2023年05月28日

电力设备及新能源

ESSENCE

TOPCon迎规模量产，技术红利释放

目行业背景：N型时代拉开帷幕，TOPCon率先脱颖而出

当下部分厂商的N型电池量产效率已经达到25.5%（通威股份，T0PCon，2023年4月)，而2022年P型电池的主流转换效率在23.2%，相较于2021年仅有0.1%的提升，N型电池量产效率较P型已经有2.3%左右的优势。随着产业链上下游的配合，有望看到 2023年N型电池对P型的快速替代，其中TOPCon 电池由于其性价比高、核心设备已国产化、提效路径清晰等因素率先大规模量产。

国技术路径：TOPCon钝化层制备路径仍未定型，PECVD和LPCVD为主流

此前T0PCon的主流技术路径是以晶科、钧达为代表的LPCVD，2022下半年开始，行业内的新投产能出现了偏好PECVD 路径的风向，代表公司有通威、天合、晶澳等。通过测算两种路径的设备投资成本和耗材成本，两种路径的成本差异不明显，LPCVD和PECVD目前的设备投资成本在每GW1.7亿和1.6亿元，总体的非硅成本差异在单瓦几厘钱。此外，通威的PECVD路径下的TOPCon最新量产效率已和晶科相当，也就是说路径选择带来的效率和成本差异不明显。未来更需关注新技术如降低银耗、选择性发射极叠加等带来的效率提升。此外，POPAID和PEALD路径相对小众，由中来股份和尚德电力主导，目前尚未向主流方向发展。

国产业进展：2023年TOPCon出货占比将近40%，量产效率进一步提升

TOPCon正处于技术红利期，行业产能扩张超预期。经不完全统计，产业端已有26家公司公布T0PCon 的建设规划，2022年已投T0PCon 产能超过132GW，2023年新增投产规划超270GW。我们预计2023年T0PCon 出货在160GW+，占全年组件出货的近40%。领先企业T0PCon 电池量产效率已至25.5%，预计2023年将进一步提升。

目经济性：较PERC 的超额收益将拉大，技术红利将逐步兑现

1）发电增益：TOPCon组件的低光衰、弱光响应能力强等优势，带来发电小时数的提升和衰减损失的减少，综合来看，可给电站端带来5%左右的发电量增益。2）电站B0S成本下降：当下同版型的TOPCon组件功率较PERC 高出6.4%，预计可带来BOS 成本同比例的下降。3）组件价格提升：价格端，2022年1月至2023年4月，TOPCon组件相较PERC的溢价在0.11-0.25元/W，呈上行趋势。4）组件成本下降：成本端，硅料进入下行周期、多主栅技术带动银耗持续降低，有望看到 2023 年TOPCon 组件和PERC打平。综上，TOPCon 的盈利优势将进一步扩大。

国TOPCon进入2023年的规模量产阶段，产业端盈利兑现

TOPCon产业发展趋势明确，效率提升路径清晰，建议关注电池片、组件、设备领域的投资机会。1）电池片端：钧达股份、聆达股份、沐邦高科、亿晶光电等；2)组件端：晶科能源、通威股份、天合光能、晶澳科技、中来股份、东方日升、阿特斯。

目风险提示：TOPCon产业化进展低于预期，HJT、IBC等新电池片技术进展超预期，测算不及预期

四行业深度分析

证券研究报告

投资评级领先大市-A

维持评级

首选股票目标价（元）评级

行业表现

资料来源：Wind资讯

升幅%	1M	3M	12M
相对收益	1. 6	-4.2	0.0
绝对收益	-1. 1	-9.4	-3.5

杨振华分析师

SAC 执业证书编号：S1450522080006

yangzh5@essence.com.cn

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目内容目录

1．行业背景：N型时代拉开帷幕，TOPCon率先脱颖而出．. 3
1.1．光伏N型时代到来，TOPCon 电池量产效率超PERC 4
1.2．TOPCon上下游产业链完备，四大因素助力其在N型中脱颖而出． 5
2．工艺流程：由磷扩散改为硼扩散，并新增隧穿氧化层制备. 6
3．技术路径：TOPCon 技术路径仍未定型，PE和LP为主流.. .8
4．产业进展：2023年量产效率将超25.5%，产能扩张超预期， 12
5．经济性：随着转换效率的提升，TOPCon 超额盈利有望扩大 15
6．投资建议.. 18
7．风险提示.. 18

目图表目录

图1．TOPCon产业链图谱... 3
图2．电池提效的五大核心要素. 4
图3．N型硅片相较P型硅片的优势. 4
图4．P型及N型电池效率对比. .5
图5．PERC、HJT、TOPCon 电池转换效率理论上限. .5
图6．TOPCon 电池结构示意图. .6
图7．隧穿氧化层钝化接触结构的能带图 .6
图8．TOPCon 与 PERC 的工艺流程对比. .6
图9．LPCVD反应腔室结构示意图. .9
图10．PECVD反应腔室结构示意图. .9
图11．TOPCon 电池转换效率.. 13
图12．2022年1-11月TOPCon与PERC 组件价差， 16
图13．2023年1-4月TOPCon与PERC 组件价差.. .16
表1：TOPCon新投产能的技术路径选择. 8
表2：4种技术路径的设备参考. .9
表3：LPCVD 与 PECVD 技术对比. 10
表4: LPCVD及PECVD设备成本测算对比． 10
表5： LPCVD与PECVD 路径下电池成本测算. 11
表6： TOPCon 产能投放规划表(预测，不完全统计） 12
表7：2023年光伏级 P0E粒子需求测算.. 14
表8：TOPCon 组件带来的发电量增益测算. 15
表9：一体化 TOPCon 组件企业有望成本与 PERC 打平 17

1.行业背景：N型时代拉开帷幕，TOPCon 率先脱颖而出

2023年TOPCon进入大规模量产阶段，技术红利在产业端逐步兑现。光伏产业已经进入由电池片技术变革主导的新周期，未来3-5年将是TOPCon、HJT、IBC 等新型电池技术的大力发展期，新旧技术更迭时，率先布局新技术的企业首先享受技术变革带来的红利。2022年产业链上下游围绕T0PCon共同布局，2023年T0PCon走向大规模量产，技术红利逐渐兑现。

1）设备端：TOPCon首先在钝化层制备上出现差异，设备是技术的载体，在LPCVD与PECVD技术路径之争中涌现出拉普拉斯、捷佳伟创等一系列公司；在降本提效过程中，又涌现出帝尔激光、海目星、英诺激光等一系列激光设备公司。2023年T0PCon预计新增扩产270GW 以上，钝化层制备设备厂商的收入具备增量空间，随着新增产能的投建，设备端盈利逐渐兑现。2）电池片端：TOPCon 电池的非硅成本较PERC 高出3-4分钱/W且呈下降趋势，硅成本随硅料降价而和PERC 差异缩小，回顾2022年1-11月，TOPCon 电池售价较 PERC 高出0.06-0.17元/W，较PERC享有超额收益。2023年新增270GW的T0PCon规划中，约120GW以上是一体化组件厂的自用产能，剩下的新增TOPCon电池片产能相较PERC仍为稀缺的优质产能，将仍然享有较 PERC 产能的盈利增益。钧达股份、聆达股份、沐邦高科、亿晶光电等企业为典型的TOPCon电池制造企业，钧达股份的产能规划最高，达到44GW，其他电池厂的扩产规划在10GW上下。

