光伏系列（73）： 领先企业开始兑现红利，TOPCon壁垒被低估

◾2022年为TOPCon产业化元年，过去一年间领先企业的技术工艺水平持续优化，TOPCon相较PERC的优势不断放大；下游对其认可度进一步提升，盈利溢价不断拉大，目前处于供应紧张状态。虽然2022年出现了大规模的TOPCon扩产规划，但有竞争力的产出依旧稀缺。当前TOPCon是无人区产业，先发企业knowhow更深厚，更容易汇聚上下游资源引领迭代，有望在较长时期内领先。

1、TOPCon效率及发电量优势明显

当前主流N型TOPCon电池架构将原主流的P型衬底换为N型，同时在背面结构中，先增加1-2nm的隧穿氧化层SiOx，再沉积一层掺杂多晶硅n poly Si，形成背面钝化接触结构。隧穿氧化层提供了良好的化学钝化性能，大幅降低了界面复合，同时允许多数载流子有效地隧穿通过到掺杂多晶硅层。掺杂的多晶硅层与基体形成n+/n高低场，阻止少数载流子运动至表面，形成选择性钝化接触。

相较上一代PERC电池，TOPCon的优势主要体现在：

Ø 更高的转换效率：N型TOPCon电池在PERC的基础上更换为N型衬底，少子寿命更长，增加隧穿氧化层及多晶硅层，降低载流子复合，同时配合SMBB等减少正面遮挡，实现效率的显著提升。

以CPIA口径统计，2018年以来TOPCon电池效率提升3个百分点，同期PERC提效幅度为1.4个百分点，PERC电池在周期中后段接近理论极限，提效进程明显不及TOPCon。而目前TOPCon量产效率与超过28%的理论极限仍有很大的优化空间，提效路径也更为明确。

Ø 高双面率、低衰减等提升全周期发电量。N型TOPCon电池双面率可以达到85%，较PERC 70%左右的双面率明显提高，折算至综合效率端大致形成1pct左右的效率优势。

同时由于N型衬底少子寿命更长，受杂质影响小，同时基本上消除了硼氧复合造成的LID，TOPCon组件首年衰减优化至1%，年衰减幅度较P型明显减少，且弱光表现更好，温度系数更优，提升全生命周期发电量。

2、过去一年持续优化，继续拉开差距

2022年领先企业TOPCon已经开始上量，是新一代光伏电池最先享受产业化红利的技术，全产业更多的资金资源投入对TOPCon技术形成正反馈：

Ø 从效率端看，2022年初量产TOPCon效率电池端在24.5%上下，考虑封损后组件效率22%左右，至当前领先量产TOPCon电池端效率达到25.2%/25.5%（+SE），组件端效率23%上下。温度系数由0.3优化至0.2x上下。

Ø 从成本端看，几个主要的成本增量，银浆耗量、设备投资、硅片厚度都在优化：1）银浆耗量由130mg降至100mg上下；2）设备投资由单GW2亿下降0.4-0.5亿；3）硅片厚度由150μm降至当前约130μm。

而考虑TOPCon本身的优化空间足够大，新技术兼容度好，有望在较长的时期占据主流。

Ø 从理论极限效率看，TOPCon在28%上下（背面钝化27.1%、双面28.7%），高于PERC，与同代次的HJT相当，提效潜力大，且路径清晰（SE、浆料、硅片厚度、抛光等方式）。

Ø 从技术衍生兼容性看，TOPCon可以采用背接触方案形成TBC，针对单面场景进一步提升效率，同时可以与钙钛矿叠层，未来有望在TOPCon的基础上，进一步突破晶硅效率极。

1、TOPCon已经有明显的经济性优势

从收益端看，TOPCon溢价一方面来自相同材料用量，更高功率输出形成的成本摊薄，另一方面发电量的增益也在逐渐被市场认可。

Ø 高功率摊薄辅材形成溢价：相同版型下，TOPCon组件较PERC提供5%上下的功率增量（如72片双面PERC约550-560W，TOPCon对应570-580W），能够有效摊薄相关成本，参考目前TOPCon 25.2-25.5%的电池量产效率及23+%的组件效率，测算对单面组件TOPCon带来的初始投资溢价在0.12-0.14元/W左右。

Ø 同功率高发电量形成溢价：相同功率假设下，TOPCon首年衰减、温度系数、弱光表现均更优，发电量较PERC提升约2-5%。假设同功率TOPCon较PERC多发电2%，以0.3元/W电价估算，25年使用周期TOPCon单W额外收益超过0.1元。

