光伏行业：离平价上网还有多久？探究光伏成本下降之路，期待平价上网大周期到来-20170628-国泰君安-29页.pdf-solarbe文库

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请务必阅读正文之后的免责条款部分 [Table_MainInfo] [Table_Title] 2017.06.28 光伏行业离平价上网还有多久探究光伏成本下降之路，期待平价上网大周期到来徐云飞（分析师）王浩（分析师）庞钧文（研究助理） 0755-23976775 0755-23976068 021-38674703 xuyunfeigtjas.com wanghao013539gtjas.com pangjunwengtjas.com 证书编号 S0880517030003 S0880513090004 S0880115080135 本报告导读通过详细分析从硅料、硅片、电池片、组件到 BOS 环节现状及发展趋势，量化分析成本下降空间，我们判断平价上网大周期将于 5 年内到来。摘要 [Table_Summary] 光伏发电是最有前景的发电技术，未来有望成为主要的电能来源。光伏发电作为可再生能源的一种，通过光生伏特效应（源自半导体 PN 结的发电原理），利用取之不尽用之不竭的太阳能，被视作未来永续清洁能源的主要解决方案。自 2000 年以来，依靠世界各国对光伏行业的政策性支持，光伏行业在本身尚不具备经济性的情况下经历了数次大发展，截止 2016 年世界光伏总装机量已达 300GW。平价上网将开启光伏行业成长大周期。由于光伏行业度电成本尚不具备经济性，其行业增长受补贴多寡、补贴发放情况影响较大。但未来光伏的度电成本随着系统成本下降将必然低于脱硫脱硝的火电上网电价，从而实现平价上网。届时，光伏发电不依赖于补贴即可实现可持续运营，将开启光伏替代火电的大浪潮。我们认为光伏行业下一个成长大周期将由平价上网驱动。从硅料到组件到 BOS，平价上网需要依靠全产业链的努力。不同于风电产业链，光伏产业链长度更长，环节更多，每个环节都是重要的成本组成，因此，降低最终系统的成本不是依靠单纯一个环节就能完成的，需要依靠全产业链共同的努力。在每个环节都降低一点成本，最终形成系统时成本下降就极为显著。原材料消耗更少、转换效率更高、摊低固定成本是降低成本的主要方法，归根结底是依赖技术进步和规模化效应。不断应用新技术能够减少原材料的消耗，比如在多晶硅生产中采用改良西门子法、在切片环节采用金刚线切割等可以大幅减少原材料的成本。研发高效电池技术，提高光伏电池的转换效率，也可以降低度电成本。利用规模化优势，摊低固定成本，是制造业行业降低成本的不二法门。储能成本的下降将对光伏普及起到促进作用。光伏发电需要有储能做匹配，从而平滑输出。随着新能源汽车的快速发展，动力锂电能量密度在快速提升，产能也在快速扩张，导致锂电成本在快速下降，从而降低储能的度电成本。随着储能成本的下降，越来越多的光伏系统将搭配储能，从而加快光伏的普及。我们判断随着度电成本的不断降低，平价上网将很快到来。系统投资的成本近年来持续快速下降，光伏发电的度电成本也随之下降，我们预测在 2020 年之前各类资源区的光伏度电成本就能够达到当地平均的脱硫脱硝电价，实现平价上网。行业有望在 2020 年前脱离对补贴的严重依赖。届时我们将能够看到光伏行业新周期的到来。 [Table_Invest] 评级增持上次评级增持 [Table_subIndustry] 细分行业评级太阳能增持 [Table_Report] 相关报告新兴能源中汽协建议下修 3 万公里补贴要求 2017.06.19 新兴能源双积分时代到来，哪家欢乐哪家愁 2017.06.14 新兴能源 5 月重回高增长，纯电动车型产销亮眼 2017.06.12 新兴能源动力电池以租代售，开创电动汽车新模式 2017.06.12 新兴能源王牌怼王牌 CATL 与 BYD 大比拼 2017.05.24 行业更新新兴能源股票研究证券研究报告每日免费获取报告 1、每日微信群内分享 5最新重磅报告； 2、每日分享当日华尔街日报、金融时报； 3、每周分享经济学人 4、每月汇总 500份当月重磅报告（增值服务）扫一扫二维码关注公号回复研究报告加入“起点财经”微信群。