光伏产业是当前国际能源竞争的重要领域。近几年来，光伏发电技术持续进步，迭代速度加快，已由常规铝背场 (BSF) 太阳电池技术转向背钝化 (PERC) 太阳电池技术、由砂浆切割技术转向金刚线切割技术、由多晶硅太阳电池转向单晶硅太阳电池，每一轮技术变革都预示着跟不上技术变革步伐、应对不力的光伏企业将面临被淘汰出局的境地。因此，科学判断下一阶段光伏发电技术的发展趋势，分析光伏发电技术的产业化走向，对光伏企业乃至光伏产业的发展至关重要。本文基于当前涌现出的各类光伏发电技术路线的情况进行了分析，从不同方向对未来光伏发电技术的发展趋势进行了预测。
1 未来光伏发电技术的发展趋势分析
1.1 PERC晶体硅太阳电池是目前市场占有率最高的太阳电池类型，性价比优势明显，且仍有进步空间
目前市场主流的太阳电池技术为 p 型 PERC 晶体硅太阳电池技术，从设备和材料上均已实现国产化批量供应，产业链成熟，生产成本相对较低。2020 年，PERC 晶体硅太阳电池的生产成本已降至0.75 元 /W。从产品性能来看，2020 年，PERC 单晶硅太阳电池的产业化平均光电转换效率已经达到22.8%，2021 年有望超过 23%，并且未来仍有望以年均 0.3 个百分点的速率提升。据中国光伏行业协会(CPIA) 的数据显示：2020 年，PERC 晶体硅太阳电池的市场占有率将达到 86.4%；2025 年之前，其将仍是市场主流的太阳电池技术，预计 2025 年 PERC晶体硅太阳电池的市场占有率仍将在 65% 以上。
1.2 n 型晶体硅太阳电池技术是未来太阳电池技术的重要发展方向
从未来太阳电池技术的发展趋势来看，随着以 n 型隧穿氧化层钝化接触 (n-TOPCon) 单晶硅太阳电池和异质结 (HJT) 单晶硅太阳电池为代表的 n 型晶体硅太阳电池新建生产线的逐步投产、生产规模的逐步扩大、设备和材料的国产化率逐步提升、设备价格和生产成本的逐步下降、产品性能和竞争力的逐步提升，以及生产工艺的逐步优化，该类太阳电池将凭借比 PERC 晶体硅太阳电池更高的光电转换效率和更低的衰减率快速提升其市场份额。2020-2030 年各种太阳电池技术的市场占有率的变化趋势预测如图 1 所示。
由图 1 可知，根据 CPIA 预测，至 2023 年，所有 n 型晶体硅太阳电池的总市场份额将会提升至约 17.6%，分析可知，在 2028-2029 年期间，n 型晶体硅太阳电池将超越 PERC 晶体硅太阳电池成为未来太阳电池技术的主导，并且考虑到光伏技术进步较快的特点，该时间点很可能提前。
1.3 n-TOPCon 单晶硅太阳电池技术是有望快速实现量产的 n 型晶体硅太阳电池技术
在包含 n-TOPCon 单晶硅太阳电池、HJT 单晶硅太阳电池、IBC 单晶硅太阳电池在内的 n 型晶体硅太阳电池技术中，虽然 n-TOPCon 单晶硅太阳电池和 HJT 单晶硅太阳电池均已形成了吉瓦级生产能力，但二者的实际产量却较低，尚处于量产验证阶段；IBC 单晶硅太阳电池由于生产工艺复杂、生产成本高，目前生产企业主要以美国 SunPower 公司为主，且国内仅有数条实验生产线，并未实现量产。而相对 HJT 单晶硅太阳电池而言，n-TOPCon单晶硅太阳电池有望更快实现大规模量产。
n-TOPCon 单晶硅太阳电池的发展优势主要体现在以下 2 个方面。
1) n-TOPCon 单晶硅太阳电池工艺产线的兼容性高，其可与 PERC 晶体硅太阳电池的高温制备工艺产线相兼容。现有的 PERC 晶体硅太阳电池工艺产线只需要添加 B 扩散设备及 PECVD－poly 三合一设备即可升级为 n-TOPCon 单晶硅太阳电池工艺产线。而 HJT 单晶硅太阳电池工艺则与现有的PERC 晶体硅太阳电池工艺完全不同，因此，基于行业现有的巨量 PERC 晶体硅太阳电池产能，未来更易接受的光伏发电技术路线是充分利用现有产线升级成 n-TOPCon 单晶硅太阳电池产线。
