電池片是決定組件效率和成本的核心器件，對于光伏發(fā)電成本的下降具有關鍵性的作用。
文/每日財報 蘇鋒
根據(jù)隆基綠能官方信息，近日經(jīng)德國哈梅林太陽能研究所（ISFH）測試，隆基 M6全尺寸電池光電轉換效率達 26.50%，創(chuàng)造了大尺寸單結晶硅光伏電池效率新的世界紀錄。
光伏電池的變革，迎來新的里程碑。
效率是目的
光伏產業(yè)可以分別為硅料、硅片、電池、組件和光伏系統(tǒng)等環(huán)節(jié)，其中硅料與硅片環(huán)節(jié)為產業(yè)上游，電池片與光伏組件為行業(yè)中游，下游為發(fā)電系統(tǒng)。
在硅料環(huán)節(jié)，工業(yè)硅被提純成為光伏級多晶硅料；在硅片環(huán)節(jié)，多晶硅料被加工成為單晶硅棒或多晶硅錠，再經(jīng)過截斷、開方、切片等工藝，得到單晶硅片或多晶硅片；在電池片環(huán)節(jié)，硅片經(jīng)過制絨清洗、擴散制結、刻蝕、化學氣相沉積和絲網(wǎng)印刷、燒結等步驟，得到硅基光伏電池片；在組件環(huán)節(jié)，光伏電池片將與光伏膠膜、光伏玻璃背板等組裝在一起，得到可以應用于下游光伏電站的光伏組件。
電池片是太陽能發(fā)電的核心部件，通常分為單晶硅、多晶硅、和非晶硅電池片，由于晶體硅電池具有光電轉換效率高、工藝成熟、原料儲量豐富等優(yōu)點，因此目前晶體硅電池片占有主要市場份額，占有太陽能電池 95%的市場。
光伏發(fā)電成本的下降取決于光伏電站成本的下降，目前的光伏電站成本主要由光伏電站建設成本和運維成本構成，由于光伏發(fā)電不消耗燃料，因此運維成本較低。電站建設成本由非技術成本、關鍵設備成本、建安費用和組件成本構成，其中組件成本占 46%左右，非技術成本約 14%，關鍵設備成本和建安費用合計占 40%。
《每日財報》注意到，電池片是決定組件效率和成本的核心器件，對于光伏發(fā)電成本的下降具有關鍵性的作用。
硅基光伏電池以襯底材料進行分類可以分成 P型電池和N型電池。
目前比較典型的P型電池包括 BSF電池、PERC電池、PERC+電池等，典型的 P 型電池包括TOPcon電池、HJT電池、IBC電池等。
P型電池主要有BSF電池和PERC電池兩種。
2015年之前，BSF電池占了總市場的90%，是絕對的主流。2016年之后，PERC電池接棒起跑，到2020年，PERC電池在全球市場中的占比已經(jīng)超過85%，BSF電池淘汰出局。在此期間，電池轉換效率從不足20%提升到超過23%。
根據(jù)ISFH的數(shù)據(jù)，PERC、HJT、TOPCon電池的理論極限效率分別為24.5%、27.5%、28.7%。到2030年，N型電池的轉換效率將超25.5%，比P型電池高出1個百分點以上。
根據(jù)《中國光伏產業(yè)發(fā)展路線圖(2021 版)》預測，N 型單晶硅片的市場占比將從 2021 年的 4.1%迅速增長到2025 年的 25%，到 2030年 N 型單晶硅片的市場占比將接近 50%。
降本是關鍵
N型電池固然效率高，但成本卻制約了產業(yè)化歷程。
保持光伏電站LCOE（平準化度電成本）、IRR（內部收益率）不變的情況下，同一轉換效率下的TOPCon電池可以比PERC電池的價格高16.5%，HJT則還要高。
銀漿和設備是N型電池成本高的主要原因。
根據(jù)《中國光伏產業(yè)發(fā)展路線圖（2019 版）》的數(shù)據(jù)， 2019年國內P型電池漿料的耗用量為114.7mg/片（M2 規(guī)格電池），其正銀約83mg/片，背面銀漿的耗用量約為正面銀漿的 38%，約32mg/片（M2硅片）。
基于正面銀漿 4150元/kg，背面銀漿2750元/kg進行測算，每片電池需要需 要銀漿的價值量為0.43元/片。假設電池每片功率為5.4W/片，對應每W成本 0.08 元。而目前國內電池的非硅中樞成本普遍介于0.25-0.3元/W左右，因此成本占非硅材料比重達到 30%左右，屬于電池生產環(huán)節(jié)中相對重要的輔材。
HIT 是天然的雙面電池，由于目前 HIT未得到量產，其正銀和背銀均采用 150mg 的低溫銀漿制成，雙面低溫銀漿的消耗量將達到 300mg/片，是單晶 PERC 電池的 2.62倍。
目前銀漿環(huán)節(jié)的降本正在有序進行。
根據(jù)華晟新能源官方信息，近期華晟已通過對 SMBB等技術的應用將 M6單片銀漿耗量降低至 150mg/片以下，疊加電池轉換效率與產線產量的提升，我們測算近期 HJT 電池非硅成本已下降至約 0.35-0.4 元/W區(qū)間，相比于去年同期降幅約 40%。
在漿料耗量方面，隨著SMBB 的進一步成熟與鋼板印刷的應用，預計年內 HJT 電池銀漿耗量有望下降至 120-130mg/片；在銀耗量方面，銀銅混合漿料預計年內逐步開始批量應用，有望將銀耗降至 100mg/片以下；此外隨著漿料國產化的推進，低溫漿料與高溫漿料之間的價格差亦有望縮進。
整體而言， HJT電池非硅成本有望在 2022年底降低至約 0.3元/W，后續(xù)有望進一步降低至 0.25元/W。
HJT 電池轉換效率每提升 1%，在不同應用場景下可增加組件溢價空間0.05-0.15 元/W 不等，且對組件整體功率的提升亦可攤薄組件環(huán)節(jié)的單位制造成本。結合電池非硅成本、硅成本以及效率提升對組件端成本降低的促進，預計 HJT 組件端整體成本有望在 2022年底至2023H1貼近PERC 組件，從而降低應用 HJT 組件的光伏電站的 LCOE，進一步擴大終端電站業(yè)主的接受面并逐步進入大規(guī)模替代周期。
根據(jù) PV Infolink 統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2021 年全球前五大電池片制造商為通威、愛旭、潤陽、中宇和潞安，除去電池片專業(yè)制造商以外，隆基股份、天合光能、晶澳科技、晶科能源等組件生產商在光伏產業(yè)鏈多個環(huán)節(jié)進行布局，也具有電池片產能，可以提前關注。
媒體來源：每日財報網(wǎng)
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