三類新型技術搶棒PERC，N型高效時代開啟 | 光伏行業(yè)專題報告

一、 PERC 迫近理論效率極限，N 型技術拐點已至

1.1“降本增效”推進技術迭代，PERC電池仍為行業(yè)主流

光伏發(fā)電是利用半導體材料的光生伏特效應，把太陽能(7.440, 0.00, 0.00%)轉化為電能的過程。其發(fā)電原理是太陽光照在半導體P-N 結上，形成新的空穴-電子對，在P-N結內(nèi)建電場的作用下，光生空穴（正電荷）由 N區(qū)流向 P 區(qū)，光生電子（負電荷）由 P 區(qū)流向 N 區(qū)，形成從 N到 P 的光生電動勢，從而使 P 端電勢升高，N端電勢降低，接通電路后就形成 P 到 N的外部電流。太陽能電池是實現(xiàn)光電轉換最為核心的環(huán)節(jié)。

太陽能電池根據(jù)半導體材料的不同分為晶硅太陽能電池和薄膜太陽能電池，晶硅太陽能電池在太陽能電池中份額占比超 95%，是目前產(chǎn)業(yè)化水平與可靠性最高的光伏電池類型。晶硅電池根據(jù)用料的不同可分為單晶硅電池和多晶硅電池，單晶硅片因具有完美的晶體結構，易制備高品質的 PN結從而獲得更高的光電轉換效率，且通過改進單晶爐、金剛線切片等環(huán)節(jié)大幅降本， 已成為行業(yè)的主流選擇。單晶電池根據(jù)硅片摻雜元素不同，又分為 P 型電池和 N型電池。傳統(tǒng) P 型電池硅片基底摻硼，通過擴散磷形成 N+/P 結構，雖然擴散工藝簡單但轉換效率上限較低；新型 N型電池硅片基底摻磷，通過擴散硼形成 P+/N結構，擴散工藝難度大，但少子壽命長，且沒有硼氧復合和硼鐵復合，從而避免了形成復合中心的光致衰減損失，是未來的技術迭代方向。

歷經(jīng)兩代技術變革，N 型電池技術拐點已至，單晶 P 型 PERC 電池最具經(jīng)濟性仍為行業(yè)主流。

第一代電池技術（2016年之前）為常規(guī) Al-BSF鋁背場電池（Aluminium Back Surface Field），在電池 P-N結制備完成后， 于硅片的背光面沉積一層鋁膜，無介電膜。鋁背場電池效率損失來自于背面全金屬的復合，背鈍化電池結構 PERC 應運而 生。2021 年 BSF 電池市場占比下降至 5%，基本面臨淘汰。

第二代電池技術（2017至今）為單晶 P 型 PERC及 PERC+電池，PERC 發(fā)射極鈍化和背面接觸電池（Passivated Emitter and Rear Contact），在電池片背面形成氧化鋁鈍化層作為背反射器，增加長波光的吸收，同時降低背表面電子復合，增大 P-N 極間的電勢差，提高轉換效率。2017-2020 年 PERC電池加速迭代，市占率從 15%上升至 86%，4年間滲透率提升近 6 倍。隨著近兩年大尺寸 PERC電池新產(chǎn)能的釋放，2021年其市場占比進一步提升至 91.2%。目前，PERC+利用提效工藝 如激光 SE、堿拋、光注入/電注入等，延長了技術生命周期，2022 年平均轉換效率約為 23.3%，是目前最具經(jīng)濟性的主流 電池產(chǎn)品。但 PERC效率迫近理論極限 24.5%，大尺寸 PERC的降本路徑也臨近擴產(chǎn)瓶頸，下一場競賽將是高效率的比拼。

第三代電池技術（開啟產(chǎn)業(yè)化元年）為 N 型高效電池技術，其鈍化接觸技術大幅減少金屬電極和電池的接觸復合，從而實現(xiàn)比 PERC 電池更高的轉換效率。具體包括 TOPCon隧穿氧化層鈍化接觸電池（Tunnel Oxide Passivated Contact）、HJT 具有本征非晶層的異質結電池（Hetero-Junction with Intrinsic Thin-layer）、IBC 交指式背接觸電池（Interdigitated Back Contact）等。N型電池相對成本較高，2021年市場占比約為 3%，2022年產(chǎn)業(yè)化元年正式啟動。隨著國內(nèi)外需求開始轉向 高效產(chǎn)品以及“降本增效”提速，N 型電池是下一步迭代發(fā)展的方向。

