光伏行业于 2001 年在我国兴起，如今已经有 20 余年的发展历史。在此轻舟资本整理了一份关于“光伏晶硅电池的发展历史与新一代技术变革”的行研报告。
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1．晶硅电池简介
1.1 发电原理
晶硅电池的基本构造是 PN 结，在 P-N 半导体接合处，由于有效载流子浓度不同而造成的扩散，会产生一个由 N 指向 P 区的内建电场。在太阳能光照下，半导体硅内电子吸收光子能量从价带跃迁到导带，产生电子-空穴对。在内建电场的作用下 N 区空穴向 P 区迁移聚集、P 区电子向 N 区迁移聚集，形成与内建电场方向相反的电动势即为开路电压 Voc，用导线连接两侧并外接负载时，可以对外输出电能。其发电转化效率计算如下图的公式所示：
Pin 是电 池整个 面积 的总输 入光功 率。标 准测试 条件是 ：AM1.5G，1000W/m2(或 100mW/cm2)，25℃。根据公式，转化效率的关键是电池的 Voc（开路电压）、Isc（短路电流）、填充因子（FF）。Imp 和 Vmp 分别为器件在最大功率下对应的输出电流和输出电压。
1.2 晶硅电池的分类
目前主要使用的晶硅电池可分为多晶硅电池和单晶硅电池两种类型。硅片的生产过程主要包括晶锭生产和硅片切割两个环节，其生产效率的主要影响因素是产品的良品率。生产过程中，生产企业将多晶硅来料熔化并定向凝固生产成多品硅锭和单品硅锭，然后送至切片环节，在该环节中使用多线超薄切割机将钢线紧密缠绕在一定规格槽距的主辊上，利用高速行走的线网携带按一定比例配制好的浆，对多晶硅锭进行磨削，从而将多晶硅锭切割成一定厚度规格的硅片。
多晶硅是由多个微小的、取向不一致的晶体组合而成，晶体之间存在晶界，存在大量的缺陷，缺点一是缺陷多、少子复合中心多，导致电池的转换效率低；二是缺陷导致电池脆性较大，碎片率较高，一般大于 2%；三是电池片较脆，采用金刚线切割难度较大，通常采用传统的砂线来切，成本上基本没有多大的下降空间。单晶硅是由多个微小的、取向一致的晶体形成，晶体之间不存在晶界，杂质和缺陷少，优点一是单晶硅片的位错密度和金属杂质比多晶硅片小得多，各种因素综合作用使得单晶的寿命比多晶高出数十倍，转化效率较高，一般高于多晶硅1%-2%；二是单晶电池的碎片率也是小于 1%的，通常情况下是 0.8%左右；三是单晶硅可采用金刚线切割工艺，显著降低电池成本（金刚线切割速度快，硅片薄，质量好）
2. 我国硅电池的发展历史—效率与成本的制裁，多晶与单晶的角逐
2.1 降本——自主生产多晶硅料与金刚石切线技术的国产替代
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 年到 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，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。
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。2001年 1 月，第一家千 t 级多晶硅厂四川新光硅业科技有限责任公司正式建设成立。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，无锡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。
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。原料多晶硅制作技术难度大，工艺复杂，硅料属于大型化工项目，设备投资大，投产周期长，生产工艺复杂。国外技术长年封锁，垄断了市场，而中国多晶硅生产工艺落后、产业规模小、产品质量低。2005 年至 2008 年由于补贴导致需求量激增，硅料供不应求，价格出现暴涨，薄膜硅电池由于成本低，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，薄膜硅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%。
