电池组件

深度||单晶替代多晶 双面双玻渗透提速

2020-04-10 17:34:36 新兴产业观察者 作者:姚遥 张斯琴

核心内容概要

光伏产品的终端应用场景是一个设计寿命20年以上、投资回收期可长达10年以上的公用事业属性行业,意味着终端客户拥有天然的低风险偏好,这对新产品、新技术、新工艺的推广造成天然阻力。一项光伏产业中的新事物(如材料或工艺的变化)要实现快速推广,通常只有两条途径:

这种提效/降本的变化不会显著改变产品的物理/化学特性,即可靠性无需实证环境下的长期验证,如近年来快速普及的电池片半切工艺;

这种变化能带来产品性价比的“显著”提升,使理论投资回收期大幅缩短,令终端客户愿意为此承担一定风险。典型代表如金刚线切割工艺、PERC电池技术的引入,以及由此引发的单晶替代多晶的大潮,这也是近年来光伏行业内唯一真正称得上成功“颠覆”、并对产业格局产生重大影响的技术与产品变化。

我们认为,双面组件对单面组件的替代逻辑,将与单晶替代多晶有一定相似性。回顾分析单多晶替代过程,我们判断双面组件即将迎来渗透率的快速提升,而光伏玻璃将是双面组件普及的最大获益者。此外,光伏玻璃行业本身的竞争格局、行业特点也与当年的单晶硅片环节呈现一定相似性。我们判断当前的光伏玻璃类似2016年的单晶硅片,光伏玻璃龙头信义、福莱特有望复制单晶龙头隆基、中环成功之路,在未来2~3年内享受行业增长、双面渗透率提升、市占率提升三重增速叠加带来的持续高增长。

单多晶之争中,市场转向滞后于性价比反转。2016年底单晶即达到电站单位投资与多晶持平的临界点,但投资商采购倾向未立刻反转,2017年单多晶组件价差持续缩小。彼时电站投资商更多基于直观的组件价格进行产品选型,单瓦价格更低的多晶组件仍有吸引力。2017年底单多晶组件几乎达到单瓦同价,对市场形成直观、强烈的冲击,同价前提下单晶一切优点均为“免费赠送”。此后单晶价值获终端认可,市占率快速提升,并逐步恢复相对多晶理应具备的产品溢价。

目前双面组件的处境与2016年左右的单晶类似,临近拐点:目前双面组件单瓦价格仍略高于单面组件,但考虑背面发电增益的度电成本已优于单面组件,然而这种“度电成本优势”因涉及较多参数假设而不易获得投资商认可。我们判断光伏薄玻璃价格逐步合理化后双玻组件可与单面组件达到同价,且2.0mm玻璃的应用也将在很大程度上解决双玻组件重量痛点,届时在建设成本同价、背面发电增益完全“赠送”的情况下,电站投资商对双面双玻组件的接受度将快速大幅提升。

光伏玻璃竞争格局亦类似2014-2016年的单晶硅片,光伏玻璃龙头有望复制隆基中环的成功。1)行业进入壁垒较高,龙头凭借技术、资源、规模优势实现显著优于行业均值的成本与利润率;2)龙头企业处于快速扩产期,除龙头外其他企业鲜有扩产动作;3)双寡头格局清晰。我们判断,信义、福莱特有望复制隆基、中环,实现产销规模、市场份额、行业地位及经营业绩的全面提升。

1、单晶成长回顾:单多晶之争中,市场转向明显滞后于性价比反转

1.1 现象:单多晶之争中,市场转向明显滞后于性价比反转

阶段一(2016年):性价比反转,但单晶份额未明显提升:2016年上半年及之前,单多晶组件价差显著大于合理价差,单晶组件没有竞争优势。2016年下半年起:1)单晶成本下降使实际价差拉近;2)单多晶组件功率差拉开使合理价差扩大。单多晶组件实际价差开始低于合理价差,意味着性价比反转,使用单晶产品将使终端电站获得更低度电成本,理性投资者应优先选择单晶产品。然而,从市场数据来看投资者并未转向单晶产品,2016年单晶市占率与2015年几乎持平。

