光伏行業(yè)深度研究報告

光伏行業(yè)深度研究報告一、為什么HJT的轉(zhuǎn)換效率較高？HJT電池利用晶體硅（

cSi

）和非晶體硅（α

Si

）薄膜制成，結(jié)合了晶硅太陽能電池

片和薄膜技術(shù)的雙重優(yōu)勢，由于薄膜具備光吸收強、鈍化性能優(yōu)的特點，HJT電池轉(zhuǎn)換效

率可達到

25%以上，HJT電池具備六大優(yōu)勢：1）高開路電壓，轉(zhuǎn)換效率高；2）功率衰

減低；3）溫度系數(shù)低，輸出功率穩(wěn)定；4）結(jié)構(gòu)對稱，支持硅片薄片化和雙面發(fā)電；5）

工藝流程短；6）可結(jié)合其他技術(shù)，具備轉(zhuǎn)換效率升級空間。優(yōu)勢一：HJT開路電壓高，轉(zhuǎn)換效率高HJT電池具備較高的轉(zhuǎn)換效率。HJT電池結(jié)構(gòu)以

N型單晶硅(c-Si)為襯底光吸收區(qū)，經(jīng)過

制絨清洗后，其正反面依次沉積本征非晶硅薄膜(i-a-Si:H)和摻雜的P型非晶硅(p-a-Si:H)，

與硅襯底形成

p-n異質(zhì)結(jié)。雙面沉積的透明導(dǎo)電氧化物薄膜(TCO)不僅可以減少收集電流

時的串聯(lián)電阻，還能起到類似晶硅電池上氮化硅層的減反作用，從而形成較高的開路電壓，

提高轉(zhuǎn)換效率。HJT理論效率可達

27.5%，目前澳大利亞電鍍技術(shù)初創(chuàng)公司

SunDrive聯(lián)

合異質(zhì)結(jié)設(shè)備龍頭企業(yè)邁為股份，在全尺寸(M6

尺寸，274.5cm2)單晶

HJT電池上的最高

轉(zhuǎn)換效率達到

25.54%。HJT電池實現(xiàn)高轉(zhuǎn)化效率的核心在于氫化本征非晶硅薄膜。HJT電池高轉(zhuǎn)換效率源于高開

路電壓，HJT電池的開路電壓（VOC）可以接近

750mV，而普通

PERC電池則普遍低于

700mV。HJT電池的高開路電壓主要因為加入氫化本征非晶硅薄膜，薄膜具備優(yōu)良的鈍化

效果，光生載流子可以貫穿氫化非晶硅薄膜，因此不需要激光開膜或形成歐姆接觸，可以

有效減少復(fù)合。優(yōu)勢二：HJT電池具備結(jié)構(gòu)優(yōu)勢，功率衰減低光伏組件在投運一段時間后，最大輸出功率會低于投運初始值，衰減率越低，組件發(fā)電效

率越高，發(fā)電量就越高。衰減類型分為

LID（光熱衰減）和

PID（電位誘導(dǎo)衰減）。與

PERC相比，HJT在結(jié)構(gòu)方面具備衰減率低的優(yōu)勢。HJT電池采用

N型硅片，不存在

LID衰減問題。LID指組件首次暴露在光照下后功率損

失的百分比，LID衰減機理為硼氧復(fù)合導(dǎo)致，即由

P型（摻硼）晶體硅片制作的組件，在

光照的作用下，硅片中的硼和氧產(chǎn)生復(fù)合體，從而降低了其少子壽命。由于

HJT電池襯

底通常為

N型單晶硅，而

N型單晶硅為磷摻雜，不存在

P型晶硅中的硼氧復(fù)合、硼鐵復(fù)

合等，所以

HJT電池對于

LID效應(yīng)是免疫的。HJT的

TCO薄膜可在結(jié)構(gòu)上避免出現(xiàn)

PID衰減。PID衰減主要由于晶體硅光伏組件中的

電路與其接地金屬邊框之間的高電壓導(dǎo)致。在高電壓的作用下，組件電池的封裝材料和組

件表面層的材料出現(xiàn)離子遷移現(xiàn)象，從而導(dǎo)致衰減。HJT電池的表面沉積有

TCO薄膜，

無絕緣層，TCO具有導(dǎo)電特性，電荷不會在表面產(chǎn)生極化現(xiàn)象，無電位誘導(dǎo)衰減

PID，從

結(jié)構(gòu)上避免

PID現(xiàn)象的發(fā)生，而且市場和組件可靠性測試方面也沒有發(fā)現(xiàn)過

PID效應(yīng)。HJT衰減率明顯低于

PERC。從首年衰減數(shù)據(jù)來看，根據(jù)隆基泰州實證電站測試的數(shù)據(jù)，

其單晶

PERC組件曝曬一年后正面功率平均衰減

0.55%，HJT組件僅衰減了

0.25%，為

PERC衰減率的一半。從長期使用的組件衰減率來看，目前常規(guī)的

PERC組件衰減方面，

一般一線企業(yè)承諾

10

年衰減

10%，25

年衰減

20%。據(jù)三洋公布的

HJT電池衰減：使用

13

年的組件功率只衰減了

2-3%，HJT衰減率大幅降低。優(yōu)勢三：低溫度系數(shù)，輸出功率穩(wěn)定光伏電池溫度系數(shù)是影響發(fā)電量的重要參數(shù)。溫度系數(shù)是指電池的屬性隨著溫度變化而變

化的比率，由于溫度上升，電池電阻升高，開路電壓下降，因此電池輸出功率隨著溫度上

升而下降。溫度系數(shù)越低的電池，越不易受升溫的影響，輸出功率更加穩(wěn)定。HJT電池溫度系數(shù)優(yōu)于

PERC、TOPCon。目前常規(guī)

PERC電池溫度系數(shù)一般為-0.45％

~-0.35%/℃，TOPCon電池溫度系數(shù)一般為-0.29%~-0.28%/℃，而

HJT電池的功率溫度

系數(shù)通常為-0.25~-0.2％/℃，優(yōu)于

PERC及

TOPCon電池。HJT的低溫度系數(shù)意味著在組件高溫運行環(huán)境中，HJT電池具有相對較高的發(fā)電性能，從而實現(xiàn)了發(fā)電量增益，并且

降低了系統(tǒng)的度電成本。HJT溫度系數(shù)低的主要原因是開路電壓高以及串聯(lián)電阻。開路電壓隨著溫度的升高而降低，

HJT電池具有較高的開路電壓，單片電壓達到750mV以上，而PERC電池普遍低于700mV，

因此當溫度下降時，HJT電池開路電壓的影響程度相對較小。另一方面，HJT電池表現(xiàn)出

串聯(lián)電阻對溫度的依賴性，由于

HJT電池不同薄膜之間的界面處

Rs成分是一種阻擋層，

在高溫下電阻會降低，串阻下降后，電池的轉(zhuǎn)換效率會得到一定提升。HJT電池可大幅降低升溫對電池功率的損失。根據(jù)坎德拉的測試數(shù)據(jù)，分別選取-0.24%/℃

