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    一文了解光伏產業鏈的核心原材料、關鍵技術及未來趨勢

      菲柏        2021-06-21 13:22:53

    朋友,你聽說過光伏嗎?


    一文了解光伏產業鏈的核心原材料、關鍵技術及未來趨勢

    圖源:視覺中國


    “不就是用太陽能發電么?”相信很多人都能脫口而出。


    與如今層出不窮的前沿科技相比,太陽能進入人們視野少說有幾十年,確實不新鮮,而光伏企業近年也未掀起什么風浪。


    但在2020年,一切突然都不一樣了。


    隨著“碳達峰”與“碳中和”在2021年兩會寫入《政 府工作報告》,以及2030年碳達峰,2060年碳中和的減排時間表敲定,這兩個詞就成了資本市場最熱門的概念,甚至沒有之一。


    所謂碳中和,概括來說就是通過各種手段抵消生產過程中排放的二氧化碳,最終實現二氧化碳的零排放。主要實現路徑之一,就是用“清潔能源”取代傳統化石能源,從能源生產開始減少碳排放。


    光電正是這樣一種“清潔能源”。


    早年受技術限制,光伏發電成本過高,在應用上不夠經濟。但伴隨著技術的快速迭代與產業升級,過去十年光伏發電成本已下降了超過90%,甚至在部分國家已經低于常規能源,實現了“平價上網(接入電網)”。


    在政策推動下,光伏設備的需求激增,一個巨大的空白市場已經出現。


    根據中國光伏行業協會預測,“十四五”期間,國內年均光伏新增裝機量,將是2020年的1.5-2倍左右。而在全球范圍內,彭博預測,到2050年,全球電力結構中,光伏和風能的占比將達到56%(見下圖)。

    一文了解光伏產業鏈的核心原材料、關鍵技術及未來趨勢

    潛力巨大的行業,又怎么少得了逐利的資本?


    國際能源署IEA預測,2030年前后可再生能源將成為全球最大的電力來源,全球2015年至2040年間的電力投資中,將有近60%流入可再生能源領域。


    頂層設計有了,市場需求有了,技術積累也有了,連錢都到位了,多重利好齊備,光伏騰飛的機會似乎就在眼前。


    那么,你,了解光伏產業鏈嗎?


    光伏產業鏈長啥樣?


    概括來說,行業上游為從硅料到硅片的原材料制備環節;中游則是從光伏電池開始到光伏組件的制造環節,負責生產有效發電設備;下游則是應用端,即光伏發電系統。

    一文了解光伏產業鏈的核心原材料、關鍵技術及未來趨勢

    圖片來源:CPIA


    與同為半導體的芯片相比,光伏的產業鏈可以說非常的簡單———當然也只是相對而言,其中仍有大量技術細節。


    在本文中,放大燈以從上到下的順序,將產業鏈分七個部分,為讀者拆解整個光伏產業鏈,介紹行業核心原材料、關鍵技術與未來趨勢:


    光伏硅料:掌控產業上游;


    光伏硅片:單晶硅對多晶硅實現全面替代;


    光伏電池:持續升級,快速進步;


    光伏組件:太陽能發電的根基;


    光伏輔材:不含硅,也重要;


    光伏逆變器:光電上網的最后一塊拼圖;


    光伏發電站:產業的終端。


    一、光伏硅料:掌控產業上游


    多晶硅材料是以工業硅為原料,經一系列的物理化學反應提純后達到一定純度的電子材料,它是制造硅拋光片、太陽能電池及高純硅制品的主要原料,是信息產業和新能源產業最基礎的原材料。


    多晶硅是單質硅的一種形態。熔融的單質硅在過冷條件下凝固時,硅原子以晶格形態排列成晶核,如這些晶核長成晶面取向不同的晶粒,則這些晶粒結合起來,就結晶成多晶硅。


    首先需要澄清,多晶硅(料)不等于多晶硅(片),多晶硅片是硅料通過一系列工藝制備而成的產品,位于產業鏈中游。兩者因為名稱區分度不高,常引起誤解。此處的多晶硅料,亦是制備單晶硅的原材料。


    多晶硅的純度決定了其應用領域。光伏所用的太陽能級多晶硅,純度一般在6N-9N之間(即99.9999%-99.9999999%,幾個9即是幾N)。用于半導體等電子元器件生產的電子級多晶硅,純度要求則要達到11N,工藝難度遠超太陽能級。


