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    电池

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    晶硅电池技术是以硅片为衬底,根据硅片的差异区分为P型电池和N型电池。两种电池发电原理无本质差异,都是依据PN结进行光生载流子分离。在P型半导体材料上扩散磷元素,形成N+/P型结构的太阳电池即为P型电池片;在N型半导体材料上注入硼元素,形成P+/N型结构的太阳电池即为N型电池片。2015年之前,BSF电池占据90%市??;2016年之后,PERC电池接棒起跑,到2020年,PERC电池在全球市场中的占比已经超过85%。与常规电池不同之处在于背面,PERC电池采用了钝化膜来钝化背面,取代了传统的全铝背场,增强光线在硅基的内背反射,降低了背面的复合速率,从而使电池的效率提升0.5%-1%。2020年,规?;牡?多晶电池平均转换效率分别达到22.7%和19.4%。P型单晶电池均已采用PERC技术,平均转换效率同比提升0.5个百分点。由于P型单晶硅PERC电池理论转换效率极限为24.5%,导致P型PERC单晶电池效率很难再有大幅度的提升;并且未能彻底解决以P型硅片为基底的电池所产生的光衰现象,这些因素使得P型硅电池很难有进一步的发展。与传统的P型单晶电池和P型多晶电池相比,N型硅片的少数载流子寿命比P型硅片高至少一个数量级,将会极大提升电池的开路电压和短路电流,带来更高电池转化效率;N型硅片掺入的主要是磷元素,在材料中不会形成硼氧原子对(即P型电池光致衰减的主要原因),因而N型硅电池和组件的初始光诱导衰减几乎为零;N型电池温度系数低,发电量增大。传统P型电池温度每升高一度,输出功率就降低0.4%~0.5%,而N型电池的温度系数只有前者的一半左右;N型电池弱光条件下光谱响应好,双面电池实现“双核发电”,在合适的装机环境下发电量能提高20%~30%。正面与常规N型太阳能电池或N-PERT太阳能电池没有本质区别,电池核心技术是背面钝化接触。电池背面由一层超薄氧化硅(1~2NM)与一层磷掺杂的微晶非晶混合SI薄膜组成,二者共同形成钝化接触结构。钝化性能通过退火过程进行激活,SI薄膜在该退火过程中结晶性发生变化,由微晶非晶混合相转变为多晶。在850°C的退火温度下退火,IVOC>710MV,J0在9-13FA/CM2,显示了钝化接触结构优异的钝化性能。超薄氧化层可以使多子电子隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子空穴复合,超薄氧化硅和重掺杂硅薄膜良好的钝化效果使得硅片表面能带产生弯曲,从而形成场钝化效果,电子隧穿的几率大幅增加,接触电阻下降,提升了电池的开路电压和短路电流,从而提升电池转化效率。TOPCON是N型电池工艺基础上研发出的隧穿氧化层钝化接触。(TUNNELOXIDEPASSIVATEDCONTACT)技术,该技术可大幅度的提升N型电池的VOC和转换效率。根据理论计算,钝化接触太阳能电池的潜在效率(28.7%)最接近晶体硅太阳能电池理论极限效率(29.43%),且远高于PERC的24.5%。目前TOPCON主流电池量产效率约23.7-23.8%,部分电池厂商宣布已实现24.0%+;包括中来在内的许多公司已经将实验室效率做到了25%以上,未来前景广阔。TOPCON与PERC均为高温工艺,且最大程度保留和利用现有传统P型电池设备制程,主要新增多晶硅/非晶硅沉积的LPCVD/PECVD/PVD设备、硼扩散等设备。两者电池技术和产线设备兼容性较高,TOPCON可以从PERC产线升级,不需要新建产线。若考虑从PERC产线升级,只需增加0.5-1亿元/GW的投资额,边际投资成本优于其他N型技术路线。在面临大规模PERC产线设备资产折旧计提压力下,改造为TOPCON有利于降低沉没风险。老旧PERC产能改扩建TOPCON,可采用管式LPCVDN-POLY-SI或者PECVDN-POLY-SI技术路线。未来预计随着非硅成本的下降及良率、效率等进一步提升,TOPCON将快速缩小与PERC之间的成本差距,成为新一代的主流产品。良率仍有待提高。TOPCON整体良率在93-95%;而PERC电池良率在97-98%之间。1)加工工艺步骤较多、且目前技术路线并不统一,多条技术路线并行。2)高温工艺导致翘曲、碎片等问题较为突出,LP隧穿氧化的均匀性导致暗片、脏污的情况出现也降低了良率表现。3)隧穿氧化工艺过程中出现卡槽印等。以上问题有望随着产业化加速逐步改善。