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    • 光伏設備行業深度研究:光伏電池片趨勢及設備空間探討
    • 發布時間:2022/1/27 10:48:30
    •  1 高效晶硅電池邁入新時代

      1.1 歷經兩代工藝變革,N型電池產業化呼之欲出

      晶體硅電池正由 2.5 時代向 3.0 時代前行。太陽電池的工作原理為光生伏特效應,太陽光照射半導體 P-N 結,P-N結兩端產生電壓,即光生電壓。晶體硅太陽電池占據太陽電池份額約 95%,是目前產業化水平與可靠 性最高的光伏電池類型。

      第一代(2005 年~2018 年)常規 P 型電池:2020 年,傳統 BSF 電池(鋁背場電池)市占率已降至 8.8%, 基本面臨淘汰。

      第二代(2016 年~至今)PERC 與 PERC+電池:2016 年前后,隨著 PERC 電池產業接受度的爆發,行業 進入 2.0 時代。PERC 電池在傳統鋁背場工藝基礎上增加了背鈍化與激光開槽,其中,背鈍化的目的主要為了克 服背表面光學損失與電學損失。更進一步,在 PERC 基礎上,以擴散后的 PSG 層為磷源,利用激光的可選擇性 加熱的優勢,對正表面進行二次摻雜(磷),從而形成選擇性重摻的 N++層。SE 技術的引入使得 PERC 電池進 一步升級為 PERC+,開啟 2.5 時代并延續至今(2020 年單晶 PERC/PERC+市占率 86.4%,BSF 下降至 8.8%)。 現階段,PERC+電池產業化配套成熟,仍然是最具經濟性的電池技術,量產線轉換效率達到 23.0%~23.2%左右。 另一方面,其也逐步逼近量產轉換效率上限,行業開始探尋下一代高效晶硅太陽電池。

      第三代(即將開啟規模產業化)TOPCon、HJT 等 N 型電池:基于對于更高轉換效率的不斷追求,N 型 電池將逐步開始替代 P型電池,這也正是目前我們所處的階段。P 型電池擴散磷形成 N+/P 結構,雖然擴散工藝簡單但是面臨轉換效率上限較低的問題;N 型電池擴散硼形成 P+/N 結構,具有高少子壽命、無光致衰減的優點。 N 型電池代表包括 TOPCon、HJT 等。

      TOPCon:在電池背表面制備隧穿氧化層與高摻雜的多晶硅薄層。HJT:在晶體硅上沉積非晶硅薄膜,工 藝流程簡化、但要求更為嚴苛,是具有最佳技術延展性的發展方向。IBC 為交叉背接觸電池,將非晶硅鈍化技 術應用于 IBC 即演變為 HBC 電池;在 IBC 基礎上疊加鈍化接觸技術,即演變為 TBC 電池。

      高效晶硅太陽能電池現狀綜合評價:

      PERC+:目前經濟性優勢最為明顯,但是由于 PERC+是 P 型電池技術,進一步提升轉換效率的空間有限。 同時,光衰相對嚴重,尤其是背面的衰減問題。

      TOPCon:相較于 PERC+工序有所增加,主要為硼擴與多晶硅鈍化,但與存量產能具有較好的設備兼容 性。TOPCon 電池仍然為高溫工藝電池,不適宜做薄片化,而硅片作為電池片成本的最大構成,其未來降本路 徑受到一定限制。

      HJT:天然的雙面發電電池,雙面率>95%;低溫工藝電池,適宜做薄片化,降本潛力大;溫度系數較 小,高溫環境下衰減較小,發電量相對較高;本征非晶硅鈍化,開路電壓較大。當然,HJT 亟待解決的方面主 要在于成本的持續優化,從 2021 年的行業發展來看,設備國產化進展順利,預計至 2022 年年末有望降至 3.5 億元/GW 水平;薄片化方面,210 半片預計厚度將減薄至 120 微米;2022 年行業將持續探索金屬化環節對于銀 漿耗量的節省,材料角度包括銀包銅、銅電鍍等;印刷技術角度包括激光轉印、鋼板印刷等。

      IBC:實現正面完全無柵線遮擋,相較于常規電池可以獲得更高的電流,但制作工藝較為復雜。

      1.2 表面鈍化是提效的核心路徑,HJT 實現雙面無接觸

      太陽能電池工作的原理為光生伏特效應,光吸收后產生電子—空穴對,電子與空穴漂移至相應電荷選擇界 面處,在界面處分開形成正負電荷,電荷的收集使界面兩邊形成電勢差,即電壓。外接電路時,電荷流動形成 通路,從而產生電流。

      表面鈍化技術的優化是高效晶硅電池提效的核心路徑。切割硅片過程中會發生硅片表面晶格的破壞。硅原 子周期性排列的破壞導致懸掛鍵的存在,從而形成復合中心。鈍化即通過技術優化將上述缺陷失去活性,達到 減少電荷載流子表面復合的目的。高效晶硅電池技術升級,包括 TOPCon、HJT 等電池工藝在內,均是圍繞表 面鈍化技術展開。從技術演變路徑來看,BSF 電池升級為 PERC 電池即背面接觸升級為背面線接觸;PERC 電池升級為 TOPCon 電池即背面線接觸升級為背面無接觸;TOPCon 電池升級為 HJT 電池即背面無接觸升 級為雙面無接觸。

      目前產業化(或未來有望產業化)的高效晶體硅太陽能電池在表面鈍化方面的技術特點分別為:

