光伏电池的技术之争，谁将在万亿市场中脱颖而出？ |【经纬科创汇*光伏】
今年光伏赛道非常火热，一方面是光伏的计划装机量飙升，另一方面随着主导技术PERC的光电转换效率逼近理论极限，正处于技术迭代的关键时刻。
光伏行业有一个特点，就是主导技术会占据绝大部分的市场份额。今天占据绝对市场地位的PERC（发射极钝化和背面接触），曾经打败了旧霸主BSF（铝背场电池）。但如今PERC也逐渐接近自己的光电转换效率理论极限，下一代主导电池会是谁？
当下就出现了明显的技术分流，一路以TOPCon（隧穿氧化层钝化接触）为代表的渐进式创新技术，工艺与PERC技术一脉相承，70%的PERC生产线可以复用，只需要进行几步工艺的迭代升级，传统巨头很多选择了这条路线，但缺点在降本空间低，以及良品率还有所欠缺。
另一路是以HJT（本征非晶层异质结）为代表的颠覆性技术，拥有更简洁的工艺流程（只需要4步）、高转换效率等优势，但它是全新的工艺体系，需要重建生产线，并且HJT的低温工艺导致银浆消耗量增加，如何把高昂的成本降下来是首要目标，新玩家多数以此破局。
在当下时间点判断谁会称霸下一代光伏电池还为时过早（最近IBC技术也兴起了一股热潮），不过无论哪种技术，最终LCOE（平准化度电成本）都是评价的唯一标准。我们今天这篇文章，就从PERC替代BSF的历史讲起，再来分析TOPCon与HJT等下一代电池技术的优劣势，这样的技术进步就像是接力赛，维系了光伏行业的高速增长，以下：
曾经的单晶与多晶之战，及光伏电池的技术迭代路径； 光伏电池分成几大类？ TOPCon 重兵先至：与PERC产线复用享有成本优势，如何增加降本空间、提升良品率是主要目标； HJT如箭在弦：更简洁的工艺与高转换效率，如何把高昂成本降下来是首要目标；
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曾经的单晶与多晶之战，
及光伏电池的技术迭代路径
早在2016年，随着太阳能光伏板的产能扩张，太阳能就已经成为了一种廉价的电能来源。专家们预言，太阳能光伏发电取代化石燃料只是时间问题，虽然在那时太阳能还只能满足世界不到1%的能源需求。
在人类的历史中，每一次科技革命也离不开一种新的能源来源，第一次工业革命是利用煤炭驱动的蒸汽机，第二次工业革命是利用石油的内燃机，第三次IT革命则是利用电力的计算机，降本增效一直是人类利用能源的永恒主题。
从能源利用效率的角度看，太阳无疑是最直接的一级能源。虽然石油、天然气和煤炭等化石燃料今天提供了世界上80%以上的初级能源，但它们恰恰是古老的太阳能储备，古生物利用光合作用将太阳能储存为化学键，变成遗骸后经过千百万年的碾压和加热，在岩层下的它们变成了我们今天使用的高能量燃料。
但如果我们可以绕开这些低效的转换链条，直接利用太阳照射到地球上的光束，无疑是损耗更低的方式。
光伏之所以还没有成为更主流的能源，核心原因之一是光电转化率受S-Q极限（肖克利奎伊瑟极限）的制约，极限效率为33.7%。目前硅基光伏接近硅基单结极限29.3%，制造成本也接近极限。S-Q极限是基于P-N节单结的理论计算，未来有可能通过多结来突破。
经济性是所有能源选择最核心的原因，光伏在近几年开启大规模运用，主要就是因为发电成本大幅下降。根据IRENA统计，光伏发电的度电成本在2010-2020年间平均下降了85%以上，达到了与传统能源发电平价的水平。
而在经济性背后，是技术进步。光伏行业是残酷的，一旦新技术取得LCOE（平准化度电成本）优势，旧技术就几乎会被完全淘汰，在同一应用场景下LCOE是评价光伏技术的唯一标准，没有共存的可能，没能及时转型的公司也会因此破产。
