1）石英砂在电弧炉中冶炼提纯到98%并生成工业硅， 其化学反应SiO2+C→Si+CO2↑ （2）为了满足高纯度的需要，必须进一步提纯。把工业硅粉碎并用无水氯化氢(HCl)与之反应在一个流化床反应器中，生成拟溶解的三氯氢硅(SiHCl3)。 其化学反应Si+HCl→SiHCl3+H2↑ 反应温度为300度，该反应是放热的。同时形成气态混合物(Н2,НС1,SiНС13,SiC14,Si)。 （3）第二步骤中产生的气态混合物还需要进一步提纯，需要分解:过滤硅粉，冷凝SiНС13,SiC14，而气态Н2,НС1返回到反应中或排放到大气中。然后分解冷凝物SiНС13,SiC14，净化三氯氢硅（多级精馏）。 （4）净化后的三氯氢硅采用高温还原工艺，以高纯的SiHCl3在H2气氛中还原沉积而生成多晶硅。 其化学反应SiHCl3+H2→Si+HCl。 多晶硅的反应容器为密封的，用电加热硅池硅棒（直径5-10毫米，长度米，数量80根），在1050-1100度在棒上生长多晶硅，直径可达到150-200毫米。 这样大约三分之一的三氯氢硅发生反应，并生成多晶硅。剩余部分同Н2,НС1,SiНС13,SiC14从反应容器中分离。这些混合物进行低温分离，或再利用，或返回到整个反应中。气态混合物的分离是复杂的、耗能量大的，从某种程度上决定了多晶硅的成本和该3工艺的竞争力。
多晶硅生产的西门子工艺，其原理就是在1100℃左右的高纯硅芯上用高纯氢还原高纯三氯氢硅，生成多晶硅沉积在硅芯上。改良西门子工艺是在传统西门子工艺的基础上，同时具备节能、降耗、回收利用生产过程中伴随产生的大量H2、HCI、SiCI4等副产物以及大量副产热能的配套工艺。目前世界上绝大部分厂家均采用改良西门子法生产多晶硅。 改良西门子法相对于传统西门子法的优点主要在于： 1）节能： 由于改良西门子法采用多对棒、大直径还原炉，可有效降低还原炉消耗的电能； 2）降低物耗：改良西门子法对还原尾气进行了有效的回收。 所谓还原尾气：是指从还原炉中排放出来的，经反应后的混合气体。 改良西门子法将尾气中的各种组分全部进行回收利用，这样就可以大大低降低原料的消耗。 3）减少污染：由于改良西门子法是一个闭路循环系统，多晶硅生产中的各种物 料得到充分的利用，排出的废料极少，相对传统西门子法而言，污染得到了 控制，保护了环境。
作者:梁骏吾就建设1000t电子级多晶硅厂的技术进行了探讨。对三氯氢硅法、四氯化硅法、二氯二氢硅法和硅烷法生产的多晶硅质量、安全性、运输和存贮的可行性、有用沉积比、沉积速率、一次转换率、生长温度、电耗和价格进行了对比；对还原或热分解使用的反应器即钟罩式反应器、流床反应器和自由空间反应器也进行了比较。介绍了用三氯氢硅钟罩式反应器法生产多晶硅三代流程。第三代多晶硅流程适于1000t/a级的电子级多晶硅生产。
1，改良西门子法——闭环式三氯氢硅氢还原法改良西门子法是用氯和氢合成氯化氢（或外购氯化氢），氯化氢和产业硅粉在一定的温度下合成三氯氢硅，然后对三氯氢硅进行分离精馏提纯，提纯后的三氯氢硅在氢还原炉内进行CVD反应生产高纯多晶硅。国内外现有的多晶硅厂尽大部分采用此法生产电子级与太阳能级多晶硅。2，硅烷法——硅烷热分解法硅烷（SiH4）是以四氯化硅氢化法、硅合金分解法、氢化物还原法、硅的直接氢化法等方法制取。然后将制得的硅烷气提纯后在热分解炉生产纯度较高的棒状多晶硅。以前只有日本小松把握此技术，由于发生过严重的爆炸事故后，没有继续扩大生产。但美国Asimi和SGS公司仍采用硅烷气热分解生产纯度较高的电子级多晶硅产品。3，流化床法以四氯化硅、氢气、氯化氢和产业硅为原料在流化床内（沸腾床）高温高压下天生三氯氢硅，将三氯氢硅再进一步歧化加氢反应天生二氯二氢硅，继而天生硅烷气。制得的硅烷气通进加有小颗粒硅粉的流化床反应炉内进行连续热分解反应，天生粒状多晶硅产品。由于在流化床反应炉内参与反应的硅表面积大，生产效率高，电耗低与本钱低，适用于大规模生产太阳能级多晶硅。唯一的缺点是安全性差，危险性大。其次是产品纯度不高，但基本能满足太阳能电池生产的使用。此法是美国联合碳化合物公司早年研究的工艺技术。目前世界上只有美国MEMC公司采用此法生产粒状多晶硅。此法比较适合生产价廉的太阳能级多晶硅。4，太阳能级多晶硅新工艺技术除了上述改良西门子法、硅烷热分解法、流化床反应炉法三种方法生产电子级与太阳能级多晶硅以外，还涌现出几种专门生产太阳能级多晶硅新工艺技术。1）冶金法生产太阳能级多晶硅据资料报导[1]日本川崎制铁公司采用冶金法制得的多晶硅已在世界上最大的太阳能电池厂（SHARP公司）应用，现已形成800吨/年的生产能力，全量供给SHARP公司。主要工艺是：选择纯度较好的产业硅（即冶金硅）进行水平区熔单向凝固成硅锭，往除硅锭中金属杂质聚集的部分和外表部分后，进行粗粉碎与清洗，在等离子体融解炉中往除硼杂质，再进行第二次水平区熔单向凝固成硅锭，往除第二次区熔硅锭中金属杂质聚集的部分和外表部分，经粗粉碎与清洗后，在电子束融解炉中往除磷和碳杂质，直接天生太阳能级多晶硅。2）气液沉积法生产粒状太阳能级多晶硅据资料报导[1]以日本Tokuyama公司为代表，目前10吨试验线在运行，200吨半贸易化规模生产线在2005-2006年间投进试运行。主要工艺是：将反应器中的石墨管的温度升高到1500℃，流体三氯氢硅和氢气从石墨管的上部注进，在石墨管内壁1500℃高温处反应天生液体状硅，然后滴进底部，温度回升变成固体粒状的太阳能级多晶硅。3）重掺硅废物提纯法生产太阳能级多晶硅据美国Crystal Systems资料报导[1]，美国通过对重掺单晶硅生产过程中产生的硅废物提纯后，可以用作太阳能电池生产用的多晶硅，终极本钱价可看控制在20美元/Kg以下。这里对几家国内多晶硅厂和国外多晶硅厂的设备技术做些比较.国外多晶硅生产技术发展的特点：1）研发的新工艺技术几乎全是以满足太阳能光伏硅电池行业所需要的太阳能级多晶硅。2）研发的新工艺技术主要集中体现在多晶硅天生反应器装置上，多晶硅天生反应器是复杂的多晶硅生产系统中的一个进步产能、降低能耗的关键装置。3）研发的流化床（FBR）反应器粒状多晶硅天生的工艺技术，将是生产太阳能级多晶硅首选的工艺技术。其次是研发的石墨管状炉（Tube-Recator）反应器，也是降低多晶硅生产电耗，实现连续性大规模化生产，进步生产效率，降低生产本钱的新工艺技术。4）流化床（FBR）反应器和石墨管状炉（Tube-Recator）反应器，天生粒状多晶硅的硅原料可以用硅烷、二氯二氢硅或是三氯氢硅。5）在2005年前多晶硅扩产中100%都采用改良西门子工艺。在2005年后多晶硅扩产中除Elkem外，基本上仍采用改良西门子工艺。通过以上分析可以看出，目前多晶硅主要的新增需求来自于太阳能光伏产业，国际上已经形成开发低本钱、低能耗的太阳能级多晶硅生产新工艺技术的高潮，并趋向于把生产低纯度的太阳能级多晶硅工艺和生产高纯度电子级多晶硅工艺区分开来，以降低太阳能级多晶硅生产本钱，从而降低太阳能电池制造本钱，促进太阳能光伏产业的发展，普及太阳能的利用，无疑是一个重要的技术决策方向。2，国内多晶硅技术发趋势目前国内的几家多晶硅生产单位的扩产，都是采用改良西门子工艺技术。还没见到新的工艺技术有所突破的报导。
