2016国际光伏技术路线图

ITRPV2016年技术路线图技术中心 技术管理部2016 年 3 月目录第一章 ITRPV 介绍 .3第二章 光伏学习曲线和成本降低 .4第三章 原材料工艺 .6第四章 产品和系统 16第五章 总结和展望 19第一章 ITRPV 介绍ITRPV- 工作组架构 研究方法第 7 版的技术路线图由 VDMA 提供；工作组包括来自亚洲、欧洲和美国的 30 多个供应商；制定流程参与单位 - 数据的独立收集 /VDMA加工数据 / 发布之前数据校正 / 区域主席 - 制定下一版 ITRPV 。主要领域参数的讨论 - 中值图表。图 1 第 7版 ITRPV 考虑的价值链要素2016ITRPV编制的主要参与单位图 2 2016年 ITRPV 编制的主要参与单位第二章 光伏学习曲线和成本降低光伏学习曲线图 3 组件学习曲线光伏价格与累计发货量发货量 / 年底平均价格显然地， 生产成本的降低决定了光伏成本的降低； 图表 1 为组件价格曲线图，展示了组件的平均价格（采用 2015年汇率，美元 / 瓦）与 1976年到 2015年组件累计发货量（兆瓦）的走势。组件发货量一直领先于光伏系统的安装量，在对数坐标表示下，数据点在 3.1GWp之前一直保持线性， 直到 100GMWp 有一个突变。 这一线性关系表明，每当累计发货量翻倍时， 根据学习曲线，价格就会降低 21， 这一学习曲线的突变来自于 2003年到 2013年市场的巨变。最后两个点指出了平均价格和 2015年底相应的发货量。 2015年发货量 50GWp,0.58美元 / 瓦； 200GWp的坐标显然是超过 2015年的，现在组件的累计功率大约是 234GWp, 假设组件安装量为 50GWp，全球组件功率继 2014年 177GWp之后在 2015年底达 227GWp。图 4 多晶硅、单晶硅片、电池、碳化硅组件价格趋势情况（假设每片硅片耗硅5.4g, 多晶电池效率 17.55 ）图 5 组件价格分解成本降低组件价格两年内下降了 20； 多晶硅料仍然是价格最贵的特殊原材料。 现在组件的市场份额仅占 41。价格的下降主要取决于效率的提升（原材料和设备的使用）；特殊市场产品的优化（大规模、低成本产品）；提升电池效率和组件工作和 CTM 值。第三章 原材料工艺原材料 - 硅料硅料价格趋势 2010年 67 美元 / 公斤； 2012年 20 美元 / 公斤；2016年 2 月大约 14美元 / 公斤。 价格与供过于求有关。 西门子工艺仍然保持主流趋势， FBR（流化床）工艺有降低成本的优势， FBR（流化床） 工艺的市场份额将适当的增加。 其它技术 （如改良金属硅技术）还没有成熟。图 6 多晶硅生产技术份额预期变化原材料 - 硅片切割图 7 多晶硅片切割技术的市场份额多晶硅片切割技术目前，使用浆料的切割方法还是主导技术，金刚线切割技术成为主流受期待。图 8 单晶硅片切割技术的市场份额单晶硅片切割技术金刚线切割技术将成为主流。原材料 - 硅片厚度180um厚度的硅片仍是用于电池和组件生产线的首选厚度。 随着技术的发展，硅片厚度缓慢降低。图 9 批量生产碳化硅电池硅片厚度预期图图 10 硅片厚度预期图对第 6 版的 ITRPV 预期重新做了修订，因为对硅片厚度的降低预期过度；自 2009年期， 180um厚度的硅片是生产线的首选厚度，随着组件技术的发展，将来可以做到 100um ；多晶硅片厚度在 2020年后可以做到 160um以下；单晶硅片的厚度可以做到更薄，主要取决于金刚线技术；随着技术的发展，硅片厚度缓慢降低。原材料 - 每片电池的银浆消耗量银浆仍然在碳化硅电池中占主导。图 11 每片电池的银浆消耗量趋势图第 6 版的 ITRPV 的预测被证实了，自 2009年至 2015年降低了66。如下图所示图 12 每片电池的银浆消耗量银浆成本在 2016年约占电池成本的 7， 银浆消耗量的降低是强制的和持续的， 银浆消耗量的降低会延迟替代品铜和其它材料的市场份额。预期 2018年铜会占据 6的市场份额；从 2017年起，无铅浆料会广泛应用于碳化硅电池的生产中。