1.2 N 型技術拐點已至，多種技術路線競相發(fā)展

降本增效是光伏行業(yè)永恒主題，降低度電成本 LCOE 的終端目標驅動市場向高功率高效率組件轉換。高效晶硅電池迭代迅速，根據(jù)晶硅太陽能電池的工作原理，要實現(xiàn)高轉換效率（η=FF*Voc*Jsc/Pin）需要高的填充因子（FF）、開路電壓（VOC） 和短路電流密度（JSC）。相應地，電池技術演進的邏輯是：用更低成本的規(guī)?；に囀侄?，減少電池載流子的復合，提高開路電壓、短路電流和轉換效率，最終降低度電成本 LCOE，實現(xiàn)全行業(yè)降本增效。早期第一代 Al-BSF鋁背場電池，背面沉積一層鋁膜，金屬復合嚴重。第二代 PERC 電池利用背面氧化鋁鈍化層沉積，增強光線的內(nèi)背反射、降低了復合。而 N 型電池的鈍化接觸技術，大幅減少金屬電極和電池的接觸復合，其中 TOPCon 通過背面隧穿氧化層和摻雜多晶硅層形成鈍 化接觸結構，形成了良好的界面鈍化，降低金屬接觸區(qū)域的復合；HJT綜合了晶體硅電池優(yōu)異的光吸收性能與薄膜電池的鈍化性能優(yōu)勢，利用本征非晶硅層將 N 型襯底與兩側的摻雜非晶硅層完全隔開，實現(xiàn)了晶硅/非晶硅界面態(tài)的有效鈍化，獲得更高的開路電壓；IBC電池將 P+摻雜區(qū)域和 N+摻雜區(qū)域均放置在電池背面，受光面無任何金屬電極遮擋，從而有效增加電 池的短路電流，使電池的能量轉化效率得到提高。

N 型單晶硅雜質少、純度高、少子壽命長，N 型電池具備轉換效率高、溫度系數(shù)低、光致衰減低、弱光響應好、雙面率高、 降本空間大等綜合優(yōu)勢，全生命周期內(nèi)的發(fā)電量高于 P 型電池，是下一步迭代發(fā)展的方向。根據(jù)權威測試機構德國哈梅林太陽能研究所測算，PERC、HJT、TOPCon三種類型電池技術理論極限效率分別為 24.5%，28.5%，28.7%（雙面）。隨著 P 型 PERC電池效率迫近理論極限，且降本趨緩步入薄利時代，光伏企業(yè)圍繞“降本增效”爭先布局 N型高效新型技術路線。預計 2022年 N型電池市場滲透率將超過 8%，2023年有望超過 20%。其中，能兼容 PERC生產(chǎn)線的 TOPCon 電池量產(chǎn)領 先一步，N型新技術拐點已至。當前，多樣化的終端應用市場推進著多種 N 型電池路線并存發(fā)展，已有部分光伏廠商發(fā)布了 N 型新產(chǎn)品。TOPCon 短期量產(chǎn)經(jīng)濟性顯著，HJT中長期提效降本空間較大，P 型 IBC受一體化龍頭力推，三類電池處于發(fā)展導入期；此外，IBC有望與 TOPCon 和 HJT結合成下一代 TBC及 HBC技術，鈣鈦礦疊層電池極具遠期發(fā)展?jié)摿?，技術前沿方案不斷優(yōu)化。未來較長 一段時間，多種 N型技術路線將競相發(fā)展。

二、 TOPCon 經(jīng)濟性凸顯，引領 N 型技術產(chǎn)業(yè)化元年

2.1 兼容 PERC 產(chǎn)線，TOPCon 強化鈍化接觸工藝

PERC電池結構方面，與常規(guī)鋁背場電池相比，PERC電池背面增加了氧化鋁 AlOx，氧化硅 SiOx 和氮化硅 SiNx 等鈍化疊 層，在工藝制程上主要增加了背面拋光、背面 ALD/PECVD鈍化及鍍膜、激光開槽等三道工藝，在背面鈍化和局部鋁背場的 共同效應下，PERC 電池效率得到有效提升。

