光伏電池的技術(shù)之爭，誰將在萬億市場中脫穎而出？

今年光伏賽道非?；馃幔?strong>一方面是光伏的計劃裝機量飆升，另一方面隨著主導(dǎo)技術(shù)PERC的光電轉(zhuǎn)換效率逼近理論極限，正處于技術(shù)迭代的關(guān)鍵時刻。

光伏行業(yè)有一個特點，就是主導(dǎo)技術(shù)會占據(jù)絕大部分的市場份額。今天占據(jù)絕對市場地位的PERC（發(fā)射極鈍化和背面接觸），曾經(jīng)打敗了舊霸主BSF（鋁背場電池）。但如今PERC也逐漸接近自己的光電轉(zhuǎn)換效率理論極限，下一代主導(dǎo)電池會是誰？

當下就出現(xiàn)了明顯的技術(shù)分流，一路以TOPCon（隧穿氧化層鈍化接觸）為代表的漸進式創(chuàng)新技術(shù)，工藝與PERC技術(shù)一脈相承，70%的PERC生產(chǎn)線可以復(fù)用，只需要進行幾步工藝的迭代升級，傳統(tǒng)巨頭很多選擇了這條路線，但缺點在降本空間低，以及良品率還有所欠缺。

另一路是以HJT（本征非晶層異質(zhì)結(jié)）為代表的顛覆性技術(shù)，擁有更簡潔的工藝流程（只需要4步）、高轉(zhuǎn)換效率等優(yōu)勢，但它是全新的工藝體系，需要重建生產(chǎn)線，并且HJT的低溫工藝導(dǎo)致銀漿消耗量增加，如何把高昂的成本降下來是首要目標，新玩家多數(shù)以此破局。

在當下時間點判斷誰會稱霸下一代光伏電池還為時過早（最近IBC技術(shù)也興起了一股熱潮），不過無論哪種技術(shù)，最終LCOE（平準化度電成本）都是評價的唯一標準。我們今天這篇文章，就從PERC替代BSF的歷史講起，再來分析TOPCon與HJT等下一代電池技術(shù)的優(yōu)劣勢，這樣的技術(shù)進步就像是接力賽，維系了光伏行業(yè)的高速增長，以下：

曾經(jīng)的單晶與多晶之戰(zhàn)，及光伏電池的技術(shù)迭代路徑；

光伏電池分成幾大類？

TOPCon 重兵先至：與PERC產(chǎn)線復(fù)用享有成本優(yōu)勢，如何增加降本空間、提升良品率是主要目標；

HJT如箭在弦：更簡潔的工藝與高轉(zhuǎn)換效率，如何把高昂成本降下來是首要目標；

曾經(jīng)的單晶與多晶之戰(zhàn)，及光伏電池的技術(shù)迭代路徑

早在2016年，隨著太陽能光伏板的產(chǎn)能擴張，太陽能就已經(jīng)成為了一種廉價的電能來源。專家們預(yù)言，太陽能光伏發(fā)電取代化石燃料只是時間問題，雖然在那時太陽能還只能滿足世界不到1%的能源需求。

在人類的歷史中，每一次科技革命也離不開一種新的能源來源，第一次工業(yè)革命是利用煤炭驅(qū)動的蒸汽機，第二次工業(yè)革命是利用石油的內(nèi)燃機，第三次IT革命則是利用電力的計算機，降本增效一直是人類利用能源的永恒主題。

從能源利用效率的角度看，太陽無疑是最直接的一級能源。雖然石油、天然氣和煤炭等化石燃料今天提供了世界上80%以上的初級能源，但它們恰恰是古老的太陽能儲備，古生物利用光合作用將太陽能儲存為化學鍵，變成遺骸后經(jīng)過千百萬年的碾壓和加熱，在巖層下的它們變成了我們今天使用的高能量燃料。

