光伏产业链上下游
上游包括原料高纯度多晶硅材料的生产，单晶硅和多晶硅的制造，硅片的生产
中游包括光伏电池片，光伏组件(玻璃、支架、胶膜等)以及逆变器环节
下游是光伏发电的应用端包括光伏电站和分布式发电
光伏电池片位于光伏产业链中游，是通过将单/多晶硅片加工处理得到的可以将太阳的光能转化为电能的半导体薄片
电池片主要原材料为硅片，主要辅材为银浆、铝浆和化学试剂，主要动力为电力
硅片:硅片是电池片主要原材料，在硅料价格持续上涨的背景下，硅片环节凭借其良好的价格传导能力且相对稳定的竞争格局，维持较好盈利能力，占电池片成本约为74-75%
银浆:银浆为电池片结构中的核心电极材料，目前光伏银浆需求随着光伏行业的发展持续增长，占电池片成本约为8%
光伏电池按原材料分为三类
1.晶体硅太阳能电池
2.薄膜太阳能电池
3.各种新型太阳能电池
单晶硅片制造企业利用单晶硅炉生产单晶硅棒
多晶硅片制造企业利用铸锭炉生产多晶硅锭
之后再将硅棒或硅锭切割成单晶硅片或者多晶硅片，最终用于太阳能电池板、电池组件生产
光伏硅片大体可以分为多晶硅片和单晶硅片
当熔融的单质硅凝固时，硅原子以金刚石晶格排列成许多晶核，如果这些晶核长成晶面取向不同的晶粒，则为多晶
如果晶面取向相同，则为单晶，单晶电池转换效率可以比多晶电池高2-3个百分点
生产步骤
拉晶、切片为单晶硅片主要生产步骤，主要设备均已国产化
拉晶工艺主要包括Fz法和Cz法
悬浮区熔法(Fz-floatzone)，多应用于对硅片要求较高的半导体领域
直拉法(Cz-czochralski)，光伏领域主要使用Cz法
抽真空→检漏→压力化→熔料→稳定化→熔接→引晶→放肩→转肩→等径→收尾→停炉，以及两个重要辅助工艺——煅烧、副室隔离净化
1.装料
在高纯度石英坩埚中按层次装入多晶硅块料、粉料、颗粒料、掺杂剂，然后放入石墨坩埚并合炉。掺杂剂类型决定得到P型还是N型硅片
2.抽空检漏
合炉后，主泵对炉体内部进行抽空，为单晶生长提供洁净的环境。抽空至一定压力后，充入高纯度氩气，然后关闭，再抽，再充，反复几次，带走炉内杂质。此后要进行检漏
3.压力化
检漏完成，开启氩气阀，炉内压力逐渐升至晶体生长压力范围
4.化料
驱动石墨加热器电源，加热至大于硅的融化温度，使多晶硅和掺杂物熔化
5.引晶
熔液温度稳定到引晶范围后，降下籽晶接近液面，籽晶固体接触液面后，籽晶端头熔化，由于表面张力，籽晶与硅融体的固液交接面之间的硅融体冷却形成固态的硅单晶
6.缩颈
籽晶接触到硅液瞬间，其温度差产生的热应力引发位错，消除位错的方法是“缩颈”。在提拉过程中，逐渐缩小籽晶，将位错的排列挤压出去，并拉制细颈长度约晶棒直径大小
7.放肩
引晶至目标长度，减慢晶体提拉速度，降低温度，直径快速增大，称为“放肩”
8.转肩
放肩至目标直径后，需要快速使晶体生长方向从横向转为纵向，提高拉速，晶体停止横向生长，直径不再增加时，即完成转肩
9.等径生长
为了减少全熔阶段掺杂剂的挥发损失造成较大影响，转肩至目标直径后，再启动投放掺杂剂的装置，停滞2~3秒，然后可以提高提拉速度，并保持几乎不变的速度进行等径生长
10.收尾
生长结束如果直接脱离液面会在界面产生大量位错，导致尾部的晶棒不可用。在等径结束后，要逐渐缩减晶棒直径至最小，然后脱离液面，完成单晶硅的生长过程
11.停炉
晶棒升入副室冷却。加热停止、坩埚升至最高位冷却。2~3小时后，拆炉取棒、清洁炉体
直拉单晶炉
是拉晶环节核心设备，伴随硅片不断向大尺寸方向演化
根据直径划分，≤1.5英寸为第一代，≤2英寸为第二代，4-6英寸为第三代，8-12英寸第四代
从第三代开始实现直拉单晶炉控制的半自动化，到第四代基本实现了智能全自动化的升级
目前顺应大尺寸化发展趋势，已经发展至主流炉型(mm向下兼容mm)，热场尺寸达36英寸以上，单炉投料量达kg以上
设备厂商
连城数控收购美国Kayex公司
晶盛机电开发出了拥有自主知识产权的ZJS系列全自动单晶炉
北方华创传承五十多年电子装备及元器件的生产制造经验