TOPCon電池結構方面，該技術利用量子隧穿效應，在電池背表面制備一層超薄隧穿氧化層（1.5-2nm 氧化硅 SiO2），形成 良好的化學鈍化性能，允許多數(shù)載流子（電子）通過，阻止少數(shù)載流子（空穴）通過，降低多少子表面復合。同時，隧穿氧 化層與高摻雜的 n型多晶硅薄層 Poly-Si共同形成了鈍化接觸結構，使電極不接觸硅片就完成電流傳輸，降低背面金屬復合， 提升電池的開路電壓和轉換效率。TOPCon產(chǎn)線與 PERC產(chǎn)線兼容，工藝流程在 PERC基礎上增加了硼擴、隧穿氧化層和 摻雜多晶硅層沉積等步驟，需要擴散爐和沉積設備等。

TOPCon 技術的核心工藝包括隧穿層氧化物生長、本征多晶硅沉積及多晶硅摻雜。在硼擴環(huán)節(jié)中，盡管硼擴與磷擴工藝及 設備高度相似，但是因為硼在硅中的固溶度較低，導致硼擴相較常規(guī)的磷擴較難。在隧穿氧化層及多晶硅沉積——鈍化接觸 結構制備環(huán)節(jié)中，主要有 LP+擴散/離子注入、LP+原位摻雜、PE+原位摻雜、PVD+原位摻雜等幾種方式。

按照隧穿氧化層和多晶硅層的不同制備方式，薄膜沉積主要包括 LPCVD、PECVD、PEALD、PVD等作為核心設備的制作 流程。當前主流的工藝為通過熱氧法生長約 1.5-2nm 的隧穿氧化層，同時通過 LPCVD方法沉積 150-200nm 的薄多晶硅層， 再輔之磷擴進行摻雜，但是該技術路線鍍膜速度較慢，或伴隨繞鍍、石英件沉積和良率偏低等問題。目前，晶科等企業(yè)采用 LPCVD 路線為主，已實現(xiàn)成熟量產(chǎn)，可用良率基本與 PERC 持平。也有設備廠商逐步應用新的技術路線，如 PECVD/PEALD/PVD。PECVD配合原位摻雜，可以實現(xiàn)同一臺設備一次性完成氧化硅、多晶硅膜的沉積并摻雜，工藝流程 簡化，效率與 LPCVD 基本持平或略低，且具有沉積速率快、繞度易去除、無石英耗材、設備與運維成本較低等優(yōu)勢，單 GW 設備投資較 LP 低約 2000 萬元，但仍需解決成膜不穩(wěn)定、良率較低等問題，待客戶端數(shù)據(jù)驗證后有望逐漸打開市場空 間。目前 TOPCon 主要任務尚需簡化工藝、降本提效，現(xiàn)各工藝路線并行存在，新技術路線的設備需量產(chǎn)能力和市場應用 進一步驗證。當前捷佳偉創(chuàng)布局 LPCVD 和 PECVD 兩條技術路線，其中核心專用設備 PECVD-Poly 實現(xiàn)了隧穿層、Poly 層、原位摻雜層的“三合一”制備。

效率與成本優(yōu)勢顯著，支撐著 TOPCon 電池在后 PERC 時代率先占據(jù)擴產(chǎn)高點。TOPCon 可基于 PERC 技術積累、人才 儲備和成熟設備的積淀進一步發(fā)展，同時投資成本相較于其他 N型電池技術更具有經(jīng)濟性，單 GW 設備投資低于 HJT和 IBC 電池，且可通過改造升級 PERC 產(chǎn)線（費用約 0.5 億元/GW）拉長原有設備生命周期。此外，TOPCon 具有可觀的發(fā)展?jié)?力，目前平均量產(chǎn)效率約 24.5%+，晶科創(chuàng)造的實驗室效率紀錄為 25.7%，理論效率可達 28.7%（雙面）。TOPCon 技術擁 有完整的可持續(xù)發(fā)展的技術路線支撐，可應用選擇性發(fā)射極/激光硼摻雜技術降低發(fā)射級鈍化區(qū)域的復合損失和載流子傳輸 損失，同時通過大尺寸薄片化、銀鋁漿替代、設備降價等途徑進一步降本。后續(xù)，TOPCon 可與 IBC 技術結合形成 TBC （POLO-IBC）技術，量產(chǎn)效率達26%-28%，還可實現(xiàn)與鈣鈦礦結合的疊層電池，迭代升級空間廣闊。（報告來源：未來智庫）