多晶硅生产工艺流程如下：1、石英砂在电弧炉中冶炼提纯到98%并生成工业硅，其化学反应SiO_+C→Si+CO_↑。2、为了满足高纯度的需要，必须进一步提纯。把工业硅粉碎并用无水氯化氢（HCl）与之反应在一个流化床反应器中，生成拟溶解的三氯氢硅（SiHCl_）。其化学反应Si+HCl→SiHCl_+H_↑，反应温度为300度，该反应是放热的。同时形成气态混合物（Н_，НСl，SiНСl_，SiCl_，Si）。3、第二步骤中产生的气态混合物还需要进一步提纯，需要分解：过滤硅粉，冷凝SiНСl_，SiCl_，而气态Н_，НСl返回到反应中或排放到大气中。然后分解冷凝物SiНСl_，SiCl_，净化三氯氢硅（多级精馏）。4、净化后的三氯氢硅采用高温还原工艺，以高纯的SiHCl3在H_气氛中还原沉积而生成多晶硅。其化学反应SiHCl_+H_→Si+HCl。
1）石英砂在电弧炉中冶炼提纯到98%并生成工业硅， 其化学反应SiO2+C→Si+CO2↑ （2）为了满足高纯度的需要，必须进一步提纯。把工业硅粉碎并用无水氯化氢(HCl)与之反应在一个流化床反应器中，生成拟溶解的三氯氢硅(SiHCl3)。 其化学反应Si+HCl→SiHCl3+H2↑ 反应温度为300度，该反应是放热的。同时形成气态混合物(Н2,НС1,SiНС13,SiC14,Si)。 （3）第二步骤中产生的气态混合物还需要进一步提纯，需要分解:过滤硅粉，冷凝SiНС13,SiC14，而气态Н2,НС1返回到反应中或排放到大气中。然后分解冷凝物SiНС13,SiC14，净化三氯氢硅（多级精馏）。 （4）净化后的三氯氢硅采用高温还原工艺，以高纯的SiHCl3在H2气氛中还原沉积而生成多晶硅。 其化学反应SiHCl3+H2→Si+HCl。 多晶硅的反应容器为密封的，用电加热硅池硅棒（直径5-10毫米，长度米，数量80根），在1050-1100度在棒上生长多晶硅，直径可达到150-200毫米。 这样大约三分之一的三氯氢硅发生反应，并生成多晶硅。剩余部分同Н2,НС1,SiНС13,SiC14从反应容器中分离。这些混合物进行低温分离，或再利用，或返回到整个反应中。气态混合物的分离是复杂的、耗能量大的，从某种程度上决定了多晶硅的成本和该3工艺的竞争力。
多晶硅的生产技术主要为改良西门子法和硅烷法。西门子法通过气相沉积的方式生产柱状多晶硅，为了提高原料利用率和环境友好，在前者的基础上采用了闭环式生产工艺即改良西门子法。该工艺将工业硅粉与HCl反应，加工成SiHCl3 ，再让SiHCl3在H2气氛的还原炉中还原沉积得到多晶硅。还原炉排出的尾气H2、SiHCl3、SiCl4、SiH2Cl2 和HCl经过分离后再循环利用。硅烷法是将硅烷通入以多晶硅晶种作为流化颗粒的流化床中，使硅烷裂解并在晶种上沉积，从而得到颗粒状多晶硅。改良西门子法和硅烷法主要生产电子级晶体硅，也可以生产太阳能级多晶硅。 硅烷法是将硅烷通入以多晶硅晶种作为流化颗粒的流化床中，是硅烷裂解并在晶种上沉积，从而得到颗粒状多晶硅。因硅烷制备方法不同，有日本Komatsu发明的硅化镁法，其具体流程如图2所示、美国Union Carbide发明的歧化法、美国MEMC采用的NaAlH4与SiF4反应方法。硅化镁法是用Mg2Si与NH4Cl在液氨中反应生成硅烷。该法由于原料消耗量大，成本高，危险性大，而没有推广，现在只有日本Komatsu使用此法。现代硅烷的制备采用歧化法，即以冶金级硅与SiCl4为原料合成硅烷，首先用SiCl4、Si和H2反应生成SiHCl3 ，然后SiHCl3 歧化反应生成SiH2Cl2，最后由SiH2Cl2 进行催化歧化反应生成SiH4 ，即：3SiCl4+ Si+ 2H2= 4SiHCl3，2SiHCl3= SiH2Cl2+ SiCl4，3SiH2Cl2=SiH4+ 2SiHCl3。由于上述每一步的转换效率都比较低，所以物料需要多次循环，整个过程要反复加热和冷却，使得能耗比较高。制得的硅烷经精馏提纯后，通入类似西门子法固定床反应器，在800℃下进行热分解，反应如下：SiH4= Si+ 2H2。硅烷气体为有毒易燃性气体，沸点低，反应设备要密闭，并应有防火、防冻、防爆等安全措施。硅烷又以它特有的自燃、爆炸性而著称。硅烷有非常宽的自发着火范围和极强的燃烧能量，决定了它是一种高危险性的气体。硅烷应用和推广在很大程度上因其高危特性而受到限制在涉及硅烷的工程或实验中，不当的设计、操作或管理均会造成严重的事故甚至灾害。然而，实践表明，过分的畏惧和不当的防范并不能提供应用硅烷的安全保障。因此，如何安全而有效地利用硅烷，一直是生产线和实验室应该高度关注的问题。硅烷热分解法与西门子法相比，其优点主要在于：硅烷较易提纯，含硅量较高（，分解速度快，分解率高达99%），分解温度较低，生成的多晶硅的能耗仅为40 kW ·h/kg，且产品纯度高。但是缺点也突出：硅烷不但制造成本较高，而且易燃、易爆、安全性差，国外曾发生过硅烷工厂强烈爆炸的事故。因此，工业生产中，硅烷热分解法的应用不及西门子法。改良西门子法目前虽拥有最大的市场份额，但因其技术的固有缺点—产率低，能耗高，成本高，资金投入大，资金回收慢等，经营风险也最大。只有通过引入等离子体增强、流化床等先进技术，加强技术创新，才有可能提高市场竞争能力。硅烷法的优势有利于为芯片产业服务，其生产安全性已逐步得到改进，其生产规模可能会迅速扩大，甚至取代改良西门子法。虽然改良西门子法应用广泛，但是硅烷法很有发展前途。与西门子方法相似，为了降低生产成本，流化床技术也被引入硅烷的热分解过程，流化床分解炉可大大提高SiH4 的分解速率和Si的沉积速率。但是所得产品的纯度不及固定床分解炉技术，但完全可以满足太阳能级硅质量要求，另外硅烷的安全性问题依然存在。美国MEMC公司采用流化床技术实现了批量生产，其以NaAlH4 与SiF4 为原料制备硅烷，反应式如下：SiF4+NaAlH4=SiH4+NaAlF4。硅烷经纯化后在流化床式分解炉中进行分解，反应温度为730℃左右，制得尺寸为1000微米的粒状多晶硅。