光伏玻璃产业研究

光伏组件辅材环节提效降本潜力足，两年内贡献降本空间0.32元/W，降幅21%。预计未来2~3年，PERC电池量产转化率有潜力提升至23.5%，在此基础上，组件降本来源及空间。

光伏玻璃：2.0mm双玻带框组件解决重量及爆裂问题的同时强化LCOE优势。

向更薄的2.0mm过渡是趋势，且有利于竞争格局改善，但中期2.5可能还是双玻的主流选择。

随着2.0mm玻璃价格合理化，带框2.0mm双玻组件将实现与普通单玻组件或透明背板组件同等制造成本（即使充分考虑透明背板降价潜力）且重量控制在23kg以下，则其相对普通单面组件的背面发电增益以及相对透明背板组件的高可靠性将成为纯额外收益。

预计2019下半年需求环比+47% vs. 供给环比+15~20%，2020年需求同比+21% vs. 供给同比+20%~25%，为玻璃价格提供强支撑。行业竞争格局优良，产品规格切换将加速提高集中度，信义+福莱特未来2年市占率提升10pct。

银浆：金属化环节提效降本空间广，可确保未来3年内PERC电池主流地位稳固。

金属化是电池片提效降本的关键环节，未来优化方向主要是通过改变栅线设计及印刷方式来实现浆料单耗及成本下降、电池效率提升，目前各类印刷工艺、网版设计、浆料创新均是为匹配栅线优化设计思路（细栅、密栅、增加高宽比）。

现有技术可支撑PERC电池量产效率提升1.5~2pct至23.5%，叠加浆料单耗下降、硅片成本下降，测算双面PERC电池降本空间24%（对应含税价0.76元/W），LCOE下降空间15~20%（目标0.26~0.35元/kWh），N型组件需降本约40%才可能在LCOE角度与之匹敌，预计追赶时间3年以上。

转化效率提升及银浆单耗下降导致银浆需求增速低甚至负增长，国产企业若想在激烈竞争中扩大份额则需在技术快速迭代中抓住机遇并具备较强资金实力。

胶膜：PERC双面双玻渗透率提升带动POE胶膜需求复合增速70~100%，粒子国产化是降本最大希望。

相比传统EVA胶膜，POE胶膜更能够帮助双玻组件对抗PID衰减，故PERC双面双玻渗透率的提升将带动POE胶膜/共挤型胶膜需求结构性高增长，测算未来三年CAGR 70~100%。单玻领域趋势为下层用白色EVA胶膜。

光伏胶膜已完全国产化且充分竞争，但成本占比90%的原材料粒子国产化程度低（EVA国产17%，POE完全进口）。

因此，拥有POE产能且成本较低的企业以及能供应合格粒子的国产企业或可扩大份额。减少入射光损失、降低功率衰减、粒子国产化降本是胶膜环节提效降本主要手段。

金刚线：技术进步带来硅片降本空间20~30 %，供需失衡下成本及优质细线供应能力将成为核心竞争力。

金刚线在硅片成本中直接占比小但对硅耗影响大。未来通过金刚线及切割技术进步，硅片有0.4元/片降本空间：细线化（50线，降本贡献0.06元/片）、薄片化（160微米，0.08元/片）、硅料需求减少带来的价格下跌（0.12元/片）、省线化和快切化以及人工设备改进等（0.14元/片）。

行业红利期已过，测算未来三年光伏金刚线需求及市场规模将萎缩至2500~3000万公里、20~30亿元，而规划产能三倍于供给。

我们判断，金刚线企业未来会像其他环节的光伏企业一样比拼成本，拥有成本优势和优质细线供应能力的企业或可通过扩大市场份额的方式实现增长。

▌光伏玻璃：双玻组件加速渗透助行业景气度提升，龙头强者恒强

在我们今年2月发布的报告中，曾对2.5mm光伏玻璃价格及双玻组件渗透趋势做出分析与预测：

1）随着双玻需求提升、大厂大产线技改，薄玻璃溢价将逐步消除，合理价格应以成本为锚，预计将显著下跌；

2）薄玻璃价格回归合理后，双玻组件将比单玻组件成本更低，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优势并快速推广。（详细内容请参考国金证券2019年2月15日报告《福莱特:光伏玻璃龙头，产能释放重启增长》）

