電力設(shè)備及新能源行業(yè)光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）硅片~路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺仍將持續(xù)

1、<p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p><b>　　目 錄</b></p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺<

2、/p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p><b>　　圖表目錄</b></p><p>　　圖表 1：光伏產(chǎn)業(yè)鏈示意圖5</p><p>　　圖表 2：2017 年各硅片廠商固定資產(chǎn)比率5</p><p>　　圖表 3：單多晶長晶設(shè)備差異較大無法替換

3、5</p><p>　　圖表 4：單晶硅棒拉制過程6</p><p>　　圖表 5：多晶鑄錠法流程6</p><p>　　圖表 6：全球單多晶市場份額占比7</p><p>　　圖表 7：2018 年上半年光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)能、產(chǎn)量（MW）及年化產(chǎn)能利用率統(tǒng)計8</p><p>　　圖表 8：“531 新政”后

4、硅片行業(yè)開工率8</p><p>　　圖表 9：硅片行業(yè)龍頭產(chǎn)能占比持續(xù)提高（以單晶為例）8</p><p>　　圖表 10：2018 年上半年全球硅片產(chǎn)能分布9</p><p>　　圖表 11：2018 年上半年全球硅片產(chǎn)量份額分布9</p><p>　　圖表 12：2010-2018 年四大一線一體化組件企業(yè)硅片產(chǎn)能擴張情況9&

5、lt;/p><p>　　圖表 13：2017 年單晶硅片總產(chǎn)量及份額統(tǒng)計10</p><p>　　圖表 14：2017 年多晶硅片總產(chǎn)量及份額統(tǒng)計10</p><p>　　圖表 15：年初至“531 新政”之前各環(huán)節(jié)價格降幅統(tǒng)計11</p><p>　　圖表 16：“531 新政”之后產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價格降幅統(tǒng)計11</p>&

6、lt;p>　　圖表 17：2017 年 10 月以來單多晶硅片掀起價格戰(zhàn)11</p><p>　　圖表 18：2018 年以來單晶硅片龍頭毛利率迅速靠攏11</p><p>　　圖表 19：2019 年單晶致密料的供需結(jié)構(gòu)預(yù)測12</p><p>　　圖表 20：隆基股份與多晶硅供應(yīng)商采購協(xié)議明細12</p><p>　　圖表

7、21：單晶致密料國內(nèi)需求和供給情況（按產(chǎn)能計算）13</p><p>　　圖表 22：多晶菜花料國內(nèi)需求和供給情況（按產(chǎn)量計算）13</p><p>　　圖表 23：531 新政后多晶（紅）單晶（綠）各環(huán)節(jié)降價幅度13</p><p>　　圖表 24：2017 年硅片行業(yè) CR10=59.2%14</p><p>　　圖表 25：20

8、17 年電池行業(yè) CR10=43.9%14</p><p>　　圖表 26：硅片產(chǎn)能過剩比電池片更明顯（MW）14</p><p>　　圖表 27：各廠商電池片業(yè)務(wù)毛利率水平14</p><p>　　圖表 28：第一梯隊廠商產(chǎn)量占比逐步提高15</p><p>　　圖表 29：潛在競爭者來自下游向上延伸（★為主營,√為延伸）15&l

9、t;/p><p>　　圖表 30：2018 年仍有大量新進入者在低電價地區(qū)布局新產(chǎn)能15</p><p>　　圖表 31：波特五力與供需結(jié)構(gòu)分析總結(jié)16</p><p>　　圖表 32：單多晶硅片成本結(jié)構(gòu)占比17</p><p>　　圖表 33：早期 G5 鑄錠成本與 80 型單晶爐成本對比17</p><p>　

10、　圖表 34：單晶拉棒成本規(guī)模效應(yīng)非常顯著18</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　圖表 35：多晶鑄錠成本規(guī)模效應(yīng)相對較弱18</p><p>　　圖表 36：多晶鑄錠成

11、本拆分明細18</p><p>　　圖表 37：單晶拉棒成本拆分明細18</p><p>　　圖表 38：當(dāng)前單多晶硅錠每爐成本測算18</p><p>　　圖表 39：金剛線切片占比變化趨勢19</p><p>　　圖表 40：不同切片方式成本對比19</p><p>　　圖表 41：金剛線切片與砂漿切片成

12、本差異比較20</p><p>　　圖表 42：2016 年隆基股份推廣金剛線切割大幅降低非硅成本20</p><p>　　圖表 43：單晶硅片切片成本拆分20</p><p>　　圖表 44：多晶硅片切片成本拆分20</p><p>　　圖表 45：單多晶切片線耗及非硅成本中金剛線成本差異21</p><p&g

13、t;　　圖表 46：單晶電池較多晶電池始終保持一定的效率優(yōu)勢21</p><p>　　圖表 47：濕法黑硅技術(shù)在四條黑硅路線中性價比更為突出22</p><p>　　圖表 48：黑硅與 PERC 技術(shù)結(jié)合可顯著提高電池效率22</p><p>　　圖表 49：鑄錠單晶技術(shù)能夠顯著縮小與單晶產(chǎn)品的效率差22</p><p>　　圖表 5

14、0：單多晶價差總體呈擴大趨勢23</p><p>　　圖表 51：硅料產(chǎn)出中單晶料比例變動對單多晶料價差影響分析23</p><p>　　圖表 52：理想單多晶硅片成本底部測算24</p><p>　　圖表 53：10MW 集中式光伏電站投資明細（萬元）25</p><p>　　圖表 54：EPC 成本相同時單多晶硅片價格計算26&

15、lt;/p><p>　　圖表 55：多晶硅片價格與組件功率的敏感性分析27</p><p>　　圖表 56：單晶 PERC 組件功率變化對硅片價差影響較大27</p><p>　　圖表 57：度電成本相同時單多晶硅片價格計算27</p><p>　　圖表 58：價差下限到效益差區(qū)間中值的單晶硅片利潤敏感性分析28</p>&

16、lt;p>　　圖表 59：CCZ 法生長原理示意圖29</p><p>　　圖表 60：CCZ 相比傳統(tǒng)方案提高了生產(chǎn)效率29</p><p>　　圖表 61：CCZ 和 RCZ 拉晶工序時間對比30</p><p>　　圖表 62：RCZ 和 CCZ 產(chǎn)能及晶棒尺寸對比30</p><p>　　圖表 63：尺寸在 30-40m

17、m 的顆粒硅30</p><p>　　圖表 64：準單晶長晶流程示意圖31</p><p>　　圖表 65：準單晶長晶流程示意圖31</p><p>　　圖表 66：準單晶相比普通多晶的成本增量32</p><p>　　圖表 67：準單晶產(chǎn)品良率分析32</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)

18、業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　行業(yè)概括：技術(shù)路線分界點，單晶勝券已在握</p><p>　　制造環(huán)節(jié)起點，技術(shù)路線分野</p><p>　　硅片處于光伏產(chǎn)業(yè)鏈中處于制造環(huán)節(jié)最前端。硅片環(huán)節(jié)的上游是多晶硅料，下游是電池片，整個

