所谓“技术代际差”，是指：供给曲线上的不同企业因技术路线的差异而形成的一个又一个的成本阶梯（或“修正成本”阶梯）。

　　在同一个阶梯上，企业与企业间的成本差距主要受管理水平、规模因素等影响而有所不同；在不同阶梯间，成本差异主要受技术路线差异的支配。如遇颠覆性新技术，成本阶梯间的成本差异绝对水平将非常显著，从而构成“技术代际差”。

　　光储电站运营商在“光储平价”的大背景下将逐步实现对火电的份额替代，并将享受阶段性的超额利润。但在光储电站运营商之间，却较难形成真正的差异化——每一个运营商均可以购买相同的光伏组件、相同的锂电池，并构建起类似的电站资产。

　　因此，光储电站的超额收益，将仅存在于火电被完全替代完毕前。在此之后，光储电站运营商的超额收益将因产能过剩而趋于减小，最终归于电力用户。

　　光伏制造在每一次“新技术量产性价比（或经济性）超越老技术”后大幅占据老技术的市场份额，同样会实现阶段性的超额利润。过去十年的“多晶替代单晶、单晶替代多晶”如此，当前PERC向TOPCon、HJT的升级与转型亦如此。

　　但在同一技术路线内部，也往往较难形成真正的差异化和壁垒，光伏制造企业只能依靠管理水平和产能规模的不同，拉开些许的、尚不足以超越下一个“技术代价差”的间距。其背后的根源是，光伏制造的技术进步对工艺的依赖性偏低，而对设备和材料的依赖性较高。

　　光伏制造的进步发展长期以来一直需要依靠全行业共同的努力，任何一个企业封锁“工艺、设备、材料”的尝试最终都被证明在降本上无法与全行业的开放性体系相竞争。开放性体系具备顽强的生命力，但其存在的显著弱点：缺乏壁垒。

　　若新一代的技术进步尚未达到量产经济性、尚未实现产业链配套的完善，而光伏制造企业要想拿到超额收益，除了优化管理就只能靠扩产而试图形成规模优势。个体企业为了获取超额收益而同时采取的扩产动作，就极容易导致整个光伏制造业的严重产能过剩。

　　因此，2023年，就是这样的一年。2020-2023年光伏终端新增装机量需求3倍左右的扩张，引致了硅料、硅片、电池、组件四大环节产能8倍左右的扩张。TOPCon技术，在2022年初仍然是一个产能规模刚超过10GW的新技术，但由于其在PERC技术的基础上易于升级、缺乏壁垒，又能获得地方政府与银行的支持，其在不到2年的时间内就扩产到了2023年末的670GW。

　　遗憾的是，TOPCon的销售溢价在最近几个月来已经显著降低，但TOPCon电池的降本速度并没有其销售溢价降低的速度那么快。

　　我们看到光伏产业的两大新趋势刚刚形成。一是在经历了30年的孕育与发展后，HJT技术终于在2023年下半年走向供应链的成熟，达成“运营端+制造端”的双重量产经济性，且产业配套规模超过10GW。

　　二是光伏制造的产能过剩，叠加储能电池制造的产能过剩，引致“1W光伏+2Wh储能”系统实现平价,即所谓的“光储平价”，光储电站运营商的扩张动力开始形成，新一轮的光伏需求增长即将启动（需求爆发仍需进一步叠加海外的降息周期）。

　　基于上述两大趋势，投资或服务于HJT技术并牢牢抓住集中式光储电站这一巨大的未来市场，成为了2024年甚至是未来很长一段时间内光伏制造业“全村唯一的希望”。

　　那么，HJT新技术对于PERC、TOPCon的替代，会不会像TOPCon对PERC的替代一样“白驹过隙”呢？笔者认为不会。

　　最大的原因是：HJT技术，在工艺、设备、材料体系上与PERC、TOPCon分属完全不同体系，构成较为彻底的颠覆式创新。传统企业的转型意愿很是不强，新进入者的管理能力、融资能力、扩产速度存在上限凯时k66APP下载，HJT技术要完全替代PERC、TOPCon的市场份额，需要至少3-5年时间。

　　由此，HJT技术赛道的超额收益，也将同样能维持3-5年。更为重要的是，在HJT电池之后，其还可升级至HJT+钙钛矿叠层电池，从而可充分延展HJT平台的技术纵深。

　　2023年末的HJT技术究竟发展到了怎样的状况？光伏产业的众多企业，如何在严重产能过剩的未来几年里抓住HJT赛道这难得的机遇？且看2023年版的《全球光伏HJT技术及能源发展前景白皮书》。

　　所谓“能源革命”，是以“光风储氢”为核心的第三代能源替代以“煤炭、石油、天然气”为核心的第二代能源。

　　第三代能源大比例替代第二代能源的前提条件是：第三代能源在“充足性、清洁性、独立性、和平性、经济性、安全性、时间可移动性、空间可移动性、能量密集性”9大属性上全面超越第二代能源。

　　2020年前，第三代能源已经取得了“充足性、清洁性、独立性、和平性、安全性”5大属性的优势。2020-2023年，第三代能源在“经济性、时间可移动性、空间可移动性”3大属性上全面突破。特别是，2023年光伏组件凯时k66APP下载、储能电芯售价持续大幅下降，使得第三代能源的经济性、时间可移动性同时突破。

　　截止2023年12月，光伏组件的价格已经下跌至不到1元/W，储能电芯的价格已经下跌至不到0.5元/Wh。故而，“1W光伏+2Wh储能”光储电站系统的综合造价达到4元/W以内，从而国内绝大部分地点实施光储电站均可满足运营商的最低IRR要求（不低于6%）。

　　当前，第三代能源已经在“充足性、清洁性、独立性、和平性、经济性、安全性、时间可移动性、空间可移动性”8大属性上全面优于第二代能源。以风电光伏发电量占全球能源消费总量的当量占比为表征，第三代能源的渗透率已经超过5%。

　　故而，从能源运营商的视角来看，考虑“性价比+渗透率”两大因素，第三代能源全面替代第二代能源的“主升浪”即将从2024年开始全面启动。

　　根据SOLARZOOM新能源智库的估算，从2024年到2040年，全球光伏发电量将从2万亿kWh增长到接近于40万亿kWh（增长20倍），光伏占全球发电量比例将从不足7%增长到70%左右（增长10倍）。由此，2024-2040年将构成第三代能源革命的主升浪。

　　光伏电站新增装机量是光伏电站保有量的一阶导数，在第三代能源革命孕育、曲折、突破、发展、最终取得胜利的过程中，光伏电站新增装机量增速的波动率由此被放大。

　　光伏制造业景气，同时受需求（光伏电站新增装机量）、供给、库存三方面因素的影响。其中，光伏供给的增长是“制造业过去一段时间的利润、技术进步、资金供给”等因素的函数；库存增减则是“光伏制造产品价格、光伏制造企业主动库存行为”等因素的函数。

