黄海宾，南昌大学光伏研究院教授，主要研究方向是晶硅异质结太阳能电池，以及新型器件结构的硅基太阳能电池等等，其中热丝CVD法制备硅基薄膜是非常重要的研发方向，如果成功并进入量产环节，将对TOPCon或是HJT等下一代电池技术量产有很大的助益。

我们与黄教授主要探讨TOPCon和HJT电池。如今光伏电池行业的主流技术PERC已经接近理论极限，几项下一代技术逐渐具备经济性，越来越成熟，业界正在争论接下来谁来主导？TOPCon、HJT、IBC等都有可能登上宝座。我们与黄教授探讨了它们的关键工艺流程、性能优劣势，以及在大规模量产上，还有哪些环节有待突破……

以下是采访原文：

笔者：对于PERC、TOPCon、HJT、IBC这几种主流技术，它们的技术原理、关键工艺流程是怎样的？

黄海宾：首先PERC是现在的主流技术，市场占有率在90%以上，PERC不管在性能上还是价格上，都是最能满足当下市场需求的产品。但光伏是技术迭代非常快的行业，一旦某项技术成为主流，也就是它被替代的开始。

在PERC之后，目前大家讨论比较多的TOPCon、HJT、IBC，它们跟PERC有一个很大的不同，PERC用的是P型硅片，后面三种是N型硅片。

在PERC之前是BSF的时代，那时候也主要用的是P型硅片，因为BSF的制造流程比较简单，很快发展起来。后来光电转换效率遇到瓶颈，PERC在BSF的基础上稍微改进一下，但基底材料还是一样，还是用P型硅片。

正在高速发展的TOPCon、HJT，从P型硅片到N型硅片，这是一个代际跨越。就像燃油车和电动车，电动车现在的起步性能就超过了燃油车，未来在智能化等等很多性能上，也一定会远远超过燃油车。这个就是现在PERC和后三种电池技术根本性的差距，N型硅片一定会取代P型硅片。

当然，在N型硅片的基础上，会有很多不同的结构，所以衍生出来了TOPCon、HJT或是IBC这些器件结构。TOPCon最重要的工艺环节有两个，一个是扩硼，就是硼扩散，这个器件中的一个核心构成是发射极，打个比方相当于汽车的发动机，是最核心的动力驱动装置。还有一个是隧穿氧化层加多晶硅的技术，TOPCon的名字就来源于这里，这也是非常核心的技术环节。

HJT最核心的地方，其实跟TOPCon也是对应的。TOPCon里面有扩硼，在HJT里面是本征非晶硅层加P型非晶硅层，也可发展延伸为纳米硅、微晶硅，本质类似但有些细微差别。TOPCon中有隧穿氧化层加多晶硅，在HJT中对应为本征非晶硅层加N型非晶硅层，也可发展延伸为纳米硅、微晶硅，本质类似但有些细微差别。这是HJT里面的核心制程，比如我们做的热丝CVD其实就是针对这几个环节的。

IBC跟TOPCon和HJT有些区别，它不是并列关系，而是加成关系，我们可以叫TOPCon-IBC，或者HJT-IBC。所以IBC的特征，就是把刚才说的那些点，每个电池里面的前表面、后表面的特征结构移到一个表面上，形成交叉集成结构。这是IBC最核心的技术点。现在主要有几种技术路径，一个是HBC，也就是HJT-IBC的缩写，HBC集成了这两种技术的特征。还有ABC和HPBC，HPBC集成了一部分PERC和IBC的特征。

笔者：现在PERC被替代在即，但市场上对下一代技术到底是TOPCon，还是HJT、IBC，众说纷纭。隆基之前把各项技术都研究了一圈，但最终还是没有谁能取得压倒性优势。TOPCon、HJT、IBC性能的优劣势分别是哪些？

黄海宾：TOPCon最大的优势在于，它是沿着BSF、PERC这条技术路线改进而来的，它在工艺和产线上有很大的技术兼容性，当厂商想切换到这个技术上时，需要的新投入最少，所以挺多人愿意去研究这个技术方向。

从性能上来说，TOPCon比PERC好，但是比HJT还是略微差那么一点点。从物理结构来看，未来HJT及其延伸发展出来的结构应该会有更大的性能提升空间。

对于HJT，我认为它的性能潜力是最大的，如果要说十年以后谁会成为主流，我想大部分人会同意是HJT，但要是说两三年之内哪个最好，可能更多的人会选择TOPCon，这是受到不同技术的物理特性及其发展所处阶段影响的。

对于IBC，由于它集成了特殊结构，所以只能单面进光，而TOPCon、HJT都是可以双面进光。IBC如果用在沙漠里，无形中就损失了不少背面进光可能带来的发电量收益，所以它适合做单面电池，比如装在屋顶上，不考虑背面的用处。在这些场景下，IBC的性能有可能会超过HJT、TOPCon，但仅仅是有可能而已。

