台灣矽薄膜太陽電池的發展契機與未來挑戰：材料世界網

太陽能是目前眾人所熟知且最普遍的潔淨能源，而在歐洲政府補助政策與美國加州百萬太陽能屋瓦等的政策催生下，使得矽晶太陽能電池需求大增，在多晶矽材料供應不及情況下，造成今日矽晶太陽電池(Si crystal solar cell)原料嚴重缺貨的窘狀。而同樣是以矽為主要光電轉換材料的矽薄膜太陽電池，則在無原物料短缺疑慮，及可整合應用於結構建材上使用，並且對於光電能量轉換效率上，具有不隨環境溫度、照度因素影響而有明顯降低的優點，逐漸吸引眾人目光，莫不紛紛投入該領域的技術研究與發展。

矽薄膜太陽電池的發展契機
太陽電池與模組製程簡易
現行的p-n接面矽晶太陽電池元件，係由矽基板、抗反射層、與經擴散製程所得p-n二極體接面、金屬電極所構成，而矽晶太陽電池經照射太陽光所收集到的光電流，主要來自於p-n接面空乏層區域所產生極少數漂移電流(drift current)，以及n、p型矽半導體內的中性區吸收不同太陽光譜波段所產生絕大多數擴散電流的總和。而不同於矽晶太陽電池結構，矽薄膜太陽電池則由透明導電層(transparent conductive oxide) 、n型、p型、本質(intrinsic)半導體層與金屬電極，所構成p-i-n接面的元件結構，其光電流的產生是由不摻雜且低缺陷濃度的本質半導體層吸收合適太陽光光譜後，藉由光電轉換機制而產生電子-電洞對(electron-hole pair)，並且受到高掺雜n型、p型半導體層與本質半導體層堆疊所形成的內建電壓(built-in voltage)影響，使得電子與電洞分別往而n型、p型半導體層移動，經金屬極收集後即可得到光電流，然n型、p型半導體層雖亦會吸收太陽光譜，並且產生電子-電洞對，但卻無法貢獻光電流，主要是因為n型、p型半導體層內部有許多缺陷，容易與吸光所產生的自由電荷發生復合現象(Recombination)，使得自由電荷於n型、p型半導體層內部的生命週期(carrier lifetime)相當短，因此不足以擴散至金屬收集電極，而產生光電流。

矽薄膜太陽電池製程分為三道薄膜製程與三道雷射圖案化(Laser Scribing)製程，第一步為在玻璃基板上成長一層透明導電氧化物薄膜(TCO)；第二步以雷射(Laser)將TCO薄膜圖案化；第三步則以PECVD方法於TCO上進行Si薄膜的連續鍍膜;第四步以Laser進行Si薄膜圖案化；第五步則在Si薄膜上以PVD方法進行金屬鍍膜；第六步則為以Laser進行金屬薄膜圖案化；最後再進行玻璃封裝就可完成一太陽模組。當完成全部製程後，此時Cell與Cell間藉著金屬與TCO薄膜的相連接，可直接在玻璃上完成模組化製程。

較短能源回收期與每瓦有較高的發電量
目前的矽晶太陽電池主要材料是以單晶及多晶矽為主，而受到近來矽晶圓材料的需求激増，在上游的原料供應商擴產不足下，缺料問題將會持續到2010年才會獲得紓緩。而矽薄膜太陽電池其主要是以矽甲烷(SiH4)氣體為原料，利用電漿輔助化學氣相沉積(PECVD)製程，可於玻璃或不銹鋼基板上沉積製備矽薄膜太陽能電池，因具有大型面積製造及客製化生產優勢，並且在建材一體(Building Integrated Photovoltaic ;BIPV)應用上極具潛力，逐漸受到大家的重視。同時考慮節能環保的前提下，對於能源回收期長短考量也是相當重要的，能源回收期是指要累積多久時間的太陽電池發電量，才能補償製作太陽電池過程所消耗能源，經日本Kaneka統計結果如圖一所示，若要製作發電量為30MW的多晶矽太陽電池，其能源回收期為2.2年，而矽薄膜太陽電池卻只要1.6年。因此，短能源回收期的矽薄膜太陽電池更具環保概念。

