一、技術迭代推動降本增效，N 型電池技術發展提速

晶硅電池技術是以硅片為襯底，根據硅片的差異區分為 P 型電池和 N 型電池。其中 P 型電池主要是 BSF 電池和 PERC 電池，N 型電池目前投入比較多的主流技術為 HJT 電池和 TOPCon 電池。

1）P 型電池，傳統單晶和多晶電池主要技術路線為鋁背場技術（Al-BSF）， 目前主流的 P 型單晶電池技術為 PERC 電池技術，該技術制造工藝簡單、成本低，疊加 SE（選擇性發射技術）提升電池轉換效率；

2）N 型電池，隨著 P 型電池逐漸接近其轉換 效率極限，N 型將成為下一代電池技術的發展方向。N 型電池具有轉換效率高、雙面率高、 溫度系數低、無光衰、弱光效應好、載流子壽命更長等優點，主要制備技術包括 PERT/PERL、 TOPCon、IBC、異質結（HJT）等。

技術迭代推動提效降本，PERC 電池產能占 86%

過去五年，PERC 代替 Al-BSF 成為目前主流電池技術。P 型電池技術主要經歷了 Al-BSF（傳統鋁背場）到單面 PERC 再到雙面 PERC 技術的發展路線。根據 CPIA 數據， 2015 年之前，鋁背場電池是主流的電池技術，市占率一度超過 90%，2015 年開始隨時 PERC 電池技術的推廣，BSF 電池市占率開始下降并在 2020 年市占率降至 8.8%。PERC 電池技術的推廣主要得益于單晶硅片的大規模推廣，設備國產化率快速提升等因素。根據 CPIA數據，2020 年新建量產產線仍以 PERC 電池為主，PERC 電池市場占比達到 86.4%。

1） Al-BSF 電池技術。為改善太陽能電池效率，在 P-N 結制備完成后，在硅片的背 光面沉積一層鋁膜，制備 P+層，稱為鋁背場電池。鋁背層主要進行表面鈍化，降 低背表面復合速率，增加光程，提升效率。但紅外輻射光只有 60-70%能被反射， 產生較多的光電損失，在轉換效率方面有明顯的局限。

2） PERC 電池技術。通過在電池背面附上介質鈍化疊層三氧化二鋁和氮化硅作為背 反射器，增加長波光的吸收，同時增大 P-N 極間的電勢差，降低電子復合，提升 光電轉換效率，還可以做成雙面電池。隨著工藝成熟，設備國產化和成本降低， 逐漸成為市場主流電池技術。

Al-BSF 改造為 PERC 產線并不復雜，但效率提升明顯。從產線改造角度看，鋁背場 電池技術的生產工藝主要包括清洗制絨、擴散制結、蝕刻、制備減反射膜、印刷電極、燒 結及自動分選七道工序和關鍵設備，而 PERC 電池技術的生產工藝無需另開產線，只需在 鋁背場基礎上，增加鈍化疊層和激光開槽這兩道工序即可完成，所需設備包括增加 PECVD 和激光開槽設備，相關設備也均實現國產化。而從效率提升角度看，根據 CPIA 數據，截 至 2020 年，PERC 電池平均轉換效率 22.8%，而傳統鋁背場的轉換效率則不足 20%，效 率提升是加速 PERC 產能占比提升的核心因素之一。

PERC 技術產業化時間不長，電池效率提升速度較快。從 PERC 電池技術的發展到成 為主流路線的時間并不長，核心原因在于電池技術快速發展推動行業的降本提效。從 1989 年 PERC 電池技術的首次提出，到 2010 年進行背面/疊層鈍化改造推動大尺寸電池的產業 化進程，產業界用了 10 年時間將其效率提升和成本下降發揮到了極致，成為目前全球電 池的主流技術。隆基樂葉在2019年發布的PERC電池技術效率記錄為24.06%，目前PERC 電池的量產效率已經突破 23%。