　　2020-2022年，“光伏平价、全球碳中和、俄乌战争导致的能源危机”三大因素推动光伏电站新增装机量从100GW左右提升至300GW以上。受需求增长的带动，光伏供给、库存亦出现了显著的增长；该趋势一直延续到2023年。产业趋势叠加金融资本的助力，导致光伏供给的增长幅度远远超出了需求增长的幅度。

　　而在需求方面，2023年“海外长期利率高位向上、全球化石能源价格中枢降低”两大负面因素来袭，进一步遏制了需求的增速。由此，2023年构成光伏制造业供求关系逆转的一年，由此光伏组件的价格从2022年11月的2元/W毫无抵抗的下降至2023年12月的1元/W以下。

　　按照SOLARZOOM新能源智库的分析框架，光伏制造业景气受“政策周期、利率周期、化石能源价格周期、系统成本周期、产能周期、技术周期、库存周期”七大因素的影响；其中，第1-4项为需求因素，第5-6项为供给因素，第7项为库存因素。2023年，七大因素中的6大因素出现了显著的波动：

　　（1）利率周期方面，2023年国内利率维持在较低水平，海外利率不断突破向上。利率对于光伏新增装机量的影响是：利率越高，不仅电站运营商的要求IRR会上升，融资成本也会上升，这两者均导致新增装机量下降。

　　因此，2023年国内外利率趋势的背离，导致2023年国内新增装机量超预期、海外新增装机量显著低于预期。

　　（2）化石能源价格周期方面，2023年全球化石能源价格中枢相比2022年出现了明显的下降。化石能源价格对光伏新增装机量的影响是：化石能源价格越高，电力价格越高（略有滞后），新增光伏电站的IRR越高，从而光伏新增装机量越大。

　　因此，2023年全球化石能源价格的下降，构成光伏新增装机量低于预期的另一重要原因。

　　（3）产能周期方面，2020年以来，光伏制造各环节加速扩产。2023年末光伏硅片、电池、组件的平均产能相比2019年末增加了692%，相比2022年末增加了97%。2023年末多晶硅产相比2019年末增加了372%，相比2022年末增加了114%；此间还伴随着薄片化的进程。由此，光伏制造的供给增速显著超越需求增速，甚至超越“需求+库存”增长的速度。

　　（4）系统成本方面，2023年光伏组件价格大幅降低，对运营商的装机动机产生两方面的影响：光伏组件价格的实际下跌，降低系统成本，提高电价已确定项目的IRR，对于光伏新增装机量产生正面的影响；

　　光伏组件价格的未来下跌预期，使得运营商暂停采购组件，期待更低的系统成本和更高的IRR，从而对即时光伏新增装机量产生负面的影响。

　　只有当“光伏组件不含税价格≈硅料环节的每W现金总成本+硅片环节的每W非硅现金总成本+电池片环节的每W非硅现金总成本+组件环节的每W非硅现金总成本”，即光伏组件价格达到全产业链出清状态，并维持一段时间（比如：1-3个月），才能消除运营商对于组件价格的未来下跌预期。系统成本的绝对较低水平，构成对光伏新增装机量毫无疑问的正面因素。

　　（5）技术周期方面，2023年N型硅片、电池、组件的出货量显著增加，特别是TOPCon产品的出货量出现了相比2022年数倍的增长。

　　TOPCon技术的成熟，给予了光伏制造业企业的急剧产能扩张一个正当性的理由；这使得光伏制造企业的产能扩张在政府、银行看来并不那么容易导致产能过剩。但实际上，没有任何壁垒可言的TOPCon技术发挥了助推产能过剩的效果。

　　（6）库存周期方面，2023年维持了2021-2022年库存增长的趋势，但库存增长的幅度和性质与此前发生了突变：据SOLARZOOM新能源智库测算，2022年新增库存占2022年新增装机量（直流侧）比例不足40%，而2023年新增库存占2023年新增装机量（直流侧）比例将超过60%。

　　截止2023年末，全产业链累计库存接近400GW（含企业端的硅料、硅片、电池、组件库存及中间贸易商、经销商、EPC等流通环节的各类库存，详见表 1）。

　　此外，2021-2022年的库存是在产品涨价过程中累积的，产品涨价的收益可以抵补囤积库存须耗费的仓储费用，由此不显著消耗光伏制造企业的体内外现金流；但2023年的库存是在产品跌价过程中累积的，极度消耗光伏制造企业的体内外现金流。

　　a）2021-2023年的产业链库存的囤积有相当一部分是在海外进行的。国内业务的收入确认通常以客户收货为节点，比较容易被核实，而出口业务的收入确认通常以海关报关为节点，不容易被核实；这一会计准则上的漏洞使得囤积库存的行为可以“出表”从而显得较为隐秘。

　　b）“容配比”问题是2022年及以前掩盖库存问题的重要技术手段。所谓“容配比”，是光伏电站直流侧装机量与交流侧装机量之间的比值；在低辐照地区，容配比一般能超过1.2。对于国内光伏市场而言，一般以交流侧统计装机量，且近年来的市场主要在东部辐照较差地区，“容配比”较高。

　　但对于海外市场而言，不少国家直接以直流侧统计装机量，不存在“容配比”问题；而南亚、南美、中东、非洲等市场的辐照强度极高，直流侧装机量与交流侧装机量之间的比值极低。因此，光伏产业的不少分析人士就采用“线性外推”的方法，将国外市场“容配比”系数也设置为国内的水平。

　　由此技术处理，在市场预期层面，掩盖了2021-2022年所囤积的超过100GW的库存这一事实。这一规模的海外库存直到2023年中才被光伏产业所真正意识到。

　　c）关于2021-2023年光伏制造业企业囤积库存的原因，库存收益并不构成其主要目标和动机。

　　“扩大表观出货份额、提高开工率并降低成本，从而获得资本市场‘正循环’”是2021-2022年囤积库存的主要理由，“抢占表观市占率，迫使竞争对手陷入融资‘负循环’、走向破产并最终让出市场份额”是2023年以来囤积库存的主要动因。无论如何，囤积库存已经成为了一线光伏企业利用资本实现市场份额竞争目的的重要手段。

　　d）光伏制造企业现金流的枯竭，而非产品价格涨跌，将构成其库存囤积行为反转的核心驱动因素。

　　对于光伏制造企业的实控人们而言，只有两件事情是重要的：一是市场份额，二是现金流；只要现金流不断裂，就要去不断的追求市场份额。但反过来，也只有现金流断裂，无论是自己的还是竞争对手的，才会导致其市场份额竞争行为（囤积库存）的反转。

