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光伏組件輔材環(huán)節(jié)提效降本潛力足，兩年內(nèi)貢獻降本空間0.32元/W，下降21%。預(yù)計未來2~3年，PERC在此基礎(chǔ)上，組件降本來源和空間有潛力將電池量產(chǎn)轉(zhuǎn)化率提高到23.5%。
光伏玻璃：2.0mm解決雙玻帶框組件的重量和爆裂問題，加強LCOE優(yōu)勢。
向更薄的2.0mm過渡是一種趨勢，有利于改善競爭格局，但中期2.5可能是雙玻璃的主流選擇。
隨著2.0mm玻璃價格合理化，帶框2.0mm雙玻璃元件將實現(xiàn)與普通單玻元件或透明背板元件相同的制造成本(即使透明背板降價潛力充分考慮)，重量控制在23kg下面，相對于普通單面組件的背面發(fā)電增益和相對透明背板組件的高可靠性將成為純額外收益。
預(yù)計2019年下半年需求將環(huán)比 47% vs. 供給環(huán)比 2020年需求同比15~20% 21% vs. 供給同比 20%~25%，為玻璃價格提供強有力的支撐。行業(yè)競爭格局優(yōu)良，產(chǎn)品規(guī)格轉(zhuǎn)換將加快集中度，信義 未來兩年，福萊特的市場份額將增加10%pct。
銀漿:金屬化提高效率，降低成本的空間很大，可以保證未來三年P(guān)ERC電池主流地位穩(wěn)定。
金屬化是提高電池效率和降低成本的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。未來的優(yōu)化方向主要是通過改變網(wǎng)格線的設(shè)計和印刷方式來降低漿料的單一消耗和成本，提高電池效率。目前，各種印刷工藝、網(wǎng)絡(luò)設(shè)計和漿料創(chuàng)新都是為了匹配網(wǎng)格線優(yōu)化設(shè)計理念（細網(wǎng)格、密網(wǎng)格、增加高寬比）。
現(xiàn)有支持現(xiàn)有技術(shù)PERC提高電池量產(chǎn)效率1.5~2pct*23.5%，疊加漿料單耗降低，硅片成本降低，計算雙面PERC電池降本空間24%(對應(yīng)稅價0.76元//W），LCOE下降空間15~20%(目標0).26~0.35元/kWh），N型組件需要降低約40%的成本LCOE角度與之匹敵，預(yù)計追趕時間將超過3年。
隨著轉(zhuǎn)化效率的提高和銀漿單一消下降導(dǎo)致了銀漿需求的低增長甚*負增長。國內(nèi)企業(yè)要想在激烈的競爭中擴大份額，就必須抓住技術(shù)快速迭代的機遇，具有較強的財務(wù)實力。
膠膜：PERC雙面雙玻提升滲透率POE膠膜需求復(fù)合增長率為70~100%，粒子化是降低成本的*大希望。
相比傳統(tǒng)EVA膠膜，POE膠膜更能幫助雙玻璃組件對抗PID衰減，故PERC雙面雙玻璃滲透率的提高將帶動POE膠膜/共擠膠膜需要結(jié)構(gòu)性高增長，計算未來三年CAGR 70~100%。單玻領(lǐng)域的趨勢是下層白色EVA膠膜。
光伏膠膜已完全國產(chǎn)化，競爭激烈，但原料顆粒的國產(chǎn)化成本占90%（EVA國產(chǎn)17%，POE完全進口)。
因此，擁有POE生產(chǎn)能力低、成本低的企業(yè)和能夠提供合格顆粒的國內(nèi)企業(yè)可能會擴大其份額。減少射光損失、功率衰減和顆粒本地化是提高膠膜效率和降低成本的主要手段。
金剛線:技術(shù)進步帶來硅片降本空間20~30 在供需失衡下，成本和優(yōu)質(zhì)細線供應(yīng)能力將成為核心競爭力。
金剛線在硅片成本中所占比例直接較小，但對硅片消耗影響較大。未來，隨著金剛線和切割技術(shù)的進步，硅片將有0.4元/片的成本降低空間：細線化（50線，成本降低貢獻0.06元/片）和薄片化（160微米微米.08元/片)，硅材料需求下降(0.12元/片)、省線化、快速切割、人工設(shè)備改進等。.14元/片）。
行業(yè)紅利期已過，未來三年光伏金剛線需求和市場規(guī)模將萎縮*2500~3000萬公里、20~30億元，規(guī)劃產(chǎn)能將是供應(yīng)的三倍。
我們判斷，未來金剛線企業(yè)將與其他光伏企業(yè)競爭成本，具有成本優(yōu)勢和優(yōu)質(zhì)細線供應(yīng)能力的企業(yè)可以擴大市場份額。
▌光伏玻璃
在我們今年2月發(fā)布的報告中，2.5mm分析和預(yù)測光伏玻璃的價格和雙玻璃組件的滲透趨勢：
