光伏玻璃行业深度：龙头逆势再扩张，静待行业底部上行

压延工艺仍为主流，轻薄化、大型化是发展趋势。1）压延工艺生产的超白玻璃表面带有特殊花纹，原片透光率高（2.0mm压延玻璃平均透光率较浮法提升3.6%），是光伏玻璃的主流工艺。但浮法玻璃在抗冲击性/成品率方面更优，在光伏玻璃轻薄化趋势下，替代性有望逐渐增强，目前在背板的替代已被下游组件厂商逐渐认可。2）相较单面组件，双面组件发电效率可提升约5%-30%，且生命周期长/衰减更慢，双面组件质保期较普通组件提升5年，分别为30/25年，衰减率分别为0.5/0.7，优势明显。 随着2.0mm光伏玻璃的推出，双玻组件重量大/成本高的痛点也得到解决。光伏玻璃轻薄化趋势下，双面组件渗透率有望快速提升，我们预计双面组件渗透率有望从2020年30%提升至2025年60%。3）在降本增效推动下，硅片尺寸大型化趋势明确，从而带动光伏玻璃大型化。而小、旧窑炉只有通过改造才能满足宽尺寸玻璃需求，因此新建产线存在一定“后发优势”。 供需两旺，价格或维持中低位波动，阶段性有向上弹性。1）供给：中国光伏玻璃行业从进口依赖发展成为全球引领，目前产量占全球比例超90%。随着光伏玻璃产能政策有条件放开，行业进入新一轮产能扩张期。考虑到产能利用率/原片成品率/深加工成品率，我们估算1万t/d有效产能对应约0.76万t/d实际产量，我们预计22-23年光伏玻璃实际产量约为4.4/6.6万t/d，YoY+44%/52%。当前行业集中度较高，形成双寡头格局。随着一线厂商的持续扩产以及优质浮法玻璃厂商的进入，市场份额快速向龙头企业集中。2）需求：受益碳中和+平价上网以及BIPV渗透率的提升，光伏需求持续向好。叠加双玻渗透率快速提升下，我们预计22-23年光伏玻璃需求约3.6/4.3万t/d，YoY+33.2%/20.4%。3）价格：在供需偏宽松的格局下，我们预计2022年价格或维持中低位波动。在周期底部/能耗双控影响下，新增供给或低于预期；需求端有望持续向好，不排除阶段性行业供需错配的情况下，价格有向上弹性。 成本为竞争关键，龙头优势明显。各厂商产品价格接近，成本是竞争关键。一线龙头信义光能和福莱特单位成本较二线/三线厂商分别低约2/5元/㎡，对应20年毛利率分别高出约8/20pct。龙头企业在资源/规模/能耗/效率/折旧/产线等方面均具备优势。龙头企业积极布局超白石英砂矿资源，降低原材料成本/保障供应；总产能规模更大，对上游议价力更强，原材料和能源采购成本更低；单线规模更优，相较中小窑炉，大窑炉单位能耗可降低超6%，同时成品率高出约10-15pct，达85%，且投资经济性更佳，估算单位折旧低约0.5-0.7元/㎡。此外，在光伏玻璃大型化趋势下，小、旧窑炉改造支出/停工损失均较高，而龙头企业产线相对更新，适应性更强，更为受益。 投资建议：行业供需两旺，兼具成长性与周期性。目前价格周期底部，或有向上弹性。 建议重点关注成本优势明显，具备盈利α属性，且持续扩产的行业龙头信义光能、福莱特，以及光伏玻璃新进入者，拟扩产规模较大，有望快速实现追赶的浮法玻璃龙头旗滨集团、南玻A；关注光伏玻璃产能扩张提速的彩虹新能源、洛阳玻璃、金晶科技，以及原片产能有望注入的超薄玻璃技术引领者亚玛顿。 风险提示：供给新增超预期；需求不及预期；原材料、能源价格大幅波动；使用信息滞后或更新不及时风险；行业规模测算偏差风险。 一、压延工艺仍为主流，轻薄化、大型化是发展趋势 1.1超白光伏玻璃：压延工艺为主流，浮法工艺替代性增强 光伏玻璃强度、透光率等直接决定光伏组件寿命与发电效率。由于单体太阳能光伏电池机械强度差，容易破裂，同时空气中水分和腐蚀性气体会逐渐氧化和锈蚀电极，无法满足户外气候变化的严酷条件。因此光伏电池片通常被EVA胶片密封在一片封装面板和一片背板中间，形成组件。 光伏玻璃用于光伏组件最外层（面板），起到保护电池片以及透光的作用，光伏玻璃强度、透光率等直接决定了光伏组件的寿命和发电效率。