HJT異質構疊層鈣鈦礦光伏電池-電子發燒友網

光伏電池發電原理

光伏發電是一種把太陽能轉化為電能的過程，其發電原理是太陽光照在半導體P-N結上，形成新的空穴-電子對，在P-N結內建電場的作用下，N區的光生空穴流向P區，P區的光生電子流向N區，形成從N到P的光生電動勢，從而使P端電勢升高，N端電勢降低，接通電路后就形成P到N的外部電流。電流可以送往蓄電池中存儲起來，也可以直接推動負載工作。

發電原理

二、現有電池技術簡介

（一）PERC電池：鈍化發射極和背面電池技術已成為行業中的主流技術。PERC技術是通過在硅片的背面增加一層鈍化層(氧化鋁或氧化硅)，對硅片起到鈍化的作用，可有效提升壽命。目前全球產能已經超過200GW，年產量超過150GW。在PERC基礎上，如果背面不用鋁漿，改成局部鋁柵線，可以簡單升級成雙面PERC結構，雙面率可以達到75—85%。對于PERC電池來說，從目前的研究情況來看，量產效率已經提升到23.5%，有望提升到24%。但是再往上提升難度非常大。從成本方面來看，PERC電池的非硅成本已經到0.2元/瓦左右，降本空間有限。從盈利情況看，由于產能的快速擴張，盈利空間有限，電池廠商需要尋找新的方向來拓寬盈利空間，恢復融資能力。

（二）N-PERT電池：鈍化發射極背表面全擴散電池是一種全擴散背場鈍化結構，通常PN結在正面，結構比較簡單，是最早的N型電池，是天然的雙面結構，雙面率可以達到80—95%，但是在量產效率和成本上已經不具備優勢，已經被證明為不經濟的技術路線。

（三）N-TOPCon電池：隧穿氧化層鈍化接觸電池是一種鈍化接觸結構，前表面與N-PERT太陽能電池沒有本質區別，主要區別在于背面?；驹硎窃贜型硅片背面沉積一層很薄氧化硅，然后再沉積一層重摻雜的多晶硅薄膜，實現背面的鈍化接觸，提高開路電壓，提升轉化效率。目前行業里TOPCon的量產效率已經超過24%，雙面率相對于PERC略低，但可以通過增加PERC產線的設備來升級，具有一定的空間。

（四）HJT電池：異質結電池的基本原理是在N型硅片基底上采用非晶硅沉積的方式形成異質結并作為鈍化層。這種結構的電池開路電壓更高，效率也會相應的比較高，同時最外一層有TCO透明導電層。工藝采用的是低溫工藝，銀漿的溫度通常在200度左右，便于采用更薄的N型硅片，使未來有比較大的硅片成本下降空間。目前行業量產效率24%左右，雙面率90%以上?，F在主要問題是設備與材料的成本比較高，工藝控制難度比較大。

（五）IBC電池：叉指狀背接觸電池(Interdigitated Back Contact Cell)電池的基本原理是在N型硅片的基礎上，前后表面均覆蓋一層熱氧化膜，以降低表面復合。利用光刻技術，在電池背面分別進行磷、硼局部擴散，有效消除高聚光條件下的電壓飽和效應。由于PN結都在背面做叉指狀接觸，所以正面沒有柵線遮擋，正面受光面積增加，電流也增加。主要問題是工藝比較復雜，成本也比較高。潛在的空間是可以和異質結結合，采用非晶硅鈍化層結構或隧穿鈍化層來形成HBC結構。

光伏行業現狀

2022年底以來，多晶硅料、硅片、電池片和組件價格均呈大幅下降趨勢。據中國有色金屬工業協會硅業分會：本周以來，各企業硅料成交價格區間略有分化，單晶復投料大部分訂單價格在24.0-24.8萬元/噸，其余訂單價格在22.2-23.2萬元/噸。此次降價，僅僅是未來一年甚至數年大變化的起始。

2023年，在光伏降價大背景下，產業里必將出現慘烈的競爭與洗牌，這無疑也是光伏走向主力能源的激烈競爭階段。

光伏的本質及現狀

產業鏈利潤轉變

接下來的技術趨勢

光伏的本質及現狀

太陽能發電有兩種方式，一種是光—熱—電，另一種是光—電。光伏發電屬于后者，是指利用太陽能光伏電池的光生伏特原理，把太陽的光能直接轉化為電能的發電方式。

太陽能熱發電的缺點是效率很低，而成本又高。相比之下，太陽能光伏發電的基本裝置就是太陽能電池，是一個半導體光電二極管，當太陽光照到光電二極管上時，光電二極管就會把太陽的光能變成電能，產生電流。

當許多個電池串聯或并聯起來，就可以成為有比較大輸出功率的太陽能電池方陣。只要太陽在，電池壽命夠長，就能一直有電。

由此也能看出光伏發電的一些優點：

經濟節能：一般自發自用，多余電力可通過國家電網賣給供電公司，不足時由電網供電，從此節約電費還能拿補貼；

隔熱降溫：在夏天可以隔熱降溫3-6度，冬天可以減少熱傳遞；

綠色環保：分布式光伏發電項目在發電過程中，沒有噪音，也不會存在光污染，不存在輻射，是真正意義上的零排放、零污染的靜態發電。

產業鏈利潤轉變

光伏產業制造端由硅產業鏈、輔材及配套環節構成。

光伏制造端核心關注要素是需求供給規模（含政策）、價格變動和技術迭代。

從需求供給來看：

2008-2018年，光伏行業由政策決定需求，硅料環節供大于求導致近10年殘酷競爭，這個過程中不斷有新技術出現，拉動成本快速下降；

2020年以來，光伏需求回升→硅料產能瓶頸決定組件供給→硅料環節留存大頭利潤→硅料擴產→供過于求→硅料降價→產業鏈降價→進一步提升需求；

展望2023年，硅料進入以年為計的跌價周期，光伏終端成本下降，帶動集中式光伏電站、整縣推進和分布式光伏需求提升。

硅料跌價是供給增量導致，也是整個產業共同的期待。據硅業分會和各公司公告數據顯示，預計2023年我國多晶硅產能可達240萬噸/年，國內企業產量可達146萬噸，市場仍以看跌趨勢為主。

產業鏈驅動力改變，利潤最高的環節會改變嗎？

硅料方面，一直占據產業鏈一半以上利潤，去年12月以來，隨價格下跌供給瓶頸解除而有所收窄；

硅片方面，跟隨硅料價格變動較大，曲線幾乎一致；

電池方面，主要是因大尺寸比例持續提升，去年新產能投建相對緩慢，需求有結構性變化而供給較少，因此盈利逐季向上不斷超預期。

然而光伏的產業歷史一再證明，“產業一片大好”并不適用于所有玩家，“好日子”也并不適用于產業鏈不同環節的任何梯隊。接下來，那些擁有垂直一體化實力的規模企業，必將憑借其強大的綜合能力強勢搶占市場。

接下來的技術趨勢

IEA認為，到2027年，光伏累計裝機量將超越其他所有電源形式，2030年度全球光伏系統新增裝機容量將達到650GW。

回顧光伏產業的技術路線看：

2008年冷氫化技術的突破大幅降低了光伏生產成本，奠定了晶硅的主流路線；

2015年以來的單晶替代潮提升了光伏發電效率，同時生產成本下降，有效擴大了行業需求；

近7年來組件封裝技術不斷進步，雙面、半片、多主柵等技術的普及提升了組件功率，提升了光伏發電的競爭力；

目前行業主流廠商均在進行電池片技術的研發/量產，TOPCon路線量產規模最大，有望成為短期主流；HJT其次，有望結合薄膜電池，進入新的技術形態；IBC路線逐步走向商業化應用。

相較晶硅，N型電池中HJT電池結構獨特、鈍化機制優異，量產平均轉換效率優于PERC與TOPCon，并有生產良率高、損傷小、雙面率高、溫度系數低、衰減率低、更適合鈣鈦礦疊層和薄片化等多重優勢。

鈣鈦礦具理論效率更高、理論成本更低、發電量更高、應用場景更廣四大優勢。

隨著技術進步，更高性能的光伏電池技術進入量產，將帶動光伏發電成本進一步下降。

HJT異質構光伏

什么是異質結技術

海螺建筑光伏異質結電池片結構

一、屬性類別

異質結電池是一種利用晶體硅基板和非晶硅薄膜制成的混合型太陽電池。

二、工藝結構

異質結電池是以N型單晶硅(C-Si)為襯底光吸收區，經過制絨清洗后，其正面依次沉積厚度為5-10nm的本征非晶硅薄膜(i-a-Si: H)和摻雜的P型非晶硅(P-a-Si:H)，和硅襯底形成p-n異質結。硅片的背面又通過沉積厚度為5-10nm的i-a-Si:H和摻雜的N型非晶硅(n-a-Si:H)形成背表面場，雙面沉積的透明導電氧化物薄膜(TCO)，最后通過絲網印刷在兩側的頂層形成金屬基電極。

三、制作流程

HJT電池簡介

（一）HJT電池的發展進程和基本結構

自1974年Waler Fuhs首先提出了非晶硅與晶硅材料結合的HJT結構開始，HJT電池的發展進入起始階段。1989年三洋集團首次成功開發了運用HJT結構的太陽能電池，并申請專利，效率達到15%。1997年三洋為HJT申請注冊商標，并開始提供商業化光伏組件，HJT電池進入初步發展階段。2010年后，松下對HJT電池的專利保護結束，各電池廠商們迎來了大力發展該技術的機會，HJT電池進入工業生產階段，在這個階段中，HJT電池的轉換效率不斷提升，2017年HJT電池邁入商業化階段，關注進入HJT行業的公司增加，進入小批量生產階段，隨著100MW規模以上產能投入運營的數量持續增加，預計未來HJT電池還將獲得不斷的發展。截至2021年2月，HJT電池的最高實驗室效率已達到29.52%，量產效率達到24.53%。

HJT電池首先在N型單晶硅片（c-Si）的正面沉積很薄的本征非晶硅薄膜（i-a-Si:H）和P型非晶硅薄膜（p-a-Si:H），然后在硅片的背面沉積很薄的本征非晶硅薄膜（i-a-Si:H）和N型非晶硅薄膜（n-a-Si:H）形成背表面場，再在電池的兩面沉積透明氧化物導電薄膜(TCO)，TCO不僅可以減少收集電流時的串聯電阻，還能起到減反作用，最后在TCO上制作金屬電極。

HJT電池結構

（二）HJT電池的生產工序

HJT技術有四道工序，分別為清洗制絨、非晶硅薄膜沉積，TCO薄膜制備和絲網印刷。其中清洗制絨和絲網印刷都是傳統硅晶電池的工藝，HJT獨特的工藝在于非晶硅薄膜沉積和TCO膜的沉積。

1.清潔制絨。硅片經過前期的工序加工后，表面可能受到有機雜質、顆粒、金屬離子等沾污，在制作電池的第一步都是對硅片進行清洗，同時為了增加對光的能量吸收以及提升鈍化效果，在硅片表面腐蝕出金字塔形貌以作為陷光結構也非常重要。異質結電池要形成高鈍化的a-Si:H/c-Si（n）界面，硅面表面清潔度要更高。

在對硅片進行濕法處理之前有三個步驟，分別是去除硅片切割過程的損傷、制絨和表面清潔，目的是除去有機物的金屬雜質。清洗主流工藝為RCA法。RCA法最早由美國Radio Corporation of America研發用于半導體晶圓清洗工藝，該工藝包含SC1和SC2兩個步驟，分別使用NH4OH、H2O2和HCI、H2O2。

由于NH4OH和H2O2本身的揮發性較強，而RCA工藝溫度高于60攝氏度更是加劇了其揮發，從而引起更高的清洗成本。另外一種新的清洗工藝是以臭氧法，臭氧去離子水（DIO3）不僅可以更高效地去除有機雜質和金屬雜質，同時減少化學品的消耗，而且不會產生含氮廢水。根據測算，臭氧清洗的異質結電池轉化效率比RCA最高可高出絕對值0.45%，臭氧清洗工藝已于2015年開始在異質結規?；a中進行推廣，但在國內的應用還不廣泛。

2.非晶硅薄膜沉積。非晶硅薄膜沉積是HJT電池生產過程中最關鍵的步驟，因為其決定了HJT電池鈍化的有效性，而鈍化效果是轉換效率提升的保證。該過程涉及在硅片兩側沉積本征非晶硅薄膜和沉積極性相反的摻雜非晶硅薄膜。非晶硅薄膜沉積過程中化學氣相沉積法（Chemical Vapor Deposition）是主流工藝，其中以PECVD（離子體增強化學氣相沉積）和Cat-CVD（熱絲化學氣相沉積）為主。

目前PECVD是主流，Cat-CVD具有潛力，PECVD是等離子體增強化學的氣相沉積法，這種方法具備基本溫度低，沉積速度快，成膜質量好等優點。PECVD方法使用源氣體分子與電子之間的碰撞，即三維空間中各點之間的碰撞，而Cat-CVD方法使用氣體分子與催化劑主體表面之間的接觸。

過程為將氣體分解為中性基團，對硅片表面無轟擊，比較柔和，相較于PECVD所得的非晶硅薄膜中氫含量更高，有利于鈍化效果提升，從這一角度來看，Cat-CVD方法的潛力比PECVD大得多。此外，Cat-CVD對于源氣體的利用率在80%以上，而PECVD目前僅為10%-20%，而且Cat-CVD理論上可在熱絲兩側同時沉積，生產速度更快。

但制約Cat-CVD大規模生產應用的原因是其存在著催化劑表面逐漸變性問題以及原料氣和催化劑種類組合等問題，均勻性較差，熱絲需要周期性更換，更換周期小于一個月，這增加了Cat-CVD設備的運行成本，未來需不斷改善工藝，延長熱絲壽命。

3.TCO薄膜沉積。制備透明導電氧化層（TCO）薄膜，是用作減反射層和橫向運輸載流子至電極的導電層。TCO最關鍵的指標是透過率和電阻率，透過率越高且電阻率越低，對于入射光的利用和轉換效率越好。透過率與電阻率對立，導電性好意味著載流子濃度高，而載流子濃度高會造成近紅外區域吸收增加，則透過率降低。

制備TCO目前有PVD和RPD兩種方式，更主流的為PVD（Physical VaporDeposition）即物理氣相沉積，其基本原理是輝光放電產生的氬離子轟擊陰極靶材，靶材被濺射出來而沉積到基板表面。RPD（Reactive plasma deposition）即反應等離子體沉積，是由日本住友公司開發的一種低溫、低損傷TCO薄膜鍍膜工藝，其制備的TCO薄膜結構更加致密、結晶度更高、導電性和透光性更好。但目前住友公司對RPD核心設備具有壟斷優勢，能帶來0.5%左右的效率提升，但其成本相對較高。

4.絲網印刷。由于HJT電池的工藝溫度限制在200攝氏度以內的低溫環境中，所以傳統的高溫燒結生產工藝并不適用于HJT電池的生產。目前主要的手段包括以下兩個，一個是絲網印刷，這是太陽能電池金屬化的主要手段，是目前常用的工藝，成熟度較高，與常規P型電池差別不大，主要區別在于印刷后的固化階段。HJT所用銀柵線是靠漿料中的有機高分子成分在固化爐中將柵線粘附在電池表面和TCO形成良好接觸，所以只能在200攝氏度以內完成，持續時間較長需要幾十分鐘。

而常規P型電池只需要在800℃高溫燒結幾秒即可。另一個是電鍍法，這是用光刻的方式得到良好的柵線圖案，主要材料為銅，成本較低，柵線結構可控性高，電池的串聯電阻小，但電鍍銅工藝流程長，技術復雜，對污水處理要求較高。因此目前行業主流采用的仍為絲網印刷。

