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今年光伏赛道非常火热，一方面是光伏的计划装机量飙升，另一方面随着主导技术PERC的光电转换效率逼近理论极限，正处于技术迭代的关键时刻。

光伏行业有一个特点，就是主导技术会占据绝大部分的市场份额。今天占据绝对市场地位的PERC（发射极钝化和背面接触），曾经打败了旧霸主BSF（铝背场电池）。但如今PERC也逐渐接近自己的光电转换效率理论极限，下一代主导电池会是谁？

当下就出现了明显的技术分流，一路以TOPCon（隧穿氧化层钝化接触）为代表的渐进式创新技术，工艺与PERC技术一脉相承，70%的PERC生产线可以复用，只需要进行几步工艺的迭代升级，传统巨头很多选择了这条路线，但缺点在降本空间低，以及良品率还有所欠缺。

另一路是以HJT（本征非晶层异质结）为代表的颠覆性技术，拥有更简洁的工艺流程（只需要4步）、高转换效率等优势，但它是全新的工艺体系，需要重建生产线，并且HJT的低温工艺导致银浆消耗量增加，如何把高昂的成本降下来是首要目标，新玩家多数以此破局。

在当下时间点判断谁会称霸下一代光伏电池还为时过早（最近IBC技术也兴起了一股热潮），不过无论哪种技术，最终LCOE（平准化度电成本）都是评价的唯一标准。我们今天这篇文章，就从PERC替代BSF的历史讲起，再来分析TOPCon与HJT等下一代电池技术的优劣势，这样的技术进步就像是接力赛，维系了光伏行业的高速增长。

一、曾经的单晶与多晶之战，及光伏电池的技术迭代路径

早在2016年，随着太阳能光伏板的产能扩张，太阳能就已经成为了一种廉价的电能来源。专家们预言，太阳能光伏发电取代化石燃料只是时间问题，虽然在那时太阳能还只能满足世界不到1%的能源需求。

在人类的历史中，每一次科技革命也离不开一种新的能源来源，第一次工业革命是利用煤炭驱动的蒸汽机，第二次工业革命是利用石油的内燃机，第三次IT革命则是利用电力的计算机，降本增效一直是人类利用能源的永恒主题。

从能源利用效率的角度看，太阳无疑是最直接的一级能源。虽然石油、天然气和煤炭等化石燃料今天提供了世界上80%以上的初级能源，但它们恰恰是古老的太阳能储备，古生物利用光合作用将太阳能储存为化学键，变成遗骸后经过千百万年的碾压和加热，在岩层下的它们变成了我们今天使用的高能量燃料。

但如果我们可以绕开这些低效的转换链条，直接利用太阳照射到地球上的光束，无疑是损耗更低的方式。

光伏之所以还没有成为更主流的能源，核心原因之一是光电转化率受S-Q极限（肖克利奎伊瑟极限）的制约，极限效率为33.7%。目前硅基光伏接近硅基单结极限29.3%，制造成本也接近极限。S-Q极限是基于P-N节单结的理论计算，未来有可能通过多结来突破。

经济性是所有能源选择最核心的原因，光伏在近几年开启大规模运用，主要就是因为发电成本大幅下降。根据IRENA统计，光伏发电的度电成本在2010-2020年间平均下降了85%以上，达到了与传统能源发电平价的水平。

而在经济性背后，是技术进步。光伏行业是残酷的，一旦新技术取得LCOE（平准化度电成本）优势，旧技术就几乎会被完全淘汰，在同一应用场景下LCOE是评价光伏技术的唯一标准，没有共存的可能，没能及时转型的公司也会因此破产。

光伏产业发展至今，在实验室中出现了众多技术路线，令人眼花缭乱。新技术要快速成为主流，替代时间点一般出现在已有绝对成本优势、并会随时间持续拉大时。有些技术很快完成替代，而有些分歧甚至经历多年发展才有了最终的产业定论。

光伏行业的上一轮技术路线大战，是单晶硅和多晶硅之争，从上世纪70年代开始持续了约半个世纪。虽然多晶自出现以来，其转换效率和实验潜力一直低于单晶，但因简单的工艺、便宜的生产设备、更大的产能等优势，令其综合性价比弥补了光电转换效率的劣势，在2016年之前多晶的BSF技术占据了市场的绝对主流（90%以上）。