　　在上述6大周期性因素的显著波动及共振下，2023年成为光伏制造业供求关系出现明显逆转的一年，2024年光伏产业严重“供过于求”已成定局。

　　基于上述观察与分析，产业链现金流的枯竭将与库存行为的反转、表观出货量（=直流侧新增装机量-累计库存的减少量）的显著放缓几乎同步发生。

　　2023年以来，光伏制造业景气表观指标呈现以下特点：（1）硅料景气从高位持续向下，（2）硅片、电池景气呈现“一般→极好→下滑→较差”的波动，且电池景气在时间上滞后于硅片，（3）组件景气维持在不高的位置。考虑到2023年光伏组件的海外库存囤积所带来的“虚假繁荣”，2023年光伏制造业总体景气变动趋势为“向下”。

　　注：受光伏制造业企业“报喜不报忧”的影响，开工率统计可能相比实际情况有相当程度的高估

　　2024年，光伏制造业产能利用率将经历“急剧下行→底部窄幅波动→回升至不算太高的水平”三个阶段（即：U型反转），主流技术路线单位毛利将经历“急剧下行→维持极低水平→继续维持极低水平”三个阶段（即：L型衰退），HJT新技术电池单位毛利将经历“急剧下行→小幅反弹至正数→快速回升并创新高”三个阶段（即：V型反转）。

　　之所以HJT新技术电池可在第三阶段出现价格、毛利的回升，是因为新技术电池的功率、发电量增益带来售价增益，在库存尚未去化完毕前其比价的基础是库存的主流产品（比正常出货产品的价格低），而在库存去化完毕后其比价的基础是新生产的边际产品，而其随着技术进步生产成本在快速降低，从而毛利回升速度快、毛利绝对水平可创新高。

　　分阶段而言，第一阶段的特征是：部分企业资金链断裂、产品价格暴跌、开工率急跌甚至大规模停产，第二阶段的特征是：产品价格维稳于现金总成本附近、去库存、开工率极低，第三阶段的特征是：产品价格维稳于现金总成本附近、除“僵尸库存”外的库存去化完毕、开工率恢复。

　　SOLARZOOM新能源智库认为，2024Q1光伏制造业将达到景气见底的“第一阶段”，2024Q2光伏制造业将处于景气底部，即“第二阶段”，2024Q3以后光伏制造业将出现景气小幅回升的“第三阶段”。

　　制造业景气处于底部的时间将取决于两个主要因素：a）光伏组件的库存规模，以及其中“僵尸库存”的比例，b）光伏新增装机量的水平。如果光伏组件有效库存比例较小而终端装机需求较为旺盛，则预计行业景气在底部所经历的时间大概在6个月左右。

　　根据SOLARZOOM新能源智库的最新预测：2023年，全球光伏新增装机量预计约337GW，但光伏组件出货量预计约为438GW。

　　2024年，受光伏组件价格暴跌、储能电芯价格暴跌、“1W光伏+2Wh储能”系统实现全球平价、海外利率可能进入下降通道等因素的影响，预计光伏新增装机量将进一步增长，全年新增装机量预计达418GW。

　　2024-2040年，全球光伏新增装机量将呈现“先升后降”的趋势，全球光伏市场的新增装机量极限将在2030年后达到3000GW左右的高位。

　　光伏全产业链的利润分布问题，分为两个层面：一是在“光伏制造业、光伏电站开发及运营、电网、电力用户”四者之间的分配，二是在“硅料、硅片、电池、组件、设备、辅材”等制造子环节间的分配。

　　光伏制造业历来存在“需求增长→供给增长→供给加速增长→产能严重过剩→产品价格下跌后出清”的循环。中国光伏制造业，总体而言壁垒不高，极难出现“某企业可以实现，而其他企业完全实现不了”的“黑科技”；

　　而只会因为“一批企业依靠新技术可以做到，另一批企业固守老技术而无力转型”的“技术代际差”，而出现阶段性的超额利润。

　　从2019年初到2023年末，光伏制造业已经历一轮完整的循环：“需求增长→供给增长→供给加速增长→产能严重过剩→产品价格下跌后出清”。

　　截止2023年末硅料、硅片、电池、组件四大环节的平均产能达到1150GW，远超出2024年需求140%以上。根据SOLARZOOM新能源智库的预测，当前光伏制造产能完全可以满足2028年以前的一切需求增长。

　　故而，在未来很长一段时间内，由于共同经历了2020-2023年的需求增长和供给增长，光伏制造现有主流技术的各个环节（无论是硅料、硅片、电池、组件还是设备、辅材）都将处于“毫无利润，甚至难以收回折旧”的状态。光伏制造业的利润由此将向下游电站开发及运营环节转移。

　　在光伏制造业内部，只有相比当前主流技术已经实现“量产性价比”的新技术，因为其所存在的“代际差”，以及当前光伏主流企业所面临的现金流窘境使其无力在新技术上扩产，可以在未来相当一段时间内享受超额收益。

　　上述已经实现“量产性价比”的新技术方向，将构成光伏制造“全村人唯一的希望”。这一新技术方向，就是HJT电池技术！

　　其中，硅片环节的技术革命从2011年开始。当年，保利协鑫将低成本的多晶硅片大规模推向市场，开启了“多晶替代单晶”的征程。截止2015年，多晶技术占据了超过80%的市场份额。

　　2016年后，隆基股份以一己之力推动单晶硅片的降本及单晶电池的提效，反向开启了“单晶替代多晶”的历史。单晶技术最终在2020年获得了90%左右的份额，并在3年后彻底将多晶硅片赶出了历史舞台。

　　硅片环节技术革命引领整个光伏制造的时代虽然已经落幕，但单晶硅片中“N型替代P型”的技术变革仍在继续，拉棒和切片环节的设备也将随着电池技术的革命演进而发生巨变。

　　电池环节的技术变革从2016年开始。当年，单晶+多晶PERC电池合计占9%左右的市场份额。经过数年的努力，作为第二代主流电池技术的PERC电池于2021年达到其市占率的历史顶峰（91%左右），完成了对第一代主流电池技术（BSF电池）的替代。

　　2022年，第2.5代主流电池技术（TOPCon电池）的市场份额超过8%，第三代主流电池技术（HJT电池）的市场份额仅有1%。

　　2023年，TOPCon电池出货量占比超过30%，HJT电池首次实现了量产经济性，HJT+钙钛矿叠层电池亦创造出33.9%的世界效率纪录并成为当之无愧的“未来之星”。

　　需要说明的是，在2023年前的电池技术变革服从于硅片环节的技术革命，硅片技术进步“推动”电池技术进步。但从2024年开始，硅片和电池环节在光伏制造技术革命中的地位将发生颠覆式的变化，电池环节的技术革命将全面引领整个光伏制造的技术进步。

　　根据SOLARZOOM新能源智库的预测：作为第2.5代主流电池技术的TOPCon电池将在2024年获得50%以上的出货量份额；作为第三代主流电池技术的HJT电池将在2027年前后获得50%以上的出货份额；作为第四代电池技术的HJT+钙钛矿叠层电池或将在2030年前后成为主流。

