銀漿多少錢一公斤（光伏行業專題報告）

（報告出品方/作者：民生證券，鄧永康、葉天琳）01.溢價：彈性溢價上限可達0.24元/WTOPCon：隧穿氧化層鈍化接觸技術TOPCon電池是一種基于選擇性載流子原理的隧穿氧化層鈍化接觸（TunnelOxidePassivatedConta

（報告出品方/作者：民生證券，鄧永康、葉天琳）

01.溢價：彈性溢價上限可達0.24元/W

TOPCon：隧穿氧化層鈍化接觸技術

TOPCon電池是一種基于選擇性載流子原理的隧穿氧化層鈍化接觸（Tunnel Oxide Passivated Contact）太陽能電池技術，其 電池結構為N型硅襯底電池，在電池背面結構為：超薄氧化硅+摻雜硅薄層，形成了鈍化接觸結構，有效降低表面復合和金屬接觸復合。電池背表面為H型柵線電極， 可雙面發電。

此外，TONCon選用的N型襯底也有諸多優勢。 N型襯底相較PERC所使用的P型，半導體少子壽命高，基本無硼氧復合，且對金屬污染寬容度更高。 上述技術原理為TOPCon電池片帶來了諸多優勢：高轉換效率、高雙面率、低衰減率、低溫度系數。

TOPCon主要優勢1：電池片轉換效率較PERC高

PERC電池金屬電極與硅片直接接觸，兩種材料功函數不匹配，導致接觸界面能帶彎曲，并產生大量的少子復合，對電池片的轉化效率產生負面影響。目前產線效率約 23.2%、最高可達23.56%，接近其理論極限24.5%（德國哈梅林太陽能研究所測算）。

特殊表面鈍化層為TOPCon帶來效率優勢。TOPCon電池采用極薄的SiO2鈍化層，外側使用100nm的N型Poly-Si背場，增大內建電場，促進載流子分離，提高轉化效 率。但仍使用了SiNx等導電性差的反射層，電極需要高溫燒穿該層與Poly-Si接觸，依舊會有較高的界面復合，對電池效率形成一定限制。目前產線效率約24.6%，預 期提升至25%左右。單面鈍化理論極限效率為24.9%，雙面鈍化理論極限效率為28.7%，但前鈍化層生產工藝復雜，未能得到有效突破。

TOPCon主要優勢2：低衰減率、高雙面率、低溫度系數

TOPCon具備更低衰減率。N型襯底相較P型，半導體少子壽命高，基本無硼氧復合，且對金屬污染寬容度更高，使TOPCon組件衰減率天生相對PERC具有優勢。此外， PERC電池由于背部AL2O3/SiNx均為介質絕緣膜，為實現電學接觸，需對介質膜進行局域激光開孔。而TOPCon由于其技術原理，因其特殊的能帶結構，超薄氧化層可 允許多子隧穿而阻擋少子透過，在其上沉積一層金屬作為電極就實現了無需開孔的鈍化接觸結構。無需激光開孔，故無光致衰減、弱光效應好。

此外，TOPCon電池還具備高雙面率、低溫度系數的特點。根據晶科能源發布的產品白皮書，P型組件的溫度系數為-0.35%/℃，N型TOPCon組件優化溫度系數至0.30%/℃，在高溫環境下發電量尤為突出。TOPCon電池片也普遍比Perc電池雙面率高10%+，有效增加了發電量。

溢價拆解：剛性溢價0.04元/W+非剛性溢價0.13-0.24元/W

TOPCon合理溢價：剛性溢價（對應面積相關BOS攤薄）約0.04元/W+非剛性成本（首年發電3%、1%分別對應溢價0.23元/W、0.13元/W）。

剛性溢價（量化最準、最能接受的）：組件效率提升→單位面積對應瓦數提升→單瓦對應面積相關BOS成本（如土地、支架等）得到攤薄。

BOS (Balance of System)成本，是指除了光伏組件以外的系統成本，主要由逆變器、支架、電纜等主要設備成本，以及土建、安裝工程、項目設計、工程驗收和前 期相關費用等部分構成。

BOS單瓦成本=（支架+電纜+升壓站+送出電路+建設+其他費用）/(組件效率*組件總面積)+逆變器及箱變成本。逆變器及箱變本身價格是按元/瓦計價，無需除以組 件功率。提高組件效率是降低BOS單瓦成本的主要途徑。

非剛性溢價：低衰減+高雙面率+低溫度系數。前者帶來全生命周期下的發電增益（假設首年發電量不變）；后兩者帶來實際使用過程中TOPCon較PERC的首年發電量 增益，但由于后者部分增益無剛性量化標準+后續運維權責較難明確，該部分溢價較為軟性。

