评级（）光伏新技术·深度2：详拆TOPCon组件溢价及成本

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报告名称 ：光伏新技术·深度2：详拆TOPCon组件溢价及成本
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01

光伏新技术·深度2：详拆TOPCon组

件溢价及成本

邓永康/叶天琳

 1、TOPCon溢价怎么看：刚性溢价约0.04-0.05元/W （对应面积相关BOS摊薄）+半刚性溢价约0.04元/W（对应可测量的低衰减）+弹性溢 价（首年发电3%、1%分别对应溢价0.23-0.24元/W、0.13元/W，其中包含半刚性0.04元/W溢价）

1. 刚性溢价：组件效率升→单位面积瓦数升→面积相关BOS成本（土建、支架等）摊薄， 因此，刚性溢价易量化且下游客户可直接接受 。由于 TOPCon组件效率（依案例计算约21.83%）较PERC（21.05%）更高，预计TOPCon相对PERC可实现溢价约0.04元 /W。
2. 半刚性溢价: 低衰减率对应溢价，因衰减率可定量测得，下游溢价接受度较高。以25年生命周期（年均利用时长1250h）测算，假设首年发电 量持平，全生命周期内发电量增益约0.6%，假设电站端IRR持平，对应组件溢价约0.04元/W。
3. 弹性溢价：高双面率+低温度系数，使TOPCon较PERC首年发电量可提升约3%；该部分溢价较软性。i) 高双面率：TOPCon双面率可达80%+，较PERC提升10Pcts；ii) 低温度系数：可保障升温时发电量。目前，地面电站TOPCon组件较PERC首年发电量增益可达3%，对应溢价约0.23-0.24元/W（含半刚性溢价0.04元/W）。因无刚性量化标准+后续运维权责较难明确，首年发电量增益对应溢价较软性。以终端电站认可首年发电 1%增益测算，溢价约0.13元/W（含半刚性溢价0.04元/W）

2022年初至今，中核汇能、国电投项目中TOPCon与PERC组件价差均在0.14元/W以上。表明终端电站已认可TOPCon为业主带来的部分发电量 增益（软性溢价），看好新技术带来的产品差异化为企业带来的超额收益。

 2、TOPCon成本怎么看：现有技术下，预计TOPCon组件全成本（一体化）约为1.56元/W，较PERC高0.04-0.05元/W

TOPCon成本提升原因：工艺流程复杂+高银耗。流程较PERC多2-3步+高银浆耗量，使TOPCon电池设备CAPEX及非硅成本高于PERC。此外，N型硅片对纯度要求更高，现在技术下硅片良率仍不及PERC，拉低成本。

a) 硅片：N型薄片化+瓦数增摊薄成本，成本基本打平。成本增：硅料价格提升（约4%） + 硅片端效率&良率下降（预计非硅提升30%）；成本降：薄片化（可降至150um，PERC为160um） + 瓦数提升摊薄辅材成本（摊薄约6%）。测算得硅片环节TOPCon成本约0.64元/W（PERC为0.63元 /W）。

b) 电池：非硅成本TOPCon高0.046元/W，成本增加缘于新设备CAPEX（约0.5-0.6分/W）、能耗（约0.5分/W）和高银耗（增0.034元/W，是主因）i) 新设备CAPEX与能耗：TOPCon因增加硼扩&CVD设备，capex提升（从1.3亿元/GW提至1.9亿元/GW），对应折旧0.5-0.6分/W；能耗预 计较PERC高10%，对应成本增0.5分/瓦。

高银耗：TOPCon双面采用银浆（PERC单面），单片银浆耗量约120mg（PERC为70mg），对应成本提升0.034元/W。ii)
预计TOPCon一体化电池成本总计约0.91元/W，较PERC高0.05-0.06元/W。

c) 组件：瓦数升摊薄面积相关非硅成本约6%。组件封装时，胶膜、玻璃、边框等均属面积相关成本。PERC该类成本约0.47元/W（胶膜0.1+玻璃 0.15+组件边框、接线盒、焊带等辅材0.22），预计TOPCon可降约2分/W。