实际情况也印证了我们的预测：

1）2.5mm与3.2mm玻璃价差已由今年初的1元/平米扩大至目前3元/平米。其中2.5mm玻璃价格保持在22~23元/平米左右，同期3.2mm玻璃价格由24元/平米升至26.5元/平米，涨幅10.4%；

2）2019年SNEC展会上，双面组件几乎成为组件企业标配。透明背板与2.0mm及更薄的光伏玻璃成为新焦点：

双玻减薄趋势明显：目前双玻组件主流厚度为单片2.5mm。为减轻重量并降低成本，现已有向2.0mm甚至更薄的1.6mm发展的趋势，但较高的钢化工艺成本和下游对更薄玻璃对电池片保护性的认可度，是当前光伏玻璃薄片化的主要阻力。

透明背板亦可实现双面发电：透明背板与传统白色背板最大的变化在于空气面和粘接面的薄膜或涂层均由白色转为透明，要求阻隔紫外线不再依靠钛白粉。中来股份采用同时添加无机+有机紫外线吸收剂的办法来实现紫外线阻隔，正面玻璃厚度需达到3.2mm。

2.0mm双玻带框组件解决重量及爆裂问题的同时强化LCOE优势，同时使投资者免于背板可能出现的老化问题的困扰。

美国豁免双面发电组件201关税或将在短期内大幅提升美国市场双面组件渗透率，但由于双玻组件产能及玻璃供应调整需要时间，透明背板组件有望阶段性在美国市场占据一定份额。

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，预计中期2.5mm玻璃仍为双玻组件的主流选择。

逻辑一：2.0mm玻璃解决双玻组件最大痛点—重量过大及玻璃爆裂

2.5mm双玻带框组件重达24~26kg，比传统单玻组件运输成本提高、安装成本上升（一个工人难以拿起）。若双玻组件无框，则安装难度加大（破损率增加）、使用过程中玻璃可能出现爆裂问题等。

2.0mm双玻半框组件重量仅20kg，一个工人可拿起来，与单玻组件相比重量仅增加1kg左右，对运输和安装的影响较小，且含框双玻组件安装破损及使用中爆裂的情况将明显减少，解决双面双玻组件推广的最大阻碍。

无框双玻组件出现弯曲变形，造成电池片隐裂和玻璃爆裂，主要原因是1）汇流带层压应力不均：2）机械应力不均；3）热应力不均。以上问题添加铝框即可解决。

逻辑二：2.0mm光伏玻璃价格将逐步合理化，预计价格或降至16.6元/平米

2.0mm与2.5mm光伏玻璃处在面世初期，成本较高，虽然相对3.2mm玻璃而言节省了20~40%原片玻璃，但与3.2mm玻璃的价差并未体现出应有的成本优势。随着双玻趋势带动薄玻璃需求增长、玻璃大厂大产线技改及技术进步，薄玻璃价格将下降。

我们认为合理价格应以成本为锚：

1）原片玻璃：成本主要与厚度相关；

2）深加工：薄玻璃半钢化，3.2mm玻璃需全钢化，前者成本略低。根据测算，在龙头企业保持25%毛利率的情况下，2.5mm与2.0mm玻璃的合理价格有望分别降至19.3元/平米、16.6元/平米，较当前价格分别下降16%、26%。

逻辑三：合理玻璃价格下，2.0mm双玻半框组件成本低于传统单玻组件及透明背板组件

测算结果显示，成本对比：2.0双玻半框组件<2.5双玻半框组件≈传统单玻组件<2.0mm 双玻全框组件＜FFC透明背板组件<TFB透明背板组件，即双玻带框组件相对单面组件的背面发电增益以及相对双面透明背板组件更可靠的性能均为纯收益。

