单晶和多晶硅材料对比调研投资展望分析报告.docx

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单晶和多晶硅材料对比调研投资展望分析报告

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2017年10月

正文目录

一、单晶和多晶，一场旷日持久的“战争”4

二、单、多晶硅材料的对比4

2.1材料质量的对比4

2.2材料制备技术的区别5

2.3材料加工成本的区别6

2.4单、多晶硅太阳电池技术对比7

三、光伏电站组件选型分析7

3.1晶硅电池组件电学性能对比7

3.2光伏发电系统土地占用情况9

3.3组件转换效率对光伏发电项目投资成本的影响13

3.4温度系数和功率衰减对系统发电量的影响17

3.5弱光响应对系统发电量的影响18

3.6单、多晶组件对光伏发电项目的影响19

四、风险提示20

图表目录

图1P型单晶硅片和P型多晶硅片的关键技术参数对比5

图2单晶硅拉棒和多晶硅铸锭的材料制备工艺对比6

图3金刚线切割的优势和在多晶硅切割时存在的问题6

图4常规晶体硅太阳电池产业化平均转换效率7

图5晶体硅太阳电池组件转换效率与功率的关系8

图6一线光伏制造厂商60pcs晶硅组件温度系数及功率衰减情况9

图8发电效率与用地面积的关系曲线11

图9Ⅰ类地形区固定式10MW光伏电站用地总体指标计算（110kV）12

图10线性插值法和拟合计算值偏离程度对比12

图11不同组件效率对应纬度40º时10MW光伏电站项目用地面积情况13

图1210MW光伏电站投资概算（不包含土地租赁费）13

图1310MW光伏电站项目采用不同效率的组件数量情况14

图1410MW光伏电站项目投资情况15

图15组件转换效率与光伏电站项目总投资的关系15

图16组件价格与光伏电站项目总投资的关系16

图17不同转换效率与组件价格的关系16

图18组件价差与组件功率的关系16

图19一线光伏制造厂商60pcs晶硅组件NOCT测试结果18

图20不同组件转换效率与光伏系统度电成本的关系单位：

元/千万时19

一、单晶和多晶，一场旷日持久的“战争”

随着光伏产业的持续快速发展，我国已连续多年位居全球新增、累计光伏装机规模最大的国家，拥有全球最大出货量的晶体硅太阳电池制造全产业链。

多晶硅电池组件在全球光伏市场长期保持着绝对主导地位。

而受益于单晶硅材料内在

的电学性能等优势，使其较多晶硅更易制备高效率电池，且随着单晶硅全面导入金刚线切割技术、国家“领跑技术基地”的推广建设以及项目建设土地资源价格的逐步提升，进一步推动了单晶热潮，从而使得近年单晶硅组件市场占有率逐步

提升。

但是光伏电站度电成本及其收益率情况才是选择单晶或多晶组件的最终考核指标。

那么，在光伏发电系统选型时，到底该选择单晶还是多晶，则需要从多个角度综合分析确认最终度电成本。

而本文将通过讨论单、多晶材料性质区别，光伏电站组件选型对土地占用面积、系统单位造价、总发电量、度电成本等因素的影响，综合分析单晶和多晶硅组件性价比优劣，为产业投资者提供参考。

二、单、多晶硅材料的对比

单晶硅制备方法分为直拉法（Cz）和区熔法（Fz），后者主要用于电子级硅材料的制备。

90年代后，德国瓦克发明了铸造多晶硅的方法，由于用其制备的多晶硅太阳电池性能与单晶硅太阳电池相近，但成本却远低于单晶硅太阳电池，因此多晶硅太阳电池的市场占有率逐步超越了单晶硅太阳电池。

随着近年单晶硅产业链中新技术的大量应用，单晶硅电池制造成本得到持续下降，而受益于国家“领跑者”政策的影响，促使单晶硅市场份额增长迅猛。

据EnergyTrend统计，2015年全球单晶硅市场份额约为18%，2016年大幅提升至24%，预计2017年或将提升至32%。

2.1材料质量的对比

杂质含量和晶体缺陷是衡量半导体硅材料质量的重要参数，其对制备晶硅太阳电池转换效率的影响非常大。

杂质含量主要包括氧、碳、氮和金属，缺陷包括位错和晶界。

硅材料中的氧元素容易和硼形成硼氧键，而硼氧键是P型晶硅电池光致衰退的主要原因。

由于单晶硅拉棒过程中使用石英坩埚的原因，致使单晶硅材料中的氧含量高于铸锭多晶硅，因此P型单晶硅太阳电池的光衰要高于多晶硅太阳电

池。

但目前发展的N型单晶硅太阳电池技术以及单晶PERC技术已可避免或基本解决光致衰退效应。

铸锭多晶硅的碳、氮和金属杂质以及位错密度、晶界缺陷都远高于单晶硅材料。

研究表明，金属杂质是少子寿命降低和光致衰减的原因之一，而当位错密度从104个/cm2提高到10-1056个/cm2时，硅材料的少子寿命将大幅降低，电池效率也将从16.8%下降到16.3%，降低0.5个百分点。

