光伏产业投资策略：双玻正当时 跟踪随风起 高效大时代

2020 年以前，国内光伏电站的设计规范均按照 2012 年 11 月发布的《光伏发电站设计规范》(GB50797-2012)，其规定容配比为 1:1，容配比未放开导致诸多公司的预算管理、电网的验收标准均参考这个规范，国内超配迟迟未推开。而根据 2019 年 9 月国家发布的新版征求意见稿中，根据不同资源地区将容配比放开到 1:1.2-1:1.8，政策上已放松，预计国内建设方将逐步采用。

超配的原理为提高交流端利用率。由于组件功率是按 1000W/m2 的辐照度测量的，但在电站实际运营过程中，辐照度较多时候低于该强度，即实际输出功率低于额定功率；此外，光伏效率<1，且组件功率会不断衰减；三者共同导致交流端（尤其是逆变器）容量大部分处于未充分利用的状态。而当容配比>1 时，由于弃光率并未同比例增加，但逆变器利用率增加，从逆变器~升压设备的投资规模并未变化，因此小幅提高容配比通常会提高项目 IRR 和降低 LCOE。

超配提高电网友好性，利于电站并网。提高容配比能够提高逆变器利用率，使其输出功率在更长的时间内处在峰值，输出曲线更为平滑；长时间的满载运行对于电网的资源调配也是一大利好，降低其削峰填谷的压力。

容配比并非越大越好，存在最佳值，未来单位装机组件需求有望提升。当容配比过大时，由于弃光率的增加，占地面积增加，线损增加等因素，反而抵消交流端优化带来的优势。一般来说，在电站设计时最优容配比主要是由电站所处位置的光照条件决定的，同时还要考虑投资成本运维成本等综合条件，以达到 LCOE 最低的效果。我们认为，目前国内大部分地区的最佳容配比大致在 1:1.1-1.2 之间；随着组件价格的持续下降，该数值有望缓慢提升，并提高组件需求。

组件：大硅片+大版型，组件大型化成为当前降本利器

从统一再到多元化，硅片尺寸之争再起波澜。回溯光伏硅片的尺寸发展，大致可以分为四个阶段：

1）2013 年以前，硅片尺寸从 100mm、125mm 增大至 156mm（M0），产品较为多元化；2013年底，隆基、中环、晶龙、阳光能源、卡姆丹克 5 家企业联合发布 156.75mm 硅片（M1 和 M2），约一年半以后实现统一，市占率达 85%，成为标准化选择。

2）2018H2 起，随着电池效率天花板日趋明显，部分企业开始通过 158.75mm（G1）、161.75mm等尺寸的硅片提高组件功率，硅片的合理尺寸话题重新回到台前；

3）2019 年，隆基以存量电池产线能接受的最大尺寸为逻辑推出了 166mm（M6）硅片，随后中环参考半导体经验，推出终极解决方案 210mm（M12,G12）硅片；

4）2020 年 6 月 24 日，隆基、晶科、晶澳等七家企业联合发布标准尺寸倡议，提议将 182mm（M10）硅片作为标准，意图重新统一硅片尺寸；紧接着 7 月 9 日，中环、天合、东方日升等 39 家企业组建“600W+光伏开放创新生态联盟”，意图更快推进 210 规模化；尺寸之争重新发酵。

大硅片带来通量价值，产业链配套是短期瓶颈，未来将多尺寸并行。硅片尺寸不断变大背后的推动因素在于大硅片能够摊薄从硅片-电池组件生产过程中的设备、人工等成本，以及节约组件的边框、焊带等相关辅材成本，实现更低的每瓦成本。根据我们的测算，当硅片尺寸从 156.75mm 增加至210mm 时，从硅料-电池片的成本会从 0.473 元/W 下降至 0.406 元/W，降幅约为 14%。但 210 组件目前面临产业链电池组件产线、辅材、运输等配套问题，因此东方日升首发的 210 组件采用了5*10 的板型，但从组件效率来看并未充分发挥大硅片的优势。我们认为，未来一段时间内，166、182、210 等尺寸组件将会并行，但整体往大尺寸演化的趋势基本确定。

此外，大版型（72/78 片电池）组件取代过去的小版型（60 片电池）成为目前地面电站的主要选择；大硅片+大版型共同推动了主流单晶组件功率从2019年初的310W 左右到目前的400W 以上，远超电池效率提升速度。今年 6 月底，隆基推出 540W/72 型组件 HI-MO5，组件效率超过 21%，市场认可度较高。

但组件并非可以无止尽大型化，组件过大一方面对制造环节的一致性、碎片率等提出了要求，另一方面也对设计、运输和安装过程提出了挑战，因此预计 72 版型 210 组件可能是未来很长一段时间的上限。

总的来说，组件在子方阵的成本占比已降至 40%以下，且组件中辅材成本占比超过 50%，继续降价难度较高，且对系统成本的边际改善趋弱；系统端，通过提高电压等级、提高容配比，采用大组件等方式仍能有所摊薄 BOS 成本，但也难及历史十年 74%的系统成本下降幅度，且存在明显天花板。因此，未来系统端成本绝对下降幅度将会显著趋缓，降低度电成本或需依赖提高发电量。

