光伏行业专题报告：新起点，TOPCon壁垒与竞争优势再审视

（报告出品：广发证券）

一、装机放量与 N 型替代共振，N 型电池厂商迎来估值 重构

（一）光伏确定性成长，装机需求超预期

能源转型已成为全球共识，光伏赛道兼具确定性及成长性。全球碳中和已成共 识，世界各国相继出台顶层政策，指引光伏装机目标。中国已构建碳达峰碳中和“1+N" 政策体系，在风光基地、整县推进、碳减排支持工具及电价市场化等多重利好下， 预计国内光伏新增装机将持续加速；美国自2021年2月重返巴黎协定后出台《Solar Futures Study》，目标2035/2050年光伏发电占比达40%、45%；欧盟通过《欧洲 气候法》，将2050年“气候中和”目标纳入欧盟法律。印度根据《印度分布式可再生 能源的未来》，计划到2022年/2030年安装175GW/450GW的可再生能源项目；日 本发布《第六版能源基本计划》，将2030年可再生能源发电所占比例从此前22%至 24%提高到36%至38%；德国通过《可再生能源法案》，拟将光伏发电量提高近1 倍至100GW；韩国宣布《可再生能源计划》，目标在2030/2040年可再生能源的电 力供应占比升至20%/35%。随着光伏产业度电成本显著下降，目前光伏发电已成为 全球最经济的电力能源，有望成为全球新增电力装机主力。根据IEA预测，2020-2030 年间光伏装机量将以21%的CAAGR增长至接近5TW，光伏占全球电力装机比重将从 9.5%提升至33.2%。

全球光伏需求多点开花，预计2023/2025年新增装机370GW/550GW以上。能 源转型大势所趋，全球需求多点开花超预期。海外市场PPA电价逐步上升，提高开 发商投资光伏电站意愿，也进一步提高对组件、逆变器、辅材等原材料价格接受度， 全球需求结构有望优化。中国光伏产业具有全球竞争优势，美国及欧洲进口组件占 比较高，海外对建设本土光伏产业链重视程度不断提升，但短期或难摆脱对华光伏 产品依赖，中国光伏产业有望成为全球能源转型中最大赢家。

（二）电池环节集中度偏低，头部厂商竞争格局稳定

2022年及以前电池片集中度偏低，规模化、集群化趋势明确。CPIA统计数据显 示，我国光伏电池片前五大厂商产量占比从2018年的29.5%持续提升至2022年的 56.3%，行业集中度仍低于光伏产业链其他环节。未来电池环节头部企业凭借良好 人才基础、先进制造能力及资金等优势，进一步加强领先地位，并推动落后产能出 清，竞争格局有望持续改善。

头部厂商竞争格局稳定，通威、爱旭稳居前二，捷泰取代璐安新晋榜单前五。捷泰科技借助股东钧达股份所提供的资本市场平台和融资渠道，资金实力得到显著 提升，公司自2021年开始聚焦电池片产线改造，为产品质量升级和规模化生产奠定 基础。

（三）终端景气带动电池需求高增，22 年以来扩产规划充裕

2020-2021年电池环节产能利用率呈下降趋势，22年来N型加速渗透推动产能利 用率回升。产量方面，根据CPIA数据，我国电池片产量从2011年11GW已快速增长 至2022年318GW。产能方面，2019年起龙头厂商如通威、隆基、晶科、爱旭等均 宣布扩产高效单晶电池片，并针对双面PERC、大尺寸电池技术进行技改和扩产， 导致国内电池片产能增速远高于产量增速，产能利用率逐步下降，2020年各厂商扩 产后PERC产品已高度同质化、非硅成本趋同，产能扩张步伐放缓。2021年面对上 游硅料供给趋紧，电池片厂商产能利用率骤降使电池环节盈利受损。2022年以来， N型电池转换效率优势明显，较PERC享有一定的溢价，电池片厂商为把握新型电池 片技术路线机遇积极扩产N型电池，产能利用率回升明显。

（四）降本增效永不停歇，P 型技术已触效率天花板

光伏技术主要分为P型与N型，区别主要在于原材料硅片和电池制备技术不同。P型硅片在硅材料中掺杂硼元素制成，N型硅片在硅材料中掺杂磷元素制成。P型电 池原材料为P型硅片，通过制备技术分类主要包括BSF电池、PERC电池，N型电池 主要包括PERT/PERL、TOPCon、HJT（异质结）、IBC等。P型电池制造工艺简单， 成本更低。N型电池转化效率更高，但制造工艺复杂、成本更高。

P型电池量产转换效率逼近理论极限，产量过剩挤压投资回报。根据CPIA， PERC单晶电池行业量产效率已从2016年的21%以下提升至2022年的23.2%，量产 效率已逼近24.5%的理论极限，电池环节亟需技术迭代。同时，通过统计行业扩产 数据和中国光伏产业发展路线图数据可得，2022年P型电池单GW产能固定资产投资 额为1.55亿元，较2014年降低88.45%。随着P型电池投资门槛持续降低，生产技术 趋于成熟，P型电池产能扩张迅速，行业成本曲线扁平化、电池产品同质化现象凸显， P型电池市场竞争越发激烈。此外，根据硅业协会、CPIA等数据，2022年P型电池/ 组件产量分别为302/289GW，同比+41.67%/58.63%，P型电池产量较组件多出近 14GW。随着23年产业链下游对N型电池接受度进一步提高，叠加N型电池持续放量， N型电池对P型的替代加速，P型电池正逐步进入供给全面过剩局面，毛利润持续被 压缩。根据Solarzoom和我们测算，P型电池单瓦毛利从2015年的0.45元/W降低至 2023年5月的0.17元/W，降幅达到62.22%，投资回报持续承压。