目前多晶PERC电池的热辅助光衰（LeTID）较单晶PERC电池的光衰（LID）严重的多。

因此，从材料质量的对比可以看出，单晶硅材料的优势非常明显，更利于制备电学性能优异的半导体器件。

目前，全球最大的单晶硅生产商隆基股份的P型单晶硅片平均少子寿命为388μs，氧含量为14.5ppma，碳含量为0.5ppma；N型硅片平均少子寿命为5676μs，氧含量为14ppma，碳含量为0.4ppma。

少子寿命远高于多晶硅片。

图1P型单晶硅片和P型多晶硅片的关键技术参数对比

2.2材料制备技术的区别

为解决单晶硅拉棒环节单次投料的局限性，连续加料（CCZ）技术成为主要的技术发展方向。

而多晶硅铸锭目前主要采用G6铸锭炉（6×6=36块方锭），下一步的发展方向为生产效率更高、质量更好、成本更低的G7、G8铸锭炉。

相较于单晶硅材料，由于多晶硅材料本身存在的诸多劣势而使得多晶硅太阳电池转换效率难以达到单晶硅太阳电池的高度，因此多晶硅铸锭的最终技术发展方向为以协鑫为代表的铸锭单晶硅。

图2单晶硅拉棒和多晶硅铸锭的材料制备工艺对比

目前市场上较好的8英寸连续投料单晶硅炉（共三次投料）的装料量为700kg，成晶率为95%，材料利用率为65%。

而目前多晶硅厂商主要采用的G6多晶硅铸锭炉一次装料量为850kg，成晶率达到100%，材料利用率为70%。

因此，1000kg的多晶硅原材料可制备单晶硅617.5kg，多晶硅700kg。

2.3材料加工成本的区别

在硅片加工环节的技术方面，目前单晶硅片和多晶硅片均采用多线切割的技术，而单晶硅切片已全面推广了金刚线切割工艺，使得切片总成本降低约50%，且切片成本仍有下降空间；由于多晶硅片采用金刚线切割时存在的一些技术工

艺问题，使得目前多晶硅切片环节仍未全面导入金刚线切割，且采用金刚线切割的切片成本下降空间也没有单晶硅大。

图3金刚线切割的优势和在多晶硅切割时存在的问题

2.4单、多晶硅太阳电池技术对比

2017年，26.6%的硅基太阳电池转换效率世界记录由日本公司Kaneka创造（硅基异质结）；德国Fraunhofer-ISE制备了25.3%的无聚光单晶硅太阳电池和21.9%的多晶硅太阳电池最高转换效率，超越了国内光伏企业天合光能21.3%的多晶硅太阳电池转换效率。

晶硅太阳电池实验室转换效率连创新高的情况下，产业化转换效率也在逐年提升。

结合实验室研究结果来看，未来产业化的晶硅太阳电池转换效率仍有一定的上升空间，且单晶硅材料更易制造高效率产品。

图4常规晶体硅太阳电池产业化平均转换效率

三、光伏电站组件选型分析

太阳电池的作用是通过光生伏打效应将太阳能直接转换为电能，是光伏发电系统中最核心的设备单元，价格占总投资约50%左右，对光伏发电项目收益率及度电成本影响最大。

因此，本节将从多个角度分析单、多晶硅电池组件对光伏发电项目年均息税前收益率及度电成本的影响。

3.1晶硅电池组件电学性能对比

为进一步促进光伏产业技术进步，2017年7月，国家能源局、工信部和国家认监委发布《关于提高主要光伏产品技术指标并加强监管工作的通知》（国能发新能〔2017〕32号，以下简称《通知》），要求自2018年1月1日起，新投产并网运行的光伏发电项目的光伏产品市场准入门槛应在《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》（国能新能〔2015〕194号）的基础上将单晶和多晶电池组件的转换效率分别提高至16.8%和16%；“领跑者”技术指标分别提高至17.8%和17%。

