太陽能電池的光轉換效率及生產成本是廠商決勝的關鍵因素，也攸關太陽能光電系統的普及度，據估計轉換效率每年若能提高1%，廠商的生產成本將以5%的速度下降。
產品特性分析 =======================================
太陽能級多晶矽技術分為化學法與物理法兩大類。
化學法的多晶矽製程：泛指矽在純化過程中，需要轉換 成矽化合物的中間產物，再利用裂解或氧化還原反應，將矽化合物轉成高純度的多晶矽原料。
物理法製程（又稱為冶金法）：將冶金級矽在不改變矽的本質狀況下，將雜質利用物理或化學法移除，以物理法純化的純度有其極限，由於成本低廉，被視為是取代高純度多晶矽的明日之星。
依製程區分，主要分為兩大類:
一、結晶矽（Wafer base）太陽能電池
二、薄膜（Ｔhin Film base）太陽能電池
薄膜太陽能電池與矽晶技術在優劣勢比較上各有千秋，應用領域亦各有所長。因此，除了在轉換效率、發電成本上存在較勁意味之外，可說是共同拓展太陽光電領域的技術視野與應用範圍。除轉換效率、發電成本之外，觀察薄膜太陽能電池後續發展的重點有三點：
薄膜太陽能電池之產品特性分析
1.原料方面(原料供應充足)
可使用多樣、低成本基板因為薄膜太陽能電池可以在低成本的玻璃、不銹鋼、陶瓷及塑膠等基板上，利用化學氣相沉積法（矽薄膜常用）、濺鍍（矽薄膜、CIGS常用）或蒸鍍（CdTe常用）等方式形成薄膜，產品因而輕、薄。且基板通常數量多且取得容易，不需使用昂貴的結晶矽基板。在鍍膜部分，非晶矽太陽能電池所需的矽鍍膜亦只需1~2μm，厚度僅為矽晶圓的1/100，當矽料短缺時，可節省可觀的材料費。而CIGS所需的硒、銦及CdTe的碲雖為稀有金屬，但因全球對此類原料的需求量仍低，故無缺料問題。
2.研發方面
以多層接合技術研發提升轉換效率
矽薄膜技術中的非晶矽太陽電池，在強烈光線的長期照射下，轉換效率會衰減10~20%，產生所謂的光輻射引致性能衰退效應(Staebler-Wronski Effect；簡稱SWE效應)，光劣化效果會造成供電不穩定現象，因此，僅適用於功率小的消費性電子產品。但隨著多層接合技術（Multijunction Cell）的發展，轉換效率的問題有機會獲得改善。然而，多層接合技術雖可提高轉換效率，但每多鍍一層所造成的成本負擔、轉換效率穩定性及產品良率控制等問題，亦是採用多層接合技術會衍生的問題。
3.製造方面(高建廠成本)
除了轉換效率造成薄膜太陽能電池無法普及外，昂貴的建廠成本，也是令廠商卻步的原因。以建一座30MW的太陽電池工廠為例，矽晶太陽電池的投資成本約2~3億元新台幣，而薄膜太陽能電池則為其成本的5~10倍不等，價差之大，若非資金雄厚者無法進入。特別是在全球金融體系銀根緊縮，廠商更難獲取充裕的資金融通。
4.產品應用方面(易與載體做造型整合、低溫發電能力佳 需較大安裝空間)
薄膜電池因非使用結晶矽做基板，不會受到晶圓尺寸大小限制，容易進行大面積及客製化生產。例如，可結合商業設施、大樓及住宅，融入遮陽板、玻璃帷幕及屋頂等設計。相較於矽晶片需要足夠光照才能產生電能，薄膜能太陽電池較不受日照條件影響，因此，在特定日照條件地區，薄膜太陽能電池之全年總發電量會大於矽晶太陽能電池。雖然薄膜太陽能電池具有低溫發電能力佳的優點，但轉換效率低是最主要的缺點。目前矽晶太陽電池模組的效率約12~17%，矽薄膜太陽能模組卻只有約5~8%、CIGS及CdTe約可達10%。即同瓦數產品，矽薄膜太陽能電池模組所需安裝面積約是矽晶電池兩倍。因此，薄膜太陽能電池安裝必須考量土地面積及空間問題，若要像矽晶太陽能電池模組裝置在土地或頂樓上，則並不適用於地窄人稠的都市地區。
薄膜太陽能電池之優缺點分析
成本與相關補助分析 =======================================
現階段以太陽能光電發電，發電成本仍遠高於現有發電方法的數倍之多(發電每Kw為基準，煤只需要3美分，天然氣為4.5美分，石油為7美分，核能7美分<含後處理>，但太陽能卻需要32美分)。
台電發電成本：
* 核能每度僅0.173元 * 燃煤火力則為每度0.744元* 燃氣火力則為每度1.682元
* 太陽能則為每度16元(北台灣)* 太陽能則為每度12元(中台灣)* 太陽能則為每度10元(南台灣)
