【浙商电新】2022年CPIA光伏行业大会
演讲嘉宾:姚遥 国金证券
会议时间:2022年11月30日地点:安徽滁州
目录
分论坛一:光伏供应链配套发展论坛
一、光伏产业链辅材供需情况与价格分析
二、电池浆料国产化进展情况与发展趋势
三、铜焊带应用情况及前景分析
四、高效电池封装材料技术的发展
五、组件边框标准化推动行业降本
六、高效组件技术现状及电站收益提升分析
七、光伏供应链领航企业家对话环节
分论坛二:光伏应用生态创新发展论坛
八、新能源基地建设进展情况暨行业先进技术指标发布
九、新形势下光伏发电政策趋势分析
十、N型高效组件产品在光伏项目中的应用与展望
十一、分布式光伏市场现状与发展趋势分析
十二、场景化引导的光伏产品技术革新
十三、岂止高效，晶科能源n型组件加速全场景项目优质落地
十四、高效组件技术现状及电站收益提升分析
十五、N-TOPCon高效光伏组件:技术迭代初期，性价比为王
十六、零碳高速公路光储充系列-零碳高速公路光储充系列方案
十七、海上光伏项目设计开发要点分析
分论坛一:光伏供应链配套发展论坛
一、光伏产业链辅材供需情况与价格分析
光伏产业每个环节涉及生产辅材，辅材定义包括两个大类:辅材和耗材，差别在于是否会封装到组件产品中。多晶硅到硅片环节主要用
耗材，包括热场、金刚线、石英坩埚及上游石英砂;硅片到电池最主要辅材为浆料，耗材为网版;电池片到组件环节辅材成本占比较
高，包括玻璃、背板、胶膜、接线盒、焊带、铝边框。
以182硅片单玻PERC成本结构为例进行分析:硅料是成本最大项，玻璃、胶膜、铝边框成本占比超过0.1元/W，价格波动大，对组件成本结构影响大，双玻组件玻璃成本占比更高。近两年成本结构变化大，硅料成本占比明显上升。2020年下半年硅料价格开始上涨，处于相对低位，玻璃价格处于高点，双玻组件中玻璃成本超过硅料成为最大成本项。随着明年硅料价格进入下行周期，成本结构会发生较大变化。另外，硅片环节的热场、金刚线、石英坩埚虽然成本占比非常低(石英坩埚近两年涨价后成本占比仍只占不到1%)，但若是发生供应紧张则价格弹性会非常大，且这些材料的选用会对从硅片、电池到组件端的产品质量和可靠性产生较大影响。所以对于成本占比不大的辅材仍获得产业较大的关注度。
光伏行业任何一个环节的分析都离不开对需求的分析。2021年以来平价上网实现叠加双碳政策的催化和俄乌战争的影响，光伏潜在需求暴增，行业进入阶段性供不应求。行业装机量的预测从自上而下累计各国装机量变为硅料所能支撑的组件产能。定价逻辑由2020年以前的成本曲线定价切换到需求曲线定价(成本曲线定价时，在各个环节上按照预测的需求去画一条竖线，它和成本曲线的交点是行业的价格均衡点;需求曲线定价时，需求由瓶颈环节的供给决定，预测时候在需求曲线上去画一条竖线，它和需求曲线
的交点在纵轴上的投影是行业价格均衡点)。2022年硅料供应量持续增加，瓶颈环节的竖线实际上在往右移动的，价格均衡点应该往下移，之所以造成量价齐升是因为今年年初发生俄乌战争将需求曲线向上推动，而向幅度超过硅料供应量增加的速度，导致均衡点在向上移。目前判断是至少在明年绝大部分时间里面行业仍在需求曲线定价的框架下运行，市场对于明年整体需求一致预期在组件出货量口径大概是在400GW左右，我们判断明年较大概率是450-500GW。
市场判断400GW的原因为:
1)近两年需求透支，明年潜在需求较少;
2)相信潜在需求很多，但是觉得明年除硅料之外在个别辅材环节会出现新瓶颈。
我们判断450-500GW的原因:
1)潜在需求一定是有的，如果后续涉疆法案松动，则随着硅料供应量释放，整个产业链价格下行，地面电站需求能够较好释放，潜在需求一定超过450-500GW;
2)辅材供应链瓶颈不是刚性的卡脖子环节，就是它会紧张也会涨价，但是它不会成为刚性的卡脖子环节，若有刚性供应链短板则还是硅料。硅料明年的供应量保守可支撑450GW组件，最乐观600GW以上，所以明年倾向于按照硅料供应量500GW左右的规模进行预测(假设只有硅料驱动组件价格大幅下行才能够激发出来150-200GW低成本承受力的地面电站新增需求)。交流侧并网口径在平价上网实现之前预测需求讨论使用比较多的，实际上进入平价时代之后，交流侧装机很大程度上是非常滞后的黑箱数字，并不是合理的预测方式。现在需求更多讲直流侧组件产出/安装量口径。
行业供不应求背景下，辅材需求是由组件的产量来决定的，组件的产量是由供不应求背景下供应链短板产能来决定的，明年辅材需求本质上明年能料产量。
下面的表格，比较了一下整个产业链各个主要环节基本行业属性，能够成为行业供应链短板的通常需要具备我其中之一:1)扩展周期特别长;2)有一定资源属性;3技术上较难替代、很少有妥协空间;4)行业集中度较高。
判断是刚性瓶颈还是软性约束需要看两点:
1)供应端是否有弹性，能否通过涨价去抢别的行业的供给;
2)需求端在材料品质选择、使用量上有无一定弹性。
硅料方向上，集中度较高、扩展周期较长、没有可替代性，因此近两年硅料价格不断上涨，把整个行业的这个超额利润全部吃完。石英砂、EVA，同样集中度较高，但是和硅料最大差别在于使用端有一定的可替代性，至少在明年500GW组件产量范围内不会成为刚性的卡脖子环节。如今年三季度末所有人判断四季度随着硅料释放、组件产量增加、胶膜需求增加、粒子需求增加，叠加部分粒子企业四季度的检修预期，判断四季度粒子价格可能上涨，结果粒子价格不涨反跌。因为粒子有发泡料下游，其行业需求超预期差，一些可以转产的产能转产光伏料，导致光伏粒子价格不涨反跌。又如硅片厚度，18、19、20年都维持180μm，过去两年中降到150μm，现在可能有130-140μm，而过程中胶膜、玻璃厚度未变，说明在可靠性的冗余范围内，对硅片可靠性要求下降。另外玻璃2020年下半年价格大涨，浮法玻璃也有组件厂商愿意使用。因此在替代上一定空间的材料大概率只会紧张、涨价，但是不会成为限制行业产出的刚性卡脖子环节。右图是数据统计，虽然从柱状图上看，明年硅料供应量比石英砂、粒子要多，实际上石英砂、组件都有可支撑组件产量向上弹性，硅料考虑产能建设的不确定性，供应量存在一定低于预期的可能。
价格由成本、利润构成，基本逻辑是组件产业链上各个环节的利润变动，包括主材、辅材、耗材，和硅料价格没有直接关系，取决于两个因素:
1)相比供应链短板的过剩程度是在加剧还是在改善;
2)环节格局集中度是提高还是分散。2023年能够实现利润扩张的环节一定是产能、供给增长比供应链短板慢或集中度明显提升环节。存在利润扩张逻辑的主要在石英砂、石英坩埚，其加工利润会有所扩张。胶膜粒子、电池片现在仍然有一定的模糊性，判断电池片相比今年的平均水平仍可能有一定的利润的扩张。主产业链上能够实现利润扩张的环节利润扩张的幅度不会超过0.1元/W，硅料降价组件端出让的0.5元/W利润，除主产业链环节还会被EPC分走0.1元/W、运营商分走0.3元/W(用来投储能)。
石英砂内层砂要求较高、供应很少(只有美国、挪威两家)，后续海外企业的扩产因涉及到伴生矿较多所以扩产积极性不足，未来两年明确有供给增加的主要是石英股份(产品主要用在中外层)。最新情况为海外公司在国内大量缴纳意向金或签订锁量锁价长单签订后存在扩产意愿，后续供给存在一定程度的增加。经测算明年450GW产出、后年接近600GW规模的情况下，石英砂供给可满足需求。价格选取有公开数据披露的石英砂、石英坩埚上市公司，所披露的产品销售单价从18年后在呈现一个上升的趋势当中(坩埚单价上升除了材料单价上升外，还存在坩埚尺寸变大的原因)。最新石英砂内层砂价格已涨至7-9万元/吨，大尺寸坩埚涨至1万元/个，基本验证其价格弹性较大大。石英砂7-9万元/吨价格基本上已达到半导体用石英砂价格，后面供给端可能抢一些半导体供应。23年石英砂、石英坩埚价格大概率随着硅料供应量释放，需求会越来越多，至少会维持高位水平，甚至不排除继续上涨。
EVA树脂生产需要大量采购进口核心设备、扩产周期较长，但实际上考虑EVA有POE、EPE的替代，叠加明年整个行业N型料的增量，会更多需要使用POE，同时如果供给短缺到一定程度，甚至把胶膜去做薄。因此粒子需求增速较高，但仍然不会成为行业卡脖子的环节。价格方面从2020年之后呈现了一路上涨，今年四季度因发泡料需求过差导致价格出现不涨反跌。明年从整个供应释放节奏角度看，EVA树脂价格还有较大概率向上的机会。
胶膜环新进入多，整体产能不缺，所以胶膜环节更多是对粒子价格的传导。从右图可以看到，浇膜价格走势基本和粒子一致，价格涨跌取决于上游粒子价格，往后POE或共挤型胶膜比例会有提升。因N型产品对阻水性能的要求较高，而POE供给不够同时加工性能较差，可能能使用EPE共挤型胶膜。
行业最近存在新产品:
1)赛伍技术的UV转光膜，可针对HJT封装，把紫外光转为可见光，一方面提升发电效率，另外一方面延缓功率衰减;
2)丁基胶+EVA，丁基胶以前晶硅组件里用量较少，在薄膜组件用量较多。明年N型产品大幅放量，可能把POE价格和EVA价格拉开(EVA供给存在增量，POE供给全为存量且全部是依赖进口)。丁基胶+EVA方案可能会成为可选项，虽然丁基胶比普通的硅胶封装成本稍高，但存在一定可选择性。
玻璃明年价格不会有特别大的波动，今年年底产能达到8万吨，明年年底达到13万吨，根据今年45%双玻渗透率、明年55%双玻渗透率计算，今年支撑组件产量达到500GW，明年超800GW，供应较为宽松。整体上明年玻璃价格和今年类似，处于小幅波动状态，库存天数与价格水平负相关，价格向上向下空间都不大。
今年金刚线细线化是非常快，明年随着硅料价格进入下行周期金刚线变细的空间可能不是那很大，金刚线变细、用量增加的趋势在明年可能有所放缓。金刚线供给相对较充足，价格也下跌很多，未来价格下跌应该是趋缓的状态。钨丝替代金刚线的逻辑就是它要比硅料价格下降得更快，付出代价是用更贵的耗材去换更少的硅料消耗，目前钨丝还没有特别明显性价比优势。
碳/碳热场方面企业会担心供不应求，甚至自己去做一些产能。因为进入的企业也比较多、新进入者成本竞争力也较强，所以价格在过去几年中下跌幅度非常大。目前热场的价格阶段性已看到底部，所以判断明年热场价格下跌的趋势会逐步趋缓或停止。
最后总结:对于整体需求我们比现在行业的预期可能会更加乐观，组件端产出达到450-500GW，相比今年存在50%以上增长，从而驱动辅材各个环节需求的高增长。辅材供需的需求端看供应端短板端的硅料产量，从而决定辅材的需求。各个环节建议重点关注辅材供需两端的弹性，判断是刚性瓶颈还是软性约束。各个具体环节来，觉得存在涨价、利润扩张的强逻辑的石英砂、石英坩埚和胶膜粒子。技术重点关注胶膜环节的UV转光膜、封装材料的丁基胶以及钨丝、金刚线的技术进展。
二、电池浆料国产化进展情况与发展趋势
演讲嘉宾:南亚雄技术与市场副总裁无锡帝科电子材料股份有限公司
帝科为行业浆料国产化代表企业，主营业务聚焦于光伏金属化环节，提供不同类型的导电银浆。同时基于配方化材料平台，逐步拓展业务可能性，向半导体封装材料方面延伸。公司在宜兴、上海、无锡建有研发中心，服务于新一代N型高效电池浆料和半导体电子封装材料的研发。
在光伏、半导体电子两个板块希望和行业不同客户进行深度合作:1)电池金属化方面，高温导电银浆聚焦在PERC、TOPCon、IBC电池应用，低温导电银浆聚焦在HJT金属化。同时在组件互连层面进行探索，有导电粘合剂产品，配合未来叠瓦及背接触电池在互连环节形成关键支撑;2)半导体方面，主要是不同类型银浆和导电粘合剂，实现互连的功能。
帝科2014年推出第一代产品，2016年开始参与或引领整个国产浆料金属化，和不同客户合作穿越不同的技术周期。现是P型向N型切换的关键当口，金属化环节会帮助客户降本提效，实现新电池技术的大规模发展。N型电池金属化方案从17年左右就开始参与，和行业龙头企业合作聚焦于N-PERT电池，现在为止公司逐步去迭代升级产品，形成全套金属化方案，包括了正面DK71I银铝浆，正、反面共享DK81A主栅浆料及背面DK93T背面银浆。针对HJT电池，公司较早开始开发，目前也有全套金属化解决方案，其中包括纯银体系及银包铜体系。
