2022年光伏設備行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及未來技術趨勢分析

1、2022年光伏設備行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及未來技術趨勢分析1、“提效降本”貫穿光伏歷史發(fā)展，未來進步仍有空間提效降本貫穿歷史發(fā)展，光伏發(fā)電進入全面化市場階段。在光伏技術，規(guī) 模經(jīng)濟，供應鏈和項目開發(fā)流程不斷改善的推動下，從 2010 年到 2020 年，規(guī)模 以上太陽能光伏發(fā)電成本下降了 85%。光伏組件平均功率由 2010 年的 250-300W 提升至 2020 年 400-550W，預計到 2030 年有望提升至 800-1200W。大型光伏電 站的中標電價不斷降低，2021 年，沙特地區(qū)由于光照資源好，非系統(tǒng)成本低， 其光伏電站中標價格已經(jīng)低至 1.04美分/kWh，中國最低中標電價為 2.3美

2、分/kWh， 已于 2021 年實現(xiàn)全面平價上網(wǎng)，光伏發(fā)電已經(jīng)全面擺脫補貼的限制，進入全面 市場化發(fā)展階段。光伏降本仍有空間，低成本是光伏成為全球主流能源的必要條件。未來光 伏要想發(fā)展成為全球主流能源，必須擁有低成本競爭力。對比化石燃料、生物質(zhì) 能、地熱能、水電、太陽能以及風能等一次能源，過去十年，在精準的政策扶持 與產(chǎn)業(yè)規(guī)模效應的帶動下，風電光伏發(fā)電成本顯著降低，可再生能源逐步成為電 力系統(tǒng)的支柱。目前光伏發(fā)電的成本已經(jīng)與化石燃料成本區(qū)間（0.05-0.15 美元 /kWh）基本持平，而要想達到 2050 年光伏發(fā)電占比超過 35%的目標，光伏發(fā)電 成本必須全面低于化石燃料發(fā)電成本。根據(jù) I

3、RENA 的預測，2030 年光伏發(fā)電成 本最低將達到 0.02 美元/kWh，2050 年低至 0.014 美元/kWh，與當前對比仍存在較大的降本空間。技術變革是光伏成本下降的最大驅(qū)動力，是決定電池光電轉(zhuǎn)換效率的關鍵 因素。光伏產(chǎn)業(yè)鏈包含硅料、拉棒、硅片、電池及組件環(huán)節(jié)，過去十年間光伏效 率提升顯著，這與光伏全產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)技術的共同進步是分不開的，其中包括硅 料環(huán)節(jié)改良西門子法，單晶拉棒環(huán)節(jié)的 RCZ 法，硅片環(huán)節(jié)的金剛線切割法，電 池環(huán)節(jié)的 PERC 電池技術以及組件環(huán)節(jié)的多主柵技術等，而當前技術進步的腳步 仍未停歇，顆粒硅、CCZ、新型電池等技術有望進一步推動行業(yè)降本增效。在光伏產(chǎn)業(yè)鏈

4、眾多環(huán)節(jié)中，電池環(huán)節(jié)是技術進步的核心。電池技術路線決 定了光伏產(chǎn)品的效率極限。單晶 PERC 電池是光伏技術發(fā)展歷史上的重要轉(zhuǎn)折， 為實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(wǎng)做出了重要貢獻。隨著 PERC 電池量產(chǎn)效率的不斷提升， 其當前效率已經(jīng)達到 23.5%，接近理論效率極限 24.5%，行業(yè)亟需發(fā)展新一代電池技術，當前新型電池技術百花齊放，TOPcon，HJT，P-IBC 成為下一代新技術 的有力競爭者。2、單晶取代多晶是前車之鑒，下一代新型技術風起云涌2.1 從光伏發(fā)電原理看新技術電池突破點“光生伏特”效應是光伏發(fā)電的原理，它的發(fā)現(xiàn)使人類利用太陽能發(fā)電成為可 能。1839年法國貝克勒爾做物理實驗時，發(fā)現(xiàn)了

5、“光生伏特效應”。1954年，貝爾 實驗室研制成功第一個實用價值的硅太陽能電池，紐約時報把這一突破性的成果 稱為“無限陽光為人類文明服務的一個新時代的開始”。 “光生伏特”效應指的是半導體在受到光照的條件下，光子能量激發(fā)價帶內(nèi)的 束縛電子穿過禁帶到達導帶成為自由電子，并在價帶中留下空穴，形成為空穴電子對，從而改變了材料的載流子濃度。在有外電路接入的情況下，電子和空穴 少數(shù)載流子在擴散作用和 PN 結(jié)內(nèi)建電場的共同的作用下按照特定的方向移動， 從而產(chǎn)生電流。半導體材料的選擇是決定光伏電池效率的主要因素。半導體電池材料的禁 帶寬度決定了其短路電流和開路電壓，其中短路電流隨著禁帶寬度的減小而增加，

