索比光伏网讯:我们为什么持续关注单晶？
近年来，全球单晶市场发展缓慢，但是我们察觉到了行业的变化：1）需求侧，日、美等海外市场的单晶产品需求持续增长，即将启动的国内分布式有望带动单晶占比提升；2）更为明显的是供给端的变化，原有电池厂商Sunpower、新日光、茂迪等加快单晶产能扩张；同时，产业龙头Firstsolar、Solarcity、OCI等布局高效单晶产能，加大单晶拓展力度。
展望未来，单晶能否实现？
逆袭以史为鉴知兴替，回顾单晶发展，此前占比下降主要原因：1）生产工艺导致单晶更难规模化，无法满足需求的爆发式增长，行业快速发展中虽总量持续增长，但占比不断下降；2）规模化较慢放大成本劣势，规模大的地面电站对成本更为敏感，影响单晶推广；3）行业低迷期多晶企业非常规化手段拓展市场，挤压单晶市场。站在当前时点，我们认为单晶更具发展前景：1)更高的转换率提升空间：目前多晶电池转换率17.5%-18%已接近实验室水平，但P型与N型单晶转换率已达到19%-19.5%、21%-24%的水平，且上升空间更大；2）更大的成本下降空间：单晶在单位产出提升、引入金刚线切割、薄片化等方面更具优势，高转换效率同样将摊薄每W成本；3）更强的发电能力：温度效应、弱光性使得单W单晶比多晶发电能力更强，目前这点已得到印证与认可。
回归投资，竞争优势能否提高单晶电站性价比？
回到电站投资，经济性决定一切。转化率提升、成本下降、多发电能力等将保证未来单晶电站的经济性：1）由于BOS成本摊薄，单晶与多晶“功率差20W，价格差0.3元/W”，或“功率差15W，价格差0.2元”时，单晶将取得初装成本优势；2）在价差为0.3元，功率差15W时，单晶取得LCOE优势；2）功率差15W，每W单晶比多晶多发电4%，即使价差为0.6元/W，单晶LCOE
隆基股份：单晶硅片龙头，优享行业成长，维持强烈推荐
隆基股份管理层具有丰富的光伏行业经营经验，稳健的经营策略与前瞻性的产业布局使得公司在行业低迷期受损较小，奠定了龙头基础。而技术与成本优势、客户基础等将保证公司最大程度的受益单晶市场增长，预计公司2014-2015年EPS为0.61、0.96元，强烈推荐。
我们为什么持续关注单晶？
一直以来，行业内关于单晶与多晶的争论从未停息，核心问题不外乎未来单晶与多晶谁取代谁，亦或是谁占比更高。近年来，受多晶厂商挤压，单晶占比有所下降；2013年以来，我们似乎重新看到了单晶重新崛起的趋势。
需求侧：海外平稳增长，国内分布式推广有望带动占比提升
首先，从需求端来看，2013年全球单晶装机约8.5-9GW，占全球光伏装机的22%-23%，相比2012年占比基本维持平稳。但是，这主要受单晶占比较低的中国市场需求大幅增长影响，如果不考虑中国装机水平，则单晶占比超过30%，相比2012年25%左右的水平明显提升。需求增长与占比提升主要源于日本、美国等新兴市场，传统欧洲市场占比预计维持平稳。
日本市场方面，受益于高电价补贴政策，2013年日本光伏装机大幅增长，全年装机7.5GW，同比增长204%。其中，单晶装机2.48GW，同比增长130.43%。受中国多晶组件厂商进入及大型电站装机增长影响，单晶占比由2012年的43.57%下降为33%，但其出货量的大幅增长及相对全球较高的单晶占比水平依然提升了全球单晶占比。
从装机类型来看，单晶在住宅市场中占比明显较高，且有所上升；在地面电站中占比同样有所上升，工商业占比有所下降。
美国方面，2013年美国实现装机4.75GW，同比增长41.02%，其中住宅市场装机792MW，同比增长60.32%；地面电站装机2.85GW，同比增长58%；工商业装机1.11GW，同比增长3.73%。预计2013年美国单晶出货1.5GW（其中，Sunpower在美国出货500MW），占比约31%。