3）组件端：T0PCon组件凭借其优异的弱光响应和低衰减性能，给下游电站带来5%左右的发电增益，并给电站端带来与功率提升幅度相匹配的B0S 成本下降，为电站降低度电成本提高项目收益率。经测算，组件端成本有望在2023年和PERC打平，因此其超额盈利有望随效率的提升而扩大。自2022年起，晶科能源、天合光能、晶澳科技、通威股份均已制定了30GW以上的产能规划。

4）胶膜：TOPCon 组件对于封装材料有跟高的抗水汽与抗PID性能的要求，因此胶膜材料从EVA向POE转变，在POE粒子供给相对紧张的情况下，POE类胶膜占比较高的胶膜厂盈利弹性大。传统胶膜龙头福斯特的粒子保供能力最强，明冠新材等POE胶膜占比较高。

图1.TOPCon产业链图谱

资料来源：公司官网，安信证券研究中心

1.1.光伏N型时代到来，TOPCon电池量产效率超PERC

TOPCon 电池相较PERC电池的不同主要在于硅材料与钝化技术方面。光照射太阳电池后会产生各种能量损失，一般分为光学损失和电学损失，在技术层面的改进主要在于减少电学损失。光学损失是由电池正面电极遮挡，或电池表面反射光能量的损失带来的，减少光学损失的方法包括1）增加减反射涂层，2）使用最小栅线遮挡面积技术，如MBB。电学损失主要指电阻损失，减少电学损失的方法包括：1）选用晶体结构更好的硅片，如N型硅片；2）改进p-n结形成技术，如离子注入技术；3）研发新型钝化技术，如氧化硅、氮化硅、非晶硅钝化等技术；4）改善金属接触技术；5）提高表面处理。T0PCon电池效率的提升主要在于硅材料和钝化技术的改变。

N型硅片在少子寿命、光致衰减、杂质容忍度方面好于P型硅片。P型或N型硅片都可用来制备光伏电池，但目前量产转换效率较高的电池，均制备N型单晶硅衬底上，N型硅片有三个优点1）少子寿命长：相同电阻率的N型硅片的少子寿命比P型硅片高出1-2个数量级；2）光致衰减不明显：P型硅片基底掺硼 (B)，N型硅片基底掺磷 (P)，因此N型硅片的硼氧对含量较少，进而使得硼氧对导致的电池性能衰减不明显，光衰不明显的好处体现在组件端，助力N型组件在生命周期内发电量的提升；3）对金属杂质容忍度高：N型硅片对金属杂质不敏感，铁、铜等金属对P型硅片的影响均比N型硅片要高。在硅料厂、切片厂以及硅片制造企业的共同努力下,2022年起N型硅片开始量产，并呈现出薄片化趋势,N型时代拉开帷幕。

图2.电池提效的五大核心要素

资料来源：《太阳能光伏技术与应用》沈文忠，安信证券研究中心
资料来源：安信证券研究中心

图3.N型硅片相较P型硅片的优势

P型电池提效放缓，N型电池量产效率已超越P型电池效率极限。2022年P型电池的主流转换效率在23.2%，相较于2021年仅有0.1%的提升；行业内部分厂商的N型电池量产效率已经达到25.5%（通威股份，T0PCon，2023年4月）；N型电池的试验室效率最高已经达到26.7%（中来股份，T0PCon，2023年4月）；N型电池量产效率较P型已经有2.3%左右的优势。从电池效率的理论极限来看，PERC 电池的理论极限在24.5%，T0PCon 电池的极限在28.7%，HJT的极限在27.5%，也就是说当下TOPCon的量产效率已经超越PERC极限，且仍有提效空间。随着产业内对于N型电池的持续投入，有望看到2023年N型电池渗透率的提升，并实现对P型电池的快速替代。

图4.P型及N型电池效率对比

资料来源：CPIA，公司公告，安信证券研究中心

图5.PERC、HJT、TOPCon 电池转换效率理论上限

资料来源：ELSEVIER，安信证券研究中心

1.2.TOPCon上下游产业链完备，四大因素助力其在N型中脱颖而出

四大因素助力TOPCon在HJT、IBC 等N型技术中率先脱颖而出。PERC 电池打下基础、核心设备国产化、降本提效路径清晰、高性价比。

1）PERC电池打下基础：从工艺流程角度来说，TOPCon 电池和PERC 电池的主要差异仅在于硼扩散和隧穿氧化层制备，其他流程可沿用PERC，且电池制作可承受高温；而HJT电池工艺流程温度要控制在200C以下，与现有产线设备不兼容；IBC电池在制作背面P、N区时，需要精准控制背面发射极和背场的间隔，工序繁多。因此在设备、工艺等方面，PERC电池为TOPCon打下基础，使其在产业端快速接受。

2）核心设备国产化：当下单GW的TOPCon电池设备投资额仅高出PERC约4-5千万左右，单GW 设备投资额在1.5-1.7亿元，而HJT的单GW投资额在3.5-3.7亿元，是T0PCon产线的1倍左右。TOPCon 电池结构首先在德国Fraunhofer 研究所提出，彼时用于制备隧穿氧化层和多晶硅层的设备主要为国外厂商，如Tempress（丹麦）、SEMCO（澳大利亚）、Centrother（德国)，但当下该设备均已实现国产化，国内厂商涌现，如LPCVD路径的拉普拉斯、红太阳、北方华创、普乐、赛瑞达，PECVD路径的捷佳伟创、金辰股份，PEALD路径的微导纳米，以及POPAID路径的江苏杰太。

3）降本提效路径清晰：经过产业端的验证，预计在经过栅线优化、背面陷光结构优化、正面SE 技术、浆料优化、硅片质量改善等提效方式叠加后，T0PCon量产效率有望突破26%以上。4）高性价比：电池片端，TOPCon 相较于PERC 电池的单瓦非硅成本高出3-4分钱，主要来自于银耗、设备折旧、其他化学试剂费用、良率；硅成本方面，当下T0PCon电池使用的硅片厚度在130微米，PERC电池使用的硅片厚度在150微米，随着硅片薄片化的发展，硅片每减薄10 微米，预计将节约0.1g/W的硅成本。2022年1-6月，同尺寸的T0PCon电池片售价比PERC高出0.06-0.17元/W，相较PERC电池具有超额收益。组件端，TOPCon 的弱光效应和低衰减率使其对于下游电站有约5%的发电增益，组件功率的提升基本可以同比例降低电站的B0S 成本，有利于下游电站企业降低度电成本、提高项目收益率。组件端较PERC 的溢价超过了功率的提升幅度，下游电站对T0PCon组件的接受度提升。2023年有望看到组件端成本和PERC打平，届时将看到超额收益和PERC 的拉大。