(报告来源:未来智库)TOPCON电池的单瓦成本构成主要是硅片、银浆和折旧,分别占成本比例为62.5%、15.8%、3.7%。据PVINFOLINK统计,截至2021年底,TOPCON电池非硅成本已经有能力低于RMB0.3/W,对比PERC电池片目前平均RMB0.21-0.23/W仍有差距,主要是银浆单耗较高,TOPCON正反面均使用银浆,M6TOPCON电池使用银浆约130MG较PERCM6电池高出约60MG;但是现在背面可用银铝浆来降低成本。目前PERC单GW设备投资在1.2-1.5亿元;TOPCON约2-2.5亿元。主要新增设备为非晶硅沉积的LPCVD/PECVD设备以及镀膜设备。未来随着设备效率提升、设备价格下降、以及生产规模提高,折旧成本有望进一步下滑。隆基、中来、晶科、天合光能、东方日升等。多为垂直一体化企业,因PERC电池现存产能较大,2019年来新增PERC产能基本预留TOPCON接口以备后续升级。中来股份是最早布局TOPCON的企业之一,目前其TOPCON电池量产批次平均转换效率为24.2%,部分产品达到24.5%。目前TOPCON公布的最高实验室转换效率为2021年中来公布的25.4%。而晶科能源是TOPCON最早将实现GW级出货的企业,预计二季度晶科能源单季度TOPCON出货量有望超1GW。具备对称双面电池结构,中间为N型晶体硅。正面依次沉积本征非晶硅薄膜和P型非晶硅薄膜,从而形成P-N结。背面则依次沉积本征非晶硅薄膜和N型非晶硅薄膜,以形成背表面场。鉴于非晶硅的导电性比较差,因此在电池两侧沉积透明导电薄膜(TCO)进行导电,最后采用丝网印刷技术形成双面电极。HJT电池工艺主要包括4个环节:制绒、非晶硅沉积、TCO沉积、丝网印刷;远少于PERC(10个)和TOPCON(12-13个)。其中,非晶硅沉积主要使用PECVD方法。TCO薄膜沉积目前有两种方法:RPD(反应等离子体沉积)和PVD(物理化学气象沉积)。住友重工拥有RPD的专利,而PVD技术发展成熟,提供设备的厂家较多。主要得益于N型硅衬底以及非晶硅对基底表面缺陷的双重钝化作用。目前量产效率普遍已在24%以上;25%以上的技术路线已经非常明确,即在前后表面使用掺杂纳米晶硅、掺杂微晶硅、掺杂微晶氧化硅、掺杂微晶碳化硅取代现有的掺杂;HJT未来叠加IBC和钙钛矿转换效率或可提升至30%以上。由于HJT电池衬底通常为N型单晶硅,而N型单晶硅为磷掺杂,不存在P型晶硅中的硼氧复合、硼铁复合等,所以HJT电池对于LID效应是免疫的。HJT电池的表面沉积有TCO薄膜,无绝缘层,因此无表面层带电的机会,从结构上避免PID发生。HJT电池首年衰减1-2%,此后每年衰减0.25%,远低于PERC电池掺镓片的衰减情况(首年衰减2%,此后每年衰减0.45%),也因此HJT电池全生命周期每W发电量高出双面PERC电池约1.9%-2.9%。1、HJT与PERC工艺路线完全不同,无法延伸,只能新投产线,且HJT与主流的PERC生产设备不兼容,因此PECVD等制膜和真空设备的投入会给企业带来较高的转换成本。2、HJT电池成本结构:硅片成本、非硅材料(银浆、靶材、气体及化学品等)、设备折旧、其他制造费用(包括人工、动力成本)等。HJT电池成本较高主要体现在浆料、靶材以及设备环节。1)由于HJT所需低温银浆的导电性能相对更弱,且焊接拉力偏低,因此耗用量较大,同时低温银浆的国产化率较低,使得其价格目前大幅高于高温银浆。2)HJT需要额外沉积透明导电层,所用的ITO(PVD路线)或IWO(RPD路线)等靶材价格较高。3)HJT设备投资较高。目前HJT设备投资额为4~4.5亿元/GW,为PERC(约1.5~2亿元/GW)的2倍以上。2019年以前HJT设备主要由梅耶博格、YAC、AMAT、日本住友等外资品牌提供,设备成本约10-20亿/GW;2019年迈为、钧石、捷佳伟创等推进进口替代,设备成本降至5-10亿/GW;2020年欧洲老牌龙头梅耶博格退出竞争;20年HJT设备成本降至5亿/GW。目前国内设备商迈为、捷佳、钧石已具备了HJT整线设备供应能力;随着HJT设备国产化推进,当前投资成本已经降到4.5亿元/GW左右,但是相较PERC的1.5-2亿元/GW和TOPCON的2-2.5亿元/GW仍高出较多,高设备投资成本不仅影响前期投入积极性,也意味着后期非硅成本中折旧更高,另外,目前HJT生产商规?;蛔?,导致HJT的折旧成本高出PERC至少0.03元/W。将P/N结、基底与发射区的接触电极以交指形状做在电池背面。核心技术:如何在电池背面制备出质量较好、成叉指状间隔排列的P区和N区。