HIT電池生產工藝

相比于傳統的PERC電池生產工藝以及TOPCon電池工藝，HIT電池的工藝制程相對較短，只有四大環節，依次是清洗制絨、非晶硅沉積、TCO沉積、絲印固化。

圖4. 三種量產電池工藝流程對比

資料來源：梅耶伯格，招商證券

1. 清洗制絨

與常規P型或者N型電池制造工藝類似，HIT電池也是以清洗制絨為電池制造的第一步，這一步驟的主要目的是清除N型襯底表面的油污和金屬雜質，去除機械損傷層，形成金字塔絨面，陷光并減少表面反射。

2. 制備非晶硅薄膜

硅片在PECVD設備中制作鈍化膜和PN結。HIT電池高效率的根源在于本征非晶硅薄膜優良的鈍化效果。由于晶硅襯底表面存在大量的懸掛鍵，光照激發的少數載流子到達表面后容易被懸掛鍵俘獲而復合，從而降低電池效率。此外，通過在硅片正面和背面沉積富氫的本征非晶硅薄膜，可以有效地將懸掛鍵氫化并降低表面缺陷，從而顯著提高少子壽命，增加開路電壓，最終提高電池效率。

雖然每一層膜的厚度只有4-10nm，每1-2nm實現的功能和制備工藝卻大不相同，因此本征和摻雜非晶硅薄膜需要在多個腔體中完成，PECVD中需要導入多腔室沉積系統。

圖5.HIT電池非晶硅薄膜PECVD工藝圖

資料來源：邁為股份，招商證券

3. 沉積金屬氧化物導電層（TCO）

圖6.鍍膜技術分類

資料來源：新型TCO材料在光伏行業的應用前景

硅片沉積完非晶硅薄膜之后就進入SPUTTER(磁控濺射)或者RPD（離子反應鍍膜）設備，沉積透明金屬氧化物導電膜TCO。TCO縱向收集載流子并向電極傳輸。由于非晶硅層晶體呈無序結構，電子與空穴遷徙率較低，且橫向導電性較差，不利于光生載流子的收集。因此需要在正面摻雜層上方沉積一層75-80nm厚的TCO，用于縱向收集載流子并向電極傳輸，TCO同時可以減少光學反射。

圖7.SPUTTER磁控濺射原理圖

資料來源：新型TCO材料在光伏行業的應用前景

圖8. RPD離子反應鍍膜原理圖

資料來源：新型TCO材料在光伏行業的應用前景

TCO膜在可見光范圍內（波長380-760nm）具有80%以上的穿透率，且電阻很低，其成分主要為In、Sb、Zn、Sn、Cd及其氧化物的復合體。目前應用最廣泛的是ITO，SCOT，IWO，AZO。TCO制備存在SPUTTER(磁控濺射)或者RPD（離子反應鍍膜）兩種工藝，目前由于成本考慮大多選擇SPUTTER(磁控濺射)工藝。

圖9. 磁控濺射工藝與RPD離子反應鍍膜工藝對比

資料來源：CNKI

4. 絲印固化

HIT電池生產的最后一步是絲印固化，制備金屬電極并固化?？紤]到HIT是低溫工藝，不區分正銀和背銀，因此絲網印刷加低溫固化的工藝相對比較簡單，但是這一特性的缺點之一就是價格較高且消耗量較大，因此目前業內也有部分企業嘗試使用鍍銅工藝來制作電極。因為在鍍銅工藝中不會使用到銀漿，成本較為低廉。但即便如此該工藝也并未被廣泛應用，因為工藝非常復雜，且廢液排放存在嚴重的環保制約，使其推廣受到了限制。

四、HJT電池的優勢

（一）HJT電池工藝流程簡潔。目前市場上主流的電池技術PERC需要8-10道工序，而HJT技術只有四道工序，大大減化了制備流程，未來更容易實現產業化和流程化。

（二）薄膜沉積工藝帶來巨大的發展潛力。由于HJT電池采用的是薄膜沉積工藝，這就使得其可以和IBC或者鈣鈦礦電池結合，技術的相融性決定了其具有很大的發展潛力。IBC和HJT的結合結構是采用非晶硅鈍化層結構或隧穿鈍化層來形成HBC結構，HBC電池同時具備了IBC電池的高短路電流以及HJT電池的高開壓，實驗室轉換效率高達26.63%，其發展潛力已得證明。鈣鈦礦和HJT的結合能夠更加高效地利用太陽光中高能的藍光部分，理論轉換率的極限為43%。截至2021年2月，牛津光伏公司在其實驗室的鈣鈦礦硅異質結串聯結構電池的效率再創新高，達到29.52%。在量產方面，截至2021年2月，國家電投中央研究院所屬新能源科技有限公司研發的、具有完全自主知識產權的“高效晶體硅銅柵線異質結光伏電池（C-HJT）”最高量產效率已達24.53%。

（三）高開路電壓帶來強大的效率優勢。效率是光伏電池的核心競爭力，從技術原理來看，電池轉換效率的決定因素由開路電壓、短路電流和填充因子構成，HJT 電池的核心優勢在于良好的鈍化帶來的開路電壓高，從而帶來效率的優勢。開路電壓是決定電池的效率重要因素之一。獲得更高開路電壓的兩個途徑為：更低的載流子復合速率即避免少數載流子與多數載流子發生復合、更低的接觸阻抗即促進多數載流子有效運輸。目前主流的PERC電池技術與傳統BSF技術相比增加了氧化鋁背鈍化和激光開槽兩道工藝，即利用場鈍化削弱了BSF背面直接與Si接觸帶來的載流子復合嚴重的問題，開路電壓的極限從685mV提升到690mV，而HJT技術則使用非晶硅薄膜作為鈍化材料。避免最外層TCO薄膜中的載流子復合速率高和非硅晶薄膜接觸電阻率高這些缺點。從而結合了TCO薄膜接觸電阻率低和非硅晶薄膜載流子復合速率低的優點，實現載流子的一維運輸的同時減少了向金屬接觸區域遷移導致的損失，開路電壓可提升到740-750mV。

（四）無光衰問題使HJT具有長期發電增益。在實際使用過程中，光衰問題是電池的重大問題。電池的效率會受光衰的影響，不會一直保持最佳狀態，從而導致每年發電量的遞減。PERC電池采用P型硅片，傳統工藝為摻硼形成，新工藝為摻鎵形成。摻硼的工藝會導致形成硼氧復合體BO-LID進而引起光衰現象，甚至PERC單晶電池的首年衰減比光電轉化效率相對較低的多晶電池還高出0.5%。而由于N型硅片摻磷，不存在硼氧復合體，由此導致的光衰幾乎可以忽略。組件的預期壽命長達25年，因此光衰參數的差異在長期中將會放大，對光伏電站的收益將產生影響。根據實測數據，在使用同是22%效率的PERC電池組件和異質結電池組件，異質結雙面組件發電量比高效單晶PERC單面組件發電量高20%-30%左右，比高效單晶PERC雙面組件發電量高10%。當考慮到光伏組件全生命周期時，發電增益的優勢更為明顯。

（五）HJT電池溫度系數更低，效率更高。通常情況下，電池片溫度每升高1攝氏度，常規單晶電池的溫度系數為-0.42%，PERC電池-0.37%，PERC有所改善但幅度并不大。異質結電池的溫度系數僅為-0.25%。而HJT電池本身的效率就更高，功率更高，因而高溫的功率損失更低，比較優勢更為突出。

N型化浪潮推動新一輪技術迭代，HJT電池厚積薄發

HJT電池具有多種優勢，有望成為下一代主流N型電池技術。目前PERC量產效率23.5%，已接近理論極限24.5%，效率提升空間有限。圍繞降本增效的第一性原理，效率更高的新型電池蓄勢待發，以TOPCon、HJT為首的N型電池理論效率在28%以上，高電池效率可以顯著提升組件功率并攤薄各項成本。N型電池中HJT電池結構獨特、鈍化機制優異，量產平均轉換效率優于PERC與TOPCon，并有生產良率高、損傷小、雙面率高、溫度系數低、衰減率低、更適合鈣鈦礦疊層和薄片化等多重優勢。

HJT降本提效進行時，提效、薄片化、少銀化是重點

HJT當前成本仍高于PERC，但提效降本增效路徑已明晰。產業已有微晶化、使用UV轉光膜、銅電鍍手段進行提效。降本主要分為硅成本和非硅成本：

1）電池薄片化可降硅成本：HJT憑借雙面對稱結構+優異鈍化效果，薄片化空間較大，120-130um厚度硅片導入在即，24年有望減薄至100um；

2）非硅降本主要通過降低銀漿、靶材和設備成本：目前已有0BB、電鍍銅、銀包銅多種手段降低銀耗，其中0BB進展較快，導入后銀耗有望降至12mg/W電鍍銅則是顛覆性無銀化技術。

此外，靶材成本可通過優化設備、回收利用、疊層設計、使用無銦材料大幅降低，設備投資額也有望通過規模效應+零部件國產化進一步下降。

多路徑降本下經濟性漸顯，HJT產業化將至

多路徑降本下，我們預計23年HJT組件端成本有望打平PERC。隨著HJT經濟性逐步凸顯，各路玩家紛紛入局，我們預計23年HJT新增產能將達60GW以上。

新技術發展初期設備先行，中長期關注技術領先電池廠商

設備先行是新技術發展初期的重要邏輯，設備商有望率先兌現業績。當前HJT單GW設備投資額高達3.5-4億元/GW，設備商市場空間較PERC和TOPCon更為廣闊，HJT設備廠商值得關注，顛覆性技術電鍍銅亦有巨大想象空間。

中期維度上，技術紅利期間領先電池廠有望實現超額收益，HJT憑借更高的效率、更高的雙面率、更低的溫度系數，有望較PERC和TOPCon形成銷售溢價，23年 HJT成本打平PERC后，領先電池廠有望享受技術領先帶來的超額收益。

01HJT結構優異，具備多重優勢

1.1 HJT鈍化機制優異，理論電池效率高

HJT太陽電池是一種利用晶體硅基板和非晶硅薄膜制成的混合型太陽電池。就電池結構而言，HJT電池以N型晶硅作為襯底，經清洗制絨后，在正面依次完成本征非晶硅薄膜與P型非晶硅薄膜的沉積，形成P-N結。而后在硅片的背面依次沉積較薄的本征非晶硅薄膜和N型非晶硅薄膜形成背表面場。為了解決非晶硅導電性較差的問題，需在電池的兩側沉積透明氧化物導電薄膜（TCO）。最后則需利用絲網印刷等技術完成金屬電極化。

HJT理論極限效率較高。據ISFH和隆基測算數據，PERC、TOPCon與HJT電池的理論極限轉換效率分別為24.5%、28.7%和28.5%。HJT在極限效率方面大幅領先PERC，略落后于雙面TOPCon。但TOPCon電池實現雙面多晶硅鈍化的難度較大，尚未有廠商克服這道技術難關，而目前生產的背表面單面鈍化的TOPCon電池極限效率僅有27.1%，低于HJT。

1.2 除效率高外，HJT還具備良率高、雙面率高、溫度系數低等多重優勢

相較PERC和TOPCon，HJT電池具備七大明顯的優勢，使其有望率先從現有的電池片技術中脫穎而出，成為未來市場的主流。

(1)生產工藝流程短→更高良率和更低人工、運維成本：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于提升生產良品率，同時可降低人工、運維等成本。

(2)采用低溫工藝→更小熱損傷：HJT全程在200℃以下的環境中制成，對比之下PERC擴磷環節溫度需高于850℃，TOPCon擴硼環節溫度則在1100℃以上。低溫工藝有助于減少硅片制備過程中的熱損傷并節約燃料。

(3)雙面率高→更高發電量：HJT電池為雙面對稱結構，電池雙面率最高可達90%；而PERC和TOPCon在制備過程中均需要對硅片進行背面拋光，雙面率最高僅可達到75%和85%。更高的雙面率可以提升HJT背面發電量。

(4)溫度系數低→更高發電量：HJT的溫度系數為-0.24％/℃，比PERC( -0.35％/℃)和(TOPCon -0.30％/℃ )更低，因此，HJT在高溫環境下的能耗損失更少，發電量更高。

(5)衰減率低→更高發電量：HJT的首次衰減為1%、線性衰減為0.25%，低于PERC和TOPCon，這主要是由于HJT無PID和LID效應，在25年的長生命周期內，HJT發電更高。

(6)更適合鈣鈦礦疊層→提效潛力更大：HJT電池主要吸收紅外光，而鈣鈦礦電池對短波到可見光波長的光波利用率較高，兩者疊層完成了吸收光譜的“兼收并蓄”，能夠打開理論轉換效率的天花板。

(7)更易實現薄片化→降本空間更大：HJT的雙面對稱結構，降低了硅片的機械應力，提高了制備過程的整片率；低溫工藝亦減少了硅片受熱發生翹曲的可能，更有利于薄片化的進行。

02HJT提效降本路徑明晰，多方合力推進

三大路徑助力降本，提效、薄片化、銀漿成本是重點突破口。HJT電池降低成本可分為三大路徑：

1）提升電池效率攤薄成本，主要通過微晶化、使用UV轉光膜、銅電鍍實現；

2）減薄硅片厚度，降低硅片成本；

3）降低非硅成本，而根據CPIA和PV-Tech數據，非硅成本占比較大的是銀漿、靶材和折舊，其中銀漿占比最大。

漿料價格主要依賴國產替代，目前高溫銀漿基本實現國產化，但低溫銀漿仍國產化不足。漿料耗量則為產業內降低銀漿的重要突破口，包括用銅替代銀（銀包銅和電鍍銅）、優化柵線（MBB和0BB）、改進印刷（激光轉印和鋼板印刷）。

靶材降本則主要通過設備+疊層+回收+少銦/無銦化。

此外，設備端目前已實現國產化，但單GW設備投資額仍達3.5-4億元，未來將通過規模效應+零部件國產化進一步降本。

2.1 提效：微晶提升電池效率，轉光膜助力組件發電量提升

#1微晶：雙面微晶可提升電池效率0.8pct上

得益于更好的光學性能和電學性能，微晶化可進一步提升HJT效率。微晶硅是指在非晶硅網格中存在大小10nm的晶粒。微晶硅與非晶硅相比具有更好的光電性能，能夠進一步提升電池效率，原因是：

1）光學帶隙寬，微晶硅具有連續可調的光學帶隙，其帶隙變換范圍為1.12ev-2.4ev。吸收的光譜范圍可擴展到紅外部分；

2）電導率高，因為微晶里有著大量的結晶硅晶粒，能較大提升微晶的電導率。目前單面微晶已經量產，電池效率提升約0.5-0.6pct，雙面微晶可在單面微晶基礎上再提效0.3pct，后續隨著工藝優化，預計仍有繼續提效空間。目前已有設備商交付設備，據下游的公司公告數據，單面微晶平均效率已超24.7%，較好的可達25%以上。雙面微晶可進一步提效，電池效率將達25.5%以上。

#2轉光膜：提升組件功率1.5%-2%

此前封裝方案包括高透膜和UV截止膜兩類，高透膜組件易衰減，截止膜組件功率低。據SLAC和NREL團隊研究，與其他類型的電池相比，HJT電池片的非晶硅/微晶硅層更易受到紫外線輻射破壞而在表面產生缺陷，從而導致組件衰減。此前封裝方案包括高透膜和UV截止膜兩類，但各自均存在一定缺陷：

1）高透膜：不過濾紫外線，組件初始功率較高，但隨著戶外使用時間變長，組件功率會快速衰減；

2）UV截止膜：當前主流封裝方案，過濾全部的紫外線，雖然能夠顯著降低衰減速度，但HJT電池片本身能夠響應一定程度的紫外線，將紫外線過濾后也相應地降低了HJT組件的初始功率。

