PERC、TOPCon、HJT、IBCHBC电池技术比较分析

1、目 录 HYPERLINK l _TOC_250008 降本增效是恒久追求，效率提升是长期方向 3 HYPERLINK l _TOC_250007 IRR 和 LCOE 两大指标衡量电站收益 3 HYPERLINK l _TOC_250006 电价下行倒逼降本增效，PERC 面临成本和效率困境 4 HYPERLINK l _TOC_250005 N 型电池投资提速，下一代技术变革来袭 7 HYPERLINK l _TOC_250004 TOPCon：效率为王+产线兼容，PERC 转型第一选择 9 HYPERLINK l _TOC_250003 HJT：高效率+少环节，产业化经济性潜力高 13

2、HYPERLINK l _TOC_250002 IBC/HBC：高效率+高门槛，尚处技术储备期 16 HYPERLINK l _TOC_250001 投资建议 18 HYPERLINK l _TOC_250000 风险提示 19降本增效是恒久追求，效率提升是长期方向IRR 和 LCOE 两大指标衡量电站收益经济效益是光伏投资首要关注点，IRR 和 LCOE 是衡量电站收益两大指标，主要影响因素是电价、系统成本、光伏组件发电效率等。近年来我国光伏产业获得长足发展，光伏企业已基本完成了从补贴依赖到规模扩大、业务拓展、创新驱动的蜕变，我国光伏行业进入无补贴平价上网的新阶段。对于产业链下游的光伏电站持

3、有及运维客户来说，最大化电站运营经济效益是首要关注点，内部收益率（IRR）和平准化度电成本 (LCOE)是常用于衡量光伏电站收益的两大指标，影响两大收益指标的最主要因素有电价、系统成本、光伏组件发电效率等。内部收益率（IRR）是在光伏电站项目的投资成本现金流和运行期发电收益现金流相等时的贴现率。在不考虑不同电站建设形式、限电情况，假设发电量全部上网时，由下式可得：内部收益率与倾斜面年总辐射量、光伏组件面积、光伏组件的转化效率、光伏电站系统总效率、电价及贷款比例等成正相关；与运维费用、财务费用及系统造价成负相关。我国地面光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架等关键设备成本，以及土地费用、电

4、网接入、建安、管理费用等部分构成，2020 年地面光伏系统的初始全投资成本约为 3.99 元/W 左右，组件约占总投资成本的 39.3%；工商业分布式光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、建安费用、电网接入、屋顶租赁、屋顶加固等构成，其中组件约占投资成本的 44.4%。每年净现金流 系统造价 ( 贷款比例) = （ + ）即： 年发电量电价年运维费用及财务费用等 系统造价 (1 贷款比例) = 0（1+）其中，年发电量 = 倾斜面年总辐射量光伏组件面积光伏组件的转化效率光伏电站系统总效率D. L. Talavera 等人对欧元区、美国和日本三个主要地理市场代表的光伏应用进行不同的

5、情景假设。结论表明，对 IRR 的影响从高到低分别是，初始投资、电价、年光伏发电量、投资补贴和年贷款利息。图 1：以美国市场为例，初始投资、电价、补贴和贷款利息对 IRR 影响从高到低数据来源： The internal rate of return of photovoltaic grid-connected systems: A comprehensive sensitivity analysis， =平准化度电成本（LCOE）是对光伏项目生命周期内的成本和发电量进行平准化得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。由下式可以看出，LCOE 与 IRR 呈相反方向变化，即

6、 LCOE 越低，光伏电站收益率越高。彭博新能源财经数据表明，2020 下半年固定式光伏电站项目 LCOE 全球基准为 47 美元/兆瓦时，比上半年下降 3%。聚焦中国，2018 年中国太阳能项目的度电成本首次降至与风能相同的水平，此后加速降低，2020 年全投资模型下地面光伏电站在 1800 小时、1500小时、1200 小时、1000 小时等效利用小时数的LCOE 分别为 0.2、0.24、 0.29、0.35 元/kWh，预计 2021 年后，光伏在大部分地区可实现与煤电基准价平价甚至更低价格。初期投资 生命周期内因折旧导致的税费减免的现值 + 生命周期内因项目运营导致的成本的现值 固定