但如果我們可以繞開這些低效的轉(zhuǎn)換鏈條，直接利用太陽照射到地球上的光束，無疑是損耗更低的方式。

光伏之所以還沒有成為更主流的能源，核心原因之一是光電轉(zhuǎn)化率受S-Q極限（肖克利奎伊瑟極限）的制約，極限效率為33.7%。目前硅基光伏接近硅基單結(jié)極限29.3%，制造成本也接近極限。S-Q極限是基于P-N節(jié)單結(jié)的理論計算，未來有可能通過多結(jié)來突破。

經(jīng)濟性是所有能源選擇最核心的原因，光伏在近幾年開啟大規(guī)模運用，主要就是因為發(fā)電成本大幅下降。根據(jù)IRENA統(tǒng)計，光伏發(fā)電的度電成本在2010-2020年間平均下降了85%以上，達到了與傳統(tǒng)能源發(fā)電平價的水平。

而在經(jīng)濟性背后，是技術(shù)進步。光伏行業(yè)是殘酷的，一旦新技術(shù)取得LCOE（平準化度電成本）優(yōu)勢，舊技術(shù)就幾乎會被完全淘汰，在同一應(yīng)用場景下LCOE是評價光伏技術(shù)的唯一標準，沒有共存的可能，沒能及時轉(zhuǎn)型的公司也會因此破產(chǎn)。

光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展至今，在實驗室中出現(xiàn)了眾多技術(shù)路線，令人眼花繚亂。新技術(shù)要快速成為主流，替代時間點一般出現(xiàn)在已有絕對成本優(yōu)勢、并會隨時間持續(xù)拉大時。有些技術(shù)很快完成替代，而有些分歧甚至經(jīng)歷多年發(fā)展才有了最終的產(chǎn)業(yè)定論。

光伏行業(yè)的上一輪技術(shù)路線大戰(zhàn)，是單晶硅和多晶硅之爭，從上世紀70年代開始持續(xù)了約半個世紀。雖然多晶自出現(xiàn)以來，其轉(zhuǎn)換效率和實驗潛力一直低于單晶，但因簡單的工藝、便宜的生產(chǎn)設(shè)備、更大的產(chǎn)能等優(yōu)勢，令其綜合性價比彌補了光電轉(zhuǎn)換效率的劣勢，在2016年之前多晶的BSF技術(shù)占據(jù)了市場的絕對主流（90%以上）。

但在2016年之后，隨著單晶的工藝更成熟，比如金剛線切割的技術(shù)突破，都使PERC電池技術(shù)更加成熟，體現(xiàn)出絕對成本優(yōu)勢，再加上PERC本身的光電轉(zhuǎn)換效率更高，因此在2017-2021年左右，單晶的PERC快速完成了技術(shù)替代，從2016年的10%市場份額，一路殺到91%。

按現(xiàn)在的硅基轉(zhuǎn)化效率計算，光電轉(zhuǎn)換效率每提升1%，相當于能提升4%的發(fā)電增益。由于光伏行業(yè)的技術(shù)替換如此徹底，一些BSF時代的光伏巨頭來不及轉(zhuǎn)身，最終破產(chǎn)，例如曾經(jīng)的光伏巨頭無錫尚德。技術(shù)變革有其殘酷的一面，押注新技術(shù)雖然不容易，但如果不能實現(xiàn)自我革新，被顛覆必然是最終命運。

在2022年的末尾，雖然P型電池的PERC技術(shù)仍然占據(jù)市場主流，但已經(jīng)越來越接近理論轉(zhuǎn)換效率極限（24.5%），導(dǎo)致P型PERC單晶電池很難再有大幅提升，技術(shù)替換的時間點又一次到來。

而N型電池具有轉(zhuǎn)化效率高、光致衰減低、溫度系數(shù)低等優(yōu)勢，有望接棒P型成為下一代技術(shù)主流。下面我們就來分析N型電池中被市場討論最多的TOPCon與HJT技術(shù)，它們的優(yōu)劣勢、如今被卡在什么環(huán)節(jié)、降本增效的路徑怎么走……

