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光伏產業|N型電池量產元年，三條技術路線誰能接棒未來？

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光伏產業|N型電池量產元年，三條技術路線誰能接棒未來？

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光伏產業|N型電池量產元年，三條技術路線誰能接棒未來？

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去年 ， 光伏電池廠商遭受兩頭擠壓 ， 上游成本下不去 ， 下游規模起不來 ， 結局就是盈利水平大幅下降 。
電池廠商要想破局 ， 除了指望硅料價格下降和裝機需求提升外 ， 還有一條依靠自己的破局之路 ， 那就是技術變革 。
技術變革意味著提高光電轉換效率 ， 效率提升代表更大的溢價空間 ， 溢價的直接效果就是利潤的進一步增長 。
具體來說 ， 光電轉換效率每高出5個百分點 ， 企業營收會相應增加20%左右 ， 對于大廠而言就是百億級別的營收增長！
當前 ， 市面上八成以上的光伏電池均為PERC電池 ， 即用P型硅片做的電池 ， 而2019年隆基已經把PERC電池的效率提升至24.06% ， 幾乎接近P型電池24.5%的理論效率極限 。
既然P型電池的效率天花板已至 ， 考慮到N型硅片的光電轉換效率更高 ， 那么N 型電池自然成了接棒主力 。
不過技術變革周期下 ， N 型電池的技術路徑還存在分歧 ， 主流路線包括TOPcon、HJT和IBC三種 ， 下面依次對比一下 。

1. TOPcon
TOPcon的理論效率上限較高 ， 28.7%的極限效率 ， 既高于PERC的24.5% ， 也高于HJT的27.5% 。 隆基同樣是當下TOPcon的紀錄保持者 ， 電池轉換效率達到25.09% 。
除了效率出眾 ， TOPcon最大的優勢在于性價比 。 TOPcon可以與PERC產線兼容 ， 六成的PERC產線可以改造成TOPcon產線 ， 只需對擴散、刻蝕和沉積設備稍加改造即可 。
PERC產線每GW的投資成本在1.5至2億元之間 ， 而升級成TOPcon產線 ， 成本僅小幅上漲 ， 每GW的改造成本只需0.5至1億元 。
不過 ， 工藝步驟上 ， PERC已經有10步 ， TOPcon在此基礎上又增加了2到3步 ， 工序太多造成的結果就是良率下降 。
除了工序數量增多 ， 多出來的這幾道工序在技術上也存在挑戰 ， 使得良率進一步下滑 。 目前 ， PERC電池的良率基本在97%以上 ， 而TOPcon的良率只有93%至95% 。
工序繁瑣就罷了 ， 工藝路線還不統一 ， 每家電池廠商都有自己的個性化設計 ， 哪種更好目前還沒有定論 ， 后續仍需觀察各種技術路徑的優化進程 。
材料成本上 ， TOPCon電池的整體成本比PERC電池高25%到30% ， 硅片和銀漿占總成本的近八成 ， 前者占63% ， 后者占16% 。

這么看 ， 降本的兩條路就很清晰了 ， 硅片上 ， 大尺寸和薄片化是未來趨勢 ， 大尺寸化能降低單瓦加工成本 ， 薄片化有利于節約硅料；銀漿上 ， 多柵技術、無柵技術以及銀包銅技術有助于減少銀漿用量 。
小結一下 ， TOPcon的優劣勢各有兩點 ， 優勢在于光電轉換效率的極限值高 ， 并且可以在PERC產線基礎上進行改造 ， 設備投資成本小 ， 而劣勢在于步驟多、良率低 ， 未來還需要在硅片和銀漿的降本上繼續下功夫 。
2. HJT
HJT的名字很多 ， 看到HIT、HDT、SHJ、異質結這幾個詞也別暈 ， 統統指的同一個東西 。
單純比效率 ， HJT不如PERC ， 但HJT可以與IBC或鈣鈦礦疊加 ， 使光電轉換效率提升至30%以上 。 不過 ， 無論是鈣鈦礦還是IBC ， 兩者的具體應用現在看來還遙遙無期 ， 5年內能不能落地還是個未知數 。
除了效率的提升空間大 ， HJT在發電性能上也頗具優勢 。 光致衰減低、雙面率高、溫度系數低、弱光效應以及載流子壽命長等特點 ， 使HJT雙面電池比PERC雙面電池的每瓦發電量高出5到12個百分點 。

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