但在2016年之后，随着单晶的工艺更成熟，比如金刚线切割的技术突破，都使PERC电池技术更加成熟，体现出绝对成本优势，再加上PERC本身的光电转换效率更高，因此在2017-2021年左右，单晶的PERC快速完成了技术替代，从2016年的10%市场份额，一路杀到91%。

按现在的硅基转化效率计算，光电转换效率每提升1%，相当于能提升4%的发电增益。由于光伏行业的技术替换如此彻底，一些BSF时代的光伏巨头来不及转身，最终破产，例如曾经的光伏巨头无锡尚德。技术变革有其残酷的一面，押注新技术虽然不容易，但如果不能实现自我革新，被颠覆必然是最终命运。

在2022年的末尾，虽然P型电池的PERC技术仍然占据市场主流，但已经越来越接近理论转换效率极限（24.5%），导致P型PERC单晶电池很难再有大幅提升，技术替换的时间点又一次到来。

而N型电池具有转化效率高、光致衰减低、温度系数低等优势，有望接棒P型成为下一代技术主流。下面我们就来分析N型电池中被市场讨论最多的TOPCon与HJT技术，它们的优劣势、如今被卡在什么环节、降本增效的路径怎么走……

二、光伏电池分成几大类？

在具体分析TOPCon和HJT之前，我们想先简单说一下光伏电池的技术原理，比如刚刚提到的P型电池和N型电池，如果您已经了解，可以跳过此部分。光伏行业有很多专业术语，篇幅有限，我们也无法介绍得太细，我们只把一些基础概念介绍清楚。

对于晶硅光伏电池，发电的核心结构是PN结。硅作为一种半导体材料，导电能力来自于可自由移动的电子和空穴两种载流子。由于空穴本质上是电子跃迁到导带自由移动后在价带留下的空位，因此二者是成对同时形成的。

首先，如果是一块完全纯净的硅材料，两种载流子数量浓度相同，被称为本征半导体，这种状态下并不具备发电能力。

于是科学家发明出一种办法，在纯净的硅材料中掺入少量硼等三价元素原子，这就是我们所说的P型半导体。由于杂质原子最外层电子数比硅少一个，多余的空穴就被引入，导电时将发挥主要作用，电子则成为少数载流子。

而如果掺杂磷等五价元素，则会形成N型半导体。光伏发电的产生，就需要P型和N型半导体相互接触形成PN结。光照条件下，硅原子外层电子吸收了光子能量而跃迁，P端和N端形成电势差，当接入外部电路形成回路后即可对外发电。光照停止后，发电过程也随即停止，所以光伏电池本身是发电产品，不储存电能。

光伏电池主要通过在硅片表面，高温扩散掺杂元素的方式来形成PN结。如果扩磷，就是P型电池，以前的BSF电池和当下的PERC都属于此类；如果扩硼，就是N型电池，下一代电池TOPCon就属于此类。不过HJT不需要硼扩过程，是在N型硅片上沉积P型非晶硅层。

由于扩磷相对容易，所以P型电池更早成熟。扩磷所需的反应温度不用太高、时间较短，硅片也相对不容易发生曲翘、碎片、氧沉淀的问题，有利于电池良率的提高。

相比之下，制造N型电池所需要的扩硼，推结时需要900℃以上，且时间更长，工艺也复杂得多。但N型电池拥有更高的少数载流子寿命，这是它最核心的优势，可以制作更高光电转换效率的电池。并且温度系数低、弱光性好、抗衰减性强，可带来额外的发电量增益，所以下一代电池技术TOPCon、HJT都采用了N型电池技术。

三、TOPCon 重兵先至：与PERC产线复用享有成本优势，如何增加降本空间、提升良品率是主要目标

1. TOPCon的技术原理与优劣势

TOPCon电池技术，全称即隧穿氧化层钝化接触技术。由于PERC电池的金属电极，仍与硅衬底直接接触，这会对光伏电池的效率产生负面影响。

因此，用薄膜将金属与硅衬底隔离的方案应运而生，TOPCon在电池背面制备一层超薄氧化硅，再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了隧穿氧化层钝化接触结构，极大降低金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流，从而提升电池转化效率。

