據鑫鼎晟分析，觀點速覽：光伏電池片技術由P型向N型迭代。由於轉換效率的瓶頸，各電池廠商都在努力追求技術上的改進和效率上的突破。N型高效電池在目前轉換效率和未來增長空間上全面優於PERC，已成爲電池技術的主要發展方向。HJT異質結電池在第三代光伏主流電池中優勢明顯。新電池技術路線中，HJT優勢顯著，產能增長較快。相較其他幾種技術路線，HJT具有開路電壓高、溫度係數低、無LID和PID效應、結構對稱易於薄片化和低溫工藝能耗低的優點。得益於上述優勢，N型技術中，HJT的產能增速最高。HJT異質結電池在實際應用中優勢與挑戰並存。HJT的高效率、高發電量、高良率已被全球光伏業界認可。而HJT高生產成本的缺點也逐漸被克服，HJT電池的降本空間極大。可以重點關注HJT電池產業鏈的早期股權投資機會。異質結實現顯著降本，產業化大規模落地重新出現轉機。隨着量產效率與良率的提升以及設備材料國產化率持續提高，銅電鍍有望呈現全方位的成本優勢；探索靶材低銦化路線、降低銦依賴也成爲異質結產業化有力且必要的降本行徑。微晶方案的導入封裝材料增效降本異質結電池與鈣鈦礦電池進行疊層的綜合性能更爲理想。一是異質結電池結構相TOPCon電池本身更適合疊層，二是TOPCon電池與鈣鈦礦電池進行疊層的話自身基於電流高的效率優勢會被浪費，理論上鈣鈦礦-TOPCon疊層電池的效率相比鈣鈦礦-HJT疊層電池更低。一、光伏電池片從P型向N型迭代（一）中國光伏電池片行業中國光伏行業在2023年呈現出顯著的增長和發展，其中光伏主材的供應量大幅增長，技術進步和出口業績突出。根據中國光伏行業協會的統計，2023年多晶硅產量達到143萬噸，增長率高達67%；硅片產量爲622GW，同比增長67.5%；電池片產量達到545GW，增長率爲64.9%；組件產量則達到500GW，增長率高達69.3%。據SOLARZOOM新能源智庫測算，光伏終端需求高點或將接近3000GW，這些數據不僅顯示了產量的大幅提升，還突出了產業結構的優化和技術進步。其中，電池片和組件環節位於光伏產業鏈的中游，根據CPIA以及有色金屬協會硅業分會統計數據，2022年末全球電池片和組件產能分別超500GW和600GW；同年，全球電池片和組件產量分別爲330GW和347.4GW，較上年末同比增長50%和57.3%，中國產量佔全球比重分別爲96.36%和84.83%。（二）國內第三代光伏電池技術介紹1、光伏電池片分類光伏電池片是一個薄的半導體片，也是光伏發電系統中的基本單元，用於將太陽光轉換成電能。將光轉化爲電力的過程被稱爲光電效應。光伏電池片作爲光電轉換效率的決定性影響因素，是目前光伏主產業鏈各環節中唯一存在巨大技術變革的核心環節。光伏電池片分爲晶硅和非晶硅（主要爲薄膜），晶硅電池片是目前市場上的主流技術選擇，在晶硅電池片中又以單晶電池爲主。單晶硅電池片根據摻雜元素不同可分爲P/N型，如在硅中摻入三價元素硼則爲P型，在硅中摻入五價元素如磷則爲N型。N型電池片根據技術路線不同又分爲TOPCon、HJT、BC等。不同電池片結構與特點各不相同。簡單來看，PERC電池背面鈍化提高反射率，增強光捕獲；TOPCon優化表面傳導，提高載流子分離效率；HJT結合異質結構，實現高轉換效率；IBC通過背接觸設計，提升電池整體效率。2、第三代主流光伏電池片技術①N型TOPConTOPCon爲隧穿氧化層鈍化接觸太陽能電池，具有高極限效率。該結構爲硅片的背面提供了良好的表面鈍化，超薄氧化層可以使多子電子隧穿進入多晶硅層同時阻擋少子空穴複合，進而電子在多晶硅層橫向傳輸被金屬收集，從而極大地降低了金屬接觸複合電流，提升了電池的開路電壓和短路電流。