行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 2 of 29 目录 1. 平价上网将开启光伏行业成长大周期 . 3 1.1. 平价上网是光伏行业的毕生追求 3 1.2. 努力降低成本是实现平价上网的必由之路 3 2. 详解产业链各环节成本下降空间 . 4 2.1. 多晶硅料 4 2.2. 单晶、多晶 9 2.3. 电池片环节 14 2.4. 组件环节 19 2.5. BOS 环节 . 22 2.5.1. 成本下降放缓，降本弹性减少 . 22 2.5.2. 逆变器降本空间收窄，增效着眼系统 . 24 2.6. 储能环节 25 3. 展望未来，平价上网或在几年内实现 . 26 行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 3 of 29 1. 平价上网将开启光伏行业成长大周期 1.1. 平价上网是光伏行业的毕生追求政策导向下，光伏发电平价上网为期不远。光伏平价上网是指光伏发电成本与火电、水电的电价相持平或更低，光伏电站可以不依赖政府制定的标杆价格和补贴而实现盈利。国家发改委 1 月 17 日正式公告了能源发展“十三五”规划全文，制定 2016 年到 2020 年间的能源发展蓝图和行动纲领。在太阳能光伏方面，该文目标发展 60GW 以上之分布式光伏，并力争 2020 年平价上网。中国光伏平价上网的时间表，正随着光伏组件、硅片及多晶硅等光伏产品及整体系统价格的下滑，逐渐逼近。光伏产业平价上网需发电侧电价降至每千瓦时 0.2818-0.3915 元。 2016 年 12 月 26 日，国家发改委发布 2017 年光伏电站标杆上网电价调整通知。通知指出分资源区降低光伏电站、路上风电标杆上网电价，分布式光伏发电补贴标准和海上风电标杆电价不作调整。通知规定自 2017 年 1 月 1 日之后，一至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别调整为每千瓦时 0.65 元、 0.75 元、 0.85 元。而脱硫煤电的上网电价今年为每千瓦时 0.2818-0.3915 元。实现光伏平价上网，主要是依靠提高太阳能电池的转化效率和寿命、降低光伏电站的制造成本、提高设备产能等途径实现，将光伏产业发电侧电价降至每千瓦时 0.2818-0.3915 元区间内。表 1 我国历年光伏上网电价及单位电量定额补贴单位元 /kWh 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年一类区上网电价 1.15 1.00 0.90 0.90 0.90 0.80 0.65 二类区上网电价 1.15 1.00 0.95 0.95 0.95 0.88 0.75 三类区上网电价 1.15 1.00 0.90 0.90 0.90 0.98 0.85 单位电量定额补贴 - - 0.42 0.42 0.42 0.42 0.42 数据来源国家发改委，国泰君安证券研究 1.2. 努力降低成本是实现平价上网的必由之路成本过高仍然是光伏发电规模化发展的主要障碍。世界各国为光伏发电制定“平价上网”的路线图，首先是实现终端消费侧的“平价上网”，进而实现在发电上网侧的“平价上网”。降本之路尚未结束，根据目前情况测算单位组件成本在每瓦 0.68-1.12 元区间内，方可实现平价上网。我国地面光伏电站单位千瓦综合造价近年呈逐年下降的趋势，并网光伏发电站平均单位千瓦动态投资由 2009 年的 20 元左右降至 2012 年底的 10 元左右， 2015 年光伏电站单位造价水平基本在每瓦 9-9.5 元范围内波动。随着光伏电站建设成本的不断降低，光伏转化效率的不断提升， 2016 年单位 BOS 成本降至每瓦 4 元，但根据目前的脱硫煤电价格，平价上网所需的初始投资为每瓦 4.68 元 -5.12 元，所需的组件成本为每瓦 0.68 元 -1.12 元，低于目前的价格水平，可见实现“平价上网”还需沿降本之路持续前行。