电池片处于光伏产业链中游，其转换效率大小直接影响电池片功率大小，也直接影响下游组件和LCOE平均化度电成本的大小。因此电池片的转换效率是光伏技术的核心，是实现降本增效的重要环节。在光伏产业高增长带动下，从2011年到2019年，全球光伏电池片出货量由35GW扩大至140GW，增幅达300%。自光伏电池产业化以来，人类就从未停止对光电转换效率提升的探索。如目前广泛应用于光伏电池的硅基材料，仅可利用波长为1200nm以下的光谱区域，而在800nm以下，有砷化镓、碲化镉和硫化镉等各自适应其区域的材料。在整个太阳光谱里，硅基材料能量利用水平仅接近20%，理论极限也在约29%。2015年前的铝背场电池(BSF)的市占率一度接近90%，BSF电池由于背表面金属铝膜层中的复合速度无法降至200cm/s以下，导致红外辐射光只有60-70%被反射，产生较多光电损失。因铝的背面直接与硅接触，形成了金属半导体接触面，限制了其效率的进一步提升，后BFS逐步被2012年开始商业探索的PERC技术所取代。 PERC电池技术在2016年后进入量产并在2018年迎来爆发。2020年铝背场电池市占率已降至8.8%，2020年新建产线中，PERC电池占比高达86%。从PERC的商业化年份算起，用了接近10年的时间将其效率提升和成本下降发挥到了接近极致，实现了量产PERC超过23%的转换效率。 PERC电池技术可以实现快速替代的另一个重要原因是，相比原有的BSF产线，PERC无需另开产线，只需在原有设备流程上新增镀背面钝化叠层(PECVD或者ALD)以及激光开槽设备。在氧化铝Al₂O₃的沉积设备中，PECVD设备可采取板式PECVD(国内的昆山讯立及国外的梅耶博格)或管式PECVD (代表厂商有国内的捷佳伟创和国外的Centrotherm)。另外，激光加工技术被广泛引用于消融、切割、掺杂、打孔等工艺，如PERC电池生产工艺中利用激光消融技术对背面钝化层叠的图形化开槽，以确保电池工艺的品质和效率。对于目前的主流技术PERC来说，未来仍可以通过降低硅片上杂质含量、减少反射膜层优化、改善正面钝化层、及对掺杂区进一步细化等方式来提升效率，但效率达到23.5%后进一步提升的技术难度和成本挑战会明显增加。PERC光电转化效率已经接近极限，而N型电池效率天花板较高，随着国产设备和成本的不断降低，未来将成为主流的电池技术路线 ，目前已初步实现小规模量产的电池包括TOPCon、异质结HJT和IBC三种技术路线。2022年将是N型电池加速量产的关键时点。 TOPCon电池概念最早由德国Fraunhofer研究所的Frank Feldmann博士在2013年提出，其电池的极限理论效率达28.7%，2021年，晶科能源的TOPCon电池效率达24.9%。TOPCon 电池技术，即隧穿氧化层钝化接触技术，是一种使用超薄氧化层作为钝化结构的太阳能电池。由于 PERC 电池金属电极与硅衬底直接接触，金属与半导体的接触界面由于功函数失配会产生能带弯曲，并产生大量的少数载流子复合中心对太阳电池的效率产生负面影响。TOPCon电池就是通过在金属电极接触区域制备一层超薄氧化硅，然后再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构，提升了电池的开路电压和短路电流，从而提升电池转化效率。TOPCon的优势之一就是兼容现有PERC产线设备，而国内部分PERC产线在开始建设时，便预留了TOPCon改造空间。当前PERC电池产线单GW投资在1.5-1.8亿元，改造升级TOPCon产线改造费用一般不超过8,000万元，现改变PERC产线设备可以拉长设备使用周期，对于企业来说，是未来2-3年极具性价比的路线选择。 相比PERC，TOPCon工序较为繁杂，共约12道工序，需要增加的工序步骤包括硼发射的制备，生长隧穿氧化层，对沉积多晶硅掺杂后的清洗等。TOPCon目前的技术路线尚不统一，主要有三种：第一种是本征+扩磷LPCVD 制备多晶硅膜结合传统的全扩散工艺，此种工艺成熟且耗时短，生产效率高，已初步实现量产，但绕度和成膜速度是最大问题。我国晶科能源和天合光能已布局此工艺路线；
