光伏产业相关概念梳理

光生伏特效应

光生伏特效应于1839年由法国科学家A.E.贝克勒尔发现，光照能使半导体材料的不同部位之间产生电位差，若用导线将不同部位连接起来，即会产生电流输出。将单一物质半导体掺杂其他物质形成杂质半导体后，如果最外层有多余电子，则称为N型半导体，N表示带负电；如果最外层电子相对于稳定的8个电子缺失一个，即产生了一个“空穴”，称之为P型半导体，P表示空穴可以等效成带正电的微粒。常温下由于热能导致本征激发，共价键断裂，部分电子游离。因此N、P型半导体均存在空穴与自由电子，空穴与自由电子相较数量较少的称为该型半导体少子，较多的称为多子。正负半导体结合后，扩散作用下双方多子由于电性吸引互相结合，交界处形成PN结。失去电子的N型半导体显正电性，失去空穴的P型半导体显负电性，由于两端不同电性形成自建电场。当光线照射，半导体吸收光能，之前成对的载流体由于能量迁跃分散，在自建电场影响下形成相反的光生电场。然后在此基础上外接回路，并最终形成电流。

光电转换效率

光电转换效率主要取决于开路电压、闭路电压及填充因子，光学损失及电学损失是影响光电转换效率的核心因素。

电学损失主要指由于载流子在未到达电极前复合，复合速度越低，电压越高。减少复合率的主要方法包括：

1.梯度掺杂，浓度差引导载流子加速扩散；

2.引入钝化膜、隧穿膜等改变电池结构。

光学损失主要指光伏组件表面对光的反射损失。主要降低方法包括：

1.降低栅线宽度或使用XBC背接触式，减少栅线对光遮挡；

2.使用超白高透的压延光伏玻璃，降低光伏玻璃表面反射；

3.运用特殊化学药品在硅片表面制绒，减少电池表面光反射；

4.使用减反膜。

降本增效的核心逻辑

光伏发展的主要动力在于降本增效，主要指标是平均度电成本LCOE。从成本角度考虑，光伏装机受到组件成本、系统成本以及土地费用、融资成本等因素的影响。
发电量上，系统性能及客观环境均有着重大影响。

1.环境因素中，辐射强度、时长直接决定发电量上限，此外温度、湿度、极端天气等气候因素均会影响组件发电量、使用寿命、年度衰减量等性能。

2.系统因素中，组件性能是系统发电能力的基础。正常情况下，组件转换效率决定发电量的输出。而高温条件下组件转换效率容易降低，同时早晨、傍晚辐射较弱条件下，转换效率也容易出现下降。此外，组件封装性能等因素同样会影响组件寿命及衰减。

3.合理的系统设计可实现锦上添花的效果，如使用跟踪支架调整合理入射角，从而减少辐射损失；又如合理的逆变器容配比可以减少电流损失等。

长期上来看，光照资源和土地资源决定了组件发电上限和成本，短期来看，电网消纳影响光伏发电收益及装机上限。

光伏消纳问题

光伏发电由于日照变化，存在全天出力不稳定的显著特征，发电高峰与用电高峰形成一定的时间错配。上午及傍晚辐照较弱，光伏组件发电量较少；中午及下午时段辐照强烈，光伏组件发电量高；而夜晚用电高峰期时，光伏组件不出力。在12点至15点间，由于光伏发电量远超用电负荷，易形成大量弃电。

光伏装机量大幅上升对电网管理提出了更高要求。鸭子曲线由加州独立系统运营商发现，指随着光伏装机量不断提升，一天中常规电厂净负荷波动不断加大，伴随着灵活调峰的工作压力明显增大，电网管理难度直线上升。此外，光伏出力不稳定性增大导致对电网设备的容量要求进一步提高，逆变器转换的高频开关则可能造成谐波效应，降低电网质量，易引发电网事故。目前缓解光伏消纳问题主要存在多能互补、特高压外送、提升午间用电需求等形式。

盲目追求补贴而忽视消纳导致国内弃光现象一度非常严重，2015年全国弃光率12%，2016年弃光率11%，2017年通过多方努力，弃光率下降至6%，但甘肃、新疆弃光率仍分别达到20%和22%。