單晶 PERC 電池平均量產效率超 22.8%，已逐漸接近 24.5%極限效率。從目前電池 效率看，隆基 24.1%的轉換效率已經接近 PERC 電池極限效率，電池廠商研發重心已經逐 步轉向新的技術，PERC技術正式進入變革后周期。為了進一步提升PERC電池轉換效率， 在傳統的 PERC 電池工藝基礎上不斷增加新的工藝，包括 SE 技術優化、多主柵電極、氧 化層增強鈍化、背面堿拋及光注入或電注入再生等技術工藝的改進。通過技術工藝的不斷 改進，目前單晶 PERC 電池的產業化平均效率達到 22.8%+，已經在逐漸接近其極限效率。

N 型電池技術優勢顯著，有望替代 P 型成為主流

N 型電池轉換效率高，有望替代 P 型電池成為發展主流。從目前技術發展來看，P 型 PERC 電池已經迫近效率天花板，降本速度也有所放緩。而 N 型電池效率天花板較高，電 池工藝和效率提升明顯加快，未來效率提升空間大，隨著國產化設備成本不斷降低，預計 將成為未來主流的電池技術路線。目前實現小規模量產（>1GW）的新型高效電池主要包括 TOPCon、HJT 和 IBC 三種，HBC、疊層電池暫時還處于實驗室研發階段。同時，N 型電池技術組成的疊層電池，轉換效率將有進一步提升的空間。

針對 PERC、TOPCon 和 HJT 這幾種主流的技術路線，我們從效率、成本及工藝等 多個角度對比：

1） 從效率角度看，TOPCon 電池的極限理論效率達到 28.7%，高于 HJT 的 27.5% 和 PERC 的 24.5%。而從目前量產效率看，PERC 已經達到 23%附近，TOPCon 和 HJT 已經超過 24%，但距極限效率仍有一定差距，效率提升的空間更大；

2） 從工藝角度看，PERC 目前最成熟， TOPCon 需要在 PERC 產線上增加擴散、 刻蝕及沉積設備改造，成本增加幅度小；而 HJT 電池工藝最簡單、步驟最少（核 心工藝僅 4 步），但基本全部替換掉 PERC 產線，IBC 電池工藝最難最復雜，需 要是用離子注入工藝提供生產技術門檻；

3） 從成本角度看，PERC 產業化最快成本低，TOPCon 電池兼容性最高，可從 PERC/PERT 產線升級，IBC 次之，HJT 電池完全不兼容現有設備，需要新建產 線，較 PERC 成本高 2.5 億元，較 TOPCon 成本高 2 億元，成本仍有下降空間。

P 型產線轉向 N 型電池的關鍵時點已經到來。在光伏行業持續降本的進程中，過去五 年是 P 型和 N 型同步賽跑和效率提升的階段，N 型電池的工藝、設備及材料等因素不具備 性價比。但站在目前時點，P 型電池接近其效率極限，設備成本下降接近其極限，而隨著 光伏設備和材料的國產化日趨成熟，對于更高效電池的追求也成為市場的選擇，N 型電池 提效降本空間更大的優勢便體現出來，預計 2021 年將是 N 型電池加速量產的關鍵時點。

二、TOPCon：延長 PERC 產線周期，具備性價比的路線

效率上限高+設備成本低，產業化發展提速

TOPCon 電池技術，即隧穿氧化層鈍化接觸技術。由于 PERC 電池金屬電極仍與硅 襯底直接接觸，金屬與半導體的接觸界面由于功函數失配會產生能帶彎曲，并產生大量的 少子復合中心，對太陽電池的效率產生負面影響。因此，有學者提出電池設計方案中用薄 膜將金屬與硅襯底隔離的方案減少少子復合，在電池背面制備一層超薄氧化硅，然后再沉 積一層摻雜硅薄層，二者共同形成了鈍化接觸結構。超薄氧化層可以使多子電子隧穿進入 多晶硅層同時阻擋少子空穴復合，進而電子在多晶硅層橫向傳輸被金屬收集，極大地降低 金屬接觸復合電流，提升了電池的開路電壓和短路電流，從而提升電池轉化效率。