提升发电量：方法多、空间大，平价时代贡献主力

双面：性价比优势日益明显，适用绝大部分地区

双面组件即利用电站的地面反射光和折射光，在组件正背面实现同时发电，通常能提高单位面积的发电量 10%以上（视具体地形）。目前，处于稳定性和实证效果考虑，双面组件主要采用双玻结构，即将 3.2mm 玻璃+有机背板均换成两块 2.0mm 的玻璃。从初始投资来看，双玻系统的成本比常规单面要高 0.15 元/W，主要集中在组件、支架和人工成本上。

发电侧，双面组件的增益取决于地形的对光的反射情况，如在雪地则能实现 20%以上的增益，因此日本、北欧等地区尤其青睐双面组件，而在草地增益约为 8%。光伏组件经过多年的降价，其成本占比也快速下降；而由于组件效率的提升，且双面发电量增益按比例放大特性，因此双面带来的绝对增益在增大；根据我们的测算，最低等级的 8%发电量增益即可实现比常规更低的 LCOE 和IRR，这意味着绝大部分环境的地面电站目前采用双玻组件已经能够实现 LCOE 的降低和收益率的提高。

长期看，一方面随着薄玻璃的生产工艺日趋成熟，各大龙头也持续提高薄玻璃产能占比，预计薄玻璃的溢价会逐步消除，即双玻组件相比常规组件的溢价将会继续收敛；另一方面，随着双玻组件的规模化和成熟化，在组件生产、搬运、安装和设计各个环节成本仍将继续下降。我们认为，双面组件将加速渗透，并在两三年内成为地面电站的标配选择，以及部分资源较好的分布式电站选择。

双面+跟踪：1+1>2，地面电站标准解决方案

由于大多数时候太阳光并非直射组件表面，因此组件并未持续处在最大功率点工作；而跟踪支架的作用就是让组件跟随太阳角度转动，增加单位面积的高辐照强度的持续时间，从而提高发电量。从支架类型看，除了主流的固定支架，还有固定可调、单轴跟踪和双轴跟踪支架；固定可调支架一般只在一年调整 1-2 次，效果较差；而单轴跟踪和双轴跟踪支架跟随阳光实时转动，为真正的跟踪支架。

单轴跟踪系统的装机成本增加约 0.37 元/W，主要来源于支架成本的增加。此外，由于跟踪支架对运营稳定性、算法要求更高，电机电控零部件更换周期更短，预计还增加少量运维成本。

根据我们的测算，中性假设发电量增加 15%，运维成本增加 10%，单面跟踪系统（LCOE=0.399元/kWh，IRR=7.44%）性价比略低于常规系统（LCOE=0.394 元/kWh，IRR=8.11%）。这意味着，若仅采用跟踪支架而不叠加其他高效技术，则需要太阳能资源好，且厂商运营经验非常丰富，技术成熟才具备性价比。

双面+跟踪系统经济性优势明显。双面是组件技术，跟踪是系统技术，两者可叠加；但两者并不是简单的相加，其原理是发电量增益的乘法关系，最多可增加发电量 30%-40%。根据实测数据，三个项目夏季增益在 35%以上，冬季增加 15%以上。

叠加双面后，系统全年增加发电量 30%，我们测算的系统 LCOE=0.367，相比常规系统度电成本下降 7%；IRR=11.01%，相比常规提高 2.9pct，显著缩短资金回收期。

跟踪支架成本仍有下降空间。1）钢材结构的优化。根据中信博关于“天智”系列跟踪系统的介绍，1MW 桩基仅需 211 根钢材，其立柱数量相对于一般跟踪系统减少 40%以上，极大地降低了土建工程的成本；2）系统布局的优化。如采用贴合地形、直流组串供电等技术进一步节省系统成本。

此外，领跑者计划作为技术风向标，对技术路线有一定提前参考意义，跟踪系统已有所体现。领跑者计划历史共有三期。2015 年 6 月，山西大同采煤沉陷区作为首个光伏领跑者基地，规模 1GW；2016 年 5 月，内蒙古包头等八个基地获批为第二批领跑者基地，规模 5.5GW;2017 年 9 月，第三批领跑者计划出炉，包括 10 个应用领跑者基地和 3 个技术领跑者基地，规模 6.5GW。由于对效率的门槛和电价的竞标要求，领跑者基地以单晶、PERC、双面、异质结、跟踪系统等为代表的高效技术应用比例远高于市场，也为高效技术规模化提供了孵化的土壤，成为技术风向标。

硅片技术上，第一期即以单晶为主，市场后续印证。2015 年首批领跑者的单晶占比约为 60%，而彼时全球单晶市占率不到 30%；后续两批单晶占比持续提高至接近 90%，从结果上看全球单晶占比也快速提高到 2019 年的 60%+。究其原因，虽然金刚线技术的横空出世对单晶革命至关重要，但超过 10GW 的高效需求对单晶的规模化以及电站实证反馈实现的高溢价亦不可忽视。