对光伏电站而言，组件成本已经下降至总成本的40%以下。一个典型的报价逆变器，线缆，安装等等配套设施的成本在2.2元每瓦，加上土地成本就更高。
典型的182Perc组件550W，Topcon570W，不考虑后续更好的温度系数以及更低的衰减，简单计算EPC
Perc 550*1.35+2.2*550=1952.5 1952.5/550=3.55
Topcon 570*1.35+2.2*550=1979.5 1979.5/570=3.47
EPC的差价约8分。
实际上，同功率的N型电池比同功率P型电池发电要高出3%上下。最后折算成度电成本，N型有更大的优势。
这就是为什么下游电站能够接受TOPCON相比Perc1毛溢价的由来。对电站而言，最终的iRR是由度电成本决定，而不是仅仅是组件单价。
当然，如果N型组件最后做出来只有555瓦、560W，那跟Perc只能做出540w,545W一个道理。
都是perc，都是Topcon,为啥隆基投标的时候总要贵上几分钱还能中标，就是因为隆基组件整体上功率更高。
所以topcon相对于Perc的优势是确定性的。topcon盈利能力更强，电站的irr更高。
目前N型组件和P型组件的招标是分开的。下游如何拆解N型和P型的份额，还是迷。
但是下游不会傻到明显超过N型市场供应，这样P型市场和N型市场竞争都更加激烈，电站才是最大的获益方。
最后一定能看到555wperc还能赚钱，而560W的topcon却不得不退出市场。
隆基改主意投Topcon,也是看到了topcon的生存空间。最理想的hjt即便出现，2，3年内产能也占不满整个市场。按照现在1.7亿投资，最多4年收回成本的topcon也是赚钱的买卖。
硅片环节的竞争更诡异也更戏剧性。23年底隆基加中环的硅片产能已经超过350GW，即便现在硅片产能过剩的程度一点也逊色硅料、电池和组件产能。但是中环在Q2大量计提后仍然有6，7分的利润，是因为制约因素在高纯度石英砂。最近高纯度石英砂还在涨价，说明紧缺依旧。硅片的产能按照有没有高纯度石英砂被划分成两类。
目前整个市场对光伏的分歧有两点：
1，价格战会杀到什么程度，硅片，电池，组件各个环节利润最后会怎么分配。
2、由第一个问题导致第二问题，光伏究竟是周期制造还是科技成长。
目前市场的定价光伏是周期制造，目前处于盈利顶点，价格战开打企业盈利会来到低点。
价格战是确定无疑的。头部企业的净利润率一定会因为价格战而降低。但是包括隆基在内的头部企业，24年的出货相比22年都有一倍的增幅，利润总额未必会下降。就更不用说市场出清利润率恢复后了。
即便是最理想的技术成为现实，新旧技术对成本的影响也在10%左右。而周期波动对价格的影响远大于这个比例。
所以光伏肯定是兼具周期和技术属性的行业，看到周期而按照周期定价是错的，单独看到技术差异而否定周期也是错的。
市场最后的定价，还是要回到盈利能力上来。在行业周期属性主导期间，隆基表现拉跨，$隆基绿能(SH601012)$ 以后行不行，拭目以待吧。