今年光伏賽道非常火熱，一方面是光伏的計劃裝機量飆升，另一方面隨著主導技術PERC的光電轉換效率逼近理論極限，正處于技術迭代的關鍵時刻。
光伏行業有一個特點，就是主導技術會占據絕大部分的市場份額。今天占據絕對市場地位的PERC（發射極鈍化和背面接觸），曾經打敗了舊霸主BSF（鋁背場電池）。但如今PERC也逐漸接近自己的光電轉換效率理論極限，下一代主導電池會是誰？
當下就出現了明顯的技術分流，一路以TOPCon（隧穿氧化層鈍化接觸）為代表的漸進式創新技術，工藝與PERC技術一脈相承，70%的PERC生產線可以復用，只需要進行幾步工藝的迭代升級，傳統巨頭很多選擇了這條路線，但缺點在降本空間低，以及良品率還有所欠缺。
另一路是以HJT（本征非晶層異質結）為代表的顛覆性技術，擁有更簡潔的工藝流程（只需要4步）、高轉換效率等優勢，但它是全新的工藝體系，需要重建生產線，并且HJT的低溫工藝導致銀漿消耗量增加，如何把高昂的成本降下來是首要目標，新玩家多數以此破局。
在當下時間點判斷誰會稱霸下一代光伏電池還為時過早（最近IBC技術也興起了一股熱潮），不過無論哪種技術，最終LCOE（平準化度電成本）都是評價的唯一標準。我們今天這篇文章，就從PERC替代BSF的歷史講起，再來分析TOPCon與HJT等下一代電池技術的優劣勢，這樣的技術進步就像是接力賽，維系了光伏行業的高速增長，以下：
曾經的單晶與多晶之戰，及光伏電池的技術迭代路徑；
光伏電池分成幾大類？
TOPCon重兵先至：與PERC產線復用享有成本優勢，如何增加降本空間、提升良品率是主要目標；
HJT如箭在弦：更簡潔的工藝與高轉換效率，如何把高昂成本降下來是首要目標；
1
曾經的單晶與多晶之戰
及光伏電池的技術迭代路徑
早在2016年，隨著太陽能光伏板的產能擴張，太陽能就已經成為了一種廉價的電能來源。專家們預言，太陽能光伏發電取代化石燃料只是時間問題，雖然在那時太陽能還只能滿足世界不到1%的能源需求。
在人類的歷史中，每一次科技革命也離不開一種新的能源來源，第一次工業革命是利用煤炭驅動的蒸汽機，第二次工業革命是利用石油的內燃機，第三次IT革命則是利用電力的計算機，降本增效一直是人類利用能源的永恒主題。
從能源利用效率的角度看，太陽無疑是最直接的一級能源。雖然石油、天然氣和煤炭等化石燃料今天提供了世界上80%以上的初級能源，但它們恰恰是古老的太陽能儲備，古生物利用光合作用將太陽能儲存為化學鍵，變成遺骸后經過千百萬年的碾壓和加熱，在巖層下的它們變成了我們今天使用的高能量燃料。
但如果我們可以繞開這些低效的轉換鏈條，直接利用太陽照射到地球上的光束，無疑是損耗更低的方式。
光伏之所以還沒有成為更主流的能源，核心原因之一是光電轉化率受S-Q極限（肖克利奎伊瑟極限）的制約，極限效率為33.7%。目前硅基光伏接近硅基單結極限29.3%，制造成本也接近極限。S-Q極限是基于P-N節單結的理論計算，未來有可能通過多結來突破。
經濟性是所有能源選擇最核心的原因，光伏在近幾年開啟大規模運用，主要就是因為發電成本大幅下降。根據IRENA統計，光伏發電的度電成本在2010-2020年間平均下降了85%以上，達到了與傳統能源發電平價的水平。
而在經濟性背后，是技術進步。光伏行業是殘酷的，一旦新技術取得LCOE（平準化度電成本）優勢，舊技術就幾乎會被完全淘汰，在同一應用場景下LCOE是評價光伏技術的唯一標準，沒有共存的可能，沒能及時轉型的公司也會因此破產。
光伏產業發展至今，在實驗室中出現了眾多技術路線，令人眼花繚亂。新技術要快速成為主流，替代時間點一般出現在已有絕對成本優勢、并會隨時間持續拉大時。有些技術很快完成替代，而有些分歧甚至經歷多年發展才有了最終的產業定論。
