光伏行業深度研究之異質結電池專題報告

1. HIT 電池性能優異，商業化節奏提速1.1 HIT：一種非晶矽與晶矽材料相結合的高效電池技術

HIT 電池是以晶矽太陽能電池為襯底，以非晶矽薄膜為鈍化層的電池結構。HIT(異質結電池，Heterojunction with Intrinsic Thin layer)是一種在 P 型氫化非晶矽和 n 型氫化非晶矽與 n 型矽襯底之間增加一層非摻雜(本徵)氫化非晶矽薄膜的電池結構。標準晶體矽太陽能電池是一種同質結電池，即 PN 結是在同一種半導體材料上形成的，而異質結電池的 PN 結採用不同的半導體材料構成。日本三洋公司在 1990 年發明出 HIT 電池並申請為註冊商標，因此異質結電池又被稱為 HJT(Heterojunction Technology)或 SHJ(Silicon Heterojunction)。

 

 

HIT 電池與傳統晶矽電池相比具有多種優勢，具體體現在：

(1)轉換效率高：HIT 電池採用非晶矽層降低表面懸掛鍵密度和異質結界面態密度，實現超高轉換效率。HIT 電池的開路電壓可以達到 740mV 以上，主要原因是：1)矽片表面的晶體結構具有不連續性，懸掛鍵密度高導致缺陷密度大，非晶矽層通過降低表面懸掛鍵的密度實現優良的界面鈍化;2)HIT 電池在單晶矽襯底和摻雜非晶矽薄膜之間插入了一層較薄的本徵非晶矽薄膜，使得異質結界面的界面態密度大幅度降低，因此電池的開路電壓比常規電池高，進而實現超高轉換效率。目前，HIT 電池的實驗室效率在 26%以上，現有設施的平均量產效率在 23%以上，效率優勢顯著。

(2)雙面率高：HIT 電池為正反面對稱結構，且背面無金屬背場阻擋光線進入，因此其天然具備雙面發電能力，且雙面率可超過 95%，可在擴展應用範圍(沙地、雪地、水面等)的同時進一步提升發電量。

(3)無光衰：由於 HIT 電池上表面為 TCO，電荷不會在電池表面的 TCO 上產生極化現象，因此 HIT 電池無 PID、LePID 現象。松下 HIT 組件 25 年後發電量僅下降 8%。

(4)溫度係數低，高溫環境發電量高：HIT 電池的溫度穩定性好，與單晶矽電池-0.42%/℃的溫度係數相比，HIT 電池的溫度係數可達到-0.25%/℃，使得電池即使在光照升溫情況下仍有好的輸出。在一天的中午時分，HIT 電池的發電量比一般晶體矽太陽電池高出 8-10%，雙玻 HIT 組件的發電量高出 20%以上，具有更高的用戶附加值。

(5)弱光響應高：理論研究表明，並聯電阻越大，光伏組件的弱光響應越強。薄膜電池因為並聯電阻普遍比較大，所以弱光響應普遍比較好。HIT 電池屬於薄膜電池，因此弱光響應性能更好。

(6)工藝步驟少：HIT 電池生產工序僅需 4 步，量產具備優勢。目前，主流的 PERC電池量產需要 8-10 道工序，TOPCon 需要 11-12 道工序，而 HIT 電池的工序僅為 4 道。從理論上講，HIT 工藝步驟少，可以極大的降低電池的不良率，以及人工、運維等其他生產成本。

(7)結構對稱，薄片化潛力大：HIT 電池完美的對稱結構和低溫度工藝使其非常適於薄片化。目前 PERC 電池所用矽片主流厚度為 170-180μm，HIT 電池所用矽片厚度已經降至 160μm 以下，且具有較大的薄片化空間。

 

 

1.2 商業化節奏提速，多家公司進入

HIT 領域HIT 技術的發展可以劃分為四個主要階段，高效化趨勢推動 HIT 商業化提速：

(1)起步階段(1974-1996 年)：HIT 技術初見雛形，日本三洋取得重大突破。1974年，Walter Fuhs 首次提出結合非晶矽和晶矽材料的 HIT 結構;日本三洋於 1989 年通過將本徵非晶矽插入矽片和摻雜的非晶矽層之間取得重大突破，並將該技術申請專利;又於1990 年通過用非晶矽薄膜代替本徵非晶矽，將 HIT 電池轉換效率進一步提升至 15%。

(2)初步發展階段(1997-2009 年)：日本三洋註冊 HIT 商標，各國相繼啟動 HIT技術研究。1997 年，日本三洋將 HIT 註冊商標並提供該品牌異質結組件，矽片尺寸 5 英寸，電池效率 16.4%，組件效率 14.4%。2008 年、2009 年，瑞士梅耶博格、法國 CEA/INES相繼建立 HIT 研發中心。

(3)工業化階段：(2010-2017 年)：日本松下(收購日本三洋)HIT 專利到期，HIT 進入快速發展的工業化階段。2010 年，松下 HIT 專利保護到期，自此 HIT 技術迎來快速發展期。松下於 2013-2014 年連續創下 24.7%、25.6%的世界紀錄。日本 Keneka 也緊跟其後，於 2016 年創造 BC-HIT 路徑 26.6%的世界紀錄。

(4)商業化階段(2017 年之後)：商業化節奏提速，多家公司進入 HIT 領域。2017年開始，全球多家公司開始關注 HIT 電池技術，中國晉能公司中試線規模達到 100MW。2018 年，中國鈞石能源 HIT 電池/組件產線產能超過 600MW;ENEL 在義大利建設超過200MW 的產線。

