的价格传导能力且相对稳定的竞争格局，维持较好盈利能力；银浆：银浆为电池片结构中的核心电极材料，目前光伏银浆需求随着光伏行业的发展持续增长，但受制于高技术门槛，海外厂商市场份额较大，尚有较大的国产替代空间。从电池片成本构成来看，根据Solarzoom数据，硅片占电池片成本最高，约为74-75%；银浆是除硅片外电池片成本占比第二高的材料，约占电池片总成本的8%，占电池片非硅成本的33%，主要能源电力约占总成本的5%。
电池片是光伏发电的核心部件，其技术路线和工艺水平直接影响光伏组件的发电效率和使用寿命。光伏电池片位于光伏产业链中游，是通过将单/多晶硅片加工处理得到的可以将太阳的光能转化为电能的半导体薄片。
从电池片的必要性来看，光伏发电的原理来自于半导体的光电效应，通过光照使不均匀半导体或半导体与金属结合的不同部位之间产生电位差，是由光子（光波）转化为电子、光能量转化为电能量后形成电压和电流的过程。上游环节生产出来的硅片无法导电，经过加工处理得到的电池片决定了光伏组件的发电能力。
从电池片的重要性来看，发电效率和使用寿命是光伏组件价值的核心参数：一方面，电池片的转换效率是其受光照时的最大输出功率和入射光功率的比值，是直接影响光伏组件乃至整个光伏发电系统发电效率的核心因素。转换效率更高的电池片有着更高的输出功率，用其封装形成的光伏组件的整体功率也会更高。另一方面，电池片生产工艺的缺陷往往会导致单体电池片的内阻不均匀从而极易产生热斑现象，热斑效应是指单体电池片被小的物体遮盖，导致其所产生的电流变小，成为负载，轻则烧毁电池片，严重的会引起整片电池组件的燃烧，对组件使用寿命危害非常大。从这个维度来看，电池片的生产工艺水平直接影响光伏组件的使用寿命。
电池片下游为光伏组件制造商。从光伏电池片产业链下游来看，电池片主要与光伏玻璃、其他封装材料（背板、EVA胶膜等）共同封装形成太阳能电池组件，组件再与逆变器、支架等共同构成光伏电站发电系统。从电池片占组件成本比重来看，根据华经产业研究院，2021年电池片占组件成本比重为50.1%，同比-6.7pct，主要系硅料硅片、组件端的双重压力和供需关系影响导致电池片价格承压下行，但电池片仍为光伏组件成本的最核心组成部分，也是光伏组件降本的主要途径。
相比此前的技术优化，TOPCon可能存在场景适用性（如单双玻等）、或者多种方案的选择（如大尺寸等）不同，由于TOPCon相较PERC的效率优势已经在1-1.5pcts，并可以预见效率差额仍将继续拉开，意味着所有的电池企业都需要在当前仍是主流的PERC方案上做调整应对，其影响范围是全行业的。同时，TOPCon电池对上下游及后端设备形成差异化要求，围绕TOPCon相关的电池装备、膜材料等辅材，可能会有相应的新需求和新机会。
N型电池对硅料纯度要求更高，一般而言多晶用料纯度在达到电子级标准，对于硅料企业的工艺要求进一步提升；N型、P型硅片掺杂元素分别为磷和硼，拉晶过程要求热场、坩埚等辅材杂质含量更低，此外N型厚度较P型更薄，目前领先的产业化水平在130μm，还有进一步的减薄空间，对硅片工艺也有一定的差异化要求。
TOPCon电池基本由PERC电池的基础架构升级而来，除衬底由P型变为N型外，主要差别在于硼扩与钝化层的制备：其一，由于硼扩散的速度较慢，因此硼扩设备数量增加；其二，背面钝化接触结构有变化，由隧穿氧化层与掺杂多晶硅构成。其中隧穿氧化层生长及多晶硅层沉积是TOPCon工艺的难点。
组件：TOPCon通常配合SMBB（12BB、16BB等）减少银浆用量、遮光面积及电流收集串联电阻，同时硅片更薄，此时要求串焊机、自动化设备等做相应调整（若不改变主栅线数目则无需调整）。