6、開路電壓隨著禁帶寬度的減小而降低，因此適用于光伏發(fā)電材料的禁帶寬度應當 有一個合適的范圍，當電池材料的禁帶寬度在 1.1-1.6eV 時，其理論光電轉(zhuǎn)換效 率能夠達到 29.43%。目前可用做光伏電池的材料主要是元素周期表中 III-V 主族 材料，包括硅材料、砷化鎵、銅銦鎵硒，碲化鎘以及近年來發(fā)展比較快的有機化 合物電池等。綜合各種材料的電學性能，安全性，資源豐富性，無毒無害性等各 種因素，硅材料成為目前光伏行業(yè)中普遍使用的電池材料。光學損失和電學損失是影響光伏電池效率的兩大重要因素。盡管硅材料的 理論電池效率能夠達到 29.43%，但是目前在實驗室中硅電池的最高轉(zhuǎn)化效率為 26.3%，主要

7、是受光學損失和電學損失的影響。光學損失產(chǎn)生的主要原因是材料表面的反射損失。包括組件玻璃的反射， 電池前表面和背表面的反射，電池柵線的遮擋等等。目前減少光學損失的主要方 法包括：（1）使用超白高透的壓延光伏玻璃。（2）通過減反膜降低反射率，例 如玻璃減反膜，電池表面的氮化硅減反膜。（3）利用化學藥品對硅片表面進行 腐蝕，形成絨面，增加陷光作用。（4）增加電池柵線高寬比，減少柵線遮擋損 失，例如使用多主柵以及 IBC 電池技術。電學損失產(chǎn)生的主要原因是半導體材料體內(nèi)及表面的復合。光子激發(fā)的空 穴電子對只有在 PN 附近才會對光電轉(zhuǎn)換作出貢獻，在距離 PN 結(jié)太遠處產(chǎn)生的 載流子，很有可能在移動到器

8、件的電極之前就發(fā)生復合。半導體中復合率越低， 開路電壓 Voc 越高，光電轉(zhuǎn)換效率就越高。隨著硅片質(zhì)量的不斷提高，低成本薄 片化的進程使得晶硅電池表面復合損失成為制約電池效率上限提升的關鍵因素。 產(chǎn)生復合的主要原因首先跟材料本身的內(nèi)部缺陷以及雜質(zhì)等相關，例如單晶硅少 子壽命要優(yōu)于多晶硅，N 型要優(yōu)于 P 型；其次是由于高濃度的擴散在電池前表面 引入大量的復合中心，通過改變光伏電池的結(jié)構(gòu)，退火氫鈍化以及引入鈍化膜， 隧穿膜等方式，可以有效延長半導體內(nèi)光生載流子壽命，減少復合，從而提高光 電轉(zhuǎn)化效率，因此使用 N 型硅片，改變電池結(jié)構(gòu)（TOPcon, HJT）是降低電學損 失的有效方式。2.2 技

9、術發(fā)展復盤：單晶 PERC 取代多晶成為主流技術單多晶電池技術路線之爭，以單晶的全面勝利而告終。過去一段時期，單 多晶技術路線之爭一直是光伏行業(yè)爭論的焦點。多晶硅片中硅原子排列的晶向各 不相同，不同的晶面交接處有大量的晶界，晶格缺陷和晶界處的雜質(zhì)引入了大量 的少數(shù)載流子復合中心，因此降低了多晶電池的轉(zhuǎn)化效率。而單晶硅片具有完整 的晶格排列，其位錯密度和金屬雜質(zhì)比多晶硅片小得多，因此具有更高的少子壽 命。與多晶硅相比，單晶硅在晶體品質(zhì)、電學性能、轉(zhuǎn)換效率方面都具備顯著的 優(yōu)勢，然而由于其成本居高不下，一直不被下游廠商所接受，多晶技術在過去較 長時期內(nèi)一直占據(jù)主要市場份額。自 2015 年起，單晶

10、憑借連續(xù)直拉法，金剛線 切割，PERC 電池等一系列的技術升級實現(xiàn)降本增效，性價比大幅提高，逐漸縮 小與多晶之間的差距，并最終實現(xiàn)逆轉(zhuǎn)，2020年單晶硅占比已經(jīng)達到85%，成為 當前的主流技術。PERC 取代 BSF 電池成為主流。2016 年之前，BSF 鋁背場電池是主流電池 技術，市占率一度超過 90%。2018年之后，單晶 PERC市占率以每年 20%左右的 百分比提升，并在 19 年反超 BSF，成為主流電池技術。2020 年單晶 PERC 市占 率達到 85%左右。 PERC(Passivated Emitter and Rear Cell)，即鈍化發(fā)射極和背面電池技術，最 早在 2