1)隨著雙玻璃需求的增加和大廠大產(chǎn)線的技術(shù)改造，薄玻璃溢價將逐步消除，合理價格應(yīng)以成本為錨，預(yù)計將大幅下降；
2)薄玻璃價格回歸合理后，雙玻璃組件成本低于單玻璃組件，背面發(fā)電增益相當于免費贈送，雙玻璃組件具有**優(yōu)勢，推廣迅速。(詳情請參考國金證券2019年2月15日報告《福萊特:光伏玻璃龍頭，產(chǎn)能釋放重啟增長》)
實際情況也證實了我們的預(yù)測：
1）2.5mm與3.2mm玻璃價差已從今年年初的1元/平方米擴大到3元/平方米。.5mm同期玻璃價格保持在22~23元/平方米左右.2mm玻璃價格從24元/平方米升*26.5元/平方米，漲幅10.4%；
2）2019年SNEC在展會上，雙面組件幾乎成為組件企業(yè)的標準。透明背板和2.0mm更薄的光伏玻璃成為新的焦點：
雙玻減薄趨勢明顯:目前雙玻組件主流厚度為單片2.5mm。為了減輕重量和成本，現(xiàn)在已經(jīng)到了2.0mm甚*更薄的1.6mm發(fā)展趨勢，但較高的鋼化工藝成本和下游對較薄玻璃電池板保護的認可是光伏玻璃薄片化的主要阻力。
透明背板還可以實現(xiàn)雙面發(fā)電：透明背板和傳統(tǒng)白色背板*大的變化是空氣表面和粘接表面的薄膜或涂層由白色變?yōu)橥该?，要求紫外線不再依賴鈦白粉。同時增加無機 有機紫外線吸收劑的辦法來實現(xiàn)紫外線阻隔，正面玻璃厚度需達到3.2mm。
2.0mm解決雙玻帶框組件的重量和爆裂問題，加強LCOE同時，投資者可以避免背板可能出現(xiàn)的老化問題。
201年美國免征雙面發(fā)電部件關(guān)稅可能會在短期內(nèi)大大提高美國市場雙面部件的滲透率，但透明背板部件預(yù)計將在美國市場分階段占據(jù)一定份額，因為雙玻璃部件的生產(chǎn)能力和玻璃供應(yīng)調(diào)整需要時間。
光伏組件的封裝形式為2.0mm雙玻結(jié)構(gòu)的進化趨勢明顯，但2.0mm玻璃的成本降低和可靠性驗證需要一定的時間，預(yù)計中期2.5mm玻璃仍然是雙玻璃組件的主流選擇。
邏輯一：2.0mm玻璃解決了雙玻璃組件的*大痛點—重量過大和玻璃爆裂
2.5mm雙玻帶框組件重24~26kg，與傳統(tǒng)單玻璃組件相比，運輸成本增加，安裝成本增加（工人難以攜帶）。如果雙玻璃組件無框架，則更難安裝（損壞率增加），玻璃在使用過程中可能會爆裂。
2.0mm雙玻璃半框組件重量20kg，與單玻組件相比，工人可以拿起它，重量只增加了1kg對運輸和安裝影響較小，框架雙玻璃組件的安裝損壞和爆裂將顯著減少，解決雙面雙玻璃組件推廣的*大障礙。
無框雙玻璃組件彎曲變形，主要原因是1）匯流帶層壓應(yīng)力不均勻：2）機械應(yīng)力不均勻；3）熱應(yīng)力不均勻?？梢酝ㄟ^添加鋁框來解決上述問題。
邏輯二：2.0mm光伏玻璃價格將逐步合理化，預(yù)計價格將降*16.6元/平方米
2.0mm與2.5mm光伏玻璃出現(xiàn)初期成本較高，雖然相對于3.2mm玻璃節(jié)省了20~40%的原玻璃，但與3.2mm玻璃的價差并沒有體現(xiàn)出應(yīng)有的成本優(yōu)勢。隨著雙玻璃趨勢帶動薄玻璃需求的增長，玻璃廠大產(chǎn)線的技術(shù)改造和技術(shù)進步，薄玻璃價格將下降。
我們認為合理的價格應(yīng)該以成本為錨：
1)原玻璃：成本主要與厚度有關(guān)；
2)深加工:薄玻璃半鋼化，3.2mm玻璃需要全鋼化，前者成本略低。據(jù)估計，當龍頭企業(yè)保持毛利率25%時，2.5mm與2.0mm預(yù)計玻璃的合理價格將分別降*19.3元/平方米和16元/平方米.6元/平方米，比，6元/平方米分別下降了16%和26%。
邏輯3:玻璃價格合理，2.0mm雙玻半框組件的成本低于傳統(tǒng)單玻組件和透明背板組件
計算結(jié)果顯示，成本比較：2.0雙玻半框組件<2.5雙玻璃半框組件≈傳統(tǒng)單玻組件<2.0mm 雙玻全框組件＜FFC透明背板組件
同時，計算結(jié)果充分考慮了市場對雙玻璃組件的擔憂：爆裂，EVA吸水、運輸安裝破碎率增加，組件良率下降。
增加鋁框的成本:雖然全框/半框每W增加雙玻璃組件的成本約為0.18/0.雙玻帶框組件的成本仍低于傳統(tǒng)的單玻/透明背板組件。
