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(jié)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(jié)合將形成TBC技術，IBC與HJT繼續(xù)結(jié)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(chǎn)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(zhuǎn)換效率：TOPCon>HJT>IBC，目前HJT的量產(chǎn)最高效率已經(jīng)達到25.2%，TOPCon量產(chǎn)最高效率達25.62%，IBC量產(chǎn)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(chǎn)線生產(chǎn)設備已基本實現(xiàn)國產(chǎn)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(chǎn)設備兼容性：TOPCon>IBC>HJT，TOPCon電池兼容性最高，可以從原有PERC產(chǎn)線轉(zhuǎn)換，HJT電池完全不兼容現(xiàn)有設備；
⑤從產(chǎn)能規(guī)劃：TOPCon>HJT>IBC，根據(jù)集邦咨詢預測，2023年TOPCon電池產(chǎn)能將集中落地，預計23年年底TOPCon電池產(chǎn)能達249GW，占N型電池總產(chǎn)能的73.7%；HJT電池產(chǎn)能達55GW，占比16.3%；IBC電池產(chǎn)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(chǎn)。
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(zhì)結(jié)電池屬于另起爐灶，為一種全新的電池結(jié)構。
技術路線的競爭實質(zhì)上是效率和成本的競爭，雖然HJT憑借較高的轉(zhuǎn)換效率獲得了產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)。
> 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(chǎn)轉(zhuǎn)換效率分別為23.2%/25%進行成本測算。
（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(chǎn)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)模化生產(chǎn)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(zhuǎn)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)?；瘧玫碾妼W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(chǎn)，采購溢價將逐步縮??；SMBB、無主柵及激光轉(zhuǎn)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(zhuǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)生繞鍍問題，清洗時導致良率降低，目前平均量產(chǎn)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(jié)合多主柵以及半片技術降低內(nèi)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(chǎn)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(jié)構是提高晶硅電池轉(zhuǎn)換效率的重要方式，該結(jié)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(zhuǎn)換效率，激光摻雜（laserdoping，LD）可在常溫常壓下形成SE結(jié)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(zhuǎn)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。
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(jié)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(nèi)，N型組件中標價處于1.70-1.90元/W區(qū)間內(nèi)，與P型相比，當前實際招標中國內(nèi)N型組件已存在約0.04-0.10元/W溢價，率先投產(chǎn)的TOPCon廠商充分享受N型溢價紅利。
>?TOPCon投產(chǎn)不及預期，先行者景氣紅利延長
22年TOPCon尚處規(guī)模量產(chǎn)初期，廠商投產(chǎn)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(chǎn)規(guī)劃，但實際落地進度緩慢，22年已投產(chǎn)TOPCon電池產(chǎn)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(chǎn)并成功驗證TOPCon電池高溢價紅利后，行業(yè)N型電池的投產(chǎn)進度才開始加快。
與國內(nèi)PERC規(guī)模投產(chǎn)前已經(jīng)過歐洲長達2年的量產(chǎn)驗證不同，自晶科GW級規(guī)模量產(chǎn)以來，TOPCon電池僅經(jīng)歷約1年半的行業(yè)量產(chǎn)驗證，尚處于產(chǎn)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(chǎn)業(yè)步入成熟期（光伏電池產(chǎn)品出現(xiàn)明顯同質(zhì)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(chǎn)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(nèi)數(shù)據(jù)，22年全球已投產(chǎn)TOPCon電池產(chǎn)能約81GW，截至23年4月國內(nèi)電池/一體化組件廠商已投產(chǎn)TOPCon產(chǎn)能119.45GW，在建產(chǎn)能434.7GW，規(guī)劃產(chǎn)能376GW，當前已投產(chǎn)TOPCon產(chǎn)能約占23年光伏電池片總產(chǎn)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(chǎn)規(guī)模行業(yè)領先，投產(chǎn)速度位居前列。
