引子：PERC见顶

作为泛半导体产业的一部分，光伏行业大体具备类似的科技迭代特征。

纵观半导体产业的技术发展，主要由两大因素驱动：

• 其一，晶圆由小变大，提高了单批次操作的吞吐量；
• 其二，制程路线升级，改善了芯片产品的效率指标。

回到光伏行业，前者对应硅片尺寸的增大，后者对应转换效率的提升。

老读者可能还记得，在《光伏行业的非连续性》一文中，我曾经回顾过前两轮产业周期的主要推动技术：

• 冷氢化技术，推动硅料价格跌去九成，成就龙头企业保利协鑫；
• 金刚线技术，助力单晶硅片后来居上，成就龙头企业隆基股份。

实际上，在单晶取代多晶的这轮产业周期中，PERC电池技术同样扮演着举足轻重的角色。

1989年，澳洲新南威尔士大学的马丁·格林团队，首次提出PERC电池结构，当时的实验室效率高达 22.8%。

此前，主流的电池技术为Al-BSF（铝背场）。与之相比，PERC电池在背面进行了介质膜钝化，提高了背表面的光反射，从而提升了电池转换效率。在制造工艺上，PERC电池需要新增沉积背面钝化叠层的设备。

有趣的是，尽管实验室表现相当优秀，PERC电池的产业化进程，却在随后的二十年里停滞不前。

2012年，由中电光伏牵头的“863”专项子课题——“效率 20%以上低成本晶体硅电池产业化成套关键技术研究及示范生产线”正式启动，PERC电池的产业化大幕徐徐拉开。

双面P-PERC电池结构

随后，PERC电池技术的产业化发展，经历了三个主要阶段：

• 2012年-2014年：PERC电池实现初步量产，核心设备主要由国外厂商供应；
• 2014年-2017年：PERC电池投资吸引力凸显，国产设备崭露头角；
• 2018年-2021年：高收益引爆PERC产能投资需求，国产设备成为行业主流。

随之而来的是，PERC电池的市占率持续提升，并在2021年达到了顶峰（91.2%）。

PERC电池市占率在2021年见顶

从转换效率来看，以光伏行业协会发布的2022年行业平均数据为例，Al-BSF电池为19.5%，PERC黑硅多晶电池为21.1%，PERC单晶电池为23.2%。

从中我们容易看出，PERC技术，不仅大幅优于Al-BSF技术，同时也让单晶电池大放异彩。

然而，PERC技术的理论极限效率是24.5%，实际的量产效率还要打些折扣，目前龙头公司大约在23.5%左右。与之对比，晶硅电池转换效率的理论极限是29.4%。要想继续突破，就要引入新的电池技术。

在这一篇，我们就来谈谈这些新技术，以及龙头公司各自的选择。

从P型到N型

晶硅电池以硅片为衬底，根据硅片的差异可分为P型（Positive/正电）电池和N型（Negative/负电）电池两大类。

两类电池发电原理无本质差异，都是依据PN结进行光生载流子分离，基本原理为光生伏特效应。两者的区别在于，P型硅片通过扩散磷元素形成n+/p型结构，而N型硅片通过注入硼元素形成p+/n型结构。

 

P型电池制作工艺相对简单，成本较低，主要代表是Al-BSF电池和PERC电池。2016年之前，Al-BSF电池占据绝大部分市场份额；2016年之后，PERC电池接棒，逐渐成为市场主流。

与P型相比，N型电池成本较高，但具有转换效率高、双面率高、温度系数低、无光衰、弱光效应好、载流子寿命长等优点。

现如今，代表性的N型电池技术主要有三大类：TOPCon、HJT、IBC。接下来，我们逐一做简要介绍。

TOPCon

TOPCon技术，全称为隧穿氧化层钝化接触，2013年由德国Fraunhoferl SE研究所发布。

 

TOPCon技术，正面与常规N型电池相同，核心技术是背面钝化接触。在电池的背面，由一层厚度为1~2nm的超薄氧化硅与一层磷掺杂的微晶-非晶混合硅薄膜，共同形成钝化接触结构。

