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光伏电池片技术由P型向N型迭代。由于转换效率的瓶颈，各电池厂商都在努力追求技术上的改进和效率上的突破。N型高效电池在目前转换效率和未来增长空间上全面优于PERC，已成为电池技术的主要发展方向。

HJT异质结电池在第三代光伏主流电池中优势明显。新电池技术路线中，HJT优势显著，产能增长较快。相较其他几种技术路线，HJT具有开路电压高、温度系数低、无LID和PID效应、结构对称易于薄片化和低温工艺能耗低的优点。得益于上述优势，N型技术中，HJT的产能增速最高。

HJT异质结电池在实际应用中优势与挑战并存。HJT的高效率、高发电量、高良率已被全球光伏业界认可。而HJT高生产成本的缺点也逐渐被克服，HJT电池的降本空间极大。可以重点关注HJT电池产业链的早期股权投资机会。

异质结实现显著降本，产业化大规模落地重新出现转机。随着量产效率与良率的提升以及设备材料国产化率持续提高，铜电镀有望呈现全方位的成本优势；探索靶材低铟化路线、降低铟依赖也成为异质结产业化有力且必要的降本行径。微晶方案的导入封装材料增效降本

异质结电池与钙钛矿电池进行叠层的综合性能更为理想。一是异质结电池结构相TOPCon电池本身更适合叠层，二是TOPCon电池与钙钛矿电池进行叠层的话自身基于电流高的效率优势会被浪费，理论上钙钛矿-TOPCon叠层电池的效率相比钙钛矿-HJT叠层电池更低。

一、光伏电池片从P型向N型迭代

（一）中国光伏电池片行业

中国光伏行业在2023年呈现出显著的增长和发展，其中光伏主材的供应量大幅增长，技术进步和出口业绩突出。根据中国光伏行业协会的统计，2023年多晶硅产量达到143万吨，增长率高达67%；硅片产量为622GW，同比增长67.5%；电池片产量达到545GW，增长率为64.9%；组件产量则达到500GW，增长率高达69.3%。

据SOLARZOOM新能源智库测算，光伏终端需求高点或将接近3000GW，这些数据不仅显示了产量的大幅提升，还突出了产业结构的优化和技术进步。

其中，电池片和组件环节位于光伏产业链的中游，根据CPIA以及有色金属协会硅业分会统计数据，2022年末全球电池片和组件产能分别超500GW和600GW；同年，全球电池片和组件产量分别为330GW和347.4GW，较上年末同比增长50%和57.3%，中国产量占全球比重分别为96.36%和84.83%。

（二）国内第三代光伏电池技术介绍

1、光伏电池片分类

光伏电池片是一个薄的半导体片，也是光伏发电系统中的基本单元，用于将太阳光转换成电能。将光转化为电力的过程被称为光电效应。光伏电池片作为光电转换效率的决定性影响因素，是目前光伏主产业链各环节中唯一存在巨大技术变革的核心环节。

光伏电池片分为晶硅和非晶硅（主要为薄膜），晶硅电池片是目前市场上的主流技术选择，在晶硅电池片中又以单晶电池为主。单晶硅电池片根据掺杂元素不同可分为P/N型，如在硅中掺入三价元素硼则为P型，在硅中掺入五价元素如磷则为N型。N型电池片根据技术路线不同又分为TOPCon、HJT、BC等。

不同电池片结构与特点各不相同。简单来看，PERC电池背面钝化提高反射率，增强光捕获；TOPCon优化表面传导，提高载流子分离效率；HJT结合异质结构，实现高转换效率；IBC通过背接触设计，提升电池整体效率。

2、第三代主流光伏电池片技术

①N型TOPCon

TOPCon为隧穿氧化层钝化接触太阳能电池，具有高极限效率。该结构为硅片的背面提供了良好的表面钝化，超薄氧化层可以使多子电子隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子空穴复合，进而电子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流。其具有更高的效率极限（28.2%～28.7%），接近晶体硅太阳能电池理论极限效率（29.43%）。

