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1、TOPCon專題：滲透率加速提升，全產業N型共振證券分析師：曾朵紅執業證書編號：S0600516080001聯系郵箱：聯系電話：021-601997982023年6月18日證券研究報告行業研究電力設備與新能源行業2目錄TOPCONTOPCON電池：性能優異，電池：性能優異，N N型時代主流選擇型時代主流選擇P/NP/N同價在即，降本增效持續推進同價在即，降本增效持續推進TOPConTOPCon產業進展迅速，各家百舸爭流產業進展迅速，各家百舸爭流步入步入N N時代，全產業協同共振時代，全產業協同共振投資建議及風險提示投資建議及風險提示4U8ZoWqUyXhZlYrNmR6MaO8OnPnNtRp

2、MeRpPtNeRnMxOaQnNuNxNqMsQNZpPqO3摘要光伏電池新技術TOPCon率先發力，目前LP路線是主流，PE路線即將放量。復盤PERC電池產業化進程，工藝承接BSF、量產效率破20%瓶頸+超額盈利是其完成對BSF取代的關鍵因素，目前PERC量產效率逐漸接近理論極限24.5%，亟需效率更高的N型電池破局。TOPCon電池理論效率28.7%，同時實驗室/量產效率達26.7%/25.3%，提效空間大同時兼容PERC產線，可通過技改轉換升級，成為存量PERC轉型最具性價比路線。TOPCon路徑方面，LPCVD已進入主流成熟階段，PECVD即將放量。部分廠商采用PVD技術，實現了量產

3、無繞鍍，但設備投資較大。捷佳偉創基于PE路線深耕，推出PE-poly設備，解決了繞鍍嚴重、石英件壽命短等痛點，同時爆膜等工藝問題通過驗證，業內也已正式量產；多種工藝路徑各有千秋。P/N同價在即，效率持續提升，2023年滲透率有望近30%。TOPCon放量關鍵在降本增效，拆分TOPCon電池成本可以看到，1）硅片端，目前TOPCon硅片端單W成本與PERC持平；2）非硅成本，設備端：TOPCon較PERC單GW投資高約5000萬元，單W折舊成本增加1分，銀漿方面，TOPCon銀耗約105mg/片，較PERC銀耗70mg/片單W成本增加2分，其他方面，工序/電耗增加和良率降低使TOPCon成本增加

4、約1分/W；結合TOPCon組件1毛2/W溢價，預計TOPCon整體超額收益8分+，經濟性凸顯。未來硅片薄片化+超多主柵+高精度串焊技術+銀漿優化有助于整體成本進一步下降。增效方面，未來有望通過引入SE平臺、進行雙面鈍化以及疊層電池技術等方式，實現效率進一步提升。晶科能源56GW、鈞達股份44GW等龍頭廠商的TOPcon量產線均計劃在2023年落地，預計2023/2024年底TOPCon產能超460/750GW，滲透率分別達29%/66%。N型時代來臨，TOPCon引領全產業協同共振。N型電池迭代P型產業化加速，帶動硅料、硅片、銀漿、焊帶、膠膜等產品需求上升。1）上游硅料/硅片，相比P型硅料/

5、硅片，N型硅料生產工藝要求更高，硅片良率、減薄和差異化潛力突出，隨著N型技術不斷優化，N型組件及電池片成本下降放量，相應N型硅片、N型硅料需求增加；2）配套輔材，銀漿方面，N型電池技術銀漿消耗量與P型電池相比大幅提升，且近年來銀漿技術國產化水平持續上升，未來隨著TOPCon電池滲透率提升，布局領先的銀漿廠商有望顯著受益，焊帶方面，SMBB技術是一種極細化的互連焊帶技術，焊帶線徑降低可以提效降本，借助N型TOPCon電池片放量，SMBB組件技術將會加速，膠膜方面，POE膠膜抗PID性能更優秀，更適用于N型化/雙?；姵?，而POE生產由海外壟斷，N型電池占比提升有望推動國內EVA/POE產能迅速擴

6、張，此外EPE等膠膜新技術方案也將逐步放量。投資建議：看好2023年量利雙升并布局新技術的組件龍頭（晶科能源、晶澳科技、隆基綠能、天合光能、通威股份，關注橫店東磁、億晶光電等），純度高、盈利好的電池新技術龍頭（鈞達股份、愛旭股份）、和受益新技術迭代的產業鏈環節：N型銀漿（關注聚和材料、帝科股份、蘇州固锝）、膠膜（福斯特、海優新材）、SMBB焊帶（關注宇邦新材）、N型硅片（TCL中環、弘元綠能）、N型硅料（通威股份、大全能源）。風險提示：競爭加劇、技術突破不及預期、光伏裝機不及預期。1.TOPCON電池：性能優異，N型時代主流選擇5 從BSF到PERC，技術路線接近，增加2步即升級成PERC。B

7、SF是初代光伏電池技術，其工藝流程是制備p-n結后，在硅片的背光面沉積一層鋁膜，制備P+層，BSF最高量產效率在20%左右。從工藝路線來看，PERC電池較BSF新增鈍化疊層和激光開槽兩道工序，在電池背面附上鈍化層，減少光電損失的同時將正反面半導體與金屬接觸面積各降低至6%，電池效率理論極限升至24.5%。設備依賴度高，國產化推動PERC加速崛起。最初PERC電池工藝流程僅包括7個簡單步驟，近年來逐漸新增了雙面氧化、激光摻雜制備SE技術、載流子注入再生技術，背拋光工藝等優化工藝，不僅能提高電池效率，還能大幅減緩PERC太陽電池的衰減。同時在PERC電池發展過程中，國產設備廠商異軍突起，不僅在性能

8、方面超越國外廠商，價格也遠低進口設備，PERC電池產線投資持續下降遠超市場預期。后進入廠商可以新建先進產線，效率更高，且產線建設成本更低。復盤：BSF到PERC的技術迭代1圖表：從BSF到PERC1.1 復盤：PERC取代BSF歷史數據來源：中國光伏協會，東吳證券研究所背接觸背線接觸圖表：PERC設備國產替代BSFPERC設備國外廠商國產廠商制絨設備RENA、施密德捷佳偉創、晶洲裝備擴散設備Tempress、Centrotherm捷佳偉創、豐盛裝備、北方華創鈍化設備Meyer Burger、Solay Tec、Centrotherm捷佳偉創、理想能源、江蘇微導、豐盛裝備絲網印刷Baccini邁

9、為股份、科隆威圖表：電池市場份額3%2%6%3%5%4%4%88%83%60%32%9%5%3%9%15%34%65%86%91%93%0%20%40%60%80%100%2016201720182019202020212022其他BSFPERC6PERC效率已近極限，N型電池登場破局2 單晶PERC電池效率接近效率極限。從目前實驗室效率看，天合2022年實現的24.5%轉換效率已接近 PERC電池極限效率。通過技術工藝的不斷改進，目前單晶PERC電池的產業化平均效率達到23.1%+，較20年提高0.3pct。目前產業量產效率可達23.6%，已接近理論效率極限24.5%，提升空間有限。而N型電

10、池效率天花板更高，目前量產效率已達25.3%，行業亟需N型電池破局。N型時代來臨，多技術路徑發展。N型晶硅電池憑借高轉化效率、高可靠性及產業化可行性，未來或將成為下一代光伏電池主流技術。目前，N型光伏電池主要包括TOPCon、HJT和IBC三種技術路線，IBC電池結構疊加潛力大，可結合HJT/TOPCon升級為下一代N型電池技術，例如：IBC與TOPCon繼續結合將形成TBC技術，IBC與HJT繼續結合將形成HBC技術。1.1 復盤：主流PERC技術，效率已接近極限圖表：單晶PERC電池接近效率極限數據來源：摩爾光伏、東吳證券研究所N型電池PERTHJTTOPConIBCHBCTBC第二代第一

11、代未來VS圖表：N型電池介紹和發展路徑N型電池結構及制備技術PERTPERC技術改進，在鈍化層上進行全面擴散，加強鈍化層效果TOPCon在電池背面制備超薄氧化硅，再沉積摻雜硅薄層，二者共同形成鈍化接觸結構HJT在電池片里同時存在晶硅/硅，非晶體硅存在能更好實現鈍化效果IBC把正負電極都置于電池背面，減少反射入射光帶來的陰影損失20%20%21%21%22%22%23%23%24%24%25%25%14-Nov-19 16-Dec-1617-Oct-1717-Nov-17 18-May-185-Jul-22天合天合21.40%21.40%天合天合22.13%22.13%天合天合22.61%22.

12、61%隆基隆基22.71%22.71%晶科晶科22.78%22.78%隆基隆基23.26%23.26%晶科晶科23.45%23.45%隆基隆基23.06%23.06%晶科晶科23.95%23.95%隆基隆基24.06%24.06%天合天合24.5%24.5%7 TOPCon技術簡介：TOPCon太陽能電池是一種使用超薄隧穿氧化層作為鈍化層結構的太陽電池。TOPCon技術原理：在電池背面制備一層超薄的隧穿氧化層(1.5nm)和一層摻雜的多晶硅薄層，二者共同形成了鈍化接觸結構，電池基板以N型硅基板為主，使用一層超薄的氧化層與摻雜的薄膜硅鈍化電池的背面，其中背面氧化層厚度1.4nm，采用濕法化學生長

13、，隨后在氧化層之上，沉積200nm摻磷的非晶硅，之后經過退火重結晶并加強鈍化效果。背鈍化接觸結構為硅片的背面提供了良好的表面鈍化，超薄氧化層可以使多子電子隧穿進入多晶硅層同時阻擋少子空穴復合，進而電子在多晶硅層橫向傳輸被金屬收集，從而極大地降低了金屬接觸復合電流，提升了電池的開路電壓和短路電流。TOPCon技術原理：氧化硅+摻磷多晶硅的背鈍化工藝1圖表：TOPCon背鈍化原理數據來源：光伏測試網，華晟新能源，東吳證券研究所1.2 TOPCON電池：性能優異，N型時代主流選擇圖表：TOPCon電池載流子輸運機制鈍化關鍵參數最高效率提升多數載流子通過少數載流子抑制電阻損失減少載流子負荷降低8 電池

14、理論效率極限最高。從轉化效率來看，TOPCon電池的理論極限效率高達28.7%，高于HJT和PERC 的27.5%和24.5%，接近晶硅光伏電池理論效率極限29.43%。同時TOPCon實驗室和量產效率達到了26.4%和25.3%。2022年底晶科能源單晶雙面N型TOPCon電池實現26.4%的轉換效率，而后2023年4月中來N型TOPCon電池再次刷新世界紀錄，認證后的效率達26.7%。TOPCon電池雙面率高、溫升系數和衰減率低。目前，TOPCon電池雙面率可以達到85%，溫升系數低至-0.30%/，能夠大幅提升電池單W發電量。同時，TOPCon電池的首年衰減率1%，是PERC電池首年衰減