19、光伏產(chǎn)業(yè)鏈圍繞硅材料從原料加工到能夠發(fā)電的系統(tǒng)展開。硅片環(huán)節(jié)的職能是將硅料加工成規(guī)范尺寸的硅片，應(yīng)用于下游的電池和組件，在產(chǎn)業(yè)鏈中起到承接作用。同時硅片環(huán)節(jié)也是單多晶的分界點， 單多晶產(chǎn)品在電池片與組件過程的區(qū)別很小，差異主要源自硅片環(huán)節(jié)的拉棒/鑄錠工藝的不同，因此硅片環(huán)節(jié)是單多晶工藝路線差別的根本所在。</p><p>　　圖表 1：光伏產(chǎn)業(yè)鏈示意圖</p><p><b>　

20、　資料來源：</b></p><p>　　光伏硅片行業(yè)是典型的重資產(chǎn)行業(yè)，固定資產(chǎn)比率較高，主要是生產(chǎn)設(shè)備較多；同時由于新設(shè)備的裝料量更大，單位能耗更低，有成本優(yōu)勢，因此為了保持成本優(yōu)勢通常需要不斷的購買新設(shè)備和對舊設(shè)備進行升級，資金投入較大。另外單晶硅片采用的直拉單晶爐長晶，多晶則是鑄錠爐，設(shè)備不通用導(dǎo)致經(jīng)營策略難以調(diào)整。</p><p>　　圖表 2：2017 年各硅片廠商

21、固定資產(chǎn)比率</p><p>　　資料來源：公司公告，</p><p>　　圖表 3：單多晶長晶設(shè)備差異較大無法替換</p><p>　　資料來源：晶盛機電官網(wǎng)，</p><p>　　拉棒/鑄錠成本與轉(zhuǎn)換效率拉鋸決定技術(shù)路線</p><p>　　硅片制造分為長晶和切割兩個過程。長晶過程是將太陽能級的多晶硅料通過直拉法（

22、單晶）或者鑄錠法（多晶）生長成大的硅塊材；切割過程則是將塊材通過切方和切割的方法得到尺寸規(guī)范的硅片。目前市場主流的硅片產(chǎn)品主要分為單晶硅片和多晶硅片，單多晶硅片的主要區(qū)別就在于不同的長晶過程。</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p&g

23、t;<p>　　單晶硅片主要采用直拉法生長，也就是在熔化的硅溶液中插入一定晶向的籽晶，融合后向上提拉逐漸生長成硅棒。早期單晶硅片采用分批直拉法（CZ），一個坩堝拉制完一個硅棒后就冷卻破裂然后報廢；后來開發(fā)出多次拉晶法(RCZ），也是目前的主流方法，即增加一個加料裝置，持續(xù)提供硅料進入坩堝并融化，有效降低了加工成本。但 RCZ 方法是在一次拉棒完成后，硅棒在冷卻時加入下次拉制的硅料，也就是說拉棒完成后有一段硅棒冷卻和硅料熔化

24、的時間白白浪費，導(dǎo)致生產(chǎn)效率難以提高。</p><p>　　多晶硅片采用鑄錠法生長，鑄錠多晶硅也是定向凝固過程，但不需要籽晶。當(dāng)硅料完全熔化之后， 緩慢下降坩堝，通過熱交換臺進行熱量交換，使硅熔液形成垂直的、上高下低的溫度梯度，保證垂直方向散熱，次溫度梯度會使硅在坩堝底部產(chǎn)生很多自發(fā)晶核，自下而上地結(jié)晶，同時要求固液界面水平，這些自發(fā)晶核開始長大，由下而上地生長，直到整堝熔體結(jié)晶完畢，定向凝固就完成了。當(dāng)所有的硅

25、都固化之后，鑄塊再經(jīng)過退火、冷卻等步驟最終生產(chǎn)出高質(zhì)量的鑄錠。冷卻到規(guī)定溫度后，開爐出錠。</p><p>　　由于鑄錠技術(shù)相對簡單，而且單爐投料可達 1200-1500kg，鑄錠工藝的電耗已降至 6.5kWh/kg 以下，方棒成本也降至 20 元/kg 左右；提拉單晶的單爐投料則不超過 300kg，方棒成本在 40 元/kg 以上，因此鑄錠環(huán)節(jié)的低成本是多晶硅片成本優(yōu)勢的主要來源。</p><

26、;p>　　圖表 4：單晶硅棒拉制過程</p><p>　　資料來源：CSPV，</p><p>　　圖表 5：多晶鑄錠法流程</p><p>　　資料來源：CSPV，</p><p>　　切片成本單多晶總體差別不大，單晶略占優(yōu)勢。單晶硅片龍頭隆基股份在 2014 年開始大面積采用</p><p>　　金剛線切割工

27、藝切片，大幅降低了硅耗，并一舉取得硅片性價比的優(yōu)勢地位；多晶硅片在 2017 年開始采用金剛線工藝，也大幅提高了出片率，現(xiàn)在單多晶在切片環(huán)節(jié)工藝已經(jīng)趨同，但多晶硅片由于碎片率高、切割效率略低，導(dǎo)致單晶在切片環(huán)節(jié)成本略站優(yōu)勢。</p><p>　　效率方面，多晶電池比單晶片能量轉(zhuǎn)換效率低 1%~2%，這是單晶硅片競爭優(yōu)勢的主要來源。隨著單多晶長晶成本差距不斷縮小，單晶更高的轉(zhuǎn)換效率對于提升單晶份額意義更加重大，尤其

28、是新電池技術(shù)在單晶硅片上的成功應(yīng)用，將單多晶電池的效率差距拉開到 2.5 個百分點左右，使得單晶硅片競爭優(yōu)勢更加突出。</p><p>　　單晶奪取性價比優(yōu)勢，未來份額持續(xù)看漲</p><p>　　單多晶硅片路線之爭的核心在于二者性價比孰高孰低。從 1950 年代初至 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)濟效益，份額逐年提高，在 2011-2015

29、 年期間多晶產(chǎn)品市占率一度達到 80%左右。從 2015 年起，隨著長晶成本快速下降以及金剛線切片技術(shù)</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　的率先應(yīng)用，單晶迅速縮小與多晶成本差距，開始擴大份額。201

30、7 年，中國領(lǐng)跑者計劃單晶產(chǎn)品優(yōu)先，開啟中國單晶市場火爆行情，進一步提高了單晶市場份額。</p><p>　　圖表 6：全球單多晶市場份額占比</p><p><b>　　數(shù)據(jù)來源：阿特斯，</b></p><p>　　隨著單晶性價比優(yōu)勢日益凸顯，單晶產(chǎn)品的市場份額有望持續(xù)提升。2018H1 單晶硅片產(chǎn)量增長超預(yù)期，逐漸成為主流。根據(jù) CPIA

31、 的研討會數(shù)據(jù)，2018 年上半年單晶硅片的產(chǎn)量占比已經(jīng)達到了</p><p>　　52.7%，單晶電池片的產(chǎn)量占比達到了 41%；而這個數(shù)據(jù)在 2017 年全年則分別為 31%和 32.3%。根據(jù) ITRPV 數(shù)據(jù)，從需求端看，未來晶硅市場的增量將以單晶為主，多晶市場增長非常有限。</p><p>　　行業(yè)分析：供給過剩下的寡頭競爭市場，高毛利時代成為歷史</p><