根据索比光伏网，2018年光伏玻璃成本约占光伏组件成本5.9%。 图表1：光伏组件结构示意图 图表2：2018年光伏组件成本构成 光伏玻璃需使用透光率更高的超白玻璃。光伏玻璃一大重要特性就是太阳光的高透过率。普通玻璃因含铁量较高，往往呈现绿色，透光率较低，因此光伏玻璃一般使用超白玻璃。目前，普通玻璃铁含量一般在0.2%以上，而光伏玻璃含铁量根据国家标准必须低于0.015%。在透光率上，据CPIA，3.2mm普通玻璃仅有88%，非镀膜、镀膜3.2mm超白玻璃则分别达到91.5%/93.5%。超白玻璃在料方设计、工艺系统设计、窑池结构、操作制度、控制制度和产品质量标准等方面的要求都高于普通玻璃，普通玻璃产线无法轻易转换为光伏玻璃产线。 图表3：普通玻璃和超白玻璃对比 光伏玻璃主要分为超白压延玻璃和超白浮法玻璃，二者成型工艺不同。 按照使用电池的不同，光伏组件主要分为晶硅组件和薄膜组件两类，晶硅组件因其较高的光电转换效率和成熟的技术成为市场主流，据CPIA统计，2020年晶硅组件产量占光伏组件总产量约96%。应用于晶硅电池的光伏玻璃主要采用压延法，应用于薄膜电池的光伏玻璃则主要采用浮法工艺。超白浮法玻璃是将玻璃液注入锡液表面，在重力作用下玻璃液在锡液面上形成表面平整的玻璃。超白压延玻璃是将熔融玻璃液通过带有特殊花纹的金属辊制成，表面带有特殊花纹。 图表4：浮法工艺和压延工艺对比 图表5：晶硅组件和薄膜组件对比 得益于更高的透光率，压延工艺为光伏玻璃的主要生产工艺。超白浮法玻璃由于表面平整，会有部分光线形成反射，导致玻璃透光率偏低。而超白压延玻璃的正面用特殊的绒面处理，减少光的发射，反面用特殊花型处理，极大地增强了太阳光不同入射角的透过率。根据《双玻组件用背板玻璃材料的性能分析》，2.0mm的压延玻璃与浮法玻璃平均透光率分别为91.9%、88.3%。据福莱特招股说明书，太阳光透过率每提高1%，光伏电池组件发电功率可提升约0.8%，因此超白压延玻璃是晶体硅电池面板的首选材料。 图表6：玻璃花纹成型示意图 图表7：2mm超白压延玻璃/浮法玻璃透光率（%） 在玻璃轻薄化趋势下，浮法玻璃替代性有望逐渐增强。虽然浮法玻璃透光率偏低，但在光伏玻璃轻薄化趋势下，光伏玻璃抗冲击性、成品率要求不断提高，浮法玻璃替代性有望逐渐增强。在抗冲击性方面，压延玻璃由于表面有花纹，抗冲击性较弱，根据《双玻组件用背板玻璃材料的性能分析》，采用1040g的钢球进行落球冲击实验，以玻璃破碎时钢球的高度（破碎高度）表征玻璃的抗冲击强度，不同厚度下，浮法玻璃破碎高度均明显高于压延玻璃，表明浮法玻璃抗冲击强度更优。在成品率方面，由于国内浮法玻璃生产工艺较成熟，可以稳定生产2.0mm以内的薄玻璃，而目前超白压延玻璃最薄仅为2.0mm，即使未来突破生产技术瓶颈，超白压延玻璃厚度有所降低，但成品率也将可能随之降低，导致生产成本提升。目前在功率本身较低的背板上，浮法玻璃已开始表现出一定的替代性，被下游组件厂逐渐认可。 图表8：不同厚度的压延/浮法玻璃破碎高度（mm） 图表9：不同厚度的压延/浮法玻璃抗弯强度（MPa） 图表10：超白压延玻璃/浮法玻璃对比 1.2光伏玻璃轻薄化，双面组件渗透率有望快速提升 双面组件拥有更高的发电增益，优势较为明显。根据背板材料，硅晶太阳能组件分为单面组件和双面组件。单面组件的正面是光伏玻璃，背面多为不透明的复合材料（TPT、TPE等）。双面组件使用双面电池，将传统背板替换为光伏玻璃或透明背板。在阳光照射下，双面组件可吸收由周围环境反射至组件背面的光线，实现双面光电转换。根据中来股份官网，相较于单面组件，双面组件可获得5~30%（取决于地面反射效果）的发电量增益。除发电效率更高外，双面组件还具有生命周期长、耐候性和耐腐蚀性更强、衰减更慢的优点，普通组件与双玻组件质保期分别为25/30年，发电量衰减率分别约0.7%/0.5%。 图表11：双面组件示意图 双玻组件成本高、重量大的痛点已解决，渗透率有望快速提升。