光伏行业“望见终局”系列七

新起点，TOPCon壁垒与竞争优势再审视

行业评级买入

证券研究报告

核心观点:

前次评级买入

投资建议。TOPCon 主产业链重点关注晶科能源、仕净科技、钧达股份、阿特斯；辅材环节关注受益TOPCon 放量的胶膜厂商福斯特、海优新材，银浆厂商帝科股份、聚和材料以及焊带厂商宇邦新材。

TOPCon投产不及预期，先行者景气红利延长。投产进度方面，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，TOPCon投产不及预期。根据我们统计，TOPCon 投产进度快于此前公告的有晶科、钧达、仕净等少数厂商，投产节奏较行业平均水平领先6-9个月，且净利处于0.06-0.07元W 的高位区间，较二三线厂商超额盈利0.03-0.04元W，未来有望充分受益TOPCon投产不及预期带来的景气红利延长。

TOPCon已形成工艺+技术双壁垒，龙头企业领先优势勾勒成本曲线。由于TOPCon 电池生产过程中存在较多无法标准化的“隐性知识”,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，后入局者较龙头的工艺经验差距或将长期存在，TOPCon已形成工艺壁垒。TOPCon 投产存在技术痛点,当前龙头厂商LP产线在绕镀、石英舟寿命等技术难点方面进步明显，且在双面Poly等前沿技术领域存在Know-how优势。在23Q4TOPCon产能集中落地后，头部厂商仍有望保持0.02-0.03元/W的净利优势。

下游装机放量+N 型替代加速，电池厂商迎来估值重构。23年全球光伏装机有望超370GW，终端景气带动光伏电池需求高增。P型电池量产转换效率逼近理论极限，且15 年来单瓦毛利降幅超 60%，盈利能力持续承压。N型技术5年内市占率有望提升至80%以上，在实现对原有P型技术路线替代过程中，有望为技术领先的电池厂商带来超越行业高增趋势的成长曲线，头部N型电池片厂商将迎来估值重构。

风险提示。政策及装机需求不及预期，产业链价格大幅波动风险，汇率波动风险，电网消纳风险等。

辅助设备开辟全新降本通道，先入局者充分享受TOPCon 溢价红利。辅助生产设备有望打开全新降本通道，以长600m，宽150m，年产能10GW 的单栋TOPCon电池厂房为例，仕净科技氨气处理和纯水回收系统可分别降低电池非硅成本约0.01元W。目前仕净科技已将氨气处理等辅助生产设备应用于其自建的TOPCon电池产线，未来随着辅助设备经济性得到规模验证，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。溢价方面,23年来TOPCon组件较PERC保持约0.04-0.10元/W的中标溢价，率先投产的TOPCon厂商充分享受溢价红利。

报告日期 2023-06-16

相对市场表现

分析师：陈子坤

SAC 执证号：S0260513080001

公 010-59136690

区 chenzikun @gf.com.cn

分析师：纪成炜

SAC 执证号：S0260518060001

SFC CE No. BOI548

公 021-38003594

区 jichengwei@gf.com.cn

请注意，陈子坤并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。

目录索引

一、装机放量与N型替代共振，N型电池厂商迎来估值重构. .6
（一）光伏确定性成长，装机需求超预期.. ..6
（二）电池环节集中度偏低，头部厂商竞争格局稳定 .7
（三）终端景气带动电池需求高增，22年以来扩产规划充裕 ..8
（四）降本增效永不停歇，P型技术已触效率天花板， ..9
（五）N型电池优势凸显，行业估值重构时刻已至 ..10
二、TOPCON步入量产时代，先入局者享超额收益.. .. 11
（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...13
（二）与PERC对比：TOPCON降本路线清晰，较PERC 溢价明显 ..19
（三）TOPCON投产不及预期，先行者景气红利延长.. ..22
（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. ..27
（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....28
三、投资建议.. ..29
四、风险提示... ..3
（一）政策及装机需求不及预期 ..33
（二）产业链价格大幅波动. ..33
（三）汇率波动风险. ..33
（四）电网消纳风险.. ..33

图表索引

图1：2020-2050年全球电力装机占比预测， .6
图2：光伏各环节CR5变化情况（按产量） .7
图3：国内光伏电池产能、产量及产能利用率. ..8
图4：专业化电池厂商2022年产能利用率回升 ..8
图5：光伏电池技术分类.. ..9
图6：P型电池固定资产投资额下降明显(亿元/GW) ..10
图7：PERC 电池产量迅速扩张，逐步过剩(GW/年). ..10
图8：15-21年单面PERC电池单瓦毛利持续收缩（元/W） ..10
图9：N型电池转换效率极限更高. .. 11
图10：N型电池技术占比有望快速提升. .11
图11：TOPCon 电池结构示意图... ..13
图12:TOPCon 电池隧穿氧化层原理.. ..13
图13:TOPCon技术路径的历史沿革. ..14
图14:TOPCon 主流技术路线与 PERC工艺对比. ..16
图15：光伏电池片用环保设备治理工艺应用流程， ..18
图16:TOPCon 降本增效路径清晰.. .19
图17：截至 23年4月国内电池片/组件厂商 TOPCon 产能投产及规划情况.....23
图18：部分厂商TOPCon产能分季度投产进度图（单位：GW） ..26
图19:部分厂商TOPCon产能分季度投产进度总览（单位：GW） ..26
图20：晶科能源主营业务布局情况... ..29
图21：晶科能源19次打破世界纪录.. ..29
表1：全球各国年度光伏新增装机量（GW） .7
表2：光伏电池前五大厂商出货量排名表. ..8
表3：晶硅电池工艺制程对比. .11
表4：可产业化高效晶体硅电池竞争力分析（更新至23年6月14日）. .12
表5:TOPCon 技术路径对比.. ..15
表6：新建产线LPCVD与PECVD设备成本差异对比.. ..16
表7：LPCVD与PECVD路线电池成本差异对比. ..16
表8：光伏产业链各生产环节污染物情况. ..18
表9:182尺寸PERC与TOPCon 组件辅材成本测算（单位：元/W） ..20
表10：不同扩散工艺制备的电池性能对比， ..21
表11：发电量提升带来的溢价空间.. ..21
表12:BOS 节约带来的溢价空间... ..22
表13：2023年部分央企国企N型光伏组件项目招中标情况， ..22
表14:部分厂商TOPCon产能分季度投产进度表（更新至23年6月14日）..23
表15:晶科能源与行业TOPCon 电池工艺制程对比. .27
表16：晶科能源LPCVD技术痛点解决方案.. ..28
表17：帝科股份主要产品类型 ..31

