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。

2.电池片简介及发展趋势
2.1.定义：电池片是光伏发电核心部件，其技术路线和工艺水平直接影响光伏系统发电效率和使用寿命

电池片是光伏发电的核心部件，其技术路线和工艺水平直接影响光伏组件的发电效率和使用寿命。光伏电池片位于光伏产业链中游，是通过将单/多晶硅片加工处理得到的可以将太阳的光能转化为电能的半导体薄片。从电池片的必要性来看，光伏发电的原理（详细阐述见2.2 章节）来自于半导体的光电效应，通过光照使不均匀半导体或半导体与金属结合的不同部位之间产生电位差，是由光子（光波）转化为电子、光能量转化为电能量后形成电压和电流的过程。上游环节生产出来的硅片无法导电，经过加工处理得到的电池片决定了光伏组件的发电能力。

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。

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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。

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2.2.原理：光生伏特效应与PN结

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。

2.3.分类：根据衬底硅片类型，分为P型电池片和N型电池片

从衬底类型来看，可将电池片分为 P 型电池片和N型电池片两类。P型电池原材料为 P 型硅片（掺杂硼），N 型电池原材料为N型硅片（掺杂磷）。P 型电池主要包括 BSF（常规铝背场电池）和PERC（钝化发射极和背面电池）；N 型电池目前较主流的技术为TOPCon（隧穿氧化层钝化接触）和 HJT（本征薄膜异质结）。N 型电池通过电子导电，且硼氧原子对造成的光致衰减较少，因此光电转换效率更高。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）。

2.4.生产流程：主要概括为6 个流程，不同种类电池生产流程有所差异

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；

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2）扩散，主要目的是形成 PN 结，该环节是电池片制造的心脏，使电池片具有功能。P 型硅片需要进行磷扩散，液态磷源三氯氧磷是当前磷扩散较主流的选择，主要原因系液态磷源扩散具有生产效率较高、稳定性好、制得 PN 结均匀平整及扩散层表面良好等优点；N 型硅片需要进行硼扩散，目前硼扩散液态源主要包括硼酸三甲酯、硼酸三丙酯及三溴化硼等，扩硼比扩磷工艺难度大，主要原因系硼在硅中固溶度较低，实际硼扩散温度需要达到 900~1100 摄氏度；

3）刻蚀（去磷硅玻璃），在扩散工序中，硅片侧边和背面边缘没有遮挡，也会扩散上磷，PN 结正面所收集的光生电子会沿边缘扩散有磷的区域流到 PN 结背面，从而造成短路，使电池片失效。刻蚀工序即是将硅片边缘带有磷的部分去除，避免 PN 结短路且造成并联电阻降低；

4）镀膜，主要起到 a）减反射作用，提高电池片对阳光的吸收，提高光生电流，从而提高转换效率；b）钝化作用，薄膜中的氢对电池表面的钝化降低了发射结的表面复合速率，提升开路电压，从而提高转换效率。光伏电池片中常见的镀膜技术包括 PECVD、LPCVD、PVD、ALD等；

5）丝网印刷，主要作用是为太阳能电池收集电流并制造电极，其中第一道背面银电极，第二道背面铝背场印刷和烘干，第三道正面银电极印刷；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。

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2.5.发展趋势：全国电池片产量高速增长，N型电池技术效率跃升新高度

2.5.1.全国电池片产量高速增长，近十年光伏电池片产量CAGR为 33.5%

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 Emitter and 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。

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从工艺步骤上来看，PERC 电池的生产流程较传统铝背场电池多出三个步骤：1）沉积背面钝化叠层氧化铝，氧化铝具备较高的电荷密度，可以形成场钝化，显著降低硅表面的界面态，使得背面的少数载流子复合速率降低；2）双面沉积氮化硅，正面的氮化硅和BSF 电池相同，一方面钝化硅表面，另一方面减少入射光的反射率，增加光吸收。背面的氮化硅能够通过厚度调节，将未吸收的光子反射回去，显著提高长波光的吸收。同时能对氧化铝层起到保护作用，增加热稳定性；3）激光开槽形成背面接触，将部分氧化铝和氮化硅薄膜打穿露出硅基体，使金属铝能透过背面的介质层和硅形成良好的欧姆接触。

