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文档简介

光伏行业深度报告:光伏主材,降本增效,破浪前行光伏进入平价时代,成长空间广阔历经三大阶段,光伏行业进入平价新周期。第一阶段始于德国、西班牙等欧洲传统强国率先实施电价补贴,政策激励支撑光伏装机需求,新增装机需求主要源于欧洲,结束于欧债危机、欧美双反、补贴退坡。第二阶段始于中国2013年公布光伏标杆电价及补贴政策,行业重心向中国转移,新增装机需求以中美日为主导,光伏行业进入快速发展期,结束于中国“531”政策补贴退坡。第三阶段始于光伏平价+碳中和目标全球化,主要驱动力是光伏生产成本下降、经济性上升,并且各国的双碳规划为光伏行业设定了明确的中长期发展目标。2019年后印度、南美、中东等新型市场光伏装机明显增长,光伏行业全球化发展并进入平价新周期。成本下降弥补政策补贴退坡,平价时代利润空间打开。光伏学习曲线陡峭,LCOE从2010年的0.381美元/kWh下降至2020年的0.057美元/kWh,十年下降近90%,是过去十年LCOE下降最快的清洁能源。早期国内光伏行业发展由政策补贴和成本下降双重驱动,我国光伏行业2014年后加补贴后开始有经济性,行业进入三年蓬勃发展期,但标杆上网电价随LCOE逐年下调,利润空间逐渐压缩,2018年“531”新政引致补贴大幅退坡后装新增装机受挫。2019年前后,光伏行业迈入平价时代,行业由政策驱动转为内生增长,随着度电成本持续降低,光伏利润空间重新放大。根据CPIA预测,2024年我国新增光伏装机容量将首次突破100GW,未来十年光伏行业确定性的需求量增速或将超过降价速度,进入持续稳定的扩张阶段。硅料:成本为王,颗粒硅破茧成蝶硅料制造具有大化工行业属性,行业壁垒高。硅料,又称多晶硅,是以工业硅为原材料,经过提纯后得到的产物,可以应用于半导体及光伏领域。硅料产品具有同质化的特点,关键衡量指标为纯度,核心竞争力为成本。以改良西门子法为例,硅料环节具有以下特征:

1)产线建设周期较长,一般需要一年建设期、半年产能爬坡期;

2)投资成本较高,根据CPIA数据,2021年投产的万吨级硅料生产线设备投资成本约10.3亿元/万吨;

3)能源耗量高,根据CPIA数据,2021年硅料生产平均综合电耗为63kWh/kg-Si,包括合成、电解制氢、精馏、还原、尾气回收、氢化等环节。4)资本和技术密集,硅料的资产周转率低,正常年份固定资产周转率低于1,项目投资回报主要取决于盈利能力和财务杠杆。因此,硅料企业的成本控制与生产技术是最重要的竞争力,对硅料的相对售价和物料单耗都有决定性的影响,要素价格尤其是能源价格也是拉开成本差距的重要因素。过去3年里,产能新、规模大、电价低的成熟硅料产能牢牢占据着行业优势地位,行业集中度呈提升态势,2021年全球CR5占比66%。多晶硅料行业在经历了2018-2019年价格下跌以及531政策导致行业需求下滑等历史后,海外多晶硅企业陆续退出或切换至电子级多晶硅,中国国内硅料厂商产能凭借成本、规模优势,占据全球光伏级多晶硅产能80%以上。硅料产能陆续投放,供给压力减弱。硅料的高价格吸引了大量厂家扩产,除了通威、协鑫、大全、特变、亚洲硅业、东方希望六大传统巨头外,还有大量新进入者纷纷宣布入局。据PVTech统计,2021年以来,各厂家规划的产能达到310万吨,其中六大巨头规划的产能只占40%左右,主要新产能来自新进入者。基于2021年全球光伏行业因多晶硅料供给不足导致硅料价格大幅上涨,各硅料厂商提出并加速硅料产能扩张计划,预计2022年底全球光伏多晶硅料名义产能将超120万吨,按照组件硅耗2.85g/w、容配比1:1.2计算,多晶硅产量将能支撑约250GW的全球装机,未来1年内硅料的供需情况大概率将彻底逆转。我们预计硅料的定价机制将重新回到边际产能定价时代。硅烷流化床法的主要原理是将硅烷或氯硅烷等作为原料,以氢气作为载体,从流化床炉的底部注入反应器后上升加热区,籽晶从反应器顶部注入或预先放置在反应器中,从底部注入的气体流速足以将籽晶沸腾起来,处于悬浮状态,注入的原料和氢气在加热区发生反应,沉积在硅籽晶上,随着悬浮的籽晶颗粒不断外延生长,长大到足够重量的硅颗粒沉降到反应器的底部,而反应的副产物从底部管路排除。相较于块状硅,颗粒硅具有三大优点:1)块状硅能源消耗大,原炉中的沉积环节,还原炉及硅芯需加热到1000摄氏度以上温度,综合电耗达到60-65kWH/kg-Si,硅烷流化床法反应温度约650-700摄氏度,综合电耗约15-18kWH/kg-Si15;2)块状硅产品需破碎,多晶硅料炉内生产完成之后,需要进行破碎才能够进行后续的直拉/铸锭单晶体投料,破碎过程复杂且容易混入杂质,进而影响晶体质量,破碎成本为约1-3元/kg-Si,颗粒硅直径较小,无需破碎便可用于拉晶/铸锭投料;3)块状硅非连续,多晶硅硅棒在炉内完成生长之后,需降温出炉,进而增加能源浪费及降低效率,硅烷硫化床法在颗粒硅达到一定质量以后自动下落制底部,可以持续反应与收集。硅片:注重技术工艺,大尺寸、薄片化加速成本下降行业壁垒较低,总产能过剩,大尺寸产能仍不足。硅片行业位于光伏产业链上游,利用单晶炉等设备将多晶硅料利用单晶直拉生长法制备成圆柱形高纯度单晶后,通过截断、倒磨、切片等工艺将圆形单晶棒制成硅片。此前硅片行业集中度较高,2021年底国内硅片行业CR5约74.1%。随着直拉单晶、切割技术的普及以及相关设备耗材的批量化制造,know-how在行业内逐渐扩散,加之近几年硅片利润较为稳定且丰厚,新玩家陆续入场,如双良节能