TOPCon组件端全一体化成本约为1.556元/W，较PERC的1.51元/W提升约0.046元/W。未来随良率提升+薄片化+效率提升，预计后续TOPCon一体 化组件成本有望和PERC打平。

 投资建议：TOPCon的产业化推进正揭开光伏电池技术变革大幕，相关产商有望享受技术溢价，重点推荐：晶科能源；建议关注钧达股份、中来股份、天合光能、晶澳科技、通威股份等。

风险提示：TOPCon溢价不及预期，受制于产业链博弈，TOPCon溢价或因市场供求关系变化而未能得到充分体现；TOPCon降本进程不及预期，若规 模效应/高银耗等无法改善，则存在较大的降本难度；TOPCon市场需求和降本增效、或受疫情等外因致进展不及预期，则将显著影响相关公司盈利能力；报告中包含研究员测算，仅供参考。

图3：TOPCon电池片理论极限可达28.7%，高于PERC 24.5%

资料来源：PV magazine，民生证券研究院

04 溢价拆解：刚性溢价0.04元/W+非刚性溢价0.13-0.24元/W

TOPCon合理溢价：刚性溢价（对应面积相关BOS摊薄）约0.04元/W+非刚性成本（首年发电3%、1%分别对应溢价0.23元/W、0.13元/W）。

刚性溢价（量化最准、最能接受的）：组件效率提升→单位面积对应瓦数提升→单瓦对应面积相关BOS成本（如土地、支架等）得到摊薄。

BOS (Balance of System)成本，是指除了光伏组件以外的系统成本，主要由逆变器、支架、电缆等主要设备成本，以及土建、安装工程、项目设计、工程验收和前 期相关费用等部分构成。

BOS单瓦成本=（支架+电缆+升压站+送出电路+建设+其他费用）/(组件效率*组件总面积)+逆变器及箱变成本。逆变器及箱变本身价格是按元/瓦计价，无需除以组
件功率。提高组件效率是降低BOS单瓦成本的主要途径.

非刚性溢价：低衰减+高双面率+低温度系数。前者带来全生命周期下的发电增益（假设首年发电量不变）；后两者带来实际使用过程中TOPCon较PERC的首年发电量 增益，但由于后者部分增益无刚性量化标准+后续运维权责较难明确，该部分溢价较为软性。

图6：2022年BOS成本结构，面积相关成本约占45%

其他

0.94元/W，45%

图7：低衰减率能为TOPCon组件带来更多全生命周期发电溢价

表1：BOS摊薄维度可为TOPCon带来0.04元/W的溢价

刚性溢价：组件效率提升→单位面积对应瓦数提升→单瓦对应面积相关

薄】，也为量化最准、最能接受的【TOPCon组件所带来系统成本降

低】。因此只要TOPCon相对PERC溢价<单瓦面积相关成本下降，在终

测设计院在青海某地面电站比选结论， 由于TOPCon组件效率（依案例

计算约21.83%）较PERC（21.05%）更高，因此同容量项目所需

TOPCon组件块数小于PERC。 项目总体来看，使用TOPCon组件可使电

站建设过程中的BOS相关成本下降约0.04元/W。也即从BOS摊薄维度看，

TOPCon至少可较PERC组件拥有4分/W的溢价。

资料来源：光伏盒子，民生证券研究院测算

表2：低衰减率可为TOPCon带来0.04元/W的溢价

资料来源：民生证券研究院测算

表3：TOPCon组件首年发电量增益带来发电量提升4.8%

资料来源：民生证券研究院测算

表4：TOPCon组件在中核汇能、国电投项目中较PERC差价均在0.14元/W以上

资料来源：各公司公告，各公司官网，索比光伏，民生证券研究院

图8：TOPCon工艺较PERC更复杂

资料来源：中科院电工所，民生证券研究院

02 硅片端测算：薄片化+成本摊薄，N型硅片端成本基本打平

TOPCon所用的N型硅片较PERC的P型在参数上有诸多优势。包括：掺杂元素更均匀、更高少子寿命、碳氧含量更低、硅片薄片化。但N型硅片需更高的硅片端工艺，体现到现在的结果是：硅片端的良率下降与非硅成本提升。