15、率的50%，逐年衰減0.4%。TOPCon優勢：電池性能參數突出，理論極限高2數據來源：光伏測試網，華晟新能源，東吳證券研究所1.2 TOPCON電池：性能優異，N型時代主流選擇圖表：TOPCon效率極限更高圖表：N型電池性能參數優異23.60%25.50%25.30%24.50%26.81%26.70%PERCHJTTOPCon量產效率實驗室效率24%0029.43%（Si Limit）Limit 24.5%Limit 27.5%Limit 28.7%Schokley Queisser Limit 30%29.43%（Si Limit）Limit 24.5%Limit 27.5%Limit

16、28.7%Schokley Queisser Limit 30%電池PERCTOPConHJT溫升系數-0.35%/C-0.30%/C-0.26%/C雙面率75-80%85%90%光致衰減首年2%每年0.45%首年1%每年0.4%首年2%每年0.25%9 TOPCon與PERC產線兼容性高。TOPCon相比PERC，主要新增了硼擴散、隧穿氧化層、多晶硅沉積摻雜和清洗等步驟，取消了激光開槽工序。大部分TOPCon產線可基于原先PERC產線升級，大幅降低了設備投資成本，預計是存量PERC產能未來轉型的最具性價比路線。HJT工藝步驟少，但制備難度高。HJT光伏電池是一種利用晶體硅基板和非晶硅薄膜制成

17、的混合型電池，核心結構是雙面非晶硅薄膜和雙面TCO導電膜，與PERC電池結構完全不同，因此工藝路線變化較大，與PERC產線完全不兼容，需要投建新產線。TOPCon優勢：產線兼容性高，承接PERC工藝升級3圖表：PERC、TOPCon、HJT工藝路線對比數據來源：光伏測試網，華晟新能源，東吳證券研究所1.2 TOPCON電池：性能優異，N型時代主流選擇PERCTOPCon清洗制絨正面硼擴散刻蝕(去BSG)背面Ox-i-Poly沉積背面磷擴散去PSG和繞鍍正面AlOx雙面SiNx絲網印刷高溫燒結清洗制絨磷擴散激光制備SE去PSG和背結雙面氧化背面AlOx雙面SiNx激光開孔絲網印刷高溫燒結清洗制絨

18、雙面非晶硅薄膜沉積雙面TCO膜沉積絲網印刷低溫固化HJT兼容不兼容10 TOPCon電池可在PERC產線基礎上升級改造，單GW初始投資額為1.4-1.6億左右，基于PERC產線升級成本為4000-5000萬/GW。與P型電池相比，TOPCon電池將磷擴散改為硼擴散，增加了隧穿層、Poly層的制備，取消了激光開槽步驟。初始投資中清洗制絨設備800萬元，占比5%；硼擴散爐成本2000萬，占比12%；刻蝕成本1200萬，占比7%；背面氧化隧穿及多晶硅摻雜相關設備成本分別為4500萬（LPCVD）和3500萬（PECVD）；雙面減反膜設備成本為3200萬，占比20%；絲印設備成本為3500萬，占比22

19、%。2020年之后的PERC產能在預留機位的情況下能夠進行改造升級，升級成本為4000-5000萬/GW，主要系氧化隧穿及多晶硅、摻磷設備成本。TOPCon優勢：設備投資較低，改造升級成本小4圖表：TOPCon單GW投資額、設備占比及競爭格局數據來源：捷佳偉創、拉普拉斯、東吳證券研究所 注：自動化包括在每個設備投資額之中1.2 TOPCON電池：基于PERC產線升級清洗制絨硼擴散爐刻蝕正背面PE印刷背面隧穿層+多晶硅+摻磷LP+磷礦+RCAPECVD+退火800萬2000萬1200萬4500萬3500萬3200萬3500萬占比5%占比12%占比7%占比25%占比20%占比22%捷佳偉創擴散爐：

20、拉普拉斯捷佳偉創激光摻雜：帝爾激光英諾激光海目星捷佳偉創金辰股份拉普拉斯拉普拉斯捷佳偉創普樂新能源賽瑞達捷佳偉創金辰股份捷佳偉創金辰股份拉普拉斯邁為股份捷佳偉創金辰股份11TOPCon優勢：整體成本低，量產性價比高5 相比HJT、XBC和鈣鈦礦電池，TOPCon成本優勢突出：一方面，TOPCon可以延續PERC基礎設備配置，從存量PERC產線升級，從而節約一定成本。而HJT、XBC和鈣鈦礦電池不兼容PERC產線設備，必須新建產線，設備投入成本大，其中XBC和鈣鈦礦電池量產技術還不成熟。另一方面，在已成熟的電池技術中，HJT采用的低溫銀漿成本價格高于PERC和TOPCon采用的高溫銀漿成本的10

21、-20%。因此，TOPCon單W成本和單GW設備投資額更小，短期來看，TOPCon性價比更佳。數據來源：中國光伏產業發展路線圖，索比光伏網，東吳證券研究所圖表：各種電池片技術對比1.2 TOPCon電池：短期成本優勢明顯電池片技術PERCTOPConHJTXBC鈣鈦礦釋義發射極鈍化和背面接觸隧穿氧化層鈍化接觸具有本征非晶層的異質結叉指式背接觸ABX3系列金屬氧化物核心技術背鈍化硼擴散和LPCVD/PECVD非晶硅/微晶薄膜沉積TCO制備，低溫漿料前表面陷光和鈍化技術、背表面摻雜技術鈣鈦礦薄膜制備、缺陷鈍化技術理論效率24.50%28.70%27.50%/單層31%，雙層35%，三層45+%實驗

22、室效率24.50%26.70%26.81%26.7%(HBC)28+%量產轉換效率23.2-23.6%25.2-25.7%25.3-26%25.20%/溫升系數-0.38%/C-0.32%/C-0.26%/C-0.30%/C/雙面率75-80%85%90%單面為主/光致衰減首年2%每年0.45%首年1%每年0.4%首年2%每年0.25%/工藝步驟8-109-124-612+/生產成本0.4-0.5元/W0.4-0.5元/W0.5-0.7元/W1-2元/W1.5元/W設備投資額1-1.5億元/GW1.5-2億元/GW3.5-4億元/GW3+億元/GW10-13億元/GW優勢性價比高可從現有產線升

23、級工序少，轉換效率潛力大，薄片化降本潛力較大效率高效率高問題轉化效率接近理論極限技術壁壘較高，工藝制程增加，步驟多，影響良率技術壁壘高，無法利用現有設備，設備投資成本高成本高，技術難度大成本高12 TOPCon工藝根據背鈍化方式不同可分為LPCVD、PECVD、PEALD+PECVD、PVD polySi四種：LPCVD是低壓氣相沉積，將一種或數種氣態物質在較低壓力下，用熱激活能使其發生熱分解反應，沉積在襯底表面形成所需薄膜；PECVD是等離子體增強氣相沉積，借助微波或射頻等使含有薄膜組成原子的氣體在局部形成等離子體，在基片上沉積出所期望的薄膜；PEALD+PECVD是等離子增強原子層沉積，結

24、合了ALD和等離子體輔助沉積的優勢；PVD是物理氣相沉積，在真空條件下用物理的方法(真空濺射鍍膜)使材料沉積在被鍍工件上。中來所采用的POPAID就屬于PVD沉積氧化硅和多晶硅膜技術，解決了傳統路線量產繞鍍嚴重問題。TOPCon路徑：鈍化方式殊途同歸，構建SiO+POLY6圖表：TOPCon核心工藝流程1.2 TOPCON電池：性能優異，N型時代主流選擇清洗制絨硼擴散BSG去除和背面刻蝕正背面鍍膜絲網印刷燒結背面隧穿層+多晶硅正面鈍化電/光注入測試分選數據來源：捷佳偉創、拉普拉斯、東吳證券研究所 LPCVD清洗本征多晶硅摻雜多晶硅多晶硅薄膜摻雜管式磷擴旋涂磷擴離子注入晶化處理（退火）去繞鍍PE

25、CVD摻雜多晶硅PVD摻雜多晶硅熱氧化熱氧化/PECVDPECVDPEALD氧化層制備多晶硅薄膜制備13TOPCon路徑：LP行業主流，PE放量在即7數據來源：PVinfoLink，東吳證券研究所1.2 TOPCON電池：性能優異，N型時代主流選擇 LPCVD、PECVD、PEALD+PECVD、PVD polySi四種方式各有優劣，目前行業以LP為主流：1）LPCVD：在效率、良率和產能方面有較大優勢，目前GW級量產效率為24.9%，實驗室效率為25.7%，良率為97%，單插4300pcs，雙插8000pcs，但是存在石英壽命短耗材大、沉積速率慢以及繞鍍嚴重等問題，尚存改進空間；2）PECV

26、D：沉積速率高達16nm/min，繞鍍輕微在2mm以內，易原位摻雜，設備投入成本低于LP路線，未來良率和效率數據驗證后，有望規?；瘧??；赑E路線深耕，捷佳偉創推出的三合一PE-poly設備深受市場關注；3）其他路線：PEALD+PECVD法，使用PEALD沉積氧化硅可解決原有不均勻性問題；PVD法成膜速度快、無繞鍍、利于薄片化和多功能升級，但設備價格較高、方阻均勻性差。圖表：TOPCon 鈍化層技術路線對比特性LPCVDPECVDPEALDPVD繞鍍問題嚴重輕微，1-2mm輕微，1mm無繞鍍工藝成熟度高較高低工藝時間短原位摻雜難易易易成膜質量好均勻性差好方阻均勻性差工藝時間長短較短短石英耗

27、材/靶材大小較小大設備投資小小大占地面積小小大其他問題不同尺寸硅片兼容性差易爆膜，氣體用量大 易爆膜，效率偏低清洗需單獨處理14LPCVD(低壓化學氣相沉積)PECVD(等離子體化學氣相沉積)說明原理圖LPCVD：將一種或數種氣態物質，在較低壓力下用熱能激活，發生熱分解或化學反應，沉積在襯底表面形成薄膜；PECVD：借助微波或射頻等使含有薄膜組成原子的氣體，在局部形成等離子體，而等離子體化學活性很強，很容易發生反應，在基片上沉積薄膜摻雜方式本征/原位原位原位摻雜是沉積同時通入含雜質氣體摻雜；其他摻雜方法需要在沉積本征薄膜后再次注入或擴散。繞鍍問題嚴重輕微LP路線無法避免非晶硅繞鍍，需額外工藝清