德國預估2009年整體市場規模是1,700MW(百萬瓦)，在政府補貼政策推升下，2010年市場將達2,795MW。
德國的可再生能源法案(Renewable Energy Sources Act; EEG)於2011年中進行檢視，在最壞的情況─2012年的市場有可能因此只剩下3GW的容量(註一)，較目前預測的2011年市場整整少了6.8GW，或37%，更指出了單一國家的政治風向足以影響全球市場的巨大風險。01/20/2011德國政府公佈2H11的FIT下修政策，將以03~05/2011的安裝量年化決定下修幅度，以IBTSIC預估2011年德國安裝量約為5.5GW左右來看，07/2011後的FIT下修幅度應落在6%，屬於市場可接受幅度
日本是全球率先對太陽能發電給予補助的國家，打造出夏普、三洋、京瓷等國際級的大廠，自2005年取消家用太陽能系統安裝補助後，又碰上德國急起直追，整體競爭優勢也逐步喪失。預計2009年度開始，恢復已中斷3年的家用太陽能設備補助，總經費達238億日圓。
因為德國在加速推動太陽能補助之後，帶動整體產業發展，Q-Cells從日商Sharp手中，奪下全球第一的太陽能廠寶座，激發日本政府重新思考補助案的合理性和迫切性。
日本政府宣佈2009年元月起，恢復中斷3年的家用太陽能發電系統補助案，預計先提撥90億日圓經費，下一年度(2009年4月至2010年3月)再加碼200億日圓(約新台幣73億元) 。
日本政府計畫在2020年時將太陽能發電的瓦數提升到目前的10倍，到2030年進一步提振至40倍，顯示日本政府的決心。
按照此規劃，未來須有70%以上的新屋安裝太陽能發電系統，才能達到目標。換言之，未來的補貼只會更多而不會少。
加州在2007年起由州長阿諾推動「太陽能百萬屋頂計畫」，透過政府租稅補助，給予20%~50%的減免，鼓勵民眾裝設太陽能發電，是目前美國最重要的太陽能市場之一。
歐洲方面，西班牙2009年太陽能發電補貼，由300MWp改為500MWp，增加的部分將用於地面裝設的太陽能系統補貼，這些系統多數指的就是太陽能發電廠。
原本，西班牙政府打算下修補助方案，後來發現將衝擊光電市場的就業人口，造成失業率提升，最後不但不下修，還上調，讓從事模組和系統業者鬆一口氣。
產業趨勢 =======================================
產品特性分析 =======================================
太陽能級多晶矽技術分為化學法與物理法兩大類。
化學法的多晶矽製程：泛指矽在純化過程中，需要轉換 成矽化合物的中間產物，再利用裂解或氧化還原反應，將矽化合物轉成高純度的多晶矽原料。
物理法製程（又稱為冶金法）：將冶金級矽在不改變矽的本質狀況下，將雜質利用物理或化學法移除，以物理法純化的純度有其極限，由於成本低廉，被視為是取代高純度多晶矽的明日之星。
依製程區分，主要分為兩大類:
一、結晶矽（Wafer base）太陽能電池
單晶矽 (17~18%)
優點 效率高性能穩定，光電轉換效率不易隨時間衰退
缺點 價格昂貴
多晶矽 (實驗室最高轉換效率為25%，商業量產16~17%)
優點 成本較單晶矽低20%，當結晶顆粒越大，則轉換效率越接近單晶矽。
缺點 顆粒與顆粒間懸浮鍵阻礙電子結合，轉換效率隨時間而逐漸衰退，多晶矽電池必須在強烈日照地區才能充分發揮。
多晶矽電池的主要材料多晶矽，2008每公斤五十美元而多晶矽電池$1.3/W。
非矽晶(10%~14%)
優點 吸光與導光效果好，且成本更低，適合用在消費型電子產品而非發電市場。
缺點 顆粒與顆粒間懸浮鍵更多，所以轉換效率低與衰退性高
目前最成熟的工業生產製造技術和最大的市場佔有率以單晶矽和非晶系為主的光電板，其主因為：(1)單晶效率高而非晶矽價格便宜且無須封裝生產也最快、多晶矽的切割與下游再加工較不易。
薄膜太陽能電池與矽晶技術在優劣勢比較上各有千秋，應用領域亦各有所長。因此，除了在轉換效率、發電成本上存在較勁意味之外，可說是共同拓展太陽光電領域的技術視野與應用範圍。除轉換效率、發電成本之外，觀察薄膜太陽能電池後續發展的重點有三點：
1.薄膜太陽能電池投資成本高，在金融風暴影響下，是否取得足夠資金提升研製技術與生產規模，拉開與競爭廠商的距離將是一大關鍵；矽薄膜