该法能耗低，粒状多晶硅生产分解电耗为12kW·h/kg左右，约为改良西门子法的1/10，且一次转化率高达98%，但是产物中存在大量微米尺度内的粉尘，且粒状多晶硅表面积大，易被污染，产品含氢量高，须进行脱氢处理。 冶金法制备太阳能级多晶硅（Solar Grade Silicon简称SOG—Si），是指以冶金级硅（MetallurgicalGrade Silicon简称MG-Si）为原料（）。经过冶金提纯制得纯度在以上用于生产太阳能电池的多晶硅原料的方法。冶金法在为太阳能光伏发电产业服务上，存在成本低、能耗低、产出率高、投资门槛低等优势，通过发展新一代载能束高真空冶金技术，可使纯度达到6N以上，并在若干年内逐步发展成为太阳能级多晶硅的主流制备技术。不同的冶金级硅含有的杂质元素不同，但主要杂质基本相同，主要包括Al、Fe、Ti、C、P、B等杂质元素。而且针对不同的杂质也研究了一些有效的去除方法。自从1975年Wacker公司用浇注法制备多晶硅材料以来，冶金法制备太阳能级多晶硅被认为是一种有效降低生产成本、专门定位于太阳多级多晶硅的生产方法，可以满足光伏产业的迅速发展需求。针对不同的杂质性质，制备太阳能级多晶硅的技术路线，如图3所示。
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多晶硅生产工艺流程如下：1、石英砂在电弧炉中冶炼提纯到98%并生成工业硅，其化学反应SiO_+C→Si+CO_↑。2、为了满足高纯度的需要，必须进一步提纯。把工业硅粉碎并用无水氯化氢（HCl）与之反应在一个流化床反应器中，生成拟溶解的三氯氢硅（SiHCl_）。其化学反应Si+HCl→SiHCl_+H_↑，反应温度为300度，该反应是放热的。同时形成气态混合物（Н_，НСl，SiНСl_，SiCl_，Si）。3、第二步骤中产生的气态混合物还需要进一步提纯，需要分解：过滤硅粉，冷凝SiНСl_，SiCl_，而气态Н_，НСl返回到反应中或排放到大气中。然后分解冷凝物SiНСl_，SiCl_，净化三氯氢硅（多级精馏）。4、净化后的三氯氢硅采用高温还原工艺，以高纯的SiHCl3在H_气氛中还原沉积而生成多晶硅。其化学反应SiHCl_+H_→Si+HCl。
［生产工艺］加料熔化—➞缩颈生长—➞放肩生长—➞等径生长—➞尾部生长 （1）加料：将多晶硅原料及杂质放入石英坩埚内，杂质的种类依电阻的N或P型而定。杂质种类有硼，磷，锑，砷。 （2）熔化：加完多晶硅原料于石英埚内后，长晶炉必须关闭并抽成真空后充入高纯氩气使之维持一定压力范围内，然后打开石墨加热器电源，加热至熔化温度（1420℃）以上，将多晶硅原料熔化。 （3）缩颈生长：当硅熔体的温度稳定之后，将籽晶慢慢浸入硅熔体中。由于籽晶与硅熔体场接触时的热应力，会使籽晶产生位错，这些位错必须利用缩颈生长使之消失掉。缩颈生长是将籽晶快速向上提升，使长出的籽晶的直径缩小到一定大小（4－6mm）由于位错线与生长轴成一个交角，只要缩颈够长，位错便能长出晶体表面，产生零位错的晶体。 （4）放肩生长：长完细颈之后，须降低温度与拉速，使得晶体的直径渐渐增大到所需的大小。（5）等径生长：长完细颈和肩部之后，借着拉速与温度的不断调整，可使晶棒直径维持在正负2mm之间，这段直径固定的部分即称为等径部分。单晶硅片取自于等径部分。 （6）尾部生长：在长完等径部分之后，如果立刻将晶棒与液面分开，那么热应力将使得晶棒出现位错与滑移线。于是为了避免此问题的发生，必须将晶棒的直径慢慢缩小，直到成一尖点而与液面分开。这一过程称之为尾部生长。长完的晶棒被升至上炉室冷却一段时间后取出，即完成一次生长周期。
太阳能电池的结构工作原理和制造技术
近几年来，受世界太阳能电池发展“热潮”的影响，我国太阳能电池产业发展空前高涨，本文收集了太阳能电池的一些有关技术，以供读者参考。
（一）太阳能电池的发展历史：
太阳能电池是产生光生伏打效应（简称光伏效应）的半导体器件。因此，太阳能电池又称为光伏电池，太阳能电池产业又称为光伏产业。
1954年世界第一块实用化太阳能电池在美国贝尔实验室问世，幷首先应用于空间技术。当时太阳能电池的转换效率为8％。1973年世界爆发石油危机，从此之后，人们普遍对于太阳能电池关注，近10几年来，随着世界能源短缺和环境污染等问题日趋严重，太阳能电池的清洁性、安全性、长寿命，免维护以及资源可再生性等优点更加显现。一些发达国家制定了一系列鼓舞光伏发电的优惠政策，幷实施庞大的光伏工程计划，为太阳能电池产业创造了良好的发展机遇和巨大的市场空间，太阳能电池产业进入了高速发展时期，幷带动了上游多晶硅材料业和下游太阳能电池设备业的发展。在1997－2006年的10年中，世界光伏产业扩大了20倍，今后10年世界光伏产业仍以每年30％以上的增长速度发展。
世界太阳能电池的发展历史如表1所示：
表1 世界太阳能电池发展的主要节点
年份 重要节点
1954 美国贝尔实验室发明单晶硅太阳能电池，效率为6％
1955 第一个光伏航标灯问世，美国RCA发明Ga As太阳能电池
1958 太阳能电池首次装备于美国先锋1号卫星，转换效率为8％。
1959 第一个单晶硅太阳能电池问世。
1960 太阳能电池首次实现并网运行。
1974 突破反射绒面技术，硅太阳能电池效率达到18％。
1975 非晶硅及带硅太阳能电池问世
1978 美国建成100KW光伏电站
1980 单晶硅太阳能电池效率达到20％，多晶硅为％，Ga As为％
1986 美国建成光伏电站
1990 德国提出“2000光伏屋顶计划”
1995 高效聚光Ga As太阳能电池问世，效率达32％。
1997 美国提出“克林顿总统百万太阳能屋顶计划
日本提出“新阳光计划”
1998 单晶硅太阳能电池效率达到％，荷兰提出“百万光伏屋顶计划”
2000 世界太阳能电池总产量达287MW，欧洲计划2010年生产60亿瓦光伏电池。
（二）、太阳能电池的种类
（三）、硅太阳能电池的结构及工作原理
硅太阳能电池的外形及基本结构如图1。基本材料为P型单晶硅，厚度为—左右。上表面为N+型区，构成一个PN＋结。顶区表面有栅状金属电极，硅片背面为金属底电极。上下电极分别与N＋区和P区形成欧姆接触，整个上表面还均匀覆盖着减反射膜。
当入发射光照在电池表面时，光子穿过减反射膜进入硅中，能量大于硅禁带宽度的光子在N+区，PN＋结空间电荷区和P区中激发出光生电子——空穴对。各区中的光生载流子如果在复合前能越过耗尽区，就对发光电压作出贡献。光生电子留于N＋区，光生空穴留于P区，在PN＋结的两侧形成正负电荷的积累，产生光生电压，此为光生伏打效应。当光伏电池两端接一负载后，光电池就从P区经负载流至N＋区，负载中就有功率输出。