　　这三者所开启的电池技术革命，将全面影响未来10年硅片、组件、硅料环节的技术进步方向。

　　光伏电池的新技术方向始终朝着“增效、降本”两个方向展开。在单晶PERC电池之后，光伏制造产业界出现了几大电池技术方向：一是TOPCon电池，二是HJT电池，三是BC结构，四是钙钛矿电池，五是HJT+钙钛矿叠层电池。

　　其中，沿着增效方向开展的技术路线包括：TOPCon电池、HJT电池、BC结构、HJT+钙钛矿叠层电池。沿着降本方向开展的技术路线包括：钙钛矿电池。各光伏电池技术路线on电池

　　TOPCon电池是PERC电池的升级与延伸。TOPCon电池由Fraunhofer研究所于2013年首先报道。TOPCon电池以“N型单晶硅片+硼扩散”替代了PERC电池的“P型单晶硅片+磷扩散”从而改变了PN结的结构，同时增加了一层极薄（1nm左右）的隧穿氧化层和一层掺杂多晶硅薄层作为钝化。

　　TOPCon电池由于使用N型硅片作为衬底减少了少数载流子的体内复合，又改进了钝化层减少了少数载流子的表面复合，故而获得比PERC电池更高的效率。在减反射层、金属化方面，TOPCon电池和PERC电池的差异并不显著。

　　TOPCon电池的工艺步骤、设备与PERC电池有很高的重合度，从产业化的角度看是PERC技术的延伸，故而被称为第2.5代主流电池技术路线。TOPCon电池最大的优势是现有光伏企业工艺人员能较为容易的掌握其工艺，故而从PERC电池向TOPCon电池升级进步较为容易。

　　但TOPCon的优点也构成其最大的缺点，TOPCon技术完全没有壁垒，从而不到两年时间形成了670GW的产能，严重产能过剩。从效率上看，TOPCon电池相比HJT电池，由于其钝化性能还不够优秀，故而效率上存在一定的劣势。

　　从良率上看，TOPCon电池的步数较多；最核心的隧穿氧化层由于只有1nm左右厚度从而制备难度较大，极大影响了其良率的平均水平，也导致其各批次间的良率波动较大。

　　从成本上看，TOPCon电池是PERC电池的延伸，几乎不可能向下突破PERC电池的成本水平。在每W发电量上，TOPCon电池相比PERC电池有优势，来自于高双面率、低温升系数及弱光响应等方面，从而在实验室中按特定标准标定的TOPCon电池，在户外实证中的发电小时数比PERC电池更高3-4%。

　　HJT电池与PERC电池分属完全不同的技术方向，其电池结构的发明者是日本三洋公司，电池结构专利于2014年前后完全到期。

　　HJT的经典结构由本征非晶硅薄膜作为钝化层，由掺杂非晶硅薄膜层（后改进为微晶膜层）和N型硅片形成PN结、高低结。其本征非晶硅薄膜层的钝化效果极为出色，因此其开路电压、电池效率都显著优于TOPCon电池。

　　HJT电池与PERC电池相比，在PN结、钝化层、减反射层、金属化四个核心方面均完全不同。

　　在PN结、钝化层方面，HJT电池除了结构上与PERC电池完全不同，其制备工艺、设备也完全不同，HJT电池采用板式PECVD设备，且本征层、掺杂层均为低温工艺（PERC、TOPCon电池为高温工艺）；此外，HJT电池的减反射层选用导电而没有钝化效果的TCO薄膜，金属化则采用低温浆料。

　　HJT电池最大的优势是钝化效果好、效率高、工艺步骤简单、良率高，其重要的缺点是设备成本高、生产成本高。

　　此外，HJT电池在工艺路线、设备、材料上与PERC电池完全不同，导致现有光伏企业的工艺人员不经过2-3年的学习、实践几乎完全无法驾驭；而HJT电池的供应链相比PERC电池也有极大的变化：板式PECVD与管式扩散炉完全不同，浆料体系从高温变成了低温，靶材则是全新的。

　　HJT电池在工艺、设备、材料上与PERC电池完全不同，导致了主流光伏企业抗拒转型、难以转型甚至是无法转型。“高成本、颠覆性”这两点，导致了HJT电池技术从2019年量产工艺突破至今只实现40GW左右的产能。

　　在效率方面，HJT电池已经以26.81%的效率记录（ISFH标准）创全球单结电池的最高水平，其量产水平也已经达到平均25.0%左右，有望在2-3年后突破26.0%。

　　在成本方面，HJT过去最大的劣势已经获得快速消除，国产化装备的量产导入（2021年）、超薄半棒半片的量产导入（2022年）、银包铜浆料的量产导入（2023年），使得当前HJT电池的成本相比PERC电池只有不到0.10元/W的劣势（优秀HJT企业，其中非硅成本有0.10元/W的劣势，硅片有小幅的优势）。

　　HJT电池在2024年的降本路径极为清晰，其有望在2025年的某一时点实现电池+组件全成本与PERC技术完全量产打平。

　　从良率上看，HJT电池的良率自2019年量产工艺突破以来一直在98%左右的较高水平。从每W发电量上看，HJT电池相比PERC电池的优势比TOPCon电池更大，HJT电池在户外实证中的发电小时数比PERC电池更高5-7%，比TOPCon电池高2-3%。

　　由此，HJT电池将成为光伏电池的第三代主流量产技术，其出货量占比超过50%的时间点预计在2027年前后。

　　BC结构原则上不能称为一种“电池类型”，其在不改变PN结和钝化结构的前提下，将电池片表面的栅线及PN结以指交叉的形状调整至电池片背面，从而增加透光率，BC结构既可以和PERC电池合成，也能和TOPCon电池合成，还能和HJT电池合成。

　　BC结构的优点是效率高。由于BC结构并不显著改变原电池的PN结、钝化层、减反射层，但却减少了正面栅线的遮挡，故而BC结构的功率提升在2-3%左右，效率提升在0.5-0.7个百分点左右。

　　BC结构的缺点是：（1）良率低（不足90%）、成本高，这源自于其复杂的工艺；（2）背面率极低，从而减少了每W发电量；（3）存在专利保护，从而较难发展为一个开放性行业技术。BC结构的电池只能用于屋顶市场，且其极高的成本增加与有限的效率提升之间的矛盾导致其只能适用于很小一部分的高价值市场。

　　钙钛矿电池、HJT+钙钛矿电池是最近十年以来发展最快的光伏电池技术路线。“钙钛矿”本身并不是一种矿物质，而是指ABX3结构的一类半导体材料。

　　钙钛矿电池最大的特点在于钙钛矿材料本身的成本比较低，制备方法相对简单，并且由于其材料选型千变万化，故而从钙钛矿这一类半导体材料的角度看，其带隙宽度可调，可以吸收光谱中不同波段的能量。