電池轉換效率極限較高，量產提速空間更大。TOPCon 的發展歷史其實并不長，由德 國 Fraunhofer 研究所的 Frank Feldmann 博士在 2013 年于 28th EU-PVSEC 首次提出 TOPCon 的電池概念。此后，經過一系列科研院所的積極研發推進技術工藝的逐步成熟和 理論轉換效率提升，TOPCon 電池的極限理論效率達到 28.7%，高于 HJT 的 27.5%和 PERC 的 24.5%。而目前晶硅電池產業化平均效率低于實驗室效率 2 個百分點左右， TOPCon 電池產業化效率有更高的提升空間。截至 2020 年底，N 型 TOPCon 電池平均轉 換效率達到 23.5%，2021 年晶科能源 TOPCon 電池效率達 24.9%。

量產效率提升明顯，2021 年產業化發展提速。從目前 TOPCon 量產的情況看，平均 量產效率主要在 24%左右，最高效率達到 24.5%-25%，包括隆基股份、通威股份、天合 光能、晶科能源、中來股份等在內的主流電池廠商 2021 年的規劃產能已經達 15GW。目 前最高效率來自隆基的電池研發中心的 25.09%，單晶硅片商業化尺寸 TOPCon 電池效率 首次突破 25%，創下最新的世界紀錄。

從 SNEC 展會調研了解到，龍頭廠商紛紛布局 TOPCon 產品。根據 2021 年 SNEC 展臺統計看，包括隆基、英利、中來、天合及晶科等十余家企業布局并展示了其在 TOPCon 領域的核心產品。從最新的調研情況看，由于與 PERC 設備產線的兼容性問題，TOPCon 更受到龍頭廠商的青睞，多家企業將 TOPCon 應用到大尺寸的產品中，轉換效率在 21.7%~24%之間，平均效率 22.6%，基本接近。如隆基股份發布的首款 TOPCon 雙面組 件—Hi-MO N 為例，主要采用 182 尺寸電池片，功率達 570W，量產效率 22.3％。預計 2021 年 TOPCon 電池產業化將進一步加速。

兼容 PERC 產線設備，多技術并進加速降本

TOPCon 兼容 PERC 產線設備，是未來 2-3 年最具性價比的技術路線。國內 PERC 產線主要從 2018 年開始建設，新建產線大多預留了 TOPCon 改造空間，而未來的擴產計 劃也紛紛轉向 N 型技術產線建設。面對目前巨大的 PERC 電池產能，TOPCon 和 PERC 電池技術和產線設備兼容性較強，以 PERC 產線現有設備改造為主，主要新增設備在非晶 硅沉積的 LPCVD/PECVD 設備以及鍍膜設備環節。目前 PERC 電池產線單 GW 投資在 1.5-2.0 億元，而僅需 0.5-1 億元即可改造升級為 TOPCon 產線。在面臨大規模 PERC 產線設備資產折舊計提壓力下，改造為 TOPCon 拉長設備使用周期，降低沉沒風險，是未來 2-3 年極具性價比的路線選擇。

從產線改造難度看，從 PERC 到 TOPCon 產線，主要增加幾道工序：

1）TOPCon 增加了硼擴散工藝，通過硼磷管式擴散爐制備 P 型發射結和 N 型背面，在通過 PECVD 技 術在正反表面制備鈍化層和減反射膜；

2）需要增加隧穿氧化制結、離子注入及退火清洗 工藝，超薄氧化層可以使多子電子隧穿進入多晶硅層同時阻擋少子空穴復合，進而電子在 多晶硅層橫向傳輸被金屬收集，從而提升電池轉化效率。

TOPCon 多技術路線并進，LPCVD 是目前主流工藝。目前 TOPCon 最大的任務是簡 化工藝降低成本，從目前產業化發展的進展看，LPCVD 是目前主流工藝路線。主要包括 三種工業化流程：

1） 方法一：本征+擴磷。LPCVD 制備多晶硅膜結合傳統的全擴散工藝。此工藝成熟 且耗時短，生產效率高，已實現規模化量產，但繞鍍和成膜速度慢是目前最大的 問題。該技術為目前TOPCon廠商布局的主流路線，主要是晶科能源和天合光能；

2） 方法二：直接摻雜。LPCVD 制備多晶硅膜結合擴硼及離子注入磷工藝。離子注入 技術是單面工藝，摻雜離子無需繞度，但擴硼工藝要比擴磷工藝難度大，需要更 多的擴散爐和兩倍的 LPCVD，投資成本高、良率更高，主要是隆基股份布局；

