1、高效組件技術加速平價上網進程
新政後光伏平價訴求強烈，高效組件技術將迎來快速普及531新政後，光伏建設指標受嚴控，且電價及補貼再次下調。CPIA最新數據顯示，2018年1~7月份光伏累計新增裝機31.27GW，其中分佈式約15.4GW，地面電站約15.9GW，預計全年新增裝機40GW左右，同比降幅達到25%左右。
近日能源局就加快推進風電、光伏平價上網發出重要通知，預計從2019年起，無國家補貼的平價項目將成為國內終端需求的重要支撐。
在項目中標電價屢創新低的背景下，光伏產業降低度電成本的訴求前所未有的強烈，其中技術發展成熟、新增資本開支低、降本效果突出的“組件端”高效技術有望加速普及。
下圖是我們在2017年下半年預期的光伏系統建造成本下降路徑，即系統成本在三年內降低約30%至4元/W，其中組件約2元/W，然而在531政策的影響下，近期多個第三批領跑者項目EPC中標價格低於4元/W，即在部分項目上，2020年的成本目標已提前兩年實現。
雖然短期的EPC價格大幅下降很大程度上是壓縮了產業鏈各環節的利潤空間（甚至造成部分企業虧損），但隨著各項降本提效技術的普及應用，在安裝成本不變甚至繼續下降的過程中，產業鏈利潤水平將逐步恢復到合理水平。
光伏製造產業鏈各環節均有各自提升發電效率的不同手段：在硅料、長晶切片環節主要通過物理方式提升材料純度；電池片環節則通過各種鍍膜、摻雜工藝提升效率；組件環節則通過各種不同的封裝工藝在既有的電池片效率前提下，儘量提升組件的輸出功率或增加組件全生命週期內的單瓦發電量。
組件封裝的環節提效工藝應用，通常對新增資本開支和技術難度的要求較上游各環節都要相對更低，因此更易於普及推廣。唯一的障礙在於通常會改變組件外觀，需要一定時間來培養終端用戶的接受度，但在降本訴求日益強烈的背景下，用戶對新事物的接受速度正在加快。
雙面技術成為第三批應用領跑者新寵，半片/疊瓦等技術初露鋒芒。在八大基地38個項目招標中，投標企業共計54次申報雙面技術，雙面技術合計中標2.58GW，佔比52%，其中PERC+雙面1.45GW，P型雙面100MW，雙面+半片200MW，N型雙面831MW。半片技術中標2個項目合計200MW，中標企業中廣核太陽能；疊瓦技術中標1個項目（與雙面共同中標100MW，按平均分配估算疊瓦技術中標50MW），中標企業國家電投。
高效組件技術可降低度電成本0.1元/kWh以上，降幅超20%
高效組件技術增效提質。雙玻、雙面、半片、MBB等技術不僅是增效降本的有效途徑，同時還可提升組件性能與壽命，提高電站質量與穩定性。隨著531新政後行業降本需求愈加急迫，企業對高效組件技術的研究、投入及掌握程度逐步提升，均已具備一定量產能力。
相互疊加，大有可為。目前已成熟或即將成熟的高效組件技術之間還可以相互疊加，比如：雙面、半片與MBB技術的兼容性非常強。
高效組件技術的疊加可以進一步放大轉換率提升帶來的功率增加。在PERC電池上疊加半片技術的功率增益達到5~10W，在PERC+半片電池基礎上疊加MBB技術的功率增益擴大到5~15W。此外，由於單晶組件基礎功率更高，使用高效組件技術後功率增益大於多晶組件。
降本邏輯：功率提升降低BOS成本，或發電量增加攤薄度電成本（降低分子+提升分母）。光伏電站初始投資成本可分為：1) 組件成本，佔比約50%；2) 與功率有關的BOS成本，如土地、支架、人工等，佔比約20%；3) 與功率無關的BOS成本，如逆變器、升壓設備，佔比約30%。因此，組件功率的提升可以通過攤薄BOS成本來實現系統單位投資的降低。
測算顯示，60片組件的功率每提高15W，普通電站、山地電站、水面電站BOS成本分別可節省0.09元/W、0.11元/W、0.135元/W。據此假設普通電站所用組件功率每增加5W，系統投資下降0.03元/W，以此疊加，則半片、MBB等高效組件技術5~20W的功率提升可使系統投資下降0.03~0.12元/W。
