去年，光伏电池厂商遭受两头挤压，上游成本下不去，下游规模起不来，结局就是盈利水平大幅下降。

电池厂商要想破局，除了指望硅料价格下降和装机需求提升外，还有一条依靠自己的破局之路，那就是技术变革。

技术变革意味着提高光电转换效率，效率提升代表更大的溢价空间，溢价的直接效果就是利润的进一步增长。

具体来说，光电转换效率每高出5个百分点，企业营收会相应增加20%左右，对于大厂而言就是百亿级别的营收增长！

当前，市面上八成以上的光伏电池均为PERC电池，即用P型硅片做的电池，而2019年隆基已经把PERC电池的效率提升至24.06%，几乎接近P型电池24.5%的理论效率极限。

既然P型电池的效率天花板已至，考虑到N型硅片的光电转换效率更高，那么N 型电池自然成了接棒主力。

不过技术变革周期下，N 型电池的技术路径还存在分歧，主流路线包括TOPcon、HJT和IBC三种，下面依次对比一下。

1. TOPcon

TOPcon的理论效率上限较高，28.7%的极限效率，既高于PERC的24.5%，也高于HJT的27.5%。隆基同样是当下TOPcon的纪录保持者，电池转换效率达到25.09%。

除了效率出众，TOPcon最大的优势在于性价比。TOPcon可以与PERC产线兼容，六成的PERC产线可以改造成TOPcon产线，只需对扩散、刻蚀和沉积设备稍加改造即可。

PERC产线每GW的投资成本在1.5至2亿元之间，而升级成TOPcon产线，成本仅小幅上涨，每GW的改造成本只需0.5至1亿元。

不过，工艺步骤上，PERC已经有10步，TOPcon在此基础上又增加了2到3步，工序太多造成的结果就是良率下降。

除了工序数量增多，多出来的这几道工序在技术上也存在挑战，使得良率进一步下滑。目前，PERC电池的良率基本在97%以上，而TOPcon的良率只有93%至95%。

工序繁琐就罢了，工艺路线还不统一，每家电池厂商都有自己的个性化设计，哪种更好目前还没有定论，后续仍需观察各种技术路径的优化进程。

材料成本上，TOPCon电池的整体成本比PERC电池高25%到30%，硅片和银浆占总成本的近八成，前者占63%，后者占16%。

这么看，降本的两条路就很清晰了，硅片上，大尺寸和薄片化是未来趋势，大尺寸化能降低单瓦加工成本，薄片化有利于节约硅料；银浆上，多栅技术、无栅技术以及银包铜技术有助于减少银浆用量。

小结一下，TOPcon的优劣势各有两点，优势在于光电转换效率的极限值高，并且可以在PERC产线基础上进行改造，设备投资成本小，而劣势在于步骤多、良率低，未来还需要在硅片和银浆的降本上继续下功夫。

2. HJT

HJT的名字很多，看到HIT、HDT、SHJ、异质结这几个词也别晕，统统指的同一个东西。

单纯比效率，HJT不如PERC，但HJT可以与IBC或钙钛矿叠加，使光电转换效率提升至30%以上。不过，无论是钙钛矿还是IBC，两者的具体应用现在看来还遥遥无期，5年内能不能落地还是个未知数。

除了效率的提升空间大，HJT在发电性能上也颇具优势。光致衰减低、双面率高、温度系数低、弱光效应以及载流子寿命长等特点，使HJT双面电池比PERC双面电池的每瓦发电量高出5到12个百分点。

工艺步骤上，相比于PERC的10道工序、TOPcon的12至13道工序，HJT只需4步即可完成，工艺步骤的简化带来的是良率的提升。

既然HJT效率提升空间大，发电性能和良率又优于TOPcon，那影响HJT爆发的阻力在哪里？

第一，设备投资成本，第二，材料成本。

与TOPcon不同，HJT产线与PERC产线完全不兼容，只能把整条产线全部换掉，每GW的设备投资成本在4.5亿元左右，平均比PERC高2.5亿元，比TOPCon高2亿元。

之前HJT的核心设备依赖进口，每GW的设备投资成本高达8至10亿元，但随着技术进步，设备目前已基本实现国产化，每GW的设备成本也减半，所以也不必太悲观！

就国内厂商而言，迈为股份、捷佳伟创以及还未上市的钧石能源等，已基本完成整线布局，成为HJT的核心设备供应商。

与TOPcon相同，硅片和浆料是前两大成本，但相比之下，HJT低温银浆用量更多，单片用量超200mg，是PERC用量的2倍以上，并且多出来一个TCO靶材，至今依赖进口，因此价格偏高。

