文｜市值觀察 泰羅
編輯｜小市妹
降本增效是光伏產業(yè)發(fā)展的唯一主線，而其中必然伴隨著技術的升級和迭代，電池尤其如此，光伏電池技術大亂斗已經開始。
日前，晶科能源宣布，其研究院自主研發(fā)的182N型高效單晶硅電池技術取得重大突破，經權威第三方測試認證機構中國計量科學院檢測實驗室認證，全面積電池轉化效率達到26.4%，又一次創(chuàng)造了182及以上尺寸大面積N型單晶鈍化接觸（TOPCon）電池轉化效率的新高。
前不久，隆基綠能也宣布，公司自主研發(fā)的硅異質結(HJT)電池轉換效率達到26.81%，是目前全球硅基太陽能電池效率的最高紀錄，不分技術路線。
華晟新能源CEO周丹之前在2022 HJT&疊層技術峰會上表示，超薄硅片應用使得異質結電池成本有望與PERC打平。
而8月通威股份的半年報業(yè)績說明會上，董事長謝毅在回答“公司預計HJT何時將成為市場主流”時表示，公司長期看好HJT電池技術的發(fā)展?jié)摿Γ⒊掷m(xù)圍繞HJT電池的降本增效進行系列攻關，目前公司HJT電池最高研發(fā)效率已達25.67%。
但他還表示，相比PERC、TOPCon技術，當前HJT電池性價比“暫不具備明顯優(yōu)勢，仍需要進一步研發(fā)攻關”。
光伏電池主要分為P型與N型兩種，最大的區(qū)別是原材料硅片，P型硅片中摻雜了硼元素，而N型硅片中摻雜磷元素。
P型電池主要有BSF電池和PERC電池兩種，2015年之前，BSF電池占了總市場的90%，是絕對的主流。2016年之后，PERC電池開始接棒起跑，到2020年，PERC電池在全球市場中的占比已經超過85%，BSF電池淘汰出局。在此期間，電池轉換效率從不足20%提升到超過23%。
之前是P型電池內部的自我更新，現(xiàn)在則是N型對P型的迭代。技術上發(fā)生了更大幅度的躍遷，但本質未變，就是追求更高的轉換效率。
N型電池主要分為TOPCon、HJT（異質結）、IBC三種，根據(jù)ISFH的數(shù)據(jù)，PERC、HJT、TOPCon電池的理論極限效率分別為24.5%、27.5%、28.7%。到2030年，N型電池的轉換效率將超25.5%，比P型電池高出1個百分點以上。CPIA對此做出預測，屆時N型電池的市占率或將達到56%左右。
盡管N型電池有三種，但理論層面，目前能得到商業(yè)化普及的其實只有TOPCon和HJT兩種，而TOPCon跑的更快?，F(xiàn)實也是如此，根據(jù)EnergyTrend的數(shù)據(jù)，2020年新增的N型產能中，TOPCon和HJT分別占了50%和30%。
為什么會出現(xiàn)這種情況，對比一下就知道了。
生產工藝層面，TOPCon需要10道工藝，HJT核心工藝只有4道，相比之下，IBC的工藝則極度復雜。
投資成本層面，TOPCon單GW設備投資額約2.5億元，HJT在4-4.5億元左右，IBC的設備投資額則接近5億元，投資額在三種路線中是最高的。
綜合來看，IBC工藝復雜，量產轉換率低，且投資額高，不被主流市場認可也就合情合理了。
那為何TOPCon比HJT更受產業(yè)圈歡迎？
其實背后代表了兩大陣營，以隆基、晶科、天合為代表的傳統(tǒng)頭部企業(yè)目前在TOPCon上更為積極，華晟新能源、鈞石能源、晉能等新勢力則選擇押注HJT。
至于傳統(tǒng)勢力為何傾向于TOPCon，最根本的原因在于產線的投資成本。
雖然上文說過TOPCon的生產工藝比HJT更復雜，但另一方面，TOPCon和PERC的產線重合度很高。在PERC產線上新增非晶硅沉積的LPCVD/PECVD設備和鍍膜設備就可升級為TOPCon產線，而改造成本不超過0.8億元/GW。由此帶來的直接結果就是TOPCon更具成本優(yōu)勢，目前TOPCon電池成本比HJT低約0.13元/W。
極大降低了新設備的投資成本，同時也避免了舊產線淪為沉沒成本，所以晶科、隆基、天合這些在PERC領域已有大量布局的企業(yè)切入TOPCon就很自然了。
而新勢力之所以選擇HJT，也是希望換道超車。
上文提到TOPCon的理論極限轉換效率為28.7%，高于HJT的27.5%，但前提是實現(xiàn)雙面多晶硅鈍化，而這一步很難跨過去，目前實驗室層面的效率也僅22.5%，更別提量產效率了。而背表面鈍化技術TOPCon電池的理論效率極限只有27.1%，還不如HJT。
?更重要的一點是，HJT可搭載IBC和鈣鈦礦等其他工藝進一步提升轉換效率，理論上可將轉換效率提升至30%以上。
根據(jù)業(yè)內的測算數(shù)據(jù)，保持光伏電站LCOE、IRR不變的情況下，同一轉換效率下的TOPCon電池可以比PERC電池的價格高16.5%，而目前TOPCon電池的成本比PERC電池只提升了16.27%。換句話說，TOPCon相對于PERC已經具備了性價比優(yōu)勢。
