2020年中國光伏技術發展報告
—— 晶體硅太陽電池研究進展（2）

中國可再生能源學會光伏專業委員會

(中國可再生能源學會，北京 100190)

1.3.5 載流子注入退火光衰再生技術

近年來，研究人員發現p型晶體硅太陽電池存在光衰(LID)和熱輔助光衰(LeTID)現象，這種現象對于p型PERC單晶硅太陽電池而言更加明顯。針對這種現象，國內企業普遍采用載流子注入退火工藝對電池進行處理，使電池加速衰退后再恢復，如此一來就減少了電池在出廠后使用時的衰減。目前光伏產業中有2種載流子注入退火工藝，分別為電注入退火和光注入退火。

電注入退火方法較早進入光伏產業，德國CT公司生產的光照退火爐的工作原理是利用載流子注入退火工藝處理p型PERC太陽電池的光衰再生，該設備可在工業化應用時采用，但是由于其價格昂貴，因此未在國內工業界得到推廣。然而國內的實創公司等率先推出的電注入退火光衰再生處理設備因價格低廉，迅速打開了此種設備的市場。

由于2018年時產業界對p型PERC太陽電池的光衰問題認識不足，因此安裝載流子注入退火光衰再生設備的企業屈指可數。但是從2019年開始，針對LeTID現象的機理和影響的研究越來越深入，再加上在實證基地的研究結果的佐證，產業界開始逐漸認識到p型PERC太陽電池LeTID的程度，于是大部分先進產能的產線上都安裝了再生退火爐，且初期幾乎都是電注入退火爐。主要的電注入退火爐生產廠家包括實創公司和晶寶公司。

電注入退火工藝是將200～400片太陽電池疊放在一起，在電極上加入0.5～1.0倍Impp電流，再加上110 ℃左右的溫度，退火70 min。這一技術的主要優點是設備價格便宜、功耗低(100 MW產線設備的功耗僅為15 kW)。同時，這一技術也存在處理后的電池均勻性不好的缺點，由于各個電池柵線電極的電阻及接觸電阻存在差異，導致同樣的電流在每片電池上產生的載流子數量有差距，因此再生效果也不同。此外，由于硅片要采用機械手疊放與收片，增加了額外的工序，且成品率也會下降。

因此，近期越來越多的企業開始選擇光注入退火設備。這種設備采用隧道式爐體，隧道內有光源照射到電池表面，一般采用LED光源，LED的輻照度通常能達到1個太陽輻照度光通量的20～40倍。此處之所以采用光通量的概念是因為LED光的光譜與AM1.5標準光譜的差別很大，無法采用標準輻照度倍數的概念。LED光源的光譜不盡相同，有的公司將幾種顏色的LED燈珠進行匹配，使光譜盡量靠近白色光，有的公司則使用接近單色的LED光珠進行輻照。退火爐中利用LED燈輻照產生的溫度就足以使硅片的溫度升至150～250 ℃，因此為確保某一特定的工藝溫度，還必須加上直排風或水冷裝置帶走過多的熱量。一般輻照退火時的工藝溫度在200 ℃左右。由于采用了高光強和較高的退火溫度，因此光注入退火工藝的處理時間可以減少到幾分鐘。

采用上述處理工藝時電池的均勻性要比采用電注入退火時高很多，這是因為光注入退火工藝的載流子是光照產生的，與接觸電極無關。此種設備的另一個優點是處理方法便捷，更適用于大規模生產，尤其是將這種設備駁接到電池的燒結爐之后，或者做成燒結-光注入退火一體爐，可節省1臺上下片機械手和1臺測試分選機。

但這種設備也有自身的缺點：首先，設備價格較貴；其次，電耗較高，比如金屬網帶光注入退火爐，100 MW產能的設備的電耗高達114 kW。這種金屬網帶光注入退火爐生產廠家包括科龍威和CT。