（五）N 型电池优势凸显，行业估值重构时刻已至

N型电池优势凸显，渗透率有望快速提升。相对P型晶硅电池，N型晶硅电池少 子寿命高，无光致衰减，弱光效应好，温度系数小，是晶硅太阳能电池迈向理论最 高效率的希望。根据集邦咨询等机构数据，当前TOPCon/HJT最高理论转换效率已 达到28.7%/28.5%，最高量产转换效率分别为25.6%/25.2%，均显著高于PERC 24.5% 的理论极限，N型电池转换效率优势凸显。面对全面平价上网时代，在各环节降本接 近极限、原材料及运输成本上涨，可安装面积逐年稀缺的背景下，高效电池技术可 凭借转换效率优势摊薄终端成本，行业对于N型电池需求愈发迫切。根据CPIA，2022 年N型电池市场份额仅为9.1%，在下游旺盛需求驱动下，未来渗透率有望快速提升。

终端需求旺盛叠加渗透率加速提升，N型电池“戴维斯双击”时刻已至。根据 我们上述预测，2023-2025年全球新增装机370GW-550GW，CAGR21.92%，终端 旺盛装机需求持续打开高效电池片市场空间。同时，传统PERC电池转换效率与降 本空间接近理论极限，光伏电池行业对于高效电池的需求愈发迫切。根据SMM光伏 视界，5年内N型电池市占率将提升至80%以上。N型技术渗透率快速提升，在实现 对原有P型技术路线替代过程中，有望为技术领先的头部N型电池片企业带来超越行 业高增趋势的成长曲线，头部N型电池片厂商估值将步入长期上行通道，叠加头部 厂商率先享受N型量利红利，业绩持续向好，N型电池“戴维斯双击”时刻已至。

二、TOPCon 步入量产时代，先入局者享超额收益

N型光伏电池主要包括TOPCon、HJT和IBC三种技术路线，未来三种技术路线 的进一步结合与升级将形成下一代N型电池技术，例如：IBC与TOPCon继续结合将 形成TBC技术，IBC与HJT继续结合将形成HBC技术。通过对TOPCon、HJT和IBC 三种路线对比分析可知：①从生产工艺难度：IBC >TOPCon>HJT，HJT电池工艺最简单，核心工艺仅需 要4步；②转换效率：TOPCon > HJT > IBC，目前HJT的量产最高效率已经达到25.2%， TOPCon量产最高效率达25.62%，IBC量产最高效率为25%；③从投资成本：HJT > IBC > TOPCon，根据CPIA，22年 PERC 和 TOPCon 产线生产设备已基本实现国产化，当前PERC单GW设备投资在1.2亿元左右， TOPCon投资约1.6-1.9亿元左右，HJT投资额在3.6亿元左右，IBC设备投资额则在3 亿元左右；④生产设备兼容性：TOPCon>IBC >HJT ，TOPCon 电池兼容性最高，可以 从原有PERC产线转换，HJT电池完全不兼容现有设备；⑤从产能规划：TOPCon> HJT> IBC，根据集邦咨询预测，2023年TOPCon电 池产能将集中落地，预计23年年底TOPCon电池产能达249GW，占N型电池总产能 的73.7%；HJT电池产能达55GW，占比16.3%；IBC电池产能达33.75GW，占比 10.0%。

TOPCon较当下PERC、未来HJT优势明显，率先实现商业化大规模量产。常 规铝背板BSF电池(1代) →PERC电池(2代)→PERC+电池(2.5代)→HJT电池(3代)→ IBC电池(4代)，目前处于2.5代向第3代电池过渡的阶段。PERC、PERC+、TOPCon 属于一脉相承，均起源于BSF电池。而HJT异质结电池属于另起炉灶，为一种全新 的电池结构。技术路线的竞争实质上是效率和成本的竞争，虽然HJT凭借较高的转 换效率获得了产业界的关注和持续投入，但当前HJT未显示出明显优于TOPCon的性 价比。当下PERC电池效率与降本天花板已至，HJT规模量产尚待验证，布局TOPCon 成为目前主流光伏电池厂商的最优选择，TOPCon率先实现商业化大规模量产。

（一）TOPCon 成本分析：LP 路线非硅成本优势凸显，辅助设备降本前 景广阔

TOPCon电池全称为隧穿氧化层钝化接触（Tunnel Oxide Passivated Contact） 电池。由于PERC电池金属电极与硅衬底直接接触时会产生大量少子复合中心，影 响电池效率，因此TOPCon在PERC电池结构基础上，在背表面增加一层隧穿氧化层， 并在外侧沉积掺杂一层多晶硅，共同形成钝化接触结构，该结构能使多子电子隧穿 进入多晶硅层的同时，阻挡少子空穴复合，使电子在多晶硅层横向传输被金属收集， 极大降低金属接触复合电流，提升电池转化效率、开路电压和短路电路。

TOPCon理论转换效率极限达28.7%，目前最高实验室效率为26.70%，最高量 产转换效率为25.62%，提效潜力足。TOPCon电池结构最早是在2013年第28届欧洲 PVSEC光伏大会上，由德国Fraunhofer太阳能研究所提出，经过学术界多年潜心研究，德国ISFH研究所测算表明，双面钝化下的TOPCon电池转换效率极限达28.7%， 高于异质结（28.5%）和PERC（24.5%），是最接近晶体硅电池极限效率（29.43%） 的电池技术，提效空间广阔。产业界同步积极布局TOPCon技术，规模量产和实验 室转换效率不断刷新纪录：2023年3月，正泰新能TOPCon电池中试线大批量平均转 换效率已达25.62%；2023年4月，中来股份实现26.7%的TOPCon电池片实验室转 换效率，刷新了N型TOPCon电池转换效率世界记录。

