2020年中国光伏技术发展报告—— 晶体硅太阳电池研究进展（2）

中国可再生能源学会光伏专业委员会

(中国可再生能源学会，北京 100190)

1.3.5 载流子注入退火光衰再生技术

近年来，研究人员发现p型晶体硅太阳电池存在光衰(LID)和热辅助光衰(LeTID)现象，这种现象对于p型PERC单晶硅太阳电池而言更加明显。针对这种现象，国内企业普遍采用载流子注入退火工艺对电池进行处理，使电池加速衰退后再恢复，如此一来就减少了电池在出厂后使用时的衰减。目前光伏产业中有2种载流子注入退火工艺，分别为电注入退火和光注入退火。

电注入退火方法较早进入光伏产业，德国CT公司生产的光照退火炉的工作原理是利用载流子注入退火工艺处理p型PERC太阳电池的光衰再生，该设备可在工业化应用时采用，但是由于其价格昂贵，因此未在国内工业界得到推广。然而国内的实创公司等率先推出的电注入退火光衰再生处理设备因价格低廉，迅速打开了此种设备的市场。

由于2018年时产业界对p型PERC太阳电池的光衰问题认识不足，因此安装载流子注入退火光衰再生设备的企业屈指可数。但是从2019年开始，针对LeTID现象的机理和影响的研究越来越深入，再加上在实证基地的研究结果的佐证，产业界开始逐渐认识到p型PERC太阳电池LeTID的程度，于是大部分先进产能的产线上都安装了再生退火炉，且初期几乎都是电注入退火炉。主要的电注入退火炉生产厂家包括实创公司和晶宝公司。

电注入退火工艺是将200～400片太阳电池叠放在一起，在电极上加入0.5～1.0倍Impp电流，再加上110 ℃左右的温度，退火70 min。这一技术的主要优点是设备价格便宜、功耗低(100 MW产线设备的功耗仅为15 kW)。同时，这一技术也存在处理后的电池均匀性不好的缺点，由于各个电池栅线电极的电阻及接触电阻存在差异，导致同样的电流在每片电池上产生的载流子数量有差距，因此再生效果也不同。此外，由于硅片要采用机械手叠放与收片，增加了额外的工序，且成品率也会下降。

因此，近期越来越多的企业开始选择光注入退火设备。这种设备采用隧道式炉体，隧道内有光源照射到电池表面，一般采用LED光源，LED的辐照度通常能达到1个太阳辐照度光通量的20～40倍。此处之所以采用光通量的概念是因为LED光的光谱与AM1.5标准光谱的差别很大，无法采用标准辐照度倍数的概念。LED光源的光谱不尽相同，有的公司将几种颜色的LED灯珠进行匹配，使光谱尽量靠近白色光，有的公司则使用接近单色的LED光珠进行辐照。退火炉中利用LED灯辐照产生的温度就足以使硅片的温度升至150～250 ℃，因此为确保某一特定的工艺温度，还必须加上直排风或水冷装置带走过多的热量。一般辐照退火时的工艺温度在200 ℃左右。由于采用了高光强和较高的退火温度，因此光注入退火工艺的处理时间可以减少到几分钟。

采用上述处理工艺时电池的均匀性要比采用电注入退火时高很多，这是因为光注入退火工艺的载流子是光照产生的，与接触电极无关。此种设备的另一个优点是处理方法便捷，更适用于大规模生产，尤其是将这种设备驳接到电池的烧结炉之后，或者做成烧结-光注入退火一体炉，可节省1台上下片机械手和1台测试分选机。

但这种设备也有自身的缺点：首先，设备价格较贵；其次，电耗较高，比如金属网带光注入退火炉，100 MW产能的设备的电耗高达114 kW。这种金属网带光注入退火炉生产厂家包括科龙威和CT。