多家廠商布局 HIT 產能，2020 年有望成為 HIT 產業化元年。量產方面，目前參與的廠商主要是：1)電池片環節新進入者;2)設備廠商;3)原有的薄膜電池製造商。當前全球 HIT 已有產能約 3GW，參與方規劃 HIT 產能超過 15GW，部分企業已開始中試或小批量投運。鈞石能源、中智電力、晉能科技、漢能等國內 HIT 技術領先企業已分別建成600MW、160MW、100MW、120MW 異質結電池產能。多家公司發布 HIT 產能規劃，鈞石能源、愛康科技分別規劃建設 5GW 異質結製造基地，東方日升規劃產能 2.5GW，中智電力規劃產能 1.2GW。預計 2020 年將有 4-7GW 以上的 HIT 新增產能投放，一批標杆企業與項目可能在年底到明年投運，將進一步提升行業對異質結電池的信心，2020 年可能是 HIT 的產業化元年。

 

 

2. 轉換效率提升空間大，HIT 有望成為下一代主流技術

2.1 「補貼退出+政策引導」推動電池技術向高效化迭代

平價上網漸近疊加補貼政策退出，降本增效成為光伏行業發展的主要推動力。「531」政策以來，我國光伏裝機增速大幅下滑，各環節價格劇烈下跌，技術進步帶來的降本增效成為推動平價上網目標實現的主要推動力。2019 年，我國一類、二類、三類地區，普通光伏地面電站標杆上午電價分別下降至 0.40、0.45、0.55 元/KWh，補貼幅度持續收窄。根據 CPIA 數據，2019 年，全投資模型下地面光伏電站在 1800 小時、1500 小時、1200 小時、1000 小時等效利用小時數的 LCOE 分別為 0.28、0.34、0.42、0.51 元/KWh。未來隨著組件、逆變器等關鍵設備的效率提升，雙面組件、跟蹤支架等的使用，運維能力提高，2021 年後在部分高脫硫煤電價地區可優先實現與煤電同價。

電池片是光伏行業降本增效的關鍵環節，更高的轉換效率可攤薄下遊電站的面積相關成本。地面光伏系統投資中，組件價格佔比 40.70%，而電池又佔到組件成本構成的 67.5%，系統成本的下降主要依賴於組件價格及電池成本的下降。更高的轉換效率可帶來更高的發電增益率，單晶 P-PERC、中來股份 TOPCon、鈞石能源異質結相比單晶 BSF 發電增益率分別為 3.0%、8.3%、11.0%。同時光伏電站的運輸、安裝、線纜、支架、運維、土地等成本均與面積成正相關關係，因此採用更高效的電池組件，可節省光伏電站面積，進而節約面積相關成本。

 

 

 

 

電池技術向高效路線進化：P-PERC 替代常規單晶，N 型技術路線繁多。歷史上電池片環節經歷了單晶替代多晶、P-PERC 替代常規單晶的技術迭代。其中常規單晶電池是鋁背場電池，在矽片的背光面沉積一層鋁膜;P-PERC 電池通過引入背鈍化和開槽接觸工藝，在電池背面形成背反射器，減少入射光損失，但背面開槽處金屬接觸區域增加額外的複合電流;N 型電池技術路線繁多，其中 N-PERT 是 P-PERC 技術的改進型，在形成鈍化層基礎上進行全面的擴散，加強鈍化層效果;TOPCon 在電池表面製備一層超薄氧化矽和一層高摻雜多晶矽，氧化矽的化學鈍化和多晶矽層的場鈍化作用可以顯著降低晶矽表面少子複合速率，同時超薄多晶矽層可保證多子的有效隧穿;HIT 通過引入非晶矽本徵薄層來提升單晶矽的表面鈍化性，使表面複合電流顯著減小;IBC 把正負電極置於電池背面，減少置於正面的電極反射一部分入射光帶來的陰影損失

 

 

 

 

技術革新推動各技術路線電池轉換效率不斷提升。在《光伏製造行業規範條件》和「領跑者」計劃推動下，各種晶矽電池生產技術進步迅速。2019 年，P-PERC 單晶電池效率提升至 22.3%，N-PERT+TOPCon 單晶電池、矽基異質結 N 型單晶電池平均轉換效率分別已經達到 22.7%和 23.0%。預計至 2020 年，P-PERC 單晶、N-PERT+TOPCon、矽基異質結 N 型單晶電池的轉換效率分別提升至 22.7%、23.3%、23.5%。

行業政策引導光伏製造企業高效化發展，利好高效電池技術導入。2020 年 5 月 29 日，工業和信息化部(電子信息司)對《光伏製造行業規範條件(2020 年本》(徵求意見稿)進行公開徵求意見。徵求意見稿提出：電池製造項目投資強度不低於 900 萬元/畝，組件製造項目投資強度不低於 500 萬元/畝;現有項目多晶矽電池和單晶矽電池(雙面電池按正面效率計算)的平均光電轉換效率分別不低於 19%和 22.5%，新建和改擴建項目多晶矽電池和單晶矽電池(雙面電池按正面效率計算)的平均光電轉換效率分別不低於 20%和 23%。這意味著能夠推動行業降本提效的新技術導入速度有望加快。

2.2 HIT 轉換效率優勢明顯，有望替代 PERC 成為下一代主流技術

 

 

HIT電池量產轉換效率具有明顯優勢，有望替代PERC 成為下一代主流技術。2019年，P-PERC 單晶電池效率提升至 22.3%，N-PERT+TOPCon 單晶電池、HIT 電池平均轉換效率分別已經達到 22.7%和 23%。HIT 電池轉換效率比 P-PERC 電池、N-PERT+TOPCon電池轉換效率分別高出 0.7%、0.3%。預計至 2025 年 HIT 電池轉換效率可提升至 25.5%，相比 P-PERC 電池、N-PERT+TOPCon 電池，轉換效率高出 1.5%、1%。隨著 HIT 技術大規模產業化，降本增效速度預期會大幅加快，HIT 有望替代 PERC 成為下一代主流技術。

