◾ 电池片的技术进步是光伏各环节众多技术迭代中影响最大的方向，继PERC电池实现普及并逐渐接近其理论极限后，TOPCon、HJT、HPBC为代表的新型电池技术受到更多关注。基于目前的效率、成本测算，TOPCon相较PERC已有一定经济性，年初以来继晶科等企业外，越来越多的企业开始大规模投产TOPCon；未来随着激光SE、金属化优化，其降本增效仍有比较可观的空间，预计TOPCon有望在相当长的时期内维持竞争力。目前TOPCon已经开始量产，正在新技术推广的红利期，如果下半年先行者的盈利优势得到进一步确认，行业态势可能会更清晰。
摘要
TOPCon是有竞争力的电池技术方案。TOPCon在PERC的基础上更换为N型衬底，增加隧穿氧化层及多晶硅层，降低载流子复合，实现效率的显著提升，目前领先企业量产效率在24.7-25.1%，并在衰减率、双面率、温度系数方面也有明显优势。基于当前的成本、效率估算，TOPCon理论溢价在0.1-0.2元/W（市场目前还没接受这么高），并且随其降本提效及下游验证，溢价空间可能还会扩大。
逐步体现对PERC替代的红利。业界反馈，晶科能源8+8GW的TOPCon产线已逐步满产，7月钧达股份8GW顺利投产调试。下半年，还有天合、晶澳、通威等多家企业开始招标，预计明年初有望陆续投运。今明年电池市场的参考基准仍是PERC，考虑TOPCon溢价及需求优先级，在接下来几年的推广期，优势企业将在盈利、出货量上享受先发红利。TOPCon产业化降本增效的可见性强，优化空间也比较大，预计其产线盈利周期会比较长。
TOPCon等电池技术变革可能带来系列机会。区别光伏产业其他的微创新，TOPCon较PERC形成代次领先，量产效率优势已经在1-1.5pcts，并可以预见仍将继续拉大，其影响范围是全行业的。电池环节的技术革命更有价值，自身在降本，提效会放大技术变革的影响。以TOPCon、HJT、HPBC为代表的电池片技术，近几年都获得了更大的投入，未来可能都有各自的应用场景。目前TOPCon率先走向规模应用，围绕TOPCon相关的电池装备、膜材料等辅材，可能会有相应的新需求和新机会。
投资建议：继续推荐晶科能源、捷佳伟创（机械联合）、钧达股份；其余推荐与关注：通威股份、晶澳科技、天合光能、隆基绿能、海目星（机械联合）、奥特维（机械）、帝尔激光（电子）、金辰股份、中来股份、沐邦高科、聆达股份。
风险提示：技术迭代风险；光伏装机不及预期；产业链价格波动风险。
一、TOPCon是有竞争力的电池技术路线
1、TOPCon原理及特征
N型TOPCon（隧穿氧化层钝化接触，Tunnel Oxide Passivated Contact）电池大体是基于PERC电池的基础架构，主要变化体现在：
其一，将衬底由P型换为N型，N型半导体少子寿命高，基本无硼氧复合，且对金属污染宽容度更高；
其二，在背面结构中，先增加1-2nm的隧穿氧化层SiOx，再沉积一层掺杂多晶硅n poly Si，形成背面钝化接触结构。隧穿氧化层提供了良好的化学钝化性能，大幅降低了界面复合，同时允许多数载流子有效地隧穿通过到掺杂多晶硅层。掺杂的多晶硅层与基体形成n+/n高低场，阻止少数载流子运动至表面，形成选择性钝化接触。
优势1：TOPCon发电效率更高，提效路径明确、空间大
TOPCon电池基于N型衬底的，少子寿命更长，隧穿氧化层的选择性透过能力大幅减少载流子复合造成的损失，同时配合SMBB等工艺减少正面栅线阻挡，TOPCon电池效率较PERC有1-1.5pcts以上的优势。
同时TOPCon电池仍处在产业化的初期，提效幅度、速度均更快。以CPIA口径统计，2018年以来TOPCon电池效率提升2.5个百分点，同期PERC提效幅度为1.3个百分点，PERC电池在周期中后段接近理论极限，提效进程明显不及TOPCon。而目前TOPCon量产效率与超过28%的理论极限仍有很大的优化空间，提效路径也更为明确。
优势2：高双面率、低衰减等提升全周期发电量
根据晶科能源产品白皮书披露，N型TOPCon电池双面率可以达到85%，较PERC 70%左右的双面率明显提高，折算至综合效率端大致形成1pct左右的效率优势。
同时由于N型衬底少子寿命更长，受杂质影响小，同时基本上消除了硼氧复合造成的LID，TOPCon组件首年衰减优化至1%，年衰减幅度较P型明显减少，且弱光表现更好，温度系数更优，提升全生命周期发电量。实例测算全周期发电量优势达到4-5%。
2、已经具备经济性优势，并将逐渐放大
2.1 收益端：TOPCon溢价还未充分反映
功率溢价：相同版型下，TOPCon组件较PERC提供5%上下的功率增量（如72片双面PERC约550W，TOPCon对应570W），能够有效摊薄相关成本：
