TOPCon开始规模应用优势企业可能提前开始收获

1、一、光伏发电原理及路线演变1、电池原理及提效原则太阳能电池整体结构是基于大面积的 PN 结，在光照条件下，能量大于带隙的光子可以激发半导体材料中的电子由价带跃迁至导带，形成电子-空穴对（电子吸收光子能量），在 PN 结内建电场的作用下，光生电子-空穴对分离，产生电势，当外电路接通，电子将通过外电路对外做功，实现光能向电能的转化（电子能量下降后回到负极，完成完整的电路循环）。图 1：光伏电池发电原理图 2：经典 BSF 电池结构示意Solarmuseum、Energy Environmental Science、组件全生命周期发电量与项目投资运营成本是计算光伏电站项目收益的主要变量，光伏电池环节

2、技术迭代也在持续围绕“增效”+“降本”展开。从发电量角度看，光电转换效率、衰减率、双面率、弱光表现、温度系数等是主要的影响因素。图 3：平准化度电成本主要由投资额及电量比例关系决定晶科能源、1） 光电转化效率光电转换效率指到达太阳能电池表面的光能有效转变为电能的比例，即=Pm/Pin=VOCISCFF/Pin。光伏电池效率损失的主要来源可以分为 1）光学损失（低能光子损失等）、2）电学损失（接触电压损失等）两类，提效的技术方案多从增加入射光照量（减反射）、减少复合（钝化）、降低电学损失等几个维度入手。Ø 注：光伏电池电压、电流输出随负载等效电阻变化，得到 V-I 特性曲线。当 VI

3、乘积最大时，对应最大功率输出点Pm，此时的电压、电流称之为最佳工作电压 Vm、最佳工作电流 Im。当外电路处于开路、短路状态时，可测电池的开路电压 VOC、短路电流 ISC，当电池处在正常工作状态下，由于外电阻的存在，电池输出电压、电流均小于VOC、ISC，而填充因子 FF 定义为最大功率与 VOC、ISC 乘积的比值，即 FF=Pm/（VOCISC）。图 4：太阳能电池损失分布图 为低能光子损失； 为热弛豫损失；、 为接触电压损失； 为载流子对的复合损失资料来源：高效晶体硅太阳能电池技术、2） 衰减率：太阳能电池在应用过程中效率逐渐下降，相同光照条件下发电量随时间增长下滑：Ø PI

4、D（电势诱导衰减，Potential Induced Degradation）：光伏组件受外界条件影响，玻璃与 EVA 等封装材料间在负偏压下存在漏电流，造成电荷积聚在电池表面，恶化电池表面钝化效果，造成载流子复合，影响 VOC、ISC 及FF。Ø LID（光致衰减，Light Induced Degradation）：狭义光衰指初始光衰（大部分组件首年的 1-2%的衰减受到 BO-LID 影响），由于硅片中存在氧元素留存，掺硼 P 型硅片中，硼氧产生复合体，成为捕获少子的缺陷中心，降低少子寿命。Ø LeTID（热辅助衰减，Light and elevated Temper

5、ature Induced Degradation）：LeTID 普遍存在于多种类型电池中，其机理有多种解释，如 UNSW 将 LeTID 衰减原因归结于氢诱导劣化（HID）。图 5：衰减率是决定全周期发电量的关键因素天合光能、2、晶硅电池技术演进回顾1954 年美国贝尔实验室实现单晶硅电池突破，光电转换效率6%。而早期晶硅电池造价很高，主要应用在航天领域。上世纪八十年代，减反射、钝化、金属化工艺的突破优化，推动晶硅电池实验室效率进入 20+%的阶段，加速了太阳能电池的产业化进程，时至今日，晶硅太阳能电池规模化应用的技术方案主要包括早期的 BSF 电池及当前的 PERC 方案。1） BSF：较