溫度系數(shù)的

HJT組件和溫度系數(shù)為-0.35%/℃的

PERC組件，放到格爾木、銀川、阿布扎

比等溫差較大的地區(qū)進行試驗，采用固定支架的情況下，HJT電池溫度損失率較

PERC低

0.6%~2.8%，采用跟蹤支架的情況下，HJT電池溫度損失率較

PERC低

0.8%~3%，

HJT輸出功率更為穩(wěn)定。優(yōu)勢四：HJT電池結(jié)構(gòu)對稱，支持硅片薄片化和雙面發(fā)電HJT電池結(jié)構(gòu)對稱，雙面率高。HJT電池是在單晶硅片的兩面分別沉積本征層、摻雜層和

TCO以及雙面印刷電極，HJT電池具有雙面對稱性，正反面受光照后都能發(fā)電，可以做

成雙面組件。PERC電池的雙面率(背面效率與正面效率比值)一般為

60%-70%，并且由于

背面特殊的鈍化開槽設(shè)計使得其雙面率難以進一步提高，而

HJT高度對稱結(jié)構(gòu)使其雙面

率能夠達到

90%-96%，其年平均發(fā)電量比單面電池片組件高出約

10%。HJT的對稱結(jié)構(gòu)和低溫工藝有利于硅片薄片化應(yīng)用。HJT電池片的對稱結(jié)構(gòu)減少了電池

制作中的機械應(yīng)力和熱應(yīng)力，HJT整個工藝通常不超過

200℃，硅片本身受熱損傷和熱形

變影響小，可以使用更薄的硅片，因此更適合薄片化發(fā)展，日本三洋早年的

HJT電池厚

度可達

98μm。根據(jù)

solarzoom的數(shù)據(jù)顯示，以

120-130μm的

HJT電池與

170μm的

PERC電池對比，薄片化的

HJT電池轉(zhuǎn)換效率的損失不足

0.1%，而且碎片率的上升也不到

2%。

卻帶來了單瓦硅耗的減少，大幅降低了硅成本。優(yōu)勢五：工藝流程短，利于產(chǎn)業(yè)化HJT電池生產(chǎn)工藝流程較短。HJT電池生產(chǎn)過程的核心即為各層薄膜的沉積，不涉及擴散、

注入等工藝，整體而言其工藝流程較短，主工藝僅有

4

步，即清洗制絨、非晶硅薄膜沉積、

TCO鍍膜、絲網(wǎng)印刷

4

個工藝環(huán)節(jié)。而

BSF電池需要

6

道工藝、PERC需要

8

道工藝、

TOPCON需要

10

多道工藝，HJT是目前光伏電池中工藝流程較短的技術(shù)路線，較短的工

藝流程降低了工藝控制的復(fù)雜程度和產(chǎn)業(yè)化的難度，可以同時提高電池片良率和生產(chǎn)效率，

目前已實現(xiàn)

HJT量產(chǎn)的產(chǎn)線產(chǎn)品良率可穩(wěn)定在

98%以上。HJT電池生產(chǎn)主工藝分為以下

4

步：①

清洗制絨：對硅片進行清洗并形成絨面以陷光，采用

RAC工藝或臭氧清洗，清洗制

絨設(shè)備約占設(shè)備總投資的

10%。②

非晶硅薄膜沉積：非晶硅薄膜沉積是形成

HJT結(jié)構(gòu)的關(guān)鍵，采用

PECVD設(shè)備完成，

約占設(shè)備總投資的

50%。③

TCO鍍膜：雙面沉積透明導(dǎo)電氧化物薄膜，具備良好的透光性和導(dǎo)電性，降低了表面

光反射損失，同時彌補非晶硅薄膜導(dǎo)電性差的特點，收集載流子并運輸?shù)诫姌O上。工

藝上采用

RPD或

PVD設(shè)備，約占設(shè)備投資額的

25%。④

絲網(wǎng)印刷：金屬極化，與

P-N結(jié)兩端形成緊密的歐姆接觸，約占設(shè)備總投資額的

15%。優(yōu)勢六：可結(jié)合鈣鈦礦、IBC提升轉(zhuǎn)換效率，HJT技術(shù)生命周期長HJT電池具備轉(zhuǎn)換效率提升空間。HJT電池轉(zhuǎn)換效率已位居晶硅電池前列，但仍有進一步

的提效空間，可通過提高開路電壓、短路電流、填充因子三方面著手提效。HJT作為底層

平臺技術(shù)，可搭載

IBC和鈣鈦礦等其他工藝進一步提升轉(zhuǎn)換效率，轉(zhuǎn)換效率最高已提升至

30%+，具備較強的延展空間。HJT+IBC=HBC，轉(zhuǎn)換效率可提升至

26%+。IBC是將正負電極移到電池片背面，特點為

P-N結(jié)在背面呈叉指狀間隔排列，而正面無柵線遮擋，因此避免了遮光電流損失。HBC在

IBC基礎(chǔ)上在電池背面插入非晶硅鈍化層和透明導(dǎo)電膜層，具有更好的鈍化效果。2017

年日本

Kaneka公司

HBC電池實驗室效率可達

26.63%。HJT是最適合疊鈣鈦礦的電池，HJT+鈣鈦礦疊層工藝可將電池轉(zhuǎn)換效率提升至

30%+。

HJT晶體硅主要吸收太陽的紅外光，而鈣鈦礦可有效利用紫外和藍綠光，疊層技術(shù)用低溫

沉積工藝（PVD/CVD方式）實現(xiàn)短波長吸收（鈣鈦礦）和長波長吸收（HJT）的結(jié)合，

從而拓寬太陽電池對太陽光譜的能量吸收范圍，大幅提高轉(zhuǎn)換效率。2020

年

OxfordPV光伏鈣鈦礦晶硅疊層電池在

1.12

平方厘米的面積上達到了

29.52％的實驗室轉(zhuǎn)換效率，后

續(xù)甚至有望進一步提升至

30%以上。二、目前HJT的產(chǎn)能和量產(chǎn)情況如何？HJT發(fā)展歷程：經(jīng)歷47年，21年逐步量產(chǎn)HJT發(fā)展至今已有

47

年時間，伴隨著技術(shù)的迭代、轉(zhuǎn)換效率的提升，HJT發(fā)展可分為三

個階段：1974-1996

年，HJT研發(fā)階段。1974

年

WalterFuhs提出非晶硅與晶硅結(jié)合的

HJT結(jié)構(gòu)，

并于

1983

年研制出

HJT電池，但轉(zhuǎn)換效率僅

12.3%。1991

年日本三洋首次在硅異質(zhì)結(jié)

結(jié)構(gòu)的太陽能電池中應(yīng)用本征非晶硅薄膜，實現(xiàn)了異質(zhì)結(jié)界面鈍化作用，其轉(zhuǎn)換效率高達

18.1%，日本三洋申請了專利。1997-2014

年，HJT工藝發(fā)展階段。1997

年日本三洋生產(chǎn)

