TOPCon開始規(guī)模應(yīng)用優(yōu)勢企業(yè)可能提前開始收獲

1、一、光伏發(fā)電原理及路線演變1、電池原理及提效原則太陽能電池整體結(jié)構(gòu)是基于大面積的 PN 結(jié)，在光照條件下，能量大于帶隙的光子可以激發(fā)半導(dǎo)體材料中的電子由價帶躍遷至導(dǎo)帶，形成電子-空穴對（電子吸收光子能量），在 PN 結(jié)內(nèi)建電場的作用下，光生電子-空穴對分離，產(chǎn)生電勢，當(dāng)外電路接通，電子將通過外電路對外做功，實(shí)現(xiàn)光能向電能的轉(zhuǎn)化（電子能量下降后回到負(fù)極，完成完整的電路循環(huán)）。圖 1：光伏電池發(fā)電原理圖 2：經(jīng)典 BSF 電池結(jié)構(gòu)示意Solarmuseum、Energy Environmental Science、組件全生命周期發(fā)電量與項(xiàng)目投資運(yùn)營成本是計(jì)算光伏電站項(xiàng)目收益的主要變量，光伏電池環(huán)節(jié)

2、技術(shù)迭代也在持續(xù)圍繞“增效”+“降本”展開。從發(fā)電量角度看，光電轉(zhuǎn)換效率、衰減率、雙面率、弱光表現(xiàn)、溫度系數(shù)等是主要的影響因素。圖 3：平準(zhǔn)化度電成本主要由投資額及電量比例關(guān)系決定晶科能源、1） 光電轉(zhuǎn)化效率光電轉(zhuǎn)換效率指到達(dá)太陽能電池表面的光能有效轉(zhuǎn)變?yōu)殡娔艿谋壤?，?Pm/Pin=VOCISCFF/Pin。光伏電池效率損失的主要來源可以分為 1）光學(xué)損失（低能光子損失等）、2）電學(xué)損失（接觸電壓損失等）兩類，提效的技術(shù)方案多從增加入射光照量（減反射）、減少復(fù)合（鈍化）、降低電學(xué)損失等幾個維度入手。Ø 注：光伏電池電壓、電流輸出隨負(fù)載等效電阻變化，得到 V-I 特性曲線。當(dāng) VI

3、乘積最大時，對應(yīng)最大功率輸出點(diǎn)Pm，此時的電壓、電流稱之為最佳工作電壓 Vm、最佳工作電流 Im。當(dāng)外電路處于開路、短路狀態(tài)時，可測電池的開路電壓 VOC、短路電流 ISC，當(dāng)電池處在正常工作狀態(tài)下，由于外電阻的存在，電池輸出電壓、電流均小于VOC、ISC，而填充因子 FF 定義為最大功率與 VOC、ISC 乘積的比值，即 FF=Pm/（VOCISC）。圖 4：太陽能電池?fù)p失分布圖 為低能光子損失； 為熱弛豫損失；、 為接觸電壓損失； 為載流子對的復(fù)合損失資料來源：高效晶體硅太陽能電池技術(shù)、2） 衰減率：太陽能電池在應(yīng)用過程中效率逐漸下降，相同光照條件下發(fā)電量隨時間增長下滑：Ø PI

4、D（電勢誘導(dǎo)衰減，Potential Induced Degradation）：光伏組件受外界條件影響，玻璃與 EVA 等封裝材料間在負(fù)偏壓下存在漏電流，造成電荷積聚在電池表面，惡化電池表面鈍化效果，造成載流子復(fù)合，影響 VOC、ISC 及FF。Ø LID（光致衰減，Light Induced Degradation）：狹義光衰指初始光衰（大部分組件首年的 1-2%的衰減受到 BO-LID 影響），由于硅片中存在氧元素留存，摻硼 P 型硅片中，硼氧產(chǎn)生復(fù)合體，成為捕獲少子的缺陷中心，降低少子壽命。Ø LeTID（熱輔助衰減，Light and elevated Temper

