电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本（附报告原文链接）
电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本（附报告原文链接）
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传播国家2030年碳达峰/2060年碳中和的政策、知识、技术与优良做法
内容来源: 网 络
n型硅片技术对比p型硅片更倾向于半导体化，n型电池片可以实现更高的理论转化效率，且具有寿命高、温度系数低、光衰减系数低、弱光响应等综合优势，不仅BOS成本更低，n型电池在全生命周期内的发电量也高于p型。
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一、电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本
（1） “提效、降本”是光伏产业发展的核心，规模化与技术进步相互促进。 我国已在光伏规模化方面全球领先，技术方面如何“提效”则是下一阶段的重点。在投资中， 我们需要重点判断是“某项技术保持超额收益的持续时间” 。
（2） 硅料： 在电池新技术的引领下，p型料到n型料的发展是大趋势，对提纯的要求更高；颗粒硅虽然在降本上体现了一定优势，但品质也需要进一步提升。 硅片： 大尺寸、薄片化是重要的发展趋势，连续拉晶则是提效的重要手段。
电池： TOPCon、HJT、IBC等技术将开启对PERC的逐步替代，不同厂商基于自身策略进行选择，呈现各家争鸣的态势；材料及工艺的选择将持续推动电池技术进步。 组件： 叠瓦、MBB技术以及适配更多应用场景的组件产品将持续推出。
（1）TOPCon、HJT、IBC电池有望接力PERC，每项技术因供需错配而获得超额收益，进而形成投资最佳时间段。 根据CPIA，2021年，PERC （发射极钝化和背面接触）电池片市占率达到91.2%，平均效率达23.1%， n型电池，主要包括HJT（本征非晶层的异质结）电池和 TOPCon （隧穿氧化层钝化接触电池）市占率约为 3%，TOPCon 电池平均转换效率达到 24%，异质结电池平均转换效率达到 24.2%，IBC （交指式背接触）电池平均转换效率达到 24.1%，未来， TBC（隧穿氧化层钝化背接触）、HBC （异质结背接触）等电池技术也会不断取得进步。
（2）2022年，TOPCon、HPBC、HJT 电池量产效率有望达24.5%。TOPCon（晶科）与HPBC（隆基）有望率先突围，当前降本较快，良率和成组率是需要突破目标，HPBC更适合分布式市场；而HJT（通威、迈为）待设备、薄片化、银浆及靶材进一步降本后，则会形成相对优势。
图：2021-2030年各种电池平均转化效率变化趋势
（1）晶硅电池技术的最大区别在于钝化机理和金属化方案。 大多数光伏电池结构中，与金属接触区域会形成高度活跃的载流子复合中心，钝化是使硅材料的表面形成缺陷而失活，进而减少载流子的表面复合——1） 场效应钝化： 在近表面创建电场，以相同极性排斥载流子；2） 化学钝化： 通过形成饱和悬空键来弱化介面电子态。
（2）PERC是通过背面氧化铝覆盖层实现了化学及场效应钝化，钝化接触除满足表面钝化外，通过插入更宽的带隙层解决金属接触区域高度活跃的复合中心而造成的损失； TOPCon是在电池背面制备一层超薄氧化硅，然后再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构。 此外，钝化接触也广泛应用于HJT、IBC等其他光伏电池技术。
（1）根据德国ISFH 2018年的理论结果，PERC的理论极限效率24.5%，这意味着当前量产PERC技术提效已经接近极限。
