N型光伏电池三条路线深度比较研究
随着PERC电池逼近效率天花板，发展下一代N型电池势在必行，TOPCON、HIT、IBC等电池均具备较好发展前景。而在三者技术之中，HIT电池参数性能最优，全生命周期发电增益优势显著，转化效率仍在持续突破，且天然适合叠层钙钛矿效率达到30%以上；目前HIT参与厂商较多，今年将有GW级别产线落地；HIT后续降本增效路径最为清晰，根据下文测算，今年底成本有与当前TOPCON相当，明年底与当前PERC相当。综合以上分析，我们判断HIT有较大概率成为下一代电池主流技术路线。
但考虑到HIT后续降本增效仍需要硅片、组件、银浆、靶材等上下游、供应商全产业链的配套，且需新投产线对现有产能有较大计提压力，我们预计HIT渗透率提升还将循序渐进。而TOPCON现阶段成本低于HIT，未来具备效率提升潜力，且可基于现有庞大规模的产能进行改造，龙头/一体化企业将会持续探索，预计未来3-5年将会与HIT并存。而IBC电池具备最高的转化效率，并可叠加工艺制备HBC/POLO-IBC继续扩大效率优势，预计技术领先的企业也会进行相应布局。在此过程中，领先的设备厂商将充分受益于光伏电池技术迭代浪潮，建议重点关注布局。
1. 高效电池技术不断迭代，N型电池有望接棒成为主流
光伏产业链快速发展的本质是技术驱动降本提效，这一点在电池片领域体现的尤为明显。早期Al-BSF技术在光伏电池市场一直独秀，转化效率约为20%左右。目前市场上主流的PERC电池光电转化效率已实现23%，2019年隆基已可将PERC电池效率提升至24.06% ，而PERC电池理论极限效率在24.5%。
N型电池优势显著，有望接替P型成为主流。晶硅太阳电池可以用传统P型硅片，也可以用N型硅片来制作。P型电池最主要的问题在于硼氧对引起的衰减，而掺磷的N型电池硼含量极低，从本质上消除了硼氧对带来光致衰减的影响。此外采用N型硅作衬底，具有少子寿命高、对金属杂质的容忍度高，适合双面电池设计（双面率90%）等优点。目前产业界量产平均转换效率大于23%的电池均为N型电池（N-PERT、TOPCON、HIT等）。
展望未来，由于P型PERC电池效率迫近瓶颈、提效进度放缓，而N型电池效率提升潜力大、投资成本不断降低，我们认为本轮光伏技术变革将由P型电池转向N型电池，同时也将带来电池片设备的变革和投资机会。
目前光伏各种高效电池技术百家争鸣，转化效率已突破24%，当前路线主要为三种N型电池片技术：TOPCON电池技术，HIT电池技术以及IBC电池技术。
1）TOPCON：TOPCON电池是在N型电池工艺的基础上研发出的隧穿氧化层钝化接触技术，该技术可大幅度的提升N型电池的VOC和转换效率。虽然TOPCON电池转化效率上限较高，但其背面收光较差，量产难度较高，同时良率较低。
2）HIT：HIT技术则是通过增加一层非晶硅异质结来提高VOC开路电压，从而提高电池片的转换效率。HIT效率可达24%-25%以上，工序少、可实现量产，且电池各项参数均较优。但是其设备贵、投资成本高，银浆及靶材成本较高，成为阻碍其大规模产业化的一点。
3）IBC：IBC电池在当前各电池技术中效率最高，可以达到25-26%%以上，单由于IBC技术难度极高，设备投资高，成本高，国内尚未实现量产，目前布局的企业主要为sunpower，后被中环收购后吸纳技术。
2. TOPCON挖掘现有产线生命周期，工艺优化持续推进
2.1. 转化效率上限较高，可基于现有产线改造挖掘潜力
德国 Fraunhofer ISE 研究所在 2013 年首次提出 TOPCON（隧穿氧化层钝化接触）电池概念。TOPCON是在电池背面制备一层超薄的隧穿氧化层和一层高掺杂的多晶硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构。TOPCON电池为硅片的背面提供了良好的表面钝化，超薄氧化层可以使多子电子隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子空穴复合，进而电子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流，从而提升转化效率。
1）TOPCON优势之一：理论转化效率上限高。据德国研究所ISFH基于载流子选择性的概念，分析PERC、HIT、TOPCon 电池的理论极限效率分别为 24.5%、27.5%、28.7%。其中基于POLO2-BJ结构，TOPCON理论效率28.7%接近晶硅极限29.43%。该结构需正背面同时做多晶硅结构，与现有产业化TOPCON结构差异较大，在产线应用仍存在一定距离。
目前TOPCON量产平均效率在23.5%-24%之间，隆基、晶科、天合、晶澳、通威、中来等主流厂商均有布局规划。2021年4月29日，隆基股份宣布经过德国ISFH研究所测试，公司最新单晶双面N型TOPCon电池转换效率达25.09%，实现了基于硅片商业化尺寸TOPCon电池效率首次突破25%，再次成为新世界纪录的创造者。
2）TOPCON优势之二：可基于现有PERC产线升级改造，国内PERC产能主要自2018年开始投产，其中60%可改造为TOPCON产线，因此面临异质结等高效电池的竞争压力，在三年内PERC产线折旧未完成，将其改造成TOPCON是拉长设备应用周期是较优选择。
TOPCON较传统PERC工艺上叠加，步骤达12-13步。首先TOPCON增加了硼扩散工艺，在普通化学制绒的N型Si片上，通过硼磷管式共扩散制备正面P型发射结和N型背面，然后通过PECVD技术在前后表面制备钝化层和减反膜。在此基础上，TOPCON还需要增加隧道结制备、离子注入、退火清洗等工艺，超薄氧化层可以使多子电子隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子空穴复合，进而电子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流。
针对TOPCON技术，各家电池厂也有不同个性化技术路线设计。目前在TOPcon电池中应用比较成熟的技术是采用LPCVD设备方法，主要有本征+磷扩、直接掺杂两个技术路线。
① 本征+磷扩：使用LPCVD设备生长氧化硅，硅烷沉积非晶硅层，再通过磷扩非晶硅层形成PN结，形成隧穿氧化层。优点在于良率相对较高，工艺时间校对较短、生产效率高，使用的设备数量相对较少，为目前TOPCON厂商布局的主流技术路线。
② 直接掺杂：使用LPCVD设备生长氧化层，用硅烷和磷烷沉积薄膜，之后再通过退火激活形成隧穿氧化层。优点在于转化效率相对较高，但工艺时间较长，需要设备数量相对较多，同时应力较强会存在石英管损耗等问题，未来需要继续优化工艺。根据光伏行研，目前国内部分龙头厂商也在积极布局该技术。
根据贺利氏光伏，LPCVD是目前针对隧穿氧化层钝化接触最成熟的技术，但由于其会出现绕镀、膜破等问题影响良率，因此TOPCON薄膜沉积还可以通过PECVD设备（MB提出PECVD制备多晶硅，CT、SC提出管式PECVD沉积多晶硅膜）、PVD设备（比太提出PVD沉积氧化硅和多晶硅膜）、PEALD设备制备，根据solarzoom，目前拉普拉斯、捷佳伟创、金辰股份、无锡微导等国内设备厂商已实现布局，后续有望受益于技术迭代。
根据光伏行研，目前TOPCON在现有PERC设备基础上，增加0.5-1亿元/GW即可完成技术升级。2021年底PERC电池产能有望达到340GW以上，若仅考虑老产能改造升级至TOPCON，按0.5亿元/GW测算，则对应170亿元设备市场空间，布局领先的设备厂商也有望充分受益。
2.2. 良率仍有一定提升空间，降本增效将持续推进
当前TOPCON距离大规模量产应用还受到良率、成本等因素限制：
良率方面，当前TOPCON电池由于其背面收光较差、良率较低，量产存在一定难度，仍需要工艺和技术路径的全面优化升级。由于TOPCON相对于PERC又多了3-4道工序，同时需要导入高温工艺，导致TOPCON良率相对于PERC有所下降。PERC电池良率基本在98%以上，目前TOPCON整体良率在93-95%，后续良率仍有一定提升空间。
成本方面，目前PERC非硅成本约0.2元/W，TOPCON非硅成本约0.25-0.29元/W。TOPCON单瓦成本中硅片、银浆、折旧分别占比62.5%、15.8%、3.7%。未来若大规模推广，需要进一步降低成本，继续推进硅片薄片化、降低银浆耗量、降低设备投资。
1）硅片：目前TOPCon电池所用硅片166尺寸对应在170μm左右（182对应180μm），高温工艺下钝化层存在掺杂元素烧穿、金属浆料烧穿情况，做到160μm以下存在一定困难，未来还需工艺进一步优化，薄片化及大尺寸将推动硅片端成本持续下降;
2）银浆：采用高温银浆，单片耗量在150mg左右，高于PERC、低于HJT耗量，未来随着金属化工艺优化、银铝浆等材料替代使用，将推动银浆成本下滑;
3）折旧：目前TOPCon单GW设备投资额达到2.5亿元左右，未来随着设备效率提升及设备价格下降，折旧成本有望进一步下滑。
3. HIT降本增效路径清晰，有望成为下一代主流技术
3.1. 各项性能参数优异，发电增益贡献溢价能力
HIT（Heterojunction with Intrinsic Thin-layer）电池，全称晶体硅异质结太阳电池，最早由日本三洋公司于1990年开发，后因HIT被三洋注册为商标，又被称为HJT、HDT、SHJ。同质结电池指同一种半导体材料构成P-N结，而异质结即是两种不同半导体材料构成异质结。HIT主要由N型硅片、双面非晶硅层、双面TCO膜和双面金属化组成，其中P-N结是由非晶硅(a-Si)和晶体硅(c-Si)材料构成。
作为一种行业前景广阔的电池片技术，HIT主要有以下几点优势：
1） 光电转换效率高。根据中科院数据，目前HIT产线量产转换效率基本24%以上，目前产线最高为通威2021年实现的25.18%，其效率潜力比当前使用P型PERC电池效率高出1~2个pct，未来叠加微晶化技术有望达到25.5%以上。此外，HIT电池天然适合与钙钛矿叠层，最高效率可达30%以上。高转化效率可缩小每瓦所需发电面积，从而有效摊薄组件、发电站成本，一般转化效率每提升1%可降低1毛左右组件+BOS成本。此外，目前在欧美、日本等国外追求高转化效率的高端市场，HIT相较于PERC组件溢价高达2.6元/w以上。
2） 光致衰减低，无PID、LID。光衰是指光通量在对感光鼓表面充电时，随着电荷在感光鼓表面的积累，电位会达到饱和，带来发电量的下降。根据solarzoom，PERC电池由于硼为主要元素，会导致电池光衰，一般10年衰减10%，25年衰减20%。而HIT电池磷为主要元素，极大放缓光衰速度，一般10年衰减小于3%，25 年后发电量仅下降8%。HJT电池全生命周期每W发电量较双面PERC电池高出1.9~2.9%。
3） 双面率高。HIT为双面对称结构，使得正反面受到光照后都能发电，根据solarzoom，平均发电量相比于单面电池组件高出10%以上，其双面率（电池背面效率与正面效率的比值）目前已达90-93%，未来有望增长到95%，可获得 10%以上的年发电量增益，而PERC 的双面率仅为80-85%。HJT电池每W发电量较双面PERC电池高出2.0~4.0%。