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《SolarFutures 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%。

图1：2020-2050年全球电力装机占比预测

数据来源：IEA，广发证券发展研究中心

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。

表1：全球各国年度光伏新增装机量（GW）

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023E
全球	34.2	35.9	45.9	73.8	93.2	98.5	97.8	126.7	162.0	230.0	370.0*
亚太	19.3	22.5	29.0	52.6	70.4	68.9	58.5	81.6	98.0	148.6	217*
中国	11.3	8.2	12.8	34.6	53.1	43	26.8	48.2	54.9	87.4	130.0*
印度	0.5	2	1.9	4.3	8.3	9.2	7.7	4.1	11.9	14.0	25.0*
澳大利亚	0.8	0.7	0.7	0.8	0.7	1.3	4.7	4.1	5.2	7.0*	10.0*
日本	5.7	7.2	9.3	9.8	5.8	11.3	6	5.5	5.1	3.1	9.0*
韩国	0.5	0.9	1.1	0.9	1.3	1.3	3.4	4.1	4.4	5.0*	7.0*
其他	0.5	3.4	3.1	2.2	1.3	2.9	9.8	15.7	16.5	32.1*	36.0*
欧洲	10.2	6.9	8.7	7.1	8.8	10.9	21.9	21.5	29.8	41.4	91.0*
德国	2.6	1.2	1.3	1.5	1.6	2.9	3.9	4.7	5.3	7.9	23.0*
荷兰	0.4	0.4	0.5	0.6	0.8	1.7	2.6	3	3.2	4.0	12.0*
法国	0.9	0.8	1.1	0.6	0.9	1.1	1.1	0.9	2.5	2.7	10.0*
西班牙	0.1	0	0	0	0	0	4.2	2.8	3.8	7.5	14.0*
意大利	1.4	0.4	0.3	0.4	0.4	0.4	0.8	0.7	0.8	2.5	7.0*
其他	7.3	5.4	6.8	5.6	6.7	7.7	13.3	14	14.5	16.8*	25.0*
美洲	4.2	5.2	7.5	12.5	11.4	14.3	12.9	20.4	30.6	34.8	55.0*
美国	3.6	4.2	5.7	11.3	8.4	10.1	7.5	14.9	23	20.2	30.0*
巴西	0.0	0	0	0.1	1.1	1.2	2.1	3.3	5.1	10.6	25.0*
其他	0.6	1.0	1.7	1.2	1.9	3.1	3.3	2.3	2.5	4.0*	5.0*
其他洲	0.6	1.3	0.7	1.6	2.5	4.3	4.6	3.2	3.5	5.2*	7.0*

数据来源：IRENA，BNEF,IHS，国家能源局，EnergyTrend，JMK research，REE，AVPI，ONS，PVMagazine，JPEA，广发证券发展研究中心注：带*的数据为预测值

（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。

图2：光伏各环节CR5变化情况（按产量）

数据来源：CPIA，坎德拉，广发证券发展研究中心

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。

表2：光伏电池前五大厂商出货量排名表

	2017	2018	2019	2020	2021	2022
1	通威	通威	通威	通威	通威	通威
2	茂迪	爱旭	爱旭	爱旭	爱旭	爱旭
3	昱晶	展宇（捷泰）	中宇	润阳	润阳	润阳
4	爱旭	联合能源	展宇（捷泰）	璐安	中宇	中润
5	英稳达	茂迪	润阳	中宇	璐安	捷泰

数据来源：PVInfoLink，广发证券发展研究中心
注：不计入垂直整合厂对自有组件产能的出货

（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。

图3：国内光伏电池产能、产量及产能利用率

数据来源：CPIA，国家统计局，广发证券发展研究中心

图4：专业化电池厂商2022年产能利用率回升

数据来源：爱旭股份非公开发行股票申请文件反馈意见回复报告，广发证券发展研究中心

（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。

图5：光伏电池技术分类

数据来源：CPIA，广发证券发展研究中心

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Solarz00m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。

图6：P型电池固定资产投资额下降明显(亿元/GW)

数据来源：隆基绿能及通威股份定期报告，CPIA，广发证券发展研究中心

图7： PERC 电池产量迅速扩张，逐步过剩(GW/年)

数据来源：CPIA，硅业分会，国家统计局，中商产业研究院,广发证券发展研究中心

图8：15-21年单面PERC电池单瓦毛利持续收缩（元/W）

数据来源：SOLARZOOM，广发证券发展研究中心

（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PERC24.5%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。