从BSF到PERC、TOPCon及未来的IBC和叠层，电池环节不断采取新的钝化工艺或钝化材料，实现了更好的VoC水平或结构创新。浆料在这一过程中让新结构、新设计变成现实、实现产业落地，同时降本增效。这个实际上就我们本质上干的这个事情。目前公司整体的判断是未来是多元化应用，大装机容量给了不同电池施展优势、发挥特性的机会。
P型到N型是全产业链变革，从PERC电池到N型电池，不同类型的N型电池单瓦银浆用量上升明显。但同时趋势上可以看到N型单瓦用量下降优化速度很快。TOPCon产能落地比较快，受电池、组件一体化产能推动，单瓦银浆用量下降速度很快，一些领先客户已接近PERC银浆用量，预计2023年TOPCon单瓦银浆用量和PERC持平。过去一年HJT单瓦银浆用量降幅速度最快，下降潜力非常大，同时金属化提效潜力也非常大。总体来看，TOPCon现阶段有一定成本竞争优势和量产上人员、设备制程的延续性和便利性，所以落地快，明年可能到20%以上市场占比。TOPCon结构上相对于上一代PERC电池最大的变化是在背面引入隧穿氧化层和掺杂多晶硅层，在金属化环节的便利性在于金属化烧结后电极不再需要直接和硅基体实现接触就可实现很好的电学导通，为浆料设计和改善就带来了极大便利性，是浆料开发策略调整的基础和出发点。
TOPCon电池如果以24.5-25%作为大规模量产平均转化效率水平，最大的损失还是在正面金属化损失上，其次硅本体和背面。通过进行拆解寻求发展机遇:1)正面:金属复合的改善是最大挑战、电池转化效率提高是未来潜力最大的关键机会点、还有扩散工艺的优化改善、发射极的复合损失、接触电阻改善、线电阻改善、栅线遮光改善。这一环节挑战在于正面目前是银铝浆体系，整体的线电阻和线宽控制相对于PERC纯银浆料存在短板;2)背面:目前行业在未来肯定要协助客户突破小于100nm掺杂多晶硅层大规模量产，需要银浆着力克服，另外需要适配不同的抛光绒面进行产线良率改善、金属复合接触改善，背面肯定是未来TOPCon成本节省的机会点。同时线电组改善要求也较高，包括图形的设计、形貌的设计以及我线电阻的改善。总体而言在正、反面协同共烧的设计过程中采取相对整体全套解决方案协同性肯定更高，更有利于提升转化效率和降低成本，降本增效的空间通过金属化是非常巨大的，关键机会点在正面金属化层面。
左图是跟踪统计领先客户在2019年开始合作TOPCon到现在正、背面设计网版线宽的变化，进入2022年是一个加速器，线宽设计大幅下降，正面在15μm的关键点，背面在20μm左右存在大规模量产，但和PERC电池13μm或13μm以内的网版设计还存在距离，需要我进一步优化浆料设计，特别是正面银铝浆设计。另外考虑背面线电阻整体要求，厂家采取相对扁平较宽的设计，相信未来也有机会突破到15-17μm以内。
方组角度，截止目前已经到160-180Ω的水平上。目前行业领先客户都是在做SE，如果配合SE明年接触区方阻到200Ω以上是大概率的。过去一年Poly厚度上相对较稳定持续在120nm左右实施量产，所以银浆未来在背面工作重点就是协助客户突破小于100nm的Poly量产。
左图是银浆在硼扩发射极的效果，形成银结晶是很少的，右图清洗掉后可以看到银铝接触位点的留下很多凹坑，其大小代表银铝尖刺的尺寸，正是通过这样的调整实现硼扩发射极面上的良好接触。PERC是N+发射极，表面是一个富电子状态，烧结过程中有银溶解，在玻璃里形成银离子，还原过程银结晶，有很好天然基础。P+硼扩发射极是一个缺电子状态，不利于银离子还原形成足够大尺寸、足够多数量银结晶，所以需要引入铝形成合金项和发射极与栅线实现直接连通，实现接触电阻改善。但同时由于合金项是微米级别尺寸，尖刺对于发射极本身和硅基体都会有损伤，负荷也是非常大。这一环节的工作重点是降低复合，实现欧姆接触，在银浆角度是可调控、可改善的。
左图可以看到银铝尖刺数量很少、尺寸很小，DK71A银铝浆进行不同配方改进之后可明显看到凹坑数量变多对，代表接触能力的加强，同样代表着复合风险的加大，所以需要进一步通过配方优化改善。首先在发射极设计上本身可以做很多工作，一个是做相对深硼扩发射极，另一个是银铝浆配方改善，包括玻璃系统的改良，实现更多的接触位点和更多、尺寸更小的银铝尖刺，实现接触改善。
总体来看，在目前均匀发射极情况下，低表面浓度深结带来更多接触便利性，包括复合风险更小，从量产过程中也看到可靠性保障度更高。SE实际上是更好的工艺，因为其在金属化区域是天然的深结，同时在非SE区域又是浅结，发射极复合会少一些。公司在客户量产合作中去已经量产证明其效果，从VoC和填充的角度来讲深结有自己的好处。另外公司配合客户在SE工艺上已实现了稳定的0.2%以上转化效率，优化0.3%也是指日可待。通过银铝浆的优化可以协助客户实现25%以上的转化效率。
由图可以看到接触电阻和金属复合都在100-150nm达到最优解，所以将120nm作为量产关键因素。小于100nm后接触电阻、金属复合都在上升，需要浆料做出非常大的调整、系统性的改良。DK93T的改良版相信能够发挥较大作用，但是也同时关注不同的PECVD、LPCVD设备在实现100nm以内Ploy过程中能否发挥的作用。
HJT是很好的技术平台，天然自进化、自迭代，已经从非晶往微晶的技术路线迭代。
这一过程中金属化挑战较大，几乎制约HJT大规模量产的关键瓶颈。提效降本有两件事情:1)体电组改善，需要根据不同银粉的进行组合设计(包括形状、尺寸);2)行业趋势从非晶往微晶之后绒面尺寸在变小，对接触电阻提出挑战。绒面变小之后需要进一步加强接触，需要粉体的设计来支持。另外从降本上看，细线印刷要持续进行，特别是纯银体系通过粉体搭配设计做到15-20μm网版。
过往讲经典体系低温固化，固化完后银粉相互之间接触即可;现在讲低温烧结，银粉还需要互扩散(本质是互联)加强体电阻改善，才
能让细线印刷降低单耗走得更远。
纯银体系配合客户去做，提效和降本并举上细线印刷是关键。以28μm为基础来看，24μm可下降20%银浆用量，做到18-20μm可下降30%，突破到18μm下降接近40%银浆用量，同时效率还在提升。这是纯银浆料细线印刷最大的魅力之所在，关键支撑点是低体电阻率。到2023年，HJT细线印刷有可能突破15μm那金属化降本非常可观，同时叠加转化效率增益，HJT成本改良非常可观。
银包铜方面，在筛选过程中看到不同厂家、不同类型的银包铜粉在包覆的完整性、银层厚度以及表面处理上都有较大差别。基于高品质银包铜粉才能去谈好的银包铜浆料和未来的阻水系统，银包铜浆料能否贡献力量的基础首先是粉得可靠，同时要预防银迁移。如果做好，银包铜大规模量产非常有机遇的。
每一家浆料厂、电池客户做银包铜都看到同样的趋势，因为铜引入体电阻就会下降，这是基本的物理规律。正、反面同时用高比例的银包铜浆料时，转化效率不可避免有一定程度损失的，但如果只在背面用，转化效率能做到持平，好的状况下略有增益，给在背面快速导入使用带来了机遇期。同时银包铜浆料体系设计、粉体搭配很关键，对整个浆料系统、电池系统、组件系统可靠性至关重要，基于同样粉的不同浆料设计在客户端应用过程中也存在不同差别。从浆料设计端负责任地给客户提供更高可靠性的产品、更负责任地把产品传导到终端客户是我们要去考量的。
今天主旨金属化技术创新，这是N型高效电池产业化的加速器。TOPCon的金属化提效降本空间非常巨大，正面银铝浆改良是非常大的机会点。HJT层面提效降本要并举，纯银体系和银包铜体系也要并举，将HJT金属化成本尽快进行改良，让HJT电池有快速发展。
三、铜焊带应用情况及前景分析
演讲嘉宾:朱骄峰副总工程师苏州宇邦新型材料股份有限公司焊带功能上可分为互连带和汇流带，从截面可分为圆形焊带和矩形焊带。
工艺流程简单，互连带若不用做成矩形焊带，则可以直接从铜丝到退火(将硬态材料退火成软态，决定焊带大部分力学性能)，做成矩
形焊带则需要压延，退火后是涂助焊剂(清除铜焊带表面的脏污和氧化层)，之后经过高温熔融的锡进行涂锡，之后是快速的空气冷
却，最后收轴。汇流带的后道工序跟互连带类似，因截面积更大，所以原材料是更粗的铜杆进行一道拉丝工序。
市场发展趋势方面，从统计数据上说，绝大部分组件是需要用到有铅焊带。根据中国光伏协协会的数据进行预测，到今年可能焊带的需求量是10-12万吨，后续每年可能存在1-2万吨的增长。
今年MBB焊带可能还是以0.3mm的直径为主，有部分的圆扁焊带，还有匹配HJT的低温焊带，汇流带除常规汇流带外会有部分黑色汇流带和反光汇流带，还有匹配叠瓦的超薄叠瓦汇流带;因为明年TOPCon量增加较多，SMBB占比会有较大增加，直径是在0.2-0.26mm之间，同时明年HJT量也会增加，所以低温焊带占比也会进一步增加，依然有部分圆扁焊带，还有匹配BC类组件的BC类焊带，汇流带部分比较稳定的还是黑色/反光汇流带和超薄叠瓦汇流带;24年SMBB焊带占比会进一步增加，低温焊带0BB占比可能会有明显增加，BC类焊带也会有占比的增加;25年SMBB整体的线径会进一步降低，低温焊带、BC类焊带占比会进一步增加，汇流带部分保持稳定。
SMBB从PERC组件到TOPCon组件，栅线数量从9-12根增加到15-18根，然后直径从MBB的0.29-0.35mm变细到SMBB的0.2-0.26mm。目前SMBB的直径可能更多是在0.25-0.26mm，未来可能会做到0。2-0.22mm。
涂层厚度方面，涂层厚度随直径变细逐步下降，有两个原因:1)对于细线做厚涂层是不容易，易出现细颗粒问题;2)涂层厚度也是减薄的过程。屈服强度常规0.25、0.26mm直径大概可以跟0.3mm直径做到相似，但是随着焊带直径的变细，屈服强度会有所增加，但这不一定是坏事情，因为虽然屈服强度增加，绝对力值是下降的，所以电池应力实际上单点来讲是下降的。从串焊机匹配来说，可能不需要特别低屈服强度的产品。从匹配性来说，特别低的屈服强度可能会造成偏移问题。同心度方面，SMBB最后同心度比较差，有两个方面原因:1)细线在生产过程中线的抖动会比原来更大，涂层均匀性相对来说会更差;2)随着线径变细，涂层厚度在下降，同心度相对会更。比如我们常规圆形焊带涂层最小可能在6-7μm，若做到0.2mm直径最小涂层可能只有4μm，同心度大概是目前的40%。SMBB面临的挑战:1)涂层厚度的精确控制，波动再大对焊接会有较大影响;2)单位时间产能会下降，所以生产效率的提升也是改进的重点;3)屈服强度的稳定性，焊带变细后受到的拉伸会较大，波动也会较大;4)同心度问题。
低温焊带从焊料讲有两个方向:1)往焊料里面加Bi;2)往焊料里面加In，但In价格较贵，储量比较有限，所以目前低温焊带以SnPbBi为主。从应用来讲大概分成两个:1)常规串焊，目前14Bi、21Bi已经批量，38Bi需求量相对较少;2)0BB方案，有两个工艺，承压工艺和新型串焊工艺。目前因为各家在摸索阶段，SnPbBi比例变化都是比较大，公司目前有做14-37，大概有十几种配方，融化温度范围也较大，需要去跟层压温度、胶膜进行匹配。
性能方面，因低温焊带只换了焊料，所以常规的性能跟常规焊带相同，区别是涂层厚度，0.3mm直径的焊带涂层厚度比常规更厚。原因是低温焊带的这个流动性、润湿性不是很好，增加涂层厚度以降低串焊过程中的虚焊。目前更细的低温焊带，0.2mm直径话涂层大概是10μm左右。原来做过实验，试验HJT电池上有无可能用常规焊带，但结果不太理想的，常规焊带200度以下的焊接温度很难发挥性能，拉力要比低温焊带差。考虑低温焊带跟常规汇流带的搭接，根据对比实验结果来看，拉力会有一定下降，但是下降没有特别大，所以说在这方面不需要太关注。
因为加了Bi，低温焊带的抗腐蚀性能是很大问题。之前有做大概30Bi和常规焊料对比的实验，30Bi的腐蚀非常严重，右上图大部分已变成黑色。这是因为Bi电极电位跟Sn差得较多，在盐雾时进行了电化学腐蚀，且电机电位差的越多腐蚀越快。从腐蚀的产物上看，更多的是Sn被氧化，正常来说Sn的比例应是70%左右，但是扫描电镜观察后发现可能从5%-70%都有。可以在焊料当中添加P或稀土元素来减少焊带的腐蚀。下面第一张图是什么都没加的30Bi，盐雾实验的腐蚀产物很多，加了250ppm的Ge以后，腐蚀产物实际上相对减少一些，加到500ppm的Ge后腐蚀产物变得更细、更小一些，右下角常规焊带比还是有很大差异。所以就很难避免Bi带来腐蚀问题，低温焊带保质期要比常规低很多的。常规焊带大概是6个月，低温焊带可能一般2个月左右。
