但紧缺光伏支架下边际产能的成本仍较高

　　从产业链业态来看，组件商直接面对市场，长期形 成一定的品牌和渠道能力，对市场变化更为敏感，盈利波动更小；中上游的多晶硅、硅片和电池片 第三方商则属于产业链配套环节，当供需偏紧时能够获取高额利润。

　　光伏组件环节属于光伏制造产业链末端，处于产业链中下游，主要任务是完成光伏发电单元的 封装并销售给下游客户。组件上游是单多晶电池片，下游是光伏发电系统。组件环节是将具有发电 能力的电池片通过串并联的方式密封成组件，即保护了电池片，也便于户外安装。和上游不同的是， 虽然组件的性价比（高效率低成本）是核心要素，但其使用寿命、衰减和可靠性等也同样重要。

　　客户相对分散，2C 属性更强，销售能力凸显。与上游产品“B2B”的销售模式不同，组件的客户 主要为 EPC 建设方和电站业主，市场更佳分散，中小型业主相比商显著更多；上游产品的销售 主要以价格导向，通常能维持价格在供需边际上的动态平衡；而组件销售“2C”属性更强，更考验 商的渠道销售能力，不同市场和不同客户的产品价格也有所不同。

　　组件本身创造盈利有限，主要兑现上游价值。目前，现货价格下单一组件环节已基本无法实现盈利， 利润主要集中在产业链上游环节，这也导致目前基本不存在独立的组件，均以一体化的形式存在。因此组件环节更多是作为一个光伏产品销售的渠道，以组件形式兑现上游产能创造的利润。

　　组件商掌握终端市场，经营相对上游稳定。从产业链业态来看，组件商直接面对市场，长期形 成一定的品牌和渠道能力，对市场变化更为敏感，盈利波动更小；中上游的多晶硅、硅片和电池片 第三方商则属于产业链配套环节，当供需偏紧时能够获取高额利润，如 2017 年的单晶硅片和 2019H1 的 PERC 电池，而当供需反转时对盈利能力考验较大。同时上游存在不同程度的后发优 势，龙头历经多次更迭，而的组件商在近年来趋于稳定。

　　组件环节长期处于稳定的供过于求。首先从名义产能来看，组件环节的产能是四大光伏制造环节中 的，且长期存在产能过剩情况。虽然根据 PV Infolink 预测，2020 年电池片产能将超过组件， 主要是因为 2019Q3 大量 PERC 产能投产，行业仍处于老旧产线出清阶段，预计实际有效产能将 小于预测，即组件环节仍将保持长期的产能充裕。其次从产能结构来看，多晶硅环节的高电价地区 停产产能、硅片环节的大量多晶硅片产能和电池片环节的老旧产能都属于名义无效产能，即使出现 阶段性短缺，其启停成本高，也难以贡献正现金流；而组件环节的主要成本来自于原材料，启停方 便，无效产能少；而造成商差异化的人工、折旧等占比较低，成本差异难以拉开；两者共同导致 其长期过剩。

　　1） 供给格局相对分散。组件环节出货较为分散，即使是出货量的龙头晶科能源，其 2019 年 出货量占比预计也不超过 10%，行业 CR10 约为 50%，与电池片环节基本持平，显著低于多 晶硅和单晶硅片环节。

　　2） 产品相对同质。单晶 PERC 组件是目前主流产品，各家的量产效率、品质和价格都较为接近。组件后输出的为同质化的电力，因此各商组件产品相对同质。

　　3） 技术壁垒和启停成本低，商进入较为自由。主要成本来源于原材料，设备折旧和人工占比低， 导致产能启停对于需求变化反应迅速。

　　4） 信息完备透明。市场报价竞争充分，产业链上下游价格和各商盈利情况非常透明，不存在信 息差获利机会。

　　组件环节的集中度呈现缓慢提升态势。从全球组件出货量 CR10 的变化来看，2015 年约为 48%， 2019 年将上升至 59%；从龙头市占率来看趋势更加明显，2011 年晶硅组件出货量尚德市占 率仅为 6.5%，而 2018 年龙头晶科出货量占比已上升至 10.7%。未来，我们认为组件的集中度仍 将会维持缓慢提升态势，主要原因在于过去光伏装机补贴驱动，政策周期波动较大且难以预测，导 致阶段性的产能紧缺时常出现，而组件启停成本低，中小型组件代工仍有一定生存空间；而随着 平价上网的渐行渐近，装机内生驱动，由收益率和消纳空间决定的装机量增长更为平稳，大型组件 商的产能规划和出货更具可预见性，小型组件几无生存空间，预计 2023 年组件 CR10 将上升 至 70%。

　　光伏发电渗透率偏低，平价来临打开需求天花板。光伏累计装机在过去 20 年里实现了 45%的复合 增速，并成为了全球新增装机中占比的能源类型。但从存量来看，截止 2018 年全球光伏装机的占比仅为 7%，用电量占比仅为 2%，一次能源结构占比不足 1%，光伏装机仍有巨大需求。根据 IRENA 预测， 2050 年光伏新增装机预计为 372GW；若按照 2050 年光伏满足 25%的用电总需求， 光伏累计装机续超过 10000GW，按 20-25 年寿命折算的年更换需求即可达 -500GW，叠加新 增装机预计可达上千 GW，30 年复合增速可达 8%。此外，光伏发电已经成为诸多地区成本的 新增能源之一，预计随着全面平价上网的快速推进，光伏装机成长空间被进一步打开，实际增速或 将超预期。