太阳能电池各区对不同波长光的敏感型是不同的。靠近顶区湿产生阳光电流对短波长的紫光（或紫外光）敏感，约占总光源电流的5－10％（随N＋区厚度而变），PN＋结空间电荷的光生电流对可见光敏感，约占5 ％左右。电池基体区域产生的光电流对红外光敏感，占80－90％，是光生电流的主要组成部分。
（四）、太阳能电池的制造技术
晶体硅太阳能电池的制造工艺流程如图2。提高太阳能电池的转换效率和降低成本是太阳能电池技术发展的主流。
1、 具体的制造工艺技术说明如下：
（1） 切片：采用多线切割，将硅棒切割成正方形的硅片。
（2） 清洗：用常规的硅片清洗方法清洗，然后用酸（或碱）溶液将硅片表面切割损伤层除去30－50um。
（3） 制备绒面：用碱溶液对硅片进行各向异性腐蚀在硅片表面制备绒面。
（4） 磷扩散：采用涂布源（或液态源，或固态氮化磷片状源）进行扩散，制成PN＋结，结深一般为－。
（5） 周边刻蚀：扩散时在硅片周边表面形成的扩散层，会使电池上下电极短路，用掩蔽湿法腐蚀或等离子干法腐蚀去除周边扩散层。
（6） 去除背面PN＋结。常用湿法腐蚀或磨片法除去背面PN＋结。
（7） 制作上下电极：用真空蒸镀、化学镀镍或铝浆印刷烧结等工艺。先制作下电极，然后制作上电极。铝浆印刷是大量采用的工艺方法。
（8） 制作减反射膜：为了减少入反射损失，要在硅片表面上覆盖一层减反射膜。制作减反射膜的材料有MgF2 ，SiO2 ，Al2O3 ，SiO ，Si3N4 ，TiO2 ，Ta2O5等。工艺方法可用真空镀膜法、离子镀膜法，溅射法、印刷法、PECVD法或喷涂法等。
（9） 烧结：将电池芯片烧结于镍或铜的底板上。
（10）测试分档：按规定参数规范，测试分类。
由此可见，太阳能电池芯片的制造采用的工艺方法与半导体器件基本相同，生产的工艺设备也基本相同，但工艺加工精度远低于集成电路芯片的制造要求，这为太阳能电池的规模生产提供了有利条件。
（五）、太阳能电池的芯片尺寸：
规模化生产太阳能电池的芯片尺寸分别为（103×103）mm2、（125×125）mm2、（156×156） mm2和（210×210）mm2的方片。目前的主流仍是（156×156）mm2，2007年将过渡到（210×210）mm2为主流芯片。最近德国已推出了代表国际最先进的（210×210）mm2硅片全自动生产设备。
芯片的厚度也愈来愈薄，从→300→ 270→ 240 →210 →180 um，目前晶体硅片主要使用厚度为210—240um。
（六）、太阳能电池的芯片材料及转换效率：
1、 晶体硅（单晶硅和多晶硅）太阳能电池：
2004年晶体硅太阳能电池占总量的 ％，生产技术成熟，是光伏产业的主导产品。在光伏产业中占据着统治地位。
对于高效单晶硅太阳能电池，国际公认澳大利亚新南威尔士大学达到了最高转换效率为％，目前世界技术先进产品转换效率为19－20 ％。对于多晶硅太阳能电池澳大利亚新南威尔士大学多晶硅电池效率已突破％，技术先进产品的效率为15－18 ％。
2、 非晶体硅太阳能电池：
α－Si（非晶硅）太阳能电池一般采用高频辉光使硅烷分解沉积而成。由于分解温度低（250－500 0C），可在薄玻璃、陶瓷、不锈钢和塑料底片上沉积1um厚的薄膜，且易于大面积化。非晶硅太阳能电池多数采用PIN结构，有时还制成多层叠层式结构。
非晶硅太阳能电池大量生产的大面积产品的转换效率为10－12 ％，小面积产品转换效率已提高到％，叠层结构电池的最高效率为21 ％。
3、 砷化镓（GaAs）太阳能电池：
GaAs太阳能电池多数采用液相外延法或MOCVD技术制备，GaAs太阳能电池的效率可高达％，一般在％左右。产品具有耐高温和抗辐射特点，但生产成本较高，产量受限，主要用作空间电源。以硅片为衬底，拥MOCVD方法制造GaAs /Si异质结太阳能电池是降低成本很有希望的方法，最高效率 ％，GaAs 叠层结构的太阳能电池效率接近40 ％。
4、 其他化合物半导体太阳能电池：
这方面主要有CIS （铜铟硒）薄膜、CdTe (碲化镉)薄膜和InP(磷化铟) 太阳能电池等。这些太阳能电池的结构与非晶硅电池相似。但CIS薄膜一般厚度为2－3um，已达到的转换效率为 ％。CdTe薄膜很适合于制作太阳能电池。其理论转换效率达30 ％，目前国际先进水平转换效率为 ％，多用于空间方面。2004年世界各种太阳能电池产量的种类分布如表2
表2 2004年世界各种太阳能电池产量的种类分布
序号 太阳能电池种类 总产量（MW） 百分比（ ％ ）
1 单晶硅平板电池
2 多晶硅平板电池
3 非晶硅（室内室外）
4 带硅电池 41..0
5 CdTea（碲化镉）电池
6 CIS (铜铟硒)
7 非晶硅/单晶硅电池
总量 100
（七）、提高太阳能电池效率的特殊技术：
晶体硅太阳能电池的理论效率为25％（光谱条件下）。太阳能电池的理论效率与入射光能转变成电流之前的各种可能损耗的因素有关。其中，有些因素由太阳能电池的基本物理决定的，有些则与材料和工艺相关。从提高太阳能电池效率的原理上讲，应从以下几方面着手：
1、 减少太阳能电池薄膜光反射的损失
2、 降低PN结的正向电池（俗称太阳能电池暗电流）
3、 PN结的空间电荷区宽度减少，幷减少空间电荷区的复合中心。
4、 提高硅晶体中少数载流子寿命，即减少重金属杂质含量和其他可作为复合中心的杂质，晶体结构缺陷等。
5、 当采取太阳能电池硅晶体各区厚度和其他结构参数。
目前提高太阳能电池效率的主要措施如下，而各项措施的采用往往引导出相应的新的工艺技术。
（1） 选择长载流子寿命的高性能衬底硅晶体。
（2） 太阳能电池芯片表面制造绒面或倒金字塔多坑表面结构。电池芯片背面制作背面镜，以降低表面反射和构成良好的隔光机制。
（3） 合理设计发射结结构，以收集尽可能多的光生载流子。
（4） 采用高性能表面钝化膜，以降低表面复合速率。
（5） 采用深结结构，幷在金属接触处加强钝化。
（6） 合理的电极接触设计以达到低串联电阻等。
（八）、太阳能电池的产业链
（九）、上海太阳能电池产业概况：
上海对于光电转换器件的研究起步于1959年。当时在中科院技术物理研究所和上海科技大学等单位作为光电探测器件课题进行研究。上世纪八十年代，上海仪表局所属的上海半导体器件八厂等单位生产小功率的兰硅光电池在市场上销售。八十年代后期，受世界太阳能电池产业迅速发展的影响，上海开始建立专业的太阳能电池芯片生产企业和专业的研究机构。近10年多来，随着我国太阳能电池“热潮”的到来，制造太阳能电池组件的企业纷纷建立，而且随着单晶硅和多晶硅材料供应紧张，许多小型的硅单晶企业也蜂涌而至。从上世纪九十年代以来，上海的太阳能电池产业逐步形成规模。
