深度產(chǎn)研：光伏玻璃產(chǎn)業(yè)研究

:光伏組件輔材環(huán)節(jié)提效降本潛力足，兩年內貢獻降本空間0.32元/W，降幅21%。預計未來2~3年，PERC電池量產(chǎn)轉化率有潛力提升至23.5%，在此基礎上，組件降本來源及空間。

光伏玻璃：2.0mm雙玻帶框組件解決重量及爆裂問題的同時強化LCOE優(yōu)勢。向更薄的2.0mm過渡是趨勢，且有利于競爭格局改善，但中期2.5可能還是雙玻的主流選擇。

隨著2.0mm玻璃價格合理化，帶框2.0mm雙玻組件將實現(xiàn)與普通單玻組件或透明背板組件同等制造成本（即使充分考慮透明背板降價潛力）且重量控制在23kg以下，則其相對普通單面組件的背面發(fā)電增益以及相對透明背板組件的高可靠性將成為純額外收益。

預計2019下半年需求環(huán)比+47% vs. 供給環(huán)比+15~20%，2020年需求同比+21% vs. 供給同比+20%~25%，為玻璃價格提供強支撐。行業(yè)競爭格局優(yōu)良，產(chǎn)品規(guī)格切換將加速提高集中度，信義+福萊特未來2年市占率提升10pct。

銀漿：金屬化環(huán)節(jié)提效降本空間廣，可確保未來3年內PERC電池主流地位穩(wěn)固。

金屬化是電池片提效降本的關鍵環(huán)節(jié)，未來優(yōu)化方向主要是通過改變柵線設計及印刷方式來實現(xiàn)漿料單耗及成本下降、電池效率提升，目前各類印刷工藝、網(wǎng)版設計、漿料創(chuàng)新均是為匹配柵線優(yōu)化設計思路（細柵、密柵、增加高寬比）。

現(xiàn)有技術可支撐PERC電池量產(chǎn)效率提升1.5~2pct至23.5%，疊加漿料單耗下降、硅片成本下降，測算雙面PERC電池降本空間24%（對應含稅價0.76元/W），LCOE下降空間15~20%（目標0.26~0.35元/kWh），N型組件需降本約40%才可能在LCOE角度與之匹敵，預計追趕時間3年以上。

轉化效率提升及銀漿單耗下降導致銀漿需求增速低甚至負增長，國產(chǎn)企業(yè)若想在激烈競爭中擴大份額則需在技術快速迭代中抓住機遇并具備較強資金實力。

膠膜：PERC雙面雙玻滲透率提升帶動POE膠膜需求復合增速70~100%，粒子國產(chǎn)化是降本最大希望。

相比傳統(tǒng)EVA膠膜，POE膠膜更能夠幫助雙玻組件對抗PID衰減，故PERC雙面雙玻滲透率的提升將帶動POE膠膜/共擠型膠膜需求結構性高增長，測算未來三年CAGR 70~100%。單玻領域趨勢為下層用白色EVA膠膜。

光伏膠膜已完全國產(chǎn)化且充分競爭，但成本占比90%的原材料粒子國產(chǎn)化程度低（EVA國產(chǎn)17%，POE完全進口）。

因此，擁有POE產(chǎn)能且成本較低的企業(yè)以及能供應合格粒子的國產(chǎn)企業(yè)或可擴大份額。減少入射光損失、降低功率衰減、粒子國產(chǎn)化降本是膠膜環(huán)節(jié)提效降本主要手段。

金剛線：技術進步帶來硅片降本空間20~30 %，供需失衡下成本及優(yōu)質細線供應能力將成為核心競爭力。

金剛線在硅片成本中直接占比小但對硅耗影響大。未來通過金剛線及切割技術進步，硅片有0.4元/片降本空間：細線化（50線，降本貢獻0.06元/片）、薄片化（160微米，0.08元/片）、硅料需求減少帶來的價格下跌（0.12元/片）、省線化和快切化以及人工設備改進等（0.14元/片）。

行業(yè)紅利期已過，測算未來三年光伏金剛線需求及市場規(guī)模將萎縮至2500~3000萬公里、20~30億元，而規(guī)劃產(chǎn)能三倍于供給。

我們判斷，金剛線企業(yè)未來會像其他環(huán)節(jié)的光伏企業(yè)一樣比拼成本，擁有成本優(yōu)勢和優(yōu)質細線供應能力的企業(yè)或可通過擴大市場份額的方式實現(xiàn)增長。

