电力设备及新能源行业光伏产业研究系列报告（2）：硅片~路线之争尘埃落定，巨头厮杀仍将持续 33页

'电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续目录行业概括：技术路线分界点，单晶胜券已在握......................................................5制造环节起点，技术路线分野........................................................................................................5拉棒/铸锭成本与转换效率拉锯决定技术路线..............................................................................5单晶夺取性价比优势，未来份额持续看涨....................................................................................6行业分析：供给过剩下的寡头竞争市场，高毛利时代成为历史..........................7竞争格局：过剩背景下的寡头市场，规模壁垒初步形成............................................................7第三方为主、一体化为辅的供应格局8细分市场浅水难养蛟龙，单多晶龙头面临激烈竞争9供过于求将持续，成本同质化导致毛利率处于低位10上游：单多晶硅料供需情况迥异，多晶硅价差影响下游竞争格局..........................................11下游：独立大型电池厂崛起，下游议价能力有所提升.............................................................14新进入者和替代品威胁不大，垂直厂商有扩张动力.................................................................14结论：毛利率继续探底下行，未来是龙头的薄利多销时代.....................................................15成本解析：多晶坐困愁城，单晶步步进逼............................................................16长晶环节成本优势是多晶护城河.................................................................................................16长晶：单晶挖掘规模红利，多晶降本空间狭小.........................................................................17切片：金刚线革命窗口期已过，单晶切割成本略占优.............................................................19效率：新技术巩固单晶优势，多晶竭力缩小差距.....................................................................21其他：单多晶硅料采购价差成为再平衡砝码.............................................................................22小结：多晶成本优势丧失殆尽，市场份额将沦为少数.............................................................23定价机制：多晶硅片筑底，单晶硅片弹性大........................................................24EPC投资成本相等决定价差下限................................................................................................25全生命周期发电量增益决定价差上限.........................................................................................27多晶是价格之锚，单晶掌握定价权.............................................................................................28其他路线：新技术潜在威胁不小，但也面临诸多瓶颈........................................29CCZ直拉单晶：成本摊薄优势明显，生产问题仍待解决........................................................29铸锭单晶：目前成本优势不明显，未来优化空间大.................................................................31结论：单多晶份额反转，全行业低毛利局面将持续............................................32投资建议：单晶胜局已定，利润率是唯一不确定因素........................................32风险提示....................................................................................................................33 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续图表目录图表1：光伏产业链示意图.......................................................................................................................5图表2：2017年各硅片厂商固定资产比率.............................................................................................5图表3：单多晶长晶设备差异较大无法替换...........................................................................................5图表4：单晶硅棒拉制过程.......................................................................................................................6图表5：多晶铸锭法流程...........................................................................................................................6图表6：全球单多晶市场份额占比...........................................................................................................7图表7：2018年上半年光伏产业链各环节产能、产量（MW）及年化产能利用率统计..................8图表8：“531新政”后硅片行业开工率.....................................................................................................8图表9：硅片行业龙头产能占比持续提高（以单晶为例）...................................................................8图表10：2018年上半年全球硅片产能分布...........................................................................................9图表11：2018年上半年全球硅片产量份额分布...................................................................................9图表12：2010-2018年四大一线一体化组件企业硅片产能扩张情况.................................................9图表13：2017年单晶硅片总产量及份额统计.....................................................................................10图表14：2017年多晶硅片总产量及份额统计.....................................................................................10图表15：年初至“531新政”之