光伏未来已来？钙钛矿电池或将伴随晶硅电池的迭代迈开产业化的步伐

（三）HJT异质结具备更佳的性能，目前降本迎来转机，在当前光伏产能严重过剩情况下或将成为下一步晶硅电池迭代升级的新机会

同样属于新的N型的HJT异质结电池，由于在实际应用中仍然面临着一些较难攻克的技术难点，以及与原P型产线不兼容需新建产线投入巨大等问题，曾不被业内部分人士看好。主要是两个方面：第一是制造成本居高不下，包括制造工艺相对复杂，需要高精度的设备和价格更高昂的材料；第二是技术突破难度较高，包括控制界面质量减少界面缺陷和杂质，控制薄膜的厚度、均匀性和结晶质量难度高；解决其温度变化、光照老化等因素影响的材料稳定性问题等。

但相比TOPCon电池,HJT异质结电池也有更明显的技术和性能优势。主要有：

一是理论极限效率较高，更适配未来钙钛矿叠层电池。HJT在实验室效率为26.81%，超过TOPCon的26.7%，且相比TOPCon更适配未来的钙钛矿叠层电池，理论极限更高。目前商业化的HJT异质结电池的实际转换效率，普遍都在24%至26%左右。二是更低的衰减率，拥有更长的使用寿命。HJT首次衰减为1%、线性衰减为0.25%，全生命周期内发电更高，综合成本更低。三是工艺流程更短，可降低人工、运维等成本。其核心工艺流程仅有4步，即清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、TCO膜沉积、金属电极化。工艺流程短，亦有助于提升生产良品率。四是具备低温制程工艺，有助于减少硅片制备过程中的热损伤、降低加热成本。HJT全程在200°C以下的环境中制成，而TOPCon扩硼环节温度则在1100°C以上。五是高双面率具备更高背面发电量。HJT电池为双面对称结构，电池双面率可达90%，而PERC和TOPCon双面率最高仅可达到75%和85%。六是温度系数低在高温环境下的能耗损失更少，发电量更高。HJT的温度系数为-0.24%/°C，而PERC和TOPCon的温度系数为-0.35%/°C和-0.30%/°C。

从制造成本角度，据有关测算，目前异质结电池片非硅成本在0.29/w元左右，叠加引入丁基胶等更为严格的封装要求所带来的成本提升，异质结对比TOPCon在组件终端成本上接近高出0.1元/w。因此，短期看由于TOPCon产线可由原有PERC产线升级改造，设备投资成本较低；而HJT需要投建全新产线，同时HJT的浆料、靶材和设备成本相对较高。从替代原P型电池获得更高转换效率，TOPCon电池更具现实经济性。这也使得持有大规模PERC产线的厂商更倾向于向TOPCon技术升级，利用现有产线开展TOPCon电池研发制造，快速形成产能。2022年之前，因HJT产线设备投资成本高，技术路径不确定，产品性能有待提升，国内外电池厂商多处在MW级中试或观望中。

通过近几年的努力，目前异质结电池产业链在微晶、金属化降本、去铟化降本等领域取得的技术进展与边际变化，有望让异质结实现显著降本，产业化大规模落地又重新出现转机。随着投资建设等成本下降，异质结的综合竞争优势将进一步显现。对于异质结领域新入局和跨界者而言，押注异质结，意味着可以在又一轮光伏技术迭代中占据领先身位，实现崛起发展，并可能重新改变光伏电池行业的竞争格局。

一是无银化的铜电镀方案，将大大降低HJT电池的材料成本。HJT电池低温工艺下为保证低电阻接触需要将银颗粒直径做得更小、银的用量也需要更多，银浆耗量提升以及低温银浆成本高昂，直接影响异质结的金属化成本，这也是生产成本中与PERC、TOPCon相差最大的环节。目前，采用银包铜工艺不断成熟，可大大降低银的使用；与此同时，彻底无银化的铜电镀工艺也已实现。从降本角度而言，纯铜价格仅为银的1%，随着量产效率与良率的提升以及设备材料国产化率持续提高，铜电镀有望呈现全方位的成本优势。