从几个主要的光伏市场来看，未来单晶需求均有望快速增长，尤其是国内市场分布式的推广，有望带动单晶占比的进一步上升：
1）国内市场方面，2014年我国确定了分布式的发展方向，2014年规划装机14GW，其中地面电站6GW，分布式8GW。虽然年初以来分布式推广面临一定的问题，但政府持续出台了多项政策支持分布式的发展，尤其是近期能源局发布的《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，将有望带动国内分布式的快速发展。从海外发展经验来看，由于单晶转换率高、占地面积小等优点，在分布式中占比较高。我们判断，国内分布式的发展将有望带动国内单晶需求需求与占比的提升。
2）日本方面，去核化后的能源短缺是本轮日本光伏增长的主要原因，而作为一个能源对外依赖严重的国家，发展光伏、风电等可再生能源也势在必行。2014年虽然日本下调了光伏上网电价，但主要是系统成本下降后的正常下调，项目投资收益率并未下降，尤其是住宅项目标杆电价仅由38日元/千瓦时下调为37日元千瓦时。我们预计后期日本市场仍将维持平稳增长，单晶需求同样将持续增长，占比则有望回升。
3）欧洲方面，整体来看经过装机量快速下滑后的欧洲市场后期装机将趋于平稳，传统的德国等市场整体平稳，新兴市场英国、法国等快速成长。我们判断未来欧洲市场单晶占比将大概率提升：1、欧洲光伏发电居民项目逐步进入用电侧平价，后期将驱动光伏增长，单晶在居民分布式上的优势将有望带动占比提升；2、2013年欧盟与中国达成光伏组件出口限价承诺，较高的限价水平将有利于单晶市场的推广，从今年上半年来看，单晶产品竞争力明显有所提升。
4）美国方面，美国光伏市场仍将维持平稳增长，其国内对发电量的重视程度不断提升，发电能力更强的单晶需求将持续增长。从美国N型单晶Sunpower出货量预期来看，2013年Sunpower美国国内出货508MW，公司预期2014年出货715-750MW，同比增长40%以上。此外，美国主要的电站开发企业Solarcity、Firstsolar、Sunedison等均明确规划单晶装机占比提升。
供给端：现有企业产能扩张，新进企业加大单晶布局
上面我们分析了单晶需求侧的变化及未来可能的发展，而需求侧的变化将直接通过价格的变化传导到供给侧的变化上来。从价格来看，2013年以来单晶电池相对多晶电池的价差持续上升，已经开始逐步反映单晶需求改善的端倪。
单晶与多晶的这一变化，在供给侧的表现则更为明显，主要体现在两个方面：1）部分行业内龙头企业通过收购的模式快速进入单晶领域，并加快单晶拓展；2）现有龙头企业加快产能扩张。
行业龙头企业布局高效单晶产能
今年6月17日，科技狂人马斯克旗下光伏企业Solarcity宣布收购N型单晶光伏组件生产商Silevo，并计划未来两年内在纽约建设年1GW以上的组件产能，继此前的松下（收购Sanyo）、Firstsolar（收购Tetrasun）、OCI（合资企业Misson）后，成为另一家进入高效单晶领域的大型光伏企业。
大企业收购高效单晶企业一方面从一定程度说明了产业内对未来高效单晶路线的认可；另一方面有利于推动高效单晶产能扩张与市场推广，提高未来单晶占比。
现有单晶龙头企业加快产能扩张
现有产能方面，N型单晶龙头企业Sunpower推出扩产规划，预计2015、2016年产能将由目前的1200MW提升至1400MW、1800MW。
台湾主流电池企业同样加快单晶产能扩张，其中新日光2013年底产能达到2.1GW，其中单晶300MW，后期计划扩至600MW以上；昱晶2013年底产能1.5GW，其中单晶250MW，2014年底预计达到550MW；益通2013年产能800万片/月，其中单晶300万片/月，计划扩至600万片/月。
此外，硅片环节单晶同样具有明显的扩产行为，尤其是隆基股份、中环股份等龙头企业。