图9：N型电池转换效率极限更高

数据来源：集邦咨询，全球光伏，国际太阳能光伏网，天合光能官网220704新闻动态，广发证券发展研究中心

图10：N型电池技术占比有望快速提升

数据来源：CPIA，广发证券发展研究中心

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；

表3：晶硅电池工艺制程对比

步骤	PERC	TOPCon	HJT	经典IBC	TBC	经典HBC
1	清洗制绒	清洗制绒	清洗制绒	清洗制绒	清洗制绒	清洗制绒
2	磷扩散	硼扩散	本征氧化非晶硅	背面磷扩散	遂穿+磷掺杂费晶硅	本征氧化非晶硅（正面)
3	激光SE	激光SE	硼掺杂非晶硅（正面）	去PSG	掩膜	减反射膜（正面）
4	热氧	去BSG	本征氢化非晶硅（背面）	掩膜	激光开槽	本征氢化非晶硅（背面）
5	去PSG	隧穿+本征非晶硅	磷掺杂非晶硅（背面）	激光开槽	硼掺杂非晶硅	硼掺杂非晶硅（背面）
6	碱抛	磷扩散	透明导电膜（背面）	刻蚀	刻蚀	掩膜
7	退火	去 PSG&去绕镀	透明导电膜（正面）	背面硼扩	SiOx钝化	激光开槽
8	AIOx钝化	AIOx钝化	丝网印刷	去BSG	减反射膜（正面）	刻蚀
9	减反射膜(背面）	减反射膜（正面）	银浆固化	双面热氧	减反射膜（背面）	本征氢化非晶硅（背面）
10	减反射膜(正面）	减反射膜（背面）	光注入	减反射膜（正	激光开槽（PN 隔离）	磷掺杂非晶硅（背面）

识别风险，发现价值

				面）
11	丝网印刷	丝网印刷	测试分选	减反射膜（反面）	丝网印刷	刻蚀
12	烧结	烧结		丝网印刷	烧结	透明导电膜（背面）
13	测试分选	光注入		烧结	光注入	激光开槽（PN 隔离）
14		测试分选		光注入	测试分选	丝网印刷
15				测试分选		银浆固化
16						光注入
17						测试分选

数据来源：SMM，广发证券发展研究中心

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;

③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%。

表4:可产业化高效晶体硅电池竞争力分析（更新至23年6月14日）

	P 型 PERC+SE	N TOPCon	N HJT	N IBC
工艺流程	9步	11步，高温工艺 1000°	4步，低温工艺<250℃	13步
工艺难点	氧化铝钝化，激光开孔	隧穿层制备、Poly 及掺杂制备、BRL去除及金属化	高效清洗，非晶硅制备,TCO 制备，生产过程控制	掩膜法在背面制备 PN 结,表面钝化要求高，金属化接触和栅线
研发最高效率	24.5%天合	26.7%中来	26.81%隆基	25.2%SunPower
量产最高效率	24.01%横店东磁	25.62%正泰	25.2%东方日升	25%SunPower
量产平均效率	23.2%（CPIA）	24.5%-25%	24.2%-25.2%	23%-25%
双面率	75%	85%	95%	0%
核心设备	ALD、PECVD，激光	LPCVD、PECVD、硼扩散炉	PECVD、PVD/RPD	PECVD、硼扩散设备
组件衰减	首年2.5%LID:0.5%/年LETID:有	首年1.5%LID:0.5%/年LETID:有	PID:0%LID:0%LETID:无	PID:0%LID:0%LETID:有
温度系数	-0.37%	-0.35%	-0.25%	-0.35%
弱光响应	低	高	高	高
硅片厚度	目前大多155um	目前大多140um，Topcon 是高温工艺，做不了薄片化	目前大多在130um，未来可降至100-120um	目前厚度约130um
兼容性	常规量产升级	大部分工艺兼容，兼容性适中	不兼容	不兼容

识别风险，发现价值

设备投资	1.2亿元/GW	1.6-1.9亿元/GW	3.6亿元/GW	3亿元/GW
国内代表企业	通威、爱旭、润阳、晶科	天合、中来、晶科、钧达	东方日升、华晟、金刚光伏	隆基、爱旭
综合评价	性价比高，需解决较高光衰的问题，特别是背面衰减	工序增加，购置增加，潜力较大，是PERC 的升级方向，N型替代P型的主流技术选择	效率较高，工艺较少，适用于产业化，降本路线清晰，作为平台型技术是未来光伏电池的发展方向	效率高，工艺流程复杂，工艺成本高，需简化工艺后适宜于量产

数据来源：CPIA，Ofweek，苏民新能源，集邦咨询，拉普拉斯官网-《TOPCon 发展方向》，天合光能官网 220704新闻动态，全球光伏，国际太阳能光伏网，广发证券发展研究中心

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 OxidePassivated 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。