2018年，國內金晟陽光公司推出了石英陶瓷輥道式退火爐，該爐采用石英陶瓷輥道作為輸運硅片的載體，陶瓷輥在原位轉動，硅片隨轉動前行，此種設計無大熱熔的金屬網帶進出高溫區，不會造成大量熱量被帶走，因此硅片升、降溫的速度加快，爐內溫度也得以很好的保持。此種石英陶瓷輥道式退火爐的能耗較低，產能達100 MW的單列退火爐的功耗僅為30 kW，產能高達200 MW的雙列退火爐的能耗僅為50 kW。由于此種退火爐的性價比較好，目前國內已有多家企業開始生產這種使用陶瓷或磨砂石英輥道的燒結爐或退火爐，主要包括金晟陽光、邁為、捷佳偉創等公司。陶瓷輥道式燒結退火一體爐如圖12所示。

圖12 陶瓷輥道式燒結退火一體爐[4]Fig. 12 Ceramic roller sintering and annealing integrated furnace[4]

雖然從單臺設備的價格比較來看，光注入退火爐比電注入退火爐要貴，但如果是新建成的電池生產企業，通過引入燒結-退火一體爐，比采用電注入設備要更加便宜，因為可以節省1臺測試儀、1臺分選機、1套上下片機械手。當然最近也有新的生產線將電注入設備放置在退火爐與測試機之間，但是由于電注入退火時間長達70 min，因此這一方式的節拍控制難度較大。

此外，實驗結果發現，不論是光注入退火工藝還是電注入退火工藝，都可以大幅減緩最終產品的LeTID現象，并且還可以使電池效率增加約0.1%。這對于電池生產企業而言可以產生直接的經濟利益，因此這種注入退火爐已成為PERC太陽電池產線的標配。

1.3.6 小結

通過上述5個方面的精細改進，目前最好的PERC太陽電池生產企業的產業化電池平均效率已經可以達到約22.5%～22.7%。

表5給出了蘇民新能源公司報道的其生產線上最好批次的PERC太陽電池的平均效率結果，這個結果代表了2019年最好企業使用現有技術所能達到的最好結果。

表5 蘇民新能源公司產線中最好批次的太陽電池平均效率結果[3]Table 5 Average efficiency results of best batch of solar cells of production line of Sumin New Energy Company [3]

當然，在大規模量產方面還幾乎沒有企業能達到上述結果，其可以作為2020年太陽電池生產企業量產努力的方向。從上述結果能歸納出以下幾點：1)針對PERC單晶硅太陽電池，9BB太陽電池比5BB太陽電池的效率高出約0.3%，主要表現在Isc和FF的增加；2)大尺寸直角硅片比小尺寸準單晶太陽電池的效率高約0.1%；3)雙面太陽電池比單面太陽電池的效率低約0.14%，且在Voc、Isc、FF這3個方面都有所下降；4)鑫單晶(鑄錠單晶)效率比直拉單晶的效率低約0.37%，這主要是因為Voc的下降，這也表明鑄錠單晶的硅片體壽命還是較低。

1.4 鑄錠PERC單晶硅太陽電池的技術進展

2019年直拉法(CZ)p型PERC單晶硅太陽電池因效率高、成本不斷下降，大幅增強了其產品的性價比，最終使該產品的市場占比達到70%左右。BSF多晶硅太陽電池由于硅片內在質量較差、少子壽命低、表面制絨困難，且采用雙面鈍化的PERC技術必須匹配酸法制絨的所謂黑硅技術，但黑硅PERC多晶硅太陽電池的產線平均效率也只能達到19.5%～20%左右；雖然多晶硅片成本較低，但是工藝成本較高，不具備性價比的優勢，因此BSF多晶硅太陽電池或PERC多晶硅太陽電池面臨被淘汰的局面。許多鑄錠企業不得不采取新的技術來取代原來的多晶硅片。2019年以保利協鑫為代表的鑄錠企業推出了鑄錠單晶技術。

圖13給出了國際鑄造硅片技術的發展狀況。早年的鑄造多晶硅片是以自然冷卻定向凝固工藝為主，由于多晶硅片中晶粒的大小不一，導致晶粒內部缺陷過多，因此與2006年開始的鑄造多晶硅片幾乎同步啟動了鑄錠單晶(從2005～2008年開始)的嘗試，并建設了示范電站；但是隨著2011年控制形核的小晶粒技術的出現(高效多晶技術)，鑄錠單晶暫時退出了競爭；直到開始興起金剛線切割以后，多晶硅中的SiC硬質點影響了金剛線切割的成品率，再加上金剛線切割的多晶硅片表面光滑不利于酸腐蝕，使用納米銀顆粒催化的制絨方法又受到成本、環保治理等一系列問題的困擾，使高效多晶硅制備的BSF太陽電池和PERC太陽電池在與CZ-PERC單晶硅太陽電池的競爭中處于劣勢，因此，國內多家企業又重新開始了鑄錠單晶的產業化研究。

