30年一路擴張突陷負增長，中國光伏企業(yè)為何仍淡定
行業(yè)分析2020-05-08
一、海內(nèi)外需求共振，光伏平價打開新空間
(一)國內(nèi)：政策如期落地，2020 年國內(nèi)裝機有望迎來反彈
2020 年國內(nèi)光伏裝機有望重回增長：2019 年受競價、補貼政策落地時間影響，終端市場啟動延遲，當年國內(nèi)光伏裝 機 30.1GW，同比下滑 32%。而值得關注的是，2019 年我國公布了第一批光伏平價上網(wǎng)項目，合計容量達到 14.78GW， 從競價補貼項目來看， I、II、III 類資源區(qū)電價大幅低于指導價，單位發(fā)電量平均補貼強度分別不到 0.07 元/kwh、0.06 元/kwh 和 0.1 元/kwh，而隨著技術進步和產(chǎn)能擴張，組件價格進一步下跌，我們預計 2020 年單位發(fā)電量補貼強度還 將進一步下降，光伏平價新時代逐步臨近。2020 年 3 月 5 日，《國家能源局關于 2020 年風電、光伏發(fā)電項目建設 有關事項的通知》正式下發(fā)，2020 年度新建光伏發(fā)電項目補貼預算總額度為 15 億元，其中 5 億元用于戶用光伏， 補貼競價項目(包括集中式光伏電站和工商業(yè)分布式光伏項目)按 10 億元補貼總額組織項目建設?？紤] 2019 年遺 留項目、新增戶用式光伏項目、示范項目、競爭性招標項目并網(wǎng)及新增平價項目并網(wǎng)，我們預計 2020 年國內(nèi)新增光 伏裝機容量有望超過 40GW，實現(xiàn)反彈。
(二)海外：光伏平價漸行漸進，終端需求更加多元化
部分國家已實現(xiàn)平價上網(wǎng)，海外需求釋放支撐制造端增長：531 新政后，光伏組件出口單價快速下跌，截至 2019M12， 已降至 0.26 美元/瓦，相比 531 前跌幅 23.5%，刺激海外裝機需求釋放。2019 年海外新增光伏裝機量 90.9GW，同比 增長 81%，其中有 17 個市場體量超過 1GW。我國光伏組件出口量 63.5GW，同比大幅增長 61.6%。
海外市場多點開花，需求欣欣向榮。據(jù)彭博新能源數(shù)據(jù)，2018 年光伏裝機規(guī)模超過 1GW 的國家或地區(qū)數(shù)量達到 13 個，2017 年為 9 個，CPIA 統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2019 年新增光伏裝機超 GW 級的市場數(shù)量預計在 16 個以上，包括：中國 大陸地區(qū)、中國臺灣地區(qū)、美國、印度、日本、越南、澳大利亞、西班牙、德國、墨西哥、烏克蘭、荷蘭、巴西、 韓國、阿聯(lián)酋、巴基斯坦等。2019 年我國光伏組件出口金額 173.1 億美元，其中超 1 億美元的市場有 28 個(2018 年 22 個)，超 10 億美元的有 6 個(2018 年 4 個)，出口量超過 1GW 的國家和地區(qū)共 15 個(2018 年為 11 個)。過去過度依賴單一市場的格局正被打破，全球光伏市場逐步呈現(xiàn)多點開花的局面。
光伏安裝成本已大幅下降，大規(guī)模應用前景可期：技術迭代帶動光伏發(fā)電成本不斷降低，截至 2018 年，太陽能安裝 成本相比 2010 年已實現(xiàn)大幅下降。據(jù) IRENA 統(tǒng)計，自 2014 年全球光伏加權發(fā)電成本已落入化石燃料發(fā)電成本區(qū)間 內(nèi)，預計到 2020 年光伏發(fā)電成本將進一步降至 0.048 美元/kwh，低于化石燃料最低發(fā)電成本，屆時 83%的光伏項目 發(fā)電價格將低于化石能源價格，經(jīng)濟性更加凸顯。
可再生能源受青睞，占比有望逐步提升，光伏需求料將實現(xiàn)長期成長：截至 2018 年底，全球超過 230 個城市設定了 至少在某一領域?qū)崿F(xiàn)100%應用可再生能源的目標，全球可再生能源發(fā)電占比已經(jīng)達到26%，其中光伏發(fā)電占比2.2%， 光伏發(fā)電技術成熟，經(jīng)濟性不斷凸顯，已連續(xù) 3 年在可再生能源新增裝機量中占比居于首位。據(jù) UNEP 預計，按照 2015 年《巴黎協(xié)定》目標，將全球升溫控制在工業(yè)化前 2℃以內(nèi)，2020~2030 間全球碳排放量每年需減少 2.7%。光 伏發(fā)電有助于減少二氧化碳排放，應對全球氣候變化，目前已有 180 個國家制定了光伏政策。光伏產(chǎn)業(yè)長期成長空 間有望逐步打開。我們按照 2020-2025 年全球發(fā)電量年均增速 2.5%，光伏發(fā)電占比到 2025 年提升至 6.5%~7.5%， 光伏發(fā)電有效利用小時數(shù)達到 1300 時測算，預計到 2025 年全球光伏新增裝機達到 194~252GW，年均增速 9.1%~14.0%。
降低終端度電成本的終極目標驅(qū)動光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)持續(xù)的技術迭代，高效化趨勢日漸明朗，硅片、電池片、組件 環(huán)節(jié)有望展開新一輪產(chǎn)能擴張競賽。
二、硅片環(huán)節(jié)
(一)單晶加速滲透，硅片向大尺寸迭代
單晶滲透率加速提升，轉(zhuǎn)線單晶效應明顯：隨著金剛線切割大范圍推廣，單晶相比多晶的性價比優(yōu)勢逐步顯現(xiàn)，市 場份額逐步擴大，單晶組件出口占比已從 2019 年 1 月的 49%大幅提升至 2020 年 3 月的 83%。多晶硅片廠商積極向 單晶路線靠攏，保利協(xié)鑫多年持續(xù)投入研發(fā)的鑫單晶完成新品改造，于 2018 年正式推出，2019 年已與阿特斯、正 泰、日托光伏、愛康光電簽訂 6GW 鑫單晶供應合同。保利協(xié)鑫將通過現(xiàn)有鑄錠爐改造方式和新建產(chǎn)能增加鑄錠單晶 產(chǎn)能，預計 2019 年內(nèi)將鑫單晶產(chǎn)能提升至 10GW。此外，垂直一體化廠商晶科能源也逐步削減多晶硅片產(chǎn)能，并大 力擴產(chǎn)單晶產(chǎn)能，年產(chǎn) 25GW 單晶拉棒及切方項目于 2019 年正式簽約落戶樂山，一期 5GW 項目已投產(chǎn)。