6、早实现规模化应用的 Al-BSF（Aluminum-Back Surface Field）主体结构基于 P 型衬底（基极），在表面掺杂磷源，形成发射极，并与衬底形成 PN 结。其表面采取 SiNx 减反射，背面采用 Al 背场，实现了电池效率的大幅提升，但 BSF 电池仍然存在背面复合率高、铝背场对长波利用率低等问题。图 6：BSF 与 PERC 结构对比Royal Society of Chemistry、Energy Environmental Science、2） PERC：1989 年由 UNSW 提出的 PERC（Passivated Emitter and Rear Cell，钝化

7、发射极和背面电池），其主要的优化点体现在：Ø 1）选择性发射极 SE：正面区别常规晶体硅电池在发射极均匀掺杂的思路，PERC 电池在金属栅线附近进行高浓度掺杂深扩散，其他区域采取低浓度掺杂浅扩散，实现了接触电阻的有效降低，提升 FF，降低载流子表面复合速率改善钝化，同时改善电池短波光谱响应等，平衡接触电阻和光子收集间的矛盾。Ø 2）AlOx/SiNx 背面钝化：背面沉积 AlOx/SiNx 叠层钝化膜（P 型衬底），提升背面长波反射能力，饱和晶体硅边界的悬空键，且高负电荷密度形成高效场钝化。Ø 3）背面金属局部接触：PERC 在钝化层局部开孔兼顾减小复合和电流传导

8、金属化的要求。局部接触造成了 PERC电流传导由 BSF 的单一纵向增加二维的横向传导，因而背面开孔深度、布局等对电阻、复合等有较大的影响。图 7：UNSW 论文中首次提出的 PERC 电池结构图 8：PERC 电池效率提升至 23.5%Appl. Phys. Lett. 55, 1363 (1989)、通威集团（2021.7）、3、新电池技术方案多样化光伏电池技术经历多轮迭代，按产业化成熟度分，可以大致分为 1）PERC 主流成熟期路线、2）TOPCon、HJT 发展导入期路线、3）IBC、钙钛矿等前沿方案。目前 PERC 电池量产效率接近理论极限 24.5%，且降本进程趋缓，进一步降本增效

9、要在技术方案上突破。30%25%20%15%10% perc极限 topcon极限效率 hjt极限图 9：光伏电池技术迭代路线图 10：电池效率趋势图Jinko、Jinko、摩尔光伏、图 11：IBC 电池结构示意图 12：HJT 电池结构示意Royal Society of Chemistry、Energy Environmental Science、Royal Society of Chemistry、Energy Environmental Science、图 13：不同技术路线太阳能电池效率演进NREL、二、TOPCon 已有一定经济优势，并且将继续放大1、TOPCon 电池原理及技术

10、路线N 型 TOPCon（隧穿氧化层钝化接触，Tunnel Oxide Passivated Contact）电池大体是基于 PERC 电池的基础架构， 主要变化体现在：Ø 其一将衬底由 P 型换为N 型，N 型半导体少子寿命高，基本无硼氧复合，且对金属污染宽容度更高；Ø 其二在背面结构中，先增加 1-2nm 的隧穿氧化层 SiOx，再沉积一层掺杂多晶硅 n poly Si，形成背面钝化接触结构。隧穿氧化层提供了良好的化学钝化性能，大幅降低了界面复合，同时允许多数载流子有效地隧穿通过到掺杂多晶硅层。掺杂的多晶硅层与基体形成 n+/n 高低场，阻止少数载流子运动至表面，形成选

11、择性钝化接触。图 14：TOPCon 电池结构示意图 15：选择性钝化接触示意PhotoVoltaics、高效晶体硅太阳能电池技术、TOPCon 工艺路线差异主要体现在多晶硅生长及氧化层的制备上，目前主流的技术方案包括 LPCVD、PECVD、PVD等（习惯以多晶硅层制备方式简称）。Ø LPCVD 方案，即隧穿氧化层采取热氧，多晶硅层采取 LPCVD 方案（本征+离子注入/磷扩），技术工艺相对成熟，钝化效果好，但成膜速度较慢，需附加解决绕镀问题；Ø PECVD 方案，即隧穿氧化层采取 PEALD 方案，氧化层均匀，PECVD 形成多晶硅层，成膜速度快，但造成 H无法释放，存

