(深度)光伏电池片:N型电池片技术迭代详解 -下

(研报:东亚前海证券)

4.HJT电池:颠覆性技术异军突起,产业化降本路径清晰明确

4.1.简介:采用异质结替代同质结,异质结电池诞生逾30年

4.1.1.异质结替代同质结,本征富氢非晶硅膜为核心工艺

HJT将PN结改为异质结,拥有良好的双面对称结构。异质结太阳电池缩写为HIT(Hetero junction with Intrinsic Thin-layer),中文全称为本征薄膜异质结电池。异质结电池最早由日本三洋公司于1990年研发成功,并被注册为商标,后续进入异质结领域的企业为避免专利纠纷而采用了不同的称谓,如HJT/SHJ/HDT。HJT电池具备双面对称结构,电池正面依次为透明导电氧化物膜(TCO)、P型非晶硅薄膜和本征富氢非晶硅薄膜;电池背面依次为TCO,N型非晶硅薄膜和本征富氢非晶硅膜;最后采用丝网印刷技术形成双面电极。PERC和TOPCon电池均是由掺杂不同的同一种材料(晶体硅)组成,HJT电池由掺杂不同的两种不同的材料(晶体硅和非晶硅)组成,使得硅片和非晶硅层组成PN结,减少了PN结处载流子复合。

本征富氢非晶硅膜是HJT异质结电池的核心工艺。异质结电池中,单晶硅层和掺杂非单晶硅层中间处会嵌入一层钝化材料,高质量的钝化层会对异质界面缺陷钝化、减少载流子复合、增大开路电压。在各钝化材料中,本征富氢非晶硅薄膜为当前的最佳选择,由于H原子的存在,界面处形成的Si-H键能使界面态悬挂键得到有效的饱和,界面态密度降低,少子寿命提高,增大开路电压。同时,异质结界面两端具有较大的界面势垒,富氢非晶硅膜能提供缓冲作用,调节能带偏移,降低隙态密度,减少漏电流,提高电池的输出性能。

4.1.2.HJT电池技术起源于1974年,国内厂商加快产业化步伐

HJT电池的发展历程可以分为技术雏形期、专利垄断期、工业化期和产业化期四个阶段。

1)1974-1996年:HJT技术成功研发并专利化。1974年德国马尔堡大学的WaltherFuhs在论文中首次提出HJT(Hetero junction with Intrinsic Thin-Layer,即异质结)结构,并于1983年成功研制出HJT电池,其转换效率为12.3%,90年代日本三洋通过技术改进实现效率突破15%并申请了HJT结构专利;

2)1997-2010年:三洋开启HJT技术垄断期。1997年开始三洋开始向市场提供HJT系统,其电池片和组件效率分别达到16.4%和14.4%,2003年其实验室效率达到了21.3%。此后HJT技术一直被三洋垄断,期间各国也在积极开展对HJT技术的研究;

3)2010-2015年:多厂商步入HJT工业化进程。2010年松下(收购三洋)的HJT专利到期后,国内外诸多厂商纷纷开启了HJT的工业化进程,期间松下于2011年达到23.7%的效率,于2014年转换效率最高已达24.7%,KANEKA于2015年突破记录达到25.1%的实验室效率;

4)2017-2022年:国内厂商加快HJT产业化步伐。2017年晋能科技成为了国内最早试生产HJT电池的厂商,此后越来越多的企业开始进入中试生产阶段,到2019年已有多家国内厂商宣布GW级HJT产能规划。2021年隆基绿能的研究团队更新HJT电池的理论极限效率至28.5%,并刷新纪录达到26.3%的实验室效率。