4） 温度系数低。HIT电池温度系数低，较为稳定，能减少阳光带来的热损失。一般来说实验室电池工作时的温度在25摄氏度，实际使用时的工作温度会略高于实验室温度。根据solarzoom，HIT电池的温度系数为-0.258%，PERC电池的温度系数为-0.46%，HIT电池温度系数远小于PERC温度系数，意味着电池效率更高。HJT电池每W发电量较双面PERC电池高出0.6~3.9%。
5） 弱光效应。由于HIT电池采用N型单晶硅片，在600W/m2以下的辐照强度下，N型单晶相对于P型单晶的发电高出1~2%左右。HJT电池每W发电量较双面PERC电池高出0.5~1.0%。
综上所述，HIT电池的优势一方面体现在其高转化效率有效降低发电端成本，并在高端市场具备高溢价，更重要的是，考虑到衰减率低、双面率高、温度系数低、弱光效应等诸多优势，HIT双面电池相较于PERC双面电池的全生命周期每W发电量高出5~11.8%。因此，当前通威、钧石等厂商生产的相对较高成本的异质结电池已经具备一定盈利能力，随着后续降本增效的持续推进，经济性优势进一步扩大，将有望规模替代现有PERC产能。
3.2. 降本增效路径清晰，性价比将持续显现
HIT电池存在诸多优势，但目前限制其大规模量产的主要原因在于HIT成本相较于其他电池仍然偏高。HIT量产难题主要体现在工艺技术、生产设备、材料高投入三个方面：
1）从技术端来看：HIT电池精度高、容错率低，还对生产工艺中制绒后硅片表面洁净度、各工序 Q-time、生产连续性、焊带拉力的稳定性等方面的控制相较于提出了非常严苛的要求。目前国内设备及材料厂的布局已取得较大突破，随着今年以来越来越多异质结量产线的投入落地，工艺技术将不断成熟。
2）从设备端来看：HIT产线与现有电池不兼容，设备需要重新投建，资产投资较大、当前电池片价格下回报周期较长。此前国内HIT核心生产设备仍主要依靠国外进口，整线设备投资高达8~10 亿元/GW。但随着设备国产化的持续推进，目前设备投资已经降低至4~4.5亿元/GW。考虑到当前设备折旧已经在4分/W以下，未来3亿/GW或是HIT设备价值极限，因此，当前设备已不再成为制约异质结产业化掣肘，设备降本意义在于提高电池厂扩产意愿，以及凸显产业规模化效应。
3）从材料端来看：HIT电池中硅片成本和材料成本占比最高，分别为47%和33%。其中HIT采用N型硅片较传统P型硅片价格较高；PERC电池每片银浆耗量约80-90mg，HIT电池银浆耗量大约是传统电池的3倍，同时含银量较高也进一步提升了材料成本；异质结TCO环节的进口靶材价格也相对较高。后续如何降低硅片、银浆、靶材的成本将成为异质结量产推广的核心因素。
根据华晟新能源预测，截止2020年底，HIT成本约为0.97元/W（基于硅料95元/kg价格测算），目前PERC非硅成本0.2元/W，异质结非硅成本高达0.4元/W以上。除了人力成本以外，HIT所有成本支出目前均高于PERC。
从上述分析来看，HIT电池的发展依赖关键材料及设备等成本的降低，关于异质结技术的降本方向，一般认为应主要从硅片材料、非硅材料、设备成本三个方面展开：
1）降低硅片成本：作为最大的电池成本占比部分，如何降低硅片成本尤为重要，HIT硅片主要依靠薄片化降本。由于N型硅片对于硅料、拉晶控制要求相对较高，因此相较于P型硅片溢价约7%左右。而由于HIT电池的低温工艺、对称结构、板式设备可兼容半片等特性，天然适合做大做薄。一般硅片每减薄5μm单片价格下降0.05元，当前硅片厚度主要为175μm，假设2021、2022年厚度可降低至150μm、130μm，将降低硅片成本7%、12.6%。
2）降低非硅成本。HIT非硅材料主要包括银浆（56.2%）、靶材（14.0%）、化学品（11.2%）、气体（10.4%）、网版（8.2%），与PERC主要成本差异在银浆和靶材。银浆方面，异质结使用低温银浆，随着组件端多主栅技术的成熟应用，当前9BB银浆耗量降低至250mg/片，随着12bb/smbb技术的应用，银浆耗量将降低至140mg/片（若使用0bb技术可降低至100mg/片）。后续若银包铜浆料导入使用，约1/3银将可用铜来替代，银浆耗量将降低至93mg/片，已经接近于PERC耗量。未来叠加银浆国产化、规模化采购成本将继续下降。
靶材方面，异质结表面材料使用TCO透明导电薄膜，需要用到ITO靶材。此前，TCO环节的靶材进口成本较高，目前国内相关厂家积极布局靶材国产化，存在较大降本空间。此外，随着回收工艺优化，新材料如AZO靶材的替代也在验证中，后续靶材成本有望持续下降。
假设2021年12bb/smbb技术成熟推动银浆耗量降至140mg/片、银浆靶材降价15%，2022年银包铜导入银浆耗量93mg/片、银浆靶材继续降价15%，将降低非硅成31.6%、44.9%。
3）降低设备成本。异质结制作工艺相较于传统电池技术大大简化，只有制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、金属化四个步骤，分别对应制绒清洗、CVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道设备。近年来迈为、捷佳、钧石等设备公司积极布局HIT整线国产化，随着核心CVD设备的不断成熟，2020年HIT设备价值量约为5亿元/GW，当前已经降至4.5亿元/GW，假设2021、2022年设备价值量分别为4、3.5亿元/GW，将降低设备折旧成本20%、30%。（按设备10年折旧测算）
此外，随着设备产能持续提高，也将带来动力、人力和制造成本的相应降低，如基于当前产能6000片/h的PECVD，单GW设备约需要4台，假设2021、2022年设备产能提升至8000、12000片/h，设备数量则将降低至3、2台，将降低分别动力、人力、制造成本25%、50%。
综上测算，我们预计2021、2022年底HIT成本可达到0.79、0.68元/W，其中2021年与当前TOPCON成本相当，2022年与当前PERC成本相当。除此之外，考虑到我们3.1节所分析，HIT电池高转化效率带来的成本摊薄和高端市场溢价，以及全生命周期内发电量的增益，将推动HIT电池性价比持续凸显，从而有望成为下一代电池主流技术路线。
3.3. 产业化进程持续推进，领先设备厂商率先受益
HIT较传统电池有诸多优势，但早期由于设备初期投资高以及对制程工艺要求严格，大部分厂商对异质结电池技术仍在观望阶段，投建多为MW级别试验线。随着近年来光伏发电降本增效需求提升以及技术的不断成熟，各市场主体加快HIT电池的投资布局。
尤其自2020年以来，整线设备国产化落地，单GW设备投资降低至5亿元以下，开启HIT产业化元年，通威、东方日升、润阳、华晟、爱康等电池厂商均有公布GW级别扩产规划，绝大部分电池龙头企业也均开启异质结技术相关储备和布局。2020年下半年，爱康、阿特斯、华晟、通威等纷纷启动量产设备招标采购，基本覆盖了现有HIT主流工艺路线，迈为、捷佳、钧石、理想等领先国产设备厂商均有中标。
随着2021年3月以来，通威、华晟、爱康此前招标的异质结产线相继进入批量生产，并披露相关运行数据，异质结板块情绪持续催化：
1）通威：3月25日，通威首席技术官邢国强博士在技术论坛分享，目前通威HJT中试线良率稳定在98%以上，效率在今年Q1-4目标24.4%、24.6%、24.8%、25%。3月31日，清华大学大学参考团参观了通威太阳能合肥公司正在中式的200MW异质结电池片中试线，批量生产的电池片以24.3%的转化效率为主。4月12日，通威年报显示其HIT最高效率25.18%。
2）华晟：3月18日，安徽华晟500MW异质结电池项目正式流片，首周试生产最高电池效率达到24.39%，平均23.8%。4月24日，华晟投产大会上公布，目前产线平均效率24.12%，最优批次平均效率24.44%，最高效率达到24.72%，年内计划将平均效率提升至24.3-24.5%。
3）爱康：3月25日，爱康集团宣布爱康湖州基地一期220MW异质结电池项目iCell异质结电池片，全面进入批量化、大规模生产阶段。4月4日，爱康公布湖州基地生产的最优批次的高效异质结电池平均转化效率达24.2%。
目前国内异质结产线平均转换效率基本已经实现24%以上，今年底前有望达到平均24.5%水平。通威目前异质结进度相对领先，最高效率已经实现25.18%水平，其去年10月份招标的1gw产线今年三季度投产运行情况值得重点关注。我们预计，2021年下半年随着原有产线效率数据的进一步优化，以及华晟、爱康、东方日升、晶澳等厂商新线设备的招标，异质结板块行情有望继续迎来催化。
HIT设备国产化基本成熟，整线设备供应商具备较强溢价能力。HIT的制作工艺相较于传统电池技术大大简化，只有制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、金属化四个步骤，但HIT难度系数更高。目前异质结设备国产化布局已经基本完善，在制绒清洗、TCO薄膜沉积、金属化三个环节设备国产化成熟度较高，在设备价值占比最大的非晶硅薄膜沉积环节目前仍在持续突破中，根据华晟新能源，今年底前国产PECVD有望实现1万片/h以上设计出片速度，从而推动整线设备价值量降低至4亿元/GW，加速电池产业化落地。
由于HIT设备技术门槛较高、产线一致性要求严格，未来3-5年电池片设备企业竞争格局将趋于集中，且整线设备供应商将拥有较强的议价能力。目前国内设备厂商整线化布局已经基本完善，去年以来形成了迈为、捷佳、钧石三大设备供应商集团，率先完成HIT设备整线布局具备交钥匙能力，通威去年1GW异质结招标项目均有采用，随着今年三季度项目陆续投产运行，将进一步验证国产设备先进水平。
根据我们测算，未来三年HIT设备市场规模有望达到422亿元，其中2021-2023年市场空间分别为54.9、115.2、252亿元，领先设备厂商充分受益于HIT电池技术迭代浪潮。
假设1：随着全球范围内光伏发电降本增效、平价上网的持续推进，未来光伏发电的渗透率将不断提升，光伏终端装机需求有望保持持续增长。预计2021-2023年全球新增装机需求分别为160 GW、200 GW、240GW。
假设2：2020年内HIT整线设备国产化落地，HIT电池较目前传统电池技术经济性优势显现，下游电池厂商投建HIT产能意愿强，HIT电池渗透率将保持高速增长。预计2021-2023年HIT渗透率分别为12%、24%、50%。
假设3：2020年国产设备厂商进度良好，完成HIT各环节设备国产化，设备投资额大幅降低，并随着电池片技术成熟、效率提升，未来HIT设备单GW投资有望持续降低。预计2021-2023年HIT设备单GW投资分别为4.5亿元/GW、5亿元/GW、3.5亿元/GW。
4. IBC技术路径仍未成熟，长期叠加工艺具备潜力
4.1. 结构优化实现效率最优，工艺复杂量产难度显著提升
1975年，Schwartz和Lammert首次提出背接触式太阳电池概念。经过多年发展，人们研发出了叉指式背接触（IBC）太阳电池。IBC最大特点是正面无栅线，PN结和金属接触都处于电池背部，呈叉指状方式排列。前表面避免了金属栅线电极的遮挡，结合金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用入射光，减少光学损失，具有更高的短路电流，有效提高转换效率。早期IBC电池最高效率就超过了25%，同时目前IBC也是商业化晶体硅电池中工艺较复杂、结构设计难度较大的技术。