图11:TOPCon电池结构示意图

数据来源：《高效太阳电池技术及其核心装备国产化进展》郑达敏等，广发证券发展研究中心

图12：TOPCon电池隧穿氧化层原理

数据来源：拉普拉斯官网-《TOPCon发展方向》，广发证券发展研究中心

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。

图13：TOPCon技术路径的历史沿革

数据来源：中国可再生能源学会光伏专业委员会《晶体硅太阳电池研究进展》、各公司定期报告，广发证券发展研究中心

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。

表5:TOPCon技术路径对比

	LPCVD	PECVD	PVD	PEALD
工作原理	将一种或数种气态物质，在较低	借助微波或射频等使含有薄	在真空条件下，用物理方法	将气相前驱体脉冲交替地
	压力下，用热能激活，使其发生	膜组成原子的气体，在局部	在真空溅射镀膜使材料沉	通入反应器并在沉积基体
	热分解或化学反应，沉寂在沉底形成等离子体，等离子体化表面形成所需薄膜	学反应沉积薄膜	寂在被镀工件上的薄膜制备技术	上化学吸附并反应并形成
图示			正	沉积膜
			电子标排子场
	工艺成熟、控制简单、厚度均		负程
优点	匀、致密二次掺杂磷扩散；离子注入结合	成膜快	膜快	原位掺杂、轻微烧度、冷壁原位产渣、无烧度、冷壁成薄膜厚度均匀性、无颗粒、薄膜质量好
掺杂方式	退火	原位掺杂	原位掺杂	原位掺杂
产品良率	98%	当前良率 96-97%，理论良率 98%	97%（中来）	96%（微导）
设备投资	低	低	高	低
产能	高	尚可	高	尚可
尺寸兼容	可以	可以	高	可以
设备需求	扩散炉 or 离子注入机/退火炉, 刻蚀机	晶化处理需退火炉	隧穿氧化层需PECVD设备	原子层沉积ALD设备
代表厂商	LAPLACE,SEMCO,Tempress, 普乐,捷佳伟创	金辰，捷佳伟创，MB	杰太	微导，ASMI，东京电子, 拓荆科技
常见问题	1.石英件损伤 2.绕镀较难去除	1.存在掉粉问题;2.原位掺杂会导致陶瓷环导电;3.气泡问题;4. 膜层不致密，烧结后开压较低	1.采用上镀膜依然会有绕镀，下镀膜碎片清理较难，故障率高，效率低;2.方阻均匀性较差，氧化层均匀性较差;3硅靶材用量较大，更换频繁成本较高;4.	1.ALD 生长氧化层BOM成本较高;2.原位掺杂会导致陶瓷环导电;3.气泡问题;4.膜层不致密，烧结后开压较低;5.目前

数据来源：PVInfoLink，CPIA，广发证券发展研究中心

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。

图14:TOPCon主流技术路线与PERC工艺对比

数据来源：LAPLACE，广发证券发展研究中心

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。

表6：新建产线LPCVD与PECVD设备成本差异对比

LPCVD			PECVD		占总设备投资额
设备	成本（元/W）	占总设备投资额的比例	设备	成本（元/W）	占总设备投资额
LPCVD	0.0289	17%	PECVD	0.0216	的比例 13%
磷扩散	0.0068	4%	退火	0.0066	4%
合计	0.170	100%	合计	0.166	100%

数据来源：广发证券发展研究中心

表7：LPCVD与PECVD路线电池成本差异对比

	PERC	TOPCon-LP	TOPCon-PE
电池片尺寸（mm）	182	182	182
电池片效率	23.20%	25%	25%
良率	99%	98%	98%（理想状态）
功率（WI片）	7.69	8.35	8.35
硅片价格（元/W）	0.48	0.44	0.44
银浆成本(元/W)	0.06	0.085	0.085
耗材成本（元/W）		0.008	0.004

LP：石英件、PE：石墨舟

新建产线设备投资成本（元	0.120	0.170	0.166
W)	0.120	0.170	0.166
折旧（元W）	0.012	0.017	0.017
其他	0.088	0.1	0.1
非硅成本（元/W）	0.160	0.210	0.206
电池成本（元/W）	0.640	0.650	0.646

数据来源：Solarzoom，广发证券发展研究中心

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。

表8：光伏产业链各生产环节污染物情况

生产环节	污染物
酸洗	酸雾
制绒清洗	NOx、酸碱废气、含氟废气、含氮废液、酸碱废液
扩散	有毒废气、酸性废气
刻蚀	NOx、酸碱废气、含氟废液、含氮废液、酸碱废液
PECVD	易燃易爆废气、有害废气、碱性废气、粉尘
丝网印刷、烧结	VOCs

数据来源：仕净科技招股说明书，广发证券发展研究中心

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。

图15：光伏电池片用环保设备治理工艺应用流程

数据来源：仕净科技招股说明书，广发证券发展研究中心

（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。

图16：TOPCon降本增效路径清晰

数据来源：广发证券发展研究中心

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140um、155um，预计2025年有望分别减薄至120um、140um。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TigerNeo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。

表9:182尺寸PERC与TOPCon组件辅材成本测算（单位：元/W）

项目	单位	PERC	TOPCon-LP	TOPCon-LP	TOPCon-LP
组件版型		72.00	72.00	72.00	72.00
组件转换效率		21.1%	22.1%	23.1%	24.1%
组件输出功率	W	545	570	595	620
组件面积	m2	2.58	2.58	2.58	2.58
双层胶膜	元/平	34	38	38	38
盖板玻璃	元/平	27.5	27.5	27.5	27.5
背板	元/平	11.70	11.70	11.70	11.70
铝边框	元/套	88	88	88	88
焊带	元/套	32.32	32.32	32.32	32.32
接线盒	元/块	18	18	18	18
包装	元/块	7	7	7	7
辅材成本合计	元	295	304	304	304
折旧人工制造费用	元/	0.08	0.08	0.07	0.07
非硅成本	元/	0.620	0.609	0.584	0.562
非硅成本降低	元/	BASE	-0.010	-0.036	-0.048

数据来源：SOLARZOOM，广发证券发展研究中心

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（Selectiveemitter，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（laserdoping，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%。

表10:不同扩散工艺制备的电池性能对比

扩散工艺	转换效率提升（%）	开路电压提升（V）	填充因子提升(%)	短路电流提升（A）	串联电阻提升（m）	并联电阻提升（Ω）
常规扩散工艺
激光SE扩散	+0.2	+0.0085	+0.9	-0.0653	-0.3	+5

