2020年中国光伏技术发展报告—— 晶体硅太阳电池研究进展(8)

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)

4.2.7 HJT电池的光致增效现象

2017年，欧洲和日本的科学家发现，HJT电池在辐照的同时进行退火会使其光电转换效率增加；2018年，新南威尔士大学的研究团队进一步证实了这种现象，通常情况下该工艺可使电池的光电转换效率绝对值增加0.4%～0.7%。在中国西安举行的第14 届CSPV会议上，陕西众森表示，其发现国内企业生产的HJT 电池在1个太阳和75 ℃条件下持续辐照并进行退火210 h后，电池的光电转换效率可从22.49%升至23.03%，Voc可提升0.7%，FF可提升1.36%，而电流基本不变。新南威尔士大学对商用HJT电池进行了辐照加退火处理，使电池的光电转换效率从22.05%升至22.75%。KOBAYASHI还发现，辐照加退火不能用单纯的退火来替代。在HJT电池制备后对其使用退火处理可以增加其光电转换效率，通常认为这是因为制备的非晶层有一个钝化形成的过程。但是实验表明，在先行退火处理后再进行辐照退火实验，仍有光电转换效率提升，这表明辐照加退火与单纯的退火作用原理无关，即使使用非常低的辐照(如0.2 sun)，也可以使表面钝化得到改善。实验还发现，紫外和蓝光辐照对HJT电池光电转换效率的改进并不明显，但大于1000 nm的长波的辐照对电池光电转换效率有提升作用，这表明光照退火效应应该是穿透了非晶硅层(大于700 nm的光)在晶硅区域产生了载流子辅助效应。

这种辐照加退火增加电池光电转换效率的发现对于提升HJT电池产线平均光电转换效率非常重要，若将这种工艺作为HJT电池制备的一个标准工艺导入到生产线中，可以明显提升HJT电池的产线平均光电转换效率。根据目前国内HJT电池的产线平均光电转换效率在22.8%～23.0%之间来推算，采用此工艺后，可使产线平均光电转换效率提升至23.3%～23.5% 的水平，将大幅加强HJT电池的竞争优势。

4.3 HJT 电池的结构设计

随着对HJT电池研究的深入，研究人员对HJT 电池的结构进行了新的设计，从而进一步提高了电池的光电转换效率。根据前期大量关于c-Si/a-Si:H(i)/a-Si:H(p)/TCO 之间的载流子输运机理的研究，得出了限制载流子在这一区域输运的因素，包括以下3点：

1)当c-Si/a-Si:H(i)钝化很好时，在界面晶硅一侧存在大量的少子(空穴)的积累。

2)当a-Si:H(p)掺杂较重时，会窄化c-Si/a-Si:H(i)/a-Si:H(p)之间的势垒，从而会在该区域发生少子隧穿和热发射。

3)当TCO的费米能级足够高时，会使TCO的导带低于a-Si:H(p)的价带顶，因此在a-Si:H(p)/TCO之间会发生带-带隧穿(能带匹配)。而TCO的费米能级的高低由其掺杂浓度(NTCO)来决定，即TCO掺杂越重，其费米能级越高，能级匹配越好。

但若a-Si:H(p)的掺杂不够重，则在c-Si/a-Si:H(i)/a-Si:H(p)界面较难发生隧穿效应，而是以热发射为主，导致电阻较大。而在a-Si:H(p)/TCO界面，若TCO的NTCO不够重，会在该界面处发生能带失配(ΔE)，则很难发生带-带隧穿，而是依靠缺陷态形成复合电流来传导电流，此时效率会低很多。

为了弱化这样的矛盾，一些研究人员使用p型掺杂纳米晶硅替代非晶硅，这样一方面可以降低纳米晶硅区域的费米能级；另一方面，由于nc-Si:H(p) 的带隙较窄(1.4 eV)，容易在TCO一侧形成带-带隧穿。但是为了减薄c-Si/a-Si:H(i)/nc-Si:H(p)一侧的势垒厚度，需要加宽在非晶硅层之外的带隙宽度，最好的方案是在本征非晶硅与p型掺杂纳米晶硅之间插入1层宽禁带掺杂氧化层，如p-SiOx或p-SiCx。这个设计包括以下4个方面内容：1) 钝化层：a-Si:H(i)，起到钝化的作用；2) 窗口层：nc-SiOx:H，增加硅/ 非晶硅界面处少子隧穿几率；3) 掺杂层：nc-Si:H(p)，形成电场，但是最好是暗电导率高、透光性好；4) 高掺杂浓度的TCO，但高掺杂浓度的TCO会导致红外吸收强，因此TCO(p) 应该放在背面。使用这种带有宽带隙窗口层的硅薄膜层结构的HJT电池的理论光电转换效率更高，主要是因为其FF较高。

