光伏電池大預測

光伏產業是當前國際能源競爭的重要領域。近幾年來，光伏發電技術持續進步，迭代速度加快，已由常規鋁背場 (BSF) 太陽電池技術轉向背鈍化 (PERC) 太陽電池技術、由砂漿切割技術轉向金剛線切割技術、由多晶硅太陽電池轉向單晶硅太陽電池，每一輪技術變革都預示著跟不上技術變革步伐、應對不力的光伏企業將面臨被淘汰出局的境地。

因此，科學判斷下一階段光伏發電技術的發展趨勢，分析光伏發電技術的產業化走向，對光伏企業乃至光伏產業的發展至關重要。本文基于當前涌現出的各類光伏發電技術路線的情況進行了分析，從不同方向對未來光伏發電技術的發展趨勢進行了預測。

1 未來光伏發電技術的發展趨勢分析

1.1 PERC晶體硅太陽電池是目前市場占有率最高的太陽電池類型，性價比優勢明顯，且仍有進步空間

目前市場主流的太陽電池技術為 p 型 PERC 晶體硅太陽電池技術，從設備和材料上均已實現國產化批量供應，產業鏈成熟，生產成本相對較低。2020 年，PERC 晶體硅太陽電池的生產成本已降至0.75 元 /W。從產品性能來看，2020 年，PERC 單晶硅太陽電池的產業化平均光電轉換效率已經達到22.8%，2021 年有望超過 23%，并且未來仍有望以年均 0.3 個百分點的速率提升。據中國光伏行業協會(CPIA) 的數據顯示：2020 年，PERC 晶體硅太陽電池的市場占有率將達到 86.4%；2025 年之前，其將仍是市場主流的太陽電池技術，預計 2025 年 PERC晶體硅太陽電池的市場占有率仍將在 65% 以上。

1.2 n 型晶體硅太陽電池技術是未來太陽電池技術的重要發展方向

從未來太陽電池技術的發展趨勢來看，隨著以 n 型隧穿氧化層鈍化接觸 (n-TOPCon) 單晶硅太陽電池和異質結 (HJT) 單晶硅太陽電池為代表的 n 型晶體硅太陽電池新建生產線的逐步投產、生產規模的逐步擴大、設備和材料的國產化率逐步提升、設備價格和生產成本的逐步下降、產品性能和競爭力的逐步提升，以及生產工藝的逐步優化，該類太陽電池將憑借比 PERC 晶體硅太陽電池更高的光電轉換效率和更低的衰減率快速提升其市場份額。2020-2030 年各種太陽電池技術的市場占有率的變化趨勢預測如圖 1 所示。

由圖 1 可知，根據 CPIA 預測，至 2023 年，所有 n 型晶體硅太陽電池的總市場份額將會提升至約 17.6%，分析可知，在 2028-2029 年期間，n 型晶體硅太陽電池將超越 PERC 晶體硅太陽電池成為未來太陽電池技術的主導，并且考慮到光伏技術進步較快的特點，該時間點很可能提前。

1.3 n-TOPCon 單晶硅太陽電池技術是有望快速實現量產的 n 型晶體硅太陽電池技術

在包含 n-TOPCon 單晶硅太陽電池、HJT 單晶硅太陽電池、IBC 單晶硅太陽電池在內的 n 型晶體硅太陽電池技術中，雖然 n-TOPCon 單晶硅太陽電池和 HJT 單晶硅太陽電池均已形成了吉瓦級生產能力，但二者的實際產量卻較低，尚處于量產驗證階段；IBC 單晶硅太陽電池由于生產工藝復雜、生產成本高，目前生產企業主要以美國 SunPower 公司為主，且國內僅有數條實驗生產線，并未實現量產。而相對 HJT 單晶硅太陽電池而言，n-TOPCon單晶硅太陽電池有望更快實現大規模量產。

n-TOPCon 單晶硅太陽電池的發展優勢主要體現在以下 2 個方面。

1) n-TOPCon 單晶硅太陽電池工藝產線的兼容性高，其可與 PERC 晶體硅太陽電池的高溫制備工藝產線相兼容?，F有的 PERC 晶體硅太陽電池工藝產線只需要添加 B 擴散設備及 PECVD－poly 三合一設備即可升級為 n-TOPCon 單晶硅太陽電池工藝產線。而 HJT 單晶硅太陽電池工藝則與現有的PERC 晶體硅太陽電池工藝完全不同，因此，基于行業現有的巨量 PERC 晶體硅太陽電池產能，未來更易接受的光伏發電技術路線是充分利用現有產線升級成 n-TOPCon 單晶硅太陽電池產線。