7、资产残值的现值生命周期内发电量图 2： 发电系统 LCOE 占总系统 LCOE 比例大图 3：低 WACC 情境下，硬件和技术安装成本是LCOE 首要影响因素数据来源：JRC，数据来源：JRC，电价下行倒逼降本增效，PERC 面临成本和效率困境装机成本持续下行，平价项目快速增长，电价下行倒逼上游降本增效。近年来，光伏技术进步使得装机成本不断下行，全球平价市场正在逐步扩大。总结近期全球各地区光伏最低中标价格，2020 年葡萄牙光伏项目最低中标电价已达 1.32 美分/kWh，再创光伏发电最低中标电价纪录。我国 2020 年平价项目有 19 省纳入平价项目超 33GW，相较 2019 年 12 省

8、 14.8GW 大幅增长。电价作为 IRR 和 LCOE 的重要影响因素，其下行趋势倒逼上游厂商加速降本增效。图 4：2013-2020 年光伏最低中标电价连续下降图 5：2019-2020 各地区光伏最低中标价格屡创新低9美分/kWh 87654321012 美分/kWh1086420数据来源：CPIA，数据来源：CPIA，图 6：2020 年中国平价项目纳入范围显著扩大20192020万千瓦1,200 1,0893502382752141311193419491186 204160 165193110712710060109132120108695041202035671,00080060

9、04002000数据来源： CPIA，PERC 进入效率瓶颈，继续突破空间不大。2019 年 1 月，隆基单晶双面 PERC 电池正面转换效率达到 24.06%，是商业化尺寸 PERC 电池效率首次突破 24%，创造新世界纪录，但至今该记录已停留两年未有前进。2020年，规模化生产的P 型单晶电池均采用PERC 技术，平均转换效率达到 22.8%，较 2019 年提高 0.5 个百分点，先进企业转换效率达到 23%。预计 2021 年底，PERC 量产效率有望提升到 23.5%，理论上有望提升到行业普遍认为的效率极限 24%，但效率进一步提升的技术难度和成本挑战明显增加。目前提效面临的技术难题

10、主要有电阻率窗口窄、EL 良率下降、双面PID 现象、LeTID 现象等，解决这些难题需要增加生产工艺、改变材料，将进一步推高成本。图 7：PERC 效率趋近瓶颈图 8：PERC 存在固有理论效率劣势效率/隆基24.03晶科23.95隆基23.26隆基23.60晶科22.78晶科23.45隆基22.71天合22.6127 24.5024.0023.5023.0022.5022.0021.5021.0020.5020.0026 25 24 23 222120201920202021E2023E2025E2027E2029EPERC P型多晶黑硅电池PERC P型铸锭黑硅电池PERC P型单晶电池

11、N-PERT/TOPCon电池异质结电池数据来源：数据来源：CPIA，PERC 产能基本替换完成，降本空间趋近极限。回顾 PERC 产能快速发展过程，一方面受益于单晶 PERC 电池效率不断提升，单多晶电池转换效率差拉大，产品溢价高于技改带来的非硅成本上升，刺激企业加大 PERC 产能布局；另一方面得益于关键设备国产化降低PERC 产线成本，带动投资成本快速下行。2020 年，PERC 电池市占率达 86.4%，已基本完成多晶产能替换，产品溢价不再，单瓦盈利逐步下行。且新投PERC 电池产线已基本实现设备国产化，设备投资成本降至 22.5 万元/MW，同比下降 25.7%，单晶 PERC电池片

12、成本下降至约 0.7 元/W，非硅成本下降至 0.23 元/W，降本空间趋近极限。图 9：PERC 产能已基本完成替代图 10：PERC 电池非硅成本降本空间已趋极限1000.40 元/W8060402002018201920202021E0.300.200.100.002018201920202021PERC市占比化学试剂正银背银背铝TMA电力人工折旧辅助设施及其他数据来源：CPIA，数据来源：Solarzoom，降本增效是恒久追求，效率提升是长期方向。光伏产业发展的核心驱动力是度电成本不断下行，带动投资收益率的不断提升，而降本增效是产业发展的恒久追求。在PERC 转换效率和降本空间逼近极限