UV轉光膠膜助力HJT破除困局，組件端功率可提升1.5%以上。

2.2 降本之硅成本：薄片化持續推進，HJT具備更大減薄空間

HJT結構更適于薄片化。相較PERC和TOPCon，HJT減薄空間更大：

1）良好的雙面對稱結構能更好適應機械應力，降低硅片碎片率；

2）低溫工藝也避免了高溫工藝中曲翹、碎片等問題；

3）HJT鈍化效果更好，薄片后開路電壓提升彌補短路電流下降，整體效率不受明顯影響。

據薄片測試數據，硅片厚度從140μm減至100μm的過程中，電池效率維持穩定，基本保持在25.2%左右。根據CPIA，2021年HJT主流硅片厚度約150μm，厚度下降空間廣闊，硅片廠商也紛紛加快薄片化進程，當前龍頭玩家HJT厚度已達130um，較PERC和TOPCon厚度均領先，據我們測算，硅片厚度每下降10um，單瓦硅耗降低約0.1g/w，以硅料價格不含稅100元/kg測算，硅片厚度每下降10um硅成本降低0.01元/w。

2.3 降本之非硅成本#1：0BB、電鍍銅、銀包銅齊頭并進助力少銀化

2.3.1銀漿在非硅成本中占比高，銀耗銀價均有大幅下降空間

非硅成本中銀漿占比50%。HJT非晶硅只能在小于200°C的低溫環境制備，故傳統晶硅電池的高溫銀漿不適合HJT電池。目前HJT行業均采用樹脂固化的低溫銀漿制作電池電極。銀漿成本高主要由兩大原因導致。

1）低溫銀漿不經過高溫燒結，低溫工藝下電極殘留的其他成分導致電阻率偏高、導電性能偏差，故須增大銀漿用量進而降低電阻；同時，HJT為雙面結構且雙面都需要用純銀，不像PERC電池背面可用銀鋁漿，所以HJT電池銀耗量較高。據PV-Tech數據，2022年HJT電池銀耗量為在18-20mg/W左右，大幅高于PERC電池銀耗量10mg/W和TOPCon電池銀耗量13mg/W；

2）低溫銀漿技術目前為日本供應商壟斷，未能實現全面全國化，較高溫銀漿存在溢價。

未來銀漿價格和耗量均有較大下行空間：

1）價格方面，低溫銀漿國產化有望快速降低銀漿價格。傳統高溫銀漿廠商積極布局低溫銀漿，目前已初見成效，隨著國產化進程加快，銀漿價格有望進一步降低。

2）耗量方面，0BB、銀包銅、電鍍銅、鋼板印刷、激光轉印等金屬化工藝革新進步是降低銀耗的關鍵驅動力，其中銀包銅和0BB推進較快，根據中科院電工所數據，0BB技術應用后銀漿耗量有望下降至12mg/W，電鍍銅則為顛覆性技術，可以實現完全無銀化，目前尚以小批量產能為主，規?；a能或將于24年形成。

2.3.2銀包銅：用銅部分替代銀，降銀效果明顯

銀包銅技術符合降本增效趨勢。銀包銅工藝是通過將銀覆蓋在銅粉表面來減少銀的用量，若銀、銅的比例控制得當，可在降低銀漿成本的同時取得良好的轉換效率。目前銀包銅主要應用于背面副柵。根據預測，隨著23年銀包銅全面導入后，單瓦銀耗可降至10mg/w，降本空間可期。

2.3.3電鍍銅：完全去銀的突破性技術

電鍍銅為完全去銀突破性技術。電鍍銅是一種非接觸式的電極金屬化技術，在基體金屬表面通過電解方法沉積金屬銅制作銅柵線，收集光伏效應產生的載流子。跟傳統技術相比，主要差異在于銅電鍍技術使用銅做電極而不是銀。

銅電鍍與傳統絲網印刷的差異主要在TCO膜制備工序之后，傳統異質結產線在TCO膜制備之后通過絲網印刷制備電極，而銅電鍍則在TCO鍍膜后主要經過圖形化和金屬化兩道工序制備銅柵線。電鍍銅工藝核心為圖形化與金屬化，各工序都存在較多方案：

#1圖形化：包括鍍種子層、制備感光膠層、曝光顯影三步

1）鍍種子層。若直接在TCO膜層上電鍍銅，銅柵線與TCO膜層之間附著力差且存在脫柵問題，故需要先使用PVD設備在硅片TCO表面濺射一層100nm的銅種子層來提升附著性能。同時，亦有廠商使用無種子層方案，例如邁為股份與Sun Drive自2021年起合作研發的HJT電池均在無種子層電鍍設備上完成。

2）制備感光膠層。感光膠又可分為干膜和濕膜兩大類：

1）干膜是一種負性低成本光刻膠，通過紫外線照射能產生聚合反應（由單體合成聚合物的反應過程），形成一種穩定的物質附著于板面，從而達到阻擋電鍍和蝕刻的功能。通過貼膜機，干膜可以通過卷對卷熱壓，一次在電池雙面覆蓋，工藝簡單，但成本相對較高；

2）濕膜一般為感光油墨，可對紫外感應并固化，主要使用油墨印刷機處理。印刷的過程直接形成柵線圖案，印刷后只需要用紫外或熱烘烤固化完成即可進行電鍍，精細度較干膜稍差，但成本更低，適合于大規模自動化生產。

3）曝光顯影。主要為光刻技術，經過處理、曝光、顯影后將感光膠上圖形顯現出來。根據是否使用掩膜版，光刻技術主要分為掩膜光刻與直寫光刻：

1）掩膜光刻由光源發出的光束，經掩膜版在感光材料上成像，光刻圖形化線路精準度高，但由于使用材料包含光阻干膜、光罩及顯影劑等昂貴材料，不利于量產及降低生產成本；

2）直寫光刻也稱無掩膜光刻，是指計算機控制的高精度光束聚焦投影至涂覆有感光材料的基材表面上，無需掩膜直接進行掃描曝光。直寫光刻在光刻精度、對位精度、良品率、環保性、生產周期、生產成本、柔性化生產、自動化水平等方面均具有優勢，但其激光頭價格較高。

4）激光開槽。除光刻路線外，圖形化還可使用激光開槽工藝，采用激光去除位于導電金屬層待電鍍區域上的絕緣掩膜層，以露出導電金屬層的待電鍍區域，直接形成圖形化掩膜，以此便于后續對導電金屬層的待電鍍區域進行電鍍工藝的施工。激光開槽工藝流程簡單，省去了曝光顯影等步驟，但由于激光能量不易控制，若開槽激光能量不足會導致無法形成良好的開槽形貌，若激光功率過大則會損傷TCO膜層，且激光的高溫可能會損傷HJT的非晶硅層，故當前激光開槽工藝尚不適合HJT電池電鍍應用。

#2金屬化：包括電鍍銅和后處理兩步，電鍍可分為水平鍍和掛鍍

1）電鍍銅。在硅片正、背面的柵線圖案上電鍍銅，形成銅柵線電極，根據電池片的放置及傳送方式分為水平和垂直電鍍。1）水平電鍍：電池片在電鍍槽中為水平的鏈式傳輸，其中滾輪旋轉帶動電池片移動，其中一側滾輪為導電材料形成電鍍系統的陰電極。電池在水平傳輸過程中與陰電極滾輪保持連續的或幾乎連續的接觸，實現電鍍；2）垂直電鍍：電鍍槽具有用于待鍍產品通過的電鍍通道，電鍍通道內適于容納電鍍液，所述電鍍通道的一端為電鍍進口，所述電鍍通道的另一端為電鍍出口，電鍍通道的上方具有用于鋼帶通過的輸送空間。鋼帶用于垂直懸吊待鍍產品，通過鋼帶的驅動以使待鍍產品依次穿過電鍍槽的電鍍進口和電鍍出口，實現電鍍。

水平電鍍性能更優，但仍有較多問題需要解決。相較垂直電鍍，盡管水平鍍膜尚存在工藝設計難度高等問題，但優勢已較為明顯，主要包括：

1）省去了電鍍設備進出料端電池片在水平方向與垂直方向之間的轉換過程，生產效率更高；

2）不使用掛具，降低了破片率；

3）通過平躺流片的方式，改善了電鍍不均勻的問題，降低電鍍液使用量。

2）后處理。去除感光膠層和種子層等。通過堿性溶液，去除硅片正、背面的感光膠層，通過金屬蝕刻溶液，去除硅片正、背面的銅柵線區域外的銅種子層。

銅電鍍技術相較銀漿絲網印刷技術，可以同時兼顧降本和提效。提效端：銅電鍍當前效率較銀漿提升0.2%，隨著工藝優化，預計未來電鍍銅較銀漿可以提效0.3%-0.5%，其原理是銅電鍍可以減少光學損失和電學損失：

1）銀漿是混合物，而銅柵線是純銅，故銅柵線的電阻率比銀漿低；

2）銅柵線線寬較細，而低溫銀漿的粘稠性使得制成的柵線線寬較寬，更細的柵線光學損失更小。

降本端：使用銅代替銀能有效降低金屬化成本。電鍍銅短期內量產成本0.12元/W，預計遠期成本可以降至0.08元/W左右，大幅低于絲網印刷成本。

我們估計當前電鍍藥水/掩膜材料/設備折舊/運行費用為0.03/0.03/0.02/0.04元/w，據我們測算，未來隨著設備產能增加、材料成本下降，預計成本還有接近50%的下降空間。

目前銅電鍍尚處于產業化導入階段，部分領先設備已在下游有驗證。

2.3.4 0BB：降銀1/3，蓄勢待發

0BB能夠降低1/3的銀耗。0BB即無主柵技術，在電池片中取消了主柵，采用互聯焊帶與電池輔柵相連。目前主流HJT玩家銀耗已降至18mg/W左右，其中主柵8mg，副柵10mg，0BB后銀耗將進一步下降至12mg/W。

2.3.5激光轉印、鋼板印刷：新興金屬化技術

激光轉印、鋼板印刷可以解決傳統絲網印刷存在的缺陷。傳統絲網印刷存在印刷速度低、容易堵網、柵線過寬等問題，因此設備廠商都在嘗試使用更適合HJT的印刷技術，目前具有代表性的主要包括激光轉印技術和鋼板印刷技術。

非接觸印刷減少裂片風險，激光印刷正在驗證。激光轉印是一種新型的非接觸式的印刷技術，原理是通過降低柵線寬度以達到縮減銀耗量的目的。而HJT電池柵線寬度大，銀耗量高，預計該技術在HJT電池上帶來的銀耗量減少效果會更加顯著。HJT電池目前采用絲網印刷的線寬約40 um，激光轉印有望做到22 um，并實現更均勻、更細的柵線；另外，傳統擠壓式印刷下硅片過薄容易破碎，而使用非接觸式的激光轉印有助于硅片減薄。

鋼板印刷有望取代絲網印刷成降低銀耗新路線。與傳統絲網印刷相比，鋼板印刷采用平整、超強材質的合金鋼片為原材料，較絲網印刷的鋼絲+PI結構具有更高的穩定性和更長的使用壽命。同時，鋼板印刷的細柵部分是100%的無遮擋結構，克服了絲網印刷技術下柵線高低起伏、不均勻的問題，從而提高電學性能。

2.4降本之非硅成本#2：靶材降本多管齊下，少銦化是核心目標

設備優化+回收+疊層設計助力少銦化。目前市場主流制備TCO薄膜的路線為PVD，使用的靶材為ITO和AZO。在設備端，通過優化載板設計和磁場設計，可把銦耗量降低至20mg/W；其次，生產過程中PVD擋板、托盤中也會殘留ITO，回收利用該部分ITO的成本約250-900元/kg，遠低于原生銦的成本650-1000元/kg；ITO+AZO疊層設計可實現效率相當情況下銦用量降低50%。

2.5降本之非硅成本#3：設備投資額未來仍有下降空間

設備國產化進程加速，未來有望降至2.5-3億元/GW。在2019年之前，HJT設備未能實現國產化，主要依賴進口，成本約為10~20億元/GW。2019年后內廠商開始推進設備國產化替代進程，目前國內設備龍頭企業均已具備HJT整線設備供應能力，單GW投資金額由早期的10億元以上下降到現在的3.5-4億元，設備產能也提升至單臺500-600MW。據Solarzoom預計，隨著核心零部件國產化（如真空泵、電源國產化等）降價，以及設備產能提升進一步攤薄成本，24年HJT整線設備成本有望降至2.5-3億元/GW。

03HJT尚受成本限制，多路徑降本后產業化將至

3.1 HJT目前成本仍較高，多因素持續推進降本

提效降本持續推進，預計23年組件端成本打平PERC。由于HJT銀漿成本、設備折舊、靶材成本較高，我們測算當前時點HJT電池端非硅成本0.33元/w，電池端成本較PERC高出接近0.2元/w。當前時點HJT尚不具備經濟性，短期內仍將以降本提效為突破口，目前進展較快的包括雙面微晶、轉光膜、120um-130um薄硅片、0BB等，隨著這些手段陸續導入，我們預計23年HJT組件端成本將打平PERC，具體降本增效進展包括：

1）當前單面微晶提效0.5-0.6pct，雙面微晶可再提效0.3pct，隨著后續工藝優化，雙面微晶仍有進一步提效空間。

2）硅片減薄至120-130um，目前金剛光伏的吳江產線已全面量產使用130 um硅片，同時下一步目標是120um硅片的導入，根據我們測算，硅片厚度每下降10um，單瓦硅耗降低約0.1g/w；

3）當前主流玩家銀耗18mg/W（主柵8+副柵10），0BB后耗量有望下降至12mg/W，按銀價6500元/kg測算，漿料成本將降至7分/W；

4）轉光膜可提升組件功率1.5%-2%。

3.2經濟性限制短期產能投放，大量規劃產能待落地

由于22年HJT尚不具備經濟性，故22全年落地產能僅11GW左右。隨著薄硅片+銀包銅+0BB+微晶化等降本提效工藝導入，HJT經濟性逐步凸顯，各路玩家紛紛入局，我們預計23年HJT新增產能將達60GW以上，23年全行業產出20GW。

鈣鈦礦是第三代太陽能電池的佼佼者，自2009年問世以來，僅用十多年時間實驗室效率便突破至25%以上，直逼晶硅電池，具備較大的產業化潛力。當前鈣鈦礦處于從0到1階段，技術路線尚未定型。我們分析了鈣鈦礦的四大優勢，以及產業化仍需解決的兩大挑戰，并對鈣鈦礦提效降本空間進行預測。

我們認為，從業績釋放順序看，新技術發展初期設備商有望最先受益，國內設備商已陸續完成出貨交付，其次是TCO玻璃/POE膠膜等輔材廠商，最后是電池廠，24-25年鈣鈦礦電池能夠低成本大規模量產后，領先電池廠將享有超額收益。從發展可預見性看，短期輔材確定性最高，中期設備商由于技術路徑未定風險機遇并存，長期看電池廠掌握know how，同時布局電池+整線設備的玩家最具投資價值。

鈣鈦礦：極具潛力的新一代光伏技術

鈣鈦礦及鈣鈦礦電池

鈣鈦礦指一類陶瓷氧化物柔性材料，呈現立方體晶形。鈣鈦礦光伏材料分子式為ABX3，A位離子為大半徑陽離子，B位離子為小半徑陽離子，X位離子為鹵素陰離子。當太陽光照在鈣鈦礦材料上時，太陽光強度大于禁帶寬度時，鈣鈦礦吸收光子產生電子-空穴對。被激發的電子從價帶躍遷到導帶上流向電子傳輸層，空穴流向空穴傳輸層，電子與空穴流動起來形成外部電流，實現光能向電能的轉換。