行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 4 of 29 表 2 组件价格需要降低至 0.68-1.12 元 /W 资源区光伏上网电价（元 /kWh）平均脱硫煤电价（元 /W）所需初始投资（元 /W）所需组件成本 I 类 0.65 0.2818 4.68 0.68 II 类 0.75 0.3522 5.12 1.12 III 类 0.85 0.3915 4.87 0.87 数据来源国泰君安证券研究 2. 详解产业链各环节成本下降空间 2.1. 多晶硅料多晶硅料产量和需求持续增长。从产能和产量上看， 2015 年我国多晶硅生产保持持续增长势头，全年正常生产的多晶硅企业达 16 家，产能达 19 万吨，产量 16.5 万吨，占全球总产量的 47.8，继续保持世界首位。 2016 年我国多晶硅产量达 19.4 万吨，同比增长 17.6，全年太阳能集多晶硅进口量约 13.6 万吨（含硅锭）。图 1 2010-2015 年我国多晶硅产量及进口量数据来源 CPIA，国泰君安证券研究技术创新突破行业壁垒，龙头企业形成寡头市场。多晶硅核心技术长期掌握在美、德、日、韩等几家外国企业手中，形成寡头垄断的格局。国内几家一线企业依靠国内市场需求巨大的优势以及持续技术创新同样跻身前列。 2016 年位居前三位的江苏中能、新特能源和洛阳中硅产量占全国总产量的 55.6，年有限产能在万吨以上的中能、特变、中硅、大全、永祥、亚硅、赛维等 7 家企业产量占全国产量的 80.7，在规模、技术、成本和质量等各方面均已接近或代表国际先进水平。表 3全球主要多晶硅厂商产能及产量情况企业 2014 年产能（吨 /年） 2015 年产能（吨 /年）中能硅业 65000 75000 德国 Wacker 52000 52000 韩国 OCI 42000 52000 美国 Hemlock 43000 43000 美国 REC 22000 22000 特变电工 17000 18000 中硅高科 10000 12000 行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 5 of 29 日本 Tokuyama 22000 28000 大全新能源 6200 12000 四川瑞能 8000 10000 数据来源 solarzoom，国泰君安证券研究价格方面，多晶硅近 5 年成本持续下降，部分企业成本已降至 70 元 /千克。从价格上来看，国内主流厂商多晶硅出厂价格从 2011 年最高 725.71 元 /千克，降至 2016 年最低 93.57 元 /千克，降幅达 87.11。目前主要受供求关系在 140 元 /千克左右波动。图 2 2011-2017 国内主流厂商多晶硅出厂价格（单位元 /千克）数据来源 PVNEWS，国泰君安证券研究 2016 年国内多晶硅价格呈现“ N 型”走势。 2016 年我国多晶硅全年均价为 12.78 万元 /吨，同比小幅上涨 6.5。受电价政策调整影响，光伏抢装潮导致多晶硅需求显著增长，周均价从 1 月初的 105.4 元 /千克，一路上涨到 6 月底的 147.8 元 /千克，涨幅为 40.2；随后“ 630”抢装潮结束，下游企业消化库存、需求缩减后，多晶硅价格断崖式下跌至 9 月底的历史低点 86.5 元 /千克，跌幅高达 41.5；后来受供给减少需求回暖， 9 月份最后一周开始触底反弹，一路回升至 12 月底的 13.9 元 /千克，涨幅高达 60.7。图 3 2016 年国内主流厂商多晶硅出厂价格（单位元 /千克）数据来源 PVNEWS，国泰君安证券研究生产技术方面，改良西门子法生产工艺相对成熟，占据我国总产量的 98，考虑到成本和技术问题，未来仍将是主流生产工艺。行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 6 of 29 图 4 2016 年多晶硅生产工艺市场占比图 5 改良西门子法仍将是主流工艺数据来源 CPIA，国泰君安证券研究数据来源 CPIA，国泰君安证券研究多晶硅料是组件成本的重要组成部分。