东吴证券：TOPCon专题报告-渗透率加速提升，全产业N型共振.pdf-solarbe文库

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TOPCon专题渗透率加速提升，全产业 N型共振证券分析师曾朵红执业证书编号 S0600516080001 联系邮箱 zengdhdwzq.com.cn 联系电话 021-60199798 2023年 6月 18日证券研究报告 ·行业研究 ·电力设备与新能源行业 2 目录 TOPCON电池性能优异， N型时代主流选择 P/N同价在即，降本增效持续推进 TOPCon产业进展迅速，各家百舸争流步入 N时代，全产业协同共振投资建议及风险提示 3 摘要 ◆ 光伏电池新技术 TOPCon率先发力，目前 LP路线是主流， PE路线即将放量。复盘 PERC电池产业化进程，工艺承接 BSF、量产效率破 20瓶颈超额盈利是其完成对 BSF取代的关键因素，目前 PERC量产效率逐渐接近理论极限 24.5，亟需效率更高的 N型电池破局。 TOPCon电池理论效率 28.7，同时实验室 /量产效率达 26.7/25.3，提效空间大同时兼容 PERC产线，可通过技改转换升级，成为存量 PERC转型最具性价比路线。 TOPCon路径方面， LPCVD已进入主流成熟阶段， PECVD即将放量。部分厂商采用 PVD技术，实现了量产无绕镀，但设备投资较大。捷佳伟创基于 PE路线深耕，推出 PE-poly设备，解决了绕镀严重、石英件寿命短等痛点，同时爆膜等工艺问题通过验证，业内也已正式量产；多种工艺路径各有千秋。 ◆ P/N同价在即，效率持续提升， 2023年渗透率有望近 30。 TOPCon放量关键在降本增效，拆分 TOPCon电池成本可以看到， 1）硅片端，目前 TOPCon硅片端单 W成本与 PERC持平； 2）非硅成本， ① 设备端 TOPCon较 PERC单 GW投资高约 5000万元，单 W 折旧成本增加 1分， ② 银浆方面， TOPCon银耗约 105mg/片，较 PERC银耗 70mg/片单 W成本增加 2分， ③ 其他方面，工序 /电耗增加和良率降低使 TOPCon成本增加约 1分 /W；结合 TOPCon组件 1毛 2/W溢价，预计 TOPCon整体超额收益 8分，经济性凸显。未来硅片薄片化超多主栅高精度串焊技术银浆优化有助于整体成本进一步下降。增效方面，未来有望通过引入 SE平台、进行双面钝化以及叠层电池技术等方式，实现效率进一步提升。晶科能源 56GW、钧达股份 44GW等龙头厂商的 TOPcon量产线均计划在 2023年落地，预计 2023/2024年底 TOPCon产能超 460/750GW，渗透率分别达 29/66。 ◆ N型时代来临， TOPCon引领全产业协同共振。 N型电池迭代 P型产业化加速，带动硅料、硅片、银浆、焊带、胶膜等产品需求上升。 1）上游硅料 /硅片，相比 P型硅料 /硅片， N型硅料生产工艺要求更高，硅片良率、减薄和差异化潜力突出，随着 N型技术不断优化， N型组件及电池片成本下降放量，相应 N型硅片、 N型硅料需求增加； 2）配套辅材， ① 银浆方面， N型电池技术银浆消耗量与 P型电池相比大幅提升，且近年来银浆技术国产化水平持续上升，未来随着 TOPCon电池渗透率提升，布局领先的银浆厂商有望显著受益， ② 焊带方面， SMBB技术是一种极细化的互连焊带技术，焊带线径降低可以提效降本，借助 N型 TOPCon电池片放量， SMBB组件技术将会加速， ③ 胶膜方面， POE胶膜抗 PID性能更优秀，更适用于 N型化 /双玻化电池，而 POE生产由海外垄断， N型电池占比提升有望推动国内 EVA/POE产能迅速扩张，此外 EPE等胶膜新技术方案也将逐步放量。 ◆ 投资建议看好 2023年量利双升并布局新技术的组件龙头（晶科能源、晶澳科技、隆基绿能、天合光能、通威股份，关注横店东磁、亿晶光电等），纯度高、盈利好的电池新技术龙头（钧达股份、爱旭股份）、和受益新技术迭代的产业链环节 N型银浆（关注聚和材料、帝科股份、苏州固锝）、胶膜（福斯特、海优新材）、 SMBB焊带（关注宇邦新材）、 N型硅片（ TCL中环、弘元绿能）、 N型硅料（通威股份、大全能源）。 ◆ 风险提示竞争加剧、技术突破不及预期、光伏装机不及预期。 1. TOPCON电池性能优异， N型时代主流选择 5 ◆ 从 BSF到 PERC，技术路线接近，增加 2步即升级成 PERC。 BSF是初代光伏电池技术，其工艺流程是制备 p-n结后，在硅片的背光面沉积一层铝膜，制备 P层， BSF最高量产效率在 20左右。从工艺路线来看， PERC电池较 BSF新增钝化叠层和激光开槽两道工序，在电池背面附上钝化层，减少光电损失的同时将正反面半导体与金属接触面积各降低至 6，电池效率理论极限升至 24.5。 ◆ 设备依赖度高，国产化推动 PERC加速崛起。最初 PERC电池工艺流程仅包括 7个简单步骤，近年来逐渐新增了双面氧化、激光掺杂制备 SE技术、载流子注入再生技术，背抛光工艺等优化工艺，不仅能提高电池效率，还能大幅减缓 PERC太阳电池的衰减。同时在 PERC电池发展过程中，国产设备厂商异军突起，不仅在性能方面超越国外厂商，价格也远低进口设备， PERC电池产线投资持续下降远超市场预期。后进入厂商可以新建先进产线，效率更高，且产线建设成本更低。复盘 BSF到 PERC的技术迭代1 图表从 BSF到 PERC 1.1 复盘 PERC取代 BSF历史数据来源中国光伏协会，东吴证券研究所背接触 → 背线接触图表 PERC设备国产替代 B S F P E R C 设备国外厂商国产厂商制绒设备 RENA、施密德捷佳伟创、晶洲装备扩散设备 Tempress、Centrotherm 捷佳伟创、丰盛装备、北方华创钝化设备 Meyer Burger 、 Solay Tec、 Centrotherm 捷佳伟创、理想能源、江苏微导、丰盛装备丝网印刷 Baccini 迈为股份、科隆威图表电池市场份额 3 2 6 3 5 4 4 88 83 60 32 9 5 3 9 15 34 65 86 91 93 0 20 40 60 80 100 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 其他 BSF PERC 6 PERC效率已近极限， N型电池登场破局2 ◆ 单晶 PERC电池效率接近效率极限。从目前实验室效率看，天合 2022年实现的 24.5转换效率已接近 PERC电池极限效率。通过技术工艺的不断改进，目前单晶 PERC电池的产业化平均效率达到 23.1，较 20年提高 0.3pct。目前产业量产效率可达 23.6，已接近理论效率极限 24.5，提升空间有限。而 N型电池效率天花板更高，目前量产效率已达 25.3，行业亟需 N型电池破局。 ◆ N型时代来临，多技术路径发展。 N型晶硅电池凭借高转化效率、高可靠性及产业化可行性，未来或将成为下一代光伏电池主流技术。目前， N型光伏电池主要包括 TOPCon、 HJT和 IBC三种技术路线， IBC电池结构叠加潜力大，可结合 HJT/TOPCon升级为下一代 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。 1.1 复盘主流 PERC技术，效率已接近极限图表单晶 PERC电池接近效率极限数据来源摩尔光伏、东吴证券研究所 N型电池 PERT HJT TOPCon IBC HBC TBC 第二代第一代未来 VS 图表 N型电池介绍和发展路径 N型电池结构及制备技术 PERT PERC技术改进，在钝化层上进行全面扩散，加强钝化层效果 TOPCon 在电池背面制备超薄氧化硅，再沉积掺杂硅薄层，二者共同形成钝化接触结构 HJT 在电池片里同时存在晶硅 /硅，非晶体硅存在能更好实现钝化效果 IBC 把正负电极都置于电池背面，减少反射入射光带来的阴影损失 20 20 21 21 22 22 23 23 24 24 25 25 14-Nov-19 16-Dec-16 17-Oct-17 17-Nov-17 18-May-18 5-Jul-22 天合 21.40 天合 22.13 天合 22.61 隆基 22.71 晶科 22.78 隆基 23.26 晶科 23.45 隆基 23.06 晶科 23.95 隆基 24.06 天合 24.5 7 ◆ TOPCon技术简介 TOPCon太阳能电池是一种使用超薄隧穿氧化层作为钝化层结构的太阳电池。 ◆ TOPCon技术原理在电池背面制备一层超薄的隧穿氧化层～ 1.5nm和一层掺杂的多晶硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构，电池基板以 N型硅基板为主，使用一层超薄的氧化层与掺杂的薄膜硅钝化电池的背面，其中背面氧化层厚度 1.4nm，采用湿法化学生长，随后在氧化层之上，沉积 200nm掺磷的非晶硅，之后经过退火重结晶并加强钝化效果。背钝化接触结构为硅片的背面提供了良好的表面钝化，超薄氧化层可以使多子电子隧穿进入多晶硅层同时阻挡少子空穴复合，进而电子在多晶硅层横向传输被金属收集，从而极大地降低了金属接触复合电流，提升了电池的开路电压和短路电流。 TOPCon技术原理氧化硅掺磷多晶硅的背钝化工艺1 图表 TOPCon背钝化原理数据来源光伏测试网，华晟新能源，东吴证券研究所 1.2 TOPCON电池性能优异， N型时代主流选择图表 TOPCon电池载流子输运机制钝化关键参数最高效率提升多数载流子通过少数载流子抑制电阻损失减少载流子负荷降低 8 ◆ 电池理论效率极限最高。从转化效率来看， TOPCon电池的理论极限效率高达 28.7，高于 HJT和 PERC 的 27.5和 24.5，接近晶硅光伏电池理论效率极限 29.43。同时 TOPCon实验室和量产效率达到了 26.4 和 25.3。 2022年底晶科能源单晶双面 N型 TOPCon电池实现 26.4的转换效率，而后 2023年 4月中来 N型 TOPCon电池再次刷新世界纪录，认证后的效率达 26.7。 ◆ TOPCon电池双面率高、温升系数和衰减率低。目前， TOPCon电池双面率可以达到 85，温升系数低至 - 0.30/℃ ，能够大幅提升电池单 W发电量。同时， TOPCon电池的首年衰减率 1，是 PERC电池首年衰减率的 50，逐年衰减 0.4。 TOPCon优势电池性能参数突出，理论极限高2 数据来源光伏测试网，华晟新能源，东吴证券研究所 1.2 TOPCON电池性能优异， N型时代主流选择图表 TOPCon效率极限更高图表 N型电池性能参数优异 23.60 25.50 25.30 24.50 26.81 26.70 PERC HJT TOPCon 量产效率实验室效率 2 4 0 0 29.43（ Si Limit） Limit 24.5 Limit 27.5 Limit 28.7 Schokley Queisser Limit 30 （）电池 PERC TOPCon HJT 温升系数 -0.35/°C -0.30/°C -0.26/°C 双面率 75-80 85 90 光致衰减首年 2每年0.45 首年 1每年 0.4 首年 2每年0.25 9 ◆ TOPCon与 PERC产线兼容性高。 TOPCon相比 PERC，主要新增了硼扩散、隧穿氧化层、多晶硅沉积掺杂和清洗等步骤，取消了激光开槽工序。大部分 TOPCon产线可基于原先 PERC产线升级，大幅降低了设备投资成本，预计是存量 PERC产能未来转型的最具性价比路线。 ◆ HJT工艺步骤少，但制备难度高。 HJT光伏电池是一种利用晶体硅基板和非晶硅薄膜制成的混合型电池，核心结构是双面非晶硅薄膜和双面 TCO导电膜，与 PERC电池结构完全不同，因此工艺路线变化较大，与 PERC产线完全不兼容，需要投建新产线。 