从背面钝化技术工艺路线来看，PECVD+ALD 沉积氧化铝+氮化硅为主流技术路线。PERC 电池背面钝化技术工艺路线主要分为：1）PECVD沉积氧化铝+氮化硅；2）ALD 沉积氧化铝+氮化硅；3）沉积氮氧化硅。根据中国光伏行业协会，PECVD 沉积氧化铝+氮化硅和ALD沉积氧化铝+氮化硅为主流背面钝化工艺路线，2021 年市占率分别为55.4%和41.4%。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。

PERC 电池的发展历程可以分为技术雏形期、萌芽期、高速成长期、爆发期四个阶段。1）1989-2006 年：PERC 技术出现并引起重视。PERC电池技术起点源于 1989 年澳洲新南威尔士大学的马丁·格林教授研究组公开的研究成果，实现了 22.8%的实验室效率。2006 年，PERC电池背面钝化的AlOx 介质膜的钝化作用引起重视，PERC 技术开始逐步走向产业化；

2）2012-2014 年：国内 PERC 电池步入萌芽期。2012 年由中电光伏牵头的国家 863 项目正式吹响了我国 PERC 电池产业化的号角，2013-2014年在诸多厂家与机构长期的技术储备和研究基础下国内PERC电池进入商业化和量产化的基础阶段，其中晶澳作为国内首家打通PERC产业链的企业，其批量试产效率达到 20.3%，并率先实现小批量生产；

3）2015-2017 年：国内 PERC 电池进入高速成长阶段。2015 年国内PERC电池产能达到世界首位，占全球 PERC 电池产能的35%。2016年由国家能源局实施的“光伏领跑者计划”引领国内PERC 电池正式开启产业化量产，平均效率达到 20.5%。2017 年是光伏电池市场份额发生转折的一年，常规电池的市场份额开始下降，国内 PERC 电池市场份额提升至15%，其产能已增至 28.9GW；

4）2018 年-至今：PERC 电池进入爆发期，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。

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PERC 量产效率逐年提升，最高效率由隆基创造，达到24.06%。从单晶和多晶电池角度来看，PERC 单晶电池效率始终高于PERC多晶电池，主要原因系 1）多晶硅在生产时晶片面积上有许多晶界和缺陷，这些晶界和缺陷不仅使少子平均寿命降低，且导致对入射光的吸收也有所降低；2）多晶硅生产中采用铸锭法，因此其中所含的 O 和C 原子等杂质浓度较高，从而影响光电转换效率，而单晶硅生产以多晶硅为原料，以直拉法为主要生产工艺，其中的 O 和 C 原子的杂质浓度较低；3）多晶硅生产工艺制约导致其PN 结厚度较薄，使得 PN 结对光子吸收有所降低。

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。

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2.5.3.N 型电池转换效率优势明显，将成为下一代技术方向

P 型电池接近转换效率极限，难以进一步发展。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%，2021 年 P 型 PERC 单晶电池量产效率已达到23.1%，同比提升 0.3pct，从效率方面来看，PERC 电池量产效率已逼近理论极限效率，很难再有大幅度的提升，并且未能彻底解决以P 型硅片为基底的电池富有硼氧对所产生的光至衰减现象，这些因素使得P 型晶体硅电池很难再取得进一步突破。

与 P 型电池片相比，N 型电池片在多方面都具备优势。N型技术主要的优势在于：1）P 型电池片少子是电子，N 型电池片少子是空穴，硅片中杂质对电子的捕获远大于空穴，根据普乐科技，在相同金属杂质污染的情况下，N 型电池片表面复合速率低，少子寿命比P 型电池片高1-2个数量级，能极大提升电池的开路电压，电池转换效率更高；2）N型电池片掺杂的元素为磷元素，晶体硅中硼含量极低，本质上削弱了硼氧对的影响，光致衰减效应接近于零；3）N 型电池片工作温度低，红外透过率高，电流通道多，根据摩尔光伏，N 型电池片工作温度较常规单玻组件低3-9℃，减小因温度提高带来的功率下降；4）N 型电池片弱光响应好，根据摩尔光伏，N型电池片在辐照强度低于 400W/m2 的阴雨天及早晚仍可发电。

