硅成本的下降主要依靠電池片成本和價(jià)格的下降。2016 年以來(lái)，隨著單多晶市場(chǎng)份額的逆轉(zhuǎn)，電 池價(jià)格在過(guò)去三年里下降了 2/3，其驅(qū)動(dòng)力一方面來(lái)自單晶硅片成本的快速下降，另一方面來(lái)自 PERC 技術(shù)滲透率提升大幅提高了電池轉(zhuǎn)換效率。截至 2019 年，單晶產(chǎn)品市占率已接近 70%，到 2020 年可能接近 90%，轟轟烈烈的單晶革命已步入尾聲。

縱觀產(chǎn)業(yè)鏈上游環(huán)節(jié)，硅料環(huán)節(jié)處于產(chǎn)能擴(kuò)張末期，擴(kuò)產(chǎn)周期長(zhǎng)，供需將在未來(lái)幾個(gè)季度邊際改善， 同時(shí)低電價(jià)產(chǎn)能轉(zhuǎn)移后進(jìn)一步降本空間較小；硅片環(huán)節(jié)處于單多晶替代的末期，單晶硅片龍頭目前 毛利率高達(dá) 35%左右，而隨著行業(yè)單晶硅片產(chǎn)能高速擴(kuò)張，2020 年中將面臨供需反轉(zhuǎn)，屆時(shí)硅片 存在一定的讓利空間；根據(jù)我們?cè)谥�前系列�?bào)告的測(cè)算和產(chǎn)業(yè)鏈最新調(diào)研結(jié)果， 我們預(yù)計(jì)理想情況 下，單晶硅片價(jià)格降至 2.2 元/片（含稅），相比目前約有 0.1-0.15 元/W 的讓利空間。這部分釋放 后，后續(xù)硅片的降價(jià)速度將會(huì)趨緩。

電池片的非硅成本下降主要來(lái)自提高電池效率、提高生產(chǎn)效率和降低銀漿成本。目前 PERC 電池 片量產(chǎn)效率可達(dá) 22.5%，我們預(yù)計(jì)該技術(shù)路線的極限效率在 23.5-24%；經(jīng)歷一輪新產(chǎn)能釋放后， 設(shè)備生產(chǎn)效率短時(shí)間也難以出現(xiàn)顯著提高；而銀漿成本在 MBB 的成熟和國(guó)產(chǎn)化的推進(jìn)后已取得一 定成果。根據(jù)我們?cè)凇豆夥�產(chǎn)業(yè)研究系列報(bào)告（4）：電池—從新興到成熟，行業(yè)屬性迎來(lái)歷史性 一躍》中的測(cè)算， 理想的電池片總成本可降至 0.5 元/W，其中電池片長(zhǎng)期可貢獻(xiàn) 0.08 元/W 的讓 利空間。但這個(gè)過(guò)程不同于過(guò)去依靠技術(shù)迭代的躍進(jìn)式發(fā)展，而是依賴工藝優(yōu)化的內(nèi)生驅(qū)動(dòng)力緩 慢推進(jìn)，電池片降本速度同樣趨緩。

一體化組件廠商硅成本有一定優(yōu)勢(shì)，但需要平衡較大資本開支風(fēng)險(xiǎn)。電池片可以分為一體化生產(chǎn)和 第三方采購(gòu)兩類。從目前來(lái)看，領(lǐng)先的組件廠商均會(huì)配置 60%以上的自有電池片產(chǎn)能配套，實(shí)現(xiàn) 一體化生產(chǎn)。一體化的優(yōu)勢(shì)在于能夠?qū)⑸嫌蔚睦麧?rùn)向下滾動(dòng)留存至組件環(huán)節(jié)，提高毛利率，平緩盈 利波動(dòng)；劣勢(shì)在于單位產(chǎn)能的投資加大，對(duì)于資本開支和資金的壓力較大，同時(shí)資產(chǎn)負(fù)債率通常也 會(huì)有所上升，當(dāng)出現(xiàn)技術(shù)更迭時(shí)風(fēng)險(xiǎn)較高。 除隆基和晶科外，其他組件廠商的硅片布局較少，因此 硅成本差異主要體現(xiàn)在電池產(chǎn)線的先進(jìn)性和工藝管控上。

向上一體化能提高毛利率和 ROA。如果考慮單晶硅片-組件一體化和電池-組件一體化兩種垂直一 體化模式的話，我們測(cè)算目前前者一線廠商的毛利率在 22%左右，后者的毛利率在 12%左右。從 資本開支來(lái)看，硅片、電池和組件環(huán)節(jié)的單位投資約分別為 3.5，3，1 億元/GW 左右；從 ROA 角度，完全滿產(chǎn)情況下硅片-組件一體化廠商可達(dá) 24%，電池-組件一體化為 8%，專業(yè)組件廠商為負(fù)。

