光伏行業(yè)深度報告：平價上網臨近單晶效率優(yōu)勢逐步凸顯

1、 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 目 錄 HYPERLINK l _TOC_250025 海外裝機爆發(fā)增長，多地區(qū)即將步入平價時代7 HYPERLINK l _TOC_250024 美國實現(xiàn)光伏對部分火電平價，對氣電替代指日可待7 HYPERLINK l _TOC_250023 組件降價疊加歐洲 MIP 終止，歐洲裝機量自發(fā)大幅提升8 HYPERLINK l _TOC_250022 印度光伏成本與煤電接近，政策支持力度大9 HYPERLINK l _TOC_250021 成本持續(xù)下降，我國平價上網可期11 HYPERLINK l _TOC_250020 我國光伏產業(yè)歷經波折1

2、1 HYPERLINK l _TOC_250019 科學政策助力平價上網穩(wěn)步推進12 HYPERLINK l _TOC_250018 非硅成本降低是系統(tǒng)成本下降的關鍵所在13 HYPERLINK l _TOC_250017 技改帶來轉換效率的提升14 HYPERLINK l _TOC_250016 規(guī)模效應及其他環(huán)節(jié)技改帶動非硅成本不斷下降15 HYPERLINK l _TOC_250015 單晶多晶路線之爭：單晶效率優(yōu)勢逐漸體現(xiàn)16 HYPERLINK l _TOC_250014 單多晶技術路線分化出現(xiàn)在產業(yè)鏈最前端，轉型難度大16 HYPERLINK l _TOC_250013 生產成本與

3、轉換效率是主要變量17 HYPERLINK l _TOC_250012 長晶成本直接決定成本差異17 HYPERLINK l _TOC_250011 硅料成本存在一定差異，切片效率單晶略占優(yōu)勢19 HYPERLINK l _TOC_250010 單晶轉換效率占絕對優(yōu)勢22 HYPERLINK l _TOC_250009 現(xiàn)階段單晶性價比增強，下游普及度提升23 HYPERLINK l _TOC_250008 硅片競爭加劇，電池片附加值提升24 HYPERLINK l _TOC_250007 硅片產能過剩，產業(yè)競爭加劇24 HYPERLINK l _TOC_250006 電池片技改重要性逐漸凸顯

4、26 HYPERLINK l _TOC_250005 投資建議27 HYPERLINK l _TOC_250004 國內及海外裝機量測算27 HYPERLINK l _TOC_250003 國內裝機量測算27 HYPERLINK l _TOC_250002 海外裝機量測算28 HYPERLINK l _TOC_250001 投資建議及重點標的29 HYPERLINK l _TOC_250000 風險提示29 插圖目錄 圖 1：全球光伏競拍低價頻現(xiàn)7圖 2：2017 年美國發(fā)電方式占比8圖 3：美國各主要發(fā)電方式發(fā)電成本8圖 4：美國光伏 LCOE 持續(xù)下降8圖 5：EIA 測算美國未來新增光伏

5、裝機量（GW）8圖 6：歐洲主要國家光伏招標電價上限大幅低于用電側9圖 7：平價項目成為未來歐洲光伏裝機量上升的主要動力9圖 8：印度主要以傳統(tǒng)火力發(fā)電為主10圖 9：印度近年來新增光伏裝機快速提升10圖 10：印度光伏最低競價持續(xù)下降10圖 11：印度光伏 LCOE 預測，2019 或將實現(xiàn)平價10圖 12：光伏產業(yè)主要發(fā)展歷程12圖 13：單晶電池片轉換效率持續(xù)打破紀錄14圖 14：主流單晶方案轉換效率持續(xù)提升14圖 15：黑硅電池片（左）提升多晶轉換效率15圖 16：多晶黑硅轉換效率提升有空間15圖 17：單晶投料值與拉棒成本成反比（隆基）15圖 18：隆基股份單晶硅片產能快速提升15圖

6、 19：光伏行業(yè)產業(yè)鏈16圖 20：單晶拉棒主要工藝17圖 21：多晶鑄錠主要工藝流程17圖 22：單多晶長晶成本直接對比18圖 23：單晶長晶部分坩堝、電力等占比仍高18圖 24：國內致密料產能仍無法滿足需求20圖 25：能夠生產致密料的國內企業(yè)年產能（萬噸）20圖 26：致密料價格更具支撐力21圖 27：硅片切割的金剛線工藝滲透率21圖 28：金剛線切片較傳統(tǒng)切片優(yōu)勢顯著21圖 29：單晶與多晶金剛線切片成本分布22圖 30：電池片轉換效率持續(xù)提升，單晶占絕對優(yōu)勢22圖 31：單多晶均曾各占上風，目前單晶份額有上升趨勢23圖 32：單晶硅片產能迅速提升24圖 33：硅片產能利用率低，反應產

