光伏行业深度研究：自我救赎_屋顶光伏(bapv)开启国内市场-2012-10-18

,0.14,-20%,0%,研究报告 | 行业报告,能源,| 新能源,推荐（首次）2012 年 10 月 15 日,光伏行业深度研究自我救赎，屋顶光伏（BIPV）开启国内市场,上证指数行业规模,2104占比%,本篇报告从金属硅冶炼出发，全方位剖析了目前全光伏产业链格局。全文以技术为导向，以成本为线索，通过分析各产业链环节竞争格局现状、形成内因及替代技术对行业竞争力提升驱动力，提出分布式屋顶光伏将是打开国内需求的突破口。,股票家数（只）,16,0.65,总市值（亿元）,619.8,0.25,金属硅：设备升级引领成本下行 金属硅冶炼竞争格局相对稳定，市价主要受,流通市值（亿元） 335.3行业指数,有机硅及硅合金市场需求影响。与发达国家比较，国产金属硅生产成本仍有28%下降空间，冶炼设备升级将打开金属硅生产成本下降通道。,%绝对表现相对表现(%)40%20%,1m-8.0-6.0光伏,6m 12m-45.3 -50.3-36.3 -48.5沪深300,多晶硅：正本清源，看好硅烷法 早期大量多晶硅生产新进入者的贸然进场注定了最终的悲惨结局。由于无法通过差异化路线突围，该环节只能是“剩者为王”。已达规模产能的企业可以通过升级技术路线，通过规模经济门槛阻绝后续进入者。目前 18 美元/公斤的价格已经是市价底线，未来盈利空间的打,开依赖于硅烷流化床工艺。新工艺将使成本下限进一步下移至 13.6 美元/公斤。,-40%-60%2011-10- 2012-02- 2012-05- 2012-09-10 01 23 06资料来源：港澳资讯、招商证券汪刘S1090511040037研究助理：彭琪0755-8317472413510903349敬请阅读末页的重要说明,铸锭：内外兼修，受益本土龙头 铸锭成本占比并不代表该环节在产业链中价值。鉴于硅料重熔对硅片质量的重要影响，铸锭质量及工艺是决定设备厂商存亡关键。国内铸锭设备技术发展迅速，工艺已逐渐向一线龙头靠拢，因此区域龙头将随国内电站市场启动而受益。硅片：更薄硅片，更少硅耗 硅片切割 57%的成本由硅料构成，硅料用量直接决定生产成本。目前切割耗材价格已经很低，降成本只能寄望于采用更薄的硅片以及实现更低的锯缝损失。我们认为，新技术将在 1 到 2 年内驱使硅片价格从目前 1.21 美元/片降低至 0.77 美元/片，这一过程依赖于切割工艺及电池片处理技术的整体进步。组件：国产化缩减生产成本 我国拥有强大的人力成本优势及技术复制能力。组件生产属资金、劳动密集环节，虽然关键设备技术仍掌握在欧美制造商手中，我国依然会是生产地的不二选择。由于众多模仿进入者不自觉陷入同质化竞争的困境，目前突围只有两条路：耗材国产化削减原材料成本，同时设备逐步国产化降低折旧成本。我们认为，组件生产成本仍有 26%的压缩空间。屋顶光伏（BAPV）：行业自救金钥匙，分布式触发国内市场 我国光伏能源分布属典型生产、消费端分离型情况。在欧美光伏需求萎缩的大环境下，拯救国内光伏产业的唯一出路只能是创造内生需求，使光伏电站产生盈利，从而形成产业增长自发动力。由于光伏屋顶发电（BAPV）同时享受前端设备补贴（7 元/Wp）以及较高售电价格，据我们测算，0.8 元/度的销售电价即可触发全国性的屋顶光伏市场（少数中部地区除外）。由于电力自发自用，仅对峰电、商业及工业用电进行部分替代，可最大程度避免并网阻力及上网电价问题。所以随组件价格进一步下降及补贴标准逐步下调，与地面电站、一体化光伏建筑（BIPV）比较，分布式屋顶光伏将成为最大受益对象。,行业研究正文目录一.金属硅冶炼：炉型升级触发成本下行 . 71.四大消费主体，多晶硅占比 23%.72.金属硅生产，电价成本是关键 .83.炉型升级触发成本下行 .9二.多晶硅提纯，寄望硅烷法 . 121.30 美元/公斤：多晶硅价格的理性回归 . 122.20 美元/公斤：触及行业成本底线，引发工艺技术革新 . 143.市价下行触发行业工艺三级跳 . 154.GCL 成本下降通道分析 . 165.附：多晶硅生产工艺历史. 18三.硅锭铸造，看好区域龙头 . 231.规模及格局：GTAT 树立行业标杆 . 232.成本与门槛 . 263.发展方向 . 27四. 硅片切割，成本仍有 1/3 下降空间 . 311.硅片成本仍有较大下降空间 . 312.零硅耗：无锯缝损失切割技术 . 363.多线锯切割工艺介绍 . 39五. 组件制造，刀片可以更薄 . 411.组件成本，积跬步以致千里 . 412.组件制造，60%定律 . 43六. 分布式电站：打开中国市场 . 471.光照资源分析. 472.西部地面电站: 系统+上网电价，仍需依赖补贴 . 503.东部地面电站：前端补贴+并网电价，并网电价过低 . 