产业链结构

光伏产业链分为主产业链及辅材产业链，其中主产业链以硅料、硅片、电池片、组件为核心，辅材产业链则以主产业链对应环节为核心，主要包括拉晶所需石英坩埚、切片所需金刚线、光伏玻璃、胶膜等配件。辅材的优劣对于组件整体性能影响很大，而上游原材料的瓶颈则会限制其扩产，辅材供需缺口造成的价格上升往往导致组件成本压力的加重。高纯石英砂通过提纯之后，经三氯氢硅法或硅烷流化床法得到硅料。硅料经拉晶切片步骤进一步得到硅片。硅片经金刚线切割后，经过清洗制绒（增加二次反射从而提升光吸收）、扩散（形成PN结）、刻蚀（去除磷硅玻璃，防止短路），镀膜（印刷形成银电极、铝背场），最终烧结（使电机与硅片形成欧姆接触），电池片基本成型。电池片通过焊接焊带成串，之后与光伏玻璃、胶膜、背板叠层，再通过层压机将敷设好的压层件内的EVA融化，使电池、玻璃、背板粘连，形成封装保护。然后使用打胶机用密封胶将层压件用铝边框封装，并安装接线盒，最终制成组件。组件成本构成：电池片占据第一位，占比61.2%，其中硅片约占整个组件成本的45.5%。封装成本占比约38.8%，其中铝边框、EVA、光伏玻璃、背板占组件成本比例较大，分别为9.0%、8.4%、7.1%、5.2%。

单面单晶电池片成本构成：硅片成本最高，占比74.40%；银浆成本则为电池片最高的非硅成本，占比8.5%。

硅片

在2005年到2010年的光伏行业野蛮扩张时期，虽然单晶硅片效率更高，但是多晶硅片借助其成本更低、技术简单的优势成为了市场主流。此后随着光伏市场由粗放向精细化导向发展，单晶硅片借由金刚线切割技术推广成功降低了生产成本，比较优势逐步显现。
单晶硅片的物理特性决定其较多晶硅片更为优质。单晶硅片晶体品质高，晶格排列完整有序，而多晶由众多位向不一致的小晶粒组成，杂质、缺陷、晶界较多。因此单晶硅片具备了以下几个优点：

1.碎片率低，易于切割；

2.结构稳定，机械性好，而多晶在生产、运输、长期运营中更易形变、碎裂、隐裂；

3.转换效率高，光生伏特效应下少子扩散产生电流，因此光电转换率很大程度上取决于少子寿命长短。

在政策和成本端刺激下，单晶硅片成为主流。2015年6月1日，国家能源局等三部委提出“领跑者”计划，强调扶持技术突出特别是高转换率的示范项目。2019年多晶硅片与单晶硅片市场地位彻底颠覆，市占率形成剪刀差。2021年，单晶硅片（p型+n型）市场占比约94.5%，多晶硅片的市场份额由2014年的95%下降至2021年的5.2%。

隆基绿能的崛起就是抓住了这一次多晶向单晶迭代周期的趋势，逐步奠定硅片领域全球龙头地位。2019年，隆基股份与协鑫科技在行业占有率中的排名交换，与多晶单晶地位转换的时间相吻合。

当前主流的多晶硅生产技术主要有三氯氢硅法和硅烷流化床法，产品形态分别为棒状硅和颗粒硅。三氯氢硅法生产工艺相对成熟，目前是行业主流。三氯氢硅法即为改良西门子法，原理是气化的三氯氢硅（SiHCl3）和氢气在高温硅芯（硅棒）表面、1050~1100 ℃下发生还原反应后（气相沉积反应），生成晶体硅。硅烷流化床法将细小的硅颗粒种子铺在有气孔的床层上，然后从下面通入三氯化硅气体和其它反应气体，在加热等反应条件下，硅单质沉积在硅颗粒种子上，生成体积较大的硅粒，通过出料管送出流化床反应器。颗粒硅技术具有着技术壁垒高、工艺步骤简化、成本降低、碳排放低等优势。目前颗粒硅主要作为复投料掺杂使用。目前存在的主要难点为氢跳（即微量氢气顶起，并溅射至导流筒下沿，高温下滴回硅液影响拉晶）、金属杂质含量、碳杂质含量、硅粉等。预计随着技术难点攻克，渗透率有望获得提升。