7、能過剩嚴重24圖 34：2017 單晶硅片產能相對集中25圖 35：2017 多晶硅片產能一家獨大，其他較為分散25圖 36：單晶雙寡頭盈利能力趨同25圖 37：電池片工藝標準化程度高26圖 38：電池片毛利率處于行業(yè)較低水平26圖 39：電池片行業(yè)分散度高，競爭激烈27 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明圖 40：大陸龍頭企業(yè)與臺灣規(guī)模較小企業(yè)毛利率拉開差距27 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明圖 41：PERC 電池與傳統(tǒng)電池主要差異27圖 42：PERC 比傳統(tǒng)工藝僅多兩步驟27圖 43：2018 年裝機量海外市場提升較快29圖 44：未來全球新增光伏裝機量

8、預測29 表格目錄 表 1：光伏平價類型及主要場景標準11表 2：光伏競價補貼政策的補貼方式12表 3：我國三類資源區(qū)發(fā)電側平價上網差距測算13表 4：硅成本向下傳導，敏感度不明顯14表 5：半片、多主柵、疊瓦等技術提升轉換效率16表 6：單多晶路線對比情況17表 7：長晶部分單多晶長晶方式及工藝特點18表 8：單多晶長晶部分單爐出量及成本對比19表 9：按照全球單晶裝機量 55GW 測算致密料需求量20表 10：2019 年單多晶電池片單瓦成本測算23表 11：2019 國內光伏裝機量測算28海外裝機爆發(fā)增長，多地區(qū)即將步入平價時代 全球各國光伏發(fā)電成本持續(xù)下降。2010-2017 年間，受

9、益于光伏組件與電站成本下降，全球主要國家集中式光伏發(fā)電 LCOE 下降 40%-75%。而 2018 年， 由于國內相關政策出臺導致價格持續(xù)下降，導致光伏電站整體建設成本大幅下滑。此外，全球光伏項目競標低價頻現(xiàn)，多地光伏競標電價已經低于當地火電上網電價。并且各國光伏發(fā)電仍有降本空間，因此長期看，全球光伏已進入發(fā)電側平價上網過渡期，未來幾年平價上網數量占比將逐漸提升。 圖 1：全球光伏競拍低價頻現(xiàn) 數據來源：各國光伏招標網站， 美國實現(xiàn)光伏對部分火電平價，對氣電替代指日可待 美國電力結構以火電為主，主要是燃氣與燃煤，占比六成以上。美國憑借其豐富的天然氣資源，大力發(fā)展燃氣發(fā)電，逐步取代燃煤發(fā)電，2

10、015 年后，氣電超過煤電成為美國最大的電力來源之一。而其中核心原因在于，美國的燃氣發(fā)電相較燃煤發(fā)電成本更加低廉。而光伏在 2017 年發(fā)電占比僅 1.8%。 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 圖 2：2017 年美國發(fā)電方式占比 圖 3：2018 美國各主要發(fā)電方式發(fā)電成本 數據來源：Taiyang News， 數據來源：IRENA， 美國長期通過政策扶持光伏產業(yè)，隨著單位投資成本下降，美國光伏 LCOE 也顯著降低。過去 8 年間，美國大型集中式光伏電站 LCOE 下降了 70%-80%。目前來看，美國光伏 LCOE 已降至接近 50 美元/MWh 的水平，已經比煤電、CT

11、 燃氣發(fā)電等更低，而略高于 CCGT 燃氣發(fā)電，并且未來仍有持續(xù)下降的可能。根據 EIA 預測，至 2021 年，美國光伏平均 LCOE 將低于 CCGT 燃氣發(fā)電，也意味著光伏將實現(xiàn)真正意義的平價上網。 圖 4：美國光伏LCOE 持續(xù)下降 圖 5：EIA 測算美國未來新增光伏裝機量（GW） 數據來源：Lazard， 數據來源：EIA， 組件降價疊加歐洲 MIP 終止，歐洲裝機量自發(fā)大幅提升 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明歐洲光伏市場化下裝機量快速上升，反應平價臨近。在德國 2015-2016 年逐步取消光伏度電補貼并改為競價機制后，其他歐洲各國紛紛效仿。而這種補貼退坡也直接

12、削弱歐洲光伏增長動力，2016 年歐洲新增裝機量僅 6GW。但是這種新型補貼機制實際上帶來了歐洲光伏的市場化發(fā)展。隨著光伏發(fā)電成本下降， 歐洲主要國家光伏逐步實現(xiàn)平價，依靠下游自發(fā)需求的內生增長成為歐洲光伏 裝機提升的強勁動力。2017 年，歐洲重新恢復增長，法國、德國新增裝機量增長達 30%-50%，2018 年持續(xù)高速增長。 預計 2019 年，隨著 MIP 到期取消，歐洲各國裝機成本繼續(xù)下探。MIP 對我國單多晶組件有最低限價規(guī)定，而國內相關組件實際售價已經顯著低于限價。根據 2018 年 10 月份數據，單晶組件限價 0.35 歐元/W,而國內單晶售價在 0.31 歐元/W，在取消 M

13、IP 后，組件成本下降 10%以上。在這種大背景下，歐洲平價上網項目占比將繼續(xù)提升，推動歐洲整體裝機量大幅提升。 圖 6：歐洲主要國家光伏招標電價上限大幅低于用電側 圖 7：平價項目成為未來歐洲光伏裝機量上升的主要動力 數據來源：Taiyang News， 數據來源：IRENA， 印度光伏成本與煤電接近，政策支持力度大 印度發(fā)電缺口大，以煤電為主。印度長期以來一直存在較大供電缺口，2017 年印度除北部地區(qū)外，其他地區(qū)每月高峰用電期供電均有缺口，電力覆蓋率僅不到 90%，有 10%以上的印度人生活在無電力供應的地區(qū)。而印度此前也比較依賴煤電發(fā)電，占比高達 79.3%，光伏占比較小，僅 2%左右