降本驅(qū)動下，硅片逐步向大尺寸迭代：擴大硅片尺寸能夠提升組件功率，從制造端看，在單位時間出片率不變的情 況下，硅片尺寸的增加可以增加單位時間產(chǎn)出的電池和組件的功率，從而攤薄制造成本，在不改變組件尺寸的情況 下，大硅片可減小片間距占比，提升組件功率。在降成本的驅(qū)動下，硅片大型化已成趨勢，未來 M2 市場份額將逐步 萎縮，而受下游產(chǎn)線兼容性、產(chǎn)線改造投資意愿、經(jīng)營模式以及不同尺寸硅片產(chǎn)能釋放節(jié)奏的影響，硅片環(huán)節(jié)在尺 寸方面已形成三方割據(jù)的局面，其中中環(huán)推出 210 硅片，隆基主推 166 尺寸，晶科 Cheetah 組件采用 158.75mm 硅片， tiger 組件采用 163 尺寸硅片，保利協(xié)鑫鑄錠單晶也向大尺寸邁進。
硅片環(huán)節(jié)開啟新一輪產(chǎn)能擴建，落后產(chǎn)能有望加速淘汰，頭部化趨勢愈發(fā)明顯：隨著光伏平價空間打開，需求逐步 釋放，我們認為光伏硅片環(huán)節(jié)有望迎來新一輪優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能擴建潮，主要原因在于：1)未來光伏高效化趨勢明確，然而 目前大尺寸硅片產(chǎn)能有限，2019 年 156.75mm 尺寸硅片市場占比仍然高達 61%，158.75mm 尺寸硅片占比 31.8%，而 166 及 210mm 硅片占比則不到 8%，未來專業(yè)化龍頭公司或加速擴產(chǎn)構(gòu)筑規(guī)模壁壘以提升自身在大尺寸硅片領域的話 語權，大尺寸硅片市場份額有望快速提升;2)以晶科、晶澳為代表的垂直一體化廠商為保證內(nèi)部供應能力，規(guī)劃積極提升硅片環(huán)節(jié)產(chǎn)能以應對自身組件產(chǎn)能擴張;3)技術迭代及效率提升導致新產(chǎn)能成本大幅優(yōu)于老產(chǎn)能，帶動存量 替換趨勢，新產(chǎn)能擴建加速老產(chǎn)能出清過程，尾部產(chǎn)能被替代，新產(chǎn)能獲得生存空間。考慮到頭部公司擴產(chǎn)帶來的 規(guī)模效應更加明顯，未來市場集中度有望進一步提升。目前隆基、中環(huán)、晶科、晶澳以及保利協(xié)鑫均在積極布局大 尺寸單晶硅片產(chǎn)能擴張，結(jié)合各公司產(chǎn)能規(guī)劃，預計 2020-2021 年，五家公司單晶硅片產(chǎn)能有望分別達到 182 和 224.5GW，產(chǎn)能分別增加 74 和 42.5GW。
(二)2020~2022 年硅片主設備需求有望達到 306~385 億元
我們假設未來三年全球發(fā)電總量年均增速 2.5%，光伏發(fā)電占比到 2022 年提升至 4.60%~4.90%，發(fā)電有效利用小時 數(shù)提升至 1300 小時，則到 2022 年全球光伏新增裝機量 159GW~183GW，單晶滲透率達到 90%，158.75mm 及以上 大尺寸硅片滲透率達到 100%。從歷史數(shù)據(jù)看，硅片環(huán)節(jié)產(chǎn)能利用率基本維持在 70%~75%左右的水平，考慮到硅片 環(huán)節(jié)不同產(chǎn)能的成本呈階梯式分布，硅片價格長期下降趨勢下先進產(chǎn)能的擴張對落后產(chǎn)能生存空間造成擠壓，以及 大尺寸迭代趨勢刺激產(chǎn)能進一步擴張，進而導致整體產(chǎn)能利用率偏低，假設產(chǎn)能利用率維持在歷史平均水平，在悲 觀和樂觀兩種情境下，到 2022 年大尺寸硅片產(chǎn)能需求有望達到 200GW~247GW，對應新增大尺寸硅片產(chǎn)能 150GW~197GW。
在硅片制造工藝流程中，核心設備主要包括長晶爐、截斷機、滾磨機、切片機及分選機，其中單晶爐價值占比最大。目前，非 210 硅片單 GW 主設備投資成本約為 2.4~2.7 億元，210 硅片由于尺寸擴大及設備產(chǎn)能提升，單 GW 投資成 本降低至約 1.7~1.8 億元。
我們假設到 2022 年，210 硅片在大尺寸硅片市場占比達到 22.4%，同時隨著技術進步及設備產(chǎn)能提升，210 及非 210 硅片單 GW 設備平均投資分別下降至 1.65 和 2.25 億元，則對應 2020-2022 年硅片設備需求有望達到 312~410 億元， 其中單晶爐市場空間 232~306 億元，截斷機 3~4 億元，切磨加工一體機 32~42 億元，切片機 35~47 億元，分選機 9~12 億元。
(三)國產(chǎn)化程度高，G12 對現(xiàn)有設備提出更高要求
目前，總體來看，我國硅片設備國產(chǎn)化程度已達到較高水平，單晶爐、截斷機、切片機等環(huán)節(jié)設備，國產(chǎn)廠商已具 備比較明顯的競爭優(yōu)勢，具體而言，國產(chǎn)設備在加工效率、加工效果等方面與進口設備不相上下，且相比進口設備具備明顯的成本優(yōu)勢，此外，與海外廠商相比，國產(chǎn)廠商還有貼近國內(nèi)市場、售后服務體系更加完善的優(yōu)勢。硅片 分選機是光伏硅片制造環(huán)節(jié)最晚實現(xiàn)國產(chǎn)化的設備，2017年以前硅片生產(chǎn)廠商所用硅片分選機主要還依賴進口，2017 年開始以奧特維為代表的國內(nèi)廠商突破核心技術，推出了進口替代產(chǎn)品，2018 年市占率超過 11%。
G12 硅片對單晶爐、滾磨機、截斷機、切片機等硅片設備提出了相應的改造需求，晶盛機電成功研制出新一代光伏 單晶爐，可兼容更大熱場，具備更大的投料量能力，可滿足 G12 硅棒全自動生長，并開發(fā)了適用于 G12 硅棒加工需 求的截斷機、切磨復合加工一體線設備，實現(xiàn)光伏硅棒加工設備 G2-G12 全尺寸兼容。此外，晶盛機電還成功研制 出新一代切片機，具備高線速、高承載、高精度的切割能力，是國內(nèi)第一次批量應用針對 G12 大尺寸硅片的專用金 剛線切片設備。
三、電池片環(huán)節(jié)
(一)發(fā)展趨勢：“PERC+”延展 PERC 生命力，新一代電池技術醞釀更迭
電池片環(huán)節(jié)正處在新一代技術路徑探索期，提效降本“百花齊放”：PERC 技術已成主流并處在持續(xù)推進工藝升級 的過程當中，TOPCon 將背接觸鈍化鍍膜思想和技術引入太陽能電池的生產(chǎn)制造環(huán)節(jié)，可在 N 型和 P 型兩類襯底上 使用，為降低終端 LCOE 提供了新路徑。HIT 作為雙極型晶體硅電池的最高形式，技術效率提升潛力巨大，電池廠 商紛紛布局尋求突破。
1、PERC 技術已成主流，工藝升級趨勢下，生命力有望延續(xù)
相比 BSF，PERC 更具效率優(yōu)勢：PERC 電池(鈍化發(fā)射極和背面電池)起源于上世紀 80 年代，并自 2015 年開始 逐步市場化。PERC 電池通過在電池背面增加鈍化層，阻止載流子的復合行為，減少電損失，同時增強電池背表面 光反射，減少光損失，進而提高電池轉(zhuǎn)換效率和電池性能。PERC 電池內(nèi)部反射增強，有效降低了長波的光學損失， 背面鈍化提升了開路電壓和短路電流，使得電池轉(zhuǎn)化效率相比傳統(tǒng) BSF 電池更高。2019 年 PERC 電池的平均量產(chǎn) 效率已經(jīng)從 2014 年的 20.1%提升至 22.3%~22.5%，平均每年提升 0.5%。
