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1、光伏行业专题报告：详拆TOPCon组件溢价及成本01.溢价：弹性溢价上限可达0.24元/WTOPCon：隧穿氧化层钝化接触技术TOPCon电池是一种基于选择性载流子原理的隧穿氧化层钝化接触（Tunnel Oxide Passivated Contact）太阳能电池技术，其 电池结构为N型硅衬底电池，在电池背面结构为：超薄氧化硅+掺杂硅薄层，形成了钝化接触结构，有效降低表面复合和金属接触复合。电池背表面为H型栅线电极， 可双面发电。此外，TONCon选用的N型衬底也有诸多优势。 N型衬底相较PERC所使用的P型，半导体少子寿命高，基本无硼氧复合，且对金属污染宽容度更高。 上述技术原理为TOPCo
2、n电池片带来了诸多优势：高转换效率、高双面率、低衰减率、低温度系数。TOPCon主要优势1：电池片转换效率较PERC高PERC电池金属电极与硅片直接接触，两种材料功函数不匹配，导致接触界面能带弯曲，并产生大量的少子复合，对电池片的转化效率产生负面影响。目前产线效率约 23.2%、最高可达23.56%，接近其理论极限24.5%（德国哈梅林太阳能研究所测算）。特殊表面钝化层为TOPCon带来效率优势。TOPCon电池采用极薄的SiO2钝化层，外侧使用100nm的N型Poly-Si背场，增大内建电场，促进载流子分离，提高转化效 率。但仍使用了SiNx等导电性差的反射层，电极需要高温烧穿该层与Poly
3、-Si接触，依旧会有较高的界面复合，对电池效率形成一定限制。目前产线效率约24.6%，预 期提升至25%左右。单面钝化理论极限效率为24.9%，双面钝化理论极限效率为28.7%，但前钝化层生产工艺复杂，未能得到有效突破。TOPCon主要优势2：低衰减率、高双面率、低温度系数TOPCon具备更低衰减率。N型衬底相较P型，半导体少子寿命高，基本无硼氧复合，且对金属污染宽容度更高，使TOPCon组件衰减率天生相对PERC具有优势。此外， PERC电池由于背部AL2O3/SiNx均为介质绝缘膜，为实现电学接触，需对介质膜进行局域激光开孔。而TOPCon由于其技术原理，因其特殊的能带结构，超薄氧化层可
4、允许多子隧穿而阻挡少子透过，在其上沉积一层金属作为电极就实现了无需开孔的钝化接触结构。无需激光开孔，故无光致衰减、弱光效应好。此外，TOPCon电池还具备高双面率、低温度系数的特点。根据晶科能源发布的产品白皮书，P型组件的温度系数为-0.35%/，N型TOPCon组件优化温度系数至0.30%/，在高温环境下发电量尤为突出。TOPCon电池片也普遍比Perc电池双面率高10%+，有效增加了发电量。溢价拆解：刚性溢价0.04元/W+非刚性溢价0.13-0.24元/WTOPCon合理溢价：刚性溢价（对应面积相关BOS摊薄）约0.04元/W+非刚性成本（首年发电3%、1%分别对应溢价0.23元/W、0
5、.13元/W）。刚性溢价（量化最准、最能接受的）：组件效率提升单位面积对应瓦数提升单瓦对应面积相关BOS成本（如土地、支架等）得到摊薄。BOS (Balance of System)成本，是指除了光伏组件以外的系统成本，主要由逆变器、支架、电缆等主要设备成本，以及土建、安装工程、项目设计、工程验收和前 期相关费用等部分构成。BOS单瓦成本=（支架+电缆+升压站+送出电路+建设+其他费用）/(组件效率*组件总面积)+逆变器及箱变成本。逆变器及箱变本身价格是按元/瓦计价，无需除以组 件功率。提高组件效率是降低BOS单瓦成本的主要途径。非刚性溢价：低衰减+高双面率+低温度系数。前者带来全生命周期下的
6、发电增益（假设首年发电量不变）；后两者带来实际使用过程中TOPCon较PERC的首年发电量 增益，但由于后者部分增益无刚性量化标准+后续运维权责较难明确，该部分溢价较为软性。刚性溢价测算：约0.04元/W，源自更高组件效率刚性溢价：组件效率提升单位面积对应瓦数提升单瓦对应面积相关 BOS成本（如土地、支架等）得到摊薄。 对地面电站用户，组件效率提升最直观的反馈是【BOS面积相关成本摊 薄】，也为量化最准、最能接受的【TOPCon组件所带来系统成本降 低】。因此只要TOPCon相对PERC溢价单瓦面积相关成本下降，在终 端用户眼里即是合理的。BOS面积相关成本主要包括土建、支架等设备及安装费用。