28、除；PE會在硅片側面及正面邊緣區產生輕微且規則繞鍍，易去除產能單插：4300 pcs4200 pcs早期主流單插工藝，后續LP路線可通過單插變雙插提高產能雙插：8000 pcs沉積速率慢快LP受限于熱力學平衡效應，無法顯著提升沉積速率；而PE可在非平衡態下實現提升沉積速率膜層質量高易爆膜PE沉積速度快，容易衍生爆膜現象，降低良率耗材成本高低LP需定期停機維護，更換石英爐管/載具；PE非晶硅僅沉積在石墨舟上，需定期清洗能耗高低LP沉積速率慢，溫度高，能耗相對更高良率97%高于LP-效率25.4%25.6%-TOPCON路線：LP和PE路線對比8數據來源：PVinfoLink，東吳證券研究所1.2

29、 TOPCON電池：性能優異，N型時代主流選擇圖表：LPCVD和PECVD路線對比2.P/N同價在即，降本增效持續推進16硅片端：薄片化不斷推進，TOPCon硅片端成本與PERC持平1 薄片化推動TOPCon硅成本低PERC型約1分/W，硅片端成本基本打平。硅片減薄同時增加少子復合幾率及長波透光損失，但TOPCon電池可以通過鈍化等技術工藝消除相關負面影響，薄片化持續進行，目前行業主流TOPCon硅片厚度為130m，相比PERC主流的150m低20m。我們根據硅業分會6月14日最新N/P型硅料價格80.5/72.4元/kg進行測算，結果顯示TOPCon硅成 本 約 0.13 元/W，較 PER

30、C 低 1 分/W，而TOPCon硅片非硅成本相比PERC型略高，綜合看TOPCon電池在硅片端的成本與PERC持平。N型電池效率更高攤薄外購硅片成本，N型比P型低2分/W。TOPCon電池效率更高，盡管N型硅片價格相較P型高7分/片，但功率攤薄后其硅片端成本更低。此外，外購硅片相較一體化廠商在硅片端成本高出約60-70%。數據來源：各公司公告，東吳證券研究所2.1 P/N同價在即，降本增效持續推進圖表：硅片成本對比技術PERCTOPCon電池效率（%）23.50%25.40%一體化廠商1.電池片功率測算電池片尺寸（mm）182182單片電池片功率（W）7.768.382.硅片端硅成本測算拉棒

31、損耗6%6%硅片厚度（m）150130金鋼線直徑（m）3333磨料損耗（m）2020導輪槽距（m）203183良率（%）99.0%97.0%實際出片數（片/kg)6369硅料含稅價格（元/kg）72.4080.50硅成本（元/W)0.140.133.硅片端非硅成本測算拉棒非硅成本（元/片）0.650.76切片非硅成本（元/片）0.240.24非硅成本（元/W)0.110.12硅片端總成本（元/W)0.250.25外購硅片硅片價格（元/片）3.83.87硅片端成本（元/W）0.430.4117電池非硅：設備折舊、高銀耗及低良率帶來約4分/W成本上升2 目前TOPCon電池非硅成本比PERC高約4

32、分/W，整體看總成本高約3-4分/W：1）設備端，TOPCon較PERC單GW投資成本高約5000萬元，單瓦折舊成本增加1分/W；2）銀漿方面，TOPCon銀耗（正銀+背銀）約12-13mg/W，較 PERC 銀 耗（正 銀+背 銀）9-10mg/W增加2分/W成本；3）其他成本方面，TOPCon路線工序增加，使電能輔料及人力成本較PERC增加1分/W；4）良率方面，TOPCon良率比PERC低0.5pct，導致成本比P型高0.1分/W?？傮w來看相比于PERC電池，TOPCon電池的成本上升為約4分/W。數據來源：各公司公告，東吳證券研究所圖表：非硅成本比較分析2.1 P/N同價在即，降本增效

33、持續推進技術PERCTOPCon電池效率（%）23.50%25.40%良率（%）98.5%98.0%瓦數(W）7.768.38電池片尺寸（mm）1821821.電池設備折舊測算生產設備價格（億/GW）1.21.7折舊年限（年）66殘值率（%）5%5%單W折舊（元/W）0.020.032.漿料成本測算銀漿耗量（mg/W）912銀漿價格（元/kg）53985575單瓦成本（元/W）0.050.073.其他成本測算電能、輔料及人力成本（元/W）0.070.08良率成本（元/W）0.0020.003電池非硅成本（元/W)0.140.18一體化廠商硅成本（元/W)0.250.25電池總成本（元/W)0.

34、390.43外購硅片廠商硅成本（元/W)0.430.41電池總成本（元/W)0.570.5918組件端：TOPCon組件端成本基本持平，整體成本高約3分/W3 目前TOPCon組件端成本與PERC基本持平，整體看總成本高約3-4分/W：1）膠膜方面，假設PERC組件所用EVA膠膜價格為10元/平米，TOPCon組件使用的POE、EPE等膠膜均價為12元/平米，計算得膠膜成本分別為8分/W，9分/W；2）玻璃方面，假設光伏玻璃價格為18.5元/W，TOPCon組件功率更高攤薄成本，單瓦玻璃成本較PERC低約1分/W；3）其他輔材方面，TOPCon比PERC低約1分/W；4）其他成本方面基本持平。

35、總體來看，相比于PERC組件，TOPCon組件成本高約3-4分/W。數據來源：各公司公告，東吳證券研究所圖表：組件端成本比較分析2.1 P/N同價在即，降本增效持續推進技術PERCTOPCon電池效率（%）23.50%25.40%電池片尺寸（mm）182182單片電池片功率（W）7.768.38組件成本測算CTM100.0%97.0%組件功率（W)559586組件面積（平米)2.572.57組件效率（%）21.77%22.83%膠膜含稅價（元/平米）1012膠膜成本（元/W）0.080.09玻璃含稅價（元/平米）18.518.5玻璃成本（元/W）0.150.14其他輔材成本（元/W）0.220

36、.21其他成本（元/W）0.10.1組件生產成本0.55 0.55 一體化廠商電池成本（元/W)0.390.43組件總成本（元/W)0.940.97外購硅片廠商硅成本（元/W)0.570.59電池總成本（元/W)1.121.1319降本路徑多元，薄片化、降銀耗為主要方式4 TOPCon降本路徑多元，包括硅片端薄片化、非硅部分銀漿降低耗量等。在總體成本構成中，當硅料含稅價80.5元/kg時，硅片成本占電池成本58%，比例較大，未來硅料成本下降有助于硅片成本下降，根據我們測算，假設N型硅料價格80.5元/kg，硅片每減薄10m，成本可對應下降約2%，龍頭已在進行130m以下嘗試。非硅成本主要為銀漿

37、，成本占比為16%，目前TOPCon銀漿用量12-13mg/W，銀漿國產化有望降低銀漿價格，且未來可以通過柵線優化及背面用銀鋁漿替代推動TOPCon成本下降，SMBB+高精度串焊有望降低銀漿耗量至90mg/片。數據來源：各公司公告，東吳證券研究所圖表：TOPCon電池成本拆分圖表：TOPCon與PERC成本對比（三環節一體化廠商）2.1 P/N同價在即，降本增效持續推進技術PERCTOPCon電池硅成本0.25 0.25 電池非硅成本1.設備折舊生產設備價格（億/GW）1.20 1.70 單W折舊（元/W）0.02 0.03 2.漿料單片銀漿耗量（mg/片）9 12 銀漿價格（元/kg）539

38、8 5575 單瓦成本（元）0.05 0.07 3.其他電能、輔料及人力成本（元/W）0.07 0.08 良率成本（元/W）0.00 0.00 電池非硅成本（元/W）0.14 0.18 電池總成本（元/W）0.39 0.43 硅片58%漿料16%折舊6%其他20%20 硅料價格持續下行，硅片薄片化成本降幅縮小，后續重點依靠提效及非硅降本！當前硅料產能持續放量降價，硅料價格已從30萬/噸高位快速跌至8萬/噸，薄片化帶來的成本降幅縮小。根據我們測算，硅價從300元/kg下降至60元/kg，150mm與130mm硅片成本差異將從0.05元/W下降至0.01元/W。硅價持續下行，薄片化成本降幅縮小5圖

39、表：硅價與薄片化降本敏感性分析數據來源：各公司公告，東吳證券研究所2.1 P/N同價在即，降本增效持續推進硅料含稅價格（元/kg）6080100150200250300硅料不含稅價格（元/kg）53.1070.8088.50132.74176.99221.24265.49150mm硅片成本測算硅片厚度（mm）150硅耗（g/W）2.04硅成本（元/W）0.110.140.180.270.360.450.54硅片端總成本（元/W）0.23 0.26 0.30 0.39 0.48 0.57 0.66 130mm硅片成本測算硅片厚度（mm）130硅耗（g/W）1.84硅成本（元/W）0.100.13

40、0.160.240.330.410.49硅片端總成本（元/W）0.22 0.25 0.28 0.36 0.44 0.52 0.61 硅片端成本差異（元/W）0.01 0.01 0.02 0.03 0.04 0.04 0.05 21銀漿降耗能夠進一步帶動成本下降6 銀漿耗量90mg/片時單瓦成本再降1分！非硅成本上對銀漿耗量進行成本測算，假設不含稅銀漿價格為5575元/kg，雙面銀漿用量105mg對應單瓦成本為0.07元，隨著未來技術發展多主柵+高精度串焊有望降低銀漿耗量至90mg/片，對應成本0.06元/W，單瓦成本下降0.01元。數據來源：各公司公告，東吳證券研究所圖表：銀漿降耗對成本影響2

41、.1 P/N同價在即，降本增效持續推進技術TOPCon電池非硅成本測算1.設備折舊生產設備價格（億/GW）1.70 1.70 1.70 1.70 1.70 單W折舊（元/W）0.030.030.030.030.032.漿料單片銀漿耗量（mg/片）859095100105單片銀漿耗量（mg/瓦）10.1410.7311.3311.9312.52銀漿價格（元/kg）55755575557555755575單瓦成本（元）0.060.060.060.070.073.其他電能、輔料及人力成本（元/W）0.080.080.080.080.08良率成本（元/W）0.000.000.000.000.00電池非

42、硅成本（元/W）0.170.170.170.180.18電池總成本（元/W）0.420.420.420.430.4322TOPCon實現8分+超額收益，經濟性凸顯！7 TOPCon整體超額收益為4分，經濟性已然體現！根據PV Infolink 6月14日最新報價，雙面TOPCon組件（182mm）均價1.6元/W，P型均價1.48元/W，N型組件較PERC組件溢價約0.12元/W，表明N型組件的發電量增益已經得到終端認可。而TOPCon組件總成本較PERC高0.03-0.04元/W，整體TOPCon已實現超過8分超額收益，經濟性凸顯！數據來源：PV infolink，東吳證券研究所圖表：TOP