      PERC(P 型):發射極和背面鈍化電池,在常規 BSF 電池基礎上加入背面鈍化層(氧化鋁)降低背表面 復合,通過激光開槽形成局部背電極。

      TOPCon(N 型):隧穿氧化層鈍化接觸電池,在 N 型硅片背面沉積一層極薄的氧化硅層,再沉積一層重 摻多晶硅薄膜,實現背面的隧穿鈍化提高開路電壓。

      HJT(N 型):在 N 型硅片基底基礎上采用非晶硅形成異質結并作為鈍化層,異質結開路電壓相對更高, 最外層制備透明導電氧化物層(TCO)。

      TBC(N 型):IBC(指交叉背接觸電池)的優點為正面無柵線遮擋,電流有所提高。IBC 與 TOPCon 結 合,疊加鈍化接觸技術形成 TBC 電池。

      HBC(N 型):IBC(指交叉背接觸電池)的優點為正面無柵線遮擋,電流有所提高。IBC 與 HJT 結合, 采用非晶硅鈍化層形成 HBC 電池。

      1.3 高效晶硅電池下游客戶接受度最終由 LCOE 決定

      高效晶硅電池下游客戶接受度取決于核心指標度電成本(LCOE)。度電成本=(全生命周期成本)÷(全 生命周期發電量)。光伏發電項目的成本包括初期投資成本、運營維護成本、財務成本、稅務成本。對于終端客 戶而言,LCOE 的追求意味著全生命周期中電站對于組件穩定性、可靠性、發電效率的綜合評判。

      LCOE 影響因素眾多,核心是圍繞系統成本(初期投資成本主要構成)與發電量。終端消費者傾向于選擇 擁有全生命周期內更高發電效益、更低 BOM 成本的技術路線。以 HJT 組件為例,現階段初始投資相對較高, 但也必須重視其 90%~95%的高雙面率、低衰減、弱光效應良好、無 LID/PID 效應等特性,從全生命周期維度來 看,上述優勢將攤薄其 LCOE。

      N 型電池組價成本高于 P 型,海外市場接受度高于國內。我們強調,對于終端客戶而言,最終比較的是 LCOE, 相對而言海外市場對于 N 型電池組件的接受度更高一些。作為初始投資成本重要構成的組件產品價格,我們采 用 PV infoLink 的最新數據進行比較分析:

      組件產品價差:目前 TOPCon 組件產品價格相較于 PERC 高 0.13 元/W~0.15 元/W;HJT 組件產品價格相 較于 PERC 高 0.35 元/W 以上。對于 N 型電池組件而言,盡快通過降本增效降低其初始投資成本,從而更大程 度體現其 LCOE 優勢至關重要。

      雙面組件滲透率持續提升,預計 2022 年占比達到 50%:預計未來將有更多的雙面項目選擇 N 型組件, 主要由于其較高的雙面率、更低的溫度系數優勢等。

      2021 年 12 月,一道新能行業首發 N 型電池組件報價。單晶 N 型 182 雙面電池(主流效率>24.5%),人民 幣報價 1.21 元/W,美金報價 0.169 美元/W;單晶 N 型 182 雙面雙玻組件(主流功率>550W),人民幣報價 1.99 元/W,美金報價 0.278 美元/W。

      1.4 預計 2022 年 PERC+將接近量產效率上限

      晶硅電池轉換效率實現質的飛躍。1954 年,貝爾實驗室 G.Pearson 與 D.Charpin 研制成功 6%轉換效率的首 個具備實用價值的單晶硅太陽電池。1985 年,澳大利亞新南威爾士大學硅太陽電池效率突破 20%,1999 年其宣 布單晶硅太陽電池轉換效率達到 24.7%,2009 年太陽光譜修正后達到 25%并將此記錄保持了 15 年,其為單晶硅 太陽電池研究的里程碑事件。2014 年,日本 Panasonic、美國 SunPower 相繼將轉換效率突破至 25%以上。我國 首個具有實用價值的太陽電池誕生于 1959 年。2007 年,我國超越日本成為全球最大的太陽能電池生產國。2017 年,PERC 取代 BSF 成為太陽能晶硅電池主流技術趨勢愈發確定,并迎來延續至今的行業大擴產。過去 10 年, 晶硅電池的大規模量產轉換效率從 18%提升至 23%以上。

      P 型電池量產線轉換效率即將接近瓶頸,N 型電池量產時代漸行漸近。根據最新的研究結論,HJT、TOPCon 電池理論效率分別為 28.5%、28.7%,相較于 PERC+具有明顯的效率優勢。隆基發表的論文顯示 HJT 電池的理 論效率可以達到 28.5%,相較于此前德國 ISFH 機構 27.5%的研究結果有所提升。TOPCon 電池理論效率為 28.7%。 從理論效率來看,HJT 與 TOPCon 差異并不大。(報告來源:未來智庫)

      2. HJT 電池:中長期最具技術延展性的 N 型電池

      2.1 行業現狀:需求爆發前夜,設備率先完成國產化

      2.1.1 電池結構:步驟精簡,低溫工藝雙面對稱結構

      異質結電池(HJT)即本征薄膜異質結電池,其 PN 結由非晶硅(a-Si)與晶體硅(c-Si)形成,由日本三 洋公司于 1990 年研發成功并推向市場。HJT 電池誕生至今已經超過 20 年,技術本身是成熟的,此前在商業化 上沒有取得太多突破主要受制于兩方面原因,一是專利保護期,二是其在經濟性上在當時沒有優勢。2015 年, 三洋異質結專利保護到期,行業迎來發展機遇。

      HJT 電池主要的優勢包括:低溫工藝:加工溫度低于 200℃~250℃,一方面可以降低能耗,更為重要的 是低溫工藝可以大幅降低硅片的熱損傷,有利于硅片薄片化,從而降低成本。無 PID 效應與無 LID 效應: HJT 為 N 型襯底硅片,摻雜磷,沒有 P 型硅片面臨的硼氧復合、硼鐵復合問題。低溫度系數:HJT 高溫與低 溫環境都表現出較好的溫度特性。雙面對稱結構:高雙面率,提高電池發電收益。高開路電壓:本征薄膜 能夠有效鈍化晶體硅與摻雜非晶硅的界面缺陷,開路電壓高于常規電池。

      HJT 電池構造為:基于 N 型硅片襯底;清洗制絨的 N 型硅片上,正表面沉積本征氫化非晶硅層(i-a-Si:H)、 P 型氫化非晶硅層(p-a-Si:H);背表面沉積本征氫化非晶硅層(i-a-Si:H)、N 型氫化非晶硅層(n-a-Si:H);在電 池正背表面沉積透明氧化物導電薄膜 TCO 層及金屬疊層;利用金屬柵線技術在電池正背面形成金屬電極。