与PERC电池相比，TOPCon电池通过增加一层超薄隧穿氧化层，将金属电极与硅金属隔离，利用量子隧穿效应实现电流传输，工艺兼容性较好，短期发展迅速。PV Infolink预测2023、2024、2025年新增TOPCon电池产能396GW、185GW、63GW。

②HJT异质结电池

HJT意思为本征薄膜异质结。异质结电池以N型单晶硅片为衬底，经过制绒清洗后在正面沉积厚度为3-5nm的非晶硅薄膜，从而形成PN异质结；在背面通过沉积非晶硅薄膜形成背表面场。在掺杂非晶硅薄膜的两侧沉积透明导电氧化物薄膜（TCO），最后通过丝网印刷的技术在TCO表面形成金属电极。HJT生产线和PERC电池不兼容，需增配非晶硅与导电膜沉积设备，增加靶材、低温银浆需求。

③xBC结构电池

背接触（BC）概念于1975 年提出，后经过不断演化、改进，现已成为行业公认的高效光伏电池技术路线之一。从转换效率的角度来说，由于BC 结构正面无栅线遮挡，受光面积增大，入射光利用率得到提高，因此在被提出至今近50 年的时间里，在转换效率上始终保持绝对优势；从工艺兼容性的角度来说，BC 工艺为兼收并蓄的富有延展性的工艺，可以与TOPCon、HJT 工艺相结合，在正面充分利用的前提下进一步优化钝化结构，持续做到电池转换效率的提升。

IBC电池为叉指式背接触太阳电池，其电池结构特点为正面沉积钝化和反射膜、无金属栅线，消除了正面金属电极结构带来的光学损失；背表面的PN结和金属接触以叉指式排列。

3、光伏电池片技术由P型向N型迭代

随着新型高效电池技术的成熟及大规模应用，各类型光伏电池片的转换效率在不断提升。截至2021年底，PERC电池技术仍是市场主流。然而其转换效率已逼近实验室效率极限。由于转换效率的瓶颈，各电池厂商都在努力追求技术上的改进和效率上的突破。N型高效电池在目前转换效率和未来增长空间上全面优于PERC，已成为电池技术的主要发展方向。当前，国内光伏产业正处于P型技术向N型技术快速迭代阶段。

TOPCon电池通过在背面覆盖一层沉积在超薄隧穿氧化硅层上的掺杂多晶硅薄层，形成了较好的钝化接触结构，促进电子在多晶硅层横向传输时被金属收集，从而有效地降低了表面复合和金属接触复合，提升了光电转换效率。

HJT电池兼具晶硅与薄膜太阳能优势，表面钝化效果更好，其晶硅衬底的前后表面均实现了良好的钝化，并且隔绝了金属电极和硅材料的直接接触，进一步降低了载流子复合损失，提升了电池转化效率。

xBC，即背接触光伏电池，其电池结构特点为正面沉积钝化和反射膜、无金属栅线，消除了栅线电极的遮光损失，目前转换效率较高且未来仍有较高提升空间。今后随着技术发展，TBC、HBC等BC类组合电池技术有望不断取得进步。

N型高效电池不仅在转换效率方面大幅优于PERC，在制备工艺、双面率、衰减率等方面也各有优势，例如HJT核心制备工艺更简单，又如TOPCon和HJT双面率全面优于PERC，N型高效电池的衰减率均低于PERC。

2022年被光伏行业视作N型电池技术发展的元年，TOPCon电池在2022年开始量产。2023年N型电池的产业化进程全面加速，相关龙头企业在快速提升N型电池的产能，HJT电池在2023年开始量产、TOPCon在2023年产业化进程持续加速。根据相关统计数据，2022年底落地的TOPCon和HJT电池产能分别达到81GW和13GW，当年整个电池环节产能为590GW；到2023年底，TOPCon名义产能有望达到477GW，将与PERC电池产能相当。

（三）N型高效电池产能显著增加

过去几年，PERC电池基于其强大的性价比优势，在光伏电池产业中占据主导地位，其产能一度领跑全行业。但随着新型高效太阳能电池技术的涌现与发展，以及对电池更高转换效率的需求，各大厂商逐渐转向其他类电池布局，PERC电池产能占比下降。