    從全球范圍看,目前多晶硅產業正在持續向國內轉移,且疫 情加速了這一過程。2020年,全球多晶硅產能為60.8萬噸,同比降低9.9%;產量52.1萬噸,同比增加2.6%。


    同期,我國多晶硅產能45.7萬噸,同比下降1.9%,產量約39.6萬噸,同比增加15.8%。國內多晶硅產能、產量的增長均大幅領先全球,占比分別為75%、76%。


    除了產能轉移外,多晶硅亦是一個馬太效應明顯的產業。


    截至2020年底,我國的多晶硅CR5(前5家最大的企業所占市場份額,即行業集中度)已經高達87.5%,5萬噸級以上產能企業有4家(加起來超過全球總產能的40%)。國內的多晶硅大制造商同樣占據了全球供應鏈的關鍵位置,這意味著產能轉移還強化了國內企業的定價權。


    龍頭企業憑借資金與技術優勢,始終保持著更多的訂單,更高的開工率以及規模效應帶來的高利潤率,這進一步確保了龍頭企業在未來的研發與生產技術升級的先發優勢。反觀競爭力較差的企業已經逐步關停,2020年全球產能的下滑正是受此影響。


    作為光伏產業的最上游,多晶硅是主流太陽能電池生產工藝的核心物料,其價格也是影響光伏產品終端價格的核心因素之一。


    在行業發展初期,受生產工藝水平較低影響,硅料用量比較大,原材料價格也偏高,導致當時硅料在光伏設備的總成本中占比極高。2010年,一個光伏組件中的電池成本(含硅部件)高達91%,到2019年已經下降至了48%,幾乎減半。


    可以看到,作為上游的硅料對終端影響越來越小的重要趨勢。這主要受益于加工技術持續進步帶來的生產成本持續下降。


    硅料生產方面,受益于主流技術“改良西門子法”的不斷進步,多晶硅的行業平均生產成本持續下降,大幅降低了下游企業的硅料采購價格。這一定程度上為下游打開了利潤空間,也刺激了企業生產光伏組件的意愿。


    改良西門子法的基本原理是在1100℃左右的高純硅芯上用高純氫還原高純三氯氫硅(Cl3HSi),生成多晶硅沉積在硅芯上。相較于傳統工藝同時具備節能、降耗、回收利用生產過程中副產物以及大量副產熱能的配套工藝。


    改良西門子法是目前最為成熟、應用最廣泛、擴展速度最快的多晶硅制備工藝。該路線產品形態為棒狀硅,2020年采用此方法生產出的棒狀硅約占全國總產量的97.2%。


    除了“改良西門子法”,目前多晶硅料的制備還有“硅烷流化床法”制硅路線(在流化床反應器中利用硅烷法分解,并在預先裝入的細硅粒表面生成多晶硅顆粒,產品形態為顆粒硅),較當前主流工藝有成本優勢,能夠對產業形成一定的補充。但該技術并不成熟,工藝存在缺陷,限制了在行業內的產能比例。


    雖說長期看硅料價格明顯下降,但自2021年開始出現一輪極為瘋狂的上漲。短短半年時間,多晶硅價格上漲數倍,從85元/公斤飆升至超過200元/公斤,部分散單報價甚至已經達到了225元/公斤。


    飆漲的上游原材料導致下游光伏企業嚴重承壓,中國光伏行業協會甚至唿吁“全體會員和光伏企業守法合規、理性經營,尊重契約精神,自覺抵制對多晶硅、硅片產品的過度囤貨、哄抬物價行為,以及非自身生產經營需求的投機行為?!?


    造成如今局面的原因比較復雜。


    首先,不能排除部分企業存在惜售、抬價等不良行為。有業內人士稱,目前的硅產能能夠滿足下游需求,是下游企業故意制造多晶硅短缺跡象,并協調一致哄抬價格———當然具體情況很難查證。


    其次,上游產能不足也客觀存在。受政策影響,下游企業為盡快占據市場份額,頭部企業在快速進行產能擴張,確實存在搶下訂單,占據上游產能的現象———這與近期芯片短缺十分類似。相對應的,上游供應端的產能擴張必然滯后,且硅料的擴產周期本來就比下游更長,這進一步加劇了供需錯配,助長了短缺。


