TOPCon与PERC电池成本对比
（以LPCVD路线为例）
目前TOPCon电池成本较PERC高出约0.01元/W，考虑硅片薄片化进度、电池 导电银浆成本降低及良率提升，以及高功率组件摊薄非硅成本降本空间，一体化下 成本有望率先与PERC打平。
为量化TOPCon降本进程，我们按照PERC/TOPCon 电池平均量产转换效率分别为23.2%/25%进行成本测算。
（1）硅片成本：N型硅片是通过掺杂磷元素制成，由于磷原子与硅相溶性较 差，因此对硅料、辅材的纯度及生产过程控制要求更高，成本更高，较P型硅片存在一定溢价。
但随着N型硅片规模化生产及技术进步，叠加薄片化进程加速，N型硅片 溢价有望逐步缩小。
根据TCL中环23年5月11日硅片报价，182尺寸N型硅片较P型存 在1.8%溢价，较2022年6月8.1%的溢价已出现大幅下降。
根据CPIA，2022年 TOPCon/PERC硅片的平均厚度分别为140μm、155μm，预计2025年有望分别减薄 至120μm、140μm。根据我们测算，截至23年5月11日P型182电池硅片全成本0.48 元/W，TOPCon硅片全成本0.44元/W；若转换效率达25%、良率提高至99%，TOPCon 电池单瓦硅成本有望与PERC持平。
（2）非硅成本：根据我们测算，目前TOPCon非硅成本为0.21元/W，相较PERC 高出0.05元/W，主要银浆增加约0.025元/W，设备增加带来折旧增加约0.005元/W， 能耗增加约0.006元/W，良率及耗材增加0.014元/W，具体降本路径如下：
①银浆：由于TOPCon电池的发射极需增加银浆用量才可达到适合规模化应用 的电学性能，同时TOPCon电池正反面均需要使用银浆，因此单片TOPCon电池的银浆耗量大幅提升。
根据CPIA统计，2022年P型电池正银耗量约65mg/片，背银约 26mg/片；TOPCon电池双面银浆（95%银，正面主栅使用银浆，细栅使用银铝浆） 平均消耗量约 115mg/ 片，且由于TOPCon银浆价格目前仍高于PERC银浆，测算 得到TOPCon电池银浆成本高出约0.025元/W。
未来随着TOPCon高温银浆规模生产，采购溢价将逐步缩小；SMBB、无主栅及激光转印等技术升级推动单片电池银浆耗 量下降，单片电池银浆成本有望下降。此外，电池转换效率的提高将摊薄银浆单瓦 成本。
②折旧：由于TOPCon增加硼扩、隧穿氧化及多晶硅层沉积设备，当下新建 LPCVD产线设备投资额为0.17元/W，对应折旧成本增加约0.017元/W，未来仍可通 过关键零部件国产化等方式进一步降低。
③能耗：由于TOPCon掺杂元素由磷变为硼，需要在高达900-1100摄氏度高温 扩散或进行二次掺杂，导致能耗成本增加约0.006元/W，可通过激光掺杂进行降低能 耗，同时提升效率。
④良率及耗材：LPCVD路线成熟度较高，但容易产生绕镀问题，清洗时导致 良率降低，目前平均量产良率约98%，较PERC良率99%仍有差距，良率损失导致 非硅成本增加约0.006元/W，同时，LPCVD容易导致石英管炸裂，每15天需对石英 管进行一次清洗，石英耗材成本增加约0.008元/W。
组件环节：TOPCon组件能够与多主栅、半片、叠瓦等技术匹配，实现更高输 出功率，以晶科能源推出的TOPCon组件Tiger Neo为例，其选择182尺寸硅片，结合多主栅以及半片技术降低内阻损耗，并采用圆丝焊带、高反光贴附材料等获得更 好发电增幅，双面率最高达85%以上，性能、功率、能量密度和可靠性全面增强， 量产输出功率最高达625W（182-78P），较相同封装方案下的PERC组件高出约30W， 有效摊薄组件环节非硅成本。
根据我们测算，尽管TOPCon组件出于更高阻水性要 求，倾向使用POE胶膜，在相同封装版型方案下，当TOPCon组件输出功率分别高 出PERC组件25W、50W、75W时，其非硅成本较PERC降低约0.01元/W、0.036元 /W、0.048元/W。
TOPCon 与 PERC 电池溢价对比
（以 LPCVD 路线为例）
采用激光技术掺杂形成SE可提升TOPCon电池效率约0.2-0.3%。
选择性发射极 （Selective emitter，SE）结构是提高晶硅电池转换效率的重要方式，该结构特点是 在接受光照的区域浅扩散形成低掺杂区，在金属电极下形成高掺杂区域，从而使得表面少子复合减少，金属电极与发射极之间形成良好欧姆接触，从而获得更高短路电流、开路电压和填充因子，从而提高转换效率，激光掺杂（laser doping，LD）可 在常温常压下形成SE结构，改善由高温导致的硅片表面损失。
TOPCon激光硼掺杂 技术是通过沉积或印刷硼掺杂源，在激光背面开槽过程中同步形成激光重掺杂区， 降低背面接触复合速率及背面硅铝接触电阻，提升太阳电池开路电压Voc和填充因子 FF，将转换效率0.5%。
根据帝尔激光《2023年1月2日-2023年1月4日投资者关系活动记录表》，其通过激光工艺提升TOPCon转换效率约0.2-0.3%。
TOPCon组件兼备高双面率、低温度系数和低衰减等优势，赋予性能溢价。根 据坎德拉具体项目案例，TOPCon组件与PERC相比，由于高双面率（85%）、低温度系数（-0.25%/℃）、高转换效率（22%以上）、低衰减率（-0.4%/年）等优势， 全生命周期的发电增益达3%以上，同时能够使系统BOS成本有所下降。
由于在 LCOE或IRR相同时，组件溢价空间主要取决于发电量的提升及系统成本的下降程度， 坎德拉以P型PERC组件为测算基准，在相同IRR时，测算N型TOPcon组件发电量增 益及系统成本下降所带来的溢价能力。
发电量提升带来的溢价空间：在IRR相同条件下，当TOPCon组件相较PERC组 件发电增益分别为2.55%、4%时，其溢价空间分别为0.12元/W、0.175元/W。
TOPcon 组件首年发电小时数与PERC组件增益2.55%，其溢价空间为0.12元/W。当地面反射率增加至40%，发电增益为4%时，溢价空间为0.175元/W。
BOS节约带来的溢价空间：由于N型组件转换效率更高，从而在单位面积下的 输出功率较高，因此在土地面积和组件数量相同的情况下，系统装机容量更大。但由于组件电性能参数不同、组件串联数不同，使得支架、电缆成本仍有差异。
组件并联数的差异影响汇流箱成本，组件数量的差异则会影响土安装面积和人工安装成本。根据测算，N型TOPcon在BOS方面节约成本为0.0174元/W。
来源：未来智库，广发证券，电力电子研究院
原文始发于微信公众号（艾邦光伏网）：TOPCon与PERC成本及溢价对比