同时，测算结果已充分考虑市场对双玻组件忧虑：爆裂、EVA吸水、运输安装破碎率增高及组件良率下降。

增加铝框的成本：虽然全边框/半边框使双玻组件每W成本增加约0.18/0.09元，双玻带框组件成本仍低于传统单玻/透明背板组件。

双玻组件EVA吸水：若无铝框封边，EVA胶膜与空气接触吸入水汽后易降解并腐蚀栅线与汇流带。即使铝框封边，PERC双面电池背面局部铝栅格也比全铝背场更易被腐蚀。为此，在测算过程中，我们对双玻组件的封装成本按POE来考虑。该材料水汽透过率低、高体电阻率、无酸性物质释放，市场价格比普通EVA高50%左右。

双玻组件运输安装破碎率增高及组件良率下降：尽管已增加铝框，仍通过设置更高破碎率及更低组件制造良率来体现对该问题的考虑。

3.2mm玻璃价格同样按照25%毛利率对应价格23.5元/平米进行测算。

逻辑四：充分考虑透明背板降价潜力后，2.0mm双玻半框组件仍具高性价比

目前对透明背板的降价空间主要基于两点考虑：1). 背板核心原材料PET扩产或使成本大幅下降。2). 随着技术提升、规模效益及生产经验积累，透明背板成本将逐步下降。我们认为，以上两点考虑确有合理性，但即使充分考虑降价空间后，透明背板组件成本相比双玻组件仍不具备优势。

PET基膜扩产对光伏背板的降本作用有限：

1）PET基膜上游原材料BOPET大幅扩产，或将带动PET基膜成本下降。PET基膜由BOPET（聚酯薄膜）拉制而成。BOPET按厚度分类，下游需求最多的是厚度6-25um的包装膜，65微米以上则为厚膜型/特种聚酯薄膜。

2019年特种聚酯薄膜需求预计有49 %为光伏背材膜。2014-18年BOPET新增厚膜产线约60%属于光伏领域。

根据统计，2019-2020年预计新增46万吨BOPET产能，其中厚膜产能约36万吨，按上述比例（50%~60%）估算厚膜新增产能中约20万吨为光伏背材膜。2017年背材膜产能约30.8万吨，产能大幅扩张将使PET基膜成本显著下降。

2）PET基膜在透明背板中成本不足4元/平米，占比不超过25%，可提供的降本空间有限。

光伏背板用PET基膜一般厚度在250um及以上，每平米背板对PET基膜需求量约为1.06平米，若按单价3.9元/平米计算，则每平米背板中PET基膜成本不足4元。

中来股份自主研发的双面涂覆型透明背板目前售价约28元/平米，估算PET基膜在其中成本占比大概率低于25%。因此，即使PET基膜价格大幅下跌，对透明背板的潜在降本贡献不显著。

即使考虑透明背板成本下降空间，其经济性仍难以匹敌2.0mm双玻半框组件。

我们对透明背板组件与2.0mm双玻半框组件的单位成本差额做了敏感性测算，我们认为透明背板经济性在长期与短期内均难以与双玻组件竞争：

1）短期比较：基于光伏玻璃当前价格水平（2.0mm玻璃含税价22.5元/平米），透明背板也需要将单价降到20元/平米左右，即相对当前价格下降8元/平米，其组件才会具有成本优势。短期内能为透明背板提供显著下降空间的机会是PET基膜产能扩张带动其价格下降。然而，根据上述测算，PET基膜在背板中的成本约4元/平米，其扩产降本不足以帮助透明背板实现成本优势。

2）长期比较：只要2.0mm玻璃价格降至20元/平米以下，则透明背板价格即使降到与目前的普通背板一致（14元/平米），也不会有成本优势。若2.0mm玻璃降至合理价格16.6元/平米，则透明背板价格即使降至10元/平米也无济于事。

隆基、阿特斯等多家主流组件厂封装以2.5mm玻璃为主，已开始向2.0mm玻璃切换，而为透明背板背书的企业较少，预计2.0mm玻璃靠经验积累与规模效益来降本的速度将快于透明背板。此外，透明背板成本预计很难做到显著低于普通背板，10元/平米的价格即使在长期来看难度也相当大。