光伏電池分成幾大類？

在具體分析TOPCon和HJT之前，我們想先簡單說一下光伏電池的技術(shù)原理，比如剛剛提到的P型電池和N型電池，如果您已經(jīng)了解，可以跳過此部分。光伏行業(yè)有很多專業(yè)術(shù)語，篇幅有限，我們也無法介紹得太細，我們只把一些基礎(chǔ)概念介紹清楚。

對于晶硅光伏電池，發(fā)電的核心結(jié)構(gòu)是PN結(jié)。硅作為一種半導(dǎo)體材料，導(dǎo)電能力來自于可自由移動的電子和空穴兩種載流子。由于空穴本質(zhì)上是電子躍遷到導(dǎo)帶自由移動后在價帶留下的空位，因此二者是成對同時形成的。

首先，如果是一塊完全純凈的硅材料，兩種載流子數(shù)量濃度相同，被稱為本征半導(dǎo)體，這種狀態(tài)下并不具備發(fā)電能力。

于是科學家發(fā)明出一種辦法，在純凈的硅材料中摻入少量硼等三價元素原子，這就是我們所說的P型半導(dǎo)體。由于雜質(zhì)原子最外層電子數(shù)比硅少一個，多余的空穴就被引入，導(dǎo)電時將發(fā)揮主要作用，電子則成為少數(shù)載流子。

而如果摻雜磷等五價元素，則會形成N型半導(dǎo)體。光伏發(fā)電的產(chǎn)生，就需要P型和N型半導(dǎo)體相互接觸形成PN結(jié)。光照條件下，硅原子外層電子吸收了光子能量而躍遷，P端和N端形成電勢差，當接入外部電路形成回路后即可對外發(fā)電。光照停止后，發(fā)電過程也隨即停止，所以光伏電池本身是發(fā)電產(chǎn)品，不儲存電能。

光伏電池主要通過在硅片表面，高溫擴散摻雜元素的方式來形成PN結(jié)。如果擴磷，就是P型電池，以前的BSF電池和當下的PERC都屬于此類；如果擴硼，就是N型電池，下一代電池TOPCon就屬于此類。不過HJT不需要硼擴過程，是在N型硅片上沉積P型非晶硅層。

由于擴磷相對容易，所以P型電池更早成熟。擴磷所需的反應(yīng)溫度不用太高、時間較短，硅片也相對不容易發(fā)生曲翹、碎片、氧沉淀的問題，有利于電池良率的提高。

相比之下，制造N型電池所需要的擴硼，推結(jié)時需要900℃以上，且時間更長，工藝也復(fù)雜得多。但N型電池擁有更高的少數(shù)載流子壽命，這是它最核心的優(yōu)勢，可以制作更高光電轉(zhuǎn)換效率的電池。并且溫度系數(shù)低、弱光性好、抗衰減性強，可帶來額外的發(fā)電量增益，所以下一代電池技術(shù)TOPCon、HJT都采用了N型電池技術(shù)。

TOPCon 重兵先至：與PERC產(chǎn)線復(fù)用享有成本優(yōu)勢，如何增加降本空間、提升良品率是主要目標

TOPCon的技術(shù)原理與優(yōu)劣勢

TOPCon電池技術(shù)，全稱即隧穿氧化層鈍化接觸技術(shù)。由于PERC電池的金屬電極，仍與硅襯底直接接觸，這會對光伏電池的效率產(chǎn)生負面影響。

因此，用薄膜將金屬與硅襯底隔離的方案應(yīng)運而生，TOPCon在電池背面制備一層超薄氧化硅，再沉積一層摻雜硅薄層，二者共同形成了隧穿氧化層鈍化接觸結(jié)構(gòu)，極大降低金屬接觸復(fù)合電流，提升了電池的開路電壓和短路電流，從而提升電池轉(zhuǎn)化效率。

