前面咱們講了去年光伏上游的漲價導致整個大的行業(yè)其實是不景氣的，畢竟價格高昂沒有人來買單！即使現(xiàn)在硅料也在慢慢下降，但安裝成本還是偏高的并且光伏自身也存在著量能轉換等問題，那么光伏產業(yè)該何去何從呢？我想降本增效、技術迭代升級可能是其必然的選擇了。量能的轉換離不開光伏電池片，而現(xiàn)在的量能轉換率大概是23%，看到這個數(shù)字是不是覺著還有很大的提升空間，所以光伏電池的迭代升級就顯的那么有必要了！

目前光伏電池分為兩種，分別為P型和N型，區(qū)別就在于前者硅片中摻雜了硼元素后者摻雜了磷元素。

目前P型是現(xiàn)在的主流光伏電池，市占率超過了85%。而P型又分為兩種，BSF電池和RERC電池，前者是2020年前絕對的主流、后者是目前絕對的主流，兩者出現(xiàn)角色變換的時間是2016年，也是在這個過程中量能的轉換才從原來的不到20%提升到23%。

N型電池分為TOPCon、HJT、IBC三種，他們的量能轉換效率大概在25.5%，此P型電池高出2個點左右，鑒于之前我們所說的P型電池效率的轉換其實就是一場淘汰賽，那么可以預期N型電池未來的市場，據(jù)權威預測到2030年，N型電池的市占率將達到56%左右。

雖然說N型電池有三種，但現(xiàn)在得到商業(yè)普及和應用的就只有TOPCon和HJT，目前而言前者跑的更快一點，那是不是說TOPCon就是未來的主流光伏電池呢？我們先來看一下兩者的優(yōu)勢和劣勢在哪里。

TOPCon、HJT在生產工藝層面，前者需要十道工藝、后者只需要四道；在轉換效率問題層面前者大概為24.5%、后者大概為25.05%，在投資層面來講前者每GW設備投資大概在2.5億左右、后者大概在4.5億左右。這樣一看孰優(yōu)孰劣還真不好分辨，那么我們來看看市場的反應。

既然技術路線出來了那么首先就是得有人愿意相信這條線路是對的，說白了就是得有人去投資驗證。

目前以隆基、晶科、天合為代表的傳統(tǒng)頭部企業(yè)押注TOPCon，而以華晟新能源、鈞石能源、晉能等新勢力則在HJT上更為積極。為什么會出現(xiàn)這種問題呢？其實說到底還是成本問題，傳統(tǒng)頭部企業(yè)可以將原有的RERC產線稍加改造就可升級為TOPCon產線，而改造成本每GW不超過0.8億元，這樣看不到降低了新設備的投資成本，也避免了舊產線淪為沉沒成本，可謂一舉兩得，怪不得傳統(tǒng)廠商大力押注TOPCon。

再來看看HJT陣營，這些新勢力想要彎道超車積極布局是不是有點難呢？其實并不然，就目前而言TOPCon和HJT并無絕對的優(yōu)劣之分，并且技術成熟度都不高，可以說都有機會，我們從長周期上看，HJT的轉換效率更高，優(yōu)勢也更加明顯。

但是還是要回歸到核心命題上來，降本增效。

那么我們不妨考慮一下，難道就沒有降下來的可能嗎？我想答案是非?？隙ǖ模琀JT的主要劣勢就是設備投資大和光伏銀漿占比高所致，而這兩個問題也在加速解決中。我們先來看看銀漿，光伏銀漿分為高溫銀漿和低溫銀漿，P型和TOPCon使用的是高溫銀漿、而HJT使用的則是低溫銀漿，低溫銀漿的價格要高于高溫銀漿，并且HJT的銀漿用量為240mg、而TOPCon只有150mg，是不是一看僅此一項就直接拉開了成本差。而現(xiàn)在的情況卻是HJT正在擺脫銀漿的限制，包括成本和使用量上。解決價格問題當然是國產替代，目前蘇州晶銀已經可以小批量生產，相信隨著產能的不斷擴大很有可能會與高溫銀漿平價。而在使用量上，通過多柵技術可將HJT銀漿降至160mg，達到基本與TOPCon持平狀態(tài)，還有銀包銅技術更是可以將HJT銀耗降至106mg。再來看另一個設備端的降本問題，HJT設備之所以貴主要是因為嚴重依賴進口，如果能實現(xiàn)全面國產化，成本可能會腰斬式下滑。2018年以前HJT設備被梅耶博格、YAC、日本住友等海外企業(yè)把持，當時整個產線的成本大概在10-20億/GW，而在2019年以后隨著邁為股份為代表的企業(yè)進入到供應鏈，產線成本直線下降，目前HJT產線設備成本已經降至5億/GW左右，相信隨著后面規(guī)模的提升，HJT成本還將迎來進一步的下降。從這些我們可以看出HJT的成本正在以超預期填平，并且根據(jù)權威測算，2022年HJT電池的單位成本將降至0.65元/W，到時候完全有能力和RERC正面競爭。

每一代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型電池已經從萌芽進入到快速的擴產期了，讓我們拭目以待吧！