IBC电池专家交流纪要20220117
要点:
1.IBC的效率和进展
P型24.5%,N型25.5%。
N型和P型IBC都有研发,但均未量产。N型国内尚无有规模生产线,无法计算成本。
2.IBC的技术难点
P型主要来自组件和硅片。
N型电池、组件和组件都有问题。
3.IBC的未来发展
IBC的量产需要激光技术的支持。
目前晶科、通威、天合有TOPCo门产线,IBC的发展要在头部企业扩出10GW的topcon,以及确认是否盈利后才有结论。
IBC组件是单面组件,适合屋顶市场。TOPCon是双面组件但量产客户主要是屋顶市场,原因来自用户偏好概念产品的溢价,但屋顶市场需要的是单玻,这也是矛盾点。
商业化还需要时间,2022年SNEC可能有IBC组件展出,但量产、销售至少2024年后。
4.TOPCon与HJT的未来发展
TOPCon今年应该可以与PERC平价,组件销售没问题,但是硅片供应有难度。
HJT量产思路不清晰,技术问题,市场都存在问题,目前没有公司宣布做HJT.
Q&A:
1.IBC整体进展?
国外:SUNPOWER,生产线扩不大,只有小尺寸。
国内:天合有IBC技术积累,团队两年前解散;黄河水电、中来有做IBC订单;隆基、晶科有实质IBC研发。
2、IBC效率和产业化进展?
研发级别效率:P型,国内一家龙头在研发;另一家高调公司电池可以做的量产,在珠海有线,效率25.5%以上,但量产遥远。
P型量产电池效率24.5%以上N型25.5%。
P成本,从电池角度来说低于topcon,N型国内尚无有规模生产线,成本无法计算。
3、P、N型IBC谁在做?
P型:前三位都有在做。
N型:天合团队已解散;某高调公司可以做25.5%规模化数据(中试非量产);黄河水电(国电投)西宁200MW产线效率24%,无开发能力,技术国外购买。
4、技术角度IBC需要突破的点?
P型:(1)组件:组件难度大且高于N型,延续了部分PERC的设备和设计。PERC背面焊接需银浆,不能用铝,为了节约成本用料少高度低,铝浆和银浆存在高度差.焊接难。延续MBB焊接IBC组件在单面情况下难度大,硅片受热变弯,是工程难度而非设计难度,国内无经验。
组件的可靠性:通过IEC认证,不代表实际户外运用不会出问题,问题会在大规模应用后暴露,IBC有前景,但不会爆发式增长。
(2)硅片:IBC硅片是全新的硅片产业链。PERC硅片供应问题不大,TOPCon、HJT、IBC硅片供应都难,N、P型都会增加成本,量产大尺寸(182、210)还没准备好。硅片技术拉晶和电池联动需要三个月反馈一轮数据,研发速度慢。全产业链公司隆、晶、晶可能有积累,非全产业链公司会有麻烦。硅片专业厂没有客户,产业链不通。
5、硅片对P、N型都会有难度?
硅片的电阻率和的要求会大幅提高,C电池电流正面产生,栅线从正面导到背面,硅片杂质水平比正常高,IBC硅片的电阻率比TOPCon、PERC高对硅片杂质容忍度更差。
6、N型会有哪些问题?
N型:硅片、电池、组件都有问题
1.电池:做到如爱旭宣称的26%的效率25.5%的量产,工序需要20步,目前PERC、TOPCON工序都在10-12步。
2.硅片:N型硅片电阻率要求接近HJT,3-52/cm。
3.组件:技术比P型简单,没有铝浆和银浆的高度差问题,都可以使用银浆或者等待电镀技术突破,如果铜电镀技术突破,IBC会有实质突破
7、银浆耗量?
IBC的银浆耗量比PERC、TOPCon更高,P型银浆是原来的,N型产业链还没起来。杜邦(解散),贺利氏现在IBC研发较少。国内有公司能做,也有能做25.5%以上的浆料,但是因为用在背面,栅线比TOPCo高,N型IBC没有降银耗的路线,除非可以铜电镀。N型材料成本目前无法计算。
8、从电池技术角度
IBC结构P、N型都可以,P型接触和N型的接触都是隧道结,N型就是目前开发的TOPCon电池技术,topcon异质结IBC的硅片供应难度大,量产的时大尺寸还没有准备好。除隆基这种全产业公司。但是还有掺硼的P型的结很难做,TOPCon是硼扩散,IBC掺硼的结技术要求高于硼扩散但差异不大,但是改成LPCVD、PECVD多晶硅比较难。也可以用LPCVD或PECVD长本征多晶硅,通过硼扩散掺杂的方式做出结.原位长多晶硅结时问题是P型和N型的绝缘问题,技术上需图形化,N型去和P型背面要做隔离。sunpower是光刻等技术,成本高不适合量产。量产唯一技术是用激光,产业链未打通。用腐蚀掩膜,耐腐蚀浆料,但是印刷要洗,良率做不高。
9、设备端有引领IBC发展的吗?
没有。国内焊接技术,小牛、奥特维、先导应该都能做好焊机。设备端,掺磷poly拉普拉斯,PECVD捷佳伟创、微导、理想。激光公司.国内没有光源开发能力但供应问题不是特别大的.只要IBC能起来,帝尔会是最大的供应商。
10、25.5%效率工序需20步,增加了什么?
