北极星太阳能光伏网经济性分析 HIT量产到底有多远？

　　整体提高发电量5.5-10%。不仅如此，其效率不受硅片厚度影响，即使是减薄到100um左右:即短路电流的损失可以通过开路电压补偿回来，柜子背板依赖的是超低表面复合。非晶硅沉积主要考虑为薄膜均匀性、氢含量、光敏性。ITO技术在平板显示中的应用与HJT的应用差别不大，不管是国产的磁控溅射设备，还是靶材的供应商，在平板显示行业都已经比较成熟，所以这块降本空间较大。PVD正/背面均需要2-6个ITO靶材，目前单片成本在0.4-0.5元之间。所以当前310WPERC组件1.79元/pcs，则HJT组件合理价格为2.21元/pcs，实际价格为2.47元/pcs，相变蓄热装置可以发现尽管是在面积成本相对高的地方，目前HJT组件仍未到具备经济性的阶段。两种主流工艺PECVD和HWCVD（热丝化学气相沉积）：HWCVD优势明显：对界面轰击较小，新能源小项目薄膜质量较好，对硅片钝化较好，但劣势也比较明显，均匀性较差且维护成本较高。另一方面，Voc较高带来较高的转换效率，节省了一系列BOS成本中的面积相关成本。由于它们的双面率高达93%，可以比双面率为82%的标准组件多收集2%的能量；HJT全程采用低温工艺，低温银浆价格较高，而且目前HJT电池银浆耗量大约是传统电池的3倍，所以既可以国产化降价，又可以结合组件技术减少耗量：16年松下主推RCA清洗，目前采用臭氧+双氧水清洗。展望1-2年后，若HJT主流组件达到360W，PERC达到330W（2.1元/W），HJT相组件的附加价值则达到0.5元/W（越来越高）。一片厚度为130-140um的高质量n型硅片可以做到与一片厚度为170-180um的PERC单晶p型硅片相同的价格，未来成本下降空间较大。薄片化也是降低硅片成本重要方式。现阶段低温银浆价格高主要是生产量太低、厂商太少，一旦HJT产能突破将一解百解。HJT表面金属化主要有丝网印刷和镀铜工艺。任何一种技术都要经过从研发到中试、再到量产的过程，在这过程中会出现成本等各种量产方面的问题，太阳能电池板，太阳能设备，并最终研究出解决方法。根据钧石实测数据，HJT双玻比PERC双玻发电量提升7%，也验证这一结论。

　　根据国电投数据，硅片厚度每降低20um，单片含硅成本下降约0.25元、产能提升约7%。②无PID、LID提高1.2-3%；文章内容仅供参考。此外仍需注意的是，上述提及的材料成本等，均是基于设备uptime90%、良率95%以上的中试线数据测算，从中试线到量产线推广最大的问题仍是产线运行稳定性，这也是目前最亟待解决的问题，准确来说HJT的推广之路，第一步是先确定稳定生产的技术，第二步才是通过规模效应降低成本。结合4大环节耗材成本情况，我们可以测算出：目前HJT电池片非硅成本若采用RPD工艺约0.659元/W，采用PVD工艺约0.627元/W，HJT电池片非硅成本仍比主流PERC高0.3-0.4元/W，降成本仍是长远之路。能够总结规律并作出经济性测算，主要聚焦在行业层面，也就是HJT电池片非硅成本测算。杜邦、Soltrium、常州聚和等都有相关产品，将显著降低银浆价格。第二层面是公司层面，很大程度上是分摊管理、财务和销售费用，太阳能设备，生产异质结的企业，一定要有较大规模，从生产成本方面来看，其实与规模并无直接关系，单瓦成本是固定的，不过上规模后供应商方面是会降价的，这部分效果因公司而异。由于没有量产，生产不具备规模效应。目前单片成本集中在0.03-0.05元，未来有望下降到0.01-0.02元。硅片太阳能光伏网声明：此资讯系转载自电力网合作媒体或互联网其它网站，太阳能光伏网登载此文出于传递更多信息之目的，并不意味着赞同其观点或证实其描述。两项相加的结果是0.43元/W，就是现阶段HJT组件自带的附加价值（并未体现在价格中）。