TOPCon电池的理论效率极限为28.7%，目前平均量产效率超过24%，相比P型PERC电池有更高的效率空间，这是TOPCon的一大优势。

TOPCon的第二大优势，是与现有PERC产线兼容，只需在工艺上额外增加3-4步便可进行升级，约有70%的设备可以兼容。相比于HJT需要完全更换生产线，TOPCon成本更加可控，可以控制在1.8亿/GW以内。在面临大规模 PERC 产线设备资产折旧计提压力下，升级为TOPCon电池，拉长设备使用周期，降低沉没成本，令TOPCon具备很好的性价比。

从整个工艺生产流程上来讲，PERC大致可分为8道工序左右，从清洗制绒，到扩散掺杂，到边结绝缘、到刻蚀、到背部钝化、减反膜，激光开槽、丝网印刷等等。TOPCon在这8道工艺流程的基础上，又增加了4道左右，主要是硼扩、多晶硅膜制备、氧化硅膜制备，以及磷掺杂等等，其他工序相似程度较高。

其中，TOPCon制备工艺中最核心的环节是多晶硅的沉积，新增的核心设备也就是 LPCVD（低压化学气相沉积）、PECVD（等离子体化学气相沉积）设备以及镀膜设备环节。目前最成熟的方案为LPCVD路线，通过热氧法生长隧穿氧化层，通过LPCVD沉积多晶硅层，随后进行磷扩散。

不过LPCVD镀膜均匀性好，致密度高，但是效率上没有优势，同时绕镀问题也是其主要制约之一。绕镀的主要原因是，TOPCon用到大量石英管式的设备，这是沿着PERC技术路线发展而来的，通常称为热壁式CVD，整个石英管在工作的时候都是被加热的，它会带来绕镀（绕扩）问题，就是会产生绕到背面镀上一层膜，或者绕到背面产生扩散等等问题。

这可能是一种原理性的缺陷，可以通过工艺来改进，但可能难以根除难，也许未来通过一些新技术，比如热丝CVD做无氧扩硼来部分解决。

2. TOPCon的成本拆分与降本路径

以上谈了很多TOPCon的优势，那么下面来看看TOPCon的劣势。其中最核心的在于，由于TOPCon延续了PERC的高温工艺，使其未来在涉硅环节的成本降低方面，空间变得狭小。

光伏电池的成本，主要包含两大类：一类是涉硅成本，一类是非硅成本。涉硅成本主要是硅片；非硅成本主要有浆料、靶材等，其中成本占比高的是浆料，TOPCon在制备中需要用高温银浆。一般情况下，其成本占比分别为硅片62%、浆料20%、其他6%，硅片与浆料成本占比超过80%。

无论是TOPCon还是HJT，一大降本路径就是把硅片切薄。为什么说TOPCon在涉硅环节的降本空间狭小？主要就是因为TOPCon需要高温工艺，硼扩环节需要大概1000度的高温，烧结环节大概也需要800度左右，如果硅片切的太薄，会产生严重的翘曲，一旦有翘曲，在后续的丝网印刷中很容易碎裂。

如今硅片对应的原材料硅料，目前价格也比较高。现在业界正在从175μm，逐渐切薄到160-165μm，产业界共识是极限在140μm。

另一大降本路径是减少浆料，例如减少栅线的银浆用量等工艺改进，但这一点不是TOPCon独有的，与其他技术路径共享。

所以如何增加降本空间，是TOPCon若要大规模运用的首要问题。此外，TOPCon的良品率还有待提升，目前平均良率在96%左右，如果到不了99%以上，不能解决良品率问题，TOPCon就很难真正大规模应用。因为太阳能电池作为一款大宗工业品，很多工厂都是几百亿流水，如果因为良品率而影响利润，这个技术的上量就会严重受阻，它可以达到几个GW，但是要想达到几十GW会困难。

