1.電池升級事關全局，降損提效馬不停蹄，多技術并行或?qū)㈤_啟

首個光伏電池誕生至今已有近70年歷史，到2019年，單晶PERC電池成為光伏行業(yè)的主流技術，其良好的光電轉換效率表現(xiàn)成為推動太陽能發(fā)電與傳統(tǒng)能源“平價”的關鍵因素。不過目前業(yè)內(nèi)PERC電池量產(chǎn)效率已經(jīng)普遍超過23%，越來越接近24.5%左右的其理論極限，而實驗室記錄也已經(jīng)較長時間未再有突破。因此產(chǎn)業(yè)界都已紛紛將重點投向?qū)π乱淮髁麟姵丶夹g的開發(fā)，各大龍頭企業(yè)的新一代電池技術也將陸續(xù)在年內(nèi)相繼亮相市場，路線不盡相同。

1.1、技術迭代皆歸于成本優(yōu)勢，終端多元化和產(chǎn)業(yè)配套帶來并行可能

經(jīng)濟性是光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的根本動能，“平價”后技術進步遠未停歇。太陽能發(fā)電作為一種清潔無污染、取之不盡的可再生能源形式，從很早以前就備受關注。但近幾年才真正開啟大規(guī)模運用，主要系技術的進步使得發(fā)電成本大幅下降，成為有經(jīng)濟性的能源，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。從長期來看，光伏制造技術仍有進步和提效空間，未來成本有望完全低于傳統(tǒng)能源，這種經(jīng)濟上的競爭力也將促進光伏發(fā)電實現(xiàn)更快的滲透和規(guī)模增長。另一方面，掌握先進技術的制造企業(yè)也將獲得成本競爭優(yōu)勢，在行業(yè)發(fā)展中更大程度受益，這又會促使業(yè)內(nèi)企業(yè)持續(xù)大力追求技術的進步。

電池轉換效率對光伏系統(tǒng)成本有著全局性的影響，為關鍵的核心降本手段。一個發(fā)電系統(tǒng)的成本水平一般用平準化度電成本衡量（LCOE），即全發(fā)電周期內(nèi)產(chǎn)生每一度電所分攤的成本，對于運營過程中不需要消耗其他原料的光伏系統(tǒng)，初期的建設投入就為最重要的一項，而組件的采購成本一般又占有較高比例。

電池的轉換效率的提升，意味著單位面積電池的發(fā)電功率上升，則會帶來多重的降本效果：1）在電池本環(huán)節(jié)層面，發(fā)電功率的提升也就代表著同等功率下的電池面積減小，于是硅片等制作材料的成本可以節(jié)省出來，2）在組件層面，單位功率的面積也會減小，于是玻璃、膠膜、邊框等幾乎所有非硅材料的耗用量都也將降低，3）在光伏系統(tǒng)層面，如土地、支架等與組件面積相關的成本也能有所節(jié)省。相比之下，通過直接減少組件制造任一環(huán)節(jié)的相關材料投入或提高生產(chǎn)效率的方法，所能帶來的降本效果都僅限于該環(huán)節(jié)，可見電池效率對于光伏系統(tǒng)成本有著全局性的影響，而對下游組件企業(yè)的盈利水平和產(chǎn)品競爭力決定性作用。

新技術要快速成為主流，一般在已體現(xiàn)出絕對成本優(yōu)勢，并隨時間持續(xù)拉大時。光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展至今，新興技術替代現(xiàn)有主流技術的情況在各個環(huán)節(jié)皆有發(fā)生，但光伏領域本身歷史悠久，與半導體相互交叉，因此在實驗室中會有眾多的技術路線，發(fā)展中的技術能否成為產(chǎn)業(yè)界新主流的決定因素還是在于成本。近幾年里，各制造環(huán)節(jié)都較快地形成了其成熟的主流技術，對落后技術有著絕對的成本優(yōu)勢。然而技術更迭的過程實際存在差異，有些技術很快完成替代，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。

具體而言，單晶和多晶曾是光伏產(chǎn)業(yè)最大的技術路線之爭，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)以來的轉換效率和實驗潛力一直低于單晶，但因價格低廉的設備、更大的單位產(chǎn)量、簡單的工藝等特點使得綜合成本并未體現(xiàn)出劣勢，2017年前還一度占據(jù)了市場的絕對主流。直到近年，單晶技術生產(chǎn)效率大幅提高，并與快速發(fā)展的金剛線切割及PERC電池技術良好匹配，才體現(xiàn)出絕對成本優(yōu)勢，同時二者效率與成本差不斷拉大。因此在2017-2020年左右，單晶快速完成了替代成為主流技術。而金剛線在替代砂漿線時就顯得更為迅速，隨國產(chǎn)化帶來的成本大幅降低，很快成為行業(yè)主流。

多元化終端市場+存量成熟產(chǎn)業(yè)配套，帶來種多技術并行可能。光伏發(fā)電系統(tǒng)的實際安裝環(huán)境條件可能存在很大差異，對組件的發(fā)電特性要求也就會不同，而各類電池技術的適配性也就不一樣。過去終端以集中式電站為主，但當前分布式光伏發(fā)展迅速，目前國內(nèi)甚至已能占到一半以上。1）分布式系統(tǒng)需要考如慮屋頂面積結構、承重能力、美觀度等方面的條件，可能會對組件電池單位面積的發(fā)電功率等有更高要求、傾角和背面利用限制也會比較多。2）即便是集中式場景，土地、草地、沙漠、水面等環(huán)境情況也有區(qū)別，例如沙漠晝夜溫差大、白天溫度高，水面則光線反射率高、平均溫度低，在這些情況下?lián)碛械蜏囟认禂?shù)或高雙面發(fā)電性能的技術就會更為適配。

從成本角度考慮，單一環(huán)節(jié)的技術效果也需要上下游的配套來體現(xiàn)，其他環(huán)節(jié)的兼容適配能力、成熟度、成本情況、設備調(diào)整等都是重要的影響因素。由于總體“平價”的實現(xiàn)，行業(yè)近年來開啟了一輪大規(guī)模擴張，各制造環(huán)節(jié)產(chǎn)能都大幅增加，而成熟技術的產(chǎn)業(yè)規(guī)模效應顯著，已經(jīng)體現(xiàn)出良好的經(jīng)濟性。因此，若一種新技術若能良好嫁接存量成熟產(chǎn)業(yè)，則有望實現(xiàn)更快的滲透推廣，反之則可能需要花費更多投入與時間被市場接受。

1.2、電池提效率，硅片打基礎，P/N導電型尚各有所取

對于傳統(tǒng)晶硅光伏電池，發(fā)電的核心結構是PN結。硅作為一種半導體材料，導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。1）對于完全純凈的硅材料，兩種載流子數(shù)量濃度相同，被稱為本征半導體，這種狀態(tài)下并不具備發(fā)電能力。2）當硅材料中摻入少量硼等三價元素原子就會成為P型半導體，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，導電時將發(fā)揮主要作用，電子則成為少數(shù)載流子。3）若摻雜磷等五價元素則會形成N型半導體。光伏發(fā)電的產(chǎn)生首先需要P型和N型半導體相互接觸形成PN結，多數(shù)載流子會在熱擴散的作用下自然向?qū)γ孢\動，形成內(nèi)建電場和空間電荷區(qū)。光照條件下，硅原子外層電子吸收了光子能量而躍遷，形成更多的電子空穴對，這些非平衡載流子運動到結區(qū)附近就會在內(nèi)建電場的作用下漂移到另一端，于是P端和N端的多子就會富集起來，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，所以光伏電池本身不能儲電。