前各环节价格降幅统计..............................................................11图表16：“531新政”之后产业链各环节价格降幅统计...................................................11图表17：2017年10月以来单多晶硅片掀起价格战..........................................................................11图表18：2018年以来单晶硅片龙头毛利率迅速靠拢.........................................................................11图表19：2019年单晶致密料的供需结构预测.....................................................................................12图表20：隆基股份与多晶硅供应商采购协议明细...............................................................................12图表21：单晶致密料国内需求和供给情况（按产能计算）...............................................................13图表22：多晶菜花料国内需求和供给情况（按产量计算）...............................................................13图表23：531新政后多晶（红）单晶（绿）各环节降价幅度...........................................................13图表24：2017年硅片行业CR10=59.2%...........................................................................................14图表25：2017年电池行业CR10=43.9%...........................................................................................14图表26：硅片产能过剩比电池片更明显（MW）................................................................................14图表27：各厂商电池片业务毛利率水平...............................................................................................14图表28：第一梯队厂商产量占比逐步提高...........................................................................................15图表29：潜在竞争者来自下游向上延伸（★为主营,√为延伸）......................................................15图表30：2018年仍有大量新进入者在低电价地区布局新产能.........................................................15图表31：波特五力与供需结构分析总结...............................................................................................16图表32：单多晶硅片成本结构占比.......................................................................................................17图表33：早期G5铸锭成本与80型单晶炉成本对比.......................................................................17图表34：单晶拉棒成本规模效应非常显著...........................................................................................18 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续图表35：多晶铸锭成本规模效应相对较弱...........................................................................................18图表36：多晶铸锭成本拆分明细...........................................................................................................18图表37：单晶拉棒成本拆分明细...........................................................................................................18图表38：当前单多晶硅锭每炉成本测算...............................................................................................18图表39：金刚线切片占比变化趋势.......................................................................................................19图表40：不同切片方式成本对比...........................................................................................................19图表41：金刚线切片与砂浆切片成本差异比较...................................................................................20图表42：2016年隆基股份推广金刚线切割大幅降低非硅成本.........................................................20图表43：单晶硅片切片成本拆分...........................................................................................................20图表44：多晶硅片切片成本拆分...........................................................................................................20图表45：单多晶切片线耗及非硅成本中金刚线成本差异...................................................................21图表46：单晶电池较多晶电池始终保持一定的效率优势...................................................................21图表47：湿法黑硅技术在四条黑硅路线中性价比更为突出...............................................................22图表48：黑硅与PERC技术结合可显著提高电池效率.....................................................................22图表49：铸锭单晶技术能够显著缩小与单晶产品的效率差...............................................................22图表50：单多晶价差总体呈扩大趋势...................................................................................................23图表51：硅料产出中单晶料比例变动对单多晶料价差影响分析.......................................................23图表52：理想单多晶硅片成本底部测算...............................................................................................24图表53：10MW集中式光伏电站投资明细（万元）..........................................................................25图表54：EPC成本相同时单多晶硅片价格计算..................................................................