      HJT 工藝步驟簡單,主要為四步,分別是清洗制絨、非晶硅薄膜沉積、TCO 制備、電極制備,其中,最核 心的工藝環節為非晶硅薄膜沉積。為了進一步提高轉換效率,預計 2022 年 HJT 量產線將進一步普及硅片吸雜 工藝,導入背面拋光工藝;在 PECVD 環節引入微晶硅工藝。

      2.1.2 核心設備:PECVD 占比約 50%,國產設備供應商領跑行業

      HJT 制備工藝與現有存量 PERC 差異較大,設備完全不兼容。對于新投產線而言,2021 年 HJT 設備投資額 已降至 4 億元/GW 左右。事實上,HJT 電池固定設備投資的下降進度頗超預期,2019 年 1GW 設備的投資額還 高達 8~10 億元/GW。設備國產化與單機產能的提升在過去 2 年得到快速發展,預計 2022 年設備單位投資額有 望進一步下降。

      HJT 四道主要工藝流程中,非晶硅薄膜沉積技術難度最大,設備價值占比約 50%,即現階段 1GW 產線對 應的 PECVD 設備價值量約 2 億元。

      作為 HJT 電池制備核心環節,不斷追求 PECVD 設備更優的性能與經濟性是各家設備供應商主要目標。競 爭格局方面,目前異質結的 PECVD 已完成進口替代,新增產線基本由國產品牌中標,代表性企業包括邁為股 份、理想萬里暉、鈞石、捷佳偉創、金辰股份等。

      邁為股份:自 2019 年以來,邁為團隊先后成功研制第一代產能 250MW、第二代產能 400MW、第三代 產能 600MW 的高效率、大產能、低成本異質結設備,在客戶端實現了領先同行的電池轉換效率與良率數據。 邁為采用Inline多腔體準動態PECVD鍍膜技術,設備特點為一層薄膜在多個腔室內完成,從而提高了生產節拍。 應對大尺寸電池需求,采用 210 半片技術單臺設備設計產能提升至 11200 半片/時。

      理想萬里暉:上海理想萬里暉前身為理想能源 PECVD 事業部,2012 年拆分重組,2013 年完成注冊。理 想萬里暉真空裝備(泰興)成立于 2017 年,可以實現異質結 PECVD 設備年產能 10GW,累計獲得 HJT 客戶 12 家,通過客戶驗收 9 家。理想采用“雙真空”反應腔設計,多個子腔室共用一個大腔室,產能升級成本較低。

      鈞石能源:鈞石能源擁有 HJT 電池 GW 級生產設備,主要設備 PECVD、PVD、印刷機等兼容 166mm、 18xmm、210mm 尺寸硅片。鈞石采用大產能設計,特點為單個大腔室,單板片數可以達到 13×13,即 169 片。

      捷佳偉創:除板式 PECVD 之外,公司全資子公司常州捷佳創首批管式 PECVD 工藝電池于 2021 年 8 月 下線。目前,管式 PECVD 正在中試線上進行量產定型的工藝調試。 金辰股份:自主研發的首臺 HJT PECVD 設備于 2021 年 6 月進駐晉能,于 8 月初完成安裝調試。2021 年 12 月末,公司發布消息,PECVD 通過設備工藝驗證,電池片平均效率 24.38%(Voc>745mv,FF>84.5%),效 率分布的收斂性較高,最優批次平均效率達 24.55%。

      2021 年我國 HJT 落地項目 10GW 左右,現階段擴產以新玩家為主。我們統計了 2021 年國內 HJT 擴產項 目落地情況,得到以下結論:新玩家為主:華晟、愛康、明陽、金剛玻璃等為 2021 年 HJT 擴產主力軍。 整線訂單為主:相較于前兩年較為常見的混合線,2021 年落地的項目基本以整線采購為主,預計這一趨勢將延 續至 2022 年。GW 級訂單為主:歷經 2019 年、2020 年 2 年的導入階段,我們發現 2021 年落地的項目不再 僅僅以 MW 為單位,更多 GW 級項目的落地。一方面代表隨著工藝的逐步成熟對于規模效應的追求,另一方面 也一定程度代表了新玩家對于擴產需求的迫切程度。國產設備供應商為主:2021 年落地的 HJT 項目基本全部 由本土設備供應商拿下,部分海外頭部客戶也將橄欖枝投向了國內設備供應商。國內設備供應商在 HJT 方向上 或將逐步拉開與競爭對手的差距。

      2.1.3 轉換效率:引入單面微晶工藝后預計量產效率提效 0.5 個 pct

      HJT 量產線轉換效率:根據調研反饋,2021 年 HJT 量產線轉換效率大致落在 24.2%~24.5%區間,相較于 PERC+的 23.0%~23.2%量產轉換效率有約 1.2 個 pct 的量產轉換效率優勢。

      HJT 實驗室轉換效率:HJT 電池實驗室轉換效率世界紀錄最早由日本三洋在 2013 年創造,效率為 24.7%; 2019 年漢能刷新該記錄至 25.11%。2021 年,HJT 電池實驗室轉換效率快速提升,世界紀錄被不斷刷新,最新 的世界紀錄為 26.30%,由隆基于 2021 年 10 月創造。隆基在半年內三次刷新 HJT 電池實驗室轉換效率,分別 為 25.26%、25.82%、26.30%。對于近期發布的 HJT 電池轉換效率世界紀錄,主要在三方面進行了提升:

      完成微晶 N 窗口層優化,進一步提升電流密度;開發新的本征層結構,大幅改善鈍化性能,提高 Voc 約 2mV;首次嘗試完全無銦的 TCO 工藝,經 ISFH 認證效率超過 25%,為行業提供降本路徑參考。

      2022 年,微晶化工藝的導入將成為趨勢。近期取得突破的 HJT 電池實驗室轉換效率世界紀錄均有導入微晶 化工藝。預計隨著未來量產線上微晶化工藝的導入,HJT 電池產線平均轉換效率有望突破至 25%以上,從而進 一步拉開與 PERC+的效率優勢。