光伏产业发展至今，在实验室中出现了众多技术路线，令人眼花缭乱。新技术要快速成为主流，替代时间点一般出现在已有绝对成本优势、并会随时间持续拉大时。有些技术很快完成替代，而有些分歧甚至经历多年发展才有了最终的产业定论。
光伏行业的上一轮技术路线大战，是单晶硅和多晶硅之争，从上世纪70年代开始持续了约半个世纪。虽然多晶自出现以来，其转换效率和实验潜力一直低于单晶，但因简单的工艺、便宜的生产设备、更大的产能等优势，令其综合性价比弥补了光电转换效率的劣势，在2016年之前多晶的BSF技术占据了市场的绝对主流（90%以上）。
但在2016年之后，随着单晶的工艺更成熟，比如金刚线切割的技术突破，都使PERC电池技术更加成熟，体现出绝对成本优势，再加上PERC本身的光电转换效率更高，因此在2017-2021年左右，单晶的PERC快速完成了技术替代，从2016年的10%市场份额，一路杀到91%。
按现在的硅基转化效率计算，光电转换效率每提升1%，相当于能提升4%的发电增益。由于光伏行业的技术替换如此彻底，一些BSF时代的光伏巨头来不及转身，最终破产，例如曾经的光伏巨头无锡尚德。技术变革有其残酷的一面，押注新技术虽然不容易，但如果不能实现自我革新，被颠覆必然是最终命运。
在2022年的末尾，虽然P型电池的PERC技术仍然占据市场主流，但已经越来越接近理论转换效率极限（24.5%），导致P型PERC单晶电池很难再有大幅提升，技术替换的时间点又一次到来。
而N型电池具有转化效率高、光致衰减低、温度系数低等优势，有望接棒P型成为下一代技术主流。下面我们就来分析N型电池中被市场讨论最多的TOPCon与HJT技术，它们的优劣势、如今被卡在什么环节、降本增效的路径怎么走……
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对于晶硅光伏电池，发电的核心结构是PN结。硅作为一种半导体材料，导电能力来自于可自由移动的电子和空穴两种载流子。由于空穴本质上是电子跃迁到导带自由移动后在价带留下的空位，因此二者是成对同时形成的。
首先，如果是一块完全纯净的硅材料，两种载流子数量浓度相同，被称为本征半导体，这种状态下并不具备发电能力。
于是科学家发明出一种办法，在纯净的硅材料中掺入少量硼等三价元素原子，这就是我们所说的P型半导体。由于杂质原子最外层电子数比硅少一个，多余的空穴就被引入，导电时将发挥主要作用，电子则成为少数载流子。
而如果掺杂磷等五价元素，则会形成N型半导体。光伏发电的产生，就需要P型和N型半导体相互接触形成PN结。光照条件下，硅原子外层电子吸收了光子能量而跃迁，P端和N端形成电势差，当接入外部电路形成回路后即可对外发电。光照停止后，发电过程也随即停止，所以光伏电池本身是发电产品，不储存电能。
光伏电池主要通过在硅片表面，高温扩散掺杂元素的方式来形成PN结。如果扩磷，就是P型电池，以前的BSF电池和当下的PERC都属于此类；如果扩硼，就是N型电池，下一代电池TOPCon就属于此类。不过HJT不需要硼扩过程，是在N型硅片上沉积P型非晶硅层。
由于扩磷相对容易，所以P型电池更早成熟。扩磷所需的反应温度不用太高、时间较短，硅片也相对不容易发生曲翘、碎片、氧沉淀的问题，有利于电池良率的提高。
相比之下，制造N型电池所需要的扩硼，推结时需要900℃以上，且时间更长，工艺也复杂得多。但N型电池拥有更高的少数载流子寿命，这是它最核心的优势，可以制作更高光电转换效率的电池。并且温度系数低、弱光性好、抗衰减性强，可带来额外的发电量增益，所以下一代电池技术TOPCon、HJT都采用了N型电池技术。
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TOPCon 重兵先至：
