首页·百家乐娱乐平台·首页晶硅电池技术是以硅片为衬底，根据硅片的差异区分为P型电池和N型电池。两种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。在P型半导体材料上扩散磷元素，形成n+/p型结构的太阳电池即为P型电池片；在N型半导体材料上注入硼元素，形成p+/n 型结构的太阳电池即为N型电池片。
P型电池制作工艺相对简单，成本较低，主要是BSF电池和PERC电池。2015年之前，BSF电池占据90%市场；2016年之后，PERC电池接棒起跑，到2020年，PERC电池在全球市场中的占比已经超过85%，且目前以双面PERC为主。
PERC（Passivated Emitter Rear Cell）——发射极及背面钝化电池技术，与常规电池不同之处在于背面，PERC电池采用了钝化膜来钝化背面，取代了传统的全铝背场，增强光线在硅基的内背反射，降低了背面的复合速率，从而使电池的效率提升0.5%-1%。2020年，规模化生产的单/多晶电池平均转换效率分别达到22.7%和19.4%。P型单晶电池均已采用PERC技术，平均转换效率同比提升 0.5个百分点。
由于P型单晶硅PERC电池理论转换效率极限为24.5%，导致P型PERC单晶电池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所产生的光衰现象，这些因素使得P型硅电池很难有进一步的发展。与传统的P型单晶电池和P型多晶电池相比，N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、无光衰、弱光效应好、载流子寿命更长 等优点。
TOPCon（Tunnel Oxide Passivated Contact）——氧化层钝化接触。正面与常规N型太阳能电池或N-PERT太阳能电池没有本质区别，电池核心技术是背面钝化接触。电池背面由一层超薄氧化硅（1~2nm）与一层磷掺杂的微晶非晶混合Si薄膜组成，二者共同形成钝化接触结构。钝化性能通过退火过程进行激活，Si薄膜在该退火过程中结晶性发生变化，由微晶非晶混合相转变为多晶。在850°C的退火温度下退火，iVoc710mV,J0在9-13fA/cm2，显示了钝化接触结构优异的钝化性能。
该结构可以阻挡少子空穴复合，提升电池开路电压及短路电流。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，超薄氧化硅和重掺杂硅薄膜良好的钝化效果使得硅片表面能带产生弯曲，从而形成场钝化效果，电子隧穿的几率大幅增加，接触电阻下降，提升了电池的开路电压和短路电流，从而提升电池转化效率。
HJT（Heterojunction with Intrinsic Thin-film）——本征薄膜异质结电池。具备对称双面电池结构，中间为N型晶体硅。正面依次沉积本征非晶硅薄膜和P型非晶硅薄膜，从而形成P-N结。背面则依次沉积本征非晶硅薄膜和N型非晶硅薄膜，以形成背表面场。鉴于非晶硅的导电性比较差，因此在电池两侧沉积透明导电薄膜（TCO）进行导电，最后采用丝网印刷技术形成双面电极。主要得益于N型硅衬底以及非晶硅对基底表面缺陷的双重钝化作用。目前量产效率普遍已在24%以上；25%以上的技术路线已经非常明确，即在前后表面使用掺杂纳米晶硅、掺杂微晶硅、掺杂微晶氧化硅、掺杂微晶碳化硅取代现有的掺杂；HJT未来叠加IBC和钙钛矿转换效率或可提升至30%以上。
由于HJT电池衬底通常为N型单晶硅，而N型单晶硅为磷掺杂，不存在P型晶硅中的硼氧复合、硼铁复合等，所以HJT电池对于LID效应是免疫的。HJT电池的表面沉积有TCO薄膜，无绝缘层，因此无表面层带电的机会，从结构上避免PID 发生。HJT电池首年衰减1-2%，此后每年衰减0.25%，远低于PERC电池掺镓片的衰减情况(首年衰减2%，此后每年衰减0.45%)，也因此HJT电池全生命周期每W发电量高出双面PERC电池约1.9%-2.9%。
IBC（Interdigitated Back Contact）——交叉指式背接触电池技术。将P/N结、基底与发射区的接触电极以交指形状做在电池背面。核心技术：如何在电池背面制备出质量较好、成叉指状间隔排列的p区和n区。通过在电池背面印刷一层含硼的叉指状扩散掩膜层，掩膜层上的硼经扩散后进入N型衬底形成p+区，而未印刷掩膜层的区域，经磷扩散后形成n+区。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）。使用离子注入技术可获得均匀性好、结深精确可控的p区和n区，电池正面无栅线遮挡，可消除金属电极的遮光电流损失，实现入射光子的最大利用化，较常规太阳电池短路电流可提高7%左右；由于背接触结构，不必考虑栅线遮挡问题，可适当加宽栅线比例，从而降低串联电阻且有高的填充因子；可对表面钝化及表面陷光结构进行最优化的设计，可得到较低的前表面复合速率和表面反射，从而提高Voc和Jsc；外形美观，尤其适用于光伏建筑一体化；但IBC电池成本较高尚未产业化，IBC电池制程工艺复杂，多次使用掩膜、光刻等半导体技术，成本几乎为常规电池的两倍。
P-IBC技术，是在隆基出来后大家才开始比较关注，隆基的P-IBC技术为HPBC，以P型硅片为基底。其实早在16-17年TNO宣传P型IBC结构。P-IBC加了个LPCVD其他的与PERC兼容，激光有点差别，90%兼容。P-IBC背结结构，效率有优势，目前还是偏向于单面，双面率不到50%，定位成分布式产品。P-IBC有机会成本与PERC接近，效率做上去就是24.5%-25%，实现1-3分人民币/W成本差距。
S01：对P型单晶硅基底进行化学清洗和碱抛光，去除硅基底表面的机械损伤层和污 染物，且使硅基底正背表面形貌较为平坦。
S02双面沉积氧化硅和非晶硅膜层：抛光后的基底正背面沉积氧化硅层和非晶硅 层。
S03背面P扩散、退火：对背面非晶硅层进行磷掺杂处理，后高温退火处理，非晶硅 转化为多晶硅。
S05去除正侧面PSG：在S02和S03过程中，同时会在基底正面以及侧面形成磷硅玻璃层，即PSG，采用HF酸去除；
S06碱制绒：利用KOH溶液使基底正面和背面局部区域构造为金字塔绒面结构。
S07双面沉积AlOx膜层：以原子层沉积方式在基底正背面沉积一层致密的氧化铝薄 膜。
S08背面沉积减反射膜层：以PECVD的方式在基底背面沉积氮化硅、氮氧化硅中的一 种或多种叠层膜。
S09正面沉积减反射膜层：以PECVD的方式在基底正面沉积氮化硅、氮氧化硅中的一 种或多种叠层膜。
S10背面激光开膜：利用纳秒级或皮秒级激光对背面减反射层和钝化膜叠层进行开 膜处理
这种方法的变化在于（1）利用P型单晶硅衬底作为P区，正背面均无需硼掺杂，且无 需掩膜和光刻，工艺步骤简单；（2）P区正电极采用Al浆，Ag浆使用量降低50%，且采用P 型单晶硅作为基底，明显降低了生产成本。激光设备在此方法下得到比较好的应用。设备环节省去了比较昂贵离子注入和光刻掩膜设备，金属化环节采用高温银浆与铝 浆，金属化成本同步降低，增加设备仅为激光设备与部分清洗设备，初步估计改良后P 型IBC设备与PERC/TOPcon设备成本较为接近，龙头企业规模化采购，降低投资成本，预计单GW投资额约在1.9-2.1亿元。
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但是情绪都是暂时的，基本面的情况更能反映公司的投资价值。今天我们就继续聚焦光伏这个十年十倍的赛道。从今年1月庙堂给出的数据看，风光新增一共有12GW，分布式光伏是增长亮点，得益于庙堂大力推广的整县推进。