2.2 效率與成本優(yōu)勢支撐，一體化廠商力推 TOPCon 量產(chǎn)

今年以來，多家光伏廠商公布其 TOPCon 電池組件擴產(chǎn)計劃及量產(chǎn)進度，截止目前國內(nèi)規(guī)劃產(chǎn)能超百 GW，TOPCon 大規(guī) 模量產(chǎn)開啟了 N 型電池產(chǎn)業(yè)化元年。其中，一體化組件龍頭如晶科、天合、晶澳等推動 TOPCon 由中試向規(guī)?；l(fā)展，一 定程度上反應技術演進的市場化方向。中來、鈞達、一道新能也有較大規(guī)模布局，協(xié)鑫和正泰正在布局趕上。2021 年國內(nèi) TOPCon 電池產(chǎn)能約 10GW，伴隨效率、良率和規(guī)?；a(chǎn)性價比的提升，其市占率將逐步提升，2022年 TOPCon電池產(chǎn) 能規(guī)模有望超過 50GW，2023 年產(chǎn)能或達80GW。

TOPCon于技術競賽中率先出圈，下半年產(chǎn)能將加速落地。晶科能源海寧與合肥 16GW 182 TOPCon產(chǎn)能已經(jīng)滿產(chǎn)，海寧 電池量產(chǎn)效率已達 24.75%，可用良率與 PERC 持平，晶科成為行業(yè)首家建成 10GW 以上規(guī)模 N 型產(chǎn)品生產(chǎn)線的企業(yè)。6 月 28 日晶科“尖山二期 11GW 高效電池及 15GW 組件智能生產(chǎn)線項目”開工，電池量產(chǎn)平均效率目標 25%以上。晶澳科 技 2022年末將形成 6.5GW N型技術的產(chǎn)能，2023年預計新增 15GW 以上產(chǎn)能。天合光能江蘇宿遷 8GW TOPCon電池項 目已經(jīng)啟動，預計 2022年下半年投產(chǎn)，其電池量產(chǎn)平均效率突破 24.5%。阿特斯 210 N 型 TOPCon高功率組件計劃在三 季度試生產(chǎn)，四季度進入正式量產(chǎn)，很快達到 GW 級別，其正面最高功率可達 690W、雙面最高可達 765W。中來股份在山 西基地規(guī)劃建設年產(chǎn) 16GW高效單晶電池智能工廠，一期 8GW規(guī)模，6月 30日中來山西一期首批 4GW 的 182/210 TOPCon 電池首片成功下線，并將快速推進一期后續(xù) 4GW 及二期 8GW 項目建設。鈞達股份在 2021年完成 TOPCon技術路線的研 發(fā)驗證，將在安徽投資 112 億建設16GW 高效 TOPCon 電池片項目，預計一期 8GW 規(guī)模在2022 年下半年投產(chǎn)爬坡。