14、。 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明圖 8：印度主要以傳統(tǒng)火力發(fā)電為主 圖 9：印度近年來新增光伏裝機快速提升 數據來源：Lazard， 數據來源：EIA， 印度政府扶持光伏力度空前。首先，印度在 2017-2027 的時間內，預計煤電新增產能為 50GW，與在建產能相符，因此這也意味著未來十年印度基本沒有新增煤電產能，也能夠看出印度政府支持鼓勵新型能源發(fā)電的決心。在 2015 年，印度總理批準擴大印度太陽能發(fā)電裝機項目目標計劃，將國家太陽能計劃目標提高 5 倍，將光伏裝機目標由 2021-2022 年達到 20GW 變?yōu)?10

15、0GW，并且推廣一系列鼓勵支持光伏產業(yè)的政策。這也大大提升印度光伏產業(yè)信心。印度光伏裝機量在近幾年大幅提升。 由于光伏組件價格大幅下跌，2017 年印度光伏競標報價已經低至 2.44 盧比（4 美分）/kWh，并且此后繼續(xù)下降。預計 2019 年，印度全國平均光伏 LCOE 將降至 37 美元/MWh 一下，與傳統(tǒng)煤電 LCOE 相當，實現(xiàn)發(fā)電側平價上網。再加上印度本身快速建設發(fā)電項目補足缺口，預計未來印度光伏新增裝機量將大幅提升。 圖 10：印度光伏最低競價持續(xù)下降 圖 11：印度光伏 LCOE 預測，2019 或將實現(xiàn)平價 數據來源：Mercom， 數據來源：CEA， 成本持續(xù)下降，我國平

16、價上網可期 我國光伏產業(yè)歷經波折 平價上網分為發(fā)電側平價和用戶側平價。發(fā)電側平價是指光伏發(fā)電即使按照傳統(tǒng)能源的上網電價收購(無補貼)也能實現(xiàn)合理利潤，目前國內成本最低、利用最廣的電力來源為煤電，即光伏發(fā)電成本達到煤電成本水平；用戶側平價是指要求光伏發(fā)電成本低于售電價格，根據用戶類型及其購電成本的不同，又可分為工商業(yè)、居民用戶側平價。而實際上，由于不同地區(qū)燃煤標桿上網電價以及用戶電價的差異，平價上網在各個地區(qū)的標準也有所不同。 表 1：光伏平價類型及主要場景標準 光伏平價類型發(fā)電站類型接入對象平價標準發(fā)電側平價集中式電站高電壓等級輸電網燃煤標桿上網電價用戶側平價分布式電站配電網/用戶售電側價格（

17、工商業(yè)、居民、大工業(yè)）數據來源：索比光伏網， 目前我國光伏成本已經接近用電側平價上網水平，這也是光伏產業(yè)長期降本增效的積累。最初光伏成本奇高，基本無法進行普及，產業(yè)本身發(fā)展緩慢。隨著政府對改善能源結構的需求日益提升，在政府的鼓勵和引導下，光伏產業(yè)在我國開始逐漸形成規(guī)模。包括如金太陽工程等，政府通過大力補貼，光伏產業(yè)發(fā)展加速。至 2012 年，由于海外國家雙反，我國光伏產業(yè)遭受重創(chuàng)，多家企業(yè)關門倒閉，行業(yè)一片蕭條。2013 年 7 月，國務院發(fā)布關于促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的若干意見(“國八條”)，明確到 2015 年中國總裝機容量達到35GW 以上，同時第一次從源頭厘清和規(guī)范了補貼年限、電價結算、

18、滿發(fā)滿收等核心問題，我國光伏發(fā)電裝機開始出現(xiàn)迅猛增長。2013 年 8 月發(fā)改委出臺關于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的通知，確定分布式光伏按每度含稅 0.42 元全電量補貼，開啟光伏度電補貼時代。 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 圖 12：光伏產業(yè)主要發(fā)展歷程 起步階段（2000-金太陽階段（2009-重挫階段（2012-回暖增長階段初始階段（2000年2009）：國家啟動光2012）：我國啟動光2013.7）：美國挑起（2013.7-2018）國務前）：受高成本等因明工程等扶持項目，電建筑應用示范項目、雙反，后來歐洲加入，院發(fā)布裝機總量目標素限制，光伏發(fā)電發(fā)國家改善

19、能源結構的金太陽工程等特許招國內光伏發(fā)展遭遇重以及度電補貼模式， 展緩慢。需要日益提升，集中標權，補貼力度大，挫。我國政府加大支開啟光伏度電補貼時式光伏發(fā)展迅速。因此大型光伏電站發(fā)持力度對沖下行趨勢。代。展迅速。數據來源：索比光伏網， 科學政策助力平價上網穩(wěn)步推進 隨著今年 1 月 9 日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網有關工作的通知，明確對光伏平價上網項目的要求和支持措施，包括平價項目不限規(guī)模，降低項目場址成本等一系列舉措。該政策是去年產業(yè)經歷“531 新政”打壓后，光伏行業(yè)的重要進展，有望推動光伏行業(yè)裝機量實現(xiàn)突破，利好行業(yè)發(fā)展。 隨后國家能源局發(fā)布關于