若把胶膜的酸性及助焊剂的残留问题都考虑好，则低温焊带老化变色问题没有特别严重。公司做了很多层压间的对比，包括Bi10、Bi21、Bi38。可以看到双玻都是没有问题，但单玻明显随着Bi含量的增加外观越来越差。另外Bi还有一个问题是比较脆，未来大批量的Bi含量30-50%的，则老化之后的衰减也是需要关注的。
0BB焊带目前有两个方案:1)接近于现在的串焊，首先进行无主栅焊接，然后用透明胶固定，最后是层压(层压跟常规层压一样，焊带是不会融化的)。这个焊带目前的话直径是0.2mm左右的，SnPbBi熔点在160度左右;2)前道用透明胶固定，在承压时让焊带与副栅融化并焊接在一起。规格也在0.2mm左右，但是SnPbBi熔点目前没有特别确定，140-170度都有。因为需要与胶膜、承压温度去匹配，所以还有试验需要进一步测试。0BB面临的挑战:1)焊接拉力，因为只跟副栅焊接，所以本身拉力是很低的，如果可以从焊料本身提高焊接拉力对0BB的焊接很有帮助2)涂层的均匀性，本身副栅宽度较窄，均匀性对于焊接比较关键;3)锡颗粒，焊带做得越细越容易产
生锡颗粒，对于电池的应力会是比较重大的影响;4)生产效率的提升，低温焊带因为熔点比较低，所以冷却的时间需要更长，目前我们低温焊带的冷却速度比常规低很多的。
圆扁焊带正面是圆形，背面扁平状，最大优势是降低电池背面的胶膜克重以降低成本。目前规格大概是圆形段是0.3mm，0.26mm也做过样品。挑战:1)后续焊带的工艺成熟度是有待提升的;2)生产速度有待提升，因为它是一个分段焊带，所以生产速度比常规低很多;3)良率因为特殊结构是比常规差;4)更细的焊带做扁平段对于组件收益不高。
BC电池因为正面是没有焊带，所以焊带都在背面，基本上采用扁焊带，后续可能朝着更薄、更窄方向，也可能做成圆形、做成SMBB。目前产品有0.25*0.6mm规格，后续做得更细、更窄大概能做到0.1*0.3，量产需要进行设备改造。BC焊带因为在电池片背面，所以力学性能的稳定性特别重要。挑战:1)焊带本身的应力特别大，屈服波动的影响比较大，未来需要优化;2)可焊性和涂层均匀方面需要进一步的提升;3)焊带截面积较小，效率需要进一步提升。
黑色汇流带是比较小众的需求，种类比较多。目前产品有双面涂锡黑色汇流带(黑色面下面有较薄锡层)、单面涂锡黑色汇流带(黑色
面下面没有锡层，直接在铜上涂覆黑色)、打孔分段黑色汇流带和不规则定长打孔黑色汇流带(更多匹配叠瓦组件上的应用和特殊的组
件需求)。未来黑色汇流带在附着力、耐高温性能及黑色成本上进一步优化。
反光汇流带利用光线反射来增加功率，但因汇流带本身在组件中面积较小，所以功率增益没有特别高。如果作为跳线使用，以450W组件来看，大概能够增益1.5-2W;如果用作常规组件头中尾的替代，增益只有0.8-1W。反光汇流带会有一定需求。
公司做了十几年焊带，大概可以分成三个阶段:02-08年初创阶段，08-19年快速发展阶段，22年6月8号成功在创业板上市，开始资本市场的新阶段。
公司有180多家的客户，非常感谢客户一直以来的支持和信任。
设立单独的发中心，截止2022年6月专利有88项，其中发明专利有16项。研发投入和专利数量都在行业里处于领先的位置。
公司焊带是国家标准、行业标准、地方标准，得到了客户和政府的认证和奖励。
四、高效电池封装材料技术的发展
演讲嘉宾:方艳产品经理明冠新材料股份有限公司明冠是封装材料方案的提供者，跟大家分享一下我们目前在高效电池方面的封装材料技术的进展。我先介绍一下HJT电池的结构以及对应封装材料的特性需求。目前HJT电池相对于现在的PERC或者TOPCon存在一些优势，以后HJT电池有可能是整个行业的主流发展趋势。
HJT电池上述的优势，那么对于整个封装材料或者以后的封装技术有哪些挑战?第一，HJT电池对水汽有特别的敏感性;第二，HJT电池因为表面有TCU镀层，所以它不太容易粘接，尤其跟现在的POE或EVA胶膜，粘接力可能只有15-25N左右，存在组件内部的粘接性、可靠性的隐患。第三，目前HJT电池的银浆用量要比PERC或TOPCon高很多，那么我们做封装材料技术能不能为HJT电池封装提供降银的可能性。我从这三个方面开始介绍。第一，介绍一下我们HJT电池的专用背板。(1)HJT因为电池材料的特殊性，所以它对水汽的要求特别高。针对这个问题，我们公司有两种开发方案，第一种是低水透，现在行业常规用的背板水透在1.5-2.5g/m2(红外法测试)，我们现在用非金属背板，水透设置第一档大概是0.2g/m2，比现在的水透规格降一个数量级。第二种是金属铝薄背板，我们水透设定的安全规格值是在0.01g/m2。(2)对于HJT电池的安全绝缘性，我们设计的RUI层(最新的IC62788-2标准)是大于300um的。(3)耐热性，我们现在背板可以做到182和210组件耐热斑测试完全没有问题。(4)耐UV性，根据我们材料产品的结构，外层强化PET可以做到600kWh。
关于HJT的高阻水背板，我们目前设计的结构外层是强化的耐UV的PET，中间加一则阻水层，底层是低水透的聚烯烃材料，经过这三层膜两层胶复合而成。中间阻水层分为两种，第一种是铝箔的金属阻水层，水透可以做到0.01以下。第二种是非金属阻水层，水透可以做到0.2以下。目前针对于水透0.2以下的，我们现在有产品在推出。这个是我们在红外法测的水透值是0.12，而常规的背板水透是在1.8-2.3。因为HJT电池的高效，同时配合HJT电池的可靠性。我们的耐UV性外层PET可以做到600kWh，黄变2.3，不会出现掉粉现象。内层的聚烯烃膜就是PU膜可以做到UV420kWh，目前在做600kWh的测试，但420kWh完全没问题。根据现在国家西部地区(一类地区)的光照累积量来说，25年大概会在250kWh，所以我们420kWh是远远满足一类地区25年光照使用的。
高阻水背板在整个行业内面临的问题就是它内部的可靠性。那么经过PCT后，背板的光湿热衰减、力学性能的降低，会不会还满足光伏背板的使用。阻水层材料之前是非光伏类的材料，所以它跟光伏类材料的测试方法、应用等级是有挑战性的。所以通过像PCT高温高煮48小时以后测试，力学性能保持率基本在80%+。在PCT48h后，样本外观没有问题，我们也剥离了阻水层和PET或者说聚烯烃层它的粘接性，同时我们发现可以撕裂它，但不能分开它，内部不会出现分层的现象。我们用国标方法做了水煮24h以后，它的保持率是在85-90%+的。
从这四点说明，目前我们高阻水背板0.2规格的在公司内部或客户端，单层裸模测试完全没有问题。现在客户已经做成组件，去做各种的组件老化测试、功率测试。目前也有传来好消息说DH2000或3000以后组件外观没有任何问题。
第二，HJT电池栅线承载膜。
从光伏背板封装材料的角度如何给组件厂家去降银。我们内部有两种产品，一种是无主栅0BB的，采用的是栅线承载膜，还有一种是多主栅SMBB的，采用的是电池皮肤膜，可以把银浆用量降低40%+。
无主栅电池的封装工艺过程、对应设备及工艺难点。(1)导电丝和承载膜完成线和膜的复合，复合成线膜的复合体;(2)把电池片串联成一串一串的;(3)材料层叠，电池片串联后，上面再铺层胶膜和背板;(4)层压工艺和普通PERC工艺几乎一样;(5)装框和接线盒。所以在整个工艺过程中，工艺难点一是线膜复合的过程，需要特殊的线膜复合机，二是线膜复合体与电池片的贴合过程，需要新型的串焊机。线膜复合机对应的难点在于线膜复合设备工艺的温度，膜的温度要经过两次以上的热效应，在热状态来的反应。
膜中间是我们的产品Actinia1046，用的位置就在POE和电池片的中间，线导丝跟电池本身是分开的过程，先把导丝贴在膜上，再把膜贴在电池片上，串片、层压做成组件(最右边就是我们产品在客户端做成组件)。功能上有明显的功率增加，并且近距离目视在20cm也看不出膜的的存在，隐形做得非常好。
优异的透光性能，透光率是做的跟EV胶膜是前面的前置的EV胶膜是可以一样的。
左边是线膜复合的状态，右边是我们要求的工艺难度，低温焊丝和电池片粘接的第一步，现在在客户端做完全没问题。
第二步，线膜复合体跟电池片粘贴，右边测了一下跟电池片的粘接力，其他产品平均在18-20N左右，我们产品可以做到30-60N。因为不同厂家TCO镀层会不一样，所以导致不同客户膜跟HJT电池的粘接力从30-160N不等。如果再高，电池TCU镀层和电池片粘结力度比较小，膜在拉伸剥离的过程中会直接破坏掉电池表面。
红色圆点这块像焊丝是通过线膜结合的，如果说不用膜或直接用EV胶膜焊上去的话，就会出现焊丝被其他胶膜聚合物材料给包裹，不能跟电池片很好接触，形成很大电阻，会导致材料在做老化测试以后，功衰会特别的高。
有了线膜复合体，就会做到工艺参数和低温焊带的热熔点的协调，那么在这个工艺温度下，焊丝表面的金属能够融化，并且熔点会介于两者之间，不会让EV胶膜流动到内部，导致跟金属的接触。下面是多主栅。无主栅目前行业内只有海外厂家客户在用，而多主栅，目前国内大多数HJT电池厂家已经在走这条路。我们在EVA或POE胶膜中间加了皮肤膜，比现在产品要多叠两层，意味着要增加一些工艺步骤和人工成本。
工艺是焊丝加电池片-点胶-铺设胶膜-叠层层压，如果不加皮肤膜，层压时就会发现EV胶膜或POE胶膜完全包裹了焊丝，跟电池片没有接触，即使EL表面正常，或EL做功衰初始50%正常，但到了HF10或TC200后，会发现的功衰超过15%，即脱焊。
如果加了皮肤膜，铺在胶膜和焊丝的中间，隔离了胶膜后，电池片和焊丝是完全接触的，不会出现老化过后，因为收缩或其它环境测试的问题出现脱焊。现在普通胶膜，EV或POE，跟电池片的粘接力只有15-25N，跟光伏行业通用的40N还有较大差距，可靠性待验证。如果中间用一层皮肤膜，皮肤膜跟电池片之间的粘接力可做到40-160N不等。而皮肤膜跟胶膜之间本身就是同类型材料，之间是不可分割的，在整个组件内部，HJT电池可靠性、粘结力就能被强化。
这是我们跟HJT厂家电池做了剥离力的老化测试。用皮肤膜的从最初的46N/cm到PCT48h后48N/cm，PCT96h后43N/cm，DH1000后43N/cm，DH2000后39N/cm，都远高于现在不使用皮肤膜下胶膜和电池片粘接力只有15N/cm的行业现状。
这是UV老化前后的黄变情况。180kWh下，单层结构和双层结构的皮肤膜黄变都在2.5以内。我们网栅膜、皮肤膜的抗UV、耐老化的配方是一样的，只是材料结构和材料设计的厚度可能会不一样，因为工艺参数不一样。
这是我们在客户端那边做的一个组件，通过这些组件去看细节，像放大看边框，这块几乎看不到皮肤膜的存在的，是非常隐形的，跟现
在组件的外观没有丝毫的影响。
第三，HJT电池专用的封装胶膜。
这是我们胶膜上面POE的一个分子结构，说明POE跟EVA不一样，因为分子结构就决定了它吸水率要比EVA胶膜要低很多。
我们现在有个在研的项目，就是HJT专用的POE胶膜，吸水率可以做到1.5。现在行业里面EVA是在30g/m3左右，而POE是在2.7-3g/m3左右，我们在研的项目是1.5g/m3。
第二个是它的可靠性测试，HJT专用的胶膜在DH3000老化以后，与玻璃的剥离力测试都完全没有问题。
HJT专用的胶膜，跟玻璃的剥离力是比较接近的，跟普通没有太大差异，主要表现差异在跟HJT电池片，普通的大概在10N+，我们在50N+。
这个是我们HJT胶膜跟TOPCon电池做的PID测试。HJT专用胶膜已经在客户端批量使用了，所以这个算成熟的产品。
最后展望一下HJT技术的未来。
都认为N型技术是未来的各大组件厂家主流发展的趋势，那么N型电池发展往后就是HJT电池的发展的主要状态。作为封装材料的厂家，我们的工作就是配合高效电池片的封装技术使用，研发出相应的材料，让HJT电池片在封装过程中减少封损，同时能能升高功率，降低成本。
五、组件边框标准化推动行业降本
演讲嘉宾:王启精益工艺品质高级总监永臻科技股份有限公司分享一下太阳能铝边框标准化助力光伏行业发展我们公司做了一些相关的事项。
公司简介
技术优势
报告主要是有四个部分。
行业背景
光伏组件应用场景主要是大型地面电站、水上光伏、分布式光伏，铝边框在组件中起到的作用主要有两点，一是结构材料的承载，二是
跟硅胶有机结合，能够将这个玻璃、电池等重要的材料通过封装结合之后，形成更加有效的保护。
