HIT降本速度快於PERC，2021年起具備投資性價比。本文對HIT與PERC電池的各項成本進行分拆和假設，測算出兩者各自的降本路徑。
降本路徑對比
硅片：假設PERC由180μm逐步降至2022年160μm，HIT由160μm逐步降至130μm，硅耗成本下降帶來N型硅片對P型硅片溢價的消除，以及每片瓦數高帶來的攤薄，使HIT在2019年硅片成本較PERC存在的每W劣勢0.02元變成2022年每W成本優勢0.02元。
銀漿：假設2019年HIT銀漿耗量300mg/片，2020年多主柵技術逐步成熟，銀漿降至150mg/片，此後逐年下降10%。PERC銀漿假設2019年正背銀合計耗量120mg/片，此後每年下降10%。PERC正銀價格維持4200元/千克，HIT銀漿由6000元/千克逐步下降至5000元/千克。
折舊：PERC設備投資在2019年2億元/GW的基礎上逐年下降10%，HIT設備投資2019年10億元/GW，2020年7億元/GW，之後全面國產化降至4-5億元/GW。
何時追平
從我們測算的成本下降趨勢看，HIT電池成本有望從2019年的1.15元/W逐步下降至2022年0.69元/W，與PERC的成本差會由2019年0.41元/W下降至2022年0.11元/W。
在組件環節，由於異質結轉換效率更高，對於組件封裝成本有攤薄作用。異質結轉換效率的提升速度快於PERC，因此對於封裝的攤薄效果會不斷提升。從我們測算的成本下降趨勢看，HIT組件成本有望從2019年的1.83元/W逐步下降至2022年1.33元/W，與PERC的成本差會由2019年0.39元/W下降至2022年0.08元/W。
與PERC享受溢價並替代常規產品的進程類似，高效組件溢價的一個重要來源是對於BOS成本的節約，目前HIT產線效率較PERC高1個百分點左右，假設2022年HIT轉換效率25%，PERC轉換效率23.5%，以1.3元/W與面積相關的BOS成本測算，HIT效率1.5個百分點的領先能夠帶來0.08元/W的BOS成本節約。根據我們對組件成本的測算，2022年兩者組件價差為0.08元/W，則考慮BOS成本的節約後2022年兩者在光伏整體裝機的初始成本方面已經能夠趨於一致。
從終端電站角度論證HIT與PERC可以在2022年裝機成本趨於一致僅能說明HIT在終端電站的應用上具備可行性。對於電站業主而言，關心的不是電池和組件在生產環節的成本，而是關心使用某種組件後最終的度電成本。對於電池生產商而言，前期進行新技術開拓的企業可能會更關注行業發展方向的引領和自身地位、長期格局的確立，但對於行業內主流廠商或者行業外的新進入者而言，更關注產品的盈利能力和投資回報期，投資回報率具備吸引力才會大規模轉向新的方向。因此我們對HIT和PERC電站的度電成本與產品價格進行測算。
在我們的假設條件下，HIT組件比PERC組件價格高0.3元/W時，兩者度電成本達到一致。在HIT組件價格1.8元/W，整體裝機成本3.74元/W時，HIT的度電成本為0.291元/kwh。
PERC組件1.5元/W的價格與當前市場價接近，則預計當前對於終端電站具備投資價值的HIT組件應該在1.8元/W左右。
PERC後續降價空間相對減小，我們靜態假設2021-2022年PERC組件價格降低至1.4元/W，與之對應HIT組件在大規模市場可以接受的價格為1.7元/W，根據我們的成本假設測算HIT電池企業的盈利情況。在組件環節由於異質結具備一定兼容性，且組件固定投資成本相對低，我們假設單純組件環節能夠獲得10%的略高於行業平均的毛利率水平。
按照我們的價格和成本測算，HIT電池的盈利能力能夠逐年提升。2021年電池毛利率為18.4%，單W毛利+折舊0.18元，假設三費在0.06元/W，對應的每W現金流入約0.12元，在4.5億元/GW的設備投資額的假設下，設備的投資回報期約4年，如考慮1.5億元/GW的廠房和基礎設施建設，投資回報期約5年。2022年電池片毛利率為29.4%，單W毛利+折舊0.237元，假設三費在0.06元/W，對應的每W現金流入約0.177元，在3.5億元/GW的設備投資額的假設下，投資回報期約2年。如考慮1.5億元/GW的廠房和基礎設施建設，投資回報期約3年。因此按我們的測算，2021年從事HIT電池投資已經具備一定經濟性，2022年投資回報期已經非常吸引人，預計電池企業將有大規模的投產。
來源：東北中小市值、TestPV整理
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