来源：中金公司研究部
中环股份近期发布210 毫米光伏大硅片及系列产品。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。
一.“夸父”产品尺寸与规格设计突破行业默认极限
1. 行业背景：光伏单晶硅片进入大尺寸、多元化竞争，供需态势还看新品竞争力
分久必合——统一规格形成规模效应降成本。光伏单晶硅片经历了1981-2015 年100-156毫米等多种形状、尺寸的产品混战期后，在2015 年由五个主要厂家统一标准为156.75毫米（即M2 硅片）。经历3 年时间统一标准，单晶产品成本顺利下降，竞争力提升后渗透率快速提升，到2018 年行业主流单晶硅片已全部采用156.75毫米尺寸设计。
合久必分——电池技术突破性进展实现前，效率提升需要差异化设计。伴随PERC 技术的成熟应用，在现有P 型电池产品内提升转换效率的空间逐步减小，而N 型产品或HJT 等其他高效电池产品仍面临成本困境。为了提升单晶产品效率和组件功率，从而降低光伏单位投资成本，行业各硅片企业陆续推出了不同尺寸的大硅片。其中隆基于2019 年6 月推出的166 毫米硅片，由于其尺寸达到目前下游电池企业生产线冗余极限，被认为是单晶硅片设计的最大可能性。
2.夸父系列：210 毫米硅片及配套组件产品，突破行业默认极限
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。
► 210 毫米边长，面积增加80.5%，提升产业链生产效率。相较于传统M2 标准单晶硅片（边长156.75 毫米），夸父系列210 毫米硅片面积提升达到80.5%，在转换效率不变的前提下，面积提升有望提高“通量型”生产环节（包括切片机、电池生产扩散炉、电池生产沉积减反PECVD 设备等）的单位时间产出量，提高生产效率。
► 192 毫米和200 毫米中间线路产品，柔性生产能力适应客户多样化需求。夸父系列硅片同时推出了M10 和M9规格的大硅片产品，分别对应200 毫米和192 毫米边长，较对标产品分别增加面积45.9%和46.2%。根据中环的最新产能设计，呼和浩特五期项目建成后所有设备具备向下兼容能力，通过参数调整和坩埚替换，即可以实现不同尺寸硅棒产品拉制的自由切换，为下游客户多样化的电池组件设计提供选择。
►调整电池组串模式后的叠瓦组件，功率跳升至600 瓦级别。利用新推出的M12、M10、M9 三款方形大硅片，中环与组件子公司东方环晟推出了四款全新叠瓦组件产品。其中以M12 大硅片按6X10 半片设计的叠瓦组件，可以实现600 瓦以上的功率水平，有望节约电站用地和配套设施成本，降低电站投资。同时为了适应下游客户的安装惯性，此次推出的3 款产品采取了5 组串模式（而不是传统上的6 组串），在应用大硅片提升功率水平的同时，避免了组件面积的明显提升。
二．成本优势或在下游逐步显现，竞争力体现需全产业链协作
公司新产品提升单个硅片面积80%以上，但由于拉棒环节复投量提升且每片产品分摊的其他综合成本可能有所上升，大硅片产品在硅片生产环节的成本优势可能并不显著；不过由于单片尺寸提升，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。
1. 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。
2.电池、组件生产环节有望受益于“通量”提升
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%。
3.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。
三．生产技术调整与下游配套产能建设尚需时日
210 毫米硅片突破了行业传统尺寸的166 毫米极限，意味着从拉晶到组件的各环节生产设备的更新，由于改造、更新难度大，我们认为完成产业链配套与量产尚需较长时间，短期业绩影响有限。其中硅片环节的升级能否顺利量产并获得有竞争力的成本水平，我们认为需要关注中环五期项目的落地结果；而电池环节由于本轮PERC 扩产已于2019 年上半年放量，我们认为电池生产商当即进行产线更换的动力可能不足，或将以试验线为主；组件端由于叠瓦技术是目前匹配大硅片的较佳路径，潜在的专利争议将为行业广泛应用带来困难，组件配套产能的出现或需要更长时间。
1.硅棒、硅片环节的技术成熟验证尚待呼和浩特五期与天津塘沽新厂投运
根据公司目前的规划，呼和浩特五期晶体基地和天津塘沽新切片厂将会应用先进智能化生产设计，从拉晶到切片的全流程进行设备革新与控制改良，从而适应12 寸光伏大硅片的生产。以目前产业链配套厂商反馈来看，相应的设备设计已经完成，中环在呼和浩特的试验线已经跑通。我们认为各环节量产后能否保持较高的良品率水平，降低生产成本到具备竞争力的水平，需要关注这两个新生产基地的实际验证结果：
►拉晶环节，长晶难度变大，拉棒中断的损失提高，需要设备和控制能力的升级：
· 需要优化拉晶设备，增大温度梯度，提高拉晶速率；
· 需要提升热场尺寸及更好的保温性能；
· 需要更大的石英坩埚，并具备更长的耐高温时间。
►切片环节，加工难度变大，破片、碎片风险提升，需要自动化和智能化设计：
· 粘棒环节：单个方棒重量较M2 提升80%，凭人工已无法操作，必须实施自动化，且由于截面扩大，粘结质控要求提升；
· 线锯：需要提升切片机的负载功率、轴距、冷却系统性能，并提升运行稳定性；由于硅粉含量提升，还将导致切割液品质波动；在金刚线方面需要提升张力、把持力、储线量（单轴绕线量）和品质一致性，才能顺利处置尺寸和重量提升的硅棒；
· 脱胶/插片/清洗：由于硅片尺寸扩大，分片插片难度提升，需要减少中转环节，提高衔接稳定性，减少碎片、破片影响。
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。
2.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。
3.组件环节潜在专利争议或影响配套产能投资积极性
叠瓦技术的潜在专利争议或影响配套组件产能投资积极性。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。
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