▌光伏玻璃：雙玻組件加速滲透助行業(yè)景氣度提升，龍頭強者恒強

在我們今年2月發(fā)布的報告中，曾對2.5mm光伏玻璃價格及雙玻組件滲透趨勢做出分析與預測：

1）隨著雙玻需求提升、大廠大產(chǎn)線技改，薄玻璃溢價將逐步消除，合理價格應以成本為錨，預計將顯著下跌；

2）薄玻璃價格回歸合理后，雙玻組件將比單玻組件成本更低，背面發(fā)電增益相當于免費贈送，雙面雙玻組件進而擁有

絕對優(yōu)勢并快速推廣。（詳細內容請參考國金證券2019年2月15日報告《福萊特:光伏玻璃龍頭，產(chǎn)能釋放重啟增長》

實際情況也印證了我們的預測：

1）2.5mm與3.2mm玻璃價差已由今年初的1元/平米擴大至目前3元/平米。其中2.5mm玻璃價格保持在22~23元/平米左右，同期3.2mm玻璃價格由24元/平米升至26.5元/平米，漲幅10.4%；

2）2019年SNEC展會上，雙面組件幾乎成為組件企業(yè)標配。透明背板與2.0mm及更薄的光伏玻璃成為新焦點：雙玻減薄趨勢明顯：目前雙玻組件主流厚度為單片2.5mm。為減輕重量并降低成本，現(xiàn)已有向2.0mm甚至更薄的1.6mm發(fā)展的趨勢，但較高的鋼化工藝成本和下游對更薄玻璃對電池片保護性的認可度，是當前光伏玻璃薄片化的主要阻力。

透明背板亦可實現(xiàn)雙面發(fā)電：透明背板與傳統(tǒng)白色背板最大的變化在于空氣面和粘接面的薄膜或涂層均由白色轉為透明，要求阻隔紫外線不再依靠鈦白粉。中來股份采用同時添加無機+有機紫外線吸收劑的辦法來實現(xiàn)紫外線阻隔，正面玻璃厚度需達到3.2mm。

2.0mm雙玻帶框組件解決重量及爆裂問題的同時強化LCOE優(yōu)勢，同時使投資者免于背板可能出現(xiàn)的老化問題的困擾。

美國豁免雙面發(fā)電組件201關稅或將在短期內大幅提升美國市場雙面組件滲透率，但由于雙玻組件產(chǎn)能及玻璃供應調整需要時間，透明背板組件有望階段性在美國市場占據(jù)一定份額。

光伏組件封裝形態(tài)向2.0mm雙玻結構進化是明確趨勢，但2.0mm玻璃的降本及可靠性驗證需要一定時間，預計中期2.5mm玻璃仍為雙玻組件的主流選擇。

邏輯一：2.0mm玻璃解決雙玻組件最大痛點—重量過大及玻璃爆裂

2.5mm雙玻帶框組件重達24~26kg，比傳統(tǒng)單玻組件運輸成本提高、安裝成本上升（一個工人難以拿起）。若雙玻組件無框，則安裝難度加大（破損率增加）、使用過程中玻璃可能出現(xiàn)爆裂問題等。

2.0mm雙玻半框組件重量僅20kg，一個工人可拿起來，與單玻組件相比重量僅增加1kg左右，對運輸和安裝的影響較小，且含框雙玻組件安裝破損及使用中爆裂的情況將明顯減少，解決雙面雙玻組件推廣的最大阻礙。

無框雙玻組件出現(xiàn)彎曲變形，造成電池片隱裂和玻璃爆裂，主要原因是1）匯流帶層壓應力不均：2）機械應力不均；3）熱應力不均。以上問題添加鋁框即可解決。

邏輯二：2.0mm光伏玻璃價格將逐步合理化，預計價格或降至16.6元/平米

2.0mm與2.5mm光伏玻璃處在面世初期，成本較高，雖然相對3.2mm玻璃而言節(jié)省了20~40%原片玻璃，但與3.2mm玻璃的價差并未體現(xiàn)出應有的成本優(yōu)勢。隨著雙玻趨勢帶動薄玻璃需求增長、玻璃大廠大產(chǎn)線技改及技術進步，薄玻璃價格

將下降。

我們認為合理價格應以成本為錨：

1）原片玻璃：成本主要與厚度相關；

2）深加工：薄玻璃半鋼化，3.2mm玻璃需全鋼化，前者成本略低。根據(jù)測算，在龍頭企業(yè)保持25%毛利率的情況下，2.5mm與2.0mm玻璃的合理價格有望分別降至19.3元/平米、16.6元/平米，較當前價格分別下降16%、26%。

邏輯三：合理玻璃價格下，2.0mm雙玻半框組件成本低于傳統(tǒng)單玻組件及透明背板組件

測算結果顯示，成本對比：2.0雙玻半框組件<2.5雙玻半框組件≈傳統(tǒng)單玻組件<2.0mm 雙玻全框組件＜FFC透明背板組件<TFB透明背板組件，即雙玻帶框組件相對單面組件的背面發(fā)電增益以及相對雙面透明背板組件更可靠的性能均為純收益。

