一文读懂N型光伏电池:TOPcon是最优解?HBC肩负“全村人的希望”?

题记:尽管2021年行业已经全面走向平价,但面对双碳目标的契机,行业迎来全新发展周期的同时也面临着更进一步的度电成本压力(www.tanbing.net)。参与电力市场化交易、配置储能等一系列来自电力市场的挑战需要光伏行业持续的降本增效。

在当今的光伏产业链中,电池这一站在新旧技术更迭关键节点的环节,正背负着时代的重任。随着PERC时代红利的逐步消失,电池面临着从P型到N型的转型之痛。而在N型一领域,还存在着TOPcon、HJT以及IBC、HBC等诸多技术路线的选择,以及快速崛起的钙钛矿等颠覆性技术的虎视眈眈。

在电池这一赛道上,既有着PERC电池“垂暮”的盈利担忧,同时也存在着新技术时代红利的“诱惑” 以及技术路线升级换代战略抉择的巨大压力。

TOPcon与HJT谁能胜出?

下一代新技术路线究竟如何选择?

HBC是否异军突起?

光伏电池环节是否存在高毛利率机会?

光伏电池技术是否会发生重大世代跳跃的“林本坚时刻”?

晶硅电池的极限在哪里?

N型电池什么时候具备性价比?

……

本文受访者欧文凯是一位深谙光伏制造规律的资深技术人士, 对于电池的生产设备、技术储备以及量产数据等情况了然于心。他创办的普乐科技(POPSOLAR®)专注于N型太阳能电池研发和生产,光伏們试图通过还原普乐科技在N型太阳能电池布局之路上的种种细节,给行业提供一个思路与一种方法。

普乐新能源科技(徐州)有限公司(普乐科技,POPSOLAR®)是全球领先的超高效N型太阳能电池生产商,由普乐科技创始团队和产业投资机构共同投资建设,于2019年12月4日注册在徐州高新区,正在建设全球首个超高效N型电池规模化生产基地。普乐科技徐州基地规划2GW产能,厂房已临近封顶,计划2021年12月份达产,量产POPSOLAR初代超高效N型电池,转换效率高达24.5%。

以下根据光伏們与普乐科技(POPSOLAR®)CEO欧文凯采访整理。

Q1:晶硅光伏电池处于什么发展阶段?

晶硅太阳能光伏技术跟硅基半导体技术一 样,已发展了半个世纪多,从最初昂贵的太空卫星应用,已发展为分布最广泛的最廉价的民间发电应用。自2021年起,光伏历史性的进入发电侧平价拐点,全球绝大部分地区的光伏发电成本,比传统煤电发电成本还低。

晶硅太阳能产业已发展为上万亿产值规模的产业,但从产业生命周期来看,晶硅太阳能产业才刚走出补贴之路,进入了成长期,前景极为广阔。随着储能价格的快速下降,预计再过4-5年左右时间,能全天候输出电力的光储系统也将实现发电侧平价,从而进入光储主力能源发展时代。

从技术路线而言,23%转换效率的晶硅光伏电池,正面临新的技术拐点,从出现效率进步瓶颈的P型PERC(Passivated Emitter and Rear Cell,钝化发射极背面电池)主流技术路线,向转换效率更高的TOPCon(Tunnel Oxide Passivated Contact,隧穿氧化钝化接触)、HJT(Heterojunction with Intrinsic Thin Layer,本征薄膜异质结)、IBC(Interdigitated Back Contact,交叉指式背接触)、HBC(Heterojunction Back Contact,异质结背接触)等N型技术路线升级。

Q2:N型电池比P型电池优势在哪里?

N型电池比P型电池的优势主要在于:高转换效率、低衰减和更低LCOE潜力。

高转换效率:N型电池具有杂质少、纯度高、少子寿命高、无晶界位错缺陷以及电阻率容易控制等天生材料优势。P型电池少子是电子,N型电池少子是空穴,硅片中的杂质对电子的捕获远大于空穴,在相同金属杂质污染的情况下,N型电池表面复合速率低,少子寿命要比P型电池高出1-2个数量级。少子寿命高有利于对外输出电流,同等光照条件下,转换的光能则会更多,转换效率更高。