TOPCon電池的理論效率極限為28.7%，目前平均量產(chǎn)效率超過24%，相比P型PERC電池有更高的效率空間，這是TOPCon的一大優(yōu)勢。

TOPCon的第二大優(yōu)勢，是與現(xiàn)有PERC產(chǎn)線兼容，只需在工藝上額外增加3-4步便可進行升級，約有70%的設(shè)備可以兼容。相比于HJT需要完全更換生產(chǎn)線，TOPCon成本更加可控，可以控制在1.8億/GW以內(nèi)。在面臨大規(guī)模 PERC 產(chǎn)線設(shè)備資產(chǎn)折舊計提壓力下，升級為TOPCon電池，拉長設(shè)備使用周期，降低沉沒成本，令TOPCon具備很好的性價比。

從整個工藝生產(chǎn)流程上來講，PERC大致可分為8道工序左右，從清洗制絨，到擴散摻雜，到邊結(jié)絕緣、到刻蝕、到背部鈍化、減反膜，激光開槽、絲網(wǎng)印刷等等。TOPCon在這8道工藝流程的基礎(chǔ)上，又增加了4道左右，主要是硼擴、多晶硅膜制備、氧化硅膜制備，以及磷摻雜等等，其他工序相似程度較高。

其中，TOPCon制備工藝中最核心的環(huán)節(jié)是多晶硅的沉積，新增的核心設(shè)備也就是 LPCVD（低壓化學氣相沉積）、PECVD（等離子體化學氣相沉積）設(shè)備以及鍍膜設(shè)備環(huán)節(jié)。目前最成熟的方案為LPCVD路線，通過熱氧法生長隧穿氧化層，通過LPCVD沉積多晶硅層，隨后進行磷擴散。

不過LPCVD鍍膜均勻性好，致密度高，但是效率上沒有優(yōu)勢，同時繞鍍問題也是其主要制約之一。繞鍍的主要原因是，TOPCon用到大量石英管式的設(shè)備，這是沿著PERC技術(shù)路線發(fā)展而來的，通常稱為熱壁式CVD，整個石英管在工作的時候都是被加熱的，它會帶來繞鍍（繞擴）問題，就是會產(chǎn)生繞到背面鍍上一層膜，或者繞到背面產(chǎn)生擴散等等問題。

這可能是一種原理性的缺陷，可以通過工藝來改進，但可能難以根除難，也許未來通過一些新技術(shù)，比如熱絲CVD做無氧擴硼來部分解決。

TOPCon的成本拆分與降本路徑

以上談了很多TOPCon的優(yōu)勢，那么下面來看看TOPCon的劣勢。其中最核心的在于，由于TOPCon延續(xù)了PERC的高溫工藝，使其未來在涉硅環(huán)節(jié)的成本降低方面，空間變得狹小。

光伏電池的成本，主要包含兩大類：一類是涉硅成本，一類是非硅成本。涉硅成本主要是硅片；非硅成本主要有漿料、靶材等，其中成本占比高的是漿料，TOPCon在制備中需要用高溫銀漿。一般情況下，其成本占比分別為硅片62%、漿料20%、其他6%，硅片與漿料成本占比超過80%。

無論是TOPCon還是HJT，一大降本路徑就是把硅片切薄。為什么說TOPCon在涉硅環(huán)節(jié)的降本空間狹??？主要就是因為TOPCon需要高溫工藝，硼擴環(huán)節(jié)需要大概1000度的高溫，燒結(jié)環(huán)節(jié)大概也需要800度左右，如果硅片切的太薄，會產(chǎn)生嚴重的翹曲，一旦有翹曲，在后續(xù)的絲網(wǎng)印刷中很容易碎裂。

如今硅片對應(yīng)的原材料硅料，目前價格也比較高?，F(xiàn)在業(yè)界正在從175μm，逐漸切薄到160-165μm，產(chǎn)業(yè)界共識是極限在140μm。