研究人员还发现，为了使窗口层和纳米掺杂层很好的晶化，最好在其与本征非晶层之间插入1层种子层，如此更能够诱导晶化过程。有3种形成种子层的方法：1) HPT预处理；2) nc-Si:H(p)种子层；3) VHF nc-Si:H(i)层。

经过研究发现，VHF nc-Si:H(i)层具有最好的晶化效果。使用c-Si/a-Si:H(i)/nc-Si:H(p)复合层作为p型掺杂异质结层的另一个好处是其具有更高的电导率和更宽的光学带隙。迎光面需要透光性好，还需要电导率高，因此在选取时的规律主要为：1) 折射率越高的nc-SiOx(n)的暗电导率越大，非晶硅的a-SiOx(n)的暗电导率最小，小6个数量级，nc-Si:H(n)的暗电导率最大；2) nc-SiOx(p)的规律与nc-SiOx(n) 的规律一样；3) 由于nc-SiOx(p)的暗电导率比nc-SiOx(n)的低很多，因此对nc-SiOx(p)的折射率要求很高，需大于2.5；4) nc-Si:H(p)的暗电导率比a-Si:H(p)的大2个数量级；5) nc-SiOx:H不仅迁移率带隙(E04)宽，而且Ea还低，有利于形成双侧的带-带隧穿。

日本AIST研究所在利用这样的概念制备太阳电池时，发现只有当制备了足够厚的nc-Si:H(p)层时才能形成纳米硅，在沉积成膜的初始阶段实际上是非晶态的，也只有在形成nc-Si:H(p)之后才能使Voc和FF大幅提高。采用这一概念制备的太阳电池的光电转换效率也明显提高，可达23.1%(电池面积为4 cm2，无减反射膜)。特别值得注意的是，这种电池的p型纳米硅层较厚，可达到15 nm，从而大幅缓解了针对PECVD 镀膜均匀性、起始镀膜质量等一系列工艺的难题，也降低了TCO对于导电性的要求，使整体的工艺窗口增宽。

汉能公司在其光电转换效率创造了世界纪录的HJT电池(25.11%)中使用了µc-Si:H(n)作为迎光层，有效地改进了电池的Isc。

当采用纳米硅或微晶硅作为掺杂层时，对于烧结或串焊时的温度也放宽了很多，甚至可以超过250 ℃，从而大幅降低了对低温银浆的要求。

从2019年的发展趋势来看，HJT电池与TOPCon电池正趋向一种融合的发展方向。研究人员正考虑在TOPCon电池的多晶硅层外侧加上TCO膜，以减少浆料烧穿的几率，就像POLO电池一样；但由于TCO不耐高温，因此使用TCO后就不能再使用高温浆料。此外，TOPCon电池的多晶硅层也在向微晶化发展，将HJT技术与TOPCon技术进行融合可形成一种更加合理的太阳电池技术。

5 n型全背接触(IBC/HBC)电池

近年来，研究人员开始追求如何降低IBC电池的成本，并力图使其产业化。CSEM研究所提出了简化版的HBC技术；而ECN研究所提出了使用全铝电极的P-IBC结构，是其独有的MonoPoly-IBC结构。

表22为各种背接触太阳电池的最高光电转换效率汇总。由表22可知，光电转换效率大于25%的电池以全背接触太阳电池为主；在其他种类的太阳电池中，光电转换效率超过25%的电池为2017 年德国Fraunhofer 研究所的TOPCon太阳电池，其光电转换效率达到了25.7%；1997年新南威尔士大学的PERL太阳电池的光电转换效率达到了25%，而2017年Kaneka公司的HBC太阳电池的光电转换效率达到了26.7%。由此可见，背接触太阳电池的光电转换效率具有很高的提升潜力。中国的天合公司在2018年使用大面积商用n型硅片制备太阳IBC太阳电池的光电转换效率达到了25.04%，这是中国公司制备的太阳电池的光电转换效率第一次在晶体硅太阳电池光电转换效率领域达到25%。

据说制备同质结IBC太阳电池需要21道工艺步骤，导致其成本较高。而HJT与IBC太阳电池的结合不但可使电池的光电转换效率更高，而且制备工艺更加简单。Kaneka公司使用镀铜工艺，得到的HBC太阳电池的光电转换效率达到26.7%，为目前最高的硅基太阳电池光电转换效率。

表22 各种背接触太阳电池的最高光电转换效率汇总Table 22 Summary of highest photoelectric conversion efficiency of various back contact solar cells

