2019光伏產(chǎn)業(yè)鏈分析

:海外裝機(jī)量爆發(fā)，多地區(qū)即將實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。全球各國光伏發(fā)電成本持續(xù)下降。2010-2017年間，受益于光伏組件與電站成本下降，全球主要國家集中式光伏發(fā)電LCOE下降40%-75%。而2018年，由于國內(nèi)相關(guān)政策出臺(tái)導(dǎo)致價(jià)格持續(xù)下降，導(dǎo)致光伏電站整體建設(shè)成本大幅下滑。此外，全球光伏項(xiàng)目競標(biāo)低價(jià)頻現(xiàn)，多低光伏競標(biāo)電價(jià)已經(jīng)低于當(dāng)?shù)鼗痣娚暇W(wǎng)電價(jià)。并且各國光伏發(fā)電仍有降本空間，因此長期看，全球光伏已進(jìn)入發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)過渡期，未來幾年平價(jià)上網(wǎng)數(shù)量占比將逐漸提升。

國內(nèi)平價(jià)上網(wǎng)臨近，降低非硅成本仍是關(guān)鍵。2018年“531新政”給產(chǎn)業(yè)帶來沖擊，但價(jià)格下降帶來光伏行業(yè)進(jìn)入平價(jià)上網(wǎng)過渡期階段，平價(jià)上網(wǎng)臨近。青海已經(jīng)誕生國內(nèi)第一個(gè)發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目。而根據(jù)各類資源區(qū)實(shí)際情況測算，在保證IRR在8%的情況下實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)，則仍需下降14%-21%的裝機(jī)成本。硅成本本身下降空間有限，降低非硅成本是關(guān)鍵。主要包括技改增效、規(guī)模生產(chǎn)以及其他非硅成本下降。

單晶性價(jià)比逐漸追趕，市場份額快速提升。從目前來看，多晶路線由于硅料成本低，并且鑄錠成本優(yōu)勢明顯，因此在成本上相較單晶仍有絕對(duì)優(yōu)勢。然而單晶路線電池轉(zhuǎn)換效率長期領(lǐng)先多晶。在金剛線革命后，單晶的單瓦成本逐漸接近多晶，差距不斷減小。并且在PERC等新型電池片技術(shù)加持下，轉(zhuǎn)換效率提升空間大，占地空間小，非硅成本持續(xù)下降。單晶市場份額也在逐漸替代傳統(tǒng)多晶市場，成為中短期內(nèi)新趨勢。而多晶本身需要通過新技術(shù)實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)換效率提升，以實(shí)現(xiàn)不被單晶替代。

供給過剩，多晶市場競爭激烈，單晶企業(yè)盈利能力趨同。多晶領(lǐng)域，由于行業(yè)本身供給過剩，從行業(yè)突圍主要手段一靠規(guī)模，二靠工藝技術(shù)革新。單晶在金剛線革命后，產(chǎn)品控成本能力趨于一致，因此單晶企業(yè)盈利能力趨同。電池片行業(yè)仍然產(chǎn)能過剩，未來電池片技改能力尤為重要。

1.海外裝機(jī)爆發(fā)增長，多地區(qū)即將步入平價(jià)時(shí)代

全球各國光伏發(fā)電成本持續(xù)下降。2010-2017年間，受益于光伏組件與電站成本下降，全球主要國家集中式光伏發(fā)電LCOE下降40%-75%。而2018年，由于國內(nèi)相關(guān)政策出臺(tái)導(dǎo)致價(jià)格持續(xù)下降，導(dǎo)致光伏電站整體建設(shè)成本大幅下滑。此外，全球光伏項(xiàng)目競標(biāo)低價(jià)頻現(xiàn)，多地光伏競標(biāo)電價(jià)已經(jīng)低于當(dāng)?shù)鼗痣娚暇W(wǎng)電價(jià)。并且各國光伏發(fā)電仍有降本空間，因此長期看，全球光伏已進(jìn)入發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)過渡期，未來幾年平價(jià)上網(wǎng)數(shù)量占比將逐漸提升。

1.1美國實(shí)現(xiàn)光伏對(duì)部分火電平價(jià)，對(duì)氣電替代指日可待

美國電力結(jié)構(gòu)以火電為主，主要是燃?xì)馀c燃煤，占比六成以上。美國憑借其豐富的天然氣資源，大力發(fā)展燃?xì)獍l(fā)電，逐步取代燃煤發(fā)電，2015年后，氣電超過煤電成為美國最大的電力來源之一。而其中核心原因在于，美國的燃?xì)獍l(fā)電相較燃煤發(fā)電成本更加低廉。而光伏在2017年發(fā)電占比僅1.8%。