TOPCon优势产线兼容性高，承接 PERC工艺升级3 图表 PERC、 TOPCon、 HJT工艺路线对比数据来源光伏测试网，华晟新能源，东吴证券研究所 1.2 TOPCON电池性能优异， N型时代主流选择 PERCTOPCon 清洗制绒正面硼扩散刻蚀去 BSG 背面 Ox-i-Poly沉积背面磷扩散去 PSG和绕镀正面 AlOx 双面 SiNx 丝网印刷高温烧结清洗制绒磷扩散激光制备 SE 去 PSG和背结双面氧化背面 AlOx 双面 SiNx 激光开孔丝网印刷高温烧结清洗制绒双面非晶硅薄膜沉积双面 TCO膜沉积丝网印刷低温固化 HJT 兼容不兼容 10 ◆ TOPCon电池可在 PERC产线基础上升级改造，单 GW初始投资额为 1.4-1.6亿左右，基于 PERC产线升级成本为 4000-5000万 /GW。与 P型电池相比， TOPCon电池将磷扩散改为硼扩散，增加了隧穿层、 Poly层的制备，取消了激光开槽步骤。初始投资中清洗制绒设备 800万元，占比 5；硼扩散炉成本 2000万，占比 12；刻蚀成本 1200万，占比 7；背面氧化隧穿及多晶硅掺杂相关设备成本分别为 4500万（ LPCVD）和 3500万（ PECVD）；双面减反膜设备成本为 3200万，占比 20；丝印设备成本为 3500万，占比 22。 2020年之后的 PERC产能在预留机位的情况下能够进行改造升级，升级成本为 4000-5000万 /GW，主要系氧化隧穿及多晶硅、掺磷设备成本。 TOPCon优势设备投资较低，改造升级成本小4 图表 TOPCon单 GW投资额、设备占比及竞争格局数据来源捷佳伟创、拉普拉斯、东吴证券研究所注自动化包括在每个设备投资额之中 1.2 TOPCON电池基于 PERC产线升级清洗制绒硼扩散炉刻蚀正背面 PE 印刷背面隧穿层多晶硅掺磷 LP磷矿 RCA PECVD退火 800万 2000万 1200万 4500万 3500万 3200万 3500万占比 5 占比 12 占比 7 占比 25 占比 20 占比 22 捷佳伟创扩散炉拉普拉斯捷佳伟创激光掺杂帝尔激光英诺激光海目星捷佳伟创金辰股份拉普拉斯拉普拉斯捷佳伟创普乐新能源赛瑞达捷佳伟创金辰股份捷佳伟创金辰股份拉普拉斯迈为股份捷佳伟创金辰股份 11 TOPCon优势整体成本低，量产性价比高5 ◆ 相比 HJT、 XBC和钙钛矿电池， TOPCon成本优势突出一方面， TOPCon可以延续 PERC基础设备配置，从存量 PERC产线升级，从而节约一定成本。而 HJT、 XBC和钙钛矿电池不兼容 PERC产线设备，必须新建产线，设备投入成本大，其中 XBC和钙钛矿电池量产技术还不成熟。另一方面，在已成熟的电池技术中， HJT 采用的低温银浆成本价格高于 PERC和 TOPCon采用的高温银浆成本的 10-20。因此， TOPCon单 W成本和单 GW设备投资额更小，短期来看， TOPCon性价比更佳。数据来源中国光伏产业发展路线图，索比光伏网，东吴证券研究所图表各种电池片技术对比 1.2 TOPCon电池短期成本优势明显电池片技术 PERC TOPCon HJT XBC 钙钛矿释义发射极钝化和背面接触隧穿氧化层钝化接触具有本征非晶层的异质结叉指式背接触 ABX3系列金属氧化物核心技术背钝化硼扩散和 LPCVD/PECVD 非晶硅 /微晶薄膜沉积 TCO制备，低温浆料前表面陷光和钝化技术、背表面掺杂技术钙钛矿薄膜制备、缺陷钝化技术理论效率 24.50 28.70 27.50 / 单层 31，双层 35，三层 45 实验室效率 24.50 26.70 26.81 26.7 HBC 28 量产转换效率 23.2-23.6 25.2-25.7 25.3-26 25.20 / 温升系数 -0.38/°C -0.32/°C -0.26/°C -0.30/°C / 双面率 75-80 85 90 单面为主 / 光致衰减首年 2每年 0.45 首年 1每年 0.4 首年 2每年 0.25 / / 工艺步骤 8-10 9-12 4-6 12 / 生产成本 0.4-0.5元 /W 0.4-0.5元 /W 0.5-0.7元 /W 1-2元 /W 1.5元 /W 设备投资额 1-1.5亿元 /GW 1.5-2亿元 /GW 3.5-4亿元 /GW 3亿元 /GW 10-13亿元 /GW 