鈣鈦礦型太陽能電池（perovskite solar cells），即利用鈣鈦礦型的有機金屬鹵化物半導體作為吸光材料的太陽能電池，屬于薄膜電池的一種。

圖表：鈣鈦礦結構示意圖

資料來源：reasearchgate、High Tech Campus Eindhoven

需要說明的是：光伏領域的所謂“鈣鈦礦”，指的是一類與鈣鈦礦（CaTiO3）晶體結構類似的“ABX3”化合物，鈣鈦礦材料不是指用狹義的“鈣鈦礦”做的材料，而是具有某種特定結構的材料之總稱。所述“鈣鈦礦”，如無特殊說明，均指代這種類鈣鈦礦結構的光伏材料。

鈣鈦礦電池技術發展歷程

鈣鈦礦電池技術, 2009年，日本科學家Miyasaka最早應用在染料敏化太陽電池，當時轉換效率僅3.8%。后經多國科學家研發迭代，單結鈣鈦礦太陽能電池實驗室轉換效率已達25.80%（2021.10）；硅/鈣鈦礦疊層太陽能電池實驗室轉換效率達29.80%（2021.11）。

圖表：鈣鈦礦電池轉換效率發展歷程

數據來源：PV-tech

鈣鈦礦電池的主要技術路線

鈣鈦礦太陽能電池根據結構區別，可分為三條主流技術路線：鈣鈦礦單結電池、四端鈣鈦礦/晶硅疊層電池、兩端鈣鈦礦/晶硅疊層電池。

圖表：單結、四端、兩端鈣鈦礦電池結構圖（從左至右）

數據來源：化工儀器網、中國科學技術大學

從產業進展來看，目前鈣鈦礦單結電池國內外已有數家企業進入中試階段；四端鈣鈦礦/晶硅疊層電池僅有試驗性的嘗試，未進入中試階段；兩端鈣鈦礦/晶硅疊層電池英國牛津光伏進入中試階段。

圖表：單結、四端、兩端鈣鈦礦電池的主要對比

數據來源：高瓴Insights

除上述三條主要技術路線外，學界還在探究鈣鈦礦型材料適格的具體化合物（ABX3）。根據多家研報，目前，甲銨碘化鉛（MAPbI3）是應用最廣泛的鈣鈦礦吸光材料，但該化合物含鉛，環境污染問題較難解決。

鈣鈦礦電池的優劣勢

鈣鈦礦太陽能電池的優勢：1）光電轉換效率高；2）制作工藝簡單，生產成本和材料成本低；3）受溫度影響小。

圖表：鈣鈦礦電池的優勢

同時作為一種半透明、顏色可調的輕薄光伏材料，鈣鈦礦電池可剛可柔，而且弱光發電性比晶硅更好，下游企業有許多開發方向可選擇。

鈣鈦礦太陽能電池的存在的幾個關鍵問題：1）穩定性差；2）大面積制備難；3）環保問題。

圖表：鈣鈦礦電池存在的關鍵問題

鈣鈦礦材料指具備化學通式ABX3的物質，其具備連續可調的帶隙范圍，并覆蓋最佳帶隙；鈣鈦礦光伏電池（PSCs）則是利用鈣鈦礦材料作為吸光材料的光伏電池，主要結構包含透明導電基底、電子傳輸層、鈣鈦礦活性層、空穴傳輸層和頂電極5部分。

鈣鈦礦電池將光能轉化為電能的原理可簡化為“光子進，電子出”。當光子能量高于半導體的能帶間隙時，半導體材料吸收光子并產生電子-空穴對，電子-空穴對被P-I-N結的內建電場分離成自由移動的載流子（電子和空穴）。電子和空穴在電場的作用下分別被電子傳輸層和空穴傳輸層抽取并定向傳輸，電子向陰極移動，空穴向陽極移動，最終被兩端的電極收集并輸送到外部電路。

技術路線方面，鈣鈦礦單結電池進展較快，已有多家企業進入中試階段。根據鈣鈦礦光伏電池的結構，可分為三條主流技術路線：鈣鈦礦單結電池、四端和兩端鈣鈦礦/晶硅疊層電池。

目前，鈣鈦礦電池產業化發展也面臨著一些難點。主要分三方面：大面積制備、穩定性、環保。

鈣鈦礦太陽能電池的結構

鈣鈦礦太陽能電池主要由五部分組成，包括透明導電基底、電子傳輸層（ETL）、鈣鈦礦吸光層、空穴傳輸層（HTL）、金屬電極，具體如下：

1）透明導電基底：一般采用氧化銦錫導電玻璃（ITO）或者氟摻雜的氧化錫導電玻璃（FTO）。作為其他材料的載體，光線由此射入，將收集到的光電子傳送至外電路。

2）電子傳輸層（ETL）：由致密TiO2和介孔TiO2兩層材料組成。其中，致密TiO2用于阻止導電基底與鈣鈦礦的直接接觸，避免空穴向導電基底傳輸；介孔TiO2為鈣鈦礦生長提供框架與支撐，形成多孔TiO2/鈣鈦礦混合層，用于傳輸電子。

3）鈣鈦礦吸光層：典型代表為碘化鉛甲胺（MAPbI3， MA=CH3NH3+），用于吸收太陽光產生光電子的活性材料。

4）空穴傳輸層（HTL）：通常使用Spiro-OMeTAD，用于提取與傳輸光生空穴。

5）金屬電極：通過在空穴傳輸層外面蒸鍍一層金獲得，用于傳輸電荷并連接外電路。

圖表：鈣鈦礦電池的結構及工作原理

數據來源：CNKI

鈣鈦礦電池主要制備工藝

對應鈣鈦礦的五層結構，電子傳輸層（ETL）、鈣鈦礦吸光層、空穴傳輸層（HTL）為制備工藝的核心環節，最核心環節即鈣鈦礦吸光層的制備。透明導電基底層可外采導電玻璃或柔性片；金屬電極通常通過使用貴金屬真空蒸鍍獲得。

圖表：鈣鈦礦電池主要制備工藝

數據來源：中信建投

針對鈣鈦礦電池最核心的工藝環節（鈣鈦礦吸光層的制備），主要包括旋涂法以及氣相法。旋涂法又稱濕法，氣相法又稱為干法。

1）旋涂法：旋涂法工藝相對簡單，為目前主流的鈣鈦礦吸光層制備方法。按照步驟的不同可進一步分為一步法、兩步法。其中，一步法指將鈣鈦礦的原料全部加入溶劑中，完全溶解后形成前驅溶液，前驅體溶液旋涂于基板上，溶劑在高速旋轉中揮發，溶質留在基板上結晶形成鈣鈦礦薄膜。兩步法指，首先將PbX2溶于溶劑，旋涂在基底上成膜；然后將PbX2浸泡在溶液中或再次旋涂于基板上，與PbX2膜反應生成鈣鈦礦。

2）氣相法：包括物理氣相沉積法與化學氣相沉積法。氣相法適用于大面積器件的制備，同時可以避免旋涂法制備過程中有毒溶劑的使用。另一方面，由于控制前驅體的相對比例并非易事，氣相法對設備性能提出較高要求，高質量膜層的制備難度較高。

圖表：鈣鈦礦吸光層的制備工藝比較

數據來源：眾能光電

鈣鈦礦電池制備主要設備需求

鈣鈦礦太陽能電池主要設備包括鍍膜設備、涂布設備、激光設備、封裝設備為鈣鈦礦電池制備四大設備，其中，鍍膜設備價值占比約50%。

從上述各設備的具體作用來說，鍍膜設備主要應用于制備陽極緩沖層、陰極緩沖層、背電極；涂布設備主要應用于制備鈣鈦礦吸光層、晶化；激光設備主要應用于串聯電池等，主要包括激光膜切與激光清邊。這三大設備為鈣鈦礦電池核心設備。

鈣鈦礦設備/產線投資額經濟性顯著，這也是鈣鈦礦電池技術備受資本市場追捧的關鍵之一。對比晶硅PERC電池，鈣鈦硅太陽能電池產線投資額僅為其約50%（5/9.6）。

圖表：鈣鈦礦電池組件生產線設備構成

注：以協鑫光電為例。

數據來源：協鑫光電

此外，鈣鈦礦電池技術下，從原材料到鈣鈦礦組件僅需單一工廠即可完成，流程簡單、生產周期短；而現在主流的單晶硅技術路線，是以產業鏈形式“硅料-硅片-電池-組件”完成組件交付，流程復雜、生產周期長。

圖表：鈣鈦礦VS晶硅PERC電池產業鏈投資比較

注：以協鑫光電為例，左為單結鈣鈦礦產線，右為PERC產線。

數據來源：協鑫光電

目前第一代晶硅電池為行業主流，鈍化發射極和背面觸點（PERC）技術為行業成熟技術，但提效降本空間已逐步減少，邊際成本大幅升高，第一代晶硅電池代表企業為隆基綠能；第二代薄膜電池具有柔性、轉換效率高的優勢，但同時電池光敏層材料昂貴且設備成本高限制其大面積制備及商業化，第二代薄膜電池的代表性企業為漢能控股；第三代鈣鈦礦電池具備第二代薄膜電池效率提升速率快、成本低、材料可設計性強的優勢，同時有望彌補第二代面臨的量產表現與理論優勢條件差距大的問題。

鈣鈦礦材料的優異光電特性

廣義鈣鈦礦材料是指具有ABX3型化學組成的化合物，具有立方對稱性，B原子與6個X原子構成八面體結構，A原子被共享頂點的8個八面體骨架包圍，在范德華力作用下保持結構穩定。其中A代表有機陽離子；B代表二價金屬陽離子；X代表鹵素陰離子，A、B、X離子涉及到的元素自然界儲量大，且價格低廉。

鈣鈦礦材料具有以下特性：（1）材料的高度可設計性，通過調整A、B、X的成分及含量可獲得不同鈣鈦礦材料，進而實現鈣鈦礦帶隙與能帶結構的移動（1.18-3.02eV），可覆蓋最佳帶隙。（2）優異的光捕獲效率，百納米厚度鈣鈦礦材料對可見光吸收系數可達到105cm-1；（3）較淺的缺陷能級，無論制備條件如何，立方相鈣鈦礦材料較難出現高濃度非輻射電子-空穴復合中心，對材料純凈度要求低。

（圖源：協鑫光電）

鈣鈦礦電池結構及原理

鈣鈦礦電池工作原理主要包括：（1）載流子的產生與分離；（2）載流子擴散；（3）載流子的傳輸；（4）載流子被電極收集。單結鈣鈦礦電池結構為p-i-n結構，主要由5層結構組成：透明電極、電子傳輸層（ETL）、鈣鈦礦光敏層、空穴傳輸層（HTL）、金屬電極。

根據電池結構，鈣鈦礦電池可以分為3種：平面正式結構、平面反式結構和介孔結構。

平面正式結構研究歷史最久，研究者最多，目前光電轉化效率最高，但由于其電子傳輸層材料需要高溫燒結，限制了柔性基底的選擇；

平面反式結構具有制備工藝簡單、適合制作疊層電池等優勢，但目前光電轉化效率較平面正式結構略低，此方向布局公司包括協鑫光電、極電光能、無錫眾能；

介孔結構電池優勢為具備高穩定性，但由于缺少空穴傳輸層電池效率或受限制，此方向布局公司為萬度光能。

鈣鈦礦疊層電池

疊層電池能夠超過單結電池的肖克利-奎塞爾效率極限，并且基于鈣鈦礦材料帶隙可設計調節的特性，吸收光波段范圍更廣的疊層電池引發了更多的關注。一般情況下，底層電池為寬帶隙鈣鈦礦電池，用于吸收高能量光子；頂部電池為窄帶隙鈣鈦礦電池，吸收低能量光子。

（圖源：Science，左為兩端口疊層，右為四端口疊層）

目前研究最多的疊層結構主要有鈣鈦礦-硅疊層和鈣鈦礦-鈣鈦礦疊層，其中從國內廠商的專利布局來看，鈣鈦礦-異質結電池是未來的產業化方向，這主要是由于異質結電池對短波段的光吸收較差，與鈣鈦礦疊層效率會有較大提升，并且具有天然復合層，結構上更適合制作疊層電池。

鈦礦電池的低穩定性主要是由于鈣鈦礦電池材料的化學不穩定性，電池運行過程中，正負極之間存在電勢差，碘離子在電場中發生遷移而使鈣鈦礦材料結構而發生改變。并且，鈣鈦礦光敏材料在水汽條件下易降解，而使鈣鈦礦電池光電轉化效率大幅降低，因此鈣鈦礦電池對封裝工藝要求更高。

鈣鈦礦電池穩定性影響因素

鈣鈦礦薄膜的均勻大面積生產是影響鈣鈦礦電池產業化應用的另一主要因素，而目前生產大面積鈣鈦礦薄膜面臨的主要問題是薄膜的均勻性、鈣鈦礦層的缺陷、透明電極的電阻。目前鈣鈦礦薄膜大面積生產工藝包括狹縫涂覆法、刮刀涂布法、絲網印刷法、噴涂法、氣相沉積法等，其中狹縫涂布法是目前的主流選擇。

鈣鈦礦電池光敏層材料中含有鉛離子，且在水汽條件下，有可能分解產生碘化鉛固體，一方面，需要高效的電池封裝工藝避免鉛泄露；另一方面，研究者們正在研發無鉛鈣鈦礦電池。

鈣鈦礦光電轉換效率天花板高，規?；当緝瀯菝黠@

鈣鈦礦光伏是第三代光伏技術的代表之一。光伏產業發展至今，其技術路線可分為三代。第一代是以單晶硅、多晶硅為代表的晶硅光伏。第二代是以非晶硅、碲化鎘（CdTe）、銅銦鎵硒（CIGS）和砷化鎵（GaAs）為代表的薄膜光伏。而第三代則是以染料敏化太陽能電池（DSSCs）、有機光伏（OPV）、量子點太陽能電池（QDSCs）和鈣鈦礦太陽能電池（PSCs）等為代表的新興光伏技術。這些新興技術尚未大批量進入市場，但因低成本、低能耗、質輕和制造靈活等優點廣受關注。

鈣鈦礦電池的理論轉換效率天花板相對晶硅電池較高，未來提升潛力大。目前，主流光伏晶硅電池的光電轉換效率已接近天花板，晶硅組件的實驗室最高轉換效率為26.7%，量產轉換效率約為23-25%，理論轉換效率上限為29.3%；而鈣鈦礦單結電池的實驗室光電轉化效率為25.7%，理論轉換效率可以達到33%，鈣鈦礦疊層電池的理論轉換效率更達到45%，具有較高的天花板。預計未來伴隨鈣鈦礦技術的逐步成熟，鈣鈦礦電池的光電轉換效率具備較高的提升空間。

鈣鈦礦光伏產業鏈較晶硅光伏顯著縮短，原材料到組件僅需45分鐘。據協鑫納米，100兆瓦的鈣鈦礦單一工廠，從玻璃、膠膜、靶材、化工原料進入，到組件成型，總共只需45分鐘。而對于晶硅來說，硅料、硅片、電池、組件需要四個以上不同工廠生產加工，一片組件完工大概需要三天以上的時間，用時差異大。

鈣鈦礦電池產線建設具備規?；当緝瀯?。鈣鈦礦不同規模產能的成本差異較大，隨著產線產能的提高，平均建設成本將顯著降低。以纖納光電為例，其目前運行的20MW產線投資額為5050萬元，新建的100MW產線投資額為1.21億元，產能提升至原先5倍，投資額僅提升至原投資額的2.4倍，產線建設總成本具備顯著的規?；当拘?。