12、在 H 含量高，易爆膜的困扰；Ø PVD 方案，由 PECVD 形成氧化层，PVD 完成多晶硅沉积，成膜速度较快且基本无绕镀影响。表 1：TOPCon 主流工艺流程对比LPCVDPECVDPVD设备投资低低高绕镀严重小基本无绕镀影响不同尺寸兼容性可以可以高产能高可以高原位掺杂较难，SiH4+PH3容易，SiH4+PH3/B2H6容易，硅靶+PH3膜层质量较好一般，易爆膜较好耗气量低高低特气SiH4，PH3SiH4+PH3/B2H6，H2PH3易耗品成本高（石英舟、石英管）一般（石墨舟清洗）低（载板清洗）占地面积小（L 9m*W 2m*H 4m)小（L 9m*W 2m*H 4m)大（L

13、 30m)能耗高中低LPCVDPECVDPVD优点工艺成熟度高，多年规模量产经工艺时间短（沉积速率快）无绕镀验气体用量小成膜质量较好易原位掺杂（p 型和 n 型，沉积速率基本不受掺杂影响）占地面积小工艺时间短易原位掺杂（p 型和 n 型）不同尺寸硅片兼容设备投资少利于薄片化占地面积小多功能升级缺点绕镀绕镀设备投资大原位掺杂较难膜层均匀性差占地面积大能耗大易爆膜石英耗材成本较高气体用量大不同尺寸硅片兼容性差不同尺寸硅片兼容性差资料来源：普乐新能源、CPIA、图 16：TOPCon 钝化层技术路线及优劣PVinfolink、2、实现电池效率和发电量的大幅提升优势 1：TOPCon 发电效率更高，提

14、效路径明确、空间大。TOPCon 电池基于 N 型衬底的，少子寿命更长，隧穿氧化层的选择性透过能力大幅减少载流子复合造成的损失，同时配合 SMBB 等工艺减少正面栅线阻挡，TOPCon 电池效率较 PERC 有 1pct 以上的优势。同时 TOPCon 电池仍处在产业化的初期，提效幅度、速度均更快。以 CPIA 口径统计，2018 年以来 TOPCon 电池效率提升 2.5 个百分点，同期 PERC 提效幅度为 1.3 个百分点，PERC 电池在周期中后段接近理论极限，提效进程明显不及 TOPCon。而目前 TOPCon 量产效率与超过 28%的理论极限仍有很大的优化空间，提效路径也更为明确。

15、图 17：光伏电池提效回顾图 18：TOPCon 提效幅度领先其他方案25%24%23%22%21%20%PERC p 型单晶电池异质结电池TOPCon 单晶电池IBC 电池2016201720182019202020212021IBC 电池异质结电池TOPCon 单晶电池PERC p 型单晶电池202020192018CPIA、0.0%1.0%2.0%3.0%CPIA、（注：以 2018 年为基准）图 19：TOPCon 提效路径清晰Continuously Evolving Tech、企业官网、公司公告等、表 2：N 型衬底典型优势序号特征概述1少子寿命高n 型材料中的杂质对少子空穴的捕获

16、能力低于p 型材料中的杂质对少子电子的捕获能力，相同电阻率的n 型 CZ 硅片的少子寿命比p 型硅片的高出 12 个数量级，达到毫秒级，且 n 型材料的少子空穴的表面复合速率低于 p 型材料中电子的表面复合速率，因此采用n 型晶硅材料的少子空穴的复合将远低于p 型的少子电子的复合。2对杂质容忍度更高Fe、Cr、Co、W、Cu、Ni 等金属对p 型硅片少子寿命的影响均比 n 型硅片大，由于带正电荷的金属元素具有很强的捕获少子电子的能力，而对于少子空穴的捕获能力比较弱，所以对于少子为电子的 p 型硅片的影响比少子为空穴的n 型硅片的影响要大，即在相同金属污染的情况下，n 型硅片的少子寿命要明显高于