美國長期通過政策扶持光伏產(chǎn)業(yè)，隨著單位投資成本下降，美國光伏LCOE也顯著降低。過去8年間，美國大型集中式光伏電站LCOE下降了70%-80%。目前來看，美國光伏LCOE已降至接近50美元/MWh的水平，已經(jīng)比煤電、CT燃?xì)獍l(fā)電等更低，而略高于CCGT燃?xì)獍l(fā)電，并且未來仍有持續(xù)下降的可能。根據(jù)EIA預(yù)測，至2021年，美國光伏平均LCOE將低于CCGT燃?xì)獍l(fā)電，也意味著光伏將實(shí)現(xiàn)真正意義的平價(jià)上網(wǎng)。

1.2組件降價(jià)疊加歐洲MIP終止，歐洲裝機(jī)量自發(fā)大幅提升

歐洲光伏市場化下裝機(jī)量快速上升，反應(yīng)平價(jià)臨近。在德國2015-2016年逐步取消光伏度電補(bǔ)貼并改為競價(jià)機(jī)制后，其他歐洲各國紛紛效仿。而這種補(bǔ)貼退坡也直接削弱歐洲光伏增長動(dòng)力，2016年歐洲新增裝機(jī)量僅6GW。但是這種新型補(bǔ)貼機(jī)制實(shí)際上帶來了歐洲光伏的市場化發(fā)展。隨著光伏發(fā)電成本下降，歐洲主要國家光伏逐步實(shí)現(xiàn)平價(jià)，依靠下游自發(fā)需求的內(nèi)生增長成為歐洲光伏裝機(jī)提升的強(qiáng)勁動(dòng)力。2017年，歐洲重新恢復(fù)增長，法國、德國新增裝機(jī)量增長達(dá)30%-50%，2018年持續(xù)高速增長。

預(yù)計(jì)2019年，隨著MIP到期取消，歐洲各國裝機(jī)成本繼續(xù)下探。MIP對(duì)我國單多晶組件有最低限價(jià)規(guī)定，而國內(nèi)相關(guān)組件實(shí)際售價(jià)已經(jīng)顯著低于限價(jià)。根據(jù)2018年10月份數(shù)據(jù)，單晶組件限價(jià)0.35歐元/W,而國內(nèi)單晶售價(jià)在0.31歐元/W，在取消MIP后，組件成本下降10%以上。在這種大背景下，歐洲平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目占比將繼續(xù)提升，推動(dòng)歐洲整體裝機(jī)量大幅提升。

1.3印度光伏成本與煤電接近，政策支持力度大

印度發(fā)電缺口大，以煤電為主。印度長期以來一直存在較大供電缺口，2017年印度除北部地區(qū)外，其他地區(qū)每月高峰用電期供電均有缺口，電力覆蓋率僅不到90%，有10%以上的印度人生活在無電力供應(yīng)的地區(qū)。而印度此前也比較依賴煤電發(fā)電，占比高達(dá)79.3%，光伏占比較小，僅2%左右。

印度政府扶持光伏力度空前。首先，印度在2017-2027的時(shí)間內(nèi)，預(yù)計(jì)煤電新增產(chǎn)能為50GW，與在建產(chǎn)能相符，因此這也意味著未來十年印度基本沒有新增煤電產(chǎn)能，也能夠看出印度政府支持鼓勵(lì)新型能源發(fā)電的決心。在2015年，印度總理批準(zhǔn)擴(kuò)大印度太陽能發(fā)電裝機(jī)項(xiàng)目目標(biāo)計(jì)劃，將國家太陽能計(jì)劃目標(biāo)提高5倍，將光伏裝機(jī)目標(biāo)由2021-2022年達(dá)到20GW變?yōu)?00GW，并且推廣一系列鼓勵(lì)支持光伏產(chǎn)業(yè)的政策。這也大大提升印度光伏產(chǎn)業(yè)信心。印度光伏裝機(jī)量在近幾年大幅提升。

由于光伏組件價(jià)格大幅下跌，2017年印度光伏競標(biāo)報(bào)價(jià)已經(jīng)低至2.44盧比(4美分)/kWh，并且此后繼續(xù)下降。預(yù)計(jì)2019年，印度全國平均光伏LCOE將降至37美元/MWh一下，與傳統(tǒng)煤電LCOE相當(dāng)，實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)。再加上印度本身快速建設(shè)發(fā)電項(xiàng)目補(bǔ)足缺口，預(yù)計(jì)未來印度光伏新增裝機(jī)量將大幅提升。

2.成本持續(xù)下降，我國平價(jià)上網(wǎng)可期

2.1我國光伏產(chǎn)業(yè)歷經(jīng)波折

平價(jià)上網(wǎng)分為發(fā)電側(cè)平價(jià)和用戶側(cè)平價(jià)。發(fā)電側(cè)平價(jià)是指光伏發(fā)電即使按照傳統(tǒng)能源的上網(wǎng)電價(jià)收購(無補(bǔ)貼)也能實(shí)現(xiàn)合理利潤，目前國內(nèi)成本最低、利用最廣的電力來源為煤電，即光伏發(fā)電成本達(dá)到煤電成本水平;用戶側(cè)平價(jià)是指要求光伏發(fā)電成本低于售電價(jià)格，根據(jù)用戶類型及其購電成本的不同，又可分為工商業(yè)、居民用戶側(cè)平價(jià)。而實(shí)際上，由于不同地區(qū)燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)以及用戶電價(jià)的差異，平價(jià)上網(wǎng)在各個(gè)地區(qū)的標(biāo)準(zhǔn)也有所不同。