20、 2019 年風電、光伏發(fā)電建設管理有關要求的通知，也從細節(jié)上明確了光伏競價補貼政策的具體實施方案，包括限定項目補貼范圍、補貼金額（共 30 億元，其中 7.5 億元用于戶用光伏，22.5 億元競價項目補貼）、以及具體競價方式。并且，通過此次競價獲得補貼指標的項目， 預計補貼將在項目并網后的第二年及時發(fā)放，光伏電站理論上不會出現(xiàn)補貼拖欠情況，光伏產業(yè)現(xiàn)金流將大幅好轉。預計今年首批競價補貼項目將在 7 月份落地。 表 2：光伏競價補貼政策的補貼方式 申報電價修正后電價補貼I 類地區(qū)0.350.350.35-脫硫燃煤電價II 類地區(qū)0.40.350.40-脫硫燃煤電價III 類地區(qū)0.50.350

21、.50-脫硫燃煤電價自發(fā)自用、余電上網脫硫燃煤電價+0.350.05 元/kwh數據來源：國家能源局， HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 目前我國部分地區(qū)已經實現(xiàn)平價上網，絕大多數地區(qū)仍需依靠補貼。我國首個光伏平價上網項目于 2018 年 12 月 29 日誕生，電站位于青海海西州格爾木，其總裝機量達到 500MW。由于地處 I 類資源區(qū)，其項目在保證內部收益率為 7.13%的情況下，上網平均電價 0.316 元/kWh，低于青海省脫硫燃煤標桿上網電價 0.3247 元/kWh。 但應該看到的是，除少數地區(qū)具備較優(yōu)質資源，早期實現(xiàn)平價上網，大部分地區(qū)仍需要一定補貼才能維持。根據

22、統(tǒng)計，三類資源區(qū)的平均燃煤標桿度點電價分別為 0.30 元、0.34 元、0.38 元。按照電站發(fā)電壽命 20 年，第一年光衰 3%，后續(xù)年光衰 0.7%，年 2%營運費用，IRR 為 8%，每瓦建設成本 4 元進行測算，三類資源區(qū)距離上網電價平均仍有 17.29%的差距。即還需要裝機成本下降近 20%，才能實現(xiàn)我國全地域的發(fā)電側平價上網。 表 3：我國三類資源區(qū)發(fā)電側平價上網差距測算 年等效利用小時數平均燃煤標桿電價（元/度）補貼前電價（元/度）平價上網差距（元/度）差距百分比I 類資源區(qū)15000.300.3520.0514.77%II 類資源區(qū)13000.340.4060.0716.26

23、%III 類資源區(qū)11000.380.480.1020.83%數據來源：索比光伏網， 非硅成本降低是系統(tǒng)成本下降的關鍵所在 無論從硅料的價格區(qū)間還是硅片生產成本來看，此前快速下降后，未來下降空間有限。并且，由于硅材料及硅片在向下游傳導時成本占比逐漸遞減，因此當反應到電站成本時，其敏感度不明顯。因此，未來光伏主要依靠非硅成本下降帶來。 非硅成本下降主要由以下集中路徑實現(xiàn)：第一，提升光伏產品的轉化效率， 直接降低光伏電站建設的單瓦組件成本；第二，企業(yè)通過規(guī)模效應降低成本， 熨平周期波動；第三，通過工藝改進等方式實現(xiàn)生產成本的繼續(xù)壓縮。 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 表 4：硅成

24、本向下傳導，敏感度不明顯 單晶硅多晶硅硅料占硅片成本53%79%硅片占電池片成本63%70%電池片占組件成本55%58%組件占電站成本42%42%硅料占電站成本7.71%13.47%硅片占電站成本14.55%17.05%數據來源：索比光伏網， 技改帶來轉換效率的提升 轉換效率的提升對整體降本而言意義重大。下游電站建設過程中，主要衡量電池組件的單瓦成本。而若電池本身轉換效率直接提升，將從分母端直接影響單瓦成本，也相當于固定的成本被更多的功率數所分攤。因此，提升電池片的轉換效率，是降低光伏電站成本最直接，也是最有效的。 單晶依靠 PERC 繼續(xù)提升轉換效率。PERC 單晶轉換效率近年來一直穩(wěn)步提升

25、，并且不斷打破記錄。近日，隆基股份公布單晶雙面 PERC 電池正面轉化效率達到 24.06%，也成功突破了此前 PERC 電池轉換效率 24%的瓶頸。未來，隨著新型增加轉換效率技術的成熟，單晶轉換效率將持續(xù)提升。 圖 13：單晶電池片轉換效率持續(xù)打破紀錄 圖 14：主流單晶方案轉換效率持續(xù)提升 數據來源：公司公告， 數據來源：光伏行業(yè)協(xié)會， HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明多晶則依靠黑硅提升轉換效率。多晶金剛線硅片采用常規(guī)酸制絨無法實現(xiàn)良好的表面結構，甚至無法形成絨面，這導致金剛線硅片的反射率大幅提升， 從而對電池效率產生負面影響。黑硅技術可以完美解決多晶制絨問題，既能提升電池