工艺制造 - 电池设备产能图 13 预期电池设备产能趋势电池生产线前后工序设备产能匹配；利用设备的综合效率对我们来说是一种挑战；提升电池设备产能包括设备的可运行时间；产能；利用率；标准电池片；提升设备产能达到最优是降低设备成本的最好方法； 两种提升设备产能的方法一种方法是循序渐进提升产能， 这种方法适用于成批处理或链式设备； 另一种方法是通过更新自动化设备来提升产能， 这种方法适用于链式或簇式设备；湿化学法， 通过更新自动化设备来提升产能方面是领先的， 可生产 7500片 / 小时。工艺制造 - 电池制绒酸制绒成熟且用于批量化生产;下一步湿法黑硅技术；替代品已经出现，但未用于批量化生产；预期 2018年后 RIE 法（反应离子制绒）会用于批量化生产。图 14 不同制绒工艺的市场份额工艺技术 - 复合电流P 型材料在降低复合损失上取得了好的效果；N 型材料克服了 P 型基底材料的局限；通过优化晶体生长工艺， JO值进一步降低；P 型多晶 JO值从 2010年 650fA/m 2 降低到 2015年 275fA/m 2。JO 值将来进一步降低P 型多晶 JO值从 2015年 275fA/m 2 降低到 2026年 100fA/m 2；P 型单晶 JO值从 2015年 170fA/m 2 降低到 2026年 60fA/m 2；N 型单晶 JO 值从 2015年 30fA/m 2 降低到 2026年 15fA/m 2；电池正面和背面复合损失预期 JO值降低 50以上（小于 60fA/m 2）；P 型材料在正面复合损失的改善是有限的；（例如需要改善扩散 / 新的浆料）；铝背场的背面复合电流做不到 200fA/m 2 以下。图 15 电池正面、背面和硅基底的复合电流趋势图工艺技术 - 发射极方块电阻影响正面复合损失的一个因素是发射极方块电阻；预期增加至 135 Ω /square ；自 2009年开始，发射极方块电阻开始在增加；增加值比上一版 ITRPV 预期要低；90-100 Ω /square是目前的主流趋势， 2023年以后可以达到 120 Ω/square以上;出现的其它新技术技术如匀相离子注入技术和选择性掺杂技术。图 16 发射极方阻预期图工艺技术 -P型电池掺杂匀相扩散技术是最成熟的技术，将占据主流位置。选择性掺杂技术将占据小部分市场份额（激光掺杂和选择性刻蚀），趋势不明显。匀相离子注入技术， 不会占据太大的市场份额， 只应用于特殊用途。图 17 不同工艺的 P 型电池磷掺杂技术市场份额工艺技术 - 背面钝化氧化铝薄膜技术预期仍是主流技术；其它技术如 ALD 占据小部分市场份额； PECVD镀膜技术市场份额预期会略微降低。图 18 电池背面钝化技术市场份额预期图工艺技术 - 硼掺杂硼掺杂技术可用于 N 型电池和 P 型电池。BBr 热扩散技术预期在硼掺杂中仍为主流技术。其它技术将进一步发展APCVD 技术具有潜力，离子注入技术预期占据小于 20的市场份额。图 19 不同工艺的硼掺杂市场份额工艺技术 - 栅线宽度及数量正面栅线宽度在持续降低， 与前些年相比， 栅线宽度降低的速度放慢了，校准精度将达到 10um ；图 20 丝网印刷中栅线宽度预期，在不明显降低导电率的前提下降低栅线的宽度图 21 ITRPV 预期的栅线宽度图这几年， ITRPV预期的栅线宽度和实际的发展一样；2026年栅线宽度可能达到 25um ；预计未来栅线宽度会降低，数量增加，主栅银浆的消耗降低；图 22 不同主栅技术市场份额预期图工艺技术 - 正面、背面金属化技术丝网印刷技术在正面和背面金属钝化中仍然是主流技术， 涂布印刷技术在 2018年之前不会用于量产中。其它技术只占据很小的市场份额（正面喷墨印刷技术；背面 PVD）图 23正面不同金属化技术市场份额预期图第四章 产品和系统产品 - 硅片类型铸锭多晶占据主导地位，市场份额大于 60。单晶的市场份额预期会增加（主要受 N 型单晶驱动）。图 24 单多晶材料市场份额预期图从图 22 可以看出，预期 P 型材料会成为主导。铸锭技术高效多晶将取代传统多晶硅，类单晶已经在市场上消失；单晶技术N 型单晶材料市场逐步打开，N 型和 P 型单晶市场份额大约是 35；其它技术目前还不成熟， 2019年后 kerf-less技术会用于批量生产中。