2021年，光伏產業最大的變化不是上游漲價，也不是供應鏈角力，而是電池技術走到了時代的拐角。

三條路線，兩大陣營

降本增效是光伏產業發展的唯一主線，而其中必然伴隨著技術的升級和迭代，光伏電池尤其如此。

光伏電池主要分為P型與N型兩種，最大的區別是原材料硅片，P型硅片中摻雜了硼元素，而N型硅片中摻雜磷元素。

P型電池主要有BSF電池和PERC電池兩種，2015年之前，BSF電池占了總市場的90%，是絕對的主流。2016年之后，PERC電池接棒起跑，到2020年，PERC電池在全球市場中的占比已經超過85%，BSF電池淘汰出局。在此期間，電池轉換效率從不足20%提升到超過23%。

之前是P型電池內部的自我更新，現在則是N型對P型的迭代。技術上發生了更大幅度的躍遷，但本質未變，就是追求更高的轉換效率。

N型電池主要分為TOPCon、HJT(異質結)、IBC三種，根據ISFH的數據，PERC、HJT、TOPCon電池的理論極限效率分別為24.5%、27.5%、28.7%。到2030年，N型電池的轉換效率將超25.5%，比P型電池高出1個百分點以上。CPIA對此做出預測，屆時N型電池的市占率或將達到56%左右。

盡管N型電池有三種，但理論層面，目前能得到商業化普及的其實只有TOPCon和HJT兩種，而TOPCon跑的更快?，F實也是如此，根據EnergyTrend的數據，2020年新增的N型產能中，TOPCon和HJT分別占了50%和30%。

為什么會出現這種情況，對比一下就知道了。

生產工藝層面，TOPCon需要10道工藝，HJT核心工藝只有四道，相比之下，IBC的工藝則極度復雜。

轉換效率層面，目前HJT的量產最高效率為25.05%，TOPCon為24.5%，IBC最低，只有24%。

投資成本層面，TOPCon單GW設備投資額約2.5億元，HJT在4-4.5億元左右，IBC的設備投資額則接近5億元，投資額在三種路線中是最高的。

綜合來看，IBC工藝復雜，量產轉換率低，且投資額高，不被主流市場認可也就合情合理了。

那為何TOPCon比HJT更受產業圈歡迎?

其實背后代表了兩大陣營，以隆基、晶科、天合為代表的傳統頭部企業目前在TOPCon上更為積極，華晟新能源、鈞石能源、晉能等新勢力則選擇押注HJT。

至于傳統勢力為何傾向于TOPCon，最根本的原因在于產線的投資成本。

雖然上文說過TOPCon的生產工藝比HJT更復雜，但另一方面，TOPCon和PERC的產線重合度很高。在PERC產線上新增非晶硅沉積的LPCVD/PECVD設備和鍍膜設備就可升級為TOPCon產線，而改造成本不超過0.8億元/GW。由此帶來的直接結果就是TOPCon更具成本優勢，目前TOPCon電池成本比HJT低約0.13元/W。

極大降低了新設備的投資成本，同時也避免了舊產線淪為沉沒成本，所以晶科、隆基、天合這些在PERC領域已有大量布局的企業切入TOPCon就很自然了。

而新勢力之所以選擇HJT，也是希望換道超車。

上文提到TOPCon的理論極限轉換效率為28.7%，高于HJT的27.5%，但前提是實現雙面多晶硅鈍化，而這一步很難跨過去，目前實驗室層面的效率也僅22.5%，更別提量產效率了。而背表面鈍化技術TOPCon電池的理論效率極限只有27.1%，還不如HJT。

更重要的一點是，HJT可搭載IBC和鈣鈦礦等其他工藝進一步提升轉換效率，理論上可將轉換效率提升至30%以上。

根據業內的測算數據，保持光伏電站LCOE(平準化度電成本)、IRR(內部收益率)不變的情況下，同一轉換效率下的TOPCon電池可以比PERC電池的價格高16.5%，而目前TOPCon電池的成本比PERC電池只提升了16.27%。換句話說，TOPCon相對于PERC已經具備了性價比優勢。

每一代電池技術的生命周期都可以分為萌芽、擴產、爆發、迭代四個階段，可以確定的是，N型電池已經從萌芽期進入擴產期。

11月2日，晶科能源發布N型TOPCon組件“Tiger Neo”，預計2022年一季度開始量產，2022年全年產能規劃10GW。與此同時，通威的1GW TOPCon中試線也將在年底前投產，晶澳和隆基之前也表態會率先量產TOPCon。

HJT的量產速度明顯慢了半拍，那是否意味著沒戲了呢?

恰恰相反!

