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引领单晶路线 助力光伏平价--隆基股份(601012)公司深度报告

明晓新能2019-04-03 09:50:35

核心观点

光伏需求:市场对于需求较为悲观,主要原因是531政策出台带来的政策担忧,直接的影响是对2018~2019年装机规模的担心,间接效应是国际环境动荡下对国家发展新能源决心的担忧。我们认为:1)在全球能源变革背景下,新能源的发展已经成为全球的共识,我国继续大力发展光伏、风电等新能源的决心不会动摇。近期能源局召开了“十三五”规划中期评估成果座谈会,2020年装机目标或将调整,国内需求有望维持在40GW的水平;2)全球来看,虽然传统光伏需求大国装机增长有限,但是新兴国家需求正在崛起,当前光伏度电成本已经接近当地火电成本,我们认为随着光伏发电接纳程度的提升,未来两年海外光伏装机有望持续增长。

单晶市占率变化的原因:回顾2010~2014年多晶市占率较高的原因:1)多晶硅片因铸锭投料量大,非硅成本优势明显;2)国内集中式光伏发展较快,对于高效电池的需求量不足;3)后端单晶电池和组件产能不足,受多晶企业压制市场拓展受阻;2015~2017年单晶市占率迅速提升原因:1)单晶炉投料量增加、金刚线切片的导入等驱动单晶硅片非硅成本快速下降;2)分布式电站爆发、领跑者计划拉动高效电池需求;3)单晶和组件后端产能配套充足,PERC技术拉大单晶度电成本的优势。

我们认为单晶替代的趋势仍将延续:1)硅片成本依然会继续下降,多晶铸锭单炉投料量为840~890以上提升至1100~1200kg,继续提升的空间有限;单晶硅片成本已与多晶比较接近,未来连续拉棒技术的产业化落地、拉晶速度的继续提升,非硅成本下降空间更大;2)PERC电池技术在单晶和多晶上应用,加大了单晶竞争的优势;3)硅片成本下降的速度保持稳定,未来度电成本提升主要靠高效化技术的应用,由于单晶晶体本体结构相对完美,半片、叠瓦、HIT等新技术的应用会放大单晶对多晶的优势。

公司产业链布局优势:1)硅片环节,公司拥有全球单晶硅最核心的资产,目标2020年形成45GW产能;该环节属于重资产行业,初始投资规模大,技术壁垒高,公司将继续保持龙头地位,受益光伏需求上涨和单晶渗透率提升的双重增长;2)电池片和组件环节后发优势明显,新投产产能的初始投资明显降低、生产效率明显提高。公司通过对电池持续研发投入,在高效电池的转换效率上始终处于领先地位,并且公司具备将实验室成果迅速导入生产的能力;随着电池片和组件产能的增加,公司未来在单晶组件的市占率将会进一步提升。

我们认为公司投资的核心逻辑是:政策周期底部竞争格局持续优化:1)光伏发电度电成本下降,全球光伏装机有望加速崛起;2)单晶路线会继续抢占多晶的市场份额;3)政策带来的行业底部,公司继续坚持产能扩充,加速海外业务的拓展,在单晶硅片和组件环节中能够凭借成本和高效的优势享受超额收益,竞争格局持续优化。

投资建议:我们预计18-20年公司EPS分别为0.88元、1.11元和1.41元,对应当前股价PE 为19.88、15.66、12.37倍,首次覆盖,予以推荐评级。

风险提示:光伏装机不达预期、产能落地不达预期、国际贸易保护风险、颠覆性技术风险、政策性风险。




目      录


一、新兴承接增长  降本加速崛起


1.1传统国家需求增长稳健 新兴国家规划迅速崛起

受益于成本大幅下降新增装机持续增长,全球光伏从2013年装机量新增37GW增长至2017年的102GW,累计装机量从2013年的145GW增长至2017年的425GW,年均复合增长率超30%。2017年末我国累计装机容量为135GW,占全球总累计装机容量32.57%;美国累计装机容量紧随其后。占全球总累计装机容量12.67%;日本累计装机容量位列全球第三,为49GW,占全球总累计装机容量12.17%。

对于光伏产业而言,受到政策周期和投资需求双重驱动,因此短期波动性较强,长期趋势向上。受装机成本持续快速下降、分布式光伏爆发等因素驱动,我国2017年光伏装机大超预期:1)2017年国内新增装机53GW,同比增长53.6%,新增装机全球占比为51.96%,;其中分布式装机量超19GW,同比增长350%;2)2017年我国累计装机135GW;3)2017年中国新增装机全球占比为51.96%,累计装机占比为31.85%。根据十三五光伏装机规划:到2020年底,我国太阳能发电装机达到1.1亿千瓦时以上,其中光伏装机达到1.05亿千瓦以上,可以看出“十三五”光伏装机规划目标目前已经完成。

2018年6月1日,国家发改委、财政部、能源局联合印发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》,重点包括:1)普通光伏电站指标:2018年暂不安排,标杆电价分别降低0.05元/千瓦时,一、二、三类地区光伏标杆上网电价分别降至0.5、0.6、0.7元/千瓦时;2)分布式光伏发电:仅5月31日前并网的才能纳入中央财政补贴范围;自6月1日起降低度电补贴0.05元/千瓦时至0.32元/千瓦时;3)光伏扶贫项目:标杆电价政策不变,即一、二、三类分别为0.65、0.75、0.85元/千瓦时,及时下达“十三五”第二批光伏扶贫项目计划。4)“领跑者”项目:今年视规模控制情况再行研究;

