TOPCon放量元年，1.6mm薄玻璃需求攀升

N型大扩产，TOPCon技术已成必然趋势。 1.N型电池自身转换效率更优。根据CPIA最新统计，N型电池量产转换效率已实现24%-25%，对Perc电池有1.3pct效率优势，预计近两年实现超2pct效率领先。因此TOPCon及HJT为主的N型电池路线逐步提升其市场渗透率，有望成为未来主流的光伏电池技术路线。 2.TOPCon相比Perc性价比突出。目前N型TOPCon电池在薄片化优势和更多银浆耗量的相互抵消下，基本实现成本同价。随着N型TOPCon电池片企业持续在维持高良率的基础上进行薄片化的探索，并在降低银耗、图形优化等方向的持续努力，有望具备更低单瓦成本水平。且TOPCon电池较Perc电池在转换效率、双面率、衰减率等方面具有显著优势，TOPCon电池将享受技术领先带来产品溢价。因此成本端差异不大，但组件功率存在效率提升情况下，TOPCon相比Perc存在理论利润优势。 3.TOPCon与Perc生产工艺兼容性高，初始投资成本占优。TOPCon在PERC工艺上只需新增硼扩散、生长隧穿氧化层、沉积多晶硅并对其进行掺杂、扩散后清洗等工序，取消激光开槽工序，其余设备可共用。HJT与PERC比电池结构不同，制备工艺相差较大，产线不兼容，初始投资高。 4.2023年TOPCon扩产元年，年底预期迎来超460GW规模。2023年以来，TOPCon产业化进程持续加速，根据SMM统计数据，2023年底N型TOPCon产能乐观预计下将超460GW。 双玻是TOPCon封装大趋势，1.6mm薄玻璃渗透率有望大幅提升。 1.N型组件对水汽敏感，要求更强封装密度，EPE渗透率提升。N型组件对水汽敏感，封装须使用纯POE胶膜或含POE成分的胶膜。由于POE胶膜易打滑，且考虑POE粒子潜在的供给紧张、成本因素（主要依赖进口），因此N型封装以EPE胶膜为主。经SMM统计，2023年1-7月，头部胶膜公司EPE出货比例均大于35%，今年EPE市占率增长超预期。 2.双玻具备更强封装效果，成为TOPCon封装主流，头部推出1.6mm户用组件方案。户用光伏多采用小尺寸TOPCON组件，考量到屋顶光伏重量限制，多采用“3.2mm玻璃”单玻组件。由于TOPCON无论从经济性、发电效率、及封装要求上，都有向双玻组件发展趋势；叠加屋顶光伏重量限制，小尺寸双玻TOPCON组件将采用“1.6mm玻璃+1.6mm玻璃”形式。目前，晶澳科技、天合光能已率先推出1.6mm光伏玻璃TOPCon户用组件，均与国内1.6mm光伏玻璃龙头亚玛顿签署销售战略框架合同。 3.光伏组件轻量化+低成本驱动光伏玻璃薄型化，1.6mm光伏玻璃需求份额提升 。从重量上看 ，1.6mm光伏玻璃单平米对应玻璃重量为4公斤 /m2 ，较3.2mm、2.0mm分别下降50%、20%。从经济性角度看，1.6mm双玻封装成本下降，较3.2mm单玻封装成本、2.0mm双玻封装成本下降9%/5%。光伏组件轻量化+低成本驱动光伏玻璃薄型化，厚度1.6mm光伏玻璃市场份额将逐步提升。 推荐标的：看好1.6mm光伏玻璃龙头亚玛顿，1.6mm光伏玻璃已实现批量供应，公司直接受益薄玻璃需求放量。看好光伏玻璃龙头福莱特，自有石英砂矿+大窑炉技术加深行业竞争力；且在越南投建产线，海外产能紧缺可享受溢价红利。 风险提示：1.6mm光伏玻璃渗透率不及预期，户用光伏需求不及预期，竞争格局恶化。 重点标的 股票代码 一、电池片行业正值技术变革之时，N型TOPCON路线先行 1.1转换效率优势凸显，N型电池市占率有望提升 N型电池因其自身的转换效率优势，是光伏行业持续降本增效发展的大趋势技术。在硅片中掺入少量磷，磷原子5个外层电子中的4个与周围的半导体原子形成共价键，剩下的1个电子几乎不受束缚成为自由电子，含这类电子浓度较高的硅片被称为N型硅片。正因为N型硅片含有自由电子（多子为电子），且电子的移动速度更快，所以N型本身就具备更高转换效率的可能性。