43、Con組件相比P型溢價約0.12元/W2.1 P/N同價在即，降本增效持續推進圖表：TOPCon超額收益對比分析00.020.040.060.080.10.120.140.160.00.51.01.52.02.5雙面Topcon組件182mm（左軸）雙面雙玻PERC組件182mm（左軸）TOPCon組件溢價（右軸）技術PERCTOPCon硅片端基準持平電池非硅端基準+4分/W組件端基準-1分/W組件總成本基準+34分/W電池效率23.50%25.40%組件溢價基準12分/W超額收益基準8分+/W23TOPCon提效空間廣，效率有望達到27%1 TOPCon提效的核心在于降低電學損失，包括SE、

44、雙面POLY、全域鈍化以及疊層電池等方法。TOPCon提效核心需要降低電學損失。各廠商即將引入SE平臺，預計將提效0.2%-0.4%，24年引入雙面POLY，效率有望提高至26%以上，25年引入全域鈍化技術，有望提效至27%，之后提效主線在疊層電池技術發展。目前主流效率在25%-25.5%之間，未來提效路徑多元空間廣闊。當前各家廠商N型電池效率提升速度較快，主流效率在25%以上，未來有望通過引入SE平臺、進行雙面鈍化以及疊層電池技術突破等方式，實現效率進一步提升。數據來源：晶科能源官網，Continously Evolving Tech，拉普拉斯，英利能源，東吳證券研究所2.2 提效路徑多元，

45、未來空間廣闊圖表：TOPCon提效路線圖表：TOPCon提效方案24選擇性發射極：SE為電池提效利器，有望成TOPCon標配2 TOPCon中SE技術與PERC中的SE原理類似，在電極內/外進行高/低濃度摻雜，能夠提高硅片少子壽命，提高電池效率。SE（選擇性發射極技術）是指在金屬正極與硅片接觸部位及其附近進行高濃度摻雜形成P+層，而在電極以外的區域進行低濃度摻雜形成P+層。該技術既可確保硅片和電極之間有較低的接觸電阻，又可降低硅片表面復合率，以提高硅片的少子壽命，從而提升電池的轉換效率。硼摻雜工藝更復雜激光器功率更高；過程中可能存在兩類鈍化層燒穿，需精準把控激光功率。TOPCon中的激光摻雜分

46、為一次硼擴、二次硼擴兩種路徑，目前量產主流選擇一次激光直摻。一次硼擴類似于PERC生產過程標配的硼擴工藝，工序較為簡單，該路徑下僅進行一次激光摻雜、硼擴與清洗，工序較簡單且設備投資額較低，但技術難度較高。數據來源：太陽能學報，拉普拉斯官網，東吳證券研究所圖表：TOPCon+SE結構示意圖2.2 提效路徑多元，未來空間廣闊圖表：一次/二次硼擴流程對比清洗制絨硼擴散激光摻雜回擴散爐氧化形成SE制備隧穿層清洗制絨一次硼擴形成輕摻雜區激光開模二次硼擴形成重摻區清洗一次硼擴二次硼擴工藝簡單，設備數量需求較低時間增長，設備數量增長25雙面POLY：正面鈍化進一步提效，雙面TOPCon潛力足3數據來源：n型

47、雙面TOPCon太陽電池鈍化技術，東吳證券研究所圖表：一種雙面鈍化電池結構 目前鈍化結構主要應用在電池背表面，雙面鈍化/全域鈍化能夠進一步提高效率。目前TOPCon電池僅在后表面進行鈍化，前表面仍采用傳統電池結構。為進一步降低電池表面載流子復合速率、減小接觸電阻，可以在正面電極下進行P-poly，采用雙面/全域鈍化結構進一步提高正面效率。N型雙面鈍化結構由上下鈍化、隧穿層組成。雙面鈍化接觸電池的硅片基體正面設有多晶硅層，基體的背面為P摻雜的poly鈍化層。不同于雙面鈍化僅在電極下方進行P-poly，全域鈍化技術對電池正面整體進行P-poly，預計能夠進一步提高效率。圖表：實驗室制備雙面鈍化電池

48、流程圖2.2 提效路徑多元，未來空間廣闊硅片清洗與制絨背表面拋光制備Si2薄膜雙面生長多晶硅薄膜制備金屬硼電極制備SiN膜硼注入摻雜（正面）磷注入摻雜（背面）26TBC兼具IBC與TOPCon優勢，能夠進一步提高效率。TBC指Topcon與IBC技術的結合，該種工藝綜合了Topcon的隧穿氧化層技術以及IBC在背面排布電極的優勢，能夠獲得更高的電池效率，更具經濟性。TBC技術更復雜，需同時解決IBC與TOPCon的生產工藝問題。相較于TOPCon，TBC主要增加了背面電極的相關工藝，包括掩膜、激光開槽、刻蝕以及PN區的制備等。目前TBC電池制造的主要步驟包括沉積隧穿氧化層及P+多晶硅、沉積鈍化

49、膜、在硅片的背面印刷電極等，整體工藝更為復雜。TBC電池：TOPCon+IBC，正面效率有望獲得高增益。4數據來源：中科院寧波材料所，東吳證券研究所圖表：TBC電池結構2.2 提效路徑多元，未來空間廣闊圖表：TOPCon結構技術發展路徑全背電極-全鈍化接觸結構單面鈍化接觸結構（半鈍化接觸結構）正面poly finger SE+背面鈍化接觸結構（全鈍化接觸結構）27疊層電池：TOPCon+鈣鈦礦，多結電池前景遠大5數據來源：全球光伏，東吳證券研究所圖表：鈣鈦礦/TOPCon電池示意圖 疊層電池技術能提高太陽能利用率，鈣鈦礦+晶硅電池技術前景巨大，有望突破效率極限。疊層結構用寬/窄帶隙電池吸收高/

50、低能量光子，從而能夠提高太陽能利用率，提高電池效率。鈣鈦礦適合構建成為疊層太陽能電池，基于鈣鈦礦/TOPCon的疊層太陽能電池結構包括作為底電池的TOPCon結構、中間層和作為頂電池的鈣鈦礦結構。通過鈣鈦礦電池與晶硅電池疊層的方式，可以突破傳統晶硅電池理論效率極限，進一步提升太陽能電池的轉換效率。各大廠商加緊布局，鈣鈦礦/TOPCon初見成效。目前，寧德時代、纖納光電、華晟新能源等企業已開啟鈣鈦礦試制產線，預計將于23年投資建設GW級產能，2025年前后鈣鈦礦有望實現GW級量產。晶科能源的研究人員已研制出效率達到27.6%的單片鈣鈦礦/TOPCon疊層器件；天合也積極投入鈣鈦礦技術相關研究，期

51、望達到鈣鈦礦/TOPCon兩端疊層太陽電池效率大于 29%的目標。2.2 提效路徑多元，未來空間廣闊3.TOPCon產業進展迅速，各家百舸爭流293.1 TOPCon產能梳理TOPCon大幅擴產，各家產業化進展迅速1 2023年TOPCon大幅擴產，產業化進展迅速，一線廠商產能布局領先。2023年起各廠商大幅擴產TOPCon，晶澳科技56GW、天合光能30GW、晶科能源21GW等TOPCon量產線均計劃于2023年落地。從投產進度來看，一線廠商進入2023年后TOPCon擴產進度總體大幅領先二線廠商。數據來源：各公司公告，東吳證券研究所圖表：TOPCon產能布局及擴產規劃技術路線22Q122Q

52、222Q322Q422末產能（GW）23Q123Q223Q323Q423末產能24末產能（GW）（GW）晶科能源LPCVD合肥一期8GW海寧一期8GW合肥二期8GW海寧二期11GW35海寧6.5GW楚雄6.5GW5685晶澳科技PECVD、LPCVD寧晉1.3GW1.3寧晉6GW揚州一期10GW揚州二期10GW+石家莊10GW57.382曲靖一期10GW鈞達股份LPCVD滁州一期8GW8滁州二期10GW淮安一期13GW淮安二期13GW4460天合光能PECVD宿遷8GW10.5預計全年新增投30GW4060隆基綠能LPCVD-鄂爾多斯30GW3080阿特斯PEVCD-宿遷8GW揚州14GW30

53、38泰國8GW通威股份PECVD、LPCVD眉山8.5GW+1GW中試9.5彭山16GW25.567.5一道新能LPCVD92525中來股份PVD泰州3.6GW山西一期首批4GW7.6山西一期剩余4GW11.619.6弘元綠能PECVD-徐州二期14GW1424協鑫集成PECVD、LPCVD-蕪湖一期10GW1020億晶光電PECVD-滁州一期10GW1010其他-11.5110232.5合計PECVD、LPCVD92.4463.4753.6303.1 TOPCon產業進展迅速TOPCon確定主流地位，滲透率加速提升2 TOPCon確定主流地位，滲透率加速提升！PERC效率已達頂點，N型時代加

54、速來臨，TOPCon確定行業主流地位，產能大幅擴張，我們預計2023年底TOPCon總產能將超過460GW，全年滲透率提升至約29%，24年滲透率進一步提升，預計達66%！高效率+高功率TOPCon組件已至，電池廠商布局一體化產能！現階段TOPCon量產平均轉換效率超過25%，組件功率向高功率方向演進，頭部企業在技術上存在動態領先優勢。技術路線方面，LPCVD已進入主流成熟階段，PECVD即將放量。光伏產業鏈各環節的產能不平衡現象長期存在，利潤分配在各環節有較大波動。供給擠壓之下一體化組件龍頭盈利能力相對穩健，頭部電池組件企業積極向產業鏈上游布局一體化產能。數據來源：各公司公告，東吳證券研究所

55、圖表：TOPCon產能產量及滲透率預測公司路線轉換效率最大組件瓦數一體化情況晶科LPCVD實驗室26.4%，量產25.4%635W(182mm 2x78片)硅片+電池+組件天合PECVD實驗室25.6%(210mm)，量產25.3%690W(210R 2x66片)電池+組件，西寧布局硅料+硅片+組件輔材中來PVD實驗室26.7%(182mm)，量產25.5%（182mm）最大 700W(210mm)主流 575W(210mm 2x72片)電池+組件+背板晶澳PECVD量產25.3%630W(182mm 2x78片)硅片+電池+組件通威PECVD量產25.7%（182mm）690W(210mm

56、2x66片)580W(182mm 2x72片)硅料+電池+組件鈞達/捷泰LPCVD量產25%+575W(182mm 2x72片)電池+組件一道新能LPCVD量產25.2%615W(182*91mm 2x78片)電池+組件正泰新能LPCVD量產25.3%700W(210mm 2x66片)630W(182mm 2x72片)電池+組件協鑫集成LPCVD、PECVD組件效率22%+685W(210mm)575W(182mm)電池+組件弘元綠能PECVD實驗室26.4%，量產25.4%635W(182mm 2x78片)硅片，布局電池+組件圖表：TOPCon技術路線對比692463754171434825

