高效太阳能电池：平价时代效率为王，新技术迭代大势所趋

（ 告出品方/分析师：国金证券 姚遥）

1、平价时代仍需降本增效，N 型电池技术迭代加速

1.1 从产业链不同环节的角度看待提效的必要性

平价上 时代仍需关注光伏度电成本的下降。根据国际可再生能源署（IRENA）发布的《2020 年可再生能源发电成本 告》，全球晶硅光伏发电项目加权平均发电成本由 2010 年的约 0.381 美元/度大幅下降至 2020 年 的约 0.057 美元/度，下降幅度达到 85%，并预计 2022 年全球太阳能光伏发电的平均成本降至为 0.04 美元，较 2020 年下降 30%，比燃煤发电低 27%以上。

度电成本的快速下降有效的促进了光伏产业的发展，光伏发电也逐渐成为新型电力系统的重要组成部分，但是需要明确的是度电成本还有进一步下降的空间，光伏发电的地位也需要进一步巩固。尤其是在无补贴时代，下游光伏电站对于 IRR 的重视程度进一步加深，促使其上游组件、电池厂商对于通过技术进步降本有着迫切需求。

从终端收益率的角度看：光伏技术发展与创新的根本目标是促进 LCOE 的降低，对应到典型的应用场景，就是大型地面电站的的 LCOE 降低。

以大型地面电站为例，费用主要包括：发电设备、建筑工程费、其他费用、预备费、建设期利息等，这些费用较为固定，难以大幅降低。降本空间较大的主要是在组件端，组件在总成本中占比达到一半左右，因此是降本的关键环节。

组件效率的提升可以通过提升电池转换效率、改进组件端技术等来解决。

电站运营期内发电量的多少对于 LCOE 的高低产生重要影响。

电池转换效率越高，对应到相同规格尺寸的组件，就会拥有更高的功率。同时，在同等功率下，拥有更好发电特性（衰减率、温升系数、双面率、弱光效应等）的电池技术拥有更好的发电量表现。因此为了进一步降低光伏发电的度电成本，必须要进一步提高太阳能电池转换效率、持续提升电池性能，从而提高 IRR 水平。

从产业链中厂商的角度看：光伏电价是下游电站 IRR 的重要影响因素，而 IRR 直接影响到下游对光伏产品的需求。

根据国家发改委统计，2020 年光伏发电平价上 项目装机规模 33.05GW，相较 2019 年的 14.8GW 有较大增长。

对于组件、电池厂商来说，如何同时面对下游光伏电站企业对于较低 LCOE 的追求和上游各环节对利润的挤压是亟待解决的问题。目前来看，通过效率提高提升产品竞争优势、摊薄成本是破局最有效的途径。

因此长期来看，组件技术与新型电池技术的结合程度、电池技术的先进性差异大概率成为影响组件和电池企业分化程度的最重要因素。

1.2 光电转换效率的影响因素

光伏发电的发展趋势是提高转化效率和降低成本，其中提高转化效率是降低成本的最重要方式之一。光伏发电转化效率计算如下所示：

太阳能电池转换效率 是最大输出电功率与相应的输入光功率之比，根据光伏发电转化效率计算公式，能量转换效率 与开路电压（）、短路电流（）或短路电流密度（）、填充因子（）关联最为密切，因此通过技术研发和改进提高上述三个参数的数值是提高太阳能电池转换效率的重要途径。

1.3 复盘：PERC 迭代 BSF 过程中伴随着多个关键环节的共同进步

在光伏行业发展初期，晶硅太阳能电池主要采用了 AI-BSF 电池技术，即常规铝背场电池技术（Aluminium Back Surface Field）。

BSF 太阳能电池技术主要应用在光伏发展早期阶段，虽然 BSF 电池技术成本低廉，但转换 效率不高，且技术上有天然缺陷。

随着快速拉晶、金刚线切片、薄片化等技术升级的规模应用，单晶开始取代多晶成为主流，由于单晶材料本身的高品质特征、多晶材料本身无法克服的高位错密度和高杂质缺陷，因此单晶相比多晶在转换效率方面具有先天优势。