4.2.转换效率:理论转换效率为28.5%,量产效率为24%~24.5%

HJT电池理论极限效率为28.5%,目前量产效率在24%~24.5%,最高实验室效率高达26.5%。从理论极限效率来看,根据隆基最新测算,HJT理论极限效率为28.5%,仍小幅低于双面TOPCon电池的28.7%。从量产效率来看,根据EnergyTrend,目前国内多条HJT中试线上平均转换效率达24%~24.5%,HJT电池产业化效率仍有较大的提升空间。从最高效率来看,截至目前,HJT电池最高效率由隆基绿能于2022年6月创造,由德国ISFH研究所认证,M6全尺寸电池光电转换效率高达26.5%。根据PVInfoLink预计,随着设备的不断升级,2022年HJT有望实现25%+的量产效率。

HJT电池是中期最适合的发展方向之一,效率潜力明显优于PERC电池。相比PERC电池,HJT电池主要有以下几点优势:

1)双面率高:HJT是双面对称结构,并且最外层的TCO薄膜是透光膜,整体结构形成天然的双面电池,双面电池的发电量要超出单面电池10%+,目前HJT电池双面率已经达到95%(最高达到98%),双面PERC电池的双面率仅为75%+,相比其他工艺路线有明显的发电增益优势。根据Solarzoom数据,考虑10%~20%的背面辐照及电池片双面率的差异,HJT电池每W发电量较双面PERC电池高出2.0%~4.0%;

2)温度系数绝对值低:光伏系统实际工作的温度是要高于实验室的标准室温,故高温下的电池性能尤为重要。根据Solarzoom,HJT电池的功率温度系数约为-0.25%/℃,相比PERC电池-0.38%/℃的温度系数存在0.13%/℃的优势。根据Solarzoom测算,如果考虑电池工作温度超出环境温度10~40℃,而全年平均环境温度相比实验室标准工况低5~10℃,则HJT每W发电量高出双面PERC电池约0.6%~3.9%。从温度系数角度来看,HJT电池能更好地减少太阳光带来的热损失;

3)低衰减:HJT电池中通常用N型单晶硅作为衬底,而N型单晶硅为磷掺杂,故不存在P型电池中硼氧对导致LID光致衰减的问题。同时,HJT电池表面沉积TCO薄膜,无绝缘层,因此无表面层带电的机会,避免了PID发生。无LID和PID特征使HJT衰减率较低,根据Solarzoom,HJT电池首年衰减1%~2%,此后每年衰减0.25%,远低于PERC电池首年衰减2%,此后每年衰减0.45%的衰减情况。HJT低衰减特征使得其全生命周期每W发电量高出双面PERC电池约1.9%~2.9%;

4)工艺流程简化&低温工艺使得降本空间大:HJT电池的核心工艺包括:制绒、非晶硅沉积、TCO薄膜沉积和丝网印刷,全套工艺流程共计6个环节,远少于PERC电池的10个环节和TOPCon的12-13个环节。其中非晶硅沉积主要用PECVD方法,TCO薄膜沉积用RPD(反应等离子体沉积法)或PVD(物理化学气相沉积法)。工艺流程简化使得HJT电池从生产效率和产品良率上更有优势和提升空间,目前TOPCon电池良率在93%~95%的水平,而HJT电池良率在97%以上。此外,HJT采取低温工艺,采用硅基薄膜形成PN结,最高工艺温度在200℃以内,相比于传统的热扩散型P-N结在900℃高温下制备,一方面有利于薄片化(未来可实现100μm厚度)和降低热损伤进而降低硅片成本,另一方面因能源节约等因素非硅成本也表现更优。

4.3.成本端:成本仍处高位,多种降本路线齐头并进

4.3.1.高成本导致竞争力不足,限制HJT电池规模化生产

HJT电池生产成本相较于PERC电池每瓦高0.18元。从HJT电池总生产成本来看,我们假设:1)税率为13%;2)设备折旧年限为6年;3)根据CPIA预计,2022年PERC电池转换效率将达23.3%,2022年HJT电池转换效率将达24.6%;4)根据硅业分会,上周硅片均价为5.72元/片,假设N型硅片溢价6%;5)根据普乐科技,目前M6PERC电池单片银浆耗量约80mg,根据CPIA,假设2022年HJT电池单片银浆耗量下降至170mg;6)根据中科院电工所,HJT电池使用的低温银浆较传统银浆溢价为2000元/千克;7)根据中科院电工所,M6HJT电池单片靶材耗量为168mg,靶材价格为2000元/千克。基于以上假设,我们测算2022年HJT电池总生产成本较PERC电池高0.18元/瓦,其中HJT电池非硅成本较PERC电池非硅成本高0.18元/瓦。