在全球多晶硅供应不足，价格持续上涨情况下，国内光伏企业开始对硅料环节展开积极探索。赛维彭小峰和英利苗连生等光伏企业耗资百亿，试图打破国外企业对硅料的垄断。以洛阳中硅高科、保利协鑫（03800.HK）为首，自主研发的多晶硅技术（冷氢化西门子法）成功实现产业化后，多晶硅成为全国投资热点。国内多晶硅规模迅速扩大，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。供给端大量产能释放，结果可想而知，2008 年到 2009 年和 2010 年到 2011 年两轮多晶硅料价格的断崖式下跌，从 2010 年 9 月的近 700 元/kg 下跌到 2012 年的约 100元/kg，跌幅超 85%，多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。薄膜硅电池由于效率较低、寿命一般的原因目前已逐渐被淘汰，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。然而硅料价格的暴跌使得签署硅料价格锁定长单的国内光伏企业苦不堪言。福无双至，祸不单行。在欧债危机的影响下，欧洲各国政府开启紧缩的货币政策，大幅降低光伏补贴。2012 年 10月 10 日，美国商务部宣布，对从中国进口的光伏产品征收 34%到 47%的关税。与此同时，欧盟正式发起了反倾销和反补贴的“双反调查”。 产能盲目扩张的后遗症开始凸显。一方面，此前巨额资本投入使企业负债沉重；另一方面，需求萎靡，供过于求，产品价格大幅下滑，企业遭遇严重亏损。受此影响，风光一时的无锡尚德轰然倒塌，到了破产清算的地步， 2014 年于纽交所正式退市。
2004 年以前，单晶硅虽一直是光伏主流的技术路线，但由于其成本较高，应用于发电一直不能获得显著经济效益，因而发展缓慢。大都数企业都选择了技术门槛更低的多晶硅路线，只有以隆基股份为代表的少数企业坚守单晶硅技术。隆基通过研究发现，众多技术中，降本最大的提升关键，在于绕开游离磨料砂浆、改用金刚线切割技术。作为新型切割技术，相比于游离磨料砂浆，金刚石线切割具有速度快（4-5 倍切割速度）、出片率高（多出 15%-20%硅片）、环境污染小等方面的巨大优势。金刚线切割技术应用在光伏上面，能够大幅降低硅片生产企业的生产成本。进而提高光伏装机收益率，推动装机量相应增长。但是，金刚线耗材 2014 年以前一直由日本产商垄断，其产品售价也居高不下，约合人民币 3 元 /米。为了实现我国金刚线耗材的国产替代，隆基不惜以每年亏损 4000 万的代价，开始大力培育发展我国的金刚线技术企业。所幸，亏损没有持续太长的时间，以美畅股份(300861.SZ)，岱勒新材(300700.SZ)、东尼电子(603595.SH)为代表的国内金刚石线企业陆续崛起，经过一番努力，国内厂商在 2014-2015 年相继突破80μm 以下用于精密切割的电镀金刚石线领域技术，打破了日本厂商的垄断。2015 年，金刚石线实现国产化并规模生产后，产品价格迅速降低，由 2012 年约1 元/米的单价下降至约 0.2 元/米。持续工艺优化下，到了 2019 年 12 月，金刚石线价格进一步下降至约 0.06 元/米。国内厂商技术上已完全可以满足客户的生产需求。
2015 年开始，以隆基股份为代表的单晶派，开始大规模使用金刚石线工艺。2016 年单晶对多晶实现了成本优势的反超。2016 年起单晶硅开始持续攀升，之后三年内单晶 PERC 电池占比迅速提升。到 2019 年，直拉法 (CZ)p 型 PERC 单晶硅太阳电池因效率高、成本不断下降，大幅增强了其产品的性价比，最终使该产品的市场占比达到 70% 左右。二十年来首次超过多晶电池。截至 2020 年，单、多晶硅片价格分别为 3.06 元/片，1.55 元/片，价差 1.51 元。而单晶硅片毛利率达到 30%-40%，多晶硅片毛利率仅为 10%-15%。如今，以 PERC 为代表的单晶硅电池拥有超过 90%以上的市场占有率，成为晶硅电池的主流。下一代单晶技术如 HJT,TOPCon,IBC 等不断升级，目前主流厂家均积极储备，单晶对于多晶的替代趋势已成。
多晶电池与单晶电池的发展进程如图总结：
2.2 提效——PERC 电池片带来的资本开支竞赛
1954 年，美国 Bell 实验室首次制备出效率为 4.5%左右的单晶硅太阳电池。此后，全世界的研究机构开始探索新的材料、技术与器件结构。1958 年，科学家发现在电池背面增加一层金属可以提高转化效率。1976 年，科学家通过在电池的反面蒸镀一层铝合金，使其在晶硅光伏电池 P-N 结制备完成后，通过在硅片的背光面沉积一层铝膜，制备 P+层，从而形成铝背场。其既可以减少少数载流子在背面复合的概率，同时也可以作为背面的金属电极，因此能够提升光伏电池的转换效率。这种电池被称为 BSF 电池。
