（報(bào)告出品方/作者：民生證券，鄧永康、葉天琳）01.溢價(jià)：彈性溢價(jià)上限可達(dá)0.24元/WTOPCon：隧穿氧化層鈍化接觸技術(shù)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(bào)告出品方/作者：民生證券，鄧永康、葉天琳）

01.溢價(jià)：彈性溢價(jià)上限可達(dá)0.24元/W

TOPCon：隧穿氧化層鈍化接觸技術(shù)

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(yáng)能電池技術(shù)，其 電池結(jié)構(gòu)為N型硅襯底電池，在電池背面結(jié)構(gòu)為：超薄氧化硅+摻雜硅薄層，形成了鈍化接觸結(jié)構(gòu)，有效降低表面復(fù)合和金屬接觸復(fù)合。電池背表面為H型柵線電極， 可雙面發(fā)電。

此外，TONCon選用的N型襯底也有諸多優(yōu)勢(shì)。 N型襯底相較PERC所使用的P型，半導(dǎo)體少子壽命高，基本無(wú)硼氧復(fù)合，且對(duì)金屬污染寬容度更高。 上述技術(shù)原理為TOPCon電池片帶來(lái)了諸多優(yōu)勢(shì)：高轉(zhuǎn)換效率、高雙面率、低衰減率、低溫度系數(shù)。

TOPCon主要優(yōu)勢(shì)1：電池片轉(zhuǎn)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(shù)不匹配，導(dǎo)致接觸界面能帶彎曲，并產(chǎn)生大量的少子復(fù)合，對(duì)電池片的轉(zhuǎn)化效率產(chǎn)生負(fù)面影響。目前產(chǎn)線效率約 23.2%、最高可達(dá)23.56%，接近其理論極限24.5%（德國(guó)哈梅林太陽(yáng)能研究所測(cè)算）。

特殊表面鈍化層為TOPCon帶來(lái)效率優(yōu)勢(shì)。TOPCon電池采用極薄的SiO2鈍化層，外側(cè)使用100nm的N型Poly-Si背場(chǎng)，增大內(nèi)建電場(chǎng)，促進(jìn)載流子分離，提高轉(zhuǎn)化效 率。但仍使用了SiNx等導(dǎo)電性差的反射層，電極需要高溫?zé)┰搶优cPoly-Si接觸，依舊會(huì)有較高的界面復(fù)合，對(duì)電池效率形成一定限制。目前產(chǎn)線效率約24.6%，預(yù) 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(chǎn)工藝復(fù)雜，未能得到有效突破。

TOPCon主要優(yōu)勢(shì)2：低衰減率、高雙面率、低溫度系數(shù)

TOPCon具備更低衰減率。N型襯底相較P型，半導(dǎo)體少子壽命高，基本無(wú)硼氧復(fù)合，且對(duì)金屬污染寬容度更高，使TOPCon組件衰減率天生相對(duì)PERC具有優(yōu)勢(shì)。此外， PERC電池由于背部AL2O3/SiNx均為介質(zhì)絕緣膜，為實(shí)現(xiàn)電學(xué)接觸，需對(duì)介質(zhì)膜進(jìn)行局域激光開(kāi)孔。而TOPCon由于其技術(shù)原理，因其特殊的能帶結(jié)構(gòu)，超薄氧化層可 允許多子隧穿而阻擋少子透過(guò)，在其上沉積一層金屬作為電極就實(shí)現(xiàn)了無(wú)需開(kāi)孔的鈍化接觸結(jié)構(gòu)。無(wú)需激光開(kāi)孔，故無(wú)光致衰減、弱光效應(yīng)好。

此外，TOPCon電池還具備高雙面率、低溫度系數(shù)的特點(diǎn)。根據(jù)晶科能源發(fā)布的產(chǎn)品白皮書(shū)，P型組件的溫度系數(shù)為-0.35%/℃，N型TOPCon組件優(yōu)化溫度系數(shù)至0.30%/℃，在高溫環(huán)境下發(fā)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(fā)電量。