目前 HIT 電池量產轉換效率約 23%左右，實驗室最高轉換效率為 26.63%。松下收購三洋 HIT 電池產線後創下 24.7%的 HIT 轉換效率記錄，日本 Kaneka 公司通過在 HIT 電池中結合 IBC 電池結構，以 26.63%的效率水平創造了商用晶體矽太陽能電池的最高轉換效率。但各家電池廠商的平均量產轉換效率普遍在 23%~24%左右，其中松下量產轉換效率為24.70%，鈞石能源量產轉換效率為 23.03%，晉能的 100MW 生產線平均轉換效率為24.04%。雖然參與廠商較多，但各家 HIT 電池產能多在 500MW 以內、規模尚小。

2.3 可疊加其他高效電池技術，轉換效率提升空間大

2.3.1 HBC：兼具 IBC 高短路電流+HIT 高開路電壓優勢

HBC(交指式背接觸異質結)電池是結合異質結技術和背接觸技術的電池結構。IBC電池正面為一層本徵非晶矽薄膜鈍化層，背面包含一層本徵非晶矽薄膜及指狀交叉分布的 P型氫化非晶矽和 N 型氫化非晶矽。與 HIT 電池結構相比，HBC 電池前表面無電極遮擋，並且採用 SiNx減反層取代 TCO 薄膜。

HBC 電池工藝流程為：清洗制絨-正面沉積本徵非晶矽薄膜-正面沉積減反射膜-背面沉積本徵非晶矽薄膜-背面沉積 P 型氫化非晶矽和 N 型氫化非晶矽-印刷烘乾。

HBC 兼具 IBC 電池短路電流高和 HIT 電池開路電壓高的特點，轉換效率突破 26%。HBC 電池前表面無電極遮擋，可消除金屬電極的遮光電流損失，保留了 IBC 電池短路電流高的特點;同時，HBC 採用鈍化性能良好的本徵氫化非晶矽層，降低了異質結界面的界面態密度，保留了 HIT 電池開路電壓高的特點。2014 年 4 月，松下將 IBC 技術與 HIT 技術結合，在 143.7cm2 的 N 型 Cz 矽片上實現了 25.6%的轉換效率。2017 年 8 月，Kaneka宣布將 HBC 電池轉換效率提高至 26.63%。目前，國內各研究機構也致力於 HBC 太陽能電池的研究，中科院微電子研究所在 4cm2 的 N 型 Cz 矽上製備出了轉換效率為 19.8%的HBC 電池，與國外研究成果相比仍有較大差距。

由於 IBC 電池和 HIT 電池產業化尚未成熟，而 HBC 電池在保留二者優勢的同時也保留了工藝難度，目前 HBC 電池仍處在研發階段。

2.3.2 鈣鈦礦/HIT 疊層電池：提升晶矽太陽能電池轉換效率極限

晶矽太陽能電池實驗室效率已接近極限，鈣鈦礦/晶矽疊層電池有望成為未來研發方向。光伏市場的 90%由晶矽太陽能電池所佔據，目前實驗室報導的晶矽電池效率最高已達到26.63%，在逐漸逼近其效率極限 29.3%。為使其超過這個極限，疊層電池是一種很好的策略，通常疊層器件分為兩層，上層為寬帶隙的材料，下層是窄帶隙的材料。矽電池的帶隙是 1.12eV，接近下層電池的最優帶隙，因此需要匹配一個上層電池材料，其上層電池材料最優的帶隙大約在 1.65-1.7eV 左右。考慮到光學損失及光致次帶隙等各種因素，鈣鈦礦材料是優選的材料。

鈣鈦礦/晶矽疊層太陽能電池的工作原理是利用不同的帶隙吸收不同的太陽光光譜，提高電池的轉化效率。鈣鈦礦電池禁帶寬度的調整範圍為 1.5eV 左右至 1.7eV 以上，當鈣鈦礦的禁帶寬度為 1.55eV 時，它可以吸收波長小於 800nm 的光子，而帶隙為 1.12eV 的矽電池可吸收波長小於 1100nm 的光子。將鈣鈦礦電池與矽電池按能隙從大到小的順序從外向裡疊合起來，讓短波長的光被最外側的寬帶隙鈣鈦礦太陽能電池吸收，波長較長的光能夠透射進去讓窄帶隙的矽太陽能電池吸收，這就有可能最大限度地將光能變成電能，大大地提高了太陽光譜的利用率、電池的性能和穩定性。

 

 

TOPCon、IBC 電池正面採用 SiNx 鈍化膜難以實現隧穿，HIT 電池是底電池的更優選擇。理論上底電池可以採用 P 型電池或 N 型電池，但都需要在頂電池形成隧穿結以及一層(導電)光學層。底電池正面無需鍍減反射膜，也無需金屬化。由於底電池不導電，因此不適合採用標準 SiNx 正面鈍化工藝，可以選擇晶矽/氧化銦錫異質結技術，或選擇帶 ITO覆蓋層的多晶矽鈍化接觸作為光學元件。

 

 

2017 年史丹福大學研發出轉換效率達到 23.6%的鈣鈦礦-HIT 雙極太陽能電池。其中頂電池採用 CsFA 鈣鈦礦電池，具有 14.5%左右的轉換效率;底電池搭配特製的 HIT 電池，為了適應層疊電池的需要進行了改造，光照面(和鈣鈦礦電池接觸面)沒有制絨，背面採用了制絨工藝並配合了局域金屬接觸實現最大吸光，具有 10%左右的轉換效率。雖然鈣鈦礦電池和 HIT 電池為了配合層疊結構本身都做出了效率犧牲，但最後實現了 23.6%的超高效率。

