硅片行業有哪些新趨勢？

硅片端三大趨勢明確。

1、 高效 N 型：產業化提速開啟，對硅片品質和拉晶生產要求提升

提升光伏電池的光電轉換效率是實現降本的核心方式：在同等條件下，隨同規格 電池和組件的功率提升，1）單位發電功率電池和組件端的硅片、非硅材料（膠 膜、玻璃）及制造費用（設備、電力耗用等）可以節省，2）同等裝機容量的組 件使用數量的減少，土地、支架、線纜、安裝運輸等與面積相關的 BOS 成本節 省。 當前來看，基于 P 型單晶硅片的 PERC 電池技術仍然是市場主流，但在量產轉 化效率方面已經臨近理論極限（24.5%），工藝成本也趨于成熟，而 TOPCon、 HJT 等基于 N 型單晶硅片的新興技術具有更高的轉化效率和上限空間 （TOPCon28.7%、HJT28.5%），成本端也有較大下降空間。

隨技術水平的快速突破，TOPCon 技術的效率成本優勢已逐步顯現，特別是在近 期因需求旺盛組件溢價提升，達到約 0.1 元/W 左右，而相關產能也持續大規模 投放和建設中，正加速成為主流。而 HJT 技術待關鍵降本手段實現突破后，也 有望快速迎來大規模產業化。 根據我們此前測算在 2022 年底行業 TOPCon 產能已超 70GW，HJT 產能也已 達到 10GW 規模，二者規劃產能均達到數百 GW，而在 2023 年內 TOPCon 預 計會有超 100GW 的項目投產。而根據 CPIA 預測，2022-2025 年隨 N 電池市場 份額的快速提升，N 型硅片的市場份額將從 10%提升至 58%左右。

為搭配更高效率的電池技術，N 硅片在品質要求上更高，最主要一個方面是非平 衡少數載流子壽命，在一定電阻率下至少要達到 500 甚至 1000μm 以上，而 P 型硅片僅需要達到 50μm 以上。而氧、碳、金屬等雜質及晶體缺陷等都會對少 子壽命和單晶品質造成影響，其中，氧作為第一大雜質，與光衰和同心圓問題聯 系緊密，對不同技術路線電池效率也可能產生明顯影響，金屬雜質大多為深能級， 容易造成缺陷中心復合從而減少載流子壽命。

因此，生產 N 型硅片對拉晶環節的技術工藝要求提高，包括工藝制程、自動化 水平、車間環境潔凈度、熱場設計和純度以及石英坩堝和各種與原材料接觸工具 的純度。同時，多晶硅原材的品質純度品質也需要逐步達到電子級的高水平，包 括在清洗破碎環節的優化，防止引入金屬雜質。另外，因下游實際需求的差異化 較大，N 型硅片的具體品類目前已接近 300 種，進一步加大了生產管理難度。

2、 大尺寸：高經濟性快速成為行業主流，制造水平要求提升

硅片大尺寸化可以帶來三方面的整體降本效果：1）單位時間硅片/電池端的面積 產出增加，節省非硅材料耗用和制造費用；2）組件中電池間縫隙占比減小，節 省單位功率非硅材料；3）組件大型化功率提升，節省與面積相關的光伏系統 BOS 成本。 根據 ISE 位于德國 Brandenburg 的 10MW 電站數據顯示，基于大尺寸硅片，組 件、逆變器、人工、配電系統、支架初始等投資成本都能得到降低，其中配電系 統和支架成本下降最為明顯，其中 210-665W 版型的降幅可以達到 21.28%和 22.79%，而初始投資成本整體方面可下降 7.42%，對應度電成本 LCOE 可下降 7.68%。

良好的經濟性增益使得大尺寸硅片市場份額快速提升，根據光伏業協會數據， 2020-2022 年間 182mm 和 210mm 大尺寸硅片合計市占率由 5%左右提升至 83%，成為絕對市場主流，166mm 以下小尺寸則在加速退出市場。 硅片大尺寸化同樣提升了制造技術水平要求，拉晶時硅棒直徑越大，徑向溫差就 會越大，容易引起增殖位錯以及單晶失敗、斷線問題，同時，大直徑拉晶會增加 硅棒重量，對生產企業的提拉工藝和后續加工處理技術提出更高的要求。