数据来源：张建军等《SE+PERC太阳电池扩散工艺的研究》-太阳能期刊，广发证券发展研究中心

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。

表11：发电量提升带来的溢价空间

名称	P 型 PERC	N 型 TOPCon-LP
首年发电提升幅度	BASE	2.55%
溢价空间（元/W）	BASE	0.12
首年发电提升幅度	BASE	4%
溢价空间（元/W）	BASE	0.175

数据来源：坎德拉，广发证券发展研究中心

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TOPc0n在BOS方面节约成本为0.0174元/W。

表12:BOS节约带来的溢价空间

名称	P型PERC	N型 TOPCon-LP
支架（元/W）	0.4107	0.3921
土地（元/W）	0.0755	0.0736
光伏电缆（元/W）	0.0209	0.022
直流电缆（元/W）	0.0377	0.0421
安装（元/W）	0.0696	0.0672
汇流箱（元/W）	0.0171	0.0171
BOS 成本合计（元/W）	0.6315	0.6141
BOS 成本节约（元/W）	BASE	-0.0174

数据来源：坎德拉，广发证券发展研究中心

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。

表13：2023年部分央企国企N型光伏组件项目招中标情况

公司名称	时间	招标总规模	N型中标规模	N型占比	N型均价 (元/W)	N型溢价 (元/W)
三峡能源	05.29	6.2GW	0.5GW	8%	1.75	0.10
中煤集团	04.21	6.5GW	2GW	31%	1.74	0.09
国家电投	04.18	7.65GW	2.6GW	34%	-	，
中石油	04.06	8GW	0.5GW	6%	1.79	0.08
中核（南京）	02.09	900MW	·	：	1.76	0.05-0.06
中国电建	02.20	26GW	1GW	4%	1.76	0.06
华能集团	01.18	6GW	1GW	17%	1.92	0.04-0.08

数据来源：北极星太阳能光伏网，广发证券发展研究中心

（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。

图17：截至23年4月国内电池片/组件厂商TOPCon产能投产及规划情况

数据来源：TrendForce，各公司23年业绩说明会，各公司投资者交流，广发证券发展研究中心

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。

表14:部分厂商TOPCon产能分季度投产进度表（更新至23年6月14日）

	公司	达产产能(GW)	在建产能	规划产能
23Q1	晶科	36.2	楚雄一期5GW，玉环10GW	预计23年5月投产5GW，12月投产10GW
	天合	12.5	西宁青海大基地10GW	预计 23Q3 投产10GW 24Q1投产10GW, 24Q2投产20GW
	通威	10.3	彭山一期16GW	预计 23Q3投产 16GW，24Q3 投产16GW
	钧达	8	淮安一期、二期各13GW	预计 23Q2 满产 10GW 23Q3 满产13GW, 23Q4满产13GW
	中润光能	7.65	铜山二期6.5GW	预计 24Q1投产8GW，23年5月投产6.5GW

识别风险，发现价值

23Q2E	中来	7.6	太原一期4GW，太原二期8GW	预计 23Q2投产 4GW，23Q4 投产8GW
	正泰	4	海宁四期8GW，嘉兴 8GW	预计 23Q2投产8GW，23Q4投产 8GW
	一道	3.25	太忻10GW	预计 23Q3投产 10GW, 23Q4投产 25GW, 24Q3投产2GW，24Q4 满产5GW
	晶澳	1.8	宁晋二期6GW，扬州 10GW，东台10GW	预计 23Q2投产6GW，23Q3投产20GW，25年底投产30GW
	润阳	1	曲靖10GW	预计23年7月投产10GW
	隆基	0.5	鄂尔多斯30GW	预计 23年8月投产30GW
	东方日升	0.5	滁州10GW	预计23年5月投产10GW
	阿特斯	0.25	宿迁一期6GW，扬州一期14GW	预计23年4月投产6GW，23Q3投产14GW，24Q2投产6GW
	横店东磁		宜宾一期6GW	预计23Q3 投产6GW，23Q4 投产6GW，24Q2投产12GW
	合计	93.6GW	213.5GW	363.5GW
	晶科	38.7	玉环10GW	预计 23年12月投产10GW
	钧达	24.5	淮安二期13GW	预计 23Q3满产13GW，23Q4 满产13GW
	中润光能	18.15	无	预计 24Q1投产8GW
	天合	15	西宁青海大基地 10GW	预计 23Q3投产10GW, 24Q1投产10GW, 24Q2投产20GW
	正泰	10.5	嘉兴8GW	预计 23Q4投产8GW
	通威	10.3	彭山一期16GW	预计 23Q3投产 16GW，24Q3投产 16GW
	中来	9.6	太原二期8GW	预计 23Q4投产8GW
	晶澳	7.3	石家庄10GW，东台 10GW	预计 23Q3投产20GW，25年底投产30GW
	一道	6.25	太忻 10GW，衢州 25GW	预计 23Q3投产 10GW, 23Q4 投产 25GW, 24Q3投产 2GW，24Q4满产 5GW
	东方日升	5.5	无	预计 24Q1投产10GW，24Q2投产 20GW
	阿特斯	3.25	扬州一期14GW	预计 23Q3投产14GW，24Q2投产6GW
	润阳	1	曲靖10GW	预计23年7月投产10GW
	隆基	0.5	鄂尔多斯30GW	预计23年8月投产30GW
	横店东磁	-	宜宾一期6GW，未来工厂一期6GW	预计 23Q3投产 6GW，23Q4投产 6GW，24Q2投产12GW
	合计	150.6GW	186GW	338GW
23Q3E	晶科	41.2	玉环10GW	预计23年12月投产10GW
	钧达	37.5	无	无
	中润光能	21.4	滁州二期8GW	预计 24Q1投产8GW
	晶澳	20.3	曲靖三期10GW，石家庄 10GW	预计25年底投产30GW
	天合	20	淮安二期10GW	预计 24Q1投产10GW，24Q2投产 20GW
	通威	18.3	无	预计 24Q3投产 16GW
	正泰	17	嘉兴8GW	预计 23Q4投产8GW
	一道	14.25	衢州 25GW	预计 23Q4投产 25GW,24Q3投产 2GW,24Q4满产5GW
	阿特斯	13.25	宿迁二期6GW	预计 24Q2投产 6GW