IBC需要掺硼的poly,PE或LP,LP为主。
图形化:激光的产能会特别低,PERC的时候,激光产能3000多片/h,激光打掉的面积是3-4%,但是IBC打掉的面积是20-30%。但浆料腐蚀良率太低,预计还是用激光。
P、N型背面绝缘:用激光。
金属化:浆料和P、N的poly接触。两种方法;高温烧结,25.5%的量产;镀膜的膜用激光打开,浆料直接接触多晶硅,效率可以接近26%。对于TOPCon的设备,LPCVD可以留下来,硼扩可留,PERC的老设备几乎没用,氮化硅和制绒老设备可能还有用。BC电池流程一般是新建工厂才可能。
11、目前N型IBC1GW要多少投资?
没量产不好估计,但是比HJT便宜。
12、为什么HJT步骤少但是投资贵?
HJT的PECVD是VHF,跟正常的不一样,LP可能比PE更便宜。设备价值量不一样,HJT设备要贵得多。
13、良率问题
20+步骤生产良率需实践,实验电池可能有漏电,简化步骤至14-15步,效率做不起来,比如国电投、中来。离子注入可以用作IBC(中来购买过),开发的时候直接掩膜图形化,损失效率的图形化,印刷掺磷、掺硼的浆料去做,效率24%左右,失去竞争力。
14、长期来看IBC会不会也是下一代的技术路线?
某头部企业未确定TOPCon还是IBC,6-7月会定局,目前两边都有问题。晶科上的TOPCON,通威上的1GWTOPCon,天合1GWTOPCon,中来小打小闹,目前要看头部企业谁前扩出10GW的topcon,以及是否盈利后,才能看IBC。
IBC与TOPCon区别:IBC组件时单面组件,客户首先是屋顶市场,屋顶市场客户存在溢价,工业厂房只讲收益率。
IBC市场开拓远远比TOPCon难,即使TOPCon不太赚钱,电池成本可能比TOPCon低,市场开发和组件技术不是1-2年能做出来。
15、IBC做双面不合适?
IBC做双面不具有优势,只是外观好看,IBC上后会把叠瓦组件市场抢走,这是确定的。
16、IBC和TOPon的最终效率差异?
组件功率几乎一致,卖组件的,不看电池效率。
17、地面电站TOPcon更有优势?
对,地面电站喜欢双面,屋顶市场IBC。今年情况单双玻组件一半一半。
TOPCon量产,客户主要是屋顶市场,原因是用户偏好概念产品,但屋顶市场需要的是单玻,这是矛盾点。
TOPCo适合集中式电站市场,但目前的价格只适合屋顶市场;屋顶市场要单玻,才有叠瓦黑色组件的生存空间。
18、TOPCon无论如何都要推?
TOPCon今年应该可以跟PERC平价,只要产业链起来,包括硅片组件供应链。组件销售没问题,但是硅片供应有难度。
19、硅片供应难度?隆基可以生产吗?
隆基没有大尺寸N型硅片技术积累,TOPCon研发线都是小尺寸,只有通威210,晶科182。虽然晶科的182做起来了,但不代表N型硅片供应已解决。晶科10GW的硅料来源、硅棒良率仍未知。客户端关心同心圆问题(硼扩1000度,对硅片要求更高),虽然不影响质量.但是电致发光设备十几万一台,客户都有,即使质量不是大问题,说服客户也很难。客户会认为存在瑕疵导致贱卖,从而不能收回成本。
20、HJT存在同心圆问题吗?
没有,但是要加吸杂工艺。未来HJT不是5步,硅片不是每张硅片都能做好,电池端要加高温工序。HJT银浆降不下,银电镀和银包铜技术解决,银包铜不靠谱,电镀目前还没有成功案例。如果HJT2年后没起来,TOPCon生产起来了,HJT就失去了发展机会,因为产业链会选择去做TOPCon.。
21、HJT量产路线不清晰?
HJT不仅是电池问题,但是做成组件,面对市场跟TOPCon是同质市场,都是高端市场、双玻组件。HJT双面率高,温度系数好,在沙漠发电远优于其他,中东、地中海地区正常会垄断。问题是成本居高不下,21年还没有性价比。问题不完全是迈为设备,还有谁去打市场的问题。目前没有头部公司宣布做HJT。
22、IBC商业化进程?
隆基展示过组件,爱旭准备几百兆瓦的实验室,22年的SNEC可能会有公司展示IBC的组件。天合有基础,中来技术落后但有代工,黄河水电也是。客户要买组件,测发电量,运行一年半载有数据后才会大规模应用。
23、如果6月有产品展出,形成销售和量产规模需要多久?
至少两年。
24、会不会有公司忽然推出?
有可能但是客户端接受度低。
25、IPC普及性文章
普乐新能源,摩尔光伏,从产品角度讲IBC渊源。
26、类似隆基等一体化公司做IBC研发会更有优势?
研发电池要做成组件卖掉。组件不仅是焊接方式,其他组件制造方式比如日托自己做的,日托封装材料是自己关联公司。潜在的封装方式有激光焊接,导电背板封装需要特殊设备,国内都没有量产的技术储备。
27、日托是哪家公司?
无锡日托光伏,sunpolt,2GW电池产能,MWT电池只有日托。