57、%29%66%0%10%20%30%40%50%60%70%0100200300400500600700800202120222023E2024ETOPCON產能(GW)TOPCON產量(GW)TOPCon滲透率(%)31光伏行業熱點問題3.1 TOPCon產業進展迅速TOPCon產品受到青睞，組件招標份額不斷提升 TOPCon產品受到青睞，組件招標份額不斷提升。新近組件招標項目中，TOPCon產品因其發電增益高受到青睞，同時享受溢價。TOPCon組件占比由2月33%提升至4月50%水平，TOPCon招標份額不斷提升。中核匯能6GW組件招標中TOPCon占比33%，同時報價相較PERC溢價約8

58、分/W。華能及大唐招標項目中TOPCon組件占比均達50%，報價相較PERC組件分別高出6.5分/W及8.2分/W。包件組件要求規模(GW)報價(元/W)均價(元/W)包件1p型單晶540Wp以下0.51.6031.7201.644 p型單晶540Wp及以上3包件2n型單晶(TOPCon)550Wp及以上21.6531.8021.721 包件3n型單晶(HJT)580Wp及以上0.51.7251.8871.804 N型占比42%TOPCon溢價0.077 HJT溢價0.160 標段標段名稱容量(GW)報價(元/W)均價(元/W)標段一P型單晶PERC光伏組件41.4701.6551.560 標

59、段二N型光伏組件41.5401.7001.642 N型占比50%N型溢價0.082 標段采購組件型號容量(GW)報價(元/W）均價(元/W)標段一P型、545-560W、雙面雙玻2.51.5281.673 1.607 標段二P型、585W及以上、雙面雙玻0.51.5481.761 1.635 標段三N型、雙面雙玻31.6021.787 1.700 N型占比50%N型溢價0.065 圖表：2月中核匯能6GW組件招標(N型占比42%)圖表：4月華能6GW組件招標(N型占比50%)圖表：4月大唐8GW組件招標(N型占比50%)數據來源：智匯光伏、東吳證券研究所332TOPCon電池較PERC溢價約1

60、毛，有望保持盈利優勢4 當前TOPCon電池較PERC溢價約9分，價格優勢明顯。根據PVinfoLink6月14日最新電池報價，182雙面TOPCon電池價格0.87元/W，同尺寸PERC電池價格0.78元/W，約有9分/W的溢價。我們預計隨著各電池廠商TOPCon產能擴張計劃逐步落地，2024年TOPCon溢價空間或將回落，但預計旺盛需求下TOPCon仍將享溢價約5-10分/W。成本方面，隨著TOPCon電池效率不斷提升帶來的成本攤薄，及產線投資降本和材料降本，N型電池成本將逐步與P型打平，保持盈利優勢。數據來源：各公司公告，東吳證券研究所3.1 TOPCon產業進展迅速圖表：N/P電池片單

61、價及N型溢價（元/W）圖表：N/P電池單瓦盈利預測（行業平均水平，元/W）00.020.040.060.080.10.1220222023E2024EN型單瓦盈利P型單瓦盈利00.020.040.060.080.10.120.140.1600.20.40.60.811.21.42023/1/142023/2/14 2023/3/142023/4/142023/5/142023/6/14N型溢價（右）單晶PERC+182雙面Topcon+18233N型TOPCon電池片加速投產，量產效率已達25.4%，先發優勢明顯。公司是國內最早對N型組件進行量產發布的一線組件制造商。公司TOPCon電池創造了

62、26.4%的實驗室轉換效率，兩年7次打破N型TOPCon電池世界紀錄。目前公司 TOPCon 電池平均量產效率已達 25.4%，預計23年底達 25.8%。22年底晶科N型組件一體化成本已與P型基本持平，未來N型額外盈利仍有更大釋放空間。截至2022年底已建成N型產能35GW，預計23/24年N型產能將達56/85GW。截至22年底公司已有35GW TOPCon產能，分別為合肥一期8GW、海寧一期8GW、合肥二期8GW和海寧二期11GW；預計至23/24年末預計產能達56/85GW，其中海寧6.5GW和楚雄6.5GW預計分別將于23Q2和23Q3投產，山西56GW一體化項目一二期24Q1-Q2

63、投產。公司預計2023年N型出貨占比在60%以上。晶科能源：量產行業領先，技術突破持續領先1圖表：晶科能源N型TOPCon電池轉化效率達26.4%3.2 電池：企業新技術進展圖表：晶科能源N型TOPCon電池產能情況地點產能（GW）量產效率狀態合肥一期825%2022年初投產22Q2已實現滿產海寧一期825%+2022年初投產22Q2已實現滿產合肥二期825%+產能爬坡中海寧二期1125%+22Q4投產海寧6.5-預計23Q2投產楚雄6.5-預計23Q3投產山西一期14-預計24Q1投產山西二期14-預計24Q2投產數據來源：晶科能源官網，東吳證券研究所34 滁州基地N型TOPCon量產效率達

64、25%+，目標23年底提效至25.8%。公司選擇LPCVD技術路線，并在SE、激光轉印、雙面鈍化等技術方面加大研發投入，目前公司已經量產的 TOPCon1.0 產品量產效率達25.2%，正在通過SE等技術的導入積極推動TOPCon2.0產品量產，預計量產轉換效率可達25.5%。公司目標在2023年底將TOPCon電池轉換效率提升至25.8%。N型TOPCon已投產產能31GW，在建產能13GW。公司建成及規劃中的生產基地有3處，規劃年產能53.5GW。上饒基地擁有9.5GW大尺寸P型PERC產能，產品轉換效率達23.5%。滁州基地規劃18GW N型TOPCon產能，一期8GW已于22Q3建成達

65、產，轉換效率達25%以上；二期10GW于23年2月投產?；窗不匾押炗喣戤a26GW N型電池片項目合作協議，一期13GW已于23年4月投產，二期13GW預計23Q4投產。鈞達股份：TOPCon量產先行者，充分受益N型溢價23.2 電池：企業新技術進展數據來源：公司公告，東吳證券研究所圖表：鈞達產能項目規劃分期技術路線設計產能達產時間上饒基地PERC9.5GW已達產滁州基地一期N型TOPCon8GW已達產滁州基地二期N型TOPCon10GW23M2投產淮安基地一期N型TOPCon13GW23M4投產淮安基地二期N型TOPCon13GW2023Q4主要研發項目名稱項目目的項目進展激光SE項目效率提

66、升完成工藝開發LPCVD單面沉積項目成本降低完成工藝開發TOPCon3.0項目效率提升正在開發中圖表：鈞達在研項目情況35數據來源：公司公告，東吳證券研究所 TOPCon平均量產效率25.5%+。眉山8.5GW TOPCon產線23年4月已滿產發揮，目前平均轉換效率已達25.5%+，疊加SE后將進一步提升。2023年SNEC展期間，公司推出N型大矩形片TWMNG-72HD產品在主流182-72版型上進一步探索，相較182-72TOPCon組件功率再提升2530W，單塊組件功率超600W。2023年底TOPCon電池投產產能將超20GW。22年底公司電池產能達70GW，其中182mm及以上尺寸產

67、能占比95%+，公司預計23年電池出貨將達70GW。TOPCon產能方面，22年底公司已有9.5GWTOPCon電池產能，22年底彭山一期16GW TOPCon電池項目已啟動，預計將于23年7月首線出片。圖表：通威TOPCon電池產能規劃項目產能投產時間眉山TOPCon中試1GW2022年底眉山三期8.5GW2022年底彭山一期16GW2023Q3彭山二期16GW2024成都雙流25GW2024通威股份：TOPCon產能持續提升，量產效率25.5%+33.2 電池：企業新技術進展圖表：TOPCon電池效率趨勢22%23%23%24%24%25%25%26%26%2021/042021/0520

68、21/062021/072021/082021/092021/102021/112021/122022/012022/022022/032022/042022/052022/062022/072022/082022/092022/102022/112022/122023/012023/022023/032023/04210研發效率（%）182研發效率（%）182量產效率（%）36TOPCon產能加速投產，72版型組件最高功率可達630W。截至23年6月，公司已投產7.3GW TOPCon電池產能，其中寧晉1.3GW已滿產，電池量產效率達25.3%+。揚州20GW、曲靖10GW將于23Q3陸續投

69、產。23年5月，公司推出的N型新型組件DeepBlue 4.0 Pro基于182mm*199mm尺寸矩形硅片，結合高密度封裝技術，72版型最高功率可達630W，組件效率超過22.5%，與上一代同尺寸182系列78版型組件功率相當，但工作電壓低7.6%，有效降低了系統BOS成本與組件的熱斑風險。23年全年組件出貨目標60-65GW，其中N型出貨占比30%。公司預計至23年底硅片/電池/組件產能將達到是70/70/80GW，電池投產進度順利的情況下年底產能將達80-90GW。晶澳科技：TOPCon產能加速投產，182組件最高功率630W圖表：晶澳科技新建電池產能統計3.2 電池：企業新技術進展4數

70、據來源：晶科能源官網，東吳證券研究所項目產能投產時間寧晉一期1.3GW2022Q3寧晉二期6GW2023M5揚州一期10GW2023M7揚州二期10GW2023M9曲靖10GW2023M9石家莊10GW23M12-24M1東臺10GW23M12-24M1圖：晶澳科技電池效率進展圖18%19%20%21%22%23%24%25%26%2010201120122013201420152016201720182019202020212022N型雙面（研發/中試）N型雙面（量產）PERC（量產）37新型i-TOPCon電池量產效率25.3%+，210R差異化明顯。23年5月SNEC展公司發布了全新升級

71、的i-TOPCon Advanced技術依托210R創新矩形電池、大面積激光摻雜硼選擇性發射極技術、首創式背平面微結構反射器等技術，量產效率可達26%。天合光能已儲備了未來的i-TOPCon技術，目前正在實驗室開發正背面接觸全鈍化的技術。同時天合光能正在研發i-TOPCon+鈣鈦礦疊層電池技術，預判該技術路線可以將電池效率拉升至30%以上，實驗室初步結果為28.5%。23年底TOPCon電池產能預計將提升至40GW。22年底公司電池/組件產能已達50/65GW，其中TOPCon產能為宿遷8GW，預計2023年中即將滿產，良率在97%以上。新增產能方面，2023年公司預計新增投產TOPCon電池

72、產能30GW，至23年底TOPCon電池產能預計將提升至40GW。天合光能：i-TOPCon行業領先，210R 持續亮眼53.2 電池：企業新技術進展數據來源：公司公告、公開資料，東吳證券研究所圖表：天合光能各電池技術轉換效率N型電池技術公司轉換效率TOPCon電池25.3%+(量產效率)TOPCon+鈣鈦礦疊層28.5%(實驗室效率）30%+(效率提升目標)地點產能投產時間宿遷8GW電池2022Q4淮安一期5GW電池10GW組件10GW組件23M35GW電池23年內淮安二期10GW電池5GW組件尚未確定青海西寧10GW電池10GW組件2025年前圖表：天合光能N型產能統計38鈣鈦礦疊層電池轉