降本測算1：半片、MBB、疊片技術。高效組件技術提高組件功率的同時，組件成本會有一定增幅。為明確高效組件技術對度電成本的影響，我們對功率增益與組件成本變動對度電成本的影響做敏感性測算。測算中假設基礎初始投資（常規技術）5元/W，利用小時數1200h。測算顯示，組件功率每增加5W，組件成本容忍度提升0.03元/W。
1）半片技術：在組件成本不變的情況下，半片電池功率增加5~10W對應度電成本降幅0.5%~1%，最低可到0.532元/kWh；
2）MBB技術：MBB節省銀漿用量帶動電池成本下降0.24元/片，據此假設組件端成本下降0.05元/W，則MBB技術5~10W的功率增益對應度電成本降幅1.3%~1.8%，最低可到0.528元/kWh。
3）疊瓦技術：由於產線改動較大、新增設備較多，疊瓦技術與半片及MBB技術相比組件端成本增長更大，故雖然其功率增益較大，度電成本降幅並不突出。
降本測算2：雙面技術：雙面雙玻電池組件技術工藝簡單、量產難度低、發電量增益可達5%~30%且成本基本無增加，在高效組件技術中降本能力最強，不疊加其他技術也不使用追蹤系統的情況下，雙面發電技術5%~30%的發電量增幅可使度電成本下降0.02~0.1元/kWh，最低達到0.438元/kWh，降本幅度3.8%~18.5%。
降本測算3：雙面+其他技術：同樣假設普通電站所用組件功率每增加5W，系統投資下降0.03元/W。
1）雙面+半片：功率增加5~10W，發電量增益5%~30%，成本基本不變的情況下，度電成本最低可到0.434元/kWh，降低0.023~0.104元/kWh，降幅4.3%~19.3%。
2）雙面+MBB：功率增加5~10W，發電量增益5%~30%，節省銀漿使組件端成本下降約0.05元/W的情況下，度電成本最低可到0.43元/kWh，降低0.027~0.107元/kWh，降幅5%~20%。
3）雙面+半片+MBB：功率增加10~20W，發電量增益5%~30%，組件端成本下降約0.05元/W的情況下，度電成本最低可達到0.427元/kWh，降低0.03~0.11元/kWh，降幅5.5%~20.6%。
廠商積極投建高效組件及配套電池片產能，市佔率將快速上升
根據TaiyangNews統計，全球2017年雙面、半片、MBB、疊片電池產能分別為4GW、11.8GW、2.4GW、1.75GW，預計2018年將增加至8GW、28GW、3.5GW、3.5GW。
市場份額將持續上升。根據中國光伏行業協會2018年最新發布的《中國光伏產業發展路線圖（2017年版）》，各項技術將憑藉高性價比及技術成熟度的提高迅速提升市佔率：
雙面電池組件：隨著農光互補、水光互補等新型光伏應用的擴大，雙面發電組件將逐步打開市場，目前趨勢已初步顯現，預計市場份額將由2017年的2%上升至2020年20%及2025年40%；
半片電池組件份額提升迅速，疊片電池組件佔比較小，未來仍以全片電池組件為主流：半片電池組件市場份額將由2017年的1%上升至2020年18%及2025年30%；疊片電池組件市場份額將由2017年的0.5%上升至2020年3%及2025年5%；2025年，全片電池組件市場份額仍將保持在65%以上。
多主柵電池組件：2017年5BB成為主流，市場份額由2016年10%提升至60%。隨著工藝成熟及設備升級，MBB將迅速佔領市場，份額將由2017年的2%上升至2020年40%及2025年70%；
主流廠商紛紛升級、投建高效電池組件產能。半片電池組件的主要生產企業包括天合、阿特斯、晶科等；疊瓦組件受專利保護限制，僅有環晟和賽拉佛生產。目前，隆基、協鑫、通威、中來、晶澳、晶科、天合、英利等大廠正在積極跟進。
2、雙玻單面組件
各項性能優，適用範圍廣雙玻組件由兩塊鋼化玻璃、EVA膠膜和太陽能電池片經過層壓機高溫層壓組成複合層。它包括由上至下依次設置的鋼化玻璃層、材料層（PVB、PO、EVA或離子聚合物）、單晶或多晶電池組層、材料層、鋼化玻璃層。
