在相等LCOE或相等IRR时，光伏组件相对溢价空间主要取决于发电量的提升程度以及系统成本的下降程度，下文以P型PERC组件为测算基准，在相同IRR时，评估N型HJT和N型TOPcon组件的发电量增益及系统成本下降所带来的溢价能力。
（1）双面率：HJT的双面率可达到85%至90%，而TOPcon的双面率目前为80%。P型PERC为70%。
（2）组件LID和线性衰减率：TOPcon首年光衰LID一般为小于1%，HJT理论上没有LID，但是厂家标注的一般为小于1%或2%。TOPcon线性衰减率为-0.4%，HJT为-0.25%。P型PERC组件LID一般小于2%，线性衰减率为-0.45%。
（3）温度系数：TOPcon组件功率温度系数为-0.3%/℃，HJT功率温度系数为-0.24%/℃。
（4）转换效率：TOPcon和HJT组件转换效率一般能达到22%以上，P型PERC一般为22%以下。
（5）IAM：与焊带结构、玻璃材质有关，暂无收集到相关数据。
二、N型HJT和TOPcon组件发电增益所带来的溢价空间
以海南海口为项目仿真地，电站类型为地面电站，采用集中式逆变器。相关的系统配置如表1所示。
使用PVsyst软件对上述配置进行仿真，地面反射率设置30%，组件最低点离地高度2m，将仿真后的首年发电量及25年发电量代入测算模型，可计算项目的IRR。
假设BOS成本不变，IRR保持不变时，可计算得到发电量增益带来的溢价空间。如表2所示。
N型TOPcon组件首年发电小时数与P型组件增益2.55%，IRR相同时，其溢价空间为0.12元/W。当地面反射率增加至40%，发电增益为4%时，溢价空间为0.175元/W。
N型HJT在发电增益3%和4%时的溢价空间为0.178元/W和0.22元/W。
表2 发电量提升带来的溢价空间
三、BOS节约带来的溢价空间
由于N型组件的转换效率较高，单位面积下的组件功率较高。因此，相同容量下，N型组件的数量较少，相同土地面积情况下，组件数量系统的情况下，装机容量较大。由于组件电性能参数不同，组件串联数不同，使得支架、电缆的成本有所差异。组件并联数的不同影响汇流箱成本。组件数量的不同影响土安装面积和人工安装成本，具体BOS差异如下图所示。
例如对于PERC组件支架成本为0.4107元/W，而N型TOPcon组件为0.3921元/W，N型TOPcon在BOS方面节约成本为0.02元/W；N型HJT组件在BOS方面节约成本为0.058元/W。
根据测算模型，当N型组件与P型组件价格相同时，内部收益率的变化结果如表所示。N型组件可为项目带来IRR增加0.465%（TOPcon）至0.902%（HJT）。
本案例所示的海南地面电站应用场景的测算结果显示，N型HJT组件在首年发电量提升比例可达到3%以上，随地面反射率的增加而增加，使用N型HJT组件，由于BOS成本有一定的下降，因此在相同IRR时的综合溢价空间约为0.236至0.278元/W。同理，N型TOPcon组件的综合溢价空间为0.14至0.195元/W。
五、小结
上述以典型湿热地区海南海口为模拟场景，分析了N型和P型光伏组件在发电量及系统成本上的差异。根据仿真结果，N型组件在发电能力方面略优于P型PERC组件，在系统成本略显优势。在光资源较好、地表反射率较高的应用场景，在保持IRR相同时，N型组件与P型PERC组件相比，有一定的溢价空间，具体可根据实际项目进行测算。