2) 從現階段來看，n-TOPCon 單晶硅太陽電池的性價比優勢更明顯。從產品性能來看，n-TOPCon 單晶硅太陽電池也能實現較高的光電轉換效率，且其與 HJT 單晶硅太陽電池的光電轉換效率之間的差距并不明顯。

2020-2030 年 2 類單晶硅太陽電池技術的產業化平均光電轉換效率的變化趨勢如表 1 所示。

從表 1 可以看出，2020 年，n-TOPCon 單晶硅太陽電池的產業化平均光電轉換效率已達到23.5%，僅比 HJT 單晶硅太陽電池的產業化平均光電轉換效率低 0.3 個百分點；而到 2030 年，二者之間的差距將會保持在 0.2 個百分點以內。從最高光電轉換效率來看，2021 年，晶科能源控股有限公司 ( 下文簡稱為“晶科”) 研發的大面積 n-TOPCon 單晶硅太陽電池的實驗室光電轉換效率達到了 24.90%，也僅比漢能移動能源控股集團有限公司 ( 下文簡稱為“漢能”)創世界紀錄的 HJT 單晶硅太陽電池的實驗室光電轉換效率 (25.11%) 低 0.21 個百分點。

從投資設備成本來看，2020 年時，n-TOPCon單晶硅太陽電池的設備投資成本為 2.5 億元 /GW，僅比 PERC 晶體硅太陽電池的高 0.5 億元 /GW，而 HJT 單晶硅太陽電池的設備投資成本則高達 4～5 億元 /GW。

從生產成本來看，n-TOPCon 單晶硅太陽電池也使用高溫漿料，且漿料耗量與 PERC 晶體硅太陽電池相比，增幅不明顯。HJT 單晶硅太陽電池使用低溫漿料，價格較高，且漿料耗量大；此外，生產該類太陽電池需使用靶材，高設備投資帶來的折舊成本反而更高，因此該類太陽電池的生產成本相對更高。據賽迪智庫集成電路研究所 ( 下文簡稱為“賽迪智庫”) 測算，2020 年n-TOPCon 單晶硅太陽電池的生產成本為 0.934元 /W，比 HJT 單晶硅太陽電池的低 0.340 元 /W。不同太陽電池技術的產業化比較如表 2 所示。

1.4 HJT 單晶硅太陽電池技術是有望在未來 2～3 年內實現量產的 n 型晶體硅太陽電池技術　

2020 年，HJT 單晶硅太陽電池的市場占有率仍較低，僅約為 1.5%。但預計 2021 年 Q2-Q3，在新建 HJT 項目中對國產設備運行穩定性會有驗證結果，屆時國產化的更大產能的核心設備，比如化學氣相沉積 (CVD) 設備和物理氣相沉積 (PVD) 設備，也將進一步成熟。因此，預計2021 年下半年 HJT 單晶硅太陽電池的產能擴充將達到吉瓦級，2022 年 HJT 單晶硅太陽電池將會出現單個項目的規模達幾吉瓦的產業化情景，其市場占有率也將持續提升。

隨著設備廠商的技術進步 ( 如提高太陽電池的光電轉換效率和生產節拍 )、銀漿及靶材的國產化、硅片的薄片化 ( 厚度降至 120～130 μm、n 型硅片的溢價降低 )，這些因素將共同推動HJT 單晶硅太陽電池技術的真實降本，使其量產的經濟性進一步凸顯。

1.4.1 設備折舊

隨著國產設備的降本與提效，2020 年時 4～5 億元 /GW 的設備投資額仍有較大的降本空間。一方面，通過優化設備硬件結構設計及參數指標，能夠提升 HJT 單晶硅太陽電池的光電轉換效率和量產的穩定性；另一方面，通過增加單臺設備的產能和提高設備的國產化，可降低初始投資成本和 HJT 單晶硅太陽電池的綜合成本，進而提升 HJT 單晶硅太陽電池量產的經濟性。

從 2020 年底通威集團有限公司 ( 下文簡稱為“通威”) 的金堂基地 1 GW HJT 量產項目公開招標的結果中可以看出，HJT 單晶硅太陽電池技術在單位價格、國產化率、生產節拍上均有提升。從單位價格上來看，該招標結果已低于 4.5億元 /GW 的水平。從國產化率來看，除了在清洗制絨環節有一半設備采用日本 YAC 公司的設備外，其余所有設備均為國產設備，國產化率已超過 95%，接近 100%。