了解光伏的朋友肯定都知道，硅料-硅片-电池片-组件-系统是一条完整的光伏产业链。其中，从去年至今，硅料的价格已经坐上了火箭，飞向银河系，只留下下游的各个环节大眼瞪小眼，说好的手拉手一起走呢。
尤其是组件，如果要对比2021年1月和今年2月的各环节成本和毛利情况，组件环节的单瓦毛利从0.01元下降到了-0.01元，竟然做上了赔本赚吆喝的买卖。
可以十分肯定地说，全世界的组件玩家们都在等硅料价格的松动，希望那一天可以早些到来。
光伏组件可是光伏发电系统的重要一环。简单来说，组件就是由足够数量的电池片用导线连接，再封装而成。除了电池片，组件还包括钢化玻璃、胶膜等辅助材料。整个组件一般能用25-30年。
说起光伏组件的制备工艺，主要就是电池片的互联和层压两大步骤。层压指的就是将钢化玻璃、EVA、电池片、背板压到一起，再通过铝边框和硅胶进行密封保护。这两大步中还包括了很多细分工艺，这里就不过多介绍了。但笔者想说的是，国内光伏经过了这么多年的长足发展，组件各个环节的设备从2018年起，已经基本实现了进口替代。
另外，光伏组件的核心评价指标——发电功率，也主要由电池片的光电转换效率决定。随着电池片技术的提升，组件的功率肯定朝着更高发展。PERC、HJT和TOPCon三者之间的关系大家可以参见暴跌之下！大盘没机会，但光伏电池还有！一文。
如果要对组件环节的竞争玩家分分类，你就会发现一类是上下游基本一体化了的厂商（比如晶科能源688223），另一类就是专业化的玩家，只专注该细分市场。由于光伏组件的行业壁垒其实并不是很高，从过去几年的成长情况来看，一体化玩家凭借着强大的扩张能力和成本控制能力，不断抢占蛋糕的份额。
最近，权威媒体（PV-Tech）公布了2021年的光伏组件供应商的排名。从前十名的玩家来看，八家中资玩家榜上有名。隆基股份(601012)、天合光能(688599)、晶澳科技(002459)牢牢守住了前三甲。
但是回溯了光伏组件近十年发展的历史，玩家之间的你追我赶是一刻也没有停止。从过去十年来组件的累计出货量来看，晶科能源、天合光能、晶澳科技位列前三。
你可能会好奇，为什么没有名声响当当的隆基股份。因为隆基线年的时间，凭借着单晶硅是下一代引领技术的预判，强势起飞，在组件诸侯中硬生生杀出一条血路，成就了今日绝对龙头地位。这说明，赌对了技术，或许就赌对了未来。另外一个原因是，隆基坚持垂直一体化产业发展路线，它在光伏硅片领域也登顶了桂冠。
另一个值得关注的是天合光能。作为去年的第二名，主要源于其210大尺寸的电池组件技术（210组件的累计出货量已经超过了16GW，占比超过70%），这在大尺寸电池组件的细分市场中位列首位，也算是为自己建立了较高的护城河。
出货量前五名中，最后一个登录A股的是阿特斯，它的IPO首发已经在去年年底进行了审议通过，也在上演一出“好饭不怕晚”的好戏。阿特斯的业务特点是境外布局（80%的销售收入来自境外）和保守经营，其创始人也曾说过，阿特斯不想做老大，只想做最后一个死的光伏企业。
展望未来，单看组件赛道，今年的产能扩张速度与整个光伏行业的新增装机增速相似。尽管还在有新晋者想要分一杯羹，但是笔者预测，从出货的角度看，有着更强成本控制能力的一体化玩家们，市占率有望进一步提升。
蛋糕抢多少是一方面，蛋糕甜不甜就是另一方面了。随着上游硅料的价格还在上涨，这将很大程度上影响下游玩家们的积极性，下游玩家盈利水平的提升还要仰仗上游硅料的产能实际扩张和硅料价格回调的情况。
注：本文不构成任何投资建议。股市有风险，入市需谨慎。没有买卖就没有伤害。
首个光伏电池诞生至今已有近70年历史，到2019年，单晶PERC电池成为光伏行业的主流技术，其良好的光电转换效率表现成为推动太阳能发电与传统能源“平价”的关键因素。不过目前业内PERC电池量产效率已经普遍超过23%，越来越接近24.5%左右的其理论极限，而实验室记录也已经较长时间未再有突破。因此产业界都已纷纷将重点投向对新一代主流电池技术的开发，各大龙头企业的新一代电池技术也将陆续在年内相继亮相市场，路线、技术迭代皆归于成本优势，终端多元化和产业配套带来并行可能
经济性是光伏产业发展的根本动能，“平价”后技术进步远未停歇。太阳能发电作为一种清洁无污染、取之不尽的可再生能源形式，从很早以前就备受关注。但近几年才真正开启大规模运用，主要系技术的进步使得发电成本大幅下降，成为有经济性的能源，根据IRENA统计，光伏发电的度电成本在2010-2020年间平均下降了85%以上，达到了与传统能源发电“平价”的水平。从长期来看，光伏制造技术仍有进步和提效空间，未来成本有望完全低于传统能源，这种经济上的竞争力也将促进光伏发电实现更快的渗透和规模增长。另一方面，掌握先进技术的制造企业也将获得成本竞争优势，在行业发展中更大程度受益，这又会促使业内企业持续大力追求技术的进步。
电池转换效率对光伏系统成本有着全局性的影响，为关键的核心降本手段。一个发电系统的成本水平一般用平准化度电成本衡量（LCOE），即全发电周期内产生每一度电所分摊的成本，对于运营过程中不需要消耗其他原料的光伏系统，初期的建设投入就为最重要的一项，而组件的采购成本一般又占有较高比例。
电池的转换效率的提升，意味着单位面积电池的发电功率上升，则会带来多重的降本效果：1）在电池本环节层面，发电功率的提升也就代表着同等功率下的电池面积减小，于是硅片等制作材料的成本可以节省出来，2）在组件层面，单位功率的面积也会减小，于是玻璃、胶膜、边框等几乎所有非硅材料的耗用量都也将降低，3）在光伏系统层面，如土地、支架等与组件面积相关的成本也能有所节省。相比之下，通过直接减少组件制造任一环节的相关材料投入或提高生产效率的方法，所能带来的降本效果都仅限于该环节，可见电池效率对于光伏系统成本有着全局性的影响，而对下游组件企业的盈利水平和产品竞争力决定性作用。
新技术要快速成为主流，一般在已体现出绝对成本优势，并随时间持续拉大时。光伏产业发展至今，新兴技术替代现有主流技术的情况在各个环节皆有发生，但光伏领域本身历史悠久，与半导体相互交叉，因此在实验室中会有众多的技术路线，发展中的技术能否成为产业界新主流的决定因素还是在于成本。近几年里，各制造环节都较快地形成了其成熟的主流技术，对落后技术有着绝对的成本优势。然而技术更迭的过程实际存在差异，有些技术很快完成替代，而有些分歧甚至经历多年发展才有了最终的产业定论。
具体而言，单晶和多晶曾是光伏产业最大的技术路线年代开始持续了约半个世纪，虽然多晶自出现以来的转换效率和实验潜力一直低于单晶，但因价格低廉的设备、更大的单位产量、简单的工艺等特点使得综合成本并未体现出劣势，2017年前还一度占据了市场的绝对主流。直到近年，单晶技术生产效率大幅提高，并与快速发展的金刚线切割及PERC电池技术良好匹配，才体现出绝对成本优势，同时二者效率与成本差不断拉大。因此在2017-2020年左右，单晶快速完成了替代成为主流技术。而金刚线在替代砂浆线时就显得更为迅速，随国产化带来的成本大幅降低，很快成为行业主流。
多元化终端市场+存量成熟产业配套，带来种多技术并行可能。光伏发电系统的实际安装环境条件可能存在很大差异，对组件的发电特性要求也就会不同，而各类电池技术的适配性也就不一样。过去终端以集中式电站为主，但当前分布式光伏发展迅速，目前国内甚至已能占到一半以上。1）分布式系统需要考如虑屋顶面积结构、承重能力、美观度等方面的条件，可能会对组件电池单位面积的发电功率等有更高要求、倾角和背面利用限制也会比较多。2）即便是集中式场景，土地、草地、沙漠、水面等环境情况也有区别，例如沙漠昼夜温差大、白天温度高，水面则光线反射率高、平均温度低，在这些情况下拥有低温度系数或高双面发电性能的技术就会更为适配。