3） 方法三：原位摻雜。PECVD 制備多晶硅膜并原位摻雜工藝。該方法沉積速度快， 沉積溫度低，還可以用 PECVD 制備多晶硅層，簡化很多流程，實現大幅降本。 但仍存在氣體爆膜現象導致良率偏低，穩定性有待進一步觀察，因此產業化進程 較慢。根據 Solarzoom，目前拉普拉斯、捷佳偉創、金辰股份、無錫微導等國內 設備廠商已經布局，后續有望受益于技術迭代。

增效降本加速量產，進一步打開設備市場空間

三方面有助于 TOPCon 電池進一步降本。從 TOPCon 電池成本構成中來看，硅片、 銀漿及折舊成本分別占比 63%、16%及 4%。目前 TOPCon 的成本高于 PERC 電池 25%-30%，成本下降有賴于以上三方面：

1）硅片大尺寸和薄片化方向有助于硅片成本持 續下降。TOPCon 電池硅片從 166mm 向 182mm 和 210mm 發展，尺寸厚度從目前的 170 μm 持續減薄；

2）銀漿替代和用量下降推動成本下降。目前用量 150-180mg，預計未來 背面用銀鋁漿替代會推動成本下降；

3）目前 TOPCon 電池單 GW 設備投資額降至 2.5 億 元以內，預計未來技術發展會帶動設備價格及折舊成本下降。

產業化進程加速，設備廠商受益明顯。TOPCon 作為高效晶硅電池發展方向之一，實 驗室屢次創下新高，產業化效率也在進一步提升。目前的 TOPCon 電池技術方案并未完全 定型，未來工藝流程進一步簡化，并且隨著設備技術成熟提升良率，銀漿用量和替代帶來 成本降低，TOPCon 電池成本和市場競爭力將具備明顯優勢。目前隆基、晶科、天合及晶 澳等企業紛紛布局 TOPCon 產能，2021 年量產產能有望達到 15GW。根據 CPIA 預測數 據，到 2025 年，TOPCon 產能占比進一步提升至 16%。2019 年開始新擴建的 PERC 產 線都有兼容 TOPCon 升級空間，隨著 TOPCon 產業化加速，新增產能和存量設備更新打 開市場空間，龍頭設備廠商將明顯受益。

三、HJT：國產化降本空間大，有望成下一代主流技術

HJT 電池優勢顯著，正處在產業爆發期

HJT 電池技術經歷 30 年的發展，目前正處在行業爆發期。自 1974 年 Walter Fuhs 首次提出 a-Si 和晶體硅融合的 HJT 結構起，到 1989 年三洋獲得專利，HJT 電池技術經歷 了較長時間的技術壟斷，期間全球各個實驗室在進行積極研發。直至 2010 年，三洋核心 專利過期，技術壟斷終于打破，國內外開啟了 HJT 電池技術效率提升的工業化探索，并于 2017 年開始進行 100MW 級的產業化試生產線建設。過去兩年多家公司進入試生產線環節 并加大 HJT 電池產業化的投資力度，HJT 電池技術迎來快速發展期。

HJT 電池，即非晶硅薄膜異質結電池，是由兩種不同的半導體材料構成異質結。HJT 電池主要由 N 型硅片（c-Si）及基極，在正面、背面都采用非晶硅薄膜（a-Si）形成異質 結結構，正面使用本征非晶硅薄膜和 P 型非晶薄膜沉積形成 PN 異質結，背面同樣使用本 征非晶硅薄膜和 N 型非晶薄膜形成 N+背場，雙面 TCO 膜及雙面金屬電極。HJT 電池正 背面結構對稱，適合于雙面發電，較 PERC 電池具有轉換效率高、雙面率高、溫度系數低、 無光衰、弱光效應、載流子壽命更長等優點。

優勢一：雙面率高，光電轉換效率高。從目前轉換效率看，HJT 電池平均量產效率均 在 24%+，安徽華晟最新的量產批次平均效率 24.7%，最高效率達到 25.06%，通威最高 實現了 25.18%，效率潛力明顯優于 PERC 電池。光伏電池的未來發展趨勢，向更高效率 和更大降本空間的 N 型電池發展，HJT 是中期最適合的發展方向之一，未來也有望實現與 鈣鈦礦的疊層產生更高的轉換效率。HJT 是雙面對稱結構，雙面電池的發電量要超出單面 電池 10%+，目前雙面率已經達到 95%，相比其他工藝路線有明顯的發電增益優勢。根據 Solarzoom 數據，HJT 電池每 W 發電量較雙面 PERC 電池高出 2.0~4.0%。