5、ature Induced Degradation）：LeTID 普遍存在于多種類型電池中，其機(jī)理有多種解釋，如 UNSW 將 LeTID 衰減原因歸結(jié)于氫誘導(dǎo)劣化（HID）。圖 5：衰減率是決定全周期發(fā)電量的關(guān)鍵因素天合光能、2、晶硅電池技術(shù)演進(jìn)回顧1954 年美國貝爾實(shí)驗(yàn)室實(shí)現(xiàn)單晶硅電池突破，光電轉(zhuǎn)換效率6%。而早期晶硅電池造價很高，主要應(yīng)用在航天領(lǐng)域。上世紀(jì)八十年代，減反射、鈍化、金屬化工藝的突破優(yōu)化，推動晶硅電池實(shí)驗(yàn)室效率進(jìn)入 20+%的階段，加速了太陽能電池的產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程，時至今日，晶硅太陽能電池規(guī)模化應(yīng)用的技術(shù)方案主要包括早期的 BSF 電池及當(dāng)前的 PERC 方案。1） BSF：較

6、早實(shí)現(xiàn)規(guī)模化應(yīng)用的 Al-BSF（Aluminum-Back Surface Field）主體結(jié)構(gòu)基于 P 型襯底（基極），在表面摻雜磷源，形成發(fā)射極，并與襯底形成 PN 結(jié)。其表面采取 SiNx 減反射，背面采用 Al 背場，實(shí)現(xiàn)了電池效率的大幅提升，但 BSF 電池仍然存在背面復(fù)合率高、鋁背場對長波利用率低等問題。圖 6：BSF 與 PERC 結(jié)構(gòu)對比Royal Society of Chemistry、Energy Environmental Science、2） PERC：1989 年由 UNSW 提出的 PERC（Passivated Emitter and Rear Cell，鈍化

7、發(fā)射極和背面電池），其主要的優(yōu)化點(diǎn)體現(xiàn)在：Ø 1）選擇性發(fā)射極 SE：正面區(qū)別常規(guī)晶體硅電池在發(fā)射極均勻摻雜的思路，PERC 電池在金屬柵線附近進(jìn)行高濃度摻雜深擴(kuò)散，其他區(qū)域采取低濃度摻雜淺擴(kuò)散，實(shí)現(xiàn)了接觸電阻的有效降低，提升 FF，降低載流子表面復(fù)合速率改善鈍化，同時改善電池短波光譜響應(yīng)等，平衡接觸電阻和光子收集間的矛盾。Ø 2）AlOx/SiNx 背面鈍化：背面沉積 AlOx/SiNx 疊層鈍化膜（P 型襯底），提升背面長波反射能力，飽和晶體硅邊界的懸空鍵，且高負(fù)電荷密度形成高效場鈍化。Ø 3）背面金屬局部接觸：PERC 在鈍化層局部開孔兼顧減小復(fù)合和電流傳導(dǎo)

8、金屬化的要求。局部接觸造成了 PERC電流傳導(dǎo)由 BSF 的單一縱向增加二維的橫向傳導(dǎo)，因而背面開孔深度、布局等對電阻、復(fù)合等有較大的影響。圖 7：UNSW 論文中首次提出的 PERC 電池結(jié)構(gòu)圖 8：PERC 電池效率提升至 23.5%Appl. Phys. Lett. 55, 1363 (1989)、通威集團(tuán)（2021.7）、3、新電池技術(shù)方案多樣化光伏電池技術(shù)經(jīng)歷多輪迭代，按產(chǎn)業(yè)化成熟度分，可以大致分為 1）PERC 主流成熟期路線、2）TOPCon、HJT 發(fā)展導(dǎo)入期路線、3）IBC、鈣鈦礦等前沿方案。目前 PERC 電池量產(chǎn)效率接近理論極限 24.5%，且降本進(jìn)程趨緩，進(jìn)一步降本增效

9、要在技術(shù)方案上突破。30%25%20%15%10% perc極限 topcon極限效率 hjt極限圖 9：光伏電池技術(shù)迭代路線圖 10：電池效率趨勢圖Jinko、Jinko、摩爾光伏、圖 11：IBC 電池結(jié)構(gòu)示意圖 12：HJT 電池結(jié)構(gòu)示意Royal Society of Chemistry、Energy Environmental Science、Royal Society of Chemistry、Energy Environmental Science、圖 13：不同技術(shù)路線太陽能電池效率演進(jìn)NREL、二、TOPCon 已有一定經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，并且將繼續(xù)放大1、TOPCon 電池原理及技術(shù)

