N型電池量產元年，三條技術路線誰能接棒未來？

去年，光伏電池廠商遭受兩頭擠壓，上游成本下不去，下游規模起不來，結局就是盈利水平大幅下降。

電池廠商要想破局，除了指望矽料價格下降和裝機需求提升外，還有一條依靠自己的破局之路，那就是

技術變革

。

技術變革意味著

提高光電轉換效率

，效率提升代表更大的溢價空間，溢價的直接效果就是利潤的進一步增長。

具體來說，光電轉換效率每高出5個百分點，企業營收會相應增加20%左右，對於大廠而言就是百億級別的營收增長！

當前，

市面上八成以上的光伏電池均為PERC電池

，即用P型矽片做的電池，而2019年隆基已經把PERC電池的效率提升至24。06%，幾乎接近P型電池24。5%的理論效率極限。

既然P型電池的效率天花板已至，考慮到N型矽片的光電轉換效率更高，那麼N 型電池自然成了接棒主力。

不過技術變革週期下，

N 型電池的技術路徑還存在分歧，主流路線包括TOPcon、HJT和IBC三種

，下面依次對比一下。

1. TOPcon

TOPcon的

理論效率上限較高

，28。7%的極限效率，既高於PERC的24。5%，也高於HJT的27。5%。隆基同樣是當下TOPcon的紀錄保持者，電池轉換效率達到25。09%。

除了效率出眾，TOPcon最大的優勢在於

價效比

。TOPcon可以

與PERC產線相容

，六成的PERC產線可以改造成TOPcon產線，只需對擴散、刻蝕和沉積裝置稍加改造即可。

PERC產線每GW的投資成本在1。5至2億元之間，而升級成TOPcon產線，

成本僅小幅上漲

，每GW的改造成本只需0。5至1億元。

不過，

工藝步驟

上，PERC已經有10步，TOPcon在此基礎上又增加了2到3步，工序太多造成的結果就是

良率下降

。

除了工序數量增多，多出來的這幾道工序在技術上也存在挑戰，使得良率進一步下滑。目前，PERC電池的良率基本在97%以上，而TOPcon的良率只有93%至95%。

工序繁瑣就罷了，

工藝路線還不統一

，每家電池廠商都有自己的個性化設計，哪種更好目前還沒有定論，後續仍需觀察各種技術路徑的最佳化程序。

材料成本上，TOPCon電池的整體成本比PERC電池高25%到30%，

矽片和銀漿佔總成本的近八成

，前者佔63%，後者佔16%。

這麼看，降本的兩條路就很清晰了，

矽片上，大尺寸和薄片化

是未來趨勢，大尺寸化能降低單瓦加工成本，薄片化有利於節約矽料；

銀漿上，多柵技術、無柵技術以及銀包銅技術

有助於減少銀漿用量。

小結一下，TOPcon的優劣勢各有兩點，優勢在於光電轉換效率的極限值高，並且可以在PERC產線基礎上進行改造，裝置投資成本小，而劣勢在於步驟多、良率低，未來還需要在矽片和銀漿的降本上繼續下功夫。