PERC 技術僅需在 BSF 基礎上增加兩道工序即可完成升級改造：PERC 技術在常規(guī) BSF 電池基礎上增加背面鈍化層 沉積和激光開槽兩道工序，此外，針對背部拋光需對基于化學濕臺的邊緣隔離步驟稍作調(diào)整，即可實現(xiàn)傳統(tǒng) BSF 電 池產(chǎn)線向 PERC 產(chǎn)線的升級。背鈍化層主要采用氧化鋁作為背鈍化材料(氧化硅、氮氧化硅也可作為背鈍化材料)， 氧化鋁由于電荷密度較高，可降低背表面少子的復合速率，鈍化效果較好，同時為保證電池背面的光學性能，還會 在氧化鋁表面覆蓋一層氮化硅膜作為保護層。為使背面金屬電極與硅形成良好的歐姆接觸，需要對鈍化層進行刻蝕，目前主流工藝采用激光開槽的方式來完成這一工序。
PERC 技術日趨成熟，“PERC+”成為 PERC 工藝升級，提升光電轉(zhuǎn)換效率的重要方向，目前，PERC 工藝升級路 線主要包括 PERC+SE、PERC+MWT、雙面 PERC 等。
PERC+SE 技術帶來 0.2%~0.3%的轉(zhuǎn)換效率提升，與現(xiàn)有 PERC 產(chǎn)線兼容性較高，已成為主流標配技術：PERC+SE 技術以擴散后的 PSG 層為磷源，利用激光可選擇性加熱的特性，在電池正表面電極位置進行磷的二次摻雜，形成選 擇性重摻 N++層，可降低硅片與電極之間的接觸電阻，降低表面復合，提高少子壽命，同時還能改善光線短波光譜 響應，提高短路電流與開路電壓，進一步提升電池效率。相比 PERC，SE 技術可帶來 0.2%~0.3%的轉(zhuǎn)換效率提升。
PERC+SE 技術與現(xiàn)有 PERC 產(chǎn)線具備良好的兼容性，通過增加激光摻雜工藝即可實現(xiàn)，對應到設備端，僅需在原有 PERC 產(chǎn)線上增加激光摻雜設備。包括晶科、隆基、晶澳、通威、天合、愛旭、東方日升等在內(nèi)的大部分電池廠商 均在 PERC 產(chǎn)線中引入 SE 技術，據(jù) Energy Trend 統(tǒng)計，2018 年超過 60%的 PERC 產(chǎn)能配置了 SE 工藝。
天威、阿特斯、英利、晶澳、日托光伏均宣稱具備 MWT 量產(chǎn)能力。成立于 2012 年的日托光伏專注于 MWT 電池的 研發(fā)和生產(chǎn)，是全球唯一也是首家實現(xiàn) GW 級 MWT 技術產(chǎn)業(yè)化的公司，通過 PERC 疊加 MWT 技術，單晶硅電池 效率達到 22.7%，引入 SE 工藝后，轉(zhuǎn)換效率超過 23%，同時可兼容超薄電池片，適合于柔性電池組件的應用。日托 光伏已建成超過 2GW“PERC+MWT”高效產(chǎn)能，可兼容大尺寸、支持超薄硅片工藝要求，單線產(chǎn)能達到 200MW。日托光伏結(jié)合先進 MWT 平面封裝技術，60 片型單晶 PERC 電池組件效率超過 20.3%。
雙面 PERC 電池海外接受度有所提升，關鍵改變在于背面鋁柵線印刷：PERC 電池背表面采用鋁漿構(gòu)成的不透明鋁 背場，轉(zhuǎn)變?yōu)殡p面 PERC 電池需要將背表面變?yōu)榫植夸X柵線結(jié)構(gòu)，不再覆以鋁漿，但背表面主柵仍采用銀基材料。相比于 PERC，雙面 PERC 降低了鋁漿的用量，可實現(xiàn)雙面發(fā)電，主要優(yōu)化方向在于背面印刷精度和背面鋁柵線， 在絲網(wǎng)印刷環(huán)節(jié)盡量將鋁漿印刷在激光開孔處，使光生電流可以通過開孔處導出。此外，在漿料中添加硅有助于獲 得有效的 BSF 并使空隙最小化，目前鋁漿技術已經(jīng)取得較大突破。2019 年 10 月，蘇民新能源高效單晶雙面 PERC 電池采用 G1 主流尺寸硅片搭配 9BB 設計圖形，產(chǎn)業(yè)化平均效率達到 22.78%。雙面 PERC 電池主要應用于雙玻組件、 使用背板封裝的“單面”PERC 電池和具有透明背板的組件等場景。據(jù) PV Infolink，2019 年海外市場對雙面組件接 受度有所提升，需求約為 7.7GW，2020 年需求有望達到 11.8~19.5GW 之間。
PERC 引領電池端降本增效，市場占比快速提升：PERC 電池在效率方面的優(yōu)良表現(xiàn)，對傳統(tǒng)鋁背場電池形成了快 速替代。2019 年新建電池片產(chǎn)線均采用 PERC 技術，疊加老線技改，使得 PERC 電池市場占比迅速提升至 65%。
2、N 型技術受青睞，產(chǎn)業(yè)化腳步漸行漸近
N 型單晶硅通過在純凈硅晶體中摻入磷元素形成，自由電子為多子，空穴為少子。相比于 P 型單晶硅，N 型單晶硅由于存在相對較多的自由電子，少子復合速率低、壽命高，且以磷為摻雜元素，無硼氧復合體，因此光致衰減小， 具備更大的效率提升空間，因而成為高效電池的優(yōu)選項。
PERT 電池(鈍化發(fā)射極背面全擴散電池)使用少子壽命高的 N 型硅片作為襯底，電池幾乎無光致衰減，正面使用 硼擴散形成發(fā)射極，背面采用磷全擴散，是鈍化接觸工藝流程中的入門級結(jié)構(gòu)。N-PERT 電池工藝的關鍵在于雙面 摻雜和雙面鈍化技術。正面擴硼主要采用液態(tài)三溴化硼管式擴散方式，相比其他擴硼方式更有利于避免金屬污染， 背面磷背場可通過熱擴散和離子注入的方式形成，熱擴散工藝由于涉及二次擴散，需要額外的掩模工藝和清洗工藝 以及特殊的邊緣隔離，提升了制造的成本和復雜性，而離子注入可實現(xiàn)單面摻雜，均勻性好，可簡化制造流程。表 面鈍化方面，背表面采用氧化硅/氮化硅疊層鈍化膜可以起到良好的表面鈍化和場鈍化效果，正表面使用氧化鋁鈍化 膜則效果更好。2019年4月，IMEC及其合作伙伴EnergyVille與中來合作開發(fā)的N-PERT電池正面轉(zhuǎn)換效率已達23.2%。相比于 P-PERC，N-PERT 需要增加硼擴散和清洗步驟，且由于在效率提升方面不及 PERC，開始逐步向 TOPCon 鈍化接觸工藝進行升級。
Fraunhofer ISE TOPCon 電池實驗室研發(fā)效率可達 25.8%±0.5%的水平，目前工業(yè)領域量產(chǎn)效率能夠達到接近 23%~23.5%的水平。LG、REC、中來、天合、林洋、阿特斯、晶科、國電投、中利騰暉等多家廠商均擁有 TOPCon 電池技術儲備，并實現(xiàn)了較高的研發(fā)或量產(chǎn)轉(zhuǎn)換效率。