基于以上的作用，铝边框主要的质量指标有以下四个。(1)力学性能方面，主要是硬度、抗拉强度、屈服强度以及伸长率，通过力学性能起到基础的保障作用，提升产品的承载力。(2)老化性能，主要是氧化膜厚度、封孔质量，有效的对产品老化起到比较好的保护作用。(3)尺寸，对于安装组件的装框，电站项目地的安装起到了很好的保障作用。(4)外观，对于色差、表面质量的管控以及喷砂均匀度等指标。
目前行业指标现状。材质角度，目前行业基本上统一成6005铝合金的合金牌号，主要是考虑它的机械强度和屈服强度比原有6063更强。
整个组件对于硬度的要求有14-15HW，抗拉强度是240-260Mpa不等的要求，屈服强度是200-240Mpa的要求。伸长率要求6%-8%，标准千差万别。
太阳能边框的截面情况。铝边框整个外形结构基本一致。182和210边框结构，截面尺寸都是存在尺寸分布比较宽泛，截面细微的结构是有差异的。
边框外观的标准情况。外观上，色差、划伤、挤压纹，标准各家都存在一定差异，整个行业没有形成统一的标准。
目前的现状存在的问题
其他行业标准化的现状，形成了国家通用的标准。
行业同仁做出的一些贡献，组件的外形尺寸以及安装孔距，达成了一致，为太阳能铝边框行业标准化提供了前提的条件。
永臻在边框标准化方面也做了一些相关的工作，下面跟大家做一些分享。
首先在边框材质性能以及加工标准方面，我们有推荐的方案。
首先看一下考虑的几个主要因素。
通过对上述几个主要因素，我们也进行了DOE实验设计与方案的验证和模拟。
通过初期的实验设计，结合分析的结果来看，目前推荐一个比在实验过程中比较有优势的方案。针对这个组合我们也做了组件的机械载
荷的模拟分仿真模拟分析，结果上完全可以满足相关的载荷要求的，可以作为后续边框的截面标准化的方案参考。
边框外观的标准方面，太阳能边框的应用场景对于外观要求相对较低，整个太阳能边框的外观标准要求存在一些过剩的情况。取消喷沙带来的好处:(1)制造成本会下降，整个材料成本也会随之下降。(2)材料的生产周期会缩短近12h。(3)碳排放量也会有所下降。(4)那减少了因为喷砂采用的金刚砂和石英砂造成的环境的污染。
不喷砂对太阳能边框的产品性能有没有影响?我们通过第三方的测试，对于表面粗糙度、硬度、力学性能、表面光洁度进行了权威的测
试，从测试结果来看，是没有任何影响。
边框标准化带来的经济价值。
以182和210的模型来测算，每瓦降本的空间应该是在0.003元左右，1GW相当于有300万的降本空间。组件今年出货量基本上是在300GW，折合一年成本上可以节约9亿，对行业来说不仅纯利润，也是很大的降本，对于平价上网有很大助力。
期待通过边框的性能、材质以及外观标准化的推进，实现更具规模化的生产，降低材料的整体成本，助力光伏行业的平价上网。
六、高效组件技术现状及电站收益提升分析演讲嘉宾:宋毅锋产品中心总监东方日升新能源股份有限公司
双轮驱动，助力碳中和
新能源取代常规能源成为趋势，低碳和节能减排已成为全球共识。如何应对欧盟碳关税和如何提升碳交易市场的价值成为重要问题。
2010年至今，光伏装机量和比例稳步增长，从未下降。企业在供应链、材料、设备、组件制造，电池研发和制造方面都付出巨大努力。
镀电成本的下降成为核心驱动力，推动光伏行业不断发展。组件功率从160-180W提高到700W，电池的转换效率从16%提高到23.2%，异质结效率最高达到25.5%
行业来到N型取代P型的关键节点。N型产品技术占有率增长最快，其中异质结的增长率最高。
PERC、TOPCon和异质结三种技术的关键参数如下，异质结的产品优势有最稳定的工作温度系数、最高的组件功率和转化效率等等，所有优势可以总结为高发电量和低能耗，能用最薄的硅片获得更低的碳足迹值。今年欧盟碳交易市场中二氧化碳最高的价格为100欧元/吨，现在价格基本是80欧元/吨，因此每发一度电相当于在欧洲增加7-8欧分。产品能给客户带来更高的发电量和更高的碳价值。
异质结产品满足双轮驱动，追求低镀电成本和低碳。
东方日升从2002年进入光伏行业，至今有20年历史，在电池技术、组件技术的研发和制造方面积累了相当多经验。2010年公司上市，2019年12月12号向全行业发布了第一款商业化的HJT+210组件，行业内组件功率第一次突破了500W。未来东方日升依旧坚持这条路，结合异质结，带来更低的度电成本和更低的碳价值。
伏曦是中华民族的人文始祖。伏曦产品进行电池无主栅设计，使用新型材料以及配套的工艺和设备。
针对全应用场景开发相应的产品以满足不同的客户和市场的需求。
异质结产品的碳足迹数值低于400kg，未来会更低。
合金钢边框从去年下半年产品定型并投入量产，签单量达到3GW，发货量达到1.5GW+。随着发货量的增加，行业和客户端的认可度越来越高。
组件的镀电成本低，发电量增益为6%，给客户带来实在益处。
异质结的产品特性是在温度越高的地方，发电量增益越高。在中东地区、南方、澳洲、拉美、美国南部的使用优势愈发明显。整体而言有不同程度的增益。异质结产品还带了碳价值，比PERC产品一年多发600万度电，相当于多减排5760吨二氧化碳，价值将近50万欧元。
东方日升的异质结产品伏曦是一个既低碳又能给客户带来最低镀电成本的产品。
东方日升的发展历程如下。2002年进入光伏行业，20年扎根和默默耕耘光伏的电池和组件生产。未来走一体化道路。社会责任是社会交给企业的责任，东方日升做好产品，给社会带来价值，承担社会责任。未来东方日升要做更好的光伏产品，做好伏曦产品，给社会创造更大的一个价值。
未来产品路线图公司未来PERC和HJT产品的路线图如下。后期两种产品会共存一段时间。
1.2023年产能规划是45GW，异质结占15GW左右。异质结产品和东方日升的长征路:光伏人有胆量、担当和勇气。
七、光伏供应链领航企业家对话环节
主持人:严大洲硅基材料制备技术国家工程研究中心主任参会嘉宾:
邱新光伏商务部组件全球营销总经理
通威股份有限公司张满良总裁
上饶捷泰新能源科技有限公司徐晓华董事长
安徽华晟新能源科技有限公司熊海波副总裁
阿特斯阳光申力集团股份有限公司陶小乐副总经理
杭州之江有机硅化工有限公司崔剑常务副总裁
厦门科华数能科技有限公司
行业热点问题
Q:在内外市场发展预期普遍乐观的背景下，光伏产业如何实现长期利益与短期利益的统筹?A1:20年来光伏行业变化很大，光电转化效率从12-13%提高到24%，以每年0.5%的速度上升;组件价格由43-45元/W降低到4元/W以下。光伏行业整体发展有活力，汽车电动化、能源消费的电力化和电力生产的清洁化等名词从陌生变为耳熟能详，太阳能成为未来经济的先机。通威在思考如何随着行业发展让企业为行业更好服务。前十年通威在组件方面深耕硅料和电池片，希望通过产业的协同作用更好地发展。
A2:光伏产业发展至今，在技术进步和成本下降方面不存在不确定性，光伏一路狂奔，成为最主力的能源。异质结、TOPCon、TBC、HBC和HPBC各种技术层出不穷。行业中各家持续努力以创造技术进步。迎来技术狂奔的时代。对行业方面的建议如下:(1)硅片和组件尺寸能够达到标准化，减少行业内卷，各家的创新阻碍了该趋势;(2)推出新的领跑者计划，推动异质结和TOPCon技术发展;(3)产业链利润能够转到各个环节;(4)考虑光伏平价下的技术和推进方案如何实现。对企业方面的建议如下:(1)所有企业尝试做领跑者，花最多的资源加大研发力度，保障企业长期发展;(2)准确识别利润环节的迁移，推进高效电池片发展;(3)进行适当、坚定的海外布局;(4)保持恐惧，不宜过分乐观。
A3:无论是长期还是短期，企业的技术创新对整个行业价值做出贡献才能有可持续发展。一方面，不断的产业研发投入促进细分领域的技术创新、产品创新、效能提升、成本降低，对短期和长期都有利。另一方面，我呼吁上下游的从业者站在整体行业角度来考虑问题。国内外存在非常好的短期机遇，如果新进入者仅仅因为资本而进入行业，而不进行投入和长期努力，对行业整体的长期发展不利。
A4:(1)技术迭代很关键。目前叠瓦组件的美国产品较多，供应量短缺问题严重。异质结的技术蓬勃发展能带来产业的创新，提高组件长期的效率，与各企业共同进步和发展;(2)产业投资存在浪费，建议光伏协会和专家能够评估未来发展，确定明确的路线，引领行业发展;(3)作为材料企业的代表，希望推动系统的集成创新，结合绿能、光储，提升组件运行效率，更好地利用太阳能。
Q:未来产业链各环节通过新技术应用降低成本、提升效率的方向有哪些?
A1:降本提效是行业不断追求的目标，技术的引领是最大推动力，转化效率已从12%提升至24-25%。PERC、TOPCon、异质结等通过研发和技术进步来提效，明年的效率能达到25.5%。具体技术不展开叙述，但行业进步必定推进成本大幅降。在技术加持下，新能源度电成本会很快低于传统行业的成本。
A2:技术创新很重要。刚入行业组件价格为30-40元/W，成本价格高。中国光伏从业人员不断创新，多年的拼搏与创新为全地球人带来廉价的绿色的能源解决方案。技术、材料、装备、市场早期都为进口，现在中国技术引领全球光伏。2005年组件的封装材料EVA主要靠从日本进口，后来福斯特以及各家的材料兴起，边框、背板、玻璃、拉棒等技术创新和管理创新为行业成本下降做出巨大贡献。未来装备的国产化和创新会带来成本的直接降低和间接的提效，上下游联动促进技术进步。技术突破需要脑洞大开，一切皆有可能，技术可以引领未来，也可以服务未来。
A3:材料企业要降低材料成本，在提高组件效率的同时进行材料创新，比如导电胶和钢边框。我们也有可以替代叠瓦组件的结构。在异质结和钙钛矿电池方面，我们和浙江大学的老师一起做研究，不断从材料的各个部分降低成本以提高效率。此外，其他领域是否能够加入到光伏产业的创新中也值得考虑。
Q:多晶硅料、大尺寸硅片、光伏电池等市场供应趋势及降本增效路径分析?
A:在产业链供应方面，明年硅料供应不紧张，为140-150万吨，可以支撑500+GW。最近硅片降价，降价幅度不同。从异质结角度而言，我们会推进颗粒硅和CCZ(异质结对氧含量容忍性较大)，二者技术结合推动降本增效。硅片端，超薄硅片的供应趋势为供应量小和细节的尺寸要求。我们的超薄硅片一半自己切，另一半与其他厂家(中环隆基宇泽等)合作，目前异质结推进到130，已经普遍进入量产，明年会从130切到120，可能钨丝线真正的应用会是在异质结上面。PERC和TOPCon可能走不到130以下，而130的厚度使用金刚线足够。在电池端，2023年高效电池大规模扩充。明年TOPCon预计会扩产到100GW左右;今年异质结20-25GW产能，华晟占一半，明年异质结扩产极有可能超过50GW，明年异质结和TOPCon会形成有效、大规模的产出。而且我判断明年异质结和TOPCon都会宣布和PERC打平(目前领先TOPCon企业可能今年就能打平)。我们异质结的目标也是明年和PERC打平。组件环节，期待新的组件技术的突破，主要来自于0BB、superMBB、光转胶膜会进入市场并出货，光转膜进行批量出货。预计明年技术提升依然很大，总体表现为高效和降本。
Q:逆变器用芯片、IGBT等元器件的供应与国产化发展趋势分析:光伏+储能的国内外市场前景如何?
A:新能源的特点为随机性和间歇性，需求方向确定，全球各个国家推进减碳降碳和绿色可持续发展。光伏和储能是刚需和最佳搭档，该方向不可逆转。目前芯片紧平衡，极端情况下甚至供不应求，导致逆变器和储能系统的交付存在瓶颈。CPU、DSP等计算芯片、IGBT等功率器件过去基本靠进口。2022年为储能的元年，国产化的趋势和方向明确。市场和需求促进供给投入、技术进步和可靠性验证。IGBT的供应商和供应量大比例提升，部分机型存在长期验证的问题。国内大厂的IGBT需要多场景、长时间的验证。我对国产化的发展持乐观态度，未来会国产与进口共存，不会也没有必要纯国产。此外，储能是新型电力系统的刚需，2022年国内共享储能和新型储能的态势使得新增装机量和出货量可能超过过去3-5年的总和。在海外，一方面大型储能建设的需求不笃定，在不同国家、区域和场景下仍然非常火;另一方面存在局部冲突，欧洲能源短缺和储能需求的紧迫带来光伏进一步发展，呈现井喷态势。
Q:“十四五”期间，新进入与新扩产的企业将面临哪些机遇与挑战?