从成本角度考虑，单一环节的技术效果也需要上下游的配套来体现，其他环节的兼容适配能力、成熟度、成本情况、设备调整等都是重要的影响因素。由于总体“平价”的实现，行业近年来开启了一轮大规模扩张，各制造环节产能都大幅增加，而成熟技术的产业规模效应显著，已经体现出良好的经济性。因此，若一种新技术若能良好嫁接存量成熟产业，则有望实现更快的渗透推广，反之则可能需要花费更多投入与时间被市场接受。
对于传统晶硅光伏电池，发电的核心结构是PN结。硅作为一种半导体材料，导电能力来自于可自由移动的电子和空穴两种载流子。由于空穴本质上是电子跃迁到导带自由移动后在价带留下的空位，因此二者是成对同时形成的。1）对于完全纯净的硅材料，两种载流子数量浓度相同，被称为本征半导体，这种状态下并不具备发电能力。2）当硅材料中掺入少量硼等三价元素原子就会成为P型半导体，由于杂质原子最外层电子数比硅少一个，多余的空穴就被引入，导电时将发挥主要作用，电子则成为少数载流子。3）若掺杂磷等五价元素则会形成N型半导体。光伏发电的产生首先需要P型和N型半导体相互接触形成PN结，多数载流子会在热扩散的作用下自然向对面运动，形成内建电场和空间电荷区。光照条件下，硅原子外层电子吸收了光子能量而跃迁，形成更多的电子空穴对，这些非平衡载流子运动到结区附近就会在内建电场的作用下漂移到另一端，于是P端和N端的多子就会富集起来，形成电势差，当接入外部电路形成回路后即可对外发电。光照停止后，发电过程也随即停止，所以光伏电池本身不能储电。
在光伏产业，无论是过去的BSF电池还是当前主流的PERC电池，长期以来都是基于P型硅片实现大规模量产，因此整个产业链从硅料、硅片到电池端技术都已经非常成熟，成本也可以很好的控制。（1）磷扩散相对更容易，工艺温度更低而良率高。以P型硅片为衬底制作电池的发射极时，业内一般是在前表面进行磷扩散，所需的反应温度不用太高、时间较短，硅片也相对不容易发生曲翘、碎片、氧沉淀的问题，有利于电池良率的提高。
相比之下，N型硅片需要对表面进行硼扩散，在推结时所需的温度更高，至少900℃以上，且时间更长，还可能形成难以刻蚀的富硼层（BRL），控制难度大。此外，作为硼源的主要原料为三溴化硼BBr3沸点较高，反应温度下仍为液态，易发生掺杂不均匀及一致性差的问题，目前业内开始改用三氯化硼BCl3，但还是会存在电池发灰影响效率、设备腐蚀等问题，成为部分厂商的难题。（2）通过衬底掺杂元素的改变解决硼氧光衰（LID）问题。光致衰减此前一直是P型晶硅电池的一项重要问题，由于衬底硅片采用硼元素进行掺杂，会在内部与氧结合成B-O复合体，这会导致电池功率出现明显衰减。镓作为硼的同族元素，也可以作为P型硅片的掺杂剂，其原子半径较大而不会出现复合对的问题，但由于在硅中的分凝系数太小，此前电阻率较难控制。随着技术发展，掺稼拉晶技术近年已被隆基等龙头企业突破，较好解决了相关光衰问题。
（1）N型硅片相比P型硅片的最核心优势在于更高的少数载流子寿命，有利于制作更高效率的电池。硅片中特定的自由电子一般不会一直存在，自然条件下会跃迁回价带，也就是与空穴发生复合。对于已经产生的光生载流子，当外部光照条件撤出后，还可以继续存在一段时间，这个平均时长就是少数载流子寿命（非平衡载流子寿命），硅片中的缺陷、部分杂质等因素会对其产生较大影响。一般情况下系转换效率越高的电池结构对少子寿命越敏感，由于N型硅片的少子为空穴，对金属杂质更不敏感，因此少子寿命更高，此外在同等掺杂条件下N型硅片电阻率也更低，皆有利于制造更高效率的晶硅电池。目前产业中TOPCon、HJT等新电池技术基本都是基于N型硅片进行开发。
（2）N型晶硅电池温度系数低、弱光性好、抗衰减性强，可带来额外的发电量增益。1）在常温条件下，一般晶硅光伏电池的发电效率会随着温度的升高而降低，而N型电池的效率降幅比主流P型电池要少，即温度系数更低。2）此外光照的强弱本身也是影响电池发电情况的重要因素，而N型电池在弱光下的响应能力也相对更强。3）N型电池组件还具备更强的抗PID衰减能力，这种效率衰减与使用时间相关，一般在首年较大，后续年份也会持续存在。
（3）N型硅片成本尚高，但更大的减薄潜力结合电池端的高效率，有助于硅成本下降。N型硅片目前生产成本高于P型硅片，主要系1）对参数品质要求严格，需使用高品质的致密料生产，硅料纯度要求达到电子二级，2）硅棒头尾电阻率变化大，可利用率较低，3）对热场、石英坩埚等耗材要求会更多，4）总体产量还不大，规模效应不充分等。从中环股份此前公开报价来看，目前同样厚度和尺寸的N型硅片价格会比P型硅片高6-8%左右。
另一方面，硅片减薄是一种降低硅成本的手段，但硅片厚度与转换效率之间存在一定的负相关关系。根据部分实验数据，硅片厚度小于一定值后对转换效率的影响会越来越显著，主要系：1）长波光透射损失增加，2）少数载流子的扩散长度（少数载流子在复合前所经过的平均扩散距离，与少子寿命正相关）大于硅片厚度后，在硅片背面发生复合的速率增大，3）薄硅片切割工艺要求更高，出现缺陷的几率更大，增加载流子复合几率。但总体来看，N型晶硅电池因为更好的技术处理可以采用更薄的硅片，未来持续减薄的潜力更大。
太阳能电池的理论效率首先由半导体材料特性决定。从更深入的层面分析，光伏发电为一种能量的传递过程，半导体中的电子吸收光子能量后，跨过禁带跃迁至导带，留下空穴，当这些获取能量的载流子到达电池表面被电极收集后，就可以通过外接电路将以电能的形式将太阳能传递。由此可知，只有能量大于基材禁带宽度（Eg）的光子才可能激发出光电子，而光子的能量取决于波长，禁带宽度则取决于半导体材料本身，并受温度影响。因此，太阳光谱和半导体材料本身对太阳能电池的理论转换效率有决定性的作用，例如当带隙比较小时，能被激发的电子数量增加，但所携能量减少，反之同理。理论研究表明，常规条件下利用太阳光的最佳材料禁带宽度为1.4-1.5eV，晶体硅则为1.12eV，仅有大概30%多的太阳光能量可以被利用，再综合其他因素，晶硅电池的理论转换效率约29.4%。
理论分析可知，很大部分的太阳光能量在光电转化的过程中损失掉了，也就表现为转换效率的降低，其中又可分为两类：1、光学损失，即与光子能量未被充分吸收相关的损失，包括：1）反射光损失，2）能量小于禁带宽度的长波光损失，3）被吸收的光子未能产生载流子，4）光子激发出载流子后，若有多余的能量则不能被利用的损失；2、电学损失，即与光生载流子能量直接损耗等相关的损失，包括：1）载流子在电池内部和表面发生复合而损失，2）光生载流子在PN结区分离时产生能量损失，3）电池内部、表层及电极接触处的电阻损失。
另一方面，对于特定的光伏电池，一定光照和温度等条件下的最大转化效率（η）可以用三个基本参数——开路电压（Voc）、短路电流（Isc）和填充因子（FF）表征，三者乘积再比上入射太阳光功率（Pin）就等于转换效率。因此如果能尽力提升三个基本参数的值，就可以获得更高的转化效率。所以，影响太阳能电池效率的因素实际上都可以归结为对三个基本参数的影响，然而有时改变一种因素可能对不同参数产生相反的效果，不能达到同时提高的目的，此时则需要找到最优的平衡。
此外，由于自身结构特点和难以避免的制造缺陷，太阳能电池存在两种内电阻，即串联内电阻（Rs）和并联内电阻（Rsh），它们对于电池效率有重要的影响，也是导致效率基本参数降低的重要原因。
