单晶VS多晶：谁会在2018年胜出？

单晶硅片好，还是多晶硅片好?这个问题本身由于各方利益、立场的不同，很容易引发诸多口水。我并不希望我文后的评论是站在各种利益立场上的谩骂，而是基于数据、基于事实的理性讨论。

作为我自己，更要在这篇文章中谨言慎行的讨论，披露大量我们调研获得的并且经过多方核验的宝贵数据，努力保障每一个结论不是臆想武断的断言，而是经得起推敲，经得起实践与时间检验的可信结果。

这篇文章的结论，不为任何厂家站台，不为任何利益站台，我们只为事实说话。

通过这篇文章，我希望把2018年的光伏产业讨论的更加充分清晰一些，写一篇有分量、有含金量的产业文章，以对产业内外的朋友提供一些有价值的指引，对产业内的朋友未来的投资决策提供一些有力的数据支撑。

熟悉我的朋友都会知道我对光伏产业有一份独特的热爱，自己在鄂尔多斯的故乡恰好位处矿区，因为煤炭开采而把记忆中的家乡变得面目全非，我痛恨煤炭，所以我热爱光伏。

我很希望我们的思考能对朋友们提供有价值的观点，如真能如此，我便心满意足。

一、光伏产业为何突然出现加速发展势头?

最近两年光伏产业所取得的技术进步，远比前几年更令人瞩目。

本以为光伏产业经过几十年的发展，转换效率趋于极限，效率的提升会越来越难，却没想到光伏产业在产业化技术方面经过多年的平淡以后，突然出现加速发展的势头。

往年，60片标准组件的功率按照每年5W的速度提升，而在最近两年间，我们可以见证到组件功率会按照每年20W的速度在提升。

预计到2018年，单晶半片perc标准组件功率普遍可以做到315W，而且从产能布局来看，这样的超高功率的组件供应量还不少，预计perc电池产能在2017农历年年底就会达到35GW的水平，2018年年底会更进一步提升到55~65GW的水平。

取得这样瞩目进步的背后要感谢一家公司的大力推动，它就是隆基股份(SH：601012)。

在技术层面，隆基股份过去几年主要做了三件事情：

1、整合上游设备制造商，大力研发高产能、高品质单晶炉;

2、扶持金刚线国内供应商，推动金刚线的产业化应用;

3、推动perc电池的产业化应用和效率提升。

隆基股份一系列动作推动产业快速进步的同时，也奠定了它光伏产业新晋王者的地位。

笔者认为，从根本上来说，这一次改变单多晶竞争格局背后的根本原因还是技术。接下来，我们就从新技术的角度，分析一下新技术的应用对单多晶的竞争格局带来一些什么改变。

二、金刚线切割是一场本质上有利于单晶硅片的产业革命

如果要问是什么原因导致近些年单晶硅片占比不断提升?我觉得首要原因必然是单晶硅片率先实现了金刚线切割的产业化应用。

金刚线切割相比于传统的砂浆切割具有细、韧、锋等三个特点，“细”使得切割过程损耗小，提升单位重量的硅棒/硅锭的出片量，1kg准方锭的出片量由以前的48片提升到目前的62片。

如果明年细线化更进一步推进，使用到50微米的金刚线，1kg单晶准方锭的出片量会更进一步提升至70片。

“韧、锋”等特点使得金刚线切割过程速度更快，切割一刀所需要的时间相比于以前大幅缩短：

由以前的4~6小时一刀缩短到1~2小时一到，仅仅改造后的切割机，出片量就能比以前的砂浆机提升一倍，由以前的1万片/台/日提升到目前的2万片/台/日;而如果购买专业的金刚线切割机台的话，每日出片数量更是高达3万片。

1、金刚线单晶线耗低、时间快

这里我想特别强调的是：说金刚线切割革命是一场本质上有利于单晶路线的产业革命，并不是说单晶可以使用金刚线切割而多晶不可以使用。

事实上，今年是多晶硅片全面普及金刚线切割的一年，普及率由年初的百分之几迅速提升到目前的约70%，明年一季度传统砂浆片就可能会完全退出市场，多晶硅片即将实现100%的金刚切普及。

之所以说金刚线切割本质上有利于单晶路线，是因为单晶硅片应用金刚切效果更好，成本下降更显著。

而之所以如此，则是因为多晶铸锭的生产过程使得其内部晶格序列不完全一致，内部晶体的硬质点导致线材的消耗量增加;而单晶“准方锭”由于内部晶体序列整齐排列，切割起来更加容易。

