深度||单晶替代多晶 双面双玻渗透提速

核心内容概要

光伏产品的终端应用场景是一个设计寿命20年以上、投资回收期可长达10年以上的公用事业属性行业，意味着终端客户拥有天然的低风险偏好，这对新产品、新技术、新工艺的推广造成天然阻力。一项光伏产业中的新事物(如材料或工艺的变化)要实现快速推广，通常只有两条途径：

这种提效/降本的变化不会显著改变产品的物理/化学特性，即可靠性无需实证环境下的长期验证，如近年来快速普及的电池片半切工艺;

这种变化能带来产品性价比的“显著”提升，使理论投资回收期大幅缩短，令终端客户愿意为此承担一定风险。典型代表如金刚线切割工艺、PERC电池技术的引入，以及由此引发的单晶替代多晶的大潮，这也是近年来光伏行业内唯一真正称得上成功“颠覆”、并对产业格局产生重大影响的技术与产品变化。

我们认为，双面组件对单面组件的替代逻辑，将与单晶替代多晶有一定相似性。回顾分析单多晶替代过程，我们判断双面组件即将迎来渗透率的快速提升，而光伏玻璃将是双面组件普及的最大获益者。此外，光伏玻璃行业本身的竞争格局、行业特点也与当年的单晶硅片环节呈现一定相似性。我们判断当前的光伏玻璃类似2016年的单晶硅片，光伏玻璃龙头信义、福莱特有望复制单晶龙头隆基、中环成功之路，在未来2~3年内享受行业增长、双面渗透率提升、市占率提升三重增速叠加带来的持续高增长。

单多晶之争中，市场转向滞后于性价比反转。2016年底单晶即达到电站单位投资与多晶持平的临界点，但投资商采购倾向未立刻反转，2017年单多晶组件价差持续缩小。彼时电站投资商更多基于直观的组件价格进行产品选型，单瓦价格更低的多晶组件仍有吸引力。2017年底单多晶组件几乎达到单瓦同价，对市场形成直观、强烈的冲击，同价前提下单晶一切优点均为“免费赠送”。此后单晶价值获终端认可，市占率快速提升，并逐步恢复相对多晶理应具备的产品溢价。

目前双面组件的处境与2016年左右的单晶类似，临近拐点：目前双面组件单瓦价格仍略高于单面组件，但考虑背面发电增益的度电成本已优于单面组件，然而这种“度电成本优势”因涉及较多参数假设而不易获得投资商认可。我们判断光伏薄玻璃价格逐步合理化后双玻组件可与单面组件达到同价，且2.0mm玻璃的应用也将在很大程度上解决双玻组件重量痛点，届时在建设成本同价、背面发电增益完全“赠送”的情况下，电站投资商对双面双玻组件的接受度将快速大幅提升。

光伏玻璃竞争格局亦类似2014-2016年的单晶硅片，光伏玻璃龙头有望复制隆基中环的成功。1)行业进入壁垒较高，龙头凭借技术、资源、规模优势实现显著优于行业均值的成本与利润率;2)龙头企业处于快速扩产期，除龙头外其他企业鲜有扩产动作;3)双寡头格局清晰。我们判断，信义、福莱特有望复制隆基、中环，实现产销规模、市场份额、行业地位及经营业绩的全面提升。

1、单晶成长回顾：单多晶之争中，市场转向明显滞后于性价比反转

1.1 现象：单多晶之争中，市场转向明显滞后于性价比反转

阶段一(2016年)：性价比反转，但单晶份额未明显提升：2016年上半年及之前，单多晶组件价差显著大于合理价差，单晶组件没有竞争优势。2016年下半年起：1)单晶成本下降使实际价差拉近;2)单多晶组件功率差拉开使合理价差扩大。单多晶组件实际价差开始低于合理价差，意味着性价比反转，使用单晶产品将使终端电站获得更低度电成本，理性投资者应优先选择单晶产品。然而，从市场数据来看投资者并未转向单晶产品，2016年单晶市占率与2015年几乎持平。

阶段二(2017年)：单晶份额提升，但溢价持续减少甚至为零：彼时单晶硅片产能尚未大幅扩张+性价比高的情况下，单晶未变强势，反而单多晶组件价差继续缩小，甚至在2017年底接近同价，说明市场依然倾向多晶产品，单晶市占率的提升(+11~12pct)更多是以利润换市场。

