提效降本是光伏行业发展的核心驱动和永恒话题。在产业链众多环节中，电池是技术进步的核心，决定了光伏产品的效率极限。历史上，单晶PERC路线作为重要转折，为光伏发电实现平价上网做出了重要贡献，但随着其量产性能逐步达到极限（转换效率达23.3-23.5%，非硅成本0.15元/W左右），行业亟需发展更具升级潜力的新型电池路线。
2022年以来，TOPCon、HJT、XBC等N型电池技术带动新一轮扩产周期，影响着行业格局的演变。本章从光伏电池的工作原理入手，通过复盘技术发展历程及电池技术差异，明确光伏电池提效的思路与路径，为后续工艺成本分析及趋势展望打下基础。
光伏电池的工作原理是半导体的光生伏特效应，由法国科学家Edmont Becquerel于1839年首次发现。在光照条件下，能量大于半导体禁带宽度的光子被半导体吸收，激发半导体价带内被束缚的电子穿过禁带到达导带成为自由电子，在价带内留下空穴，形成电子-空穴对（自由电子和自由空穴统称为载流子），在由P型和N型半导体构成的内建电场作用下，电子和空穴按照特定方向移动，从而产生电流。
由于半导体材料的禁带宽度从相反方向决定电池的短路电流和开路电压（短路电流随禁带宽度减小而增大，开路电压随禁带宽度减小而降低），因此研究认为适用于制作光伏电池的半导体材料应在禁带宽度1.1-1.6ev范围内，由此形成了晶硅太阳能电池、无机薄膜太阳能电池和以钙钛矿为代表的新型太阳能电池三代技术路线。当前全球光伏市场以技术更成熟的晶硅电池占据主导地位，据CPIA统计，2021年全球晶硅电池市占率约96.2%。
晶硅材料的禁带宽度为1.12ev，室温下能够吸收的光子能量占比约49%，同时由于禁带电势差与电池开路电压的差异，能够有效输出的电能占比约60%，因此，常温下硅基光伏单结电池的效率极限约为29.4%。理论上，半导体的最佳带隙宽度应1.4ev，此时电池的理论极限效率可达33.7%；钙钛矿材料的带隙宽度区间正好包含了最佳带隙宽度，碲化镉等薄膜电池材料的禁带宽度相较硅材料也更接近最佳带隙宽度，因此第二代、第三代电池技术相比第一代晶硅电池具有更高的理论极限效率。此外，将不同半导体材料叠加制作叠层电池，可以扩大光子能量的吸收范围，使电池的理论极限效率进一步提升至40%以上，是光伏电池技术未来重要的发展方向。
尽管晶硅电池的理论极限效率仅有29.4%，但由于现实中能量损失的存在，目前光伏电池达到的实验室最高效率约26.8%，量产最高效率约26%左右，距离极限效率仍有一定的提升空间。具体而言，能量损失包括光学损失和电学损失两类：光学损失是指由于光子能量不能被硅基体吸收而造成的损失，发生原因包括表面反射、长波投射或电极栅线遮挡等；电学损失又可分为复合损失和欧姆损失（电阻损失），前者是指由于电子和空穴在形成电流前发生了相互复合，使得电流降低而造成的损失，后者是指在电流传输过程中因电阻存在而造成的损失。光伏电池技术发展的核心正在于通过电池结构和材料的优化，使光学损失和电学损失降到最低。
从最早实现商业化的铝背场电池（Al-BSF）到推动光伏平价上网的单晶PERC电池，提效思路主要在于优化钝化结构和电极接触方式，降低复合损失与欧姆损失。进入N型电池时代，TOPCon和HJT电池不约而同地选取了“钝化接触”技术进一步降低电学复合损失；BC电池则另辟蹊径，通过将前表面的电极移到背面，降低栅线遮挡，从而减少光学损失，而其作为一种平台型技术，还能够结合TOPCon和HJT的优势，形成效率更高的XBC电池路线。展望未来，钙钛矿等新型材料的研究突破，不仅有望带动新一代太阳电池的发展，也使晶硅电池能够与新材料相结合，向具有更高极限效率的叠层电池方向进行探索突破。晶硅电池的主要结构包括PN结、钝化膜及金属化电极等：PN结是光伏电池的心脏，由带负电荷的P型区域和带正电荷的N型区域组成，二者形成的内建电场使电子与空穴定向移动而产生电流；钝化膜的作用在于减少硅片表面的复合损失；金属电极栅线用于汇集电流并向外传导。以PERC电池为例，在P型硅片基底上进行磷掺杂可以形成N型发射区，其与硅片共同构成PN结；电池背面沉积氧化铝与氮化硅膜，共同起到钝化与减少反射的作用；前表面的正银电极与背面的铝背场及背银电极共同构成电池的金属化结构。此外，电池前表面形成的“倒金字塔”陷光结构以及氮化硅膜，都是为了起到减少表面反射的作用。
在PERC电池出现之前，铝背场电池（Aluminium Back Surface Field，Al-BSF）是最早实现产业化的晶硅电池结构，于1973年被首次提出，2016年时市占率超过90%。BSF电池具有工艺流程简单、成本低廉、技术成熟等诸多优点，但由于电池背面的铝背场和硅片衬底全面积接触，造成较为严重的表面复合损失，使得电池效率始终无法突破20%的瓶颈。PERC（Passivated Emitter and Rear Contact）中文全称钝化发射极和背面接触电池，最早于1989年由澳大利亚新南威尔士大学Martin Green所领导的研究小组提出。起初电池结构采用氧化硅作为钝化膜和减反层，导致技术复杂且成本较高，直到2010年前后，氧化铝（Al2O3）被用作钝化界面层，才使PERC电池正式走向产业化进程。与BSF电池相比，PERC电池的改进主要体现在两方面：一是增加背面氧化铝层作为钝化结构，二是将铝背场与硅片的接触方式由面接触改为线接触（LBSF）。
钝化作用的原理包括场效应钝化和化学钝化两种：前者是指在界面处产生一个电场，以同级相斥效应阻止类似极性的载流子靠近从而减少复合；后者是指通过释放游离氢，使晶硅基体内晶格缺陷处的悬空键被饱和从而弱化复合效应。对于P型硅片表面而言，氧化铝是最佳的钝化材料：一方面，氧化铝薄膜本身带负电荷，恰好可在氧化铝与硅晶表面交接处产生高效的场钝化效果；另一方面，氧化铝薄膜在制备过程可提供充足的氢原子，饱和硅表面的悬挂键，起到良好的化学钝化效果。PERC电池在使用氧化铝膜作为钝化层后，电池效率较BSF电池高出1%以上。
在接触方式方面，金属电极与硅片接触会导致接触界面产生大量的少子复合，对转化效率产生负面影响。PERC电池将铝背场与硅基体的面接触改为线接触，通过缩小接触面积来降低复合损失。在电池的前表面，PERC电池还进一步采用选择性发射极（Selcvtive Emitter，SE）技术以降低电阻及复合损失。SE技术是指在金属电极与PN结N型区域接触的位置，通过更高浓度的磷掺杂，在局部形成由同种杂质浓度梯度构成的高低场（N+/N或P+/P），从而提高载流子的有效收集，并起到降低电阻的作用。但是，高浓度掺杂也容易造成更高的表面复合损失，因此仅在局部进行高浓度掺杂就可以很好地平衡金属与半导体接触时电阻损失与复合损失之间的矛盾。产业界于2017年前后逐步完成SE技术的叠加，推动PERC电池的转换效率提升至23.5%左右。
随着PERC电池技术的效率提升及量产工艺的逐步成熟，PERC电池市占率从2017年开始大约以每年20%左右的速度提升，直到2019年实现对BSF电池的反超，2021年市占率达到91%左右。
在同时期，光伏电池还经历了单晶与多晶的硅片材料之争。与多晶硅片相比，单晶硅片具有完整的晶格排列，内部缺陷和杂质更少，在电学性能、转换效率等方面都更具优势。自2015年下半年行业逐步攻克单晶组件CTM、光衰等问题后，终端单晶渗透率进入稳步上行通道。2019年，单晶组件市占率首次过半达到60%，2020年进一步提升至86.9%，基本成为市场主流；与此同时，多晶组件开始退出市场，2021年基本停止销售和公开报价。
在硅片中掺入杂质可以制成P型硅片或N型硅片，二者主要的区别在于掺杂的元素不同：P型硅片中主要掺入硼或镓，少子为电子；N型硅片中主要掺入磷，少子为空穴。与P型硅片相比，以N型硅片为基底的太阳电池在性能方面有诸多优势，包括更高的少子寿命和杂质容忍度、无光致衰减现象、更低的温度系数等。