11、0 世紀 80 年代由澳大利亞科學家 Martin Green 提出。PERC 電池與傳統(tǒng)鋁 背電場（BSF）電池的主要區(qū)別在于其在電池的背面添加一層氧化鋁和氮化硅鈍 化膜。由于硅片表面和內(nèi)部的雜質(zhì)和缺陷會帶來電學損失，因此需要增加鈍化膜 來降低表面載流子的復合來減小缺陷帶來的影響，從而保障電池效率。PERC 氧化鋁薄膜具備良好的場效應和化學鈍化效果。鈍化效果指的是通過 減少空穴-電子對的復合，延長少子壽命來減少電學損失，從而提高光電轉(zhuǎn)換效 率。根據(jù)鈍化機理的不同，又可以分為場效應鈍化和化學鈍化，其中場效應鈍化 指的是在界面處形成電場，以同極相斥效應來阻止少子在界面處的復合。化學鈍 化指的是通

12、過飽和懸掛鍵來弱化界面電子態(tài)，減少復合中心。氧化鋁的固定負電 荷密度高達 1013/cm3，在沉積過程中，負電荷恰好在氧化鋁和硅晶表面交界處， 具備良好的場鈍化效果。而氧化鋁薄膜在制備的過程中同時扮演著高效氫原子儲 庫的作用，能夠在熱處理過程中提供充足的氫原子，飽和硅表面懸掛鍵，起到良 好的化學鈍化效果。兩種鈍化效應的疊加，使得電池效率顯著提升，鍍膜后的 PERC 電池效率較 BSF 高出 1%以上。PERC 電池設備國產(chǎn)化加速了 PERC 對 BSF 電池的替代。沉積氧化鋁的方 法主要有等離子體增強化學氣相沉積（PECVD）和原子層沉積（ALD）兩種， 其中前者已經(jīng)廣泛應用于氮化硅的沉積，后

13、者源自半導體工藝。2012-2015 年，早期的設備供應商以海外供應商為主，引領市場的瑞士 Meyer Burger 公司率先開發(fā)出正反面沉積的三合一板式 PECVD，德國 CT 開發(fā)出 管式 PECVD 設備，SoLay Tech 則以 ALD 設備為主,三種設備都在電池廠家得到 了規(guī)模化的應用，以晶澳科技為代表的國內(nèi)電池制造企業(yè)開始技改升級，布局 PERC 技術，而彼時國內(nèi)設備商還處于起步階段，與國外設備差距較大。 2015-2017 年，在“領跑者計劃”的推動下，PERC 電池迎來爆發(fā)，國內(nèi) PERC 產(chǎn)能從 4.5GW 增至 28.9GW，與此同時，國內(nèi) PERC 設備逐步成熟，取得階

14、段性 成果，捷佳偉創(chuàng)管式 PECVD 設備、理想 ALD 設備出貨量逐步增加。 2018-2020 年，PERC 設備進口替代完成，設備成本大幅降低，目前 PERC 全 產(chǎn)線設備投資已經(jīng)下降至 1-1.5 億元/GW，進一步加速了 PERC 對 BSF 的替代。 愛旭股份，通威股份，潤陽光伏等憑借 PERC 技術實現(xiàn)彎道超車，迅速崛起成長 為電池龍頭企業(yè)。2.3 未來技術趨勢：高效技術百花齊放，新一代電池蓄勢待發(fā)光伏電池技術百花齊放，新一代電池蓄勢待發(fā)。光伏電池按照材料類型可分 為晶硅電池和薄膜電池；按照晶體類型可分為多晶硅電池和單晶硅電池；按照摻 雜類型可分為 P 型電池和 N 型電池；按照

15、電池結(jié)構(gòu)可分為 BSF，PERC，TOPcon， HJT 和 IBC 電池等。盡管電池的材料和結(jié)構(gòu)多種多樣，但效率提升原理萬變不離 其宗，最終都歸結(jié)到減少電學損失和減少光學損失兩種路徑之上。2.3.1 N 型電池：更高的少子壽命減少電學損失，引領下一代新技術發(fā)展相對于 P 型硅片而言，以 N 型硅片為基底的太陽電池在發(fā)電效率的提升方 面有諸多優(yōu)勢，主要體現(xiàn)在降低電學損失方面：1）更高的理論效率極限；2） 更高的少子壽命和雜質(zhì)容忍度；3）無光衰；4）更低的溫度系數(shù)。 N 型電池理論效率極限更高，晶硅電池按照摻雜類型的不同可分為 P 型電池 和 N 型電池。目前單晶 PERC 已經(jīng)在性價比和效率上