阶段三(2018年至今)单晶价值获市场认可，市占率提升并恢复合理溢价：2017年底单多晶组件达到几乎同价，对市场形成直观、强烈的冲击，且单晶已在此前较长时间内保持相当高性价比后，单晶组件的价值才逐步被市场认可。此后2018-2019年单晶组件市占率快速提升至70%左右，且单多晶组件实际价差逐步拉开并向合理价差靠拢。市场转向明显滞后于性价比反转，体现出光伏电站建设投资商对于“非直观性价比优势”的保守态度。

在单晶价值被市场认可后，单晶市占率的提升速度主要由单晶硅片扩产速度决定(2020年之前单晶硅片供应整体偏紧)。2019年下半年单多晶组件价差缩小的原因是1)多晶组件价格已接近现金成本，降无可降;2)单晶组件需提升相对性价比才能在土地等面积相关成本更低地区替代多晶组件。

单晶能实现相对多晶的性价比逆转，是因为成本下降(金刚线切割)、效率优势扩大(PERC导入)、领跑者基地项目对高效产品的引导。

单多晶性价比反转原因1：PERC技术拉开单多晶效率差与合理价差

PERC电池片制作仅需增加背钝化与激光开槽工序，与存量电池产线兼容，且效率提升明显，但PERC技术对单晶电池的提效幅度显著高于多晶电池，(分别为单晶1.0-1.2%、多晶0.5-0.8%)，PERC技术的导入拉大了单多晶的效率差。随着PERC技术普及，主流单多晶组件功率差由15W扩大到25W以上，合理价差由0.15元/W以下扩大至0.22~0.35元/W(基于面积相关BOS成本500元/块组件)。

单多晶性价比反转原因2：金刚线切割缩小单多晶硅片成本差距

单晶导入金刚线切割比多晶早2年左右：2014年隆基加速推广金刚线切片技术(西安+无锡合计2GW切片产能导入)，2015年全面完成金刚线切片对传统砂浆切片的替代，同时其他单晶大厂启动金刚线切割规模化应用，2016年渗透率达到80%以上。由于金刚线切片应用于多晶时产生的工艺和硅片表面物理特性障碍，直到2017年黑硅技术应用后才开始规模化导入，2018年才基本实现对砂浆切割的替代。金刚线切割使单晶硅片成本下降0.6-0.8元/片。2015-2017年，单晶凭借率先导入金刚线切割，成本几乎追平砂浆切割的多晶硅片：1)金刚线切割与砂浆切割相比，线径变细及刀损降低带来出片量提升，减少单片硅耗并摊薄长晶等成本;2)金刚线切片机切割速度是传统砂浆切片机2-3倍，产能的提升可以摊薄切片的折旧、电费和人工成本。由于金刚线切割多晶硅片线耗更高、切速较低，且金刚线切割的多晶硅片表面反射率高，需叠加黑硅制绒技术，使成本上升0.1-0.2元/片。因此，2017-2018年多晶逐步导入金刚线切割硅片后获得的降本幅度也不如单晶，金刚线切割技术的普及使单多晶硅片成本永久性缩小。

领跑者计划引导产业发现单晶价值。前三批光伏领跑者项目倾向单晶，大部分单晶产能可轻松满足领跑者技术指标要求，而多晶难度较大，因此首批领跑者中单晶产品占比就超过60%，在第二、三批领跑者中达到85%左右，推动单晶在国内市场认可度的提升。

1.2 原因：消费者/投资商非完全专业/理性，单多晶同价快速改变采购倾向

原因1：投资商非完全理性/专业，EPC厂商掌握部分主动权。

为降低施工失误及组件价格上涨等风险，大型光伏电站的运营商倾向于与建设承包商签订EPC合同。EPC承包商注重低建设成本，且运营商将组件与建设工程分开招标的情况常见，故单瓦价格更低的多晶组件仍有一定吸引力。

部分项目面积固定且土地成本很低，对高功率组件带来的BOS成本优势不敏感，同时业主项目经验相对欠缺，EPC承包商甚至按块数卖组件，多晶组件单块功率低，表观价格有优势。彼时大部分电站业主未习惯度电成本思维，故PERC单晶组件额外1-3%发电量增益的价值没有被充分发现。

原因2：等待单晶优势在实际运行中得到验证。2017年之前，单晶在国内大型电站领域应用相对较少，单晶PERC组件的实际发电效果、衰减情况、发电量增益等亦有待验证。市场转向的重要催化剂：单多晶同价。2017年底单多晶组件几乎同价，使单晶的优势不再需要通过多各参数假设和复杂计算来证明，对市场形成直观、强烈的冲击，单晶组件的价值才逐步被市场认可。此后不仅单晶市占率快速提升，其相对多晶组件理应享有的产品销售溢价也逐步得到恢复。