（2）基于不同电子、空穴选择性接触材料结合组成的电池最高理论极限是28.7%（ISFH 2018 ），以非晶氧化层作为接触材料电池（经典HJT）的极限效率为27.5% （ISFH 2018 ），隆基在Solar Energy Materials and Solar Cells 231（2021）111291 认为HJT极限效率为28.5%；而双面多晶硅钝化的经典TOPCon电池的极限效率为28.7% （ISFH2018 ） 。
（1）PERC电池目前最为成熟，设备投资约1.5亿元/GW为最低，非硅成本约0.17-0.18元/W，虽然效率有极限，但其他电池工艺若想对PERC形成替代，需要至少在效率、非硅成本、设备投资这三个指标有所突破；
（2）TOPCon工艺可在PERC旧有设备进行改造，追加投资约6000万元/GW；新建产线则约2-2.5亿元/GW，目前非硅成本依然要比PERC增加0.04-0.1元/W，在效率上目前可以增加约1%，因此，现阶段TOPCon具有一定性价比，在此基础上，设备投资和非硅成本可进一步降低，所以产业内当前TOPCon扩产较为激进。
（3）隆基股份拟推出HPBC技术路线，该路线可以更好的利用p型硅片的技术优势，效率比PERC也可高出1%，成本与PERC持平，在应用场景方面，由于其为背面金属化，更适用于分布式，当前需要关注良率和产能落地情况。
（4）HJT目前设备投资依然较高，非硅成本也高出PERC约0.2元/W，需要薄片化、银浆、靶材技术推动进一步降本，产业化才能更具优势。
（1）与p型PERC路线不同，如果是基于n型的TOPCon路线需将磷扩散改成硼扩散、增加隧穿氧化层和非晶硅层工艺，但总体上改进或增加步骤较少，同时核心设备和技术都有进一步集成空间，PERC产能较大的龙头厂商，支持该路线的较多；
（2）HJT路线则采用全新的工艺路线，核心在于非晶硅膜和透明导电膜工艺，这些核心设备均需要重新购置，所以新进入者更青睐该路线；
（3）IBC路线的核心是在电池背面制备出质量较好、呈叉指状间隔排列的p区和n区，需在电池背面印刷一层叉指状扩散掩蔽层。
2022年n型电池出货量市占率有望达11%，主要以TOPCon产品放量为主。 观察已投产n型技术的企业，布局HJT的新进企业多数为中试线水平，HJT中试线生产良率达到98%-99%，大规模量产的良率波动在80%-90%之间，生产良率、稼动率仍有待改善；而TOPCon进入者多为一体化企业，预计后续扩产计划也都为TOPCon预留升级空间，且扩产的GW级产线相对较多，中短期来看TOPCon产能的实际放量将高于HJT的产能。根据CPIA预测2025年TOPCon+HJT产能将达到35%的比重。
n型硅片技术对比p型硅片更倾向于半导体化，n型电池片可以实现更高的理论转化效率，且具有寿命高、温度系数低、光衰减系数低、弱光响应等综合优势，不仅BOS成本更低，n型电池在全生命周期内的发电量也高于p型 。n型硅片制备更贴近于半导体材料，一方面它具有更高的少子寿命、更低的氧碳含量、还有更加集中的电阻率分布，对材料提出了更高的要求， 一般要达到电子级2级要求。 在制作n型技术电池上，大家更多采用差异化的产品设计，材料端、电池端、组件端的产业链相互配合，标准和要求才能进一步提高，所以当前更需要建成n型的产品生态。
n型硅片成本和售价一般比p型硅片高出约6-10%。 成本高的原因：掺杂磷且均匀性要求提高（分凝系数磷0.35＜硼0.8-1）、纯度要求提高、客户要求各异、工艺难度在增加、硅棒也短一些增加成本。
根据中环股份业绩汇报材料：
（一）少子寿命影响因素及改善目标：
（1）从原料方面：1）原生多晶：体表金属含量控制；2）回收料：清洗质量控制。
（2）单晶工艺方面：1）拉晶棒长设定；2）拉晶颗次设定。
（3）热场、工装影响： 热场、工装夹具纯度以及材质的优化都可以降低拉晶过程中对于微量杂质的引入。
（4）电阻率范围差异化：掺杂剂浓度越高电阻率越低，少子寿命呈降低趋势，不同电阻率范围少子寿命差异巨大。
（二）氧含量的控制：
反映出材料的纯度，同时在越低的氧含量，越有利于获得更高的光电转换效率，可以通过基础研究、加快氧挥发速率和降低单晶制备中硅溶液与坩埚的反应速率来改善。