光伏电池效率损失的一个重要原因便是载流子在流出电池前被复合掉，此时开路电压会受到较明显的影响，而硅晶体中实际存在三种复合类型，其中SRH复合（陷阱辅助复合）是最为主要的一种，这是由硅中的杂质或缺陷在禁带中引入缺陷能级而形成了复合中心，属于一种间接复合。电池表面则是最主要的载流子复合中心，这主要系周期性的硅晶格在表面处中断，于是形成大量的悬挂键和晶格缺陷，同时掺杂处理本身也会引入缺陷。一般情况下，表面复合的不利影响也会随硅片厚度的减薄加强，特别是在少子扩散长度大于硅片厚度时。对电池进行钝化处理就是采用各种手段降低载流子的复合，以达到提高电池效率的目的，而表面钝化也就成为产业里制造高效电池的关键技术和主要突破方向。传统上讲，表面钝化方法可分为两类：（1）化学钝化，即把晶硅表面的悬挂键及晶体缺陷直接中和掉，主要手段包括在表面引入一些氢原子或者沉积一层低缺陷的介质膜。（2）场效应钝化，即在硅片表面形成一个电场，使得少数载流子难以靠近电池表面，从而减少复合，主要手段包括在表面进行重掺杂形成高低结，沉积一层可以固定电荷的介质膜或者重掺杂的硅薄膜等。选择性钝化接触则是正快速发展的一类技术，从理论核心来看与场效应钝化一致，即设法在电池表面的一定区域内对载流子产生筛选作用，对于多数载流子的电导率高，使其能较容易的通过，而少数载流子难以通过，从而减少复合，增加电极对载流子的收集。
根据前述，光学损失是一类重要的电池效率损失来源。首先，研究表明在一般情况下光从空气中照射到未经处理的硅片表面时，反射率高达30%以上，造成极大的能量损失，目前产业里已普遍采用表面制绒结合减反射膜的方式来降低这个损耗。（1）表面制绒：即将硅片受光面制作成粗糙的绒面，使光照射到硅片表面时，可以通过多次反射更多的进入的硅片内部。对于单晶硅而言，可以利用碱液在不同晶向上腐蚀速率的不同将表面制作成许多“金字塔”外观的绒面。（2）减反射膜：在硅片受光面增加一层折射率比较大的薄膜层可以进一步增大对入射光的吸收。实际上，氮化硅（SiNX）膜本身就是一种良好的减反射膜层，其折射率约为2.1，且化学性能稳定。
另一种降低光学损失的方法在于减少电池正面栅线的遮挡面积。减小栅线的宽度是一种直接的方法，但可能导致串联电阻的上升，因此需要同步增加栅线高度，对制作工艺提出了更高的要求。此外产业界也持续在电池结构方面进行探索。金属缠绕穿透（MWT）是一种有代表性的尝试，它先对电池进行打孔处理，再将正面细栅线收集的电流引导利用孔洞中的电极金属引导到背面，从而消除遮光影响较大的正面主栅线。较早期的研究表明，MWT电池可将8%的电极栅遮挡区降低到5%左右。更进一步，正面完全无栅线遮挡的背结接触类（BC）电池实际已经问世较长一段时间。
N型TOPCon和HJT为近年来最受关注的新兴高效电池技术代表，此前产业化的主要问题在于成本过高，经济性不足，但随着技术的不断进步，目前已开始步入成熟阶段。今年以来，组件端一体化龙头企业已陆续对前者启动大规模的投产和扩产行动，标志着N型技术电池进入规模化量产“元年”，而后者的规模量产也在加速推进。
德国Fraunhofer研究所在2013年提出了隧穿氧化层钝化接触（TOPCon）电池，这种电池利用N硅片作为衬底，在背面会先制作一层不足2nm的超薄二氧化硅（SiO2）作为隧穿层，再在上面制作一层20nm左右掺磷的多晶硅薄膜（polySi(n+)），浓度较衬底更高，成为新一代高效光伏电池：1）由超薄隧穿氧化层和掺杂多晶硅层组合而成的结构（SiO2/poly-Si(n+)）正是TOPCon电池的核心，可以实现对载流子的选择性收集，起到了关键的表面钝化作用。它的存在使得硅片界面处的能带发生向下弯曲，同时隧穿层还使得能带出现非对称性偏移，使得对电子的势垒低于对空穴的势垒，于是作为多子的电子可以比较容易地进行量子隧穿，空穴则很难通过，即使通过也还会受到由多晶硅层与硅基体的掺杂浓度差而产生的内电场阻挡，很难到达电极与硅片接触的界面发生复合。同时，研究也表明只有完整的TOPCon结构才能形成较好钝化效果。
2）近几年的研究发现TOPCon电池背面还存在“针孔”效应，即在电池制作过程中，局部的SiO2隧穿层在高温下发生分解，出现了一些可以让载流子直接传输到多晶硅层的微小“孔洞”，从而带来了良好的导电率。3）TOPCon电池背面为全域钝化，金属电极与硅基材料并不直接接触，同时载流子也可以在硅片内部直接通过氧化层进行一维纵向传输，相比局部直接接触的PERC电池，不仅降低了接触电阻，还避免了载流子二维传输过程中引起的体复合，进一步降低了串联电阻，提升了填充因子和转换效率。4）TOPCon电池在结构上背面可以透光，直接具备良好的双面发电能力，做成组件后的双面率普遍能达到80%以上，而PERC仅70%左右，带来更多发电量增益。
凭借先进的钝化技术，TOPCon电池在首次提出时就能达到23.7%的效率，开路电压达700mV，填充因子达82%。事实上，根据选择性接触理论的研究推算，双面钝化结构的TOPCon电池的最高理论转换效率可达到28.7%，接近晶硅电池的上限，也略为高出HJT电池的28.5%，而PERC电池仅为24.5%，即便是仅进行背面钝化，TOPCon电池的理论效率也可以达到27.1%。
TOPCon与PERC电池在结构方面一定的相似性也带来了设备和工艺上的相容性。前者的正面与后者的背面膜层及金属化方式一致，两面最外侧也都是氮化硅减反钝化层，前道的清洗制绒工艺也相同。二者工艺与产线）TOPCon增加了制作隧穿氧化层和多晶硅核心结构的工艺设备，具体又与细分技术路线有关，一般会增加LPCVD或PECVD设备，并配套扩散或退火炉，2）衬底硅片导电型变为N型后，电池前表面由磷扩散变为硼扩散，工艺会有所调整但设备不变，3）TOPCon背面不需再进行激光开槽，多晶硅层本身具备导电性可将载流子传输给电极，4）正面制作选择性发射极SE的工艺尚未完全成熟，厂家可能会选择预留。
行业老玩家引领，深入布局企业众多。TOPCon电池的优势和潜力近年来吸引了大量企业进行产业化研发投入，目前总体由行业内的原有资深企业主导，但也有部分新兴企业大力投入，并持续取得重要突破。目前来看，业内领先企业的研发效率均已能达到25%以上，量产线%。产能方面，根据我们统计目前行业里已经在建和筹建中的新产能有大约183GW，也已有龙头企业已建成超10GW的大规模量产线，其他企业也在快速推进，预计随技术的不断成熟、终端经济性的体现，新规模化产能的建设还将加速，包括部分已有新电池扩产计划，但尚未决定具体技术路线的企业，以及拥有大量待升级存量PERC产能的企业，都有望快速跟进。
（1）晶科能源作为全球四大组件一体化龙头之一，于去年11月推出使用N型TOPCon电池的组件产品TigerNeo，公司近年间在TOPCon技术上的投入相对笃定，并快速取得突破，多次打破转化效率世界纪录，今年4月以25.7%的效率再次刷新纪录，量产线%以上。在规模化产能建设方面，晶科目前已经拥有16GW的TOPCon的产能，正在建设和筹备的新产能预计达19GW，大步走在行业之前。公司2019年就已建立了900MW中试线，去年开始建设海宁尖山和安徽合肥两大生产基地，一期项目各8GW，均在Q1时投产，目前已满产，同时公司于6月底启动了尖山11GW二期项目，合肥的二期电池项目也已经在筹备中。在市场推广方面，今年以来晶科TOPCon组件已经至少7次中标央国企组件招标项目，成为N型电池元年的先行者。
（2）天合光能方面，公司早在2015年就已经开始了TOPCon电池的研发，2019年就发布了采用此电池技术的组件产品i-TOPCon，后中试线月，天合国家重点实验室宣布其210大尺寸TOPCon电池最高效率达到25.5%，创造了新的大尺寸世界纪录，量产线%以上。规模化产能方面，天合于今年4月启动了宿迁8GWTOPCon电池项目，预计年内实现投产，而6月新开工的西宁产业园中规划有10GW的N型电池产能，在全行业推广顺利的情况下较大可能继续采用TOPCon路线）晶澳科技方面，公司在5月发布了DeepBlue4.0X组件，采用名为“Bycium+倍秀”的TOPCon电池，量产效率可达到24.8%以上。实际上，公司在2020年时TOPCon电池的效率已能接近24%。规模化产能方面，而宁晋1.3GWTOPCon电池产能预计将在近期实现投产，到年底左右预计公司将拥有6.5GW产能。此外，公司分别在5、6月分别公布了曲靖和扬州两个10GW新电池项目。（4）另外，电池龙头通威股份4月初也公布了32GW高效晶硅电池新项目，将分两期建设，尚未明确技术，由于公司在TOPCon、HJT等新电池领域都有不少投入，若TOPCon技术产业化推广顺利，则可能会有较大比例选择这种技术路线，而公司的存量电池产线也有望批量化进行改造。