光伏行業的上一輪技術路線大戰，是單晶硅和多晶硅之爭，從上世紀70年代開始持續了約半個世紀。雖然多晶自出現以來，其轉換效率和實驗潛力一直低于單晶，但因簡單的工藝、便宜的生產設備、更大的產能等優勢，令其綜合性價比彌補了光電轉換效率的劣勢，在2016年之前多晶的BSF技術占據了市場的絕對主流（90%以上）。
但在2016年之后，隨著單晶的工藝更成熟，比如金剛線切割的技術突破，都使PERC電池技術更加成熟，體現出絕對成本優勢，再加上PERC本身的光電轉換效率更高，因此在2017-2021年左右，單晶的PERC快速完成了技術替代，從2016年的10%市場份額，一路殺到91%。
按現在的硅基轉化效率計算，光電轉換效率每提升1%，相當于能提升4%的發電增益。由于光伏行業的技術替換如此徹底，一些BSF時代的光伏巨頭來不及轉身，最終破產，例如曾經的光伏巨頭無錫尚德。技術變革有其殘酷的一面，押注新技術雖然不容易，但如果不能實現自我革新，被顛覆必然是最終命運。
在2022年的末尾，雖然P型電池的PERC技術仍然占據市場主流，但已經越來越接近理論轉換效率極限（24.5%），導致P型PERC單晶電池很難再有大幅提升，技術替換的時間點又一次到來。
而N型電池具有轉化效率高、光致衰減低、溫度系數低等優勢，有望接棒P型成為下一代技術主流。下面我們就來分析N型電池中被市場討論最多的TOPCon與HJT技術，它們的優劣勢、如今被卡在什么環節、降本增效的路徑怎么走……
2
光伏電池分成幾大類？
在具體分析TOPCon和HJT之前，我們想先簡單說一下光伏電池的技術原理，比如剛剛提到的P型電池和N型電池，如果您已經了解，可以跳過此部分。光伏行業有很多專業術語，篇幅有限，我們也無法介紹得太細，我們只把一些基礎概念介紹清楚。
對于晶硅光伏電池，發電的核心結構是PN結。硅作為一種半導體材料，導電能力來自于可自由移動的電子和空穴兩種載流子。由于空穴本質上是電子躍遷到導帶自由移動后在價帶留下的空位，因此二者是成對同時形成的。
首先，如果是一塊完全純凈的硅材料，兩種載流子數量濃度相同，被稱為本征半導體，這種狀態下并不具備發電能力。
于是科學家發明出一種辦法，在純凈的硅材料中摻入少量硼等三價元素原子，這就是我們所說的P型半導體。由于雜質原子最外層電子數比硅少一個，多余的空穴就被引入，導電時將發揮主要作用，電子則成為少數載流子。
而如果摻雜磷等五價元素，則會形成N型半導體。光伏發電的產生，就需要P型和N型半導體相互接觸形成PN結。光照條件下，硅原子外層電子吸收了光子能量而躍遷，P端和N端形成電勢差，當接入外部電路形成回路后即可對外發電。光照停止后，發電過程也隨即停止，所以光伏電池本身是發電產品，不儲存電能。
光伏電池主要通過在硅片表面，高溫擴散摻雜元素的方式來形成PN結。如果擴磷，就是P型電池，以前的BSF電池和當下的PERC都屬于此類；如果擴硼，就是N型電池，下一代電池TOPCon就屬于此類。不過HJT不需要硼擴過程，是在N型硅片上沉積P型非晶硅層。
由于擴磷相對容易，所以P型電池更早成熟。擴磷所需的反應溫度不用太高、時間較短，硅片也相對不容易發生曲翹、碎片、氧沉淀的問題，有利于電池良率的提高。
相比之下，制造N型電池所需要的擴硼，推結時需要900℃以上，且時間更長，工藝也復雜得多。但N型電池擁有更高的少數載流子壽命，這是它最核心的優勢，可以制作更高光電轉換效率的電池。并且溫度系數低、弱光性好、抗衰減性強，可帶來額外的發電量增益，所以下一代電池技術TOPCon、HJT都采用了N型電池技術。
3