相比其他技術路線的電池，HIT 電池優(yōu)勢在于：1)具有天然的雙面對稱結(jié)構(gòu)，雙面受光，雙面率高于 90%;2)相 比其他工藝流程更加簡潔，僅為 4 步;3)高開路電壓，有利于獲得較高的光電轉(zhuǎn)換效率;4)無 LID 和 PID 效應， HIT 電池采用 N 型硅片作為襯底，從根本上避免了由于硼氧復合因子帶來的光致衰減現(xiàn)象;5)低溫制造工藝(低于 200℃)，可降低制造流程中的能耗及對硅片的熱損傷;6)溫度系數(shù)低，在高溫及低溫環(huán)境下均具備較好的溫度特 性。以 N 型硅片為襯底，經(jīng)過制絨清洗后，在正面依次沉積 5-10nm 本征非晶硅薄膜和摻雜 P 型非晶硅薄膜，與硅襯底形成異質(zhì)結(jié)，背面通過沉積 5-10nm 的本征非晶硅薄膜和摻雜 N 型非晶硅薄膜形成背表面場。在摻雜非晶硅薄 膜表面沉積 TCO 透明導電氧化物薄膜，最后在正背表面印刷金屬集電極。
HIT 電池理論效率可達 27%以上，目前實驗室最高效率 26.63%由日本 Kaneka 創(chuàng)造，現(xiàn)有產(chǎn)線平均量產(chǎn)效率基本在 23%以上，相比于 PERC 約有 1%的提升。國內(nèi)異質(zhì)結(jié)產(chǎn)線基本處在評估或中試階段，已建產(chǎn)能規(guī)模較小，尚未實現(xiàn) 大規(guī)模發(fā)展。目前，鈞石、漢能、晉能、中智等國內(nèi)異質(zhì)結(jié)產(chǎn)線平均效率已站上 23%~23.5%區(qū)間，預計隨著工藝的 進一步優(yōu)化，效率可提升至 24%及以上水平，可進一步拉開與 PERC 的效率差距。
IBC 電池(交叉指式背接觸太陽能電池)：IBC 電池以 N 型硅為襯底，PN 結(jié)和金屬接觸均位于背表面，成叉指狀 排列，避免了金屬柵線電極對光線的遮擋，前背表面均采用氧化硅/氮化硅疊層作為鈍化層，結(jié)合前表面金字塔絨面 結(jié)構(gòu)能夠減少光學損失，最大程度地利用入射光，具有更高的短路電流。在正面無柵線遮光和金屬接觸的條件下， 可對表面鈍化及陷光結(jié)構(gòu)進行最優(yōu)化設計，降低前表面復合速率。背表面采用擴散法形成 p+和 n+交錯間隔的交叉式 電極接觸高摻雜區(qū)，通過在鈍化膜上開孔，實現(xiàn)金屬電極與發(fā)射區(qū)的點接觸連接，降低載流子的背表面復合速率。由于采用背接觸結(jié)構(gòu)，串聯(lián)電阻低于傳統(tǒng)電池，具有較高的填充因子。此外，IBC 電池外形美觀，具有較好的商業(yè) 化前景。缺點在于背表面需要多次掩模和光刻技術，工藝步驟多且復雜，結(jié)構(gòu)設計難度大。
黃河水電、中來光電、天合光能已在 IBC 領域積極布局，其中黃河水電 IBC 產(chǎn)品于 2019 年 10 月正式下線，12 月量產(chǎn)電池平均轉(zhuǎn)換效率達到 23%，并與意大利 FuturaSun 簽訂 50MW IBC 組件出口合同。
3、展望：短期 PERC 為擴產(chǎn)主力，N 型技術星星之火產(chǎn)業(yè)化前景可期
從產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)律看，一種電池技術若要成為有競爭力的主流技術，需要能夠達到降低 LCOE 的目標，即降低成本的 同時提升發(fā)電效率。太陽能電池轉(zhuǎn)換效率損失的主要原因包括載流子損失、歐姆損失和光學損失，改善的途徑主要 有：減少反射損失，如：采用減反膜、采用凹凸結(jié)構(gòu);表面鈍化技術;減少投射損失;設計 p-i-n 結(jié)構(gòu);采用納米結(jié) 構(gòu);增加導電通路，減少遮光損失等方式。從成本角度看，電池片成本的下降來源于原材料成本降低、設備效率提 升和成本下降、工藝成本降低以及電池轉(zhuǎn)換效率的提高。
1)PERC 電池：
“PERC+”打開轉(zhuǎn)換效率優(yōu)化空間：太陽能光伏電池已步入“PERC+”時代，SE、MWT、雙面以及各類鍍膜技術的引入(P-TOPCon)，使得“PERC+電池”在終端降本提效的趨勢下依然保持著生命力。產(chǎn)業(yè)界研究及實踐經(jīng)驗表 明，通過提升硅片性能、改善背面鈍化層(如：調(diào)整與鈍化層匹配的熱處理工藝、優(yōu)化背面鈍化層減少表面缺陷態(tài) 密度、P 區(qū)超薄氧化硅鈍化層制備及遂穿控制、P 區(qū)非晶硅或多晶硅層制備等)、優(yōu)化反射膜層、改善正面鈍化層、 優(yōu)化發(fā)射極、采用先進的金屬化方案(MBB 優(yōu)化設計、漿料升級、印刷方式革新)等方式，“PERC+電池”轉(zhuǎn)換效 率仍有進一步提升空間。據(jù)隆基股份預測，未來 PERC 電池轉(zhuǎn)換效率有望實現(xiàn)從 22.92%向 24%以上的提升。
210 硅片攤薄電池端非硅成本，深挖 PERC 成本下降潛力：硅片尺寸擴大可攤薄電池端非硅成本，使得電池片單瓦 成本進一步下降。以 G12 為例，面積相比 M2 增加 80.5%，設備投資成本降低 30%，意味著單瓦折舊成本有望降低 60%左右，可有效攤薄非硅成本，進一步提升 PERC 電池性價比。
2)TOPCon：
TOPCon 電池已實現(xiàn) GW 級量產(chǎn)，部分主流廠商規(guī)劃嘗試 TOPCon 量產(chǎn)可行性。相比 PERC，TOPCon 電池生產(chǎn)工 藝的改變主要在于：增加了隧穿氧化物沉積、多晶硅沉積、硼擴工序，同時需增加濕法刻蝕步驟來應對非晶硅的繞 鍍問題。理論上，TOPCon 技術僅需在現(xiàn)有產(chǎn)線基礎上增加薄膜沉積設備、硼擴散爐和濕法刻蝕設備即可實現(xiàn)產(chǎn)線 升級。目前 LG、天合光能、REC、中來已實現(xiàn) TOPCon 量產(chǎn)，其中中來擁有 2.4GW 產(chǎn)能。
TOPCon 各環(huán)節(jié)工藝及國產(chǎn)設備發(fā)展已較為成熟：
隧穿氧化物的制備：主要以熱氧工藝為主，基本可集成在 LPCVD 機臺中實現(xiàn);
多晶硅沉積：可分為兩種方式，一種是先進行非晶硅層生長，而后通過擴散爐晶化并通入磷源進行摻雜，另一 種是通入磷源實現(xiàn)原位摻雜，而后退火晶化。實際工業(yè)生產(chǎn)中，非晶硅沉積主要利用 LPCVD 設備實現(xiàn)，缺點 在于沉積過程中存在繞鍍現(xiàn)象。
濕法刻蝕：由于非晶硅沉積存在繞鍍，實際量產(chǎn)中采用濕法刻蝕工藝對繞鍍的非晶硅進行刻蝕。
