2020是N型元年，新一轮技术革命正在开启
1、从 P 型到 N 型的跨越有望开启下一轮光伏技术革命
1.1 改革之年，迎接平价
全球光伏成本大幅降低，光伏度电竞争力突显。在经历了光伏组件成本和 BOS 大幅下降之后，光伏度电成本在全球部分地区已经具备平价条件。组件降价会提升存量已锁定电价项目经济性，推动业主装机意愿。根据 Lazard 的度电成本分析，2019 年全球光伏度电成本已经降至 40 美元/MWH。
国内补贴逐步退坡，行业成长逐步告别政策依赖。根据国家能源局发布的《国家能源局关于 2020 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知（征求意见稿）》，2020 年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为 15 亿元，同比 2019 年下降 50%，其中补贴竞价项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）补贴总额为 10 亿元。预计 2021 年， 国内光伏行业将彻底告别补贴，完成化石能源革命周期第一步，走入平价时代。
1.2 技术革命驱动光伏降本，从 P 型到 N 型的跨越有望开启下一轮光伏技术革命
技术创新驱动光伏行业降本增效，创造行业龙头。2009~2011 年，随着改良西门子法的推出，多晶硅料生产成本大幅降低， 保利协鑫凭借自身技术优势成为行业龙头。2013~2017 年，隆基股份率先在单晶硅片上使用金刚线切割技术，单晶硅片成本大幅降低，后续单晶硅片在电池端的转换效率优势逐步体现。2018 年以来，随着 PERC 电池片技术的推出，单晶硅片转换效率优势更为明显，电池片厂商主动向单晶 PERC 产线转移， 单晶逐步完成对多晶的替代。
高转换效率有望持续降低度电成本，提高制造业核心竞争力。光伏发电最终以实现平价上网为目标，产业降本是必经之路。成本优势的主要来源包括：
1）设备或辅材、能源等设备的价格优势：主要依赖于设备国产化进程、厂商布局选址 和产业化进程中经验的积累和沉淀；
2）规模效用所产生的成本优势：主要得益于产能的有序扩张和产能利用率的稳定；
3）技术革新从而提高光电转换效率而带来的单瓦成本的降低：主要得益于新技术的研 发和产业化生产，提高效率的同时减少辅材的用量。
其中转换效率的提升是制造业降本的核心，也是主要竞争力。
N 型硅片少子寿命更高，光衰率更低，有望接替 P 型成为下一代技术方向。相较于P 型单晶硅，N 型单晶硅主要单晶硅中掺磷，N 型材料中的杂质对少子空穴的捕获能力低于P 型材料中的杂质对少子电子的捕获能力，相同电阻率的 N 型硅片的少子寿命比P 型硅片的高出 1~2 个数量级，达到毫秒级。由于 N 型硅片掺磷元素，磷与硅相溶性差，拉棒时磷分布不均，N 型硅片生产工艺和P 型硅片相比难度较大。通过 N 型单晶硅片生产的N 型电池组件在发电转换效率和后期衰减上都优于 P 型电池组件。
以 N 型硅片为基础，有望演化出多条 N 型电池发展方向，光伏电池片制备工艺向半导体升级。从技术路线发展来看，由于 P 型电池片的转换效率提升存在瓶颈，P 型电池片向 N 型电池片转型或势在必行。目前 N 型电池片技术主要包括 N-Pert、TopCon、异质结和 IBC 四大技术方向。光伏发电基于光生伏特原因，机理和半导体接近，随着电池制备技术的升级，光伏电池工艺逐步向半导体工艺升级。
单晶替代多晶推动光伏完成平价上网进程，从 P 型向 N 型跨越迎来下一次光伏技术革命。从历史来看，得益于单晶硅片取代多晶硅片的大趋势，单晶硅片厂商过去几年的产能和销量增长远高于行业新增装机增长。从当前产能布局来看，单晶产品渗透率或即将达到瓶颈，后续单晶硅片渗透率提升所带来的超额收益或将减少。但是随着N 型硅片技术路线的逐步确认，N 型产品渗透率提升或将带来下一轮新的超额收益。积极布局 N 型硅片，并实现 N 型硅片的降本增效或是当前硅片厂商的当务之急。
二.TopCon：技术较为成熟，可在现有产线上升级改造，可延续存量产能使用寿命
TopCon 电池：基于N 型硅衬底，前表面采用叠层膜钝化工艺，背表面采用基于超薄氧化硅和掺杂多晶硅的隧穿氧化层钝化接触结构，可双面发电。得益于超薄氧化硅和掺杂多晶硅的隧穿氧化层钝化接触结构的应用，两者形成接触钝化结构，可以大幅提升 N 型电池片的 VOC 和转换效率。
1) 离子注入掺杂多晶硅钝化技术
通过离子注入进行掺杂，可以控制掺杂原子的剂量和在非晶硅中的分布，避免常规扩散掺杂长时间的高温过程对隧穿氧化层及硅片寿命的损伤；