目前，上海地区从事太阳能电池芯片、组件、硅材料和设备生产和技术研究的单位共20余个。
其中，太阳能电池芯片制造的主要企业有上海太阳能科技有限公司、上海泰阳公司等。2006年中芯国际（上海）公司Fab 10建成投产，利用8英寸硅单晶硅片制造太阳能电池芯片，开创了上海利用8英寸多晶硅片制造太阳能电池的新范例。目前，上海太阳能电池芯片的产量在30－40MW左右。上海太阳能电池组件的生产企业共有10个左右。主要企业仍有上海太阳能科技有限公司和上海泰阳公司（与上海交通大学合作）等。目前上海太阳能电池组件的产量为50－70 MW左右。由于太阳能电池组件生产技术及设备要求较为简单，因此，太阳能电池组件生产企业中，有多家为民营企业。由于国内太阳能电池芯片供应不足，这些企业往往采用进口芯片组装后绝大部分返销境外，仅少数投放国内市场。
近几年来，由于可提供太阳能电池芯片生产的硅单晶片和硅多晶硅片严重短缺，价格不断大幅度上升，例如2003年进口电子级多晶硅每公斤为22－25美元，而2006年进口同样多晶硅的价格上升200％至300％，有些经销商转手倒卖时，价格甚至抬高5至8倍。在这种情况下，许多中小型的硅单晶生产企业蜂涌而至。从上世纪九十年代以来，在上海及周边地区建立中小型太阳能电池硅单晶（或硅多晶）的生产企业达4至5个之多。上海通用硅有限公司和上海卡姆丹克公司（合资企业）是其中有代表性的企业。它们各具有许多直拉单晶炉，可以拉制〃，6〃，〃和8〃直径的硅单晶，形成了可供年产25——30MW太阳能电池芯片的市场。但是由于多晶硅原材料供应不足，这些企业拉制的硅单晶原材料只能供给生产20MW太阳能电池芯片所用。因此，硅材料缺乏已成为抑制上海（乃至全国）太阳能电池产业封装的瓶颈。因此，通过上海与外省市的合作发展多晶硅产业已是涉及到微电子产业和太阳能电池产业的战略问题。
（十）中芯国际（上海）的经验：
中芯国际（上海）为国内集成电路（或半导体器件）芯片制造企业开展太阳能电池芯片或组件生产走出了一条成功之路，从中芯国际（上海）Fab10投产的实践来看，证明了以下事实，即集成电路（或半导体器件）芯片制造企业太阳能电池芯片具有许多有利条件：
● 基本工艺相同；
● 废旧硅圆片可充分利用，有利于降低制造成本；
● 生产线设备基本上可用进口设备或国产设备节省投资；
● 太阳能电池芯片制造若延伸至组件制造，更有利于企业获得较好效益。
但由于集成电路（或半导体器件）芯片制造企业的可利用的单晶硅片数量有限，因此当太阳能电池芯片生产规模扩大时必须考虑其他晶体硅的来源
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近期，硅片尺寸之争再起，硅片龙头隆基股份推出 M6 大硅片产品，并同时发布大硅片组件 Hi-MO4，清楚 表明了力推 M6 的意愿。那么 历史 上硅片尺寸经历过怎样的变化过程?隆基为何要力推 M6?与另一尺寸路线 方单晶相比，M6 有何优势，二者谁将胜出?M6 之后，是否会有更大尺寸的硅片产品推出?本报告试图 解答这些问题。
光伏硅片尺寸源自半导体，经历了从 125 到 156，从 M0 到 M2 这一不断增大的过程。 光伏硅片尺寸标准源 自半导体硅片，在摊薄成本和提高品质这两大需求的推动下，半导体硅片尺寸不断增大，光伏硅片也随之经历 了从小到大的过程。近年来，光伏硅片尺寸经历了 3 次较大的变革:1)1981 至 2012之间，硅片边距由 100 和 125 大幅度增大为156，成本大幅摊薄;2)2013 至 2017年，硅片规格从 M0(边距 156，直径 200)变革为 M1 (边距 ，直径 205)与 M2(边距 ，直径 210)，组件尺寸不变，硅片尺寸增大，从而摊薄成本;3) 目前正在进行中的变革是硅片规格从 M2 变革为 方单晶或者M6大硅片，这次变革增厚了产业链各环节 利润空间，并将硅片尺寸推至当前设备允许的极限。
增大硅片尺寸的驱动力是提高溢价、摊薄成本、拓展利润空间，在这些方面上 M6 比 方单晶更有优 势。 在电站建设中，使用大硅片高功率组件可以减少支架、汇流箱、电缆等成本，从而摊薄单瓦系统成本，为 组件带来溢价;在组件售价端， 方单晶可溢价 2 分钱，M6 可溢价 8 分钱。在制造成本端，大硅片本身可 以摊薄硅片、电池、组件生产环节的非硅成本，从而直接增厚各环节利润;在硅片、电池、组件总成本方面: 方单晶可降低 2 分钱，M6 可降低 5 分钱。因而，总的来看， 方单晶的超额利润为 4 分钱，M6 超 额利润为 13 分钱，M6 的空间更大。在目前的价格水平下， 方单晶所获超额利润基本留在了硅片环节， 而 M6 大部分超额利润流向了组件环节。推广 M6 硅片的原动力在于增厚产业链各环节利润。在定价方面，我 们认为 M6 定价紧跟 M2 即可始终保持竞争优势，使得各环节的摊薄成本内化为本环节的利润，从而使各环节 毛利率均有提高。
M6已达部分设备允许尺寸的极限，短时间内硅片尺寸标准难以再提高。 增大硅片尺寸的限制在于现有设 备的兼容性。通过梳理拉棒切片、电池、组件三个环节用到的主要生产设备，我们发现现有主流设备可以兼容M6硅片，但这一规格已基本达到现有设备允许的尺寸上限，继续增大硅片尺寸则需重新购置部分设备，使得增 大尺寸带来的成本下降被新购设备带来的成本上升所抵消。因而短时间内硅片尺寸标准难以再提高，M6 将在相 当长的一段时间内成为标准上限。
硅片形状分类:方形和准方形
从形状来看，硅片可以分为方形硅片和准方形硅片两大类。方型硅片并非完全正方，而是在四角处也有小 倒角存在，倒角长度 B一般为 2 mm 左右。准方形硅片四角处为圆倒角，尺寸一般比方型硅片的倒角大很多， 在外观上比较明显。
硅片的关键尺寸:边距
对方形硅片来说，因为倒角长度变化不大，所以描述其尺寸的关键在于边距 A。 对准方形硅片来说，由于其制作过程为圆棒切方然后切片，倒角为自然形成，因而其关键尺寸是边距 A 与直径 D。
尺寸标准:源自半导体硅片
光伏硅片与半导体硅片技术本身极为相似，半导体产业规模化发展早于光伏，因而早期光伏硅片尺寸标准 主要源自半导体硅片行业。
半导体硅片尺寸经历了从小到大的过程。60 年代出现了 英寸的单晶硅片;1965 年左右开始出现少量 的 英寸硅片;1975 年左右出现 4 英寸硅片;1980 年左右出现 6 寸片;1990 年左右出现 8 寸片;2000 年左 右出现 12 寸片;预计 2020 年左右 18 寸片将开始投入使用。