2) 从现阶段来看，n-TOPCon 单晶硅太阳电池的性价比优势更明显。从产品性能来看，n-TOPCon 单晶硅太阳电池也能实现较高的光电转换效率，且其与 HJT 单晶硅太阳电池的光电转换效率之间的差距并不明显。
2020-2030 年 2 类单晶硅太阳电池技术的产业化平均光电转换效率的变化趋势如表 1 所示。
从表 1 可以看出，2020 年，n-TOPCon 单晶硅太阳电池的产业化平均光电转换效率已达到23.5%，仅比 HJT 单晶硅太阳电池的产业化平均光电转换效率低 0.3 个百分点；而到 2030 年，二者之间的差距将会保持在 0.2 个百分点以内。从最高光电转换效率来看，2021 年，晶科能源控股有限公司 ( 下文简称为“晶科”) 研发的大面积 n-TOPCon 单晶硅太阳电池的实验室光电转换效率达到了 24.90%，也仅比汉能移动能源控股集团有限公司 ( 下文简称为“汉能”)创世界纪录的 HJT 单晶硅太阳电池的实验室光电转换效率 (25.11%) 低 0.21 个百分点。
从投资设备成本来看，2020 年时，n-TOPCon单晶硅太阳电池的设备投资成本为 2.5 亿元 /GW，仅比 PERC 晶体硅太阳电池的高 0.5 亿元 /GW，而 HJT 单晶硅太阳电池的设备投资成本则高达 4～5 亿元 /GW。
从生产成本来看，n-TOPCon 单晶硅太阳电池也使用高温浆料，且浆料耗量与 PERC 晶体硅太阳电池相比，增幅不明显。HJT 单晶硅太阳电池使用低温浆料，价格较高，且浆料耗量大；此外，生产该类太阳电池需使用靶材，高设备投资带来的折旧成本反而更高，因此该类太阳电池的生产成本相对更高。据赛迪智库集成电路研究所 ( 下文简称为“赛迪智库”) 测算，2020 年n-TOPCon 单晶硅太阳电池的生产成本为 0.934元 /W，比 HJT 单晶硅太阳电池的低 0.340 元 /W。不同太阳电池技术的产业化比较如表 2 所示。
1.4 HJT 单晶硅太阳电池技术是有望在未来 2～3 年内实现量产的 n 型晶体硅太阳电池技术
2020 年，HJT 单晶硅太阳电池的市场占有率仍较低，仅约为 1.5%。但预计 2021 年 Q2-Q3，在新建 HJT 项目中对国产设备运行稳定性会有验证结果，届时国产化的更大产能的核心设备，比如化学气相沉积 (CVD) 设备和物理气相沉积 (PVD) 设备，也将进一步成熟。因此，预计2021 年下半年 HJT 单晶硅太阳电池的产能扩充将达到吉瓦级，2022 年 HJT 单晶硅太阳电池将会出现单个项目的规模达几吉瓦的产业化情景，其市场占有率也将持续提升。
随着设备厂商的技术进步 ( 如提高太阳电池的光电转换效率和生产节拍 )、银浆及靶材的国产化、硅片的薄片化 ( 厚度降至 120～130 m、n 型硅片的溢价降低 )，这些因素将共同推动HJT 单晶硅太阳电池技术的真实降本，使其量产的经济性进一步凸显。
1.4.1 设备折旧
随着国产设备的降本与提效，2020 年时 4～5 亿元 /GW 的设备投资额仍有较大的降本空间。一方面，通过优化设备硬件结构设计及参数指标，能够提升 HJT 单晶硅太阳电池的光电转换效率和量产的稳定性；另一方面，通过增加单台设备的产能和提高设备的国产化，可降低初始投资成本和 HJT 单晶硅太阳电池的综合成本，进而提升 HJT 单晶硅太阳电池量产的经济性。