优势性价比高可从现有产线升级工序少，转换效率潜力大，薄片化降本潜力较大效率高效率高问题转化效率接近理论极限技术壁垒较高，工艺制程增加，步骤多，影响良率技术壁垒高，无法利用现有设备，设备投资成本高成本高，技术难度大成本高 12 ◆ TOPCon工艺根据背钝化方式不同可分为 LPCVD、 PECVD、 PEALDPECVD、 PVD polySi四种 LPCVD是低压气相沉积，将一种或数种气态物质在较低压力下，用热激活能使其发生热分解反应，沉积在衬底表面形成所需薄膜； PECVD是等离子体增强气相沉积，借助微波或射频等使含有薄膜组成原子的气体在局部形成等离子体，在基片上沉积出所期望的薄膜； PEALDPECVD是等离子增强原子层沉积，结合了 ALD和等离子体辅助沉积的优势； PVD是物理气相沉积，在真空条件下用物理的方法真空溅射镀膜使材料沉积在被镀工件上。中来所采用的 POPAID就属于 PVD沉积氧化硅和多晶硅膜技术，解决了传统路线量产绕镀严重问题。 TOPCon路径钝化方式殊途同归，构建 SiOPOLY6 图表 TOPCon核心工艺流程 1.2 TOPCON电池性能优异， N型时代主流选择清洗制绒硼扩散 BSG去除和背面刻蚀正背面镀膜丝网印刷烧结背面隧穿层多晶硅正面钝化电 /光注入测试分选数据来源捷佳伟创、拉普拉斯、东吴证券研究所 LPCVD 清洗本征多晶硅掺杂多晶硅多晶硅薄膜掺杂管式磷扩旋涂磷扩离子注入晶化处理（退火）去绕镀 PECVD 掺杂多晶硅 PVD 掺杂多晶硅热氧化热氧化 /PECVD PECVDPEALD氧化层制备多晶硅薄膜制备 13 TOPCon路径 LP行业主流， PE放量在即7 数据来源 PVinfoLink，东吴证券研究所 1.2 TOPCON电池性能优异， N型时代主流选择 ◆ LPCVD、 PECVD、 PEALDPECVD、 PVD polySi四种方式各有优劣，目前行业以 LP为主流 1） LPCVD 在效率、良率和产能方面有较大优势，目前 GW级量产效率为 24.9，实验室效率为 25.7，良率为 97，单插 4300pcs，双插 8000pcs，但是存在石英寿命短耗材大、沉积速率慢以及绕镀严重等问题，尚存改进空间； 2） PECVD 沉积速率高达 16nm/min，绕镀轻微在 2mm以内，易原位掺杂，设备投入成本低于 LP路线，未来良率和效率数据验证后，有望规模化应用。基于 PE路线深耕，捷佳伟创推出的三合一 PE-poly设备深受市场关注； 3）其他路线 PEALDPECVD法，使用 PEALD沉积氧化硅可解决原有不均匀性问题； PVD法成膜速度快、无绕镀、利于薄片化和多功能升级，但设备价格较高、方阻均匀性差。图表 TOPCon 钝化层技术路线对比特性 LPCVD PECVD PEALD PVD 绕镀问题严重轻微， 1-2mm 轻微， 1mm 无绕镀工艺成熟度高较高低工艺时间短原位掺杂难易易易成膜质量好均匀性差好方阻均匀性差工艺时间长短较短短石英耗材 /靶材大小较小大设备投资小小大占地面积小小大其他问题不同尺寸硅片兼容性差易爆膜，气体用量大易爆膜，效率偏低清洗需单独处理 14 LPCVD 低压化学气相沉积 PECVD 等离子体化学气相沉积说明原理图 LPCVD 将一种或数种气态物质，在较低压力下用热能激活，发生热分解或化学反应，沉积在衬底表面形成薄膜； PECVD 借助微波或射频等使含有薄膜组成原子的气体，在局部形成等离子体，而等离子体化学活性很强，很容易发生反应，在基片上沉积薄膜掺杂方式本征 /原位原位原位掺杂是沉积同时通入含杂质气体掺杂；其他掺杂方法需要在沉积本征薄膜后再次注入或扩散。