光伏技术里两颗最亮的星——HJT（异质结）和TOPCon孰优孰劣？
中信建投本周在最新研报中指出，未来 2-3 年 TOPCon 设备投资回收期仍然领先，产品性价比优势明显，TOPCon 产品仍然是性价比最优的电池技术。
中信建投认为，组件溢价核心看效率差以及单瓦发电量增益，TOPCon 导入双面 POLY 后，HJT 对比 TOPCon 在线性衰减、温度系数上具有优势，对应 3-4 分溢价，但成本也比 TOPCon 高出 2-4 分。
TOPCon性价比更突出
中信建投经过仔细测算后指出，目前 TOPCon 性价比较为突出，设备投资回收期快，产业投资意愿强。所以TOPCon也成为大多数企业扩产的选择。
中信建投进一步分析称，光伏产业是否会选择一项新技术进行大规模投资，核心驱动因素在于：1）下游客户需求是否明显放量，这个主要是看新技术导入后，组件产品赚取一定技术红利溢价的同时，下游电站端 IRR 能否明显改善。2）对于制造企业来说，新技术设备投资回收期快于原有技术，那么产业对投资新技术的意愿将空前高涨。
以 TOPCon 为例，TOPCon 相较于 PERC 来说效率更高，组件功率更高，因此能够节省电站端土地、支架等 BOS，国内电站节省幅度大概在 8-9 分，按照电站 IRR 打平测算，组件端溢价空间有 2 毛/W，海外欧洲市场溢价空间更高。而实际溢价国内不到 1 毛/W，海外 1 毛 3-1 毛 5/W，因此 客户使用 TOPCon 后电站 IRR 将大幅提升，客户需求快速转变。
从电池企业来看，TOPCon 电池目前溢价大约 9 分，非硅成本比 PERC 高出 4 分，超额利润预计 4 分/W左右。当前 PERC 电池 9 分/W，TOPCon 电池单瓦净利 1 毛 3-1 毛 4， 加回折旧后设备投资回收期 1 1 年出头，远快于其他制造业，因此今年以来大量企业选择扩产TOPCon。
溢价来源本质在于功率差以及单瓦发电量增益，从这个角度来看TOPCon 对比 HJT 差异不大
以 TOPCon 对比 PERC 为例，组件溢价核心来源，一是在于高效率带来更高功率，从而降低电站土地、支架等成本，初始投资相同的情况下，组件能够卖出溢价；二是低衰减、低温度系数、高双面率等特性能够进一步提升单瓦发电量，IRR 打平角度下进一步带来溢价。
而TOPCon 对比 HJT，目前在功率上则差别不大。中信建投分析如下：
晶科 72 片 182 版型量产功率达到 580W，HJT 组件华晟 72 片182 版型纯银方案功率达到 590W，日升 66 片 210 银包铜方案功率约为 700-710W。
从组件端倒算考虑 CTM 之后的电池效率来看，TOPCon 目前略低于全银 HJT 方案，但相比银包铜方案来说基本打平。因此，虽然目前 HJT 组件溢价叫 TOPCon 高出 1 毛以上，但 我们认为这一溢价主要源于 HJT 目前出货较少且成本较高，HJT 组件出货重点以海外高端客户。此类客户价格接受度高，表观价格自然会比 TOPCon 高一部分。果 但后续如果 HJT 大规模量产，相较于 TOPCon 是否有溢价核心还是看组件功率以及衰减等电池参数上
的优势。
TOPCon 后续升级空间较大，双面 POLY 导入后效率不输 HJT 。展望后续提效空间，HJT 有望通过 0bb+电镀铜进行提效，电镀提效幅度预估在 0.3pct 左右，0bb 预估在 0.1-0.15pct。TOPCon 今年叠加 SE 之后，年底量产效率 25.8%，明年晶科将导入双面 POLY，预计效率至少能够再提升 0.5pct，达到 26.3%。
从组件功率来看，我们认为 2024 年底即使 HJT 导入电镀铜工艺，在效率上和 TOPCon 对比预计也基本相同。远期来看，双面 POLY-TOPCon 理论效率极限为 28.7%， HJT理论效率极限为 28.5% ，也不存在本质区别。因此，我们认为 TOPCon 、HJT 未来 2-3 年内难以在效率上拉开明显差距，HJT 也不太可能通过节省 BOS 成本获得相较于 TOPCon组件的溢价。
三、TOPCon 在未来 2-3年内都将是性价比最优的电池技术
中信建投将TOPCon 与 HJT 成本进行对比后，认为HJT 成本目前比 TOPCon高出 0.12-0.13 元/W ，且主要高在银浆、设备成本、靶材等方面。测算下来，2023 年底银包铜+0bb 以及2024 年底电镀铜+0bb 两种情景下，HJT投资回收期都大于TOPCon ，因此在产品性价比上从当前条件来看，TOPCon 在未来 2-3年内都将是性价比最优的电池技术。
2023 年底降本情景推演：
1）HJT ：2023 年银包铜+0bb 方案下，银浆耗量可以降至 10-12mg/W，但同时效率也会有所损失，可节省成本 5 分。无铟靶材若导入成功，靶材成本节省 3 分（但目前看导入可能性较低）。设备成本当前 3.5亿/GW 左右，后续预计稳步下降。硅片厚度减薄至 110μm，硅成本大约节省 1 分。另外如果采用银包铜方案，胶膜封装时需加入丁基胶，预计成本会增加 1 分/W。
2）TOPCon ：年底晶科 TOPCon 硅片减薄至 120μm，硅成本节省 0.5 分，胶膜逐步采用 EPE 替代 POE，胶膜成本也有望下降，另外设备、银浆等成本稳步下降。
这一情景下，预计 23 年底 TOPCon 一体化成本比 HJT 低4分左右。
2024 年底降本情景推演：
1）HJT： ：假设电镀铜导入（目前投资成本仍然偏高，且存在环保等问题，预计短期内难以大规模导入），效率提升 0.3pct，年底效率、功率与双面 POLY TOPCon 打平，采用铜栅线后银浆成本降为 0。铜栅线成本假设 1 分 5，其他成本增量（包括设备投资、掩膜、人工、能源等）6-7 分，合计 8 分/W 左右成本，电池非硅成本供给下降 1 分。2）TOPCon ：假设双面 POLY 导入量产，效率达到 26.3%，设备投资增加 0.3 亿/GW，但对各项材料单耗都会有节省。同时 0bb 技术推动硅片进一步减薄至 110μm，银浆耗量也将随之下降 10%-20%。另外，TOPCon封装胶膜进一步减少 POE 用量，也能够带来成本下降。
这一情景下，预计24年底 TOPCon一体化成本仍然比 HJT 低2-3分。
本文主要内容摘自中信建投研报《如何看待当下光伏新技术：TOPCon和异质结之间的竞争》，作者：朱玥（SAC 编号:S1440521100008），任佳玮（SAC 编号:s1440520070012）