目前我國光伏成本已經(jīng)接近用電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)水平，這也是光伏產(chǎn)業(yè)長期降本增效的積累。最初光伏成本奇高，基本無法進(jìn)行普及，產(chǎn)業(yè)本身發(fā)展緩慢。隨著政府對(duì)改善能源結(jié)構(gòu)的需求日益提升，在政府的鼓勵(lì)和引導(dǎo)下，光伏產(chǎn)業(yè)在我國開始逐漸形成規(guī)模。包括如金太陽工程等，政府通過大力補(bǔ)貼，光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展加速。至2012年，由于海外國家雙反，我國光伏產(chǎn)業(yè)遭受重創(chuàng)，多家企業(yè)關(guān)門倒閉，行業(yè)一片蕭條。2013年7月，國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的若干意見》(“國八條”)，明確到2015年中國總裝機(jī)容量達(dá)到35GW以上，同時(shí)第一次從源頭厘清和規(guī)范了補(bǔ)貼年限、電價(jià)結(jié)算、滿發(fā)滿收等核心問題，我國光伏發(fā)電裝機(jī)開始出現(xiàn)迅猛增長。2013年8月發(fā)改委出臺(tái)《關(guān)于發(fā)揮價(jià)格杠桿作用促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》，確定分布式光伏按每度含稅0.42元全電量補(bǔ)貼，開啟光伏度電補(bǔ)貼時(shí)代。

2.2科學(xué)政策助力平價(jià)上網(wǎng)穩(wěn)步推進(jìn)

隨著今年1月9日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無補(bǔ)貼平價(jià)上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》，明確對(duì)光伏平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目的要求和支持措施，包括平價(jià)項(xiàng)目不限規(guī)模，降低項(xiàng)目場址成本等一系列舉措。該政策是去年產(chǎn)業(yè)經(jīng)歷“531新政”打壓后，光伏行業(yè)的重要進(jìn)展，有望推動(dòng)光伏行業(yè)裝機(jī)量實(shí)現(xiàn)突破，利好行業(yè)發(fā)展。

隨后國家能源局發(fā)布《關(guān)于2019年風(fēng)電、光伏發(fā)電建設(shè)管理有關(guān)要求的通知》，也從細(xì)節(jié)上明確了光伏競價(jià)補(bǔ)貼政策的具體實(shí)施方案，包括限定項(xiàng)目補(bǔ)貼范圍、補(bǔ)貼金額(共30億元，其中7.5億元用于戶用光伏，22.5億元競價(jià)項(xiàng)目補(bǔ)貼)、以及具體競價(jià)方式。并且，通過此次競價(jià)獲得補(bǔ)貼指標(biāo)的項(xiàng)目，預(yù)計(jì)補(bǔ)貼將在項(xiàng)目并網(wǎng)后的第二年及時(shí)發(fā)放，光伏電站理論上不會(huì)出現(xiàn)補(bǔ)貼拖欠情況，光伏產(chǎn)業(yè)現(xiàn)金流將大幅好轉(zhuǎn)。預(yù)計(jì)今年首批競價(jià)補(bǔ)貼項(xiàng)目將在7月份落地。

目前我國部分地區(qū)已經(jīng)實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)，絕大多數(shù)地區(qū)仍需依靠補(bǔ)貼。我國首個(gè)光伏平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目于2018年12月29日誕生，電站位于青海海西州格爾木，其總裝機(jī)量達(dá)到500MW。由于地處I類資源區(qū)，其項(xiàng)目在保證內(nèi)部收益率為7.13%的情況下，上網(wǎng)平均電價(jià)0.316元/kWh，低于青海省脫硫燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)0.3247元/kWh。

但應(yīng)該看到的是，除少數(shù)地區(qū)具備較優(yōu)質(zhì)資源，早期實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)，大部分地區(qū)仍需要一定補(bǔ)貼才能維持。根據(jù)統(tǒng)計(jì)，三類資源區(qū)的平均燃煤標(biāo)桿度點(diǎn)電價(jià)分別為0.30元、0.34元、0.38元。按照電站發(fā)電壽命20年，第一年光衰3%，后續(xù)年光衰0.7%，年2%營運(yùn)費(fèi)用，IRR為8%，每瓦建設(shè)成本4元進(jìn)行測算，三類資源區(qū)距離上網(wǎng)電價(jià)平均仍有17.29%的差距。即還需要裝機(jī)成本下降近20%，才能實(shí)現(xiàn)我國全地域的發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)。

