【事件】

2024年1月20日，华能2024年10GW光伏组件框架协议采购开标。其中，3标段HJT产品招标规模达500MW，共有9家企业有效投标，平均投标价格1.05元/W。

表 1  华能2024年10GW光伏组件框架协议采购开标情况概览

【点评】

SOLARZOOM新能源智库点评以下四个方面：（1）本次招标的亮点及意义，（2）行业价格趋势，（3）各大电池技术间的价差趋势，（4）异质结产业链的基本面拐点。

一、本次招标的亮点及意义

（1）本次招标为各大能源电力央国企2024年光伏组件招标中第一次对HJT产品的招标，也是继2023年3月中核汇能500MW招标、2023年9月国电投旗下电能易购900MW招标后的能源电力央国企专门为HJT设置招标标段的一次采购。华能作为国内各大能源电力央国企中总装机量排名第二的集团，其对HJT产品的招标在全市场具有重大号召力。

（2）2023年11月末以来，受产业链价格下跌、运营商“买涨不买跌”心理的影响，光伏组件需求急剧萎缩，HJT企业生产以消化存量订单为主。本次招标意味着2024年HJT新需求的首次亮相。

（3）本次招标中，HJT标段的规模为500MW，占整体采购的规模比例达到5%。这一比例显著高于2023年HJT产品1.5%左右的出货量占比（2023年全球光伏组件出货550GW，异质结出货8GW）。

（4）参与投标的HJT企业数量达到9家之多。相比2023年3月中核汇能招标时只有5家的情况，本次的参与者显著增加。

（5）HJT组件的投标价格分布，从1.01-1.12元/W不等，均值为1.05元/W，10%分位数（作为SOLARZOOM新能源智库对中标价格的估计值）为1.02元/W。

（6）HJT组件10%价格分位数与PERC组件10%价格分位数的差距为0.19元/W，这一水平比2023年3月中核汇能的0.11元/W大幅提升。这意味着HJT产品的溢价出现显著上升，HJT产品的高溢价已经成为HJT技术赛道的全体共识。

表 2  2023年3月中核汇能光伏组件投标情况概览

（7）以10%分位数为中标价格的估计值，PERC组件的含税价格为0.82元/W，TOPCon组件的含税价格为0.87元/W，这一水平分别对应着PERC、TOPCon先进产能的毛利率约为-5%、-5%左右。而HJT组件的含税价格为1.02元/W，根据目前的情况计算，先进产能的毛利率约为+6%左右。由此可见，“PERC、TOPCon技术全面亏损、HJT为全光伏制造业唯一盈利的技术路线”的格局已经全面形成。

二、光伏制造的价格趋势和HJT企业的应对措施

2023年12月至2024年1月初的几次招标，PERC组件、TOPCon组件的投标价格10%分位数维持在0.86元/W、0.90元/W的水平。在这一水平上，PERC、TOPCon组件的毛利率约为0%左右，考虑折旧及期间费用的调整，“组件不含税价格≈现金总成本”的产业链价格出清点已到。

2024年1月中旬以来的两次招标，PERC、TOPCon组件的投标价格10%分位数，又进一步下跌至0.82元/W、0.87元/W的低位，毛利为负，组件不含税价格低于大多数企业的现金总成本。

表 3  2024年3次能源电力央国企招标中的价格信息

关于上述现象，SOLARZOOM新能源智库的点评是：

（1）PERC、TOPCon的全产业链产能已经突破1000GW，远超过2023年全球终端装机需求（约350GW）。故而，产业链价格只有低于大多数企业的现金总成本，才能使得大多数企业大规模减产、停产，从而达到“供给=需求”的短期供求出清条件。

（2）2021-2023年，光伏制造业的全球库存不断累积，2021、2022、2023年的组件库存分别新增30GW、80GW、200GW左右，此外，2023年的硅料、硅片、电池累积库存还新增了将近100GW。以“硅料产量×每W耗硅量-全球终端直流侧装机量”计算的全产业链库存达到了400GW。光伏产业链400GW的库存中，有部分是永远消化不了的无效库存，但其中至少一半是有效库存。上述200多GW的有效库存为了去化，也会压低全产业链价格。上述有效库存去化的时间至少是2-3个季度，故而在2024年3季度前，光伏制造产业链价格绝无趋势性涨价的可能性。PERC、TOPCon产业链的产能利用率将连续2-3个季度低于15%。需要说明的是：上周N型硅料价格的上涨，是因为N型电池片出货量渗透率快速飙升，以及部分硅料厂将更多产能从P型调至N型而导致的改造反而影响了阶段性的供给紧张所致，并不是趋势性的，而是结构性的。

（3）以投标价格10%分位数估计的HJT未来组件销售价格在1.02元/W左右，这一水平对应着6%左右的毛利率（适用于HJT电池非硅成本控制在0.23元/W左右的优秀企业）。这一水平将有足够的纵深与PERC、TOPCon组件的新品及库存商品竞争。由此，2024年全市场的出货顺序将是：“HJT组件新品 > PERC组件有效库存（甩货产品） > TOPCon组件新品 > PERC组件新品”。

（4）对于PERC、TOPCon企业而言，未来2-3个季度无论是否降价都是“无解”的。如果进一步降价，则由于“不含税价格<现金总成本”，不仅折旧收不回来，而且每多卖1W都亏1W。如果不降价，那么就完全卖不掉，开工率掉到15%以下，近乎完全停产。由于400GW全产业链库存（有效库存超过200GW）的存在，光伏PERC、TOPCon产业链绝无可能在2024年3季度前恢复开工率，更无任何可能出现趋势性涨价或盈利。2024年4季度后，PERC、TOPCon产业链的开工率才有可能逐步恢复至30%以上，但利润仍然将长期维持在全行业亏损状态。