各項性能均改善，適用範圍顯著擴大。由於雙玻組件採用雙玻璃壓制而成，其耐候性、發電效率都優於傳統組件，尤其是對於分佈在溼度較高、酸雨或鹽霧較大地區的光伏電站、農業大棚光伏電站、大風沙地區光伏電站，雙玻組件優勢更加顯著：
- 透水率為零，衰減率、效率、壽命同步優化。單玻組件的背板材料是一種有機材料，水汽可以穿透背板導致EVA樹脂快速降解，其分解產物含醋酸，醋酸會腐蝕光伏電池上的銀柵線、匯流帶等，使組件的發電效率逐年下降。而玻璃的零透水率使組件的電量損耗減少，發電效率提升，衰減率下降約0.2個百分點，壽命延長5年達到30年左右。
- 機械性能良好，發電穩定可靠。玻璃的耐磨性、絕緣性、防水性以及承載力都優於背板，減少組件局部隱裂等問題，使組件發電更穩定可靠。此外，雙玻組件的防火等級由傳統組件的C級升到A級，防火性能顯著提高。
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- 熱容量大，減少熱斑效應。雙玻組件自身的熱容量較大，與普通組件相比其溫升速率較小，更不易受冷熱衝擊的影響。且玻璃與背板的熱擴散係數相差7倍以上，採用雙玻組件可以很好地解決組件散熱問題，減少熱斑損傷。
- 無鋁框設計，有效解決PID。雙玻組件採用無框設計，沒有鋁框便無法建立導致PID發生的電場，大大降低了發生PID衰減的可能性。
衰減低壽命長，發電量增幅超20%
雙玻組件憑藉更低衰減率可使發電量增長3%左右，但玻璃替代背板後透光量增加帶來功率損失，因此雙玻組件綜合發電量增益約1%：
- 增益：低衰減率貢獻發電量增幅3%。由於雙玻組件的衰減率比單玻組件降低約0.2個百分點，相同發電條件下，雙玻組件的發電量較之傳統組件會提高3%。
- 損失：透光量增加，損失功率2%。由於EVA膠膜是透明的，沒有白色的背板反射電池片間的漏光，使得在電池中產生光電效應的光量因透光較高而降低，組件會有至少2%以上的功率損失。而使用白色EVA做後側的封裝材料會出現白色EVA溢膠遮擋電池片的現象，無法完美解決功率損耗問題。此外，雙玻組件的封邊方式會影響抗水器的功能，失去鋁框保護後對風壓的耐受度也會受到一定影響。
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- 量產難度低，組件成本基本無增加
- 由於雙玻組件的特殊結構和材料組合，在生產過程中需要對現有生產線進行簡單改造，並對現有生產工藝中的一些環節加強管控。雖然雙玻組件可採取無金屬邊框設計，但無鋁框雙玻組件穩定性較差，易損毀。雙玻組件成本有常規組件基本持平。
- 投資：採購專業層疊設備。層疊工序中，由於玻璃厚度減為2.5mm後剛性較差，玻璃搬運、翻轉都需要採購設備來完成；
- 投資：層壓機改造。層壓工序中，傳統下層加熱層壓機會令層壓時間延長，使產能和生產效率降低，因此必須對現有的層壓機進行改造。
- 成本增加：玻璃替代背板，成本增加0.027元/W。背板均價15元/㎡，光伏玻璃均價20元/㎡，按60片電池組件尺寸1650mm*992mm、組件功率300MW測算，增加組件成本約0.027元/W。
- 降本：無金屬邊框設計，降低組件成本約0.05元/W。雙玻組件可採用無金屬邊框設計，免接地，安裝更快捷，節省人力成本，有效降低度電成本；使用過程中減少邊緣積灰，降低日常維護保養成本。鋁框成本佔組件非硅成本的21%，而組件非硅成本佔總成本33%，因此鋁框大約佔總成本的7%。初步估算，無框設計使雙玻組件的非硅成本下降約$0.05/W。但無鋁框組件易損毀。
- 降本：適配1500V系統，降低組件成本約0.2元/W。在硬件配置上，雙玻組件能滿足1500V系統電壓設計，與1000V系統相比，因為串數減少，直流端線損也更少，可將發電效率提升0.2%。此外，1500V對應的逆變器擴容至2MW，大容量逆變器價格比普通逆變器略低，可以使初始成本減少約0.2元/W。
3、雙面電池組件
