降本增效是光伏产业发展的唯一主线，而其中必然伴随着技术的升级和迭代，电池尤其如此，光伏电池技术大乱斗已经开始。

日前，晶科能源宣布，其研究院自主研发的182N型高效单晶硅电池技术取得重大突破，经权威第三方测试认证机构中国计量科学院检测实验室认证，全面积电池转化效率达到26.4%，又一次创造了182及以上尺寸大面积N型单晶钝化接触（TOPCon）电池转化效率的新高。

前不久，隆基绿能也宣布，公司自主研发的硅异质结(HJT)电池转换效率达到26.81%，是目前全球硅基太阳能电池效率的最高纪录，不分技术路线。

华晟新能源CEO周丹之前在2022 HJT&叠层技术峰会上表示，超薄硅片应用使得异质结电池成本有望与PERC打平。

而8月通威股份的半年报业绩说明会上，董事长谢毅在回答“公司预计HJT何时将成为市场主流”时表示，公司长期看好HJT电池技术的发展潜力，并持续围绕HJT电池的降本增效进行系列攻关，目前公司HJT电池最高研发效率已达25.67%。

但他还表示，相比PERC、TOPCon技术，当前HJT电池性价比“暂不具备明显优势，仍需要进一步研发攻关”。

HJT电池真的性价比不高？

新势力之所以选择HJT，也是希望换道超车。

TOPCon的理论极限转换效率为28.7%，高于HJT的27.5%，但前提是实现双面多晶硅钝化，而这一步很难跨过去，目前实验室层面的效率也仅22.5%，更别提量产效率了。而背表面钝化技术TOPCon电池的理论效率极限只有27.1%，还不如HJT。更重要的一点是，HJT可搭载IBC和钙钛矿等其他工艺进一步提升转换效率，理论上可将转换效率提升至30%以上。

根据业内的测算数据，保持光伏电站LCOE、IRR不变的情况下，同一转换效率下的TOPCon电池可以比PERC电池的价格高16.5%，而目前TOPCon电池的成本比PERC电池只提升了16.27%。换句话说，TOPCon相对于PERC已经具备了性价比优势。

每一代电池技术的生命周期都可以分为萌芽、扩产、爆发、迭代四个阶段，可以确定的是，N型电池已经从萌芽期进入扩产期。尽管头部企业大多选择率先量产TOPCon，但这并不意味着方向已经被确定下来，从目前的情况来看，TOPCon和HJT并无绝对优劣，而且技术成熟度都不高，可以说都有机会。而回到光伏产业发展的本质，最终还是要回归降本增效这个核心命题，谁能率先实现最低的成本和最高的效率，谁就能够胜出。

本着这个原则，我们更看好HJT路线。

先需要明确两点。

首先，目前HJT量产速度落后的根本原因是成本偏高（目前TOPCon电池成本低于HJT约0.13元/W）。

其次，长周期上，HJT的转换效率更高。

根据《中国光伏产业发展路线图2020版》的数据，未来HJT的转换效率将始终领先TOPCon，如果搭载IBC和钙钛矿，优势将更加明显。基于以上两个前提，一个基本的结论是，如果HJT的成本能够降下来，那么其将具备更强的竞争力。

那么成本能降下来吗？

答案是非常肯定的。

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3.5-4亿元/GW，为PERC（约1.5~2亿元/GW）、TOPCon（1.6-1.8亿元/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。

综合以上所有信息，HJT降成本路径清晰且推进的很快，这也就意味着HJT的成本劣势可能超预期填平。根据华晟新能源的测算，到2022年，HJT电池的单位成本有望降至0.65元/W，届时将完全有能力和PERC电池正面竞争。

全球最大钙钛矿光伏产线投产 竞争更加激烈

12月8日，极电光能宣布150MW钙钛矿光伏生产线正式投产运行，这标志着极电光能钙钛矿电池从实验室研发转向全面产业化。

据公司介绍，该产线是全球目前产能最大的已投产钙钛矿光伏生产线，同时具备光伏建筑一体化产品和标准组件的生产能力，达产后年产值可达3亿元。极电光能150MW钙钛矿电池产线于去年四季度启动建设，设备齐套是在今年9月和10月完成联调。

钙钛矿太阳能电池（PSCs）是利用钙钛矿结构材料作为吸光材料的太阳能电池，属于第三代高效薄膜电池的代表，具有高效率、低成本、高柔性等优势，是未来光伏BIPV、电动汽车移动发电电源领域的明星材料。

自2019年至今，钙钛矿产业发展支持政策持续出台。《“十四五”能源领域科技创新规划》指出支持高效钙钛矿电池制备与产业化生产技术，具体方向为研制基于溶液法与物理法的钙钛矿电池量产工艺制程设备，开发高可靠性组件级联与封装技术，研发大面积、高效率、高稳定性、环境友好型的钙钛矿电池。

钙钛矿面临“大面积制备不均匀、不稳定”问题，需要“工艺”、“配方”、“设备”三驾马车齐头并进。目前通过无机电荷传输层的应用、钙钛矿材料体系优化、钝化技术的导入、复合电极的开发、封装技术的优化等手段解决稳定性问题，并取得积极进展。

中信建投证券研报指出，BIPV领域或是PSCs首先覆盖应用市场，总市场规模超千亿。考虑钙钛矿电池组件在BIPV领域的渗透提升，2022-2025年钙钛矿电池BIPV领域潜在装机需求预计76.2GW。

文章来源： 数据宝，市值观察SZGC，经 纬创投