银浆成本在HJT电池非硅成本中占比近60%。从HJT电池成本构成来看,根据CPIA,HJT电池成本结构中,主要包括硅片、银浆、折旧和TCO,分别占比总成本47%、25%、12%和4%。从非硅成本来看,根据《HJT电池技术发展现状及成本分析》,银浆为最主要的非硅成本构成,占比总非硅成本的59%,主要原因系1)量:HJT电池所需的低温银浆导电能力较弱,故HJT电池银浆耗用量高于PERC和TOPCon电池,根据CPIA,2021年P型电池正银+背银消耗量共计约96.4mg/片;TOPCon电池正银+背银消耗量共计约145.1mg/片,而HJT电池双面低温银浆消耗量约190mg/片;2)价:低温银浆的国产化率较低,目前价格大幅高于高温银浆,根据《HJT电池技术发展现状及成本分析》,低温银浆较高温银浆溢价约2000元/千克。在量价的双重影响下,银浆为HJT电池最主要的非硅成本构成,占比总非硅成本近六成,未来将成为HJT电池的主要降本路线之一。

4.3.2.材料端:银浆、靶材、硅片都是HJT电池未来主要的降本路径

从材料端来看:未来主要的降本路径落脚点分别为银浆、靶材、硅片,具体来看:

1)银浆:目前的光伏银浆分为高温银浆和低温银浆两种,主要的区别在于工艺温度,传统的P型电池和N型TOPCon使用高温银浆,HJT只能使用低温银浆。HJT电池是在晶硅基片使用薄膜技术制作PN结、减反射层和导电层的新型电池工艺技术,其整个电池制作前道过程的工艺温度均不超过200℃。高温银浆成型需要700℃以上的高温,若使用高温银浆作HJT电池的正负极,会对其薄膜结构造成非常大的损伤,故目前HJT电池只能采用树脂固化型的低温银浆制作电池的正负极。由于低温银浆的导电性和印刷性较差并且HJT电池双面均需要使用银浆,为了保证低电阻和高电导传输,HJT电池的低温银浆浓度要求更高,耗量更大。

银浆分别可以从价格上和耗量上降低HJT电池的成本。

a)价格上:目前低温银浆的生产工艺难度较高,需要冷链运输,根据中科院电工所,相较于普通银浆溢价2000元/千克。低温银浆技术前期被日本供应商垄断,随着HJT设备国产替代进程加速,国内常州聚合、苏州固锝等企业已经开始批量供货低温银浆,逐步打破了日本的垄断,未来能进一步降低低温银浆的采购成本。

b)单片耗量上:1.多主栅、无主栅技术可以在减少电池转换效率的基础上,增加组件的导电性,降低银浆耗量,根据中科院电工所,5BB技术、9BB技术、12BB技术的单片HJT电池耗银量分别在350mg/片、200mg/片、130mg/片;2.银包铜工艺,即是在铜的表面包裹银粉,低温加工工艺使铜作为导电材料从而降低银的使用量,根据中科院电工所,银包铜MBB技术的单片HJT电池耗银量为100mg/片;3.激光转印技术为非接触式印刷,制作出来的栅线更细,根据帝尔激光公司公告,激光转印技术在PERC电池上验证的银浆耗量节省约30%,在HJT电池上的节约量会更大。目前帝尔激光太阳能电池激光工艺设备全球市占率第一,激光转印技术走在国际前沿,迈为股份也在积极布局该技术,预计未来短期内还是多主栅MBB技术为主,而长期来看激光转印技术也在不断研发,有望助力HJT降本。

