黃海龍，劉賢金，劉文峰，丁小龍

(湖南紅太陽新能源科技有限公司，長(zhǎng)沙 410205)

0 引言

全球變暖日益嚴(yán)重，非可再生能源逐漸枯竭，因此，建立以可再生能源為主體的能源系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)綠色可持續(xù)發(fā)展已成為全球共識(shí)。據(jù)國(guó)際能源署(IEA)預(yù)測(cè)，2050 年可再生能源發(fā)電占全球電力結(jié)構(gòu)的比例將達(dá)到79%，屆時(shí)，光伏發(fā)電將占全球電力結(jié)構(gòu)的33%，化石能源的占比將降至18%[1]。盡管新冠病毒肺炎疫情對(duì)全球各國(guó)經(jīng)濟(jì)和產(chǎn)業(yè)政策造成較大的影響，但在俄烏沖突下，石油、天然氣等傳統(tǒng)能源的價(jià)格飛漲，更是堅(jiān)定了歐盟及各國(guó)政府能源轉(zhuǎn)型的決心。2022 年4 月，國(guó)際可再生能源署(IRENA)發(fā)布的最新數(shù)據(jù)顯示[2]，2021 年全球可再生能源發(fā)電新增裝機(jī)容量將近257 GW，占所有能源發(fā)電新增裝機(jī)容量的81%。其中，光伏發(fā)電新增裝機(jī)容量占可再生能源發(fā)電新增裝機(jī)容量的一半以上，達(dá)到133 GW；則截至2021 年底，全球光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量達(dá)到843.1 GW。

本文在分析海外光伏市場(chǎng)發(fā)展現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，對(duì)鈍化發(fā)射極和背面接觸(PERC)單晶硅太陽電池、遂穿氧化層鈍化接觸(TOPCon)單晶硅太陽電池、p 型叉指式背接觸(IBC)單晶硅太陽電池和異質(zhì)結(jié)(HJT)單晶硅太陽電池技術(shù)的投資成本進(jìn)行拆解，并對(duì)采用這4 種太陽電池技術(shù)路線的海外生產(chǎn)線的建設(shè)成本和設(shè)備投資回報(bào)進(jìn)行對(duì)比；然后通過海外實(shí)際項(xiàng)目案例，對(duì)海外以PERC 和TOPCon 單晶硅太陽電池技術(shù)為代表的生產(chǎn)線建設(shè)情況進(jìn)行研究分析。

1 海外光伏市場(chǎng)發(fā)展現(xiàn)狀

目前，全球已有130 多個(gè)國(guó)家和地區(qū)相繼宣布其碳中和目標(biāo)，部分國(guó)家更是采取立法形式明確碳中和目標(biāo)，以應(yīng)對(duì)氣候變化帶來的危機(jī)和挑戰(zhàn)。當(dāng)前，全球可再生能源發(fā)電在全球電力結(jié)構(gòu)中的占比仍處于較低水平，而可再生能源發(fā)電中，光伏發(fā)電因經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)顯著，具有廣闊的發(fā)展前景。SolarPower Europe 通過建立模型，對(duì)2021—2025年3 種不同增速情景下全球光伏發(fā)電新增裝機(jī)容量進(jìn)行了預(yù)測(cè)，如圖1[3]所示。圖中：百分值為中等增速情景下新增裝機(jī)容量的年增長(zhǎng)率。按照模型的預(yù)測(cè)，中等增速情景下，2025 年全球光伏發(fā)電新增裝機(jī)容量將達(dá)到266.2 GW。

圖1 不同增速情景下全球光伏發(fā)電新增裝機(jī)容量預(yù)測(cè)[3]Fig. 1 Forecast of new installed capacity of global PV power generation under different growth scenarios[3]

選取有代表性的3 個(gè)海外光伏市場(chǎng)進(jìn)行分析，分別為歐盟光伏市場(chǎng)、印度光伏市場(chǎng)和土耳其光伏市場(chǎng)，分別對(duì)應(yīng)成熟市場(chǎng)、新興市場(chǎng)和潛力市場(chǎng)。

1.1 歐盟光伏市場(chǎng)

2021 年，歐盟達(dá)成了氣候目標(biāo)協(xié)議，即2030年前凈碳排放量削減55%。截至2021 年底，歐盟光伏發(fā)電新增裝機(jī)容量為25.9 GW。不同增速情景下歐盟光伏發(fā)電新增裝機(jī)容量預(yù)測(cè)如圖2[3]所示。圖中：百分值為中等增速情景下新增裝機(jī)容量的年增長(zhǎng)率。

圖2 不同增速情景下歐盟光伏發(fā)電新增裝機(jī)容量預(yù)測(cè)[3]Fig. 2 Forecast of new installed capacity of EU PV power generation under different growth scenarios[3]

SolarPower Europe 的增長(zhǎng)模型遠(yuǎn)高于此前歐盟成員國(guó)在其“國(guó)家能源和氣候計(jì)劃(NECP)”中制定的2030 年達(dá)到335 GW 這一光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)目標(biāo)，如果按照到2025 年的增長(zhǎng)假設(shè)再推算到2030 年，則到2030 年底，歐盟光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量將增加NECP 目標(biāo)值(335 GW)的1 倍左右。