A1:各个企业都是新与老的结合。阿特斯和深耕20+年，存在成本领先和差异化竞争，作为长期从业者找到自我定位，通威希望协同转型，为企业和行业的发展提供增值服务。捷泰和华晟作为新进入企业也把握了行业发展的脉搏，找到切入点。新与老之间并非势不两立，而是有机结合。长期而言，行业得到社会和资本的认同，是一个容得下所有人的大舞台。
A2:捷泰是“新兵”，市场和政策促进行业发展，新老企业和个人也应该看到危机。技术领先是行业的机遇，企业需要需要提高效率，推荐行业和企业的发展。此外也存在挑战，我呼吁行业有序扩张，产业链各个环节需要有序发展，整体匀称发展，避免单个环节出现供应异常的现象，会对行业发展非常不利。
A3:新进入者分为两类，第一类完全从传统行业进入，第二类为原先存在行业内的企业，但尚未打通上下游。二者挑战和机遇不尽相同。完全的新进入者不走弯路，“站在巨人的肩膀上”，具备优势，它们的挑战为行业内卷，人才齐全，故需要用高成本挖掘人才，并管理各路人才，形成企业文化和合力，并需要在最短的时间内提供物美价廉的产品，打造有影响力的品牌，机遇和挑战并存。第二类，向上或向下延伸的企业很多属于被迫延伸，挑战不小。这一类企业上下游没有完整的产业链，成本高。除了硅料以外，我们的拉棒、切片、电池等如果全部自己做，毛利会比外购多至少2毛/W，如果只做组件可能甚至要亏现金成本。此外，我们需要拿出更高成本来挖掘人才，并在最短时间内投产以降低成本。企业最重要的是需要综合管理好竞争力，拥有持久耐力，高目标牵引，高精力相随。
分论坛二:光伏应用生态创新发展论坛
八、新能源基地建设进展情况暨行业先进技术指标发布
演讲嘉宾:王霁雪副总工程师电力规划设计总院2015年以来，我们组织国家的光伏领跑基地，连续搞了4-5年，对光伏应用的业态，尤其对于产业链的主流技术，让其速度变快了。目前，风电、光伏都已进入到无补贴发展的年代。在无补贴发展的时候，国家级的项目、大型的重点工程如何能够提升行业竞争力、在全球产业链的保障能力上面再加一把火，是站在国家层面应该考虑的。
一、大型风光基地基本情况
今年1月份，总书记在政治局的三十六次会议上明确提出，要加大力度规划建设大型风光基地为基础，以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。3月，在两会的部长通道上，国家发改委何立峰主任在接受记者采访时非常明确地提出，在沙漠、戈壁、荒漠要规划建设4.5亿kW的大型风电光伏基地，这在我们国家历史上是最大规模的，从国家的角度一次性安排4亿kW以上能源电力项目的规划布局是史无前例的，以前更大规模的规划是全国一盘棋的整体规划。
今年Q4，能源局新闻发布会非常明确地提出，第一批大基地已经全面开工，部分已建成投产;第二批大基地项目正在陆续开工;第三批也在积极审核中。在大基地建设过程当中，国家要充分发挥协调机制的作用，坚持按月调度，定期召开形势分析会。很多大型企业一直都在参加，主要是为了掌握基地项目的建设进度，解决有关问题，推动实实在在取得成效。第一批、第二批大基地都已经开动了，还有一批叫做“沙戈荒”的大基地也在往前推动。(1)批次大基地:由各省企业上报再批复的基地，更多的是基于地方或者企业本身的协调能力，地方在自己解决了消纳、揭网等等问题的基础上，可以在满足这些条件的时候，向国家申请批复大型基地。国家层面相对来说需要协调的内容比较少，主要是依靠项目成熟，有消纳有送出，基地资源是放在首位的保障。第一批、第二批大基地，单体的基地规模以及基地内的项目数量相对来说规模不是特别大。(2)“沙戈荒”基地是一种自上而下再而上的推动方式，站在全国的角度考虑整体的布局平衡，一次性地安排，把通道、调峰电源和新增的线路(新增的新能源)以“三位一体”的方式推动下去。“沙戈荒”的大基地，是一个基地包含新能源的电源、支撑的基础电源和调峰电源，可能还有一些必要的电源储能，加起来基本上将近两千万kW，是从国家的角度，一次性把所有的问题解决。“沙戈荒”基地安排完后需要有合理的建设工期，调峰电源的建设和新能源的建设要同步，在国家层面做过统筹。两类基地各有异同，地方如果能够落实边界条件，走批次大基地会快一些;如果需要在国家层面进行很多新增，“沙戈荒”可能是更合适的方式。
二、沙戈荒基地的重点关注
“沙戈荒”基地有几个关键点需要考虑:(1)坚持“三位一体”(以前也叫做“三要素协同”):新能源的发展总是要带动系统的变革，系统的变革适应新能源的发展，两者互相促进。在这个过程中，消纳、调峰的能力和接入系统问题、输电通道问题，以及新能源，三者要高度匹配，不能够厚此薄彼;(2)厂址可行:做一般的项目时，厂址问题还不是特别大，但是真正到了大基地还是面临厂址问题，尤其集中连片放到一起就更加困难。在西部地区弱网、弱支撑的条件下，要打捆大规模的新能源，布局又比较分散的时候，显然是要增加很多系统成本，而且也发挥不了集装、整装的作用;(3)生态理念:作为大型的基地，放在“沙戈荒”显然是希望其在湖草沙的理念中发挥作用;(4)科技创新与产业升级:大型的基地，像“沙戈荒”这种等级，光伏的规模要将近一千万kW，在国家产业升级和技术进步过程中能够发挥一定作用。
推动新的项目或者储备的时候需要考虑的问题有:(1)要加强对基地项目的研究与储备，结合我目前双碳战略的长远需求，要远近结合地开展大型能源基地的储备，有的时候要有必要的前期投入;(2)关注周边调峰、保供能力的建设，我们面临新的形势:既要坚持好双碳这个长远的目标的落实，也要关注好电力保供的问题，从去年到今年，应该都感受到了这个问题，新能源制造链的企业也感受到了电力保供的压力。全社会的用电量中有10%+的电量来自于波动性的能源的话，需要系统有更大的弹性。目前新能源的电量大概到了12%，在这种水平下，确实需要系统同时考虑两端;(3)关注产业形势，结合供给侧的改革要求，支持“沙戈荒”基地的要素保障:一方面是自然资源层面，对于厂址的要素保障;另一方面是对于资金等方面的成本保障;(4)梳理重大创新，在重大的基地里面看看是否能够协调好，要发挥市场在资源配置中的决定性作用，同时也要更好地发挥政府作用。
三、行业先进技术指标
结合以上工作，参考以前光伏领跑基地的经验，为了促进技术指标创新，电子总院和光伏协会频繁地进行调研、沟通，最后提出来光伏
建设的先进性指标:质量规范指标、自主创新的指标以及光伏电站的核心技术指标。指标现在已经上报给相关的主管部门，主要是供主
管部门、行业企业、重大基地的参考。大家都非常认可，我们也想继续在没有补贴的年代发挥行业协会智库的作用。
指标数字征求了行业里绝大部分的企业的意见，包括转换效率指标、系统效率、衰减率等，代表了先进水平，能促进行业企业向前进步;创新指标具有方向性，和国家保障产业链、供应链的安全等方向完全一致的;核心技术指标，尽量用少的指标来体现行业发展关注的核心.
九、新形势下光伏发电政策趋势分析
演讲嘉宾:钟财富副研究院国家发改委能源研究所市场回顾:(1)光伏装机规模持续增长态势明显，今年前10个月累计装机新增将近6000万kW，同比增长接近一倍;(2)结构优化，分布式和集中式更加均衡:分布式前9个月新增装机接近2/3，累计装机的占比也不断提高，截止9月底已经占了40%，同比提高了6%(原因:分布式发展比较快，集中式大基地项目Q4集中并网)。全年来看，分布式跟集中式可能还是各占50%左右，未来可能集中式稍多。
政策:2021、2022年一系列文件出台，新能源的政策体系框架基本上已经成型，包括最顶端的“1+N”政策设计，“十四五”可再生能源规划，实施层面的国务院《促进新时代新能源高质量发展实施方案》，以及一些专项的文件已经陆续发布。其中有一部分还是以前政策的延续，但更多的还是新形势下新的政策，包括市场化并网、保障性并网的多元并网保障机制、新能源参与电力市场交易的多元消纳机制、绿色金融机制、绿色能源消费机制等等。未来趋势:从之前更多依赖政策、依赖补贴转变到更多依赖市场，高质量发展。
顶层设计:“1+N“的顶层设计定下了未来发展的基调，非化石能源占比目标保守预计“十四五”、“十五五”风光装机的规模相对来说比较可观。
十四五可再生能源规划:基本明确了未来可再生能源是大规模、高比例、市场化、高质量发展的新的特征。(1)发展目标:“十四五”风光发电量要实现翻倍，增量中新能源是占主导地位的，基本上肯定50%+;(2)发展方式:体现了五个并举以及一些重点任务;(3)体制机制&政策保障:可以看出未来政策方面的主要着力点，包括放管服、相关保障机制、市场化发展、绿色能源消费机制。
《促进新时代新能源高质量发展实施方案》:今年5月份，国务院发布了《促进新时代新能源高质量发展实施方案》，上一次专门支持风电光伏的专门的国务院文件还是2013年，现在这个文件2020年底开始起草，当时总书记刚提出双碳目标，文件发布历时将近一年半。核心还是围绕着土地约束、并网消纳、绿色消费意识等影响新能源大规模发展的关键性、实质性的难点问题，提出一些可行的、有指导作用的政策。
趋势1——更加强调绿色消费从政府和市场两方面共同驱动全社会更加优先消费可再生能源为主的绿色能源。政府:(1)对消纳保障机制进一步完善，科学合理地设定中长期的消纳责任权重，现在基本属于滚动发布，当年是约束性的，第二年是引导性的;(2)强化考核，原来的消纳保障机制约束力相对没那么强，未来是要强化考核评价以及奖惩机制，既给地方压力，也给地方动力。
将可再生能源消费跟能源双控进行挂钩，机遇地方政府或是相关市场主体一些激励。可再生能源消费&能源双控的关系经历了如图所示的几个阶段。
通过市场化的手段，包括绿电、绿证以及相关方面，制度也在逐渐完善。去年绿色电力交易试点已经开展，今年最新文件也明确:绿证
所有的发电量都会给予发电，而且原则上可以转让。未来绿电、绿证机制设计的最终目是要实现比较合理的价格形成机制，让绿电的供需达到比较合适的情况。
趋势2——新能源更好地与电力系统融合发展主要实施方案有两个层次:(1)硬件的能力建设:主要体现在电源电网以及需求;(2)软件的机制体制建设:稳妥推进新能源参与电力市场，长期购售电协议的长期差价合约的方式对价格也有一定的保护。
电源侧方面，光伏+光伏储能也是热点，但也可能是痛点。对于新型储能，这几年文件出台是很密集的，宏观的新型储能指导意见、新型储能规划，还有关于新型储能如何进行并网调度、如何参与辅助服务以及新型储能的项目管理等方面。通过这些政策机制出台，以前新型储能面临的一些问题已经得到部分解决，但实际上没有完全解决。要实现储能市场化的发展还需要不断完善政策，尤其是要解决提高电源侧储能的利用效率，以及实现成本有效的疏导。
光伏+光热、光伏+制氢也是当前的热点。光伏+光热:太阳能热发电的优点是很明显的，跟电力系统的友好性很强，但其缺点也很明显，现阶段成本还是太高。这两年组件成本高一些，实现市场化并网，并且达到平价的难度相对来说比较大，收入率会低一点。如果到2025年，组件价格回落，以后部分地区应该会具备一定的并网条件。光伏+制氢:中长期规划里对可再生制氢也给了目标，现阶段通过风电光伏制氢的项目的很多企业都在开展，现实存在的问题也比较多，核心还是光伏制氢的成本相对来说比较高，既有光伏发电成本比较高的原因，也有一部分是体制机制的问题。近期重点可能还是试点示范，实现规模化市场和发展相对来说难度比较大。
全国范围内，中长期电力市场大部分省份都已经建立了，已经有了14个现货试点。参与电力市场可以最大程度地发挥市场作用，但市场价格波动性比较大。总体还是有序推动新能源参与电力市场，同时通过鼓励新能源企业通过中长期合同或者是差价合约的方式对自己参与市场进行价格保护。未来趋势:存量项目要保证政策延续性，新能源增量项目参与的比例肯定是不断增大的，交易价格随市场总体而波动，可以探索一些方式降低风险，未来投资收益的测算会越来越复杂。
趋势3——保障用地用海需求并与环境协调发展随着新能源规模快速扩大，土地资源的约束越来越大。实施方案方面，要建立跟自然资源、生态环境之间的协同机制。从文件征求过程来看，能源主管部门跟国土部门的沟通协调这两年相对比较畅通，目前自然资源部已经在加快推进国土空间规划，后续推进新能源项目要以删掉的土地类型为基础做好规划。
趋势4——集中式和分布式齐头并进集中式分布式齐头并进的态势已经比较明确。集中式:通过两个大的规划已经把未来5-10年怎么干定了下来，以沙漠、戈壁、荒漠大基地为主，更加强调消纳，鼓励煤电新能源联营，有火电机组的大企业在拿大基地时，会更有优势。
分布式:分布式的发展“十四五”更为重视，实施方案提了三个维度:(1)开发模式的融合发展:新能源和乡村振兴的融合发展、新能源和工业、建筑的融合发展;(2)消纳:提升配网，提高配电网对分布式的消纳能力;(3)体制机制:通过放管服提高审批效率，加速既往流程。
趋势5——规范引导新能源产业健康有序发展
重视新能源产业健康有序发展，以前更多聚焦技术创新，比如提高技术参数指标、降低成本，现阶段更加强调供应链安全，目前更多关注上下游不协调导致上游价格暴涨，供应链价格失控已经确实影响了下游装机市场。不仅是在光伏领域会出现这种情况，锂电池领域也是如此，目前光伏领域比较明显看到价格回落，问题缓解已成定局，锂电面临的价格博弈相对来说还有一段时间。
趋势6——从财政补贴专项绿色金融支持
从以前的财政补贴逐渐转向绿色金融市场化的方式:(1)扩大融资范围，通过绿色债券或者不动产信托资金以及绿色发展基金的方式，扩大融资范围，让更多的新能源企业拿到绿色项目;(2)降低融资成本，尤其是央行这种碳减排工具。
十、N型高效组件产品在光伏项目中的应用与展望
演讲嘉宾:杨俊涛产品战略高级经理晶澳太阳能科技股份有限公司
一、引言
1.全球碳中和背景下，高性能光伏产品需求迫切。到目前为止，全球有130+国家已经宣布计划实现“零碳”或“碳中和”目标，高性能光伏产品是达成目标的重要支撑。
