探寻光伏行业“确定性”系列之二：观单晶替代多晶之史 推双面双玻渗透提速

在光伏 “确定性”系列报告的第一篇中，我们探讨了组件环节的高壁垒及其集中度的确定性提升趋势。本篇系列之二中，我们通过回顾单晶对多晶技术路线的替代，推演判断双面双玻组件将迎来确定性的渗透率快速提升。

行业观点

我们认为，过去十年的光伏行业中，真正谈得上“颠覆”、并对产业格局产生重大影响的技术与产品变化，仅有硅片环节金刚线切割对砂浆切割的替代，以及一定程度上因此而加速的单/多晶技术路线的更迭。

过于一年中异质结电池和大尺寸硅片成为行业热点，“别问，问就是颠覆”是看好者的普遍态度，并被频繁拿来和单晶替代多晶的路径做对比。而我们认为，与电池工艺路线、硅片尺寸变化相比，双面双玻组件对传统单面发电组件的替代，才具有与单晶替代多晶更强的可比性。我们判断，双面双玻组件渗透率加速提升的临界点就将出现在2020年，光伏玻璃龙头企业也将在未来三年中享受类似于单晶硅片龙头当年所经历的：由行业增长、技术路线渗透率提升、企业市占率提升三重增速叠加所带来的持续高增长。

电站投资商对单/多晶组件的选型倾向转变滞后于其性价比反转：2016年下半年，单晶已实现度电成本优势，但直到2017年底单多晶组件同价，不再需要复杂的计算来证明其优势时，投资商的采购倾向才开始明显转向，此后单晶组件市场份额快速提升，单晶硅片的扩产速度反而成为唯一限制因素。

双面双玻组件“显性性价比”拐点临近：在当前材料价格水平下，双面双玻组件成本虽仍略高于单面组件，但即使仅考虑5%发电量增益，其度电成本也已经具备优势，但其渗透率尚未大幅提升。与单晶组件当年的情形类似，我们认为双面双玻组件一旦在今年实现与单面组件同价（薄玻璃价格合理化并解决组件重量痛点），在背面发电增益和更优异的耐候性能完全“赠送”的情况下，电站投资商对其接受度也将快速提升。

光伏玻璃竞争格局清晰，龙头份额快速提升中，类似三年前的单晶硅片：1）龙头凭借技术、资源、规模等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，其他二三线企业扩产动作较少；3）双寡头格局清晰。光伏玻璃龙头企业有望复制单晶硅片龙头当年的成功路径。

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。

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。