ISFH（德国哈梅林太阳能研究所）的最新研究结果表明，N-TOPCon电池理论极限转换效率为28.7%，高于目前所有高效晶硅类型电池极限转换效率，更接近晶硅太阳能电池的极限转换效率29.43%。根据CPIA最新统计，N型电池量产转换效率目前已实现了24%-25%，形成了对Perc电池1.3pct左右的效率优势，并将在近两年实现超2pct的效率领先。因此，预计以TOPCon及HJT为主的N型电池路线将逐步提升其市场渗透率，有望成为未来主流的光伏电池技术路线。 图表1：2022-2030年各种电池技术平均转换效率变化趋势 图表2：2022-2030年不同电池技术路线市场占比变化趋势 目前，N型TOPCon技术路线降本效果显著，实现了在所有量产路线中的性价比优势。 TOPCon电池相比Perc电池存在以下差异：1）薄片化优势，N型TOPCon电池现阶段和Perc对比天然存在15μm的天然厚度差异，CPIA预计至2030年，TOPCon所需的N型硅片厚度可降至100μm，薄片化优势进一步加大；2）更多单位银耗，2022年p型电池片主栅数量从9BB改为11BB及16BB，正银消耗量降低至约65mg/片，背银消耗量约26mg/片；TOPCon电池片双面银浆消耗量也降低至110mg/片左右，CPIA预计至2023年内TOPCon银耗有望下降至100mg/片，并在2025年接近90mg/片的水平。 从成本端看，目前N型TOPCon电池在薄片化优势和更多银浆耗量的相互抵消下，基本实现成本同价。随着N型TOPCon电池片企业持续在维持高良率的基础上进行薄片化的探索，并在降低银耗、图形优化等方向的持续努力，未来TOPCon技术可能具备更低的单瓦成本水平。 从销售端看，TOPCon电池较Perc电池在转换效率、双面率、衰减率等方面具有显著优势，TOPCon电池将享受技术领先带来的产品溢价。而在成本端差异不大，组件功率存在效率提升的情况下，N型TOPCon电池片相比Perc电池片存在理论利润优势，市场潜力巨大。 TOPCon与PERC电池制造工艺高度兼容，技术升级难度降低。 TOPCon可在PERC工艺技术上进行延伸，部分产线共用。TOPCon只需要新增硼扩散、生长隧穿氧化层、沉积多晶硅并对其进行掺杂、扩散后的清洗等工序，取消了激光开槽工序，其余设备可以兼容，既降低了技术升级的难度又降低了投资成本，加速了TOPCon技术的推广。 HJT制备步骤少，但工艺不同，须投建全新产线。HJT核心结构在于正面依次沉积本征非晶硅薄膜和P型非晶硅薄膜以形成P-N结；背面沉积本征非晶硅薄膜和N型非晶硅薄膜形成背表面场，再在两侧沉积透明导电薄膜（TCO）实现导电。与PERC比，HJT电池结构不同，制备工艺相差较大，因此产线不兼容，直接由PERC升级至HJT，跨度较大，难度较高。 图表3：PERC、TOPCon、HJT工艺路线对比 TOPCon可实现PERC产线平滑转换，设备投资成本低。据爱康新能源数据，新建TOPCon新线设备投资需2.0-2.5亿元/GW，HJT新线为3.5-4.0亿元/GW。而TOPCon与存量PERC产线具有较好的设备兼容性，只需新增硼扩散及多晶硅/非晶硅沉积的LPCVD/PECVD/PVD设备，取消激光开槽工序，因此TOPCon在存量PERC产线上设备投资额只需新增0.5-0.7亿元/GW，TOPCon避免新设备大规模投入和产线大面积改造，因此经济性较高。 图表4：TOPCon、HJT设备投资额 1.22023年TOPCon扩产元年，产能迅速放量 2023年TOPCon迎来行业大扩产，年底预期迎来超460GW规模。根据SMM统计数据，2023年底N型TOPCon产能乐观预计下将超460GW，而存量的Perc产能预计明年开始将出现小尺寸产能清退、大尺寸老产线逐步减值计提。因此，我们合理预计明年TOPCon电池有效产能将达到450GW。 