由于IBC电池工艺复杂、设备投资成本高，目前有少部分国内外公司进行布局，例如SunPower公司（被中环收购后吸纳技术）、LG、FuturaSun、天合光能、国电投、爱旭、晶澳、中来、海润等。其中美国SunPower最早实现IBC电池量产，2014年实现IBC电池产能1.2GW，同时布局了产能100MW第三代高效IBC产线。国内，天合光能公司在2018年自主研发的6英寸面积IBC电池效率高达25.04%，其中电池开路高压达到715.6mV。
IBC电池的工艺流程相比传统太阳能电池更为复杂。IBC电池工艺的关键问题，是如何在电池背面制备出呈叉指状间隔排列的P区和N区，以及在其上面分别形成金属化接触和栅线，其中重点工艺主要集中在扩散掺杂、钝化镀膜、金属化栅线三个方面：
1）掩膜法制备PN结：常见的定域掺杂的方法为掩膜法，可以通过以下方式制备：①光刻法：可以通过光刻的方法在掩膜上形成需要的图形，这种方法的成本高，不适合大规模生产。②印刷法：通过丝网印刷刻蚀浆料或者阻挡型浆料来刻蚀或者挡住不需要刻蚀的部分掩膜，形成需要的图形，这种方法成本较低，但对电池背面图案和栅线的设计要求非常高，存在丝网印刷的对准精度问题和印刷重复性问题。③激光法：激光也是解决丝网印刷局限性的一条途径。无论是间接刻蚀掩膜，还是直接刻蚀，激光的方法都可以得到比丝网印刷更加细小的电池单位结构，更小的金属接触开孔和更灵活的设计。
2）正背表面钝化： IBC电池的性能受前表面的影响更大，因为大部分的光生载流子在入射面产生，而这些载流子需要从前表面流动到电池背面直到接触电极，因此，需要更好的表面钝化来减少载流子的复合。①前表面钝化：N 型电池中的少数载流子是空穴，带正电的薄膜如SiNx较适合用于IBC电池的N型硅前表面的钝化。②背表面钝化：而对于电池背表面，由于同时有P，N两种扩散，理想的钝化膜则是能同时钝化P，N两种扩散界面，二氧化硅是理想选择。如果背面Emitter/P+硅占比较大，带负电薄膜如AlOx也是不错选择。
3）金属栅线：IBC电池的栅线都在背面，不需要考虑遮光，所以可以更加灵活地设计栅线，降低串联电阻，根据背面栅线的不同，可分为无主栅、四主栅、点接式IBC电池三种。但IBC电池正表面电流密度较大，在背面的接触和栅线上的外部串联电阻损失也较大。所以在一定范围内金属接触区的比例越小，复合就越少，从而Voc越高，因此IBC电池金属化之前一般要涉及到打开接触孔/线。另外，N和P的接触孔区需要与各自的扩散区对准，否则会造成电池漏电失效。
①丝印/激光：与形成交替相间的扩散区方法相同，可以通过丝网印刷刻蚀浆料、湿法刻蚀或者激光等方法来将接触区的钝化膜去除，形成接触区。②蒸镀/电镀：蒸镀和电镀也被应用于高效电池的金属化，能够显著降低成本。ANU公司的24.4%的IBC电池即采用蒸镀Al的方法来形成金属接触。而SunPower公司则是采用电镀Cu来形成电极。
受制于成本高、效率差距缩小，IBC量产存在一定难度。由于IBC工艺流程更为复杂，涉及光刻、离子注入等半导体工艺及电镀工艺，设备及工艺成本显著提升，目前量产仍存在一定难度。此外，尽管IBC效率具备25%以上的较高优势，但随着HIT效率持续突破，尤其是通威实现25.18%最高效率后，也缩小了HIT与IBC之间差距。
我们认为，未来IBC电池能否量产的关键因素在于三个方面：
1）精简工艺降低成本：在保证高效率的前提下精简工艺步骤、降低制造成本，如用丝网印刷、激光等目前主流晶体硅的技术代替光刻、电镀等高成本技术；
2）配套工艺改造升级：通过开发配套工艺和设备升级改造，以最小代价实现与目前规模化的生产线兼容的IBC工艺路线。中来光电就是通过对原有n-PERT线的升级改造，实现了IBC电池产业化；
3）优化结构提升效率：IBC叠加HIT升级为HBC，或是采用POLO-IBC结构，能够进一步提升转化效率至26%以上，在叠层电池大规模普及之前也存在应用空间。
4.2. IBC叠加工艺扩大效率优势，未来具备发展潜力
由于IBC电池具备没有金属遮挡的结构优点，在继续优化性能、提升效率的过程中可以与其他电池技术相结合。为了进一步优化IBC电池的整体复合，有将HIT非晶硅钝化技术与IBC相结合，开发出HBC电池；也有将TOPCON钝化接触技术与IBC相结合，研发出POLO-IBC（TBC）电池。
1）HBC电池：HIT技术应用IBC结构，代表晶硅电池最高效率水平。采用IBC与HIT结合的HBC技术，在硅片表面同时采用本征的非晶硅进行表面钝化，在背面分别采用N型和P型的非晶硅薄膜形成异质结，并呈指状交叉分布沉积。
①优势：HBC电池结合两种电池的优点，具备IBC前表面无栅线遮挡导致电流损失而短路电流高、金属电极优化不受光学遮挡限制的优势，以及HJT高质量非晶硅钝化而开路电压高，采用异质结200℃以下低温工艺的优势。
②效率：自2014年起直到目前为止，HBC就一直占据晶硅太阳电池最高效率纪录的位置。早在2014年，松下在143.7cm2的N型Cz硅片上，实现了25.6%的电池效率。2017年，Kaneka宣布HBC效率记录提高至26.63%（其Jsc达到42.5 mA/cm2，对于晶体硅太阳电池，Jsc理论极限43mA/cm2），这也是目前晶硅太阳能电池研发效率的最高水平。目前国内钧石、爱旭等厂商也在积极布局HBC技术。
③劣势：HBC工艺难度高并牺牲双面率，下游应用存在一定限制。然而，HBC电池在继承了两者优点的同时，也保留了IBC和HJT电池各自生产工艺的难点：投资成本高；本征和掺杂非晶硅镀膜工艺，工艺窗口非常窄，对工艺清洁度要求极高；需要低温组件封装工艺；制程复杂；正负电极都处于背表面，需要严格的电极隔离工艺。更重要的是，HBC电流的导入设计中HIT引入了IBC的工艺，从而造成了双面率的损失，一般只做单面电池。如果下游有限制只能采用单面，比如屋顶分布式等应用场景，HBC可能会是更好选择。
2）POLO-IBC（TBC）电池：POLO-IBC电池采用交错背接触结构（IBC），正负电极均采用多晶硅氧化层（POLO）技术实现钝化接触。通过对传统IBC电池的背面进行优化设计，即用p+和n+的POLY-Si作为Emitter和BSF，并在POLY-Si与掺杂层之间沉积一层隧穿氧化层SiO2，可应用层选择性激光工艺。
①优势：普通双面电极电池在使用钝化接触时，虽然提高了钝化效果和电压，但由于钝化层对光的吸收，电流有所损失，因此将钝化接触用在正面无遮挡的背接触设计中就成为了一个两全齐美的解决方案，由于使其具有更低复合，更好接触，更高转化效率。同时该电池也具有优异的选择性钝化接触特性，低温条件下就可以制备，且对硅衬底表面的洁净度要求不高。
②效率：德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）与汉诺威大学日前宣布研制出了效率达到26.1%的太阳能电池，成功刷新了P型晶体硅太阳能电池的世界纪录效率。此次ISFH效率达到26.1%效率的电池采用了FZ法的P型单晶硅片，电池面积4cm2，开路电压726.6mV，短路电流密度42.6 mA/cm2，填充因子84.3%。该研究一定程度表明N型硅片，硼扩散和非晶硅都不是高效太阳能电池的必要因素，P型硅片某种意义上也能提高太阳能电池效率。2019年中来股份推出TBC技术，目前国内部分龙头厂商也在积极布局该技术。
③劣势：相较于其他高效单晶硅太阳电池，POLO-IBC电池的制备流程同样存在复杂、繁琐，且目前只适合实验室制备阶段，离投入工业并大量生产还有一段距离，不仅仅需要简化工艺流程，而且还要兼顾成本与环保。
来源：安信证券；李哲、崔逸凡
今日科普：多晶硅的千吨投资已降低至1亿元以下，行业生产综合成本已降低至6万元/吨。预计单晶料占比将超过90%。
随着PERC电池逼近效率天花板，发展下一代N型电池势在必行，TOPCON、HIT、IBC等电池均具备较好发展前景。而在三者技术之中，HIT电池参数性能最优，全生命周期发电增益优势显著，转化效率仍在持续突破，且天然适合叠层钙钛矿效率达到30%以上；目前HIT参与厂商较多，今年将有GW级别产线落地；HIT后续降本增效路径最为清晰，根据下文测算，今年底成本有与当前TOPCON相当，明年底与当前PERC相当。综合以上分析，我们判断HIT有较大概率成为下一代电池主流技术路线。
但考虑到HIT后续降本增效仍需要硅片、组件、银浆、靶材等上下游、供应商全产业链的配套，且需新投产线对现有产能有较大计提压力，我们预计HIT渗透率提升还将循序渐进。而TOPCON现阶段成本低于HIT，未来具备效率提升潜力，且可基于现有庞大规模的产能进行改造，龙头/一体化企业将会持续探索，预计未来3-5年将会与HIT并存。而IBC电池具备最高的转化效率，并可叠加工艺制备HBC/POLO-IBC继续扩大效率优势，预计技术领先的企业也会进行相应布局。在此过程中，领先的设备厂商将充分受益于光伏电池技术迭代浪潮，建议重点关注布局。
1. 高效电池技术不断迭代，N型电池有望接棒成为主流
光伏产业链快速发展的本质是技术驱动降本提效，这一点在电池片领域体现的尤为明显。早期Al-BSF技术在光伏电池市场一直独秀，转化效率约为20%左右。目前市场上主流的PERC电池光电转化效率已实现23%，2019年隆基已可将PERC电池效率提升至24.06% ，而PERC电池理论极限效率在24.5%。
N型电池优势显著，有望接替P型成为主流。晶硅太阳电池可以用传统P型硅片，也可以用N型硅片来制作。P型电池最主要的问题在于硼氧对引起的衰减，而掺磷的N型电池硼含量极低，从本质上消除了硼氧对带来光致衰减的影响。此外采用N型硅作衬底，具有少子寿命高、对金属杂质的容忍度高，适合双面电池设计（双面率90%）等优点。目前产业界量产平均转换效率大于23%的电池均为N型电池（N-PERT、TOPCON、HIT等）。
展望未来，由于P型PERC电池效率迫近瓶颈、提效进度放缓，而N型电池效率提升潜力大、投资成本不断降低，我们认为本轮光伏技术变革将由P型电池转向N型电池，同时也将带来电池片设备的变革和投资机会。
目前光伏各种高效电池技术百家争鸣，转化效率已突破24%，当前路线主要为三种N型电池片技术：TOPCON电池技术，HIT电池技术以及IBC电池技术。
1）TOPCON：TOPCON电池是在N型电池工艺的基础上研发出的隧穿氧化层钝化接触技术，该技术可大幅度的提升N型电池的VOC和转换效率。虽然TOPCON电池转化效率上限较高，但其背面收光较差，量产难度较高，同时良率较低。
2）HIT：HIT技术则是通过增加一层非晶硅异质结来提高VOC开路电压，从而提高电池片的转换效率。HIT效率可达24%-25%以上，工序少、可实现量产，且电池各项参数均较优。但是其设备贵、投资成本高，银浆及靶材成本较高，成为阻碍其大规模产业化的一点。
3）IBC：IBC电池在当前各电池技术中效率最高，可以达到25-26%%以上，单由于IBC技术难度极高，设备投资高，成本高，国内尚未实现量产，目前布局的企业主要为sunpower，后被中环收购后吸纳技术。
2. TOPCON挖掘现有产线生命周期，工艺优化持续推进
2.1. 转化效率上限较高，可基于现有产线改造挖掘潜力