受新政影响,2018年上半年国内新增光伏装机量约24.3GW,同比基本持平;其中分布式装机约12.24GW,同比增长接近70%,首次超过集中式光伏电站。但上半年分布式光伏装机已占据新政下主要的分布式光伏指标。因此1~9月新增装机量为34.5GW,同比下降20%,其中集中式17.4GW,同比下降37%,分布式17.14GW,同比增长12%。上半年户用光伏发展速度快于预期,但是531后几乎停滞。

美国是世界第二大光伏市场,2016年受联邦税收抵免(ITC)政策刺激,新增光伏装机14.11GW,呈现出十年的新高,一定程度上透支了部分用电需求,造成公用事业电站项目减少,用时因为反倾销和反补贴税、税收改革以及税收政策等因素的影响,2017年美国新增光伏装机量下降至1.24GW,这是2010年以来首次下降。

2018年1月201法案落地,首年税率30%,2.5GW电池产品豁免,税率逐年递减5%,至15%。虽然美国对全球光伏产品征收201保护税,但531后组件价格下滑明显,能够完全对冲201税率对其国内电站成本影响,项目投资回报率依然具有明显吸引力。我们认为美国装机有望保持稳定增长,随着装机项目分部多样化及社区太阳能项目的推进, 2018年新增装机可能会维持在11GW左右。

2012年日本通过实施可再生能源FIT(固定价格收购)政策,政策的刺激带动了日本可再生能源特别是光伏的高速增长。随后日本产业经济省(METI)每年都会对光伏的FIT价格进行下调,新增装机规模逐步下滑。2017年4月再次下调FIT补贴,连续6年调价,且价格不足12年导入FIT制度期的一半,影响新增装机。2017年日本新增装机约7GW,同比下降24%。2018年进一步下调FIT补贴,预计新增光伏装机约6GW~7.5GW。

由于日本是高BOS成本地区,所以即便组件价格大幅下滑,实际的电站建设成本下滑幅度远小于组件价格下滑幅度,导致日本光伏站点运营商受益有限,组件价格的超预期下滑会一定程度上抵消负面影响,但总体来看日本光伏产业增长空间有限。

2003~2011年德国、意大利等国在政策、资金的引领下装机达到高点接近饱和,2011年中欧债危机爆发,市场逐渐萎缩,欧洲FIT补贴价格从04年0.57欧元/kWh降至2014年的0.12欧元/kWh;2016年《可再生能源法》改革方案,德国取消政府指定购买,转向市场竞价发放补贴。意大利、丹麦等国家随之跟进,2016年需求继续下滑。

2018年9月,欧委会宣布欧盟对华光伏产品反倾销和反补贴措施终止,但是德国、意大利曾经较大的光伏市场经过多年发展后目前市场呈现饱和状态,装机增速疲软,2017年新增装机8.8GW,占全球比重仅为8.63%。但随着欧盟双反决议撤销,国内低价光伏产品涌入欧洲市场,荷兰、瑞典等小众市场涌现,预测欧洲市场未来装机维持稳定增长。

由于光照充足(2000小时左右)以及、土地费用和人力成本较低等因素,印度多数地区光伏招标电价已低于火电电价,实现发电侧平价。2017年印度新增装机9.1GW,同比增长122%,全球第三的规模。伴随着今年光伏组件价格进一步下跌,光伏电很有可能成为印度最为廉价的能源。叠加印度人均用电量较低以及煤电占比过高,莫迪政府规划2022年装机达到100GW,预计2018年新增装机11GW,有望成为全球第二大市场。

其他新兴市场装机增长的趋势明显,包括巴西、巴基斯坦、墨西哥等地均出现快速增长,例如:1)越南平均每年共计约有2,000~2,600小时的日照时数,2017年政府出台的政策成为光伏产业成长的动力,越南政府设定目标2030年达到12GW的光伏装机量;2)墨西哥发布的《可再生能源利用特别计划》等明确表明要增加可再生能源发电装机量。


1.2价格下降接近平价 需求有望加速放量


531政策出台之后,产业链各环节价格出现了大幅的下滑:1)多晶硅料价格已经跌破海外硅料企业和部分二线硅料企业的现金成本,不少企业已经陆续开始检修或停产计划;2)多晶硅片的开工率仍能维持在3~4成,部分企业已经停产;3)应用领跑者拉动高效电池需求,普通单晶、普通多晶毛利率在2%和7%左右,单晶PERC毛利率高于15%。

当前价格下,我国部分地区已经用户侧平价上网。我们针对山东地区进行测算。假设目标全投资收益率为8%的情况下,采用多晶组件,项目建设总量为5MW,资本金比例为30%的情况下,上网电价为0.3949元/kWh,EMC能源合同管理电价折扣为9折,系统投资成本为4.8元,对应组件成本约为1.8元/W。对于发电侧平价,距离平价的距离尚远,部分日照条件较好的区域,如蒙东地区,在不弃光的情况下平价需要3.7元/瓦,主要是如土地成本高、人工高、接网费等非组件成本所导致。

我们假设平价上网系统成本为4元/W,BOS成本中开发成本、接入成本、施工成本以及土地成本维持现有水平,其他成本同比例下降,则平价上网扣除四项成本后系统成本为2.48元/W,下降幅度为33.51%,组件成本为1.46元/W。

2017年新技术迭代速度加快,已经成熟或即将成熟的提升效率的技术分别为PERC技术、半片技术、MBB多主栅技术。而且这几项技术都是兼容性技术,既可以使用在单晶硅片上,也可以应用在多晶硅片上,能对转换效率带来更加明显的提升。当各自叠加一系列新技术以后,多晶组件功率可以做到300W,单晶组件功率会达到330W。 组件功率越大将会摊薄每瓦的BOS成本以及施工成本,从而降低系统装机成本。

与半导体行业的摩尔定律类似:1)周期性无止境的技术进步与迭代;2)成本持续的下滑,光伏行业的成本下降也有类似的学习曲线。光伏产业经过几十年的扩张,每当全球光伏的累计装机容量增加一倍,对应的组件的价格平均降低25%。2012年之后,光伏组件的价格显著低于学习曲线,光伏的降本速度大大加快。 我们认为,随着成本的持续下降,装机规模会向学习曲线的中枢收敛,未来全球装机有望大幅增长。


二、单晶占比持续提升 技术迭代优势扩大


2.1站在当下 单晶占比为何快速提升?