绕镀问题严重轻微 LP路线无法避免非晶硅绕镀，需额外工艺清除； PE会在硅片侧面及正面边缘区产生轻微且规则绕镀，易去除产能单插 4300 pcs 4200 pcs 早期主流单插工艺，后续 LP路线可通过单插变双插提高产能双插 8000 pcs 沉积速率慢快 LP受限于热力学平衡效应，无法显著提升沉积速率；而 PE可在非平衡态下实现提升沉积速率膜层质量高易爆膜 PE沉积速度快，容易衍生爆膜现象，降低良率耗材成本高低 LP需定期停机维护，更换石英炉管 /载具； PE非晶硅仅沉积在石墨舟上，需定期清洗能耗高低 LP沉积速率慢，温度高，能耗相对更高良率 97 高于 LP - 效率 25.4 25.6 - TOPCON路线 LP和 PE路线对比8 数据来源 PVinfoLink，东吴证券研究所 1.2 TOPCON电池性能优异， N型时代主流选择图表 LPCVD和 PECVD路线对比 2. P/N同价在即，降本增效持续推进 16 硅片端薄片化不断推进， TOPCon硅片端成本与 PERC持平1 ◆ 薄片化推动 TOPCon硅成本低 PERC型约 1分 /W，硅片端成本基本打平。硅片减薄同时增加少子复合几率及长波透光损失，但 TOPCon电池可以通过钝化等技术工艺消除相关负面影响，薄片化持续进行，目前行业主流 TOPCon 硅片厚度为 130μm，相比 PERC主流的 150μm低 20μm。我们根据硅业分会 6月 14日最新 N/P型硅料价格 80.5/72.4元 /kg进行测算，结果显示 TOPCon硅成本约 0.13 元 /W ，较 PERC 低 1 分 /W ，而 TOPCon硅片非硅成本相比 PERC型略高，综合看 TOPCon电池在硅片端的成本与 PERC持平。 ◆ N型电池效率更高摊薄外购硅片成本， N型比 P型低 2分 /W。 TOPCon电池效率更高，尽管 N型硅片价格相较 P型高 7分 /片，但功率摊薄后其硅片端成本更低。此外，外购硅片相较一体化厂商在硅片端成本高出约 60-70。数据来源各公司公告，东吴证券研究所 2.1 P/N同价在即，降本增效持续推进图表硅片成本对比技术 PERC TOPCon 电池效率（） 23.50 25.40 一体化厂商 1.电池片功率测算电池片尺寸（ mm） 182 182 单片电池片功率（ W） 7.76 8.38 2.硅片端硅成本测算拉棒损耗 6 6 硅片厚度（ μm） 150 130 金钢线直径（ μm） 33 33 磨料损耗（ μm） 20 20 导轮槽距（ μm） 203 183 良率（） 99.0 97.0 实际出片数（片 /kg 63 69 硅料含税价格（元 /kg） 72.40 80.50 硅成本（元 /W 0.14 0.13 3.硅片端非硅成本测算拉棒非硅成本（元 /片） 0.65 0.76 切片非硅成本（元 /片） 0.24 0.24 非硅成本（元 /W 0.11 0.12 硅片端总成本（元 /W 0.25 0.25 外购硅片硅片价格（元 /片） 3.8 3.87 硅片端成本（元 /W） 0.43 0.41 17 电池非硅设备折旧、高银耗及低良率带来约 4分 /W成本上升2 ◆ 目前 TOPCon电池非硅成本比 PERC高约 4分 /W，整体看总成本高约 3-4分 /W ➢ 1）设备端， TOPCon较 PERC单 GW投资成本高约 5000万元，单瓦折旧成本增加 1分 /W； ➢ 2）银浆方面， TOPCon银耗（正银背银）约 12- 13mg/W ，较 PERC 银耗（正银背银） 9- 10mg/W增加 2分 /W成本； ➢ 3）其他成本方面， TOPCon路线工序增加，使电能辅料及人力成本较 PERC增加 1分 /W； ➢ 4）良率方面， TOPCon良率比 PERC低 0.5pct，导致成本比 P型高 0.1分 /W。 ◆ 总体来看相比于 PERC电池， TOPCon电池的成本上升为约 4分 /W。数据来源各公司公告，东吴证券研究所图表非硅成本比较分析 2.1 P/N同价在即，降本增效持续推进技术 PERC TOPCon 电池效率（） 23.50 25.40 良率（） 98.5 98.0 瓦数 W） 7.76 8.38 电池片尺寸（ mm） 182 182 1.电池设备折旧测算生产设备价格（亿 /GW） 1.2 1.7 折旧年限（年） 6 6 残值率（） 5 5 单 W折旧（元 /W） 0.02 0.03 2.浆料成本测算银浆耗量（ mg/W） 9 12 银浆价格（元 /kg） 5398 5575 单瓦成本（元 /W） 0.05 0.07 3.