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从原理端看光伏电池技术发展
1、“提效降本”贯穿光伏历史发展,未来进步仍有空间


提效降本贯穿历史发展,光伏发电进入全面化市场阶段。在光伏技术,规模经济,供应链和项目开发流程不断改善的推动下,从2010年到2020年,规模以上太阳能光伏发电成本下降了85%。
光伏组件平均功率由2010年的250-300W提升至2020年400-550W,预计到2030年有望提升至800-1200W。
大型光伏电站的中标电价不断降低,2021 年,沙特地区由于光照资源好,非系统成本低,其光伏电站中标价格已经低至1.04美分/kWh,中国最低中标电价为2.3美分/kWh,已于2021年实现全面平价上网,光伏发电已经全面摆脱补贴的限制,进入全面市场化发展阶段。
光伏降本仍有空间,低成本是光伏成为全球主流能源的必要条件。未来光伏要想发展成为全球主流能源,必须拥有低成本竞争力。
对比化石燃料、生物质能、地热能、水电、太阳能以及风能等一次能源,过去十年,在精准的政策扶持与产业规模效应的带动下,风电光伏发电成本显著降低,可再生能源逐步成为电力系统的支柱。
目前光伏发电的成本已经与化石燃料成本区间(0.05-0.15美元/kWh)基本持平,而要想达到2050年光伏发电占比超过35%的目标,光伏发电成本必须全面低于化石燃料发电成本。根据IRENA的预测,2030年光伏发电成本最低将达到0.02美元/kWh,2050年低至0.014美元/kWh,与当前对比仍存在较大的降本空间。
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技术变革是光伏成本下降的最大驱动力,是决定电池光电转换效率的关键因素。光伏产业链包含硅料、拉棒、硅片、电池及组件环节,过去十年间光伏效率提升显著,这与光伏全产业链各环节技术的共同进步是分不开的。

其中包括硅料环节改良西门子法,单晶拉棒环节的RCZ法,硅片环节的金刚线切割法,电池环节的PERC电池技术以及组件环节的多主栅技术等,而当前技术进步的脚步仍未停歇,颗粒硅、CCZ、新型电池等技术有望进一步推动行业降本增效。

在光伏产业链众多环节中,电池环节是技术进步的核心。电池技术路线决定了光伏产品的效率极限。

单晶PERC电池是光伏技术发展历史上的重要转折,为实现光伏发电平价上网做出了重要贡献。随着PERC电池量产效率的不断提升,其当前效率已经达到23.5%,接近理论效率极限24.5%,行业亟需发展新一代电池技术,当前新型电池技术百花齐放,TOPcon,HJT,P-IBC成为下一代新技术的有力竞争者。