10、路線N 型 TOPCon（隧穿氧化層鈍化接觸，Tunnel Oxide Passivated Contact）電池大體是基于 PERC 電池的基礎(chǔ)架構(gòu)， 主要變化體現(xiàn)在：Ø 其一將襯底由 P 型換為N 型，N 型半導(dǎo)體少子壽命高，基本無硼氧復(fù)合，且對金屬污染寬容度更高；Ø 其二在背面結(jié)構(gòu)中，先增加 1-2nm 的隧穿氧化層 SiOx，再沉積一層摻雜多晶硅 n poly Si，形成背面鈍化接觸結(jié)構(gòu)。隧穿氧化層提供了良好的化學(xué)鈍化性能，大幅降低了界面復(fù)合，同時允許多數(shù)載流子有效地隧穿通過到摻雜多晶硅層。摻雜的多晶硅層與基體形成 n+/n 高低場，阻止少數(shù)載流子運(yùn)動至表面，形成選

11、擇性鈍化接觸。圖 14：TOPCon 電池結(jié)構(gòu)示意圖 15：選擇性鈍化接觸示意PhotoVoltaics、高效晶體硅太陽能電池技術(shù)、TOPCon 工藝路線差異主要體現(xiàn)在多晶硅生長及氧化層的制備上，目前主流的技術(shù)方案包括 LPCVD、PECVD、PVD等（習(xí)慣以多晶硅層制備方式簡稱）。Ø LPCVD 方案，即隧穿氧化層采取熱氧，多晶硅層采取 LPCVD 方案（本征+離子注入/磷擴(kuò)），技術(shù)工藝相對成熟，鈍化效果好，但成膜速度較慢，需附加解決繞鍍問題；Ø PECVD 方案，即隧穿氧化層采取 PEALD 方案，氧化層均勻，PECVD 形成多晶硅層，成膜速度快，但造成 H無法釋放，存

12、在 H 含量高，易爆膜的困擾；Ø PVD 方案，由 PECVD 形成氧化層，PVD 完成多晶硅沉積，成膜速度較快且基本無繞鍍影響。表 1：TOPCon 主流工藝流程對比LPCVDPECVDPVD設(shè)備投資低低高繞鍍嚴(yán)重小基本無繞鍍影響不同尺寸兼容性可以可以高產(chǎn)能高可以高原位摻雜較難，SiH4+PH3容易，SiH4+PH3/B2H6容易，硅靶+PH3膜層質(zhì)量較好一般，易爆膜較好耗氣量低高低特氣SiH4，PH3SiH4+PH3/B2H6，H2PH3易耗品成本高（石英舟、石英管）一般（石墨舟清洗）低（載板清洗）占地面積小（L 9m*W 2m*H 4m)?。↙ 9m*W 2m*H 4m)大（L

13、 30m)能耗高中低LPCVDPECVDPVD優(yōu)點(diǎn)工藝成熟度高，多年規(guī)模量產(chǎn)經(jīng)工藝時間短（沉積速率快）無繞鍍驗(yàn)氣體用量小成膜質(zhì)量較好易原位摻雜（p 型和 n 型，沉積速率基本不受摻雜影響）占地面積小工藝時間短易原位摻雜（p 型和 n 型）不同尺寸硅片兼容設(shè)備投資少利于薄片化占地面積小多功能升級缺點(diǎn)繞鍍繞鍍設(shè)備投資大原位摻雜較難膜層均勻性差占地面積大能耗大易爆膜石英耗材成本較高氣體用量大不同尺寸硅片兼容性差不同尺寸硅片兼容性差資料來源：普樂新能源、CPIA、圖 16：TOPCon 鈍化層技術(shù)路線及優(yōu)劣PVinfolink、2、實(shí)現(xiàn)電池效率和發(fā)電量的大幅提升優(yōu)勢 1：TOPCon 發(fā)電效率更高，提