2.能否開發出與矽晶太陽能電池市場區隔的應用，例如，通過建築法規要求的建材一體型太陽電池模板（Building-integrated photovoltaic，簡稱BIPV）、對土地成本敏感度低的電廠開發、日照條件特殊地區的需求等，亦為影響薄膜太陽能電池市場發展的觀察重點；
3.一旦薄膜太陽能電池的轉換效率及成本有所突破，在裝置需求單位是否會因資金排擠效應而侵蝕到矽晶太陽能電池的市場，亦值得留意。
矽薄膜類中非晶矽太陽電池，為各類薄膜太陽電池中發展時間最長，也是目前薄膜太陽能電池中量產最多者。矽薄膜太陽能電池所使用的矽原料量，約為結晶類太陽能電池的1/100左右，利用化學氣相沉積法（Chemical Vapor Deposition，簡稱CVD）或濺鍍法（sputtering），形成僅有數μｍ厚度的矽薄膜，具有輕薄、省材料的優點。三五族化合物半導體
由於非晶矽薄膜有照光穩定度問題（即指電池長期在強光照射下，轉換效率會降低的光劣化現象），一直難以擴大普及率。但隨著二層（Tandem）或多層接合太陽能電池（Multijunction ）技術的發展，矽薄膜電池透過不同能隙材料的堆疊，增加光吸收能力，可達到轉換效率提升的目的。
製程與TFT-LCD面板相似，以玻璃等材料為基板，鍍上一層導電膜，因用到的矽材料極少，且製程連續又可大面積製造，加上光譜吸收範圍廣，儘管轉換效率約7~8.5%，還不到傳統結晶矽太陽能電池的一半，但「總發電量」卻不相上下、甚至還可超越，是最有機會挑戰每瓦1美元市電成本的太陽能電池。
1. 主要材料：砷化鎵(GaAs)，即三五族(III-V)材料。二六族化合物半導體
一般矽晶材料只能夠吸收太陽光譜中400～1,100nm波長之能量，聚光型太陽能電池可吸收300～1900nm波長之能量相對其轉換效率可大幅提升。
2.耐熱性比一般晶圓型太陽能電池高。
3.太陽能能量轉換效率從26%~28%可達31%~40.7%。
雖然轉換效率高但是由於向陽時間長，過去用於太空產業，現在搭配太陽光追蹤器可用於發電產業，較不適合用於一般家庭。
1. 主要材料：碲化鎘(CdTe)
由Kodak公司於1982年製造出來，轉換效率超過10%，而目前實驗室最高的轉換效率可達17%，是由美國再生能源實驗室（National Renewable Energy Laboratory；NREL）所研發，NREL做出最高轉換效率為16.5%。
由於CdTe為直接能隙材料，故光吸收層僅需數個微米的厚度，即有良好的吸收效果。但因原料蘊藏量有限，加上鎘、碲等毒性物質造成潛在的環保問題，使其尚無法普及到家計用戶，而以發電廠為主。其優勢在於成本便宜，原料使用較少，操作溫度較低。 Te的用量接近20kg/MW。可見Te的材料供應也不會成為CdTe光伏電池的材料瓶頸。
FirstSolar: 2004 $3/W 2008 $1/W 2009 $0.93/W => 2014 $0.63～0.52/W (與傳統發電成本差距大!)
First Solar正在研究以低成本的方式製造CIGS太陽能面板，維持產業競爭優勢。Tellurium is a very rare mineral and production levels are not showing any great increase. While working on this article I found articles in mining magazines that were of the opinion that the capacity for manufacturing thin-film photovoltaic solar cells from cadmium telluride already exceeds the maximum supply of tellurium available, or that may become available. In other words – the amount of tellurium may be a limiting factor to the growth of First Solar.
