1、行業深度研究內容目錄 HYPERLINK l _TOC_250009 核心內容概要 4 HYPERLINK l _TOC_250008 單晶成長回顧：單多晶之爭中，市場轉向明顯滯后于性價比反轉 5 HYPERLINK l _TOC_250007 現象：單多晶之爭中，市場轉向明顯滯后于性價比反轉 5 HYPERLINK l _TOC_250006 原因：消費者/投資商非完全專業/理性，單多晶同價快速改變采購傾向 7 HYPERLINK l _TOC_250005 雙面雙玻組件發展預測：度電成本性價比臨界點已達，市場轉向臨近 8 HYPERLINK l _TOC_250004 萬事俱備：雙面雙玻組

2、件已經比普通組件更具性價比，并完成初始導入 8 HYPERLINK l _TOC_250003 只欠東風：光伏薄玻璃價格合理化進行中，單/雙面組件同價之拐點臨近 9 HYPERLINK l _TOC_250002 光伏玻璃格局清晰，龍頭份額快速提升：類似 2016 年單晶硅片 12 HYPERLINK l _TOC_250001 投資建議 15 HYPERLINK l _TOC_250000 風險提示 15圖表目錄圖表 1：雙面滲透率提升與單晶替代多晶路徑對比（報告核心邏輯） 4圖表 2：單多晶組件價格、實際價差與合理價差 5圖表 3：光伏晶硅電池中單多晶市場份額對比 5圖表 4：單多晶硅片合

3、理價差測算 6圖表 5：不同面積相關 BOS 成本對應組件合理價差 6圖表 6：2008-2018 年國內電池片量產轉化效率趨勢 6圖表 7：金剛線切割在單晶硅片領域滲透快于多晶硅片 7圖表 8：2015 年單多晶硅片價差迅速縮小 7圖表 9：第一、二、三批光伏領跑者基地情況梳理 7圖表 10：第一批領跑者基地中標技術類型 7圖表 11：第三批領跑者基地中標技術類型 7圖表 12：單雙玻 PERC 組件成本對比 8圖表 13：單雙面組件度電成本對比 8圖表 14：單雙面 PERC 電池片價格 8圖表 15：通威股份電池片報價 8圖表 16：2019 年 8 月國電投集采組件招標_采購 9圖表

4、17：2019 年 8 月國電投集采組件招標_儲備 9圖表 18：光伏玻璃合理價格測算 10圖表 19：光伏玻璃合理價格下， 雙面雙玻半框組件成本低于傳統單玻組件及透明背板雙面組件 10圖表 20：單玻組件與雙面雙玻組件的成本差對光伏玻璃價格的敏感性分析 10圖表 21：2019-2020 年主要光伏政策均強調降低度電成本 11圖表 22：擬納入補貼的競價項目電價、電價降幅及補貼強度情況統計 11圖表 23：擬納入補貼的競價項目電價降幅情況 11圖表 24：主要企業硅片毛利率 12圖表 25：主要企業光伏玻璃毛利率 12圖表 26：單晶硅片產能分布格局（2019 年底） 12敬請參閱最后一頁特

5、別聲明- 2 -行業深度研究圖表 27：光伏玻璃產能分布格局（2019 年底） 12圖表 28：隆基股份硅片產銷量與市占率 13圖表 29：中環股份硅片產銷量與市占率 13圖表 30：信義光能光伏玻璃產銷量與市占率 13圖表 31：福萊特光伏玻璃產銷量與市占率 13圖表 32：光伏玻璃產能分布格局（2019） 13圖表 33：光伏玻璃產能分布格局（2021E） 13圖表 34：信義光能與福萊特擴產規劃（單位：t/d） 14圖表 35：2020 年原片產能可支撐雙玻滲透率測算 14圖表 36：2021 年原片產能可支撐雙玻滲透率測算 14圖表 37：相關公司估值表 15敬請參閱最后一頁特別聲明-

6、 3 -行業深度研究核心內容概要光伏產品的終端應用場景是一個設計壽命 20 年以上、投資回收期可長達 10 年以上的公用事業屬性行業，意味著終端客戶擁有天然的低風險偏好，這對新產品、新技術、新工藝的推廣造成天然阻力。一項光伏產業中的新事物（如材料或工藝的變化）要實現快速推廣，通常只有兩條途徑：1）這種提效/降本的變化不會顯著改變產品的物理/化學特性，即可靠 性無需實證環境下的長期驗證，如近年來快速普及的電池片半切工藝；2）這種變化能帶來產品性價比的“顯著”提升，使理論投資回收期大 幅縮短，令終端客戶愿意為此承擔一定風險。典型代表如金剛線切割 工藝、PERC 電池技術的引入，以及由此引發的單晶替