14、效路徑明確、空間大。TOPCon 電池基于 N 型襯底的，少子壽命更長，隧穿氧化層的選擇性透過能力大幅減少載流子復(fù)合造成的損失，同時配合 SMBB 等工藝減少正面柵線阻擋，TOPCon 電池效率較 PERC 有 1pct 以上的優(yōu)勢。同時 TOPCon 電池仍處在產(chǎn)業(yè)化的初期，提效幅度、速度均更快。以 CPIA 口徑統(tǒng)計(jì)，2018 年以來 TOPCon 電池效率提升 2.5 個百分點(diǎn)，同期 PERC 提效幅度為 1.3 個百分點(diǎn)，PERC 電池在周期中后段接近理論極限，提效進(jìn)程明顯不及 TOPCon。而目前 TOPCon 量產(chǎn)效率與超過 28%的理論極限仍有很大的優(yōu)化空間，提效路徑也更為明確。

15、圖 17：光伏電池提效回顧圖 18：TOPCon 提效幅度領(lǐng)先其他方案25%24%23%22%21%20%PERC p 型單晶電池異質(zhì)結(jié)電池TOPCon 單晶電池IBC 電池2016201720182019202020212021IBC 電池異質(zhì)結(jié)電池TOPCon 單晶電池PERC p 型單晶電池202020192018CPIA、0.0%1.0%2.0%3.0%CPIA、（注：以 2018 年為基準(zhǔn)）圖 19：TOPCon 提效路徑清晰Continuously Evolving Tech、企業(yè)官網(wǎng)、公司公告等、表 2：N 型襯底典型優(yōu)勢序號特征概述1少子壽命高n 型材料中的雜質(zhì)對少子空穴的捕獲

16、能力低于p 型材料中的雜質(zhì)對少子電子的捕獲能力，相同電阻率的n 型 CZ 硅片的少子壽命比p 型硅片的高出 12 個數(shù)量級，達(dá)到毫秒級，且 n 型材料的少子空穴的表面復(fù)合速率低于 p 型材料中電子的表面復(fù)合速率，因此采用n 型晶硅材料的少子空穴的復(fù)合將遠(yuǎn)低于p 型的少子電子的復(fù)合。2對雜質(zhì)容忍度更高Fe、Cr、Co、W、Cu、Ni 等金屬對p 型硅片少子壽命的影響均比 n 型硅片大，由于帶正電荷的金屬元素具有很強(qiáng)的捕獲少子電子的能力，而對于少子空穴的捕獲能力比較弱，所以對于少子為電子的 p 型硅片的影響比少子為空穴的n 型硅片的影響要大，即在相同金屬污染的情況下，n 型硅片的少子壽命要明顯高于

17、 p 型硅片。3無 BO-LID摻硼的p 型晶體硅中，硼氧復(fù)合中心造成少子壽命降低，轉(zhuǎn)換效率下降。而摻磷的 n型晶體硅中硼含量極低，基本消除了硼氧對的影響4雙面率高n 型硅片制作的雙面電池雙面率更高，可達(dá)到 85-95%高效晶體硅太陽能電池技術(shù)、PV-tech、智匯光伏、CNKI 等、優(yōu)勢 2：高雙面率、低衰減等提升全周期發(fā)電量根據(jù)晶科能源產(chǎn)品白皮書披露，N 型 TOPCon 電池雙面率可以達(dá)到 85%，較 PERC 70%左右的雙面率明顯提高，折算至綜合效率端大致形成 1pct 左右的效率優(yōu)勢。同時由于 N 型襯底少子壽命更長，受雜質(zhì)影響小，同時基本上消除了硼氧復(fù)合造成的 LID，TOPCo

18、n 組件首年衰減優(yōu)化至 1%，年衰減幅度較 P 型明顯減少，且弱光表現(xiàn)更好，溫度系數(shù)更優(yōu)，提升全生命周期發(fā)電量。實(shí)例測算全周期發(fā)電量優(yōu)勢達(dá)到 4-5%。圖 20：P/N 型組件雙面率對比圖 21：P/N 型組件衰減曲線對比晶科能源、表 3：N 型雙面組件增益測算實(shí)例晶科能源、電站規(guī)模 100MWP 型雙面Tiger Neo 雙面組件功率540560組件效率21.10%21.68%等效峰值利用小時數(shù)12681325組件尺寸電池片數(shù)2256×11341442278×1134144發(fā)電增益100%104.50%資料來源：晶科能源 JinkoSolar、圖 22：晶科能源 NEO