優勢二：工藝流程更加簡化，提效降本空間更大。相比 PERC 的 8 道和 TOPCon 的 10 道工藝，HJT 僅需 4 道工序即可完成，從生產效率和產品良率上更有優勢和提升空間， 而良率也是目前 TOPCon 產業化遇到的最大瓶頸。同時，HJT 是在＜250℃低溫環境下制 備，相比于傳統 P-N 結在 900℃高溫下制備，一方面有利于薄片化（未來可實現 100μm 厚度）和降低熱損傷來降低硅片成本，另一方面因能源節約等因素非硅成本也表現更優。

優勢三：光衰減低+溫度系數低，穩定性強。HJT 電池通過良好的鍍膜工藝來降低界 面復合改善 TCO 層及 Ag 接觸性能。測試發現 HJT 電池的 10 年衰減小于 3%，25 年僅下 降 8%，導致全生命周期每 W 發電量的增益效果明顯。從溫度系數角度看，能減少太陽光 帶來的熱損失。光伏系統實際工作的溫度是要高于實驗室的標準室溫，而 HJT 電池的溫度 系數-0.25%，相比 PERC的溫度系數-0.37%，因此每W 發電量較 PERC電池平均高3%+。

工藝、設備及材料共同推動異質結降本

據 Solarzoom 數據，HJT 電池生產成本 0.9 元/W，高于 PERC 成本的 0.7 元/W，短 期看成本競爭力不足，核心因素在于兩方面：

1） 設備投資額度大，國產化進行仍在路上。由于 HJT 與目前主流的 PERC 產線不 兼容，因此非晶硅薄膜沉積和 TCO 膜沉積等核心設備需要重新購置，投資額度相 對較大，但電池效率體現的性價比并未能完全覆蓋。從目前情況看，HJT 單 GW 設備投資成本在 4.5 億元，相較于 PERC（1.5-2 億元）和 TOPCon（2-2.5 億元） 有很大的成本劣勢。

2） 材料成本偏高，是制約短期產業化核心之一。成本構成看，硅片、漿料、設備折 舊和靶材成本占比中分別為 47%、25%、12%和 4%。HJT 技術需要用的 N 型硅 片整體價格偏高，低溫銀漿單片用量超過 200mg，是目前 PERC用量的 2倍以上， TCO 進口材料價格偏高等多個因素共同推升成本。

因此，材料與設備國產化共同推動 HJT 產線降本：

1） 材料方面降本。降低硅片成本方面，主要來自于硅片薄片化方向的進展，因為 HJT 電池是對稱結構，易于薄片化且不影響效率，自目前 175μm 降至 2022 年 130μm 以下，能夠使得 Voc 上升，效率提升成本降低；降低非硅成本方面，主要是銀漿、 TCO 靶材的降本。多柵技術的銀漿用量有望從 200mg/片下降至 130mg/片，下降 幅度 35%，若無柵技術、銀包銅技術導入則降銀漿用量至 100mg/片以內。推進 TCO 材料國有化，并改進 TCO 鍍膜環節工藝，ITO 靶材的耗用有望降低約 20-30mg/片，靶材成本有望持續下降。

2） 設備方面降本。HJT 制作工藝流程大幅簡化，制絨清洗、非晶硅薄膜沉積、TCO 薄膜沉積、電極金屬化四個步驟，分別對應的制絨清洗、PECVD、PVD/RPD、 絲印/電鍍四道工藝設備。隨著邁為、捷佳及鈞石等國內設備廠商積極推進 HJT 整線設備產業化，帶動核心設備價格持續下降，Solarzoom 預計 2022 年設備成 本有望降至 3 億元/GW 以內，折舊成本下降 0.03 元/W，降本空間超 40%。

