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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。预测双面双玻组件度电成本性价比临界点已达,市场转向临近。
双玻组件度电成本性价比已达临界点
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)。
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:
1)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;
2)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。
3)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:
1)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。
2)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。
3)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。
受海外疫情影响,近期光伏玻璃价格有所下调。目前,主流 3.2mm 镀膜玻 璃价格 26 平米,2.0-2.5mm 镀膜玻璃价格 21-23 元/平米。为了直观比较 玻璃价格波动过程中单双玻组件的成本关系,我们对玻璃价格及组件成本 差做了敏感性分析。结果显示:
虽然目前 2.0mm 双玻组件比单玻组件成本更高,但差距仅 0.01 分/W,与当前单晶 PERC组件 1.66 元/W的含税价相比已微不足道。
在行业达到稳定发展状态以前,供需格局的改变可能使光伏玻璃价在 短期内明显波动,但 2.0mm 薄玻璃与 3.2mm 玻璃之间的价差无论如 何变化,都足以使两类组件的成本差控制在较小范围内(1 分/W 以内)。
即使短期光伏玻璃价格达不到我们测算的合理价格,但只要 2.0mm 与 3.2mm 玻璃存在足够价差(3-7 元/平米),双面双玻组件成本也可以做 到比普通组件更低。
推动因素:竞价机制下,度电成本成为获取光伏项目指标的最核心因素
2019-2020 年光伏上网电价政策变化较大:1)将此前分地区、分类型的固 定电价补贴制度改为全类型项目全国统一竞价的形式(仅户用和扶贫除外);2)推出该政策的目的是让补贴资金用到度电成本最具竞争力的项目上,从 而令有限的补贴资金盘子转化为尽可能多新增装机规模。
在过去的固定电价机制下,光伏装机指标先分配到省,再由各省分配给企 业,且同一地区电价相同,因此企业的竞争重心在于拿到“路条”,EPC 价格与度电成本虽然会影响收益率高低,但不至于决定项目成败。竞价后,度电成本高低成为决定项目生死的最关键指标,促使电站投资者思维方式 向度电成本切换,进而提升对发电量增益的重视程度。
根据能源局披露的数据,2019 年首次竞价结果是 I~III 类资源区地面电站电 价较指导价平均降幅 0.07~0.09 元/kWh,分布式电站平均降幅 0.05~0.07 元/kWh,半数以上项目电价降幅在 0.08 元/kWh 以上。竞价机制降低补贴 强度的效果显著,侧面反映各电站运营商之间度电成本的竞争非常激烈。预计 2020 年竞价结果还将在 2019 年的基础上有明显下降。
光伏玻璃格局清晰,龙头份额快速提升:类似 2016 年单晶硅片
除了替代逻辑以外,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,实现产销规模、市场份额、行业地位及经营 业绩的全面提升。
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;双寡头格局清晰,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。
龙头成本与利润率优势明显:光伏玻璃与单晶硅片生产都属于技术与资本 双密集型行业,凭借技术、资源、区位、规模等多方面优势,龙头成本领 先、利润率显著高于行业平均水平。测算当前光伏玻璃龙头毛利率 30%左 右,比二三线同行高出 15pct 以上。
技术方面:单晶硅片生产企业在拉晶与切片环节工艺、生产设备与辅 材耗材自研能力等方面存在明显差异,进而带来品质、成本差距;与 之对应的,光伏玻璃企业的大型炉窑操作运行能力、超薄玻璃钢化工 艺和设备等,则是拉开企业之间成本差距的技术核心。
资本方面:单晶硅片与光伏玻璃扩产周期与投资回收期均较长、生产 过程控制要求高。因此,两者都具备较高的行业壁垒与明显的先发优 势,龙头地位稳固,短期内竞争格局难以打破。
行业呈现双寡头格局。单晶硅片领域,隆基和中环 2019 年底合计产能占 比预计达到 60-70%,其中隆基占比 35-40%。光伏玻璃领域,信义光能与 福莱特合计市占率约 50%,其中信义占比约 30%。
光伏玻璃行业处于双寡头格局初步形成、龙头企业扩产期,类似 2016 年 年单晶硅片:2014 年隆基、中环等全球前五大单晶硅片制造商合计占有全 球约 2/3 的市场份额,其中隆基占比 15~20%。2014-16 年,隆基与中环 凭借显著的成本优势,以远超其他对手的速度持续扩产,市场份额持续提 升,测算两者在单晶领域的合计市占率由 2014 年约 30%提升至 2016 年超 过 70%。2016-17 年单晶优势地位奠定后,隆基中环加速产能扩张,2019 年两者全市场(单晶+多晶)合计市占率也提升至 50%左右。
光伏玻璃龙头信义与福莱特目前也正处于产能快速扩张中,且其他企业鲜 有扩产动作。假设 2021 年全球光伏装机需求提升至 140-160GW,双玻渗 透率提升至 30-40%,结合信义与福莱特产能规划,预计两者出货量占比 将由 2019 年 57%左右提升至 2021 年 75%以上。根据目前各企业的扩产 规划,并考虑未来每年约 5%小产能退出,预计两家龙头产能占比将由 2019 年 50%左右提升至 2021 年将接近 60%,与单晶硅片两大寡头隆基 与中环在 2014-2016 年的成长路径类似。
光伏玻璃产能不会成为双玻渗透率提升的限制因素。单晶替代多晶进程中,当单晶性价比获得认可之后,其渗透率的提升速度受限于单晶硅片的产能 增长速度。但我们判断这样的情形不会出现在双玻组件渗透率提升的过程 中,光伏玻璃龙头成长和价值兑现速度或可快于单晶硅片龙头
我们测算 2020/2021 年光伏玻璃原片有效日熔量(即供给)增速 20%左右,中性预期下可支撑双玻渗透率提升至 68%/60%(装机量 130/160GW,双 玻组件中 2.0mm 占比 50%),若 2.0mm 双玻占比加速提升,则该数据还 可进一步提升。
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