其他成本测算电能、辅料及人力成本（元 /W） 0.07 0.08 良率成本（元 /W） 0.002 0.003 电池非硅成本（元 /W 0.14 0.18 一体化厂商硅成本（元 /W 0.25 0.25 电池总成本（元 /W 0.39 0.43 外购硅片厂商硅成本（元 /W 0.43 0.41 电池总成本（元 /W 0.57 0.59 18 组件端 TOPCon组件端成本基本持平，整体成本高约 3分 /W3 ◆ 目前 TOPCon组件端成本与 PERC基本持平，整体看总成本高约 3-4分 /W ➢ 1）胶膜方面，假设 PERC组件所用 EVA胶膜价格为 10元 /平米， TOPCon组件使用的 POE、 EPE等胶膜均价为 12元 /平米，计算得胶膜成本分别为 8 分 /W， 9分 /W； ➢ 2）玻璃方面，假设光伏玻璃价格为 18.5元 /W， TOPCon组件功率更高摊薄成本，单瓦玻璃成本较 PERC低约 1分 /W； ➢ 3）其他辅材方面， TOPCon比 PERC低约 1分 /W； ➢ 4）其他成本方面基本持平。 ◆ 总体来看，相比于 PERC组件， TOPCon组件成本高约 3-4分 /W。数据来源各公司公告，东吴证券研究所图表组件端成本比较分析 2.1 P/N同价在即，降本增效持续推进技术 PERC TOPCon 电池效率（） 23.50 25.40 电池片尺寸（ mm） 182 182 单片电池片功率（ W） 7.76 8.38 组件成本测算 CTM 100.0 97.0 组件功率（ W 559 586 组件面积（平米 2.57 2.57 组件效率（） 21.77 22.83 胶膜含税价（元 /平米） 10 12 胶膜成本（元 /W） 0.08 0.09 玻璃含税价（元 /平米） 18.5 18.5 玻璃成本（元 /W） 0.15 0.14 其他辅材成本（元 /W） 0.22 0.21 其他成本（元 /W） 0.1 0.1 组件生产成本 0.55 0.55 一体化厂商电池成本（元 /W 0.39 0.43 组件总成本（元 /W 0.94 0.97 外购硅片厂商硅成本（元 /W 0.57 0.59 电池总成本（元 /W 1.12 1.13 19 降本路径多元，薄片化、降银耗为主要方式4 ◆ TOPCon降本路径多元，包括硅片端薄片化、非硅部分银浆降低耗量等。在总体成本构成中，当硅料含税价 80.5元 /kg时，硅片成本占电池成本 58，比例较大，未来硅料成本下降有助于硅片成本下降，根据我们测算，假设 N型硅料价格 80.5元 /kg，硅片每减薄 10μm，成本可对应下降约 2，龙头已在进行 130μm以下尝试。非硅成本主要为银浆，成本占比为 16，目前 TOPCon银浆用量 12-13mg/W，银浆国产化有望降低银浆价格，且未来可以通过栅线优化及背面用银铝浆替代推动 TOPCon成本下降， SMBB高精度串焊有望降低银浆耗量至 90mg/片。数据来源各公司公告，东吴证券研究所图表 TOPCon电池成本拆分图表 TOPCon与 PERC成本对比（三环节一体化厂商） 2.1 P/N同价在即，降本增效持续推进技术 PERC TOPCon 电池硅成本 0.25 0.25 电池非硅成本 1.设备折旧生产设备价格（亿 /GW） 1.20 1.70 单 W折旧（元 /W） 0.02 0.03 2.浆料单片银浆耗量（ mg/片） 9 12 银浆价格（元 /kg） 5398 5575 单瓦成本（元） 0.05 0.07 3.其他电能、辅料及人力成本（元 /W） 0.07 0.08 良率成本（元 /W） 0.00 0.00 电池非硅成本（元 /W） 0.14 0.18 电池总成本（元 /W） 0.39 0.43 硅片 58 浆料 16 折旧 6 其他 20 20 ◆ 硅料价格持续下行，硅片薄片化成本降幅缩小，后续重点依靠提效及非硅降本当前硅料产能持续放量降价，硅料价格已从 30万 /吨高位快速跌至 8万 /吨，薄片化带来的成本降幅缩小。