2、双面双玻组件发展预测：度电成本性价比临界点已达，市场转向临近

2.1 万事俱备：双面双玻组件已经比普通组件更具性价比，并完成初始导入

目前单双面PERC组件成本差仅0.02元/W。PERC电池产线转入双面结构虽然需要提高背面电极栅格印刷设备及激光设备的精度，但也可大幅节省铝浆用量，电池端成本几乎无变化。PVinfolink及通威股份报价显示，单双面PERC电池片已同价。测算组件层面2.5mm双面双玻半框PERC组件成本仅比传统单面组件高0.02元/W。即使仅考虑双面组件5%发电量增益，其度电成本也已低于单面组件。在高、中、低BOS成本情景下，5%的发电量增益可以使双面双玻组件度电成本比单面组件低0.8-1.3分/度电。因此，即使在当前的组件成本水平下(未考虑光伏薄玻璃价格合理化)，双面双玻组件也比单面组件更具性价比。

双面双玻组件渗透率已达10-15%，且在不断提升中。2019年全球双面组件渗透率约10-15%，但龙头组件企业出货中双面组件占比已接近3成。2019年8月国电投第五十八批组件集中采购中(采购1.78GW，储备1.26GW)，双玻组件(储备520MW，储备420MW)占比25-30%。

2019Q4，国电投黄河公司青海省海南州特高压外送基地2.4GW光伏电站项目100%采用双面组件，其中600MW透明背板双面组件，约2.6GW双面双玻带边框组件(该项目采用1.3高容配比)。

2.2 只欠东风：光伏薄玻璃价格合理化进行中，单/双面组件同价之拐点临近

虽然使用双面组件电站的度电成本已经低于单面组件，但其渗透率尚未大幅提升，其情形及背后的原因都与2016年左右的单晶硅片类似：

双面发电组件在不同场景下的发电量增益差距较大，度电成本优势也需根据项目情况详细测算，其价值难以直观、统一、标准化地衡量;

光伏发电无燃料，毛利率通常可达到60-80%，故初始建设成本基本决定其全生命周期度电成本及收益率。双面技术不改变功率但增加发电量，其优势在于能实现更低的LCOE(元/kWh)而非初始投资降低，但电站投资者习惯以单位投资(元/W)衡量发电设备性价比。光伏EPC一向以单W价格报价，传统火电的度电成本中燃料占比超过60%，折旧对度电成本的影响不明显，也没有出现过类似光伏双面发电的技术，因此初期投资商思维方式未从建设成本切换到度电成本。

2019年国内开始引入电价竞标的指标分配机制之后，投资商的度电成本思维明显加强，但由于前期投运的双面组件电站数量与运行时间还不够，业内还在等待背面发电增益从实证数据角度更全面的验证。

拐点：光伏薄玻璃价格逐步合理化后，双玻组件可与普通组件同价。与单多晶硅片同价后单晶硅片价值快速被市场认可、价差回归合理的情形类似，我们认为双面双玻组件与单面组件一旦同价，也将对电站投资商形成直观冲击，且在背面发电增益完全“赠送”的情况下，市场对双面双玻组件的接受度将快速提升。

我们认为，双面双玻组件趋势确定，2019-2020年迎来性价比拐点，未来渗透率提升将一骑绝尘，中短期内2.5mm玻璃预计仍是双玻主流选择，未来向2.0mm过渡是趋势所向。核心逻辑包括：

随着双玻需求提升、大厂大产线技改，2.0-2.5mm薄玻璃溢价将逐步缩小，合理价格应以成本为锚，预计价格或降至21元/平米以下。

薄玻璃价格回归合理后，半框双玻组件成本将低于传统单玻组件(图表19)，背面发电增益相当于免费赠送，双面双玻组件进而拥有绝对的性价比优势。

2.0mm双玻带框组件解决重量及爆裂问题的同时单价比2.5mm玻璃便宜1-2元/平米，光伏组件封装形态向2.0mm双玻结构进化是明确趋势，但2.0mm玻璃的降本及可靠性验证需要一定时间，预计未来2.0mm和2.5mm双玻组件会并行存在一段时间，但2.0mm双玻组件占比提升会略快于此前预期。