同时，单、多晶组件功率首年衰减率分别不高于3%和2.5%，后续年内衰减率均不高于0.7%。

《通知》附件主要技术指标说明中明确晶硅组件面积为光伏组件含边框在内的所有面积。

对于常规铝边框组件，60pcs电池片组件尺寸按照1650*992mm，72pcs电池片组件尺寸按照1960*992mm。

因此，根据公式：

光伏组件光电转换效率=（标准测试条件下组件最大输出功率/（组件面积*1000W/m））*100%2计算可得不同转换效率对应的晶硅组件功率，实际使用时需考虑晶硅组件分档按5瓦一个级别。

图5晶体硅太阳电池组件转换效率与功率的关系

太阳电池组件的最大功率温度系数表示组件温度每上升一度功率下降的百分比，对光伏发电系统发电量的影响也比较大，尤其在环境温度较高的地区。

根据查阅一线生产厂商的组件产品性能参数可知，单晶硅组件的最大功率温度系数

均为-0.41~-0.39%/℃，多晶硅组件的最大功率温度系数为-0.41~-0.40%/℃。

从目前单晶龙头隆基乐叶生产的高效组件Hi-MO1功率首年衰减率仅为2%，后续年内衰减率为0.55%，领先于业内晶硅电池组件厂商，远优于国家“领跑者”技术指标。

2017年4月，乐叶光伏在SNEC光伏大会上展示了Hi-MO2高效单晶PERC双面电池，首年光衰低于2%，平均年衰减低于0.45%。

图6一线光伏制造厂商60pcs晶硅组件温度系数及功率衰减情况

3.2光伏发电系统土地占用情况

由于单晶硅组件效率高于多晶硅，因此建设相同规模的光伏发电系统时可以节约大量土地资源，而对于目前建设用地价格呈现出逐步上升的态势，使得高效率的单晶组件更吸引投资者的关注，尤其在建设场址面积有限的情况下，如分布式光伏发电项目。

图7Ⅰ类地形区固定式10MW光伏电站用地总体指标一（110kV）单位：

公顷

2015年12月，国土资源部发布《关于发布《光伏发电站工程项目用地控制指标》的通知》（国土资规〔2015〕11号，以下简称《通知》），自2016年1月1日起实施，有效期5年。

文件对光伏发电工程项目用地总体指标按Ⅰ类地形区、Ⅱ类地形区、Ⅲ类地形区，根据不同纬度、不同组件效率、不同并网电压等级分别予以规定。

其中，Ⅰ类地形区是指地形无明显起伏，地面自然坡度小于或等于3度的平原地区；Ⅱ类地形区是指地形起伏不大，地面自然坡度大于3度但小于或等于20度，相对高差在200m以内的微丘地区；Ⅲ类地形区是指地形起伏较大，地面自然坡度大于20度，相对高差在200m以上的重丘或山岭地区。

为便于分析，本节选取纬度在30度、40度，110kV电压等级并网的Ⅰ类地形区固定式10MW光伏电站用地总体指标作为分析基础。

《通知》规定未列出发电效率和纬度的光伏电站项目总用地面积可采用线性插值法进行计算。

不同纬度用地面积计算公式为：

用地面积=A+（B+A）×（c-a）/b

A：

表中光伏电站相同发电效率相邻区间低纬度用地面积；

B：

表中光伏电站相同发电效率相邻区间高纬度用地面积；

a：

表中光伏电站相同发电效率相邻区间低纬度的度数数值；

b：

光伏电站所在纬度区间的差值；

c：

光伏电站所在地纬度的度数数值。

参考上述公式，列出采用线性插值法进行计算的不同效率用地面积公式如下：

用地面积=A1+（B1-A1）×（c1-a1）/b1

A1：

表中光伏电站相同纬度相邻区间低发电效率用地面积；

B1：

表中光伏电站相同纬度相邻区间高发电效率用地面积；

a1：

表中光伏电站相同纬度相邻区间低发电效率的度数数值；

b1：

光伏电站所在发电效率区间的差值；

c1：

光伏电站所在地发电效率的效率数值。

为进一步精确计算出《光伏发电工程项目用地控制指标》中未列出的不同纬度、不同发电效率对应的用地面积，分别对纬度为30º和40º的“发电效率-用地面积”曲线进行拟合可以得到公式：