隨著太陽能利用水平的不斷提高、可持續(xù)發(fā)展問題的日益突出，在過去幾年時(shí)間里，歐盟復(fù)興光伏制造產(chǎn)能的呼聲越來越高。歐盟計(jì)劃在2030 年前形成100 GW 的完整光伏產(chǎn)業(yè)鏈產(chǎn)能；2021 年4 月，歐洲太陽能制造委員會(huì)(ESMC)表示，歐洲至少要有75%的光伏需求由歐洲自產(chǎn)。然而SolarPower Europe 在《EU market outlook for solar power 2021—2025》中發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2021 年，歐盟多晶硅料的產(chǎn)能為22.1 GW，太陽能級(jí)硅片的產(chǎn)能為1.7 GW，太陽電池的產(chǎn)能為0.8 GW，光伏組件的產(chǎn)能為6.75 GW[4]。截至2021年底，歐盟光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量占全球總裝機(jī)容量的15%，因此，未來歐盟迫切需要加強(qiáng)硅片、太陽電池和光伏組件的生產(chǎn)。

1.2 印度光伏市場(chǎng)

印度根據(jù)《巴黎協(xié)定》制定其在2021—2030 年期間的國(guó)家自主貢獻(xiàn)(NDC)目標(biāo)，提出到2030年，印度的碳排放強(qiáng)度比2005 年的碳排放強(qiáng)度降低33%～35%。

截至2021 年底，印度的可再生能源發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量為全球第4 位，計(jì)劃2030 年可再生能源發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量達(dá)到500 GW。2014—2021 年印度可再生能源發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量如表1[5]所示。

表1 2014—2021 年印度可再生能源發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量[5]Table 1 Accumulated installed capacity of renewable energy power generation in India from 2014 to 2021[5]

從表1 可以看出：印度的光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量由2014 年的2.63 GW 增加到2021 年的41.00 GW，在所有可再生能源發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量中增長(zhǎng)最快。

根據(jù)可利用的土地面積和太陽能資源，印度潛在的光伏發(fā)電裝機(jī)容量預(yù)計(jì)約為750 GW。2021—2025 年，不同增速情景下印度光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)情況預(yù)測(cè)如圖3[3]所示。

圖3 2021—2025 年，不同增速情景下印度光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量預(yù)測(cè)[3]Fig. 3 Forecast of accumulated installed capacity of PV power generation in India under different growth scenarios from 2021 to 2025[3]

從圖3 可以看出：預(yù)計(jì)到2025 年，無論是在哪個(gè)增速情景下，印度光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量都將達(dá)到100 GW 以上[3]。

為提升本土制造能力，近年來印度政府一直推動(dòng)光伏產(chǎn)品“印度制造”。印度新能源與可再生能源部(MNRE)發(fā)布決定，對(duì)于滿足本地化要求(DCR)類別下的光伏發(fā)電項(xiàng)目，必須使用本國(guó)光伏產(chǎn)品才能申請(qǐng)國(guó)家補(bǔ)貼；并且MNRE還明確規(guī)定，只有使用“未擴(kuò)散硅片”在印度制造的太陽電池才能被視為本國(guó)產(chǎn)品，這意味著參與補(bǔ)貼的光伏產(chǎn)品只能從印度當(dāng)?shù)靥栯姵厣a(chǎn)商采購(gòu)。另外，印度最終確定了太陽電池和光伏組件的基本關(guān)稅，從2022 年4 月1 日起，對(duì)進(jìn)口太陽電池和光伏組件分別征收25%和40%的關(guān)稅。

通過在上述計(jì)劃等行動(dòng)中強(qiáng)制部署國(guó)產(chǎn)太陽電池和光伏組件，印度在2025 年之前為本土太陽電池生產(chǎn)商創(chuàng)造了超過36 GW 的專屬市場(chǎng)。截至2021 年底，印度太陽電池的產(chǎn)能為3 GW，光伏組件的產(chǎn)能為12 GW[5]。而未來10 年，印度平均每年的光伏發(fā)電裝機(jī)需求約為30 GW，缺口巨大，因此未來該國(guó)迫切需要加強(qiáng)太陽電池的生產(chǎn)。

1.3 土耳其光伏市場(chǎng)

2021 年10 月7 日土耳其簽署了《巴黎協(xié)定》，其在《巴黎協(xié)定》中確定的NDC 是到2030 年實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電和風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)容量共達(dá)到26 GW 的目標(biāo)。但根據(jù)IEA 的預(yù)測(cè)，土耳其將在2023 年提前實(shí)現(xiàn)其光伏發(fā)電目標(biāo)，2021—2026 年土耳其可再生能源發(fā)電新增裝機(jī)容量預(yù)測(cè)如圖4[6]所示。

圖4 2021—2026 年土耳其可再生能源發(fā)電新增裝機(jī)容量預(yù)測(cè)[6]Fig. 4 Forecast of new installed capacity of renewable energy power generation in Türkiye from 2021 to 2026[6]