TOPCon方面，当前部分头部光伏厂商大力布局TOPCon电池，产能快速增加。

HJT方面，由于HJT生产线与目前主流的PERC电池工艺与产线互不兼容，部分光伏厂商对HJT投资仍较为谨慎。然而HJT较TOPCon的优势是其效率提升空间相对较大，虽然前期投资大，但从中长期角度上来看具有一定的发展潜力。随着HJT电池工艺的逐渐成熟与良率的提升，多家光伏电池制造商已经率先部署HJT电池的产业化线路，预计未来产能将不断增加。

BC方面，随着头部企业押注BC电池后市场热度高涨。BC作为平台技术，在未来经济性凸显和技术成熟后，产能有望大幅提升。

二、技术之争：TOPCon赢在当下，异质结赢在未来

（一）下一代光伏电池主流技术卡位战

光伏电池转换效率，是每一轮光伏技术迭代最关键的标尺。在20%转换效率的基础之上，每提高一个百分点，可为下游电站节约5%以上的成本。对更高转换效率——哪怕只提高0.01个百分点的苛求，也是中国光伏行业持续领跑该领域技术革新的驱动力，历来属“兵家必争之地”。

近两年来，围绕电池新技术的竞逐愈加激烈，路线之争此起彼伏。市场主流的P型单晶PERC电池仍是光伏发电行业当前最具经济性的技术，但其量产效率已逼近其24.5%的理论极限，很难再有大幅提升。业内开始探寻下一代电池技术，TOPCon、异质结、IBC/TBC，新技术卡位战不仅事关未来行业格局，更是各厂商差异化竞争的胜负手。

目前看来，未来几年PERC电池仍将拥有一席之地，但“后PERC”时代，TOPCon、异质结，已经成为当前最受市场和资本热捧的电池技术。

对于TOPCon支持者来说，TOPCon的投资成本相较于其他N型电池技术更具有经济性，且没有明显的技术卡点，与PERC技术兼容性强，更易落地。目前异质结的单GW设备投资是TOPCon的近两倍，仍须迈过多道环节的技术攻关期，存有不确定性。

但在异质结支持者的眼里恰恰相反——这是一个行业洗牌、弯道超车的好契机。

异质结支持者认为，正是由于TOPCon可以兼容现有的PERC产线设备，使得持有大量PERC产线的厂商主动“捍卫”TOPCon技术，“站异质结”等同于存量资产减值、“革自己的命”。对于新入局和跨界者而言，押注异质结，意味着可以在又一轮光伏技术迭代中占据领先身位。随着投资建设等成本下降，异质结的综合竞争优势将进一步显现。

“TOPCon赢在当下，而异质结赢在未来。”业内的这句流行语，一定程度上高度概括了两种技术的长短板。

（二）HJT异质结电池优势明显

1、HJT异质结电池的技术优势

①理论极限效率较高

据ISFH和隆基绿能测算数据，PERC、TOPCon与HJT电池的理论极限转换效率分别为24.5%、28.7%和28.5%。HJT在极限效率方面大幅领先PERC，略落后于双面TOPCon，但是HJT+钙钛矿叠层电池可达30%以上。目前，商业化的HJT异质结电池的实际转换效率在24%至26%左右，很大程度上节省了下游电站的成本，且随着技术的进步，这一数值仍有提升的空间。

②衰减率低

HJT的首次衰减为1%、线性衰减为0.25%，低于PERC和TOPCon，更低的衰减率，能够使得HJT电池拥有更长的长生命周期，相对而言，在更长的生命周期内发电更高，综合成本更低。

③生产工艺流程短

HJT的核心工艺流程仅有4步，即清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、TCO膜沉积、金属电极化，相较PERC和TOPCon电池大幅简化。较短的工艺流程有助于提升生产良品率，同时可降低人工、运维等成本。

④具备低温制程工艺

HJT全程在200°C以下的环境中制成，而PERC扩磷环节温度需高于850°C，TOPCon扩硼环节温度则在1100°C以上，有助于减少硅片制备过程中的热损伤、降低加热成本。