2.N型产品是新赛道也是新机遇，多重因素将助推N型产品市占快速提高。左边这张图是第三方权威机构最新的电池市占率预估，N型电池占比从去年大约3%，到今年大约7%，明年年底大约25%+，到2025年底50%+，速度是非常快的。快速发展原因:(1)PERC电池效率面临瓶颈，提升手段越来越有限;(2)N型技术快速进步，具有竞争的优势;(3)新设备的性能、产能的提升;(4)供应链日趋成熟;(5)系统端客户的度电成本需求;(5)产品低碳的要求;(6)光伏新势力的推动;(6)国家政策支持;(7)全球对光伏产业的支持。
二、产品技术
技术的量产性和产品的性价比是必须要关注的核心指标。左面是晶澳的电池效率路线图，从PERC——钝化接触——新型背接触——钙钛矿叠层都有布局，一个季度会更新一次，根据发展进行微调。右图是倍秀电池、HJT电池、BC电池、叠层电池的机遇与挑战。
今年5月份发布的基于倍秀电池的N型高密度商业化的一款组件产品。主要特征:倍秀电池、GFI技术、高功率高效率、低衰减、温度系数、双面率、弱光性都比较优异、可靠性优秀。
目前组件功率能达到625W，效率22.4%，首年衰减小于1%，30年衰减小于0.4%/年，温度系数-0.30，双面率高达80%。54片针对户用电站，72、78片针对工商业和大地面电站，不同版型针对不同场景。
核心电池技术采用了N型低氧硅片，具有毫秒级寿命，正反面均采用了化学钝化+场钝化结合的技术，使其表面的负荷接近为0，背面采用了创新的接触钝化技术，使金属负荷带来的影响几乎为0，实现了620mV开压，双面减反膜+超细栅线降低了组件的截区负荷，极大地提升了表面收光率，目前这款电池的效率能达到25%的量产水平。LPCVD和PECVD都是关键的技术，但目前路线还不是很确定，两个技术各有优点:LPCVD比较成熟，钝化效果比较好，效率有优势，但石英耗材比较高，维护费时费力;PECVD效率稍微低一点，大概低0.05pct，但可以实现更高掺杂，降低横向电阻，对银浆的选择性更大。总结来说，成本不是两项技术的关键点，而是要看未来的效率以及效率潜力，未来几个月可能会有清晰的判断。
GFI技术采用了圆焊带和特殊缓冲设计，实现了电池片零间距互联连，提升了组件的功率和效率，彻底解决了电池片连接处的机械应力问题，消除了高密度组件的隐裂问题，提升了组件可靠性。电池片通过适当的延伸，实现电池片零间距的同时提升了组件的功率和效率，这项技术在保持组件尺寸不变的情况下，功率和效率分别能提升10W和0.4%。
硅片尺寸十几年变化很大，从125——182——210，大尺寸给产业带来巨大收益的同时也带来了一些风险。设计产品时综合考量了尺寸的收益和风险，选择182去做产品开发。将来如果更大尺寸确实是更优的，晶澳也会适应尺寸的发展，选择更大的尺寸为客户提供更好的服务。右图是182和210的线切情况:尺寸更大，良率会稍差一点，利用的线径也会有差异，会带来成本的差异，大概在0.01-0.02元/W。
N型电池对硅片要求高的，面临原材料、热场、成本的挑战。
P型时代，掺硼导致衰减问题一直比较严峻;PERC时代改变成掺镓;N型时代掺磷，结合机体寿命提高，还有封装优势，首年衰减小于1%。
成本是企业盈利的基础，是对客户输出产品的观念考量。目前倍秀电池成本比PERC要高，降本措施:(1)浆料:主要通过细线化和超细印刷，希望尽快降到100mg/片，大约节省0.02元/W;(2)硅料方案或薄片化:硅料未来有可能通过使用颗粒料进行优化，未来还有更薄的空间;(3)效率、良率提升:明年年底效率提高到25.6%，成本还能降低0.02-0.03元/W。
针对N型产品，多方面的BOM技术将会在保障N型产品可靠性的同时，持续优化产品性能。
三、应用价值商业产品针对不同应用场景考虑，包括大型地面电站、工商业屋顶、户用屋顶。
不同区域气候特征不一样，对产品的可靠性测试要求有区别，具体差异如图所示。
DEEPBLUE4.0系列产品，以TC为例，组件可靠性测试结果优异，最近测试的优化过的TC400小于2%，TC200小于1%，但这个是相对保守的数据，各项指标都满足IEC5%的标准。
DEEPBLUE4.0更低的衰减带来更多的发电量，这里是简单的测算，相对PERC的发电量能提高1.8%，这是针对所有区域。
全球温度有差异，高温区域尤其适合这款产品，尤其是赤道和高温地带。组件温度一般和环境温度相关，一般高大约30度，赤道地区常年的温度可能在35度，组件就可能达到60度、65度，这种情况下P型发电量增益大约能达到2%。主要是受温度系数的影响。
大型地面电站都考虑双面系数，因为系统的成本可以更好控制，具体增益情况如图。
弱光性能是组件发电量的重要方面，但弱光性能一般和内阻设计、更高的少子寿命和开路电压有关，DEEPBLUE4.0优异的表现使它入网性能非常优异，经过测算，早晚增益能达到大约0.2%。
在银川做了为期一年的实证，整体的发电量大约比P型要高3.9%。
经过系统测算，项目位于迪拜，100MW的容量，BOS能降低大约2.1%，然后度电成本能降低4.6%，是客户价值的体现。
四、未来展望供应链:有应对措施，虽然面临石英砂、胶膜等方面的挑战，但是我们觉得能攻克那些问题;产能规划:结合终端的组件需求，预
测到未来装机是非常宏伟、乐观的，晶澳的规划是非常务实和理性的，一定会适应N型的时代，满足终端客户的需求;技术趋势:量产性依然是关注的核心目标，过去的PERC时代已经验证了我们的引领，N型时代明年也会有优异的表现;客户价值:降本的前提是保证可靠性和质量，不能伤害到品牌，更不能伤害到客户价值。
十一、分布式光伏市场现状与发展趋势分析
演讲嘉宾:王淑娟创始人智汇光伏
一、2022年国内分布式光伏市场情况
根据国家能源发布的最新数据，2022年前十月，国内光伏行业取得“三项第一”:1新增投资第一，达到今年所有电力新增投资的34.2%;
2新增装机规模第一，达全部新增装机规模的45.5%;3累计装机增速第一，前十月光伏装机增速达29%，实现了3.6亿千瓦的总装机，成为仅次于水电的第二大可再生能源电力。可见在全面退补之后，光伏行业仍保持快速发展势头，为稳就业、稳投资、稳预期、稳外贸发挥了积极作用。特别说明，前十月光伏组件出口规模同比增长88%。
光伏新增装机在总电力能源装机达第一，分布式光伏发挥着重要作用。今年前十月，分布式光伏成为国内光伏新增装机的主体，其中户用光伏新增19GW，同比增长39%;工商业光伏新增20.7%，同比增长269%;地面电站新增18.7GW，同比增长87%。因此，实现了地面电站、户用、工商业分别占比32%、32%、36%的新增装机局面，其中分布式光伏(户用+工商业)达到了68%，成为光伏新增装机的绝对主力。
整县推进发挥了重要作用。去年9月国家能源局发布了分布式整县推进之后，各地共有676个试点县。根据公开数据，今年1-10月，分布式光伏EPC招标项目中55%以整县推进的形式开展，总规模12.8GW。截至目前，整县推进分布式备案超过90GW，并网月30GW。
虽然676个示范县分布在全国各地，但新增光伏主体集中在东南部沿海地区。这里列举前三季度我国分布式光伏前十的省份。其中山东、河南、河北、浙江、江苏五省新增分布式装机在全国占比70%，在这十个省份占比89%。可见我国分布式光伏装机比较集中。
其中，户用、工商业两类泾渭分明，呈现不同区域分布特点。河南、河北、山东、安徽这些人口大省，户用技术发展非常好，所以成为户用光伏新增主要省份。经济发展好的浙江、江苏、山东、广东等省，工商业技术发展好，成为工商业光伏增长大省。
分布式光伏发展成绩骄人，在各地电网中占比增速非常快。选取了分布式光伏发展最好的7个省份，这7省分布式光伏总装机占全国分布式总装机的81%，户用、工商业占比85%、77%。这7个省份是我国分布式光伏的主体。户用占比最高的是河北11.8%，河北、山东户用光伏在整体电力装机占比都达到11%以上。工商业占比最高的是浙江17.3%。山东的户用、工商业相对都较多，分布式在整体电力装机占比达到19%。河北、安徽的集中式电站占比较高，达到10%以上。总的来说，河北、山东和安徽的光伏装机在整体光伏装机占比超过25%，这给他们的接入和消纳带来非常大的压力。
今年春节，山东出台了《重大活动期间电网安全稳定运行工作的通知》，要求在春节电力负荷低时，户用光伏参与调控，要被限电。山东后期出台规定，2022年底前，全部低压分布式光伏用户具备远程控制能力(远程关断)。河北在9月底发布了《屋顶分布式光伏发电管理办法》，要求分布式光伏接入容量不能超过变压器额定容量的80%。据此，河北南网下辖的104个县，大概50%县已经没有户用光伏接入空间，剩下的县消纳空间有限。
受接入、消纳影响，山东、河北新增装机增速下降明显。山东Q1同比是正增长，Q2、Q3同比是负增长，而且Q3的负增长接近40%。河北前三季度虽然是正增长，但增速走势与山东一致，到Q4可能出现负增长。山东、河北作为户用光伏的主力，使得前十月我国户用光伏的增速出现下降，Q1增速100%，到10月下降到20%。
2021年以来，我国部分地区整县推进项目时要求加配一定比例的储能，比如山东枣庄、河北等。其他地方，如陕西、浙江、江苏也对储能给予鼓励措施。在“集中汇流+储能”的实际探索中，存在很多困难。集中汇流要升压到10kV，之后要加装一些电机二次系统，并且增加变压器、送出线路成本，整体成本增加100w+，规模要实现3-4MW以上，才能分摊增加成本。这个规模要求100+农户参与，但考虑到农户参与意愿度，村子要有要300+户才能开展集中汇流+并网的方案。
由于光伏出力主要集中在中午时段，中午时段供求关系发生变化。左图为美国加州2012-2022电力交易中日交易电价的走势，2012-2020年随着光伏装机占比提高，中午时段电价大幅下降，出现“鸭子曲线”。近期公布的各省2022年12月待收电价，许多省份中午12点前后开始算谷电电价，因为这些省份光伏装机占比较高。像宁夏、甘肃，9:00-17:00都是谷电，像山东、浙江、山西，中午2h是谷电。预计明年，随着光伏发电渗透率提升，中午算谷电的省份可能会逐渐增多。分布式光伏主要采用“自发自用、余电上网”，用户电价对收益影响很大。中午是输出高峰期，变成谷端电价对收益影响很大。
此外，部分地区对分布式光伏征收辅助服务费。国内电价将等于电能电价+容量电价+辅助服务费+绿色环境价格(绿证)+输配电价+政府性基金。辅助服务费将是重要部分。之前主要是针对陆风、海风、地面电站征收辅助服务费，2022年6月，河南对10kV以上分布式也开始征收辅助服务费。个人觉得，未来分布式光伏占比提升，分布式光伏参与辅助服务费用的分摊是必然的。
二、未来国内分布式光伏市场展望
对未来国内分布式光伏市场抱有信心，因为它与“乡村振兴”、“清洁供暖”等国家工程结合了。5月份，中办、国办发了重要文件，一个是《推进以县城为重要载体的城镇化建设》，一个是《乡村建设行动》，都提到了要发展分布式光伏，改善城镇、乡村的能源结构，在大背景下给分布式光伏提供广阔空间。
国家最新发布的“十四五规划”中，也特别提到了千家万户沐光行动，提到要结合乡村振兴战略，建成1000个光伏示范村。
未来，户用光伏中，租赁模式会成为市场增长主体。户用光伏有农户自投(全款、贷款)、商业租赁(合作共建模式)、金融租赁(经营性租赁等)。2020年前，农户自投是市场主体，租赁模式只占了30%。去年，租赁模式发展很快，商业租赁占75%;金融租赁公司进入，大概5%左右;农户自投只占20%左右。今年，随着户用项目收益下降，商租和金租占比进一步提高，农户自投只占5%。
未来租赁模式会占比更多，因为其参与方更多，而且农户承担风险更低。大概统计结果如下，自投模式目前主要只有隆基向日葵。商业租赁公司最多，几乎所有大的平台企业都在做，像正泰、天合、中来、国网综能、阳光家庭等。他们的资方是央国企。金融租赁公司，创维、华夏从去年开始开拓市场，光伏星(正泰旗下)、中信、TCL、越秀在今年开始大规模做了。从承担风险来看，如果是农户自投，那么日常运费、还贷款、系统意外损坏、屋顶翻修和拆迁带来的电量损失等风险，均由农户承担。如果是商租、金租模式，各类风险分摊到不同主体，而且企业也更加专业，通过设备及擦、标准化管控等，能更好控制成本，风险概率也更低。
所以未来，农户自投仍存在，但市占率低。金租模式会快速发展。商租模式占比会降低，但总体规模还是较高。
工商业光伏的发展，更多依托政策支持。2030年碳达峰行动出台后，各部委出台了工商业分布式光伏支持政策。国管局提到，到2025年公共机构新建建筑要实现50%以上的光伏覆盖率。住建部发布的“十四五”建筑节能规划提到，分布式光伏要一体化设计、一体化施工、一体化同步使用，要实现0.5亿千瓦的新增光伏建筑，即50GW。
各省和各地方也在积极推动工商业分布式光伏。1月江西发布整区屋顶的三年行动计划，到2024年底，全区的有开发条件的屋顶光伏覆盖率达80%以上。江苏苏州要求国有企业屋顶100%安装，机关单位和工业企业“应建尽建”。
此外，能耗双控也是工商业分布式的重要增长动力。5月山东针对高耗能的项目，投产前的碳排放必须落实削减，可通过可再生能源减少碳排放量。国家发改委刚刚发布的《固定资产投资项目节能审查办法》提出，如果项目没通过节能审查，就不能开工。
此前，发改委发布的另一个政策，特别提到了“绿证”可作为电力用户抵消当年能源消耗总量的手段。分布式光伏就可以采用“绿
证”。在国家和地方能耗双控的压力下，通过安装分布式光伏实现节能降耗，是企业的出路。
除此之外，出口型企业规避碳税，也会有安装分布式光伏的内部需求。苹果等外企要求供应链企业实现RE100(100%使用可再生能源电力)，中国很多企业参与RE100。出口欧洲的产品，要追踪碳足迹、征收碳税，如果企业使用绿电就可以规避碳税，反馈到分布式光伏的装机上。同样是东部沿海工业大省，山东传统工业多，出口相对少，规避碳税需求弱，绿电需求不是很明显;江浙广东出口型企业多，有大量的规避碳税的绿电需求，交易电价绿电比煤电高3-5分钱。所以可以看到，山东户用光伏占比近60%，江浙广东工商业光伏占比近80%。