之前双玻组件渗透率提升较慢，一是由于成本更高，二是由于质量更重，导致制造、运输、安装、维护费用增加。因此行业内对双玻组件用光伏玻璃提出了减薄要求。随着2.0mm玻璃的推出，成本、重量问题得到解决，根据SolarWit测算，72版型（400W）双玻组件质量为23.2kg，仅比常规单玻重10%；且一套双玻单W成本仅比常规单玻+背板高4分钱左右，相较2月17日组件成本1.88元/W仅高出约2%，但可获得5%-30%的电量增益，因此我们判断双玻组件渗透率有望快速提升。双玻组件增加了光伏玻璃的需求，据SolarWit测算，72版型的2.5mm、2.0mm双玻组件光伏玻璃需求量，分别较单玻组件光伏玻璃需求量提升56.3%、25.0%。 图表12：双玻组件与常规组件重量和成本对比 预计双面组件渗透率有望从20年30%提升至25年60%。据CPIA统计，随着下游应用端对双面组件发电增益的认可以及受到美国豁免双面组件关税影响，双面组件渗透率自19年14.0%提升至20年29.7%，预计至2025年双面组件渗透率将达60%。由于2.5mm双玻组件属于过渡性产品，最终仍将以2.0mm或以下厚度组件为主，因此我们判断2.0mm双玻组件渗透率亦有望快速提升，根据亚玛顿《2020年非公开发行股票预案》，随着光伏行业步入“降本增效”的发展阶段，光伏玻璃开始朝着轻薄化方面发展，双玻组件的迅速发展也增加了超薄光伏玻璃的市场需求，2.0mm厚度的光伏玻璃成为需求增长最快的产品，市场需求占比预计将由2019年的3.4%提升至2025年的62.3%。 图表13：双面组件渗透率（%） 1.3硅片尺寸大型化，推动光伏玻璃大型化 降本增效明显，硅片大尺寸趋势明确。光伏硅片尺寸主要经历了三个阶段，1981-2012年，以100mm，125mm为主；2012-2018年，以156mm（M0）、156.75mm（M2）为主；2018年以来，出现了158.75mm（G1）、161.7mm（M4）、166mm（M6）、210mm（G12）等更大尺寸硅片。大尺寸硅片降本明显，主要体现在两方面，一是对于制造环节（规模效应），大硅片带来产能提升，但无需同比例增加设备及人力成本，从而降低单瓦组件所摊销的折旧、人力、三费；二是对于封装环节（余量价值），组件及系统中仍存在“余量价值”未被充分利用，如电池片之间的间隙、边框以及支架的强度余力等，大硅片可以进一步利用“余量价值”，从而降低组件及系统单瓦成本；据中环股份新品发布会，G12尺寸硅片电池、组件成本分别为0.23、0.62元/W，较M2尺寸硅片分别降低约25.6%、16.9%。大尺寸硅片下组件效率也有所提升，根据中环股份数据，G12尺寸硅片组件效率19.72%，较M2尺寸硅片组件效率提升0.57pct。 图表14：不同硅片尺寸电池、组件成本（元/W） 图表15：不同硅片尺寸下转换效率（%） 大尺寸硅片渗透率有望快速提升。硅片尺寸的选择需要下游电池片、组件及组装产业链的配套，是逐步过渡的过程。但近年来光伏硅片尺寸升级加快，我们认为一是由于行业集中度提升推动巨头联盟化，高集中度下便于大尺寸在各环节推广；二是由于一体化龙头带头先行，同时解决了硅片供应、电池加工、终端验证三个难题，避免了单一环节发动变革但其他配套环节支持跟不上导致升级进度缓慢的问题。据CPIA统计，20年市场主流硅片尺寸仍在166mm及以下，20年158.75mm和166mm尺寸的硅片占比合计达到77.8%，182mm和210mm尺寸硅片的市占率仅有4.5%。据CPIA的《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》预计，2021年之后166mm以下尺寸的硅片会被逐渐淘汰，166mm成为近几年的过渡尺寸。同时，2021年182mm和210mm的大尺寸硅片合计占比预计将达到50%左右，未来几年大尺寸硅片占比将继续加速提升。 图表16：不同尺寸硅片的市场占比 光伏玻璃大型化发展有望加快，新建产线存在后发优势。随