在这个第二代光伏电池向第三代演进的时刻，TOPCon对现有技术进行改进，以渐进式创新重兵先至。

不过能否取得最终技术路径的主导权，也需要看其他技术的发展速度，下面我们就来分析另一路更具颠覆性的技术——HJT（异质结）。

四、HJT如箭在弦：更简洁的工艺与高转换效率，如何把高昂成本降下来是首要目标

1. HJT的技术原理与优劣势

HJT全称为本征薄膜异质结电池，它是对称双面电池结构，中间为N型晶体硅。HJT电池也是基于N型硅片而制备的新型电池，具有电池效率高、温度系数低、不存在光致衰减（LID）和电位诱发衰减（PID）效应等优势。

HJT电池拥有众多优势。据民生证券分析，第一是制备工艺流程很短、良品率高。HJT只需要4步环节：制绒、非晶硅沉积、TCO沉积、丝网印刷，远少于PERC和TOPCon的10+步骤。

这也使得HJT的良品率目前比较高，行业里无论是中试线还是GW级量产线，良率普遍在98.5%以上，很快会达到99%。

第二是转换效率高。主要得益于N型硅衬底，以及非晶硅对基底表面缺陷的双重钝化作用。目前量产效率普遍已在24%以上，25%以上的技术路线已经非常明确，即在前后表面使用掺杂纳米晶硅、掺杂微晶硅、掺杂微晶氧化硅、掺杂微晶碳化硅取代现有的掺杂。HJT未来叠加钙钛矿转换效率或可提升至30%以上。

第三是低衰减。HJT电池首年衰减1-2%，此后每年衰减0.25%，远低于PERC电池的衰减情况，也因此 HJT电池全生命周期的发电量要高出PERC电池。背后的原理在于，HJT电池衬底通常为N型单晶硅，而N型单晶硅为磷掺杂，不存在P型晶硅中的硼氧复合、硼铁复合等，所以HJT电池对于LID效应是免疫的。HJT电池的表面沉积有TCO薄膜，无绝缘层，因此无表面层带电的机会，从结构上避免PID 发生。

第四是温度系数低。HJT的低温度系数意味着，在组件高温运行环境中，HJT电池具有相对较高的发电性能，从而实现发电量增益，并且降低系统的度电成本。所以HJT电池尤其适合沙漠等高温场景。

再结合HJT电池双面率高和弱光效应等等优势，综合来看双面HJT电池全生命周期每W发电量，会显著高于双面PERC电池，相对优势在7%左右。

不过HJT听起来一切都好，但为什么还没有大规模替代PERC呢？

目前限制HJT量产的核心原因，就是成本太高了，HJT几乎所有环节的成本都高于PERC。下面我们来看看HJT成本高昂的原因，以及可能的降本路径。

2. HJT的成本拆分及降本路径

HJT与PERC的工艺路线完全不同，无法延伸或升级，只能重新投产线，因此PECVD等制膜和真空设备的投入会带来非常高的转换成本。

PERC、TOPCon核心的制结工艺，均属于600℃以上的高温工艺体系，而HJT是采用200℃以下低温超薄薄膜工艺，这是制备上的核心区别。

这种工艺的不同是双刃剑，一方面导致现有产线无法复用，但另一方面也带来了新的可能性，比如把硅片切得更薄。

在HJT电池的总成本中，硅片和非硅材料成本占比最高，分别是47%和33%，两者占到总成本的80%。HJT能否抢在其他技术路径成熟之前，快速降低成本，将起到决定性作用。

HJT的降本将主要围绕硅片切薄、降低银浆用量使用两方面展开。

硅片无论是TOPCon还是HJT，都是第一大成本，所以硅片薄片化，降低硅耗量，是电池片环节降本的必经之路。HJT由于采用了低温工艺，可以使用更薄的硅片，碎片率更低，因为不会因高温引发物理形变。有业内人士表示，HJT硅片厚度有望实现100μm，而TOPCon和PERC目前能实现的在160μm上下。

如果HJT在2022年底能够实现120μm的量产，与TOPCon和PERC的160μm中间相差40μm，以现在硅料的价格每差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，而我们知道1GW等于10亿瓦，所以1GW的产线就相差了1亿元。

另一大降本路径是降低银浆消耗量。由于HJT是低温工艺，所需要的是低温银浆，不会有TOPCon或PERC在高温下的熔融状态，在和TCO导电膜接触过程中，就不会结合得那么好，接触电阻变大，最后导致电流小、效率低，为了减少接触电阻，就需要把整个栅线接触面积做大，那消耗量自然要增加。只有让导线的截面积越大，它的电阻越小，导出的电流越高，最终效率才越高。