二是持续推进的靶材低铟化与设备降本，进一步推进HJT电池降本。HJT电池透明导电薄膜TCO的薄膜沉积，在靶材上对铟金属有着较高依赖。铟属于稀有金属，在靶材生产成本上占比达60%。探索靶材低铟化路线、降低铟依赖也成为异质结产业化有力且必要的降本路径，目前已经取得一定进展；此外，异质结设备早期对海外进口存在较大依赖，单GW设备投资额高达10亿元。在异质结各环节主流技术路线逐步确立、设备国产化持续进行的带动下，据CPIA统计，2022年异质结电池设备投资成本已下降至3.64亿元/GW。

三是微晶代替非晶沉积工艺，将有效解决带隙变窄导致的光学损失问题。异质结电池以N型硅片为衬底，需分别在前表面和背面沉积非晶硅形成前表面场和PN结。但由于非晶硅的带隙较窄使得其光学利用率偏低，导致短路电流较低，最终影响其转换效率表现。针对这一问题，目前业界已探索成功微晶代替非晶的方案，形成带隙宽且连续可调，吸收的光谱范围也更大，积极影响着电池片的转换效率。

四是光转胶膜+高阻水封边胶成功应用，在克服材料衰减和降封装成本上取得大的突破。可将380nm以下的紫外光转换成蓝光，解决了TCO膜层和非晶硅膜层吸收紫外线降低电池电流的问题，克服了易衰减难题；短波转换成长波以后，异质结电池对于长波蓝光的吸收性也更好，继而能够进一步提升发电功率和可靠性。

根据上述情况，长期看，HJT异质结电池降本路线清晰，设备投资成本可随技术进步不断降低，且可与钙钛矿技术结合制备叠层电池，实现更高转换效率。对于光伏行业而言，对更高转换效率—哪怕只提高0.01个百分点，也是光伏行业持续领跑该领域技术革新的驱动力。HJT异质结电池，具有比TOPCon等其他电池更高的电池效率和输出功率，更好的电池性能和更长的使用寿命，在光伏行业普遍追求效率和成本及投资经济性的情况下，HJT异质结电池正以其技术和成本的突破，有可能在成为继TOPCon替换P型电池后，未来数年内又一轮光伏电池产品迭代更新的新机会。

尤其在适配被称为“未来电池”的钙钛矿电池上，更可能成为未来光伏电池产品的主流技术。

（四）近期异质结尚需持续突破技术工艺，远期与钙钛矿形成叠层电池将获得更好的未来

HJT降本提效可期，在其整体经济性与TOPCon相当时有望迎来大规模量产。HJT异质结电池的设备、浆料、靶材等非硅成本较高，目前比较明朗的HJT异质结电池的经济性，可通过两个方面提升：一是通过多种技术手段降低硅片、非硅材料成本。短期降本手段包括目前的银包铜代替纯银浆制备电极，无主栅互连节约主栅银耗；以及硅片薄片化导入降本；中期关注铜电镀印刷电极/激光转印等金属电极制备优化技术，以及TCO材料国产化、靶材无铟化等材料降本技术。二是进一步提高组件效率以获得销售溢价。高效组件可有效降低电站度电成本，因而可获得一定溢价。据有关测算，当前HJT组件所具有的效率和电池性能优势，较TOPCon电池可溢价约0.10-0.18人民币/W；若进一步提高其转换效率，HJT组件有望获得更高溢价。综合来看，HJT的经济性持平或高于TOPCon时方能实现大规模量产。

远期关注HJT与钙钛矿形成叠层电池，在钙钛矿到来的时代将会拥有更好的未来。相比TOPCon电池，异质结电池与钙钛矿电池进行叠层的综合性能更为理想：一是异质结电池表面本身就是TCO导电玻璃，与钙钛矿电池做成叠层电池无需更改产线，在设备投资和生产制造成本上会具有明显优势。而TOPCon电池与钙钛矿进行叠层，需要先把其正面的氧化铝和氮化硅去掉，或加入进一步掺杂和钝化工艺，其表面也需要改造成TCO，由此将增加产线改造投资并增加生产制造成本。二是TOPCon电池与钙钛矿电池叠层自身基于电流高的效率优势会被浪费，钙钛矿/HJT叠层电池的效率会更高。做叠层电池异质结受光面TCO不变，其电压和电流都不会改变；而TOPCon表面也需要改造变成TCO，其电池本身电流高的优势就会丢失，因此理论上钙钛矿/TOPCon叠层电池的效率相比钙钛矿/HJT叠层电池会更低。