2)靶材:靶材的选择决定了薄膜的光电特性,进而影响电池转换效率,目前市场化的靶材有AZO(铝锌氧化物)和ITO(氧化铟锡)等。AZO材料价格相对较低,但是导电性较差。ITO靶材通过把氧化铟和氧化锡粉末按一定比例混合后经过一系列的生产工艺加工成型,再高温气氛烧结(160度,通氧气烧结)形成的黑灰色陶瓷半导体,通过调整氧化铟和氧化锡粉末的比例,可以提高HJT电池的转换效率。根据中国铟网,目前国内ITO靶材超过一半依赖于进口,国产的ITO靶材主要供应中低端市场,仅占国内市场30%的份额,而高端ITO靶材几乎全部从日本、韩国进口,占70%的市场份额。HJT电池通过靶材的降本路径包括:1.靶材国产化替代进程不断加速,目前广东先导稀材股份等企业ITO靶材生产技术已经逐渐成熟;2.实现靶材规模化回收;3.使用AZO替代等。

3)硅片:HJT电池的异质结结构更适合硅片的薄片化,具备天然优势。HJT电池的对称结构能够降低机械应力,硅片的碎片率更低;低温工艺使得良品率更高;在硅片变薄的情况下,HJT开路电压上升,短路电流下降,转换效率基本不变。根据CPIA测算,2021年,用于TOPCon电池的N型硅片平均厚度为165μm,用于异质结电池的硅片厚度约150μm,用于IBC电池的硅片厚度约130μm,根据东方日升公司公告,HJT电池的硅片厚度降到100μm基本不影响效率。根据索比光伏网,硅片厚度每降低10μm,单片硅片成本将降低3%~5%。

4.3.3.设备端:国产替代加速,未来HJT设备有望降至3亿元/GW

随着国产设备替代+规模化生产,未来HJT设备投资成本有望进一步降低。2019年之前,HJT设备主要由外资品牌提供,设备成本约为10-20亿元/GW,2019年之后,HJT设备投资端逐渐进行国产厂商替代,迈为股份、钧石能源、捷佳伟创等推进国产设备研发,HJT设备投资成本降至5-10亿元/GW。根据CPIA,2021年HJT设备成本进一步降至4亿元/GW,主要得益于国产设备替代进程不断加速。根据Solarzoom预计,2022年HJT设备成本有望降至3亿元/GW以内,折旧成本下降0.03元/W,未来随着国产替代进程不断加速,HJT电池设备投资成本有望持续下行。

4.4.产能规划: 预计 2022 年新增产能 20-30GW

HJT产业化持续推进,产线适配仍需磨合。HJT电池产线与PERC产线不兼容,行业“新进者”纷纷布局HJT电池,使得目前HJT电池产线大部分仍以小规模为主。具体来看,截至目前,华晟新能源已形成异质结电池和组件产能各2.7GW,规模居全球异质结领域第一,公司规划三期4.8GW产线预计将于2023年完成;从转换效率来看,华晟210mm尺寸微晶异质结电池片批次平均效率已达24.73%,生产线冠军电池片效率高达25.1%。金刚玻璃1.2GW产线目前处于产能爬坡状态,2022年6月,公司宣布建设4.8GW高效异质结电池片及组件项目;从转换效率来看,6月异质结非晶电池平均转换效率达24.28%,微晶转换效率达24.95%,微晶MBB(即电池栅线为12主栅)转换效率达25.3%。东方日升将原先100MW的异质结
产线改造并扩产至500MW的异质结薄片产线,第一片产品于5月10日顺利下线,公司宁海15GWHJT电池+15GW组件的一期部分(即5GW电池+10GW组件)预计2023年4月达产;从转换效率来看,公司HJT技术团队反馈原先的158异质结产线平均效率可达25.2%。根据迈为股份预计,2022年HJT新增产能大概在20-30GW。根据EnergyTrend预测,HJT电池项目总产能规划超过150GW。