⑤双面率高

HJT电池为双面对称结构，电池双面率最高可达90%，而PERC和TOPCon双面率最高仅可达到75%和85%，更高的双面率意味着HJT具备更高背面发电量。

⑥温度系数低

HJT的温度系数为-0.24%/°C，而PERC和TOPCon的温度系数为-0.35%/°C和-0.30%/°C，较低的温度系数意味着HJT在高温环境下的能耗损失更少，发电量更高。

2、组件及电站整体性能表现优异

①组件高稳定性

HJT异质结电池的结构和材料特性使其具有较高的稳定性，能够减少衰减，延长组件的使用寿命。

②电站特点与优势

高发电量：凭借高转换效率，HJT电站能够产生更多的电能，提高整体发电效益。
稳定性：良好的衰减性意味着HJT电站在长期运行中能够保持较高的发电能力。
适应性强：HJT电池对温度变化和光照条件的适应性较好，能够在不同环境下稳定工作。

（三）HJT或为未来主流，率先布局者可实现量价齐升

随着PERC电池逐渐接近理论电池转换效率极限，具备更高转换效率的N型电池步入发展快车道，电池组件环节已进入新一轮的技术变革周期。三种新电池技术路线中，HJT优势显著，产能增长较快。相较其他几种技术路线，HJT具有开路电压高、温度系数低、无LID和PID效应、结构对称易于薄片化和低温工艺能耗低的优点。得益于上述优势，N型技术中，HJT的产能增速最高。

类比BSF电池到PERC电池的技术迭代史，新技术产品可凭借发电增益等优势在一段时间内获得溢价，而率先布局新产能的企业有望实现量利齐升。

短期看，由于TOPCon产线可由原有PERC产线升级得来，而HJT需要全新产线，因此TOPCon设备投资成本较低，同时HJT的浆料、靶材和设备成本相对较高，因此现阶段TOPCon更具经济性。

长期看，HJT降本路线清晰，设备投资成本可随技术进步不断降低，且可与钙钛矿技术结合制备叠层电池，实现更高转换效率。降本增效是光伏行业永恒的主题，具有更高电池效率和输出功率的HJT更可能成为未来主流。

（四）HJT异质结电池的发展前景

1、HJT异质结电池市场规模

2022年之前，因HJT产线设备投资成本高，技术路径不确定，产品性能有待提升，国内外电池厂商多处在MW级中试或观望中。随着设备国产化以及薄片化、银包铜、靶材等工艺的降本升级，多家厂商开始布局HJT电池GW级产线。

根据SOLARZOOM预测，2024年HJT电池出货量有望达到35-40GW，2025年和2026年分别超过100GW、200GW，规模化扩张将进一步提速。预计到2025年，我国异质结电池技术在光伏电池技术中将占据10%左右的市场份额。随着我国异质结电池技术的不断突破，产业化成本的降低以及市场占有量的逐渐扩大，其产业规模也将呈现高速增长态势，有望从2020年的44亿元增长至2025年的近360亿元。

2、HJT异质结电池面临的挑战

尽管HJT异质结电池具有很高的理论转换效率，但在实际应用中仍然面临着一些技术难点。

①成本高昂：HJT异质结电池的制造工艺相对复杂，需要高精度的设备和材料，导致成本较高。降低制造成本是实现大规模商业化应用的关键挑战之一。

②界面质量控制：HJT异质结电池中的界面对于载流子的分离和传输至关重要。界面处的缺陷和杂质会降低电池的性能，因此需要有效地控制界面质量，减少界面复合。

③薄膜沉积技术：要制备高质量的本征半导体层和其他薄膜层，需要精确控制薄膜的厚度、均匀性和结晶质量。薄膜沉积技术的挑战包括选择合适的沉积方法、优化工艺参数以及解决薄膜生长过程中的缺陷问题。

④稳定性问题：长期稳定性是太阳能电池的重要指标。HJT异质结电池在实际工作环境中可能面临温度变化、光照老化等因素的影响，需要解决其稳定性问题，确保长期的性能可靠性。

HJT异质结电池以其独特的原理和潜力，为太阳能发电领域带来了新的机遇。通过不断突破技术难点，行业有望实现更高效率、更稳定可靠的太阳能电池组件和电站，为可持续能源的发展送来无限可能。