................26图表55：多晶硅片价格与组件功率的敏感性分析...............................................................................27图表56：单晶PERC组件功率变化对硅片价差影响较大.................................................................27图表57：度电成本相同时单多晶硅片价格计算...................................................................................27图表58：价差下限到效益差区间中值的单晶硅片利润敏感性分析...................................................28图表59：CCZ法生长原理示意图..........................................................................................................29图表60：CCZ相比传统方案提高了生产效率......................................................................................29图表61：CCZ和RCZ拉晶工序时间对比..........................................................................................30图表62：RCZ和CCZ产能及晶棒尺寸对比......................................................................................30图表63：尺寸在30-40mm的颗粒硅...................................................................................................30图表64：准单晶长晶流程示意图...........................................................................................................31图表65：准单晶长晶流程示意图...........................................................................................................31图表66：准单晶相比普通多晶的成本增量...........................................................................................32图表67：准单晶产品良率分析...............................................................................................................32 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续行业概括：技术路线分界点，单晶胜券已在握制造环节起点，技术路线分野硅片处于光伏产业链中处于制造环节最前端。硅片环节的上游是多晶硅料，下游是电池片，整个光伏产业链围绕硅材料从原料加工到能够发电的系统展开。硅片环节的职能是将硅料加工成规范尺寸的硅片，应用于下游的电池和组件，在产业链中起到承接作用。同时硅片环节也是单多晶的分界点，单多晶产品在电池片与组件过程的区别很小，差异主要源自硅片环节的拉棒/铸锭工艺的不同，因此硅片环节是单多晶工艺路线差别的根本所在。图表1：光伏产业链示意图资料来源：光伏硅片行业是典型的重资产行业，固定资产比率较高，主要是生产设备较多；同时由于新设备的装料量更大，单位能耗更低，有成本优势，因此为了保持成本优势通常需要不断的购买新设备和对旧设备进行升级，资金投入较大。另外单晶硅片采用的直拉单晶炉长晶，多晶则是铸锭炉，设备不通用导致经营策略难以调整。图表2：2017年各硅片厂商固定资产比率图表3：单多晶长晶设备差异较大无法替换资料来源：公司公告，资料来源：晶盛机电官网，拉棒/铸锭成本与转换效率拉锯决定技术路线硅片制造分为长晶和切割两个过程。长晶过程是将太阳能级的多晶硅料通过直拉法（单晶）或者铸锭法（多晶）生长成大的硅块材；切割过程则是将块材通过切方和切割的方法得到尺寸规范的硅片。目前市场主流的硅片产品主要分为单晶硅片和多晶硅片，单多晶硅片的主要区别就在于不同的长晶过程。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续单晶硅片主要采用直拉法生长，也就是在熔化的硅溶液中插入一定晶向的籽晶，融合后向上提拉逐渐生长成硅棒。早期单晶硅片采用分批直拉法（CZ），一个坩埚拉制完一个硅棒后就冷却破裂然后报废；后来开发出多次拉晶法(RCZ），也是目前的主流方法，即增加一个加料装置，持续提供硅料进入坩埚并融化，有效降低了加工成本。但RCZ方法是在一次拉棒完成后，硅棒在冷却时加入下次拉制的硅料，也就是说拉棒完成后有一段硅棒冷却和硅料熔化的时间白白浪费，导致生产效率难以提高。多晶硅片采用铸锭法生长，铸锭多晶硅也是定向凝固过程，但不需要籽晶。当硅料完全熔化之后，缓慢下降坩埚，通过热交换台进行热量交换，使硅熔液形成垂直的、上高下低的温度梯度，保证垂直方向散热，次温度梯度会使硅在坩埚底部产生很多自发晶核，自下而上地结晶，同时要求固液界面水平，这些自发晶核开始长大，由下而上地生长，直到整埚熔体结晶完毕，定向凝固就完成了。当所有的硅都固化之后，铸块再经过退火、冷却等步骤最终生产出高质量的铸锭。冷却到规定温度后，开炉出锭。由于铸锭技术相对简单，而且单炉投料可达1200-1500kg，铸锭工艺的电耗已降至6.5kWh/kg以下，方棒成本也降至20元/kg左右；提拉单晶的单炉投料则不超过300kg，方棒成本在40元/kg以上，因此铸锭环节的低成本是多晶硅片成本优势的主要来源。图表4：单晶硅棒拉制过程图表5：多晶铸锭法流程资料来源：CSPV，资料来源：CSPV，切片成本单多晶总体差别不大，单晶略占优势。单晶硅片龙头隆基股份在2014年开始大面积采用金刚线切割工艺切片，大幅降低了硅耗，并一举取得硅片性价比的优势地位；多晶硅片在2017年开始采用金刚线工艺，也大幅提高了出片率，现在单多晶在切片环节工艺已经趋同，但多晶硅片由于碎片率高、切割效率略低，导致单晶在切片环节成本略站优势。效率方面，多晶电池比单晶片能量转换效率低1%~2%，这是单晶硅片竞争优势的主要来源。随着单多晶长晶成本差距不断缩小，单晶更高的转换效率对于提升单晶份额意义更加重大，尤其是新电池技术在单晶硅片上的成功应用，将单多晶电池的效率差距拉开到2.5个百分点左右，使得单晶硅片竞争优势更加突出。单晶夺取性价比优势，未来份额持续看涨单多晶硅片路线之争的核心在于二者性价比孰高孰低。从1950年代初至1980年，光伏市场仅有单晶电池产品。1980年后，多晶电池凭借低成本的经济效益，份额逐年提高，在2011-2015年期间多晶产品市占率一度达到80%左右。从2015年起，随着长晶成本快速下降以及金刚线切片技术 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续的率先应用，单晶迅速缩小与多晶成本差距，开始扩大份额。2017年，中国领跑者计划单晶产品优先，开启中国单晶市场火爆行情，进一步提高了单晶市场份额。图表6：全球单多晶市场份额占比数据来源：阿特斯，随着单晶性价比优势日益凸显，单晶产品的市场份额有望持续提升。2018H1单晶硅片产量增长超预期，逐渐成为主流。根据CPIA的研讨会数据，2018年上半年单晶硅片的产量占比已经达到了52.7%，单晶电池片的产量占比达到了41%；而这个数据在2017年全年则分别为31%和32.3%。根据ITRPV数据，从需求端看，未来晶硅市场的增量将以单晶为主，多晶市场增长非常有限。行业分析：供给过剩下的寡头竞争市场，高毛利时代成为历史竞争格局：过剩背景下的寡头市场，规模壁垒初步形成光伏产业总体处于产能过剩的状态，硅片环节的过剩尤为突出。根据PVInfolink的统计数据，截至2018年2季度末，全球硅片总产能超过160GW，年化产能利用率仅有74.6%，低于上下游的多晶硅和电池片环节。尽管面临过剩，由于新产能的生产成本较既有产能有明显优势，2018年硅片的产能仍在大举扩张，其中单晶硅片从46GW增加至73GW，同比增长60%，增量主要来自隆基、中环等龙头企业的扩张，多晶硅片从98GW增加至114GW，同比增长17%，主要来自金刚线改造带来的切片产能自然增加。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续图表7：2018年上半年光伏产业链各环节产能、产量（MW）及年化产能利用率统计资料来源：PVInfolink，过剩背景下，硅片行业的规模效应和马太效应非常明显。龙头企业产能更大，供给稳定，在不利环境下开工情况也占优，相较而言，二三线厂商产能较少，开工率受行情波动大，导致毛利率和竞争力较低。观察“531新政”之后硅片行业的开工情况，除了晶科、阿特斯等一体化企业维持满产之外，第三方硅片企业的开工情况都有不同程度下滑，赛维、昱辉等二三线企业下滑尤其明显，多晶硅片厂商旭阳雷迪直接退出市场。为了加速构建规模壁垒，一线龙头加速扩产以巩固市场地位。