5.IBC电池:平台型长期电池技术路线,国内仍难实现大规模量产

5.1.简介:采用交叉指式背接触结构,XBC为当前热门发展方向

5.1.1.正面无金属栅线,优势与挑战并存

IBC电池正面的无金属栅线设计,最大程度减少光学损失。IBC电池(interdigitated back contact)中文名称为交叉指式背接触电池。IBC电池正面无金属栅线,发射极和背场以及对应的正负金属电极呈叉指状集成在电池的背面,这种独特结构避免了金属栅线电极对光线的遮挡,结合前背表面均采用金字塔结构和抗反射层,最大程度地利用入射光,相较于PERC等其他技术路线的电池减少了更多的光学损失,具有更高的短路电流,有效提高IBC太阳电池的光电转换效率。电池前表面收集的载流子要穿过衬底远距离扩散至背面电极,故IBC电池一般采用少子寿命更高的N型单晶硅衬底。

特殊的背接触结构,使IBC电池有以下优点:1)正面因无电极栅线的遮挡,可有效降低光学损失,与传统太阳电池相比,IBC太阳电池的短路电流密度可提高5%~8%;2)电池的正负电极均位于电池背面,可最大限度优化电极栅线,从而降低串联电阻,提高电池效率;3)正面无金属栅线设计的考虑,可最优化地设计表面钝化及减反结构,从而改善电池性能;4)正面无栅线,可与组件封装技术相结合,制备出外观好看且适用于光伏建筑一体化(building integrated PV,BIPV)的组件产品,未来应用前景较广。

在产业化道路上,IBC电池面临以下挑战:1)对基体材料要求较高,需要较高的少子寿命。IBC电池属于背结电池,为使光生载流子在到达背面PN结前尽可能少得被复合掉,需要较高的少子扩散长度;2)IBC电池对前表面的钝化要求较高。若前表面钝化效果不理想,光生载流子在未到达背面PN结区之前,已被复合掉,将会大幅降低电池转换效率;3)工艺过程复杂。背面指交叉状的P区和N区在制作过程中,需要多次的掩膜和光刻技术,为了防止漏电,P区和N区之间的间隙也需非常精准,增加了工艺难度;4)IBC复杂的工艺步骤使其制作成本远高于传统晶体硅电池。

5.1.2.IBC电池技术起源于1975年,XBC为当前热门发展方向

IBC电池的发展历程可以分为技术探索期、初步产业化期、研发热潮期和技术分支化期四个阶段。

1)1975-1996年:IBC技术概念被提出,进入技术探索期。IBC技术最早可追溯到由Schwartz和Lammert于1975年提出的背接触式光伏电池概念。1984年,斯坦福教授Swanson报道了类IBC的点接触(Point Contact Cell,PCC)太阳电池,在聚光系统下转换效率达到19.7%,但其更为复杂的工艺过程不易于大规模推广,Swanson教授于次年创立SunPower,专注研发IBC电池。1986年Pierre Verlinden博士在标准光照下制备出效率21%的IBC电池;

2)1997-2010年:技术领导者SunPower开启IBC电池初步产业化。1997年,SunPower公司和斯坦福大学开发的IBC电池得到了23.2%的转换效率。SunPower于2004年采用点接触和丝网印刷技术研发出第一代大面积(149cm2)的IBC电池A-300,转换效率为21.5%,并于菲律宾工厂规模量产(25MW产能)。2007年SunPower通过工艺优化和改进研发出可量产的平均效率22.4%的第二代IBC电池;

3)2011-2016年:更多厂商机构步入IBC技术研发。2012年天合光能承担了国家863项目的“效率21%以上的全背结晶体硅电池产业化成套关键技术及示范生产线”课题,于2014年分别以24.4%和22.9%的转换效率创造了小面积/6英寸大面积N型单晶硅IBC电池的世界纪录,并开启中试生产。2014年,SunPower在N型CZ(直拉)硅片上制备的第三代IBC电池的最高效率达到25.2%;