低衰减:P型电池使用硼掺杂的硅片基底,初始光照后易形成硼-氧对,在硅片基底中捕获电子形成复合中心,从而导致功率衰减,即使采用氢钝化等技术也无法完全消除光衰,而N型电池是硅片基底掺磷,没有硼-氧对形成复合中心的损失,使得电池几乎无光致衰减。

更低LCOE潜力:转换效率高、温度系数低、光衰减系数低、弱光响应等综合优势,将使得N型电池在全生命周期内的发电量,高于P型电池。若N型电池及组件生产成本与P型电池及组件持平,则对应的电站BOS装机成本会低一些,加上更高的发电量,两者综合使得N型电池组件的LCOE(度电成本)明显更低。

Q3:N型电池发展遇到什么问题?

目前主要是贵。

光伏内生发展动力在于不断降低的LCOE及对应的不断扩大的传统电力替代市场。而决定光伏LCOE的函数关系里,最关键的两个技术进步变量是电池转换效率和系统装机成本。转换效率越高,LCOE越低;电池组件生产成本越低,即系统装机成本越低,LCOE越低。N型电池量产转换效率普遍高于P型电池,目前关键问题在于N型电池生产成本高于PERC电池,而且效率溢价没有覆盖高出的生产成本,导致实际投资回报率还没有达到理想预期。

N型电池与PERC电池的生产成本差异里,主要在于非硅成本。N型电池非硅成本比PERC电池(0.2元/瓦)高,TOPCon、HJT和IBC分别高出0.1元/瓦、0.3-0.5元/瓦和0.3-0.6元/瓦。非硅成本的差异主要来源于良率、银浆成本和折旧成本,成熟的PERC电池,无疑其良率、银浆成本和折旧成本都是最优的。

若生产成本高,但售价更高,N型电池投资回报率是可以高于PERC电池的,但目前普遍没有实现这个目标。一是因为N型电池CAPEX比PERC电池(2亿元/GW)高出不少,TOPCon、HJT和IBC分别高出0.5亿元/GW、3亿元/GW和2-4亿元/GW,这主要在于N型电池生产设备还没有进入规模化生产阶段,售价昂贵。二是N型电池溢价还无法覆盖高出的生产成本。光伏电池定价权在于转换效率,转换效率高出1个百分点,售价可以高出0.1-0.2元/瓦,但目前实际量产效率能稳定在24%以上、生产成本比PERC电池只高出0.1元/瓦的N型电池生产线,还异常稀缺。

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Q4:N型电池技术难度在哪里?

光伏电池技术,是工艺、设备和材料三者的综合。抛开投资成本和生产成本问题,TOPCon/HJT/IBC等N型电池各自存在不同的技术难点。

TOPCon电池:一是良率。TOPCon需要在 PERC产线上增加硼扩散、化学沉积和湿法刻蚀设备,工序加长,制程温度更高,导致良率低于PERC。二是工艺未完全定型。主要是沉积二氧化硅隧穿层和多晶硅层的工艺路线还没有完全定型,目前最成熟的是LPCVD工艺,还有厂商在中试PEALD、POPAID、热氧+PECVD等三种不同的工艺(可能成本更低);还有多晶硅层厚度与银浆参数的量产组合还没有调到最优,TOPCon叠加SE工艺难度比PERC大不少。三是银浆单耗和成本都比PERC高。TOPCon银浆单耗110-120毫克/片(166尺寸),而相同尺寸PERC只有80毫克/片左右,TOPCon银浆有较大的技术进步空间。

HJT电池:一是银浆单耗过高。目前HJT银浆单耗230毫克/片以上,是PERC数倍。二是低温树脂银浆固化时间长,附着力比常规银浆弱,焊接拉力难达标,导致金属化工序成为最大的工艺瓶颈。三是HJT产线设备稼动率低。设备OEE低主要是因为非晶硅PECVD工艺和金属化工艺还未定型,电池生产成本过高导致订单量小开机率低。四是对组件封装工艺要求高。ITO膜对水汽敏感,封装材料比较特殊,且HJT组件很难用传统热工艺焊接。

IBC电池:一是工艺路线未标准化。以美国厂商为代表的IBC工艺路线,工序复杂,设备投资成本高,生产成本高;以欧洲厂商及研发机构为代表的IBC工艺路线,工序简化很多,但量产转换效率过低,23%左右,与PERC持平,性价比低。二是在TOPCon或HJT电池结构上叠加背接触工艺的IBC电池(即HBC电池),其技术创新才刚刚开始,试水的厂商非常少。

Q5:N型电池制造国产化程度如何?