524.上网电价或前端补贴情形电站投资收益测算. 585.屋顶发电(BAPV)：前端补贴+销售电价，叩开国内市场需求 . 606.屋顶电站（前端补贴+销售电价）情形电站投资收益测算. 65七.电池路线及能源结构 . 671.远景及现状 . 672.各国能源现状分析 . 70图表目录图 1：金属硅下游需求拆分 .7图 2：2011 及 2012 上半年金属硅分地区产量 .7图 3：2011 及 2012 上半年金属硅下游需求拆分 .7图 4：2012 年 6 月底国内金属硅产地到厂电价水平比较（单位：元/度） .8图 5：中国玻璃硅质原料（石英岩、石英砂岩、石英砂、脉石英）资源地域分布 .8图 6：2011 年全球主要金属硅生产企业成本分布情况（单位：美元/吨） .9图 7：2011-2012 年国内金属硅出口量（单位：吨） . 10图 8：2011-2012 国内金属硅主要下游关联产品均价变化 . 10图 9：运行中电弧炉 . 10,敬请阅读末页的重要说明,Page 2,行业研究图 10：国内 6300KVA 电弧炉电耗占比情况 . 10图 11：国内金属硅均价走势（单位：人民币/吨） . 11图 12：2011-2012 欧洲金属硅价格（单位：欧元/吨） . 11图 13：2011-2012 美国金属硅价格（单位：欧元/吨） . 11图 14：多晶硅提纯工艺时间轴 . 12图 15：硅料纯度地图 . 13图 16：重要多晶硅技术专利申请时间轴及主要内容划分 . 13图 17：1995-2008 年光伏及半导体级多晶硅现货价格走势（单位：美元/公斤） . 14图 18：2002-2012 年多晶硅现货价格走势（单位：美元/公斤） . 14图 19：2011 年全球主要多晶硅生产公司生产成本分布（单位：美元/公斤） . 14图 20：挪威 REC 季度不同工艺多晶硅产量及 EBITDA Margin . 15图 21：REC 公司硅烷流化床工艺发展路线图 . 16图 22：GCL 多晶硅成产成本拆分（单位：美元/公斤） . 16图 23：GCL 自给率及成本变化情况 . 17图 24：GCL 电耗及电费变化（单位：kWh/kg） . 17图 25：GT 公司还原炉产品产能/电耗指标 . 17图 26：多晶硅生产成本下降通道 . 17图 27：GCL 季度多晶硅产能及产量（单位：吨） . 18图 28：GCL 季度多晶硅平均成本/售价及毛利 . 18图 29：基于 TCS 的西门子工艺流程 . 19图 30：基于硅烷的西门子或者 FBR 工艺流程 . 19图 31：一代西门子工艺流程（SiCl4 无循环） . 19图 32：二代西门子工艺流程（SiCl4 闭环生产） . 19图 33：三代西门子工艺流程（HCl 闭环生产） . 20图 34：四代工艺-西门子与硅烷法的角逐 . 20图 35：不同反应压强、硅棒数对应产量（西门子法） . 20图 36：不同压强、硅棒数对应电耗（西门子法）. 20图 37：不同氢摩尔配比下 TCS 收率 . 21图 38：TCS 还原炉径向温度分布（18 对棒炉） . 21图 39：全球铸锭炉厂家 2011 年行业格局（按毛利及对应产量划分） . 23图 40：铸锭炉生产商产量分布（单位：吨/年） . 24图 41：铸锭炉生产商铸锭炉售价与产量关系 . 24图 42：全球铸锭炉厂家市场售价-产能格局 . 24图 43：2011 年全球铸锭炉厂家平均成本-产能分布 . 25图 44： 多晶硅不同重量硅锭体积比较 . 26图 45： G5 及 G6 标准石墨加热器 . 26图 46：硅锭可用于切割部分 . 27图 47：55 及 66 多晶硅方锭内部区域 . 27图 48：300 kg 炉容铸锭炉产量（单位：台） . 28图 49：400-500 kg 炉容铸锭炉产量（单位：台） . 28图 50：600 kg 以上炉容产量（单位：台） . 28图 51：铸锭炉生产商产能分布（单位：吨/年） . 29图 52：铸锭炉生产商市场份额. 29图 53：不同线径切割钢丝、金钢线机械性能比较 . 32图 54：切割过程名词解释 . 32图 55：硅片厚度及硅耗变化情况 . 33,敬请阅读末页的重要说明,Page 3,行业研究图 56： GCL2011 年底硅片切割成本构成 . 33图 57：150、50、20 微米厚度硅片图 . 33图 58：薄膜及晶硅电池效率/厚度分布. 33图 59：切割刃料切割前后形态对比 . 34图 60：切割砂浆回收工艺示意图 . 34图 61：切割刃料切割一次前后粒径分布变化 . 34图 62：SiC 磨料粒径分布下降. 34图 63：GCL 季度硅片产能及产量（单位：吨） . 35图 64：GCL 季度多晶硅平均成本、售价及毛利 . 