硅料端：n型料前期以海外进口为主，后期以国内产品为主，差距不大，目前改良西门子法可实现，颗粒硅方法需要提升品质。硅片端：拉棒：n型硅棒更短、少子寿命更高、氧含量降低，品质要求高；切片：薄片化，金刚线更细，热场及石英坩埚纯度提升，耗量增加。
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二、TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价
（1）TOPCon即隧穿氧化层钝化接触电池，是2013年在第28届欧洲 PVSEC 光伏大会上德国 Fraunhofer太阳能研究所首次提出的一种新型钝化接触太阳能电池。
（2）大多数TOPCon是基于n型硅，正面采用氧化铝和氮化硅电解质层来钝化p+硼扩散发射极， 在背面拥有~1nm隧穿氧化层——“氧化硅”是其核心特点 ，而后分别镀n+多晶硅层和氮化硅层，最后在电池正反面刷上银电极。
（3）氧化硅提供极好的化学钝化作用，重掺杂的多晶硅截面排斥“少子”，隧穿氧化层可以使“多子”在非常低的结电阻下隧穿通过，由于载流子选择性，在掺杂层之间，载流子形成快速输运能力，使得电阻损失减少、载流子复合率降低，而达到提升效率的目的。
（4）TOPCon电池具有全新的表面钝化体系、全新的金属接触体系（金属/半导体之间隔离/半隔离状态、多晶硅高掺杂浓度表面形成较好的欧姆接触）、完美的光学匹配（多晶硅膜位于背面，最大化光吸收利用能力）、较好的体材料匹配（n型料）。
（1）晶科能源在2022.4.27宣布，其研发团队率先开发出硅片吸杂、高激活掺杂发射极以及金属电极光反射等多项适用于大尺寸的先进技术，以及自主开发的成套HOT高效电池工艺技术等多项创新及材料优化， 实现25.7%的效率，再次突破去年10月创造的25.4%的世界纪录。
（2）基于p型硅片亦可以完成TOPCon电池制备。2021.7，隆基电池研发中心单晶p型TOPCon电池研发实现高达25.19%转换效率，是目前商业化尺寸p型电池世界最高效率，也 体现了隆基股份在p型硅片及新型电池强大实力。
（3） n型TOPCon钝化机理和提升方案相对清晰，25-26%的量产效率可期待。根据晶科能源年报：Voc-开路电压提升路线： 1）B扩发射极优化、正接触复合损失降低（面积、复合浓度）；2）钝化接触复合进一步降低、背接触新型金属浆料体系；3）切割技术、清洗工艺升级； Jsc-短路电流提升路线： 1）减少金属电极正面遮光损失：超细栅技术、提升电池电流；2）提升电流收集：基础结构、正面工艺优化；3）光学损失：设计优化、新材料。
（4）隆基股份对于TOPCon效率优化也集中于栅线优化、 SE、光学损失优化、增透膜、高质量硅片等，以减少遮光、复合等问题。
（1）根据各公司公告，我们预计到2022年底TOPCon落地的产能有望达到40-50GW，其中晶科能源合肥、海宁项目达 16GW，日前又公布了合肥二期8GW 计划。钧达股份、天合光能各8GW有望在2022年年内落地。
（2） 隆基股份在TOPCon技术储备充足，但坚持“不领先、不扩产”原则，目前并未公布激进的TOPCon电池扩产计划 。
（1）TOPCon需要在PERC增加约3-4个工艺步骤，硼扩和沉积工艺是核心：1）硼发射极制备；2）隧穿氧化层生长；3）多晶硅沉积及掺杂；4）附加的扩散工艺或清洗。TOPCon的设备投资约2-2.5亿元/GW ，较PERC的1.5亿元/GW依然略高，规模化或设备集成后有望实现进一步降本。
（2）目前沉积工艺中LPCVD设备较为成熟，量产中采用较多，但存在绕镀问题；PECVD集成性提升后有望实现设备降本，技术仍在开发中。激光设备在激光开槽、激光掺杂中广泛应用，前者相对成熟，后者技术需要持续提升。
技术难点一：隧穿氧化层制备及非晶硅膜沉积
（1）氧化硅制备采用湿化学氧化法与气相氧化法，非晶硅薄膜采用化学沉积法（LPCVD、PECVD、PVD、PEALD、APCVD等）
（2）LPCVD优势：技术较为成熟，兼容现有产线；同时集成度较高，氧化硅与非晶硅可以单管集成；无脱膜现象；设备产能大、成本不高、占地面积小；电池效率高。