其他厂商还有京运通、天通吉成等等，目前国内厂商的设备水平已走在全球前列，我国光伏单晶炉设备已经全面国产化
切割技术
伏硅片切割主要采用线锯切割方式，有游离磨料和固结磨料切割两类
1.游离磨料以砂浆切割为代表，通过钢线、游离液体磨料和待切割材料三者间的相互摩擦作用进行切割
2.固结磨料切割用金刚线(金刚石粉固定在钢线上)对材料进行切割，相较前者具有切割速度快、硅片品质高、成本低、切割液环保等优点
年以来金刚线切割已在单晶领域完全取代了砂浆切片
-年金刚线母线直径从70μm降低到45μm、单晶硅片厚度从μm降低到μm、同尺寸硅片每公斤方棒出片量从60片提升到70片
硅片制备
单晶炉拉制出硅棒后主要经过截断、开方、磨倒、切片4道主要工序形成单晶硅片
截断工序将硅棒切割成所需长度
开方工序将截断后的圆柱形硅棒加工成长方体
磨倒工序将方棒进行磨面、抛光、倒角
切片工序将磨抛后硅棒切割加工为硅片，是实现硅片薄片化的关键，也是整个硅片加工流程中最为重要的一环
切片环节
切片环节所需的设备主要有截断机、开方机、磨倒机、粘棒机、脱胶机、切片机、脱胶机、清洗机、分选仪以及其他自动化辅助设备等，其中切片机是切片环节核心设备
切片机是一种使用高速运动的金刚石线对单晶硅棒进行切片加工的专用精密生产设备
在设备工作过程中，一根高速往复运转的金刚石线分布成切割线网，通过由放线轮、张力轮、导轮、切割轮等组成的运动机构及自动检测控制系统对单晶硅棒料进行加工研磨，将硅棒切割为硅片
目前国内提供多线切割机厂商包括高测股份、宇晶股份、连城数控、上机数控及晶盛机电等
电池片主流分类
从衬底类型来看，可将电池片分为P型电池片和N型电池片两类
P型电池片
P型电池原材料为P型硅片(掺杂硼)
P型电池主要包括BSF(常规铝背场电池)和PERC(钝化发射极和背面电池)
P型单晶硅PERC电池理论转换效率极限为24.5%
从效率方面来看，PERC电池量产效率已逼近理论极限效率，很难再有大幅度的提升，并且未能彻底解决以P型硅片为基底的电池富有硼氧对所产生的光至衰减现象
N型电池片
在晶体生长过程中，若掺入微量III族元素(如硼、镓等)可制得空穴导电的P(positive)型硅单晶
若掺入微量V族元素(如磷、砷等)可制得电子导电的N(negative)型硅单晶
Cz法拉制P型硅和N型硅的流程几乎相同，但由于硼在硅中更易保证均匀性，故P型硅的制备相对简单，工艺技术也更加成熟，目前在P型硅片衬底上生产的P型电池是市场主流
N型电池目前较主流的技术为TOPCon(隧穿氧化层钝化接触)和HJT(本征薄膜异质结)
N型电池通过电子导电，且硼氧原子对造成的光致衰减较少，因此光电转换效率更高，将会是电池技术发展的主要方向
对比P型优势
1.P型电池片少子是电子，N型电池片少子是空穴，硅片中杂质对电子的捕获远大于空穴，根据普乐科技，在相同金属杂质污染的情况下，N型电池片表面复合速率低，少子寿命比P型电池片高1-2个数量级，能极大提升电池的开路电压，电池转换效率更高
2.N型电池片掺杂的元素为磷元素，晶体硅中硼含量极低，本质上削弱了硼氧对的影响，光致衰减效应接近于零
3.N型电池片工作温度低，红外透过率高，电流通道多根据摩尔光伏，N型电池片工作温度较常规单玻组件低3-9°C，减小因温度提高带来的功率下降
4.N型电池片弱光响应好，根据摩尔光伏，N型电池片在辐照强度低于W/m2的阴雨天及早晚仍可发电
四种主流技术路线
一.PERC电池
PERC(PassivatedEmitterandRearCell)电池，全称为“发射极和背面钝化电池”，是从常规铝背场电池AL-BSF结构自然衍生而来，与BSF电池相比，光电转换效率更高
PERC电池市占率呈现大幅提升趋势，由年的10.0%攀升至年的91.2%，现已成为电池片主流产品
发展历程
1.-年:技术雏形期，PERC技术出现并引起重视
PERC电池技术起点源于年澳洲新南威尔士大学的马丁·格林教授研究组公开的研究成果，实现了22.8%的实验室效率
