N型异质结电池HJT行业分析报告.docx
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N型异质结电池HJT行业分析报告
2019年N型异质结电池HJT行业分析报告
2019年1月
目录
一、HJT电池是光伏行业的下一个大风口4
1、光伏牛市牛股复盘4
（1）光伏牛市来自于需求阶段性超预期4
（2）光伏牛股来自光伏牛市下的技术优势企业6
2、光伏技术变革：
从硅片转移到电池7
二、HJT电池原理9
1、太阳电池的原理9
2、太阳电池的转换效率决定因素10
3、太阳电池的分类11
4、太阳电池结构12
三、HJT转化效率高14
四、HJT电池的制造16
1、工艺设备材料拆解：
常规单晶铝背场电池17
2、工艺设备材料拆解：
单晶PERC双面电池19
3、工艺设备材料拆解：
HJT电池21
五、HJT的经济性22
1、HJT的平准化度电成本已与PERC基本相同22
2、HJT的平准化度电成本还有较大下降空间23
六、HJT的量产进度25
异质结电池是光伏行业的下一个大风口。
光伏产业链近年来快速发展的本质是技术驱动降本提效。
目前单晶趋势已经确立，P型电池提效进度放缓，N型电池效率提升潜力大。
展望未来，我们认为光伏行业最值得期待的变革在于电池环节将由P型电池转向N型电池，其中异质结电池以其效率高、降本潜力大最有潜力成为光伏行业下一个大风口。
核心优势：
效率高！
根本原因在于异质结结构禁带宽度大。
太阳电池转换效率可以表示为开路电压、短路电流和填充因子三个参数的乘积。
其中开路电压取决于内建电场强度，继而最终取决于电池材料本身的禁带宽度。
异质结电池禁带宽度为1.7-1.9eV，远高于晶硅同质节电池的1.12eV，因而异质结电池具有较高的开路电压，从而具有较高的电池效率。
工艺：
核心工艺与PERC完全不同。
异质结电池四步核心工艺为清洗制绒、非晶硅薄膜沉积、导电膜沉积、印刷电极与烧结。
与PERC工艺的区别在于：
1）非晶硅薄膜沉积环节，使用PECVD或RPD沉积本征氢化非晶硅层和P型/N型氢化非晶硅层；2）镀膜环节使用PVD沉积TCO导电膜；3）印刷电极方面需使用低温银浆；4）烧结过程需控制低温烧结。
成本：
设备与耗材未来降本空间大。
目前异质结电池成本主要来自硅（47%）、浆料（24%）、折旧（6%）、靶材（5%）。
具体来看：
1）硅成本降低空间主要来自硅片减薄，未来减薄空间45%；2）浆料成本降低空间主要来自减量和降价，未来减量空间40%、降价空间30%；3）折旧方面，目前单位产能的设备投资是PERC的2倍，未来可降至与PERC持平。
度电成本已与PERC基本相同。
在组件投资方面HJT高于PERC，但由于HJT效率较高，所需组件个数较少，支架和逆变器等非组件投资低于PERC，最终总的初始投资比PERC高10%。
同时由于高效低衰，HJT全生命周期发电量高于PERC，使得最终二者的平准化度电成本已基本相同。
大规模量产计划2-3年内落地，产业化进度超预期。
目前已经量产或计划量产HJT电池的企业有近20家，大多尚处于中试阶段。
目前全球规划产能超10GW，实际产能约2GW。
预计规划产能在未来2-3年内逐步落地，HJT产业链成熟度会快速提高，从而推动设备及材料价格下降，使HJT经济性占优。
关注布局N-HJT的电池企业。
一、HJT电池是光伏行业的下一个大风口
通过分析光伏行业上一轮行情，我们发现光伏行业性牛市主要来源于供需的阶段性失衡，以及由此带来的价格超预期稳定甚至上涨。
在光伏行业性牛市的大背景下，光伏牛股出现在具备技术领先优势从而导致成本优势明显的企业当中。
1、光伏牛市牛股复盘
（1）光伏牛市来自于需求阶段性超预期
回顾2017下半年的光伏行业，可以发现光伏牛市来源于下游需求（装机）的阶段性超预期。