26、效率又能降低電池成本，對多晶未來的發(fā)展前景至關重要。目前投入運營的黑硅技術包括制絨添加劑技術、表面預處理技術、濕法黑硅技術和干法黑硅技術，其中濕法黑硅技術性價比相對較高。 圖 15：黑硅電池片（左）提升多晶轉換效率 圖 16：多晶黑硅轉換效率提升有空間 數據來源：粉體技術網， 數據來源：光伏行業(yè)協(xié)會， 規(guī)模效應及其他環(huán)節(jié)技改帶動非硅成本不斷下降 規(guī)模效應帶來非硅成本下降。根據單晶龍頭隆基股份為例，隨著單爐硅料投料的提升，其單晶拉棒成本也快速下降。單爐投料在 110kg 的情況下，硅棒成本（不含硅料）為 83 元/kg。而在單爐投料提升至 270kg 的情況下，整體成本下降至 43 元/kg，規(guī)

27、模效應顯著。這主要是由于作為重資產行業(yè)，在產能提升下，單爐成本得到有效攤薄。當然多晶硅錠的單爐量大，規(guī)模效應相對較弱。龍頭廠商通過技改擴產，實現(xiàn)規(guī)模效應，并且平抑市場波動，使得非硅成本持續(xù)下降。 圖 17：單晶投料值與拉棒成本成反比（隆基） 圖 18：隆基股份單晶硅片產能快速提升 數據來源：公司公告， 數據來源：公司公告， 電池片及組件工藝改進實現(xiàn)降本。光伏制造業(yè)技術迭代較快，而下游電池片以及組件封裝新技術不斷涌現(xiàn)，帶來轉化效率提升，攤低光伏整體成本。這些技術主要包括 PERC、SE、MBB（多主柵）、半片、疊瓦、雙面等。 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明雙面組件可吸收被環(huán)境反

28、射的太陽光，從而對組件的光電流和效率產生貢獻，雙面技術已在第三批領跑者中獲得應用。雙面玻璃組件具有使用壽命長（一般 30 年），發(fā)電衰退率低（0.5%），抗腐蝕及其他惡劣環(huán)境，可接受更高電壓并且透光率更高，有效提高生命周期發(fā)電量。而半片、多主柵以及疊瓦技術， 也對電池片功率提升有極大的增強作用。 表 5：半片、多主柵、疊瓦等技術提升轉換效率 半片多主柵疊瓦瓦數提升5W5W1525W優(yōu)點量產交易掌握、解決熱斑問題外觀改動不大、客戶較易接受；漿料用量減少有效發(fā)電面積較大，解決熱斑問題現(xiàn)況比較技術難度交易掌握難度高有難度且有專利疑慮近期良率高于 95%約 90%-95%低于 85%設備投資設備投資較

29、少設備稍貴設備投資略多組件面積組件面積稍微變大維持常規(guī)面積組件面積稍微變大數據來源：PV Infolink， 單晶多晶路線之爭：單晶效率優(yōu)勢逐漸體現(xiàn) 單多晶技術路線分化出現(xiàn)在產業(yè)鏈最前端，轉型難度大 從目前看，光伏的技術路線主要分為兩種，單晶路線及多晶路線。所謂單晶與多晶路線，主要是指光伏硅片采用單晶材質還是多晶材質。由于硅片在光伏產業(yè)鏈制造環(huán)節(jié)中處于最前端，因此，選擇技術路線也直接影響到后續(xù)整個產業(yè)鏈工藝的選擇。 圖 19：光伏行業(yè)產業(yè)鏈 數據來源：索比光伏網， HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明單多晶技術差異主要源自硅片環(huán)節(jié)。因此，在硅片環(huán)節(jié)兩技術工藝成本則基本決定了最終組件

30、產成品的成本。而硅片行業(yè)是典型的重資產制造業(yè)，設備資本開支相對較大，而兩種工藝所采購設備的截然不同，使得硅片企業(yè)一旦選擇某種工藝路線，后續(xù)經營路線較難調整。 圖 20：單晶拉棒主要工藝 圖 21：多晶鑄錠主要工藝流程 數據來源：智匯光伏， 數據來源：索比光伏網， 直觀上看，單多晶各具優(yōu)勢。多晶硅片優(yōu)勢在于鑄錠工藝更加簡單，單次投入硅料較多，并且對硅料本身要求相對較低，這樣導致多晶硅片生產成本更低，這種低成本優(yōu)勢則一直傳導至終端產品。而單晶硅片優(yōu)勢在于其在晶片表面缺陷少、雜質少，因此其光電轉換效率較多晶硅更高。兩者各具明顯優(yōu)勢。 表 6：單多晶路線對比情況 技術路線長晶工藝主要購入設備工藝難度成