硼擴是 TOPCon 生產(chǎn)的另一關鍵點，用于在 N 型硅片上形成發(fā)射極：相比于磷擴散爐，硼擴散爐需要做更多的 改進和優(yōu)化，硼擴所需溫度高，周期長使得產(chǎn)能較低，同時對擴散均勻性的控制難度加大。在前驅(qū)體的選擇上， Tempress 和 Centrotherm 主要采用三溴化硼，由此產(chǎn)生的硼硅玻璃易使石英件粘黏，減少設備的正常運行時間， 通過減少前驅(qū)體的消耗量可以得到較好的解決。Semco、拉普拉斯將氣體形式的三氯化硼作為前驅(qū)體，產(chǎn)生的 BSG 更易去除，可降低設備的運營成本和維護成本，但容易形成腐蝕性和安全問題。目前硼擴散技術已經(jīng)較為成熟，SEMCO 、CT、捷佳偉創(chuàng)、Tempress、拉普拉斯均可提供低壓擴散爐。
薄膜沉積設備逐步突破，提效降本前景可期：在 TOPCon 電池制造工藝中，LPCVD 技術被大量應用于非晶硅沉積的 量產(chǎn)實踐中。目前用于 TOPCon 技術的 LPCVD 設備均可以同時生長隧穿氧化物和多晶硅薄膜且不破壞真空，同時 還可以實現(xiàn)多晶硅摻雜，缺點在于沉積過程會產(chǎn)生繞鍍，主要生產(chǎn)廠家包括 Centrotherm、捷佳偉創(chuàng)、SEMCO 和 Tempress。新設備進展方面，近期微導研發(fā)的全球首臺適用于 TOPCon 技術的 ALD 設備正式進入量產(chǎn)階段，產(chǎn)品 已交客戶使用。據(jù)公司官方微信顯示，該鍍膜平臺(祝融系列)兼容 PERC 與 TOPCon 兩種工藝，在原有 PERC 工 藝上新增一臺祝融平臺、清洗機以及硼擴設備，即可完成 TOPCon 電池正面氧化鋁/氮化硅、背面隧穿氧化層/多晶硅 與氮化硅的鈍化，相比于傳統(tǒng) LPCVD 設備沉積技術，可大幅改善 N 型電池正面多晶硅繞鍍面積與摻雜多晶硅鍍膜 速率降低的影響, 且摻雜鈍化效果優(yōu)于傳統(tǒng)磷擴散工藝，具備綜合的正背面鈍化能力。我們預計，隨著設備性能的 優(yōu)化，TOPCon 技術成本仍有下降潛力。
TOPCon 工業(yè)量產(chǎn)效率再提升，或提振下游嘗試積極性，建議關注后續(xù)產(chǎn)業(yè)化進展：TOPCon 大規(guī)模推廣的難點在 于：1)主流量產(chǎn)轉(zhuǎn)換效率絕對值較 PERC 高出 1%，但成本較高，性價比優(yōu)勢尚不明顯;2)技術路線多樣，電池廠 商對于技術路線的選擇尚處于觀望狀態(tài)。當前 TOPCon 量產(chǎn)方面已發(fā)生一些積極變化：其一，中來 TOPCon 電池量 產(chǎn)效率于今年 3 月突破 23.5%，研發(fā)效率方面，寧波材料實驗室針對 PECVD 工藝路線開發(fā)出了效率 24.27%的 N 型 TOPCon 電池;其二，關鍵的薄膜沉積國產(chǎn)設備效率取得進一步進展，據(jù) PV Infolink 統(tǒng)計，TOPCon 單 GW 投資在 3~3.5 億元左右，我們預計隨著設備效率提升和價格下降，單 GW 投資金額降低至 3 億元以下是可以期待的;其三， MBB 技術和無主柵技術的使用有望減少銀漿耗量，TOPCon 電池由于需要在兩面使用銀漿，雙面銀漿耗量約為 130~150mg/片，相比于 PERC(銀漿耗量約 85mg/片)成本劣勢比較明顯。中來已實現(xiàn) GW 級以上的量產(chǎn)，經(jīng)驗數(shù) 據(jù)得以積累，量產(chǎn)效率進一步提升，新的產(chǎn)線已開始建設，或?qū)?TOPCon 未來確定最優(yōu)技術路線、進一步降本起到 示范作用。我們認為，TOPCon 與現(xiàn)有 PERC 產(chǎn)線兼容性高，若未來技術性價比提升超越 PERC，則有望激發(fā)現(xiàn)有產(chǎn) 線改造需求，延長現(xiàn)有產(chǎn)線生命周期，建議積極關注后續(xù)產(chǎn)業(yè)化進展。
3)HJT 電池：
HIT 工藝步驟簡單，僅有制絨清洗、非晶硅薄膜沉積、透明導電膜制備和絲網(wǎng)印刷四步，通威、晉能、鈞石、中智、 國電投等廠商建立了 MW 級試驗線積極探索 HJT 大規(guī)模量產(chǎn)途徑，經(jīng)過近年來的工藝實踐，HIT 降本路徑已逐步 清晰，降本挖潛空間巨大。
制絨清洗環(huán)節(jié)，雙氧水+臭氧工藝效果更佳，有望成為主流路線：HIT 電池非晶硅/晶硅界面鈍化質(zhì)量高，對硅片品 質(zhì)和表面清潔度、金字塔形貌控制提出更高要求，大尺寸絨面可以提升鈍化效果，增加絨面反射率，需要精確優(yōu)化 和控制絨面尺寸以最大化電池效率，因此 HIT 對清洗工藝要求也更為嚴格。針對異質(zhì)結(jié)工藝的硅片清洗主要是 RCA 和臭氧清洗兩種，RCA 工藝中所使用的氨水和過氧化氫具有較強的揮發(fā)性，在 SC1 和 SC2 工序超過 60℃的溫度下 會帶來較大的消耗，因而清洗成本更高。臭氧清洗工藝使用臭氧和氫氟酸溶液代替氨水、過氧化氫和硝酸，生產(chǎn)過 程更加環(huán)保，且對有機雜質(zhì)和金屬雜質(zhì)的去除效果更好。此外，臭氧/氫氟酸可實現(xiàn)各向同性的輕微刻蝕，有效地去 除富含晶體缺陷的區(qū)域，從而提高界面鈍化效果。從目前 HIT 實際生產(chǎn)情況看，雙氧水+臭氧工藝清洗效果穩(wěn)定， 單片清洗成本可降至 0.22~0.3 元，僅為雙氧水+氨氮工藝成本的一半左右，而純臭氧工藝量產(chǎn)廠家還相對較少，但純 臭氧工藝能夠減少過氧化氫的使用，若能克服現(xiàn)有工藝缺點，則能夠進一步降低化學品耗量。
本征非晶硅沉積是 HIT 電池制備的關鍵：這一步驟的作用在于實現(xiàn)異質(zhì)結(jié)界面的良好鈍化，以獲得高效率的異質(zhì)結(jié) 電池。本征非晶硅薄膜沉積采用化學氣相沉積法，根據(jù)所用設備的不同，可分為PECVD和HWCVD兩種，目前PECVD 為主流路線。HWCVD 沉積基于熱絲對反應氣體的熱分解，無等離子體對基底的轟擊過程，有助于形成高質(zhì)量、突 變明顯的氫化非晶硅/晶體硅界面，HWCVD 能夠形成高密度氫原子從而提升鈍化效果。此外，HWCVD 氣體利用率 高，硅粉塵更少，有利于設備后期的維護和保養(yǎng)。實際生產(chǎn)過程中，通過在熱絲兩側(cè)設置載板，可實現(xiàn)雙側(cè)沉積， 優(yōu)化設備產(chǎn)能。但 HWCVD 的劣勢在于，鍍膜均勻性不及 PECVD，另外熱絲使用過程中不可避免地老化和損耗問 題，制約了設備的 uptime，增加了設備的運行成本，目前松下的量產(chǎn)技術采用了 HWCVD 法。
