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M12是中环股份在2019年8月首发推广的12英寸硅片,边长210mm的方形单晶硅片,硅片面积44092平方毫米,较M2扩大80.47%,较M6扩大60.8%。目前东方日升、通威股份等头部电池片、组件厂商已新建与其配套产能,当前市占率较低,但作为新产能主要方向,发展空间巨大。根据中环工作安排,2020年M12大硅片预计产出16.33亿片,约16GW。
6月24日,隆基股份、晶科、晶澳、阿特斯、潞安太阳能、中宇、润阳悦达等七家企业联合发起《关于建立光伏行业标准尺寸的联合倡议》,倡导建立几何尺寸为182mm*182mm 的硅片标准(M10),并在行业标准组织中将这一尺寸纳入标准规范文件,硅片有望重新在更大尺寸标准上回归统一。
硅片环节本身来看,M10可基于现有产能进行量产,无需更换产线,对于下游电池片、组件产线,相较M12产品工艺跨度更小,且运输排列方式更经济,升级成本较低。
隆基规划8月底实现M10量产,匹配10GW电池产能和10GW组件产能,快速实现规模化供应。晶澳于5月18日公布基于180mm硅片的组件深邃之蓝DeepBlue3.0技术方案,应用PERC+技术,72片版型在标准测试条件下功率超过525W,规划于2020H2正式面向市场销售。
1.2 大硅片是降低LCOE的必然选择
大尺寸对产业链成本的降低,主要在于对非硅成本的单位摊薄。随着硅料价格的不断下降,非硅成本的比重在加大,大硅片对硅片、电池片、组件以及电站等环节均可带来不同程度的效率增加、单位成本下降等规模效应的提升,从M2切换至M6产线合计可使终端成本下降约0.11元/W:
硅片:通量价值带来的单瓦成本的下降。由于单片面积增加,大硅片使得总产能规模得到提升,但无需同比增加设备、人力和管理成本。最终可使得单瓦成本下降约1.6分/W。
电池片:电池片产线对硅片尺寸适应度较高,无需对设备及生产流程做出大规模改造。从M2切换到M6硅片面积变大12.2%,意味着在非硅成本基本不变的同时,产能同步增到12.2%,最终可使得单瓦成本下降约1分/W。
组件:封装材料单位成本下降。组件端成本节约主要来自于边框、焊带等边长型材料的单瓦用量的减少,以及背板、EVA等面积型材料由于单位无效面积的下降带来的成本节约,最终可使得单瓦成本下降约2.5分/W。
电站:硅片尺寸增大对增加电站建设成本影响微乎其微。电站建设主要考虑托盘和包材等运输成本,支架桩基、汇流箱、电缆等设备成本,以及安装、施工的成本,最终可使得单瓦成本下降约6.2分/W。
根据中环股份的测算,M12产品将在电池片环节相对M2电池成本降低25.56%,在组件环节相对M2减少16.8%,在电站环节相对M6电站BOS成本节约12%,LCOE减少4.1%。大硅片对于LCOE成本的降低显而易见。
1.3 硅片尺寸壁垒:上下游设备兼容度
硅片尺寸的变化,下游电池片与组件均需做成配合调整,目前M6、M10、M12的主要发展方向,对上下游兼容度差异显著。
虽然M12在成本和转换效率上具有优势,但无论是硅片环节自身,还是下游所需电池片、组件,其产线需重新投建,增加了固定成本,且建设时间所需较长,目前市场份额较小。
硅片拉棒环节,兼容度M6>M10>M12,只有M12需要更换设备。当前主流单晶炉热屏内径在 270mm 左右,M6直径223mm,M10直径256mm,M2硅片产线升级到M6和M10均无需更换设备,而M12直径是295mm,现有的单晶炉无法兼容M12。
电池片环节,兼容度M6>M10>M12,M10和M12均需要更换设备。在电池产线上,M10的投资成本和M6相近,与M12相比M10的升级成本更低。电池片扩散和沉积环节,当前在运和在建的管式 PECVD设备均基于传统单晶硅片尺寸进行设计,所能处理的硅片边长极限为166mm,因此硅片尺寸升级,设备同样需进行升级。
组件环节,运输尺寸和功率决定了极限,M10适应性更强。由于组件功率越高,BOS成本更低,有助于降低项目LCOE,大功率组件是绝对的主流方向。为节省跳线、汇流条成本,目前最主流的组件封装方式为偶数列,如6*10=60片或6*12=72片。如此封装形式下,6列硅片对应M6、M10、M12组件宽度分别为1.05、1.15、1.31米,而国际集装箱规格内箱高度为2.39米,组件运输一般立式包装放置,意味着2层M6组件堆放空间有富裕,而M12组件无法放下,M10对空间利用为最大化。