雙玻組件EVA吸水：若無鋁框封邊，EVA吸入水蒸氣后，膠膜與空氣接觸容易降解，腐蝕柵線和匯流帶。即使鋁框密封，PERC雙面電池背面的局部鋁格柵也比全鋁背面更容易腐蝕。因此，在計算過程中，根據(jù)雙玻璃組件的包裝成本，我們對雙玻璃組件的包裝成本POE考慮一下。該材料水蒸氣滲透率低，體電阻率高，無酸性物質(zhì)釋放，市場價格比普通價格高EVA高50%左右。
雙玻璃組件運輸安裝破碎率增加，組件良率下降：雖然鋁框增加，但仍通過設(shè)置更高的破碎率和更低的組件制造良率來反映這一問題。
3.2mm玻璃價格同樣按照25%毛利率對應(yīng)價格23.5元/平米進行測算。
邏輯4：在充分考慮透明背板的降價潛力后，2.0mm雙玻璃半框組件仍價比仍然很高
目前透明背板的降價空間主要基于兩點:1). 背板核心原料PET擴產(chǎn)或使成本大幅下降。2). 隨著技術(shù)的進步、規(guī)模效益和生產(chǎn)經(jīng)驗的積累，透明背板的成本將逐漸降低。我們認為上述兩點是合理的，但即使在充分考慮了降價空間后，透明背板組件的成本仍然沒有雙玻璃組件的優(yōu)勢。
PET光伏背板基膜擴產(chǎn)降本效果有限：
1）PET上游基膜原料BOPET大幅擴產(chǎn)可能會帶動PET降低基膜成本。PET基膜由BOPET（聚酯薄膜）拉制而成。BOPET根據(jù)厚度分類，下游需求*大的是厚度6-25um65微米以上的包裝膜為厚膜型/特殊聚酯膜。
預(yù)計2019年特種聚酯薄膜需求將達到49 光伏背材膜為%。2014-18年BOPET約60%的新增厚膜生產(chǎn)線屬于光伏領(lǐng)域。
據(jù)統(tǒng)計，預(yù)計2019-2020年新增46萬噸BOPET產(chǎn)能，其中厚膜產(chǎn)能約36萬噸，按上述比例(50%~60%)估計，新增厚膜產(chǎn)能約20萬噸為光伏背膜。2017年背膜產(chǎn)能約30.8萬噸，產(chǎn)能大幅擴大PET基膜成本顯著下降。
2）PET透明背板中基膜成本不足4元/平方米，占比不超過25%，本空間有限。
光伏背板用PET基膜厚度一般為250um以上，每平方米背板對齊PET基膜需求量約為1.06平方米。如果按單價3.9元/平方米計算，則每平方米背板PET基膜成本不足4元。
中來股份自主研發(fā)的雙面涂層透明背板目前售價約28元/平方米，估計PET成本比例低于25%的基膜。因此，即使是PET基膜價格大幅下跌，對透明背板潛在降本貢獻不大。
即使考慮到透明背板成本的下降空間，其經(jīng)濟性仍難以與2媲美.0mm雙玻半框組件。
透明背板組件和2.0mm敏感性計算了雙玻璃半框組件的單位成本差異。我們認為，透明背板的經(jīng)濟性在長期和短期內(nèi)很難與雙玻璃組件競爭：
1)短期比較:基于光伏玻璃目前的價格水平(2).0mm玻璃含稅價格為22.5元/平方米)，透明背板還需要將單價降*20元/平方米左右，即與當前價格相比，其組件將具有成本優(yōu)勢。短期內(nèi)為透明背板提供顯著下降空間的機會PET基膜產(chǎn)能擴張導(dǎo)致價格下降。但根據(jù)上述計算，PET背板基膜成本約4元/平方米，其擴產(chǎn)降本不足以幫助透明背板實現(xiàn)成本優(yōu)勢。
2)長期比較:只要2.0mm玻璃價格降*20元/平方米以下，即使透明背板價格降*與當前普通背板(14元/平方米)一致，也不會有成本優(yōu)勢。如果是2.0mm玻璃降*合理價格16.6元/平方米，即使降*10元/平方米，透明背板價格也無濟于事。
龍基、阿特斯等主流組件廠包裝2.5mm玻璃為主，已開始向2.0mm玻璃切換，為透明背板背書的企業(yè)較少，預(yù)計2.0mm玻璃通過經(jīng)驗積累和規(guī)模效益降低成本的速度將快于透明背板。此外，預(yù)計透明背板的成本明顯低于普通背板，即使從長遠來看，10元/平方米的價格也相當困難。
透明背板產(chǎn)品除了經(jīng)濟性外，還沒有經(jīng)過長期的戶外實證，實際可靠性有待驗證。透明背板于2018年3月啟動，僅通過實驗室。實驗室很難模擬現(xiàn)實環(huán)境中復(fù)雜惡劣的條件。目前，透明光伏背板的優(yōu)異性能主要來自制造商的宣傳。
201關(guān)稅有效降低了美國雙面發(fā)電組件的價格，提高了美國的競爭力。
1)透明背板雙面組件與單玻璃組件結(jié)構(gòu)相似，電站設(shè)計及配套材料適應(yīng)性強，可直接實現(xiàn)產(chǎn)品切換。