TOPCon技术路线多点开花、各具优劣。目前用于生长高质量重掺杂多晶硅层 的主流工艺为通过热氧法生长约1.5-2nm的隧穿氧化层，而掺杂多晶硅层主要分为 LPCVD、PECVD、PEALD及PVD四种技术路线。

技术路线一：LPVCD（低压化学气相沉积法）为目前最主流方案，可细分为本 征+扩磷和直接掺杂两种（晶科与钧达已使用该方案）。①本征+扩磷：即LPCVD制备多晶硅膜结合传统的全扩散工艺，其通过LPCVD 沉积多晶硅薄膜层，在进行磷扩散。该方案工艺控制简单，镀膜均匀性较好，是目 前最成熟的技术路线，已实现规模量产，但存在绕镀现象（工艺气体通过硅片与载 板边缘并绕到硅片非镀膜面进而产生绕镀问题，需通过刻蚀去除）导致良率较低、 成膜速度较慢以及石英件沉积等问题，晶科能源及天合光能主要布局该方案。②直接掺杂：即LPCVD制备多晶硅膜结合扩硼及离子注入磷工艺，相较上一种 技术，该方案采用离子注入技术代替扩磷工艺，由于离子注入属于单面工艺，绕镀 现象较轻，转换效率更高，但额外增加离子注入设备成本，扩硼工艺难度大，沉积 后需进行退火激活，良率相对较低。

技术路线二：PECVD（等离子体增强化学气相沉积法），即PECVD制备多晶硅 膜并原位掺杂法，该方案基微波或射频使含有薄膜组成原子的气体在局部形成离子 体，随后进行退火沉积，根据沉积腔室的不同又可细分为微波、管式和板式。该方 案沉积速度快于LPCVD，可实现原位掺杂，几乎无绕镀现象，发生轻微绕镀也易清 洗，但存在多晶硅膜层不致密、易爆膜及产生粉尘等导致良率降低的问题，烧结后 电路开压较低，目前设备成本较高，随着工艺优化及设备成本降低，有望成为 TOPCon下一代产业化方案。通威股份已布局该方案。

技术路线三：PVD（等离子氧化及等离子辅助原位掺杂法）由中来股份旗下参 股公司杰太光电提出，该方案采用PECVD形成隧穿氧化层，再通过PVD完成多晶硅薄膜层沉积。该方案无污染、操作简单且安全，沉积速度同样快于LPCVD，但目前 仍不成熟，不仅存在PECVD爆膜问题，还存在镀膜均匀性较差、退火温度较高导致 资本开支及厂房面积较大，硅靶材用量较大、更换频繁成本较高等问题。

技术路线四：PEALD（等离子增强原子层沉积法）由江苏微导提出，该方案结 合等离子体辅助沉积及ALD方案，采用PECVD法制备隧穿氧化层，再采用原子层沉 积原理，将TOPCon生产步骤减少至九道，具有镀膜沉积速率最快、单机产能大（超 10000片/小时）、绕镀轻微等优势，但同样存在爆膜问题，成本较高；通威股份已布 局该方案。

1. LP路线率先投产工艺成熟，良率领先引领非硅成本优势

22H1以前投产产线以LPCVD为主，当下PECVD渐成主流。LPCVD路线已经过 多年量产检验，产线成熟度较高，成膜质量高，但仅头部少数企业解决了绕镀及石英舟耗费较大问题。PECVD绕镀和石英舟耗费问题较小，但膜层均匀性较差，且需 要一定规模熟练工人花费特定时间调试产线，仅少数企业产线具备较好的生产良率， 但其已经成为当下新建产线的主流路线。

设备投资额接近，良率相同时非硅成本差异较小。当我们假定LP与PE路线都处 于98%良率时，两种路线在生产过程中仅有石英舟寿命、产线投资额存在差异，此 时根据我们测算，两种路线下TOPCon电池的非硅成本仅相差0.004元/W，较为接近。

LP路线成熟度更高，良率领先带来非硅成本优势。由于工艺成熟度较高且经过 多年量产检验，LPCVD产线当前已实现98%的量产良率，但PECVD受产线调试进 度不及预期以及缺乏足够熟练工人影响，量产良率普遍维持在96-97%之间，较LP 路线落后1-2pct。根据我们测算，以98%的生产良率为基准，良率每落后1%，TOPCon 电池片非硅成本将增加0.006元/W。因此在其他条件不变的情况下，当前基于PECVD 产线的TOPCon电池非硅成本较LPCVD产线平均高出0.006-0.012元/W，LPCVD产 线凭借良率领先拥有一定的成本优势。

2. 整线采购生产设备趋同，辅助设备开辟全新降本通道

整线采购生产设备差异较小，难以获取显著成本优势。对于整线采购的电池厂 商来说，各设备厂商产品同质化较为严重，电池厂商较难通过采购差异化生产设备 获取成本优势。在设备采购方面，目前已有多家厂商推出各自TOPCon技术方案， 氧化层需要新增的设备主要是氧化炉、PECVD、PEALD，隧穿氧化层一般需要增加 LPCVD、PECVD，根据掺杂方案的不同，需要增加退火炉、扩散炉或者离子注入 机。SEMCO、CT、捷佳伟创、Tempress、拉普拉斯均可提供相关设备，沉积设备 差异较小。同时，在LP/PECVD路线选择方面，根据上文分析，LP与PE路线新建产 线设备投资额较为接近，且中长期来看，随着PE路线良率逐步向LP靠拢，两种路线 TOPCon电池非硅成本差距将持续缩小，因此长期来看不同技术路线对TOPCon厂商 生产成本的影响同样较小，各TOPCon电池厂商难以通过沉积设备差异化采购/不同 沉积路线的选择持续获取显著的成本优势。