2. 主要材料：銅銦鎵硒(CIGS)
由美國Maine大學開始研究，材料由原先銅銦硒(CIS)三元素組成，後來為提升轉換效率，演變至銅銦鎵硒(CIGS)四元素。這兩種材料的吸光(光譜)範圍很廣，而且穩定性也相當好。CIGS為直接能隙材料，比非晶矽具有更高的吸光係數。NREL將CIGS技術的轉換效率推進至19.9%，目前CIGS太陽能模組電池轉換效率已達到11.7%的轉換效率 ( Solar frontier達13% )。由於銅銦鎵硒太陽能電池具有高轉換效率及低材料成本的優點，成為業界關注焦點之一。轉換效率方面，若是利用聚光裝置的輔助，目前轉換效率已經可達30%，標準環境測試下最高也已經可達到19.5%，足以媲美單晶矽太陽電池的最佳轉換效率。 在大面積製程上，採用軟性塑膠基板的最佳轉換效率也已經達到14.1%。被視為是未來最有發展潛力的薄膜太陽能電池種類之一。目前主要的CIS薄膜太陽能電池生產技術是採用濺鍍法，成本較高，但美國矽谷的Nanosolar公司已研發成孕H金屬箔為基板，以印刷(就像印報紙)的方式生產CIGS薄膜太陽能電池的技術，可大幅降低生產成本。
CIGS的製程主要有三大步驟，分別需要濺鍍機、雷射機、硒化爐等設備，實際量產上遇到了問題目前設備商尚無全時運轉是要二十四小時運轉的整廠設備，這也是台積電的挑戰之一。
薄膜太陽能電池之產品特性分析
1.原料方面(原料供應充足)
可使用多樣、低成本基板因為薄膜太陽能電池可以在低成本的玻璃、不銹鋼、陶瓷及塑膠等基板上，利用化學氣相沉積法（矽薄膜常用）、濺鍍（矽薄膜、CIGS常用）或蒸鍍（CdTe常用）等方式形成薄膜，產品因而輕、薄。且基板通常數量多且取得容易，不需使用昂貴的結晶矽基板。在鍍膜部分，非晶矽太陽能電池所需的矽鍍膜亦只需1~2μm，厚度僅為矽晶圓的1/100，當矽料短缺時，可節省可觀的材料費。而CIGS所需的硒、銦及CdTe的碲雖為稀有金屬，但因全球對此類原料的需求量仍低，故無缺料問題。
2.研發方面
以多層接合技術研發提升轉換效率
矽薄膜技術中的非晶矽太陽電池，在強烈光線的長期照射下，轉換效率會衰減10~20%，產生所謂的光輻射引致性能衰退效應(Staebler-Wronski Effect；簡稱SWE效應)，光劣化效果會造成供電不穩定現象，因此，僅適用於功率小的消費性電子產品。但隨著多層接合技術（Multijunction Cell）的發展，轉換效率的問題有機會獲得改善。然而，多層接合技術雖可提高轉換效率，但每多鍍一層所造成的成本負擔、轉換效率穩定性及產品良率控制等問題，亦是採用多層接合技術會衍生的問題。
3.製造方面(高建廠成本)
除了轉換效率造成薄膜太陽能電池無法普及外，昂貴的建廠成本，也是令廠商卻步的原因。以建一座30MW的太陽電池工廠為例，矽晶太陽電池的投資成本約2~3億元新台幣，而薄膜太陽能電池則為其成本的5~10倍不等，價差之大，若非資金雄厚者無法進入。特別是在全球金融體系銀根緊縮，廠商更難獲取充裕的資金融通。
4.產品應用方面(易與載體做造型整合、低溫發電能力佳 需較大安裝空間)
薄膜電池因非使用結晶矽做基板，不會受到晶圓尺寸大小限制，容易進行大面積及客製化生產。例如，可結合商業設施、大樓及住宅，融入遮陽板、玻璃帷幕及屋頂等設計。相較於矽晶片需要足夠光照才能產生電能，薄膜能太陽電池較不受日照條件影響，因此，在特定日照條件地區，薄膜太陽能電池之全年總發電量會大於矽晶太陽能電池。雖然薄膜太陽能電池具有低溫發電能力佳的優點，但轉換效率低是最主要的缺點。目前矽晶太陽電池模組的效率約12~17%，矽薄膜太陽能模組卻只有約5~8%、CIGS及CdTe約可達10%。即同瓦數產品，矽薄膜太陽能電池模組所需安裝面積約是矽晶電池兩倍。因此，薄膜太陽能電池安裝必須考量土地面積及空間問題，若要像矽晶太陽能電池模組裝置在土地或頂樓上，則並不適用於地窄人稠的都市地區。