综上,我们认为当前光伏硅片行业具有以下发展趋势:
大硅片市占率快速提升。大尺寸硅片在单位生产成本、组件效率、规模效应等方面具有优势,大硅片趋势毋庸置疑。基于现有产能条件,我们预计2020年M6市占率将达到30%以上,M10从2021年起将快速提升市占率,M2、G1等尺寸规格替换将会加速。
160-18Xmm将成为行业主流。根据现有产线生产条件及组件尺寸约束,18Xmm是硅片厂商生产大硅片的理想选择。
硅片型号将在大尺寸标准上趋于行业统一。随着七家厂商联合推出M10(182mm)型号,在硅片尺寸迭代上再次提出了新的标准,并有望实现大规模应用,行业回归于统一标准,对行业标准化推进提供动力。
随着竞价项目快速落地,组件出口仍然保持景气,下半年国内项目将大规模开工,光伏需求市场一片大好,硅片、电池片价格逐步企稳,技术规格亦逐步向高效、统一方向发展。大硅片具备良好的降本增效作用,我们看好大尺寸硅片先行者、单晶硅片+组件双龙头企业隆基股份,单晶硅料和PERC电池片龙头通威股份,以及在210大硅片处于领先的中环股份。
光伏产业链材料价格数据
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硅料本周硅料价格:N型复投料主流成交价格为41元/KG,N型致密料的主流成交价格为40元/KG;N型颗粒硅主流成交价格为38元/KG。交易状况:本周多晶硅厂商陆续签单,受下游需求好转鼓舞,多晶硅厂商报涨家数增多,实际签单量亦有所增长。库存动态:当前硅料库存水位线,落于26-28万吨区间。抢装潮刺激需求
硅料价格本周硅料价格持稳,硅片厂家直接采购国产块料现货执行价格,约落在每公斤38-43元范围,主流厂家交付价格落在40-42元人民币、二三线厂家则约落在39-40元人民币。国产颗粒硅当期交付以主流厂家供货为主,价位落在每公斤37-39元人民币。报价受到下游价格上扬、且政策后续变化使厂家策略分化,价格
本周多晶硅企业仍处签单期,成交价格持稳。n型复投料成交价格区间为3.90-4.60万元/吨,成交均价为4.17万元/吨,n型颗粒硅成交价格区间为3.80-4.10万元/吨,成交均价为3.90万元/吨,p型多晶硅成交价格区间为3.20-3.60万元/吨,成交均价为3.40万元/吨。本周多晶硅企业仍在签订本月订单,目前已有一定成交
3月12日,InfoLinkConsulting发布本周光伏供应链价格。价格说明Infolink公示价格时间区间主要为前周周四至本周周三正在执行和新签订的合约价格范围。现货价格主要参考超过100家厂商之资讯。主要取市场上最常成交的「众数」资料作为公示价格(并非加权平均值)、根据市场实际情况酌情调整。多晶硅美元价格
根据TrendForce集邦咨询新能源研究中心3月12日最新报价,N型复投料主流成交价格上涨至41元/KG;N型致密料主流成交价格为40元/KG,涨幅为5.26%;N型颗粒硅报价为38元/KG。本周M10硅片主流成交价格依旧为1.1元/片;G12价格维稳在1.65元/片。N型182单晶硅片最新人民币价格为1.18元/片;N型210单晶硅片人民
3月11日,中国有色金属工业协会硅业分会发布高纯石英砂/石英坩埚价格,本周价格与上周持平。
2025年3月11日,硅业分会发布最新光伏玻璃价格。其中,2.0mm光伏玻璃均价报至13.5元/平方米,较上期持平;3.2mm光伏玻璃均价报至22.5元/平方米,较上期持平。
根据TrendForce集邦咨询新能源研究中心3月5日最新报价,N型复投料人民币价格为RMB40/KG,N型致密料人民币价格为RMB38/KG,N型颗粒硅人民币价格为RMB38/KG。非中国区多晶硅料美金价格保持在US$19KG。M10单晶硅片人民币报价保持在RMB1.1/Pc;美金报价为US$0.139/Pc。G12成交价格为RMB1.65/pc;美金报价为
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本周多晶硅开始新一轮签单,价格持稳。n型复投料成交价格区间为3.90-4.60万元/吨,成交均价为4.17万元/吨,n型颗粒硅成交价格区间为3.80-4.10万元/吨,成交均价为3.90万元/吨,p型多晶硅成交价格区间为3.20-3.60万元/吨,成交均价为3.40万元/吨。本周多晶硅企业开始签订新订单,目前成交量较少,大多数
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