7、代多晶的大潮，這也是近年來光伏行業內唯一真正稱得上成功“顛覆”、并對產業格局 產生重大影響的技術與產品變化。我們認為，雙面組件對單面組件的替代邏輯，將與單晶替代多晶有一定相似性。回顧分析單多晶替代過程，我們判斷雙面組件即將迎來滲透率的快速提升，而光伏玻璃將是雙面組件普及的最大獲益者。此外，光伏玻璃行業本身的競爭格局、行業特點也與當年的單晶硅片環節呈現一定相似性。我們判斷當前的光伏玻璃類似 2016 年的單晶硅片，光伏玻璃龍頭信義、福萊特有望復制單晶龍頭隆基、中環成功之路，在未來 23 年內享受行業增長、雙面滲透率提升、市占率提升三重增速疊加帶來的持續高增長。單多晶之爭中，市場轉向滯后于性價比反

8、轉。2016 年底單晶即達到電站單位投資與多晶持平的臨界點，但投資商采購傾向未立刻反轉， 2017 年單多晶組件價差持續縮小。彼時電站投資商更多基于直觀的組件價格進行產品選型，單瓦價格更低的多晶組件仍有吸引力。2017 年底單多晶組件幾乎達到單瓦同價，對市場形成直觀、強烈的沖擊，同價前提下單晶一切優點均為“免費贈送”。此后單晶價值獲終端認可，市占率快速提升，并逐步恢復相對多晶理應具備的產品溢價。目前雙面組件的處境與 2016 年左右的單晶類似，臨近拐點：目前雙面組件單瓦價格仍略高于單面組件，但考慮背面發電增益的度電成本已 優于單面組件，然而這種“度電成本優勢”因涉及較多參數假設而不 易獲得投資

9、商認可。我們判斷光伏薄玻璃價格逐步合理化后雙玻組件 可與單面組件達到同價，且 2.0mm 玻璃的應用也將在很大程度上解決 雙玻組件重量痛點，屆時在建設成本同價、背面發電增益完全“贈送”的情況下，電站投資商對雙面雙玻組件的接受度將快速大幅提升。光伏玻璃競爭格局亦類似 2014-2016 年的單晶硅片，光伏玻璃龍頭有 望復制隆基中環的成功。1）行業進入壁壘較高，龍頭憑借技術、資源、規模優勢實現顯著優于行業均值的成本與利潤率；2）龍頭企業處于快 速擴產期，除龍頭外其他企業鮮有擴產動作；3）雙寡頭格局清晰。我 們判斷，信義、福萊特有望復制隆基、中環，實現產銷規模、市場份 額、行業地位及經營業績的全面提

10、升。圖表 1：雙面滲透率提升與單晶替代多晶路徑對比（報告核心邏輯）來源：國金證券研究所繪制敬請參閱最后一頁特別聲明- 4 -行業深度研究單晶成長回顧：單多晶之爭中，市場轉向明顯滯后于性價比反轉現象：單多晶之爭中，市場轉向明顯滯后于性價比反轉階段一（2016 年）：性價比反轉，但單晶份額未明顯提升：2016 年上半年及之前，單多晶組件價差顯著大于合理價差，單晶組件沒有競爭優勢。 2016 年下半年起：1）單晶成本下降使實際價差拉近；2）單多晶組件功率差拉開使合理價差擴大。單多晶組件實際價差開始低于合理價差，意味著性價比反轉，使用單晶產品將使終端電站獲得更低度電成本，理性投資者應優先選擇單晶產品。

11、然而，從市場數據來看投資者并未轉向單晶產品， 2016 年單晶市占率與 2015 年幾乎持平。階段二（2017 年）：單晶份額提升，但溢價持續減少甚至為零：彼時單晶硅片產能尚未大幅擴張+性價比高的情況下，單晶未變強勢，反而單多晶組件價差繼續縮小，甚至在 2017 年底接近同價，說明市場依然傾向多晶產品，單晶市占率的提升（+1112pct）更多是以利潤換市場。階段三（2018 年至今）單晶價值獲市場認可，市占率提升并恢復合理溢價： 2017 年底單多晶組件達到幾乎同價，對市場形成直觀、強烈的沖擊，且單 晶已在此前較長時間內保持相當高性價比后，單晶組件的價值才逐步被市 場認可。此后 2018-20

12、19 年單晶組件市占率快速提升至 70%左右，且單多 晶組件實際價差逐步拉開并向合理價差靠攏。市場轉向明顯滯后于性價比反轉，體現出光伏電站建設投資商對于“非直觀性價比優勢”的保守態度。在單晶價值被市場認可后，單晶市占率的提升速度主要由單晶硅片擴產速 度決定（2020 年之前單晶硅片供應整體偏緊）。2019 年下半年單多晶組件 價差縮小的原因是 1）多晶組件價格已接近現金成本，降無可降；2）單晶 組件需提升相對性價比才能在土地等面積相關成本更低地區替代多晶組件。圖表 2：單多晶組件價格、實際價差與合理價差元/W6.05.01.501.254.01.003.00.752.00.501.00.250

