光伏行业深度报告：回顾光伏行业变革 展望未来高效之路

• 第二届综合能源服务创新与电力物联网建设大会 6月·上海

北极星太阳能光伏网讯:一、回顾光伏电池行业

（一）光伏电池的基本原理

光伏发电的基本原理是利用半导体的光生伏特效应（Photovoltaic Effect，PV），在太阳能电 池内部 PN 结上形成电位差，从而将太阳能转换为电能，因此光伏电池是决定光伏发电效率的核 心器件。

光伏电池中的最核心部分是 PN 结，作为光伏电池的基本结构单元，在 P 型（掺硼）半导体 和 N 型（掺磷）半导体的交界面形成。P 型半导体掺杂元素为硼，空穴作为多数载流子（多子） 主要参与导电，电子是少数载流子（少子）；N 型半导体掺杂元素为磷，电子作为多子主要参与 导电，空穴是少子。

由于半导体内载流子浓度的差异，在 PN 结会形成一个由 N 指向 P 的内电场。当太阳光照 射在半导体表面， PN 结附近的电子吸收能量变为移动的自由电子，同时在原来的位置形成空穴。自由电子受到内电场的作用会向 N 区漂移，同时对应空穴向 P 区漂移。当连接电池正负极形成 闭合回路时，自由电子受到内电场的力从 N 区经过导线向 P 区移动，在外电路产生电流。





根据半导体材料的不同，可以将太阳能电池分为晶硅太阳能电池和薄膜太阳能电池。晶硅电池是研究最早、最先进入应用的第一代太阳能电池技术，按照材料的形态可分为单晶硅电池和多 晶硅电池，其中单晶硅电池根据基体硅片掺杂不同又分为 P 型电池和 N 型电池。目前应用最为 广泛的单晶 PERC 电池即为 P 型单晶硅电池，而 TOPCon、异质结、IBC 等新型太阳能电池技 术主要是指 N 型单晶硅电池。

（二）从太空到地面，光伏行业增长了 1500 倍

1839年法国科学家E.Becquerel发现液体的光生伏特效应算起，太阳能电池已经经过了180 多年的漫长的发展历史。1877 年 W.G.Adams 和 R.E.Day 研究了硒(Se)的光伏效应，并制作第 一片硒太阳能电池。

我国1958年正式开始研发太阳能电池，最初研发出的光伏电池主要用于空间领域。1975 年-1976 年宁波、开封先后成立太阳电池厂，电池制造工艺模仿早期生产空间电池的工艺，太阳 能电池的应用开始从空间降落到地面，但由于产品价格贵地面光伏市场小，20 世纪 70 年代至 20 世纪 90 年代，行业发展几乎停滞。

直到 2000 年德国颁布《可再生能源法》带动欧洲地面光伏市场兴起，进而带动我国开始出 现光伏产业链的配套公司，地面光伏市场才真正开始逐步发展起来。2002 年我国无锡尚德第一 条10MW多晶硅电池产线宣布投产，我国光伏产业全面国产化进程正式开启。

2003 年到 2005 年，在欧洲特别是德国市场持续拉动下，尚德和保定英利持续扩产，其他 多家企业纷纷建立太阳电池生产线，使我国太阳电池的生产量迅速增长到达 MW 级别。2007 年 我国光伏新增装机约 20MW，之后十多年我国通过补贴等多种政策的扶持，到 2019 年我国光伏 新增并网达 30.1GW，较 2007 年增长超 1500 倍。



近二十年光伏电池市场主要以技术更成熟的晶硅电池为主，2008 年前后由于晶硅电池上游 多晶硅料出现紧缺，导致晶硅电池成本高企，薄膜电池作为第二代电池受到市场关注，市场份额 一度出现回暖。但随着 2008 年-2009 年和 2010 年-2011 年两轮多晶硅料价格的断崖式下跌，晶 硅电池成本得以大幅下降，度电成本大幅降低，成为目前光伏电站市场的绝对主流。而薄膜电池 仅保存了特定市场的极小份额。