紅外光可穿透降低工作溫度，雙面受光可垂直安裝雙面電池背面採用鋁漿印刷與正面類似的細柵格，背面由全鋁層覆蓋改為局部鋁層。背面的入射光可由未被Al層遮擋的區域進入電池，實現雙面光電轉換功能，相當於增加了電池受光面積, 從而增加發電量。與單面雙玻組件類似，雙面發電組件背面也採用玻璃或透明背板進行封裝，優化組件性能的同時增加背面透光量。
與單面雙玻組件相比，雙面雙玻組件在零透水率、優良機械性能、少熱斑損傷、低PID概率等優勢的基礎上，性能與適用性進一步加強：
工作溫度低，降低功率損失。溫度會對太陽能晶硅電池的開路電壓、短路電流、峰值功率等參數產生影響，溫度升高1℃，峰值功率損失0.35% ~ 0.45%。雙面電池的背面是高透光的SiNx材料，紅外光線可以穿透電池，不被電池吸收，正常工作下的溫度較常規組件低5~9℃，減少功率損失。
可垂直安裝，適用範圍增廣。在理想的安裝傾角、距地高度以及地面反射率下，雙面發電組件能夠充分利用環境中的反射光和散射光發電。因此，除傳統安裝方式外，雙面發電組件還可以垂直安裝，適用於圍欄、太陽能幕牆、高速公路隔音牆、採光型農業大棚等場合。
雙面發電，發電量增益5%~30%系統層面，發電量增益5%~30%。雙面電站系統的性能主要受系統設計及安裝環境的影響。在同等標稱峰值功率、安裝地點的情況下，雙面發電組件發電量增益15%~20%；增加組件高度及地面反照率後增益可達30%；使用斜單軸或追蹤設備後增益甚至可達50%以上。
電池背面效率略低於正面，背面透光導致正面效率略降：由於激光開孔點仍然需要柵格來疏導光生電流，故電池背面大部分區域仍覆蓋了Al/Ag漿，且鋁柵格導電性不如銀柵格，故鋁柵線較寬，背面覆蓋率高達30%~40%，因此背面可吸收光線的區域有限，轉化效率（10%~15%）明顯低於正面（20%以上）。同時，由於背面由全Al層改為局部覆蓋，透光量增加，電池正面效率可能會下降0.2-0.5%。
發電增益受反射背景、組件朝向、安裝角度、離地高度的影響：雙面發電組件安裝角度可從0°到90°，角度越大較常規組件發電量增益越多；配合跟蹤軸等追蹤設備後發電量增加顯著；背景顏色越淺，背景反射率越高，發電量提升越多；離地高度越高，組件與地面之間的空間越大，則組件背面可接收的周圍反射面越大，發電量越多。
量產無難度，產線改造幾乎“免費”應用雙面發電技術需要在電池、組件及系統層面均作出相應調整。綜合來看，產線改造簡單、量產難度低、電池與組件端幾乎都沒有成本的增加：
1）電池層面，單面轉雙面所需額外投入幾乎可以忽略不計：可量產電池結構包括HJT、PERT、PERC。IBC電池具備雙面性但尚未實現量產。
p-PERC雙面電池：幾乎免費的雙面發電紅利。p-PERC技術路線是雙面技術中最熱門的選項。工藝方面，PERC產線轉入雙面結構只需將全鋁背場改為局部鋁背場，把背面鋁漿全覆蓋改為用鋁漿在背面印刷與正面類似的細柵格，並對鈍化膜中的氮化硅膜層及激光開孔部分做一些優化。設備方面，需提高背面電極柵格印刷設備及激光設備的精度。發電增益方面，p-PERC雙面因子僅60%-80%，略低於其他技術路線，主要是因為鋁柵格導電性不如銀柵格，故背面柵線較寬，覆蓋率高達30%-40%，但鋁漿價格遠低於銀漿，可有效控制成本。成本增加方面，改造難度低，產線更新只需2個月左右，成本增加僅2 cent/W，與其他電池技術所需的升級相比幾乎可以忽略不計。產能方面，基本每家PERC電池或組件廠商都在評估或投入雙面技術，目前具備p-PERC雙面電池組件產能的企業主要包括晶澳、隆基、天合光能、SolarWorld等。
n-PERT雙面電池：成本與發電量同時增加。工藝方面，與PERC相比，PERT不需要氧化鋁及激光處理，但多了一道背面硼擴散工序，形成背表面全覆蓋，以降低電池的背面接觸電阻和複合速率，其成本與氧化鋁類似。擴散方式包括常規擴散、低壓擴散和共擴散。成本方面，n-PERT電池與晶硅無關的部分成本與p-PERC基本相同，但N型硅片價格較P型高出約10%，且n-PERT雙面電池涉及兩次結節，銀漿消耗量也近乎翻倍，故其製造成本也比p-PERC高出近20%。發電增益方面，由於銀柵線導電能力強，印刷寬度較鋁柵線更窄，故背面電極遮蓋率顯著降低，因此雙面因子超過90%，發電量增益顯著提高。產能方面，生產企業較多，包括中來、英利、天合、林洋等。
