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HJT、TOPCon与 IBC光伏电池技术进展分析

来源:未来智库 编辑:秘书处 时间:2022年11月22日 20:11

 

持续创新推动产业进步,光伏的发展史也是一部技术迭代史。

进入十四五后,N型电池接替P型电池成为下一代主流技术,尤其是TOPCon和HJT,这已是行业共识。

光伏进入N型时代,天合光能、晶澳科技、东方日升、一道新能、山煤国际等等各路新旧力量均纷纷布局,以期收获技术迭代的新红利。

2021年,N型电池的市场渗透率还不到5%。进入2022年后,渗透率迅速提升,今年底全球N型电池产能预计超过50GW,到2023年底预计超过100GW。未来数年将进入N型发展的黄金时期。

本期内容,黑鹰光伏参考未来智库、招商证券等平台信息,梳理了HJT、TOPCon和IBC的发源历史,各自优势,产业链布局等内容,供读者参考,特别注:文章不够成投资建议。

一. 发展历史,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(Tunnel Oxide Passivating Contacts),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。

发展历史——TOPCon 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(heterojunction,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。640.jpg

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 274.3cm)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。不久前,隆基绿能已26.81%的电池效率,打破世界纪录!

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 200MW N 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。

二. 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。

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。

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三.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。

(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。

(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。

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四.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。

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、80 mg/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。

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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。

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。

五.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。

六. 投资分析

 

新型电池产业化趋势逐渐清晰,行业格局初现雏形。技术迭代周期行业格局 易发生改变,当前头部企业在技术路线选择和扩产时间及规模的把握上更加谨慎, 先进入者有望享受超额收益。TOPcon 作为大众化技术路线,当前已经经历了实 验室研发和中试阶段的验证,正在进入规模化量产阶段。P-IBC 方面以隆基为领先企业,结合 P 型 TOPcon 和 IBC 工艺,以及隆基在高体少子寿命硅片和组件端 上下游优势,也已经具备较强的性价比优势,新技术规模化量产时代正在到来。

4.1 公司A

N 型TOPCon 技术先行者,率先受益 N 型溢价。电池效率方面,2022 年 4 月,A能源 N 型 TOPCon 电池转化效率再次突破去年 10 月创造的 25.4%的世 界纪录,转化效率已达到 25.7%,技术方面再一次取得重大突破。量产效率方面, 公司目前N型TOPCon产品的量产转化效率已达 24.6%,计划 2022年末达到 25%, 未来有望持续领先行业。产能建设方面,2022 年 1 月,安徽A能源一期 8GW 的 N 型 TOPCon 电池产能投产;2022 年 2 月,海宁基地 8GW 的 N 型 TOPCon 电 池产能投产,目前 16GW 产能爬坡已接近尾声,N 型电池量化投产领先行业,有望率先受享受 TOPcon 电池溢价。电池产能短板逐渐弥补,一体化趋势显著。公司 2021 年硅片/电池/组件名义 产能分别为 32.5/24/45GW,预计 2022 年将达到 55/55/60GW,制造端一体化趋势 显著,随着一体化程度逐步完善,公司盈利能力将随之稳定提高。

4.2 公司B

掌握核心技术,引领行业发展。公司始终将加强科技研发和创新的投入力度 作为业绩增长的核心要素,公司异质结电池的光电转换效率多次打破世界纪录, 多项技术与产品处于行业领先地位,构建了具备全球竞争力的研发体系。公司在 P-IBC 技术上领先优势突出,目前在泰州正在进行 4GW 新技术厂房改建,预 计 8 月份建成投产,西咸共 15GW 新技术产能预计将于 9 月开始陆续投产新电池 技术能够充分发挥公司在 P 型高效硅片上的优势,打造技术护城河。各环节产能快速增长,一体化程度逐步加深。

截至 2021 年底,公司单晶硅 片产能达到 105GW,单晶电池产能达到 37GW,单晶组件产能达到 60GW。预计 到 2022 年底,公司硅片,电池,组件产能将分别达到 150GW,60GW,85GW,生产 规模持续扩大,智能化水平不断提升,一体化程度逐步加深。

4.3 公司C

新型电池技术稳步推进,新产品亮相闪耀市场。公司以技术研发为基础,市 场需求为导向,持续加大研发力度,强化技术优势。公司于 5 月 18 日发布 DeepBule 4.0x 新产品,结合 N 型 TOPcon 电池技术和组件零间距互联技术,78 版 型组件最高功率达到 625W,组件最高效率为 22.4%。除高效率外,新产品多项 技术指标优势突出,首年衰减<1%,逐年衰减<0.4%,30 年组件发电增益高达 1.8%;温度系数-0.3%/℃,高温地区发电量增益2%;双面率80%,较P型高10%, 功率输出高 0.9%;弱光发电增益 0.2%。新产品产能扩张方面,预计 2022 年 Q2公司 N型 TOPcon 产能将达到 1.3GW, 2022 年底 6.5GW, 2023 年储备产能达到 15GW。新技术产能的逐步投放有望为公 司带来超额收益。

4.4 公司D

210 大尺寸技术龙头,积极布局 N 型技术。公司自 2015 年开始布局 TOPCon 电池研发,通过 6 年的技术积累和突破,开创了 210 大尺寸 N 型电池新时代,有 效推动行业降本增效。公司 210 i-TOPcon 电池最高转换效率达到 25.5%,创造 n 型大面积产业化 i-TOPcon 电池的世界记录。在产能建设方面,公司宿迁 8GW TOPcon 电池项目于 2022 年 4 月 8 日启动,计划在下半年投产,届时将进一步推 动行业由 P 型向 N 型商业化产业升级。

 

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