圖一、30MW多晶矽與非晶矽薄膜太陽電池發電系統能源回收期統計圖
資料來源：Kaneka/工業材料雜誌第253期

日本Kaneka比較相同瓦數不同型式之太陽電池一整年的總發電量發現，非晶矽(Amorphous Silicon, a-Si)薄膜太陽電池比多晶矽太陽電池多出10%的總發電量，如圖二(a)所示。這主要是因為太陽電池的發電量取決於溫度、照度及應用環境光譜。一般結晶矽太陽電池的效率溫度係數(Temperature Coefficient)是-0.4 ~ -0.5 %/℃，為非晶矽薄膜太陽電池的兩倍大。也就是說溫度越高，結晶矽太陽電池的效率下降越多，如圖二(b)所示。此外，當太陽光照度低於200W/m2時，多晶矽太陽電池效率會隨照度變低而變低。當照度小於10W/m2，多晶矽太陽電池幾乎只剩AM1.5 照度下效率的20%。而非晶矽薄膜太陽電池此時，仍能維持在AM1.5 照度下效率的90%。因此在溫度與照度影響下，非晶矽薄膜太陽電池整年的總體發電量才會高於結晶矽太陽電池。

圖二、a-Si 與c-Si太陽電池發電特性比較(a)比較不同太陽電池之整年發電量 (b)不同溫度下，太陽能電池效率之變化
資料來源：Kaneka/工業材料雜誌第253期

低成本與1$/Wp實現
以效率7%年產能25MW非晶矽薄膜太陽電池第五代(1.1m×1.4m)生產線為例(15億台幣)，每一片為100W，其平均直接製造成本需要1.8美元/W，其中設備攤提就佔了0.36美元/W，而TCO玻璃則佔了0.35美元/W，此二者所佔的成本費用比例超過4成。在維持相同生產率下，提升1%非晶矽薄膜太陽電池能量轉換效率，每一片由100W變為114W，其總年產可增加為28MW，可增加14%營收，同時降低14%的成本。依此計算，當非晶矽薄膜太陽電池模組能量轉換效率若可達12.6%時，則每單位W的成本可降低至1美元，如圖三●線所示。但在實際情況下，非晶矽薄膜太陽電池模組轉換效率要超過8%是非常困難的事。因此9%需進行技術轉換，將非晶矽薄膜太陽電池技術轉換為非晶矽與微晶矽所組成的tandem矽薄膜太陽電池技術，由於微晶矽薄膜厚度需要1-2μm，勢必要增加CVD機台的建置數量(約8億台幣)，因而增加了製造成本。當tandem矽薄膜太陽電池模組能量轉換效率要達15.5%時，才能達到模組成本為1$/W，如圖三■線所示。依據目前的技術發展來看，其碼要到2030年才能實現。選用Turn Key Solution的生產線與外購TCO玻璃，導致兩者的成本都相當高。假使能自行製造TCO玻璃，將製造成本降低1/2。在設備方面，以單機購買方式將設備建置成本降為1/2時，即有可能如圖三◆線所示，當tandem太陽電池模組能量轉換效率到達11.7%時，就可達到1美元/W太陽能發電成本。

圖三、效率與成本關係圖
資料來源：工業材料雜誌第253期

近兩年來已經有10家台灣廠商正式投入矽薄膜太陽電池，廠商包括大豐、鑫笙、威奈聯合、綠能、聯電旗下的聯相、中環旗下的富陽、吉祥全(原訊碟)轉投資的旭能、大億科轉投資的大億光能、宇通光能與奇美電子。國內廠商付高額的費用向國外設備商購買所謂turn-key solution的技術與設備，其矽薄膜太陽電池模組效率約在5%~7%之間。相較於發展一二十年的技術領先的廠商如Kaneka與Sharp，無須昂貴的turn-key solution設備及模組效率超過10%的自有技術，台灣廠商將面臨何等的挑戰?全球的最大的生產基地大陸同步投入矽薄膜太陽電池，以製造生產為主台灣廠商又需如何因應?

矽薄膜太陽電池的未來挑戰
技術規模重於量產規模
現階段的矽薄膜太陽電池，技術規模重於量產規模。結晶矽太陽電池業者只要有料原就能以相同的設備與技術不斷擴充產能，以量產規模快速搶攻市場佔有率。然而現階段低效率的矽薄膜太陽電池卻無法如此，因為低效率的矽薄膜太陽電池主要應用市場為消費電子產品與獨立型的應用市場，這兩類應用市場由於沒有優惠的政府補助，成長幅度較小。因此要進入市佔率達9成的並聯市場(on-grid)，始能打開經濟規模。雖然矽薄膜太陽電池模組製造成本有1瓦少1美金的優勢，但在系統應用上，由於效率僅結晶矽太陽電池模組二分之一，需要兩倍裝置面積與裝置成本，因此打消了成本的優勢。但實務應用上，如果將土地成本或面積效益來看，低效率的矽薄膜太陽電池將處於劣勢。以電價補助政策為例，在自家有限的屋頂裝設太陽電池模組，選擇效率較高結晶矽太陽電池模組可裝設3KW，但如果選擇低效率的矽薄膜太陽電池則只能裝1.5KW，以賣電效益上來看，結晶矽太陽電池模組較具優勢。因此矽薄膜太陽電池要創造產品競爭力，需要不斷推升效率，這有賴研發的投入與技術的推升。