    但總體來說,短期的異常震蕩不太可能成為長期趨勢。待上下游的擴產完成,需求趨穩后,硅料價格將回歸常態,降價的長期趨勢也不會改變。


    二、光伏硅片:單晶硅對多晶硅實現全面替代


    硅片是產業鏈上游的末端,是光伏產品的起點。其形狀、大小與薄厚取決于生產工藝與下游產品設計需求。硅片進一步加工即是晶硅電池片,而電池片經排列、封裝并與其它輔材組合后即是太陽能電池板,光伏系統最小有效發電單位。


    簡單概括硅片的生產工藝:將上一節所說的多晶硅料經過一系列工序后,拉棒制成單晶硅棒,或鑄錠制成多晶硅錠,再進行切片制成硅片。


    光伏硅片目前有單晶與多晶兩種產品形態,但兩者存在代差。


    單晶硅的晶體品質、電學性能、機械性能等方面優良,且光電轉換效率更佳,但在行業發展初期生產成本偏高,未能得到廣泛應用。多晶產品在這一階段依靠價格優勢,在很長一段時間內占據市場主導。


    隨著硅料生產工藝、拉棒工藝以及最后的切割工藝持續進步,單晶硅生產成本迅速下降,同時以PERC電池(鈍化發射區背面電池,Passivated emitter rear contact solar cells,目前主流光伏電池)為代表的新一代電池技術,對單晶硅片的利用率更高,這進一步拉開了本就存在差距的光電轉換效率。


    在成本和轉換效率的此消彼長之下,單晶硅迅速崛起。截至2020年底,單晶硅片的市占率已經從2016年的20%,提升至超過90%,已實現了對多晶硅片的全面替代。


    除了單晶硅與多晶硅的路線之爭外,硅片制造還專注于降低生產成本。


    其中一個措施是“變大”,即做大單片尺寸,這是目前硅片主要趨勢之一。當前光伏硅片有5種主流尺寸,分別為156.75mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm。


    大尺寸化正在加快。156.75mm與158.75mm規格正在被快速淘汰,166mm成為主流,182mm和210mm產能也在持續提升,快速進入市場。


    其背后原因,也是大尺寸硅片的發電效率更高,且終端產品的非硅成本(生產中所消耗的能源、人力、輔料等)更低。


    簡略地說,硅片下游的電池/太陽能組件的生產速率比較固定,與硅片尺寸關系不大。


    若硅片面積增大意味著單位時間生產出來的電池/組件的總功率更高,相應的每瓦生產成本就會被攤薄。其次,部分輔材,如接線盒、灌封膠、匯流箱、直流電纜等,用量與電池片面積無關,僅與電池塊數有關。同轉換效率下,大尺寸電池片對這些輔材的消耗也比小尺寸低,這進一步降低了非硅成本。


    這一系列優勢積累下來,就是終端利潤的提高,預估每瓦毛利可提升近0.1元。不過大尺寸同樣也要求下游生產工藝的同步改善,需要一定的產業鏈協同發展。


    另外,生產與切片過程中的硅料損耗,也會導致生產成本的增加,如何降低生產過程中的耗硅量同樣重要。


    從宏觀趨勢看,如今每瓦綜合耗硅量(g/瓦)持續下降,2019年的單位耗硅量為4.3g/瓦,僅為2009年的31%。對原材料利用率的大幅提高,自然會帶來利潤空間的同步增長。目前降低耗硅量的主要方式為降低硅片厚度與減少切片損耗。


    硅片減?。簭漠a業發展趨勢看,硅片厚度下降是另一個長期趨勢———這不僅有效減少耗硅量,提高出片數,進而實現降本,也為下游的電池組設計帶來更多產品設計路線。目前單晶硅片量產厚度在170-180μm,較行業早期進步明顯,一些采用前沿技術的企業已經能夠實現140μm單晶硅片的生產,未來降本空間可觀。長遠看,指向120μm厚度的技術路線也比較清晰,但受限于生產技術,距離商業化比較遙遠。

    一文了解光伏產業鏈的核心原材料、關鍵技術及未來趨勢

    數據來源:全國能源信息平臺


    切片減損:刀鋒損失是硅料切割過程中主要的損耗來源。新一代的金剛線切割技術較傳統切割法,有切割速度快、良品率高、單片損耗低等一系列優點。高水平的切割技術同樣有助于硅片進一步減薄與增大,能夠協助改進硅片產品設計,進而降低生產成本。