從設備投資成本來看，2020 年 HJT 單晶硅太陽電池的設備投資成本仍約為 4.5 億元 /GW，雖相比 2019 年時的 10 億元 /GW 有較大降幅，但仍是PERC 晶體硅太陽電池設備投資成本的 2倍以上。預計 1～2 年后，隨著國產設備在新建投產線逐步穩定的生產，以及產能的逐步提升，設備投資成本有望降至 3 億元 /GW 以下。

1.4.2 漿料

減少銀漿的消耗量和提高低溫銀漿的國產化率是降低 HJT 單晶硅太陽電池成本的 2 個重要方面。

1) 無主柵、多主柵技術在 HJT 單晶硅太陽電池及光伏組件上的應用，使銀漿的消耗量快速減少。研究顯示，多主柵技術可使太陽電池端的光電轉換效率提升約 0.2%，可節省 25%～35% 正面銀漿的消耗量 [1]，將多主柵技術應用于 HJT 單晶硅太陽電池同樣可有效降低銀漿消耗量。采用5BB 技術的單片 HJT 單晶硅太陽電池的銀漿消耗量約為 300 mg、銀漿成本約為 1.9～2.1 元 / 片，采用 MBB 技術的銀漿成本約為 1.1～1.2 元 / 片。2020-2030 年低溫漿料消耗量的變化趨勢如圖 2所示。

2)“銀包銅技術”的商業化量產，將使銀漿消耗量降低 30%。

3) 提升串焊設備的精度，減小銀漿主柵上焊接點 ( 銀漿主柵上耗銀量較高的部分 ) 的大小，可節省主柵上的銀漿消耗量。

4) 國產低溫銀漿，比如常州聚和新材料股份有限公司、蘇州晶銀新材料科技有限公司、浙江凱盈新材料有限公司等生產的低溫銀漿產量釋放，打破了日本的壟斷，相較于高溫漿料的溢價將大幅消失。

1.4.3 靶材

通過提升靶材利用率、實現靶材規?；厥?、實現太陽電池背面以鋁摻雜的 ZnO 透明導電玻璃 (AZO) 替代和提升靶材國產化率 ( 如廣東先導稀材股份有限公司、長沙壹納光電材料有限公司等生產的靶材 ) 等降本方式來降低 HJT 單晶硅太陽電池的成本。

1.4.4 小結

預計到 2023 年，HJT 單晶硅太陽電池的生產成本將接近 PERC 晶體硅太陽電池的生產成本。2023 年達產的 HJT 單晶硅太陽電池的成本估算如表 3 所示。

1.5 薄膜太陽電池有其特殊應用場景，但仍不足以撼動晶體硅太陽電池在市場中的主流地位

從市場應用情況來看，薄膜太陽電池及光伏組件雖有其獨占市場，但規模較為有限。下文對其應用市場進行分析。

1) 光伏建筑一體化 (BIPV) 市場。薄膜太陽電池的一個重要優點是其適合制作為與建筑結合的光伏組件，即能實現 BIPV?？筛鶕枰谱鞒赏腹饴什煌碾p層玻璃封裝的剛性薄膜光伏組件，從而實現部分代替玻璃幕墻，而采用不銹鋼和聚合物襯底的柔性薄膜光伏組件可用于建筑屋頂等需要造型的部分。

一方面，薄膜太陽電池具有漂亮的外觀，且能夠發電；另一方面，用于薄膜太陽電池的透明導電薄膜 (TCO) 能很好地阻擋外部紅外射線的進入和內部熱能的散失，而雙層玻璃中間的 PVB 或 EVA 能夠有效隔斷能量的傳導，起到與低輻射玻璃相同的功能 [2]。在土地價格昂貴的地區，BIPV 是解決土地成本過高和減少電力輸送路徑的最佳方案。

2) 承載能力較弱的屋頂市場。薄膜光伏組件具有輕量化的特點，因此在一些不適宜安裝晶體硅光伏組件的屋頂上仍能夠架設采用薄膜光伏組件的光伏發電系統。以漢能生產的柔性銅銦鎵錫(CIGS) 薄膜光伏組件為例，其每平方米重量不超過 4 kg，非常適用于工業廠房、物流倉儲、機場、車站、展館、體育場館等荷載較小的輕鋼屋頂；而常規晶體硅光伏組件每平方米的重量超過11 kg，不適用于這些特殊的應用領域。