2017年全球硅片产量达到105.5GW,中国占比达到83%。中国硅片产能达到122.3GW,实际产量为87.6GW,约为188亿片,同比增长39%。2017年末国内单晶市占率达到36%。2018年1~9月,我国硅片产量约为63.3GW,同比增长2.1%。其中,上半年硅片产量达到59GW,增长约39%。从中国出口组件产品统计来看,2017年单晶组件出口占比为12.4%,2018年前三季已拉高到24.5%,出口量与比例均翻倍。我们认为随着单晶供应链趋于成熟规模扩张,单晶市占率在中国开始拉高并向外扩散。

欧美、日本的光伏都是以发展分布式光伏为主,分布式光伏对单晶的需求更为旺盛,因此在2010之前单晶在晶硅路线的占比中能达到30%以上的规模,2006年单晶市占率峰值接近43%。2010年后多晶铸锭成本快速下降,虽然单晶装机仍持续增长,但受多晶装机更快的装机速度影响,单晶占比有所下降。2014后单晶成本快速下降,且中国对于高效组件需求更高,单晶在中国的渗透率从5%逐步提升至2017年的36%。

◆2010~2014:多晶铸锭成本下降 单晶份额受侵占

单多晶之争的根本问题在于单位度电成本的比较。早期在单多晶效率差别不大的情况下,比例变动主要取决于成本。单晶占比下降主要有以下三点原因:

1)在拉棒与铸锭环节成本差异大

单晶硅棒生产需经过“籽晶熔炼-引晶-放肩-等径生长”等过程,拉棒过程中对于晶体生长晶序要求较高。因此单晶提拉生长的过程对于设备、人员生产控制要求较高,提拉的过程限制了单晶炉炉体做大的速度与范围,逐层生长的原理则一定程度限制了拉棒速度与大直径硅棒的生产难度。较慢的产能扩张速度使得单晶难以满足光伏产业快速增长的装机需求,进而导致了单晶虽然需求持续增长,但占比持续下降的现象。

2009年多晶铸锭炉技术更新,多晶炉的投料量从200kg增加值500kg,多晶硅铸锭炉市场呈现快速增长的势头,而单晶炉主要集中在150~250kg的投料量。虽然多晶硅铸锭炉制备的晶体硅材料光电转换效率低于单晶炉,但与单晶硅生长炉的直拉单晶技术相比,多晶硅铸锭炉采用定向凝固技术生产硅锭的方法在生产成本、能耗等方面具有明显优势。

单晶拉棒与多晶铸锭单炉的生产时间接近,投料量较大的多晶铸锭在电费、折旧、坩埚、人工等方面具备摊薄效应。按照2013年单晶拉棒和多晶铸锭生产工艺参数简单估算,单晶硅棒每公斤的非硅生产成本在75~100元左右,多晶铸锭每公斤的非硅生产成本在25~40元左右。拉棒与铸锭环节的成本差异导致了单晶与多晶组件的成本差异。虽然单晶组件较多晶组件有约1.5%左右的功率提升,但所提升的功率分摊到每瓦的成本上,与多晶组件的单瓦成本差距较大,从而驱动多晶铸锭在2011~2014渗透率持续提升。

2)集中式光伏装机增长 需求偏向多晶

光伏电站的成本主要包括组件、支架与基础、逆变器、电缆、土地成本、设计费等。日美电站以分布式电站为主,非组件成本较高,尤其在规模较小的分布式电站中非组件成本占比达75%以上,单晶电站分摊至单瓦成本较多晶更低,单晶在单瓦投资上即已取得了相对优势,这也是海外单晶需求保持旺盛的原因。

我国以地面集中式电站为主 BOS 成本相对较低,单晶组件单价较高,初始投资较大,抑制需求。而国内电站多以集中式地面电站为主,分布式电站累计占比不到15%,2015年新增的分布式光伏电站仅有 9.4%。地面电站大多建在荒漠、戈壁等土地成本较低的地区,非组件成本占比为50%,单晶电站初始投资成本更高,进而抑制需求。

3)组件端产能落后 电站端受多晶市场影响

单晶组件产能与整个产业链相比长期严重失调。我国是全球最大的硅片和组件生产国,单晶硅片领域拥有全球龙头,如隆基股份、中环股份、卡姆丹克等,2015年国内单晶硅片产能占比达30%以上,单晶组件在全球的相比不到10%。单晶组件生产规模过小,仅晶科、阿特斯、天合等复合型厂家在生产单晶组件,且这些企业以多晶组件为主,在多晶和单晶存在替代关系的市场环境下,对单晶组件的积极性并不高。