电池片

光伏电池片技术是太阳能发电的核心部分，它通过将太阳光转换成电能来实现光伏发电。目前，光伏电池片技术主要分为两大类：P型电池和N型电池。

P型电池是基于P型硅片的光伏电池，其中硅片掺杂了硼元素。P型电池的制备技术包括传统的AL-BSF（铝背场）和PERC（发射极和背面钝化电池）技术。重大影响。2019年之前，光伏电池以BSF为主要技术路线，该技术于1973年首次提出，其特点是采用铝背场钝化技术，理论转换效率上限约20%。铝背场是指在p-n结制备完成后，在硅片背面沉积一层铝膜，增加了一个p+/p-高低结形成较高的开路电压，从而提高了电池的效率。但由于背表面的金属铝膜层的复合速度高，常规BSF电池光损失较高。

PERC电池是在BSF电池的基础上改良形成的，最大的区别在于背表面介质膜钝化，采用局域金属接触，大大降低了背表面复合速度，同时提升了背表面的光反射。CPIA数据显示，2018-2020年国内传统BSF型电池占比将从60.0%降低至30.0%，而PERC与N型电池占比则将从38.5%快速提升至65.7%，2021年PERC电池的市场占比高达91.2%，其市场地位稳居第一，而目前N型技术仍处于扩产期，虽然存在路径分歧，但P型地位逐渐松动。

N型电池：N型电池是基于N型硅片的光伏电池，其中硅片掺杂了磷元素。N型电池的转换效率更高，是光伏电池片技术的未来发展趋势。N型电池的制备技术包括PERT/PERL、TOPCon（隧穿氧化层钝化接触光伏电池）、IBC（背接触光伏电池）和HJT（异质结光伏电池）等。

在N型电池技术中，TOPCon和HJT技术是目前的热点。TOPCon技术因其在转换效率、寿命、可靠性以及与传统PERC产线兼容性方面的优势而受到关注。HJT技术则以其高转换效率、低工艺温度、高稳定性、低衰减率和双面发电等优点著称，但初始投资和材料成本较高。
另外，叠层电池技术被视为光伏电池技术发展的重要方向，通过将不同材料的电池层叠加，可以实现更高的光电转换效率。例如，钙钛矿/晶硅叠层太阳能电池的认证效率已达到33.7%，显示出巨大的技术潜力。

随着技术的进步和成本的降低，N型电池预计将逐渐取代P型电池，成为光伏电池片的主流技术。光伏行业的技术迭代和创新仍在持续进行中，未来可能会有更多高效的光伏电池技术出现

电池技术生命周期一般可分为四个阶段：萌芽、扩产、爆发、迭代。PERC技术于1989年由新南威尔士大学首次提出。2013年晶澳率先试产后，2015年业内正式开启量产。经过领跑者计划助推及规模化降本增效，最终于2019年正式完成迭代。

PERC电池的出现推动了行业格局的重新洗牌。在其他老牌电池厂商如晶澳、天合、阿特斯等纠结于产能改造替换时，爱旭抓住窗口期押注PERC赛道，实现了后来居上。从2016年仅1GW电池片的出货，到2018年PERC电池片出货量名列全球第一，并且成功实现借壳上市。从饲料起家的通威股份于2006年进入光伏行业，2013年收购破产的赛维合肥工厂，2015年把握PERC扩产机会，最终实现了硅料、电池片环节产能的双料第一。

2021年PERC电池片市场占比进一步提升至91.2%，N型电池市场占比约为3%，较2020年基本持平。但是相较P型电池已逼近理论转换率极限24.5%，N型电池片的转换效率极限均在28%以上。同时技术扩散导致红利日益减弱，N型迭代已经成为大势所趋。CPIA预测，自2025年开始，TOPCon及HJT合计市占率将超过50%。

目前N型电池呈现三种主要路径分歧。TopCon及HJT电池都通过采用新的钝化接触结构来提高钝化效果，IBC即交指式背接触（Interdigitated Back Contact）电池将电池正面的电极栅线、正负电极都置于电池背面，减少栅线对阳光的遮挡，则主要是通过结构的改变来提高光电转换效率。