多晶硅价格暴跌后，多晶硅片经济性曾一度领先单晶。但从 2015 年-2016 年开始，以隆基 为首的单晶厂商实现技术突破，大幅降低了单晶硅片单片成本。由于单晶硅电池具备更高的转化 效率，导致单晶硅片对应的单瓦成本实现反超，比多晶更低，后又出现以 PERC 电池为代表的 高效单晶硅电池，进一步推动了单晶硅对多晶硅的替代，单晶硅电池市场份额自 2016 年起开始持续攀升。



（三）两轮多晶硅料的价格暴跌，奠定晶硅电池发展基础

2004 年之前，绝大部分多晶硅产量用于半导体产业，太阳能级多晶硅需求仅用电子级硅的 边角料即可满足，因此，多晶硅产能主要受半导体产业影响。2003 年德国光伏补贴政策出台， 带动了德国太阳能光伏应用市场，从 2004 年起在以欧洲、日本、美国为代表的太阳能光伏应用 市场的带动下，太阳能级硅的需求呈现较快速度增长。据赛迪顾问数据，2004 年全球光伏电池产量达 1195MW，到 2009年全球光伏电池产量增长到 10400MW，增长近 9 倍，我国光伏电池产量2009年达3460MW，较 2005 年增长近 25 倍。



早期硅料产业被海外 7 家厂商垄断：

虽然光伏市场呈现了跨越式增长，但由于原料多晶硅制 作技术难度大，工艺复杂，且核心技术集中在 Hemlock(美国)、Wacker(德国)、Tokuyama(日本)、 REC(挪威)、MEMC(美国、意大利)、Mitsubishi(日本、美国)和 Sumitomo(日本)七家厂商手中。

即使厂家产量扩增，但一般多晶硅的生产线建设期在 2 年左右，经过后期的不断调试，完全 达产则需要 3-5 年时间。因此全球原料多晶硅市场一直由传统 7 大厂商垄断，其市场份额约占市 场总额的 70%以上。



2005 年-2008 年硅料出现价格暴涨，光伏薄膜电池实现高增长：2005 年硅料价格约 100 美 元/kg，2006 年第四季度多晶硅突破 300 美元/kg 后，2007 年底升至 400 美元/kg，2008 年 9 月，多晶硅价格最高时接近 500 美元/kg。在硅料价格暴涨的同时，光伏薄膜电池性价比逐渐凸 显，市占率从 2005 年的 6.5%爬升至 2009 年的 19.5%。

自主研发硅料逐步投产，2008 年-2010 年硅料价格迎来第一轮暴跌：在全球多晶硅供应不 足，价格持续上涨情况下，中国掀起多晶硅投资热潮。以洛阳中硅高科为首，自主研发的多晶硅技术成功实现产业化后，多晶硅已成为全国的投资热点。国内多晶硅规模迅速扩大，促使国外多晶硅生产的单项技术和设备也开始优惠进入中国，技术和装备水平不断提高，多晶硅产量迅速扩 大，2006 年中国多晶硅产量仅 387 吨，2007 年达到 1130 吨，2008 年达到 4210 吨，2009 年 中国多晶硅产量达到 20000 吨。

截至 2008 年，全国共有 16 个省市自治区布局投资了 33 个多晶硅建设项目，而 2008 年多 晶硅实际产量只有 4000 多吨。截至 2009 年底，中国已建成原料多晶硅产能接近 5 万吨，大大 小小的项目以及规划项目不下 40 个，江西、四川、江苏等省已经成为国内多晶硅项目的主要分 布地区。

由于光伏产业的过度投资，导致多晶硅价格呈现“过山车式”的波动。到 2008 年末多晶硅 价格已经跌至每公斤 150 美元左右。2009 年 3 月，多晶硅价格最低时到过每公斤 50 美元，跌 幅近 90%。

国内有实力的产商扩产，2010 年-2012 年多晶硅料第二轮暴跌：2010 年国家《多晶硅行业 准入条件》的出台，进一步提高了行业进入门槛，多晶硅行业在国内又呈现出几个大企业垄断的 局面，保利协鑫、江西赛维 LDK 和洛阳中硅产能位列全国前三。