2)東南亞現(xiàn)有的單玻璃生產(chǎn)線與透明背板組件具有很強的兼容性，可以快速滿足產(chǎn)品需求。因此，我們認為201年的關(guān)稅豁免可能會給透明背板組件帶來分階段的需求，但在雙玻璃組件生產(chǎn)線產(chǎn)品切換完成后，它仍將成為性價比和更可靠性能的主流。
2019年供需格局持續(xù)改善H2~2020年光伏玻璃價格強支撐
預(yù)計2019年下半年國內(nèi)裝機量25~3000GW，全球70GW左右。預(yù)計22.8GW年內(nèi)可完成15個招標項目GW下半年國內(nèi)新增裝機有望達到25~30GW（其中預(yù)計Q3 10GW左右、Q4 15GW ），全年40GW大019年全球裝機量預(yù)計120GW下半年預(yù)計70左右GW左右。
預(yù)計2020年全球新增裝機將達到15%~2020年 %增長。預(yù)計2020年國家內(nèi)補貼額度和政策機制落地時間將顯著早于今年，為明年的國內(nèi)光伏建設(shè)創(chuàng)造更好的條件，預(yù)期2020年國內(nèi)新增裝機規(guī)模有望上看50GW。海外市場增長確定提速，多個國家/地區(qū)光伏已是成本*低的電源，預(yù)計全球需求140GW以上。
美國豁免雙面發(fā)電組件201關(guān)稅（25%），光伏裝機成本或?qū)⒁蚪M件采購成本大幅下降而加速增長；印度等成本敏感市場加速啟動；歐洲MIP取消 ** 裝機提速；中東、南美、東南亞等新興市場貢獻提升。
雙面發(fā)電組件滲透率提升，助推玻璃需求增長。雖然雙玻組件所使用的2.5mm或2.0mm玻璃比單玻3.2 mm玻璃更薄，但1塊組件所需玻璃的數(shù)量也由1塊增加為2塊，因此雙玻滲透率的提升將顯著增加光伏玻璃原片需求量（以噸計量）。
測算1GW2.5mm雙玻組件、2.0mm雙玻組件、單玻組件生產(chǎn)所需的光伏玻璃原片約8.9萬噸、7.3萬噸、5.6萬噸，即同等數(shù)量的雙玻組件比單玻組件對光伏玻璃原片的需求高約30~60%。
因此光伏玻璃需求的增長將由全球光伏裝機量增長+雙玻組件滲透率提升共同推動。假設(shè)2019-2020年光伏裝機量120GW、140GW，雙玻滲透率分別提升*20%、30%，其中2.0mm雙玻占比10%、30%，則2019-2020年光伏玻璃原片需求增速分別為20%、21%。
此外，由于2019年國內(nèi)光伏政策發(fā)布較晚、美國在年中豁免雙面發(fā)電組件201關(guān)稅，全球下半年裝機量將顯著高于上半年，預(yù)計光伏玻璃2019H2需求環(huán)比增長47%。
截止2018年12月底，國內(nèi)超白壓延玻璃在產(chǎn)企業(yè)24家，窯爐38個，生產(chǎn)線126條，總產(chǎn)能20890噸/日，以主流78%成品率計算，排除未釋放以及限產(chǎn)產(chǎn)能，產(chǎn)量約15163噸/日。
2019年國內(nèi)光伏市場政策面利好因素釋放，光伏前景一致看好，光伏玻璃產(chǎn)能陸續(xù)投入，截*2019年7月底，總產(chǎn)能提升*23430噸/日，生產(chǎn)線138條，產(chǎn)量約17330噸/日。
在產(chǎn)光伏玻璃產(chǎn)能的建設(shè)投產(chǎn)高峰集中在2010~2013年、2016~2017年，2018年除龍頭企業(yè)外其他廠家?guī)缀鯖]有擴產(chǎn)動作。
光伏玻璃產(chǎn)線一般5年左右需停產(chǎn)冷修6~8個月，產(chǎn)線壽命一般為7~10年左右。按此估算，2015~2018年為光伏玻璃產(chǎn)線集中冷修期，2017~2020年進入集中退役期。
但2017~2018年光伏玻璃產(chǎn)能退出較少，原因是：由于2017年下半年及2018年上半年（531政策出臺前）光伏需求超預(yù)期、玻璃價格較高，老產(chǎn)能延遲關(guān)停；由于需求多、價格高，競爭環(huán)境寬松，落后老舊的高成本產(chǎn)能被動出清也較少。
雖然2018年下半年的低價已接近甚*突破小廠現(xiàn)金成本，但低價維持時間不夠長。此外，如前所述，部分小產(chǎn)能通過技改轉(zhuǎn)做薄玻璃避開競爭甚*享受溢價，而大廠此前尚未大規(guī)模介入這一領(lǐng)域。
預(yù)計2019~2020年老舊落后產(chǎn)能穩(wěn)步退出：雖然當下光伏玻璃利潤率可觀，但：
1）大廠大幅擴產(chǎn)且新產(chǎn)能以大產(chǎn)線為主，成本優(yōu)勢突出，而老舊產(chǎn)線隨著運營時間延長成本進一步上升，利潤率無優(yōu)勢。