其具有更高的效率極限（28.2%～28.7%），接近晶體硅太陽能電池理論極限效率（29.43%）。與PERC電池相比，TOPCon電池通過增加一層超薄隧穿氧化層，將金屬電極與硅金屬隔離，利用量子隧穿效應實現電流傳輸，工藝兼容性較好，短期發展迅速。PV Infolink預測2023、2024、2025年新增TOPCon電池產能396GW、185GW、63GW。②HJT異質結電池HJT意思爲本徵薄膜異質結。異質結電池以N型單晶硅片爲襯底，經過制絨清洗後在正面沉積厚度爲3-5nm的非晶硅薄膜，從而形成PN異質結；在背面通過沉積非晶硅薄膜形成背表面場。在摻雜非晶硅薄膜的兩側沉積透明導電氧化物薄膜（TCO），最後通過絲網印刷的技術在TCO表面形成金屬電極。HJT生產線和PERC電池不兼容，需增配非晶硅與導電膜沉積設備，增加靶材、低溫銀漿需求。③xBC結構電池背接觸（BC）概念於1975 年提出，後經過不斷演化、改進，現已成爲行業公認的高效光伏電池技術路線之一。從轉換效率的角度來說，由於BC 結構正面無柵線遮擋，受光面積增大，入射光利用率得到提高，因此在被提出至今近50 年的時間裏，在轉換效率上始終保持絕對優勢；從工藝兼容性的角度來說，BC 工藝爲兼收幷蓄的富有延展性的工藝，可以與TOPCon、HJT 工藝相結合，在正面充分利用的前提下進一步優化鈍化結構，持續做到電池轉換效率的提升。IBC電池爲叉指式背接觸太陽電池，其電池結構特點爲正面沉積鈍化和反射膜、無金屬柵線，消除了正面金屬電極結構帶來的光學損失；背表面的PN結和金屬接觸以叉指式排列。3、光伏電池片技術由P型向N型迭代隨着新型高效電池技術的成熟及大規模應用，各類型光伏電池片的轉換效率在不斷提升。截至2021年底，PERC電池技術仍是市場主流。然而其轉換效率已逼近實驗室效率極限。由於轉換效率的瓶頸，各電池廠商都在努力追求技術上的改進和效率上的突破。N型高效電池在目前轉換效率和未來增長空間上全面優於PERC，已成爲電池技術的主要發展方向。當前，國內光伏產業正處於P型技術向N型技術快速迭代階段。TOPCon電池通過在背面覆蓋一層沉積在超薄隧穿氧化硅層上的摻雜多晶硅薄層，形成了較好的鈍化接觸結構，促進電子在多晶硅層橫向傳輸時被金屬收集，從而有效地降低了表面複合和金屬接觸複合，提升了光電轉換效率。HJT電池兼具晶硅與薄膜太陽能優勢，表面鈍化效果更好，其晶硅襯底的前後表面均實現了良好的鈍化，並且隔絕了金屬電極和硅材料的直接接觸，進一步降低了載流子複合損失，提升了電池轉化效率。xBC，即背接觸光伏電池，其電池結構特點爲正面沉積鈍化和反射膜、無金屬柵線，消除了柵線電極的遮光損失，目前轉換效率較高且未來仍有較高提升空間。今後隨着技術發展，TBC、HBC等BC類組合電池技術有望不斷取得進步。N型高效電池不僅在轉換效率方面大幅優於PERC，在製備工藝、雙面率、衰減率等方面也各有優勢，例如HJT核心製備工藝更簡單，又如TOPCon和HJT雙面率全面優於PERC，N型高效電池的衰減率均低於PERC。2022年被光伏行業視作N型電池技術發展的元年，TOPCon電池在2022年開始量產。2023年N型電池的產業化進程全面加速，相關龍頭企業在快速提升N型電池的產能，HJT電池在2023年開始量產、TOPCon在2023年產業化進程持續加速。根據相關統計數據，2022年底落地的TOPCon和HJT電池產能分別達到81GW和13GW，當年整個電池環節產能爲590GW；到2023年底，TOPCon名義產能有望達到477GW，將與PERC電池產能相當。（三）N型高效電池產能顯著增加過去幾年，PERC電池基於其強大的性價比優勢，在光伏電池產業中佔據主導地位，其產能一度領跑全行業。