2024年華能500MW HJT招標結果公布以來，光伏產業界、金融市場提出三個問題：為什么HJT相比TOPCon的溢價超過了0.15元/W？為什么同樣是HJT組件，有的企業中標候選人價格1.12元/W，有的企業中標候選人價格1.03元/W，HJT組件產品間的溢價有這么大么？SOLARZOOM新能源智庫所提的“高效HJT產品能享受超高溢價”的邏輯何在，能否得到理論的支撐和實證的檢驗？

今天這篇文章給出高效HJT超高溢價的邏輯與理論分析。

一、集中式電站和分布式光伏項目投資的差異化目標函數

集中式電站、分布式光伏項目在不同約束條件下的投資邏輯是不同的。眾所周知，土地、指標、電網接入是光伏電站的三大核心要素。因此，在不同類型項目上各要素的不同組合，自然會得到不同的投資邏輯。

對于一個集中式電站運營商而言，在土地不稀缺、指標不稀缺、電網接入資源不稀缺的情況（定義為：情形A）下，追求的是“單位資金的IRR的最大化”。

而若當土地稀缺，而指標、電網接入資源不稀缺的情況（定義為：情形B）下，集中式電站運營商追求的則是“在邊際IRR不低于最小要求回報率前提下，特定土地面積下的絕對利益最大化”。

但若電網接入資源及指標構成最稀缺要素，而土地并不特別稀缺（定義為：情形C）時，集中式電站運營商追求“在邊際IRR不低于最小要求回報率前提下，給定上網電量情況下的絕對利潤最大化”目標時，自然會選擇最低的初始投資。

對于一個分布式光伏項目而言，在不同情形下的目標函數也是不同的。

當分布式光伏項目所依附的電力用戶其用電量極大而消納完全不成問題，則構成情形D，情形D類似于上述情形B。不同的是：在情形B下，電站運營商的電力售價是上網電價；而在情形D下，電站運營商的電力售價是用戶側電價，等于“上網電價+輸配電價+附加”。

當分布式光伏項目所依附的電力用戶用電量較小而當地的總體消納存在瓶頸，則構成情形E，情形E類似于上述情形C。不同的是：在情形C下，電站運營商的多發電量以限電的形式被限制；而在情形E下，電站運營商的多發電量得到了中午時段低電價的“負面激勵”的反饋。

綜上所述，在不同類型項目上，可以大致歸類為三類情形。情形A：所有要素不稀缺；情形B和D：面積約束占主導，電力消納問題不大；情形C和E：電力約束占主導。

二、要素稀缺性的不同對高效電池溢價的不同影響

一般而言，效率越高的電池組件價格越高，其背后的主要邏輯支撐是：高效電池組件可以節省光儲電站系統中所有與面積相關的成本。

但高價格與高效率之間的彈性系數，則在很大程度上受要素稀缺性的影響。

對于情形A而言，高效、高每W發電量組件比低效、低每W發電量組件價格高，而且光儲電站中面積相關成本的降低和攤薄，大部分讓渡給了產品售價。在歐美等市場，人工貴、土地/屋頂貴，故而高效、高每W發電量產品的溢價會比國內市場高；而在環境溫度高、地面反射率高的項目上，也能支撐低溫升系數、高雙面率產品的更高溢價。因此，在土地、指標、并網消納均無約束的情況下，高效、高每W發電量產品的彈性系數，則由“等效IRR原則”所決定。即：投資高效、高每W發電量產品所構成的電站的IRR≈投資低效、低每W發電量產品所構成電站的IRR。HJT產品相比TOPCon的溢價、TOPCon產品相比PERC的溢價，都是由上述公式所理論推導出來的。

對于情形B和D而言，高效所帶來的電池組件產品溢價，將遠高于情形A。原因是：在情形A下，高效產品和低效產品去PK的是IRR；但在情形B和D下，由于面積稀缺，而電力消納不稀缺，故而同等面積下因高效產品而多發的電量，是根據其增量投資成本、最小要求IRR去反算出電價，并和用戶側電價相PK。比如：在歐洲，由于天然氣發電構成邊際電源，其電價水平是極高的，故而情形B和D下因高效而多發電量所高出的系統成本，是可以被上述較高的電價水平所消化的。

但對于情形C和E而言，高效所帶來的電池組件產品溢價，則接近于情形A。原因是：電力消納出現了問題，多發電并不能得到高收益，因此電站運營商會選擇減小初始投資。而減少初始投資的做法有兩種：a）是選擇低效產品，并耗費特定的面積，b）選擇高效產品，并削減組件面積。這兩者之間的平衡，又回到了高效率節省面積相關成本的基本邏輯。所以情形C和E與情形A的溢價其實是比較接近的。

三、HJT高效電池組件能獲得超高溢價的算例

在情形A下，我們以HJT的710W和740W組件建模分析：當前710W組件的價格是1.05元/W左右，每W的光儲電站系統造價由此估算是3.95元/W。若推出740W組件，其高功率并不能節約與面積無關BOS的單位含稅成本，但卻可以降低與面積相關BOS的單位含稅成本，故而基于“等效IRR原則”，組件的溢價恰好等于高效率所攤薄的與面積相關BOS的單位含稅成本。在算例中只有0.02元/W。