阶段二(2017年):单晶份额提升,但溢价持续减少甚至为零:彼时单晶硅片产能尚未大幅扩张+性价比高的情况下,单晶未变强势,反而单多晶组件价差继续缩小,甚至在2017年底接近同价,说明市场依然倾向多晶产品,单晶市占率的提升(+11~12pct)更多是以利润换市场。

阶段三(2018年至今)单晶价值获市场认可,市占率提升并恢复合理溢价:2017年底单多晶组件达到几乎同价,对市场形成直观、强烈的冲击,且单晶已在此前较长时间内保持相当高性价比后,单晶组件的价值才逐步被市场认可。此后2018-2019年单晶组件市占率快速提升至70%左右,且单多晶组件实际价差逐步拉开并向合理价差靠拢。市场转向明显滞后于性价比反转,体现出光伏电站建设投资商对于“非直观性价比优势”的保守态度。

在单晶价值被市场认可后,单晶市占率的提升速度主要由单晶硅片扩产速度决定(2020年之前单晶硅片供应整体偏紧)。2019年下半年单多晶组件价差缩小的原因是1)多晶组件价格已接近现金成本,降无可降;2)单晶组件需提升相对性价比才能在土地等面积相关成本更低地区替代多晶组件。

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单晶能实现相对多晶的性价比逆转,是因为成本下降(金刚线切割)、效率优势扩大(PERC导入)、领跑者基地项目对高效产品的引导。

单多晶性价比反转原因1:PERC技术拉开单多晶效率差与合理价差

PERC电池片制作仅需增加背钝化与激光开槽工序,与存量电池产线兼容,且效率提升明显,但PERC技术对单晶电池的提效幅度显著高于多晶电池,(分别为单晶1.0-1.2%、多晶0.5-0.8%),PERC技术的导入拉大了单多晶的效率差。随着PERC技术普及,主流单多晶组件功率差由15W扩大到25W以上,合理价差由0.15元/W以下扩大至0.22~0.35元/W(基于面积相关BOS成本500元/块组件)。

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单多晶性价比反转原因2:金刚线切割缩小单多晶硅片成本差距

单晶导入金刚线切割比多晶早2年左右:2014年隆基加速推广金刚线切片技术(西安+无锡合计2GW切片产能导入),2015年全面完成金刚线切片对传统砂浆切片的替代,同时其他单晶大厂启动金刚线切割规模化应用,2016年渗透率达到80%以上。由于金刚线切片应用于多晶时产生的工艺和硅片表面物理特性障碍,直到2017年黑硅技术应用后才开始规模化导入,2018年才基本实现对砂浆切割的替代。金刚线切割使单晶硅片成本下降0.6-0.8元/片。2015-2017年,单晶凭借率先导入金刚线切割,成本几乎追平砂浆切割的多晶硅片:1)金刚线切割与砂浆切割相比,线径变细及刀损降低带来出片量提升,减少单片硅耗并摊薄长晶等成本;2)金刚线切片机切割速度是传统砂浆切片机2-3倍,产能的提升可以摊薄切片的折旧、电费和人工成本。由于金刚线切割多晶硅片线耗更高、切速较低,且金刚线切割的多晶硅片表面反射率高,需叠加黑硅制绒技术,使成本上升0.1-0.2元/片。因此,2017-2018年多晶逐步导入金刚线切割硅片后获得的降本幅度也不如单晶,金刚线切割技术的普及使单多晶硅片成本永久性缩小。

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领跑者计划引导产业发现单晶价值。前三批光伏领跑者项目倾向单晶,大部分单晶产能可轻松满足领跑者技术指标要求,而多晶难度较大,因此首批领跑者中单晶产品占比就超过60%,在第二、三批领跑者中达到85%左右,推动单晶在国内市场认可度的提升。

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1.2 原因:消费者/投资商非完全专业/理性,单多晶同价快速改变采购倾向

原因1:投资商非完全理性/专业,EPC厂商掌握部分主动权。

为降低施工失误及组件价格上涨等风险,大型光伏电站的运营商倾向于与建设承包商签订EPC合同。EPC承包商注重低建设成本,且运营商将组件与建设工程分开招标的情况常见,故单瓦价格更低的多晶组件仍有一定吸引力。