但隨着新型高效太陽能電池技術的湧現與發展，以及對電池更高轉換效率的需求，各大廠商逐漸轉向其他類電池佈局，PERC電池產能佔比下降。TOPCon方面，當前部分頭部光伏廠商大力佈局TOPCon電池，產能快速增加。HJT方面，由於HJT生產線與目前主流的PERC電池工藝與產線互不兼容，部分光伏廠商對HJT投資仍較爲謹慎。然而HJT較TOPCon的優勢是其效率提升空間相對較大，雖然前期投資大，但從中長期角度上來看具有一定的發展潛力。隨着HJT電池工藝的逐漸成熟與良率的提升，多家光伏電池製造商已經率先部署HJT電池的產業化線路，預計未來產能將不斷增加。BC方面，隨着頭部企業押注BC電池後市場熱度高漲。BC作爲平臺技術，在未來經濟性凸顯和技術成熟後，產能有望大幅提升。二、技術之爭：TOPCon贏在當下，異質結贏在未來（一）下一代光伏電池主流技術卡位戰光伏電池轉換效率，是每一輪光伏技術迭代最關鍵的標尺。在20%轉換效率的基礎之上，每提高一個百分點，可爲下游電站節約5%以上的成本。對更高轉換效率——哪怕只提高0.01個百分點的苛求，也是中國光伏行業持續領跑該領域技術革新的驅動力，歷來屬“兵家必爭之地”。近兩年來，圍繞電池新技術的競逐愈加激烈，路線之爭此起彼伏。市場主流的P型單晶PERC電池仍是光伏發電行業當前最具經濟性的技術，但其量產效率已逼近其24.5%的理論極限，很難再有大幅提升。業內開始探尋下一代電池技術，TOPCon、異質結、IBC/TBC，新技術卡位戰不僅事關未來行業格局，更是各廠商差異化競爭的勝負手。目前看來，未來幾年PERC電池仍將擁有一席之地，但“後PERC”時代，TOPCon、異質結，已經成爲當前最受市場和資本熱捧的電池技術。對於TOPCon支持者來說，TOPCon的投資成本相較於其他N型電池技術更具有經濟性，且沒有明顯的技術卡點，與PERC技術兼容性強，更易落地。目前異質結的單GW設備投資是TOPCon的近兩倍，仍須邁過多道環節的技術攻關期，存有不確定性。但在異質結支持者的眼裏恰恰相反——這是一個行業洗牌、彎道超車的好契機。異質結支持者認爲，正是由於TOPCon可以兼容現有的PERC產線設備，使得持有大量PERC產線的廠商主動“捍衛”TOPCon技術，“站異質結”等同於存量資產減值、“革自己的命”。對於新入局和跨界者而言，押注異質結，意味着可以在又一輪光伏技術迭代中佔據領先身位。隨着投資建設等成本下降，異質結的綜合競爭優勢將進一步顯現。“TOPCon贏在當下，而異質結贏在未來。”業內的這句流行語，一定程度上高度概括了兩種技術的長短板。（二）HJT異質結電池優勢明顯1、HJT異質結電池的技術優勢①理論極限效率較高據ISFH和隆基綠能測算數據，PERC、TOPCon與HJT電池的理論極限轉換效率分別爲24.5%、28.7%和28.5%。HJT在極限效率方面大幅領先PERC，略落後於雙面TOPCon，但是HJT+鈣鈦礦疊層電池可達30%以上。目前，商業化的HJT異質結電池的實際轉換效率在24%至26%左右，很大程度上節省了下游電站的成本，且隨着技術的進步，這一數值仍有提升的空間。②衰減率低HJT的首次衰減爲1%、線性衰減爲0.25%，低於PERC和TOPCon，更低的衰減率，能夠使得HJT電池擁有更長的長生命週期，相對而言，在更長的生命週期內發電更高，綜合成本更低。③生產工藝流程短HJT的核心工藝流程僅有4步，即清洗制絨、非晶硅薄膜沉積、TCO膜沉積、金屬電極化，相較PERC和TOPCon電池大幅簡化。較短的工藝流程有助於提升生產良品率，同時可降低人工、運維等成本。④具備低溫製程工藝HJT全程在200°C以下的環境中製成，而PERC擴磷環節溫度需高於850°C，TOPCon擴硼環節溫度則在1100°C以上，有助於減少硅片製備過程中的熱損傷、降低加熱成本。