      2.2 降本提效:25%量產轉換效率可期,多維度出擊探尋降本最優解

      2.2.1 2022 年 HJT 電池成本敏感性測算

      HJT 電池的產業化、規?;肥欠衿教?,關鍵還是其經濟性決定的,也就是之前我們有討論到的 LCOE 指標。LCOE 強調全生命周期,對于更低 LCOE 的追求,一方面來自于“降本”,一方面來自于“提效”。HJT 電池的“降本提效”之路可概括為“更高效”、“薄片化”、“去銀化”、“無銦化”。

      HJT 電池成本構成中,硅片占比接近 50%;非硅材料成本構成中,銀漿與靶材合計占比超過 70%。2021 年由于上游硅料供給受限以及大宗商品價格波動,光伏產業鏈價格呈現短期非常態,對于電池成本構成因素的 研究有較大擾動。剔除上述因素,一般而言,HJT 成本構成中,硅片占比約 50%。就非硅材料成本的構成來看, 銀漿、靶材占比分別高達 59%、14%。

      關于 2022 年年末 HJT 電池成本做出測算,假設條件如下:

      硅片價格:以 PV infoLink 2021 年年末硅片價格為基準,假設 2022 年降價 30%。硅片尺寸:182 硅片。 硅片厚度:PERC 為 165μm,HJT 為 130μm。N-P 硅片價差:N 型硅片相較于 P 型貴 8%。折舊年限: 為更真實反應設備迭代速度,按 5 年折舊計算成本。

      2022 年年末 HJT 電池成本測算結果:硅片成本,預計 2022 年 HJT 電池硅片成本 0.37 元/W,PERC 電 池受限于高溫工藝,其硅片厚度進一步下降的空間有限。非硅成本,HJT 電池主要圍繞銀漿耗量下降、低溫 銀漿國產化、設備投資額下降等降本措施。預計 2022 年 HJT 非硅成本 0.42 元/W,相較于 PERC+高出 0.22 元/W。 總成本:2022 年 HJT 電池成本預計為 0.78 元/W,硅片成本已經低于 PERC+,非硅成本仍然高于 PERC+,進 一步降低主要通過銀耗下降(SMBB、銀包銅、銅電鍍的逐漸成熟)、低溫銀漿國產化等。

      硅片厚度與銀漿耗量敏感性分析結果:在其他假設不變前提下,我們就硅片厚度與銀漿耗量做了敏感性分 析?;?182 硅片:硅片厚度降至 120μm,銀漿耗量仍然為 190mg/片時,HJT 電池成本降為 0.75 元/W,降 幅 0.03 元/W;硅片厚度降至 120μm,銀漿耗量降至 170mg/片時,HJT 電池成本降為 0.73 元/W,降幅 0.05 元/W。硅片厚度維持 130μm,銀漿耗量降至 170mg/片時,HJT 電池成本降為 0.76 元/片,降幅 0.02 元/W。

      我們就 2022 年 HJT 電池“降本”與“提效”的具體路徑作出討論:

      降本:2019 年~2021 年的 3 年間,HJT 設備的國產化推進相對順利,已經由早期的進口設備 10+億元/GW 下降至目前國產設備的 4 億元/GW 左右(部分產線已降至 4 億元/GW 以下),預計 2022 年設備價格將通過規模 化、核心零部件逐步國產化進一步得到優化。另一方面,全生命周期維度,折舊占電池片單位成本的比例并不 是很大,我們認為設備端已不再成為制約行業新進入者決策的核心因素。就 2022 年而言,硅片“薄片化”,非 硅成本中對于銀漿耗量下降的探索顯得尤為重要,成為主要矛盾。

      提效:就 HJT 電池片環節而言,2022 年比較重要的觀察窗口為“微晶化工藝”在產業化量產線上導入的 順利與否。微晶化工藝在實驗室已經較為成熟,如果能夠成功將其引入產業化生產過程,預計對于 HJT 的電池 提效效果會非常明顯。結合“降本”端的不斷突破,HJT 電池大規模產業化之路或將愈發清晰。

      2.2.2 圍繞“薄片化”與“降銀耗”繼續降本

      薄片化進程:HJT 電池為雙面對稱結構,疊加其低溫工藝屬性,在規?;慨a中更適合硅片的薄片化。目 前 N 型硅片一般厚度 150μm,預計行業 2022 年將減薄至 130μm,2023 年有望進一步減薄至 120μm。根據測 算,硅片每減薄 20μm,可使成本下降 10%。

      “降低銀耗量”的思路分為兩種。一種即降低銀漿用量絕對值,通過工藝改進盡可能在金屬化環節減少銀 漿的使用或者損耗,比如將柵線變細,提高高寬比等。另一種思路為通過用賤金屬替代銀,達到減少、未來甚 至是不需要銀漿的目的。

      第一種思路對應的實現路徑包括 SMBB、網版圖形優化、鋼板印刷、激光轉印等:(1)SMBB 降本增效主 要來自于優化電流傳輸路徑,主柵之間細柵長度縮短,可以有效降低細柵電阻,細柵可以變得更細;主柵數量 增多,顯著減小光生電流傳輸路徑,減小功率損耗。柵線寬度變細,疊加無網結網版的使用,可以進一步降低 銀耗。以 12BB 為例,其可將 HJT 電池銀漿耗量降至 130mg 左右。(2)行業內也在積極探索傳統網版絲網印刷 之外的金屬化實現方式,目的希望提高高寬比,比如改進現有網版的材料、優化網版圖形、激光轉印等。激光 轉印可以實現超細線寬的金屬柵線的無接觸式印刷,其優點主要包括降低銀漿耗量,柵線寬度可以降至 18μm, 節省漿料 30%;減少遮光面積,正面細柵變細減少遮光,改善電性能;降低電池破損率,因為激光轉印為非接 觸式印刷,隱裂刮傷等問題得以解決。