　　超配已成电站主流解决方案，放大组件实际需求。所谓超配，就是提高电站的容配比（光伏组件容 量：逆变器容量）。光伏应用早期，组件成本占比高，系统习惯按照 1:1 的容配比设计；而随着组 件越来越廉价，度电成本导向逐步形成，超配逐步成为大中型电站的主流方案。超配的优势一方面 在于提高系统利用率，降低度电成本；超配后闲时的发电功率更高，提高发电量。另一方面对电网 更佳友好，减少电网调峰调频的工作和成本；因为超配后，当发电超过逆变器限额后会被切除，这 样使得发电功率曲线更佳平滑，输出更佳稳定可控。总的来说，光伏电站超配已成为国内外地面电 站的主流解决方案，且随着组件降价后趋势越来越明显；一般来说，1.2-1.4 的容配比是合理的， 在日本等地区甚至可达 1.5，这也导致对应的组件需求量和增速高于实际装机情况。

　　组件环节难以留存上游让利利润。相对于上游电池片环节，两者集中度相近；同时中大型组件商 通常自备部分电池片产能，其缺口亦可通过外协代工等方式完成，采购方式较多且灵活，因此采购 价格随行就市。从 2019 年单晶电池片和组件的价格走势来看，当电池片价格下降时，组件价格会 在 1-2 周后同步下降，无法留存上游让利。而当四季度电池片供需边际改善，价格有所反弹时，组 件价格也维持稳定，并未同步反弹。这意味着，组件环节的难以留存上游让利利润，同时一旦降价 也缺乏反弹动力。

　　下游客户掌握主动权，组件商面临长期降价压力。相对于下游以“五大四小”为代表的能源集团 和各大型 EPC 商来说，其自身实力较强，可供选择的供应商较多，组件商议价能力弱。考虑 到光伏电站的投资属性，组件端需不断降价驱动市场需求，从而消化不断扩张的产能。根据 2019 年竞价和平价中标项目前五大企业来看，国电投、中广核和华能均为大型能源企业，地位较高；而 阳光电源和通威虽然也有较多在手项目，但预计以滚动开发转让为主，因此大型能源企业仍掌握了 议价权，能够将利润留存在自己手中。

　　新进入者威胁小。组件环节虽然壁垒不高，但单一环节利润较薄，若向上游延伸则需要资本和技术 积累，因此近几年只有隆基为了推广单晶技术，在硅片环节已确立龙头地位的情况下进入组件环节， 而鲜有新进入者将组件作为光伏行业进入的突破口。

　　替代品的威胁小。组件环节的替代品为其他技术类型的光伏电池，如薄膜电池。但目前晶硅技术仍 然是产业链的霸主，其他技术合计市场份额在 5%以下。从性价比来看，薄膜技术在主流市场 仍无法与晶硅媲美，替代风险小。

　　组件商毛利率受一体化产能结构影响，差异来自上游高利润环节布局而非组件。目前独立组件 几乎没有盈利空间，各大组件均以一体化形式生产。横向来看，隆基组件毛利率较高的主要原 因为低成本单晶硅片的利润留存，其他商仍然以电池+组件为主，硅片产能较少，因此毛利率相 对接近。纵向来看，毛利率波动主要受一体化产能结构影响，例如单晶硅片在 2016-2017 年对隆 基，以及 2018 年对晶科和晶澳的毛利率提升，而非组件环节获取，且通常与当年装机需求景气度 并无强相关。

　　受高销售费用拖累，组件商的净利率较低。近年来，组件的净利率持续处在 5%以下，盈利能 力较差，除了毛利率本身不高外，费用率较高（10%以上）也是主要原因之一。销售费用占比， 首先组件通常需要额外 1%的质保金计提；同时客户市场较为分散，运杂费和仓储费也比上游环节 更高（2018 年合计约 0.07 元/W）；此外，产品渠道属性决定了其职工薪酬也较高。其次由于运营 周转资金的要求，在有息负债方面组件商也会更多，影响财务费用。

　　高周转，高杠杆，相比其他环节 ROE 差距小于净利率差距。从 2018 年 ROE 来看，虽然组件 商相比产业链其他环节龙头净利率落后较多，但资产周转率和权益乘数均较高，导致 ROE 的差距 小于净利率。资产周转率较高主要是组件环节产值高，同时固定资产投资较轻；权益乘数较高则是 因为组件盈利能力较弱，且客户和市场较为分散，对周转资金要求更高，导致杠杆率较高。

　　大型组件商现金流尚可。根据各大商收现比（营业收入/销售商品、提供劳务收到的现金）来 看，处于 0.7-1 区间，整体回款尚可。从资产结构来看，组件商的应收账款及票据并未随着资产 规模和收入的扩大而扩大；此外，大型商均有一部分向上一体化产能，折旧摊销额较高。

　　组件成本分为硅成本和非硅成本两部分，其中硅成本主要指的是电池片的采购或者生产成本，其他 均归为非硅成本，主要为封装成本。随着主产业链的价格在过去十余年的快速下降，电池成本的占 比已经从 2010 年的 91%下降至 2019 年的 50%以下；到了 2020 年初，历经 2019Q3 大量 PERC 产能释放的电池片价格大跌后，电池片价格趋于稳定，而组件价格近来有所下滑，导致电池片成本 占比阶段性再次高于 50%；从成本结构来看，非硅占比的边框、玻璃、EVA 等均有一定大宗 商品价格属性，其边际成本主要取决于上游原料价格；而电池片处于景气底部，上游仅有单晶硅片 仍有一定利润；因此，在单一的降本空间持续缩小的背景下，组件环节通过技术创新来提高效率， 从而摊薄每瓦成本也是未来重要的发展方向。

　　回顾电池片和组件历史价格，虽然阶段性存在电池片由于技术更迭导致的供需反转（如 PERC 取 代常规 BSF），从而提高了电池片的成本占比，但长期仍然是电池片成本占比的不断下降，非硅成本占比的不断上升的趋势。一般来说，阶段性的电池片价格比重的低点可以认为是电池片供需环 境宽松的时候，也是电池商实现让利阶段；可以看出，低点的位置持续下探，这意味着不 考虑供需周期波动的情况下，电池片的成本占比的确是持续下降的；而我们认为光伏行业历经十余 年的发展，各个环节的研发生产均取得长足进步，不存在产能瓶颈，过剩将成为光伏行业的“新常 态”，因此长期来看电池片成本占比下降的趋势预计仍将维持。