同时，低温银浆的国产化率较低（只有5%左右，主要在日韩），其价格目前大幅高于TOPCon和PERC的高温银浆。

目前产业界在尝试很多降低银浆消耗量的手段，包括银包铜、银合金、铜电镀、多主栅、非接触激光印刷技术（PTP）等等，这里我们主要介绍铜电镀和银包铜。

铜电镀是一种非接触式的电极金属化技术，在基体金属表面通过电解方法沉积金属铜制作铜栅线，收集光伏效应产生的载流子。铜电镀可以取代银浆，同时缩短线宽、增加光照面积，提高转换效率。电镀铜能把成本下降至0.07-0.08分/W，相比银浆下降一大半。

铜电镀的过程，类似于半导体中光刻工艺。先是图形化，硅片经制绒清洗、非晶硅沉积、TCO薄膜沉积后，在TCO薄膜表面沉积一层绝缘减反射膜；绝缘减反射膜为掩膜层，利用激光烧灼掉所设计电极图形处的绝缘减反射膜，清洗后露出下方的TCO薄膜，即电镀铜附着位置。

然后是金属化，通过电镀在目标图形处制备铜电极；之后去掉掩膜及种子层，电池正反面均需重复此项操作。这个过程类似于半导体中光刻工艺的涂胶、曝光、显影、刻蚀/离子注入、去胶过程。电镀铜目前的主要问题集中在脱栅、氧化、环保以及设备投资成本高等，产业界仍在进一步迭代。

银包铜简单来说是在铜的表面包裹银粉，其中要利用物理或化学的方法，在铜外面长出一层均匀的银包在铜外面，产生一颗一颗小的银包铜的纳米球，再用它去做成浆料，在低温加工工艺中令铜作为导电材料，从而降低银的使用量。

银包铜技术，以前被用在半导体被动元件里的导电浆，电子行业有不短的使用历史，现在产业界在尝试改造它的印刷性能，以用在太阳能电池上。

一般低温银浆中银含量约92%，8%为有机物玻璃粉等，而银包铜中银、铜、有机物的含量配比产业界在尝试中，已经能实现60%/30%/10%，目标期望是要将银含量降低到50%以下，例如41%/51%/8%的配比，同时保证性能和纯用银浆相同。

如果通过银包铜技术将银比例降到50%，那每瓦0.18元的银浆成本会大幅下降，不过会增加一点铜的成本（铜很便宜，不会高于每瓦0.01元）、浆料用量会上升，以及新的加工费。

目前业界对银包铜的质疑在于，担心铜是否会流出来，伤害硅片的导电性。可以说：目前关于铜是否会流出来，说法不一，有的认为铜会逐渐迁移至表面，并被氧化；实证测试也效果不一。不过，铜无法穿透ITO到达硅片以伤害半导体的电特性，已是行业共识。

如果要说银包铜的劣势，最核心的在于它没法提效，因为银的导电性能还是比铜要更好，所以银包铜技术路线仅是一个降本路线。其次是可能会带来潜在的组件质量可靠性下降，但具体还有待实际测试；再者是降低银消耗量有下限，无法一直降低。但在HJT成本高昂的今天，降本是第一步。

当然，除了以上提到的硅片成本和银浆外，HJT的成本高昂还体现在非硅材料中的靶材、设备投资较高等等。在靶材方面，HJT需要额外沉积透明导电层，所用的ITO（PVD路线，物理气相沉积）或 IWO（RPD路线，反应式等离子体镀膜设备）等靶材价格较高，且国产化率低。在设备投资方面，目前HJT的设备投资额为3.5亿~4亿元/GW，为PERC（约1.5亿~2亿元/GW）、TOPCon（1.6亿~1.8亿元/GW左右）的2倍以上。特别是由于HJT还没有市场化，所以各个设备企业还不敢大规模投入、大批量扩产，设备成本还无法享受规模效应。

从客户招标角度来看，客户往往只会指定要N型组件，不会指定TOPCon还是HJT。那么在投标过程中，如果仅从短期成本角度看，TOPCon确实有优势，因为当下TOPCon与HJT的转换效率差不多。