图表5：国内光伏电池企业TOPCon产能布局 二、双玻组件是TOPCon封装大趋势，1.6mm薄玻璃渗透率有望大幅提升 2.1光伏玻璃是组件必备封装材料，双玻是TOPCon封装大趋势 光伏组件根据发电形式可以分为双面组件和单面组件。单面组件背部为整块背电极，所以只能单面发电。双面组件主要是利用了电池片领域的新技术，把原先不透光的一整块背电极，做成像正面一样透光的栅线，然后再通过一定的掺杂手段，把背部也制成PN结，一般采用的是双玻或透明背板的形式，从而保证了反射光和散射光能够正常摄取。 图表6：双玻组件可吸收地面反射+散射光 图表7：双面perc组件和单面perc组件工作示意图对比 双面组件可提升组件发电量，逐渐成为主流。相比单面组件，双面组件的生命周期更长，耐候性和耐腐蚀性更强，衰减低于单面组件；发电效率更高，正面背面均有发电能力，背面可接受周围环境的反射光、散射光转换为电能，在不同地表材质下，双面组件能够提高10%-30%的发电量；除发电效率更高外，双面组件还具有生命周期长、耐候性和耐腐蚀性更强、衰减更慢的优点，普通组件与双玻组件质保期分别为25/30年，发电量衰减率分别约0.7%/0.5%。2022年，随着下游应用端对于双面发电组件发电增益认可，双面组件市场占比达到40.4%。据CPIA预计，2024年双面组件将超过单面组件成为市场主流。 图表8：双面组件市场份额逐步提升 光伏组件按照封装形式，可具体划分为单玻组件、双玻组件。光伏玻璃因此可划分为盖板玻璃和背板玻璃。 单玻组件：单面组件即电池片是单面电池片+背面全铝层，因此发电一面采用光伏盖板玻璃，不发电（背面）采用大部分不透光复合背板材料（即不暴露电池背面的背板）的封装形式。单玻组件的光伏盖板玻璃多采用3.2mm厚度。 双玻组件：双面组件即电池片是单面电池片+背面局部铝层，可双面发电，双面组件封装形式采用光伏盖板玻璃+光伏背板玻璃封装形式。双玻组件的背板玻璃多采用2.0mm厚度；而盖板玻璃目前以2.0mm为主，1.6mm市场份额在提升。 图表9：双玻组件和单玻组件结构示意图对比 图表10：不同光伏玻璃类型 双玻组件在各种场景下均具备更高的发电效率。双玻组件正面、背面均可发电，背面的光电转换效率是正面的60%-90%，周围环境产生的散射辐射附加值会给双玻组件背面带来发电量增益，相比单面组件发电量大约高5%-30%左右。相关研究表明，在草地、水泥、白漆、沙地、土地等一系列场景下，N型双玻组件能效比和发电量增益均领先于单面组件。 图表11：不同地面类型中双面组件与单面组件发电能力对比 N型组件对水汽敏感，要求胶膜具有更强的封装密度。N型电池PN结与P型相反，氧化铝和氧化硅的场钝化在正面，因此TOPCon正面PID大于背面；正面主栅直接接触P+发射极，且TOPCON正面使用较为活泼的银铝浆，铝较为活跃，铝的电极电位差异导致电池片在水和酸碱下活泼，酸化敏感；因此对封装要求高。N型产品胶膜选择上，更倾向使用纯POE胶膜或含POE成分的胶膜，POE分子链结构更稳定、阻水性佳，具有更好的抗PID性能。单玻TOPCON组件多采用正面POE+背面EVA/正面POE+背面POE进行封装；双玻阻水性本身相比单玻优异，可减少水气侵蚀，因此双玻选择封装形式较多，可采用POE+POE/POE+EVA/EPE+EPE/EPE+EVA。 POE胶膜易打滑，EPE胶膜渗透率提升。由于POE胶膜与助剂相容性不佳，单层POE内助剂易析出至胶膜表面，胶膜POE表面摩擦系数降低产生打滑现象，导致组件在层压过程中容易产生气泡、电池片滑移和并片等问题。为克服现有技术中不足，常规POE正逐渐被EPE胶膜替代。EPE胶膜是EVA胶膜-POE胶膜-EVA胶膜三层复合采用共挤出工艺制造而成，性能处于EVA胶膜与POE胶膜之间。且考虑POE粒子潜在的供给紧张、成本因素（主要依赖进口），EPE胶膜类型逐渐得到N型组件使用。经SMM统计，2023年1-7月，头部胶膜公司EPE出货比