      第二種思路對應的實現路徑是使用賤金屬代替傳統銀漿,包括銀包銅、電鍍銅等:HJT 電池為低溫工藝, 從這個角度看,其在目前各電池技術中,相對而言最適合導入銅工藝。從銀包銅含銀量的逐步下降,到電鍍銅 工藝,終極目標是擺脫對于銀的使用。(1)新型銀包銅漿料具有降低 HJT 電池電極成本 30%的潛力,2022 年銀 包銅技術將有望導入 HJT 電池量產線。(2)電鍍銅工藝可以實現銅對于銀的完全替代,但是現階段主要受制于 工藝尚未完全成熟以及設備投資額較高,預計還需要 2~3 年的產業化培育時間,為銀包銅技術之后重要的降銀 耗方法。實驗室的表現來看,2021 年 9 月,SunDrive 聯合邁為股份,利用邁為的 HJT 設備與 SunDrive 電鍍工 藝,在全尺寸(M6)單晶 HJT 電池上光電轉換效率達到 25.54%。

      2.2.3 具有微晶結構的 HJT 電池將于 2022 年導入工業化生產

      HJT 電池 1.0 版本(即目前量產的),其本征層、 P 型摻雜層、N 型摻雜層均為非晶硅。HJT 2.0 版本定義為在 1.0 版本的基礎上,在 HJT 電池正表面引入微晶化 工藝,做摻雜微晶氧化硅。2.0 版本電池背表面維持不變。預計 HJT 2.0 版本將可以實現 HJT 電池量產線平均 效率 25%左右,導入時間窗口約為 2022 年~2023 年。所謂 HJT 3.0 版本即在 2.0 版本基礎上,在背表面也做成 微晶硅或納米晶硅,從而帶來效率的進一步提升,預計 HJT 量產線平均效率可以提升至 25.5%左右,導入時間 窗口約為 2024 年。

      在現有 HJT 電池上導入微晶化工藝,將有助于提升電導率、降低 TCO 層的壓力,同時,其透光性也將得到提升:納米晶硅(nc-Si)與非晶硅(a-Si)均為硅的同素異形體。納米晶硅具有小的無定形態的硅晶粒,有 時也被成為微晶硅(μc-Si),區別主要在于晶粒顆粒的大小。微晶硅材料具有連續可調的帶隙,較寬的光譜響 應范圍,非常適合 HJT 電池。氫化微晶硅優點為具有高摻雜效率、高電導率、大載流子遷移率等,相較于氫化 非晶硅擁有更寬的光譜響應范圍,可拓展至紅外部分。

      具有微晶結構的 HJT 電池預計將于 2022 年導入工業化生產。金剛玻璃 600MW 的 HJT 產線計劃使用微晶 化工藝,生產設備進場時間為 2021 年 12 月。2021 年 11 月,華晟與邁為就聯合開發單線產能 500MW 以上異質 結單面微晶(目標 25%,華晟二期)與雙面微晶(目標 25.5%,華晟三期)電池產線達成合作,產線計劃使用 華晟開發的單面微晶、雙面微晶工藝與邁為開發的大產能 PECVD、PVD,設備計劃于 2022 年 2 月份搬入。

      對于 PECVD 設備而言,微晶化工藝的導入,設備方面也要做小幅的改動。微晶硅的高氫稀釋比特性導致 其沉積速度變慢,需要用 VHF 電源。同時,由于駐波效應,載板不能太大。(報告來源:未來智庫)

      3. TOPCon 電池:與 PERC 產線兼容性好,短期更具經濟性

      3.1 行業現狀:良好的設備兼容性獲得存量玩家青睞

      3.1.1 電池結構:與 PERC 產線具有較好的兼容性

      TOPCon 簡單來說即利用氧化硅、摻雜多晶硅實現鈍化接觸,是一種利用超薄氧化層作為鈍化層結構的高 效太陽能晶硅電池。1983 年,“太陽能之父”澳大利亞太陽能科學家馬丁·格林開發了使用隧穿氧化層與多晶 硅層的電池結構。2014 年,德國 Fraunhofer ISE 研究所宣布實現基于隧穿層鈍化技術的小面積電池,效率為 23%, 并將該電池結構命名為 TOPCon。

      TOPCon 相較于 PERC,在工藝上需要額外增加 3 步~4 步,包括硼發射極的制備、生長隧穿氧化層、沉積 多晶硅并對其進行摻雜、擴散后的清洗。其中,隧穿氧化層的生長、沉積本征多晶硅層、摻雜多晶硅為最核心 的三道工藝。在電池的額背面制備一層超薄隧穿氧化層(1.5nm)與一層高摻雜的多晶硅薄膜層,兩者共同形成 鈍化接觸結構,在背面實現表面鈍化。超薄隧穿氧化層使多子電子隧穿進入多晶硅層的同時阻擋了少子空穴復 合,有利于提升開路電壓。

      3.1.2 核心設備:核心環節為多晶硅沉積,工藝路線選擇較多

      TOPCon 產線與現有主流電池技術 PERC 具備較好的設備兼容性,增加的設備主要圍繞 TOPCon 核心工藝。 目前 PERC 的設備投資在 1.5 億元/GW 左右,對于產線的升級,增加的設備投資額在 5,000 萬元~7,000 萬元。

      TOPCon工藝制備中,最核心的環節為多晶硅的沉積。不同方案的選擇涉及到的不同核心設備包括 LPCVD、 PECVD、PVD、ALD 等。

      目前最為成熟的方案為 LPCVD 路線,通過熱氧法生長隧穿氧化層,通過 LPCVD 沉積多晶硅層,隨后進行 磷擴散。LPCVD 鍍膜均勻性好,致密度高,但是效率上沒有優勢,同時饒鍍問題也是其主要制約之一。

      PECVD 在 TOPCon 的應用最早由梅耶博格提出,相較于 LPCVD,原則上可實現無繞鍍沉積,輕微繞鍍也 較易清洗。PECVD 沉積速率快,可實現原位摻雜。另一方面,PECVD 鍍膜均勻性不如 LPCVD,容易爆膜。

      PVD 路線優勢主要體現在產能大,工藝集成度較高;但是 PVD 硅靶材用量較大,更換相對頻繁從而提高 了成本。

      除多晶硅沉積之外,TOPCon 工藝制備中,隧穿氧化層也是相較于 PERC 的增量工藝步驟,目前主要的工 藝方法包括熱氧化法、PECVD、原子層沉積、濕化學法、準分子源干氧等,分別對應設備熱氧化管式爐、板式 PECVD/管式 PECVD、ALD、槽式濕法設備、槽式濕法設備。隧穿氧化層的制備,厚度是關鍵特性之一,通常 在 1.5nm~2nm 之間。

