BOB半岛:光伏组件产业成本构成及降本路径全解

　　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；从成本结构来看，非硅占比最高的边框、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 境最宽松的时候，也是电池厂商实现最大让利阶段；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。

　　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，得到电池串；

　　2）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，最后冷却取出。层压是组件生产 最为关键的一步，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，最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最新调研结果，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。

　　一体化组件厂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，领先的组件厂商均会配置 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，其他组件厂商的硅片布局较少，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-组件一体化厂商可达 24%，电池-组件一体化为 8%，专业组件厂商为负。

　　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 直接影响公司长期的盈利能力。因此，我们预计各大组件厂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 和背板是占比最高的四项。

　　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，厂商毛利率在 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。

　　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，厂商毛利率持续下行。根 据赛伍技术招股说明书，各大背板厂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%，厂商竞争充分，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，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%。