19、組件Jinko、3、能更好兼容 PERC 產(chǎn)線與工藝1） 與既有 PERC 產(chǎn)線兼容度高從硅料/硅片環(huán)節(jié)看，TOPCon 采用 N 型襯底，對硅料純度要求較 P 型更高，目前硅料企業(yè)新產(chǎn)線基本上滿足 N 型需求。N 型硅片拉晶過程要求熱場等輔材雜質(zhì)含量更低，切片厚度與 PERC 大體一致?？傮w上在上游硅料、硅片重資產(chǎn)環(huán)節(jié)不涉及設(shè)備更替；從電池制備環(huán)節(jié)看，TOPCon 相比 PERC 增加/替換的主要設(shè)備為 B 擴(kuò)散、隧穿氧化層及 poly Si 沉積設(shè)備，其余環(huán)節(jié)基本與 PERC 產(chǎn)線兼容；從組件制備環(huán)節(jié)看，TOPCon 通常配合 SMBB 減少銀漿用量，此時要求串焊機(jī)做相應(yīng)調(diào)整（若不改變主柵

20、線數(shù)目則無需調(diào)整），高溫工藝的 TOPCon 在組件端同樣適配 PERC 產(chǎn)線?？傮w來看，TOPCon 與 PERC 工藝大多部分還比較接近，不僅是有改造升級空間，更重要的是可以充分利用現(xiàn)有的產(chǎn)業(yè)工人與成熟工藝。圖 23：PERC/TOPCon 工藝對比Continuously Evolving Tech、2） 投資強(qiáng)度逐漸接近 PERC，改建主要考慮預(yù)留空間參考 CPIA 統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，2021 年 PERC 產(chǎn)線投資額約 1.94 億/GW，TOPCon 產(chǎn)線為 2.2 億/GW，新建產(chǎn)線投資強(qiáng)度已經(jīng)和 PERC 接近。調(diào)研反饋當(dāng)前實(shí)際的 PERC 產(chǎn)線投資額已經(jīng)降至 1.5 億/GW 以下，

21、而 TOPCon 產(chǎn)線投資額也降至2 億/GW 上下，疊加產(chǎn)線生命周期造成的折舊年限差異以及供需造成的排產(chǎn)差異，新建 TOPCon 產(chǎn)線平攤至單 W 折舊額已經(jīng)接近 PERC。從改建角度看，PERC 產(chǎn)線需要增加的投資額（包括硼擴(kuò)、沉積設(shè)備等）大致在 0.4-0.6 億/GW，投資額并不高，制約 PERC 產(chǎn)線改造的因素主要在技術(shù)方案和預(yù)留場地空間上（硼擴(kuò)速度慢于磷擴(kuò)，增加設(shè)備投入）。大部分 2020 年以后擴(kuò)產(chǎn)的 PERC 產(chǎn)線預(yù)留了 TOPCon 的改造空間，但結(jié)合目前統(tǒng)計(jì)規(guī)劃情況，2022 年新增 TOPCon 產(chǎn)能主要為新建產(chǎn)能。圖 24：不同技術(shù)方案單 GW 投資額對比（億元）及折舊

22、測算（元/W）6543210PERCTOPConHJT0.050.040.030.020.010.00202020212021年單W折舊（元/W，右）CPIA、4、經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)開始顯現(xiàn)1） 收益端，TOPCon 已經(jīng)形成溢價：相同版型下，TOPCon 組件較 PERC 提供 5-6%的功率增量，且首年衰減、溫度系數(shù)、弱光表現(xiàn)均更優(yōu)，全生命周期發(fā)電量較 PERC 提升約 4-5%（數(shù)額受場景影響），意味著在相同 LCOE 基準(zhǔn)下，TOPCon 組件將享受較 PERC 的溢價。Ø 靜態(tài)來看，參考目前 TOPCon 24-24.5%的量產(chǎn)效率，測算對單面組件 TOPCon 帶來的初始投資溢價

23、在 0.1 元/W 左右，雙面組件接近 0.15 元/WØ 動態(tài)考慮 TOPCon 和 PERC 的效率差拉大，當(dāng)效率差拉開到 2pcts 時，N 型 TOPCon 在單面/雙面組件端的溢價將進(jìn)一步的向 0.15/0.2 元/W 靠攏。年初以來，已有國電投、中核匯能開始 N 型項(xiàng)目招標(biāo)，且國電投項(xiàng)目給出了 0.14 元/W 的 N 型組件溢價。表 4：N 型電池組件享受更高溢價日期產(chǎn)品名稱產(chǎn)品類型效率/功率單價（元/W）同規(guī)格 P 型報(bào)N 型溢價備注價（元/W）（元/W）2022-1-1單晶N 型電池182 雙面24.5%1.211.07-1.100.11-0.14一道新能報(bào)價202

