文|奇偶派 葉子
編輯|釗
2022年，對整個世界來說，是一個充滿挑戰(zhàn)的年頭。新冠疫情尚未完全結(jié)束，俄烏危機又接踵而來，在這個復雜動蕩的國際局勢中，全球各國對能源安全的需求與日俱增。
為了應對未來日益增長的能源缺口，光伏行業(yè)引來了爆發(fā)式的增長，同時，各家企業(yè)也在積極推進新一代光伏電池技術(shù)，以搶占市場高地。
本文將復盤電池技術(shù)的發(fā)展歷程，分析兩條主要技術(shù)路線的優(yōu)缺點，以及主流光伏公司在未來電池片迭代中的路線選擇。
01 光伏發(fā)電邏輯與技術(shù)迭代
在分析電池片技術(shù)迭代路線之前，我們需要先了解光伏發(fā)電的原理。
光伏發(fā)電是利用半導體界面的光生伏特效應而將光能直接轉(zhuǎn)變?yōu)殡娔艿囊环N技術(shù)，其主要原理則是半導體的光電效應：光照使不均勻半導體或半導體與金屬結(jié)合的不同部位之間產(chǎn)生電位差的現(xiàn)象。
光子照射到金屬上，能量可以被金屬中某個電子全部吸收，這個電子便可以從金屬表面逃逸，成為光電子。硅原子有4個外層電子，如果在硅材料中摻入有5個外層電子的磷原子，便可以形成N型硅片；如果在硅材料中摻入有3個外層電子的硼原子，便可以形成P型硅片?！?/p>
而P型電池片與N型電池片分別由P型硅片與N型硅片通過不同的技術(shù)制備而成。
效率提升是光伏電池發(fā)展永恒不變的主題。
在這條技術(shù)升級路上，“降本”與“增效”并行不怠。
2015年之前，鋁背場(BSF)電池片占據(jù)了幾乎整個市場。
鋁背場電池是最傳統(tǒng)的電池路線：在晶硅光伏電池P-N結(jié)制備完成后，通過在硅片的背光面沉積一層鋁膜，制備P+層，從而形成鋁背場，形成了高低結(jié)電場，提高了開路電壓。
但鋁背場電池的耐輻照性能較差，同時其極限轉(zhuǎn)化效率只有20%，實際轉(zhuǎn)化率更低，雖然近年來產(chǎn)業(yè)內(nèi)對BSF電池進行了工藝上的改進，但因其先天局限性，改進幅度并不大，這也成為了它注定要被取代的原因。
2015年之后，Perc電池片市占率快速提升。
Perc電池片是從常規(guī)鋁背場電池片升級而來，通過在電池背面附上介質(zhì)鈍化層，成功減少了光電損失，提高轉(zhuǎn)化效率。
2015年，是光伏電池技術(shù)變革的元年，在這一年，Perc技術(shù)完成了商業(yè)化，電池量產(chǎn)效率首次超過鋁背場電池20%的極限轉(zhuǎn)化效率，正式進入量產(chǎn)階段。
轉(zhuǎn)化效率代表著更高的經(jīng)濟效益。Perc電池片在量產(chǎn)后市占率快速提升，進入高速成長階段，市占率則由2016年的10.0%爬升至2021年的91.2%。目前已經(jīng)成為市場主流的電池片制備技術(shù)。
在轉(zhuǎn)化效率方面，2021年規(guī)?；a(chǎn)的Perc電池平均轉(zhuǎn)換效率達到了23.1%，較2020年提高了0.3%。最高轉(zhuǎn)化效率則是由隆基綠能在2019年1月創(chuàng)造，最高效率達 24.06%（CPVT認證）。
從理論極限效率來看，據(jù)德國哈梅林太陽能研究所測算，P型單晶硅Perc電池理論極限效率為24.5%，目前已十分逼近理論極限效率，未來提升空間有限。
但目前Perc是最主流的電池片技術(shù)，據(jù)CPIA預計，到2022年P(guān)ERC電池量產(chǎn)效率將達23.3%，產(chǎn)能占比將超過80%，市場份額仍將穩(wěn)居第一。
當前N型電池轉(zhuǎn)化效率優(yōu)勢明顯，將成為下一代主流方向。
前面已經(jīng)介紹過N型電池片的工作原理，兩種電池的理論依據(jù)沒有本質(zhì)上的差異，但由于擴散B元素和P元素在世紀工藝上存在著差異，導致二者在工業(yè)生產(chǎn)中面臨不同的挑戰(zhàn)和發(fā)展前景。
P型電池的制備工藝相對簡單，成本較低，但在轉(zhuǎn)化效率上卻與N型電池有一定差距，而N型電池的工藝較為復雜，但具有轉(zhuǎn)換效率高、無光衰、弱光效應好等優(yōu)點。
N型電池中，實現(xiàn)小規(guī)模量產(chǎn)的電池片技術(shù)路線主要包括TOPCon、HJT和IBC三種，其中由以TOPCon與HJT兩條路線為主導，現(xiàn)處于大規(guī)模商業(yè)化的前期階段。根據(jù)CPIA預測，2030年，N型電池的市占率或?qū)⑦_到56%左右，前景十分廣闊。