2.3 TOPCon 經(jīng)濟性提升，技術迭代紅利將兌現(xiàn)

光伏電池組件進入技術迭代紅利期，布局 N型技術將被持續(xù)驗證。根據(jù)正泰海寧研發(fā)基地實測數(shù)據(jù)，由于 TOPCon組件的 弱光性能、工作溫度和溫度系數(shù)等因素影響，N 型 TOPCon 電池單瓦發(fā)電量較常規(guī) PERC 平均增益約 4%。在輻照度低的 條件下，N 型 TOPCon 組件更優(yōu)的弱光性能可使組件單瓦發(fā)電量增益可達 3%。當前，TOPCon 憑借效率較高、LCOE 較低、全生命周期性價比凸顯等優(yōu)勢，在終端應用中已經(jīng)具備與 PERC 組件競爭的 實力。今年以來，晶科能源、一道新能等主要 TOPCon 廠商已經(jīng)在國內(nèi)大型地面電站招標過程中批量中標，晶科全年 N 型 出貨目標超過 10GW。與此同時，華能集團、中廣核、國家電投、中國華電、大唐集團、中核匯能等央企先后采購 TOPCon 組件，其中華電與大唐采購量分別達 1.5GW 和 1GW，華能在 2022年度首批集采項目設置了針對 N型組件的獨立標段。下 游電站對 TOPCon組件的采購意愿逐漸增強，預計四季度 TOPCon市場滲透率有望達到 10%，1-2 年內(nèi)率先布局的企業(yè)有 望獲得超額收益。成本與溢價空間方面，目前 TOPCon 組件成本較 PERC高約 0.03-0.05元/W，M10尺寸 TOPCon組件價格較 PERC 溢價 約 0.03-0.1元/W。目前在導入地面電站初期有讓利開拓市場情況，對終端電站廠家的吸引力較大，技術迭代紅利正在兌現(xiàn)。預計隨著國產(chǎn)化銀漿降價、銀耗量下降、效率良率提升，TOPCon 電池組件盈利性將進一步提升。

三、 設備、材料端齊推“降本增效”，HJT 加速產(chǎn)業(yè)化

3.1 HJT 工藝步驟相對簡化，但工藝精度要求嚴苛

HJT 電池是具有本征非晶層的異質結電池，即在晶體硅上沉積非晶硅薄膜。電池結構方面，HJT以 N 型單晶硅為襯底光吸 收區(qū)，經(jīng)過制絨清洗后，其正面依次沉積厚度為 5-10nm 的本征非晶硅薄膜 i-a-Si和摻雜的 P 型非晶硅薄膜 p-a-Si，并與硅 襯底形成 P-N 異質結。硅片的背面又通過沉積厚度為 5-10nm 的本征非晶硅薄膜 i-a-Si 和摻雜的 N 型非晶硅薄膜 n-a-Si 形 成背表面場。在摻雜非晶硅薄膜的兩側沉積透明導電氧化物薄膜（TCO），再通過絲網(wǎng)印刷在 TCO兩側頂層形成金屬電極。異質結電池的關鍵技術在于超薄本征非晶硅層 i-a-Si，該薄層將 N型襯底與兩側的摻雜非晶硅層完全隔開，大幅度降低晶硅 的表面復合，從而獲得很高的開路電壓。HJT 電池中長期發(fā)展優(yōu)勢顯著，到 2022 年底國內(nèi) HJT 產(chǎn)能規(guī)模（含在建）或超過 15GW，后續(xù)經(jīng)濟性凸顯后有望爭奪市 場主導地位。具體來看，HJT電池（1）本征非晶硅鈍化，開路電壓較大，理論效率高達 28.5%；（2）核心工藝流程僅 4步， 相對 PERC 與 TOPCon 流程簡化；（3）天然雙面發(fā)電電池，雙面率>95%，增加發(fā)電增益；（4）摻磷 N型硅片，無硼氧復 合、硼鐵復合，無光衰；（5）電池對稱結構和低溫工藝，適于薄片化降本；（6）溫度系數(shù)較小，高溫環(huán)境下衰減較小，發(fā)電 量相對較高。