2、单晶取代多晶是前车之鉴,下一代新型技术风起云涌

  • 从光伏发电原理看新技术电池突破点


“光生伏特”效应是光伏发电的原理,它的发现使人类利用太阳能发电成为可能。1839年法国贝克勒尔做物理实验时,发现了“光生伏特效应”。
1954年,贝尔实验室研制成功第一个实用价值的硅太阳能电池,纽约时报把这一突破性的成果称为“无限阳光为人类文明服务的一个新时代的开始”。
“光生伏特”效应指的是半导体在受到光照的条件下,光子能量激发价带内的束缚电子穿过禁带到达导带成为自由电子,并在价带中留下空穴,形成为空穴电子对,从而改变了材料的载流子浓度。在有外电路接入的情况下,电子和空穴少数载流子在扩散作用和PN结内建电场的共同的作用下按照特定的方向移动,从而产生电流。
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半导体材料的选择是决定光伏电池效率的主要因素。
半导体电池材料的禁带宽度决定了其短路电流和开路电压,其中短路电流随着禁带宽度的减小而增加,开路电压随着禁带宽度的减小而降低,因此适用于光伏发电材料的禁带宽度应当有一个合适的范围,当电池材料的禁带宽度在1.1-1.6eV时,其理论光电转换效率能够达到29.43%。
目前可用做光伏电池的材料主要是元素周期表中III-V主族材料,包括硅材料、砷化镓、铜铟镓硒,碲化镉以及近年来发展比较快的有机化合物电池等。综合各种材料的电学性能,安全性,资源丰富性,无毒无害性等各种因素,硅材料成为目前光伏行业中普遍使用的电池材料。
光学损失和电学损失是影响光伏电池效率的两大重要因素。尽管硅材料的理论电池效率能够达到29.43%,但是目前在实验室中硅电池的最高转化效率为26.3%,主要是受光学损失和电学损失的影响。
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光学损失产生的主要原因是材料表面的反射损失。包括组件玻璃的反射,电池前表面和背表面的反射,电池栅线的遮挡等等。
目前减少光学损失的主要方法包括:
(1)使用超白高透的压延光伏玻璃。
(2)通过减反膜降低反射率,例如玻璃减反膜,电池表面的氮化硅减反膜。
(3)利用化学药品对硅片表面进行腐蚀,形成绒面,增加陷光作用。
(4)增加电池栅线高宽比,减少栅线遮挡损失,例如使用多主栅以及IBC电池技术。
电学损失产生的主要原因是半导体材料体内及表面的复合。光子激发的空穴电子对只有在PN附近才会对光电转换作出贡献,在距离PN结太远处产生的载流子,很有可能在移动到器件的电极之前就发生复合。
半导体中复合率越低,开路电压Voc越高,光电转换效率就越高。随着硅片质量的不断提高,低成本薄片化的进程使得晶硅电池表面复合损失成为制约电池效率上限提升的关键因素。
产生复合的主要原因首先跟材料本身的内部缺陷以及杂质等相关,例如单晶硅少子寿命要优于多晶硅,N型要优于P型;
其次是由于高浓度的扩散在电池前表面引入大量的复合中心,通过改变光伏电池的结构,退火氢钝化以及引入钝化膜,隧穿膜等方式,可以有效延长半导体内光生载流子寿命,减少复合,从而提高光电转化效率。
因此使用N型硅片,改变电池结构(TOPcon,HJT)是降低电学损失的有效方式。


  • 技术发展复盘:单晶PERC取代多晶成为主流技术


单多晶电池技术路线之争,以单晶的全面胜利而告终。过去一段时期,单多晶技术路线之争一直是光伏行业争论的焦点。
多晶硅片中硅原子排列的晶向各不相同,不同的晶面交接处有大量的晶界,晶格缺陷和晶界处的杂质引入了大量的少数载流子复合中心,因此降低了多晶电池的转化效率。而单晶硅片具有完整的晶格排列,其位错密度和金属杂质比多晶硅片小得多,因此具有更高的少子寿命。
与多晶硅相比,单晶硅在晶体品质、电学性能、转换效率方面都具备显著的优势,然而由于其成本居高不下,一直不被下游厂商所接受,多晶技术在过去较长时期内一直占据主要市场份额。
自2015年起,单晶凭借连续直拉法,金刚线切割,PERC电池等一系列的技术升级实现降本增效,性价比大幅提高,逐渐缩小与多晶之间的差距,并最终实现逆转,2020年单晶硅占比已经达到85%,成为当前的主流技术。
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PERC取代BSF电池成为主流。
2016年之前,BSF铝背场电池是主流电池技术,市占率一度超过90%。
2018年之后,单晶PERC市占率以每年20%左右的百分比提升,并在19年反超BSF,成为主流电池技术。
2020年单晶PERC市占率达到85%左右。PERC,即钝化发射极和背面电池技术,最早在20世纪80年代由澳大利亚科学家MartinGreen提出。
电池与传统铝背电场(BSF)电池的主要区别在于其在电池的背面添加一层氧化铝和氮化硅钝化膜。由于硅片表面和内部的杂质和缺陷会带来电学损失,因此需要增加钝化膜来降低表面载流子的复合来减小缺陷带来的影响,从而保障电池效率。
PERC氧化铝薄膜具备良好的场效应和化学钝化效果。钝化效果指的是通过减少空穴-电子对的复合,延长少子寿命来减少电学损失,从而提高光电转换效率。根据钝化机理的不同,又可以分为场效应钝化和化学钝化,其中场效应钝化指的是在界面处形成电场,以同极相斥效应来阻止少子在界面处的复合。
化学钝化指的是通过饱和悬挂键来弱化界面电子态,减少复合中心。氧化铝的固定负电荷密度高达1013/cm3,在沉积过程中,负电荷恰好在氧化铝和硅晶表面交界处,具备良好的场钝化效果。
而氧化铝薄膜在制备的过程中同时扮演着高效氢原子储库的作用,能够在热处理过程中提供充足的氢原子,饱和硅表面悬挂键,起到良好的化学钝化效果。两种钝化效应的叠加,使得电池效率显著提升,镀膜后的PERC电池效率较BSF高出1%以上。
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PERC电池设备国产化加速了PERC对BSF电池的替代。沉积氧化铝的方法主要有等离子体增强化学气相沉积(PECVD)和原子层沉积(ALD)两种,其中前者已经广泛应用于氮化硅的沉积,后者源自半导体工艺。
2012-2015年,早期的设备供应商以海外供应商为主,引领市场的瑞士MeyerBurger公司率先开发出正反面沉积的三合一板式PECVD,德国CT开发出管式PECVD设备,SoLayTech则以ALD设备为主,三种设备都在电池厂家得到了规模化的应用,以晶澳科技为代表的国内电池制造企业开始技改升级,布局PERC技术,而彼时国内设备商还处于起步阶段,与国外设备差距较大。
2015-2017年,在“领跑者计划”的推动下,PERC电池迎来爆发,国内PERC产能从4.5GW增至28.9GW,与此同时,国内PERC设备逐步成熟,取得阶段性成果,捷佳伟创管式PECVD设备、理想ALD设备出货量逐步增加。
2018-2020年,PERC设备进口替代完成,设备成本大幅降低,目前PERC全产线设备投资已经下降至1-1.5亿元/GW,进一步加速了PERC对BSF的替代。爱旭股份,通威股份,润阳光伏等凭借PERC技术实现弯道超车,迅速崛起成长为电池龙头企业。