（3）LPCVD不足：非晶硅成膜速率低，且厚度均匀度控制难度大；通常需要结合二次磷扩散；非晶硅绕镀严重，部分解决方案会降低产能，刻蚀绕镀需要增加设备且控制难度大；石英舟目前需要2个月换一次，石英管需要3-6个月更换，备件成本比PERC高。
（1）本征多晶硅沉积需要80min，再加上原位掺杂达到3h 。SEMCO 6层管配置，每批次可处理10800片，C12产量5700片/h，M10产量6000片/h；拉普拉斯对尺寸在190mm硅片每批次装载10000片，G12产量1600片/h，M10产量3300片/h。
（2）拉普拉斯是中国领先的LPCVD供应商，是TOPCon热加工一站式供应商，包括硼与磷扩散炉、LPCVD、PEALD（硼发射极生长钝化层）、激活掺杂源的退火炉；采用水平方向加工硅片目的是减少绕镀、减少大硅片碎片。
（1）目前，正在开发PECVD技术用于非晶硅沉积，分为板式、管式，板式炉较为成熟、绕镀较小；管式炉设备结构简单、成本低、产量大。PECVD可以把沉积速度控制在35min，有效提升生产效率；同时绕镀现象不会特别显著，易于去除；沉积仅在石英舟上可清理、不损耗石英管。
（2）易出现脱膜，热氧化技术无法和PECVD集成，核心设备较贵，工艺制程，关键辅材未配套到位。PECVD未真正实现量产。
技术难点二：硼扩散
（1）磷和硼在硅中固溶度随温度提升，磷比硼的固溶度更高；磷扩散较为成熟，硼扩散则是TOPCon的技术难点之一，需要 温度更高，循环时间更长 。
（2）硼扩通常在 低压管式炉 中进行，BBr3是传统的前驱体，但其副产物黏连石英件，导致减少设备正常运行时间，耗费程度也较高；Semco、拉普拉斯、捷佳伟创均推荐使用BCl3，可减少损耗，但在腐蚀性及安全性要求更高。
（3）根据TaiyangNews 2021报告及ITRPV数据，BCl3在2022年底 市场份额有望达20%，未来10年增加至30% 。离子注入方式采用的依然比较少。
技术难点三：SE选择发射极
（1）采用SE技术后，转化效率可以提升约0.4%，若设备、工艺成本能够较低，则具有较好性价比。采用一次硼扩+激光掺杂是未来不错的选择。目前问题主要在于，硼扩推进需要更高能量，会导致绒面损伤。
（2）可进行分步硼扩法进行SE，减少一次硼扩带来的高温过程，减少对绒面损伤，但工艺时间有所增长。
技术难点四：控制钝化层烧穿
钝化层面临两种类型烧穿：掺杂元素烧穿、金属浆料烧穿，背表面就会钝化失效、正表面则会短路，因此对于掺杂工艺以及金属化工艺精度要求较高。
陕西省电力设计院选取市场上最先实现规模化量产和出货的中来N型TOPCon560W组件与常规的P型540W组件对两款组件进行对比测算。
（1）BOS成本摊薄 ：TOPCon电池可以有效降低BOS成本（除光伏组件以外的成本），其核心逻辑在于TOPCon电池在单位面积下的组件效率更高，在相同功率需求下，BOS成本更多的被摊薄。此项成本TOPCon可减少3.75分/W。
（2）总发电量增益： TOPCon寿命高、温度系数低、光衰减系数低、弱光响应可带来发电增益。每年发电量增加540.5度/年，如果以相同度电成本进行反推计算，TOPCon组件可获得0.2元/W溢价。
（3）我们对2022年TOPCon组件招标情况分析： 2月11日国电投4.5GW项目溢价有0.16元/W，3月7日中国华电15GW项目溢价0.04元/W，TOPCon整体溢价范围在0.04元/W-0.16元/W。
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三、HJT ：设备、生产工艺提升、降本进行中
（1） HJT电池也是基于n型硅片而制备的新型电池，具有电池效率高、温度系数低、不存在光致衰减（LID）和电位诱发衰减（PID）效应等优势；虽然其制备工艺简单，但与现有设备不兼容。
（2）HJT是低温工艺， n型硅片可以进一步薄片化，逐步实现100μm以下，成为其持续降本的核心优势。