　　单层钙钛矿电池的效率并没有PERC电池高，但如果其解决了稳定性问题并获得大规模量产，其生产成本有望比PERC电池更有竞争力。这是钙钛矿电池在2021-2022年获得资本市场追捧的很重要的原因。

　　而2022年12月以来，硅料价格从307元/kg一路下跌到60元/kg，光伏组件价格也从2元/W降低至1元/W以下。更为重要的是，2023年底硅料产能可分别供TOPCon电池、HJT电池1350GW、1620GW，硅料在未来7-8年内都将处于过剩状态。故而，硅料价格将长期维持在50元/kg以下，钙钛矿电池所谓的“成本优势”将完全无法体现出来。

　　钙钛矿电池在技术上的两大问题是：（1）稳定性不达标，从而电池寿命勉强可以做到10年左右，但绝对做不到25年寿命。（2）电池效率与电池片面积之间的负相关性明显，一块钙钛矿组件只有一块电池，其在2000 mm×1000mm的尺寸上的电池效率只能做到18%左右。

　　HJT+钙钛矿叠层电池是典型的多结电池，即利用两种半导体材料的带隙差异可以充分吸收利用光谱不同波长的能量，从而达到综合光电转换效率最高的效果。

　　HJT+钙钛矿叠层电池的工艺原理是：不同材料按禁带宽度从小到大、光谱波段由长到短从底层向顶层叠加，让波长较短的光被最外侧的宽带隙材料（钙钛矿）电池利用，让波长较长的光能透射进去并由窄带隙材料（HJT）电池利用，从而减少单结电池中载流子热弛豫导致的能量损失。

　　HJT+钙钛矿叠层电池的结构是：将钙钛矿层插入HJT电池的标准结构中，从而形成钙钛矿电池与HJT电池相串联的“两端电池”结构。HJT+钙钛矿叠层电池相比HJT电池可以实现更高的转换效率，2023年10月末隆基创造了33.9%的新世界纪录。

　　更为重要的是，其解决了单层钙钛矿电池所存在的两大难题：（1）发电单元面积大幅度降低。HJT+钙钛矿叠层电池的尺寸与HJT电池一致，目前主流为210mm×105mm，相比单层钙钛矿电池的面积要小2个数量级。

　　（2）对材料寿命的兼容性更高。一方面，由于转换效率的大幅度提高，投资回报周期显著缩减；另一方面，选择特定的钙钛矿材料，即使其寿命无法做到25年，当其失效后绝大部分太阳光仍然能透射至HJT电池从而依靠HJT电池实现一定的转换效率凯时k66APP下载。

　　HJT+钙钛矿叠层电池的生产设备：在HJT基底电池方面可以完全利用HJT电池的设备（清洗制绒、PECVD、PVD、丝网印刷设备）；对于空穴传输层、钙钛矿层及电子传输层，目前可能的设备包括真空蒸镀、狭缝涂布、ALD等。

　　目前，由于HJT+钙钛矿叠层电池仍处于较为早期的前产业化阶段，故而尚未确定量产设备的最优选型。

　　HJT+钙钛矿叠层电池的产业化进程预计为：（1）2023-2024年在小面积、大面积上实现实验级叠层电池产品的开发、效率认证，选定最优工艺路线年完成中试设备，并开展大面积叠层电池量产工艺开发验证、可靠性验证，（3）2026年打通量产设备，实现GW级叠层电池量产。

　　根据上述产业化进程，如发展顺利，HJT+钙钛矿叠层电池最快有可能在2030年前后成为光伏电池的第四代主流量产技术。

　　综上所述，在PERC电池后的光伏制造的主流量产技术，将沿着“TOPCon电池→HJT电池→HJT+钙钛矿叠层电池”的路径发展。上述三种技术出货量超过50%的时间点将是：2024年、2027年前后、2030年前后。

　　光伏电池功能结构中最核心的部分包括：PN结、钝化层、减反射层、金属化。其中，PN结是光伏器件中光能转换为电能的核心结构，钝化层的作用是减少少数载流子的表面复合，减反射层减少光学反射、增加入射光的吸收，金属化的作用是将电流从电池片内部导出。

　　对于HJT电池而言，PN结、钝化层结构是HJT电池之所以称为HJT电池的核心；而在低温工艺环境下，TCO膜层替代氮化硅结构亦是大势所趋。故而，HJT电池内部的细分技术路线，主要围绕金属化的差异展开：

　　（1）HJT电池的主流技术路线沿着“低温浆料→银包铜浆料”的金属化路径发展，（2）铜互联HJT电池的金属化方向是以电镀铜工艺替代浆料体系，（3）HBC电池的金属化方向是将BC结构与HJT电池结合，并将栅线移至电池片背面。铜互联HJT电池、HBC电池研究的支持者是通威股份和隆基绿能，上述两家企业希望在HJT电池时代形成差异化的特色。

　　对于铜互联HJT电池而言，其主要的优势有两点：（1）铜栅线μm以下，在电池片受光面积上比主流路线HJT电池有一定优势。（2）铜栅线与TCO膜层间的接触电阻较优。理论上，铜互联HJT电池相比主流路线HJT电池的效率优势可拉开至0.5%左右，但目前实际可以做到的优势差距约为0.2%。

　　铜互联HJT电池当前的主要问题是：（1）量产设备尚未突破。（2）设备、材料、工艺的综合成本较高、良率较低，2024年如能量产其金属化环节的成本将在0.07元/W以上，而2024年底主流银包铜浆料技术路线元/W区间内（优秀HJT企业）。

　　（3）受前两个因素影响，尚未有大规模的量产研发力量投入到铜互联HJT电池技术，故而其电池片的效率优势尚未充分体现。基于铜互联HJT电池的以上优劣势，若量产及降本工作开展顺利，预计铜互联HJT电池可以获得一小部分高端市场。若银价上涨超过20000元/kg，铜互联HJT电池则有可能获得较高的市场份额。

　　对于HBC电池而言，其主要的优势是：（1）将正面的栅线完全移至电池片翻面，从而可以获得0.5-0.75%左右的效率增益，（2）电池片的表面较为美观，符合户用光伏市场对建筑美学的要求。

　　HBC电池当前的主要问题是：（1）工艺复杂、良率低，（2）极大的增加了背面遮挡从而其双面率不足50%，对于地面电站应用场景而言，相比主流路线HJT电池，HBC电池在正面所增加的发电量甚至难以弥补其背面所损失的发电量。

　　基于上述优劣势，若量产工作推动顺利，预计HBC电池可以获得一小部分的高端屋顶市场。若其量产良率显著超过95%，则HBC电池在屋顶市场上可能获得较高的市场份额。

　　HBC技术存在的另一个问题是：BC技术存在专利风险，因而有可能无法成为一个开放性的行业技术。这会在很大程度上制约其降本速度和发展空间。

　　截止2023年末，国内量产HJT电池产线GW。其中，安徽华晟已投产产能约12.3GW，占比约38%，为HJT电池组件的龙头企业；此外，东方日升、琏升光伏、金刚光伏、中建材、爱康科技、润海新能源产能规模大于1.5GW。