2018 年之前，常规 BSF 电池一直占据市场主流地位，2017 年其市场占比仍高达 83.3%。效率由 2008 年的 16.5%，经过多年来硅片长晶，拉晶，切割技术的不断变革，于 2017 年增长到 20.8%的水平。
1989 年，澳洲新南威尔士大学的马丁·格林教授的研究组在 Applied Physics Letter 上首次正式公布：通过光刻、蒸镀、热氧钝化、电镀等新增工艺的加工，新一代电池 PERC 顺利完成了实验室制备，其基本结构如下图所示，而根据当时反馈实验数据，PERC 电池实验室的转换效率达到了 22.8%，远优于常规电池。
2012 年，PERC 电池刚刚在中国引起产业界关注，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，德国 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HE-LENE 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。PERC 路线的经济性在产业中得到迅速认可，从 2016 年起 PERC 开始在国内出现规模化的新建或改造，2017 年 PERC 电池市场占比已达 15%。相较于传统单晶组件，PERC 的经济优异性日益凸显：
1、 BOS 成本摊薄，凭借着更高的功率，摊低了电站建设过程中和面积直接相关的一系列成本，相比于传统多晶组件，PERC 单晶组件可以多摊销 5.4%的系统 BOS 成本；相比于传统单晶组件，PERC 单晶组件可以多摊销 8.6%的系统 BOS 成本。
2、 弱光效应带来 3%的发电增益，PERC 单晶组件 PERC 凭借着良好的弱光效应，在同等功率下，可比传统多晶电池多 3%的电。
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 16日，隆基在 244.59cm2 的 P 型硅片上实现了 24.03%的转换效率，2019 年底单晶PERC电池市占率达到 60%左右。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。在 2019 年年底时，一线企业的 PERC 太阳电池产线平均效率已达到 22.5%，而一般企业的产线平均效率也已达到了 22%左右。到 2021 年，头部企业的 PERC电池量产效率已稳定达到 22.6%。PERC 的效率逐渐达到瓶颈，而新一代更高效的电池 TOPCon，HJT, IBC 电池应运而生。下文将逐一仔细介绍。
3. 新一代的单晶硅电池
3.2 隧穿氧化层钝化接触(TOPCon)太阳电池
德国 Fraunhofer 研究中心在电池背面利用化学方法制备一层超薄氧化硅(～ 1．5nm)，然后再沉积一层掺杂多晶硅，二者共同形成了钝化接触结构，这种技术被称为隧穿氧化层钝化接触(TOPCon)技术。由于 n+多晶硅与吸收层的功函数存在差异，前者会在后者表面形成一个累积层。累积层或者能带弯曲会产生一个势垒阻挡空穴达到隧穿氧化层，而电子则能够轻易达到。相比于电子，超薄氧化层也会为空穴提供更高的势垒阻挡其隧穿，因而该层具有载流子选择性。
TOPCon 工艺路线差异主要体现在多晶硅生长及氧化层的制备上，目前主流的技术方案包括 LPCVD、PECVD、PVD 等(习惯以多晶硅层制备方式简称)。
LPCVD 方案，即隧穿氧化层采取热氧，多晶硅层采取 LPCVD 方案(本征+离子注入/磷扩)，技术工艺相对成熟，钝化效果好，但成膜速度较慢，需附加解决绕镀问题：
PECVD 方案，即隧穿氧化层采取 PEALD 方案，氧化层均匀，PECVD 形成多晶硅层，成膜速度快，但造成 H 无法释放，存在 H 含量高，易爆膜的困扰:
PVD 方案由 PECVD 形成氧化层 PVD 完成多品硅沉积 成膜速度较快日其本无绕镀影响。