　　传统组件的生产流程较为简单，大致可以分为四个步骤：1）单焊和串焊的连接环节，即先将电池 片通过汇流条通过串并联将正负极连接，并引出引线）叠层和层压的封装环节， 叠层是将组件串、玻璃和切割好的 EVA、背板，按照一定的层次铺好，层压则是通过抽真空将组 件内的空气抽出，然后加热使 EVA 融化将上下表面粘结在一起，后冷却取出。层压是组件生产 为关键的一步，对 EVA 的质量和稳定性也有所要求。3）修边、装框和接线盒粘结的收尾环节， 修片是将 EVA 融化后由于压力向外延伸固化形成的毛边切除，装框则是将安装铝边框提高组件强 度，后将引线和接线盒相连，利于其他设备的连接；4）组件测试，对组件的功率进行标定，并 测试其稳定性和可靠性。从整个生产流程来看，传统组件生产工艺成熟，并不存在高难度的工艺和 设备要求，技术壁垒较低。

　　硅成本的下降主要依靠电池片成本和价格的下降。2016 年以来，随着单多晶市场份额的逆转，电 池价格在过去三年里下降了 2/3，其驱动力一方面来自单晶硅片成本的快速下降，另一方面来自 PERC 技术渗透率提升大幅提高了电池转换效率。截至 2019 年，单晶产品市占率已接近 70%，到 2020 年可能接近 90%，轰轰烈烈的单晶革命已步入尾声。

　　纵观产业链上游环节，硅料环节处于产能扩张末期，扩产周期长，供需将在未来几个季度边际改善， 同时低电价产能转移后进一步降本空间较小；硅片环节处于单多晶替代的末期，单晶硅片龙头目前 毛利率高达 35%左右，而随着行业单晶硅片产能高速扩张，2020 年中将面临供需反转，届时硅片 存在一定的让利空间；根据我们在之前系列报告的测算和产业链调研结果，我们预计理想情况 下，单晶硅片价格降至 2.2 元/片（含税），相比目前约有 0.1-0.15 元/W 的让利空间。这部分释放 后，后续硅片的降价速度将会趋缓。

　　电池片的非硅成本下降主要来自提高电池效率、提高生产效率和降低银浆成本。目前 PERC 电池 片量产效率可达 22.5%，我们预计该技术路线%；经历一轮新产能释放后， 设备生产效率短时间也难以出现显著提高；而银浆成本在 MBB 的成熟和国产化的推进后已取得一 定成果。根据我们在《光伏产业研究系列报告（4）：电池—从新兴到成熟，行业属性迎来历史性 一跃》中的测算，理想的电池片总成本可降至 0.5 元/W，其中电池片长期可贡献 0.08 元/W 的让 利空间。但这个过程不同于过去依靠技术迭代的跃进式发展，而是依赖工艺优化的内生驱动力缓 慢推进，电池片降本速度同样趋缓。

　　一体化组件商硅成本有一定优势，但需要平衡较大资本开支风险。电池片可以分为一体化生产和 第三方采购两类。从目前来看，的组件商均会配置 60%以上的自有电池片产能配套，实现 一体化生产。一体化的优势在于能够将上游的利润向下滚动留存至组件环节，提高毛利率，平缓盈 利波动；劣势在于单位产能的投资加大，对于资本开支和资金的压力较大，同时资产负债率通常也 会有所上升，当出现技术更迭时风险较高。除隆基和晶科外，其他组件商的硅片布局较少，因此 硅成本差异主要体现在电池产线的先进性和工艺管控上。

　　向上一体化能提高毛利率和 ROA。如果考虑单晶硅片-组件一体化和电池-组件一体化两种垂直一 体化模式的话，我们测算目前前者一线%左右，后者的毛利率在 12%左右。从 资本开支来看，硅片、电池和组件环节的单位投资约分别为 3.5，3，1 亿元/GW 左右；从 ROA 角 度，完全满产情况下硅片-组件一体化商可达 24%，电池-组件一体化为 8%，专业组件商为负。

　　但光伏垂直一体化同时也意味着较大风险，一方面是传统技术上的设备迭代，另一方面是新技术的 颠覆性风险。一旦发生，老产能的盈利能力将会大幅下降，成为“无效”资产，巨大的折旧压力会 直接影响长期的盈利能力。因此，我们预计各大组件商仍将维持一定的电池片缺口，平衡盈 利和风险；从长期来看，这种策略使得各家龙头的硅成本相差不会过大。

　　非硅成本包括辅材、设备折旧、人工和能源等，在目前设备完全国产化，自动化程度较高的情况下， 辅材占非硅成本 95%以上，铝边框、玻璃、EVA 和背板是占比的四项。

　　铝边框非硅成本占比约为 32%，其为大宗商品定价模式，采用铝锭实时价格+加工费确定。从铝边 框的单价和铝锭的价格来看，两者走势同步性较高；同时从涨跌幅来看，近年来铝边框的加工费已 有所下降。考虑到铝边框供应商较多，市场已经过充分议价，商毛利率在 10%-13%，和费用率 接近，预计这部分的成本将随着铝价波动，下降空间有限。光伏支架

　　玻璃非硅成本占比约为 22%，其价格长期有小幅让利空间，中短期受供需格局影响议价能力弱。从历史来看，光伏玻璃价格虽然持续下降，但降幅低于组件；从今年的价格走势来看，光伏玻璃已 经历经四次涨价，除了四月底的一次因为税改调价外，其余三次均为主动涨价，反映了行业供需偏 紧的情况。根据我们的模型测算， 2020 年光伏玻璃仍将维持供需紧平衡，预计价格保持景气；2021 年行业产能释放相对充足，但能否缓解供需还需看当年的装机需求。虽然目前价格下龙头毛利率可 达 35%左右，但紧缺下边际产能的成本仍较高，价格有所支撑；从长期来看，随着信义光能和福 莱特的低成本产能逐步开出，行业产能仍将继续出清，预计边际成本线会有所下移，玻璃长期价格 或有所回调。