对比2016年和2017年：
2016年——装机：
由于光伏标杆电价在6.30下调，使得6.30前的6月出现明显的抢装并网潮，6月单月装机近10GW，而5月只有2GW。
但6.30后的7月、8月，装机则断崖式下跌到单月不足1GW，持续到11月。
2016年Q3装机下滑严重。
2016年——价格：
6.30后，硅料价格在7月、8月小幅下降，9月断崖式下跌。
硅片价格在7月小幅下降，8月、9月大幅下跌。
2016年Q3产业链价格下滑严重。
2017年——装机：
同样由于光伏标杆电价在6.30下调，使得6.30前的6月出现明显的抢装并网潮，6月单月装机近12GW，而5月只有接近3GW。
但7月、8月的装机出现了超预期。
由于已确定电价的领跑者项目并网截止日期为9.30，且分布式需求强劲，导致7月装机11.3GW几乎和6月持平，而2016年7月则是断崖式下跌。
8月、9月装机仍然接近4GW，而2016年的8月、9月只有不到1GW。
从同比数据看，2017年7-9月光伏月度并网容量同比增长率均在200%以上。
2017年Q3装机超预期地好，而且持续到Q4。
2017年——价格：
6.30后，硅料价格并未像2016年一样走弱，反而平稳，更让市场兴奋的是8月国产硅料由于停产检修后产能无法匹配旺盛需求，出现一波强势涨价，从11万到13万，涨幅10-20%，而9月则再上一个台阶直逼14万元/吨，强势行情持续到2017Q4和2018年1月，最终突破14万/吨。
6.30后，硅片价格也并未像2016年一样走弱，同样是平稳，而且持续了整个Q3。
2017年Q3产业链价格超预期的好。
从硅料价格上来看，2016年第三季度价格下滑严重，而2017年第三季度价格不降反升，从而大幅推高硅料企业毛利率。
从硅片价格上来看，2016年第三季度价格同样大幅下滑，而2017年第三季度价格基本稳定，从而使得硅片企业盈利状况超预期。
（2）光伏牛股来自光伏牛市下的技术优势企业
我们认为光伏牛股的出现有两个必备条件：
1）光伏行业处于牛市阶段；2）该企业具备技术优势以及由此带来的成本优势。
以此来审视光伏牛股的股价，我们发现其成长需经历两个阶段：
1）技术变革沉淀优势期；2）行业爆发利润显现期。
以某单晶硅片龙头企业为例，其核心优势为掌握了多次装料拉晶技术和金刚线切割技术，从而使得单晶硅片生产成本大幅降低，公司竞争优势明显。
其技术积累在2017上半年之前早已完成，单季度毛利率在17Q2前连续7个季度逐季上升，奠定了其成为光伏牛股的基础。
2017Q3光伏下游需求超预期，使得硅料涨价、硅片价格稳定，从而开启了行业牛市。
该公司股价一路成长，6个月涨幅达150%。
2、光伏技术变革：
从硅片转移到电池
光伏产业链近年来快速发展的本质是技术驱动降本提效。
把握这一主线，我们可以发现上一轮的技术变革主要由以下两因素驱动：
（1）拉棒环节由Cz向RCz过渡，通过多次装料拉晶以及高拉速提高了单炉投料量和拉晶效率，进而降低了拉棒成本；
（2）切片环节由砂浆切割向金刚线切割转换，通过减少损耗、减薄硅片来提高出片率，从而降低切片成本。
目前正在发生的变化亦有二：
（1）硅料环节高技术的新产能向低电价区转移，从而降低硅料成本；
（2）电池环节PERC技术快速推广，通过提高电池效率来降低单瓦成本。
在目前的时点上来看，单晶趋势已经确立，P型电池提效进度放缓，N型电池效率提升潜力大。
展望未来，我们认为光伏行业最值得期待的变革在于电池环节将由P型电池转向N型电池，其中N-PERT电池已经不通，Topcon电池只是过渡技术，我们认为HJT电池最有潜力成为光伏行业下一个大风口。
二、HJT电池原理
HJT（heterojunction异质结）电池是太阳电池中的一种，其基本原理与一般太阳电池相同。
1、太阳电池的原理
