TOPCon迎规模量产，技术红利释放

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，TOPCon，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。 技术路径：TOPCon钝化层制备路径仍未定型，PECVD和LPCVD为主流 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。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。 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TOPCon的建设规划，2022年已投TOPCon产能超过132GW，2023年新增投产规划超270GW。我们预计2023年TOPCon出货在160GW+，占全年组件出货的近40%。领先企业TOPCon电池量产效率已至25.5%，预计2023年将进一步提升。 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BOS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。 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。 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 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TOPCon共同布局，2023年TOPCon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TOPCon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TOPCon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：TOPCon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BOS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 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。TOPCon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 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，TOPCon，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，TOPCon，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%，TOPCon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 图5.PERC、HJT、TOPCon电池转换效率理论上限 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200℃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TOPCon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，TOPCon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TOPCon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TOPCon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BOS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TOPCon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（Tunnel Oxide 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 SiOx 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 图7.隧穿氧化层钝化接触结构的能带图 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