辅材：需要根据TOPCon电池特征做适配，主要涉及胶膜、逆变器、接线盒等。TOPCon电池正面为Al2Ox及SiNx，相较PERC受PID影响更明显，同时考虑其双面率优势，也更适合做双玻结构，POE/EPE胶膜更加适配。TOPCon更高效率体现为更大的输出电流，可能也要求逆变器、接线盒等电气部件做小幅度的优化。
根据统计，已建 TOPCon 产能超过 41.6GW，总待建超过 219.5GW，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 2022H1 就 开启 10GW 级别以上大规模扩产，根据 2022 年中报介绍通威目前也由中试进入 TOPCon 扩产期，预计将于 2022 年底建成投产 8.5GW TOPCon 电池产线。总体来看，由于TOPCon成本效益方面的综合优势，TOPCon进一步放量，处于产业化上升周期。
目前TOPCon电池技术大幅降低了背表面场复合速率和背面金属接触复合，使得电池具备超700mV的高开路电压，ISFH在实验室的最高效率已经达到26.1%。从实验室研发效率看，天合光能等龙头公司实验室效率均超25%，晶科能源最高达到25.7%。从目前TOPCon量产的情况看，晶科等龙头公司平均量产效率分布在24.3-24.6%，最高效率达到25%，具备大规模产业化达到25%以上的效率潜力。而随着工艺简化、设备成熟度提升及设备价格下降，TOPCon在未来2-3年的竞争力将越来越明显，这也是其大规模产业化的前提。
以晶科能源、中来股份为首的电池龙头企业率先布局N型TOPCon产能。据不完全统计，截至2022年5月底市场已投产TOPCon电池产能超24GW，其中晶科已投产16GW，中来股份已投产3.5GW。目前行业规划TOPCon产能超80GW，主流厂商如晶澳科技、隆基绿能、天合光能等均具备中试线布局，有望在今年下半年起陆续投产。此外，TOPCon技术可以最大程度兼容PERC产线，生产难度远低于其他N型技术路线，行业内超300GW的PERC产线中，至少有一半的产能可以升级为TOPCon，预计22-23年TOPCon电池产能分别为50/80GW。
晶科能源从2019年开始布局N型TOPCon电池，至今TOPCon电池性能19次打破世界纪录，2021年10月N型单晶电池实验室效率达25.4%，2022年4月N型单晶电池实验室效率达25.7%，再一次刷新世界纪录。TOPCon电池采用晶科生产直拉N型单晶硅片，运用超细栅线金属化技术、深度掺杂技术、低寄生吸收材料技术等创新。量产方面，晶科能源2021年11月推出TOPCon量产组件产品TigerNeo，量产电池效率可达24.6%，输出功率可达615W。
产能方面，晶科能源相继在合肥、海宁分别投产共计16GW的TOPCon项目，目前平均量产效率超24.5%，良率持续接近PERC。此外，晶科能源布局合肥二期8GW规划，上饶24GW高效组件中一期8GW预计今年年底前投产。总体来看，晶科能源TOPCon产线布局广度、投产速度均领先行业。
基于182mm尺寸电池片，相比早款组件产品各项性能指标均有提升，量产效率达24.6%，组件效率最高可达22.3%，全生命周期发电量提升3%。主要优势体现在几个方面：一来晶科N型TOPCon组件优化双面率至85%，较PERC组件有15%的提升，使得双面增益在原有的基础上有2%提升；二来组件温度系数优化至-0.30%/℃，相较于PERC平均提升0.75%，在高温地区带来更多发电量；此外Tiger Neo的LD和LeTID风险降低，首年衰减低于1%，30年后输出功率不低于初始功率87.4%。