根据 2017 年 2 月 27 日的数据计算，光伏组件的价格为每瓦 3 元左右，假定每瓦使用 5g 多晶硅，多晶硅价格 141.57 元 /千克，那么每瓦电池组件的多晶硅成本已经降到 0.71 元，占据组件总成本的 23.6，是组件中重要的成本部分。表 4 多晶硅在组件中的成本弹性测算组件中多晶硅成本（元 /瓦）多晶硅成本（元 /千克） 45 50 55 60 65 70 多晶硅毛利率 20 0.28 0.31 0.34 0.38 0.41 0.44 30 0.32 0.36 0.39 0.43 0.46 0.50 40 0.38 0.42 0.46 0.50 0.54 0.58 50 0.45 0.50 0.55 0.60 0.65 0.70 60 0.56 0.63 0.69 0.75 0.81 0.88 数据来源国泰君安证券研究控制电耗减少折旧提高原材料利用率，是未来多晶硅成本下降的主要方式。生产多晶硅的改良西门子法的成本中，能源（电力、蒸汽、水等）、原料（硅粉、三氯氢硅、四氯化硅等）和折旧是比例最大的三项，其中电力成本占 35左右，折旧成本占 21左右，原材料占 20左右。图 6 改良西门子法生产多晶硅成本构成数据来源国泰君安证券研究（ 1）控制电耗重点是控制还原电耗和冷氢化电耗，未来三年非硅成本有 10左右的下降空间，组件成本相应减少 0.026 元 /瓦。目前我国多晶硅平均综合电耗已达到 80kWh/kg-Si，部分龙头企业的指标甚至降至行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 7 of 29 70kWh/kg 以下，未来随着生产装备技术提升、系统优化能力提高、生产规模增大等，预计未来三年还有 21的下降空间。由于电耗成本占到总成本的三成以上，多晶硅企业大多搬向电价相对低廉的西北部，假设电费为 0.31 元 /kWh，那么综合电耗成本在未来三年内可下降至 19.53 元 /kg-Si，当多晶硅企业毛利率在 40时，可给组件成本带来 0.05 元 /瓦的下降。图 7 2016-2025 年多晶硅综合电耗变化趋势图 8 多晶硅电力成本下降路线数据来源 CPIA，国泰君安证券研究数据来源国泰君安证券研究 ○ 1 其中，减少还原电耗三年内可减少非硅成本 4.5。目前我国多晶硅还原炉运行的主流设备为改进型 24 对棒还原炉、 36 对棒、 40 对棒、 48 对棒等炉型，单炉产量 7-12 吨，还原电耗从 2009 年的 120kWh/kg-Si 已降至 52kWh/kg-Si，降低 50。未来在大型还原炉的开发和使用、炉内壁材料升级优化、硅管代替硅芯技术、气体配比优化等带动下，到 2020 年有望下降至 44kWh/kg。图 9 2016-2025 年还原电耗变化趋势图 10 多晶硅还原电耗成本下降路线数据来源 CPIA，国泰君安证券研究数据来源国泰君安证券研究 ○ 2 减少冷氢化电耗三年内可减少非硅成本 0.9。行业内冷氢化电耗在 9.35kWh/kg-Si 左右，并随着反应催化剂的开发、提高工艺环节中热能回收利用率、提高反应效率等手段的应用，冷氢化电耗仍将稳步下降，到 2020 年有望下降至 7.75kWh/kg-Si。行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 8 of 29 图 11 2016-2025 年冷氢化变化趋势图 12 多晶硅冷氢化成本下降路线数据来源 CPIA，国泰君安证券研究数据来源国泰君安证券研究（ 2）减少折旧未来三年非硅成本有 9左右的下降空间，组件成本相应减少 0.025 元 /瓦。改良西门子法多晶硅生产线设备投资成本逐年下降，目前已降至 1.5 亿元 /千吨，预计未来随着生产装备技术的进步和工艺水平的提高，至 2020 年千吨投资成本将降至 1 亿元。图 13 2016-2025 年多晶硅投资成本变化趋势图 14 多晶硅折旧成本下降路线数据来源 CPIA，国泰君安证券研究数据来源国泰君安证券研究（ 3）提高原材料利用率未来三年含硅成本有 8左右的下降空间，组件成本相应减少 0.006 元 /瓦。