从 2020 年底通威集团有限公司 ( 下文简称为“通威”) 的金堂基地 1 GW HJT 量产项目公开招标的结果中可以看出，HJT 单晶硅太阳电池技术在单位价格、国产化率、生产节拍上均有提升。从单位价格上来看，该招标结果已低于 4.5亿元 /GW 的水平。从国产化率来看，除了在清洗制绒环节有一半设备采用日本 YAC 公司的设备外，其余所有设备均为国产设备，国产化率已超过 95%，接近 100%。从生产节拍来看，苏州迈为科技股份有限公司 ( 下文简称为“迈为”)生产的 PECVD 设备的出片数量高达每小时 8000片 ( 载板为 8 片 ×8 片，单片太阳电池的生产节拍不超过 29 s)。更为重要的是，迈为中标的PECVD 设备每小时 8000 片的生产节拍是基于M10 (182 mm×182 mm) 尺寸的硅片，年实际产能已达到了每条产线 450 MW 的规模，比此前的每小时 4000～6000 片 M2、M6 硅片的产能有大幅提升。
从设备投资成本来看，2020 年 HJT 单晶硅太阳电池的设备投资成本仍约为 4.5 亿元 /GW，虽相比 2019 年时的 10 亿元 /GW 有较大降幅，但仍是 PERC 晶体硅太阳电池设备投资成本的 2倍以上。预计 1～2 年后，随着国产设备在新建投产线逐步稳定的生产，以及产能的逐步提升，设备投资成本有望降至 3 亿元 /GW 以下。
1.4.2 浆料
减少银浆的消耗量和提高低温银浆的国产化率是降低 HJT 单晶硅太阳电池成本的 2 个重要方面。
1) 无主栅、多主栅技术在 HJT 单晶硅太阳电池及光伏组件上的应用，使银浆的消耗量快速减少。研究显示，多主栅技术可使太阳电池端的光电转换效率提升约 0.2%，可节省 25%～35% 正面银浆的消耗量 [1]，将多主栅技术应用于 HJT 单晶硅太阳电池同样可有效降低银浆消耗量。采用5BB 技术的单片 HJT 单晶硅太阳电池的银浆消耗量约为 300 mg、银浆成本约为 1.9～2.1 元 / 片，采用 MBB 技术的银浆成本约为 1.1～1.2 元 / 片。2020-2030 年低温浆料消耗量的变化趋势如图 2所示。
2)“银包铜技术”的商业化量产，将使银浆消耗量降低 30%。
3) 提升串焊设备的精度，减小银浆主栅上焊接点 ( 银浆主栅上耗银量较高的部分 ) 的大小，可节省主栅上的银浆消耗量。
4) 国产低温银浆，比如常州聚和新材料股份有限公司、苏州晶银新材料科技有限公司、浙江凯盈新材料有限公司等生产的低温银浆产量释放，打破了日本的垄断，相较于高温浆料的溢价将大幅消失。
1.4.3 靶材
通过提升靶材利用率、实现靶材规模化回收、实现太阳电池背面以铝掺杂的 ZnO 透明导电玻璃 (AZO) 替代和提升靶材国产化率 ( 如广东先导稀材股份有限公司、长沙壹纳光电材料有限公司等生产的靶材 ) 等降本方式来降低 HJT 单晶硅太阳电池的成本。
1.4.4 小结
预计到 2023 年，HJT 单晶硅太阳电池的生产成本将接近 PERC 晶体硅太阳电池的生产成本。2023 年达产的 HJT 单晶硅太阳电池的成本估算如表 3 所示。
1.5 薄膜太阳电池有其特殊应用场景，但仍不足以撼动晶体硅太阳电池在市场中的主流地位
从市场应用情况来看，薄膜太阳电池及光伏组件虽有其独占市场，但规模较为有限。下文对其应用市场进行分析。
1) 光伏建筑一体化 (BIPV) 市场。薄膜太阳电池的一个重要优点是其适合制作为与建筑结合的光伏组件，即能实现 BIPV。可根据需要制作成透光率不同的双层玻璃封装的刚性薄膜光伏组件，从而实现部分代替玻璃幕墙，而采用不锈钢和聚合物衬底的柔性薄膜光伏组件可用于建筑屋顶等需要造型的部分。一方面，薄膜太阳电池具有漂亮的外观，且能够发电；另一方面，用于薄膜太阳电池的透明导电薄膜 (TCO) 能很好地阻挡外部红外射线的进入和内部热能的散失，而双层玻璃中间的 PVB 或 EVA 能够有效隔断能量的传导，起到与低辐射玻璃相同的功能 [2]。在土地价格昂贵的地区，BIPV 是解决土地成本过高和减少电力输送路径的最佳方案。