2.工艺流程：由磷扩散改为硼扩散，并新增隧穿氧化层制备

TOPCon电池提效的关键在于隧穿氧化层的载流子选择性透过，可降低电池界面的少子复合。N型TOPCon（TunnelOxide Passivated Contact，隧穿氧化层钝化接触太阳能电池）电池与PERC电池的结构类似，核心差异在于背面钝化接触。TOPCon 电池采用超薄二氧化硅隧穿层（1-2nm）和掺杂多晶硅层（100-200nm）形成的隧穿结来钝化晶体硅界面，超薄隧穿氧化层将N型晶体硅衬底与掺杂多晶硅隔开，由于Si0x界面层很薄，不会阻碍多数载流子的传输，但会阻碍少子到达界面，因此能够有效降低界面的少子复合，可以显著提高电池的开路电压。TOCPon电池的背面结构属于一维结构，载流子可以直线隧穿过超薄氧化层，不存在二维或者三维传输引起的载流子汇聚效应和电学遮挡，因此TOPCon电池具有更高的填充因子。

图6.TOPCon电池结构示意图

资料来源：安信证券研究中心

图7.隧穿氧化层钝化接触结构的能带图

资料来源：安信证券研究中心

TOPCon和PERC工艺流程的兼容性较高，差异主要体现在硼扩散以及背面钝化层的制备上。TOPCon电池的主要工艺流程为：1)p-n结制备：在N型硅片表面进行硼扩散制备P+发射极，形成p-n结；2）刻蚀：去除在硅片周围形成的硼扩散层，以免影响后续钝化；3）钝化层制备：进行隧穿氧化层和掺杂多晶硅层的制备；4）前后表面减反射膜：在电池的背面和正面制备SiNx减反射膜；5）金属化：通过丝网印刷制备前后电极，再通过高温烧结形成良好的欧姆接触。

图8.TOPCon与PERC的工艺流程对比

资料来源：安信证券研究中心

1）p-n结制备。扩散制备p-n结是指在高温条件下把需要掺杂的物质扩散进入硅片的表面，在硅片表面形成一个与基体材料导电性能相反的膜层的过程，一般使用热扩散法，扩散炉温度一般在950℃左右。硼扩散分为常压扩散和低压扩散，低压扩散炉可以增强分子的穿透力和气流的稳定性，从而提升掺杂均匀性，常压扩散对于硅片掺杂均匀性的控制较差，且常压扩散中化学品的吸收率低、消耗量大，因而当下以低压扩散为主,SEMCO、捷伟佳创、Tempress、拉普拉斯均可提供低压扩散炉。硼源选择上包括液态溴化硼（BBr3）和氯化硼（BCI3)，这两种硼源在工艺路径和设备上的相似度极高，使用BBr3扩散会生成液态的副产物硼硅玻璃(BSG)使得石英件粘黏，减少设备的正常运行时间，目前越来越多的厂商开始使用BCI3作为硼源。BCI3的副产物BSG更容易去除，对石英器件基本无损伤，但受制于B-CI键能较大，其扩散均匀性略逊于BBr3。在硼源的选择上，Tempress 和Centrotherm主要采取BBr3，Semco、拉普拉斯则是将BCI3作为前驱体。

2）刻蚀。由于扩散过程中，硅片正反面都形成P型层，扩散结束后需要去除硅片背面和边缘的P型层，并对硅片再次进行腐蚀。一般采用硝酸、氢氟酸溶液与硅片发生反应，实现对多余P型层的刻蚀。

3）钝化层制备。在钝化层制备环节分为LPCVD、PECVD、POPAID、PEALD这4种工艺路径，当下工艺路径未完全定型。先在硅片下方制备1-2nm厚度的超薄二氧化硅层，然后在二氧化硅隧穿层下方沉积一层混有非晶硅和微晶硅相的多晶硅层，多晶硅层厚度为100-200nm。在钝化层制备后，对多晶硅层进行磷掺杂，使之有更好的电性能，形成磷掺杂的多晶硅层，工艺路径一般包括原位掺杂、离子注入、磷扩散。磷掺杂后，对其进行退火处理，将非活性状态的磷原子进行激活，退火温度在850℃左右，一般情况下，除了LPCVD+磷扩散的方式不需要退火处理外，其他路径均需要进行退火。

4)前后表面减反射膜。在硅片前表面制备AI0x膜，在硅片最外层的前后表面沉积氮化硅膜。由于AIOx 膜含有大量的负电荷，可以对电池正表面的P型层起到很好的钝化效果，提高电池的开路电压，一般使用ALD设备制备，ALD可以精准控制薄膜厚度，使得膜层更加致密。而后将硅片放入PECVD沉积炉中，通入硅烷和氨气，在350℃-450℃的温度下，利用高频微波将硅烷和氨气激发为等离子体状态，Si原子与N原子以一定比例沉积在硅片表面形成一层氮化硅薄膜，起到减反射和钝化的作用。

5)金属化。将银浆用丝网印刷机分别印在硅片背面和正面，然后放入电池烧结炉，烧结的最高温度约900℃，将印刷在电池表面的银浆渗透至硅片内部，增强导电性能，形成电池表面的银电极。由于PERC 电池正面使用银浆，背面主要使用铝浆，TOPCon 电池正反面均使用银浆，单片银浆耗量相较PERC 增加，目前T0PCon银耗在120-130mg/片，未来将通过栅线的细化来实现银耗的下降。

3.技术路径：TOPCon技术路径仍未定型，PE和LP为主流

TOPCon技术路径包括LPCVD、PECVD、POPAID、PEALD，路径选择仍未定型。此前TOPCon的主流技术路径是以晶科、钧达为代表的LPCVD，2022下半年开始，行业内的新投产能出现了偏好PECVD路径的风向，代表公司有通威、天合、晶澳等。对于电池片企业来说，通过测算两种路径的设备投资成本和耗材成本，可看到其由于路径的不同，带来的非硅成本差异不到0.01元/W,而通威于2022年11月投产的PECVD路径的TOPCon最新量产效率已和晶科相当，说明LPCVD和PECVD的路径选择带来的效率和成本差异将不明显。未来更需关注新的降本提效技术，如降低银耗、选择性发射极叠加等。此外，POPAID和PEALD路径相对小众，由中来股份和尚德电力主导，目前尚未向主流方向发展。

表1：TOPCon新投产能的技术路径选择

	22Q1 22Q2 22Q3 22Q4 23Q1 23Q2
晶科能源	合肥一期8GW	尖山一期8GW 合肥二期8GW 尖山二期11GW 上饶一期8GW
	LP	LP LP LP LP
钧达股份		滁州一期8GW				安徽滁州10GW
		LP				LP
中来股份		江苏泰州3.6GW		山西一期8GW
		POPAID		POPAID
通威股份				眉山三期9GW
				PE
天合能源				江苏宿迁8GW
				PE
晶澳科技			河北宁晋1.3GW		河北邢台 6GW
			PE		预计PE
沐邦高科						广西梧州10GW
						预计PE
玲达股份					安徽金寨5GW
					预计PE
上机数控						徐州一期14GW
						预计PE
协鑫集成						芜湖一期10GW
						预计PE
尚德电力		江苏无锡2GW
		PEALD
江苏润阳	5GW改造线	10GW未确认
	PE	10GW未确认