硅耗量指的是生产单位高纯度硅产品所耗费的硅量（含合成、氢化工序，外购硅粉、三氯氢硅、四氯化硅等含硅物料全部折成纯硅计算，扣除外售氯硅烷等按硅比折成纯硅计算）。目前行业耗硅在 1.2kg/kg-Si。随着氢化水平的提高，副产物回收利用率的增强，预计到 2020 年将降低到 1.1kg/kg-Si。图 15 2016-2025 年硅耗变化趋势图 16 多晶硅硅耗成本下降路线数据来源 CPIA，国泰君安证券研究数据来源国泰君安证券研究行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 9 of 29 2.2. 单晶、多晶国内多晶占比依然主流，单晶、多晶协同发展。 2016 年我国硅片产量超过 63GW，同比增长 31以上，占全球产量的 91.30，其中多晶硅片产量 50.72GW，占比 80.5，单晶硅片产量 12.28，占比 19.5。多晶硅太阳能电池占全部太阳能电池市场份额近五年来居高不下，尤其是 2013 2015 年占比提升十分显著。单晶方面， 2016 年颇受注目的单晶风潮大有起色，在领导厂商将常规单晶与多晶组件价差控制在每瓦 US0.01 的推动下，单晶产品籍由高性价比，在以多晶为主的中国市场成长至市占超过 25，虽隆基、中环、天合等仍为国内单晶主要供货商，但有越来越多的电池片、组件供货商在去年加入单晶领域。未来可预测范围内，多晶、单晶将继续协同发展。图 17 2016 年全球产量占比及国内不同硅片市场占比数据来源 CPIA，国泰君安证券研究政策利好成本降低利好单晶，市占率不断攀升。政策方面“领跑者计划”实施以及光伏“超级领跑者”计划的提出让单晶成为行业关注的热点。近年来伴随生产成本的快速下降，单晶竞争优势持续加强，今年上半年单晶替代多晶推进明显，主要单晶硅片企业隆基股份、中环股份硅片业务同比均大幅增长。另外，“十三五”规划支出全面推进分布式光伏发电建设，重点发展屋顶分布式光伏发电系统，实施光伏建筑一体化工程。表 5领跑者技术要求效率等级多晶组件单晶组件一级 17.5以上 18.0以上二级 16.5-17.5以上 17.0-18.0 对应组件瓦数 60pc 270W 以上 60pc 280W 以上对应电池效率 18.5 19.6 常规效率 18.2-18.4 19.5-19.8 数据来源国家能源局，国泰君安证券研究行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 10 of 29 图 18 2016 年不同硅片市场份额图 19 单多晶材料市场份额预期图数据来源 CPIA，国泰君安证券研究数据来源 CPIA，国泰君安证券研究寡头格局已经形成，行业龙头引领成本下降路线。 2016 年上半年我国硅片行业整体产能利用率在 90以上，前十家企业产能利用率在 95以上，产量占比 72； 50 家电池片生产企业的平均产能利用率 84； 42 家光伏组件企业平均产能利用率为 89。单晶硅方面，供应端仅剩国内五大厂少量一体化企业的内部产能。一线硅片企业通过技术改进，尤其是金刚线切割 PERC 技术的应用，不断提升品质降低生产成本，市占率明显提高。就目前整个竞争格局而言，隆基、中环占了全球产能的 76。全球单晶硅龙头隆基股份在 2015 年全面推行金刚线切割工艺，通过技术工艺的升级优化使得全年硅片产品非硅成本同比降低 20.78， 2016 年上半年实现单晶硅片非硅成本同比降低 33，全成本优势明显，除中环股份现金成本能与隆基股份相近，其他公司还需要一定的时间爬坡，故目前单晶硅片的寡头格局已经清晰，未来两年内还将保持。图 20 单晶硅片产能分布格局数据来源 solarzoom，国泰君安证券研究价格方面，受上游多晶硅价格影响，单晶硅片和多晶硅片价格自 2011 年至今下跌幅度均超七成。八寸单晶硅片（ A 片）国内主流厂商平均价格由 2011 年最初的每片 17.09 元降至目前 3.97 元；多晶硅片（ A 片）国内主流厂商平均价格由 2011年最初的每片 26.15元降至目前 5.11元；六寸半单晶硅片（ A 片）国内主流厂商平均价格由 2011 年最初每片 32.04 元降至目前 5.90 元。