  • 未来技术趋势:高效技术百花齐放,新一代电池蓄势待发


光伏电池技术百花齐放,新一代电池蓄势待发。
光伏电池按照材料类型可分为晶硅电池和薄膜电池;按照晶体类型可分为多晶硅电池和单晶硅电池;按照掺杂类型可分为P型电池和N型电池;按照电池结构可分为BSF,PERC,TOPcon,HJT和IBC电池等。
尽管电池的材料和结构多种多样,但效率提升原理万变不离其宗,最终都归结到减少电学损失和减少光学损失两种路径之上。
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  • N型电池:更高的少子寿命减少电学损失,引领下一代新技术发展


相对于P型硅片而言,以N型硅片为基底的太阳电池在发电效率的提升方面有诸多优势,主要体现在降低电学损失方面:
1)更高的理论效率极限;
2)更高的少子寿命和杂质容忍度;
3)无光衰;
4)更低的温度系数。
N型电池理论效率极限更高,晶硅电池按照掺杂类型的不同可分为P型电池和N型电池。目前单晶PERC已经在性价比和效率上战胜多晶,成为当前主流电池技术。然而由于PERC电池结构本身的特性,其理论极限效率约24.5%,当前领先的电池厂家量产化平均效率已达23.4%左右,未来PERC电池进一步提效空间有限。
根据德国ISFH研究,N型单面TOPcon电池理论效率极限为27.1%,双面多晶硅钝化TOPcon为28.7%,异质结电池理论效率极限为27.5%。因此相较于P型电池,N型电池在未来拥有更高的效率提升空间。
N型硅片具有更高的少子寿命和杂质容忍度。N型硅片和P型硅片的区别在于硅材料中所掺杂的元素不同,P型硅片中主要掺杂硼或镓,少子为电子,而N型硅片中掺杂元素为磷,少子为空穴。
由于带正电荷的Fe、Cu、Ni等金属元素具有很强的捕获少子电子的能力,而对于少子空穴的捕获能力比较弱,所以在相同金属杂质的情况下,N型硅片的少子寿命要明显高于P型硅片,根据研究表明,N型硅片无论是对表面金属杂质,还是对体内杂质,都具有良好的抗污特性。
相同电阻率的N型CZ硅片的少子寿命比P型硅片的高出1~2个数量级,达到毫秒级。对于10^13(atoms/cm^3)的Fe体污染,N型少子寿命由1100下降至100,而P型由1300下降至0.8。材料的少子寿命越高,光电转换效率越高,因此N型硅片具有更高的转换效率。
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N型电池无光致衰减(LID)现象。
光致衰减现象指的是光伏电池组件在初始光照情况下,效率发生大幅衰减的现象。P型硅片在光照或者电流的注入下,掺杂的硼元素会与氧形成硼氧复合体。
该复合体存在没有饱和的化学键,因此会捕捉光照产生的载流子,从而降低载流子的寿命。
硅片中的硼、氧含量越大,产生的硼氧复合体越多,少子寿命降低的幅度就越大,而掺磷的N型晶体硅中硼含量极低,所以几乎没有光致衰减效应的存在。目前产业界缓解P型光衰主要思路是降低硼或氧含量,通过使用高纯坩埚进行单晶生长可以降低氧含量,使用硼镓共掺杂降低硼含量,前者会增加硅片生产成本,后者会降低电池效率。
而使用N型硅片则不存在光衰问题。N型电池市场份额将有望持续提升。N型硅片相较于P型硅片具有诸多优势,过去由于N型硅片中的磷原子与硅相溶性较差,分凝系数低,电阻率均一性差,工艺技术不成熟,成本较高,限制了N型硅片的发展。
随着N型硅片工艺水平的逐步提高、吸杂工艺的普及化以及TOPcon和HJT电池逐步实现规模化,未来N型硅片的市场份额有望持续提升,逐步实现对P型市占率的超越。