HJT 工藝流程方面，HJT產(chǎn)線與 PERC 不兼容，需增配非晶硅與導電膜沉積設備，增加靶材需求。具體工藝中，清洗制絨 主要有 RCA 和臭氧清洗法兩種技術，其中臭氧清洗法的化學品耗量和廢料處理成本更低，應用更廣泛。非晶硅鍍膜有等離 子增強沉積 PECVD與熱絲鍍膜沉積 HWCVD兩種設備， 其中 PECVD已實現(xiàn)國產(chǎn)化應用更為廣泛，目前 VHF-PECVD推 動“微晶-HJT”技術變革。微晶工藝有助進一步提升 HJT 效率，使用摻雜微晶硅或者摻雜微晶氧（碳）化硅替代摻雜非晶 硅，進一步提高摻雜濃度、增加透光性能，同時降低摻雜層的電阻，增大 HJT 電池的電流密度。HJT 工藝環(huán)節(jié)中，透明導 電膜（TCO）可采用 PVD（磁控濺射）、RPD（反應等離子體沉積）兩種方法制備，PVD工藝用直流磁控濺射制備 TCO， 較為成熟，量產(chǎn)性更好；RPD工藝采用蒸發(fā)鍍膜法制備 IWO導電薄膜（氧化銦摻鎢），薄膜導電性好，但設備價值量更高，且靶材尚未規(guī)模量產(chǎn)。金屬化絲網(wǎng)印刷工序因低溫銀漿需兩次印刷，對印刷線的精度有較高要求，輻照退火也能有效提高電 池效率。目前邁為股份、捷佳偉創(chuàng)均具備全套設備供應能力。

3.2 HJT 經(jīng)濟性仍待提升，設備、材料端助推降本增效

2022 年 6月，經(jīng)德國哈梅林太陽能研究所（ISFH）測試，隆基硅 HJT M6全尺寸電池（274.4c ㎡ ）光電轉換效率達 26.5%， 創(chuàng)造了大尺寸單結晶硅光伏電池效率新的世界紀錄。當前，HJT電池平均效率約 24.5-24.7%，成本是制約 HJT產(chǎn)業(yè)化發(fā)展 的核心因素，HJT與 PERC 正面競爭仍需設備端、材料端等全產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)助力降本增效，進一步提升經(jīng)濟性。HJT 降本增效發(fā)展路線主要分為 HJT1.0，HJT2.0，HJT3.0 三個階段。1.0 階段采用非晶硅制備異質結，目前 HJT主流企 業(yè) M6-12BB 電池單片銀耗約 150mg（每瓦銀耗量 22.3mg），130-135μm 厚度已獲大量驗證。2.0 階段由正面微晶硅代替 非晶硅，平均效率約 24.5%-24.7%，目標效率為 25%-25.2%，厚度或可降至 120μm，采用鋼板印刷+SMBB+背面銀包銅 等技術后單片銀耗或可降至 120mg。3.0階段采用雙面微晶 PECVD設備，量產(chǎn)效率有望達到 25.5%，同時應用接近 100μ m 薄片和全面銀包銅技術，銀耗量有望降至 80mg/片（每瓦銀耗量約 11-12mg），含銀量約 30%。未來，利用電鍍銅技術或 可全面取代含銀漿料，同時 HJT與鈣鈦礦疊層電池技術結合，在全尺寸上效率有望突破 30%。HJT的具體提效降本進度仍 待實踐數(shù)據(jù)驗證。綜合來看，HJT技術降本提效的過程中，電池設備企業(yè)主導工藝革新，較大程度確定電池轉換效率與成本的基準水平，主要 通過大產(chǎn)能設備、雙面微晶 PECVD、半棒薄片技術、電鍍銅設備、鋼板印刷及激光轉印、SMBB 高精度串焊等設備工藝革 新降本增效；原材料企業(yè)輔助配合，實現(xiàn)高品質、低成本原輔料供應，推進低溫銀漿國產(chǎn)化、銀包銅替代方案、靶材無銦化 等進程；電池企業(yè)則通過溫度濕度等環(huán)境把控、材料配比、氣體速率、高精度工藝手法提升效率上限。（報告來源：未來智庫）