年，PERC电池背面钝化的AlOx介质膜的钝化作用引起重视，PERC技术开始逐步走向产业化
2.-年:萌芽期，国内PERC电池步入萌芽期
年由中电光伏牵头的国家项目正式吹响了我国PERC电池产业化的号角
-年在诸多厂家与机构长期的技术储备和研究基础下国内PERC电池进入商业化和量产化的基础阶段，其中晶澳作为国内首家打通PERC产业链的企业，其批量试产效率达到20.3%，并率先实现小批量生产
3.-年:告诉成长期，国内PERC电池进入高速成长阶段
年国内PERC电池产能达到世界首位，占全球PERC电池产能的35%
年由国家能源局实施的“光伏领跑者计划”引领国内PERC电池正式开启产业化量产，平均效率达到20.5%
年是光伏电池市场份额发生转折的一年，常规电池的市场份额开始下降，国内PERC电池市场份额提升至15%，其产能已增至8.9GW
4.年-至今:PERC电池进入爆发期，成为市场主流
年PERC电池规模化量产加速，量产效率达22.3%，产能占比超过50%，正式超过BSF电池成为最主流的光伏电池技术
根据CPIA预计，到年PERC电池量产效率将达23.3%，产能占比将超过80%，市场份额仍将稳居第一
转化效率
从单晶和多晶电池角度来看，PERC单晶电池效率始终高于PERC多晶电池
从量产效率来看，PERC电池量产效率呈现逐年增长趋势，PERC单晶电池量产效率由年的20.5%提升至年的23.1%，据CPIA预计，年PERC单晶电池量产效率将达23.3%
从最高效率来看，截至目前，单晶双面PERC电池最高效率记录由隆基绿能于年1月创造，最高效率达24.06%(CPVT认证)
从理论极限效率来看，根据权威测试机构德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)测算，P型单晶硅PERC电池理论转换效率极限为24.5%，P型PERC电池量产效率已十分逼近理论极限效率，效率提升空间有限
二.TopCon电池
TOPCon是(TunnelOxidePassivatedContact)的缩写，TOPCon电池属于一种钝化接触型电池
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
若采用薄膜将金属与硅衬底隔离，则可以减少少子复合。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，即是TOPCon技术
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，极大地降低复合速率，提升了电池的开路电压和短路电流，从而提升电池转换效率
理论转换效率居各种类电池之首，极限效率高达28.7%，高于HJT的27.5%和PERC的24.5%，且最接近晶体硅太阳能电池理论极限效率29.43%
目前量产效率达24%~24.5%，头部电池厂商量产平均效率突破24%，包括中来、隆基在内的许多头部公司已经将实验室效率做到了25%以上
发展历程
1.-年:技术雏形期，TOPCon技术出现并得到应用
TOPCon技术概念最早由德国Frauhofer研究所于年提出，并于年研发出效率达到25.1%的新一代TOPCon电池
年美国乔治亚理工学院对TOPCon电池的电性能模拟研究将其电池效率进一步提高到了25.7%，同年德国Frauhofer研究所的ArminRichter团队在P型FZ(区熔)硅片上首次应用了TOPCon技术并达到24.2%的电池效率
2.-年:产品布局期，国内厂商积极布局TOPCon技术
年晶科能源在大面积商用硅片衬底上制备的N型TOPCon电池最高效率达到了24.19%
年天合光能自主研发的i-TOPCon技术在大面积单/多晶电池上都打破了实验室纪录，转换效率分别达到了24.58%和23.22%
3.年-至今:商业推广期电池效率屡创新高，TOPCon有望规模化应用