      TOPCon 設備供應商方面,根據沉積工藝技術路線的不同,主要包括:LPCVD:拉普拉斯、普樂新能源、 捷佳偉創、SEMCO、Centrotherm 等;PECVD:金辰股份、捷佳偉創、Centrotherm 等;PVD:杰太光電、 普樂新能源、馮·阿登納等;PEALD:江蘇微導等;APCVD:Schmid 等。

      拉普拉斯(連城數控參股公司):成立于 2016 年 5 月,2017 年推出首款 LPCVD 中試產品,致力于成為光 伏高端裝備與解決方案提供商及引領者。目前公司核心產品以熱制程(擴散、氧化、退火等);鍍膜(PECVD、 LPCVD、ALD 等);以及配套自動化設備為主。

      江蘇微導:光伏事業部以關鍵真空鍍膜與刻蝕設備為主,核心技術為 ALD、PEALD、PECVD,Diffusion/LP, RIE 等產品。PEALD 結合了 ALD 與等離子體輔助沉積方法,江蘇微導是首家引入該技術的設備供應商,主要 應用于 TOPCon 制備。

      連城數控:控股公司艾華(無錫)半導體科技有限公司產品主要應用于半導體薄膜外延生長,核心研發團 隊在光伏、半導體材料領域深耕多年。參股光伏與半導體濕法設備供應商上海釜川智能科技股份有限公司。

      普樂新能源(北京科銳控股子公司):普樂新能源成立于 2006 年,目前主營業務為研制與銷售基于 TOPCon 電池技術開發的 LPCVD 等設備。

      金辰股份:2019 年進軍 TOPCon 高效電池 PECVD 設備的研制,技術路線為管式 PECVD。公司在 TOPCon 電池方面與中科院寧波材料所展開戰略合作,以管式 PECVD 實現 TOPCon“超薄氧化硅”+“原位摻雜非晶硅” 制備,與晶澳的合作進入中試提效階段;與東方日升的合作平均效率超過 24%;與晶科合作,引入公司 PECVD 技術用于 TOPCon 電池的研發。

      捷佳偉創:捷佳偉創在 TOPCON 領域推出了 LPCVD 與三合一管式 PECVD,具備整線設備供應能力,公 司近期獲得潤陽 5GWTOPCon 整線訂單。

      奧特維:計劃通過定增募集資金實施 TOPCon 電池設備的布局,主要為 LPCVD 路線,還包括硼摻雜設備。

      3.1.3 轉換效率:頭部企業量產平均效率突破 24%

      TOPCon 量產線轉換效率:就量產線效率來說,目前 TOPCon 比 PERC+平均高 0.5~0.8 個 pct。晶科能源 副總裁錢晶于 2021 年 10 月的記者采訪中表示,晶科于 2019 年導入 TOPCon 產品的量產,當時轉換效率為 23.5%, 2020 年提升至 24.2%,2021 年量產平均轉換效率達到 24.5%。中來股份在 2021 年回答投資者提問中提到,公 司166尺寸N型TOPCon 1.0電池量產平均轉換效率23.7%,基于POPAID技術的TOPCon 2.0產品效率達到24.2%。

      TOPCon 實驗室轉換效率:TOPCon 實驗室轉換效率世界紀錄為 TOPCon 發明者 Fraunhofer 于 2020 年創造 的 26.0%(面積為 4 cm²)。目前國內 TOPCon 實驗室最高轉換效率為中科院寧波材料所于 2021 年 11 月發布的 25.53%(Voc=700.7 mV,Jsc=43.04 mA/cm2,FF=84.64%),此前為晶科能源與中來股份于 2021 年 10 月發布的 25.4%的國內記錄。寧波材料所 25.53%實驗室轉換效率 TOPCon 電池采用 PECVD(與金辰合作)制備多晶硅層。

      3.2 降本提效:非硅成本逐漸逼近 PERC,降銀耗與良率提升是關鍵

      TOPCon 電池成本構成中,硅片占比約 62%。TOPCon 電池的成本構成主要包括硅片、漿料/絲網、設備等, 假設硅片價格回歸合理區間,一般情況下,其占比分別為 62%、20%、6%,硅片與漿料成本占比超過 80%。

      PERC 電池非硅成本平均約為 0.18~0.22 元/W,TOPCon 與 PERC 的非硅成本逐漸逼近。對于 TOPCon 電 池而言,硅片成本的下降空間相對有限,主要由于其薄片化難度較大?;诖嗽?,TOPCon 電池降本主要圍 繞非硅成本,核心在于金屬化環節銀漿耗量的降低以及產線良品率的提升。

      4. 其他電池技術:工藝各具特點,有望接力下一代電池技術

      4.1 IBC 電池:正面無柵線遮擋擁有更高電流,工藝相對復雜實現難度較高

      4.1.1 電池結構:正面無柵線遮擋,相較于常規電池可以獲得更高電流

      IBC 電池(Interdigitated back contact,指交叉背接觸電池)指 P-N 結與正負金屬電極接觸區都位于電池背光 面并呈叉指狀方式排列的一種太陽電池結構。1985 年,Swanson 教授創立了 SunPower 研發 IBC 電池;2004 年, SunPower 菲律賓工廠規模量產第一代 IBC 電池;2019 年黃河水電公司建立國內首條 IBC 電池量產線,轉換效 率 23.7%。IBC 電池可以實現正面完全無柵線遮擋,從而消除金屬電極的遮光電流損失,實現入射光子的最大 利用,相較于常規電池可以獲得更高的電流。

      IBC 電池結構:電池前表面形成 n+ FSF(n+前場區),利用場致鈍化效應降低表面少子濃度,從而降低表 面復合速率,同時降低串聯電阻,提升電子傳輸能力。電池背表面為叉指狀排列的 p+ emitter(p+發射極)和 n+BSF(n+背場區)。其中,前者與 N 型硅基底形成 P-N 結,有效分離載流子,是電池的核心結構;n+BSF 主 要是與n型硅基底形成高低結,誘導形成P-N結,進一步增強載流子的分離能力。此外,前后表面均采用SiO2/SiNx 疊層膜進行鈍化。正面無金屬接觸,背表面的正負電極接觸區域也呈叉指狀排列。