17、 p 型硅片。3无 BO-LID掺硼的p 型晶体硅中，硼氧复合中心造成少子寿命降低，转换效率下降。而掺磷的 n型晶体硅中硼含量极低，基本消除了硼氧对的影响4双面率高n 型硅片制作的双面电池双面率更高，可达到 85-95%高效晶体硅太阳能电池技术、PV-tech、智汇光伏、CNKI 等、优势 2：高双面率、低衰减等提升全周期发电量根据晶科能源产品白皮书披露，N 型 TOPCon 电池双面率可以达到 85%，较 PERC 70%左右的双面率明显提高，折算至综合效率端大致形成 1pct 左右的效率优势。同时由于 N 型衬底少子寿命更长，受杂质影响小，同时基本上消除了硼氧复合造成的 LID，TOPCo

18、n 组件首年衰减优化至 1%，年衰减幅度较 P 型明显减少，且弱光表现更好，温度系数更优，提升全生命周期发电量。实例测算全周期发电量优势达到 4-5%。图 20：P/N 型组件双面率对比图 21：P/N 型组件衰减曲线对比晶科能源、表 3：N 型双面组件增益测算实例晶科能源、电站规模 100MWP 型双面Tiger Neo 双面组件功率540560组件效率21.10%21.68%等效峰值利用小时数12681325组件尺寸电池片数2256×11341442278×1134144发电增益100%104.50%资料来源：晶科能源 JinkoSolar、图 22：晶科能源 NEO

19、组件Jinko、3、能更好兼容 PERC 产线与工艺1） 与既有 PERC 产线兼容度高从硅料/硅片环节看，TOPCon 采用 N 型衬底，对硅料纯度要求较 P 型更高，目前硅料企业新产线基本上满足 N 型需求。N 型硅片拉晶过程要求热场等辅材杂质含量更低，切片厚度与 PERC 大体一致。总体上在上游硅料、硅片重资产环节不涉及设备更替；从电池制备环节看，TOPCon 相比 PERC 增加/替换的主要设备为 B 扩散、隧穿氧化层及 poly Si 沉积设备，其余环节基本与 PERC 产线兼容；从组件制备环节看，TOPCon 通常配合 SMBB 减少银浆用量，此时要求串焊机做相应调整（若不改变主栅

20、线数目则无需调整），高温工艺的 TOPCon 在组件端同样适配 PERC 产线。总体来看，TOPCon 与 PERC 工艺大多部分还比较接近，不仅是有改造升级空间，更重要的是可以充分利用现有的产业工人与成熟工艺。图 23：PERC/TOPCon 工艺对比Continuously Evolving Tech、2） 投资强度逐渐接近 PERC，改建主要考虑预留空间参考 CPIA 统计数据，2021 年 PERC 产线投资额约 1.94 亿/GW，TOPCon 产线为 2.2 亿/GW，新建产线投资强度已经和 PERC 接近。调研反馈当前实际的 PERC 产线投资额已经降至 1.5 亿/GW 以下，

21、而 TOPCon 产线投资额也降至2 亿/GW 上下，叠加产线生命周期造成的折旧年限差异以及供需造成的排产差异，新建 TOPCon 产线平摊至单 W 折旧额已经接近 PERC。从改建角度看，PERC 产线需要增加的投资额（包括硼扩、沉积设备等）大致在 0.4-0.6 亿/GW，投资额并不高，制约 PERC 产线改造的因素主要在技术方案和预留场地空间上（硼扩速度慢于磷扩，增加设备投入）。大部分 2020 年以后扩产的 PERC 产线预留了 TOPCon 的改造空间，但结合目前统计规划情况，2022 年新增 TOPCon 产能主要为新建产能。图 24：不同技术方案单 GW 投资额对比（亿元）及折旧

