光伏TOPCON产业链需求井喷|石英砂|电池|衰减|溢价|PE

　　核心观点

　　作为光伏新技术的主要代表，TOPCon光伏组件经过1年的市场培育，下游客户对其性价比有了充分的认知。我们观察到2023年伊始，TOPCon需求呈现井喷式态势，而产业链供给短时间内无法满足行业所有需求，导致TOPCon产品在未来一段较长的时间内将维持高景气状态。

　　在这一趋势下，TOPCon电池、组件超额利润有望扩大，头部企业将迎来较大弹性。另外，我们也建议关注石英砂/石英坩埚、银浆、胶膜、N型硅料等边际向好的材料环节。

　　投资逻辑

TOPCon组件性价比较高，溢价7分情景下LCOE能够降低7.3%，相同价格下，提升项目全投资收益率1-2pct。TOPCon相较于PERC具有高效率、高双面率、低衰减、低温度系数等，其中高效率能够带来土地、支架等成本下降，从而带来组件端溢价。其他电池参数则能够通过提高电站运营期发电量，进一步带来LCOE下降。根据我们测算，在N、P组件同价情景下，TOPCon电站LCOE相比PERC下降8.6%；在溢价7分情景下，TOPCon电站LCOE相比PERC下降7.3%。
经过一年培育期，TOPCon需求进入井喷式增长阶段。2023年春节之后，我们观察到TOPCon电池组件需求旺盛，产品价格十分坚挺，走出独立行情。2022年头部TOPCon组件企业为了对产品进行推广，在产品价格上让利客户，整体溢价在0.05-0.1元/W。今年以来，国内央国企招标中N型占比快速提升，国家电投、中核汇能组件招标中N型占比达到30%-40%，但今年组件企业优质TOPCon产能将优先供给高价海外市场。
TOPCon电池是核心供应瓶颈，组件超额利润有望提升。据我们统计，2023年行业TOPCon有效供给量大约122.7GW，其中一线厂商出货92.3GW，而电池总需求预计将达到400GW以上，TOPCon供给稀缺性较强。我们认为在下游需求快速放量的情况下，TOPCon全年都将处于供不应求的状态。并且随着N、P组件功率差的拉大，TOPCon溢价空间将进一步提升。

　　一、TOPCon组件性价比较高，溢价7分情景下LCOE能够降低7.3%

　　目前，市场PERC电池平均量产转化效率约23.5%，已逼近效率极限，光伏电池主流技术将逐步由P型转为N型。而N型电池效率提升潜力大、投资成本不断降低，本轮光伏技术变革将由P型电池转向N型电池。TOPCon电池当前量产效率已达25%以上，在N型电池中量产性价比最高。

　　 TOPCon相对于PERC组件，优势主要体现在三个方面：1）高效率使得同版型组件的功率更高；2）低温度系数+高双面率能够提升组件实际综合输出功率；3）低衰减降低电站运营期的功率衰减速度。

　　TOPCon组件实际输出功率相较于PERC增益明显，按25%效率计算标称功率差有望达到35W，并且优异的电池参数能够进一步带来实际发电量的增益。而更高的发电量能够为TOPCon组件带来更高的售价。

　　高效率带来电站BOS成本的摊薄。根据CPIA的统计，电站端系统成本中组件占比较高，其他BOS成本则包括土地、逆变器、一次设备、二次设备、支架等。由于在同样面积下，N型组件功率更高，能够有效降低土地、支架、建安费用等面积相关的单位投资成本，因此在售价上，N型组件相比于PERC组件来说具有一定溢价。

　　电站端BOS成本中，单瓦土地、支架、建安费用、管理费用等投资成本与面积具有强相关关系，能够随着组件效率的提升而显著下降，而逆变器、一次设备、二次设备、电网接入等成本则主要与组件功率相关。高双面率以及低温度系数能够带来更高的综合输出功率，即使电池效率相同，也能够降低0.024元/W的实际BOS成本；而电池效率每提升0.5pct，对应电站BOS成本下降0.025元/W。

　　低衰减带来全生命周期单瓦组件发电量增益，从度电成本平价角度来看能够进一步提升TOPCon组件溢价。由于N型组件具有低衰减的特性，因此即使在综合输出功率相同的情况下，N型组件全生命周期发电量仍然会高于PERC组件，从而能够降低电站度电运营成本。在单瓦初始投资成本相同的情况下，假设TOPCon组件首年衰减1%，经年衰减0.40%， PERC组件首年衰减2%，经年衰减0.50%， N型组件系统初始投资相比于PERC组件有0.08-0.09元/W左右的溢价空间。另外再叠加系统端BOS成本的下降，我们认为N型组件溢价空间将进一步扩大。

　　综上所述，在国内集中式电站市场，TOPCon组件溢价主要来源于三个方面：

　　1）N型电池片效率由23.5%提至25%，能带来BOS成本下降的0.071元/W溢价空间；

　　2）低温度系数以及高双面率大约能够带来0.024元/W的溢价空间；

　　3）N型组件低衰减速率能够带来大约0.08元/W的溢价空间。

　　最后我们从终端客户LCOE角度出发，假设TOPCon组件和PERC组件售价相同，电站BOS成本TOPCon比PERC低8-9分/W；同时TOPCon组件首年衰减1%，经年衰减0.40%，运营期30年，PERC组件首年衰减2%，经年衰减0.50%，运营期25年。

