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电力设备与新能源行业2019年度策略报告

3.3.4 N型电池:TOPCon+HJT电池打开新格局

随着市场对电池效率的要求越来越高,P型电池因为光衰减的问题存在效率瓶颈,N型电池逐渐成为行业关注的焦点。N型晶硅电池由于其高少子寿命和无光致衰减等天然优势,具有更大的效率提升空间和稳定性。2018年底中国N型高效电池产能将达7.5GW。随着背结(IBC)、异质结(HJT)等电池新结构,及隧穿氧化钝化技术(TOPCon)、激光、离子注入等新技术的引入,N型单晶电池的效率优势会越来越明显,市场地位也将显著提升。

目前,市场主流的N型电池是N-PERT电池。因为同时具备降本需求和效率提升需求,具备经济性和高校特性的N型TOPCon电池和HJT电池较受市场关注。我们较为看好同时具备较大效率提升空间和薄片化条件的HJT电池。

遂川氧化钝化技术(TOPCon)是一种基于PERC或者PERT电池结构的改进技术。它通过在背面制备超薄氧化硅SiO2和掺杂多晶硅薄层,从而改善PERC电池背面电流聚集的情况,降低电池接触区域复合速度,获得更高光电转换效率。目前,国内主要研究TOPCon技术并应用于生产的是中来股份。目前,中来股份量产化TOPCon电池光电转换效率能够达到22.5%,最高已经突破23%。TOPCon技术与原有PERT电池生产线兼容性较好,能显著降低技术初期投资成本。

异质结(HJT)是一种新型的电池结构。工艺的关键在于在薄膜a-Si/c-Si之间插入了薄膜i-a-Si,从而降低表面负荷,增加开路电压。HJT电池具备无衰减、低温制造、高光照稳定性的特点。相比TOPCon技术,HJT技术有如下优点:

结构对称,可以双面发电。

避免生产效率低而成本高的高温扩散制结的过程。

低温制造工艺,可以顺利实现110微米左右的薄型化。薄型化既可以节省硅料成本,同时因其采用N型硅基底,薄型化可以获得更高的开路电压。

适应复杂环境,在高温和低温环境下都具备较好的温度特性。

目前,国内HJT电池已具备1GW左右的产能,量产化的HJT电池已经达到了23%的光电转换效率,最高效率可达25%左右。目前HJT电池大规模扩产需要克服以下难点:

设备投资高:目前HJT产线是同等产能PERC电池投资额的两倍。

克服严格的工艺水平。

克服银浆单耗问题:HTJ电池的非硅成本占50%以上,目前有部分国内厂家已经可以提供与进口产品同等质量的样品,通过国产化降低成本。

发展低温封装工艺。

进一步提高光电转换效率。

3.4

平价上网加速到来

当光伏电站EPC系统成本,可以降低到不用补贴且全投资内部收益率=8%时,认为已经实现平价上网。目前光伏电站平均成本仍高于5元/W,离全面平价所需的均价3.5元/W仍有30%差距,未来系统成本下降推进平价上网主要有三个要素:

产业链价格仍需下降,在目前基础上仍需下降20~30%才能达到全面平价要求。

新建成的优质产能由于具备较强成本优势,释放后将推动产业链价格下降和技术进步,缩短与平价上网之间距离。

各省及地区由于光照、电价情况不同,不会同时进入平价阶段,平价项目会优先在资源禀赋好的地区上马。

3.4.1 产业链价格大幅调整,加速平价过程

2017年光伏产业发展异常迅速,新增装机达53GW,行业的快速发展使得上游和中游出现产能过剩,挤压了制造商的产品价格和利润。而531新政颁布后,项目指标的收缩加速库存上涨,降低产能利用率,进一步拉低了产品价格,2018年光伏产业链各环节产品降幅平均在30%以上,此降价幅度远高于行业预期。

产品价格的大幅下降,使得平价上网进程大幅加速。2017年11月8日,国家发展改革委印发《关于全面深化价格机制改革的意见》,明确根据技术进步和市场供求,实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制,2020年实现光伏上网电价与电网销售电价相当。而根据当前行业实际发展情况,2019年用户侧平价上网项目就将具备推广条件,2020年有望全面实现发电侧平价上网。

2018年光伏产业链产品价格变化呈现分化特征:

多晶、单晶产品价格出现分化:多晶产品在2018年价格跌幅远大于单晶,主要原因在于市场总量出现下滑时,单晶产品因转换效率优势,需求仍然保持领先。并且单晶产能以新产能为主,成本较早期投运的多晶产线具备优势,因而在价格下降过程中,仍然保持一定的盈利能力和开工率,从而使单晶渗透率不断提升。

高效电池片价格逆势上涨:领跑者项目作为光伏产业发展的风向标,中标结果对后续光伏行业技术发展影响显著。在第三批领跑者项目中,PERC占比达66%,单晶PERC占比达56%,旺盛需求刺激单晶PERC电池片价格自9月开始上涨。