　　根据SOLARZOOM新能源智库的预测：2024年国内HJT电池组件出货量将达到29GW左右，相比2023年大幅增长；2027年HJT电池组件的出货量将超过其他技术产品出货，而成为第一大主流电池技术。其中，表 4中的55条产线年当年的新增产线也将贡献一部分出货量。

　　在当前光伏产业整体严重产能过剩、2023年末全产业链累计库存接近400GW（含企业端的硅料、硅片、电池、组件库存及中间贸易商、经销商、EPC等流通环节的各类库存，详见表 1）的背景下，HJT电池（优秀企业）将在2024年保持较高的开工率，主要原因是：

　　（1）电站运营商追求较低的LCOE，功率高、每W发电量大（或发电小时数高）的HJT组件用于电站，可以节省在土地、基础、支架等方面的单位开支，故而运营商愿意支付溢价购买HJT组件。

　　当HJT组件相比PERC组件的实际售价溢价小于“运营商等效IRR原则”反推出的理论销售溢价，则HJT组件更有性价比优势。

　　（2）在2024Q1-Q3全产业链去库存期间：PERC组件去库存价格PERC组件正常销售价格，两者之间存在一个销售折价。HJT组件、TOPCon组件为了出货，要与去库存的PERC组件进行竞争。

　　当“HJT组件正常销售价格-去库存PERC组件价格≈HJT理论销售溢价”时，正常销售的HJT组件与去库存的PERC组件对于运营商而言是无差异的。

　　在实际情况下，HJT组件、TOPCon组件、PERC组件三者之间的售价不同、成本不同、毛利不同、理论销售溢价（性价比优势反推至价格）不同。在光伏制造业整体产能过剩的背景下，“含税售价-理论含税销售溢价”最低的技术，必然最有竞争力，获得运营商的优先消纳。

　　而含税售价=（成本+毛利）*（1+增值税率）。当各种技术均用尽力气（毛利=三费）去竞争出货优先权，则“成本*（1+增值税率）-理论含税销售溢价”最低的技术，将获得优先消纳。

　　2023年底，鉴于：a）HJT成本与PERC成本的差距缩小到0.10元/W以内，而HJT相比PERC的理论含税销售溢价约定于0.20元/W；b）TOPCon成本与PERC成本的差距缩小到0.06元/W以内，而TOPCon相比PERC的理论含税销售溢价约定于0.10元/W。

　　正常销售的HJT电池、TOPCon电池、PERC电池之间的竞争力排序是：正常销售的HJT电池正常销售的TOPCon电池正常销售的PERC电池。而在正常销售的HJT电池、去库存的PERC电池之间，只要去库存PERC电池的销售折价不大，则正常销售的HJT电池竞争力便会胜出。

　　由此，正常销售的HJT电池将在所有产品中，排在最优先获得运营商消纳的位置上。

　　2023年，HJT电池量产双面微晶产线推向市场，由此导致HJT电池效率小幅上升。但除此以外，量产线上HJT电池的效率提升并不明显。

　　2023年末，210半片尺寸HJT电池的量产平均效率（基于100%CTM倒推的标准）达到24.7%左右，光转膜配置1384mm×1303mm组件（132片210半片）的大批量出货功率在715-720W；截止膜配置的1384mm×1303mm组件大批量出货功率在705-710W。

　　当期，同尺寸PERC组件、TOPCon组件的主流出货档位分别是660-665W、685-695W（注：不含激光辅助烧结，下同），对应于100%CTM倒推标准的电池片平均效率分别为22.8%和23.7%。HJT电池与PERC电池的效率差距、与TOPCon电池的效率差距，在210半片尺寸上仍然保持较大幅度。

　　在182半片尺寸上，HJT电池与PERC电池、TOPCon电池的效率差距相对较小：144片182半片HJT组件的主流出货功率为585-595W（光转膜），同尺寸的PERC组件、TOPCon组件主流出货功率为550-555W、575-580W。

　　未来三年，HJT电池的技术进步将由“设备厂商主导推动”变为“电池厂商主导推动”。2024年，在可视的工艺提升下，HJT电池的量产平均效率相比2023年底的24.7%（基于100%CTM倒推的标准）有0.5-0.7%的提升空间。

　　2024年底，截止膜配置的1384mm×1303mm组件大批量出货功率在可做到720W以上。

　　HJT电池的发电量增益，主要是指：组件标称功率是在实验室标准状态下给定的，但HJT组件在实际工况下的发电小时数会因以下因素而高于PERC组件：a）双面率达到90%左右，比PERC电池的70%高，b）温升系数达到-0.25%/℃，比PERC电池的-0.35%/℃低，c）弱光效应，d）衰减较低。

　　经理论测算及实证检验，在不同的环境温度、地面反射率条件下，HJT组件将比PERC组件的有效发电小时数高5-7%左右。由此，构成HJT电池的发电量增益（或发电小时数优势）。

　　HJT电池的发电量增益在各年之间基本平稳，属于HJT电池的固有优势属性。

　　HJT电池的理论销售溢价，是指基于“运营商等效IRR原则”，使得“HJT电站的IRR”恰好等于“基于主流技术（PERC电池）所建电站的IRR”的HJT电池价格与主流技术（PERC）电池价格的售价差。

　　HJT电池的理论销售溢价，取决于：（1）HJT电池功率相比主流技术的优势，（2）HJT每W发电量（或发电小时数）相比主流技术的优势（受实际工况的温度水平、实际地面反射率、温升系数差异、双面率差异四个因素的影响），（3）组件及BOS环节中，受益于功率提升及发电量提升而能实现每W降本的与功率无关的各项成本之总和。

　　上述三项因素越高，HJT电池的理论溢价越高。不难测算，当HJT组件功率、发电小时数合计高出PERC约15%，且组件及BOS环节中与功率无关的各项成本之和达到1-1.5元/W，则HJT电池的理论销售溢价可以达到0.15-0.225元/W。

　　HJT电池的实际销售溢价，并不等于HJT电池的理论溢价。两者之间的差异取决于以下因素：

　　（1）HJT电池客户（组件企业、电站运营商）对HJT技术的认可度及需求量。2023年末HJT技术普遍获得各大电站运营商、组件厂商的认可，特别是HJT出货规模显著超过10GW后各大组件厂纷纷准备推出HJT组件产品，这将导致市场将对高效率HJT电池产生（相比HJT电池供给）近乎于无限的需求。

　　（2）HJT电池的供应量。2024年HJT电池的产出较难超出40GW，占当年光伏新增装机量的比例不足10%，故而在全球范围内能较容易的找到40GW的高价值市场（每W与功率无关的BOS成本较高、温度高、地面反射率高的项目）。