随着HJT异质结电池的设备国产化，以及硅片薄片化、银包铜、靶材等工艺的降本升级，近年来已有多家厂商开始布局HJT电池GW级产线。据相关机构统计，国内包括安徽华晟、东方日升、爱康科技、金刚光伏等，已大规模布局HJT异质结产能；通威、天合、隆基、晶澳、TCL中环、阿特斯等头部厂商也都开始布局HJT异质结电池（但大都有较大的TOPCon产能包袱）。据相关统计和测算，到2024年上半年，国内HJT异质结产能已达到41.6GW，全年HJT电池出货量有望达到35-40GW，2025年和2026年将分别超过100GW、200GW。预计到2025年，我国HJT异质结电池技术在光伏电池技术中将占据10-15%左右的市场份额，并可能在2027-2030年之间，与钙钛矿优势结合，大幅提升市占率，从而可望成为下一阶段市场主流的光伏电池产品。

二、极大突破晶硅效率极限，钙钛矿电池多方面的优势，有望成为未来主流路线

钙钛矿材料是一类陶瓷氧化物，其立方八面体的结构在光电领域具有极大的优势，对光的吸收能力强，吸收范围广，几乎可以吸收全部可见光，并且能在较低温度条件下实现低成本制备。光伏领域钙钛矿材料一般为有机无机卤化物钙钛矿材料，具备优异的光电性能。

（一）钙钛矿电池具有高转换效率等四大比较优势，受到光伏行业的普遍重视与期待

1、大大提高太阳能电池的转换效率。目前晶硅电池越来越接近28.7%的理论极限。而单结钙钛矿电池拥有更高的31%转换效率；且可与其他电池进行双结、三结叠层，分别达到35%和45%的转换效率。

2、产业链仅为晶硅电池的一半，全产业链的设备投资更省。钙钛矿电池产业链很短，仅包含原材料加工、功能层制备、组装三个环节，产业链长度缩短一半。因此在产能投资上，晶硅组件全产业链的投资成本约为9.6亿元/GW，而钙钛矿组件全产业链的产能投资约为5亿元/GW甚至以下，仅为晶硅组件的一半左右。

3、高度一体化生产，生产效率高。不同于晶硅电池组件的“硅料-硅片-电池-组件”的长产业链流程，钙钛矿电池从最基础的原材料开始到最终组件出厂全生产过程均可在组件厂完成，特点为高度的一体化生产，可以使钙钛矿组件生产时间大大减少。协鑫光电等头部公司其产品从玻璃、胶膜、靶材、化工原料进入到组件成型的全过程时间可控制在45分钟之内，而从传统晶硅电池从硅料到组件整个过程约需要3天以上时间。

4、更低的组件制造成本。第一是钙钛矿材料成本低廉，且对材料纯度要求低。钙钛矿材料构成元素均为常见元素，成本相比硅材料低廉，且材料对杂质不敏感，通常只需要95%的纯度即可满足使用需求，而硅料纯度需达到99.9999%或99.99999%。钙钛矿封装材料在生产成本中占比较高，根据中商产业研究院数据，在钙钛矿电池组件中玻璃及其他封装材料占34%，电极材料占30.9%，钙钛矿成本仅为3.1%（其他为固资折旧、能源动力、人工等成本）。

根据目前协鑫、极电等几家头部企业实现的大尺寸钙钛矿电池18%量产效率，钙钛矿电池理论成本可以实现1元/W，和目前晶硅组件的成本相当。但是由于钙钛矿电池的效率依然有提升空间，因此钙钛矿的单位成本依然有较大的降低空间。

