一、技术迭代推动降本增效，N型电池技术发展提速
晶硅电池技术是以硅片为衬底，根据硅片的差异区分为P型电池和N型电池。其中P型电池主要是BSF电池和PERC电池，N型电池目前投入比较多的主流技术为HJT电池和TOPCon电池。
1)P型电池，传统单晶和多晶电池主要技术路线为铝背场技术(Al-BSF)，目前主流的P型单晶电池技术为PERC电池技术，该技术制造工艺简单、成本低，叠加SE(选择性发射技术)提升电池转换效率；
2)N型电池，随着P型电池逐渐接近其转换效率极限，N型将成为下一代电池技术的发展方向。N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、无光衰、弱光效应好、载流子寿命更长等优点，主要制备技术包括PERT/PERL、 TOPCon、IBC、异质结(HJT)等。
技术迭代推动提效降本，PERC电池产能占86%
过去五年，PERC代替Al-BSF成为目前主流电池技术。P型电池技术主要经历了Al-BSF(传统铝背场)到单面PERC再到双面PERC技术的发展路线。根据CPIA数据， 2015年之前，铝背场电池是主流的电池技术，市占率一度超过90%，2015年开始随时PERC电池技术的推广，BSF电池市占率开始下降并在2020年市占率降至8.8%。PERC电池技术的推广主要得益于单晶硅片的大规模推广，设备国产化率快速提升等因素。根据CPIA数据，2020年新建量产产线仍以PERC电池为主，PERC电池市场占比达到86.4%。
1) Al-BSF电池技术。为改善太阳能电池效率，在P-N结制备完成后，在硅片的背光面沉积一层铝膜，制备P+层，称为铝背场电池。铝背层主要进行表面钝化，降低背表面复合速率，增加光程，提升效率。但红外辐射光只有60-70%能被反射，产生较多的光电损失，在转换效率方面有明显的局限。
2) PERC电池技术。通过在电池背面附上介质钝化叠层三氧化二铝和氮化硅作为背反射器，增加长波光的吸收，同时增大P-N极间的电势差，降低电子复合，提升光电转换效率，还可以做成双面电池。随着工艺成熟，设备国产化和成本降低，逐渐成为市场主流电池技术。
Al-BSF改造为PERC产线并不复杂，但效率提升明显。从产线改造角度看，铝背场电池技术的生产工艺主要包括清洗制绒、扩散制结、蚀刻、制备减反射膜、印刷电极、烧结及自动分选七道工序和关键设备，而PERC电池技术的生产工艺无需另开产线，只需在铝背场基础上，增加钝化叠层和激光开槽这两道工序即可完成，所需设备包括增加PECVD和激光开槽设备，相关设备也均实现国产化。而从效率提升角度看，根据CPIA数据，截至2020年，PERC电池平均转换效率22.8%，而传统铝背场的转换效率则不足20%，效率提升是加速PERC产能占比提升的核心因素之一。
PERC技术产业化时间不长，电池效率提升速度较快。从PERC电池技术的发展到成为主流路线的时间并不长，核心原因在于电池技术快速发展推动行业的降本提效。从1989年PERC电池技术的首次提出，到2010年进行背面/叠层钝化改造推动大尺寸电池的产业化进程，产业界用了10年时间将其效率提升和成本下降发挥到了极致，成为目前全球电池的主流技术。隆基乐叶在2019年发布的PERC电池技术效率记录为24.06%，目前PERC电池的量产效率已经突破23%。
单晶PERC电池平均量产效率超22.8%，已逐渐接近24.5%极限效率。从目前电池效率看，隆基24.1%的转换效率已经接近PERC电池极限效率，电池厂商研发重心已经逐步转向新的技术，PERC技术正式进入变革后周期。为了进一步提升PERC电池转换效率，在传统的PERC电池工艺基础上不断增加新的工艺，包括SE技术优化、多主栅电极、氧化层增强钝化、背面碱抛及光注入或电注入再生等技术工艺的改进。通过技术工艺的不断改进，目前单晶PERC电池的产业化平均效率达到22.8%+，已经在逐渐接近其极限效率。
N型电池技术优势显著，有望替代P型成为主流