部分项目面积固定且土地成本很低,对高功率组件带来的BOS成本优势不敏感,同时业主项目经验相对欠缺,EPC承包商甚至按块数卖组件,多晶组件单块功率低,表观价格有优势。彼时大部分电站业主未习惯度电成本思维,故PERC单晶组件额外1-3%发电量增益的价值没有被充分发现。

原因2:等待单晶优势在实际运行中得到验证。2017年之前,单晶在国内大型电站领域应用相对较少,单晶PERC组件的实际发电效果、衰减情况、发电量增益等亦有待验证。市场转向的重要催化剂:单多晶同价。2017年底单多晶组件几乎同价,使单晶的优势不再需要通过多各参数假设和复杂计算来证明,对市场形成直观、强烈的冲击,单晶组件的价值才逐步被市场认可。此后不仅单晶市占率快速提升,其相对多晶组件理应享有的产品销售溢价也逐步得到恢复。

2、双面双玻组件发展预测:度电成本性价比临界点已达,市场转向临近

2.1 万事俱备:双面双玻组件已经比普通组件更具性价比,并完成初始导入

目前单双面PERC组件成本差仅0.02元/W。PERC电池产线转入双面结构虽然需要提高背面电极栅格印刷设备及激光设备的精度,但也可大幅节省铝浆用量,电池端成本几乎无变化。PVinfolink及通威股份报价显示,单双面PERC电池片已同价。测算组件层面2.5mm双面双玻半框PERC组件成本仅比传统单面组件高0.02元/W。即使仅考虑双面组件5%发电量增益,其度电成本也已低于单面组件。在高、中、低BOS成本情景下,5%的发电量增益可以使双面双玻组件度电成本比单面组件低0.8-1.3分/度电。因此,即使在当前的组件成本水平下(未考虑光伏薄玻璃价格合理化),双面双玻组件也比单面组件更具性价比。

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双面双玻组件渗透率已达10-15%,且在不断提升中。2019年全球双面组件渗透率约10-15%,但龙头组件企业出货中双面组件占比已接近3成。2019年8月国电投第五十八批组件集中采购中(采购1.78GW,储备1.26GW),双玻组件(储备520MW,储备420MW)占比25-30%。

2019Q4,国电投黄河公司青海省海南州特高压外送基地2.4GW光伏电站项目100%采用双面组件,其中600MW透明背板双面组件,约2.6GW双面双玻带边框组件(该项目采用1.3高容配比)。

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2.2 只欠东风:光伏薄玻璃价格合理化进行中,单/双面组件同价之拐点临近

虽然使用双面组件电站的度电成本已经低于单面组件,但其渗透率尚未大幅提升,其情形及背后的原因都与2016年左右的单晶硅片类似:

双面发电组件在不同场景下的发电量增益差距较大,度电成本优势也需根据项目情况详细测算,其价值难以直观、统一、标准化地衡量;

光伏发电无燃料,毛利率通常可达到60-80%,故初始建设成本基本决定其全生命周期度电成本及收益率。双面技术不改变功率但增加发电量,其优势在于能实现更低的LCOE(元/kWh)而非初始投资降低,但电站投资者习惯以单位投资(元/W)衡量发电设备性价比。光伏EPC一向以单W价格报价,传统火电的度电成本中燃料占比超过60%,折旧对度电成本的影响不明显,也没有出现过类似光伏双面发电的技术,因此初期投资商思维方式未从建设成本切换到度电成本。

2019年国内开始引入电价竞标的指标分配机制之后,投资商的度电成本思维明显加强,但由于前期投运的双面组件电站数量与运行时间还不够,业内还在等待背面发电增益从实证数据角度更全面的验证。

拐点:光伏薄玻璃价格逐步合理化后,双玻组件可与普通组件同价。与单多晶硅片同价后单晶硅片价值快速被市场认可、价差回归合理的情形类似,我们认为双面双玻组件与单面组件一旦同价,也将对电站投资商形成直观冲击,且在背面发电增益完全“赠送”的情况下,市场对双面双玻组件的接受度将快速提升。