TCO 主要改進在于沉積方法和材料。HIT 表面的 TCO 薄膜的作用為收集光生載流子并將其輸送到金屬電極上，導 電性好、透過率高是 TCO 薄膜需要具備的關鍵特性。在工藝方面，目前主要采用 PVD(磁控濺射)和 RPD(反應 等離子體沉積法)兩種方式，PVD 利用經(jīng)過加速的高能粒子轟擊靶材，使靶材表面的原子脫離晶格逸出沉積在襯底 表面發(fā)生反應而形成薄膜;RPD 法利用等離子體槍產(chǎn)生氬等離子體，氬等離子體進入生長腔后，在磁場作用下轟擊 靶材，靶材升華形成蒸氣實現(xiàn)薄膜沉積。PVD 技術的優(yōu)勢在于設備成本較低，成膜均勻性更好，鍍膜工藝穩(wěn)定，能 夠滿足大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化需求，但由于等離子體中包含大量高能粒子，會對基板表面產(chǎn)生強烈的轟擊刻蝕作用。而 RPD 技術的等離子體能量分布相對集中且離化率更高，高能離子較少，表現(xiàn)出低離子損傷的優(yōu)良特性。同等條件下，RPD 技術制備的 TCO 薄膜結(jié)構(gòu)更加致密、結(jié)晶度更高、表面更加光滑、導電性更高、光學透過率更好1。此外，RPD 方 法還具備低沉積溫度、高速生長等優(yōu)點，缺點在于設備成本較高。
PVD 為當前 HIT 主流方向，成本下降后 RPD 優(yōu)勢有望顯現(xiàn)。從效率上看，RPD 效率相比使用 ITO 的 PVD 可提升 0.4%~0.5%，若疊加托盤優(yōu)化改進，效率優(yōu)勢將進一步拉大至 0.6%~0.7%，但受多方因素影響，RPD 在實際產(chǎn)業(yè)化 推廣中不及 PVD，主要原因在于：一是 PVD 設備成熟穩(wěn)定，投資成本更低，PVD 設備可實現(xiàn)雙面薄膜沉積，因此 容易擴大沉積面積，而 RPD 設備為自下而上的單側(cè)沉積，設備產(chǎn)能更低，投資成本更高;二是核心部件及靶材受制 于專利。RPD 設備的沉積面積是單個等離子槍單元寬度的 2.5 倍，因此為提升單臺設備產(chǎn)能，需要配置更多的等離 子槍，而等離子槍這一核心部件的技術專利長期由日本住友把持，目前捷佳偉創(chuàng)已獲得等離子槍技術許可并成功研 發(fā)制造了 RPD 設備。靶材方面，PVD 所用的 ITO 靶材生產(chǎn)企業(yè)較多，國產(chǎn)化程度高，但效率偏低;RPD 所用的 IWO 過去主要依賴進口，目前已逐步開始國產(chǎn)化，IWO 國產(chǎn)化后單片電池片成本下降空間更大。
低溫銀漿及無主柵設計挖掘 HIT 金屬化改良潛力：柵線設計方面主要考慮遮光與導電之間的平衡，細化柵線可減少 遮光，但電阻損失增大，多主柵技術通過增加主柵數(shù)量、細化主柵寬度，在減少遮光的同時減少了電流在細柵中經(jīng) 過的距離和每條主柵承載的電流，進而降低了電阻損失和單位銀耗量。研究表明，多主柵技術在電池端轉(zhuǎn)換效率可 提升大約 0.2%，節(jié)省正銀耗量 25%~35%。細柵寬度受制于網(wǎng)印工藝和主柵需要發(fā)揮連接焊帶作用的影響，繼續(xù)增 加主柵數(shù)量并保證遮光損失和材料成本不增長已面臨著較大的限制。除多主柵技術外，為進一步減少正面遮擋和降低銀漿消耗量，無主柵技術和鍍銅工藝成為改善異質(zhì)結(jié)電池金屬化環(huán)節(jié)的有效手段。
無主柵技術保留正面?zhèn)鹘y(tǒng)的絲網(wǎng)印刷，制作底層細柵線，然后通過不同方法將多條垂直于細柵的柵線覆蓋在細 柵之上，形成交叉的網(wǎng)格結(jié)構(gòu)，以金屬線代替?zhèn)鹘y(tǒng)焊帶，匯集電流的同時實現(xiàn)電池互聯(lián)。梅耶博格的 SWCT 技 術將內(nèi)嵌銅線的聚合物薄膜覆蓋在 HIT 電池正面，在組件層壓過程中，依靠層壓機的壓力和溫度使銅線和絲網(wǎng) 印刷的細柵線直接結(jié)合在一起，銅線代替了銀主柵，節(jié)省了材料成本。據(jù)梅耶博格官網(wǎng)介紹，SWCT 可將組件 封裝后的電池片性能提高 6%，耗銀量最高可減少 83%。進一步地，還可以在沉積 TCO 膜后，直接貼合低溫合 金包覆的銅絲，在熱壓下促進與 TCO 形成良好的歐姆接觸，將大大降低成本。
除無主柵技術外，電鍍銅技術也可實現(xiàn) HIT 金屬化環(huán)節(jié)的成本優(yōu)化，Kaneka 與 IMEC 合作利用銅電鍍技術制作 異質(zhì)結(jié)電池的正面柵線，效率達到 23.5%，但鍍銅工藝復雜且存在環(huán)保問題，鈞石能源在 500MW 異質(zhì)結(jié)生產(chǎn)線 中采用了電鍍技術。2019 年 12 月，國家電投成功下線的 C-HJT 電池在柵線材料上以銅代替了銀漿，實現(xiàn)了成 本降低。
HIT 屬于低溫工藝，正背表面電極印刷時均需要使用低溫銀漿(銀含量高于高溫銀漿)，進口低溫銀漿價格 6800~7000 元/kg 左右，而高溫銀漿價格僅 5000 元/kg 左右，較高的銀漿耗量和成本也是 HIT 電池成本較高的原 因之一。目前，國內(nèi)生產(chǎn)低溫銀漿的廠商主要有蘇州晶銀、首騁、常州聚合等，預計未來低溫銀漿國產(chǎn)化后仍 有進一步降本空間。
從電池效率和耗費銀漿成本看， SWCT 已具備較為明顯的優(yōu)勢，而 MBB 相比于 5BB 也實現(xiàn)了較好的電池效率提升、 組件端效率增益以及銀漿成本的下降?，F(xiàn)階段 MBB 技術在國內(nèi)產(chǎn)線實際生產(chǎn)中可靠性已獲得驗證。
整體而言，從技術趨勢角度看，PERC 電池通過 SE、MWT、雙面、P-TOPCon 技術等方式，轉(zhuǎn)換效率仍有提升潛力 可待挖掘，短期而言仍有望穩(wěn)居主流地位;中長期來看，N 型電池具有更高的轉(zhuǎn)換效率極限，相比 PERC 具有更大提升空間，有望成為下一代主流電池技術，而成本因素使得目前 N 型技術性價比仍然偏低，目前 N 型電池組件主要 應用于國內(nèi)大型地面電站、海外戶用、工商業(yè)屋頂分布式等高端小眾市場，未來向大眾市場進一步滲透則需依賴于 N 型技術降本繼續(xù)突破。我們認為，TOPCon、HJT 技術降本路徑已逐步明晰，未來需求大規(guī)模釋放時點仍有待進 一步觀察，產(chǎn)業(yè)化進度受效率提升、成本下降進度、產(chǎn)線初始投資等諸多因素影響，跟蹤主要環(huán)節(jié)降本進度是關鍵， 建議積極關注。
(二)技術與成本共驅(qū)擴產(chǎn)浪潮，設備廠商迎廣闊發(fā)展機遇
當前光伏產(chǎn)業(yè)電池片環(huán)節(jié)正處在龍頭企業(yè)加速擴產(chǎn)構(gòu)筑規(guī)模壁壘、傳統(tǒng)能源國企(如：山煤國際、潞安太陽能、國 電投等)加大光伏領域布局力度、新一代電池技術積極蓄勢尋求突破的階段。隨著補貼退坡，光伏產(chǎn)業(yè)市場化自主 發(fā)展趨勢愈加明顯，終端對降低 LCOE 的追求驅(qū)動產(chǎn)業(yè)競爭的核心逐步轉(zhuǎn)向?qū)Ω咝冗M產(chǎn)能的控制能力，具備資金 和技術實力的公司有望通過擴張優(yōu)勢產(chǎn)能規(guī)模提升市場份額。