31、本光電轉換效率單晶拉單晶硅棒單晶拉棒爐較難高高多晶多晶硅料鑄錠多晶鑄錠爐較易低低數據來源：索比光伏網， 生產成本與轉換效率是主要變量 長晶成本直接決定成本差異 硅片制造分為長晶和切割兩個過程。長晶是指硅片生產企業(yè)在特定環(huán)境下， 使得硅料生長成硅晶體的過程。單晶硅與多晶硅的最大區(qū)別在于其長晶過程中， 單晶硅采用西門子法直拉進行單晶硅棒生產，其原子排列有序。而多晶硅則是 相對簡單的硅料鑄錠，內部原子結構沒有變化（仍為無序排列）。 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 表 7：長晶部分單多晶長晶方式及工藝特點 長晶方 式具體工藝工藝特點長晶后結果單晶硅直拉法在融化的硅溶液中插入一定晶向的

32、籽晶， 融合后向上提拉逐漸生長成硅棒良率相對低（改良后良率明顯提升），制棒時間長，效率偏低。多晶硅鑄錠法硅料融化后，使硅溶液形成一定的溫度梯度，然后自下而上結晶。工藝簡單，單爐投料高。數據來源：索比光伏網， 長晶成本差異大，直接決定單多晶技術路線成本，成本優(yōu)勢是多晶賴以存在的基礎。根據 Solarzoom 的最新數據，單晶拉棒后每千克附加成本（不考慮硅料本身）為 44 元，多晶鑄錠后每千克附加成本為 21 元。單晶的拉棒環(huán)節(jié)成本是多晶的一倍以上。 圖 22：單多晶長晶成本直接對比 圖 23：單晶長晶部分坩堝、電力等占比仍高 數據來源：Solarzoom， 數據來源：Solarzoom， HYP

33、ERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 單晶主要高于多晶的成本在于坩堝、石墨熱場以及電力。這主要是由于單晶的單爐產出量相對較小。目前，多晶硅單爐產出為 1200kg，熱能、電能等利用效率較高，而單晶硅單爐產出僅為 270kg。例如石英坩堝的使用一般是每爐更換一套，雖然單晶單爐用量僅為多晶一半，但其單爐產出更低，因此其耗費坩堝量也更大。 表 8：單多晶長晶部分單爐出量及成本對比 成本項目多晶鑄錠單晶拉棒備注單爐產出（kg）1200270單晶單爐產出較低。坩堝（元/爐）41762846石墨件（元/爐）69602176一套多晶石墨件價值約 30 萬元，單晶價值約 10 萬元，可使用 50 爐左右

34、。維修（元/爐）1392502電力（元/爐）34802678單晶電耗約為 10000 度左右，多晶電耗約為 7500 度左右，但單晶用電價格低于多晶。人工（元/爐）20881507折舊（元/爐）41761674其他（元/爐）2784502合計（元/爐）2505611885單千克成本（元）2144數據來源：Solarzoom， 硅料成本存在一定差異，切片效率單晶略占優(yōu)勢 單多晶硅片對硅料品質要求存在差異，相應硅料價格反映至成本端。單晶 硅片對硅料要求相對較高，通常采用價格較高的致密料，而多晶則采用質量稍 差但價格更低的菜花料。并且兩者的供需結構和成本價格均有較大程度的差異。 致密料國內產能仍有缺

35、口，部分依賴進口。單晶硅采用的致密料技術壁壘相對較高，國內硅料質量相對較差。過去幾年，硅致密料較為依賴進口，進口額度占比在 60%以上。雖然 19 年以來我國硅料產能快速提升，但是在致密料領域，未來仍部分依賴進口，預計進口份額仍在 15%左右。目前，國內致密料不合格率較高，國內能大量供應致密料的供應商主要有四家，永祥硅業(yè)（通威子公司）、大全新能源、新特能源（特變電工）及協(xié)鑫。 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 圖 24：國內致密料產能仍無法滿足需求 圖 25：能夠生產致密料的國內企業(yè)年產能（萬噸） 數據來源：PV Infolink， 數據來源：PV Infolink， 2019

36、 年，國內致密料產能確實有較大幅度提升，但依然無法滿足單晶硅片下游景氣的需求。仍然需要海外進口。按照全球單晶硅光伏新增裝機量 55GW 以及單片電池片發(fā)電 5.3W 的中性預測進行測算，2019 年需致密料 17.34 萬噸。而從國內能夠滿足單晶生產的硅致密料產能來看，各廠擴產按照相應計劃樂觀估計，約在 15 萬噸左右，并且未考慮良率提升以及硅料利用率問題。因此， 國內致密料仍需部分依賴進口，拉動致密料整體價格處于相對高位，且支撐力強。 表 9：按照全球單晶裝機量 55GW 測算致密料需求量 每千克硅料切割片數65單個電池片耗硅量(kg)0.02單瓦硅片耗硅量(g)3.15單晶新增裝機量（GW

37、）55.00硅致密料需求量(萬噸)17.34我國硅致密料年產能 2019（萬噸）15缺口2.34數據來源： 致密料價格相對而言支撐力度更強。自 2018 年二月以來，由于我國硅料擴產潮，硅致密料與菜花料價格出現(xiàn)較大幅度下跌。而從下跌幅度來看，致密料的支撐力相對更強，并且與菜花料拉開了較大幅度的價差。目前，致密料價格仍在 70 元/kg 以上，而菜花料已經降至 60 元/kg 水平線上，接近硅料企業(yè)成本。因此多晶技術路線在硅料部分的成本較單晶技術路線更低，成為多晶的優(yōu)勢所在。 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明圖 26：致密料價格更