即使是多晶硅片龙头企业保利协鑫，在其产品出货结构中，同样加大了高效单晶产品占比：2014年公司规划鑫单晶G2、N型单晶出货占比分别达到10%、2%。
综上分析，不管是需求侧，还是供给端，我们均看到了未来单晶规模扩张的迹象，那么未来产业内企业在这一时刻集体选择单晶扩产呢？未来单晶又是否真的能否实现需求扩展、占比提升，甚至是替代多晶的局面？其相对多晶的优势又在哪里？后面我们将从刨除企业层面的决策信息，从产业发展的角度，分析未来单晶的发展路线及占比提升的可能。
展望未来，单晶能否实现逆袭？
讨论单晶未来发展之前，我们首先回顾历史，寻找过去单晶占比下降的主要原因。
以史为鉴，2006年以来为什么单晶占比持续下降？
2006年，全球单晶占比达到43.6%的历史峰值，此后单晶占比持续下降，2012、2013年单晶占比仅22%左右。
我们发现单晶占比的下降发生在光伏行业2008年后的快速发展期，在这一时期单晶装机持续增长，但受多晶装机更快的装机速度影响，单晶占比有所下降。结合行业发展，我们认为单晶占比下降主要有以下几个原因：
（一）生产工艺决定单晶量扩产慢，难以满足市场快速增长需要
从生产工艺来看，目前，单晶组件与多晶组件的生产差异主要体现在拉棒与铸锭环节，后期的切片、电池(单晶是碱制绒，多晶为酸制绒)、组件环节差别不大。
就单晶硅棒与多晶硅锭而言，两者使用的原材料均为太阳能级多晶硅，生产工艺及差异主要为：
1）单晶拉棒过程
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，因此对于人工控制要求较高。
2）多晶铸锭过程
多晶铸锭主要包括“装炉-加热熔化硅材料-生长-退火处理-停炉冷却”等过程，多晶铸锭炉为方炉，在硅料生长过程中对于生产控制要求相对较低。
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。从单晶生产炉与多晶铸锭炉的发展过程来看，多晶铸锭炉一次投料量从早期的200kg不到逐步增加到800-1000kg，而单晶生长炉一次投料量虽然同样在不断增加，但目前依然主要集中在120-150kg的投料规模，最高也仅达到300kg的投料量，与多晶投料规模差距较大。
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。
（二）规模化缓慢放大单晶成本劣势，地面电站快速增长影响份额
对于光伏这样的新兴产业，行业的规模化发展是降低行业成本的主要途径之一。而相比多晶，单晶产业更慢的规模化速度导致单晶本就具有的成本劣势被进一步放大。
前面我们已经论述了单晶拉棒炉与多晶铸锭炉投料量的发展与当前行业的装料水平，由于单晶拉棒与多晶铸锭一炉的生产时间差异不大（基本均为一个月9-11炉），这就使得投料量较大的多晶铸锭在单位千克的电费、折旧、坩埚、人工等方面，具有明显的摊薄效应，成本也就更低，进而造就了多晶铸锭目前的具本优势。
我们根据单晶炉生产工艺参数与多晶炉生产工艺参数简单估算，单晶硅棒每kg的非硅生产成本在75-100元左右，多晶铸锭每kg的非硅生产成本在25-35元左右。当然，通过设备的参数理论上的成本测算低于实际生产过程中的成本水平，据我们了解，目前国内单晶硅棒领先企业非硅成本约90元/kg，多晶铸锭领先企业的非硅成本约35元/kg左右。
综合来看，拉棒与铸锭环节的成本差异导致了单晶组件与多晶组件的成本差异，虽然单晶组件较高的功率可以摊薄分摊至每W上的成本，但依然无法改变单晶组件的成本劣势。根据我们的测算，目前P型单晶电池组件非硅成本约0.41-0.45美元/W，与多晶的0.39-0.43美元/W的水平具有0.02美元/W左右的差距。