另一大降本路徑是減少漿料，例如減少柵線的銀漿用量等工藝改進，但這一點不是TOPCon獨有的，與其他技術(shù)路徑共享。

所以如何增加降本空間，是TOPCon若要大規(guī)模運用的首要問題。此外，TOPCon的良品率還有待提升，目前平均良率在96%左右，如果到不了99%以上，不能解決良品率問題，TOPCon就很難真正大規(guī)模應(yīng)用。因為太陽能電池作為一款大宗工業(yè)品，很多工廠都是幾百億流水，如果因為良品率而影響利潤，這個技術(shù)的上量就會嚴重受阻，它可以達到幾個GW，但是要想達到幾十GW會困難。

在這個第二代光伏電池向第三代演進的時刻，TOPCon對現(xiàn)有技術(shù)進行改進，以漸進式創(chuàng)新重兵先至。

不過能否取得最終技術(shù)路徑的主導(dǎo)權(quán)，也需要看其他技術(shù)的發(fā)展速度，下面我們就來分析另一路更具顛覆性的技術(shù)——HJT（異質(zhì)結(jié)）。

HJT如箭在弦：更簡潔的工藝與高轉(zhuǎn)換效率，如何把高昂成本降下來是首要目標

HJT的技術(shù)原理與優(yōu)劣勢

HJT全稱為本征薄膜異質(zhì)結(jié)電池，它是對稱雙面電池結(jié)構(gòu)，中間為N型晶體硅。HJT電池也是基于N型硅片而制備的新型電池，具有電池效率高、溫度系數(shù)低、不存在光致衰減（LID）和電位誘發(fā)衰減（PID）效應(yīng)等優(yōu)勢。

HJT電池擁有眾多優(yōu)勢。據(jù)民生證券分析，第一是制備工藝流程很短、良品率高。HJT只需要4步環(huán)節(jié)：制絨、非晶硅沉積、TCO沉積、絲網(wǎng)印刷，遠少于PERC和TOPCon的10+步驟。

這也使得HJT的良品率目前比較高，行業(yè)里無論是中試線還是GW級量產(chǎn)線，良率普遍在98.5%以上，很快會達到99%。

第二是轉(zhuǎn)換效率高。主要得益于N型硅襯底，以及非晶硅對基底表面缺陷的雙重鈍化作用。目前量產(chǎn)效率普遍已在24%以上，25%以上的技術(shù)路線已經(jīng)非常明確，即在前后表面使用摻雜納米晶硅、摻雜微晶硅、摻雜微晶氧化硅、摻雜微晶碳化硅取代現(xiàn)有的摻雜。HJT未來疊加鈣鈦礦轉(zhuǎn)換效率或可提升至30%以上。

第三是低衰減。HJT電池首年衰減1-2%，此后每年衰減0.25%，遠低于PERC電池的衰減情況，也因此 HJT電池全生命周期的發(fā)電量要高出PERC電池。背后的原理在于，HJT電池襯底通常為N型單晶硅，而N型單晶硅為磷摻雜，不存在P型晶硅中的硼氧復(fù)合、硼鐵復(fù)合等，所以HJT電池對于LID效應(yīng)是免疫的。HJT電池的表面沉積有TCO薄膜，無絕緣層，因此無表面層帶電的機會，從結(jié)構(gòu)上避免PID 發(fā)生。

第四是溫度系數(shù)低。HJT的低溫度系數(shù)意味著，在組件高溫運行環(huán)境中，HJT電池具有相對較高的發(fā)電性能，從而實現(xiàn)發(fā)電量增益，并且降低系統(tǒng)的度電成本。所以HJT電池尤其適合沙漠等高溫場景。

再結(jié)合HJT電池雙面率高和弱光效應(yīng)等等優(yōu)勢，綜合來看雙面HJT電池全生命周期每W發(fā)電量，會顯著高于雙面PERC電池，相對優(yōu)勢在7%左右。