P型硅片產(chǎn)業(yè)化已相當成熟，成本控制良好

在光伏產(chǎn)業(yè)，無論是過去的BSF電池還是當前主流的PERC電池，長期以來都是基于P型硅片實現(xiàn)大規(guī)模量產(chǎn)，因此整個產(chǎn)業(yè)鏈從硅料、硅片到電池端技術都已經(jīng)非常成熟，成本也可以很好的控制。（1）磷擴散相對更容易，工藝溫度更低而良率高。以P型硅片為襯底制作電池的發(fā)射極時，業(yè)內(nèi)一般是在前表面進行磷擴散，所需的反應溫度不用太高、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，N型硅片需要對表面進行硼擴散，在推結時所需的溫度更高，至少900℃以上，且時間更長，還可能形成難以刻蝕的富硼層（BRL），控制難度大。此外，作為硼源的主要原料為三溴化硼B(yǎng)Br3沸點較高，反應溫度下仍為液態(tài)，易發(fā)生摻雜不均勻及一致性差的問題，目前業(yè)內(nèi)開始改用三氯化硼B(yǎng)Cl3，但還是會存在電池發(fā)灰影響效率、設備腐蝕等問題，成為部分廠商的難題。（2）通過襯底摻雜元素的改變解決硼氧光衰（LID）問題。光致衰減此前一直是P型晶硅電池的一項重要問題，由于襯底硅片采用硼元素進行摻雜，會在內(nèi)部與氧結合成B-O復合體，這會導致電池功率出現(xiàn)明顯衰減。鎵作為硼的同族元素，也可以作為P型硅片的摻雜劑，其原子半徑較大而不會出現(xiàn)復合對的問題，但由于在硅中的分凝系數(shù)太小，此前電阻率較難控制。隨著技術發(fā)展，摻稼拉晶技術近年已被隆基等龍頭企業(yè)突破，較好解決了相關光衰問題。

N型硅片擁有更高的電池提效潛力，目前尚受制于高成本

（1）N型硅片相比P型硅片的最核心優(yōu)勢在于更高的少數(shù)載流子壽命，有利于制作更高效率的電池。硅片中特定的自由電子一般不會一直存在，自然條件下會躍遷回價帶，也就是與空穴發(fā)生復合。對于已經(jīng)產(chǎn)生的光生載流子，當外部光照條件撤出后，還可以繼續(xù)存在一段時間，這個平均時長就是少數(shù)載流子壽命（非平衡載流子壽命），硅片中的缺陷、部分雜質(zhì)等因素會對其產(chǎn)生較大影響。一般情況下系轉換效率越高的電池結構對少子壽命越敏感，由于N型硅片的少子為空穴，對金屬雜質(zhì)更不敏感，因此少子壽命更高，此外在同等摻雜條件下N型硅片電阻率也更低，皆有利于制造更高效率的晶硅電池。目前產(chǎn)業(yè)中TOPCon、HJT等新電池技術基本都是基于N型硅片進行開發(fā)。

（2）N型晶硅電池溫度系數(shù)低、弱光性好、抗衰減性強，可帶來額外的發(fā)電量增益。1）在常溫條件下，一般晶硅光伏電池的發(fā)電效率會隨著溫度的升高而降低，而N型電池的效率降幅比主流P型電池要少，即溫度系數(shù)更低。2）此外光照的強弱本身也是影響電池發(fā)電情況的重要因素，而N型電池在弱光下的響應能力也相對更強。3）N型電池組件還具備更強的抗PID衰減能力，這種效率衰減與使用時間相關，一般在首年較大，后續(xù)年份也會持續(xù)存在。

（3）N型硅片成本尚高，但更大的減薄潛力結合電池端的高效率，有助于硅成本下降。N型硅片目前生產(chǎn)成本高于P型硅片，主要系1）對參數(shù)品質(zhì)要求嚴格，需使用高品質(zhì)的致密料生產(chǎn)，硅料純度要求達到電子二級，2）硅棒頭尾電阻率變化大，可利用率較低，3）對熱場、石英坩堝等耗材要求會更多，4）總體產(chǎn)量還不大，規(guī)模效應不充分等。從中環(huán)股份此前公開報價來看，目前同樣厚度和尺寸的N型硅片價格會比P型硅片高6-8%左右。

另一方面，硅片減薄是一種降低硅成本的手段，但硅片厚度與轉換效率之間存在一定的負相關關系。根據(jù)部分實驗數(shù)據(jù)，硅片厚度小于一定值后對轉換效率的影響會越來越顯著，主要系：1）長波光透射損失增加，2）少數(shù)載流子的擴散長度（少數(shù)載流子在復合前所經(jīng)過的平均擴散距離，與少子壽命正相關）大于硅片厚度后，在硅片背面發(fā)生復合的速率增大，3）薄硅片切割工藝要求更高，出現(xiàn)缺陷的幾率更大，增加載流子復合幾率。但總體來看，N型晶硅電池因為更好的技術處理可以采用更薄的硅片，未來持續(xù)減薄的潛力更大。

1.3、降損提效方向明確，電池技術殊途同歸

太陽能電池的理論效率首先由半導體材料特性決定。從更深入的層面分析，光伏發(fā)電為一種能量的傳遞過程，半導體中的電子吸收光子能量后，跨過禁帶躍遷至導帶，留下空穴，當這些獲取能量的載流子到達電池表面被電極收集后，就可以通過外接電路將以電能的形式將太陽能傳遞。由此可知，只有能量大于基材禁帶寬度（Eg）的光子才可能激發(fā)出光電子，而光子的能量取決于波長，禁帶寬度則取決于半導體材料本身，并受溫度影響。因此，太陽光譜和半導體材料本身對太陽能電池的理論轉換效率有決定性的作用，例如當帶隙比較小時，能被激發(fā)的電子數(shù)量增加，但所攜能量減少，反之同理。理論研究表明，常規(guī)條件下利用太陽光的最佳材料禁帶寬度為1.4-1.5eV，晶體硅則為1.12eV，僅有大概30%多的太陽光能量可以被利用，再綜合其他因素，晶硅電池的理論轉換效率約29.4%。

晶硅太陽能電池提效的本質(zhì)在于減少太陽光能量損失

理論分析可知，很大部分的太陽光能量在光電轉化的過程中損失掉了，也就表現(xiàn)為轉換效率的降低，其中又可分為兩類：1、光學損失，即與光子能量未被充分吸收相關的損失，包括：1）反射光損失，2）能量小于禁帶寬度的長波光損失，3）被吸收的光子未能產(chǎn)生載流子，4）光子激發(fā)出載流子后，若有多余的能量則不能被利用的損失；2、電學損失，即與光生載流子能量直接損耗等相關的損失，包括：1）載流子在電池內(nèi)部和表面發(fā)生復合而損失，2）光生載流子在PN結區(qū)分離時產(chǎn)生能量損失，3）電池內(nèi)部、表層及電極接觸處的電阻損失。

另一方面，對于特定的光伏電池，一定光照和溫度等條件下的最大轉化效率（η）可以用三個基本參數(shù)——開路電壓（Voc）、短路電流（Isc）和填充因子（FF）表征，三者乘積再比上入射太陽光功率（Pin）就等于轉換效率。因此如果能盡力提升三個基本參數(shù)的值，就可以獲得更高的轉化效率。所以，影響太陽能電池效率的因素實際上都可以歸結為對三個基本參數(shù)的影響，然而有時改變一種因素可能對不同參數(shù)產(chǎn)生相反的效果，不能達到同時提高的目的，此時則需要找到最優(yōu)的平衡。

此外，由于自身結構特點和難以避免的制造缺陷，太陽能電池存在兩種內(nèi)電阻，即串聯(lián)內(nèi)電阻（Rs）和并聯(lián)內(nèi)電阻（Rsh），它們對于電池效率有重要的影響，也是導致效率基本參數(shù)降低的重要原因。

表面鈍化以減少復合是制作高效率電池的關鍵手段

光伏電池效率損失的一個重要原因便是載流子在流出電池前被復合掉，此時開路電壓會受到較明顯的影響，而硅晶體中實際存在三種復合類型，其中SRH復合（陷阱輔助復合）是最為主要的一種，這是由硅中的雜質(zhì)或缺陷在禁帶中引入缺陷能級而形成了復合中心，屬于一種間接復合。電池表面則是最主要的載流子復合中心，這主要系周期性的硅晶格在表面處中斷，于是形成大量的懸掛鍵和晶格缺陷，同時摻雜處理本身也會引入缺陷。一般情況下，表面復合的不利影響也會隨硅片厚度的減薄加強，特別是在少子擴散長度大于硅片厚度時。對電池進行鈍化處理就是采用各種手段降低載流子的復合，以達到提高電池效率的目的，而表面鈍化也就成為產(chǎn)業(yè)里制造高效電池的關鍵技術和主要突破方向。傳統(tǒng)上講，表面鈍化方法可分為兩類：（1）化學鈍化，即把晶硅表面的懸掛鍵及晶體缺陷直接中和掉，主要手段包括在表面引入一些氫原子或者沉積一層低缺陷的介質(zhì)膜。（2）場效應鈍化，即在硅片表面形成一個電場，使得少數(shù)載流子難以靠近電池表面，從而減少復合，主要手段包括在表面進行重摻雜形成高低結，沉積一層可以固定電荷的介質(zhì)膜或者重摻雜的硅薄膜等。選擇性鈍化接觸則是正快速發(fā)展的一類技術，從理論核心來看與場效應鈍化一致，即設法在電池表面的一定區(qū)域內(nèi)對載流子產(chǎn)生篩選作用，對于多數(shù)載流子的電導率高，使其能較容易的通過，而少數(shù)載流子難以通過，從而減少復合，增加電極對載流子的收集。