从晶科组件产品介绍数据看出，同样版型的组件，N型Tiger Neo系列组件的输出功率有明显提升。如182-72版型的N型组件，电压和电流都高于P型组件，单片输出功率高出15W。横向对比不同规格的组件发电功率优势，182-72N型组件相较于PERC的210-60P的600W组件而言，有4.37%的功率提升。而随着电池转换效率的优势进一步提升，组件端功率优势将进一步显现。TOPCon组件不仅在系统BOS成本下降方面优势突出，还可借助超高发电效率，实现生命周期内的发电量优势。
中来股份自主研发的J-TOPCon技术，制造过程注入了POPAID TOPCon2.0技术工艺，目前的最高量产效率可以达到24.5%，并且已经在182mm大硅片基础上实现了25.4%的实验室电池转换效率。该工艺路线可以有效地缩减工艺流程、提高电池转换效率、提升电池良率、升级TOPCon产线，为项目进一步降低度电成本提供保障。预计未来几年，公司将持续升级现有TOPCon技术，将量产效率进一步提升至25%以上水平，并积极研发N型TBC等技术路线。
中来股份是第一批实现N型电池GW级规模化量产的企业之一，已累计向全球发货的N型高效产品超过5GW，为超过60个国家的客户提供可再生能源解决方案。目前拥有TOPCon产能3.6GW，另外计划于今年投产8GW的TOPCon产能，进一步扩充先进电池产能。公司发布多款基于182、166黑色及柔性的N型TOPCon组件，具备领先的技术优势。如JW-HD108N组件，具备更高双面率、更优弱光响应、温度系数及光致衰减特性，最高输出功率430W，最高效率21.94%，比常规组件能够得到额外发电增益10%以上。
公司主营光伏制绒设备、扩散炉、抛光设备、淀积炉、自动化设备、丝印设备等六大系列，在PERC电池设备产品市占率超50%。向TOPCon设备、HJT设备领域拓展，打开成长空间。
据公司微信公众号，捷佳伟创N型TOPCon SE激光及专用高温设备的批量订单、已进入交货环节；同时在海外各地陆续签订了近10GW的PE-poly路线的TOPCon整线Turnkey合同。此前，公司已中标某光伏头部客户PE-Poly路线TOPCon电池设备订单。中标设备包括湿法、PE-Poly、硼扩散、PECVD正背膜等，标志着公司设备性能获光伏头部客户认可，将充分受益TOPCon电池行业产能扩张。
公司TOPCon用PE-Poly整线设备已在江苏润阳客户现场爬坡量产运行，该技术方案核心实现了隧穿层+Poly层+原位掺杂层的“三合一”制备，可解决传统TOPCon电池生产过程中绕镀、能耗高、石英件高损耗的固有难点，且原位掺杂时间仅为传统LP路线的五分之一。
2022H1 公司实现营业收入 11.95 亿元(yoy+116.29%), 归母净利润 0.94 亿元(yoy+189.84%)，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。
截至 2022 年 7 月 29 日，公司在手订单约为 72亿元（含税），相比 2021 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。
当前行业TOPCon扩产规划超300GW，预计2022年投产超80GW。截至2022年Q3，行业已有近40GWN型TOPCon电池实现投产，目前晶科、天合、中来、晶澳、通威、钧达、一道、润阳、上机等厂商均有不同规模的投入计划，预计2022年TOPCon电池扩产有望超过80GW，2023-2025年迎来高峰期、年均扩产规模有望超200GW。
