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N型光伏電池主要包括TOPCon、HJT和IBC三種技術路線，未來三種技術路線的進一步結合與升級將形成下一代N型電池技術，例如：IBC與TOPCon繼續(xù)結合將形成TBC技術，IBC與HJT繼續(xù)結合將形成HBC技術。通過對TOPCon、HJT和IBC三種路線對比分析可知：

①從生產工藝難度：IBC>TOPCon>HJT，HJT電池工藝最簡單，核心工藝僅需要4步；

②轉換效率：TOPCon>HJT>IBC，目前HJT的量產最高效率已經達到25.2%，TOPCon量產最高效率達25.62%，IBC量產最高效率為25%；

③從投資成本：HJT>IBC>TOPCon，根據(jù)CPIA，22年PERC和TOPCon產線生產設備已基本實現(xiàn)國產化，當前PERC單GW設備投資在1.2億元左右，TOPCon投資約1.6-1.9億元左右，HJT投資額在3.6億元左右，IBC設備投資額則在3億元左右；

④生產設備兼容性：TOPCon>IBC>HJT，TOPCon電池兼容性最高，可以從原有PERC產線轉換，HJT電池完全不兼容現(xiàn)有設備；

⑤從產能規(guī)劃：TOPCon>HJT>IBC，根據(jù)集邦咨詢預測，2023年TOPCon電池產能將集中落地，預計23年年底TOPCon電池產能達249GW，占N型電池總產能的73.7%；HJT電池產能達55GW，占比16.3%；IBC電池產能達33.75GW，占比10.0%。

TOPCon較當下PERC、未來HJT優(yōu)勢明顯，率先實現(xiàn)商業(yè)化大規(guī)模量產。常規(guī)鋁背板BSF電池(1代)→PERC電池(2代)→PERC+電池(2.5代)→HJT電池(3代)→IBC電池(4代)，目前處于2.5代向第3代電池過渡的階段。PERC、PERC+、TOPCon屬于一脈相承，均起源于BSF電池。而HJT異質結電池屬于另起爐灶，為一種全新的電池結構。技術路線的競爭實質上是效率和成本的競爭，雖然HJT憑借較高的轉換效率獲得了產業(yè)界的關注和持續(xù)投入，但當前HJT未顯示出明顯優(yōu)于TOPCon的性價比。當下PERC電池效率與降本天花板已至，HJT規(guī)模量產尚待驗證，布局TOPCon成為目前主流光伏電池廠商的最優(yōu)選擇，TOPCon率先實現(xiàn)商業(yè)化大規(guī)模量產。

與PERC對比：TOPCon降本路線清晰，較PERC溢價明顯

1.TOPCon與PERC電池成本對比（以LPCVD路線為例）

目前TOPCon電池成本較PERC高出約0.01元/W，考慮硅片薄片化進度、電池導電銀漿成本降低及良率提升，以及高功率組件攤薄非硅成本降本空間，一體化下成本有望率先與PERC打平。為量化TOPCon降本進程，我們按照PERC/TOPCon電池平均量產轉換效率分別為23.2%/25%進行成本測算。

電池環(huán)節(jié)

（1）硅片成本：N型硅片是通過摻雜磷元素制成，由于磷原子與硅相溶性較差，因此對硅料、輔材的純度及生產過程控制要求更高，成本更高，較P型硅片存在一定溢價。但隨著N型硅片規(guī)?；a及技術進步，疊加薄片化進程加速，N型硅片溢價有望逐步縮小。根據(jù)TCL中環(huán)23年5月11日硅片報價，182尺寸N型硅片較P型存在1.8%溢價，較2022年6月8.1%的溢價已出現(xiàn)大幅下降。根據(jù)CPIA，2022年TOPCon/PERC硅片的平均厚度分別為140μm、155μm，預計2025年有望分別減薄至120μm、140μm。根據(jù)我們測算，截至23年5月11日P型182電池硅片全成本0.48元/W，TOPCon硅片全成本0.44元/W；若轉換效率達25%、良率提高至99%，TOPCon電池單瓦硅成本有望與PERC持平。