  • IBC电池:表面无栅线减少光学损失,可与任何电池新技术叠加


IBC,指交叉背接触电池是Schwartz和Lammert于1975年提出来的,将电池的发射区电极和基区电极均设计于电池背面且以交叉的形式排布的一种太阳能电池。
IBC太阳电池最显著的特点是PN结和金属接触都处于太阳电池的背部,前表面彻底避免了金属栅线电极的遮挡,结合前表面的金字塔绒面结构和减反层组成的陷光结构,能够最大限度地利用入射光,减少光学损失,具有更高的短路电流,同时,背部采用优化的金属栅线电极,降低了串联电阻。
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IBC结构理论上可将光电转换效率提升0.6-0.7%。以10BB的182PERC电池为例,主栅线宽度为0.1mm,细栅线宽度为30μm,栅线遮挡面积约为990mm2,占电池总面积的2.9%,按照23.5%的电池效率计算,将正面栅线移除后,理论上电池效率可提升0.68%。

因此,移除正面栅线能够显著降低光学损失,实现入射光子的最大化利用,是提高光电转换效率的有效方式。IBC万能结构可与任何一种电池新技术相叠加。IBC通过转移正面栅线来提高电池效率的方式,使得其成为一种万能的结构,可以与任何一种电池新技术叠加,IBC与TOPcon电池叠加可形成TBC电池,与HJT电池叠加可形成HBC电池,与P型PERC电池叠加则形成PBC电池,均有较为显著的提效效果。

IBC电池对基体材料要求较高,需要较高的少子寿命。因为IBC电池属于背结电池,为使光生载流子在到达背面p-n结前尽可能少的或完全不被复合掉,就需要较高的少子扩散长度,因此IBC电池需采用高少子寿命的P型硅片,或者N型硅片,以保证更高的载流子收集率。