与PERC产线复用享有成本优势，
如何增加降本空间、提升良品率是主要目标
TOPCon的技术原理与优劣势
TOPCon电池技术，全称即隧穿氧化层钝化接触技术。由于PERC电池的金属电极，仍与硅衬底直接接触，这会对光伏电池的效率产生负面影响。
因此，用薄膜将金属与硅衬底隔离的方案应运而生，TOPCon在电池背面制备一层超薄氧化硅，再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了隧穿氧化层钝化接触结构，极大降低金属接触复合电流，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电池的理论效率极限为28.7%，目前平均量产效率超过24%，相比P型PERC电池有更高的效率空间，这是TOPCon的一大优势。
TOPCon的第二大优势，是与现有PERC产线兼容，只需在工艺上额外增加3-4步便可进行升级，约有70%的设备可以兼容。相比于HJT需要完全更换生产线，TOPCon成本更加可控，可以控制在1.8亿/GW以内。在面临大规模 PERC 产线设备资产折旧计提压力下，升级为TOPCon电池，拉长设备使用周期，降低沉没成本，令TOPCon具备很好的性价比。
从整个工艺生产流程上来讲，PERC大致可分为8道工序左右，从清洗制绒，到扩散掺杂，到边结绝缘、到刻蚀、到背部钝化、减反膜，激光开槽、丝网印刷等等。TOPCon在这8道工艺流程的基础上，又增加了4道左右，主要是硼扩、多晶硅膜制备、氧化硅膜制备，以及磷掺杂等等，其他工序相似程度较高。
其中，TOPCon制备工艺中最核心的环节是多晶硅的沉积，新增的核心设备也就是 LPCVD（低压化学气相沉积）、PECVD（等离子体化学气相沉积）设备以及镀膜设备环节。目前最成熟的方案为LPCVD路线，通过热氧法生长隧穿氧化层，通过LPCVD沉积多晶硅层，随后进行磷扩散。
不过LPCVD镀膜均匀性好，致密度高，但是效率上没有优势，同时绕镀问题也是其主要制约之一。绕镀的主要原因是，TOPCon用到大量石英管式的设备，这是沿着PERC技术路线发展而来的，通常称为热壁式CVD，整个石英管在工作的时候都是被加热的，它会带来绕镀（绕扩）问题，就是会产生绕到背面镀上一层膜，或者绕到背面产生扩散等等问题。
这可能是一种原理性的缺陷，可以通过工艺来改进，但可能难以根除难，也许未来通过一些新技术，比如热丝CVD做无氧扩硼来部分解决。
TOPCon的成本拆分与降本路径
以上谈了很多TOPCon的优势，那么下面来看看TOPCon的劣势。其中最核心的在于，由于TOPCon延续了PERC的高温工艺，使其未来在涉硅环节的成本降低方面，空间变得狭小。
光伏电池的成本，主要包含两大类：一类是涉硅成本，一类是非硅成本。涉硅成本主要是硅片；非硅成本主要有浆料、靶材等，其中成本占比高的是浆料，TOPCon在制备中需要用高温银浆。一般情况下，其成本占比分别为硅片62%、浆料20%、其他6%，硅片与浆料成本占比超过80%。
无论是TOPCon还是HJT，一大降本路径就是把硅片切薄。为什么说TOPCon在涉硅环节的降本空间狭小？主要就是因为TOPCon需要高温工艺，硼扩环节需要大概1000度的高温，烧结环节大概也需要800度左右，如果硅片切的太薄，会产生严重的翘曲，一旦有翘曲，在后续的丝网印刷中很容易碎裂。
如今硅片对应的原材料硅料，目前价格也比较高。现在业界正在从175μm，逐渐切薄到160-165μm，产业界共识是极限在140μm。
另一大降本路径是减少浆料，例如减少栅线的银浆用量等工艺改进，但这一点不是TOPCon独有的，与其他技术路径共享。