2）未來大廠大產(chǎn)線將技改切入2.5mm和2.0mm光伏玻璃的生產(chǎn)，增加供給，薄玻璃溢價將逐步消失，該領(lǐng)域?qū)⒉辉偈锹浜笮‘a(chǎn)能的避風港。
3）由于2.0mm玻璃生產(chǎn)技術(shù)要求提升幅度較大，此前生產(chǎn)2.5mm玻璃的小廠不一定有能力將產(chǎn)線技改*2.0mm產(chǎn)品。
考慮年內(nèi)投產(chǎn)時間及產(chǎn)能爬坡，預(yù)計光伏玻璃有效供給2019H2環(huán)比增加15~20 %左右，2020年同比增加20~25%，2019H2光伏玻璃價格或小幅上升，2020年價格大概率維持高位26~28元/平米。
行業(yè)競爭格局優(yōu)良，產(chǎn)品結(jié)構(gòu)向2.0mm切換加速集中度提升
競爭格局清晰，龍頭份額將持續(xù)擴大：類似三年前的單晶硅片行業(yè)。我們認為，目前的光伏玻璃行業(yè)與三年前的單晶硅片行業(yè)格局類似：
1）呈現(xiàn)寡頭格局；
2）技術(shù)與資本雙密集；
3）龍頭快速擴產(chǎn)中，除龍頭外企業(yè)鮮有擴產(chǎn)動作。預(yù)計信義與福萊特也可像三年前的隆基與中環(huán)一樣，實現(xiàn)規(guī)模、市場份額、行業(yè)地位及業(yè)績的全面提升。
根據(jù)目前各企業(yè)的擴產(chǎn)規(guī)劃，兩家龍頭的合計市占率將在兩年內(nèi)年超過60%。-3000-00近期投產(chǎn)產(chǎn)線近期復(fù)產(chǎn)產(chǎn)線近期冷修產(chǎn)線2020預(yù)計新增產(chǎn)線2020預(yù)計冷修產(chǎn)線噸/日。
與光伏制造產(chǎn)業(yè)鏈其他環(huán)節(jié)不同，光伏玻璃技術(shù)更新迭代慢，后發(fā)優(yōu)勢不明顯，甚*有一定的先發(fā)優(yōu)勢。
信義與福萊特作為光伏玻璃龍頭，同時也是*先進入該行業(yè)的企業(yè)，在產(chǎn)品品質(zhì)與認證、區(qū)位布局、規(guī)模效應(yīng)、成本技術(shù)水平等多方面已取得顯著優(yōu)勢并筑起較高的行業(yè)進入門檻：
需要強調(diào)的是，技術(shù)和規(guī)模方面的差距難以彌補。如雖然提高單線規(guī)?？纱蠓当荆覙I(yè)內(nèi)具備相對成熟的大熔量生產(chǎn)線交鑰匙供應(yīng)商，但*終實際單線規(guī)模達到1000噸/日以上的只有信義和福萊特。
這是因為雖然產(chǎn)線主體建設(shè)難度不高，但企業(yè)會對產(chǎn)線做細微調(diào)整，也即核心技術(shù)所在。因此即便是同樣的爐窯，玻璃生產(chǎn)成本也可能存在差異。對技術(shù)水平不足的企業(yè)來說，1000噸產(chǎn)線的生產(chǎn)成本可能還高于日熔量更小的產(chǎn)線。
綜合來講，技術(shù)、規(guī)模、資源、區(qū)位、客戶資源構(gòu)成行業(yè)進入門檻及產(chǎn)能擴張壁壘。其中，技術(shù)與單線規(guī)模*終影響并直接體現(xiàn)在生產(chǎn)成本上，也是成本*終決定企業(yè)會否擴產(chǎn)。目前價格水平下，以外，其他企業(yè)擴產(chǎn)動作極少，龍頭企業(yè)地位十分穩(wěn)固且份額將繼續(xù)擴大。
▌進口替代進行時，行業(yè)規(guī)?？焖僭鲩L，國內(nèi)企業(yè)大有可為
光伏正銀國產(chǎn)化快速推進中。正面銀漿技術(shù)壁壘與行業(yè)集中度較高。杜邦、賀利氏、三星SDI 及碩禾憑借先發(fā)優(yōu)勢搶占絕大多數(shù)市場份額。
國產(chǎn)正銀起步較晚，隨著需求高速增長和電池片產(chǎn)能持續(xù)向中國轉(zhuǎn)移，正銀國產(chǎn)化進程加速。
2016年國產(chǎn)正銀企業(yè)開始具備批量供貨能力，2017年市場份額快速提升*20%左右，2018年市場份額提升*35%~40%，目前已達到50%左右，預(yù)計將繼續(xù)提升。主要原材料銀粉由日本DOWA和美國AMES等廠商占據(jù)主要市場，國產(chǎn)超細銀粉起步晚但近幾年進步較快，已能滿足部分需求。
測算結(jié)果顯示，雖然預(yù)計未來三年全球光伏新增裝機量仍會保持增長，但由于電池轉(zhuǎn)化效率提升以及銀漿單片耗量下降導(dǎo)致每W銀漿耗量下降，預(yù)計光伏銀漿需求增速較低甚*出現(xiàn)負增長，行業(yè)市場規(guī)模約100億元。