识别风险，发现价值

	中来	11.6	太原二期8GW	预计 23Q4投产8GW
	隆基	10.5	无	无
	东方日升	10.5	无	预计 23Q4满产 13GW
	润阳	7.5	无	无
	横店东磁	3	未来工厂一期6GW	预计 23Q4投产6GW，24Q2投产12GW
	合计	246.3GW	101GW	179GW
23Q4E24Q1E	晶科	46.2	无	无
	钧达	44	无	无
	晶澳	33	曲靖三期10GW，曲靖四期10GW	预计 25年底投产30GW
	一道	27.25	京山二期2GW	预计 24Q3投产 2GW，24Q4 满产 5GW
	通威	26.3	无	预计 24Q3投产16GW
	天合	25	淮安二期10GW	预计 24Q1投产10GW，24Q2投产20GW
	中润光能	21.4	滁州二期8GW	预计 24Q1投产8GW
	正泰	21	无	无
	隆基	20.5	无	无
	阿特斯	20.25	宿迁二期6GW，扬州 10GW，东台10GW	预计 24Q2投产 6GW
	中来	15.6	无	无
	润阳	14	无	无
	东方日升	10.5	无	无
	横店东磁	9	宜宾二期 6GW，未来工厂二期6GW	预计 24Q2投产12GW
	合计	334GW	78GW	109GW
	晶科	51.2	无	无
	钧达	44	无	无
	晶澳	40.5	曲靖四期10GW	预计 25年底投产30GW
	一道	34.25	京山二期2GW，达拉特 5GW	预计 24Q3投产2GW，24Q4 满产 5GW
	隆基	30.5	无	无
	天合	30	扬州 10GW，东台 10GW	预计 24Q2投产 20GW
	通威	26.3	彭山二期16GW	预计 24Q3投产 16GW
	中润光能	25.4	无	无
	正泰	25	无	无
	阿特斯	20.25	宿迁二期6GW	预计24Q2投产6GW
	中来	19.6	无	无
	润阳	14	无	无
	横店东磁	12	宜宾二期 6GW，未来工厂二期6GW	预计 24Q2投产12GW
	东方日升	10.5	无	无
	合计	383.5GW	71GW	91GW

数据来源：PVInfoLink，PV-Tech，KESOLAR，TrendForce，北极星太阳能光伏网，索比光伏，公司投资者交流，公司官网，政府网站，广发证券发展研究中心整理

图18：部分厂商TOPCon产能分季度投产进度图（单位：GW）

数据来源：PVInfoLink，PV-Tech，KESOLAR，TrendForce，北极星太阳能光伏网，索比光伏，公司投资者交流，公司官网，政府网站，广发证券发展研究中心整理

图19：部分厂商TOPCon产能分季度投产进度总览（单位：GW）

数据来源：PVInfoLink，PV-Tech，KESOLAR，TrendForce，北极星太阳能光伏网，索比光伏，公司投资者交流，公司官网，政府网站，广发证券发展研究中心整理

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TOPConLP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。

表15:晶科能源与行业TOPCon电池工艺制程对比

生产工艺	晶科能源	行业
清洗制绒	在第一钝化层的膜层上形成纳米尺寸的沟槽，沟槽与绒面的配合能够达到较优的陷光减反射作用，同时还不会降低电池的电性能	在电池衬底表面进行清洗制绒形成金字塔结构的绒面，以减少太阳光在电池上的光反射，并进一步在金字塔结构的表面镀减反射膜，反射率在10%左右
钝化接触	局域化掺杂导电层设计，不仅能够提升金属化区域的钝化效果，还能够保证载流子的横向传输效率，可有效提升电池效率	高掺杂浓度的多晶硅层存在两个问题;磷扩散至氧化层会影响隧穿层的钝化效果；且掺杂多晶硅与硅衬底的qVD较小，导致理论开路电压上限较低，从而限制了TOPCon 电池转化效率的提升
薄层多晶硅吸光和金属化平衡	在硅基底的其中一面沿远离硅基底方向设置有隧穿氧化层，隧穿氧化层远离硅基底一侧设置有至少两层掺杂多晶硅层,相邻掺杂多晶硅层之间设置有阻挡层，多条第一电极电连接至不同的掺杂多晶硅层，不仅能够降低多晶硅层总厚度，较薄的多晶硅层可以降低寄生吸收，从而提高短路电流，而且通过阻挡层阻挡浆料烧穿隧穿氧化层的风险，同时减少金属复合，从而提高太阳能电池的开路电压，进而提升太阳能电池的光电转换效率	TOPCon 电池一般采用30nm 左右掺杂多晶硅层即可实现良好的钝化效果，但受限于当前的浆料及烧结技术，掺杂多晶硅层需要做到110-120nm 左右才能有效的降低银颗粒烧穿隧穿氧化层的风险，然后由于掺杂多晶硅层本身存在较强的近红外光吸收，较厚的多晶硅层不仅能够带来短路电流的损失，从而影响电池性能，同时带来生产成本的提高
钝化减反膜	通过在太阳能电池表面添加荧光纳米钝化减反膜，荧光纳米材料将长波段或短波段光转换为可见光，增大能谱吸收范围，可以实现减少光学损失，提高光学利用率	当太阳光照射在晶体硅表面时，由于折射率的差异，会导致30%-40%的入射光被反射出去。其次，晶体硅是间接带隙半导体材料，光吸收系数相对较低。长波长光入射进硅片不能被充分吸收，导致部分光从电池背面透出。再次，晶体硅太阳能电池的正面金属栅线会遮挡入射光，这些都导致了电池的光学损失
测试分选	优化浆料腐蚀深度测试方法，随着腐蚀深度的增加，测试了银元素 Ag 和硅元素 Si在纵向方向、横向方向上Ag和Si随着深度不同含量也会发生变化，同时表征出银的深度，即能够测出银元素 Ag 和硅元素 Si的含量变化趋势，得出银浆的腐蚀深度	通过SEM观察银硅截面并通过不同物质界面的差异判断银浆腐蚀深度，实际银硅烧结后形成合金，合金的银硅比例随着深度增加呈现梯度变化，单纯从形貌很难观测出