第二是生产制造能耗仅为晶硅电池的1/10。晶硅电池的硅料-硅片-电池-组件的长产业链流程所需设备更多，硅料、硅片的制备也需要高温环境，能耗更高。每1W晶硅组件制造的能耗约为1.52kWh，而钙钛矿组件的能耗为0.12kWh，单瓦能耗约为晶硅组件的1/10。

5、更丰富的应用场景。一是集中式、分布式光伏电站等。二是光伏建筑一体化（BIPV）。BIPV指与建筑物同时设计、同时施工和安装，并与建筑物形成结合的太阳能光伏发电系统，也称为“构件型”和“建材型”太阳能光伏建筑。三是电动汽车车顶、智能可穿戴设备等柔性光伏应用。钙钛矿电池具备质量轻、厚度薄、柔性大、半透明、弱光效应好以及颜色可定制等优良特性，可广泛应用于光伏车顶、柔性光伏、穿戴光伏等新型场景。四是可拓展至弱光及室内光伏应用领域。钙钛矿太阳能电池的带隙可调性使其具有室内光伏电池理想的宽带隙，将钙钛矿电池的下游应用范围拓展至弱光及室内光伏，进而可以广泛应用于工业物联网、智能家居和智能出行等领域。

（二）钙钛矿电池大面积制备效率得到快速提升，或已至产业化的重大节点，2025年将可能成为商业化应用的新起点

钙钛矿电池作为太阳能电池的第三代技术，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。从2009年日本科学家Tsutomu Miyasaka首次在钙钛矿太阳能电池 (PSCs) 中实现了光伏发电，仅经历了10余年的时间，即走完硅基材料70余年发展的漫长道路，其单结电池的转换效率从最初的3.8%，达到目前26.1%的最高记录；与晶硅叠层达到33.9%。钙钛矿电池用不断刷新的效率纪录，证明了它在新时期清洁能源领域应用发展的巨大潜力。目前，发展钙钛矿已成光伏行业的共识，除较早进入钙钛矿行业的几家科技型企业外，多家晶硅头部厂商亦加力投入钙钛矿电池研发领域，其他锂电、半导体、新能源汽车等行业巨头跨界、能源央企等亦进入该领域，极大地推动了钙钛矿电池研发应用与产业化的步伐。。

一是几家钙钛矿领先企业均已跨过组件放大后的光电转换效率和材料稳定性两大门槛，逐步具备商业化应用的条件。协鑫、极电、纤纳、仁烁这几家企业进入钙钛矿电池研发较早，通过从实验室研发到大面积组件小试、中试研制生产，不断调试材料组分和制造工艺及设备，逐步解决了钙钛矿电池大面积制备的效率损失和在外部环境影响下的材料稳定性问题。目前，其“M2级”大面积单结钙钛矿电池组件已跨越18%的商业化临界点，基本追平目前一般晶硅电池的发电效率（钙钛矿电池可弱光及散射光发电，其平均要比晶硅多发10%以上的电）。业内普遍认为，当钙钛矿达到效率18％、寿命15年时，其平准化度电成本（LCOE）即可基本打平普通晶硅电池，大规模量产将开始具备商业化条件。从目前几家企业透露的中试线技术进展，预期2024年可突破20%，有信心在2025年达到22%以上，其实际效率有希望超过P型晶硅电池；2025年以后，将可能直接超越晶硅电池并持续提高其转换效率。

在材料稳定性方面，尽管业内有人质疑钙钛矿电池使用寿命，但几家头部企业均对此充满信心。极电和纤纳钙钛矿电池组件产品已通过最权威的国际电工委员会（IEC）61215、61730认证测试，并进行了光热联合老化测试和户外实证电站测试，组件衰减率均低于光伏行业≤5%的标准。几家头部企业的负责人表示，光伏组件的使用寿命最终需从电站等下游应用的实际使用中得到验证，但从IEC的衰减率老化测试验证数据，钙钛矿组件的使用寿命并不逊于晶硅电池。极电光能还取得钙钛矿行业全球首张德国莱茵TÜV质量安全标准认证证书，电池组件产品可直接进入欧洲市场。