（2）非硅成本：根據(jù)我們測算，目前TOPCon非硅成本為0.21元/W，相較PERC高出0.05元/W，主要銀漿增加約0.025元/W，設備增加帶來折舊增加約0.005元/W，能耗增加約0.006元/W，良率及耗材增加0.014元/W，具體降本路徑如下：

①銀漿：由于TOPCon電池的發(fā)射極需增加銀漿用量才可達到適合規(guī)模化應用的電學性能，同時TOPCon電池正反面均需要使用銀漿，因此單片TOPCon電池的銀漿耗量大幅提升。根據(jù)CPIA統(tǒng)計，2022年P型電池正銀耗量約65mg/片，背銀約26mg/片；TOPCon電池雙面銀漿（95%銀，正面主柵使用銀漿，細柵使用銀鋁漿）平均消耗量約115mg/片，且由于TOPCon銀漿價格目前仍高于PERC銀漿，測算得到TOPCon電池銀漿成本高出約0.025元/W。未來隨著TOPCon高溫銀漿規(guī)模生產，采購溢價將逐步縮??；SMBB、無主柵及激光轉印等技術升級推動單片電池銀漿耗量下降，單片電池銀漿成本有望下降。此外，電池轉換效率的提高將攤薄銀漿單瓦成本。

②折舊：由于TOPCon增加硼擴、隧穿氧化及多晶硅層沉積設備，當下新建LPCVD產線設備投資額為0.17元/W，對應折舊成本增加約0.017元/W，未來仍可通過關鍵零部件國產化等方式進一步降低。

③能耗：由于TOPCon摻雜元素由磷變?yōu)榕穑枰诟哌_900-1100攝氏度高溫擴散或進行二次摻雜，導致能耗成本增加約0.006元/W，可通過激光摻雜進行降低能耗，同時提升效率。

④良率及耗材：LPCVD路線成熟度較高，但容易產生繞鍍問題，清洗時導致良率降低，目前平均量產良率約98%，較PERC良率99%仍有差距，良率損失導致非硅成本增加約0.006元/W，同時，LPCVD容易導致石英管炸裂，每15天需對石英管進行一次清洗，石英耗材成本增加約0.008元/W。

組件環(huán)節(jié)

TOPCon組件能夠與多主柵、半片、疊瓦等技術匹配，實現(xiàn)更高輸出功率，以晶科能源推出的TOPCon組件TigerNeo為例，其選擇182尺寸硅片，結合多主柵以及半片技術降低內阻損耗，并采用圓絲焊帶、高反光貼附材料等獲得更好發(fā)電增幅，雙面率最高達85%以上，性能、功率、能量密度和可靠性全面增強，量產輸出功率最高達625W（182-78P），較相同封裝方案下的PERC組件高出約30W，有效攤薄組件環(huán)節(jié)非硅成本。根據(jù)我們測算，盡管TOPCon組件出于更高阻水性要求，傾向使用POE膠膜，在相同封裝版型方案下，當TOPCon組件輸出功率分別高出PERC組件25W、50W、75W時，其非硅成本較PERC降低約0.01元/W、0.036元/W、0.048元/W。

2.TOPCon與PERC電池溢價對比（以LPCVD路線為例）

采用激光技術摻雜形成SE可提升TOPCon電池效率約0.2-0.3%。選擇性發(fā)射極（Selectiveemitter，SE）結構是提高晶硅電池轉換效率的重要方式，該結構特點是在接受光照的區(qū)域淺擴散形成低摻雜區(qū)，在金屬電極下形成高摻雜區(qū)域，從而使得表面少子復合減少，金屬電極與發(fā)射極之間形成良好歐姆接觸，從而獲得更高短路電流、開路電壓和填充因子，從而提高轉換效率，激光摻雜（laserdoping，LD）可在常溫常壓下形成SE結構，改善由高溫導致的硅片表面損失。TOPCon激光硼摻雜技術是通過沉積或印刷硼摻雜源，在激光背面開槽過程中同步形成激光重摻雜區(qū)，降低背面接觸復合速率及背面硅鋁接觸電阻，提升太陽電池開路電壓Voc和填充因子FF，將轉換效率0.5%。根據(jù)帝爾激光《2023年1月2日-2023年1月4日投資者關系活動記錄表》，其通過激光工藝提升TOPCon轉換效率約0.2-0.3%。