牛津光伏製備出轉換效率達到 28%的鈣鈦礦-矽串聯太陽能電池，聯手梅耶博格促進鈣鈦礦-HIT 疊層電池的規模化生產。2018 年 6 月，牛津光伏公司成功開發出效率高達 27.3%的鈣鈦礦/矽基雙結疊層電池。2018 年底，牛津光伏公司的 1cm2 鈣鈦礦-矽串聯太陽能電池達到 28%的轉換效率。根據公司技術路線圖，將來效率有望超過 30%。2019 年 3 月，梅耶博格與牛津光伏建立了戰略性合作夥伴關係並籤署了獨家合作協議，將梅耶博格領先的 HIT 及智能網柵連接技術(SWCT)與牛津光伏的鈣鈦礦太陽能電池技術相結合，合作促進鈣鈦礦-HIT 疊層電池的規模化生產。梅耶博格將向牛津光伏出售一條 200MW 的異質結生產線用於鈣鈦礦電池的試生產，此生產線將於 2020 年底在牛津光伏工廠中試運行，試生產線轉換效率的初始目標為 27%。

3. 工藝流程大幅簡化，設備國產化速度加快

3.1 HIT 製備工藝僅需四步，非晶矽/TCO 薄膜沉積設備壁壘較高

HIT 的工藝流程主要包括清洗制絨→電池正反面沉積本徵非晶矽薄膜和摻雜非晶矽薄膜→電池正反面沉積 TCO 薄膜→印刷烘乾。

制絨清洗環節：常用工藝為 RCA 清洗或臭氧(O3)清洗。本環節的目的是去除機械損傷層、降低表面反射率、提高表面清潔度。

非晶矽薄膜沉積：常用的工藝包括等離子體增強化學的氣相沉積法(PECVD)與熱絲化學氣象沉積(HWCVD)，其中本徵非晶矽薄膜是 HIT 電池表面的鈍化層，沉積後需要摻雜膜層來形成發射極和背表面場。

TCO 薄膜沉積：常用的工藝是磁控濺射(PVD)和反應等離子體沉積(RPD)，沉積非晶矽薄膜後，通過 TCO 薄膜可以實現導電、減反射、保護非晶矽薄膜的作用。

電極金屬化：通過絲網印刷在電池正背面印刷銀漿製備電極，或通過無主柵/銅金屬化技術實現電極金屬化。

與 P-PERC、TOPCon 相比，HIT 生產工藝大大簡化，因此具備較大的產業化潛力。P-PERC 工藝需要 8-10 道工序步驟，工藝難點在於氧化鋁鈍化、雷射開孔問題，國內代表企業有樂葉、晶科能源、阿特斯、晶澳科技;N-TOPCON 工藝共有 11-12 道工序步驟，工藝難點在於硼擴散，多晶矽生產、摻雜，繞鍍，國內代表企業有天合光能、中來股份、林洋能源、晶科能源;HIT 工藝只需 4 道工序步驟，工藝難點在於高效清洗和非晶矽製備，國內代表企業有漢能、晉能、中智、鈞石能源、通威股份，其中在量產的有晉能、鈞石能源。從理論上講，HIT 工藝步驟少，可以極大的降低電池的不良率，以及人工、運維等其他生產成本。

 

 

HIT 電池產線所需設備包括制絨清洗設備→PECVD/HWCVD 設備沉積非晶矽薄膜→RPD/CVD 設備沉積 TCO 薄膜→絲網印刷設備→自動分選機。

非晶矽薄膜沉積設備和 TCO 薄膜沉積設備主要依賴進口，清洗制絨設備、電極金屬化設備等環節國產廠商開始進入。清洗制絨設備目前以 YAC/Singulus 等國外設備為主，捷佳偉創已成功實現清洗制絨設備國產化。非晶矽薄膜沉積環節所需的 PECVD/HWCVD 設備技術壁壘較高，目前以 Ulvac/MB/AMAT/Jusung 等國外設備為主。TCO 薄膜沉積環節的 RPD/CVD 設備目前同樣以國外設備為主，主要供貨商包括 Sumitomo/MB/VonArdenne/AMAT/Jusung/精曜等。電極金屬化環節邁為股份等國產設備廠商已有量產化應用，不過仍以海外設備為主。

HIT 電池產線設備投資額中非晶矽薄膜製備和 TCO 沉積設備成本佔比接近 70%。以東方日升 2019 年發布的 2.5GW HIT 電池項目設備投資為例，HIT 電池產線設備投資額為10 億元/GW，其中清洗制絨設備佔比 8%，非晶矽薄膜沉積設備(採用 PECVD)佔比 40%，正面和背面 TCO 沉積設備(採用 RPD)佔比 28%，絲網印刷等後段設備合計佔比 26%。

3.2 制絨、清洗：RCA/O3，YAC 為主要設備供應商

制絨清洗是 HIT 電池製作的首道工序。制絨清洗主要是利用強腐蝕性的化學製劑對矽片進行清洗和表面結構化，從而在表面製得金字塔狀的突起。HIT 電池清洗制絨具體流程包括：預清洗→拋光→制絨→進行若干表面清潔步驟去除有機物和金屬雜質(SC1、CP、SC2、DHF)。制絨清洗工藝的主要目的為：(1)降低矽片表面反射率，利用 KOH 腐蝕液對 N 型矽片進行各向異性腐蝕，即在矽片表面形成絨面，可將矽片表面反射率降低至 12.5%以下，從而產生更多的光生載流子;(2)形成潔淨矽片表面，由於 HIT 電池中矽片襯底表面直接為異質結界面的一部分，故需形成潔淨矽片表面，從而避免不潔淨引進的缺陷和雜質而帶來的結界面處載流子的複合。

制絨清洗環節存在 RCA 與 O3兩種技術路線，目前業界多採用二者結合以平衡成本和製備效果。RCA 清洗通常使用鹼性腐蝕液對矽片進行各向異性腐蝕，RCA 清洗獲得的界面金屬雜質較低，但是氨水會導致表面較為粗糙。由於 RCA 清洗化學品耗量較大且廢液處理成本較高，目前行業內開始使用臭氧超純水清洗代替 RCA 完成矽片制絨後清洗工作。臭氧的氧化還原勢高於 H2O2，可有效去除金屬、顆粒和有機物，而且不會增加矽片表面微粗糙度。臭氧清洗在滿足工藝需求的同時，可降低化學品耗量及動力運行成本量，避免含氮廢水的排放，更有發展前景。