2018年，国内金晟阳光公司推出了石英陶瓷辊道式退火炉，该炉采用石英陶瓷辊道作为输运硅片的载体，陶瓷辊在原位转动，硅片随转动前行，此种设计无大热熔的金属网带进出高温区，不会造成大量热量被带走，因此硅片升、降温的速度加快，炉内温度也得以很好的保持。此种石英陶瓷辊道式退火炉的能耗较低，产能达100 MW的单列退火炉的功耗仅为30 kW，产能高达200 MW的双列退火炉的能耗仅为50 kW。由于此种退火炉的性价比较好，目前国内已有多家企业开始生产这种使用陶瓷或磨砂石英辊道的烧结炉或退火炉，主要包括金晟阳光、迈为、捷佳伟创等公司。陶瓷辊道式烧结退火一体炉如图12所示。

图12 陶瓷辊道式烧结退火一体炉[4]Fig. 12 Ceramic roller sintering and annealing integrated furnace[4]

虽然从单台设备的价格比较来看，光注入退火炉比电注入退火炉要贵，但如果是新建成的电池生产企业，通过引入烧结-退火一体炉，比采用电注入设备要更加便宜，因为可以节省1台测试仪、1台分选机、1套上下片机械手。当然最近也有新的生产线将电注入设备放置在退火炉与测试机之间，但是由于电注入退火时间长达70 min，因此这一方式的节拍控制难度较大。

此外，实验结果发现，不论是光注入退火工艺还是电注入退火工艺，都可以大幅减缓最终产品的LeTID现象，并且还可以使电池效率增加约0.1%。这对于电池生产企业而言可以产生直接的经济利益，因此这种注入退火炉已成为PERC太阳电池产线的标配。

1.3.6 小结

通过上述5个方面的精细改进，目前最好的PERC太阳电池生产企业的产业化电池平均效率已经可以达到约22.5%～22.7%。

表5给出了苏民新能源公司报道的其生产线上最好批次的PERC太阳电池的平均效率结果，这个结果代表了2019年最好企业使用现有技术所能达到的最好结果。

表5 苏民新能源公司产线中最好批次的太阳电池平均效率结果[3]Table 5 Average efficiency results of best batch of solar cells of production line of Sumin New Energy Company [3]

当然，在大规模量产方面还几乎没有企业能达到上述结果，其可以作为2020年太阳电池生产企业量产努力的方向。从上述结果能归纳出以下几点：1)针对PERC单晶硅太阳电池，9BB太阳电池比5BB太阳电池的效率高出约0.3%，主要表现在Isc和FF的增加；2)大尺寸直角硅片比小尺寸准单晶太阳电池的效率高约0.1%；3)双面太阳电池比单面太阳电池的效率低约0.14%，且在Voc、Isc、FF这3个方面都有所下降；4)鑫单晶(铸锭单晶)效率比直拉单晶的效率低约0.37%，这主要是因为Voc的下降，这也表明铸锭单晶的硅片体寿命还是较低。

1.4 铸锭PERC单晶硅太阳电池的技术进展

2019年直拉法(CZ)p型PERC单晶硅太阳电池因效率高、成本不断下降，大幅增强了其产品的性价比，最终使该产品的市场占比达到70%左右。BSF多晶硅太阳电池由于硅片内在质量较差、少子寿命低、表面制绒困难，且采用双面钝化的PERC技术必须匹配酸法制绒的所谓黑硅技术，但黑硅PERC多晶硅太阳电池的产线平均效率也只能达到19.5%～20%左右；虽然多晶硅片成本较低，但是工艺成本较高，不具备性价比的优势，因此BSF多晶硅太阳电池或PERC多晶硅太阳电池面临被淘汰的局面。许多铸锭企业不得不采取新的技术来取代原来的多晶硅片。2019年以保利协鑫为代表的铸锭企业推出了铸锭单晶技术。