较慢的规模化过程影响了单晶在成本上面的竞争力，在2008年光伏行业的快速发展过程中，装机规模较大的地面电站装机快速增长，而这类电站对于成本的敏感性更高，这使得缺少成本优势的单晶发展受到一定的抑制，进而导致单晶占比不断下降。
从彭博统计的数据来看，驱动光伏增长的2008年的西班牙、2010年的意大利、2010-2012年的德国装机占比中，20KW-1MW、1MW以上项目装机占比明显大幅提升。
首先，西班牙方面，在装机量爆发性增长的2007-2008年，1MW以上光伏项目基本主导了西班牙的光伏市场。
其次，从意大利装机来看，2007-2011年以居民自建为主的20KW以下光伏电站项目装机量虽然持续增长，但占比持续下降，2011年由2006年的79%下降为10%，20KW-1MW及1MW以上项目占比持续上升。
德国市场方面，在市场快速发展的2008-2012年，大型光伏电站占比同样持续提升，20KW以下市场则维持平稳增长。
（三）行业低迷期多晶企业过度挤压，单晶市场份额再降低
前面讲到较慢的规模化速度使得单晶错失了行业快速发展的机遇，而在行业快速发展后的低迷，受多晶企业的度挤压影响，单晶市场份额进一步下降：
1）行业低迷的背景下，前期快速扩展导致产能过剩严重的多晶产业链企业，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，这点从2012年多晶组件企业盈利出现集体亏损中可以得到一定印证。
2）单晶相对多晶本身具备成本劣势，多晶企业过度的挤压导致单晶电池、组件企业影响恶化，多数电池组件企业退出单晶领域，进一步影响了单晶市场的推广；
3）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，如美国的Firstsolar、Solarworld、Sunedison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。
面向未来，单晶如何取得竞争优势？
站在目前的时点上，单晶组件相比多晶组件具有明显的价格劣势，根据我们调研情况，目前应用单晶的光伏市场主要基于以下几个原因：
1、历史沿用习惯：欧洲、日本等海外地区此前本身单晶占比相对较高，在单晶应用上具有一定的沿用惯性。
2、居民屋顶：居民屋顶总投资额相对较低，因此对于成本的敏感性同样相对较低，这种情况下，单晶转换率高、单位面积内可装机规模大、组件相对美观等优势有所体现，使得单晶在居民屋顶中占比相对较高。
3、BOS成本相对较高的地区：组件成本是电站系统成本的一部分，由于单晶组件与多晶组件外观大小一致，因此单晶电站与多晶电站系统成本中去掉组件后的BOS成本差别不大，但由于单晶功率相对较高，折合到每W的BOS成本较低，可以摊薄单晶组件价格高的部分。关于这点我们将在后面做详细的分析。
4、认识到单晶发电能力更强的企业：部分企业在电站实际开发中发现，相同W数的单晶电站发电要高于相同W数的多晶电站，使得采用单晶经济性更好。
那么，从未来发展来看，除了目前的固有市场外，单晶能否取得新的竞争优势将直接影响未来的单晶市场发展。前面我们已经对单晶需求端和供给端的变化进行了分析，那么究竟是什么原因影响了单晶需求端与供给端的变化，这种需求的变又是否具有持续性？
结合行业技术变化，我们认为，相比多晶，单晶以下几点优势将使得单晶未来具有更为广阔的发展空间：
1、更高的转换效率提升空间；
2、更大的成本下降空间；
3、更强的发电能力。
（一）单晶竞争优势之一：更高的转换效率提升空间
对于光伏发电来说，效率无疑是其最根本的生命力，转换效率的提高可以利用更多的太阳能，同时也可以降低单位成本。
目前全球量产多晶的转换率在17.5%-18%左右，P型单晶转换率在18.5%-19%左右，部分企业产品转换效率已经超过20%；N型单晶转换率则更高，量产水平在21%-24%左右。
