“神仙”打架！光伏技术的沿革、发展和未来

光伏产业链：上游重原料挖掘、中游重技术挖掘、下游重光储结合

光伏产业将半导体技术与新能源需求相结合，其产业链上下游涉及广泛，内涵丰富。

光伏上游包括多晶硅料、单晶硅棒、多晶硅锭、单晶硅片、多晶硅片等原材料的生产环节；中游包括单晶电池、多晶电池、薄膜光伏组件、晶硅组件等制造环节；下游包括逆变器和光伏发电系统等光伏电池运用和电站运营环节，此外还涉及光伏玻璃、胶膜、支架等辅材环节。

上游：价格问题是核心

在光伏产业链上 游部分，有“黑金”之称的高纯多晶硅（硅料）是基础原材料，多晶硅经过熔化铸锭或者拉晶切片后，可分别做成多晶硅片和单晶硅片，进而用于制造光伏电池。

近年来，随着光伏产业链下游应用企业不断扩大生产，上游的硅料产品价格持续走高。推动上游多晶硅料形成市场机制和有序健康发展是光伏产业的重点内容之一。

根据Solarzoom数据，自2020年以来，国产多晶硅（一级料）价格涨势凶猛。从2020年年初的不到10美元/千克一路攀升至2022年接近45美元/千克，涨幅超4倍。

上游硅片价格的上涨将导致下游光伏组件的价格持续攀升从而推高建设成本。此时，中下游光伏企业必然会面临更大的投资建设和运营压力，这将严重影响我国光伏发电产业的发展。因此光伏需要重点关注产业链上游硅料的生产环节，加速制硅、提纯等技术突破，解决硅料价格居高不下问题。

中游：追求更高性价比的电池技术

中游，单晶硅太阳电池广泛运用于地面设施当中，是当前开发最成熟的一种太阳电池。这种太阳电池以高纯的单晶硅棒为原料，纯度要求99.999％，同时其光电转换效率为15%-24%，为光电转化率较高的电池类型。但高纯度也导致了较大的制作成本，因此它还不能被大量广泛和普遍地使用。

相对而言多晶硅太阳电池的制作成本比单晶硅太阳能电池低，得到了较大发展。但多晶硅太阳能电池的使用寿命要比单晶硅太阳能电池短，光电转换效率也相对降低不少。

光伏产业链中游要重点发展和挖掘具备更高性价比的电池技术，期待低成本和高转化率电池的诞生。

下游：关注光伏逆变器、分布式电站新模式

光伏产业链下游建设，一是重点关注逆变器环节，光伏逆变器是光伏发电系统的心脏，是光伏电站最重要的核心部件之一。“并网逆变器”能将光伏组件产生的直流电转化为交流电，进行并网或供给家庭使用；而“储能逆变器”则带有蓄电池，具备了储能功能。在未来光伏+储能的大趋势下，光伏需重点关注储能逆变器的需求提升。

二是重点统筹集中式和分布式光伏建设。当前能源供给紧张，能源互用成为大势所趋，分布式光伏需求强劲，装机潜力将进一步释放。除此之外，分布式光伏建设成本较低，在组件价格不断攀升的背景下，可有效提升下游工商企业装机意愿，帮助用电用户对冲高昂能源成本，提高大众对可再生能源的接受程度；且安装地点灵活，有益于解决集中式光伏建设征地难的问题，可缓解地域电网发展不平衡，推动我国东西部与城乡电网均衡发展，提高能源效率，加快实现碳中和。

2016-2021年我国分布式光伏发电复合增长率达60.45%，远高于国内光伏行业整体增速。其中，2021年国内新增分布式光伏装机29.28GW，占新增光伏装机的53.35%，近年来分布式光伏装机规模首次超过集中式光伏装机规模。5月6日，国务院提出在有条件的地区推动屋顶分布式光伏发电。2022年新增新能源并网20GW以上地区，如山东、内蒙古、河北、甘肃、青海、广东等，纷纷提出大力发展分布式光伏。政策与市场并驱推进分布式光伏建设，未来集中式与分布式光伏结合发电趋势明显。

光伏技术：沿革、发展、未来

光伏硅片技术：大型化、单晶化、薄片化

光伏硅片尺寸大型化是一大重要发展趋势。市场上硅片按照尺寸大小，直径从短到长，一共包括八种型号，分别是：M0、M1、M2、M4、G1、M6、M10、G12，其边距依次为156mm、156.75mm、156.75mm、161.7mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm。