不過HJT聽起來一切都好，但為什么還沒有大規(guī)模替代PERC呢？

目前限制HJT量產(chǎn)的核心原因，就是成本太高了，HJT幾乎所有環(huán)節(jié)的成本都高于PERC。下面我們來看看HJT成本高昂的原因，以及可能的降本路徑。

HJT的成本拆分及降本路徑

HJT與PERC的工藝路線完全不同，無法延伸或升級，只能重新投產(chǎn)線，因此PECVD等制膜和真空設(shè)備的投入會帶來非常高的轉(zhuǎn)換成本。

PERC、TOPCon核心的制結(jié)工藝，均屬于600℃以上的高溫工藝體系，而HJT是采用200℃以下低溫超薄薄膜工藝，這是制備上的核心區(qū)別。

這種工藝的不同是雙刃劍，一方面導(dǎo)致現(xiàn)有產(chǎn)線無法復(fù)用，但另一方面也帶來了新的可能性，比如把硅片切得更薄。

在HJT電池的總成本中，硅片和非硅材料成本占比最高，分別是47%和33%，兩者占到總成本的80%。HJT能否搶在其他技術(shù)路徑成熟之前，快速降低成本，將起到?jīng)Q定性作用。

HJT的降本將主要圍繞硅片切薄、降低銀漿用量使用兩方面展開。

硅片無論是TOPCon還是HJT，都是第一大成本，所以硅片薄片化，降低硅耗量，是電池片環(huán)節(jié)降本的必經(jīng)之路。HJT由于采用了低溫工藝，可以使用更薄的硅片，碎片率更低，因為不會因高溫引發(fā)物理形變。有業(yè)內(nèi)人士表示，HJT硅片厚度有望實現(xiàn)100μm，而TOPCon和PERC目前能實現(xiàn)的在160μm上下。

如果HJT在2022年底能夠?qū)崿F(xiàn)120μm的量產(chǎn)，與TOPCon和PERC的160μm中間相差40μm，以現(xiàn)在硅料的價格每差20μm，大概折算到每瓦差0.05元，那么40μm就是每瓦0.1元的差距，而我們知道1GW等于10億瓦，所以1GW的產(chǎn)線就相差了1億元。

另一大降本路徑是降低銀漿消耗量。由于HJT是低溫工藝，所需要的是低溫銀漿，不會有TOPCon或PERC在高溫下的熔融狀態(tài)，在和TCO導(dǎo)電膜接觸過程中，就不會結(jié)合得那么好，接觸電阻變大，最后導(dǎo)致電流小、效率低，為了減少接觸電阻，就需要把整個柵線接觸面積做大，那消耗量自然要增加。只有讓導(dǎo)線的截面積越大，它的電阻越小，導(dǎo)出的電流越高，最終效率才越高。

同時，低溫銀漿的國產(chǎn)化率較低（只有5%左右，主要在日韓），其價格目前大幅高于TOPCon和PERC的高溫銀漿。

目前產(chǎn)業(yè)界在嘗試很多降低銀漿消耗量的手段，包括銀包銅、銀合金、銅電鍍、多主柵、非接觸激光印刷技術(shù)（PTP）等等，這里我們主要介紹銅電鍍和銀包銅。

銅電鍍是一種非接觸式的電極金屬化技術(shù)，在基體金屬表面通過電解方法沉積金屬銅制作銅柵線，收集光伏效應(yīng)產(chǎn)生的載流子。銅電鍍可以取代銀漿，同時縮短線寬、增加光照面積，提高轉(zhuǎn)換效率。電鍍銅能把成本下降至0.07-0.08分/W，相比銀漿下降一大半。