以单晶硅片市场为例，近年来隆基、中环两大龙头的总产能占比已从2015年的50%左右迅速提升至2017年年底的70%以上，预计还将进一步提升。图表8：“531新政”后硅片行业开工率图表9：硅片行业龙头产能占比持续提高（以单晶为例）资料来源：SOLARZOOM，CPIA，资料来源：中国新能源网，第三方为主、一体化为辅的供应格局硅片市场的主要供应商分为两大类。一类是垂直一体化厂商（晶科、晶澳、天合等），只要现金成本不高于外购成本，他们通常优先使用自己生产的硅片，这也是“531新政”后这些厂的硅片产能 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续仍然能够满跑的原因之一。另一类是第三方的龙头厂商，比较有代表性的是隆基、中环和协鑫三大供应商，满足一体化厂商的硅片缺口和其他电池厂的硅片需求。根据PVInfolink的统计数据，截至2018年上半年，六大一体化组件厂和三大硅片厂的产能份额已达全球产能的50%以上，产量份额则超过55%。其中，协鑫、隆基、中环三大硅片厂2018年上半年的产能和产量份额分别达到36%和40%，头部效应非常突出。图表10：2018年上半年全球硅片产能分布图表11：2018年上半年全球硅片产量份额分布资料来源：PVInfolink，资料来源：PVInfolink，六大一体化组件厂的产能和产量份额均为20%左右，剩余80%主要是第三方硅片企业。这是由于硅片产品同质化程度较高，成本的规模效应比较明显，因此除了早期从硅片行业起家的晶科，多数一体化组件厂近年来已经放缓了扩充硅片产能的步伐。截至2018年2季度末，六大一体化组件厂的硅片产能超过26GW，加上协鑫和隆基部分内部消化的需求，内部化的硅片需求达到30-35GW，占硅片总需求的30~35%。图表12：2010-2018年四大一线一体化组件企业硅片产能扩张情况资料来源：公司公告，PVInfolink，东方证券研细分市场浅水难养蛟龙，单多晶龙头面临激烈竞争 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续单多晶细分市场的竞争格局已经逐渐清晰。单晶硅片市场目前是由隆基和中环构成的双寡头格局，两家合计占整个硅片市场16.7%的市场份额，占整个单晶硅片市场55.8%的份额。2018年1月，隆基提出了《关于单晶硅片业务三年（2018-2020）战略规划》，预计单晶硅片产能从2018-2020年分别达到28/36/45GW；中环在2018半年报中也预计到2018年年底公司单晶硅材料产能将达到23GW以上；双寡头凭借低成本继续抢占二三线厂商的市场。多晶硅片市场则是协鑫一家独大。2017年前CR9达到60%，其中协鑫占多晶硅片市场份额26%，其余第三方多晶硅片厂商市占率最高也仅有6.5%，晶科、阿特斯等第三方硅片厂的份额总计达13%。“531新政”对多晶硅片的冲击尤为严重，531之后荣德、高佳等二线第三方硅片厂纷纷降低开工率，旭阳雷迪直接关停，预计多晶硅片未来的格局将以协鑫、一体化组件厂和少量第三方企业鼎足并立的状态。图表13：2017年单晶硅片总产量及份额统计图表14：2017年多晶硅片总产量及份额统计资料来源：PVInfolink，资料来源：PVInfolink，随着龙头企业产能进一步扩张，单多晶细分市场空间已经难以容纳细分龙头的长期成长，协鑫、隆基、中环三大寡头之间将出现激烈的正面交锋。预计到2018年底协鑫、隆基、中环的产能分别达到30GW、28GW和23GW，一体化组件厂的硅片产能达到30GW以上，假设2019年全球硅片需求为110GW，仅三大龙头和一体化组件厂产能已可满足全部需求，因此2019年硅片行业的价格和毛利率仍将面临较大压力。供过于求将持续，成本同质化导致毛利率处于低位民企座谈会后，国家能源局释放政策调整信号，“531新政”带来的悲观情绪开始扭转，市场对于2019年国内装机容量的预期已经从30-35GW上调至40-50GW，全球装机容量也从100GW上调至110GW以上。然而，与制造环节140GW以上的产能供给相比，市场预期的转暖并不能改变供过于求的现状，由于市场份额日趋向头部集中，行业内面临的竞争甚至会更加激烈。受供需失衡影响，光伏全产业链价格均出现大幅下降。年初以来，降幅较大的环节集中在中上游，“531新政”之前，由于硅片环节新产能大量投放，单多晶硅片的价格已经下调37%和22%，其他环节调整幅度相对较小。“531新政”之后，各环节价格降幅达到20~40%，其中多晶硅料和电池环节补跌明显，组件降价幅度再度居于末尾，表明本轮调价对组件企业冲击相对较小。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续图表15：年初至“531新政”之前各环节价格降幅统计图表16：“531新政”之后产业链各环节价格降幅统计资料来源：PVInfolink，资料来源：PVInfolink，中短期内，大背景仍是供过于求，价格下降趋势不会改变。短期内“531新政”对需求的冲击仍在消化，预计全年国内装机容量约40GW，同比下滑20%以上，4季度国内装机容量同比小幅下降，受此影响硅片价格继续缓慢下探，但降幅已大为收窄；中期内，硅片仍是制造环节产能最多、扩产最快的一环，并且呈现寡头竞争格局，尽管不排除需求超预期出现阶段性景气的可能，价格继续下跌仍是概率更大的事件。长期看，寡头成本趋于同质，高毛利时代终成历史。从需求端看，我国光伏装机量将从高速爆发增长逐步过渡到缓慢稳定增长阶段；从供给端看，隆基、中环等硅片龙头仍在持续扩产能，同时两大龙头的利润率趋于一致，过剩背景下可能导致整个环节都没有超额利润。因此，我们认为硅片高毛利时代将成为历史，未来价格会到达龙头的盈利底部，硅片迎来龙头的微利时代。图表17：2017年10月以来单多晶硅片掀起价格战图表18：2018年以来单晶硅片龙头毛利率迅速靠拢资料来源：公司公告，PVInfolink，资料来源：Wind，上游：单多晶硅料供需情况迥异，多晶硅价差影响下游竞争格局硅料环节，单多晶硅片对硅料的要求不一样，单晶通常采用价格较高的致密料，多晶则采用质量稍差、价格更低的菜花料等，两者的供需结构和成本价格都不一样。硅料供应市场呈现以下三个特点：1）硅料的产能持续扩张，但主要是国产的产能在扩张，国外硅料供应相对稳定，国内外厂商的硅料品质上有差异； 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续2）硅料和硅片厂商签单保量不保价，通常是按月议价，因此销售价格波动性较大；3）不同的硅料厂商成本差异大，硅料的实时价格取决于边际成本位置，一段时间内国外厂商的成本将对单晶料价格形成支撑。单晶用的致密料由于技术壁垒较高，导致供应厂商的集中度较高。根据新华网，以N型单晶少子寿命≥1000us的规格要求为例，国产多晶硅料的不合格率约为15%-20%，而采用进口的硅料不合格率仅为0.9%-0.5%，因此过去几年致密料主要依赖进口，目前国内能大量供给单晶料的供应商主要有四家，即永祥硅业（通威子公司），大全新能源、新特能源（特变电工子公司）以及协鑫，国外则主要是OCI和瓦克等。短期内国内产能难以覆盖，大量进口需求导致单晶致密料的价格支撑较强。目前需求端，单晶强势扩产，开工率较高；而供给端国内的单晶致密料供给相对不足，过去几年缺口率在60%以上，2019年国内多晶硅大量扩产，但预计仍将有20%以上的单晶硅料需要进口。由于海外硅料企业的现金成本相对较高，在国内单晶硅料产能无法覆盖的情况下，预计致密料的价格支撑力仍然较强。图表19：2019年单晶致密料的供需结构预测资料来源：BNEF，PVInfolink，东方证券研为了抢占优质硅料的供给，年初以来，隆基已经与全球多家一线硅企签订长期采购协议，锁定未来3-4年的硅料供应，并且有预付条款。中环则与协鑫深度合作，参股新疆的新产能。图表20：隆基股份与多晶硅供应商采购协议明细定约日期采购对象2018201920202021总计其他2018.02.06OCI150302289622896381664638按月采购，价格月议2018.04.03大全3960039600采购量、价格月议2018.05.23永祥4000210003000055000按月采购，价格月议2018.07.28特变25080300003600091080按月采购，价格月议年度合计（吨）28930838269774639816250318对应硅片产量（GW）927331382资料来源：公司公告， 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续多晶用的菜花料对品质要求比较低，国产硅料可以满足需求。目前多晶硅片基本没有新增产能，考虑市场出清和硅耗下降因素，普通菜花料的需求未来几年几乎没有增长，同时国内多晶硅产能扩张之后，菜花料供给还在持续增加，菜花料预计长期处于供过于求的状态。图表21：单晶致密料国内需求和供给情况（按产能计算）图表22：多晶菜花料国内需求和供给情况（按产量计算）资料来源：PVInfolink，资料来源：PVInfolink，从531后的产业链价格波动也可以看出，多晶用的菜花料降幅显著高于下游其他环节，而单晶致密硅料降幅和下游其他环节基本一致。图表23：531新政后多晶（红）单晶（绿）各环节降价幅度资料来源：PVInfolink，东方证券研我们认为两者的价差将长期存在，差距幅度以确保多晶硅片生存为前提。中长期内，单晶致密料的需求有望持续扩张，各大硅料厂商虽然将竭尽全力提升产出中致密料的占比，但受制于工艺，硅料产品中至少有30%的菜花料产出，因此单晶料供给相对紧张的局面难以改观甚至可能更加突出，菜花料供给则有较强的刚性，过剩局面持续概率较高。