32、p>　　競爭格局：過剩背景下的寡頭市場，規(guī)模壁壘初步形成</p><p>　　光伏產(chǎn)業(yè)總體處于產(chǎn)能過剩的狀態(tài)，硅片環(huán)節(jié)的過剩尤為突出。根據(jù) PV Infolink 的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至 2018 年 2 季度末，全球硅片總產(chǎn)能超過 160GW，年化產(chǎn)能利用率僅有 74.6%，低于上下游的多晶硅和電池片環(huán)節(jié)。</p><p>　　盡管面臨過剩，由于新產(chǎn)能的生產(chǎn)成本較既有產(chǎn)能有明顯優(yōu)勢，20

33、18 年硅片的產(chǎn)能仍在大舉擴張， 其中單晶硅片從 46GW 增加至 73GW，同比增長 60%，增量主要來自隆基、中環(huán)等龍頭企業(yè)的擴張，多晶硅片從 98GW 增加至 114GW，同比增長 17%，主要來自金剛線改造帶來的切片產(chǎn)能自然增加。</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——

34、仍將持續(xù)</b></p><p>　　圖表 7：2018 年上半年光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)能、產(chǎn)量（MW）及年化產(chǎn)能利用率統(tǒng)計</p><p>　　資料來源：PV Infolink，</p><p>　　過剩背景下，硅片行業(yè)的規(guī)模效應(yīng)和馬太效應(yīng)非常明顯。龍頭企業(yè)產(chǎn)能更大，供給穩(wěn)定，在不利環(huán)境下開工情況也占優(yōu)，相較而言，二三線廠商產(chǎn)能較少，開工率受行情波動大，

35、導(dǎo)致毛利率和競爭力較低。觀察“531 新政”之后硅片行業(yè)的開工情況，除了晶科、阿特斯等一體化企業(yè)維持滿產(chǎn)之外，第三方硅片企業(yè)的開工情況都有不同程度下滑，賽維、昱輝等二三線企業(yè)下滑尤其明顯，多晶硅片廠商旭陽雷迪直接退出市場。</p><p>　　為了加速構(gòu)建規(guī)模壁壘，一線龍頭加速擴產(chǎn)以鞏固市場地位。以單晶硅片市場為例，近年來隆基、中環(huán)兩大龍頭的總產(chǎn)能占比已從 2015 年的 50%左右迅速提升至 2017 年年底的

36、 70%以上，預(yù)計還將進一步提升。</p><p>　　圖表 8：“531 新政”后硅片行業(yè)開工率</p><p>　　資料來源：SOLARZOOM，CPIA，</p><p>　　圖表 9：硅片行業(yè)龍頭產(chǎn)能占比持續(xù)提高（以單晶為例）</p><p>　　資料來源：中國新能源網(wǎng)，</p><p>　　第三方為主、一體化

37、為輔的供應(yīng)格局</p><p>　　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、天合等），只要現(xiàn)金成本不高于外購成本，他們通常優(yōu)先使用自己生產(chǎn)的硅片，這也是“531 新政”后這些廠的硅片產(chǎn)能</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——

38、仍將持續(xù)</b></p><p>　　仍然能夠滿跑的原因之一。另一類是第三方的龍頭廠商，比較有代表性的是隆基、中環(huán)和協(xié)鑫三大供應(yīng)商，滿足一體化廠商的硅片缺口和其他電池廠的硅片需求。</p><p>　　根據(jù) PV Infolink 的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至 2018 年上半年，六大一體化組件廠和三大硅片廠的產(chǎn)能份額已達全球產(chǎn)能的 50%以上，產(chǎn)量份額則超過 55%。其中，協(xié)鑫、隆基、中

39、環(huán)三大硅片廠 2018 年上半年的產(chǎn)能和產(chǎn)量份額分別達到 36%和 40%，頭部效應(yīng)非常突出。</p><p>　　圖表 10：2018 年上半年全球硅片產(chǎn)能分布</p><p>　　資料來源：PV Infolink，</p><p>　　圖表 11：2018 年上半年全球硅片產(chǎn)量份額分布</p><p>　　資料來源：PV Infolink

40、，</p><p>　　六大一體化組件廠的產(chǎn)能和產(chǎn)量份額均為 20%左右，剩余 80%主要是第三方硅片企業(yè)。這是由于硅片產(chǎn)品同質(zhì)化程度較高，成本的規(guī)模效應(yīng)比較明顯，因此除了早期從硅片行業(yè)起家的晶科，多數(shù)一體化組件廠近年來已經(jīng)放緩了擴充硅片產(chǎn)能的步伐。截至 2018 年 2 季度末，六大一體化組件廠的硅片產(chǎn)能超過 26GW，加上協(xié)鑫和隆基部分內(nèi)部消化的需求，內(nèi)部化的硅片需求達到 30-35GW，占硅片總需求的 30

41、~35%。</p><p>　　圖表 12：2010-2018 年四大一線一體化組件企業(yè)硅片產(chǎn)能擴張情況</p><p>　　資料來源：公司公告，PV Infolink，東方證券研</p><p>　　細分市場淺水難養(yǎng)蛟龍，單多晶龍頭面臨激烈競爭</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落

42、定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　單多晶細分市場的競爭格局已經(jīng)逐漸清晰。單晶硅片市場目前是由隆基和中環(huán)構(gòu)成的雙寡頭格局， 兩家合計占整個硅片市場 16.7%的市場份額，占整個單晶硅片市場 55.8%的份額。2018 年 1 月， 隆基提出了《關(guān)于單晶硅片業(yè)務(wù)三年（2018-2020）戰(zhàn)略規(guī)劃》，預(yù)計單晶硅片產(chǎn)能從 2

43、018-2020</p><p>　　年分別達到 28/36/45GW；中環(huán)在 2018 半年報中也預(yù)計到 2018 年年底公司單晶硅材料產(chǎn)能將達到 23GW 以上；雙寡頭憑借低成本繼續(xù)搶占二三線廠商的市場。</p><p>　　多晶硅片市場則是協(xié)鑫一家獨大。2017 年前 CR9 達到 60%，其中協(xié)鑫占多晶硅片市場份額 26%，其余第三方多晶硅片廠商市占率最高也僅有 6.5%，晶科、阿

44、特斯等第三方硅片廠的份額總計達</p><p>　　13%?！?31 新政”對多晶硅片的沖擊尤為嚴重，531 之后榮德、高佳等二線第三方硅片廠紛紛降低開工率，旭陽雷迪直接關(guān)停，預(yù)計多晶硅片未來的格局將以協(xié)鑫、一體化組件廠和少量第三方企業(yè)鼎足并立的狀態(tài)。</p><p>　　圖表 13：2017 年單晶硅片總產(chǎn)量及份額統(tǒng)計</p><p>　　資料來源：PV Inf