    可以看到,目前光伏產業上游的發展路線十分清晰,一切圍繞降本展開。


    雖然已有不使用硅片的電池路線,但是距離商業化比較遙遠,遠不能撼動硅電池的統治地位。未來幾年內,如何更高效的生產硅料,在相同成本下盡管多的提高硅片出片率,以及降低后續安裝成本,仍將是光伏上游不變的發展方向。


    三、光伏電池:持續升級,快速進步


    介紹完硅片,現在讓我們了解光伏產業中游的起點,光伏發電的核心部件———光伏電池。


    所謂光伏電池,是一種利用太陽能發電的半導體薄片。只要滿足一定光照條件,電池片就可輸出電壓,并在有回路的情況下產生電流。


    目前主流的光伏電池由硅片經一系列工藝加工而來,由于這一過程比較復雜且不是本文核心,故僅列出示意圖,不再另做贅述。


    電池片是決定組件整體性能的核心因素,對光伏發電的重要性不言而喻:光伏組件最重要的指標為發電功率,而組件的發電系統是光伏電池片串并聯制成。從原理層面看,電池片的光電轉換率,直接決定了組件的整體發電功率。


    光伏電池片的現有技術路線多且復雜,除了主流的單晶硅PERC電池,使用上一代電池技術的BSF電池也有一定用量,而新一代N型電池同樣在快速崛起,被認為有望接替PERC電池成為下一代主流產品。


    在半導體硅中摻入其它元素,增加大量自由電子,使半導體主要靠電子導電,此類產品稱為電子型半導體,或稱為N型半導體。使用此類半導體的光伏電池即為N型電池。


    目前,單晶PERC產品作為主流光伏電池,生產工藝成熟,產能高,光電轉換效率可達23%,較上一代的BSF電池優勢明顯,是性價比最高的電池技術路線。但PERC電池的問題是,其效率已經逼近24.5%的理論極限,未來優化空間非常有限。這是促使行業開始尋找下一代電池的主要原因之一。


    N型電池是行業內相對比較成熟,發展路徑最為清晰的技術路線。N型電池細分路線很多,普遍的轉化效率已經超過平均24%的水平,潛力巨大,未來商業化空間十分可觀。目前主要的N型電池可分為:TOPCon、HJT以及IBC三大類。


    TOPCon:這一技術路線最大的特點是理論光電轉換效率極高,達到28.7%,已經逼近晶硅極限(29.43%),明顯優于PERC(24.5%)和HJT(27.5%)。不考慮理論值,TOPCon電池目前的量產平均效率也有24%,高于主流電池產品。這一路線另一個優勢在于其對生產線要求不高,可基于現有的PERC生產線升級而來,對前期投資更加友好,且能提高現有生產線的應用周期。


    但TOPCon路線的缺點也比較明顯,其生產工藝尚未定型且非常復雜,加工工序多達12-13道,遠高于PERC電池的9道。這導致產品的良品率比較低,且復雜的生產工藝還推高了生產成本。這些因素作用之下,限制了TOPCon電池的進一步量產。


    HJT電池:也稱異質結電池或HIT、HDT、SHJ電池,被認為是最有希望成為下一代主流的技術路線。HJT電池的平均光電轉換效率約在24%左右,明顯高于PERC電池,可以有效提高發電量,攤薄發電成本。HJT電池另一個核心優勢則是工序少———產品的加工流程僅有四步,更少的工藝步驟對提升良品率十分有用。


    冷知識:異質結電池最早的開發者是日本三洋公司,但該公司之后將HIT注冊為了商標,使得其它企業不能隨意使用這一縮寫指代異質結電池。這也是為何異質結電池的叫法比較多。


    但生產工序少,和生產成本低是兩回事。HJT電池最大的問題,在于生產成本過高:據Solarzoom統計,當前HJT電池成本相較PERC電池要高出約30%,這對于將降本放在第一位的光伏行業顯然不能接受。HJT的成本問題,一是由于對原材料要求高,消耗也比較大;二則是因為生產設備和現有設備不兼容,必須重新建設生產線導致極大地推高了前期成本;三是產品加工工藝也比較復雜。


    總的來說,雖然被業內普遍看好,HJT仍需要更加成熟的生產工藝,以及更好的降本路線,才能盡快實現大規模商業化。


    IBC電池:這是目前光伏電池中,轉換效率最高的技術路線。IBC電池在研發早期的光電轉換效率就已經超過25%,全面優于市面上的其它電池。但IBC也是最不成熟的技術路線:其生產工藝非常復雜,加工成本極高,生產設備昂貴。這使得IBC電池在商業化時,面臨的困難遠大于其它技術路線。