随着 2017 年 PERC 技术的成熟加上单晶成本的快速降低，PERC 技术开始大规模取代 BSF 技术成为太阳能电池主流技术。

回顾 PERC 快速替代 BSF 的历程，可以看到多个关键环节的共同作用：

1、转换效率方面有显著提升。

以 2017 年为例，根据 CPIA 统计，当 年主流 BSF P 型多晶黑硅电池平均转换效率为 18.7%，而 PERC P 型 单晶电池平均转换效率可达到 21.3%，有 2.6%的效率提升。对应到组 件端（以 60 片为例），有 27W 左右的功率提升。

2、设备投资显著下降。

随着电池生产线关键设备的国产化进程不断加速，设备投资成本下降速度超预期。根据 CPIA 统计，2017 年常规 BSF 产线设备投资仍为 5.35 亿元/GW，然而进入 2018 年 PERC 产线设备投资下降至 4.2 亿元/GW，2018 年新建电池产线均为 PERC。

3、单晶与多晶实现性价比反转。

金刚线切割技术的普及使单多晶硅片成本永久性缩小。根据 PV infoLink 统计，2017 年初多晶逐步导入金刚线切割技术，但降本幅度不如单晶。且单晶硅片在拥有更好特性的基础上，2018 年初与多晶硅片的价差进一步减小，加速了单晶硅片的市场份额的迅速提升。

4、组件端实际价差低于合理价差，促使市场乐意接受单晶 PERC 组件；电池端仍有较大价差，促使 PERC 产能快速扩张。

跟据我们推算， 2016-2019 年，单晶 BSF 组件与单晶 PERC 组件合理价差应该在 0.09-0.22 元，然而根据 PV infoLink 统计，2018 年初单晶 PERC 组件的单 W 售价快速降低，并且在短时间实现了实际价差低于合理价差。

由于单晶 PERC 组件拥有更好的转换效率和特性，因此在同价水平下性价比溢出，从而导致市占率快速提升。

在电池片端，跟据 PV infoLink 统计，2017 年底至 2019 年中，单晶 PERC 电池片一直与普通单晶电池片保持一定价差。这也导致电池企业拥有极大的热情去进行 PERC 对于 BSF 的技术升级和改造，因此 PERC 的市占率快速提升，完成对 BSF 的替代。

PERC(Passivated Emitter and Rear Cell)电池技术，全称为钝化发射极和背面电池技术。

与 BSF 相比，PERC 太阳电池以背面局域点接触的形式替代了全铝背场,减少了背表面复合速率,增强了背反射性能,从而提升了电池的开路电压和短路电流，进而提高了太阳能电池转换效率。

PERC 技术路线与 BSF 技术路线工艺流程的高度一致性也是 PERC 取代 BSF 如此之快的一个重要原因。

与 BSF 技术相比，PERC 技术仅需在原有的工艺流程中增加只需额外增加钝化膜沉积设备(PECVD 设备或 ALD 设备) 和激光开槽设备，因此可以对原有的 BSF 产线进行升级改造。大大降低了单位投资成本。

此外，由于电池设备的国产化程度加速提高，单位投资成本也处于不断下降的阶段。目前 PERC 技术产线的主要设备均可以实现国产化。

1.4 PERC 技术效率渐近极限，主流高效电池技术即将开始产业化进程

截至 2021 年底，P 型 PERC 电池技术仍是市场主流，主流 PERC 电池片的转换效率约在 23%左右，当前 PERC 电池转换效率世界纪录为隆基创造的 24.05%，接近 ISFH 24.5%的实验室效率极限。