2.3非硅成本降低是系統(tǒng)成本下降的關(guān)鍵所在

無論從硅料的價(jià)格區(qū)間還是硅片生產(chǎn)成本來看，此前快速下降后，未來下降空間有限。并且，由于硅材料及硅片在向下游傳導(dǎo)時(shí)成本占比逐漸遞減，因此當(dāng)反應(yīng)到電站成本時(shí)，其敏感度不明顯。因此，未來光伏主要依靠非硅成本下降帶來。

非硅成本下降主要由以下集中路徑實(shí)現(xiàn):第一，提升光伏產(chǎn)品的轉(zhuǎn)化效率，直接降低光伏電站建設(shè)的單瓦組件成本;第二，企業(yè)通過規(guī)模效應(yīng)降低成本，熨平周期波動(dòng);第三，通過工藝改進(jìn)等方式實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)成本的繼續(xù)壓縮。

2.3.1技改帶來轉(zhuǎn)換效率的提升

轉(zhuǎn)換效率的提升對(duì)整體降本而言意義重大。下游電站建設(shè)過程中，主要衡量電池組件的單瓦成本。而若電池本身轉(zhuǎn)換效率直接提升，將從分母端直接影響單瓦成本，也相當(dāng)于固定的成本被更多的功率數(shù)所分?jǐn)?。因此，提升電池片的轉(zhuǎn)換效率，是降低光伏電站成本最直接，也是最有效的。

單晶依靠PERC繼續(xù)提升轉(zhuǎn)換效率。PERC單晶轉(zhuǎn)換效率近年來一直穩(wěn)步提升，并且不斷打破記錄。近日，隆基股份公布單晶雙面PERC電池正面轉(zhuǎn)化效率達(dá)到24.06%，也成功突破了此前PERC電池轉(zhuǎn)換效率24%的瓶頸。未來，隨著新型增加轉(zhuǎn)換效率技術(shù)的成熟，單晶轉(zhuǎn)換效率將持續(xù)提升。

多晶則依靠黑硅提升轉(zhuǎn)換效率。多晶金剛線硅片采用常規(guī)酸制絨無法實(shí)現(xiàn)良好的表面結(jié)構(gòu)，甚至無法形成絨面，這導(dǎo)致金剛線硅片的反射率大幅提升，從而對(duì)電池效率產(chǎn)生負(fù)面影響。黑硅技術(shù)可以完美解決多晶制絨問題，既能提升電池效率又能降低電池成本，對(duì)多晶未來的發(fā)展前景至關(guān)重要。目前投入運(yùn)營的黑硅技術(shù)包括制絨添加劑技術(shù)、表面預(yù)處理技術(shù)、濕法黑硅技術(shù)和干法黑硅技術(shù)，其中濕法黑硅技術(shù)性價(jià)比相對(duì)較高。

2.3.2規(guī)模效應(yīng)及其他環(huán)節(jié)技改帶動(dòng)非硅成本不斷下降

規(guī)模效應(yīng)帶來非硅成本下降。根據(jù)單晶龍頭隆基股份為例，隨著單爐硅料投料的提升，其單晶拉棒成本也快速下降。單爐投料在110kg的情況下，硅棒成本(不含硅料)為83元/kg。而在單爐投料提升至270kg的情況下，整體成本下降至43元/kg，規(guī)模效應(yīng)顯著。這主要是由于作為重資產(chǎn)行業(yè)，在產(chǎn)能提升下，單爐成本得到有效攤薄。當(dāng)然多晶硅錠的單爐量大，規(guī)模效應(yīng)相對(duì)較弱。龍頭廠商通過技改擴(kuò)產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)規(guī)模效應(yīng)，并且平抑市場波動(dòng)，使得非硅成本持續(xù)下降。

電池片及組件工藝改進(jìn)實(shí)現(xiàn)降本。光伏制造業(yè)技術(shù)迭代較快，而下游電池片以及組件封裝新技術(shù)不斷涌現(xiàn)，帶來轉(zhuǎn)化效率提升，攤低光伏整體成本。這些技術(shù)主要包括PERC、SE、MBB(多主柵)、半片、疊瓦、雙面等。

雙面組件可吸收被環(huán)境反射的太陽光，從而對(duì)組件的光電流和效率產(chǎn)生貢獻(xiàn)，雙面技術(shù)已在第三批領(lǐng)跑者中獲得應(yīng)用。雙面玻璃組件具有使用壽命長(一般30年)，發(fā)電衰退率低(0.5%)，抗腐蝕及其他惡劣環(huán)境，可接受更高電壓并且透光率更高，有效提高生命周期發(fā)電量。而半片、多主柵以及疊瓦技術(shù)，也對(duì)電池片功率提升有極大的增強(qiáng)作用。

3.單晶多晶路線之爭:單晶效率優(yōu)勢逐漸體現(xiàn)

3.1單多晶技術(shù)路線分化出現(xiàn)在產(chǎn)業(yè)鏈最前端，轉(zhuǎn)型難度大

從目前看，光伏的技術(shù)路線主要分為兩種，單晶路線及多晶路線。所謂單晶與多晶路線，主要是指光伏硅片采用單晶材質(zhì)還是多晶材質(zhì)。由于硅片在光伏產(chǎn)業(yè)鏈制造環(huán)節(jié)中處于最前端，因此，選擇技術(shù)路線也直接影響到后續(xù)整個(gè)產(chǎn)業(yè)鏈工藝的選擇。