除经济性外，透明背板产品尚未经过长期户外实证，实际可靠性有待验证。透明背板的推出是在2018年，2019年3月刚开始户外实证检测，目前只通过了实验室测试。实验室测试难以模拟真实环境下复杂恶劣的条件，目前透明光伏背板其优异的性能主要来自厂家宣传。

美国豁免25%双面发电组件201关税有效降低双面发电组件在美价格并提升竞争力。由于：

1）透明背板双面组件与单玻组件结构类似，电站设计及配套材料方面适配性较强，可直接实现产品切换。

2）美国组件进口主要来源地东南亚现有单玻产线与透明背板组件兼容性较强，可快速满足产品需求。因此，我们认为201关税豁免或将为透明背板组件带来阶段性需求，但双玻组件产线产品切换完成后，仍将凭性价比与更可靠的性能成为主流。

供需格局持续向好，2019H2~2020年光伏玻璃价格强支撑

预计2019下半年国内装机量25~30GW，全球70GW左右。预计22.8GW竞价项目年内能够完成15GW以上，则下半年国内新增装机有望达到25~30GW（其中预计Q3 10GW左右、Q4 15GW+），全年40GW左右。2019年全球装机量预期120GW左右，下半年预期70GW左右。

2020年全球新增装机有望实现15%~20 %增长。预计2020年的国内补贴额度和政策机制落地时间将显著早于今年，为明年的国内光伏建设创造更好的条件，预期2020年国内新增装机规模有望上看50GW。海外市场增长确定提速，多个国家/地区光伏已是成本最低的电源，预计全球需求140GW以上。

美国豁免双面发电组件201关税（25%），光伏装机成本或将因组件采购成本大幅下降而加速增长；印度等成本敏感市场加速启动；欧洲MIP取消刺激装机提速；中东、南美、东南亚等新兴市场贡献提升。

双面发电组件渗透率提升，助推玻璃需求增长。虽然双玻组件所使用的2.5mm或2.0mm玻璃比单玻3.2 mm玻璃更薄，但1块组件所需玻璃的数量也由1块增加为2块，因此双玻渗透率的提升将显著增加光伏玻璃原片需求量（以吨计量）。

测算1GW2.5mm双玻组件、2.0mm双玻组件、单玻组件生产所需的光伏玻璃原片约8.9万吨、7.3万吨、5.6万吨，即同等数量的双玻组件比单玻组件对光伏玻璃原片的需求高约30~60%。

因此光伏玻璃需求的增长将由全球光伏装机量增长+双玻组件渗透率提升共同推动。假设2019-2020年光伏装机量120GW、140GW，双玻渗透率分别提升至20%、30%，其中2.0mm双玻占比10%、30%，则2019-2020年光伏玻璃原片需求增速分别为20%、21%。

此外，由于2019年国内光伏政策发布较晚、美国在年中豁免双面发电组件201关税，全球下半年装机量将显著高于上半年，预计光伏玻璃2019H2需求环比增长47%。

截止2018年12月底，国内超白压延玻璃在产企业24家，窑炉38个，生产线126条，总产能20890吨/日，以主流78%成品率计算，排除未释放以及限产产能，产量约15163吨/日。

2019年国内光伏市场政策面利好因素释放，光伏前景一致看好，光伏玻璃产能陆续投入，截至2019年7月底，总产能提升至23430吨/日，生产线138条，产量约17330吨/日。

在产光伏玻璃产能的建设投产高峰集中在2010~2013年、2016~2017年，2018年除龙头企业外其他厂家几乎没有扩产动作。

光伏玻璃产线一般5年左右需停产冷修6~8个月，产线寿命一般为7~10年左右。按此估算，2015~2018年为光伏玻璃产线集中冷修期，2017~2020年进入集中退役期。

但2017~2018年光伏玻璃产能退出较少，原因是：由于2017年下半年及2018年上半年（531政策出台前）光伏需求超预期、玻璃价格较高，老产能延迟关停；由于需求多、价格高，竞争环境宽松，落后老旧的高成本产能被动出清也较少。