根据我们测算，硅价从 300 元 /kg下降至 60元 /kg， 150mm与 130mm硅片成本差异将从 0.05元 /W下降至 0.01元 /W。硅价持续下行，薄片化成本降幅缩小5 图表硅价与薄片化降本敏感性分析数据来源各公司公告，东吴证券研究所 2.1 P/N同价在即，降本增效持续推进硅料含税价格（元 /kg） 60 80 100 150 200 250 300 硅料不含税价格（元 /kg） 53.10 70.80 88.50 132.74 176.99 221.24 265.49 150mm硅片成本测算硅片厚度（ mm） 150 硅耗（ g/W） 2.04 硅成本（元 /W） 0.11 0.14 0.18 0.27 0.36 0.45 0.54 硅片端总成本（元 /W） 0.23 0.26 0.30 0.39 0.48 0.57 0.66 130mm硅片成本测算硅片厚度（ mm） 130 硅耗（ g/W） 1.84 硅成本（元 /W） 0.10 0.13 0.16 0.24 0.33 0.41 0.49 硅片端总成本（元 /W） 0.22 0.25 0.28 0.36 0.44 0.52 0.61 硅片端成本差异（元 /W） 0.01 0.01 0.02 0.03 0.04 0.04 0.05 21 银浆降耗能够进一步带动成本下降6 ◆ 银浆耗量 90mg/片时单瓦成本再降 1分非硅成本上对银浆耗量进行成本测算，假设不含税银浆价格为 5575元 /kg，双面银浆用量 105mg对应单瓦成本为 0.07元，随着未来技术发展多主栅高精度串焊有望降低银浆耗量至 90mg/片，对应成本 0.06元 /W，单瓦成本下降 0.01元。数据来源各公司公告，东吴证券研究所图表银浆降耗对成本影响 2.1 P/N同价在即，降本增效持续推进技术 TOPCon 电池非硅成本测算 1.设备折旧生产设备价格（亿 /GW） 1.70 1.70 1.70 1.70 1.70 单 W折旧（元 /W） 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 2.浆料单片银浆耗量（ mg/片） 85 90 95 100 105 单片银浆耗量（ mg/瓦） 10.14 10.73 11.33 11.93 12.52 银浆价格（元 /kg） 5575 5575 5575 5575 5575 单瓦成本（元） 0.06 0.06 0.06 0.07 0.07 3.其他电能、辅料及人力成本（元 /W） 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 良率成本（元 /W） 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 电池非硅成本（元 /W） 0.17 0.17 0.17 0.18 0.18 电池总成本（元 /W） 0.42 0.42 0.42 0.43 0.43 22 TOPCon实现 8分超额收益，经济性凸显7 ◆ TOPCon整体超额收益为 4分，经济性已然体现根据 PV Infolink 6月 14日最新报价，双面 TOPCon组件（ 182mm）均价 1.6元 /W， P型均价 1.48元 /W， N型组件较 PERC组件溢价约 0.12元 /W，表明 N型组件的发电量增益已经得到终端认可。而 TOPCon组件总成本较 PERC高 0.03-0.04元 /W，整体 TOPCon已实现超过 8分超额收益，经济性凸显数据来源 PV infolink，东吴证券研究所图表 TOPCon组件相比 P型溢价约 0.12元 /W 2.1 P/N同价在即，降本增效持续推进图表 TOPCon超额收益对比分析 0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 双面 Topcon组件 182mm（左轴）双面双玻 PERC组件 182mm（左轴） TOPCon组件溢价（右轴）技术 PERC TOPCon 硅片端基准持平电池非硅端基