第二种是直接掺杂，LPCVD 制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺，此路径需要更多的扩散炉，投资成本高，但良率也更高，目前隆基股份有布局；
第三种是PECVD 制备多晶硅膜并原位掺杂工艺。此种工艺流程较为简化，但良率偏低，产业化进程相对较慢。
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 的成本高出PERC 电池 25%-30%，成本进一步下降及量产加速有赖于以下几个方面：
1. 硅片大尺寸和薄片化方向有助于硅片成本持续下降。TOPCon 电池硅片从 166mm 向 182mm 和 210mm 发展，尺寸厚度从目前的 170 μm 持续减薄
2. 银浆替代和用量下降以及浆料性能的突破。目前用量 150-180mg，预计未来背面用银铝浆替代会推动成本下降
3. 降低n-poly层厚度，降低成本，减少自由载流子吸收
4. 原位掺杂工艺水平的进一步提升
总体来说，TOPCon电池在硅片上成本下降空间有限(薄片化难度大)，未来进一步降本核心在降低银浆耗量以及良率提升。
自 1974 年 Walter Fuhs 首次提出 a-Si 和晶体硅融合的 HJT 结构起，到 1989 年三洋获得专利，HJT 电池技术经历了较长时间的技术垄断，2010年后，三洋核心专利过期，国内外开启了 HJT 电池技术效率提升的工业化探索。 HJT 电池，即非晶硅薄膜异质结电池，是由两种不同的半导体材料构成异质结。HJT 电池主要由 N 型硅片（c-Si）及基极，在正面、背面都采用非晶硅薄膜（a-Si）形成异质结结构，正面使用本征非晶硅薄膜和 P 型非晶薄膜沉积形成 PN 异质结，背面同样使用本征非晶硅薄膜和 N 型非晶薄膜形成 N+背场，双面 TCO 膜及双面金属电极。HJT较 PERC 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、载流子寿命更长等优点。 从目前转换效率看，HJT电池量产效率最高达到了25%。根据Solarzoom数据，HJT电池单W发电量较双面PERC电池高出2-4%。相比PERC的8道工艺，HJT仅需要4道工序。目前HJT电池成本仍然高出PERC约22%主要原因包括: 1) 设备投资额度大，设备尚未完成国产替代，非晶硅薄膜沉积和TCO膜沉积等核心设备需要购置。目前HJT单GW的设备投资成本在4.5亿元，远高于TOPCon的支出 2) 从成本构成看，一方面N型硅片价格偏高，另外银浆和部分进口材料价格仍然居高不下。因此未来材料和设备降本是HJT降本的关键。在硅片方面，因HJT电池是对称结构易于薄片化，目前行业已经实现150um硅片，预计硅片厚度每下降10um，成本可降低0.16元。 非硅成本方面，主要是银浆以及TCO靶材成本的下降。TCO材料国有化以及TCO镀膜环节工艺的改进有望持续推进靶材成本的下降。不同于PERC及TOPCon电池，HJT电池需要低温银浆(高温银浆对HJT电池薄膜结构损伤较大)。基于对低温银浆特殊的技术要求，目前HJT行业均采用树脂固化型的低温银浆制作电池的正负极。相比于高温银浆，低温银浆产能不足，垄断性强，其中日本KE集团市占率超过90%，我国的帝科股份、苏州固锝、聚和股份也在此领域不断取得突破。在非硅材料方面，降本将基于减少低温银浆用量和减少贵金属银的使用。对于低温银浆用量的降低主要可通过三个方面实现：1）无主栅、多主栅技术应用 2) “银包铜技术”商业化量产 3)国产低温银浆打破日本垄断 。