TOPCon 兼容 PERC 产线设备，是未来 2-3 年最具性价比的技术路线。TOPCon 技术相比于 PERC 的优势在+Voc 提升 20mV，只需要 2-3 道额外工艺和设备。国内 PERC 产线主要从 2018 年开始建设，新建产线大多预留了TOPCon 改造空间，而未来的扩产计划也纷纷转向 N 型技术产线建设。面对目前巨大的 PERC 电池产能，TOPCon 和 PERC 电池技术和产线设备兼容性较强，以 PERC 产线现有设备改造为主，主要新增设备在非品硅沉积的 LPCVD/PECVD 设备以及镀膜设备环节。目前 PERC 电池产线单 GW 投资在 1.5-2.0 亿元，而仅需 0.5-0.8 亿元即可改造升级为 TOPCon 产线。在面临大规模 PERC 产线设备资产折旧计提压力下，改造为 TOPCon 拉长设备使用周期，降低沉没风险，是未来 2-3 年极具性价比的路线选择。 2021 年底 TOPCon 出现扩产潮。随着良率的提升以及中试线数据稳定，行业龙头扩产趋势确定，2021Q4 扩产接近 20GW，同时晶科正式推出 TOPCon 双面组件产品，并计划 2023 年 50%产能来自 N 型组件。
3.3 交叉指式背接触(IBC)太阳电池
1975 年，Schwartz 首次提出背接触式太阳电池。经过多年的发展，人们研发出了交叉指式背接触(IBC)太阳电池。IBC 太阳电池最显著的特点是 PN 结和金属接触都处于太阳电池的背部，前表面彻底避免了金属栅线电极的遮挡，结合前表面的金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构，能够最大限度地利用入射光，减少光学损失，具有更高的短路电流。同时，背部采用优化的金属栅线电极，降低了串联电阻。通常前表面采用 SiNx/SiOx 双层薄膜，不仅具有减反效果，而且对绒面硅表面有很好的钝化效果。这种前面无遮挡的太阳电池不仅转换效率高，而且具有外形美观等优势，适合应用于光伏建筑一体化，具有极大的商业化前景。目前 IBC 电池是商品化晶体硅电池中工艺最复杂、结构设计难度最大的电池，标志着晶体硅研发制造的最高水平
IBC 电池工艺的关键问题，是如何在电池背面制备出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。其核心工艺是如何在背面制备 PN 结，常见的定域掺杂的方法包括掩膜法。其中光刻掩膜法是通过光刻的方法在掩膜上形成需要的图形，这种方法的成本高，不适合大规模生产;掩膜法成本较低，需要两步单独的扩散过程来分别形成 P 型区和 N 型区。
2021 年 6 月爱旭股份推出最新 N 型 IBC 电池新品，良率在去年四季度预期达到 95%以上。目前公司正在着力推进 300MW 的 ABC 电池试验线建设，同时为了推广 IBC 电池配套技术，500MW 的 IBC 组件实验线也在同步建设。预计 2022年中期，珠海一期的 6.5GW 和义乌新时代一期的 2GW 项目将投产。2022 年一月，隆基股份泰州乐叶公司计划在原年产 2GW 单晶电池项目的基础上对生产线进行技术提升和改造，改建成 8 条 HPBC 高效率单晶电池产线，预计形成年产4GW 的电池片产线。HPBC 技术的基础仍是 PERC，实际路线为 P 型 IBC，即在P 型硅片的基础上结结合 TOPCon 及 IBC 技术，在电池背面构建指叉状 PN 结，并运用 TOPCon 隧穿钝化原理。而 IBC 具有正面无栅线，转换效率高的特点，截至 21 年底，P 型硅片叠加 IBC 技术最高转换效率可超过 26%。
3.4 硅异质结(HJT/SHJ)太阳电池
PERC 电池和 IBC 电池虽然可以获得极高的效率，但都是基于同质 PN 结实现的。AFORS-HET 的理论计算表明，异质结有利于太阳电池获得更高的开路电压，从而获得较高的电池效率。由于异质结中两种半导体材料的禁带宽度、导电类型、介电常数、折射率和吸收系数等不同，比同质结的应用更加广泛。异质结电池以 N 型单晶硅(C-Si)为衬底光吸收区，经过制绒清洗后，其正面依次沉积厚度为 5-10nm 的本征非晶硅薄膜(i-a-Si: H)和掺杂的 P 型非晶硅(P-a-Si:H)，和硅衬底形成 p-n 异质结。硅片的背面又通过沉积厚度为 5-10nm 的 i-a-Si:H 和掺杂的 N 型非晶硅(n-a-Si:H)形成背表面场，双面沉积的透明导电氧化物薄膜(TCO)不仅可以减少收集电流时的串联电阻，还能起到像晶硅电池上氮化硅层那样的减反作用。最后通过丝网印刷在两侧的顶层形成金属基电极，即为异质结电池的典型结构。