因此由于转换效率的瓶颈，无论是传统电池片环节企业或是一体化厂商都在努力追求技术上的改进和效率上的突破。

半导体根据掺杂时元素种类的差异分为 P 型和 N型，而 N 型晶硅太阳能电池更有利于电池转换效率的进一步突破。

与掺硼(B)的 P 型晶体硅材料相比， 掺磷(P)的 N型晶体硅材料具有四个优势：

1）N 型晶硅材料的少子空穴复合要远低于 P 型，主要是因为 N 型材料中杂质对少子空穴的捕捉能力和其少子空穴的表面复合速率均较低。

2）相同金属污染的环境下，拥有较高金属污染容忍度的 N型硅片的少 子寿命要显著高于 P 型硅片。

3）掺磷的 N型晶体硅几乎不存在光致衰减效应，其极低的硼含量消除了硼氧对的影响，也就避免了 P 型掺硼晶硅电池在光照下会发生明显的电性能衰减的问题。

4）N 型硅片的少数载流子（空穴）寿命长于 P 型硅片，故 N 型电池 较 P 型电池具有更高的转换效率的潜力。

尽管 P 型硅片也可应用于 TOPCon、IBC 技术，但这两类技术对于 P 型硅片的质量要求极高，行业内现有的硅片产能里供应比例较低，因此仅有极少数头部厂商可以通过自身的硅片规模、质量优势选择基于 P 型硅片的新技术路线。

由于目前行业内 N 型硅片价格更高，所以这种高效太阳能电池技术路线拥有更好的性价比，但由于技术及硅片质量壁垒的限制，预计较难以成为行业各家企业普遍选择的技术路线。。

目前 N 型电池大概率成为未来高转换效率的方向，目前包括 PERT、 TOPCon（隧穿氧化钝化接触）、IBC（全背电极接触）、HJT（异质结）四种技术路径。

在 N 型电池技术中，PERT 已被证明不具备经济性，IBC 量 产难度大且设备投资较高，因此目前市场上主流的下一代技术是 TOPCon 和 HJT 技术。

2、TOPCon：现有产线兼容+极限效率高，PERC 升级首选

2.1 结构更具优势，效率提升明显

TOPCon 电池技术拥有的隧穿氧化层钝化接触（Tunnel Oxide Passivated Contact）基于选择性载流子原理。

TOPCon 技术结构下的电池以 N 型硅衬底，背面覆盖了一层沉积在超薄隧穿氧化硅层上的掺杂多晶硅薄层，形成了较好的钝化接触结构。

该结构为硅片背面打造了一个良好的界面钝化，其中的超薄氧化层可以阻挡少子空穴复合，使多子电子隧穿进入多晶硅层，促进电子在多晶硅层横向传输时被金属收集，从而有效地降低了表面复合和金属接触复合，提高开路电压和填充因子，提高光电转换效率。

TOPCon 工艺的进步关键在于制备隧穿氧化层和高掺杂的多晶硅薄层 ：

根据中科院微电子研究所数据显示，氧化层对于电池的重要性在对开路电压和复合速率的影响中极为明显。在无隧穿氧化层（tunnel oxide layer）/多 晶硅薄层（ +Poly-Si layer）的情况下，开路电压有所降低，同时复合速率快速提升，由此导致转换效率大幅度下降。

根据德国太阳能研究所 ISFH 实验室得出的结论，双面钝化的 TOPCon 的极限效率可以达到 28.7%，高 于 PERC 和 HJT，且最接近晶体硅太阳能电池理论极限效率 29.43%。

2.2 工艺步骤与 PERC 相匹配、可在原有产线升级

TOPCon 电池生产工艺可以最大程度保留和利用现有 PERC 电池设备工艺流程。

TOPCon 技术虽为 N 型技术，但与 P 型 PERC 技术的核心本质均是背面钝化接触技术，因此核心设备只需增加硼扩和薄膜沉积设备（PECVD/LPCVD/PVD），极大的降低了新增设备的投资成本，同时容易实现量产化。

根据设备公司拉普拉斯的调研走访，市面上的 TOPCon 技术主要有三种路线，包括了本征+磷扩、原位掺杂、离子注入（直接掺杂）技术，目前可选择的路径较多，每一种路径都有不错的表现。

1）本征+磷扩。

采用 LPCVD 制备多晶硅薄层并结合传统的全扩散工艺。需要较 PERC 增加 LPCVD、扩散炉、刻蚀设备，工艺优点是成熟且耗时短（从硅片进入炉管到降温之后出来），生产效率高，已实现规模化量产，但存在绕镀和成膜速度慢的问题，目前 TOPCon 厂商布局的主流路线。

2）离子注入（直接掺杂）。

采用 LPCVD 制备多晶硅薄层并结合扩硼及离子注入磷工艺。需要较 PERC 增加 LPCVD、离子注入机、退火炉、刻蚀设备，技术优点是无绕镀风险，且良率更高，不足之处在于工艺难度大，且需要更多的扩散炉和两倍的 LPCVD。