降低光學損失為重要提效方法，電池結構方面仍有開發(fā)空間

根據(jù)前述，光學損失是一類重要的電池效率損失來源。首先，研究表明在一般情況下光從空氣中照射到未經(jīng)處理的硅片表面時，反射率高達30%以上，造成極大的能量損失，目前產(chǎn)業(yè)里已普遍采用表面制絨結合減反射膜的方式來降低這個損耗。（1）表面制絨：即將硅片受光面制作成粗糙的絨面，使光照射到硅片表面時，可以通過多次反射更多的進入的硅片內(nèi)部。對于單晶硅而言，可以利用堿液在不同晶向上腐蝕速率的不同將表面制作成許多“金字塔”外觀的絨面。（2）減反射膜：在硅片受光面增加一層折射率比較大的薄膜層可以進一步增大對入射光的吸收。實際上，氮化硅（SiNX）膜本身就是一種良好的減反射膜層，其折射率約為2.1，且化學性能穩(wěn)定。

另一種降低光學損失的方法在于減少電池正面柵線的遮擋面積。減小柵線的寬度是一種直接的方法，但可能導致串聯(lián)電阻的上升，因此需要同步增加柵線高度，對制作工藝提出了更高的要求。此外產(chǎn)業(yè)界也持續(xù)在電池結構方面進行探索。金屬纏繞穿透（MWT）是一種有代表性的嘗試，它先對電池進行打孔處理，再將正面細柵線收集的電流引導利用孔洞中的電極金屬引導到背面，從而消除遮光影響較大的正面主柵線。較早期的研究表明，MWT電池可將8%的電極柵遮擋區(qū)降低到5%左右。更進一步，正面完全無柵線遮擋的背結接觸類（BC）電池實際已經(jīng)問世較長一段時間。

2.N型向左：TOPCon重兵先至，HJT如箭待弦

N型TOPCon和HJT為近年來最受關注的新興高效電池技術代表，此前產(chǎn)業(yè)化的主要問題在于成本過高，經(jīng)濟性不足，但隨著技術的不斷進步，目前已開始步入成熟階段。今年以來，組件端一體化龍頭企業(yè)已陸續(xù)對前者啟動大規(guī)模的投產(chǎn)和擴產(chǎn)行動，標志著N型技術電池進入規(guī)模化量產(chǎn)“元年”，而后者的規(guī)模量產(chǎn)也在加速推進。

2.1、TOPCon電池為鈍化接觸技術新興代表，與現(xiàn)有產(chǎn)線兼容性較高

TOPCon電池理論效率上限高，提出時間較短但發(fā)展迅速

德國Fraunhofer研究所在2013年提出了隧穿氧化層鈍化接觸（TOPCon）電池，這種電池利用N硅片作為襯底，在背面會先制作一層不足2nm的超薄二氧化硅（SiO2）作為隧穿層，再在上面制作一層20nm左右摻磷的多晶硅薄膜（polySi(n+)），濃度較襯底更高，成為新一代高效光伏電池：1）由超薄隧穿氧化層和摻雜多晶硅層組合而成的結構（SiO2/poly-Si(n+)）正是TOPCon電池的核心，可以實現(xiàn)對載流子的選擇性收集，起到了關鍵的表面鈍化作用。它的存在使得硅片界面處的能帶發(fā)生向下彎曲，同時隧穿層還使得能帶出現(xiàn)非對稱性偏移，使得對電子的勢壘低于對空穴的勢壘，于是作為多子的電子可以比較容易地進行量子隧穿，空穴則很難通過，即使通過也還會受到由多晶硅層與硅基體的摻雜濃度差而產(chǎn)生的內(nèi)電場阻擋，很難到達電極與硅片接觸的界面發(fā)生復合。同時，研究也表明只有完整的TOPCon結構才能形成較好鈍化效果。

2）近幾年的研究發(fā)現(xiàn)TOPCon電池背面還存在“針孔”效應，即在電池制作過程中，局部的SiO2隧穿層在高溫下發(fā)生分解，出現(xiàn)了一些可以讓載流子直接傳輸?shù)蕉嗑Ч鑼拥奈⑿　翱锥础?，從而帶來了良好的導電率?）TOPCon電池背面為全域鈍化，金屬電極與硅基材料并不直接接觸，同時載流子也可以在硅片內(nèi)部直接通過氧化層進行一維縱向傳輸，相比局部直接接觸的PERC電池，不僅降低了接觸電阻，還避免了載流子二維傳輸過程中引起的體復合，進一步降低了串聯(lián)電阻，提升了填充因子和轉換效率。4）TOPCon電池在結構上背面可以透光，直接具備良好的雙面發(fā)電能力，做成組件后的雙面率普遍能達到80%以上，而PERC僅70%左右，帶來更多發(fā)電量增益。

憑借先進的鈍化技術，TOPCon電池在首次提出時就能達到23.7%的效率，開路電壓達700mV，填充因子達82%。事實上，根據(jù)選擇性接觸理論的研究推算，雙面鈍化結構的TOPCon電池的最高理論轉換效率可達到28.7%，接近晶硅電池的上限，也略為高出HJT電池的28.5%，而PERC電池僅為24.5%，即便是僅進行背面鈍化，TOPCon電池的理論效率也可以達到27.1%。

從實驗室研發(fā)情況來看，近年來業(yè)內(nèi)領先企業(yè)和知名研究機構都已能很好地將TOPCon電池效率開發(fā)到25%以上，今年以來，天合、晶科接連刷新大面電池記錄，目前已經(jīng)能達到25.7%，而在相對容易達到更高效率的小面積電池方面，德國ISE在2019年已突破了26.0%的水平。

TOPCon電池與主流PERC產(chǎn)線兼容性強，有利于產(chǎn)業(yè)化推廣

TOPCon與PERC電池在結構方面一定的相似性也帶來了設備和工藝上的相容性。前者的正面與后者的背面膜層及金屬化方式一致，兩面最外側也都是氮化硅減反鈍化層，前道的清洗制絨工藝也相同。二者工藝與產(chǎn)線的差異點主要在于：1）TOPCon增加了制作隧穿氧化層和多晶硅核心結構的工藝設備，具體又與細分技術路線有關，一般會增加LPCVD或PECVD設備，并配套擴散或退火爐，2）襯底硅片導電型變?yōu)镹型后，電池前表面由磷擴散變?yōu)榕饠U散，工藝會有所調(diào)整但設備不變，3）TOPCon背面不需再進行激光開槽，多晶硅層本身具備導電性可將載流子傳輸給電極，4）正面制作選擇性發(fā)射極SE的工藝尚未完全成熟，廠家可能會選擇預留。

2.2、組件端龍頭引領，TOPCon進入規(guī)?；慨a(chǎn)元年，溢價下經(jīng)濟性初現(xiàn)

