高效HJT产品超高溢价的逻辑与理论基础

2024年华能500MW HJT招标结果公布以来，光伏产业界、金融市场提出三个问题：为什么HJT相比TOPCon的溢价超过了0.15元/W？为什么同样是HJT组件，有的企业中标候选人价格1.12元/W，有的企业中标候选人价格1.03元/W，HJT组件产品间的溢价有这么大么？SOLARZOOM新能源智库所提的“高效HJT产品能享受超高溢价”的逻辑何在，能否得到理论的支撑和实证的检验？

今天这篇文章给出高效HJT超高溢价的逻辑与理论分析。

一、集中式电站和分布式光伏项目投资的差异化目标函数

集中式电站、分布式光伏项目在不同约束条件下的投资逻辑是不同的。众所周知，土地、指标、电网接入是光伏电站的三大核心要素。因此，在不同类型项目上各要素的不同组合，自然会得到不同的投资逻辑。

对于一个集中式电站运营商而言，在土地不稀缺、指标不稀缺、电网接入资源不稀缺的情况（定义为：情形A）下，追求的是“单位资金的IRR的最大化”。

而若当土地稀缺，而指标、电网接入资源不稀缺的情况（定义为：情形B）下，集中式电站运营商追求的则是“在边际IRR不低于最小要求回报率前提下，特定土地面积下的绝对利益最大化”。

但若电网接入资源及指标构成最稀缺要素，而土地并不特别稀缺（定义为：情形C）时，集中式电站运营商追求“在边际IRR不低于最小要求回报率前提下，给定上网电量情况下的绝对利润最大化”目标时，自然会选择最低的初始投资。

对于一个分布式光伏项目而言，在不同情形下的目标函数也是不同的。

当分布式光伏项目所依附的电力用户其用电量极大而消纳完全不成问题，则构成情形D，情形D类似于上述情形B。不同的是：在情形B下，电站运营商的电力售价是上网电价；而在情形D下，电站运营商的电力售价是用户侧电价，等于“上网电价+输配电价+附加”。

当分布式光伏项目所依附的电力用户用电量较小而当地的总体消纳存在瓶颈，则构成情形E，情形E类似于上述情形C。不同的是：在情形C下，电站运营商的多发电量以限电的形式被限制；而在情形E下，电站运营商的多发电量得到了中午时段低电价的“负面激励”的反馈。

综上所述，在不同类型项目上，可以大致归类为三类情形。情形A：所有要素不稀缺；情形B和D：面积约束占主导，电力消纳问题不大；情形C和E：电力约束占主导。

二、要素稀缺性的不同对高效电池溢价的不同影响

一般而言，效率越高的电池组件价格越高，其背后的主要逻辑支撑是：高效电池组件可以节省光储电站系统中所有与面积相关的成本。

但高价格与高效率之间的弹性系数，则在很大程度上受要素稀缺性的影响。

对于情形A而言，高效、高每W发电量组件比低效、低每W发电量组件价格高，而且光储电站中面积相关成本的降低和摊薄，大部分让渡给了产品售价。在欧美等市场，人工贵、土地/屋顶贵，故而高效、高每W发电量产品的溢价会比国内市场高；而在环境温度高、地面反射率高的项目上，也能支撑低温升系数、高双面率产品的更高溢价。因此，在土地、指标、并网消纳均无约束的情况下，高效、高每W发电量产品的弹性系数，则由“等效IRR原则”所决定。即：投资高效、高每W发电量产品所构成的电站的IRR≈投资低效、低每W发电量产品所构成电站的IRR。HJT产品相比TOPCon的溢价、TOPCon产品相比PERC的溢价，都是由上述公式所理论推导出来的。

对于情形B和D而言，高效所带来的电池组件产品溢价，将远高于情形A。原因是：在情形A下，高效产品和低效产品去PK的是IRR；但在情形B和D下，由于面积稀缺，而电力消纳不稀缺，故而同等面积下因高效产品而多发的电量，是根据其增量投资成本、最小要求IRR去反算出电价，并和用户侧电价相PK。比如：在欧洲，由于天然气发电构成边际电源，其电价水平是极高的，故而情形B和D下因高效而多发电量所高出的系统成本，是可以被上述较高的电价水平所消化的。

但对于情形C和E而言，高效所带来的电池组件产品溢价，则接近于情形A。原因是：电力消纳出现了问题，多发电并不能得到高收益，因此电站运营商会选择减小初始投资。而减少初始投资的做法有两种：a）是选择低效产品，并耗费特定的面积，b）选择高效产品，并削减组件面积。这两者之间的平衡，又回到了高效率节省面积相关成本的基本逻辑。所以情形C和E与情形A的溢价其实是比较接近的。

三、HJT高效电池组件能获得超高溢价的算例

在情形A下，我们以HJT的710W和740W组件建模分析：当前710W组件的价格是1.05元/W左右，每W的光储电站系统造价由此估算是3.95元/W。若推出740W组件，其高功率并不能节约与面积无关BOS的单位含税成本，但却可以降低与面积相关BOS的单位含税成本，故而基于“等效IRR原则”，组件的溢价恰好等于高效率所摊薄的与面积相关BOS的单位含税成本。在算例中只有0.02元/W。