HJT光伏組件，此后

HJT電

池的轉(zhuǎn)換效率不斷提高，2003

年三洋

HJT太陽能電池的實驗室效率達到了

21.3%。2013

年，松下（收購三洋）研制了厚度僅有

98μm的

HJT電池，效率達

24.7%。2014

年，

松下采用

IBC技術(shù)，將

HJT電池的轉(zhuǎn)換效率提升到

25.6%。德國光伏設(shè)備公司

Roth&Rau

（后被梅耶博格收購）以及法國國家太陽能研究所（CEA/INES）也投入

HJT電池的研發(fā)。2015-至今，國產(chǎn)商業(yè)化階段。2015

年后，松下對于

HJT電池的專利已經(jīng)過期，技術(shù)壁壘消除，國產(chǎn)廠商紛紛布局

HJT。2017

年，晉能試生產(chǎn)

HJT電池，2018

年實際產(chǎn)能已

經(jīng)達到

50MW，2019

年

3

月，晉能

HJT電池量產(chǎn)平均效率突破

23.79%；通威、愛康等

廠商宣布

GW級量產(chǎn)線計劃，HJT電池規(guī)?；瘧?yīng)用在即。HJT產(chǎn)能：量產(chǎn)產(chǎn)能有望快速增長2020

年全球

HJT在產(chǎn)產(chǎn)能已超

5GW，國產(chǎn)廠商產(chǎn)能占比超

30%。根據(jù)

PVInfoLink統(tǒng)計，2020

年全球

HJT在產(chǎn)產(chǎn)能已超過

5GW，包括松下在日本和馬來西亞合計

1GW的產(chǎn)

能、REC新加坡

600MW產(chǎn)能、國內(nèi)鈞石

600MW產(chǎn)能、晉能

120MW產(chǎn)能、通威合肥

（250MW）、成都（150MW）、華晟

500MW在產(chǎn)產(chǎn)能等。目前在產(chǎn)的中試線產(chǎn)能

4GW左右，全球在產(chǎn)的量產(chǎn)線合計產(chǎn)能約為

1.5GW，在產(chǎn)

HJT產(chǎn)能中國產(chǎn)電池企業(yè)產(chǎn)能占比約

50%。GW級投資規(guī)劃頻出，2021

年

HJT新投資產(chǎn)能有望達

10~15GW。目前華晟新能源、鈞

石能源、山煤國際、通威股份、愛康科技、東方日升、明陽智能、金剛玻璃等企業(yè)均已宣

布投資新建

GW級的

HJT相關(guān)項目，據(jù)公開資料顯示，目前市場上規(guī)劃

HJT電池片技術(shù)

的產(chǎn)能有近

40GW+。2020

年

10

月，通威完成

1GW的

HJT電池招標，標志著

HJT電池

開啟

GW級建設(shè)時代，根據(jù)目前的擴建項目情況統(tǒng)計，我們預(yù)計

21

年將新增

10GW的

HJT招標產(chǎn)能。HJT轉(zhuǎn)換效率：量產(chǎn)線最高轉(zhuǎn)換效率已突破25%國內(nèi)中試線轉(zhuǎn)換效率突破

25%+，半年時間轉(zhuǎn)換效率提升近

1pct。中試線方面，HJT電

池于

2020Q3

開始在國內(nèi)多條中試線上實現(xiàn)約

24.0-24.3%的平均轉(zhuǎn)換效率（晉能、通威

合肥、通威成都），阿特斯

21

年

3

月末電池效率達

23.9%，備受市場關(guān)注的合肥通威線的

最新電池效率穩(wěn)定在

24%左右。21

年

6

月

1

日隆基

HJT電池轉(zhuǎn)換效率已達

25.26%。國內(nèi)量產(chǎn)線最高轉(zhuǎn)換效率已達

25%+，量產(chǎn)轉(zhuǎn)換效率快速提升。量產(chǎn)線方面，21

年

3

月

18

日安徽華晟

500MWHJT電池量產(chǎn)項目正式流片，首周試產(chǎn)

HJT電池片平均轉(zhuǎn)換效率

達到

23.8%，最高效率達到

24.39%。隨著不到

3

個月的產(chǎn)能爬坡，6

月

8

日華晟量產(chǎn)平

均效率已達

24.71%，單片最高效率達

25.06%。21

年

5

月

30

日，經(jīng)德國哈梅林太陽能

研究所認證，邁為

HJT量產(chǎn)電池轉(zhuǎn)換效率達

25.05%。三、如何提高現(xiàn)有HJT產(chǎn)線的轉(zhuǎn)換效率？非晶硅鍍膜工藝優(yōu)化：提升鈍化效果HJT電池可獲得較高的轉(zhuǎn)換效率，非晶硅薄膜的鈍化效果是關(guān)鍵，提升鈍化效果的關(guān)鍵是

降低雜質(zhì)影響，目前可通過改變鍍膜順序和預(yù)處理工藝來減少雜質(zhì)。改變

PECVD鍍膜順序，減少本征層硼污染，轉(zhuǎn)換效率有望提升

0.15%。目前生產(chǎn)

HJT鍍膜一般先完成一面鍍膜，再翻面完成另一面鍍膜，即

ip+in或

in+ip的順序，該工藝的缺

點在于

p型摻雜層鍍膜完成后，硼殘留在腔體及托盤表面，硼污染會影響本征層的鈍化效

果，降低轉(zhuǎn)換效率。目前，PECVD設(shè)備采用兩次翻面即

i-in-p鍍膜，可有效減少硼污染。

邁為新一代

PECVD設(shè)備已開始使用該技術(shù)，由

2臺CVD變?yōu)?/p>

3

臺

CVD，并增加一次翻

片，使得電池轉(zhuǎn)換效率提升

0.15%。硅片預(yù)處理工藝，減少硅片雜質(zhì)提升轉(zhuǎn)換效率。可通過氫氟酸或氫等離子體對硅片進行預(yù)

處理，減少硅片表面的重金屬雜質(zhì)，從而提升少子壽命、提高電池片效率，優(yōu)化界面鈍化

效果。HJT電池膜層優(yōu)化：非晶微晶相結(jié)合提升非晶硅薄膜的晶化率可有效提升轉(zhuǎn)換效率。HJT電池的轉(zhuǎn)換效率與非晶硅薄膜的晶化