13、的当下，具有更高转换效率的新型电池技术迎来发展窗口期， TOPCon、HJT、IBC/HBC 等新一代电池技术有望快速崛起。图 11：光伏电池技术路线转换效率预测数据来源：NREL，图 12：晶硅电池技术方向N 型电池投资提速，下一代技术变革来袭降本提效驱动晶硅电池技术迭代，新技术不断登上舞台。晶硅电池经历了从多晶到单晶、从第一代铝背场 BSF 电池到第二代 RERC 电池的演进，在当前 RERC 电池呈现效率和成本优化疲态下，新技术道路的选择与部署对各大电池厂商及整个光伏市场来说尤为重要。黑硅+PERC黑硅PERCTBCHBCPERT常规多晶多晶铸锭单晶+PERC晶硅电池P型TOPCon单晶

14、IBCN型HJT数据来源：CPIA，N型电池投资提速，产业化进程加速。2020年N型电池产能已提升至 14.5GW，业界N型产能整体布局多以中试线为主，其中TOPCon和异质结电池是现阶段N型电池片扩张的主流方向。自2020年以来，新型电池片产能投资呈明显加速态势，山煤国际、东方日升、通威股份、爱康科技、晋能、钧石等相继宣布异质结电池扩产计划，晶科、隆基、中来等企业开展TOPCon电池布局。预计随着规划产能逐步投放，2021年有望迎来新一轮光伏投资热潮，N型电池产业化进一步提速。图 13：预测 2020-2030 年 TOPCon 和 HJT 电池占比大幅提升10090807060504030

15、20100202020212023202520272030BSF电池PERC电池TOPCon电池异质结电池MWT电池IBC电池其他技术数据来源：CPIA，表 1：TOPCon 部分产能布局梳理企业项目投资额（亿元）中来股份年产 16GW 高效单晶电池智能工厂项目56晶科能源GW 级 TOPCon 量产产线布局-聆达股份金寨嘉悦二期 5.0GW 高效电池片(TOPCon)生产项目-隆基股份西咸乐叶年产 15GW 高效单晶电池项目、宁夏乐叶年产 5GW 单晶高效电池项目(一期 3GW)122（西咸）一道新能源一期 5GW 高效单晶电池和 3GW 高效组件项目50（一期+二期） 30GW 高效太阳能

16、电池及配套项目（新建产线规格全面兼容 210通威股份及以下尺寸，预留 PERC+和 Topcon 的技术升级空间）200数据来源：表 2：HJT 产能布局梳理企业现有产能规划产能产能规划地点投资额（亿元）钧石能源600MW5GW（一期 2GW 在建）福建晋江50中智电力160WM1.2GW山东东营-晋能集团100MW2GW山西晋中59爱康科技4GW(2021 年)6GW 电池+6GW 组件浙江湖州50通威股份1GW(2021 年)1GW-山煤国际-10GW（一期 3GW 在建）山西晋中31.88（一期）晋锐能源-5GW（一期 2GW 在建）福建晋江125东方日升-2.5GW（一期 500MW

17、在建）浙江宁海33山西蒙城比太科技-6GW（1GW）、颍上13.2（1GW）（5GW）国家电投100MW5GW（国家电投&钜能电力）福建莆田40彩虹集团-2GW浙江嘉兴35厦门神科-2GW浙江衢饶18腾辉光伏-1GW 电池+1GW 组件江苏常熟12安徽华晟500MW2GW-宝峰时尚-500MW福建莆田-汉能120MW600MW四川成都-唐正能源-500MW山东东营6宜城经济技术开发区-500MW安徽宜城-建设投资有限公司阿特斯-250MW浙江嘉兴5联合再生能源50MW-台湾-新日光能源（NSP）50MW-台湾-合计53.05GW数据来源：索比光伏网，TOPCon：效率为王+产线兼容，PERC

18、转型第一选择TOPCon：隧穿氧化层钝化接触电池（Tunnel Oxide Passivated Contact）由德国弗劳恩霍夫太阳能系统研究所于 2013 年提出，是一种基于选择性载流子原理的隧穿氧化层钝化接触太阳能电池，其电池结构为 N 型硅衬底电池，在电池背面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，有效降低表面复合和金属接触复合，提升了电池的开路电压和短路电流，提高电池效率。图 14：TOPCon 电池结构数据来源：中科院宁波材料所高极限效率，转换效率不断刷新记录。德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)理论分析得出，钝化接触电池具有更加高的效率极限（28.