13、.02014/01 2014/07 2015/01 2015/07 2016/01 2016/07 2017/01 2017/07 2018/01 2018/07 2019/01 2019/07 2020/01單多晶差價(右)多晶組件單晶組件 合理價差(右)來源：WIND，PVinfolink，國金證券研究所0.00圖表 3：光伏晶硅電池中單多晶市場份額對比100%80%60%40%20%0%20092010201120122013201420152016201720182019多晶單晶來源：CPIA，國金證券研究所敬請參閱最后一頁特別聲明- 5 -行業深度研究圖表 4：單多晶硅片合理價差測算

14、單晶能實現相對多晶的性價比逆轉，是因為成本下降（金剛線切割）、效率優勢擴大（PERC 導入）、領跑者基地項目對高效產品的引導。單多晶性價比反轉原因 1：PERC 技術拉開單多晶效率差與合理價差PERC 電池片制作僅需增加背鈍化與激光開槽工序，與存量電池產線兼容，且效率提升明顯，但 PERC 技術對單晶電池的提效幅度顯著高于多晶電池，（分別為單晶 1.0-1.2%、多晶 0.5-0.8%），PERC 技術的導入拉大了單多晶的效率差。隨著 PERC 技術普及，主流單多晶組件功率差由 15W 擴大到 25W 以上，合理價差由 0.15 元/W 以下擴大至 0.220.35 元/W（基于面積相關 BO

15、S 成本 500 元/塊組件）。2014201520162017201820192020E單晶組件功率W270275280295305315325多晶組件功率W255260265270275275280組件功率差W15151525304045組件封裝成本元/塊210205200195190190190面積相關 BOS成本元/塊500500500500500500500單晶組件溢價元/W0.160.150.140.220.250.320.34來源：CPIA，國金證券研究所測算圖表 5：不同面積相關 BOS 成本對應組件合理價差圖表 6：2008-2018 年國內電池片量產轉化效率趨勢元/W0.6

16、023%0.4521%0.3019%0.1517%0.002014201520162017201820192020E面積相關成本（元/塊組件）：200400600800100015%200820092010201120122013201420152016201720182019多晶電池片單晶電池片黑硅多晶PERC單晶來源：CPIA，國金證券研究所測算來源：CPIA，國金證券研究所單多晶性價比反轉原因 2：金剛線切割縮小單多晶硅片成本差距單晶導入金剛線切割比多晶早 2 年左右：2014 年隆基加速推廣金剛線切片技術（西安+無錫合計 2GW 切片產能導入），2015 年全面完成金剛線切片對傳統砂漿

17、切片的替代，同時其他單晶大廠啟動金剛線切割規模化應用， 2016 年滲透率達到 80%以上。由于金剛線切片應用于多晶時產生的工藝和硅片表面物理特性障礙，直到 2017 年黑硅技術應用后才開始規模化導入，2018 年才基本實現對砂漿切割的替代。金剛線切割使單晶硅片成本下降 0.6-0.8 元/片。2015-2017 年，單晶憑借率先導入金剛線切割，成本幾乎追平砂漿切割的多晶硅片：1）金剛線切割與砂漿切割相比，線徑變細及刀損降低帶來出片量提升，減少單片硅耗并攤薄長晶等成本；2）金剛線切片機切割速度是傳統砂漿切片機 2-3 倍，產能的提升可以攤薄切片的折舊、電費和人工成本。由于金剛線切割多晶硅片線耗

18、更高、切速較低，且金剛線切割的多晶硅片表面反射率高，需疊加黑硅制絨技術，使成本上升 0.1-0.2 元/片。因此，2017-2018 年多晶逐步導入金剛線切割硅片后獲得的降本幅度也不如單晶，金剛線切割技術的普及使單多晶硅片成本永久性縮小。敬請參閱最后一頁特別聲明- 6 -行業深度研究圖表 7：金剛線切割在單晶硅片領域滲透快于多晶硅片圖表 8：2015 年單多晶硅片價差迅速縮小10010元/片80860402002015201620172018單晶多晶642014-0115-0116-0117-0118-0119-0120-01實際價差單晶硅片價格多晶硅片價格來源：CPIA，ITRPV，國金證券

19、研究所來源：WIND，PVInfolink，國金證券研究所 領跑者計劃引導產業發現單晶價值。前三批光伏領跑者項目傾向單晶，大部分單晶產能可輕松滿足領跑者技術指標要求，而多晶難度較大，因此首批領跑者中單晶產品占比就超過 60%，在第二、三批領跑者中達到 85%左右，推動單晶在國內市場認可度的提升。圖表 9：第一、二、三批光伏領跑者基地情況梳理批次基地數量規模(GW)時間點組件門檻效率組件門檻功率組件滿分效率組件滿分功率2015 年112016 年 630 前并網多晶 16.5單晶 17.0多晶 270W單晶 275W-2016 年85.52016 年 10 月前完成招標，2018 年完成建設多晶