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。

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3.TOPCon 电池：接轨PERC产线，产业化进度最快
3.1.简介：采用量子隧穿效应，LPCVD为当前主流工艺路线

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进入多晶硅层，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。

3.1.2.TOPCon 技术概念起源于2013 年，规模化应用或将开启

TOPCon 电池的发展历程可以分为技术雏形期、产品布局期和商业推广期三个阶段。1）2015-2017 年：TOPCon 技术出现并得到应用。TOPCon技术概念最早由德国 Frauhofer 研究所于 2013 年提出，并于2015年研发出效率达到 25.1%的新一代 TOPCon 电池。2017 年美国乔治亚理工学院对TOPCon 电池的电性能模拟研究将其电池效率进一步提高到了25.7%，同年德国 Frauhofer 研究所的 Armin Richter 团队在P 型FZ（区熔）硅片上首次应用了 TOPCon 技术并达到 24.2%的电池效率；

2）2018-2020 年：国内厂商积极布局TOPCon 技术。2018年晶科能源在大面积商用硅片衬底上制备的 N 型 TOPCon 电池最高效率达到了24.19%，2019 年天合光能自主研发的 i-TOPCon 技术在大面积单/多晶电池上都打破了实验室纪录，转换效率分别达到了 24.58%和23.22%；

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182 N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。

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3.1.3.多种技术路线并进，LPCVD 工艺为当前主流

从 TOPCon 技术路线来看，LPCVD 是目前主流TOPCon工艺路线。TOPCon 电池主要包括三种工业化路线：路线1）本征+扩磷：LPCVD制备多晶硅薄膜结合传统的全扩散工艺。优势：工艺目前相对成熟且耗时短，生产效率高，厚度均匀性好，致密度高，已经实现规模化量产，为目前TOPCon 厂商选取的主流路线。劣势：过度的绕镀，石英件沉积问题，成膜速度慢。目前晶科能源和天合光能都有布局。

路线 2）原位掺杂：PECVD 制备多晶硅膜并原位掺杂工艺。优势：沉积速度快，沉积温度低，轻微的绕镀，可以用PECVD直接制备多晶硅层，流程相对简化。劣势：厚度均匀性较差，纯度低，存在气泡爆膜问题，导致致密度和良率较低。目前产业化程度较慢，根据Solarzoom，目前拉普拉斯、捷佳伟创、金辰股份、无锡微导等国内设备厂商已经布局，后续有望受益于技术迭代。

路线 3）离子注入：LPCVD 制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺。优势：离子注入技术是单面工艺，掺杂离子无需绕镀，工艺温度低，成膜速度快。劣势：扩硼工艺要比扩磷工艺难度大，需要更多的扩散炉和两倍的 LPCVD，设备成本高，靶材用量大，方阻均匀性有偏差，目前主要是隆基绿能有布局。

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。

3.2.转换效率：理论转换效率高达28.7%，量产效率为24%~24.5%

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。

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3.3.成本端：兼容 PERC 产线设备，大硅片+银铝浆进一步推动成本下降

