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2023-11-13 11:08
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1.引言
随着全球碳中和进程不断加速，叠加光伏发电成本持续下行，经济性不断提升，光伏装机需求高增长确定性较强。我们将对光伏全产业链进行全面及深入的研究，旨在基于长期看好光伏产业链发展的情况下，作出深入研究并为投资者提供参考。光伏产业链上游包括原料高纯度多晶硅材料的生产，单晶硅和多晶硅的制造，硅片的生产；中游包括光伏电池片，光伏组件（玻璃、支架、胶膜等）以及逆变器环节；下游是光伏发电的应用端包括光伏电站和分布式发电。本篇报告将聚焦于光伏产业链中技术迭代速度最快的中游电池片环节，将PERC、TOPCon、HJT、IBC电池的原理、结构、发展历史、工艺路线、转换效率、成本构成及各企业对各种类产能规划进行全面梳理。
从电池片的重要性来看，发电效率和使用寿命是光伏组件价值的核心参数：1）电池片的转换效率是其受光照时的最大输出功率和入射光功率的比值，是直接影响光伏组件乃至整个光伏发电系统发电效率的核心因素。转换效率更高的电池片有着更高的输出功率，用其封装形成的光伏组件的整体功率也会更高；2）电池片生产工艺的缺陷往往会导致单体电池片的内阻不均匀从而极易产生热斑现象，热斑效应是指单体电池片被小的物体遮盖，导致其所产生的电流变小，成为负载，轻则烧毁电池片，严重的会引起整片电池组件的燃烧，对组件使用寿命危害非常大。从这个维度来看，电池片的生产工艺水平直接影响光伏组件的使用寿命。
电池片上游主要包括原材料硅片和核心辅材银浆。从光伏电池片产业链上游来看，电池片主要原材料为硅片，主要辅材为银浆、铝浆和化学试剂，主要动力为电力。1）硅片：硅片是电池片主要原材料，在硅料价格持续上涨的背景下，硅片环节凭借其良好的价格传导能力且相对稳定的竞争格局，维持较好盈利能力；2）银浆：银浆为电池片结构中的核心电极材料，目前光伏银浆需求随着光伏行业的发展持续增长，但受制于高技术门槛，海外厂商市场份额较大，尚有较大的国产替代空间。从电池片成本构成来看，根据Solarzoom数据，硅片占电池片成本最高，约为74-75%；银浆是除硅片外电池片成本占比第二高的材料，约占电池片总成本的8%，占电池片非硅成本的33%，主要能源电力约占总成本的5%。
电池片下游为光伏组件制造商。从光伏电池片产业链下游来看，电池片主要与光伏玻璃、其他封装材料（背板、EVA胶膜等）共同封装形成太阳能电池组件，组件再与逆变器、支架等共同构成光伏电站发电系统。从电池片占组件成本比重来看，根据华经产业研究院，2021年电池片占组件成本比重为50.1%，同比-6.7pct，主要系硅料硅片、组件端的双重压力和供需关系影响导致电池片价格承压下行，但电池片仍为光伏组件成本的最核心组成部分，也是光伏组件降本的主要途径。
太阳能电池工作的原理为光生伏特效应和PN结。光生伏特效应是指当物体受到光照时，物体内的电荷分布状态发生变化而产生电动势和电流的一种效应，该效应是光伏发电的原理。电池片基本构造是运用P型与N型半导体接合而成，半导体最基本的材料是“硅”，纯净的硅是不导电的，但可以通过在硅中掺杂来改变分子结构：在硅晶体中掺入硼元素，即可做成P型半导体；掺入磷元素，即可做成N型半导体。电池片发电即是利用P型半导体有个空穴（P型半导体少了一个带负电荷的电子，可视为多了一个正电荷），与N型半导体多了一个自由电子的电位差来产生电流，当太阳光照射到半导体的PN结时，就会在PN结的两边出现光生电压，进而将硅原子中的电子激发出来，产生电子和空穴的对流，这些电子和空穴均会受到内建电场影响，分别被N型及P型半导体吸引，而聚集在两端。在此情境下，将两端外部用电极连接起来，形成一个回路，即可产生电流，这就是太阳电池发电的原理。