胶膜

胶膜作为封装材料，对组件寿命与效率起着重要作用，其主要原材料为EVA/POE树脂。光伏胶膜作为光伏组件封装材料之一，直接覆盖于电池片的表面，将电池与背板、玻璃相粘合，起着隔绝空气、保护电池的作用。胶膜的光透过率、光反射率、耐候性能等，都将直接影响组件的寿命以及光电转换效率。

光伏级乙烯-醋酸乙烯酯共聚物（EVA），是光伏组件封装的关键材料之一。EVA胶膜在光伏组件中起到保护电池片、透光、耐黄变、粘结等作用，对组件的寿命和发电效率至关重要。市场上主要有四种类型的光伏胶膜，包括透明EVA胶膜、白色EVA胶膜、POE胶膜和共挤型EPE胶膜。透明EVA胶膜因其价格和加工性能优势成为市场主流封装材料。EVA树脂的VA（醋酸乙烯）含量一般在5-40%，VA含量越高，产品特性越接近橡胶。光伏级EVA是高VA、高MI（熔融指数）的高端产品，通常要求VA含量在28-33%，MI在25%以上。EVA胶膜约占光伏组件成本的4%-7%，虽然价值量不高，但对于组件的质量和寿命起着关键作用。白色EVA胶膜通过添加白色填料提高二次光线反射率，可增加组件功率。EVA的生产主要包括溶液聚合、乳液聚合、悬浮聚合和高压本体连续聚合法。目前工业化生产主要采用高压本体连续聚合法，分为管式法或釜式法。巴塞尔的管式技术和ExxonMobil的釜式技术是生产光伏料的主流。随着光伏行业的快速发展，对EVA光伏料的需求增长显著。2020年，中国EVA树脂的表观消费量中，光伏料消费量占比达到34%，已成为第一大消费需求。光伏级EVA属于高端产品，对质量要求严格。随着光伏产业的推动，EVA树脂行业需求持续增长，市场前景看好。在封装材料的选择上，EVA和POE（聚烯烃弹性体）是主要的竞争材料。POE胶膜因其抗PID（电位诱导衰减）性能和耐水汽性能，在双玻组件封装中占有一定优势。然而，EPE胶膜通过结合EVA和POE的优点，市场份额预计将增加。

POE抗PID性能更优，N型推动POE需求提升。目前市场上组件的封装材料主要有透明EVA胶膜、白色EVA胶膜、POE胶膜、EPE胶膜（共挤型POE）。而由于背面有电池片间漏光的现象，随着市场对光伏组件在全产业链、全生命周期提质增效的要求日益凸显，高效率单玻组件和双玻组件的渗透率快速提高，推动了白色EVA胶膜、POE胶膜和EPE胶膜等新兴产品的应用迅速增长。当前P型电池的转化效率已接近上限24.5%，而N型则拥有更高的上限，2022年N型产能快速放量。N型电池的PID效应在受光面更为敏感，POE的抗PID性能更优异，更加契合N型电池的技术要求。不论是EVA还是EPE原料中都含有醋酸乙烯酯(VA)，在光热、热氧、湿热环境下，会分解产生醋酸，并与玻璃中的Na反应产生大量可自由移动的Na+，再与电池片表面的银栅线发生反应后导致串联电阻的升高，组件性能衰减（即PID效应）；而POE分子链结构稳定，老化过程不会产生酸性物质。POE属于非极性有机物，不能和水分子形成氢键，且具有疏水性。在室温下，POE的体积电阻率较EVA略大，但随着温度升高，EVA体积电阻率迅速下降，当温度升至85℃时，POE的体积电阻率较EVA高出2个数量级。