从TOPCon电池成本构成中来看，硅片、银浆及折旧成本分别占比63%、16%及4%，目前TOPCon的成本要高于PERC电池，但电池技术方案并未完全定型，未来工艺流程有望进一步简化，并且随着设备技术成熟提升良率，银浆用量和替代带来成本降低，TOPCon电池成本和市场竞争力将具备明显优势。根据ITRPV预测数据，到2025年，TOPCon产能占比将进一步提升至30%。2019年开始新扩建的PERC产线都有兼容TOPCon升级空间，随着TOPCon产业化加速，新增产能和存量设备更新打开市场空间，龙头设备厂商将明显受益。
高温银浆近年对进口依赖降低，国内厂商通过高性价比以及优质及时服务开始逐渐替代海外厂商。根据各家公司规划，预计于2022年，前四名国产银浆厂商正面银浆产能可能超过2200吨。其中常州聚合、帝科股份、苏州晶银将为主要三家供应商，匡宇科技体量相对较小。2020年我国正面银浆消耗量为1763吨，预计于2022年，前三名厂商的产能可充分覆盖国内正面银浆市场需求，成为主要银浆供应商，未来光伏银浆行业集中度将进一步提升，头部效应将加剧。
TOPCon电池的组件封装上主要采用POE胶膜（包括共挤型胶膜），这主要是得益于POE胶膜更好的水汽阻隔性和抗PID特点。TOPCon组件产能的扩张也将增加对于POE胶膜的需求。在双玻组件渗透率提升的情况下，POE胶膜的占比超过30%，而叠加N型产能扩张后，预计POE胶膜的渗透率有望进一步提高，届时POE胶膜不管是在销售价格上还是在毛利率上，相较于普通的EVA胶膜都将有所增加，从而带动有工艺优势的企业收入和毛利率的提升。
光伏产业可以分别为硅料、硅片、电池、组件和光伏系统等环节，其中硅料与硅片环节为产业上游，电池片与光伏组件为行业中游，下游为发电系统。
作为光伏产业第一的大国，我国是如何做到降本增效的？光伏发电成本约等于光伏电站成本，其中电池片是这其中的关键器件，决定发电效率和成本，所以，想要降本增效，切入点就是电池片，不断的将电池片研发升级。它的升级方向大概分为两种：一是可以吸收更多的太阳光，二是尽可能的将光能转换为电能。光伏电池以衬底材料进行分类，可以分成P型电池和N型电池。P型电池指的是以P型硅片为衬底的电池片，N型电池指N型硅片为衬底的电池片。P型硅片制作工艺简单，成本较低，而N型硅片通常寿命较长，电池效率可以做得更高，但是工艺更加复杂。这主要是因为：N型硅片掺磷元素，磷与硅相溶性差，容易分布不均，而P型硅片掺硼元素，硼与硅分凝系数相当，分散均匀度容易控制，成本也就更低。所以，目前，光伏行业主流产品是P型硅片，对应的P型电池也就更多。
P型电池：典型的P型电池包括BSF电池、PERC电池、PERC+电池等。这些分类里，它们出现的时间不同，市场对他们的评价也不同。早期的光伏发电技术是以BSF电池为主，随后PERC电池技术开始取代BSF技术，之后，PERC电池技术经过优化形成了PERC+技术。
1.BSF电池BSF电池在晶硅光伏电池PN结制造完成后，通过在硅片的背光面沉积一层铝膜，制备P+层，从而形成铝背场。
铝作为背电场有诸多好处，如减小表面符合率和增加对长波的吸收等，但铝背场电池的光电转换效率也有一定的局限性。从工序上来讲，BSF电池的制备要经过清洗制绒、扩散制结、刻蚀去磷硅玻璃、PECVD、丝网印刷、烧结、测试分选等环节。BSF电池的工序为光伏电池片制备的一般工序，之后再升级，都是以该工序为基础。
2.PERC电池PERC电池是在传统BSF电池的基础上，增加了背面钝化以及激光开工两道工艺，而性能就实现了明显提升。
对应应用核心设备包括清洗机、制绒机、扩散炉、激光消融机、刻蚀机、PECVD、丝网印刷设备、烧结炉、测试分选机等。如果增加背面抛光工艺，则还需要槽式清洗机。
