210 毫米大硅片开启光伏技术竞争新格局

　　22 日业绩会给出出货指引。我们比较了产品和生产技术变化对产业链的影响，并根据五期加速投产相应上调盈利和目标价，维持跑赢行业评级。

　　新产品突破尺寸和功率上限，具备影响全产业链能力。

　　中环发布3 款不同尺寸大硅片，及4 款组件产品。在尺寸方面突破行业默认的166 毫米极限，将硅棒尺寸从8 英寸提升至12 英寸水平，利好产业链生产效率。而配套的叠瓦组件，将功率提升至600 瓦级别（当前市场平均300W 级别，部分高效产品400W），为终端用户提供了新的高效产品选择，有望进一步降低光伏投资成本。

　　成本优势在下游逐步显现，竞争力体现需全产业链协作。

　　新产品提升硅片面积80.5%，但拉棒复投增加且分摊成本上升，硅片生产成本优势或并不显著；而由于单片尺寸提升，下游电池组件环节有望受益生产率提升带来的固定成本摊薄；而对于终端用户，8.8%的用地减少以及26.7%的组件应用数目下降有望带来5.9%-19.4%的BOS 下降，约合0.2 元/瓦，隐含提升IRR 1 个百分点以上。

　　硅片环节成本优势或并不显著

　　M12 硅片面积达到44100 平方毫米，较M2 提升80%。但从硅片环节的非硅成本层面考虑，其优势可能并不显著：

　　硅棒截面放大，边角料复投比例微降，但复投量提升：根据我们的测算，在M2、M6 两种含有导角结构的硅片生产过程中，硅片切割边角料损失约为36.7%。M12 硅片节约了导角部分，使得复投比例小幅下降到36.3%。但单片复投量从1.5 万平方毫米提升至2.5 万平方毫米水平，上升59%。

　　硅棒截面放大，单根硅棒长度有所下降，每片硅片产品分担的坩埚成本等有所上升：根据晶盛机电的测算，在保持450 千克投料量的基准假设下，单根12 英寸硅棒牵引长度约为2600 毫米，较此前8 英寸（满足M6 及以下尺寸硅片）硅棒5200 毫米牵引长度缩减50%。而即使将投料量提升到600 千克，牵引长度也只能达到3500 毫米，较此前缩减33%。基于当前信息分析，新生产线坩埚复用次数与此前一致，单炉产出的下降间接导致分摊成本有所上升。

　　由于电池片和组件生产环节中，有多个设备是通量型设计，以当前最新PERC 产线为例，其每小时可印刷5500 片电池。当系统应用大尺寸硅片后，单张电池瓦数提升，有望提高每小时印刷的总功率，从而摊薄每瓦生产成本。根据当前下游生产商用样片试生产的结果反馈，公司测算电池、组件环节每瓦生产成本可分别下降0.06 元/瓦和0.105 元/瓦，降幅约21%和14%。

　　终端用户有望受益于BOS 综合成本下降

　　基于当前夸父系列组件的设计，应用M12大硅片后的单组件面积较M6产品仅增加24%，而组件功率有望提升到600W 级别，建设同等规模电站所需组件数量将减少26.7%，节约土地面积约8.8%。考虑到支架、逆变器等配套设施投入，公司反馈试验项目BOS 成本有望较当前市场水平降低5.9%-19.4%，约合0.2 元/瓦，隐含IRR 提升1 个百分点以上。

　　五期投产加速，下游配套产能建设尚需时日。

　　公司基于试验线及样片进展，将呼和浩特五期光伏大硅片产能投放提前到明年1 季度，2020 年底五期产能达到16 吉瓦，届时大硅片成本竞争力将得到检验；而电池环节由于本轮PERC 扩产已于今年上半年放量，我们认为电池厂当即进行产线切换的动力不足，将以新投产线为主；组件端由于叠瓦技术是目前匹配大硅片的较佳路径，我们认为潜在的专利争议或为广泛应用带来困难，组件配套产能投资也将有一定观望情绪。综合来看，我们认为光伏大硅片对于今年业绩无影响而2020 年有望提升光伏板块盈利14%。