从提效原理来看，可将电池技术分为减少电学损失和减少光学损失两类。从光照到电流的传输，电池中间会经历：1）光学损失（光在电池片前表面被反射、长波长光未被有效吸收、正面电极造成的阻挡等）；2）电学损失（电子和空穴在复合中心复合、金属电极和金属栅线与半导体接触产生额外电阻等），光学、电学损失都会减少光电转换效率。为了降低光学损失，可通过增加减反射层（沉积SiNx原理）、陷光层（制绒原理）或将正面金属栅线放到背面（IBC电池原理）。为了降低电学损失，可进行场钝化或化学钝化处理，即通过提高硅片质量或改善金属和半导体接触方案来减小载流子的复合速率，提高载流子寿命，当前主要采用的方法有：选择性发射极（SE技术原理）、氧化硅+多晶硅（TOPCon电池隧穿层原理）、本征非晶硅+掺杂非晶硅（HJT电池原理）或富氢介质膜（HJT电池本征富氢非晶硅膜原理）。
传统电池片生产主要可以概括为6个步骤。从传统电池片制作工艺流程来看，主要可以概括为以下6个步骤：
1）清洗与制绒，主要目的是去除吸附在硅片表面的各类污染物，去除硅片表面的切割损坏层；利用陷光原理降低电池表面反射率，绒面凹凸不平可以增加二次反射，改变光程及入射方式，增加光的吸收，提高短路电流，进而提升电池转换效率。其中，因单多晶晶体结构差异，考虑到效率因素，多晶硅电池用酸制绒，绒面为不规则凹凸面；单晶硅电池用碱制绒，绒面为规则类金字塔结构；
6）烧结，即把印刷到电池片表面的电极在高温下烧结，使电极和硅片本身形成欧姆接触，提高电池片开路电压和填充因子，使电极接触有电阻特性以达到高转换效率。
各种类电池生产流程有所差异。值得注意的是，不同种类电池片在生产流程上有所差异，其中 PERC 电池生产工艺步骤在 10 步左右，较传统BSF 电池主要增加激光制备SE、双面氧化、背表面氧化铝/氮化硅复合膜制备环节； TOPCon 电池工艺步骤为 12~13 步； HJT 电池工艺流程较为简化，总步骤为 6 步（各种类电池工艺流程详细讲解见各章节工艺流程部分）。
全国电池片产量近十年来保持高速增长，CAGR高达33.5%。根据中国光伏行业协会（CPIA）发布的《中国光伏产业发展路线图（2021年版）》，全国电池片产量已经从2011年的11GW迅速增长到了2021年的198GW，2021年电池片产量同比增长46.9%，近十年的CAGR高达33.5%。根据中国光伏行业协会（CPIA）预计，2022年全国电池片产量将超过261GW。
2.5.2.PERC电池产能占比91%，短期仍然占据主流地位
PERC电池从传统铝背场电池升级改造而来，与BSF电池相比，光电转换效率更高。PERC(Passivated Emitterand Rear Cell)电池，全称为“发射极和背面钝化电池”，是从常规铝背场电池AL-BSF结构自然衍生而来。常规BSF电池由于背表面的金属铝膜层中的复合速度无法降至200cm/s以下，致使到达铝背层的红外辐射光只有60%~70%能被反射，产生较多光电损失，因此在光电转换效率方面具有先天的局限性。而PERC技术通过在电池背面附上介质钝化层，采用背面点接触来代替整个全铝背场，可以较大程度减少这种光电损失，从而提升光伏电池1%左右的光电转换效率。仅从结构上来看，两者是较为相似的，PERC电池仅比BSF电池多一个背钝化层。形成背面钝化叠层使得PERC电池能在降低背表面复合速度的同时，提升背表面的光反射，提升了电池的转换效率。
从设备端上来看，PERC电池产线相较于BSF电池产线需增添两套设备。PERC电池产线较常规BSF电池产线需要新增的设备包括：1）背面钝化处理（氧化铝+外覆氮化硅）；2）激光开槽设备，故从BSF产线升级到PERC产线极为方便，这也是目前PERC电池能在光伏产业中得到大规模应用的重要原因之一。
4）2018年-至今：PERC电池登录爆发期，成为市场主流。2019年PERC电池规模化量产加速，量产效率达22.3%，产能占比超过50%，正式超过BSF电池成为最主流的光伏电池技术。根据CPIA预计，到2022年PERC电池量产效率将达23.3%，产能占比将超过80%，市场份额仍将稳居第一。