40GW规划,高景15GW规划,华耀光电(亿晶)12GW规划、金阳新能源

20GW规划等,大部分新入产能为大尺寸、薄片化的高质量产能,这些产能单瓦成本相对更低,传统小尺寸、非薄片化硅片企业利润或将受到挤压。我们预计2022年底硅片名义产能将超过600GW,显著高于全球新增装机需求240GW。光伏行业永恒的核心是降本增效,以182mm/210mm和165um/160um为代表的大尺寸、薄片化硅片渗透率持续提升,但由于大尺寸产能投产晚,目前仍相对短缺。硅片环节重技术优化。硅片生产分为拉晶、切片两步,最终产品硅片同质化明显,核心在于成本控制,技术上注重经验积累和工艺改善,折旧、良率及产品可接受度、人工费用是影响毛利率的关键,超额收益主要源于成本下降。大尺寸硅片份额快速提升。2021年市场上硅片尺寸种类多样,包括156.75mm、157mm、158.75mm、166mm、182mm、210mm等。其中,158.75mm和166mm尺寸占比合计达到50%,156.75mm尺寸占比下降为5%,未来占比将持续降低;166mm是现有电池产线可升级的最大尺寸方案,因此将是近2年的过渡尺寸;2021年182mm和210mm尺寸合计占比由2020年的4.5%迅速增长至45%,预计未来其占比仍将快速扩大。大尺寸硅片能有效摊薄非硅成本。制造端,在效率不变的前提下,大尺寸硅片所需要的更大尺寸直拉单晶棒对应了单位时间拉棒效率的提高,同时,面积增大带来的硅片功率增加超过单片切片成本的增长,大尺寸硅片非硅成本具有明显优势。电站端,大尺寸硅片带来的组件单位尺寸更大,功率增加可有效降低单W支架、逆变器数量、线材、土地等BOS造价成本。根据中国能源网数据,对比166-450W组件,天合210-660W组件的系统初始投资成本与度电成本均降低9%以上;对比182-535W组件降低系统初始投资成本达4.57%,降低度电成本达3.94%。头部厂商工艺技术更优,薄片化进程更快,加速硅成本降低。从2021起,中环股份对外报价的硅片厚度从175um到150um,市场主流厚度为160um-165um,整体降低2-3档。在保障良率的前提下硅片薄片化能够带来显著单瓦硅耗的下降,从而降低单瓦硅料成本。根据我们测算,假设电池片效率22.8%,功率=单位面积*效率,硅片厚度每下降5μm,硅片单瓦硅耗将减少0.05g/W,按200元/kg硅料价格计算,硅片环节单瓦硅料成本将降低0.01元/W。电池:N型电池放量元年,TOPCon已具有经济型电池环节盈利波动性大,竞争格局较分散。由于电池片本身无法囤货,且技术迭代快,非硅成本与技术路线高度相关,成本差异主要来源于转化效率、良率、银浆耗量,新的技术路线成本更低,因此具有一定后发优势。电池环节对短期价格冲击敏感,毛利率波动性较强,最低点时毛利率接近5%,电池厂商迫于一体化发展,向下游组件厂延伸,完成“自产自销”

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