从未来发展来看，单晶转换率明显具备更高的上升空间：1）目前多晶转换率已经接近19%-20%的实验室水平，后期提升空间不大；2）P型单晶实验室转换率可以达到22%以上，晶澳商业化生产的“博秀”转换效率已经突破20%；3）Sunpower量产的N型单晶量产水平已经达到24%。
从NREL预测的未来光伏电池发电效率来看，单晶明显更具空间。
从具体企业来看，英利2013年多晶电池转换效率17.9%，实验室水平19.1%；N型单晶转换效率20.1%，实验室效率21.5%。从未来发展看，多晶实验室转换效率提升空间并不大，量产水平与实验室水平将逐步趋近，而单晶则上升幅度相对较大，这点在阿特斯电池转换效率发展中同样有所体现。
（二）单晶竞争成本之二：更大的成本下降空间
从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，从而缩小单晶与多晶的成本劣势，甚至带来成本优势：1）多晶铸锭投料已经达到800kg，接近极限水平，而单晶单位产出仍具有较大的提升空间；2）单晶硅片切割在引入金刚线切割方面具有天然优势，成本更具下降空间；3）单晶更容易推进薄片化；4）单晶更高的转换效率空间可以摊薄单W成本。
单晶拉棒：提高单位产出，降低单位成本
前面提到，单炉产出较低是单晶拉棒相比多晶铸锭成本差距的主要来源，未来单晶缩小与多晶成本的主要方式也是通过提高单炉产出：1）提高拉速；2）应用连续投料技术，增加单炉产出；3）缩短非生产时间，如换料时间等。
根据隆基股份2014年募投项目计算，募投项目单炉产量已经达到3.63MW，相比公司银川隆基三期的单炉2.60MW增加近40%，这也必将带动成本大幅下降。多晶方面，目前行业龙头企业单炉投料量已经达到800kg的水平，已经逐步接近规模与成本的临界值，在大型热场、坩埚等成本取得突破下降前，单炉投料量进一步做大的区间并不算大。因此，我们认为未来单晶拉棒环节的成本下降空间要明显大于多晶铸锭的下降空间。
单晶切片：引入金刚线切割
切片方面，目前砂浆切割依然是硅片切割的主流，我们根据梅耶博格DS271切片机的生产技术参数，以及我们调研数据进行简单估算，目前硅片切割成本在1.56-1.90元/片左右，其中砂浆占比30%左右、钢线占比17%左右、电费占比约15%。
从未来发展来看，经过行业的持续发展，砂浆切割技术已相对成熟，工艺改进范围不大，主要的成本部分砂浆、钢线等耗材价格均也已逼近成本空间，未来下降空间不大。
而相比于砂浆切割，金刚线切割具有切速快、线径小、切割过程无需砂浆等特点，从目前的成本来看，主流单晶硅片企业的金刚线切割技术成本已经基本达到与砂浆切割相同的水平，但金刚线切割明显具有更大的成本下降空间：
1）金刚线切割尚处于推广的初级阶段，生产工艺完善、规模化等均将带动后期成本的下降；
2）根据调研情况，目前树脂金刚线价格约0.18元/米，未来企业规划下降至0.1元/米以下。电镀金刚线价格同样具有较大的下降空间。
3）金刚线比传统钢线更细，可以降低切割中的硅料损失，提高单位产出，降低成本。
而在金刚线切割的引入上面，单晶相比多晶明显明显的优势，目前金刚线已经逐步应用于单晶硅片切割，主要的单晶硅片龙头企业均已实现了金刚线切割的引入，且比例持续上升。但是，多晶切割由于晶体结构的问题，金刚线仅在切方环节可以实现商业化运行，硅片切割方面仍处于试验阶段，能否实现商业化运行仍存在不确定性。
对于金刚线切割对切割成本下降的影响，我们简单对树脂金刚线价格下跌带来的成本下降进行敏感性分析：如果金刚线价格有0.18元/m下降至0.15元/m，切割成本则从1.6元/片下降至1.45元/片，下降幅度达到9.38%。
单晶切片：推进薄片化