45、olink，</p><p>　　圖表 14：2017 年多晶硅片總產(chǎn)量及份額統(tǒng)計</p><p>　　資料來源：PV Infolink，</p><p>　　隨著龍頭企業(yè)產(chǎn)能進一步擴張，單多晶細分市場空間已經(jīng)難以容納細分龍頭的長期成長，協(xié)鑫、隆基、中環(huán)三大寡頭之間將出現(xiàn)激烈的正面交鋒。預(yù)計到 2018 年底協(xié)鑫、隆基、中環(huán)的產(chǎn)能分別達到 30GW、28GW 和 2

46、3GW，一體化組件廠的硅片產(chǎn)能達到 30GW 以上，假設(shè) 2019 年全球硅片需求為 110GW，僅三大龍頭和一體化組件廠產(chǎn)能已可滿足全部需求，因此 2019 年硅片行業(yè)的價格和毛利率仍將面臨較大壓力。</p><p>　　供過于求將持續(xù)，成本同質(zhì)化導(dǎo)致毛利率處于低位</p><p>　　民企座談會后，國家能源局釋放政策調(diào)整信號，“531 新政”帶來的悲觀情緒開始扭轉(zhuǎn)，市場對于</p

47、><p>　　2019 年國內(nèi)裝機容量的預(yù)期已經(jīng)從 30-35GW 上調(diào)至 40-50GW，全球裝機容量也從 100GW 上調(diào)至 110GW 以上。然而，與制造環(huán)節(jié) 140GW 以上的產(chǎn)能供給相比，市場預(yù)期的轉(zhuǎn)暖并不能改變供過于求的現(xiàn)狀，由于市場份額日趨向頭部集中，行業(yè)內(nèi)面臨的競爭甚至?xí)蛹ち摇?lt;/p><p>　　受供需失衡影響，光伏全產(chǎn)業(yè)鏈價格均出現(xiàn)大幅下降。年初以來，降幅較大的環(huán)節(jié)集中

48、在中上游，</p><p>　　“531 新政”之前，由于硅片環(huán)節(jié)新產(chǎn)能大量投放，單多晶硅片的價格已經(jīng)下調(diào) 37%和 22%，其他環(huán)節(jié)調(diào)整幅度相對較小?！?31 新政”之后，各環(huán)節(jié)價格降幅達到 20~40%，其中多晶硅料和電池環(huán)節(jié)補跌明顯，組件降價幅度再度居于末尾，表明本輪調(diào)價對組件企業(yè)沖擊相對較小。</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之

49、爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　圖表 15：年初至“531 新政”之前各環(huán)節(jié)價格降幅統(tǒng)計</p><p>　　資料來源：PV Infolink，</p><p>　　圖表 16：“531 新政”之后產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價格降幅統(tǒng)計</p><p&g

50、t;　　資料來源：PV Infolink，</p><p>　　中短期內(nèi)，大背景仍是供過于求，價格下降趨勢不會改變。短期內(nèi)“531 新政”對需求的沖擊仍在消化，預(yù)計全年國內(nèi)裝機容量約 40GW，同比下滑 20%以上，4 季度國內(nèi)裝機容量同比小幅下降， 受此影響硅片價格繼續(xù)緩慢下探，但降幅已大為收窄；中期內(nèi)，硅片仍是制造環(huán)節(jié)產(chǎn)能最多、擴產(chǎn)最快的一環(huán)，并且呈現(xiàn)寡頭競爭格局，盡管不排除需求超預(yù)期出現(xiàn)階段性景氣的可能，價

51、格繼續(xù)下跌仍是概率更大的事件。</p><p>　　長期看，寡頭成本趨于同質(zhì)，高毛利時代終成歷史。從需求端看，我國光伏裝機量將從高速爆發(fā)增長逐步過渡到緩慢穩(wěn)定增長階段；從供給端看，隆基、中環(huán)等硅片龍頭仍在持續(xù)擴產(chǎn)能，同時兩大龍頭的利潤率趨于一致，過剩背景下可能導(dǎo)致整個環(huán)節(jié)都沒有超額利潤。因此，我們認為硅片高毛利時代將成為歷史，未來價格會到達龍頭的盈利底部，硅片迎來龍頭的微利時代。</p><p

52、>　　圖表 17：2017 年 10 月以來單多晶硅片掀起價格戰(zhàn)</p><p>　　資料來源：公司公告，PV Infolink，</p><p>　　圖表 18：2018 年以來單晶硅片龍頭毛利率迅速靠攏</p><p>　　資料來源：Wind，</p><p>　　上游：單多晶硅料供需情況迥異，多晶硅價差影響下游競爭格局</p

53、><p>　　硅料環(huán)節(jié)，單多晶硅片對硅料的要求不一樣，單晶通常采用價格較高的致密料，多晶則采用質(zhì)量稍差、價格更低的菜花料等，兩者的供需結(jié)構(gòu)和成本價格都不一樣。硅料供應(yīng)市場呈現(xiàn)以下三個特點：</p><p>　　硅料的產(chǎn)能持續(xù)擴張，但主要是國產(chǎn)的產(chǎn)能在擴張，國外硅料供應(yīng)相對穩(wěn)定，國內(nèi)外廠商的硅料品質(zhì)上有差異；</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系

54、列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　硅料和硅片廠商簽單保量不保價，通常是按月議價，因此銷售價格波動性較大；</p><p>　　不同的硅料廠商成本差異大，硅料的實時價格取決于邊際成本位置，一段時間內(nèi)國外廠商的成本將對單晶料價格形成支撐。</p>&

55、lt;p>　　單晶用的致密料由于技術(shù)壁壘較高，導(dǎo)致供應(yīng)廠商的集中度較高。根據(jù)新華網(wǎng)，以 N 型單晶少子壽命≥1000us 的規(guī)格要求為例，國產(chǎn)多晶硅料的不合格率約為 15%-20%，而采用進口的硅料不合格率僅為 0.9%-0.5%，因此過去幾年致密料主要依賴進口，目前國內(nèi)能大量供給單晶料的供應(yīng)商主要有四家，即永祥硅業(yè)（通威子公司），大全新能源、新特能源（特變電工子公司）以及協(xié)鑫， 國外則主要是 OCI 和瓦克等。</p>

56、;<p>　　短期內(nèi)國內(nèi)產(chǎn)能難以覆蓋，大量進口需求導(dǎo)致單晶致密料的價格支撐較強。目前需求端，單晶強勢擴產(chǎn)，開工率較高；而供給端國內(nèi)的單晶致密料供給相對不足，過去幾年缺口率在 60%以上，2019 年國內(nèi)多晶硅大量擴產(chǎn)，但預(yù)計仍將有 20%以上的單晶硅料需要進口。由于海外硅料企業(yè)的現(xiàn)金成本相對較高，在國內(nèi)單晶硅料產(chǎn)能無法覆蓋的情況下，預(yù)計致密料的價格支撐力仍然較強。</p><p>　　圖表 19：2

57、019 年單晶致密料的供需結(jié)構(gòu)預(yù)測</p><p>　　資料來源：BNEF，PV Infolink，東方證券研</p><p>　　為了搶占優(yōu)質(zhì)硅料的供給，年初以來，隆基已經(jīng)與全球多家一線硅企簽訂長期采購協(xié)議，鎖定未來</p><p>　　3-4 年的硅料供應(yīng)，并且有預(yù)付條款。中環(huán)則與協(xié)鑫深度合作，參股新疆的新產(chǎn)能。</p><p>　　圖表

