2021年，光伏产业最大的变化不是上游涨价，也不是供应链角力，而是电池技术走到了时代的拐角。

降本增效是光伏产业发展的唯一主线，而其中必然伴随着技术的升级和迭代，光伏电池尤其如此。

光伏电池主要分为P型与N型两种，最大的区别是原材料硅片，P型硅片中掺杂了硼元素，而N型硅片中掺杂磷元素。

P型电池主要有BSF电池和PERC电池两种，2015年之前，BSF电池占了总市场的90%，是绝对的主流。2016年之后，PERC电池接棒起跑，到2020年，PERC电池在全球市场中的占比已经超过85%，BSF电池淘汰出局。在此期间，电池转换效率从不足20%提升到超过23%。

之前是P型电池内部的自我更新，现在则是N型对P型的迭代。技术上发生了更大幅度的跃迁，但本质未变，就是追求更高的转换效率。

N型电池主要分为TOPCon、HJT（异质结）、IBC三种，根据ISFH的数据，PERC、HJT、TOPCon电池的理论极限效率分别为24.5%、27.5%、28.7%。到2030年，N型电池的转换效率将超25.5%，比P型电池高出1个百分点以上。CPIA对此做出预测，届时N型电池的市占率或将达到56%左右。

尽管N型电池有三种，但理论层面，目前能得到商业化普及的其实只有TOPCon和HJT两种，而TOPCon跑的更快。现实也是如此，根据EnergyTrend的数据，2020年新增的N型产能中，TOPCon和HJT分别占了50%和30%。

为什么会出现这种情况，对比一下就知道了。

生产工艺层面，TOPCon需要10道工艺，HJT核心工艺只有四道，相比之下，IBC的工艺则极度复杂。

转换效率层面，目前HJT的量产最高效率为25.05%，TOPCon为24.5%，IBC最低，只有24%。

投资成本层面，TOPCon单GW设备投资额约2.5亿元，HJT在4-4.5亿元左右，IBC的设备投资额则接近5亿元，投资额在三种路线中是最高的。

综合来看，IBC工艺复杂，量产转换率低，且投资额高，不被主流市场认可也就合情合理了。

那为何TOPCon比HJT更受产业圈欢迎？

其实背后代表了两大阵营，以隆基、晶科、天合为代表的传统头部企业目前在TOPCon上更为积极，华晟新能源、钧石能源、晋能等新势力则选择押注HJT。

至于传统势力为何倾向于TOPCon，最根本的原因在于产线的投资成本。

虽然上文说过TOPCon的生产工艺比HJT更复杂，但另一方面，TOPCon和PERC的产线重合度很高。在PERC产线上新增非晶硅沉积的LPCVD/PECVD设备和镀膜设备就可升级为TOPCon产线，而改造成本不超过0.8亿元/GW。由此带来的直接结果就是TOPCon更具成本优势，目前TOPCon电池成本比HJT低约0.13元/W。

极大降低了新设备的投资成本，同时也避免了旧产线沦为沉没成本，所以晶科、隆基、天合这些在PERC领域已有大量布局的企业切入TOPCon就很自然了。

而新势力之所以选择HJT，也是希望换道超车。

上文提到TOPCon的理论极限转换效率为28.7%，高于HJT的27.5%，但前提是实现双面多晶硅钝化，而这一步很难跨过去，目前实验室层面的效率也仅22.5%，更别提量产效率了。而背表面钝化技术TOPCon电池的理论效率极限只有27.1%，还不如HJT。

更重要的一点是，HJT可搭载IBC和钙钛矿等其他工艺进一步提升转换效率，理论上可将转换效率提升至30%以上。

根据业内的测算数据，保持光伏电站LCOE（平准化度电成本）、IRR（内部收益率）不变的情况下，同一转换效率下的TOPCon电池可以比PERC电池的价格高16.5%，而目前TOPCon电池的成本比PERC电池只提升了16.27%。换句话说，TOPCon相对于PERC已经具备了性价比优势。

每一代电池技术的生命周期都可以分为萌芽、扩产、爆发、迭代四个阶段，可以确定的是，N型电池已经从萌芽期进入扩产期。

11月2日，晶科能源发布N型TOPCon组件“Tiger Neo”，预计2022年一季度开始量产，2022年全年产能规划10GW。与此同时，通威的1GW TOPCon中试线也将在年底前投产，晶澳和隆基之前也表态会率先量产TOPCon。

HJT的量产速度明显慢了半拍，那是否意味着没戏了呢？

恰恰相反！

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