2) 承载能力较弱的屋顶市场。薄膜光伏组件具有轻量化的特点，因此在一些不适宜安装晶体硅光伏组件的屋顶上仍能够架设采用薄膜光伏组件的光伏发电系统。以汉能生产的柔性铜铟镓锡(CIGS) 薄膜光伏组件为例，其每平方米重量不超过 4 kg，非常适用于工业厂房、物流仓储、机场、车站、展馆、体育场馆等荷载较小的轻钢屋顶；而常规晶体硅光伏组件每平方米的重量超过11 kg，不适用于这些特殊的应用领域。数据显示，2020 年我国约 80% 的工业厂房及仓库屋顶为轻钢屋顶，其中荷载余量小于 15 kg/m2 的屋顶占 86%，无法安装采用传统的晶体硅光伏组件或玻璃基光伏组件的光伏发电系统，因此该市场是轻薄柔性薄膜光伏组件的独占市场。按 2014 年统计的存量及增量屋顶面积中 20% 的安装面积计算，薄膜光伏组件的需求大于 50 GW。
3) 移动能源市场。由于薄膜太阳电池可以使用不锈钢或聚合物衬底来生产柔性薄膜光伏组件，因此通过将薄膜发电技术与电子信息产品、交通工具 ( 如轮船、房车等 )、户外用品、航空航天等多个领域的数 10 种产品相结合，可以创造出具有广阔市场前景的新兴市场，即移动能源市场。
但目前上述 3 种市场的应用空间较为有限，主要体现在：1) BIPV 市场中，光伏组件与建材相结合，与建筑的设计、施工方面的结合更紧密，但相关的标准及监管措施尚空缺，也尚未形成成熟的商业模式，目前仅在部分商用与公用建筑上有示范性应用，离大规模应用阶段尚需一段时间。与此同时，在碳达峰、碳中和背景下，最具有增长潜力的 BIPV 市场，晶体硅光伏组件企业也在积极进入，凭借其性价比优势抢占柔性薄膜光伏组件的应用市场空间。2) 承载能力较弱的屋顶市场在整个光伏市场所占份额并不高。3) 移动能源市场虽然整体量大，但单体规模小，以瓦为单位，且产品价格偏高，仅面向特殊需求，总体来看其市场需求在吉瓦量级。综上所述可知，薄膜光伏组件的应用市场空间相对有限。
从光伏行业当前的实际情况也能看到，除美国 First Solar 公司外，大部分薄膜光伏组件企业为百兆瓦量级，年均出货量不超过 100 MW，这与晶体硅光伏组件企业动辄 10 GW 以上的出货量相比差距明显。
从技术角度对各种太阳电池技术进行对比分析。
1) 目前薄膜太阳电池的性价比较低。目前已经量产的薄膜太阳电池，包括硅基薄膜太阳电池、CIGS 薄膜太阳电池、碲化镉 (CdTe) 薄膜太阳电池、砷化镓 (GaAs) 薄膜太阳电池等，在产品性价比上均无法同晶体硅太阳电池相竞争。目前，相较于晶体硅太阳电池，硅基薄膜太阳电池在产品性能与生产成本方面均无明显优势，且其技术提升空间有限，因此相关生产企业相继减产或退出了该领域。GaAs 薄膜太阳电池具有超高光电转换效率，单结的实验室最高光电转换效率达到 29.1%，双结的实验室最高光电转换效率达到 32.9%，六结的实验室最高光电转换效率达到39.2%；但 GaAs 薄膜太阳电池的生产成本较高，目前主要应用在对成本不敏感的军事、航空航天等领域。主流的量产薄膜太阳电池，如 CIGS 薄膜太阳电池和 CdTe 薄膜太阳电池的光电转换效率均低于晶体硅光伏组件的光电转换效率。有机薄膜太阳电池的制备工艺相对简单，但受光电转换效率较低的影响，近些年来发展缓慢，导致其光电转换效率提升空间有限。叠层太阳电池的工艺复杂，产业化面临较大难题。因此，在与晶体硅光伏组件重合的市场领域，薄膜太阳电池的竞争力较弱。
2020-2030 年各种太阳电池及光伏组件技术的光电转换效率的变化趋势如表 4 所示。