P、N型硅片的性能差异主要是由于，金属杂质Fe、Cu、Ni等一般带正电荷，对电子的捕获能力更强，P型硅片中少子为电子，N型硅片中少子为空穴，因此P型硅片相对N型硅片的抗污特性更弱，在相同杂质金属的情况下，N型硅片的少子寿命明显高于P型硅片（研究表明相同电阻率的N型硅片的少子寿命比P型硅片高出1-2个数量级）；材料的少子寿命越高，光电转换效率越高，因此N型硅片具有更高的转换效率。除此之外，由于硅片中的硼元素在光照或者电流的注入下，会与氧形成存在没有饱和化学键的硼氧复合体，该复合体会捕捉光照产生的载流子，降低少子寿命，造成光致衰减（LID）现象。目前产业界缓解P型硅片光衰的主要思路在于降低硼或氧含量，具体方法是使用高纯坩锅进行单晶生长，或是使用硼镓共掺降低硼含量，但是前者会增加硅片成本，后者会降低电池效率；而N型硅片由于硼含量极低，本身就可以有效减少光衰效应的发生。
过去由于工艺技术不成熟且成本较高，N型硅片的发展受到了限制。但是随着以N型硅片为衬底的新一代电池技术TOPCon和HJT的发展，以及硅片工艺本身的持续进步，N型硅片的市场份额有望持续提升，并逐步实现对P型硅片的替代。TOPCon（Tunnel Oxide Passivated Contact）中文全称隧穿氧化层钝化接触技术，最早于2013年第28届欧洲PVSEC光伏大会上由德国太阳能研究所Fraunhofer提出，该所于2017年在4cm2的电池片上取得25.8%的实验室效率记录。根据Jan Schmidt等人2018年建立的理论模型，TOPCon电池的理论极限效率可达28.7%。TOPCon电池的最大特征在于采用隧穿氧化硅层+掺杂多晶硅层的钝化接触技术。所谓钝化接触是指，采用超薄介质薄膜将金属电极与半导体隔离，在钝化硅片表面的同时实现载流子隧穿，从而有效降低因金属电极与硅片直接接触造成的复合损失，同时起到“钝化”与“接触”的效果。在TOPCon电池的钝化接触结构中，氧化硅层（SiO2）主要起钝化和隧穿作用；掺杂多晶硅层（poly-Si）一方面可以与N型硅片基底形成N+/N的高低结结构，减少硅基体界面处的复合损失，另一方面也可以为载流子提供良好的传导性能。除此之外，TOPCon与PERC电池的主要区别还体现为：（1）由于TOPCon电池以N型硅片为衬底，因此PN结的形成方式由PERC电池的磷掺杂改为硼掺杂；（2）由于硼掺杂浓度较低，造成前表面发射极区域的电阻较大，因此电池采用银铝浆制备前表面的金属细栅，使其中的铝原子在烧结环节进入发射区形成P+区域，与硅片本身的P型区域构成高低结，从而起到降低电阻的作用；（3）由于背面的钝化接触结构解决了载流子的传导问题，金属电极不再需要与硅基体接触，因此相较PERC电池省去了制备铝背场+激光开槽的环节；（4）TOPCon电池沿用了PERC电池的钝化膜和减反层结构（氧化铝+氮化硅），但位置由背面移到了前表面。
目前已量产的TOPCon电池仅在背面采取了钝化接触结构，前表面仍然沿用了PERC电池氧化铝+氮化硅的钝化结构，造成一定程度的效率损失。事实上，TOPCon电池要实现28.7%的理论极限效率需要完成双面钝化接触结构，仅背面采用钝化接触结构的理论极限效率值约为27.1%。目前国内厂商取得的TOPCon最高实验室效率记录来自中来股份，其于今年4月在M10尺寸N型电池上获得26.7%的转换效率，打破了晶科能源于2022年12月在182N型电池上实现的26.4%的效率记录。此外，较早涉足TOPCon技术研究的国内头部厂商还包括天合光能、阿特斯、隆基绿能等。
HJT（Heterojunction with Intrinsic Thinfilm）中文全称本征薄膜异质结电池，最早是由日本三洋公司的研究部门于20世纪80年代后期提出，并于1991年以HIT商标申请专利；2011年专利到期后，国内外厂商才逐步开启了有关异质结电池的实验室研究及规模化量产。2021年，隆基公司Wei Long等人根据理论模型测算HJT电池的极限效率为28.5%，与单面钝化接触结构的TOPCon电池相比具有效率优势。PERC和TOPCon电池都是在硅基体（c-Si）上通过掺杂直接形成PN结结构，即P型区域和P型区域都是在同种半导体上形成，称为同质结；而HJT电池的PN结是由N型硅片基底（c-Si）与掺杂的非晶硅薄膜（a-Si）两种半导体材料构成，因此被称作异质结电池。从电池结构来看，HJT电池以N型硅片为衬底，首先在前后表面沉积本征氢化非晶硅（a-Si:H）薄膜作为钝化结构；之后在前表面沉积P型掺杂的氢化非晶硅层，与硅片衬底共同构成PN结，在背面沉积N型掺杂的氢化非晶硅层，与硅片衬底共同构成高低结（N+/N）结构；由于氢化非晶硅的接触电阻较大，因此需要制备金属氧化物层作为透明导电膜（TCO层），起到促进载流子穿过和减少反射（ARC）的作用；最后在金属化环节，由于氢化非晶硅对温度的要求十分苛刻（不超过200°C），因此HJT电池制备需采用低温路线，制备金属电极的浆料也由PERC和TOPCon的高温银浆改为低温银浆。
目前国内厂商取得的HJT最高实验室效率记录来自隆基绿能，其于2022年11月研发的微晶技术HJT电池转换效率达到26.81%，打破了迈为股份与sundrive于2022年9月联合开发的M6尺寸无种子层电镀HJT电池26.41%的效率记录，也创下了全球晶硅电池最高的实验室效率记录。此外，国内头部厂商通威股份、阿特斯、晶澳科技、天合光能等均有HJT技术储备，东方日升、华晟新能源、爱康科技、汉能集团等更是大举押注HJT电池路线。
IBC（Interdigitated Back Contact）中文全称叉指状背接触电池，最早由Schwartz和Lammert于1975年提出，其最大特点在于将原本分布在电池前表面和背面的金属电极全部呈叉指状间隔排列在电池背面，相应地，与电极相接触的PN结的P型区、高低结的N+区域也随之一起移动到电池背面并呈叉指状排布。这样做的目的在于避免传统电池结构中正面电极栅线对入射光的遮挡，从而最大限度地利用入射光，减少光学损失；同时，由于不用再考虑遮光的问题，金属栅线可以做得更宽，从而达到降低电阻的效果，PN结中掺杂区域的浓度也可以尽量降低，从而减少复合损失。为了使光生载流子在到达背面的PN结前，尽可能少的被复合掉，因此BC电池一般要求采用更高少子寿命的P型硅片或直接采用N型硅片，以保证更高的载流子收集率。
经典IBC电池以N型硅片为基底，在前表面进行磷掺杂形成N+/N前场区（FSF），降低表面复合损失；背面分别通过磷掺杂和硼掺杂形成叉指状排列的P+发射极和N+背场（BSF），其中，P+发射极与硅片基底共同构成PN结，N+背场与硅片基底共同构成N+/N高低结；接着在前后表面均采用氧化硅与氮化硅叠层膜作为钝化层；最后对准电池背面的P+及N+区域分别制备正负电极。根据相关文献研究，P+发射极和N+背场的宽度以及二者之间间隔的宽度会对电池性能造成较大影响，一般而言N+背场和间隔宽度都应该尽量窄小，相应提高了制备工艺的难度。
由于IBC电池采取了与TOPCon、HJT等完全不同的提效思路，不仅能够发挥自身的优势，还能与其他电池技术进行兼容，也被称作BC电池或XBC电池；理论上，BC结构可将电池的转换效率提升0.6-0.7%，因此作为一种具备高成长潜力的平台型技术，有望成为下一代主流技术路线。具体而言：（1）与TOPCon路线结合形成TBC电池：以N型硅片为衬底，前表面通过磷掺杂形成N+前表面场，沉积氧化铝+氮化硅作为钝化层和减反层；背面沉积隧穿氧化硅层，制作间隔排列的P型掺杂多晶硅层和N型掺杂多晶硅层，最后在其上沉积氮化硅钝化层，并对准P+和N+区域开孔并制作正负电极；隆基公司以P型硅片为基底研发的HPBC电池，在结构上吸收了IBC、PERC与TOPCon电池的特征，与TBC电池类似，主要区别在于将前表面的磷掺杂改为硼掺杂。（2）与HJT路线结合形成HBC电池：以N型硅片为衬底，在前表面沉积氢化非晶硅薄膜作为钝化层，采用氮化硅减反层取代透明导电膜；在背面沉积氢化非晶硅薄膜作为钝化层，制作间隔排列的P型掺杂非晶硅层和N型掺杂非晶硅层，最后在其上沉积透明导电薄膜，并对准P+和N+区域制作正负电极。