N型硅片工艺成本劣势：a. 更难控制元素分布均匀性。P型掺硼、N型掺磷，硼在硅中的分散系数（约0.8）大于磷（约0.35），因此N型较P型更难控制元素分布均匀性，带来非硅成本摊薄；b. 增加单炉总投料量。单炉投量上升会增加炉内液面高度、介质内自然对流强度上升从而引发硅料缺陷、少子寿命降低，拉晶效率降低。c. 需要更 高纯度的硅料（电子II级以上）、石英坩埚、热场、更细金刚线。除了纯度，为防止加热过久导致涂层脱落使得硅料杂质上升，石英坩埚的耗量也更大；热场由于N型硅 片开炉次数更多、对热场氧化加深，单耗增加。此外，由于N型硅片普遍更薄，需要使用更细的金刚线。

N型硅片工艺潜在成本优势：薄片化。N型硅片由于其延展性+组件端变化使N型硅片厚度较P型有较大下降空间，从而降本。但根据现有文献，电池片转换效率会随着硅 片厚度的下降而降低，也会影响碎片率。因此，平衡成本与效率将是N型硅片降本的核心议题之一。

02 硅片端测算：薄片化+成本摊薄，N型硅片端成本基本打平

硅片端：N型薄片化+瓦数提升摊薄成本，预计N型硅片端成本基本打平

a. 成本增加的要素：
高硅料价格：N型硅料纯度高、供给较低，价格较P型高约4%。

良率下降：N型硅片对纯度质量要求更高，实际生产中边皮头尾废料比例提升。

非硅提升：N型纯度提升，拉晶端效率下降；P的扩散性能较Ga更差，切片环节良率下行；预计单瓦非硅提升至0.13元（较PERC提升30%）。

b. 成本摊薄的要素：
薄片化：N型硅片延展性更佳+TOPCon正背面均用银浆，对称性好，硅片厚度可下降至150um（PERC约160um）。瓦数提升：得益于效率自23.2%提升至24.6%，182电池片的TOPCon功率约8.15W（较PERC高6%），可实现硅成本摊薄。

表6：TOPCon成本增加与摊薄要素一览

资料来源：民生证券研究院测算

02 硅片端测算：薄片化+成本摊薄，N型硅片端成本基本打平

整体而言，在硅片环节，考虑硅片端费用（各0.04元/W）TOPCon的硅片成本约为0.64元/W（PERC为0.63元/W），略高0.01元/W，大致持平。

中性条件下，182mm，假设TOPCon电池片效率为24.60%（PERC为23.20%）、硅片厚度为150um（PERC为160um）、良率为93%（PERC为97%），则TOPCon

单瓦硅耗约为2.15g（PERC为2.29），较PERC降6.11%。N型硅料价格高4%前提下，预计TOPCon硅成本约0.47元/W，较PERC单瓦成本降低2分。考量到非硅N型

较P型高约3分/W，预计N型硅片成本较P型高1分/W，二者基本打平。

表7：硅片环节TOPCon成本大致与PERC打平

资料来源：民生证券研究院测算

电池端：非硅成本TOPCon整体高0.046元/W，主要

工艺，需要增添硼扩&CVD设备，投资额每GW需增 加约6000万元，对应单瓦折旧提升0.005-0.006元 /W。同时能耗预计较PERC高提升10%，对应成本增 加0.005元/瓦；折旧+能耗成本提升总计约0.011元