其他技術路線：HJT生產工藝已不同於常規晶硅電池技術，需薄膜技術支持，所需設備也大不相同；p-PERT作為p-PERC的替代方案，推廣範圍及產能均不大；n-PERC尚處在研究中，目前無廠家量產。
2）組件層面，成本基本無增加。雙面組件相對常規組件改動不大，主要為背板材料更換為玻璃或透明背板。此外，接線盒設計改進、交聯方案及串焊機優化可使效益最大化，功率檢測及標稱標準化有利於雙面組件推廣：
雙玻結構，壽命延長提高玻璃價格容忍度：雙玻組件質保30年，壽命的延長可攤薄背面玻璃成本，使組件對玻璃價格的容忍度略高於透明背板，且目前薄玻璃價格走低。短板是重量比較重。
透明背板，產線無需改動但透光率較低：與玻璃相比，透明背板重量減輕，散熱較好，適用於高溫地區，且幾乎不需改動原有產線。但透明背板透光率（80%~90%）低於玻璃（90%以上），且在惡劣環境中，有機材料背板長期使用會導致透明度因老化而降低，進而影響發電。此外，雖然透明背板價格與2.5mm半鋼化玻璃類似，但考慮鋁框後成本略高於雙玻。
性能及推廣優化的其他措施：交聯環節串焊機需針對電池的加溫及冷卻稍加優化；優化接線盒設計，移到邊角位置以減少組件遮擋；雙面發電組件優勢難量化，需設置明確的功率檢測及標稱標準。目前，用於雙面裝置的IEC標準已進入審核階段，預計2018年內即將發佈，與目前組件售價與峰值功率掛鉤的體系不同，雙面組件售價或將與度電指標掛鉤。
4、半片電池組件
電流減半降低工作溫度，特殊串並結構減少遮擋損失
半片電池技術使用激光切割法沿著垂直於電池主柵線的方向將標準規格電池片(156mmx156mm)切成相同的兩個半片電池片(156x78mm)後進行焊接串聯。為了與整片電池構成的組件在電氣參數上一致，應在組件內部進行電池片的串並聯。一種可能的連接方式為：每20片半片串聯，與另外一串20個半片並聯，再整體與第二個這種並聯體串聯，再與第三串串聯，仍舊使用三個旁路二極管。
由於太陽能晶硅電池電壓與面積無關，而功率與面積成正比，因此半片電池與整片電池相比電壓不變，功率減半，電流減半。
兼顧支架與土地利用率的同時，減少遮擋造成的發電量損失。常規光伏組件安裝在光伏電站上進行組件陣列排布時，通常有縱向排布與橫向排布兩種方式。縱向排布組件的優點是安裝方便、支架利用率高、佔地面積較小，缺點是在早晚陰影、灰塵、水漬、積雪等造成遮擋時，縱向排布的組件發電量損失比橫向組件更多。半片組件憑藉其特殊的並串結構，可以使組件在縱向排布提高支架與土地利用率的同時減少陰影遮擋造成的發電量損失。
工作溫度下降，熱斑幾率降低。由於減少了內部電流和內損耗，組件及接線盒的工作溫度下降，熱斑幾率及整個組件的損毀風險也大大降低。在組件戶外工作狀態下，半片組件自身溫度比常規整片組件溫度低1.6℃左右。晶科能源半片組件的熱斑溫度比同版型整片電池組件的溫度低約25℃，可有效降低組件的熱斑損傷。
電阻損耗減少75%，功率增加5~10W
電流減半，電阻損耗降低，功率提升5~10W。將電池片切半進行焊接串聯，使得其電流降為原來的1/2，因此其電阻損耗就下降到原來的25%（P=I2R）。得益於損耗功率的降低，填充因子與轉換效率有所提升，比同版型120片組件功率提升5-10W(+2%~4%)甚至更高。
工作溫度低，減少溫升帶來的功率損耗。半片組件戶外工作溫度比常規組件低1.6℃左右，按照組件功率溫度係數-0.42%/℃計算，同等條件下半片組件比整片組件功率輸出高0.672%（按普通組件功率280W的估算，功率提高1.88W）。
量產難度不大，組件端成本微增
與多主柵及疊片電池等組件技術相比，半片組件技術較容易控制，製作工序上需增加電池切片環節、串焊需求加倍，其中串焊過程與常規電池基本相同，切半環節有許多供應商提供解決方案：