TOPCon电池，是在PERC电池的基础上进行的技术深化，改善的部分主要在于背面的钝化工艺。钝化的主要作用，是提升电池的开路电压和短路电流，从而提高电池的转换效率。

开路电压是电池所能产生的最大电压，对应的负载电阻为无穷大，此时电池的输出电流为零。

短路电流是电池所能产生的最大电流，对应的负载电阻为零，此时电池的输出电压为零。

具体来说，PERC的钝化是通过降低少子复合速度来实现，而TOPCon则利用“隧穿效应”通过隧穿氧化层来实现。所谓隧穿效应，是指在量子尺度上，粒子直接穿过障碍物的现象。借助于衬底背面的超薄氧化硅层，一方面保证已产生的电流畅通，另一方面减缓了正负电荷的复合，使得电池的开路电压升高。

已披露的数据显示，在薄膜厚度达到1.2nm时，开路电压可以达到最大值730mV左右，显著高于PERC电池。TOPCon电池的理论转化效率可以高达 28.7%。

如果薄膜厚度继续增大，由于隧穿效应开始显著减弱，开路电压反而快速下降。因此，能否准确沉积1.2nm的氧化硅薄膜层，成为了评价TOPCon电池工艺水平的关键。

从工艺来看，TOPCon电池，与PERC电池相比，增加了隧穿层的沉积环节，因而需要增加LPCVD（低压化学气相沉积）设备。这也使得，TOPCon电池产线的初始投资总额，要高于PERC电池产线。

此外，在耗材方面，TOPCon的银浆消耗量，要高于PERC。根据光伏协会的数据，2022年，PERC电池，正银消耗约 65mg/片，背银消耗约 26mg/片；TOPCon电池，双面银浆平均消耗约 115mg/片。折算下来，比PERC电池多消耗 26.37%。

HJT

HJT技术，全称为异质结，1974年由Waler Fuhs首先提出。1989年，日本三洋集团首次研发成功HJT电池，并申请专利，当时的转换效率为 15%。

异质结电池，同样使用N型单晶硅片作为衬底。硅片正面经过制绒清洗后，依次沉积厚度为5-10nm的本征非晶硅薄膜以及掺杂的P型非晶硅，和硅衬底形成p-n异质结。这也是其得名的由来。

硅片背面，通过依次沉积厚度为5-10nm的本征非晶硅薄膜和掺杂的N型非晶硅，形成背表面场。

双面沉积完成后，还需要在此基础上，沉积透明导电氧化物薄膜（TCO）。TCO薄膜，既可以降低收集电流时的串联电阻，又能够起到类似氮化硅那样的减少反射的作用。最后，通过丝网印刷在两侧的顶层形成金属基电极，就完成了HJT电池的制造。

 

从电池结构来看，HJT电池天然是结构对称的双面电池，其理论极限转换效率可以达到 28.7%。

在制造工艺上，HJT技术的工艺流程显著减少，只需要4步：制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO导电膜沉积、丝网印刷电极。最关键的步骤是第二步非晶硅薄膜沉积，主要使用PECVD（等离子增强化学气相沉积）设备。第三步TCO导电膜沉积，主要使用PVD（物理气象沉积）设备，代表性方法为磁控溅射。

在技术创新上，使用氢化微晶硅替代非晶硅薄膜，正在成为HJT电池的重要技术突破方向。微晶硅材料，是由纳米晶硅（nc-Si）、非晶硅、空洞和晶粒组合而成的混合相半导体，其中纳米晶硅为直径 2-10nm的硅晶粒。

HJT电池的主要竞争优势，在于其较突出的发电量增益，主要体现在三个方面：

• 更低的温度系数，即高温下发电能力更强，原因在于较高的开路电压；
• 双面发电能力突出，主要在于其天然对称的电池结构；
• 弱光响应能力强， 主要系其结合了薄膜电池的特点，非晶硅材料对弱光的吸收效应强。

目前，国内设备商如迈为股份等，具备整线交付能力。虽然工序简单，然而由于设备价格高昂，导致产线初始投资总额较高。

在耗材方面，与PERC电池和TOPCon电池使用高温银浆不同，HJT电池使用低温银浆。根据光伏协会的数据，2022年，HJT电池双面银浆消耗量约为 127mg/片，比TOPCon电池多消耗 10.43%。