從圖4 可以看出：據(jù)IEA 預(yù)測(cè)，2022—2026年5 年間土耳其的光伏發(fā)電裝機(jī)需求超過10 GW。

土耳其太陽能協(xié)會(huì)Günder 發(fā)布了一份新的太陽能發(fā)展路線，該路線預(yù)測(cè)到2023 年底，土耳其光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量可能達(dá)到14 GW 左右。Günder 進(jìn)一步樂觀認(rèn)為，土耳其光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量有可能在2030 年達(dá)到38 GW，將遠(yuǎn)超過土耳其政府設(shè)定的2027 年達(dá)到15 GW 累計(jì)裝機(jī)容量的光伏發(fā)電目標(biāo)，從而可以改善該國(guó)的電力傳輸系統(tǒng)。

為發(fā)展當(dāng)?shù)毓夥a(chǎn)業(yè)，土耳其政府從2017年4 月開始，對(duì)從中國(guó)進(jìn)口的光伏組件實(shí)行每平方米20～25 美元的額外關(guān)稅；同時(shí)，該國(guó)大型光伏發(fā)電項(xiàng)目，例如YEKA 等公共電站，在招標(biāo)中明確提出只能采購(gòu)本土化太陽電池產(chǎn)品。

土耳其是一個(gè)新興市場(chǎng)，2022 年，其光伏組件的產(chǎn)能約為6 GW，硅片和太陽電池的產(chǎn)能均約為1 GW，未來土耳其迫切需要加強(qiáng)其太陽電池的生產(chǎn)能力。

1.4 小結(jié)

歐盟、印度及土耳其的光伏市場(chǎng)情況匯總?cè)绫? 所示。

表2 歐盟、印度及土耳其的光伏市場(chǎng)情況匯總Table 2 Summary of PV market in EU，India and Türkiye

2 不同太陽電池技術(shù)路線的投資成本分析和投資回報(bào)對(duì)比

本部分內(nèi)容主要對(duì)PERC、TOPCon 和p 型IBC、HJT 單晶硅太陽電池4 種不同技術(shù)路線的投資成本進(jìn)行分析，并對(duì)各太陽電池技術(shù)路線的投資回報(bào)進(jìn)行對(duì)比。

2.1 國(guó)內(nèi)生產(chǎn)線的主要工藝設(shè)備成本分析

2.1.1 PERC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線

2015 年之前，全球傳統(tǒng)全鋁背場(chǎng)(BSF)單晶硅太陽電池的產(chǎn)能占全球光伏市場(chǎng)的90%；2016 年之后，PERC 單晶硅太陽電池“接棒起跑”，2021 年全球PERC 單晶硅太陽電池的產(chǎn)能已經(jīng)超過300 GW，在全球光伏市場(chǎng)中的占比達(dá)91.2%，完全取代了BSF 單晶硅太陽電池的市場(chǎng)。

PERC 單晶硅太陽電池技術(shù)具有強(qiáng)大的包容性，可以兼容各類單晶硅太陽電池技術(shù)乃至硅片端的技術(shù)。從PERC 單晶硅太陽電池技術(shù)被發(fā)明和應(yīng)用以來，其量產(chǎn)光電轉(zhuǎn)換效率從開始的20%左右一路提升到2022 年的23.5%左右。2013—2022 年P(guān)ERC 單晶硅太陽電池量產(chǎn)光電轉(zhuǎn)換效率提升情況如圖5 所示。

圖5 2013—2022 年P(guān)ERC 單晶硅太陽電池量產(chǎn)光電轉(zhuǎn)換效率提升情況Fig. 5 Improvement of photoelectric conversion efficiency in mass production of PERC mono-Si solar cells from 2013 to 2022

隨著PERC 單晶硅太陽電池量產(chǎn)光電轉(zhuǎn)換效率的提升，其單瓦投資成本也大幅下降。按照中國(guó)國(guó)內(nèi)設(shè)備投資成本，PERC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線的設(shè)備資本性支出(不包含檢測(cè)儀器、輔助工具等設(shè)備，CAPEX)為1.19 億元/GW。PERC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線主要生產(chǎn)設(shè)備的投資成本分析如表3 所示。

表3 PERC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線主要生產(chǎn)設(shè)備的投資成本分析Table 3 Analysis of investment cost of main production equipment for PERC mono-Si solar cell technology route

目前中國(guó)主流太陽電池生產(chǎn)商的PERC 單晶硅太陽電池量產(chǎn)光電轉(zhuǎn)換效率為23.5%，已接近24.0%的“天花板”[7]，但隨著技術(shù)的不斷迭代，提高單晶硅太陽電池光電轉(zhuǎn)換效率仍將是光伏產(chǎn)業(yè)鏈上下游的主要方向?；诖耍┠暧楷F(xiàn)出TOPCon、p 型IBC、HJT 等新型單晶硅太陽電池技術(shù)。其中，由于HJT 單晶硅太陽電池技術(shù)與現(xiàn)有PERC 單晶硅太陽電池技術(shù)無法兼容，一旦轉(zhuǎn)換技術(shù)路線，將面臨巨大的沉沒成本。相較其他單晶硅太陽電池技術(shù)，無需拋棄現(xiàn)有生產(chǎn)線的TOPCon 和p 型IBC 單晶硅太陽電池技術(shù)無疑成為最好的選擇，有望成為下一代太陽電池主流技術(shù)。