20、 16.5單晶 17.0多晶 270W單晶 275W-2017 年應用領跑者1052018 年底前并網多晶 17.0單晶 17.8多晶 280W單晶 295W多晶 17.9單晶 18.7多晶 295W單晶 310W2017 年技術領跑者31.52019 年 630 前并網多晶 18.0單晶 18.9多晶 295W單晶 310W多晶 19.4單晶 20.4多晶 320W單晶 335W來源：國家能源局，國金證券研究所圖表 10：第一批領跑者基地中標技術類型圖表 11：第三批領跑者基地中標技術類型3%1%0%單晶常規單晶PERC單晶PERC雙面單晶P型雙面33%3%4% 5%30%21%單晶N型雙面

21、單晶雙玻4單晶5BB多晶常規 多晶黑硅 多晶無主柵多晶黑硅雙玻8%7%1%2%3%29%2%17%27%單晶PERC單晶N型雙面單晶半片雙面單晶常規單晶PERC+MWT單晶疊瓦多晶黑硅PERC多晶M WT來源：國家能源局，國金證券研究所來源：國家能源局，國金證券研究所原因：消費者/投資商非完全專業/理性，單多晶同價快速改變采購傾向原因 1：投資商非完全理性/專業，EPC 廠商掌握部分主動權。為降低施工失誤及組件價格上漲等風險，大型光伏電站的運營商傾向于與建設承包商簽訂 EPC 合同。EPC 承包商注重低建設成本，且運營商將組件與建設工程分開招標的情況常見，故單瓦價格更低的多晶組件仍有一定吸引力

22、。敬請參閱最后一頁特別聲明- 7 -行業深度研究部分項目面積固定且土地成本很低，對高功率組件帶來的 BOS 成本優勢不敏感，同時業主項目經驗相對欠缺，EPC 承包商甚至按塊數賣組件，多晶組件單塊功率低，表觀價格有優勢。彼時大部分電站業主未習慣度電成本思維，故 PERC 單晶組件額外 1- 3%發電量增益的價值沒有被充分發現。原因 2：等待單晶優勢在實際運行中得到驗證。2017 年之前，單晶在國內 大型電站領域應用相對較少，單晶 PERC 組件的實際發電效果、衰減情況、發電量增益等亦有待驗證。市場轉向的重要催化劑：單多晶同價。2017 年底單多晶組件幾乎同價，使單晶的優勢不再需要通過多各參數假設

23、和復雜計算來證明，對市場形成直觀、強烈的沖擊，單晶組件的價值才逐步被市場認可。此后不僅單晶市占率快速提升，其相對多晶組件理應享有的產品銷售溢價也逐步得到恢復。雙面雙玻組件發展預測：度電成本性價比臨界點已達，市場轉向臨近萬事俱備：雙面雙玻組件已經比普通組件更具性價比，并完成初始導入目前單雙面 PERC 組件成本差僅 0.02 元/W。PERC 電池產線轉入雙面結構雖然需要提高背面電極柵格印刷設備及激光設備的精度，但也可大幅節省鋁漿用量，電池端成本幾乎無變化。PVinfolink 及通威股份報價顯示，單雙面 PERC 電池片已同價。測算組件層面 2.5mm 雙面雙玻半框 PERC 組件成本僅比傳統

24、單面組件高 0.02 元/W。即使僅考慮雙面組件 5%發電量增益，其度電成本也已低于單面組件。在高、中、低 BOS 成本情景下，5%的發電量增益可以使雙面雙玻組件度電成本比單面組件低 0.8-1.3 分/度電。因此，即使在當前的組件成本水平下（未考慮光伏薄玻璃價格合理化），雙面雙玻組件也比單面組件更具性價比。圖表 12：單雙玻 PERC 組件成本對比圖表 13：單雙面組件度電成本對比1.51.20.90.60.30元/W1.321.34傳統單玻組件2.5mm雙玻雙面半框組件邊框電池片前板玻璃封裝膠膜后板其他0.50.40.30.20.10元/kWh高BOS情形中BOS情形低BOS情形單面組件雙

25、面雙玻組件來源：PVInfolink，國金證券研究所測算來源：國金證券研究所測算。考慮使用雙面組件后系統成本增加 1 美分/W圖表 14：單雙面 PERC 電池片價格圖表 15：通威股份電池片報價1.41.31.21.11.00.90.81.41.21.00.80.6元/W19/02 19/04 19/06 19/08 19/10 19/12 20/02 20/04元/W18/1019/0119/0419/0719/1020/0120/04 156.75雙面/單面158.75雙面/單面單晶PERC電池片單晶PERC電池片_雙面 166單面/雙面 158.75鑄錠單面/雙面多晶金剛線157多晶黑