YAC 為制絨清洗環節主要設備供應商，國內廠商積極進入實現國產化。目前 HIT 產線的清洗制絨設備以進口為主，主要國外設備廠商包括日本 YAC、德國 Singulus、德國 Rena等，其中 YAC 在 HIT 清洗制絨設備市場具有絕對競爭力。YAC 制絨清洗設備的主要優勢包括：(1)YAC 的制絨清洗設備可以在較寬的 Si 濃度下(0%-4%)進行穩定的制絨(2-10μm);(2)高純度的化學試劑也幫助 YAC 製作出質量更高的絨面。國內設備廠商方面，捷佳偉創 HIT 制絨清洗設備研發已基本完成，進入工藝驗證階段。捷佳偉創的制絨清洗設備產能達到 6000 片/小時，破片率≤0.05%，參數已接近國外廠商。

3.3 非晶矽膜沉積：PECVD/HWCVD，HIT 電池製備的核心環節

非晶矽薄膜沉積是 HIT 電池製備的核心工藝。該工藝主要是指利用 CVD 的方式來鍍本徵非晶矽層、P 型非晶矽層、N 型非晶矽層。因為 P-N 異質結是在 N 型晶矽襯底表面形成，並且沉積層決定鈍化的效果，因此這一步驟是決定 HIT 電池性能的關鍵。現行的異質結非晶矽薄膜沉積主要有兩種工藝方法：等離子體增強化學的氣相沉積法(PECVD)與熱絲化學氣象沉積(HWCVD)。

 

 

PECVD 是目前非晶矽薄膜沉積環節主流技術，工藝成熟度較高。PECVD 是指利用輝光放電的物理作用來激活化學氣相沉積反應的 CVD 技術。PECVD 產生等離子體的過程為反應提供所需的大量能量，從而顯著降低沉積反應溫度，使得 CVD 過程得以低溫下實現，降低了能源消耗，有利於生產成本降低。薄膜光敏性高、隙態密度低、且沒有尺寸限制是PECVD 方法製備 a-Si:H 薄膜的三個重要優點。加之 PECVD 的低溫工藝使得對製備薄膜時襯底要求不高，大大擴大了該方法的使用範圍。

日本松下採用 HWCVD 法沉積非晶矽薄膜。HWCVD 以加熱的方式賦予原料氣體以能量使其發生各種化學反應，在基片上析出非揮發性的反應產物發生相變來製備薄膜。與PECVD 相比，HWCVD 的沉積不需要等離子體，是依靠分解矽烷來實現的。而且從熱絲髮射的電子能量很低，不存在 PECVD 中離子轟擊，對沉積薄膜表面作用較小，有利於優質非晶矽薄膜的高速生長。松下採用 HWCVD 工藝沉積本徵非晶矽與摻雜非晶矽，此類工藝優點是對界面轟擊較小，薄膜質量較好，對矽片鈍化較好，但是均勻性較差並且維護成本較高。

非晶矽薄膜沉積設備技術壁壘高，以進口為主、造價相對較高。HIT 非晶矽沉積 PECVD設備與常規產線 PECVD 鍍膜設備結構完全不同，目前應用材料、梅耶博格、日本真空和理想能源等可以提供沉積環節核心設備 PECVD，但造價仍相對較高。目前採用 HWCVD 技術的設備廠商主要是日本真空。國內廠商方面，鈞石能源憑藉自身建立 600MW 產能的技術積累，開始為 HIT 電池廠商提供包括 PECVD 在內的關鍵沉積設備，理想能源、捷佳偉創、金辰股份、邁為股份等均在積極進行 PECVD 設備研發。

3.4 TCO 膜沉積：PVD/RPD，短期內 PVD 是主流

TCO 薄膜主要是用作減反射層和橫向運輸載流子至電極的導電層。目前常用的製備方法是 PVD 和 RPD：傳統 PVD 技術運用 SPUTTER 磁控濺射，使用 ITO(氧化銦錫)靶材;RPD 技術利用特定的磁場控制 Ar 等離子體的形狀，從而產生穩定、均勻、高密度的等離子體，使用 IWO(氧化銦摻鎢)靶材。

 

 

短期內 TCO 薄膜沉積的主流技術是 PVD，設備產能高、鍍膜工藝可控。PVD 方法基本原理是在電場和磁場作用下，使工藝氣體 Ar 電離成 Ar+，形成等離子體，被加速的高能粒子(Ar+)獲得高能量並轟擊靶材，靶材表面的原子脫離原晶格而逸出，濺射粒子沉積到襯底表面與氧原子發生反應而生成氧化物薄膜。PVD 濺射鍍膜膜厚均勻易控制，鍍膜工藝穩定可控，工藝重複性較好，靶材壽命較長，適合連續生產。但離子轟擊對薄膜的性能損傷較大，轉換效率相對較低。現階段採用 PVD 方式成膜的企業較多，PVD 設備更為穩定且價格更為便宜，產能可以做到6000pcs以上，德國馮阿登納公司已經推出產能 8000pcs設備。

RPD 設備和靶材受專利限制，但轉換效率具備優勢。RPD 鍍膜原理是 Ar 通過等離子槍產生的等離子體進入到工藝腔體內，然後在磁場作用下打到靶材上，靶材升華沉積至襯底上。RPD 工藝主要是採用日本住友的 RPD 設備匹配其生產的 IWO 靶材，相對於傳統 PVD工藝，RPD 工藝在轉換效率上具有 0.3%-1%的優勢，日本松下公司的 1GW 電池均採用RPD 工藝。RPD 具有低離子損傷、低沉積溫度、可大面積沉積和高生長速率等優勢，但目前 RPD 設備產能較低導致售價高，且核心部件和靶材受制於住友專利限制。國內靶材公司已經開發出日本住友使用於 HIT 的高效靶材，靶材成本或將大幅下降。