19、2%28.7%），高于HJT 和PERC 电池的极限效率（27.5%和 24.5%），最接近晶体硅太阳能电池理论极限效率（29.43%）。目前各电池片和组件厂商已加速布局 TOPCon 研发和生产，TOPCon 效率记录不断刷新：2021 年隆基单晶双面 N 型 TOPCon 电池实现 25.21%的转换效率，商业化尺寸单晶双面 P型 TOPCon 电池实现 25.02%的转换效率，是目前商业化尺寸 P 型电池最高效率，晶科 N 型 TOPCon 电池认证后的效率达到 25.25%，再次刷新世界纪录。图 15：双面钝化 TOPCon 效率达到 28.7%数据来源：Surface passiva

20、tion of crystalline silicon solar cells: Present and future表 3：各厂商加速布局 TOPCon 电池片和组件的研发与量产电池片企业转换效率隆基股份25.21%（研发效率）、25.02%（P 型 TOPCon 电池研发效率）中来股份24.50%（量产效率）晶科能源24.50%（量产效率）、24.87%（研发效率）晶澳科技平均转化效率为 23.8%，最高转化效率可达 24.1%天合光能24.58%（研发效率）组件企业转换效率电池尺寸（mm）组件功率（W）晶科能源22.86%182625隆基股份22.30%182570晶澳科技22.10%1

21、82620天合光能22.30%210700中来股份22.53%210700通威股份-210695正泰21.60%166470尚德-182620协鑫21.30%166475数据来源：产线兼容，现有 PERC 产能后续转型第一选择。TOPCon 电池工艺在 1012 步左右，与 PERC 电池工艺的主要区别在于增加了硼扩、隧穿氧化层沉积等步骤，可在PERC 基础上进行改造，通过增加设备等方式进行更新，最大程度保留和利用了现有传统 P 型电池设备制程，是现有PERC 产能后续转型的第一选择，预计未来将保持强劲增长势头。图 16：TOPCon 电池工艺流程可在 PERC 产能上叠加数据来源：目前 TO

22、PCon 电池有 4 种不同的工业化工艺流程，分别为：LPCVD 制备多晶硅膜结合传统的全扩散工艺；LPCVD 制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺；PECVD 制备多晶硅膜并原位掺杂工艺；PVD 制备多晶硅膜并原位掺杂工艺。其中 LPCVD 技术工艺成熟且已实现量产，并且设备国产化完善，但绕镀、成膜速度慢等仍为目前工艺主要问题；近两年的新技术方向是使用 PECVD 制备 TOPCon 电池的多晶硅层，因工艺流程少有可能大幅降低成本，PECVD 沉积速度快，但由此衍生的气体爆膜现象会降低整体良率，方法较为激进，长期稳定性仍有待观察；PVD 目前技术还不成熟，设备投资大，占地面积大，与量产制备还

23、有较大距离。图 17：4 种不同的 TOPCon 电池工艺流程数据来源：中科院电工所，表 4：TOPCon 不同沉积技术路线比较最大沉积速率技术类型（A/s）优点缺点设备商PECVDLPCVD 0.8微波 PECVD 100管式 PECVD3（40kHz）板式 PECVD3（RF）工艺成熟、控制简单容易沉积速率高，可以原位掺杂、无绕镀、冷壁原位掺杂、无绕镀、膜质量高原位掺杂、无绕镀、冷壁、膜质量高难于原位掺杂、有绕镀、石英件沉积严重难于生长很薄的SiO2、非晶硅薄膜含氢、膜质量较差、维护成本高热壁导致石英管及石墨舟玷污、非晶硅膜含氢非晶硅薄膜含氢、墙壁沉积导致维护成本高CT、MB、捷佳伟创、S