　　（3）市场主流基准产品的变化。2024年前三季度，全市场存在400GW左右的库存（含企业端的硅料、硅片、电池、组件库存及中间贸易商、经销商、EPC等流通环节的各类库存，详见表 1），其持有方在组件价格不断下跌的过程中会以低于成本的价格出售这些产品。由此，将导致2024年前三季度市场主流基准产品并非是正常出货的PERC电池，而是去库存的PERC电池。

　　以上三点，前两点将导致HJT电池实际溢价水平接近于甚至超出HJT电池的理论溢价水平，第三点则将在库存去化完毕（可能在2024Q3）前阶段性的压低HJT电池（相比于正常出货PERC电池）的实际溢价。

　　由此可见，2024年HJT电池的实际溢价将呈现“先低后高”的特征，合理预计2024年末的HJT电池相比PERC电池的正常出货价格高约0.2元/W。

　　在95%的产能利用率下，HJT电池的当前成本结构如表 7所示，其中：硅成本为0.235元/W，非硅成本为0.233元/W。细分项上，浆料成本已低至0.077元/W，靶材成本约为0.039元/W，网版成本约为0.016元/W，折旧成本0.039元/W，人工能耗成本0.034元/W，其他非硅BOM及其他制费0.028元/W。

　　相比PERC电池当前的成本结构（硅成本0.250元/W、非硅成本0.130元/W），HJT电池的非硅成本高约0.1元/W，总成本高约0.09元/W。考虑到HJT电池的理论售价溢价达到0.2元/W，同时考虑到HJT电池产线更高的初始投资，从电池厂商的角度来看，HJT电池的投资吸引力已经开始超过PERC电池。

　　根据SOLARZOOM新能源智库预测：2024年末，预计HJT电池的非硅成本将降至0.169元/W，相比PERC电池的成本增益缩减到0.04元/W；而在硅片端，HJT电池可以通过使用更薄的硅片、使用边皮料，并引入竞争机制，实现硅片成本比PERC电池低0.03元/W。

　　综合来看，2024年末的HJT电池总成本将无限接近与PERC电池；2025年HJT电池成本将极大概率低于PERC电池的成本。表 9 2024年末HJT电池成本预测

　　注：以上测算假设银价、铟价保持稳定，但实际情况下上述原材料的价格可能存在较动

　　（1）硅片采用100μm厚度的吸杂工艺，并利用一定比例的边皮料，每片100μm吸杂后HJT专用硅片价格降至150μm厚度同尺寸P型硅片价格的95%。

　　（2）0BB无主栅技术被应用于HJT电池组件生产，节省主栅浆料，细栅与焊带交接部分采用60%银含量的银包铜，银包铜售价相比“银点×银含量”的加价降至1200元/kg；细栅与焊带不交接部分采用35%银含量的银包铜，加价降至1800元/kg。

　　（3）细栅浆料耗量降低至70mg/片，这一耗量水平目前就已经能在中试线）靶材采用半铟靶材，即每条电池产线PVD机台上下各两根含铟靶材，两根无铟靶材，991和9010靶材在剔除铟价值后的靶材加价在700-1000元/kg。

　　根据SOLARZOOM新能源智库的预测，2024-2026年，HJT电池的非硅成本、硅成本均将出现下降，其中：2024年末、2025年末、2026年末HJT电池的非硅成本将分别降至0.17元/W、0.14元/W、0.13元/W。

　　同期，HJT电池的总成本将分别降至0.39元/W、0.32元/W、0.31元/W。鉴于HJT电池的成本降低，并逐步胜出TOPCon电池、PERC电池，HJT技术必将爆发出强大的生命力，最终实现对现有主流技术路线的全面颠覆。

　　经过数年的产业链培育，上述环节均已经实现10GW以上规模的量产供货能力。

　　浆料领域，电池片正背面40-50%银含量的银包铜浆料均已量产导入，30-40%银含量是2024年的量产方向，球粉被普遍使用，体电阻率正向7μΩ·cm以下水平突破，开口线μm以下水平突破。

　　靶材领域，991配方的高迁移率靶材正被广泛应用，迁移率正向100%以上水平突破；在不降低效率前提下，通过复合膜层减少铟用量，正成为靶材降本的主要方向。

　　网版方面，异质结网版寿命偏低的问题已经得到重视，通过调整PVD设备、改进网版产品、改进工艺和现场管控等手段，细栅网版寿命正向10万次以上水平突破；镍合金钢网、钢片钢网等新产品正受关注。

　　特气方面，6%含量的磷烷混氢、乙硼烷混氢被普遍使用。尾气处理设备方面，针对氢脆、腐蚀等问题已经有良好的解决方案。

　　对HJT电池而言，目前电池片环节产业配套的合格供应商数量还相对较少，技术进步和降本的速度还有待提升。

　　特别是在电池设备、银包铜浆料、靶材等领域，HJT电池企业欢迎更多的供应商能以更有竞争力的成本，提供符合品质要求的产品，并重点加大在降本方向上的研发投入。

　　2023年前三季度，由于硅片环节整体开工率较高，不愿意释放薄片化的超额利润，不少HJT电池企业纷纷投资硅片环节凯时k66APP下载。但从2024年开始，HJT专用硅片的市场将正式形成，提供符合HJT电池要求的高品质、低价格HJT专用硅片，将成为产能严重过剩的硅片环节的厂商获取市场份额的重要出路。

　　HJT产业链内预计，2023Q4-2024Q1上述技术问题中将有部分在量产线上实现显著的突破。

　　组件环节是HJT产业链最后开始实现产业链配套完善的环节，故而当前的技术路线方向还有存在上述不确定性。但这并不阻挡光伏一线年开始将HJT产品推向市场。HJT组件辅材环节的企业，由此也存着通过配合HJT电池组件企业寻找最优技术路线方案而收获技术颠覆的重大机会。

　　以PERC技术为例，光伏组件主要的能源消耗来自于：（1）工业硅环节，耗电量约12度/kg；（2）硅料环节，改良西门子法的耗电量约55度/kg；（3）拉棒环节，RCZ法的耗电量约23度/kg方棒；（4）切片环节的耗电量约为0.01度/W；（5）电池片环节的耗电量约为0.05度/W；（6）组件环节的耗电量约为0.01度/W。

　　如考虑各环节的损耗、转换系数，从工业硅到方棒环节的耗电量为95度/kg，PERC组件考虑上述6个环节的主产业链综合耗电量约为0.27度/W。当前的HJT组件（如以120μm厚度计算）相比PERC组件，主要的能耗节约在于：（1）120μm厚度相比150μm厚度节省了硅棒耗用，由此导致工业硅、硅料、硅棒三个环节的每W能耗降低；

　　（2）在电池片环节，HJT产品相比PERC产品的每W耗电量少约15%以上；（3）HJT电池的效率更高，由此导致各环节的每W耗电量更低。由此可得，当前HJT组件考虑6个环节的主产业链综合耗电量约为0.22度/W。