73、換效率突破33.5%！6月14日，隆基綠能在德國舉行的Intersolar Europe上面正式宣布，經歐洲太陽能測試機構ESTI權威認證，隆基綠能在商業級絨面CZ硅片上實現了晶硅-鈣鈦礦疊層電池33.5%的轉換效率新世界紀錄。自22年12月31日認證29.55%到33.5%，效率絕對值提升3.95%，展示了晶硅-鈣鈦礦疊層電池作為一種新型電池技術的顯著效率優勢。HPBC+TOPCon實現對高端及地面市場全覆蓋。公司HPBC電池量產效率超25%，產能方面，西咸新區29GW與泰州4GW均已投產，預計年底產能達33GW，出貨20GW+，公司HPBC組件主要面向高端市場。公司于2019年開始對TOP

74、Con技術研發，2021年建設500MW中試線，2023年8月鄂爾多斯30GW預計開始投產，年底產能超20GW。2021年以來公司多次打破TOPCon電池研發效率的世界紀錄，研發實力雄厚，量產組件效率損失解決方案更優，組件功率更高帶給客戶更多發電增益，公司TOPCon組件主要面向地面市場，實現對高端/地面市場全覆蓋。隆基綠能：TOPCon放量，配合HPBC實現多市場覆蓋63.2 電池：企業新技術進展數據來源：公司公告、公開資料，東吳證券研究所圖表：隆基綠能各電池技術轉換效率地點產能投產時間西咸新區29GWHPBC電池2023年3月投產泰州4GWHPBC電池2023Q2投產鄂爾多斯30GWTOP

75、Con電池2023年8月投產，2024Q1滿產圖表：隆基綠能N型產能統計N型電池技術公司轉換效率HPBC電池25%+(量產效率)P型TOPCon電池25.19%(實驗室效率）N型TOPCon電池25.21%(實驗室效率）N型HJT電池26.50%(實驗室效率）自研硅HJT26.81%(實驗室效率）晶硅-鈣鈦礦疊層電池33.5%（實驗室效率)39 已投產12GW TOPCon電池產能，量產平均效率達25.3%。2022年7月25日，公司海寧三期4GW首片TOPCon電池、組件下線，目前TOPCon電池量產平均效率達25.3%。2023年5月29日，正泰新能海寧基地四期N型TOPCon8GW電池與

76、12GW組件完成首片下線，四期項目采用行業領先的TOPCon 3.0工藝路線，將建成數字化電池車間、數字化組件車間，并計劃6月25日實現首線滿產，8月15日達成全線滿產。推出ASTRO N系列TOPCon組件，效率可達22.1%，單板功率可達700W。正泰新能采用高效n型TOPCon雙面電池、n型大硅片、高可靠性封裝、超無損激光切割、多主柵+半片設計、優化邊框+雙層高透玻璃等多種技術。2023年，正泰新能預期組件出貨將超30GW，n型占比70%以上正泰新能：布局N型TOPCon高功率組件7圖表：正泰相關事件3.2 電池：企業新技術進展數據來源：SolarZoom、公司公告，東吳證券研究所圖表：

77、正泰TOPCon產能項目基地產能（GW）投產時間海寧三期4GW22Q3海寧四期8GW23Q2時間事件2022.4正泰電器公告，擬整體剝離光伏組件制造業務至正泰新能后對外出售2022.4正泰新能發布N型TOPCon組件產品ASTRON系列2022.7海寧基地三期4GW首片N型TOPCon電池、組件下線2023.5海寧基地四期N型TOPCon8GW電池與12GW組件完成首片下線40 TOPCon電池轉化效率25.5%，實驗室最高轉化效率達26.7%。公司推出新一代J-TOPCon2.0 n型高效太陽能電池技術和工藝，其中182-16BB超高效單晶雙面n型TOPCon電池，實驗室最高轉化效率達26.

78、7%；182-16BB08-SE單晶雙面n型TOPCon電池轉化效率25.5%。此外，中來J-TOPCon 2.0采用板式PVD技術沉積poly層，無繞鍍，無需額外的去繞鍍工藝使得TOPCon的制造成本更低，良率更高?，F有TOPCon產能7.6GW，在建TOPCon產能12GW。2022年8月公司在泰州累計投建的N型 TOPCon電池產能達3.6GW；山西年產16GW高效單晶電池智能工廠項目，一期首批4GW已于22年底投產，剩余4GW將于23年投產；二期8GW計劃爭取在2023年完成建設。中來股份：TOPCon效率25.5%+，實驗室最高效率26.7%8圖表：中來在建TOPCon產能3.2 電

79、池：企業新技術進展數據來源：SolarZoom、公司公告，東吳證券研究所TOPCon項目規劃產能建設進展泰州3.6GW已于2022年投產山西年產16GW高效單晶電池智能工廠項目（一期8GW）8GW首批4GW產線22年12月完成建設，目前已實現量產；剩余4GW正在有序推進中，預計于23年年內投產山西年產16GW高效單晶電池智能工廠項目（二期8GW）8GW正在有序推進中，計劃爭取在2023年完成建設4.步入N時代，全產業協同共振42產業鏈：N型電池帶動全產業協同共振數據來源：公開資料整理，東吳證券研究所4.1 光伏產業鏈N型硅料N型硅片N型電池片POE膠膜其他原料N型組件分布式光伏地面電站戶用分布

80、式光伏工商用分布式光伏上游：N型硅料、硅片中游：N型電池片、組件N型硅料N型硅片焊帶N型電池片、組件POE膠膜&POE粒子1發電系統集成焊帶等銀漿輔材：銀漿、焊帶、POE等銀漿43N型硅料：國內供應比或提升，溢價或進一步拉大1數據來源：各公司公告、中國光伏行業協會、硅業分會、東吳證券研究所4.2 產業協同：N型硅料硅料類型N型硅料P型硅料質量標準電子二級以上電子三級及太陽級致密程度致密程度要求較高，菜花料、次級料無法適用可用菜花料、次級料含氧、碳量要求較高，防止電池同心圓、黑心片的產生相對要求較低硅料純度純度較高，檢測電阻一般需大于100cm或者檢測不出電阻率純度相對較低，檢測電阻可低于100

81、cm破碎程度要求破碎尺寸70mm以下大于70mm工藝流程N、P型差別不大初始投資額N型材料更高端，后端潔凈環境更好，初始投資額更大循環回收N型料品質更高，可循環回收重新用于硅料圖：N型硅料與P型硅料對比 N型硅料品質等級更高，國內供應比例有望提高。N型產品對硅料品質要求更高，目前N硅料要求電子二級以上等級，比P型料高兩個等級，技術指標差距在2-10倍。目前大全/通威/新特N型的產能儲備較充足，未來伴隨N型需求不斷增加，主流廠家N型產能儲備逐漸釋放，國內供應比例相應提高。N型硅料溢價0.8萬元/噸，N型需求增加，溢價預計進一步擴大。根據硅業分會數據，目前N型料相比P型溢價0.8萬元/噸，未來隨硅

82、片薄片化進程加速，N型硅片競爭激烈，N型料的需求增加，滲透率逐步提高，溢價將進一步擴大。同時N型料生產壁壘較高，具有N型生產能力的硅料企業有盈利優勢，硅料行業盈利差異將再次被拉開。圖：主要廠商N型硅料儲備公司名稱N型產能儲備大全新能源新疆產能60%-70%可拉N型，內蒙產能100%可拉N型通威所有產能均可以滿足N、P需求；2018年后，所有新建項目均定位為N型硅料高純晶硅新特N型產能占比約70%圖：P/N型硅料價格變化（萬元/噸）0.00.20.40.60.81.0051015202023/5/102023/5/172023/5/242023/6/12023/6/82023/6/14N/P價差

83、(萬元/噸，右軸)N型硅料(萬元/噸，左軸)P型硅料(萬元/噸，左軸)44N型硅片：相較于P型更高的極限效率和溢價數據來源：TCL中環公眾號、中國光伏行業協會、東吳證券研究所4.2 產業協同：N型硅片2 TOPCon所使用的N型硅片相較于P型硅片可達到極限效率更高。P型硅片在拉晶工藝中摻雜硼元素，而N型硅片在拉晶工藝中摻雜磷元素、在電池片生產工藝中再進行磷離子注入/擴散。P型硅片所采用的PERC電池的理論極限轉化效率僅為24.5%，而目前已經實現了24%的量產效率，幾乎沒有進一步提升的空間。因此，迫切需要轉向新的技術路徑。N型電池的理論極限效率超過了27%，在衰減率和溫度系數等方面都更有優勢。

84、因效率優勢，N型硅片相較P型有更高溢價，N型硅片產量爆發式增長。截至2023年6月1日，N型硅片相較于P型的溢價約7%。由于N型電池片工藝更加復雜，所以成本更高，隨著技術不斷優化，N型電池片產業鏈制造成本將不斷降低，N型硅片的需求會加速爆發，據中國光伏行業協會數據，2022年P型單晶硅片出貨量市場份額達87.5%，N型單晶硅片僅10%，我們預計2025年N型單晶硅片產量占比有望達25%，提升迅速。圖：N/P硅片價格趨勢及溢價水平（元/片）圖：2021-2025E不同類型硅片出貨量的市場份額（單位：%）0%20%40%60%80%100%202120222023E2024E2025E多晶硅片N型

85、單晶硅片P型單晶硅片鑄錠單晶硅片0.000.050.100.150.200.250.300.353456704/02/2023 06/03/2023 06/04/2023 05/05/2023 11/05/2023 01/06/2023溢價（右軸）N型-182（左軸）P型-182（左軸）45N型硅片推動減薄，PN切換推動150um到130um滲透。在降本增效下目標下，各家積極推進薄片化，受益硅片尺寸結構改善、薄片化、新產能釋放，支撐龍頭廠商盈利水平。據中國光伏行業協會數據，2022年P型硅片平均厚度約155m、較21年下降15m，N型單晶硅片中，用于TOPCon電池的n型硅片平均厚度約140m

86、，N型單晶硅片比P型單晶硅片更具減薄潛力。N型硅片時代，產品差異性大幅提升。1）N型硅片相比P型種類提升：TOPCon、HJT、BC等N型電池技術在SNEC上展出，對N型硅片的差異化需求提升；其中TOPCon涉及LP、PE等多種路線，布局最廣；2）TOPCon硅片尺寸差異提升：晶澳、晶科、通威等龍頭公司采用矩形硅片技術，硅片端各廠商如晶澳/晶科/通威/天合，均全面采用182以上大尺寸，覆蓋182mm*182mm、182mm*192mm、182mm*199mm等。N型硅片發展趨勢：薄片化、差異化數據來源：中國光伏行業協會、公司公告、Solarzoom、東吳證券研究所4.2 產業協同：N型硅片3圖