鈣鈦礦電池潛力較大，技術路線百花齊放

晶硅電池實驗室效率已逐漸接近理論極限29.4%，未來進步空間有限。第二代薄膜電池盡管理論上性價比較高，但量產效率和成本均表現不佳。鈣鈦礦是第三代太陽能電池的佼佼者，自2009年問世以來，僅用十多年時間實驗室效率便突破至25%以上，直逼晶硅電池，具備較大的產業化潛力。當前鈣鈦礦處于從0到1階段，技術路線尚未定型，設備、材料、工藝百花齊放，多路徑共存，不同路徑都有跑通的可能。近兩年來鈣鈦礦產業化進程明顯加速，已有多個百兆瓦級產線投產，GW級產線亦有望于近兩年陸續落地。

較晶硅存在四大優勢，但產業化仍需解決大面積備制與穩定性兩大挑戰

相較晶硅電池，鈣鈦礦帶隙可調整、材料耗量低、純度要求低、弱光效應好且具備柔性制造能力，因此具有理論效率更高、理論成本更低、發電量更高、應用場景更廣四大優勢。但鈣鈦礦產業化仍有兩大痛點需要解決，即大面積備制效率降低以及穩定性較差，各廠商從設備、工藝、配方多種維度出發，提出優化結晶、鈍化缺陷、加強封裝、材料改性等多種思路，解決方案已初現雛形，待該兩大痛點解決后，鈣鈦礦成長空間將進一步打開。

鈣鈦礦降本增效空間較大，未來空間星辰大海

鈣鈦礦降本增效空間較晶硅更大。

提效端，單結鈣鈦礦理論效率33%，遠高于晶硅的29.4%，目前主流大面積產線單結效率在15%左右，尚有較大提升空間，短期內界面工程、材料改性等多路徑并行提效，長期看，疊層將進一步打開效率天花板，雙結/三結理論效率高達45%/49%，產業端已有企業開始布局。

降本端，我們預計鈣鈦礦極限成本可降至0.6-0.7元/W，為晶硅極限成本的60-70%。

當鈣鈦礦效率達到18%，壽命15年時LCOE即可基本打平晶硅，大規模量產將開始具備商業化條件。遠期鈣鈦礦效率達到25%，壽命15年時LCOE將降至0.24元/W左右，較晶硅更優。

關注從0到1投資機會

鈣鈦礦目前尚處于從0到1階段，但產業化進展明顯加速，預計今年將有接近1GW的中試線擴產，爬產順利情況下，頭部參與者有望于今年啟動GW級產線招標，24-25年有望看到多條GW級產線落地。

從業績釋放順序看，新技術發展初期設備商有望最先受益，國內設備商已陸續完成出貨交付，其次是TCO玻璃/POE膠膜等輔材廠商，最后是電池廠，24-25年鈣鈦礦電池能夠低成本大規模量產后，領先電池廠將享有超額收益。

從發展可預見性看，短期輔材確定性最高，中期設備商由于技術路徑未定風險機遇并存，長期看電池廠掌握know how，同時布局電池+整線設備的玩家最具投資價值。

鈣鈦礦：第三代電池佼佼者，產業化潛力較大

鈣鈦礦十年時間效率直逼晶硅，發展前景廣闊

太陽能電池是一種利用光生伏特效應使得太陽能轉化為電能的半導體器件。在數十年間，太陽能電池的發展已進入到了第三代，種類也得到了極大的豐富。其中，第一代電池主要為晶硅太陽能電池，是目前技術最為成熟、商業化最為成功的太陽能電池，但仍存在著制備工藝復雜、對硅料純度要求較高等問題；第二代為化學薄膜太陽能電池，主要以CdTe、GaAs、CIGS為代表。與晶硅電池相比，這類電池所需材料少，成本低而且轉化效率高，已經逐步進入到商業化的進程中，但其活性層具有部分稀有元素與重金屬元素，價格昂貴，難以應用于大規模生產；第三代為新型薄膜太陽能電池，如鈣鈦礦太陽能電池（PSCs），染料敏化太陽能電池（DSSC），有機太陽能電池（OSC）等。它們具有生產工藝簡單、原料儲量豐富、生產成本低等優勢，在效率提升和降本等方面均具備較大潛力，受到全球學術界和產業界的廣泛關注。

鈣鈦礦物質的化學通式為ABX3，正八面體結構。在太陽能電池的應用中，A為單價陽離子，通常為甲胺陽離子(MA+，CH3NH3+)、Cs+或甲脒陽離子(FA+，(NH2)2CH+)，X為鹵素陰離子(Cl-、Br-、I-)，B包括Pb2+、Sn2+、Bi2+等。

晶硅實驗室效率陷入瓶頸，鈣鈦礦實驗室效率十余年間超越晶硅。晶硅電池效率在1970年代達到了13%、14%，2017年后停留在26.7%。而鈣鈦礦最早在2009年由日本科學家首次用于發電，轉換效率僅3.8%。2012年，牛津大學的Henry Snaith發現鈣鈦礦可以用作太陽能電池的主要成分，而不僅僅是用作敏化劑，由此太陽能光伏研究領域正式開始使用合成鈣鈦礦。經過10余年發展，單結鈣鈦礦電池的實驗室效率已達25.6%，接近由隆基22年11月創造的HJT晶硅電池26.8%的實驗室效率紀錄。單結鈣鈦礦電池理論轉化效率可達33%，高于晶硅電池極限效率29.4%。

結構多樣，材料體系尚未定型

主流結構分為介孔、正式平面、反式平面

鈣鈦礦電池由多個功能層堆疊形成，其結構大致可分為三類：介孔結構、正式平面結構和反式平面結構，其中：

1）介孔結構是最早誕生的鈣鈦礦電池結構，其主要特點在于采用二氧化鈦作為介孔骨架，實現電子的轉移運輸，具有成膜均勻光滑、光電轉換效果好等優點。然而，介孔結構往往需要進行高溫燒結，不利于大規模量產和柔性器件的制備；

2）正式平面結構與介孔結構較為類似，但不存在介孔電子傳輸層，減少了高溫燒結二氧化鈦的過程，制備工藝更為簡單，且相較介孔結構能獲得更高的開路電壓。但由于缺失介孔層，正式平面結構的電池對空間電場的分散能力更弱，因此轉化效率略遜色于介孔結構。另外，正式平面結構往往使用濕度、熱穩定性較差的有機空穴傳輸層，影響了電池的穩定性。

3）反式平面結構的基本組成依次為TCO玻璃、空穴傳輸層、鈣鈦礦層、電子傳輸層和金屬電極，其電荷的流向與正式結構不同，空穴流向導電玻璃、電子則流向金屬對電極。反式結構還具有制備工藝簡單、成膜溫度更低、與疊層電池器件結構的兼容性好等優點，是鈣鈦礦電池廠商產業化過程中采用的主流結構，但光電轉換效率相較正式結構仍具有與一定差距。

材料體系尚未定型，不同膜層均有多種選擇

TCO導電玻璃：產業上常用的TCO導電玻璃分為ITO、FTO和AZO玻璃三類，分別采用In2O3、SnO2和ZnO作為靶材。ITO具有電導率高、透過率高等優點，曾廣泛應用于光伏領域，但產業對光吸收性能要求趨嚴，使得TCO玻璃必須具備增強光散射的能力，而ITO很難實現這一要求，因此逐漸被FTO所取代。FTO的導電性能與ITO相比稍顯遜色，但具有成本低、膜層硬、光學性能適宜等優點，目前是應用于光伏玻璃領域的主流產品。AZO的光電性能與ITO相近，且AZO原材料簡單易得，生產成本低，在未來產業化的進程中具備重大潛力。

電子傳輸層（ETL）：產業端常用的電子傳輸層材料包括金屬氧化物、有機小分子和復合材料，其中金屬氧化物有二氧化鈦(TiO2)和二氧化錫(SnO2)，有機小分子主要為富勒烯及其衍生物，復合材料包括通過絕緣材料框架與TiO2構成復合材料如TiO2/Al2O3、摻雜其他元素如釔的石墨烯/TiO2納米顆粒復合材料。二氧化鈦是最早且應用最為廣泛的電子傳輸層材料，主要得益于二氧化鈦與鈣鈦礦的能級較為匹配，能夠有效實現電子傳輸并阻擋空穴，而且價格較為便宜，但TiO2制備過程中往往需要進行500℃以上的高溫燒結以提升傳輸性能，這一過程制約了TiO2在柔性襯底上的應用和其產業化的進程。SnO2電導率和載流子遷移率較高，且制備溫度較低，是較為理想的電子傳輸層材料。因此目前SnO2被產業界廣泛研究，以期在產業化進程中實現對TiO2的替代。

鈣鈦礦吸光層：吸光層采用的材料一般為有機-無機混合鈣鈦礦化合物前驅液，目前主流工藝多采用MAPbI3等。鈣鈦礦電池的原材料儲備極為豐富，且配制前驅體溶液不含復雜工藝，對試劑純度要求不高。

空穴傳輸層（HTL）：空穴傳輸層材料可分為有機材料和無機材料兩大類。最常用的有機材料是Spiro-OMeTAD、PTAA、PEDOT:PSS等。然而有機空穴材料合成復雜，價格昂貴，主要為實驗室使用，且PEDOT:PSS等部分材料還具有酸性和吸濕性，會使得鈣鈦礦的吸光層材料衰減加速。產業端多采用無機材料來代替有機材料，以提升電池壽命、降低生產成本。常用的無機空穴材料包括Cu2O、CuI、CuSCN、NiOx等。無機空穴傳輸層還具有穩定性好、空穴遷移率高、光學帶隙寬等優勢，但目前HTL采用無機材料時，鈣鈦礦電池的效率表現不及使用有機空穴傳輸材料。

電極層：產業端多采用銅、銀等金屬電極，或金屬氧化物等作為電極層材料，碳電極也在嘗試中。

備制路徑百花齊放，主流方法包括涂布/RPD/蒸鍍/磁控濺射

以反式平面結構為例，鈣鈦礦的工藝流程大體包括如下步驟，其中鈣鈦礦膜層備制難度最高，鈣鈦礦/HTL/ETL層備制均存在不同技術路線：頂電極ITO/FTO玻璃入線→激光刻蝕→清洗→制備空穴傳輸層→退火/干燥→制備鈣鈦礦吸光層→退火烘干→制備電子傳輸層→退火/干燥→激光刻蝕→制備電池層→激光刻蝕→激光清邊→測試分揀→封裝。

鈣鈦礦吸光層制備工藝：實驗室一般為旋涂，產業界以涂布為主流

鈣鈦礦吸光層的制備技術百花齊放，大致可分為五大類，分別為(1)溶液涂布法：具體包含有刮刀涂布法、狹縫涂布法和絲網印刷法；(2)旋涂法：具體可分為一步旋涂法和兩步旋涂法；(3)噴涂法和噴墨打印法；(4)軟膜覆蓋法；(5)氣相沉積法。

電子傳輸層&空穴傳輸層&電極層備制存在較多選擇路徑

透明導電基底往往從玻璃廠商處直接采購獲得，而后企業再對其進行刻蝕處理等以完成后續功能層制備。電子傳輸層沉積和空穴傳輸層沉積的技術路線較為相似，基本包含PVD（包含磁控濺射和蒸鍍法）、反應等離子沉積(RPD)和狹縫涂布三大類，電極層則主要使用PVD技術。目前，工業界制備鈣鈦礦電池的主流路線包括PVD→PVD→狹縫涂布→RPD (或PVD) → PVD、PVD→狹縫涂布→狹縫涂布→狹縫涂布→PVD和PVD→PVD→氣相沉積→PVD→PVD三大類，不同路徑均有各自優缺點，尚未形成統一技術路徑。

激光：將大尺寸組件劃片成小尺寸電池串聯，四道工序，暫不存在路線分歧

鈣鈦礦電池制備過程中，還需利用激光設備對電池進行激光刻蝕和激光清邊。激光刻蝕的主要目的是使用激光劃線打開膜層，阻斷導通，從而形成單獨的模塊、實現電池分片，主要用于P1、P2和P3層。通常情況下P1為FTO導電玻璃，P2層是鈣鈦礦吸光層，P3則一般是鍍金或者鍍銀材料。在進行激光刻蝕的過程中，一般需保證激光刻蝕線寬與刻蝕線間距精確度，并且不會對之前的層級造成損傷。P4層則主要利用激光設備實現激光清邊，對電池的邊緣進行絕緣處理，去除無效區域。

封裝工藝與晶硅相似度較高

鈣鈦礦封裝工藝與晶硅相似度較高，主要流程為層壓，封裝核心輔材為POE膠膜與丁基膠。以協鑫光電為例，協鑫采用了包含兩個封裝層的封裝工藝，具體流程為：

(1)首先，需要先在鈣鈦礦太陽能電池的外周表面制備1nm 1000nm的第一封裝層。第一封裝層由致密的金屬化合物沉積而形成，用于阻隔鈣鈦礦電池與外界進行物質交換。金屬化合物可以選擇Al2O3、TiO2、SnO2、ZnO、ZnS等，制備則可以采用化學氣相沉積(CVD)、物理氣相沉積(PVD)、原子層沉積(ALD)中的任意一種工藝。

(2)隨后，再在第一封裝層的表面施加熱熔膠形成第二封裝層，材質可使用POE膜，厚度為100μm 2mm。

(3)最后，采用層壓機使得熱熔膠膜與第一封裝層和背板粘結在一起，最終形成鈣鈦礦電池組件完整的封裝結構。

設備、電池、輔材是鈣鈦礦產業鏈投資核心環節

鈣鈦礦電池上游主要包括原材料和設備兩部分，其中，原材料有鈣鈦礦材料、TCO導電玻璃、膠膜以及光伏玻璃；產業鏈中游則是眾多鈣鈦礦電池廠商，協鑫光電、纖納光電和極電光能等龍頭企業的產業化進度領先；下游則可應用于光伏產業、LED、BIPV等眾多領域。

從各功能層的生產需求而言，鈣鈦礦產線所需設備大致有真空設備、涂布設備及激光設備三大類。其中，真空設備包括磁控濺射儀、反應式等離子體鍍膜設備（RPD）設備和蒸鍍機，涂布設備主要用于鈣鈦礦吸光層的制備，激光設備則主要用于對電池進行激光刻蝕和激光清邊。

鈣鈦礦電池具備多優勢，但仍有兩大挑戰需解決

理論效率更高、理論成本更低、發電量更高、應用場景更廣

相較晶硅，鈣鈦礦具理論效率更高、理論成本更低、發電量更高、應用場景更廣四大優勢。

優勢一極限效率高

鈣鈦礦電池的極限轉換效率高于傳統晶硅太陽能電池，這主要得益于鈣鈦礦材料的禁帶寬度與最優帶隙的區間極為接近。此外，鈣鈦礦材料帶隙寬度連續可控，使其便于與晶硅電池制成高效疊層器件，可進一步打開理論轉化效率的天花板。

(1)禁帶寬度適宜：單結太陽能電池吸光層材料的最優帶隙區間為1.3-1.5eV，而MAPbI3、FAPbI3等常用鈣鈦礦材料的禁帶寬度在1.5-1.6eV的區間內，理論轉化效率均可超過30%。

(2)材料帶隙寬度連續可控：A、B、X含量不同可獲得不同組分的鈣鈦礦材料，相應材料的帶隙和能級分布也會產生差異。若對鈣鈦礦的A、B、X位進行組分調控，可將帶隙寬度在1.17-2.8eV內做到連續可控。帶隙的大小決定了電池吸收光子的能量范圍，因此可調的帶隙寬度為鈣鈦礦和晶硅電池疊層器件的制備提供了多種選擇，利于實現兩者吸收光譜的互補，光電轉換效率最高可達 47%。

(3)鈣鈦礦電池效率直接等同于組件功率。目前TOPCon電池片的量產效率大約為25%，但是封裝成組件效率后的效率一般為22%左右，具有2%-3%的組件效率損失（CTM Loss），而鈣鈦礦電池則沒有CTM Loss，電池片效率直接可比組件功率，在產業化進程中具有顯著優勢。