　　HJT组件未来的技术方向是：硅片厚度降至90μm厚度，硅料环节采用颗粒硅工艺，在拉棒环节采用CCZ工艺。考虑到颗粒硅、CCZ拉棒这两个环节的电耗分别只有14度/kg、18度/kg，从工业硅到方棒环节的耗电量仅为47度/kg。

　　在硅料、拉棒、切片三个环节技术更新后，90μm硅片厚度所对应的HJT组件主产业链综合耗电量约为0.12度/W。

　　由此计算可得，伴随着HJT技术的持续进步，其不仅将在成本上超越PERC技术，在制造端碳减排方面的优势也是极为巨大的。2025年及以后，HJT组件相比PERC组件，其每W主产业链综合耗电量将至少低50%。

　　HJT产品相比PERC产品，除了在制造环节具备较强的碳减排优势外，在电站实施、运营环节所体现出的碳减排优势更是极为显著。

　　HJT组件相比PERC组件的单位面积功率更高，故而在电站实施环节可以节省每W水泥基础、钢支架的用量，由此带来更多碳减排。在电站运维环节，由于HJT组件具备温升系数低、双面率高、弱光效应、衰减率低等特点，故而其全生命周期的每W发电量比PERC组件高约7%左右，由此，每W的HJT组件在全生命周期的火电替代量也将高于PERC组件约7%左右。

　　（3）除了业内产业资本涉足HJT电池外，也有不少业外资本也看好HJT电池技术，并已布局一定规模的产能。

　　（4）HJT电池厂商中，浮现出国电投、华润、中建材等央企的身影。而在PERC时代，央国企的身影已经从光伏制造各环节的前十榜单中消失。

　　（1）受“2023-2024年光伏制造市场下行周期”、“HJT电池构成对原有业务的颠覆”、“光伏制造龙头企业不愿意为HJT电池设备厂商做嫁衣”三大因素的影响，光伏制造业龙头企业在2024年投资HJT电池产能的能力及意愿均将很低。

　　（2）已落地HJT电池新进入者，如能在2024年下半年的财报中逐步证明HJT电池的盈利性及自身的技术、运营、销售能力，则将获得金融资本的追捧，其在未来1年内仍将维持较快扩产的节奏。

　　（3）已落地HJT电池新进入者，如因各种原因而开工率较低、迟迟不能盈利，则将较难获得资本的追逐而进一步扩产。

　　（4）尚未落地的HJT电池潜在新进入团队，在光伏制造业整体低迷的背景下，其在获得地方政府及金融资本支持的过程中，需要付出更多的努力。

　　（5）基于上述几点，2024年HJT电池环节的产能集中度或将呈现上升趋势。

　　（6）鉴于2024年一线光伏制造业企业将全面推出HJT组件产品，并暂不对HJT电池环节进行扩产，而部分HJT电池企业并未配套组件产能或配套的组件产能远小于其电池产能，第三方HJT电池市场将在2024年正式形成。

　　HJT制造产业链内的利润分布，主要受HJT电池、HJT组件、HJT专用硅片三者间供应关系的影响。HJT电池的单位投资最大，且受团队及技术颠覆的制约，整体产能的瓶颈最为明显。HJT专用硅片的供应来自于现有的硅片企业，其在增添了中剖、吸杂等工序设备并对切片机进行一定改造后，可以满足HJT电池企业对硅片的需求。

　　综合上述分析，HJT电池环节将在HJT制造产业链中获得最大利润，硅片及组件环节的每W利润水平将显著低于电池；拥有高价值海外渠道的组件企业可以在HJT产业链中获得可观的渠道利润。

　　HJT电池景气在2023年三季度呈现出较高的水平，其主要推动力是：2023年二季度以来，HJT电池的非硅成本大幅下降，已从此前的0.30元/W以上下降至0.23元/W左右的水平。HJT电池组件的龙头企业安徽华晟亦宣布了其在2023年9月实现HJT电池盈利的历史性突破。

　　进入2023年四季度后，HJT电池组件的降本进入到一个平台休整期，而光伏全产业链的严重产能过剩及巨大的海外库存，导致了光伏电池的景气下滑。HJT组件的理论溢价虽然获得了运营商的普遍支持，但其比价基础由正常出货的PERC产品转为甩库存的PERC产品。

　　根据SOLARZOOM新能源智库的预测，预计光伏产业链将在2024Q1达到产业链出清状态（主流技术的硅料、硅片、电池片、组件四个环节的不含税价格≈现金总成本），运营商将由此关注“光储平价”后的电站投资机会，若这一时期的海外长期利率能一改2023年的上行趋势，则光伏产业链的终端需求将开始释放。但在2024Q1-Q2，受400GW左右产业链库存（含企业端的硅料、硅片、电池、组件库存及中间贸易商、经销商、EPC等流通环节的各类库存，详见表 1）的影响，终端需求将首先去化库存，故而光伏制造的整体景气回暖将出现在2024Q3以后。

　　对于HJT电池而言，其到达景气底部的时间预计和整个光伏产业链一致，预计在2024Q1。

　　当光伏产业链出清后，鉴于“HJT理论溢价HJT成本增益+去库存甩货价格折扣”，HJT组件在全市场光伏产品的排序中将优先于去库存的PERC、TOPCon产品（详见表 6），HJT的景气回升将优先于全产业链开始。

　　再考虑到2024Q1将是HJT组件0BB方案量产导入的时间点，HJT电池生产成本还有至少0.02元/W的下降空间，故而，SOLARZOOM新能源智库判断：HJT电池的行业景气将在2024Q1呈现出V型反转。

　　HJT电池景气回升的标志包括：光伏制造产业链出清、运营商开始启动新增装机、HJT组件实现0BB技术量产导入。如海外长期利率出现下降，则更有助于HJT电池的景气回升。

　　2023年4月，东方日升HJT电池量产线出片，标志着一线光伏组件大厂正式涉足HJT技术。东方日升在HJT电池量产线上快速导入双面银包铜技术，并采用110μm厚度硅片，为HJT电池降本注入了新的动力。

　　2023年10月，安徽华晟宣布：华晟2023年9月实现盈利！这是异质结技术产业化与商业化的历史性时刻！

　　2023年11月，NREL最新报告显示，隆基绿能自主研发的HJT+钙钛矿叠层电池效率达到33.9%，创世界历史纪录。

　　2023年11月，经TUV南德认证，安徽华晟的G12-132版型HJT组件输出功率达到750W，创产业组件功率纪录。

　　（4）HJT电池成本快速降低，超越TOPCon电池，并于2024年底接近于PERC电池。

　　（5）HJT电池出货规模突破10GW，光伏产业链各环节为HJT提供配套的动力增强。

　　（6）HJT的产业景气与光伏主产业链景气开始脱钩，呈现出颠覆性技术的特征：“高ROE、快速扩产、出货量渗透率显著上升”。

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