半导体硅片尺寸不断增大的根本驱动力有两条:1)摊薄成本;2)提高品质。硅片尺寸越大，在制成的每 块晶圆上就能切出更多芯片，从而明显摊薄了单位成本。同时随着尺寸的增大，边缘片占比将减少，更多芯片 来自于非边缘区，从而产品质量得到提高。
近年来光伏硅片尺寸经历了3 次变革
光伏硅片尺寸标准的权威是 SEMI(国际半导体产业协会)。跟踪其标准发布 历史 ，可以发现近年来光伏硅片尺寸经历了 3 次主要的变革:
1) 由 100 和 125 大幅度增大为 156;此阶段为 1981 至 2012 之间。以 2000 年修改版后的标准 SEMI M6-1000 为例，类原片有 100/125/150 三个尺寸，对应的边距均值分别为 100/125/150 mm，直径分别为 125/150/175 mm，即严格按照半导体硅片尺寸来给定。2012 年，原 SEMI M6 标准被废止，新的 SEMI PV22 标准开始生效，边距 156 被加入到最新标准中;
2) 由 156(M0)小幅调整至 (M2);在标准方面，通过修订，新增的 M2 标准尺寸被纳入 SEMI 标 准范围内，获得了业界的认可;
3)由 (M2)小幅调整至 或者大幅增大为 166。此次变革尚在进行中。
第一次尺寸变革:125 到 156
2012 年前，光伏硅片尺寸更多地沿用半导体 6 寸片的规格，但由于电池生产设备的进步和产出量提升的需求，125 mm 硅片逐步被市场淘汰了，产品大多集中到156 mm 上。
从面积上来看，从 125 mm 硅片过渡到 156 mm，使硅片面积增大 50%以上，大大提高了单个组件产品功率，提高了资源开发与利用效率。
相比边距，当时直径的规格较多。边距 125 对应直径 164 mm 为主流，边距 156 对应直径 200 为主流(M0)。
第二次尺寸变革:M0 到 M1 再到 M2
第二次尺寸变革主要是指从 M0(边距 156 mm，直径 200 mm)变革为 M1(边距 mm，直径 205 mm) 与 M2(边距 mm，直径 210 mm)。这一变革在组件尺寸不变的情况下增大了硅片面积，从而提高了组件 封装效率。硅片面积的提升主要来自两个方面:1)边距增大使硅片面积增大，主要得益于设备精度不断提高， 可以增大硅片边距、减小组件排版时电池间的冗余留白;2)圆角尺寸减小使硅片面积增大，主要得益于拉棒成 本的不断降低，可使用更大直径的硅棒以减小圆角尺寸。
这一变革由中国硅片企业推动，并在 2017 年得到 SEMI 审核通过，成为行业统一的尺寸。2013 年底，隆基、 中环、晶龙、阳光能源、卡姆丹克 5 家企业联合发布 M1 与 M2 硅片标准，在不改变组件尺寸的前提下，M2 通 过提升硅片面积使组件功率提升一档，因而迅速成为行业主流尺寸。
设备无需更改，1 年时间完成切换。此次尺寸改动较小，设备无需做大更改即可生产 M2 硅片，因而切换时 间较短。以隆基为例，在其 2015 年出货产品中，M1 硅片占比 80%，M2 占比仅为 20%;2016 年 M2 占比已达 98%;2017 年已完全不再生产 M0 与 M1 硅片。
第三次尺寸变革:从 M2 到 M6
M2 尺寸标准并未持续很长时间。由于市场对高功率组件的需求高涨，而已建成的电池产线通过提高效率来 提升功率相对较难，相比之下通过增大电池面积来满足更高的组件功率需求成为了部分厂商的应对之策，使得 硅片尺寸出现了 、、、、 等多样化规格，给产业链的组织管理带来极大的不便。
在此情况下，业内再次考虑尺寸标准化问题，并出现了两种标准化方案:1) 全方片。这一方案在不 改变现有主流组件尺寸的情况下将硅片边距增加到极限 mm，同时使用方形硅片，以减小倒角处的留白， 从而使得硅片面积增加 3%，对应 60 型组件功率提升约 10W;2)166 大硅片(M6)。这一方案是当前主流生产 设备所允许的极限尺寸，统一到这一尺寸后业内企业难以再通过微调尺寸来提升功率，从而使得此方案的持久 性潜力更大。与 M2 硅片相比，其面积增益为 12%，对应 60 型组件功率提升约 40W。
使用大硅片的驱动力有以下两点:
1)在电站建设中，使用大硅片高功率组件可以减少支架、汇流箱、电缆等成本，从而摊薄单瓦系统成本， 为组件带来溢价;
2)在制造端，大硅片本身可以摊薄硅片、电池、组件生产环节的非硅成本，从而直接增厚各环节利润;
组件售价: 可溢价 2 分钱，M6 可溢价 8 分钱
电站的系统成本由组件成本和非组件成本构成，其中非组件成本可以分为两大类:1)与组件个数相关的成 本，主要包括支架、汇流箱、电缆、桩基和支架安装成本等;2)与组件个数无关的成本，主要包括逆变器和变 压器等电气设备、并网接入成本、管理费用等，这部分一般与电站容量相关。在电站容量一定的情况下，组件 个数取决于单个组件功率，因而组件个数相关成本也可叫组件功率相关成本。
对于尺寸、重量相近的光伏组件，在其设计允许范围内，支架、汇流箱、电缆等设备与材料的选型可不做 更改。因而对于单个组串，使用 M2、 全方片和 M6 三种组件的成本相同，由此平摊至单瓦则其组件个数 相关的成本被摊薄， 全方片比 M2 便宜 2 分钱，M6 比 M2 便宜 8 分钱。因此在组件售价端， 全方 片的组件最多可比 M2 的组件溢价 2 分钱，M6 的组件最多可比 M2 的组件溢价 8 分钱。在前期推广阶段，组件 厂可能将此部分溢价让利给下游电站，以推动下游客户偏好转向 M6 硅片。
组件成本: 可摊薄 2 分钱，M6 可摊薄 5 分钱
在总成本方面， 方单晶比 M2 低 2 分钱，M6 比 M2 低 5 分钱。这一成本降低是制造端产业链推广 M6 源动力，也是推广 M6 为产业链增厚的利润空间。拆分到各环节来看: 1)硅片单瓦成本方面， 方单晶硅片比 M2 硅片低 分钱，M6 硅片比 M2 硅片低 分钱; 2)电池成本方面， 方单晶比 M2 低 分钱，M6 比 M2 低 分钱; 3)组件成本方面， 方单晶比 M2 低 分钱，M6 比 M2 低 分钱。
硅片成本测算
硅片成本可拆分为硅成本、非硅成本、三费。其中:
1)硅成本与方棒面积成正比，即 M6 比 M2 贵 12%( 元/片)， 比 M2 贵 3%( 元/片);
2)非硅成本中，在拉棒成本方面，圆棒直径变粗使得拉棒速度降低幅度小于圆棒面积增大幅度，最终 M6 比 M2 便宜 ( 元/kg); 方单晶切方剩余率较低，最终使其比 M2 贵 ( 元/kg)。切片成 本大致与方棒面积成正比，最终使得 M6 非硅成本比 M2 贵 ( 元/片)， 比 M2 贵 ( 元/片);
3)三费均以元/片计。