整县推进以来，许多金租公司只关注地面市场，现在也关注到分布式市场，进入分布式市场。同时，央国企的资金也在进入。大量资金进入是工商业分布式光伏快速增长的根本原因。这两年，山东、河北等地户用市场竞争激烈，一些经销商业务量萎缩，所以开始向工商业转型。比如山东，工商业市场目前以400kW以内，380V并网的小型工商业为主体。据了解，山东80%项目都是200kW左右的左右的，所以工商业光伏平均规模290kW。很多经销商把它当做大型户用来开发。
对今年国内分布式市场装机，剩下两个月预期有11GW的增长，整体达到51GW左右，其中户用、工商业各占50%。地面电站存在抢装，预期后两个月达到21GW左右，总归40GW左右。今年分布式光伏占比与去年相当，占50%以上的水平。未来户用、工商业呈现稳固增长的态势，工商业增长更快。“十四五”前两年，户用占比超过50%，从明年开始工商业占比超过50%，成为市场增长的主体。
十二、场景化引导的光伏产品技术革新
演讲嘉宾:唐正恺中国区市场总监天合光能股份有限公司
国内不同场景，包括大基地市场化、分布式工商业、分布式户用，每一种场景都是特殊的存在。很多光伏项目的开发，运用技术、产品选型都会因此而变化。这是市场驱动下，光伏应用场景的区分。
投资驱动是另一个光伏电站选型的角度。核心是度电成本的最低化，它也是产品选型、产品技术发展的动力。
高功率、高发电量、高可靠性、高效率、低度电成本(四高一低)的光伏组件，是推动组件技术进步的核心。
趋势一:电池技术发展
现在火的电池技术已经存在好多年了，只是现在成本降到了可接受程度，有产业的爆发、应用的爆发。
从性价比角度考虑，TOPCon和异质结都是即将面临量产的两个技术，市占率逐渐提高。
新的N型技术，崭露头角时是选择场景去使用的。特别是在目前成本下降比较有限，与P型价差还较大，就要选择更适合的场景。N型技术在以下三个方面有优势:
1效率巅峰:光伏组件的转化效率高于P型;2双面性能:优于P型;3温度系数:优于P型。这三个关键参数会在不同应用场景放大N型的优势。1效率巅峰:与装机量、发电量相关，会节省土地，在土地非常有限的场景下，采用更高效组件，提高装机量。2双面性能:阳光直射比高、地表反射率高的场景下，用N型组件效果更好。
3温度系数:也是关键的参数，隐藏较深。
N型组件和P型组件的温度系数只差0.04%/°C，但实际工况下，随着工作温度上升，组件功率产生差异。工作温度比实际温度高20°C左右，当温度上升到70°C时，残留的功率值产生了较大差异，发电量甚至有1%的差别。温度系数在不同环境中会放大效果。
从理论效率来说，N型TOPCon和异质结是最高的。从双面率来说，异质结是最高的。从温度系数来说，N型的TOPCon和异质结是比较好的。所以产品选型时，需要结合当地的气候环境、场地反射率等，来判断用N型还是继续用P型。
二、趋势二:组件功率发展组件功率在过去的十几年，特别是最近几年变化非常大，这是因为大硅片技术的普及应用，组件功率基本来到了500w以上。目前市场比较主流的两条技术路线是500w+和600w+，500w以下的会逐渐淘汰。只有一些小板型的组件是500w以下，但它所用的硅片技术已经是大硅片技术。
对于组件本身的工艺提升，各个厂商逐渐趋同。目前把多主栅技术、大硅片技术、小间距包括零间距设计、大硅片切半技术融合在一
起，形成组件性价比最高的组件技术。
组串功率的提升也是非常重要。低电压的特性会使每一个组串里可以串联更多的组件。组串功率的提升一直是技术发展史上的主线。之前一直体现在逆变器技术上，一开始600V的系统电压，后来逐渐发展到800V、1000V。
现在把组件开路电压的降低，进一步提升接入组件数量，可以实现更高的组串。
组串功率发展使其在整个光伏系统里实现很大的功效。主要是节约系统里面的系统里的光伏线缆、线缆槽架、电缆连接头、支架安装数量，对系统成本降低非常有帮助。
从电池技术迭代、组件功率提升、组串功率提升、可靠性加强保障，是产品主要的技术发展方向。天合把大硅片210技术与N型TOPCon技术结合，推出“210+N”的技术主流路线。今年推广，明年在这个方面做更多的产能建设。
三、趋势三:场景化应用发展
复杂地形，包括山地、煤炭沉陷区、鱼塘、海洋;
平坦地形，包括沙戈荒、牧场草场、农业用地、盐碱地。
ccc包括冷热温度差异大、高温高湿等应用场景。沙戈荒面临昼夜温差大、风大、干旱和风沙侵蚀的三大问题。
电站设计因此面临很多问题，包括基础风化、光伏系统沉降、外围破损、电气设备受损、沙地基础不稳等。一方面是电站桩基础支架上多花功夫;另一方面，电站面对这些问题自身的实力也要增强。
针对组件产品进行了“1标5严”的极限加严测试，包括7000pa的雪载(相当于2.8m)、不均匀雪载、-40°C极限低温、冰雹冲击、±1000pa动态载荷、极限强风。
跟踪支架会离地高、如何减少受风面积、算法优化选取抗风策略。
在沙漠场景的储能产品，有独立电池舱和电气舱设计，避免后期风沙进入。同时在空调系统要加入防沙网。
针对性的加强，有助于整个光伏系统、储能系统在沙漠场景下的运行。
总结一下，在支架、组件、储能集装箱上都有相应的增强。
海上光伏会面临很多新的挑战，包括风浪、海水侵蚀。
主要是针对边框
所有光伏组件的失效，占比最大的是热斑失效，与反偏电压相关。
天合目前的两款组件，组件功率的提高，提高收益率在山东、河北等地屋顶较大，使用高功率组件可以减少组件块数，减少连接、线缆、人工等，共减少7分/W。
只要输入经纬度、屋顶面积，就可以得到电站投资收益率、装机容量等信息。
四、600w+产品公司成立了600w+的产业联盟，做了很多产业技术的延伸。组件往上会有电池、硅片、硅料，组件往下会有系统技术。
国外比较流行，智能清洗机器人，提高效率。在一系列产业配套、场景配套支撑之下，210组件全球发货70GW+，其中天合发货40GW+。
十三、岂止高效，晶科能源n型组件加速全场景项目优质落地
演讲嘉宾:李嵩全球光伏解决方案经理晶科能源股份有限公司晶科
21次打破世界纪录，将N型的电池效率提升到了26.1%，步步靠近极限28.7%。上月月底量产效率达到了25%及以上。11月N型182的TOPCon电池组件转换效率达到23.86%，再次刷新世界纪录。
相对于P型首衰2%、线衰0.45%，N型首衰仅1%、线衰0.4%。得益于此，N型可以做到30年质保，远高于P型。
P型温度系数0.35，N型温度系数可以做到0.29。在特别高温情况下，N型发电量远高于P型。单温度系数可以得到1-2%发电量增益。
P型双面率70%，N型双面率可以高达85%。得益于此，双面增益可达到2.03%。
综合衰减保证、温度系数、双面效率，理论上N型可以得到3%的发电量提升。
红色部分是已经有数据的，包括宁夏、张家口、青岛、滁州等。未来进行扩张，比如在山东、黑龙江、新疆、湖南、湖北、内蒙、广西，也都会我们的实证。有了实证的数据，设计院工作者在做设计工作时可以大胆预估。
(草地实证)宁夏是干燥、高辐照、比较热、昼夜温差大的地方。N型比P型单瓦发电量提升4.38%。
(草地实证)张北温度比较低，冬季比较寒冷、夏季比较凉爽。N型比P型单瓦发电量提升4.48%
(工商业实证)水泥地面偏黑，海南高温高湿、高辐照。N型比P型单瓦发电量提升3.78%。叠加高功率，可达到同面积发电量7-8%的提升。
(户用实证)在青岛，整个屋顶涂白漆，进一步提升N型双面率带来的发电增益量。N型比P型单瓦发电量提升12%以上，非常高的增益。
晶科有以下几款N型组件，宽度都是1134，唯一的区别是长度。前两款主要用于大型地面电站和工商业，第三款是小板型单面组件主要用于户用和工商业。
原科研数据得出的内部收益率为7.04%。
为了更客观，将原可研数据代入晶科自有的财务模型。得到P型内部收益率6.67%。第一种方案，同容量情况下，N型组件数量更少，占地面积成本节约，前期BOS成本节约0.039元/W。内部收益率7.13%，提升了0.46pct。
第二种方案，同面积情况下，组件数量一致，发电量进一步提升。内部收益率7.18%，提升了0.51pct。总的来说，N型可以节约BOS成本、提升发电量、提高内部收益率0.46-0.51pct。
分布式应用场景下，同面积下，N型比P型多装14kW。叠加上更高的发电量，哪怕N型价格贵0.1元/W，在整体25年的现金流当中多赚88万元。
此外，N型投资回本周期也会早于P型。
跟踪支架、固定支架，都完全可以匹配。甚至可以直接把P型替换下来。2022年，晶科N型的出货目标10GW，TOPCon电池产能规划达到35GW。目前是全球N型最大的产能。晶科新的四种方案，光伏+储能/建筑/水泵/通信。
BIPV无需预留运维通道，因此比常规的BAPV组件多装20-30%的容量。30年寿命，全生命周期中无需额外翻新的成本。最终单瓦成本5.52元，投入阶段比BAPV节省1元/W。经过补贴后，BIPV投资回收周期仅需3.69年，比常规BAPV早2个月。全生命周期的收益增加1627万元。
相比于风冷，液冷使电池一致性高，控制电池温差3°C以内，延长电池寿命。消防设计也是行业内高配，很安全。单个集装性可以做到3.44MWh的高能量密度的储能。
一种是直流耦合、一种是交流耦合。容量配置广，270kWh-2MWh。
十四、高效组件技术现状及电站收益提升分析
演讲嘉宾:宋毅锋产品中心总监东方日升新能源股份有限公司报告主要基于现在到今后相当长一段时间的沙漠光伏，提出的解决方案是基于平单轴产品。
报告分三个部分，第一部分是沙漠光伏本身的前景和挑战。第二部分是天合在这方面的解决方案的思路。第三是我们经济性测算和一些部分案例的分享。
沙漠光伏作为今后一段时间在地面电站开发里重点的项目，有它自身的优点，地方又大又平，发电量好，光照条件好，整体集中，方便大型规模化基地的开拓和发展，但也有本身的缺点，光照强，风沙大，大部分地方都是荒无人烟。
除了在沙漠地区应用210的组件，应用N型的新技术组件以外，在系统端解决方案我们应该怎么办?因为光靠组件放到那边，对于发电量的提升和实施来说也只是电站了一部分，虽然它是很重要的一部分。
天合在沙漠场景下的主要思路
我们主要的思路主要在三个方面，(1)在平单轴跟踪支架产品本身的改进和改善应对沙漠环境。(2)基于系统端的整体控制，面向沙漠环境下做得更加可视化和便捷化。(3)可兼容性清扫机器人，包括清洗机器人在内，或者联动其他附属类方案。通过这三项措施，达到我们在沙漠环境下的光伏电站系统更加可靠、更加高的发电量、更便捷的运维。
轴承端会随着太阳东升西落，跟着太阳的角度角一起旋转;球形轴承和新的大R角的方管主梁，让它尽量减少尖锐部分的凸起;改善双边阻尼系统，以及在优化的控制系统和驱动。但对于平单轴跟踪系统本身，在沙漠环境下要应对高风沙环境，基础的设计逻辑是这整个光伏平单轴的跟踪支架应该怎么设计。
平单轴的设计逻辑，在户外主要应对两个挑战，一是风的挑战，二是腐蚀的挑战。户外环境的腐蚀目前现在有比较规范的措施方法和内容，风的挑战反倒是最不稳定的，而且最不可控的挑战。风工程研究的所有内容，并不是一张像TUV认证或UL认证的证书，所给跟踪支架工厂和跟踪支架企业提供的是一整套的查值表，指导跟踪支架设计研发过程当中能够更加可靠精准。
在沙漠环境下，整体来说地势平坦，长期单一的风速形成不同高低的沙丘。所以在沙漠地区来考虑对于平单轴跟踪支架的设计，不能以产品的思维来考虑平单轴跟踪支架的设计，而是要以项目和工程本身的角度来考虑这单轴跟踪支架的设计，要有宏观的观点来看待整体
跟踪支架系统在电站里内外围如何排布;坡度高低引起的结构加强是不是需要做调整;需不需要设置次外围和身内围的差别，确保整体
电站的跟踪支架系统的安全可靠性。
三个关键节点，我们所做的这个改进性的措施。
第一个是球形轴承，常规的轴承是大筒套小筒，天合的球形轴承是大球套小球，在沙漠地区又做了适度改善。在我们所有的球轴上面做了倒纱槽，在下面做了整体漏纱孔的设计，轴承并不是一个封闭的系统，相反，轴承属于半开放的系统，沙子可以进来，但是会马上掉出去。
在轴承方面基本可以做到整体无故障的运行。
我们现在整体的球形轴承用的是改高分聚乙烯材料，有更好的耐磨性抗疲劳的特征，尤其是抗紫外线、抗老化，和自润滑性能上面有更好的这个表现。
我们做了抗紫外线性能的循环性测试
承载能力的测试
耐磨性测试
第二个我们改善的系统是双边阻尼系统。为了应对沙漠环境，双边阻尼器提高了整体防尘防沙的等级。双边阻尼能够有效的降低放大系数，在左右晃动的幅度，能够起到有效的锁止作用。
双边阻尼系统也通过了粉尘实验。
第三个方面，改善的是控制器。天合TCU控制器是自己研发设计生产制造的，得益于天合本身对于组件的了解，所以控制器里的核心算法都是由天合自己提供的，对于整体的运行维护的匹配部分有非常好表现。我们在户外使用的结构上面做了一些调整，主要是为了应对在沙漠地区白天和晚上温度差别比较大，容易在电气设备内形成的凝露现象，造成控制电路尤其是电气控制电路的失效。
我们整体解决方案搭配上天合的智能智慧云，可以做到远程的运维，也可以把数据同步转发给电站本身的监控平台。
清扫方案应该是一个系统，整体的需求和必要性会更高。整体的跟踪支架系统适合清洗机器人。
装机施工工程上的建议。
一是在沙漠地区尽量还是使用优化的灌注装的方案。二是在做装基础的时候一定要有防风化的措施，包括但不限于用沥青涂刷或者在密封剂或在混凝土里加抗碱和抗酸试剂。
在装机施工时，施工之前先用水把下面的沙子阴透，叫固砂成桩，然后再施工，整体装机的侧移以及沉降或者定位点的准确度都会有极大的提高。
经济价值阐述:最大的优势在于通过各种各样的技术方法提高了电站总体的光资源利用率，归根结底还是向光资源要效益，总体的投资收益率会有0.72%的提高。
这些是我们几个项目案例。
十五、N-TOPCon高效光伏组件:技术迭代初期，性价比为王
演讲嘉宾:蒲勋市场部负责人宁波欧达光电有限公司
第一个问题是跟我们欧圣达一样的组件厂商，在当下光伏行业各种技术路线并行的情况下，之所以要选择N型TOPCon技术路线，底层逻辑是什么?第二个问题，站在下游光伏电站投资者的角度，以高投资回报率的诉求为基本盘，对于投资者来说，在电站建设的组件选型的过程当中，N型TOPCon组件相比于PERC组件来说是不是更具性价比的选择?