4)2017年-至今:IBC技术形成三大分支化路线。随着工艺成熟和设备成本下降,IBC电池逐渐形成了三大工艺路线:a)以SunPower为代表的经典IBC电池工艺;b)以ISFH为代表的POLO-IBC(集成光子晶体的多晶硅氧化物叉指背接触)电池工艺;c)以KANEKA为代表的HBC(IBC与HJT技术结合)电池工艺。2021年黄河水电建成了中国首条IBC电池量产线,产能200MW,平均效率突破24%。2022年ISFH设计的POLO-IBC电池进一步打破了IBC电池的效率极限,通过改进钝化转换效率有望提高到29.1%。

5.1.3.制作工艺:制程步骤复杂,工艺难度大

IBC电池工艺流程相对复杂,核心要解决制备指状间隔排列的PN区、金属化接触和栅线的问题。在电池背面印刷一层含硼的叉指状扩散掩膜层,硼经过扩散之后在N型衬底背部形成P+发射极,未印刷掩膜的区域,经过磷扩散后形成N+区。在电池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场(FSF)。前表面多采用SiNx的叠层钝化减反膜,背面采用SiO2、AlOx、SiNx等钝化层或叠层,最后在背面选择性地形成P和N的金属接触。

IBC电池前表面没有栅线遮挡,故表面的钝化性能需要足够优异才能最大程度发挥IBC电池的结构优势。IBC电池的钝化镀膜有两种方法:

1FFE:在电池前表面进行硼掺杂形成P+/N结,也叫浮动发射极结构(FFE),该钝化结构的特点是在IBC电池背表面场BSF以上的区域产生的空穴先被运输到发射极上方对应的前表面区域,由于前表面和背表面梯度浓度差,空穴再被垂直运输到发射极区域位置被收集,电子则被垂直运到BSF区被收集,该方法通过增加衬底中的少子空穴浓度来提升电池的短路电流密度。

2FSF:在电池前表面进行磷掺杂,形成前表面场结构(FSF),该结构的特点是在电池前表面形成高浓度的掺杂,与高电阻率的硅衬底形成N+/N高低结,产生自上而下的电场,驱使空穴向下运输,电子向上运输,从而降低少数载流子的表面复合,起到良好的钝化作用,有利于效率提升。

叉指状PN结可通过印刷源浆、光刻、离子注入或激光掺杂等方式形成。根据《IBC太阳电池技术的研究进展》,IBC太阳电池背面一般可采用印刷源浆、光刻、离子注入或激光掺杂等方式形成叉指状的p+区和n+区。具体来看,1)印刷源浆:工艺简单,成本相对便宜,但易造成表面缺陷,掺杂效果难以控制,尚未应用于IBC电池;2)光刻:复合低,掺杂类型可控,但是工艺过程复杂,工艺难度大;3)离子注入:控制精确度高、扩散均匀性好,但设备昂贵,易造成晶格损伤;4)激光掺杂:工艺简单,常温制备,但需要精确对位。

5.2.转换效率:经典IBC效率溢价难以覆盖成本溢价,TBC+HBC吸引产业转型

IBC电池在当前各电池技术效率最高,国际上SunPower处于领先地位。自1985年以来,美国SunPower聚焦于研发IBC电池,是首个能够实现量产IBC电池的公司。自推出一代IBC电池后,SunPower不断往两个方向升级IBC电池技术:1)更简化的制程,及更低成本工艺;2)更好的钝化技术。从SunPower最新披露信息来看,其最新一代IBC电池,已吸收了TOPCon电池钝化接触的技术优点,保留了铜电极工艺,量产工艺已经简化,成本在可接受范围,转换效率达到25%以上。

IBC效率溢价难以覆盖成本溢价,TBC/HBC路线逐渐成型。2021年,PERC单晶电池平均转换效率已到23.1%,TOPCon电池和HJT电池平均转换效率分别达到24.0%和24.2%,经典IBC电池获取的效率溢价,难以覆盖其成本溢价,故经典IBC工艺路线竞争力逐渐衰弱。在此背景下,IBC电池慢慢成为了一种平台型电池技术,厂商在该技术上结合TOPCon和HJT的特点,IBC电池逐渐形成了三大工艺路线:1)以SunPower为代表的经典IBC电池工艺;2)以ISFH为代表的POLO-IBC电池工艺;由于POLO-IBC工艺复杂,低成本的同源技术TBC电池工艺(TOPCon-IBC)更具优势;3)以Kaneka为代表的HBC电池工艺(IBC-SHJ)。