⑤雙面率高HJT電池爲雙面對稱結構，電池雙面率最高可達90%，而PERC和TOPCon雙面率最高僅可達到75%和85%，更高的雙面率意味着HJT具備更高背面發電量。⑥溫度係數低HJT的溫度係數爲-0.24%/°C，而PERC和TOPCon的溫度係數爲-0.35%/°C和-0.30%/°C，較低的溫度係數意味着HJT在高溫環境下的能耗損失更少，發電量更高。2、組件及電站整體性能表現優異①組件高穩定性HJT異質結電池的結構和材料特性使其具有較高的穩定性，能夠減少衰減，延長組件的使用壽命。②電站特點與優勢高發電量：憑藉高轉換效率，HJT電站能夠產生更多的電能，提高整體發電效益。穩定性：良好的衰減性意味着HJT電站在長期運行中能夠保持較高的發電能力。適應性強：HJT電池對溫度變化和光照條件的適應性較好，能夠在不同環境下穩定工作。（三）HJT或爲未來主流，率先佈局者可實現量價齊升隨着PERC電池逐漸接近理論電池轉換效率極限，具備更高轉換效率的N型電池步入發展快車道，電池組件環節已進入新一輪的技術變革週期。三種新電池技術路線中，HJT優勢顯著，產能增長較快。相較其他幾種技術路線，HJT具有開路電壓高、溫度係數低、無LID和PID效應、結構對稱易於薄片化和低溫工藝能耗低的優點。得益於上述優勢，N型技術中，HJT的產能增速最高。類比BSF電池到PERC電池的技術迭代史，新技術產品可憑藉發電增益等優勢在一段時間內獲得溢價，而率先佈局新產能的企業有望實現量利齊升。短期看，由於TOPCon產線可由原有PERC產線升級得來，而HJT需要全新產線，因此TOPCon設備投資成本較低，同時HJT的漿料、靶材和設備成本相對較高，因此現階段TOPCon更具經濟性。長期看，HJT降本路線清晰，設備投資成本可隨技術進步不斷降低，且可與鈣鈦礦技術結合製備疊層電池，實現更高轉換效率。降本增效是光伏行業永恆的主題，具有更高電池效率和輸出功率的HJT更可能成爲未來主流。（四）HJT異質結電池的發展前景1、HJT異質結電池市場規模2022年之前，因HJT產線設備投資成本高，技術路徑不確定，產品性能有待提升，國內外電池廠商多處在MW級中試或觀望中。隨着設備國產化以及薄片化、銀包銅、靶材等工藝的降本升級，多家廠商開始佈局HJT電池GW級產線。根據SOLARZOOM預測，2024年HJT電池出貨量有望達到35-40GW，2025年和2026年分別超過100GW、200GW，規模化擴張將進一步提速。預計到2025年，我國異質結電池技術在光伏電池技術中將佔據10%左右的市場份額。隨着我國異質結電池技術的不斷突破，產業化成本的降低以及市場佔有量的逐漸擴大，其產業規模也將呈現高速增長態勢，有望從2020年的44億元增長至2025年的近360億元。2、HJT異質結電池面臨的挑戰儘管HJT異質結電池具有很高的理論轉換效率，但在實際應用中仍然面臨着一些技術難點。①成本高昂：HJT異質結電池的製造工藝相對複雜，需要高精度的設備和材料，導致成本較高。降低製造成本是實現大規模商業化應用的關鍵挑戰之一。②界面質量控制：HJT異質結電池中的界面對於載流子的分離和傳輸至關重要。界面處的缺陷和雜質會降低電池的性能，因此需要有效地控制界面質量，減少界面複合。③薄膜沉積技術：要製備高質量的本徵半導體層和其他薄膜層，需要精確控制薄膜的厚度、均勻性和結晶質量。薄膜沉積技術的挑戰包括選擇合適的沉積方法、優化工藝參數以及解決薄膜生長過程中的缺陷問題。④穩定性問題：長期穩定性是太陽能電池的重要指標。HJT異質結電池在實際工作環境中可能面臨溫度變化、光照老化等因素的影響，需要解決其穩定性問題，確保長期的性能可靠性。