24、2-1-1單晶N 型組件182 雙面雙玻550W1.991.87-1.940.05-0.12一道新能報(bào)價2022-1-26單晶N 型組件182 雙面雙玻555Wp2.03-2.1381.86-1.9970.14國電投招標(biāo)資料來源：一道新能、Solarzoom、Solarbe、（同規(guī)格 P 型報(bào)價參考 Solarzoom 及國電投招標(biāo)信息）TOPCon24.0%24.5%25.0%25.5%26.0%PERC23.0%23.2%23.3%23.5%23.7%表 5：TOPCon 組件溢價測算（元/W）電池效率假設(shè)組件效率TOPCon PERC效率差22.3%21.4%0.9%22.8%21.5%

25、1.2%23.3%21.7%1.5%23.7%21.9%1.9%24.2%22.0%2.2%單面1.50.060.080.100.120.131.60.070.090.110.120.14BOS 成本假設(shè)1.70.070.090.110.130.15（元/W）1.80.080.100.120.140.161.90.080.100.130.150.1720.080.110.130.160.18雙面綜合效率TOPCon（Bifi85%）24.9%25.4%25.9%26.4%27.0%折算（BSI 取PERC（Bifi70%）23.4%23.6%23.8%23.9%24.1%13.5%）效率差1.

26、5%1.8%2.2%2.5%2.9%雙面1.50.090.110.130.140.161.60.090.110.130.150.17BOS 成本假設(shè)1.70.100.120.140.160.18（元/W）1.80.110.130.150.170.191.90.110.140.160.180.2020.120.140.170.190.21資料來源：晶科能源、捷泰新能源、一道新能源等、2） 成本仍然具備下降空間：從成本增量看，測算 TOPCon 非硅+硅成本合計(jì)增量大致在 0.06-0.1 元/W。Ø 非硅成本：非硅主要來自銀漿及折舊：1）目前 182 PERC 正面用量 70-80mg

27、（背銀約 1/3），過去 3 年 TOPCon 正背面銀漿消耗量實(shí)現(xiàn)大幅降低，但目前仍較 PERC 高約 50mg（120-130mg/片），以當(dāng)前銀漿報(bào)價粗略測算單 W 非硅增加大致在 3 分上下。未來線寬下降、加工費(fèi)用減少，TOPCon 銀漿消耗仍有很大的下降空間，疊加效率提升銀漿非硅成本將趨近。2）設(shè)備投資帶來的折舊增加攤至單 W 大致在 1 分，考慮企業(yè)間技術(shù)工藝、良率、投產(chǎn)條件（主要影響能耗價格）差異，目前 TOPCon 電池環(huán)節(jié)非硅的成本增量大致在 4-8 分/W。Ø 硅成本：N 型硅片目前較 P 型仍高出 6%-10%，以 182 硅片報(bào)價測算，大致硅成本增量在 2-3

28、 分/W 上下（目前N 型硅片尚未大批量供應(yīng)，存在浮動空間）。表 6：不同技術(shù)路線電池端成本變化電池片技術(shù)成本主要變量PERC基準(zhǔn)TOPCon+銀耗+設(shè)備折舊HJT-硅片成本-銀耗+靶材+設(shè)備折舊HBC-硅片成本+銀&銅成本差+設(shè)備折舊HJT+鈣鈦礦疊層-硅片成本-銀耗+靶材+設(shè)備折舊+鈣鈦礦功能層成本Solarzoom、表 7：TOPCon 銀漿非硅成本增量估算（元/W）182 TOPCon 假設(shè)銀漿用量（mg/pc）效率電池功率（W）15014013012011024.0%7.920.0360.0290.0230.0170.01024.5%8.080.0340.0280.0210.