所以此时正处于一个非常焦灼的时间点，TOPCon有成本低的先发优势，HJT虽然最终降本空间大、工艺流程简单、如果叠加微晶技术会有更好的效率提升（微晶技术对效率的增幅很大，但成本仍然较高），但降本速度至关重要。

如果动态的看，HJT若在2023年硅片厚度切薄到90μm，设备通过技术迭代，投资再降到3 亿元/GW以下，那么HJT的威力才会彰显出来。

五、结语

在我们所做的专家访谈中，大家并没有对谁会主导下一代光伏电池达成共识。不少传统大厂倾向于渐进式创新的TOPCon，因为可以延续旧有产线；新玩家多数会选择更具颠覆性的HJT，来打破现有格局，但现在谁好谁坏还没有定论。

如今光伏电池市场仍然是P型电池PERC在主导，市场占有率在90%以上。新技术亦在蓬勃发展，因为大家都知道PERC的理论转换效率极限是24.5%，如今已经接近了这个时间点，N型电池即将走到舞台中心。

N型电池里，业内领先企业的TOPCon电池研发效率，均已能达到25%以上，量产线效率也基本突破24.5%。HJT电池从近年实验室研发结果来看，大面积的光电转化效率也能轻易突破25%，2022年隆基更是将最高记录刷新至26.81%，突破了日本于2017年创下的基于HJT的IBC电池的效率，隆基预期将HJT的实验室效率抬升到28%，量产效率抬升到27%，如果这样的目标能够实现，HJT将优势凸显。

无论是TOPCon、HJT还是IBC（交指式背接触）等等技术路线，要想大规模替代PERC，不仅是光电转化效率要超过PERC，同时决胜在LCOE（平准化度电成本衡量），要计算在全发电生命周期内，产生每一度电所分摊的成本，这包括了一切综合性投入。

在当下的技术分歧期，每一项技术迭代都值得敏锐关注，因为技术迭代存在偶然性。在PERC发展的初期，曾经有一个致命的光衰问题，当时PERC虽然光电转化率比BSF高，但是被太阳光一照，性能就出现衰减，这个事情困扰业界很久，如果卡在这里PERC就无法大规模普及。但最终通过非常简单的光注入技术，以极低的成本解决掉了。

用一个业界流行的比喻，如果用汽车产业做对比，PERC相当于燃油车，TOPCon相当于混动车，HJT相当于纯电车，钙钛矿相当于氢能源车。

除了TOPCon和HJT，IBC也是当下越来越火热的技术路径之一，不少大厂也在此路线上重金投入。有一些市场观点认为，未来IBC可能会替代TOPCon，挤掉HJT的市场地位，成为光伏赛道一个很大的新不确定因素。

如果放眼更远的未来，无论是TOPCon还是HJT，均属于晶硅太阳电池的范围，学界普遍认为晶硅的理论最高光电转换效率为29.43%，要想进一步打破天花板，还需要更新的材料突破，比如钙钛矿，钙钛矿也是今年非常火热的投资赛道。

References：

1. 《驯服太阳—太阳能领域正在爆发的新能源革命》，瓦伦·西瓦拉姆（Varun Sivaram）

2. UBS：中国光伏设备行业——乘光伏超周期+技术升级之东风

3. 中信建投：变革之春，N型电池片的新篇章正在展开

4. 中信证券：龙头推进，TOPCon电池产业化或加速

5. 国泰君安：聚焦光伏电池新趋势

6. 光大证券：N型接棒，开启电池发展新阶段

7. 华泰证券：光伏需求旺盛，技术创新是胜负手

8. 民生证券：解析光伏电池技术：光伏电池，后浪奔袭

9. 太平洋证券：TOPCon引领P型转N型，技术迭代初期性价比为王

10. 华西证券：光伏设备迭代与机遇

11. 国海证券：龙头引领下的量产元年，N型向左，P型向右

12. 天风证券：风起云涌，蓄势变革，如何分层寻找投资机会？

13. 兴业证券：透过现象看本质，从原理端看光伏电池技术发展

14. Morgan Stanley：China Clean Energy Feedback from Solar Expert

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