30º：

y=199.840.898（=0.9997）

40º：

y=316.670.93（=0.9998）

图8发电效率与用地面积的关系曲线

用《通知》给出的线性插值法及上述拟合公式可以进一步计算出不同纬度下，转换效率从8~30%之间未列出的用地面积数值。

用《通知》给出的线性插值法及上述拟合公式可以进一步计算出不同纬度下，转换效率从8~30%之间未列出的用地面积数值。

图9Ⅰ类地形区固定式10MW光伏电站用地总体指标计算（110kV）

从结果可以看出，采用线性插值法计算的用地面积值均大于拟合公式计算值，因此，为更好分析光伏发电项目用地面积指标情况，需与《光伏发电工程项目用地控制指标》中已列出的数值做对比，以判断计算结果的偏离误差程度。

通过不同计算方法对比纬度40º的光伏发电项目在不同发电效率下对应的用地面积数值偏离程度可知，采用线性插值法计算结果偏离程度整体上要大于拟合计算结果，且线性插值法偏离程度随发电效率的增加而减小，而拟合计算结果

的偏离程度相对较离散。

因此，本节在计算组件不同发电效率对应的占地面积时，将采用《光伏发电工程项目用地控制指标》中已列出的用地面积数值以及拟合计算的未列出用地面积数值。

图10线性插值法和拟合计算值偏离程度对比单位：

公顷

假设Ⅰ类地形区每亩土地年租赁费用为800元，则可计算出不同发电效率下对应10MW光伏电站项目的占用土地费用及土地租赁成本。

图11不同组件效率对应纬度40º时10MW光伏电站项目用地面积情况

3.3组件转换效率对光伏发电项目投资成本的影响

为更好的分析组件转换效率与光伏发电项目投资成本的关系，本节将以王斯成在“光伏产业2016年回顾与2017年展望”会议中提出的10MW光伏电站投资概算情况为基准，假设其采用的是效率16.2%的60pcs多晶硅电池组件。

同时，

分析过程并未考虑组组件转换效率衰减、温度系数等的影响。

图1210MW光伏电站投资概算（不包含土地租赁费）单位：

万元

在同一厂址投资相同规模的光伏发电系统，组件转换效率越高，相应的系统所需的组件数量越少，占用土地面积减小，支架、线缆、方阵基础等工程安装也会减少，则对应的设备及工程费用将随之降低。

图1310MW光伏电站项目采用不同效率的组件数量情况

以10MW光伏电站项目为例，组件转换效率每提升1个百分点，则组件数量环比增长5个百分点左右。

由此推算，光伏电站项目用组件转换效率每提升1个百分点，则相应的组件安装、支架和安装、方阵基础、电缆及铺设等费用将同

步降低5%左右。

图1410MW光伏电站项目投资情况

若10MW光伏电站选择265瓦的组件，项目总投资为7268万元，以其为基准通过计算可知，随着电站选用组件转换效率的提升，项目总投资也基本呈现出线性下降趋势。

当组件价格逐步升高时，若要降低或保持项目总投资，则需选

用更高转换效率的组件。

图15组件转换效率与光伏电站项目总投资的关系

目前来说，组件转换效率越高，则对应的每瓦价格会越高。

因此，若要维持以16.2%的基准转换效率得到的项目总投资收益水平，则需要知道组件价格上涨与对应的组件转换效率提高的关系。

可以通过组件转换效率与光伏电站项目总

投资呈现出的基本线性关系，计算出基准投资水平下，提价后的组件对应的转换效率或组件功率。

通过组件价格与光伏电站项目总投资的线性关系，可计算出基准投资水平下，更高组件转换效率对应的价格上涨情况。

图16组件价格与光伏电站项目总投资的关系

以3元/瓦价格的265瓦组件为基准，从不同转换效率与组件价格关系的计算结果来看，当项目采用更高效率的275瓦、280瓦、295瓦、310瓦和330瓦组件可承受的组件价格涨幅分别为0.075元、0.141元、0.288元、0.455元和0.645

元。

图17不同转换效率与组件价格的关系

从组件差价与组件功率的计算结果来看，当组件价差分别为0.2、0.4、0.6和0.8元/瓦时，若项目要保持性价比优势则需采用的组件功率分别为286瓦、306瓦、325瓦和344瓦。

图18组件价差与组件功率的关系

3.4温度系数和功率衰减对系统发电量的影响

本小节将通过单、多晶硅组件的温度系数和功率衰减参数，分析其对光伏发电系统总发电量的影响。

查询部分全球一线光伏组件厂商信息可以得到，单晶组件温度系数参数为-0.39%/℃，多晶组件为-0.41%/℃。

以隆基乐叶为代表的高效单晶组件首年衰减率为2%，后续年衰减率0.55%。

多晶硅组件首年衰减率均为2.5%，后续年衰减率各厂商均有不同，但也基本保证25年衰减率不高于20%，因此考虑其后续年衰减率以2018年实行的0.7%的最新指标为准。