銅電鍍的過程，類似于半導(dǎo)體中光刻工藝。先是圖形化，硅片經(jīng)制絨清洗、非晶硅沉積、TCO薄膜沉積后，在TCO薄膜表面沉積一層絕緣減反射膜；絕緣減反射膜為掩膜層，利用激光燒灼掉所設(shè)計電極圖形處的絕緣減反射膜，清洗后露出下方的TCO薄膜，即電鍍銅附著位置。

然后是金屬化，通過電鍍在目標圖形處制備銅電極；之后去掉掩膜及種子層，電池正反面均需重復(fù)此項操作。這個過程類似于半導(dǎo)體中光刻工藝的涂膠、曝光、顯影、刻蝕/離子注入、去膠過程。電鍍銅目前的主要問題集中在脫柵、氧化、環(huán)保以及設(shè)備投資成本高等，產(chǎn)業(yè)界仍在進一步迭代。

銀包銅簡單來說是在銅的表面包裹銀粉，其中要利用物理或化學的方法，在銅外面長出一層均勻的銀包在銅外面，產(chǎn)生一顆一顆小的銀包銅的納米球，再用它去做成漿料，在低溫加工工藝中令銅作為導(dǎo)電材料，從而降低銀的使用量。

銀包銅技術(shù)，以前被用在半導(dǎo)體被動元件里的導(dǎo)電漿，電子行業(yè)有不短的使用歷史，現(xiàn)在產(chǎn)業(yè)界在嘗試改造它的印刷性能，以用在太陽能電池上。

一般低溫銀漿中銀含量約92%，8%為有機物玻璃粉等，而銀包銅中銀、銅、有機物的含量配比產(chǎn)業(yè)界在嘗試中，已經(jīng)能實現(xiàn)60%/30%/10%，目標期望是要將銀含量降低到50%以下，例如41%/51%/8%的配比，同時保證性能和純用銀漿相同。

如果通過銀包銅技術(shù)將銀比例降到50%，那每瓦0.18元的銀漿成本會大幅下降，不過會增加一點銅的成本（銅很便宜，不會高于每瓦0.01元）、漿料用量會上升，以及新的加工費。

目前業(yè)界對銀包銅的質(zhì)疑在于，擔心銅是否會流出來，傷害硅片的導(dǎo)電性?？梢哉f：目前關(guān)于銅是否會流出來，說法不一，有的認為銅會逐漸遷移至表面，并被氧化；實證測試也效果不一。不過，銅無法穿透ITO到達硅片以傷害半導(dǎo)體的電特性，已是行業(yè)共識。

如果要說銀包銅的劣勢，最核心的在于它沒法提效，因為銀的導(dǎo)電性能還是比銅要更好，所以銀包銅技術(shù)路線僅是一個降本路線。其次是可能會帶來潛在的組件質(zhì)量可靠性下降，但具體還有待實際測試；再者是降低銀消耗量有下限，無法一直降低。但在HJT成本高昂的今天，降本是第一步。

當然，除了以上提到的硅片成本和銀漿外，HJT的成本高昂還體現(xiàn)在非硅材料中的靶材、設(shè)備投資較高等等。在靶材方面，HJT需要額外沉積透明導(dǎo)電層，所用的ITO（PVD路線，物理氣相沉積）或 IWO（RPD路線，反應(yīng)式等離子體鍍膜設(shè)備）等靶材價格較高，且國產(chǎn)化率低。在設(shè)備投資方面，目前HJT的設(shè)備投資額為3.5-4億元/GW，為PERC（約1.5~2億元/GW）、TOPCon（1.6-1.8億元/GW左右）的2倍以上。特別是由于HJT還沒有市場化，所以各個設(shè)備企業(yè)還不敢大規(guī)模投入、大批量擴產(chǎn)，設(shè)備成本還無法享受規(guī)模效應(yīng)。

從客戶招標角度來看，客戶往往只會指定要N型組件，不會指定TOPCon還是HJT。那么在投標過程中，如果僅從短期成本角度看，TOPCon確實有優(yōu)勢，因為當下TOPCon與HJT的轉(zhuǎn)換效率差不多。