资料来源：公司官网，公司公告，安信证券研究中心

TOPCon电池氧化膜的制备方式主要为热氧法和PECVD。厚度是隧穿氧化层的关键特性之一，当厚度大于2nm时，隧穿将难以实现，目前量产厚度一般在1-2nm之间。制备隧穿氧化层的主流工艺方法为热氧法和PECVD，热氧化法的工艺成熟度较高。此外还有ALD方法，ALD适合制备较薄的膜层，一层一层原子沉积的方式使得膜层致密性和均匀性较好，但沉积速度慢、产能小，此外，ALD沉积二氧化硅的过程中需要通入更多的硅烷（SiH4)，成本更高。

TOPCon电池多晶硅膜的制备方式主要为LPCVD和PECVD。化学气相沉积法（CVD）是指利用气态的先驱反应物，通过原子、分子间的化学反应，在硅片表面形成一层固体薄膜。LPCVD 方法的压力较低，但需要加热使反应气体发生热分解，分解后的硅原子沉积在硅片表面，因而反应温度较高，一般在600C以上，且能耗相对较高。PECVD为常压，借助外建电场，以射频的方式将反应气体电离，由分子变为等离子体状态，沉积在硅片表面，反应温度较低，通常在 300℃以内，反应速度较快，但是由于沉积时压力波动会出现针孔，且沉积速度较快，存在多晶硅膜含氢问题，易造成爆膜的隐患。此外还有物理气相沉积法（PVD）方法，利用带电荷的粒子在电场中加速后具有一定动能的特点，将靶材原子溅射出来运动到硅片衬底上，完成掺杂多晶硅层的制备，但其设备投资成本较大。

图9.LPCVD反应腔室结构示意图

资料来源：《半导体制造技术》，安信证券研究中心

图10.PECVD反应腔室结构示意图

资料来源：《半导体制造技术》，安信证券研究中心

磷掺杂方式包括磷扩散、离子注入、原位掺杂，PECVD原位掺杂潜力大。隧穿氧化层和沉积多晶硅层使TOPCon 电池具有良好的钝化性能，除此之外，TOPCon 电池还需要在多晶硅层进行掺杂以获得良好的电性能。业界实现多晶硅层掺杂主要有磷扩散、离子注入和原位掺杂三种方式。传统的扩散掺杂就是在管炉中通过带有杂质的混合气体以完成掺杂；离子注入则是将杂质原子电离成带电粒子后，用强电场加速这些粒子注入到硅基体材料中进行掺杂；原位掺杂是在沉积多晶硅的同时通入含有杂质的气体，使多晶硅掺杂均匀。磷扩散工艺较为成熟，生产效率高，厚度均匀性好，已实现规模化量产，但是存在过度的绕镀和石英件沉积问题；离子注入技术则无需绕镀，但设备成本高；PECVD 多使用原位掺杂技术，可以直接制备掺杂后的多晶硅层，流程相对简化，但薄膜致密度和良率较低。根据拉普拉斯官方披露，2022年上半年LPCVD+扩磷法制备的产品占TOPCon 电池90%的出货。PECVD 原位掺杂法由于与 PERC产线不兼容，更适合新产线，后续有望通过工艺的成熟改善镀膜稳定性，逐步成为主流技术。

LPCVD路径以热氧法生成隧穿氧化层，再使用低压化学气相沉积的方法制备多晶硅层，相较于PECVD，LPCVD一般较难进行原位磷掺杂，需要在多晶硅层制备后增加磷扩散或者磷的粒子注入工序，膜层质量较好，但绕镀明显。PECVD路径通过热氧法生或PECVD方式制备隧穿氧化层，再用PECVD方式进行掺杂多晶硅层制备，可进行原位掺杂，无需额外增加磷掺杂工序，只有轻微绕镀。PEALD路径以ALD方式制备氧化膜，原子一层一层沉积在硅片表面，膜层质量高但沉积速度低，而后再用PECVD方式制备掺杂多晶硅层。POPAID路径以PECVD方式制备氧化层，而后用物理气相沉积方式制备掺杂多晶硅层，无绕镀，但膜层均匀性较难控制。

表2：4种技术路径的设备参考

	LPCVD	PECVD	PEALD	POPAID
隧穿氧化层	热氧法	PECVD	ALD	PECVD
多晶硅层	LPCVD	PECVD	PECVD	PVD
磷掺杂	离子注入	磷扩散	原位掺杂	原位掺杂
退火	需要	无	需要	需要
去绕镀	无	需要	需要	需要
设备公司	拉普拉斯、北方华创、普乐、赛瑞达	捷佳伟创、金辰股份	微导纳米	江苏杰太

资料来源：PVInfolink，安信证券研究中心

当下主流路径为LPCVD和PECVD，LPCVD路径的成膜质量高，PECVD路径的绕镀及耗材成本低。LPCVD 路线工艺成熟度较高，已具备多年规模量产经验。Tempress、拉普拉斯、普乐、北方华创等企业均采用LPCVD技术，主要优势在于成膜质量较高，气体用量较小。然而，由于非晶硅层生长过程中石英炉管管壁和石英舟表面会覆盖一层很厚的非晶硅层，当炉管冷却，打开炉门将石英舟从炉管腔体取出时，石英件表面的非晶硅从100多℃的高温转移到低温将产生很大的应力，导致石英件易损，因此LPCVD的易耗品成本相对较高。PECVD 技术的绕镀程度低，工艺时间短，且可以配合原位掺杂技术；但其膜层均匀性较差，氢气在沉积多晶硅层时会进入多晶硅层形成空腔，由于PECVD沉积速度较快，氢气无法及时释放出来，而是在高温激发后快速逸出，产生薄膜爆裂问题。PECVD的主要设备供应商有Centrotherm、捷佳伟创、金辰股份等。

表3：LPCVD与PECVD 技术对比

参数指标	LPCVD	PECVD
绕镀	严重	小
原位掺杂	较难,SiH4+PH3	可以，SiH4+PH3/B2H6
膜层质量	较好	一般，易爆膜
耗气量	低	高
特气	SiH4, PH3	SiH4, PH3/B2H6, H2
易耗品成本	高(石英舟、石英管)	一般 (石墨舟清洗)
占地面积	小	小
能耗	高	低
优点	工艺成熟度高，多年规模量产经验；气体用量小；成膜	工艺时间短；易原位掺杂
缺点	质量较好绕镀；原位掺杂较难；能耗大；石英耗材成本高	膜层均匀性较差；易爆膜