TOPCon重兵先至：
與PERC產線復用享有成本優勢，
如何增加降本空間、提升良品率是主要目標
1.TOPCon的技術原理與優劣勢
TOPCon電池技術，全稱即隧穿氧化層鈍化接觸技術。由于PERC電池的金屬電極，仍與硅襯底直接接觸，這會對光伏電池的效率產生負面影響。
因此，用薄膜將金屬與硅襯底隔離的方案應運而生，TOPCon在電池背面制備一層超薄氧化硅，再沉積一層摻雜硅薄層，二者共同形成了隧穿氧化層鈍化接觸結構，極大降低金屬接觸復合電流，提升了電池的開路電壓和短路電流，從而提升電池轉化效率。
TOPCon電池的理論效率極限為28.7%，目前平均量產效率超過24%，相比P型PERC電池有更高的效率空間，這是TOPCon的一大優勢。
TOPCon的第二大優勢，是與現有PERC產線兼容，只需在工藝上額外增加3-4步便可進行升級，約有70%的設備可以兼容。相比于HJT需要完全更換生產線，TOPCon成本更加可控，可以控制在1.8億/GW以內。在面臨大規模PERC產線設備資產折舊計提壓力下，升級為TOPCon電池，拉長設備使用周期，降低沉沒成本，令TOPCon具備很好的性價比。
從整個工藝生產流程上來講，PERC大致可分為8道工序左右，從清洗制絨，到擴散摻雜，到邊結絕緣、到刻蝕、到背部鈍化、減反膜，激光開槽、絲網印刷等等。TOPCon在這8道工藝流程的基礎上，又增加了4道左右，主要是硼擴、多晶硅膜制備、氧化硅膜制備，以及磷摻雜等等，其他工序相似程度較高。
其中，TOPCon制備工藝中最核心的環節是多晶硅的沉積，新增的核心設備也就是LPCVD（低壓化學氣相沉積）、PECVD（等離子體化學氣相沉積）設備以及鍍膜設備環節。目前最成熟的方案為LPCVD路線，通過熱氧法生長隧穿氧化層，通過LPCVD沉積多晶硅層，隨后進行磷擴散。
不過LPCVD鍍膜均勻性好，致密度高，但是效率上沒有優勢，同時繞鍍問題也是其主要制約之一。繞鍍的主要原因是，TOPCon用到大量石英管式的設備，這是沿著PERC技術路線發展而來的，通常稱為熱壁式CVD，整個石英管在工作的時候都是被加熱的，它會帶來繞鍍（繞擴）問題，就是會產生繞到背面鍍上一層膜，或者繞到背面產生擴散等等問題。
這可能是一種原理性的缺陷，可以通過工藝來改進，但可能難以根除難，也許未來通過一些新技術，比如熱絲CVD做無氧擴硼來部分解決。
2. TOPCon的成本拆分與降本路徑
以上談了很多TOPCon的優勢，那么下面來看看TOPCon的劣勢。其中最核心的在于，由于TOPCon延續了PERC的高溫工藝，使其未來在涉硅環節的成本降低方面，空間變得狹小。
光伏電池的成本，主要包含兩大類：一類是涉硅成本，一類是非硅成本。涉硅成本主要是硅片；非硅成本主要有漿料、靶材等，其中成本占比高的是漿料，TOPCon在制備中需要用高溫銀漿。一般情況下，其成本占比分別為硅片62%、漿料20%、其他6%，硅片與漿料成本占比超過80%。
無論是TOPCon還是HJT，一大降本路徑就是把硅片切薄。為什么說TOPCon在涉硅環節的降本空間狹小？主要就是因為TOPCon需要高溫工藝，硼擴環節需要大概1000度的高溫，燒結環節大概也需要800度左右，如果硅片切的太薄，會產生嚴重的翹曲，一旦有翹曲，在后續的絲網印刷中很容易碎裂。
如今硅片對應的原材料硅料，目前價格也比較高。現在業界正在從175μm，逐漸切薄到160-165μm，產業界共識是極限在140μm。
另一大降本路徑是減少漿料，例如減少柵線的銀漿用量等工藝改進，但這一點不是TOPCon獨有的，與其他技術路徑共享。