所以此時正處于一個非常焦灼的時間點，TOPCon有成本低的先發(fā)優(yōu)勢，HJT雖然最終降本空間大、工藝流程簡單、如果疊加微晶技術(shù)會有更好的效率提升（微晶技術(shù)對效率的增幅很大，但成本仍然較高），但降本速度至關(guān)重要。

如果動態(tài)的看，HJT若在2023年硅片厚度切薄到90μm，設(shè)備通過技術(shù)迭代，投資再降到3 億元/GW以下，那么HJT的威力才會彰顯出來。

在我們所做的專家訪談中，大家并沒有對誰會主導(dǎo)下一代光伏電池達成共識。不少傳統(tǒng)大廠傾向于漸進式創(chuàng)新的TOPCon，因為可以延續(xù)舊有產(chǎn)線；新玩家多數(shù)會選擇更具顛覆性的HJT，來打破現(xiàn)有格局，但現(xiàn)在誰好誰壞還沒有定論。

如今光伏電池市場仍然是P型電池PERC在主導(dǎo)，市場占有率在90%以上。新技術(shù)亦在蓬勃發(fā)展，因為大家都知道PERC的理論轉(zhuǎn)換效率極限是24.5%，如今已經(jīng)接近了這個時間點，N型電池即將走到舞臺中心。

N型電池里，業(yè)內(nèi)領(lǐng)先企業(yè)的TOPCon電池研發(fā)效率，均已能達到25%以上，量產(chǎn)線效率也基本突破24.5%。HJT電池從近年實驗室研發(fā)結(jié)果來看，大面積的光電轉(zhuǎn)化效率也能輕易突破25%，2022年隆基更是將最高記錄刷新至26.81%，突破了日本于2017年創(chuàng)下的基于HJT的IBC電池的效率，隆基預(yù)期將HJT的實驗室效率抬升到28%，量產(chǎn)效率抬升到27%，如果這樣的目標能夠?qū)崿F(xiàn)，HJT將優(yōu)勢凸顯。

無論是TOPCon、HJT還是IBC（交指式背接觸）等等技術(shù)路線，要想大規(guī)模替代PERC，不僅是光電轉(zhuǎn)化效率要超過PERC，同時決勝在LCOE（平準化度電成本衡量），要計算在全發(fā)電生命周期內(nèi)，產(chǎn)生每一度電所分攤的成本，這包括了一切綜合性投入。

在當下的技術(shù)分歧期，每一項技術(shù)迭代都值得敏銳關(guān)注，因為技術(shù)迭代存在偶然性。在PERC發(fā)展的初期，曾經(jīng)有一個致命的光衰問題，當時PERC雖然光電轉(zhuǎn)化率比BSF高，但是被太陽光一照，性能就出現(xiàn)衰減，這個事情困擾業(yè)界很久，如果卡在這里PERC就無法大規(guī)模普及。但最終通過非常簡單的光注入技術(shù)，以極低的成本解決掉了。

用一個業(yè)界流行的比喻，如果用汽車產(chǎn)業(yè)做對比，PERC相當于燃油車，TOPCon相當于混動車，HJT相當于純電車，鈣鈦礦相當于氫能源車。

除了TOPCon和HJT，IBC也是當下越來越火熱的技術(shù)路徑之一，不少大廠也在此路線上重金投入。有一些市場觀點認為，未來IBC可能會替代TOPCon，擠掉HJT的市場地位，成為光伏賽道一個很大的新不確定因素。

如果放眼更遠的未來，無論是TOPCon還是HJT，均屬于晶硅太陽電池的范圍，學界普遍認為晶硅的理論最高光電轉(zhuǎn)換效率為29.43%，要想進一步打破天花板，還需要更新的材料突破，比如鈣鈦礦，鈣鈦礦也是今年非?；馃岬耐顿Y賽道。

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