笔者：在大规模制备上，这几种技术对应的产线成熟度如何？

黄海宾：在这几种技术里面，PERC是很成熟的，TOPCon和HJT的成熟度基本上处于同一水平，产线已经能用了，但不够完美，还需要在降本增效上改进一些，那个时候就可以全面取代PERC。

IBC相对来说就差了一些。因为IBC的制程跟其他不一样，全部集成到一面之后，多了很多图形化的结构，制作起来比较复杂，成本也高，到目前为止还处理得不够好。

从隆基对技术的选择路径来看，出人意料地选择了HPBC技术，的确非常特殊，可能还是基于他们本身的产能优势，但大部分市场上的参与者，还是在HJT和TOPCon中去做选择。

笔者：目前，TOPCon产业化所面临的风险是什么？

黄海宾：TOPCon所面临的问题，第一是极限效率还是比异质结弱一点；第二是在量产层面还不完善，主要体现在良品率上。

主要原因是TOPCon用到大量的石英管式的设备，这是沿着PERC技术路线发展而来的设备，我们通常称为热壁式CVD，整个石英管在工作的时候都是被加热的，它会带来绕镀（绕扩）问题，就是会产生绕到背面镀上一层膜，或者绕到背面产生扩散等等问题。

这种原理性的缺陷，可以通过工艺来改进，但很难从根本上解决它。就像燃油车的尾气排放，再用催化剂处理也不可能做到零，但电动车就没有尾气。我们也在做技术研发，通过热丝CVD做无氧扩硼的应用来部分解决这个问题。

如果不能解决良品率问题，TOPCon就很难真正大规模应用。因为太阳能电池作为一款大宗工业品，很多工厂都是几百亿流水，如果因为良品率而影响利润，这个技术的上量就会严重受阻，它可以达到几个GW，但是要想达到几十GW会困难。

异质结在良品率上不太有问题，在制备上异质结比TOPCon更偏向半导体的技术手段，这些工艺流程在半导体几十年的发展中，都被解决的很好。异质结最核心的问题是贵，设备价格太贵了，所以要通过产线的不断改进，来把成本降下去。

笔者：由于异质结的产线跟以往的都不能共用，所以等于重新发明吗？用的基础技术是哪一种类型的？

黄海宾：异质结里面有4道关键工序，对应4套设备。第一道工序和PERC还是有非常大的相似性，但是在洁净度、控制精度等等要求方面，比PERC要明显高几个档次，接近半导体水平。

而第二道和第三道工序，跟PERC路线就没有任何相似性了，完全是新技术。第四道工序是丝网印刷方面的，基本上一样。

笔者：我之前听说过一种市场观点认为，TOPCon技术上的难度低于异质结，您怎么看？

黄海宾：我觉得这个说法是有问题的。异质结最难的地方在于，镀的膜层很薄，只有几个纳米，同时又要做到量很大，还是半导体膜，所以比较困难。但TOPCon背面的隧穿氧化层，也是一层一点几纳米的膜，一条产线一小时要做大几千片，所以也不是那么容易，尤其是在起量后的连续生产中。

传统大厂一般更倾向于TOPCon，新玩家多数会选择异质结，但现在谁好谁坏还没有定论。

笔者：我们分析光伏电池，主要从降本和增效两个角度，降本主要是设备成本、涉硅成本和非硅成本。您认为目前异质结和TOPCon，它们的降本、增效路径分别是怎样的？

黄海宾：从降本角度来说，异质结降本主要在于硅片厚度减薄和减少银浆用量。像硅片厚度减薄，今年能减薄多少，明年能多少，根据之前的经验可以相对准确预测。但有一些技术迭代是没办法准确预测的，比如我们在做的热丝CVD取代PECVD，如果在今年就能实现，可以让相关成本一下从4亿降到3亿，对成本下降的效果很显著。但如果较慢，可能要到明年或者后年，其中就会有不确定性。

而异质结用低温银浆是一条新的技术方式，如果能用其它方法替代，比如现在很火的铜电镀，就是非常好的选择，只是现在其工序还太复杂，导致性价比不够好，如果能简化工序，这将带来革命性的改变。包括银包铜、纳米银粉等技术也会带来革命性的降本。

而对于TOPCon来说，主要是提高良品率。如果90%和99%的良品率，差的这9%就是公司的所有利润。降本和提高良品率的另一个重要途径，是减少工序。TOPCon的工序还是很多的，比如热丝CVD做无氧扩硼，就可以减少2-3道工序。

从提效的角度来说，异质结的路线很明确，双面微晶可以让效率上升，还有铜电镀等针对电极的新技术。在CVD这端，微晶这部分目前看起来是最重要，也是增幅最大的。

TOPCon的方向相对不那么明确，这也是TOPCon路线的一个瓶颈，大家有很多细节的改进，但缺乏革命性的跨步。比如TOPCon里面形成PN结的工序，就是扩硼这道工序，但现在的扩硼技术是沿用几十年前溴化硼、氯化硼的方法，至今没有改进。