从量产效率来看，PERC电池量产效率呈现逐年增长趋势，PERC单晶电池量产效率由2016年的20.5%提升至2021年的23.1%，据CPIA预计，2022年PERC单晶电池量产效率将达23.3%。从最高效率来看，截至目前，单晶双面PERC电池最高效率记录由隆基绿能于2019年1月创造，最高效率达24.06%（CPVT认证）。从理论极限效率来看，根据权威测试机构德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）测算，P型单晶硅PERC电池理论转换效率极限为24.5%，P型PERC电池量产效率已十分逼近理论极限效率，效率提升空间有限。
PERC电池产能持续攀升，市占率遥遥领先成为主流。根据中国光伏行业协会，2015年前，BSF电池为主流产品，占据了90%的市场份额。2016年起，BSF电池市占率呈现大幅下滑趋势，由2016年的87.8%下滑至2021年的5%，主要原因系BSF电池具有先天局限性，光电损失较大，而下游客户对高效电池片的需求日益显著致使BSF逐渐被淘汰；同期PERC电池市占率呈现大幅提升趋势，由2016年的10.0%攀升至2021年的91.2%，现已成为电池片主流产品。光电转换效率更高的N型电池（主要包括TOPCon和HJT电池）成本较高，量产规模仍较小，2021年市场占比约3%，较2020年基本持平。
光伏电池技术路线更新迭代速度快，先进路线格局未定。根据中国光伏行业协会预测，到2030年，光伏电池技术市场会进一步被高效电池产能所替代，N型电池将成为市场主流。具体来看，BSF电池产线从2015年后开始陆续退出了电池厂商的新增产线，预计未来市场占有率会进一步降低，最后被淘汰。转换效率更高的N型电池，包括TOPCon电池、HJT电池和背接触电池，会在未来十年内陆续释放产能，随着技术进步和成本降低，最终取代目前PERC电池的垄断地位。
N型电池的转换效率更高，未来将成为光伏电池片的主流技术。根据中国光伏行业协会CPIA统计，2021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23.1%，较2020年+0.3pct；采用PERC技术的多晶黑硅电池片转换效率达到21.0%，较2020年+0.2pct；N型TOPCon电池平均转换效率达到24.0%，HJT电池平均转换效率达到24.2%，两者较2020年均有较大提升，IBC电池平均转换效率达到24.1%。未来随着生产成本的降低及良率的提升，N型电池将会是电池技术的主要发展方向之一。
3.1.1.N型硅衬底，采用隧穿氧化层钝化接触技术
TOPCon电池技术利用隧穿氧化层，极大降低少子复合速率。TOPCon是（Tunnel Oxide Passivated Contact）的缩写，TOPCon电池属于一种钝化接触型电池。由于PERC电池金属电极仍与硅衬底直接接触，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，并产生大量的少子复合中心，对太阳电池的效率产生负面影响。若采用薄膜将金属与硅衬底隔离，则可以减少少子复合。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，即是TOPCon技术。超薄氧化层可以使多子电子隧穿登录多晶硅层，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，极大地降低复合速率，提升了电池的开路电压和短路电流，从而提升电池转换效率。