为促进产品销售,部分制造企业进入电站开发领域,成为电站开发市场的主导者,如美国First solar、Solar world等,中国的航天机电、海润光伏等,以多晶组件为主的制造企业主导电站开发市场进一步阻碍了单晶市场的发展。同时多晶为促进产品生产销售,加大销售力度,一方面大幅降低多晶组件价格,另一方面通过延长账期等非常规手段促进销售,进而挤占单晶市场份额;我们从产品价格来看,受多晶组件价格大幅下跌影响,2011~2012年单晶组件相对多晶组件的价差持续上升,多晶价格更大的跌幅固然有成本下降更快的结果,但同样很大部分是由于行业过度竞争挤压的结果。

◆2015~2018:单晶成本降效率升 抢占多晶份额

1)单晶成本快速降低

拉棒环节成本比重最高的是电耗(50kWh/kg)和耗材费用(石英坩埚),因此低电价、增加单炉投料量、提升拉速是降本方向:1)应用连续投料技术,增加单炉产出。多晶铸锭炉一次投料量从200kg逐步增加到800~1500kg,单晶炉投料量增加到300kg;应用RCZ技术(多次装料拉晶技术),可以减少拉晶过程中的停拆炉时间,缩小单多晶生长环节在装料量方面的差距;2)提高拉晶速度,增加硅棒单位时间的产出;目前单晶拉速已从几年前的0.6mm/min提高到1.2mm/min以上,部分先进企业甚至实现了更高拉速;3)采用新材料、智能化和自动控制设备提升效率。。

砂浆钢线切割将碳化硅磨料加入到金属线和加工件之间产生切削作用,边切割边向金属线加送带有碳化硅磨料的浆液。砂浆切割效率较低、锯口损耗较大、砂浆污染环境和回收困难等缺点成为其弊端。金刚石线切割相比砂浆技术:1)提升机器生产率超过1.5倍;不使用昂贵且难以处理的砂浆;2)单片耗材远远降低;3)电镀金刚石线单次切割时间缩短70%以上,产能提升70%以上,提高了出片率。

金刚线切割相比于传统的砂浆切割,具有细、韧、锋等三个特点,单晶切片已经完成了金刚线的导入:1)细线使得切割过程损耗小,提升单位重量的硅棒/硅锭的出片量,1kg准方锭的出片量由以前的48片提升到目前的60片;2)韧和锋的特点,使得金刚线切割过程速度更快,切割一刀所需要的时间相比于以前大幅缩短,通过改造后的切割机出片量就较以前的砂浆机提升一倍,而专业的新的金刚线切割机将是传统的3倍。

多晶硅片2018年开始普及金刚线切割,预计2019年上半年可以完成金刚线全导入。但是:1)由于多晶铸锭的生产过程其内部晶格序列不完全一致,内部晶体的硬质点导致线材的消耗量增加;而单晶方锭由于内部晶体序列整齐排列,切割起来更加容易;2)用金刚线切割生产的硅片,由于表层损伤浅不利于光线的吸收,对于单晶硅片在电池制绒的过程中的工艺会使得硅片表面形成类似金字塔的结构从而十分有利于光线的吸收,而对于多晶硅片,酸制绒工艺并不有利于降低硅片反射度,需额外叠加黑硅添加剂技术。

单多晶切片环节成本相差比例很大,切片成本所占比例并不大,更重要的在于出片量的提升摊低了拉晶成本。但多晶硅片生产过程中最大的差异就在于长晶环节,单晶硅片为了让晶格序列一致,长晶环节成本更高达70元,多晶使用热融铸锭方式生产,成本约为30元。金刚线切割应用于单晶与多晶都会带来出片量的提升进而摊低单张硅片的长晶成本,但是由于单晶长晶环节成本更高,出片量提升可以摊销更多成本。如果考虑到多晶硅片采用金刚线切割后还要叠加黑硅技术,摊销的成本将会更大。

薄片化可以降低硅片的硅成本。随着电池技术的进步,硅片厚度已经从200μm的水平逐步下降至180μm的水平,单晶硅片实验室切割厚度可以达到 140μm。通过薄片化可以降低硅片硅耗,提高硅片产量,进而降低硅片切割的硅成本、单位折旧和电费等成本。根据我们的测算,当单晶硅片厚度由180μm下降至160μm,硅成本下降0.144元/片。薄片化将提高硅片产量,可降低折旧0.012元/片。而对于多晶,其自身内部晶格的影响,硅片薄片化后碎片率将明显增加,这也就制约了多晶薄片化的推进过程。

受益于拉晶效率提升、金刚线切割的导入以及薄片化的发展,单晶硅片的成本近年来处于快速的下降通道,从2013年的6元/片左右的价格下降至2017年的3元/片左右,非硅成本从2013年的3.7元/片下降至1.25元/片。目前耗材和能源仍然占据拉棒和切片的主要成本,通过布局低电费区域、金刚线和石英砂国产化能够进一步降低成本。

2)分布式装机增长

分布式的优势较集中式光伏电站而言,分布式不受地域限制,可以就近发电、就近并网,就近使用,但是也存在运维、检修成本高的问题。2013年受益于高补贴驱动,国内地面集中电站迎来爆发,分布式增长有限。2016年分布式光伏新增装机4.34GW,同比增长204%,2017年新增分布式装机19GW,同比增超过3.6倍,分布式迎来爆发式的增长。

随着光伏组件价格不断下降,光伏系统的BOS成本(运输、安装、土地、支架、桩基、线缆等成本)占比越来越高,随着人力成本的不断上涨以及大宗商品的涨价,BOS成本还有上升趋势。为了有效降低这块成本,就必须提升单位面积的转换效率。同等功率的单多晶组件下,单晶的组件面积更小,因此与组件面积相关的成本(支架、土地、运输等)会更少;而同等面积下的单多晶组件,在BOS成本相同的情况下,单晶组件发电的效率会较多晶组件高1.5%左右,发电经济性更好、