设备降本方面，一方面设备硬件结构设计及参数指标的优化，能够提升HJT电池转换效率和量产稳定性；另一方面，单台设备产能的增加和设备国产化，可降低初始投资成本和HJT电池综合成本，进而提升HJT电池量产经济性。Solarzoom 预计 2022 年硅片成本和非硅成本较目前降低 40%。
2020年之前，国内外很多电池厂商处在观望阶段。随着设备加速国产化和工艺逐步提升，通威股份、东方日升、安徽华晟及梅耶博格等国内外电池厂商均开始 GW 级别的 HJT 电池产线产能规划。2021年全球HJT规划产能已达到148.2GW .其中已建成产能为6.35GW，在建/待建产能141.9GW。2021-2022年为HJT电池大尺寸配套设备和产线检验阶段，当前量产尺寸以M2、G1、M4为主，少数企业具备生产M6尺寸的能力，M10、G12尺寸尚处于研发阶段。2.3 HJT vs TOPCon：HJT享受资本市场高关注度，
多家上市公司在TOPCon电池有深厚技术储备
作为下一代N型电池的代表，TOPCon与HJT都具有优良性能，虽然两者都将在未来占据一定的光伏电池市场。同作为新电池技术路线代表，我们可以从以下角度来判断两种技术的替代进程：
1、单位投资额下降速度和幅度，多久可以到电池厂可以接受的范围?
2、新技术路线转换效率对比现有路线或竞争路线的优势有多明显，距离理论转换效率空间有多少？
3、新技术路线的生产成本对比现有路线或竞争路线有多少劣势，短期是否可以通过技术或工艺实现成本的快速下降?
第一点，目前PERC电池新建产线单位1.5-1.6亿/GW, TOPCon新建产线约2.3亿/GW, 若由PERC升级是0.6-0.7亿/GW。HJT产线单位投资在4.3-4.5亿/GW, 行业内预测在未来2-3年内可以实现2.5亿/GW左右。
第二点，2020年底，TOPCon平均转化效率为23.5%，而HJT为23.8%。业内预计2030年HJT平均效率为25.9%，TOPCon为25.7%。HJT平均转化效率虽略高于TOPCon， 但对比TOPCon没有明显的优势。安徽华晟新能源在M6可量产电池的基础上HJT转换效率25.26%，通威的第二条HJT路线250MW在合肥，批次平均转换效率>23.7%，最高突破25.18%。通威曾多次在会议纪要中表示，HJT转换效率要比PERC高1%以上，成本高0.1元以内，HJT才有大规模上量的可能性。 第三点从生产成本看，现阶段TOPCon与PERC的非硅成本差距约为0.08元/w, 而HJT的非硅成本相比PERC高出0.3-0.4元/w。 从以上三个方面判断，短期对于PERC的升级换代，HJT相比TOPCon并没有明显的投资优势。从设备来看，HJT的非晶硅膜沉积和TCO膜沉积两道工序设备价值量占整条产线高达75%，即意味着核心技术掌握在设备商手中。而TOPCon产线设备中，每道工序设备价值相差不大，且设备本身国产化程度更高，即意味着电池厂拥有更多自主权，可以一定程度上实现设备定制化构建壁垒。从设备商角度来说，大力推广HJT设备可以将主动权握在自己手中，提高利润率水平，一定程度上对电池企业形成“卡脖子”。主流光伏电池主张：隆基、晶科明确拥抱TOPCon作为下一代主流技术方向，通威同时布局TOPCon及HJT