德国 Fraunhofer ISE 研究所在 2013 年首次提出 TOPCON（隧穿氧化层钝化接触）电池概念。TOPCON是在电池背面制备一层超薄的隧穿氧化层和一层高掺杂的多晶硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构。TOPCON电池为硅片的背面提供了良好的表面钝化，超薄氧化层可以使多子电子隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子空穴复合，进而电子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流，从而提升转化效率。
1）TOPCON优势之一：理论转化效率上限高。据德国研究所ISFH基于载流子选择性的概念，分析PERC、HIT、TOPCon 电池的理论极限效率分别为 24.5%、27.5%、28.7%。其中基于POLO2-BJ结构，TOPCON理论效率28.7%接近晶硅极限29.43%。该结构需正背面同时做多晶硅结构，与现有产业化TOPCON结构差异较大，在产线应用仍存在一定距离。
目前TOPCON量产平均效率在23.5%-24%之间，隆基、晶科、天合、晶澳、通威、中来等主流厂商均有布局规划。2021年4月29日，隆基股份宣布经过德国ISFH研究所测试，公司最新单晶双面N型TOPCon电池转换效率达25.09%，实现了基于硅片商业化尺寸TOPCon电池效率首次突破25%，再次成为新世界纪录的创造者。
2）TOPCON优势之二：可基于现有PERC产线升级改造，国内PERC产能主要自2018年开始投产，其中60%可改造为TOPCON产线，因此面临异质结等高效电池的竞争压力，在三年内PERC产线折旧未完成，将其改造成TOPCON是拉长设备应用周期是较优选择。
TOPCON较传统PERC工艺上叠加，步骤达12-13步。首先TOPCON增加了硼扩散工艺，在普通化学制绒的N型Si片上，通过硼磷管式共扩散制备正面P型发射结和N型背面，然后通过PECVD技术在前后表面制备钝化层和减反膜。在此基础上，TOPCON还需要增加隧道结制备、离子注入、退火清洗等工艺，超薄氧化层可以使多子电子隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子空穴复合，进而电子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流。
针对TOPCON技术，各家电池厂也有不同个性化技术路线设计。目前在TOPcon电池中应用比较成熟的技术是采用LPCVD设备方法，主要有本征+磷扩、直接掺杂两个技术路线。
① 本征+磷扩：使用LPCVD设备生长氧化硅，硅烷沉积非晶硅层，再通过磷扩非晶硅层形成PN结，形成隧穿氧化层。优点在于良率相对较高，工艺时间校对较短、生产效率高，使用的设备数量相对较少，为目前TOPCON厂商布局的主流技术路线。
② 直接掺杂：使用LPCVD设备生长氧化层，用硅烷和磷烷沉积薄膜，之后再通过退火激活形成隧穿氧化层。优点在于转化效率相对较高，但工艺时间较长，需要设备数量相对较多，同时应力较强会存在石英管损耗等问题，未来需要继续优化工艺。根据光伏行研，目前国内部分龙头厂商也在积极布局该技术。
根据贺利氏光伏，LPCVD是目前针对隧穿氧化层钝化接触最成熟的技术，但由于其会出现绕镀、膜破等问题影响良率，因此TOPCON薄膜沉积还可以通过PECVD设备（MB提出PECVD制备多晶硅，CT、SC提出管式PECVD沉积多晶硅膜）、PVD设备（比太提出PVD沉积氧化硅和多晶硅膜）、PEALD设备制备，根据solarzoom，目前拉普拉斯、捷佳伟创、金辰股份、无锡微导等国内设备厂商已实现布局，后续有望受益于技术迭代。
根据光伏行研，目前TOPCON在现有PERC设备基础上，增加0.5-1亿元/GW即可完成技术升级。2021年底PERC电池产能有望达到340GW以上，若仅考虑老产能改造升级至TOPCON，按0.5亿元/GW测算，则对应170亿元设备市场空间，布局领先的设备厂商也有望充分受益。
2.2. 良率仍有一定提升空间，降本增效将持续推进
当前TOPCON距离大规模量产应用还受到良率、成本等因素限制：
良率方面，当前TOPCON电池由于其背面收光较差、良率较低，量产存在一定难度，仍需要工艺和技术路径的全面优化升级。由于TOPCON相对于PERC又多了3-4道工序，同时需要导入高温工艺，导致TOPCON良率相对于PERC有所下降。PERC电池良率基本在98%以上，目前TOPCON整体良率在93-95%，后续良率仍有一定提升空间。
成本方面，目前PERC非硅成本约0.2元/W，TOPCON非硅成本约0.25-0.29元/W。TOPCON单瓦成本中硅片、银浆、折旧分别占比62.5%、15.8%、3.7%。未来若大规模推广，需要进一步降低成本，继续推进硅片薄片化、降低银浆耗量、降低设备投资。
1）硅片：目前TOPCon电池所用硅片166尺寸对应在170μm左右（182对应180μm），高温工艺下钝化层存在掺杂元素烧穿、金属浆料烧穿情况，做到160μm以下存在一定困难，未来还需工艺进一步优化，薄片化及大尺寸将推动硅片端成本持续下降;
2）银浆：采用高温银浆，单片耗量在150mg左右，高于PERC、低于HJT耗量，未来随着金属化工艺优化、银铝浆等材料替代使用，将推动银浆成本下滑;
3）折旧：目前TOPCon单GW设备投资额达到2.5亿元左右，未来随着设备效率提升及设备价格下降，折旧成本有望进一步下滑。
3. HIT降本增效路径清晰，有望成为下一代主流技术
3.1. 各项性能参数优异，发电增益贡献溢价能力
HIT（Heterojunction with Intrinsic Thin-layer）电池，全称晶体硅异质结太阳电池，最早由日本三洋公司于1990年开发，后因HIT被三洋注册为商标，又被称为HJT、HDT、SHJ。同质结电池指同一种半导体材料构成P-N结，而异质结即是两种不同半导体材料构成异质结。HIT主要由N型硅片、双面非晶硅层、双面TCO膜和双面金属化组成，其中P-N结是由非晶硅(a-Si)和晶体硅(c-Si)材料构成。
作为一种行业前景广阔的电池片技术，HIT主要有以下几点优势：
1） 光电转换效率高。根据中科院数据，目前HIT产线量产转换效率基本24%以上，目前产线最高为通威2021年实现的25.18%，其效率潜力比当前使用P型PERC电池效率高出1~2个pct，未来叠加微晶化技术有望达到25.5%以上。此外，HIT电池天然适合与钙钛矿叠层，最高效率可达30%以上。高转化效率可缩小每瓦所需发电面积，从而有效摊薄组件、发电站成本，一般转化效率每提升1%可降低1毛左右组件+BOS成本。此外，目前在欧美、日本等国外追求高转化效率的高端市场，HIT相较于PERC组件溢价高达2.6元/w以上。
2） 光致衰减低，无PID、LID。光衰是指光通量在对感光鼓表面充电时，随着电荷在感光鼓表面的积累，电位会达到饱和，带来发电量的下降。根据solarzoom，PERC电池由于硼为主要元素，会导致电池光衰，一般10年衰减10%，25年衰减20%。而HIT电池磷为主要元素，极大放缓光衰速度，一般10年衰减小于3%，25 年后发电量仅下降8%。HJT电池全生命周期每W发电量较双面PERC电池高出1.9~2.9%。
3） 双面率高。HIT为双面对称结构，使得正反面受到光照后都能发电，根据solarzoom，平均发电量相比于单面电池组件高出10%以上，其双面率（电池背面效率与正面效率的比值）目前已达90-93%，未来有望增长到95%，可获得 10%以上的年发电量增益，而PERC 的双面率仅为80-85%。HJT电池每W发电量较双面PERC电池高出2.0~4.0%。
4） 温度系数低。HIT电池温度系数低，较为稳定，能减少阳光带来的热损失。一般来说实验室电池工作时的温度在25摄氏度，实际使用时的工作温度会略高于实验室温度。根据solarzoom，HIT电池的温度系数为-0.258%，PERC电池的温度系数为-0.46%，HIT电池温度系数远小于PERC温度系数，意味着电池效率更高。HJT电池每W发电量较双面PERC电池高出0.6~3.9%。
5） 弱光效应。由于HIT电池采用N型单晶硅片，在600W/m2以下的辐照强度下，N型单晶相对于P型单晶的发电高出1~2%左右。HJT电池每W发电量较双面PERC电池高出0.5~1.0%。
综上所述，HIT电池的优势一方面体现在其高转化效率有效降低发电端成本，并在高端市场具备高溢价，更重要的是，考虑到衰减率低、双面率高、温度系数低、弱光效应等诸多优势，HIT双面电池相较于PERC双面电池的全生命周期每W发电量高出5~11.8%。因此，当前通威、钧石等厂商生产的相对较高成本的异质结电池已经具备一定盈利能力，随着后续降本增效的持续推进，经济性优势进一步扩大，将有望规模替代现有PERC产能。
3.2. 降本增效路径清晰，性价比将持续显现
HIT电池存在诸多优势，但目前限制其大规模量产的主要原因在于HIT成本相较于其他电池仍然偏高。HIT量产难题主要体现在工艺技术、生产设备、材料高投入三个方面：
1）从技术端来看：HIT电池精度高、容错率低，还对生产工艺中制绒后硅片表面洁净度、各工序 Q-time、生产连续性、焊带拉力的稳定性等方面的控制相较于提出了非常严苛的要求。目前国内设备及材料厂的布局已取得较大突破，随着今年以来越来越多异质结量产线的投入落地，工艺技术将不断成熟。
2）从设备端来看：HIT产线与现有电池不兼容，设备需要重新投建，资产投资较大、当前电池片价格下回报周期较长。此前国内HIT核心生产设备仍主要依靠国外进口，整线设备投资高达8~10 亿元/GW。但随着设备国产化的持续推进，目前设备投资已经降低至4~4.5亿元/GW。考虑到当前设备折旧已经在4分/W以下，未来3亿/GW或是HIT设备价值极限，因此，当前设备已不再成为制约异质结产业化掣肘，设备降本意义在于提高电池厂扩产意愿，以及凸显产业规模化效应。
3）从材料端来看：HIT电池中硅片成本和材料成本占比最高，分别为47%和33%。其中HIT采用N型硅片较传统P型硅片价格较高；PERC电池每片银浆耗量约80-90mg，HIT电池银浆耗量大约是传统电池的3倍，同时含银量较高也进一步提升了材料成本；异质结TCO环节的进口靶材价格也相对较高。后续如何降低硅片、银浆、靶材的成本将成为异质结量产推广的核心因素。
根据华晟新能源预测，截止2020年底，HIT成本约为0.97元/W（基于硅料95元/kg价格测算），目前PERC非硅成本0.2元/W，异质结非硅成本高达0.4元/W以上。除了人力成本以外，HIT所有成本支出目前均高于PERC。
从上述分析来看，HIT电池的发展依赖关键材料及设备等成本的降低，关于异质结技术的降本方向，一般认为应主要从硅片材料、非硅材料、设备成本三个方面展开：
1）降低硅片成本：作为最大的电池成本占比部分，如何降低硅片成本尤为重要，HIT硅片主要依靠薄片化降本。由于N型硅片对于硅料、拉晶控制要求相对较高，因此相较于P型硅片溢价约7%左右。而由于HIT电池的低温工艺、对称结构、板式设备可兼容半片等特性，天然适合做大做薄。一般硅片每减薄5μm单片价格下降0.05元，当前硅片厚度主要为175μm，假设2021、2022年厚度可降低至150μm、130μm，将降低硅片成本7%、12.6%。