溢價(jià)拆解：剛性溢價(jià)0.04元/W+非剛性溢價(jià)0.13-0.24元/W

TOPCon合理溢價(jià)：剛性溢價(jià)（對(duì)應(yīng)面積相關(guān)BOS攤薄）約0.04元/W+非剛性成本（首年發(fā)電3%、1%分別對(duì)應(yīng)溢價(jià)0.23元/W、0.13元/W）。

剛性溢價(jià)（量化最準(zhǔn)、最能接受的）：組件效率提升→單位面積對(duì)應(yīng)瓦數(shù)提升→單瓦對(duì)應(yīng)面積相關(guān)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(tǒng)成本，主要由逆變器、支架、電纜等主要設(shè)備成本，以及土建、安裝工程、項(xiàng)目設(shè)計(jì)、工程驗(yàn)收和前 期相關(guān)費(fèi)用等部分構(gòu)成。

BOS單瓦成本=（支架+電纜+升壓站+送出電路+建設(shè)+其他費(fèi)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(jià)格是按元/瓦計(jì)價(jià)，無(wú)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(jià)：低衰減+高雙面率+低溫度系數(shù)。前者帶來(lái)全生命周期下的發(fā)電增益（假設(shè)首年發(fā)電量不變）；后兩者帶來(lái)實(shí)際使用過(guò)程中TOPCon較PERC的首年發(fā)電量 增益，但由于后者部分增益無(wú)剛性量化標(biāo)準(zhǔn)+后續(xù)運(yùn)維權(quán)責(zé)較難明確，該部分溢價(jià)較為軟性。

剛性溢價(jià)測(cè)算：約0.04元/W，源自更高組件效率

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

BOS面積相關(guān)成本主要包括土建、支架等設(shè)備及安裝費(fèi)用。參考華東勘 測(cè)設(shè)計(jì)院在青海某地面電站比選結(jié)論， 由于TOPCon組件效率（依案例 計(jì)算約21.83%）較PERC（21.05%）更高，因此同容量項(xiàng)目所需 TOPCon組件塊數(shù)小于PERC。 項(xiàng)目總體來(lái)看，使用TOPCon組件可使電 站建設(shè)過(guò)程中的BOS相關(guān)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(jià)。（報(bào)告來(lái)源：未來(lái)智庫(kù)）

半剛性溢價(jià)測(cè)算：約0.04元/W，下游接受度高

低衰減率：由于該部分可以實(shí)驗(yàn)定量測(cè)得，下游對(duì)該溢價(jià)接受度高。 低衰減原因：N型電池硅片基底摻磷，無(wú)硼-氧對(duì)形成復(fù)合中心對(duì)電子捕獲的損失，幾無(wú)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(fā)電小時(shí)1250h測(cè)算，TOPCon的低衰減（假設(shè)首年發(fā)電量與PERC持平）可使全生命周期發(fā)電量提升0.6%，IRR提升0.15%，對(duì)應(yīng) 組件溢價(jià)約0.04元/W。

非剛性溢價(jià)：首年發(fā)電增益帶來(lái)0.13-0.24元/W溢價(jià)

非剛性溢價(jià)：高雙面率+低溫度系數(shù)，帶來(lái)實(shí)際使用過(guò)程中，TOPCon較PERC的首年發(fā)電量增益；但由于增益無(wú)剛性量化標(biāo)準(zhǔn)+權(quán)責(zé)較難明確，該部分溢價(jià)較為軟性。

高雙面率：TOPCon雙面率可達(dá)80%+，較PERC提升10 Pcts；

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

目前看來(lái)，地面電站端TOPCon組件首年發(fā)電量較PERC增益可達(dá)3%，后續(xù)每年衰減率約0.4%（PERC約0.45%）。以25年全生命周期計(jì)算（年均利用小時(shí)數(shù) 1250h），考慮到低衰減，預(yù)計(jì)TOPCon組件可較PERC發(fā)電量提升4.8%。