N型电池转换效率高，有望替代P型电池成为发展主流。从目前技术发展来看，P型PERC电池已经迫近效率天花板，降本速度也有所放缓。而N型电池效率天花板较高，电池工艺和效率提升明显加快，未来效率提升空间大，随着国产化设备成本不断降低，预计将成为未来主流的电池技术路线。目前实现小规模量产(>1GW)的新型高效电池主要包括TOPCon、HJT和IBC三种，HBC、叠层电池暂时还处于实验室研发阶段。同时，N型电池技术组成的叠层电池，转换效率将有进一步提升的空间。
针对PERC、TOPCon和HJT这几种主流的技术路线，我们从效率、成本及工艺等多个角度对比：
1)从效率角度看，TOPCon电池的极限理论效率达到28.7%，高于HJT的27.5%和PERC的24.5%。而从目前量产效率看，PERC已经达到23%附近，TOPCon和HJT已经超过24%，但距极限效率仍有一定差距，效率提升的空间更大；
2)从工艺角度看，PERC目前最成熟， TOPCon需要在PERC产线上增加扩散、刻蚀及沉积设备改造，成本增加幅度小；而HJT电池工艺最简单、步骤最少(核心工艺仅4步)，但基本全部替换掉PERC产线，IBC电池工艺最难最复杂，需要是用离子注入工艺提供生产技术门槛；
3)从成本角度看，PERC产业化最快成本低，TOPCon电池兼容性最高，可从PERC/PERT产线升级，IBC次之，HJT电池完全不兼容现有设备，需要新建产线，较PERC成本高2.5亿元，较TOPCon成本高2亿元，成本仍有下降空间。
P型产线转向N型电池的关键时点已经到来。在光伏行业持续降本的进程中，过去五年是P型和N型同步赛跑和效率提升的阶段，N型电池的工艺、设备及材料等因素不具备性价比。但站在目前时点，P型电池接近其效率极限，设备成本下降接近其极限，而随着光伏设备和材料的国产化日趋成熟，对于更高效电池的追求也成为市场的选择，N型电池提效降本空间更大的优势便体现出来，预计2021年将是N型电池加速量产的关键时点。
二、TOPCon：延长PERC产线周期，具备性价比的路线
效率上限高+设备成本低，产业化发展提速
TOPCon电池技术，即隧穿氧化层钝化接触技术。由于PERC电池金属电极仍与硅衬底直接接触，金属与半导体的接触界面由于功函数失配会产生能带弯曲，并产生大量的少子复合中心，对太阳电池的效率产生负面影响。因此，有学者提出电池设计方案中用薄膜将金属与硅衬底隔离的方案减少少子复合，在电池背面制备一层超薄氧化硅，然后再沉积一层掺杂硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构。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，极大地降低金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流，从而提升电池转化效率。
电池转换效率极限较高，量产提速空间更大。TOPCon的发展历史其实并不长，由德国Fraunhofer研究所的Frank Feldmann博士在2013年于28th EU-PVSEC首次提出TOPCon的电池概念。此后，经过一系列科研院所的积极研发推进技术工艺的逐步成熟和理论转换效率提升，TOPCon电池的极限理论效率达到28.7%，高于HJT的27.5%和PERC的24.5%。而目前晶硅电池产业化平均效率低于实验室效率2个百分点左右， TOPCon电池产业化效率有更高的提升空间。截至2020年底，N型TOPCon电池平均转换效率达到23.5%，2021年晶科能源TOPCon电池效率达24.9%。
量产效率提升明显，2021年产业化发展提速。从目前TOPCon量产的情况看，平均量产效率主要在24%左右，最高效率达到24.5%-25%，包括隆基股份、通威股份、天合光能、晶科能源、中来股份等在内的主流电池厂商2021年的规划产能已经达15GW。目前最高效率来自隆基的电池研发中心的25.09%，单晶硅片商业化尺寸TOPCon电池效率首次突破25%，创下最新的世界纪录。