2）降低非硅成本。HIT非硅材料主要包括银浆（56.2%）、靶材（14.0%）、化学品（11.2%）、气体（10.4%）、网版（8.2%），与PERC主要成本差异在银浆和靶材。银浆方面，异质结使用低温银浆，随着组件端多主栅技术的成熟应用，当前9BB银浆耗量降低至250mg/片，随着12bb/smbb技术的应用，银浆耗量将降低至140mg/片（若使用0bb技术可降低至100mg/片）。后续若银包铜浆料导入使用，约1/3银将可用铜来替代，银浆耗量将降低至93mg/片，已经接近于PERC耗量。未来叠加银浆国产化、规模化采购成本将继续下降。
靶材方面，异质结表面材料使用TCO透明导电薄膜，需要用到ITO靶材。此前，TCO环节的靶材进口成本较高，目前国内相关厂家积极布局靶材国产化，存在较大降本空间。此外，随着回收工艺优化，新材料如AZO靶材的替代也在验证中，后续靶材成本有望持续下降。
假设2021年12bb/smbb技术成熟推动银浆耗量降至140mg/片、银浆靶材降价15%，2022年银包铜导入银浆耗量93mg/片、银浆靶材继续降价15%，将降低非硅成31.6%、44.9%。
3）降低设备成本。异质结制作工艺相较于传统电池技术大大简化，只有制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、金属化四个步骤，分别对应制绒清洗、CVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道设备。近年来迈为、捷佳、钧石等设备公司积极布局HIT整线国产化，随着核心CVD设备的不断成熟，2020年HIT设备价值量约为5亿元/GW，当前已经降至4.5亿元/GW，假设2021、2022年设备价值量分别为4、3.5亿元/GW，将降低设备折旧成本20%、30%。（按设备10年折旧测算）
此外，随着设备产能持续提高，也将带来动力、人力和制造成本的相应降低，如基于当前产能6000片/h的PECVD，单GW设备约需要4台，假设2021、2022年设备产能提升至8000、12000片/h，设备数量则将降低至3、2台，将降低分别动力、人力、制造成本25%、50%。
综上测算，我们预计2021、2022年底HIT成本可达到0.79、0.68元/W，其中2021年与当前TOPCON成本相当，2022年与当前PERC成本相当。除此之外，考虑到我们3.1节所分析，HIT电池高转化效率带来的成本摊薄和高端市场溢价，以及全生命周期内发电量的增益，将推动HIT电池性价比持续凸显，从而有望成为下一代电池主流技术路线。
3.3. 产业化进程持续推进，领先设备厂商率先受益
HIT较传统电池有诸多优势，但早期由于设备初期投资高以及对制程工艺要求严格，大部分厂商对异质结电池技术仍在观望阶段，投建多为MW级别试验线。随着近年来光伏发电降本增效需求提升以及技术的不断成熟，各市场主体加快HIT电池的投资布局。
尤其自2020年以来，整线设备国产化落地，单GW设备投资降低至5亿元以下，开启HIT产业化元年，通威、东方日升、润阳、华晟、爱康等电池厂商均有公布GW级别扩产规划，绝大部分电池龙头企业也均开启异质结技术相关储备和布局。2020年下半年，爱康、阿特斯、华晟、通威等纷纷启动量产设备招标采购，基本覆盖了现有HIT主流工艺路线，迈为、捷佳、钧石、理想等领先国产设备厂商均有中标。
随着2021年3月以来，通威、华晟、爱康此前招标的异质结产线相继进入批量生产，并披露相关运行数据，异质结板块情绪持续催化：
1）通威：3月25日，通威首席技术官邢国强博士在技术论坛分享，目前通威HJT中试线良率稳定在98%以上，效率在今年Q1-4目标24.4%、24.6%、24.8%、25%。3月31日，清华大学大学参考团参观了通威太阳能合肥公司正在中式的200MW异质结电池片中试线，批量生产的电池片以24.3%的转化效率为主。4月12日，通威年报显示其HIT最高效率25.18%。
2）华晟：3月18日，安徽华晟500MW异质结电池项目正式流片，首周试生产最高电池效率达到24.39%，平均23.8%。4月24日，华晟投产大会上公布，目前产线平均效率24.12%，最优批次平均效率24.44%，最高效率达到24.72%，年内计划将平均效率提升至24.3-24.5%。
3）爱康：3月25日，爱康集团宣布爱康湖州基地一期220MW异质结电池项目iCell异质结电池片，全面进入批量化、大规模生产阶段。4月4日，爱康公布湖州基地生产的最优批次的高效异质结电池平均转化效率达24.2%。
目前国内异质结产线平均转换效率基本已经实现24%以上，今年底前有望达到平均24.5%水平。通威目前异质结进度相对领先，最高效率已经实现25.18%水平，其去年10月份招标的1gw产线今年三季度投产运行情况值得重点关注。我们预计，2021年下半年随着原有产线效率数据的进一步优化，以及华晟、爱康、东方日升、晶澳等厂商新线设备的招标，异质结板块行情有望继续迎来催化。
HIT设备国产化基本成熟，整线设备供应商具备较强溢价能力。HIT的制作工艺相较于传统电池技术大大简化，只有制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、金属化四个步骤，但HIT难度系数更高。目前异质结设备国产化布局已经基本完善，在制绒清洗、TCO薄膜沉积、金属化三个环节设备国产化成熟度较高，在设备价值占比最大的非晶硅薄膜沉积环节目前仍在持续突破中，根据华晟新能源，今年底前国产PECVD有望实现1万片/h以上设计出片速度，从而推动整线设备价值量降低至4亿元/GW，加速电池产业化落地。
由于HIT设备技术门槛较高、产线一致性要求严格，未来3-5年电池片设备企业竞争格局将趋于集中，且整线设备供应商将拥有较强的议价能力。目前国内设备厂商整线化布局已经基本完善，去年以来形成了迈为、捷佳、钧石三大设备供应商集团，率先完成HIT设备整线布局具备交钥匙能力，通威去年1GW异质结招标项目均有采用，随着今年三季度项目陆续投产运行，将进一步验证国产设备先进水平。
根据我们测算，未来三年HIT设备市场规模有望达到422亿元，其中2021-2023年市场空间分别为54.9、115.2、252亿元，领先设备厂商充分受益于HIT电池技术迭代浪潮。
假设1：随着全球范围内光伏发电降本增效、平价上网的持续推进，未来光伏发电的渗透率将不断提升，光伏终端装机需求有望保持持续增长。预计2021-2023年全球新增装机需求分别为160 GW、200 GW、240GW。
假设2：2020年内HIT整线设备国产化落地，HIT电池较目前传统电池技术经济性优势显现，下游电池厂商投建HIT产能意愿强，HIT电池渗透率将保持高速增长。预计2021-2023年HIT渗透率分别为12%、24%、50%。
假设3：2020年国产设备厂商进度良好，完成HIT各环节设备国产化，设备投资额大幅降低，并随着电池片技术成熟、效率提升，未来HIT设备单GW投资有望持续降低。预计2021-2023年HIT设备单GW投资分别为4.5亿元/GW、5亿元/GW、3.5亿元/GW。
4. IBC技术路径仍未成熟，长期叠加工艺具备潜力
4.1. 结构优化实现效率最优，工艺复杂量产难度显著提升
1975年，Schwartz和Lammert首次提出背接触式太阳电池概念。经过多年发展，人们研发出了叉指式背接触（IBC）太阳电池。IBC最大特点是正面无栅线，PN结和金属接触都处于电池背部，呈叉指状方式排列。前表面避免了金属栅线电极的遮挡，结合金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用入射光，减少光学损失，具有更高的短路电流，有效提高转换效率。早期IBC电池最高效率就超过了25%，同时目前IBC也是商业化晶体硅电池中工艺较复杂、结构设计难度较大的技术。
由于IBC电池工艺复杂、设备投资成本高，目前有少部分国内外公司进行布局，例如SunPower公司（被中环收购后吸纳技术）、LG、FuturaSun、天合光能、国电投、爱旭、晶澳、中来、海润等。其中美国SunPower最早实现IBC电池量产，2014年实现IBC电池产能1.2GW，同时布局了产能100MW第三代高效IBC产线。国内，天合光能公司在2018年自主研发的6英寸面积IBC电池效率高达25.04%，其中电池开路高压达到715.6mV。
IBC电池的工艺流程相比传统太阳能电池更为复杂。IBC电池工艺的关键问题，是如何在电池背面制备出呈叉指状间隔排列的P区和N区，以及在其上面分别形成金属化接触和栅线，其中重点工艺主要集中在扩散掺杂、钝化镀膜、金属化栅线三个方面：
1）掩膜法制备PN结：常见的定域掺杂的方法为掩膜法，可以通过以下方式制备：①光刻法：可以通过光刻的方法在掩膜上形成需要的图形，这种方法的成本高，不适合大规模生产。②印刷法：通过丝网印刷刻蚀浆料或者阻挡型浆料来刻蚀或者挡住不需要刻蚀的部分掩膜，形成需要的图形，这种方法成本较低，但对电池背面图案和栅线的设计要求非常高，存在丝网印刷的对准精度问题和印刷重复性问题。③激光法：激光也是解决丝网印刷局限性的一条途径。无论是间接刻蚀掩膜，还是直接刻蚀，激光的方法都可以得到比丝网印刷更加细小的电池单位结构，更小的金属接触开孔和更灵活的设计。
2）正背表面钝化： IBC电池的性能受前表面的影响更大，因为大部分的光生载流子在入射面产生，而这些载流子需要从前表面流动到电池背面直到接触电极，因此，需要更好的表面钝化来减少载流子的复合。①前表面钝化：N 型电池中的少数载流子是空穴，带正电的薄膜如SiNx较适合用于IBC电池的N型硅前表面的钝化。②背表面钝化：而对于电池背表面，由于同时有P，N两种扩散，理想的钝化膜则是能同时钝化P，N两种扩散界面，二氧化硅是理想选择。如果背面Emitter/P+硅占比较大，带负电薄膜如AlOx也是不错选择。
3）金属栅线：IBC电池的栅线都在背面，不需要考虑遮光，所以可以更加灵活地设计栅线，降低串联电阻，根据背面栅线的不同，可分为无主栅、四主栅、点接式IBC电池三种。但IBC电池正表面电流密度较大，在背面的接触和栅线上的外部串联电阻损失也较大。所以在一定范围内金属接触区的比例越小，复合就越少，从而Voc越高，因此IBC电池金属化之前一般要涉及到打开接触孔/线。另外，N和P的接触孔区需要与各自的扩散区对准，否则会造成电池漏电失效。
①丝印/激光：与形成交替相间的扩散区方法相同，可以通过丝网印刷刻蚀浆料、湿法刻蚀或者激光等方法来将接触区的钝化膜去除，形成接触区。②蒸镀/电镀：蒸镀和电镀也被应用于高效电池的金属化，能够显著降低成本。ANU公司的24.4%的IBC电池即采用蒸镀Al的方法来形成金属接触。而SunPower公司则是采用电镀Cu来形成电极。
受制于成本高、效率差距缩小，IBC量产存在一定难度。由于IBC工艺流程更为复杂，涉及光刻、离子注入等半导体工艺及电镀工艺，设备及工艺成本显著提升，目前量产仍存在一定难度。此外，尽管IBC效率具备25%以上的较高优势，但随着HIT效率持续突破，尤其是通威实现25.18%最高效率后，也缩小了HIT与IBC之间差距。
我们认为，未来IBC电池能否量产的关键因素在于三个方面：
1）精简工艺降低成本：在保证高效率的前提下精简工艺步骤、降低制造成本，如用丝网印刷、激光等目前主流晶体硅的技术代替光刻、电镀等高成本技术；