1、PERC：技術進步挖掘降本潛力，PERC 加速擴產(chǎn)
技術進步導致新產(chǎn)能相比老產(chǎn)能更具優(yōu)勢：現(xiàn)有 PERC 產(chǎn)能大致可以分為三類：BSF 改造產(chǎn)能、17-18 年新建產(chǎn)能、 19 年及以后新建產(chǎn)能。常規(guī)產(chǎn)線技改升級形成的產(chǎn)線非硅成本更高、產(chǎn)品轉(zhuǎn)換效率較新建產(chǎn)能更低，且技術提升難 度更高，由于電池片環(huán)節(jié)技術進步迅速，早期建成的 PERC 產(chǎn)線，在產(chǎn)品轉(zhuǎn)換效率、品質(zhì)及成本較新產(chǎn)能也處于劣 勢。此外，在硅片端尺寸創(chuàng)新的背景之下，電池端受益于尺寸擴大，通量型成本有望進一步降低，將使得新建產(chǎn)線 的成本優(yōu)勢被進一步放大。基于以上特點，不同廠商的不同產(chǎn)線受建設時間、技術優(yōu)化程度及規(guī)模等多重因素影響， 電池片成本呈現(xiàn)階梯式分布。據(jù) CPIA 統(tǒng)計，2019 年太陽能電池行業(yè)平均非硅成本約 0.31 元/w，而以第一梯隊電池 廠商通威、愛旭為例，通威 2019 年非硅成本 0.2-0.25 元/w，愛旭 2019 年 1~5 月銷售的電池片非硅成本僅為 0.253 元/W，相比尾部廠商產(chǎn)能具備明顯的成本競爭力。
先進產(chǎn)能爭奪有望驅(qū)動新一輪擴產(chǎn)周期：從 CPIA 公布的太陽能電池片產(chǎn)能利用率來看，2019 年年產(chǎn)能>2GW 的企 業(yè)平均產(chǎn)能利用率在 70%~90%之間，年產(chǎn)能在 1~2GW 的企業(yè)產(chǎn)能利用率在 45%~80%之間，而年產(chǎn)能低于 1GW 的 企業(yè)，產(chǎn)能利用率則在 40%~70%之間。我們預計，在電池片價格長期下行的趨勢下，不同產(chǎn)能的利用率將依舊分化， 頭部企業(yè)先進產(chǎn)能更具成本優(yōu)勢，產(chǎn)能利用率有望維持高位，而尾部企業(yè)的落后產(chǎn)能則將面臨產(chǎn)能利用率長期低位 而被淘汰的困境。我們認為，未來電池廠商所掌握的高效先進產(chǎn)能規(guī)模將決定其在光伏平價時代的競爭優(yōu)勢，現(xiàn)存 企業(yè)將圍繞高效產(chǎn)能規(guī)模展開更加激烈的競爭，故而有資金實力的企業(yè)有望加速擴產(chǎn)，而后來者由于“歷史產(chǎn)能包 袱”較少，有望憑借先進產(chǎn)能布局快速追趕，太陽能電池環(huán)節(jié)有望迎來擴產(chǎn)浪潮。
我們按照 PV Infolink 3 月公布的電池片成本數(shù)據(jù)，測算單晶 PERC 新產(chǎn)線的非硅成本已降至 0.3 元/w 以下。我們預 計，新擴產(chǎn)能非硅成本在 0.3 元/w 以下方具備成本競爭力，而在產(chǎn)業(yè)鏈價格長期下行的背景之下，隨著平價的到來， 現(xiàn)有低成本產(chǎn)能實則面臨一定缺口。
我們沿用前文對 2022 年全球光伏新增裝機量的預測，預計到 2022 年全球光伏新增裝機量 159~183GW，假設到 2022 年單晶 PERC 滲透率達到 85%，非硅成本在 0.3 元/W 以下的產(chǎn)能占比達到 100%。同時考慮到電池廠商圍繞高效產(chǎn) 能擴張的競爭更加激烈，電池片環(huán)節(jié)將出現(xiàn)一定程度的過剩產(chǎn)能，假設到2022年電池片環(huán)節(jié)產(chǎn)能利用率在65%~70%， 則預計到 2022 年全球新增低成本電池片產(chǎn)能在 147~195GW 之間，以單 GW PERC 產(chǎn)線投資 2~3 億元的中值 2.5 億 元測算，假設設備投資每年下降5%，則對應2020~2022年電池片擴產(chǎn)有望帶來327~437億元PERC電池片設備需求。
PERC 電池設備基本完成國產(chǎn)化，成本實現(xiàn)大幅降低：PERC 及 PERC+通過在原有產(chǎn)線增加設備即可實現(xiàn)技術改進 升級，我國太陽能電池制造設備企業(yè)已具備成套工藝流程設備供應能力，制絨清洗設備、擴散爐、等離子刻蝕機、 激光開槽、激光摻雜等環(huán)節(jié)國產(chǎn)設備已占據(jù)主導地位。
2、TOPCon：量產(chǎn)效率再獲突破，成本仍需進一步下降
針對 TOPCon 電池，林洋能源、蘇州騰暉、鴻禧能源均有 GW 級項目規(guī)劃。由于與 PERC 產(chǎn)線的兼容性更高，通威 已在新的擴產(chǎn)規(guī)劃中也針對 TOPCon 技術路線的可能性進行了考慮。
設備方面，TOPCon 技術主要在原有產(chǎn)線上增加了沉積設備、硼擴設備及濕法刻蝕設備，三類設備均已實現(xiàn)了較高 的國產(chǎn)化程度。當前技術路線中，隧穿氧化物及多晶硅沉積主要采用 LPCVD 設備，國產(chǎn)設備已較為成熟，捷佳偉 創(chuàng)、北方華創(chuàng)、拉普拉斯等國內(nèi)廠商等均可提供，此外，PEALD 設備無錫微導已實現(xiàn)量產(chǎn)。硼擴設備方面，北方華 創(chuàng)、捷佳偉創(chuàng)等國內(nèi)廠商可提供。目前 TOPCon 產(chǎn)線單 GW 投資約為 3~3.5 億元。
3、HJT：期待設備國產(chǎn)化，打開需求空間
HJT 產(chǎn)線全部采用進口設備，單 GW 投資約 10 億元，若全部采用國產(chǎn)設備可降至 5~6 億元億元左右，目前已有國產(chǎn) 設備在電池廠商中試線上試用，若未來 HJT 量產(chǎn)工藝和國產(chǎn)設備逐步成熟，可帶動 HJT 產(chǎn)線投資成本進一步下降， 提升電池產(chǎn)線 IRR，進而提高下游投資積極性。