16、戰(zhàn)勝多晶，成為當前主流電 池技術。然而由于 PERC 電池結(jié)構(gòu)本身的特性，其理論極限效率約 24.5%，當前 領先的電池廠家量產(chǎn)化平均效率已達 23.4%左右，未來 PERC 電池進一步提效空 間有限。根據(jù)德國 ISFH 研究，N 型單面 TOPcon 電池理論效率極限為 27.1%，雙 面多晶硅鈍化 TOPcon 為 28.7%，異質(zhì)結(jié)電池理論效率極限為 27.5%。因此相較 于 P 型電池，N 型電池在未來擁有更高的效率提升空間。N 型硅片具有更高的少子壽命和雜質(zhì)容忍度。N 型硅片和 P 型硅片的區(qū)別在 于硅材料中所摻雜的元素不同，P 型硅片中主要摻雜硼或鎵，少子為電子，而 N 型硅片中摻

17、雜元素為磷，少子為空穴。由于帶正電荷的 Fe、Cu、Ni 等金屬元素 具有很強的捕獲少子電子的能力，而對于少子空穴的捕獲能力比較弱，所以在相 同金屬雜質(zhì)的情況下，N 型硅片的少子壽命要明顯高于 P 型硅片，根據(jù)研究表明， N 型硅片無論是對表面金屬雜質(zhì)，還是對體內(nèi)雜質(zhì)，都具有良好的抗污特性。相 同電阻率的 N 型 CZ 硅片的少子壽命比 P 型硅片的高出 12 個數(shù)量級，達到毫秒 級。對于 1013（atoms/cm3）的 Fe 體污染，N 型少子壽命由 1100 下降至 100， 而 P 型由 1300 下降至 0.8。材料的少子壽命越高，光電轉(zhuǎn)換效率越高，因此 N 型 硅片具有更高的轉(zhuǎn)換效

18、率。N 型電池無光致衰減（LID）現(xiàn)象。光致衰減現(xiàn)象指的是光伏電池組件在初 始光照情況下，效率發(fā)生大幅衰減的現(xiàn)象。P 型硅片在光照或者電流的注入下， 摻雜的硼元素會與氧形成硼氧復合體。該復合體存在沒有飽和的化學鍵，因此會 捕捉光照產(chǎn)生的載流子，從而降低載流子的壽命。硅片中的硼、氧含量越大，產(chǎn) 生的硼氧復合體越多，少子壽命降低的幅度就越大，而摻磷的 N型晶體硅中硼含 量極低，所以幾乎沒有光致衰減效應的存在。目前產(chǎn)業(yè)界緩解 P 型光衰主要思路 是降低硼或氧含量，通過使用高純坩堝進行單晶生長可以降低氧含量，使用硼鎵 共摻雜降低硼含量，前者會增加硅片生產(chǎn)成本，后者會降低電池效率。而使用 N 型硅片則不

19、存在光衰問題。N 型電池市場份額將有望持續(xù)提升。N 型硅片相較于 P 型硅片具有諸多優(yōu)勢， 過去由于 N型硅片中的磷原子與硅相溶性較差，分凝系數(shù)低，電阻率均一性差， 工藝技術不成熟，成本較高，限制了 N 型硅片的發(fā)展。隨著 N 型硅片工藝水平 的逐步提高、吸雜工藝的普及化以及 TOPcon 和 HJT 電池逐步實現(xiàn)規(guī)?；磥?N 型硅片的市場份額有望持續(xù)提升，逐步實現(xiàn)對 P 型市占率的超越。2.3.2 IBC 電池：表面無柵線減少光學損失，可與任何電池新技術疊加IBC (Interdigitated Back Contact)，指交叉背接觸電池是 Schwartz 和 Lammert 于 1

20、975 年提出來的，將電池的發(fā)射區(qū)電極和基區(qū)電極均設計于電池背面且以交 叉的形式排布的一種太陽能電池。 IBC 太陽電池最顯著的特點是 PN 結(jié)和金屬接觸都處于太陽電池的背部，前 表面徹底避免了金屬柵線電極的遮擋，結(jié)合前表面的金字塔絨面結(jié)構(gòu)和減反層組 成的陷光結(jié)構(gòu)，能夠最大限度地利用入射光，減少光學損失，具有更高的短路電 流，同時，背部采用優(yōu)化的金屬柵線電極，降低了串聯(lián)電阻。IBC 結(jié)構(gòu)理論上可將光電轉(zhuǎn)換效率提升 0.6-0.7%。以 10BB 的 182 PERC 電 池為例,主柵線寬度為 0.1mm,細柵線寬度為 30m，柵線遮擋面積約為 990 mm2 ,占 電池總面積的 2.9%，按照

21、 23.5%的電池效率計算，將正面柵線移除后，理論上電 池效率可提升 0.68%。因此，移除正面柵線能夠顯著降低光學損失，實現(xiàn)入射光 子的最大化利用，是提高光電轉(zhuǎn)換效率的有效方式。IBC 萬能結(jié)構(gòu)可與任何一種電池新技術相疊加。IBC 通過轉(zhuǎn)移正面柵線來提 高電池效率的方式，使得其成為一種萬能的結(jié)構(gòu)，可以與任何一種電池新技術疊 加，IBC 與 TOPcon 電池疊加可形成 TBC 電池，與 HJT 電池疊加可形成 HBC 電 池，與 P 型 PERC 電池疊加則形成 PBC 電池，均有較為顯著的提效效果。 IBC 電池對基體材料要求較高，需要較高的少子壽命。因為 IBC電池屬于背 結(jié)電池，為使光