从SNEC展会调研了解到，龙头厂商纷纷布局TOPCon产品。根据2021年SNEC展台统计看，包括隆基、英利、中来、天合及晶科等十余家企业布局并展示了其在TOPCon领域的核心产品。从最新的调研情况看，由于与PERC设备产线的兼容性问题，TOPCon更受到龙头厂商的青睐，多家企业将TOPCon应用到大尺寸的产品中，转换效率在21.7%~24%之间，平均效率22.6%，基本接近。如隆基股份发布的首款TOPCon双面组件—Hi-MO N为例，主要采用182尺寸电池片，功率达570W，量产效率22.3％。预计2021年TOPCon电池产业化将进一步加速。
兼容PERC产线设备，多技术并进加速降本
TOPCon兼容PERC产线设备，是未来2-3年最具性价比的技术路线。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，主要新增设备在非晶硅沉积的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0.5-1亿元即可改造升级为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。
从产线改造难度看，从PERC到TOPCon产线，主要增加几道工序：
1)TOPCon增加了硼扩散工艺，通过硼磷管式扩散炉制备P型发射结和N型背面，在通过PECVD技术在正反表面制备钝化层和减反射膜；
2)需要增加隧穿氧化制结、离子注入及退火清洗工艺，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，从而提升电池转化效率。
TOPCon多技术路线并进，LPCVD是目前主流工艺。目前TOPCon最大的任务是简化工艺降低成本，从目前产业化发展的进展看，LPCVD是目前主流工艺路线。主要包括三种工业化流程：
1)方法一：本征+扩磷。LPCVD制备多晶硅膜结合传统的全扩散工艺。此工艺成熟且耗时短，生产效率高，已实现规模化量产，但绕镀和成膜速度慢是目前最大的问题。该技术为目前TOPCon厂商布局的主流路线，主要是晶科能源和天合光能；
2)方法二：直接掺杂。LPCVD制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺。离子注入技术是单面工艺，掺杂离子无需绕度，但扩硼工艺要比扩磷工艺难度大，需要更多的扩散炉和两倍的LPCVD，投资成本高、良率更高，主要是隆基股份布局；
3)方法三：原位掺杂。PECVD制备多晶硅膜并原位掺杂工艺。该方法沉积速度快，沉积温度低，还可以用PECVD制备多晶硅层，简化很多流程，实现大幅降本。但仍存在气体爆膜现象导致良率偏低，稳定性有待进一步观察，因此产业化进程较慢。根据Solarzoom，目前拉普拉斯、捷佳伟创、金辰股份、无锡微导等国内设备厂商已经布局，后续有望受益于技术迭代。
增效降本加速量产，进一步打开设备市场空间
三方面有助于TOPCon电池进一步降本。从TOPCon电池成本构成中来看，硅片、银浆及折旧成本分别占比63%、16%及4%。目前TOPCon的成本高于PERC电池25%-30%，成本下降有赖于以上三方面：
1)硅片大尺寸和薄片化方向有助于硅片成本持续下降。TOPCon电池硅片从166mm向182mm和210mm发展，尺寸厚度从目前的170 μm持续减薄；
2)银浆替代和用量下降推动成本下降。目前用量150-180mg，预计未来背面用银铝浆替代会推动成本下降；
3)目前TOPCon电池单GW设备投资额降至2.5亿元以内，预计未来技术发展会带动设备价格及折旧成本下降。