24、EMCO、拉普拉斯、Tempress、北方微创、赛瑞达MBCT、MB、捷佳伟创、北方微创、赛瑞达、拉普拉斯、48 所、金辰机械理想、AM、MB、48 所、江苏杰大PVD3原位掺杂、无绕镀、冷壁技术不成熟江苏杰大数据来源：中科院电工所，。表 5：TOPCon 技术难题和解决方案多步骤叠加与技术挑战尚存，良率仍有提升空间。目前行业 TOPCon 整体良率在 93-95%之间，而 PERC 电池良率在 98%以上。与 PERC 相比， TOPCon 工艺步骤更复杂，增加了硼扩、非晶硅沉积及镀氧化层膜等 23道工序，且存在如硼扩散、去绕度清洗和钝化层的隧穿膜镀膜等技术挑战尚待解决，以上均导致目前 TO

25、PCon 良率逊于 PERC。但 TOPCon 后续良率提升空间大，硼扩等新增工艺对碎片影响有限，在清洗、自动化技术成熟、硅片技术进步等加持下，良率差异可得到大幅优化。存在问题解决方案热壁沉积，沉积非晶硅膜的同时在管壁上也沉积同样厚度的膜层双套管、金属管、减薄多晶硅层绕镀后续使用湿法清洗正面绕镀原位掺杂较难，有死层，会降低沉积温度沉积本征非晶硅，再进行磷扩散后扩散过程中杂质原子会透过 SiO2 层进入单晶硅区域，导致钝化失效数据来源：中科院电工所，。降本路线清晰，成本下降空间巨大。TOPCon 电池成本主要由硅片成本和非硅成本构成，非硅成本主要由折旧、浆料及靶材组成，目前较 PERC高 0.0

26、5-0.09 元/W 左右。TOPCon 电池降本路径，主要有降低硅材用量、减低银浆用量、降低设备价格、简化工艺、提升规模效应等。硅片：TOPCon 多采用 N 型硅片，目前较 P 型溢价 7%，所用硅片 166尺寸对应厚度为 170m 左右（182 对应 180m），未来硅片薄片化及大尺寸将推动硅片成本下降；银浆：TOPCon 电池采用高温银浆，耗量在 150mg/片左右，高于双面PERC 电池高温银浆耗用量 85mg/片，未来随着多主栅技术应用和银铝浆的使用及贱金属替代，银浆成本有望下降;折旧：TOPCon 电池导入了 3 项新的工艺，产线需要增加 3 台新设备，同时，扩硼工艺比扩磷工艺难

27、度大，需要更多的扩散炉，因此 TOPCon电池的投资成本比 PERC 电池高 10%左右，单 GW 设备投资额为 22.5亿元，PERC 产线升级为 TOPCon 单 GW 设备投资额为 0.60.8 亿元，未来随着设备效率提升及设备价格下行，折旧成本有望进一步下降。图 18：TOPCon 电池成本构成图 19：TOPCon 电池成本显著高于 PERC 电池水电辅材和其他 69人工3折旧 4硅片 62银浆 16数据来源：索比光伏网，数据来源： TOPCon Technology options for cost efficientindustrial manufacturing，HJT：高效率

28、+少环节，产业化经济性潜力高异质结：具有本征非晶层的异质结电池（Heterojunction with Intrinsic Thin Layer，HJT），通过在 P-N 结之间插入本征非晶硅层进行表面钝化来提高转化效率。结构上，异质结一般以N 型单晶硅片为衬底，在经过 清洗制绒的 N 型单晶硅片正面依次沉积厚度为 5-10nm 的本征非晶硅薄 膜、P 型非晶硅薄膜，从而形成 P-N 异质结；在硅片背面依次沉积厚度 为 5-10nm 的本征非晶硅薄膜、N 型非晶硅薄膜形成背表面场；在掺杂 非晶硅薄膜两侧再沉积透明导电氧化物薄膜(TCO)，最后通过丝网印刷 技术在两侧的顶层形成金属集电极，构成具

29、有对称结构的 HJT 太阳电池。图 20：HJT 电池结构数据来源：摩尔光伏高效率+低衰减+双面发电，异质结成为电池片潜力技术方向。相较当前行业主流的PERC电池，异质结电池具有高转换效率、无光衰、双面发电、温度特性好等优势。由于HJT开路电压高的特性，理论转换效率可达27%以上。目前HJT最高纪录为隆基的25.26%，其他企业研发效率也均已达到24%以上。此外，HJT电池衰减率显著低于PERC电池，低温度系数和高双面率亦可有效提升其发电效率。图 21：HJT 电池各厂商效率25.425.225.024.824.624.424.224.023.823.623.4数据来源：表 6：HJT 电池工