晶硅电池制造已实现全面国产化。N型电池生产线个别国产设备与国际厂商比还有一些差距。

在传统BSF铝背场电池发展阶段(约2003~2013年),生产设备主要来自于进口,并开始出现一些国产仿制设备。在PERC电池发展阶段,国产设备厂商强势崛起,以高性价比的优势迅速替代了绝大部分进口设备份额,从前道清洗、制绒和刻蚀工序,到中间的扩散、化学气相沉积、原子层沉积和激光等工序,到后道丝网印刷、电极烧结和测试分选工序,涌现了一批国产专业设备商。

目前已进入N型电池发展阶段,国产设备商也开始逐步走出仿制阶段,进入创新阶段。如TOPCon电池的硼扩散和LPCVD两个关键设备,主要是由深圳一家专业设备商推动成熟的;如HJT的PECVD和PVD设备,国产设备商也有更优性价比的方案。转换效率更高的IBC/HBC电池的若干个关键设备,大概率会由国产设备商率先推出,因为目前只有国产设备商的迭代速度,才跟得上晶硅电池厂商的发展步伐。

Q6:N型电池什么时候具备性价比?

一年左右时间,即2022年。

目前P型PERC电池生产成本约0.7-0.9元/W(根据硅片价格波动),量产转换效率约23%,越来越接近理论极限效率24.5%。若将N型电池“量产转换效率24%(或25%)以上、生产成本比PERC高0.1(或0.2)元/瓦以内”定义为“安全上垒”(棒球术语),将“量产转换效率24.5%以上、生产成本比PERC低”定义为“本垒打”,预计N型电池将在一年内“安全上垒”,三年内实现“本垒打”。

这主要是因为,1)N型电池工艺越来越成熟稳定,可以通过制程管理提升良率到97%及以上;2)新设备开始进入规模化生产,设备成本将明显下降,设备性能趋于稳定;3)由于N型电池单片功率高,单位生产线产能比PERC大,可摊薄单位生产成本;4)订单需求量逐渐扩大,设备OEE可提升到理想水平;5)N型电池工艺支持更薄硅片的制程,这意味着硅片成本会比P型电池低。

Q7:TOPCon还是HJT会率先成为N型主流电池?

大概率是TOPCon电池率先“安全上垒”。目前TOPCon跟HJT电池比,在量产转换效率上没有多少差异,在生产成本上有优势。

1、目前TOPCon电池生产成本低于HJT电池,商业可行性高。TOPCon电池兼容PERC制程,新增的硼扩散、LPCVD及去绕镀设备已经成熟,对一线操作人员来说没有难度。TOPCon工艺、设备和人才都非常成熟,通过工艺优化和制程管理,做到平均量产效率24.5%以上和良率97%以上的目标,难度不大。

2、从投资回报率角度看,TOPCon明显优胜。存量200多GW的PERC生产线,理论上有一半可以升级到TOPCon,其边际投资成本约0.5亿元/GW,边际利润为0.05-0.1元/W(折合0.5-1亿元/GW)。HJT生产线跟PERC不兼容,需要投资建设全新的工厂和生产线,生产线投资成本约4.5亿元/GW(全新TOPCon生产线为2.5亿元/GW)。所以更成熟的TOPCon是主流电池厂商的必然选择,而HJT是可选项。既然HJT工艺未定型,意味着HJT设备在快速升级迭代中,若先行者没有自身工艺能力的话,则存在被更便宜又更高性能设备替代的陷阱和巨大的设备折旧压力。

3、TOPCon电池发展潜力不低于HJT电池。首先是转换效率潜力。TOPCon电池理论转换效率28.7%,高于HJT电池的27.5%。TOPCon电池从2013年始研究,商业实验室世界纪录已达到25.25%,跟技术发展悠久的HJT电池最新世界纪录25.26%基本持平。TOPCon电池量产转换效率已到24.5%,跟HJT电池不相上下,叠加SE工艺和电极优化后,量产转换效率可以继续提升到25-26%。第二是成本下降潜力。更低N型硅片厚度(可低至150微米)和更高的单位产能,使得TOPCon电池生产成本有可能在一两年内低于PERC。主流电池厂商已全面试生产TOPCon电池,在膜层厚度、工艺设备、银浆匹配、电极设计、硅片厚度等层面慢慢逼近“本垒打”的行业最优解。HJT电池这边,全行业都在关注其低电阻银浆(特别是银包铜浆料)、掺杂靶材等非硅材料的下降路径;若仅靠降低N型硅片厚度来降本,HJT“安全上垒”的时间会更晚。

Q8:如何看待HBC电池?