58、 20：隆基股份與多晶硅供應(yīng)商采購協(xié)議明細</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　多晶用的菜花料對品質(zhì)要求比較低，國產(chǎn)硅料可以滿足需求。目前多晶硅片基本沒有新增產(chǎn)能，考慮市場出清和硅耗下降因素，普通菜花

59、料的需求未來幾年幾乎沒有增長，同時國內(nèi)多晶硅產(chǎn)能擴張之后，菜花料供給還在持續(xù)增加，菜花料預(yù)計長期處于供過于求的狀態(tài)。</p><p>　　圖表 21：單晶致密料國內(nèi)需求和供給情況（按產(chǎn)能計算）</p><p>　　資料來源：PV Infolink，</p><p>　　圖表 22：多晶菜花料國內(nèi)需求和供給情況（按產(chǎn)量計算）</p><p>　

60、　資料來源：PV Infolink，</p><p>　　從 531 后的產(chǎn)業(yè)鏈價格波動也可以看出，多晶用的菜花料降幅顯著高于下游其他環(huán)節(jié)，而單晶致密硅料降幅和下游其他環(huán)節(jié)基本一致。</p><p>　　圖表 23：531 新政后多晶（紅）單晶（綠）各環(huán)節(jié)降價幅度</p><p>　　資料來源：PV Infolink，東方證券研</p><p&g

61、t;　　我們認為兩者的價差將長期存在，差距幅度以確保多晶硅片生存為前提。中長期內(nèi)，單晶致密料的需求有望持續(xù)擴張，各大硅料廠商雖然將竭盡全力提升產(chǎn)出中致密料的占比，但受制于工藝，硅料產(chǎn)品中至少有 30%的菜花料產(chǎn)出，因此單晶料供給相對緊張的局面難以改觀甚至可能更加突出， 菜花料供給則有較強的剛性，過剩局面持續(xù)概率較高?？傮w來看，硅片銷售結(jié)構(gòu)的劇變導(dǎo)致對于高品質(zhì)多晶硅需求暴漲，同時由于多晶硅致密料的供給仍然有限，上游議價能力相對較強；菜花料

62、則面臨過剩局面，由于多晶硅片已基本喪失盈利能力，預(yù)計菜花料的價格將以保障多晶硅片生存為前提，當(dāng)前 10 元/kg 的價差已為多晶硅片贏得了 0.1 元/片的成本優(yōu)勢。</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>

63、　　下游：獨立大型電池廠崛起，下游議價能力有所提升</p><p>　　電池片廠商分散，目前的議價能力不強。電池片環(huán)節(jié)的技術(shù)資金壁壘相對低，同時技術(shù)路線很多， 廠商比較分散，2017 年電池片 CR10=43.9%，顯著小于硅片的 59.2%，所以目前的議價能力較弱。</p><p>　　圖表 1：2017 年硅片行業(yè) CR10=59.2%</p><p>　　資料

64、來源：PV Infolink，</p><p>　　圖表 25：2017 年電池行業(yè) CR10=43.9%</p><p>　　資料來源：PV Infolink，</p><p>　　電池片廠商盈利能力分化，龍頭顯著強。電池片環(huán)節(jié)整體議價能力弱導(dǎo)致行業(yè)平均毛利率在整個產(chǎn)業(yè)鏈中處于較低位置，平均的毛利率大約在 5%-15%。但龍頭廠商的毛利率水平比落后企業(yè)要顯著高，主

65、要由以下兩個原因：1）硅片產(chǎn)能過剩比電池片更厲害，導(dǎo)致消化產(chǎn)能的壓力更多的在上游；2）電池片技術(shù)更新?lián)Q代較快，龍頭在新技術(shù)的研發(fā)和跟進上更有優(yōu)勢，導(dǎo)致行業(yè)內(nèi)差距越來越大。</p><p>　　圖表 26：硅片產(chǎn)能過剩比電池片更明顯（MW）圖表 27：各廠商電池片業(yè)務(wù)毛利率水平</p><p>　　數(shù)據(jù)來源：PV Infolink，數(shù)據(jù)來源：Wind，</p><p&

66、gt;　　未來，我們認為電池片的議價能力會相對增強。首先，不同技術(shù)路線成本效率差異大，高成本電池片廠商逐步退出，下游集中度會相對提高；其次，硅片產(chǎn)品同質(zhì)化，不同廠商的產(chǎn)品品質(zhì)差異較小， 下游的轉(zhuǎn)移成本低；另外，隨著光伏補貼退坡邁向平價上網(wǎng)，電池片環(huán)節(jié)本身毛利率低，降本空間相對小，未來以提價為主，硅片環(huán)節(jié)毛利率相對高，降價空間更大。</p><p>　　新進入者和替代品威脅不大，垂直廠商有擴張動力</p>

67、;<p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　隨著行業(yè)格局日漸清晰，硅片龍頭的地位日漸穩(wěn)固，對新進入者也建立了足夠高的壁壘。一是資金壁壘，盡管近幾年設(shè)備投資已經(jīng)大幅下降，1GW 硅棒和切片的產(chǎn)能投資仍接近 10 億元，對于新進

68、入者而言風(fēng)險收益比偏大；二是規(guī)模壁壘，目前一線龍頭企業(yè)的產(chǎn)能門檻已升至 20GW 以上， 巨大的產(chǎn)能一方面能夠降低生產(chǎn)成本，同時能有效綁定下游客戶，新進入者在產(chǎn)銷兩端都面臨巨大的困境。此外硅片行業(yè)的吸引力也較低，隨著硅片價格大幅下降，龍頭企業(yè)的盈利能力大不如前， 對新進入者的吸引力也大為減弱。</p><p>　　替代品的威脅也較低，主要是目前晶硅產(chǎn)業(yè)鏈非常成熟，產(chǎn)業(yè)鏈也都是圍繞硅片進行，整體不存在替代品；其他的

69、太陽電池目前在產(chǎn)業(yè)鏈成熟性和使用場景上也沒法和晶硅產(chǎn)業(yè)鏈競爭。</p><p>　　圖表 28：第一梯隊廠商產(chǎn)量占比逐步提高</p><p>　　資料來源：PV Infolink，</p><p>　　圖表 29：潛在競爭者來自下游向上延伸（★為主營,√為延伸）</p><p>　　資料來源：PV Infolink，</p>&

70、lt;p>　　有能力改變局面的是垂直一體化企業(yè)的延伸。硅片行業(yè)的進入者通常是光伏產(chǎn)業(yè)鏈玩家垂直延伸進入，且由于光伏制造產(chǎn)業(yè)鏈毛利率上游高下游低的特點，進入者通常是下游電池、組件廠商向上游延伸居多。尤其重要的是，由于硅片的成本很大程度上取決于設(shè)備，對于一體化企業(yè)并不存在技術(shù)障礙，在技術(shù)路線相對清晰的情況下，電池、組件企業(yè)向上游擴張仍有較大吸引力。2018 年以來， 僅內(nèi)蒙古就有 5 家企業(yè)投資 200 億元以上擴張硅片產(chǎn)能，其中絕大

