单晶行业深度报告：单晶，一场在路上的光伏盛宴-索比光伏网

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。

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kg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，这点也是目前多晶铸锭具备成本优势的主要原因。

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。

（三）切片环节非硅成本拆分

切片方面，我们这里考虑砂浆切割，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%。

（四）单晶硅片未来能否取得成本优势，或者逐步缩小与多晶的成本差？

从成本下降的角度来看，单晶未来相比多晶更大的下降空间同样体现在拉棒和切片环节。

1.单晶拉棒：提高单位产出

首先，拉棒方面，前面提到，单炉产出较低是单晶相比多晶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。

根据隆基股份本次募投项目计算，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。

2.单晶切片：引入金刚线

从硅片环节来看，单晶相比多晶明显的优势在于金刚线的引入方面。目前金刚线已经逐步应用于单晶硅片切割，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。

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）砂浆切割方面，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，而砂浆切割中成本占比较大的砂浆、钢线等辅材价格已经逼近成本区间，向下空间不大；

2)金刚线切割方面，目前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；

3）另一方面，根据调研情况，目前金刚线价格约0.18元/米，未来企业规划下降至0.1元/米以下，成本下降空间较大。

因此，金刚线切割的引入使得单晶硅片切割单片切割成本具有30%以上的成本下降空间，砂浆切片则已接近极限水平，单晶硅片未来切割成本优势明显。

3. 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。

4.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%。

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%-19.5%左右，N型单晶转换率在21%-24%左右。目前多晶转换率已接近极限，单晶则仍有较大的提升空间，从这点看，单晶未来也更具发展空间。

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。

回归投资，竞争优势能否提高单晶电站性价比

通过前面的分析，我们论证了未来单晶相对多晶取得竞争优势的几个方面：更高的转换效率提升空间、更大的成本下降空间、更强的单W发电能力等。归根结底，理论的分析要落实在电站实际的经济性上来，接下来我们从初装成本和LCOE两个角度，论证单晶电站在何种边界条件下可以取得经济性优势。

初装成本：价格差缩小、功率差扩大将为单晶带来优势

同样的60片的156*156的单晶组件与多晶组件在大小、规格等方面基本相同，所以单晶电站与多晶电站BOS成本（非组件、逆变器等建设成本）相同，但是由于单晶组件功率高于多晶组件，折算到每W上的BOS成本低于多晶组件，进而可以摊薄每W单晶组件价格高于多晶组件价格的部分。我们对此进行简单测算，并做如下假设：

1）假设单晶组件价格为4.5元/W，多晶组件价格为4.0元/W；

2）假设单晶组件功率比多晶组件功率高15W，分别为265W、250W。

经过计算，虽然每W单晶组件价格比多晶组件高12.5%，但由于BOS成本的摊薄，每W单晶电站的投资仅比多晶电站高3.3%。

我们对BOS成本做敏感性分析，发现当BOS成本超过10元，也就是电站单W成本14元左右时，单晶电站将在单W投资中占据优势。

在美国、日本等BOS成本较高的地区，分布式光伏电站建设成本在3-4美元/W左右，在这种情况下，单晶仅从单W投资上即已取得了相对优势，这也可能一定程度上解释为什么日本等地区住宅市场单晶占比较高。（美国市场单晶占比并不算很高，主要和美国自身补贴方式有关，但目前我们已经看到了单晶占比上升的趋势，美国五大电站开发商Firstsolar、Sunedison、Sunpower、Solarcity和Solarworld均表示后期要大幅提高单晶电站占比）

从动态来看，我们固定国内多晶电站BOS成本为4元/W，分别对单晶组件与多晶组件价差、功率差进行敏感性分析，这也对应了单晶未来相对多晶优势的两个发展方向：

（1）更快的成本下降，缩小单晶与多晶之间的价差；

（2）更高的转换效率，提高单晶组件与多晶组件功率的差距。

我们发现，在单晶与多晶价差0.3元/W时，如果单晶组件与多晶组件功率差20W，那么单晶电站与多晶电站的装机成本将基本持平；如果单晶与多晶价差进一步降低至0.2元/W，单晶组件与多晶组件功率差为15W时，单晶电站便已取得装机成本的优势。

那么，单晶与多晶的价格差、功率差能否达到以上要求将是后期我们需要重点关注的方向。首先，价差方面，依赖于单晶成本的下降方式与速度，这点我们在前面已有所论述。第二，功率方面，组件与电池的功率与电池的转换率与面积有关（功率=面积*转换率），我们对比156*156多晶电池组件和156*156（直径200）的单晶电池组件功率发现：