（1） 非晶硅层可以有效降低表面悬挂键的密度，从而达到良好的界面钝化作用，TCO薄膜的作用在于实现导电、减少反射、同时保护非晶硅薄膜。 n型CZ硅片经过清洗制绒后，表面依次沉积本征富氢非晶硅薄膜、P型非晶硅薄膜，从而形成p-n异质结，然后在背面依次沉积本征富氢非晶硅薄膜，以及n型重掺杂的非晶硅膜，形成背表面场。在两面的外侧再沉积上透明导电氧化物薄膜TCO，最后通过丝网印刷技术在两侧顶层形成金属电极（栅线），这样就构成了拥有两面对称结构的HJT电池。
（2）HJT电池生产设备与常规电池的兼容性较差，新建项目需要重新投入生产线。因此，很多深耕PERC的公司实际对于未来新技术的投资态度略有摇摆。HJT电池制造工艺流程主要包括：1）HJT清洗包括：RCA和臭氧两种技术；2）非晶硅镀膜技术包括：等离子增强沉积PECVD和热丝镀膜沉积HWCVD，以前者应用较为广泛；3）TCO膜沉积技术包括：磁控溅射PVD和反应等离子沉积RPD，以前者应用较为广泛；4）金属化主要包括：丝网印刷、电镀和Smart-wire（梅耶博格专属技术）。
（1）国产非晶硅薄膜沉积设备具有较强的实力，持续推动，2021年带动了HJT初始投资成本快速下降。 迈为已实现了95%价值量的设备全覆盖（PECVD+PVD+丝网印刷+自动化设备），布局清洗制绒，具有整线能力，M6具有8000片/小时产能。捷佳伟创在PECVD也实现客户出厂交付，具有3000-5800片/小时产能。金辰股份PECVD已进入样机装配和测试阶段、钧石能源可兼容M6、M10、G12大尺寸，产能5200片/小时。理想能源2017年推出1.0代HJT PECVD产品，2020年已推出2.5代产品。
（2） TCO薄膜沉积包括PVD（物理气相沉积）和RPD（反应等离子沉积）。 PVD磁控溅射镀膜成本低，均匀一控制、工艺稳定、重复性好、靶材寿命长，但对非晶规模损伤，影响转化效率。RPD成本高，核心设备有专利限制，但工艺损伤低、沉积温度低、大面积沉积和沉积速率更加优势，同时转换效率提升0.3-1%。近几年，捷佳获得SHI的授权，开发RPD+PVD产品，具有产能大、成本低、镀膜质量好的优势。同时新工艺、新靶材研发有利于有利于提效降本，实现核心设备国产化。
（1）我们从已经披露的国内HJT量产线组成可以发现，通威股份布局较早在成都、合肥建有三条验证产线。除清洗制绒外，其他关键环节均采用不同厂家的组合， 说明通威股份对HJT的看好和想通过与设备厂商的磨合提升自身在HJT产品制造优势，降低非硅成本。
（2） 安徽华晟、阿特斯以迈为设备为依托，并与设备公司共同研发，说明迈为设备的强大实力，日前迈为的低铟降50%、低银银包铜降55%HJT产线产品，实现了25.62%的效率记录 ；爱康科技则使用应材、捷佳的设备进行推进。
（3）对于核心PECVD设备，迈为的产能较大、节拍较快，达8000片/小时，但腔室数量较多，相比之下钧石腔室较少，采用大尺寸工艺，但是生产节拍较慢，各有优劣势。
表：国产量产HJT产线中PECVD设备核心参数
（1）通威股份布局HJT较早，尤其金堂1GW异质结生产线，平均量产效率达24%以上，良率提升至98%以上，在行业内较为领先；其次是安徽华晟，产能将从500MW提升至2.5GW，预计2022年底出片，考虑CTM，当前效率23.90%。
（2）隆基股份在HJT亦有研发储备，其研发团队在M6全尺寸（274.5cm2）单晶硅片上创造了无铟HJT电池25.40%转换效率的新世界纪录，掺镓p型硅片制备的硅异质结电池（p-HJT）亦创造了转换效率为25.47%记录。
（3）成组效率（Cell to Module，CTM）代表组件输出功率与电池片功率总和的百分比，CTM值越高表示组件封装功率损失的程度越小，从整体看HJT成组效率有待进一步提升。
（4）HJT的银耗量较大依然是制约其成本的重要因素，整体在150-200mg/片，显著高于TOPCon 130-140mg/片（正75mg、背70mg），以及PERC 90-100mg/片（正72mg、背25mg）。未来其降本依然是重要技术进步方向。