    市場方面,2020年,隨著PERC電池片新建產能逐步落地,該路線市占率持續提升,已經上漲至86.4%。由于技術相對老舊,發電能力不強,BSF電池市場占比下降至8.8%,較2019年下降22.7%,已經基本被市場淘汰。N型電池(主要為HJT【異質結】電池和TOPCon電池)由于成本問題,生產規模與用量仍然有限,目前市場占比約為3.5%,較2019年有小幅增長。


    除了傳統的晶硅電池,目前還有存在一條完全不同的光伏電池技術路線———薄膜型太陽能電池。


    薄膜型太陽能電池的發電原理與晶硅電池相同,但應用的是一種由硫化鎘、砷化鎵等非硅材料制備成的微米量級厚度的光伏材料。由于這種材料的基本產品形態為一層薄膜,故得名薄膜電池。


    薄膜太陽能電池具有衰減低、重量輕、材料消耗少、制備能耗低、適合與建筑結合等特點。但由于仍處于研發的早期階段,薄膜電池當前的轉換效率并不高,能夠實現商品化的碲化鎘薄膜電池與銅銦鎵硒薄膜電池,組件的實驗室效率也僅有19.5%和16%-17%,甚至不如已經瀕臨淘汰的BSF電池,發電能力明顯不足。而轉換效率比較高的技術路線則存在成本過于昂貴,生產難度太大等一系列問題。這些因素疊加,導致薄膜電池在商業化上的困難較大。


    四、光伏組件:太陽能發電的根基


    雖然一片光伏電池已經具備發電能力,但其發電功率太低,無法實際應用。這就要講到光伏產業中游的最后一環,電池與光伏產業的最小有效發電單位,在光伏電站中承擔光電轉換的設備———光伏組件。


    一文了解光伏產業鏈的核心原材料、關鍵技術及未來趨勢


    光伏組件,或太陽能電池板,兩者指的是同一個產品,也就是上圖中的設備。光伏組件經由電池片串聯/并聯,并進行封裝,隨后再安裝其它輔材制成。從產業鏈位置看,光伏組件位于光伏電池與光伏系統之間,是光伏制造業的最終產品。


    光伏組件的制備主要包括電池片互聯和層壓兩大步驟:


    電池片互聯決定了組件的電性能,目前,光伏組件的標準電池片數量為60片或72片,對應以10或12條銅線作為匯流條將其連接起來,6組互聯為一個光伏組件。


    在電池片互聯后,一般需按照鋼化玻璃、膠膜、電池片、背板以從下到上的順序,經過層壓的方式封裝在一起,背板與鋼化玻璃將電池片和膠膜封裝在內部,通過鋁邊框和硅膠密封邊緣保護。經過層壓處理后,光伏組件的使用壽命可大幅提高,且能顯著優化環境耐受性與機械性能。


    目前光伏電池兩個主要發展趨勢,分別是雙面組件與半片封裝。


    所謂雙面組件,顧名思義是指使用雙面電池的光伏組件,特點是正、反面都具備發電能力。當太陽光照射時,部分光線會被周圍環境反射到組件背面,雙面組件有能力收集這一部分光能,從而增加發電量。


    顯而易見,與傳統的單面設計相比,雙面電池的發電功率更佳,可有效降低電站的平均發電成本。相應的,雙面電池的生產工藝也比較復雜,其背面不能使用不透光的常規背板,疊加其它生產工藝導致成本略高。


    不過在雙面設計的增效增收能力得到驗證后,如今下游電站已經逐漸接受這一技術。2020年的雙面組件市占率較2019年上漲15.7個百分點,升至29.7%,且未來有望持續擴大。


    半片封裝則是目前的主流封裝模式,是指沿著垂直于電池主柵線的方向將電池片切成尺寸相同的兩個半片電池片。光伏電池片在發電過程中產生的電流和電池片面積有關,因此相對于整片,半片電池中通過主柵線的電流大小僅約1/2。當半片電池串聯以后,單個正負回路上電阻不變,單回路的功率損耗就降低為原來的1/4,從而降低了組件的整體功率損失,同時也減小了組件升溫對發電能力的負面影響。