参考硅片龙头隆基股份电池发明专利布局情况可以看出隆基股份2016年开始研发TOPCon和IBC相关技术，从2020年开始有了HJT、钙钛矿、和叠层专利的发布，后续待时机成熟时再进行量产。晶科能源在2021年SNEC媒体沙龙上也表示，晶科已明确选择N型TOPCon作为下一代产品研发的主流技术方向，其TOPCon量产电池效率已达24.5%。通威股份从最初标榜自己是HJT拥护者，到在2021年年中投资者交流中说明企业同时布局了TOPCon及HJT，而后同微导装备签订了1GW的TOPCon中试线设备协议。目前真正意义上布局HJT产线的包括了华晟2GW，爱康3.4GW、明阳的1GW以及通威。 综上所述，不同于资本市场力捧HJT技术的看法，我们认为短期内TOPCon相比HJT有众多优势，也是未来主要电池厂重要的布局方向:
1. 首先从转换效率看，两者差别基本不大，虽然从长期看，HJT更易于叠加钙钛矿实现理论效率29-30%
2. 虽然HJT的设备成本未来可以进一步降低，但是对于电池厂来说，相比TOPCon，当下并非布局HJT的最佳时点
3. 多数结论忽视了因TOPCon和P型电池是兼容的，因此原先电池厂的技术和人员可以复用，技术和自主性可以掌握在自己手里；相比之下HJT是设备厂主导
4. 减少银浆用量或实现国产替代的过程可能比预期更长。另外HJT用到的一种小金属铟，作为伴生矿，存量很低，如果大规模制备，可能会带来较高的成本提升
第三代电池技术代表：资本加速布局钙钛矿，推动产业化进程
光伏领域的所谓“钙钛矿”，指的是一类与钙钛矿（CaTiO3）晶体结构类似的“ABO3”化合物。钙钛矿太阳能电池的结构来源于染料敏化电池，以有机金属卤化物作为吸光材料，以固态空穴传输材料代替液态电解质。作为最具潜力的电池技术之一，钙钛矿最直观的优势就是其高效率与低成本。钙钛矿电池制作工艺简单，生产成本低，核心光电转换材料具有廉价、可溶液制备特点，便于采用不需要真空条件的卷对卷技术制备，比传统硅电池更容易生产。 另外业界目前非常看好未来钙钛矿与硅异质结电池串联，作为叠层电池进一步突破效率天花板。“HJT+钙钛矿”的叠层电池能够解决对更广泛波长的吸收，低温工艺，非晶硅和 TCO 镀膜兼容及电池面积放大等问题，转换效率有望提升至30%以上。 钙钛矿电池的制备工艺目前非常多样化，但规模化水平均不高，尚无主导路线出现。钙钛矿未来发展的关键点在于：
1. 提升叠层电池器件中钙钛矿顶电池的稳定性和大面积制备成为了技术开发的关键所在，也是叠层电池迈向产业化的基础
2. 钙钛矿光电器件装备的研发，激光、蒸镀、磁控和 SALD 设备和配套工艺方面的积累
3. 钙钛矿技术产业化发展，需要材料、设备及镀膜等合作开发新型的镀膜材料及相关镀膜设备，来适应新产品的需求
作为最前沿的太阳能电池技术之一，越来越多专攻钙钛矿技术的企业出现。在一级碳中和领域的融资事件中，光伏领域融资数量占比最高，其中新型电池技术如钙钛矿备受关注。据PV-Tech不完全统计，2021年共有17家企业参与钙钛矿产业的投资/融资，总投资融资金额超85亿元。2021年1月，纤纳光电宣布完成C轮融资，共计3.88亿元，由三峡资本领投，该轮融资将用于钙钛矿光伏百兆瓦级产线扩建、叠层产品升级、应用产品研发和生产等项目。2021年3月，协鑫光电宣布完成新一轮过亿元融资，将打造全球第一条钙钛矿太阳能电池组件100MW量产线，该轮融资由凯辉能源基金领投。2021年8月，高瓴资本宣布完成对钙钛矿研发企业曜能科技的千万元A轮融资。可以预见未来将有更多企业和投资机构投身于新型电池技术的设备和材料领域(设备和材料的国产替代)，特别是以钙钛矿为代表的第三代电池技术的研发中。