26、硅157來源：PVinfolink，國金證券研究所來源：通威股份，國金證券研究所敬請參閱最后一頁特別聲明- 8 -行業深度研究雙面雙玻組件滲透率已達 10-15 %，且在不斷提升中。2019 年全球雙面組件滲透率約 10-15%，但龍頭組件企業出貨中雙面組件占比已接近 3 成。2019 年 8 月國電投第五十八批組件集中采購中（采購 1.78GW，儲備 1.26GW），雙玻組件（儲備 520MW，儲備 420MW）占比 25-30%。2019Q4，國電投黃河公司青海省海南州特高壓外送基地 2.4GW 光伏電站項目 100%采用雙面組件，其中 600MW 透明背板雙面組件，約 2.6GW 雙面雙

27、玻帶邊框組件（該項目采用 1.3 高容配比）。圖表 16：2019 年 8 月國電投集采組件招標_采購 圖表 17：2019 年 8 月國電投集采組件招標_儲備320MW18單晶雙面雙玻 370W+(全邊框)單晶315W+多晶330W+190MW1560MW560MW5360MW28單晶雙面雙玻 370W+(全邊框)單晶315W+多晶330W+140MW50MW83470MW26800MW45多晶280W+多晶雙玻330W+(全邊框)590MW47多晶280W+多晶雙玻330W+(全邊框)來源：國電投，國金證券研究所來源：國電投，國金證券研究所敬請參閱最后一頁特別聲明只欠東風：光伏薄玻璃價格合

28、理化進行中，單/雙面組件同價之拐點臨近雖然使用雙面組件電站的度電成本已經低于單面組件，但其滲透率尚未大幅提升，其情形及背后的原因都與 2016 年左右的單晶硅片類似：1）雙面發電組件在不同場景下的發電量增益差距較大，度電成本優勢 也需根據項目情況詳細測算，其價值難以直觀、統一、標準化地衡量；2）光伏發電無燃料，毛利率通常可達到 60-80%，故初始建設成本基本決定其全生命周期度電成本及收益率。雙面技術不改變功率但增加發電量，其優勢在于能實現更低的 LCOE（元/kWh）而非初始投資降低，但電站投資者習慣以單位投資（元/W）衡量發電設備性價比。光伏 EPC 一向以單 W 價格報價，傳統火電的度電

29、成本中燃料占比超過 60%，折舊對度電成本的影響不明顯，也沒有出現過類似光伏雙面發電的技術，因此初期投資商思維方式未從建設成本切換到度電成本。3）2019 年國內開始引入電價競標的指標分配機制之后，投資商的度 電成本思維明顯加強，但由于前期投運的雙面組件電站數量與運行時 間還不夠，業內還在等待背面發電增益從實證數據角度更全面的驗證。拐點：光伏薄玻璃價格逐步合理化后，雙玻組件可與普通組件同價。與單 多晶硅片同價后單晶硅片價值快速被市場認可、價差回歸合理的情形類似，我們認為雙面雙玻組件與單面組件一旦同價，也將對電站投資商形成直觀 沖擊，且在背面發電增益完全“贈送”的情況下，市場對雙面雙玻組件的 接

30、受度將快速提升。我們認為，雙面雙玻組件趨勢確定，2019-2020 年迎來性價比拐點，未來滲透率提升將一騎絕塵，中短期內 2.5mm 玻璃預計仍是雙玻主流選擇，未來向 2.0mm 過渡是趨勢所向。核心邏輯包括：1）隨著雙玻需求提升、大廠大產線技改，2.0-2.5mm 薄玻璃溢價將逐步縮小，合理價格應以成本為錨，預計價格或降至 21 元/平米以下。2 ）薄玻璃價格回歸合理后，半框雙玻組件成本將低于傳統單玻組件（圖表 19），背面發電增益相當于免費贈送，雙面雙玻組件進而擁有絕對的性價比優勢。3）2.0mm 雙玻帶框組件解決重量及爆裂問題的同時單價比 2.5mm 玻璃便宜 1-2 元/平米，光伏組件

31、封裝形態向 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，預計未來 2.0mm 和 2.5mm 雙玻組件會并行存在一段時間，但 2.0 mm 雙玻組件占比提升會略快于此前預期。- 9 -行業深度研究（更多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，產能釋放重啟增長，2019 年 8 月 8 日報告光伏平價上網系列報告之四：挖掘輔材提效降本潛力，把握光伏玻璃投資良機）。圖表 18：光伏玻璃合理價格測算玻璃厚度mm3.22.52.0光伏玻璃單位成本*元/m215.512.811.0毛利率-33%30%30%當前售價元/m

32、2262321合理價格元/m2-20.717.8來源：卓創資訊，國金證券研究所。光伏玻璃成本包括原片成本與鋼化鍍膜成本；圖表 19：光伏玻璃合理價格下， 雙面雙玻半框組件成本低于傳統單玻組件及透明背板雙面組件組件類型2.0mm 雙玻全框2.0mm 雙玻半框2.5mm 雙玻半框透明背板 TFB透明背板 FFC傳統單玻組件封裝方式前板2.0mm 玻璃2.0mm 玻璃2.5mm 玻璃3.2mm 玻璃3.2mm 玻璃3.2mm 玻璃后板2.0mm 玻璃2.0mm 玻璃2.5mm 玻璃透明背板(中來 TFB)透明背板(中來 FFC)傳統背板邊框元/塊5527.527.5555555電池片元/W0.850