在情形A下，若计算电池的价格，则由于组件环节有相当成本是与面积相关的，故而能生产出740W组件的100%CTM倒推标准25.4%效率电池，相比能生产出710W组件的100%CTM倒推标准24.4%效率电池，可以多卖的价格将约为0.03-0.04元/W。

而在情形B和D下，当土地或屋顶的面积一定，电力消纳不成问题，且电站出售电力的价格极高。则740W的高效HJT组件比710W的高效HJT组件能接受的溢价高达0.20元/W。测算如下：710W产品的总电站成本是2804.5元（假设为基准），740W产品的总电站成本是3056元；若把740W产品拆成710W+增量30W，则710W部分的总电站成本为2804.5元（与基准相同，可以接受），增量30W部分的电站总成本为251.5元。

那么，增量30W部分的总电站成本高达251.5元，每W单价高达8.38元，能否被运营商所接受呢？基于电站IRR模型可以算出，只要边际电价高达人民币1.00元/kWh，则全投资的IRR超过7%，完全可以被电站运营商所接受。在欧洲的屋顶市场上，由于电力用户的边际电价通常是天然气发电，电价水平折算人民币高于1元/kWh，则自然是可以为30W的增量功率支付0.2元/W的组件价格溢价的。

上述案例，不仅适用于分布式光伏项目，也适用于集中式电站。只要前提条件“面积稀缺、电力消纳可以保障、电力边际销售价格高”成立，则集中式电站上也有希望接受740W组件功率比710W组件功率高0.2元/W的定价。当然，不少集中式电站的销售电价，低于分布式光伏项目的销售电价，则集中式电站所能接受的组件溢价将低于分布式光伏。

综上所述：当面积约束条件成立、电力消纳不成问题，而边际电价极高时，电站运营商对740W高功率HJT产品相比710W普通功率HJT产品的溢价容忍度可以达到0.2元/W。

当然，上述讨论只分析了电站运营商的需求曲线形状，并未分析组件供应商的供给曲线形状。如果电站运营商愿意为30W的增量功率多支付0.2元/W，但高效组件产品极度过剩，供给曲线扁平，则组件厂同样是拿不到超额收益的，最终决定组件价格的主要因素是成本。但若高效组件产品极度稀缺，供给曲线是一条垂直线，则决定组件价格的主要因素并非是成本，而是客户所愿意接受的最高溢价，这时高效组件才能卖出高的溢价。

四、关于理论的前提假设的论证

在上述理论分析中，高效产品能拿到高溢价的前提有四个：（1）土地或屋顶面积稀缺，（2）电力消纳没有困难，（3）边际电价很高，（4）高效产品的供应是极度稀缺的。当上述四个条件同时成立时，高效组件产品才可以实实在在的拿到高溢价。

不难发现，在欧洲市场上出售全球最高功率的HJT组件，同时符合这四个要求。首先，欧洲的土地或屋顶面积稀缺；第二，在光储平价实现、储能配合光伏大规模实施的前提下，或光储电站可以自由参与电力交易的情况下，电力消纳不构成瓶颈，因光伏过剩而导致的电价“鸭子曲线”会被储能的实施所显著缓解；第三，欧洲本身的电价就在全球范围内偏高，俄乌战争后电价又进一步提升；第四，极致高功率的HJT组件在全球范围内是稀缺的，2024年全年HJT电池产量约在30GW左右，而能做到2384mm×1303mm大版型组件功率不低于715W的双面微晶电池产量更是在15GW以内。

因此，当上述四个前提假设成立，则720W、730W甚至是740W高功率的HJT组件自然可以卖出比常规功率HJT产品多0.1元/W甚至是0.2元/W的组件溢价。

五、为什么TOPCon不能维持高溢价

TOPCon组件当前的市场价格已经低至0.90元/W左右。TOPCon产品之所以不能维持高溢价，原因是TOPCon没有壁垒、产能过剩。当400GW左右的全球光伏需求，遇上700GW以上的TOPCon产能，过剩是自然出现的。TOPCon产能的过剩导致两个结果：（1）TOPCon产品不仅要卖土地稀缺、电力消纳无约束、电价较高的地方，还卖土地不稀缺、电力存在消纳约束、电价较低的地方，（2）产品供给曲线极度平缓。

换言之，高效产品可获得高溢价的四个前提条件，在TOPCon市场上完全不成立。所以，TOPCon技术虽然先进但拿不到任何超额收益的悲剧，从理论上就是可以被证明的。2024年四季度以来成功打败PERC技术的TOPCon技术却持续无利可图的事实，只是检验了理论而已。

六、HJT电池组件企业2024年的最佳营销战略

在SOLARZOOM新能源智库看来，由于2024年HJT电池的供应量是极度稀缺的，HJT相比TOPCon的功率优势仍然是明显的，而且优势会进一步扩大。故而，当全球光伏需求从底部开始逐步恢复时，HJT企业最优的战略并非是在国内和TOPCon内卷，而是在海外抢占符合前三个条件的高端市场。

持续提高HJT产品的效率、功率，找对正确的市场方向，并辅以快速的降本，是HJT电池组件企业在2024年获得盈利的关键。