同時，測算結果已充分考慮市場對雙玻組件憂慮：爆裂、EVA吸水、運輸安裝破碎率增高及組件良率下降。增加鋁框的成本：雖然全邊框/半邊框使雙玻組件每W成本增加約0.18/0.09元，雙玻帶框組件成本仍低于傳統(tǒng)單玻/透明背板組件。

雙玻組件EVA吸水：若無鋁框封邊，EVA膠膜與空氣接觸吸入水汽后易降解并腐蝕柵線與匯流帶。即使鋁框封邊，PERC雙面電池背面局部鋁柵格也比全鋁背場更易被腐蝕。為此，在測算過程中，我們對雙玻組件的封裝成本按POE來考慮。

該材料水汽透過率低、高體電阻率、無酸性物質釋放，市場價格比普通EVA高50%左右。雙玻組件運輸安裝破碎率增高及組件良率下降：盡管已增加鋁框，仍通過設置更高破碎率及更低組件制造良率來體現(xiàn)對該問題的考慮。

3.2mm玻璃價格同樣按照25%毛利率對應價格23.5元/平米進行測算。

邏輯四：充分考慮透明背板降價潛力后，2.0mm雙玻半框組件仍具高性價比

目前對透明背板的降價空間主要基于兩點考慮：

1). 背板核心原材料PET擴產(chǎn)或使成本大幅下降。

2). 隨著技術提升、規(guī)模效益及生產(chǎn)經(jīng)驗積累，透明背板成本將逐步下降。我們認為，以上兩點考慮確有合理性，但即使充分考慮降價空

間后，透明背板組件成本相比雙玻組件仍不具備優(yōu)勢。

PET基膜擴產(chǎn)對光伏背板的降本作用有限：

1）PET基膜上游原材料BOPET大幅擴產(chǎn)，或將帶動PET基膜成本下降。PET基膜由BOPET（聚酯薄膜）拉制而成。BOPET按厚度分類，下游需求最多的是厚度6-25um的包裝膜，65微米以上則為厚膜型/特種聚酯薄膜。

2019年特種聚酯薄膜需求預計有49 %為光伏背材膜。2014-18年BOPET新增厚膜產(chǎn)線約60%屬于光伏領域。根據(jù)統(tǒng)計，2019-2020年預計新增46萬噸BOPET產(chǎn)能，其中厚膜產(chǎn)能約36萬噸，按上述比例（50%~60%）估算厚膜新增產(chǎn)能中約20萬噸為光伏背材膜。2017年背材膜產(chǎn)能約30.8萬噸，產(chǎn)能大幅擴張將使PET基膜成本顯著下降。

2）PET基膜在透明背板中成本不足4元/平米，占比不超過25%，可提供的降本空間有限。

光伏背板用PET基膜一般厚度在250um及以上，每平米背板對PET基膜需求量約為1.06平米，若按單價3.9元/平米計算，則每平米背板中PET基膜成本不足4元。

中來股份自主研發(fā)的雙面涂覆型透明背板目前售價約28元/平米，估算PET基膜在其中成本占比大概率低于25%。因此，即使PET基膜價格大幅下跌，對透明背板的潛在降本貢獻不顯著。

即使考慮透明背板成本下降空間，其經(jīng)濟性仍難以匹敵2.0mm雙玻半框組件。我們對透明背板組件與2.0mm雙玻半框組件的單位成本差額做了敏感性測算，我們認為透明背板經(jīng)濟性在長期與短期內

均難以與雙玻組件競爭：

1）短期比較：基于光伏玻璃當前價格水平（2.0mm玻璃含稅價22.5元/平米），透明背板也需要將單價降到20元/平米左右，即相對當前價格下降8元/平米，其組件才會具有成本優(yōu)勢。短期內能為透明背板提供顯著下降空間的機會是PET基膜產(chǎn)能擴張帶動其價格下降。然而，根據(jù)上述測算，PET基膜在背板中的成本約4元/平米，其擴產(chǎn)降本不足以幫助透明背板實現(xiàn)成本優(yōu)勢。

2）長期比較：只要2.0mm玻璃價格降至20元/平米以下，則透明背板價格即使降到與目前的普通背板一致（14元/平米），也不會有成本優(yōu)勢。若2.0mm玻璃降至合理價格16.6元/平米，則透明背板價格即使降至10元/平米也無濟于事。

隆基、阿特斯等多家主流組件廠封裝以2.5mm玻璃為主，已開始向2.0mm玻璃切換，而為透明背板背書的企業(yè)較少，預計2.0mm玻璃靠經(jīng)驗積累與規(guī)模效益來降本的速度將快于透明背板。此外，透明背板成本預計很難做到顯著低于普通背板，10元/平米的價格即使在長期來看難度也相當大。

除經(jīng)濟性外，透明背板產(chǎn)品尚未經(jīng)過長期戶外實證，實際可靠性有待驗證。透明背板的推出是在2018年，2019年3月剛開始戶外實證檢測，目前只通過了實驗室測試。實驗室測試難以模擬真實環(huán)境下復雜惡劣的條件，目前透明光伏背板其優(yōu)異的性能主要來自廠家宣傳。