　　考虑到今年上半年研发项目大量进入专利申请阶段带来费用化比率下降，们上调2019 年盈利1.7%至11 亿元。基于光伏五期投产加速对于光伏板块盈利提升的考量，我们上调2020 年盈利5.7%至18.1 亿元。考虑到盈利预测上调，我们上调目标价18%到14.27元，对应36.1 倍和21.9 倍的2019/2020 年市盈率，20.3%的上行空间，维持跑赢行业评级。当前股价对应30.0 倍和18.2 倍2019/2020 年市盈率。

　　根据公司当前规划，2020 年1 季度起呼和浩特五期基地将会开始投产光伏大硅片产能。全年出片有望达到16 亿片水平，相当于2020 年原有出片规划的23%，实现量产。届时大硅片产品生产稳定后，将会最终验证其在市场上多种硅片产品中的成本竞争力。

　　电池环节存在瓶颈无法兼容，错过本轮PERC 高速扩产期，下游新增产能动力或不足

　　电池生产线需要全面更新，较难基于原产线进行改造。正如前文讨论，电池生产环节中的扩散和沉积（管式PECVD）设备需要在密封的管道中进行生产。当前在运和在建的PERC产线均基于传统单晶硅片尺寸进行设计，行业反馈所能处理的硅片边长极限为166 毫米。如果上游硅片升级为210 毫米，电池厂商只能投建全新产线。

　　本轮PERC 扩产已基本完成，电池价格急跌后全新投资积极性不足。

　　然而据Solarzoom 统计，今年年初至今国内单晶PERC 产能已提升25 吉瓦，下半年大概率将有另外20.4 吉瓦产能投产，且存在18.5 吉瓦潜在新产能。隐含2019 年底单晶PERC 电池产能将达到100吉瓦以上（超过2019 年全球光伏新增装机需求的80%），且其中80 吉瓦以上产能均为2018-2019 两年内全新投产。考虑到当前PERC 电池价格已降至1 元/瓦左右，电池厂回本年期已延长至5-6 年水平。而中环测算应用大硅片后单瓦电池成本下降幅度在0.06 元左右，意味着下游电池企业配套210 毫米大硅片的毛利率提升在6%左右，回本期可能仅收窄1 年，进行全新投资的积极性不高。

　　扩产进程中部分产能或可直接切换，但电池厂仍将关注下游组件厂布局。由于2 季度末以来PERC 电池快速走低，部分在建/拟建PERC 产能扩产进度放慢。由于中环提出的M12硅片与M2 硅片价格联动机制，部分电池厂可能将在建/拟建产能切换至12 寸大硅片类型。但由于投资回报提升有限（缩窄回本期1 年），电池厂可能仍将优先考虑下游组件产能是否足够消化基于大尺寸硅片的电池产品。

　　正如前文讨论，光伏大硅片应用后传统的电池串接模式将不利于组件设计，产生面积过大和电阻过高的困境。而叠瓦组件的设计将能够帮助减轻这些问题。然而由于Sunpower 在中国境内申请的叠瓦组件专利已于近期获批，中环的子公司东方环晟是其国内授权企业，而第三方组件厂商尚未获得叠瓦的正式授权，进行大硅片配套产能投资的积极性可能受到影响。

　　终端用户接受大尺寸组件仍需验证和适应过程。

　　由于电站设计及建设环节已适应传统硅片配套的组件尺寸。此次大尺寸硅片带来组件面积扩大20%以上，将直接影响终端安装环节的生产习惯以及设计方案，比如国内电站建设过程中，单个组件将很难再由一名工人搬运，带来安装环节的不便。且作为全新组件产品，终端客户仍需一系列项目实地数据进行验证，以便完成银行融资。因此终端用户的接受过程也将限制组件环节配套产能的提升。