HJT+IBC=HBC,当前晶硅电池研发效率的最高水平。HBC工艺即在硅片表面采用本征非晶硅进行钝化,在背面分别采用N型和P型的非晶硅薄膜形成异质结,该结构充分利用了非晶硅优越的表面钝化性能,并结合了IBC结构没有金属遮挡的优点,有效提升电池转换效率。从HBC量产效率来看,根据普乐科技,HBC电池量产转换效率达25%~26.5%。从HBC最高效率来看,2017年,Kaneka将HBC电池世界纪录刷新到26.63%,这也是迄今为止晶硅太阳能电池研发效率的最高水平。IBC与非晶硅钝化技术的结合是未来IBC电池效率提升的方向之一。

TOPCon+IBC=TBC,极具性价比的IBC衍生工艺路线。将TOPCon钝化接触技术与IBC相结合,即是TBC电池,又名POLO-IBC电池。多晶硅氧化物(POLO层)选择钝化接触技术是通过生长SiO2和沉积本征多晶硅,采用高温退火方式使正背面SiO2钝化薄层形成局部微孔,通过微孔和隧穿特性实现电流的导通。因此,将POLO技术用于正面无遮挡的IBC太阳电池,能在不损失电流的基础上提高钝化效果和开路电压,获得更高的光电转换效率。从TBC量产效率来看,根据普乐科技,TBC电池量产转换效率达24.5%~25.5%。从TBC最高效率来看,Fraunhofer创下实验室最高转换效率记录26.1%。

从转换效率来看,TBC技术和HBC技术均优于经典IBC技术。根据普乐科技,经典IBC的量产效率在23.5%-24%之间,TBC在24.5%-25.5%之间,HBC在25%-26.5%之间,实验室中的效率分别能够达到25.2%,26.1%,26.63%。TBC技术和HBC技术在转换效率层面优于经典IBC技术。

从产业化进度上来看,短期内TBC电池路线发展前景更广。目前,TBC和HBC电池技术路线均处于实验室研究阶段,产业化进程的推进仍有许多问题亟待解决。TOPCon的工艺路线相比HJT的工艺路线更加成熟,成本更低,TBC产线又与TOPCon产线部分兼容,故TBC技术成为短期内极具性价比的IBC电池进化方向。HBC电池仍需克服诸多挑战,除了TCO靶材和低温银浆的高成本外,还需解决IBC技术严格的电极隔离、制程复杂及工艺窗口窄等问题。

5.3.成本端:精简工艺步骤和降低制造成本是降本核心,XBC降本路线与融合前的技术具有相关性

精简工艺步骤、降低制造成本,是实现IBC电池产业化的关键因素。IBC电池只需背面印刷银浆,银浆耗量比TOPCon和HJT电池低,且背面银浆不必考虑栅线遮挡问题,可适当加宽栅线,从而降低串联电阻。电极背置需要用到掩膜工艺,该工艺对图形化和分辨率有一定要求,产线上要增加背部掩膜、开槽、激光消融等图形化处理设备,根据普乐科技测算,目前经典IBC的设备投资额约为3亿元/GW左右。

XBC电池的降本路线与融合前的技术有强相关性。例如HJT的降本路线也是HBC的降本路线,以此类推,XBC主要有以下降本路径:

1)产线投资上:由于IBC、TBC、HBC电池工艺路线分别兼容部分PERC、TOPCon、HJT的设备,通过开发配套工艺和设备升级改造,以最小代价实现与目前规模化的生产线兼容的IBC工艺路线,能够带动XBC电池的工艺成熟,带动设备投资端的下降;