美國豁免25%雙面發(fā)電組件201關稅有效降低雙面發(fā)電組件在美價格并提升競爭力。由于：

1）透明背板雙面組件與單玻組件結構類似，電站設計及配套材料方面適配性較強，可直接實現(xiàn)產(chǎn)品切換。

2）美國組件進口主要來源地東南亞現(xiàn)有單玻產(chǎn)線與透明背板組件兼容性較強，可快速滿足產(chǎn)品需求。因此，我們認為201關稅豁免或將為透明背板組件帶來階段性需求，但雙玻組件產(chǎn)線產(chǎn)品切換完成后，仍將憑性價比與更可靠的性能成為主流。

供需格局持續(xù)向好，2019H2~2020年光伏玻璃價格強支撐

預計2019下半年國內裝機量25~30GW，全球70GW左右。預計22.8GW競價項目年內能夠完成15GW以上，則下半年國內新增裝機有望達到25~30GW（其中預計Q3 10GW左右、Q4 15GW+），全年40GW左右。2019年全球裝機量預期120GW左右，下半年預期70GW左右。

2020年全球新增裝機有望實現(xiàn)15%~20 %增長。預計2020年的國內補貼額度和政策機制落地時間將顯著早于今年，為明年的國內光伏建設創(chuàng)造更好的條件，預期2020年國內新增裝機規(guī)模有望上看50GW。海外市場增長確定提速，多個國家/地區(qū)光伏已是成本最低的電源，預計全球需求140GW以上。

美國豁免雙面發(fā)電組件201關稅（25%），光伏裝機成本或將因組件采購成本大幅下降而加速增長；印度等成本敏感市場加速啟動；歐洲MIP取消刺激裝機提速；中東、南美、東南亞等新興市場貢獻提升。

雙面發(fā)電組件滲透率提升，助推玻璃需求增長。雖然雙玻組件所使用的2.5mm或2.0mm玻璃比單玻3.2 mm玻璃更薄，但1塊組件所需玻璃的數(shù)量也由1塊增加為2塊，因此雙玻滲透率的提升將顯著增加光伏玻璃原片需求量（以噸計量）。

測算1GW2.5mm雙玻組件、2.0mm雙玻組件、單玻組件生產(chǎn)所需的光伏玻璃原片約8.9萬噸、7.3萬噸、5.6萬噸，即同等數(shù)量的雙玻組件比單玻組件對光伏玻璃原片的需求高約30~60%。

因此光伏玻璃需求的增長將由全球光伏裝機量增長+雙玻組件滲透率提升共同推動。假設2019-2020年光伏裝機量120GW、140GW，雙玻滲透率分別提升至20%、30%，其中2.0mm雙玻占比10%、30%，則2019-2020年光伏玻璃原片需求增速分別為20%、21%。

此外，由于2019年國內光伏政策發(fā)布較晚、美國在年中豁免雙面發(fā)電組件201關稅，全球下半年裝機量將顯著高于上半年，預計光伏玻璃2019H2需求環(huán)比增長47%。

截止2018年12月底，國內超白壓延玻璃在產(chǎn)企業(yè)24家，窯爐38個，生產(chǎn)線126條，總產(chǎn)能20890噸/日，以主流78%成品率計算，排除未釋放以及限產(chǎn)產(chǎn)能，產(chǎn)量約15163噸/日。

2019年國內光伏市場政策面利好因素釋放，光伏前景一致看好，光伏玻璃產(chǎn)能陸續(xù)投入，截至2019年7月底，總產(chǎn)能提升至23430噸/日，生產(chǎn)線138條，產(chǎn)量約17330噸/日。

在產(chǎn)光伏玻璃產(chǎn)能的建設投產(chǎn)高峰集中在2010~2013年、2016~2017年，2018年除龍頭企業(yè)外其他廠家?guī)缀鯖]有擴產(chǎn)動作。

光伏玻璃產(chǎn)線一般5年左右需停產(chǎn)冷修6~8個月，產(chǎn)線壽命一般為7~10年左右。按此估算，2015~2018年為光伏玻璃產(chǎn)線集中冷修期，2017~2020年進入集中退役期。

但2017~2018年光伏玻璃產(chǎn)能退出較少，原因是：由于2017年下半年及2018年上半年（531政策出臺前）光伏需求超預期、玻璃價格較高，老產(chǎn)能延遲關停；由于需求多、價格高，競爭環(huán)境寬松，落后老舊的高成本產(chǎn)能被動出清也較少。

雖然2018年下半年的低價已接近甚至突破小廠現(xiàn)金成本，但低價維持時間不夠長。此外，如前所述，部分小產(chǎn)能通過技改轉做薄玻璃避開競爭甚至享受溢價，而大廠此前尚未大規(guī)模介入這一領域。