      TBC 電池:通過對傳統 IBC 電池的背表面進行優化設計,增加鈍化接觸結構。即用 p+和 n+的 POLY-Si 作 為 Emitter 和 BSF,并在 POLY-Si 與摻雜層之間沉積一層隧穿氧化層 SiO2。這樣的背表面鈍化可以有效降低復 合,實現更好的接觸,進而提高電池轉化效率。

      HBC 電池:2014 年,松下在 HJT 電池基礎上,結合 IBC 電池結構,開發了 HBC 電池,轉換效率 25.6%。 2017 年,Kaneka 刷新 HBC 電池轉換效率世界紀錄至 26.63%。HBC 電池背面的 Emitter 和 BSF 區域為 p+非晶 硅和 n+非晶硅層,在異質結接觸區域插入一層本征非晶硅鈍化層。HBC 電池具有高質量的鈍化效果和低的溫度 系數,并同時具備大短路電流和高開路電壓的雙重優勢。

      4.1.2 核心工藝:制備背表面叉指狀 P+與 N+區以及背面金屬化是關鍵

      對于 IBC 電池而言,背表面的叉指狀 P+與 N+區結 構是影響電池性能的關鍵。一般而言,IBC 背面可采用印刷源漿、光刻、離子注入、激光摻雜等方式制備叉指 狀 P+區與 N+區。同時,就背面金屬化方面,IBC 電池主要采用絲網印刷、銅蒸鍍兩種方式。

      印刷源漿方式具有成本優勢,但是容易造成電池表面缺陷,摻雜效果較難控制。光刻的優點包括復合 低、摻雜類型可控等,但是工藝難度較大。離子注入方式優點主要為控制精度高、擴散均勻性良好,但是容 易造成晶格損傷。激光摻雜工藝相對簡單,常溫下可制備,但是需要精確對位。

      4.2 鈣鈦礦電池:成本優勢具備廣闊商業前景,道阻且長行則將至

      鈣鈦礦型太陽能電池(perovskite solar cells),即利用鈣鈦礦型的有機金屬鹵化物半導體作為吸光材料的太 陽能電池,來源于染料敏化太陽電池,優點主要體現為光吸收系數高、載流子擴散長度長、帶隙可調等。2009 年,日本科學家 Miyasaka 最早應用鈣鈦礦材料制備染料敏化單結太陽能電池,但當時轉換效率僅為 3.8%。經 過多年發展,2020 年 12 月,英國牛津的 Oxford PV 公司將硅/鈣鈦礦疊層太陽能電池轉換效率刷新至 29.52%; 2021 年,亥姆霍茲中心(HZB)科學家制備的鈣鈦礦/Si 疊層太陽能電池轉換效率進一步提升至 29.80%。

      鈣鈦礦晶硅疊層電池由一層硅與一層合成鈣鈦礦薄膜層串聯而成,電池轉換效率接近 30%。除轉換效率優 勢外,其成本低廉、材料供給充足,具備廣闊的商業前景。制約因素方面,目前的合成鈣鈦礦一般是有機— 無機金屬鹵化物鈣鈦礦,高效鈣鈦礦電池由于含鉛從而帶來環境問題;鈣鈦礦電池在大面積襯底下難以控制 薄膜均勻性,效率與穩定性會有所下降。

      鈣鈦礦晶硅疊層電池應用前景值得期待,但產業化尚需時日。鈣鈦礦電池在過去十多年間取得了飛速的發 展。國內方面,2021 年以來鈣鈦礦晶硅疊層電池研發團隊獲得資本青睞:

      2021 年 1 月,纖納光電完成 C 輪融資 3.6 億元,由三峽資本領投,京能集團、衢州金控、三峽招銀等資方 跟投。主要用于鈣鈦礦光伏百兆瓦級產線擴建、疊層產品升級、應用產品研發與生產等。

      2021 年 3 月,協鑫光電完成新一輪過億融資,凱輝能源基金領投。

      2021 年 8 月,曜能科技完成數千萬 A 輪融資,高瓴資本領投。

      2021 年 10 月,極電光能完成 Pre-A 輪融資,由碧桂園創投、九智資本聯合領投,建銀國際、云林基金跟投, 募集資金 2.2 億元,主要用于新技術研發和試制線建設。

      但從產業化角度來看,鈣鈦礦晶硅疊層電池還有很長的路要走,可謂道阻且長,行則將至。

      5. 空間測算:2022 年~2025 年 N 型電池設備總需求 1259 億元

      5.1 全球與中國光伏裝機需求判斷

      5.1.1 全球裝機需求:2050 年全球光伏累計裝機有望攀升至 14000GW

      CPIA 預計 2021 年全球光伏新增裝機容量 150GW~170GW。2020 年,全球光伏新增裝機 130GW,累計裝 機容量攀升至 707GW。2021 年行業受原材料漲價制約,整體景氣度不及年初預期。2021 年全球約有 290GW 可再生能源項目投入運營,同比增長 3%。對于 2021 年全球光 伏裝機量的判斷,CPIA 預計在 150GW~170GW 區間。IHS 更為樂觀,預計全年裝機量在 161GW~204GW 區間。

      基于各國已宣布的二氧化碳減排計劃,預計到 2050 年光伏與風電占電力供應約 50%。IEA 于 2021 年發布 的《Net Zero by 2050》中測算認為,預計至 2050 年,可再生能源(光伏、風電、水電、其他可再生能源)占電 力供應比例接近 70%,占比最大的光伏發電占能源供應比例約 20%,裝機規模達到 2020 年的 20 倍。

      基于 2050 年二氧化碳凈零排放假設,可再生能源在發電供給中的占比將大幅增長。在凈零排放假設下,預 計可再生能源占發電總量的比例,將由 2020 年的 29%快速上升至 2030 年的 60%,至 2050 年將進一步攀升至接 近 90%水平。IEA 測算認為,預計從 2030 年至 2050 年,每年將新增 600GW 光伏發電。