且业内仍有具有一定影响力、资金雄厚的多晶硅企业仍在不断投资。受海外新增装机增速下 滑影响，在 2011 年末，多晶硅料再次出现断崖式下跌，从 2010 年 9 月的近 700 元/kg 下跌到 2012 年的约 100 元/kg，跌幅超 85%。

随硅料成本的大幅下行，晶硅电池组件成本大幅下降，成为太阳能电池中的绝对主流：晶硅电池相对于薄膜电池起步更早、效率更高。随两轮多晶硅价格的大幅下行，多晶电池片成本快 速下降，更便宜的多晶硅电池组件，大幅降低了度电成本，成为目前光伏市场绝对主流。

单晶硅电池效率持续攀升，BOS 成本优势也逐渐显现：随着组件成本的快速下降，提升电 池组件转换效率摊薄 BOS（除组件外系统成本）成本显得越来越重要。2015 年光伏领跑者计划 启动，推动了高效率电池发展，之后三年内单晶 PERC 电池占比迅速提升。到 2019 年，单晶电 池市占率达到 65%，二十年来首次超过多晶电池。



（四）金刚线切割大幅降低单晶硅片成本，奠定单晶电池发展基础

2010 年至今，受益于各种降本增效技术的应用，光伏作为曾经昂贵的清洁能源现在正变得 越来越廉价，目前全球大部分地区已经实现平价上网，部分地区光伏度电成本甚至低于化石燃料 度电成本。如果以 2015 年作为单多晶技术变革的分水岭，2011 年-2015 年全球光伏新增装机年 复合增速为 15%，2015 年-2019 年全球新增装机复合增速达到 23%。



回顾单晶硅对多晶硅的替代，核心在于金刚线的切割技术的普及，大幅降低了单晶硅片成本。金刚线当时主要是替代砂浆切割技术。

金刚线技术增切速、降线耗：传统的砂浆钢线切割切速仅有 0.4 mm/分钟。金刚线切割可采 用 1.0~1.2 mm/分钟以上的大切速，切割效率大幅度提升 2-3 倍以上。同时，随金刚线切片技术 的发展，单片硅片耗线量也在成倍下降，由原先的 3 米/片已经降到现在的 1.5 米/片。切割成本 的下降使金刚线技术快速普及。

细线化、薄片化提高硅片产量：金刚线基本以每年 10-20um 的速度在细线化，当时国内先 进企业已实现母线80um金刚线切片量产，日本当时已有厂家开始小范围使用母线70um金刚线。薄片化可大幅提高每公斤单晶出片率、提升切片产能，为单多晶硅片成本逆转提供有力支撑。



当切割硅片的方法由砂浆切割转变为金刚线切割时，按当时的 120元/kg的硅料的成本计算， 每一片，硅料的成本就可以每片降低 0.59 元。考虑到金刚线线径逐年变细，切割速度增快，产 能大幅增加，产品的折旧成本也会有所减小。据测算，当硅片厚度由 180 μm 下降至 160 μm， 硅片生产的折旧成本将下降 0.26 元/片。



在隆基股份的单晶硅片出来之前，保利协鑫是当之无愧晶硅龙头。2015 年底协鑫多晶硅和 多晶硅片产能分别达到 7 万吨和 14GW，市占率分别高达 30%和 40%，均列全球第一。对比两家公司的发展，可以明显发现自 2015 年金刚线切割开始普及，明显提升了单晶硅片的成本下降 速度，按当时的电池片效率估算硅片的单瓦成本，2016 年单晶对多晶实现了成本优势的反超。



隆基得益于领先的成本优势，借助高效 PERC 单晶电池的载体和领跑者计划培养的市场， 在硅片价格下跌时，仍能连续 6 个季度保持毛利率攀升，2015 年至 2018 年，隆基营收年复合增速达到 55%，净利润年复合增速达到 70%。