虽然2018年下半年的低价已接近甚至突破小厂现金成本，但低价维持时间不够长。此外，如前所述，部分小产能通过技改转做薄玻璃避开竞争甚至享受溢价，而大厂此前尚未大规模介入这一领域。

预计2019~2020年老旧落后产能稳步退出：虽然当下光伏玻璃利润率可观，但：

1）大厂大幅扩产且新产能以大产线为主，成本优势突出，而老旧产线随着运营时间延长成本进一步上升，利润率无优势。

2）未来大厂大产线将技改切入2.5mm和2.0mm光伏玻璃的生产，增加供给，薄玻璃溢价将逐步消失，该领域将不再是落后小产能的避风港。

3）由于2.0mm玻璃生产技术要求提升幅度较大，此前生产2.5mm玻璃的小厂不一定有能力将产线技改至2.0mm产品。

考虑年内投产时间及产能爬坡，预计光伏玻璃有效供给2019H2环比增加15~20 %左右，2020年同比增加20~25%，2019H2光伏玻璃价格或小幅上升，2020年价格大概率维持高位26~28元/平米。

行业竞争格局优良，产品结构向2.0mm切换加速集中度提升

竞争格局清晰，龙头份额将持续扩大：类似三年前的单晶硅片行业。我们认为，目前的光伏玻璃行业与三年前的单晶硅片行业格局类似：

1）呈现寡头格局；

2）技术与资本双密集；

3）龙头快速扩产中，除龙头外企业鲜有扩产动作。预计信义与福莱特也可像三年前的隆基与中环一样，实现规模、市场份额、行业地位及业绩的全面提升。

根据目前各企业的扩产规划，两家龙头的合计市占率将在两年内年超过60%。-3000-150001500300045006000近期投产产线近期复产产线近期冷修产线2020预计新增产线2020预计冷修产线吨/日。

与光伏制造产业链其他环节不同，光伏玻璃技术更新迭代慢，后发优势不明显，甚至有一定的先发优势。

信义与福莱特作为光伏玻璃龙头，同时也是最先进入该行业的企业，在产品品质与认证、区位布局、规模效应、成本技术水平等多方面已取得显著优势并筑起较高的行业进入门槛：

需要强调的是，技术和规模方面的差距难以弥补。如虽然提高单线规模可大幅降本，且业内具备相对成熟的大熔量生产线交钥匙供应商，但最终实际单线规模达到1000吨/日以上的只有信义和福莱特。

这是因为虽然产线主体建设难度不高，但企业会对产线做细微调整，也即核心技术所在。因此即便是同样的炉窑，玻璃生产成本也可能存在差异。对技术水平不足的企业来说，1000吨产线的生产成本可能还高于日熔量更小的产线。

综合来讲，技术、规模、资源、区位、客户资源构成行业进入门槛及产能扩张壁垒。其中，技术与单线规模最终影响并直接体现在生产成本上，也是成本最终决定企业会否扩产。目前价格水平下，除头部两家公司以外，其他企业扩产动作极少，龙头企业地位十分稳固且份额将继续扩大。

▌进口替代进行时，行业规模快速增长，国内企业大有可为

光伏正银国产化快速推进中。正面银浆技术壁垒与行业集中度较高。杜邦、贺利氏、三星SDI 及硕禾凭借先发优势抢占绝大多数市场份额。

国产正银起步较晚，随着需求高速增长和电池片产能持续向中国转移，正银国产化进程加速。

2016年国产正银企业开始具备批量供货能力，2017年市场份额快速提升至20%左右，2018年市场份额提升至35%~40%，目前已达到50%左右，预计将继续提升。主要原材料银粉由日本DOWA和美国AMES等厂商占据主要市场，国产超细银粉起步晚但近几年进步较快，已能满足部分需求。

测算结果显示，虽然预计未来三年全球光伏新增装机量仍会保持增长，但由于电池转化效率提升以及银浆单片耗量下降导致每W银浆耗量下降，预计光伏银浆需求增速较低甚至出现负增长，行业市场规模约100亿元。