理想情況下發(fā)電量增益溢價(jià)：若以PERC投資額4元/W測(cè)算，達(dá)到相同IRR（7.4%）對(duì)應(yīng)TOPCon溢價(jià)可達(dá)0.23-0.24元/W（包含低衰減的0.04元/W溢價(jià)） ；但實(shí)際評(píng)估中，由于PERC標(biāo)定需對(duì)照組+發(fā)電量增益與運(yùn)維等因素相關(guān)性大，最終權(quán)責(zé)難評(píng)定，該部分溢價(jià)涉及上下游博弈，較為軟性。以終端電站認(rèn)可TOPCon組件 首年發(fā)電1%增益，對(duì)應(yīng)TOPCon較PERC溢價(jià)約0.13元/W（包含低衰減帶來(lái)的0.04元/W溢價(jià)）。

22年初至今，TOPCon在招投標(biāo)中保有一定溢價(jià)

我們統(tǒng)計(jì)了22年初至今國(guó)內(nèi)地面電站的Perc和Top-con電池組件招投標(biāo)價(jià)格。根據(jù)廣東能源、中核匯能、國(guó)家電投、中國(guó)華電等項(xiàng)目的公告顯示， TOPCon組件價(jià)格相較PERC在Q1體現(xiàn)出顯著的溢價(jià)。

從價(jià)格端看，除華電1.5GW項(xiàng)目中，晶科為實(shí)現(xiàn)TOPCon初期推廣，TOPCon溢價(jià)僅為0.04元/W外；廣東能源項(xiàng)目TOPCon溢價(jià)為0.08元/W ，中核 匯能、國(guó)電投項(xiàng)目中TOPCon與PERC價(jià)差均在0.14元/W以上。表明終端電站已認(rèn)可TOPCon為業(yè)主帶來(lái)的部分發(fā)電量增益（軟性溢價(jià)），看好新技 術(shù)帶來(lái)的產(chǎn)品差異化為企業(yè)帶來(lái)的超額收益。

02.成本：TOPCon成本增0.04-0.05元/W

新工藝設(shè)備與高耗銀，是TOPCon成本提升主要因素

結(jié)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(dǎo)致TOPCon成本提升的因素：硅料價(jià)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(fù)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(kuò)、非晶硅沉積及鍍氧化層膜等，新增工藝環(huán)節(jié)需新添置設(shè)備（硼擴(kuò)&CVD設(shè)備），并 且提升生產(chǎn)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(duì)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(dǎo)致TOPCon成本降低的因素：N型硅片厚度降低硅成本+瓦數(shù)提升攤薄輔材成本。未來(lái)隨良率提升+薄片化+效率提升，預(yù)計(jì)后續(xù)TOPCon一體化組件成本有望和 PERC打平。

硅片端測(cè)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(shù)上有諸多優(yōu)勢(shì)。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(xiàn)到現(xiàn)在的結(jié)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(shì)：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(shù)（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(lái)非硅成本攤薄；b. 增加單爐總投料量。單爐投量上升會(huì)增加爐內(nèi)液面高度、介質(zhì)內(nèi)自然對(duì)流強(qiáng)度上升從而引發(fā)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(jí)以上）、石英坩堝、熱場(chǎng)、更細(xì)金剛線。除了純度，為防止加熱過(guò)久導(dǎo)致涂層脫落使得硅料雜質(zhì)上升，石英坩堝的耗量也更大；熱場(chǎng)由于N型硅 片開(kāi)爐次數(shù)更多、對(duì)熱場(chǎng)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(xì)的金剛線。