22、生載流子在到達背面 p-n 結(jié)前盡可能少的或完全不被復合掉，就 需要較高的少子擴散長度，因此 IBC 電池需采用高少子壽命的 P 型硅片，或者 N 型硅片，以保證更高的載流子收集率。3、短期內(nèi) TOPcon 及 P-IBC 共同發(fā)展，長期 HJT 技術有望形成統(tǒng)一路線3.1 發(fā)展歷史：你追我趕，各項電池技術紛紛實現(xiàn)從實驗室到產(chǎn)業(yè)化電池技術的發(fā)展必然要經(jīng)歷實驗室階段，小試階段，中試階段才能最終達到 產(chǎn)業(yè)化階段。TOPcon 和 HJT 是目前行業(yè)內(nèi)兩種以 N 型硅片為基底的主流技術， 兩者相比各有優(yōu)劣勢，經(jīng)過多年的研發(fā)，均已進入量產(chǎn)轉(zhuǎn)化階段。其中 Topcon 由于與現(xiàn)有的 PERC 電池產(chǎn)線具

23、有良好的兼容性，技術工藝上相對更加成熟穩(wěn)定， 已經(jīng)具備性價比優(yōu)勢。HJT 作為一種與現(xiàn)有產(chǎn)線不兼容的全新電池結(jié)構(gòu)，效率起 點高，未來提升空間大，但當前還面臨成本壓力問題。P-IBC 技術是 P 型高效技 術的延續(xù)，它結(jié)合了 PERC 電池，TOPcon 電池和 IBC 電池的結(jié)構(gòu)優(yōu)點，將 P 型 電池的效率潛力發(fā)揮到最大，成本優(yōu)勢突出，目前也已具備量產(chǎn)性價比。 TOPCon 電池：全稱隧穿氧化層鈍化接觸電池（Tunnel Oxide Passivating Contacts），是一種使用超薄隧穿氧化層和摻雜多晶硅層作為鈍化層結(jié)構(gòu)的太陽 電池，同時兼具良好的接觸性能，可以極大地提升太陽能電池的效

24、率。發(fā)展歷史：2013 年德國 Fraunhofer 研究所在 N 型 PERT 結(jié)構(gòu)基礎上，首次提 出 TOPCon 結(jié)構(gòu)；2017 年 Fraunhofer 研究所在實驗室 TOPcon 電池上取得 25.8% 的效率記錄； 2019 年，天合光能在面積為 244.62 平方厘米的 n 型襯底上制備出 正面最高效率為 24.58%的實驗室電池，并獲德國哈梅林太陽能研究所（ISFH） 下屬的檢測實驗室認證，同年，天合光能 i-TOPCon 雙面電池大規(guī)模量產(chǎn)正面平 均轉(zhuǎn)換效率突破 23%。2021 年，晶科能源 TOPcon 電池在權威第三方測試認證機 構(gòu)日本 JET 檢測實驗室標定全面積電

25、池最高轉(zhuǎn)化效率達到 25.4%，成為商業(yè)化全 面積電池效率記錄的保持者，為后續(xù)的 N 型 TOPCon 電池的擴產(chǎn)奠定基礎。HJT 電池：傳統(tǒng)晶體硅太陽電池的 p-n 結(jié)都是由導電類型相反的同一種材料 晶體硅組成的，屬于同質(zhì)結(jié)電池。而異質(zhì)結(jié)(heterojunction，HJT)就是指由 兩種不同的半導體材料組成的結(jié)。其工作基本原理與普通太陽能電池相同，都是 利用 PN 結(jié)的原理產(chǎn)生光生電流，不同的是 HJT 電池的發(fā)射級是一層非常薄的非 晶硅層，然而由于非晶硅本身的特性以及晶格失配產(chǎn)生的缺陷，使得產(chǎn)生的載流 子在接觸表面附近很容易復合，因此要在晶體硅和非晶硅之間添加一層本征非晶 硅薄層來減小