3.3.1.兼容并延长 PERC 产线的生命周期，短期看最具性价比

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。

短期来看，TOPCon 技术的产能释放最具性价比。从设备投资额来看，1）新建：根据中国光伏行业协会统计，2021 年TOPCon 电池线设备投资成本约 2.2 亿元/GW，略高于 PERC 电池的1.94 亿元/GW，但较其他N型电池更具经济性；2）改造：根据深圳市拉普拉斯能源技术有限公司披露，电池产线从 PERC 升级至 TOPCon 单 GW 投资成本在5000~8000万元左右。目前 TOPCon 产能大都为新建产线，很少从PERC 产线升级而来，主要原因系 1.新建产线可以自由选择产能最大、性能最优的设备，在产能方面更具优势；2.并非所有 PERC 产线均可以进行改造；3.待新建产线经济效益显现后，再估算老线改造的性价比更为合理。从折旧费用来看，在面临大规模 PERC 产线设备资产折旧计提的条件下，改造为TOPCon 产线将拉长设备的使用周期，降低折旧费用。从设备投资角度来看，TOPCon技术产能释放较其他 N 型技术更具性价比。（报告来源：未来智库）

3.3.2.非硅成本逐渐逼近 PERC，良率仍有提升空间

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 PV Info Link 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 PV Info Link，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。

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TOPCon 电池的良率整体低于 PERC，仍有提升空间。TOPCon电池的整体良率在 93%-95%左右，而 PERC 电池的整体良率在97%-98%之间。TOPCon 电池良率整体低于 PERC 电池良率，主要原因系：1）隧穿氧化层和多晶硅层的制备工艺路线不统一，且加工步骤较多，TOPCon生产流程共12~13 步，PERC 为 10 步左右，HJT 为 6 步左右；2）TOPCon技术低压隧穿氧化的均匀性导致暗片、脏污的情况仍有待改善。TOPCon 良率较低导致成本有所上升，未来随着 TOPCon 产业化进度加速，技术不断迭代，TOPCon良率较低的问题或将得到逐步改善。

3.4.产能规划：预计2022 年TOPCon落地产能有望超过 50GW

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 8GW TOPCon 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Energy Trend 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.简介：采用异质结替代同质结，异质结电池诞生逾30 年

4.1.1.异质结替代同质结，本征富氢非晶硅膜为核心工艺

HJT 将 PN 结改为异质结，拥有良好的双面对称结构。异质结太阳电池缩写为 HIT（Heterojunction with Intrinsic Thin-layer），中文全称为本征薄膜异质结电池。异质结电池最早由日本三洋公司于1990 年研发成功，并被注册为商标，后续进入异质结领域的企业为避免专利纠纷而采用了不同的称谓，如 HJT/ SHJ/ HDT。HJT 电池具备双面对称结构，电池正面依次为透明导电氧化物膜（TCO）、P 型非晶硅薄膜和本征富氢非晶硅薄膜；电池背面依次为 TCO，N 型非晶硅薄膜和本征富氢非晶硅膜；最后采用丝网印刷技术形成双面电极。PERC 和 TOPCon 电池均是由掺杂不同的同一种材料（晶体硅）组成，HJT 电池由掺杂不同的两种不同的材料（晶体硅和非晶硅）组成，使得硅片和非晶硅层组成 PN 结，减少了PN结处载流子复合。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。

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4.1.2.HJT 电池技术起源于 1974 年，国内厂商加快产业化步伐

HJT 电池的发展历程可以分为技术雏形期、专利垄断期、工业化期和产业化期四个阶段。1）1974-1996 年：HJT 技术成功研发并专利化。1974 年 德 国 马 尔 堡 大 学 的 Walther Fuhs 在论文中首次提出HJT（Heterojunction with Intrinsic Thin-Layer，即异质结）结构，并于1983年成功研制出 HJT 电池，其转换效率为12.3%，90 年代日本三洋通过技术改进实现效率突破 15%并申请了 HJT 结构专利；

2）1997-2010 年：三洋开启 HJT 技术垄断期。1997 年开始三洋开始向市场提供HJT系统，其电池片和组件效率分别达到16.4%和14.4%，2003年其实验室效率达到了 21.3%。此后 HJT 技术一直被三洋垄断，期间各国也在积极开展对 HJT 技术的研究；

3）2010-2015 年：多厂商步入 HJT 工业化进程。2010 年松下（收购三洋）的 HJT 专利到期后，国内外诸多厂商纷纷开启了HJT的工业化进程，期间松下于 2011 年达到 23.7%的效率，于2014 年转换效率最高已达24.7%，KANEKA 于 2015 年突破记录达到25.1%的实验室效率；