银浆

光伏银浆是制备光伏电池金属电极的核心辅材，直接影响电池的光电性能。光伏银浆是以高纯银粉为导电功能相、玻璃氧化物为粘结相，与有机载体组成的混合物，经过搅拌、三辊轧制后形成的均匀膏状物。光伏银浆通过丝网印刷工艺附着在光伏电池片，烘干烧结后形成光伏电池的金属电极，可收集和传导光伏电池表面电流。光伏银浆作为晶硅太阳电池的关键电极材料，其产品性能和对应的电极制备工艺，直接关系太阳电池的光电性能，是光伏电池的核心辅材。银浆成本在光伏电池成本中占比约12%，仅次于硅片成本；在剔除硅片成本后，银浆成本在光伏电池非硅成本中占比约35%，是光伏电池的第一大非硅成本。按照使用位置和功能区别划分，光伏银浆可分为正面银浆和背面银浆。正面银浆主要起到汇集、导出光生载流子的作用，对导电性能要求更高，主要用于P型电池的受光面及N型电池双面；背面银浆主要起到粘连作用，对导电性能要求较低，主要用于P型电池背光面。按照技术路线及工艺流程区别划分，光伏银浆可分为高温银浆和低温银浆。高温银浆在500℃的环境下烧结制成，PERC电池和TOPCon电池均使用高温银浆；低温银浆在250℃以下的相对低温环境中烧结，HJT电池由于其结构中含有非晶硅薄层，对温度较为敏感，出于对非晶硅薄层的保护，只能使用低温银浆。

激光设备

激光技术与N型要求更吻合，激光设备利用光能量经过透镜聚焦，形成纯色、准直、高亮、同向、高能量密度的光子队列，并通过高能量密度的光束产生的光热效应进行加工。激光设备优势在于非接触式加工、热影响区小、易自动化、精确度高、一致程度高、高速便捷等，与N型对电池片精细化、高精度、高性能、高可靠性趋势相吻合。同时，非接触式加工可以有效减少加工过程中对电池片的损伤，防止隐裂、破碎，提升其可靠性。激光设备在光伏电池端的应用场景不断扩展。薄片化等发展趋势使得光伏行业对于加工技术精确度的要求提升，激光技术的精细化发展叠加多重功能使得激光在光伏行业有着广泛的应用前景。激光技术目前被应用在PERC激光消融合掺杂、TOPCon硼掺、HJT激光修复、IBC激光开槽、钙钛矿激光刻蚀等环节。

光伏逆变器

光伏逆变器是光伏系统的核心设备，它通过将光伏组件所产生的直流电转变为交流电来实现自用或并网。其主要原理为通过电力电子器件（如IGBT、MOSFET）的高频率开关来调整组件产生电流的电压波形，从而实现对电路的变化和控制。

光伏玻璃

光伏玻璃是组件封装最外层，性能较普通玻璃有较大提升。光伏玻璃作为组件封装最外侧，将组件和外部环境阻隔，对组件长期可靠性起着重要作用，因此光伏玻璃在耐腐蚀、耐高温、抗氧化、机械强度上要明显高于普通玻璃。同时，光伏玻璃将组件与阳光隔开，光伏玻璃透光性对于组件发电增益起着重要作用，光伏玻璃的含铁量明显低于普通玻璃，从而实现阳光透射比的显著提升。

薄膜电池特别是钙钛矿电池对导电、光学性能要求较高，有望带动TCO玻璃放量。TCO玻璃的生产工艺为，在超白浮法玻璃上使用物理气相沉积法（PVD）或化学气相沉积法（CVD）镀上一层均匀的导电氧化薄膜。对于薄膜太阳能电池来说，中间的半导体层几乎没有横向导电性能，因此需要使用TCO玻璃有效收集电池的电流，未来薄膜电池随着BIPV、钙钛矿电池的放量有望带动TCO玻璃需求提升。而在性能方面，应用于薄膜电池的TCO玻璃除对导电性有要求外，还对光透过率、雾度（光散射指标）、高温稳定性、均匀性、激光刻蚀性以及成本等都有要求。

FTO目前为薄膜电池的主流应用产品。目前，与光伏电池较为适配的TCO玻璃包括ITO、FTO、AZO：
1）ITO镀膜玻璃：具有高透光率、膜层牢固、导电性好的优点，但其激光刻蚀性能较差、雾度较低，且由于稀有元素铟导致其价格偏高；
2）FTO镀膜玻璃：其导电性能比ITO略差，但成本相对较低，且其激光刻蚀容易、雾度适宜，因此FTO目前为薄膜光伏电池的主流应用产品；
3）AZO玻璃：目前仍处于中试阶段，其与ITO同样采用磁控溅射的沉积镀膜方式，性能与ITO更为相似，且其原料易得、制造成本更低。但目前仍存在工业化大面积镀膜的技术问题，突破后预计很快会成为新型光伏TCO产品。