    通常情況下,電池組件在封裝過程中,會產生被稱作CTM(Cell-to-Module Loss)損失的現象,即組件總發電功率小于電池片的總功率之和。因此除了提升光電轉換效率外,降低CTM損失也是組件發展思路之一。半片封裝在這一點上表現良好,且具備生產工藝相對簡單,生產線升級成本低的特點,因此得到廣泛應用。


    截至2020年,半片封裝的市占率已經達到了71%,同比增長50%,一舉超過全片封裝成為市場絕對主流。


    除了上述兩種趨勢,光伏組件還有眾多其它路線,如拼片、疊瓦、無主柵和多主柵等,細分市場比較多。不過這些路線要么僅改變了一些設計細節,要么沒有得到廣泛應用,或是和當前組裝工藝可以相互疊加,作為補充出現,故不再進一步詳述。


    五、光伏輔材:不含硅,也重要


    要生產一臺光伏組件,僅有電池顯然是遠遠不夠的,還需要一系列非硅輔材相配合。輔材的性能對組件最終性能同樣有著重要影響。


    目前常見的組件輔材包括互聯條、匯流條、鋼化玻璃、膠膜、背板、鋁合金、硅膠、接線盒共八種。


    從成本端看,輔材中成本占比排名前五的分別是邊框、玻璃、膠膜、背板以及焊帶。其中邊框在非硅成本中占比最高,而玻璃、膠膜以及背板則是光伏組件的核心輔材,對設備的最終性能有重要影響。我們將在接下來的部分,講解這些輔材及發展趨勢。

    一文了解光伏產業鏈的核心原材料、關鍵技術及未來趨勢

    (圖中為2020年數據,不適用于2021年,但整體情況不會有太大變化)數據來源:廣發證券


    1.邊框


    顧名思義,邊框就是光伏組件的外側框架,在封裝后填充硅膠密封,起到固定和邊緣保護的作用。目前通用的光伏組件邊框為鋁制邊框,其在各類組件的成本占比均僅次于電池,是成本最高的非硅輔材。


    然而鋁邊框的技術含量很低,成本占比高純粹是因為其大宗商品的定價模式,下游生產商的議價能力非常低,鋁邊框產品定價和鋁錠基本保持同步,成本壓縮空間只能在加工費里找。又因生產門檻低,鋁制邊框的供應商較多,競爭十分激烈,市場已經充分議價,進一步壓縮成本的空間很小。


    2.玻璃


    光伏玻璃一般用作光伏組件的封裝面板,直接與外界環境接觸,其耐候性、強度、透光率等指標對光伏組件的壽命和長期發電效率起核心作用。目前光伏玻璃有三種主要產品形態:超白壓花玻璃、超白加工浮法玻璃,以及透明導電氧化物鍍膜(TCO)玻璃。


    通常來說,硅片光伏組件主要使用超白壓花玻璃或超白加工浮法玻璃,一方面可以對太陽能電池起到保護作用,增加光伏組件的使用壽命。另一方面,超白壓花玻璃及超白加工浮法玻璃的含鐵量相對較低,透光率更高,能夠提高組件發電效率。


    光伏玻璃的發展主要受上下游驅動,目前的主要趨勢分別是增大與減薄。


    尺寸增大主要是受上游影響。由于硅片尺寸的逐漸增長,作為封裝面板的玻璃板也必須同步增大,方能滿足上游需求。但當前行業內能夠生產大尺寸玻璃的企業不多,這導致了一定程度的供需錯配,助推了玻璃價格上漲。未來如何盡快調整產能,是對生產企業的挑戰。


    減薄則一是降本需求,二也與光伏組件設計有關。目前,部分雙面組件采取的是正反面均用玻璃封裝的雙玻璃路線,正反雙面均使用2.5/2.0mm厚度玻璃,而非傳統的3.2mm。這既是為了設備整體減重,也是出于成本考慮??紤]到雙面組件滲透率的持續增長,未來光伏玻璃減薄也將持續。


    3.膠膜


    封裝膠膜材質一般為有機高分子樹脂,其直接與組件內部的電池片接觸,覆蓋電池片上下兩面,對電池片起抗水汽、抗紫外等保護作用。目前市場上有三種主流膠膜,分別為透明EVA(聚乙烯-聚醋酸乙烯酯共聚物的簡稱)膠膜、白色EVA膠膜以及POE(聚烯烴)膠膜。