IBC

IBC技术，全称是叉指式背接触，于1975年由Schwartz和Lammert首次提出。1985年，斯坦福大学教授Swanson教授创立SunPower公司，研发IBC电池。后于2004 年，实现商业化量产，当时最高的转换效率为 21.5%。

与PERC、TOPCon、HJT电池采用新的钝化接触结构来提高转换效率的思路不同，IBC则是将电池正面的电极栅线全部转移到背面，从而减少栅线对阳光的遮挡来提高转换效率。

IBC电池的正面无金属栅线，可以全面积无遮挡地吸收太阳光。电池的背面，正负金属电极呈叉指状方式排列，这也是其名称的由来。

 

由于对少子寿命的要求较高，IBC电池一般以N型硅片作为基底。前表面为N+前场区FSF，利用场钝化效应降低表面少子浓度，同时还可以降低串联电阻，提升电子传输能力；背表面为采用扩散方式形成的 叉指状排列的P+发射极和N++背场BSF，发射极能够与N型硅基底形成p-n结，有效分流载流子，n+背表面场区能够与n型硅形成高低结，增强载流子的分离能力，是IBC电池的核心技术。

IBC电池前后表面均采用SiO2/SiNx叠层膜作为钝化膜，抑制IBC太阳电池背表面的载流子复合；前表面常镀上减反射层，提高发电效率；金属接触部分全都在背面的正负电极接触区域，也呈叉指状排列。

技术思路的差异，使得IBC技术可以与PERC、TOPCon、HJT等多种技术叠加，因此有望成为新一代的平台型技术。例如，与TOPCon技术的叠加被称为“TBC”电池，而与HJT技术的叠加则被称为“HBC”电池。

从SunPower官网披露的最新信息来看，其最新一代IBC电池已吸收了TOPCon电池钝化接触的技术优点。从电池结构来看，量产工艺已经简化，成本在可接受范围，平均的转换效率可以达到 25%，第七代电池有望将平均转换效率提高到 26%的水平。

此外，对于 PN 结在背面的电池，还存在一个重要优势，即衬底硅片更容易减薄，这与载流子收集率有关，目前 IBC电池使用的硅片厚度约在 130μm左右。

IBC电池正面完全无栅线遮挡，外形美观；同时，栅线都在背面的独特结构，在一定程度上牺牲了电池的双面性，使得IBC电池的双面率（60%）显著低于PERC（70%）、TOPCon（85%）和HJT（90%），因而无法有效吸收经过地面反射的阳光。这两个特点，使得IBC电池尤其适用于光伏建筑一体化（BIPV）的应用场景以及对价格敏感度较低的家用场景。

IBC目前大规模产业化面临的问题是工序多、量产难度大导致成本高。根据普乐新能源的披露，IBC电池技术的生产成本和产线投入仍然不占优势，非硅成本的差异主要来源于良率、银浆成本和折旧成本。

企业的选择

看完了新一代电池的三大主流技术之后，接下来我们来看看几家代表性龙头企业各自的选择。

隆基：HPBC、TOPCon、待定

在后PERC电池技术的选择上，隆基可谓最为云山雾罩。

2022年9月，隆基西咸15GW HPBC电池投产。2023年1月，进一步扩产至 29GW，预计2023年9月全面投产。与之配套，2022年11月，隆基推出面向高端分布式光伏市场、基于HPBC电池技术的组件产品Hi-MO6，标准版本量产效率突破 25.0%，叠加氢钝化技术的PRO版本效率达到 25.3%。

HPBC技术，全称为混合钝化背接触，是一种在P型硅片基础上结合PERC及IBC的电池技术。实际上，由于各种钝化技术，都可以和IBC技术做结合，后续HPBC技术的演化路径，就可能会融合PERC、TOPCon、HJT的精髓。

与此同时，2023年3月，隆基公告鄂尔多斯 30GW 电池项目，预计2023年8月开始投产。该项目将导入N型TOPCon技术，电池量产转换效率将达 25%以上，主打光伏地面电站。