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进入中试生产阶段，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。

4.2.转换效率：理论转换效率为28.5%，量产效率为24%~24.5%

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 Energy Trend，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。

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HJT 电池是中期最适合的发展方向之一，效率潜力明显优于PERC电池。相比 PERC 电池，HJT 电池主要有以下几点优势：1）双面率高：HJT 是双面对称结构，并且最外层的TCO薄膜是透光膜，整体结构形成天然的双面电池，双面电池的发电量要超出单面电池10%+，目前 HJT 电池双面率已经达到 95%（最高达到98%），双面PERC电池的双面率仅为 75%+，相比其他工艺路线有明显的发电增益优势。根据Solarzoom 数据，考虑 10%~20%的背面辐照及电池片双面率的差异，HJT电池每 W 发电量较双面 PERC 电池高出 2.0%~4.0%；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；

3）低衰减：HJT 电池中通常用 N 型单晶硅作为衬底，而N型单晶硅为磷掺杂，故不存在 P 型电池中硼氧对导致LID 光致衰减的问题。同时，HJT 电池表面沉积 TCO 薄膜，无绝缘层，因此无表面层带电的机会，避免了 PID 发生。无 LID 和 PID 特征使 HJT 衰减率较低，根据Solarzoom，HJT电池首年衰减 1%~2%，此后每年衰减 0.25%，远低于PERC电池首年衰减2%，此后每年衰减 0.45%的衰减情况。HJT 低衰减特征使得其全生命周期每 W 发电量高出双面 PERC 电池约 1.9%~2.9%；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。

4.3.成本端：成本仍处高位，多种降本路线齐头并进

4.3.1.高成本导致竞争力不足，限制HJT 电池规模化生产

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M6 PERC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，M6 HJT 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。

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4.3.2.材料端：银浆、靶材、硅片都是HJT 电池未来主要的降本路径

从材料端来看：未来主要的降本路径落脚点分别为银浆、靶材、硅片，具体来看：

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。

2）靶材：靶材的选择决定了薄膜的光电特性，进而影响电池转换效率，目前市场化的靶材有 AZO（铝锌氧化物）和ITO（氧化铟锡）等。AZO材料价格相对较低，但是导电性较差。ITO 靶材通过把氧化铟和氧化锡粉末按一定比例混合后经过一系列的生产工艺加工成型，再高温气氛烧结（160度，通氧气烧结）形成的黑灰色陶瓷半导体，通过调整氧化铟和氧化锡粉末的比例，可以提高 HJT 电池的转换效率。根据中国铟网，目前国内ITO靶材超过一半依赖于进口，国产的 ITO 靶材主要供应中低端市场，仅占国内市场 30%的份额，而高端 ITO 靶材几乎全部从日本、韩国进口，占70%的市场份额。HJT 电池通过靶材的降本路径包括：1.靶材国产化替代进程不断加速，目前广东先导稀材股份等企业 ITO 靶材生产技术已经逐渐成熟；2.实现靶材规模化回收；3.使用 AZO 替代等。

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%。

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4.3.3.设备端：国产替代加速，未来HJT 设备有望降至3亿元/GW

随着国产设备替代+规模化生产，未来HJT 设备投资成本有望进一步降低。2019 年之前，HJT 设备主要由外资品牌提供，设备成本约为10-20亿元/GW，2019 年之后，HJT 设备投资端逐渐进行国产厂商替代，迈为股份、钧石能源、捷佳伟创等推进国产设备研发，HJT 设备投资成本降至5-10亿元/GW。根据 CPIA，2021 年 HJT 设备成本进一步降至4 亿元/GW，主要得益于国产设备替代进程不断加速。根据Solarzoom预计，2022年HJT设备成本有望降至 3 亿元/GW 以内，折旧成本下降0.03 元/W，未来随着国产替代进程不断加速，HJT 电池设备投资成本有望持续下行。