（1）当单晶与多晶的转换率差在1.5%时，60片单晶组件与多晶组件功率差在15W左右；

（2）当单晶与多晶的转换率差在2.0%时，60片单晶组件与多晶组件功率差超过20W。

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，N型单晶转换率在21%-24%左右。目前多晶转换率已接近极限，单晶则仍有较大的提升空间，因此我们预计未来1-2年内，看到我们所希望的20W以上的功率差将是很有可能的。

LCOE：4%的单W多发电能力保证单晶电站取得优势

LCOE是测量光伏、风电等可再生能源发电成本的最主要的方法之一。根据定义，LCOE=电站生命周期内的成本现值/电站生命周期内发电量贴现，真实反映电站生命周期内度电综合成本。为了计算简便，这里我们仅考虑初始投资、运维成本及发电量三个指标，忽略影响不大的税盾效应、残值等影响。

作为单晶电站与多晶电站对比研究，我们进行如下假设：

1）多晶电站使用的组件为250W，电站规模为100MW，即使用40万个组件；单晶电站使用40万个单晶组件，但由于组件功率大于多晶组件，因此装机规模超过100MW；

2）多晶电站与单晶电站使用的组件数量相同，因此我们合理假设其生命周期内每年运维成本相同；

3）假设多晶电站BOS成本为4元/W，多晶组件价格为4.1元/W，逆变器0.3元/W，年发电小时数为1500小时；

4）贴现率假设为7%。

在以上的基础上，影响多晶电站与单晶电站LCOE水平对比的因素主要包括单晶与多晶价格差、效率差、相同W数单晶比多晶多发电比例等几个因素，我们这里的分析将主要针对以上三个因素进行LCOE敏感性分析，对比单晶在什么情况下可以获得LCOE优势。

(一)敏感性分析及推断

1）首先，我们通过电站模型，测算多晶电站与单晶电站LCOE的绝对水平。

简单测算，在7%贴现率、1500小时的年有效发电小时数下，多晶电站LCOE为0.6009元/度，单晶电站LCOE为0.6140元/度。在7%贴现率下，单晶电站LCOE高出多晶电站约0.012-0.018元/度左右。

2）其次，我们从价格差与功率差的角度出发，对单晶和多晶电站LCOE差进行敏感性分析。

简单测算，在单晶与多晶功率差为15W时，如果单晶与多晶价差小于0.3元/W的情况下，单晶电站LCOE将低于多晶电站LCOE；在价差为0.3元时，功率差超过15W的情况下，单晶电站可取得LCOE优势。

3）第三，对不同价格差与单晶多发电比例下，单晶电站与多晶电站LCOE差进行敏感性分析。

假设单晶组件与多晶组件功率差为15W。经过测算，在相同W数单晶比多晶多发电4%时，即使价差为0.6元/W，单晶电站同样具备LCOE优势；如果价差为0.4元/W，单晶电站在相同W数单晶多发电2%以上，即取得LCOE优势。由此可见，单晶电站多发电能力对于单晶LCOE优势具有较明显的影响。

4）最后，固定价差为0.5元/W，从不同功率差和单晶多发电比例的角度，对单晶电站与多晶电站LCOE水平进行敏感性分析。

经测算，在功率差为15W时，如果单晶多发3%的电，将取得LCOE优势；当功率差为30W时，即使单晶电站不存在多发电现象，其同样具有LCOE优势；当单晶多发电5%时，即使功率差为5W，单晶同样具备LCOE优势。

综合以上分析，我们可以得到以下结论：

1）在价差为0.3元时，功率差超过15W的情况下，单晶电站可取得LCOE优势；

2）在15W的功率差下，在相同W数单晶比多晶多发电4%时，即使价差为0.6元/W，单晶电站同样具备LCOE优势；

3）在价格差为0.5元/W下，在功率差为15W时，如果单晶多发3%的电，将取得LCOE优势；当单晶多发电5%时，即使功率差为5W，单晶同样具备LCOE优势。

由此可知，单晶电池的多发电能力对于单晶电站取得LCOE成本优势具有重要影响，而随着单晶多发电逐步被更多的投资者认识到，单晶电站投资热情也必然会上升。其次，功率差、价格差同样对LCOE有明显影响。

隆基股份：单晶硅片龙头，尽享行业成长

站在单晶行业快速发展的车道上，从产业链的角度出发，我们认为单晶行业更多的投资机会集中在两个地方：

1）N型电池组件：相比于P型单晶电池，N型电池技术要求高，尤其是高转换效率的产品，因此进入壁垒较强。目前实现N型电池商业化量产的企业主要为Sunpower、Sanyo、赛昂等少数几家。