激光切劃+機械切割。這個工藝需要用激光對電池進行切劃，然後用機械手段將電池切割成兩片。能提供實現該工藝的工具的代表廠商包括德國的Innolas和英國的ASM。
熱激光分離。這種工藝使用激光沿著過中間點的細線加熱電池，然後迅速冷卻該區域，使電池在熱張力的作用下裂開。該工藝的提供者表示這種方法能在切口處實現更高質量的電池邊緣。提供熱激光分離工具的廠商有3D Micromac。
目前電池廠商尚未直接生產半電池，故電池廠商成本基本無變化，成本增加主要由組件廠商承擔。半片電池組件與常規組件相同，均採用鋼化玻璃、EVA和TPE(TPT、EPE)背板等材料進行封裝，但電池的切片、輔料、人工、折舊等費用略有增加，組件端成本微增：
外觀缺陷電池可再利用，但電池片損耗、組件殘次品率升高。由於半片電池將常規電池切半後使用，故外觀受損範圍較小的缺陷電池可實現再利用。然而晶體硅電池十分脆弱，切半過程增加電池片損毀；半片電池在組件中的串聯過程也更加複雜、精細化、接頭更多，電池破裂的概率增加。不過，半切電池成品率約95%，領先的半切公司如REC及阿特斯陽光電力甚至可做到更高，目前串焊工藝也較為成熟，故此項導致的成本增幅並不大。
增加組件廠商電池切割成本：由於電池廠商尚未直接生產半電池，故電池切割的成本、切割過程中電池片的損毀需要組件廠商承擔。
串焊設備需求與工時加倍。半片組件只需在串焊前將標準電池片對半切開，全程全自動裂片與傳輸，在組件生產環節，對串焊機稍加改造即可實現大規模量產。但是由於電池片數量增加一倍，故同等產能半片組件串焊機設備需求增加一倍，電池串聯焊接的時間也加倍。
採用三分體接線盒。由於層疊時焊接接頭的數量增多，為增加組件發電可靠性採取分體接線盒設計，常規組件的1個接線盒變為三分體接線盒。
5、多主柵電池組件
技術逐漸成熟，組件可靠性提升
從金屬電極遮擋電池減少有效受光面積，以及柵線材料銀價格較高的角度考慮，柵線應越細越好。然而，柵線越細、導電橫截面積越小、電阻損失越大。此外，組件內電池片之間由焊帶與主柵相連，柵線的改動還涉及焊接工藝變化，因此柵線的設計需要在遮光、導電性及成本之間取得平衡。
近年來，隨著硅片尺寸變大、網印技術改進、硅片成本下降導致正極銀漿成本佔比增加，多主柵技術難度越來越小而性價比日漸提升，多主柵(Multi-Busbar，MBB)甚至無主柵電池的市佔率逐步提升，2017年起部分大廠開始推出多主柵電池片，預計未來將逐步成為主流。
組件可靠性提升。由於柵線密度增大，間隔小，即使電池片出現隱裂、碎片，多主柵電池功損率也會減少，仍能繼續保持較好的發電表現。同時，焊接後焊帶在電池片上的分佈更為均勻，分散了電池片封裝應力，從而提升了電池片的機械性能。
降電極電阻與遮擋，組件功率提升5-10W
多主柵電池片大多采用9/12條柵線設計，增加了柵線對電流的收集能力，同時有效地降低了組件工作溫度，提高組件長期發電性能，組件效率可提高2.5%，功率可提升5-10W：
電池內柵線密化，電阻損耗降低。雖然電極變細使串聯電阻提高，但多主柵技術通過增加柵線的數量，將柵線密化，減小了發射區橫向電阻；通過增加柵線橫截面積（減小柵線寬度，增加柵線高度），減小了導線電阻。每條主柵線承載的電流變少，電流在細柵上的路徑變短，功率損耗得到有效降低。
有效受光面積增大。更細更窄的主柵設計有效地減少了遮光面積，有效受光面積增大。多主柵電池與5BB電池相比遮光面積大約減少3%。
圓形焊帶的二次光反射效應增加電池光的吸收利用率。使用傳統扁平/方型焊帶時，焊帶上方的入射光基本被反射損失掉，而圓形焊帶上方的入射光經過玻璃二次反射可被電池片有效吸收利用，從而提高光生載流子的收集率。
量產難度稍高，銀漿消耗量減少成本下降
與傳統光伏電池片製造和組件封裝相比，多主柵技術不需要額外的步驟就可以完成主柵電池/組件封裝。其技術難點主要在於電池片分選、組件串焊、組件疊層三個方面，尤其是串焊過程中焊接對準和焊接牢度挑戰較大。