综合来看，在单片成本方面，M6 比 M2 贵 ( 元/片)， 比 M2 贵( 元/片);平摊到单瓦成本，M6 比M2便宜 元/W， 与 M2 基本持平。
非硅成本由拉棒成本和切片成本两部分组成。在单位重量拉棒成本方面，直径越大则单位重量长晶速度越快，因而M6 比 M2 便宜;方单晶切方剩余率低，因而 方单晶比 M2 贵。
电池成本测算
置成本、非硅成本、三费。其中: 1)硅片购置成本与硅片定价策略有关，这里以 2019-6-20 价格为例，M2/ 方单晶/M6 三种硅片含税价格分别为 元/片，摊薄到单瓦后，M6 与 M2 相近， 比 M2 贵 元/W; 2)非硅成本方面，M6 比 M2 降 元/W， 比 M2 便宜 元/W; 3)三费均假设为 元/W。
综合来看，电池环节的附加成本变化不大。
具体来看，在非硅成本中，银浆、铝浆、TMA 等的用量与电池面积相关，最终单瓦成本不变;折旧、人工 等与容量产能相关的成本会被摊薄。
组件成本测算
组件成本可拆分为电池购置成本、非硅成本、三费。其中:
1)电池购置成本与电池定价策略有关，目前 M2/ 方单晶两种电池含税价格为 元/W，M6 电池尚无公开报价，考虑到目前 M6 与 M2 硅片单瓦定价相同，且电池成本变化不大，因而假设定价与 M2 相同;
2)非硅成本方面，M6 比 M2 便宜 元/W， 比 M2 便宜 元/W;
3)三费均假设为 元/W。
综合来看，电池环节的附加成本降低幅度大于电池环节，但依然变化不大。
具体来看，在非硅成本中，EVA、背板、光伏玻璃等主要组成部分随本来就以面积计价，但 M6 与 产品提高了面积利用率，成本会有小幅摊薄;同时产线的产能节拍不变，但容量产能增加。从而接线盒、折旧、 人工等成本会被摊薄。
各环节利润分配: 超额利润在硅片，M6 超额利润在电池和组件
超额利润 4 分钱，M6 超额利润 13 分钱，M6 利润空间比 方单晶大约高 4 个百分点。在组件 售价端， 可溢价 2 分钱，M6 可溢价 8 分钱;在成本端， 可降低 2 分钱，M6 可降低 5 分钱，因而 超额利润为 4 分钱，M6 超额利润为 13 分钱。在所有环节均自产的情况下， 可提高净利率 个 百分点，M6 可提高净利率 个百分点。
在利润分配方面，在目前的价格水平下， 方单晶所获超额利润基本留在了硅片环节。M6 电池和组件 尚无公开报价，按照假设电池售价 元/W、组件售价 元/W 来计算，超额利润在硅片/电池/组件环节的 分配大致为 元/W，大部分超额利润流向了组件环节。
推广 M6 硅片的原动力在于增厚产业链各环节利润。由于目前硅片尺寸的另一选择是，所以推广 M6 需要在产业链各环节利润空间上同时大于 M2 和 方单晶。
静态情景:M6 组件定价与 M2 相同，让利下游电站，推动渗透率提升
最直接的推广方式是将 M6 组件价格设定为与 M2 相同，从而将电站端的系统成本摊薄让利给下游电站， 快速提升下游电站对 M6 组件的认可度。
目前 M2 组件价格为 元/W，若 M6 组件价格同样定为 元/W，则相应的 M6 电池价格需要下调为 元/W，与 M2 电池价格相同，以保证组件环节 M6 净利率大于 M2;硅片价格可以维持 元/片不变，此 时电池净利率可保持在 ，依旧高于 M2 电池的净利率 。在此情境下，M6 各环节净利率均超过 M2， 有利于 M6 推广。
与 方单晶相比，此时 M6 各环节超额利润为 5 分钱，而 方单晶超额利润为 4 分钱，M6 更有 优势。具体到各环节来看，M6 硅片环节净利率稍低，但电池和组件环节净利率高，更有利于全产业链共同发展。
动态情景:M6 定价紧跟 M2 即可始终保持竞争优势
在组件价格方面，M6 与 M2 定价保持一致，即可使 M6 组件保持在下游电站选型中的竞争优势。
在电池价格方面，M6 与 M2 定价保持一致，则可使组件环节的成本摊薄沉淀为组件环节的利润，使得对下 游组件厂来说生产 M6 组件时的毛利率始终高于 M2，因而 M6 组件更有吸引力。
在硅片价格方面，保持 M6 与 M2 单位面积的价格相同，则可使电池环节的成本摊薄沉淀为电池环节的利润，使得对电池厂来说生产M6 电池时的毛利率始终高于 M2，因而 M6 电池更有吸引力。
对硅片环节来说，保持 M6 与 M2 单位面积的价格相同则 M6 净利率比 M2 高 4 个点，硅片环节亦有推广动 力。这也为后续继续降价让利给电池、组件、电站留出了更多空间。
增大硅片尺寸的限制在于现有设备的兼容性。通过梳理拉棒切片、电池、组件三个环节用到的主要生产设 备，我们发现现有主流设备可以兼容 M6 硅片，但这一规格已基本达到现有设备允许的尺寸上限，继续增大硅 片尺寸则需重新购置部分设备，使得增大尺寸带来的成本下降被新购设备带来的成本上升所抵消。
拉棒与切片环节:单晶炉等关键设备裕度大，部分设备接近尺寸上限
在拉棒与切片环节，生产工艺主要分为拉棒、切方、切片三步，分别用到了单晶炉、截断机与开方机、切 片机等 4 种设备。总的来看，对于 M6 硅片来说，单晶炉与开方机尺寸尚有较大余量，截断机已接近部分厂家 设备尺寸的上限。
单晶炉:热屏尺寸尚有较大余量。当前主流单晶厂家热屏内径均留有较大余量。M2 硅片外径为 210 mm， 对应的圆棒直径为 214 mm 左右;M6 硅片外径为 223 mm，对应的圆棒直径为 228 mm。当前主流单晶炉热屏内 径在 270 mm 左右，拉制直径 228 mm 硅棒完全可行，且无须重大改造。
截断机:M6 尺寸在目前设备加工规格范围内，但已接近设备加工规格上限。切断机用于将硅棒切成小段， 其加工规格较难调整。以连城数控官网提供的多线切断机主要参数来看，其适用的单晶硅棒直径为 155-230 mm。 而 M6 硅片对应的圆棒直径是 228 mm，在该设备加工规格范围内，已接近设备加工规格上限。
开方机:加工尺寸裕度较大。开方机用于将圆棒切成方棒。以高测股份单棒四线开方机为例，其切割棒料 直径为 200-300 mm，开方尺寸为 157-210 mm。M6 硅片对应的方棒直径为 223 mm，开方尺寸为 166 mm，现有 设备裕度较大。
电池环节:扩散炉内径最关键，目前可满足要求
目前主流 PERC 电池的生产工艺分为清洗制绒、扩散、刻蚀、镀膜、激光刻划、印刷栅线、烧结等工序，涉 及的关键设备有扩散炉、PECVD、激光刻槽机、丝网印刷机、烧结炉等。其中扩散炉、PECVD、烧结炉等管式加 热或真空设备尺寸难以调整，因而是硅片加大尺寸的瓶颈环节。若硅片尺寸超出现有设备极限，则只能购置新 设备，成本较高。目前常见的管式设备内径最小 290 mm。