3)需求旺盛驱动扩产 规模效应下后端完善

随着单晶拉棒切片成本的快速下降,分布式装机规模的逐步提升,单晶组件的盈利空间得到了明显的好转,企业纷纷进行扩产和和布局。2017年,硅片行业主要扩产在单晶硅片领域,单晶硅片产能达到38GW:隆基、中环将分别达到15、8GW,双寡头格局正在形成;晶科、阿特斯、晶澳积极布局单晶硅片领域,各2~3GW的体量。规模化效应下单晶硅片的成本持续降低。后端电池及组件端的技术匹配及产能规模也快速提升。单晶龙头隆基为推广单晶路线向后端电池、组件及电站环节进行布局,复合型企业也在加大对单晶路线的布局,如晶澳、晶科、阿特斯等。


2.2面向未来 单晶趋势能否延续?

早期由于单晶硅片生产成本较高,而铸锭技术更新驱动多晶硅片生产成本快速下降,成本端单晶劣势比较明显;而后端组件技术差异带来的效率差异优势并不明显,超额投资的回报不足以产生较大的需求。相较于多晶,单晶硅的晶体结构相对完美,具备杂质少、纯度高、高少子寿命、无晶界位错缺陷以及电阻率容易控制等优势,使得单晶硅成为高效电池理想材料。从度电成本下降的角度来看,我们认为单晶未来具有更大的下降空间。

1)硅片端的成本继续下降

2017年我国主要多晶铸锭企业采用G6铸锭炉,单炉投料量为840~890以上,部分企业在朝投料量更大的G7改进,投料量达到1100~1200kg,未来继续提升的空间有限;2017年单晶炉单炉投料量超300kg,硅片端单瓦成本已经与多晶比较接近,未来连续拉棒技术的产业化落地、拉晶速度的继续提升,拉棒环节单晶路线下降空间更大。

薄片化技术上,薄片化可以降低硅片硅耗,进而降低硅片切割的硅成本、单位折旧和电费等成本。单晶硅片实验室切割水平硅片厚度已经可以达到140μm,而硅片薄片化将导致晶体排布不规则的多晶碎片率明显增加,未来单晶改善空间更大。

2)PERC技术推广超预期 提升单晶竞争力

2010~2016年,60片普通标准组件转换功率以每年0.3%左右提升。受益于领跑者计划对高效组件需求的拉动,光伏组件的高效化一直在加速。2017~2018年组件功率按照每年20W的速度在提升,PERC电池的转换效率不断超预期提升,目前P型单晶PERC标准组件功率普遍可以做到315W,叠加半片、叠瓦等技术可以更高。第三批领跑者计划对高效电池的技术指标要求较第二批提升,多晶和单晶电池的转换效率分别需达到19.5%和21%以上,传统工艺很难达到这样的标准,成熟的 PERC 成为实现领跑计划门槛的最佳选择。

PERC电池线仅需要增加两套设备就可进行升级,得益于核心关键设备国产化突破、单位设备产出提升、效率提升、SE激光超预期效率提升以及主流厂商的认知跟进等因素,主流企业加快了高效PERC产能布局。目前新建设的PERC生产线Se激光、背钝化、丝网印刷等关键设备是按照6000片/小时进行设计,新电池产线普遍保持在5000片/小时的节拍。按照过去电池片的生产调整,生产节奏的调整优化会进一步提升单位时间内的产能。

通过应用PERC技术,单晶电池效率可以提高1%~1.2%,多晶叠加黑硅技术能提高0.6%~0.8%,导致单多晶组件功率差进一步拉大。随着主流企业都在加快PERC产能的建设, PERC产品在未来的规模化量产和应用,将进一步加大单晶路线的竞争优势。

3)高效组件发展利于单晶路线

光伏行业技术今年发展迅速,硅料端和硅片端的成本迅速下降,技术迭代带来的效率提升的边际效应在逐步减弱,电池、组件环节带来的效率提升正在加强。当前电池片领域的技术进步主要是PERC技术的应用,组件端是半片、双面和叠瓦等技术的应用,高效叠瓦单晶PERC电池的效率最高接近340瓦,产品的高发电量带来终端电站的度电成本下降的效益,电池片和组件端的技术迭代将贡献未来几年光伏度电成本下降的主要动力。

对于电池片,提升电池转换效率的主要途径:1)优化入射光的利用率;2)减少期间内部损耗;3)采用直接电池;本体也可以从N型替换至P型。就目前来看,HIT电池将是继PERC之后主流的技术方向。而半片、MBB多主栅等技术也在走向大规模应用。

从理论上来讲,电池、组件新技术的迭代,都属于兼容性的技术,可以同样使用在单晶硅片和多晶硅片上,但在单多晶硅片上却有不同的效果。以半片技术为例,半片技术应用于普通多晶电池片后60片组件功率提升约6W,而应用于单晶PERC电池片上,半片技术可以提升10W的功率。我们认为新技术应用于单晶会带来更高效率增益的原因是在于单晶不存在晶界电子更容易通过,所以新技术的迭代会加速单晶替代的趋势。

根据中国光伏发展路线图(2017)的预测,2018年单晶硅片的渗透率将达到37%。我们认为2018年单晶PERC的产能投放以及效率提升实际上超出前期市场的判断,目前单晶PERC与普通单、多晶的价差逐步拉大也说明单晶PERC的需求火爆。预计明年PERC产线将会大幅地增加成为市场主流。新工艺对于单晶的效率提升更为明显,我们认为2018年单晶硅片的渗透率将会超过37%。