资料来源：安信证券研究中心

表4：LPCVD及PECVD设备成本测算对比

PECVD路线			LPCVD路线
设备构成	占比	成本（元/W)	设备构成	占比	成本（元/W)
清洗制绒	5%	0.008	清洗制绒	5%	0.008
硼扩散	13%	0.021	硼扩散	13%	0.021
刻蚀	7%	0.011	刻蚀	7%	0.011
PECVD	13%	0.021	LPCVD	17%	0.028
退火	4%	0.007	磷扩散	4%	0.007
清洗刻蚀	7%	0. 011	清洗刻蚀	7%	0.011
正膜沉积	13%	0. 021	正膜沉积	13%	0. 021
丝印烧结	19%	0.03	丝印烧结	18%	0.03
自动化	13%	0.02	自动化	12%	0.02
其他	6%	0.01	其他	6%	0.01
合计	100%	0.16	合计	100%	0.17

资料来源：《PERC++（TOPCon、p-IBC及叠层）电池的发展前景》，沈文忠，安信证券研究中心

LPCVD和PECVD的设备投资成本接近，两种路径的非硅成本差别不大。生产TOPCon所需的设备如硼扩散炉、背面镀膜设备均实现了国产化，目前新建TOPCon产线的设备投资额为1.6-1.7亿元/GW，从PERC升级至TOPCon的设备投资额为0.4-0.5亿元/GW，对应非硅成本增加不到0.01元/W。特气方面，PECVD路径用到的特殊气体耗用量较多，LPCVD路径由于为低压气相沉积，所需的气源较少。此外，由于LPCVD 路径需要加热反应，因而所需能耗较PECVD更多一些。在耗材方面，LPCVD 需要用到石英舟，根据市场调研，单GW 的石英件价值量较PECVD 所需的石墨舟的单GW价值量略高，由此带来的非硅成本差异小于0.01元/W。综合来看，两种路径的非硅成本基本相同，企业在路径的选择上，会综合考虑各种路径的设备产能充足度、单位设备投资成本、量产效率等。

表5：LPCVD与PECVD 路径下电池成本测算

	PERC	PECVD-TOPCon	LPCVD-TOPCon
电池片尺寸（mm）	182	182	182
电池片面积（mm2）	33015	33015	33015
电池片效率（%）	23.3%	25.3%	25.3%
电池片功率 (W/片)	7. 69	8.35	8.35
硅片价格（元/片，含税）	5.0	5.1	5.1
硅片价格（元/W，含税）	0. 65	0. 61	0. 61
硅片成本（元/W，不含税)	0.58	0.54	0.54
银浆：耗量（mg/片）	78	130	130
耗量（mg/W)	10.1	15.8	15.8
价格（元/kg）	4690	5044	5044
单瓦银浆成本（元/W)	0.05	0.08	0.08
耗材：耗量（个/GW）(PE-石墨舟，LP-石英件)	0	25	30
价格（万元/个）(PE-石墨舟，LP-石英件)	0	3	7
单瓦耗材成本（元/W)	0	0.0008	0. 002
化学试剂（元/W)	0.01	0.02	0.02
折旧：产线设备投资（亿元/GW)	1. 2	1.6	1.7
单瓦折旧 (元/W)	0.01	0.02	0.02
电力（元/W）	0.02	0.02	0. 02
人工（元/W）	0.01	0.01	0.01
其他（元/W）	0.05	0.05	0. 05
良率（%）	98.5%	98.0%	98.0%
非硅成本（元/W)	0.16	0.20	0. 20
电池片成本（元/W)	0.74	0.75	0.75

注：硅片价格：参考中环股份2023年5月11日P型150微米、N型130微米厚度的182硅片报价
资料来源：Wind，公司公告，安信证券研究中心

4.产业进展：2023年量产效率将超25.5%，产能扩张超预期

TOPCon正处于技术红利期，行业产能扩张超预期。经不完全统计，产业端已有26家公司公布 T0PCon 电池的投产规划，2022年已投T0PCon 产能超过132GW，2023年新增投产规划超270GW。根据不完全统计已经公告的扩产项目情况，我们预计2023年T0PCon出货在160+GW,按照全年350GW的装机预测（2022年全球光伏装机250GW，同比增长47%，预计23年同比+40%)，TOPCon占全年组件出货的近40%。

表6：TOPCon产能投放规划表（预测，不完全统计）

	22Q1	22Q2	22Q3	22Q4	23Q1E	23Q2E	23Q3E	23Q4E	22年23年产能产能
	晶科能源合肥一期8GW尖山一期8GW合肥二期8GW 尖山二期11GW						预计年内上饶一期8GW、越南8GW，技改提升1GW+3553
晶澳科技			河北宁晋1.3GW			河北邢台 6GW	江苏扬州 20GW 云南曲靖10GW		137
天合光能				江苏宿迁8GW	预计全年新投 32GW				840
中来股份		江苏泰州3.6GW		山西一期8GW				山西二期8GW	1220
通威股份				四川眉山9GW	预计全年新投32GW				941
一道新能江苏泰州 5GW			甘肃武威1GW	浙江衢州 3GW
一道新能江苏泰州 5GW		山西朔州 1GW	安徽五河2GW	福建东山3GW	山西太忻10GW				1929
东方日升				广西北海 4GW
东方日升								滁州一期6GW		6
阿特斯						预计全年新投14GW				14
钧达股份			安徽滁州 8GW			安徽滁州 10GW江苏淮安13GW			831
聆达股份					安徽金寨5GW					5
润阳股份	5GW改造			江苏盐城10GW					1515
协鑫集成						安徽芜湖10GW				10
华阳股份		山西阳泉5GW							55
林洋能源						江苏南通 6GW				6
苏州潞能		江苏张家港 1GW							1	1
正泰新能			浙江海宁3GW						33
尚德电力		江苏无锡2GW							2	2
上机数控						徐州一期14GW				14
亿晶光电						滁州一期10GW				10
大恒能源						安徽巢湖5GW				5
中清集团			湖北双莲 2GW江苏新沂 3GW
横店东磁泰恒新能								四川宜宾6GW		6
沐邦高科						四川兴文5GW				5 10
皇氏集团						广西梧州10GW 安徽阜阳10GW				10
英发德耀				宜宾一期10GW		宜宾二期10GW			1020
合计									132 402

资料来源：公司官网、公司公告，安信证券研究中心

1）晶科能源：至22年底公司已有35GWT0PCon产能，分别为2022年1月投产的合肥一期8GW、2022年6月投产的海宁一期8GW、2022年7月投产的合肥二期8GW、2022年四季度投产的尖山二期11GW。根据22年报，公司T0PCon 电池量产平均效率25.3%以上。预计 2023年电池片产能75GW，其中N型占比超过70%。

2）天合光能：至22年底公司已有8GWTOPCon产能，江苏宿迁8GW TOPCon产能于2022年
12月投产。规划产能方面，预计23年底电池片产能75GW，其中N型超过40GW。
3）通威股份：至22年底公司已有9GWTOPCon产能，眉山三期8GWTOPCon产能于2022年
11月投产。规划产能方面，公司规划2023年新增32GW高效电池产能，预计为T0PCon产能。