　　EVA 胶膜非硅成本占比约为 11%，其成本已充分优化，龙头掌握定价权。从胶膜龙头福斯特 EVA 胶膜的单位售价和成本来看，胶膜的成本和价格在近几年已进入稳定波动期，普通 EVA 胶膜的配 方和工艺流程均已充分优化，进一步下降空间非常有限，毛利率预计稳定在 20%。从龙二和龙三 海优威和斯威克来看，其净利率也在 5%以下，利润较薄，因此预计 EVA 胶膜的价格也难以压缩。

　　背板非硅成本占比约为 10%，其近年来市场竞争激烈，价格大幅下降，商毛利率持续下行。根 据赛伍技术招股说明书，各大背板商的毛利率在近年来持续下行，主要原因在于市场竞争日趋激 烈，售价持续下行，而成本下降速度未同比匹配。从中长期来看，我们认为背板和 EVA 胶膜的产 品特点较为类似，在格局稳定后的毛利率水平在 20%左右较为合理，背板价格同样难以大幅下降。

　　焊带非硅成本占比约 7%，商竞争充分，近年来毛利率下降明显。焊带指的是在铜带表面涂覆一 层均匀厚度的锡基焊料，光伏支架按用途可以分为互联带（连接电池片，焊接与电池片栅线上）和汇流带（连 接电池串和接线盒）。目前国内太阳能光伏焊带生产企业约 90 家，国外 20 余家，竞争较为充分。从成本来看，光伏焊带的原材料主要为铜和锡，直接材料成本占比 90%以上，因此行业特点和铝 框较为类似；以行业龙头宇邦新材为例，其毛利率从 2014 年前后的 30%+降至 2017H1 的 10%+， 进一步下降空间较小。

　　其他辅材主要有接线盒等，价格较为稳定。总的来说，目前非硅成本中的辅材成本下降空间较小， 且各个环节组件商均没有明显的议价权，预计成本将随着上游大宗商品原料的成本小幅波动；中 长期来看，我们认为玻璃环节有一定的让利空间，主要来源于行业集中度进一步推动边际高成本产 能出清；但考虑到玻璃生产工艺成熟，龙头和边际产能成本差异较大，预计龙头合理毛利率在 25% 左右，即含税单价在 24 元/m2左右，相比目前有 4-5 元的下降空间，对应到非硅成本下降约为 0.020.025 元/W。

　　组件设备折旧成本影响较小。首先，折旧成本占比低，商不敏感。目前组件环节的设备已基本国 产化，单位实际投资在 8000 万-1 亿元/GW 水平，对应组件成本 0.008-0.01 元/W 左右，占比 1% 以下；从实际一条 250MW 组件产线的生产情况来说，影响设备折旧主要是开工率和单位投资两 项。根据我们的测算，即使是的经营状况假设，差距也仅为 0.013 元/W，影响毛利率 1 个 pct 左右，影响较小。其次，组件设备价值分散，难以下降。从一条 1GW 高效单晶组件产能全自 动生产线明细来看，投资占比的串焊机每 GW 需要 32 台，单台 180 万元，相比电池产线核心 设备单台千万量级差距较大，其他设备价值也较为分散，因此从单一环节改进的边际收益较弱。

　　自动化升级取得长足进步，组件不再是劳动力密集环节。过去，组件环节被认为是劳动力密集型， 需要大量人员进行串焊和搬运等；随着近年来自动化水平的提升，人工成本已有大幅下降。以阿特 斯为例，组件人均产出已经从 2002 年的 0.005MW/人/年上升到了 2018 年的 2.83MW/人/年，增 加超过 500 倍。根据金辰股份 250MW 组件生产交钥匙工程介绍，其单班生产线 人，按照两班倒测算的人均组件产量可达 13.9MW；但即使如此，按照年薪八万估算，其差距 仅为 0.01-0.02 元/W。目前行业内新产线和改造产线自动化程度均较高，人工成本已大幅下降， 商差异不大。

　　因此，虽然设备折旧和人工成本的相对值上有所差异，但对成本上影响不大。不同商通过提 高开工率、提高产线自动化水平等方式虽然对降本有所帮助，但整体有限，且进一步提高难度较大。

　　商的一体化产能自配套率已 较高，继续提升则会产生资本开支和技术迭代的风险，硅成本的差异整体可控；体现组件环节的非 硅成本上，占比的辅材成本上，组件商没有议价权，且除玻璃外价格基本处于底部，未来随 原料价格波动状态，下降空间小；体现组件商差异化的设备折旧和人工成本又由于值较小， 且经过国产化和自动化后改善的空间和影响均不大，整体难以拉开差距。因此，单一组件环节想要 拉开成本差距是非常难的，行业完全竞争下也导致各大商的净利率持续处于较低位置，这意味着 组件商的业绩增长主要依靠于“量”而并非“利”。

　　2）单晶组件可预见的含税价为 1.4 元/W 左右，下降空间约 20%。根据前文的测算，理想的单晶 PERC 电池片成本能够下降至 0.48 元/W。从组件端来看，假设第三方电池片龙头毛利率为 15%， 并预计 PERC 技术上电池片效率提升至 23.5%，对应的该技术路线下组件可预见的极限成本为 1.12 元/W（对应 0.59 元硅成本+0.53 元非硅成本）；按 8%毛利率对应的不含税价格为 1.22 元 /W。相比目前 1.76 元/W 的价格，下降空间为 22%；按照历史组件的相对降幅约为 15%估算，不 考虑新技术的情况下，预计将在 2 年左右时间内降至该位置。