3、关于HJT异质结电池的观点

HJT的高效率、高发电量、高良率从1990年代至今，已经被全球光伏业界认知超过20年，从无争议。HJT最大的缺点——高生产成本，已经逐渐被克服，并且从未来2年的时间来看，HJT电池的降本空间极大（2025年HJT电池的生产成本将有50%以上概率与PERC电池打平）。

此外，HJT作为一种平台级技术，其可以延伸或升级至HBC、HJT+钙钛矿叠层电池方向，终极电池转换效率将接近34%。因此，可以重点关注HJT电池产业链的早期股权投资机会。

三、新技术逐步验证，异质结降本增效进展迅速

（一）如何看待新技术的溢价

对于光伏行业而言，降本与提效是永恒的发展主线与目标。光伏电池新技术产品相比上一代产品在效率、衰减、工作寿命上都有不同程度的提升，在技术迭代的初期，理应获得技术溢价，但溢价范围如何确定，以及目前的溢价表现到底几何，都需要进一步展开探讨。

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对于异质结而言，根据测算，当下异质结电池片非硅成本在0.29元左右，叠加引入丁基胶等更为严格的封装要求所带来的成本提升，异质结对比TOPCon在组件终端成本上接近高出0.1元。

即便异质结有着更高的转换效率上限，低温性能以及双面性也更加好，而且多处电站实证6%左右的发电量提升可能会给异质结带来更高的“溢价上限”，但行业内卷的本质以及“买方市场”的状态也将影响其溢价表现，尤其在TOPCon持续完善、高速扩产的当下，期望从价格端寻求利润空间的可能性已经式微，必须通过成本端的改善才能拥有与其他技术产品在利润与市占率之间博弈的资格，更合理的价格与发电增益平衡点才是异质结得以杀出重围的关键。

（二）异质结降本迎来转机

回到本轮技术迭代的最初时期，无论是产业链还是资本市场，对于性能天花板高、良率好、降本路径清晰的异质结都存在更多的青睐与偏向，但后续技术突破的缓慢以及TOPCon成为主流扩产方向都让市场对于异质结的预期差不断缩小。

然而出于异质化竞争、技术再迭代顺滑的追求，多年来还是有部分玩家坚持着对异质结的追求，而当下产业链在微晶、金属化降本、去铟化等领域取得的技术进展与边际变化有望让异质结实现显著降本，产业化大规模落地重新出现转机。

1、金属化：银包铜持续推进，铜电镀异军突起

异质结由于其非晶硅薄膜工艺的特殊性，加工过程需要在250度以下的温度环境完成，无法通过高温烧结将银浆与电池发射极熔融连接形成欧姆接触，低温工艺下为保证低电阻接触就需要将银颗粒直径做得更小、银的用量也需要更多，银浆耗量提升以及低温银浆成本高昂直接影响异质结的金属化成本，金属化也是生产成本中与PERC、TOPCon相差最大的环节。

然而随着光伏装机量的持续增长，每年在光伏领域消耗的银资源也随之提升，根据测算，在2030年1.6TW的组件出货量假设下，假设银产量每年按2%—3%的增速增长，届时光伏电池片年耗纯银量将达1.9万吨，光伏领域的银耗量对于每年白银产量的占比将从2022年的11.75%提升至50.58%。出于供应链安全以及极致降本的追求，彻底无银化的铜电镀方案被认为是异质结金属化降本的最终答案。

从转电效率看，而且由于电镀工艺的成熟，电镀铜栅线可以实现10-15微米的栅线宽度，与传统印刷银栅线的30微米相比，减少了由于栅线遮光带来的光学损失，综合电学、光学的综合优势，预计铜电镀对比银浆可提升约0.5%的电池效率。

从降本角度而言，纯铜价格仅为银的1%，纯金属成本将得到显著降低，有锡保护的铜栅线还可放宽组件封装要求，节省胶膜成本。且由于光伏电镀的规格不高，材料与设备降本路径较为清晰，随着量产效率与良率的提升以及设备材料国产化率持续提高，铜电镀有望呈现全方位的成本优势。