2)工艺设备上:可采用半导体常用的精度更高、均匀性更好的离子注入设备代替光伏中均匀性较差的高温磷扩散设备制备前场区和背场区,叠加丝网印刷、PECVD沉积掩膜、激光开膜等产业化工艺取代复杂且昂贵的光刻掩膜、电镀等高成本技术,适用于量产化IBC电池;

3)材料选择上:选用更低成本的TCO膜和靶材,比如选用AZO或其他低成本TCO膜;选用更低成本的金属电极工艺,比如采用铜电极工艺,或配合微晶工艺采用中高温银浆方案。

5.4.产能规划:头部厂商布局,预计今年少量产能落地

头部电池厂商开始布局XBC电池,预计今年能看到少量产能落地。具体来看,隆基绿能计划在泰州隆基电池厂内,在原年产2GW单晶电池项目的基础上对生产线进行技术提升改造,改建成8条HPBC(即P-IBC电池)高效单晶电池产线,4GW的电池片产线预计将于今年8月投产。爱旭股份于2021年发布了具有自主知识产权的基于IBC技术的ABC电池,目前已有800MW的实验及中试线产能,共计规划N型ABC产能52GW(珠海基地26GW+义乌基地26GW),其中珠海基地6.5GW量产项目正有序推进中,预计今年三季度可建成投产。

$金刚玻璃(SZ300093)$ $爱康科技(SZ002610)$ $爱旭股份(SH600732)$ 

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全部评论

秋秋裘08-05 04:19

昨天公告怎么看?

Biber呀07-05 20:46

没有了解过这个呀

价值投机滚雪球07-05 20:05

港口板块现在不在风口,目前是炒作业绩中报行情,持有港务的底仓没动,风口来的时候,随时加大仓位操作

秋秋裘07-05 02:07

厦门港务怎么看,还在吗?

宓悦07-04 21:23

投资这个事,是个自悟的过程,就像学佛。要靠缘分,缘分到了一个眼神就传道了。缘分不到写下万千的经文也会被后人歧读。

当你套用另一个人的投资理念,终究还是不懂投资。即使是老巴这种活佛,你也无法复制人家的方法,因为你根本不知道这方法后面到底经历了多少你不知道的故事。而那些故事对方法成型过程的影响比方法本身更重要

这世上根本不存在普世的投资方法,要不经各位专家一度,大家早就共同富裕了不是。所以我的观点一直是,多听多看但别当真。
没有人能教你怎么赚钱,就像没有人能养活你一辈子。

很多人把私募当作价投者的试金石其实更形象说是价投者的墓场。因为对于价投来说任何有时限的钱都是一个定时炸弹,因为没有任何人能保证短期内赚钱的确定性,也没有人能确切的说出所谓价投规定的长期和短期的界限是多少年,所以也就是说任何有期限的钱都是雷。只不过对比公募,私募把死亡线挪到了三年以后。可能有的人顺利出货了,但只要接着玩儿那俄罗斯转盘的子弹就有对准你的一天。

价投者做私募还有一个问题就是不设止损,因为价格越低,相对价值越高,就越要加仓。而私募一般会设强平线,也许你买的起劲儿时候,系统却告诉你GAMEOVER了。

价投者做私募的第三个死穴就是环境风险。价投逻辑的救命稻草就是好公司长期持有会长回来,甚至再创新高。由于价投都是买在下行周期,买入即套牢,随着下行越加仓越大。最终很可能跌幅最大的那支就是你仓最重的那支。这在过去等着时间发酵就行了,但是一旦大环境变了,企业与环境相克就会本质受损,而作为价投者根本无法止损出手,只能陪着企业一起死。曾经我们觉得大而不倒的,都有可能倒。如中概互联里的难兄难弟,都是好公司,但是单一持有哪一个都会要了命,即使你不单一持有,拿个中概指数照样要命。当然不仅中概,如银地保三傻,以及冲上云霄的赛道。大环境变了哪个都可能要命,尤其对于到期还要强行兑付的私募。网页链接