以泛半导体为代表的精密制造企业在生产过程中会产生各类复杂污染物，影响 环境和自身产品良率。以光伏为例，光伏生产对大气环境的影响以废气、废液和粉 尘为主。从环保角度出发，此类污染物如果不能及时回收处理，将会对周边环境产 生严重的不良影响，且由于电池片和组件的生产过程通常需要一定量的人力参与， 不能及时处理生产过程中的伴生污染物将增大对员工身体和工作效率的损害，进而 影响光伏厂商的产能利用率。从生产角度出发，生产过程中伴生的污染物会破坏生 产车间的洁净程度，增大生产设备被腐蚀污染的概率，加大电池片/组件等被杂质掺 入的概率，降低生产良率。同时，污染物的存在或将提升生产事故发生的可能性， 对公司生产威胁较大。

辅助生产设备差异化明显，有望打开全新降本通道。对光伏厂商而言，光伏环 保系统（辅助生产设备）既可以解决企业的达标排放问题，也可以保障企业的安全 生产，提高产品良率，是光伏类精密制造企业的核心生产设备，其与厂房动力设备、 原辅料输送设备共同构成了精密制造企业的厂务系统，为企业核心生产工艺设备运 转提供支持。在氨气处理方面，光伏电池在沉积镀膜环节通常会排放大量的氨气， 目前市场中主流的处理方法是通过生化反应降低氨气浓度后将其排放。仕净科技开 发的氨气回收系统可以将沉积镀膜环节排放的氨气回收并制成氨水，在减少生化反 应所需化学试剂消耗的同时，可出售氨水获取额外收入。以长600m，宽150m，年 产能10GW的单栋TOPCon电池厂房为例，仕净科技氨气回收系统可以降低氨气处理 设备投资额700万元/GW，出售氨水可获取额外收入263万元/GW（6年期折现）， 根据我们测算可降低光伏电池非硅成本约0.01元/W。在纯水回收方面，仕净科技纯 水回收系统可回收70%纯水，降低纯水处理设备投资额450万元/GW，纯水回收节省 成本548万元/GW（6年期折现），降低非硅成本0.01元/W。同时，仕净科技可凭借 丰富的工艺设计经验保证厂房生产稳定性，降低停机次数和停机时间，提高生产效 率。在光伏环保系统（辅助生产设备）领域，目前仕净科技已将氨气处理、纯水回 收等辅助生产设备应用于其自建的TOPCon电池产线，相关辅助生产设备尚未大规 模应用于行业TOPCon电池产线中。未来随着仕净科技光伏辅助生产设备可行性得 到规模验证，率先与仕净科技开展深度合作的TOPCon电池厂商有望持续打开降本 通道。

（二）与 PERC 对比：TOPCon 降本路线清晰，较 PERC 溢价明显

1. TOPCon与PERC电池成本对比（以LPCVD路线为例）

目前TOPCon电池成本较PERC高出约0.01元/W，考虑硅片薄片化进度、电池 导电银浆成本降低及良率提升，以及高功率组件摊薄非硅成本降本空间，一体化下 成本有望率先与PERC打平。为量化TOPCon降本进程，我们按照PERC/TOPCon 电池平均量产转换效率分别为23.2%/25%进行成本测算。

电池环节

（1）硅片成本：N型硅片是通过掺杂磷元素制成，由于磷原子与硅相溶性较 差，因此对硅料、辅材的纯度及生产过程控制要求更高，成本更高，较P型硅片存在 一定溢价。但随着N型硅片规模化生产及技术进步，叠加薄片化进程加速，N型硅片 溢价有望逐步缩小。根据TCL中环23年5月11日硅片报价，182尺寸N型硅片较P型存 在1.8%溢价，较2022年6月8.1%的溢价已出现大幅下降。根据CPIA，2022年 TOPCon/PERC硅片的平均厚度分别为140μm、155μm，预计2025年有望分别减薄 至120μm、140μm。根据我们测算，截至23年5月11日P型182电池硅片全成本0.48 元/W，TOPCon硅片全成本0.44元/W；若转换效率达25%、良率提高至99%，TOPCon 电池单瓦硅成本有望与PERC持平。

（2）非硅成本：根据我们测算，目前TOPCon非硅成本为0.21元/W，相较PERC 高出0.05元/W，主要银浆增加约0.025元/W，设备增加带来折旧增加约0.005元/W， 能耗增加约0.006元/W，良率及耗材增加0.014元/W，具体降本路径如下：

①银浆：由于TOPCon电池的发射极需增加银浆用量才可达到适合规模化应用 的电学性能，同时TOPCon电池正反面均需要使用银浆，因此单片TOPCon电池的 银浆耗量大幅提升。根据CPIA统计，2022年P型电池正银耗量约65mg/片，背银约 26mg/片；TOPCon电池双面银浆（95%银，正面主栅使用银浆，细栅使用银铝浆） 平均消耗量约 115mg/ 片，且由于TOPCon银浆价格目前仍高于PERC银浆，测算 得到TOPCon电池银浆成本高出约0.025元/W。未来随着TOPCon高温银浆规模生产，采购溢价将逐步缩小；SMBB、无主栅及激光转印等技术升级推动单片电池银浆耗 量下降，单片电池银浆成本有望下降。此外，电池转换效率的提高将摊薄银浆单瓦 成本。