产业化进程加速，设备厂商受益明显。TOPCon作为高效晶硅电池发展方向之一，实验室屡次创下新高，产业化效率也在进一步提升。目前的TOPCon电池技术方案并未完全定型，未来工艺流程进一步简化，并且随着设备技术成熟提升良率，银浆用量和替代带来成本降低，TOPCon电池成本和市场竞争力将具备明显优势。目前隆基、晶科、天合及晶澳等企业纷纷布局TOPCon产能，2021年量产产能有望达到15GW。根据CPIA预测数据，到2025年，TOPCon产能占比进一步提升至16%。2019年开始新扩建的PERC产线都有兼容TOPCon升级空间，随着TOPCon产业化加速，新增产能和存量设备更新打开市场空间，龙头设备厂商将明显受益。
三、HJT：国产化降本空间大，有望成下一代主流技术
HJT电池优势显著，正处在产业爆发期
HJT电池技术经历30年的发展，目前正处在行业爆发期。自1974年Walter Fuhs首次提出a-Si和晶体硅融合的HJT结构起，到1989年三洋获得专利，HJT电池技术经历了较长时间的技术垄断，期间全球各个实验室在进行积极研发。直至2010年，三洋核心专利过期，技术垄断终于打破，国内外开启了HJT电池技术效率提升的工业化探索，并于2017年开始进行100MW级的产业化试生产线建设。过去两年多家公司进入试生产线环节并加大HJT电池产业化的投资力度，HJT电池技术迎来快速发展期。
HJT电池，即非晶硅薄膜异质结电池，是由两种不同的半导体材料构成异质结。HJT电池主要由N型硅片(c-Si)及基极，在正面、背面都采用非晶硅薄膜(a-Si)形成异质结结构，正面使用本征非晶硅薄膜和P型非晶薄膜沉积形成PN异质结，背面同样使用本征非晶硅薄膜和N型非晶薄膜形成N+背场，双面TCO膜及双面金属电极。HJT电池正背面结构对称，适合于双面发电，较PERC电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、无光衰、弱光效应、载流子寿命更长等优点。
优势一：双面率高，光电转换效率高。从目前转换效率看，HJT电池平均量产效率均在24%+，安徽华晟最新的量产批次平均效率24.7%，最高效率达到25.06%，通威最高实现了25.18%，效率潜力明显优于PERC电池。光伏电池的未来发展趋势，向更高效率和更大降本空间的N型电池发展，HJT是中期最适合的发展方向之一，未来也有望实现与钙钛矿的叠层产生更高的转换效率。HJT是双面对称结构，双面电池的发电量要超出单面电池10%+，目前双面率已经达到95%，相比其他工艺路线有明显的发电增益优势。根据Solarzoom数据，HJT电池每W发电量较双面PERC电池高出2.0~4.0%。
优势二：工艺流程更加简化，提效降本空间更大。相比PERC的8道和TOPCon的10道工艺，HJT仅需4道工序即可完成，从生产效率和产品良率上更有优势和提升空间，而良率也是目前TOPCon产业化遇到的最大瓶颈。同时，HJT是在＜250℃低温环境下制备，相比于传统P-N结在900℃高温下制备，一方面有利于薄片化(未来可实现100μm厚度)和降低热损伤来降低硅片成本，另一方面因能源节约等因素非硅成本也表现更优。
优势三：光衰减低+温度系数低，稳定性强。HJT电池通过良好的镀膜工艺来降低界面复合改善TCO层及Ag接触性能。测试发现HJT电池的10年衰减小于3%，25年仅下降8%，导致全生命周期每W发电量的增益效果明显。从温度系数角度看，能减少太阳光带来的热损失。光伏系统实际工作的温度是要高于实验室的标准室温，而HJT电池的温度系数-0.25%，相比PERC的温度系数-0.37%，因此每W发电量较PERC电池平均高3%+。
工艺、设备及材料共同推动异质结降本
据Solarzoom数据，HJT电池生产成本0.9元/W，高于PERC成本的0.7元/W，短期看成本竞争力不足，核心因素在于两方面：
1)设备投资额度大，国产化进行仍在路上。由于HJT与目前主流的PERC产线不兼容，因此非晶硅薄膜沉积和TCO膜沉积等核心设备需要重新购置，投资额度相对较大，但电池效率体现的性价比并未能完全覆盖。从目前情况看，HJT单GW设备投资成本在4.5亿元，相较于PERC(1.5-2亿元)和TOPCon(2-2.5亿元)有很大的成本劣势。