　　3）格局好的辅材环节（主要为光伏玻璃和 EVA 胶膜）商将充分享受终端需求成长带来的业绩 增长。由于单一组件环节利润较薄，其渠道属性强于盈利属性，组件商创造利润更多依赖于中上 游环节的利润留存，将组件作为连通终端需求的纽带，单一的组件生产或代工商将会逐步退出。而以光伏玻璃和 EVA 胶膜为代表的辅材环节，在“量”上享受光伏装机长期成长性，在“利”上 组件也不具备议价能力，龙头商的地位稳固，技术迭代风险低，行业格局好，长期业绩成长性更 佳，同时享受确定性估值溢价。

　　下游电站投资方的集中度有加速提升的趋势，大型国企的主导权逐步强化。由于电站投资对低成本 资金获取能力要求较高，投资回报期较长，因此整体市场非常分散，2018 年国内的投资方国 电投全年也不过 4.3GW 并网装机量。根据历年中国光伏电站投资企业 20 强榜单，2015 年国内 CR5 企业合计装机量为 5.11GW，占 CR20 比重为 44.72%；到了 2018 年，可以看出前五的装机 量上升到了 9.07GW，而靠后的商装机量基本没变，比重上升到了 60.45%。我们认为，随着国 内补贴进入“后一公里”，全行业“躺着挣钱”的时代已经过去，光伏终端发电市场进入精细化、 龙头化发展时代，大型国企主导权逐步强化，这点从国企装机的比例快速上升和近期多起国企收购 民企电站案例也可以看出，即意味着组件的下游大型客户的话语权在加强。

　　组件大单层出不穷，海内外大型能源集团倾向绑定大型供应商，确保产品质量和一致性。根据我们 的不完全统计，海外大型能源集团的大规模组件订单较多，其特点是一次性采购量大，且倾向于寻 找同样具备实力的大型组件企业合作，确保产品后续保障。国内仍然是以多标段竞价为主，低报价 导向优先。比如国电投 2019 年第 58 批 3.04GW 组件订单，其分为 9 个标段，中标商包括晶科 （600MW）、锦州阳光（470MW）、亿晶光电（260MW）等。从中标结果来看，中标企业所报价 格基本都是对应标段开标价格中的较低报价，因此小商也可通过价格竞争获取订单。我们认为， 一方面海外市场的可持续性更强，新兴市场爆发性也较强，这部分是大型组件商的业绩稳压器；另一方面，国内市场随着补贴快速退坡，市场将会逐步进入度电成本导向，并逐步提高在竞标过程 中对组件质量和后续维护的要求，大型组件是更具优势。

　　组件使用期可达 25-30 年，电站投资回报期在 10 年以上，共同提高了对组件企业经营寿命的要 求，可融资性排名靠前的更容易获取优质订单。从硅料到电池片的上游产品，其质量检测指标 较为清晰和简单，采购方在进货入库时完成一定常规的检测即可确保质量过关；而组件产品需要在 室外复杂环节稳定发电 25-30 年，即使在安装前完成一系列检测，也难以确保后续运行过程中不出 现故障，这也是 1%质保金的意义所在。此外，光伏电站投资回报期一般在十年以上（8-10%IRR）， 发电损失会直接导致回报测算模型失灵，影响后续的盈利和现金流。因此，客户对于组件的品质和 企业后续质保维护能力有更高的要求，即对企业的经营寿命、财务状况、现金流等提出了要求。可融资性（Bankablility）是一个较为全面的评价指标，可以看出 First solar、晶科、隆基等排名靠 前的企业均为行业内实力强的大企业，具备一定的品牌溢价，更容易拿到大规模、高质量的订单。

　　在组件销售过程中，组件商一般采用经销和直销相结合的方式进行销售。对于大型能源、跨 国集团、光伏行业电站建设等光伏产品终端用户，其订单数量和金额均较大，组件商会直接 与其建立长期的合作关系，以直销的方式对其供货。对于工商企业、个人用户等中小型光伏产品用 户，这类订单通常订单金额较小，客户较为分散，采购频率较高，光伏支架一般组件企业为了提高效率，通 过经销商模式对其统一管理。

　　海外 GW 级市场快速增加，装机去中心化趋势明确，拓宽海外渠道助力组件销售。根据 Energy Trend 统计，2017 年全球 GW 级市场仅为 10 个，且装机主要集中在“中、美、欧、印、日”前五 大市场；而预计到了 2020 年，全球 GW 级市场将快速爆发至 16 个，装机更佳分散。对于组件 商来说，不同市场需要对应的组件认证，且需要完全不同的直销和经销渠道，对销售渠道拓展能力 是个考验；若组件商专注国内市场，或不积极拓宽新兴海外市场，其出货量容易遭遇天花板，因此海外多市场渠道的不断拓宽是组件商未来销售的重要方向。

　　渠道经营是经验积累过程，老牌组件企业更具优势。从统计的几家排名靠前的组件商来看，其全 球分部数量较多，体现了业务市场的全面性。此外，根据我们的粗略统计，组件商的业务年限和 销售国家的数量有一定正相关性，组件从业年限更久的老牌企业的渠道经营经验更丰富。

　　从 2019 年的各组件商出货量来看：1）龙头商海外出口的集中度高于国内市场。全球市场出 货量 CR10 是以国内前十组件商出货量/国内商总出货量测算，海外 CR10 则是国内出口前十/总出口。海外市场更加集中意味着龙头的品牌和渠道能力相比中后部商更强，而这点在国内市 场并未充分体现。

　　2）不同商差异较大，晶科、东方日升海外渠道优势明显。从细分来看，海外渠道优势明显的 是东方日升和晶科，差异分别达到 2.8%和 2.7%，证明其在海外市场拓展能力高于平均销售能 力；其余商则仍有一定改善空间，且组件经营时间更长的老牌商相对更好。