预计正银企业之间的竞争将十分激烈，国产企业若能在技术快速更新迭代中抓住机遇，将有望扩大市场份额。优质的银浆企业需要具备较强的技术研发实力、资金实力以及人才管理与客户维护能力。

▌至少未来2-3年内，PERC主流地位稳固

1.根据目前已有的技术，PERC量产效率绝对值仍有1%-1.5%的提升空间；金属化等环节的技术创新可减少电池片制造成本，叠加效率的提升后单W成本进一步下降。测算显示，合理利润假设下，未来2-3年内，双面PERC电池及组件价格有望降至0.76元/W、1.55元/W。

2. 假设在不同BOS条件的地区，当前电站建设成本3.5/4.0/4.5元/W，对应度电成本0.33/0.37/0.42元/kWh，PERC组件达到预期价格后度电成本0.26/0.31/0.35元/kWh，降幅空间15-20%。

3.以PERT、TOPCon、HJT技术目前的成本，在保障合理利润率的前提下，若要达到“目前”双面PERC的LCOE水平，则组件成本需下降13%、9%、18%，若要达到“预期”双面PERC技术的LCOE水平，则三者组件成本需分别下降40%、37%、42%。

4.  N型电池技术发展的关键是需要大规模投资来形成规模效应，同时以市场哺育技术，吸引更多电池与辅材供应商及参与者，以加快技术进步与落地，促进成本下降。然而以目前的市场条件，追赶期至少2~3年。

▌封装胶膜：PERC双面双玻专用胶膜需求将结构性高增长

一般而言封装胶膜需要：透光、可粘接、耐紫外及高温、低透水、高体电阻率（减少漏电流）。

目前封装胶膜以透明EVA为主，技术成熟且成本低，但封装后的组件衰减率较高。为配合行业增效降本，封装胶膜的研发主要围绕低入射光损耗、低衰减及高性价比，热门产品包括白色EVA、白色/透明POE、共挤型胶膜。

白色EVA胶膜通过增加电池片间隙入射光反射，可提升组件功率1-10W，并简化背板降成本。白色EVA光反射率达90%以上，在双玻/单玻组件中用白色EVA/白色POE取代透明EVA可获功率增益7-10W和1-3W。

此外，由于白色胶膜对正面紫外线形成阻挡，故背板粘接面可使用含氟涂料取代复合氟膜；由于白色胶膜反射入射光，故背板中间层PET可换为全透明，从而提高其抗水解、水汽阻隔能力、电气绝缘性，背板简化有助于降本。

预交联技术使白色EVA突破瓶颈，目前已实现量产。白色EVA概念2012就已提出，但由于流动性大导致组件外观缺陷而被搁置。

2013-17年，通过引入电子束辐照预交联技术消除了白色EVA胶膜的流动性，提高了耐热性和尺寸稳定性，防止组件外观缺陷产生。目前，经电子光束预交联处理的低流动性白色EVA已投入量产。

相比传统EVA胶膜，POE胶膜更能够帮助双玻组件对抗PID衰减。

传统EVA胶膜透水率较高，使用过程中水汽进入电池，EVA的酯键在遇水后降解形成可以自由移动的醋酸根（-COOH），醋酸根与玻璃表面析出的碱反应产生可以自由自动的钠离子（Na+） ，Na+在外加电场的作用下向电池片表面移动并富集到减反层从而导致PID现象，导致组件功率衰减。

PERC双面电池1）金半接触需激光开槽打开背钝化层，背面钝化不完全；2）背面用细小铝线印刷铝栅格，比常规电池全铝背场更容易被酸腐蚀；3）部分组件采用无框或半框封边，胶膜与空气接触水汽更易透过，若无特别防护，双面PERC电池背面PID衰减可达15-50%。

POE封装胶膜由茂金属作催化剂开发而来，是具有窄相对分子质量分布、窄共聚单体分布、结构可控的新型聚烯烃热塑性弹性体。由于非极性的特点，POE具有优异的水汽阻隔能力和离子阻隔能力，水汽透过率仅为EVA的1/8左右；由于分子链结构稳定，老化过程不会分解产生酸性物质，具有优异的抗老化性能。