預(yù)計正銀企業(yè)之間的競爭將十分激烈，國產(chǎn)企業(yè)若能在技術(shù)快速更新迭代中抓住機遇，將有望擴大市場份額。優(yōu)質(zhì)的銀漿企業(yè)需要具備較強的技術(shù)研發(fā)實力、資金實力以及人才管理與客戶維護能力。
▌*少未來2-3年內(nèi)，PERC主流地位穩(wěn)固
1.根據(jù)目前已有的技術(shù)，PERC量產(chǎn)效率**值仍有1%-1.5%的提升空間；金屬化等環(huán)節(jié)的技術(shù)創(chuàng)新可減少電池片制造成本，疊加效率的提升后單W成本進一步下降。測算顯示，合理利潤假設(shè)下，未來2-3年內(nèi)，雙面PERC電池及組件價格有望降*0.76元/W、1.55元/W。
2. 假設(shè)在不同BOS條件的地區(qū)，當前電站建設(shè)成本3.5/4.0/4.5元/W，對應(yīng)度電成本0.33/0.37/0.42元/kWh，PERC組件達到預(yù)期價格后度電成本0.26/0.31/0.35元/kWh，降幅空間15-20%。
3.以PERT、TOPCon、HJT技術(shù)目前的成本，在保障合理利潤率的前提下，若要達到“目前”雙面PERC的LCOE水平，則組件成本需下降13%、9%、18%，若要達到“預(yù)期”雙面PERC技術(shù)的LCOE水平，則三者組件成本需分別下降40%、37%、42%。
4. N型電池技術(shù)發(fā)展的關(guān)鍵是需要大規(guī)模投資來形成規(guī)模效應(yīng)，同時以市場哺育技術(shù)，吸引更多電池與輔材供應(yīng)商及參與者，以加快技術(shù)進步與落地，促進成本下降。然而以目前的市場條件，追趕期*少2~3年。
▌封裝膠膜：PERC雙面雙玻專用膠膜需求將結(jié)構(gòu)性高增長
一般而言封裝膠膜需要：透光、可粘接、耐紫外及高溫、低透水、高體電阻率（減少漏電流）。
目前封裝膠膜以透明EVA為主，技術(shù)成熟且成本低，但封裝后的組件衰減率較高。為配合行業(yè)增效降本，封裝膠膜的研發(fā)主要圍繞低入射光損耗、低衰減及高性價比，熱門產(chǎn)品包括白色EVA、白色/透明POE、共擠型膠膜。
白色EVA膠膜通過增加電池片間隙入射光反射，可提升組件功率1-10W，并簡化背板降成本。白色EVA光反射率達90%以上，在雙玻/單玻組件中用白色EVA/白色POE取代透明EVA可獲功率增益7-10W和1-3W。
此外，由于白色膠膜對正面紫外線形成阻擋，故背板粘接面可使用含氟涂料取代復(fù)合氟膜；由于白色膠膜反射入射光，故背板中間層PET可換為全透明，從而提高其抗水解、水汽阻隔能力、電氣絕緣性，背板簡化有助于降本。
預(yù)交聯(lián)技術(shù)使白色EVA突破瓶頸，目前已實現(xiàn)量產(chǎn)。白色EVA概念2012就已提出，但由于流動性大導(dǎo)致組件外觀缺陷而被擱置。
2013-17年，通過引入電子束輻照預(yù)交聯(lián)技術(shù)消除了白色EVA膠膜的流動性，提高了耐熱性和尺寸穩(wěn)定性，防止組件外觀缺陷產(chǎn)生。目前，經(jīng)電子光束預(yù)交聯(lián)處理的低流動性白色EVA已投入量產(chǎn)。
相比傳統(tǒng)EVA膠膜，POE膠膜更能夠幫助雙玻組件對抗PID衰減。
傳統(tǒng)EVA膠膜透水率較高，使用過程中水汽進入電池，EVA的酯鍵在遇水后降解形成可以自由移動的醋酸根（-COOH），醋酸根與玻璃表面析出的堿反應(yīng)產(chǎn)生可以自由自動的鈉離子（Na+） ，Na+在外加電場的作用下向電池片表面移動并富集到減反層從而導(dǎo)致PID現(xiàn)象，導(dǎo)致組件功率衰減。
PERC雙面電池1）金半接觸需激光開槽打開背鈍化層，背面鈍化不完全；2）背面用細小鋁線印刷鋁柵格，比常規(guī)電池全鋁背場更容易被酸腐蝕；3）部分組件采用無框或半框封邊，膠膜與空氣接觸水汽更易透過，若無特別防護，雙面PERC電池背面PID衰減可達15-50%。
POE封裝膠膜由茂金屬作催化劑開發(fā)而來，是具有窄相對分子質(zhì)量分布、窄共聚單體分布、結(jié)構(gòu)可控的新型聚烯烴熱塑性彈性體。由于非極性的特點，POE具有優(yōu)異的水汽阻隔能力和離子阻隔能力，水汽透過率僅為EVA的1/8左右；由于分子鏈結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，老化過程不會分解產(chǎn)生酸性物質(zhì)，具有優(yōu)異的抗老化性能。