2）配套工艺改造升级：通过开发配套工艺和设备升级改造，以最小代价实现与目前规模化的生产线兼容的IBC工艺路线。中来光电就是通过对原有n-PERT线的升级改造，实现了IBC电池产业化；
3）优化结构提升效率：IBC叠加HIT升级为HBC，或是采用POLO-IBC结构，能够进一步提升转化效率至26%以上，在叠层电池大规模普及之前也存在应用空间。
4.2. IBC叠加工艺扩大效率优势，未来具备发展潜力
由于IBC电池具备没有金属遮挡的结构优点，在继续优化性能、提升效率的过程中可以与其他电池技术相结合。为了进一步优化IBC电池的整体复合，有将HIT非晶硅钝化技术与IBC相结合，开发出HBC电池；也有将TOPCON钝化接触技术与IBC相结合，研发出POLO-IBC（TBC）电池。
1）HBC电池：HIT技术应用IBC结构，代表晶硅电池最高效率水平。采用IBC与HIT结合的HBC技术，在硅片表面同时采用本征的非晶硅进行表面钝化，在背面分别采用N型和P型的非晶硅薄膜形成异质结，并呈指状交叉分布沉积。
①优势：HBC电池结合两种电池的优点，具备IBC前表面无栅线遮挡导致电流损失而短路电流高、金属电极优化不受光学遮挡限制的优势，以及HJT高质量非晶硅钝化而开路电压高，采用异质结200℃以下低温工艺的优势。
②效率：自2014年起直到目前为止，HBC就一直占据晶硅太阳电池最高效率纪录的位置。早在2014年，松下在143.7cm2的N型Cz硅片上，实现了25.6%的电池效率。2017年，Kaneka宣布HBC效率记录提高至26.63%（其Jsc达到42.5 mA/cm2，对于晶体硅太阳电池，Jsc理论极限43mA/cm2），这也是目前晶硅太阳能电池研发效率的最高水平。目前国内钧石、爱旭等厂商也在积极布局HBC技术。
③劣势：HBC工艺难度高并牺牲双面率，下游应用存在一定限制。然而，HBC电池在继承了两者优点的同时，也保留了IBC和HJT电池各自生产工艺的难点：投资成本高；本征和掺杂非晶硅镀膜工艺，工艺窗口非常窄，对工艺清洁度要求极高；需要低温组件封装工艺；制程复杂；正负电极都处于背表面，需要严格的电极隔离工艺。更重要的是，HBC电流的导入设计中HIT引入了IBC的工艺，从而造成了双面率的损失，一般只做单面电池。如果下游有限制只能采用单面，比如屋顶分布式等应用场景，HBC可能会是更好选择。
2）POLO-IBC（TBC）电池：POLO-IBC电池采用交错背接触结构（IBC），正负电极均采用多晶硅氧化层（POLO）技术实现钝化接触。通过对传统IBC电池的背面进行优化设计，即用p+和n+的POLY-Si作为Emitter和BSF，并在POLY-Si与掺杂层之间沉积一层隧穿氧化层SiO2，可应用层选择性激光工艺。
①优势：普通双面电极电池在使用钝化接触时，虽然提高了钝化效果和电压，但由于钝化层对光的吸收，电流有所损失，因此将钝化接触用在正面无遮挡的背接触设计中就成为了一个两全齐美的解决方案，由于使其具有更低复合，更好接触，更高转化效率。同时该电池也具有优异的选择性钝化接触特性，低温条件下就可以制备，且对硅衬底表面的洁净度要求不高。
②效率：德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）与汉诺威大学日前宣布研制出了效率达到26.1%的太阳能电池，成功刷新了P型晶体硅太阳能电池的世界纪录效率。此次ISFH效率达到26.1%效率的电池采用了FZ法的P型单晶硅片，电池面积4cm2，开路电压726.6mV，短路电流密度42.6 mA/cm2，填充因子84.3%。该研究一定程度表明N型硅片，硼扩散和非晶硅都不是高效太阳能电池的必要因素，P型硅片某种意义上也能提高太阳能电池效率。2019年中来股份推出TBC技术，目前国内部分龙头厂商也在积极布局该技术。
③劣势：相较于其他高效单晶硅太阳电池，POLO-IBC电池的制备流程同样存在复杂、繁琐，且目前只适合实验室制备阶段，离投入工业并大量生产还有一段距离，不仅仅需要简化工艺流程，而且还要兼顾成本与环保。
来源：安信证券；李哲、崔逸凡
今日科普：多晶硅的千吨投资已降低至1亿元以下，行业生产综合成本已降低至6万元/吨。预计单晶料占比将超过90%。
但考虑到HIT后续降本增效仍需要硅片、组件、银浆、靶材等上下游、供应商全产业链的配套，且需新投产线对现有产能有较大计提压力，我们预计HIT渗透率提升还将循序渐进。而TOPCON现阶段成本低于HIT，未来具备效率提升潜力，且可基于现有庞大规模的产能进行改造，龙头/一体化企业将会持续探索，预计未来3-5年将会与HIT并存。而IBC电池具备最高的转化效率，并可叠加工艺制备HBC/POLO-IBC继续扩大效率优势，预计技术领先的企业也会进行相应布局。在此过程中，领先的设备厂商将充分受益于光伏电池技术迭代浪潮，建议重点关注布局。
1. 高效电池技术不断迭代，N型电池有望接棒成为主流
光伏产业链快速发展的本质是技术驱动降本提效，这一点在电池片领域体现的尤为明显。早期Al-BSF技术在光伏电池市场一直独秀，转化效率约为20%左右。目前市场上主流的PERC电池光电转化效率已实现23%，2019年隆基已可将PERC电池效率提升至24.06% ，而PERC电池理论极限效率在24.5%。
N型电池优势显著，有望接替P型成为主流。晶硅太阳电池可以用传统P型硅片，也可以用N型硅片来制作。P型电池最主要的问题在于硼氧对引起的衰减，而掺磷的N型电池硼含量极低，从本质上消除了硼氧对带来光致衰减的影响。此外采用N型硅作衬底，具有少子寿命高、对金属杂质的容忍度高，适合双面电池设计（双面率90%）等优点。目前产业界量产平均转换效率大于23%的电池均为N型电池（N-PERT、TOPCON、HIT等）。
展望未来，由于P型PERC电池效率迫近瓶颈、提效进度放缓，而N型电池效率提升潜力大、投资成本不断降低，我们认为本轮光伏技术变革将由P型电池转向N型电池，同时也将带来电池片设备的变革和投资机会。
目前光伏各种高效电池技术百家争鸣，转化效率已突破24%，当前路线主要为三种N型电池片技术：TOPCON电池技术，HIT电池技术以及IBC电池技术。
1）TOPCON：TOPCON电池是在N型电池工艺的基础上研发出的隧穿氧化层钝化接触技术，该技术可大幅度的提升N型电池的VOC和转换效率。虽然TOPCON电池转化效率上限较高，但其背面收光较差，量产难度较高，同时良率较低。
2）HIT：HIT技术则是通过增加一层非晶硅异质结来提高VOC开路电压，从而提高电池片的转换效率。HIT效率可达24%-25%以上，工序少、可实现量产，且电池各项参数均较优。但是其设备贵、投资成本高，银浆及靶材成本较高，成为阻碍其大规模产业化的一点。
3）IBC：IBC电池在当前各电池技术中效率最高，可以达到25-26%%以上，单由于IBC技术难度极高，设备投资高，成本高，国内尚未实现量产，目前布局的企业主要为sunpower，后被中环收购后吸纳技术。
2. TOPCON挖掘现有产线生命周期，工艺优化持续推进
2.1. 转化效率上限较高，可基于现有产线改造挖掘潜力
德国 Fraunhofer ISE 研究所在 2013 年首次提出 TOPCON（隧穿氧化层钝化接触）电池概念。TOPCON是在电池背面制备一层超薄的隧穿氧化层和一层高掺杂的多晶硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构。TOPCON电池为硅片的背面提供了良好的表面钝化，超薄氧化层可以使多子电子隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子空穴复合，进而电子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流，从而提升转化效率。
1）TOPCON优势之一：理论转化效率上限高。据德国研究所ISFH基于载流子选择性的概念，分析PERC、HIT、TOPCon 电池的理论极限效率分别为 24.5%、27.5%、28.7%。其中基于POLO2-BJ结构，TOPCON理论效率28.7%接近晶硅极限29.43%。该结构需正背面同时做多晶硅结构，与现有产业化TOPCON结构差异较大，在产线应用仍存在一定距离。
目前TOPCON量产平均效率在23.5%-24%之间，隆基、晶科、天合、晶澳、通威、中来等主流厂商均有布局规划。2021年4月29日，隆基股份宣布经过德国ISFH研究所测试，公司最新单晶双面N型TOPCon电池转换效率达25.09%，实现了基于硅片商业化尺寸TOPCon电池效率首次突破25%，再次成为新世界纪录的创造者。
2）TOPCON优势之二：可基于现有PERC产线升级改造，国内PERC产能主要自2018年开始投产，其中60%可改造为TOPCON产线，因此面临异质结等高效电池的竞争压力，在三年内PERC产线折旧未完成，将其改造成TOPCON是拉长设备应用周期是较优选择。
TOPCON较传统PERC工艺上叠加，步骤达12-13步。首先TOPCON增加了硼扩散工艺，在普通化学制绒的N型Si片上，通过硼磷管式共扩散制备正面P型发射结和N型背面，然后通过PECVD技术在前后表面制备钝化层和减反膜。在此基础上，TOPCON还需要增加隧道结制备、离子注入、退火清洗等工艺，超薄氧化层可以使多子电子隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子空穴复合，进而电子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流。
针对TOPCON技术，各家电池厂也有不同个性化技术路线设计。目前在TOPcon电池中应用比较成熟的技术是采用LPCVD设备方法，主要有本征+磷扩、直接掺杂两个技术路线。
① 本征+磷扩：使用LPCVD设备生长氧化硅，硅烷沉积非晶硅层，再通过磷扩非晶硅层形成PN结，形成隧穿氧化层。优点在于良率相对较高，工艺时间校对较短、生产效率高，使用的设备数量相对较少，为目前TOPCON厂商布局的主流技术路线。
② 直接掺杂：使用LPCVD设备生长氧化层，用硅烷和磷烷沉积薄膜，之后再通过退火激活形成隧穿氧化层。优点在于转化效率相对较高，但工艺时间较长，需要设备数量相对较多，同时应力较强会存在石英管损耗等问题，未来需要继续优化工艺。根据光伏行研，目前国内部分龙头厂商也在积极布局该技术。
根据贺利氏光伏，LPCVD是目前针对隧穿氧化层钝化接触最成熟的技术，但由于其会出现绕镀、膜破等问题影响良率，因此TOPCON薄膜沉积还可以通过PECVD设备（MB提出PECVD制备多晶硅，CT、SC提出管式PECVD沉积多晶硅膜）、PVD设备（比太提出PVD沉积氧化硅和多晶硅膜）、PEALD设备制备，根据solarzoom，目前拉普拉斯、捷佳伟创、金辰股份、无锡微导等国内设备厂商已实现布局，后续有望受益于技术迭代。
根据光伏行研，目前TOPCON在现有PERC设备基础上，增加0.5-1亿元/GW即可完成技术升级。2021年底PERC电池产能有望达到340GW以上，若仅考虑老产能改造升级至TOPCON，按0.5亿元/GW测算，则对应170亿元设备市场空间，布局领先的设备厂商也有望充分受益。
2.2. 良率仍有一定提升空间，降本增效将持续推进
当前TOPCON距离大规模量产应用还受到良率、成本等因素限制：