美国公司Sunpower是IBC电池的领军者和开拓者，其在2015年推出的第三代IBC电池已经可以实现25%的量产效率，分拆子公司Maxeon拟推出的第七代产品，结合了TOPCon电池的钝化接触结构，量产效率预计可达26%以上，相较同时期主流的PERC电池领先2-3个百分点，较TOPCon、HJT等N型电池技术也高出1个百分点左右。目前BC电池实验室效率最高记录为日本公司Kaneka于2017年采用HBC路线取得的26.7%；国内厂商方面，隆基绿能及爱旭股份均已实现量产，隆基绿能HPBC产品量产效率可达25.3%，爱旭股份ABC产品（路线暂未公开）量产效率可达26.5%。除了在效率方面的优势，BC电池由于正面完全没有栅线遮挡，外形更加美观，若将电池边框也改为黑色材料，可得到全黑组件产品。但是，背面栅线的结构也一定程度上使BC电池牺牲了部分的双面性，无法达到与双面电池同等的吸收地面反射光并增加发电量的效果。
尽管光伏电池的技术路线不断迭代，但基于晶硅电池的基本原理、核心结构以及主要工序并未改变。而随着不同路线在材料选择、结构排布等方面出现差异，电池制备环节的工艺与设备选择在不断发生变化。电池厂商及设备制造商通过不断优化产线设计，实现良率提升、成本下降的目标。本章首先从光伏电池生产的核心环节（清洗制绒、扩散制结、沉积镀膜、金属化）入手，厘清各环节的制作原理及主流工艺设备，之后从TOPCon、HJT及XBC电池角度，分别梳理各自路线的主要工艺环节及电池生产成本，由此形成不同电池技术的成本比较框架与趋势判断，为后续分析电池厂商量产策略及盈利情况建立基础。清洗制绒是所有电池制备路线中的第一道工序：清洗是指以碱液去除硅片在切割过程中表面产生的大量油污、金属污染和机械损伤等，从而最大限度降低杂质对电池良率的影响，在后续的刻蚀、沉积等环节也频繁涉及；制绒是指利用单晶硅片不同晶向上腐蚀速率不同的原理，将特定晶向的单晶硅片放入碱溶液中腐蚀，在表面形成起伏不平的倒金字塔绒面结构，从而起到增加硅片表面积、减少反射损失的作用。目前主流的工艺路线为湿法工艺，即利用溶液、酸碱、表面活性剂等，通过腐蚀、溶解、化学反应等方法，使硅片表面的杂质与溶剂生成可溶性物质、气体或直接脱落。清洗设备以单片清洗设备和槽式清洗设备为主。对于PERC与TOPCon电池路线而言，清洗制绒环节无明显区别；但由于HJT电池采用低温生产工艺，因此在工艺方面存在差异，需要重新采购清洗设备。全球半导体清洗设备高度集中于日本企业，国内厂商虽然起步较晚，但追赶势头强劲，目前已基本实现国产化，主流设备商包括捷佳伟创、北方华创等。
扩散制结是指通过高温化学热扩散原理制备PN结与高低结的过程，反应的实质在于向P型硅片或N型硅片中掺入杂质元素，使杂质穿过硅基底的晶格结构，从而形成更高的空穴或电子浓度，由浓度差形成内建电场。P型硅片本身空穴浓度高，制结过程采用磷掺杂；N型硅片本身电子浓度高，制结过程采用硼掺杂。
PERC与TOPCon电池的制结过程主要采用热扩散法，使用的设备为低压管式扩散炉；HJT电池由于采用异质PN结结构，掺杂环节内嵌于下一节介绍的薄膜沉积过程当中，主要通过离子注入、气相沉积等方式完成。在PERC电池路线阶段，国内磷扩散设备已经完全实现国产化，并发展出适用于大硅片、大产能的设备型号；同时为了解决热场、气场均匀性问题，掺杂工艺在硅片放置方面逐步形成水平、垂直、类PE型垂直等多种模式。由于硼扩散较磷扩散的难度更高，因此TOPCon路线掺杂环节对工艺设备的要求更高，主要表现为更高的均匀性要求、更高的扩散温度（通常需要1000°C以上）及更长的扩散时间（成膜时间通常需达到240min）等，进而提高了TOPCon电池在扩散制结环节所需的设备与生产成本。
掺杂的原理是热扩散，除了低压管式扩散炉外，还可以采用激光设备进行局部加热完成，目前主要应用在选择性发射极（SE）的制备中。激光具有精准加热特性，通过对硼或磷在硅片表面形成的硼硅玻璃（BSG）磷硅玻璃（PSG）进行线性加热，可使电极接触位置的硼原子或磷原子向硅基体扩散，形成局部高浓度掺杂。基于硼扩自身的技术难度，在硼扩的基础上作出SE相较磷扩SE难度更大，目前头部设备公司已有成功经验，并向电池产线批量导入，部分厂商处于客户验证阶段。最后，硅片表面的磷硅玻璃层或硼硅玻璃层对后续工艺会产生不良影响，且可能导致PN结漏电，因此在掺杂完成后需要使用化学试剂对其进行刻蚀清洗。
沉积镀膜是指电池结构中各种薄膜层的制备，如PERC电池中的氧化铝与氮化硅膜，TOPCon电池中的隧穿氧化硅及掺杂多晶硅层，以及HJT电池中的氢化非晶硅层和透明导电层等，是光伏电池制备的核心环节。沉积镀膜工艺主要在真空气相中进行，按照原理不同可大致分为物理气相沉积（PVD）、化学气相沉积（CVD）和原子层沉积（ALD）；其中，物理气相沉积是指将材料源直接气化为原子、分子或离子状态，通过低压过程沉积在基体表面；化学气相沉积是指通过化学反应过程，在基体表面生成沉积物；原子层沉积是指将物质以单原子层形式一层一层地沉积在基底表面。根据工艺环境、操作原理等方面的不同，三种模式还可以进一步细分为不同的工艺路线。
不同薄膜层的特征及沉积原理不同，适用于不同的工艺路线。目前，PERC电池背面及TOPCon电池前表面的氧化铝钝化结构主要采用ALD、PECVD（等离子增强型化学沉积）等工艺制备；TOPCon电池的隧穿氧化硅层可通过LPCVD（低压热氧化法）、PECVD或ALD等工艺制备，掺杂多晶硅层通过LPCVD（低压型化学沉积）或PECVD工艺制备；HJT电池的非晶硅层采用PECVD或Cat-CVD（热丝法）工艺制备，透明导电层通过PVD（溅射镀膜）或RPD（蒸发镀膜）工艺制备。在电池产线的设计中，需要结合不同膜层的制备工艺，综合考虑制膜效果、制膜效率、设备投入、产线适配性等因素，搭配出性价比最高的工艺路线。
镀膜质量主要受膜层致密性、均匀性及厚度影响。根据相关研究，氧化铝薄膜厚度在3-5nm时钝化效果最好。因此，从氧化铝膜层质量出发，ALD工艺更优，PERCVD沉积氧化铝厚度一般需大于15nm；但由于PECVD可以在同一设备内完成氧化铝和氮化硅薄膜的沉积，因此具有更好的工艺集成性。据CPIA统计，2021年PERC电池钝化中，ALD沉积技术占比约41.4%；预计在TOPCon正面钝化领域，ALD路线的市占率有可能逐步提高。TOPCon电池与PERC电池的核心差异在于钝化接触结构，因此在沉积镀膜环节需增加隧穿氧化层与掺杂多晶硅层的制备。目前主流路线包括LPCVD与PECVD，此外有部分厂商采取PEALD和POPAID等小众路线。首先，从掺杂多晶硅层的制备来看，需要完成多晶硅层沉积与掺杂两项内容。多晶硅层沉积主要采用LPCVD或PECVD工艺，膜层厚度一般为100-150nm，非晶硅薄膜在沉积后的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，激活薄膜的钝化性能。在掺杂方面，LPCVD和PECVD路线分别延伸出非原位掺杂与原位掺杂两种方式；其中，LPCVD路线的成膜速度较慢，如果在沉积薄膜同时进行掺杂，会使制膜速率进一步降低，因此LPCVD路线一般先沉积本征多晶硅层，再通过扩散炉或离子注入设备完成磷掺杂，被称为非原位掺杂；与之相对地，PECVD路线成膜效率更高，可以在镀膜的同时完成磷掺杂，被称为原位掺杂。
其次，在隧穿氧化硅层的制备方面，与LPCVD工艺兼容的方式主要为热氧化法，与PECVD兼容的方式包括PECVD、PEALD及热氧化法等。从不同工艺制备氧化硅膜的致密性角度看，PEALD路线制膜的钝化效果最佳，但设备成本较高；热氧化法和PECVD的制膜效果虽然不如PEALD路线，但胜在经济性。一般情况下，ALD路线制膜厚度约0.7nm，热氧化法制膜厚度约1.3nm；氧化硅层一般在膜层厚度达到1.6nm以下时即可实现隧穿机理。