圖13 國際鑄造硅片技術的發展歷程[5]Fig. 13 Development history of international casting silicon wafer technology [5]

保利協鑫公司有關鑄錠單晶的發展歷程為：2011～2013年是第1代鑄錠單晶(G1)和第2代鑄錠單晶(G2)的時代，但是由于各種工藝控制不到位，1個硅錠中只有中間少部分能夠得到完整的全硅片的鑄錠單晶，而邊緣部分則是單晶和多晶混合的硅片，這種單晶硅片內部存在大量缺陷，導致制備的太陽電池效率不高。2017年，保利協鑫開始研究開發第3代鑄錠單晶(G3)，截至2018年底，其已出產了2億片鑄錠單晶硅片，采用與常規單晶硅片完全一致的PERC太陽電池生產工藝，這種鑄錠單晶硅片制備得到的電池效率比CZ-PERC單晶硅太陽電池的產線平均效率低0.2%左右。

G3鑄錠單晶通過改進工藝和仔晶，得到了以下幾方面的質量提升：

1)解決了單晶晶粒內部的晶花問題；2)全單晶的比例超過了90%，而G2鑄錠單晶的全單晶比例只有30%；3)G3鑄錠單晶的位錯有了大幅緩解；4)鑄錠單晶的良品率得到了大幅提升，降低了成本。

但是G3鑄錠單晶硅片制備的電池仍存在一定量的晶粒內部位錯、金屬缺陷，導致電池效率的分布較為分散，存在大量低效率電池“拖尾”的現象，如圖14所示。

圖14 鑄錠單晶(G3)制備的BSF太陽電池的拖尾效應[5]Fig. 14 Tailing effect of BSF solar cells prepared by ingot single crystal (G3) [5]

為此，保利協鑫公司開發了第4代鑄錠單晶(G4)技術，其重要的技術改進包括：1)全新熱場設計，分段式加熱，提升了對稱性，增加了對流；2)抑制側部形核，增加了全單晶的比例，降低了位錯；3)采用專有籽晶拼接技術，避免了拼縫產生的位錯；4)采用獨創的籽晶回用技術，降低了成本；5)硅片晶花分選，解決了組件的外觀問題。

通過上述技術改進后，使用G4硅片制備的PERC太陽電池的效率的分散度進一步下降，但其與CZ-PERC單晶硅太陽電池相比仍存在一定的拖尾現象，如圖15所示。從圖15中可以看到，鑄錠單晶的低效率拖尾更大。

圖15 保利協鑫G4鑫單晶和CZ單晶硅片制備的PERC太陽電池的效率分布[6]Fig. 15 Efficiency distribution of PERC solar cells prepared from GCL-Poly G4 Xin monocrystalline and CZ monocrystalline silicon wafers[6]

鑄錠單晶硅片制備的PERC太陽電池的效率與CZ單晶硅片制備的相比略有下降，效率分布也較為分散；此外，通過EL譜或PL譜仍能看到有晶花或位錯線的存在，因此，鑄錠單晶只有價格更低，具有更高的性價比才能在市場上占有一席之地。

圖16比較了不同的鑄錠單晶硅片與CZ單晶硅片在電池性能和價格方面的情況。

圖16 鑄錠類硅片制備的太陽電池與CZ-PERC單晶硅太陽電池的性價比關系圖[5]Fig. 16 Cost performance relationship diagram of solar cell made of ingot silicon wafer and CZ-PERC monocrystalline silicon solar cell [5]

從圖16中可以看出，鑄錠單晶硅片的效率若與CZ單晶硅片的差值在0.3%以內，則鑄錠單晶硅片與CZ單晶硅片的差價只要大于0.25元/W，鑄錠單晶硅片就具有競爭優勢。而目前鑫單晶與CZ單晶的實際價格差在0.49元/W，可見鑫單晶還是具有一定的性價比優勢。