（1）中来股份为组件背板行业龙头，2019年公司开始大力对新型电池及组件业务进行研发布局，选定TOPCon技术路线%，当前自主研发的TOPCon2.0电池量产转换效率也可达到24.5%，采用创新性的POPAID工艺路线GW的TOPCon组件产品。产能方面，公司目前已经建成约7.6GW，其中泰州基地共有3.6GW的产能，同时山西16GW电池项目处于持续建设中，一期8GW中的4GW已于今年6月底投产。（2）一道新能源于2018成立，为发展迅速的新兴电池组件企业代表。公司在创立之初便以N型技术作为布局核心，目前TOPCon电池实验效率可达25.5%，量产效率也超过24.6%。公司2019年已建成1.2GW的TOPCon产能，到2021年底达到6GW，按规划预计2022/23年底将达到20/30GW。近期，公司N型组件中标央企华能集团项目，已正式签约，并向市场推出“DAON”品牌3个系列高效N型组件新品。
从经济性和市场推广角度来分析，TOPCon电池的制造成本目前仍高于PERC，主要在于设备成本、浆料银耗等方面，但差距已相对不大，在主要的新电池技术中最为领先。作为一种竞争性的新兴技术，TOPCon要得以全面推广，必要条件是能为下游系统业主带来收益，这样买方才会为新技术支付溢价，去覆盖制造企业的成本增加，这需要考虑两个方面：1）首先是系统端整体的初始造价成本不能明显高于PERC，这在项目启动建设之前就能明确地计算得到，2）发电量增益效果，即低功率衰减、高双面率、低温度系数、高弱光性能等方面能良好体现，虽然也能进行理论推算，但都需要在项目建成实际运行后才能真正测出，在前期未必能直接让投资方完全接受。（1）我们对TOPCon和PERC技术在电池、组件和系统端的成本进行了测算和对比，从结果来看前者基本已经具备了大规模市场推广的条件：1）在电池端，TOPCon目前比PERC高6-7分/瓦左右，2）在组件端，考虑提效对于非硅成本的降低，二者差距大概在4-5分/瓦左右，3）在系统端，由于组件提效后对于BOS成本中与面积相关部分的进一步摊薄，而者基本达到相同的造价水平。
（2）在TOPCon组件的实际推广销售情况方面，今年已有不少央国企招标项目中专门给出了N型标段，参与的基本上为TOPCon组件，我们梳理了相关的中标价格情况，大部分溢价都在0.7-0.11元/基瓦左右，个别偏差较大，平均来看可达到0.1元/瓦，逐步趋于稳定，若持续下去则有利于推动组件企业稳定产品盈利预期，加速推动产能建设。此外，在价格接受度更高的分布式和海外市场方面，预计TOPCon还能有更好的溢价。（3）在发电量增益方面，不同项目受实际条件影响较大，一般实证也需要一定的时间，而目前使用N型组件的项目还不多，运行时间也相对较短，但已有个别项目显示出积极的结果，如在银川国家光伏户外实证基地为期一年的实证项目中，晶澳的N型组件平均单瓦日发电量比一般P型组件高出3.9%。此外，从部分实际项目的测算数据来看，N型组件基本能带来超过3%的发电量增益，使得在组件存在较高溢价的情况下LCOE还能够降低。预计随时间推移，未来更多积极的实证项目数据有望公开，促进TOPCon技术加速推广
目前来看制作SiO2/poly-Si(n+)结构存在多种工艺路线，制作方式与所用设备高度相关。但即便是使用同一种核心设备，也会存在不同的方法和流程，尚未有任何一种能完全兼顾电池效率、生产成本、稳定性等各个方面而形成绝对优势，这就对业内企业的研发和产能投入时带来了选择难题，也一定意义上分散了产业研发资源。具体而言，TOPCon结构的制作分为可分为两步：第一步，超薄二氧化硅隧穿层（SiO2）的制作：隧穿氧化层本身非常薄，如果太厚会影响量子隧穿而增大接触电阻，如果太薄则达不到好的钝化效果，因此对镀膜的均匀性控制要求较高，而且膜层质量要高，不能有太多缺陷，否则也会影响电池效率。目前制作隧穿层相对最主流的方法是热氧化法，可以采用多种炉型设备，电池钝化效果最好，缺点是反应速度较慢；另外一种在大力发展的方法为等离子体辅助氧化，虽然膜层生长速度快，但钝化效果和均匀性皆相对逊色；原子层沉积（ALD）也是一种特点突出的方法，其对于膜层的生产能非常精准的控制，也可与后道步骤结合为PEALD（ALD+PECVD），此外还有化学法、准分子源干氧法等。
第二步，掺杂多晶硅层（Poly-Si(n+)）的制作：背面的掺杂多晶硅层提供了重要的场钝化效应，其质量、均匀度、掺杂浓度等情况对电池效率有重要影响。目前产业内一般使用LPCVD、PECVD和PVD等的工艺方法，其中前两者最为主流，二者均属于CVD（化学气相沉积）技术，即在设备反应室内通入原料气，在一定的压力、温度等条件下下发生化学反应生成膜层物质，并在硅片表面沉积，从工作原理来看：1）LPCVD（低压化学气象沉积）主要是通过硅烷（CH4）在高温下裂解来沉积多晶硅，反应温度一般在600℃左右；2）PECVD（等离子增强化学气相沉积）则是在沉积室内建立高压电场，将反应气体电离形成活性极高的等离子体，然后发生反应并在衬底上沉积成膜，因此也可以在较低的温度下（＜400℃）下进行。3）此外，考虑到占地空间和产能，目前管式设备为相对主要发展方向。
另一方面，根据掺杂磷的方式不同，各工艺路线）原位掺杂，即在沉积多晶硅的同时通入含所需杂质的气体（如磷化氢PH3），这种情况下一般会先生成掺杂非晶硅（n+-a-Si），然后还需进行高温退火晶化处理，多种设备都可以采用这种路线）非原位掺杂，即先沉积本征多晶硅（i-poly-Si），再用另一道工艺将磷掺杂进去，可以采用热扩散或者离子注入的方法，前者掺杂后不再需要退火，而后者仍需要退火进行一定修复，非原位掺杂一般采用LPCVD工艺设备。再比较LPCVD和PECVD两种工艺，前者的优势在于：1）技术相对成熟、2）镀膜质量高、电池效率高，3）产能大，4）可以和前道隧穿层工艺单管集成；但缺陷在于1）镀膜速率偏低，特别对于原位掺杂路线）额外的石英管耗材增加成本等问题，不过目前已经有效解决。后者主要优势在于：1）镀膜速度快效率高，2）绕镀易处理，3）设备成本更低（目前低约2-3千万），4）同时具有与前后道多个工序集成的潜力，也可以和ALD结合形成PEALD工艺；劣势在于1）膜层质量稍低，2）沉积时会引入大量氢，退火时可能出现脱膜，3）沉积时容易产生粉尘，目前这些问题也已逐渐被攻克。
2.2选择性发射极的制作存在难点，工艺未完全成熟，但已有突破性进展出现在PERC电池工艺中，制作选择性发射极是一种很有效的提效手段，即对电极栅线与发射极接触的区域实施比周围更重的掺杂，这样既能够增强对载流子的选择性，又能进一步降低接触区电阻，达到提升开路电压和因子的效果。这一般是在扩散制结后通过激光扫描来完成，即让扩散后残留在硅片表面的磷硅玻璃（PSG）升温，其中的磷原子就能更多的进入硅片中。但对于N型硅片，直接运用激光重掺的方式存在瓶颈，主要系：1）硼原子在硅材料中有效推进需要的激光能量更高，容易增加对硅片的烧灼损伤，甚至破坏绒面，效率反而降低，2）硼在二氧化硅中的扩散速度大于硅，在BSG中的浓度也与PSG不同，有时激光重掺效果不明显或浓度不可控。
根据晶科能源相关资料，发射极相关影响在当前TOCon电池的Voc损失中是占比第二大的因素，而根据东方日升和帝科股份相关资料，表面金属接触与正面复合的优化可以带来0.5%左右的绝对转化效率提升。综合而言，随关键技术工艺的提升，TOPCon有望向更高的效率进行突破，进一步取得经济性优势。