4）晶澳科技：至22年底公司已有1.3GWT0PCon产能，宁晋1.3GW TOPCon 产能于2022年中投产。规划产能方面，预计2023年将新增河北邢台6GW、江苏扬州10GW、云南曲靖10GW产能。

5）中来股份：至22年底公司已有11.6GWT0PCon 产能，江苏泰州3.6GW为升级产能，在
2021年底已建成，山西一期8GW产能已有4GW投产，2023年预计新投山西二期8GW项目。

6）一道新能源：至22年底已有19GW T0PCon 产能，后续规划产能10GW+，至22年底已有TOPCon 产能仅次于晶科能源。

7）钧达股份：至22年底公司已有8GWT0PCon产能，滁州一期8GW项目于2022年Q3投产。规划产能方面，江苏淮安26GWT0PCon产能，其中一期13GW预计于2023年投产，滁州二期8GW 也将于2023 年释放。

8）协鑫集成：公司已规划 20GW TOPCon 规划，其中一期10GW预计于2023年投产。

9）聆达股份：公司规划安徽金寨 5GW T0PCon 产能，预计于2023年年初投产。

10）沐邦高科：2023年预计新投广西梧州10GW 产能。

11）皇氏集团：2023年预计新投安徽阜阳10GW产能。

12）亿晶光电：2023年预计新投安徽滁州10GW产能。

13）林洋能源：2023年预计新投江苏南通6GW产能。

14）横店东磁：2023年预计新投江苏南通6GW产能。

至23Q1，领先企业的T0PCon量产效率已至25.5%，2023年将进一步提升。2022年初投产的晶科T0PCon 产能，其爬坡期量产效率为24.7%-24.8%，2022年10月，其新公布的最新量产效率已突破25%，另外，2022年11月投产的通威T0PCon电池片产能，在爬坡期的第一个月，也达到了25%的量产效率，而后于2023年4月年报中提到其电池片转换效率达到25.5%。

图11.TOPCon电池转换效率

资料来源：晶科能源、中来股份、天合光能、公司官网、安信证券研究中心

TOPCon技术的发展引起光伏胶膜粒子需求结构的变化。TOPCon组件正面栅线使用银铝浆，若遇到水汽容易受到腐蚀使组件效率降低，因此对于组件封装材料的抗水性有更高的要求。EVA中的醋酸乙烯酯（VA）为强极性分子，与水汽发生反应会生成醋酸根离子，汇聚在电池片表面，使电池表面的电子跃迁发生变化，大量电荷聚集在电池表面，使表面钝化失效，从而导致组件功率下降，发生PID效应。POE为非极性材料，不和水形成氢键，因此POE胶膜的抗水汽性能更好，进而具有更好的抗PID性能。因此TOPCon 组件与POE胶膜有更好的适配性。预计随着TOPCon电池的投产，组件端对于POE类胶膜的封装需求提升，进而使得POE粒子的需求快速增长。

虽然2023年P0E粒子供给相对有限且依赖海外，但不会成为限制产能的瓶颈。截至2021年，我国POE全部依赖进口，光伏级POE粒子的供给主要来自陶氏、埃克森美孚、三井、LG等国外厂商。国内企业从2021年开始自主研发布局P0E产能，根据公告，万华化学、东方盛虹、浙江石化、卫星化学等企业规划的P0E产能预计于2024-2025年开始投产，因此2023-2024年POE粒子仍然依赖进口。考虑到陶氏、SABIC、LG等厂商的新增供给，我们预计2023年全球光伏级 P0E 粒子供给在40 万吨左右。在2023 年胶膜平均克重430g/平米、N型组件出货160GW、双玻组件占比50%，epe 胶膜封装中P0E占比1/3的假设下，我们可以判断，若N型组件企业可接受共挤型胶膜(epe+epe或poe+eva)的封装方案,POE粒子不会成为限制TOPCon产能的生产瓶颈。而当下头部组件企业对该封装方案有一定接受度，并正在TOPCon 组件上进行共挤型胶膜的测试。

表7：2023年光伏级P0E粒子需求测算

2023年光伏级POE粒子需求测算

全球光伏装机 GW

对应组件需求 GW

单平米胶膜克重 g/平米

430 单GW 组件的胶膜需求亿平米/GW 0.1

N型组件封装方式：正面 poe 和epe，背面 poe，epe 和 eva

N型组件出货 GW 160

N型组件出货占比 % 38%

N型组件正面用 poe 封装的 poe 粒子需求万吨 34

N型组件正面用epe 封装的 poe 粒子需求万吨 11

N型组件背面用 poe 封装的 poe 粒子需求万吨 34

N型组件背面用epe 封装的 poe 粒子需求万吨

N型组件背面用eva封装的poe 粒子需求万吨 0

P型双玻组件封装方式：背面 poe和epe，正面eva

双玻组件占比 % 50%

双玻组件需求 GW 210 P型双玻组件需求 GW 50

P型双玻组件正面用poe 封装的poe 粒子需求万吨 11

P型双玻组件正面用epe 封装的 poe 粒子需求万吨 4

12种搭配情况

情况1：P型双玻 poe+eva，N型 poe+poe 万吨 80

情况2：P型双玻 poe+eva，N型 poe+epe 万吨 57

情况3：P型双玻 poe+eva，N型 poe+eva 万吨 45

情况4：P型双玻 poe+eva，N型 epe+poe 万吨 57

情况5：P型双玻 poe+eva，N型epe+epe 万吨 33

情况6：P型双玻 poe+eva，N型 epe+eva 万吨 22

情况7：P型双玻 epe+eva，N型 poe+poe 万吨 72

情况8：P型双玻 epe+eva，N型 poe+epe 万吨 49

情况9：P型双玻 epe+eva，N型 poe+eva 万吨 38

情况10：P型双玻 epe+eva，N型epe+poe 万吨 49

情况11：P型双玻 epe+eva，N型 epe+epe 万吨 26

情况12：P型双玻epe+eva，N型epe+eva 万吨 15

资料来源：Wind，安信证券研究中心

5.经济性：随着转换效率的提升，TOPCon超额盈利有望扩大

TOPCon组件的低光致衰减、弱光响应能力强等优势，使得全生命周期内TOPCon组件的输出功率和发电小时数较PERC有所提升，综合来看，可给电站端带来5%左右的发电量增益（根据表8测算)。当下，领先企业同板型的TOPCon组件功率较PERC高出6.4%，预计可带来BOS成本相近比例的下降。2022年1-11月，T0PCon 组件较PERC 溢价在6%-10%，已经超过由功率提升(4%-6%)带来的溢价，2023年TOPCon 组件功率较 PERC 的差距进一步拉大，则TOPCon组件较PERC价差持续拉大。通过硅成本和非硅成本的下降，有望看到 2023年TOPCon 组件端和PERC 成本打平，其盈利优势将进一步扩大