單多晶技術(shù)差異主要源自硅片環(huán)節(jié)。因此，在硅片環(huán)節(jié)兩技術(shù)工藝成本則基本決定了最終組件產(chǎn)成品的成本。而硅片行業(yè)是典型的重資產(chǎn)制造業(yè)，設(shè)備資本開支相對(duì)較大，而兩種工藝所采購設(shè)備的截然不同，使得硅片企業(yè)一旦選擇某種工藝路線，后續(xù)經(jīng)營路線較難調(diào)整。

直觀上看，單多晶各具優(yōu)勢。多晶硅片優(yōu)勢在于鑄錠工藝更加簡單，單次投入硅料較多，并且對(duì)硅料本身要求相對(duì)較低，這樣導(dǎo)致多晶硅片生產(chǎn)成本更低，這種低成本優(yōu)勢則一直傳導(dǎo)至終端產(chǎn)品。而單晶硅片優(yōu)勢在于其在晶片表面缺陷少、雜質(zhì)少，因此其光電轉(zhuǎn)換效率較多晶硅更高。兩者各具明顯優(yōu)勢。

3.2生產(chǎn)成本與轉(zhuǎn)換效率是主要變量

3.2.1長晶成本直接決定成本差異

硅片制造分為長晶和切割兩個(gè)過程。長晶是指硅片生產(chǎn)企業(yè)在特定環(huán)境下，使得硅料生長成硅晶體的過程。單晶硅與多晶硅的最大區(qū)別在于其長晶過程中，單晶硅采用西門子法直拉進(jìn)行單晶硅棒生產(chǎn)，其原子排列有序。而多晶硅則是相對(duì)簡單的硅料鑄錠，內(nèi)部原子結(jié)構(gòu)沒有變化(仍為無序排列)。

長晶成本差異大，直接決定單多晶技術(shù)路線成本，成本優(yōu)勢是多晶賴以存在的基礎(chǔ)。根據(jù)Solarzoom的最新數(shù)據(jù)，單晶拉棒后每千克附加成本(不考慮硅料本身)為44元，多晶鑄錠后每千克附加成本為21元。單晶的拉棒環(huán)節(jié)成本是多晶的一倍以上。

單晶主要高于多晶的成本在于坩堝、石墨熱場以及電力。這主要是由于單晶的單爐產(chǎn)出量相對(duì)較小。目前，多晶硅單爐產(chǎn)出為1200kg，熱能、電能等利用效率較高，而單晶硅單爐產(chǎn)出僅為270kg。例如石英坩堝的使用一般是每爐更換一套，雖然單晶單爐用量僅為多晶一半，但其單爐產(chǎn)出更低，因此其耗費(fèi)坩堝量也更大。

3.2.2硅料成本存在一定差異，切片效率單晶略占優(yōu)勢

單多晶硅片對(duì)硅料品質(zhì)要求存在差異，相應(yīng)硅料價(jià)格反映至成本端。單晶硅片對(duì)硅料要求相對(duì)較高，通常采用價(jià)格較高的致密料，而多晶則采用質(zhì)量稍差但價(jià)格更低的菜花料。并且兩者的供需結(jié)構(gòu)和成本價(jià)格均有較大程度的差異。

致密料國內(nèi)產(chǎn)能仍有缺口，部分依賴進(jìn)口。單晶硅采用的致密料技術(shù)壁壘相對(duì)較高，國內(nèi)硅料質(zhì)量相對(duì)較差。過去幾年，硅致密料較為依賴進(jìn)口，進(jìn)口額度占比在60%以上。雖然19年以來我國硅料產(chǎn)能快速提升，但是在致密料領(lǐng)域，未來仍部分依賴進(jìn)口，預(yù)計(jì)進(jìn)口份額仍在15%左右。目前，國內(nèi)致密料不合格率較高，國內(nèi)能大量供應(yīng)致密料的供應(yīng)商主要有四家，永祥硅業(yè)(通威子公司)、大全新能源、新特能源(特變電工)及協(xié)鑫。

2019年，國內(nèi)致密料產(chǎn)能確實(shí)有較大幅度提升，但依然無法滿足單晶硅片下游景氣的需求。仍然需要海外進(jìn)口。按照全球單晶硅光伏新增裝機(jī)量55GW以及單片電池片發(fā)電5.3W的中性預(yù)測進(jìn)行測算，2019年需致密料17.34萬噸。而從國內(nèi)能夠滿足單晶生產(chǎn)的硅致密料產(chǎn)能來看，各廠擴(kuò)產(chǎn)按照相應(yīng)計(jì)劃樂觀估計(jì)，約在15萬噸左右，并且未考慮良率提升以及硅料利用率問題。因此，國內(nèi)致密料仍需部分依賴進(jìn)口，拉動(dòng)致密料整體價(jià)格處于相對(duì)高位，且支撐力強(qiáng)。

