2021年，光伏产业最大的变化不是上游涨价，也不是供应链角力，而是电池技术走到了时代的拐角。

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三条路线，两大阵营

降本增效是光伏产业发展的唯一主线，而其中必然伴随着技术的升级和迭代，光伏电池尤其如此。

光伏电池主要分为P型与N型两种，最大的区别是原材料硅片，P型硅片中掺杂了硼元素，而N型硅片中掺杂磷元素。

P型电池主要有BSF电池和PERC电池两种，2015年之前，BSF电池占了总市场的90%，是绝对的主流。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%，BSF电池淘汰出局。在此期间，电池转换效率从不足20%提升到超过23%。

之前是P型电池内部的自我更新，现在则是N型对P型的迭代。技术上发生了更大幅度的跃迁，但本质未变，就是追求更高的转换效率。

N型电池主要分为TOPCon、HJT（异质结）、IBC三种，根据ISFH的数据，PERC、HJT、TOPCon电池的理论极限效率分别为24.5%、27.5%、28.7%。到2030年，N型电池的转换效率将超25.5%，比P型电池高出1个百分点以上。CPIA对此做出预测，届时N型电池的市占率或将达到56%左右。

尽管N型电池有三种，但理论层面，目前能得到商业化普及的其实只有TOPCon和HJT两种，而TOPCon跑的更快。现实也是如此，根据EnergyTrend的数据，2020年新增的N型产能中，TOPCon和HJT分别占了50%和30%。

为什么会出现这种情况，对比一下就知道了。

生产工艺层面，TOPCon需要10道工艺，HJT核心工艺只有四道，相比之下，IBC的工艺则极度复杂。

转换效率层面，目前HJT的量产最高效率为25.05%，TOPCon为24.5%，IBC最低，只有24%。

投资成本层面，TOPCon单GW设备投资额约2.5亿元，HJT在4-4.5亿元左右，IBC的设备投资额则接近5亿元，投资额在三种路线中是最高的。

综合来看，IBC工艺复杂，量产转换率低，且投资额高，不被主流市场认可也就合情合理了。

那为何TOPCon比HJT更受产业圈欢迎？

其实背后代表了两大阵营，以隆基、晶科、天合为代表的传统头部企业目前在TOPCon上更为积极，华晟新能源、钧石能源、晋能等新势力则选择押注HJT。

至于传统势力为何倾向于TOPCon，最根本的原因在于产线的投资成本。

虽然上文说过TOPCon的生产工艺比HJT更复杂，但另一方面，TOPCon和PERC的产线重合度很高。在PERC产线上新增非晶硅沉积的LPCVD/PECVD设备和镀膜设备就可升级为TOPCon产线，而改造成本不超过0.8亿元/GW。由此带来的直接结果就是TOPCon更具成本优势，目前TOPCon电池成本比HJT低约0.13元/W。

极大降低了新设备的投资成本，同时也避免了旧产线沦为沉没成本，所以晶科、隆基、天合这些在PERC领域已有大量布局的企业切入TOPCon就很自然了。

而新势力之所以选择HJT，也是希望换道超车。

上文提到TOPCon的理论极限转换效率为28.7%，高于HJT的27.5%，但前提是实现双面多晶硅钝化，而这一步很难跨过去，目前实验室层面的效率也仅22.5%，更别提量产效率了。而背表面钝化技术TOPCon电池的理论效率极限只有27.1%，还不如HJT。

更重要的一点是，HJT可搭载IBC和钙钛矿等其他工艺进一步提升转换效率，理论上可将转换效率提升至30%以上。

根据业内的测算数据，保持光伏电站LCOE（平准化度电成本）、IRR（内部收益率）不变的情况下，同一转换效率下的TOPCon电池可以比PERC电池的价格高16.5%，而目前TOPCon电池的成本比PERC电池只提升了16.27%。换句话说，TOPCon相对于PERC已经具备了性价比优势。

每一代电池技术的生命周期都可以分为萌芽、扩产、爆发、迭代四个阶段，可以确定的是，N型电池已经从萌芽期进入扩产期。

11月2日，晶科能源发布N型TOPCon组件“Tiger Neo”，预计2022年一季度开始量产，2022年全年产能规划10GW。与此同时，通威的1GW TOPCon中试线也将在年底前投产，晶澳和隆基之前也表态会率先量产TOPCon。

HJT的量产速度明显慢了半拍，那是否意味着没戏了呢？

恰恰相反！

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最后的赢家

尽管头部企业大多选择率先量产TOPCon，但这并不意味着方向已经被确定下来，从目前的情况来看，TOPCon和HJT并无绝对优劣，而且技术成熟度都不高，可以说都有机会。