但光伏垂直一體化同時(shí)也意味著較大風(fēng)險(xiǎn)，一方面是傳統(tǒng)技術(shù)上的設(shè)備迭代，另一方面是新技術(shù)的 顛覆性風(fēng)險(xiǎn)。一旦發(fā)生，老產(chǎn)能的盈利能力將會(huì)大幅下降，成為“無(wú)效”資產(chǎn)，巨大的折舊壓力會(huì) 直接影響公司長(zhǎng)期的盈利能力。因此，我們預(yù)計(jì)各大組件廠商仍將維持一定的電池片缺口，平衡盈 利和風(fēng)險(xiǎn)；從長(zhǎng)期來(lái)看，這種策略使得各家龍頭的硅成本相差不會(huì)過(guò)大。

非硅成本：輔材價(jià)格剛性十足，組件提效需求日益迫切

非硅成本包括輔材、設(shè)備折舊、人工和能源等，在目前設(shè)備完全國(guó)產(chǎn)化，自動(dòng)化程度較高的情況下， 輔材占非硅成本 95%以上，鋁邊框、玻璃、EVA 和背板是占比最高的四項(xiàng)。

輔材：議價(jià)空間小，充分博弈后價(jià)格趨于穩(wěn)定

鋁邊框非硅成本占比約為 32%，其為大宗商品定價(jià)模式，采用鋁錠實(shí)時(shí)價(jià)格+加工費(fèi)確定。從鋁邊 框的單價(jià)和鋁錠的價(jià)格來(lái)看，兩者走勢(shì)同步性較高；同時(shí)從漲跌幅來(lái)看，近年來(lái)鋁邊框的加工費(fèi)已 有所下降�？紤]到鋁邊框供應(yīng)商較多，市場(chǎng)已經(jīng)過(guò)充分議價(jià)，廠商毛利率在 10%-13%，和費(fèi)用率 接近，預(yù)計(jì)這部分的成本將隨著鋁價(jià)波動(dòng)，下降空間有限。

玻璃非硅成本占比約為 22%，其價(jià)格長(zhǎng)期有小幅讓利空間，中短期受供需格局影響議價(jià)能力弱。從歷史來(lái)看，光伏玻璃價(jià)格雖然持續(xù)下降，但降幅低于組件；從今年的價(jià)格走勢(shì)來(lái)看，光伏玻璃已 經(jīng)歷經(jīng)四次漲價(jià)，除了四月底的一次因?yàn)槎惛恼{(diào)價(jià)外，其余三次均為主動(dòng)漲價(jià)，反映了行業(yè)供需偏 緊的情況。根據(jù)我們的模型測(cè)算， 2020 年光伏玻璃仍將維持供需緊平衡，預(yù)計(jì)價(jià)格保持景氣；2021 年行業(yè)產(chǎn)能釋放相對(duì)充足，但能否緩解供需還需看當(dāng)年的裝機(jī)需求。雖然目前價(jià)格下龍頭毛利率可 達(dá) 35%左右，但緊缺下邊際產(chǎn)能的成本仍較高，價(jià)格有所支撐；從長(zhǎng)期來(lái)看，隨著信義光能和福 萊特的低成本產(chǎn)能逐步開出，行業(yè)產(chǎn)能仍將繼續(xù)出清，預(yù)計(jì)邊際成本線會(huì)有所下移，玻璃長(zhǎng)期價(jià)格 或有所回調(diào)。

EVA 膠膜非硅成本占比約為 11%，其成本已充分優(yōu)化，龍頭掌握定價(jià)權(quán)。從膠膜龍頭福斯特 EVA 膠膜的單位售價(jià)和成本來(lái)看，膠膜的成本和價(jià)格在近幾年已進(jìn)入穩(wěn)定波動(dòng)期，普通 EVA 膠膜的配 方和工藝流程均已充分優(yōu)化，進(jìn)一步下降空間非常有限，毛利率預(yù)計(jì)穩(wěn)定在 20%。從龍二和龍三 海優(yōu)威和斯威克來(lái)看，其凈利率也在 5%以下，利潤(rùn)較薄，因此預(yù)計(jì) EVA 膠膜的價(jià)格也難以壓縮。

背板非硅成本占比約為 10%，其近年來(lái)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)激烈，價(jià)格大幅下降，廠商毛利率持續(xù)下行。根 據(jù)賽伍技術(shù)招股說(shuō)明書，各大背板廠商的毛利率在近年來(lái)持續(xù)下行，主要原因在于市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)日趨激 烈，售價(jià)持續(xù)下行，而成本下降速度未同比匹配。從中長(zhǎng)期來(lái)看，我們認(rèn)為背板和 EVA 膠膜的產(chǎn) 品特點(diǎn)較為類似，在格局穩(wěn)定后的毛利率水平在 20%左右較為合理，背板價(jià)格同樣難以大幅下降。