三、单晶路线引领者  全球龙头地位稳固


3.1践行匠人品质 引领单晶路线

公司初创起源于半导体,2007年开始进行单晶硅棒的生产,2009年开始进行单晶硅片生产,随后在无锡、银川分别进行硅棒和硅片产能的布局。2012年4月上市,10月产能规模超过1GW。虽然上市之初遭遇光伏寒冬,公司凭借执着的研发投入、坚定的单晶路线、高效的管理体系,将工艺理解融入生产各个环节,确立硅片成本优势。2014 年后,公司依靠稳定的成本优势,不断进行产业链的延伸放大公司硅片竞争力,并进一步加大研究投入,积极发展单晶组件业务的全产业布局。

2017年公司实现营收163.62 亿元,是2012年营业收入的10倍;实现归母净利润 35.65 亿元,是2013年的50倍(2012年受行业下行影响,出现亏损);2017年公司的综合毛利率达到 32.27%,远高于可比公司的毛利率水平。2017年底形成产能规模15GW,占全球总量单晶硅片产能总量的40%。稳居全球单晶硅片行业龙头。

2018年上半年公司单晶硅片出货15.44亿片,其中对外销售7.58亿片,自用7.86亿片;实现单晶电池组件出货3,232MW,其中单晶组件对外销售2,637MW,自用375MW,单晶电池对外销售220MW。海外单晶组件销量达到687MW,是去年同期的18倍。

隆基股份的毛利率在 2012 年以后就开始显著高于同行,2017年达到32.27%,创历史高点,主要原因是非硅成本长期领先同行:1)拉棒环节:通过改进投料技术、采用快速拉晶技术,拉棒成本远低于可比公司水平,2015年拉棒成本为70元/kg(一般企业100元/kg)2018年低电价区域的新产能拉棒成本有望低于30元kg;2)切片环节:将金刚线切割技术导入光伏硅片切割,大幅降低了光伏行业的切片成本,并采用薄片化技术,单位公斤切片数从54提升至62片,单位线耗下降,80线往60线过渡,切片成本持续降低。目前,公司非硅成本仍保持每年稳定下降,预计2018年较2017年能保持在15%左右的降幅。

持续的研发投入造就领先的成本优势,公司重视技术创新,并不断加大研发投入,助推光伏行业的技术升级。从研发投入的绝对金额来看,从2012年的0.84亿元到2016年的5.63亿元,再到2017年的11.08亿元,研发投入持续增加。目前公司获得各类已授权专利260项。在单晶生长、硅片切割和新型电池组件工艺等方面不断突破,拥有单晶硅生长、大装料高拉速、单晶改性、低衰PERC电池、双面发电等国际领先的核心技术优势。


3.2 重研发构建核心壁垒 稳发展完善产业布局

得益于高效的管理,公司的研发投入成果能够导入到生产线中,在推动单晶产业化的过程中构建核心的壁垒,奠定龙头地位。在具体的技术层面,1)整合上游设备制造商,大力研发高产能、高品质单晶炉和切片机;2)助力金刚线国内供应商,推动金刚线产业化和国产化的应用;3)布局电池和组件生产,推动PERC电池的产业化应用和效率提升。

1)整合上游设备制造商,大力研发高产能、高品质单晶炉

公司采购的单晶生长炉来自连城数控和北方华创,切片机来自于大连连城。连城数控为公司关联公司,曾研制出我国第一代具备自主知识产权的多线切方机, 2010年推出单多晶硅棒的多线切断机,2013年国内首次推出金刚砂线切片机。2013年初,收购了美国500强公司斯必克(SPX)旗下的凯克斯(KAYEX)单晶炉事业部,实现Kayex单晶炉的国产化,降低国内光伏及半导体厂商的生产成本,极大地提升了单晶片的质量。

公司硬件设备采用外购,软件控制系统由公司自主研发并制造。与大连城数控的合作关系带来两方面的优势:1)定制化设备,在设备的制造环节深度沟通,隆基可以加入对拉晶工艺的理解,匹配在软件控制方面的需求,从而实现单晶生产效率的提升;2)在设备交付和付款环节,时间节点和付款方式上会更加灵活;3)对设备理解深刻,延长设备使用时间,降低维护和技术改造的费用,从而降低折旧和维修的成本。

2)助力金刚线国内供应商,推动金刚线产业化和国产化的应用

公司2014年开始导入金刚线切割,但受制于金刚线生产能力掌握在日本厂商手中,2015年80%的金刚线尚需从海外进口,采购的价格也比较贵超过3元/米。公司通过与先进金刚线制造企业杨凌美畅合作,助力金刚线导入光伏切片环节的国产化和产业化。杨凌美畅成立于2015年,2017年投产并运行的产线共计245条,年产能达到1800万公里,已成为全球最主要的金刚线供应商。

金刚线生产企业因为需要的资本投资较小,国内主流厂商的毛利率较高在40%左右。高收益驱动和金刚线需求大幅上升的过程中,其他企业也纷纷扩产。在价格端,随着金刚线的扩产以及制造工艺的升级,金刚线生产成本也将随之下降,有望降至1元/米。

3)布局电池与组件端产能 推动PERC电池的产业化和效率提升

在单晶渗透率不足的时期,电池和组件端企业以多晶为主,与硅片端的产能不能匹配;同时部分多晶组件厂商通过降价、延长账期来抢占市场份额。为拓展单晶市场渠道,公司深入电池、组件及电站端的业务布局。