預計2019~2020年老舊落后產(chǎn)能穩(wěn)步退出：雖然當下光伏玻璃利潤率可觀，但：

1）大廠大幅擴產(chǎn)且新產(chǎn)能以大產(chǎn)線為主，成本優(yōu)勢突出，而老舊產(chǎn)線隨著運營時間延長成本進一步上升，利潤率無優(yōu)勢。

2）未來大廠大產(chǎn)線將技改切入2.5mm和2.0mm光伏玻璃的生產(chǎn)，增加供給，薄玻璃溢價將逐步消失，該領域將不再是落后小產(chǎn)能的避風港。

3）由于2.0mm玻璃生產(chǎn)技術要求提升幅度較大，此前生產(chǎn)2.5mm玻璃的小廠不一定有能力將產(chǎn)線技改至2.0mm產(chǎn)品?？紤]年內投產(chǎn)時間及產(chǎn)能爬坡，預計光伏玻璃有效供給2019H2環(huán)比增加15~20 %左右，2020年同比增加20~25%，

2019H2光伏玻璃價格或小幅上升，2020年價格大概率維持高位26~28元/平米。

行業(yè)競爭格局優(yōu)良，產(chǎn)品結構向2.0mm切換加速集中度提升

競爭格局清晰，龍頭份額將持續(xù)擴大：類似三年前的單晶硅片行業(yè)。我們認為，目前的光伏玻璃行業(yè)與三年前的單晶硅片行業(yè)格局類似：

1）呈現(xiàn)寡頭格局；

2）技術與資本雙密集；

3）龍頭快速擴產(chǎn)中，除龍頭外企業(yè)鮮有擴產(chǎn)動作。預計信義與福萊特也可像三年前的隆基與中環(huán)一樣，實現(xiàn)規(guī)模、市場份額、行業(yè)地位及業(yè)績的全面提升。

根據(jù)目前各企業(yè)的擴產(chǎn)規(guī)劃，兩家龍頭的合計市占率將在兩年內年超過60%。-3000-150001500300045006000近期投產(chǎn)產(chǎn)線近期復產(chǎn)產(chǎn)線近期冷修產(chǎn)線2020預計新增產(chǎn)線2020預計冷修產(chǎn)線噸/日。

與光伏制造產(chǎn)業(yè)鏈其他環(huán)節(jié)不同，光伏玻璃技術更新迭代慢，后發(fā)優(yōu)勢不明顯，甚至有一定的先發(fā)優(yōu)勢。

信義與福萊特作為光伏玻璃龍頭，同時也是最先進入該行業(yè)的企業(yè)，在產(chǎn)品品質與認證、區(qū)位布局、規(guī)模效應、成本技術水平等多方面已取得顯著優(yōu)勢并筑起較高的行業(yè)進入門檻：

需要強調的是，技術和規(guī)模方面的差距難以彌補。如雖然提高單線規(guī)模可大幅降本，且業(yè)內具備相對成熟的大熔量生產(chǎn)線交鑰匙供應商，但最終實際單線規(guī)模達到1000噸/日以上的只有信義和福萊特。

這是因為雖然產(chǎn)線主體建設難度不高，但企業(yè)會對產(chǎn)線做細微調整，也即核心技術所在。因此即便是同樣的爐窯，玻璃生產(chǎn)成本也可能存在差異。對技術水平不足的企業(yè)來說，1000噸產(chǎn)線的生產(chǎn)成本可能還高于日熔量更小的產(chǎn)線。

綜合來講，技術、規(guī)模、資源、區(qū)位、客戶資源構成行業(yè)進入門檻及產(chǎn)能擴張壁壘。其中，技術與單線規(guī)模最終影響并直接體現(xiàn)在生產(chǎn)成本上，也是成本最終決定企業(yè)會否擴產(chǎn)。目前價格水平下，除頭部兩家公司以外，其他企業(yè)擴產(chǎn)動作極少，龍頭企業(yè)地位十分穩(wěn)固且份額將繼續(xù)擴大。

▌進口替代進行時，行業(yè)規(guī)模快速增長，國內企業(yè)大有可為

光伏正銀國產(chǎn)化快速推進中。正面銀漿技術壁壘與行業(yè)集中度較高。杜邦、賀利氏、三星SDI 及碩禾憑借先發(fā)優(yōu)勢搶占絕大多數(shù)市場份額。

國產(chǎn)正銀起步較晚，隨著需求高速增長和電池片產(chǎn)能持續(xù)向中國轉移，正銀國產(chǎn)化進程加速。

2016年國產(chǎn)正銀企業(yè)開始具備批量供貨能力，2017年市場份額快速提升至20%左右，2018年市場份額提升至35%~40%，目前已達到50%左右，預計將繼續(xù)提升。主要原材料銀粉由日本DOWA和美國AMES等廠商占據(jù)主要市場，國產(chǎn)超細銀粉起步晚但近幾年進步較快，已能滿足部分需求。