剛性溢價測算：約0.04元/W，源自更高組件效率

剛性溢價：組件效率提升→單位面積對應瓦數提升→單瓦對應面積相關 BOS成本（如土地、支架等）得到攤薄。 對地面電站用戶，組件效率提升最直觀的反饋是【BOS面積相關成本攤 薄】，也為量化最準、最能接受的【TOPCon組件所帶來系統成本降 低】。因此只要TOPCon相對PERC溢價<單瓦面積相關成本下降，在終 端用戶眼里即是合理的。

BOS面積相關成本主要包括土建、支架等設備及安裝費用。參考華東勘 測設計院在青海某地面電站比選結論， 由于TOPCon組件效率（依案例 計算約21.83%）較PERC（21.05%）更高，因此同容量項目所需 TOPCon組件塊數小于PERC。 項目總體來看，使用TOPCon組件可使電 站建設過程中的BOS相關成本下降約0.04元/W。也即從BOS攤薄維度看， TOPCon至少可較PERC組件擁有4分/W的溢價。（報告來源：未來智庫）

半剛性溢價測算：約0.04元/W，下游接受度高

低衰減率：由于該部分可以實驗定量測得，下游對該溢價接受度高。 低衰減原因：N型電池硅片基底摻磷，無硼-氧對形成復合中心對電子捕獲的損失，幾無光致衰減。TOPCon組件首年衰減率約1%（PERC約2%），首年 后年均衰減率約0.4%（PERC約0.45%）。 以25年生命周期+年均發電小時1250h測算，TOPCon的低衰減（假設首年發電量與PERC持平）可使全生命周期發電量提升0.6%，IRR提升0.15%，對應 組件溢價約0.04元/W。

非剛性溢價：首年發電增益帶來0.13-0.24元/W溢價

非剛性溢價：高雙面率+低溫度系數，帶來實際使用過程中，TOPCon較PERC的首年發電量增益；但由于增益無剛性量化標準+權責較難明確，該部分溢價較為軟性。

高雙面率：TOPCon雙面率可達80%+，較PERC提升10 Pcts；

低溫度系數：電站中午后日照強、溫度上行，組件發電量可能受到影響；低溫度系數可保障發電量。TOPCon的溫度系數約-0.3%/℃，較PERC提升0.05%/℃。

目前看來，地面電站端TOPCon組件首年發電量較PERC增益可達3%，后續每年衰減率約0.4%（PERC約0.45%）。以25年全生命周期計算（年均利用小時數 1250h），考慮到低衰減，預計TOPCon組件可較PERC發電量提升4.8%。

理想情況下發電量增益溢價：若以PERC投資額4元/W測算，達到相同IRR（7.4%）對應TOPCon溢價可達0.23-0.24元/W（包含低衰減的0.04元/W溢價） ；但實際評估中，由于PERC標定需對照組+發電量增益與運維等因素相關性大，最終權責難評定，該部分溢價涉及上下游博弈，較為軟性。以終端電站認可TOPCon組件 首年發電1%增益，對應TOPCon較PERC溢價約0.13元/W（包含低衰減帶來的0.04元/W溢價）。

22年初至今，TOPCon在招投標中保有一定溢價

我們統計了22年初至今國內地面電站的Perc和Top-con電池組件招投標價格。根據廣東能源、中核匯能、國家電投、中國華電等項目的公告顯示， TOPCon組件價格相較PERC在Q1體現出顯著的溢價。

從價格端看，除華電1.5GW項目中，晶科為實現TOPCon初期推廣，TOPCon溢價僅為0.04元/W外；廣東能源項目TOPCon溢價為0.08元/W ，中核 匯能、國電投項目中TOPCon與PERC價差均在0.14元/W以上。表明終端電站已認可TOPCon為業主帶來的部分發電量增益（軟性溢價），看好新技 術帶來的產品差異化為企業帶來的超額收益。

02.成本：TOPCon成本增0.04-0.05元/W

新工藝設備與高耗銀，是TOPCon成本提升主要因素

結論：TOPCon組件端全成本（一體化）約為1.556元/W（PERC為1.51元/W），單瓦成本較PERC高4-5分。

與PERC相比，導致TOPCon成本提升的因素：硅料價格提升+硅片端效率&良率下降+電池capex提升+銀漿耗量提升。TOPCon電池工藝復雜，致低電池片良率并需額 外CAPEX。雖然可基于PERC改造，但TOPCon工藝仍較PERC增添2-3步，如：硼擴、非晶硅沉積及鍍氧化層膜等，新增工藝環節需新添置設備（硼擴&CVD設備），并 且提升生產能耗。TOPCon電池也需要使用更多銀漿。TOPCon 電池的高雙面率+特殊隧穿氧化層，使其耗銀漿量上升，非硅成本上升。此外，N型電池對硅片的純度 提出更高的要求，降低硅片端的拉晶效率、切片良率。