TOPCon现在其实需要一项或者多项革命性的技术，去引领它的再进步。大家在现有的技术路线上，可以把每个细节不断完善，但问题是除了这些之外，有没有更革新的路线，像是电动车取代燃油车一样，目前TOPCon里还是缺乏这种级别的技术迭代。

笔者：从产线成熟度来看，TOPCon可能离产业化更近，异质结还稍微远一点点，但异质结的降本增效速度很快。所以TOPCon与HJT的竞争，一方面取决于TOPCon到底能多快达到它最佳的状态，另一方面取决于异质结的降本增效和产线成熟的速度有多快。两者未来肯定会有一个交点，这个交点可能是一个替代PERC的节点，现在业界对这个交点有预测吗？

黄海宾：这个事情其实还很难判断。目前从成本结构来看，TOPCon更便宜一些。如果说要达到大规模替代PERC的时间点，主要是光电转化效率要超过PERC，同时它的制备成本更低、更成熟。

笔者：我看市场里有一种比较激进的预测，说明年TOPCon就会失去竞争力，因为HJT在银浆等降本方面会有很大进展，这样看下来TOPCon似乎会更弱势一些。您认为呢？

黄海宾：这还是很难讲的，因为有偶然性。一项技术比如以五年为周期，我们可以预测大概率会出现某一项技术。但如果只去看1-2年，还是很难判断。

对于异质结的降本来说，涉硅的那部分是削薄，而TOPCon因为要高温烧结，所以不能像HJT那样薄。非硅部分，主要就是银浆和靶材的减少用量和国产化，这几个占主要部分。

笔者：据您的观察，这几项新技术在迭代的过程中，有没有哪些重要的观测节点？比如某个瓶颈一旦突破了之后，能够明显的跃上一个台阶。

黄海宾：异质结有，微晶化普及就是一个非常关键的节点，或者说是栅线技术的普及。还有银浆方面的银包铜或者电镀铜技术，如果能普及也会一下子有质的飞跃。

我认为TOPCon比较难说，目前还看不太到这样的技术，无氧扩硼可能是为数不多的一个。现在勉强有一个激光掺杂的技术，但它只是一个不错的技术改进，不算能原创跃迁型的技术。

笔者：光伏这个行业，从PERC替代BSF的历史来看，不存在多条技术路径并存对吗？每几年里面，会由一个技术占据主导？

黄海宾：对，至少近几年依然会是这个样子。因为绝大多数企业，都是在竞争相同的市场，例如都是以发电为主，而且安装的方式和场景都相似度很高。那么在相同目标市场的情况下，就只能存活下一种技术，它有着绝对的性价比。

但远期来看，也不一定会永远如此。比如十年以后光伏的体量是现在的10倍多，一些目前没有被开发的小众市场，也会变得庞大，那时候对小众市场也会有针对性的细分技术出现。比如有些产品针对柔性场景，像电动车的玻璃顶，或者光伏建筑一体化。

笔者：那么，从当年PERC替代BSF的历史中看，现在有什么可以借鉴的地方吗？

黄海宾：我认为最大的点就在于，光伏行业没有不可能。当年PERC刚开始取代BSF的时候，就有点像两三年以前的TOPCon和异质结，整个路线基本走通了，但其中还有几道环节做得非常差，让很多从事这个行业的技术人员失去信心。

但大家还是不断努力，想尽一切办法改进它，最终把问题解决了。比如说PERC里面非常关键的技术是背面的氧化铝薄膜，这种薄膜一开始是用一种叫原子层沉积的技术，但在一开始，很多人都觉得做不成，包括我也认为这个技术做不成，因为我们是要寻找一个量产型设备，但这个技术它要一层一层原子的长，先长一层铝原子，然后长一层氧原子，再长一层铝原子，但我们是要做量产，要一小时做几千片，很难想象这个设备是什么样。但最终荷兰ECN公司首先做成了，很快中国也有公司把它做成了，并且很快超越了最初的设备性能。光伏的迭代速度特别快，只要几个月就有新的解决方法出来，不可思议。

PERC还有一个问题是光衰，PERC最初虽然光电转化率比BSF高，但是被太阳光一照，性能就出现衰减，这个事情困扰大家好久。但最终通过非常简单的光注入技术，以极低的成本解决掉了。

还有一个更奇妙的是，PERC在硅片性能上，总是欠缺一点，后来有人奇思妙想，在产线的某一道工序上，在尾端加了一个臭氧机，朝着硅片喷臭氧，结果几乎零成本把问题解决了。

这些都是在技术没有被发明出来之前，大家几乎都想象不到的解决方案，但突然有一天，这个技术一出来就彻底解决了。这是PERC替代BSF的过程，给整个行业带来的极度震撼和自信，光伏行业遇到问题，只要努力一定能解决。