3、短期内TOPcon及P-IBC共同发展,长期HJT技术有望形成统一路线

  • 发展历史:你追我赶,各项电池技术纷纷实现从实验室到产业化


电池技术的发展必然要经历实验室阶段,小试阶段,中试阶段才能最终达到产业化阶段。TOPcon和HJT是目前行业内两种以N型硅片为基底的主流技术,两者相比各有优劣势,经过多年的研发,均已进入量产转化阶段。
其中Topcon由于与现有的PERC电池产线具有良好的兼容性,技术工艺上相对更加成熟稳定,已经具备性价比优势。HJT作为一种与现有产线不兼容的全新电池结构,效率起点高,未来提升空间大,但当前还面临成本压力问题。
P-IBC技术是P型高效技术的延续,它结合了PERC电池,TOPcon电池和IBC电池的结构优点,将P型电池的效率潜力发挥到最大,成本优势突出,目前也已具备量产性价比。
TOPCon电池:全称隧穿氧化层钝化接触电池,是一种使用超薄隧穿氧化层和掺杂多晶硅层作为钝化层结构的太阳电池,同时兼具良好的接触性能,可以极大地提升太阳能电池的效率。
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发展历史:
2013年德国Fraunhofer研究所在N型PERT结构基础上,首次提出TOPCon结构;2017年Fraunhofer研究所在实验室TOPcon电池上取得25.8%的效率记录;
2019年,天合光能在面积为244.62平方厘米的n型衬底上制备出正面最高效率为24.58%的实验室电池,并获德国哈梅林太阳能研究所(ISFH)下属的检测实验室认证,同年,天合光能i-TOPCon双面电池大规模量产正面平均转换效率突破23%。
2021年,晶科能源TOPcon电池在权威第三方测试认证机构日本JET检测实验室标定全面积电池最高转化效率达到25.4%,成为商业化全面积电池效率记录的保持者,为后续的N型TOPCon电池的扩产奠定基础。
HJT电池:传统晶体硅太阳电池的p-n结都是由导电类型相反的同一种材料——晶体硅组成的,属于同质结电池。而异质结(HJT)就是指由两种不同的半导体材料组成的结。
其工作基本原理与普通太阳能电池相同,都是利用PN结的原理产生光生电流,不同的是HJT电池的发射级是一层非常薄的非晶硅层,然而由于非晶硅本身的特性以及晶格失配产生的缺陷,使得产生的载流子在接触表面附近很容易复合,因此要在晶体硅和非晶硅之间添加一层本征非晶硅薄层来减小载流子的复合。
发展历史:
从上世纪80年代,实验室就开始研究晶体硅和非晶硅叠加的电池,1990年最先由日本的三洋公司提出异质结的基本结构。
2015年三洋的HJT专利保护结束,专利壁垒消除,国内外电池企业开始大力发展和推广HJT量产化技术。
2015-2020年间,国内光伏企业快速发展,国产电池制造装备崛起,光伏量产技术研发的中心由欧洲转移至中国,早期的技术积累叠加光伏设备成本大幅降低,为异质结的量产化发展铺平道路,汉能,中智,通威,阿特斯,迈为,东方日升,华晟,隆基等成为国内HJT领先企业。
2021年6月初,隆基绿能公布其量产HJT转化效率达到25.26%;10月,隆基再次刷新HJT电池效率记录,实验室效率达到26.3%,是异质结电池的一大突破。2022年隆基在全尺寸(M6尺寸,面积274.3cm²)单晶硅片上,创造了转换效率为25.47%的大尺寸P型光伏电池效率世界纪录,进一步验证了低成本异质结量产技术的可行性。
IBC电池发展历史:
IBC电池早最是由Lammert和Schwartz在1975年提出的背面指交叉式电池结构。
美国的Sunpower公司是IBC电池的领军者和开拓者,2014年其量产平均效率就达到23.62%,2015年实验室效率达到25.2%;2018年天合研发的大面积IBC电池转换效率达到25.04%;2019年5月中来公司宣布已经可以实现IBC电池的批量生产,年产能约150MW,量产转换效率22.8%,最高效率23.4%。
2020年5月国电投黄河水电200MWN型IBC产线建设完成,量产平均转换效率达到23.6%。IBC电池与其他新电池技术相叠加,可以获得更高的转换效率,2017年3月,日本Kaneka公司通过将HJT和IBC电池技术叠加,得到HBC电池,效率达到26.7%,目前这项效率记录已经保持5年之久。
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  • 电池结构:新型电池结构决定电池效率