但鑫單晶仍需具有一定的危機感，原因在于：

1)目前CZ-PERC太陽電池的效率還在不斷提升，當前已達到22.3%，鑄錠PERC單晶硅太陽電池的效率能否跟上？

2)目前CZ-PERC太陽電池的價格還在不斷下降，鑄錠PERC單晶硅太陽電池的價格下降趨勢能否跟上？

3)鑄錠單晶硅片制備的PERC太陽電池的效率較為分散，存在低效率拖尾現象，因此真正測算性價比時還需要考慮低效率拖尾所導致的低價電池的損失，而不能完全使用圖16的“典型分布式電站性價比平衡線”來測算，需要進行一定的修整。

4)鑄錠單晶的全單晶硅片的得片率還較低，目前可能約為50%，而非全單晶硅片的電池效率會較差，因此提高了鑄錠單晶的成本。

基于上述4點考慮，鑄錠單晶硅片若想真正占有PERC太陽電池硅片市場份額中的一席之地，還需進行非常大的技術改進。

2 大硅片技術進展

大硅片涉及到很多工藝環節上的改進，比如設備的改進、材料的改進、工藝參數的改變等，而有些改進或改變的難度非常大。但大硅片本身并不能促使技術的升級，其只能使成本降低。而且由于硅片尺寸涉及從硅片一直到電站建設的各個環節，因此與其說硅片尺寸的變化是一個技術問題，還不如說其更像一個產業生態問題，是一種標準問題。

各種規格的硅片參數如表6所示[7]。

表6 各種規格的硅片參數Table 6 Parameters of various specifications of silicon wafers

最早的單晶硅片普遍采用較小的硅片尺寸，硅片邊長為125 mm且有倒角。

在2012年開始出現156 mm邊長的硅片，并且硅片的倒角較大，占空比在98.18%。由于單晶硅片有倒角，其在制備成光伏組件之后與直角的多晶硅光伏組件相比有較大的留白，導致單晶硅光伏組件效率與多晶硅光伏組件效率相比并不具有優勢。若將單晶硅片去掉倒角，則需要硅棒直徑更大，而切方時損失更大，成本更高。

2012年之后，主要是多晶硅太陽電池占據主流地位。

2015年之后，單晶硅片憑借PERC太陽電池和各種n型高效太陽電池的需求重新受到重視，這時開始采用所謂M2型(邊長156.75 mm、對角線210 mm)硅片，這種硅片的倒角較小，占空比達到99.43%，減小了單晶硅光伏組件的留白，提高了單晶硅光伏組件的效率。這種硅片曾經流行了很長一段時間。

當2017年開始實施“領跑者”計劃時，由于對多晶硅光伏組件提出的準入效率較高，而當時多晶硅只能做成BSF太陽電池，效率難以提高，為了達到較大的組件功率值就開始采用尺寸略大些的硅片制備太陽電池，如此便在不改變60片版型組件尺寸的前提下，提升了組件功率，達到了“領跑者”項目的要求，因此，尺寸稍大的硅片開始增多。

而由此制造企業發現，使用較大的硅片時，在不改變設備的前提下只需改變夾具就可以增加量產設備的產能，提高生產率，因此太陽電池的尺寸就變得越來越大。隨之單晶硅片也開始出現157.75 mm、158.75 mm等規格的尺寸，而且倒角也變得更小。

截至目前，主流硅片尺寸是M2和M3。韓華公司主推邊長161.7 mm、直徑211 mm的M4規格的硅片；而2019年8月隆基公司則主推邊長166 mm的M6規格的硅片，圓硅片直徑為223 mm，占空比達到99.49%；之后，中環公司宣布邊長210 mm、直徑達295 mm的M12大尺寸硅片作為其未來的主打產品方向。

硅片尺寸的變動需要光伏產業各個環節予以配合，若硅片企業只是從硅片本身的制造可行性和成本來考慮問題，往往會導致該種產品不被整個產業其他環節所接受，因此需要從全產業各個環節的角度來思考問題。