33、.850.850.850.850.85前板玻璃元/m217.817.820.725.025.025.0封裝膠膜元/m212.012.012.07.57.57.5后板元/m217.817.820.7412812其他材料元/塊343434343434制造成本元/塊181818121212組件制造良率-99%99%99%99%99%99%破碎率-0.075%0.075%0.075%0.06%0.06%0.06%生產成本元/塊432407416457438415包裝 (含托盤)元220（30 片）220（30 片）220（30 片）220（28 片）220（28 片）220（28 片）壓塊 (螺絲)元

34、/塊666666總成本元/塊445421429471452429組件功率W325325325325325325總成本元/W1.371.291.321.451.391.32來源：中來股份，PVinfolink，卓創資訊，國金證券研究所。注：各類玻璃均按照 30%毛利率對應合理價格代入測算。受海外疫情影響，近期光伏玻璃價格有所下調。目前，主流 3.2mm 鍍膜玻璃價格 26 平米，2.0-2.5mm 鍍膜玻璃價格 21-23 元/平米。為了直觀比較玻璃價格波動過程中單雙玻組件的成本關系，我們對玻璃價格及組件成本差做了敏感性分析。結果顯示：雖然目前 2.0mm 雙玻組件比單玻組件成本更高，但差距僅

35、0.01 分/W，與當前單晶 PERC 組件 1.66 元/W 的含稅價相比已微不足道。在行業達到穩定發展狀態以前，供需格局的改變可能使光伏玻璃價在 短期內明顯波動，但 2.0mm 薄玻璃與 3.2mm 玻璃之間的價差無論如 何變化，都足以使兩類組件的成本差控制在較小范圍內（1 分/W 以內）。即使短期光伏玻璃價格達不到我們測算的合理價格，但只要 2.0mm 與 3.2mm 玻璃存在足夠價差（3-7 元/平米），雙面雙玻組件成本也可以做到比普通組件更低。圖表 20：單玻組件與雙面雙玻組件的成本差對光伏玻璃價格的敏感性分析表格內：組件成本差（元/W）3.2mm 光伏玻璃價格（含稅，元/平米）23

36、24252627282930160.0310.0360.0400.0450.0490.0540.0580.0632.0mm 光伏170.0220.0270.0310.0360.0400.0450.0490.054180.0130.0180.0220.0270.0310.0360.0400.045玻璃價格190.0040.0090.0130.0180.0220.0270.0310.036（含稅，20(0.005)(0.000)0.0040.0090.0130.0180.0220.027元/平米）21(0.014)(0.009)(0.005)(0.0001)0.0040.0090.0130.018

37、22(0.023)(0.018)(0.014)(0.009)(0.005)(0.000)0.0040.009來源：PVinfolink，卓創資訊，國金證券研究所。注：表格內數字為單玻組件成本-2.0mm 半框雙面雙玻組件成本，為正數則說明雙面雙玻組件成本更低敬請參閱最后一頁特別聲明- 10 -行業深度研究推動因素：競價機制下，度電成本成為獲取光伏項目指標的最核心因素2019-2020 年光伏上網電價政策變化較大：1）將此前分地區、分類型的固 定電價補貼制度改為全類型項目全國統一競價的形式（僅戶用和扶貧除外）； 2）推出該政策的目的是讓補貼資金用到度電成本最具競爭力的項目上，從 而令有限的補貼資

38、金盤子轉化為盡可能多新增裝機規模。在過去的固定電價機制下，光伏裝機指標先分配到省，再由各省分配給企 業，且同一地區電價相同，因此企業的競爭重心在于拿到“路條”，EPC 價格與度電成本雖然會影響收益率高低，但不至于決定項目成敗。競價后，度電成本高低成為決定項目生死的最關鍵指標，促使電站投資者思維方式 向度電成本切換，進而提升對發電量增益的重視程度。圖表 21：2019-2020 年主要光伏政策均強調降低度電成本發布日期部門政策名稱主要內容20190411能源局關于報送 2019 年度風電、光伏發電平價上網項目名單的通知（發改能源201919 號）【平價項目】：為領跑者項目的延伸，除了明確電價要求

39、不得高于燃煤標桿上網電價（即無國家補貼）外，全方位護航項目收益：符合條件地區項目不限規模，省級能源主管部門組織實施；允許地方補貼；禁止資源出讓費、投資建廠本地采購等捆綁要求，以降非技術成本明確優先發電和全額保障性收購，如確實發生棄風棄光，限發電量可核定為優先發電計劃進行轉讓，彌補損失；明確省級電網承擔平價項目量收購責任，且須與項目單位簽訂不少于 20 年的固定電價購售電合同。20190430發改委關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知（發改價格2019761 號）【2019 年光伏項目指標分配方式】：框定補貼總額（2019 年為 30 億元）；將三類資源區“標桿上網電價”和分布式度補貼改名