太阳电池是利用半导体的光生伏特效应将太阳能转化为电能的装置，其核心为半导体PN结。
P型半导体中多数载流子（多子）空穴的浓度远大于少数载流子（少子）电子的浓度，而N型半导体中电子的浓度远大于空穴的浓度，因而在二者的交界面处N型半导体中的电子将向P型半导体扩散，P型半导体中的空穴将向N型半导体扩散，从而在交界面的P型侧留下带负电荷的受主离子，形成负电荷区域；在N型侧留下带正电荷的施主离子，形成正电荷区域，由此形成空间电荷区，即PN结，由此产生的由N型区指向P型区的电场即为内建电场。
当太阳光照射到太阳电池表面时，PN结附近的电子吸收光子能量从而跃迁成为自由电子，并产生对应的空穴。
在内建电场作用下，电子向N区漂移，空穴向P区漂移。
此时用导线将电池正负极与负载相连，即有光电流流过负载，此即太阳能电池原理。
太阳电池的等效电路包括以下元器件：
产生光电流IL的恒流源、与之并联的处于正偏置下的二极管（暗电流Ibk）、串联电阻Rs、并联电阻RSh、负载RL。
由此则工作电流I与工作电压V之间的关系如下，二者近似为指数关系。
2、太阳电池的转换效率决定因素
太阳电池的转换效率是指其最大输出功率与入射到其上的光功率的比值。
通过改变负载大小可以得到太阳电池的伏安特性曲线，从而找到最大功率点。
最大功率点对应的功率为Pm，对应的电压为Vm，电流为Im。
在工程实际中，太阳电池转换效率可以表示为VOC、ISC和FF三个参数的乘积与入射光功率的比值，亦即VOC、短路电流密度JSC、FF三个参数的乘积与入射光功率密度Pin的比值。
1）开路电压VOC。
开路电压是指太阳电池处于开路状态时的电压。
2）短路电流ISC。
短路电流是指太阳电池处于短路状态时的电流。
此时工作电压为0，可得ISC=IL。
3）填充因子FF。
填充因子定义为太阳电池最大输出功率与开路电压和短路电流乘积之比，即FF=ImVm/（ISCVOC）。
在伏安特性曲线图上，ImVm为最大功率点所对应的矩形面积，而ISCVOC为开路电压与短路电流对应的矩形面积，因此填充因子可以理解为衡量伏安特性曲线矩形度的一个指标。
3、太阳电池的分类
根据基体材料可以分为有机太阳电池和无机太阳电池；无机太阳电池可分为晶体硅太阳电池和薄膜太阳电池；晶体硅太阳电池可分为单晶硅太阳电池和多晶硅太阳电池。
目前晶硅太阳电池，特别是单晶硅太阳电池已因其效率高、可靠性强、成本下降潜力大而成为市场主流。
根据基体硅片的掺杂种类，可以将单晶硅太阳电池细分为P型电池和N型电池。
P型电池的基体材料为掺杂硼的P型硅片，其空穴为多子，电子是少子；N型电池的基体材料为掺杂磷形成的N型硅片，其电子是多子，空穴为少子。
4、太阳电池结构
目前常见的电池类型有单晶铝背场电池、PERC电池、PERC双面电池、PERC+SE电池、N-PERT电池、TopCon电池、HIT电池等。
a）Al-BSF（AluminumBackSurfaceFields,铝背场）电池。
其基本结构包括：
1）P型硅片衬底；2）N型发射极；3）氮化硅减反膜；4）正面银电极；5）背面铝膜。
同时基板正面为金字塔绒面结构以增加陷光。
b）PERC（PassivatedEmitterandRearCell,钝化发射极与背面）电池是目前的主流技术。
与常规单晶铝背场电池相比，其不同之处主要是在硅片与背铝之间加入钝化层，同时通过在钝化层上激光刻蚀来实现背铝与硅片的接触。
背表面钝化带来的好处有以下两点：
1）背面的金属-半导体接触面积大大减少，从而降低了少子复合速率；2）提高了背面对入射到电池内的红外光的反射率。
c）PERC双面电池是PERC电池的改良版。
与PERC电池相比，其背面由铝背场（金属层）改为铝栅线，从而使光可以从背面透过进入电池，从而带来发电增益。