在轉(zhuǎn)換效率上，HJT和TOPCon極限效率分別為27.5%、28.7%，兩者不相上下，但都超過了P型電池的極限效率，未來HJT疊加IBC和鈣鈦礦，可將轉(zhuǎn)換效率進一步提升至30%。遠超P型電池的轉(zhuǎn)化效率意味著更高的經(jīng)濟效應。
在成本上，N型P型硅片的成本差距在逐步縮小。以中環(huán)210尺寸150μm厚硅片為例，N型硅片較P型硅片溢價率約為6%，較過去有大幅下降。HJT電池的低溫加工工藝更適合薄片化工藝，可進一步降低N型硅片的成本溢價。
隨著光伏設備和材料的國產(chǎn)化日趨成熟，對于更高效電池的追求成為市場的選擇，N型電池提效降本空間更大的優(yōu)勢便體現(xiàn)了出來，2021年也成為了N型電池加速量產(chǎn)的關(guān)鍵時點。
02 TOPCon vs HJT，誰搶技術(shù)先機？
盡管N型電池有多種，但目前得到大多數(shù)公司青睞，有望商業(yè)化普及的只有兩條路線。一路是以TOPCon為代表的延續(xù)性創(chuàng)新技術(shù)，工藝與P型電池時代的Perc技術(shù)一脈相傳；另一路則是以HJT為代表的顛覆性創(chuàng)新技術(shù)，其工藝更加簡單，未來提效空間大，但并不與Perc產(chǎn)線互通。
目前已經(jīng)來到了技術(shù)迭代的時間點，開始了實戰(zhàn)的對壘階段，兩種技術(shù)各有優(yōu)劣，在性價比、工藝難度、轉(zhuǎn)換效率、未來發(fā)展等角度均有所不同。
第一：TOPCon當前更具性價比，HJT長期降本空間大。
TOPCon相比Perc工藝流程只增加2-3步，在Perc工藝技術(shù)的基礎上，只需對原有擴散爐和PECVD進行改造，或者購置LPCVD，即可完成產(chǎn)線升級。
而HJT則與現(xiàn)有的Perc產(chǎn)線不兼容，需要重置設備，加之HJT雙面都需要使用電阻率較高的低溫銀漿，耗材成本更高，在轉(zhuǎn)換效率沒有明顯差距的情況下，TOPCon更具性價比。
但是，未來伴隨著工藝的進一步成熟，下游需求增加，可通過增大產(chǎn)量來降低成本，同時，設備國產(chǎn)化、硅片薄片化、金屬化也在加速的路上，預計2023年HJT與其他電池成本差距將大幅收窄。
第二：TOPCon轉(zhuǎn)換效率居于榜首，HJT轉(zhuǎn)換效率提升空間大。
從理論極限效率來看，根據(jù)權(quán)威測試機構(gòu)德國哈梅林太陽能研究所（ISFH）測算，TOPCon電池的理論極限效率達到 28.7%，高于HJT的27.5%，在當前實際的生產(chǎn)中，TOPCon轉(zhuǎn)化效率也確實優(yōu)于HJT。
但HJT未來轉(zhuǎn)換效率提升空間更大。HJT電池可以采用疊加IBC和鈣鈦礦等技術(shù)，進一步提高轉(zhuǎn)換效率，最高有望提升至30%以上。
第三：TOPCon制造工藝繁雜，HJT工藝流程極短。
TOPCon的氧化層鈍化接觸制備有超過三種不同的細分工藝路線，不同廠商制備流程不統(tǒng)一，且總工序約為12-13步，所需的設備數(shù)量、人力資源、車間面積都將高于傳統(tǒng)的PERC電池。
此外，TOPCon的硼擴散難度較高，所需溫度超過900℃，且硼在硅中的固溶度低，導致難以得到高濃度發(fā)射區(qū)，但若硼濃度太高，則會導致硼原子不激活，產(chǎn)生死層。
相比之下，HJT只需4道核心工序——絨清洗、非晶硅薄膜沉積、TCO薄膜沉積、電極金屬化，相較于TOPCon來說所需設備較少，工藝相對簡單，可以快速提高產(chǎn)品良率。
第四：TOPCon擁有現(xiàn)在，HJT掌握未來。
從短期來看TOPCon經(jīng)濟效應更高，可直接由Perc產(chǎn)線改造升級而成，并且當下的轉(zhuǎn)換效率更高。
從中長期來看，HJT是業(yè)內(nèi)相對更認可的技術(shù)路線，伴隨著降本增效的推進，未來HJT將會更加受到青睞。
03 不同企業(yè)選擇不同
在光伏電池處于技術(shù)迭代的關(guān)鍵時點，各電池設備企業(yè)站在了自身生產(chǎn)的角度，在轉(zhuǎn)換效率和成本間做出平衡，以最大化設備的性價比。
而不同的企業(yè)又有著各自特有的情況，也導致他們選擇了不同的技術(shù)路線。
不同公司，押寶不同技術(shù)。