数据来源：国家知识产权局，广发证券发展研究中心

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23Q4TOPCon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。

表16:晶科能源LPCVD技术痛点解决方案

生产工艺	LPCVD 技术痛点	晶科解决方案
绕镀	在去除绕镀面时容易发生过刻现象，即使用的酸性溶液或碱性溶液会腐蚀到基底，导致PN 结结构被破坏，从而对太阳能电池的质量及性能产生影响	通过增大硼硅玻璃层的厚度，从而能够增大磷硼硅玻璃层的厚度，有利于降低酸性溶液将磷硼硅玻璃层全部腐蚀导致第一表面发生过刻现象的可能，进而有利于提高太阳能电池的生产质量
	TOPCon 电池绕镀比较明显，严重影响电池效率及外观色差降级	在基底背面形成多晶硅层,多晶硅层使得基底背面不平整的绕镀表面变为平整的表面，平整的表面与形成电极时使用的浆料匹配程度更高，浆料对平整表面的腐蚀效果更好，能够改善绕镀情况
	当掺杂源为三溴化硼或者三氯化硼时，由于三溴化硼或三氯化硼容易绕镀至N型硅衬底的背面和侧面，使得N型硅衬底的背面和侧面也形成P型扩散层	用酸(氢氟酸、硝酸)，碱(氢氧化钠、氢氧化钾)分别对背面和侧面进行刻蚀处理
掺杂	为了减少掺杂导电层吸光造成的光学损失，通常采用减薄掺杂导电层厚度的办法，然而减薄掺杂导电层厚度，会造成方块电阻上升，电流的横向传输能力下降，导致电池的填充因子下降，影响电池效率	掺杂导电层的厚度不变，但总掺杂浓度逐步减少，减少了掺杂导电层的光学损失，同时减少了电流的横向传输损失，从而提高了正面电池效率和电池双面率

识别风险，发现价值

	现有的太阳能电池中，会通过在掺杂导电层远离基底的一侧加设本征多晶硅层的方式，来达到“金属电极与掺杂导电层相接触，但不穿透隧穿氧化层”的效果。但是本征多晶硅层存在导电性较差的问题，会导致掺杂导电层与金属电极之间的载流子传输不畅，影响太阳能电池的效率	通过设置第二掺杂导电层能够实现第一掺杂导电层与第一电极之间的电连接,使得载流子能够直接通过第二掺杂导电层在第一掺杂导电层与第一电极之间传输，增强了载流子的传输能力，降低了太阳能电池的串联电阻,从而提高了太阳能电池的光电转化效率，使得太阳能电池的正面电池效率、背面电池效率和电池双面率均得到增加
石英舟	TOPCon 电池生产中载片舟为石英材质。在多晶硅沉积过程中,多晶硅薄膜将沉积到载片舟上，且随着工艺时间及次数的增加,载片舟上多晶硅膜的厚度越来越厚。多晶硅与石英之间的晶格失配及热应力作用，导致石英舟发生隐裂甚至断裂，且随着时间的增加，发生隐裂的可能性越大。	利用氯气在高温下与硅反应生成气态的四氯化硅的特性，将达到一定使用次数的LPCVD石英舟表面的多晶硅层去除，避免了所述多晶硅层积压过多导致应力提升使所述LPCVD石英舟发生隐裂的问题，大大延长了所述LPCVD 石英舟的使用寿命，进而降低了TOPCON 电池的生产成本

数据来源：国家知识产权局，广发证券发展研究中心

三、投资建议

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“硅料加工一硅片一电池片一组件”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16GWTOPCon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。

图20：晶科能源主营业务布局情况

数据来源：公司官网，广发证券发展研究中心

图21：晶科能源19次打破世界纪录

数据来源：公司官网，广发证券发展研究中心

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18GWTOPCon产能，淮安一期13GWTOPCon产能已投产，二期13GWTOPCon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%。