      預計 2050 年全球可再生能源發電量占比將達到 90%。根據 IRENA 于 2021 年發布的《World Enegry Transitions Outlook:1.5℃ Pathway》,在 2050 年全球變暖控制在 1.5℃假設前提下,預計至 2050 年全球光伏累 計裝機容量將提升至 14000GW,可再生能源發電量占發電供給比例 90%左右,其中光伏與風電占比 63%。在 該假設前提下,至 2050 年的未來 30 年間,全球平均每年可再生能源新增裝機容量將超過 840GW,而 2020 年 該數值為 260GW 左右。

      5.1.2 中國裝機需求:2050 年我國光伏累計裝機有望攀升至 3450GW

      CPIA 預計 2021 年我國光伏新增裝機容量 45GW~55GW。2020 年,我國光伏新增裝機 48.2GW,累計裝機 容量攀升至 253GW。2021 年前三季度,我國光伏行業多晶硅、硅片、電池、組件產量分別為 36 萬噸、165GW、 147GW、130GW,分別同比增長 24.1%、54.2%、54.6%、58.5%。2021 年國內光伏行業受制于上游產能以及大 宗商品漲價,裝機量或將不達預期。另一方面,對于 2022 年保持樂觀,預計全年裝機量達到 75GW 以上。

      2021 年為碳中和“元年”。2020 年 9 月,國際大會上宣布中國二氧化碳排放力爭于 2030 年前 達到峰值,2060 年前實現碳中和。到 2030 年,中國單位國內生產總值二氧化碳排放將比 2005 年下降 65%以上, 非化石能源占一次能源消費比重將達到 25%左右,森林蓄積量將比 2005 年增加 60 億立方米,風電、太陽能發 電總裝機容量將達到 1200GW 以上。

      2021 年 10 月 24 日,碳中和碳達峰頂層設計文件《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好 碳達峰碳中和工作的意見》頒布,到 2025 年、2030 年、2060 年,我國非化石能源消費比重分別為 20%左右、 25%左右、80%以上。

      IEA 預計中國將提前 4 年完成目標。我國可再 生能源新增裝機容量全球領先,預計至 2026 年,中國光伏、風電累計裝機容量將達到 1200GW,相較于 2030 年的承諾時間提前 4 年完成。

      5.2 N 型電池規劃建設項目統計

      5.2.1 HJT 電池規劃建設項目統計:新玩家為主,核心關注薄片化與降銀耗進度

      擬擴建 HJT 電池項目儲備較為豐富,核心關注薄片化與降銀耗進度。我們統計了目前 HJT 電池項目的產 能規劃情況(包含部分已完成招投標產線),總量來看超過 70GW,項目儲備豐富。參與方以沒有 PERC+存量 產線負擔的新玩家為主,比如華晟、明陽智能等。雖然其中部分項目包含中長期建設規劃,未必會在明后年就 能落地,隨著 2021 年 GW 級項目的落地并逐步投入生產帶來的示范效應,在降本提效推進速度符合預期的前提 下,看好 HJT 電池的高速成長。

      5.3 N 型電池設備空間測算

      假設條件:

      新增裝機:2021 年~2025 年全球/中國光伏新增裝機數據引用自 CPIA 于 2021 年年末作出的樂觀情形假設。

      有效產能:(a)假設自 2024 年起,量產轉換效率低于 23%的存量產能為無效產能;(b)假設自 2025 年, 量產轉換效率低于 24%的存量產能為無效產能;(c)假設自 2021 年起,182/210 大尺寸 PERC+電池為有效產能, 該尺寸以下存量 PERC+電池為無效產能。

      產線升級:理論上來說,TOPCon 與存量 PERC+具有較高的產線兼容性。2021 年 PERC+產線單位投資 額為 1.5 億元/GW,存量 PERC+產線升級至 TOPCon 額外增加 5000~7000 萬元/GW。但實際來看,存量產線通 常面臨產能較低等問題,加之新產線自身也在不斷降價的過程中,TOPCon 產能預計仍然以新增產線為主?;?于此分析,我們在測算 TOPCon 設備空間時不再單獨討論存量升級場景,而是全部假設需求來自新增產線。

      其他 N 型電池:IBC/TBC/HBC 等為未來電池技術,相較于發展中技術 TOPCon、HJT 電池,上述電池還 需要工藝的進一步成熟與完善,將其統一歸類至其他 N 型電池。

      測算結論:

      新增產能:預計 2022 年~2025 年我國 N 型電池新增產能分別為 57GW、85GW、138GW、207GW,同比 增速 177%、50%、62%、50%。其中,HJT 新增產能 25GW、50GW、100GW、180GW,同比增速 231%、102%、 100%、80%;TOPCon 新增產能 30GW、30GW、30GW、15GW,同比增速 140%、0%、0%、-50%。

      有效產能:預計2022年~2025年,我國高效晶硅太陽能電池有效存量產能分別為283GW、370GW、368GW、 306GW。光伏行業始終追求“更低成本”與“更高效率”,電池片位于產業鏈中下游,技術的高速迭代導致存量 產能面臨加速折舊與出清,設備供應商作為“賣鏟人”持續受益。

      市占率:預計 2022 年~2025 年,N 型電池市占率(占有效總產能)分別為 12%、24%、46%、100%。其 中,HJT 市占率 4%、10%、23%、61%;TOPCon 市占率 7%、13%、20%、34%。2022 年~2023 年,HJT 與 TOPCon 市占率基本持平,TOPCon 略占優勢;2024 年 HJT 市占率首次超越 TOPCon;2025 年 HJT 市占率急速上升,成 為主流電池技術。

      設備空間:預計 2022 年~2025 年,N 型電池設備年需求分別為 162 億元、238 億元、356 億元、503 億元, 同比增速分別為 157%、47%、50%、41%。其中,HJT 設備年需求 87 億元、160 億元、280 億元、450 億元, 同比增長 189%、84%、75%、61%;TOPCon 設備年需求 69 億元、63 億元、54 億元、23 億元,同比增長 121%、 -8.7%、-14%、-58%。

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