優勢二成本低

相較于傳統晶硅電池，鈣鈦礦電池具有顯著的成本優勢，主要體現在初始投資額、材料成本與能耗成本三大方面。

(1)初始投資額低：待技術成熟后，5-10GW鈣鈦礦電池的設備投資金額約為5-6億元/GW，是晶硅電池的整套產業鏈設備成本的1/2左右。

(2)材料成本低：鈣鈦礦材料具備優異的光吸收能力，光吸收系數達105的量級，因此原材料用量低，電池吸光層的厚度很薄，在材料成本方面具備優勢。鈣鈦礦吸光層的厚度大約為400nm左右，與除玻璃外的其他功能層合計厚度約為1um，而晶硅電池中的硅片厚度通常為150um。

(3)能耗成本低：鈣鈦礦電池的制備對原材料純度要求較低，通常90%左右純度的原材料即可制造出效率在20%以上的鈣鈦礦電池。而晶硅電池對材料純度要求極高，需要達到99.9999%以上，這使得鈣鈦礦電池不需要和晶硅電池一樣進行高溫提純的步驟，從而有效減低了能耗。據我們測算，晶硅的制造能耗約為0.31 KWh/W，而鈣鈦礦組件的制造能耗僅為0.12KWh/W。

優勢三發電量高

(1)抗衰減性強，無PID、LID效應：PID和LID效應是造成晶硅電池效率衰減的重要原因，其中，PID效應主要由于鈉離子在電場影響下向電池片表面移動并富集而造成，LID效應則來源于硼元素的擴散，這些雜質的擴散往往是百萬分之一級別的。鈣鈦礦材料對雜質的容忍度顯著優于晶硅材料，百萬分之一級別的雜質的形成和擴散并不會顯著影響鈣鈦礦電池的發電性能，因此，鈣鈦礦電池具有良好的抗衰減性。光電數據表明，在實驗室層面，鈣鈦礦電池可實現9000小時連續工作而無衰減，晶硅電池則在工作1000小時左右就會出現衰減現象。

(2)低熱斑效應、低溫度系數：鈣鈦礦電池還具有低熱斑效應、低溫度系數的特點，相較傳統晶硅電池而言在高溫環境下的能耗損失更少，組件的輸出性能更佳。

(3)弱光效應好：早上5點-晚上9點鈣鈦礦電池均可發電，陰雨天也能有較好的發電效果。

優勢四輕薄美觀，應用場景豐富

BIPV（光伏建筑一體化）是一種將光伏發電設備集成到建筑上的專業技術，既實現了可再生能源的應用，又降低了建筑能耗。但BIPV組件較為追求外觀設計、且需要具備較好的透明度，這恰恰是晶硅電池的劣勢所在。而鈣鈦礦材料具有輕薄美觀、安裝便利、顏色可調等優點，因此可制成均勻柔和的透光、彩色玻璃，實現光伏組件的實用性與建筑設施的美學完美融合，是目前BIPV材料的最優解。

產業化尚存在大面積效率低、穩定性差兩大疑慮，部分問題已有解決方案

盡管鈣鈦礦電池的上述優勢已經得到了業內的廣泛認可，但其產業化進程中仍存在著兩大痛點亟待解決，即大面積備制效率降低、穩定性較差。目前產業端已出現多種解決思路，部分問題已有解決之道。

產業化疑慮#1：大面積效率低

鈣鈦礦在備制大面積效率損失嚴重，主要有兩個原因：1）鈣鈦礦薄膜本身在大面積制備時工藝不成熟不夠均勻導致成膜質量差，效率下降；2）大面積薄膜組件進行激光劃線后產生的電阻損耗、并產生死區。

針對大面積效率低的問題，主要從工藝、設備兩方面解決，目前業界已形成了初步的解決方案。

大面積備制鈣鈦礦層主要采用狹縫涂布和蒸鍍兩種方式，差別在于成本和成膜質量之間權衡：

1）狹縫涂布法可以理解為兩步，第一步是涂布溶液，需要保證涂布溶液物理上的均勻性，該步驟對涂布的工藝要求并沒有超過面板行業，已有相對成熟解決方案，第二步為干燥結晶，需要保證成膜過程中的化學一致性，為涂布法核心難點所在，目前產業端主要通過風刀、紅外等方式干燥結晶，但由于不同廠家配方不同，粘度、揮發性等指標也有所差異，故結晶工序需要工藝、設備、配方三大體系相適配，生產know how的積累與工藝改進仍有較大的空間。

2）真空蒸鍍成膜質量較狹縫涂布更好，但是由于需要使用價格昂貴的真空設備、生產效率低、靶材利用率低，故目前生產成本較高，且隨著鈣鈦礦配方越來越復雜，共蒸過程中對蒸發源設計、化學計量控制難度也會進一步提升。

激光劃線產生電阻損耗、熱損傷、死區，解決思路主要包括添加隔離層、提高設備精度、優化劃線區域三大方向：

1）大面積薄膜組件需要劃分后將小電池互連，但劃線后也會帶來損耗造成電池效率降低。目前鈣鈦礦分割成小電池主要采用激光劃線，P1、P2、P3三道工藝劃線后使得劃線一側的頂部電極連接到劃線另一側的背面電極，從而形成串聯效果。但是劃線后頂電極和背電極接觸的地方會形成互聯電阻，從而產生功率損耗，且激光劃片過程中產生的熱損傷也會對鈣鈦礦層造成一定程度破環，進而導致效率的降低。目前解決思路主要為提高激光劃線精度并優化劃線區域。

2） P2劃線區域鈣鈦礦層與金屬電極接觸，Ag容易與鈣鈦礦在界面處反應生成AgI或AgBr，從而大幅度降低金屬電極的電導率，增大串聯電阻。目前實驗室可通過添加隔離層，減少鈣鈦礦層與金屬電極的接觸可采用光刻工藝添加光刻膠隔離層，防止兩者接觸解決。

3）激光劃線過程中會產生不能發電的死區，通過采用高精度的精光設備，可以相當程度上減少死區面積，進而提升大尺寸電池效率。

產業化疑慮#2：穩定性差

鈣鈦礦穩定性差由環境因素和內部因素共同影響所導致。鈣鈦礦的吸光層的穩定性受環境因素影響，易水解、高溫易分解、溫度變化下相變、光照和氧氣作用下發生光致分解等。同時，吸光層還會與電荷傳輸層和電極材料影響。以正向結構為例，TiO2/ZnO作為電子傳輸層在光照下產生光生空穴催化分解吸光層；Spiro-OMeTAD作為空穴傳輸層易受吸光層碘離子擴散影響而電荷傳輸性能下降，且一般會添加少量有機鹽來優化spiro-OMeTAD的導電性，例如鋰鹽、鈷鹽等，這些添加劑具有較強的吸濕性，極易造成spiro-OMeTAD的性能衰減和鈣鈦礦的分解。電極材料常用貴金屬，但金屬原子易擴散造成吸光層分解，且鈣鈦礦材料具有明顯的離子特性，易發生離子遷移，吸光層的碘離子也會腐蝕金屬電極，如銀金屬電極和鈣鈦礦層中的碘反應生成AgI。

材料、結構、工藝協同進步，提供鈣鈦礦穩定性破局之道。目前可從材料配方、結構優化、封裝工藝加強鈣鈦礦器件的穩定性。封裝是給器件提供最外層的保護，目前產業界普遍采用POE+丁基膠的封裝方式，基本解決了外部的水氧因素導致的衰減。針對鈣鈦礦本身內部的不穩定，優化可以從材料和結構兩個方面入手，主要包括各個膜層的材料改性、界面工程、使用復合電極等手段。

維度1：加強封裝

POE膠膜+丁基膠的封裝方案能有效解決水氧等外部因素導致的不穩定性。鈣鈦礦封裝方式類似晶硅，但在材料的使用上需要采用POE膠膜+丁基膠封邊的形式：

1）EVA不可能100%聚合，未聚合的單體含有羧酸可能與鈣鈦礦吸光層的氨基（比如甲胺中含有氨基）發生反應，故鈣鈦礦封裝需采用POE。此外，POE阻水性遠優于EVA，POE水汽透過率僅2-5g*m^2/day，大幅低于EVA的20-40g*m^2/day并有更強的紫外線穩定性。

2）丁基膠的水汽透過率比天然橡膠少了超過一個數量級，使用丁基膠進行邊緣封裝將進一步減少水汽入侵。據賽伍技術實驗，傳統硅膠的水汽透過率為84g*m^2/day，而使用丁基膠后水汽透過率僅為0.25g*m^2/day。

維度2：材料改性

材料配方包括吸光層、電荷傳輸層和電極材料的改良，主要優化包括：

1）吸光層：鈣鈦礦吸光層較不穩定，可混合比如具有更小離子半徑的Cs+，提升FA+和碘化物之間的相互作用，但提高Cs+含量會效率會有一定程度下降，需要進行權衡與優化。

2）空穴傳輸層：目前常用的空穴傳輸層有摻雜后的Spiro-OMeTAD、PEDOT:PSS。但是摻雜后的Spiro-OMeTAD吸水性強，不穩定，PEDOT:PSS價格低廉且導電性能良好，但其本身呈現弱酸性，會腐蝕基底及鈣鈦礦材料，影響器件穩定性。目前產業端多換無機材料，比如氧化鎳，但會導致效率出現一定下降。

3）電子傳輸層：傳統的TiO2/ZnO作為在光照下產生光生空穴催化分解吸光層。SnO2不易受光分解，且帶隙寬、吸濕性低和酸容忍性好，目前SnO2應用于電子傳輸層已較多。

維度3：結構優化

鈣鈦礦電池是類三明治結構，且鈣鈦礦層是離子晶體，很難避免離子遷移的問題，中間的鈣鈦礦材料很容易受到相鄰電荷傳輸層的影響，空穴傳輸層和電子傳輸層也分別會受到來自陽極和陰極的影響。當前主流解決思路包括兩大類：

1）通過在鈣鈦礦電池中加入緩沖層方法，可有效降低相鄰層之間的影響：解決內部穩定性需要重點解決離子遷移問題，離子遷移需要通道，目前實驗室已有增加緩沖層提高器件穩定性研究，未來單獨備制緩沖層是可行的發展方向，但由于額外備制膜層會增加成本，目前產業界尚未有廠商采用加入緩沖層的工序。

2）備制復合電極：Ag在界面處與鈣鈦礦層擴散的碘離子形成AgI，目前復合電極一般做成ITO-銅-ITO結構，ITO直接跟組件結構接觸，避免出現離子移動，此外，ITO的導電性能不是很好，而通過加入銅能提升其導電性能。

03 鈣鈦礦降本增效空間較大，未來空間星辰大海

提效：短期多種提效路徑并行，長期疊層打開效率天花板

鈣鈦礦電池的實驗室效率和產業界效率均有較大提升空間，實驗室端，單結實驗室效率現在最高為25.7%，由韓國蔚山國家科學技術研究所實現，產業端，頭部鈣鈦礦參與者單結中試線仍在15%-16%左右，年內有望提升至18%，離鈣鈦礦理論效率天花板仍有較大空間。短期內，我們預計配方優化、材料改性等多種提效路徑將并行，長期看，疊層是提效的終極手段，打開鈣鈦礦效率天花板。

短期：配方優化、材料改性、界面修飾、鈍化層等提效手段齊頭并進

1）配方優化。當前鈣鈦礦層配方尚未定性，學術界和產業界各家都在積極探索過程中，鈣鈦礦材料帶隙隨配方不同可調整，通過不斷調整材料體系可以使鈣鈦礦層帶隙向最優帶隙靠攏，進而獲得更高的發電效率，此外，也可以通過摻雜方式實現效率提升。

2）材料改性。以介孔結構為例，目前常用的電子傳輸層（c-TiO2）和介孔層（m-TiO2）的微觀結構都是球形粒子，有著堆積密度高、致密性好的優點，但缺點是效率不足。因此可以引入一維結構的粒子，其導電性更好、電荷傳輸能力更強。

3）備制鈍化層。實驗室已有通過添加鈍化層的方式來進行界面修飾的方案，其目的是減少界面缺陷帶來的效率損失，進而提升效率。目前產業界廠商一般將鈍化材料添加在鈣鈦礦前驅體溶液中進行鈍化，隨著后續對效率追求越來越高，鈣鈦礦GW級別大規模量產后，單獨備制鈍化層工藝有望于產業界也逐步導入。

長期：疊層提效是鈣鈦礦提效的終極手段

疊層結構是指不同光學帶隙的電池進行堆疊，寬帶隙電池作為頂電池吸收較高能量光子，窄帶隙電池作為底電池吸收較低能量光子，實現子電池對太陽光譜分段利用。根據疊層電池的數量可分為雙結、三結、四結等。目前結數最高為美國國家可再生能源實驗室發布效率47.1%的六結電池（砷化鎵），未來進一步優化后有望突破50%。雖然電池結數可以增多，效率可以提升，但成本增加也難以忽略，目前常規的結構是兩結疊層，分為鈣鈦礦/鈣鈦礦疊層與鈣鈦礦/晶硅疊層兩類。

兩端結構簡單，成本更低，工藝難點突破后更具大規模應用潛力。按照堆疊方式可分為兩端和四端疊層電池。四端疊層電池由兩個獨立的電池堆疊，通過外電路連接，制備簡單。但是，加倍的金屬電極消耗和組件端工藝復雜性限制了大規模應用前景。兩端疊層電池包括兩個順序制備的子電池和與二者相連的互聯層，結構更加簡單，電池器件和組件的制作成本更低，但是需要精巧的設計（如頂電池與底電池之間的光學耦合、制備工藝兼容性，互聯層光學和電學的平衡等）才能實現高效率，備制難度較四端子更高。

當前晶硅疊鈣鈦礦為主流，全鈣鈦礦疊層主要為仁爍光能布局。

降本：降本空間較大，大規模量產后成本可降至0.6-0.7元/W，僅為晶硅極限成本的60%-70%

鈣鈦礦降本空間較大，5-10GW級量產線的成本有望下降至0.6-0.7元/W，僅為晶硅極限成本的60%-70%。目前鈣鈦礦仍處于產業化的前期，尚未量產，成本較高。但鈣鈦礦降本空間廣闊，具體可分為材料、能動、人工等成本下降帶來的直接降本與效率提升攤薄成本帶來的間接降本。我們預計隨著材料端、設備端、能動與人工的降本持續推進，加之效率提升帶來的成本攤薄，未來5-10GW級量產線的成本有望下降至0.6-0.7元/W，進而帶動下游電站LCOE降低，遠期看鈣鈦礦LCOE將低于晶硅極限LCOE，打開光伏發電降本天花板。

直接降本：材料、能動、設備投資額均有較大下降空間

降本因素#1：TCO玻璃

TCO玻璃透光導電，FTO取代ITO成主流。鈣鈦礦的玻璃為TCO玻璃，主要起透光和導電作用。鈣鈦礦電池初期使用ITO 玻璃作為前電極，但逐漸被FTO取代。盡管FTO其導電性能比ITO略差，但具有成本低、激光刻蝕容易、光學性能適宜等優點，已成為TCO玻璃主流。

國內曾生產TCO玻璃，因薄膜勢微而關停產線。在十多年前的薄膜電池浪潮中，我國玻璃廠商生產過TCO玻璃，但由于薄膜電池與晶硅電池的后續競爭中性價比落后，硅料價格下跌導致晶硅電池性價比提升，薄膜電池需求下降，TCO玻璃產量較小或產線關停。