3）原位掺杂。

采用 PECVD 制备多晶硅薄层并结合原位掺杂工艺。需要较 PERC 增加 PECVD、退火炉设备。该方法可以简化流程、降本提效，不仅沉积速度快、沉积温度低，还能用 PECVD 制备多晶硅层。但目前因气体爆膜现象而导致的良率较低问题还未能解决，技术稳定性有待改进。

目前限制 TOPCon 技术进一步实现产业化的因素主要有两方面，一是技术难点并没有完全克服且制作工艺复杂，造成技术路线没有完全定型，进而导致良率和产量情况不如 PERC，转换效率潜力并没有完全释放;第二是双面用银导致成本稍高，从而降低了 TOPCon 电池的性价比。

2.3 工艺流程相对复杂、技术路线细节定型难度高

技术难点方面，较为复杂的工艺步骤主要包括隧穿氧化层的生长方式；掺杂多晶硅薄层制备方式；硼扩技术选择。

难点一 隧穿氧化层生长方式：

隧穿氧化层的钝化接触提效原理如下图所示，掺杂的多晶硅薄层和 n 型硅基体在接触产生反阻挡层，使准费米能级分裂（提高），对空穴形成势垒，阻挡少子空穴进一步到达氧化硅/n 型硅基体的界面，而多子可以通过隧穿原理（允许一种载流子通过，阻止另一种载流子输运）最终阻挡了空穴到达金属半导体接触的界面进行复合。

这种载流子选择性接触结构有效解决了晶硅太阳能电池表面钝化和接触的矛盾，使电池的转换效率有大幅提升。因此隧穿氧化层的生长方式和厚度控制对于提高钝化效果极为重要。

制备隧穿氧化层时如何控制氧化层的质量、厚度、和均匀性是一个技术性难题，当厚度大于 2nm 时，位垒太高，隧穿将难以实现，因此量产的氧化层厚度一般都1.4-1.6nm。目前制备隧穿氧化层的技术多样化，各种技术路线优缺点明显，尚需时间检验。

难点二 掺杂多晶硅薄层制备方式：

对于掺杂多晶硅薄层的制备，目前市场中主要有三种制备方式，分别为 LPCVD(低压化学气相沉积法)，管式 PECVD(等离子增强化学气相沉积法）及板式 PECVD。

此外还有 PVD （物理气相沉积）、PEALD（等离子体增强原子层沉积）、APCVD（常压 化学气相沉积）法，但未实现商业化应用。

目前商业化进程最成熟的是 LPCVD 制备掺杂多晶硅薄层，PECVD 则是新技术发展方向。

LPCVD 工艺的基本原理是将制备多晶硅薄膜所需的气态物质混合，在较低压力下，用热能激活，使其发生热分解或者化学反应，借助气相作用最终沉积形成多晶硅薄膜，在过程中沉积温度、反应压力、硅烷流量等沉积参数会对薄膜的质量和生长速率产生较大的影响，需要较好的参数控制。

PECVD 则是在低压条件下利用辉光放电将反应气体电离，形成具有较强活性的离子化的气体，经过一系列化学反应后在基片表面淀积形成稳定固态薄膜。

在镀膜工艺过程中，硅片由于受热发生膨胀，不能一直保持与石墨壁贴合状态，此时反应气体需要沉积的目标膜层会因为硅片受热膨胀的缘由沉积在硅片与石墨壁之间的缝隙之间，这些额外沉积的膜层主要分布在与目标沉积面的相对面的边缘位置，导致下一工序对硅片另一面镀膜时出现部分硅片边缘较厚的情况，这种现象称为绕镀。

绕镀问题在 LPCVD 镀膜工艺中尤为严重，如果绕镀不能完全去除，则会出现外观良率低、漏电比例高、性能降低等问题。

目前 LPCVD 设备制备掺杂多晶硅薄层是行业里最成熟的路线，LPCVD 装片多、产量大，但是存在绕镀面积大、掺杂时间长、均匀性差、石英件损耗大、镀厚膜容易爆膜的缺点。