比较而言，LPCVD路线成熟度更高，在此前已有大规模工业应用的经验，优势包括控制简单、成膜质量较高（均匀性好、致密度高）等，劣势在于生产过程会在电池前表面边缘形成一层掺杂多晶硅层，被称为“绕镀层”，对电池的电性能与光性能产生负面影响，因此在完成多晶硅薄膜沉积后需对绕镀进行化学清洗处理，同时成膜速率慢，效率相对较低。PECVD制备多晶硅属于新技术，优点在于沉积速率快，可实现原位掺杂，同时绕镀程度低，仅出现在侧边及硅片正面边缘处，清洗成本较低，可以通过凹槽设计基片台匹配硅片尺寸以避免绕镀现象；但其劣势在于技术成熟度仍待提高，生产过程中易出现粉尘等现象，制备膜中氢含量较高，在后期高温退火过程中容易析出气泡，造成钝化膜破损、厚度均匀性差、纯度低等质量问题。
参考德国机械设备制造商协会（VDMA）发布的《2022年国际光伏技术路线图》（ITRPV），未来PECVD及原位掺杂技术的市占率有望逐步提升，到2032年，原位掺杂占比或将达到50%以上，PECVD占比或将达到60%。
生产设备方面，LPCVD路线主要采用石英管装置，包括进出舟及控制系统（温度、流量、真空、压力）等结构；生产过程中首先通过热氧化法制备隧穿氧化层，再制备本征非晶硅层，最后使用扩散炉或离子注入设备完成磷掺杂。PECVD路线主要采用管式石墨舟装置，首先通过PECVD、PEALD或热氧化法制备隧穿氧化层，再制备非晶硅层并进行原位掺杂。
HJT电池需要在硅片正反面镀制5-10nm的本征非晶硅层作为钝化膜，同时在背面本征非晶硅层外侧，镀10nm厚的硼掺杂P型非晶硅层，在前表面本征非晶硅膜外侧，镀10nm厚的磷掺杂N型非晶硅层。目前针对以上膜层主流的制备工艺包括PECVD和CAT-CVD（热丝镀膜）两种路线，PECVD根据电源频率不同可进一步分为射频路线（RFCVD，13.56MHz）和甚高频路线（VHFCVD，30-300MHz）。对比不同工艺而言，RFCVD工艺技术成熟度最高，薄膜均匀性好；VHFCVD工艺沉积速率高，但薄膜均匀性一般，氢含量高于射频PECVD；CAT-CVD工艺沉积速率快且氢含量最高，但目前在薄膜均匀性及成本方面存在劣势。
从电池提效角度看，HJT电池的钝化结构近乎完美，但非晶硅层存在光学带隙较窄的问题，使其光学利用率偏低，影响电池的效率表现。因此，目前产业界通过微晶代替非晶硅实现方案升级。与非晶硅相比，微晶的光学带隙宽且连续可调，吸收的光谱范围也更大，同时结晶硅晶粒的存在有助于提升导电性，进而从光学和电学两方面提高电池的转换效率。在前述制备工艺中，VHFCVD与CAT-CVD工艺制备膜层氢含量更高，更易于微晶方案的导入。TCO膜层的构成主要为铟、锑、锌、锡、镉及其氧化物的复合体，制备工艺包括PVD与RPD两大路线，前者采用ITO（氧化铟锡）作为镀膜材料（称为“靶材”），通过磁控溅射方法完成镀膜，是目前量产成熟度更高的工艺路线，后者采用IWO（掺钨氧化铟）作为镀膜材料，通过离子反应方式镀膜，该路径由于减少了对非晶硅薄膜的轰击，更有助于提升电池效率，因而具有更大的产业化潜力。
TCO镀膜使用的靶材铟属于稀有金属，每千克价格约在2000元左右，考虑到未来随着HJT产能不断扩张，或将拉动铟金属及靶材价格上涨，加重HJT电池的成本负担。因此探索靶材低铟化路线、降低铟依赖是HJT电池产业化有力且必要的降本路径之一。根据HJT设备龙头迈为股份公布的“降铟三部曲”方案，可从设备、薄膜工艺及资源回收三方面实现降铟：（1）在设备端提升沉积精确度，目前最新设备对于铟基靶材的单耗已从近20mg/W降低至13.5mg/W；（2）在薄膜工艺方面，采用ITO+AZO（铝掺杂氧化锌）叠层方案替代，可进一步将靶材单耗降低至6mg/W；（3）通过资源回收再利用，预计可使GW级HJT电池工厂的靶材单耗降低至1mg/W左右。金属化工艺是指将金属浆料以特定形状固化在电池的前后表面形成金属电极，从而实现电流向外传输。由于TOPCon与HJT路线采用了钝化接触结构，因而金属化结构较PERC电池取消了铝背场，仅需要制备主栅与细栅；其中，细栅直接与硅片、钝化层或透明导电层接触，起到收集电流的作用，主栅是连接细栅的粗电极条，主要起汇聚电流、辅助焊接等作用。金属化过程技术路线差异主要体现为浆料选择、栅线排布及制备工艺等方面。
在浆料选择方面，PERC电池主要采用高温银浆制备电极栅线，其内在成分包括银粉和玻璃粉等；制备过程中，玻璃粉首先熔融，刻蚀硅片表面的氮化硅层，同时带动银粉充分排列，经烧结后形成银栅线。TOPCon电池背面电极的制备与PERC相似，但由于前表面硼掺杂的浓度较低，为了减小电阻损失，需将正面细栅的制备浆料改为银铝浆，这样在烧结过程中，铝元素会沉积在电极与P型区域接触的位置，与之形成P+/P高低结，在TOPCon电池突破SE技术之前，可以起到降低电阻损失、提高载流子收集的作用。HJT电池由于采用低温工艺，因此浆料选择需由高温银浆变为低温银浆。低温银浆的成分中不含玻璃粉，而是靠有机树脂固化收缩实现银粉的粘结，但这些有机组分残留会增大电极的电阻率，因此在制备过程中需要将银颗粒直径做得更小，用量也更多（耗用银浆量约为PERC电池的2倍），从而拉大了与PERC及TOPCon电池成本方面的差距。
在此背景下，产业界发展银包铜浆料作为HJT电池过渡性的降本手段。银包铜是一种核壳结构材料，具有铜的物化性能和银的优良金属特性（纯铜与纯银的导电性处于同一数量级）；主流工艺下银包铜粉中银含量约50%-70%，远期目标可降至30%以下，从而起到降本的效果。根据苏州晶银公布的产品性能，银包铜在粘度、固化温度、拉力方面均与纯银浆料保持同等水平，仅电阻率略微提高。目前在背面细栅上使用银包铜已能实现与纯银浆料效率持平，但由于包裹性问题，正背面细栅都使用银包铜浆料还是会出现0.1%的效率损失。由于高温下铜容易氧化，因此该降本路线仅适用于采用低温工艺的HJT电池。
在栅线排布方面，目前主要发展的技术路线包括多主栅技术（Multi-Busbar，MBB）、超多主栅（Super MBB）及无主栅（0BB）技术等。MBB和SMBB的技术思路都是通过提高主栅数目，使电池应力分布更均匀，从而提高栅线的导电性，降低电阻损耗，增加电池的转换效率；其中，MBB路线一般有9-15条主栅，SMBB路线主栅数量一般达到16条以上，且采用更细的栅线，实现更少的遮挡和电阻损耗。
无主栅技术师承梅耶博格2013年发布的SmartWire技术，核心在于将铜线（由锡合金包覆）嵌于聚合物薄膜之上，替代主栅与焊带，实现汇集细栅电流及电池片相连的作用。无主栅技术的优势，一是通过更细密的铜线网格提高电流的收集能力，实现提效；二是通过主栅去银化实现降本；三是通过更细密的网格提高对电池片隐裂、断栅、破裂的容忍度，提高电池片质量。0BB技术与银包铜浆料适配度极高，根据安徽华晟新能源公布的电池银耗降低路线，2023年0BB+银包铜预计可使HJT电池浆料耗量降低至10mg/W（70mg/片）以下。
在制备工艺方面，根据CPIA统计，目前电池片金属栅线的几乎全部通过丝网印刷方式制备。丝网印刷机主要由工作台、丝网、刮刀、浆料、基片等部分组成，工作时，浆料在刮刀的挤压下，透过丝网的网孔挤压到基片上，形成电极形状，之后通过烧结炉使电极固化。随着电池栅线迈向多主栅时代，制备方式也逐步向钢板印刷升级，不仅可以使制备栅线的形貌更加优化，提升电性能，还能起到节约浆料的作用。