最后的贏家

盡管頭部企業大多選擇率先量產TOPCon，但這并不意味著方向已經被確定下來，從目前的情況來看，TOPCon和HJT并無絕對優劣，而且技術成熟度都不高，可以說都有機會。

而回到光伏產業發展的本質，最終還是要回歸降本增效這個核心命題，誰能率先實現最低的成本和最高的效率，誰就能夠勝出。

本著這個原則，我們更看好HJT路線。

先需要明確兩點。

首先，目前HJT量產速度落后的根本原因是成本偏高(目前TOPCon電池成本低于HJT約0.13元/W)。

其次，長周期上，HJT的轉換效率更高。

根據《中國光伏產業發展路線圖2020版》的數據，未來HJT的轉換效率將始終領先TOPCon，如果搭載IBC和鈣鈦礦，優勢將更加明顯。

基于以上兩個前提，一個基本的結論是，如果HJT的成本能夠降下來，那么其將具備更強的競爭力。

成本能降下來嗎?

答案是非?？隙ǖ摹?/p>

HJT的成本劣勢主要是光伏銀漿占比太高和設備投資大所導致的，而這兩大問題正在加快得到解決。

先看銀漿，光伏銀漿分高溫銀漿和低溫銀漿兩種，P型電池和N型TOPCon使用高溫銀漿，而HJT只能使用低溫銀漿。需要說明的是，由于低溫銀漿的壁壘高，格局壟斷(日本KE占90%的市場)，導致低溫銀漿的價格遠高于高溫銀漿。

與此同時，HJT的銀漿使用量也高于TOPCon，截止到2020年，HJT的銀耗約240mg，而TOPCon的銀耗只有約150mg。

由此帶來的一個結果是，銀漿直接拉開了HJT和TOPCon的成本差。根據業內最新的測算數據，TOPCon電池的銀漿成本占比為16%，而HJT達到了25%。

而現在的情況表明，HJT正在擺脫銀漿的牽制，包括單價和使用量。

解決價格問題主要靠國產替代。進口低溫銀漿的價格在6500元/kg以上，而國產價格在5000-5500元/kg左右，目前常州聚和、蘇州晶銀已經實現小批量生產，隨著規模的提升，價格很可能被打到5000元/kg之下，與高溫銀漿平價。

在使用量上，通過多主柵技術，可將HJT銀耗降至160mg，基本與TOPCon拉平了。除此之外，還可以用更便宜的銅代替部分銀，達到降低成本的作用，這便是前一段時間比較熱的銀包銅技術。通過這一技術，HJT的銀耗可以進一步降至106mg。

值得注意的是，銀包銅是低溫工藝，無法應用在TOPCon電池上，目前適合TOPCon電池的是電鍍銅工藝，但該工藝還停留在實驗室階段，相比之下，銀包銅技術已經導入產業了。

根據CPIA的數據，2020年HJT電池雙面低溫銀漿消耗量已經同比下滑了超25%，今年及未來估計會以更快的速度下降。

再來看設備端的降成本情況。

HJT設備之所以高昂，一個重要的原因就是因為依賴進口，如果全部國產化，成本可能會腰斬式下滑。

舉個例子，PECVD是HJT產線中價值量最高的設備(價值量占比達到50%)，一臺進口PECVD設備的價格約4.8億/GW，而國產價格不到進口的一半，僅2億/GW。

2018年以前，HJT設備被梅耶博格、YAC、AMAT、日本住友等海外企業把持著，當時整個產線的設備成本約10-20億/GW。

2019年以后，以邁為股份為代表的中國企業開始進入供應鏈，產線成本直接降到了10億/GW以下。就在前幾天，邁為股份和REC集團簽訂了400MW HJT電池整線設備訂單。

REC是歐洲最大電池組件制造公司，擁有全球首個500MW以上的HJT量產項目。邁為股份能夠為REC供貨，說明中國光伏設備企業已經比肩甚至超過了國外水平。

目前HJT設備成本已經降至5億/GW左右，隨著后期規模的提升，HJT設備成本還有望進一步下滑。

綜合以上所有信息，HJT降成本路徑清晰且推進的很快，這也就意味著HJT的成本劣勢可能超預期填平。根據華晟新能源的測算，到2022年，HJT電池的單位成本有望降至0.65元/W，屆時將完全有能力和PERC電池正面競爭。

春江水暖鴨先知。

一代光伏技術有一代設備，設備訂單的起量是產業化加速最直接、最有效的信號。REC的訂單就是一個重要標志，根據浙商證券的預測，未來五年，HJT設備行業的復合增速將超80%。

與之并行的是，原有產業格局可能會發生震蕩，華晟新能源、鈞石能源、愛康科技等在HJT電池積極布局的新銳有望給隆基、通威、晶科等老炮帶來壓力。