极度内卷的本质下，新技术出现溢价背离。我们以一个100MW 的地面电站项目为例进行测算，在同样选择72 片双面182 组件的情况下，TOPCon 组件对比同样条件下的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%。但根据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，但实际目前的溢价表现偏离了其发电增益的价值所在。
降低异质结溢价期待，降本才能赢得生存空间。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。
微晶、金属化、去铟化、设备降本多极发力，铜电镀或能成为最终答案。目前异质结各环节的降本路径都已相对清晰且通用，我们着重对金属化环节的不同方案进行了测算。银包铜+0BB”或铜电镀方案实现导入后都对电池片生产成本产生了显著的积极变化，异质结的金属化成本从0.12 元/w 下降至0.086 元/w、0.071 元/w，对应非硅成本从0.291 元/w 下降至0.247 元/w、0.231 元/w，与TOPCon 之间的成本差也将进一步减少至0.043 元/w、0.021元/w，尤其在铜电镀的量产效率、规模化进一步成熟后，其最终成本有望低于TOPCon 且效率表现也更高。对于组件端而言，铜电镀的成本优势进一步被扩大，“0bb+银包铜”方案由于其串焊工艺的改变，采用胶水固定或需要增加覆膜材料，所需要的胶膜方案也要进行升级，从而增加了组件端的封装成本，电池端的成本优势被摊薄。而对于铜电镀方案，由于铜栅线在电镀过程中已经被再镀上一层锡进行保护，在组件端的封装要求相对宽松，胶膜可以使用EPE 甚至是EVA，叠加转换效率端的提升，我们认为异质结铜电镀方案在组件端也具备与TOPCon、PERC 成本持平的潜力。
投资建议：在光伏行业当前极度内卷的背景下，我们认为应该放低对于新技术“溢价”的期待，领头厂商的超额收益可能更多是利用新产品抢占的市场份额。在溢价空间被压缩的情形下，异质结的产业化目标也从“活得滋润”转变为“活下来”，要在成本端实现显著的降本后才能在市场上获得一席之地，而电镀铜可能就是异质结迎来转机的可靠方案。当下电镀铜方案已加速从试验线奔向量产线，今年下半年或将成为产业化从0 到1 的爆发期，整个异质结产业链有望受益，建议关注异质结整线设备、电镀铜及相关图形化设 备、布局领先的异质结组件厂、积累深厚的一体化厂商、转光胶膜厂商，相关标的：迈为股份、罗博特科、东威科技、苏大维格、芯碁微装、东方日升、隆基股份、通威股份、赛伍技术。
风险提示：新技术发展进度不及预期、下游需求不及预期，行业竞争加剧、原材料价格波动。
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