HBC电池拥有理想的晶硅电池结构,预期量产转换效率最逼近理论转换效率29.43%,是晶硅电池领域的皇冠,是“全村人的希望”。

HBC电池借鉴了IBC电池结构做的全背接触HJT电池,在保留IBC电池高电流的优点上增加了HJT电池高开压的优点。简单来说,“HBC=IBC+HJT”。

HJT电池由于前表面的光吸收和光反射,短路电流密度提升受到限制,转换效率无法进一步提高。HBC电池最大的特点是,在电池背面形成叉指式分布的掺杂非晶硅PN区和对应的金属电极,避免了前电极的光学遮阴和TCO的寄生光吸收,极大提升了短路电流密度和转换效率。自2014年起,夏普(25.1%)、松下(25.6%)和Kaneka(26.63%)屡次刷新实验室世界纪录后,HBC电池成为了重金投入的研究热点和发展方向。HBC电池表面纯黑美观,转换效率奇高,轻薄化后可以应用在高端BIPV市场、电子消费市场、军工市场和航天航空市场。

日本流派的HBC电池工艺,是低温工艺,是在未完全实现商业化的HJT电池工艺流程基础上,又增加了掩模和清洗工序,且金属化工序需要选用新银浆,且对设备精度要求极高,所以量产成本比HJT电池还高,商业化有待时日。

但条条大路通罗马。借鉴HJT电池载流子选择性钝化接触的良好优点而发展起来的TOPCon电池,在电池(隧穿层)背面也做成叉指式分布的掺杂非晶硅PN区和对应的金属电极,这种HBC电池也具有惊人的商业实验室转换效率结果。由于该HBC电池(或称TBC电池)工艺可承受900◦C高温,且兼容中温和高温金属化工艺,转换效率高而生产成本在可接受范围,商业化可行性非常强,有可能异军突起。

Q9:晶硅电池的发展极限在哪里?

从度电成本(LCOE)看,还看不到底;从转换效率看,还看不到顶。谈极限,言之过早。现阶段看光伏,如同十九世纪看钢铁。

光伏度电成本主要受制造成本和转换效率的约束;制造成本越低,转换效率越高,度电成本越低。短期来看,光伏度电成本在大部分地区(年发电小时数约1500小时),将在五年内下降到0.1元/kWh以下。

在制造成本方面。晶硅光伏有个类似摩尔定律的斯旺森定律(Swanson's Law),即晶硅光伏的学习曲线,“累计装机量翻倍,晶硅电池成本下降20%”。该学习曲线是SunPower创始人Swanson在2006年提出的,至今跟实际情况还拟合的非常吻合;2010年中国累计光伏装机量只有0.89GW,到2020年累计光伏装机量已增长至253GW,光伏发电成本下降82%,晶硅光伏电池价格下降幅度超过90%。展望未来,晶硅电池制造成本仍然有巨大的下降空间。一是上游硅料成本下降;全球有一半硅料产能仍然处于高电价地区,未来新增硅料产能只会落在低电价地区(电费是最主要成本)。二是182/210大尺寸比例从目前40%比例上升到100%比例,以及硅片电池片厚度从175微米下降到150微米以下,以及生产设备单位产能增大,所带来的单位生产成本的下降。三是工艺创新带来的工艺简化、良率提升、转换效率提升等综合效益,会进一步降低制造成本。简而言之,晶硅电池单位制造成本,仍然有50%以上的下降空间。

在转换效率方面。目前晶硅电池行业平均转换效率已达到23%,正在往27%的产业极限发展,乐观估计,2025年之前将达到25%,2030年之前将达到27%,逼近29.43%理论转换效率。按照晶硅电池制造成本的下降曲线推算,在达到25%行业平均转换效率时,晶硅光伏度电成本已经可以下降到几分钱。晶硅电池发展到27%时,是否就已经到头了呢?恰恰相反,晶硅电池将迎来全新的发展阶段。晶硅电池禁带宽度为1.12 eV,是理想的底电池,可以在其基础上,叠加宽禁带材料,如三五族元素材料或钙钛矿材料,做成双结、三结、多结电池,转换效率可以高达30%、40%、50%以上,光伏应用将更为广泛。

Q10:光伏电池的“林本坚时刻”是什么意思,会在什么时候发生?