TOPCon组件相较PERC的衰减率更低、弱光响应能力更好，给电站端带来约5%的发电增益。TOPCon组件以N型硅片为衬底，硼氧对含量较少，使得硼氧对导致的电池性能衰减不明显，以晶科N型组件和P型组件为例，N/P型组件的首年衰减率在1%/2%，30年内线性衰减率在0.4%/0.45%，综合来看，N型组件在第30年的功率输出保证在87.4%，较P型高出2.5pct。TOPCon电池的弱光响应能力强于PERC电池，使得组件的发电小时数提升，假设按照西北勘测设计研究院进行的某采煤沉陷区项目的实证数据，N/P型组件的年均峰值利用小时数分别在1515/1476小时，由弱光性带来的发电小时数提升在2.6%。综合光至衰减和弱光响应强的优势，我们测算出TOPCon组件较PERC 给电站端带来了4.6%的发电量增益。

表8：TOPCon组件带来的发电量增益测算

P型组件			N型组件
年数	组件年衰减率	功率输出保证	组件年衰减率	功率输出保证	衰减差异
1	2%	98%	1%	99%	1.0%
2	0.45%	97.6%	0.40%	98.6%	1.1%
3	0.45%	97.1%	0.40%	98.2%	1.1%
4	0.45%	96.7%	0.40%	97.8%	1.1%
5	0.45%	96.2%	0.40%	97.4%	1. 2%
6	0.45%	95.8%	0.40%	97.0%	1.2%
7	0.45%	95.3%	0.40%	96.6%	1.3%
8	0.45%	94.9%	0.40%	96.2%	1.3%
9	0.45%	94.4%	0.40%	95.8%	1.4%
10	0.45%	94.0%	0.40%	95.4%	1.4%
11	0.45%	93.5%	0.40%	95.0%	1.5%
12	0.45%	93.1%	0.40%	94.6%	1.5%
13	0.45%	92.6%	0.40%	94.2%	1.6%
14	0.45%	92.2%	0.40%	93.8%	1.6%
15	0.45%	91.7%	0.40%	93.4%	1.7%
16	0.45%	91.3%	0.40%	93.0%	1.7%
17	0.45%	90.8%	0.40%	92.6%
18	0.45%	90.4%	0.40%	92.2%	1.8%
19	0.45%	89.9%	0.40%	91.8%	1.8%
20	0.45%	89.5%	0.40%	91.4%	1.9%
21	0.45%	89.0%	0.40%	91.0%	1.9%
22	0.45%	88.6%	0.40%	90.6%	2.0%
23	0.45%	88.1%	0.40%	90.2%	2.0%
24	0.45%	87.7%	0.40%	89.8%	2.1%
25	0.45%	87.2%	0.40%		2.1%
26	0.45%	86.8%	0.40%	89.4% 89.0%	2.2%
27	0.45%	86.3%	0.40%	88.6%	2.2% 2.3%
28	0.45%	85.9%	0.40%	88.2%	2.3%
29	0.45%	85.4%	0.40%	87.8%
30	0.45%	85.0%	0.40%	87.4%	2.4% 2.4%
以1MW电站为例，单位：万度（万kWh）
年均峰值利用小时数 (h)	1476		1515
30年累计发电量(万度)			4236
30 年均发电量 (万度)	4051 135		141

注：年均峰值利用小时数参考西北勘测设计研究院进行的某采煤沉陷区项目的实证数据资料来源：Wind，安信证券研究中心

得益于转换效率的提升，以领先企业为例，当下同尺寸的TOPCon 组件功率高出PERC6.4%，带来B0S成本相近比例的下降。BOS成本中和组件功率相关的可变成本包括支架、桩基、线缆、土地等，组件功率的提升基本可以带来B0S成本的同比例下降。根据光伏行业协会（2021年中国光伏产业发展路线图)，预计2022 年我国地面电站光伏系统的初始投资成本在3.93元/W,考虑到组件价格回归合理水平后，按照组件占比50%计算，除去0.3元/W的 EPC 费用，B0S 成本预计在1.67元/W。以晶科组件为例，根据其2023年5月官网信息，其72片单面N型TigerNeo组件功率在585W，效率在22.65%，同版型的P型TigerPro组件功率为550W,效率在21.33%，组件功率提升6.4%，预计给电站端B0S成本带来0.11元/W的下降。后续随着TOPCon 转换效率的持续提升，其与PERC 组件的功率差距逐渐拉大，假设 2023年TOPCon电池提效0.5%，对于B0S 成本的节约将达到7%-8%。

TOPCon 组件相较PERC 的溢价水平将随效率的提升而逐步拉大。

以一道新能源的182T0PCon 组件报价为例，2022年1-11月一道的双面T0PCon 组件(565W)报价持续较同版型的P型组件（535-545W）高出6%-10%（0.11-0.19元/W)，其组件功率提升幅度为 4%-6%，该溢价包含了功率提升带来的B0S成本节约以及对发电量的增益，未来随着TOPCon 效率的增加，以及下游电站对 TOPCon 组件的接受度提升，预计TOPCon 组件溢价拉大。2023年以来，一道新能源的182T0PCon 组件较同规格P型组件溢价持续拉大。

图12.2022年1-11月TOPCon与PERC 组件价差

资料来源：一道新能源、PVInfolink、安信证券研究中心

图13.2023年1-4月TOPCon与PERC 组件价差

资料来源：一道新能源、PVInfolink、安信证券研究中心

在降本增效的持续推进下，TOPCon 组件成本有望和PERC打平，功率提升带来的组件溢价将转化为利润，盈利能力较PERC的差距也将持续扩大。

2022年底，TOPCon 组件端成本较PERC 高出4分钱。

1、电池片端，TOPCon电池的非硅成本主要受设备投资、银耗、良率影响，总体较PERC 高出单瓦4分钱：

1）新建TOPCon 产线的设备投资额为1.6-1.7元/GW，较PERC 产线高出0.4-0.5亿元/GW,对应成本增加不到0.01元/W。

2）银浆方面，TOPCon 电池单瓦银耗约130mg/片，相较PERC 高出67%，考虑到TOPCon 银浆价格和PERC银浆的价差，对应成本增加0.03元/W以内。

3）此外，在化学试剂等耗材方面较PERC 多出近0.01元/W。

2、硅片端，考虑到N型硅料价格高于P型硅料，且有良率的差异，在相同硅片厚度的假设下，硅片的非硅成本及硅成本合计提高0.02元/W。

3、组件端的非硅成本预计较PERC低0.01-0.02元/W。

2023年将看到TOPCon 组件端成本和PERC 打平。

1）2023年硅料价格进入下行区间，硅料和硅片带来的硅成本影响弱化。

2)从电池端来看，N型硅片和P型硅片价差随着硅料降价而下降，硅成本已经与PERC 打平。

3）从组件端来看，若硅片厚度从150微米向130 微米减薄，同样可实现N型硅片成本和P型持平。

经过测算，假设2023年电池片效率提升至25.5%，P型硅料价格中枢在12万元/吨，硅片厚度降至130 微米，银浆耗量降低至110mg/片，有望在组件端实现和P型同成本。随着组件功率的提升，TOPCon 相较 PERC 的盈利水平有望扩大。