2. HJT

HJT的名字很多，看到HIT、HDT、SHJ、異質結這幾個詞也別暈，統統指的同一個東西。

單純比效率，HJT不如PERC，

但HJT可以與IBC或鈣鈦礦疊加，使光電轉換效率提升至30%以上

。不過，無論是鈣鈦礦還是IBC，兩者的具體應用現在看來還遙遙無期，5年內能不能落地還是個未知數。

除了效率的提升空間大，HJT在

發電效能

上也頗具優勢。光致衰減低、雙面率高、溫度係數低、弱光效應以及載流子壽命長等特點，使HJT雙面電池比PERC雙面電池的每瓦發電量高出5到12個百分點。

工藝步驟

上，相比於PERC的10道工序、TOPcon的12至13道工序，HJT只需4步即可完成，工藝步驟的簡化帶來的是

良率的提升

。

既然HJT效率提升空間大，發電效能和良率又優於TOPcon，那影響HJT爆發的

阻力

在哪裡？

第一，裝置投資成本，第二，材料成本。

與TOPcon不同，HJT產線與PERC產線

完全不相容

，只能把

整條產線全部換掉

，每GW的裝置投資成本在4。5億元左右，平均比PERC高2。5億元，比TOPCon高2億元。

之前HJT的核心裝置依賴進口，每GW的裝置投資成本高達8至10億元，但隨著技術進步，

裝置目前已基本實現國產化

，每GW的裝置成本也減半，所以也不必太悲觀！

就國內廠商而言，邁為股份、捷佳偉創以及還未上市的鈞石能源等，已基本完成整線佈局，成為HJT的核心裝置供應商。

與TOPcon相同，矽片和漿料是前兩大成本，但相比之下，

HJT低溫銀漿用量更多

，單片用量超200mg，是PERC用量的2倍以上，並且

多出來一個TCO靶材

，至今依賴進口，因此價格偏高。

所以，未來推進HJT量產的突破口在於，如何降低

矽片、銀漿

和

靶材

的成本？

矽片

的降本方式依舊是大型化和薄片化，但HJT的優勢在於，

HJT電池是對稱結構，在不影響效率的同時易於薄片化

，降本難度更小。

銀漿

的降本方式也依然是前面提到的三個技術，

多柵技術

可以使銀漿用量下降35%，也就是使單片用量由200mg下降至130mg，而

無柵技術

和

銀包銅技術

能使耗量降幅進一步擴大，由130mg繼續下降至100mg以內，幾乎接近PERC的銀獎用量。

TCO靶材

上，一是推進材料的國產替代，二是貴就少用點，透過改進TCO鍍膜工藝，每片靶材的用量可以降低20至30mg。

小結一下，HJT的優勢在於，雖然單純轉換效率不如TOPcon，但疊加IBC或鈣鈦礦可以開啟效率增量空間，同時，發電效能和良率也優於TOPcon，但劣勢在於，產線完全不相容導致裝置投資成本飆升，並且材料成本也比TOPcon要高。

3. IBC

IBC在三種路線中，

工藝最複雜且結構設計難度最大

，因此量產難度最大、速度最慢。

由於IBC電池沒有金屬遮擋，

可以與其他電池技術結合

，這一結構優勢可以助力光電轉換效率更上一層樓。

具體來說，與TOPcon結合可以製成

POLO-IBC電池

，與HJT結合可以製成

HBC電池

，而HBC電池代表當前光伏電池的最高效率，剛剛也提過，極限理論效率可以達到30%以上。

雖然與不同電池結合可以提升轉換效率，但結合的同時，也保留了各自電池的工藝技術難點，結果就是，

製備流程複雜繁瑣，裝置投資成本也遠高於前兩種技術

。

因此，雖然已經實現0到1的突破，但距離大規模量產還有很長的路要走，中短期暫不考慮，當下市場爭論的焦點主要集中在TOPcon和HJT上。

4. 對比與總結

短期看，HJT相較於TOPcon沒有明顯優勢。

首先，二者目前的

量產效率

差不多，均在24%左右，單純就

效率上限

而言，TOPcon優於HJT，雖然HJT可以疊加IBC或鈣鈦礦實現效率突破，但當前技術很不成熟，短期落地的機率極低；

其次，

材料成本

上，二者均未實現銀漿用量的下降，況且HJT的銀漿用量還更多，多出來的靶材也未能實現國產替代；

在

裝置成本

上，TOPcon更具優勢，在

大規模PERC裝置計提折舊以及新裝置購置成本的壓力下，

改造為TOPCon產線、延長原有裝置使用壽命

是當下電池廠商比較現實的選擇。

仔細想想，

HJT工藝步驟少、技術路線明確這一點，其實也不完全算個優點

。HJT4道工序中的其中2道就佔據了七成以上的裝置投資額，也就是說，下游大量依賴這兩個環節的裝置，相應的，

裝置廠商的議價能力更強

，對電池廠商來說不是好事。

與HJT相比，TOPcon多達12至13道工序，每道工序的成本佔比相差不大，加上技術還沒定型，不同技術路線又對應不同的裝置，上游裝置廠商的議價能力相對較弱，電池廠商掌握更多主動權。

況且，HJT所有公司都走同一條技術路線，而TOPcon不同公司可以走不同的路線，

技術的不同也容易形成自身的競爭優勢

。

所以，短期在二者效率差別不大的情況下，TOPcon在成本上更有優勢，似乎是1至3年內價效比最高的選擇。

降本增效一直是光伏發展的核心驅動力，隨著技術進步，HJT在轉換效率、發電效能以及良率上的優勢會逐漸發揮出來。

不過若想趕超TOPcon，HJT的降本速度要提上來，尤其是裝置成本，等到裝置成本與TOPcon相當甚至更便宜，HJT才具備成為主流的條件。

因此，

未來3至5年

，等技術日漸成熟，裝置和材料成本降下來，HJT將更具競爭優勢，如果在疊加技術上實現突破，甚至有把TOPcon完全替換掉的可能，但如果降本速度沒有TOPcon快，那也可能就此涼涼。

長期看，IBC似乎更具潛力，畢竟能與其他電池結合的結構優勢可以開啟效率增長空間，奈何目前工藝太複雜，還停留在實驗室的階段。

不僅市場存在分歧，電池廠商內部也存在分歧

。比如

晶科能源

更看好TOPcon，表示“無論在工藝製造成熟度或成本良率控制上，TOPcon是未來幾年內的最佳方案”；而

隆基、通威、愛旭

以及

捷佳偉創

等廠商同時佈局兩種技術，在研發途中繼續優中選優的同時，在市場需求發生變化時也方便隨時切換路線。

最後，若要用一句話回答“三條技術路線，到底誰能接棒未來？”這個問題，飛鯨的答案是，“TOPcon短期價效比最高，HJT中期或將成為主流，IBC長期潛力最大”。

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