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1、TOPCon溢价怎么看：刚性溢价约0.04-0.05元/W （对应面积相关BOS摊薄）+半刚性溢价约0.04元/W（对应可测量的低衰减）+弹性溢价（首年发电3%、1%分别对应溢价0.23-0.24元/W、0.13元/W，其中包含半刚性0.04元/W溢价）a) 刚性溢价：组件效率升→单位面积瓦数升→面积相关BOS成本（土建、支架等）摊薄， 因此，刚性溢价易量化且下游客户可直接接受。由于TOPCon组件效率（依案例计算约21.83%）较PERC（21.05%）更高，预计TOPCon相对PERC可实现溢价约0.04元/W。 b) 半刚性溢价: 低衰减率对应溢价，因衰减率可定量测得，下游溢价接受度较高。以25年生命周期（年均利用时长1250h）测算，假设首年发电量持平，全生命周期内发电量增益约0.6%，假设电站端IRR持平，对应组件溢价约0.04元/W。 c) 弹性溢价：高双面率+低温度系数，使TOPCon较PERC首年发电量可提升约3%；该部分溢价较软性。i) 高双面率：TOPCon双面率可达80%+，较PERC提升10Pcts；ii) 低温度系数：可保障升温时发电量。目前，地面电站TOPCon组件较PERC首年发电量增益可达3%，对应溢价约0.23-0.24元/W（含半刚性溢价0.04元/W）。因无刚性量化标准+后续运维权责较难明确，首年发电量增益对应溢价较软性。以终端电站认可首年发电1%增益测算，溢价约0.13元/W（含半刚性溢价0.04元/W）2022年初至今，中核汇能、国电投项目中TOPCon与PERC组件价差均在0.14元/W以上。表明终端电站已认可TOPCon为业主带来的部分发电量增益（软性溢价），看好新技术带来的产品差异化为企业带来的超额收益。 2、TOPCon成本怎么看：现有技术下，预计TOPCon组件全成本（一体化）约为1.56元/W，较PERC高0.04-0.05元/WTOPCon成本提升原因：工艺流程复杂+高银耗。流程较PERC多2-3步+高银浆耗量，使TOPCon电池设备CAPEX及非硅成本高于PERC。此外，N型硅片对纯度要求更高，现在技术下硅片良率仍不及PERC，拉低成本。 a) 硅片：N型薄片化+瓦数增摊薄成本，成本基本打平。成本增：硅料价格提升（约4%） + 硅片端效率&良率下降（预计非硅提升30%）；成本降： 薄片化（可降至150um，PERC为160um） + 瓦数提升摊薄辅材成本（摊薄约6%）。测算得硅片环节TOPCon成本约0.64元/W（PERC为0.63元/W）。 b) 电池：非硅成本TOPCon高0.046元/W，成本增加缘于新设备CAPEX（约0.5-0.6分/W）、能耗（约0.5分/W）和高银耗（增0.034元/W，是主因）i) 新设备CAPEX与能耗：TOPCon因增加硼扩&CVD设备，capex提升（从1.3亿元/GW提至1.9亿元/GW），对应折旧0.5-0.6分/W；能耗预计较PERC高10%，对应成本增0.5分/瓦。 ii) 高银耗：TOPCon双面采用银浆（PERC单面），单片银浆耗量约120mg（PERC为70mg），对应成本提升0.034元/W。 预计TOPCon一体化电池成本总计约0.91元/W，较PERC高0.05-0.06元/W。 c) 组件：瓦数升摊薄面积相关非硅成本约6%。组件封装时，胶膜、玻璃、边框等均属面积相关成本。PERC该类成本约0.47元/W（胶膜0.1+玻璃0.15+组件边框、接线盒、焊带等辅材0.22），预计TOPCon可降约2分/W。 TOPCon组件端全一体化成本约为1.556元/W，较PERC的1.51元/W提升约0.046元/W。未来随良率提升+薄片化+效率提升，预计后续TOPCon一体化组件成本有望和PERC打平。 投资建议：TOPCon的产业化推进正揭开光伏电池技术变革大幕，相关产商有望享受技术溢价，重点推荐：晶科能源；建议关注钧达股份、中来股份、天合光能、晶澳科技、通威股份等。 风险提示：TOPCon溢价不及预期，受制于产业链博弈，TOPCon溢价或因市场供求关系变化而未能得到充分体现；TOPCon降本进程不及预期，若规模效应/高银耗等无法改善，则存在较大的降本难度；TOPCon市场需求和降本增效、或受疫情等外因致进展不及预期，则将显著影响相关公司盈利能力；报告中包含研究员测算，仅供参考。 |
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