国内厂商加大对TOPCon技术的布局并步入行业前列
年隆基绿能在单晶硅片商业化尺寸TOPCon电池效率上首次突破25%，N型TOPCon转换效率达到了25.21%
年晶科能源自主研发的N型高效单晶硅电池最高效率达到了25.7%，TOPCon电池或将开始启动规模化应用
三种工业化路线
1.本征+扩磷:LPCVD制备多晶硅薄膜结合传统的全扩散工艺
优势:工艺目前相对成熟且耗时短，生产效率高，厚度均匀性好，致密度高，已经实现规模化量产，为目前TOPCon厂商选取的主流路线
劣势:过度的绕镀，石英件沉积问题，成膜速度慢
目前晶科能源和天合光能都有布局，目前TOPCon电池工艺还是以该方法主流，成熟度最高，但绕镀问题较严重
2.原位掺杂:PECVD制备多晶硅膜并原位掺杂工艺
优势:沉积速度快，沉积温度低，轻微的绕镀，可以用PECVD直接制备多晶硅层，流程相对简化
劣势:厚度均匀性较差，纯度低，存在气泡爆膜问题，导致致密度和良率较低
目前产业化程度较慢，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
该方法原则上没有绕镀问题，与PERC产线不兼容，更适合新的产线，后续有望通过工艺的成熟改善镀膜稳定性，成为主流技术
3.离子注入:LPCVD制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺
优势:离子注入技术是单面工艺，掺杂离子无需绕镀，工艺温度低，成膜速度快
劣势: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，设备成本高，靶材用量大，方阻均匀性有偏差
目前主要是隆基绿能有布局，因占地面积较大，几乎没有绕镀问题但是设备成本昂贵，正逐渐被边缘化
成本分析
1.TOPCon电池和PERC电池的技术和产线设备兼容性极高
从设备角度来看，大部分的TOPCon产线可以从PERC产线升级得来，极大降低设备投资成本
TOPCon产线延长了PERC产线生命周期，有助于降低折旧费用
主要新增的设备包括:多晶硅/非多晶硅沉积的LPCVD/PECVD/PVD设备、硼扩散设备等
2.从非硅成本上来看，可以通过使用多主栅技术或使用银铝浆替代银浆来降低成本
TOPCon电池的非硅成本已经有能力低于0.3元/瓦，对比PERC电池仍然有0.18-0.22元/瓦的差距，主要原因系银浆单耗高
TOPCon的双面率高，正反面都需要使用银浆，M6型TOPCon电池使用的银浆约mg，较M6型PERC电池高出约60mg，预计未来可以通过多主栅或背面使用银铝浆来降低非硅成本
产品良率
TOPCon电池的良率整体低于PERC
TOPCon电池的整体良率在93%-95%左右，而PERC电池的整体良率在97%-98%之间
良率劣势原因
1.隧穿氧化层和多晶硅层的制备工艺路线不统一，且加工步骤较多，TOPCon生产流程共12~13步，PERC为10步左右，HJT为6步左右
2.TOPCon技术低压隧穿氧化的均匀性导致暗片、脏污的情况仍有待改善
产能梳理
1.隆基绿能，N/P型TOPCon实验室转换效率达到25.21%和25.19%，实验室单晶双面TOPCon电池效率达到25.09%，预计三季度投产
2.晶科能源，N型TOPCon实验室转换效率达到25.7%，量产效率达到24.5%，合肥、海宁合计16GW的N型电池项目已投产
3.中来股份，N型TOPCon电池实验室转换效率达到25.4%，量产效率达到24%以上，山西16GW产线，其中一期8GW正处于设备安装阶段，预计年实现6GW产能
4.天合光能，N型i-TOPCon实验室转换效率达到25.5%，量产效率可达24.5%，宿迁8GW项目预计年下半年投产
5.晶澳科技，量产效率可达24.8%，三季度产能将达1.3GW，预计年底将达6.5GW
6.通威股份，N型TOPCon转换效率达到24.5%以上，年完成1GW中试线的建设，目前处于试产，于眉山投资建设的32GW(TOPCon与HJT)，一期16GW预计年12月投产