Ø 静态来看，参考目前TOPCon 24.7-25.1%的量产效率，测算对单面组件TOPCon带来的初始投资溢价在0.1元/W左右。
Ø 动态考虑TOPCon和PERC的效率差拉大，当效率差拉开到2pcts时，N型TOPCon在组件端的溢价将进一步的向0.15~0.2元/W靠拢。
电量溢价：相同功率假设下，TOPCon首年衰减、温度系数、弱光表现均更优，发电量较PERC提升约2-4%。
Ø 假设同功率TOPCon较PERC多发电2%，以0.3元/W电价估算，25年使用周期TOPCon单W额外收益超过0.1元。
Ø 如果TOPCon额外多运行5年至30年，多发电量为净增量，此时额外收益会进一步放大（测算假设PERC 25年、TOPCon 30年）。
2.2 成本端：较PERC增量快速收窄，年末接近或持平
从成本增量看，测算TOPCon电池非硅+硅成本合计增量大致在0.03-0.05元/W。
Ø 非硅成本：非硅主要来自银浆及折旧：1）目前182 PERC正面用量60-70mg（背银约1/3+铝浆），过去3年TOPCon正背面银浆消耗量实现大幅降低，目前在100-120mg上下，以当前银浆报价粗略测算单W非硅增加大致在1-2分上下。银浆消耗仍有下降空间，叠加效率提升银浆非硅成本将趋近。2）目前TOPCon设备投资额约1.6-2亿/GW（技术路线选择有差异），较PERC增量3~5千万，以6-10年折旧期估算，设备投资带来的折旧增加摊至单W大致在0.5-1分。3）头部企业TOPCon良率已经和PERC趋近。
考虑工艺流程增加、企业间投产条件和技术差异（主要影响能耗价格），综合而言TOPCon电池环节非硅的成本增量大致在3-5分/W，较年初已经有明显的优化。
Ø 硅成本：N型硅片目前较P型仍高出6%-8%，以同厚度182硅片报价测算，大致硅成本增量在2分/W上下，但目前领先的TOPCon产线使用N型硅片厚度已经减薄至130μm，硅成本基本与P型持平，一体化企业优势更明显。考虑未来硅料价格的调整，硅成本的影响会弱化。
二、率先量产，逐步体现对PERC替代的红利
1、TOPCon率先规模启动
2021年PERC市占率约91%，BSF电池市占率降至5%，N型份额仅为3%。但N型电池量产效率、极限效率都更高，且随着设备端、材料端的成本持续优化，N型尤其TOPCon已经开始由中试向规模化发展。
2022年，晶科能源率先启动TOPCon的大扩产，其安徽、浙江首期8+8GW产线已经爬满，Q3开始规模放量，钧达（捷泰）7月一期8GW投产，调试进展顺利。天合、晶澳、通威等头部企业也开始大规模的TOPCon扩张，此外有大面积的新进入者启动TOPCon产线建设，我们预计2022-2024年TOPCon将进入密集扩产和放量。
与年初不同，继晶科等公司外，更多的企业选择TOPCon，成为未来几年主流的趋势逐步清晰。
2、逐步体现对PERC的替代红利
从盈利角度看，TOPCon已享受溢价，但未充分反应。
Ø 较PERC的理论溢价会进一步拉开。基于当前的工艺、效率水平测算，TOPCon从上游硅料到组件端，各环节合计的成本与PERC快速接近，理论上能够提供的溢价合理区间0.1-0.2元/W（考虑高功率摊薄、高电量收入）。1-2年的维度看，若TOPCon量产效率进一步提升至25.5-26%上下，设备投资、工艺技术进一步优化，其相对PERC会有更高的溢价，预计可能在0.15-0.35元/W。
Ø 发电量溢价会在明后年逐渐体现。年初以来，已有国电投、中核汇能、华电等多个项目开始N型项目招标，从实际招标情况看，TOPCon组件价格较同版型PERC已经享受一定的溢价，售价端单W高0.1元左右，大致反应了高功率带来的成本摊薄收益。而发电量提高带来的收益需要一定时间验证，因此这部分溢价尚未完全在招投标中反应。
从市场份额看，大尺寸TOPCon需求会更好。
Ø 2022年底TOPCon产能预计超过50GW，2023年进一步扩张，而光伏行业整体维持极高的景气度，尤其2023年上游供给瓶颈突破后，增长确定性高，相较需求总量，TOPCon仍然是稀缺的优质产能，有希望维持较高的利用率。
Ø 此外，对下游组件企业而言，基本上无需做产线的调整即可顺利切换到N型，考虑到新增的TOPCon电池产能很大比例在一体化企业内，能够外供的三方优质产能更为有限，这部分产能将处于供不应求的状态。
综上，我们判断在接下来1-2年的推广期，优势企业将在盈利、出货量上享受先发红利。前期技术研发、资本开支随企业产线投产开始兑现收益。