行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 11 of 29 图 21 硅片价格走势图（单位元 /片）数据来源 PVNEWS，国泰君安证券研究非硅成本在单晶硅片和多晶硅片的成本构成中占比依然显著。 2015 年隆基股份单晶硅片的非硅成本占比在 40左右，多晶硅片的非硅成本也在四成以上。非硅成本主要包括多晶硅片铸锭、单晶硅片拉棒、单多晶硅片切片等环节的折旧、能耗、人工、维护等费用。降低非硅成本仍是目前硅片环节降低成本的主要方式。图 22 2015 隆基股份单晶硅片成本构成数据来源公司年报，国泰君安证券研究单晶硅片、多晶硅片目前成本下降方式主要有（ 1）产能提升，包括单晶硅应用连续投料技术快速拉晶技术，多晶硅应用 G7 甚至 G8 铸锭炉系统以增大铸锭投料量；（ 2）切片环节方面，薄片化金刚线切割。（ 1）单晶拉棒环节连续投料技术快速拉晶技术持续提升，未来 3 年拉棒环节非硅成本有 30的下降空间， 2020 年单晶组件成本相应减少 0.09 元 /瓦。企业可以通过优化拉晶炉热场结构、提高投料量、提升拉速等技术降低单晶拉棒生产能耗和折旧成本。以隆基股份为例，公司通过连续投料技术的研发，单炉产能已达到 1.4 吨 /月，较 12 年上市初提升 33，未来 3 年，目标产能达到 2 吨 /月以上。拉晶速度已提升至 1.1mm/min，较上市初提升 57，未来目标提升至 1.3mm/min 以上。公司 2015 年拉棒成本为 70 元 /kg， 2016 年能实现 60 元 /kg 的目标，显著低于同行 100 元 /kg 的水平。行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 12 of 29 图 23 隆基股份拉棒成本持续下降数据来源国泰君安证券研究多晶铸锭环节，未来 3 年硅片成本有 13的下降空间， 2020 年多晶组件成本相应减少 0.07 元 /瓦。多晶硅方面，使用高效多晶铸锭 ,降低单位能耗 ,提高产出率 ,同时也可以降低后续设备需求、耗材消耗及人工成本。目前多晶硅铸锭企业普遍升级至 G6 铸锭炉系统，单炉投料量已经达到 800-890kg 以上，部分企业正朝着投料量更大的 G7 系统改进，投料量可以达到 1100-1200kg。 2016 年行业已经出现 G8 炉的应用，其投料量可以达到 1500kg，单位产能可达 16kg/h,其更高的性价比为多晶产品在光伏行业中占主导地位提供可靠保证。图 24 2016-2025 年多晶铸锭投料量变化趋势图 25 多晶硅铸锭成本下降路线数据来源 CPIA，国泰君安证券研究数据来源国泰君安证券研究（ 2）切片环节，单晶硅方面，金刚线规模化直径降低后，未来三年硅料成本可降低 20， 2020 单晶组件成本还可降低 0.08 元 /瓦。目前市场上两类主流的切片技术，砂浆切片和金刚线切割技术。单晶硅主流切片技术，即金刚线切片技术，和单晶硅薄片化的不断成熟，使得单晶硅片成本不断下降。以隆基股份为例，引入金刚线切割及薄片化技术，切片环节非硅成本同比已降低 30以上。 2015年公司大规模采用金刚线工艺，切片成本大幅下降 30以上。公司目前用的金刚线采购自国外，随着国内金刚线规模化、产业化，成本将进一步降低。未来随着金刚线直径从 105-110um 下降至 90-100um，可以进一步增加 3的硅片产出。同时切割厚度从目前的 150um 降低至 110um，硅片成本还可以下降 0.02/w，约 0.14 元 /瓦。不考虑原材料多晶硅料价格因素，未来 3 年硅料成本可降低 20左右。行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 13 of 29 图 26 单晶切片成本持续下降图 27 2016-2025 年硅片金刚线切占比趋势数据来源国泰君安证券研究数据来源 CPIA，国泰君安证券研究多晶硅方面目前，多晶硅的切片还是以砂浆切割为主，采用黑硅制绒技术金刚线切割技术，将在直接成本和间接成本方面降低多晶电池片 1.16 元 /片，组件价格降低 0.31 元 /瓦。