3）2021年-至今：电池效率屡创新高，TOPCon有望规模化应用。国内厂商加大对TOPCon技术的布局并步入行业前列，2021年隆基绿能在单晶硅片商业化尺寸TOPCon电池效率上首次突破25%，N型TOPCon转换效率达到了25.21%，2022年晶科能源自主研发的182N型高效单晶硅电池最高效率达到了25.7%，TOPCon电池或将开始启动规模化应用。
总体来看，目前TOPCon电池工艺还是以LPCVD本征+扩磷法制备为主流，该方法成熟度最高，但绕镀问题较严重；LPCVD+离子注入工艺路线目前占地面积较大，几乎没有绕镀问题但是设备成本昂贵，正逐渐被边缘化；PECVD原位掺杂法原则上没有绕镀问题，与PERC产线不兼容，更适合新的产线，后续有望通过工艺的成熟改善镀膜稳定性，成为主流技术。
TOPCon电池理论转换效率居各种类电池之首，极限效率高达28.7%。从理论极限效率来看，根据权威测试机构德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）测算，TOPCon电池的理论极限效率达到28.7%，高于HJT的27.5%和PERC的24.5%，且最接近晶体硅太阳能电池理论极限效率29.43%。根据隆基最新测算，TOPCon电池理论极限效率维持28.7%，HJT理论极限效率提升至28.5%，仍小幅低于双面TOPCon极限效率，双面TOPCon电池极限效率居各种类电池之首。
目前量产效率在24%~24.5%，最高实验室效率高达25.7%。从量产效率来看，根据EnergyTrend，目前TOPCon量产效率达24%~24.5%，头部电池厂商量产平均效率突破24%，包括中来、隆基在内的许多头部公司已经将实验室效率做到了25%以上，未来TOPCon电池产业化效率有更高的提升空间。从最高效率来看，2021年4月，经德国ISFH研究所测试，隆基单晶双面N型TOPCon电池转换效率达25.09%，硅片商业化尺寸TOPCon电池效率首次突破25%，是TOPCon发展进程重要里程碑之一。截至目前，TOPCon电池最高效率由晶科能源于2022年4月创造，由中国计量科学院检测实验室认证，全面积电池转换效率达到25.7%。
TOPCon电池和PERC电池的技术和产线设备兼容性极高。从设备角度来看，大部分的TOPCon产线可以从PERC产线升级得来，极大降低设备投资成本。此外，TOPCon产线延长了PERC产线生命周期，有助于降低折旧费用。TOPCon和PERC产线均为高温工艺，且TOPCon技术最大程度保留和利用了现有传统P型电池设备制程，主要新增的设备包括：多晶硅/非多晶硅沉积的LPCVD/PECVD/PVD设备、硼扩散设备等。
从非硅成本上来看，可以通过使用多主栅技术或使用银铝浆替代银浆来降低成本。根据Solarzoom，TOPCon电池成本结构中，主要包括硅片、银浆、水电和折旧，分别占总成本比重的62%、16%、6%和4%。目前TOPCon的成本仍显著高于PERC电池，主要原因系新增的工艺设备和高双面率导致银浆耗量提升。根据PVInfoLink统计，截至2021年底，TOPCon电池的非硅成本已经有能力低于0.3元/瓦，对比PERC电池仍然有0.18-0.22元/瓦的差距，主要原因系银浆单耗高，TOPCon的双面率高，正反面都需要使用银浆，根据PVInfoLink，M6型TOPCon电池使用的银浆约130mg，较M6型PERC电池高出约60mg，预计未来可以通过多主栅或背面使用银铝浆来降低非硅成本。
预计2022年TOPCon落地产能有望超过50GW。从产能角度来看，根据各公司生产规划统计，我们预计2022年TOPCon落地产能有望超过50GW。具体来看，2022年，晶科能源安徽合肥和浙江海宁项目预计投产规模将达到16GW，公司也是最早实现GW级TOPCon电池出货的厂商；从电池效率角度来看，目前公司N型TOPCon实验室转换效率高达25.7%，处于行业之首，量产效率则达24.5%，处于行业内领先地位。中来股份作为最早布局TOPCon的企业，目前山西一期8GW产线正处于设备安装阶段，预计2022年新增产能将达到6GW；从电池效率角度来看，目前公司N型TOPCon实验室转换效率高达到25.4%，量产效率则再24%以上。