TOPCon組件兼?zhèn)涓唠p面率、低溫度系數(shù)和低衰減等優(yōu)勢，賦予性能溢價。根據(jù)坎德拉具體項目案例，TOPCon組件與PERC相比，由于高雙面率（85%）、低溫度系數(shù)（-0.25%/℃）、高轉換效率（22%以上）、低衰減率（-0.4%/年）等優(yōu)勢，全生命周期的發(fā)電增益達3%以上，同時能夠使系統(tǒng)BOS成本有所下降。由于在LCOE或IRR相同時，組件溢價空間主要取決于發(fā)電量的提升及系統(tǒng)成本的下降程度，坎德拉以P型PERC組件為測算基準，在相同IRR時，測算N型TOPcon組件發(fā)電量增益及系統(tǒng)成本下降所帶來的溢價能力。發(fā)電量提升帶來的溢價空間：在IRR相同條件下，當TOPCon組件相較PERC組件發(fā)電增益分別為2.55%、4%時，其溢價空間分別為0.12元/W、0.175元/W。TOPcon組件首年發(fā)電小時數(shù)與PERC組件增益2.55%，其溢價空間為0.12元/W。當?shù)孛娣瓷渎试黾又?0%，發(fā)電增益為4%時，溢價空間為0.175元/W。

BOS節(jié)約帶來的溢價空間：由于N型組件轉換效率更高，從而在單位面積下的輸出功率較高，因此在土地面積和組件數(shù)量相同的情況下，系統(tǒng)裝機容量更大。但由于組件電性能參數(shù)不同、組件串聯(lián)數(shù)不同，使得支架、電纜成本仍有差異。組件并聯(lián)數(shù)的差異影響匯流箱成本，組件數(shù)量的差異則會影響土安裝面積和人工安裝成本。根據(jù)測算，N型TOPcon在BOS方面節(jié)約成本為0.0174元/W。

3.TOPCon較PERC招標溢價情況

央企國企招標新貴，N型組件需求潮起。根據(jù)坎德拉在海南地面電站應用場景的仿真測算結果顯示，在光資源較好、地表反射率較高的應用場景，在保持IRR相同時，與P型PERC組件相比，N型TOPcon組件的綜合溢價空間為0.14-0.195元/W。23年以來，國家電投、中核匯能等國企組件招標中N型組件占比已提升至30%-40%。 根據(jù)SMM數(shù)據(jù)，23年4月以來P型組件中標價處于1.63-1.73元/W區(qū)間內，N型組件中標價處于1.70-1.90元/W區(qū)間內，與P型相比，當前實際招標中國內N型組件已存在約0.04-0.10元/W溢價，率先投產的TOPCon廠商充分享受N型溢價紅利。

TOPCon投產不及預期，先行者景氣紅利延長

22年TOPCon尚處規(guī)模量產初期，廠商投產略有遲疑。在TOPCon的發(fā)展歷程中，2020-2022年雖然有多家廠商宣布N型電池擴產規(guī)劃，但實際落地進度緩慢，22年已投產TOPCon電池產能在8GW以上的僅晶科能源（24GW）與鈞達股份（8GW）兩家。在22年1月8日晶科能源率先實現(xiàn)TOPCon電池8GW規(guī)模量產并成功驗證TOPCon電池高溢價紅利后，行業(yè)N型電池的投產進度才開始加快。與國內PERC規(guī)模投產前已經過歐洲長達2年的量產驗證不同，自晶科GW級規(guī)模量產以來，TOPCon電池僅經歷約1年半的行業(yè)量產驗證，尚處于產業(yè)化初期。同時，由于TOPCon較PERC工藝增加了多道工序，工藝難度和技術門檻較PERC提升明顯，行業(yè)降本潛力巨大，產業(yè)步入成熟期（光伏電池產品出現(xiàn)明顯同質化趨勢）的周期將進一步拉長。我們預計TOPCon電池到達成熟期仍需1－2年時間，先行者將在TOPCon產業(yè)化初期持續(xù)享受景氣紅利。