N型硅片工藝潛在成本優(yōu)勢(shì)：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(jù)現(xiàn)有文獻(xiàn)，電池片轉(zhuǎn)換效率會(huì)隨著硅 片厚度的下降而降低，也會(huì)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(shù)提升攤薄成本，預(yù)計(jì)N型硅片端成本基本打平

a. 成本增加的要素：

高硅料價(jià)格：N型硅料純度高、供給較低，價(jià)格較P型高約4%。 良率下降：N型硅片對(duì)純度質(zhì)量要求更高，實(shí)際生產(chǎn)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(kuò)散性能較Ga更差，切片環(huán)節(jié)良率下行；預(yù)計(jì)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(duì)稱性好，硅片厚度可下降至150um（PERC約160um）。

瓦數(shù)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(shí)現(xiàn)硅成本攤薄。

整體而言，在硅片環(huán)節(jié)，考慮硅片端費(fèi)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(shè)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(jià)格高4%前提下，預(yù)計(jì)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(yù)計(jì)N型硅片成本較P型高1分/W，二者基本打平。

電池端測(cè)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(shè)備CAPEX、能耗和高銀漿耗量推升

a. 工藝變動(dòng)-新設(shè)備CAPEX與能耗：預(yù)計(jì)增加0.011 元/W

TOPCon由于相對(duì)PERC新增硼擴(kuò)+SiO2/Poly-Si沉積 工藝，需要增添硼擴(kuò)&CVD設(shè)備，投資額每GW需增 加約6000萬(wàn)元，對(duì)應(yīng)單瓦折舊提升0.005-0.006元 /W。同時(shí)能耗預(yù)計(jì)較PERC高提升10%，對(duì)應(yīng)成本增 加0.005元/瓦；折舊+能耗成本提升總計(jì)約0.011元 /W。

b. 高銀漿耗量：預(yù)計(jì)增加0.034元/W，是主因

PERC電池僅正面需要用銀網(wǎng)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(dǎo)復(fù)合 速率，采用純銀漿料，單片銀漿耗量約為120mg，以 銀漿價(jià)格6000元/kg測(cè)算，對(duì)應(yīng)銀漿成本增加0.034 元/瓦。

電池環(huán)節(jié)中，考慮TOPCon電池端費(fèi)用約0.06元/W，預(yù)計(jì)一體化電池成本總計(jì)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(cè)算：瓦數(shù)提升攤薄面積相關(guān)非硅成本

組件封裝過(guò)程中，膠膜、玻璃、邊框等均屬于面積相關(guān)成本，相同面積組件的瓦數(shù)提升，可實(shí)現(xiàn)輔材成本攤薄。以膠膜不含稅均價(jià)12元/平米，2mm玻璃含 稅價(jià)格19.2元/平米，PERC組件邊框、接線盒、焊帶等面積相關(guān)輔材成本共0.22元/W測(cè)算，預(yù)計(jì)TOPCon的膠膜、玻璃、其他面積相關(guān)輔材成本較PERC可 下降約2分/W。 綜合來(lái)看，TOPCon的組件生產(chǎn)成本約為0.55元/W (PERC為0.57元/W)。考慮組件端費(fèi)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(xù)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(dāng)TOPCon硅片良率與PERC 持平時(shí)，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(fā)企業(yè)的技術(shù)阿爾法

先發(fā)企業(yè)有望把握技術(shù)紅利

TOPCon存在多種技術(shù)路線，容易拉大企業(yè)差異。TOPCon主流技術(shù)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(wèn)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(wèn)題；PVD則無(wú)法解決隧穿氧化層制備問(wèn)題，還需用到PECVD 設(shè)備。不同的方案選擇，也會(huì)使得成膜速率、產(chǎn)品良率等參數(shù)出現(xiàn)明顯差異。復(fù)雜的技術(shù)路徑會(huì)讓先發(fā)企業(yè)具備 Know-How 優(yōu)勢(shì)，加大技術(shù)領(lǐng)先護(hù)城河。

經(jīng)驗(yàn)曲線助力TOPCon先手降本增效。根據(jù)光伏行業(yè)過(guò)去40年的經(jīng)驗(yàn)曲線，隨著出貨量的提升、光伏組件的價(jià)格也隨之下降。目前市場(chǎng)上TOPCon出貨量還較小、量 產(chǎn)效率與理論極值還有較大差距，率先進(jìn)行TOPCon大規(guī)模量產(chǎn)先手的企業(yè)將獲得更大的成本和效率優(yōu)勢(shì)。