所以如何增加降本空間，是TOPCon若要大規模運用的首要問題。此外，TOPCon的良品率還有待提升，目前平均良率在96%左右，如果到不了99%以上，不能解決良品率問題，TOPCon就很難真正大規模應用。因為太陽能電池作為一款大宗工業品，很多工廠都是幾百億流水，如果因為良品率而影響利潤，這個技術的上量就會嚴重受阻，它可以達到幾個GW，但是要想達到幾十GW會困難。
在這個第二代光伏電池向第三代演進的時刻，TOPCon對現有技術進行改進，以漸進式創新重兵先至。
不過能否取得最終技術路徑的主導權，也需要看其他技術的發展速度，下面我們就來分析另一路更具顛覆性的技術——HJT（異質結）。
4
HJT如箭在弦：
更簡潔的工藝與高轉換效率
如何把高昂成本降下來是首要目標
1.HJT的技術原理與優劣勢
HJT全稱為本征薄膜異質結電池，它是對稱雙面電池結構，中間為N型晶體硅。HJT電池也是基于N型硅片而制備的新型電池，具有電池效率高、溫度系數低、不存在光致衰減（LID）和電位誘發衰減（PID）效應等優勢。
HJT電池擁有眾多優勢。據民生證券分析，第一是制備工藝流程很短、良品率高。HJT只需要4步環節：制絨、非晶硅沉積、TCO沉積、絲網印刷，遠少于PERC和TOPCon的10+步驟。
這也使得HJT的良品率目前比較高，行業里無論是中試線還是GW級量產線，良率普遍在98.5%以上，很快會達到99%。
第二是轉換效率高。主要得益于N型硅襯底，以及非晶硅對基底表面缺陷的雙重鈍化作用。目前量產效率普遍已在24%以上，25%以上的技術路線已經非常明確，即在前后表面使用摻雜納米晶硅、摻雜微晶硅、摻雜微晶氧化硅、摻雜微晶碳化硅取代現有的摻雜。HJT未來疊加鈣鈦礦轉換效率或可提升至30%以上。
第三是低衰減。HJT電池首年衰減1-2%，此后每年衰減0.25%，遠低于PERC電池的衰減情況，也因此HJT電池全生命周期的發電量要高出PERC電池。背后的原理在于，HJT電池襯底通常為N型單晶硅，而N型單晶硅為磷摻雜，不存在P型晶硅中的硼氧復合、硼鐵復合等，所以HJT電池對于LID效應是免疫的。HJT電池的表面沉積有TCO薄膜，無絕緣層，因此無表面層帶電的機會，從結構上避免PID發生。
第四是溫度系數低。HJT的低溫度系數意味著，在組件高溫運行環境中，HJT電池具有相對較高的發電性能，從而實現發電量增益，并且降低系統的度電成本。所以HJT電池尤其適合沙漠等高溫場景。
再結合HJT電池雙面率高和弱光效應等等優勢，綜合來看雙面HJT電池全生命周期每W發電量，會顯著高于雙面PERC電池，相對優勢在7%左右。
不過HJT聽起來一切都好，但為什么還沒有大規模替代PERC呢？
目前限制HJT量產的核心原因，就是成本太高了，HJT幾乎所有環節的成本都高于PERC。下面我們來看看HJT成本高昂的原因，以及可能的降本路徑。
2.HJT的成本拆分及降本路徑
HJT與PERC的工藝路線完全不同，無法延伸或升級，只能重新投產線，因此PECVD等制膜和真空設備的投入會帶來非常高的轉換成本。
PERC、TOPCon核心的制結工藝，均屬于600℃以上的高溫工藝體系，而HJT是采用200℃以下低溫超薄薄膜工藝，這是制備上的核心區別。
這種工藝的不同是雙刃劍，一方面導致現有產線無法復用，但另一方面也帶來了新的可能性，比如把硅片切得更薄。
在HJT電池的總成本中，硅片和非硅材料成本占比最高，分別是47%和33%，兩者占到總成本的80%。HJT能否搶在其他技術路徑成熟之前，快速降低成本，將起到決定性作用。
HJT的降本將主要圍繞硅片切薄、降低銀漿用量使用兩方面展開。