2.1.2 TOPCon 單晶硅太陽電池技術(shù)路線

TOPCon 是一種基于載流子選擇性接觸的隧穿氧化層鈍化接觸太陽電池技術(shù)。與p 型單晶硅太陽電池和n 型單晶硅太陽電池的性能相比，TOPCon 單晶硅太陽電池的少子壽命高、無光致衰減、弱光響應(yīng)好、溫度系數(shù)小，是單晶硅太陽電池理論光電轉(zhuǎn)換效率邁向最高的希望。TOPCon單晶硅太陽電池的結(jié)構(gòu)和原理圖[8]如圖6 所示。

圖6 TOPCon 單晶硅太陽電池的結(jié)構(gòu)和原理圖[8]Fig. 6 Structure and principle diagram of TOPCon mono-Si solar cells[8]

TOPCon 單晶硅太陽電池的制備工藝與PERC單晶硅太陽電池的制備工藝高度重合。按照多晶硅的沉積技術(shù)，可以將TOPCon 單晶硅太陽電池的制備路線分為低壓化學(xué)氣相沉積(LPCVD)和PECVD 兩種，二者只需要在PREC 單晶硅太陽電池制備工藝的基礎(chǔ)上增加硼擴(kuò)散設(shè)備、制備SiO2/Poly-Si 層的LPCVD 設(shè)備(或PECVD 設(shè)備)及清洗設(shè)備即可。兩種TOPCon 單晶硅太陽電池制備路線與PERC 單晶硅太陽電池制備路線的對(duì)比如圖7 所示。

圖7 兩種TOPCon 單晶硅太陽電池制備路線與PERC 單晶硅太陽電池制備路線的對(duì)比Fig. 7 Comparison of two kinds of TOPCon mono-Si solar cell preparation routes and PERC mono-Si solar cell preparation route

根據(jù)理論計(jì)算，TOPCon 單晶硅太陽電池實(shí)驗(yàn)室潛在理論光電轉(zhuǎn)換效率為28.7%，最接近晶體硅太陽電池實(shí)驗(yàn)室理論光電轉(zhuǎn)換效率的極限值(29.43%)。當(dāng)前量產(chǎn)的n 型TOPCon 雙面單晶硅太陽電池的最高光電轉(zhuǎn)換效率與潛在光電轉(zhuǎn)換效率仍然存在一定的差距，光電轉(zhuǎn)換效率提升的潛力巨大。按照國(guó)內(nèi)設(shè)備投資成本，針對(duì)不同制備路線，TOPCon 單晶硅太陽電池技術(shù)路線主要生產(chǎn)設(shè)備的投資成本分析如表4 所示。

表4 TOPCon 單晶硅太陽電池技術(shù)路線主要生產(chǎn)設(shè)備的投資成本分析Table 4 Analysis of investment cost of main production equipment for TOPCon mono-Si solar cell technology route

從表4 可以看出：根據(jù)測(cè)算，TOPCon 單晶硅太陽電池采用LPCVD 制備路線時(shí)，主要生產(chǎn)設(shè)備的CAPEX 為1.66 億元/GW；從PERC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線升級(jí)，需要增加硼擴(kuò)散、LPCVD、刻蝕清洗、光注入設(shè)備及相應(yīng)自動(dòng)化設(shè)備，預(yù)計(jì)CAPEX 增加0.59 億元/GW。采用PECVD 制備路線時(shí)，主要生產(chǎn)設(shè)備的CAPEX為1.71 億元/GW；從PERC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線升級(jí)，需要增加硼擴(kuò)散、PECVD、刻蝕清洗、光注入設(shè)備及相應(yīng)自動(dòng)化設(shè)備，預(yù)計(jì)CAPEX 增加0.67 億元/GW。

2.1.3 p 型IBC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線

IBC 單晶硅太陽電池是一種基于p 型或n 型硅片的叉指式背接觸太陽電池，其結(jié)構(gòu)及背面柵線圖如圖8 所示。IBC 單晶硅太陽電池正面無遮擋結(jié)構(gòu)，不僅具有外形美觀等優(yōu)勢(shì)，適用于光伏建筑一體化(BIPV)，而且其光電轉(zhuǎn)換效率較高。2018 年，德國(guó)哈梅林太陽能研究所(ISFH)的p 型IBC 單晶硅太陽電池樣品的飽和電流密度為2 fA/cm2、開路電壓為733 mV，光電轉(zhuǎn)換效率達(dá)到26.1%[9]。

圖8 IBC 單晶硅太陽電池結(jié)構(gòu)及背面柵線圖Fig. 8 Diagram of structure and back grid line of IBC mono-Si solar cell

p 型IBC 單晶硅太陽電池的制備工藝使用的是p 型硅片，與PERC 單晶硅太陽電池制備工藝的重合度更高，并可以充分利用激光設(shè)備，其只需要在PERC 單晶硅太陽電池制備工藝的基礎(chǔ)上增加制備SiO2/Poly-Si 層的LPCVD 和光注入設(shè)備。p 型IBC 單晶硅太陽電池的制備工藝流程如圖9 所示。