从 20 世纪 80 年代起，日本 Sanyo 公司及随后的 Panasonic 公司在单晶硅异质结太阳电池(HJT，也称 SHJ)领域一直处于领先地位，经过对本征 a-Si∶H 钝化层、背部场结构、高导电与高透过 ITO、陷光结构、金属化栅线和硅片厚度等关键技术的不断优化与调整，2013 年将面积为 101．8cm2 的 SHJ 太阳电池效率提高到 24．7%，开路电压(Voc)达到 750mV，远高于同质结电池的开路电压。
从原理上看，HJT 太阳电池与 TOPCon 太阳电池在机理上是一致的，都是对电极进行钝化。但异质结电池的 Voc 更高，因此未来 HJT 太阳电池的光电转换效率会更高。
HJT 电池具有高效率，大尺寸，低衰减，双面率高，工艺简单等优势。另外比较易于引入铜工艺，做钙钛矿叠层非常方便。德国 ISFH 去年发布的理论文章显示，HJT 电池的理论效率是 27.5%，TOPCON 电池的理论效率是 28.7%;中国隆基公司发表的理论文章则显示 HJT 电池的理论效率是 28.5%，TOPCON 电池的理论效率是 28.7%，二者理论效率相差不大。
2021 年 HJT 扩产规模达 7GW。2021 年异质结设备单 GW 投资降至 4 亿元以下，同时继通威 2020 年金堂招标 1GW 异质结中试线后，产业链开始出出现跟投;根据统计，2021 年异质结行业有效招标项目达 7GW，扩产企业以光伏新玩家为主。此外，各家研发级转换效率均做到 25%以上，爱康集团已经能实现稳定量产转换效率 24.8%，相较于 PERC 当前的 22.8%拉开约 2 个百分点差距
4.未来技术改革的方向总结
4.1. 铸锭单晶技术——降低硅片拉晶成本
当前的 PERC 硅片制作主要采取 CZ 直拉单晶工艺和铸锭拉晶并存的工艺，直拉单晶的发展较铸锭单晶更成熟，但铸锭单晶较直拉单晶具有以下两项优势：（1）对硅料要求低，硅料成本是常规拉晶的一半以下；（2）采用多晶技术，电耗更低。因此铸锭单晶技术的发展仍是未来的重要研究方向（成本低）。从 2011年开始，铸锭单晶工艺开始发展。到 2019 年，保利协鑫已经研究出了第四代铸锭单晶（G4，或被成为鑫单晶）技术，用 G4 硅片制备的 PERC 太阳电池的效率的分散度进一步下降，其与 CZ-PERC（直拉法） 单晶硅太阳电池的效率相差0.3%左右。
从图中可以看出，铸锭单晶硅片的效率若与 CZ 单晶硅片的差值在 0.3% 以内，则铸锭单晶硅片与 CZ 单晶硅片的差价只要大于 0.25 元 /W，铸锭单晶硅片就具有竞争优势。而目前鑫单晶（G4）与 CZ 单晶的实际价格差在 0.49 元/W，可见鑫单晶还是具有一定的性价比优势。但鑫单晶仍需具有一定的危机感，原因在于：
1) 目前 CZ-PERC 太阳电池的效率还在不断提升，当前已达到 22.3%，铸锭PERC 单晶硅太阳电池的效率能否跟上？
2) 目前 CZ-PERC 太阳电池的价格还在不断下降，铸锭 PERC 单晶硅太阳电池的价格下降趋势能否跟上？
3) 铸锭单晶的全单晶硅片的得片率还较低，目前可能约为 50%，而非全单晶硅片的电池效率会较差，因此提高了铸锭单晶的成本。
4.2 大硅片技术进展
当前硅片的尺寸规模如图所示：
大硅片本身并不能促使技术的升级，其只能使成本降低。而且由于硅片尺寸涉及从硅片一直到电站建设的各个环节，因此与其说硅片尺寸的变化是一个技术问题，还不如说其更像一个产业生态问题，是一种标准问题。
由于单晶硅片有倒角，其在制备成光伏组件之后与直角的多晶硅光伏组件相比有较大的留白，导致单晶硅光伏组件效率与多晶硅光伏组件效率相比并不具有优势。若将单晶硅片去掉倒角，则需要硅棒直径更大，而切方时损失更大，成本更高。2017 年以后，制造企业发现，使用较大的硅片时，在不改变设备的前提下只需改变夹具就可以增加量产设备的产能，提高生产率，因此太阳电池的尺寸就变得越来越大。随之单晶硅片也开始出现 157.75 mm、158.75 mm 等规格的尺寸，而且倒角也变得更小。隆基目前主推 M6 尺寸的硅片作为产品主打，而更大尺寸的硅片仍有多家公司在研究中。
值得注意的是，硅片的尺寸不能单纯从制造企业考虑，还需参考光伏产业设备的各个环节，如电站安装，组件规格等。目前的产线最大可兼容 166mm 的硅片（即 M6）,已建成的产能达到 130GW 以上，如果全部换掉，会造成浪费。