从成本增量看，测算TOPCon电池非硅+硅成本合计增量大致在0.03-0.05元/W，未来一方面随材料用量减省，一方面随效率提升，增量将进一步收窄。

Ø 非硅成本：非硅主要来自银浆及折旧：1）TOPCon银浆用量较更多，以当前报价粗略测算单W非硅增加大致在1-2分上下。2）目前TOPCon设备投资额约1.6-1.8亿/GW（技术路线选择有差异），较PERC增量3~5千万（考虑SE），以6-10年折旧期估算，设备投资带来的折旧增加摊至单W大致在0.5-1分。3）头部企业TOPCon良率已经和PERC趋近。

考虑工艺流程增加、企业间投产条件和技术差异（主要影响能耗价格），综合而言TOPCon电池环节非硅的成本增量大致在3-5分/W。

Ø 硅成本：同厚度N型硅片更贵，但当前领先的TOPCon产线使用N型硅片厚度已经减薄至120-130μm，考虑5+%的效率优势，结合报价估算当前TOPCon（120-130μm）硅成本已经与PERC（150μm）接近，若后续效率继续提升，N型硅成本将更低，且2023年以来硅料价格的大幅调整，硅成本的影响会弱化。

2、N型需求爆发，溢价体现，进入收获期

2022年，晶科能源率先启动TOPCon的大扩产，2022年末N型产能达到35GW，钧达（捷泰）2022年7月完成首期8GW投产，而截至当前投产N型总产能达到31GW，此外晶澳、通威、隆基、天合等均启动大规模的N型扩张。2021年PERC市占率约91%，2022年降至88%，而N型份额由2021年3%提升至9%，N型电池进入规模化应用阶段。

从市场需求看，TOPCon供不应求：

Ø 经历1年多的市场验证，下游投资方对N型优势理解更加深刻，TOPCon逐步得到行业性的认可，近期部分招标项目N型份额已由此前10%上下提升至近50%。

Ø 此外，对下游组件企业而言，基本上无需做产线的调整即可顺利切换到N型，考虑到新增的TOPCon电池产能很大比例在一体化企业内，能够外供的三方优质产能更为有限，这部分产能将处于供不应求的状态。

从盈利表现看，溢价不断放大：

Ø 近期N型电池与P型电池的价格趋势有分化，价差拉开至0.1-0.12元/W上下，溢价逐步放大，原因主要系随N型产品进一步降本增效、电站有效验证的形成，TOPCon优势不断验证，下游对N型电池的需求优先级更高，高效电池的议价能力更强。

Ø 此外，产业链价格整体回调后也有更大的溢价空间。

在接下来1-2年的推广期，优势企业将在盈利、出货量上享受先发红利。前期技术研发、资本开支随企业产线投产开始兑现收益。

3、壁垒被低估，领先企业可能在较长时期维持优势

扩产规划巨大，实际落地仅为少数。2022年开始组件、电池供应商以及新进入企业公布了大规模的TOPCon扩产规划，参考PV-tech等统计数据，总量高达400-500GW：

Ø 从落实进度看，大部分仍未形成有效产出，尤其非电池环节的参与者大幅产线进度低于预期。

Ø 针对部分投产项目，爬坡进程出现良率、效率、成本等因素限制稳定批量生产。

优质产能稀缺，电池供不应求。统计截止2023年5月，TOPCon规模化投产项目总量在百GW上下，估算满产运行容量大致在70GW，也充分验证TOPCon的产业化壁垒，由规划到投产，再到形成稳定的产出仍有较大的距离。预计2023年TOPCon有效出货百GW上下，相较全球装机仍有巨大的份额空间。

TOPCon是无人区产业，和PERC当时的状态很大的不同，在较长的时期，都还会有较明显的差异化。当前实现规模化量产的TOPCon供应商过去在N型领域长期投入和布局，优势可能会持续更长的时间。

Ø 率先实现TOPCon大规模量产，抓住窗口期提升份额：目前形成有效产出的仍是少数，提供先发企业提升份额的时间窗口。

Ø 汇聚上下游优势资源，在转换效率、量产工艺上维持领先： TOPCon在原有PERC基础上增加若干工序，相对更复杂，同时还在快速的升级过程中，发展初期know-how掌握在电池企业手中，提前布局TOPCon的企业，会具备一定竞争优势。先发企业更容易汇聚上下游优势资源，如设备、辅材等，更新迭代期第一时间完成更新优化，可能持续在效率、成本上维持领先。

1、上下游及制造设备

上游硅料、硅片：1）N型电池对硅料纯度要求更高，一般而言多晶用料纯度在达到电子级标准，对于硅料企业的工艺要求进一步提升；2）N型、P型硅片掺杂元素分别为磷和硼，拉晶过程要求热场、坩埚等辅材杂质含量更低，此外N型厚度较P型更薄，目前领先的产业化水平在130μm，还有进一步的减薄空间，对硅片工艺也有一定的差异化要求。