30、艺流程技术环节简洁，产业化经济性潜力大。相比 TOPCon 电池技术，HJT 电池工艺环节大大减少，仅有四步，分别是清洗制绒、非晶硅沉积、TCO镀膜和丝网印刷，其中清洗制绒和丝网印刷延续 PERC 工艺，差异点在于非晶硅薄膜沉积和 TCO 膜的沉积，而工艺环节的减少有利于降低后续良率提升和成本降低的难度。工艺环节对应设备设备厂商清洗制绒制绒设备捷佳伟创、YAC、Singulus、RENA Cat-CVD日本真空非晶硅薄膜沉积TCO 镀膜PECVDPVD捷佳伟创、迈为股份、捷造光电、钧石能源、理想能源、精耀科技、梅耶博格、INDEOtec、应用材料、Jusung捷佳伟创、迈为股份、冯阿登纳、梅耶

31、博格、Singulaus、钧石能源、UlavcRPD+PVD捷佳伟创丝网印刷丝印设备捷佳伟创、迈为股份、金辰股份、Baccini数据来源：中科院电工所，非晶硅薄膜沉积：借助微波或射频等使含有薄膜组成原子的气体电离，在局部形成等离子体在基片上沉积出所期望的薄膜。目前主流方法是PECVD 法。技术难点在于：1）低温工艺，避免非晶硅膜层结晶；2）新增设备机台与制程要求严格；3）均匀性难以保障。目前国内设备厂商捷佳伟创、迈为股份、钧石、理想等已有相应用于 TOPCon 和HJT 电池生产的CVD 设备推出。TCO 镀膜：TCO 薄膜用于收集载流子并向电极传输，同时减少光学反射，主要制备方法有两种：PV

32、D（反应等离子体沉积）和RPD（物理化学气象沉积），二者均为物理镀膜法。从已有设备选型来看，RPD 设备及靶材成本偏高，市场主流选择为 PVD 设备。捷佳伟创已取得日本住友重工 RPD 设备在中国大陆地区的授权， 并自主研发成功推出 RPD5500A 产品，还推出整合了 RPD 和 PVD 的二合一设备 PAR5500。表 7： HJT 三大设备供应商路线公司工艺环节对应设备下游 HJT 厂商清洗制绒S.C.捷佳伟创（S.C.）迈为钧石非晶硅薄膜沉积（CVD）理想TCO 镀膜（PVD+RPD）S.C.丝网印刷S.C.清洗制绒YAC非晶硅薄膜沉积（CVD）迈为TCO 镀膜（PVD）冯阿登纳、迈为

33、丝网印刷迈为清洗制绒YAC非晶硅薄膜沉积（CVD）钧石 TCO 镀膜（PVD）钧石丝网印刷迈为通威 1/3GW中智/爱康 2GW通威 1/3GW华晟 600MW阿斯特 250MW通威 1/3GW舟山 10GW数据来源：中科院电工所，硅片薄片化、技术进步、设备国产化，共同推动 HJT 降本。目前异质结电池成本主要来自硅片、BOM 成本、动力、制造及设备折旧，占比分别为 47%、33%、7%、6%和 5%，其中，浆料和靶材成本占到 BOM成本的 70%。力%设备5%制造6%BOM 33%硅片47%图 22：HJT 电池成本中硅片和 BOM 成本占大头人2动力7%数据来源：华晟，硅片：目前 N 型硅

34、片较P 型溢价 7%，未来硅片薄片化及大尺寸将推动硅片成本下降；BOM：2020 年异质结电池双面低温银浆消耗量约 223.3mg/片，同比下降 25.6%，银浆用量大、价格贵是异质结电池成本高的主要原因之一，未来银包铜技术导入预计可降低银浆单耗约三分之一，且主栅浆料已可实现国产；靶材国产化、新材料应用也有益于未来HJT 的降本。设备：目前HJT 投资成本较高，若采用全进口设备 HJT 单 GW 设备投资额超 10 亿元，国产设备单 GW 设备投资额也超 6 亿元，未来随着设备效率提升和价格下降也是HJT 降本关键点之一。预计随着产业规模化的实现、设备厂商的技术进步（如转换效率和节拍的提升）、