7、参考华东勘 测设计院在青海某地面电站比选结论， 由于TOPCon组件效率（依案例 计算约21.83%）较PERC（21.05%）更高，因此同容量项目所需 TOPCon组件块数小于PERC。 项目总体来看，使用TOPCon组件可使电 站建设过程中的BOS相关成本下降约0.04元/W。也即从BOS摊薄维度看， TOPCon至少可较PERC组件拥有4分/W的溢价。半刚性溢价测算：约0.04元/W，下游接受度高低衰减率：由于该部分可以实验定量测得，下游对该溢价接受度高。 低衰减原因：N型电池硅片基底掺磷，无硼-氧对形成复合中心对电子捕获的损失，几无光致衰减。TOPCon组件首年衰减率约1%（PERC约
8、2%），首年 后年均衰减率约0.4%（PERC约0.45%）。 以25年生命周期+年均发电小时1250h测算，TOPCon的低衰减（假设首年发电量与PERC持平）可使全生命周期发电量提升0.6%，IRR提升0.15%，对应 组件溢价约0.04元/W。非刚性溢价：首年发电增益带来0.13-0.24元/W溢价非刚性溢价：高双面率+低温度系数，带来实际使用过程中，TOPCon较PERC的首年发电量增益；但由于增益无刚性量化标准+权责较难明确，该部分溢价较为软性。高双面率：TOPCon双面率可达80%+，较PERC提升10 Pcts；低温度系数：电站中午后日照强、温度上行，组件发电量可能受到影响；低温
9、度系数可保障发电量。TOPCon的温度系数约-0.3%/，较PERC提升0.05%/。目前看来，地面电站端TOPCon组件首年发电量较PERC增益可达3%，后续每年衰减率约0.4%（PERC约0.45%）。以25年全生命周期计算（年均利用小时数 1250h），考虑到低衰减，预计TOPCon组件可较PERC发电量提升4.8%。理想情况下发电量增益溢价：若以PERC投资额4元/W测算，达到相同IRR（7.4%）对应TOPCon溢价可达0.23-0.24元/W（包含低衰减的0.04元/W溢价） ；但实际评估中，由于PERC标定需对照组+发电量增益与运维等因素相关性大，最终权责难评定，该部分溢价涉及上
10、下游博弈，较为软性。以终端电站认可TOPCon组件 首年发电1%增益，对应TOPCon较PERC溢价约0.13元/W（包含低衰减带来的0.04元/W溢价）。22年初至今，TOPCon在招投标中保有一定溢价我们统计了22年初至今国内地面电站的Perc和Top-con电池组件招投标价格。根据广东能源、中核汇能、国家电投、中国华电等项目的公告显示， TOPCon组件价格相较PERC在Q1体现出显著的溢价。从价格端看，除华电1.5GW项目中，晶科为实现TOPCon初期推广，TOPCon溢价仅为0.04元/W外；广东能源项目TOPCon溢价为0.08元/W ，中核 汇能、国电投项目中TOPCon与PER
11、C价差均在0.14元/W以上。表明终端电站已认可TOPCon为业主带来的部分发电量增益（软性溢价），看好新技 术带来的产品差异化为企业带来的超额收益。02.成本：TOPCon成本增0.04-0.05元/W新工艺设备与高耗银，是TOPCon成本提升主要因素结论：TOPCon组件端全成本（一体化）约为1.556元/W（PERC为1.51元/W），单瓦成本较PERC高4-5分。与PERC相比，导致TOPCon成本提升的因素：硅料价格提升+硅片端效率&良率下降+电池capex提升+银浆耗量提升。TOPCon电池工艺复杂，致低电池片良率并需额 外CAPEX。虽然可基于PERC改造，但TOPCon工艺仍较
12、PERC增添2-3步，如：硼扩、非晶硅沉积及镀氧化层膜等，新增工艺环节需新添置设备（硼扩&CVD设备），并 且提升生产能耗。TOPCon电池也需要使用更多银浆。TOPCon 电池的高双面率+特殊隧穿氧化层，使其耗银浆量上升，非硅成本上升。此外，N型电池对硅片的纯度 提出更高的要求，降低硅片端的拉晶效率、切片良率。导致TOPCon成本降低的因素：N型硅片厚度降低硅成本+瓦数提升摊薄辅材成本。未来随良率提升+薄片化+效率提升，预计后续TOPCon一体化组件成本有望和 PERC打平。硅片端测算：薄片化+成本摊薄，N型硅片端成本基本打平OPCon所用的N型硅片较PERC的P型在参数上有诸多优势。包括：