數據顯示，2020 年我國約 80% 的工業廠房及倉庫屋頂為輕鋼屋頂，其中荷載余量小于 15 kg/m2 的屋頂占 86%，無法安裝采用傳統的晶體硅光伏組件或玻璃基光伏組件的光伏發電系統，因此該市場是輕薄柔性薄膜光伏組件的獨占市場。按 2014 年統計的存量及增量屋頂面積中 20% 的安裝面積計算，薄膜光伏組件的需求大于 50 GW。

3) 移動能源市場。由于薄膜太陽電池可以使用不銹鋼或聚合物襯底來生產柔性薄膜光伏組件，因此通過將薄膜發電技術與電子信息產品、交通工具 ( 如輪船、房車等 )、戶外用品、航空航天等多個領域的數 10 種產品相結合，可以創造出具有廣闊市場前景的新興市場，即移動能源市場。

但目前上述 3 種市場的應用空間較為有限，主要體現在：1) BIPV 市場中，光伏組件與建材相結合，與建筑的設計、施工方面的結合更緊密，但相關的標準及監管措施尚空缺，也尚未形成成熟的商業模式，目前僅在部分商用與公用建筑上有示范性應用，離大規模應用階段尚需一段時間。與此同時，在碳達峰、碳中和背景下，最具有增長潛力的 BIPV 市場，晶體硅光伏組件企業也在積極進入，憑借其性價比優勢搶占柔性薄膜光伏組件的應用市場空間。

2) 承載能力較弱的屋頂市場在整個光伏市場所占份額并不高。3) 移動能源市場雖然整體量大，但單體規模小，以瓦為單位，且產品價格偏高，僅面向特殊需求，總體來看其市場需求在吉瓦量級。綜上所述可知，薄膜光伏組件的應用市場空間相對有限。

從光伏行業當前的實際情況也能看到，除美國 First Solar 公司外，大部分薄膜光伏組件企業為百兆瓦量級，年均出貨量不超過 100 MW，這與晶體硅光伏組件企業動輒 10 GW 以上的出貨量相比差距明顯。

從技術角度對各種太陽電池技術進行對比分析。

1) 目前薄膜太陽電池的性價比較低。目前已經量產的薄膜太陽電池，包括硅基薄膜太陽電池、CIGS 薄膜太陽電池、碲化鎘 (CdTe) 薄膜太陽電池、砷化鎵 (GaAs) 薄膜太陽電池等，在產品性價比上均無法同晶體硅太陽電池相競爭。目前，相較于晶體硅太陽電池，硅基薄膜太陽電池在產品性能與生產成本方面均無明顯優勢，且其技術提升空間有限，因此相關生產企業相繼減產或退出了該領域。

GaAs 薄膜太陽電池具有超高光電轉換效率，單結的實驗室最高光電轉換效率達到 29.1%，雙結的實驗室最高光電轉換效率達到 32.9%，六結的實驗室最高光電轉換效率達到39.2%；但 GaAs 薄膜太陽電池的生產成本較高，目前主要應用在對成本不敏感的軍事、航空航天等領域。主流的量產薄膜太陽電池，如 CIGS 薄膜太陽電池和 CdTe 薄膜太陽電池的光電轉換效率均低于晶體硅光伏組件的光電轉換效率。

有機薄膜太陽電池的制備工藝相對簡單，但受光電轉換效率較低的影響，近些年來發展緩慢，導致其光電轉換效率提升空間有限。疊層太陽電池的工藝復雜，產業化面臨較大難題。因此，在與晶體硅光伏組件重合的市場領域，薄膜太陽電池的競爭力較弱。

2020-2030 年各種太陽電池及光伏組件技術的光電轉換效率的變化趨勢如表 4 所示。

2) 薄膜太陽電池技術的封閉性特點使其在競爭中處于不利地位。晶體硅光伏組件的市場占有率高、產業鏈長且參與企業眾多，僅在中國就有上千家企業，通過不同產業鏈環節的技術進步為晶體硅太陽電池的技術創新與成本下降貢獻了力量，科研機構也相繼轉向高效晶體硅太陽電池技術的研發。

而薄膜太陽電池技術由于前期投入大、技術門檻高、產業鏈短，并且工藝高度集成于設備，使參與企業屈指可數，近幾年更是有多家企業相繼退出薄膜太陽電池的研發和生產，如中國臺灣的臺灣積體電路制造股份有限公司、德國的Wurth Solar 公司等。該類太陽電池技術的封閉性特點使其生產工藝掌握在少部分企業手中，相對于晶體硅太陽電池而言，薄膜太陽電池技術進步的推手力量單薄，這為薄膜太陽電池技術發展帶來了一定風險。