②折旧：由于TOPCon增加硼扩、隧穿氧化及多晶硅层沉积设备，当下新建 LPCVD产线设备投资额为0.17元/W，对应折旧成本增加约0.017元/W，未来仍可通 过关键零部件国产化等方式进一步降低。

③能耗：由于TOPCon掺杂元素由磷变为硼，需要在高达900-1100摄氏度高温 扩散或进行二次掺杂，导致能耗成本增加约0.006元/W，可通过激光掺杂进行降低能 耗，同时提升效率。

④良率及耗材：LPCVD路线成熟度较高，但容易产生绕镀问题，清洗时导致 良率降低，目前平均量产良率约98%，较PERC良率99%仍有差距，良率损失导致 非硅成本增加约0.006元/W，同时，LPCVD容易导致石英管炸裂，每15天需对石英 管进行一次清洗，石英耗材成本增加约0.008元/W。

组件环节：TOPCon组件能够与多主栅、半片、叠瓦等技术匹配，实现更高输 出功率，以晶科能源推出的TOPCon组件Tiger Neo为例，其选择182尺寸硅片，结 合多主栅以及半片技术降低内阻损耗，并采用圆丝焊带、高反光贴附材料等获得更 好发电增幅，双面率最高达85%以上，性能、功率、能量密度和可靠性全面增强， 量产输出功率最高达625W（182-78P），较相同封装方案下的PERC组件高出约30W， 有效摊薄组件环节非硅成本。根据我们测算，尽管TOPCon组件出于更高阻水性要 求，倾向使用POE胶膜，在相同封装版型方案下，当TOPCon组件输出功率分别高 出PERC组件25W、50W、75W时，其非硅成本较PERC降低约0.01元/W、0.036元 /W、0.048元/W。

2. TOPCon 与 PERC 电池溢价对比（以 LPCVD 路线为例）

采用激光技术掺杂形成SE可提升TOPCon电池效率约0.2-0.3%。选择性发射极 （Selective emitter，SE）结构是提高晶硅电池转换效率的重要方式，该结构特点是 在接受光照的区域浅扩散形成低掺杂区，在金属电极下形成高掺杂区域，从而使得 表面少子复合减少，金属电极与发射极之间形成良好欧姆接触，从而获得更高短路 电流、开路电压和填充因子，从而提高转换效率，激光掺杂（laser doping，LD）可 在常温常压下形成SE结构，改善由高温导致的硅片表面损失。TOPCon激光硼掺杂 技术是通过沉积或印刷硼掺杂源，在激光背面开槽过程中同步形成激光重掺杂区， 降低背面接触复合速率及背面硅铝接触电阻，提升太阳电池开路电压Voc和填充因子 FF，将转换效率0.5%。根据帝尔激光《2023年1月2日-2023年1月4日投资者关系活 动记录表》，其通过激光工艺提升TOPCon转换效率约0.2-0.3%。

TOPCon组件兼备高双面率、低温度系数和低衰减等优势，赋予性能溢价。根 据坎德拉具体项目案例，TOPCon组件与PERC相比，由于高双面率（85%）、低温 度系数（-0.25%/℃）、高转换效率（22%以上）、低衰减率（-0.4%/年）等优势， 全生命周期的发电增益达3%以上，同时能够使系统BOS成本有所下降。由于在 LCOE或IRR相同时，组件溢价空间主要取决于发电量的提升及系统成本的下降程度， 坎德拉以P型PERC组件为测算基准，在相同IRR时，测算N型TOPcon组件发电量增 益及系统成本下降所带来的溢价能力。发电量提升带来的溢价空间：在IRR相同条件下，当TOPCon组件相较PERC组 件发电增益分别为2.55%、4%时，其溢价空间分别为0.12元/W、0.175元/W。TOPcon 组件首年发电小时数与PERC组件增益2.55%，其溢价空间为0.12元/W。当地面反 射率增加至40%，发电增益为4%时，溢价空间为0.175元/W。

BOS节约带来的溢价空间：由于N型组件转换效率更高，从而在单位面积下的 输出功率较高，因此在土地面积和组件数量相同的情况下，系统装机容量更大。但 由于组件电性能参数不同、组件串联数不同，使得支架、电缆成本仍有差异。组件 并联数的差异影响汇流箱成本，组件数量的差异则会影响土安装面积和人工安装成 本。根据测算，N型TOPcon在BOS方面节约成本为0.0174元/W。

3. TOPCon较PERC招标溢价情况

央企国企招标新贵，N型组件需求潮起。根据坎德拉在海南地面电站应用场景 的仿真测算结果显示，在光资源较好、地表反射率较高的应用场景，在保持IRR相同 时，与P型PERC组件相比，N型TOPcon组件的综合溢价空间为0.14-0.195元/W。23年以来，国家电投、中核汇能等国企组件招标中N型组件占比已提升至30%-40%。根据SMM数据，23年4月以来P型组件中标价处于1.63-1.73元/W区间内，N型组件 中标价处于1.70-1.90元/W区间内，与P型相比，当前实际招标中国内N型组件已存 在约0.04-0.10元/W溢价，率先投产的TOPCon厂商充分享受N型溢价红利。