N型电池：虽然目前PERC电池占据主流，但是N型电池的光电转换效率更高，即使技术难度大，但为了降本增效，企业们也在加快研发。N型电池包括IBC电池、HJT电池、HBC电池、TOPcon电池。其中TOPcon和HJT是主要的技术路线，已经开始扩产。而IBC、HBC还在处于实验和验证阶段，被成为“未来技术”。
3.TOPcon电池TOPCon电池结构对电池表面可以实现完美钝化。其使用一层超薄的氧化层，还掺杂了薄膜硅，都是提高效率的操作。最终，其转换效率理论极限可以达到26.6%。
与PERC电池相比，TOPCon工艺增加了硼扩散与接触钝化层沉积两个环节。一大环节是LPCVD氧化及沉积i型多晶硅，这下面又分为两小类，一种是全扩散工艺，另一种是磷工艺。、另一个大环节是PECVD氧化和沉积P型多晶硅，这种方式的工艺流程更简短，有望大幅降低成本，也是技术的发展方向。
4.HJT电池HJT电池也叫做异质结电池，是一种混合型太阳能电池，也是一种双面电池。相比于PERC电池和TOPCon电池，HJT的工艺流程大大缩短，更有助于缩短生产时间，提高生产效率。它的制备工艺大概包括清洗制绒、非晶硅沉积、TCO膜制备和丝网印刷。其中的非晶硅沉积和TCO膜制备是两大关键环节，并且均有两种制备方式。非晶硅沉积采用的方法是PECVD或CAT-CVD，后者相比于前者成膜质量高，对硅片钝化效果好，但其均匀性较差且维护成本较高。TCO膜制备所用的方法是PVD或RPD。后者的技术的装备产能低，售价高，目前专利在日本住友手中，有专利保护。相对来说，前者PVD更有希望成为主流工艺。
5.IBC电池IBC电池也叫交指式背接触电池，是高效大面积太阳能电池之一，也是一种典型的N型电池。这里背接触电池包括MWT、EWT和IBC电池，MWT和EWT电池的转换效率受到一定限制，IBC电池的理论转化效率更高。IBC电池的正面无金属栅线，背面的各组件是呈叉指状，这种结构可以增加发电面积，提升发电效率。IBC电池还可以与HJT电池技术融合，也就是HJBC、HBC电池技术，二者效率分别达到了25.1%和25.6%。
钙钛矿电池随着TOPCon、HJT、IBC等技术逐步成熟，逼近其光电转换效率理论极限，业界又开始寻找新一代光伏技术。如果说上述说的均是晶硅电池，那按照另一个标准划分，还有薄膜电池。
钙钛矿光伏组件就是其中一种，它是利用钙钛矿型金属卤化物半导体作为吸光层材料，吸收光子，产生电子对，驱动电池。早期，钙钛矿指一种金属矿物。现在，钙钛矿泛指具有和钛酸钙相同或类似晶体结构的离子晶体。作为光电转换材料，其具有以下优势：一是光电转换效率很高，过去十几年，钙钛矿电池效率从3%提升到28%，甚至有实验室可以实现31.3%的转换，增速远高于硅基电池的发展速度，13年时间走完了硅基电池40年的发展历程。二是材料制造成本低，合成方法简单。三是它可以实现自由调控吸光带隙，从而增大光能的利用效率，甚至，叠层电池的极限效率有望突破40%。但目前大规模制备钙钛矿层技术还不成熟，材料的稳定性也不足，如果要进一步走向产业化，还需要针对器件性能和稳定性开展更为深入的研究。
总结：
从当前的市场竞争格局看，因工艺与P型时代主流的Perc技术一脉相承，TOPcon技术已顺理成章呈现短期高确定性，从SENC上看是大概率大放量。而以HJT为代表的颠覆性技术，性能上具有众多优势，但产线、工艺与Perc时代互不相通，对主流电池片厂商而言，大规模投产暂不经济。作为平台级技术，HJT与下一代钙钛矿电池技术融合形成叠层电池更加顺畅。目前 HJT 与 TOPCon 技术在电池片制造端已进入实战对垒阶段，二者孰优孰劣，市场声音莫衷一是。整体看，TOPcon技术短期优势明显，HJT胜在未来潜力更大。后面说的N型电池等技术路径明确，但是能否实现以及实现节奏还是存在不确定性，如果降本不及预期，就可能使下游制造厂商推迟资本开支计划，从而对那些设备厂商的短期业绩造成影响。还有不同的技术路径对不同设备的需求构成有区别，技术迭代就会影响厂商的设备需求，从而也影响到厂商的业绩。简而言之，迭代使得技术不断进步，产品不断降本增效，但相应的厂商也同时会面临很多风险。