行業(yè)老玩家引領，深入布局企業(yè)眾多。TOPCon電池的優(yōu)勢和潛力近年來吸引了大量企業(yè)進行產(chǎn)業(yè)化研發(fā)投入，目前總體由行業(yè)內(nèi)的原有資深企業(yè)主導，但也有部分新興企業(yè)大力投入，并持續(xù)取得重要突破。目前來看，業(yè)內(nèi)領先企業(yè)的研發(fā)效率均已能達到25%以上，量產(chǎn)線效率也基本突破24.5%。產(chǎn)能方面，根據(jù)我們統(tǒng)計目前行業(yè)里已經(jīng)在建和籌建中的新產(chǎn)能有大約183GW，也已有龍頭企業(yè)已建成超10GW的大規(guī)模量產(chǎn)線，其他企業(yè)也在快速推進，預計隨技術的不斷成熟、終端經(jīng)濟性的體現(xiàn)，新規(guī)?；a(chǎn)能的建設還將加速，包括部分已有新電池擴產(chǎn)計劃，但尚未決定具體技術路線的企業(yè)，以及擁有大量待升級存量PERC產(chǎn)能的企業(yè)，都有望快速跟進。

晶科能源率先扛起TOPCon規(guī)模化量產(chǎn)大旗，天合、晶澳接踵而至

（1）晶科能源作為全球四大組件一體化龍頭之一，于去年11月推出使用N型TOPCon電池的組件產(chǎn)品TigerNeo，公司近年間在TOPCon技術上的投入相對篤定，并快速取得突破，多次打破轉化效率世界紀錄，今年4月以25.7%的效率再次刷新紀錄，量產(chǎn)線效率也達到24.5%以上。在規(guī)模化產(chǎn)能建設方面，晶科目前已經(jīng)擁有16GW的TOPCon的產(chǎn)能，正在建設和籌備的新產(chǎn)能預計達19GW，大步走在行業(yè)之前。公司2019年就已建立了900MW中試線，去年開始建設海寧尖山和安徽合肥兩大生產(chǎn)基地，一期項目各8GW，均在Q1時投產(chǎn)，目前已滿產(chǎn)，同時公司于6月底啟動了尖山11GW二期項目，合肥的二期電池項目也已經(jīng)在籌備中。在市場推廣方面，今年以來晶科TOPCon組件已經(jīng)至少7次中標央國企組件招標項目，成為N型電池元年的先行者。

（2）天合光能方面，公司早在2015年就已經(jīng)開始了TOPCon電池的研發(fā)，2019年就發(fā)布了采用此電池技術的組件產(chǎn)品i-TOPCon，后中試線規(guī)模達500MW。今年3月，天合國家重點實驗室宣布其210大尺寸TOPCon電池最高效率達到25.5%，創(chuàng)造了新的大尺寸世界紀錄，量產(chǎn)線效率也在24.5%以上。規(guī)?；a(chǎn)能方面，天合于今年4月啟動了宿遷8GWTOPCon電池項目，預計年內(nèi)實現(xiàn)投產(chǎn)，而6月新開工的西寧產(chǎn)業(yè)園中規(guī)劃有10GW的N型電池產(chǎn)能，在全行業(yè)推廣順利的情況下較大可能繼續(xù)采用TOPCon路線。（3）晶澳科技方面，公司在5月發(fā)布了DeepBlue4.0X組件，采用名為“Bycium+倍秀”的TOPCon電池，量產(chǎn)效率可達到24.8%以上。實際上，公司在2020年時TOPCon電池的效率已能接近24%。規(guī)模化產(chǎn)能方面，而寧晉1.3GWTOPCon電池產(chǎn)能預計將在近期實現(xiàn)投產(chǎn)，到年底左右預計公司將擁有6.5GW產(chǎn)能。此外，公司分別在5、6月分別公布了曲靖和揚州兩個10GW新電池項目。（4）另外，電池龍頭通威股份4月初也公布了32GW高效晶硅電池新項目，將分兩期建設，尚未明確技術，由于公司在TOPCon、HJT等新電池領域都有不少投入，若TOPCon技術產(chǎn)業(yè)化推廣順利，則可能會有較大比例選擇這種技術路線，而公司的存量電池產(chǎn)線也有望批量化進行改造。

中來、一道等新興電池組件企業(yè)同樣大步邁向規(guī)?；a(chǎn)能建設

（1）中來股份為組件背板行業(yè)龍頭，2019年公司開始大力對新型電池及組件業(yè)務進行研發(fā)布局，選定TOPCon技術路線，當年便實現(xiàn)量產(chǎn)效率23.5%，當前自主研發(fā)的TOPCon2.0電池量產(chǎn)轉換效率也可達到24.5%，采用創(chuàng)新性的POPAID工藝路線，目前已累計出貨5GW的TOPCon組件產(chǎn)品。產(chǎn)能方面，公司目前已經(jīng)建成約7.6GW，其中泰州基地共有3.6GW的產(chǎn)能，同時山西16GW電池項目處于持續(xù)建設中，一期8GW中的4GW已于今年6月底投產(chǎn)。（2）一道新能源于2018成立，為發(fā)展迅速的新興電池組件企業(yè)代表。公司在創(chuàng)立之初便以N型技術作為布局核心，目前TOPCon電池實驗效率可達25.5%，量產(chǎn)效率也超過24.6%。公司2019年已建成1.2GW的TOPCon產(chǎn)能，到2021年底達到6GW，按規(guī)劃預計2022/23年底將達到20/30GW。近期，公司N型組件中標央企華能集團項目，已正式簽約，并向市場推出“DAON”品牌3個系列高效N型組件新品。

組件溢價日漸明朗，有望覆蓋制造成本，終端實證有望加速推廣

從經(jīng)濟性和市場推廣角度來分析，TOPCon電池的制造成本目前仍高于PERC，主要在于設備成本、漿料銀耗等方面，但差距已相對不大，在主要的新電池技術中最為領先。作為一種競爭性的新興技術，TOPCon要得以全面推廣，必要條件是能為下游系統(tǒng)業(yè)主帶來收益，這樣買方才會為新技術支付溢價，去覆蓋制造企業(yè)的成本增加，這需要考慮兩個方面：1）首先是系統(tǒng)端整體的初始造價成本不能明顯高于PERC，這在項目啟動建設之前就能明確地計算得到，2）發(fā)電量增益效果，即低功率衰減、高雙面率、低溫度系數(shù)、高弱光性能等方面能良好體現(xiàn)，雖然也能進行理論推算，但都需要在項目建成實際運行后才能真正測出，在前期未必能直接讓投資方完全接受。（1）我們對TOPCon和PERC技術在電池、組件和系統(tǒng)端的成本進行了測算和對比，從結果來看前者基本已經(jīng)具備了大規(guī)模市場推廣的條件：1）在電池端，TOPCon目前比PERC高6-7分/瓦左右，2）在組件端，考慮提效對于非硅成本的降低，二者差距大概在4-5分/瓦左右，3）在系統(tǒng)端，由于組件提效后對于BOS成本中與面積相關部分的進一步攤薄，而者基本達到相同的造價水平。

（2）在TOPCon組件的實際推廣銷售情況方面，今年已有不少央國企招標項目中專門給出了N型標段，參與的基本上為TOPCon組件，我們梳理了相關的中標價格情況，大部分溢價都在0.7-0.11元/基瓦左右，個別偏差較大，平均來看可達到0.1元/瓦，逐步趨于穩(wěn)定，若持續(xù)下去則有利于推動組件企業(yè)穩(wěn)定產(chǎn)品盈利預期，加速推動產(chǎn)能建設。此外，在價格接受度更高的分布式和海外市場方面，預計TOPCon還能有更好的溢價。（3）在發(fā)電量增益方面，不同項目受實際條件影響較大，一般實證也需要一定的時間，而目前使用N型組件的項目還不多，運行時間也相對較短，但已有個別項目顯示出積極的結果，如在銀川國家光伏戶外實證基地為期一年的實證項目中，晶澳的N型組件平均單瓦日發(fā)電量比一般P型組件高出3.9%。此外，從部分實際項目的測算數(shù)據(jù)來看，N型組件基本能帶來超過3%的發(fā)電量增益，使得在組件存在較高溢價的情況下LCOE還能夠降低。預計隨時間推移，未來更多積極的實證項目數(shù)據(jù)有望公開，促進TOPCon技術加速推廣