當前TOPCon滲透率仍處低位，未來提升空間較大。根據(jù)集邦咨詢及業(yè)內數(shù)據(jù)，22年全球已投產TOPCon電池產能約81GW，截至23年4月國內電池/一體化組件廠商已投產TOPCon產能119.45GW，在建產能434.7GW，規(guī)劃產能376GW，當前已投產TOPCon產能約占23年光伏電池片總產能的24.38%，滲透率仍處于低位，未來提升空間較大。

晶科、鈞達投產規(guī)模行業(yè)領先，投產速度位居前列。投產規(guī)模方面，根據(jù)我們統(tǒng)計的數(shù)據(jù)，在已宣布進軍TOPCon電池的國內主流廠商中，晶科能源TOPCon電池23Q1-24Q1各季度已投產產能將始終處于國內領先地位。同時，按照鈞達股份目前公布的TOPCon投產規(guī)模，預計23Q2鈞達TOPCon產能將達到24.5GW，超過天合光能與晶科并列為已投產TOPCon產能第一梯隊。投產速度方面，由于當前以晶科能源為代表的廠商已積累豐富的TOPCon產線調試經驗，產線滿產調試時間降至7天/條。以5GW共10條產線TOPCon電池項目為例，從建成到全部滿產晶科能源約需70天，行業(yè)可比TOPCon產線約需60-90天，LP路線頭部廠商滿產調試時間貼近行業(yè)區(qū)間下限，投產速度位于行業(yè)前列。

TOPCon電池投產不及預期，先入者景氣紅利延長。當前TOPCon電池整體仍處于供不應求狀態(tài)，且根據(jù)業(yè)內消息，23年6月LPCVD和PECVD產線爬坡調試均不順利，產量集中落地節(jié)點預計延緩至23Q4；同時，根據(jù)我們不完全統(tǒng)計，TOPCon投產進度快于此前公告的有晶科、鈞達、仕凈等少數(shù)廠商，行業(yè)整體投產進度較慢，部分廠商投產進展不及預期。晶科、鈞達TOPCon電池率先規(guī)模量產，有望憑借產能和良率優(yōu)勢搶占TOPCon市場，充分享受TOPCon環(huán)節(jié)景氣紅利，超額收益明顯。根據(jù)我們測算，當前TOPConLP路線頭部廠商（晶科、鈞達、仕凈）凈利0.06-0.07元/W，二三線廠商凈利0.03-0.05元/W，頭部廠商較二、三線廠商超額盈利0.03-0.04元/W，TOPCon投產不及預期或將導致先入者超額盈利紅利期延長至23Q4。

工藝壁壘：先入局者已建立工藝壁壘優(yōu)勢，新玩家難以彎道超車

當前TOPCon生產設備已基本完成國產化，國內各供應商設備性能、參數(shù)等差異化相對較小，TOPCon電池先入局者與新玩家在生產設備端并不存在顯著的代際差距，工藝經驗成為TOPCon電池行業(yè)壁壘之一。

TOPCon電池已形成工藝壁壘，新玩家難以彎道超車。

由于TOPCon電池生產過程中通常需要經過多達11步工序，改變任意工序的設備使用時長、反應物濃度等參數(shù)都可能對TOPCon電池的性能產生不確定影響。

雖然生產過程中潛在的優(yōu)化方案較多，但生產工藝的改變“牽一發(fā)而動全身”，優(yōu)化方案對光伏電池的良率、轉換效率和非硅成本的影響不定，可以提高電池良率的優(yōu)化方案并不一定將帶來非硅成本的降低，這是泛半導體（電子+光伏）制造領域存在的通用問題。