市场会逐渐对厂商提出不同问题，电池片够不够薄，够不够大，效率够不够高，寿命够不够久等等，会逐渐出清落后产能，光伏剩下的绝对是内卷之王。
光伏发电是实现“碳达峰”、“碳中和”国家战略目标的重要支柱性产业，目前光伏先进技术的快速更迭更是助推了光伏电池行业的发展，更高效益、更低成本成为目前光伏电池技术发展的主要路径。
一、 P型电池和N型电池的区别
光伏电池是一种可以将阳光转化为电能的设备。其工作原理是当阳光照在半导体材料上时，会激发电子，产生电子-空穴对。这些电子和空穴对进一步被半导体内部的电场分别收集，形成电流。P型和N型光伏电池的主要区别在于他们的半导体材料类型。
二、 P型电池和N型电池的优劣对比
P型电池制作工艺相对简单，成本较低，并且已经有了大规模的生产线。此外，由于它们使用的是较为稳定的半导体材料，因此P型光伏电池的寿命一般较长。然而，它们的效率通常比N型光伏电池低。
N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、无光衰、弱光效应好、载流子寿命更长等优点。N型光伏电池在相同的阳光条件下可以产生更多的电能。然而，N型光伏电池的制造成本较高，并且其稳定性较P型光伏电池差。
虽然目前PERC电池占据主流，但是N型电池的光电转换效率更高，出于行业降本增效的急切需求，光伏及相关企业也在加快N型电池的技术研发。
三、 N型电池的技术发展
当前PERC转换效率已面临理论峰值的技术瓶颈，光伏产业急需实现技术路径的改进，N型技术已经成为无可置疑的替代首选。其中TOPcon和HJT是主要的技术路线，已经开始扩产。而IBC电池还在处于实验和验证阶段，被成为“未来技术”。
四、 N型电池先进技术：“以铜代银”
目前，N型电池受制于工艺银耗量大、浆料中含有大量高分子粘结剂导致成本高、烧结过程中难排除杂质影响电性能等因素，难以实现大规模应用。而太阳能电池片电镀技术、有望实现光伏电池技术升级。
太阳能电池片电镀技术,是在基体金属表面通过电镀铜技术制作铜栅线实现“以铜代银”，是传统丝网印刷银浆工艺的最佳替代方案之一，作为其核心原料，高效单晶异质结太阳能电池电镀添加剂（铜、锡）产品具有广阔的应用空间。
五、三孚新科太阳能电池片电镀产品及优势
三孚新科太阳能电池片电镀技术具有以下优势：
三孚新科太阳能电池片电镀产品：
（1）SF-99001酸铜除油剂特点
（2）SF-99000镀铜工艺特点
（3）SF-99008镀锡工艺特点
关于三孚新科
广州三孚新材料科技股份有限公司（股票代码：688359）是一家表面工程技术解决方案提供商，主要从事表面工程技术的研究以及新型环保表面工程专用化学品、专用设备的研发、生产和销售。具有行业一流的研发能力和产品定制能力，产品广泛应用于PCB制造、3C产品制造、汽车零部件、五金卫浴、新能源等众多工业领域。
在新型环保表面工程专用化学品板块，核心技术如印制电路板水平沉铜技术、印制电路板化学镍金技术、印制电路板脉冲电镀、印制电路板填孔电镀、无氰电镀技术、高耐蚀化学镍技术、ABS无铬微蚀技术、无磷低温环保工业清洗技术等已达到行业领先水平。
公司分别在新能源领域以及PCB领域实现表面工程专用设备业务板块布局，主要产品包括“一步式”复合铜箔设备线、片式VCP电镀设备、卷对卷VCP电镀设备、半导体电镀设备、湿制程水平设备，可为客户提供专用设备及专用化学品的一站式解决方案。