TOPCon產(chǎn)線可由Perc產(chǎn)線直接改進而來，對于那些有著大量Perc產(chǎn)線的企業(yè)有著巨大的吸引力。晶科能源、鈞達股份等公司便選擇了TOPCon，除轉(zhuǎn)換成本低之外，他們還看上了當前效率高，放量早的優(yōu)點。
據(jù)統(tǒng)計，截至2022年6月15日，國內(nèi)已建成的TOPCon產(chǎn)能為30.55GW，在建/待建產(chǎn)能為178.8GW。在建產(chǎn)能中，預計有62.30GW產(chǎn)能將在年內(nèi)投產(chǎn)。
HJT產(chǎn)線因其代表著未來技術(shù)方向，并需要重新購置成本，受到了“新晉玩家”的喜愛。HJT則主要是東方日升、愛康科技、邁為股份等公司在主導。
東方日升證券部人員對我們表示，“毋庸置疑我們選擇了HJT技術(shù)，我們的方向是降低HJT的成本，目前通過設備國產(chǎn)化、硅片輕薄化，降本已經(jīng)卓有成效，在投資產(chǎn)出期間，我們認為HJT路線也是比較合適的，我們看好HJT技術(shù)的未來，預計明年將會有量產(chǎn)”。
據(jù)不完全統(tǒng)計，雖然目前國內(nèi)HJT的投產(chǎn)產(chǎn)能僅為 8.1GW，且多數(shù)為中試線。但因其降本路線清晰，未來潛能較大，國內(nèi)已規(guī)劃產(chǎn)能達到了162.7GW。
除TOPCon與HJT技術(shù)路線外，也有公司另辟蹊徑，走出了自己的道路。
在兩種技術(shù)方向的爭執(zhí)中，愛旭股份顯得格格不入。在大多數(shù)企業(yè)選擇從TOPCon、HJT技術(shù)入手，而愛旭卻直奔IBC技術(shù)路線，并以此為基礎推出N型ABC自有專利技術(shù)電池。
在與愛旭股份人員交流中，其表示即將實現(xiàn)ABC電池片的量產(chǎn)，“我們曾做過HJT與TOPCon的研究，但我們認為ABC是更好的選擇。ABC的轉(zhuǎn)化效率高，已達25.5%，并且采用了非銀工藝，成本預計可以與Perc打平”。
龍頭企業(yè)多管齊下。
在技術(shù)迭代的岔路口，錯誤的抉擇可能將公司推向萬劫不復。底蘊深厚的行業(yè)龍頭們自然不能選擇某種技術(shù)ALL IN。
在與隆基綠能的內(nèi)部人員交流中，對方表示兩種技術(shù)在不同的階段都有優(yōu)勢，目前TOPCon技術(shù)商業(yè)化更加成熟，而HJT當下成本過高，所以已經(jīng)開始推進TOPCon產(chǎn)線的落地。
但TOPCon產(chǎn)線的落地并不意味著放棄HJT，由于HJT長期降本空間較大，公司仍然在實驗室進行HJT的研發(fā)，后續(xù)還需要看設備投資與低溫銀漿成本下降幅度。
“技術(shù)的進步是很難被人為精準判斷的，還是要看實驗室中研究推進的情況如何”，隆基綠能內(nèi)部人員認為。
無獨有偶，晶澳科技證券部人員也對我們表示，“目前TOPCon量產(chǎn)后轉(zhuǎn)化效率較高，而HJT則并沒有達到預期的轉(zhuǎn)化效率，從性價比的角度來看，對于我們公司來說HJT不具備大規(guī)模量產(chǎn)的條件”。
不過對方還表示，晶澳不會選擇“一條腿”走路，目前仍在加速推進HJT的研究，如果出現(xiàn)了新的突破或成本快速下降，完全可以在短期內(nèi)開始HJT產(chǎn)線的建設，第一時間投入量產(chǎn)。
總的來說，光伏電池片技術(shù)迭代加速的當下，TOPCon和HJT仍將并行發(fā)展，并不存在誰更優(yōu)秀的情況。但就現(xiàn)階段量產(chǎn)的進度來看，TOPCon有望率先打開市場，但最終誰主沉浮還需假以時日。
04 寫在最后
“降本”與“增效”作為光伏電池片迭代的主旋律，穿插在了整個發(fā)展史中。
2022年，光伏N型電池的“大幕”已經(jīng)拉開，光伏片企業(yè)又站上了技術(shù)升級的風口，選擇也擺在了公司的面前——當下性價比高的TOPCon？未來前景明朗的HJT？更加先進的HBC技術(shù)？亦或是多管齊下，同時推進？賽道內(nèi)企業(yè)的一舉一動，都會引來產(chǎn)業(yè)界、資本市場的關(guān)注。
TOPCon和HJT的量產(chǎn)競爭可能才剛剛開始，未來仍將并行發(fā)展，短期內(nèi)也不存在誰絕對占優(yōu)的情況，鹿死誰手猶未可知。亦或兩者共存，你追我趕，共同推進行業(yè)的進步。