圖17給出了太陽電池產業鏈中與硅片尺寸有關的各個產業環節及其所用的設備的情況。除了這些制造業環節之外，在電站安裝方面也面臨統一標準的需求，因為不同光伏組件的規格尺寸及其所用硅片的尺寸決定了組件的電流和電壓，從而決定了其所需要的逆變器、支架、匯流箱等也會不同，若規格太繁雜則不利于光伏電站的建設。

圖17 硅片、太陽電池及光伏組件生產各個環節的工藝及其所用設備Fig. 17 Processes and equipment used in each link of silicon wafer，solar cell and PV module

按照目前各個產業環節的設備尺寸來看，可以將硅片尺寸分成2類，分別為邊長小于166 mm和邊長大于166 mm。

從目前各個產業環節已建成的產線設備來看，最大可兼容的硅片尺寸就是166 mm硅片，再大則無法兼容，需要完全更新設備，重新建立生產線。而目前已建成的生產線的產能已經達到130 GW以上，若全換掉將會造成巨大的浪費。值得注意的是，硅片尺寸的變化或許可以增加電池生產線的產能、減少產線單位產能的設備投資，但是無法增加電池效率。也就是說，增大硅片尺寸是一種降本技術，而不是增效技術，因此其在降低電站度電成本方面的作用是以降低組件價格為主，對于降低平衡系統成本(BOS)的作用不大。而增加電池的轉換效率才會降低BOS。在目前太陽電池價格在光伏電站的成本上已占據較小比例的情況下，提升電池效率的同時降低成本才是更有效降低度電成本的方法。

下文對變更硅片尺寸需要改變的各種工藝設備進行討論。

2.1 直拉單晶工藝

目前主流廠家連續拉晶的單晶爐熱屏內徑為270～300 mm，而M6硅片的外徑為223 mm，對應圓棒外徑為228 mm，因此無須重大改進即可進行生產。而M12硅片的直徑達到了295 mm，對應圓棒外徑為300 mm，顯然目前的單晶爐已不能適應M12硅片的制備。大尺寸CZ設備本身就是國家半導體行業的重大攻關項目，半導體級的12英寸單晶爐也是近幾年剛實現國產化替代。雖然太陽能級單晶硅片的要求相比半導體級硅片的有較大降低，但是由于太陽能級硅棒有大產能的需求，又有8英寸硅棒的品質作為參照，因此12英寸的硅片制備也存在不小的挑戰。徑向溫差是熱應力來源，單晶硅棒拉制要求徑向溫差盡量小，以避免增殖位錯，以及單晶失配、斷線。徑向溫差是溫度梯度在晶體半徑上的積分，同樣的熱場條件，溫度梯度不變，拉晶的直徑越大，徑向溫差就會越大，拉晶過程也就越困難。在半導體級拉晶設備中，為了解決硅片內部缺陷的問題，提高坩鍋內部硅溶液的溫度均勻性，通常需要引入新技術，比如，外加磁場(MCZ)等，但是太陽能級硅棒受成本限制不允許附加這類技術，因此如何制備低價的大尺寸硅棒成為制備M12硅片面臨的難題。此外，大直徑拉晶會增加硅棒重量，對生產企業提拉工藝和后續加工處理技術提出了更高的要求。

圖18 主流廠家的CZ單晶爐Fig. 18 CZ monocrystal furnace of mainstream manufacturers

2.2 切片工藝

切片工藝包括開方機、切斷機、切片機，目前國內產的這3種設備全部兼容M12硅棒。主流切片設備的參數如表7所示。

表7 主流切片設備的參數Table 7 Parameters of mainstream slicing equipment

2.3 電池清洗環節

電池清洗環節的各種設備基本可以兼容M6硅片，而對于M12硅片的設備需要全部重新設計和制造。即便是M6硅片的導入也需要對現有設備中使用的工裝夾具進行更換。捷佳偉創公司對M6硅片和M12硅片的電池制造設備進行了對比，具體如表8所示。

表8 捷佳偉創公司的M6硅片和M12硅片的電池制造設備對比Table 8 Comparison of Jiejia Weichuang’s M6 and M12 silicon wafer solar cell manufacturing equipment