26、載流子的復合。發(fā)展歷史：從上世紀 80 年代，實驗室就開始研究晶體硅和非晶硅疊加的電 池，1990 年最先由日本的三洋公司提出異質(zhì)結(jié)的基本結(jié)構(gòu)，2015 年三洋的 HJT 專利保護結(jié)束，專利壁壘消除，國內(nèi)外電池企業(yè)開始大力發(fā)展和推廣 HJT 量產(chǎn)化 技術，2015-2020 年間，國內(nèi)光伏企業(yè)快速發(fā)展，國產(chǎn)電池制造裝備崛起，光伏 量產(chǎn)技術研發(fā)的中心由歐洲轉(zhuǎn)移至中國，早期的技術積累疊加光伏設備成本大幅 降低，為異質(zhì)結(jié)的量產(chǎn)化發(fā)展鋪平道路，漢能，中智，通威，阿特斯，邁為，東 方日升，華晟，隆基等成為國內(nèi) HJT領先企業(yè)。2021年 6月初，隆基綠能公布其 量產(chǎn) HJT 轉(zhuǎn)化效率達到 25.26%；

27、10 月，隆基再次刷新 HJT 電池效率記錄，實驗 室效率達到 26.3%，是異質(zhì)結(jié)電池的一大突破。2022 年隆基在全尺寸(M6 尺寸， 面積 274.3cm)單晶硅片上，創(chuàng)造了轉(zhuǎn)換效率為 25.47%的大尺寸 P 型光伏電池效 率世界紀錄，進一步驗證了低成本異質(zhì)結(jié)量產(chǎn)技術的可行性。IBC 電池發(fā)展歷史：IBC 電池早最是由 Lammert 和 Schwartz 在 1975 年提出 的背面指交叉式電池結(jié)構(gòu)。美國的 Sunpower 公司是 IBC 電池的領軍者和開拓者， 2014 年其量產(chǎn)平均效率就達到 23.62%，2015 年實驗室效率達到 25.2%；2018 年 天合研發(fā)的大面積

28、IBC 電池轉(zhuǎn)換效率達到 25.04%；2019 年 5 月中來公司宣布已 經(jīng)可以實現(xiàn) IBC 電池的批量生產(chǎn)，年產(chǎn)能約 150MW,量產(chǎn)轉(zhuǎn)換效率 22.8%，最高效率 23.4%。2020 年 5 月國電投黃河水電 200MW N 型 IBC 產(chǎn)線建設完成，量產(chǎn) 平均轉(zhuǎn)換效率達到 23.6%。IBC 電池與其他新電池技術相疊加，可以獲得更高的 轉(zhuǎn)換效率，2017 年 3 月，日本 Kaneka 公司通過將 HJT 和 IBC 電池技術疊加，得 到 HBC 電池，效率達到 26.7%，目前這項效率記錄已經(jīng)保持 5 年之久。3.2 電池結(jié)構(gòu)：新型電池結(jié)構(gòu)決定電池效率光伏電池的結(jié)構(gòu)是影響電池效率的

29、關鍵因素，PN 結(jié)是光伏發(fā)電的核心，基 底上下不同的膜層，根據(jù)原理的不同，均起到了提升發(fā)電效率的作用。光伏電 池中常用的膜層包括氮化硅膜，氧化鋁膜，二氧化硅膜，非晶硅膜，透明導電膜 等。PERC，TOPcon，HJT，P-IBC 等電池技術通過使用不同的膜層來達到提效 目的。氮化硅膜：減反作用和鈍化作用。減反射膜原理在于利用光在不同界面處的 反射進行干涉相消。當膜層的光學厚度為某一波長的 1/4 時，則利用光波 180的 相位差可以進行疊加相消，氮化硅的折射率為 1.9，是最佳的電池減反膜材料。 此外，氮化硅膜在制備的過程中可引入大量的氫原子，經(jīng)退火后起到良好的氫鈍 化作用。 氧化鋁膜：鈍化作

30、用。硅片在生長時硅原子的周期性被打亂而產(chǎn)生懸空鍵， 容易形成復合中心，從而降低電池效率。氧化鋁具有較高的固定負電荷密度，可 以大幅減少少數(shù)載流子到達表層，另一方面也扮演著氫原子存儲的作用，在熱處 理時可提供充足的氫原子，通過飽和懸空鍵來弱化界面電子態(tài)。二氧化硅+摻雜多晶硅：隧穿作用和鈍化作用。二氧化硅隧穿膜最佳厚度在 1.2nm,其作用在于使多數(shù)載流子（電子）通過隧穿效應穿過氧化層，但少數(shù)載流 子（空穴）被阻擋，從而進一步降低了載流子復合效應。摻雜多晶硅層一方面起 到保護二氧化硅層的作用，另一方面會增加電子或空穴在氧化硅中的隧穿概率， 因此，多晶硅層的摻雜濃度越高，太陽能電池的開路電壓和效率就