协鑫紧随其后完成了金刚线切割技改并推出铸锭单晶硅片，但仍未能逆转局势。隆基凭借良好的现金流顺势扩大产能，2019 年隆基硅片产能超越协鑫，成为全球硅片龙头。



二、PERC 电池的提效降本之路

（一）从 PERC 电池的应用看新技术的导入

以前太阳能电池效率大都通过改进电池正面获得，因此当正面带来的效率提升越来越难，研发人员将目光转向了电池背面的钝化。由于切割硅片会在其表面产生大量悬空键，引起载流子在 此大量复合从而影响电池效率，钝化就是通过降低表面载流子的复合，来提升电池的效率。

钝化可通过化学钝化和场效应钝化两种方式实现。化学钝化主要是使悬空键饱和，可以通过提供一个可使表面硅原子达到饱悬空键状态的表层，或 沉积高氢介质膜，使氢填补悬空键的空穴，从而实现钝化目的。场效应钝化是指在表面附近制造一个电场，以排斥相同极性的少数载流子， 从而降低载流子的复合。



PERC 电池（Passivated Emitter Rear Cell，PERC）结构从常规铝背场电池（BSF） 结构演变而来，通过在 BSF 的背面叠加钝化层（AlOx）实现转换效率的大幅提升。最早起源于 上世纪八十年代，由澳洲新南威尔士大学的 Martin Green 研究团队首次正式提出，当时即达到 22.8%的实验室电池效率。



2006 年 PERC 电池背钝化材料 AlOx 的钝化性能引起学界重视，之后随着 AlOx 产业化技术 和设备的成熟，加上激光技术的引入，PERC 技术开始逐步走向产业化。2012-2013 年开始有厂 家对其产线进行 PERC 升级，2015 年新增电池产能采用的基本都是 PERC 架构，2018 年开始 PERC 电池产能加速扩张，现已成为最主流的高效电池技术。



回望单晶PERC电池的发展历程，我们认为转换效率的快速提升是其广泛应用的核心动力。

2012 年 PERC 电池刚刚引起产业界关注，最高效率是尚德的 20.3%，当时常规单多晶效率 约为 19%和 17%。

2015 年 ISFH 通过优化电池模型参数，提出 PERC 电池效率可达到 24%以上，并给出相应 的技术路线。同年德国 HELENE 研究团队宣布计划在 2017 年底前将 PERC 单晶硅电池效率提 升至 22.5％，PERC 电池产业化成为研究热点。

2016 年底，天合光能创下 22.61%的最高 PERC 电池效率纪录，提前一年达到 HELENE 目 标。

2017-2018 年隆基和晶科轮番刷新 PERC 效率纪录，到 2018 年底晶科达到 23.95%的最高 效率。与此同时 PERC 电池的扩产达到了前所未有的高峰，到 2018 年底单晶 PERC 产能达到 接近 80GW，较 2016 年底翻了四倍。

2019 年 1 月隆基在 244.59cm2的 P 型硅片上实现了 24.06%的转换效率，高出行业平均量 产效率近 2 个百分点。到 2019 年底单晶 PERC 电池市占率达到 60%左右，反超 BSF 电池成为 市占率第一的电池技术。



除了具有更高的效率和更大的提效空间以外，PERC 电池能快速扩大市占率，还因其只需在 原有产线上增加两道工序（背钝化和激光开槽），可以在获得 1 个百分点以上效率提升的同时保持有竞争力的生产成本。



从量产效率看，2010-2019 年单晶电池效率从 17.5%提升到 22.3%，平均每年提升约 0.48 个百分点，而同期多晶电池效率从 16.5%提升到 19.3%，平均每年提升 0.28 个百分点，单多晶 效率差从 1 个百分点拉开到 3 个百分点。在效率提升的同时，单晶电池价格却一路下跌，单多晶电池片价格差从 2012 年的 0.4 美元/片下降到 0.11 美元/片，单晶电池性价比凸显。