新产品共挤型胶膜：取长补短提升性价比，设备投资高且性能待检验。

虽然POE胶膜性能突破，但比传统EVA胶膜价格贵30%-50%。2019年海优威、爱康等公司推出多层共挤复合胶膜（≥2层），同时含有EVA层与POE层。适用于双面双玻电池组件的共挤型透明胶膜主要包括EVA-POE-EVA和EVA-POE两种结构。

复合膜1）具有POE材料优异的隔水、耐紫外老化、耐热等性能；2）不需要工装或工装简单，易于自动化；3）减少POE用量，提高性价比。目前，共挤型胶膜处于推广初期，其生产设备投资高出普通产品30%，且具体性能有待实证的检验，尚未成为主流。

技术壁垒与国外化工巨头的专利保护使POE粒子产业化难度大。

目前光伏POE粒子完全依赖进口，其生产工艺关键包括工艺流程及催化剂合成，目前国内企业对这两方面的掌握程度均较低，相互制约导致国内POE粒子产业化突破难度大。POE粒子产能主要集中在美、日企业手中。

产能集中、技术壁垒高及需求增长使POE弹性体价格比光伏级EVA树脂高出30%-50%。此前我国对POE领域的研究主要集中改性及下游应用，若未来光伏组件全面向双玻切换且POE封装地位不变，则一定会带动POE需求高速增长，进而提高POE弹性体产业自主化研究的动力，加快国产化进程。

高效催化剂合成：光伏胶膜制造所使用的POE粒子由茂金属作催化剂开发而来，产业化中使用的基本是CGC（限定几何构型茂金属催化剂），但其合成技术由国外少数化工寡头垄断（自主研发）。

POE聚合工艺流程：POE制造工艺的代表为陶氏杜邦Insite工艺和埃森克美孚的Exxpol高压聚合技术。技术关键在于聚合温度、催化剂活性、乙烯共聚单体插入含量等参数。同样有较高技术壁垒与专利保护。

▌一超两大格局稳定，双面化趋势下POE/共挤型胶膜3年CAGR可达80%

龙头市占率50%，前三大企业市占率70%，竞争格局稳定。福斯特是全球最大光伏封装胶膜供应商，2016-2018年市占率稳定在50%左右。福斯特与斯威克（东方日升子公司）、海优威合计市占率近年也稳定在70%左右。

PERC双面双玻渗透率提升带动POE/共挤型胶膜需求结构性高增长。由于PERC双面电池需POE材料封装，故双面双玻趋势将带动POE胶膜/POE共挤型胶膜需求结构性高增长。

根据敏感性分析，若组件需求160~180GW，PERC双面双玻渗透率35%~50%，则POE胶膜/POE共挤型胶膜需求3年CAGR高达70%~100%。

金刚线：“四化”趋势挖掘硅片端降本潜力，供需失衡行业竞争加剧

硅片成本决定性环节，继国产化后超额扩产将成为降价主要驱动因素

金刚线在硅片成本中直接占比小但间接影响大。金刚线切割比砂浆切割方式切割速度更快（4-5倍）、出片率更高（+15~20%）、环境污染更小，2015-2017年先后在单晶、多晶领域开始加速渗透。渗透初期以低价树脂金刚线为主，但其细线化瓶颈90微米左右，现已无法满足市场需求。

电镀金刚线通过规模化已实现价格与性能的全面赶超，目前为市场主流。金刚线在单多晶硅片总成本中占比5~8%，在非硅成本中占比15~20%。虽然成本占比较小，但金刚线线径和品质是减少切割损失、实现硅片薄片化以及提升良率的关键，对单位硅耗有决定性作用。

扩产带来的利润率压缩及原料进口替代将推动价格下降。光伏晶硅切割占金刚线下游需求的90%以上，光伏下游需求对金刚线市场价格有显著影响，甚至会进一步联动影响上游原材料价格。

目前金刚线毛利率水平较高，主流企业毛利率30~65%，已吸引大量厂商扩产，规划产能显著大于需求，预计2019-2020年其价格将进一步下降。此外，成本占比最大的母线尚未完全国产化，随着母线进口替代进行，原材料成本预计仍有下降空间。