此外，2023年1月，隆基公告西咸 50GW 电池项目，预计2024年第三季度投产，2025年底达产。然而，截至目前隆基尚未确定该项目将采取的技术路线。

通威：TOPCon与HJT并行

与隆基不同，通威在2023年5月的SNEC大会上，明确宣布TOPCon与HJT两大技术路线并列同行。由此，通威也成为在电池技术战略上第一家明确表态、同时选择两条技术路线的头部企业。

通威认为，这样做一方面可以抓住当前TOPCon的红利期，另一方面持续投入HJT研发升级，布局下一代技术。与此同时，通威在IBC、钙钛矿以及叠层电池上均有所研发布局。

长期以来，无论是数量还是质量，通威都是电池片的一哥。其坚持“生产一代、研发一代、储备一代”的研发战略思路。因而，通威的电池路线选择，在很大程度上代表了行业量产的现状。

通威自研的TOPCon技术，简称为 TNC 技术。2022年11月，通威眉山 9GW TNC 电池项目投产。目前，项目已满产，产品平均转换效率 25.5%；若叠加SE等技术，转换效率预计将提高至25.7%。

2022年底，通威还启动了彭山16GW TNC电池项目的建设工作，预计将于2023年下半年建成投产，届时公司TNC电池产能将达到 25GW。届时通威将跻身N型电池第一梯队。

通威自研的HJT技术，简称为 THC 技术。自2018年，通威开始布局THC技术，现已建成我国首条GW级HJT生产线，并拥有行业内首条铜互联（THL）中试线，电池效率最高达 26.18%。

爱旭：主打ABC

ABC技术，全称是All Back Contact（全背接触）。在今年的SNEC展会上，我和爱旭的技术人员做了交流。在推介自家ABC产品的同时，特意强调了与隆基HPBC的区别。概括来说，隆基是P型技术、质保25年，而爱旭是N型技术、质保30年。

挺有意思的，在头部企业中，爱旭是目前唯一一家主打IBC技术路线的企业。此前，爱旭是PERC技术的主要推动者之一。

2021年，爱旭推出ABC电池技术；公司首期珠海6.5GW ABC电池量产项目于2022年投产，预计将于2023年二季度末实现满产。

2022年，爱旭推出ABC组件，包括“黑洞”和“白洞”两大系列，主打国内高端户用场景及海外高端市场。

2023年，ABC电池量产效率 26.5+%，组件效率 24+%。在今年的SNEC展会上，ABC电池和组件的转换效率，名列前茅。此外，公司开创性地研发出ABC电池的无银化技术，推动行业进入无银化时代。

2023年6月，在德国慕尼黑Intersolar Europe展会期间，爱旭与德国Memodo集团（欧洲顶级太阳能和储能分销商）正式签署1.3GW的ABC组件采购协议，斩获全球首个GW级BC组件订单。

公司近期公告多项 ABC 电池及组件扩产计划，包括义乌15GW电池及组件、珠海3.5GW电池及10GW组件项目，预计至23年底ABC技术路线达25GW电池+25GW组件产能。

就技术难度而言，ABC技术相比PERC，工序复杂程度不止两三倍。从出片时间来看，一片PERC硅片进去8-10小时就能出来电池片，而ABC则要两天才能完成所有工序。

在知识产权方面，爱旭对于ABC拥有完全的自主产权，也配备专业部门提升公司知识产权保护水平，因而公司的背接触平台技术较难外溢。

晶科：All-in TOPCon

在一线企业中，晶科能源是行业内最早产业化N型TOPCon技术的厂商。回顾晶科的发展历史，会知道晶科也是上一轮单晶替代多晶浪潮中率先All-in单晶的企业之一。从这一点来看，晶科管理团队的市场嗅觉是十分敏锐的。

2021年11月，晶科推出应用了N型TOPCon技术的Tiger Neo系列组件，拉开了TOPCon电池产业化的序幕。

2022年1月，合肥一期 8GW N型TOPCon电池投产；2022年2月，尖山一期 8GW N型TOPCon电池投产。两者的电池量产转换效率超过 24.8%，平均良率与PERC持平。