三、TOPCon及HJT与PERC组件的价差趋势

TOPCon和HJT组件之所以比PERC组件有溢价，主要原因是：

（1）在同等版型上，TOPCon、HJT组件相比PERC组件的功率更高，可以节省电站运营商与面积相关的BOS成本（如土地地价、场地租金、支架、基础、组件安装人工等）。

（2）受温升系数、双面率、弱光效应、低衰减等原因的影响，在标称功率特定的情况下，TOPCon、HJT在实际工况下的发电能力比PERC更强，发电小时数更高。由此，电站运营商与面积相关的BOS成本又得以进一步降低。

对于电站运营商而言，对于经过长期数据验证的组件产品（TOPCon、HJT均已经完成长期数据验证这一过程），其产品的偏好及选择并不应该导致电站投资回报率的变化。即应达到“PERC电站的IRR/LCOE≈TOPCon电站的IRR/LCOE≈HJT电站的IRR/LCOE”的均衡。这是PERC组件、TOPCon组件、HJT组件的定价基础。

但以下几项因素会影响TOPCon、HJT溢价的变化：（1）全球各地项目与面积相关BOS成本的差异，（2）全球各地项目温度、地面反射率、弱光占比的差异，（3）电站运营商对于新技术的接受程度及发电量实证数据验证情况，（4）TOPCon及HJT组件的供应量，（5）电站运营商在实际采购组件2-3个季度前，在做可研方案时所规划的新技术需求规模。

2023年初以来，TOPCon组件相比PERC组件的溢价从0.10元/W先降低至2023年3季度的0.03元/W，又反弹至当前的0.05元/W。在SOLARZOOM新能源智库看来，主要原因是：

（1）根据运营商等效IRR原理，在正常情况下，TOPCon组件的溢价在0.10-0.12元/W是合理的。

（2）TOPCon技术没有任何壁垒，短短2年时间扩产600GW，导致严重过剩，从而TOPCon的溢价急剧降低。

（3）2023年3季度，终端运营商招标中的TOPCon占比还没有显著提升，但TOPCon电池组件产能先行释放，从而溢价暴跌至0.03元/W。

（4）2023年4季度以来，终端运营商招标中的TOPCon占比显著从30%提升至70%以上，TOPCon的需求扩张速度开始追赶供应扩张速度，因此TOPCon组件溢价开始略为恢复。

2023年初以来，HJT组件相比PERC组件的溢价从2023年3月中核汇能500MW招标中的0.11元/W提升至本次华能500MW招标中的0.19元/W。在SOLARZOOM新能源智库看来，主要原因是：

（1）根据运营商等效IRR原理，在正常情况下，HJT组件的溢价在0.20-0.25元/W是合理的。

（2）2023年初，HJT组件对于国内央国企而言是新事物，而不像海外运营商早在20年前就熟悉HJT产品。但经过一年时间，2024年国内央国企对HJT的接受程度已经明显上升，各家央国企也已经有充分的电站实证数据积累，反映出HJT组件的功率优势、发电量优势。

（3）HJT的产量在2022年是3GW、2023年是8GW，产能产量有序扩张，并没有出现TOPCon技术2年扩产600GW的情况。之所以HJT产能扩张有序，是因为HJT是颠覆式技术，人才团队稀缺，其在工艺、设备、材料等角度与PERC、TOPCon相比也是完全不同的，PERC、TOPCon的一线大厂无力、无心转型HJT，而HJT新玩家中真正能运营好HJT技术的团队也较为有限。

四、异质结产业链的基本面拐点研判

在SOLARZOOM新能源智库看来，评价产业链基本面景气的指标包括：（1）需求框架，（2）订单，（3）开工率，（4）单位利润，（5）现金流。

2023年三季度，受HJT技术电池非硅快速降本的影响，HJT产业链首次实现毛利率接近10%的情形。但2023年四季度以来，受光伏产业整体下行的影响，HJT产业链景气向下。2024年HJT产业链景气何时扭头向上，是整个HJT产业企业和金融市场均较为关心的内容。

在SOLARZOOM新能源智库看来，本次华能500MW异质结招标，是HJT产业链景气回暖的第一个标志，即“2024年的新需求框架”已经出现。但HJT产业链景气最终回暖，还需要等待实际采购订单、开工率、单位利润、现金流四个方面的配合。

众所周知，电站运营商的框架采购协议与实际采购订单之间，存在一定的时间差。只有当上述的框架协议实质性落地时，才能形成真正的订单，影响HJT电池组件企业的开工率。而HJT的电池组件开工率，显然在2024年2月份会因需求短暂性不足、春节等因素而进一步下行。3月份后，伴随着2024年HJT新需求框架的逐步落地，HJT订单逐步释放，由此将拉动HJT的开工率。

在HJT的单位利润方面，在未来半年内，有两个方面的因素分别影响，一是HJT组件价格，二是HJT电池的生产成本。HJT单位利润在未来半年的变化趋势是“先在1-2个月内降低，随后稳步提升”。

而在现金流方面，HJT只要2024年新需求框架逐步释放订单，就能看到开工率的显著恢复，再加上HJT清晰的降本路径，HJT将从低毛利逐步实现高毛利。HJT产业链的经营性现金流将由此进入正循环。而在融资性现金流方面，主要看的也是上述因素，故而会伴随着经营性现金流的改善而改善，强化趋势。

综上所述，HJT产业链的基本面底部拐点，即将在未来1-2个月内出现。目前产业景气的第一个领先指标（2024年新需求）已经看到，只待春节后订单的落地，HJT景气就将真正进入向上的长期趋势。