率、電導(dǎo)率和吸收率相關(guān)，如果把非晶硅的晶化率提高，電導(dǎo)率會大幅提高，而自吸收則

下降，可以減少

ITO橫向電導(dǎo)的壓力，實現(xiàn)更好的鈍化效果。非晶微晶相結(jié)合可提升

HJT轉(zhuǎn)換效率。納米晶硅/微晶硅是由晶粒和非晶組成的一種混和

材料，其晶化率更高，具有良好的長波響應(yīng)特性，可與非晶硅組成疊層結(jié)構(gòu)，提高太陽光

譜響應(yīng)范圍，減小寄生吸收、增加橫向?qū)щ娦?、減小帶隙失配、減小對低溫銀漿溫度的限

制，提升電池轉(zhuǎn)換效率。非晶微晶相結(jié)合技術(shù)目前還處于實驗室階段，規(guī)?；瘧?yīng)用仍需時日。微晶硅沉積使用

PECVD、HWCVD或

VHF-PECVD技術(shù)，目前由于微晶硅生長速率較慢，且存在縱向不

均勻，在界面處易生成非晶孵化層，影響電池性能，一般使用

VHF-PECVD制備微晶硅，

但該技術(shù)目前規(guī)?；a(chǎn)的薄膜均勻性較差，納米晶硅/微晶硅作為未來

HJT的發(fā)展方向，大規(guī)模應(yīng)用仍需解決技術(shù)工藝問題。電池材料優(yōu)化：靶材、銀漿材料優(yōu)化，提升轉(zhuǎn)換效率靶材的選擇決定了薄膜的光電特性，進而影響電池轉(zhuǎn)換效率。目前TCO鍍膜主要采用PVD或

RPD技術(shù)，PVD主要采用

ITO和

SCOT靶材，目前

ITO靶材已較為成熟，ITO的錫

含量越低，電池轉(zhuǎn)換效率越高，97/3

和

99/1

低錫含量濺射靶材所制備的異質(zhì)結(jié)電池的轉(zhuǎn)

換效率要優(yōu)于普通成分比為

90/10

的

ITO靶材。RPD主要采用

IWO和

ICO靶材，新型

ICO靶材載子遷移率可達

50-150cm2

/Vs，高于

IWO的

40-80cm2

/Vs，有望大大優(yōu)化薄膜

性能，未來靶材材料的創(chuàng)新有望進一步帶動電池轉(zhuǎn)換效率的提升。HJT低溫銀漿電阻率較高。目前

PERC電池采用的高溫銀漿是

1-3um的球形銀粉，該種

銀粉在燒結(jié)過程中部分熔融形成電阻低的銀電極，目前晶硅電池電阻率水平是在

2-3*10-6

Ωcm。而

HJT電池工藝中的電極成型溫度達不到可使球形銀粉部分熔融燒結(jié)的要求，所

以電阻較高，目前

HJT低溫銀漿電阻率達到

5-6*10-6Ωcm，是高溫銀漿的

1.5-2

倍，這

是

HJT電池串聯(lián)電阻高的主要原因之一。低溫銀漿材料優(yōu)化，可降低電阻率提升電池效率。目前，一方面通過對不同尺寸、不同形

貌銀粉的復(fù)配，使銀粉在銀漿中達到最優(yōu)的密堆積狀態(tài)，減少電極固化后的內(nèi)部孔洞密度。

另一方面并通過提升銀含量，提升電極固化過程的體積收縮率，增加電極固化后銀顆粒之

間的接觸點及接觸有效性，HJT銀漿電阻率有望降低至

3-4*10-6Ωcm，電阻降低可有效

提升

HJT電池效率。組件結(jié)構(gòu)優(yōu)化：無主柵設(shè)計提升轉(zhuǎn)換效率無主柵技術(shù)具備提升光照面積并降低電阻的優(yōu)勢。光伏柵線的責任在于傳導(dǎo)電流，從電阻

率的角度分析，柵線越細則導(dǎo)電橫截面積越小，電阻損失越大，而柵線越粗會遮擋部分太

陽光進入電池，因此主柵和副柵設(shè)計的核心是在遮光和導(dǎo)電之間取得平衡。無主柵技術(shù)保留正面?zhèn)鹘y(tǒng)的絲網(wǎng)印刷，制作底層細柵線，然后通過不同方法將多條垂直于細柵的柵線覆

蓋在細柵之上，形成交叉的網(wǎng)格結(jié)構(gòu)，以金屬線代替?zhèn)鹘y(tǒng)焊帶，匯集電流的同時實現(xiàn)電池

互聯(lián)，從而減少陽光遮擋，降低電阻。無主柵技術(shù)可提升

0.3%的電池轉(zhuǎn)換效率。梅耶博格的

SWCT技術(shù)將內(nèi)嵌銅線的聚合物薄

膜覆蓋在

HJT電池正面，在組件層壓過程中，依靠層壓機的壓力和溫度使銅線和絲網(wǎng)印

刷的細柵線直接結(jié)合在一起，銅線代替了銀主柵，節(jié)省了材料成本。預(yù)計

SWCT可將組

件封裝后的電池片轉(zhuǎn)換效率提升

0.3%，耗銀量最高可減少

83%。轉(zhuǎn)換效率提升路徑清晰：預(yù)計2025年HJT量產(chǎn)平均轉(zhuǎn)換效率達26%+預(yù)計

2025

年

HJT量產(chǎn)平均轉(zhuǎn)換效率達

26%+，HJT+鈣鈦礦中試線效率可達

28%。按照

目前

HJT電池廠對

HJT技術(shù)升級的規(guī)劃，預(yù)計

21

年通過改變

PECVD鍍膜順序、吸雜工

藝等方式，HJT量產(chǎn)穩(wěn)態(tài)效率可達

24.7%+；22

年可通過銀漿、靶材的材料優(yōu)化將

HJT平價量產(chǎn)效率提升到

25%；23

年可通過非晶微晶相結(jié)合，將量產(chǎn)平均轉(zhuǎn)換效率提升到

25.5%；24

年通過無主柵等技術(shù)將

HJT電池量產(chǎn)效率提升到

26%；25

年通過

HJT疊層

鈣鈦礦中試線效率達

28%，HJT量產(chǎn)線效率有望達

26%+。四、如何看待HJT和TOPCon兩種技術(shù)路線？電池轉(zhuǎn)換效率：TOPCon理論效率高，HJT中試和量產(chǎn)線效率更優(yōu)TOPCon電池通過背面鈍化提升發(fā)電效率。TOPCon即隧穿氧化層鈍化接觸電池，前表

面與

N-PERC電池沒有本質(zhì)區(qū)別，主要區(qū)別在于采用超薄二氧化硅(SiO2)隧道層和摻雜非

晶硅鈍化背面，二者共同形成了鈍化接觸結(jié)構(gòu)，可以使多子電子隧穿進入多晶硅層同時阻

擋少子空穴的復(fù)合，進而電子在多晶硅層橫向傳輸被金屬收集，從而極大地降低了金屬接

觸復(fù)合電流，提升了電池的開路電壓和短路電流，從而提升電池的轉(zhuǎn)換效率。雙面鈍化TOPCON電池理論效率極限高，單面鈍化TOPCON電池理論效率與HJT接近。

根據(jù)

ISFH的測算，PERC、HJT、TOPCon電池的理論極限效率分別為

24.5%、27.5%、

28.7%。TOPCon電池理論效率高于

HJT，但是

28.7%的理論效率需要實現(xiàn)雙面多晶硅鈍

化，正表面多晶硅鈍化吸光嚴重，電池生產(chǎn)難度非常大，雙面多晶硅鈍化

TOPCon電池

實驗室效率僅

22.5%。目前常用的背表面鈍化技術(shù)