天合光能将TOPCon作为公司主打产品，宿迁8GWTOPCon项目预计将于今年下半年投产；从电池效率角度来看，N型i-TOPCon实验室转换效率达25.5%，量产平均效率达24.5%，此外，公司聚焦于高效N型TOPCon/钙钛矿叠层电池，拟达到钙钛矿/晶体硅两端叠层太阳电池效率大于29%的目标。根据我们预计，2022年TOPCon落地产能有望超50GW。从产能规划总量来看，根据EnergyTrend统计，截至目前TOPCon总产能规划达到162GW，目前新建的TOPCon产能都为新建产线，很少从PERC产线升级而来。
4.HJT电池：颠覆性技术异军突起，产业化降本路径清晰明确
4.1.1.异质结替代同质结，本征富氢非晶硅膜为核心工艺
本征富氢非晶硅膜是HJT异质结电池的核心工艺。异质结电池中，单晶硅层和掺杂非单晶硅层中间处会嵌入一层钝化材料，高质量的钝化层会对异质界面缺陷钝化、减少载流子复合、增大开路电压。在各钝化材料中，本征富氢非晶硅薄膜为当前的最佳选择，由于H原子的存在，界面处形成的Si-H键能使界面态悬挂键得到有效的饱和，界面态密度降低，少子寿命提高，增大开路电压。同时，异质结界面两端具有较大的界面势垒，富氢非晶硅膜能提供缓冲作用，调节能带偏移，降低隙态密度，减少漏电流，提高电池的输出性能。
4）2017-2022年：国内厂商加快HJT产业化步伐。2017年晋能科技成为了国内最早试生产HJT电池的厂商，此后越来越多的企业开始登录中试生产阶段，到2019年已有多家国内厂商宣布GW级HJT产能规划。2021年隆基绿能的研究团队更新HJT电池的理论极限效率至28.5%，并刷新纪录达到26.3%的实验室效率。
HJT电池理论极限效率为28.5%，目前量产效率在24%~24.5%，最高实验室效率高达26.5%。从理论极限效率来看，根据隆基最新测算，HJT理论极限效率为28.5%，仍小幅低于双面TOPCon电池的28.7%。从量产效率来看，根据EnergyTrend，目前国内多条HJT中试线上平均转换效率达24%~24.5%，HJT电池产业化效率仍有较大的提升空间。从最高效率来看，截至目前，HJT电池最高效率由隆基绿能于2022年6月创造，由德国ISFH研究所认证，M6全尺寸电池光电转换效率高达26.5%。根据PVInfoLink预计，随着设备的不断升级，2022年HJT有望实现25%+的量产效率。
2）温度系数绝对值低：光伏系统实际工作的温度是要高于实验室的标准室温，故高温下的电池性能尤为重要。根据Solarzoom，HJT电池的功率温度系数约为-0.25%/℃，相比PERC电池-0.38%/℃的温度系数存在0.13%/℃的优势。根据Solarzoom测算，如果考虑电池工作温度超出环境温度10~40℃，而全年平均环境温度相比实验室标准工况低5~10℃，则HJT每W发电量高出双面PERC电池约0.6%~3.9%。从温度系数角度来看，HJT电池能更好地减少太阳光带来的热损失；
4）工艺流程简化&低温工艺使得降本空间大：HJT电池的核心工艺包括：制绒、非晶硅沉积、TCO薄膜沉积和丝网印刷，全套工艺流程共计6个环节，远少于PERC电池的10个环节和TOPCon的12-13个环节。其中非晶硅沉积主要用PECVD方法，TCO薄膜沉积用RPD（反应等离子体沉积法）或PVD（物理化学气相沉积法）。工艺流程简化使得HJT电池从生产效率和产品良率上更有优势和提升空间，目前TOPCon电池良率在93%~95%的水平，而HJT电池良率在97%以上。此外，HJT采取低温工艺，采用硅基薄膜形成PN结，最高工艺温度在200℃以内，相比于传统的热扩散型P-N结在900℃高温下制备，一方面有利于薄片化（未来可实现100μm厚度）和降低热损伤进而降低硅片成本，另一方面因能源节约等因素非硅成本也表现更优。