HJT異質結電池以其獨特的原理和潛力，爲太陽能發電領域帶來了新的機遇。通過不斷突破技術難點，行業有望實現更高效率、更穩定可靠的太陽能電池組件和電站，爲可持續能源的發展送來無限可能。3、關於HJT異質結電池的觀點HJT的高效率、高發電量、高良率從1990年代至今，已經被全球光伏業界認知超過20年，從無爭議。HJT最大的缺點——高生產成本，已經逐漸被克服，並且從未來2年的時間來看，HJT電池的降本空間極大（2025年HJT電池的生產成本將有50%以上概率與PERC電池打平）。此外，HJT作爲一種平臺級技術，其可以延伸或升級至HBC、HJT+鈣鈦礦疊層電池方向，終極電池轉換效率將接近34%。因此，可以重點關注HJT電池產業鏈的早期股權投資機會。三、新技術逐步驗證，異質結降本增效進展迅速（一）如何看待新技術的溢價對於光伏行業而言，降本與提效是永恆的發展主線與目標。光伏電池新技術產品相比上一代產品在效率、衰減、工作壽命上都有不同程度的提升，在技術迭代的初期，理應獲得技術溢價，但溢價範圍如何確定，以及目前的溢價表現到底幾何，都需要進一步展開探討。對於異質結而言，根據測算，當下異質結電池片非硅成本在0.29元左右，疊加引入丁基膠等更爲嚴格的封裝要求所帶來的成本提升，異質結對比TOPCon在組件終端成本上接近高出0.1元。即便異質結有着更高的轉換效率上限，低溫性能以及雙面性也更加好，而且多處電站實證6%左右的發電量提升可能會給異質結帶來更高的“溢價上限”，但行業內卷的本質以及“買方市場”的狀態也將影響其溢價表現，尤其在TOPCon持續完善、高速擴產的當下，期望從價格端尋求利潤空間的可能性已經式微，必須通過成本端的改善才能擁有與其他技術產品在利潤與市佔率之間博弈的資格，更合理的價格與發電增益平衡點纔是異質結得以殺出重圍的關鍵。（二）異質結降本迎來轉機回到本輪技術迭代的最初時期，無論是產業鏈還是資本市場，對於性能天花板高、良率好、降本路徑清晰的異質結都存在更多的青睞與偏向，但後續技術突破的緩慢以及TOPCon成爲主流擴產方向都讓市場對於異質結的預期差不斷縮小。然而出於異質化競爭、技術再迭代順滑的追求，多年來還是有部分玩家堅持着對異質結的追求，而當下產業鏈在微晶、金屬化降本、去銦化等領域取得的技術進展與邊際變化有望讓異質結實現顯著降本，產業化大規模落地重新出現轉機。1、金屬化：銀包銅持續推進，銅電鍍異軍突起異質結由於其非晶硅薄膜工藝的特殊性，加工過程需要在250度以下的溫度環境完成，無法通過高溫燒結將銀漿與電池發射極熔融連接形成歐姆接觸，低溫工藝下爲保證低電阻接觸就需要將銀顆粒直徑做得更小、銀的用量也需要更多，銀漿耗量提升以及低溫銀漿成本高昂直接影響異質結的金屬化成本，金屬化也是生產成本中與PERC、TOPCon相差最大的環節。然而隨着光伏裝機量的持續增長，每年在光伏領域消耗的銀資源也隨之提升，根據測算，在2030年1.6TW的組件出貨量假設下，假設銀產量每年按2%—3%的增速增長，屆時光伏電池片年耗純銀量將達1.9萬噸，光伏領域的銀耗量對於每年白銀產量的佔比將從2022年的11.75%提升至50.58%。出於供應鏈安全以及極致降本的追求，徹底無銀化的銅電鍍方案被認爲是異質結金屬化降本的最終答案。從轉電效率看，而且由於電鍍工藝的成熟，電鍍銅柵線可以實現10-15微米的柵線寬度，與傳統印刷銀柵線的30微米相比，減少了由於柵線遮光帶來的光學損失，綜合電學、光學的綜合優勢，預計銅電鍍對比銀漿可提升約0.5%的電池效率。從降本角度而言，純銅價格僅爲銀的1%，純金屬成本將得到顯著降低，有錫保護的銅柵線還可放寬組件封裝要求，節省膠膜成本。