德国ISFH研究所2017年在p型硅衬底上制备出了BJBC-POLO电池，光电转换效率达到26.1%。该结果具有较为重要的意义，一方面表明p型衬底的异质结太阳电池也可以达到很高的光电转换效率；另一方面也证明了钝化背接触结构的太阳电池同样可以得到很高的光电转换效率。该工艺采用了光刻技术，而且使用了FZ硅片，电池面积也很小，才4 cm2；虽然该工艺很难在产业化中复制，但毕竟指明了一种技术的潜力，在实际产业化技术中可以使用丝网印刷技术或激光技术替代光刻技术。这种技术的另一个重要意义在于可以使用铝作为金属电极，而且一旦实现产业化，将会大幅降低成本。

2018年，CSEM研究所报道了一种简化版的HBC 技术，该技术是先在n型硅衬底的背表面选择性的制备p型非晶硅层，然后将n型非晶硅层全覆盖在背表面上，也就是在n型非晶硅层外覆盖1层p型非晶硅，再在外表面沉积TCO膜和银电极。这样背表面的n+区不是直接与电极接触，而是利用1个n/i/n+/p+/TCO/Ag结构构成的隧道结。CSEM研究所利用这样的结构制备的电池的光电转换效率达到了24.8%。

2018年，ECN研究所继续沿着TOPCon与IBC电池相结合的路线开展了研究，并进一步开展了IBC与POLO或与TOPCon电池相结合的设计，其核心是使用全铝电极，并尽量采用产业化的技术手段，比如激光技术。这样的工艺可以大幅简化HBC电池的工艺难度，向产业化更迈进一步。CSEM研究所为这种电池命名为P-IBC电池，2016 年这种电池的光电转换效率达到了25%。ECN研究所提出了2种产业化工艺，一种是采用刻蚀法制备P-IBC电池的工艺，另一种是采用全激光技术的P-IBC电池技术。

2019年，国电光伏公司引进的ZEBRA技术是通过在常规PERC太阳电池的基础上增加硼扩散、镀SiNx、激光隔离等技术得到的，其在传统BSF太阳电池工艺的基础上增加了5个步骤，包括：硼扩散、碱制绒、背表面镀SiNx、激光图形化等。

目前ZEBRA电池的最高光电转换效率为23.2%，Voc为690 mV，Jsc为41.3 mA/cm2，FF为81.4%。但ZEBRA电池与常规PERC电池相比，其银浆耗量和成本均较高，这也是在接下来一段时间主要需要解决的问题。

中来公司自从2017年开展IBC太阳电池研发以来，已经开发出不同的技术路线。中来公司对IBC太阳电池产线的工艺和材料进行了优化，包括：1)前表面钝化膜的优化；2)硼扩散工艺的优化；3)硅基电阻的优化。研究发现，使用非晶硅膜钝化的IBC太阳电池的特性最好，Jsc可达到41.63 mA/cm2，主要是因为短波响应得到了改善。通过硼扩散工艺实验，发现浓度较低而深的结比较好。中来公司IBC太阳电池的产线平均光电转换效率达到了22.8%，最佳电池的光电转换效率达到了23.4%。具体如表23所示[34]。

表23 中来公司的IBC太阳电池产线的光电转换效率参数Table 23 Photoelectric conversion efficiency parameters of IBC solar cell production line of Zhonglai

IBC太阳电池背面n型区和p型区金属电极之间的隔离是产业化的一个难点，德国Frauhofer 研究所发明了一种电化学丝网印刷技术(electrochemcal screen printing，ESP)，未来还需要针对此种技术开发特殊的电化学丝网印刷机、特殊的浆料等。

综上所述，目前IBC的概念正在与各种太阳电池技术结合起来，包括HJT技术、POLO(TOPCon)技术，这种结合可以有效提高太阳电池的光电转换效率。大部分光电转换效率大于25%的太阳电池与全背电极技术有关，但是全背电极太阳电池也存在显而易见的问题，就是其工艺较为复杂，主要的难点是需要在同一个平面上制备2种半导体掺杂层，且这两者之间还要进行电学隔离。在大规模制造中是无法使用光刻技术的，较为现实的产业化技术是激光或丝印相结合的刻蚀技术。研究人员目前的主要精力在于简化技术、降低成本方面。非常重要的是，采用IBC类技术的太阳电池的光电转换效率高，但其成本并不一定高，因为该技术可以减少使用TCO膜及Ag的用量。而且IBC的概念仅是一种电极结构的变化，并不涉及新的内部结构的改变，因此其可以兼容HJT、POLO(TOPCon)等各种太阳电池制备中所用到的技术，包括制备非晶硅膜的技术(PECVD、Cat-CVD)，制备TCO 膜的技术(PECVD、RPD)，制备多晶硅膜的技术(PECVD、ICP、LPCVD)，以及制备钝化膜的技术(PECVD、ALD)等。