在 HJT 四道工序中，國產(chǎn)設備均已取得突破性進展。制絨清洗環(huán)節(jié)，捷佳偉創(chuàng)已開發(fā)出用于 HJT 的制絨清洗設備;非晶硅沉積環(huán)節(jié)設備國產(chǎn)化程度相對較低，但理想能源、蘇州邁為、訊立光電、精曜科技、鈞石等國產(chǎn)廠商通過自 主研發(fā)已實現(xiàn)這一環(huán)節(jié)設備的成功開發(fā)，正穩(wěn)步推進薄膜沉積設備的國產(chǎn)化;TCO 制備環(huán)節(jié)，鈞石、捷佳偉創(chuàng)已有 相應產(chǎn)品開發(fā);金屬化環(huán)節(jié)，異質(zhì)結(jié)絲網(wǎng)印刷設備相比于 PERC 的差別在于由于異質(zhì)結(jié)采用低溫工藝，需在低溫下 進行烘干和固化，印刷速度相對較低，降低了設備性能，且烘干時間延長，需采用與傳統(tǒng)電池設計不同的烘箱，異 質(zhì)結(jié)絲網(wǎng)印刷設備國外廠商以 Baccini、Micro-tec 為主，國內(nèi)邁為、捷佳偉創(chuàng)、科隆威等均有布局。
四、組件環(huán)節(jié)
(一)高效組件多點開花，助力降本增效
高功率、低成本、高可靠性是組件產(chǎn)品的關鍵特性，半片、多主柵、疊瓦、拼片等多種高效組件技術的發(fā)展，為進 一步提高組件功率、降低終端度電成本提供了有效解決方案。
半片、MBB 及高密度組件技術助力組件步入 4.0+時代：
半片組件迎來快速發(fā)展：半片組件技術是使用激光切割法沿著垂直于電池主柵線的方向?qū)㈦姵仄谐沙叽缦嗤膬?個半片電池片，由于電池片的電流和電池片面積有關，切割后就可以把通過主柵線的電流降低到整片的 1/2，當半片 電池串聯(lián)以后，正負回路上電阻不變，功率損耗就降低為原來的 1/4，從而最終降低了組件的功率損失，提高了封裝 效率和填充因子。以隆基在海南瓊海的實證電站測試數(shù)據(jù)為例，半片雙面組件相對于整片雙面組件平均發(fā)電增益為 2.8%。設備方面，相比于全片技術，半片技術前端增加了切割電池片的步驟，同時需要對串焊及層壓過程進行適當 的調(diào)整，與傳統(tǒng)產(chǎn)線設備兼容性高，新增投資少。半片技術的難點在于匯流帶引出線從組件背面中間引出時人工操 作加大了引出線處電池裂片或隱裂的風險，目前匯流帶焊接自動化難題已被攻克，半片技術迎來快速普及，半片幾 乎成為新擴產(chǎn)組件的標配。據(jù) CPIA 統(tǒng)計，2019 年全片組件市場占比約為 77.1%，較 2018 年下降了 14.6 個百分點。
多主柵結(jié)合半片技術有望成為高功率組件主流趨勢：多主柵技術的柵線分布更密，抗隱裂能力也更強，能夠降低遮 光面積并減少電阻損耗，提升組件功率輸出，并通過降低銀漿用量控制成本，提升組件功率，有效降低度電成本。多主柵電池組件的技術難點主要體現(xiàn)在電池片分選、組件串焊、組件疊層等方面，其中對電池片分選的精準度要求 更高，串焊過程中需要高精準定位金屬化圖案的位置，對焊接對準、焊接牢固程度要求更高，因此需要使用新的串 焊機。此外，為將柵線做細，還需要新的網(wǎng)版。熱焊接方式與傳統(tǒng)產(chǎn)線兼容性高，技術成熟度高，是目前的主流方 案。具有低熱斑風險的半片結(jié)合低裂片影響的 MBB，可有效降低組件失效風險，逐漸成為高密度、高功率組件的主 流趨勢。盡管 2019 年電池組件市場仍以 5BB 為主流(CPIA 數(shù)據(jù)顯示，5BB 技術市場占比超過 75%)，但自 2019 年以來，半片+多主柵已成為組件技術技改或擴產(chǎn)的標配，并有望在 2020 年陸續(xù)釋放高效產(chǎn)能。
高密度組件技術通過減小電池片之間的間距，在相同的組件面積下放置更多的電池片，從而提升組件功率和效率。據(jù) PV Infolink 介紹，高密度組件技術可分為兩類，一類是疊瓦、負片間距及疊焊技術，通過電池切片后疊層排列達 到增加發(fā)電面積的效果;另一類則是拼片和小片間距技術，電池切片后不進行疊串，而是利用特殊的焊帶使得電池 片間距縮小，甚至為 0。
疊瓦組件是利用切片技術將柵線重新設計的電池片切割成小片(1 切 5 或 1 切 6)，將每小片疊加排布，用導電膠材 料焊接制作成串，再經(jīng)過串并聯(lián)排版后層壓成組件，使電池以更緊密的方式互相連結(jié)，從而在相同面積下放置更多 的電池片，此外無焊帶的設計避免了焊帶遮擋，減少了組件線損，降低了電池片互聯(lián)電阻，使得組件功率大幅提升。在可靠性上，疊片的連接方式可分解電池片所受應力，比傳統(tǒng)組件更好地承受機械載荷，且隱裂更少。疊瓦技術的 難點在于：1)涉及到激光切割損傷，容易造成電池效率降低;2)不同材料導電膠的熱膨脹系數(shù)存在差異，需要綜 合考慮導電膠與其他材料的匹配性和綜合老化性能;3)柵線設計。
基于上述制作過程，疊瓦組件工藝上需要增加劃片、涂膠、疊串工藝，同時對層疊工藝進行改進，對應到設備端， 需要在前端增加劃片機、絲網(wǎng)印刷機、疊瓦串焊機組成的疊瓦焊接成套設備，同時對層疊步驟所用到的排版機和匯 流焊機進行一定的技改。疊瓦組件因技術難度大，設備改進多，單 GW 設備投資相比常規(guī)組件設備投資更高，據(jù)奧 特維招股書披露，目前疊瓦組件設備投資大約為 1.4~1.5 億元/GW。
(二)積極布局高效組件，組件端擴產(chǎn)進行時
據(jù) CPIA 統(tǒng)計，截至 2018 年底，全球太陽能組件產(chǎn)能 190.4GW，產(chǎn)量 115.8GW，產(chǎn)能利用率 60.8%。相比于其他環(huán) 節(jié)，組件端由于初始投資更少、技術壁壘低、面臨的終端市場更加多元，行業(yè)整體集中度相對更加分散。隨著海外 需求逐步釋放，具備更強品牌和渠道能力的組件供應商競爭優(yōu)勢更加突出。同時，伴隨硅片、電池片、組件各環(huán)節(jié) 技術的不斷創(chuàng)新，組件產(chǎn)品向更高功率邁進，對高效產(chǎn)能的追求引發(fā)了組件端新一輪的技改、擴建潮。從當前組件 制造商已公布的組件擴產(chǎn)計劃來看，組件端產(chǎn)能擴增規(guī)劃超過 150GW，有望釋放大量組件設備需求。
組件設備國產(chǎn)化程度高，擴產(chǎn)釋放設備需求，國內(nèi)設備廠商有望受益：目前國內(nèi)組件生產(chǎn)設備基本已全部實現(xiàn)國產(chǎn) 化，激光切割設備生產(chǎn)技術成熟，帝爾激光和大族激光憑借其在電池片環(huán)節(jié)激光設備的研發(fā)能力和生產(chǎn)能力，較早 進入這一市場，先導智能、沃特維和光遠股份等企業(yè)也掌握了激光切割機的生產(chǎn)技術。先導智能開發(fā)的疊瓦一體焊 接機集整片上料、激光劃片、絲網(wǎng)印刷、疊片焊接于一體，設備產(chǎn)能可達 3000 片/小時。目前，串焊機主要廠商包 括先導智能、金辰股份、奧特維等;排版機的主要供應商包括寧夏小牛、三工智能和奧特維;層壓機主要供應商包 括金辰股份、蘇州晟成和博碩光電，分選機的廠商主要以奧特維、天準科技為代表。
評論