導致TOPCon成本降低的因素：N型硅片厚度降低硅成本+瓦數提升攤薄輔材成本。未來隨良率提升+薄片化+效率提升，預計后續TOPCon一體化組件成本有望和 PERC打平。

硅片端測算：薄片化+成本攤薄，N型硅片端成本基本打平

OPCon所用的N型硅片較PERC的P型在參數上有諸多優勢。包括：摻雜元素更均勻、更高少子壽命、碳氧含量更低、硅片薄片化。但N型硅片需更高的硅片端工藝， 體現到現在的結果是：硅片端的良率下降與非硅成本提升。

N型硅片工藝成本劣勢：a. 更難控制元素分布均勻性。P型摻硼、N型摻磷，硼在硅中的分散系數（約0.8）大于磷（約0.35），因此N型較P型更難控制元素分布均勻性， 帶來非硅成本攤薄；b. 增加單爐總投料量。單爐投量上升會增加爐內液面高度、介質內自然對流強度上升從而引發硅料缺陷、少子壽命降低，拉晶效率降低。c. 需要更 高純度的硅料（電子II級以上）、石英坩堝、熱場、更細金剛線。除了純度，為防止加熱過久導致涂層脫落使得硅料雜質上升，石英坩堝的耗量也更大；熱場由于N型硅 片開爐次數更多、對熱場氧化加深，單耗增加。此外，由于N型硅片普遍更薄，需要使用更細的金剛線。

N型硅片工藝潛在成本優勢：薄片化。N型硅片由于其延展性+組件端變化使N型硅片厚度較P型有較大下降空間，從而降本。但根據現有文獻，電池片轉換效率會隨著硅 片厚度的下降而降低，也會影響碎片率。因此，平衡成本與效率將是N型硅片降本的核心議題之一。

硅片端：N型薄片化+瓦數提升攤薄成本，預計N型硅片端成本基本打平

a. 成本增加的要素：

高硅料價格：N型硅料純度高、供給較低，價格較P型高約4%。 良率下降：N型硅片對純度質量要求更高，實際生產中邊皮頭尾廢料比例提升。

非硅提升：N型純度提升，拉晶端效率下降；P的擴散性能較Ga更差，切片環節良率下行；預計單瓦非硅提升至0.13元（較PERC提升30%）。

b. 成本攤薄的要素：

薄片化：N型硅片延展性更佳+TOPCon正背面均用銀漿，對稱性好，硅片厚度可下降至150um（PERC約160um）。

瓦數提升：得益于效率自23.2%提升至24.6%，182電池片的TOPCon功率約8.15W（較PERC高6%），可實現硅成本攤薄。

整體而言，在硅片環節，考慮硅片端費用（各0.04元/W）TOPCon的硅片成本約為0.64元/W（PERC為0.63元/W），略高0.01元/W，大致持平。 中性條件下，182mm，假設TOPCon電池片效率為24.60%（PERC為23.20%）、硅片厚度為150um（PERC為160um）、良率為93%（PERC為97%），則TOPCon 單瓦硅耗約為2.15g（PERC為2.29），較PERC降6.11%。N型硅料價格高4%前提下，預計TOPCon硅成本約0.47元/W，較PERC單瓦成本降低2分。考量到非硅N型 較P型高約3分/W，預計N型硅片成本較P型高1分/W，二者基本打平。

電池端測算：非硅成本TOPCon整體高0.046元/W

電池端：非硅成本TOPCon整體高0.046元/W，主要 由新設備CAPEX、能耗和高銀漿耗量推升

a. 工藝變動-新設備CAPEX與能耗：預計增加0.011 元/W

TOPCon由于相對PERC新增硼擴+SiO2/Poly-Si沉積 工藝，需要增添硼擴&CVD設備，投資額每GW需增 加約6000萬元，對應單瓦折舊提升0.005-0.006元 /W。同時能耗預計較PERC高提升10%，對應成本增 加0.005元/瓦；折舊+能耗成本提升總計約0.011元 /W。

b. 高銀漿耗量：預計增加0.034元/W，是主因

PERC電池僅正面需要用銀網電極，單片耗量約為 70mg；而TOPCon正面電極采用摻鋁銀漿，背面由 于需要與多晶硅接觸并最大程度地降低金屬誘導復合 速率，采用純銀漿料，單片銀漿耗量約為120mg，以 銀漿價格6000元/kg測算，對應銀漿成本增加0.034 元/瓦。

電池環節中，考慮TOPCon電池端費用約0.06元/W，預計一體化電池成本總計約0.91元/W，較PERC高約0.06元/W；其中電池端非硅提升0.045-0.05元/W，硅片 端成本提升約0.01元/W。