金刚线切片用于多晶硅片切割的主要障碍在于使用金刚线切割的多晶硅反射率更高，常规的多晶制绒工艺难以达到良好的效果。目前解决这一缺陷的主流技术路径是在电池制绒环节采用黑硅技术。虽然黑硅工艺相应增加了部分成本，但由金刚线切片替代砂浆切片后，可在多个方面使得成本下降。表 6砂浆切割多晶和金刚线切割多晶对比砂浆切割多晶金刚线切割多晶钢线线径（μ m） 110 70 磨料损耗（μ m） 60 20 刀缝损失（μ m） 170 90 硅片厚度（μ m） 180 180 导轮槽距（μ m） 350 270 1kg 硅钉理论合格出片数 48 62 装载量（ mm） 650 650 单次理论合格出片数 1767 2287 每天可切刀数 2.5 8 月产能（片） 132525 548880 年产能（片） 1590300 6586560 年产能（ MW） 7 29 每片耗硅（ g，含刀缝损失） 21.9 17.0 多晶硅价格（元 /kg，不含税） 118 硅成本减少（元 /片） 0.58 数据来源 solarzoom，国泰君安证券研究直接成本方面， ○ 1 金刚线切片带来单位产能耗硅量的减少。耗硅量的减少主要由两个方面带来刀缝损失的减少和硅片薄片化趋势。一方面，按硅片厚度 180μ m、装载量 650mm 计算，使用砂浆切片的话单次理论出片数为 1767 片，而采用金刚线切片后单次出片数提到 2287 片；另一方面，目前砂浆切割的硅片主流厚度是 180μ m，最薄一般也只能做到 160 μ m，并且会带来良率下降等问题，而采用金刚线切硅片技术，目前可以做到 140μ m 甚至更低，从而进一步摊薄硅片的硅成本和折旧。 ○ 2 金刚线切片带来产能提升。砂浆切片机的线网速度为 580-900m/min，而金行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 14 of 29 刚线切片机的线网速度可以达到 1000-1500m/min，是传统砂浆切片机的两三倍。 ○ 3 切片成本的减少，主要是辅材成本的减少。砂浆切片的辅材主要有钢线、碳化硅和 PEG 悬液，目前折到每片硅片的不含税成本约为 0.96 元，且价格稳定，未来没有太大的下降空间。而金刚线切割的辅材金刚线和冷却液，得益于近年来金刚线成本的迅速下降，已经降至 0.75-0.85 元 /片，未来随着金刚线国产化趋势的增强，切割成本还将进一步降低。三方面综合影响，可将多晶硅电池片成本降低每片 0.8 元（不含税）。间接成本方面，由于金刚线切割相比砂浆切割刀缝损失明显减少，同等产能下对于多晶硅的需求也将大幅减少。如果目前全国 70的多晶硅片产能全部应用金刚线切割，将带来每年超过 3 万吨的多晶硅需求减少，影响多晶硅需求超过 10，在下游没有大量新增产能的情况下，多晶硅价格将进一步下跌，从而导致多晶硅电池片成本降低 0.36 元 /片（不含税）。综合两方面因素，预计采用黑硅制绒技术电镀金刚线切割技术后，多晶硅电池片成本降低 1.16 元 /片（不含税），直接导致多晶硅组件成本降低每瓦 0.31 元（不含税），即 10左右。这将推动整个系统成本的下降，加速光伏行业平价上网大周期的到来。 2.3. 电池片环节产量继续领跑全球，晶硅太阳能电池保持主流地位。根据所用材料不同，太阳能电池主要可分为两大类第一类为晶硅太阳能电池，包括单晶硅和多晶硅；第二类为薄膜太阳能电池，包括硅基薄膜、化合物类以及有机类。当前市场上晶硅太阳能电池占比九成以上。图 28 全球太阳能电池市场份额变化图 29 2016 年我国电池片产量全球占比数据来源 CPIA，国泰君安证券研究数据来源 CPIA，国泰君安证券研究晶硅电池片方面， 2015 年我国电池片总产能约为 49GW，产量约为 41GW，同比增幅 24.2，产量全球占比约为 66看，中国大陆有 7 家企业跻身全球产量排名前十。 2016 年我国电池片产量超过 49GW，同比增长 49GW。