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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(zhuǎn)換效率達(dá) 26.50%，創(chuàng)造了大尺寸單結(jié)晶硅光伏電池效率新的世界紀(jì)錄。

光伏電池的變革，迎來新的里程碑。

效率是目的

光伏產(chǎn)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(chǎn)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?cái)唷㈤_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(kuò)散制結(jié)、刻蝕、化學(xué)氣相沉積和絲網(wǎng)印刷、燒結(jié)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(yīng)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(zhuǎn)換效率高、工藝成熟、原料儲量豐富等優(yōu)點(diǎn)，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(shè)成本和運(yùn)維成本構(gòu)成，由于光伏發(fā)電不消耗燃料，因此運(yùn)維成本較低。電站建設(shè)成本由非技術(shù)成本、關(guān)鍵設(shè)備成本、建安費(fèi)用和組件成本構(gòu)成，其中組件成本占 46%左右，非技術(shù)成本約 14%，關(guān)鍵設(shè)備成本和建安費(fèi)用合計(jì)占 40%。

《每日財(cái)報(bào)》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(guān)鍵性的作用。

硅基光伏電池以襯底材料進(jìn)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(zhuǎn)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(zhuǎn)換效率將超25.5%，比P型電池高出1個百分點(diǎn)以上。

根據(jù)《中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖(2021 版)》預(yù)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(guān)鍵

N型電池固然效率高，但成本卻制約了產(chǎn)業(yè)化歷程。

保持光伏電站LCOE(平準(zhǔn)化度電成本)、IRR(內(nèi)部收益率)不變的情況下，同一轉(zhuǎn)換效率下的TOPCon電池可以比PERC電池的價(jià)格高16.5%，HJT則還要高。

銀漿和設(shè)備是N型電池成本高的主要原因。

根據(jù)《中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖(2019 版)》的數(shù)據(jù)， 2019年國內(nèi)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(jìn)行測算，每片電池需要需 要銀漿的價(jià)值量為0.43元/片。假設(shè)電池每片功率為5.4W/片，對應(yīng)每W成本 0.08 元。而目前國內(nèi)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(dá)到 30%左右，屬于電池生產(chǎn)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(chǎn)，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(dá)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(jìn)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(shù)的應(yīng)用將 M6單片銀漿耗量降低至 150mg/片以下，疊加電池轉(zhuǎn)換效率與產(chǎn)線產(chǎn)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(jìn)一步成熟與鋼板印刷的應(yīng)用，預(yù)計(jì)年內(nèi) 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(yù)計(jì)年內(nèi)逐步開始批量應(yīng)用，有望將銀耗降至 100mg/片以下;此外隨著漿料國產(chǎn)化的推進(jìn)，低溫漿料與高溫漿料之間的價(jià)格差亦有望縮進(jìn)。

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(jìn)一步降低至 0.25元/W。

HJT 電池轉(zhuǎn)換效率每提升 1%，在不同應(yīng)用場景下可增加組件溢價(jià)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(jié)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(jìn)，預(yù)計(jì) 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(yīng)用 HJT 組件的光伏電站的 LCOE，進(jìn)一步擴(kuò)大終端電站業(yè)主的接受面并逐步進(jìn)入大規(guī)模替代周期。

根據(jù) PV Infolink 統(tǒng)計(jì)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(chǎn)商在光伏產(chǎn)業(yè)鏈多個環(huán)節(jié)進(jìn)行布局，也具有電池片產(chǎn)能，可以提前關(guān)注。