產(chǎn)業(yè)化技術尚有重要可突破點，成本效率存在持續(xù)進步空間

1、TOPCon背面核心鈍化結構的制作存在工藝路線選擇較多的問題

目前來看制作SiO2/poly-Si(n+)結構存在多種工藝路線，制作方式與所用設備高度相關。但即便是使用同一種核心設備，也會存在不同的方法和流程，尚未有任何一種能完全兼顧電池效率、生產(chǎn)成本、穩(wěn)定性等各個方面而形成絕對優(yōu)勢，這就對業(yè)內(nèi)企業(yè)的研發(fā)和產(chǎn)能投入時帶來了選擇難題，也一定意義上分散了產(chǎn)業(yè)研發(fā)資源。具體而言，TOPCon結構的制作分為可分為兩步：第一步，超薄二氧化硅隧穿層（SiO2）的制作：隧穿氧化層本身非常薄，如果太厚會影響量子隧穿而增大接觸電阻，如果太薄則達不到好的鈍化效果，因此對鍍膜的均勻性控制要求較高，而且膜層質(zhì)量要高，不能有太多缺陷，否則也會影響電池效率。目前制作隧穿層相對最主流的方法是熱氧化法，可以采用多種爐型設備，電池鈍化效果最好，缺點是反應速度較慢；另外一種在大力發(fā)展的方法為等離子體輔助氧化，雖然膜層生長速度快，但鈍化效果和均勻性皆相對遜色；原子層沉積（ALD）也是一種特點突出的方法，其對于膜層的生產(chǎn)能非常精準的控制，也可與后道步驟結合為PEALD（ALD+PECVD），此外還有化學法、準分子源干氧法等。

第二步，摻雜多晶硅層（Poly-Si(n+)）的制作：背面的摻雜多晶硅層提供了重要的場鈍化效應，其質(zhì)量、均勻度、摻雜濃度等情況對電池效率有重要影響。目前產(chǎn)業(yè)內(nèi)一般使用LPCVD、PECVD和PVD等的工藝方法，其中前兩者最為主流，二者均屬于CVD（化學氣相沉積）技術，即在設備反應室內(nèi)通入原料氣，在一定的壓力、溫度等條件下下發(fā)生化學反應生成膜層物質(zhì)，并在硅片表面沉積，從工作原理來看：1）LPCVD（低壓化學氣象沉積）主要是通過硅烷（CH4）在高溫下裂解來沉積多晶硅，反應溫度一般在600℃左右；2）PECVD（等離子增強化學氣相沉積）則是在沉積室內(nèi)建立高壓電場，將反應氣體電離形成活性極高的等離子體，然后發(fā)生反應并在襯底上沉積成膜，因此也可以在較低的溫度下（＜400℃）下進行。3）此外，考慮到占地空間和產(chǎn)能，目前管式設備為相對主要發(fā)展方向。

另一方面，根據(jù)摻雜磷的方式不同，各工藝路線大體可以分為兩類：（1）原位摻雜，即在沉積多晶硅的同時通入含所需雜質(zhì)的氣體（如磷化氫PH3），這種情況下一般會先生成摻雜非晶硅（n+-a-Si），然后還需進行高溫退火晶化處理，多種設備都可以采用這種路線，（2）非原位摻雜，即先沉積本征多晶硅（i-poly-Si），再用另一道工藝將磷摻雜進去，可以采用熱擴散或者離子注入的方法，前者摻雜后不再需要退火，而后者仍需要退火進行一定修復，非原位摻雜一般采用LPCVD工藝設備。再比較LPCVD和PECVD兩種工藝，前者的優(yōu)勢在于：1）技術相對成熟、2）鍍膜質(zhì)量高、電池效率高，3）產(chǎn)能大，4）可以和前道隧穿層工藝單管集成；但缺陷在于1）鍍膜速率偏低，特別對于原位摻雜路線，2）存在繞鍍，3）額外的石英管耗材增加成本等問題，不過目前已經(jīng)有效解決。后者主要優(yōu)勢在于：1）鍍膜速度快效率高，2）繞鍍易處理，3）設備成本更低（目前低約2-3千萬），4）同時具有與前后道多個工序集成的潛力，也可以和ALD結合形成PEALD工藝；劣勢在于1）膜層質(zhì)量稍低，2）沉積時會引入大量氫，退火時可能出現(xiàn)脫膜，3）沉積時容易產(chǎn)生粉塵，目前這些問題也已逐漸被攻克。

2.2選擇性發(fā)射極的制作存在難點，工藝未完全成熟，但已有突破性進展出現(xiàn)在PERC電池工藝中，制作選擇性發(fā)射極是一種很有效的提效手段，即對電極柵線與發(fā)射極接觸的區(qū)域?qū)嵤┍戎車氐膿诫s，這樣既能夠增強對載流子的選擇性，又能進一步降低接觸區(qū)電阻，達到提升開路電壓和因子的效果。這一般是在擴散制結后通過激光掃描來完成，即讓擴散后殘留在硅片表面的磷硅玻璃（PSG）升溫，其中的磷原子就能更多的進入硅片中。但對于N型硅片，直接運用激光重摻的方式存在瓶頸，主要系：1）硼原子在硅材料中有效推進需要的激光能量更高，容易增加對硅片的燒灼損傷，甚至破壞絨面，效率反而降低，2）硼在二氧化硅中的擴散速度大于硅，在BSG中的濃度也與PSG不同，有時激光重摻效果不明顯或濃度不可控。

根據(jù)晶科能源相關資料，發(fā)射極相關影響在當前TOCon電池的Voc損失中是占比第二大的因素，而根據(jù)東方日升和帝科股份相關資料，表面金屬接觸與正面復合的優(yōu)化可以帶來0.5%左右的絕對轉化效率提升。綜合而言，隨關鍵技術工藝的提升，TOPCon有望向更高的效率進行突破，進一步取得經(jīng)濟性優(yōu)勢。

2.3、HJT歷史悠久潛力空間大，降本方向清晰，多路玩家重點投入

HJT電池轉化效率潛力大，發(fā)電增益高，長期以來備受關注

異質(zhì)結（Heterojunction）是由兩種不同種類的半導材料體所構成的PN結，如非晶硅（a-Si）與晶體硅（c-Si），二者可形成異質(zhì)結，而傳統(tǒng)晶硅太陽能電池通過對表面擴散摻雜而形成的PN結則為同質(zhì)結。異質(zhì)結電池（HJT或稱HIT、SHJ電池等）最早由日本三洋公司1992年開發(fā)出來，其核心特點就在于效率很高，1994年時就能達到20%，于1997年開始量產(chǎn)。事實上HJT電池最初是在非晶硅薄膜電池的基礎上提出，在結處采用了pi-n型結構，即在P型與N型半導體材料之間插入一層未摻雜的極薄本征材料作為鈍化層，其與表面的摻雜層一起構成電池的窗口層，類似于發(fā)射極。目前業(yè)內(nèi)主流的N型HJT電池基本結構如下：1）襯底材料為單晶硅（c-Si），由于能帶結構等方面的優(yōu)勢，選用N型可以獲得更高的效率，2）兩面襯底之上的第二層為含大量氫原子的本征非晶硅薄膜（a-Si:(i)），一般僅約10nm厚，在鈍化中起到關鍵作用，3）第三層為含氫的摻雜非晶硅層，正面的窗口層處為P型膜層（a-Si:(p+)），構成PN結，背面為重摻雜的N型膜層（a-Si:(p+)），與本征層一起構成背場，起到對載流子的選擇性鈍化作用，4）最外層為TCO透明導電膜層，用于減反射和匯集電流，傳遞給兩面的金屬電極。

HJT電池可以擁有很高的轉化效率，主要與其結合兩種不同特性的材料和良好的表面鈍化效果有關：1）晶硅與非晶硅異質(zhì)結結構增加了PN結勢壘高度，增強了對載流子的選擇性，使得開路電壓可以突破晶硅上限，2）本征非晶硅層（aSi:(i)）含有大量的氫，可以鈍化晶硅與摻雜非晶硅界面處大量的缺陷，減少復合中心，還能起到整流作用、調(diào)節(jié)能帶偏移、減少隧穿電流（漏電流），3）TCO導電膜避免了金屬與硅的直接接觸，可以做到全域鈍化接觸。另一方面，由于使用非晶硅膜層進行鈍化，HJT電池全流程制作工藝不超過250℃，也就避免了高溫處理中硅片整體性質(zhì)的衰減，如少子壽命的降低。HJT電池較大的效率潛力吸引了國內(nèi)外諸多機構進行研究突破，從近年的實驗室研發(fā)結果來看，大面積的電池轉化效率都已能比較輕易的突破25%，開路電壓已普遍接近或超過750mV，今年隆基更是將最高記錄刷新至26.5%。