通过在电池背面印刷一层含硼的叉指状扩散掩膜层,掩膜层上的硼经扩散后进入N型衬底形成P+区,而未印刷掩膜层的区域,经磷扩散后形成N+区。前表面制备金字塔状绒面来增强光的吸收,同时在前表面形成前表面?。‵SF)。使用离子注入技术可获得均匀性好、结深精确可控的P区和N区,但成本较高尚未产业化。IBC电池制程工艺复杂,多次使用掩膜、光刻等半导体技术,成本几乎为常规电池的两倍。1)电池正面无栅线遮挡,可消除金属电极的遮光电流损失,实现入射光子的最大利用化,较常规太阳电池短路电流可提高7%左右;2)由于背接触结构,不必考虑栅线遮挡问题,可适当加宽栅线比例,从而降低串联电阻且有高的填充因子;3)可对表面钝化及表面陷光结构进行最优化的设计,可得到较低的前表面复合速率和表面反射,从而提高VOC和JSC;4)外形美观,尤其适用于光伏建筑一体化,具有较好的商业化前景;1)工艺流程复杂,需要在电池背面制备出呈叉指状间隔排列的P区和N区,以及在其上面分别形成金属化接触和栅线,重点工艺包括扩散掺杂、钝化镀膜、金属化栅线三个方面,需要多次的掩膜和光刻技术,为了防止漏电,P区和N区之间的GAP区域也需非常精准,对电池厂商的工艺研发能力要求较高。2)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。3)IBC复杂的工艺步骤使其制作成本远高于传统晶体硅电池;由于主流PERC电池转换效率已到23%,TOPCON电池和HJT电池也能到24.5%,IBC电池获取的效率溢价,难以覆盖增加的成本,竞争力不明显。UNPOWERY引领:1975年,SCHWARTZ和LAMMERT首提背接触式光伏电池概念;1984年,斯坦福教授SWANSON研发了IBC类似的点接触(POINTCONTACTCELL,PCC)太阳电池,在聚光系统下转换效率19.7%;1985年SWANSON教授创立SUNPOWER;2004年,SUNPOWER菲律宾工厂(25MW产能)规模量产第一代IBC电池,转换效率最高21.5%,组件价格5-6美金/瓦。SUNPOWER最新一代IBC电池:吸收了TOPCON电池钝化接触的技术优点,保留了铜电极工艺;从电池结构来看,量产工艺已经简化,转换效率达到25%以上。技术迭代一直以来是推动光伏行业发展的关键。过去数年是PERC电池应用快速扩张阶段,进入2022年,光伏电池片的技术迭代正式迎来了新的时代,TOPCON、HJT、IBC等转换效率更高的电池技术将从实验室迈向产业链,在形成投产-规?;в当?持续扩产的良性循环过程中,享受技术红利的企业有望迎来市占率提升+享受技术溢价的双重优势。2021Q1-Q3公司组件出货27GW左右,其中外销25-26GW。单三季度组件出货10GW左右,环比基本持平,其中外销规模9.0GW左右。公司自2020年首次成为组件出货龙头后,目前龙头位置稳固,随着组件行业集中度持续提升,预计2022年公司组件产能将超80GW,出货将超60GW,持续强化龙头地位;与此同时,公司硅片和电池片产能仍在扩张,一体化战略持续推进。(报告来源:未来智库)2022年1月,泰州隆基乐叶年产4GW单晶电池项目环评信息披露,隆基计划对原年产2GW单晶电池项目的生产线进行改造,改建成8条HPBC高效单晶电池产线,预计形成年产4GW的电池片产线,此技术在P型硅片的基础上结合TOPCON及IBC技术,在电池背面构建指叉状PN结,并运用TOPCON隧穿钝化原理,而IBC具有正面无栅线,转换效率高的特点,公司有望通过此技术形成产品差异化,建立新的护城河。此外,隆基在HJT和TOPCON技术中均有布局,并且多次刷新转化效率世界纪录,彰显龙头实力。公司是国内最早对N型组件进行量产发布的一线组件制造商。2018年公司投资建立了N型电池的中试线,2019年投资GW级别N型电池试验产线,2021年公司的实验室N型单晶电池效率达到25.4%,且目前已实现稳定量产效率24.5%,良率达99%。公司在合肥的16GW的N型TOPCON电池项目一期8GW已经于今年一月顺利下线,预计2022年内公司TOPCON产能达到16GW,出货超10GW。相较于PERC,N型TOPCON在效率方面提升约5%-6%,发电性能方面提升约3%-4%,新技术的先发优势能够让产品更具竞争力的同时让公司享受到新技术的溢价。(本文仅供参考,不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息,请参阅报告原文。)
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