87、：廠商部分TOPCon硅片種類及尺寸隆基182mm166mmP型150mN型130m中環218.2mm210mm182mm166mmP型150mN型130m、110m弘元綠能產品可實現單次切片數2500片，形成100m左右厚度的硅片，并保證良品率在90%以上。高測股份與行業上下游龍頭進行聯合研發，推出異質結專用的超薄半片硅片（210mm*105mm*120m），已經實現量產。圖：硅片厚度變化趨勢（m）（上）；龍頭廠商薄片化的進度（下）公司產品電池技術尺寸晶澳科技JAM72D40LB系列TOPCon182mm*188mmJAM72D42LB系列182mm*199mm晶科能源TigerNeoTOP

88、Con182mm*182mm182mm*192mm182mm*182mm通威TWMNG-72HDTOPCon182mm*192mm天合光能N型至尊TOPCon210mm*210mm210mm*182mm210mm*182mm 182mm*182mm100120140160180202120222023E2024E2025E2027E2030E單晶硅片厚度-p型硅片單晶硅片厚度-n型硅片-TOPCon464.3 配套輔材：光伏銀漿N型電池銀耗提升，正銀性能要求提高1 與P型電池相比，N型電池技術銀漿消耗量大幅提升。截至目前，行業內182尺寸PERC電池平均正面銀耗約60mg/片，背面銀耗約20-

89、30mg/片，由于背面固含量為60%，換算成正銀約15mg/片，所以銀耗總計75mg/片；對于182尺寸TOPCon電池，行業龍頭正面銀耗已降至47mg/片，背面銀耗57mg/片，合計約104-105mg/片；HJT電池只有166和210尺寸，換算成182尺寸銀耗約為160-170mg/片。與P型電池正銀消耗量相比，TOPCon電池銀漿消耗量（正銀+背銀）平均約為1.5倍。正面銀漿性能要求高，對電池片性能影響大。正面銀漿需要實現更多的功能和效用，對產品的技術要求較背面銀漿更高，其主要作用是匯集、導出光生載流子，為保證電池片的光電轉化效率，正面銀漿需具備印刷性能好、高寬比高的基本要求，還需與硅晶

90、片形成良好的歐姆電阻并降低接觸，具備較高的制備難度和技術壁壘。TOPCon背面銀漿與PERC正面銀漿差異不大，但由于TOPCon電池存在正面硼擴發射極需求，正面需要銀鋁漿，因此TOPCon銀漿價值量和耗量相較PERC更高，隨著TOPCon電池滲透率的持續提升，銀漿需求有望保持旺盛。數據來源：中國光伏行業協會、東吳證券研究所電池片類型正面銀漿（mg/片）背面銀漿（mg/片）182mmPERC6015182mmTOPCon4757HJT（換算成182mm）160-170（雙面低溫銀漿）圖：不同類型電池銀漿耗量對比圖：2021-2030E各類電池銀漿消耗量變化趨勢（單位：mg/片）050100150

91、200202120222023E2025E2027E2030Ep型電池正面銀漿消耗量異質結電池雙面低溫銀漿消耗量n-TOPCon電池正面銀鋁漿消耗量47銀漿市場空間持續增長，國產比例提升2隨TOPCon滲透率持續提升，銀漿市場空間持續增長。我們預計PERC銀漿耗量在23年末前穩定保持11噸/GW，24-25年將降低至9.5噸/GW；同時21-25年TOPCon銀漿耗量將從15噸/GW降低至10噸/GW，銀漿價格保持小幅下滑趨勢，測算23年銀漿市場空間合計251億元，至2025年市場空間提升至434億元，布局領先的銀漿廠商有望顯著受益。正面銀漿產品性能趨于穩定，國產比例持續上升。過去幾年，隨著國

92、產正面銀漿技術含量、產品性能及穩定性持續提升，國產化程度持續上升，22年國產化率達75%。大陸企業中，聚和股份、帝科股份、晶銀新材（蘇州固锝）占據主要市場份額，2022年市場份額為41%/21%13%，均與下游頭部電池企業形成緊密合作，且目前在TOPCon銀漿技術方面也均有儲備。圖：TOPCon銀漿市場空間測算數據來源：各公司公告、中國光伏行業協會、全球光伏、東吳證券研究所202120222023E2024E2025E光伏裝機(GW)176240375481586電池片需求量(GW)211306462578703PERC占比99%95%72%35%15%PERC需求量2092913332601

93、76銀漿耗量（噸/GW）1111119.59.5銀漿價格（萬元/噸）550500450450450銀漿空間（億元）126.4160.1164.8111.275.2同比增長13.4%26.6%3.0%-32.6%-32.3%TOPCon占比1%5%28%65%85%TOPCon需求量2.015.0129.0375.7597.6銀漿耗量（噸/GW）1513111010銀漿價格（萬元/噸）620615610605600銀漿空間（億元）1.8611.9986.56227.30358.53同比增長-544.8%621.8%162.6%57.7%合計市場空間（億元）128.3172.0251.4338.4

94、433.8同比增長15.0%34.1%46.1%34.6%28.2%4.3 配套輔材：光伏銀漿圖：2022年中國正面銀漿市場格局聚和股份 41%帝科股份 21%蘇州固锝 13%其他 25%圖：2017-2022正面銀漿國產化率0%50%100%20172018201920202021202248焊帶趨勢：MBB-SMBB技術迭代，多主柵推動降本增效3數據來源：天合光能、中國光伏行業協會、東吳證券研究所MBB到SMBB是組件技術迭代的方向，核心原因是可以提效降本。超級多主柵技術（SMBB）是指主柵數量為12及以上的新型組件技術。SMBB焊帶最明顯的特征：其內徑變小，通常小于0.30mm。SMBB

95、焊帶工藝提供了更細的焊帶和更低的每瓦單價成本，一方面增強了焊接強度；另一方面降低了銀漿耗量，加工費會比傳統焊帶更高，增強廠商的毛利率。多主柵技術推動銀漿耗量下降，實現降本增效。由于TOPCon電池銀漿耗量顯著增加，且銀漿在電池片成本中占比較高，降低銀耗是TOPCon電池降本的重要途徑之一，目前行業主要通過多主柵技術以及減小柵線寬度來減少正銀消耗量，同時，增加主柵數量將降低組件總功率的損失。截至2023年6月，主柵數量已超16根，寬度減至0.4mm以下，同時組件總功率損失也降至0.2W以下。116BB焊帶在TOPCon電池片主柵技術市場占比中不斷提升，我們預計2030年將幾乎完全替代9/10BB

96、以及11BB焊帶，市占比逼近100%。4.3 配套輔材：光伏焊帶圖：光伏焊帶產品發展趨勢圖：主柵數量增加將降低組件總功率損失（W，mm）圖：TOPCon 電池片各種主柵技術市場占比0%20%40%60%80%100%202220232024202520272030TOPCON電池片-9/10BB(%)TOPCON電池片-11BB(%)TOPCON電池片-16BB（%）49SMBB焊帶受益于TOPCon放量有望增加出貨4數據來源：各公司公告、東吳證券研究所 電池片加速從P型轉到N型，TOPCon的量逐漸增加，SMBB焊帶需求增大。借助N型TOPCon電池片23年持續放量，SMBB組件技術將會加速

97、，樂觀情況下，2025年全球光伏焊帶市場需求量將達793.44億元。24/25年全球裝機需求有望達到480/585GW，對應組件需求為600/702GW，按1GW光伏組件所需光伏焊帶500噸、550噸和600噸的不同情況模擬計算，到2025年全球光伏焊帶市場需求量分別為35.1萬噸、38.6萬噸、42.1萬噸，按6.85萬元/噸單價計算，對應價值量為240.4億元、264.5億元、288.5億元。SMBB焊帶替代MBB焊帶的趨勢逐漸明顯。2022年MBB/SMBB焊帶市場規模分別為85%/9%，我們預計2023年SMBB焊帶市場規模將增至25%，同時MBB焊帶將減至60%。圖：2025年全球光

98、伏焊帶市場需求量圖：2025年全球光伏焊帶市場需求量20222023E2024E 2025E裝機全球(GW)240375480585容配比1.29 1.25 1.25 1.2對應組件需求(GW)309.6468.8600.0702.0焊帶需求單GW組件500噸焊帶需求(萬噸）15.523.430.035.1單GW組件550噸焊帶需求(萬噸）17.025.833.038.6單GW組件600噸焊帶需求(萬噸）18.628.136.042.14.3 配套輔材：光伏焊帶35.138.642.1240.4264.5288.50100200300400單GW組件500噸單GW組件550噸單GW組件600噸

99、市場需求量（萬噸）價值量（億元）圖：焊帶市場規模預測202120222023EMBB 焊帶（P 型）占比（%）90%85%60%SMBB 焊帶（N 型）占比（%）9%25%505光伏行業熱點問題數據來源：聚烯烴彈性體和塑性體產品及應用現狀，PVInfoLink，東吳證券研究所4.3 配套輔材：光伏封裝膠膜2023年N型+雙玻占比提升，POE粒子供應或短暫緊缺雙?；?N型化拉動POE需求提升。1）單玻P型組件主要采用上下EVA膠膜封裝，雙玻組件背面PID現象更嚴重，因此需要抗PID性能更好的POE/EPE封裝以保護電池。2）N型TOP電池的PN結與P型相反，正面PID大于背面，而正面對轉化效率至

100、關重要，需要用抗PID性能更好的POE保護。POE具有更低的水汽透過率、更高的體積電阻率以及更高的抗PID性能，同時更耐高溫、低溫、老化和抗紫外線性能更好，更適合N型雙玻的封裝需求。我們假設2024年裝機量達480GW，則對應的組件出貨共576GW，根 據 PVInfoLink 預 測 的 各 類 電 池 占 比，我 們 預 計 2024 年PERC/TOPCon/XBC/HJT的產量分別為184/337/19/19GW。我們分為三種情景進行討論（假設EPE層中EVA、POE、EVA比例分別為1:2:1）。（1）高封裝要求情景：TOPCon和HJT均采用POE+POE封裝方式，XBC采用EVA

101、+POE的封裝方式，雙玻PERC采用EVA+EPE封裝。（2）中性封裝要求情景：單玻TOPCon 與 XBC 均采用 EVA+POE的封裝方式，雙玻TOPCon采用POE，HJT 采用 EPE+EPE，雙玻PERC 采用 EVA+EPE 封裝。（3）低封裝要求情景：TOPCon、XBC與雙玻PERC均采用EVA+EPE封裝方式，HJT采用 EPE+EPE 封裝?？紤]分情形測算，高/中/低封裝要求下2023年POE需求達75/69/33萬噸，2023年光伏級POE產能約43萬噸，考慮2022年市場端囤積大約10萬噸POE粒子，2023年預計POE供給約53萬噸；則低封裝要求可完全滿足需求，中/高