　　从单价来看，受市场结构影响，不同组件商也有所差异。以 2018 年海关数据为例，主要企业的 出口均价大致在 0.27-0.33 美元/W；其中出口大企业为晶科，单价约为 0.313 元/W。出口单 价较高的晶澳和天合主要是在日本市场出货量较高，2018 年日本市场的单价可达 0.341 元/W；而 阿特斯、协鑫和正泰出口单价较低，主要是多晶组件和印度市场占比较高，2018 年印度市场的平 均出口单价仅为 0.292 元/W。因此，在高附加值地区，如日本，渠道优势企业更容易获取优质订 单，享受一定超额利润；而在低附加值地区，如印度，出货量大但利润水平不佳。

　　总的来说，组件环节一直以来都属于技术壁垒低、产能投资小的环节，光伏支架大规模的扩产并非难事，关键在于能否顺利将产品以合理甚至溢价销售，这就依赖商在各个地区的渠道能力。而渠道的建 设和管理经验需要长时间的积累和优化，并非通过资本和技术能够轻易反超的。从组件商出货量来看，近年来头部组件商的地位较为稳固，晶科连续四年获得全球出货量。而随着终端市场 的日趋分散化，下游大型客户的地位强化，我们预计渠道的先发优势和积累优势将会持续加强，预 计未来组件市场也将逐步向头部集中，龙头的出货量占比和盈利能力都更强。

　　双玻组件能够降低 LCOE 是共识。双玻组件即通过双面玻璃+双面电池的方式实现双面发电，能够 通过背面吸收反射光进行发电，提高单位发电量 5-30%不等，其在反光条件好的雪地、沙漠等场景 增益更大；而成本端，电池环节的双面化几乎不增加成本，因此售价上也基本没有溢价；组件环节 将一块背板替换成玻璃，其成本仅增加 1-2%，同时双玻组件后续还能够无框化设计，节约铝框成 本，因此双玻能够有效降低度电成本是毋庸置疑的。根据隆基 2019 年 12 月份发布的权威认证的 双面PERC组件能力实测报告，在光资源丰富、地势平坦的美洲地区，双面组件的发电增益在4.4%15.7%不等，增益明显。

　　过去渗透率提升较慢，目前有望迎来加速拐点。双玻组件并非新提出的概念，而过去几年渗透率较 慢，主要是因为双玻组件过重、玻璃成本过高、组件稳定性不确定等问题，导致下游电站不敢轻易 尝试。目前，这些问题均有合理的解决方案，预计未来双玻组件的渗透率将会加速上升，2020 年 达到 30%，2025 年达到 60%。

　　双玻组件毛利率更高，商享受一定时间的高利润窗口期。双面组件由于背面发电量增益特 性，同版型的整套组件应享受一定溢价；但销售时档位以正面功率为基准，未考虑背面；因此业主 对于双面组件的每瓦合理价格理应根据不同的环境有不同的溢价容忍度，例如高反光率的平面安 装场景溢价更高，对此，我们对双玻组件的毛利率进行敏感性分析。根据国内南网能源 2019 第二 批招标结果，双玻组件在国内的市场溢价约为 0.1 元/W，据此计算的双玻组件毛利率相比常规高 2.4pct；而在美国等海外市场、以及沙漠，平原等场景下双面发电增益更明显，假设海外市场溢价 达到 0.2 元/W，组件环节毛利率可 7.8pct，超额收益明显。从市场分布来看，除了美国市场 的高需求（2019 年约为 3GW， 2020 预计可达 5-6GW），墨西哥、巴西等市场接受度也快速上升， 预计布局的组件商将率先受益。

　　1） 目前薄玻璃存在溢价的主要原因为薄原片生产和钢化技术不成熟，以及高成本小商生产居多，导致 2.5mm 和 2.0mm 相比于常规的 3.2mm 的吨成本有所抬高，从而存在溢价并降低了双玻 组件的性价比。我们认为，随着龙头的千吨级新产能释放以及龙头凭借更丰富的“Know-how”经 验积累对薄片生产，以及钢化技术（采用化学钢化等）和工艺（优化钢化炉结构，提高物理钢化的 良率）的改进，预计其生产成本仍有显著下降的空间，吨成本将逐步与 3.2mm 接近，（演化进程 类似早期深加工环节的溢价逐步消除过程）。同时，玻璃薄化后组件重量也有较大的下降空间，因 此带来的支架、人工成本提高等问题也将随着薄玻璃的渗透逐步解决。

　　2）双玻组件稳定性已较高，透明背板竞争力仍有待验证。市场上有一些关于双玻组件出现爆裂和 变形等质量问题，但主要原因为组件未安装边框，且封装不佳导致组件压力不均，发生变形。实际 上即使加上边框，双玻仍具备较高的性价比优势，无边框设计尚未成熟之际，完全可以用加边框的 组件进行销售，避免稳定性问题的同时兼具性价比。假若无边框技术有所进步，在成本上更是锦上 添花。此外，双面≠双玻，透明背板也是一种选择。但根据我们的对比，中短期内透明背板的可靠 性还需验证，价格上也尚未具备规模优势，光伏支架市场接受度还不高，对玻璃的冲击较小。

　　双玻组件加速渗透下，玻璃商为受益。从技术来说，组件端仅需将传统的背板改为玻璃后进行 层压即可，难度很低，技术扩散周期短，组件商无法长期从此获得超额利润。而由于采用双面玻 璃，其渗透率对玻璃的需求存在向上的弹性，如采用 2.5mm 双玻组件，单位装机对应的玻璃需求 （吨/GW）为原先的 1.56 倍（2.5*2/3.2），若采用 2.0mm 双玻则为 1.25 倍。根据我们对 2020 年 光伏玻璃的供需模型测算，即使按照中性偏保守的 20%-30%双玻（2.5mm）渗透率，2020 年光伏 玻璃的供需仍偏紧，目前的高景气能够维持，价格高位震荡；若渗透率较为乐观达到 30%-40%的 情况，将会出现产能缺口，价格仍存在向上弹性，但这同时也会降低双玻组件的性价比。因此我们预计以延长本轮光伏玻璃高景气周期和价格平衡的可能性更大。