圖9 p 型IBC 單晶硅太陽電池的制備工藝流程Fig. 9 Preparation process of p-IBC mono-Si solar cells

目前，隆基綠能科技股份有限公司(下文簡(jiǎn)稱為“隆基綠能”)、廣東愛旭科技股份有限公司等太陽電池生產(chǎn)商的p 型IBC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線仍處于研發(fā)階段，據(jù)報(bào)道該類太陽電池的中批量試生產(chǎn)光電轉(zhuǎn)換效率可達(dá)到24.5%。

p 型IBC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線主要生產(chǎn)設(shè)備投資成本分析如表5 所示。

表5 p 型IBC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線主要生產(chǎn)設(shè)備的投資成本分析Table 5 Analysis of investment cost of main production equipment for p-IBC mono-Si solar cell technology route

從表5 可以看出：根據(jù)測(cè)算，p 型IBC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線主要生產(chǎn)設(shè)備的CAPEX 為1.55 億元/GW；從PERC 單晶硅太陽電池技術(shù)路線升級(jí)，需增加LPCVD、光注入設(shè)備及相應(yīng)自動(dòng)化設(shè)備，預(yù)計(jì)CAPEX 增加0.2 億元/GW。

2.1.4 HJT 單晶硅太陽電池技術(shù)路線

HJT 單晶硅太陽電池是一種在n 型硅片上沉積非晶硅形成異質(zhì)結(jié)并將其作為鈍化層的晶體硅太陽電池，其制備工藝流程為制絨清洗—非晶硅薄膜沉積—透明導(dǎo)電膜沉積—印刷分選。2021年10 月，隆基綠能通過優(yōu)化微晶n 型窗口層，使制備的HJT 單晶硅太陽電池的填充因子突破86%，短路電流密度達(dá)到40.49 mA/cm2；通過開發(fā)新的本征微晶層結(jié)構(gòu)，大幅改善其鈍化性能，優(yōu)化后HJT 單晶硅太陽電池的實(shí)驗(yàn)室光電轉(zhuǎn)換效率達(dá)到26.3%。

目前HJT 單晶硅太陽電池技術(shù)路線的設(shè)備成熟度不高且成本高昂，通過向供應(yīng)商詢價(jià)，預(yù)計(jì)該技術(shù)路線主要生產(chǎn)設(shè)備的CAPEX 為4 億元/GW；同時(shí)，由于HJT 單晶硅太陽電池使用低溫銀漿及含銦靶材，制造成本較高，該制備工藝仍處于優(yōu)化階段。國(guó)內(nèi)生產(chǎn)商已經(jīng)布局了HJT單晶硅太陽電池核心工藝設(shè)備，但由于量產(chǎn)數(shù)據(jù)不足，且缺乏量產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，現(xiàn)階段暫時(shí)不對(duì)海外進(jìn)行推廣，未來將作重點(diǎn)關(guān)注。

2.2 海外生產(chǎn)線的建設(shè)成本與設(shè)備投資回報(bào)對(duì)比

結(jié)合海外實(shí)際項(xiàng)目報(bào)價(jià)，對(duì)采用4 種不同太陽電池技術(shù)路線的海外生產(chǎn)線的建設(shè)成本及設(shè)備投資回報(bào)進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果如表6 所示。設(shè)備投資成本中包含了設(shè)備制造成本與海外服務(wù)成本，考慮到不同地區(qū)的材料成本差異，制造成本以中國(guó)國(guó)內(nèi)制造成本測(cè)算。

表6 采用不同太陽電池技術(shù)路線的海外生產(chǎn)線建設(shè)成本及設(shè)備投資回報(bào)對(duì)比分析Table 6 Comparative analysis of overseas production line construction costs and equipment investment returns using different solar cell technology routes

從表6 可以看出：PERC 單晶硅太陽電池的單瓦制造成本為0.152 美元/W，通過對(duì)比可以看出，p 型IBC 單晶硅太陽電池的單瓦制造成本最低，僅為0.151 美元/W(預(yù)估值)，這主要是因?yàn)?4.5%(預(yù)估值)的超高光電轉(zhuǎn)換效率拉低了整體單瓦制造成本；TOPCon 單晶硅太陽電池的單瓦制造成本比PERC 單晶硅太陽電池的約高0.019 美元/W，達(dá)到0.171 美元/W。當(dāng)前TOPCon 單晶硅太陽電池技術(shù)和供應(yīng)產(chǎn)業(yè)鏈仍在完善中，未來隨著良率和光電轉(zhuǎn)換效率的提升，以及銀漿成本的降低，預(yù)計(jì)TOPCon 單晶硅太陽電池的制造成本還有進(jìn)一步下降的空間。結(jié)合n 型單晶硅太陽電池在光伏組件端的可靠性表現(xiàn)(功率衰減小、溫度系數(shù)低、弱光響應(yīng)好等)，未來TOPCon 光伏組件的制造成本有望和PERC 光伏組件的制造成本持平。