電池串聯為組件的過程中，需用焊帶將一塊電池片的主柵線與另一塊電池片的背面焊接。主柵數量增加的同時，互聯條寬度也需要做得更多、更細，焊接難度極大地增加，傳統電池互聯技術難以滿足製作要求，需要有新的互聯技術：
焊接法：最接近傳統電池互聯技術，在用設備升級改造即可實現。依然採用塗錫焊帶在熱焊接條件下實現電池片間的互聯，焊帶寬度下降到一定程度後截面製作為圓形。焊接法接近傳統互聯技術，在用設備升級改造即可用於多主柵組件生產。缺點在於良率可能降低，且高溫過程導致其與異質結（HJT）電池技術、薄片技術不兼容。焊接法的代表廠商為Sch公司。
低溫合金法：不需要印刷主柵，但成本較高。將18根甚至更多表面塗覆有低溫合金的圓形銅線鋪設於聚合物薄膜上，再和聚合物薄膜一起鋪設於電池片上。表面低溫合金會在層壓過程中融化，並將電池片與金屬線互聯。雖然該技術不需印刷主柵，節省了銀漿成本，但由於引入高價低溫合金材料及聚合物薄膜等配套封裝材料，製造成本相對較高。典型代表為MeryerBurger公司的SmartWire技術。
導電膠法：扁平狀互聯條遮光面積大，技術成熟度差。先將導電膠膜裁成條狀並貼在電池片兩面對應主柵的位置，再將互聯條置於導電膠膜上，並通過約200℃的熱層壓過程將互聯條和電池片層壓在一起。導電膠的上膠方式包括膠膜、印刷、點膠到電池片或塗在互聯條上，各類方式的製程溫度都比較低，可以和HJT及薄片技術兼容。缺點在於導電膠對接觸面積要求較高，互聯條需為扁平狀/長方形，遮光面積較大且允許的主柵數量有限。典型代表為Hitachi公司的CF技術。
預製互聯網格法：採用彈性的金屬網格代替傳統的互聯條。特指GTAT的Merlin技術。採用彈性金屬網格代替條形互聯條。金屬網採用銅線匯流，浮動連接線維持金屬網形狀，與電池片互聯方式包括熱焊接、低溫合金連接或導電膠連接。
電池成本：銀漿消耗下降，但需要新的網版。由於多主柵電池經過重新設計，柵線數量增多，密度增大，因此需要更換新的工藝與裝置。在電池製造環節，對成本的影響主要來自銀漿消耗量以及新裝置的採購與調整。
銀漿消耗下降，帶動電池片每片成本節省0.24元。由於柵線變細，電極銀漿消耗量下降，12BB相比5BB銀漿消耗至少可節省30%以上。目前，5BB電池片正銀耗量約為110mg/片，12BB正銀耗量約為70mg/片，僅在銀漿環節，多主柵電池片每片成本即可節省0.24元，直接帶動電池成本的下降。按每片電池4.5W估算降本幅度0.5元/W。
柵線寬度受制於網印工藝，需要新的網版。多主柵技術在電池製造環節依然採用絲網印刷工藝，但由於柵線的寬度受制於網印的工藝，因此需要新的網版。
組件層面：需搭配自動匯流焊接設備。在組件製作環節，多主柵技術基本上不需要增加額外的步驟就可以完成組件封裝，但由於柵線焊點太多，手動焊接效率太慢，因此多主柵組件生產必須要搭配自動匯流焊接設備，以滿足產能需求。疊層操作環節需要將電池串被放置在玻璃上，除此之外，使用15Cu線進行電池串互連及後續組件層壓時，不需要對現有工藝進行大幅修改，也不會產生額外費用。
6、疊片電池組件
採用無主柵設計，電池交疊互聯無焊帶
疊片電池組件技術將電池片切割為4-5份小片，再將電池正反表面的邊緣區域製備成主柵，然後使前一片電池的前表面邊緣與下一片電池的背表面邊緣互聯。這樣的設計使得電池片以更加緊密的方式互相連接，電池間縫隙降到最低，邊緣甚至稍微重疊。疊片組件技術採用整體無主柵設計，通過一種類似導電膠的方式將電池以串並聯結構緊密排布，省去了焊帶焊接。
疊片技術採用無主柵設計，降內耗提功率的同時大幅度降低了反向電流對組件產生熱斑效應的影響，提高了組件的機械性能。
解決熱斑問題，抗裂能力增強。由於疊片組件獨特的排列方式，降低了焊帶電阻對組件功率的影響，保證了組件封裝過程中的最小功率損失，降低了反向電流對於組件產生熱斑效應的影響。疊瓦組件特有的柔性連接，可以最大程度地減少由於組件運輸與現場安裝可能帶來的電池片隱裂，控制隱裂延展