 

 

3.5 電極金屬化：絲網印刷/電鍍銅，絲網印刷國產化程度高

電極金屬化是 HIT 電池製備的關鍵環節之一。製備電極的目的是通過與矽形成具有良好導電性能和高電流收集效率的歐姆接觸，收集光生載流子並導出到電池。金屬化環節不但要保證與矽界面有高的粘結強度和低的接觸電阻，同時要為電流輸出提供高導通路，是決定電池光電轉化效率和成本高低的主要影響因素之一。目前常見的 HIT 電池金屬化技術包括絲網印刷、電鍍銅。

絲網印刷技術是 HIT 電池電極金屬化環節主流工藝，技術成熟度較高。絲網印刷是通過絲網印刷設備將漿料印刷至電池表面，漿料中的金屬顆粒在高溫條件下，表面熔融相互連接並刻蝕矽板，形成可靠的黏結和電學接觸。目前，工業界普遍採用絲網印刷技術在電池基底材料上印刷電池柵線即金屬電極。絲網印刷技術相對其他技術而言，首先其設備結構相對簡單、價廉、易於操作;其次印刷工藝成熟、生產效率高，容易實現大規模的自動化生產，在一定程度上可以節約時間和成本。然而絲網印刷銀漿製備的柵線電極存在電導小、高寬比小等缺陷，且銀漿價格昂貴，限制了 HIT 電池轉換效率的進一步提高和生產成本的下降。

電鍍銅技術利用電化學方法製備金屬電極，可降低 HIT 電池成本、提升電池效率。電鍍技術是利用電化學方法在導電固體表面沉積一層薄金屬、合金或複合材料的過程。電鍍溶液在通電後金屬陽離子受電位差作用而移動到電池表面，沉積形成金屬鍍層，這層金屬鍍層即電極。選用電鍍技術製備金屬柵線電極，使用含銀的電鍍液，選擇鎳/銅/銀三鍍層，或者用鎳/銅鍍層，通過降低銀含量使得電池成本具有競爭力。電鍍銅電極具有導電率與銀相當、接觸電阻優於銀膠的優點，並且採用低溫製程技術，進一步縮小了電極線寬、增加了光照面積，有望提升 0.2%以上的電池絕對效率。電鍍金屬電極工藝過程較為複雜，附著力不良，存在廢液對環境汙染的風險，因此當前市場份額還很小。

 

 

目前異質結絲網印刷的供應商主要包括應用材料公司和日本的 Miro-tec 公司，國產的供應商包括邁為股份、科隆威等。應用材料公司一直是該技術和市場的領導者，推出多項領先技術：細線二次印刷技術，可提高電池效率、降低漿料損耗;SoftPressure 技術，可將網板的壽命提高 20%以上，而且讓印刷的質量更好。Micro-tec 絲網印刷的主要原理是通過空氣平衡的方法來控制刮刀的壓力來進行印刷。烘乾採用 Wikettype 結構，在滿足烘乾時間的前提下，達到較高的產能。國產廠商方面，邁為股份率先打破國外廠商對絲網印刷設備的壟斷，是國內市佔率最高的絲網印刷設備廠商。

銅柵路線大幅降低銀漿用量，鈞石能源在相關工藝和設備已有產業化布局。目前鈞石能源已經在開發電鍍銅工藝並自主研發銅電極電鍍設備，2018 年建造了一條基於銅電極技術的 500MW 生產線。電鍍銅製備柵線電極是先在 ITO 表面採用 PVD 沉積一層種子銅，再圖形化，然後再電鍍銅和錫而成。這種方法製得的電池柵線電極界面結合力強，更加穩定可靠;電導比銀柵高 3 倍;且銅材料成本低，既提高了轉換效率，又降低了電池製造成本。

 

 

4. 漿料環節成本下降空間大，低溫銀漿、靶材技術壁壘較高

4.1 低溫銀漿、靶材在漿料成本中佔比較高

清洗制絨環節和非晶矽沉積環節材料成本較低。目前清洗制絨環節，臭氧+雙氧水工藝在大批量生產驗證後清洗效果較為穩定，並且在去除氨氮工藝後汙水處理與化學品成本大大降低，是現在最佳的清洗工藝，其總體化學品成本已經貼近 P-PERC 電池清洗成本，材料成本約 0.22~0.3 元/片。非晶矽沉積環節，射頻化學氣相沉積(PECVD 工藝的一種)的材料成本約 0.03~0.04 元/片。

 

 

TCO 薄膜沉積環節：IWO 靶材成本高於 ITO，國產靶材降本空間大。對於 PVD 設備結合 ITO 靶材的工藝，靶材密度大於 7.1g/cm3，靶材成本約為 2700 元/kg，電池片的靶材成本約 0.4~0.5 元/片。對於 RPD 設備結合 IWO 靶材的工藝，進口 IWO 的靶材密度約4~4.5g/cm3，靶材成本約為 3200 元/kg，電池片的靶材成本約 0.6~0.7 元/片;若使用國產 IWO 靶材，靶材成本可降至 2000 元/kg，電池片的靶材成本約 0.2~0.3 元/片。

低溫銀漿是絲網印刷工藝所採用的關鍵材料，銀漿用量大、成本高昂。傳統晶矽電池通常採用高溫銀漿，導電性能較好。而 HIT 電池採用低溫工藝，須使用低溫導電銀漿。由於低溫導電漿料的導電性比高溫導電漿料差，印刷性能也差，使得異質結電池的漿料增重較大，在四，五根主柵的情況下，大約在 300mg 左右，佔據整個異質結加工電池的成本的約 30~40%。目前低溫銀漿主要採用日本京都電子生產的漿料，價格高昂，製造成本為 0.08美元/W，而 P-PERC 高溫銀漿的相應成本不到 0.02 美元/W。