電池廠規?；少徟cTCO玻璃廠再度擴產后，預計TCO玻璃價格將出現較大下降。

1）需求端，當前鈣鈦礦電池商產線規模小，小批量采購價格較高，隨著鈣鈦礦電池擴產，規?；少徍髢r格將下降。

2）供應端，TCO玻璃廠擴產也也會帶來FTO玻璃供應量上升，價格下降。過去國內廠商有過生產TCO玻璃的經驗，且根據金晶科技對玻璃產線的改造升級來看，產能擴張不是難題。隨著鈣鈦礦的GW級別量產和產能擴張，鈣鈦礦廠商對FTO需求增加，吸引上游玻璃廠商入局，FTO玻璃有望實現大規模量產，最終成本將下降。

降本因素#2：材料

鈣鈦礦材料本身相較晶硅具有純度要求低（純度要求僅95%，低于晶硅的99.9999%）、材料多樣可設計性強（A、B、X位均有較多選擇）、吸光系數高厚度?。ㄎ鈱雍穸?.3nm，晶硅最薄120um）等優勢，因此原料用量少，價格便宜，不存在晶硅原材料的緊缺問題，鈣鈦礦層成本占比很低。兩層電荷傳輸層與金屬電極為材料成本大頭，規?；a后材料成本有望下降，并且隨著原材料的不斷更換實現效率提升帶來的成本攤薄和更便宜的材料體系。

降本因素#3：設備

當前設備投資額較高，預計未來成本將降至當前的1/2。目前100MW線設備投資額1.2億元左右，即單GW投資額12億，主要由于目前鈣鈦礦設備仍處于探索期，以定制化需求、試驗性需求為主，設備產能也較小。單GW設備投資額約12億中涂布設備/PVD/RPD占大頭。我們預計每臺涂布機/PVD設備/RPD設備/激光機的價格分別為1500/2000/3000/300萬元，對應每100MW的總設備金額分別為3000/4000/3000/1200萬元，價值量占比分別為25%/33%/25%/10%。

未來設備成本有望降至5-6億/GW，較當前下降50%。

降本因素#4：能耗

低溫備制工藝、低純度要求決定鈣鈦礦能耗較晶硅低。鈣鈦礦對原料純度要求低，且可使用低溫工藝，最高溫度僅150℃；而晶硅對原料純度要求高，需要經過反復提純，最高工藝溫度達1200℃，根據我們測算，從工業硅到組件晶硅全產業鏈電耗約0.31 KWh/W，而鈣鈦礦能耗為0.12KWh/W，單瓦能耗不到晶硅的10%。電價上，目前鈣鈦礦工廠主要分布在東部沿海等電價較高的地區，未來規?；c搬遷至中西部低電價地區后，能耗成本將進一步下降。

間接降本：提效全面攤薄成本

效率提升帶動組件成本與度電成本下降。當前鈣鈦礦效率15%-16%左右，根據相關廠商規劃，到2023年平米級鈣鈦礦光伏產品將實現18%左右的效率，24年GW級別產線效率將提升至20%-22%，遠期大規模量產后，效率有望提升至25%。效率提升將帶來材料、能耗、設備折舊等成本的全面攤薄，我們預計100MW級產線量產后成本將控制在1.2元/W左右，1GW級在0.9元/W左右，未來產量足夠大時（5-10GW量產）有望到0.7元/W以下。

鈣鈦礦打開光伏降本天花板，遠期大規模量產后LCOE較晶硅更優

鈣鈦礦GW級別量產LCOE可做到與PERC持平，遠期大規模量產后將全面優于PERC，我們判斷鈣鈦礦LCOE從追平到優于晶硅可分為三個階段。

1）階段一：鈣鈦礦百兆瓦級量產后，轉換效率達到18%，若組件壽命能達到15年，則鈣鈦礦LCOE可以基本打平PERC電站當前LCOE。

2）階段二：晶硅電池極限成本約為1元/W，假設一體化毛利率為15%，則對應約1.2元/W左右的售價（不含稅）。以PERC電池23.5%效率，組件21%功率測算，25年晶硅電站度電成本約為0.27元/W。鈣鈦礦GW級別量產時效率為20%，組件成本0.94元/W，假設一體化15%毛利率，則組件價格對應1.10元/W，假設鈣鈦礦電站壽命15年，則鈣鈦礦LCOE已經打平PERC電站LCOE降本極限。

3）階段三：鈣鈦礦遠期大規模量產后（5-10GW級別量產）成本有望降至0.67元/W，對應鈣鈦礦組件價格將降至0.79元/W，僅為晶硅極限的65%左右，按15年壽命計算，對應電站的LCOE為0.24元/W，低于晶硅電站LCOE降本極限。

04 從0到1進行時，2024或成鈣鈦礦量產元年

設備：國產廠商陸續完成出貨交付

鈣鈦礦電池核心設備主要包括真空鍍膜設備、激光設備和涂布設備。鍍膜設備部分國產設備即將進入生產階段。

電池：當前產業以百兆瓦級為主，2024或成鈣鈦礦量產元年

目前產線多為兆瓦級，2024有望實現GW級落地?，F階段鈣鈦礦技術尚處于探索期，產能規模多為兆瓦級的中試線。2020-2021年，行業領先參與者開始了百兆瓦級中試線的建設，雖有組件陸續得以生產，但整體成品的穩定性、光電性仍需測試，生產線的工藝流程仍需不斷完善。新晉參與者也紛紛加碼鈣鈦礦新技術，積極推進兆瓦級中試線的建設。

鈣鈦礦電池產業化進程

鈣鈦礦電池與晶硅電池產業鏈的“變”與“不變”

鈣鈦礦電池生產流程為：玻璃清洗、P1激光劃刻、沉積空穴傳輸層、沉積鈣鈦礦層、沉積電子傳輸層、P2激光劃刻、沉積背電極、P3激光劃刻、P4激光清邊等。

與晶硅產業鏈相比，鈣鈦礦產業鏈整體與其差別較大，主要體現在（1）產業鏈縮短，晶硅產業鏈中原料提純環節、摻雜環節、鍍膜金屬化環節、串焊封裝流程或均將發生重大改變；（2）原材料需求改變，由于吸光材料改變，鈣鈦礦電池對銀漿、硅料等原料無需求，同時新增電子傳輸層、空穴傳輸層等靶材需求；（3）設備需求改變，鈣鈦礦電池的核心生產環節為真空鍍膜/溶液涂布，與目前晶硅生產設備不兼容。

鈣鈦礦電池與晶硅電池產業鏈相通之處主要體現在：（1）生產環節中層壓、封裝兩大工藝繼續沿用；（2）輔材層面，接線盒、鋁邊框需求不變，TCO導電玻璃需求不變，膠膜需求不變，但TCO導電玻璃和膠膜性能要求與晶硅電池不同。

鈣鈦礦電池——晶硅電池應用領域的多元化補充

在發展初期，鈣鈦礦電池因其透光性良好、弱光效率較高等優勢，將與晶硅電池展開差異化競爭，率先應用到光伏建筑一體化、穿戴光伏、汽車集成光伏等領域。隨著鈣鈦礦電池技術發展，度電成本逐漸降低，疊層技術逐漸成熟，未來將逐步應用到光伏分布電站和集中電站市場。

鈣鈦礦繞不開的疊層技術

關于鈣鈦礦的發現，文獻記載：1839年，德國科學家Gustav Rose在俄國考察中在烏拉爾山脈發現元素組成為CaTiO?礦物，并將其命名為"perovskite”以紀念同名的俄國地質學家，因最早被發現于鈣鈦礦石中的鈦酸鈣（CaTiO?）化合物中而得名。

100多年來，鈣鈦礦得到了廣泛研究并逐漸應用于多個領域，鈣鈦礦與光伏結緣，最早可追溯到上個世紀90年代。鈣鈦礦太陽能電池（perovskite solar cells）是利用全固態鈣鈦礦型的有機金屬鹵化物半導體作為吸光材料的太陽能電池。1999年, 日本科學家利用鈣鈦礦結構的稀土氧化物作為太陽能電池的光吸收涂層；2009年，日本科學家Tsutomu Miyasaka首次用鈣鈦礦光伏電池發電，電能轉換效率為3.8%；至2021年，鈣鈦礦異質結電池實現了29.2%的轉換效率，創造了新的世界紀錄。

隨著鈣鈦礦材料在光伏領域的研究和應用不斷深入，鈣鈦礦具備高光吸收系數、原料豐富、成本低廉、應用場景豐富等諸多潛能優勢被一一發現，鈣鈦礦也被認為是最具商業化前景的技術材料之一。

盡管鈣鈦礦具有以上種種優勢，但是鈣鈦礦太陽能電池穩定性提升卻一直未取得關鍵性突破，鈣鈦礦材料與環境息息相關，鈣鈦礦中的鉛容易氧化揮發，晶體遇水時則容易分解，因此，鈣鈦礦太陽能電池在自然環境下，其穩定性能較差、壽命短。

為了解決這一難題，科學家們進行了不懈的探索。

時至今日，光伏領域的鈣鈦礦研究，疊層技術是繞不開的話題，行業普遍認為：目前的鈣鈦礦主流產業化研究都看重疊層電池的未來。

研究表明：通過將鈣鈦礦電池串聯在晶硅電池表面，可以最大化利用太陽能光譜能量，獲得比單純晶硅電池或鈣鈦礦電池更高的光電轉化效率。構建疊層電池是大幅提升電池效率的最有效途徑，雙結疊層電池的理論效率可達45%，遠高于單結電池的S-Q（Shockley-Queisser）極限效率33%。

根據不完全統計，協鑫、隆基、晶科、天合、晶澳、阿特斯、愛旭等行業龍頭企業都在積極關注鈣鈦礦電池技術，而協鑫已經建成百兆瓦鈣鈦礦電池基地。

鈣鈦礦天然契合異質結

經過不斷的嘗試，在眾多光伏技術路徑中，科學家們發現鈣鈦礦天然契合異質結，兩者的疊層技術被認為是最具發展前景的組合。

異質結的結構特點，非常適合作為底電池同鈣鈦礦電池形成疊層電池。異質結太陽能電池是一種雙面異質結結構的電池，可雙面受光、雙面發電，具有制備工藝溫度低、轉換效率高、高溫特性好、衰減率低等優勢，被認為是未來光伏行業的主流技術。

研究成果顯示，鈣鈦礦太陽能電池能更有效地利用高能量的紫外和藍綠可見光，而異質結電池可以有效地利用鈣鈦礦材料無法吸收的紅外光。因此，通過鈣鈦礦電池與異質結電池疊層方式組合，可以突破傳統晶硅電池理論效率極限，進一步提升太陽能電池的轉換效率。模擬表明，該疊層電池的轉換效率可以達到40%以上。

光伏產業化歷史發展進程與展望光伏非常重要的一個因素就是非常低的度電成本，度電成本它有很多因素來決定，一個光伏電站項目當中我們可以看到，在整個電站系統當中，它的電池、光伏電池以及它的組件的占比來說就20%多，當然每一個項目不同，它這個會有一些具體數字的差異，但這個大體的這個量值不會有的，對電池來說它并不是整個項目成本競爭力的重要因素。如果你要提高電池效率的話，可以分攤它其他的BOS成本，我們為什么要持續的提高電池效率？因為提高電池效率是提高整個光伏電站回報率的最佳途徑，這也就是為什么我們要孜孜不倦的一直做電池的新型技術的研發，提高電池效率最重要的一個因素。

剛才說到這個光伏電池技術很重要，光伏電池它有一個自己的一個迭代歷史。我們可以看到從這張曲線上是從2010年開始，我們可以認為目前國際上主流的兩種量產的光伏技術，基本上是這兩種，第一種是晶硅電池，第二種是這個薄膜的碲化鉻電池，碲化鉻電池來說這個主要是由于在美國的first solar，由他們基本壟斷的，他們基本上占據了全球的百分之多一半的出貨量。

對晶硅電池來說，我們認為它現在是有4個階段，第一個階段是從這個2010年開始的，我們認為晶硅第一代的這個鋁背場電池，對鋁背場電池來說，直到2018年的時候，它基本上是一直在主導這個晶硅電池，目前來說基本上已經是快被淘汰了。

市場上最主流的是我們所謂的第二代的PERC電池，整個光伏行業認為它也基本上快達到極限了，因此大家都在高效的積極推進下一代第三代的這個高效光伏電池技術，這個里面主要有這個異質結電池技術，然后TOPCon電池技術，還有這個 IBC電池技術，對這三種電池技術來說，目前來說還沒有一個明確的結論，我們都可以把它認為是第三代，但是這第三代技術里面他們將會逐步取代現有的這的PERC電池，它們的量產效率可能會達到一個26.5的這么一個水平。不管是異質結也好，TOPCon也好，還是 IBC也好，它們都屬于晶硅電池，對于晶硅電池來說，它是存在理論極限的，也就是說它再往上的話你需要付出的成本和難度會非常的大，很難突破29.4的理論極限效率的。

我們在考慮到實際的技術手段上，27.5是一個單節晶硅電池的一個極限。但目前來說，包括前一陣發布的最新的記錄，就是整個晶硅它已經做到了26點效率所以再往上每走0.1個百分點，其實這個難度都是非常大的。因此目前大家就認為存在一個第四代的電池技術，也就是晶硅電池加上薄膜形成的一個疊層電池技術，疊層電池技術它的理論效率可以達到43%，量產有望達到35%。

目前實際上應該上個月，然后發布的最新的記錄就是瑞士的他們epfl他們是在異質結和鈣鈦礦的電池效率已經做到了實驗室的一個31.3的效率，目前從產業化方面，然后Oxford PV他們目前已經實現了這個中試線，這是整個光伏電池技術的一個迭代歷史，但目前從這個市場占有率上來看，我們剛才說認為這個目前可以大規模量產的也只有兩種技術，一個是碲化鉻，碲化鉻目前來說這個市場的占有量是不到5%，另外一個就是晶硅電池，晶硅電池就包含我們剛才說的最主流的是現在第一代，第二代，他們占據了市場份額接近95，這兩種電池基本上占據了整個全球光伏市場的99%的份額，這是目前的一個電池技術的市場占有率情況。

但隨著未來我們認為這個晶硅加薄膜組成的這個疊成電池技術，在未來有望10年之內，它可能會成為一個新的主流的電池技術。我們剛才說到了疊層電池技術是我們預測未來會成為一個主流的技術，那什么是疊層電池？疊層電池我們可以簡它上面采用寬帶隙的電池，來吸收太陽能中的短波長，下面的材料采用窄帶隙的電池，充分利用長波長的光，這樣它形成的疊層電池可以將太陽能光做到充分的利用，因此提高電池的效率。

右面的一個圖就是文獻上的數據，以單節的異質結電池和鈣鈦礦和異質結形成的這個兩端疊層的一個效率演變的一個數據對比，我們可以看到這個對異質結來說，從這個2000年到2018年左右，現在最高效率做到26.7，對于鈣鈦礦和異質結的疊層電池，它第一篇文獻的報道應該是2015年，但這張書圖上的數據可能是2017年左右的，它的數據從最初的22波的效率在短短的四五年的時間發展得非?？?，上面這個數據已經更新了，已經是變到了這個31.3的一個效率。所以看到這個鈣鈦礦和晶硅疊層的這個電池，它的這個潛力是非常大的。

我們剛才說到了這個疊層電池，疊層電池它必然涉及到有兩種電池，一個是上面的頂電池，一個是下面的底電池，我們剛才也說了頂電池晶硅電池也有很幾好幾種技術路線，那么下面的底電池哪一種技術路線是最有優勢？晶硅電池目前有4種，從第一代的鋁背場電池到目前主流的PERC電池，還有未來我們認為它可能成為主流的一個TOPCon電池和異質結電池。

目前對于這個鋁背場和PERC電池來說，我們認為它在幾年時間內會慢慢的逐步退出市場，因此重點比較的是一個TOPCon電池和異質結的底電池電池，看誰來作為一個底電池會更合適。左邊的這兩張圖可以看出來，異質結電池的電壓是會稍高于這個TOPCon電池然后高于鋁背場電池。