測算結果顯示，雖然預計未來三年全球光伏新增裝機量仍會保持增長，但由于電池轉化效率提升以及銀漿單片耗量下降導致每W銀漿耗量下降，預計光伏銀漿需求增速較低甚至出現(xiàn)負增長，行業(yè)市場規(guī)模約100億元。

預計正銀企業(yè)之間的競爭將十分激烈，國產(chǎn)企業(yè)若能在技術快速更新迭代中抓住機遇，將有望擴大市場份額。優(yōu)質的銀漿企業(yè)需要具備較強的技術研發(fā)實力、資金實力以及人才管理與客戶維護能力。

▌至少未來2-3年內，PERC主流地位穩(wěn)固

1.根據(jù)目前已有的技術，PERC量產(chǎn)效率絕對值仍有1%-1.5%的提升空間；金屬化等環(huán)節(jié)的技術創(chuàng)新可減少電池片制造成本，疊加效率的提升后單W成本進一步下降。測算顯示，合理利潤假設下，未來2-3年內，雙面PERC電池及組件價格有望降至0.76元/W、1.55元/W。

2. 假設在不同BOS條件的地區(qū)，當前電站建設成本3.5/4.0/4.5元/W，對應度電成本0.33/0.37/0.42元/kWh，PERC組件達到預期價格后度電成本0.26/0.31/0.35元/kWh，降幅空間15-20%。

3.以PERT、TOPCon、HJT技術目前的成本，在保障合理利潤率的前提下，若要達到“目前”雙面PERC的LCOE水平，則組件成本需下降13%、9%、18%，若要達到“預期”雙面PERC技術的LCOE水平，則三者組件成本需分別下降40%、37%、42%。

4. N型電池技術發(fā)展的關鍵是需要大規(guī)模投資來形成規(guī)模效應，同時以市場哺育技術，吸引更多電池與輔材供應商及參與者，以加快技術進步與落地，促進成本下降。然而以目前的市場條件，追趕期至少2~3年。

▌封裝膠膜：PERC雙面雙玻專用膠膜需求將結構性高增長

一般而言封裝膠膜需要：透光、可粘接、耐紫外及高溫、低透水、高體電阻率（減少漏電流）。

目前封裝膠膜以透明EVA為主，技術成熟且成本低，但封裝后的組件衰減率較高。為配合行業(yè)增效降本，封裝膠膜的研發(fā)主要圍繞低入射光損耗、低衰減及高性價比，熱門產(chǎn)品包括白色EVA、白色/透明POE、共擠型膠膜。

白色EVA膠膜通過增加電池片間隙入射光反射，可提升組件功率1-10W，并簡化背板降成本。白色EVA光反射率達90%以上，在雙玻/單玻組件中用白色EVA/白色POE取代透明EVA可獲功率增益7-10W和1-3W。

此外，由于白色膠膜對正面紫外線形成阻擋，故背板粘接面可使用含氟涂料取代復合氟膜；由于白色膠膜反射入射光，故背板中間層PET可換為全透明，從而提高其抗水解、水汽阻隔能力、電氣絕緣性，背板簡化有助于降本。

預交聯(lián)技術使白色EVA突破瓶頸，目前已實現(xiàn)量產(chǎn)。白色EVA概念2012就已提出，但由于流動性大導致組件外觀缺陷而被擱置。

2013-17年，通過引入電子束輻照預交聯(lián)技術消除了白色EVA膠膜的流動性，提高了耐熱性和尺寸穩(wěn)定性，防止組件外觀缺陷產(chǎn)生。目前，經(jīng)電子光束預交聯(lián)處理的低流動性白色EVA已投入量產(chǎn)。

相比傳統(tǒng)EVA膠膜，POE膠膜更能夠幫助雙玻組件對抗PID衰減。

傳統(tǒng)EVA膠膜透水率較高，使用過程中水汽進入電池，EVA的酯鍵在遇水后降解形成可以自由移動的醋酸根（-COOH），醋酸根與玻璃表面析出的堿反應產(chǎn)生可以自由自動的鈉離子（Na+） ，Na+在外加電場的作用下向電池片表面移動并富集到減反層從而導致PID現(xiàn)象，導致組件功率衰減。

PERC雙面電池1）金半接觸需激光開槽打開背鈍化層，背面鈍化不完全；2）背面用細小鋁線印刷鋁柵格，比常規(guī)電池全鋁背場更容易被酸腐蝕；3）部分組件采用無框或半框封邊，膠膜與空氣接觸水汽更易透過，若無特別防護，雙面PERC電池背面PID衰減可達15-50%。

POE封裝膠膜由茂金屬作催化劑開發(fā)而來，是具有窄相對分子質量分布、窄共聚單體分布、結構可控的新型聚烯烴熱塑性彈性體。由于非極性的特點，POE具有優(yōu)異的水汽阻隔能力和離子阻隔能力，水汽透過率僅為EVA的1/8左右；由于分子鏈結構穩(wěn)定，老化過程不會分解產(chǎn)生酸性物質，具有優(yōu)異的抗老化性能。