31、越高。氫化非晶硅膜：鈍化作用和 PN 結(jié)作用。氫化非晶硅膜與晶體硅基底之間能 夠形成良好的界面鈍化，主要應用在異質(zhì)結(jié)電池中，由于非晶硅層內(nèi)存在 H鍵， 可以飽和其內(nèi)部懸掛鍵，對異質(zhì)結(jié)界面進行鈍化從而減少界面缺陷對載流子的復 合，有效載流子數(shù)量增多，組件能獲得更高的開路電壓。HJT 電池由于在 PN 結(jié) 成結(jié)的同時完成了單晶硅的表面鈍化，大大降低了表面、界面漏電流，電池效率 較傳統(tǒng)晶硅電池有較大幅度的提升。3.3 工藝步驟：生產(chǎn)工藝決定量產(chǎn)難度電池結(jié)構(gòu)的復雜程度決定了電池量產(chǎn)的工藝步驟，同時也決定了設備投資成 本，生產(chǎn)良率，產(chǎn)線兼容性以及量產(chǎn)難易程度。光伏電池的生產(chǎn)工藝主要包括清 洗制絨，由于不

32、同電池技術的結(jié)構(gòu)存在差異，生產(chǎn)工藝也不盡相同。從生產(chǎn)步驟 上來看工藝步驟由少到多分別為 HJT, BSF, PERC, P-IBC, TOPcon，從兼容性上來 看同質(zhì)結(jié)電池 PERC, TOPcon, P-IBC 電池之間兼容性較強，HJT 電池由于采用異 質(zhì)結(jié)的創(chuàng)新性結(jié)構(gòu)，工藝上不具備兼容性。 電池制備的基礎工藝包括清洗制絨，擴散，清洗刻蝕，鍍膜，激光開槽，絲 印燒結(jié)等步驟。（1） 清洗制絨由于硅片在切割過程中表面會產(chǎn)生大量的油污，金屬污染和機械損傷，因此 要對硅片進行酸洗（多晶）或者堿洗（單晶），利用各向同行和各向異性原理對 硅片表面進行腐蝕，去除硅片表面機械損傷層；清除表面油污和金屬雜

33、質(zhì)，形成 潔凈表面；形成起伏不平的絨面，使入射光在表面進行多次反射和折射，延長光 程，減少光學損失，金剛線切割硅片經(jīng)過清洗制絨后表面反射率可從 50%降低至 15%以下。（2） 擴散使用液態(tài)磷源（三氯氧磷）/硼源（硼酸三甲酯等）在高溫作用下在硅片表 面擴散沉積，主要作用是形成電池的 PN 結(jié)，根據(jù)摻雜元素的不同分為磷擴散和 硼擴散，其中 P 型硅片采用磷擴散，N 型硅片需進行硼擴散。由于硼原子在硅中 的固溶度較低，因此其擴散難度比磷擴散更高，溫度需要達到 950-1050，成膜時間達到 240min。因此 N 型電池所需成本更高，制備難度更大。（3） 刻蝕擴散過程中磷（硼）會與硅形成磷硅玻璃層

34、 PSG(或硼硅玻璃層 BSG),為富含 磷元素的二氧化硅層，對后續(xù)工藝產(chǎn)生不良影響，并且可能導致 PN 結(jié)漏電，因 此需要使用化學試劑對 PSG（BSG）層進行刻蝕清洗。（4） 鍍膜鍍膜是光伏電池制備中的重要工藝，光伏電池根據(jù)結(jié)構(gòu)的不同，鈍化膜層的 種類較多，不同材料的膜層需要使用不同的鍍膜方法進行制備。主要方法可分為 物理氣相沉積 PVD、化學氣相沉積 CVD、原子層沉積 ALD。在光伏行業(yè)中應用 較多的包括 PECVD, ALD, LPCVD, PVD 等技術。PECVD（等離子體化學氣象沉積）: 借助微波或射頻等使含有薄膜組成原子的 氣體，在局部形成等活性較強的離子體，在基片上沉積出薄

35、膜。主要用于制備氮 化硅，氧化鋁及非晶硅膜層中，在 PERC, TOPcon, HJT, P-IBC 電池技術中均有應 用。 ALD(原子層沉積):通過將氣相前驅(qū)體脈沖交替地通入反應器并在沉積基體上 化學吸附并反應而形成沉積膜的一種方法。主要用于制備氧化鋁膜層，應用于 PERC, TOPcon 和 P-IBC 技術。 LPCVD(低壓化學氣象沉積)：用加熱的方式在低壓條件下使氣態(tài)化合物在基 片表面反應并淀積形成穩(wěn)定固體薄膜，主要用于制備二氧化硅和摻雜多晶硅層， 應用于 TOPcon 和 P-IBC 技術。PVD(物理氣象沉積):在真空條件下，采用大電流的電弧放電技術，利用氣體 放電使靶材蒸發(fā)并