硅片無論是TOPCon還是HJT，都是第一大成本，所以硅片薄片化，降低硅耗量，是電池片環節降本的必經之路。HJT由于采用了低溫工藝，可以使用更薄的硅片，碎片率更低，因為不會因高溫引發物理形變。有業內人士表示，HJT硅片厚度有望實現100μm，而TOPCon和PERC目前能實現的在160μm上下。
如果HJT在2022年底能夠實現120μm的量產，與TOPCon和PERC的160μm中間相差40μm，以現在硅料的價格每差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，而我們知道1GW等于10億瓦，所以1GW的產線就相差了1億元。
另一大降本路徑是降低銀漿消耗量。由于HJT是低溫工藝，所需要的是低溫銀漿，不會有TOPCon或PERC在高溫下的熔融狀態，在和TCO導電膜接觸過程中，就不會結合得那么好，接觸電阻變大，最后導致電流小、效率低，為了減少接觸電阻，就需要把整個柵線接觸面積做大，那消耗量自然要增加。只有讓導線的截面積越大，它的電阻越小，導出的電流越高，最終效率才越高。
同時，低溫銀漿的國產化率較低（只有5%左右，主要在日韓），其價格目前大幅高于TOPCon和PERC的高溫銀漿。
目前產業界在嘗試很多降低銀漿消耗量的手段，包括銀包銅、銀合金、銅電鍍、多主柵、非接觸激光印刷技術（PTP）等等，這里我們主要介紹銅電鍍和銀包銅。
銅電鍍是一種非接觸式的電極金屬化技術，在基體金屬表面通過電解方法沉積金屬銅制作銅柵線，收集光伏效應產生的載流子。銅電鍍可以取代銀漿，同時縮短線寬、增加光照面積，提高轉換效率。電鍍銅能把成本下降至0.07-0.08分/W，相比銀漿下降一大半。
銅電鍍的過程，類似于半導體中光刻工藝。先是圖形化，硅片經制絨清洗、非晶硅沉積、TCO薄膜沉積后，在TCO薄膜表面沉積一層絕緣減反射膜；絕緣減反射膜為掩膜層，利用激光燒灼掉所設計電極圖形處的絕緣減反射膜，清洗后露出下方的TCO薄膜，即電鍍銅附著位置。
然后是金屬化，通過電鍍在目標圖形處制備銅電極；之后去掉掩膜及種子層，電池正反面均需重復此項操作。這個過程類似于半導體中光刻工藝的涂膠、曝光、顯影、刻蝕/離子注入、去膠過程。電鍍銅目前的主要問題集中在脫柵、氧化、環保以及設備投資成本高等，產業界仍在進一步迭代。
銀包銅簡單來說是在銅的表面包裹銀粉，其中要利用物理或化學的方法，在銅外面長出一層均勻的銀包在銅外面，產生一顆一顆小的銀包銅的納米球，再用它去做成漿料，在低溫加工工藝中令銅作為導電材料，從而降低銀的使用量。
銀包銅技術，以前被用在半導體被動元件里的導電漿，電子行業有不短的使用歷史，現在產業界在嘗試改造它的印刷性能，以用在太陽能電池上。
一般低溫銀漿中銀含量約92%，8%為有機物玻璃粉等，而銀包銅中銀、銅、有機物的含量配比產業界在嘗試中，已經能實現60%/30%/10%，目標期望是要將銀含量降低到50%以下，例如41%/51%/8%的配比，同時保證性能和純用銀漿相同。
如果通過銀包銅技術將銀比例降到50%，那每瓦0.18元的銀漿成本會大幅下降，不過會增加一點銅的成本（銅很便宜，不會高于每瓦0.01元）、漿料用量會上升，以及新的加工費。
目前業界對銀包銅的質疑在于，擔心銅是否會流出來，傷害硅片的導電性。可以說：目前關于銅是否會流出來，說法不一，有的認為銅會逐漸遷移至表面，并被氧化；實證測試也效果不一。不過，銅無法穿透ITO到達硅片以傷害半導體的電特性，已是行業共識。
如果要說銀包銅的劣勢，最核心的在于它沒法提效，因為銀的導電性能還是比銅要更好，所以銀包銅技術路線僅是一個降本路線。其次是可能會帶來潛在的組件質量可靠性下降，但具體還有待實際測試；再者是降低銀消耗量有下限，無法一直降低。但在HJT成本高昂的今天，降本是第一步。