HJT电池生产成本相较于PERC电池每瓦高0.18元。从HJT电池总生产成本来看，我们假设：1）税率为13%；2）设备折旧年限为6年；3）根据CPIA预计，2022年PERC电池转换效率将达23.3%，2022年HJT电池转换效率将达24.6%；4）根据硅业分会，上周硅片均价为5.72元/片，假设N型硅片溢价6%；5）根据普乐科技，目前M6PERC电池单片银浆耗量约80mg，根据CPIA，假设2022年HJT电池单片银浆耗量下降至170mg；6）根据中科院电工所，HJT电池使用的低温银浆较传统银浆溢价为2000元/千克；7）根据中科院电工所，M6HJT电池单片靶材耗量为168mg，靶材价格为2000元/千克。基于以上假设，我们测算2022年HJT电池总生产成本较PERC电池高0.18元/瓦，其中HJT电池非硅成本较PERC电池非硅成本高0.18元/瓦。
银浆成本在HJT电池非硅成本中占比近60%。从HJT电池成本构成来看，根据CPIA，HJT电池成本结构中，主要包括硅片、银浆、折旧和TCO，分别占比总成本47%、25%、12%和4%。从非硅成本来看，根据《HJT电池技术发展现状及成本分析》，银浆为最主要的非硅成本构成，占比总非硅成本的59%，主要原因系1）量：HJT电池所需的低温银浆导电能力较弱，故HJT电池银浆耗用量高于PERC和TOPCon电池，根据CPIA，2021年P型电池正银+背银消耗量共计约96.4mg/片；TOPCon电池正银+背银消耗量共计约145.1mg/片，而HJT电池双面低温银浆消耗量约190mg/片；2）价：低温银浆的国产化率较低，目前价格大幅高于高温银浆，根据《HJT电池技术发展现状及成本分析》，低温银浆较高温银浆溢价约2000元/千克。在量价的双重影响下，银浆为HJT电池最主要的非硅成本构成，占比总非硅成本近六成，未来将成为HJT电池的主要降本路线之一。
1）银浆：目前的光伏银浆分为高温银浆和低温银浆两种，主要的区别在于工艺温度，传统的P型电池和N型TOPCon使用高温银浆，HJT只能使用低温银浆。HJT电池是在晶硅基片使用薄膜技术制作PN结、减反射层和导电层的新型电池工艺技术，其整个电池制作前道过程的工艺温度均不超过200℃。高温银浆成型需要700℃以上的高温，若使用高温银浆作HJT电池的正负极，会对其薄膜结构造成非常大的损伤，故目前HJT电池只能采用树脂固化型的低温银浆制作电池的正负极。由于低温银浆的导电性和印刷性较差并且HJT电池双面均需要使用银浆，为了保证低电阻和高电导传输，HJT电池的低温银浆浓度要求更高，耗量更大。
b）单片耗量上：1.多主栅、无主栅技术可以在减少电池转换效率的基础上，增加组件的导电性，降低银浆耗量，根据中科院电工所，5BB技术、9BB技术、12BB技术的单片HJT电池耗银量分别在350mg/片、200mg/片、130mg/片；2.银包铜工艺，即是在铜的表面包裹银粉，低温加工工艺使铜作为导电材料从而降低银的使用量，根据中科院电工所，银包铜MBB技术的单片HJT电池耗银量为100mg/片；3.激光转印技术为非接触式印刷，制作出来的栅线更细，根据帝尔激光公司公告，激光转印技术在PERC电池上验证的银浆耗量节省约30%，在HJT电池上的节约量会更大。目前帝尔激光太阳能电池激光工艺设备全球市占率第一，激光转印技术走在国际前沿，迈为股份也在积极布局该技术，预计未来短期内还是多主栅MBB技术为主，而长期来看激光转印技术也在不断研发，有望助力HJT降本。
3）硅片：HJT电池的异质结结构更适合硅片的薄片化，具备天然优势。HJT电池的对称结构能够降低机械应力，硅片的碎片率更低；低温工艺使得良品率更高；在硅片变薄的情况下，HJT开路电压上升，短路电流下降，转换效率基本不变。根据CPIA测算，2021年，用于TOPCon电池的N型硅片平均厚度为165μm，用于异质结电池的硅片厚度约150μm，用于IBC电池的硅片厚度约130μm，根据东方日升公司公告，HJT电池的硅片厚度降到100μm基本不影响效率。根据索比光伏网，硅片厚度每降低10μm，单片硅片成本将降低3%~5%。