2) 低压硼扩选择性掺杂技术
硼源在炉管内及硅片表面分布更加均匀，扩散后方阻均匀性好。另外沉积时间短，可将工艺时间缩短至 90 分钟以内，显著降低高温对硅片寿命的损伤；
3) 化学回蚀清洗技术
采用缓冲型化学回蚀体系，反应速度精确可控，同时化学回蚀溶液具有差异化刻蚀功能，可有效保持重掺杂和轻掺杂区域的方阻梯度；
4) 异质膜钝化减反技术
电池正表面减反膜采用多层介质膜组成的异质膜，异质膜与常规 SiO2/SiNx 叠层膜相比具有更加好的减反射性能和钝化性能。异质膜可以将电池前表面的反射率降低到~1%，SiO2/SiNx 叠层膜反射率为~3%，异质膜技术可以降低电池的电流损失；此外，采用异质膜技术钝化的 n 型硅片的有效少子寿命可以达到~7 ms， 而采用SiO2/SiNx 叠层膜钝化的相同电阻率n 型硅片的有效少子寿命为~0.7 ms， 异质膜技术可以显著降低电池表面的复合损失。
5) 低损伤金属化接触技术
优化的金属浆料体系，减少金属对多晶硅层的破坏，最大限度发挥多晶硅钝化结构的优点；改善金属浆料与多晶硅介面电流传输机制，降低接触电阻；优化的烧结曲线，保持填充因子(FF)的同时最大限度提升电池开路电压(Voc)；采用双层金属电极结构，下层采用点接触式烧穿型浆料，保证接触电阻的同时有效降低金属-半导体复合，上层浆料采用线式非烧穿型浆料，提供优良的线电阻。
2.1 极限转换效率达到 28.7%，量产转换效率突破 23%
TopCon 电池理论极限效率为 28.7%，高于异质结和 PERC。ISFH 的研究结果表明， 基于载流子选择性的概念对太阳能电池的理论效率进行分析，采用钝化接触电池结构，如TopCon 此类电池的极限效率是28.2%~28.7%，高于异质结（27.5%）和perc（24.5%），非常接近晶体硅太阳能电池的极限效率，29.43%。
2.2 产线可在 perc 产线上升级，设备投资额下降速度快
部分生产设备和现有 perc+se 产线兼容，现有产线可升级改造至 TopCon 产能。TopCon 生产流程分为 9 步，分别为硅片制绒清洗、扩散制结、湿法刻蚀、隧道结制备、离子注入、退火和湿化学清洗、ALD 沉积氧化铝、PECVD 沉积氮化硅膜、丝网印刷等工序。其中大部分设备可以和 perc+se 产线共用，只需要额外增加硼扩散、LPCVD 沉积（隧道结制备环节）、离子注入（或者扩散装备）和去绕镀清洗环节设备，便可以实现设备的升级。目前龙头厂商 perc 产线均留有一定设备空间，有助于产线改造升级。
设备国产化加速，产能投资额迅速下降。随着近年来 TopCon 设备国产化的加速，国内厂商陆续完成 LPCVD 等核心设备的国产化。TopCon 产能 1GW 投资成本从原有的 5~6亿元降至目前 2~2.5 亿元/GW 左右，和当前 perc 产线设备投资成本（1.8~2 亿元/GW ）相比，成本差异大幅降低。设备投资额的大幅下降有望推动 TopCon 技术加速发展。
三、异质结：技术逐步成熟，龙头积极布局
异质结（本征薄膜异质结，亦成为 HJT/SHJ），通常以 n 型晶体硅作衬底，宽带隙的非晶硅做发射极，具备双面对称结构。电池正表面，空穴通过高掺杂的 p 型非晶硅，构成空穴传输层；电池背面，电子通过高掺杂的 n 型非晶硅，构成电子传输层。光生载流子在吸收材料中产生，只能从电池的一个表面流出，实现两者的分离。
异质结电池独特的非掺杂(本征)氢化非晶硅薄层异质结结构，改善了对硅片表面的钝化效果，降低了表面复合损失，提高了电池效率。
对比 PERC，异质结电池技术优势明显。异质结电池组件同 PERC 相比，主要采用 N 型硅片，允许薄硅片的使用，同时电池背面可以利用地面的反射光发电，提高了发电量。N 型异质结电池光致衰减效应首年在 1.5%，后续每十年减少 5%，优于 perc 电池片。另外异质结电池温度稳定性好，温度系数仅为-0.25%/°C，即使在户外高温度条件下工作，仍能表现出很好的输出特性；在双面率方面，异质结电池片双面率可以做到 90%以上，也优于 PERC 电池片。
1、转化效率高
根据 NREL 2019 年 11 月 6 日发布的实验室最佳电池效率图来看，日本Kaneka 将异质结电池光电转换率提升至 26.7%（实验室）。是当前晶硅技术路线当中转换效率较为领先的技术。高实验室转换效率为异质结电池未来提供较大提升空间。
2、生产环节简单
异质结电池片的生产过程相较 Perc 减少了扩散、刻蚀及烧结 3 个步骤，核心工艺为非晶硅薄膜沉积，PECVD 中非晶硅的生长可以看作是含硅的基团在衬底表面上的扩散与吸附，包括本征非晶硅的沉积与钝化以形成高质量的异质结面钝化层、掺杂非晶硅沉积（N 型）以形成发射极和背表面场、TCO 沉积以提供高导电率的电荷输运通道。异质结整个生产工艺主要为制绒、非晶硅薄膜沉积、丝网印刷、分选四个步骤。