TOPCon電池理論效率極限為

27.1%，

與

HJT理論效率差異不大。HJT中試線和量產(chǎn)線效率更優(yōu)。目前

PERC、HJT、TOPCon電池中試線最高效率紀錄依次為

24.09%(隆基)、25.18%(通威)、25.07%(隆基)，量產(chǎn)效率最高紀錄分別為

23.05%（隆

基）、25.06%（華晟）、23.85%（中來）。目前

PERC電池量產(chǎn)效率已越來越接近理論極

限，HJT中試線和量產(chǎn)線效率優(yōu)于

PERC和

TOPCon。生產(chǎn)工藝：HJT工藝簡單，TOPCon有待工藝改進提升良率生產(chǎn)工藝方面，TOPCon電池工藝最難最復(fù)雜，PERC次之，HJT工藝最簡單。PERC、

HJT、TOPCon電池生產(chǎn)分別需要

10/6/13

步。相較于

PERC，TOPCon多了

3

道工序，

包括硼擴、非晶硅沉積、鍍氧化層膜，該三大工藝均存在較多技術(shù)挑戰(zhàn)，因此目前

TOPCon電池良率約為

90%以下，低于

PERC98~99%的良率。HJT由于工藝僅

6

步，電池良率

約

98~99%，隨著工藝的改進，HJT和

TOPCon的生產(chǎn)良率有望持續(xù)提升。TOPCon電池良率提升主要需要解決硼擴散難題，以及

LPCVD多晶硅薄膜制備難題。硼擴散面臨的問題：①

硼在硅中的濃度難以把握，濃度低不易得到高濃度發(fā)射區(qū)，濃度高會導(dǎo)致硼原子不激

活，難于制備選擇性發(fā)射層。②

擴散對管材要求高，硼擴散過程容易出現(xiàn)黏舟、黏管、腐蝕管壁的情況。③

擴散溫度高，溫度達

950

度，擴散時間較長。LPCVD多晶硅薄膜制備面臨的問題：①

熱壁沉積問題，在沉積非晶硅膜的同時在管壁上也沉積同樣厚度的膜層，經(jīng)常要清洗

管道，降低了生產(chǎn)效率。②

原位摻雜較難。有死層、會降低沉積溫度。因此一般需要沉積本征非晶硅，再進行磷

擴散。③

存在繞鍍，導(dǎo)致良率下降，需要后續(xù)使用濕法清洗正面繞鍍。④

后擴散過程中，雜質(zhì)原子會透過

SiO2

層進入單晶硅區(qū)域，導(dǎo)致鈍化失效。成本：TOPCon電池非硅成本低，HJT降本路線清晰目前

TOPCon電池成本低于

HJT約

0.13

元/W。以

166

的電池為例，假設(shè)

Topcon銀耗

150mg，HJT240mg，PERC、TOPCon、HJT非硅成本約為

0.2/0.29/0.42

元/W，TOPCon和

HJT非硅成本較

PERC高

45%/110%。TOPCon電池中非硅成本占比

38%，其中銀漿、

設(shè)備折舊、輔材和其他在總成本占比分別為

16%/4%/9%/9%。HJT電池中非硅成本占比

47%，其中銀漿、設(shè)備折舊、輔材和其他在總成本占比分別為

25%/5%/6%/11%。HJT與

TOPCON相比成本差距主要體現(xiàn)在銀漿上，銀漿、設(shè)備折舊、輔材和其他

HJT分別高于

TOPCON電池

0.1/0.02/0.01/0.01

元/W。HJT銀漿降本路線更為清晰。銀耗是導(dǎo)致

HJT和

TOPCon電池成本差異的核心，20

年底

HJT銀耗約

240mg，而

TOPCon銀耗約

150mg。通過多主柵技術(shù)以及新款副柵材料的應(yīng)

用，可將

HJT銀耗降至

160mg，達到與

TOPCON銀耗差不多的水平。此外，HJT可通

過銀包銅技術(shù)，將銀耗降至

106mg。由于銀包銅是低溫工藝，無法在

TOPCON電池應(yīng)用，目前

TOPCON電池正在研發(fā)電鍍銅工藝，由于銅容易氧化，過程涉及濕化學，拉力較難

控制，因此電鍍銅工藝較難，目前還處于實驗室階段。TOPCon可在

PERC產(chǎn)線上改造升級，設(shè)備投資額低。由于

TOPCon和

PERC工藝相似，

因此在

PERC產(chǎn)線上新增非晶硅沉積的

LPCVD/PECVD設(shè)備以及鍍膜設(shè)備，可將

PERC產(chǎn)線升級至

TOPCon。目前

PERC設(shè)備投資在

1.2-1.5

億元/GW，TOPCon投資約

2-2.5

億元/GW，將

PERC改造為

TOPCon僅需

0.8

億元/GW，可大幅降低電池設(shè)備投資成本，

擁有

PERC電池產(chǎn)能的企業(yè)投資意愿更強。而

HJT是低溫工藝，因此需要重新新建產(chǎn)線，

投資額在4-4.5億元/GW。但目前HJT設(shè)備折舊上與TOPCon相比成本差異僅0.02元/W，

未來通過設(shè)備零部件國產(chǎn)化，以及

HJT規(guī)模的上量，設(shè)備投資額有望降至

4

億元以內(nèi)，

進一步降低設(shè)備折舊成本差異，拉動投資意愿。五、HJT產(chǎn)業(yè)鏈配套情況如何？硅料：退火吸雜工藝有望解決硅料純度瓶頸N型硅片對硅料純度要求高，因此

N型硅片成本高于

P型。N型硅片對于多晶硅原料以

及部分輔材的純度要求更高，同時因為磷在硅中的分凝系數(shù)僅為

0.35，在以其為摻雜劑的

N型單晶拉制過程中，雜質(zhì)分布的均勻性較難控制，因此

N型硅片較

P型硅片溢價約

8%。退火吸雜技術(shù)將降低

N型硅片對硅料純度的要求，有望降低

N型硅片成本。目前邁為等

企業(yè)已研發(fā)出退火吸雜設(shè)備，在硅片生產(chǎn)過程中采用退火吸雜的工藝，減少硅片表面的重

金屬雜質(zhì)，從而提升少子壽命、提高電池片效率的均值并減小其方差，采用退火吸雜技術(shù)

只需增加擴散爐，成本增加不到

0.01

元/W，但可使用生產(chǎn)

P型硅片所用的雜質(zhì)含量較高

的硅料，可大幅降低

N型硅片成本，有望實現(xiàn)

N型硅片和

P型硅片同價。硅片：薄片化有望加速HJT滲透目前現(xiàn)有硅片產(chǎn)能均可生產(chǎn)

N型硅片。PERC電池用的是

P型硅片，即在硅片中摻入硼

的硅片，而

HJT電池用的是

N型硅片，是指硅片中摻入磷。目前隆基、中環(huán)、晶科、晶

澳、上機數(shù)控等硅片企業(yè)的現(xiàn)有產(chǎn)能均可生產(chǎn)