新產(chǎn)品共擠型膠膜：取長補短提升性價比，設(shè)備投資高且性能待檢驗。
雖然POE膠膜性能突破，但比傳統(tǒng)EVA膠膜價格貴30%-50%。2019年海優(yōu)威、推出多層共擠復(fù)合膠膜（≥2層），同時含有EVA層與POE層。適用于雙面雙玻電池組件的共擠型透明膠膜主要包括EVA-POE-EVA和EVA-POE兩種結(jié)構(gòu)。
復(fù)合膜1）具有POE材料優(yōu)異的隔水、耐紫外老化、耐熱等性能；2）不需要工裝或工裝簡單，易于自動化；3）減少POE用量，提高性價比。目前，共擠型膠膜處于推廣初期，其生產(chǎn)設(shè)備投資高出普通產(chǎn)品30%，且具體性能有待實證的檢驗，尚未成為主流。
技術(shù)壁壘與國外化工巨頭的專利保護使POE粒子產(chǎn)業(yè)化難度大。
目前光伏POE粒子完全依賴進口，其生產(chǎn)工藝關(guān)鍵包括工藝流程及催化劑合成，目前國內(nèi)企業(yè)對這兩方面的掌握程度均較低，相互制約導(dǎo)致國內(nèi)POE粒子產(chǎn)業(yè)化突破難度大。POE粒子產(chǎn)能主要集中在美、日企業(yè)手中。
產(chǎn)能集中、技術(shù)壁壘高及需求增長使POE彈性體價格比光伏級EVA樹脂高出30%-50%。此前我國對POE領(lǐng)域的研究主要集中改性及下游應(yīng)用，若未來光伏組件全面向雙玻切換且POE封裝地位不變，則一定會帶動POE需求高速增長，進而提高POE彈性體產(chǎn)業(yè)自主化研究的動力，加快國產(chǎn)化進程。
高效催化劑合成：光伏膠膜制造所使用的POE粒子由茂金屬作催化劑開發(fā)而來，產(chǎn)業(yè)化中使用的基本是CGC（限定幾何構(gòu)型茂金屬催化劑），但其合成技術(shù)由國外少數(shù)化工寡頭壟斷（自主研發(fā)）。
POE聚合工藝流程：POE制造工藝的代表為陶氏杜邦I(lǐng)nsite工藝和埃森克美孚的Exxpol高壓聚合技術(shù)。技術(shù)關(guān)鍵在于聚合溫度、催化劑活性、乙烯共聚單體插入含量等參數(shù)。同樣有較高技術(shù)壁壘與專利保護。
▌一超兩大格局穩(wěn)定，雙面化趨勢下POE/共擠型膠膜3年CAGR可達80%
龍頭市占率50%，前三大企業(yè)市占率70%，競爭格局穩(wěn)定。福斯特是全球*大光伏封裝膠膜供應(yīng)商，2016-2018年市占率穩(wěn)定在50%左右。福斯特與斯威克（）、海優(yōu)威合計市占率近年也穩(wěn)定在70%左右。
PERC雙面雙玻滲透率提升帶動POE/共擠型膠膜需求結(jié)構(gòu)性高增長。由于PERC雙面電池需POE材料封裝，故雙面雙玻趨勢將帶動POE膠膜/POE共擠型膠膜需求結(jié)構(gòu)性高增長。
根據(jù)敏感性分析，若組件需求160~180GW，PERC雙面雙玻滲透率35%~50%，則POE膠膜/POE共擠型膠膜需求3年CAGR高達70%~100%。
金剛線：“四化”趨勢挖掘硅片端降本潛力，供需失衡行業(yè)競爭加劇
硅片成本決定性環(huán)節(jié)，繼國產(chǎn)化后超額擴產(chǎn)將成為降價主要驅(qū)動因素
金剛線在硅片成本中直接占比小但間接影響大。金剛線切割比砂漿切割方式切割速度更快（4-5倍）、出片率更高（+15~20%）、環(huán)境污染更小，2015-2017年先后在單晶、多晶領(lǐng)域開始加速滲透。滲透初期以低價樹脂金剛線為主，但其細線化瓶頸90微米左右，現(xiàn)已無法滿足市場需求。
電鍍金剛線通過規(guī)?；褜崿F(xiàn)價格與性能的全面趕超，目前為市場主流。金剛線在單多晶硅片總成本中占比5~8%，在非硅成本中占比15~20%。雖然成本占比較小，但金剛線線徑和品質(zhì)是減少切割損失、實現(xiàn)硅片薄片化以及提升良率的關(guān)鍵，對單位硅耗有決定性作用。
擴產(chǎn)帶來的利潤率壓縮及原料進口替代將推動價格下降。光伏晶硅切割占金剛線下游需求的90%以上，光伏下游需求對金剛線市場價格有顯著影響，甚*會進一步聯(lián)動影響上游原材料價格。