71、部分是單晶產(chǎn)能。</p><p>　　圖表 30：2018 年仍有大量新進入者在低電價地區(qū)布局新產(chǎn)能</p><p><b>　　資料來源：北極星，</b></p><p>　　結(jié)論：毛利率繼續(xù)探底下行，未來是龍頭的薄利多銷時代</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵

72、埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　整個行業(yè)目前處于也將持續(xù)處于供大于求的局面。目前，行業(yè)二三線廠商還能存活，隨著價格戰(zhàn)的延續(xù)，高成本產(chǎn)能逐步出清，行業(yè)集中度會進一步提高，在這個過程中行業(yè)內(nèi)公司的毛利率不可避免會下行；隨著下游議價能力加強和龍頭發(fā)起價格戰(zhàn)，行業(yè)份額將更加集中，格局則趨于穩(wěn)定，行業(yè)毛利率會在低位區(qū)間震

73、蕩，迎來龍頭的薄利多銷時代。</p><p>　　單晶或多晶廠商陣營內(nèi)部競爭的關(guān)鍵是成本，因為硅片本身同質(zhì)性較強，在品質(zhì)和售價上的差異不會很大，成本是決定企業(yè)盈利能力的核心因素，此外規(guī)模、資產(chǎn)負債表也是決定企業(yè)命運的重要因素；單多晶廠商間競爭的關(guān)鍵是效率和成本的綜合性價比，單晶近年來在降本方面取得了巨大成就， 多晶在效率追趕上進步卻不明顯，導(dǎo)致主客易位，未來的努力方向仍是加速轉(zhuǎn)換效率的提升。</p>

74、<p>　　圖表 2：波特五力與供需結(jié)構(gòu)分析總結(jié)</p><p><b>　　數(shù)據(jù)來源：</b></p><p>　　成本解析：多晶坐困愁城，單晶步步進逼</p><p>　　長晶環(huán)節(jié)成本優(yōu)勢是多晶護城河</p><p>　　硅片的成本可以大致分為硅料成本和非硅成本兩部分。硅料的成本占比在 50%-60%，主

75、要由硅料價格決定，同時硅片廠商還可以通過提高切割的出片量來攤薄硅料的成本；非硅成本的構(gòu)成相對復(fù)雜，包括長晶過程的設(shè)備、電費、特氣損耗和人力，以及切割過程的金剛線線耗和其他成本等。</p><p>　　單多晶硅片工藝的主要區(qū)別在于長晶環(huán)節(jié)。根據(jù)統(tǒng)計，目前多晶硅片成本比單晶硅片低 0.35 元/ 片，成本優(yōu)勢主要來自長晶環(huán)節(jié)。鑄錠成本僅占多晶硅片總成本的 12%，拉棒成本則占到單晶硅片總成本的 33%。在硅成本以及切

76、片成本方面，單多晶的差異總體較小，因此單多晶硅片在成本端的競爭主要在于長晶環(huán)節(jié)。</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　圖表 32：單多晶硅片成本結(jié)構(gòu)占比</p><p>　　數(shù)

77、據(jù)來源：PV Infolink，</p><p>　　長晶：單晶挖掘規(guī)模紅利，多晶降本空間狹小</p><p>　　單多晶競爭的核心在于兩者的性價比。由于多晶鑄錠爐的投料量遠高于單晶爐，拉棒環(huán)節(jié)多晶有比較明顯的成本優(yōu)勢，2011-2015 年多晶份額快速提升的原因即在于此。以早期的 G5 型鑄錠爐和80 型直拉爐為例，投資一臺 450kg 的鑄錠爐的費用可以購買 6 臺 80 型直拉爐（裝

78、料量 60kg）， 具體成本比較如下：</p><p>　　圖表 33：早期 G5 鑄錠成本與 80 型單晶爐成本對比</p><p>　　資料來源：康自衛(wèi)，《硅材料系列教材：硅片加工技術(shù)》，</p><p>　　不難看出，由于鑄錠爐投料量的絕對優(yōu)勢，早期多晶鑄錠成本比單晶拉棒成本競爭力強得多。然而近年來，隨著單晶連續(xù)投料技術(shù)和快速拉晶技術(shù)的快速進步，拉棒環(huán)節(jié)的成本

79、在快速下降。以單晶龍頭隆基股份為例，在 2010 年公司上市時，單爐的月產(chǎn)能僅有 1 噸不到，到現(xiàn)在為止已提升到 3</p><p>　　噸以上；一次投料的出棒數(shù)量從 1 根增加到 3-5 根，坩堝、石墨等耗材的用量也大為減少。據(jù)估算， 單晶爐單爐產(chǎn)量從 110kg 增加至 270kg，方棒的成本可從 80 元/kg 以上降至 40 元/kg 左右。</p><p>　　與單晶相比，多晶鑄

80、錠成本的下降速度則較為緩慢。盡管鑄錠爐的規(guī)格從 G4 升級到 G8，投料量從 500kg 增加到 1500kg 以上，但電耗的降幅僅有 40%左右，與當(dāng)前主流的 G6 鑄錠爐相比，G8 電耗僅下降 10%左右，因此多晶投料增加帶來的成本下降效應(yīng)并不顯著，這也導(dǎo)致單多晶方棒的成本從早期的 50 元/kg 被縮小到 20 元/kg，攤薄到硅片上拉棒/鑄錠成本差從早期的 1 元/片以上縮</p><p>　　小到 0.

81、3 元/片左右。</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　圖表 34：單晶拉棒成本規(guī)模效應(yīng)非常顯著</p><p><b>　　資料來源：</b></p

82、><p>　　圖表 35：多晶鑄錠成本規(guī)模效應(yīng)相對較弱</p><p>　　資料來源：Infolink，</p><p>　　根據(jù) Solarzoom 的數(shù)據(jù)，目前單多晶硅錠的生產(chǎn)成本分別為 44 元/kg 和 21 元/kg。多晶硅錠的成本構(gòu)成由高到低依次是石墨熱場、坩堝、折舊、電力及其他雜項，其降本最主要的方式是提高單爐產(chǎn)出以攤薄耗材和電力成本，但 G8 進一步升級

83、的幅度越來越小，因此多晶鑄錠的成本下降空間已經(jīng)比較有限，預(yù)計不超過 30%。</p><p>　　圖表 36：多晶鑄錠成本拆分明細</p><p>　　資料來源：Solarzoom，</p><p>　　圖表 37：單晶拉棒成本拆分明細</p><p>　　資料來源：Solarzoom，</p><p>　　單晶硅棒的

84、成本構(gòu)成由高到低依次是坩堝、電力、石墨熱場、折舊、人工及其他成本，由于目前單爐產(chǎn)出仍然較小，未來仍有一定的降本空間。單晶硅棒降本的途徑有幾個方向：一是改進拉棒技術(shù)提高單爐產(chǎn)出，比較有潛力的是采用連續(xù)拉棒技術(shù)攤薄坩堝等一次性耗材的損耗和設(shè)備折舊；二是提高產(chǎn)線的自動化水平降低人工成本；三是將拉晶產(chǎn)線建在低電價地區(qū)，目前隆基、中環(huán)的產(chǎn)能都分布在寧夏、云南和內(nèi)蒙古等低電價地區(qū)。預(yù)計單晶硅棒的拉晶成本有可能降到 30 元/kg，盡管較多晶硅棒還有