N型硅片。20

年

12

月，高景太陽能的

50GW光伏大硅片項目明確技術(shù)路線為

N型。由于

20

年

PERC電池為主流，因此

N型硅片產(chǎn)

量約為

5%，隨著

HJT和

TOPCon電池技術(shù)的日益成熟，N型硅片產(chǎn)量有望快速增長。硅片薄片化發(fā)展已成為趨勢，HJT優(yōu)勢明顯。HJT電池由于其對稱結(jié)構(gòu)較

PERC更適合

薄片化硅片，而硅片薄片化可大幅降低硅料用量，降低硅成本。根據(jù)中環(huán)股份的測算，硅

片厚度從

175μm減薄至

160μm，可以覆蓋多晶硅料

8

元/KG的價格漲幅，減輕硅料的

成本壓力。目前光伏硅片主流厚度從

180μm轉(zhuǎn)向

175μm，21

年

2

月中環(huán)股份表示愿意

配合下游客戶逐步推動

170μm、165μm和

160μm厚度單晶硅片的應(yīng)用，硅片薄片化

將加速

HJT電池的滲透。組件：半片滲透率提升，促進HJT電池發(fā)展半片組件滲透率快速提升。半片電池組件與傳統(tǒng)組件相比，由于減少了內(nèi)部電路內(nèi)耗，封

裝效率提高，且組件工作溫度降低，提高了組件的可靠性和安全性。2020

年半片組件滲

透率快速提升，半片組件滲透率達

71%，同比提升

50pct。HJT電池多為半片，半片組件滲透率提升有望促進

HJT電池發(fā)展。目前國產(chǎn)的

HJT電池

多為半片電池，阿特斯

250MW產(chǎn)線已采用

182

半片，通威合肥

250MW中試線采用

210半片，半片

HJT電池可使用更薄的硅片來實現(xiàn)降本目的，并且半片電池可降低切損，降

低隱裂，提升電池可靠性，理論上

HJT若采用半片工藝，硅片厚度可低至

120μm，可大

幅降低硅耗。目前半片組件滲透率快速提升，有望促進

HJT電池的快速發(fā)展。六、如何來降低HJT的成本？降低HJT電池非硅成本是關(guān)鍵HJT非硅成本占比高于

PERC。HJT電池的成本主要由硅片、漿料、靶材、設(shè)備折舊和其

他構(gòu)成，成本占比分別為53%/25%/6%/5%/11%。目前HJT非硅成本占比約47%，而PERC電池非硅成本占比約

43%，主要是

HJT低溫銀漿、靶材、設(shè)備等非硅成本較高。HJT電池成本較

PERC每瓦高

0.18

元，94%的成本增加在非硅成本上。假設(shè)

PERC和

HJT電池轉(zhuǎn)換效率分別為

22.7%/24%，產(chǎn)品良率分別為

98.9%/98.5%，單片銀耗分別為

90/120mg。由于

N型硅片較

P型硅片溢價

8%，預(yù)計

HJT單瓦硅片成本為

0.48

元，較

PERC高

2.1%。由于低溫銀漿較高溫銀漿溢價

30%，且

HJT銀耗更高，HJT單瓦銀漿成

本約為

0.23

元，較

PERC高

130%。由于

HJT設(shè)備單位

GW需要

4.5

億元投資，而單位

GW的PERC設(shè)備投資約1.7億元，因此HJT設(shè)備單瓦折舊約0.05元，較PERC高150%。

此外，HJT靶材成本每瓦約

0.05

元，而

PERC無靶材成本。由于

HJT生產(chǎn)工序少，制造

費用等預(yù)計每瓦較

PERC低

0.03

元。綜合以上，HJT電池生產(chǎn)成本約為

0.9

元/W，與

PERC0.72

元/W的成本相比高出

0.18

元/W，高出的成本中硅片、銀漿、靶材、設(shè)備折

舊成本增加的占比分別為

6%/72%/28%/17%。未來

HJT降本主要依靠硅耗減少、銀漿降

本、靶材國產(chǎn)化、設(shè)備降本來實現(xiàn)。銀漿降本：銀包銅技術(shù)有望大幅降本，柵線工藝優(yōu)化降低銀耗目前

HJT電池銀耗約為

PERC的

2

倍多。PERC的銀漿通過高溫燒結(jié)固化，銀粉熔融在

一起，容易形成導(dǎo)電通路。而

HJT是低溫工藝，低溫銀漿的導(dǎo)電性能弱于高溫銀漿，因

此需要提高銀的含量來提高導(dǎo)電性。以

166

電池片為例，單片

HJT電池銀漿耗量超過

200mg，而

PERC電池銀耗約為

90mg。銀包銅技術(shù)可大幅降低銀耗，單瓦成本降低

0.12

元。銀包銅是在銅的表面包裹銀粉，低

溫加工工藝使得銅作為導(dǎo)電材料，從而降低銀的使用量。一般低溫銀漿中銀含量約

92%，

8%為有機物玻璃粉等，而銀包銅中銀、銅、有機物的含量分別為

41%/51%/8%，使得銀

含量占比降低近一半。以

166

電池片為例，銀包銅技術(shù)可使

HJT電池銀耗降至

106mg，

達到與

PERC接近的銀耗水平。而銀包銅技術(shù)需采用低溫工藝，對于

PERC、TOPCON的高溫工藝不適用，可快速降低

HJT的銀耗差距?？紤]到低溫銀漿相比高溫銀漿

30%的

溢價，在其他條件不變的情況下，若銀耗相同，HJT的電池的單瓦成本將由

0.9

元降至

0.78

元，較

PERC成本高

8%。銀包銅技術(shù)有望得到量產(chǎn)驗證。目前京都

KE公司可實現(xiàn)銀包銅量產(chǎn)，華晟將于

21

年

6

月采用銀含量

62%的銀包銅漿料進行試驗，若試驗通過，HJT電池單位銀耗與

PERC電

池單位銀耗之間的差距將從

2020

年的

100%左右急劇縮小到

20%以內(nèi)。若華晟通過銀包

銅試驗，21Q4

將采用銀包銅技術(shù)進行量產(chǎn)，HJT銀耗仍有進一步下降空間，貼近甚至低

于

PERC銀耗量，真正開啟

HJT技術(shù)的低成本量產(chǎn)時代。高精串焊技術(shù)可降低銀耗，單瓦成本降低

0.08

元。目前主柵銀耗約為

20mg，細柵銀耗約

110mg，通過高精度串焊減少主柵

pad點大小，使得主柵變細、變短，副柵變少，減少細

柵及主柵銀耗，銀耗有望從

180mg/片降至

120mg/片，電池單瓦成本有望降低

0.08

元。

目前高精串焊技術(shù)已在華晟量產(chǎn)線上進行使用，預(yù)計

21

年

6

月底前會有

4

臺高精串焊設(shè)