但由于PN结仍只在电池正面，即发电能力在正面产生，所以此双面为“伪双面”。
d）PERC+SE（SelectiveEmitter,选择性发射极）电池亦为PERC电池的改良版。
通过在正面栅线电极下制作重掺深扩散区，在电极以外的区域进行低浓度掺杂，降低了串联电阻进而提高了填充因子。
e）N-PERT（PassivatedEmitterRearTotally-DiffusedCell,钝化发射极背表面全扩散）电池在背表面全扩散以降低接触电阻和复合速率。
f）TOPCon（隧穿氧化物钝化接触）电池改用超薄隧道氧化物（一般为SiO2）作为钝化膜材料。
g）HJT电池结构与前几种完全不同，它由N型硅片、双面非晶硅层、双面TCO膜和双面金属化组成。
三、HJT转化效率高
异质结电池结构中，P型非晶硅薄膜拥有更宽的禁带宽度，导致了更高的开路电压。
VOC与内建电场的电势差VD正相关。
内建电场越强，光生载流子能更有效地分离，载流子复合越小。
VD是VOC的上限，VD越高，VOC才有高的可能性。
由于内建电场的存在，电子在空间电荷区有附加的电势能，使能带在空间电荷区发生弯曲，能带总的弯曲量就是真空电子能级的弯曲量。
同时，当两块半导体材料紧密接触时，电子将从费米能级高的材料流向费米能级低的材料，直到两半导体的费米能级相等为止。
因而：
内建电场强度取决于禁带宽度，相比之下激活能项大小约0.1eV，基本可以忽略。
晶硅晶硅同质结电池中，P型和N型单晶硅的禁带宽度为1.12eV，此为其内建电场强度上限。
P型异质结电池中的N型非晶硅、N型异质结电池中的P型非晶硅的禁带宽度均为1.7-1.9eV。
P型异质结电池价带带阶0.45eV，因而其内建电场强度上限约为1.35eV；N型异质结电池导带带阶0.15eV，因而其内建电场强度上限约为1.65eV。
由此可见N型异质结电池的内建电场强度上限远高于P型异质结电池和晶硅同质结电池，即有VD：
N型异质结电池＞P型异质结电池＞同质结电池。
因而N型异质结电池的开路电压和转换效率高于P型异质结电池和晶硅同质结电池。
四、HJT电池的制造
光伏电池的制备一般可以分为衬底准备、制PN结、镀膜、印刷电极、烧结等步骤。
常规单晶铝背场电池结构最为简单，其工艺过程亦最简单。
除HJT电池外，其它技术路线主要是在铝背场电池的生产工艺中增加或改变相应设备而来。
1、工艺设备材料拆解：
常规单晶铝背场电池
常规P型单晶铝背场电池使用P型硅片做衬底，在槽式制绒清洗机中完成清洗制绒，在扩散炉中进行扩散制PN结，使用湿法刻蚀清洗机或等离子体刻蚀机与去PSG清洗机完成刻蚀和去磷硅玻璃，使用PECVD（等离子体增强化学气相沉积）来沉积正面的氮化硅减反膜，使用丝网印刷机印刷背面铝膜和正面银栅线，最后在烧结炉中完成高温烧结。
在单晶铝背场电池产线的设备投资中，丝网印刷机、减反膜PECVD和自动化设备占比较高，分别可达总投资的39%、18%和13%。
2、工艺设备材料拆解：
单晶PERC双面电池
在结构上，PERC双面电池比铝背场电池多了一层背面钝化膜，另外背面的铝膜改为了铝栅线。
在工艺上的改动有3点：
1）在刻蚀/去PSG之后增加背面沉积钝化膜这一工序；2）在印刷电极之前增加背面刻划接触区这一工序，使背电极得以与硅片产生接触；3）印刷电极时，背面印刷铝膜改为印刷铝栅线。
在设备上，PERC产线需要增加以下两种设备：
1）镀膜设备，主流的有PECVD+PECVD和PECVD+ALD（原子层沉积）两种路线。
钝化膜主要是氧化铝（Al2O3）膜，使用PECVD或ALD完成沉积，其原料均为三甲基铝（TMA）。
在氧化铝膜上还需使用PECVD覆盖一层氮化硅覆膜，一方面使其与金属浆料隔离，避免烧结过程中金属铝渗入钝化膜造成破坏，另一方面增大膜厚至100-120nm从而起到内反射作用。
2）开槽设备，主要是激光消融机。