    封裝膠膜的發展,同樣受下游光伏組件設計影響。雖然兩種EVA膠膜仍是主流,合計市占率也接近80%,但其性能逐漸落后于下游需求,無法很好地解決PID問題,因此不適合應用在雙面組件上,正在出讓市場份額。


    PID效應(Potential Induced Degradation)又稱電勢誘導衰減,是電池組件的封裝材料和其上表面及下表面的材料,電池片與其接地金屬邊框之間的高電壓作用下出現離子遷移,而造成組件性能衰減的現象,對光伏電池的使用壽命和轉換效率負面影響巨大。


    反觀POE膠膜,其阻隔性能更加優良,特別適合應用于水汽敏感的技術路線,而水汽正是導致PID效應的元兇之一。因此,隨著下游需求的變化,POE膠膜被視為是EVA材料的升級替代品,其滲透率快速提升,在2020年市占率已經達到了25.5%,且未來有望進一步提升。


    4.背板


    背板位于太陽能電池組件背面的最外層,保護電池組件免受外界環境的侵蝕,起到耐候絕緣的作用,需具備高水平的耐高低溫、耐紫外輻射、耐環境老化和水汽阻隔、電氣絕緣等性能。


    當前,市面上光伏背板的產品極為龐雜,且缺乏統一的命名標準,行業通常依照是否含氟分為含氟/非氟兩大類,并依照加工工藝進一步細分。為減輕讀者閱讀負擔,這里不再對不同工藝做具體解釋。


    概括來說,市場上使用的背板,主要有K結構、T結構、C結構、玻璃背板、透明有機材料背板,以及其它背板。


    K(KPK/KPF/KPE)結構背板仍是市場絕對主流,在2019年的占比為59.5%;同為傳統產品的T(TPT/TPF/TPE)結構模板同期市占率則為14%。但此兩種背板均不透光,并不符合目前雙面電池組件(雙面組件詳情見下文)的發展趨勢,市占率開始萎縮。截至2020年底,K型結構背板與T型結構背板的市占率分別下滑13.7%/3.2%。


    相應的,伴隨著雙面組件市場規模的快速增長,因能透光而被納入生產的玻璃背板與透明有機材料背板市占率快速上升,較2019年分別增長14.2%/1.5%。在下游組件發展趨勢不變的情況下,兩者市占率仍將持續增長。


    5.焊帶


    焊帶又稱鍍錫銅帶,指的是在一種在銅帶表面涂覆一層均勻厚度錫基的焊料,應用于光伏組件電池片之間的連接,發揮導電聚電的作用。


    焊帶在非硅成本中的占比雖與背板相近,但其定價接近鋁制邊框。光伏焊帶90%的成本來自作為原材料的銅與錫,這意味著生產成本基本由當期的大宗價格決定。且焊帶技術含量同樣很低,市場經過充分競爭,議價空間很小。


    除了占據前五位的輔材,非硅組件還包括接線盒、封裝硅膠等。這些生產材料的價格均比較穩定,技術含量也一般,定價模式類似邊框與焊帶。概括來說,目前光伏組件的非硅成本下降空間不大,且受大宗商品價格主導,下游生產商的議價能力都不是很強。想要在非硅環節進一步壓縮出利潤空間,對光伏設備生產商已經很難。


    但這不意味著技術迭代的停滯。目前包括膠膜、背板與光伏玻璃在內的三種核心原材料,對下游的產品設計與最終性能仍有重要影響。如何配合電池技術的進步調整產品,仍是核心輔材生產商的重要發展方向。


    六、光伏逆變器:光電上網的最后一塊拼圖


    光伏逆變器,是將光伏組件產生的直流電,轉換成頻率可調節的交流電的電子設備。由于并網的電源需滿足上網的質量要求,逆變器可調整電壓波形,用于電網或供負載使用,可直接影響太陽能光伏系統的發電效率,是光伏電上網的必需設備。


    按應用場景與功率劃分,光伏逆變器可分為集中型逆變器、組串型逆變器與戶用逆變器三種。


    受應用場景限制,光伏逆變器市場非常穩定,完全由下游電站決定,幾乎不可能發生重大變化。截至2020年底,光伏逆變器市場仍然以集中式逆變器和組串式逆變器為主,集散式(戶用)逆變器占比較小。其中,組串式逆變器居主要地位,占比為66.5%,集中式逆變器占比為28.5%,集散式逆變器的市場占有率約為5.0%。根據機構預測,這種格局在長期來看,也不會發生太大變化。