（三）TOPCon 投产不及预期，先行者景气红利延长

22年TOPCon尚处规模量产初期，厂商投产略有迟疑。在TOPCon的发展历程 中，2020-2022年虽然有多家厂商宣布N型电池扩产规划，但实际落地进度缓慢， 22 年已投产TOPCon电池产能在8GW以上的仅晶科能源（24GW）与钧达股份（8GW） 两家。在22年1月8日晶科能源率先实现TOPCon电池8GW规模量产并成功验证 TOPCon电池高溢价红利后，行业N型电池的投产进度才开始加快。与国内PERC规 模投产前已经过欧洲长达2年的量产验证不同，自晶科GW级规模量产以来，TOPCon 电池仅经历约1年半的行业量产验证，尚处于产业化初期。同时，由于TOPCon较 PERC工艺增加了多道工序，工艺难度和技术门槛较PERC提升明显，行业降本潜力 巨大，产业步入成熟期（光伏电池产品出现明显同质化趋势）的周期将进一步拉长。我们预计TOPCon电池到达成熟期仍需1－2年时间，先行者将在TOPCon产业化初 期持续享受景气红利。当前 TOPCon 渗透率仍处低位，未来提升空间较大。根据 InfoLink 及集邦咨询 数据，22 年全球已投产 TOPCon 电池产能约 81GW，截至 23 年 4 月国内电池/一 体化组件厂商已投产 TOPCon 产能 119.45GW，在建产能 434.7GW，规划产能 376GW，当前已投产 TOPCon 产能约占 23 年光伏电池片总产能的 24.38%，渗透 率仍处于低位，未来提升空间较大。

晶科、钧达投产规模行业领先，投产速度位居前列。投产规模方面，根据我们 统计的数据，在已宣布进军TOPCon电池的国内主流厂商中，晶科能源TOPCon电 池23Q1-24Q1各季度已投产产能将始终处于国内领先地位。同时，按照钧达股份目 前公布的TOPCon投产规模，预计23Q2钧达TOPCon产能将达到24.5GW，超过天 合光能与晶科并列为已投产TOPCon产能第一梯队。投产速度方面，由于当前以晶 科能源为代表的厂商已积累丰富的TOPCon产线调试经验，产线满产调试时间降至7 天/条。以5GW共10条产线TOPCon电池项目为例，从建成到全部满产晶科能源约需 70天，行业可比TOPCon产线约需60-90天，LP路线头部厂商满产调试时间贴近行 业区间下限，投产速度位于行业前列。

TOPCon 电池投产不及预期，先入者景气红利延长。当前 TOPCon 电池整体仍 处于供不应求状态，且根据 Infolink，23 年 6 月 LPCVD 和 PECVD 产线爬坡调试 均不顺利，产量集中落地节点预计延缓至 23Q4；同时，根据我们不完全统计， TOPCon 投产进度快于此前公告的有晶科、钧达、仕净等少数厂商，行业整体投产 进度较慢，部分厂商投产进展不及预期。晶科、钧达 TOPCon 电池率先规模量产， 有望凭借产能和良率优势抢占 TOPCon 市场，充分享受 TOPCon 环节景气红利，超 额收益明显。根据我们测算，当前 TOPCon LP 路线头部厂商（晶科、钧达、仕净） 净利 0.06-0.07 元/W，二三线厂商净利 0.03-0.05 元/W，头部厂商较二、三线厂商 超额盈利 0.03-0.04 元/W，TOPCon 投产不及预期或将导致先入者超额盈利红利期 延长至 23Q4。

（四）工艺壁垒：先入局者已建立工艺壁垒优势，新玩家难以弯道超车

当前 TOPCon 生产设备已基本完成国产化，国内各供应商设备性能、参数等差 异化相对较小，TOPCon 电池先入局者与新玩家在生产设备端并不存在显著的代际 差距，工艺经验成为 TOPCon 电池行业壁垒之一。TOPCon 电池已形成工艺壁垒，新玩家难以弯道超车。由于 TOPCon 电池生产 过程中通常需要经过多达 11 步工序，改变任意工序的设备使用时长、反应物浓度等 参数都可能对 TOPCon 电池的性能产生不确定影响。虽然生产过程中潜在的优化方 案较多，但生产工艺的改变“牵一发而动全身”，优化方案对光伏电池的良率、转 换效率和非硅成本的影响不定，可以提高电池良率的优化方案并不一定将带来非硅 成本的降低，这是泛半导体（电子+光伏）制造领域存在的通用问题。此类生产工艺 问题由于存在较多无法标准化的“隐性知识”，通常难以通过技术研发解决，需要 制造厂商整合生产车间、人工进行长时间多次磨合，积累足够的生产经验才可以实 现工艺优化。同时，由于此类工艺优化经验需要制造厂商组织生产团队协作完成， 单一人员的跨公司流动通常难以泄露工艺优化经验。因此，一般而言，行业新进入 者在生产工艺方面与老玩家存在较大的差距，且在短时间内无法通过弯道超车弥补 工艺经验的差距，此类现象在半导体材料（日本保持工艺领先）和 TOPCon 电池（晶 科能源等 LP 路线先发厂商保持工艺领先）生产领域均较为明显。

LP路线头部厂商率先投产，工艺经验领先行业6个月以上。根据我们上述统计， 23年新建TOPCon电池产线预计将于23H2集中落地，由于晶科、钧达均于22Q4前 实现满产，LP路线头部厂商TOPCon电池投产节奏较行业平均水平领先6-9个月，因 此我们预计上述厂商TOPCon产线工艺经验领先行业平均水平6个月以上，率先投产 的TOPCon厂商已形成工艺壁垒优势，后入局者较晶科能源等LP路线头部厂商的工 艺经验差距或将长期存在。