對(duì)采用不同太陽電池技術(shù)路線的海外生產(chǎn)線建設(shè)成本和設(shè)備投資回報(bào)進(jìn)行綜合分析后，可以得出以下結(jié)論：

1)目前PERC 單晶硅太陽電池依然是主流，海外大多數(shù)客戶追求光伏電站端的投資收益率，根據(jù)投資回報(bào)測(cè)算，PERC 單晶硅太陽電池的優(yōu)勢(shì)明顯。

2)由于技術(shù)的革新和與PERC 單晶硅太陽電池技術(shù)的兼容度，預(yù)留“PERC+”的升級(jí)空間與接口尤為重要。p 型IBC 單晶硅太陽電池的單瓦制造成本體現(xiàn)出優(yōu)勢(shì)，但由于該類太陽電池缺少量產(chǎn)數(shù)據(jù)，國(guó)內(nèi)尚處于研發(fā)階段，需后續(xù)驗(yàn)證。因此，TOPcon 單晶硅太陽電池依然是現(xiàn)階段PERC 單晶硅太陽電池升級(jí)路線的最優(yōu)選擇。

3 海外太陽電池生產(chǎn)線的建設(shè)方案

當(dāng)前海外太陽電池生產(chǎn)線的建設(shè)多以PERC單晶硅太陽電池生產(chǎn)線并預(yù)留TOPCon 單晶硅太陽電池技術(shù)升級(jí)空間的方案為主，也有少部分客戶的建設(shè)方案要求直接建設(shè)TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線。本部分內(nèi)容以海外實(shí)際項(xiàng)目為例，從太陽電池生產(chǎn)線配置和設(shè)備成本的角度對(duì)海外PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線和TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線兩種建設(shè)方案進(jìn)行介紹。

3.1 PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線建設(shè)

2020 年5 月，在“一帶一路”國(guó)家土耳其的Kalyon 集團(tuán)500 MW 光伏產(chǎn)業(yè)園EPC 建設(shè)項(xiàng)目(下文簡(jiǎn)稱為“土耳其K 項(xiàng)目”)中，中電科電子裝備集團(tuán)有限公司(下文簡(jiǎn)稱為“電科裝備”)建設(shè)了包括外圍在內(nèi)的“拉晶—切片—太陽電池—光伏組件”500 MW 光伏全產(chǎn)業(yè)鏈，其中，PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的性能指標(biāo)如表7 所示。該太陽電池生產(chǎn)線采用“酸刻蝕+管式背鈍化PECVD”制備路線，設(shè)備配置與產(chǎn)能如表8 所示。

表7 土耳其K 項(xiàng)目中PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的性能指標(biāo)Table 7 Performance indexes of PERC mono-Si solar cell production line in Türkiye K project

表8 土耳其K 項(xiàng)目中PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的設(shè)備配置與產(chǎn)能Table 8 Equipment configuration and capacity of PERC mono-Si solar cell production line in Türkiye K project

太陽電池最大功率點(diǎn)(MPP)的功率Pm的計(jì)算式可表示為：

式中：A為太陽電池面積，cm2，M10 太陽電池的面積取330 cm2；η為太陽電池的光電轉(zhuǎn)換效率，%；E為標(biāo)準(zhǔn)太陽輻照度，W/m2，取值為1000。

根據(jù)式(1)，計(jì)算得到M10 PERC 單晶硅太陽電池的光電轉(zhuǎn)換效率-MPP 功率對(duì)照表，如表9 所示。

表9 M10 PERC 單晶硅太陽電池的光電轉(zhuǎn)換效率-MPP 功率對(duì)照表Table 9 Comparison table of photoelectric conversion efficiency-MPP power of M10 PERC mono-Si solar cells

考慮到換班、維護(hù)，以及停電這類突發(fā)情況導(dǎo)致的生產(chǎn)線停機(jī)情況，按照合同約定，土耳其K 項(xiàng)目中PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的生產(chǎn)時(shí)間為22 h/天，按照每年355 天計(jì)算，則該生產(chǎn)線的年生產(chǎn)能力為11400×22×355×94%×95%(Uptime值，即設(shè)備利用率)×7.26=79507362×7.26 ≈577.2 MW，滿足產(chǎn)能的設(shè)計(jì)要求(500 MW)。

從生產(chǎn)線的CAPEX 角度考慮，暫不考慮基建和外圍投資，對(duì)該生產(chǎn)線進(jìn)行設(shè)備投資回報(bào)測(cè)算，該生產(chǎn)線的CAPEX 如表10 所示。

表10 土耳其K 項(xiàng)目中PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的CAPEXTable 10 CAPEX of PERC mono-Si solar cell production line in Türkiye K project

從表10 可以看出：土耳其K 項(xiàng)目中PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的CAPEX 為2445.6 萬美元。

運(yùn)營(yíng)成本(OPEX)包含原材料、水電氣、人工、設(shè)備折舊(設(shè)計(jì)為8 年)、備品備件與其他成本。所有價(jià)格均參考土耳其當(dāng)?shù)氐膬r(jià)格。土耳其K項(xiàng)目中PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的OPEX 如表11 所示。