致密料價(jià)格相對(duì)而言支撐力度更強(qiáng)。自2018年二月以來，由于我國硅料擴(kuò)產(chǎn)潮，硅致密料與菜花料價(jià)格出現(xiàn)較大幅度下跌。而從下跌幅度來看，致密料的支撐力相對(duì)更強(qiáng)，并且與菜花料拉開了較大幅度的價(jià)差。目前，致密料價(jià)格仍在70元/kg以上，而菜花料已經(jīng)降至60元/kg水平線上，接近硅料企業(yè)成本。因此多晶技術(shù)路線在硅料部分的成本較單晶技術(shù)路線更低，成為多晶的優(yōu)勢所在。

多晶金剛線切片普及后，單晶切割成本仍略優(yōu)于多晶。2014年，單晶掀起金剛線革命，在新技術(shù)下，單晶切割效率大幅提升，切割成本快速下降，這也為未來單晶份額占比提升奠定了基礎(chǔ)。隨后，金剛線切割技術(shù)開始在多晶領(lǐng)域采用，也帶動(dòng)多晶切割效率大幅提升。但由于多晶硅錠硬質(zhì)點(diǎn)較多，切片的斷線率、切割速度都比單晶要差，因此多晶切片成本仍高于單晶。單晶在切片領(lǐng)域占據(jù)優(yōu)勢。

3.2.3單晶轉(zhuǎn)換效率占絕對(duì)優(yōu)勢

單晶電池片光電轉(zhuǎn)換效率更高，是單晶的主要優(yōu)勢所在。由于單晶硅片的位錯(cuò)密度更低，單晶電池的能量轉(zhuǎn)換效率較多晶具備一定優(yōu)勢。根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)，單晶與多晶在轉(zhuǎn)換效率方面近年來持續(xù)提升，但是普通P型單晶電池較P型多晶電池的轉(zhuǎn)換效率始終多1.2-1.4個(gè)百分點(diǎn)。近年來隨著PERC等高效技術(shù)的應(yīng)用，單晶產(chǎn)品則有更高的轉(zhuǎn)換效率。

3.3現(xiàn)階段單晶性價(jià)比增強(qiáng)，下游普及度提升

技術(shù)更迭帶來成本優(yōu)化及效率提升是單多晶技術(shù)路線的核心競爭點(diǎn)。回望歷史，單晶與多晶互有勝負(fù)，在特定時(shí)期也各占上風(fēng)。這主要是由于各自技術(shù)路線優(yōu)化帶來的特定時(shí)期內(nèi)相對(duì)更優(yōu)的性價(jià)比決定的。1950至1980年，光伏市場僅有單晶電池產(chǎn)品。1980年后，多晶電池憑借低成本的經(jīng)濟(jì)效益，份額逐漸提升。至2011-2015年，單晶節(jié)節(jié)敗退，份額僅占30%左右。后來由于單晶金剛線切割技術(shù)的應(yīng)用，單晶迅速與多晶成本差距縮小，并且高轉(zhuǎn)換效率使得其占比持續(xù)快速提升。

從單瓦成本來看，單晶性價(jià)比快速追趕，但仍略低于多晶。根據(jù)最新調(diào)研數(shù)據(jù)進(jìn)行，普通P型單晶硅片單瓦成本降至0.9元-1元區(qū)間，直追多晶單瓦成本，但與多晶仍然相差不到0.1元/W。在單晶成本劣勢逐步縮窄的背景下，單晶電池在PERC、雙面電池等領(lǐng)域技術(shù)突破更快，因此逐漸得到下游電站的青睞，其份額也得到進(jìn)一步提升。2019年，假設(shè)硅致密料均價(jià)維持在76元，單晶電池轉(zhuǎn)換效率平均達(dá)到21%，那么單晶硅片單瓦成本能夠降至0.87元。

4.硅片競爭加劇，電池片附加值提升

4.1硅片產(chǎn)能過剩，產(chǎn)業(yè)競爭加劇

硅片產(chǎn)能雖過剩，但龍頭公司依然大舉擴(kuò)張。光伏產(chǎn)業(yè)總體處于產(chǎn)能過剩狀態(tài)，而硅片環(huán)節(jié)相較上游硅料以及下游電池片過剩更為嚴(yán)重。從2018年上半年產(chǎn)能利用率來看，硅料及電池片保持在80%以上，而硅片整體產(chǎn)能利用率僅有75%。然而，盡管行業(yè)面臨過剩，但是由于光伏行業(yè)本身技術(shù)更新迭代較快，因此新產(chǎn)能較舊產(chǎn)能的生產(chǎn)成本具有明顯優(yōu)勢，因此近年來硅片產(chǎn)能仍在大幅擴(kuò)張。尤其是單晶硅產(chǎn)能，由于下游需求量大幅增加，2018年其產(chǎn)能從46GW大幅提升至73GW，增長60%。當(dāng)然增量主要來自于龍頭企業(yè)隆基、中環(huán)等。