（五）技术痛点：先入局者研发进展领先，TOPCon 技术痛点已初现解 决方案

TOPCon投产存在技术痛点，率先投产厂商研发进展领先。目前已投产TOPCon 产线的技术路线主要为LPCVD与PECVD，其中LPCVD绕镀问题较为严重，原位掺 杂技术难度高，石英舟等耗材使用寿命较短，产能较其他技术路线低等问题，PECVD 存在爆膜问题，且产线需要熟练生产人员经一定时间调试才可实现最佳状态，当前 良率和转换效率据理想状态还存在一定距离，因此TOPCon产线存在一定的技术痛 点。LPCVD方面，根据国家知识产权局的数据，晶科能源在绕镀、掺杂和石英舟等 LPCVD技术痛点方面均取得了技术突破。通过在基底背面塑造均匀膜层+使用酸碱 对背面进行刻蚀处理，晶科能源在行业内率先解决了LPCVD绕镀问题。在石英舟寿 命方面，晶科能源利用氯气去除了石英舟表面的多晶硅层，大大延长了石英舟寿命；同时，通过双插替代单插，晶科已实现石英载片舟数量翻倍，当前量产线石英舟寿 命约3-6月，较22年使用寿命提升约1倍以上。同时，通过压缩炉管运作时间，提升 生产设备产能，晶科极大地缓解了产能不足对成本的影响。通过在绕镀和石英舟寿 命等技术痛点的进步，我们预计晶科能源LPCVD产线转换效率较友商PECVD产线 领先0.1%以上，且由于技术痛点的突破仅存在于部分头部厂商产线，先入局者 Know-how优势明显，头部企业将在TOPCon产业化初期持续保持技术优势。随着 23Q4 TOPCon产能集中落地，TOPCon竞争格局短期内趋向激烈，但率先投产的头 部厂商仍将凭借工艺与技术壁垒维持一定的非硅成本优势，我们预计头部厂商在 23Q4之后仍将保持0.02-0.03元/W的超额盈利。

三、投资分析

晶科能源：老牌组件厂商回A起航，领跑TOPCon产业化进程。公司历经光伏 行业十六载，2016-2019年组件出货位列全球第一，拥有“硅料加工—硅片—电池 片—组件”垂直一体化产能，销售网络遍布全球。目前，公司TOPCon电池平均量 产效率达到25%以上，良率接近PERC电池，已具备替代PERC电池的应用基础。同 时，经过生产工艺和设备选型的持续优化，单瓦生产成本持续下降，已具备产业化 量产能力。2022年初公司在合肥及尖山投产16GW TOPCon电池产能，全面进入N 型商业化生产新征途，22年N型出货量10.7GW，考虑TOPCon组件销售较P型存在 约0.1元/W溢价，产品结构升级有望带来业绩弹性，享受技术超额红利。预计公司23 年组件出货量60-70GW，其中N型组件出货占比达到60%，出货结构优化提升综合 盈利水平。

仕净科技：延伸布局TOPCon电池业务，赋能第二增长曲线。仕净科技深耕光 伏行业15年，依托丰富工业系统设计经验切入TOPCon电池片生产，通过优化废气 处理、纯水回收等环节降低电池非硅成本；主业客户涵盖21年全球光伏组件出货量 前10名中的8家，客户资源丰富；采用TOPCon+SE技术路线，预计光电转化率将提 升0.2%。公司TOPCon电池项目一期18GW于23年11月建成投产，我们预计项目二期6GW有望在24年年底建成投产，24-25年TOPCon产能分别为18/24GW；公司 TOPCon电池24年开始放量，预计24-25年TOPCon电池出货16/22GW，公司作为光 伏电池新进入者具备一定的后发优势，叠加公司制程污染防控业务技术优势明显， TOPCon产线技术、成本行业领先，业绩有望加速向上。

钧达股份：收购捷泰切入光伏，量产TOPCon弯道超车。钧达股份主营汽车内 外饰件的生产和研发，主要产品包括汽车保险杠、仪表板、副仪表板。公司分别于 21年和22年先后完成捷泰科技股权收购及汽车装配业务资产剥离，成功彻底转型光 伏业务，目前钧达光伏主业由子公司捷泰科技经营。公司率先完成N型TOPCON电 池量产，并通过持续降本增效保证市场领先地位，TOPCon电池量产转换效率可达 25.5%，属于行业领先水平。N型电池领域，公司目前已形成滁州18GW TOPCon 产能，淮安一期13GW TOPCon产能已投产，二期13GW TOPCon正在建设中。

阿特斯：全球领先的光伏组件制造商，回A融资扩产提升一体化程度。阿特斯 成立于2009年，核心业务为晶硅光伏组件的研发、生产和销售，依托内部建立的创 新研发平台，公司致力于研发低生产成本、高光电转换效率的组件技术。近年来相 继推出大尺寸硅片和电池、PERC电池、HJT电池、TOPCon电池、双面双玻组件、 半片组件、MBB组件、 叠瓦组件、铸锭单晶等众多创新技术和相关产品，并系统地 进行专利布局，以满足客户不同需求，近三年公司组件出货量稳居行业前五名。截 至2022年6月，公司已累计为全球160多个国家的两千多家活跃客户提供超过 100GW的太阳能光伏发电产品。公司将逐步扩充单晶硅棒/硅锭、硅片等前端产能以 提升垂直一体化程度。