29、0150.00925.0%8.250.0320.0260.0200.0140.00825.5%8.410.0300.0240.0180.0120.00626.0%8.580.0280.0230.0170.0110.005資料來源：公司公告、（注：以 23.5%轉(zhuǎn)換效率 182 PERC 電池為參考系，考慮背銀、鋁漿折算）圖 25：TOPCon 電池成本構(gòu)成圖 26：TOPCon 電池正面銀漿消耗量（mg/pc）1009590858075706560201920202021公司公告、Solarzoom、索比光伏等、CPIA、三、TOPCon 將在今年開始規(guī)模推廣，先發(fā)企業(yè)享受紅利1、復(fù)盤 PER

30、C 替代，性價比優(yōu)勢后滲透率快速提升PERC 拉開單晶多晶能效差距。PERC 技術(shù)在原有電池片生產(chǎn)增加背面鈍化及激光開槽工序，與既有產(chǎn)線兼容，且效率提升明顯。同時 PERC 工藝在單/多晶電池上提效差異（對單晶，PERC 提效達(dá)超過 1%，而多晶為 0.6-0.8%）， 放大單晶電池溢價。此外金剛線在單晶更優(yōu)的適配性也推動單晶+PERC 技術(shù)的整體優(yōu)勢。由全周期性價比優(yōu)勢到組件售價可比，單晶替代經(jīng)歷價值發(fā)現(xiàn)到加速擴(kuò)張。Ø 1）2016 年單/多晶實(shí)際價差收縮至持平/低于合理價差，全周期視角下單晶增效帶來發(fā)電量增益攤薄 LCOE，形成對多晶路線的性價比優(yōu)勢。2017 年單/多晶價差進(jìn)一

31、步收窄，年底幾近同價，單晶“附贈”發(fā)電量突破對單晶高效率的認(rèn)知。Ø 2）單晶性價比優(yōu)勢獲產(chǎn)業(yè)認(rèn)可，龍頭產(chǎn)能釋放，2017-2019 年單晶滲透率加速提升，2020 年基本完成多晶向單晶轉(zhuǎn)化，單/多晶價差逐步恢復(fù)至合理區(qū)間。表 8：單/多晶硅片合理價差測算項(xiàng)目單位2014201520162017201820192020單晶組件功率W270275280295305315325多晶組件功率W255260265270275275280功率差W15151525304045組件封裝成本元/塊210205200195190190190面積相關(guān) BOS 成本元/塊500500500500500500

32、500單晶組件溢價元/W0.150.150.140.220.250.320.34公司公告、CPIA、2016201720182019圖 27：2014-2020 單/多晶組件價格走勢（元/W）圖 28：2016-2019 國內(nèi)單晶電池占比Solarzoom、CPIA、2、TOPCon 規(guī)模應(yīng)用已經(jīng)啟動2021 年 PERC 市占率約 91%，BSF 電池市占率降至 5%，N 型份額僅為 3%。但 N 型電池量產(chǎn)效率、極限效率都更高，且隨著設(shè)備端、材料端的成本持續(xù)優(yōu)化，N 型尤其 TOPCon 已經(jīng)開始由中試向規(guī)?；l(fā)展。2022 年 1 月，晶科能源安徽 8GW TOPCon 電池項(xiàng)目投產(chǎn)，為

33、全國首個大規(guī)模量產(chǎn)的 TOPCon 生產(chǎn)線。2 月海寧基地產(chǎn)出首片 TOPCon 電池，預(yù)計(jì)到年中公司 TOPCon 產(chǎn)能將逐步爬升至 16GW，成為量產(chǎn)規(guī)模最大的 N 型電池/組件企業(yè)。同時，鈞達(dá)、中來、隆基、天合、晶澳等均規(guī)劃。其中，鈞達(dá)股份計(jì)劃擴(kuò)產(chǎn) 16GW 高效電池，其中一期 8GW 的 TOPCon 項(xiàng)目已經(jīng)開始建設(shè)，中來股份在現(xiàn)有 3.xGW 的基礎(chǔ)上也啟動兩期共 16GW 的產(chǎn)能擴(kuò)張。預(yù)計(jì) 2022 年底 TOPCon 產(chǎn)能將達(dá)到 40GW 以上，2022 年就是 TOPCon 規(guī)模放量的元年。1401201008060402001401201008060402002020202