Time to Market
結晶矽太陽電池生產流程，分為結晶矽太陽電池製程與模組製程。結晶矽太陽電池廠商投入矽晶片生產出來的產品為矽晶太陽電池，只需要通過模組廠商品質測試，即能銷售給模組廠商，沒有繁瑣的產品認證流程。然而模組廠要出貨到有政府補助的市場，則需通過產品認證，如美國的UL、歐洲的TUV、日本的JET等。以歐洲的TUV為例，廠商提出產品認證申請，將八片相同產品送至TUV認證實驗室，目前光排隊就需要6個多月，再加上6個月的認證期，前後將近要一年的時間。

矽薄膜太陽電池不同於結晶矽太陽電池的垂直分工，投入玻璃生產出來的產品即為矽薄膜太陽電池模組。因此要進入規模較大與利潤較高的市場，產品認證為必要程序。矽薄膜太陽電池廠商從生產線建置完成，到通過產品認證後大量出貨尚有一年多的等待期。由於矽薄膜太陽電池薄膜設備成本高出一般結晶矽太陽能電池約3~4倍，因此較高的設備攤提費用，會讓沒有雄厚資金背景的廠商吃不消。

目前工研院與德國TUV合作，在經濟部能源局協助下建置TUV認證實驗室，預計2008年取得IEC61215(結晶矽太陽電池模組)與IEC61646(矽薄膜太陽電池模組) 認證實驗室。將可縮短國內矽薄膜太陽電池廠商產品認證時程，提高廠商競爭力。

核心設備自製能力
矽薄膜太陽電池製程分為透明電極製程、金屬電極製程、半導體矽薄膜製程與雷射圖案化(Laser Scribing)，主要設備有清洗設備(Cleaner)、化學氣相沉積系統(PECVD)、物理濺鍍沉積系統(PVD)與雷射圖案化系統(Laser Scribing System)。國內設備商在過去半導體產業與光電產業電產業歷練中，已經具備製作Cleaner、PVD與Laser Scribing System設備能力。但決定矽薄膜太陽電池模組效率與成本的關鍵設備PECVD，國內設備廠商尚無自製能力。相對於國際設備商整線turn-key發展趨勢，國內設備商需進一步整合以加強競爭力。由於國內設備商規模較小，面對整線大型化設備或關鍵PECVD設備發展風險較高，因此政府政策性支持與資源投入將扮演關鍵性的角色。

國際上包含Kaneka、Mitsubushi Heavy Industry、United-Solar、Schott Solar、Sanyo Electric、Sharp、Fuji、ERSOL等太陽能電池製造公司；設備商則有Oerlikon、Applied Materials、ULVAC、EPV、Ishikawa Heavy Industries等大廠；研究機構如AIST、IMT、Julich、CNRS、NREL皆相繼投入大量資源進行新式PECVD設備與製程開發；其研發重點為:1.著重於高品質微晶矽(μc-Si)薄膜的開發；2.高速鍍膜製程技術及設備開發；3.大面積化(基板＞1m²)。每家廠商都有衍生自有技術與設備，可見在μc-Si的鍍膜領域上，主流技術及機台仍未出現，這將是高效率矽薄膜太陽電池產業能否順利發展的重要關鍵。

內需市場
目前台灣的矽薄膜太陽電池產業非常依賴所謂turn-key solution的技術，國內廠商付高額的費用向國外設備商購買設備與技術。然而大陸的矽薄膜太陽電池產業幾乎與是台灣同步投入發展，台灣廠商可取得的技術與設備大陸廠商亦可取得，在產品的差異化是非常有限地。若兩岸廠商面對的是歐洲市場或美洲市場，國內廠商尚可有競爭力。但如果面對大陸的內需市場，台灣廠商要面臨運送所增加的成本，在競爭力將處於劣勢。根據2010年全球前10大PV市場預測，大陸的內需市場它將會是全球第五大的市場，如圖四所示。反觀，台灣的內需市場2010年是31MW，到2015年是320MW。明年台灣矽薄膜太陽電池廠投入的第一條turn-key生產線規模皆在年產能20MW之譜，按每家的擴產速度到2015年其規模早已超過年產能320MW，不論現在與未來外銷市場將為主要市場。因此台灣廠商勢必投入創新研發，結合過去大家在IC(半導體)、TFT-LCD(顯示器)累積的人才與管理的經驗，快速的提昇效率與降低成本，進而創造產品的差異化與產業的價值。

圖四、2010各國太陽光電系統設置規模
資料來源：Navigant Consulting 2007,08/工業材料雜誌第253期