公司单晶硅片规模和成本全球领先,下游组件环节快速扩产形成产能,组件直接面对客户掌控终端需求,打造乐叶品牌和销售渠道。电池片环节固定投资较大,公司选择部分自己生产部分外协,可以减少投入又有议价能力。2017年底形成硅片15GW、电池3.5GW、组件8.25GW产能,全产业链整合具有强大的竞争力,奠定了行业龙头的地位。

在单晶PERC电池的转换效率上,公司始终处于领先位置,并不断打破世界纪录。2017年10月,经弗劳恩霍夫ISE测试认证,公司单晶PERC电池转换效率达到22.71%,成为新的PERC电池世界纪录保持者。5月发布的Hi-MO3双面半片PERC组件采用单晶PERC电池技术以及半片、双面的组件封装技术,将正面效率推高至320W。


3.3成本为盾高效为矛 竞争格局持续优化

硅片属于重资产行业,初始投资规模大,每GW的投资规模大约是6.5亿左右,公司拥有全球单晶硅最核心的资产,在硅片的扩产上非常果断。根据公司《关于单晶硅片业务三年(2018-2020)战略规划》:公司结合自身在单晶领域积累的生产技术和成本控制优势,将继续稳步扩大单晶硅片产能,持续降低生产成本,保障高效单晶产品的市场供给,规划单晶硅片产能 2018 年底达到 28GW,2019年底达到36GW,2020年底达到45GW。

中环基于多年来在单晶路线上的积淀,2018年底落地产能预计达23GW,同为单晶硅片领域的头部企业。晶科、晶澳等传统组件龙头,防御性地增加部分单晶硅片产能,部分多晶硅片企业也处于试探性扩产的阶段。就目前来看,我们认为,隆基将继续保持行业产能规模龙头的地位,主要原因是:1)部分企业的资源已经投向多晶产能,资源占用后很难转向;2)行业经过今年高速扩张,企业的负债率比较高,很难通过债权的形式去继续扩产;3)部分有技术实力的企业在美股或港股上市,股权融资的能力被削弱。

对于硅片未来的成本下降,从现有的技术来看边际改善的效应在减弱,我们认为当前技术背景下硅片的成本下降曲线不太可能像过去三年大幅下降,未来三年大概率是保持在每年10%左右的速度下降。主要原因是:1)薄片化的效应在减弱,目前多晶硅料价格为80元/kg左右,做得更薄对于硅料的节省空间比较有限;2)金刚线国产化后成本下降速度较快,现在价格下滑将趋于比较稳定的速度。

但是不排除技术和产业新的变化对于硅片成本下降有新的贡献,比如单晶用坩埚所需石英砂品质较高,主要从美国进口,高端石英砂国产化后会对成本下降有贡献;CCZ(连续直拉单晶技术)用特殊直拉单晶炉,一边进行单晶拉制,一边加料熔化,在坩埚所允许的寿命周期内可完成8~10根的晶棒拉制。目前主流的RCZ多次拉晶技术单炉只可以拉4~5根的单晶硅棒,CCZ在效率上明显具有优势。

新技术对硅片端的冲击主要体现在生产效率上,我们认为公司能够主导新技术的发展方向与速度:1)从单晶硅片路线的发展路径来看,公司通过持续研发投入、坚定的单晶路线和高效的管理,加快了单晶技术大规模产业化的速度,并将金刚线切割导入切片环节,自主研发改良单晶炉并不断优化拉棒工艺,快速降低生产成本;2)截止2017年底,公司已授权专利260余项,研发人员超450人,并进行持续的研发投入;3)公司已正式完成CCZ高效单晶产品的研发并具备量产能力,现有生产设备均可基于CCZ高效单晶产品的生产工艺进行升级改造,可快速响应客户对CCZ高效单晶产品的需求。

在单晶PERC电池的转换效率上,公司始终处于领先位置,并不断打破世界纪录。2017年10月,经弗劳恩霍夫ISE测试认证,公司单晶PERC电池转换效率达到22.71%,成为新的PERC电池世界纪录保持者。由于电池片是重资产的环节,普通单晶电池产线每GW在6~7亿元左右,加上PERC大概整线8~9亿左右。公司目前拥有单晶PERC电池片3.5GW的产能,与平煤联营公司拥有单晶PERC电池片2GW的产能。

由于年底应用领跑者计划的年底抢装,高效的PERC电池供求相对紧缺,与常规电池片价差持续拉大。今年8月PERC单面和常规多晶价差只有0.1元/W,当前已经拉升至0.34元/W,PERC电池的毛利率高达19.5,而常规单晶和多晶电池片毛利率仅分别为2%和7%,双面PERC的毛利率高达20%以上。我们认为:1)高效单晶PERC的需求会拉动单晶组件的市占率,提升单晶的市场份额,直接拉动公司单晶硅片的需求;2)公司拥有高效研发水平和规模化产能,能够获取电池片环节的超额利润。

组件端比较相对资产,单GW组件的投资成本约3亿元,公司目前拥有约8GW的组件产能。2018年11月,经独立第三方认证测试机构TV南德(TV-SD)测试,公司60型组件光电转换效率达20.83%,再次打破单晶PERC组件效率世界纪录。双面半片PERC组件Hi-MO3采用带边框设计、POE封装等技术,正面功率达到320W。在系统端减少了安装和运输环节的破损,便于系统的安装。双面组件的效率提升将会大幅提高公司组件业务的盈利能力。根据PV InfoLink发布2018年上半年组件出货数据,公司组件出货居于全国第一、全球第三的规模。

