只欠东风，双面双玻组件最新发展预测

全球光伏 2022-05-20

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。预测双面双玻组件度电成本性价比临界点已达，市场转向临近。

双玻组件度电成本性价比已达临界点

 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。

 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）。

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：

 1）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；

 2）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。

 3）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：

 1）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。

 2）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。

 3）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。

 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。

 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。

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。

 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%。

 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。