且由於光伏電鍍的規格不高，材料與設備降本路徑較爲清晰，隨着量產效率與良率的提升以及設備材料國產化率持續提高，銅電鍍有望呈現全方位的成本優勢。2、持續推進的靶材低銦與設備降本在異質結正反面還有一層具有導電功能的透明導電薄膜TCO，用以縱向收集載流子，並向金屬電極傳輸。TCO膜主要成分包括銦、銻、鋅、錫、鎘及其氧化物的複合體，在可見光範圍內具備穿透率高、電阻低的優點。TCO薄膜沉積在靶材（ITO、IWO）上都對銦金屬有着較高依賴。銦屬於稀有金屬，每千克價格在1500元左右波動，全球約80%的銦用於製作靶材、應用在平板顯示的沉積鍍膜，10%應用於半導體化合物領域，全球需求量穩定在1800噸左右，每年增長平穩。按照單GW異質結電池對應約20噸銦基靶材、銦成本佔ITO靶材生產成本60%進行測算，當前異質結單瓦的靶材成本、銦成本分別爲0.04元、0.019元，考慮到異質結產能從十GW級突破至百GW級時對應上游原材料需求的較大彈性，銦金屬及其靶材的價格可能被拉動上漲、加重靶材成本負擔，探索靶材低銦化路線、降低銦依賴也成爲異質結產業化有力且必要的降本行徑。除了生產成本以外，異質結產線的初始投資成本以及回收週期同樣也是產業化大規模落地的重要因素。在產業化不成熟的早期，異質結設備對海外進口存在較大依賴，單GW設備投資額高達10億元。而在異質結各環節主流技術路線逐步確立、設備國產化持續進行的帶動下，根據CPIA統計，2022年異質結電池設備投資成本已下降至3.64億元/GW。異質結四大生產環節分別對應YAC（清洗制絨）、PECVD（非/微晶硅薄膜沉積）、PVD（TCO薄膜沉積）、印刷電極（金屬化）四大設備。對於主要成本設備PECVD而言，主流板式PECVD在部分零部件還有進一步提升國產化的空間，而管式PECVD方案在解決均勻性問題後，整體成本也能繼續得到顯著下降，異質結整線設備投資額有望進一步降至3億元以下，進一步縮小與TOPCon、PERC的差距，性價比逐步凸顯。結合上述各環節技術發展的降本增效及產業化落地預期，對異質結電池的成本變化進行測算。默認在2023年年底後的方案全部實現導入，硅片價格取中環官網對於150、130、110μm的最新報價。“銀包銅+0BB”或銅電鍍方案實現導入後都對生產成本產生了顯著的積極變化，異質結的金屬化成本從0.12元/W下降至0.086元/W、0.071元/W，對應非硅成本從0.291元/W下降至0.247元/W、0.231元/W，與TOPCon之間的成本差也將進一步減少至0.043元/W、0.021元/W，而在銅電鍍的量產效率、規模化進一步成熟後，其最終成本有望低於TOPCon且效率表現也更高。3、微晶：明確且加速的提效路徑異質結電池以N型硅片爲襯底，經過制絨清洗後分別在前表面沉積本徵非晶硅和N型摻雜非晶硅來形成前表面場，在背面依次沉積本徵非晶硅和P型摻雜非晶硅來形成PN結。雖然優異的鈍化效果使異質結具有較高的開路電壓，但由於非晶硅的帶隙較窄使得其光學利用率偏低，導致短路電流較低，最終影響其轉換效率表現。針對由非晶硅導致的光學損失問題，產業鏈主流選擇通過用微晶代替非晶的方案進行升級。與非晶硅相比，微晶的光學帶隙寬且連續可調，吸收的光譜範圍也更大，同時結晶硅晶粒的存在能通過電池片不同位置的選擇性摻雜實現電導性提升、接觸電阻降低，微晶方案的導入從光學、電學兩方面積極影響着電池片的轉換效率。4、封裝材料增效降本：光轉膠膜+高阻水封邊膠由於異質結電池使用單面微晶或者雙面微晶技術，表面更容易遭受紫外輻照而被破壞，使得原有硅表面產生缺陷，與其他電池技術相比，在紫外線照射下的異質結電池功率衰減更大，對封裝材料有更高要求。