7.钧达股份，转换效率达24.5%以上，捷泰科技位于滁州16GW项目，今年下半年投产8GW
8.协鑫集成，乐山10GW，一期5GW预计年建成
9.正泰电器，最高平均效率24.6%，年产能达3GW
三.HJT电池
异质结太阳电池缩写为HIT(HeterojunctionwithIntrinsicThin-layer)，中文全称为本征薄膜异质结电池，具备双面对称结构
电池正面依次为透明导电氧化物膜(TCO)、P型非晶硅薄膜和本征富氢非晶硅薄膜
电池背面依次为TCO，N型非晶硅薄膜和本征富氢非晶硅膜
最后采用丝网印刷技术形成双面电极
转换效率:HJT电池理论极限效率为28.5%，目前量产效率在24%~24.5%，最高实验室效率高达26.5%
截至目前，HJT电池最高效率由隆基绿能于年6月创造，由德国ISFH研究所认证，M6全尺寸电池光电转换效率高达26.5%
发展历程
1.-年:技术雏形期，HJT技术成功研发并专利化
年德国马尔堡大学的WaltherFuhs在论文中首次提出HJT(HeterojunctionwithIntrinsicThin-Layer，即异质结)结构，并于年成功研制出HJT电池，其转换效率为12.3%，90年代日本三洋通过技术改进实现效率突破15%并申请了HJT结构专利
2.-年:专利垄断期，三洋开启HJT技术垄断期
年开始三洋开始向市场提供HJT系统，其电池片和组件效率分别达到16.4%和14.4%
年其实验室效率达到了21.3%。此后HJT技术一直被三洋垄断，期间各国也在积极开展对HJT技术的研究
3.-年:工业化期，多厂商步入HJT工业化进程
年松下(收购三洋)的HJT专利到期后，国内外诸多厂商纷纷开启了HJT的工业化进程，期间松下于年达到23.7%的效率，于年转换效率最高已达24.7%，KANEKA于年突破记录达到25.1%的实验室效率
4.-至今:产业化期，国内厂商加快HJT产业化步伐
年晋能科技成为了国内最早试生产HJT电池的厂商，此后越来越多的企业开始进入中试生产阶段，到年已有多家国内厂商宣布GW级HJT产能规划。
年隆基绿能的研究团队更新HJT电池的理论极限效率至28.5%，并刷新纪录达到26.3%的实验室效率
对比PERC电池优势
1.双面率高:HJT是双面对称结构，并且最外层的TCO薄膜是透光膜，整体结构形成天然的双面电池，双面电池的发电量要超出单面电池10%+，目前HJT电池双面率已经达到95%(最高达到98%)，双面PERC电池的双面率仅为75%+
2.温度系数绝对值低，HJT每W发电量高出双面PERC电池约0.6%~3.9%。从温度系数角度来看，HJT电池能更好地减少太阳光带来的热损失
3.低衰减，HJT电池首年衰减1%~2%，此后每年衰减0.25%，远低于PERC电池首年衰减2%，此后每年衰减0.45%的衰减情况。HJT低衰减特征使得其全生命周期每W发电量高出双面PERC电池约1.9%~2.9%
4.工艺流程简化低温工艺使得降本空间大，全套工艺流程共计6个环节，远少于PERC电池10个环节和TOPCon的12-13个环节，一方面有利于薄片化(未来可实现μm厚度)和降低热损伤进而降低硅片成本，另一方面因能源节约等因素非硅成本也表现更优
成本分析
HJT电池生产成本相较于PERC电池每瓦高0.18元
材料端:银浆、靶材、硅片都是HJT电池未来主要的降本路径
随着国产设备替代+规模化生产，未来HJT设备投资成本有望进一步降低
年之前，HJT设备主要由外资品牌提供，设备成本约为10-20亿元/GW
年之后，HJT设备投资端逐渐进行国产厂商替代，迈为股份、钧石能源、捷佳伟创等推进国产设备研发，HJT设备投资成本降至5-10亿元/GW
根据CPIA，年HJT设备成本进一步降至4亿元/GW，主要得益于国产设备替代进程不断加速
根据Solarzoom预计，年HJT设备成本有望降至3亿元/GW以内