38、具支撐力 數據來源：PV Infolink， 多晶金剛線切片普及后，單晶切割成本仍略優(yōu)于多晶。2014 年，單晶掀起金剛線革命，在新技術下，單晶切割效率大幅提升，切割成本快速下降，這也為未來單晶份額占比提升奠定了基礎。隨后，金剛線切割技術開始在多晶領域采用，也帶動多晶切割效率大幅提升。但由于多晶硅錠硬質點較多，切片的斷線率、切割速度都比單晶要差，因此多晶切片成本仍高于單晶。單晶在切片領域占據優(yōu)勢。 圖 27：硅片切割的金剛線工藝滲透率圖 28：金剛線切片較傳統(tǒng)切片優(yōu)勢顯著 砂漿切片金剛線切片單刀切割時間7-9h1-2h刀縫損失48%33%COD30 萬3 千切片成本（元/片）0.850.4數據

39、來源：Wind， 數據來源：Wind， 圖 29：單晶與多晶金剛線切片成本分布 數據來源：Solarzoom， 單晶轉換效率占絕對優(yōu)勢 單晶電池片光電轉換效率更高，是單晶的主要優(yōu)勢所在。由于單晶硅片的位錯密度更低，單晶電池的能量轉換效率較多晶具備一定優(yōu)勢。根據相關數據， 單晶與多晶在轉換效率方面近年來持續(xù)提升，但是普通 P 型單晶電池較P 型多晶電池的轉換效率始終多 1.2-1.4 個百分點。近年來隨著 PERC 等高效技術的應用，單晶產品則有更高的轉換效率。 圖 30：電池片轉換效率持續(xù)提升，單晶占絕對優(yōu)勢 數據來源：GTM， HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 HYPERLI

40、NK / 請閱讀最后一頁的免責聲明現(xiàn)階段單晶性價比增強，下游普及度提升 技術更迭帶來成本優(yōu)化及效率提升是單多晶技術路線的核心競爭點?；赝麣v史，單晶與多晶互有勝負，在特定時期也各占上風。這主要是由于各自技術路線優(yōu)化帶來的特定時期內相對更優(yōu)的性價比決定的。1950 至 1980 年，光伏市場僅有單晶電池產品。1980 年后，多晶電池憑借低成本的經濟效益，份額逐漸提升。至 2011-2015 年，單晶節(jié)節(jié)敗退，份額僅占 30%左右。后來由于單晶金剛線切割技術的應用，單晶迅速與多晶成本差距縮小，并且高轉換效率使得其占比持續(xù)快速提升。 圖 31：單多晶均曾各占上風，目前單晶份額有上升趨勢 數據來源：阿特

41、斯， 從單瓦成本來看，單晶性價比快速追趕，但仍略低于多晶。根據最新調研數據進行，普通 P 型單晶硅片單瓦成本降至 0.9 元-1 元區(qū)間，直追多晶單瓦成本，但與多晶仍然相差不到 0.1 元/W。在單晶成本劣勢逐步縮窄的背景下，單晶電池在 PERC、雙面電池等領域技術突破更快，因此逐漸得到下游電站的青睞， 其份額也得到進一步提升。2019 年，假設硅致密料均價維持在 76 元，單晶電池轉換效率平均達到 21%，那么單晶硅片單瓦成本能夠降至 0.87 元。 表 10：2019 年單多晶電池片單瓦成本測算 單晶硅片多晶硅片硅料（元/kg)致密料76菜花料62硅料使用率92.00%95.00%拉棒鑄錠

42、成本（元/kg)4421切片前成本(元/kg)126.6186.26切片數（片/kg)6562切片成本（元/片）0.30.4硅片成本（元/片）2.251.79轉換效率21.00%19.80%單片電池片功率（W）5.114.82單瓦電池片成本（元）0.870.78數據來源： 硅片競爭加劇，電池片附加值提升 硅片產能過剩，產業(yè)競爭加劇 硅片產能雖過剩，但龍頭公司依然大舉擴張。光伏產業(yè)總體處于產能過剩狀態(tài)，而硅片環(huán)節(jié)相較上游硅料以及下游電池片過剩更為嚴重。從 2018 年上半年產能利用率來看，硅料及電池片保持在 80%以上，而硅片整體產能利用率僅有 75%。然而，盡管行業(yè)面臨過剩，但是由于光伏行業(yè)本

43、身技術更新迭代較快，因此新產能較舊產能的生產成本具有明顯優(yōu)勢，因此近年來硅片產能仍在大幅擴張。尤其是單晶硅產能，由于下游需求量大幅增加，2018 年其產能從46GW 大幅提升至 73GW，增長 60%。當然增量主要來自于龍頭企業(yè)隆基、中環(huán)等。 圖 32：單晶硅片產能迅速提升 圖 33：硅片產能利用率低，反應產能過剩嚴重 數據來源：PV Infolink， 數據來源：PV Infolink， 硅片市場的主要供應商分為兩大類：一類是垂直一體化廠商（晶科、晶澳、天合），這些企業(yè)的優(yōu)勢在于其能夠內部消化部分產能，在下游需求不景氣的情況下能夠優(yōu)先采用自身生產產品，有效抵御波動。而另一類則是第三方廠商，