在此背景下，光轉膠膜應運而生，對於異質結電池降本增效有重要意義。光轉膜原理是通過在膠膜中添加雜化分子的光轉物質（鐳博TM），可以將380nm以下的紫外光轉換成藍光，解決了TCO膜層和非晶硅膜層吸收紫外線降低電池電流的問題，克服了易衰減難題；短波轉換成長波以後，異質結電池對於長波藍光的吸收性也更好，繼而能夠進一步提升發電功率和可靠性。（三）異質結大規模投產應在經濟性持平TOPCon/PERC時異質結電池的設備、漿料、靶材等非硅成本較高。異質結電池的成本主要由硅片、漿料、靶材、設備折舊和其他（人工水電、化學品等）費用構成。漿料成本方面，異質結電池爲雙面結構，兩面均需正面銀漿印刷。同時，異質結電池在生產環節溫度不得超過250℃，需要採用低溫銀漿製備電極。而低溫銀漿生產工藝難度高，還需冷鏈運輸，價格比高溫銀漿更高。且低溫銀漿的導電性能弱於高溫銀漿，需要提高銀的含量來提高導電性，進一步增加了HJT電池銀耗。靶材方面，異質結電池的TCO層採用PVD/RPD設備濺射鍍膜，較PERC電池新增了靶材成本。目前HJT的經濟性可通過兩方面提升：一是通過多種技術手段降低硅片、非硅材料成本。短期看漿料和硅片降本進展，包括銀包銅代替純銀漿製備電極，無主柵互連節約主柵銀耗；以及硅片薄片化導入降本。中期關注銅電鍍印刷電極/激光轉印等金屬電極製備優化技術，以及TCO材料國產化、靶材無銦化等材料降本技術。二是進一步提高組件效率以獲得銷售溢價。高效組件可有效降低電站度電成本，因而可獲得一定溢價。據InfoLink，當前HJT組件較TOPCon溢價約0.10-0.18人民幣/W，若進一步提高轉換效率，HJT組件有望獲得更高溢價。綜合來看，HJT的經濟性持平或高於TOPCon時方能實現大規模量產。（四）遠期關注鈣鈦礦疊層技術相比TOPCon電池，異質結電池與鈣鈦礦電池進行疊層的綜合性能更爲理想。一是異質結電池結構相比TOPCon電池本身更適合疊層：因爲鈣鈦礦電池與異質結電池進行疊層，異質結電池表面本身就是TCO，異質結電池的產線無需做更改，而TOPCon電池與鈣鈦礦電池進行疊層，TOPCon正面的氮化硅和氧化鋁由於是絕緣體不能導電，需要先把氧化鋁和氮化硅去掉，或加入進一步摻雜和鈍化工藝；二是TOPCon電池與鈣鈦礦電池進行疊層的話自身基於電流高的效率優勢會被浪費：從實際量產效率來看，TOPCon和異質結相差不大，但效率的構成參數不同，異質結是電壓高，電流低TOPCon是電壓不高，但電流比較高，主要原因爲異質結表面TCO的透光性不如TOPCon表面的氮化硅。如果做疊層電池，異質結受光面TCO依然是TCO，TOPCon表面也需要變成TCO，那麼TOPCon電池本身電流高的優勢就沒有了，理論上鈣鈦礦-TOPCon疊層電池的效率相比鈣鈦礦-HJT疊層電池更低。四、總結在過去的十餘年間，光伏技術領域的每一次革新都孕育着新的領軍者，同時也有曾經的領軍企業因未能適應變革而逐漸淡出。當前，隨着技術迭代窗口的再次開啓，無論是TOPCon、異質結、IBC還是鈣鈦礦，均引發了行業內各方的廣泛關注與激烈競爭。新晉的光伏勢力和老牌巨頭，均對此表現出極大的興趣和熱情，積極投身其中，尋求突破與機遇。在光伏行業當前競爭異常激烈的背景下，企業應理性看待新技術所帶來的“溢價”空間，避免過度樂觀的預期。在溢價空間被不斷壓縮的現實中，異質結的產業化目標已從追求高利潤轉向確保生存與發展。只有在成本控制方面實現顯著的突破，才能在激烈的市場競爭中獲得一席之地。根據歷史經驗和行業發展規律，無論是選擇TOPCon技術還是異質結技術，各市場主體對N型電池的投資既是對技術變革趨勢的順應，也是基於對潛在行業格局變動的預期，以期在新的行業格局中佔據更有利的位置，獲取更大的市場份額。