异质结（Heterojunction）是由两种不同种类的半导材料体所构成的PN结，如非晶硅（a-Si）与晶体硅（c-Si），二者可形成异质结，而传统晶硅太阳能电池通过对表面扩散掺杂而形成的PN结则为同质结。异质结电池（HJT或称HIT、SHJ电池等）最早由日本三洋公司1992年开发出来，其核心特点就在于效率很高，1994年时就能达到20%，于1997年开始量产。事实上HJT电池最初是在非晶硅薄膜电池的基础上提出，在结处采用了pi-n型结构，即在P型与N型半导体材料之间插入一层未掺杂的极薄本征材料作为钝化层，其与表面的掺杂层一起构成电池的窗口层，类似于发射极。目前业内主流的N型HJT电池基本结构如下：1）衬底材料为单晶硅（c-Si），由于能带结构等方面的优势，选用N型可以获得更高的效率，2）两面衬底之上的第二层为含大量氢原子的本征非晶硅薄膜（a-Si:(i)），一般仅约10nm厚，在钝化中起到关键作用，3）第三层为含氢的掺杂非晶硅层，正面的窗口层处为P型膜层（a-Si:(p+)），构成PN结，背面为重掺杂的N型膜层（a-Si:(p+)），与本征层一起构成背场，起到对载流子的选择性钝化作用，4）最外层为TCO透明导电膜层，用于减反射和汇集电流，传递给两面的金属电极。
HJT电池可以拥有很高的转化效率，主要与其结合两种不同特性的材料和良好的表面钝化效果有关：1）晶硅与非晶硅异质结结构增加了PN结势垒高度，增强了对载流子的选择性，使得开路电压可以突破晶硅上限，2）本征非晶硅层（aSi:(i)）含有大量的氢，可以钝化晶硅与掺杂非晶硅界面处大量的缺陷，减少复合中心，还能起到整流作用、调节能带偏移、减少隧穿电流（漏电流），3）TCO导电膜避免了金属与硅的直接接触，可以做到全域钝化接触。另一方面，由于使用非晶硅膜层进行钝化，HJT电池全流程制作工艺不超过250℃，也就避免了高温处理中硅片整体性质的衰减，如少子寿命的降低。HJT电池较大的效率潜力吸引了国内外诸多机构进行研究突破，从近年的实验室研发结果来看，大面积的电池转化效率都已能比较轻易的突破25%，开路电压已普遍接近或超过750mV，今年隆基更是将最高记录刷新至26.5%。
微晶硅的引入有望将HJT电池量产效率提升至新水平。目前利用氢化微晶硅（μc-Si:H）替代非晶硅作为HJT电池的膜层材料已成为一个重要的突破方向，有望将量产转换效率提升到25%以上。微晶硅材料其是由纳米晶硅（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。微晶硅材料的主要特点优势在于：1）光学带隙较宽，一般根据晶化情况在1.12eV（晶硅）-1.7eV（非晶硅）之间连续可调，若是纳米晶硅薄膜则可以达到2.4eV，因此在正面可增加硅衬底所能利用的太阳光的透过率，同时本身也能利用红外部分的光谱2）电导率高，特别是对于纳米晶硅，有助于增加短路电流和填充因子，3）性质稳定，几乎不存在S-W效应，即非晶硅薄膜长时间光照后性能的下降。此外二氧化硅等材料也可以运用在本征钝化层中。
HJT电池另一个优势在于较突出的发电量增益效果，主要体现在：1）温度系数明显低于其他主要电池技术，即高温下发电能力更强，原因在于较高的开路电压，2）双面发电能力突出，主要在于其天然对称的电池结构，3）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。
从生产工艺来看，HJT电池的与主流PERC电池差异很大，核心环节一共仅四大步——1）清洗制绒，2）非晶硅掺杂层制备，3）TCO膜制备，4）丝网印刷制作电极，核心设备也完全不具兼容性。对于关键的中间两大步骤，目前业内相对最主流的工艺为：1）利用PECVD方法制作本征和掺杂非晶硅层（与PERC及TOPCon中所用设备有所区别），2）然后用PVD（物理气象沉积）法制作TCO导电层。其中，磁控溅射是目前光伏领域中常用的PVD方法，即在一个电场与磁场相互垂直的真空中，将低压的氩气电离为氩离子和电子，氩离子在磁场的作用下会飞向靶材，靶原子被撞击后脱离原来晶格的束缚气化，逐步吸附到硅片表面沉积成膜。
在核心工艺之外，目前业内也还增加了一些额外的工序，有利于提高电池效率，例如：1）硅片吸杂，即通过适当处理，利用硅片内部的氧沉底降低表面金属杂质影响，2）光注入退火，即通升温激活电池中的氢原子，再通过光照改变其价态来提高钝化性能，最终达到提升开路电压和填充因子，提高转化效率的目的。
（1）首先在设备端，目前HJT技术的单GW投资需要3.5-4亿元，明显高于PERC的1.0-1.5亿和TOPCon的1.8-2.5亿，主要突破方向在于国产化设备持续提效，增大产能。（2）金属化浆料方面，目前是非硅成本占比最大的环节，也是额外成本增加最多的项目，主要系低温工艺下浆料不仅银耗量大且价格高，单W用量大概为PERC的两倍，价格高出常规正银约2000元/kg。其中，耗量高的原因在于，1）低温银浆不经高温烧结，电极中其他成分导致电阻率偏高，需要增加用量2）非烧结工艺下电极栅线）双面都需使用正银，无法搭配铝浆；价格高的原因在于低温银浆尚未实现技术国产化的完全突破，大部分依赖进口。解决银浆成本问题的思路包括，1）降低线宽，通过丝印技术升级或采用激光转印降低栅线）银浆国产化、规模化降本，3）铜替代，及采用银包铜技术降低浆料银含量，或者使用电镀铜技术替代银栅线。目前各种方法都在业内快速研发推进中。
（3）硅片端，降本主要在于薄片化，目前N型硅片成本价格高于P型硅片，但HJT电池极好的双面钝化使得硅片继续减薄后，表面复合仍不会明显加剧，此外低温工艺也避免了高温制程中曲翘、碎片等问题，因此可使用的硅片厚度有望降至100μm以下。另外，针对划片过程中电池切损较大导致组件端CTM较低的问题，目前也在通过硅棒切半后切片的工艺前置方法尝试解决。（4）靶材方面，HJT电池最外层的TCO膜需要具备良好的透光性、导电性、稳定性及合适的折射率，并能与电极和内层形成良好电学接触，目前主要使用ITO（氧化铟锡），其主要问题在于铟价格昂贵，同时大部分依赖进口，此外铟本身是一种剧毒物质，存在环境和安全顾虑。一个解决思路为使用原料丰富、价格低廉的AZO（掺铝氧化锌）替代，其透光率良好，问题是导电性较差，叠层使用可能会是一种降本方法，此外其他材料也是TCO膜可以考虑的选择。
HJT作为一种具备革新性的电池技术，是诸多电池企业的重点研发方向，特别是对于新兴电池企业而言具吸引力十足，一方面在全新的技术领域更有望实现弯道超车，另一方面也没有历史产能包袱，一旦实现突破便能打开广阔业务空间。因此近年来为数众多的新企业加入到大力开发HJT电池技术的行列，而迈为、金辰、钧石、理想万里辉等设备厂商在全力以赴地与这些电池企业进行合作，推动技术的成熟。其中，相对走在行业之前的企业包括：
（1）华晟新能源，公司成立之初便专注于异质结技术的开发，并与迈为深度合作，成立三年时间里已建成2.7GW的产线，目前为业内最大，而在建和待建的规划产能也超过10GW，电池量产效率方面已能达到24.73%，组件端近期也在行业内率先实现1GW出货。
（2）金刚玻璃，公司主业为特种玻璃，自去年下半年开始切入光伏电池组件领域，建设1.2GW异质结电池和组件产线月投产，这也是其合作伙伴迈为的首个GW级整线设备项目。目前公司已实现24.95%的电池平均转化效率，新的4.8GW项目也已经于6月启动。
（3）爱康科技，公司在组件边框领域市场地位领先，从2018年开始加码投入电池组件业务，重点开发HJT技术，目前公司在湖州已有220MW产能投产，新的600MW产线预计也将于近期投产，加之泰州试验线，目前已经拥有的产线GW。电池转换效率方面，湖州基地量产已能达到24.5%，良率可达99%。同时公司还在大力推动湖州另外1.2GW项目建设，赣州6GW也已于5月开工。