投產(chǎn)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(nèi)主流廠商中，晶科能源TOPCon電池23Q1-24Q1各季度已投產(chǎn)產(chǎn)能將始終處于國內(nèi)領先地位。
同時，按照鈞達股份目前公布的TOPCon投產(chǎn)規(guī)模，預計23Q2鈞達TOPCon產(chǎn)能將達到24.5GW，超過天合光能與晶科并列為已投產(chǎn)TOPCon產(chǎn)能第一梯隊。
投產(chǎn)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(chǎn)線調(diào)試經(jīng)驗，產(chǎn)線滿產(chǎn)調(diào)試時間降至7天/條。
以5GW共10條產(chǎn)線TOPCon電池項目為例，從建成到全部滿產(chǎn)晶科能源約需70天，行業(yè)可比TOPCon產(chǎn)線約需60-90天，LP路線頭部廠商滿產(chǎn)調(diào)試時間貼近行業(yè)區(qū)間下限，投產(chǎn)速度位于行業(yè)前列。
TOPCon電池投產(chǎn)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(nèi)消息，23年6月LPCVD和PECVD產(chǎn)線爬坡調(diào)試均不順利，產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)進度較慢，部分廠商投產(chǎn)進展不及預期。
晶科、鈞達TOPCon電池率先規(guī)模量產(chǎn)，有望憑借產(chǎn)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(chǎn)不及預期或?qū)е孪热胝叱~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(chǎn)設備已基本完成國產(chǎn)化，國內(nèi)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(chǎn)設備端并不存在顯著的代際差距，工藝經(jīng)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(chǎn)過程中通常需要經(jīng)過多達11步工序，改變?nèi)我夤ば虻脑O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(chǎn)生不確定影響。
雖然生產(chǎn)過程中潛在的優(yōu)化方案較多，但生產(chǎn)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(zhuǎn)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(chǎn)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(chǎn)車間、人工進行長時間多次磨合，積累足夠的生產(chǎn)經(jīng)驗才可以實現(xiàn)工藝優(yōu)化。
同時，由于此類工藝優(yōu)化經(jīng)驗需要制造廠商組織生產(chǎn)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(jīng)驗。
因此，一般而言，行業(yè)新進入者在生產(chǎn)工藝方面與老玩家存在較大的差距，且在短時間內(nèi)無法通過彎道超車彌補工藝經(jīng)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(chǎn)領域均較為明顯。
LP路線頭部廠商率先投產(chǎn)，工藝經(jīng)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(chǎn)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(chǎn)，LP路線頭部廠商TOPCon電池投產(chǎn)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(chǎn)線工藝經(jīng)驗領先行業(yè)平均水平6個月以上，率先投產(chǎn)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(jīng)驗差距或?qū)㈤L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(chǎn)存在技術痛點，率先投產(chǎn)廠商研發(fā)進展領先。
目前已投產(chǎn)TOPCon產(chǎn)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(chǎn)能較其他技術路線低等問題，PECVD存在爆膜問題，且產(chǎn)線需要熟練生產(chǎn)人員經(jīng)一定時間調(diào)試才可實現(xiàn)最佳狀態(tài)，當前良率和轉(zhuǎn)換效率據(jù)理想狀態(tài)還存在一定距離，因此TOPCon產(chǎn)線存在一定的技術痛點。
LPCVD方面，根據(jù)國家知識產(chǎn)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(nèi)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(chǎn)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(chǎn)設備產(chǎn)能，晶科極大地緩解了產(chǎn)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(chǎn)線轉(zhuǎn)換效率較友商PECVD產(chǎn)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(chǎn)線，先入局者Know-how優(yōu)勢明顯，頭部企業(yè)將在TOPCon產(chǎn)業(yè)化初期持續(xù)保持技術優(yōu)勢。
隨著23Q4TOPCon產(chǎn)能集中落地，TOPCon競爭格局短期內(nèi)趨向激烈，但率先投產(chǎn)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。
原文始發(fā)于微信公眾號（艾邦光伏網(wǎng)）：TOPCon步入量產(chǎn)時代，先入局者享超額收益？