图13给出了国际铸造硅片技术的发展状况。早年的铸造多晶硅片是以自然冷却定向凝固工艺为主，由于多晶硅片中晶粒的大小不一，导致晶粒内部缺陷过多，因此与2006年开始的铸造多晶硅片几乎同步启动了铸锭单晶(从2005～2008年开始)的尝试，并建设了示范电站；但是随着2011年控制形核的小晶粒技术的出现(高效多晶技术)，铸锭单晶暂时退出了竞争；直到开始兴起金刚线切割以后，多晶硅中的SiC硬质点影响了金刚线切割的成品率，再加上金刚线切割的多晶硅片表面光滑不利于酸腐蚀，使用纳米银颗粒催化的制绒方法又受到成本、环保治理等一系列问题的困扰，使高效多晶硅制备的BSF太阳电池和PERC太阳电池在与CZ-PERC单晶硅太阳电池的竞争中处于劣势，因此，国内多家企业又重新开始了铸锭单晶的产业化研究。

图13 国际铸造硅片技术的发展历程[5]Fig. 13 Development history of international casting silicon wafer technology [5]

保利协鑫公司有关铸锭单晶的发展历程为：2011～2013年是第1代铸锭单晶(G1)和第2代铸锭单晶(G2)的时代，但是由于各种工艺控制不到位，1个硅锭中只有中间少部分能够得到完整的全硅片的铸锭单晶，而边缘部分则是单晶和多晶混合的硅片，这种单晶硅片内部存在大量缺陷，导致制备的太阳电池效率不高。2017年，保利协鑫开始研究开发第3代铸锭单晶(G3)，截至2018年底，其已出产了2亿片铸锭单晶硅片，采用与常规单晶硅片完全一致的PERC太阳电池生产工艺，这种铸锭单晶硅片制备得到的电池效率比CZ-PERC单晶硅太阳电池的产线平均效率低0.2%左右。

G3铸锭单晶通过改进工艺和仔晶，得到了以下几方面的质量提升：

1)解决了单晶晶粒内部的晶花问题；2)全单晶的比例超过了90%，而G2铸锭单晶的全单晶比例只有30%；3)G3铸锭单晶的位错有了大幅缓解；4)铸锭单晶的良品率得到了大幅提升，降低了成本。

但是G3铸锭单晶硅片制备的电池仍存在一定量的晶粒内部位错、金属缺陷，导致电池效率的分布较为分散，存在大量低效率电池“拖尾”的现象，如图14所示。

图14 铸锭单晶(G3)制备的BSF太阳电池的拖尾效应[5]Fig. 14 Tailing effect of BSF solar cells prepared by ingot single crystal (G3) [5]

为此，保利协鑫公司开发了第4代铸锭单晶(G4)技术，其重要的技术改进包括：1)全新热场设计，分段式加热，提升了对称性，增加了对流；2)抑制侧部形核，增加了全单晶的比例，降低了位错；3)采用专有籽晶拼接技术，避免了拼缝产生的位错；4)采用独创的籽晶回用技术，降低了成本；5)硅片晶花分选，解决了组件的外观问题。

通过上述技术改进后，使用G4硅片制备的PERC太阳电池的效率的分散度进一步下降，但其与CZ-PERC单晶硅太阳电池相比仍存在一定的拖尾现象，如图15所示。从图15中可以看到，铸锭单晶的低效率拖尾更大。

图15 保利协鑫G4鑫单晶和CZ单晶硅片制备的PERC太阳电池的效率分布[6]Fig. 15 Efficiency distribution of PERC solar cells prepared from GCL-Poly G4 Xin monocrystalline and CZ monocrystalline silicon wafers[6]

铸锭单晶硅片制备的PERC太阳电池的效率与CZ单晶硅片制备的相比略有下降，效率分布也较为分散；此外，通过EL谱或PL谱仍能看到有晶花或位错线的存在，因此，铸锭单晶只有价格更低，具有更高的性价比才能在市场上占有一席之地。

图16比较了不同的铸锭单晶硅片与CZ单晶硅片在电池性能和价格方面的情况。

图16 铸锭类硅片制备的太阳电池与CZ-PERC单晶硅太阳电池的性价比关系图[5]Fig. 16 Cost performance relationship diagram of solar cell made of ingot silicon wafer and CZ-PERC monocrystalline silicon solar cell [5]