4.3 载流子注入退火光衰再生技术的发展
近年来，研究人员发现 p 型晶体硅太阳电池存在光衰 (LID) 和热辅助光衰(LeTID) 现象。即太阳电池的电性能参数(转换效率、开路电压、短路电流及填充因子等)在光照的前几个小时内连续的衰减，最后达到稳定状态不再衰减。针对这种现象，国内企业普遍采用载流子注入退火工艺对电池进行处理，使电池加速衰退后再恢复，如此一来就减少了电池在出厂后使用时的衰减。目前光伏产业中有 2 种载流子注入退火工艺，分别为电注入退火和光注入退火。
电入注退火的方法较早进入光伏产业（2018 年），它是将 200～400 片太阳电池叠放在一起，在电极上加入 0.5～1.0 倍 Impp 电流，再加上 110 ℃左右的温度，退火 70 min。这一技术的主要优点是设备价格便宜、功耗低 (100 MW，产线设备的功耗仅为 15 kW)。但该技术存在处理后的电池均匀性不好的缺点，且增加了额外的工序，导致电池成品率下降。因此，近期越来越多的企业开始选择光注入退火设备。这种设备采用隧道式炉体，炉体顶部用 LED 光照射到电池表面，产生的温度足以使硅片的温度升至 150C°-200C°。采用该工艺处理电池的均匀性要比采用电入驻退火时高很多，且处理方法便捷，更适合大规模生产。但这种设备较贵，电耗高。
从单台设备的价格比较来看，光注入退火炉比电注入退火炉要贵，但如果是新建成的电池生产企业，通过引入烧结 - 退火一体炉，比采用电注入设备要更加便宜。此外，实验结果发现，不论是光注入退火工艺还是电注入退火工艺，都可以大幅减缓最终产品的 LeTID 现象，并且还可以使电池效率增加约 0.1%。这对于电池生产企业而言可以产生直接的经济利益，因此这种注入退火炉已成为PERC 太阳电池产线的标配。
4.4 降低银浆用量——多主栅（MBB），无主栅（SWCT）与电镀铜技术
（1）多主栅技术
光伏组件的栅线是晶硅电池的汇流线，用于将电池片产生的电流汇集到汇流带（焊带）上，才能将光伏产生的电力进行使用。栅线越多，转换效率和综合性能越好，多栅线技术就成为了很多组件企业重点研究的技术手段。
一般情况下，栅线都在两根或三根，多栅线技术则会达到四根（4BB,5BB+）甚至更多。该技术可有效提升电池转换效率，同步降低电阻与电极遮挡，降低银浆用量；组件功率提升 5~10W，有效降低度电成本。然而, 相比传统的光伏电池组件，多主栅电池组件对生产材料、设备、工艺的要求更高，技术难点主要表现在电池片分选、组件串焊、组件叠层三个方面，尤其是串焊过程中焊接对准和焊接牢度挑战较大。2018 年，越来越多光伏公司宣布多主栅组件进入量产, 2018 年多主栅电池产能已经达到 3.5GW。随着硅片尺寸变大、网印技术改进、硅片成本下降导致正极银浆成本占比增加，多主栅技术日趋成熟，而性价比日渐提升，主流电池组件厂商都在积极布局。国内厂家中天合光能的 MBB 组件技术和市占率遥遥领先。
（2）无主栅(SWCT)技术
Meryer Burger 梅耶博格公司是无主栅技术的专利拥有者。无主栅技术保留正面传统的丝网印刷，制作底层细栅线，然后通过不同方法将多条垂直于细栅的栅线覆盖在细栅之上，形成交叉的网格结构，以金属线代替传统焊带，汇集电流的同时实现电池互联。SWCT 技术将内嵌铜线的聚合物薄膜覆盖在 HJT 电池正面，在组件层压过程中，依靠层压机的压力和温度使铜线和丝网印刷的细栅线直接结合在一起，铜线代替了银主栅，节省了材料成本。据梅耶博格官网介绍，SWCT可将组件封装后的电池片性能提高 6%，耗银量最高可减少 83%。进一步地，还可以在沉积 TCO 膜后，直接贴合低温合金包覆的铜丝，在热压下促进与 TCO 形成良好的欧姆接触，将大大降低成本。如图是无主栅技术和多主栅技术的对比：
（3）电镀铜技术
电镀铜工艺是丝网印刷银工艺的替代，可以有效解决导电银浆成本的问题（尤其是在该项成本占比较大的 HJT 电池中）。成熟的镀铜工艺对比丝网印刷银工艺具有明显的成本优势，但是制作工艺较复杂，如图所示：
根据上述的电镀铜工艺流程，为了电镀铜，需要在准备 TCO 膜之后再镀一层金属，如 Cu 种子层，再将感光胶膜贴敷其上，采用曝光、显影处理，然后再使用电镀工艺加厚种子层，之后再去掉掩膜及种子层；并且电池正反两面均需要重复此项操作。而且该技术除了工艺成本较高外，还需对电镀废液进行环保处理。由于几年前采用光诱导化学镀工艺制备常太阳电池的选择性发射极时已有相当深入的研究开发，因此这种技术的难度并不大，只是其规模化生产的适应性和成本是否能与丝网印刷公司相比仍需进一步研究。
