2022年光伏行業(yè)之PERC及TOPCon溢價專題報告

1、2022年光伏行業(yè)之PERC及TOPCon溢價專題報告一、已具備經(jīng)濟性，與PERC在國內(nèi)地面電站競爭新一代電池技術(shù)接棒PERC，TOPCon快速進入相關(guān)企業(yè)視野光伏電池技術(shù)經(jīng)歷多輪迭代，隨著PERC電池逐步接近24.5%理論極限，新一代電池 技術(shù)將接棒PERC； 電池環(huán)節(jié)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)展導入期路線；3）IBC、鈣鈦礦等前沿方案； 2021年，長期困擾TOPCon的繞鍍問題得以解決，這一技術(shù)路線快速進入相關(guān)企業(yè)視 野；TOPCon簡介TOPCon（隧穿氧化層鈍化接觸，Tunnel Oxide Passivated Conta

2、ct）電池大體是 基于PERC電池的基礎(chǔ)架構(gòu)；主要變化1：將襯底由P型換為N型，N型半導體少子壽命高，基本無硼氧復合，且對 金屬污染寬容度更高；主要變化2：背面鈍化接觸結(jié)構(gòu)，隧穿氧化層提供了良好的化學鈍化性能，大幅降 低了界面復合，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)載流子運動至表面，形成選擇性鈍化接觸；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； 目前以LPCVD居多。預計2022年底TOPCon產(chǎn)能達40GW2022年1月，晶科能源安徽8GW TOPCo

3、n電池項目投產(chǎn)，預計到年中公司TOPCon產(chǎn)能 將逐步爬升至16GW； 天合、晶澳、鈞達、中來等均規(guī)劃TOPCon的產(chǎn)線擴張，預計2022年底TOPCon產(chǎn)能 將達到40GW，TOPCon將是未來幾年內(nèi)電池新增產(chǎn)能的主力軍；與PERC在國內(nèi)地面電站競爭2022年是TOPCon元年，在即將量產(chǎn)的情況下，TOPCon已經(jīng)開始在國內(nèi)地面電站與 PERC競爭； TOPCon在地面電站有多次、較大規(guī)模的中標； 國內(nèi)地面電站是對組件價格接受度最低的應(yīng)用場景；二、相較PERC有溢價，部分溢價尚未完全反應(yīng)TOPCon組件相對PERC的溢價TOPCon組件（硅片至組件一體化）相對PERC的溢價主要通過三條路徑實

4、現(xiàn)： 1、攤薄電站面積相關(guān)的成本；2、發(fā)電量提高帶來的收益；3、TOPCon電池、 組件端自身成本的變化；攤薄電站面積相關(guān)的成本：TOPCon組件運用與地面電站，可攤薄電站面積相關(guān)的成本約0.03元/W； 這一溢價可通過模型測算，很扎實，預計業(yè)主會比較認可；發(fā)電量提高帶來的收益可分為兩部分：1）衰減低帶來的收益；2）雙面率、弱 光性、溫度系數(shù)等性能帶來的收益； 由于襯底不同，N型硅片少子壽命高，基本無硼氧復合，因此衰減表現(xiàn)更好，帶 來的收益包括：a）首年衰減；b）次年開始的線性衰減； TOPCon衰減低，IRR提升0.13%，對應(yīng)溢價為0.04元/W； 低衰減帶來的溢價可通過模型測算，并可短時

5、間內(nèi)驗證，預計業(yè)主可能也會比 較認可；TOPCon雙面率（80-85%，PERC為70%）、溫度系數(shù)（-0.3%/，PERC為0.35%/ ）、弱光性等性能優(yōu)于PERC，可增加收益； 相較PERC，TOPCon同版型可多發(fā)3-5%的電量，其中雙面率帶來2%發(fā)電量增 益，溫度系數(shù)與弱光性等性能優(yōu)勢帶來1-3%發(fā)電量增益（取決于使用區(qū) 域）； 雙面率、溫度系數(shù)、弱光性帶來的發(fā)電量增益取4%，對應(yīng)IRR提升0.13%，溢 價為0.19元/W； 這一溢價可預測，但可能有一定偏差，且確認時間較長，預計業(yè)主認可的難 度相對以一些，可能會認可部分溢價；電池成本變化：TOPCon電池片較PERC成本高約0.0

6、6元/W； 分別為硅片0.02元/W、折舊0.006元/W、漿料0.02-0.03元/W、其他成本 0.01元/W；組件成本變化：TOPCon組件較PERC成本低約0.02元/W； TOPCon成本更低是因同版型功率更高，攤薄其他成本； PERC與TOPCon均為72板型，同版型TOPCon功率較PERC高約15W（對應(yīng)CTM分 別為99.3%、96.6%）；TOPCcon相對PERC組件溢價為0.22元/W：TOPCon組件功率提升攤薄電站面積相關(guān)成本約0.03元/W，性能較好帶來約0.23元 /W溢價，成本方面，電池環(huán)節(jié)增加0.06元/W成本，組件成本減少0.02元/W，相對 PERC溢價

7、合計約為0.22元/W； 發(fā)電量帶來的溢價中，衰減表現(xiàn)更好的0.04/W溢價容易被接受，雙面率、溫度系 數(shù)、弱光性等性能較好帶來的溢價相對需要一定時間驗證； 總體看，Topcon組件在電站端的初期溢價下限0.02元/W，上限可能是0.22元/W；三、TOPCon引領(lǐng)電池技術(shù)革命，推廣速度可能顯著超預期TOPCon這一技術(shù)路線在發(fā)展初期已經(jīng)具備較強戰(zhàn)斗力，在價格忍受度最低 的國內(nèi)地面電站招標中，有多次、較大規(guī)模的中標，且相對PERC有0.04- 0.14元/W的溢價（僅考慮100MW以上招標，國電投50MW溢價0.16元/W）； 隨著產(chǎn)量增加帶來的進一步工藝方面的積累，預計TOPCon降本提效的過程 在1-2年內(nèi)會比較快，比較像PERC量產(chǎn)的初期階段；TOPCon技術(shù)路線上限空間比較大，雙面poly的理論效率上限為28.7% ； 同時，TOPCon降本提效路徑清晰（SE、漿料、硅片厚度、拋光等方式），比 較可能會在2年內(nèi)達到25.5%的量產(chǎn)效率，背面隧穿氧化層的結(jié)構(gòu)最終優(yōu)化效 率可能會到26%；1-2年的維度看，若TOPCon量產(chǎn)效率達25.5%、漿料消耗降至90mg，假設(shè)硅片價 格為4元/片（薄片化、硅料價格下降）（N/P同價），其相對PERC會有更高的溢 價，我們預計約為0.365元/W，溢價底線