此外，钜能科技目前拥有产能也超过1GW，量产电池转换效率达24.2%；风电龙头明阳智也披露正在盐城建设2.5GW产能，预计电池效率可达24.5%；海源复材也于6月公告了江西600MW项目的建设，预计电池效率24.5%；而晋能科技、海泰新能、宝馨科技、华耀光电、华润电力、金阳新能源等都在推进HJT项目的建设。
另一方面，许多业内原有的电池企业也在重点推动HJT技术的开发，而龙头企业的投入力度较新兴企业甚至更大，若成本端实现突破，则可能将以更快的速度扩张产能：1）隆基绿能近年来持续刷新HJT电池的转化效率世界纪录，预计GW级别试验线年便在成都和合肥建立了400MW的HJT试验线，后来也率先在金堂投入了1GW级别的试验线GW新电池项目，若HJT技术实现成熟，则可能会迅速开启建设，3）东方日升在HJT方面则一直积极推进，通过扩建目前已有500MW产线，电池量产效率也能达到24.6%，而新的5GW和4GW项目也已经开始募资和签约，4）天合光能、晶澳科技和阿特斯也在HJT技术方面持续储备，润阳股份则正在为5GW项目进行募资。综合来看，目前全行业已有的HJT产能预计已突破10GW，但单一公司产能体量都还不大，在建和规划的产能也达到了约190GW，但其中实际在建且稳定推进的项目相对有限，若年内多方面技术能稳步实现突破，让成本问题得到解决，预计行业产能的快速扩张将会很快形成。
PERC电池是主要以P型硅片作为衬底的电池技术代表，实际上，HJT、TOPCon等采用新兴钝化技术的电池本身也可以基于P型硅片进行开发，只是相对不太具备优势，不过也有公司在持续进行探究，如今年内隆基刷新了P型HJT电池转化效率记录。另一方面，如果在电池结构上进行创新，着眼于光学损失的降低，即使沿用PERC电池的相关钝化技术，也能够带来较好的转化效率的突破，其中最典型的一类就是将所有电极都转移至背光面的背接触（BC）电池，实际上也为P型电池下一步发展带来可能性。
IBC（叉指式背接触电池）电池是最具代表性的一种背接触电池，最早于1975年提出，后主要由美国SunPower公司实现商业化突破。IBC电池的核心特点在于前表面无金属栅线，可以全面积无遮挡地吸收太阳光，因此正面转化效率能达到很高的值，这是通过将发射极放到电池背面区域，形成间隔排列的带状区域来实现的，同时正负细栅电极在背面也就呈现出交叉分布的状态。另一方面，由于栅线都在背面，就能通过更大的宽度或密度来降低串联电阻，进一步提效。当前来看，商业化的IBC电池效率已可以达到25%。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。
一般IBC电池前表面除了最外的减反钝化层，下方还会有一层掺杂层，根据掺杂类型的不同又可分为两类：（1）前场结构（FrontSurfaceField，FSF），即正面掺杂层与衬底的导电型相同，重掺后可形成场钝化效应，阻碍少子运动到前表面发生复合，增加开路电压，与背场（BSF）作用类似。FSF结构的IBC电池要求发射极（emitter）与背场的宽度比值较大，因为少数载流子要在发射极处才能被收集，如果背场宽度较大会使得少子运动距离比较长，增加传输过程中的复合损失（“电遮挡”效应），此外对硅片少子寿命和电池图形化及印刷精度的要求也都比较高，实际上SunPower公司的IBC电池采用的也是FSF结构和高少子寿命的N型硅片。（2）前结结构（FrontFloatingEmitter，FFE），即正面掺杂层与衬底的导电型相反，形成类PN结的结构，其特点为光生少子可以被正面掺杂层收集并横向传输，然后通过Pumping效应被注入到发射极中。因此，FFE结构的优势在于：1）对少子寿命的要求降低，2）背场可以做得相对较宽，也相对降低了金属化过程中的工艺精度要求。
IBC电池独特的结构较大程度增加了制作难度，也导致生产成本居高不下，关键就是如何在背表面制作出间隔排列的p型与n型掺杂区域，并在上面形成金属化接触和栅线。掩膜法是半导体领域中实现定域掺杂的一种普遍方法，缺点就是步骤较多、成本较高，特别是涉及到光刻等高精度工艺的情况。一种相对低成本的方法是通过丝网印刷，利用刻蚀型或阻挡型浆料来处理掩膜，从而形成所需的图形，但丝印方法存在精度控制、多次印刷等问题。因此另一种选择是采用激光来进行刻蚀，以做到更精细的结构，但一方面需要控制激光能量防止硅片损伤，另一方面也需要做到精准对位，并控制加工时间。
IBC电池的金属栅线也需要专门设计。由于发射极和背场区域交错排列于电池背表面，用于收集载流子的正负极细栅也就需要呈现交错排列的状态，而如何设计主栅就成了一个核心问题：1）相对传统的做法是两条主栅分别设置在电池的两侧边缘，并各自与正负极细栅相连，但电流从细栅流到主栅的距离较远，可能会增大电阻，2）二维结构的主栅设计是在细栅处设置缺口，使得相异极性的主栅可以穿过而不相交，这样主栅的数量可以随意设计，但缺口处无法收集电流，3）三维结构的主栅设计中细栅仍然贯通整块电池，但会在不同极性的主栅和细栅交汇处设置绝缘层，这样克服了二维结构的缺口问题。
IBC电池在串接时为单面连接，工艺更简单且间隙较小，有利组件端增效。传统光伏电池相互连接时必须将一片电池的正面电极与另一片电池的背面电极相连，IBC电池则都是背面相连，更有利于减小电池距离，增大组件封装密度，分类型来看，1）主栅在两侧的传统IBC可以直接通过边缘连接，只需要将两片上下翻转方向就能实现正负极相连，2）二维或三维结构的IBC电池则是将翻转方向的两片电池进行头尾焊接，因此主栅设计需要是对称结构。另外，如果电池边缘存在整条主栅则会对应力十分敏感，不适合用传统焊带连接，一般采用导电胶、导电背板的方式进行连接。
分布式光伏系统是利用分散式资源、装机规模较小、布置在用户附近的发电系统，一般接入低压电网，以“就近发电、就近使用”为特点，分为工商业与户用场景，但目前大多情况都铺设在建筑物的屋顶。相比集中式电站，分布式系统的搭建存在更多的场景条件限制，包括：1）面积受限，特别是对于户用和小型工商业屋顶，一般可用于安装组件的面积不大，2）承重受限，主要是对彩钢、斜面瓦屋顶等，3）反光利用受限，许多情况下只能使用夹具平铺安装，4）外观要求，组件阵列是否美观好看、能否与原有建筑协调统一，也是不少房屋业主的重要考虑因素，特别是在偏高端化的市场。此外，BIPV作为分布式中的重要概念近年来逐渐兴起，其强调光伏系统与建筑的一体化，即光伏组件本身成为一种构件和材料，除运用于屋顶外还包括玻璃幕墙、立面、地面等几乎任何地方，这对于光伏系统的空间利用率、美观度等方面的要求会更高。
实际上每个具体项目的实际情况一般千差万别，所以分布式光伏在追求高发电量的同时也就表现出较强的差异化特征，这随未来的推广将会越来越突出。以IBC为代表的背接触电池正好契合了分布式光伏的差异化特点。一方面，极强的单面发电能力和高电池封装密度可以在有限的面积和组件数量下发出更多的电，另一方面，正面无栅线的特点也更符合美学特征，并能更好地融入到建筑设计之中。
分布式市场发展蓬勃、空间广阔，为背接触电池的推广提供了良好的条件。近年来，全球分布式光伏市场发展相对迅速，根据IEA数据，屋顶光伏年新增装机占比已从2018年不足35%提升到2021年接近45%的水平，意味着分布式光伏已达到总体市场一半左右的水平。今年以来，通胀和地缘政治等多种因素导致欧洲电价高企，能源安全问题突出，更是促进了户用分布式装机总体呈翻倍式增长，一定程度反映出能源变革大背景下分布式市场的巨大潜力。国内方面，分布式光伏增长势头同样强劲，去年在整体装机中的占比历史上首次超过了集中式，今年以来一直持续，上半年则超过60%，这主要系分布式系统造价更低，在当前硅料供应不足导致价格高企的情况下，对组件价格接受度相对较高，不过长期来看分布式确已成为与集中式并驾齐驱的主要市场。