22、测算（元/W）6543210PERCTOPConHJT0.050.040.030.020.010.00202020212021年单W折旧（元/W，右）CPIA、4、经济性已经开始显现1） 收益端，TOPCon 已经形成溢价：相同版型下，TOPCon 组件较 PERC 提供 5-6%的功率增量，且首年衰减、温度系数、弱光表现均更优，全生命周期发电量较 PERC 提升约 4-5%（数额受场景影响），意味着在相同 LCOE 基准下，TOPCon 组件将享受较 PERC 的溢价。Ø 静态来看，参考目前 TOPCon 24-24.5%的量产效率，测算对单面组件 TOPCon 带来的初始投资溢价

23、在 0.1 元/W 左右，双面组件接近 0.15 元/WØ 动态考虑 TOPCon 和 PERC 的效率差拉大，当效率差拉开到 2pcts 时，N 型 TOPCon 在单面/双面组件端的溢价将进一步的向 0.15/0.2 元/W 靠拢。年初以来，已有国电投、中核汇能开始 N 型项目招标，且国电投项目给出了 0.14 元/W 的 N 型组件溢价。表 4：N 型电池组件享受更高溢价日期产品名称产品类型效率/功率单价（元/W）同规格 P 型报N 型溢价备注价（元/W）（元/W）2022-1-1单晶N 型电池182 双面24.5%1.211.07-1.100.11-0.14一道新能报价202

24、2-1-1单晶N 型组件182 双面双玻550W1.991.87-1.940.05-0.12一道新能报价2022-1-26单晶N 型组件182 双面双玻555Wp2.03-2.1381.86-1.9970.14国电投招标资料来源：一道新能、Solarzoom、Solarbe、（同规格 P 型报价参考 Solarzoom 及国电投招标信息）TOPCon24.0%24.5%25.0%25.5%26.0%PERC23.0%23.2%23.3%23.5%23.7%表 5：TOPCon 组件溢价测算（元/W）电池效率假设组件效率TOPCon PERC效率差22.3%21.4%0.9%22.8%21.5%

25、1.2%23.3%21.7%1.5%23.7%21.9%1.9%24.2%22.0%2.2%单面1.50.060.080.100.120.131.60.070.090.110.120.14BOS 成本假设1.70.070.090.110.130.15（元/W）1.80.080.100.120.140.161.90.080.100.130.150.1720.080.110.130.160.18双面综合效率TOPCon（Bifi85%）24.9%25.4%25.9%26.4%27.0%折算（BSI 取PERC（Bifi70%）23.4%23.6%23.8%23.9%24.1%13.5%）效率差1.

26、5%1.8%2.2%2.5%2.9%双面1.50.090.110.130.140.161.60.090.110.130.150.17BOS 成本假设1.70.100.120.140.160.18（元/W）1.80.110.130.150.170.191.90.110.140.160.180.2020.120.140.170.190.21资料来源：晶科能源、捷泰新能源、一道新能源等、2） 成本仍然具备下降空间：从成本增量看，测算 TOPCon 非硅+硅成本合计增量大致在 0.06-0.1 元/W。Ø 非硅成本：非硅主要来自银浆及折旧：1）目前 182 PERC 正面用量 70-80mg

