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光伏產業|N型電池量產元年，三條技術路線誰能接棒未來？( 二 )

光伏產業光伏電池


工藝步驟上 ， 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 ， 工藝步驟的簡化帶來的是良率的提升 。
既然HJT效率提升空間大 ， 發電性能和良率又優于TOPcon ， 那影響HJT爆發的阻力在哪里？
第一 ， 設備投資成本 ， 第二 ， 材料成本 。
與TOPcon不同 ， HJT產線與PERC產線完全不兼容 ， 只能把整條產線全部換掉 ， 每GW的設備投資成本在4.5億元左右 ， 平均比PERC高2.5億元 ， 比TOPCon高2億元 。
之前HJT的核心設備依賴進口 ， 每GW的設備投資成本高達8至10億元 ， 但隨著技術進步 ， 設備目前已基本實現國產化 ， 每GW的設備成本也減半 ， 所以也不必太悲觀！
就國內廠商而言 ， 邁為股份、捷佳偉創以及還未上市的鈞石能源等 ， 已基本完成整線布局 ， 成為HJT的核心設備供應商 。
與TOPcon相同 ， 硅片和漿料是前兩大成本 ， 但相比之下 ， HJT低溫銀漿用量更多 ， 單片用量超200mg ， 是PERC用量的2倍以上 ， 并且多出來一個TCO靶材 ， 至今依賴進口 ， 因此價格偏高 。

所以 ， 未來推進HJT量產的突破口在于 ， 如何降低硅片、銀漿和靶材的成本？
硅片的降本方式依舊是大型化和薄片化 ， 但HJT的優勢在于 ， HJT電池是對稱結構 ， 在不影響效率的同時易于薄片化 ， 降本難度更小 。
銀漿的降本方式也依然是前面提到的三個技術 ， 多柵技術可以使銀漿用量下降35% ， 也就是使單片用量由200mg下降至130mg ， 而無柵技術和銀包銅技術能使耗量降幅進一步擴大 ， 由130mg繼續下降至100mg以內 ， 幾乎接近PERC的銀獎用量 。
TCO靶材上 ， 一是推進材料的國產替代 ， 二是貴就少用點 ， 通過改進TCO鍍膜工藝 ， 每片靶材的用量可以降低20至30mg 。
小結一下 ， HJT的優勢在于 ， 雖然單純轉換效率不如TOPcon ， 但疊加IBC或鈣鈦礦可以打開效率增量空間 ， 同時 ， 發電性能和良率也優于TOPcon ， 但劣勢在于 ， 產線完全不兼容導致設備投資成本飆升 ， 并且材料成本也比TOPcon要高 。
3. IBC
IBC在三種路線中 ， 工藝最復雜且結構設計難度最大 ， 因此量產難度最大、速度最慢 。
由于IBC電池沒有金屬遮擋 ， 可以與其他電池技術結合 ， 這一結構優勢可以助力光電轉換效率更上一層樓 。
具體來說 ， 與TOPcon結合可以制成POLO-IBC電池 ， 與HJT結合可以制成HBC電池 ， 而HBC電池代表當前光伏電池的最高效率 ， 剛剛也提過 ， 極限理論效率可以達到30%以上 。
雖然與不同電池結合可以提升轉換效率 ， 但結合的同時 ， 也保留了各自電池的工藝技術難點 ， 結果就是 ， 制備流程復雜繁瑣 ， 設備投資成本也遠高于前兩種技術 。
因此 ， 雖然已經實現0到1的突破 ， 但距離大規模量產還有很長的路要走 ， 中短期暫不考慮 ， 當下市場爭論的焦點主要集中在TOPcon和HJT上 。
4. 對比與總結
短期看 ， HJT相較于TOPcon沒有明顯優勢 。
首先 ， 二者目前的量產效率差不多 ， 均在24%左右 ， 單純就效率上限而言 ， TOPcon優于HJT ， 雖然HJT可以疊加IBC或鈣鈦礦實現效率突破 ， 但當前技術很不成熟 ， 短期落地的概率極低；
其次 ， 材料成本上 ， 二者均未實現銀漿用量的下降 ， 況且HJT的銀漿用量還更多 ， 多出來的靶材也未能實現國產替代；
在設備成本上 ， TOPcon更具優勢 ， 在大規模PERC設備計提折舊以及新設備購置成本的壓力下 ， 改造為TOPCon產線、延長原有設備使用壽命是當下電池廠商比較現實的選擇 。
仔細想想 ， HJT工藝步驟少、技術路線明確這一點 ， 其實也不完全算個優點 。 HJT4道工序中的其中2道就占據了七成以上的設備投資額 ， 也就是說 ， 下游大量依賴這兩個環節的設備 ， 相應的 ， 設備廠商的議價能力更強 ， 對電池廠商來說不是好事 。

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