我们认为组件是投资和品牌的通道:1)借助于组件的产能,公司能够提升资源获取能力,成为高效智能光伏电站投资、建设运营商,与制造业务形成互补。通过参与光伏地面电站和分布式电站,采用建成后运营、出售的模式获取利润;2)借助于硅片和电池片的产能规模优势,叠加海外对单晶品质的理解和接纳,组件端的拓展继续增强核心的地位。


四、投资建议

关于光伏需求的规模,我们认为市场目前较为悲观,主要原因是531政策出台带来的政策担忧,政策直接的影响是对2018~2019年装机规模的担心,间接效应是国际环境动荡下对国家发展新能源决心的担忧。1)在全球能源变革的背景下,新能源的发展已经成为全球的共识,我国继续大力发展光伏、风电等新能源的决心不会动摇。近期能源局召开了“十三五”规划中期评估成果座谈会,2020年累计装机目标或将调整,国内需求有望维持在40GW的水;2)全球来看,虽然传统光伏需求大国装机增长有限,但是新兴国家需求正在崛起,当前光伏度电成本已经接近当地火电成本,我们认为随着光伏发电接纳程度的提升,未来两年海外光伏装机有望持续增长。

单晶在2015~2017年市占率迅速提升,2017年底的市占率达到27%,我们认为单晶抢占多晶市场份额的趋势将会延续。回顾2010~2014年多晶市占率较高的原因:1)多晶硅片因铸锭投料量大,非硅成本优势明显;2)国内集中式光伏发展较快,对于高效电池的需求量不足;3)后端单晶电池和组件产能不足,受多晶企业压制市场拓展受阻;2015~2017年单晶市占率迅速提升原因:1)单晶炉投料量增加金刚线切片的导入驱动单晶硅片非硅成本快速下降;2)分布式电站爆发、领跑者计划拉动高效电池需求;3)单晶和组件后端产能配套充足,PERC技术拉大单晶度电成本的优势。

我们认为单晶替代的趋势仍将延续,原因是:1)硅片成本依然会继续下降,多晶铸锭单炉投料量为840~890以上提升至1100~1200kg,继续提升的空间有限;单晶硅片成本已与多晶比较接近,未来连续拉棒技术的产业化落地、拉晶速度的继续提升,非硅成本下降空间更大;2)PERC电池技术在单晶和多晶上应用,加大了单晶竞争的优势;3)硅片成本下降的速度保持稳定,未来度电成本提升主要靠高效化技术的应用,由于单晶晶体本体结构相对完美,半片、叠瓦、HIT等新技术的应用会放大单晶对多晶的优势。

回顾公司的发展历程,公司引领了单晶路线的发展:1)改进单晶炉拉棒技术,绑定上游核心供应商,硬件定制软件自制,构筑拉棒核心壁垒;2)推动金刚线切割在光伏切片的导入,助力杨凌美畅成为全球最大金刚线供应商,完成金刚线的产业化和国产化;3)布局电池片和组件端,不断推动高效率电池的生产,加速PERC电池的产业化。

在行业快速上涨叠加公司产能周期释放,公司实现了上市五年收入增长十倍的成果,2017年归母净利润 35.65 亿元,是2013年的50倍,增长背后是公司持续的研发投入、高效的管理和执着的单晶路线目标。公司持续的研发投入造就领先的成本优势,研发投入从2012年的0.84亿元增长到2017年的11.08亿元,高效的管理使公司研发成果能够顺利导入生产线完成产业化。光伏属于技术迭代周期极快的行业,龙头地位的保持必须以技术和创新为根基,我们认为公司持续增长的研发支出,在技术迭代中优势将更加明显。

1)硅片环节:公司拥有全球单晶硅最核心的资产,目标2020年形成45GW产能;该环节属于重资产行业,初始投资规模大,技术壁垒高,公司将继续保持龙头地位,受益光伏需求上涨和单晶渗透率提升的双重增长;2)电池片和组件环节后发优势明显:新投产产能的初始投资明显降低、生产效率明显提高。公司通过对电池持续研发投入,在高效电池的转换效率上始终处于领先地位,并且公司具备将实验室成果迅速导入生产的能力;随着电池片和组件产能的增加,公司未来在单晶组件的市占率将会进一步提升。

对于产业链价格下滑,我们认为不必对公司的发展过分担忧,反而是行业去产能过程中龙头提升市占率的黄金时期:1)公司硅片非硅成本较低,毛利率大幅高于可比公司,在其他行业接近现金成本时始终能保持盈利;2)多晶硅料产能明年上半年也将大幅释放,上游原材料的供给相对宽松,价格弹性较大;3)高效电池价差显著,能带来超额收益。

我们对于公司的投资逻辑,我们认为核心逻辑是:政策周期底部竞争格局持续优化:1)光伏发电度电成本下降,全球光伏装机有望加速崛起;2)单晶路线会继续抢占多晶的市场份额;3)政策带来的行业底部,公司继续坚持产能扩充,加速海外业务的拓展,在单晶硅片和组件环节中能够凭借成本和高效的优势享受超额收益,竞争格局持续优化。

我们预计18-20年公司EPS分别为0.88元、1.11元和1.41元,对应当前股价PE 为19.88倍、15.66倍、12.37倍,首次覆盖,予以推荐评级。


风险提示:

光伏装机不达预期、产能落地不达预期、国际贸易保护风险、颠覆性技术风险、政策性风险。


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证券研究报告:《引领单晶路线  助力光伏平价--隆基(601012)公司深度报告》

对外发布时间:2018年12月30日

研究报告评级:推荐(首次)

报告发布机构:长城证券研究所

分析师:

马晓明   S1070518090003  邮箱:maxiaoming@cgws.com

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