焊帶非硅成本占比約 7%，廠商競(jìng)爭(zhēng)充分，近年來(lái)毛利率下降明顯。焊帶指的是在銅帶表面涂覆一 層均勻厚度的錫基焊料，按用途可以分為互聯(lián)帶（連接電池片，焊接與電池片柵線上）和匯流帶（連 接電池串和接線盒）。目前國(guó)內(nèi)太陽(yáng)能光伏焊帶生產(chǎn)企業(yè)約 90 家，國(guó)外 20 余家，競(jìng)爭(zhēng)較為充分。從成本來(lái)看，光伏焊帶的原材料主要為銅和錫，直接材料成本占比 90%以上，因此行業(yè)特點(diǎn)和鋁 框較為類似；以行業(yè)龍頭宇邦新材為例，其毛利率從 2014 年前后的 30%+降至 2017H1 的 10%+， 進(jìn)一步下降空間較小。

其他輔材主要有接線盒等，價(jià)格較為穩(wěn)定�？偟膩�(lái)說(shuō)，目前非硅成本中的輔材成本下降空間較小， 且各個(gè)環(huán)節(jié)組件廠商均沒(méi)有明顯的議價(jià)權(quán)，預(yù)計(jì)成本將隨著上游大宗商品原料的成本小幅波動(dòng)；中 長(zhǎng)期來(lái)看，我們認(rèn)為玻璃環(huán)節(jié)有一定的讓利空間，主要來(lái)源于行業(yè)集中度進(jìn)一步推動(dòng)邊際高成本產(chǎn) 能出清； 但考慮到玻璃生產(chǎn)工藝成熟，龍頭和邊際產(chǎn)能成本差異較大，預(yù)計(jì)龍頭合理毛利率在 25% 左右，即含稅單價(jià)在 24 元/m2左右，相比目前有 4-5 元的下降空間，對(duì)應(yīng)到非硅成本下降約為 0.020.025 元/W。

設(shè)備與人工：國(guó)產(chǎn)化+自動(dòng)化成果顯著，對(duì)成本影響不大

組件設(shè)備折舊成本影響較小。首先，折舊成本占比低，廠商不敏感。目前組件環(huán)節(jié)的設(shè)備已基本國(guó) 產(chǎn)化，單位實(shí)際投資在 8000 萬(wàn)-1 億元/GW 水平，對(duì)應(yīng)組件成本 0.008-0.01 元/W 左右，占比 1% 以下；從實(shí)際一條 250MW 組件產(chǎn)線的生產(chǎn)情況來(lái)說(shuō)，影響設(shè)備折舊主要是開工率和單位投資兩 項(xiàng)。根據(jù)我們的測(cè)算，即使是最極端的經(jīng)營(yíng)狀況假設(shè)，差距也僅為 0.013 元/W，影響毛利率 1 個(gè) pct 左右，影響較小。其次，組件設(shè)備價(jià)值分散，難以下降。從一條 1GW 高效單晶組件產(chǎn)能全自 動(dòng)生產(chǎn)線明細(xì)來(lái)看，投資占比最高的串焊機(jī)每 GW 需要 32 臺(tái)，單臺(tái) 180 萬(wàn)元，相比電池產(chǎn)線核心 設(shè)備單臺(tái)千萬(wàn)量級(jí)差距較大，其他設(shè)備價(jià)值也較為分散，因此從單一環(huán)節(jié)改進(jìn)的邊際收益較弱。

自動(dòng)化升級(jí)取得長(zhǎng)足進(jìn)步，組件不再是勞動(dòng)力密集環(huán)節(jié)。過(guò)去，組件環(huán)節(jié)被認(rèn)為是勞動(dòng)力密集型， 需要大量人員進(jìn)行串焊和搬運(yùn)等；隨著近年來(lái)自動(dòng)化水平的提升，人工成本已有大幅下降。以阿特 斯為例，組件人均產(chǎn)出已經(jīng)從 2002 年的 0.005MW/人/年上升到了 2018 年的 2.83MW/人/年，增 加超過(guò) 500 倍。根據(jù)金辰股份最新 250MW 組件生產(chǎn)交鑰匙工程介紹，其單班生產(chǎn)線工作人員僅 需 9 人，按照兩班倒測(cè)算的人均組件產(chǎn)量可達(dá) 13.9MW；但即使如此，按照年薪八萬(wàn)估算，其差距 僅為 0.01-0.02 元/W。目前行業(yè)內(nèi)新產(chǎn)線和改造產(chǎn)線自動(dòng)化程度均較高，人工成本已大幅下降，廠 商差異不大。

因此，雖然設(shè)備折舊和人工成本的相對(duì)值上有所差異，但對(duì)絕對(duì)成本上影響不大。不同廠商通過(guò)提 高開工率、提高產(chǎn)線自動(dòng)化水平等方式雖然對(duì)降本有所幫助，但整體有限，且進(jìn)一步提高難度較大。