从更长远的角度看，铜电镀工艺具有降本提效的潜力，有望成为HJT电池金属化的终极路线。电镀铜工艺的工作原理是在基体表面通过电解方式沉积铜栅线，这样制备的栅线可实现宽度10-15μm，低于传统银栅线的30μm，增加电池表面进光量；栅线内部结构更加致密且均匀，可降低电学损失；同时由于铜电镀工艺可彻底替代银浆的使用，有望极大地促进电池金属化结构降本。铜电镀工艺的制备流程主要包括种子层沉积、图形化、金属化及后道处理四大环节：（1）种子层沉积主要通过PVD设备在透明导电层表面沉积100nm左右的镍或镍-铜合金，用来改善TCO层与后续铜栅线的附着力；（2）图形化是指在种子层上按照栅线图形在不需要镀膜的位置形成掩膜，常采用曝光显影法，工序包括喷涂感光油墨、曝光及显影等；（3）金属化是指将硅片浸入硫酸铜溶液中进行电解，使铜离子在裸露的种子层表面还原为铜镀层；（4）后道处理主要指在电镀完成后通过刻蚀等方式去除掩膜和栅线外的种子层，以及进一步在铜栅线表面镀金属锡或锡合金等抗氧化材料。目前的工艺难点主要集中在图形化和金属化环节，二者设备投资占比达50%以上。
在BC电池路线中也涉及图形化的电极制备过程，目前主要采用激光法完成。工作时，首先在电池表面制备绝缘掩膜层（如氮化硅、氧化铝等），然后用激光设备按照所需形状去除掩膜层，从而露出呈叉指状图形的待电镀区域。除了帮助实现图形化目标外，激光设备还可用于开槽，比如在PERC电池制作电极之前在铝背场进行开槽，以及在BC电池路线中进行PN区隔离、钝化膜开孔等。
基于前文梳理，TOPCon电池产线与PERC电池具有较好的兼容性，其变化主要体现在：（1）PN结：在P型硅片上进行磷扩散改为在N型硅片进行硼扩散，对应升级激光SE设备；（2）钝化层：电池背面制备隧穿氧化硅层与掺杂多晶硅层的制备，电池前表面制备与PERC背面相同的氧化铝+氮化硅层；（3）金属化：省去了背面激光开槽并制作铝背场的工序，前表面制作电极细栅时银浆改为银铝浆。因此，TOPCon产线可在现有PERC产线上进行改造升级，对于具有庞大存量PERC产能的电池企业有较强的吸引力。
产线投资方面，目前TOPCon电池生产设备已基本实现国产化，采用PECVD工艺的全产线资本支出大约在1.6亿元/GW左右，略低于LPCVD的1.7亿元/GW左右，较PERC产线（约1.3元/GW）高出3000-4000万元。PECVD与LPCVD路线的投资差距主要体现在硼硅玻璃清洗环节，LPCVD路线需要配置更多机台处理绕镀问题。未来随着设备产线规模效应提升及工艺技术进步，相关设备造价仍有进一步降低的空间。
从设备厂商角度看，目前采用LPCVD的厂家包括拉普拉斯、北方华创、松煜、红太阳、赛瑞达等，采用PECVD路线的厂家包括捷佳伟创、金辰等；不同产线设备的区别主要体现在产能、良率、膜层均匀性等指标方面。微导公司采用PECVD路线制备掺杂多晶硅层，采用PEALD路线制氧化硅层。从终端电池厂商的选择来看，拉普拉斯的LPCVD路线具备先发优势，目前已在晶科、捷泰、通威、正泰、钧达等电池厂商实现应用；捷佳伟创的PECVD路线亦取得较快进步，已在天合、晶澳、通威等厂商实现应用；微导公司目前也已取得小范围供货；中来股份采用独特的POPAID路线，是TOPCon实验室最高效率（26.7%）保持者，设备由杰太供应。
从生产成本角度看，电池片的生产成本主要包括硅片成本、设备折旧成本、辅材成本等。与PERC电池相比，TOPCon电池因为在薄片化方面更有优势，可以实现更低的硅片成本，成本增量主要体现为更高的设备折旧以及电极浆料成本等。硅片成本分为硅成本与加工成本。在硅成本方面，决定因素为硅料价格及单位用量：（1）硅料价格：随硅料新增供给持续释放，光伏硅料价格由年初高点245元/kg（含税）回落至60-70元/kg（含税）区间，已触达二三线企业生产成本线，预计进一步降价的空间有限；N型硅料要求达到国际电子二级以上标准，对硅料生产全流程（精馏、还原、破碎、包装等）洁净度要求及工艺管控要求均有所提升，因此硅料成本端N型较P型有约5元/kg左右的成本劣势；（2）硅料用量：N型硅片本身具有更高的薄片化潜力，相较目前主流PERC电池150μm的硅片厚度，TOPCon电池的硅片已经可以做到130μm，部分领先厂商已开始尝试120-125μm，综合考虑硅料价格，TOPCon硅成本较PERC低1.5分/W左右。在加工成本方面，N型硅片生产带动拉晶设备/耗材、切片耗材及相关工艺全方位升级，N型硅片非硅成本较P型略增0.3分/W。综上，TOPCon硅片成本较PERC低1.2分/W左右。在设备折旧方面，假设按6年折旧期计算，LPCVD产线单GW投资1.8亿元，PERC产线单GW投资1.3亿元，TOPCon电池折旧成本较PERC高约0.8分/W。电极浆料成本由浆料单价及用量决定：TOPCon电池正面采用银铝浆，价格略高于高温正银价格；182尺寸PERC电池银浆单耗约10mg/W，TOPCon银浆单耗较PERC高出5mg/W（或40mg/片）；整体而言，TOPCon银浆成本较PERC高出2.4分/W左右。综上所述，TOPCon电池一体化生产成本合计约0.44元/W，其中非硅成本约0.20元/W；相较于PERC电池一体化生产成本约0.40元/W，非硅成本约0.15元/W，领先TOPCon厂商生产成本可控制在较PERC高出4分/W以内。
相比PERC的8道工序和TOPCon的10道工序，HJT仅需4道工序即可完成，包括清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、TCO膜沉积及金属化。较短的工艺流程在一定程度上有助于降低电池不良率及人工和维护成本，提高电池生产效率，但HJT电池对各环节的制造技术要求较PERC更高，且与现有技术设备线不兼容，全部需要新建产线。
产线投资方面，随着各环节主流技术路线逐步确立及设备国产化持续推进，设备降本速度超预期。据CPIA统计，2022年HJT路线设备投资成本已从之前最高达10亿元/GW下降至3.64亿元/GW，当前行业设备均价已降至3-3.5亿元/GW左右，未来仍有进一步下降空间。从设备价值量看，非晶硅沉积设备投资占比约50-60%，TCO膜沉积设备占比约20%，清洗制绒及丝网印刷设备占比各约10%左右。
在薄膜沉积环节，结合目前量产线的设备招标情况，钧石、捷佳伟创、梅耶博格等设备商主要采用RFCVD路线，迈为、理想、美国应材等主要采用VHFCVD路线，仅日本真空及国产厂商江西汉可等小众设备商采用CAT-CVD 路线。不同设备产品的区别主要体现在腔体排布方式、镀膜顺序及腔室大小等，最终影响设备的年产能水平、生产良率及运行成本等。目前迈为采用连续多腔体镀膜，单条产线产能达到600MW；钧石、理想万里晖采用单腔体镀多层膜路线，单线产能分别达到800MW及600MW。
在金属化环节，结合前面介绍的内容，通过0BB+银包铜或电镀铜方案，可以在节省贵金属银浆用量的同时，提高电池的转换效率，是目前产业界探索的重点。其中，0BB+银包铜方案在电池环节主要通过栅线变多变细及使用银包铜浆料实现，不涉及额外的设备投资，但是在组件环节需更新0BB串焊机，目前也已不存在技术障碍，主要是在试量产过程中逐步实现设备的稳定性，将良率与产量做到与目前MBB、SMBB接近的水平；电镀铜方案则需要重新购置设备，完全替代过去的丝网印刷工艺。
目前电镀铜设备价值量约2亿元/GW，其中，种子层制备环节PVD价值量占比约25%，图形化环节掩膜机/曝光机/显影机设备占比约30%，电镀设备占比约25%，其他设备占比约20%。2023下半年开始，铜电镀工艺已进入中试线阶段，目前主要需解决设备折旧过高及量产效率问题，乐观预期下，2024下半年有望实现产业化落地。从不同金属化路线的制备成本来看，目前0BB+银包铜的降本效果最为明显，电镀铜路线虽然能够显著降低耗材成本，但由于设备造价较高，暂时无法体现出成本优势。据我们测算，假设电镀铜设备投资由目前的2亿元/GW到2025年下降为0.85亿元/GW，则其金属化成本或将低于0BB+银包铜路线。