多晶硅片是今年才刚开始普及金刚线切割，又主要使用的是改造机，所以在切割数据上落后很多，但相对于单晶硅片，未来优化的空间更大。

根据我们在产业一线的调研和先进金刚线厂家的数据，未来多晶硅片单张硅片线耗可降低至1.2米。

但是即便如此，和单晶硅片的数据还是有一定差距，这种差距是从单晶棒/多晶锭他们生产出炉那时起就决定了的。

通过上述数据，我们可以知道，由于多晶小方锭内部晶格序列不一致，即便是未来优化到非常理想的状态，多晶片切割的线材消耗量和时间消耗量都要落后于单晶硅片。

这种差距是难以弥补的

在预设金刚线价格为0.1元/米的情况下，2018年单晶硅片单张切片成本可以做到0.35元/张，而多晶硅片明年的切片成本理想状态下也只能做到0.55元/张的水平。

2、出片量的提升使单张单晶硅片长晶成本下降显著

单多晶切片环节成本相差比例很大，但是放在整个一张硅片的成本中看，切片成本所占比例并不大。

更多的成本来自于硅成本，所以金刚线切割革命的另一个重要意义在于：出片量的提升摊低了拉晶成本。

但多晶硅片生产过程中最大的差异就在于长晶环节，单晶硅片为了让晶格序列一致，长晶环节成本更高，即便是成本领先厂家隆基股份当前1kg准方锭最终的成本都会高达70元【中环股份(SZ:002129)、晶科能源(NYSE:JKS)等企业1kg准方锭生产成本约为80元/kg】。

而多晶使用相对粗放的热融铸锭方式生产，保利协鑫(HK:03800)1kg多晶小方锭生产成本约为28元。

金刚线切割应用于单晶与多晶都会带来出片量的提升进而摊低单张硅片的长晶成本，但是由于单晶长晶环节成本更高，出片量提升可以摊销更多成本。

通过上表数据可知：金刚切出片量的提升使得单晶硅片长晶环节摊销成本降低0.41元，而对于多晶硅片摊销成本只降低了0.11元。出片量的提升对于单晶硅片的降本更为显著。

需要额外说明的是，单晶硅片目前的厚度普遍为186微米或者192微米;而多晶硅片的厚度普遍为200微米，金刚线切割以后有利于薄片化，所以1kg准方锭金刚线的出片量目前为65片(隆基股份实际的出片量还更高，明年导入50线以后会更进一步提升至70张)，而多晶为59片(出片量数据均包含B片)。

由于单晶的“长晶”成本更高，更细的金刚线带来的出片量的提升明显更有利于单晶硅片的成本降低，所以我们现在看到的就是：

单晶企业普遍更加积极的使用60微米的金刚线，甚至在积极为明年导入50微米的金刚线做准备，而多晶硅片企业当前则普遍满足于70微米线，这背后就是和长晶成本的不同有关。

3、金刚切多晶硅片还需额外叠加“黑硅或添加剂”技术才能保障效率

用金刚线切割生产的硅片，由于表层损伤浅，外观看起来更亮，像一面镜子。

其实过于光华的表面并不利于光线的吸收，对于单晶硅片在电池制绒的过程中的工艺会使得硅片表面形成类似金字塔的结构从而十分有利于光线的吸收，所以单晶金刚切硅片完全不影响单晶电池的制绒过程。

而对于多晶硅片，则没这么幸运，多晶片的酸制绒工艺并不有利于降低硅片反射度，所以对于金刚线切割生产的多晶硅片需要额外叠加“黑硅或者添加剂”技术。

添加剂技术无需增加新的设备，只需增加一道工艺，今年金刚线切割多晶硅片之所以能得到大范围的普及主要有赖于添加剂技术的成熟应用，但在转换效率上略有下降。

咨询产业上的技术人员，他们有信心通过不断优化以后，保证使用添加剂的硅片转换效率不降低，60片标准组件的功率可以做到270W。

湿法黑硅技术目前每张硅片需要增加0.2元的成本，效率也有所提升，但电池片的组件封装损失过大，主要原因是：湿法黑硅技术增加了蓝光的吸收，而光伏玻璃有阻挡了蓝光的入射，所以导致封装损失过大。