光伏电池的结构是影响电池效率的关键因素,PN结是光伏发电的核心,基底上下不同的膜层,根据原理的不同,均起到了提升发电效率的作用。光伏电池中常用的膜层包括氮化硅膜,氧化铝膜,二氧化硅膜,非晶硅膜,透明导电膜等。
PERC,TOPcon,HJT,P-IBC等电池技术通过使用不同的膜层来达到提效目的。
氮化硅膜:减反作用和钝化作用。减反射膜原理在于利用光在不同界面处的反射进行干涉相消。
当膜层的光学厚度为某一波长的1/4时,则利用光波180°的相位差可以进行叠加相消,氮化硅的折射率为1.9,是最佳的电池减反膜材料。
此外,氮化硅膜在制备的过程中可引入大量的氢原子,经退火后起到良好的氢钝化作用。
氧化铝膜:钝化作用。硅片在生长时硅原子的周期性被打乱而产生悬空键,容易形成复合中心,从而降低电池效率。
氧化铝具有较高的固定负电荷密度,可以大幅减少少数载流子到达表层,另一方面也扮演着氢原子存储的作用,在热处理时可提供充足的氢原子,通过饱和悬空键来弱化界面电子态。
二氧化硅+掺杂多晶硅:隧穿作用和钝化作用。二氧化硅隧穿膜最佳厚度在1.2nm,其作用在于使多数载流子(电子)通过隧穿效应穿过氧化层,但少数载流子(空穴)被阻挡,从而进一步降低了载流子复合效应。
掺杂多晶硅层一方面起到保护二氧化硅层的作用,另一方面会增加电子或空穴在氧化硅中的隧穿概率,因此,多晶硅层的掺杂浓度越高,太阳能电池的开路电压和效率就越高。
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氢化非晶硅膜:钝化作用和PN结作用。氢化非晶硅膜与晶体硅基底之间能够形成良好的界面钝化,主要应用在异质结电池中,由于非晶硅层内存在H键,可以饱和其内部悬挂键,对异质结界面进行钝化从而减少界面缺陷对载流子的复合,有效载流子数量增多,组件能获得更高的开路电压。
HJT电池由于在PN结成结的同时完成了单晶硅的表面钝化,大大降低了表面、界面漏电流,电池效率较传统晶硅电池有较大幅度的提升。