4.5 透明导电镀膜技术——辅助导电
TOPCon 电池的问题之一是金属烧结与多晶硅层厚度的关系。当多晶硅层过薄时，会导致金属原子穿透多晶硅层直接进入单晶硅体内，降低钝化效果；而若多晶硅层过厚，不仅会增加沉积成本，而且会导致光吸收损失。为了解决这一矛盾，方案是制备较薄的多晶硅层，再在其外部制备 TCO 层，以增强其导电特性，如图：
TCO 薄膜制备主要采用 ITO、SCOT、IWO、ICO 四种靶材。高端靶材市场被日韩企业垄断，ITO、IWO 靶材已初步实现国产化。靶材制造工艺技术要求高，我国企业与国际先进水平尚有较大差距，大尺寸高纯溅射靶材的主要供应商为日本三井、东曹、日立等。目前国内先导、映日等企业 ITO 靶材已较为成熟，先导通过收购优美科国际公司，其靶材生产的纯度、密度大幅提升，目前正在研发SCOT 靶材；壹纳光电已实现 IWO 国产；隆华科技 HJT 电池 ITO 靶材目前已经通过隆基认证，并与通威股份联合测试当中。
TCO 目前有两种方式制备：
（1）PVD 设备（磁控溅射技术）PVD 设备是一种常规的镀膜设备，在光伏领域外许多其他领域都有大量的应用，是一种非常成熟的设备，PVD 主要采用ITO 和 SCOT 靶材。但该设备的问题是，制出的 TCO 不耐高温，银浆的温度要控制在 250~350C°。此外，该技术涉及磁控溅射问题，会损害 TOPCon 电池的多晶硅层或 HJT 电池的非晶硅层表面。
（2）PRD 设备。PRD 主要采用 IWO 和 ICO 靶材。这种镀膜技术目前仅应用于HJT 电池。RPD 设备镀膜时的高能轰击离子很少，这就减小了非晶硅层表面的损伤，提高了少子寿命。两种镀膜设备的对比如图所示：
图：两种沉积 TCO 薄膜的技术原理图
使用 RPD 法镀制的 TCO 膜的结晶度好，光的透过率高，电导率也高。该方法可以使电池效率提升 0.3%-0.4%。但是 PRD 设备在量产时也遇到了很多问题，主要体现在靶材利用率较低，成本较高。为了克服这一问题，以捷佳伟创为代表的公司提出了“PRD+PVD”的新型设备，未来，这些技术或许可以更大幅度地增加产能。
5．复盘与总结
光伏行业于 2001 年在我国兴起，如今已经有 20 余年的发展历史。早期阶段，以转化效率较低但成本更低的多晶 BSF 电池为主，随着单晶硅片金刚线切割出现，使得在 BSF 电池中已开始出现单晶替代多晶趋势，而随着 2017 年PERC 技术的成熟 ，单晶电池在 PERC 时代逐步加速替代多晶电池。所以，复盘光伏技术迭代，光伏行业基本完成了两轮五年的行业革命，包括硅片环节的金刚线切割产业化、电池片 PERC 化两轮技术浪潮，其本质则是完成 了“单晶”替代“多晶”的产业链转移，其核心为“减少资产投资，提高转换效率，其中，“提效” 通常指的是提高电池的转换效率及设备的生产效率，“降本”指的是降低初始的设备投资额及具体生产过程中的生产成本。除了金刚石切割技术的突破和 PERC 的产业化带来的产业升级之外，科学家和企业还从增大硅片尺寸 ，改善拉晶方式，改善栅线技术，增镀 TCO 膜，改善光衰现象等诸多方面不断进行着降本与提效的突破。
当前，行业正处在 PERC 后时代，尽管 PERC 电池目前仍保持着 80%以上的市占率，但随着新一代 TOPCon，HJT, IBC 电池技术的此起彼伏，我们预计新一轮光伏行业的“军备竞赛”终将到来。
6．新趋势——钙钛矿太阳能电池
除了晶硅太阳能电池外，科学家和企业也一直在探索、研发薄膜太阳能电池。薄膜太阳能电池具有衰减低、重量轻、材料消耗少、制备能耗低、适合与建筑结合（BIPV）等特点。目前能够商品化的薄膜太阳能电池主要包括铜铟镓硒（CIGS）、碲化镉（CdTe）、砷化镓（GaAs）、钙钛矿（ABO3）等。
碲化镉薄膜太阳能电池生产工艺简单，生产周期短，最大的优势是弱光性能好，而且温度越高表现越好。然而我国碲化镉薄膜生产商在设备方面依然要依靠外国的供应商，限制了其大规模推广。此外，碲化镉环境污染性较强，镉的半衰期最多长达 30 年，这种电池报废后如果不回收，会对土壤和地下水造成严重污染 。
铜铟镓硒（CIGS）薄膜太阳能电池 CIGS 发电性能优异。弱光性能好，发电时长增加，功率衰减率几乎为零，是最稳定的薄膜太阳能电池。此外，铜铟镓硒电池资源丰富，污染较小，制备所需要的铜、铟、镓、硒、锌等元素中国储量巨大，不需要依赖进口。然而，CIGS 的技术路线的工艺和制备条件的要求极为苛刻，产业化进程十分缓慢。