湿法黑硅技术的主要推动者保利协鑫，最近发布了新一代湿法黑硅技术，最终的60组件的封装功率可以做到275W。

最近去保利协鑫调研，听闻湿法黑硅技术降成本方面取得突破，预计2018年每张硅片成本增加0.1元即可完成湿法工艺。

干法黑硅技术同样也面临封装损失的问题，而且还面临成本过高的问题，部分厂家选择干法黑硅路线，但是一直亏钱。由于看不到成本能获得突破的希望，未来这一技术路线将会淘汰。

过去几年，60片标准多晶组件的封装功率保持着每年5W的速率提升，但是由于2017年多晶硅片大规模应用金刚线切割技术，过于光滑的金刚多晶硅片表面使得保持这一提升速率面临重重挑战。

展望2018年，60片添加多晶剂组件的功率会保持在270W(相较于2017年没有提升);60片湿法黑硅组件的功率会达到275W。

单晶硅片则没有这个方面的困扰，单晶电池的碱法制绒工艺可以非常有效的降低硅片的反射率，所以无需叠加任何工艺直接进入电池制绒环节。

目前听到的比较有利于多晶硅片的消息是：最新一代的湿法黑硅工艺可以是的黑硅过程的成本降低40%，且保利协鑫有信心在2018年把湿法工艺每张硅片的成本控制在0.1~0.15元的水平。

相比较于以前动辄0.3+的成本，这样的成本已经变得可以接受。

4、总结

单晶硅棒由于内部晶格序列一致、切割过程不容易出现碎片或断线、单晶电池碱制绒环节无困扰等，有利因素作用下率先实现了金刚线切割的大规模产业化应用。

而金刚线切割的规模应用，有力的推动单晶硅片的市场占比持续提升，成为过去两年最为瞩目的产业变化，同时也造就了隆基股份这家估值上升十倍公司，金刚线也被成为单晶技术路线的杀手锏。

而在2017年，多晶硅片在添加剂技术和黑硅技术日益成熟、切片机改造成功、金刚线供应日益充足且廉价等有利因素的推动下，全面普及了金刚线切割的技术，多晶硅片的成本迎来了一个相对下滑更快的阶段。

然而，由于多晶小方锭存在内部硬质点，不可避免的导致多晶切片过程中线材消耗量更大，切割时间更长，且出片量的提升对于铸锭环节的成本摊销不显著;

过于光滑的表面需额外增加至少0.1元的黑硅成本等因素的作用下，多晶硅片即便优化到相对理想的状态后，成本降幅也不如单晶硅片应用金刚切那么显著。

所以我才在本节内容的开头部分说：金刚线切割是一场本质上有利于单晶技术路线的革命，相信这个结论即便是多晶产能的业者也是认可接受的。

附图：详列单多晶金刚切优化至理想状态的数据

释义：上述表格红字部分“出片量提升对长晶环节的摊销降低”这一概念的含义不太好理解，此处花一些时间更进一步地解释一下——

单晶硅片与多晶硅片制造过程最根本的不同点在于“长晶”的过程。

单晶为了保障内部晶格序列一致，往往是采用直拉单晶炉缓慢生长单晶硅棒的方式，最后再经过开方、截断等过程最终形成“准方锭”。

由于过程复杂，成本相对较高，当前即便是成本领先厂家，1kg准方锭的生产成本也50元。

而多晶硅片则使用热熔铸锭的方式生产出小方锭，工艺相对简单，能耗也相对小许多，当前成本领先厂家小方锭的生产成本可以控制在25元/kg的水准。

使用旧的砂浆切割工艺，由于其“线缝”过宽，大量的晶体材料在切割过程中损耗，1kg方锭/准方锭只能切出48张硅片，此时一张单晶硅片包含长晶成本50➗48=1.04元，一张多晶硅片包含铸锭成本25➗48=0.52;

而应用金刚线切割以后，由于其“细、锋”等特点，使得单晶准方锭出片量提升至65片/kg的水平，多晶小方锭的出片量提升至59片，此时一张单晶硅片中包含长晶成本50➗65=0.76，一张多晶硅片包含铸锭成本25➗59=0.423元(上述出片量数据均包含B片)。

在长晶环节，单晶硅片虽然还有一定劣势，但相比较于之前，成本差距已经大幅缩小。这一变化其实很好理解，单晶长晶成本高，出片量提升能带来更多成本摊销。

三、单晶长晶过程电耗高，布局低电价地区能带来更显著的成本下降

生产1kg单晶准方锭需要消耗电量65kwh，而生产1kg多晶热熔小方锭需要消耗电力12kwh。

这意味着，如果工厂迁移往西北西南地区，电价每降低0.1元，对1kg单晶准方锭成本降低6.5元，而对于多晶铸锭成本只降低了1.2元/kg。

前段时间在网络上和朋友讨论“单晶vs多晶”，他认为单晶受益于低电价，如果多晶铸锭厂迁往低电价地区就能很大程度重拾竞争优势。但实际并非如此。

单晶长晶过程耗电量更大，布局于低电价地区能明显带来更好的效果，将成本作用显著，而多晶铸锭炉迁往低电价地区能带来的收益有限，甚至可能出现相当部分的收益被额外增加的运输成本抵消掉。