2、持续推进的靶材低铟与设备降本

在异质结正反面还有一层具有导电功能的透明导电薄膜TCO，用以纵向收集载流子，并向金属电极传输。TCO膜主要成分包括铟、锑、锌、锡、镉及其氧化物的复合体，在可见光范围内具备穿透率高、电阻低的优点。TCO薄膜沉积在靶材（ITO、IWO）上都对铟金属有着较高依赖。

铟属于稀有金属，每千克价格在1500元左右波动，全球约80%的铟用于制作靶材、应用在平板显示的沉积镀膜，10%应用于半导体化合物领域，全球需求量稳定在1800吨左右，每年增长平稳。

按照单GW异质结电池对应约20吨铟基靶材、铟成本占ITO靶材生产成本60%进行测算，当前异质结单瓦的靶材成本、铟成本分别为0.04元、0.019元，考虑到异质结产能从十GW级突破至百GW级时对应上游原材料需求的较大弹性，铟金属及其靶材的价格可能被拉动上涨、加重靶材成本负担，探索靶材低铟化路线、降低铟依赖也成为异质结产业化有力且必要的降本行径。

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除了生产成本以外，异质结产线的初始投资成本以及回收周期同样也是产业化大规模落地的重要因素。在产业化不成熟的早期，异质结设备对海外进口存在较大依赖，单GW设备投资额高达10亿元。而在异质结各环节主流技术路线逐步确立、设备国产化持续进行的带动下，根据CPIA统计，2022年异质结电池设备投资成本已下降至3.64亿元/GW。

异质结四大生产环节分别对应YAC（清洗制绒）、PECVD（非/微晶硅薄膜沉积）、PVD（TCO薄膜沉积）、印刷电极（金属化）四大设备。对于主要成本设备PECVD而言，主流板式PECVD在部分零部件还有进一步提升国产化的空间，而管式PECVD方案在解决均匀性问题后，整体成本也能继续得到显著下降，异质结整线设备投资额有望进一步降至3亿元以下，进一步缩小与TOPCon、PERC的差距，性价比逐步凸显。

结合上述各环节技术发展的降本增效及产业化落地预期，对异质结电池的成本变化进行测算。默认在2023年年底后的方案全部实现导入，硅片价格取中环官网对于150、130、110μm的最新报价。“银包铜+0BB”或铜电镀方案实现导入后都对生产成本产生了显著的积极变化，异质结的金属化成本从0.12元/W下降至0.086元/W、0.071元/W，对应非硅成本从0.291元/W下降至0.247元/W、0.231元/W，与TOPCon之间的成本差也将进一步减少至0.043元/W、0.021元/W，而在铜电镀的量产效率、规模化进一步成熟后，其最终成本有望低于TOPCon且效率表现也更高。

3、微晶：明确且加速的提效路径

异质结电池以N型硅片为衬底，经过制绒清洗后分别在前表面沉积本征非晶硅和N型掺杂非晶硅来形成前表面场，在背面依次沉积本征非晶硅和P型掺杂非晶硅来形成PN结。虽然优异的钝化效果使异质结具有较高的开路电压，但由于非晶硅的带隙较窄使得其光学利用率偏低，导致短路电流较低，最终影响其转换效率表现。

针对由非晶硅导致的光学损失问题，产业链主流选择通过用微晶代替非晶的方案进行升级。与非晶硅相比，微晶的光学带隙宽且连续可调，吸收的光谱范围也更大，同时结晶硅晶粒的存在能通过电池片不同位置的选择性掺杂实现电导性提升、接触电阻降低，微晶方案的导入从光学、电学两方面积极影响着电池片的转换效率。

4、封装材料增效降本：光转胶膜+高阻水封边胶

由于异质结电池使用单面微晶或者双面微晶技术，表面更容易遭受紫外辐照而被破坏，使得原有硅表面产生缺陷，与其他电池技术相比，在紫外线照射下的异质结电池功率衰减更大，对封装材料有更高要求。