4.2 低溫銀漿：國產化及電極工藝進步是降本關鍵

低溫銀漿工藝技術要求高，配方、三輥工序是關鍵工序。低溫銀漿的製備工藝共分為配料、混料、攪拌、三輥混合、過濾包裝 5 大步驟，其中配料及三輥混合工序為關鍵工序。銀漿是配方型產品，配方對低溫銀漿的生產至關重要。配方設計的難點在於：1、平衡降低電極線電阻和提升電極焊接附著力之間的技術矛盾;2、在降低電極線電阻的同時保證電極的長期可靠性、降低電極製造成本。三輥工序是銀漿生產過程中影響產品粘度、細度、固體含量、流變性能的關鍵混合工序。HIT 銀漿是低溫固化型有機體系，對溫溼度、有機及金屬雜質的影響更加敏感，所以相比於高溫光伏銀漿在三輥工序，需提升剪切速度、溫度、輥距控制精度。此外，高溫銀漿使用的 1-3μm 球形銀粉無法在低溫工藝中使用，專用銀粉的開發也是 HIT 低溫銀漿技術開發的重點。

低溫銀漿尚依賴進口，國產供應商處於起步階段。目前 HIT 銀漿市場佔有率最大的供應商是來自日本的 KE。日本 KE 專注 HIT 電池使用的低溫銀漿開發，目前其 Finger 細柵產品的體電阻率已低於 6*10-6Ωcm，並將在 1 年內通過引入低溫燒結銀粉技術，將電極體電阻率降至 4-5*10-6Ωcm;細柵產品可印刷 35-40μm 寬的 Finger 設計網版，該產品焊接拉力大於 1N/mm。日本 Nanotech、杜邦、賀利氏均有開發過 HIT 低溫銀漿產品，但目前面試的量產品市佔比較小。國內供應商方面，目前已宣稱涉足該領域的國內廠商有常州聚和、深圳首騁、蘇州晶銀、上海匡宇等 4-5 家。常州聚和生產的 CSP-T1 高效低溫固化 HIT證明銀漿在印刷性、體電阻率和焊接拉力方面均已接近進口產品同一水平。

MBB、SWCT 工藝可大幅降低銀漿用量，系當前主要降本手段。多主柵(MBB)一般是指太陽電池有 5 根以上的主柵線，目前已應用於同質結太陽能電池。研究顯示，多主柵技術在電池端轉換效率可提升大約 0.2%，節省正銀耗量 25-35%。該技術同樣可應用於異質結太陽能電池，有效降低銀漿使用量。採用 5BB 技術的 HIT 電池銀漿單耗約為 300mg/片、銀漿成本約 1.9~2.1 元/片，採用 MBB 技術的銀漿成本約 1.1~1.2 元/片。梅耶博格採用的 SWCT 技術，將一層內嵌銅線的聚合物薄膜覆蓋在異質結電池正面，代替銀主柵，可降低銀漿單耗至 100mg/片，銀漿成本降至 0.6-0.7 元/片。

 

 

4.3 靶材：工藝技術要求高，初步實現國產化

TCO 薄膜製備主要採用 ITO、SCOT、IWO、ICO 四種靶材。濺射是製備薄膜材料的主要技術之一，它利用離子源產生的離子，在真空中經過加速聚集，而形成高速度能的離子束流，轟擊固體表面，離子和固體表面原子發生動能交換，使固體表面的原子離開固體並沉積在基底表面，被轟擊的固體是用濺射法沉積薄膜的原材籵，稱為濺射靶材。TCO 薄膜沉積環節主要存在 PVD 與 RPD 兩種技術路線，PVD 技術以 ITO/SCOT 作為靶材，RPD技術採用 IWO/ICO 作為靶材。

 

 

靶材製造工藝技術要求高，我國企業與國際先進水平尚有較大差距。靶材的質量水平會直接影響到沉積所得薄膜的均勻性和一致性，因此濺射靶材對純度、緻密度和組織均勻性等特性均有嚴格要求。太陽能電池等領域對金屬純度的要求一般為 99.995%(4N5);靶材的緻密度會對濺射的沉積速率、濺射膜粒子的密度和放電現象以及薄膜的電學和光學性能有顯著影響;靶材的成分、組織和晶粒度大小主要影響沉積薄膜的均勻性和質量的穩定性。燒結法是生產靶材的最優工藝，金屬銦經過煅燒製成粉末，再和氧化錫或者氧化鎢粉末按照一定比例混合，壓塊高溫燒結製成靶材。2018 年的數據顯示，日韓企業可以做出長 3000 毫米、寬 1200 毫米的單塊靶材，但國內的長度不超過 800 毫米。

 

 

高端靶材市場被日韓企業壟斷，ITO、IWO 靶材已初步實現國產化。國內金屬的提純技術有限，無法達到高純濺射靶材的生產要求，因此，高純濺射靶材上遊的高純金屬市場目前也主要被日韓企業所壟斷，日本三井、東曹、日立、三星、康寧等是全球 ITO 靶材主要供應商。國內在小尺寸濺射靶材製造水平上已達到國際先進水平，但大尺寸水平距離國際先進水平差距較大。國內先導、映日等企業 ITO 產品已經比較成熟，SCOT 正在積極研發，IWO 壹納已經實現國產。廣東先導的 ITO 靶材業務收購自優美科國際有限公司，其生產的高純度、高密度 ITO 旋轉和平面靶標，長度可達 4000 毫米。

 

 