13、掺杂元素更均匀、更高少子寿命、碳氧含量更低、硅片薄片化。但N型硅片需更高的硅片端工艺， 体现到现在的结果是：硅片端的良率下降与非硅成本提升。N型硅片工艺成本劣势：a. 更难控制元素分布均匀性。P型掺硼、N型掺磷，硼在硅中的分散系数（约0.8）大于磷（约0.35），因此N型较P型更难控制元素分布均匀性， 带来非硅成本摊薄；b. 增加单炉总投料量。单炉投量上升会增加炉内液面高度、介质内自然对流强度上升从而引发硅料缺陷、少子寿命降低，拉晶效率降低。c. 需要更 高纯度的硅料（电子II级以上）、石英坩埚、热场、更细金刚线。除了纯度，为防止加热过久导致涂层脱落使得硅料杂质上升，石英坩埚的耗量也更大；热场
14、由于N型硅 片开炉次数更多、对热场氧化加深，单耗增加。此外，由于N型硅片普遍更薄，需要使用更细的金刚线。N型硅片工艺潜在成本优势：薄片化。N型硅片由于其延展性+组件端变化使N型硅片厚度较P型有较大下降空间，从而降本。但根据现有文献，电池片转换效率会随着硅 片厚度的下降而降低，也会影响碎片率。因此，平衡成本与效率将是N型硅片降本的核心议题之一。硅片端：N型薄片化+瓦数提升摊薄成本，预计N型硅片端成本基本打平a. 成本增加的要素：高硅料价格：N型硅料纯度高、供给较低，价格较P型高约4%。 良率下降：N型硅片对纯度质量要求更高，实际生产中边皮头尾废料比例提升。非硅提升：N型纯度提升，拉晶端效率下降；
15、P的扩散性能较Ga更差，切片环节良率下行；预计单瓦非硅提升至0.13元（较PERC提升30%）。b. 成本摊薄的要素：薄片化：N型硅片延展性更佳+TOPCon正背面均用银浆，对称性好，硅片厚度可下降至150um（PERC约160um）。瓦数提升：得益于效率自23.2%提升至24.6%，182电池片的TOPCon功率约8.15W（较PERC高6%），可实现硅成本摊薄。整体而言，在硅片环节，考虑硅片端费用（各0.04元/W）TOPCon的硅片成本约为0.64元/W（PERC为0.63元/W），略高0.01元/W，大致持平。 中性条件下，182mm，假设TOPCon电池片效率为24.60%（PERC
16、为23.20%）、硅片厚度为150um（PERC为160um）、良率为93%（PERC为97%），则TOPCon 单瓦硅耗约为2.15g（PERC为2.29），较PERC降6.11%。N型硅料价格高4%前提下，预计TOPCon硅成本约0.47元/W，较PERC单瓦成本降低2分。考量到非硅N型 较P型高约3分/W，预计N型硅片成本较P型高1分/W，二者基本打平。电池端测算：非硅成本TOPCon整体高0.046元/W电池端：非硅成本TOPCon整体高0.046元/W，主要 由新设备CAPEX、能耗和高银浆耗量推升a. 工艺变动-新设备CAPEX与能耗：预计增加0.011 元/WTOPCon由于相对
17、PERC新增硼扩+SiO2/Poly-Si沉积 工艺，需要增添硼扩&CVD设备，投资额每GW需增 加约6000万元，对应单瓦折旧提升0.005-0.006元 /W。同时能耗预计较PERC高提升10%，对应成本增 加0.005元/瓦；折旧+能耗成本提升总计约0.011元 /W。b. 高银浆耗量：预计增加0.034元/W，是主因PERC电池仅正面需要用银网电极，单片耗量约为 70mg；而TOPCon正面电极采用掺铝银浆，背面由 于需要与多晶硅接触并最大程度地降低金属诱导复合 速率，采用纯银浆料，单片银浆耗量约为120mg，以 银浆价格6000元/kg测算，对应银浆成本增加0.034 元/瓦。电池环