产能梳理
HJT电池产线与PERC产线不兼容，行业“新进者”纷纷布局HJT电池，使得目前HJT电池产线大部分仍以小规模为主
1.爱康科技，规划产能22GW，现有3GW，长兴和泰兴总共5GW，整体看长兴10GW，泰兴6GW，赣州6GW
2.东方日升，规划产能25GW，现有0.5GW，宁海县年产15GWN型超低碳高效异质结电池片与15GW高效太阳能组件项目，周期30个月
3.华晟新能源，规划产能9.8GW，现有产能2.6GW，二期2GW产线于今年6月投产，三期4.8GW产线预计年投产，大理5GW项目于今年5月签署合作协议
4.华润电力，规划产能12GW，舟山规划12GW项目
5.海泰新能，规划产能5GW，江苏盐城5GW异质结电池+5GW组件
6.钧石能源，规划产能10GW，舟山10GW异质结电池项目
7.润阳集团，规划产能10GW，现有产能5GW，江苏验证与捷佳伟创签署5GW异质结电池，年下半年募投项目为5GW异质结
8.山煤国际，规划产能10GW，10GW搞笑异质结太阳能电池产业化一起3GW项目
9.比太科技，规划产能9GW，现有产能1GW，山西蒙城1GW电池项目年10与投产，安徽扩产5GW，宝鸡市3GW，一期2GW年达产，二期1GW年投产
10.隆基绿能，规划产能1.2GW，隆基中央研究院一期新型高效电池中试项目，建设规划1.2GW
11.晶澳科技，募资3亿对异质结电池研发中试线进行建设，并新增设备台，预计年投产
12.通威集团，现有产能1.2GW，金堂基地1GW，合肥0.2GW中试线
13.晶飞能源，规划产能6GW，现有1GW，泰兴5GW分三期，一期在21年9月投产，马鞍山1GW已投产
14.国家电投，规划产能5.1GW，联合钜能电力在莆田规划5GW异质结，与江西共青城市规划0.1GW异质结组件项目
15.中利集团，规划产能5GW，合资公司5年内在阜平投资建设5GW异质结电池
16.晶锐能源，规划产能5GW，高效异质结太阳能电池5GW，25%的量产转换效率
17.明阳智能，规划产能5GW，江苏盐城5GW异质结电池项目，一期2.5GW，项目周期为5年3期
18.金刚玻璃，规划产能4.8GW，现有产能1.2GW，1.2GW产线处于产能爬坡阶段，年6月宣布建设4.8GW高校异质结电池片及组件项目
19.苏州潞能，规划产能1GW，项目计划年底前建成投产
20.中建材，规划产能5GW，江阴领那个5GW异质结电池项目
21.永发能源，规划产能5GW，位于东营的5GW异质结电池项目
四.IBC电池
IBC电池(interdigitatedbackcontact)中文名称为交叉指式背接触电池
IBC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，这种独特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
相较于PERC等其他技术路线的电池减少了更多的光学损失，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
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，故IBC电池一般采用少子寿命更高的N型单晶硅衬底
发展历程
1.-年:技术探索期，IBC技术概念被提出
IBC技术最早可追溯到由Schwartz和Lammert于年提出的背接触式光伏电池概念
年，斯坦福教授Swanson报道了类IBC的点接触(PointContactCell,PCC)太阳电池，在聚光系统下转换效率达到19.7%，但其更为复杂的工艺过程不易于大规模推广，Swanson教授于次年创立SunPower，专注研发IBC电池
年PierreVerlinden博士在标准光照下制备出效率21%的IBC电池
2.-年:初步产业化期，技术领导者SunPower开启IBC电池初步产业化
年，SunPower公司和斯坦福大学开发的IBC电池得到了23.2%的转换效率