上面這個圖是異質結電池的結構，下面是TOPCon電池的結構，對異質結電池的結構來說，因為它是雙面對稱的，我們可以看到它的前表面是一個ITO， ITO層做疊層電池的時候，可以用作疊層電池的一個隧穿層，這是它的一個優勢。但是對于TOPCon來說，目前是沒有合適的一層可以作為這個隧穿層的，另外對異質結電池來說，它的開壓相比TOPCon來說會高20個毫伏。

但是對于TOPCon來說，由于它最上表面是一個氮化硅層，由于它的存在會導致疊層電池的制備會引入更多的步驟，另外它的開壓本身相比異質結來說會稍微低一點，如果要把這個氮化硅層部分去除做隧穿的話，隨著它這一層的處理，它的開路電壓還會再進一步降低。

因此就從這個結構和這個本身電池的特點來說，我們認為異質結電池它更合適做疊層電池里面的底電池。剛才說到了疊層電池的一個底電池，那么頂電池到底誰更適合？其實目前做這個疊層電池的有很多，有鈣鈦礦和鈣鈦礦的疊層，目前來說我們都知道鈣鈦礦電池是近10年來發展非?？焖俚囊环N電池技術，我們可以簡單的理解，第一代是晶硅電池，第二代是薄膜電池，第三代我們統稱為像鈣鈦礦這些是新型電池。第一代對于晶硅電池來說，主要是由于它龐大的產業鏈，它較高的能耗，然后使得它這個成本來說，雖然目前做的規?；艽?，但是它的厚度都很大，用量也很大，但是對于第二代的薄膜電池來說，由于它采用的設備基本上都是真空的工藝，因此造成它的成本也不高。

第三代這個鈣鈦礦電池它能目前來說脫穎而出，吸引大家的關注。它最主要的原因有兩點，第一點就是它的這個成本比較低，首先是它的高效率，就是它短短發展的十年期間，我們可以看到左左下角這一張圖，晶硅用了60年的時間做到了26的這么一個效率，但是對于鈣鈦礦來說，其實也不過這么10年的一個時間就做到了跟晶硅60年發展的這么一個水平，這是一個高效率。所以說目前來說鈣鈦礦是一個增長速度非?？斓囊粋€光伏技術。另外一個層面就是剛才說為什么薄膜電池技術也沒有去占主導地位，對于鈣鈦礦來說，它同樣也是一種薄膜電池，但是它跟第二代薄膜電池技術不同的，它是可以采用一個溶液法的工藝來制備，我們可以從右面這張圖可以看到，對于一瓶溶液35公斤的鈣鈦礦，它就可以制備出100兆瓦的一個組件。

但是對于晶硅來說，它需要花費7噸的晶硅才能制備出這個100兆瓦的一個組件。所以整體來說對于鈣鈦礦和晶硅來相比，從材料程度上來說，鈣鈦礦對這個材料的純度要求非常低，另外鈣鈦礦電池它的用量也非常少，更主要它的加工過程可以拋棄這個真空法的制備，可以采用這個溶液法的施法的這種印刷的方法來制備，所以它有的兩個特點，一個是效率非常高，一個成本至少有希望是做到很低的成本，因此這個鈣鈦礦電池技術也是大家現在被給予了厚望的一種電池技術。

剛才說到這個鈣鈦礦電池是目前來說發展非常迅速的一個電池技術，它是不是更適合做疊層電池？這是取決于鈣鈦礦電池，它本身是由ABX3這樣的一個結構組成的電池。由于它是這個組份也很多，不像碲化鎘是比較穩定的二元化合物，也不像是晶硅，它是非常高純度高純度的硅的這種元素，對于鈣鈦礦來說，由于它的組份可以變化，因此鈣鈦礦的帶隙也可以是在這個1.1的2.3的電子伏特可調。

對于疊層電池來說，我們是為了兩個電池做的電流匹配，然后這樣需要上面的這個電池是在一個寬帶隙是一個比較合適的范圍，鈣鈦礦電池由于它這個ABX3的這么一個結構，多種元素存在這么一個特點，因此我們可以看到右邊這張圖里面，在橘色的這條線，也就是鈣鈦礦它的電池可以通過調節組份把它電池的帶隙從1.2調到2.3的電子伏特里面，它甚至可以自己做頂電池，也可以自己做底電池，這一點就是它做疊層電池來說非常有優勢。

剛才我們說過了就是頂電池，我們認為鈣鈦礦電池非常具有優勢，但是鈣鈦礦現在也發展了有12年的歷史，它的電池也有很多種結構，我們可以從中間這個虛線就最基本的結構來說，我們認為它就是一個層狀的三明治結構，最中間就是一個鈣鈦礦的吸光層，然后它上下有兩個功能層，分別為電子傳輸層和空穴傳輸層，再加上下兩個電極，雖然僅僅看起來就非常簡單的這么5層結構，但實際做起來的話還是很有很多種的不同，因為這個鈣鈦礦電池主要是從這個燃料鎂化電池而來，所以它最初的研發是一個正式結構，就像我們虛線里面的這幾種結，它可以做到空氣傳輸層沒有，也可以做到這個電子傳輸層沒有，但它基本的結構是一個正式結構，也就是說鈣鈦礦我們首先制備的時候下面是一個IPO的透明玻璃，然后我們在這個制備順序上下一步是做電子傳輸層然后上面是鈣鈦礦的吸光層，然后再是空穴傳輸層，然后才是電極，但是這個正式結構目前來說研發的比較多，目前來說現在也有個反式結構的，目前來說也是越來越多了，反式結構和正式結構的區別就是它的功能層掉一個個，鈣鈦礦層下面是一個空穴傳輸層，上面是一個電子傳輸層。

雖然我們從這個圖片上看起來非常簡單，只是兩個功能層換了一個位置，但你實際當中在制備的時候，電子傳輸層，空穴傳聲層，是制備在這個 IPO玻璃上，還是需要制備在鈣鈦礦上面，對這兩個功能層的選擇，對它的制備工藝，這個是要求是非常的不一樣。另外這個反式結構目前來說它的遲滯效應會比這個正式的結構會小一些。另外這個凡是由于正式結構里面就最上層的空穴傳輸層，我們基本上還是用的spiro體系，這種有機體系來說，目前來說它穩定性會稍差一些，但是對于這個反式結構來說，基本上用的是無機類的材料，因此整體認為這個反式結構之前的這個效率一般來說是正式結構比反式結構稍微會稍高一些，但目前隨著近些年的發展，然后這個反式結構效率也有很大的突破，也基本上差不了太多了。

另外這個反式結構主要考慮到整個未來光伏電站上的應用，它的功率穩定的輸出，它穩定性好的問題，所以目前來說這個反式結構未來也是在商業化的這個單節鈣鈦礦上基本上也比較明確了，大家都會采用這么反式結構。對于疊層電池來說，一方面也是考慮這樣的原因，就是反式結構最終是要做成整個的疊層電池結構，需要它考慮它穩定的功率的輸出，所以對穩定性有比較高的要求，所以我們也會選擇這個反式的結構。另外一方面，我們現在是首選的是異質結電池作為底電池，目前對于底電池來說，就是硅上面是那個非晶硅薄膜，非晶硅薄膜在上面的話，我們也是采用采用的是N型的結構，因為它上下兩個電池需要串聯在一起，這個正負極也是需要一個匹配。所以目前來說，我們下面的異質結電池和上面的反式鈣鈦礦也是做到了一個很好的匹配。

剛才說到了底電池是采用異質結電池，頂電池是采用了反式鈣鈦礦電池，它們兩如果做成疊層電池的話，從結構上來說它也還有一些不同。最主流的，我們可以有兩種結構，一種就叫做四端的結構，一種叫兩端的結構，四端的結構我們可以簡單的理解為它其實就是上下兩個頂底電池的一個單獨的疊加，實際做的時候從效率上來說，這兩種結構其實是沒有任何區別的。但是從制備工藝上來說，四端的時候整體電池是需要單獨制備的，但是對兩端電池看到的一個整體，中間通過復合層來連接，從技術難度上來說，對四端來說，制備兩個電池是比較簡單的。但是最主要的難點是未來如果你在光伏電站上用的時候，你就相當于是上下各有兩正級，兩個負級，你和現有電站的匹配是目前來說還是存在比較大的問題的，但是對于兩端疊層來說的話，雖然現在支配電池的時候，技術難度會比較大，需要考慮光學設計，需要考去考慮電流匹配，但是在進入電站應用端的時候，整個疊層是作為一個獨立的整體，所以相對來說跟電站的兼容性它會更高一些。

然后對封裝上來說，這個四端疊層電池來說，對封裝的要求也比較高，兩端的要求會低一些，從成本上來看，然后因為四端疊層電池的話，你上面有4個電極，至少3個是透明電極，這個封裝成本是比較高的。因為我們大家都知道透明電極在一個整個電池的這個里面，它的這個成本占比是比較大的，但是對于兩端疊層來說的話，我們相對來說一個復合層，然后一個透明電極這個成本會相對低一些。另外剛才說跟現有電站的兼容性來說的話，這個四端疊層跟兩端來比的話，它的兼容性會更差一些。

總體評價來說四端疊層它的這個度電成本從我們這樣來估算的話，它會高于這個兩端這層電池，因此我們選擇的是一個兩端疊層電池的這么一個技術路線。目前來說鈣鈦礦和硅異質結組成的一個兩端疊層電池量產技術路線，我可以認為就是一個抑制企業加上鈣鈦礦，對于異質結來說，我們常規的就是一個4步法，異質結它的優勢也是因為它的工藝步驟非常短，清洗制溶加上非晶硅薄膜，而再加上透明電極，然后在這個時候這一步驟這個量產工序完成以后，然后集成這個鈣鈦礦的工藝加上這個反式鈣化的工藝，然后再做完這波以后，然后我們再進行下一步的這個電極的制備，我們可以認為疊層電池的量產技術大體是按照這樣一個整個路線來走下來的，我們也可以認為它其實是異質結電池技術的一個升級跟迭代。

從成本上分析，上面是牛津光伏他們做的一個測算，就是鈣鈦礦和晶硅異質結的疊層電池它的度電成本，當你做了這個100兆瓦的時候，這么規模的時候，它的這個成本度電成本然后就會低于晶硅電池，下面這個是協鑫的來自范斌博士的一個報告。然后他這里面也給了一個測算，就是對于晶硅電池和晶硅和鈣鈦礦的疊層來說，然后你這個組件功力和組建成本以及每瓦的成本，就是對如果晶硅單節作為是1的話，疊層電池的功率可以提升到1.22，組件成本只升高很小，組件成本只能漲到1.3塊錢，那么我每瓦的成本是1塊06，所以功率上升了22%，每瓦的成本卻上了6%，這其實對晶硅來說是非常劃算的。

第二部分：鈣鈦礦硅異質結疊層技術現狀及面臨的挑戰剛才我們就已經選定了這個疊層電池來說，下部的是異質結電池，上部的是鈣鈦礦電池，然后這個是SCB和瑞士兩篇文獻里面大家也可以查到，對他們來說這兩篇文獻里面，他們采用的都是NIP的結構，這個 NIP的結構就是我們所謂的鈣鈦礦采用的正式結構，另外一篇比較典型的，然后這個文獻也是EPFL的，然后他們這個電池下面也是異質結，上面也是鈣鈦礦。

它們的不同點就是它的是雙面制絨底，剛才那個是一個拋光的，這一篇文獻里面它異質結電池都是雙面的絨面的電池，它這里采用的是一個pin結構，也就是說用的是反式的電池，這里我們可以看到它已經實現了一個19.5的一個電流密度，這一篇然后也是雙面制絨的電池，但它上面是采用了一個NIP的結構，這個它做的電流密度也比較高，是19.5的一個電流密度，效率達到了27。

這一篇，然后是目前有文獻報道的應該是比較最高的一篇了，這邊它的不同是背面制絨，它正面是一個拋光的工藝，也是采用這個PIN的結構，它采用了一種新的空穴傳輸層SAM，做到了一個29.15的效率。我們剛才可以看到就是全球比較知名的應該是頂尖的幾篇文章了，所以他們當年都是發表的比較頂尖的文章，然后做的比較好的幾個器件，但是目前來看就是左邊這個就是剛才最后一篇文獻里面得過hcb的這個研究所他們這篇文章工作，他們是29.15的效率，咱們國內做的最好的應該是南開大學的27.26的效率，目前我們中央研究院目前做的是26.25的效率，就整個大的背景疊層電池技術目前來說已經不需要再證明它技術是否可以做到多大，是否可以超過這個理論效率。

下一步最主要的問題是如何把它從實驗室來邁向這個產業化，攻克的一些產業化階段需要面臨的問題，咱們國內最高的水平以及我們現在做的工作，不管是哪一種工作，目前來說這三篇文獻里面，他們這所采用的有兩個問題，一個都是器件的面積比較小，都是這個平方厘米級的，另外上面的鈣鈦礦采用的是旋涂法的制備工藝，為了匹配旋涂工藝，它的底電池都采用了上表面一個拋光的處理，但目前來說這兩點鈣鈦礦采用旋涂法制備和下面的硅底電池的拋光和我們工業化的現在目前來說晶硅電池的這個制備是完全相配的，所以目前我們未來的產品是什么樣？

是要一個工業化制備的大面積產品，首先鈣鈦礦需要做到一個大面積，另外硅底電池需要是一個工業化的制備路線，而不是用一個機械拋光。我們就認為現在目前來說，從這個疊層電池從實驗室跨向這個產業化還面臨三個重大的問題。第一個問題就是這個大面積制備的問題，這個問題大家都應該了解的比較清楚了，很多大面積薄膜的制備，需要去進一步攻克的問題，另外這個大面積的制備方法，需要從這個旋涂法，最終是大面積的時候是不可以再用這個旋涂的，是采用刮刀涂布還是狹縫涂布，目前來說主流的意見可能更傾向于狹縫涂布，它對于這個不太平整的表面來說它可能會更有優勢。

另外一點剛才說的是第一點，未來三個挑戰，第一個是鈣鈦礦的大面積制備的挑戰，第二個是硅異質結底電池工業化的制備工藝開發，目前來說不管全球第一國內第一，還是所有實驗室做的這種高效的，它都是采用最左邊的這一張結構的硅底電池上具備的，也就是說它上表面是一個完全拋光完全精密的硅底電池，這種方法它的成本高，在量產上是難以接受的。

另外也有一些文獻報道的是最右邊這種它就是異質結它不做改變，它上下都是金字塔形狀都是完全智融的，但是這樣的結構是非常粗糙的，它制備底電池它的成本會很低，但是帶來的困難鈣鈦礦可能就會用真空法來制備，或者說這個鈣鈦礦的制備難度會大大的增加，如果居中一些考慮的話，我們把這個底電池做這個微制絨的處理，在這種情況下成本可能是比較低的，然后鈣鈦礦的制備難易程度也是會比較適中的，對著目前三種底電池來說都有人做了大量的工作，但是對于未來這個產業化，我們未來認為我們自己走的路線，第二種可能性會大一些。

剛才說的這兩個第二個挑戰，第三個挑戰就是未來這個做成一個，因為鈣鈦礦必須做到跟晶硅電池一樣的尺寸，上面肯定是有上線的，這個電極的金屬化也是未來一個問題，尤其目前這個電極金屬化像這個異質結，基本上來說它也是200以內的高溫，但對于你上面這個巖漿的低溫漿料的開發，目前很多基本上都是進口的，國產化的進程走了其實也不是很快，所以未來對于這個上面如果再疊加鈣鈦礦的話，對于這個低溫膠料的開發，就整個電極金屬化其實也是一個比較大的課題，是需要大家一起來努力來去攻克的。