  • 工艺步骤:生产工艺决定量产难度


电池结构的复杂程度决定了电池量产的工艺步骤,同时也决定了设备投资成本,生产良率,产线兼容性以及量产难易程度。
光伏电池的生产工艺主要包括清洗制绒,由于不同电池技术的结构存在差异,生产工艺也不尽相同。
从生产步骤上来看工艺步骤由少到多分别为HJT,BSF,PERC,P-IBC,TOPcon,从兼容性上来看同质结电池PERC,TOPcon,P-IBC电池之间兼容性较强,HJT电池由于采用异质结的创新性结构,工艺上不具备兼容性。
电池制备的基础工艺包括清洗制绒,扩散,清洗刻蚀,镀膜,激光开槽,丝印烧结等步骤。
(1)清洗制绒
由于硅片在切割过程中表面会产生大量的油污,金属污染和机械损伤,因此要对硅片进行酸洗(多晶)或者碱洗(单晶),利用各向同行和各向异性原理对硅片表面进行腐蚀,去除硅片表面机械损伤层;
清除表面油污和金属杂质,形成洁净表面;形成起伏不平的绒面,使入射光在表面进行多次反射和折射,延长光程,减少光学损失,金刚线切割硅片经过清洗制绒后表面反射率可从50%降低至15%以下。
图片(2)扩散
使用液态磷源(三氯氧磷)/硼源(硼酸三甲酯等)在高温作用下在硅片表面扩散沉积,主要作用是形成电池的PN结,根据掺杂元素的不同分为磷扩散和硼扩散,其中P型硅片采用磷扩散,N型硅片需进行硼扩散。
由于硼原子在硅中的固溶度较低,因此其扩散难度比磷扩散更高,温度需要达到950-1050℃,成膜时间达到240min。因此N型电池所需成本更高,制备难度更大。
(3)刻蚀
扩散过程中磷(硼)会与硅形成磷硅玻璃层PSG(或硼硅玻璃层BSG),为富含磷元素的二氧化硅层,对后续工艺产生不良影响,并且可能导致PN结漏电,因此需要使用化学试剂对PSG(BSG)层进行刻蚀清洗。
(4)镀膜
镀膜是光伏电池制备中的重要工艺,光伏电池根据结构的不同,钝化膜层的种类较多,不同材料的膜层需要使用不同的镀膜方法进行制备。
主要方法可分为物理气相沉积PVD、化学气相沉积CVD、原子层沉积ALD。在光伏行业中应用较多的包括PECVD,ALD,LPCVD,PVD等技术。
PECVD(等离子体化学气象沉积):借助微波或射频等使含有薄膜组成原子的气体,在局部形成等活性较强的离子体,在基片上沉积出薄膜。
主要用于制备氮化硅,氧化铝及非晶硅膜层中,在PERC,TOPcon,HJT,P-IBC电池技术中均有应用。
ALD(原子层沉积):通过将气相前驱体脉冲交替地通入反应器并在沉积基体上化学吸附并反应而形成沉积膜的一种方法。主要用于制备氧化铝膜层,应用于PERC,TOPcon和P-IBC技术。
LPCVD(低压化学气象沉积):用加热的方式在低压条件下使气态化合物在基片表面反应并淀积形成稳定固体薄膜,主要用于制备二氧化硅和掺杂多晶硅层,应用于TOPcon和P-IBC技术。
PVD(物理气象沉积):在真空条件下,采用大电流的电弧放电技术,利用气体放电使靶材蒸发并使被蒸发物质与气体都发生电离,利用电场的加速作用,使被蒸发物质及其反应产物沉积。主要用于制备透明导电膜,应用于HJT技术。
(5)激光
激光的作用主要包括激光掺杂和激光开凿。激光掺杂(SE)用于电池表现选择性掺杂;激光消融用于电池背面局部膜层开槽,使背场与硅基底形成局部接触。图片(6)丝印烧结
光伏电池表面膜层不具备收集电子及空穴的能力,因此需要在电池的正背面印刷银浆或铝浆,并通过高温烧结形成良好的金属半导体接触,将光生载流子导出至外电路中形成电流。
由于电池技术的的升级,工艺和设备变得更加复杂,初始投资成本更高,其中TOPcon,P-IBC的设备投资成本较为接近,较PERC增加9000万元/GW左右,而HJT设备较贵,约为PERC设备的3倍。
PERC电池工艺流程包括清洗制绒,磷扩散,激光掺杂SE,刻蚀,镀氮化硅膜,氧化铝膜,激光开槽和丝网印刷,总体设备投资1.2-1.6亿元/GW,按照7年折旧计算,折合设备成本0.019元/W。
TOPcon电池由于需要使用N型硅片,并增加了二氧化硅隧穿层和多晶硅膜,因此在PERC电池设备的基础上增加了硼扩散,LPCVD和镀膜清洗设备,减少了激光设备,整体投资在2.1-2.5亿元/GW,按照7年折旧计算,折合设备成本0.031元/W,较PERC高0.012元/W。
P-IBC电池工艺依旧使用的是P型硅片,但增加了二氧化硅隧穿层,多晶硅膜,并对激光设备进行了升级,因此在PERC电池设备的基础上增加了LPCVD,镀膜清洗设备,并对激光设备进行了升级,整体投资在2.2-2.6亿元/GW,按照7年折旧计算,折合设备成本0.033元/W,较PERC高0.014元/W。
HJT设备与其他电池技术不兼容,主要包括制绒,PECVD,PVD和丝网印刷设备,总投资3.8-4.5亿元,按照7年折旧计算,折合设备成本0.057元/W,设备成本较高。