硅片市場的主要供應(yīng)商分為兩大類:一類是垂直一體化廠商(晶科、晶澳、天合)，這些企業(yè)的優(yōu)勢在于其能夠內(nèi)部消化部分產(chǎn)能，在下游需求不景氣的情況下能夠優(yōu)先采用自身生產(chǎn)產(chǎn)品，有效抵御波動(dòng)。而另一類則是第三方廠商，例如隆基、中環(huán)、協(xié)鑫等企業(yè)，這些企業(yè)產(chǎn)能相對(duì)更大，主要滿足其他一體化廠商以及其他電池廠的硅片需求。當(dāng)然，隨著企業(yè)向下游延伸，也均在電池片、組件等領(lǐng)域有所布局，但是硅片產(chǎn)能遠(yuǎn)高于自身需求，主要依靠外部客戶采購。

單晶份額相對(duì)集中，多晶協(xié)鑫一家獨(dú)大。由于此前多晶技術(shù)主導(dǎo)光伏市場，且多晶本身進(jìn)入壁壘低，因此多晶參與者較多，除協(xié)鑫一家獨(dú)大外，多晶硅片生產(chǎn)商相對(duì)較為分散，前五名份額相加不到50%。而單晶由于此前一度地位邊緣化，因此參與者少，集中度高。其中2017年隆基與中環(huán)份額合計(jì)達(dá)到55.9%。多晶硅片市場競爭激烈。

多晶競爭趨于殘酷，單晶寡頭盈利能力趨近。由于多晶本身性價(jià)比優(yōu)勢逐漸被單晶接近，其未來部分份額將被單晶替代，并且多晶硅片競爭格局相對(duì)較為激烈，因此未來整體競爭將更為激烈。除龍頭具備規(guī)模優(yōu)勢外，若能夠從技術(shù)工藝上對(duì)多晶硅片做出巨大革新，那么其市場份額將快速提升。而單晶硅片競爭則相對(duì)緩和。此前由于隆基率先采用金剛線工藝，成本快速下降，而其毛利率也有大幅提升，與行業(yè)第二中環(huán)也拉開差距。但隨著競爭對(duì)手相關(guān)技術(shù)的追趕，目前產(chǎn)品品質(zhì)逐漸趨同，因此毛利率整體也逐漸接近。

4.2電池片技改重要性逐漸凸顯

光伏電池片屬于光伏產(chǎn)業(yè)鏈中游，該環(huán)節(jié)是將硅片進(jìn)行加工處理得到具有發(fā)電能力的電池產(chǎn)品。對(duì)于電池片而言，產(chǎn)品發(fā)電能力和成本時(shí)企業(yè)競爭的重中之重。而電池片單瓦成本則是衡量電池片本身性價(jià)比的主要途徑。

電池片產(chǎn)業(yè)工藝技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)化程度高，壁壘低，同質(zhì)化高。晶硅電池主要經(jīng)過清洗、制絨、熱擴(kuò)散、去磷硅玻璃、刻蝕去邊、PECVD鍍減反射膜、絲網(wǎng)印刷電極和燒結(jié)等八個(gè)過程。而由于這些流程工藝在較早時(shí)期即已經(jīng)基本固定成型，并且近年來并無較大變化，因此整體來看，電池片廠產(chǎn)品同質(zhì)化高，并且主要依靠設(shè)備資本開支，進(jìn)入壁壘也相對(duì)較低。因此，在整個(gè)光伏產(chǎn)業(yè)鏈中，電池片毛利率處于較低水平。

競爭格局分散，但盈利能力開始出現(xiàn)明顯分化。電池片廠由于其技術(shù)資金壁壘低的原因，廠商參與者較多，并且份額較為分散，市場份額排名第一的韓華也僅占市場份額的6.2%。CR10僅43.9%。因此在這種分散的競爭格局下，其對(duì)上下游的議價(jià)能力也相對(duì)較弱，這也反映在其毛利率相對(duì)較低的情況上。而從近年來的情況看，龍頭廠商毛利率與中小企業(yè)的盈利能力有著明顯分化態(tài)勢。這主要是由于電池片本身近年來更新迭代逐漸加速，龍頭公司在新技術(shù)的研發(fā)和跟進(jìn)上更具優(yōu)勢，導(dǎo)致行業(yè)內(nèi)的差距越來越大。

未來，隨著硅成本下降瀕臨極限，電池片技改變得尤為重要，也是行業(yè)未來主要發(fā)展趨勢。2017年，PERC橫空出世，使得電池片效率出現(xiàn)較大幅度提升改良，并且相比于傳統(tǒng)生產(chǎn)方式，僅增加了氧化鋁背鈍化以及激光開槽兩個(gè)步驟，成本提升較小。這種技術(shù)也快速普及。未來包括“PERC+”以及HIT等技術(shù)將持續(xù)挖掘電池片的效率極限，而較快掌握相關(guān)技術(shù)工藝的企業(yè)，將獲得較高的市場地位和競爭優(yōu)勢。