3.3 新進者與央國企運營商布局發(fā)力，HJT 加速產(chǎn)業(yè)化

一直以來，光伏龍頭企業(yè)是技術革新與應用的引領和主導者，但從 HJT布局進展來看，主流一體化龍頭對 HJT的大規(guī)模量 產(chǎn)安排相對謹慎，目前通威股份擁有 1GW 中試線，東方日升主推大尺寸異質結組件。而業(yè)外新進者如華晟新能源、金剛玻 璃、明陽智能等，和下游央國企運營商如華潤電力、國電投等則加速擴產(chǎn)布局。作為目前產(chǎn)能最大的 HJT 廠商，華晟新能 源于 6月 26日發(fā)布了喜馬拉雅 G12系列組件，采用其宣城二期 HJT電池，批次平均轉換效率 24.73%，組件全面積轉化效 率超過 23%。預計到 2022年三季度華晟將形成總計 2.7GW 的 HJT產(chǎn)能，并積極推進宣城三期 4.8GW 項目建設，2023年 華晟合計 HJT電池產(chǎn)能將突破 7.5GW，并有望達到 10GW。金剛玻璃將在原有的 1.2GW HJT產(chǎn)能基礎上新擴建 4.8GW 產(chǎn) 能。央國企也開始入局異質結，國家電投擬與福建鉅能電力共同建設 5GW 異質結項目；華潤電力在舟山規(guī)劃布局 12GW 的 HJT產(chǎn)能，已啟動廠房工程總承包招標。當下 HJT的合計產(chǎn)能已經(jīng)超過 6GW，伴隨新技術的經(jīng)濟性優(yōu)化與市場成熟度提升， 后續(xù)具備進一步擴產(chǎn)潛力。成本與溢價空間方面，目前 HJT與 PERC電池在單 W 成本端差距約 0.2元/W 左右，國內(nèi) M6尺寸 HJT組件較 PERC溢價 約 0.2-0.3元/W。HJT轉換效率已步入 24.6%+時代，隨著設備和工藝的不斷升級，今年 HJT有望實現(xiàn) 25.00%+的量產(chǎn)效率。待微晶替代非晶、省硅省銦省銀等降本增效路徑驗證成熟后，具備量產(chǎn)性價比的 HJT 擴張將越來越多，技術迭代的超額利 潤也會加速兌現(xiàn)。

四、 IBC 兼容性優(yōu)越，技術延伸空間廣闊

4.1 IBC 工藝相對復雜，兼容性優(yōu)越

IBC 為交叉背接觸電池，是指電池正面沒有電極，正負金屬柵線交叉排列在電池背面的結構。電池結構方面，IBC 電池的 PN 結和金屬接觸位于太陽電池的背部，前表面避免了金屬柵線電極對光的遮擋，而金字塔絨面結構和減反層組成的陷光結 構，能夠最大限度地利用入射光，減少光學損失，具有更高的短路電流。電池前表面無遮擋，提高轉換效率且外形美觀，適 合應用于中高端分布式光伏市場特別是光伏建筑一體化 BIPV，具有較大的商業(yè)化前景。從工藝制程來看，IBC工藝較為復雜且成本較高，重點包括離子注入、掩膜、開槽、刻蝕以及 PN區(qū)的制備。離子注入環(huán)節(jié) 需采用精度高、均勻性好的離子注入設備，掩膜使用PECVD或 APCVD設備，刻蝕使用濕法設備，PN區(qū)的制備使用PECVD， 開槽使用激光開槽設備。IBC的關鍵工藝在于在電池背面形成交叉排列的 p+區(qū)和 n+區(qū)，以及在上面形成金屬化接觸。因此， IBC 電池的制作需要采取局部摻雜法，利用光刻或者激光形成所需要的圖案，然后采取兩步單獨的擴散過程來形成 p型區(qū)和 n 型區(qū)。同時，IBC關鍵工藝還在于絲網(wǎng)印刷的對準精度問題和印刷重復性問題，因此對電池背面圖案和柵線的設計要求非 常高。

作為產(chǎn)業(yè)化 IBC電池技術的領先者，Sunpower 研發(fā)的第三代 IBC電池最高效率已經(jīng)達到 25%。然而，目前 IBC 電池制備 需要多種復雜的工藝使得其制造成本較高，一定程度制約 IBC 電池的大規(guī)模應用。未來依托其兼容性，IBC 將與 TOPcon 技術結合形成 TBC 電池，利用 IBC 高的短路電流與 TOPCon 優(yōu)異的鈍化接觸特性，獲得更高的電池效率；同時可與 HJT 技術結合成 TBC電池，利用 IBC高的短路電流與 HJT高的開路電壓的優(yōu)勢，獲得高電池效率。對于提前布局 IBC路線的光 伏企業(yè)，未來將有儲備優(yōu)勢進行下一步延伸拓展。