从生产成本角度看，相比PERC与TOPCon电池，HJT电池在硅片薄片化方面更有优势，可以实现更低的硅片成本，成本增量主要体现为更高的设备折旧、电极浆料成本及靶材成本等。在硅片成本方面，HJT本身的双面对称结构及无主栅技术的应用，降低了硅片的机械应力，低温工艺减少了硅片受热发生翘曲的可能，这些都更有利于薄片化的进行。目前HJT电池的硅片厚度已降至120μm，头部厂商甚至跨入100-110μm时代，综合考虑N型硅料价格及进一步薄片化后切片工艺的提升，目前HJT硅成本较PERC低2分/W左右，硅片成本整体较PERC低1.8分/W左右。在设备折旧方面，假设按6年折旧期计算，目前多主栅、无主栅金属化路线的产线单GW投资约3.3亿元，HJT电池设备折旧成本较PERC约高出3.3分/W；假设金属化改为电镀铜路线，则设备折旧成本进一步提高2.7分/W左右，若未来电镀铜设备投资降至1亿元/GW左右，则设备折旧成本增加值降低至1.7分/W左右。在浆料成本方面，HJT电池天生面临导电性较差的问题，因此需要使用较多银浆来提升导电性，且HJT采用的低温银浆单价高于传统高温银浆。按照当前HJT低温银浆耗量16mg/W测算，HJT电池浆料成本较PERC高出约4.6分/W左右；若今年底陆续导入0BB+银包铜工艺，则在单价及用量上均可实现降低，按照银包铜浆料较低温银浆单价低2000元/kg、耗量12mg/W测算，HJT电池浆料成本可与PERC打平甚至更低；未来若导入电镀铜工艺，则银浆可彻底被替代，届时镀铜、镀锡、油墨等辅材成本预计可与PERC浆料打平甚至更低。由于HJT电池在TCO层制备时用到的含铟靶材价格较高，因此也成本HJT电池重要的成本增量，目前迈为设备镀膜的靶材单耗已降至13.5mg/W，年底有望进一步降至12mg/W；未来导入低铟叠层方案与设备改进，可使理论单耗进一步降低至6mg/W；更远期看，在结合铟回收工艺后，GW级HJT厂商铟材单耗可降低至1mg/W。在目前靶材单耗水平下，HJT电池靶材成本约3.3分/W左右。此外，由于HJT电池采用低温工艺，全程在200℃以下的环境中制成，对比PERC磷扩散环节所需温度高于850℃，TOPCon硼扩散环节温度高于1100℃，HJT电池生产在能耗成本方面更有优势。综上所述，当前HJT电池生产成本合计约0.50元/W，非硅成本约0.27元/W，年底导入0BB+银包铜技术后生产成本有望降低至0.45元/W，非硅成本约0.22元/W。目前水平下，HJT电池生产成本较PERC约高出1毛/W，非硅成本约高出1.2毛/W；导入0BB+银包铜技术后，电池生产成本较PERC或高出4.4分/W，非硅成本高出6分/W。
从生产工序角度而言，BC电池与PERC、TOPCon、HJT等电池路线相比最大变动在于增加图形化要求，包括：（1）在经典IBC结构中，形成叉指状排布的掺硼P型区和掺磷N型区；在TBC结构中，形成叉指状排列的P型多晶硅层与N型多晶硅层；在HBC结构中，形成叉指状排列的P型非晶硅层与N型非晶硅层等；（2）对准P、N区制备正负电极。因此BC电池的生产工序需要在PERC、TOPCon及HJT电池工序的基础上，增加图形化相关的环节，目前产业界多采用激光法。以经典IBC电池为例，其图形化工艺流程为：首先在硅片背面进行磷扩散形成N+背场；之后在其上沉积一层掩膜，并利用激光的高能量刻蚀掉不需要被遮挡部分的掩膜和相应位置的掺杂层，从而形成需要的图形；接着，通过硼扩散在没有掩膜遮挡的部分形成P+发射极，完成掺杂后，清洗掉其余部分的掩膜层；最后，在P+与N+区域相连位置进行激光开槽，将二者隔离，针对P区与N区分别激光开槽，以制备金属电极。
对于TBC和HBC电池而言，无非是将上述掺杂过程替换为掺杂多晶硅或掺杂非晶硅的沉积过程，相关工艺在TOPCon和HJT电池的生产工艺中已发展得较为成熟。因此，IBC、TBC及HBC路线也被视为PERC、TOPCon及HJT电池的一种提效方向，而TOPCon及HJT路线本身待解决的问题也同样制约TBC与HBC路线的发展。
从产线投资角度看，由于XBC电池路线较PERC、TOPCon和HJT多出了镀掩膜、激光刻蚀、激光开槽及多道清洗工序，因此需增加的设备类型包括薄膜沉积设备、激光设备及清洗刻蚀机等。由于目前BC路线整体工艺选型尚未完全稳定，仅隆基、爱旭等少数企业实现量产，产业界仍在优化生产环节以推动效率、良率的提升，因此具体的设备投资额较难估算，按照单GW产线增加2台激光设备、1台薄膜沉积设备及1台清洗刻蚀设备计算，预计单GW产线投资增加约8000万元。从生产成本角度看，BC电池与PERC、TOPCon及HJT电池相比主要增加设备折旧成本以及因镀膜、激光造成的额外能耗，同时金属化环节若采用有银路线，由于单面电池载流子传输路径更长，内阻偏高，因此需要加高加宽银浆栅线以实现更低的电极电阻，导致纯银XBC单瓦银耗较PERC高出一倍左右，较TOPCon高出50%左右。目前爱旭股份首创无银化技术，推出拥有完整自主知识产权的ABC电池产品，从生产成本角度看，其在设备折旧成本方面高于隆基绿能的HPBC路线，但产品能够取得更高的转换效率，同时可节约银浆成本。此外，由于XBC工艺步骤较PERC、TOPCon及HJT有所拉长，使得整体良率水平降低，增加了成本和品控的难度，因此预计率先实现突破的隆基和爱旭有望在一段时期内保持领先优势。
基于前面的分析，N型电池具有较PERC电池更优越的技术参数，但同时也面临更高的生产成本。对光伏企业而言，是否投资一项新技术实际上取决于，新技术能否以更高的价格被下游电站接受，从而保证光伏企业盈亏平衡，甚至获得较原有技术更高的收益水平；而下游电站之所以愿意支付更高的价格，主要是由于性能提升后的新产品能够帮助电站提高投资收益（IRR）。概括而言，N型电池技术更优越的技术参数主要表现为更高的转换效率和双面率及更低的衰减率和温度系数等，这些指标能够从降低电站投资成本及提高全生命周期发电量两方面提升电站的投资收益。降低电站投资成本主要是指，新技术更高的转换效率、双面率和更低的温度系数带来更高的综合输出功率，使得相同功率下电站投资中与面积强相关的BOS成本项（如土地、支架成本等）被摊薄，因此，在内部收益率不变的情况下，电站愿意为新技术支付溢价。参考相关研究测算，单位组件功率增加30W约可降低国内电站BOS成本约0.07-0.09元/W。由于海外电站投资BOS成本更高，据相关测算，单位组件功率增加30W约可降低美国、意大利、澳洲电站BOS成本分别约0.099、0.045、0.033美元/W。
提高电站全生命周期发电量，主要是由于新技术下电池衰减速度放慢使得电站每年发电量提升，在IRR不变的情况下，可以减小电站初始的装机规模，从而带来投资成本的降低。假设电站投资IRR约6%，全生命周期25年，年利用小时数1200h，电价0.3-0.35元/kWh，由此测算可得由PERC电池的首年衰减2%、线性衰减0.5%升级为N型电池首年衰减1%、线性衰减0.4%，约合成本端下降0.83-0.97元/W。考虑到海外电价高于国内，因此理论上组件在海外市场因发电量增益可获得的溢价水平较国内更高。
综合来看当前各电池技术路线的性能指标：TOPCon电池量产效率约达到25.3%，双面率约85%，温度系数-0.3%/℃，首年衰减1%，线性衰减0.5%；HJT电池量产效率约达到25.5%，双面率约90%，温度系数-0.24%/℃，首年衰减1%，线性衰减0.3%；隆基绿能HPBC电池量产效率约达25.3%，温度系数-0.29%/℃，首年衰减1.5%，线性衰减0.4%；爱旭股份ABC电池量产效率约达26.5%，温度系数-0.24%/℃，首年衰减1%，线性衰减0.35%。据此测算，目前TOPCon、HJT、HPBC及ABC电池在国内市场溢价空间分别约0.2~0.24元/W、0.28-0.34元/W、0.14～0.17元/W、0.26～0.32元/W；综合考虑前述计算的电池生产成本，目前TOPCon、HJT电池在国内市场预计可实现超额利润最高可达0.16～0.2元/W、0.19～0.25元/W。