組件端測算：瓦數提升攤薄面積相關非硅成本

組件封裝過程中，膠膜、玻璃、邊框等均屬于面積相關成本，相同面積組件的瓦數提升，可實現輔材成本攤薄。以膠膜不含稅均價12元/平米，2mm玻璃含 稅價格19.2元/平米，PERC組件邊框、接線盒、焊帶等面積相關輔材成本共0.22元/W測算，預計TOPCon的膠膜、玻璃、其他面積相關輔材成本較PERC可 下降約2分/W。 綜合來看，TOPCon的組件生產成本約為0.55元/W (PERC為0.57元/W)。考慮組件端費用，TOPCon組件端全一體化成本約為1.556元/W，較PERC的 1.51元/W提升約0.046元/W，即單瓦成本提升約4-5分。

如何看后續TOPCon成本下行

敏感性分析：組件效率平均每提升約0.5%，成本可下降約1.6分/W。硅片端良率平均每提升2%，成本可下降約2.5分/W。當TOPCon硅片良率與PERC 持平時，一體化成本略低于PERC（0.4分/W）。硅片厚度平均每降低5um，成本可下降約1.1分/W。

03.看好布局TOPCon先發企業的技術阿爾法

先發企業有望把握技術紅利

TOPCon存在多種技術路線，容易拉大企業差異。TOPCon主流技術路線有三種：LPCVD、PECVD和PVD。其中，LPCVD工藝成熟，厚度均勻性好，致密度高，但 存在成膜速率慢、繞鍍等問題；PECVD成膜速率快，但厚度均勻性、純度、致密度較弱，且存在氣泡問題；PVD則無法解決隧穿氧化層制備問題，還需用到PECVD 設備。不同的方案選擇，也會使得成膜速率、產品良率等參數出現明顯差異。復雜的技術路徑會讓先發企業具備 Know-How 優勢，加大技術領先護城河。

經驗曲線助力TOPCon先手降本增效。根據光伏行業過去40年的經驗曲線，隨著出貨量的提升、光伏組件的價格也隨之下降。目前市場上TOPCon出貨量還較小、量 產效率與理論極值還有較大差距，率先進行TOPCon大規模量產先手的企業將獲得更大的成本和效率優勢。

看好布局TOPCon企業的技術阿爾法

技術迭代一直以來是推動光伏行業發展的關鍵。過去數年是PERC電池應用快速擴張階段，進入2022年，光伏電池片的技術迭代正式迎來了新的時代，TOPCon 等轉換效率更高的電池技術將從實驗室邁向產業鏈，在形成投產-規模化效應降本-持續擴產的良性循環過程中，享受技術紅利的企業有望迎來市占率提升+享受 技術溢價的雙重優勢。（報告來源：未來智庫）

晶科能源：一體化組件領先企業，N型引領行業技術變革

N型TOPCon電池片加速投產，具備先發優勢。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。2018年公司投資建立了N型電池的中試線，2019年 投資GW級別N型電池試驗產線，2021年公司的實驗室N型單晶電池效率達到25.4%，且目前已實現穩定量產效率24.5%，良率達99%。22年1月晶科安徽 TOPCon工廠開始投產，2月海寧工廠開始投產。預計22Q2可以完成產能爬坡，至年底TOPCon產能將達16GW，全年有效產能約10GW。

單瓦凈利有望達0.05元，后續隨成本下降有望提升至0.1元。目前公司TOPCon組件效率已達24.5%+，較PERC具備一定超額利潤（以0.1元/W溢價及0.04-0.05 元/W成本提升測算，超額利潤約0.05元/W）；往后看，隨技術推進，公司成本有望與PERC打平（組件效率提升 + 硅片端良率提升 + 薄片化），單瓦凈利可較 PERC提升0.1元。

鈞達股份：重組進軍光伏電池片業務

并購捷泰將獲得8.2GW + 8GW光伏電池產能。2021 年年底，公司并購的捷泰科技光傣族電池產能約 8.2GW，預計在2022 年一季度完成改造后， 全部產能 都升級 182-210mm 大尺寸 PERC 產線。2021 年 12 月公告了在安徽的滁州建設 16GW TOPCon 的生產線，預計第一期8GW產能將在今年6月投產。

剝離汽車業務輕裝上陣，TOPCon有望帶來額外溢價。公司擬出售蘇州鈞達等汽車業務相關資產，剝離虧損業務（2021年1-10月交易前歸母凈利潤-1.79億元， 交易后備考歸母凈利潤為0.74億元），全力聚焦光伏業務，將為公司帶來更多利潤。公司TOPCon產品預計較PERC享有一定溢價，將在重組基礎上進一步增 厚歸母凈利潤。

報告節選：

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站