當然，除了以上提到的硅片成本和銀漿外，HJT的成本高昂還體現在非硅材料中的靶材、設備投資較高等等。在靶材方面，HJT需要額外沉積透明導電層，所用的ITO（PVD路線，物理氣相沉積）或IWO（RPD路線，反應式等離子體鍍膜設備）等靶材價格較高，且國產化率低。在設備投資方面，目前HJT的設備投資額為3.5-4億元/GW，為PERC（約1.5~2億元/GW）、TOPCon（1.6-1.8億元/GW左右）的2倍以上。特別是由于HJT還沒有市場化，所以各個設備企業還不敢大規模投入、大批量擴產，設備成本還無法享受規模效應。
從客戶招標角度來看，客戶往往只會指定要N型組件，不會指定TOPCon還是HJT。那么在投標過程中，如果僅從短期成本角度看，TOPCon確實有優勢，因為當下TOPCon與HJT的轉換效率差不多。
所以此時正處于一個非常焦灼的時間點，TOPCon有成本低的先發優勢，HJT雖然最終降本空間大、工藝流程簡單、如果疊加微晶技術會有更好的效率提升（微晶技術對效率的增幅很大，但成本仍然較高），但降本速度至關重要。
如果動態的看，HJT若在2023年硅片厚度切薄到90μm，設備通過技術迭代，投資再降到3億元/GW以下，那么HJT的威力才會彰顯出來。
5
結語
在我們所做的專家訪談中，大家并沒有對誰會主導下一代光伏池達成共識。不少傳統大廠傾向于漸進式創新的TOPCon，因為可以延續舊有產線；新玩家多數會選擇更具顛覆性的HJT，來打破現有格局，但現在誰好誰壞還沒有定論。
如今光伏電池市場仍然是P型電池PERC在主導，市場占有率在90%以上。新技術亦在蓬勃發展，因為大家都知道PERC的理論轉換效率極限是24.5%，如今已經接近了這個時間點，N型電池即將走到舞臺中心。
N型電池里，業內領先企業的TOPCon電池研發效率，均已能達到25%以上，量產線效率也基本突破24.5%。HJT電池從近年實驗室研發結果來看，大面積的光電轉化效率也能輕易突破25%，2022年隆基更是將最高記錄刷新至26.81%，突破了日本于2017年創下的基于HJT的IBC電池的效率，隆基預期將HJT的實驗室效率抬升到28%，量產效率抬升到27%，如果這樣的目標能夠實現，HJT將優勢凸顯。
無論是TOPCon、HJT還是IBC（交指式背接觸）等等技術路線，要想大規模替代PERC，不僅是光電轉化效率要超過PERC，同時決勝在LCOE（平準化度電成本衡量），要計算在全發電生命周期內，產生每一度電所分攤的成本，這包括了一切綜合性投入。
在當下的技術分歧期，每一項技術迭代都值得敏銳關注，因為技術迭代存在偶然性。在PERC發展的初期，曾經有一個致命的光衰問題，當時PERC雖然光電轉化率比BSF高，但是被太陽光一照，性能就出現衰減，這個事情困擾業界很久，如果卡在這里PERC就無法大規模普及。但最終通過非常簡單的光注入技術，以極低的成本解決掉了。
用一個業界流行的比喻，如果用汽車產業做對比，PERC相當于燃油車，TOPCon相當于混動車，HJT相當于純電車，鈣鈦礦相當于氫能源車。
除了TOPCon和HJT，IBC也是當下越來越火熱的技術路徑之一，不少大廠也在此路線上重金投入。有一些市場觀點認為，未來IBC可能會替代TOPCon，擠掉HJT的市場地位，成為光伏賽道一個很大的新不確定因素。
如果放眼更遠的未來，無論是TOPCon還是HJT，均屬于晶硅太陽電池的范圍，學界普遍認為晶硅的理論最高光電轉換效率為29.43%，要想進一步打破天花板，還需要更新的材料突破，比如鈣鈦礦，鈣鈦礦也是今年非常火熱的投資賽道，但這就是另外一個故事了。