PECVD设备可以避免产生绕镀的问题，但是产量小、维护成本高，均匀性和效果略差。因此，对于镀膜设备的选择的不确定性也是导致 TOPCon 良率较低的重要原因之一。

难点三 硼扩散：

在 N 型电池整个工艺流程中，PN 结制备的质量是决定电池效率的关键步骤。低压管式 BBr3、BCI3 扩散、旋涂硼源+扩散、常压管 式 BBr3 扩散、离子注入+退火是目前主要的四种 N 型的 PN 结制备技术。

根据拉普拉斯统计，低压管式 BBr3 在设备市场上的占有率较高，尤其是在光伏领域。硼扩散的难点在于硼和硅之间溶解度的较大差异导致扩散速率较低；对扩散温度的要求较高，需要达到10000；均匀性不好控制。

2.4 较 PERC 成本稍高，但降本路径清晰

成本较高体现在：与 PERC 相比，TOPCon 的较高的成本主要来自于非硅成本方面，目前较 PERC 每 W 高出 0.08-0.09 元。

其中浆料是其中成本最高的环节，TOPCon 目前用量 150-180mg，对比之下 PERC 用量仅有 70mg 左右。此外，TOPCon 与 PERC 在良率上的差距也导致了单位成本的上升。

根据调研，TOPCon 目前量产的良率在 93%-95%，而 PERC 的良率达到了 98%。技术工艺路线的不确定以及关键环节的一些工艺难点尚未被克服是 TOPCon 良率较低的主要原因。

TOPCon 银耗较高的原因在于双面使用银浆。

晶硅电池由光伏技术原理的不同，可分为 P 型和 N 型。

P 型晶硅电池是由掺硼 P 型硅基体掺杂磷元素形成 N 型发射极实现 PN 结，而 N 型晶硅电池由掺磷 N 型硅基体掺杂硼元素形成 P 型发射极实现 PN 结。

这会让 P 型和 N型的金属化欧姆接触原理与工作机制有所区别。N 型相比于 P 型，发射极上需要更多的银浆才能达到可量产的电学性能；N 型晶硅电池双面率高，背面通过银浆丝 印 刷实现的电极结构类似于 P 型晶硅电池的正面电极结构，这些都使得 N 型 电池对正面银浆单位消耗更高。

N 型银浆用量及成本存在明显的下降空间，主要实现方法包括：

多主栅技术的应用，银浆的用量可以得到最大程度的节省；银铝浆的使用可以推动银浆成本下降；目前 TOPCon 银浆国产化率较低，随着国内浆料企业的研发和进步，国产 TOPCon 银浆渗透率的提升有助于降低成本。

除了在银浆方面有下降空间外，硅片薄片化和大型化、设备产能的提升（例如双面、三合一镀膜设备）、良率的提升（摊薄成本）和转换效率的提高（最终降低 LCOE）都是 TOPCon 成本下降的可行性路径。

目前 TOPCon 单 GW 设备投资额为 2 亿元，PERC 产线升级为 TOPCon 产线单 GW 设备投资额为 0.5-0.8 亿元，随着降本路线的持续推进，TOPCon 将会极具性价比。

2.5 良率与效率有待进一步提升

目前 TOPCon 产业化进程不断提速，转换效率记录不断刷新。2021 年 6 月 1 日，经过德国哈梅林太阳能研究所（ISFH）认证，隆基在 N 型 TOPCon 的转换效率达到了 25.21%；2021 年 10 月 13 日，晶科能源 N型 TOPCon 电池效率达到 25.4%，再次打破世界纪录。

产业化方面，由于 TOPCon 技术与 PERC 技术的工艺兼容度较高，因此更受传统电池厂商的青睐。2019 年后新增 PERC 产能基本都做出 TOPCon 技术升级的预留空间。但是根据部分光伏电池企业、一体化企业 2021 年中 的披露信息，目前实际落地的产能较少，产能提升仍然需要技术路线的进一步明确。

量产效率方面，TOPCon 较 PERC 未有显著优势。根据 PV Infolink 统计，目前 TOPCon 主流电池量产效率约 23.7-24.0%。2021 年 8 月，天合的 210mm PERC 电池量产效率达到 23.56%，且还未到转换效率极限，TOPCon 与 PERC 实际量产效率仍未拉开较大距离。