薄膜太陽能電池之優缺點分析
|
項目 |
優點 |
缺點 |
|
投資效益 |
1. 非具有雄厚資金能力者無法進入，市場競爭者較少 2. 產業垂直整合性高，仍有較高毛利 |
1. 投資成本昂貴，是矽晶電池模組的5~10倍 2. 矽晶電池模組價格回穩，減少市場對薄膜電池的使用誘因 |
|
材料供應 |
矽用料少或是不用矽原料，不受非晶矽價格影響 |
硒、銦、碲等為稀有金屬，無法支應全面性量產所需 |
|
製程管理 |
製程數少，製程管理相對容易 |
設備及技術尚未形成標準，安裝到試車所需時間長，過程中調校程序複雜 |
|
轉換效率 |
轉換效率提升空間大，新技術研發活動頻繁 |
轉換效率較低，所需裝置面積大
|
|
產品應用 |
可用透明、可撓曲的基板及客製化大面積生產，應用範圍廣 |
大面積產品之良率及穩定性控制不易 |
|
回收處理 |
-- |
市場對碲/鎘有毒物質回收處理的可能要求 |
成本與相關補助分析 =======================================
現階段以太陽能光電發電，發電成本仍遠高於現有發電方法的數倍之多(發電每Kw為基準，煤只需要3美分，天然氣為4.5美分，石油為7美分，核能7美分<含後處理>，但太陽能卻需要32美分)。
台電發電成本：
* 核能每度僅0.173元 * 燃煤火力則為每度0.744元* 燃氣火力則為每度1.682元
* 太陽能則為每度16元(北台灣)* 太陽能則為每度12元(中台灣)* 太陽能則為每度10元(南台灣)
因此各國補助計畫對太陽能產業有重大影響。
德國的可再生能源法案(Renewable Energy Sources Act; EEG)於2011年中進行檢視，在最壞的情況─2012年的市場有可能因此只剩下3GW的容量(註一)，較目前預測的2011年市場整整少了6.8GW，或37%，更指出了單一國家的政治風向足以影響全球市場的巨大風險。01/20/2011德國政府公佈2H11的FIT下修政策，將以03~05/2011的安裝量年化決定下修幅度，以IBTSIC預估2011年德國安裝量約為5.5GW左右來看，07/2011後的FIT下修幅度應落在6%，屬於市場可接受幅度
日本是全球率先對太陽能發電給予補助的國家，打造出夏普、三洋、京瓷等國際級的大廠，自2005年取消家用太陽能系統安裝補助後，又碰上德國急起直追，整體競爭優勢也逐步喪失。預計2009年度開始，恢復已中斷3年的家用太陽能設備補助，總經費達238億日圓。
因為德國在加速推動太陽能補助之後，帶動整體產業發展，Q-Cells從日商Sharp手中，奪下全球第一的太陽能廠寶座，激發日本政府重新思考補助案的合理性和迫切性。
日本政府宣佈2009年元月起，恢復中斷3年的家用太陽能發電系統補助案，預計先提撥90億日圓經費，下一年度(2009年4月至2010年3月)再加碼200億日圓(約新台幣73億元) 。
日本政府計畫在2020年時將太陽能發電的瓦數提升到目前的10倍，到2030年進一步提振至40倍，顯示日本政府的決心。
按照此規劃，未來須有70%以上的新屋安裝太陽能發電系統，才能達到目標。換言之，未來的補貼只會更多而不會少。
加州在2007年起由州長阿諾推動「太陽能百萬屋頂計畫」，透過政府租稅補助，給予20%~50%的減免，鼓勵民眾裝設太陽能發電，是目前美國最重要的太陽能市場之一。
歐洲方面，西班牙2009年太陽能發電補貼，由300MWp改為500MWp，增加的部分將用於地面裝設的太陽能系統補貼，這些系統多數指的就是太陽能發電廠。
原本，西班牙政府打算下修補助方案，後來發現將衝擊光電市場的就業人口，造成失業率提升，最後不但不下修，還上調，讓從事模組和系統業者鬆一口氣。
產業趨勢 =======================================
全站熱搜
留言列表