總體而言，Solarzoom 預計 2022 年硅片成本和非硅成本較目前降低 40%+，HJT 電 池總體生產成本從目前的 0.9 元/W 下降至 0.52 元/W，HJT 電池相對于目前主流單晶 PERC 電池的性價比優勢有望逐步顯現，從而有望實現對于單晶 PERC 的替代。

HJT 產業化持續推進，龍頭設備產商受益

效率提升+設備降本空間大，HJT 電池產能規劃超 80GW。HJT 電池產線初期設備投 資額度大，工藝要求嚴格，2021 年之前，國內外很多電池廠商處在觀望和 MW 級別的試 產線。隨著設備加速國產化和工藝逐步提升，通威股份、東方日升、安徽華晟、愛康科技 及梅耶博格等國內外電池廠商均開始 GW 級別的 HJT 電池產線產能規劃。截至目前，全 球 HJT 規劃產能已經超過 80GW 的級別。

隨著 2021 年一季度以來，安徽華晟、通威股份等企業 HJT 產線相繼批量生產，量產 平均效率實現 24%的突破，并不斷快速提升，降本增效持續推動產業化進程。

1） 安徽華晟：采用 M6 尺寸、12BB 量產及銀包銅漿料試產等。500MW 異質結電池 項目于 2020 年 7 月啟動，2021 年 3 月 18 日正式投產出片，目前日均產量水平 在 2 萬片以上，平均效率可以達到 24.12%，最佳工藝批次平均效率達到 24.44%， 最高電池片效率達到 24.72%。6 月 8 日，電池量產批次平均效率達 24.71%，單 片最高效率達 25.06%。公司計劃在二季度產能爬坡至 50%，還將于下半年立即 啟動 2GW 規模的 HJT 電池+組件擴產。

2） 通威股份：公司目前積極開展包括 HJT、TOPCON 等有可能成為下一代量產主流 技術路線的中試與轉化。根據公司公告和披露數據，3 月底 200MW 的 HJT 中試 線試平均效率達 24.3%，最高效率達 25.18%，預計 2021Q2-Q4 的分季度效率目 標分別為 24.6%、24.8%、25%，中試線平均良率達 97.84%，體現出良好的設備 生產穩定性。同時，還將建設 1GW 的 HJT 中試線于下半年投產。

HJT 設備國產替代加速，國內龍頭廠商明顯受益。HJT 制作工藝流程大幅簡化，制絨 清洗、非晶硅薄膜沉積、TCO 薄膜沉積、電極金屬化四個步驟，分別對應制絨清洗、PECVD、 PVD/RPD、絲印/電鍍四道設備。目前國內試產及量產產線基本實現了 HJT 設備的國產化 替代。從目前量產產線的招標設備情況看，國內的邁為股份、捷佳偉創、鈞石能源等廠商 整線化布局基本完善，成為入局的核心設備供應商。

整線設備國產化加速，龍頭廠商設備效率持續提升。近期，經德國哈梅林太陽能研究 所（ISFH）測試認證，邁為股份研制的異質結太陽能電池片，全面積(大尺寸 M6，274.3cm2） 光電轉換效率達到 25.05%，刷新了異質結量產技術領域的最高紀錄。邁為股份是第一家 實現 HJT 高效電池整線設備國產化的企業，此次的異質結太陽能電池，全部采用邁為股份 自主研發的高效異質結電池量產設備和工藝技術制成。在量產技術驅動下，異質結電池的 可量產效率邁過了 25%這道分水嶺，對于推進異質結的商業化應用，有著里程碑式的意義。

四、IBC、鈣鈦礦及疊層技術，是長期電池技術路線

IBC 產業化偏慢，工藝提升與成本下降潛力大

IBC 電池，即交叉指式背接觸電池。電池正面無金屬柵線，發射極和背場以及對應的 正負金屬電極呈叉指狀集成在電池的背面。電池前表面收集的載流子要穿過襯底遠距離擴 散至背面電極，所以一般采用少子壽命更高的 N 型單晶硅襯底。這種結構避免了金屬柵線 電極對光線的遮擋，結合前背表面均采用金字塔結構和抗反射層，最大程度地利用入射光， 具有更高的短路電流，有效提高 IBC 太陽電池的光電轉換效率。