3、HJT：工艺步骤简洁+效率高，备受产业青睐

3.1 结构上兼具晶硅与薄膜电池优势

异质结（Heterojunction with Intrinsic Thin-layer = HJT）是一种高效晶硅太阳能电池结构,由 N 型晶体硅基板和非晶硅薄膜混合制成，结构如图 34 所示，在背面依次为透明导电氧化物膜（TCO）、P 型非晶硅薄膜，和氢化非晶硅薄膜；在电池正面依次为 TCO 透明导电氧化物膜，N 型非晶硅薄膜和本征非晶硅膜。

得益于非晶硅薄膜的引入，异质结太阳能电池兼具晶硅与薄膜太阳能优势，表面钝化效果更好，其晶硅衬底的前后表面均实现了良好的钝化，并且隔绝了金属电极和硅材料的直接接触，进一步降低了载流子复合损失，提升了电池转化效率。

德国哈梅林太阳能研究所理论模拟计算结果显示，双面完全钝化的 TOPCon 的理论极限效率略高于 HJT，但是由于工艺流程上比较复杂、技术路线选择性较多，目前 TOPCon 产线上导入的都是单面钝化技术，良率上仅有 93%左右，且转换效率目前稍低于 HJT。

虽然 HJT 技术的工艺难度较高，但是由于工艺步骤的简化，良率目前在 98%左右（RPD 镀膜良率 93%左右），更适合大规模量产。且由于市场关注度较高，因此产业化进程速度快。

HJT 更符合硅片薄片化趋势。

PERC 电池工艺中，所用的硅片主流厚度为 170μm-180μm，进一步减薄后对于电池和组件的工艺均会形成挑战，且引起转换效率的下降，甚至发生严重的翘曲、失效现象。

由于 HJT 电池结构对称、且采用低温工艺流程，因此硅片不容易翘曲，硅片更容易符合薄 片化降本趋势。HJT 在硅片变薄的情况下，开路电压（）上升，短路电流（）下降，填充因子（）基本稳定，因此转换效率基本可以保持不变。

HJT 可实现向下一代高效电池技术的过渡。HJT 电池更容易实现与一代技术的融合。目前结合 IBC 结构的 HBC 电池已实现实验室 26.63%的转换效率，与钙钛矿组成的叠层电池转换效率有望提升至 30%以上。

HJT 具有优异的电池特性。

与 PERC 电池相比，HJT 电池存在衰减率低、温升系数低、双面率高、弱光效应好的特性。

3.2 工艺步骤简洁、量产化路线清晰

HJT 工艺步骤简洁：相比于 PERC 与 TOPCon，HJT 电池的工艺流程简洁，仅需四步便可完成，因此良率大大提高，也更符合大规模量产趋势，目前产业中 HJT 量产效率高达 98%，在良率上与 PERC 相差无几，远胜于 TOPCon。

清洗制绒：HJT 工艺的首要步骤为制绒清洗，清洁的硅片表面和合理的织构化处理有利于获得高。制绒清洗工艺的主要目的为利用制备的绒面产生陷光现象，减少光的反射率、增加光吸收、最终提升光电转换效率。

主要步骤包括：利用 KOH 溶液对 N 型硅片进行各向异性腐蚀，形成绒面结构，从而降低表面反射率、产生更多载流子；形成洁净硅片表面，去除有机物和金属杂质（SC1、CP、SC2、DHF），从而避免不洁净引进的缺陷和杂质而带来的结界面处载流子的复合。

清洗制绒环节主要包括 RCA 与 O3 两种技术路线，目前多采用二者结合的方式。

RCA 清洗通常是使用碱性腐蚀液对硅片进行各向异性腐蚀。这种方法处理之后，硅片的界面金属杂质较低。但氨水会导致硅片表面较为粗糙，同时化学品耗量较大，废液处理成本较高。

行业内已经开始使用臭氧超纯水来代替 RCA ，臭氧的氧化还原效果高于 H2O2，在有效去除金属、颗粒和有机物的同时，不会增加表面微粗糙度。臭氧清洗既能满足工艺需求的同时，又可以降低化学品耗量及运行成本量，降低废液处理成本，更有发展前景。

