对于光伏行业而言，降本与提效是永恒的发展主线与目标。而在上一轮技术升级中成为主流的PERC电池历经几年高速发展后也逐渐进入了瓶颈，P型电池的转换效率已接近24%的理论天花板，提升幅度边际减小。
P型电池的成熟也让厂商之间的竞争更加偏向于同质化，过度的内卷在当下产业链价格下行周期进一步恶化了企业的利润表现，抢占超额受益、改善盈利的渴望，继续驱动下游电池组件厂商甚至整个产业链开启又一轮技术升级。
目前从成熟度、量产规划来看，TOPCon电池已率先跑出，而xBC、异质结也不断有材料、设备、工艺端的突破，这些新技术产品相比Perc在效率、衰减、工作寿命上都有不同程度的提升，在技术迭代的初期，理应获得技术溢价，但溢价范围如何确定，以及目前的溢价表现到底几何，都需要进一步展开探讨。
新技术的价值源自于实际为发电量做出的贡献，因此先从业主端的角度对TOPCon等新技术产品进行溢价程度的计算考量。
当下TOPCon组件出货以双面组件、应用在集中式地面电站为主，对于度电成本或项目irr的影响成为业主采购决策的重要因素。
虽然N型组件的生命周期可提升至30年，厂商们也给出30年的质保周期，但由于电力业务许可证期限等各方面因素限制，TOPCon地面光伏电站项目可研报告仍以25年的经营周期计算，因此，在项目irr测算中，新技术产品相对于PERC的提升可能更集中于效率和抗衰减程度的提升。
我们以一个100MW的地面电站项目为例，在同样选择72片双面182组件的情况下，TOPCon组件由于其转换效率高、双面率高、抗衰减程度好等优势而对比同样条件下的Perc组件实现发电量增益3%以上，即便不考虑组件功率提升带来的BOS成本变化，使用TOPCon组件的项目irr提升了约0.5个pct。
在项目irr一致的假设下，我们认为TOPCon组件对于PERC组件的溢价区间为5.59%-12.59%。
而根据PV infolink的价格数据，从2022年12月7日首次报价TOPCon双面组件至今，TOPCon的溢价区间仅为0.56%-8.70%，虽然存在N/P价差，但目前实际的溢价表现偏离了其发电增益的价值所在。
（1）首先需要明确，当下的技术变革不足以抵抗供应链整体供过于求的大趋势变化，“买方市场”的格局仍然确立。即便仍处于技术升级的初期，但我们认为本轮变化与上一轮从BASF到PERC的变革也存在较大差异。
在上一轮变革中，多晶硅切换为单晶硅、铝背板转变为钝化层让PERC组件的转换效率在产业化初期就相较于BASF提高了2个pct，而当下虽然TOPCon技术在电池上已经实现2个pct以上的效率提升，但实际落到组件终端的提升仅为1%不到，变化的不及预期以及PERC的成熟稳定让行业当下处于“TOPCon首选，但并非必选”的境地；
（2）除了irr之外，初始投资成本也是业主们需考虑的因素，尤其在硅料成本高企的去年年末至今年年初，地面电站项目的观望态度也影响了TOPCon的溢价表现；
（3）降本得足够迅速，根据我们的测算，当下TOPCon电池片单瓦非硅成本高出PERC电池片约4分钱，整体生产成本仅高出约3分钱，而且目前具备出货能力的大多是一体化组件厂与专业电池组件厂，产业链一体化的优势传导到最终组件端成本TOPCon与PERC的差异也仅在3分钱左右，因此即便当前溢价未能达到理想的上限值，但厂商们也能接受在合理的利润空间下为市占率而出货。
而对于异质结而言，根据我们的测算，当下异质结电池片非硅成本在0.29元左右，叠加引入丁基胶等更为严格的封装要求所带来的成本提升，异质结对比TOPCon在组件终端成本上接近高出1毛钱。
即便异质结有着更高的转换效率上限，低温性能以及双面性也更加好，而且多处电站实证6%左右的发电量提升可能会给异质结带来更高的“溢价上限”，但行业内卷的本质以及“买方市场”的状态也将影响其溢价表现，尤其在TOPCon持续完善、高速扩产的当下，期望从价格端寻求利润空间的可能性已经式微，必须通过成本端的改善才能拥有与其他技术产品在利润与市占率之间博弈的资格，更合理的价格与发电增益平衡点才是异质结得以杀出重围的关键。
原文始发于微信公众号（艾邦光伏网）：如何看待新技术的溢价？