2) 薄膜太阳电池技术的封闭性特点使其在竞争中处于不利地位。晶体硅光伏组件的市场占有率高、产业链长且参与企业众多，仅在中国就有上千家企业，通过不同产业链环节的技术进步为晶体硅太阳电池的技术创新与成本下降贡献了力量，科研机构也相继转向高效晶体硅太阳电池技术的研发。而薄膜太阳电池技术由于前期投入大、技术门槛高、产业链短，并且工艺高度集成于设备，使参与企业屈指可数，近几年更是有多家企业相继退出薄膜太阳电池的研发和生产，如中国台湾的台湾积体电路制造股份有限公司、德国的Wurth Solar 公司等。该类太阳电池技术的封闭性特点使其生产工艺掌握在少部分企业手中，相对于晶体硅太阳电池而言，薄膜太阳电池技术进步的推手力量单薄，这为薄膜太阳电池技术发展带来了一定风险。众所周知，在平板显示行业发展初期，尽管等离子显示 (PDP) 技术相对薄膜晶体管液晶显示 (TFT-LCD) 技术有较大技术优势，但正是由于后者的参与企业数量多、范围广，而前者仅有日本松下公司一家企业在推动，最终导致PDP 技术被市场淘汰。同样，薄膜太阳电池也需要警惕此类市场风险。
综上所述，薄膜太阳电池尚不足以撼动晶体硅太阳电池的市场主流地位。
1.6 钙钛矿太阳电池有较大发展潜力，但商业化仍有技术问题待解决
2009 年首次制得钙钛矿太阳电池时，其光电转换效率仅为 3.8%，经过 10 余年的发展，钙钛矿太阳电池的实验室光电转换效率已高达25.5%，钙钛矿 / 硅叠层太阳电池的实验室光电转换效率已达到 29.52%，其光电转换效率增速在太阳电池行业中独树一帜。钙钛矿太阳电池除光电转换效率高且提升迅猛之外，还兼具原材料丰富、成本低、技术工艺相对简单、制造过程低碳环保等优势。近期的相关研究更是提升了钙钛矿太阳电池的稳定性和大面积钙钛矿太阳电池的光电转换效率，使该太阳电池技术成为太阳电池领域中最令人期待也是最重要的技术新方向之一。但钙钛矿太阳电池及光伏组件的商业化仍存在障碍，具体体现在：
1) 大尺寸钙钛矿光伏组件的光电转换效率亟待提升。目前，拥有较高光电转换效率的钙钛矿太阳电池的尺寸均极小，因此如何把大尺寸、组件级别的钙钛矿光伏组件的光电转换效率提升到与小尺寸时的光电转换效率持平，同时使光伏组件保持一定的性能稳定性，是学术界和产业界共同关心的问题。
2) 材料本身的光致衰减问题仍待突破。造成钙钛矿光伏组件性能不稳定的因素主要包括钙钛矿在湿热环境下其晶相倾向于由立方相(高性能)向斜方相 ( 低性能 ) 转变，导致光伏组件的电性能下降；在长期光照情况下，钙钛矿容易发生离子迁移，使其晶格结构发生转变，引起该类光伏组件的光电转换效率降低。由于这属于钙钛矿材料本身的特性，解决难度很大。
3) 商业化钙钛矿太阳电池和光伏组件的开发面临挑战。制作中等尺寸 ( 面积约为 10 cm2) 的光伏组件可使用丝网印刷、涂布和蒸发等方法，但大尺寸的钙钛矿太阳电池和光伏组件的生产对工艺的速度、稳定性和可扩展性都有更高的要求，这使进一步提高钙钛矿光伏组件的面积面临诸多技术挑战。另外，钙钛矿光伏组件在不同领域应用时还需要考虑到特别的产品设计和生产的限制因素，包括基底类型、堆叠方式、各种材料、相应的沉积方法、互联和封装条件，以及耐用性等因素。因此，总体来看，钙钛矿太阳电池及光伏组件的商业化前景仍有很多障碍需要克服。
2 结论
本文基于当前涌现出的各类光伏发电技术路线，对未来光伏发电技术的发展趋势进行了判断及预测，并得出相关结论，以期为光伏企业选择自身的技术路线提供参考。
1) PERC 晶体硅太阳电池是目前市场占有率最高的太阳电池类型，性价比优势明显，且仍有进步空间。
2) n 型晶体硅太阳电池技术是未来太阳电池技术的重要发展方向。
3) n-TOPCon 单晶硅太阳电池技术是有望快速实现量产的 n 型晶体硅太阳电池技术。
4) HJT 单晶硅太阳电池技术是有望在未来2～3 年内实现量产的 n 型晶体硅太阳电池技术。
5) 薄膜太阳电池有其特殊应用场景，但仍不足以撼动晶体硅太阳电池在市场中的主流地位。
6) 钙钛矿太阳电池有较大发展潜力，但商业化仍有技术问题待解决。
作者 | 江 华
单位 | 赛迪智库集成电路研究所
来源 | 《太阳能》杂志2022年第1期 P5—P13
DOI: 10.19911/j.1003-0417.tyn20210727.a