2)材料成本偏高，是制约短期产业化核心之一。成本构成看，硅片、浆料、设备折旧和靶材成本占比中分别为47%、25%、12%和4%。HJT技术需要用的N型硅片整体价格偏高，低温银浆单片用量超过200mg，是目前PERC用量的2倍以上， TCO进口材料价格偏高等多个因素共同推升成本。
因此，材料与设备国产化共同推动HJT产线降本：
1)材料方面降本。降低硅片成本方面，主要来自于硅片薄片化方向的进展，因为HJT电池是对称结构，易于薄片化且不影响效率，自目前175μm降至2022年130μm以下，能够使得Voc上升，效率提升成本降低；降低非硅成本方面，主要是银浆、 TCO靶材的降本。多栅技术的银浆用量有望从200mg/片下降至130mg/片，下降幅度35%，若无栅技术、银包铜技术导入则降银浆用量至100mg/片以内。推进TCO材料国有化，并改进TCO镀膜环节工艺，ITO靶材的耗用有望降低约20-30mg/片，靶材成本有望持续下降。
2)设备方面降本。HJT制作工艺流程大幅简化，制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、电极金属化四个步骤，分别对应的制绒清洗、PECVD、PVD/RPD、丝印/电镀四道工艺设备。随着迈为、捷佳及钧石等国内设备厂商积极推进HJT整线设备产业化，带动核心设备价格持续下降，Solarzoom预计2022年设备成本有望降至3亿元/GW以内，折旧成本下降0.03元/W，降本空间超40%。
总体而言，Solarzoom预计2022年硅片成本和非硅成本较目前降低40%+，HJT电池总体生产成本从目前的0.9元/W下降至0.52元/W，HJT电池相对于目前主流单晶PERC电池的性价比优势有望逐步显现，从而有望实现对于单晶PERC的替代。
HJT产业化持续推进，龙头设备产商受益
效率提升+设备降本空间大，HJT电池产能规划超80GW。HJT电池产线初期设备投资额度大，工艺要求严格，2021年之前，国内外很多电池厂商处在观望和MW级别的试产线。随着设备加速国产化和工艺逐步提升，通威股份、东方日升、安徽华晟、爱康科技及梅耶博格等国内外电池厂商均开始GW级别的HJT电池产线产能规划。截至目前，全球HJT规划产能已经超过80GW的级别。
随着2021年一季度以来，安徽华晟、通威股份等企业HJT产线相继批量生产，量产平均效率实现24%的突破，并不断快速提升，降本增效持续推动产业化进程。
1)安徽华晟：采用M6尺寸、12BB量产及银包铜浆料试产等。500MW异质结电池项目于2020年7月启动，2021年3月18日正式投产出片，目前日均产量水平在2万片以上，平均效率可以达到24.12%，最佳工艺批次平均效率达到24.44%，最高电池片效率达到24.72%。6月8日，电池量产批次平均效率达24.71%，单片最高效率达25.06%。公司计划在二季度产能爬坡至50%，还将于下半年立即启动2GW规模的HJT电池+组件扩产。
2)通威股份：公司目前积极开展包括HJT、TOPCON等有可能成为下一代量产主流技术路线的中试与转化。根据公司公告和披露数据，3月底200MW的HJT中试线试平均效率达24.3%，最高效率达25.18%，预计2021Q2-Q4的分季度效率目标分别为24.6%、24.8%、25%，中试线平均良率达97.84%，体现出良好的设备生产稳定性。同时，还将建设1GW的HJT中试线于下半年投产。
HJT设备国产替代加速，国内龙头厂商明显受益。HJT制作工艺流程大幅简化，制绒清洗、非晶硅薄膜沉积、TCO薄膜沉积、电极金属化四个步骤，分别对应制绒清洗、PECVD、 PVD/RPD、丝印/电镀四道设备。目前国内试产及量产产线基本实现了HJT设备的国产化替代。从目前量产产线的招标设备情况看，国内的迈为股份、捷佳伟创、钧石能源等厂商整线化布局基本完善，成为入局的核心设备供应商。