在情形A下，若計算電池的價格，則由于組件環節有相當成本是與面積相關的，故而能生產出740W組件的100%CTM倒推標準25.4%效率電池，相比能生產出710W組件的100%CTM倒推標準24.4%效率電池，可以多賣的價格將約為0.03-0.04元/W。

而在情形B和D下，當土地或屋頂的面積一定，電力消納不成問題，且電站出售電力的價格極高。則740W的高效HJT組件比710W的高效HJT組件能接受的溢價高達0.20元/W。測算如下：710W產品的總電站成本是2804.5元（假設為基準），740W產品的總電站成本是3056元；若把740W產品拆成710W+增量30W，則710W部分的總電站成本為2804.5元（與基準相同，可以接受），增量30W部分的電站總成本為251.5元。

那么，增量30W部分的總電站成本高達251.5元，每W單價高達8.38元，能否被運營商所接受呢？基于電站IRR模型可以算出，只要邊際電價高達人民幣1.00元/kWh，則全投資的IRR超過7%，完全可以被電站運營商所接受。在歐洲的屋頂市場上，由于電力用戶的邊際電價通常是天然氣發電，電價水平折算人民幣高于1元/kWh，則自然是可以為30W的增量功率支付0.2元/W的組件價格溢價的。

上述案例，不僅適用于分布式光伏項目，也適用于集中式電站。只要前提條件“面積稀缺、電力消納可以保障、電力邊際銷售價格高”成立，則集中式電站上也有希望接受740W組件功率比710W組件功率高0.2元/W的定價。當然，不少集中式電站的銷售電價，低于分布式光伏項目的銷售電價，則集中式電站所能接受的組件溢價將低于分布式光伏。

綜上所述：當面積約束條件成立、電力消納不成問題，而邊際電價極高時，電站運營商對740W高功率HJT產品相比710W普通功率HJT產品的溢價容忍度可以達到0.2元/W。

當然，上述討論只分析了電站運營商的需求曲線形狀，并未分析組件供應商的供給曲線形狀。如果電站運營商愿意為30W的增量功率多支付0.2元/W，但高效組件產品極度過剩，供給曲線扁平，則組件廠同樣是拿不到超額收益的，最終決定組件價格的主要因素是成本。但若高效組件產品極度稀缺，供給曲線是一條垂直線，則決定組件價格的主要因素并非是成本，而是客戶所愿意接受的最高溢價，這時高效組件才能賣出高的溢價。

四、關于理論的前提假設的論證

在上述理論分析中，高效產品能拿到高溢價的前提有四個：（1）土地或屋頂面積稀缺，（2）電力消納沒有困難，（3）邊際電價很高，（4）高效產品的供應是極度稀缺的。當上述四個條件同時成立時，高效組件產品才可以實實在在的拿到高溢價。

不難發現，在歐洲市場上出售全球最高功率的HJT組件，同時符合這四個要求。首先，歐洲的土地或屋頂面積稀缺；第二，在光儲平價實現、儲能配合光伏大規模實施的前提下，或光儲電站可以自由參與電力交易的情況下，電力消納不構成瓶頸，因光伏過剩而導致的電價“鴨子曲線”會被儲能的實施所顯著緩解；第三，歐洲本身的電價就在全球范圍內偏高，俄烏戰爭后電價又進一步提升；第四，極致高功率的HJT組件在全球范圍內是稀缺的，2024年全年HJT電池產量約在30GW左右，而能做到2384mm×1303mm大版型組件功率不低于715W的雙面微晶電池產量更是在15GW以內。

因此，當上述四個前提假設成立，則720W、730W甚至是740W高功率的HJT組件自然可以賣出比常規功率HJT產品多0.1元/W甚至是0.2元/W的組件溢價。

五、為什么TOPCon不能維持高溢價

TOPCon組件當前的市場價格已經低至0.90元/W左右。TOPCon產品之所以不能維持高溢價，原因是TOPCon沒有壁壘、產能過剩。當400GW左右的全球光伏需求，遇上700GW以上的TOPCon產能，過剩是自然出現的。TOPCon產能的過剩導致兩個結果：（1）TOPCon產品不僅要賣土地稀缺、電力消納無約束、電價較高的地方，還賣土地不稀缺、電力存在消納約束、電價較低的地方，（2）產品供給曲線極度平緩。

換言之，高效產品可獲得高溢價的四個前提條件，在TOPCon市場上完全不成立。所以，TOPCon技術雖然先進但拿不到任何超額收益的悲劇，從理論上就是可以被證明的。2024年四季度以來成功打敗PERC技術的TOPCon技術卻持續無利可圖的事實，只是檢驗了理論而已。

六、HJT電池組件企業2024年的最佳營銷戰略

在SOLARZOOM新能源智庫看來，由于2024年HJT電池的供應量是極度稀缺的，HJT相比TOPCon的功率優勢仍然是明顯的，而且優勢會進一步擴大。故而，當全球光伏需求從底部開始逐步恢復時，HJT企業最優的戰略并非是在國內和TOPCon內卷，而是在海外搶占符合前三個條件的高端市場。

持續提高HJT產品的效率、功率，找對正確的市場方向，并輔以快速的降本，是HJT電池組件企業在2024年獲得盈利的關鍵。