单结钙钛矿电池组件在晶硅同等效率和使用寿命下，由于其更优的生产制造成本，势将会得到更快的市场应用，带动钙钛矿电池产业化大大加速。

二是头部企业量产进程加速，设备、靶材等产业配套正在逐步完善，将带动钙钛矿电池的产业化进一步加快。协鑫、极电、纤纳、仁烁几家头部钙钛矿企业均已完成100-150MW以上中试产线建设，陆续开展GW级产线建设。其中极电、协鑫、纤纳GW级产线今年内即将投入生产，预计2025年将进入正式规模化生产；待GW级产线工艺成熟顺畅，2026年部分企业将可能进行5-10GW更大规模的产线建设。相关设备企业亦积极跟前瞻布局，共同配合持续研发提升，钙钛矿镀膜、激光划刻等核心设备持续升级并已实现量产交货；极电、协鑫、纤纳、仁烁等企业在产线整线建设工艺及工程能力亦持续提升，尤其极电光能自身具备设备产线工艺设计能力，已在钙钛矿装备领域形成成熟的设备工艺整线解决方案，可协助行业加快产线布局；TCO导电玻璃、靶材等重要材料国内企业已可批量生产和供应，产业配套不断完善，为钙钛矿电池组件的规模化生产及降成本提供良好条件。

三是部分头部企业已开始组件连续生产出货，钙钛矿电池组件示范应用加快，市场信心持续增强。三家头部企业极电、协鑫、纤纳，在加快建设GW级产线同时，利用其100MW级中试线陆续开展了钙钛矿电池组件的量产出货。据相关宣传报道，极电光能继5月底出口日本的钙钛矿电池组件完成首批产品交付后，6月22日极电光能承接的国电投MW级钙钛矿电池商用组件完成各项质检，顺利完成产品交付。在产品应用上，极电、协鑫、纤纳、仁烁目前均已有单结钙钛矿电池组件产品陆续在央企和地方能源企业下游集中式、分布式电站，建筑光伏、农光互补大棚光伏、高速护栏光伏等领域开展了示范应用。其产品的稳定性及发电效率，也在多场景的示范应用中持续得到验证，逐步坚定了下游用户的信心和希望，为钙钛矿电池组件的产业化发展，将创造良好的市场环境。

三、光伏行业产能过剩内卷严重，钙钛矿和异质结成为新的希望，或将双双引领行业新一轮产业的迭代升级

（一）TOPCon迭代替换传统P型电池，并未实现对光伏行业“内卷”的拯救

1、“产能过剩”目前已成为光伏行业的第一大标签

光伏行业过去15年从“两头在外”的起步阶段，到2018年“531”补贴取消时的命悬一线，再到2020年全面实现“平价上网”后的高歌猛进，最后在经历了过去三年爆炸式增长之后，“产能过剩”这头灰犀牛毫不意外的出现了。

据相关统计，2023年国内新增光伏装机216.3GW，同比增长147%；海外新增光伏装机约173.7GW，同比增长25%；全球新增光伏装机390GW，同比增长70%。进入今年一季度，国内光伏装机和组件出货仍维持高增长，国内新增装机量45.7GW，同比增长36%；组件出口67.6GW，同比增长33%；国内前15大组件企业出货量111GW，同比增长47.5%。无论是国内还是全球，光伏市场依然保持着快速的增长，尤其是国内在前几年高增长基数的情况下依然保持快速的增长，光伏行业需求依然火爆。

但在火热需求的另一方面，是更加火热的产能扩张带来的产能过剩问题。据调研机构的数据统计，截至2023 年末，光伏主产业链各环节名义产能将达到近1000GW，超出实际需求的近4倍。即使考虑产能利用率折扣，行业整体出现产能过剩已经是无可避免的事实。

2、产能过剩的结果，就是光伏产品的价格下滑形成行业“内卷”