表11 土耳其K 項(xiàng)目中PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的OPEXTable 11 OPEX of PERC mono-Si solar cell production line in Türkiye K project

從表11 可以看出：土耳其K 項(xiàng)目中PERC單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的OPEX 為0.982 美元/片。這是因?yàn)樵擁?xiàng)目實(shí)際使用的硅片是自建拉晶切片廠生產(chǎn)的硅片，提前鎖定了硅料價(jià)格，價(jià)格較低，因此硅片的實(shí)際成本約為0.585 美元/片。

計(jì)算不同時(shí)期不同因素條件下，土耳其K項(xiàng)目中PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的設(shè)備投資回收年限，結(jié)果如表12 所示。

表12 土耳其K 項(xiàng)目中PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的設(shè)備投資回收年限Table 12 Equipment investment payback period of PERC mono-Si solar cell production line in Türkiye K project

從表12 可以看出：

1) 2021 年8 月，該項(xiàng)目的PERC 單晶硅太陽電池的光電轉(zhuǎn)換效率已達(dá)到22.0%左右，對(duì)應(yīng)該光電轉(zhuǎn)換效率的M10 PERC 單晶硅太陽電池的成本為0.135 美元/W。根據(jù)全球光伏領(lǐng)域研究機(jī)構(gòu)PV InfoLink 的統(tǒng)計(jì)，2021 年8 月時(shí)M10 PERC 單晶硅太陽電池的平均售價(jià)為0.136 美元/W。折算利潤(rùn)，計(jì)算得到該生產(chǎn)線的投資回收年限為40.25 年。

2) 2022 年4 月，該項(xiàng)目的PERC 單晶硅太陽電池的光電轉(zhuǎn)換效率已達(dá)到22.8%左右，但是由于材料價(jià)格上漲，對(duì)應(yīng)該光電轉(zhuǎn)換效率的M10 PERC 單晶硅太陽電池的成本上漲為0.152 美元/W。根據(jù)PV InfoLink 的統(tǒng)計(jì)，2022 年4 月時(shí)M10 PERC 單晶硅太陽電池的平均售價(jià)為0.161美元/W。折算利潤(rùn)，計(jì)算得到該生產(chǎn)線的投資回收年限為4.32 年。

兩個(gè)不同時(shí)期生產(chǎn)線的設(shè)備投資回收年限差別較大的主要原因是自建拉晶切片廠生產(chǎn)硅片的成本非常低，因此隨著太陽電池售價(jià)增長(zhǎng)，項(xiàng)目利潤(rùn)越來越豐厚。通過項(xiàng)目的執(zhí)行及電科裝備提供的質(zhì)保和運(yùn)維服務(wù)，讓項(xiàng)目業(yè)主獲得了豐厚的利潤(rùn)。

3.2 TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線建設(shè)

2021—2022 年期間，電科裝備與印度A 公司接洽了600 MW 以上的TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線(下文簡(jiǎn)稱為“印度A 項(xiàng)目”)的建設(shè)事宜，并根據(jù)現(xiàn)有技術(shù)指標(biāo)和實(shí)際情況做出生產(chǎn)線的整線建設(shè)方案。印度A 項(xiàng)目中TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的性能指標(biāo)如表13 所示。該太陽電池生產(chǎn)線采用“LPCVD+管式正面鈍化ALD”制備路線，設(shè)備配置與產(chǎn)能情況如表14所示。

表13 印度A 項(xiàng)目中TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的性能指標(biāo)Table 13 Performance indicators of TOPCon mono-Si solar cell production line in India A project

表14 印度A 項(xiàng)目中TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的設(shè)備配置與產(chǎn)能Table 14 Equipment configuration and capacity of TOPCon mono-Si solar cell production line in India A project

根據(jù)式(1)，計(jì)算得到M10 TOPCon 單晶硅太陽電池的光電轉(zhuǎn)換效率-MPP 功率對(duì)照表，如表15 所示。

表15 M10 TOPCon 單晶硅太陽電池的光電轉(zhuǎn)換效率—MPP 功率對(duì)照表Table 15 Comparison table of photoelectric conversion efficiency-MPP power of M10 TOPCon mono-Si solar cells

考慮到換班、維護(hù)，以及停電這類突發(fā)情況導(dǎo)致的生產(chǎn)線停機(jī)情況，按照與業(yè)主要求約定，印度A 項(xiàng)目TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的生產(chǎn)時(shí)間為22.5 h/天，按照每年350 天計(jì)算，則該生產(chǎn)線的年生產(chǎn)能力為12304×22.5×350×93%×95%(Uptime值)×7.85=85605849×7.85 ≈672 MW，滿足產(chǎn)能的設(shè)計(jì)要求(600 MW)。

從生產(chǎn)線的CAPEX 角度考慮，暫不考慮基建和外圍投資，對(duì)該生產(chǎn)線設(shè)備投資回報(bào)進(jìn)行測(cè)算，其CAPEX 如表16 所示。

表16 印度A 項(xiàng)目中TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的CAPEXTable 16 CAPEX of TOPCon mono-Si solar cell production line in India A project