此外，TOPCon在原有PERC基础上增加若干工序，相对更复杂，同时还在快速的升级过程中，发展初期know-how掌握在电池企业手中，提前布局TOPCon的企业，会具备一定竞争优势。
3、潜力大，兼容度好，TOPCon可能在较长时期占主流
除BSF外，电池环节按产业化成熟度分，可以大致分为1）PERC主流成熟期路线；2）TOPCon、HJT等发展导入期路线；3）钙钛矿等前沿方案。随着PERC电池逐步接近24.5%理论极限，新一代电池技术将接棒PERC，TOPCon、HJT等新方案快速进入视野。
在当前的技术成熟度条件下，TOPCon已经开始上量，是新一代光伏电池最先享受产业化红利的技术，全产业更多的资金资源投入对TOPCon技术形成正反馈，发展会更快。
而考虑TOPCon本身的优化空间足够大，新技术兼容度好，大概率在较长的时期占据主流，产线的盈利周期会更长。
Ø 从理论极限效率看，TOPCon在28%上下（背面钝化27.1%、双面28.7%），高于PERC，与同代次的HJT相当，提效潜力大，且路径清晰（SE、浆料、硅片厚度、抛光等方式）。
Ø 从技术衍生兼容性看，技术兼容性看，TOPCon可以采用背接触方案形成TBC，针对单面场景进一步提升效率，同时可以与钙钛矿叠层，未来有望在TOPCon的基础上，进一步突破晶硅效率极限。
三、电池技术升级带来光伏行业的深刻变革
1、上下游及制造设备
上游硅料、硅片：1）N型电池对硅料纯度要求更高，一般而言多晶用料纯度在达到电子级标准，对于硅料企业的工艺要求进一步提升；2）N型、P型硅片掺杂元素分别为磷和硼，拉晶过程要求热场、坩埚等辅材杂质含量更低，此外N型厚度较P型更薄，目前领先的产业化水平在130μm，还有进一步的减薄空间，对硅片工艺也有一定的差异化要求。
电池设备：TOPCon电池基本由PERC电池的基础架构升级而来，除衬底由P型变为N型外，主要差别在于硼扩与钝化层的制备：a）由于硼扩散的速度较慢，因此硼扩设备数量增加；b）背面钝化接触结构有变化，由隧穿氧化层与掺杂多晶硅构成。隧穿氧化层生长及多晶硅层沉积是TOPCon工艺的难点，以多晶硅层的制备方式划分，主要分为三种技术路线，分别为LPCVD（低压力化学气相沉积法，可进一步细分为以全扩散工艺与离子注入磷工艺）、PECVD（等离子体增强化学的气相沉积法）、PVD（物理气相沉积法）。
下游组件：TOPCon通常配合SMBB（12BB、16BB等）减少银浆用量、遮光面积及电流收集串联电阻，同时硅片更薄，此时要求串焊机、自动化设备等做相应调整（若不改变主栅线数目则无需调整）。
辅材：需要根据TOPCon电池特征做适配，主要涉及胶膜、逆变器、接线盒等。
Ø TOPCon电池正面为Al2Ox及SiNx，相较PERC受PID影响更明显，同时考虑其双面率优势，也更适合做双玻结构，POE/EPE胶膜更加适配。
Ø TOPCon更高效率体现为更大的输出电流，可能也要求逆变器、接线盒等电气部件做小幅度的优化。
2、推动实现大幅降本增效，影响产业格局
光伏行业在持续的迭代进步，过去包括大尺寸、单双玻、半片拼片、以及制造设备、辅材环节的诸多升级，推动持续降本增效和平价的实现。
在众多技术变革中，电池环节的跨越升级仍是影响最大的方向。2016、2017年前后开始，单晶PERC完成对多晶的性价比逆转，带动转换效率阶跃提升至20%+，也深刻影响了光伏产业的竞争格局。TOPCon在当下产业化初期就已获得了相对PERC的一定经济性，将在今明年开始规模应用。
而与此前的技术优化可能存在场景适用性（如单双玻等）、或者多种方案的选择可能（如大尺寸等）不同，由于TOPCon相较PERC的效率优势已经在1-1.5pcts，并可以预见效率差额仍将继续拉开，意味着所有的电池企业都需要在当前仍是主流的PERC方案上做调整应对，其影响范围是全行业的。同时如前所述，TOPCon电池对上下游及后端设备形成差异化要求，围绕TOPCon相关的电池装备、膜材料等辅材，可能会有相应的新需求和新机会。
投资建议
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◾游家训：浙江大学硕士，曾就职于国家电网公司上海市电力公司、中银国际证券，2015 年加入招商证券，现为招商证券电气设备新能源行业首席分析师。
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◾张伟鑫：天津大学电气工程硕士，曾就职于国金证券，2021年加入招商证券，覆盖新能源发电产业。
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