从产业化发展来看，IBC电池引领者SunPower公司在2004年时通过低成本技术改进实现商业化量产，此后又持续对电池进行优化升级，与时俱进地采用掺杂钝化、激光加工、硅片减薄等技术，到目前最新一代的Maxeon6，量产转化效率已能突破25.0%。目前公司还在着力对下一代产品进行研发，并提出了清晰的升级路径，预期能使量产效率站上26.0%的同时实现更低的成本和更高的稳定性。
Maxeon公司披露的资料显示，在产品定位方面，采用IBC电池的组件主要面向高端用户群，目标市场的单瓦最低售价较采用单晶PERC电池的组件可高出0.1美元，溢价幅度达50%。这一定程度也表明公司IBC电池虽然具有超越一般电池的转化效率，但制造成本较高，限制了更大范围的应用推广。
在国内，也存在一批对IBC电池持续关注并进行投入的光伏企业。其中，中环股份在2019年时斥资2.98亿美元直接认购了从SunPower中分拆出来的MaxeonSolar公司28.848%的股权，成为其第二大股东。而在自主进行研究的国内企业方面：1）天合光能，2011年时便与海外学术机构联合研发IBC电池，2014年以24.4%的转换效率创下世界纪录，2018年自主研发的大面积N型IBC电池成为国内首个经第三方权威认证效率超过25%的电池，2）国电投黄河水电，从2016年开始设立200MW的IBC产线月公布IBC电池量产效率突破24.1%，3）爱旭股份，于去年6月SNEC推出最新研发的ABC电池，采用的就是正面无栅线的背接触结构，量产转换效率可达到25.5%，并推进300MW中试线月发布四款使用ABC电池的组件，而珠海6.5GWN型新世代电池也预计将在下半年投产，4）晶澳科技在2019年的SNEC也展出过IBC电池产品，此外海润光伏早期也曾在IBC电池领域有所建树。值得一提的是，一体化组件龙头隆基绿能今年以来多次表示将推出针对分布式应用市场的新产品，结合此前分析，有较大可能也为类似IBC的背接触电池。预计随国内外企业，特别是龙头公司的持续研发推动下，背接触电池有望进一步迈向更广阔的大众市场。
传统背接触电池实现高转换效率依靠的是结构上的设计，若能同时采用更优秀的钝化技术则能使效率再上台阶，这正是近年来BC类电池稳坐单结晶硅电池转化效率最高记录的原因。IBC电池若与HJT电池中非晶硅钝化层结合可以形成HBC电池，这样可以同时发挥BC电池完全利用正面光线和HJT电池高开路电压的优势；若与TOPCon电池中的隧穿/多晶钝化层结合则能会成为TBC电池（或称POLO-IBC）。以上两类电池的实验室转化效率皆已突破26%，其中日本Kaneka公司2017年开发出效率为26.63%的大面积HBC电池，成为目前晶硅太阳能电池研发效率的最高水平。以一种典型的HBC电池的结构为例，1）最里面的硅衬底和本征非晶硅薄膜层（a-Si:(i)）与HJT电池一致，2）正面不再需要构成PN结的掺杂非晶硅薄膜和TCO膜，直接制作一层氮化硅减反钝化膜，3）核心的背面则交替分布N型和P型掺杂的非晶硅薄膜，形成分别形成背场和发射极。实际上Kaneka公司采用的就是类似这样的结构。
TBC电池的结合思路与HBC类似，1）由于PN结转移到背面，正面不再需要制作掺杂层，仅留下减反膜，2）背面先制作二氧化硅隧穿层，3）在隧穿层外制作不同掺杂类型的多晶硅层，作为背场和发射极，同时用本质多晶硅相隔，4）最外侧再制作二氧化硅和氮化硅膜层。另一种结合TOPCon技术的P型IBC电池结构如下，其背场部分与PERC电池相同，但发射极部分则采用隧穿层/掺杂多晶硅结构以加强钝化效果。
从产业化的角度分析，虽然多技术的叠加带来了转换效率的提升，但成本也会相应大幅增加，例如需要同时用到多种技术路线的设备，工艺流程也将变得更加繁琐复杂，而在IBC和HJT本身制作成本就高出主流PERC电池很多的情况下，问题会更加突出。因此预计只有当各独立技术路线本身已具备经济性，可以成熟产业化时，HBC和TBC电池才有望达到量产条件。最后，从更长远来看，多种技术的叠加可能是光伏电池迈向更高转化效率水平的根本方法，其中备受瞩目的一个重要方向就是晶硅电池技术与钙钛矿电池技术的结合，二者可以形成上下两层甚至多层的叠层电池，更大程度的利用太阳光谱，实现29%以上的转化效率。
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光伏设备其实很赚钱，为啥？是因为光伏行业技术迭代很快，每一次技术迭代，光伏主业上的生产商，就必须得更换设备。一般硅片、电池片、组件生产线在建设时预定的投资回收期仅为3年左右。如果技术迭代了，某主业厂商却没有更新设备，那么，它将会很快被淘汰出局。所以，关注光伏产业链之设备链，对我们的投资很重要。
光伏组件是能提供直流电输出的最小光伏电池组合装置，位于整个光伏产业链中游、制造环节末端，直接面向终端市场。
由于单片太阳能电池片的电流和电压都很小，先串联获得高电压、再并联获得高电流后，封装在铝边框上，安装好玻璃及背板，整体称为组件。一块光伏组件通常由60片或72片电池片组成。
组件加工流程包括：电池片分选、焊接、层叠、层压、EL 测试、装框、装接线盒、清洗、IV 测试、成品检验等工序。
组件主要生产设备包括激光划片机、串焊机、自动叠层设备、层压机及自动流水线。
光伏组件厂商兼具ToB和ToC属性，下游客户主要包括终端业主、EPC、经销商和安装商。
电池片是将硅片加工处理得到的可以将光能转化为电能的半导体薄片。电池片的转换效率直接影响光伏系统的发电效率，电池片生产工艺直接影响光伏系统使用寿命。电池片是光伏组件成本的核心，约占60%，同时也是光伏组件降本的主要途径。
焊带用于收集电池片转化的电流，是组件中的核心电气连接部件，直接影响组件电流的收集效率和电池片的碎片率。约占组件成本2.6%。接线盒能够将组件内产生的电流传输到外部线路，其结构中二极管具备在组件故障时形成旁路通路保持正常工作（旁路二极管），以及低光照时防止电流回流（阻塞二极管）。约占组件成本2.6%。
光伏玻璃是能够利用太阳辐射并引出电流的特种玻璃，同时也是组件最外层的透光封装面板，主要起透光和保护作用。约占组件成本7.1%。背板是组件背部的封装材料，具备耐候、绝缘和保护作用。约占组件成本5.2%。
光伏封装胶膜为光伏组件中玻璃、电池和背板之间的粘结材料，起粘结、透光、保护、绝缘作用。占组件成本8.4%。铝边框作为组件最外层的封装结构，轻便性较好，契合组件的特性需求。占组件成本的 9%。
晶硅组件可以进一步分为单玻组件和双玻组件。单玻组件采用不透光的复合材料（TPT、TPE 等）作为背板；而双玻组件双面均采用玻璃封装，具备更高的发电效率。
（2）薄膜组件使用非晶硅薄膜电池封装形成，发电功率虽较晶硅组件偏低，但具有弱光性好、成本低等优点，适用 BIPV（光伏建筑一体化）领域。2021 年市场占有率 3.8%。
（2）电池环节：P型电池接近转化效率极限，N型电池转化效率优势明显，已成为下一代组件技术方向。
未来随着生产成本的降低及良率的提升，N型电池，包括TOPCon电池、HJT电池，会在未来十年内陆续释放产能，
国内组件产能全球领先，全球前20大产能厂商中除韩华均为国内厂商。市场集中度持续提升，CR5
从盈利能力来看，一体化企业（隆基绿能、晶澳科技、晶科能源）的组件业务盈利能力显著高于未一体化组件企业。产业链上游价格受供需影响波动较大，成本压力传导至组件环节。垂直一体化可将上游的生产利润留存到下游组件端，通过成本控制助力组件环节竞争。
晶科能源：光伏组件全球领军者，拥有光伏垂直一体化产能，N型TOPCon电池产能全球第一。
晶澳科技：光伏组件一体化龙头企业，业务覆盖硅片、电池、组件及光伏电站。公司电池片大部自供，垂直一体化率达 80%。