表17：帝科股份主要产品类型

系列	产品型号	应用
DK91系列	DK91B 高效单晶 PERC导电银浆	适用于单晶 BSF 电池、单晶 PERC 电池
DK92系列	DK92K 双面氧化铝钝化PERC 专用导电银浆	应用于新型双面氧化铝钝化的高效PERC 电池
DK93系列	DK93B 单晶 PERC LDSE导电银浆	主要用于单晶 PERC LDSE 电池
	DK93K 双面氧化铝单晶PERCLDSE导电银浆	主要用于双面氧化铝单晶 PERC LDSE 电池
	DK93TTOPCon 专用导电银浆	主要用于N型 TOPCon 高效电池
DK81A系列	DK81A分步印刷专用主栅浆料	适用于P型 BSF 电池、P型 PERC 电池、N型 TOPCon 及新型 IBC 电池等
DK71系列	DK71A N型 TOPCon 电池专用导电浆料	适用于高效N型 TOPCon 电池、IBC 电池等金属化
DK61系列	DK61AN型 HJT电池专用导电银浆	适用于高效N型 HJT异质结电池、薄膜电池及其他新型太阳能电池等金属化
DK51系列	DK51AN型 HJT电池专用低温导电银浆	适用于高效N型 HJT异质结电池及其他新型低温太阳能电池等正面、背面金属化
DECA系列	DECA100 组件互联导电银浆	光伏叠瓦组件及新型组件互联

数据来源：帝科股份22年年报，广发证券发展研究中心

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。

四、风险提示

（一）政策及装机需求不及预期

“碳中和”已成全球共识，各国政府陆续出台相关政策鼓励光伏装机，若未来政策出现较大变动，将影响光伏装机需求。

（二）产业链价格大幅波动

若产业链价格波动幅度过大，一定程度会影响终端需求。

（三）汇率波动风险

在国际环境剧烈波动下，部分国家的本币相较于美元出现了贬值，而组件及逆变器是以美元结算为主，如果本币贬值幅度较大，实际成本上升将影响需求。

（四）电网消纳风险

新能源随机波动性强，高比例并网将导致发电波动大幅增加，可能会引起电网存在运行风险。

广发新能源和电力设备研究小组

陈子坤：首席分析师，5年产业经验，10年证券从业经验。2013年加入广发证券发展研究中心。目前担任电力设备与新能源行业首席分析师，历任有色行业资深分析师、环保行业联席首席分析师。

纪成炜：联席首席分析师，ACCA会员，毕业于香港中文大学、西安交通大学，2016年加入广发证券发展研究中心。

陈昕：资深分析师，毕业于清华大学、北京大学，曾就职于国家电网公司、信达证券，2022年加入广发证券发展研究中心。

张玲：高级研究员，毕业于加拿大英属哥伦比亚大学，曾就职于银河证券、工银瑞信，2022年加入广发证券发展研究中心。

曹瑞元：资深分析师，毕业于复旦大学，2021年加入广发证券发展研究中心。

李靖：资深分析师，毕业于美国西北大学、华中科技大学，2020 年加入广发证券发展研究中心。

蒋淑霞：高级分析师，毕业于香港大学、南京大学，2020 年加入广发证券发展研究中心。

朱北岑：高级研究员，毕业于华东政法大学，2022年加入广发证券发展研究中心。

张芷菡：高级研究员，毕业于新加坡南洋理工大学、中山大学，2021年加入广发证券发展研究中心。

高翔：研究员，毕业于新加坡国立大学，2022年加入广发证券发展研究中心。

左净霭：研究员，硕士，毕业于香港中文大学，2022年加入广发证券。

陈宇泽：研究员，毕业于清华大学，2023年加入广发证券发展研究中心。

广发证券—行业投资评级说明

买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘10%以上。

持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10%～+10%。

卖出: 预期未来12个月内，股价表现弱于大盘10%以上。

广发证券—公司投资评级说明

买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘15%以上。

增持: 预期未来12个月内，股价表现强于大盘5%-15%。

持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-5%～+5%。

卖出: 预期未来12个月内，股价表现弱于大盘5%以上。

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本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。

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本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。

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本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明：（1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。

研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。

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(1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12个月内并没有任何投资银行业务的关系。

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股票简称	股票代码	货币	最新收盘报告日期价	最近评级	合理价值	EPS(元)		PE(x)		EV/EBITDA(x)		ROE(%)
股票简称	股票代码	货币	最新收盘报告日期价	最近评级	合理价值	（元/股）	2023E	2024E	2023E	2024E	2023E	2024E	2023E 2024E
晶科能源	688223.SH	CNY	13.16 2023/04/29 买入		19.10	0.55	0.76		23.93	17.32	10.13	8.30 17.00	19.10
仕净科技	301030.SZ	CNY	57.05 2023/05/11 买入		52.02	1.73	5.43	32.98	10.51	21.40	7.38	13.80	30.10
C阿特斯	688472.SH	CNY		16.40 2023/06/13 买入	17.77	1.18	1.75	13.90	9.37	8.31	6.20	13.40	16.50
福斯特	603806.SH	CNY		32.35 2023/04/29 买入	90.18	2.58	3.21	12.54	10.08	14.90	12.13	19.70	19.70

光伏行业“望见终局”系列七

新起点，TOPCon壁垒与竞争优势再审视

核心观点:

相对市场表现

相关研究：

目录索引

图表索引

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

（二）电池环节集中度偏低，头部厂商竞争格局稳定

（三）终端景气带动电池需求高增，22年以来扩产规划充裕

（四）降本增效永不停歇，P型技术已触效率天花板

（五）N型电池优势凸显，行业估值重构时刻已至

二、TOPCon步入量产时代，先入局者享超额收益

（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

1．LP路线率先投产工艺成熟，良率领先引领非硅成本优势

2.整线采购生产设备趋同，辅助设备开辟全新降本通道

（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）

电池环节

2．TOPCon与PERC电池溢价对比（以LPCVD 路线为例）

3．TOPCon较PERC招标溢价情况

（三）TOPCon投产不及预期，先行者景气红利延长

（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

（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

三、投资建议

四、风险提示

（一）政策及装机需求不及预期

（二）产业链价格大幅波动

（三）汇率波动风险

（四）电网消纳风险

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