从上游的硅料到硅片、电池片、到最终的组件各个环节，2023年期产品价格都是一路下行；而且在进入2024年后，价格走势非但没有企稳，反而有加速下滑迹象。硅料、硅片、电池、组件等几乎所有主材环节，价格都已经低于现金成本，形成光伏产业链价格的集体崩塌。光伏组件价格从2022年四季度开始下跌，并在2023年下半年加速，截止今年5月末，光伏组件已跌至约0.8元/w，一年半的时间，跌幅超过50%。

3、全产业链的价格下行，导致光伏几乎全行业企业业绩下滑

据华创证券针对38家光伏行业A股上市公司进行的数据统计，2024年一季度，光伏板块核心标的实现营收2115.0亿元，同比减少20.6%，环比减少28.5%；实现归母净利39.5亿元，同比-89.4%。分产业链环节来看，硅料、硅片、电池、组件2024年一季度营收同比增速分别为 -28.4%、-38.4%、-47.0%、-20.0%；归母净利同比增速分别为 -90.5%、-156.0%、-126.1%、-107.7%。利润下滑的幅度更大。组件环节晶科、晶澳、天合、隆基、阿特斯等前五大企业，一季度营收和毛利不仅双下滑，而且下滑的幅度还很大。

前五大组件厂商2024Q1 vs. 2023Q1收入和毛利额同比变化

4、迭代P型电池的TOPCon仍未抗住本轮降价潮的冲击，价格跌幅近60%

近三年来，随着P型单晶电池效率接近上限，光伏企业开始大力推动以TOPCon、HJT和BC为代表的N型电池技术的产业化。特别是TOPCon，自2022年起便率先进入大规模量产。全球光伏组件出货排名靠前的晶科、晶澳、天合、隆基、通威、阿特斯、正泰、一道等企业，均在TOPCon领域重点布局，规划或扩产的N型TOPCon产能规模均在数10GW的水平。据有关预测，2023年全年TOPCon组件出货规模在110GW左右，2024年这一数字将增长三倍甚至接近四倍，市占率将达到65%，PERC电池技术的市占率将下降至23%。

TOPCon在成为技术主流的同时，也已面临着过剩冲击，被迫降价。目前，TOPCon组件与PERC组件的价差正在缩小，个别远期招标价格甚至出现平价情况。InfoLink Consulting发布的数据显示， 2024年1月11日主流P型PERC电池和组件（单面）价格均价分别约为0.37元/瓦和0.9元/瓦；N型TOPCon电池和组件价格均价分别为0.47元/瓦和0.98元/瓦。与2023年同期相比，主流PERC电池和组件（单面）价格分别下跌52.75%和49.44%；TOPCon组件的价格亦下跌了近一半，达到48.96%，相比前8个月，N型TOPCon电池价格也已经下跌近60%。TOPCon电池片及组件成本虽已与P型电池比较接近（TOPCon分别为0.5314、1.0649；PERC分别为0.4951、1.0241），效率已高出4个点左右，但仍扛不住这一轮产能过剩下的价格下行冲击。大量PERC产线或将面临停产，或选择改造升级为TOPCon产线，这势必更加剧未来TOPCon电池产能过剩的局面。

4、TOPCon电池或将因P型企业在本轮产能出清中转产升级，快速形成新的产能过剩并延续价格内卷格局

在本轮出清中按照光伏行业过去几轮周期的经验，基本上每一轮周期中，80%到90%的企业都会被淘汰，甚至包括一些头部企业或者明星企业。光伏行业的产能出清，在这一轮价格下滑的“内卷”中也已开始。TOPCon电池替代效率更低的P型电池，并未如预期给众多光伏企业带来新希望。现阶段TOPCon电池价格承压，主要的原因，或许是P型电池在出清过程中低价求生存，以及P型加TOPCon等产能过大造成的市场降价冲击；但未来也可能因为TOPCon电池自身技术门槛不高，原P型电池企业在这一轮中会有部分有能力的企业通过改造其PERC产线升级到TOPCon产线，进一步增大TOPCon电池的产能。

因此，可以预计未来2-3年，在P型电池产线完全淘汰出清以后，仍将可能会因为TOPCon电池产能的过剩，形成价格的“内卷”。光伏行业，需要新的、更好的技术和产品来拯救！