良率方面，当前TOPCON电池由于其背面收光较差、良率较低，量产存在一定难度，仍需要工艺和技术路径的全面优化升级。由于TOPCON相对于PERC又多了3-4道工序，同时需要导入高温工艺，导致TOPCON良率相对于PERC有所下降。PERC电池良率基本在98%以上，目前TOPCON整体良率在93-95%，后续良率仍有一定提升空间。
成本方面，目前PERC非硅成本约0.2元/W，TOPCON非硅成本约0.25-0.29元/W。TOPCON单瓦成本中硅片、银浆、折旧分别占比62.5%、15.8%、3.7%。未来若大规模推广，需要进一步降低成本，继续推进硅片薄片化、降低银浆耗量、降低设备投资。
1）硅片：目前TOPCon电池所用硅片166尺寸对应在170μm左右（182对应180μm），高温工艺下钝化层存在掺杂元素烧穿、金属浆料烧穿情况，做到160μm以下存在一定困难，未来还需工艺进一步优化，薄片化及大尺寸将推动硅片端成本持续下降;
2）银浆：采用高温银浆，单片耗量在150mg左右，高于PERC、低于HJT耗量，未来随着金属化工艺优化、银铝浆等材料替代使用，将推动银浆成本下滑;
3）折旧：目前TOPCon单GW设备投资额达到2.5亿元左右，未来随着设备效率提升及设备价格下降，折旧成本有望进一步下滑。
3. HIT降本增效路径清晰，有望成为下一代主流技术
3.1. 各项性能参数优异，发电增益贡献溢价能力
HIT（Heterojunction with Intrinsic Thin-layer）电池，全称晶体硅异质结太阳电池，最早由日本三洋公司于1990年开发，后因HIT被三洋注册为商标，又被称为HJT、HDT、SHJ。同质结电池指同一种半导体材料构成P-N结，而异质结即是两种不同半导体材料构成异质结。HIT主要由N型硅片、双面非晶硅层、双面TCO膜和双面金属化组成，其中P-N结是由非晶硅(a-Si)和晶体硅(c-Si)材料构成。
作为一种行业前景广阔的电池片技术，HIT主要有以下几点优势：
1） 光电转换效率高。根据中科院数据，目前HIT产线量产转换效率基本24%以上，目前产线最高为通威2021年实现的25.18%，其效率潜力比当前使用P型PERC电池效率高出1~2个pct，未来叠加微晶化技术有望达到25.5%以上。此外，HIT电池天然适合与钙钛矿叠层，最高效率可达30%以上。高转化效率可缩小每瓦所需发电面积，从而有效摊薄组件、发电站成本，一般转化效率每提升1%可降低1毛左右组件+BOS成本。此外，目前在欧美、日本等国外追求高转化效率的高端市场，HIT相较于PERC组件溢价高达2.6元/w以上。
2） 光致衰减低，无PID、LID。光衰是指光通量在对感光鼓表面充电时，随着电荷在感光鼓表面的积累，电位会达到饱和，带来发电量的下降。根据solarzoom，PERC电池由于硼为主要元素，会导致电池光衰，一般10年衰减10%，25年衰减20%。而HIT电池磷为主要元素，极大放缓光衰速度，一般10年衰减小于3%，25 年后发电量仅下降8%。HJT电池全生命周期每W发电量较双面PERC电池高出1.9~2.9%。
3） 双面率高。HIT为双面对称结构，使得正反面受到光照后都能发电，根据solarzoom，平均发电量相比于单面电池组件高出10%以上，其双面率（电池背面效率与正面效率的比值）目前已达90-93%，未来有望增长到95%，可获得 10%以上的年发电量增益，而PERC 的双面率仅为80-85%。HJT电池每W发电量较双面PERC电池高出2.0~4.0%。
4） 温度系数低。HIT电池温度系数低，较为稳定，能减少阳光带来的热损失。一般来说实验室电池工作时的温度在25摄氏度，实际使用时的工作温度会略高于实验室温度。根据solarzoom，HIT电池的温度系数为-0.258%，PERC电池的温度系数为-0.46%，HIT电池温度系数远小于PERC温度系数，意味着电池效率更高。HJT电池每W发电量较双面PERC电池高出0.6~3.9%。
5） 弱光效应。由于HIT电池采用N型单晶硅片，在600W/m2以下的辐照强度下，N型单晶相对于P型单晶的发电高出1~2%左右。HJT电池每W发电量较双面PERC电池高出0.5~1.0%。
综上所述，HIT电池的优势一方面体现在其高转化效率有效降低发电端成本，并在高端市场具备高溢价，更重要的是，考虑到衰减率低、双面率高、温度系数低、弱光效应等诸多优势，HIT双面电池相较于PERC双面电池的全生命周期每W发电量高出5~11.8%。因此，当前通威、钧石等厂商生产的相对较高成本的异质结电池已经具备一定盈利能力，随着后续降本增效的持续推进，经济性优势进一步扩大，将有望规模替代现有PERC产能。
3.2. 降本增效路径清晰，性价比将持续显现
HIT电池存在诸多优势，但目前限制其大规模量产的主要原因在于HIT成本相较于其他电池仍然偏高。HIT量产难题主要体现在工艺技术、生产设备、材料高投入三个方面：
1）从技术端来看：HIT电池精度高、容错率低，还对生产工艺中制绒后硅片表面洁净度、各工序 Q-time、生产连续性、焊带拉力的稳定性等方面的控制相较于提出了非常严苛的要求。目前国内设备及材料厂的布局已取得较大突破，随着今年以来越来越多异质结量产线的投入落地，工艺技术将不断成熟。
2）从设备端来看：HIT产线与现有电池不兼容，设备需要重新投建，资产投资较大、当前电池片价格下回报周期较长。此前国内HIT核心生产设备仍主要依靠国外进口，整线设备投资高达8~10 亿元/GW。但随着设备国产化的持续推进，目前设备投资已经降低至4~4.5亿元/GW。考虑到当前设备折旧已经在4分/W以下，未来3亿/GW或是HIT设备价值极限，因此，当前设备已不再成为制约异质结产业化掣肘，设备降本意义在于提高电池厂扩产意愿，以及凸显产业规模化效应。
3）从材料端来看：HIT电池中硅片成本和材料成本占比最高，分别为47%和33%。其中HIT采用N型硅片较传统P型硅片价格较高；PERC电池每片银浆耗量约80-90mg，HIT电池银浆耗量大约是传统电池的3倍，同时含银量较高也进一步提升了材料成本；异质结TCO环节的进口靶材价格也相对较高。后续如何降低硅片、银浆、靶材的成本将成为异质结量产推广的核心因素。
根据华晟新能源预测，截止2020年底，HIT成本约为0.97元/W（基于硅料95元/kg价格测算），目前PERC非硅成本0.2元/W，异质结非硅成本高达0.4元/W以上。除了人力成本以外，HIT所有成本支出目前均高于PERC。
从上述分析来看，HIT电池的发展依赖关键材料及设备等成本的降低，关于异质结技术的降本方向，一般认为应主要从硅片材料、非硅材料、设备成本三个方面展开：
1）降低硅片成本：作为最大的电池成本占比部分，如何降低硅片成本尤为重要，HIT硅片主要依靠薄片化降本。由于N型硅片对于硅料、拉晶控制要求相对较高，因此相较于P型硅片溢价约7%左右。而由于HIT电池的低温工艺、对称结构、板式设备可兼容半片等特性，天然适合做大做薄。一般硅片每减薄5μm单片价格下降0.05元，当前硅片厚度主要为175μm，假设2021、2022年厚度可降低至150μm、130μm，将降低硅片成本7%、12.6%。
2）降低非硅成本。HIT非硅材料主要包括银浆（56.2%）、靶材（14.0%）、化学品（11.2%）、气体（10.4%）、网版（8.2%），与PERC主要成本差异在银浆和靶材。银浆方面，异质结使用低温银浆，随着组件端多主栅技术的成熟应用，当前9BB银浆耗量降低至250mg/片，随着12bb/smbb技术的应用，银浆耗量将降低至140mg/片（若使用0bb技术可降低至100mg/片）。后续若银包铜浆料导入使用，约1/3银将可用铜来替代，银浆耗量将降低至93mg/片，已经接近于PERC耗量。未来叠加银浆国产化、规模化采购成本将继续下降。
靶材方面，异质结表面材料使用TCO透明导电薄膜，需要用到ITO靶材。此前，TCO环节的靶材进口成本较高，目前国内相关厂家积极布局靶材国产化，存在较大降本空间。此外，随着回收工艺优化，新材料如AZO靶材的替代也在验证中，后续靶材成本有望持续下降。
假设2021年12bb/smbb技术成熟推动银浆耗量降至140mg/片、银浆靶材降价15%，2022年银包铜导入银浆耗量93mg/片、银浆靶材继续降价15%，将降低非硅成31.6%、44.9%。
3）降低设备成本。异质结制作工艺相较于传统电池技术大大简化，只有制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、金属化四个步骤，分别对应制绒清洗、CVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道设备。近年来迈为、捷佳、钧石等设备公司积极布局HIT整线国产化，随着核心CVD设备的不断成熟，2020年HIT设备价值量约为5亿元/GW，当前已经降至4.5亿元/GW，假设2021、2022年设备价值量分别为4、3.5亿元/GW，将降低设备折旧成本20%、30%。（按设备10年折旧测算）
此外，随着设备产能持续提高，也将带来动力、人力和制造成本的相应降低，如基于当前产能6000片/h的PECVD，单GW设备约需要4台，假设2021、2022年设备产能提升至8000、12000片/h，设备数量则将降低至3、2台，将降低分别动力、人力、制造成本25%、50%。
综上测算，我们预计2021、2022年底HIT成本可达到0.79、0.68元/W，其中2021年与当前TOPCON成本相当，2022年与当前PERC成本相当。除此之外，考虑到我们3.1节所分析，HIT电池高转化效率带来的成本摊薄和高端市场溢价，以及全生命周期内发电量的增益，将推动HIT电池性价比持续凸显，从而有望成为下一代电池主流技术路线。
3.3. 产业化进程持续推进，领先设备厂商率先受益
HIT较传统电池有诸多优势，但早期由于设备初期投资高以及对制程工艺要求严格，大部分厂商对异质结电池技术仍在观望阶段，投建多为MW级别试验线。随着近年来光伏发电降本增效需求提升以及技术的不断成熟，各市场主体加快HIT电池的投资布局。
尤其自2020年以来，整线设备国产化落地，单GW设备投资降低至5亿元以下，开启HIT产业化元年，通威、东方日升、润阳、华晟、爱康等电池厂商均有公布GW级别扩产规划，绝大部分电池龙头企业也均开启异质结技术相关储备和布局。2020年下半年，爱康、阿特斯、华晟、通威等纷纷启动量产设备招标采购，基本覆盖了现有HIT主流工艺路线，迈为、捷佳、钧石、理想等领先国产设备厂商均有中标。
随着2021年3月以来，通威、华晟、爱康此前招标的异质结产线相继进入批量生产，并披露相关运行数据，异质结板块情绪持续催化：
1）通威：3月25日，通威首席技术官邢国强博士在技术论坛分享，目前通威HJT中试线良率稳定在98%以上，效率在今年Q1-4目标24.4%、24.6%、24.8%、25%。3月31日，清华大学大学参考团参观了通威太阳能合肥公司正在中式的200MW异质结电池片中试线，批量生产的电池片以24.3%的转化效率为主。4月12日，通威年报显示其HIT最高效率25.18%。
2）华晟：3月18日，安徽华晟500MW异质结电池项目正式流片，首周试生产最高电池效率达到24.39%，平均23.8%。4月24日，华晟投产大会上公布，目前产线平均效率24.12%，最优批次平均效率24.44%，最高效率达到24.72%，年内计划将平均效率提升至24.3-24.5%。