（1）2020-2021年，产业界对于HJT热度一度盖过TOPCon等，因为在“双碳”的政策下，很多“外来者”产业资本切入光伏行业，HJT受到了青睐；因此，大多以小规模量产线＜1GW为主；快速产业化推动行业降本，目前HJT的非硅成本比PERC高出0.2元/W。
（2）目前产业发展进入瓶颈期，我们可以发现，虽然规划产能较多，但待建产能较少，核心原因在于HJT生产成本相对较高，与PERC量产效率并未显出更高的水平，所以产品溢价有限。所以未来提效、降本依然是HJT重要研发方向。
（1）目前HJT面临的问题有：成本比PERC高0.2元/W；成组效率不高，涉及封装材料、低温浆料等；光注入会暗衰；测试不准确；效率未体现显著优势等。
（2）从2021年开始各厂家开始兼顾效率和成本，而不是不计生产成本而实现效率的提升，我们从迈为生产工艺的尝试可以看到， 银包铜、镀铜、微晶、低铟 等降本工艺均正在采用，在此基础上获得相应的高效率，代表了产业进步方向。
（3）隆基股份则是在 p型硅片 以及 无铟 等工艺中，发挥自身优势，实现了HJT高效率；隆基的路线选择说明了其维持行业领先地位的信心和决心。
（4）HJT的成组效率也是需要解决的重点问题，产业配套和标准问题依然是重点。适配低温工艺，细栅线技术、激光切割技术、新型胶膜都是未来研发的重点，需要全产业链共同努力。
（1）我们根据CPIA对2022-2025年全球装机规模、电池片产量及PERC、TOPCon 、HJT产量的预测数据作为关键假设，结合当前三种电池片单瓦耗银量、并考虑技术提升耗银量降低，对全球银浆需求耗量进行测算。
（2）HJT使用的是低温银浆，PERC、TOPCon使用的是高温银浆，得到结果：低温银浆2022-2025年需求量为340吨-1335吨，高温银浆3749吨-4354吨。
（3）低温银浆痛点：自身成本更高；体电阻水平远高于高温烧结型银浆；栅线平整度与拓宽较差；目前印刷速度提升速度后印刷性与栅线形貌变差；烘干和固化速率生产效率低。
（1）封装材料：随着HJT市场兴起， EPE市场占比将增大 。由于HJT采用n型硅片需要较好抗PID胶膜，低温银浆和非晶硅层耐湿性、耐钠性较差，需要胶膜等材料具有一定的阻水性能，同时ITO层的胶黏型一般。POE 胶膜具有高抗 PID 的性能，共挤型 EPE 胶膜不仅有 POE 胶膜的高阻水性能，同时具有 EVA 的高粘附特性，可作为 POE 胶膜的替代产品。因此HJT提升有助于POE和EPE 胶膜用量提升；2021 年 POE 胶膜和共挤型 EPE 胶膜合计市场占比提升至 23.1%， 综合胶黏性和阻水性，EPE市占率将提升。 背板可以采用铝箔或者PET阻水层，边缘采用阻水胶带来封装。
（ 2）电池互连技术持续革新：更高的FF，导致更低的CTM。 成熟的热焊接法对HJT并不是最优选择，HJT由于采用低温焊接工艺， 低温型浆料的体电阻率较高和焊接后粘附性也较低， 拉力降低，容易出现脱焊，造成可靠性降低；激光划片随半片出现，给降低损耗带来难度。 新的电池互连技术，例如使用导电粘合剂（ECA）粘合带，或者使用嵌入式InSn涂层电线的箔带实现低温粘黏来进行多线互连（Meyer Burger的SmartWire连接技术）—SWCT。
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四、IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马
IBC（ Interdigitated back contact，指交叉背接触）。正负金属电极呈叉指状方式排列在电池背光面的一种背结背接触的太阳电池结构，它的p-n结位于电池背面。IBC电池的特点：
（1）电池正面无栅线遮挡，避免了金属电极遮光损失，最大化吸收入射光子，实现良好短路电流。
（2）电池背面制备呈叉指状间隔排列的p+区和n+区，以及在其上面分别形成金属化接触和栅线；由于消除了前表面发射极，前表面复合损失减少。
（3）p+和n+区接触电极的覆盖面积几乎达到了背表面的1/2，大大降低了串联电阻