而回到光伏产业发展的本质，最终还是要回归降本增效这个核心命题，谁能率先实现最低的成本和最高的效率，谁就能够胜出。

本着这个原则，我们更看好HJT路线。

先需要明确两点。

首先，目前HJT量产速度落后的根本原因是成本偏高（目前TOPCon电池成本低于HJT约0.13元/W）。

其次，长周期上，HJT的转换效率更高。

根据《中国光伏产业发展路线图2020版》的数据，未来HJT的转换效率将始终领先TOPCon，如果搭载IBC和钙钛矿，优势将更加明显。


基于以上两个前提，一个基本的结论是，如果HJT的成本能够降下来，那么其将具备更强的竞争力。

成本能降下来吗？

答案是非常肯定的。

HJT的成本劣势主要是光伏银浆占比太高和设备投资大所导致的，而这两大问题正在加快得到解决。

先看银浆，光伏银浆分高温银浆和低温银浆两种，P型电池和N型TOPCon使用高温银浆，而HJT只能使用低温银浆。需要说明的是，由于低温银浆的壁垒高，格局垄断（日本KE占90%的市场），导致低温银浆的价格远高于高温银浆。

与此同时，HJT的银浆使用量也高于TOPCon，截止到2020年，HJT的银耗约240mg，而TOPCon的银耗只有约150mg。

由此带来的一个结果是，银浆直接拉开了HJT和TOPCon的成本差。根据业内最新的测算数据，TOPCon电池的银浆成本占比为16%，而HJT达到了25%。

而现在的情况表明，HJT正在摆脱银浆的牵制，包括单价和使用量。

解决价格问题主要靠国产替代。进口低温银浆的价格在6500元/kg以上，而国产价格在5000-5500元/kg左右，目前常州聚和、苏州晶银已经实现小批量生产，随着规模的提升，价格很可能被打到5000元/kg之下，与高温银浆平价。

在使用量上，通过多主栅技术，可将HJT银耗降至160mg，基本与TOPCon拉平了。除此之外，还可以用更便宜的铜代替部分银，达到降低成本的作用，这便是前一段时间比较热的银包铜技术。通过这一技术，HJT的银耗可以进一步降至106mg。

值得注意的是，银包铜是低温工艺，无法应用在TOPCon电池上，目前适合TOPCon电池的是电镀铜工艺，但该工艺还停留在实验室阶段，相比之下，银包铜技术已经导入产业了。

根据CPIA的数据，2020年HJT电池双面低温银浆消耗量已经同比下滑了超25%，今年及未来估计会以更快的速度下降。

再来看设备端的降成本情况。

HJT设备之所以高昂，一个重要的原因就是因为依赖进口，如果全部国产化，成本可能会腰斩式下滑。

举个例子，PECVD是HJT产线中价值量最高的设备（价值量占比达到50%），一台进口PECVD设备的价格约4.8亿/GW，而国产价格不到进口的一半，仅2亿/GW。

2018年以前，HJT设备被梅耶博格、YAC、AMAT、日本住友等海外企业把持着，当时整个产线的设备成本约10-20亿/GW。

2019年以后，以迈为股份为代表的中国企业开始进入供应链，产线成本直接降到了10亿/GW以下。就在前几天，迈为股份和REC集团签订了400MW HJT电池整线设备订单。

目前REC是欧洲最大电池组件制造公司，拥有全球首个500MW以上的HJT量产项目。迈为股份能够为REC供货，说明中国光伏设备企业已经比肩甚至超过了国外水平。

目前HJT设备成本已经降至5亿/GW左右，随着后期规模的提升，HJT设备成本还有望进一步下滑。

综合以上所有信息，HJT降成本路径清晰且推进的很快，这也就意味着HJT的成本劣势可能超预期填平。根据华晟新能源的测算，到2022年，HJT电池的单位成本有望降至0.65元/W，届时将完全有能力和PERC电池正面竞争。

春江水暖鸭先知。

一代光伏技术有一代设备，设备订单的起量是产业化加速最直接、最有效的信号。REC的订单就是一个重要标志，根据浙商证券的预测，未来五年，HJT设备行业的复合增速将超80%。

与之并行的是，原有产业格局可能会发生震荡，华晟新能源、钧石能源、爱康科技等在HJT电池积极布局的新锐有望给隆基、通威、晶科等老炮带来压力。

原标题：光伏大转折：N型电池的野望