102、封裝要求缺口，2023年組件從高封裝要求（POE）逐漸轉化為低封裝要求（EPE）過程中POE粒子或存在階段性緊缺，POE價格或有所上漲。圖：雙面及N型組件占比（%）圖：全球光伏級POE供需測算光伏POE需求2020202120222023E2024E全球裝機量（GW）140171240375480容配比1.21.21.21.21.2全球組件出貨量（GW）168205.2288450576PERC組件占比86%95%86%66%32%N型組件占比8%30%65%TOPCon80%85%90%XBC10%10%5%HJT10%5%5%其他占比6%4%3%組件產量:PERC144.5 194.9 2

103、47.7 297.0 184.3 PERC雙玻占比30%32%35%50%55%PERC雙玻產量43 62 87 149 101 TOPCon18 115 337 XBC2 14 19 HJT2 7 19 每GW粒子需求（萬噸）0.50.480.470.460.45POE需求-高封裝要求：PERC（雙玻）5.42 7.49 10.19 17.08 11.40 TOPCON8.66 52.79 151.63 XBC0.54 3.11 4.21 HJT1.08 3.11 8.42 POE合計5.42 7.49 20.47 76.07 175.67 POE需求-中性封裝要求：PERC（雙玻）5.42

104、 7.49 10.19 17.08 11.40 TOPCON7.58 47.51 136.47 XBC0.54 3.11 4.21 HJT0.54 1.55 4.21 POE合計5.42 7.49 18.85 69.24 156.30 POE需求-低封裝要求：PERC(雙玻)5.42 7.49 10.19 17.08 11.40 TOPCon2.17 13.20 37.91 XBC0.27 1.55 2.11 HJT0.54 1.55 4.21 POE合計5.42 7.49 13.16 33.38 55.63 0%50%100%2020202120222023E2024E2025E雙面組件滲透

105、率（%）N型組件滲透率（%）51數據來源：各公司公告，聚烯烴彈性體和塑性體產品及應用現狀，東吳證券研究所圖：國內主要EVA產能分布（萬噸/年）國內EVA產能擴張迅速，國產化替代中。N型和雙玻組件需求持續增長或導致POE的供需不平衡，組件廠商逐步用EPE+EVA封裝方式來緩解POE供應緊張的問題。2022年，國內EVA總名義產能達215萬噸/年，其中有效產能為156萬噸/年。我們預計23/24/25年，國內EVA總名義產能將分別增至274/429/542萬噸/年，有效產能分別為205/266/414萬噸/年；23-24年國內光伏級EVA快速增長，增速達68%，將緩解POE供應端緊缺的情況。國內E

106、VA產能擴張迅速，或緩解POE供應緊缺64.3 配套輔材：光伏封裝膠膜圖：主流膠膜類型對比（上），國內主要EVA產能變化（下）膠膜類型優勢劣勢使用范圍透明EVA 高性價比，高透光率反射性差，抗PID性能差單面PERC組件上層，對性能要求一般的普通組件白色EVA高反射率，高發電效率，抗PID，水汽阻隔，線路保護價格較高單玻、雙玻、薄膜組件的下層封裝POE大幅降低PID,水汽阻隔性能強，高體積電阻率，耐候性，高透光率價格較高，背板粘結力低，交聯反應速率慢，功能助劑易析出，透光率偏低雙玻組件，N型電池組件多層共擠EPE兼備POE高阻水性、高抗PID性能及EVA高成品率層壓工藝價格介于EVA和POE之

107、間，助劑易遷移，保質期較短雙玻組件，N型電池組件企業工藝20222023E2024E2025E中石化-北京東方化工 釜式 意大利埃尼4444中石化-北京華美釜式 杜邦6666中石化-燕山石化管式 ?？松梨?0202020中石化-揚子石化釜式 Basell10101010中石化-中科煉化釜式 Basell10102020中石化-楊子巴斯夫管式 Basell20202020聯泓新科釜式 ?？松梨?5153535寧波臺塑釜式 ?？松梨?0101022.8斯爾邦（東方盛虹）20萬噸管式Basell，10萬噸釜式30305090延長榆林能化管式 Basell30303030中化泉州釜式 ?？松梨?/p>

108、10141414浙江石化管式 Basell303050110古雷石化管式 ?？松梨?303030寧夏煤業釜式 ?？松梨?000天利高新管式 Basell20202020寶豐能源管式 Basell0252525南山裕龍石化管式 Basell/ECI005050中石油-吉林石化管式0000福建百宏釜式15，管式20003535名義產能合計-215274429542有效產能合計-1562052664140%50%100%020040060020222023E2024E2025EEVA名義產能（萬噸）EVA有效產能（萬噸）光伏級產能預測（萬噸）光伏級產能增速（%）5.投資建議及風險提示53投資建議

109、數據來源：wind、東吳證券研究所光伏需求同比高增，預計2023年裝機370-380GW，同增50%+，TOPCon滲透率提升至近30%，看好電池新技術溢價及滲透率提升帶來的結構性機會。投資建議：看好2023年量利雙升并布局新技術的組件龍頭（晶科能源、晶澳科技、隆基綠能、天合光能、通威股份，關注橫店東磁、億晶光電等），純度高、盈利好的電池新技術龍頭（鈞達股份、愛旭股份）、和受益新技術迭代的產業鏈環節：N型銀漿（關注聚和材料、帝科股份、蘇州固锝）、膠膜（福斯特、海優新材）、SMBB焊帶（關注宇邦新材）、N型硅片（TCL中環、弘元綠能）、N型硅料（通威股份、大全能源）。圖：公司估值表（截至2023

110、年6月16日）環節證券代碼名稱總市值（億元）股價歸母凈利潤（億元）PE評級總股本來源2023E2024E2025E2023E2024E2025E（億股）組件601012.SH隆基綠能2,24630185.2 228.4 276.1 12108買入75.82 東吳證券研究所688599.SH天合光能9274374.6 95.1 116.5 12108買入21.73 東吳證券研究所002459.SZ晶澳科技1,34141100.4 128.6 160.9 13108買入33.07 東吳證券研究所688223.SH晶科能源1,3481371.7 96.7 126.0 191411買入100.00 東

111、吳證券研究所600438.SH通威股份1,55134.5196175186898買入45.02 東吳證券研究所電池600732.SH愛旭股份5372930 39 45 181412買入18.27 東吳證券研究所002865.SZ鈞達股份28314225 33 38 1197買入1.99 東吳證券研究所硅料688303.SH大全能源90342166 121-57-買入21.37 東吳證券研究所硅片603185.SH弘元綠能3067445 54 65 765買入4.11 東吳證券研究所002129.SZTCL中環1,29032101 126 145 13109買入40.42 東吳證券研究所膠膜60

112、3806.SH福斯特6223328 37 48 221713買入18.64 東吳證券研究所688680.SH海優新材981174.2 7.4 9.9 231310買入0.84 東吳證券研究所N型銀漿300842.SZ帝科股份73733.95.98.119129-1.00 wind一致預期688503.SH聚和材料144875.88.210.6251814-1.66 wind一致預期002079.SZ蘇州固锝98123.13.7-3226-8.08 wind一致預期SMBB焊帶300861.SZ宇邦新材2004219.7 23.5 28.3 1097-4.80 wind一致預期54風險提示數據來

113、源：wind、東吳證券研究所 競爭加劇。光伏行業競爭者較多，產能擴產旺盛，若競爭進一步加劇，將對業內公司的盈利能力產生影響。技術突破不及預期。TOPCon技術當前成本主要受良率及效率影響較大，若后續技術突破不及預期，效率提升較慢，成本端持續劣勢可能會對業內公司盈利產生影響。光伏裝機不及預期。國家出臺一系列鼓勵政策支持光伏行業發展，若未來政策走向不利于光伏發展影響光伏裝機，則行業盈利空間將被壓縮，從而影響行業內公司的經營業績。55東吳證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準，已具備證券投資咨詢業務資格。本研究報告僅供東吳證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）的客戶使用。本公司不會因接收人收到

114、本報告而視其為客戶。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議，本公司及作者不對任何人因使用本報告中的內容所導致的任何后果負任何責任。任何形式的分享證券投資收益或者分擔證券投資損失的書面或口頭承諾均為無效。在法律許可的情況下，東吳證券及其所屬關聯機構可能會持有報告中提到的公司所發行的證券并進行交易，還可能為這些公司提供投資銀行服務或其他服務。市場有風險，投資需謹慎。本報告是基于本公司分析師認為可靠且已公開的信息，本公司力求但不保證這些信息的準確性和完整性，也不保證文中觀點或陳述不會發生任何變更，在不同時期，本公司可發出與本報告所載資料、意見及推測不一致的報告。本報告的

115、版權歸本公司所有，未經書面許可，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制和發布。經授權刊載、轉發本報告或者摘要的，應當注明出處為東吳證券研究所，并注明本報告發布人和發布日期，提示使用本報告的風險，且不得對本報告進行有悖原意的引用、刪節和修改。未經授權或未按要求刊載、轉發本報告的，應當承擔相應的法律責任。本公司將保留向其追究法律責任的權利。東吳證券投資評級標準:投資評級基于分析師對報告發布日后6至12個月內行業或公司回報潛力相對基準表現的預期（A 股市場基準為滬深 300 指數，香港市場基準為恒生指數，美國市場基準為標普 500 指數，新三板基準指數為三板成指（針對協議轉讓標的）或三板做市指數（針

116、對做市轉讓標的），具體如下：公司投資評級：買入：預期未來6個月個股漲跌幅相對基準在15%以上；增持：預期未來6個月個股漲跌幅相對基準介于5%與15%之間；中性：預期未來 6個月個股漲跌幅相對基準介于-5%與5%之間；減持：預期未來 6個月個股漲跌幅相對基準介于-15%與-5%之間；賣出：預期未來 6個月個股漲跌幅相對基準在-15%以下。行業投資評級：增持：預期未來6個月內，行業指數相對強于基準5%以上；中性：預期未來6個月內，行業指數相對基準-5%與5%；減持：預期未來6個月內，行業指數相對弱于基準5%以上。我們在此提醒您，不同證券研究機構采用不同的評級術語及評級標準。我們采用的是相對評級體系，表示投資的相對比重建議。投資者買入或者賣出證券的決定應當充分考慮自身特定狀況，如具體投資目的、財務狀況以及特定需求等，并完整理解和使用本報告內容，不應視本報告為做出投資決策的唯一因素。東吳證券研究所蘇州工業園區星陽街5號郵政編碼：215021傳真：（0512）62938527公司網址：http:/免責聲明56東吳證券 財富家園