27、（背银约 1/3），过去 3 年 TOPCon 正背面银浆消耗量实现大幅降低，但目前仍较 PERC 高约 50mg（120-130mg/片），以当前银浆报价粗略测算单 W 非硅增加大致在 3 分上下。未来线宽下降、加工费用减少，TOPCon 银浆消耗仍有很大的下降空间，叠加效率提升银浆非硅成本将趋近。2）设备投资带来的折旧增加摊至单 W 大致在 1 分，考虑企业间技术工艺、良率、投产条件（主要影响能耗价格）差异，目前 TOPCon 电池环节非硅的成本增量大致在 4-8 分/W。Ø 硅成本：N 型硅片目前较 P 型仍高出 6%-10%，以 182 硅片报价测算，大致硅成本增量在 2-3

28、 分/W 上下（目前N 型硅片尚未大批量供应，存在浮动空间）。表 6：不同技术路线电池端成本变化电池片技术成本主要变量PERC基准TOPCon+银耗+设备折旧HJT-硅片成本-银耗+靶材+设备折旧HBC-硅片成本+银&铜成本差+设备折旧HJT+钙钛矿叠层-硅片成本-银耗+靶材+设备折旧+钙钛矿功能层成本Solarzoom、表 7：TOPCon 银浆非硅成本增量估算（元/W）182 TOPCon 假设银浆用量（mg/pc）效率电池功率（W）15014013012011024.0%7.920.0360.0290.0230.0170.01024.5%8.080.0340.0280.0210.

29、0150.00925.0%8.250.0320.0260.0200.0140.00825.5%8.410.0300.0240.0180.0120.00626.0%8.580.0280.0230.0170.0110.005资料来源：公司公告、（注：以 23.5%转换效率 182 PERC 电池为参考系，考虑背银、铝浆折算）图 25：TOPCon 电池成本构成图 26：TOPCon 电池正面银浆消耗量（mg/pc）1009590858075706560201920202021公司公告、Solarzoom、索比光伏等、CPIA、三、TOPCon 将在今年开始规模推广，先发企业享受红利1、复盘 PER

30、C 替代，性价比优势后渗透率快速提升PERC 拉开单晶多晶能效差距。PERC 技术在原有电池片生产增加背面钝化及激光开槽工序，与既有产线兼容，且效率提升明显。同时 PERC 工艺在单/多晶电池上提效差异（对单晶，PERC 提效达超过 1%，而多晶为 0.6-0.8%）， 放大单晶电池溢价。此外金刚线在单晶更优的适配性也推动单晶+PERC 技术的整体优势。由全周期性价比优势到组件售价可比，单晶替代经历价值发现到加速扩张。Ø 1）2016 年单/多晶实际价差收缩至持平/低于合理价差，全周期视角下单晶增效带来发电量增益摊薄 LCOE，形成对多晶路线的性价比优势。2017 年单/多晶价差进一

31、步收窄，年底几近同价，单晶“附赠”发电量突破对单晶高效率的认知。Ø 2）单晶性价比优势获产业认可，龙头产能释放，2017-2019 年单晶渗透率加速提升，2020 年基本完成多晶向单晶转化，单/多晶价差逐步恢复至合理区间。表 8：单/多晶硅片合理价差测算项目单位2014201520162017201820192020单晶组件功率W270275280295305315325多晶组件功率W255260265270275275280功率差W15151525304045组件封装成本元/块210205200195190190190面积相关 BOS 成本元/块500500500500500500

32、500单晶组件溢价元/W0.150.150.140.220.250.320.34公司公告、CPIA、2016201720182019图 27：2014-2020 单/多晶组件价格走势（元/W）图 28：2016-2019 国内单晶电池占比Solarzoom、CPIA、2、TOPCon 规模应用已经启动2021 年 PERC 市占率约 91%，BSF 电池市占率降至 5%，N 型份额仅为 3%。但 N 型电池量产效率、极限效率都更高，且随着设备端、材料端的成本持续优化，N 型尤其 TOPCon 已经开始由中试向规模化发展。2022 年 1 月，晶科能源安徽 8GW TOPCon 电池项目投产，为