总体来看，硅片销售结构的剧变导致对于高品质多晶硅需求暴涨，同时由于多晶硅致密料的供给仍然有限，上游议价能力相对较强；菜花料则面临过剩局面，由于多晶硅片已基本丧失盈利能力，预计菜花料的价格将以保障多晶硅片生存为前提，当前10元/kg的价差已为多晶硅片赢得了0.1元/片的成本优势。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续下游：独立大型电池厂崛起，下游议价能力有所提升电池片厂商分散，目前的议价能力不强。电池片环节的技术资金壁垒相对低，同时技术路线很多，厂商比较分散，2017年电池片CR10=43.9%，显著小于硅片的59.2%，所以目前的议价能力较弱。图表1：2017年硅片行业CR10=59.2%图表25：2017年电池行业CR10=43.9%资料来源：PVInfolink，资料来源：PVInfolink，电池片厂商盈利能力分化，龙头显著强。电池片环节整体议价能力弱导致行业平均毛利率在整个产业链中处于较低位置，平均的毛利率大约在5%-15%。但龙头厂商的毛利率水平比落后企业要显著高，主要由以下两个原因：1）硅片产能过剩比电池片更厉害，导致消化产能的压力更多的在上游；2）电池片技术更新换代较快，龙头在新技术的研发和跟进上更有优势，导致行业内差距越来越大。图表26：硅片产能过剩比电池片更明显（MW）图表27：各厂商电池片业务毛利率水平数据来源：PVInfolink，数据来源：Wind，未来，我们认为电池片的议价能力会相对增强。首先，不同技术路线成本效率差异大，高成本电池片厂商逐步退出，下游集中度会相对提高；其次，硅片产品同质化，不同厂商的产品品质差异较小，下游的转移成本低；另外，随着光伏补贴退坡迈向平价上网，电池片环节本身毛利率低，降本空间相对小，未来以提价为主，硅片环节毛利率相对高，降价空间更大。新进入者和替代品威胁不大，垂直厂商有扩张动力 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续随着行业格局日渐清晰，硅片龙头的地位日渐稳固，对新进入者也建立了足够高的壁垒。一是资金壁垒，尽管近几年设备投资已经大幅下降，1GW硅棒和切片的产能投资仍接近10亿元，对于新进入者而言风险收益比偏大；二是规模壁垒，目前一线龙头企业的产能门槛已升至20GW以上，巨大的产能一方面能够降低生产成本，同时能有效绑定下游客户，新进入者在产销两端都面临巨大的困境。此外硅片行业的吸引力也较低，随着硅片价格大幅下降，龙头企业的盈利能力大不如前，对新进入者的吸引力也大为减弱。替代品的威胁也较低，主要是目前晶硅产业链非常成熟，产业链也都是围绕硅片进行，整体不存在替代品；其他的太阳电池目前在产业链成熟性和使用场景上也没法和晶硅产业链竞争。图表28：第一梯队厂商产量占比逐步提高图表29：潜在竞争者来自下游向上延伸（★为主营,√为延伸）硅料硅片电池片组件晶科√√★晶澳√√★韩华√√√★天合√√★瓦克★资料来源：PVInfolink，资料来源：PVInfolink，有能力改变局面的是垂直一体化企业的延伸。硅片行业的进入者通常是光伏产业链玩家垂直延伸进入，且由于光伏制造产业链毛利率上游高下游低的特点，进入者通常是下游电池、组件厂商向上游延伸居多。尤其重要的是，由于硅片的成本很大程度上取决于设备，对于一体化企业并不存在技术障碍，在技术路线相对清晰的情况下，电池、组件企业向上游扩张仍有较大吸引力。2018年以来，仅内蒙古就有5家企业投资200亿元以上扩张硅片产能，其中绝大部分是单晶产能。图表30：2018年仍有大量新进入者在低电价地区布局新产能建设时间建设地投资额建设内容中环2018年呼和浩特67亿元年产单晶硅棒9296吨，硅片14亿片中环2018-2019呼和浩特31.65亿硅棒25357吨阿特斯2018-2020包头40亿元3GW铸锭、切片和600MW组件晶澳2018-2019包头30亿元3GW单晶硅环太2018-2019包头39亿元硅棒16093吨，硅片6.79亿片京运通2018-2019乌海30亿元5GW多晶硅及单晶硅材料资料来源：北极星，结论：毛利率继续探底下行，未来是龙头的薄利多销时代 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续整个行业目前处于也将持续处于供大于求的局面。目前，行业二三线厂商还能存活，随着价格战的延续，高成本产能逐步出清，行业集中度会进一步提高，在这个过程中行业内公司的毛利率不可避免会下行；随着下游议价能力加强和龙头发起价格战，行业份额将更加集中，格局则趋于稳定，行业毛利率会在低位区间震荡，迎来龙头的薄利多销时代。单晶或多晶厂商阵营内部竞争的关键是成本，因为硅片本身同质性较强，在品质和售价上的差异不会很大，成本是决定企业盈利能力的核心因素，此外规模、资产负债表也是决定企业命运的重要因素；单多晶厂商间竞争的关键是效率和成本的综合性价比，单晶近年来在降本方面取得了巨大成就，多晶在效率追赶上进步却不明显，导致主客易位，未来的努力方向仍是加速转换效率的提升。图表2：波特五力与供需结构分析总结数据来源：成本解析：多晶坐困愁城，单晶步步进逼长晶环节成本优势是多晶护城河硅片的成本可以大致分为硅料成本和非硅成本两部分。硅料的成本占比在50%-60%，主要由硅料价格决定，同时硅片厂商还可以通过提高切割的出片量来摊薄硅料的成本；非硅成本的构成相对复杂，包括长晶过程的设备、电费、特气损耗和人力，以及切割过程的金刚线线耗和其他成本等。单多晶硅片工艺的主要区别在于长晶环节。根据统计，目前多晶硅片成本比单晶硅片低0.35元/片，成本优势主要来自长晶环节。铸锭成本仅占多晶硅片总成本的12%，拉棒成本则占到单晶硅片总成本的33%。在硅成本以及切片成本方面，单多晶的差异总体较小，因此单多晶硅片在成本端的竞争主要在于长晶环节。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续图表32：单多晶硅片成本结构占比数据来源：PVInfolink，长晶：单晶挖掘规模红利，多晶降本空间狭小单多晶竞争的核心在于两者的性价比。由于多晶铸锭炉的投料量远高于单晶炉，拉棒环节多晶有比较明显的成本优势，2011-2015年多晶份额快速提升的原因即在于此。以早期的G5型铸锭炉和80型直拉炉为例，投资一台450kg的铸锭炉的费用可以购买6台80型直拉炉（装料量60kg），具体成本比较如下：图表33：早期G5铸锭成本与80型单晶炉成本对比科目1台铸锭炉6台直拉炉比较投料量/kg4506X60=3606台投料少90kg月产量/kg4500~48003600~38006台少产900~1000kg额定功率/kW1806X165=9906台额定功率高810kW使用功率/kW756X68=4086台多消耗333kW氩气（m3/h）126X9=546台多消耗42m3软水（m3/h）206X18=1086台每小时多耗88m3设备占地/m2226X18.4=110.46台多花建筑费用88.4m2资料来源：康自卫，《硅材料系列教材：硅片加工技术》，不难看出，由于铸锭炉投料量的绝对优势，早期多晶铸锭成本比单晶拉棒成本竞争力强得多。然而近年来，随着单晶连续投料技术和快速拉晶技术的快速进步，拉棒环节的成本在快速下降。以单晶龙头隆基股份为例，在2010年公司上市时，单炉的月产能仅有1吨不到，到现在为止已提升到3吨以上；一次投料的出棒数量从1根增加到3-5根，坩埚、石墨等耗材的用量也大为减少。据估算，单晶炉单炉产量从110kg增加至270kg，方棒的成本可从80元/kg以上降至40元/kg左右。与单晶相比，多晶铸锭成本的下降速度则较为缓慢。尽管铸锭炉的规格从G4升级到G8，投料量从500kg增加到1500kg以上，但电耗的降幅仅有40%左右，与当前主流的G6铸锭炉相比，G8电耗仅下降10%左右，因此多晶投料增加带来的成本下降效应并不显著，这也导致单多晶方棒的成本从早期的50元/kg被缩小到20元/kg，摊薄到硅片上拉棒/铸锭成本差从早期的1元/片以上缩小到0.3元/片左右。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续图表34：单晶拉棒成本规模效应非常显著图表35：多晶铸锭成本规模效应相对较弱资料来源：资料来源：Infolink，根据Solarzoom的数据，目前单多晶硅锭的生产成本分别为44元/kg和21元/kg。多晶硅锭的成本构成由高到低依次是石墨热场、坩埚、折旧、电力及其他杂项，其降本最主要的方式是提高单炉产出以摊薄耗材和电力成本，但G8进一步升级的幅度越来越小，因此多晶铸锭的成本下降空间已经比较有限，预计不超过30%。图表36：多晶铸锭成本拆分明细图表37：单晶拉棒成本拆分明细资料来源：Solarzoom，资料来源：Solarzoom，单晶硅棒的成本构成由高到低依次是坩埚、电力、石墨热场、折旧、人工及其他成本，由于目前单炉产出仍然较小，未来仍有一定的降本空间。单晶硅棒降本的途径有几个方向：一是改进拉棒技术提高单炉产出，比较有潜力的是采用连续拉棒技术摊薄坩埚等一次性耗材的损耗和设备折旧；二是提高产线的自动化水平降低人工成本；三是将拉晶产线建在低电价地区，目前隆基、中环的产能都分布在宁夏、云南和内蒙古等低电价地区。预计单晶硅棒的拉晶成本有可能降到30元/kg，尽管较多晶硅棒还有差距，但单晶在效率方面的优势足以确保单晶份额进一步提升。图表38：当前单多晶硅锭每炉成本测算多晶单晶备注单炉产出/kg1200270坩埚（元/炉）41762846石英坩埚，每一炉更换一套一套多晶石墨件价值约30万元，单晶价值约10石墨件（元/炉）69602176万元/套，可使用50炉左右 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续维修（元/炉）1392502单晶电耗约为10000kWh左右，多晶电耗约为电力（元/炉）348026787500kWh左右，但单晶用电价格低于多晶人工（元/炉）20881507折旧（元/炉）41761674长晶其他（元/炉）2784502合计（元/炉）2505611885资料来源：Solarzoom，切片：金刚线革命窗口期已过，单晶切割成本略占优单多晶硅片的切割技术总体上没有太大差别，但2014年起单晶开始大面积采用金刚线切割技术，并在2016年基本完成金刚线改造，较多晶产品提早两年。