在相等LCOE或相等IRR時，光伏組件相對溢價空間主要取決于發(fā)電量的提升程度以及系統(tǒng)成本的下降程度，下文以P型PERC組件為測算基準，在相同IRR時，評估N型HJT和N型TOPcon組件的發(fā)電量增益及系統(tǒng)成本下降所帶來的溢價能力。
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一、N型HJT和TOPcon組件的發(fā)電增益的來源
（1）雙面率：HJT的雙面率可達到85%至90%，而TOPcon的雙面率目前為80%。P型PERC為70%。
（2）組件LID和線性衰減率：TOPcon首年光衰LID一般為小于1%，HJT理論上沒有LID，但是廠家標注的一般為小于1%或2%。TOPcon線性衰減率為-0.4%，HJT為-0.25%。P型PERC組件LID一般小于2%，線性衰減率為-0.45%。
（3）溫度系數(shù)：TOPcon組件功率溫度系數(shù)為-0.3%/℃，HJT功率溫度系數(shù)為-0.24%/℃。
（4）轉(zhuǎn)換效率：TOPcon和HJT組件轉(zhuǎn)換效率一般能達到22%以上，P型PERC一般為22%以下。
（5）IAM：與焊帶結(jié)構、玻璃材質(zhì)有關，暫無收集到相關數(shù)據(jù)。
二、N型HJT和TOPcon組件發(fā)電增益所帶來的溢價空間
以海南?？跒轫椖糠抡娴?，電站類型為地面電站，采用集中式逆變器。相關的系統(tǒng)配置如表1所示。
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使用PVsyst軟件對上述配置進行仿真，地面反射率設置30%，組件最低點離地高度2m，將仿真后的首年發(fā)電量及25年發(fā)電量代入測算模型，可計算項目的IRR。
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假設BOS成本不變，IRR保持不變時，可計算得到發(fā)電量增益帶來的溢價空間。如表2所示。
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N型TOPcon組件首年發(fā)電小時數(shù)與P型組件增益2.55%，IRR相同時，其溢價空間為0.12元/W。當?shù)孛娣瓷渎试黾又?0%，發(fā)電增益為4%時，溢價空間為0.175元/W。
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N型HJT在發(fā)電增益3%和4%時的溢價空間為0.178元/W和0.22元/W。
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表2 發(fā)電量提升帶來的溢價空間
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三、BOS節(jié)約帶來的溢價空間
? ? ? ?由于N型組件的轉(zhuǎn)換效率較高，單位面積下的組件功率較高。因此，相同容量下，N型組件的數(shù)量較少，相同土地面積情況下，組件數(shù)量系統(tǒng)的情況下，裝機容量較大。由于組件電性能參數(shù)不同，組件串聯(lián)數(shù)不同，使得支架、電纜的成本有所差異。組件并聯(lián)數(shù)的不同影響匯流箱成本。組件數(shù)量的不同影響土安裝面積和人工安裝成本，具體BOS差異如下圖所示。
? ? ? ?例如對于PERC組件支架成本為0.4107元/W，而N型TOPcon組件為0.3921元/W，N型TOPcon在BOS方面節(jié)約成本為0.02元/W；N型HJT組件在BOS方面節(jié)約成本為0.058元/W。
? ? ? ?根據(jù)測算模型，當N型組件與P型組件價格相同時，內(nèi)部收益率的變化結(jié)果如表所示。N型組件可為項目帶來IRR增加0.465%（TOPcon）至0.902%（HJT）。
? ? ? ?本案例所示的海南地面電站應用場景的測算結(jié)果顯示，N型HJT組件在首年發(fā)電量提升比例可達到3%以上，隨地面反射率的增加而增加，使用N型HJT組件，由于BOS成本有一定的下降，因此在相同IRR時的綜合溢價空間約為0.236至0.278元/W。同理，N型TOPcon組件的綜合溢價空間為0.14至0.195元/W。
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五、小結(jié)
? ? ? ?上述以典型濕熱地區(qū)海南海口為模擬場景，分析了N型和P型光伏組件在發(fā)電量及系統(tǒng)成本上的差異。根據(jù)仿真結(jié)果，N型組件在發(fā)電能力方面略優(yōu)于P型PERC組件，在系統(tǒng)成本略顯優(yōu)勢。在光資源較好、地表反射率較高的應用場景，在保持IRR相同時，N型組件與P型PERC組件相比，有一定的溢價空間，具體可根據(jù)實際項目進行測算。