眾所周知，在平板顯示行業發展初期，盡管等離子顯示 (PDP) 技術相對薄膜晶體管液晶顯示 (TFT-LCD) 技術有較大技術優勢，但正是由于后者的參與企業數量多、范圍廣，而前者僅有日本松下公司一家企業在推動，最終導致PDP 技術被市場淘汰。同樣，薄膜太陽電池也需要警惕此類市場風險。

綜上所述，薄膜太陽電池尚不足以撼動晶體硅太陽電池的市場主流地位。

1.6 鈣鈦礦太陽電池有較大發展潛力，但商業化仍有技術問題待解決

2009 年首次制得鈣鈦礦太陽電池時，其光電轉換效率僅為 3.8%，經過 10 余年的發展，鈣鈦礦太陽電池的實驗室光電轉換效率已高達25.5%，鈣鈦礦 / 硅疊層太陽電池的實驗室光電轉換效率已達到 29.52%，其光電轉換效率增速在太陽電池行業中獨樹一幟。鈣鈦礦太陽電池除光電轉換效率高且提升迅猛之外，還兼具原材料豐富、成本低、技術工藝相對簡單、制造過程低碳環保等優勢。

近期的相關研究更是提升了鈣鈦礦太陽電池的穩定性和大面積鈣鈦礦太陽電池的光電轉換效率，使該太陽電池技術成為太陽電池領域中最令人期待也是最重要的技術新方向之一。但鈣鈦礦太陽電池及光伏組件的商業化仍存在障礙，具體體現在：

1) 大尺寸鈣鈦礦光伏組件的光電轉換效率亟待提升。目前，擁有較高光電轉換效率的鈣鈦礦太陽電池的尺寸均極小，因此如何把大尺寸、組件級別的鈣鈦礦光伏組件的光電轉換效率提升到與小尺寸時的光電轉換效率持平，同時使光伏組件保持一定的性能穩定性，是學術界和產業界共同關心的問題。

2) 材料本身的光致衰減問題仍待突破。造成鈣鈦礦光伏組件性能不穩定的因素主要包括鈣鈦礦在濕熱環境下其晶相傾向于由立方相(高性能)向斜方相 ( 低性能 ) 轉變，導致光伏組件的電性能下降；在長期光照情況下，鈣鈦礦容易發生離子遷移，使其晶格結構發生轉變，引起該類光伏組件的光電轉換效率降低。由于這屬于鈣鈦礦材料本身的特性，解決難度很大。

3) 商業化鈣鈦礦太陽電池和光伏組件的開發面臨挑戰。制作中等尺寸 ( 面積約為 10 cm2) 的光伏組件可使用絲網印刷、涂布和蒸發等方法，但大尺寸的鈣鈦礦太陽電池和光伏組件的生產對工藝的速度、穩定性和可擴展性都有更高的要求，這使進一步提高鈣鈦礦光伏組件的面積面臨諸多技術挑戰。

另外，鈣鈦礦光伏組件在不同領域應用時還需要考慮到特別的產品設計和生產的限制因素，包括基底類型、堆疊方式、各種材料、相應的沉積方法、互聯和封裝條件，以及耐用性等因素。因此，總體來看，鈣鈦礦太陽電池及光伏組件的商業化前景仍有很多障礙需要克服。

2 結論

本文基于當前涌現出的各類光伏發電技術路線，對未來光伏發電技術的發展趨勢進行了判斷及預測，并得出相關結論，以期為光伏企業選擇自身的技術路線提供參考。

1) PERC 晶體硅太陽電池是目前市場占有率最高的太陽電池類型，性價比優勢明顯，且仍有進步空間。

2) n 型晶體硅太陽電池技術是未來太陽電池技術的重要發展方向。

3) n-TOPCon 單晶硅太陽電池技術是有望快速實現量產的 n 型晶體硅太陽電池技術。

4) HJT 單晶硅太陽電池技術是有望在未來2～3 年內實現量產的 n 型晶體硅太陽電池技術。

5) 薄膜太陽電池有其特殊應用場景，但仍不足以撼動晶體硅太陽電池在市場中的主流地位。

6) 鈣鈦礦太陽電池有較大發展潛力，但商業化仍有技術問題待解決。