在金刚线价格大幅下降之后，金刚线切割法较传统的砂浆线切割技术有着非常明显的成本优势，这一轮“金刚线革命”也是逆转单多晶份额最有力的力量。图表39：金刚线切片占比变化趋势图表40：不同切片方式成本对比资料来源：岱勒新材，资料来源：岱勒新材，与传统的游离切割方式相比，金刚石线切割有关键的四大优势：第一、提高切割速度，大幅提升机器生产率，降低用户设备采购成本，提升产能；第二、摒弃游离切割所使用的昂贵且不环保的碳化硅等砂浆材料；第三、金刚石切割线线径和线距的降低，使单硅棒产出的切片数量提升，降低原材料消耗；第四、单片耗材远远降低，大幅降低切割成本，相比砂线液切割，多晶用线成本降低50%，相比树脂金刚石线切割，多晶用线成本降低25%。国内硅片企业中，隆基股份率先采用金刚线替代传统工艺，并在2016年全部改用金刚线技术，其非硅成本也得以大幅下降36%至1.71元/片，从而取得了与多晶竞争的成本优势。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续图表41：金刚线切片与砂浆切片成本差异比较图表42：2016年隆基股份推广金刚线切割大幅降低非硅成本砂浆切片金刚线切片降低单刀切割时7-9h1-2h间/h刀缝损失48%33%COD30万3千切片成本0.8-0.9元/片0.4元/pcs节约50%硅棒成本节约22%综合成本节约32%资料来源：阿特斯，资料来源：岱勒新材，多晶硅片在2017年开启了金刚线改造的步伐，并且在2018年基本实现全部渗透，比之前预期的2020年提前了2年之多。但总体而言，由于多晶硅锭的硬质点较多，切片的断线率、切割速度都比单晶要差，因此采用同样技术时，多晶的切片成本要高于单晶。目前，单晶切片与多晶切片线径差一代（5μm），出片数差异3-4pcs/kg。值得庆幸的是，金刚线的价格仍在快速下跌之中，单多晶切片成本差异已从0.5元/片收窄至0.05元/片，非硅成本差异的主要部分变得无关紧要，也使得单多晶在切片环节的成本差距显著缩小。图表43：单晶硅片切片成本拆分图表44：多晶硅片切片成本拆分资料来源：Solarzoom，资料来源：Solarzoom，然而，对多晶不利的是，尽管切片成本已经接近单晶，但由于金刚线技术大幅降低了硅料损耗，导致多晶在长晶环节的成本优势大幅度缩水，效率方面的劣势则未有改观，因此总体而言，金刚线革命降低切割成本的幅度对二者没有区别，但其最终结果导致了单多晶成本优势的迁移，多晶硅片目前基本上丧失了成本优势。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续图表45：单多晶切片线耗及非硅成本中金刚线成本差异资料来源：岱勒新材，三超新材公告，效率：新技术巩固单晶优势，多晶竭力缩小差距由于单晶硅片的位错密度更低，单晶电池的能量转换效率较多晶具备一定优势。根据GTM的数据，多年以来普通P型单晶电池较多晶电池的转换效率始终维持着1.2-1.4个百分点的优势，近年来随着PERC等高效技术的成功应用，单晶产品较多晶电池的效率优势进一步拉大。图表46：单晶电池较多晶电池始终保持一定的效率优势资料来源：GTM，多晶电池一方面面临长晶环节成本优势被蚕食，另一方面效率差距的劣势被不断拉大，因此在面对单晶挑战时节节败退。多晶硅片重夺优势的唯一途径是迅速缩小与单晶电池的效率差距，当前有潜力的方式包括黑硅技术和铸锭单晶技术。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续多晶金刚线硅片采用常规酸制绒无法实现良好的表面织构，甚至无法形成绒面，这导致金刚线硅片的反射率大幅提升，从而对电池效率产生负面影响。黑硅技术可以完美解决多晶制绒问题，既能提升电池效率又能降低电池成本，是多晶电池继续进步的必由之路。目前投入运营的黑硅技术包括制绒添加剂技术、表面预处理技术、湿法黑硅技术和干法黑硅技术，其中湿法黑硅技术综合性价比较高。图表47：湿法黑硅技术在四条黑硅路线中性价比更为突出资料来源：保利协鑫，值得一提的是，黑硅技术和PERC等高效电池技术结合之后，出现了1+1>2的积极效果。阿特斯采用湿法黑硅技术的电池片较普通多晶硅片效率提高0.4%，普通硅片上叠加perc技术，电池效率提高0.7%，同时施加黑硅和PERC工艺的电池片效率提高1.2~1.5%，量产的黑硅+PERC电池效率达20.1~20.4%。铸锭单晶技术理论上融合了铸锭成本低和单晶效率高的优点，GCL的铸锭单晶硅片与直拉单晶硅片的效率差只有0.4%，但目前铸锭单晶的成本仍未降至传统铸锭的水平，导致其渗透率偏低。图表48：黑硅与PERC技术结合可显著提高电池效率图表49：铸锭单晶技术能够显著缩小与单晶产品的效率差资料来源：阿特斯，资料来源：保利协鑫，其他：单多晶硅料采购价差成为再平衡砝码随着单晶在成本和效率端同时发力，单多晶的市场份额预计将出现逆转，硅料市场上多晶料为主的需求格局也将转变为以单晶料为主。然而，由于多晶硅生产过程中单晶料的经济比例上限约为70%， 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续中长期内硅料市场将出现单晶料供给相对紧张而多晶料供给相对过剩的情况，单多晶硅料的销售价格将出现明显价差，从而为多晶硅片创造出一定的生存空间。年初以来，单多晶价差从3元/kg最高扩大至近20元/kg，目前稳定在7-10元/kg，预计硅料采购可为多晶硅片创造0.1元/片以上的成本优势。图表50：单多晶价差总体呈扩大趋势资料来源：PVInfolink，我们以当前一线硅料企业的产品结构为基准，测算单晶料比例提升时，单多晶硅料价差的变化。当硅料产出中，单晶料占比从70%进一步提升时，单炉产出量会降低，电耗和生产成本则会提高，如果维持单炉毛利不变，单多晶硅料价差需要大幅扩大。因此，我们认为在当前技术水平下，多晶硅料中菜花料的比例不会低于30%，单多晶料的价差有相当大的变化弹性以确保多晶硅片企业能够消化菜花料的产出。图表51：硅料产出中单晶料比例变动对单多晶料价差影响分析单晶料比例/%产能（吨/炉）电耗（kWh/kg-Si）生产成本（元/kg）价差变化（元/kg）70%12574580%10.86748+5690%9.68052+97资料来源：小结：多晶成本优势丧失殆尽，市场份额将沦为少数未来我们认为降本的路径主要从四个环节同步下降，积少成多，设备方面进一步降低能耗，增加装料量以及提升生产速度，从而有效降低能源动力成本，并摊薄折旧和人工成本；也可以将工厂迁移到电价更低的中西部地区以降低电费支出，但由于电池片厂大多位于沿海地区，会导致运杂费的成本上升，因此这种策略目前主要是电费成本占比较高的单晶硅片厂商采用。我们测算了理想条件下的各项成本，普通单多晶硅片的理想成本差0.27元/片，加入黑硅工序后单多晶的成本差缩小到0.15元/片。其中单晶成本约1.92元/片，实现该成本的途径主要是进一步降 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续低拉棒成本和切片线耗；普通多晶硅片成本约1.65元/片，黑硅片成本约1.77元/片，较当前实际成本下降程度有限。根据PVInfolink近期的价格信息，目前单晶硅片的最低价为2.63元/片（不含税），多晶硅片的最低价为1.77元/片（不含税），在理想成本下，单晶仍有较好的利润率，多晶的盈利水平则比较惨淡。无论从降价空间还是盈利水平比较，单晶都已占据定价的主动权。从中长期看，多晶硅片的市场份额将持续下降，硅片的理想成本主要取决于单晶产品，假如单晶硅料价格进一步降至70元/kg，出片量提升至70片/kg，单晶成本有望降至1.6元/片，按20%的毛利率定价，单晶硅片价格有望达到2.3元/片（含税）。图表52：理想单多晶硅片成本底部测算单晶多晶备注不含税硅成本（元/kg）73.764.7单晶含税85元/kg，多晶75元/kg，近期价格底部最新设备按十年直线折旧，多晶一年停产检修2个生长设备折旧4.942.31月，单晶2.7吨/月，多晶9吨/月；单晶炉按160万元，多晶炉按250万元晶电费20.693.70块加氩气损耗0.720.34工多晶按总成本30%，单晶按50h370kg，多晶85h成人力及其他5.192.721200kg，按h/kg比例计算单晶，单晶7.4kg/h，多本晶14.1晶料损耗成本3.663.23按5%估算晶砖加工总成本108.577.0（元/kg）单片成本（元/片）1.701.30目前产业单晶0.9m/片，多晶1.5m/片，大厂65线切金刚线成本0.050.09成交价100元/km；未来理想线耗0.6/1.1割成设备折旧0.050.10本其他成本0.120.15黑硅成本0.000.12总成本（元/片)1.921.77普通成本差0.27元/pc，黑硅成本差0.15原本/pc电费成本占比/%16.873.54非硅成本（元/片）0.770.67现金成本（元/片)1.791.65资料来源：定价机制：多晶硅片筑底，单晶硅片弹性大由于成本和转换效率均有较大差异，单多晶硅片的产品价格必然存在价差。2016年以来，单多晶硅片的价差范围约为0.7-2元/片，波动范围较大。我们认为，单多晶硅片价差与多重因素有关，其下限为光伏系统EPC投资相同时回溯的硅片价格，上限则是考虑单晶发电量增益等因素的硅片价格，新技术的应用导致硅片价差进一步增大，一段时间内特定品类产品的供需则会造成价格差的波动。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续我们以一个10MW的集中式项目为例，测算单多晶产品价差大小。