新產(chǎn)品共擠型膠膜：取長補短提升性價比，設備投資高且性能待檢驗。

雖然POE膠膜性能突破，但比傳統(tǒng)EVA膠膜價格貴30%-50%。2019年海優(yōu)威、愛康等公司推出多層共擠復合膠膜（≥2層），同時含有EVA層與POE層。適用于雙面雙玻電池組件的共擠型透明膠膜主要包括EVA-POE-EVA和EVA-POE兩種結構。

復合膜1）具有POE材料優(yōu)異的隔水、耐紫外老化、耐熱等性能；2）不需要工裝或工裝簡單，易于自動化；3）減少POE用量，提高性價比。目前，共擠型膠膜處于推廣初期，其生產(chǎn)設備投資高出普通產(chǎn)品30%，且具體性能有待實證的檢驗尚未成為主流。

技術壁壘與國外化工巨頭的專利保護使POE粒子產(chǎn)業(yè)化難度大。

目前光伏POE粒子完全依賴進口，其生產(chǎn)工藝關鍵包括工藝流程及催化劑合成，目前國內企業(yè)對這兩方面的掌握程度均較低，相互制約導致國內POE粒子產(chǎn)業(yè)化突破難度大。POE粒子產(chǎn)能主要集中在美、日企業(yè)手中。

產(chǎn)能集中、技術壁壘高及需求增長使POE彈性體價格比光伏級EVA樹脂高出30%-50%。此前我國對POE領域的研究主要集中改性及下游應用，若未來光伏組件全面向雙玻切換且POE封裝地位不變，則一定會帶動POE需求高速增長，進而提高POE彈性體產(chǎn)業(yè)自主化研究的動力，加快國產(chǎn)化進程。

高效催化劑合成：光伏膠膜制造所使用的POE粒子由茂金屬作催化劑開發(fā)而來，產(chǎn)業(yè)化中使用的基本是CGC（限定幾何構型茂金屬催化劑），但其合成技術由國外少數(shù)化工寡頭壟斷（自主研發(fā)）。

POE聚合工藝流程：POE制造工藝的代表為陶氏杜邦Insite工藝和埃森克美孚的Exxpol高壓聚合技術。技術關鍵在于聚合溫度、催化劑活性、乙烯共聚單體插入含量等參數(shù)。同樣有較高技術壁壘與專利保護。

▌一超兩大格局穩(wěn)定，雙面化趨勢下POE/共擠型膠膜3年CAGR可達80%

龍頭市占率50%，前三大企業(yè)市占率70%，競爭格局穩(wěn)定。福斯特是全球最大光伏封裝膠膜供應商，2016-2018年市占率穩(wěn)定在50%左右。福斯特與斯威克（東方日升子公司）、海優(yōu)威合計市占率近年也穩(wěn)定在70%左右。

PERC雙面雙玻滲透率提升帶動POE/共擠型膠膜需求結構性高增長。由于PERC雙面電池需POE材料封裝，故雙面雙玻趨勢將帶動POE膠膜/POE共擠型膠膜需求結構性高增長。據(jù)敏感性分析，若組件需求160~180GW，PERC雙面雙玻滲透率35%~50%，則POE膠膜/POE共擠型膠膜需求3年CAGR高達70%~100%。

金剛線：“四化”趨勢挖掘硅片端降本潛力，供需失衡行業(yè)競爭加劇

硅片成本決定性環(huán)節(jié)，繼國產(chǎn)化后超額擴產(chǎn)將成為降價主要驅動因素

金剛線在硅片成本中直接占比小但間接影響大。金剛線切割比砂漿切割方式切割速度更快（4-5倍）、出片率更高（+15~20%）、環(huán)境污染更小，2015-2017年先后在單晶、多晶領域開始加速滲透。滲透初期以低價樹脂金剛線為主，但其細線化瓶頸90微米左右，現(xiàn)已無法滿足市場需求。

電鍍金剛線通過規(guī)模化已實現(xiàn)價格與性能的全面趕超，目前為市場主流。金剛線在單多晶硅片總成本中占比5~8%，在非硅成本中占比15~20%。雖然成本占比較小，但金剛線線徑和品質是減少切割損失、實現(xiàn)硅片薄片化以及提升良率的關鍵，對單位硅耗有決定性作用。

擴產(chǎn)帶來的利潤率壓縮及原料進口替代將推動價格下降。光伏晶硅切割占金剛線下游需求的90%以上，光伏下游需求對金剛線市場價格有顯著影響，甚至會進一步聯(lián)動影響上游原材料價格。