扩散炉:圆棒直径需小于扩散炉炉管直径。在扩散工序中，一般使用石英舟承载硅片，然后将石英舟放置 于扩散炉炉管中。在扩散炉中，硅片轴线方向一般与扩散炉轴线方向平行，因而硅片尺寸需在扩散炉炉管截面 之内，即硅棒的圆棒直径需小于扩散炉炉管直径，且需要留有一定的操作空间。将硅片边距由 mm 提高 到 166 mm 的同时，硅片外径将由 210 mm 增大到 223 mm，对于内径 290 mm 的扩散炉来说尚可行。在石英舟 方面，其尺寸经过合理设计一般可以满足M6 硅片进出炉体的要求。
PECVD:硅片边距需小于 PECVD 炉管内径。PECVD 与扩散炉的情况有以下两点不同:1)在 PECVD 中，使 用石墨舟装载硅片;2)硅片轴线与 PECVD 炉管轴线垂直放置，因而只需硅片边距小于 PECVD 炉管内径即可。 为了提高 PECVD 产能，炉管内径一般较大，以叠放更多硅片。将硅片边距由 mm 提高到 166 mm 对于内 径 450 mm 的 PECVD 来说无障碍。
丝网印刷机:M6 硅片可兼容。丝网印刷机的传输系统、旋转平台、刮刀头、视觉系统均与硅片尺寸相关。
以科隆威为例，其官网挂出的唯一一款全自动视觉印刷机PV-SP910D 可兼容 M6 硅片。
组件环节:排版串焊与层压设备均近极限
组件环节主要分为排版串焊、叠层、层压、装框、装接线盒、固化清洗、测试包装等工序，主要需要用到 排版机、串焊机、层压机等设备。
排版串焊:可兼容，问题不大。排版串焊机的关键尺寸是组件长和宽，若组件尺寸在设备允许范围内，则 只需更改设置即可适用于大硅片组件;若超出设备允许的最大组件尺寸，则很难通过小技改来兼容。以金辰的 高速电池串自动敷设机为例，其适用玻璃组件范围为长 1580-2200 mm、宽 800-1100 mm。预计使用 M6 硅片的 72 型组件长 2120 mm、宽 1052 mm，在排版串焊设备允许范围内。
层压:层压机尺寸已达极限。层压机的层压面积较大，一般一次可以处理多个组件。以金辰 JCCY2336-T 层 压机为例，其层压面积为 2300 mm×3600 mm。在使用 M2 硅片时，该层压机一次可处理 4 块 60 型组件，或 3 块 72 型组件。在使用 M6 硅片时，该层压机同样可以一次处理 4 块 60 型组件或 3 块 72 型组件。对于 60 型组 件来说，处理 M2 硅片组件时，该层压机长度方向的余量为 240 mm，较为宽裕;但处理M6 硅片组件时，由于 单片电池尺寸增大 mm，60 型组件长度将加长 ，层压机长度方向的余量仅剩 55 mm，较为紧张。
辅材尺寸易调整。组件辅材主要包括光伏玻璃、EVA、背板、接线盒等。其中光伏玻璃、EVA、背板目前幅 宽可生产 166 及更大尺寸材料，仅需调整切割尺寸即可。接线盒不涉及尺寸问题，仅需考虑组件功率提高后接 线盒内部线缆材料可能需要使用更高等级材料。
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硅，Si,地球上含硅的东西多的很好像90%以上都是今硅的，你说的单晶硅，我想是用来做太阳能电池片的吧，太阳能级别的硅纯度6N以上就可以了，.我从开头说起吧，开始是石头，（石头都含硅），把石头加热，变成液态，在加热变成气态，把气体通过一个密封的大箱子，箱子里有N多的子晶加热，两头用石墨夹住的，气体通过这个箱子，子晶会把气体中的一种吸符到子晶上，子晶慢慢就变粗了，因为是气体变固体，所以很慢，一个月左右，箱子里有就很多长长的原生多晶硅，当然，还有很多的废气啊什么的，（四氯化硅）就是生产过程中产生的吧，好像现在还不能很好处理这东西，废话不多说，原生多晶有了，就开始酸洗，氢氟酸啊硝酸啊，乙酸啊什么的把原生多晶外面的东西洗干净了，就过烘房烘干，无尘检查打包，送到拉晶，拉晶就是用拉晶炉把多晶硅加热融化，在用子晶向上拉引，工人先把多晶硅放进石英锅里，（厂里为了减少成本，也会用一些洗好的电池片，碎硅片一起融）关上炉子加热，石英锅的融点是1700度，硅的融点才1410度左右，融化了硅以后石英锅慢慢转起来，子晶从上面下降，点到锅的中心液面点，也慢慢反方向转，锅下面同时在电加热，液面上加冷，子晶点到液面上就会出现一个光点，慢慢旋转，向上拉引，放肩，转肩，正常拉棒，收尾，一天半左右，一个单晶棒就出来了，当然还有很多是经验，我文笔不太好，说不清楚，比如放母合金，控制温度什么的，单晶棒有了就切方，单晶棒一般是做6英寸的，P型，电阻率0。5-6欧姆（一英寸等于2。4厘米左右）切掉棒子四边，做成有倒角的正方形，在切片，0。22毫米一片吧。好像就这么多了~~~~~~
为了能达到铁芯电学物理性质上的需求，取向硅钢片的制作过程中对硅钢片有一个1200-1250℃的高温退火过程。为了在退火过程中能使铁金属原子完结有规矩的取向摆放，一起在硅钢片的表面构成优良的绝缘膜，这一过程必须通过7天的时刻才能完结，在这样长的高温过程中，通常硅钢片会成为铁沱。因此，在硅钢薄片之间必须选用涂布高温退火阻隔剂来防止硅钢片的烧结，一起该阻隔剂又要能与硅钢片表面的硅构成优良的绝缘膜层。通过科学实验证明，氧化镁应是首选。氧化镁的作用首先是作为硅钢片制作中的高温退火阻隔剂，一起它又具备和硅构成硅酸镁玻璃体绝缘涂层的作用，它又能在高温反应中除掉硅钢中硫和磷等杂质的作用。但是，并不是每种氧化镁都能满意硅钢制作需求，这种氧化镁应具有它特殊的品质。
这种特殊的品质主要包含:
(1)有高的化学纯度，防止在高温条件下对硅酸镁涂层的构成带来不良影响。
(2)必须在水中有良好的悬浮性能。在硅钢片制作过程中将氧化镁涂布于硅钢片表面时，通常选用将氧化镁和水混合成为浆体进行涂布操作，为了能防止涂布过程中氧化镁的淀积，必须保证氧化镁在水中的悬浮性能。
(3)必须有低的水化率。氧化镁的水化率指的是在一定温度条件下和一定的时刻内，氧化镁在水中生成氢氧化镁的百分率。硅钢片表面涂布氧化镁浆体后卷成钢卷，放入罩式炉中退火。退火时，首先必须排去水分。氢氧化镁生成的比例越多，所需排水的时刻越长，另一方面水分过多易和铁生成铁的氧化物，影响硅酸镁膜层的构成，氧化镁的水化率是衡量硅钢氧化镁的重要指标。
(4)氧化镁必须有一定的活性。活性高的氧化镁易与硅的氧化物反应生成硅酸镁玻璃体，但过高的活性会提高氧化镁的水化率，这又是对硅酸镁膜的生成不利，对氧化镁的活性大小应归纳考虑。
(5)氧化镁的浆液对硅钢片表面的豁结性要强。这样，氧化镁涂布于硅钢片上枯燥后，在强振动和摩擦后不会从钢片上脱落。
国家统筹管理，打造龙头企业，提高准入门槛，生产高附加值氧化镁产品
属于金属氧化物MgO 镁是碱土金属比较简单的