備進行量產(chǎn)試用。無主柵技術(shù)可降低銀耗，每瓦成本降低

0.11

元。得益于

HJT電池表面導(dǎo)電的特性，取消金屬柵線電極，直接貼合低溫合金包覆的銅絲到

TCO上，形成歐姆接觸，可制造無主柵

電池，無主柵后銀漿耗量有望從

180mg降至

100mg，每瓦成本降低

0.11

元。低溫銀漿有望實現(xiàn)進口替代，大幅降低銀漿價格。高溫銀漿市場已逐步實現(xiàn)進口替代，國

產(chǎn)廠商于

2017

年對高溫銀漿進行進口替代，到

2020

年國產(chǎn)品牌帝科股份、蘇州固锝、

匡宇科技、常州聚合高溫銀漿市占率約

40%+，海外供應(yīng)商日本

KE、杜邦、漢高、賀利

氏由于成本劣勢，正逐步被國產(chǎn)品牌替代。目前低溫銀漿由于對原料要求高，90%的低溫

銀漿由日本KE供應(yīng)，未來隨著國產(chǎn)HJT投資規(guī)模的擴大，低溫銀漿也有望實現(xiàn)進口替代，常州聚和、蘇州晶銀已經(jīng)實現(xiàn)低溫銀漿小批量生產(chǎn)，浙江凱盈進入產(chǎn)品測試階段。目前進

口銀漿價格約

6500-6800

元/kg，國內(nèi)低溫銀漿價格約為

5000-5500

元/kg，隨著國產(chǎn)化量

產(chǎn)，低溫銀漿價格有望降至

5000

元/kg以下，與高溫銀漿平價。靶材降本：國產(chǎn)化有望大幅降低靶材成本靶材是

TCO薄膜生產(chǎn)的核心材料。TCO薄膜生產(chǎn)主要采用

ITO、SCOT、IWO、ICO四

種靶材，濺射是制造

TCO薄膜的主要工藝，利用離子源產(chǎn)生的離子，在真空中經(jīng)過加速

聚集，形成高速離子束流，轟擊固體表面，離子和固體表面的原子發(fā)生動能交換，使固體

表面的原子離開固體并沉積在基底表面，被轟擊的固體稱為濺射靶材。TCO薄膜沉積主

要采用

PVD和

RPD兩種技術(shù)，PVD技術(shù)以

ITO、SCOT作為靶材，RPD以

IWO、ICO作為靶材。靶材的生產(chǎn)制造具有一定的技術(shù)壁壘。由于靶材的質(zhì)量直接影響

TCO薄膜的一致性和均

勻性，因此靶材的純度、致密度和均勻性等要求較高，靶材的金屬純度要求達到

99.995%

以上，靶材的致密度對

TCO薄膜的電學和光學性能有顯著影響，靶材的成分、晶粒度直

接影響薄膜的一致性和均勻性，因此靶材的材料和制造工藝具有一定的技術(shù)壁壘。大尺寸高純靶材市場被日韓企業(yè)占據(jù)。高純?yōu)R射靶材上游的高純金屬市場主要被日韓企業(yè)

壟斷，目前高純?yōu)R射靶材的主要供應(yīng)商為日本三井、東曹、日立、三星、康寧，國內(nèi)企業(yè)

在大尺寸高純靶材的生產(chǎn)能力與外資相比仍有差距，日韓企業(yè)可做出長

3000

毫米、寬

1200

毫米的靶材，但國產(chǎn)靶材的長度不超過

1000

毫米。ITO、IWO靶材已逐步實現(xiàn)國產(chǎn)化，國產(chǎn)化有望將電池的靶材成本降低

57%。目前國內(nèi)先

導(dǎo)、映日等企業(yè)

ITO靶材已較為成熟，先導(dǎo)通過收購優(yōu)美科國際公司，其靶材生產(chǎn)的純度、

密度大幅提升，長度可達

4000

毫米，目前

SCOT靶材正在研發(fā)，IWO壹納光電已實現(xiàn)國

產(chǎn)。以

IWO靶材為例，在同樣是

4-4.5g/cm3的密度下，進口靶材價格為

3200

元/kg，對

應(yīng)電池靶材成本

0.6-0.7

元/片，國產(chǎn)靶材價格約

2000

元/kg，對應(yīng)電池靶材成本

0.2-0.3

元/片，采用國產(chǎn)靶材電池單片成本可降低

57%。設(shè)備降本：國產(chǎn)化+提升效率，設(shè)備投資額有望不斷下降HJT設(shè)備國產(chǎn)化可大幅降低成本。2017-2018

年

HJT設(shè)備主要由梅耶博格、YAC、AMAT、

日本住友等外資品牌提供，設(shè)備成本約

10-20

億/GW；2019

年邁為、鈞石、捷佳偉創(chuàng)等

開始進行進口替代，設(shè)備成本降至

5-10

億/GW；2020

年

6

月歐洲老牌光伏設(shè)備龍頭梅耶

博格退出

HJT的競爭，國內(nèi)設(shè)備商加碼研發(fā)，邁為和鈞石具備了

HJT整線設(shè)備供應(yīng)能力，

20

年

HJT設(shè)備成本降至

5

億/GW左右，隨著量產(chǎn)產(chǎn)能的投放，以及設(shè)備國產(chǎn)化率的提升，

預(yù)計

21

年

HJT設(shè)備成本有望降至

4

億/GW。非晶硅沉積和

TCO制備設(shè)備降本是關(guān)鍵。HJT生產(chǎn)包括清洗制絨、非晶硅沉積、TCO制

備、絲網(wǎng)印刷和光注入退火，以上五個環(huán)節(jié)設(shè)備成本占比分別

10%/50%/20%/15%/5%，

非晶硅沉積和

TCO制備的設(shè)備占到整個設(shè)備成本的

70%，是降本的關(guān)鍵。非晶硅沉積設(shè)備降本主要依靠設(shè)備國產(chǎn)化和提升生產(chǎn)效率。目前非晶硅沉積主要采用

PECVD設(shè)備，有量產(chǎn)供應(yīng)能力的

PECVD設(shè)備商有梅耶博格（自用）、應(yīng)用材料、邁為股

份、理想萬里暉。目前PECVD進口設(shè)備的價格約4.8億/GW，國產(chǎn)設(shè)備的價格僅2億/GW，價格為進口設(shè)備一半。國產(chǎn)設(shè)備成本低主要是生產(chǎn)效率較高，2018