　　随着电池片越来越便宜而组件辅材的价格弹性较弱，消灭组件中电池片留白部分，从而摊薄辅材成 本已成为组件环节进一步降本增效的重要手段，其中半片、拼片、叠瓦为代表的密排技术层出不穷， 成为组件环节排布创新的重点。从长期来看，辅材等非硅成本的下降空间非常有限，而电池片的价 格仍可通过技术创新、规模效应、工艺优化等方式下降，因此电池片越来越不值钱的趋势也较为明 显，我们认为通过增加电池片来摊薄每瓦成本的方向上无需质疑。

　　半片能够提升组件功率 5-15W。顾名思义，半片组件即将电池片通过激光一切为二，由于晶硅电 池电压与面积无关，而功率与面积成正比，因此半片的电流减半，从而减少了内部电路电阻损耗（降 为 1/4），提高封装效率（常规组件 CTM1.5%,，半片组件一般在 0.2%-0.5%），一般能提高组 件功率 5-15W。此外，光伏支架半片技术还具备降低热班、工作温度低、减少遮挡时发电量损失、技术兼容 性强等特点，相比传统整片优势明显。

　　设备上只需增加激光划片机，成本几乎没有增加，已逐步成为各大商的主流技术。相对于复杂的 电池技术，半片组件技术来的更为简单和容易掌握；从投资和成本上看，设备上仅需增加激光划片 机，按照单台单价 150 万元，对应 125MW 产能估算，其每 GW 追加投资约为 1200 万元，相对较 少；日常生产中成本也几乎没有增加，目前已逐步取代传统的整片组件，成为主流的解决方案。

　　叠瓦组件，即将常规的电池片进行“一切五”或者“一切六”，得到小的电池条以后利用导电胶对 切片电池进行重叠连接。由于电池片之间不再通过焊带连接，也不需要为焊带留出缓冲位置，使得 电池片可以实现无缝连接；叠瓦技术能够使相同面积下的叠瓦组件能够多容纳约 10%的电池片， 从而提高相同版型的组件功率 20-45W。

　　与现有产线中后段兼容性较强。从叠瓦组件的生产流程来看，其前端需要对工艺有所改变，需要增 加激光切片、涂胶和叠片步骤，焊接上也有所改动，叠层及以后的步骤与传统产线） 激光切片是将电池片分切成五到六个小电池，通常采用激光切片机，这步在半片、PERC 电池等均 已有所应用，已较为成熟；2）涂胶过程分为丝网印刷和点胶两种路线，其中印刷方式居多，采用丝网印刷机，这步主要是均匀的涂抹导电胶，其在电池片产线上已有多年应用历史，同样难度不大；3）叠片和焊接是叠瓦目前良率的核心瓶颈，需要将几百片小电池片整齐的排列并准确的焊接，对 设备精度和电池片均匀性要求非常高，且之前并没有在光伏产业链其他环节应用的经验，也极大 地影响了叠瓦组件的良率。

　　理想下性价比较为突出，长期放量空间值得想象。收益端，若按照叠瓦 2.1 元/W 简单估算，一套 60 型叠瓦组件的增益为 137 元；成本端，理想下电池片的用量增加 10%，且需要将焊带换成导电 胶，同时设备投资为常规组件产线 倍，即使如此一套叠瓦组件理想下的成本增加也仅为 13 元，远低于收益，因此对于叠瓦长期的性价比优势是非常确定的，但产业化的关键因素仍然在于良 率，对此我们做了敏感性分析。

　　良率在 80%以上才具备较好的放量基础。我们的测算的基础为叠瓦组件的不良品在串焊后的 EL 检 测发现，良率会放大电池片、导电胶和设备产能损失三大成本差异。根据我们的测算结果，其收益 和成本的平衡点处在良率在 70-80%之间，再考虑合理的初始设备投资回报率，我们预计当叠瓦的良率在 80%以上才具备较好的放量基础。

　　1）工艺专利风险尚未解除，海外市场难以开展。叠瓦专利分为设计专利和工艺专利，虽然日本信 越持有的叠瓦设计专利已过期，但叠瓦工艺专利问题犹存。国际上拥有叠瓦组件工艺专利的企业包 括 SunPower 和 Solaria，其中 Sunpower 的专利为全面和强大，从电路、排版到外观设计各个 环节均有涉及，且技术方案较为，目前国内主要是东方环晟（中环股份为大股东）拥有专利使 用权；Solaria 则是将专利授权给协鑫集成和塞拉弗，同时协鑫于2017年3月收购了 Sunedison， 获得了专利授权。目前其他商在国内市场尚可通过改动设计和方案进行销售，但对于以专利保护 严格的美国、欧洲等海外市场，其销售的风险非常大；随着全球装机市场多点开花，海外渠道受限 对于叠瓦的放量也是影响较大。

　　2）组件可靠性有待验证，客户接受度需要提高。材料方面，导电胶质量参差不齐，导电胶的长期 稳定性未得到广泛验证，一旦出现质量问题会直接影响；产品方面，叠瓦和双玻等组件技术类似之 处在于其组件结构变化较大，客户对其长期发电的稳定性缺乏充分实证数据验证，影响其渗透；生 产方面，工艺不成熟、良率较低也使得组件工内部需要更加严格的质量控制，进一步推高叠瓦组 件的制造成本。