行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 15 of 29 图 30 2010-2016 年我国光伏电池片产量数据来源 CPIA，国泰君安证券研究薄膜电池片方面，硅基薄膜电池目前由于技术提升空间有限，企业相继退出、减产，或将轨迹薄膜组件用于具有更高附加值得光伏建筑一体化领域。 CIGS 及 CdTe 电池目前实验室最高转换效率分别达到 22.6及 22.1，组件全面积转换效率均已超过 16，技术上仍有提升空间，且产业化技术逐步成熟，发展前景看好。此外，具有超高转换效率的 GaAs 电池目前由于成本较高，还未实现大规模量产。技术进步明显，效率提升是主旋律。规模化生产的普通结构铝背场（ BSF）单晶和多晶硅电池的平均转换效率分别达到 19.8和 18.5的水平，使用 PERC 电池技术的单晶和多晶硅电池则进一步使效率提升至 20.5和 19，未来仍有较大的技术进步空间。而 N 型晶硅电池技术则开始进入小规模量产， N-PERT 效率可达 20.5-21.2，技术进展也较为迅速，包括使用 PERT 技术的 N 型晶硅电池、 HIT 等异质结电池和 IBC 等背接触电池将会是未来发展的主要方向之一。表 7常规晶体硅电池平均转换效率 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 多晶硅效率 16.3-16.6 16.6-16.8 16.8-17.3 17.3-18.4 17.6-18.3 18-18.4 18.5-19.2 单晶硅效率 17.8-18 18-18.5 18.5-19 19-19.3 19.1-19.5 19.3-19.8 19.8-20.8 数据来源 CPIA，国泰君安证券研究单晶优势逐渐凸显，关注未来单晶市场份额的提升。短期看好 P 型单晶需求提升，长期关注 PERC、 N 型单晶市场份额提高。 P 型电池包括指 P 型 PERC 电池， N 型电池包括 HIT、 IBC 以及 N 型 PERC 电池。目前能够实现量产的主要是 P 型单晶硅电池，投入量产的单晶高效技术也主要是基于 P 型电池，量产转换效率可以达到 20.0-22.5。近期单晶硅片价格下滑直接导致国内 P 型单晶电池成本显著下降，使得单晶组件的报价已经接近多晶组件，且 P 型单晶电池历史上一直存在的组件封装损失和光衰的问题在近年来都已显著获得改善，因此我们认为， P 型单晶电池在成本和效率两方面的改善使得其需求有望获得快速提升。而 N 型单晶电池由于国内产能不足需要重新引进生产设备的原因导致扩产成本较高，从短期来看，光伏厂商大规模扩产 N 型单晶电池的可能性较小。行业更新请务必阅读正文之后的免责条款部分 16 of 29 表 8 2016-2025 年各种晶硅电池平均转换效率变化趋势晶硅电池平均转换效率 2016 年 2017 年 2018 年 2020 年 2022 年 2025 年 PERT N 型单晶电池 20.5 21.0 21.5 22.1 22.5 23.0 BSF P 型单晶电池 19.8 20.0 20.2 20.5 20.8 21.0 BSF P 型多晶电池 18.5 18.7 18.9 19.5 19.7 20.0 PERC P 型单晶电池 20.5 20.7 21.0 21.5 22.0 22.5 PERC P 型多晶电池 19.0 19.3 19.6 19.7 20.0 20.4 黑硅多晶电池 18.9 19.2 19.4 19.6 19.8 20.0 PERC黑硅多晶电池 19.2 19.6 19.8 20.1 20.3 20.7 异质结 N 型单晶电池 21.5 22.0 22.5 23.5 24.0 25.0 背接触 N 型单晶电池 23.0 23.3 23.6 24.0 24.2 24.5 数据来源 CPIA，国泰君安证券研究图 31 2016-2025 年不同电池技术市场占比变化趋势数据来源 CPIA，国泰君安证券研究单多晶电池片价格基本持平。单多晶的差异主要体现在前端硅片环节，电池和组件环节工艺并无太大差异，成本也相差无几。由于近年来单晶硅片工艺持续改进，单晶硅片的成本持续下降，单多晶硅片的价差也加速缩小，目前单多晶硅片价格和电池片基本持平。 2015 年