回顾 PERC 产能的投放节奏不难发现，2017-2018 年之所以成为 PERC 产能集中爆发期， 一方面是因为单多晶电池转换效率差不断拉大，PERC 溢价最高可达到近 0.4 元/W；另一方面是 因为关键设备的国产化，使得PERC改造成本和新建成本分别降至1亿元/GW 和4.2亿元/GW， 改造产线在高溢价下一年即可收回资金成本，从而刺激企业加大 PERC 产能布局。

因此，我们 认为相对较高的效率溢价和相对较低的成本是新型电池技术被广泛认可的必要前提。



（二）大尺寸硅片助力 PERC 电池继续降本

近十年电池片尺寸经历过几轮变革，从 100/125mm 到 156mm，再到 2013 年底隆基、中环 等联合发布的 M2-156.75mm，大尺寸电池片可以有效提高组件发电功率，降低光伏发电系统成 本，成为光伏产业发展的大趋势。

2019 年隆基、中环相继推出 M6-166mm、M12-210mm 大尺寸硅片，面积较目前主流的 M2 分别提升 12.2%、80.5%，组件封装功率可提升到 450W+、600W+，较 M2 72 片组件分别 高出 60W+、200W+。假设电池产线每小时出片量不变，M6、M12 可以使产能相应提升 12.2% 和 80.5%，从而摊薄人工、折旧等除辅材外的非硅成本。根据测算，我们预计可以使电池片每瓦 非硅成本降低 1-5 分钱。



M6 的优势在于现有产线兼容性好，硅片环节的拉棒和切片设备均可兼容，电池和组件环节 需要对产线升级改造，预计改造成本约 2500 万元/GW。此外电站考虑到冗余设计也可直接兼容 M6 组件。

M12 由于尺寸提升更多，硅片、电池、组件产线均需新建，但 M12 带来的降本空间可使全 平台受益。除电池端降本 5 分钱外，组件端和电站端还可摊薄支架、接线盒、汇流箱等成本。

1） 东方日升数据显示，M12 单晶 50 半片的 500W 高效组件可使组件单线产能提升 30%， BOS 成本降低 9.6%，度电成本(LCOE)下降 6%。

2） 天合光能数据显示，M12 单晶 50 三分片组件在黑龙江某大型地面电站测算结果显示， 500W 的 210 双玻双面组件相比常规 410W（应为 M2）双玻双面组件，BOS 成本下降 6%~8%，LCOE 成本下降 3%~4%。

得益于强大的降本能力，大尺寸硅片得到了下游的积极响应，通威、爱旭、东方日升、天合 光能等电池组件厂商积极推进相关产能投建，目前已公告的大尺寸电池规划产能约 80GW。根据 中国光伏行业协会 2020 年 2 月发布的《中国光伏产业发展路线图（2019）》，预计 2020 年底大尺寸硅片占比有望达到 40%左右，2021 年有望取代 M2 成为主流尺寸。

三、后 PERC 时代，TOPCon 还是 HJT？

根据晶硅太阳能电池的工作原理，要实现高转换效率（η=FF*Voc*Jsc/Pin）需要高的填充 因子（FF）、开路电压（Voc）和短路电流密度（Jsc）。目前产业化主要是通过增大光生电流如 IBC、HBC 电池（增加光照面积，提高 Jsc） ，以及提高少子寿命如异质结、TOPCon（优化钝 化性能，提高 Voc）实现。



（一）主要新型高效电池介绍

异质结电池（Heterojunction，HJT）：由两种不同的材料组成，即在晶硅和非晶硅薄膜之 间形成 PN 结，因此它兼具晶硅电池优异的光吸收性能和薄膜电池的钝化性能。具体是在 N 型晶 体硅片正反两面依次沉积厚度为 5-10nm 的本征和掺杂的非晶硅薄膜，以及透明导电氧化物 (Transparent Conductive Oxide，TCO) 薄膜，从上到下依次形成了 TCO-N-i-N-i-P-TCO 的对称结构。

