1、TOPCon溢價怎么看：剛性溢價約0.04-0.05元/W （對應面積相關BOS攤薄）+半剛性溢價約0.04元/W（對應可測量的低衰減）+彈性溢價（首年發(fā)電3%、1%分別對應溢價0.23-0.24元/W、0.13元/W，其中包含半剛性0.04元/W溢價）a) 剛性溢價：組件效率升→單位面積瓦數(shù)升→面積相關BOS成本（土建、支架等）攤薄， 因此，剛性溢價易量化且下游客戶可直接接受。由于TOPCon組件效率（依案例計算約21.83%）較PERC（21.05%）更高，預計TOPCon相對PERC可實現(xiàn)溢價約0.04元/W。
b) 半剛性溢價: 低衰減率對應溢價，因衰減率可定量測得，下游溢價接受度較高。以25年生命周期（年均利用時長1250h）測算，假設首年發(fā)電量持平，全生命周期內發(fā)電量增益約0.6%，假設電站端IRR持平，對應組件溢價約0.04元/W。
c) 彈性溢價：高雙面率+低溫度系數(shù)，使TOPCon較PERC首年發(fā)電量可提升約3%；該部分溢價較軟性。i) 高雙面率：TOPCon雙面率可達80%+，較PERC提升10Pcts；ii) 低溫度系數(shù)：可保障升溫時發(fā)電量。目前，地面電站TOPCon組件較PERC首年發(fā)電量增益可達3%，對應溢價約0.23-0.24元/W（含半剛性溢價0.04元/W）。因無剛性量化標準+后續(xù)運維權責較難明確，首年發(fā)電量增益對應溢價較軟性。以終端電站認可首年發(fā)電1%增益測算，溢價約0.13元/W（含半剛性溢價0.04元/W）2022年初至今，中核匯能、國電投項目中TOPCon與PERC組件價差均在0.14元/W以上。表明終端電站已認可TOPCon為業(yè)主帶來的部分發(fā)電量增益（軟性溢價），看好新技術帶來的產品差異化為企業(yè)帶來的超額收益。
2、TOPCon成本怎么看：現(xiàn)有技術下，預計TOPCon組件全成本（一體化）約為1.56元/W，較PERC高0.04-0.05元/WTOPCon成本提升原因：工藝流程復雜+高銀耗。流程較PERC多2-3步+高銀漿耗量，使TOPCon電池設備CAPEX及非硅成本高于PERC。此外，N型硅片對純度要求更高，現(xiàn)在技術下硅片良率仍不及PERC，拉低成本。
a) 硅片：N型薄片化+瓦數(shù)增攤薄成本，成本基本打平。成本增：硅料價格提升（約4%） + 硅片端效率&良率下降（預計非硅提升30%）；成本降：
薄片化（可降至150um，PERC為160um） + 瓦數(shù)提升攤薄輔材成本（攤薄約6%）。測算得硅片環(huán)節(jié)TOPCon成本約0.64元/W（PERC為0.63元/W）。
b) 電池：非硅成本TOPCon高0.046元/W，成本增加緣于新設備CAPEX（約0.5-0.6分/W）、能耗（約0.5分/W）和高銀耗（增0.034元/W，是主因）i) 新設備CAPEX與能耗：TOPCon因增加硼擴&CVD設備，capex提升（從1.3億元/GW提至1.9億元/GW），對應折舊0.5-0.6分/W；能耗預計較PERC高10%，對應成本增0.5分/瓦。
ii) 高銀耗：TOPCon雙面采用銀漿（PERC單面），單片銀漿耗量約120mg（PERC為70mg），對應成本提升0.034元/W。
預計TOPCon一體化電池成本總計約0.91元/W，較PERC高0.05-0.06元/W。
c) 組件：瓦數(shù)升攤薄面積相關非硅成本約6%。組件封裝時，膠膜、玻璃、邊框等均屬面積相關成本。PERC該類成本約0.47元/W（膠膜0.1+玻璃0.15+組件邊框、接線盒、焊帶等輔材0.22），預計TOPCon可降約2分/W。
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。未來隨良率提升+薄片化+效率提升，預計后續(xù)TOPCon一體化組件成本有望和PERC打平。
投資建議：TOPCon的產業(yè)化推進正揭開光伏電池技術變革大幕，相關產商有望享受技術溢價，重點推薦：晶科能源；建議關注鈞達股份、中來股份、天合光能、晶澳科技、通威股份等。
風險提示：TOPCon溢價不及預期，受制于產業(yè)鏈博弈，TOPCon溢價或因市場供求關系變化而未能得到充分體現(xiàn)；TOPCon降本進程不及預期，若規(guī)模效應/高銀耗等無法改善，則存在較大的降本難度；TOPCon市場需求和降本增效、或受疫情等外因致進展不及預期，則將顯著影響相關公司盈利能力；報告中包含研究員測算，僅供參考。
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