　　3）出货量增长相对较快，但比重仍然很低，且以有专利权商订单为主。根据北京鉴衡认证的统 计， 2018年全球叠瓦组件出货量在1GW 左右， 2019年1-10月的不完全统计出货量已超过1.5GW， 增长较快，但低于年初 pvinfolink 预测的全年 3.5GW。根据我们产业链调研和公告新闻来看， 叠瓦组件的市场远比传统组件的市场集中，海外企业的订单主要来自 Sunpower 和 Solaria 等，国 内则是以东方环晟、协鑫等获得专利授权的企业为主，侧面反映了专利壁垒之高。

　　其他密排技术还包括拼片、无缝焊接、叠片、板块互联等各类商通过一定改动实现的密排技术。从效果来看，其增益均不如叠瓦技术，但技术难度和产线兼容性相比叠瓦更好。从方案来看，其增 益的原理均出自密排技术，即通过减小空白区域实现的功率增加。

　　其他密排技术相比叠瓦的优势就是与现有产线兼容性好，同时相比传统组件有所提效；但天花 板也比较明显，且可靠性仍待验证。因此，我们认为叠瓦技术是组件技术的终极解决方案；而受制 于良率、专利和可靠性三大瓶颈，其放量仍需要一定时间；在这个过程中，其他密排技术属于推进 式解决方案，基于现有产线的微调，实现度电成本的降低。

　　总的来说，密排趋势基本确定，但实现路径仍存在变数。无论是难度的叠瓦还是兼容性更好的 拼片、无缝焊接等技术，其核心均在于让电池片按照设计的方案精准的排列和连接，核心的能力在 于设备精度和稳定性。一旦突破瓶颈，形成对传统组件碾压的性价比优势，其大量设备采购订单决 定了受益的仍然是核心组件设备供应商；对于组件商来说，我们认为过渡性的密排技术（推进 式方案）壁垒不会太高，超额利润窗口期较窄；而叠瓦技术一旦突破对于组件商确实能够形成较 明显的技术壁垒，但由于专利原因导致投入研发的组件商减少，反过来阻碍了组件商技术突 破，并提高了设备商的话语权。

　　多主栅技术（MBB）即在电池表面采用多条主栅线 条），能够在电池片端提效 0.2pct 左右，提高 5-10W 的组件输出功率。从技术上来看，主栅线数量增加缩短了电流在细栅上的传导 距离，实现电池电流搜集路径缩短 50%+，提高电流收集能力，降低了横向电阻损失。同时，更细 的栅线%的遮光面积，降低银浆成本；此外，采用圆形焊带 能够使二次反射的入射光再次吸收，提高光利用效率。

　　MBB 产业化进一步降本增效，预计 2021 年前后迎来行业普及。根据组件端的成本变化来看，MBB 相比传统 5BB 的增益主要体现在功率提升带来的价格增益和银浆用量减小带来的成本下降；而成 本上的增加主要是采用了更贵的圆形焊带和密度更高的 EVA 膜（太低影响碎片率）。两者权衡后 净收益为 8.6 元/块组件，对应约 0.03 元/W 的增益。根据 CPIA 的统计，2019 年的 MBB 的渗透 率约为 15.8%；预计随着工艺技术的优化和设备更新，MBB 市占率在未来两年迎来快速增长， 2021 年成为主流的技术路线。

　　组件商需新购核心设备 MBB 串焊机，对精度要求较高。电池端，MBB 技术仅需对丝网印刷环 节的网版进行更换，然后对电池分选设备进行技术升级，调整幅度较小；组件端，目前 MBB 电池 采用的主流和产业化成熟的方法为焊接法，需要采用圆形焊带，关键的是需要采购针对 MBB 焊 接的专用焊接机，这也是 MBB 的核心设备，传统串焊机并不能兼容。相比传统的 5BB 焊接，MBB 串焊的难点在于当栅线变窄后，在较小的焊盘点上实现无偏移的焊接，同时要防止圆焊丝滚动，需 要设备高精准定位。

　　MBB 技改静态投资回报期约为半年，组件商存在技改动力，设备商较受益。根据宁夏小牛自 动化的报价，年产 250MW 全自动 12BB 新线 元/W 的每瓦组件收益估算的话，静态投资回报期约为半年，商存在技改动力。MBB 技术的关键在于串焊机，即在于设备商；目前 MBB 串焊机供应商包括先导智能、宁夏小牛、奥特维等先进组件 设备商。若按照每 GW 四台串焊机估算，MBB 串焊机的替换市场在 20 亿以上。

　　迎来放量 我们认为组件环节将摆脱过去低端加工制造业的固有印象，迎来技术创新的高光期。其背后的驱 动力在于：1）随着平价上网的逐步到来和补贴退坡的加速，终端从过去的 IRR（内部收益率）和 初始投资导向逐步向 LCOE（度电成本）转变，双面双玻和多主栅等提高发电量的技术加速渗透；2）电池片更廉价而辅材成本弹性较弱的趋势明确，通过高效利用辅材面积，甚至可以牺牲电池片 的成本，进而摊薄辅材成本技术出现，推动了密排技术的渗透。

　　对于双面双玻技术，我们认为核心的问题已有明确的解决方案，预计将会加速渗透，其中光伏玻璃 商为受益，玻璃价格高景气有望超预期延续；

　　对于密排技术，趋势明确但路径仍待开发。叠瓦虽为终极解决方案，但仍存在良率、专利和可靠性 问题，其中良率我们预计在 80%以上才存在放量的基础，而专利和可靠性仍需要时间，预计叠瓦 中短期难以大规模放量，长期成长空间可期；而其他密排技术为推进式解决方案，尚未形成合力， 各类技术虽层出不穷，但均以现有产线微调为主，难以出现大的投资机会。

　　对于多主栅技术，其提高效率、降低银耗的特性已被行业充分认识，预计明年迎来放量，后年行业 普及。MBB 技改静态回报周期仅需半年，商也存在技改动力。MBB 技改主要需要购买新的 MBB 串焊机，且设备对精度要求较高，因此主要是对应的设备商较为受益，估算的替换空间在 20 亿 元以上。
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