40、為“指導價”0.4/0.45/0.55 元/kWh，即項目競爭性配置的中標電價和補貼上限3） 將全國除戶用和扶貧外所有項目按修正后申報電價由低到高、相同電價按規模從小到大的原則排序，直到當年補貼額度用完為止。20190530能源局關于 2019 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知（國能發新能201949 號）20200310能源局關于 2020 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知（國能發新能202017 號）【2020 年光伏項目指標分配方式】：1） 框定補貼總額（2020 年為 15 億元）；2） 將三類資源區“指導價”下調至 0.35/0.4/0.49 元/kWh；3） 地面電站與

41、工商業分布式電站仍以修正電價的方式一起參與競價。20200402發改委關于 2020 年光伏發電上網電價政策有關事項的通知（發改價格2020511 號）來源：國家發改委、國家能源局，國金證券研究所 根據能源局披露的數據，2019 年首次競價結果是 IIII 類資源區地面電站電價較指導價平均降幅 0.070.09 元/kWh，分布式電站平均降幅 0.050.07元/kWh，半數以上項目電價降幅在 0.08 元/kWh 以上。競價機制降低補貼強度的效果顯著，側面反映各電站運營商之間度電成本的競爭非常激烈。預計 2020 年競價結果還將在 2019 年的基礎上有明顯下降。圖表 22：擬納入補貼的競價

42、項目電價、電價降幅及補貼強度情況統計來源：國家能源局，國金證券研究所圖表 23：擬納入補貼的競價項目電價降幅情況來源：國家能源局，國金證券研究所敬請參閱最后一頁特別聲明- 11 -行業深度研究光伏玻璃格局清晰，龍頭份額快速提升：類似 2016 年單晶硅片除了替代邏輯以外，光伏玻璃行業本身的競爭格局、行業特點也與當年的單晶硅片環節呈現一定相似性。我們判斷當前的光伏玻璃類似 2016 年的單晶硅片，光伏玻璃龍頭信義、福萊特有望復制單晶龍頭隆基、中環成功之路，在未來 23 年內享受行業增長、雙面滲透率提升、市占率提升三重增速疊加帶來的持續高增長，實現產銷規模、市場份額、行業地位及經營業績的全面提升。

43、行業進入壁壘較高，龍頭憑借技術、資源、規模優勢實現顯著優于行業均值的成本與利潤率；雙寡頭格局清晰，龍頭企業處于快速擴產期，除龍頭外其他企業鮮有擴產動作。龍頭成本與利潤率優勢明顯：光伏玻璃與單晶硅片生產都屬于技術與資本雙密集型行業，憑借技術、資源、區位、規模等多方面優勢，龍頭成本領先、利潤率顯著高于行業平均水平。測算當前光伏玻璃龍頭毛利率 30%左右，比二三線同行高出 15pct 以上。技術方面：單晶硅片生產企業在拉晶與切片環節工藝、生產設備與輔材耗材自研能力等方面存在明顯差異，進而帶來品質、成本差距；與之對應的，光伏玻璃企業的大型爐窯操作運行能力、超薄玻璃鋼化工藝和設備等，則是拉開企業之間成本

44、差距的技術核心。資本方面：單晶硅片與光伏玻璃擴產周期與投資回收期均較長、生產過程控制要求高。因此，兩者都具備較高的行業壁壘與明顯的先發優勢，龍頭地位穩固，短期內競爭格局難以打破。圖表 24：主要企業硅片毛利率圖表 25：主要企業光伏玻璃毛利率4060%50%40%30%20%10%0%-10%信義光能福萊特安彩高科亞瑪頓3020100201320142015201620172018 2019H1隆基股份中環股份保利協鑫(含多晶硅)來源：相關公司公告，國金證券研究所。注：保利協鑫光伏材料業務含多晶硅與硅片，而多晶硅毛利率較高，拉高光伏材料業務整體毛利率來源：相關公司公告，國金證券研究所 行業呈現

45、雙寡頭格局。單晶硅片領域，隆基和中環 2019 年底合計產能占比預計達到 60-70%，其中隆基占比 35-40%。光伏玻璃領域，信義光能與福萊特合計市占率約 50%，其中信義占比約 30%。圖表 26：單晶硅片產能分布格局（2019 年底） 圖表 27：光伏玻璃產能分布格局（2019 年底）其他,14.6%信義光能無錫上機,3.0%晶澳, 5.1%隆基, 35.5%其他3129晶科, 14.0%中環, 27.9%中建材 57820金信彩虹福萊特來源：相關公司公告，國金證券研究所來源：相關公司公告，卓創資訊，國金證券研究所- 12 -敬請參閱最后一頁特別聲明行業深度研究光伏玻璃行業處于雙寡頭格