6 高效晶体硅太阳电池技术展望

2019年，PERC太阳电池的销售量已占据市场70%的份额，而BSF多晶硅太阳电池则处于淘汰状态，尽管PERC单晶硅太阳电池的单瓦成本仍高于BSF多晶硅太阳电池，但是从光伏电站端的LCOE来看，PERC单晶硅太阳电池的LCOE已低于BSF多晶硅太阳电池的LCOE，这充分显示了光电转换效率的提高对于太阳电池的意义。另一方面也可以看出，在太阳电池领域降低成本与提高光电转换效率具有同等的重要性。

目前可产业化的各种新型晶体硅太阳电池主要包括5大类，分别为PERC太阳电池、PERT太阳电池、TOPCon太阳电池、HJT太阳电池和IBC(HBC)太阳电池。其中，PERC太阳电池已经取代BSF太阳电池成为主流技术，而n型PERT太阳电池已经被淘汰，因此接下来有2种技术有望取代PERC太阳电池技术。

从原理上看，HJT太阳电池与TOPCon太阳电池在机理上是一致的，都是对电极进行钝化。但TOPCon太阳电池只是对背表面的电极进行钝化，钝化结构为SiO2/Poly-Si 复合层；而POLO 结构是对前表面和背表面都进行钝化的结构，钝化层为SiO2/Poly-Si。赛昂公司的Triex电池也是双面钝化，只是其钝化层改为SiO2/a-Si:H层。HJT太阳电池也是双面钝化，但其钝化层是a-Si:H层。因此，从太阳电池的钝化接触技术概念来看，HJT太阳电池属于最终的电池结构形式。

从国际上的技术分析来看，虽然TOPCon技术与HJT技术都是钝化，但是异质结电池的Voc更高，因此未来HJT太阳电池的光电转换效率会更高。IBC太阳电池的电流比前表面有电极的太阳电池的大，但是由于其背表面金属与半导体接触，因此影响了其Voc的进一步提高。而“TOPCon+IBC”的TBC太阳电池和“HJT+IBC”的HBC太阳电池相比，HBC太阳电池具有更高的Voc，因此晶体硅太阳电池发展的最高形式将会是HBC太阳电池。

尽管HJT太阳电池与TOPCon太阳电池在制作流程方面有非常大的差异，但是目前出现了两者互相融合的趋势，非晶硅太阳电池开始使用纳米硅，比如nc-Si:H(n/p)作为掺杂层，进一步又发展到使用微晶硅，比如µc-Si:H(n/p)作为掺杂层，如果晶粒再扩大，采用多晶硅作为掺杂层则会变成POLO结构。而另一方面，TOPCon太阳电池为了减少烧穿现象，背表面开始采用TCO来代替SiNx作为导电层；下一步在正表面钝化金属接触时，也会使用TCO来代替SiNx/Al2O3层，最终演变成POLO 结构。这2种电池最终会融合成采用TCO作为导电层，并在掺杂层采用微晶硅或纳米晶硅的结构。这种融合是因为在产业化过程中出现了许多问题所导致的。

对于HJT太阳电池而言，遇到的问题包括：1)非晶硅的电导率很差，对TCO电导率的依赖性很强；2)非晶硅的光吸收很强，导致短波响应较差；3)掺杂非晶硅的费米能级更加远离带边，导致能带失配较为严重，影响电池的FF；4)非晶硅对于较高的烧结或焊接温度非常敏感，后续制备光伏组件时使用串焊的工艺窗口很窄。

而对于TOPCon太阳电池，遇到的问题包括：1)多晶硅层较薄会使高温烧结时浆料金属离子穿透钝化膜，导致钝化效果变差，而多晶硅层较厚会使制造成本上升，并且存在寄生吸收；2)由于只钝化背表面，在正表面仍有金属/ 半导体接触，导致钝化特性仍较差；3)对于在正表面也使用多晶硅钝化层的电池结构，较厚的多晶硅层会使寄生吸收增强；4)较薄的正表面多晶硅层容易使电极烧穿，造成短路。另外，在大规模发电的应用场景下，不仅要比较电池的光电转换效率，而且还需要比较电池的价格，电池只有在价格与性能都具有竞争性，且使用寿命很长、衰减率很低的情况下，才能成为大规模应用的主流技术。

由于太阳电池所用银量快速爬升，晶体硅太阳电池的用银量也成为一个需要特别关注的问题。按照现在的发展趋势，到2030年光伏用银将占整个工业用银的绝大部分，银产量将难以为继，不可能再支持晶体硅太阳电池的持续大规模扩产。因此，考虑到每年银产量为30000 t，在2040年如果光伏发电装机容量达到3 TW/年，则电池用银量必须保持在小于5 mg/W的水平。基于此，必须思考另外2种技术发展路线，其一是使用铜材料代替银材料作为电极的主要材料；其二是尽早启动回收旧光伏组件的银材料。

(待续)