3）爱康：3月25日，爱康集团宣布爱康湖州基地一期220MW异质结电池项目iCell异质结电池片，全面进入批量化、大规模生产阶段。4月4日，爱康公布湖州基地生产的最优批次的高效异质结电池平均转化效率达24.2%。
目前国内异质结产线平均转换效率基本已经实现24%以上，今年底前有望达到平均24.5%水平。通威目前异质结进度相对领先，最高效率已经实现25.18%水平，其去年10月份招标的1gw产线今年三季度投产运行情况值得重点关注。我们预计，2021年下半年随着原有产线效率数据的进一步优化，以及华晟、爱康、东方日升、晶澳等厂商新线设备的招标，异质结板块行情有望继续迎来催化。
HIT设备国产化基本成熟，整线设备供应商具备较强溢价能力。HIT的制作工艺相较于传统电池技术大大简化，只有制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、金属化四个步骤，但HIT难度系数更高。目前异质结设备国产化布局已经基本完善，在制绒清洗、TCO薄膜沉积、金属化三个环节设备国产化成熟度较高，在设备价值占比最大的非晶硅薄膜沉积环节目前仍在持续突破中，根据华晟新能源，今年底前国产PECVD有望实现1万片/h以上设计出片速度，从而推动整线设备价值量降低至4亿元/GW，加速电池产业化落地。
由于HIT设备技术门槛较高、产线一致性要求严格，未来3-5年电池片设备企业竞争格局将趋于集中，且整线设备供应商将拥有较强的议价能力。目前国内设备厂商整线化布局已经基本完善，去年以来形成了迈为、捷佳、钧石三大设备供应商集团，率先完成HIT设备整线布局具备交钥匙能力，通威去年1GW异质结招标项目均有采用，随着今年三季度项目陆续投产运行，将进一步验证国产设备先进水平。
根据我们测算，未来三年HIT设备市场规模有望达到422亿元，其中2021-2023年市场空间分别为54.9、115.2、252亿元，领先设备厂商充分受益于HIT电池技术迭代浪潮。
假设1：随着全球范围内光伏发电降本增效、平价上网的持续推进，未来光伏发电的渗透率将不断提升，光伏终端装机需求有望保持持续增长。预计2021-2023年全球新增装机需求分别为160 GW、200 GW、240GW。
假设2：2020年内HIT整线设备国产化落地，HIT电池较目前传统电池技术经济性优势显现，下游电池厂商投建HIT产能意愿强，HIT电池渗透率将保持高速增长。预计2021-2023年HIT渗透率分别为12%、24%、50%。
假设3：2020年国产设备厂商进度良好，完成HIT各环节设备国产化，设备投资额大幅降低，并随着电池片技术成熟、效率提升，未来HIT设备单GW投资有望持续降低。预计2021-2023年HIT设备单GW投资分别为4.5亿元/GW、5亿元/GW、3.5亿元/GW。
4. IBC技术路径仍未成熟，长期叠加工艺具备潜力
4.1. 结构优化实现效率最优，工艺复杂量产难度显著提升
1975年，Schwartz和Lammert首次提出背接触式太阳电池概念。经过多年发展，人们研发出了叉指式背接触（IBC）太阳电池。IBC最大特点是正面无栅线，PN结和金属接触都处于电池背部，呈叉指状方式排列。前表面避免了金属栅线电极的遮挡，结合金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用入射光，减少光学损失，具有更高的短路电流，有效提高转换效率。早期IBC电池最高效率就超过了25%，同时目前IBC也是商业化晶体硅电池中工艺较复杂、结构设计难度较大的技术。
由于IBC电池工艺复杂、设备投资成本高，目前有少部分国内外公司进行布局，例如SunPower公司（被中环收购后吸纳技术）、LG、FuturaSun、天合光能、国电投、爱旭、晶澳、中来、海润等。其中美国SunPower最早实现IBC电池量产，2014年实现IBC电池产能1.2GW，同时布局了产能100MW第三代高效IBC产线。国内，天合光能公司在2018年自主研发的6英寸面积IBC电池效率高达25.04%，其中电池开路高压达到715.6mV。
IBC电池的工艺流程相比传统太阳能电池更为复杂。IBC电池工艺的关键问题，是如何在电池背面制备出呈叉指状间隔排列的P区和N区，以及在其上面分别形成金属化接触和栅线，其中重点工艺主要集中在扩散掺杂、钝化镀膜、金属化栅线三个方面：
1）掩膜法制备PN结：常见的定域掺杂的方法为掩膜法，可以通过以下方式制备：①光刻法：可以通过光刻的方法在掩膜上形成需要的图形，这种方法的成本高，不适合大规模生产。②印刷法：通过丝网印刷刻蚀浆料或者阻挡型浆料来刻蚀或者挡住不需要刻蚀的部分掩膜，形成需要的图形，这种方法成本较低，但对电池背面图案和栅线的设计要求非常高，存在丝网印刷的对准精度问题和印刷重复性问题。③激光法：激光也是解决丝网印刷局限性的一条途径。无论是间接刻蚀掩膜，还是直接刻蚀，激光的方法都可以得到比丝网印刷更加细小的电池单位结构，更小的金属接触开孔和更灵活的设计。
2）正背表面钝化： IBC电池的性能受前表面的影响更大，因为大部分的光生载流子在入射面产生，而这些载流子需要从前表面流动到电池背面直到接触电极，因此，需要更好的表面钝化来减少载流子的复合。①前表面钝化：N 型电池中的少数载流子是空穴，带正电的薄膜如SiNx较适合用于IBC电池的N型硅前表面的钝化。②背表面钝化：而对于电池背表面，由于同时有P，N两种扩散，理想的钝化膜则是能同时钝化P，N两种扩散界面，二氧化硅是理想选择。如果背面Emitter/P+硅占比较大，带负电薄膜如AlOx也是不错选择。
3）金属栅线：IBC电池的栅线都在背面，不需要考虑遮光，所以可以更加灵活地设计栅线，降低串联电阻，根据背面栅线的不同，可分为无主栅、四主栅、点接式IBC电池三种。但IBC电池正表面电流密度较大，在背面的接触和栅线上的外部串联电阻损失也较大。所以在一定范围内金属接触区的比例越小，复合就越少，从而Voc越高，因此IBC电池金属化之前一般要涉及到打开接触孔/线。另外，N和P的接触孔区需要与各自的扩散区对准，否则会造成电池漏电失效。
①丝印/激光：与形成交替相间的扩散区方法相同，可以通过丝网印刷刻蚀浆料、湿法刻蚀或者激光等方法来将接触区的钝化膜去除，形成接触区。②蒸镀/电镀：蒸镀和电镀也被应用于高效电池的金属化，能够显著降低成本。ANU公司的24.4%的IBC电池即采用蒸镀Al的方法来形成金属接触。而SunPower公司则是采用电镀Cu来形成电极。
受制于成本高、效率差距缩小，IBC量产存在一定难度。由于IBC工艺流程更为复杂，涉及光刻、离子注入等半导体工艺及电镀工艺，设备及工艺成本显著提升，目前量产仍存在一定难度。此外，尽管IBC效率具备25%以上的较高优势，但随着HIT效率持续突破，尤其是通威实现25.18%最高效率后，也缩小了HIT与IBC之间差距。
我们认为，未来IBC电池能否量产的关键因素在于三个方面：
1）精简工艺降低成本：在保证高效率的前提下精简工艺步骤、降低制造成本，如用丝网印刷、激光等目前主流晶体硅的技术代替光刻、电镀等高成本技术；
2）配套工艺改造升级：通过开发配套工艺和设备升级改造，以最小代价实现与目前规模化的生产线兼容的IBC工艺路线。中来光电就是通过对原有n-PERT线的升级改造，实现了IBC电池产业化；
3）优化结构提升效率：IBC叠加HIT升级为HBC，或是采用POLO-IBC结构，能够进一步提升转化效率至26%以上，在叠层电池大规模普及之前也存在应用空间。
4.2. IBC叠加工艺扩大效率优势，未来具备发展潜力
由于IBC电池具备没有金属遮挡的结构优点，在继续优化性能、提升效率的过程中可以与其他电池技术相结合。为了进一步优化IBC电池的整体复合，有将HIT非晶硅钝化技术与IBC相结合，开发出HBC电池；也有将TOPCON钝化接触技术与IBC相结合，研发出POLO-IBC（TBC）电池。
1）HBC电池：HIT技术应用IBC结构，代表晶硅电池最高效率水平。采用IBC与HIT结合的HBC技术，在硅片表面同时采用本征的非晶硅进行表面钝化，在背面分别采用N型和P型的非晶硅薄膜形成异质结，并呈指状交叉分布沉积。
①优势：HBC电池结合两种电池的优点，具备IBC前表面无栅线遮挡导致电流损失而短路电流高、金属电极优化不受光学遮挡限制的优势，以及HJT高质量非晶硅钝化而开路电压高，采用异质结200℃以下低温工艺的优势。
②效率：自2014年起直到目前为止，HBC就一直占据晶硅太阳电池最高效率纪录的位置。早在2014年，松下在143.7cm2的N型Cz硅片上，实现了25.6%的电池效率。2017年，Kaneka宣布HBC效率记录提高至26.63%（其Jsc达到42.5 mA/cm2，对于晶体硅太阳电池，Jsc理论极限43mA/cm2），这也是目前晶硅太阳能电池研发效率的最高水平。目前国内钧石、爱旭等厂商也在积极布局HBC技术。
③劣势：HBC工艺难度高并牺牲双面率，下游应用存在一定限制。然而，HBC电池在继承了两者优点的同时，也保留了IBC和HJT电池各自生产工艺的难点：投资成本高；本征和掺杂非晶硅镀膜工艺，工艺窗口非常窄，对工艺清洁度要求极高；需要低温组件封装工艺；制程复杂；正负电极都处于背表面，需要严格的电极隔离工艺。更重要的是，HBC电流的导入设计中HIT引入了IBC的工艺，从而造成了双面率的损失，一般只做单面电池。如果下游有限制只能采用单面，比如屋顶分布式等应用场景，HBC可能会是更好选择。
2）POLO-IBC（TBC）电池：POLO-IBC电池采用交错背接触结构（IBC），正负电极均采用多晶硅氧化层（POLO）技术实现钝化接触。通过对传统IBC电池的背面进行优化设计，即用p+和n+的POLY-Si作为Emitter和BSF，并在POLY-Si与掺杂层之间沉积一层隧穿氧化层SiO2，可应用层选择性激光工艺。
①优势：普通双面电极电池在使用钝化接触时，虽然提高了钝化效果和电压，但由于钝化层对光的吸收，电流有所损失，因此将钝化接触用在正面无遮挡的背接触设计中就成为了一个两全齐美的解决方案，由于使其具有更低复合，更好接触，更高转化效率。同时该电池也具有优异的选择性钝化接触特性，低温条件下就可以制备，且对硅衬底表面的洁净度要求不高。
②效率：德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）与汉诺威大学日前宣布研制出了效率达到26.1%的太阳能电池，成功刷新了P型晶体硅太阳能电池的世界纪录效率。此次ISFH效率达到26.1%效率的电池采用了FZ法的P型单晶硅片，电池面积4cm2，开路电压726.6mV，短路电流密度42.6 mA/cm2，填充因子84.3%。该研究一定程度表明N型硅片，硼扩散和非晶硅都不是高效太阳能电池的必要因素，P型硅片某种意义上也能提高太阳能电池效率。2019年中来股份推出TBC技术，目前国内部分龙头厂商也在积极布局该技术。
③劣势：相较于其他高效单晶硅太阳电池，POLO-IBC电池的制备流程同样存在复杂、繁琐，且目前只适合实验室制备阶段，离投入工业并大量生产还有一段距离，不仅仅需要简化工艺流程，而且还要兼顾成本与环保。
来源：安信证券；李哲、崔逸凡
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