所以如何增加降本空间，是TOPCon若要大规模运用的首要问题。此外，TOPCon的良品率还有待提升，目前平均良率在96%左右，如果到不了99%以上，不能解决良品率问题，TOPCon就很难真正大规模应用。因为太阳能电池作为一款大宗工业品，很多工厂都是几百亿流水，如果因为良品率而影响利润，这个技术的上量就会严重受阻，它可以达到几个GW，但是要想达到几十GW会困难。
在这个第二代光伏电池向第三代演进的时刻，TOPCon对现有技术进行改进，以渐进式创新重兵先至。
不过能否取得最终技术路径的主导权，也需要看其他技术的发展速度，下面我们就来分析另一路更具颠覆性的技术——HJT（异质结）。
HJT的技术原理与优劣势
HJT全称为本征薄膜异质结电池，它是对称双面电池结构，中间为N型晶体硅。HJT电池也是基于N型硅片而制备的新型电池，具有电池效率高、温度系数低、不存在光致衰减（LID）和电位诱发衰减（PID）效应等优势。
HJT电池拥有众多优势。据民生证券分析，第一是制备工艺流程很短、良品率高。HJT只需要4步环节：制绒、非晶硅沉积、TCO沉积、丝网印刷，远少于PERC和TOPCon的10+步骤。
这也使得HJT的良品率目前比较高，行业里无论是中试线还是GW级量产线，良率普遍在98.5%以上，很快会达到99%。
第二是转换效率高。主要得益于N型硅衬底，以及非晶硅对基底表面缺陷的双重钝化作用。目前量产效率普遍已在24%以上，25%以上的技术路线已经非常明确，即在前后表面使用掺杂纳米晶硅、掺杂微晶硅、掺杂微晶氧化硅、掺杂微晶碳化硅取代现有的掺杂。HJT未来叠加钙钛矿转换效率或可提升至30%以上。
第三是低衰减。HJT电池首年衰减1-2%，此后每年衰减0.25%，远低于PERC电池的衰减情况，也因此 HJT电池全生命周期的发电量要高出PERC电池。背后的原理在于，HJT电池衬底通常为N型单晶硅，而N型单晶硅为磷掺杂，不存在P型晶硅中的硼氧复合、硼铁复合等，所以HJT电池对于LID效应是免疫的。HJT电池的表面沉积有TCO薄膜，无绝缘层，因此无表面层带电的机会，从结构上避免PID 发生。
第四是温度系数低。HJT的低温度系数意味着，在组件高温运行环境中，HJT电池具有相对较高的发电性能，从而实现发电量增益，并且降低系统的度电成本。所以HJT电池尤其适合沙漠等高温场景。
再结合HJT电池双面率高和弱光效应等等优势，综合来看双面HJT电池全生命周期每W发电量，会显著高于双面PERC电池，相对优势在7%左右。
不过HJT听起来一切都好，但为什么还没有大规模替代PERC呢？
目前限制HJT量产的核心原因，就是成本太高了，HJT几乎所有环节的成本都高于PERC。下面我们来看看HJT成本高昂的原因，以及可能的降本路径。
HJT的成本拆分及降本路径
HJT与PERC的工艺路线完全不同，无法延伸或升级，只能重新投产线，因此PECVD等制膜和真空设备的投入会带来非常高的转换成本。
PERC、TOPCon核心的制结工艺，均属于600℃以上的高温工艺体系，而HJT是采用200℃以下低温超薄薄膜工艺，这是制备上的核心区别。
这种工艺的不同是双刃剑，一方面导致现有产线无法复用，但另一方面也带来了新的可能性，比如把硅片切得更薄。
在HJT电池的总成本中，硅片和非硅材料成本占比最高，分别是47%和33%，两者占到总成本的80%。HJT能否抢在其他技术路径成熟之前，快速降低成本，将起到决定性作用。
HJT的降本将主要围绕硅片切薄、降低银浆用量使用两方面展开。