表9：一体化TOPCon 组件企业有望成本与 PERC 打平

	PERC-2022年底	TOPCon-LP-2022 年底	PERC-2023E	TOPCon-LP-2023E
电池片尺寸（mm)	182	182	182	182
电池片面积（mm2)	33015	33015	33015	33015
电池片效率 (%)	23.3%	25.0%	23.3%	25.5%
电池片功率 (W/片)	7. 69	8.25	7. 69	8.42
组件版型（片）	72	72	72	72
CTM （%)	98. 5%	97. 0%	98.5%	97. 0%
组件标称功率 (W)	545	576	545	588
硅料价格（元/KG，含税）	180	185	120	124
硅料价格(元/KG，不含税）	159	164	106	109
硅片厚度（um)	150	150	150	130
线径（um）	38	38	38	38
良率（%）	97.0%	95.0%	97.0%	95.0%
硅耗（g/W)	2.40	2.40	2.40	2.20
硅料成本(元/W)	0.38	0.39	0.25	0.24
非硅成本(元/W)	0.10	0.11	0.10	0.11
硅片成本(元/W)	0.48	0.50	0.35	0.35
银浆：耗量（mg/片）耗量（mg/W)	78	130	78	110
价格（元/kg)	10.1	15.8	10.1	13.1
	4690	5044	4690	5044
单瓦银浆成本（元/W)	0.05	0.08	0.05	0.07
耗材：耗量（个/GW）（PE-石墨舟，LP-石英件)	0	30	0	30
价格（万元/个）（PE-石墨舟，LP-石英件）	0	7	0	7
单瓦耗材成本(元/W)	0	0. 002	0	0.002
化学试剂（元/W)	0. 01	0.02	0.01	0.02
折旧：产线设备投资(亿元/GW)	1.2	1.7	1. 2	1.7
单瓦折旧 (元/W)	0. 01	0.02	0. 01	0.02
电力（元/W）	0. 02	0.02	0. 02	0.02
人工（元/W)	0.01	0.01	0.01	0.01
其他（元/W)	0.05	0.05	0.05	0.05
良率 (%)	98.5%	98.0%	98.5%	98.0%
非硅成本(元/W)	0.16	0.20	0.16	0.18
电池片成本（元/W)	0. 65	0.71	0.52	0.54
玻璃：耗量 (平米/块)	5.13	5.13	5.13	5.13
价格 (元/平米)	18.14	18.14	18.14	18.14
单瓦成本(元/W)	0.17	0.16	0.17	0.16
胶膜：耗量 (平米/块)	5.13	5.13	5.13	5.13
价格 (元/平米)	11.95	13.05	11.95	13.05
单瓦成本 (元/W)	0.11	0.12	0.11	0.11
铝边框、焊带、接线盒、硅胶、包装（元/W)	0.25	0.24	0.25	0.24
其他费用（元/W)	0.08	0.07	0.08	0.07
组件实际成本（元/W)	1.26	1.30	1.13	1.13

资料来源：Wind，安信证券研究中心

6.投资建议

TOPCon技术进入大规模量产阶段，技术红利持续兑现。2023年硅料价格进入下行阶段，硅成本对于电池组件的负面影响逐渐弱化，在硅片减薄、银耗降低、设备提效等的共同作用下，有望看到TOPCon 在组件端和PERC 成本打平。TOPCon 对于下游电站带来的发电量增益和BOS成本下降，促使电站业主对于T0PCon 的接受度持续提升。我们预计2023年行业内TOPCon 的出货超160GW，占比约4成，仍处于技术红利期，且随着效率的进一步提升，T0PCon盈利有望进一步拉大。产业发展趋势及效率提升路径清晰，建议关注电池片、组件、设备领域的投资机会。1）电池片端：钧达股份、亿晶光电、聆达股份、沐邦高科等；2）组件端：晶科能源、通威股份、晶澳科技、天合光能、中来股份、东方日升、阿特斯。

7.风险提示

1）TOPCon 产业化进展低于预期：TOPCon产业化进展包括TOPCon 电池片效率提升、产能投建、产业链配合等方面。

2)HJT、IBC等新电池片技术进展超预期：HJT、IBC 电池技术在降本增效等方面若有突破性进展，如当HJT、IBC电池效率较TOPCon有1%以上优势，且成本和TOPCon持平时，会对TOPCon 发展带来影响。

3）测算不及预期。

表10：行业评级体系

收益评级：

领先大市——未来6个月的投资收益率领先沪深300指数10%及以上;

同步大市——未来6个月的投资收益率与沪深300 指数的变动幅度相差-10%至10%;

落后大市—未来6个月的投资收益率落后沪深300 指数10%及以上；

风险评级：

A ——正常风险，未来6个月的投资收益率的波动小于等于沪深300 指数波动；

B——较高风险，未来6个月的投资收益率的波动大于沪深300 指数波动;

表11：分析师声明

本报告署名分析师声明，本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，勤勉尽责、诚实守信。本人对本报告的内容和观点负责，保证信息来源合法合规、研究方法专业审慎、研究观点独立公正、分析结论具有合理依据，特此声明。

表12：本公司具备证券投资咨询业务资格的说明

安信证券股份有限公司（以下简称“本公司"）经中国证券监督管理委员会核准，取得证券投资咨询业务许可。本公司及其投资咨询人员可以为证券投资人或客户提供证券投资分析、预测或者建议等直接或间接的有偿咨询服务。发布证券研究报告，是证券投资咨询业务的一种基本形式，本公司可以对证券及证券相关产品的价值、市场走势或者相关影响因素进行分析，形成证券估值、投资评级等投资分析意见，制作证券研究报告，并向本公司的客户发布。

目免责声明

。本公司不会因为任

何机构或个人接收到本报告而视其为本公司的当然客户。

本报告基于已公开的资料或信息撰写，但本公司不保证该等信息及资料的完整性、准确性。本报告所载的信息、资料、建议及推测仅反映本公司于本报告发布当日的判断，本报告中的证券或投资标的价格、价值及投资带来的收入可能会波动。在不同时期，本公司可能撰写并发布与本报告所载资料、建议及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，本公司将随时补充、更新和修订有关信息及资料，但不保证及时公开发布。同时，本公司有权对本报告所含信息在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以本公司向客户发布的本报告完整版本为准，如有需要，客户可以向本公司投资顾问进一步咨询。

在法律许可的情况下，本公司及所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务，提请客户充分注意。客户不应将本报告为作出其投资决策的惟一参考因素，亦不应认为本报告可以取代客户自身的投资判断与决策。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议，无论是否已经明示或暗示，本报告不能作为道义的、责任的和法律的依据或者凭证。在任何情况下，本公司亦不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。

本报告版权仅为本公司所有，未经事先书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表、转发或引用本报告的任何部分。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“安信证券股份有限公司研究中心”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。

本报告的估值结果和分析结论是基于所预定的假设，并采用适当的估值方法和模型得出的，由于假设、估值方法和模型均存在一定的局限性，估值结果和分析结论也存在局限性，请谨慎使用。

安信证券股份有限公司对本声明条款具有惟一修改权和最终解释权。

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