▌金刚线：2015年实现国产突破，目前技术及产能已基本完成国产替代

母线：成本占比约46%。粗母线生产加工较容易，国内供应充足。50-70um母线早期主要从日本进口，近年宝钢集团开发成功，开始国产化。

金刚石微粉：成本占比约13%。行业相对成熟，上游供应厂商较多，供给能力较强。

2015年电镀金刚线实现国产化突破后，国内企业凭借成本优势迅速扩产抢占市场规模，目前杨凌美畅为金刚线领域的绝对龙头，市占率超过50 %，与东尼电子、岱勒新材、三超新材合计市占率接近70%。

金刚线及切割技术进步还可提供20~30%降本空间

测算显示，金刚线切割环节的优化仍可为硅片带来约0.4元/片的降本空间。其中细线化、薄片化及硅料需求萎缩降价对硅片成本下降的贡献最为显著，目前硅片总成本约2元/片，意味着成本降幅空间20%左右。若进一步考虑电池片效率由21.5%提升至23%，则电池片降本约0.1元/W，降幅27%。

1.硅耗下降及效率提升变相减少约20%多晶硅需求，带动硅料跌价，节约成本0.12元/片。

若未来2-3年，金刚线线径降至50微米且硅片薄至160微米，则单片硅片节省硅料2.09g，单耗降至13.7g/片，降幅13%。若进一步考虑电池片效率由21.5%提升至23%，则单瓦电池片节省硅料0.6g，单耗降至2.6g/W，降幅19%，相当于硅料需求减少19%。若彼时全球新增装机需求达到170GW，则可节省硅料约10万吨。

结合多晶硅产能现金成本排序，预计硅耗下降带来的多晶硅需求减少将使硅料价格下降约1.5万元/吨。节约硅片成本0.12元/片。

2. 细线化：50线替代65线可使硅片成本降低0.06元/片。

更细的线径可大幅减少硅损耗并提高出片率，但更细的线径也意味着破断力低、电阻更大，对设备的运行速度、匹配度要求更高。

2016年主流金刚线线径70-80微米，2017年降至65-70微米。2018年以60线及65线为主，50线及55线也有小批量出货。测算显示，若线径由65微米减至50微米，则单片硅耗减少0.9g，当前硅料价格下（7.5万元/吨），可使硅片成本下降0.06元/片。

3. 低TTV（薄片）：硅片厚度降至160微米可使硅片成本降0.08元/片。

降低TTV意味着切割出的硅片厚度均匀、碎片率低，帮助实现薄片化。目前单晶硅片的主流厚度为180微米，现有产品规格最低140微米，已具备110微米技术。若硅片厚度降至160微米，则单片硅耗量减少1.2g，当前硅料价格下（7.5万元/吨），硅片成本下降0.08元/片。

4. 省线化：金刚线线耗减少叠加单价下降可节约成本0.02元/片，技术方面的决定因素是金刚石线钢丝镀层对金刚石颗粒的把持力。

2018年12月杨凌美畅金刚线价格已降至0.08元/m，未来线径变细、供过于求利润率下降，预计价格还将显著下降。若金刚线降至0.05元/m，切割单晶线耗降至0.6m/片，则可节约成本约0.02元/片。

5. 快切化：提高产能、加大装载量、减少设备设施节约成本0.09元/片。

切割速度可以提高切割设备利用率，提升下游硅片厂单机产能，在不增加投入的情况下大幅增加产量，从而摊薄折旧、电费和人工成本。

根据测算，快切提高产能、加大装载量、减少设备设施节约成本约0.09元/片。技术方面，快速切割时由于进给速度快，可能会使金刚石线工作量骤增，金刚石颗粒易脱落，金刚石线更易出现疲劳断线、切片磨损、质量不佳等问题，因此对金刚石线性能提出了更高的要求，关键在于通过合理的调控使镀层与钢丝母线之间的强度与延展性等参数尽量匹配，以提高镀层与基底材料之间的结合。

报告来源：（国金证券／姚遥 ）

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