此類生產工藝問題由于存在較多無法標準化的“隱性知識”，通常難以通過技術研發(fā)解決，需要制造廠商整合生產車間、人工進行長時間多次磨合，積累足夠的生產經驗才可以實現(xiàn)工藝優(yōu)化。

同時，由于此類工藝優(yōu)化經驗需要制造廠商組織生產團隊協(xié)作完成，單一人員的跨公司流動通常難以泄露工藝優(yōu)化經驗。

因此，一般而言，行業(yè)新進入者在生產工藝方面與老玩家存在較大的差距，且在短時間內無法通過彎道超車彌補工藝經驗的差距，此類現(xiàn)象在半導體材料（日本保持工藝領先）和TOPCon電池（晶科能源等LP路線先發(fā)廠商保持工藝領先）生產領域均較為明顯。

LP路線頭部廠商率先投產，工藝經驗領先行業(yè)6個月以上。

根據(jù)我們上述統(tǒng)計，23年新建TOPCon電池產線預計將于23H2集中落地，由于晶科、鈞達均于22Q4前實現(xiàn)滿產，LP路線頭部廠商TOPCon電池投產節(jié)奏較行業(yè)平均水平領先6-9個月，因此我們預計上述廠商TOPCon產線工藝經驗領先行業(yè)平均水平6個月以上，率先投產的TOPCon廠商已形成工藝壁壘優(yōu)勢，后入局者較晶科能源等LP路線頭部廠商的工藝經驗差距或將長期存在。

技術痛點：先入局者研發(fā)進展領先，TOPCon技術痛點已初現(xiàn)解決方案

TOPCon投產存在技術痛點，率先投產廠商研發(fā)進展領先。

目前已投產TOPCon產線的技術路線主要為LPCVD與PECVD，其中LPCVD繞鍍問題較為嚴重，原位摻雜技術難度高，石英舟等耗材使用壽命較短，產能較其他技術路線低等問題，PECVD存在爆膜問題，且產線需要熟練生產人員經一定時間調試才可實現(xiàn)最佳狀態(tài)，當前良率和轉換效率據(jù)理想狀態(tài)還存在一定距離，因此TOPCon產線存在一定的技術痛點。

LPCVD方面，根據(jù)國家知識產權局的數(shù)據(jù)，晶科能源在繞鍍、摻雜和石英舟等LPCVD技術痛點方面均取得了技術突破。

通過在基底背面塑造均勻膜層+使用酸堿對背面進行刻蝕處理，晶科能源在行業(yè)內率先解決了LPCVD繞鍍問題。在石英舟壽命方面，晶科能源利用氯氣去除了石英舟表面的多晶硅層，大大延長了石英舟壽命；

同時，通過雙插替代單插，晶科已實現(xiàn)石英載片舟數(shù)量翻倍，當前量產線石英舟壽命約3-6月，較22年使用壽命提升約1倍以上。

同時，通過壓縮爐管運作時間，提升生產設備產能，晶科極大地緩解了產能不足對成本的影響。

通過在繞鍍和石英舟壽命等技術痛點的進步，我們預計晶科能源LPCVD產線轉換效率較友商PECVD產線領先0.1%以上，且由于技術痛點的突破僅存在于部分頭部廠商產線，先入局者Know-how優(yōu)勢明顯，頭部企業(yè)將在TOPCon產業(yè)化初期持續(xù)保持技術優(yōu)勢。

隨著23Q4TOPCon產能集中落地，TOPCon競爭格局短期內趨向激烈，但率先投產的頭部廠商仍將憑借工藝與技術壁壘維持一定的非硅成本優(yōu)勢，我們預計頭部廠商在23Q4之后仍將保持0.02-0.03元/W的超額盈利。 

原標題：TOPCon步入量產時代，先入局者享超額收益？