微晶硅的引入有望將HJT電池量產(chǎn)效率提升至新水平。目前利用氫化微晶硅（μc-Si:H）替代非晶硅作為HJT電池的膜層材料已成為一個重要的突破方向，有望將量產(chǎn)轉換效率提升到25%以上。微晶硅材料其是由納米晶硅（nc-Si）、非晶硅、空洞和晶粒組合而成的混合相半導體，其中納米晶硅為直徑2-10nm的硅晶粒。微晶硅材料的主要特點優(yōu)勢在于：1）光學帶隙較寬，一般根據(jù)晶化情況在1.12eV（晶硅）-1.7eV（非晶硅）之間連續(xù)可調(diào)，若是納米晶硅薄膜則可以達到2.4eV，因此在正面可增加硅襯底所能利用的太陽光的透過率，同時本身也能利用紅外部分的光譜2）電導率高，特別是對于納米晶硅，有助于增加短路電流和填充因子，3）性質(zhì)穩(wěn)定，幾乎不存在S-W效應，即非晶硅薄膜長時間光照后性能的下降。此外二氧化硅等材料也可以運用在本征鈍化層中。

HJT電池另一個優(yōu)勢在于較突出的發(fā)電量增益效果，主要體現(xiàn)在：1）溫度系數(shù)明顯低于其他主要電池技術，即高溫下發(fā)電能力更強，原因在于較高的開路電壓，2）雙面發(fā)電能力突出，主要在于其天然對稱的電池結構，3）弱光響應能力強，主要系其結合了薄膜電池的特點，非晶硅材料對弱光的吸收效應強。

產(chǎn)業(yè)化尚受高成本制約，但多方向降本潛力較大，持續(xù)推進

從生產(chǎn)工藝來看，HJT電池的與主流PERC電池差異很大，核心環(huán)節(jié)一共僅四大步——1）清洗制絨，2）非晶硅摻雜層制備，3）TCO膜制備，4）絲網(wǎng)印刷制作電極，核心設備也完全不具兼容性。對于關鍵的中間兩大步驟，目前業(yè)內(nèi)相對最主流的工藝為：1）利用PECVD方法制作本征和摻雜非晶硅層（與PERC及TOPCon中所用設備有所區(qū)別），2）然后用PVD（物理氣象沉積）法制作TCO導電層。其中，磁控濺射是目前光伏領域中常用的PVD方法，即在一個電場與磁場相互垂直的真空中，將低壓的氬氣電離為氬離子和電子，氬離子在磁場的作用下會飛向靶材，靶原子被撞擊后脫離原來晶格的束縛氣化，逐步吸附到硅片表面沉積成膜。

在核心工藝之外，目前業(yè)內(nèi)也還增加了一些額外的工序，有利于提高電池效率，例如：1）硅片吸雜，即通過適當處理，利用硅片內(nèi)部的氧沉底降低表面金屬雜質(zhì)影響，2）光注入退火，即通升溫激活電池中的氫原子，再通過光照改變其價態(tài)來提高鈍化性能，最終達到提升開路電壓和填充因子，提高轉化效率的目的。

制造成本偏高問題尚在解決，設備、銀耗、硅片和靶材為重點突破方向。

（1）首先在設備端，目前HJT技術的單GW投資需要3.5-4億元，明顯高于PERC的1.0-1.5億和TOPCon的1.8-2.5億，主要突破方向在于國產(chǎn)化設備持續(xù)提效，增大產(chǎn)能。（2）金屬化漿料方面，目前是非硅成本占比最大的環(huán)節(jié)，也是額外成本增加最多的項目，主要系低溫工藝下漿料不僅銀耗量大且價格高，單W用量大概為PERC的兩倍，價格高出常規(guī)正銀約2000元/kg。其中，耗量高的原因在于，1）低溫銀漿不經(jīng)高溫燒結，電極中其他成分導致電阻率偏高，需要增加用量2）非燒結工藝下電極柵線寬度較難減小，3）雙面都需使用正銀，無法搭配鋁漿；價格高的原因在于低溫銀漿尚未實現(xiàn)技術國產(chǎn)化的完全突破，大部分依賴進口。解決銀漿成本問題的思路包括，1）降低線寬，通過絲印技術升級或采用激光轉印降低柵線漿料使用，2）銀漿國產(chǎn)化、規(guī)模化降本，3）銅替代，及采用銀包銅技術降低漿料銀含量，或者使用電鍍銅技術替代銀柵線。目前各種方法都在業(yè)內(nèi)快速研發(fā)推進中。

（3）硅片端，降本主要在于薄片化，目前N型硅片成本價格高于P型硅片，但HJT電池極好的雙面鈍化使得硅片繼續(xù)減薄后，表面復合仍不會明顯加劇，此外低溫工藝也避免了高溫制程中曲翹、碎片等問題，因此可使用的硅片厚度有望降至100μm以下。另外，針對劃片過程中電池切損較大導致組件端CTM較低的問題，目前也在通過硅棒切半后切片的工藝前置方法嘗試解決。（4）靶材方面，HJT電池最外層的TCO膜需要具備良好的透光性、導電性、穩(wěn)定性及合適的折射率，并能與電極和內(nèi)層形成良好電學接觸，目前主要使用ITO（氧化銦錫），其主要問題在于銦價格昂貴，同時大部分依賴進口，此外銦本身是一種劇毒物質(zhì)，存在環(huán)境和安全顧慮。一個解決思路為使用原料豐富、價格低廉的AZO（摻鋁氧化鋅）替代，其透光率良好，問題是導電性較差，疊層使用可能會是一種降本方法，此外其他材料也是TCO膜可以考慮的選擇。

新玩家大舉投入不遺余力，老玩家重點開發(fā)嚴陣以待

HJT作為一種具備革新性的電池技術，是諸多電池企業(yè)的重點研發(fā)方向，特別是對于新興電池企業(yè)而言具吸引力十足，一方面在全新的技術領域更有望實現(xiàn)彎道超車，另一方面也沒有歷史產(chǎn)能包袱，一旦實現(xiàn)突破便能打開廣闊業(yè)務空間。因此近年來為數(shù)眾多的新企業(yè)加入到大力開發(fā)HJT電池技術的行列，而邁為、金辰、鈞石、理想萬里輝等設備廠商在全力以赴地與這些電池企業(yè)進行合作，推動技術的成熟。其中，相對走在行業(yè)之前的企業(yè)包括：

（1）華晟新能源，公司成立之初便專注于異質(zhì)結技術的開發(fā)，并與邁為深度合作，成立三年時間里已建成2.7GW的產(chǎn)線，目前為業(yè)內(nèi)最大，而在建和待建的規(guī)劃產(chǎn)能也超過10GW，電池量產(chǎn)效率方面已能達到24.73%，組件端近期也在行業(yè)內(nèi)率先實現(xiàn)1GW出貨。

（2）金剛玻璃，公司主業(yè)為特種玻璃，自去年下半年開始切入光伏電池組件領域，建設1.2GW異質(zhì)結電池和組件產(chǎn)線并于今年3月投產(chǎn)，這也是其合作伙伴邁為的首個GW級整線設備項目。目前公司已實現(xiàn)24.95%的電池平均轉化效率，新的4.8GW項目也已經(jīng)于6月啟動。

（3）愛康科技，公司在組件邊框領域市場地位領先，從2018年開始加碼投入電池組件業(yè)務，重點開發(fā)HJT技術，目前公司在湖州已有220MW產(chǎn)能投產(chǎn)，新的600MW產(chǎn)線預計也將于近期投產(chǎn)，加之泰州試驗線，目前已經(jīng)擁有的產(chǎn)線接近1GW。電池轉換效率方面，湖州基地量產(chǎn)已能達到24.5%，良率可達99%。同時公司還在大力推動湖州另外1.2GW項目建設，贛州6GW也已于5月開工。