我们认为,双面双玻组件趋势确定,2019-2020年迎来性价比拐点,未来渗透率提升将一骑绝尘,中短期内2.5mm玻璃预计仍是双玻主流选择,未来向2.0mm过渡是趋势所向。核心逻辑包括:

随着双玻需求提升、大厂大产线技改,2.0-2.5mm薄玻璃溢价将逐步缩小,合理价格应以成本为锚,预计价格或降至21元/平米以下。

薄玻璃价格回归合理后,半框双玻组件成本将低于传统单玻组件(图表19),背面发电增益相当于免费赠送,双面双玻组件进而拥有绝对的性价比优势。

2.0mm双玻带框组件解决重量及爆裂问题的同时单价比2.5mm玻璃便宜1-2元/平米,光伏组件封装形态向2.0mm双玻结构进化是明确趋势,但2.0mm玻璃的降本及可靠性验证需要一定时间,预计未来2.0mm和2.5mm双玻组件会并行存在一段时间,但2.0mm双玻组件占比提升会略快于此前预期。

受海外疫情影响,近期光伏玻璃价格有所下调。目前,主流3.2mm镀膜玻璃价格26平米,2.0-2.5mm镀膜玻璃价格21-23元/平米。为了直观比较玻璃价格波动过程中单双玻组件的成本关系,我们对玻璃价格及组件成本差做了敏感性分析。结果显示:

虽然目前2.0mm双玻组件比单玻组件成本更高,但差距仅0.01分/W,与当前单晶PERC组件1.66元/W的含税价相比已微不足道。

在行业达到稳定发展状态以前,供需格局的改变可能使光伏玻璃价在短期内明显波动,但2.0mm薄玻璃与3.2mm玻璃之间的价差无论如何变化,都足以使两类组件的成本差控制在较小范围内(1分/W以内)。

即使短期光伏玻璃价格达不到我们测算的合理价格,但只要2.0mm与3.2mm玻璃存在足够价差(3-7元/平米),双面双玻组件成本也可以做到比普通组件更低。

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推动因素:竞价机制下,度电成本成为获取光伏项目指标的最核心因素

2019-2020年光伏上网电价政策变化较大:1)将此前分地区、分类型的固定电价补贴制度改为全类型项目全国统一竞价的形式(仅户用和扶贫除外);2)推出该政策的目的是让补贴资金用到度电成本最具竞争力的项目上,从而令有限的补贴资金盘子转化为尽可能多新增装机规模。

在过去的固定电价机制下,光伏装机指标先分配到省,再由各省分配给企业,且同一地区电价相同,因此企业的竞争重心在于拿到“路条”,EPC价格与度电成本虽然会影响收益率高低,但不至于决定项目成败。竞价后,度电成本高低成为决定项目生死的最关键指标,促使电站投资者思维方式向度电成本切换,进而提升对发电量增益的重视程度。

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根据能源局披露的数据,2019年首次竞价结果是I~III类资源区地面电站电价较指导价平均降幅0.07~0.09元/kWh,分布式电站平均降幅0.05~0.07元/kWh,半数以上项目电价降幅在0.08元/kWh以上。竞价机制降低补贴强度的效果显著,侧面反映各电站运营商之间度电成本的竞争非常激烈。预计2020年竞价结果还将在2019年的基础上有明显下降。

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3、光伏玻璃格局清晰,龙头份额快速提升:类似2016年单晶硅片

除了替代逻辑以外,光伏玻璃行业本身的竞争格局、行业特点也与当年的单晶硅片环节呈现一定相似性。我们判断:当前的光伏玻璃类似2016年的单晶硅片,光伏玻璃龙头信义、福莱特有望复制单晶龙头隆基、中环成功之路,在未来2~3年内享受行业增长、双面渗透率提升、市占率提升三重增速叠加带来的持续高增长,实现产销规模、市场份额、行业地位及经营业绩的全面提升。

行业进入壁垒较高,龙头凭借技术、资源、规模优势实现显著优于行业均值的成本与利润率;