5. 多途徑提升 HIT 經濟性，2022 年 LCOE 有望與PERC 持平

5.1 產業化前期成本尚高，多途徑降本提升 HIT 電池經濟性

與 PERC 電池相比，HIT 電池銀漿、靶材等材料成本及設備成本較高。PERC 電池技術相對成熟，產業化已具備規模，非矽成本下降空間較小，目前 PERC 電池非矽成本約 0.26元/W，佔電池成本 39%，電池成本約為 0.76 元/W(含稅)。HIT 電池尚處於規模化初期，設備及關鍵材料依賴進口，非矽成本存在較大下降空間。根據測算，HIT 電池銀漿成本約為 0.14 元/W，佔電池成本 15%;TCO 靶材成本約為 0.07 元/W，佔比 7%;折舊成本約為 0.13 元/W，佔電池成本 15%，HIT 電池總成本約為 0.89 元/W(不含稅)、1.01 元/W(含稅)。

 

 

矽片環節降本：HIT 電池更利於採用更薄的矽片，矽片薄片化推動矽片成本環節下降。目前主流 PERC 電池矽片厚度為 160μm-180μm，受限於技術和工藝要求，降低到 160μm 以下的難度較大，並且矽片變薄會導致轉化效率的下降。HIT 電池完美的對稱結構和低溫度工藝使其非常適於薄片化，鈞石能源已量產 HIT 電池產品矽片厚度為 150μm，相較於PERC 產品有所降低。日本三洋 2013 年研發出的 HIT 電池採用矽片厚度僅為 98μm，電池效率達 24.7%。隨著矽片切割技術的發展，HIT 電池採用的矽片厚度將逐步下降，預計至2025 年可降至 100μm，矽片成本可下降至 0.25 元/W。

靶材環節降本：國產化是推動 HIT 電池非矽成本下降的重要手段。TCO 薄膜沉積環節存在 PVD 與 RPD 兩種技術路線，量產工藝中 PVD 路線主要採用 ITO 靶材，RPD 路線主要採用 IWO 靶材。目前我國靶材尚依賴於進口，成本高昂，採用 ITO 靶材的電池片靶材成本約 0.07 元/W。國內先導、映日等廠商正在大力推進靶材國產化，在成本方面已具備一定優勢。隨著國產化的進一步推進，預計到 2025 年，靶材價格可下降至 2000 元/KG 左右，靶材成本可下降至 0.03 元/W 左右。

低溫銀漿環節降本：銀漿單耗存在下降空間，國產化是降本關鍵。目前 HIT 電池銀漿成本較高主要存在兩方面的原因，一是由於 HIT 電池雙面印刷且低溫銀漿導電性較弱，銀漿耗量較高;二是低溫銀漿生產工藝要求較高，主要依賴進口。常規絲網印刷的 5BB HIT電池產品銀漿單耗約為 300-400mg/片，是同類 PERC 產品的 3 倍左右。未來隨著 MBB技術、SWCT、電鍍銅等技術的應用，銀漿單耗將大大下降。低溫銀漿國產化方面，國內廠商積極推進，常州聚合、蘇州晶銀等廠商研發較為順利。未來隨著技術工藝進一步成熟、下遊需求的放量以及國產化的推進，低溫銀漿成本有望大大降低，預計有望從 2019 年的0.17 元/W 降至 2025 年的 0.06 元/W。

 

 

設備環節降本：關鍵設備國產化及設備產能提升推動成本下降。目前 HIT 電池產線單GW 投資成本約為 8 億元/GW，需要各類設備約 10 臺(套)/GW。所有環節中絲網印刷環節設備過程化程度最高，PEVCD、PVD 設備則主要依賴進口。目前國內企業包括捷佳偉創、邁為股份、理想能源等正在積極推進 PECVD 設備的國產化。未來隨著設備國產化的推進以及單位設備產出的提升，單 GW 設備投資成本有望逐步下降，預計至 2022 年有望從目前的 8 億元/GW 下降至 4.07 億元/GW，至 2025 年預計可下降至 3.17 億元/GW。

預計至 2025 年，HIT 電池成本有望從 1.06 元/W 下降至 0.57 元/W。綜合各環節測算，未來通過 HIT 電池產業化規模提升、技術進步推動材料耗量下降及關鍵材料及設備的國產化等途徑，HIT 電池成本將實現較大幅度的下降。2019 年，HIT 電池成本約為 1.06元/W，其中非矽成本 0.59 元/W。預計 2020-2022 年，HIT 電池成本可分別下降至 0.89元/W、0.78 元/W、0.72 元/W，相較 2019 年分別下降 15%、26%、31%;預計至 2025年，HIT 電池成本可下降至 0.57 元/W，相較 2019 年下降 46%。

HIT 組件成本隨電池成本下降，轉換效率提升攤薄 BOS 成本。HIT 電池轉換效率更高，因此相比於 PERC 來說，對組件封裝成本具有攤薄作用，隨著 HIT 電池效率的持續提升，組件封裝成本隨之下降。HIT 電池成本下降疊加組件封裝成本下降，推動 HIT 組件成本經濟性逐步增強。我們預計到 2022 年，HIT 組件價格有望下降至 1.56 元/W(含稅)，到2025 年，組件價格有望下降至 1.28 元/W(含稅)。

5.2 經濟性快速提升，量產邊際條件到來

預計至 2022 年，HIT 與 PERC 地面電站度電成本基本持平。HIT 與 PERC 相比，經濟性主要來源於：(1)電池轉換效率提升對 BOS 成本的節約;(2)低衰減、高雙面率、低溫度係數提升發電量。根據目前 PERC 與 HIT 組件價格，假設利用小時數為 1400 小時/年、項目年限 25 年、折現率 6%，PERC 與 HIT 電站 LCOE 分別為 0.289 元/KWh、0.300元/KWh。預計至 2022 年，當 HIT 電池成本降至 0.72 元/W，HIT 組件價格降至 1.56 元/W(含稅)時，HIT 電站 LCOE 可降至 0.281 元/KWh，與 PERC 電站持平，從而具備落地經濟性。