单纯从以上技术指标来看，目前BC电池双面率仍较低，与其他电池路线相比，优势并不显著，隆基与爱旭认为，随着技术进步，BC电池双面率有望达到65%-70%以上。但是，BC电池也有其他电池路线不具备的优势，即更高的美观性。由于正面完全没有栅线遮挡，BC组件凭借优越的外形在海外分布式市场更受欢迎，且可以获得额外的产品溢价。组件中除了电池片之间的缝隙及边框之外，其余部分均为黑色，如果将背板及边框也改为黑色材料，那么将得到看上去更加美观的全黑组件。根据隆基绿能反馈的信息，其HPBC产品在海外较TOPCon产品可获得1美分/W以上的溢价。
从市场接受度来看，据统计，2021年9月，国内央国企地面电站组件招标首次包含N型组件标段，2022年全年开标总规模或达4.55GW，占比约4%。今年4-7月，地面电站单月开标规模中N型组件分别达到4.7GW、4.5GW、4.4GW及5.3GW，占当月P/N选型比例约24%、26%、33%及39%，终端业主对于N型组件产品接受度明确且持续提升。海外市场方面，由于N型电池带来的收益提升更加显著，目前部分订单中N型份额已经升至60-80%。价格方面，据Infolink统计，目前TOPCon、HJT、XBC组件主流销售价格可较PERC组件溢价达～0.1元/W、～0.2元/W、0.15-0.4元/W，未来随着N型技术水平进一步提升，不排除N型组件销售溢价进一步扩张的可能性。目前TOPCon电池片较PERC电池片溢价约5分/W，TOPCon组件、HJT组件分别较PERC组件溢价约7分/W及2.6毛/W，对比我们测算的溢价空间，目前TOPCon产品溢价水平显著低于我们测算的结果，HJT与我们测算的溢价下线几乎持平。我们认为，受近期PERC产品降价影响，N型电池及组件溢价水平也有所降低，而TOPCon产品的竞争已经较为激烈，使得部分厂商让渡部分利润以换取更高的出货。但是总体而言，目前的溢价水平仍能覆盖头部企业的成本增量，由此也可以看出，具备技术优势的企业能够为自己赢得更优的竞争环境，从而换取更高的盈利空间。
综合当前N型电池性能、价格与成本的情况，我们认为无论是TOPCon、HJT还是BC电池，其在市场上获得的溢价水平都已经能够覆盖各自的成本增量（BC电池主要通过海外分布式市场）。以TOPCon为例，目前电池溢价大约9分，加回折旧成本后单瓦净利约1毛2，一年半即可收回产线投资成本，远快于其他制造业，因此电池企业扩产动力强劲。未来各技术路线仍将持续推进降本增效，具有领先性能及成本指标的企业有望获得更高的超额利润。在多种电池技术路线中，由于TOPCon与PERC电池工艺衔接最紧密，需要克服的工艺难度相对最小，因而最先实现性价比并开启量产序幕。据Infolink及集邦咨询统计，2022年全球已投产TOPCon电池产能约81GW，其中规模较大厂商为晶科能源（24GW）与钧达股份（8GW）；结合目前已公告的全行业扩产计划，预计到2023、2024年全行业TOPCon累计产能有望超过500GW及900GW。
从产量口径看，目前供给侧能够稳定量产的企业仍然较少，粗略统计截至5月末，TOPCon电池投产产能约120GW，满产约70GW，与光伏市场全年400GW左右的需求预期相比相对吃紧。考虑到短期内产业链供给无法满足行业所有需求，且优质产能或将优先供给海外高价市场，TOPCon产品有望在未来较长时间内维持高景气状态。按全年有效供给产量120GW测算，2023年TOPCon产品市场渗透率将接近30%。预计到2024年，TOPCon有望超过PERC成为光伏电池技术新主线。从头部电池/组件厂商的布局来看，晶科、钧达作为LPCVD路线的领军者，2023年末名义产能有望分别达到60GW及30GW以上；通威股份、天合光能自2022年4季度投放首条GW级量产线以来，已基本实现产能达产并加速投放后续产能，年内有望实现20GW以上的名义产能；晶澳科技与阿特斯首期产能投放时间在2023年2季度，略晚于同行，但扩产节奏快速追赶，年内向30GW以上规模迈进。
目前，布局TOPCon已成为主流光伏电池及一体化厂商的最优选择，但在各企业加速推进产能落地的过程中，部分企业出现良率、效率及成本等问题，实际投运进度大幅低于预期。粗略来看，头部厂商中晶科、钧达等产能投产进度快于公告预期，投产节奏较行业平均水平领先6-9个月；头部厂商凭借效率及成本优势，净利润处于0.06-0.07元/W的高位区间，较二三线厂商超额盈利0.03-0.04元/W。考虑到目前TOPCon技术仍处于产业化初期，预计达到成熟期（光伏电池产品出现明显同质化趋势）仍需1-2年时间；在此期间，优势企业有望在盈利及出货量上享受先发红利，同时伴随TOPCon技术持续提效升级，这种领先优势有可能长期存在。HJT方面，据Solarzoom统计，2022年底HJT电池产能累计超过11GW。由于HJT降本突破主要参考今年下半年0BB+银包铜技术导入情况，因此此前公布的扩产计划主要集中于少数行业领先企业。结合各公司已公告的扩产计划，预计2023年HJT全行业名义产能有望达到60GW，2024年增长至102GW。从扩产主体来看，选择HJT路线的企业中，以新进入者居多，传统头部电池及组件厂商则主要以小规模技术研发为主。
从市场参与者来看，HJT电池产能扩产集中度较高，CR5约达到60%以上，其中，华晟新能源、东方日升两家企业2023-2024年目标落地产能达到20GW左右，其余企业目标基本在数GW级左右。华晟新能源作为HJT电池领域的黑马，用较短时间完成500MW的HJT量产产能建设和效率提升，并建立起行业内的影响力，引领技术变革，加速降本、工艺调试及产能扩张的节奏。
当前，TOPCon技术路线凭借成本优势率先跑出，使得晶硅头部组件大厂以数十GW级的TOPCon扩产为投资主力，但仍有多家公司同步规划了小GW级别的HJT中试和试线，保持对HJT路线的紧密跟踪，我们认为其背后原因有二：一是紧密跟踪0BB+银包铜、铜电镀等提效降本路线的量产潜力和边际变化；二是为中长期HJT+钙钛矿叠层带动光伏技术进入下一个平台做前期储备。随着隆基绿能与爱旭股份的BC产能持续落地，规模化量产经验增加，预计到2023年末全行业XBC电池产能有望达到接近60GW，较2022年末的11GW大幅跃升；其中，仍以隆基绿能HPBC产能与爱旭股份ABC产能各占半壁江山。
目前，晶科、晶澳、通威、普乐等主攻TOPCon技术的企业亦有BC中试线储备；天合、钧达（捷泰）、金石、日托光伏、横店东磁、中来股份、正泰新能等其余在XBC路线上均有一定涉猎。从各厂商布局情况来看，BC作为叠加兼容型技术，有望获得全行业持续的资源投入。
在TOPCon电池方面，目前量产端效率在25.3%左右，与潜在效率极限仍存在一定距离。未来TOPCon电池提效思路或将沿三条主要路径展开：（1）正面增加SE结构：SE结构已经广泛应用于PERC电池，2023年下半年国内新增TOPCon产能也基本均已搭载SE结构，预计年底前，SE结构的导入有望使电池效率提升至25.7%以上；（2）以激光烧结优化电池栅线结构：在金属化环节，利用激光烧结过程对硅片正面的金属浆料进行处理，可以使硅片正面浆料和硅片形成较好的欧姆接触，改善接触电阻，预计可实现电池效率增益0.2%左右，目前各家激光厂商（如帝尔激光、海目星、大族激光、德龙激光等）已联合浆料厂商和电池厂商（晶科能源、捷泰科技、中来股份等）进行相关产线布局；（3）双面钝化接触结构：相较当前单面钝化接触的电池结构极限效率仅27.1%，双面多晶硅层的TOPCon理论效率可以达到28.7%，量产效率有望提升至26%以上。作为未来TOPCon提效降本的重要方向，各家厂商均在积极研发中。预计头部厂商的双面钝化接触产线或于2024年开始推出，2025年后逐步进入较大规模放量阶段。在HJT电池方面，未来重点关注事件包括0BB+银包铜导入、降铟产业化及铜电镀技术产业化等。随着今年下半年开始0BB+银包铜方案逐渐导入量产，铜电镀成为产业界探索的下一条重要提效路线。考虑到目前光伏用银占工业用银约30%，随行业需求向TW级迈进增长，银价波动对光伏电池非硅成本波动或带来更大影响，铜电镀顺应行业少银和去银化大趋势，为TW时代银成本提升提供解决思路。当前进展来看，结合厂家订单情况，预计2023年下半年将有3-4条中试线落地，可首先关注国电投、通威、海源复材等企业铜电镀中试量产线的投产调试情况。在BC电池方面，技术发展核心始终在于如何应对工艺复杂度、精度要求的显著提升，而在这一过程中，良率、成本优化进展决定XBC技术路线放量节奏和盈利能力。目前包括丝网印刷、激光刻蚀等方式在对准精度、生产效率、硅片损伤等方面各有优劣，企业采用不同工艺路线寻求平衡点。除了已经实现量产的隆基绿能与爱旭股份外，BC路线也有望成为TOPCon及HJT电池技术未来的升级方向。
