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光伏产业|N型电池量产元年，三条技术路线谁能接棒未来？( 二 )

光伏产业光伏电池


工艺步骤上 ， 相比于PERC的10道工序、TOPcon的12至13道工序 ， HJT只需4步即可完成 ， 工艺步骤的简化带来的是良率的提升 。
既然HJT效率提升空间大 ， 发电性能和良率又优于TOPcon ， 那影响HJT爆发的阻力在哪里？
第一 ， 设备投资成本 ， 第二 ， 材料成本 。
与TOPcon不同 ， HJT产线与PERC产线完全不兼容 ， 只能把整条产线全部换掉 ， 每GW的设备投资成本在4.5亿元左右 ， 平均比PERC高2.5亿元 ， 比TOPCon高2亿元 。
之前HJT的核心设备依赖进口 ， 每GW的设备投资成本高达8至10亿元 ， 但随着技术进步 ， 设备目前已基本实现国产化 ， 每GW的设备成本也减半 ， 所以也不必太悲观！
就国内厂商而言 ， 迈为股份、捷佳伟创以及还未上市的钧石能源等 ， 已基本完成整线布局 ， 成为HJT的核心设备供应商 。
与TOPcon相同 ， 硅片和浆料是前两大成本 ， 但相比之下 ， HJT低温银浆用量更多 ， 单片用量超200mg ， 是PERC用量的2倍以上 ， 并且多出来一个TCO靶材 ， 至今依赖进口 ， 因此价格偏高 。

所以 ， 未来推进HJT量产的突破口在于 ， 如何降低硅片、银浆和靶材的成本？
硅片的降本方式依旧是大型化和薄片化 ， 但HJT的优势在于 ， HJT电池是对称结构 ， 在不影响效率的同时易于薄片化 ， 降本难度更小 。
银浆的降本方式也依然是前面提到的三个技术 ， 多栅技术可以使银浆用量下降35% ， 也就是使单片用量由200mg下降至130mg ， 而无栅技术和银包铜技术能使耗量降幅进一步扩大 ， 由130mg继续下降至100mg以内 ， 几乎接近PERC的银奖用量 。
TCO靶材上 ， 一是推进材料的国产替代 ， 二是贵就少用点 ， 通过改进TCO镀膜工艺 ， 每片靶材的用量可以降低20至30mg 。
小结一下 ， HJT的优势在于 ， 虽然单纯转换效率不如TOPcon ， 但叠加IBC或钙钛矿可以打开效率增量空间 ， 同时 ， 发电性能和良率也优于TOPcon ， 但劣势在于 ， 产线完全不兼容导致设备投资成本飙升 ， 并且材料成本也比TOPcon要高 。
3. IBC
IBC在三种路线中 ， 工艺最复杂且结构设计难度最大 ， 因此量产难度最大、速度最慢 。
由于IBC电池没有金属遮挡 ， 可以与其他电池技术结合 ， 这一结构优势可以助力光电转换效率更上一层楼 。
具体来说 ， 与TOPcon结合可以制成POLO-IBC电池 ， 与HJT结合可以制成HBC电池 ， 而HBC电池代表当前光伏电池的最高效率 ， 刚刚也提过 ， 极限理论效率可以达到30%以上 。
虽然与不同电池结合可以提升转换效率 ， 但结合的同时 ， 也保留了各自电池的工艺技术难点 ， 结果就是 ， 制备流程复杂繁琐 ， 设备投资成本也远高于前两种技术 。
因此 ， 虽然已经实现0到1的突破 ， 但距离大规模量产还有很长的路要走 ， 中短期暂不考虑 ， 当下市场争论的焦点主要集中在TOPcon和HJT上 。
4. 对比与总结
短期看 ， HJT相较于TOPcon没有明显优势 。
首先 ， 二者目前的量产效率差不多 ， 均在24%左右 ， 单纯就效率上限而言 ， TOPcon优于HJT ， 虽然HJT可以叠加IBC或钙钛矿实现效率突破 ， 但当前技术很不成熟 ， 短期落地的概率极低；
其次 ， 材料成本上 ， 二者均未实现银浆用量的下降 ， 况且HJT的银浆用量还更多 ， 多出来的靶材也未能实现国产替代；
在设备成本上 ， TOPcon更具优势 ， 在大规模PERC设备计提折旧以及新设备购置成本的压力下 ， 改造为TOPCon产线、延长原有设备使用寿命是当下电池厂商比较现实的选择 。
仔细想想 ， HJT工艺步骤少、技术路线明确这一点 ， 其实也不完全算个优点 。 HJT4道工序中的其中2道就占据了七成以上的设备投资额 ， 也就是说 ， 下游大量依赖这两个环节的设备 ， 相应的 ， 设备厂商的议价能力更强 ， 对电池厂商来说不是好事 。

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