4.4.产能规划：预计2022 年新增产能20-30GW

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Energy Trend预测，HJT电池项目总产能规划超过 150GW。

5.IBC 电池：平台型长期电池技术路线，国内仍难实现大规模量产
5.1.简介：采用交叉指式背接触结构，XBC为当前热门发展方向

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。

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在产业化道路上，IBC 电池面临以下挑战：1）对基体材料要求较高，需要较高的少子寿命。IBC 电池属于背结电池，为使光生载流子在到达背面 PN 结前尽可能少得被复合掉，需要较高的少子扩散长度；2）IBC电池对前表面的钝化要求较高。若前表面钝化效果不理想，光生载流子在未到达背面 PN 结区之前，已被复合掉，将会大幅降低电池转换效率；3）工艺过程复杂。背面指交叉状的 P 区和 N 区在制作过程中，需要多次的掩膜和光刻技术，为了防止漏电，P 区和 N 区之间的间隙也需非常精准，增加了工艺难度；4）IBC 复杂的工艺步骤使其制作成本远高于传统晶体硅电池。

5.1.2.IBC 电池技术起源于 1975 年，XBC 为当前热门发展方向

IBC 电池的发展历程可以分为技术探索期、初步产业化期、研发热潮期和技术分支化期四个阶段。1）1975-1996 年：IBC 技术概念被提出，进入技术探索期。IBC 技术最早可追溯到由Schwartz 和Lammert 于1975年提出的背接触式光伏电池概念。1984 年，斯坦福教授Swanson 报道了类IBC的点接触（Point Contact Cell, PCC）太阳电池，在聚光系统下转换效率达到19.7％，但其更为复杂的工艺过程不易于大规模推广，Swanson教授于次年创立 SunPower，专注研发 IBC 电池。1986 年Pierre Verlinden 博士在标准光照下制备出效率 21%的 IBC 电池；

2）1997-2010 年：技术领导者 SunPower 开启IBC 电池初步产业化。1997年，SunPower 公司和斯坦福大学开发的 IBC 电池得到了23.2％的转换效率。SunPower 于 2004 年采用点接触和丝网印刷技术研发出第一代大面积（149cm2）的 IBC 电池 A-300，转换效率为21.5%，并于菲律宾工厂规模量产（25MW 产能）。2007 年 SunPower 通过工艺优化和改进研发出可量产的平均效率 22.4%的第二代 IBC 电池；

3）2011-2016 年：更多厂商机构步入IBC 技术研发。2012年天合光能承担了国家 863 项目的“效率 21%以上的全背结晶体硅电池产业化成套关键技术及示范生产线”课题，于 2014 年分别以24.4%和22.9%的转换效率创造了小面积/6 英寸大面积 N 型单晶硅 IBC 电池的世界纪录，并开启中试生产。2014 年，SunPower 在 N 型 CZ（直拉）硅片上制备的第三代IBC电池的最高效率达到 25.2%；

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％。

5.1.3.制作工艺：制程步骤复杂，工艺难度大

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。

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叉指状 PN 结可通过印刷源浆、光刻、离子注入或激光掺杂等方式形成。根据《IBC 太阳电池技术的研究进展》，IBC 太阳电池背面一般可采用印刷源浆、光刻、离子注入或激光掺杂等方式形成叉指状的p+区和n+区。具体来看，1）印刷源浆：工艺简单，成本相对便宜，但易造成表面缺陷，掺杂效果难以控制，尚未应用于 IBC 电池；2）光刻：复合低，掺杂类型可控，但是工艺过程复杂，工艺难度大；3）离子注入：控制精确度高、扩散均匀性好，但设备昂贵，易造成晶格损伤；4）激光掺杂：工艺简单，常温制备，但需要精确对位。

5.2.转换效率：经典IBC 效率溢价难以覆盖成本溢价，TBC+HBC 吸引产业转型

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。

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。

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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。

5.3.成本端：精简工艺步骤和降低制造成本是降本核心，XBC 降本路线与融合前的技术具有相关性

精简工艺步骤、降低制造成本