Ⅲ-Ⅴ族薄膜电池由于能隙与太阳光谱匹配较适合，具有较高的理论效率，较为成熟的电池结构有晶格匹配的单结 GaAs 电池、晶格匹配的 GaInP/GaAs 双结电池，以及晶格失配的 GaInP/GaAs/GaInAs 三结电池。然而，制备砷化镓电池使用的 MOVPE 工艺十分复杂且昂贵，且砷元素含有剧毒，对于环境和生产工人容易造成威胁。因此它主要应用于空间高效太阳电池。
钙钛矿太阳能电池成本低，元素储量丰富，且转换效率高。钙钛矿材料的最大问题是稳定性较差，易水解，易氧化，电池寿命较低，随着电池尺寸的增加，其光电转换效率也会随之下降。目前，行业内钙钛矿电池生产大多处于小规模试验阶段，也有 100MW 以上产线在不断建设调试中。近几年来，学术与工业界的研究人员通过不断优化钙钛矿太阳能电池的配方和工艺，一定程度上提升了钙钛矿电池的稳定性。
表格：几种薄膜太阳能电池的对比
通过以上对比我们可以发现，钙钛矿电池因其具有高光电转换效率、材料和制备成本低，生产周期短，环境相对友好等优势, 具有广泛的应用前景，是未来最有可能在地面建成大规模电站，对晶硅实现替代的薄膜电池。钙钛矿材料对杂质不敏感，通常 90%左右纯度的钙钛矿材料就可以用于制造效率达到 20%以上的太阳能电池。而晶硅电池需要达到 99.99%以上。生产钙钛矿电池整个工艺温度只 需 200 度左右，而晶硅电池需要达到 1500 度以上。这两点使得生产钙钛矿电池的单瓦成本比晶硅电池低 10%-15%。此外，钙钛矿电池只需单一工厂便可完成电 池到组件的制备，而晶硅电池的生产环节需要硅料、硅片、电池、组件多个不同工厂完成。1GW 的晶硅太阳能电池所需的硅料、硅片、电池、组件产能投资额合计超过 9 亿元，而协鑫纳米披露，其即将投资建设的钙钛矿 1GW 产线投资仅为 5 亿元，单位产能投入在晶硅的二分之一。
目前，已有多家企业积极布局钙钛矿电池产线：协鑫纳米率先建成 10 兆瓦级别大面积钙钛矿组件中试生产线，完成了相关材料合成及制造工艺的开发，组件尺寸为 45 厘米×65 厘米，光电转化效率达到 15.3%。纤纳光电现已建成 100MW生产线，单瓦成本小于一元，光电转化效率可达 16%, 并计划在未来建设 1GW 产线。
目前，我国的单结钙钛矿电池发展已经相对成熟，但是效率和晶硅电池相比仍有较大差距。钙钛矿叠层技术是未来的技术发展方向，底层材料选择晶硅，钙钛矿或者其他的材料都有可能，主要需要考虑性价比。
钙钛矿与硅异质结具有良好的叠层电池匹配度，可形成较单结 PSCs 效率更高的叠层电池，目前实验室最高效率达到 29%以上。根据禁带宽度从小到大、光谱波段由长到短，可依次将不同材料从底向顶罗列起来，形成叠层电池。硅异质结电池具有 1.1eV 的窄带隙，非常适合作为底电池，与之相匹配的顶电池带隙在16-1.9eV 之间，钙钛矿通过调整元素成分，可以获得一个从 15-2.2eV 可调控的禁带宽度，当调节至合适带隙，与硅异质结底电池可形成高效率的两端叠层电池。理想的叠层结构如图所示：
除了与异质结晶硅电池叠层外，双层及以上的钙钛矿电池也在不断研发中，并取得积极进展。2022 年 5 月，南京大学现代工程与应用科学学院联合英国牛津大学学者用涂布印刷、真空沉积等技术，在国际上首次实现了大面积全钙钛矿叠层光伏组件的制备。经国际权威第三方测试机构认证，该组件稳定的光电转换效率高达 21.7%，是目前已知的钙钛矿光伏组件的世界最高效率。
综上所述，我们认为以 TOPCon，IBC, HJT 为代表的新型单晶电池在未来将继续围绕降本与提效维持高景气发展，推动晶硅电池产业不断完成更新换代。随着晶硅太阳能电池在产能相对饱和以及降本面临瓶颈的背景下，我们认为以钙钛矿为代表的理论转化效率更高，透光率更好，柔性好的薄膜太阳能电池在未来将不断攻破稳定性差，高成本等问题，逐渐建成大规模产线，推动 BIPV 等新型太阳能电池应用高速发展。我们相信未来光伏太阳能电池产业将全面拥抱新技术，带动光伏行业持续破局。
以上就是“光伏晶硅电池的发展历史与新一代技术变革”的行研报告的全部内容了！将来轻舟也会给大家带来更多的行研报告！
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