　　④弱光效应提高0.3%-1%：由于HJT有着更高的电压，同时PN结内不存在金属杂质(带来更好的二极管理想因子)，硅片与丝网印刷PN结相反，根据应用环境的不同，在低辐照条件下可以获得0.3-1%的额外能量(因为相对压降更低)。对于HJT技术，采用低温或无应力制程可以比使用标准硅技术更容易抓取更薄的硅片。放眼未来，光伏电站建设过程中和面积相关的一系列成本是很难继续降低的，有一些和“人”直接相关的成本（如安装、维护）由于人力成本的持续上升甚至可能出现不断上升的窘境。如今考虑HJT技术，太阳能门户，不能仅站在电池片环节，而应该从整个产业链出发。我们采用HJT组件相对于PERC组件发电量多7%的保守数据，以PERC组件主流310W（0.26美元/W），HJT330W（0.36美元/W）测算：降低银浆耗量主要通过结合多主栅、叠瓦等技术，采用MBB比5BB成本降幅50-70%。其中，EPC项目业主单位以国企/央企为主，这也从侧面反映出，在竞价及平价项目中，国有企业已经成为绝对的主力。除了非硅成本外，N型硅片也是HJT电池成本较高的重要原因，厚度180微米的n型硅片通常比p型硅片高出5-8％，主要原因在于n型与p型的主要差异是在坩埚内的提拉次数（只需要3次，而不是5次）更少，本质上并没有区别，只是N型硅片目前的市场需求较少而导致单价更高，随着HJT的规模扩大，形成规模效应后，N型硅片的成本也会降下来。两方面作用下将显著降低LCOE，HJT组件应享有更高的单瓦成本，那高出幅度多少？正是本文研究重点：太阳能光伏网讯:HJT各种优点，蓄热材质归根结底在于降低了用户端的LCOE，HJT在经济性上优势多大，现在是否已经具备经济性，需要量化估算得出结论：但目前HJT电池制绒添加剂成本还是较高，原因在于主要还是靠进口添加剂，采用双氧水+臭氧单片成本在0.22-0.3元之间。规模效应又存在两个层面，第一层面是行业层面，随着HJT产能攀升，相应的浆料、靶材、设备等都会因更多厂家进入大大降低成本；现阶段TCO制备工艺主要为PVD与RPD。③双面率提升2%：用合适工艺电池的HJT组件在光浸润测试下的填充因子和Voc都有轻微的提升。添加剂本身的成本非常低，目前国内相关厂家也在研究制绒添加剂并已有所突破，所以相关降幅可达80%以上。

　　进一步降低光伏电成本的最有效突破口便是提升单位面积内的功率和提升同等功率下的发电能力。目前看来，能完美满足这一要求的电池路线就是HJT。我们从“制绒清洗-非晶硅沉积-TCO膜制备-表面金属化”四个环节，拆解分析HJT电池片非硅成本：（2）BOS（与面积相关）成本下降带来的附加价值：HJT单位面积功率更大，使得下游电站建设过程中和面积相关的BOS成本（例如土地、运输、安装、桩基、支架等）得到更有效的摊低，根据Solarwit数据，这块成本按照不同项目类型、不同项目区域有很大差异，通常介于400-1000元之间。RPD正/背面均需要2个IWO/ICO靶材，进口靶材成本在0.6-0.7元，国产化后有望降到0.2-0.3元。本文统计了9月至今日发布的共计2.85GW光伏电站EPC以及1.9GW组件开标信息。我们采用800元/pcs的面积成本的假设，由于同瓦数的面积相关成本降低，HJT组件附加价值为0.31元/W。（1）发电量更多带来的附加价值：由于优秀的温度系数，没有PID、LID导致的衰减现象（仅有老化衰减），以及超过90%的双面率，所以与PERC组件同瓦数情况下发电量更多，根据PV-tech实测数据：①温度系数提升2-6%：HJT更优的温度系数可以获得比系数值为-0.38%/℃的PERC组件高2-6%的额外电能，并且在热带地区的双面单轴跟踪太阳能系统上获得6%的额外电能；具体来说，中广核603MW、硅料是什么东西广州发展410MW、中节能345MW、晋能集团220MW，中民投200MW、湖北能源集团190MW、华能180MW目前HJT电池片成本较高的原因：市场没有看清可量产化技术路线，太阳能设备，因而仍没有推广；PECVD分RFCVD（射频等离子体化学气相沉积）与VHFCVD（甚高频等离子体化学气相沉积），差异主要是射频频率，总体来说RFCVD沉积非晶硅均匀性较好，但成膜质量不如VHFCVD，并且对硅衬底的轰击也强于VHFCVD。柜子背板HJT电池形成的组件，一方面，由于优秀的温度系数，没有PID、LID导致的衰减现象（仅有老化衰减），以及超过90%的双面率，所以与PERC组件同瓦数情况下发电量更多；以PERC为例：行业用了大约五年的时间来降低单晶PERC的技术成本，从最初每家企业先做中试线，尝试不同的技术路线，到产品小批量产出后进行各种性能测试，直到18年实现成本的大幅下降，这是非常典型的新一代技术从研发到量产的发展过程。臭氧+双氧水工艺在大批量生产验证后清洗效果较为稳定，并且在去除氨氮工艺后污水处理与化学品成本大大降低，是现在最佳的清洗工艺，其总体化学品成本已经贴近PERC电池清洗成本。