（4）前表面远离背面p-n结，为了抑制前表面复合；采用钝化接触或减少接触面积，大幅减少背面p+区和n+区与金属电极的接触复合损失。
（1）2022年1月24日，隆基股旗下泰州隆基乐叶光伏科技有限公司年产4GW单晶电池项目环评信息披露。隆基计划在泰州隆基电池厂内，在原年产2GW单晶电池项目的基础上对生产线进行技术提升改造，改建成8条HPBC高效单晶电池产线，预计形成年产4GW的电池片产线，该项目总投资约为12.09亿元，折合每GW成本为3亿元左右。
（2）隆基以p型IBC路线推进，其少子寿命会天然的低于n型电池，载流子收集上会弱于n型衬底，为减少这种差异会做薄片化，让正面收集的光子产生的电子空穴对有更大的几率扩散到背面的PN结被收集；隆基推出HPBC一方面运用p型硅片的纵向一体化的核心优势，另一方面则面向未来分布式场景；而HPBC关键还是要看良率以及企业的量产水平和管理水平，这也是下一阶段我们重点关注的指标。
（3）中环布局IBC也较早，于2019年投资2.98亿美元，参股从SunPower公司分拆出来的MAXEON公司，MAXEON主要业务包括原SunPower除美国和加拿大以外的全球生产和销售网络及专利，以及高效交叉背接触（ IBC ）产品。
（4）爱旭股份、天合光能、黄河水电对IBC亦有技术储备。
（1）TOPCon、HJT与IBC已经有了结合的趋势，若要实现理论效率确实需要从结合趋势着手。随着设备成本的下降和工艺的成熟，IBC电池慢慢形成了三大工艺路线：1）以SunPower为代表的经典IBC电池工艺；2）以ISFH为代表的POLO-IBC电池工艺；由于POLO-IBC工艺复杂，业内更看好低成本的同源技术TBC电池工艺（TOPCon-IBC）；3）以Kaneka为代表的HBC电池工艺（IBC-SHJ）；ISFH 的POLO-IBC 26.1%， Kaneka 公司研发的 IBC-HJT电池，打破单结晶硅电池世界纪录，效率达 26.6%。
（2）就目前的电池技术产业化情况而言，叠加IBC技术的TBC／HBC的红利并不会轻易释放，TOPCon与HJT的技术红利尚未完全吃透。
IBC电池的核心问题是如何在电池背面制备出质量较好、呈叉指状间隔排列的p区和n区，以及在其上面分别形成金属化接触和栅线。
（1）可在电池背面印刷一层含硼的叉指状扩散氧化硅掩蔽层，掩蔽层可采用PECVD设备实现、图形化采用光刻或者激光消融实现。掩模、开槽、掺杂和清洗才能完成制备背面PN区；
（2） P型衬底的磷掺杂是形成PN结，硼掺杂是形成高低结；N型衬底的硼掺杂是形成PN结，磷掺杂是形成高低结，工艺要求是完全不一样的，p型衬底扩散工艺相对容易；
（3）IBC若进一步与TOPCon或HJT结合，则需要在相关环节叠加关键工艺步骤。
由于IBC电极均在背面，封装方式也将发生一定改变： 根据《背接触MWT与IBC电池组件封装工艺研究》 ，目前有两种方式：（1）导电胶+柔性电路背板封装方式；该方式能充分发挥背接触电池结构特点，取消焊接工艺降低碎片率，易于生产厚度更小的电池，缺点需要特殊的印刷设备及铺设设备，导电胶和柔性电路背板价格也较贵；（2）涂锡铜带焊接和普通背板封装方式，使用特殊形状焊带，材料成本低，实现较简单，但无法避免焊接造成的碎片，难以适应电池厚度降低的发展需要。
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五、投资建议及风险分析
投资建议：（1）龙头保持优势，推荐：HPBC：隆基股份；TOPCon：晶科能源；HJT：通威股份；关注：TOPCon：钧达股份、中来股份；IBC：爱旭股份；HJT：金刚玻璃、爱康科技等（2）设备公司，关注：激光设备：帝尔激光、海目星（看供应突破）；HJT设备：迈为股份、捷佳伟创（看技术突破）；TOPCon设备：捷佳伟创（看设备渗透率）；（3）材料方面，关注：低温银浆：苏州固锝、聚和股份（拟上市）等。
报告出品方/分析师：光大证券研究所 殷中枢、郝骞
精选报告来源：远瞻智库
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