隧穿氧化钝化接触电池（Tunnel Oxide Passivated Contact，TOPCon）：

前表面与 N-PERT 电池没有本质区别，主要区别在于采用超薄二氧化硅（SiO2）隧道层和掺杂非晶硅钝化背面。其 中 SiO2 厚度 1-2nm，可使多子隧穿通过同时阻挡少子复合；掺杂的非晶硅厚度 20-200nm，经 过退火工艺使非晶硅重新结晶为多晶硅，可同时加强钝化效果，避免了在钝化膜上激光开槽，能有效减少少子复合，提高电池的开路电压和填充因子，进而提高电池效率。



交叉背接触或全背电极接触电池(Interdigitated Back Contact，IBC)：前表面是 N+的前场 区 FSF 和 SiNx 减反层，背表面为交叉排列的 P 区和 N 区，正面无金属栅线电极遮挡，因此可 以更高的短路电流。IBC 电池工艺的难点是背面交叉分布的 P 区和 N 区，以及背部金属电极的 制作。

异质结背接触电池（Heterojunction Back Contact，HBC）：将 HJT 非晶硅薄膜技术应用 于 IBC 电池结构，可同时获得高的短路电流和开路电压。2016 年、2017 年日本 Kaneka 公司研 发的 HBC 电池分别创下 26.33%和 26.63%的转化效率世界纪录。该电池正面无金属电极遮挡， 背部 P、N 区呈现交叉排列，本征非晶硅薄膜（i:a-Si）作为双面钝化层，具有优异的钝化效果。



双/多结叠层电池（Tem / Multi-junction）：将带隙不同的两个或多个子电池按带隙大小 依次串联在一起. 当太阳光入射时, 高能量光子先被带隙大的子电池吸收, 随后低能量光子再被 带隙较窄的子电池吸收，既增加了对低能量端光谱的吸收率，又降低了高能量光子的能量损失， 可以显著提高电池效率。PERC、HJT 等均为单结电池，理论极限效率仅为 29.43%，而由钙钛 矿（Perovskite）和晶体硅构成的双结叠层电池理论效率最高可提高到 43%，是未来太阳能电池 效率大幅提升的重要技术路线。



根据 ISFH 的测算，PERC、HJT、TOPCon 电池的理论极限效率分别为 24.5%、27.5%、 28.7%，其中 TOPCon 十分接近单结电池的极限效率 29.43%。目前 PERC、HJT、TOPCon 电 池的最高效率纪录依次为 24.06%（隆基）、25.11%（汉能）、25.70%（Fraunhofor）， 平均量产 效率依次为 22.5%、23.7%、23.5%左右，其中 HJT 和 TOPCon 效率均处于起步阶段，未来具 有非常大的提升空间。

（二）新型高效电池量产工艺比较

目前实现小规模量产（>1GW）的新型高效电池主要包括 TOPCon、 HJT 和 IBC 三种， HBC、 叠层电池暂时还处于实验室研发阶段。从生产工艺来看，IBC 电池工艺最难最复杂，TOPCon 次 之，HJT 电池工艺最简单、步骤最少（核心工艺仅 4 步）。从生产设备来看，TOPCon 电池兼容 性最高，可从 PERC/PERT 产线升级，IBC 次之，HJT 电池完全不兼容现有设备，需要新建产 线。

1） TOPCon 电池采用 N 型硅片，需要在 PERC 产线上增加硼扩设备，背面的 SiO2隧穿层 和掺杂多晶硅层，分别采用原位热氧和原位掺杂的方式在 LPCVD（低压化学气相沉积） 中沉积，因此还需要在 PERC 产线上增加 LPCVD 和湿法刻蚀设备。

2） HJT 电池由于采用晶硅/非晶硅异质结结构（PN 结由不同材料构成），最高工艺温度不 能超过非晶硅薄膜形成温度（<200℃），因此在后续采用低温固化工艺替代高温烧结。低温工艺对设备、工艺、材料和洁净度提出更高的要求（高温工艺可吸除杂质），因此 需要重新新建产线，且相关设备投资成本较高，是 PERC 的 2~4 倍。但是 HJT 电池天 然的对称结构有利于自动化生产，减少生产步骤，更适合大规模生产。