46、局初步形成、龍頭企業擴產期，類似 2016 年年單晶硅片：2014 年隆基、中環等全球前五大單晶硅片制造商合計占有全球約 2/3 的市場份額，其中隆基占比 1520%。2014-16 年，隆基與中環憑借顯著的成本優勢，以遠超其他對手的速度持續擴產，市場份額持續提升，測算兩者在單晶領域的合計市占率由 2014 年約 30%提升至 2016 年超過 70%。2016-17 年單晶優勢地位奠定后，隆基中環加速產能擴張，2019年兩者全市場（單晶+多晶）合計市占率也提升至 50%左右。光伏玻璃龍頭信義與福萊特目前也正處于產能快速擴張中，且其他企業鮮有擴產動作。假設 2021 年全球光伏裝機需求提升至

47、140-160GW，雙玻滲透率提升至 30-40%，結合信義與福萊特產能規劃，預計兩者出貨量占比將由 2019 年 57%左右提升至 2021 年 75%以上。根據目前各企業的擴產規劃，并考慮未來每年約 5%小產能退出，預計兩家龍頭產能占比將由 2019 年 50%左右提升至 2021 年將接近 60%，與單晶硅片兩大寡頭隆基與中環在 2014-2016 年的成長路徑類似。圖表 28：隆基股份硅片產銷量與市占率圖表 29：中環股份硅片產銷量與市占率8060402002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 201960504030201006050403020100

48、2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019403020100隆基硅片產量 億片隆基硅片產量 GW市占率_單晶+多晶市占率_單晶中環硅片產量 億片中環硅片產量 GW市占率_單晶+多晶市占率_單晶來源：CPIA，公司公告，國金證券研究所來源：CPIA，公司公告，國金證券研究所圖表 30：信義光能光伏玻璃產銷量與市占率圖表 31：福萊特光伏玻璃產銷量與市占率70000600005000040000300002000010000020162017201820192020E2021E6050403020100300002500020000150001000050000

49、20162017201820192020E2021E302520151050信義光能銷量 萬平米信義光能市占率（右）福萊特銷量 萬平米福萊特市占率（右）來源：CPIA，公司公告，國金證券研究所來源：CPIA，公司公告，國金證券研究所圖表 32：光伏玻璃產能分布格局（2019）圖表 33：光伏玻璃產能分布格局（2021E）其他, 31信義光能,29其他, 20金信, 5信義光能, 35新福興, 7中建材, 5金信, 7彩虹, 8福萊特, 20彩虹, 8福萊特, 25來源：相關公司公告，卓創資訊，國金證券研究所來源：相關公司公告，卓創資訊，國金證券研究所- 13 -敬請參閱最后一頁特別聲明行業深度

50、研究圖表 34：信義光能與福萊特擴產規劃（單位：t/d）企業在產合計產線在產冷修規劃/在建投產時間東莞3002008 年 1 月蕪湖5002009 年 8 月天津5002011 年 4 月蕪湖5002011 年 3 月蕪湖6002011 年 3 月蕪湖9002014 年 7 月蕪湖9002014 年 10 月馬來9002016 年 11 月蕪湖10002016 年 11 月信義光能 7800蕪湖10002017 年 2 月馬來10002018 年 12 月北海1000預計 2020 年 6 月北海1000預計 2020Q3蕪湖1000預計 2020Q4蕪湖1000預計 2020 年底蕪湖100

51、0預計 2021蕪湖1000預計 2021？1000預計 2021？1000預計 2021嘉興3002008 年 11 月嘉興3002009 年 6 月嘉興6002010 年 6 月嘉興6002012 年 4 月嘉興6002013 年 4 月福萊特 5400鳳陽10002017 年 12 月鳳陽10002018 年 6 月鳳陽10002019 年 4 月越南1000預計 2020越南1000預計 2020鳳陽1200預計 2021鳳陽1200預計 2021來源：相關公司公告，卓創資訊，國金證券研究所光伏玻璃產能不會成為雙玻滲透率提升的限制因素。單晶替代多晶進程中，當單晶性價比獲得認可之后，其滲

52、透率的提升速度受限于單晶硅片的產能 增長速度。但我們判斷這樣的情形不會出現在雙玻組件滲透率提升的過程 中，光伏玻璃龍頭成長和價值兌現速度或可快于單晶硅片龍頭我們測算 2020/2021 年光伏玻璃原片有效日熔量（即供給）增速 20%左右，中性預期下可支撐雙玻滲透率提升至 68%/60%（裝機量 130/160GW，雙 玻組件中 2.0mm 占比 50%），若 2.0mm 雙玻占比加速提升，則該數據還 可進一步提升。 裝機量（GW）11012013014015010%96%74%55%38%24%20%100%78%58%40%26%雙玻30%100%82%61%43%27%40%100%87%64%45%29%組件50%100%92%68%48%30%中60%100%