年梅耶博格

PECVD生產(chǎn)效率是2400片/小時，整線年產(chǎn)能只有110MW，導(dǎo)致整線設(shè)備投資額高達10億/GW。

2019

年邁為給通威提供的設(shè)備將

PECVD生產(chǎn)效率提升至

6000

片/小時，整線年產(chǎn)能達

250MW，整線成本降至

6

億/GW。PECVD生產(chǎn)效率的提升可大幅降低設(shè)備成本，目前邁

為

PECVD設(shè)備生產(chǎn)效率可達

8000

片/小時，年產(chǎn)能提升至

400MW，整線成本降至

4

億

/GW左右。TCO設(shè)備有望通過國產(chǎn)化進一步降本。TCO膜的生產(chǎn)采用

PVD和

RPD技術(shù)，PVD工藝

較為成熟，主要進口設(shè)備供應(yīng)商包括馮阿登納、梅耶博格、新格拉斯，國產(chǎn)廠商包括邁為、

鈞石能源、捷佳偉創(chuàng)、捷造光電等。馮阿登納和新格拉斯

PVD設(shè)備效率可達

8000/6000

片/小時，邁為

PVD設(shè)備效率也達到了

8000

片/小時，未來有望提升至

10000

片/小時，

可進一步降低成本。RPD方面，國內(nèi)捷佳偉創(chuàng)已獲得住友公司

RPD授權(quán)，每小時生產(chǎn)效

率由梅耶博格的

3000

片提升到每小時

5500

片，隨著國產(chǎn)設(shè)備的降本增效，TCO設(shè)備有

望持續(xù)降本。硅片降本：HJT相比PERC更適合硅片薄片化，可大幅降低硅成本PERC電池薄片化面臨壓力。硅片薄片化可降低硅成本，硅片每減薄

20μm，對應(yīng)組件成

本降低約

5-6

分/W。目前

PERC電池厚度一般在

170-180μm，由于

PERC電池是非對稱

結(jié)構(gòu)，若降到

160μm以下容易發(fā)生硅片碎片，PERC電池也容易發(fā)生彎曲，導(dǎo)致轉(zhuǎn)換效

率的降低，甚至短路現(xiàn)象，理論上

PERC電池厚度不能低于

110μm。HJT電池結(jié)構(gòu)對稱，適合硅片薄片化發(fā)展。HJT電池片的對稱結(jié)構(gòu)減少了電池制作中的機

械應(yīng)力，因此硅片的碎片率更低；由于

HJT是低溫工藝，生產(chǎn)工藝在

200°C以下，硅片

在低溫下也不容易發(fā)生翹曲，薄片化電池的良品率更高。此外，HJT電池在硅片變薄的

情況下，開路電壓上升，短路電流下降，電池的效率能夠基本維持不變，HJT更適合薄片

化硅片。HJT正不斷探索薄片化進程。日本三洋早年的

HJT電池厚度僅

98μm，實驗室轉(zhuǎn)換效率可

達到

24.7%。目前理想萬里暉

PECVD產(chǎn)品可使硅片厚度降低到

130-150μm，相比

170μm的普通電池片，薄片化電池不僅轉(zhuǎn)換效率的損失不足

0.1%，而且碎片率的上升也不到

2%，

HJT產(chǎn)業(yè)將在未來幾年進一步探索

120-130μm的薄片化進程。硅片薄片化可降低電池硅耗。按照

PERC電池

175μm厚度計算，166/182/210

出片量分

別為

62/51/38

片。若

HJT電池厚度降至

160μm，166/182/210

出片量將分別增加至

68/56/42

片，硅耗較

175μm的

PERC電池降低

8.57%，若

HJT電池厚度降至

150μm，

166/182/210

出片量將分別增加至

72/60/44

片，硅耗較

175μm的

PERC電池降低

14%效率提升：帶來各環(huán)節(jié)的成本攤薄電池轉(zhuǎn)換效率的提升可攤薄光伏全生命周期成本。由于

HJT電池發(fā)電效率比

PERC高

1.0%-1.5%，因此

HJT組件功率可以比

PERC更大，大功率組件一方面具有價格溢價，

另一方面可以帶來電站建設(shè)成本的攤薄?？紤]到全生命周期的成本攤薄，HJT電池修正成

本優(yōu)勢=HJT電池生產(chǎn)成本差異+組件非硅成本差異+BOS成本差異+發(fā)電量溢價。HJT較

PERC具備全生命周期成本優(yōu)勢。以

3.5

元/W的光伏系統(tǒng)為例，假設(shè)

HJT轉(zhuǎn)換效

率高于

PERC1.3pct，HJT比

PERC全生命周期每瓦發(fā)電量將多出

7%，HJT電池會帶來

0.26

元/W的含稅銷售溢價，雖然

HJT電池成本較

PERC高

0.18

元/W，但發(fā)電量的增加，

HJT技術(shù)可以帶來組件

BOS成本下降

0.015

元/W，組件非硅成本下降

0.025

元/W，綜合

以上，HJT較

PERC有

0.12

元/W的修正成本優(yōu)勢。七、HJT規(guī)?；慨a(chǎn)時代何時到來？硅成本：2021實現(xiàn)硅片N、P同價，2022年N型硅片成本有望低于P型2021

年

HJT電池硅成本可實現(xiàn)

NP同價，2022

年

N型硅片成本有望低于

P型。按照

M6

175μmP型硅片不含稅價格

3.59

元/片，由于

N型硅片硅料純度要求高，因此

N型硅

片價格一般較

P型高

7%。P型硅片價格約

3.84

元/片，硅片每減薄

5μm，單片價格下降

約

5

分。當

HJT電池厚度達

150μm時，HJT硅片價格達

3.59

元/片，可實現(xiàn)

P、N硅片

同價。目前華晟量產(chǎn)線生產(chǎn)的硅片為

150μm，并計劃生產(chǎn)

130μm的硅片，130μm的

N型硅片成本將低于

P型

5%，2022

年

N型硅片成本有望低于

P型。未來

HJT硅成本降本空間大。①吸雜降本：增加不到

0.01

元/W工序成本，可降低

N型

硅料純度要求，縮減

N、P硅片價差，提高電池轉(zhuǎn)換效率

0.2%。②半片化：目前邁為的

HJT設(shè)備生產(chǎn)的電池片均為半片，210

半片電池可兼容硅片薄片到

100-120μm，可進一

步降低硅成本；③邊皮料利用：從圓棒到方棒的加工過程中，增加四個半圓中的硅材料利

用，收料率可大幅提升

8%+。此外，目前硅料價格快速上漲，HJT薄片化優(yōu)勢更加凸顯，

有望加速

HJT薄片化進程。非硅成本：2022年HJT非硅成本有望與PERC持平2021

年

12BB成熟應(yīng)用，HJT和

PERC電池的非硅成本差異較

2020

年降低一半。2020

年

HJT非硅成本約

0.42

元/W，PERC電池非硅成本約

0.2

元/W，HJT非硅成本高于

PERC電池

110%。2021

年通過

12BB柵線的應(yīng)用，銀耗可由

240mg/片降至

190mg/片，通過

應(yīng)用新款

KE132

副柵漿料，加上圖形優(yōu)化，銀耗可進一步降低至

160mg/片，按照

1

萬元

的進口漿料價格計算，預(yù)計銀漿成本降低

0.11

元/W，HJT非硅成本有望降至

0.31

元/W，

非硅成本高于

PERC電池

59%。目前華晟量產(chǎn)線已成功導(dǎo)入

12BB，M6

硅片銀耗已降至

160mg，預(yù)計到

21

年底

HJT和

PERC電池的非硅成本差異將較

2020

年降低一半。2022

年銀包銅和漿料、靶材國產(chǎn)化