3） IBC电池需要在背面制成交叉分布的P区和N区，增加了制作掩膜和激光开槽两道工序， 同时由于掺杂区面积较小，采用 PERC 工艺中的热扩散炉不易控制精度，需要使用半导 体生产中的离子注入工艺，提高了生产的技术门槛和成本。



（三）新型高效电池经济性分析

在目前可量产的新型高效电池中，HJT 电池的设备投资成本最高，约为 5~10 亿元/GW，而 PERC 仅需 2.5~3 亿元/GW，HJT 电池设备成本为 PERC 投资成本的 2~4 倍。



TOPCon 电池与 PERC 产线兼容度高，可从 PERC 产线改造升级，改造成本为 0.5~1 亿元 /GW 左右，新建产线设备投资成本约 3~3.2 亿元/GW，较 PERC 高 20%~30%左右，是目前初 始投资成本最低的 N 型高效电池之一。



根据 PVInfoLink 估计，目前异质结和 TOPCon 成本接近 PERC 的两倍，毛利率显著低于 PERC 电池。一方面是因为前期设备主要依赖进口，国产设备导入后，初始投资成本有望下降 30%~50%左右；另一方面是因为现在新技术产线大多为中试线，无论设备还是耗材均未形成规 模优势。随着更多资本进入，有望加快浆料、靶材等耗材的国产化进程，同时提高单线产能，进 一步降低生产成本。







（四）新型高效电池量产情况

目前各大电池厂商均有布局 TOPCon、HJT、IBC 电池，不过产线规模大部分都为 MW 级 别，以中试线居多，形成量产稳定供货的企业比较少。

1） TOPCon 电池产能主要以原有 PERC/PERT 电池厂商布局为主，2019 年新扩产 PERC 产线大都预留了升级空间。国内目前中来股份已具有 2.4GW 的量产产能，2019 年天合 光能发布 TOPCon 组件新产品，未来产能有望进一步提升；海外方面，LG 和 REC 在 TOPCon 技术均有量产产能（>1GW） 。

2） HJT 电池早期产能主要以松下、汉能、晋能、钧石、中智为主，但产能规模都在 100MW 左右，近两年随着异质结投资受到关注，通威、爱康、彩虹、山煤国际等新入企业纷纷 宣布了 GW 级别的产能规划。截止到 2019 年底，HJT 已规划产能已超过 30GW，但实 际落地产能仅合计 2GW 左右。

3） IBC 电池目前仅有 Sunpower（>1GW）和黄河水电（>200MW）实现量产供货，其他 厂商目前仍处于研发阶段。

四、投资建议

通过分析 PERC 电池的降本提效路线，我们认为相对较高的效率溢价和相对较低的成本是 新型电池技术被广泛认可的必要前提。目前 PERC 电池已达到 24%的研发效率，量产效率今年 底即将突破23%，我们预计PERC很快将进入提效的瓶颈期。不过由于大尺寸硅片的应用， PERC 电池成本优势进一步巩固，推迟了 TOPCon、HJT 等新型高效电池的到来。同时 TOPCon、HJT 电池 23%~24%的量产效率仍有较大提升空间，因此我们认为未来 2~3 年内市场将仍以 PERC 电池为主，主要技术路线是大尺寸、薄片化的技术难题攻关。

TOPCon 电池主要优势在于与现有产线的兼容，但由于工艺较复杂，更适合现有 PERC 产 线转型过渡，考虑到目前 150GW+的 PERC 产能，我们认为 TOPCon 在未来 3~5 年更具备竞争 优势。HJT 电池由于工艺简单适合规模化生产，受到了更多新进入资本的青睐，目前投资成本 5~10 亿元/GW，即便设备实现国产化，仍较 PERC 投资高出一倍多，加上耗材国产化技术未完 全成熟，短期内很难替代 PERC，但长期看 HJT 可以与 IBC、钙钛矿等其他技术叠加，具备非 常大的效率潜力，有望成为下一代技术的开拓者。