电池设备：TOPCon电池基本由PERC电池的基础架构升级而来，除衬底由P型变为N型外，主要差别在于硼扩与钝化层的制备：a）由于硼扩散的速度较慢，因此硼扩设备数量增加；b）背面钝化接触结构有变化，由隧穿氧化层与掺杂多晶硅构成。隧穿氧化层生长及多晶硅层沉积是TOPCon工艺的难点，以多晶硅层的制备方式划分，主要分为三种技术路线，分别为LPCVD（低压力化学气相沉积法，可进一步细分为以全扩散工艺与离子注入磷工艺）、PECVD（等离子体增强化学的气相沉积法）、PVD（物理气相沉积法）。

下游组件：TOPCon通常配合SMBB（12BB、16BB等）减少银浆用量、遮光面积及电流收集串联电阻，同时硅片更薄，此时要求串焊机、自动化设备等做相应调整（若不改变主栅线数目则无需调整）。

辅材：需要根据TOPCon电池特征做适配，主要涉及胶膜、逆变器、接线盒等。

Ø TOPCon电池正面为Al2Ox及SiNx，相较PERC受PID影响更明显，同时考虑其双面率优势，也更适合做双玻结构，POE/EPE胶膜更加适配。

Ø TOPCon更高效率体现为更大的输出电流，可能也要求逆变器、接线盒等电气部件做小幅度的优化。

2、推动实现大幅降本增效，影响产业格局

光伏行业在持续的迭代进步，过去包括大尺寸、单双玻、半片拼片、以及制造设备、辅材环节的诸多升级，推动持续降本增效和平价的实现。

在众多技术变革中，电池环节的跨越升级仍是影响最大的方向。2016、2017年前后开始，单晶PERC完成对多晶的性价比逆转，带动转换效率阶跃提升至20%+，也深刻影响了光伏产业的竞争格局。TOPCon在当下产业化初期就已获得了相对PERC的一定经济性，将在今明年开始规模应用。

而与此前的技术优化可能存在场景适用性（如单双玻等）、或者多种方案的选择可能（如大尺寸等）不同，由于TOPCon相较PERC的效率优势已经在1-1.5pcts，并可以预见效率差额仍将继续拉开，意味着所有的电池企业都需要在当前仍是主流的PERC方案上做调整应对，其影响范围是全行业的。同时如前所述，TOPCon电池对上下游及后端设备形成差异化要求，围绕TOPCon相关的电池装备、膜材料等辅材，可能会有相应的新需求和新机会。

2022年为TOPCon产业化元年，过去一年间领先企业的技术工艺水平持续优化，TOPCon相较PERC的优势不断放大；下游对其认可度进一步提升，盈利溢价不断拉大，目前处于供应紧张状态。虽然2022年出现了大规模的TOPCon扩产规划，但有竞争力的产出依旧稀缺。当前TOPCon是无人区产业，先发企业knowhow更深厚，更容易汇聚上下游资源引领迭代，有望在较长时期内领先。

继续推荐晶科能源、钧达股份、晶澳科技、通威股份、天合光能、隆基绿能、中来股份、福斯特、海优新材（化工联合）、聚和材料（有色联合）、捷佳伟创（机械联合）。

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1）技术迭代风险；

2）光伏装机不及预期；

3）产业链价格波动风险。

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◾游家训：浙江大学硕士，曾就职于国家电网公司上海市电力公司、中银国际证券，2015 年加入招商证券，现为招商证券电气设备新能源行业首席分析师。

◾刘巍：德国斯图加特大学车辆工程硕士，曾就职于保时捷汽车、沙利文咨询公司，2020年加入招商证券，覆盖新能源车汽车产业链、工控自动化。

◾赵旭：中国农业大学硕士，曾就职于川财证券，2019年加入招商证券，覆盖风电、光伏产业。

◾张伟鑫：天津大学电气工程硕士，曾就职于国金证券，2021年加入招商证券，覆盖新能源发电产业。

报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系，基于报告发布日后6-12个月内公司股价（或行业指数）相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中，A股市场以沪深300指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500指数为基准。具体标准如下：

◾股票评级

强烈推荐：预期公司股价涨幅超基准指数20%以上  

增持：预期公司股价涨幅超基准指数5-20%之间 

中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于±5%之间  

减持：预期公司股价表现弱于基准指数5%以上

◾行业评级

推荐：行业基本面向好，预期行业指数将跑赢基准指数 

中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数

回避：行业基本面向淡，预期行业指数将跑输基准指数

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