双寡头格局清晰,龙头企业处于快速扩产期,除龙头外其他企业鲜有扩产动作。

龙头成本与利润率优势明显:光伏玻璃与单晶硅片生产都属于技术与资本双密集型行业,凭借技术、资源、区位、规模等多方面优势,龙头成本领先、利润率显著高于行业平均水平。测算当前光伏玻璃龙头毛利率30%左右,比二三线同行高出15pct以上。

技术方面:单晶硅片生产企业在拉晶与切片环节工艺、生产设备与辅材耗材自研能力等方面存在明显差异,进而带来品质、成本差距;与之对应的,光伏玻璃企业的大型炉窑操作运行能力、超薄玻璃钢化工艺和设备等,则是拉开企业之间成本差距的技术核心。

资本方面:单晶硅片与光伏玻璃扩产周期与投资回收期均较长、生产过程控制要求高。因此,两者都具备较高的行业壁垒与明显的先发优势,龙头地位稳固,短期内竞争格局难以打破。

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行业呈现双寡头格局。单晶硅片领域,隆基和中环2019年底合计产能占比预计达到60-70%,其中隆基占比35-40%。光伏玻璃领域,信义光能与福莱特合计市占率约50%,其中信义占比约30%。

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光伏玻璃行业处于双寡头格局初步形成、龙头企业扩产期,类似2016年年单晶硅片:2014年隆基、中环等全球前五大单晶硅片制造商合计占有全球约2/3的市场份额,其中隆基占比15~20%。2014-16年,隆基与中环凭借显著的成本优势,以远超其他对手的速度持续扩产,市场份额持续提升,测算两者在单晶领域的合计市占率由2014年约30%提升至2016年超过70%。2016-17年单晶优势地位奠定后,隆基中环加速产能扩张,2019年两者全市场(单晶+多晶)合计市占率也提升至50%左右。

光伏玻璃龙头信义与福莱特目前也正处于产能快速扩张中,且其他企业鲜有扩产动作。假设2021年全球光伏装机需求提升至140-160GW,双玻渗透率提升至30-40%,结合信义与福莱特产能规划,预计两者出货量占比将由2019年57%左右提升至2021年75%以上。根据目前各企业的扩产规划,并考虑未来每年约5%小产能退出,预计两家龙头产能占比将由2019年50%左右提升至2021年将接近60%,与单晶硅片两大寡头隆基与中环在2014-2016年的成长路径类似。

光伏玻璃产能不会成为双玻渗透率提升的限制因素。单晶替代多晶进程中,当单晶性价比获得认可之后,其渗透率的提升速度受限于单晶硅片的产能增长速度。但我们判断这样的情形不会出现在双玻组件渗透率提升的过程中,光伏玻璃龙头成长和价值兑现速度或可快于单晶硅片龙头

我们测算2020/2021年光伏玻璃原片有效日熔量(即供给)增速20%左右,中性预期下可支撑双玻渗透率提升至68%/60%(装机量130/160GW,双玻组件中2.0mm占比50%),若2.0mm双玻占比加速提升,则该数据还可进一步提升。

投资建议

重点推荐光伏玻璃龙头:信义光能、福莱特玻璃(H)、福莱特(A),关注有较明确扩产规划的二线企业:亚玛顿、南玻A。

风险提示

全球新冠疫情恶化超预期:目前海外需求占全球新增光伏装机量约2/3,若海外疫情持续不受控,令项目建设长时间停滞,甚至引发全球经济大萧条,则可能直接影响光伏终端需求。

国际贸易环境恶化:除多晶硅外,中国光伏产业链各环节产能均显著超过国内需求,出口收入在我国光伏制造企业总收入中的占比不断提高。若海外国家出于贸易保护目的采取征收关税等措施,将抬升我国光伏产品在海外市场的价格并降低竞争力,进而影响国内光伏制造企业产品销量与利润水平。

需求增长不及预期:如果光伏技术进步及成本下降速度慢于预期,则可能影响平价上网实现的进程,从而导致全球新增装机需求及产业链相关产品的需求增长不及预期。

并网消纳情况恶化:随着光伏行业进入平价阶段,电网消纳能力或将取代成本成为光伏需求增长最重要的影响因素。若光伏并网消纳情况恶化,则可能会影响光伏新增装机规模。

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