  • 生产成本:产品性价比决定扩产节奏


成本是企业在进行新技术路线选择时的核心考量因素。以PERC技术组件端总成本作为参考标准,在假设条件下,TOPcon较PERC成本高0.04元/W,P-IBC成本与PERC几乎持平,HJT成本高出0.14元/W。考虑高效组件0.1元左右的溢价,TOPcon与P-IBC电池目前均已具备量产性价比。
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假设条件:理想状态下PERC,TOPcon,HJT,P-IBC的效率分别为23.50%,24.80%,24.95%,24.80%,良率分别为98.5%,96.5%,97.5%,95.0%。硅片端:硅片端成本差异主要来源于基地材料的选择和硅片的厚度。
硅片材料方面TOPcon和HJT使用N型硅片,PERC和P-IBC使用P型硅片,硅片厚度方面TOPcon,PERC,P-IBC均采用高温工艺,使用厚度为160μm的硅片,HJT低温工艺可使用150μm硅片。
N型硅片价格较P型高5-8%,则PERC,TOPcon,HJT,P-IBC硅片端成本分别为0.78、0.80、0.78、0.77元/W。
电池端:电池端成本差异主要来源于银浆耗量和设备折旧。
银浆耗量方面PERC,TOPcon,HJT,P-IBC分别为80、120、165、80mg/片,设备投资分别为1.3、2.1、3.8、2.2亿元/GW。则PERC,TOPcon,HJT,P-IBC电池端综合成本分别为0.94、1.00、1.11、0.96元/W。
组件端:组件端成本差异主要来源于组件功率和非硅成本。
按照PERC,TOPcon,HJT,P-IBC功率分别为550、570、575、570W计算,组件端综合成本分别为1.56、1.60、1.70、1.56元/W。
从最终组件端综合成本来看,当前P-IBC电池已经具备成本优势,TOPcon成本较PERC稍高,HJT电池成本还需进一步下降。
溢价:TOPcon高效组件产品溢价约为0.1元/W。新型产品性价比除了考虑绝对成本优势外,还需考虑高功率溢价优势。
参考PVinfolink数据,2017-2020年间,单晶组件相对于多晶组件长期保持8%-10%的价格溢价,大尺寸(182及210)高功率组件产品相对于常规功率组件也能保持一定溢价。
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根据湖南省电力设计院测算,TOPcon组件由于具有更高的转换效率,低温度系数,双面率和弱光响应能力,因此具有更高的发电小时数,能够有效节省安装费,支架,桩基,线缆等系统BOS成本。
按照TOPcon组件相对PERC组件溢价0.15元/W进行测算,其度电成本LCOE仍然能够比PERC系统低1.35%,高效优势突出。
从历史经验和最新中标结果来看,由于高效产品单位面积内功率更高,能够为电站客户节约BOS成本并降低度电成本LCOE,因此售价方面能够享受一定溢价。综合考虑下,TOPcon与P-IBC当前已具备扩产性价比,产能方面有望快速放量。


  • 扩张趋势:短期内TOPcon与P-IBC有望快速放量


2022年将以TOPcon放量为主,新建产能会优先考虑N型TOPcon电池技术。TOPcon电池作为一种大众化的技术路线,已经具备量产性价比,2022年会率先大规模上量。
晶科能源是N型TOPcon技术领头军,合肥及尖山共16GW项目即将完成爬坡满产,预计全年TOPcon组件出货量将达到10GW。
晶科能源上半年的产能爬坡情况将影响后续行业对N型TOPcon的扩产计划,包括晶澳,天合,钧达,通威在内主流企业均有TOPcon相关扩产计划。
预计22年新上TOPcon产能将达到49.8GW(包括在建和招标中的项目),TOPcon大规模产业化将于今年爆发。
隆基是P-IBC技术领军者,结合上下游硅片及组件端优势形成P-IBC技术护城河。
P-IBC技术结合P型TOPcon和IBC工艺,对上下游配套要求较高,一方面要求使用高体少子寿命硅片,另一方面需要优化组件焊接端匹配电池背面指交叉栅线,对一体化企业规模和研发能力要求较高,因此其他企业在技术跟随方面存在一定难度。
目前隆基泰州正在进行4GW新技术厂房改建,预计8月份建成投产,西咸共15GW产能也将采用新技术,预计将于9月开始陆续投产。
异质结电池新旧玩家众多,短期还需进一步降低成本,长期有望形成统一技术路线。截至2021年底国内HJT产能约为5.57GW,2022年待建产能4.8GW,2022年底至少具备10GW的异质结产能。
国内参与企业主要有两类,一是传统电池企业布局异质结:通威,阿特斯,东方日升,晶澳,隆基,爱旭等。
传统企业除通威1GW产能以外,其他均以试验线为主。二是新进入企业布局异质结,华晟,晋能,明阳智能,金刚玻璃等。新进入企业以安徽华晟为代表,异质结产能均超1GW,以期借助技术迭代实现弯道超车。
当前制约HJT发展的主要原因是成本问题,目前HJT设备,浆料,薄片化,高效率四大降本路径较为清晰,待降本落地后,HJT大时代将正式开启。TOPcon,P-IBC技术已具备扩产性价比,短期内将针对不同应用场景并行发展,HJT电池高成本问题解决后有望形成统一技术路线。
结合不同技术路线发展背景,成本,效率,良率,双面率,设备兼容性,工艺复杂程度,应用场景等因素,我们认为短期看TOPcon与P-IBC电池将通过差异化市场需求并行发展,长期将由HJT技术形成统一路线,扩产节点取决于其提效降本技术落地情况,需跟踪关注HJT设备,金属化技术降本进展。图片来源:未来智库



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