　　基于此，国内集中式电站市场我们测算采用TOPCon组件的电站LCOE将比PERC低8.64%。即使按照当前市场TOPCon平均溢价7分/W计算，LCOE仍然能够降低7.26%，TOPCon组件性价比已极为显著。

　　另外，以国内集中式市场为例，我们测算在N、P组件同价情景下，TOPCon能够提升项目全投资IRR 1个pct；在TOPCon组件溢价7分的情况下，TOPCon仍然能够帮助电站端提升0.8-0.9pct的全投资收益率。

　　假设2023年底硅料价格降至100元/W，且PERC组件价格降至1.5元/W，TOPCon对国内集中式电站全投资IRR的提升幅度依然不变。

　　海外市场中，欧洲区域BOS成本较高，因此电站客户将PERC组件替换为TOPCon组件后，全投资IRR提升相比国内更为显著。目前欧洲区域TOPCon实际溢价在1.5-2美分/W，我们测算在TOPCon组件溢价0.1元人民币/W的假设下，按当前组件价格水平TOPCon电站全投资IRR比PERC高出0.9pct，PERC组件降价后两者IRR差距仍保持稳定。

　　我们进一步以欧洲市场为例，测算在组件价格下降的过程中，TOPCon溢价空间是否会随之变化。假设PERC组件和TOPCon组件项目全投资IRR保持一致，由于组件降价对提效带来的降本幅度没有影响，因此从测算结果来看，TOPCon组件溢价空间在组件降价趋势下基本保持不变。

　　二、性价比逐步被客户认知，TOPCon需求已经明显启动

　　此次TOPCon电池放量的阶段与单晶电池替代多晶较为相似。复盘硅片环节单晶替代多晶的过程，可以看到2014-2015年在单晶硅片市场推广前期，硅片企业通过向下游让利，单、多晶价差下降，但也使得终端客户也充分认知到了单晶产品的性价比。之后在2016-2017年，单晶需求爆发，市占率快速提升，同时单、多晶硅片价差也随之拉大。

　　根据PVinfolink数据，2022年12月-2023年2月TOPCon组件均价相较于国内PERC组件均价高出0.07元/W，明显低于我们之前测算出的TOPCon溢价空间。

　　在这一溢价下，采用TOPCon组件的电站LCOE明显低于采用PERC组件的光伏电站（参考第一部分测算）。随着客户逐步认知到TOPCon组件在电站IRR上带来的优势，终端电站对TOPCon的采购需求将呈现井喷式增长。

　　2022年是TOPCon电池量产元年，头部组件企业在签单过程中通过向下游客户充分让利，使其逐步对TOPCon产品性价比有了较强认知。从央国企组件招标中，N型占比来看，2022年央国企组件招标中N型占比仍然较低。

　　而在2023年以来，国家电投启动5.65GW组件+逆变器招标，其中组件招标占比达到1/3；中核汇能启动6GW组件招标，其中N型组件2.5GW，占比40%+，表明下游客户对TOPCon组件接受度显著提高。

　　海外市场方面，欧洲市场目前对TOPCon产品的性价比也已经有了充分认知，头部企业所接组件订单中TOPCon占比可达60%-80%。从溢价方面来看，海外整体溢价水平在1.5-2美分/W之间，尤其是分销客户溢价更高，有望达到2美分以上。

　　我们认为，TOPCon组件经过一年的市场培育期，目前全球下游客户已充分认知到其在降低LCOE上的优势，未来几年TOPCon组件将逐步对PERC组件形成替代，渗透率有望持续提升。预计2023年TOPCon组件需求有望达到130GW，占全行业需求的比例达到30%以上，2024年这一比例有望进一步提升至50%以上。

　　三、2023年TOPCon电池是核心供应瓶颈，超额利润有望提升

　　需求呈现井喷态势，但从供给来看，却并不是特别乐观，尤其是电池环节。从行业主要玩家所选择的下一代电池技术来看，大部分厂商均选择在2023年大量扩产TOPCon电池。根据我们统计，2023年TOPCon电池有效供给将达到122.7GW，其中一线厂商出货92.3GW。而光伏行业电池片总需求预计达到400GW以上，TOPCon电池供给稀缺性较强。

　　我们认为2023年TOPCon相较于PERC的超额利润有望扩大。

　　首先从溢价方面来看，下游客户对TOPCon认可度提升，行业需求快速释放。但TOPCon产能由于新项目扩产周期以及产能爬坡因素，短期内供给无法跟上，TOPCon有望在较长时间内处于供不应求状态。