降本增效始终是太阳能电池技术的迭代升级方向：第一代晶硅太阳能电池技术保持行业量产效率记录，是目前的主流技术，但提效降本空间已逐步减少；第二代无机薄膜太阳能电池技术理论优势大（效率及成本），但现实操作中存在缺陷容忍度低、材料储量有限等问题，制约了量产表现；第三代钙钛矿太阳能电池技术不仅具有更高的理论效率及成本优势，且现实落地层面可行性更高，有望成为晶硅电池达到性能指标极限后的路线选择，而钙钛矿电池技术与晶硅电池结合制成的晶硅-钙钛矿叠层电池，有望更进一步突破单结电池的效率极限，获得产业界极大的关注。钙钛矿材料泛指具有高度对称性的立方结构化合物，以化学通式ABX3表示，光伏采用的ABX3钙钛矿材料全部由自然界常见元素组成，使其规模化制造不受原材料限制。钙钛矿材料拥有独特的半导体材料性质，使其拥有更高的理论转换效率（极限效率可达33%）和更低的理论生产成本（高缺陷容忍度降低材料提纯成本，优异的吸光系数可降低材料用量）。2009-2019年，钙钛矿仅用10年时间就实现了晶硅太阳能电池用六十多年才完成的由技术诞生到实验室转换效率突破25%的提升，目前单结最高转换效率已达25.7%，钙钛矿-晶硅跌点效率已突破31.3%
钙钛矿-晶硅叠层电池是指，在光伏电池中搭配钙钛矿及晶体硅两种半导体材料，按禁带宽度从小到大、光谱波段由长到短从底向顶叠合，让波长最短的光被最外侧的宽隙材料电池利用，波长较长的光能够透射进去让较窄禁带宽度材料电池利用，从而减小单结电池中载流子热驰豫导致的能量损失，拓宽太阳能光谱的利用范围，实现光子全方位吸收。理论上，钙钛矿-晶硅叠层电池转换效率极限可拓宽至46%以上。目前钙钛矿技术的理论极限效率与低成本潜力已经得到业内的广泛认可，但在逐步进入量产的过程中仍需两大课题：一是大面积量产制备的产能利用率和产品良率问题；二是钙钛矿组件运行性能稳定性问题。从短期角度来看，钙钛矿仍然难以取代目前的晶硅电池；但是主动拥抱成熟的晶硅产业，发展钙钛矿-晶硅叠层电池，为晶硅电池进一步增效，或许将成为钙钛矿产业化的可行之路。当前有关叠层电池的实践中，以钙钛矿-HJT叠层在产业化中得到最多实践，主要由于HJT制备流程短，改造简单，且同样采用薄膜沉积工艺，其TCO层能够同钙钛矿电池匹配，同时HJT电池自身也具备较高的效率天花板。目前钙钛矿-晶硅叠层电池的主要难点在如何在异质结表面的绒面金字塔结构上沉积薄膜（通常在平整导电玻璃上），湿法涂布目前难以实现高效率沉积，真空蒸镀在该领域成为优选。新技术产业化的加速往往需要制造、设备、终端等产业链各环节企业的共同参与，尤其来自晶硅技术路线的参与者对钙钛矿的投入更显示出新技术的潜力。近期，组件一体化等晶硅大厂逐步推进晶硅钙钛矿叠层MW级中试线，有望加码钙钛矿产业化进程。
回顾PERC电池替代周期对产业的影响，主要在于两方面：一是使着力布局PERC产业化的企业获得了显著的超额收益；二是使具备成本优势的企业在面对产业技术全面转型时更有动力加速扩张，一定程度上影响了行业格局的演变。以通威股份为例，公司2016年起便逐步在PERC电池技术方面取得突破，随后顺应产业趋势快速扩张产能。2017-2018年底前后，成都二期、三期及合肥二期项目相继投产，一举奠定公司在电池环节的龙头地位。
产能扩张的同时，公司也持续通过工艺优化和精细化管理降低生产成本，在PERC电池渗透前期赚取了超额利润。2019年，公司电池业务毛利率达到20.33%，领先行业。
与上轮PERC电池迭代周期相比，本轮技术周期存在一些区别：一是光伏行业进一步成熟，电池环节扩产主力不仅包括专业化的电池厂商，还包括一体化组件企业，除此之外，还有众多跨界厂商尝试凭借N型电池技术切入光伏行业；二是N型技术路线多元，虽然N型替代P型是确定事件，但是各种N型技术路线未来如何演绎，以及市场格局的最终走向，目前仍无定论。据CPIA统计，在2022年以前，新投产电池产线仍以PERC电池产线为主，从2022年下半年开始，部分N型电池片产能才陆续释放。从出货情况来看，2022年全国晶硅电池片产量约318GW，同比增长60.7%，TOP5企业产量占比约56.3%，产量达到5GW以上的企业有17家。产能及出货排名靠前企业除了通威股份、爱旭股份、钧达股份（捷泰）、中润光能、润阳科技等为专业化电池片厂商外，还包括组件一体化企业如隆基绿能、晶科能源、晶澳科技、天合光能等。
从技术路线看，2022年PERC电池市占率约88%，N型电池市占率合计约达到9.1%；其中，TOPCon电池占比约8.3%，HJT电池占比约0.6%，BC电池占比约0.2%。由于部分海外市场（如印度、巴西等）及国内少量细分市场（如太阳能路灯等产品）仍对成本低廉的BSF产品有需求，因此2022年BSF电池市占率约2.5%。结合2023年N型电池产能落地及供应情况，我们预计全年N型电池供应或达140GW左右，按全球电池出货量477GW测算，N型电池市占率约30%。到2024年，N型电池市占率有望提升至50%以上。
梳理企业产能布局与量产情况，目前头部电池厂商及组件一体化厂商基本均在TOPCon路线有所布局，HJT及BC路线相对小众，其中，HJT路线产能主要由光伏黑马华晟新能源及组件一体化厂商东方日升贡献，BC路线产能仍为电池龙头爱旭股份及组件龙头隆基绿能。预计2023-2024年，随着N型电池技术逐步成为主流，头部企业在性能指标与成本表现方面的领先优势可持续保持，行业集中度或将持续提升。
商行业务方面，可围绕N型电池及产业链上下游（包括组件主产业链环节、辅材环节、设备制造商等）新增产能投资场景开发项目贷款业务机会；可结合N型电池产业链优质企业生产经营需求提供流动资金贷款。交易银行业务方面，可结合产能建设、电池组件生产等经营需求，围绕产业链头部企业，通过预付类融资、商票e贴、好链e融等供应链优势产品，开展供应链业务；协同设备制造企业全球布局，拓展国际结算、融资、出口信保等跨境业务机会。一是围绕头部成熟企业拓展债承、并购等投行业务机会。光伏行业覆盖众多大型民营设备制造商等，建议围绕优质企业业务拓展及降成本需求，提供债承、并购融资等服务。二是围绕新兴细分领域优势企业探索基金等投资业务机会。光伏电池技术迭代，带动产业链细分环节持续优化升级，以满足新型电池技术持续更新的设备、辅材等需求，部分细分领域处于较早期，企业尚未形成规模。建议关注行业技术发展趋势，把握企业资源，拓展基金投资等业务机会。光伏装机需求不及预期。若海外及国内装机需求不及预期，光伏全产业链，包括主材、辅材等环节，销售量或将受到不利影响，进而影响全行业利润水平以及对新技术的投入。N型电池产业化速度不及预期。光伏各项新技术处于产业化不同阶段，还需要持续优化投入产出比从而顺利推向量产。若相关技术产业化进度不及预期，或影响相关标的业绩表现。产能扩张超预期。若N型电池产能扩张速度大于下游需求增长速度，有可能出现产能过剩风险，导致行业竞争格局恶化。国际贸易摩擦加剧。海外市场占据光伏装机重要份额，若国际贸易摩擦加剧，对国内企业的需求会产生一定影响。行业竞争加剧。光伏行业的持续景气不断吸引新进入者，行业企业也在持续扩充产能，阶段性行业竞争可能加剧，造成相关产业链环节的盈利能力恶化。