“林本坚时刻”是指采用低成本工艺导致技术发展实现重大世代跳跃的时刻。光伏电池技术将在未来几年内迎来异常重要的“林本坚时刻”。

插一下“林本坚时刻”的故事。林本坚是台积电跻身半导体制造全球领导者的功臣。2002年芯片制程缩小至65nm时,摩尔定律几近失效,几乎所有人都寄希望于157nm波长光刻、以空气为介质的干式光刻技术的突破上,并为此投入数十亿美元研发。在台积电担任光刻技术研发负责人的林本坚提出,此路太贵不通,可以在原有193nm波长干式光刻镜头上,改用水代替空气作为介质,利用水的折射,把进入光阻的光波长缩到134nm;这项浸润式光刻技术不仅造价低廉、操作简便,而且芯片解析度比157nm干式技术提高两倍。随后不久,ASML抓住了这次机会,联合台积电,成功量产了林本坚提出的浸润式光刻机。台积电通过浸润式光刻机,让芯片工艺一下子前进了两代半甚至三代,成为全球技术领导者,之后一路开挂,将芯片制程一直推到了10纳米以下。

光伏电池的“林本坚时刻”。光伏电池技术发生重大世代跳跃的“林本坚时刻”,有三个层面的意思。第一层意思是晶硅电池从目前主流PERC电池路线上,跳过了TOPCon或HJT电池时代,直接发展到了HBC电池。这种可能性是比较大的。目前HBC电池工艺方案,无论是在HJT工艺上或在TOPCon工艺上做延伸,都需要增加掩模和清洗工序,工序稍显复杂且成本高;HBC电池结构是非常简洁的,理应存在简洁的工艺方案,业界已经在积极研发低成本简洁工艺方案,预计在一年内有理想的中试结果出来。

第二层意思是将晶硅电池作为底电池,叠加0.7~3.4eV禁带宽度的三五族元素材料,或叠加1.8eV左右的钙钛矿材料,做成双结或三结或多结等硅基电池,转换效率轻松跨越29.43%的肖克利-奎伊瑟极限(S-Q Limit),到30%或40%以上。硅基三五族化合物电池,目前存在晶格失配、热膨胀失配和电流失配等问题,从最新研究进展来看,业界已找到非隧道结低成本解决方法。硅基钙钛矿叠层电池,存在稳定性差和高衰减问题,其解决方法业界正在积极研究中。

第三层意思是弃用硅基底电池,直接用三五族元素材料或钙钛矿材料或其他元素材料,做成转换效率高于30%的双结或三结或多结电池。由于晶硅在稳定性、丰度和成本上拥有无可匹敌的优势,业界很难找到替代材料,所以目前只有砷化镓太阳能电池(商用转换效率约32%)在太空、军工等高端市场有应用,其他材料的非硅高能太阳能电池,还在探索中,这个层面的“林本坚时刻”,还比较遥远。

Q11:光伏电池环节是否存在高毛利率机会?

存在,且即将来临。光伏电池高毛利率机会,主要来自于用跳跃世代技术实现 “林本坚时刻”带来的产业链定价权,即“更高的售价成本差”。

之前光伏电池较难有高毛利率机会。光伏电池属于技术密集型和资本密集型行业,但从过去近20年中BSF铝背场电池和PERC电池的发展历程来看,光伏电池企业(即使是龙头)中等毛利率和低研发比率的财务特征,并没有显露出技术密集型的一面。这主要有三大原因:

一是过去的技术进步主要由电池设备厂商主导,各电池厂商用的生产设备性能差异不大,后发者容易通过购买新设备就实现超越。

二是量产转换效率没有拉开距离。如目前主流PERC电池,占据市场85%以上份额,各家转换效率普遍在22.6%-23%之间,产品严重同质,成本和售价都无法拉开差距。

三是之前产业链技术进步主要由电池的上游硅料和硅片环节在主导,电池反而是最受挤压的一环。如多晶电池时代,主旋律是硅料国产化,“拥硅为王”;到单晶PERC电池时代,单晶连续投料拉棒和金刚线切割等硅片环节的巨大技术进步,让硅片龙头拥有了产业链定价权。

N型电池时代,情况不一样。一是产业链技术进步最密集的环节轮到了电池环节。电池厂商在主导量产工艺和设备选型,由于N型电池技术路线较多,各家转换效率和量产成本都存在较大差异。

二是上游硅料和硅片即将进入较长的产能过剩价格下降周期,电池采购成本等非技术成本将大幅降低。发电侧平价时代,由于终端电站市场对电池组件价格有较大容忍度,上游价格下降将大幅改善电池组件环节毛利率受压的情况。

三是N型电池越来越高的转换效率,在不断开启新的高毛利率市场。N型电池量产转换效率到24%,毛利率30%-40%的BIPV市场将扩大为一个大市场;到25%,毛利率30%-50%光伏消费产品将发展繁荣;到26%,轻薄化的晶硅电池,将规模应用在毛利率40%-60%的军工和航天航空市场。

从单一发电市场,发展到终端市场空前繁荣的时代,光伏组件产品的差异性一定是通过光伏电池来体现。而技术领先业界一到两代的光伏电池企业,最有可能拥有新的产业链定价权和高毛利率机会。

Q12:普乐科技N型电池策略是什么?

普乐科技(POPSOLAR®)的定位是专做超高效N型太阳能电池的专业制造商。POPSOLAR是普乐科技的注册商标和品牌名称,寓意是“Make Solar Popular”。普乐科技核心战略可以归结为:POPSOLAR Inside。“POPSOLAR Inside”战略分两部分,一部分是向电站市场规模化提供低成本超高效N型电池,一部分是向BIPV、消费、军工和航天航空市场提供高性价比的特色硅基高能电池。

普乐科技N型电池发展策略,主要基于四个原则来决定。第一个原则是客户受益原则,是否提供了更有性价比或差异化功能的电池产品;第二个原则是技术进步原则,是否更高转换效率,是否符合太阳能电池技术发展趋势和客观规律;第三个原则是更低成本原则,采用的工艺方案和设备方案,生产成本是否更低,或未来有潜力更低;第四个原则是能力范围原则,团队是否能掌握量产工艺。

基于以上原则,从务实的角度出发,普乐科技制定了能构建长期竞争力的N型电池发展策略。

第一阶段是向电站市场和BIPV市场广大存量客户,规模供应高性价比的TOPCon电池片和HBC电池片(转换效率约24%-25%);这个目标将在短期内实现。

第二阶段是用创新工艺量产成本低于PERC电池的轻薄HBC电池(转换效率约25%-27%),供应给BIPV市场、消费市场、军工和航天航空市场,实现光伏电池第一个“林本坚时刻”;这个目标计划在两年内实现。

第三阶段是量产高性价比的硅基氮化镓化合物高能电池(转换效率30%以上),供应给对性能要求最高的消费市场、军工和航天航空市场,向第二个“林本坚时刻”冲击;这个阶段我们没有选择成熟的砷化镓电池或火热的硅基钙钛矿电池,一是因为晶硅电池是最便宜最好的底电池,没有必要抛弃,二是硅基氮化镓化合物电池能经受太空中高温高辐射条件,不用担心稳定性问题,三是能在硅基上成功低成本外延晶相一致的氮化镓化合物高能电池的技术团队,要借鉴晶硅电池大幅降本的方法论,并向我们提出了代工的需求。

我们始终认为,太阳能电池是光伏产业链的核心,是大有可为的领域。若拿硅基半导体的发展历程来做对比,目前晶硅电池的发展阶段,很像硅基半导体芯片制程从微米工艺向纳米工艺发展的转折点阶段,未来会诞生像台积电一样的光伏电池企业。普乐科技会坚持走专业化的道路,不断用创新电池产品赋能给各个市场的组件客户。

责任编辑:臧超

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