硅片无论是TOPCon还是HJT，都是第一大成本，所以硅片薄片化，降低硅耗量，是电池片环节降本的必经之路。HJT由于采用了低温工艺，可以使用更薄的硅片，碎片率更低，因为不会因高温引发物理形变。有业内人士表示，HJT硅片厚度有望实现100μm，而TOPCon和PERC目前能实现的在160μm上下。
如果HJT在2022年底能够实现120μm的量产，与TOPCon和PERC的160μm中间相差40μm，以现在硅料的价格每差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，而我们知道1GW等于10亿瓦，所以1GW的产线就相差了1亿元。
另一大降本路径是降低银浆消耗量。由于HJT是低温工艺，所需要的是低温银浆，不会有TOPCon或PERC在高温下的熔融状态，在和TCO导电膜接触过程中，就不会结合得那么好，接触电阻变大，最后导致电流小、效率低，为了减少接触电阻，就需要把整个栅线接触面积做大，那消耗量自然要增加。只有让导线的截面积越大，它的电阻越小，导出的电流越高，最终效率才越高。
同时，低温银浆的国产化率较低（只有5%左右，主要在日韩），其价格目前大幅高于TOPCon和PERC的高温银浆。
目前产业界在尝试很多降低银浆消耗量的手段，包括银包铜、银合金、铜电镀、多主栅、非接触激光印刷技术（PTP）等等，这里我们主要介绍铜电镀和银包铜。
铜电镀是一种非接触式的电极金属化技术，在基体金属表面通过电解方法沉积金属铜制作铜栅线，收集光伏效应产生的载流子。铜电镀可以取代银浆，同时缩短线宽、增加光照面积，提高转换效率。电镀铜能把成本下降至0.07-0.08分/W，相比银浆下降一大半。
铜电镀的过程，类似于半导体中光刻工艺。先是图形化，硅片经制绒清洗、非晶硅沉积、TCO薄膜沉积后，在TCO薄膜表面沉积一层绝缘减反射膜；绝缘减反射膜为掩膜层，利用激光烧灼掉所设计电极图形处的绝缘减反射膜，清洗后露出下方的TCO薄膜，即电镀铜附着位置。
然后是金属化，通过电镀在目标图形处制备铜电极；之后去掉掩膜及种子层，电池正反面均需重复此项操作。这个过程类似于半导体中光刻工艺的涂胶、曝光、显影、刻蚀/离子注入、去胶过程。电镀铜目前的主要问题集中在脱栅、氧化、环保以及设备投资成本高等，产业界仍在进一步迭代。
银包铜简单来说是在铜的表面包裹银粉，其中要利用物理或化学的方法，在铜外面长出一层均匀的银包在铜外面，产生一颗一颗小的银包铜的纳米球，再用它去做成浆料，在低温加工工艺中令铜作为导电材料，从而降低银的使用量。
银包铜技术，以前被用在半导体被动元件里的导电浆，电子行业有不短的使用历史，现在产业界在尝试改造它的印刷性能，以用在太阳能电池上。
一般低温银浆中银含量约92%，8%为有机物玻璃粉等，而银包铜中银、铜、有机物的含量配比产业界在尝试中，已经能实现60%/30%/10%，目标期望是要将银含量降低到50%以下，例如41%/51%/8%的配比，同时保证性能和纯用银浆相同。
如果通过银包铜技术将银比例降到50%，那每瓦0.18元的银浆成本会大幅下降，不过会增加一点铜的成本（铜很便宜，不会高于每瓦0.01元）、浆料用量会上升，以及新的加工费。
目前业界对银包铜的质疑在于，担心铜是否会流出来，伤害硅片的导电性。可以说：目前关于铜是否会流出来，说法不一，有的认为铜会逐渐迁移至表面，并被氧化；实证测试也效果不一。不过，铜无法穿透ITO到达硅片以伤害半导体的电特性，已是行业共识。
如果要说银包铜的劣势，最核心的在于它没法提效，因为银的导电性能还是比铜要更好，所以银包铜技术路线仅是一个降本路线。其次是可能会带来潜在的组件质量可靠性下降，但具体还有待实际测试；再者是降低银消耗量有下限，无法一直降低。但在HJT成本高昂的今天，降本是第一步。