从图16中可以看出，铸锭单晶硅片的效率若与CZ单晶硅片的差值在0.3%以内，则铸锭单晶硅片与CZ单晶硅片的差价只要大于0.25元/W，铸锭单晶硅片就具有竞争优势。而目前鑫单晶与CZ单晶的实际价格差在0.49元/W，可见鑫单晶还是具有一定的性价比优势。

但鑫单晶仍需具有一定的危机感，原因在于：

1)目前CZ-PERC太阳电池的效率还在不断提升，当前已达到22.3%，铸锭PERC单晶硅太阳电池的效率能否跟上？

2)目前CZ-PERC太阳电池的价格还在不断下降，铸锭PERC单晶硅太阳电池的价格下降趋势能否跟上？

3)铸锭单晶硅片制备的PERC太阳电池的效率较为分散，存在低效率拖尾现象，因此真正测算性价比时还需要考虑低效率拖尾所导致的低价电池的损失，而不能完全使用图16的“典型分布式电站性价比平衡线”来测算，需要进行一定的修整。

4)铸锭单晶的全单晶硅片的得片率还较低，目前可能约为50%，而非全单晶硅片的电池效率会较差，因此提高了铸锭单晶的成本。

基于上述4点考虑，铸锭单晶硅片若想真正占有PERC太阳电池硅片市场份额中的一席之地，还需进行非常大的技术改进。

2 大硅片技术进展

大硅片涉及到很多工艺环节上的改进，比如设备的改进、材料的改进、工艺参数的改变等，而有些改进或改变的难度非常大。但大硅片本身并不能促使技术的升级，其只能使成本降低。而且由于硅片尺寸涉及从硅片一直到电站建设的各个环节，因此与其说硅片尺寸的变化是一个技术问题，还不如说其更像一个产业生态问题，是一种标准问题。

各种规格的硅片参数如表6所示[7]。

表6 各种规格的硅片参数Table 6 Parameters of various specifications of silicon wafers

最早的单晶硅片普遍采用较小的硅片尺寸，硅片边长为125 mm且有倒角。

在2012年开始出现156 mm边长的硅片，并且硅片的倒角较大，占空比在98.18%。由于单晶硅片有倒角，其在制备成光伏组件之后与直角的多晶硅光伏组件相比有较大的留白，导致单晶硅光伏组件效率与多晶硅光伏组件效率相比并不具有优势。若将单晶硅片去掉倒角，则需要硅棒直径更大，而切方时损失更大，成本更高。

2012年之后，主要是多晶硅太阳电池占据主流地位。

2015年之后，单晶硅片凭借PERC太阳电池和各种n型高效太阳电池的需求重新受到重视，这时开始采用所谓M2型(边长156.75 mm、对角线210 mm)硅片，这种硅片的倒角较小，占空比达到99.43%，减小了单晶硅光伏组件的留白，提高了单晶硅光伏组件的效率。这种硅片曾经流行了很长一段时间。

当2017年开始实施“领跑者”计划时，由于对多晶硅光伏组件提出的准入效率较高，而当时多晶硅只能做成BSF太阳电池，效率难以提高，为了达到较大的组件功率值就开始采用尺寸略大些的硅片制备太阳电池，如此便在不改变60片版型组件尺寸的前提下，提升了组件功率，达到了“领跑者”项目的要求，因此，尺寸稍大的硅片开始增多。

而由此制造企业发现，使用较大的硅片时，在不改变设备的前提下只需改变夹具就可以增加量产设备的产能，提高生产率，因此太阳电池的尺寸就变得越来越大。随之单晶硅片也开始出现157.75 mm、158.75 mm等规格的尺寸，而且倒角也变得更小。

截至目前，主流硅片尺寸是M2和M3。韩华公司主推边长161.7 mm、直径211 mm的M4规格的硅片；而2019年8月隆基公司则主推边长166 mm的M6规格的硅片，圆硅片直径为223 mm，占空比达到99.49%；之后，中环公司宣布边长210 mm、直径达295 mm的M12大尺寸硅片作为其未来的主打产品方向。