所以，未来推进HJT量产的突破口在于，如何降低硅片、银浆和靶材的成本？

硅片的降本方式依旧是大型化和薄片化，但HJT的优势在于，HJT电池是对称结构，在不影响效率的同时易于薄片化，降本难度更小。

银浆的降本方式也依然是前面提到的三个技术，多栅技术可以使银浆用量下降35%，也就是使单片用量由200mg下降至130mg，而无栅技术和银包铜技术能使耗量降幅进一步扩大，由130mg继续下降至100mg以内，几乎接近PERC的银奖用量。

TCO靶材上，一是推进材料的国产替代，二是贵就少用点，通过改进TCO镀膜工艺，每片靶材的用量可以降低20至30mg。

小结一下，HJT的优势在于，虽然单纯转换效率不如TOPcon，但叠加IBC或钙钛矿可以打开效率增量空间，同时，发电性能和良率也优于TOPcon，但劣势在于，产线完全不兼容导致设备投资成本飙升，并且材料成本也比TOPcon要高。

3. IBC

IBC在三种路线中，工艺最复杂且结构设计难度最大，因此量产难度最大、速度最慢。

由于IBC电池没有金属遮挡，可以与其他电池技术结合，这一结构优势可以助力光电转换效率更上一层楼。

具体来说，与TOPcon结合可以制成POLO-IBC电池，与HJT结合可以制成HBC电池，而HBC电池代表当前光伏电池的最高效率，刚刚也提过，极限理论效率可以达到30%以上。

虽然与不同电池结合可以提升转换效率，但结合的同时，也保留了各自电池的工艺技术难点，结果就是，制备流程复杂繁琐，设备投资成本也远高于前两种技术。

因此，虽然已经实现0到1的突破，但距离大规模量产还有很长的路要走，中短期暂不考虑，当下市场争论的焦点主要集中在TOPcon和HJT上。

4. 对比与总结

短期看，HJT相较于TOPcon没有明显优势。

首先，二者目前的量产效率差不多，均在24%左右，单纯就效率上限而言，TOPcon优于HJT，虽然HJT可以叠加IBC或钙钛矿实现效率突破，但当前技术很不成熟，短期落地的概率极低；

其次，材料成本上，二者均未实现银浆用量的下降，况且HJT的银浆用量还更多，多出来的靶材也未能实现国产替代；

在设备成本上，TOPcon更具优势，在大规模PERC设备计提折旧以及新设备购置成本的压力下，改造为TOPCon产线、延长原有设备使用寿命是当下电池厂商比较现实的选择。

仔细想想，HJT工艺步骤少、技术路线明确这一点，其实也不完全算个优点。HJT4道工序中的其中2道就占据了七成以上的设备投资额，也就是说，下游大量依赖这两个环节的设备，相应的，设备厂商的议价能力更强，对电池厂商来说不是好事。

与HJT相比，TOPcon多达12至13道工序，每道工序的成本占比相差不大，加上技术还没定型，不同技术路线又对应不同的设备，上游设备厂商的议价能力相对较弱，电池厂商掌握更多主动权。

况且，HJT所有公司都走同一条技术路线，而TOPcon不同公司可以走不同的路线，技术的不同也容易形成自身的竞争优势。

所以，短期在二者效率差别不大的情况下，TOPcon在成本上更有优势，似乎是1至3年内性价比最高的选择。

降本增效一直是光伏发展的核心驱动力，随着技术进步，HJT在转换效率、发电性能以及良率上的优势会逐渐发挥出来。不过若想赶超TOPcon，HJT的降本速度要提上来，尤其是设备成本，等到设备成本与TOPcon相当甚至更便宜，HJT才具备成为主流的条件。

因此，未来3至5年，等技术日渐成熟，设备和材料成本降下来，HJT将更具竞争优势，如果在叠加技术上实现突破，甚至有把TOPcon完全替换掉的可能，但如果降本速度没有TOPcon快，那也可能就此凉凉。

长期看，IBC似乎更具潜力，毕竟能与其他电池结合的结构优势可以打开效率增长空间，奈何目前工艺太复杂，还停留在实验室的阶段。

不仅市场存在分歧，电池厂商内部也存在分歧。比如晶科能源更看好TOPcon，表示“无论在工艺制造成熟度或成本良率控制上,TOPcon是未来几年内的最佳方案”；而隆基、通威、爱旭以及捷佳伟创等厂商同时布局两种技术，在研发途中继续优中选优的同时，在市场需求发生变化时也方便随时切换路线。

最后，若要用一句话回答“三条技术路线，到底谁能接棒未来？”这个问题，飞鲸的答案是，“TOPcon短期性价比最高，HJT中期或将成为主流，IBC长期潜力最大”。

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来源：飞鲸投研