HJT产业化持续推进，产线适配仍需磨合。HJT电池产线与PERC产线不兼容，行业“新进者”纷纷布局HJT电池，使得目前HJT电池产线大部分仍以小规模为主。具体来看，截至目前，华晟新能源已形成异质结电池和组件产能各2.7GW，规模居全球异质结领域第一，公司规划三期4.8GW产线预计将于2023年完成；从转换效率来看，华晟210mm尺寸微晶异质结电池片批次平均效率已达24.73%，生产线冠军电池片效率高达25.1%。金刚玻璃1.2GW产线目前处于产能爬坡状态，2022年6月，公司宣布建设4.8GW高效异质结电池片及组件项目；从转换效率来看，6月异质结非晶电池平均转换效率达24.28%，微晶转换效率达24.95%，微晶MBB（即电池栅线为12主栅）转换效率达25.3%。东方日升将原先100MW的异质结
产线改造并扩产至500MW的异质结薄片产线，第一片产品于5月10日顺利下线，公司宁海15GWHJT电池+15GW组件的一期部分（即5GW电池+10GW组件）预计2023年4月达产；从转换效率来看，公司HJT技术团队反馈原先的158异质结产线平均效率可达25.2%。根据迈为股份预计，2022年HJT新增产能大概在20-30GW。根据EnergyTrend预测，HJT电池项目总产能规划超过150GW。
5.1.1.正面无金属栅线，优势与挑战并存
IBC电池正面的无金属栅线设计，最大程度减少光学损失。IBC电池（interdigitated back contact）中文名称为交叉指式背接触电池。IBC电池正面无金属栅线，发射极和背场以及对应的正负金属电极呈叉指状集成在电池的背面，这种独特结构避免了金属栅线电极对光线的遮挡，结合前背表面均采用金字塔结构和抗反射层，最大程度地利用入射光，相较于PERC等其他技术路线的电池减少了更多的光学损失，具有更高的短路电流，有效提高IBC太阳电池的光电转换效率。电池前表面收集的载流子要穿过衬底远距离扩散至背面电极，故IBC电池一般采用少子寿命更高的N型单晶硅衬底。
4）2017年-至今：IBC技术形成三大分支化路线。随着工艺成熟和设备成本下降，IBC电池逐渐形成了三大工艺路线：a）以SunPower为代表的经典IBC电池工艺；b）以ISFH为代表的POLO－IBC（集成光子晶体的多晶硅氧化物叉指背接触）电池工艺；c）以KANEKA为代表的HBC（IBC与HJT技术结合）电池工艺。2021年黄河水电建成了中国首条IBC电池量产线，产能200MW，平均效率突破24%。2022年ISFH设计的POLO-IBC电池进一步打破了IBC电池的效率极限，通过改进钝化转换效率有望提高到29.1％。
IBC电池工艺流程相对复杂，核心要解决制备指状间隔排列的PN区、金属化接触和栅线的问题。在电池背面印刷一层含硼的叉指状扩散掩膜层，硼经过扩散之后在N型衬底背部形成P+发射极，未印刷掩膜的区域，经过磷扩散后形成N+区。在电池前表面制备金字塔状绒面来增强光的吸收，同时在前表面形成前表面场（FSF）。前表面多采用SiNx的叠层钝化减反膜，背面采用SiO2、AlOx、SiNx等钝化层或叠层，最后在背面选择性地形成P和N的金属接触。
2）FSF：在电池前表面进行磷掺杂，形成前表面场结构（FSF），该结构的特点是在电池前表面形成高浓度的掺杂，与高电阻率的硅衬底形成N+/N高低结，产生自上而下的电场，驱使空穴向下运输，电子向上运输，从而降低少数载流子的表面复合，起到良好的钝化作用，有利于效率提升。
IBC电池在当前各电池技术效率最高，国际上SunPower处于领先地位。自1985年以来，美国SunPower聚焦于研发IBC电池，是首个能够实现量产IBC电池的公司。自推出一代IBC电池后，SunPower不断往两个方向升级IBC电池技术：1）更简化的制程，及更低成本工艺；2）更好的钝化技术。从SunPower最新披露信息来看，其最新一代IBC电池，已吸收了TOPCon电池钝化接触的技术优点，保留了铜电极工艺，量产工艺已经简化，成本在可接受范围，转换效率达到25%以上。