当然，除了以上提到的硅片成本和银浆外，HJT的成本高昂还体现在非硅材料中的靶材、设备投资较高等等。在靶材方面，HJT需要额外沉积透明导电层，所用的ITO（PVD路线，物理气相沉积）或 IWO（RPD路线，反应式等离子体镀膜设备）等靶材价格较高，且国产化率低。在设备投资方面，目前HJT的设备投资额为3.5-4亿元/GW，为PERC（约1.5~2亿元/GW）、TOPCon（1.6-1.8亿元/GW左右）的2倍以上。特别是由于HJT还没有市场化，所以各个设备企业还不敢大规模投入、大批量扩产，设备成本还无法享受规模效应。
从客户招标角度来看，客户往往只会指定要N型组件，不会指定TOPCon还是HJT。那么在投标过程中，如果仅从短期成本角度看，TOPCon确实有优势，因为当下TOPCon与HJT的转换效率差不多。
所以此时正处于一个非常焦灼的时间点，TOPCon有成本低的先发优势，HJT虽然最终降本空间大、工艺流程简单、如果叠加微晶技术会有更好的效率提升（微晶技术对效率的增幅很大，但成本仍然较高），但降本速度至关重要。
如果动态的看，HJT若在2023年硅片厚度切薄到90μm，设备通过技术迭代，投资再降到3 亿元/GW以下，那么HJT的威力才会彰显出来。
在我们所做的专家访谈中，大家并没有对谁会主导下一代光伏电池达成共识。不少传统大厂倾向于渐进式创新的TOPCon，因为可以延续旧有产线；新玩家多数会选择更具颠覆性的HJT，来打破现有格局，但现在谁好谁坏还没有定论。
如今光伏电池市场仍然是P型电池PERC在主导，市场占有率在90%以上。新技术亦在蓬勃发展，因为大家都知道PERC的理论转换效率极限是24.5%，如今已经接近了这个时间点，N型电池即将走到舞台中心。
N型电池里，业内领先企业的TOPCon电池研发效率，均已能达到25%以上，量产线效率也基本突破24.5%。HJT电池从近年实验室研发结果来看，大面积的光电转化效率也能轻易突破25%，2022年隆基更是将最高记录刷新至26.81%，突破了日本于2017年创下的基于HJT的IBC电池的效率，隆基预期将HJT的实验室效率抬升到28%，量产效率抬升到27%，如果这样的目标能够实现，HJT将优势凸显。
无论是TOPCon、HJT还是IBC（交指式背接触）等等技术路线，要想大规模替代PERC，不仅是光电转化效率要超过PERC，同时决胜在LCOE（平准化度电成本衡量），要计算在全发电生命周期内，产生每一度电所分摊的成本，这包括了一切综合性投入。
在当下的技术分歧期，每一项技术迭代都值得敏锐关注，因为技术迭代存在偶然性。在PERC发展的初期，曾经有一个致命的光衰问题，当时PERC虽然光电转化率比BSF高，但是被太阳光一照，性能就出现衰减，这个事情困扰业界很久，如果卡在这里PERC就无法大规模普及。但最终通过非常简单的光注入技术，以极低的成本解决掉了。
用一个业界流行的比喻，如果用汽车产业做对比，PERC相当于燃油车，TOPCon相当于混动车，HJT相当于纯电车，钙钛矿相当于氢能源车。
除了TOPCon和HJT，IBC也是当下越来越火热的技术路径之一，不少大厂也在此路线上重金投入。有一些市场观点认为，未来IBC可能会替代TOPCon，挤掉HJT的市场地位，成为光伏赛道一个很大的新不确定因素。
如果放眼更远的未来，无论是TOPCon还是HJT，均属于晶硅太阳电池的范围，学界普遍认为晶硅的理论最高光电转换效率为29.43%，要想进一步打破天花板，还需要更新的材料突破，比如钙钛矿，钙钛矿也是今年非常火热的投资赛道。在下一篇分析文章里，我们也访谈了诸多钙钛矿领域的专家，来分析一下钙钛矿会成为光伏行业的未来吗？
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