要回答以上两个问题，大家可以从以下四个方面去寻找答案。第一个方面，N型TOPCon电池技术的领先性体现在产品的基本结构上。
N型TOPCon电池片从结构上跟PERC电池片的结构有极大相似之处的。但N型TOPCon电池片相对于PERC电池来说增加了两层结构，第一个是隧穿氧化层，第二个是多晶硅薄膜层，二者共同产生了电池的背面钝化层，降低了电池片的表面负荷，提高了开压，最终提高N型TOPCon电池片的转换效率。
N型TOPCon电池片与PERC在设备生产的产线方面是有极大的兼容性的。实际上只需要在两个环节增加设备投资就行，增加的设备投资金额不到1亿元。如果要从传统PERC电池片生产线转变成HJT和IBC的生产线，意味着整个产线的设备要全部更换。相对N型TOPCon，至少要增加3亿元。如果在生产运营成本的环节能够极大部分节省一部分成本，那么电池片生产成本最终导致到组件端产品的出厂价格上，在市场价格竞争方面也会有一定的优势。
我们用了一组市场上的数据来进行各大技术路线对比。结论是N型TOPCon电池片无论从量产效率还是银浆耗量以及设备投资的追加成本等多方面来比较，我们都认为N型TOPCon的电池片技术路线是性价比更高的选择。
从电池片再往下游端看，我们组件厂商因为前期设备投资成本的不同，再结合现在我们以欧圣达14片串182的电池片来组件进行比较的话，欧圣达的TOPCon电池组件目前已经能够做到22.65%了。所以在组件的量产转换效率上，TOPCon也有一定优势。
结合未来，我们认为N型TOPCon的技术具有一定成长性的，降本增效的路线更明确，未来叠加钙钛矿叠层，可以打开更大电池片的转换效率空间。
实际上光伏行业从起步阶段一直到发展到现在，以及未来不断技术突破和迭代，实际上都是围绕着降本增效在进行。
我们认为目前光伏技术正处在发展的第三阶段，HJT和TOPCon并行的阶段。未来的第四阶段，我们认为应该是晶硅+钙钛矿叠层技术路线的突破。
第三个方面，N型TOPCon组件的盈利性分析，主要讨论的是关于光伏组件采购之后进行光伏电站建设电站的投资者，在电站全生命周期以内的投资回报。
N型TOPCon组件在成本端跟PERC比起来有优势。TOPCon电池的成本主要来自于两大块，非硅成本和硅成本。在硅成本的环节，TOPCon相对于PERC来说能够做到更薄，PERC是155-160，目前N型TOPCon电池片趋势已经可以做到130，硅片成本会下降0.25元/片左右。非硅成本包括设备折旧成本、银浆成本，还有能耗、人工、水电等。合计起来，当下N型TOPCon电池片的非硅成本要比PERC电池片的非硅成本要高出0.04-0.07元/W。但随着薄片化的进程和非硅成本的持续下降，未来N型TOPCon有望较快实现PERC同本。意味着N型TOPCon电池片的转换效率更高，到明年基本上价格就能持平了。在同样价格的情况下，转换效率更高，N型TOPCon技术路线组件在市场端的竞争优势也就会显得更强。
从光伏电站的投资者全生命周期的总投资收益端来比较，对于客户当下选择N型TOPCon组件比选择PERC组件带来的投资回报会更高。这个案例是我们欧圣达在山东青岛的一个工商业分布式电站，采用的是业主自投的模式，自发自用余电上网。这个电站现行方案用的是欧圣达的550WPERC组件。测算，取PERC组件全生命周期最少值25年。运营过程中，总投资成本测算下来是1115万元;全生命周期的总发电量测算下来，总发电量是5147万度，25年的投资总收益用财务模型测算出来的话，投资总收益大概是2395万元。用一个优化方案进行模拟替代来算一下。把欧圣达的550瓦的PERC组件替换成570瓦的TOPCon的组件，用了技术更先进的N型TOPCon电池片，整个电站的全生命发电周期最小值可以取到30年。投资成本我们测算出来会高出93万元，主要是因为的全生命发电周期多出了5年，而在5年的过程中，多出了总的运维费和保险费用的成本，以及这5年里更换逆变器成本，但全生命周期的总发电量是增加了。那么最后测算出来，我们如果把现在这个项目里面的PERC组件完全替换为同版型的N型TOPCon组件，30年的投资总收益能够达到3049万元，该项目为投资者能够带来的收益增量在654万元。
欧圣达从2009年成立到现在，专注于做光伏组件的研发、生产与销售。到目前为止，我们公司主要产品是远销于海外近100个国家和地区，占了我们主营业务营收的85%以上。近几年国内提出了30、60的双碳目标，我们公司也看到了国内巨大的光伏市场，所以为了拓展国内市场，也为了能够寻求公司进一步的成长和发展，我们今年2月份在山东临沂投建了新的生产基地，技术路线选用的是N型TOPCon，新组件生产基地规划产能是10GW。预计到今年年底，我们公司总的组件产能会达到5GW。
这个是我们公司目前新推出的N型TOPCon组件的系列产品，一共是570、575和580W的功率段。相对于PERC而言，第一个优势是具有更低的衰减。衰减有两个数据值，一是首年衰减，二是年度线性衰减，N型TOPCon组件的首年衰减是缩减到了1%，年度线性衰减能够达到0.4%。
第二个优势，更优的高温发电性能。N型TOPCon开路电压能达到720mV，温度系数-0.3%/°C，相对PERC优了0.05%。第三个优势，更高的双面率。欧圣达的N型TOPCon的高效光伏组件双面率达到了80%，跟PERC组件70%比起来双面率增加了10%，意
味着30年发电周期，发电增益能够增加1.5%。
第四个优势，更好的弱光表现。基于电池片结构的优越性，减少了少子寿命和开路电压更高，导致N型组件有更好的弱光性能。TOPCon组件在清晨或傍晚阳光微弱情况下，发电综合增益能够增加0.2%。
第五个优势，更低的单瓦海运成本。N型TOPCon高效光伏组件转换效率更高，意味着跟PERC组件相比，同版型的组件每一块光伏组件的发电功率也都会更高。
综上，更低的度电成本。我们公司对于全球不同地区和气候条件类型的项目进行了模型测算，N型TOPCon组件度电成本可以下降3.5%-5%。
十六、零碳高速公路光储充系列-零碳高速公路光储充系列方案
演讲嘉宾:韩利生院长一道新能源系统工程创新研究院
(一)新能源运营车新诉求与零碳高速公路新场景
目前新能源运营车包括网约车和出租车，它们被两个新诉求驱动:第一是油价过高;第二是各省相继出台新规定，对新能源运营车取代油车运营车作出硬性要求。所以，新能源运营车取代油车成为一个趋势。对新能源运营车的基本要求是续航里程300-400公里，中午、晚上吃饭的半小时可充电80%。
上线率指的是在交通部门登记的车辆和上路车辆的比例。目前无论是严寒的东北还是气候温暖的华南地区，新能源车月均上线率都高于80%，这反映出新能源车的使用率较高。细分市场部分上线率，其中网约车和出租车的上线率相对较高。最后一张图显示北京新能源私家车和网约车历年单车日均行驶里程均值，私家车每天大约39-42公里，新能源运营车辆每日都超过200公里。北京新能源车保有量约50万量，充电桩约25万个，但是对于新能源车来说充电桩依然不够。
从图中可以看到，充电时间与餐饮/休息/换班时间高度重合。
(二)零碳高速公路新
场景-绕城高速互通圈因为车速比较高，所以转绕城高速互通圈弯半径比较大，内部大多是绿化，可作商业用途。其中柔性支架在生态上对下方绿化的生长更有利。
针对上图片电网负荷预测，蓝色部分是电网的谷电直充，七点到中午运营车辆充电较少，故采用光伏慢充，在中午一两点、下午五点到六点充电高峰储能快放，可以满足新能源运营车吃饭、换班的需求。
(三)在城郊闲置地块搭建城市高端消费金字塔除了类似高速服务区的功能，更高端的是建设人-车-生活生态圈，与人-车-生活生态圈参与企业进行建设、运营管理合作。
(四)关于一道新能
近年7月在线发布TOPCon电池组件白皮书，同时在线人数11.14万人，创行业记录。宋登元博士于4月成为一道新能CTO，其在国内研究N型电池从早时期开始，至今已经30余年。
一道研究院把光伏所有可能应用的场景分为三类，生态光伏、城市光伏和海上光伏。
1.库布奇光伏治沙库布奇沙漠纬度较高，冬季会降雪，一道采用的调光型方案允许调光后将积雪滑下，在此环节节约大量能源。还有其他功能比如用倾角可调柔性支架代替平能轴。经研究验证，使用调光型柔性支架的发电量远远超过平能轴。且采用一道采用自动调节系统，每周调节一次，较机械调节每月调节一次更为高效。倾角可调方案若需要维修，维修本星期与下星期倾角只会相差1度，故不需要高频维修，运维成本可减少5/6。
快速关断分布式应用于屋顶，多用于城区企事业单位屋顶，因为其消防要求更高。到目前因价格过高尚未落地。将来会争取价格低降
低。
涨潮时漂浮，落潮时立于滩涂，可以抵挡大风大浪。
一个海上风堤约供能6GW，送出线路20%的余量约1.2GW供光伏使用。一道新能的最主要的特点是双轮驱动。
十七、海上光伏项目设计开发要点分析
演讲嘉宾:赵悦海上光伏技术组副组长中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司(一)发展背景与意义
响应我国碳达峰、碳中和政策。
从国家层面主要壮大新兴产业、推进能源革命。十四五规划提出要加快新能源等九大新兴产业建设，推动基础设施建设，推动能源革
命。从地方层面，可见沿海省份都在开发海洋能源潜力。包括辽宁、河北、山东、浙江、江苏等沿海省份，都提出了相应政策。
(二)技术与发展现状
(三)设计要点分析
可分为:前期规划阶段，电气系统设计阶段，结构问题，施工问题，运维问题，防火问题。
(1)桩基固定式方案设计
1.混凝土桩和钢支撑方案，在滩涂上使用较多，但是在一定的水深情况下，使用安全性、经济性不能保证。2.两排桩和钢支撑方案，前后具有高度差，整个平台角度可调。3.大跨度钢平台方案，适用水深范围较大。四桩间距可以扩大，以减少桩使用量。
(2)漂浮式设计方案
组件放在支架上，支架放在浮体结构上。
膜式结构在波浪条件下运动量大，对于组件结构环境恶劣。将光板放在膜结构上，受到波浪的影响会比较大。
对于材料和连接处进行加强，使其变得更加稳固。
(四)项目开发要点(1)光伏项目开发基本过程
(2)海上光伏开发要点(3)海上光伏项目前期工作
(4)海上光伏项目开发难点
举例:
经济性:相对于陆地施工，海上工作施工费用高，甚至高于材料费。若离岸距离达到一定距离，更需要使用专业船只和设备。
便捷性:包括施工便捷性和运维便捷性。
耐久性:如防腐设备等，但会影响经济性。
故要求上述相关方联合参与，共同应对五大难点。