硅片尺寸的变动需要光伏产业各个环节予以配合，若硅片企业只是从硅片本身的制造可行性和成本来考虑问题，往往会导致该种产品不被整个产业其他环节所接受，因此需要从全产业各个环节的角度来思考问题。

图17给出了太阳电池产业链中与硅片尺寸有关的各个产业环节及其所用的设备的情况。除了这些制造业环节之外，在电站安装方面也面临统一标准的需求，因为不同光伏组件的规格尺寸及其所用硅片的尺寸决定了组件的电流和电压，从而决定了其所需要的逆变器、支架、汇流箱等也会不同，若规格太繁杂则不利于光伏电站的建设。

图17 硅片、太阳电池及光伏组件生产各个环节的工艺及其所用设备Fig. 17 Processes and equipment used in each link of silicon wafer，solar cell and PV module

按照目前各个产业环节的设备尺寸来看，可以将硅片尺寸分成2类，分别为边长小于166 mm和边长大于166 mm。

从目前各个产业环节已建成的产线设备来看，最大可兼容的硅片尺寸就是166 mm硅片，再大则无法兼容，需要完全更新设备，重新建立生产线。而目前已建成的生产线的产能已经达到130 GW以上，若全换掉将会造成巨大的浪费。值得注意的是，硅片尺寸的变化或许可以增加电池生产线的产能、减少产线单位产能的设备投资，但是无法增加电池效率。也就是说，增大硅片尺寸是一种降本技术，而不是增效技术，因此其在降低电站度电成本方面的作用是以降低组件价格为主，对于降低平衡系统成本(BOS)的作用不大。而增加电池的转换效率才会降低BOS。在目前太阳电池价格在光伏电站的成本上已占据较小比例的情况下，提升电池效率的同时降低成本才是更有效降低度电成本的方法。

下文对变更硅片尺寸需要改变的各种工艺设备进行讨论。

2.1 直拉单晶工艺

目前主流厂家连续拉晶的单晶炉热屏内径为270～300 mm，而M6硅片的外径为223 mm，对应圆棒外径为228 mm，因此无须重大改进即可进行生产。而M12硅片的直径达到了295 mm，对应圆棒外径为300 mm，显然目前的单晶炉已不能适应M12硅片的制备。大尺寸CZ设备本身就是国家半导体行业的重大攻关项目，半导体级的12英寸单晶炉也是近几年刚实现国产化替代。虽然太阳能级单晶硅片的要求相比半导体级硅片的有较大降低，但是由于太阳能级硅棒有大产能的需求，又有8英寸硅棒的品质作为参照，因此12英寸的硅片制备也存在不小的挑战。径向温差是热应力来源，单晶硅棒拉制要求径向温差尽量小，以避免增殖位错，以及单晶失配、断线。径向温差是温度梯度在晶体半径上的积分，同样的热场条件，温度梯度不变，拉晶的直径越大，径向温差就会越大，拉晶过程也就越困难。在半导体级拉晶设备中，为了解决硅片内部缺陷的问题，提高坩锅内部硅溶液的温度均匀性，通常需要引入新技术，比如，外加磁场(MCZ)等，但是太阳能级硅棒受成本限制不允许附加这类技术，因此如何制备低价的大尺寸硅棒成为制备M12硅片面临的难题。此外，大直径拉晶会增加硅棒重量，对生产企业提拉工艺和后续加工处理技术提出了更高的要求。

图18 主流厂家的CZ单晶炉Fig. 18 CZ monocrystal furnace of mainstream manufacturers

2.2 切片工艺

切片工艺包括开方机、切断机、切片机，目前国内产的这3种设备全部兼容M12硅棒。主流切片设备的参数如表7所示。

表7 主流切片设备的参数Table 7 Parameters of mainstream slicing equipment

2.3 电池清洗环节

电池清洗环节的各种设备基本可以兼容M6硅片，而对于M12硅片的设备需要全部重新设计和制造。即便是M6硅片的导入也需要对现有设备中使用的工装夹具进行更换。捷佳伟创公司对M6硅片和M12硅片的电池制造设备进行了对比，具体如表8所示。