36、使被蒸發(fā)物質(zhì)與氣體都發(fā)生電離，利用電場的加速作用，使被 蒸發(fā)物質(zhì)及其反應產(chǎn)物沉積。主要用于制備透明導電膜，應用于 HJT 技術。（5） 激光激光的作用主要包括激光摻雜和激光開鑿。激光摻雜(SE)用于電池表現(xiàn)選擇 性摻雜；激光消融用于電池背面局部膜層開槽，使背場與硅基底形成局部接觸。（6） 絲印燒結(jié)光伏電池表面膜層不具備收集電子及空穴的能力，因此需要在電池的正背面 印刷銀漿或鋁漿，并通過高溫燒結(jié)形成良好的金屬半導體接觸，將光生載流子導 出至外電路中形成電流。由于電池技術的的升級，工藝和設備變得更加復雜，初始投資成本更高，其 中 TOPcon, P-IBC的設備投資成本較為接近，較 PERC增加

37、9000 萬元/GW 左右， 而 HJT 設備較貴，約為 PERC 設備的 3 倍。 PERC 電池工藝流程包括清洗制絨，磷擴散，激光摻雜 SE,刻蝕，鍍氮化硅 膜，氧化鋁膜，激光開槽和絲網(wǎng)印刷，總體設備投資 1.2-1.6 億元/GW, 按照 7 年 折舊計算，折合設備成本 0.019 元/W。 TOPcon 電池由于需要使用 N 型硅片，并增加了二氧化硅隧穿層和多晶硅膜， 因此在 PERC 電池設備的基礎上增加了硼擴散，LPCVD 和鍍膜清洗設備，減少 了激光設備，整體投資在 2.1-2.5 億元/GW, 按照 7 年折舊計算，折合設備成本0.031 元/W,較 PERC 高 0.012

38、元/W。P-IBC 電池工藝依舊使用的是 P 型硅片，但增加了二氧化硅隧穿層，多晶硅 膜，并對激光設備進行了升級，因此在 PERC 電池設備的基礎上增加了 LPCVD， 鍍膜清洗設備，并對激光設備進行了升級，整體投資在 2.2-2.6 億元/GW, 按照 7 年折舊計算，折合設備成本 0.033 元/W,較 PERC 高 0.014 元/W。 HJT 設備與其他電池技術不兼容，主要包括制絨，PECVD，PVD 和絲網(wǎng)印 刷設備，總投資 3.8-4.5 億元，按照 7 年折舊計算，折合設備成本 0.057 元/W, 設 備成本較高。3.4 生產(chǎn)成本：產(chǎn)品性價比決定擴產(chǎn)節(jié)奏成本是企業(yè)在進行新技術路

39、線選擇時的核心考量因素。以 PERC 技術組件端 總成本作為參考標準，在假設條件下，TOPcon 較 PERC 成本高 0.04 元/W, P-IBC 成本與 PERC 幾乎持平，HJT 成本高出 0.14 元/W?？紤]高效組件 0.1 元左右的溢 價，TOPcon 與 P-IBC 電池目前均已具備量產(chǎn)性價比。假設條件：理想狀態(tài)下 PERC，TOPcon，HJT，P-IBC 的效率分別為 23.50%， 24.80%，24.95%，24.80%，良率分別為 98.5%，96.5%，97.5%，95.0%。 硅片端：硅片端成本差異主要來源于基地材料的選擇和硅片的厚度。硅片 材料方面 TOPcon

40、 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 均采用高溫工藝，使用厚度為 160m 的硅片，HJT 低溫工藝可使用150m硅片。N型硅片價格較P型高5-8%，則PERC，TOPcon， HJT，P-IBC 硅片端成本分別為 0.78、0.80、0.78、0.77 元/W。電池端：電池端成本差異主要來源于銀漿耗量和設備折舊。銀漿耗量方面 PERC，TOPcon，HJT，P-IBC分別為80、120、165、80 mg/片，設備投資分別為 1.3、2.1、3.8、2.2 億元/GW。則 PERC，TOPcon，H

41、JT，P-IBC 電池端綜合成本 分別為 0.94、1.00、1.11、0.96 元/W。 組件端：組件端成本差異主要來源于組件功率和非硅成本。按照 PERC， TOPcon，HJT，P-IBC功率分別為 550、570、575、570W 計算，組件端綜合成本 分別為 1.56、1.60、1.70、1.56 元/W。 從最終組件端綜合成本來看，當前 P-IBC 電池已經(jīng)具備成本優(yōu)勢，TOPcon 成本較 PERC 稍高，HJT 電池成本還需進一步下降。 溢價：TOPcon 高效組件產(chǎn)品溢價約為 0.1 元/W。新型產(chǎn)品性價比除了考慮 絕對成本優(yōu)勢外，還需考慮高功率溢價優(yōu)勢。參考PVinfolink數(shù)據(jù)，2017-2020年 間，單晶組件相對于多晶組件長期保持 8%-10%的價格溢價，大尺寸（182及 210） 高功率組件產(chǎn)品相對于常規(guī)功率組件也能保持一定溢價。根據(jù)湖南省電力設計院測算，TOPcon 組件由于具有更高的轉(zhuǎn)換效率，低溫 度系數(shù)，雙面率和弱光響應能力，因