85、差距，但單晶在效率方面的優(yōu)勢足以確保單晶份額進一步提升。</p><p>　　圖表 38：當(dāng)前單多晶硅錠每爐成本測算</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　資料來源：Solarz

86、oom，</p><p>　　切片：金剛線革命窗口期已過，單晶切割成本略占優(yōu)</p><p>　　單多晶硅片的切割技術(shù)總體上沒有太大差別，但 2014 年起單晶開始大面積采用金剛線切割技術(shù)，</p><p>　　并在 2016 年基本完成金剛線改造，較多晶產(chǎn)品提早兩年。在金剛線價格大幅下降之后，金剛線切割法較傳統(tǒng)的砂漿線切割技術(shù)有著非常明顯的成本優(yōu)勢，這一輪“金剛線

87、革命”也是逆轉(zhuǎn)單多晶份 額最有力的力量。</p><p>　　圖表 39：金剛線切片占比變化趨勢</p><p>　　資料來源：岱勒新材，</p><p>　　圖表 40：不同切片方式成本對比</p><p>　　資料來源：岱勒新材，</p><p>　　與傳統(tǒng)的游離切割方式相比，金剛石線切割有關(guān)鍵的四大優(yōu)勢：第一

88、、提高切割速度，大幅提升機器生產(chǎn)率，降低用戶設(shè)備采購成本，提升產(chǎn)能；第二、摒棄游離切割所使用的昂貴且不環(huán)保的碳化硅等砂漿材料；第三、金剛石切割線線徑和線距的降低，使單硅棒產(chǎn)出的切片數(shù)量提升，降低原材料消耗；第四、單片耗材遠遠降低，大幅降低切割成本，相比砂線液切割，多晶用線成本降低 50%， 相比樹脂金剛石線切割，多晶用線成本降低 25%。國內(nèi)硅片企業(yè)中，隆基股份率先采用金剛線替代傳統(tǒng)工藝，并在 2016 年全部改用金剛線技術(shù)，其非硅成本

89、也得以大幅下降 36%至 1.71 元/片， 從而取得了與多晶競爭的成本優(yōu)勢。</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　圖表 41：金剛線切片與砂漿切片成本差異比較</p><p>

90、;<b>　　資料來源：阿特斯，</b></p><p>　　圖表 42：2016 年隆基股份推廣金剛線切割大幅降低非硅成本</p><p>　　資料來源：岱勒新材，</p><p>　　多晶硅片在 2017 年開啟了金剛線改造的步伐，并且在 2018 年基本實現(xiàn)全部滲透，比之前預(yù)期的</p><p>　　2020 年提

91、前了 2 年之多。但總體而言，由于多晶硅錠的硬質(zhì)點較多，切片的斷線率、切割速度都比單晶要差，因此采用同樣技術(shù)時，多晶的切片成本要高于單晶。目前，單晶切片與多晶切片線徑差一代（5μm），出片數(shù)差異 3-4pcs/kg。值得慶幸的是，金剛線的價格仍在快速下跌之中，單多晶切片成本差異已從 0.5 元/片收窄至 0.05 元/片，非硅成本差異的主要部分變得無關(guān)緊要，也使得單多晶在切片環(huán)節(jié)的成本差距顯著縮小。</p><p&g

92、t;　　圖表 43：單晶硅片切片成本拆分</p><p>　　資料來源：Solarzoom，</p><p>　　圖表 44：多晶硅片切片成本拆分</p><p>　　資料來源：Solarzoom，</p><p>　　然而，對多晶不利的是，盡管切片成本已經(jīng)接近單晶，但由于金剛線技術(shù)大幅降低了硅料損耗，導(dǎo)致多晶在長晶環(huán)節(jié)的成本優(yōu)勢大幅度縮水，

93、效率方面的劣勢則未有改觀，因此總體而言，金剛線革命降低切割成本的幅度對二者沒有區(qū)別，但其最終結(jié)果導(dǎo)致了單多晶成本優(yōu)勢的遷移，多晶硅片目前基本上喪失了成本優(yōu)勢。</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　圖表

94、 45：單多晶切片線耗及非硅成本中金剛線成本差異</p><p>　　資料來源：岱勒新材，三超新材公告，</p><p>　　效率：新技術(shù)鞏固單晶優(yōu)勢，多晶竭力縮小差距</p><p>　　由于單晶硅片的位錯密度更低，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)GTM 的數(shù)據(jù)， 多年以來普通 P 型單晶電池較多晶電池的轉(zhuǎn)換效率始終維持著 1.2-1.4 個百分點的

95、優(yōu)勢，近年來隨著 PERC 等高效技術(shù)的成功應(yīng)用，單晶產(chǎn)品較多晶電池的效率優(yōu)勢進一步拉大。</p><p>　　圖表 46：單晶電池較多晶電池始終保持一定的效率優(yōu)勢</p><p><b>　　資料來源：GTM，</b></p><p>　　多晶電池一方面面臨長晶環(huán)節(jié)成本優(yōu)勢被蠶食，另一方面效率差距的劣勢被不斷拉大，因此在面對單晶挑戰(zhàn)時節(jié)節(jié)敗退

96、。多晶硅片重奪優(yōu)勢的唯一途徑是迅速縮小與單晶電池的效率差距，當(dāng)前有潛力的方式包括黑硅技術(shù)和鑄錠單晶技術(shù)。</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　多晶金剛線硅片采用常規(guī)酸制絨無法實現(xiàn)良好的表面織構(gòu)，甚至無

97、法形成絨面，這導(dǎo)致金剛線硅片的反射率大幅提升，從而對電池效率產(chǎn)生負面影響。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，是多晶電池繼續(xù)進步的必由之路。目前投入運營的黑硅技術(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)綜合性價比較高。</p><p>　　圖表 47：濕法黑硅技術(shù)在四條黑硅路線中性價比更為突出</p><p>　　資料

98、來源：保利協(xié)鑫，</p><p>　　值得一提的是，黑硅技術(shù)和 PERC 等高效電池技術(shù)結(jié)合之后，出現(xiàn)了 1+1>2 的積極效果。阿特斯采用濕法黑硅技術(shù)的電池片較普通多晶硅片效率提高 0.4%，普通硅片上疊加 perc 技術(shù)，電池效率提高 0.7%，同時施加黑硅和 PERC 工藝的電池片效率提高 1.2~1.5%，量產(chǎn)的黑硅+PERC 電池效率達 20.1~20.4%。</p><p&g

99、t;　　鑄錠單晶技術(shù)理論上融合了鑄錠成本低和單晶效率高的優(yōu)點，GCL 的鑄錠單晶硅片與直拉單晶硅片的效率差只有 0.4%，但目前鑄錠單晶的成本仍未降至傳統(tǒng)鑄錠的水平，導(dǎo)致其滲透率偏低。</p><p>　　圖表 48：黑硅與 PERC 技術(shù)結(jié)合可顯著提高電池效率</p><p><b>　　資料來源：阿特斯，</b></p><p>　　圖表