從表16 可以看出：印度A 項(xiàng)目中TOPCon單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的CAPEX 為3643.3 萬美元。

OPEX 包含原材料、水電氣、人工、設(shè)備折舊(設(shè)計(jì)為8 年)、備品備件與其他成本。所有價(jià)格均參考印度當(dāng)?shù)氐膬r(jià)格。印度A 項(xiàng)目中TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的OPEX 如表17所示。

表17 印度A 項(xiàng)目中TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的OPEXTable 17 OPEX of TOPCon mono-Si solar cell production line in India A project

從表17 可以看出：印度A 項(xiàng)目中TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的OPEX 為1.529美元/片。

計(jì)算印度A 項(xiàng)目中TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的設(shè)備投資回收年限。該項(xiàng)目TOPCon單晶硅太陽電池的光電轉(zhuǎn)換效率達(dá)到24.0%，對(duì)應(yīng)該光電轉(zhuǎn)換效率的M10 TOPCon 單晶硅太陽電池成本為0.193美元/W。根據(jù)PV InfoLink的統(tǒng)計(jì)，2022 年4 月時(shí)TOPCon 單晶硅太陽電池的平均售價(jià)為0.174 美元/W。計(jì)算該生產(chǎn)線的設(shè)備投資回收年限，結(jié)果如表18 所示。

表18 印度A 項(xiàng)目中TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的設(shè)備投資回收年限Table 18 Equipment investment payback period of TOPCon mono-Si solar cell production line in India A project

從表18 可以看出：經(jīng)過測(cè)算，在現(xiàn)有的指標(biāo)下，印度A 項(xiàng)目TOPCon 單晶硅太陽電池的利潤(rùn)為負(fù)值，設(shè)備投資回收為虧損狀態(tài)。這是因?yàn)樵摷夹g(shù)路線的設(shè)備成本高、硅片成本高，以及產(chǎn)品良率(93%)較低，因此若是當(dāng)?shù)卣疀]有相關(guān)政策和補(bǔ)貼支持，TOPCon 單晶硅太陽電池技術(shù)暫無優(yōu)勢(shì)。

3.3 小結(jié)

以TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線和PERC單晶硅太陽電池生產(chǎn)線為例，相比國(guó)內(nèi)的太陽電池生產(chǎn)線，海外太陽電池生產(chǎn)線的設(shè)備制造成本、運(yùn)營(yíng)成本較高。主要體現(xiàn)在：1)海外太陽電池生產(chǎn)線的調(diào)試安裝費(fèi)用高，同時(shí)運(yùn)輸、備件等其他費(fèi)用也相對(duì)較高；2)海外運(yùn)營(yíng)團(tuán)隊(duì)不夠熟練，且供應(yīng)鏈不成熟，進(jìn)一步推高了太陽電池制造成本。

4 總結(jié)與展望

本文對(duì)海外光伏市場(chǎng)的發(fā)展現(xiàn)狀進(jìn)行了分析，然后對(duì)PERC、TOPCon、p 型IBC、HJT單晶硅太陽電池技術(shù)的投資成本進(jìn)行拆解，并對(duì)其投資回報(bào)進(jìn)行對(duì)比；然后通過海外實(shí)際項(xiàng)目案例，對(duì)PERC 和TOPCon 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線的建設(shè)情況進(jìn)行了分析。分析結(jié)果顯示：當(dāng)前階段，PERC 單晶硅太陽電池生產(chǎn)線預(yù)留升級(jí)p 型IBC 單晶硅太陽電池技術(shù)和TOPCon單晶硅太陽電池技術(shù)是目前最適合在海外投資建廠的技術(shù)。

近些年，國(guó)內(nèi)光伏行業(yè)進(jìn)入存量市場(chǎng)的激烈競(jìng)爭(zhēng)局面。海外光伏產(chǎn)業(yè)鏈建設(shè)需求龐大，應(yīng)充分利用好自身的優(yōu)勢(shì)，把握好“走出去”做大增量市場(chǎng)的機(jī)會(huì)。同時(shí)由于貿(mào)易壁壘的存在，美國(guó)對(duì)東南亞地區(qū)實(shí)施出口調(diào)查，征收中國(guó)企業(yè)在東南亞地區(qū)工廠的光伏組件關(guān)稅；印度政府對(duì)本土制造的太陽電池實(shí)行本地化要求(DCR)補(bǔ)貼；土耳其太陽電池端即將增加保護(hù)性關(guān)稅和太陽電池的投資補(bǔ)貼等一系列政策，將進(jìn)一步助推海外太陽電池生產(chǎn)線建設(shè)需求的增長(zhǎng)。

隨著太陽電池技術(shù)不斷進(jìn)步與提升，未來將加速TOPCon、p 型IBC 及HJT 單晶硅太陽電池技術(shù)等研發(fā)平臺(tái)的建設(shè)和相關(guān)工藝產(chǎn)線的驗(yàn)證，進(jìn)一步提升中國(guó)太陽電池生產(chǎn)商與設(shè)備生產(chǎn)商在海外市場(chǎng)的技術(shù)優(yōu)勢(shì)，助推“一帶一路”建設(shè)，打造光伏“中國(guó)名片”。