过去两年里新增单晶硅片产能主要集中于隆基股份、中环股份、晶科能源、晶澳太阳能(NASDAQ:JASO)等公司，分别布局于四川、云南、呼和浩特、新疆、包头等地区。

其中新疆地区电价最低，新增长晶产能电价<0.2元，其他地区的单晶拉棒产能的电价普遍位于0.2~0.3元的区间内。

相比较于东南沿海地区的铸锭产能0.6元左右的用电成本，低电价地区单晶长晶产能的度电价格比他们要低0.3~0.4元左右。

由于单晶电耗高，用电成本降低0.4元可使得1kg准方锭的生产成本降低26元，而生产1kg多晶方锭只需消耗12kwh的电力，产能迁移到低电价地区只能到来4.8元的成本降低。

所以那些位于东部去的铸锭产能为低电价而迁移产能的实际降本效果并不显著，意义不大。

总结上面两节的内容，我们发现，过去几年间，单晶技术路线的厂家凭借推用金刚线切割、产能布局于低电价地区等措施获得了更好的竞争优势，使得竞争力量对比的天平发生了变化。

多晶技术路线当然也可以应用金刚线切割、也可以把产能布局于低电价地区。但是，当我们把它们各自的数据展开来对比分析就会发现，由于多晶硅片技术路线本身固有的一些特性，决定着它即便应用金刚切割和降低电价所带来的效果不如单晶硅片好。

最近恰好去了一家多晶硅片领域的巨头公司调研，找到了他们技术方面的相关人员特意仔细核对了一下上述成本数据，所以我相信我罗列的各项数据是多晶业者们自己也认可接受的，而且有些数据我给出的是偏乐观的。

比如多晶黑硅成本0.1元/片，我相信目前大多数厂家要比这个数据高不少;再比如多晶硅片未来的切片线耗可以控制到1.1米/张，短期内要优化到这样优秀的水平还存在不小的挑战。

但这都无所谓，即便我们把多晶厂家给出最乐观的数据带入我们的测算模型，测算的结论还都是一致的：金刚线革命是一场本质上有利于单晶的革命。

四、Perc技术、半片技术和MBB多主栅技术对单多晶竞争格局影响分析

1、各种类型组件的功率分布以及产能估计

下图是今年各种类型组件功率分布图：

对于上面图表里的信息做一下说明：

当前多晶应用金刚片以后，主要采用添加剂技术来解决反射率过高的问题，所以明年多晶组件的出货的主要功率均为270~275W之间的产品。

今年黑硅设备扩张很快，各个厂家黑硅设备已经突破200台，对应总产能超过16GW，干法黑硅技术路线储备很久，但是成本下不来(每片成本>0.3元)，干法黑硅这一技术路线很可能面临淘汰的命运。

而保利协鑫主推的湿法黑硅技术随着新一代TS+黑硅工艺的推出，成本大幅下降的同时性能又有所提升，2018年湿法黑硅60片组件主流的功率可以达到275W的水平。

同时我们还要看到由于当前黑硅产能(16GW)远小于多晶硅片的产能(约70GW)，所以明年大部分多晶组件依旧使用添加剂工艺。

首先要说明的是，Perc电池技术是一种兼容性技术，既可以用在多晶硅片上，也可以用在单晶硅片上。但是根据我们调研得到的数据，单晶应用perc技术效率提升更明显：

单晶perc电池普遍功率提升在20W左右;而多晶硅片叠加Perc技术以后，则只能提升15W左右而且目前还有衰减的问题没有有效解决。所以，新增Perc电池产能明显青睐于选择单晶硅片。

2、今年成熟的几项新技术，应用在单晶硅片上能取得明显更好的效果

随着这些年光伏组件价格不断下降，光伏系统的BOS成本(运输、安装、土地、支架、桩基、线缆等成本)占比越来越高，未来继续降低成本的路径不仅仅在于继续降低组件价格，还在于提升效率进而有效摊低BOS成本。