整线设备国产化加速，龙头厂商设备效率持续提升。近期，经德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)测试认证，迈为股份研制的异质结太阳能电池片，全面积(大尺寸M6，274.3cm2)光电转换效率达到25.05%，刷新了异质结量产技术领域的最高纪录。迈为股份是第一家实现HJT高效电池整线设备国产化的企业，此次的异质结太阳能电池，全部采用迈为股份自主研发的高效异质结电池量产设备和工艺技术制成。在量产技术驱动下，异质结电池的可量产效率迈过了25%这道分水岭，对于推进异质结的商业化应用，有着里程碑式的意义。
四、IBC、钙钛矿及叠层技术，是长期电池技术路线
IBC产业化偏慢，工艺提升与成本下降潜力大
IBC电池，即交叉指式背接触电池。电池正面无金属栅线，发射极和背场以及对应的正负金属电极呈叉指状集成在电池的背面。电池前表面收集的载流子要穿过衬底远距离扩散至背面电极，所以一般采用少子寿命更高的N型单晶硅衬底。这种结构避免了金属栅线电极对光线的遮挡，结合前背表面均采用金字塔结构和抗反射层，最大程度地利用入射光，具有更高的短路电流，有效提高IBC太阳电池的光电转换效率。
IBC电池工艺流程相对复杂，核心要解决制备指状间隔排列的PN区，金属化接触和栅线的问题。重点工艺包括扩散掺杂、钝化镀膜及金属化栅线这几方面：
1)钝化镀膜。前表面场N+/N结构的存在可以排斥空穴，较少少子在表面的复合，有利于效率提升。电池表面形成P+/N结，P型FFE将向衬底中注入一定浓度的少子空穴，通过增加衬底中的少子空穴浓度来提升电池的短路电流密度；
2)制备PN结。可采用印刷源浆、光刻、离子注入或激光掺杂等方式形成叉指状PN结。
①印刷源浆方式：进行P+区和N+区掺杂具有成本优势，且工艺简单，但易造成电池表面缺陷，掺杂效果难以控制，尚未应用IBC电池；
②光刻技术：具有复合低、掺杂类型可控等优点，但工艺过程复杂，工艺难度大；
③离子注入方式：具有控制精度高、扩散均匀性好等特点，但其设备昂贵，易造成晶格损伤；
④激光掺杂：工艺简单，可常温制备，但其需要精确对位；
3)背面金属化。行业量产产线采用丝网印刷和铜蒸镀两种方式。随着丝网印刷原辅材料和设备的不断优化与更新，IBC太阳电池背面电极的精确对位问题已经得到解决，这也给背面设计优化与成本控制提供了很大空间，丝网印刷方式的优势逐渐显现。
IBC电池技术难度与设备投资成本高，国内尚未实现大规模量产。IBC电池在当前各电池技术中效率最高，可以达到25%-26%以上，目前有少部分国内外公司进行布局，例如SunPower公司(被中环收购后吸纳技术)、LG、FuturaSun、天合光能等。从目前研发和量产进展看，美国SunPower最早实现IBC电池量产，已经研发了三代IBC太阳电池。其中，2014年在N型CZ硅片上制备的第三代IBC太阳电池的最高效率达到25.2%， SunPower量产效率达25%，LG量产效率达24.5%。国内来看，天合光能一直致力于IBC单晶硅电池的研发，2017年5月自主研发的大面积6英寸(243.2cm2)N型单晶硅IBC电池效率达到24.13%；2018年2月，该电池的效率进一步提高到25.04%。
IBC电池技术发展面临的问题：
1)对基体材料要求较高，需要较高的少子寿命。因为IBC电池属于背结电池，为使光生载流子在到达背面PN结前尽可能少或完全不被复合掉，就需要较高的少子扩散长度；
2)IBC电池对前表面的钝化要求较高。如果前表面复合较高，光生载流子在未到达背面PN结区之前，已被复合掉，将会大幅降低电池转换效率；
3)工艺过程复杂。背面指交叉状的P区和N区在制作过程中，需要多次的掩膜和光刻技术，为了防止漏电，P区和N区之间的gap区域也需非常精准，这无疑都增加了工艺难度；
4)IBC复杂的工艺步骤使其制作成本远高于传统晶体硅电池。
IBC叠加工艺效率提升潜力大。由于IBC电池具备没有金属遮挡的结构优点，在继续优化性能、提升效率的过程中可以与其他电池技术相结合。为了进一步优化IBC电池的整体复合，基于IBC电池结构衍生新型电池技术分两个方向：