44、例如隆基、中環(huán)、協(xié)鑫等企業(yè)，這些企業(yè)產能相對更大， 主要滿足其他一體化廠商以及其他電池廠的硅片需求。當然，隨著企業(yè)向下游延伸，也均在電池片、組件等領域有所布局，但是硅片產能遠高于自身需求，主要依靠外部客戶采購。 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明單晶份額相對集中，多晶協(xié)鑫一家獨大。由于此前多晶技術主導光伏市場， 且多晶本身進入壁壘低，因此多晶參與者較多，除協(xié)鑫一家獨大外，多晶硅片生產商相對較為分散，前五名份額相加不到 50%。而單晶由于此前一度地位邊 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明緣化，因此參與者少，集中度高。其中 2017 年隆基與中環(huán)份額合計達到 55.9%

45、。多晶硅片市場競爭激烈。 圖 34：2017 單晶硅片產能相對集中 圖 35：2017 多晶硅片產能一家獨大，其他較為分散 數據來源：PV Infolink， 數據來源：PV Infolink， 多晶競爭趨于殘酷，單晶寡頭盈利能力趨近。由于多晶本身性價比優(yōu)勢逐漸被單晶接近，其未來部分份額將被單晶替代，并且多晶硅片競爭格局相對較為激烈，因此未來整體競爭將更為激烈。除龍頭具備規(guī)模優(yōu)勢外，若能夠從技術工藝上對多晶硅片做出巨大革新，那么其市場份額將快速提升。而單晶硅片競爭則相對緩和。此前由于隆基率先采用金剛線工藝，成本快速下降，而其毛利率也有大幅提升，與行業(yè)第二中環(huán)也拉開差距。但隨著競爭對手相關技術的

46、追趕，目前產品品質逐漸趨同，因此毛利率整體也逐漸接近。 圖 36：單晶雙寡頭盈利能力趨同 數據來源：Wind， 電池片技改重要性逐漸凸顯 光伏電池片屬于光伏產業(yè)鏈中游，該環(huán)節(jié)是將硅片進行加工處理得到具有發(fā)電能力的電池產品。對于電池片而言，產品發(fā)電能力和成本時企業(yè)競爭的重中之重。而電池片單瓦成本則是衡量電池片本身性價比的主要途徑。 電池片產業(yè)工藝技術標準化程度高，壁壘低，同質化高。晶硅電池主要經過清洗、制絨、熱擴散、去磷硅玻璃、刻蝕去邊、PECVD 鍍減反射膜、絲網印刷電極和燒結等八個過程。而由于這些流程工藝在較早時期即已經基本固定成型，并且近年來并無較大變化，因此整體來看，電池片廠產品同質化高

47、，并且主要依靠設備資本開支，進入壁壘也相對較低。因此，在整個光伏產業(yè)鏈中， 電池片毛利率處于較低水平。 圖 37：電池片工藝標準化程度高圖 38：電池片毛利率處于行業(yè)較低水平 數據來源：一凈官網， 數據來源：Wind， 競爭格局分散，但盈利能力開始出現(xiàn)明顯分化。電池片廠由于其技術資金 壁壘低的原因，廠商參與者較多，并且份額較為分散，市場份額排名第一的韓 華也僅占市場份額的 6.2%。CR10 僅 43.9%。因此在這種分散的競爭格局下，其對上下游的議價能力也相對較弱，這也反映在其毛利率相對較低的情況上。而 從近年來的情況看，龍頭廠商毛利率與中小企業(yè)的盈利能力有著明顯分化態(tài)勢。這主要是由于電池片

48、本身近年來更新迭代逐漸加速，龍頭公司在新技術的研發(fā) 和跟進上更具優(yōu)勢，導致行業(yè)內的差距越來越大。 HYPERLINK / 請閱讀最后一頁的免責聲明 圖 39：電池片行業(yè)分散度高，競爭激烈 圖 40：大陸龍頭企業(yè)與臺灣規(guī)模較小企業(yè)毛利率拉開差距 數據來源：PV Infolink， 數據來源：Wind， 未來，隨著硅成本下降瀕臨極限，電池片技改變得尤為重要，也是行業(yè)未來主要發(fā)展趨勢。2017 年，PERC 橫空出世，使得電池片效率出現(xiàn)較大幅度提升改良，并且相比于傳統(tǒng)生產方式，僅增加了氧化鋁背鈍化以及激光開槽兩個步驟，成本提升較小。這種技術也快速普及。未來包括“PERC+”以及 HIT 等技術將持續(xù)挖掘電池片的效率極限，而較快掌握相關技術工藝的企業(yè)，將獲得較高的市場地位和競爭優(yōu)勢。 圖 41：PERC 電池與傳統(tǒng)電池主要差異 圖 42：PERC 比傳統(tǒng)工藝僅多兩步驟 數據來源：索比光伏網， 數據來源：索比光伏網，