除金刚线切割外，单晶相对多晶另一优势为可以推进薄片化。随着电池技术的进步，硅片厚度已经逐步从此前超过200μm的水平逐步下降至190、180μm的水平，单晶硅片实验室切割水平硅片厚度已经可以达到140μm，甚至更低的水平。我们认为，伴随电池技术进步，硅片薄片化是未来必然的发展趋势，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。而对于多晶，由于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，从这点来看，单晶未来同样具有更高的成本下降空间。
我们根据硅片切割成本与参数，简单估算薄片化对硅成本、单位折旧、单位电费等成本的影响。
首先，硅成本方面，薄片化可以降低单片硅片的耗硅量，进而降低硅片成本。经过我们的测算，当硅片厚度由180μm下降至160μm，硅片硅成本将下降0.144元/片。
折旧方面，由于推进薄片化将提高硅片产量，因此可以降低单位折旧成本，根据测算，当硅片厚度由180μm下降至160μm，可降低折旧成本0.012元/片。
电费方面，根据测算，硅片厚度由180μm下降至160μm，可降低电费成本0.015元/片。
综合来看，薄片化对于硅片成本的影响明显，当硅片厚度由180μm下降至160μm，可节约成本0.17元/片，折合0.037元/W。
硅片-电池-组件：提高转换效率降低单W成本
除了以上几点直接的成本降低手段外，单晶未来的另一条成本下降路线是提高转换效率，降低组件的单W成本。
对于156*156*200的单晶硅片（电池片），当单晶转换效率增加0.5%，单晶电池片功率增加0.12W。
我们假设目前单晶电池转换效率为19.24%，对应电池片功率4.6W，非硅成本3.25元/片，折合0.71元/W。假设效率提高后非硅成本不变，根据我们的测算，当电池转换效率提高0.2%时，单晶硅片单W非硅成本下降1.03%；当转换效率增加1%时，单晶硅片单W非硅成本下降4.94%。
前面我们已经提到，目前多晶转换率已接近极限，单晶则仍有较大的提升空间，因此未来效率对成本摊薄的空间更大。
（三）单晶竞争优势之三：更强的单W发电能力
单晶未来另一大竞争优势为逐步被人们认识到的更强的单W发电能力。
理论上讲，在发电小时数一样的情况下，相同W数的多晶组件与单晶组件发电量一致。然而，不管是从实验室结果看，还是实际电站运行情况来看，单W的单晶发电能力更强。
早在2007年，中山大学太阳能研究所沈辉教授即对比研究了不同技术路线组件的发电能力，并发表论文《六种太阳电池光伏阵列实际发电性能比较》，根据实验数据，每W单晶比每W多晶多发电5.7%。
2014年，山东某光伏运营企业同样对单晶、多晶组件的发电能力进行了实测对比，根据发电数据，在一个月的发电时间内，每W单晶比多晶多发电6%左右。
在西部大规模建设的地面电站中，单晶同样具有更高的发电能力。根据中电投西安相关领导在去年国内五家单晶硅片企业发起的“单晶M1&M2产品联合发布会”上表示，单晶每W多发电4.77%。
从理论上讲，单晶的多发电能力源于其更好的温度效应、弱光性及更低的线缆损失等。
首先，组件的标定功率一般是在25℃的温度下测定的，在实际发电过程中，在太阳光持续照射的情况下，组件温度会不断上升，而组件工作温度每上升1℃，功率输出减小0.4%-0.5%。
单晶组件由于内部结构单一，单位面积转换率高，因此吸收光照中转化为电能的比例高，转化能热能的比例低，一般单晶组件工作温度会低于多晶组件约6℃，因此单晶具有更好的温度效应。
其次，由于单晶与多晶对光谱的不同相应能力，单晶产品的弱光性同样更好。
另外，由于同样装机量的单晶电站所用电缆更少，因此通过电缆损失的电力更低。
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