目前的單晶清洗機可以通過改變硅片盒的尺寸來實現邊長166 mm硅片的清洗。為了使清洗更均勻、溫度和反應物濃度更易于控制，針對210 mm硅片需要重新設計清洗槽的尺寸。

對于鏈式的去磷硅玻璃清洗，則完全不能適用即便尺寸為166 mm的硅片。對于5道的清洗機，通過改變塑料滾軸的卡槽寬度，可以清洗166 mm硅片，但是槽體寬度無法達到5道，導致清洗的產量下降嚴重，而210 mm硅片則完全不能適用，因此需要完全更換鏈式清洗設備。

2.4 擴散環節

目前主流的擴散爐的內徑有2種尺寸：290 mm和320 mm。擴散爐內徑必須大于硅片對角線，并且要有較多的余量。這主要是因為：1)硅片需要放在石英舟中，因此石英舟需要占據一定的橫截面積；2)石英舟需要由懸臂梁送入管內，因此需要一定的活動余量，具體如圖19所示。對于對角線為223 mm的166 mm硅片，需要使用320 mm內徑的擴散爐管；而210 mm硅片的外徑達到了290 mm，則需要420～450 mm內徑的石英管。若再考慮到減壓擴散需要較大的氣壓差，這種擴散爐的制造難度將增大很多。

2.5 鍍膜環節

鍍膜設備可分成2種類型，一種是鍍制SiNx膜設備，通常使用PECVD設備；另一種是鍍制Al2O3薄膜的設備，這種設備可以是ALD設備，也可以是PECVD設備。這些鍍膜設備在2018年已經完全實現了大規模量產，本報告僅論述相關設備和硅片尺寸的匹配問題。

由圖20可以看出，放置硅片的石墨舟的尺寸受到硅片邊長的影響，若硅片邊長加長，則放置硅片的數量就相應減少。石墨舟中每片石墨片的兩側放置2片硅片，邊緣石墨片的內側放置硅片，而外側不能放置硅片，因此若石墨舟使用了25片石墨，則橫截面上可以放置的硅片數量為48片。此外，石墨舟沿石英管長度方向的縱向可以放置多個重復的單元。目前，許多設備制造商為了增加產能，將PECVD的石英管道做得很長，相應的恒溫區也需要加長。典型的設備可以并排放置9片硅片，如捷佳偉創公司的450機型，因此對于166 mm的硅片，可以放置432片，如表9所示。同樣是450 mm內徑的石英管，M2硅片和M4硅片都可以放置432片/舟，但是由于M6硅片比M2硅片的尺寸大，因此，同樣是縱向放置9片硅片，石墨舟的長度存在差異，而差異不大，在0.1 m左右。但是對于邊長210 mm的硅片而言，450 mm內徑的石英管只能橫向放置44片硅片，若縱向仍放置9片硅片就會使石墨舟長達2.2 m，為了與166 mm硅片相兼容，即使縱向放置8片，石墨舟長度也會超過2 m，這樣單舟放置片數只有352片。

圖20 管產管式PECVD的尺寸[8]Fig. 20 Size of tube-produced tube PECVD[8]

表9為不同的管式PECVD石墨舟的參數。

48所的大產能PECVD設備的管徑達到了520 mm，M2～M6硅片的放置數量均為504片，即便如此，放置M6硅片時，石墨舟長度也不低于1.817 m。而對于210 mm的硅片，截面最大放置數量只能達到52片，單舟放置硅片總數只有416片。從縱向長度來看，若將M12硅片的放置數量減至8片，石墨舟長度也將超過2 m。

表9 不同的管式PECVD石墨舟的參數Table 9 Parameters of different tubular PECVD graphite boats

總之，對于管式PECVD設備，目前生產線的常規設備只需要改變石墨舟就可以兼容M6硅片，而且其產能并不會下降。但若使用目前的設備在M12硅片上制備電池，除必須要改造石墨舟之外，設備產能也會大幅下降，單舟放置硅片數量下降約18%。若要增加產能，就需要進一步增大管徑、增加管長。

此外，在制備大硅片時還會遇到很多技術上的細節問題，比如氣流分布均勻性問題、等離子場均勻性問題、溫度均勻性問題等。 (待續)