目前1个10MW集中式项目的静态总投资约5200万元，其中多晶组件的采购及安装成本约1950万元，非组件成本中，与容量相关的成本约为962万元，与土地面积相关的成本约为1096万元，项目公用设施成本约1100万元。图表53：10MW集中式光伏电站投资明细（万元）安装工程其他费占投资序号工程或费用名称设备购置费合计费用额一设备及安装工程2798214296257.2%1光伏组件及安装1850100195038.0%2逆变器及安装200202204.2%3支架和安装240402805.3%4箱式变压器180202003.8%控制保护设备和安装工5200302304.4%程6其他设备及安装784821.6%二建筑工程1100776187635.7%1方阵基础2902905.5%2电缆及铺设300763767.1%3房屋建筑工程1001001.9%4电网接入和安装工程80010090017.1%5交通工程和仓储1101102.1%6施工辅助工程1001001.9%三其他费用仅考虑永久占地部分2702705.1%1建设用地费40400.8%2建设管理费1001001.9%3生产准备费50501.0%4勘察设计费80801.5%一~三部分合计4168990270510898.0%基本预备费2%102.162.0%静态总投资5210.16100.0%动态总投资含建设期利息单位静态投资（元/kW）5210.16资料来源：发改委能源研究所，EPC投资成本相等决定价差下限EPC承包商挑选产品的约束条件是系统投资成本的最小化。暂不考虑单晶及高效单晶产品发电能力的增益，假设选用普通多晶、普通单晶和高效单晶的EPC价格均为5.01元/W，由于两种单晶 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续产品的转换效率更高，使用的组件数量更少，系统成本中与面积相关的部分得到摊薄，普通单晶产品较普通多晶可溢价0.57元/W，高效单晶较普通多晶可溢价0.124元/W。目前各类组件非硅价格大约1元/W（含税），普通单多晶电池非硅价格0.4元/W（含税），PERC电池成本比普通电池高0.05元/W，假设其相关价格为0.45元/W（含税），还原至硅片环节，则多晶硅片的价格为2.06元/片，与当前市场价格几乎一致，普通单晶组件计算的硅片价格为2.45元/片，单晶PERC组件计算的硅片价格为2.71元/片，仅考虑EPC成本一致时单多晶硅片的价差为0.39~0.64元/片。图表54：EPC成本相同时单多晶硅片价格计算多晶单晶单晶PERC备注组件功率（W/块）275290310系统EPC造价（元/W）5.015.015.01其中：面积成本（元/W）1.101.040.97容量成本（元/W）0.9620.9620.962其他成本（元/W）1.101.101.10多晶采用现价，单晶及perc为计组件价格（元/W）1.851.9071.974算值组件采购成本/万元1850.001906.691973.74组件数量/块363643448332258硅片数量（片）218181820689661935484组件数量X60组件价格（元/片）8.489.2210.20将每W组件价格折算为每片价格组件非硅价格（元/片）4.584.835.17假设为含税1元/W电池非硅价格（元/片）多晶和普通单晶0.4元/W，1.831.932.33perc0.45元/W硅片价格（元/片）2.062.452.71硅片价差（元/片）0.390.64资料来源：观察过去一年多的价格数据，单多晶价差大约稳定在0.7~1元/片左右，因此市场对于单晶硅片的定价主要参照PERC产品，而且存在额外的溢价。此外，目前市场上普通单晶组件与多晶组件的价差在几分钱左右，与图表中计算结果非常接近，但高效PERC组件的价格高达2.1元/W，这表明目前PERC产品在市场上也存在较大的溢价。值得注意的是，硅片的功率对于产品定价有非常明显的影响。对于多晶硅片而言，当组件功率在270-290W之间波动时，硅片价格也在2.03-2.18元/片间波动，与单晶硅片价差则从0.73元/片缩小至0.37元/片。因此，在成本可控的条件下，提高多晶硅片的功率仍是多晶企业摆脱困境最有效的手段。对于单晶硅片而言，提升功率则有助于进一步拉开与多晶硅片的价格差距。据测算，当单晶PERC组件的功率在305-325W间波动时，单多晶硅片的价差从0.52元/片拉大至1.02元/片。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续图表55：多晶硅片价格与组件功率的敏感性分析图表56：单晶PERC组件功率变化对硅片价差影响较大资料来源：PVInfolink，资料来源：PVInfolink，全生命周期发电量增益决定价差上限在光伏系统实际的运行过程中，由于单晶组件的功率温度系数更低，并且弱光性较好，同样装机容量下，单晶系统的发电量较多晶有一定优势，目前蓬勃发展的PERC双面单晶产品发电量增益更加可观。根据天合光能的测算结果，以系统度电成本为准绳，普通多晶、PERC单晶和PERC双面单晶的系统造价分别为4.61元/W、4.71元/W和5.06元/W，其中组件价格分别为1.9元/W、2.11元/W和2.37元/W，倒推出的硅片单价分别为2.33元/片、3.41元/片和4.68元/片，单多晶价差范围达1.08~2.34元/片（含税）。图表57：度电成本相同时单多晶硅片价格计算PERC单晶普通多晶PERC单晶备注双面电池效率/%19.4%21.7%21.5%双面因子0.7首年衰减/%2.50%2.50%2.50%逐年衰减/%0.70%0.70%0.50%功率温度系数/%0.41%0.40%0.40%无遮挡支架（元/W）+0.06施工费用（元/W）+0.04组件功率（元/块）280310305与组件面积相关的BOS1.211.101.19成本（元/W）与组件面积无关的BOS1.501.501.50成本（元/W）总BOS成本（元/W）2.712.602.69PERC发电量增益2%，双面增总发电量（万kWh）121,046123,467133,030益10%度电成本（万/kWh）0.420.420.42组件单价（元/W）1.902.112.37组件单价（元/片）8.8710.9012.05组件非硅价格（元/片）4.675.175.08 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续电池非硅价格（元/片）1.872.332.29测算硅片价格（元/片）2.333.414.68硅片价差（元/片）1.082.34资料来源：天合光能，1.08元/片的价差与当前实际价差已经非常接近，可见实际的定价机制与度电成本相关度更高。尽管发电量增益对于拉大单多晶价差极为有效，但光伏系统实际的运行情况取决于很多因素，因此目前发电量增益的效果并未充分考虑。此外，由于目前双面单晶PERC的产能仍然有限，单晶PERC产品对于单多晶硅片价格的影响更为显著，预计随着双面PERC占比进一步提升，如果多晶无法提升产品效率，单多晶产品的价差还存在进一步拉大的可能。多晶是价格之锚，单晶掌握定价权由于单多晶价差最小也有0.7元/片，远高于成本端0.25元/片的差异，因此现在硅片的定价权已完全掌握在单晶厂商手中。由于各细分市场对单多晶的偏好不同，两类产品的价差往往在0.7~1元/片间波动。我们根据价差的下限到效益差区间中值做了利润空间的敏感性分析，判断未来单晶的利润空间。图表58：价差下限到效益差区间中值的单晶硅片利润敏感性分析多晶成本价下多晶现金成本价单晶售价差备注单晶毛利率毛利率0.498.88%6.18%EPC下限0.612.50%10.44%考虑长期发电量收益的可能价差0.715.54%13.98%0.818.39%17.26%11月以来扣税后的平均价差资料来源：即使多晶把价格压到最低，单晶也不会亏损。我们分两种情况来分析价格战的演变。首先正常情况下，多晶硅片按照成本价1.92元/片出售，此时多晶的毛利率为0，单晶的毛利率在8.88%-18.39%之间；极限情况下，若多晶按现金成本1.83元/片出售（总成本-行业平均的单片设备折旧），此时多晶仅是现金流支撑，毛利率已为负，单晶的毛利率在6.18%-17.26%之间。除了当价差到了下限的极端情况下外（实际上即使出现持续时间很短）,单晶的毛利率都在10%-18%之间，按照单晶龙头隆基的期间费用率9%来算的话，隆基也是不会亏损的。值得一提的是，这一切都是建立在单多晶的成本都是目前最优化的情况下，实际上目前的成本是明显高于底部成本的，导致目前多晶仍然能够跟上单晶降价的步伐。但我们认为未来单晶的降价空间是显著大于多晶的。多晶未来和单晶竞争主要靠硅料价格和BOS成本的下降。1）多晶硅料生长中不可避免会有一些质量较差的菜花料和边角料，通常比例不会低于30%，这部分厂家为了卖出去可能会把价格压得很低，进而降低多晶硅片的总成本；2）BOS的成本（即除了光伏组件以外的系统成本）也在逐步下降，这对于多晶利好更明显，因为高BOS成本通常更青睐高效组件以摊薄其度电成本。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续其他路线：新技术潜在威胁不小，但也面临诸多瓶颈金刚线革命之后，单多晶在切割技术方面的差异大幅缩小，同时切片环节的刀缝损失已从180-200μm降至80μm以下，进一步优化空间相对有限，硅片生产技术进步的空间主要来自长晶环节。长晶环节单多晶的发展方向有所不同，单晶主要是进一步降低长晶成本，多晶则是要在低成本基础上改善晶体质量，以缩小和单晶产品的效率差距。硅片长晶方面，目前主要有两种产业能见度比较高的新技术：CCZ单晶（连续拉棒法）和铸锭单晶（准单晶），单晶的发展方向是采用连续拉棒法（CCZ）代替现有的RCZ工艺，多晶则是发展铸锭单晶。