看好布局TOPCon企業(yè)的技術(shù)阿爾法

技術(shù)迭代一直以來(lái)是推動(dòng)光伏行業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵。過(guò)去數(shù)年是PERC電池應(yīng)用快速擴(kuò)張階段，進(jìn)入2022年，光伏電池片的技術(shù)迭代正式迎來(lái)了新的時(shí)代，TOPCon 等轉(zhuǎn)換效率更高的電池技術(shù)將從實(shí)驗(yàn)室邁向產(chǎn)業(yè)鏈，在形成投產(chǎn)-規(guī)模化效應(yīng)降本-持續(xù)擴(kuò)產(chǎn)的良性循環(huán)過(guò)程中，享受技術(shù)紅利的企業(yè)有望迎來(lái)市占率提升+享受 技術(shù)溢價(jià)的雙重優(yōu)勢(shì)。（報(bào)告來(lái)源：未來(lái)智庫(kù)）

晶科能源：一體化組件領(lǐng)先企業(yè)，N型引領(lǐng)行業(yè)技術(shù)變革

N型TOPCon電池片加速投產(chǎn)，具備先發(fā)優(yōu)勢(shì)。公司是國(guó)內(nèi)最早對(duì)N型組件進(jìn)行量產(chǎn)發(fā)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(jí)別N型電池試驗(yàn)產(chǎn)線，2021年公司的實(shí)驗(yàn)室N型單晶電池效率達(dá)到25.4%，且目前已實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定量產(chǎn)效率24.5%，良率達(dá)99%。22年1月晶科安徽 TOPCon工廠開(kāi)始投產(chǎn)，2月海寧工廠開(kāi)始投產(chǎn)。預(yù)計(jì)22Q2可以完成產(chǎn)能爬坡，至年底TOPCon產(chǎn)能將達(dá)16GW，全年有效產(chǎn)能約10GW。

單瓦凈利有望達(dá)0.05元，后續(xù)隨成本下降有望提升至0.1元。目前公司TOPCon組件效率已達(dá)24.5%+，較PERC具備一定超額利潤(rùn)（以0.1元/W溢價(jià)及0.04-0.05 元/W成本提升測(cè)算，超額利潤(rùn)約0.05元/W）；往后看，隨技術(shù)推進(jìn)，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(dá)股份：重組進(jìn)軍光伏電池片業(yè)務(wù)

并購(gòu)捷泰將獲得8.2GW + 8GW光伏電池產(chǎn)能。2021 年年底，公司并購(gòu)的捷泰科技光傣族電池產(chǎn)能約 8.2GW，預(yù)計(jì)在2022 年一季度完成改造后， 全部產(chǎn)能 都升級(jí) 182-210mm 大尺寸 PERC 產(chǎn)線。2021 年 12 月公告了在安徽的滁州建設(shè) 16GW TOPCon 的生產(chǎn)線，預(yù)計(jì)第一期8GW產(chǎn)能將在今年6月投產(chǎn)。

剝離汽車業(yè)務(wù)輕裝上陣，TOPCon有望帶來(lái)額外溢價(jià)。公司擬出售蘇州鈞達(dá)等汽車業(yè)務(wù)相關(guān)資產(chǎn)，剝離虧損業(yè)務(wù)（2021年1-10月交易前歸母凈利潤(rùn)-1.79億元， 交易后備考?xì)w母凈利潤(rùn)為0.74億元），全力聚焦光伏業(yè)務(wù)，將為公司帶來(lái)更多利潤(rùn)。公司TOPCon產(chǎn)品預(yù)計(jì)較PERC享有一定溢價(jià)，將在重組基礎(chǔ)上進(jìn)一步增 厚歸母凈利潤(rùn)。

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