18、节中，考虑TOPCon电池端费用约0.06元/W，预计一体化电池成本总计约0.91元/W，较PERC高约0.06元/W；其中电池端非硅提升0.045-0.05元/W，硅片 端成本提升约0.01元/W。组件端测算：瓦数提升摊薄面积相关非硅成本组件封装过程中，胶膜、玻璃、边框等均属于面积相关成本，相同面积组件的瓦数提升，可实现辅材成本摊薄。以胶膜不含税均价12元/平米，2mm玻璃含 税价格19.2元/平米，PERC组件边框、接线盒、焊带等面积相关辅材成本共0.22元/W测算，预计TOPCon的胶膜、玻璃、其他面积相关辅材成本较PERC可 下降约2分/W。 综合来看，TOPCon的组件生产成本约为0
19、.55元/W (PERC为0.57元/W)。考虑组件端费用，TOPCon组件端全一体化成本约为1.556元/W，较PERC的 1.51元/W提升约0.046元/W，即单瓦成本提升约4-5分。如何看后续TOPCon成本下行敏感性分析：组件效率平均每提升约0.5%，成本可下降约1.6分/W。硅片端良率平均每提升2%，成本可下降约2.5分/W。当TOPCon硅片良率与PERC 持平时，一体化成本略低于PERC（0.4分/W）。硅片厚度平均每降低5um，成本可下降约1.1分/W。03.看好布局TOPCon先发企业的技术阿尔法先发企业有望把握技术红利TOPCon存在多种技术路线，容易拉大企业差异。TOP
20、Con主流技术路线有三种：LPCVD、PECVD和PVD。其中，LPCVD工艺成熟，厚度均匀性好，致密度高，但 存在成膜速率慢、绕镀等问题；PECVD成膜速率快，但厚度均匀性、纯度、致密度较弱，且存在气泡问题；PVD则无法解决隧穿氧化层制备问题，还需用到PECVD 设备。不同的方案选择，也会使得成膜速率、产品良率等参数出现明显差异。复杂的技术路径会让先发企业具备 Know-How 优势，加大技术领先护城河。经验曲线助力TOPCon先手降本增效。根据光伏行业过去40年的经验曲线，随着出货量的提升、光伏组件的价格也随之下降。目前市场上TOPCon出货量还较小、量 产效率与理论极值还有较大差距，率先
21、进行TOPCon大规模量产先手的企业将获得更大的成本和效率优势。看好布局TOPCon企业的技术阿尔法技术迭代一直以来是推动光伏行业发展的关键。过去数年是PERC电池应用快速扩张阶段，进入2022年，光伏电池片的技术迭代正式迎来了新的时代，TOPCon 等转换效率更高的电池技术将从实验室迈向产业链，在形成投产-规模化效应降本-持续扩产的良性循环过程中，享受技术红利的企业有望迎来市占率提升+享受 技术溢价的双重优势。晶科能源：一体化组件领先企业，N型引领行业技术变革N型TOPCon电池片加速投产，具备先发优势。公司是国内最早对N型组件进行量产发布的一线组件制造商。2018年公司投资建立了N型电池的
22、中试线，2019年 投资GW级别N型电池试验产线，2021年公司的实验室N型单晶电池效率达到25.4%，且目前已实现稳定量产效率24.5%，良率达99%。22年1月晶科安徽 TOPCon工厂开始投产，2月海宁工厂开始投产。预计22Q2可以完成产能爬坡，至年底TOPCon产能将达16GW，全年有效产能约10GW。单瓦净利有望达0.05元，后续随成本下降有望提升至0.1元。目前公司TOPCon组件效率已达24.5%+，较PERC具备一定超额利润（以0.1元/W溢价及0.04-0.05 元/W成本提升测算，超额利润约0.05元/W）；往后看，随技术推进，公司成本有望与PERC打平（组件效率提升 +
23、硅片端良率提升 + 薄片化），单瓦净利可较 PERC提升0.1元。钧达股份：重组进军光伏电池片业务并购捷泰将获得8.2GW + 8GW光伏电池产能。2021 年年底，公司并购的捷泰科技光傣族电池产能约 8.2GW，预计在2022 年一季度完成改造后， 全部产能 都升级 182-210mm 大尺寸 PERC 产线。2021 年 12 月公告了在安徽的滁州建设 16GW TOPCon 的生产线，预计第一期8GW产能将在今年6月投产。剥离汽车业务轻装上阵，TOPCon有望带来额外溢价。公司拟出售苏州钧达等汽车业务相关资产，剥离亏损业务（2021年1-10月交易前归母净利润-1.79亿元， 交易后备考归母净利润为0.74亿元），全力聚焦光伏业务，将为公司带来更多利润。公司TOPCon产品预计较PERC享有一定溢价，将在重组基础上进一步增 厚归母净利润。报告节选：