在设备投资上，由于新增的钝化膜用PECVD设备价格较高，整线投资构成与常规单晶相比有较大变动，占比前三的设备分别为钝化膜用PECVD、丝网印刷机、减反膜用PECVD，分别占30%、24%和11%。
3、工艺设备材料拆解：
HJT电池
HJT产线中，所有工艺和核心设备均与PERC产线有所不同，其中最大的不同有以下4点：
1）非晶硅薄膜沉积环节，使用CVD（PECVD或Cat-CVD）沉积本征氢化非晶硅层和P型/N型氢化非晶硅层；
2）镀膜环节使用PVD或RPD沉积TCO导电膜；
3）印刷电极方面需使用低温银浆；
4）烧结过程需控制低温烧结。
在成本方面，HJT电池成本主要来自硅片、浆料和靶材，三者占比分别为47%、24%和5%。
未来的降本空间主要来自以下几方面：
1）量产效率继续提高，由23.5%提高至24.5%及以上；
2）硅片减薄，由180μm减薄至100μm左右；
3）浆料减量和国产化降价；
4）设备国产化继续降价。
五、HJT的经济性
1、HJT的平准化度电成本已与PERC基本相同
在目前价格条件下，经测算使用HJT电池的光伏电站度电成本与使用P型PERC双面电池的光伏电站度电成本已基本相同。
以200MW光伏电站为例，测算假设中P型PERC与HJT的不同主要在于电池效率、双面率、首年衰减率与年均衰减率、组件价格；在初始投资方面HJT组件投资高于PERC，但由于HJT效率较高，所需组件个数较少，支架和逆变器等非组件投资低于PERC，最终总的初始投资比PERC高约10%。
同时由于高效率、低衰减，HJT全生命周期发电量高于PERC，使得最终二者的平准化度电成本基本相同。
2、HJT的平准化度电成本还有较大下降空间
在上面的假设下计算HJT电站LCOE对电池效率、年均衰减率、组件价格的敏感性，发现1）HJT组件降价0.25元/W，LCOE降低0.01元；2）HJT效率提高1%，LCOE降低0.01元；3）HJT衰减率减缓0.5%，LCOE降低0.01元。
预计2020年HJT组件价格降至目前PERC组件水平，对应的LCOE可降至0.36元/kWh，相比目前降幅达10%。
根据以上敏感性计算结果，在给定的未来HJT技术参数情形下可以方便地估算出对应的LCOE。
在组件价格2.1元/W、电池效率25.0%、年均衰减率0.3%的情形下，HJT的LCOE可降至0.350元/度。
六、HJT的量产进度
目前已经量产或计划量产HJT电池的企业有近20家，其中大多尚处于中试阶段。
目前全球规划产能已超10GW，实际产能在2GW左右。
若规划产能在未来2-3年内逐步落地，HJT产业链成熟度将快速提高，从而推动设备及材料价格下降，使HJT经济性占优。
海外方面，松下1GW产能较为稳定，但其设备与工艺昂贵，使得其成本高昂；SolarCity的1GW产线原为Silevo建设，后来SolarCity收购Silevo，特斯拉又收购SolarCity，几经波折最终由特斯拉托管给松下；EcoSolifer的100MW产线原计划于2016年开始生产，但直到2018年第四季度才完成改造，预计于2019年第一或第二季度正式量产；Enel的3Sun工厂在2018年第二季度完成了80MW产线，计划2019年第一季度产能提升至110MW，2019年第三季度扩产至200-250MW。
国内方面，稳定运行的主要有中智160MW、钧石120MW、晋能100MW、汉能120MW、上澎70MW产线；爱康、彩虹、通威分别宣布了5GW、2GW和2GW的量产投资计划，但尚未进行大规模投资。
从效率方面来看，目前主流厂商量产效率已达23%左右，实验室效率已达24-25%，未来仍有较大提升空间。
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