福斯特：全球光伏胶膜王者，膜材料技术储备丰富。福斯特成立于2003年，深 耕光伏封装材料领域，主打光伏胶膜，搭配推出光伏背板。公司作为光伏胶膜老牌 企业，积累了关键的技术研发优势和成本控制能力，是少数自研配方+产线+核心设 备的胶膜企业，全球市场份额超50%，出货结构伴随双面组件及N型电池渗透而升级， 净利率高于可比公司。22年以来，公司通过资本市场融资在临安总部、安徽滁州、 浙江嘉兴等地新建光伏胶膜产能，并且在产品结构上持续进行优化，实现210 大尺 寸组件、N型TOPCon等高效电池所需胶膜的共线生产。公司前瞻性研发的POE胶膜、 转光胶膜、丁基胶、连接膜等膜材料技术储备丰富，有望充分受益N型组件量产，巩 固胶膜龙头地位。

海优新材：产能与出货增长势头强劲，胶膜结构优化迎N型放量。海优新材成 立于2005年，聚焦于新型薄膜材料的研发与制造；公司率先开发出高成品率双玻组 件用透明和白色不翻层的EVA胶膜、普通单玻组件用增效白色预交联EVA胶膜，以 及PERC单晶、N型TOPCon、HJT双面组件专用共挤POE封装胶膜等，已成为太阳 能光伏组件行业内最重要、最有影响力的封装材料供应商之一，近年来全球市场份 额快速增长至15%以上。22年以来，公司致力于新增产能，产能扩张主要集中在双 玻组件和N型电池组件配套使用的胶膜，积极通过募投等方式规划到25年形成10亿 平方米/年的胶膜产能；同时，公司产品结构持续优化，高品质胶膜供货能力稳步提 升。

帝科股份：国产光伏银浆领军者，抢跑布局N型银浆。帝科股份是国内光伏正 面银浆领先企业，致力于通过高性能电子材料服务于光伏新能源与半导体电子等应用领域。自2010年成立以来，公司已经实现多轮产品迭代升级，应用于P型单晶电 池的导电银浆出货占据主导地位。同时积极布局N型浆料，已经推出适用于高效N型 TOPCon电池的DK71系列产品以及适用于高效N型HJT异质结电池的DK61系列产 品，N型导电银浆已实现规模化出货，客户包含晶科、天合、晶澳、通威、爱旭、捷 泰、正泰、一道等TOPCon行业领先企业，且光伏银浆出货结构不断优化；22年至 23Q1，公司TOPCon银浆占比从10%提高至30%。

聚和材料：正面银浆行业全球龙头，引领银浆国产化替代进程。聚和材料成立 于2015年，成立之初主要从事多晶硅正银产品的研发、生产及销售，随着下游市场 逐渐从多晶硅电池转向单晶硅电池，2017年及时调整战略规划，全面聚焦单晶PERC 正面银浆产品的开发，2020年起进入快速发展阶段。根据CPIA，公司2020年正面 银浆销量为500.73吨，出货量排名国内第一，全球第二，2021年正面银浆销量为 944.32吨，市占率全球第一，为正面银浆的国产化替代作出重要贡献；2022年正面 银浆出货1374吨，成为首家正面银浆年出货量超1000吨的厂商。公司凭借多重优势强化龙头地位：（1）N型产品优势：公司TOPCon银浆光电 性能&可靠性行业领先，22年国内TOPCon市占率约40%；公司TOPCon银浆加工费 较PERC溢价40%-60%，未来有望受益N型电池放量带来的营收提升；（2）成本 优势：公司积极导入质优价廉国产银粉，收购江苏连银纵向打通产业链实现降本；（3）客户&资金优势：公司已导入通威、天合等头部电池厂商供应体系，客户粘性 强；公司信用账期较短，营运资金压力小于同行；公司IPO超募20亿元，市场信心 充足；随着公司募投项目落地，产能压力有望缓解，出货量将持续扩张。

宇邦新材：光伏焊带唯一上市企业，紧随N型技术更新迭代。宇邦新材成立于 2002年，深耕光伏焊带细分领域二十载，2022年6月登陆深交所创业板，现为沪深 两市唯一主营光伏焊带的公司。光伏焊带俗称涂锡铜带，按用途主要分为汇流焊带 (汇流带)和互连焊带(互联条)，是光伏组件重要组成部分，应用于光伏电池片串并联 发挥导电聚电作用。光伏焊带只占组件成本的2.7%，但其品质优劣会直接影响电池 片的碎片率、使用寿命以及光伏组件电流的收集效率、功率等重要指标。公司光伏 焊带发展紧随电池技术更新迭代， MBB 焊带、异形焊带、低温焊带（HJT适用）、叠瓦焊带、黑色焊带等均实现量产销售，拥有齐备完整的产品体系，能够覆盖下游 各类组件发展路线的市场需求并拥有领先市场份额。

充分受益电池组件新技术，推动向高毛利产品结构升级。随着N型TOPCon和 HJT电池技术逐渐成熟，光伏焊带向细线化为主，异形焊带为辅的技术路线发展， 直径≤0.25mm的SMBB超细圆形焊带将成为未来主流需求，对焊带工艺精度、良品 率、研发能力、资金实力、管理能力等方面提出更高要求，从而进一步提高焊带制 造门槛和产能集中度。公司作为行业龙头在研发实力以及产品质量等方面处于领先 地位，主营产品获得隆基、天合、晶科等下游龙头客户认可，通过重点解决超细焊 带涂层厚度不均匀、屈服强度偏高，生产效率低等问题，逐步提高在N型组件焊带领 域的市场地位。SMBB能够有效降低EVA以及银浆用量，异性焊带可通过增加光折 射率提高组件功率，低温焊带降低HJT电池碎片率，助力N型组件降本增效，因此 SMBB、异性焊带以及低温焊带可获得一定议价空间，均为高毛利产品。随着TOPCon、 HJT等N型技术渗透率提高，公司高毛利产品需求量进一步提升。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议）

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