IBC 電池工藝流程相對復雜，核心要解決制備指狀間隔排列的 PN 區，金屬化接觸和 柵線的問題。重點工藝包括擴散摻雜、鈍化鍍膜及金屬化柵線這幾方面：

1） 鈍化鍍膜。前表面場 N+/N 結構的存在可以排斥空穴，較少少子在表面的復合， 有利于效率提升。電池表面形成 P+/N 結，P 型 FFE 將向襯底中注入一定濃度的 少子空穴，通過增加襯底中的少子空穴濃度來提升電池的短路電流密度；

2） 制備 PN 結。可采用印刷源漿、光刻、離子注入或激光摻雜等方式形成叉指狀 PN 結。

①印刷源漿方式：進行 P+區和 N+區摻雜具有成本優勢，且工藝簡單，但易造 成電池表面缺陷，摻雜效果難以控制，尚未應用 IBC 電池；

②光刻技術：具有復 合低、摻雜類型可控等優點，但工藝過程復雜，工藝難度大；

③離子注入方式： 具有控制精度高、擴散均勻性好等特點，但其設備昂貴，易造成晶格損傷；

④激 光摻雜：工藝簡單，可常溫制備，但其需要精確對位；

3） 背面金屬化。行業量產產線采用絲網印刷和銅蒸鍍兩種方式。隨著絲網印刷原輔 材料和設備的不斷優化與更新，IBC 太陽電池背面電極的精確對位問題已經得到 解決，這也給背面設計優化與成本控制提供了很大空間，絲網印刷方式的優勢逐 漸顯現。

IBC 電池技術難度與設備投資成本高，國內尚未實現大規模量產。IBC 電池在當前各 電池技術中效率最高，可以達到 25%-26%以上，目前有少部分國內外公司進行布局，例 如 SunPower 公司（被中環收購后吸納技術）、LG、FuturaSun、天合光能等。從目前研發和量產進展看，美國 SunPower 最早實現 IBC 電池量產，已經研發了三代 IBC 太陽電池。 其中，2014 年在 N 型 CZ 硅片上制備的第三代 IBC 太陽電池的最高效率達到 25.2%， SunPower 量產效率達 25%，LG 量產效率達 24.5%。國內來看，天合光能一直致力于 IBC 單晶硅電池的研發，2017 年 5 月自主研發的大面積 6 英寸（243.2cm2）N 型單晶硅 IBC 電池效率達到 24.13%；2018 年 2 月，該電池的效率進一步提高到 25.04%。

IBC 電池技術發展面臨的問題：

1）對基體材料要求較高，需要較高的少子壽命。因 為 IBC 電池屬于背結電池，為使光生載流子在到達背面 PN 結前盡可能少或完全不被復合 掉，就需要較高的少子擴散長度；

2）IBC 電池對前表面的鈍化要求較高。如果前表面復 合較高，光生載流子在未到達背面 PN 結區之前，已被復合掉，將會大幅降低電池轉換效 率；

3）工藝過程復雜。背面指交叉狀的 P 區和 N 區在制作過程中，需要多次的掩膜和光 刻技術，為了防止漏電，P 區和 N 區之間的 gap 區域也需非常精準，這無疑都增加了工藝 難度；

4）IBC 復雜的工藝步驟使其制作成本遠高于傳統晶體硅電池。

IBC 疊加工藝效率提升潛力大。由于 IBC 電池具備沒有金屬遮擋的結構優點，在繼續 優化性能、提升效率的過程中可以與其他電池技術相結合。為了進一步優化 IBC 電池的整 體復合，基于 IBC 電池結構衍生新型電池技術分兩個方向：

1） HBC 電池。將 HIT 非晶硅鈍化技術與 IBC 相結合，開發出 HBC 電池。對比 IBC， 采用氫化非晶硅層作為雙面鈍化層，背部形成局部異質結結構或側高開路電壓； 對比 HJT，前表面無電極遮擋，采用減反射層取代透明的導電氧化物薄膜 ，在短 波長范圍內光學損失更少；

2） POLO-IBC 電池。將 TOPCon 鈍化接觸技術與 IBC 相結合，研發出 POLO-IBC （TBC）電池。多晶硅氧化物 （POLO）選擇鈍化接觸技術是通過生長 SiO2 和 沉積本征多晶硅，采用高溫退火方式使正背面 SiO2鈍化薄層形成局部微孔，通過 微孔和隧穿特性實現電流的導通，能在不損失電流的基礎上提高鈍化效果和開路 電壓, 獲得更高光電轉換效率的 IBC 太陽電池。