SunPower于年采用点接触和丝网印刷技术研发出第一代大面积(cm2)的IBC电池A-，转换效率为1.5%，并于菲律宾工厂规模量产(25MW产能）
年SunPower通过工艺优化和改进研发出可量产的平均效率22.4%的第二代IBC电池
3.-年:研发热潮期，更多厂商机构步入IBC技术研发
年天合光能承担了国家项目的“效率21%以上的全背结晶体硅电池产业化成套关键技术及示范生产线”课题，于年分别以24.4%和22.9%的转换效率创造了小面积/6英寸大面积N型单晶硅IBC电池的世界纪录，并开启中试生产
年，SunPower在N型CZ(直拉)硅片上制备的第三代IBC电池的最高效率达到25.2%
4.年-至今:技术分支化期，IBC技术形成三大分支化路线
a.以SunPower为代表的经典IBC电池工艺
b.以ISFH为代表的POLO-IBC(集成光子晶体的多晶硅氧化物叉指背接触)电池工艺
c.以KANEKA为代表的HBC(IBC与HJT技术结合)电池工艺
年黄河水电建成了中国首条IBC电池量产线，产能MW，平均效率突破24%
年ISFH设计的POLO-IBC电池进一步打破了IBC电池的效率极限，通过改进钝化转换效率有望提高到29.1%
转化效率
IBC电池在当前各电池技术效率最高，国际上SunPower处于领先地位
其最新一代IBC电池，已吸收了TOPCon电池钝化接触的技术优点，保留了铜电极工艺，量产工艺已经简化，成本在可接受范围，转换效率达到25%以上
1.HBC
HJT+IBC=HBC，当前晶硅电池研发效率的最高水平
从HBC量产效率来看，根据普乐科技，HBC电池量产转换效率达25%~26.5%
从HBC最高效率来看，年，Kaneka将HBC电池世界纪录刷新到26.63%，这也是迄今为止晶硅太阳能电池研发效率的最高水平
IBC与非晶硅钝化技术的结合是未来IBC电池效率提升的方向之一
2.TBC
TOPCon+IBC=TBC，极具性价比的IBC衍生工艺路线
将TOPCon钝化接触技术与IBC相结合，即是TBC电池，又名POLO-IBC电池
从TBC量产效率来看，根据普乐科技，TBC电池量产转换效率达24.5%~25.5%
从TBC最高效率来看，Fraunhofer创下实验室最高转换效率记录26.1%
TBC技术和HBC技术在转换效率层面优于经典IBC技术
成本分析
精简工艺步骤、降低制造成本，是实现IBC电池产业化的关键因素
根据普乐科技测算，目前经典IBC的设备投资额约为3亿元/GW左右
1.产线投资上
由于IBC、TBC、HBC电池工艺路线分别兼容部分PERC、TOPCon、HJT的设备，通过开发配套工艺和设备升级改造，以最小代价实现与目前规模化的生产线兼容的IBC工艺路线，能够带动XBC电池的工艺成熟，带动设备投资端的下降
2.工艺设备上
可采用半导体常用的精度更高、均匀性更好的离子注入设备代替光伏中均匀性较差的高温磷扩散设备制备前场区和背场区，叠加丝网印刷、PECVD沉积掩膜、激光开膜等产业化工艺取代复杂且昂贵的光刻掩膜、电镀等高成本技术，适用于量产化IBC电池
3.材料选择上
选用更低成本的TCO膜和靶材，比如选用AZO或其他低成本TCO膜
选用更低成本的金属电极工艺，比如采用铜电极工艺，或配合微晶工艺采用中高温银浆方案
产能梳理
1.中来股份，规划产能10GW，衢州基地年产10GWN型单晶IBC与双面太阳能电池，一期3GW
2.爱旭股份，规划产能52GW，N型ABC规划产线包括珠海26GW和义务6GW，其中珠海6.5GW预计今年完成
3.隆基绿能，规划产能4GW，台州隆基乐叶，8条HPBC产线，4GW电池产线预计今年8月投产
4.TCL中环，现有产能1.2GW，收购SunPower拆分出来的MaxeonSolar，收购前IBC产能1.2GW，效率大于25%
5.黄河水电，现有产能0.2GW，西宁市0.2GWN型IBC电池及组件项目，量产效率突破24.1%