2）单晶硅片环节：相比于单晶电池、组件环节，单晶硅片领域集中度高，国内五大单晶硅片企业隆基股份、中环股份、晶龙集团、阳光能源、卡姆丹克硅片出货量约占全球的60%以上。同时，由于拉棒环节对生产工艺控制和人员要求较高，新进入者短期难以实现规模扩张，且取得成本优势相对较难。因此，整体上单晶硅片领域具有更好的供给格局。

规模生产的N型电池企业主要集中在海外，但单晶硅片企业主要集中在国内，其中隆基股份作为单晶硅片龙头企业，成本优势与规模扩张等将无疑使得公司可以尽享单晶行业蛋糕做大带来的收益。

管理层奠定龙头基础，行业增长驱动规模扩张

隆基股份成立于2000年，一直以来公司坚持“专业化、规模化、品牌化”的发展路线，专注于单晶硅棒、硅片的生产与销售。

公司管理层出身半导体专业，沉浸光伏行业多年，具有丰富的太阳能硅片行业经营与管理经验，这点也奠定了公司成长为单晶硅片龙头的基础，最直接的体现在以下两点：

1）硅棒产能战略布局宁夏低电价地区：公司早在2006年即将硅棒产能布局在宁夏低电价地区，当时电费在硅棒总成本中占比较低，这一战略在当时难以得到行业理解，而站在当前的时点看，这点无疑是具有极强前瞻性的决策，也是公司成本优势的重要来源之一。

2）推进公司稳健成长，良好的财务状况保证行业复苏时的扩张能力：在2010-2011年行业繁荣发展的时期，公司依然稳步推进规模成长，而并未像国内部分企业盲目扩张，相对稳健的策略使得公司在2011-2012年的光伏低迷期受创较小，得意保存实力，而在2013年的行业复苏期率先实现规模扩张。

优秀的管理能力奠定了公司龙头地位的基础，成本、技术、资金等优势是公司抢占市场份额的重要手段。近年来公司出货量持续快速增长，2013年在市场复苏及公司新增产能持续释放的背景下，公司实现单晶硅片出货2.68亿片，折合约1.23GW，全球单晶硅片市场占有率约15%，一举奠定公司单晶硅片龙头地位。

2014年公司推出2GW单晶硅棒及硅片产能扩张的增发项目，随着后期公司募投项目的建设投产，以及现有产能的改造，预计公司后期产能将快速增长，2015、2016年有望达到4.5GW、6GW以上水平，在单晶硅片领域占有率将有望从目前的15%左右提升至30%左右。

技术与布局造就成本优势，盈利能力行业领先

相比其他几家单晶硅片龙头企业，公司非硅成本相对较低，具有明显的成本优势。

公司成本优势一方面来源于前期战略性的硅棒产能布局，另一方面则源于公司技术优势。

1）战略性布局下的电费成本优势

前面我们已经提到，公司早在2006年即将耗电量高的硅棒产能布局在宁夏地区，目前公司全部硅棒产能均在宁夏地区，相比于其他硅片企业，宁夏当地较低的电价水平为公司带来了一定的成本优势。

2）技术优势带来成本优势

除了战略布局外，更为重要的一点是公司相对其他企业的技术优势，公司技术优势一方面体现在现有技术的领先性，另一方面则体现在未来技术储备上面。

目前公司单晶硅棒厂拥有国内领先的MCZ生长技术、单晶改性技术、单晶炉热屏技术，降低晶体内在缺陷，保障硅棒品质，提升太阳能电池转换效率。同时，公司在单晶硅棒拉速、连续拉棒等工艺上的持续追求，使得公司硅棒产能具有投料量大、拉速快、拉晶时间短等方面优势。

另一方面，公司重视技术研发，每年投入大量科研经费，推进技术进步。在现有技术应用和产能扩张的同时，保留新技术应用的空间，已适应未来技术进步，降低技术、设备等的突然更替风险。比如，多数硅片公司采用定制化设备，后期升级空间小，如由6.5寸硅棒提升至8寸硅棒；而公司采用自有的控制技术，即降低设备成本，也为未来改造预留了空间。从公司投料量水平来看，公司上市募投项目银川隆基500MW硅棒项目计划单炉产量1.56MW，而2014年非公开增发银川隆基1.2GW硅棒项目单炉产量则达到了3.75MW。