　　另外TOPCon溢价空间由N、P组件功率差以及衰减速率、温度系数等电池参数决定，后续TOPCon、PERC组件功率差有望拉大，随之带来的溢价空间也有望拉大。

　　随着行业需求快速释放，组件环节外采TOPCon电池需求增加，但TOPCon电池产能短期难以快速跟上，我们判断TOPCon电池相较于PERC电池溢价将会有所提升。

　　成本方面，目前TOPCon、PERC一体化成本基本持平。即使2023年底硅料价格降至100元/kg，虽然硅片减薄单位厚度对应的硅料成本节省幅度下降，但结合TOPCon电池后续的进一步提效，以及硅片减薄、银浆耗量下降的进一步推进，预计TOPCon头部组件、电池厂商全年TOPCon一体化成本有望不高于PERC。

　　从各家电池以及组件厂进展来看，晶科能源目前TOPCon产能达到35GW；晶澳科技邢台、扬州、曲靖、石家庄等基地已规划70GW TOPCon电池产能；隆基绿能预计后续西咸合计投产34GW。

　　目前头部TOPCon电池、组件厂商扩产较快，且产能落地确定性较强。我们以钧达股份为例，对TOPCon超额利润提升之后的业绩弹性进行测算。预计2023年钧达TOPCon出货20GW，单瓦盈利每提升0.01元/W，公司业绩有望增厚2亿元，对应业绩弹性9.7%。

　　四、其他材料环节：关注石英砂/石英坩埚、银浆、胶膜、N型硅料

　　辅材方面，建议关注TOPCon产量电池占比提升后，平均单耗或平均单位利润将得到改善的环节，包括石英砂/石英坩埚、银浆、胶膜、N型硅料。

　　4.1石英砂/石英坩埚：产业链最短缺环节，TOPCon电池单耗提升进一步放大缺口

　　N型硅片石英坩埚单耗相比P型硅片增加33%左右。TOPCon电池使用的N型硅片对纯度要求更高，因此需要更频繁的更换石英坩埚以减少杂质，导致同样的石英坩埚，用于N型硅片的使用寿命会比用于P型硅片少100个小时左右（减少1/4左右，按照P型使用400小时计算），相当于单耗增加33%。

　　高纯石英砂、石英坩埚是2023年光伏产业链最短缺环节，预计2023年价格、单位利润持续上涨。高纯石英砂方面，根据我们的测算结果，我们预计2023年高纯石英砂产量约为9.5万吨（进口2.5万吨），对应硅片/组件产量约为423GW（不考虑内外层对高纯石英砂要求），如果按照内层砂按照40%，则内层砂可能出现1.3万吨的缺口。由于内层砂供应紧张，当前市场主流价格已经来到10万元/吨以上，部分高价订单已经来到14万元/吨以上。由于石英砂供应有限，石英坩埚产量也将受到限制，预计2023年单只利润也将随着高纯石英砂同步上涨。

　　4.2 银浆：TOPCon电池放量带动银浆量利齐升

　　TOPCon电池放量将带动银浆量利齐升。单耗方面，当前TOPCon银浆单耗约为13-14吨/GW，显著高于PERC电池8-9吨/GW的银浆单耗；单位利润方面，TOPCon银浆正面、背面加工费分别为600-800、400-500元/kg，比PERC银浆加工费高约200元/kg。

　　4.3 胶膜：PO类胶膜占比提升，上游原材料紧缺带动单位利润提升

　　TOPCon电池要求使用POE或EP/EPE胶膜进行封装，由此带动PO类胶膜占比提升。TOPCon电池由于使用了银铝浆，因此对封装材料的防水性能要求更高，而POE胶膜由于具备更高的水汽阻隔率、更好的耐候性和抗PID能力，在2022年被作为大量TOPCon组件封装的首选胶膜，其次是EPE/EP这类共挤型胶膜。

　　光伏级POE粒子供应量有限，带动PO类胶膜单平净利提升，POE粒子保供能力较强的胶膜企业平均单平净利将得到改善。目前POE粒子生产工艺还掌握在海外供应商手中，国产替代还需要时间。根据海外供应商规划，预计2023年光伏级POE粒子供应量在40-50万吨之间，若按照正反面均使用纯POE胶膜、克重400g计算，能够支撑的TOPCon组件产量大约在100-125GW之间，考虑双玻组件使用的EPE胶膜还会占用一部分POE粒子（扣除TOPCon双玻可能还有100GW左右），实际能够用于TOPCon双玻的POE粒子85-110GW之间，供给十分紧张，因此预计PO类胶膜的单平利润将好于EVA胶膜，而POE粒子保供情况较好的胶膜供应商也将获得更好的单平净利。

　　4.4 N型硅料：N型电池硅料纯度要求提升，高工艺壁垒带动N型硅料溢价提升

　　N型硅片要求硅料纯度进一步提升，从太阳能级向电子级靠拢，而当前仅部分厂家（如通威、大全）具备批量生产N型硅料的能力。由于N型硅料生产技术壁垒较高并且由于耗时更长导致产能利用率相比P型较低，当前N型硅料已经与P型硅料拉开了2-4元/kg的价差，随着N型硅片需求进一步放量，预计N型硅料与P型硅料的价差还将进一步放大。