35、银浆、靶材的国产化、硅片的薄片化，以及吸杂工艺、半棒半片工艺及边皮利用工艺等技术的进步，未来 HJT 经济性将进一步凸显。图 23：HJT 电池降本路径预测元/W效率+0.5数据来源：华晟，IBC/HBC：高效率+高门槛，尚处技术储备期IBC电池（全背电极接触晶硅光伏电池）将PN结和金属接触都设于太阳电池背面，电池片正面采用SiNx/SiOx双层减反钝化薄膜，没有金属电极遮挡，最大限度地利用入射光，减少光学损失，带来更多有效发电面积，拥有高转换效率，外观上也更加美观，尤其适用于光伏建筑一体化，具有较好的商业化前景。HBC电池（交叉指式背接触异质结太阳电池）采用氢化非晶硅作为双面钝化层，具有优异

36、的钝化效果，能够取得更高的开路电压。在生长PN结的工艺中采用区域型掩膜掺杂，降低了载流子的复合损失。HBC将HJT技术应用于IBC电池结构，集合了两者的优点，同时具备IBC电池的高短路电流以及HJT电池的高开压，所有工艺都在200下制作完成，无高温扩散掺杂过程。图 24： IBC 电池结构图 25： HBC 电池结构数据来源：Advancements in n-Type Base Crystalline Silicon Solar Cells and Their Emergence in the Photovoltaic Industry数据来源：PVTech效率优势显著，稳居晶硅电池最高效率

37、记录。IBC和HBC电池在效率上具有巨大优势：SunPower公司第三代IBC电池最高效率达到25.2%；国内， 2018年2月天合光能将IBC电池的效率提高到25.04%；2017年8月，Kaneka宣布将HBC电池效率提高至26.63%，该效率一直占据晶硅太阳电池最高效率纪录的位置。图 26： IBC 理论效率在HJT 之上数据来源：CLEAN ENERGY REVIEWS表 8：HBC 电池研发效率记录企业Cell size(cm2)Voc(mV)JSC(mA/ m2)FF(%)Effi.(%)年份Panasonic143.774041.882.725.62004Sharp3.72736

38、41.781.925.12014Kaneka18074442.383.826.332016Kaneka18074042.584.626.632017数据来源：光伏前沿，。技术挑战和工艺要求是主要发展障碍。虽然效率优势显著，但IBC和HBC电池仍面临不可忽视的技术挑战：IBC电池对基体材料要求较高，需要较高的少子寿命；对前表面的钝化要求较高；背面指交叉状的P区和N区在制作过程需要多次的掩膜和光刻技术，且P区和N区之间的gap区域需非常精准。HBC电池在继承了IBC和HJT电池优点的同时也保留了两者各自生产工 艺的难点：本征和掺杂非晶硅镀膜工艺窗口窄，对清洁度要求极高；需 要低温组件封装工艺；正负

39、电极都处于背表面需要严格的电极隔离工艺；制造流程复杂。干养生长掩膜BBr3管式扩散化学抛光去损伤图 27：IBC 电池工艺流程制绒POCl3管式扩散丝网印刷-局部BSF开孔丝网印刷-金属化丝网印刷-局部接触开孔双面钝化数据来源：天合光能，储备技术路线，研发试产布局启动。目前IBC/HBC电池制造工艺复杂，技术门槛高、制造成本高，属于研发储备中的技术路线。国际上IBC技术最成熟的量产企业是SunPower和LG，其中SunPower研发IBC技术较为成熟，量产产能达到1.2GW，转换效率提升到25%，LG量产效率达24.5%。 HBC方面，仅有松下表示其HBC技术已进入可量产阶段。国内方面， 2021年5月，国家电投“青海产”中国首条量产规模IBC电池及组件生产平均效率超24%，单片电池功率提高约10%，达到国内最高水平，跻身国际先进行列；中环股份控股从SunPower拆分出来的Maxeon Solar以实现产业协同，于2021年6月推出使用IBC技术的Maxeon Air无边