CCZ直拉单晶：成本摊薄优势明显，生产问题仍待解决连续直拉法（CCZ）是利用特殊的双层坩埚，让硅棒拉制和加料熔化同时进行，极大的提高了生产速度和坩埚寿命周期的拉制数量。根据观研网数据，以一炉两根晶棒生长工艺为例，一次工序时间CCZ能比RCZ的节省7个小时，同时坩埚的寿命周期内CCZ能够完成8-10根硅棒拉制，而RCZ仅能完成4-5根，极大的提高了生产效率和降低了成本。在拉制过程中投入新的硅料这一环节称为复投，目前移动自动式复投技术的成熟度是CCZ能否成功的关键。CCZ产出的硅棒品质更佳，有利于高效电池组件。传统RCZ拉制硅棒的电阻率分布会随着熔体液面的下降而下降，而CCZ是在持续不断的补充硅料，使得液面保持恒定，导致硅棒内部的电阻差异化很小，质量和均匀性更佳。电阻率更均匀，分布更窄的硅片更适合一些高效电池工艺和组件，如高效N型和镓掺杂的P型电池。图表59：CCZ法生长原理示意图图表60：CCZ相比传统方案提高了生产效率资料来源：观研网，资料来源：GCL，CCZ最大优势是生产效率带来的成本摊薄优势。根据协鑫估计，由于CCZ晶棒拉制和加料熔化同时进行，将串联的工艺并联进行，能够将生产效率提升到RCZ的1.4倍；另外由于CCZ装料量更大，单炉硅棒的质量更大，单位能耗也能降低20%以上，因而理论上单晶加工成本能够相比目前的RCZ下降30%。此外，CCZ比RCZ生产更快也带来人工成本和设备折旧上的摊薄优势，天花板很高。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续图表61：CCZ和RCZ拉晶工序时间对比项目装抽检熔复挥找引放转等收合计料空漏料投发温晶肩肩径尾RCZ0.510.15.59.524240.34861.8116.74CCZ0.510.15.53.523240.34861.8109.74数据来源：晶创光伏配件超市，若按照单位能耗降低20%，生产效率提高1.4倍来估算的话，CCZ生产的硅片单片总成本为2.08元，相比RCZ下降约0.09元。技术问题好解决。CCZ的难题可以分为技术问题和生产成本问题。技术问题主要是移动式自动复投技术的掌握，这是RCZ和CCZ的核心区别，需要配套的设备减少复投的时间，这一块属于机械设备控制上的问题，相对好解决。从原理上看，RCZ升级到CCZ，设备上需要增加复投装置，以及对温控等方面的一个优化，是可以通过现有RCZ设备升级实现的。根据隆基和爱旭进行CCZ合作的公告也证明了这点，隆基现有的生产设备均可基于CCZ高效单晶产品的生产工艺进行升级改造。生产成本问题难解决。一方面CCZ不断加料熔化的生产方法对于坩埚的寿命提出了很高的要求。目前国产的坩埚寿命在250h左右，按照两根CCZ需要109.74小时计算的话，国产坩埚只能支撑生产4根硅棒，这距离CCZ理论的最佳生产效率的一次8-10根差距较大。如果采用进口坩埚，寿命可以达到500h左右，可以满足一次生产8-9根，但价格高达3万美元/只。如果按照我们简单的按照CCZ32单根硅棒良品约5000kg，一个坩埚8根，出片量60片/kg来测算的话，仅坩埚部分分摊到每片的成本就接近一毛钱。因此这部分在进口成本很难下降的情况下，找国内厂家合作开发高寿命坩埚是关键。图表62：RCZ和CCZ产能及晶棒尺寸对比图表63：尺寸在30-40mm的颗粒硅参数RCZ26RCZ28RCZ32CCZ32最大拉制长度3200390045004300（mm）每炉产出圆棒2900330038005500（kg）良率89%90%92%94%年产能（吨）35404654数据来源：晶创光伏配件超市，数据来源：观研网，另一方面，CCZ技术对复投料的要求较高，需要使用高品质的颗粒硅作为原料。目前FBR（硅烷流化床法）生产的高品质颗粒硅是复投料的最佳选择。保利协鑫2017年4月公告收购了SunEdison的CCZ和FBR技术及资产的收购，在这方面有先发优势和协同效应。但协鑫的自产硅料的品质 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续和与CCZ结合上还需要进一步提高；其次对于其他布局CCZ的厂商来说，如果不采用颗粒料是否能够卡料，固液平衡等生产问题。铸锭单晶：目前成本优势不明显，未来优化空间大铸锭单晶（准单晶硅片）则是结合了单多晶的技术优点，在坩埚底部铺满特定晶向的籽晶，用铸锭的方法生长出相比多晶晶向更一致，晶界和缺陷更少的准单晶。这种方法能够以低于直拉单晶的成本生长出高于铸锭多晶效率的硅片，即效率和成本都介于单多晶之间，同时还能具备多晶低光衰和低封装损失的优点。此外，由于铸锭单晶硅片没有倒角，电池尺寸由156.75mm提高至157.75mm，面积提升约2%，很大程度上弥补了与单晶硅片的效率差距。图表64：准单晶长晶流程示意图图表65：准单晶长晶流程示意图资料来源：GCL，资料来源：GCL，随着单晶产品的冲击日益强烈，铸造单晶的开发与生产已经开始重新加速，协鑫、LDK、阿特斯等已有批量的供货能力，至少20家铸锭厂家已开启铸造单晶的研发和生产；目前多家公布的铸造单晶效率比单晶低0.3-0.5%，如协鑫的“鑫单晶”PERC平均量产效率可达21.3-21.5%；新赛维的“赛单晶”绿水系列，平均效率达21.3%等；价格方面，铸锭单晶每片价格比单晶低0.2-0.3元。铸锭单晶的理想路径是效率无限接近单晶，成本无限接近多晶。根据协鑫的客户报告，目前铸锭单晶和CZ单晶的效率差0.18%-0.38%之间，效率差距已大幅缩小，但目前铸锭单晶的成本优势仍不明显，主要原因是籽晶成本和单晶率的问题。由于铸锭单晶需要在底部铺设一层籽晶，如果按照籽晶相对于普通硅料成本80元/kg的增量价格计算，以G7炉为例，一炉的成本增量约为6400元。而目前铸锭单晶的单晶率约为66%，按G7一炉装量1150kg，去头去尾后的准单晶产品片数约为44022片，分摊下来籽晶单片成本需要增加0.15元/片；如果按照我们之前计算的多晶理想成本1.92+0.15元/片的话，离单晶2.17元/片的成本也只差0.1元/片。另外准单晶根据单晶覆盖面积分为A类片（单晶面积>95%，占比80%）和B类片（单晶面积70%-95%，占比20%），考虑进去成本差更小，因此目前来看，我们认为铸锭单晶的竞争力较低，未来如果能够降低籽晶价格并将籽晶层做薄，以及提高单晶率的话，铸锭单晶的想象空间还是很大的。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续图表66：准单晶相比普通多晶的成本增量图表67：准单晶产品良率分析籽晶重量籽晶单价设备型号成本增量（元）（kg）（元/kg）G7~8080~6400装料量硅锭高度平均去头/66%成品率计算（kg）（mm）去尾（mm）的出片量（片）1150~35530+55~44022数据来源：半导体湿化学工艺与设备，数据来源：半导体湿化学工艺与设备，结论：单多晶份额反转，全行业低毛利局面将持续份额逆转，单多晶之争有望落幕。随着单晶优势逐渐确立，持续多年多晶为主的硅片格局将加速逆转。从“531新政”之后下游的开工率来看，尽管多晶硅片调价幅度巨大，一线多晶硅片企业的开工率仍低于单晶企业，部分二线多晶硅片企业甚至已经快速退出市场。截至目前，单晶硅片尚无可预见的威胁，其份额下限是龙头企业产能，上限则由硅料产出中单多晶料的比例决定，预计该数值为70%。寡头血拼，多晶垂死挣扎，单晶以毛利率换份额。尽管已有产能退出，但由于硅片产能过剩仍然突出，2019年隆基、中环、协鑫等超级寡头之间的价格厮杀仍将持续，其结果是一线多晶硅片企业在盈亏平衡线上挣扎，二线产能出清，单晶硅片在这种情况下议价能力也会受损，其利润率维持在20%以下以确保开工率。重大技术变革仍有可能性，谨防后发优势风险。尽管目前由于关键原料的价格还比较高，导致CCZ和铸锭单晶整体的生产成本还是较高，但这两种技术的理想成本是比较低的，一旦实现关键技术突破和材料的国产化，CCZ单晶和准单晶有望对现有单晶路线构成一定挑战，尤其是铸锭单晶技术一旦突破，多晶硅片企业甚至可能重现生机。投资建议：单晶胜局已定，利润率是唯一不确定因素短期内硅片供大于需的格局不会变化，导致价格仍为下跌趋势，整体毛利率和净利率处于低位。但技术路线上，单晶已确立绝对优势，随着产能不断出清，现有单晶龙头的市场地位将稳步提升，建议关注单晶龙头隆基股份和中环股份。隆基股份：成本端建设新产能，收入端扩张国际化。2018H1公司营收为100.02亿元，同比增长59.36%，归母净利润为13.07亿元，同比增长5.73%，毛利率为22.62%。在国内需求不景气下，隆基一方面提出了三年战略扩产计划，预计到2020年达到45GW，通过不断扩张新产能降低成本提高竞争力；另一方面通过降价和加速海外市场业务布局消化库存，2018H1海外单晶组件销量达到687MW，是去年同期的18倍，保证了营收增速。 电力设备及新能源深度报告光伏产业研究系列报告（2）：硅片—路线之争尘埃落定，巨头厮杀——仍将持续中环股份：单晶硅片另一龙头，携手协鑫互利互惠。公司2018H1营收为64.61亿元，同比增长53.23%，归母净利润为3亿元，同比增长9.49%，毛利率为19.99%。2017年8月11日，公司与保利协鑫签署合作框架协议，之后持续深化合作；根据搜狐财经网报道，保利协鑫金刚线切割改造进展超预期，全部改完后将多出10GW以上的切片闲置产能；作为战略合作方，中环新增的30亿的四期硅片扩产项目无需购买新的切片设备。我们认为本次合作是互利互惠的，协鑫消化了闲置产能同时中环以较低成本完成了切片过程，在毛利率上是一大利好。风险提示政策环境再度恶化。目前光伏需求仍然深受政策影响，2018年“531新政”突然削减补贴并控制规模，直接导致下半年行业景气度下挫，如果政策环境再度恶化，会直接影响下游需求并导致产业链再度陷入困境。出现新的革命性电池技术。硅片需求建立在晶硅光伏产业链上，一旦出现新的颠覆性太阳能电池技术，会导致整个晶硅产业链失去价值。 '