每一代電池技術的生命周期都可以分為萌芽、擴產、爆發(fā)、迭代四個階段，可以確定的是，N型電池已經從萌芽期進入擴產期。
盡管頭部企業(yè)大多選擇率先量產TOPCon，但這并不意味著方向已經被確定下來，從目前的情況來看，TOPCon和HJT并無絕對優(yōu)劣，而且技術成熟度都不高，可以說都有機會。
而回到光伏產業(yè)發(fā)展的本質，最終還是要回歸降本增效這個核心命題，誰能率先實現(xiàn)最低的成本和最高的效率，誰就能夠勝出。
本著這個原則，我們更看好HJT路線。
先需要明確兩點。
首先，目前HJT量產速度落后的根本原因是成本偏高（目前TOPCon電池成本低于HJT約0.13元/W）。
其次，長周期上，HJT的轉換效率更高。
根據(jù)《中國光伏產業(yè)發(fā)展路線圖2020版》的數(shù)據(jù)，未來HJT的轉換效率將始終領先TOPCon，如果搭載IBC和鈣鈦礦，優(yōu)勢將更加明顯。
圖片來源：《中國光伏產業(yè)發(fā)展路線圖2020版》
基于以上兩個前提，一個基本的結論是，如果HJT的成本能夠降下來，那么其將具備更強的競爭力。
那么成本能降下來嗎？
答案是非常肯定的。
HJT的成本劣勢主要是光伏銀漿占比太高和設備投資大所導致的，而這兩大問題正在加快得到解決。
先看銀漿，光伏銀漿分高溫銀漿和低溫銀漿兩種，P型電池和N型TOPCon使用高溫銀漿，而HJT只能使用低溫銀漿。需要說明的是，由于低溫銀漿的壁壘高，格局壟斷（日本KE占90%的市場），導致低溫銀漿的價格遠高于高溫銀漿。
與此同時，HJT的銀漿使用量也高于TOPCon，截止到2020年，HJT的銀耗約240mg，而TOPCon的銀耗只有約150mg。
由此帶來的一個結果是，銀漿直接拉開了HJT和TOPCon的成本差。根據(jù)業(yè)內最新的測算數(shù)據(jù)，TOPCon電池的銀漿成本占比為16%，而HJT達到了25%。
而現(xiàn)在的情況表明，HJT正在擺脫銀漿的牽制，包括單價和使用量。
解決價格問題主要靠國產替代。進口低溫銀漿的價格在6500元/kg以上，而國產價格價格在5000-5500元/kg左右，目前常州聚和、蘇州晶銀已經實現(xiàn)小批量生產，隨著規(guī)模的提升，價格很可能被打到5000元/kg之下，與高溫銀漿平價。
在使用量上，通過多主柵技術，可將HJT銀耗降至160mg，基本與TOPCon拉平了。除此之外，還可以用更便宜的銅代替部分銀，達到降低成本的作用，這便是前一段時間比較熱的銀包銅技術。通過這一技術，HJT的銀耗可以進一步降至106mg。
值得注意的是，銀包銅是低溫工藝，無法應用在TOPCon電池上，目前適合TOPCon電池的是電鍍銅工藝，但該工藝還停留在實驗室階段，相比之下，銀包銅技術已經導入產業(yè)了。
根據(jù)CPIA的數(shù)據(jù)，2020年HJT電池雙面低溫銀漿消耗量已經同比下滑了超25%，今年及未來估計會以更快的速度下降。
再來看設備端的降成本情況。
HJT設備之所以高昂，一個重要的原因就是因為依賴進口，如果全部國產化，成本可能會腰斬式下滑。
舉個例子，PECVD是HJT產線中價值量最高的設備（價值量占比達到50%），一臺進口PECVD設備的價格約4.8億/GW，而國產價格不到進口的一半，僅2億/GW。
2018年以前，HJT設備被梅耶博格、YAC、AMAT、日本住友等海外企業(yè)把持著，當時整個產線的設備成本約10-20億/GW。
2019年以后，以邁為股份為代表的中國企業(yè)開始進入供應鏈，產線成本直接降到了10億/GW以下。就在前幾天，邁為股份和REC集團簽訂了400MW HJT電池整線設備訂單。
REC是歐洲最大電池組件制造公司，擁有全球首個500MW以上的HJT量產項目。邁為股份能夠為REC供貨，說明中國光伏設備企業(yè)已經比肩甚至超過了國外水平。
目前HJT設備成本已經降至5億/GW左右，隨著后期規(guī)模的提升，HJT設備成本還有望進一步下滑。
綜合以上所有信息，HJT降成本路徑清晰且推進的很快，這也就意味著HJT的成本劣勢可能超預期填平。根據(jù)華晟新能源的測算，到2022年，HJT電池的單位成本有望降至0.65元/W，屆時將完全有能力和PERC電池正面競爭。
春江水暖鴨先知。
一代光伏技術有一代設備，設備訂單的起量是產業(yè)化加速最直接、最有效的信號，REC的訂單是一個重要標志，根據(jù)浙商證券的預測，未來五年，HJT設備行業(yè)的復合增速將超80%。
與之并行的是，原有產業(yè)格局可能會發(fā)生震蕩，華晟新能源、鈞石能源、愛康科技等在HJT電池積極布局的新銳有望給隆基、通威、晶科等老炮帶來壓力。