非晶硅沉积：非晶硅薄膜沉积为核心工艺，目前使用 PECVD 沉积非晶硅薄膜是市场主流。由于 P-N 异质结制备的位臵是在 N 型晶硅衬底表面，且沉积层影响到钝化的效果，因此决定了 HJT 的电池性能。

目前市场上 常用的 RF（射频） -PECVD 镀膜设备，频率主要分为 13.56MHz 和 40.68MHz。其中 40.68MHz 处于甚高频频段（VHF：30-300MHz）。工作频率是 PECVD 工艺的重要指标之一，其对薄膜沉积速率和质量等都有影响：

通过调节电流频率的大小，控制生成等离子体的数量，可以起到控制薄膜沉积速率的作用。工作频率越高，等离子体的离化度越高，离子轰击效应更明显，薄膜沉积速度更快。

基板在 PECVD 设备中，边缘部分的电场较中心区域弱，会影响局域的组分沉积速率。相比低频工作，高频时两个区域电场强度差别较小，沉积速率差别较小，薄膜均匀性就更好。

工作频率高，等离子体携带的动能增加，轰击作用强，到达基板的速度较大，易造成较大损伤，对其寿命产生影响。

VHF-PECVD 由于电源频率高，薄膜沉积质量高，更利于生长微晶硅。微晶硅是一种晶粒大小为微米数量级的介于单晶硅和多晶硅之间的材料。镀微晶的好处表现在：

微晶硅具有更好的结构有序性，使得载流子迁移率较高，有利于电极对光生电子、空穴的收集，大大提高微晶硅材料的电导率。

非晶硅薄膜在受长时间光照后性能会有所下降，即 S-W 效应。而微晶硅中由于晶粒都是结晶状态，具有更好的稳定性，光致衰退效应几乎不存在。

当前行业内多采用分层镀膜工艺进行提效。对于异质结电池，要想提高转换效率，就要提升非晶硅薄膜的钝化效果，而杂质过多，会对钝化效果产生负面影响。

传统的分层镀膜工艺采用 IN-IP 顺序，即在硅片正面依次沉积本征（i）和 N 型非晶硅薄膜，再在背面以此沉积本征（i）和 P 型非晶硅薄膜。

目前基本采用 IINP 制程工艺，提高效率 0.15%左右。p 型硅中的硼在镀膜后残留在腔体或托盘表面，会影响本征层的钝化效果。因此将非晶 p 晶工序独立，可以有效减少硼扩散，提高电池效率。

TCO 镀膜： HJT 相较于晶体硅太阳能电池最突出的特点就是需要制备 TCO 薄膜。制备 TCO 膜的技术有两种，传统的 PVD 技术是运用 SPUTTER 磁控溅射，使用 ITO（氧化铟锡）靶材；RPD 技术则是利用特定的磁场产生稳定、均匀、高密度的等离子体，使用 IWO（氧化铟掺钨）靶材。缺乏 TCO 薄膜的氢化非晶硅薄膜的导电性较弱。

TCO 薄膜可以收集光生载流子并将其运输金属电极上，具有良好导电性。同时，TCO 薄膜 还需具备减反射的功能以保证电池拥有较低的表面光反射损失，具有高透过率。

一般的导电材料或者透明氧化物只能满足强导电性和高透过率的一种，而 TCO 却能兼顾这两个功能，是一种理想材料。

目前主流技术路线是用 PVD 的方式制备前后表面的 TCO 膜，主要设备供应商有梅耶博格、冯阿登纳、Singulus、迈为股份等。

RPD 技术制作出来的 TCO 膜效率较高，但是目前有诸多难点：从靶材溅射出的离子呈球形分布，为了均匀镀膜，需要多靶同时溅射，还需要在硅片与溅射源之间设臵匀流板，大幅限制了镀膜的产能。

靶材利用率低，且供应商较少。

RPD 自下往上镀膜，需要采用两台设备进行镀膜，影响产能。受制于日本住友专利技术，核心部件依赖进口,设备价格较高。RPD 的设备供应商仅有 Sumitomo（日本住友,专利所有者）和捷佳伟创（获得专利授权），无法形成有效竞争。