2022年7月，合肥二期 8GW N型TOPCon电池投产；2023年一季度，尖山二期 11GW N型TOPCon电池满产。

2023年5月底，晶科宣布拟在山西综改区规划建设年产 56GW垂直一体化大基地项目，总投资约560亿元。项目计划分四期建设，建设周期两年，每期计划建设拉棒、切片、电池片、组件产能各14GW。

其中，一期和二期项目预计分别于2024年第一季度和第二季度建成投产，三期、四期项目预计2025年建成投产。据业内预测，待56GW产能完全释放后，仅一个基地，预估将占全球N型产能的20%。

时至今日，在转换效率方面，晶科TOPCon电池的量产效率已经超过 25.4%，预计2023年底达 25.8%。

晶科副总裁钱晶近日透露，到2023年底晶科的N型电池产能将达到 55GW左右，而从全行业来看，届时N型TOPCon的产能预计在120GW-130GW的水平。拥有接近行业一半的TOPCon产能，这是晶科All-in TOPCon所带来的重要优势之一。

算个经济账

看了这么多电池技术的介绍，可能会有些头大。

化繁为简，用一句话来概括：电池技术的核心指标，就是转换效率。单看各种技术路线之间，转换效率的百分比差异并不算大，大家可能并没有太大的感觉。因此，我们做个简单的测算。

我国光照最差的III类资源区，平均年发电小时数约为 1100小时。以 100MW，使用转换效率为 23%的PERC电池的电站为例，一年发电量为 1.10亿度。按照 0.35元/度的标杆上网电价计算，折合经济效益为 3850万元/年。

假设，电池转换效率提升至 24%，即 1个百分点的差异，新增发电量为 478.26万度，新增经济效益为 167.39万元/年。

考虑到光伏电站的使用寿命一般为 25年，再保守假设每年 1%的发电功率衰减，累计新增效益高达 3682.58万元，差不多相当于多发了一年的电。

难怪隆基创始人李振国在接受采访时表示：

在 20%转换效率的基础之上，经过测算，每提高一个百分点的转换效率，可以为下游电站节约 5%以上的成本。

再想一想，这只是 100MW电站，2022年全球新增光伏装机，就有 230GW之多。展望未来，全球年增装机超过 1000GW，也只是时间问题。

所以，对于光伏电池来说，哪怕是 0.01%的转换效率提升，都有着显著的经济意义。

后记：从单结到叠层

回顾光伏电池转换效率的进阶之路，我们清晰地看到，这是由一轮又一轮的技术进步所推动的。

第一代技术，Al-BSF将效率推至接近 20%；第二代技术，PERC将效率推至接近 24%；第三代技术，TOPCon、HJT和IBC有望将效率推至接近甚至超越 27%。

我们知道，单结晶硅电池的理论极限效率为 29.4%。要想再往上走，超越 30%的门槛，就要从单结走向叠层。

叠层电池的基本思路，是采用不同性质的电池技术，来分段吸收太阳光谱中的不同频段，以提升综合转换效率。理论上，叠加的层次可以多于两层。实际应用中，由于边际效益显著下降，因而从性能和经济性考虑，双结叠层电池是未来产业化的主要方向。

目前，产业界研究的主流方向是“晶硅+钙钛矿”叠层电池。

2023年5月24日，隆基绿能宣布其在商业级绒面CZ硅片上实现了晶硅-钙钛矿叠层电池 31.8%的转换效率。

尽管取得了新的突破，隆基的创始人李振国在股东大会上，回答投资者提问时说：

“双结电池技术的产业化需要更长时间，不是三五年可以解决的。如果前期投入过重且不能迅速回收成本，把握不好技术进步的节奏反而会给公司带来风险。”

令人欣慰的是，话虽如此，隆基在更下一代电池技术的研发投入上，坚定而持续。

2023年6月14日，隆基绿能在Intersolar Europe 2023上正式宣布，经欧洲太阳能测试机构ESTI权威认证，隆基绿能在商业级绒面CZ硅片上实现了晶硅-钙钛矿叠层电池 33.5% 的转换效率。