在此背景下，光转胶膜应运而生，对于异质结电池降本增效有重要意义。光转膜原理是通过在胶膜中添加杂化分子的光转物质（镭博TM），可以将380nm以下的紫外光转换成蓝光，解决了TCO膜层和非晶硅膜层吸收紫外线降低电池电流的问题，克服了易衰减难题；短波转换成长波以后，异质结电池对于长波蓝光的吸收性也更好，继而能够进一步提升发电功率和可靠性。

（三）异质结大规模投产应在经济性持平TOPCon/PERC时

异质结电池的设备、浆料、靶材等非硅成本较高。异质结电池的成本主要由硅片、浆料、靶材、设备折旧和其他（人工水电、化学品等）费用构成。浆料成本方面，异质结电池为双面结构，两面均需正面银浆印刷。同时，异质结电池在生产环节温度不得超过250℃，需要采用低温银浆制备电极。而低温银浆生产工艺难度高，还需冷链运输，价格比高温银浆更高。且低温银浆的导电性能弱于高温银浆，需要提高银的含量来提高导电性，进一步增加了HJT电池银耗。靶材方面，异质结电池的TCO层采用PVD/RPD设备溅射镀膜，较PERC电池新增了靶材成本。​

目前HJT的经济性可通过两方面提升：一是通过多种技术手段降低硅片、非硅材料成本。短期看浆料和硅片降本进展，包括银包铜代替纯银浆制备电极，无主栅互连节约主栅银耗；以及硅片薄片化导入降本。中期关注铜电镀印刷电极/激光转印等金属电极制备优化技术，以及TCO材料国产化、靶材无铟化等材料降本技术。二是进一步提高组件效率以获得销售溢价。高效组件可有效降低电站度电成本，因而可获得一定溢价。据InfoLink，当前HJT组件较TOPCon溢价约0.10-0.18人民币/W，若进一步提高转换效率，HJT组件有望获得更高溢价。综合来看，HJT的经济性持平或高于TOPCon时方能实现大规模量产。

（四）远期关注钙钛矿叠层技术

相比TOPCon电池，异质结电池与钙钛矿电池进行叠层的综合性能更为理想。

一是异质结电池结构相比TOPCon电池本身更适合叠层：因为钙钛矿电池与异质结电池进行叠层，异质结电池表面本身就是TCO，异质结电池的产线无需做更改，而TOPCon电池与钙钛矿电池进行叠层，TOPCon正面的氮化硅和氧化铝由于是绝缘体不能导电，需要先把氧化铝和氮化硅去掉，或加入进一步掺杂和钝化工艺；

二是TOPCon电池与钙钛矿电池进行叠层的话自身基于电流高的效率优势会被浪费：从实际量产效率来看，TOPCon和异质结相差不大，但效率的构成参数不同，异质结是电压高，电流低TOPCon是电压不高，但电流比较高，主要原因为异质结表面TCO的透光性不如TOPCon表面的氮化硅。如果做叠层电池，异质结受光面TCO依然是TCO，TOPCon表面也需要变成TCO，那么TOPCon电池本身电流高的优势就没有了，理论上钙钛矿-TOPCon叠层电池的效率相比钙钛矿-HJT叠层电池更低。

四、总结

在过去的十余年间，光伏技术领域的每一次革新都孕育着新的领军者，同时也有曾经的领军企业因未能适应变革而逐渐淡出。当前，随着技术迭代窗口的再次开启，无论是TOPCon、异质结、IBC还是钙钛矿，均引发了行业内各方的广泛关注与激烈竞争。新晋的光伏势力和老牌巨头，均对此表现出极大的兴趣和热情，积极投身其中，寻求突破与机遇。

在光伏行业当前竞争异常激烈的背景下，企业应理性看待新技术所带来的“溢价”空间，避免过度乐观的预期。在溢价空间被不断压缩的现实中，异质结的产业化目标已从追求高利润转向确保生存与发展。只有在成本控制方面实现显著的突破，才能在激烈的市场竞争中获得一席之地。

根据历史经验和行业发展规律，无论是选择TOPCon技术还是异质结技术，各市场主体对N型电池的投资既是对技术变革趋势的顺应，也是基于对潜在行业格局变动的预期，以期在新的行业格局中占据更有利的位置，获取更大的市场份额。