3、 薄片化/細線化：降低硅成本，攤薄拉棒非硅，工藝難度加大

光伏行業中將拉晶制成的硅棒加工成硅片采用金剛線多線切割的方法，即通過表 面附著金剛石微粒的鋼線在硅棒進行高速往復運動，以線鋸的形式切割成片。 硅片薄片化和金剛線細線化都能增加單位長度硅棒所能產出硅片的數量，這樣主 要可以達到降低硅片硅成本的效果：1）在對后道電池效率不產生明顯影響的情 況下，硅片厚度越薄，單片直接耗用的硅料就越少，2）金剛線線徑越細，磨削 損耗掉的硅料也越少；同時，也可以攤薄每片硅片對應的硅方棒非硅制造成本。

在近兩年硅料價格高企的促進下，硅片薄片化和細線化推進迅速，根據光伏業協 會數據：2020 年-2022 年，1）P 型單晶硅片平均厚度從 175μm 下降至 155μ m，TOPCon/HJT 所用 N 型硅片平均厚度則從 175/150μm 降至 140/130μm， 2）晶硅線母線直徑從平均 48μm 下降至 38μm。即使未來硅料價格回落，我 們預計趨勢也不會發生逆轉，二者仍會有下降空間。

根據 TCL 中環 2021 年 3 月公布資料，當 G12 硅片的厚度從 180μm 下降至 170/160/150μm 時，下游 A 類電池廠成本降幅可達 0.01/0.02/0.027 元/W，B 類電池廠則可達 0.013/0.025/0.033 元/W，而根據 PV Infolink 數據， 2021Q1 多晶硅致密料均價約 98 元/kg，遠低于當前 200 元/kg 左右的水平，降本作用明 顯。

我們基于 210 型號硅片，進一步分析細線化/薄片化對硅成本和非硅成本的影響。 首先，我們測算了在不同的金剛線母線直徑（30μm -40μm）與硅片厚度（125 μm -155μm）下單公斤方棒的出片數情況：等量的硅片厚度下降與金剛線母線 直徑下降帶來的出片數增加效果相同，厚度/線徑每下降 5/1μm，出片數可增加 超過 1/0.2 片，且隨厚度的減薄或母線直徑下降，出片數增量會小幅上升。 更直觀來看，以厚度 150μm、金剛線母線直徑 38μm 情況作為參照，出片數 約 45.9 片，當厚度下降至 140/130μm 時出片數可增加至 48.2/50.7 片，當母線 直徑下降至 36/34μm 時出片數可增加至 46.3/46.8 片，當厚度和母線直徑同步 下降時（即分別下降至 140μm/36μm，130μm/34μm），出片數可增加至 48.7/51.8 片。

然后，我們測算了不同硅料價格下（含稅 70-300 元/kg），不同的方棒出片數（44- 51）對應硅片的硅成本情況：硅料價格對出片數帶來的硅成本下降影響較大，在 硅 料 價 格 300/200/100 元 /kg 時 ， 出 片 數 每 增 加 一 片 ， 可 帶 來 平 均 0.012/0.008/0.004 元/W 的硅成本降幅，但幅度隨出片數的增加略為減少。 具體來看，以硅料價格 300/200/100 元/kg，出片數 45 片為的情況參照，硅片對 應硅成本約 0.611/0.408/0.204 元/W，當出片數上升至 48 片時，硅成本為0.573/0.382/0.191元/W，當出片數進一步上升至51片時，硅成本為0.539/0.360/ 0.180 元/W。

最后，我們還測算了不同出片數下（44-51 片），硅片所分攤的方棒非硅成本情 況：總體來看出片數增加對方棒非硅成本分攤影響較小，隨方棒非硅成本增加而 增大，出片數增加 1 片對成本的影響在 0.001-0.002 元/W 之間。 當方棒非硅成本為 40/35/30 元/kg 時，出片數 45 片對應硅成本約 0.087/0.076/ 0.065 元/W，當出片數上升至 48 片時為 0.081/0.071/0.061 元/W，而當出片數 上升至 51 片時為 0.077/0.067/0.057 元/W。

硅片薄片化和金剛線細線化相輔相成共同推進，這也使得切片工藝的難度持續提 高，如對切割時金剛線張力、進線速度等方面的控制需要更為精細，否則可能造 成切片良率過低，線耗過高，反而使得成本增加，因此有利于具備良好技術積累 和應用能力的硅片企業進一步增強競爭優勢。