IBC效率溢价难以覆盖成本溢价，TBC/HBC路线逐渐成型。2021年，PERC单晶电池平均转换效率已到23.1%，TOPCon电池和HJT电池平均转换效率分别达到24.0%和24.2%，经典IBC电池获取的效率溢价，难以覆盖其成本溢价，故经典IBC工艺路线竞争力逐渐衰弱。在此背景下，IBC电池慢慢成为了一种平台型电池技术，厂商在该技术上结合TOPCon和HJT的特点，IBC电池逐渐形成了三大工艺路线：1）以SunPower为代表的经典IBC电池工艺；2）以ISFH为代表的POLO-IBC电池工艺；由于POLO-IBC工艺复杂，低成本的同源技术TBC电池工艺（TOPCon-IBC）更具优势；3）以Kaneka为代表的HBC电池工艺（IBC-SHJ）。
HJT+IBC=HBC，当前晶硅电池研发效率的最高水平。HBC工艺即在硅片表面采用本征非晶硅进行钝化，在背面分别采用N型和P型的非晶硅薄膜形成异质结，该结构充分利用了非晶硅优越的表面钝化性能，并结合了IBC结构没有金属遮挡的优点，有效提升电池转换效率。从HBC量产效率来看，根据普乐科技，HBC电池量产转换效率达25%~26.5%。从HBC最高效率来看，2017年，Kaneka将HBC电池世界纪录刷新到26.63%，这也是迄今为止晶硅太阳能电池研发效率的最高水平。IBC与非晶硅钝化技术的结合是未来IBC电池效率提升的方向之一。
TOPCon+IBC=TBC，极具性价比的IBC衍生工艺路线。将TOPCon钝化接触技术与IBC相结合，即是TBC电池，又名POLO-IBC电池。多晶硅氧化物（POLO层）选择钝化接触技术是通过生长SiO2和沉积本征多晶硅，采用高温退火方式使正背面SiO2钝化薄层形成局部微孔，通过微孔和隧穿特性实现电流的导通。因此,将POLO技术用于正面无遮挡的IBC太阳电池，能在不损失电流的基础上提高钝化效果和开路电压，获得更高的光电转换效率。从TBC量产效率来看，根据普乐科技，TBC电池量产转换效率达24.5%~25.5%。从TBC最高效率来看，Fraunhofer创下实验室最高转换效率记录26.1%。
从转换效率来看，TBC技术和HBC技术均优于经典IBC技术。根据普乐科技，经典IBC的量产效率在23.5%-24%之间，TBC在24.5%-25.5%之间，HBC在25%-26.5%之间，实验室中的效率分别能够达到25.2%，26.1%，26.63%。TBC技术和HBC技术在转换效率层面优于经典IBC技术。
精简工艺步骤、降低制造成本，是实现IBC电池产业化的关键因素。IBC电池只需背面印刷银浆，银浆耗量比TOPCon和HJT电池低，且背面银浆不必考虑栅线遮挡问题，可适当加宽栅线，从而降低串联电阻。电极背置需要用到掩膜工艺，该工艺对图形化和分辨率有一定要求，产线上要增加背部掩膜、开槽、激光消融等图形化处理设备，根据普乐科技测算，目前经典IBC的设备投资额约为3亿元/GW左右。
头部电池厂商开始布局XBC电池，预计今年能看到少量产能落地。具体来看，隆基绿能计划在泰州隆基电池厂内，在原年产2GW单晶电池项目的基础上对生产线进行技术提升改造，改建成8条HPBC（即P-IBC电池）高效单晶电池产线，4GW的电池片产线预计将于今年8月投产。爱旭股份于2021年发布了具有自主知识产权的基于IBC技术的ABC电池，目前已有800MW的实验及中试线产能，共计规划N型ABC产能52GW（珠海基地26GW+义乌基地26GW），其中珠海基地6.5GW量产项目正有序推进中，预计今年三季度可建成投产。
（研报：东亚前海证券 段小虎）
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