34、12022E2023ETOPCon其他N型合計(jì)圖 29：N 型電池產(chǎn)能預(yù)測（GW）圖 30：電池結(jié)構(gòu)比例變化PVinfolink、CPIA、表 9：部分 TOPCon 產(chǎn)線投建規(guī)劃情況企業(yè)名稱省份已建(MW)在建/待建(MW)總產(chǎn)能(MW)浙江900900晶科安徽80008000浙江80008000鈞達(dá)股份安徽1600016000江蘇21002100中來江蘇15001500山西1600016000晶澳河北10013001400隆基未披露未披露未披露-天合江蘇江蘇50080005008000通威四川15001500一道浙江12501250LGE韓國15001500韓華韓國60025003100資

35、料來源：公司公告、智匯光伏、Trendforce 等、注 1：通威 1.5GW 包含此前 500MW 試驗(yàn)線注 2：中來山西 16GW 規(guī)劃，一期在建 8GW注 3：隆基未公開披露 TOPCon 規(guī)劃，相關(guān)內(nèi)容由公司研發(fā)進(jìn)度決定3、先發(fā)企業(yè)將享受紅利1） 對 perc 有經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，推廣期有紅利從利潤角度看：基于當(dāng)前的工藝、效率水平測算，TOPCon 從上游硅料到組件端，各環(huán)節(jié)合計(jì)的成本增加大致在0.06-0.1 元/W，實(shí)際能夠提供的溢價合理區(qū)間在 0.1-0.15 元/W（單雙面略有差異），而從目前的實(shí)際招標(biāo)情況看， TOPCon 組件價格較同版型 PERC 高出 0.1-0.14 元/W，

36、意味著率先實(shí)現(xiàn) TOPCon 產(chǎn)品批量供應(yīng)的電池、組件企業(yè)能夠享受額外紅利，前期技術(shù)研發(fā)、資本開支隨企業(yè)產(chǎn)線投產(chǎn)開始兌現(xiàn)收益。從量的角度看：2022 年底 TOPCon 產(chǎn)能預(yù)計(jì)超過 40GW，2023 年進(jìn)一步擴(kuò)張，而光伏行業(yè)整體維持極高的景氣度， 尤其 2023 年上游供給瓶頸突破后，增長確定性高，相較需求總量，TOPCon 仍然是稀缺的優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能，有希望維持較高的利用率。此外，對下游組件企業(yè)而言，基本上無需做產(chǎn)線的調(diào)整即可順利切換到 N 型，考慮到新增的 TOPCon 電池產(chǎn)能很大比例在一體化企業(yè)內(nèi)，能夠外供的三方優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能更為有限，這部分產(chǎn)能將處于供不應(yīng)求的狀態(tài)。綜上，我們判斷在接下來 1

37、-2 年的推廣期，優(yōu)勢企業(yè)將在盈利、出貨量上享受先發(fā)紅利。圖 31：TOPCon 成本增加及售價溢價對比（元/W）圖 32：TOPCon 產(chǎn)能與組件需求對比（GW）0.160.140.120.100.080.060.040.020.00成本價格350300250200150100500TOPCon期末產(chǎn)能測算組件需求202020212022E2023E公司公告、Solarzoom、PVinfolink、CPIA、公司公告等、2） 工藝難度大，工藝復(fù)制比較難，參與者的差異可能比 PERC 大一些PERC 推廣初期，在選擇性發(fā)射極的制備、鈍化膜沉積技術(shù)的選擇、以及背面局部接觸方案上有多樣化的選擇。而在經(jīng)過較長時期的技術(shù)工藝探索和實(shí)證檢驗(yàn)后，目前的 PERC 工藝趨于成熟，企業(yè)間的差異不明顯，PERC 電池的制造壁壘逐漸的弱化。從技術(shù)生命周期看，目前 TOPCon 仍處在推廣初期，從隧穿氧化層、多晶硅層的制備方式看已經(jīng)出現(xiàn)了多樣化的組合選項(xiàng)，再到材料選擇、漿料適配、鈍化層厚度選擇上，不同技術(shù)路線的企業(yè)間存在較大的差異，直觀體現(xiàn)在量產(chǎn)效率、非硅成本控制（包含良率）上的不同。另一方面，TOPCon 在原有 PERC 產(chǎn)線基礎(chǔ)上替換為硼擴(kuò)，增加隧穿氧化層