产品 - 电池类型PERC背面钝化技术未来将成为主流趋势；背接触电池和高效电池预期会占据一定的市场份额；BSF（铝背场）电池在未来几年仍是主流趋势，但 2018年后将逐渐失去市场份额；PERC 钝化发射极背面电池 /PERT （发射极钝化 - 全背面扩散） /PERL （钝化发射极 - 背部局域扩散）市场份额逐会增加，到2025年大于 45。预期背接触电池的市场份额不会有大的增加；硅基叠层电池预期在 2019年后用于生产中。图 25 不同电池技术的市场份额产品 - 批量生产中电池效率与组件功率在未来几年，电池效率会持续增加；高效多晶 PERC电池在 2020年将超过 20；60片多晶电池组件功率将超过 310wp;图 26电池平均稳定效率 （ 156*156mm2图 27 各种晶硅组件效率预期图（ 60片电池）N 型电池 / 组件功率在 2018年后大于 320Wp;大于 100kWp 系统的组件平均效率等级预计 60 片组件将会从2015年的 260Wp 增加到 2026年的 315Wp,72片组件将会从 2015年的310Wp增加到 2026年的 375Wp ）。光伏系统 - 电力成本作为能源生产的关键指标， 在比较不同可再生和非可再生发电技术的时候，逐步降低的电力成本 LOCE 是至关重要的。系统成本 2016年 1090USD ， 2026年降至 800USD ；LCOE 值 2016年 LOCE 值允许在 4.4至 9 美分波动， 2026年LOCE 值允许在 3 至 6 美分波动；做出的预算是基于系统的使用寿命大于 25 年， 随着组件的发展，系统的使用寿命将会延长至 30 年，使得 LOCE 值进一步降低成为可能。图 26 不同光照条件下的 LOCE 估算值。 金融状况 负债率 80， 利率 5a，贷款年限 20 年，通货膨胀率 2a，系统使用寿命 25年第五章 总结和展望展望未来学习将持续进行光伏发电是很具有吸引力的商业模式；持续的进步能保证制造商和客户获得盈利；图 27 光伏组件价格与累计发货量价格曲线、历史价格数据及表 1 中所示的第五版的 ITRPV 成本趋势预测ITRPV 显示多晶硅成本有进一步下降的可能;ITRPV 的结论产品性能提升应在不带来较大成本提高的基础上;单块组件的持续降低的成本 组件持续提升的效率 光伏发电下降的成本这可以保证价格学习曲线的连续性。展望光伏市场发展及光伏生产三种情况下，对 2050年光球光伏发电的讨论，系统的使用寿命30年。第一种情况 到 2050年， 光伏装机量达到 4.7TWp 。2030年以前，每年的光伏产量为 150-200GW 。光伏电力达到 6.5PWh ，占全球总电力的 16。（ Logistic增长方式，可以根据已知晶体硅发电量得到）图 28 第一种情况下运用 logistic 增长计算得到的累计装机量，假设到 2050年完成装机光伏组件为 4.7TWp 见表 2第二种情况， 到 2050年， 光伏装机量达到 23TWp 。 2030年以前，每年的光伏产量为 400-800GW 。光伏电力达到 30PWh，占全球总电力的 20。（ Logistic增长方式，对晶硅生产设备提升有一定挑战）图 29 第二种情况下运用 logistic 增长计算得到的累计装机量，假设到 2070年完成装机光伏组件为 23TWp 见表 2第三种情况，到 2050年，光伏装机量达到 32TWp 。每年的光伏产量为 1-1.8TW ，到 2040年后每年的增长为 60GWp。光伏电力达到 41PWh，占全球电力总量的 27。（ Logistic增长方式，对晶硅生产设备提升极具挑战）图 29 第三种情况下运用 logistic 增长计算得到的累计装机量，假设到 2070年完成装机光伏组件为 31TWp 见表 2总结光伏发电将在未来电力供应中做出巨大的贡献；当前晶硅概念支撑未来生产发展；长期的可靠性是稳定增长的关键；电池效率的提升及注重产品质量和可靠性使得光伏制造成本降低进一步降低成为可能。