性能及推廣優化的其他措施：交聯環節串焊機需針對電池的加溫及冷卻稍加優化；優化接線盒設計，移到邊角位置以減少組件遮擋；雙面發電組件優勢難量化，需設置明確的功率檢測及標稱標準。目前，用於雙面裝置的IEC標準已進入審核階段，預計2018年內即將發佈，與目前組件售價與峰值功率掛鉤的體系不同，雙面組件售價或將與度電指標掛鉤。
可放電池片數量增加13%，組件功率可提升15-20W
疊片技術通過交疊電池小片，實現無電池片間距，在同樣面積下可以放置更多的電池片，從而有效擴大了電池片受光面積，發電增益可達18.5%，組件效率可提升到18.81%，遠高於半片、多主柵等組件技術：
密度大，省空間，同版型組件可放置電池片數量增加13%。2017年主流的疊瓦版型是將1片常規尺寸的電池片（156mm邊長）切成5小片，34小片串聯成為一串，2串串聯後再並聯形成一個組件。組件中，電池片總面積相當於68片156mm×156mm電池，組件面積相當於60片156mm×156mm電池的版型，其尺寸為1623mm×1048mm×40mm，即同版型組件中電池片數量增加13.3%。
採用無主柵設計，減少金屬柵線遮光面積。疊片電池的無主柵設計減少了金屬柵線遮光面積，提高組件輸出功率。
串並結構減少內阻，降低遮光影響。疊片組件特殊的串並結構降低了組件內阻與內部功耗。並聯電路設計使疊瓦組件功率下降與陰影遮蔽面積呈線性關係，與其它常規組件相比在部分遮光的條件下表現更好。
量產難度較大，改變了傳統的組件焊接技術
疊瓦組件的導入大幅度地改變了傳統的組件焊接技術，使得量產難度增大。主要包括四個方面的改進：電池片電極設計的改進；激光切片以及切片後的測試與分選；小片點膠焊接；導電膠代替金屬焊帶。
電極設計：無主柵設計使得小片的測試與分選較為困難。小片電池的邊緣成為主柵位置，為該種小片的測試與分選帶來了困難。目前國內絕大多數企業切片後不再進行分選。雖然整片進行了分選，但是整片內的效率不均勻性也會造成小片的功率差，為後續的組件封裝帶來功率下降的風險，這種情況對多晶硅電池片尤其明顯。
激光切片：切片問題會影響組件的收益率。激光切片雖然已經是十分成熟的技術，但是激光切片所造成的邊緣損傷、邊緣短路、碎片等仍舊是十分重要的，影響著這種組件的收益率，對多晶組件尤為明顯。
焊接技術：需加入特有的疊瓦流程。硅片疊焊的工藝包括：切片—塗膠—疊片—固化—匯流條焊接—排版—覆膜—層壓，加入了特有的疊瓦流程，需採購專用的全自動疊瓦串焊機，使得單位面積下可以疊放更多的太陽能電池片。此外，電池片之間必須緊密連接，電池在生產過程中要非常平整，組件封裝有一定的難度，需要採用新設備和材料。
導電膠：電池片生產的關鍵材料，完美替代品尚未出現。疊片技術採用無焊帶設計，焊接材料包括導電膠、導電膠膜。導電膠膜具有更高的玻璃轉化點（Tg），降低了因組件溫度變化而帶來的應力變化。導電膠的Tg低得多，長期使用後可靠性下降，但其金屬含量比導電膠膜高很多。綜合來看導電膠略勝一籌，但目前尚未找到完美的疊瓦焊接材料的解決方案。
導電膠固化溫度不能過高，相當於層壓溫度（150℃以下），故只能使用低溫導電銀漿。其中，60~80%wt的導電粒子提供導電特性，20~40%wt的聚合物基體提供導電粒子的載體、固化方式、粘接強度、耐老化特性等。導電粒子一般為銀離子，有機硅是比較全面的一種聚合物基體，其他聚合物基體還包括：丙烯酸脂體系；環氧體系；有機氟體系。此外，塗膠方式分為絲網印刷、螺桿點膠、噴射點膠。
成本方面，由於疊片組件改變了傳統的焊接技術，在生產過程中需要採購額外的串焊設備，增加了生產成本。但是疊片組件在分選環節大大減少了生產時間和成本；疊片組件捨棄了傳統的焊帶技術，大幅節省了BOM成本。疊片技術適用於超薄電池片（100~120um），未來可有效節約硅成本。（來源：微信公眾號“新財富投研圈”）
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