100、49：鑄錠單晶技術(shù)能夠顯著縮小與單晶產(chǎn)品的效率差</p><p>　　資料來源：保利協(xié)鑫，</p><p>　　其他：單多晶硅料采購價差成為再平衡砝碼</p><p>　　隨著單晶在成本和效率端同時發(fā)力，單多晶的市場份額預(yù)計將出現(xiàn)逆轉(zhuǎn)，硅料市場上多晶料為主的 需求格局也將轉(zhuǎn)變?yōu)橐詥尉Я蠟橹?。然而，由于多晶硅生產(chǎn)過程中單晶料的經(jīng)濟比例上限約為 70%，</p&g

101、t;<p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　中長期內(nèi)硅料市場將出現(xiàn)單晶料供給相對緊張而多晶料供給相對過剩的情況，單多晶硅料的銷售價格將出現(xiàn)明顯價差，從而為多晶硅片創(chuàng)造出一定的生存空間。年初以來，單多晶價差從 3 元/kg

102、最高擴大至近 20 元/kg，目前穩(wěn)定在 7-10 元/kg，預(yù)計硅料采購可為多晶硅片創(chuàng)造 0.1 元/片以上的成本優(yōu)勢。</p><p>　　圖表 50：單多晶價差總體呈擴大趨勢</p><p>　　資料來源：PV Infolink，</p><p>　　我們以當(dāng)前一線硅料企業(yè)的產(chǎn)品結(jié)構(gòu)為基準，測算單晶料比例提升時，單多晶硅料價差的變化。當(dāng)硅料產(chǎn)出中，單晶料占比從

103、 70%進一步提升時，單爐產(chǎn)出量會降低，電耗和生產(chǎn)成本則會提高， 如果維持單爐毛利不變，單多晶硅料價差需要大幅擴大。因此，我們認為在當(dāng)前技術(shù)水平下，多晶硅料中菜花料的比例不會低于 30%，單多晶料的價差有相當(dāng)大的變化彈性以確保多晶硅片企業(yè)能夠消化菜花料的產(chǎn)出。</p><p>　　圖表 51：硅料產(chǎn)出中單晶料比例變動對單多晶料價差影響分析</p><p><b>　　資料來源：&

104、lt;/b></p><p>　　小結(jié)：多晶成本優(yōu)勢喪失殆盡，市場份額將淪為少數(shù)</p><p>　　未來我們認為降本的路徑主要從四個環(huán)節(jié)同步下降，積少成多，設(shè)備方面進一步降低能耗，增加裝料量以及提升生產(chǎn)速度，從而有效降低能源動力成本，并攤薄折舊和人工成本；也可以將工廠遷移到電價更低的中西部地區(qū)以降低電費支出，但由于電池片廠大多位于沿海地區(qū)，會導(dǎo)致運雜費的成本上升，因此這種策略目前主

105、要是電費成本占比較高的單晶硅片廠商采用。</p><p>　　我們測算了理想條件下的各項成本，普通單多晶硅片的理想成本差 0.27 元/片，加入黑硅工序后單</p><p>　　多晶的成本差縮小到 0.15 元/片。其中單晶成本約 1.92 元/片，實現(xiàn)該成本的途徑主要是進一步降</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線

106、之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　低拉棒成本和切片線耗；普通多晶硅片成本約 1.65 元/片，黑硅片成本約 1.77 元/片，較當(dāng)前實際成本下降程度有限。</p><p>　　根據(jù) PV Infolink 近期的價格信息，目前單晶硅片的最低價為 2.63 元/片（不含稅），多晶硅片的

107、最低價為 1.77 元/片（不含稅），在理想成本下，單晶仍有較好的利潤率，多晶的盈利水平則比較慘淡。無論從降價空間還是盈利水平比較，單晶都已占據(jù)定價的主動權(quán)。從中長期看，多晶硅片的市場份額將持續(xù)下降，硅片的理想成本主要取決于單晶產(chǎn)品，假如單晶硅料價格進一步降至 70 元/kg，</p><p>　　出片量提升至 70 片/kg，單晶成本有望降至 1.6 元/片，按 20%的毛利率定價，單晶硅片價格有望</p

108、><p>　　達到 2.3 元/片（含稅）。</p><p>　　圖表 52：理想單多晶硅片成本底部測算</p><p><b>　　資料來源：</b></p><p>　　定價機制：多晶硅片筑底，單晶硅片彈性大</p><p>　　由于成本和轉(zhuǎn)換效率均有較大差異，單多晶硅片的產(chǎn)品價格必然存在價差。2

109、016 年以來，單多晶硅片的價差范圍約為 0.7-2 元/片，波動范圍較大。我們認為，單多晶硅片價差與多重因素有關(guān)， 其下限為光伏系統(tǒng) EPC 投資相同時回溯的硅片價格，上限則是考慮單晶發(fā)電量增益等因素的硅片價格，新技術(shù)的應(yīng)用導(dǎo)致硅片價差進一步增大，一段時間內(nèi)特定品類產(chǎn)品的供需則會造成價格差的波動。</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺<

110、;/p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　我們以一個 10MW 的集中式項目為例，測算單多晶產(chǎn)品價差大小。目前 1 個 10MW 集中式項目的靜態(tài)總投資約 5200 萬元，其中多晶組件的采購及安裝成本約 1950 萬元，非組件成本中，與容量</p><p>　　相關(guān)的成本約為 962 萬元，與土地面積相關(guān)的成本約為 1

111、096 萬元，項目公用設(shè)施成本約 1100 萬元。</p><p>　　圖表 53：10MW 集中式光伏電站投資明細（萬元）</p><p>　　資料來源：發(fā)改委能源研究所，</p><p>　　EPC 投資成本相等決定價差下限</p><p>　　EPC 承包商挑選產(chǎn)品的約束條件是系統(tǒng)投資成本的最小化。暫不考慮單晶及高效單晶產(chǎn)品發(fā)電能力的增

112、益，假設(shè)選用普通多晶、普通單晶和高效單晶的 EPC 價格均為 5.01 元/W，由于兩種單晶</p><p>　　電力設(shè)備及新能源深度報告 光伏產(chǎn)業(yè)研究系列報告（2）：硅片—路線之爭塵埃落定，巨頭廝殺</p><p><b>　　——仍將持續(xù)</b></p><p>　　產(chǎn)品的轉(zhuǎn)換效率更高，使用的組件數(shù)量更少，系統(tǒng)成本中與面積相關(guān)的部分得到

113、攤薄，普通單晶產(chǎn)品較普通多晶可溢價 0.57 元/W，高效單晶較普通多晶可溢價 0.124 元/W。</p><p>　　目前各類組件非硅價格大約 1 元/W（含稅），普通單多晶電池非硅價格 0.4 元/W（含稅），PERC</p><p>　　電池成本比普通電池高 0.05 元/W，假設(shè)其相關(guān)價格為 0.45 元/W（含稅），還原至硅片環(huán)節(jié)，則</p><p>