1) HBC电池。将HIT非晶硅钝化技术与IBC相结合，开发出HBC电池。对比IBC，采用氢化非晶硅层作为双面钝化层，背部形成局部异质结结构或侧高开路电压；对比HJT，前表面无电极遮挡，采用减反射层取代透明的导电氧化物薄膜，在短波长范围内光学损失更少；
2) POLO-IBC电池。将TOPCon钝化接触技术与IBC相结合，研发出POLO-IBC (TBC)电池。多晶硅氧化物(POLO)选择钝化接触技术是通过生长SiO2和沉积本征多晶硅，采用高温退火方式使正背面SiO2钝化薄层形成局部微孔，通过微孔和隧穿特性实现电流的导通，能在不损失电流的基础上提高钝化效果和开路电压,获得更高光电转换效率的IBC太阳电池。
从转换效率的角度看，两种电池效率都要比IBC电池效率要高很多。近年来，Sharp、 Panasonic和Kaneka公司在HBC太阳光电转换电池技术开发中获得的重要进展与具体电性能参数，平均效率已经达到了26%，2018年最新的模拟转换效率达到了27.2%；有报道的POLO-IBC电池研究多基于小面积硅片进行，随着N型电池技术发展，很多厂商已经开始了大面积电池量产技术的开发探索。POLO-IBC电池具有稳定性好、选择性钝化接触优异及与IBC技术兼容性高等优势。
设备和工艺兼容优势明显，POLO-IBC电池更具产业化潜力。但目前这两种电池都处在实验室研究阶段，产业化进程仍需要解决很多现实的问题。
1)HBC电池，要解决HJT技术存在的TCO靶材和低温银浆成本高以及良率低等问题，还需要解决IBC技术严格的电极隔离、制程复杂及工艺窗口窄等问题，产业化进程仍有很长的路要走；
2)POLO-IBC电池，难点主要集中在背面电极隔离、多晶硅钝化质量的均匀性以及与IBC工艺路线的集成等，随着设备不断更新升级，POLO-IBC技术更具有推广与应用潜力。
钙钛矿是长期技术路线，叠层有更高极限效率
钙钛矿电池效率高，成本大幅低于晶硅电池。钙钛矿太阳能电池的结构来源于染料敏化电池，以有机金属卤化物作为吸光材料，以固态空穴传输材料代替液态电解质。以全固态钙钛矿结构作为吸光材料的太阳能电池，其能隙约为1.5eV，消光系数高，几百纳米厚的薄膜即可充分吸收800nm以下的太阳光。自2009年以来，钙钛矿电池转化效率从3.8%到29.15%，电池技术在效率上取得了飞速提升，成本也仅为晶硅电池的十分之一，目前看商业化前景比较好。钙钛矿/硅双结叠层电池实验室效率在过去的五年中也从13.7%提升到29.15%，远远超过了单结晶体硅太阳电池的最高效率，且其理论效率高达42.5%，仍然有很大的提升空间。
钙钛矿未来发展的关键点在于：
1)提升叠层电池器件中钙钛矿顶电池的稳定性和大面积制备成为了技术开发的关键所在，也是叠层电池迈向产业化的基础；
2)钙钛矿光电器件装备的研发，激光、蒸镀、磁控和SALD设备和配套工艺方面的积累；
3)钙钛矿技术产业化发展，需要材料、设备及镀膜等合作开发新型的镀膜材料及相关镀膜设备，来适应新产品的需求，这是一个漫长且艰辛的过程；
4)传统钙钛矿吸光材料在长期光照加热条件下结构极易被破坏，导致电池性能迅速衰减，稳定性是个世界难题，这一点纤纳光电近期有所突破，但仍需很长的路要走。
叠层电池未来有望进一步打开转换效率的天花板，转换效率可提升至30%以上。在叠加IBC技术成为HBC电池的路径之外，异质结电池也比较适合叠加钙钛矿成为叠层/多结电池。HJT+钙钛矿的叠层电池，能够解决对更广泛波长的吸收，低温工艺，非晶硅和TCO镀膜兼容及电池面积放大等问题上更好的兼容。叠层电池目前还处在实验室研发阶段，未来有望达到25%+每W硅料节省，30%+的每W银耗节省。目前最新的新型III-V//Si叠层电池效率已经达到35.9%，然而如今这种新型电池的生产成本仍明显高于传统的单结晶体硅太阳能电池。
(本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。)
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