此外，鉅能科技目前擁有產(chǎn)能也超過1GW，量產(chǎn)電池轉換效率達24.2%；風電龍頭明陽智也披露正在鹽城建設2.5GW產(chǎn)能，預計電池效率可達24.5%；海源復材也于6月公告了江西600MW項目的建設，預計電池效率24.5%；而晉能科技、海泰新能、寶馨科技、華耀光電、華潤電力、金陽新能源等都在推進HJT項目的建設。

另一方面，許多業(yè)內(nèi)原有的電池企業(yè)也在重點推動HJT技術的開發(fā)，而龍頭企業(yè)的投入力度較新興企業(yè)甚至更大，若成本端實現(xiàn)突破，則可能將以更快的速度擴張產(chǎn)能：1）隆基綠能近年來持續(xù)刷新HJT電池的轉化效率世界紀錄，預計GW級別試驗線也在推進中，2）通威股份早在2019年便在成都和合肥建立了400MW的HJT試驗線，后來也率先在金堂投入了1GW級別的試驗線，目前在眉山已規(guī)劃32GW新電池項目，若HJT技術實現(xiàn)成熟，則可能會迅速開啟建設，3）東方日升在HJT方面則一直積極推進，通過擴建目前已有500MW產(chǎn)線，電池量產(chǎn)效率也能達到24.6%，而新的5GW和4GW項目也已經(jīng)開始募資和簽約，4）天合光能、晶澳科技和阿特斯也在HJT技術方面持續(xù)儲備，潤陽股份則正在為5GW項目進行募資。綜合來看，目前全行業(yè)已有的HJT產(chǎn)能預計已突破10GW，但單一公司產(chǎn)能體量都還不大，在建和規(guī)劃的產(chǎn)能也達到了約190GW，但其中實際在建且穩(wěn)定推進的項目相對有限，若年內(nèi)多方面技術能穩(wěn)步實現(xiàn)突破，讓成本問題得到解決，預計行業(yè)產(chǎn)能的快速擴張將會很快形成。

3.P型向右：結構創(chuàng)新或開啟新升級方向，背接觸電池有望異軍突起

PERC電池是主要以P型硅片作為襯底的電池技術代表，實際上，HJT、TOPCon等采用新興鈍化技術的電池本身也可以基于P型硅片進行開發(fā)，只是相對不太具備優(yōu)勢，不過也有公司在持續(xù)進行探究，如今年內(nèi)隆基刷新了P型HJT電池轉化效率記錄。另一方面，如果在電池結構上進行創(chuàng)新，著眼于光學損失的降低，即使沿用PERC電池的相關鈍化技術，也能夠帶來較好的轉化效率的突破，其中最典型的一類就是將所有電極都轉移至背光面的背接觸（BC）電池，實際上也為P型電池下一步發(fā)展帶來可能性。

3.1、IBC電池結構特點鮮明，移除正面柵線最大化光照利用，但生產(chǎn)工藝復雜

IBC（叉指式背接觸電池）電池是最具代表性的一種背接觸電池，最早于1975年提出，后主要由美國SunPower公司實現(xiàn)商業(yè)化突破。IBC電池的核心特點在于前表面無金屬柵線，可以全面積無遮擋地吸收太陽光，因此正面轉化效率能達到很高的值，這是通過將發(fā)射極放到電池背面區(qū)域，形成間隔排列的帶狀區(qū)域來實現(xiàn)的，同時正負細柵電極在背面也就呈現(xiàn)出交叉分布的狀態(tài)。另一方面，由于柵線都在背面，就能通過更大的寬度或密度來降低串聯(lián)電阻，進一步提效。當前來看，商業(yè)化的IBC電池效率已可以達到25%。此外，對于PN結在背面的電池，還存在一個重要優(yōu)勢，即襯底硅片更容易減薄，這與載流子收集率有關，目前IBC電池使用的硅片厚度約在130μm左右。

一般IBC電池前表面除了最外的減反鈍化層，下方還會有一層摻雜層，根據(jù)摻雜類型的不同又可分為兩類：（1）前場結構（FrontSurfaceField，F(xiàn)SF），即正面摻雜層與襯底的導電型相同，重摻后可形成場鈍化效應，阻礙少子運動到前表面發(fā)生復合，增加開路電壓，與背場（BSF）作用類似。FSF結構的IBC電池要求發(fā)射極（emitter）與背場的寬度比值較大，因為少數(shù)載流子要在發(fā)射極處才能被收集，如果背場寬度較大會使得少子運動距離比較長，增加傳輸過程中的復合損失（“電遮擋”效應），此外對硅片少子壽命和電池圖形化及印刷精度的要求也都比較高，實際上SunPower公司的IBC電池采用的也是FSF結構和高少子壽命的N型硅片。（2）前結結構（FrontFloatingEmitter，F(xiàn)FE），即正面摻雜層與襯底的導電型相反，形成類PN結的結構，其特點為光生少子可以被正面摻雜層收集并橫向傳輸，然后通過Pumping效應被注入到發(fā)射極中。因此，F(xiàn)FE結構的優(yōu)勢在于：1）對少子壽命的要求降低，2）背場可以做得相對較寬，也相對降低了金屬化過程中的工藝精度要求。

掩膜等復雜工藝抬高制造成本，單面連接方式有利組件降本增效

IBC電池獨特的結構較大程度增加了制作難度，也導致生產(chǎn)成本居高不下，關鍵就是如何在背表面制作出間隔排列的p型與n型摻雜區(qū)域，并在上面形成金屬化接觸和柵線。掩膜法是半導體領域中實現(xiàn)定域摻雜的一種普遍方法，缺點就是步驟較多、成本較高，特別是涉及到光刻等高精度工藝的情況。一種相對低成本的方法是通過絲網(wǎng)印刷，利用刻蝕型或阻擋型漿料來處理掩膜，從而形成所需的圖形，但絲印方法存在精度控制、多次印刷等問題。因此另一種選擇是采用激光來進行刻蝕，以做到更精細的結構，但一方面需要控制激光能量防止硅片損傷，另一方面也需要做到精準對位，并控制加工時間。

IBC電池的金屬柵線也需要專門設計。由于發(fā)射極和背場區(qū)域交錯排列于電池背表面，用于收集載流子的正負極細柵也就需要呈現(xiàn)交錯排列的狀態(tài)，而如何設計主柵就成了一個核心問題：1）相對傳統(tǒng)的做法是兩條主柵分別設置在電池的兩側邊緣，并各自與正負極細柵相連，但電流從細柵流到主柵的距離較遠，可能會增大電阻，2）二維結構的主柵設計是在細柵處設置缺口，使得相異極性的主柵可以穿過而不相交，這樣主柵的數(shù)量可以隨意設計，但缺口處無法收集電流，3）三維結構的主柵設計中細柵仍然貫通整塊電池，但會在不同極性的主柵和細柵交匯處設置絕緣層，這樣克服了二維結構的缺口問題。

IBC電池在串接時為單面連接，工藝更簡單且間隙較小，有利組件端增效。傳統(tǒng)光伏電池相互連接時必須將一片電池的正面電極與另一片電池的背面電極相連，IBC電池則都是背面相連，更有利于減小電池距離，增大組件封裝密度，分類型來看，1）主柵在兩側的傳統(tǒng)IBC可以直接通過邊緣連接，只需要將兩片上下翻轉方向就能實現(xiàn)正負極相連，2）二維或三維結構的IBC電池則是將翻轉方向的兩片電池進行頭尾焊接，因此主柵設計需要是對稱結構。另外，如果電池邊緣存在整條主柵則會對應力十分敏感，不適合用傳統(tǒng)焊帶連接，一般采用導電膠、導電背板的方式進行連接。