3.4.2 优质产能成本优势对冲产能利用率下降

由于需求减弱、产能过剩,2018年光伏行业整体产能利用率并不高,产业链各环节当前产能利用率维持在60%左右水平。在弱势背景下,行业呈现出头部分化现象,产能较高的第一梯队制造商可以维持70%以上产能,而中小型制造商产能仅能维持50~60%的水平。未来随着第一梯队制造商成本更低的新产能投产,头部制造商的优势将更加突出,行业集中度将继续提升。

2018年行业头部公司积极进行扩产,虽然由于政策突变的影响行业受到冲击,但新建产能由于自动化程度更高、所在地区电力成本具备优势、新工艺和技术大量使用,使得新产线具备后发优势,仍然保持了非常高的产能利用率。

多晶硅国内产能2018、2019年预计分别为40.8万吨、50.9万吨,CR5从53%提升至56%,CR10保持87%。2018年下半年协鑫、通威、大全的新产能陆续投产,并且由于新产能所在地为新疆、内蒙古、四川等电价具有优势的地区,而电力成本在多晶硅制造中占比最高,达到44%,因此新产能的成本优势非常显著,可以达到4万元/吨的水平。2019年多晶硅领域新产能将因为成本优势,与原有产能的利用率出现分化,我们看好新产能投用的制造商快速兑现利润,看好通威股份。

硅片产能2018年将达到183GW,其中单晶、多晶硅片产能分别为73GW、110GW,在单晶硅片领域,隆基、中环双巨头占据了70%的单晶产能。单晶硅片成本较多晶硅片高,主要由于在原料端,用于单晶硅片的致密料高于用于多晶的菜花料,以及拉棒环节较多晶工序复杂,相应非硅成本较多晶高30%左右。未来单晶硅片成本的下降,将主要靠薄片化以及拉棒工艺提升实现。由于单晶路线在转换效率、成本下降潜力上具备的优势,单晶渗透率将在目前基础40%上继续提升,单晶将和多晶产线的产能利用率出现分化。

2018年电池片产能预计将达到130GW以上,行业集中度逐步提升,2016-2018年CR5分别为23%、28%、31%,CR10分别为36%、42%、45%。电池片领域作为光伏技术变革集中的领域,新技术占比不断提升,目前最具代表性的高效电池片单晶PERC的产能迅速扩展,2018年将达到60GW,2016-2018年在总电池产能占比分别为11%、26%、48%。通威太阳能在单晶PERC领域遥遥领先,2018年产能达到6GW,并且非硅成本可达0.2~0.3元/W,低于行业平均0.4元/W,成本优势显著,在2018Q3产能利用率达到110~120%。

2018年组件总产能预计达到142GW,行业集中度逐步提升,2016-2018年CR5分别为25%、27%、31%,CR10分别为37%、43%、47%。组件成本中非硅成本包括玻璃、铝边框、硅胶等,下降难度较大,因此通过提升转换效率增加输出功率,从而降低单位成本是主要方式,提升转换效率途径包括双面、黑硅、叠片、半片等。

3.4.3 具备光照及电价优势地区将率先实现平价

平价上网根据使用场景及电价的不同可以分为工商业、居民、发电侧平价,一般电价排序为工商业电价>居民用电价>发电上网电价。各个省份的由于资源禀赋不同,电价不尽相同,因而在不同光照条件下,实现平价难度也会有区别。

系统成本测算使用估算条件:项目运营期限25年,资本金比例20%,折旧期限15年并采用直线折旧法,组件首年衰减2.5%、之后年衰减0.7%。使用全投资收益率IRR=8%作为项目平价上网需要达到的目标。

各省份工商业电价范围是0.51~0.86元/kWh,平均为0.72元/kWh。计算得出的平价上网时系统成本要求为4.32~9.15元/W,平均为7.16元/W。目前大部分地区电站造价已经可以满足此要求,只要有指标,工商业分布式电站已可摆脱补贴。

各省份居民用电电价范围是0.38~0.62元/kWh,平均为0.5元/kWh。计算得出的平价上网时系统成本要求为2.93~6.31元/W,平均为5.02元/W。目前少部分地区电站造价可以满足此要求,未来居民分布式将是灵活性最高、成长空间最大的分支,也将是政策重点扶植的领域,补贴力度持续时间预计最长。

各省份燃煤标杆上网电价范围是0.25~0.453元/kWh,平均为0.36元/kWh。计算得出的平价上网时系统成本要求为2.26~4.42元/W,平均为3.59元/W。发电侧平价是整个平价上网中最后一道关,成本降至燃煤标杆电价等效水平以下后,光伏将具备和传统能源发电平等竞争的资格。而到实现全面平价后,对光伏行业的制约因素也将从补贴等政策性因素,转变为电网消纳等技术性因素。

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