70mg；而TOPCon正面电极采用掺铝银浆，背面由 于需要与多晶硅接触并最大程度地降低金属诱导复合 速率，采用纯银浆料，单片银浆耗量约为120mg，以 银浆价格6000元/kg测算，对应银浆成本增加0.034 元/瓦。

表8：TOPCon工艺决定其需较PERC更多的新设备CAPEX和高银耗

资料来源：捷佳伟创招股说明书，中科院电工所，PV Infolink, 民生证券研究院

表9：电池环节TOPCon成本较PERC高约0.06元/W

资料来源：民生证券研究院测算

表10：组件一体化全成本TOPCon成本较PERC提升约4-5分/W

资料来源：民生证券研究院测算

表11：参数敏感性测算表

资料来源：民生证券研究院测算

01 先发企业有望把握技术红利

TOPCon存在多种技术路线，容易拉大企业差异。TOPCon主流技术路线有三种：LPCVD、PECVD和PVD。其中，LPCVD工艺成熟，厚度均匀性好，致密度高，但

存在成膜速率慢、绕镀等问题；PECVD成膜速率快，但厚度均匀性、纯度、致密度较弱，且存在气泡问题；PVD则无法解决隧穿氧化层制备问题，还需用到PECVD

设备。不同的方案选择，也会使得成膜速率、产品良率等参数出现明显差异。复杂的技术路径会让先发企业具备 Know-How 优势，加大技术领先护城河。

经验曲线助力TOPCon先手降本增效。根据光伏行业过去40年的经验曲线，随着出货量的提升、光伏组件的价格也随之下降。目前市场上TOPCon出货量还较小、量

产效率与理论极值还有较大差距，率先进行TOPCon大规模量产先手的企业将获得更大的成本和效率优势。

表12：TOPCon存在多种技术路线

资料来源：PV Infolink，民生证券研究院

图10：光伏经验曲线表面，组件产量越多、组件价格越低

资料来源：PV Magazine，民生证券研究院

表13：各公司TOPCon产能情况不完全统计

资料来源：各公司公告，PV Infolink，PV Tech，民生证券研究院

02 晶科能源：一体化组件领先企业，N型引领行业技术变革

N型TOPCon电池片加速投产，具备先发优势。公司是国内最早对N型组件进行量产发布的一线组件制造商。2018年公司投资建立了N型电池的中试线，2019年 投资GW级别N型电池试验产线，2021年公司的实验室N型单晶电池效率达到25.4%，且目前已实现稳定量产效率24.5%，良率达99%。22年1月晶科安徽 TOPCon工厂开始投产，2月海宁工厂开始投产。预计22Q2可以完成产能爬坡，至年底TOPCon产能将达16GW，全年有效产能约10GW。

单瓦净利有望达0.05元，后续随成本下降有望提升至0.1元。目前公司TOPCon组件效率已达24.5%+，较PERC具备一定超额利润（以0.1元/W溢价及0.04-0.05 元/W成本提升测算，超额利润约0.05元/W）；往后看，随技术推进，公司成本有望与PERC打平（组件效率提升 + 硅片端良率提升 + 薄片化），单瓦净利可较 PERC提升0.1元。

投资建议：我们预计公司 2022-2023 年实现营收 629.68/681.15亿元，归母净利润分别为 29.87/54.02 亿元，折合 EPS 分别为 0.30/0.54元，公司2022年3月 25日收盘价为11.56元，对应PE倍数 42x/23x。公司是一体化组件领先企业，N型引领行业技术变革。维持“推荐”评级。

风险提示：组件价格低于预期；全球光伏需求低于预期。

图表37：晶科能源盈利预测与财务指标

表15：各公司TOPCon产能情况不完全统计

资料来源：公司公告，民生证券研究院

民生电新研究团队：

北京：北京市东城区建国门内大街28号民生金融中心A座19层； 100005

深圳：广东省深圳市深南东路5016号京基一百大厦A座6701-01单元； 518001

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