33、全国首个大规模量产的 TOPCon 生产线。2 月海宁基地产出首片 TOPCon 电池，预计到年中公司 TOPCon 产能将逐步爬升至 16GW，成为量产规模最大的 N 型电池/组件企业。同时，钧达、中来、隆基、天合、晶澳等均规划。其中，钧达股份计划扩产 16GW 高效电池，其中一期 8GW 的 TOPCon 项目已经开始建设，中来股份在现有 3.xGW 的基础上也启动两期共 16GW 的产能扩张。预计 2022 年底 TOPCon 产能将达到 40GW 以上，2022 年就是 TOPCon 规模放量的元年。1401201008060402001401201008060402002020202

34、12022E2023ETOPCon其他N型合计图 29：N 型电池产能预测（GW）图 30：电池结构比例变化PVinfolink、CPIA、表 9：部分 TOPCon 产线投建规划情况企业名称省份已建(MW)在建/待建(MW)总产能(MW)浙江900900晶科安徽80008000浙江80008000钧达股份安徽1600016000江苏21002100中来江苏15001500山西1600016000晶澳河北10013001400隆基未披露未披露未披露-天合江苏江苏50080005008000通威四川15001500一道浙江12501250LGE韩国15001500韩华韩国60025003100资

35、料来源：公司公告、智汇光伏、Trendforce 等、注 1：通威 1.5GW 包含此前 500MW 试验线注 2：中来山西 16GW 规划，一期在建 8GW注 3：隆基未公开披露 TOPCon 规划，相关内容由公司研发进度决定3、先发企业将享受红利1） 对 perc 有经济优势，推广期有红利从利润角度看：基于当前的工艺、效率水平测算，TOPCon 从上游硅料到组件端，各环节合计的成本增加大致在0.06-0.1 元/W，实际能够提供的溢价合理区间在 0.1-0.15 元/W（单双面略有差异），而从目前的实际招标情况看， TOPCon 组件价格较同版型 PERC 高出 0.1-0.14 元/W，

36、意味着率先实现 TOPCon 产品批量供应的电池、组件企业能够享受额外红利，前期技术研发、资本开支随企业产线投产开始兑现收益。从量的角度看：2022 年底 TOPCon 产能预计超过 40GW，2023 年进一步扩张，而光伏行业整体维持极高的景气度， 尤其 2023 年上游供给瓶颈突破后，增长确定性高，相较需求总量，TOPCon 仍然是稀缺的优质产能，有希望维持较高的利用率。此外，对下游组件企业而言，基本上无需做产线的调整即可顺利切换到 N 型，考虑到新增的 TOPCon 电池产能很大比例在一体化企业内，能够外供的三方优质产能更为有限，这部分产能将处于供不应求的状态。综上，我们判断在接下来 1

37、-2 年的推广期，优势企业将在盈利、出货量上享受先发红利。图 31：TOPCon 成本增加及售价溢价对比（元/W）图 32：TOPCon 产能与组件需求对比（GW）0.160.140.120.100.080.060.040.020.00成本价格350300250200150100500TOPCon期末产能测算组件需求202020212022E2023E公司公告、Solarzoom、PVinfolink、CPIA、公司公告等、2） 工艺难度大，工艺复制比较难，参与者的差异可能比 PERC 大一些PERC 推广初期，在选择性发射极的制备、钝化膜沉积技术的选择、以及背面局部接触方案上有多样化的选择。而在经过较长时期的技术工艺探索和实证检验后，目前的 PERC 工艺趋于成熟，企业间的差异不明显，PERC 电池的制造壁垒逐渐的弱化。从技术生命周期看，目前 TOPCon 仍处在推广初期，从隧穿氧化层、多晶硅层的制备方式看已经出现了多样化的组合选项，再到材料选择、浆料适配、钝化层厚度选择上，不同技术路线的企业间存在较大的差异，直观体现在量产效率、非硅成本控制（包含良率）上的不同。另一方面，TOPCon 在原有 PERC 产线基础上替换为硼扩，增加隧穿氧化层