从历史发展阶段看，2012年前，中国硅片产业处在为外国代工阶段，使用的硅片主要为M0级；2012年-2018年间，中国光伏产业遭欧美“双反”，但国内光伏发电需求的上升支撑了光伏产业的发展，这一阶段的各大厂商开始转向156.75mm的M1、M2级硅片；2018年后，国内光伏产业逐渐成熟，上游的硅片制造业迅猛发展，G1、M6、M10、G12等硅片型号开始大规模使用。从技术和成本控制看，硅片尺寸增大，能降低度电成本与切片次数，稀释电池中的非硅成本，进而减少硅片的制造费用，符合光伏行业降费提效的发展趋势。根据预测，160-166mm硅片的市场份额在近两年内逐渐下降，182mm与210mm硅片逐步成为市场主流。

单晶硅片成为市场主流。2021年单晶硅片市场占比达到了94.5%，在市场中处于绝对领先地位。随着硅片制造产业的成熟，硅片造价不断下降，行业的焦点转向效率。就效率而言，单晶多层片的能量转换效率一直高于多晶电池片，未来单晶硅片市场份额、尤其是具备更高转换效率极限值的N型单晶类市场份额将会占据主导地位。

同时，硅片薄化趋势也在加速。薄硅片有利于降低硅材损耗，降低单硅片耗硅量。现在市场上的硅片主要包括多晶硅片和单晶硅片，其中单晶硅片分为P型、N型路线。

2021年，多晶硅片平均厚度为178um，因其需求的逐渐减弱，厚度改进动力较弱，预计其厚度在2030年将保持在170um以上。2021年P型单晶硅片平均厚度为170um，同时150um-160um的薄片技术已经趋于成熟，预计2030年P型单晶硅片厚度将下降至140um。N型TOPCon-N型单晶硅片平均厚度为165um，预计2030年将下降至135um；HJT-N型硅片平均厚度为150um，预计2030年将下降至110um。

当然，硅片在不断薄化的同时可能会影响切片良率，相关的加工技术能否突破也是决定硅片薄化速度的重要因素。

光伏电池技术：百花齐放，迭代成熟

光伏电池技术原理，即光生伏特效应，即由于光照，使得半导体材料的不同部位之间产生电位差，形成电压，进而形成电流的回路。是太阳光能转换为电能的光伏发电技术基础，将光子转化为电子，将光能量转化为电能量。

其具体工作过程分为四部分，一是光子照射到电池表面后被吸收，产生电子空穴对；二是内建电场分离电子空穴对，在PN结两端产生电势；三是导线连接PN结，形成电流；四是在太阳电池两端连接负载，将光能转换成电能。

在此过程中，考察光伏系统的核心指标是“光电转换效率”：在工作温度25±2℃，光照强度为1000W/㎡的标准条件下，光伏系统“输出电功率”与“入射光功率”之比，即太阳光入射功率转换为光伏电池最大峰值功率的比例。而光伏发电的“光电转换效率”主要由两大因素所影响：一是光学损失率，二是电学损失率。

其中，光学损失主要是由“光浪费”造成，解决光学损失要从以下方面入手，主要包括：1）减少光谱损失，如因为能量小于或大于半导体的禁带宽度而导致的光子未被吸收；2）减少玻璃组件或电池板的正反两面发生反射折射；3）降低表面遮光、电极和栅线的阻隔等。电学损失主要是由复合损失造成，而解决复合主要要解决材料本身的内部缺陷以及杂质等相关问题。主要可以通过改变光伏电池的结构，减少复合，从而提高光电转化效率实现。

光伏产业电池技术的发展历经多个阶段。而未来电池技术迭代发展的关键，也是从提高光电转换效率、降低光学和电学损失率入手。

2005-2018年，BSF电池，即铝背场电池，是较为主流的第一代光伏电池技术。铝背场电池的制造是在晶硅光伏电池P-N结制备完成后，通过掺硼或淀积铝层烧结的方法，在硅片的背光面沉积一层铝膜，制备形成高掺杂浓度的P+层，从而形成铝背场。但是，由于其背表面的全金属复合较高，导致光电损失较多，在光电转换效率方面具有先天的局限性，2017至2018年开始，铝背场电池技术市占率逐渐走低，现阶段已经面临淘汰。