背板

背板是光伏组件背面最后一层结构，对于组件在户外环境中耐候绝缘、抵御环境对组件的侵蚀，维护组件性能起着重要作用。因此背板对于耐高低温、耐紫外线辐射、耐环境老化、水汽阻隔、电气绝缘、机械强度等方面均有要求。背板按材质可分为含氟型和不含氟型。氟材料具有独特的分子结构，氟元素的电负性大，范德华半径小，C-F键能高达439. 2kJ/mol,是高分子材料共价键中键能最大的，因此其耐候性、耐热性、耐高低温性，特别是耐紫外线能力强。过去氟膜主要被国外杜邦、Arkema等国外厂商垄断，随着国内中天、杭福等崛起，除少部分电站制定进口氟膜，国外厂商基本退出市场。出于降本考虑，不含氟的PET背板开始出现，但是耐候性较差、抗紫外线能力弱。

背板按结构可分为复合型和涂覆型，复合型是主流。复合型主要以TPT/KPK、TPE/KPE等含氟背板为主，通过粘胶剂将PET基板与外侧氟膜粘合，基板起到绝缘性及强度的作用。胶粘剂性能也极其重要，户外温度及湿度作用下一旦水解，基膜与外层氟膜剥离，影响光伏组件耐久。过去胶粘剂壁垒较高，被外商如法国波士胶、德国汉高、日本东洋纺织等垄断。涂覆型背板弯道超车，实现国产替代。不采用胶粘剂将氟膜与基膜粘合，而是直接采用氟树脂制备成的氟碳涂料，采用涂覆工艺涂布到PET基膜表面后再经高温固化制备而成。通过高温热固化或微波固化，氟碳涂料在PET基膜表面形成致密的氟涂层膜，该氟涂层膜具有很好的耐紫外、高温、高湿及老化性能并具有一定阻隔水汽的性能，对涂覆型背板的长期耐候性能够起到关键性作用。在传统复合型背板成本与工艺的双重压力下，中来股份研发出的涂覆型背板逐步占领市场，国外厂商生产的复合型逐渐退出舞台。

TopCon

隧穿氧化层钝化接触电池（Tunnel Oxide Passivated Contact），通过超薄的隧穿氧化层和掺杂多晶硅层两层结构形成背面钝化接触结构，降低金属接触复合电流，从而提升转换效率。根据掺杂多晶硅层沉积方法的不同，TOPCon技术路线主要分为LP路线、PE路线和PVD路线三类，LP路线和PE路线选择的厂商分别占比47%和46%，市场认可度较高，而PVD路线受成本困扰当前占比仅7%，预计后续LP和PE路线仍为主流。

HJT

具有本征非晶层的异质结的电池（Heterojunction Technology），指在电池片里同时存在晶体和非晶体级别的硅。非晶硅层作为缓冲层插入P-N结之间，实现更好的钝化效果，大幅减少载流子的复合，提高少子寿命和开路电压。

IBC

不同于之前的技术路径从钝化入手，IBC将电极及栅线安置于电池背部，背表面正负电极也呈叉指状分布，背面结构的复杂性造成了对于生产工艺精确度的高要求，难度较大。IBC电池的优点在于：

1.正面无栅线，提升了组件对光照的吸收；

2.正负电机在背部，便于栅线结构优化，降低电阻；

3.美观度大幅提升，较受户用及工商业欢迎。

各种技术路线并不冲突，多种技术作为平台技术，其叠加后的效果可以实现更高的转换率。其中IBC与TOPCon技术的叠加被称为TBC电池，而与HJT技术的叠加则被称为HBC电池。HJT也可以叠加IBC和钙钛矿技术。

钙钛矿

目前晶硅电池的市占率约为96%，薄膜电池市占率仅4%，但晶硅电池的转换效率已经逐步靠近理论极限的29.43%。而钙钛电池单层电池理论效率极值可达31%，晶硅/钙钛矿双节叠层转换效率可达35%，三节层电池理论极限可达45%以上。如果掺杂新型材料，钙钛矿电池的转换效率更是有望达到50%。钙钛矿（PSCs）是一种分子通式为ABX3的晶体材料，呈八面体形状，结构特性优异，具有转换率极限高、成本低的优点，但仍存在稳定性差和大面积制备困难的问题。