表8 捷佳伟创公司的M6硅片和M12硅片的电池制造设备对比Table 8 Comparison of Jiejia Weichuang’s M6 and M12 silicon wafer solar cell manufacturing equipment

目前的单晶清洗机可以通过改变硅片盒的尺寸来实现边长166 mm硅片的清洗。为了使清洗更均匀、温度和反应物浓度更易于控制，针对210 mm硅片需要重新设计清洗槽的尺寸。

对于链式的去磷硅玻璃清洗，则完全不能适用即便尺寸为166 mm的硅片。对于5道的清洗机，通过改变塑料滚轴的卡槽宽度，可以清洗166 mm硅片，但是槽体宽度无法达到5道，导致清洗的产量下降严重，而210 mm硅片则完全不能适用，因此需要完全更换链式清洗设备。

2.4 扩散环节

目前主流的扩散炉的内径有2种尺寸：290 mm和320 mm。扩散炉内径必须大于硅片对角线，并且要有较多的余量。这主要是因为：1)硅片需要放在石英舟中，因此石英舟需要占据一定的横截面积；2)石英舟需要由悬臂梁送入管内，因此需要一定的活动余量，具体如图19所示。对于对角线为223 mm的166 mm硅片，需要使用320 mm内径的扩散炉管；而210 mm硅片的外径达到了290 mm，则需要420～450 mm内径的石英管。若再考虑到减压扩散需要较大的气压差，这种扩散炉的制造难度将增大很多。

2.5 镀膜环节

镀膜设备可分成2种类型，一种是镀制SiNx膜设备，通常使用PECVD设备；另一种是镀制Al2O3薄膜的设备，这种设备可以是ALD设备，也可以是PECVD设备。这些镀膜设备在2018年已经完全实现了大规模量产，本报告仅论述相关设备和硅片尺寸的匹配问题。

由图20可以看出，放置硅片的石墨舟的尺寸受到硅片边长的影响，若硅片边长加长，则放置硅片的数量就相应减少。石墨舟中每片石墨片的两侧放置2片硅片，边缘石墨片的内侧放置硅片，而外侧不能放置硅片，因此若石墨舟使用了25片石墨，则横截面上可以放置的硅片数量为48片。此外，石墨舟沿石英管长度方向的纵向可以放置多个重复的单元。目前，许多设备制造商为了增加产能，将PECVD的石英管道做得很长，相应的恒温区也需要加长。典型的设备可以并排放置9片硅片，如捷佳伟创公司的450机型，因此对于166 mm的硅片，可以放置432片，如表9所示。同样是450 mm内径的石英管，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，同样是纵向放置9片硅片，石墨舟的长度存在差异，而差异不大，在0.1 m左右。但是对于边长210 mm的硅片而言，450 mm内径的石英管只能横向放置44片硅片，若纵向仍放置9片硅片就会使石墨舟长达2.2 m，为了与166 mm硅片相兼容，即使纵向放置8片，石墨舟长度也会超过2 m，这样单舟放置片数只有352片。

图20 管产管式PECVD的尺寸[8]Fig. 20 Size of tube-produced tube PECVD[8]

表9为不同的管式PECVD石墨舟的参数。

48所的大产能PECVD设备的管径达到了520 mm，M2～M6硅片的放置数量均为504片，即便如此，放置M6硅片时，石墨舟长度也不低于1.817 m。而对于210 mm的硅片，截面最大放置数量只能达到52片，单舟放置硅片总数只有416片。从纵向长度来看，若将M12硅片的放置数量减至8片，石墨舟长度也将超过2 m。

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

总之，对于管式PECVD设备，目前生产线的常规设备只需要改变石墨舟就可以兼容M6硅片，而且其产能并不会下降。但若使用目前的设备在M12硅片上制备电池，除必须要改造石墨舟之外，设备产能也会大幅下降，单舟放置硅片数量下降约18%。若要增加产能，就需要进一步增大管径、增加管长。

此外，在制备大硅片时还会遇到很多技术上的细节问题，比如气流分布均匀性问题、等离子场均匀性问题、温度均匀性问题等。 (待续)