目前金剛線毛利率水平較高，主流企業(yè)毛利率30~65%，已吸引大量廠商擴產(chǎn)，規(guī)劃產(chǎn)能顯著大于需求，預計2019-2020年其價格將進一步下降。此外，成本占比最大的母線尚未完全國產(chǎn)化，隨著母線進口替代進行，原材料成本預計仍有下降空間。

▌金剛線：2015年實現(xiàn)國產(chǎn)突破，目前技術及產(chǎn)能已基本完成國產(chǎn)替代

母線：成本占比約46%。粗母線生產(chǎn)加工較容易，國內供應充足。50-70um母線早期主要從日本進口，近年寶鋼集團開發(fā)成功，開始國產(chǎn)化。

金剛石微粉：成本占比約13%。行業(yè)相對成熟，上游供應廠商較多，供給能力較強。

2015年電鍍金剛線實現(xiàn)國產(chǎn)化突破后，國內企業(yè)憑借成本優(yōu)勢迅速擴產(chǎn)搶占市場規(guī)模，目前楊凌美暢為金剛線領域的絕對龍頭，市占率超過50 %，與東尼電子、岱勒新材、三超新材合計市占率接近70%。

金剛線及切割技術進步還可提供20~30%降本空間

測算顯示，金剛線切割環(huán)節(jié)的優(yōu)化仍可為硅片帶來約0.4元/片的降本空間。其中細線化、薄片化及硅料需求萎縮降價對硅片成本下降的貢獻最為顯著，目前硅片總成本約2元/片，意味著成本降幅空間20%左右。若進一步考慮電池片效率由21.5%提升至23%，則電池片降本約0.1元/W，降幅27%。

1.硅耗下降及效率提升變相減少約20%多晶硅需求，帶動硅料跌價，節(jié)約成本0.12元/片。

若未來2-3年，金剛線線徑降至50微米且硅片薄至160微米，則單片硅片節(jié)省硅料2.09g，單耗降至13.7g/片，降幅13%。若進一步考慮電池片效率由21.5%提升至23%，則單瓦電池片節(jié)省硅料0.6g，單耗降至2.6g/W，降幅19%，相當于硅料需求減少19%。若彼時全球新增裝機需求達到170GW，則可節(jié)省硅料約10萬噸。結合多晶硅產(chǎn)能現(xiàn)金成本排序，預計硅耗下降帶來的多晶硅需求減少將使硅料價格下降約1.5萬元/噸。節(jié)約硅片成本0.12元/片。

2. 細線化：50線替代65線可使硅片成本降低0.06元/片。

更細的線徑可大幅減少硅損耗并提高出片率，但更細的線徑也意味著破斷力低、電阻更大，對設備的運行速度、匹配度要求更高。

2016年主流金剛線線徑70-80微米，2017年降至65-70微米。2018年以60線及65線為主，50線及55線也有小批量出貨。測算顯示，若線徑由65微米減至50微米，則單片硅耗減少0.9g，當前硅料價格下（7.5萬元/噸），可使硅片成本下降0.06元/片。

3. 低TTV（薄片）：硅片厚度降至160微米可使硅片成本降0.08元/片。

降低TTV意味著切割出的硅片厚度均勻、碎片率低，幫助實現(xiàn)薄片化。目前單晶硅片的主流厚度為180微米，現(xiàn)有產(chǎn)品規(guī)格最低140微米，已具備110微米技術。若硅片厚度降至160微米，則單片硅耗量減少1.2g，當前硅料價格下（7.5萬元/噸），硅片成本下降0.08元/片。

4. 省線化：金剛線線耗減少疊加單價下降可節(jié)約成本0.02元/片，技術方面的決定因素是金剛石線鋼絲鍍層對金剛石顆粒的把持力。

2018年12月楊凌美暢金剛線價格已降至0.08元/m，未來線徑變細、供過于求利潤率下降，預計價格還將顯著下降。若金剛線降至0.05元/m，切割單晶線耗降至0.6m/片，則可節(jié)約成本約0.02元/片。

5. 快切化：提高產(chǎn)能、加大裝載量、減少設備設施節(jié)約成本0.09元/片。

切割速度可以提高切割設備利用率，提升下游硅片廠單機產(chǎn)能，在不增加投入的情況下大幅增加產(chǎn)量，從而攤薄折舊、電費和人工成本。

根據(jù)測算，快切提高產(chǎn)能、加大裝載量、減少設備設施節(jié)約成本約0.09元/片。技術方面，快速切割時由于進給速度快，可能會使金剛石線工作量驟增，金剛石顆粒易脫落，金剛石線更易出現(xiàn)疲勞斷線、切片磨損、質量不佳等問題，因此對金剛石線性能提出了更高的要求，關鍵在于通過合理的調控使鍍層與鋼絲母線之間的強度與延展性等參數(shù)盡量匹配，以提高鍍層與基底材料之間的結合。

原標題:觀點分享│光伏玻璃產(chǎn)業(yè)研究