目前金剛線毛利率水平較高，主流企業(yè)毛利率30~65%，已吸引大量廠商擴產(chǎn)，規(guī)劃產(chǎn)能顯著大于需求，預(yù)計2019-2020年其價格將進一步下降。此外，成本占比*大的母線尚未完全國產(chǎn)化，隨著母線進口替代進行，原材料成本預(yù)計仍有下降空間。
▌金剛線：2015年實現(xiàn)國產(chǎn)突破，目前技術(shù)及產(chǎn)能已基本完成國產(chǎn)替代
母線：成本占比約46%。粗母線生產(chǎn)加工較容易，國內(nèi)供應(yīng)充足。50-70um母線早期主要從日本進口，近年寶鋼集團開發(fā)成功，開始國產(chǎn)化。
金剛石微粉：成本占比約13%。行業(yè)相對成熟，上游供應(yīng)廠商較多，供給能力較強。
2015年電鍍金剛線實現(xiàn)國產(chǎn)化突破后，國內(nèi)企業(yè)憑借成本優(yōu)勢迅速擴產(chǎn)搶占市場規(guī)模，目前楊凌美暢為金剛線領(lǐng)域的**龍頭，市占率超過50 %，與東尼電子、岱勒新材、三超新材合計市占率接近70%。
金剛線及切割技術(shù)進步還可提供20~30%降本空間
測算顯示，金剛線切割環(huán)節(jié)的優(yōu)化仍可為硅片帶來約0.4元/片的降本空間。其中細線化、薄片化及硅料需求萎縮降價對硅片成本下降的貢獻*為顯著，目前硅片總成本約2元/片，意味著成本降幅空間20%左右。若進一步考慮電池片效率由21.5%提升*23%，則電池片降本約0.1元/W，降幅27%。
1.硅耗下降及效率提升變相減少約20%多晶硅需求，帶動硅料跌價，節(jié)約成本0.12元/片。
若未來2-3年，金剛線線徑降*50微米且硅片薄*160微米，則單片硅片節(jié)省硅料2.09g，單耗降*13.7g/片，降幅13%。若進一步考慮電池片效率由21.5%提升*23%，則單瓦電池片節(jié)省硅料0.6g，單耗降*2.6g/W，降幅19%，相當于硅料需求減少19%。若彼時全球新增裝機需求達到170GW，則可節(jié)省硅料約10萬噸。
結(jié)合多晶硅產(chǎn)能現(xiàn)金成本排序，預(yù)計硅耗下降帶來的多晶硅需求減少將使硅料價格下降約1.5萬元/噸。節(jié)約硅片成本0.12元/片。
2. 細線化：50線替代65線可使硅片成本降低0.06元/片。
更細的線徑可大幅減少硅損耗并提高出片率，但更細的線徑也意味著破斷力低、電阻更大，對設(shè)備的運行速度、匹配度要求更高。
2016年主流金剛線線徑70-80微米，2017年降*65-70微米。2018年以60線及65線為主，50線及55線也有小批量出貨。測算顯示，若線徑由65微米減*50微米，則單片硅耗減少0.9g，當前硅料價格下（7.5萬元/噸），可使硅片成本下降0.06元/片。
3. 低TTV（薄片）：硅片厚度降*160微米可使硅片成本降0.08元/片。
降低TTV意味著切割出的硅片厚度均勻、碎片率低，幫助實現(xiàn)薄片化。目前單晶硅片的主流厚度為180微米，現(xiàn)有產(chǎn)品規(guī)格*低140微米，已具備110微米技術(shù)。若硅片厚度降*160微米，則單片硅耗量減少1.2g，當前硅料價格下（7.5萬元/噸），硅片成本下降0.08元/片。
4. 省線化：金剛線線耗減少疊加單價下降可節(jié)約成本0.02元/片，技術(shù)方面的決定因素是金剛石線鋼絲鍍層對金剛石顆粒的把持力。
2018年12月楊凌美暢金剛線價格已降*0.08元/m，未來線徑變細、供過于求利潤率下降，預(yù)計價格還將顯著下降。若金剛線降*0.05元/m，切割單晶線耗降*0.6m/片，則可節(jié)約成本約0.02元/片。
5. 快切化：提高產(chǎn)能、加大裝載量、減少設(shè)備設(shè)施節(jié)約成本0.09元/片。
切割速度可以提高切割設(shè)備利用率，提升下游硅片廠單機產(chǎn)能，在不增加投入的情況下大幅增加產(chǎn)量，從而攤薄折舊、電費和人工成本。
根據(jù)測算，快切提高產(chǎn)能、加大裝載量、減少設(shè)備設(shè)施節(jié)約成本約0.09元/片。技術(shù)方面，快速切割時由于進給速度快，可能會使金剛石線工作量驟增，金剛石顆粒易脫落，金剛石線更易出現(xiàn)疲勞斷線、切片磨損、質(zhì)量不佳等問題，因此對金剛石線性能提出了更高的要求，關(guān)鍵在于通過合理的調(diào)控使鍍層與鋼絲母線之間的強度與延展性等參數(shù)盡量匹配，以提高鍍層與基底材料之間的結(jié)合。
報告來源：（國金證券／姚遙 ）