2016年至今，第二代的单晶P型PERC、PERC+电池市占率逐步走高，成为市场具备经济性的主流产品。PERC即钝化发射极和背面电池，PERC背面有一个额外的层，其主要作用有两点，一是可以捕获更多的阳光并将其转化为电能，因此更高效；二是能够减轻背面复合，并防止较长波长的热量变成会损害电池性能的热量。

2019年，PERC首次超越BSF技术成为最主流的光伏电池技术，2016年至2021年，PERC电池渗透率从10%提升至90%左右。从理论和实践发展看，目前PERC电池的光电转换效率已达23%~23.2%区间，逐步逼近理论转换效率24.5%极限，开发下一代具备更高转换效率极限的电池技术是大势所趋。

未来，目光逐渐转向以TOPCon、HJT、IBC为代表的N型电池技术，逐渐成为行业下一代高效晶硅电池主流发展方向。相比传统的 P 型电池相比较，N型电池具有转换效率高、双面率高、温度系数低、无光衰、弱光效应好等优点，是未来的主流电池技术路线之一。

一是转换效率更高。目前P型电池的理论转化效率极限为24.5%，而N型电池技术的光电转换效率理论极限28.7%。

二是双面率高，即光伏背面效率与正面效率的百分比更优。双面发电是光伏电池发展的方向，P型PERC电池双面率75%-85%左右，而N型TOPCon、HJT电池的双面率分别可以达到85%-95%以上。

三是温度系数低。N型电池温度系数低于P型，当光伏系统的实际工作温度与标准温度差值较大，如17度时，N型组件可比P型组件发电量增益0.85%。因此N型电池更适合温度较高的应用场景，更好的温度系数使其发电增益，减少损失。

四是光衰现象弱，即光伏组件的输出功率在刚开始使用的最初和后续全生命流程的使用过程中，相对保持稳定。P型硅片掺杂的硼元素在光照或电流注入下，会与氧形成没有饱和化学键的硼氧复合体，其会捕捉光照产生的载流子，从而降低载流子的寿命。而N型硅中硼含量极低，几乎没有光衰现象。

N型电池中有多种技术路线，其中，TOPCon是一种使用超薄隧穿氧化层以及掺杂多晶硅层，作为钝化层结构的太阳电池，具备良好的接触性能，可极大提升太阳能电池的效率。

HJT是由两种不同的半导体材料组成的结，也称异质结，主要通过利用PN结的原理产生光生电流。HJT电池的发射极是一层很薄的非晶硅层，能减少载流子的复合，降低电损失。

IBC是一种将电池发射区电极和基区电极均设计于电池背面，且以交叉形式排布的太阳能电池，也称交叉背接触电池。其前表面可彻底避免金属栅线电极的遮挡，减小光损失；同时背部采用优化的金属栅线电极，以降低串联电阻，减少电损失。

除此之外，IBC也可叠加其他电池新技术，与TOPCon电池叠加为TBC电池，与HJT电池叠加为HBC电池，与P型PERC电池叠加为PBC电池，均有显著的提效效果。

由于硅的半导体特性与太阳光谱吻合，一直是光伏使用的主要半导体材料，但是，光伏渗透率的快速攀升也激化了上游硅料涨价的行业矛盾。未来，多元化光伏电池材料是大势所趋，类似钙钛矿等与硅具有相似特性的技术路线将逐渐成熟发展。

钙钛矿电池，是利用钙钛矿型有机金属卤化物半导体作为吸光材料为太阳能电池，属于第三代太阳能电池，是一种全新的技术路线。钙钛矿较晶硅电池成本与效率优势明显。

从理论效率极值看，钙钛电池单层电池可达31%，超晶体硅太阳能电池的理论极限。

从制造效率看，钙钛矿对杂质的敏感度较晶硅低，通常纯度为90%左右的钙钛矿便可投入制造效率超20%的电池，而晶硅纯度必须达到99.9999%以上才能用于制造；钙钛矿组件生产流程只需45分钟，较晶硅的三天用时明显缩短。

从投资成本看，1GW钙钛矿电池投资强度仅为晶硅的一半，产业链明显短于晶硅电池，可大幅降低物流等成本。

从使用场景看，钙钛矿作为一种高柔性的薄膜电池，结构轻便，易于安装，可被使用在晶硅电池无法触达的场景，更适合大规模推广。未来再通过钙钛矿电池结合叠层技术，可制成钙钛矿、钙钛矿叠层太阳能电池。双层理论极限光电转换效率可达到45%，三层可达到49%。