35图 65：日本光伏产品占比（1981-2010） . 36图 66：日本光伏能源下游使用占比（1981-2010） . 36图 67：日本光伏屋顶实例 . 36图 68：日本光伏系统成本拆分（2009 年补助政策变更前后） . 36图 69：超薄硅片与普通硅片效率相差不大. 37图 70：50 微米 PolyMax 超薄单晶硅片 . 37图 71：IMEC 无锯缝切割工艺 . 37图 72：钢线切割过程示意图 . 39图 73：结构化切割线、金刚线切割示意图. 39图 74：HCT B5 硅片厚度分布（全载荷，190m） . 39图 75：HCT B5 硅片厚度分布（半载荷，190m） . 39图 76：硅片电池片组件生产标准工艺流程图. 41图 77：产业链各环节可能出现新工艺分布情况 . 42图 78：2011 年下游组件产量及成本结构（纵轴：美元/瓦，横轴：MW） . 43图 79：2011 中期至 2012 年 9 月各环节加工成本估计 . 43图 80：各环节关系图 . 43图 81：电池片及组件生产的原料 60%定律. 44图 82：2011 中期至 2012 年 9 月各环节加工成本估算 . 44图 83：2011 中期至 2012 年 9 月价格走势 . 44图 84：2011 中期至 2012 年 9 月价格走势（以 2011 年中期价格为基准） . 44图 85：2011 年组件成本拆分（单位：美元/瓦）. 46图 86：2011、目前及未来 2-3 年年组件成本拆分（单位：美元/瓦） . 46图 87：2011 年各国电价及对应太阳能辐射资源（单位：美元/兆瓦时） . 47图 88：电站系统效率影响因素及电站系统总效率估算 . 48图 89：2011-2016 全球各地区装机容量估计 . 49图 90：2011 年金太阳项目各省分布情况（千瓦） . 49图 91：2011 年金太阳项目集中连片装机占比分布（桔色区域：独立电站项目） . 49图 92：欧洲气候交易所 CER 历史结算价格 . 49图 93：Suntech 不同组件单位面积功率（单位：Wp/m2） . 49图 94：光伏电站盈亏平衡地域界限（黑、蓝及红色虚线范围分别表示 2011 年初、目前及采用新技术后电站盈亏平衡地域界限）及对应年均日照分布（单位：kWh/m2天）. 50图 95：光伏发电项目报批流程及涉及审批部门 . 51图 96：享受前端补贴电站在不同并网电价水平下（0.3-0.9 元/kWh）电站盈亏平衡界限变化（区域边界颜色由深到浅分别对应 0.3 至 0.9 元/kWh 电价水平） . 52图 97：全国各地脱硫燃煤机组标杆上网电价（单位：元/kWh） . 53图 98：德国 FiT 历史补贴总量情况（1991-2010） . 53,敬请阅读末页的重要说明,Page 4,行业研究图 99：德国光伏系统发电及常规电力成本预测（单位：欧分/kWh） . 54图 100：德国小型屋顶光伏系统发电成本及居民用电价格（单位：欧元/kWh）. 54图 101：美国光伏电站投资回报年限（包含补贴）. 55图 102：美国光伏电站投资回报年限（不包含补贴） . 55图 103：发电边际成本示意图 . 55图 104：德国周实时电网负载情况（2011 年 5 月 2 日至 5 月 8 日） . 56图 105：中国各地终端电力销售价格（单位：元/千瓦时） . 56图 106：中国已实行峰谷电价地区峰值电价分布 （单位：元/千瓦时） . 57图 107：0.8 元/度（黑色虚线）及 1.2 元/度（红色）销售电价下屋顶电站（无补贴、消费侧替代情况测算）对应盈亏平衡边界 . 57图 108：0.8 元/度与 1.2 元/度销售电价下下屋顶电站（无补贴、消费侧替代情况测算）对应日照强度盈亏平衡日照强度 . 58图 109：不同项目总投资（单位：万元）及日照水平（对应图 94）下投资回报年限 . 58图 110：不同项目总投资（单位：万元）及日照水平（对应图 94）下资本金内部收益率（IRR） . 59图 111：不同并网电价及日照水平（对应图 96）下投资回报年限 . 59图 112：不同并网电价及日照水平（对应图 96）下资本金内部收益率（IRR） . 60图 113：十二五期间各地光伏发展重点任务 . 61图 114：不同销售电价下 BAPV（屋顶电站，前端补贴）对应盈亏平衡边界 . 63图 115：分布式户用光伏系统 . 64图 116：分布式厂房屋顶并网电站 . 64图 117：中国各地终端电力销售价格（单位：元/千瓦时） . 64图 118：不同并网电价及日照水平（对应图 113）下投资回报年限 . 65图 119：不同并网电价及日照水平（对应图 113）下投资回报年限 . 65图 120：不同并网电价及