從轉換效率的角度看，兩種電池效率都要比 IBC 電池效率要高很多。近年來，Sharp、 Panasonic 和 Kaneka 公司在 HBC 太陽光電轉換電池技術開發中獲得的重要進展與具體 電性能參數，平均效率已經達到了 26%，2018 年最新的模擬轉換效率達到了 27.2%；有報道的 POLO-IBC 電池研究多基于小面積硅片進行，隨著 N 型電池技術發展，很多廠商 已經開始了大面積電池量產技術的開發探索。POLO-IBC 電池具有穩定性好、選擇性鈍化 接觸優異及與 IBC 技術兼容性高等優勢。

設備和工藝兼容優勢明顯，POLO-IBC 電池更具產業化潛力。但目前這兩種電池都處 在實驗室研究階段，產業化進程仍需要解決很多現實的問題。

1）HBC 電池，要解決 HJT 技術存在的 TCO 靶材和低溫銀漿成本高以及良率低等問題，還需要解決 IBC 技術嚴格的 電極隔離、制程復雜及工藝窗口窄等問題，產業化進程仍有很長的路要走；

2）POLO-IBC 電池，難點主要集中在背面電極隔離、多晶硅鈍化質量的均勻性以及與 IBC 工藝路線的集 成等，隨著設備不斷更新升級，POLO-IBC 技術更具有推廣與應用潛力。

鈣鈦礦是長期技術路線，疊層有更高極限效率

鈣鈦礦電池效率高，成本大幅低于晶硅電池。鈣鈦礦太陽能電池的結構來源于染料敏 化電池，以有機金屬鹵化物作為吸光材料，以固態空穴傳輸材料代替液態電解質。以全固 態鈣鈦礦結構作為吸光材料的太陽能電池，其能隙約為 1.5eV，消光系數高，幾百納米厚 的薄膜即可充分吸收 800nm 以下的太陽光。自 2009 年以來，鈣鈦礦電池轉化效率從 3.8% 到 29.15%，電池技術在效率上取得了飛速提升，成本也僅為晶硅電池的十分之一，目前 看商業化前景比較好。鈣鈦礦/硅雙結疊層電池實驗室效率在過去的五年中也從 13.7%提升 到 29.15%，遠遠超過了單結晶體硅太陽電池的最高效率，且其理論效率高達 42.5%，仍 然有很大的提升空間。

鈣鈦礦未來發展的關鍵點在于：

1）提升疊層電池器件中鈣鈦礦頂電池的穩定性和大 面積制備成為了技術開發的關鍵所在，也是疊層電池邁向產業化的基礎；

2）鈣鈦礦光電 器件裝備的研發，激光、蒸鍍、磁控和 SALD 設備和配套工藝方面的積累；

3）鈣鈦礦技 術產業化發展，需要材料、設備及鍍膜等合作開發新型的鍍膜材料及相關鍍膜設備，來適 應新產品的需求，這是一個漫長且艱辛的過程；

4）傳統鈣鈦礦吸光材料在長期光照加熱 條件下結構極易被破壞，導致電池性能迅速衰減，穩定性是個世界難題，這一點纖納光電 近期有所突破，但仍需很長的路要走。

疊層電池未來有望進一步打開轉換效率的天花板，轉換效率可提升至 30%以上。在疊 加 IBC 技術成為 HBC 電池的路徑之外，異質結電池也比較適合疊加鈣鈦礦成為疊層/多結 電池。HJT+鈣鈦礦的疊層電池，能夠解決對更廣泛波長的吸收，低溫工藝，非晶硅和 TCO 鍍膜兼容及電池面積放大等問題上更好的兼容。疊層電池目前還處在實驗室研發階段，未來有望達到 25%+每 W 硅料節省，30%+的每 W 銀耗節省。目前最新的新型 III-V//Si 疊層 電池效率已經達到 35.9%，然而如今這種新型電池的生產成本仍明顯高于傳統的單結晶體 硅太陽能電池。