3.2、背接觸電池與分布式場景契合度高，結合龍頭公司引領，有望從小眾走向大眾

分布式終端市場廣闊，持續(xù)向差異化發(fā)展，BC電池有望乘風而上

分布式光伏系統(tǒng)是利用分散式資源、裝機規(guī)模較小、布置在用戶附近的發(fā)電系統(tǒng)，一般接入低壓電網(wǎng)，以“就近發(fā)電、就近使用”為特點，分為工商業(yè)與戶用場景，但目前大多情況都鋪設在建筑物的屋頂。相比集中式電站，分布式系統(tǒng)的搭建存在更多的場景條件限制，包括：1）面積受限，特別是對于戶用和小型工商業(yè)屋頂，一般可用于安裝組件的面積不大，2）承重受限，主要是對彩鋼、斜面瓦屋頂?shù)龋?）反光利用受限，許多情況下只能使用夾具平鋪安裝，4）外觀要求，組件陣列是否美觀好看、能否與原有建筑協(xié)調(diào)統(tǒng)一，也是不少房屋業(yè)主的重要考慮因素，特別是在偏高端化的市場。此外，BIPV作為分布式中的重要概念近年來逐漸興起，其強調(diào)光伏系統(tǒng)與建筑的一體化，即光伏組件本身成為一種構件和材料，除運用于屋頂外還包括玻璃幕墻、立面、地面等幾乎任何地方，這對于光伏系統(tǒng)的空間利用率、美觀度等方面的要求會更高。

實際上每個具體項目的實際情況一般千差萬別，所以分布式光伏在追求高發(fā)電量的同時也就表現(xiàn)出較強的差異化特征，這隨未來的推廣將會越來越突出。以IBC為代表的背接觸電池正好契合了分布式光伏的差異化特點。一方面，極強的單面發(fā)電能力和高電池封裝密度可以在有限的面積和組件數(shù)量下發(fā)出更多的電，另一方面，正面無柵線的特點也更符合美學特征，并能更好地融入到建筑設計之中。

分布式市場發(fā)展蓬勃、空間廣闊，為背接觸電池的推廣提供了良好的條件。近年來，全球分布式光伏市場發(fā)展相對迅速，根據(jù)IEA數(shù)據(jù)，屋頂光伏年新增裝機占比已從2018年不足35%提升到2021年接近45%的水平，意味著分布式光伏已達到總體市場一半左右的水平。今年以來，通脹和地緣政治等多種因素導致歐洲電價高企，能源安全問題突出，更是促進了戶用分布式裝機總體呈翻倍式增長，一定程度反映出能源變革大背景下分布式市場的巨大潛力。國內(nèi)方面，分布式光伏增長勢頭同樣強勁，去年在整體裝機中的占比歷史上首次超過了集中式，今年以來一直持續(xù)，上半年則超過60%，這主要系分布式系統(tǒng)造價更低，在當前硅料供應不足導致價格高企的情況下，對組件價格接受度相對較高，不過長期來看分布式確已成為與集中式并駕齊驅(qū)的主要市場。

成熟IBC產(chǎn)品海外已歷數(shù)代，國內(nèi)不乏開拓者，拳頭產(chǎn)品呼之欲出

從產(chǎn)業(yè)化發(fā)展來看，IBC電池引領者SunPower公司在2004年時通過低成本技術改進實現(xiàn)商業(yè)化量產(chǎn)，此后又持續(xù)對電池進行優(yōu)化升級，與時俱進地采用摻雜鈍化、激光加工、硅片減薄等技術，到目前最新一代的Maxeon6，量產(chǎn)轉化效率已能突破25.0%。目前公司還在著力對下一代產(chǎn)品進行研發(fā)，并提出了清晰的升級路徑，預期能使量產(chǎn)效率站上26.0%的同時實現(xiàn)更低的成本和更高的穩(wěn)定性。

Maxeon公司披露的資料顯示，在產(chǎn)品定位方面，采用IBC電池的組件主要面向高端用戶群，目標市場的單瓦最低售價較采用單晶PERC電池的組件可高出0.1美元，溢價幅度達50%。這一定程度也表明公司IBC電池雖然具有超越一般電池的轉化效率，但制造成本較高，限制了更大范圍的應用推廣。

在國內(nèi)，也存在一批對IBC電池持續(xù)關注并進行投入的光伏企業(yè)。其中，中環(huán)股份在2019年時斥資2.98億美元直接認購了從SunPower中分拆出來的MaxeonSolar公司28.848%的股權，成為其第二大股東。而在自主進行研究的國內(nèi)企業(yè)方面：1）天合光能，2011年時便與海外學術機構聯(lián)合研發(fā)IBC電池，2014年以24.4%的轉換效率創(chuàng)下世界紀錄，2018年自主研發(fā)的大面積N型IBC電池成為國內(nèi)首個經(jīng)第三方權威認證效率超過25%的電池，2）國電投黃河水電，從2016年開始設立200MW的IBC產(chǎn)線，當年轉換效率達到18.3%，今年2月公布IBC電池量產(chǎn)效率突破24.1%，3）愛旭股份，于去年6月SNEC推出最新研發(fā)的ABC電池，采用的就是正面無柵線的背接觸結構，量產(chǎn)轉換效率可達到25.5%，并推進300MW中試線，今年6月發(fā)布四款使用ABC電池的組件，而珠海6.5GWN型新世代電池也預計將在下半年投產(chǎn)，4）晶澳科技在2019年的SNEC也展出過IBC電池產(chǎn)品，此外海潤光伏早期也曾在IBC電池領域有所建樹。值得一提的是，一體化組件龍頭隆基綠能今年以來多次表示將推出針對分布式應用市場的新產(chǎn)品，結合此前分析，有較大可能也為類似IBC的背接觸電池。預計隨國內(nèi)外企業(yè)，特別是龍頭公司的持續(xù)研發(fā)推動下，背接觸電池有望進一步邁向更廣闊的大眾市場。

3.3、背接觸結構拓展性強，疊加鈍化接觸技術有望進一步提效

傳統(tǒng)背接觸電池實現(xiàn)高轉換效率依靠的是結構上的設計，若能同時采用更優(yōu)秀的鈍化技術則能使效率再上臺階，這正是近年來BC類電池穩(wěn)坐單結晶硅電池轉化效率最高記錄的原因。IBC電池若與HJT電池中非晶硅鈍化層結合可以形成HBC電池，這樣可以同時發(fā)揮BC電池完全利用正面光線和HJT電池高開路電壓的優(yōu)勢；若與TOPCon電池中的隧穿/多晶鈍化層結合則能會成為TBC電池（或稱POLO-IBC）。以上兩類電池的實驗室轉化效率皆已突破26%，其中日本Kaneka公司2017年開發(fā)出效率為26.63%的大面積HBC電池，成為目前晶硅太陽能電池研發(fā)效率的最高水平。以一種典型的HBC電池的結構為例，1）最里面的硅襯底和本征非晶硅薄膜層（a-Si:(i)）與HJT電池一致，2）正面不再需要構成PN結的摻雜非晶硅薄膜和TCO膜，直接制作一層氮化硅減反鈍化膜，3）核心的背面則交替分布N型和P型摻雜的非晶硅薄膜，形成分別形成背場和發(fā)射極。實際上Kaneka公司采用的就是類似這樣的結構。

TBC電池的結合思路與HBC類似，1）由于PN結轉移到背面，正面不再需要制作摻雜層，僅留下減反膜，2）背面先制作二氧化硅隧穿層，3）在隧穿層外制作不同摻雜類型的多晶硅層，作為背場和發(fā)射極，同時用本質(zhì)多晶硅相隔，4）最外側再制作二氧化硅和氮化硅膜層。另一種結合TOPCon技術的P型IBC電池結構如下，其背場部分與PERC電池相同，但發(fā)射極部分則采用隧穿層/摻雜多晶硅結構以加強鈍化效果。

從產(chǎn)業(yè)化的角度分析，雖然多技術的疊加帶來了轉換效率的提升，但成本也會相應大幅增加，例如需要同時用到多種技術路線的設備，工藝流程也將變得更加繁瑣復雜，而在IBC和HJT本身制作成本就高出主流PERC電池很多的情況下，問題會更加突出。因此預計只有當各獨立技術路線本身已具備經(jīng)濟性，可以成熟產(chǎn)業(yè)化時，HBC和TBC電池才有望達到量產(chǎn)條件。最后，從更長遠來看，多種技術的疊加可能是光伏電池邁向更高轉化效率水平的根本方法，其中備受矚目的一個重要方向就是晶硅電池技術與鈣鈦礦電池技術的結合，二者可以形成上下兩層甚至多層的疊層電池，更大程度的利用太陽光譜，實現(xiàn)29%以上的轉化效率。

（本文來源互聯(lián)網(wǎng)，僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

?