5.總結(jié)

5.1國內(nèi)及海外裝機(jī)量測算

5.1.1國內(nèi)裝機(jī)量測算

根據(jù)《2019年光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)工作方案》以及《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制有關(guān)問題的通知》，2019年光伏總補(bǔ)貼量為30億元。其中7.5億元用于戶用分布式光伏補(bǔ)貼，折合裝機(jī)規(guī)模3.5GW。而22.5億元的競價(jià)補(bǔ)貼項(xiàng)目，假設(shè)按照項(xiàng)目平均年發(fā)電時(shí)間1100小時(shí)以及0.06元/kWh的補(bǔ)貼強(qiáng)度測算，那么競價(jià)項(xiàng)目裝機(jī)量為34GW。而由于競價(jià)項(xiàng)目在明年6月30日前完成并網(wǎng)，因此假設(shè)今年全年裝機(jī)比例為80%。預(yù)計(jì)2019年平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目為4.61GW，光伏扶貧項(xiàng)目為5GW。由此，2019年，預(yù)計(jì)我國全年光伏裝機(jī)量約為40.31GW。

5.1.2海外裝機(jī)量測算

受國內(nèi)531新政影響，光伏組件價(jià)格大幅下降，自531后，價(jià)格整體下降在30%以上。目前看，隨著我國相關(guān)鼓勵(lì)光伏平價(jià)上網(wǎng)政策出臺(tái)，海外普遍認(rèn)為這種下跌趨勢已經(jīng)接近尾聲，因此海外市場在成本大幅下降的刺激下，裝機(jī)需求大幅提升。整體來看，預(yù)計(jì)2019年，海外新增光伏裝機(jī)量達(dá)到78GW。未來兩年，全球光伏新增裝機(jī)規(guī)模增速均能夠保持在15%以上。

歐洲地區(qū)在MIP到期取消后，光伏組件成本更低，并且固定電價(jià)轉(zhuǎn)向招標(biāo)競價(jià)，帶來歐洲光伏搶裝需求。預(yù)計(jì)2019年新增裝機(jī)量將大幅提升至18GW左右。

美國在ITC下調(diào)的大背景下，刺激本土光伏搶裝需求，預(yù)計(jì)2018年新增裝機(jī)量12GW。

印度用電缺口仍大，目前光伏已經(jīng)是印度最便宜發(fā)電方式，印度也制定了100GW光伏裝機(jī)目標(biāo)。預(yù)計(jì)2018年新增裝機(jī)量增長至13GW。

5.2點(diǎn)評(píng)

短期看，在多國政策扶持以及成本顯著下降的大背景下，海外競價(jià)頻出低價(jià)，并且整體價(jià)格已經(jīng)接近當(dāng)?shù)刈畹桶l(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)電價(jià)，平價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目大幅上升，海外將出現(xiàn)光伏裝機(jī)量快速提升，全球光伏產(chǎn)業(yè)景氣度高。根據(jù)上述預(yù)測，未來兩年全球光伏新增裝機(jī)規(guī)模增速均能夠保持在15%以上。而光伏產(chǎn)業(yè)鏈從硅片開始，國產(chǎn)化率均相對(duì)較高，因此國內(nèi)光伏行業(yè)相關(guān)公司將充分受益。

中長期看，若能實(shí)現(xiàn)大范圍發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)，那么光伏本身市場前景將非常廣闊。目前國內(nèi)光伏發(fā)電占總發(fā)電量僅為個(gè)位數(shù)，而其環(huán)保清潔以及取之不盡用之不竭的優(yōu)勢，將成為其替代傳統(tǒng)火電的主要原因。光伏產(chǎn)品降本增效仍是發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)能否實(shí)現(xiàn)的關(guān)鍵點(diǎn)。硅成本下降空間有限，且傳導(dǎo)系數(shù)小導(dǎo)致降本不明顯。降低非硅成本成為重中之重。例如提升光伏產(chǎn)品轉(zhuǎn)換效率、規(guī)模效應(yīng)帶來成本下降等。未來隨著平價(jià)上網(wǎng)持續(xù)推進(jìn)，光伏對(duì)政策的依賴度逐漸下降，產(chǎn)業(yè)也逐步向市場化邁進(jìn)。

從目前來看，單晶產(chǎn)品轉(zhuǎn)換效率持續(xù)提升，并且在PERC等技術(shù)的普及下，將轉(zhuǎn)換效率提升到前所未有的高度，單晶占比也持續(xù)提升。而多晶在效率提升方面相對(duì)較慢，因此下游份額也在縮窄。當(dāng)然，多晶未來將繼續(xù)優(yōu)化工藝技術(shù)，在黑硅、鑄錠準(zhǔn)單晶等領(lǐng)域持續(xù)革新，未來或?qū)⒂兴黄啤?/p>

原標(biāo)題:平價(jià)上網(wǎng)臨近，單晶優(yōu)勢凸顯