各厂商的组件温度系数均为标准测试环境（STC测试，即辐照度1000W/m，电池温度25℃，光谱AM1.5）下获取的数值。

2华中科技大学的刘锴在《基于光伏组件特性与温度建模的光伏阵列特性预测》硕士学位论文中提出了综合考虑辐照度、风速等对光伏发电系统输出特性的影响，对组件工作温度进行了预测建模，但由于其计算公式较为复杂，因此本节依然采用常用的工程预测计算法求解光伏组件板温度：

=+25

其中，TC为光伏组件温度，Ta为环境气温。

由此可以看出，在同一厂址采用不同类型的光伏组件，其实际工作温度将升高25℃。

（1）不考虑组件功率衰减的影响时，光伏系统25年总发电量计算公式为：

=××（1+∆ℎ×25

其中，W0是总发电量，P0是系统容量，η0是系统总效率，T0是温度系数，ΔT是组件温度上升度数，h是光伏系统年利用小时数。

本文讨论将取ΔT为常数25。

经计算可知，采用单晶硅-0.39%/℃和多晶组件-0.41%/℃温度系数的组件，将使得光伏系统发电量相差0.5%。

根据北京低碳清洁能源研究所的张传升在《北京地区多种光伏组件发电性能对比试验研究》中表明，多晶硅组件的表面温度在多数时间高于单晶硅和薄膜电池，尤其在中午（一天中辐照度值最大的时间）的表面温度要高于其它光伏组件5℃以上。

因此，光伏系统实际运行中，采用单晶硅或多晶硅组件的光伏系统发电量差值比上述计算结果还要大一些。

（2）若考虑组件功率衰减的影响时，光伏系统25年总发电量计算公式为：

=∑××（1+∆ℎ×（1−1=××（1+∆ℎ（）（）×[1−+∑1−]

其中，S0是首年衰减率，S1是后续年衰减率。

经计算可知，采用单、多晶硅组件功率衰减将使得光伏发电系统发电量相差2.25%。

则考虑温度系数和功率衰减对光伏发电系统总发电量的影响时，采用单晶硅组件比多晶硅组件的系统25年总发电量增加约2.75%。

3.5弱光响应对系统发电量的影响

各光伏组件厂商不仅给出标准测试环境（STC）下的测试结果，而且同时也会提供电池片标称工作温度条件（NOCT，即辐照度800W/m，环境温度20℃，光谱AM1.5，风速1m/s）2的测试结果。

在一天的日照中，有约一半甚至更多时间的光照强度处于1000W/m2以下，而光伏组件具有较好的弱光响应特性时，将拥有更高的发电量。

图19一线光伏制造厂商60pcs晶硅组件NOCT测试结果

由于每日对应时刻的光照强度未有定值，因此本节只能参考已知NOCT测试结果，分析单晶硅和多晶硅组件的弱光响应能力对光伏发电系统发电量的影响。

从NOCT测试结果来看，各大光伏组件制造商由于采用的技术工艺差别，使得

各自产品存在稍有差别的NOCT值，故而在分析弱光响应对系统发电量影响时应着重对比同一厂商的产品。

因而可知，单晶硅组件的弱光响应要优于多晶硅组件。

3.6单、多晶组件对光伏发电项目的影响

假设光伏发电项目贷款利率为6%，还贷期为15年，年折旧率为3.8%，税金及附加税率为6%，年利用小时数为1500小时。

财政部和国家税务总局在《关于执行公共基础项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》（财税【2008】46号）

文件中指出，太阳能发电新建项目自取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。

因此，通过前面章节综合分析单、多晶硅电池组件关键参数对系统整体发电量的影响

程度，可获得相同组件价格下，光伏发电系统采用不同转换效率、不同类型组件时的平均度电成本。

图20不同组件转换效率与光伏系统度电成本的关系单位：

元/千万时

从平均度电成本的结果可以看出，同等规格的单晶和多晶组件在同一转换效率或功率下，采用单晶组件的光伏发电系统度电成本优于采用多晶组件的光伏发电系统。

设定同等规格的单晶组件功率以15瓦为一层级高于多晶组件，当组件

价差为0.2元每瓦，采用不同单晶组件的光伏系统度电成本依然优于多晶组件系统；当组件价差达到0.4元每瓦，若单晶光伏系统度电成本要低于多晶，则单晶组件功率需高于多晶组件30瓦。

四、风险提示

（1）多晶硅技术突破的风险；

（2）弃光限电的风险；

（3）政策变动的风险。