从2009年第一块钙钛矿电池转化率仅达3.8%，到现在技术逐步成熟，最新转化率已经达到25%，钙钛矿电池正在全面追赶晶硅电池。预估实现大规模产业化还需3-5年时间。从应用来看，钙钛矿电池与BIPV光伏建筑一体化市场有天然适配优势，有望在此领域率先开启市场应用。

光伏逆变器技术：光伏系统的“心脏”和“大脑”

光伏逆变器可以称为光伏系统的“心脏”和“大脑”。未来，随着光伏发电渗透率进一步提升，对光伏并网的适应性要求也会相应地增高，对于逆变器的需求逐步升级；从开始的提升并网电力质量，到适应电网、减少电网故障，再到快速响应电网 调度需求、支撑电网整体稳定运行。进一步发展光伏逆变器技术，成为发展光伏的核心关键点之一。

光伏逆变器的“心脏”功能体现在，光伏逆变器连接了光伏系统与电网，实现了将光伏电池输出的直流电转换为频率可调节的交流电，使之适用于生产生活。光伏逆变器，通过IGBT、MOSFET等电力电子开关器件的高频率开合，实现这一流程功能，使输出的交流电满足了并网的电能质量要求。

光伏逆变器的“大脑”功能体现在它是智能化设备，通过信息采集、电站监控、人工交互等功能，负责整个光伏系统的智能化控制。逆变器需要匹配较高的软硬件设计制造水平，以及相应的算法机制，以最大程度实现其数字化功能。

一方面，逆变器的最大功率点追踪MPPT功能，是光伏发电系统的核心技术之一。根据不同环境温度、不同光照强度等特性，调节光伏阵列的输出功率，使得光伏阵列始终输出最大功率。因此，可以最大限度地发挥光伏电池板的发电能力、提升系统发电效率。

另一方面，对系统状态进行监控、提供故障保护，对系统实现“防孤岛效应”保护、零电压或低电压穿越。“孤岛效应”是指在电网失压或断开的情况下，发电设备仍作为孤立电源对负载供电，形成供电孤岛，存在巨大安全隐患。而光伏系统核心的光伏逆变器，通过最大功率点追踪控制、自动运行和停机、被动或主动式电网断电的检测以及其他并网系统所需的一系列功能等发挥效应，实现防孤岛效应保护。

光伏逆变器有多种技术形式：集中式、组串式和微型逆变器。

集中式逆变器，较为常见于光照均匀的集中型地面大型光伏电站。其特点为：一是功率相对较大，先汇流、再逆变，将组件直流电汇总成较大直流功率后再逆变，单体容量超500kw；二是技术成熟、系统集成度高、成本相对低；但是其最大功率点追踪跟踪精度不够，在云雨天气或单个组串故障时，影响整个光伏电站电产能效率，且需要具备通风散热的专用机房。

组串式逆变器，规模小，常见于分布式发电，包括户用、中小型工商业屋顶、中小型地面电站等，集中式光伏发电中也有应用。其特点为：一是功率相对集中式较小，单体功率一般在100kw以下，也有部分136kw、175kw以上的较大功率产品；二是模块化，先逆变、再汇流，先对几组光伏组串进行单独的最大功率点追踪、逆变成交流电、在汇流升压和并网；三是适配场景丰富、便于安装、配置灵活、快捷运维；四是最大功率点追踪跟踪精度高。但是其成本价格略高于集中式逆变器。

微型逆变器，常见于户用、小型分布式场景。其特点为：一是对每个组件进行单独的最大功率点追踪，不汇流、直接逆变并入交流电网；二是体积小、单体容量有限，一般在1kw以下；三是可以对组件进行独立最大功率点追踪，这样可以在组件性能差异情况下，降低安全隐患、保障整体效率。但初始投资的单瓦价格成本相对高。

从安全性、成本以及系统效率三方面综合考虑，微型逆变器更适用于分布式光伏应用场景下的户用光伏设施。

一是微型逆变器系统总体效率更高，发电量更大：可以在组件级实现最大功率点跟踪，对各模块的输出功率进行优化，整体输出功率最大化。

二是安全性高，解决高压危险问题。微型逆变器低电压、组件级关断，安全性更好。

三是虽然初始投资成本较高，但精细化控制使其后期维护成本低，综合成本更佳。在海外，由于安全性政策要求，微型逆变器也正逐步成为分布式市场的主流选择。

来源：任泽平 泽平宏观