3、降本空间大
使用低温工艺（＜250℃），避免采用传统的高温（＞900℃）扩散工艺获得 p-n 结。三个角度降本，1、节约能源；2、硅片减薄。低温沉积过程中，单晶硅片弯曲变形小，因而其厚度可以采用本底光吸收材料所要求的最低值（约 80μm，现在 Perc 硅片厚大概是200μm）；3、低温过程消除了硅衬底在高温中的性能退化，从而允许采用“低品质”的晶体硅甚至多晶硅来做衬底。
4、发电增益
Perc 电池存在光致衰减问题，衰减承诺一般为 10 年衰减 10%以内，异质结光致衰减率低、具备正温度特性（高温环境下发电量提高）、双面率高（电池背面效率与正面效率之比），产生发电增益预估在 10%左右。
3.1海外异质结设备成熟，量产转换效率达到 24%
异质结生产环节主要有 4 道工序，分别为 1）表面处理：制绒；2）非晶硅镀膜；3）TCO沉积和 4）金属化：丝网印刷。
非晶硅镀膜：
异质结技术核心步骤，梅耶博格、理想能源、美国应材为当前主要供应商。非晶硅镀膜是异质结技术的关键。当前的主流技术为 PECVD 技术路线，不过 CAT-CVD 和 ALD 也在被推广。梅耶博格、理想能源、美国应材为当前主要供应商，其中梅耶博格的设备已经实现大规模生产，并在 EcoSolifer、ENEL 和 REC 制造商中得到使用。
TCO 沉积：
多条技术路线并进。TCO 沉积在异质结电池沉积工艺的后半部分，通过沉积 TCO 膜作为减反层和横向输运载流子至电极的导电层。一般 TCO 沉积在 PVD 设备中通过溅射的方式完成。捷佳伟创和 Archers 则选择的是反应等离子RPD 技术路线。RPD 和双面进行薄膜沉积的 PVD 技术路线相比，采用自下而上的单侧沉积技术，关键设备是等离子枪。
多厂商前期布局，量产转换效率突破 24%。根据山煤国际公告，目前全球异质结产品总产能为 3.75GW 。其中日本松下和美国 solarcity 产能均在1GW左右，国内钧石产能达到 600MW 。从量产转换效率来看，目前大部分厂商的量产转换效率已经达到23%以上，其中部分厂商转换效率已经达到 24%。
3.1 设备国产化加速，行业龙头进入加快产业化进程
核心设备国产化进程加速，设备降本空间大。2019 年以来，国产设备厂商相继进入异质结环节，从目前公开信息来看，捷佳伟创、迈为、钧石均有布局。
· 捷佳伟创一直致力于异质结电池设备的开发，目前已具备湿法制程、RPD 制程、金属化制程三道工序的核心装备，其中 RPD 设备使用的是获得住友重工(中国大陆地区)独家授权后进行研发制造的核心工艺设备。
· 钧石能源自主研发了PECVD 和PVD 设备，PECVD 设备采用独特的RF电极设计，辉光电极间隙可调，低功率起辉稳定，载板温度均匀性好，沉积的薄膜厚度均匀；PVD 双面沉积设备，靶材利用率提高至 80%，维护时间减少 40%。
· 迈为股份为国内丝网印刷龙头，凭借丝网印刷设备优势进入异质结环节，目前PECVD 和 TCO 镀膜关键均有布局。
随着国产厂商的介入和大通量设备的研发成功，设备成本有望大幅下降，降低异质结投资初期门槛和折价成本。
龙头厂商积极布局，有望完成从设备量产到制造量产，异质结技术有望获得突破。2018 年 5 月 22 日，通威太阳能、上海微系统所、三峡资签订了硅基异质结 SHJ 太阳能电池产业化战略合作协议，三方将共建合资公司，从事 SHJ 太阳能电池中试线和产业化运营。2019 年 7 月，山煤国际发布公告表示，计划建设总规模 10GW 的异质结电池生产线项目。一般而言，在新设备推出之后，生产厂商调试时间预计需要半年到一年之后，在此期间，生产厂商也将逐步开始培养工艺人才，为后续大规模产业化打下基础。预计随着后续设备国产化的推进，异质结技术有望获得突破，渗透率有望大幅提升。
制造端量有望驱动转换效率和非硅成本再降低，性价比提升有望助力渗透率提升。随着制造端量产化成熟，规模效应有望驱动上下游产业链加快协同和配套，从而推动行业加速降本。从 perc 发展周期来看，随着产业规模提升，perc 的非硅成本从过去 0.5~0.6元/w 以上已经降至现在行业平均 0.3 元/w 左右。
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来源：未来智库
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