    七、光伏發電站:產業的終端


    光伏發電站是光伏產業鏈的最末端。在這一環節,光伏設備最終與電網相連并輸送電力,是光伏發電實際應用的場景。


    正如光伏組件是將電池片串并聯而來,要建設一個光伏電站,首先需要將光伏組件按一定方式組裝在一起,并安裝支撐結構后構成更大型的直流發電單元———光伏陣列,之后再將大量光伏陣列與光伏逆變器、配電柜等設備,以及中央控制系統連接后,就可建成能夠實際投入使用的光伏電站。


    與傳統發電站類似,光伏電站也分為集中式和分布式兩種。市占率方面,截至2020年底,我國大型地面電站占比為67.8%,占據絕對主流,分布式電站占比則為32.2%。


    集中式大型并網光伏電站就是國家利用光能富集的無人地區,如荒漠或丘陵,安裝大量光伏陣列集中建設的大型光伏電站。集中式光伏電站的發電直接并入公共電網,接入高壓輸電系統供給遠距離負荷。


    集中式光伏電站的主要特點在于運維更為經濟,受益于規模效應,發電成本比較低,且發電量大,更能滿足電網的接入要求。我國目前就是集中式電站占主流,多分布于西部光能富集地區。


    不過集中式光伏電站的缺點也比較大。我國光能富集區并非高負荷地區,這導致了一定的供需錯配,使得電能無法就地消納,存在一定的棄光棄電現象。同時由于光伏天然存在發電波動比較大的問題,導致集中式光伏電站對電網負荷比較大,光電上網一直比較麻煩。


    分布式光伏電站則主要是指利用小型空地,或建筑物表面,如廠房、公共建筑屋頂等表面建設的小型發電站,在人口比較稀疏的發達國家占據主流。


    一文了解光伏產業鏈的核心原材料、關鍵技術及未來趨勢

    典型的分布式光伏電站


    分布式光伏電站的優勢主要集中在投資小、建設快、占地面積小等方面,且直接處于用戶側,可以減少對電網的依賴,減少線路損耗。同時,分布式光伏電站還能夠實現發電量就地消化,余量再接入電網。相較于集中發電,棄光棄電的問題不明顯。


    分布式電站的缺陷在于,由于高度分散的特性,對控制系統的要求比較高,在調節與管理上更為復雜。


    八、總結


    縱觀全文,我們可以發現,光伏產業最核心的發展路徑,說白了就是用光電轉換效率更高的太陽能電池,發更便宜的電。整個行業從上游硅片的設計,直至下游電站的組建,甚至是中間環節一些非關鍵輔材的選用,均遵循著這一基本原則。


    概括成四個字,就是“降本增效”。若要給兩個關鍵詞排個位,則降本還要在增效之前。


    與很多人直覺相悖,光伏設備的光電效率其實已經可以做到極高水平,超過40%,是當前主流電池的接近兩倍。但這種技術極其昂貴,僅能用在衛星、太空站這種不計成本的設施之上,距離大規模民用、商用非常遙遠。


    這其實還是一筆經濟賬:單純的堆砌性能并不意味著更低的發電成本,在技術的持續進步中找到性價比最優的組合,才是光伏發電能做到平價上網的根源。


    當然,發電成本下來了不代表整個行業高枕無憂,目前光伏產業還存在著一些難題。


    太陽能雖然擁有取之不盡且無污染的優點,但也存在不穩定的缺陷,受晝夜、天氣以及季節影響明顯。這在光伏發電直接表現為,包括發電量波動大、對電網穩定性不利、并網難等一系列問題。同時我國還存在光能富集區(西北)遠離電力負荷區(東南沿海)的現象,有比較明顯的供需錯配,導致出現“棄光棄電”,造成浪費。


    解決這些問題,就需要在光電的儲能與并網技術上尋求突破,目前常見的解決方案有光伏制氫、化學儲能、就地消納等———當然,這就屬于光伏下游的下游,距離光伏產業鏈本身已經比較遙遠,故不再展開。


    總之,還是希望國內光伏產業能借“碳中和”的浪潮進一步發展,讓工業生產與普通人都能早日用上來自太陽的清潔能源。


    畢竟有充足的電力供應,又能保護地球環境,怎么都不會是一件壞事。

    來源:放大燈/陳悶雷

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