今年以来，已经成熟或即将成熟的几项提升效率的技术分别为Perc技术、半片技术、MBB多主栅技术。

理论上来讲，这几项技术都是兼容性技术，既可以使用在单晶硅片上，也可以应用在多晶硅片上。但是这几项新技术应用在单多晶硅片上却有不同的效果。

通过上表我们可以看到，传统普通多晶组件功率为270W，普通单晶组件功率为285W，功率差为15W;而当各自叠加一系列新技术以后，多晶组件功率可以做到300W，单晶组件功率会达到330W。

半片、Perc、多主栅等技术，叠加在单晶硅片上能带来更加明显的提升，叠加一系列新技术以后单多晶组件的功率差会拉大到30W。

单晶硅片的产能在2017农历年年底前就已达到38GW，而半片、MBB多主栅等技术刚开始流行，产能远小于单晶硅片产能。

这意味着，只要单晶硅片能保持合理价格，拥有最新最先进Perc、半片、多主栅产能的厂家会优先选用单晶硅片。而300W的多晶黑硅Perc+半片+多主栅组件可能只会存在于理论当中，现实中不会有厂家把一系列先进产能叠加于效果不佳的多晶硅片上。

3、半片、双玻、MBB多主栅技术，都有利于解决单晶组件容易产生隐裂的问题

单晶由于内部晶格序列一致，容易沿着某些特定方向产生连续、贯通式的裂纹，相较于多晶组件，单晶组件在生产、运输、安装的过程中产生隐裂的概率更高。

从理论上说，同等装机容量的单晶组件要比多晶组件发电量更高，但隐裂问题对单晶电站长期发电量造成困扰。隐裂之所以产生是由于：

1、生产、运输、安装、清洗、降冰雹等过程中对组件施加的外部作用力造成隐裂。

2、组件正面光伏玻璃和背面背板采用不同材质，它们有着不同的温度系数，热胀冷缩的过程中对电池片正反面产生不同应力进而造成隐裂。

3、电池片正面的银浆焊带处工作温度低，电池片自身温度不同导致隐裂。

当我们明白了隐裂的成因以后，也就自然更容易理解为何这几项新技术应用于单晶硅片上都有利于解决隐裂问题。

半片技术：半片技术是把电池片对切，把一张电池片一分为二然后进行封装的技术。原先的60片组件实际上是封装了120片“半片电池片”单元。

由于单张电池片面积小了一半，单晶硅片容易产生的贯穿式裂纹所波及的范围也对应减少;组件产生的变形时对于单张电池片的累积变形量也会减少。

根据晶澳披露的数据，单晶半片组件在同等强度的破坏力作用下，比常规组件的隐裂纹少15%左右。

双玻技术：双玻技术是正反面均采用玻璃封装的组件封装技术，由于正反面均采用玻璃材质，温度变化所导致的热胀冷缩的变化一致，被封装在其中的电池片正反面的应力一致，能有效减少温度变化所引发的隐裂。

MBB多主栅技术：现在常规电池片多采用4~5主栅的技术，而多主栅技术使得单张电池片上的主栅数量达到12条;与之相对应，单条主栅的宽度只有常规电池片的三分之一，栅线遮挡不会使得栅线背面的温度明显偏低。

电池片更均衡的温度减少隐裂的发生。除此之外，多主栅技术有利于电池片上的电流搜集，所以即便产生细微隐裂，在多主栅技术的帮助下，也不会明显影响光伏电池效率。

所以MBB多主栅技术在降低产生隐裂几率的同时也提升电池片对隐裂发生的容忍度。

4、半片、Perc、MBB多主栅等技术在效率提升方面站在了有利于单晶的这一边

Perc(钝化发射极背面接触技术)是近些年来由隆基股份主导推动产业化应用，能大幅提升光伏电池效率的技术，由于只需要增加8台设备(每台设备约2000万元)，便可以把1GW传统的电池生产线改造升级成为Perc产线;

叠加在单晶电池上可使转化效率提升1.2~1.5%，对应到60片单晶组件可以使功率提升20W以上，是近几年电池片领域最了不起的产业进步。

单晶电池片相较于多晶电池片，其特点就是内部电流更大，当在电池片环节叠加PERC技术以后会更进一步放大这一特点——理解了单晶Perc电池片内部电流大这一特点以后，才会对半片技术与MBB多主栅技术带来更高的效率提升有更深刻的理解。

半片技术提升功率的原理是：将单张电池片对切，面积减半，电池片栅线内流经的电流也减半，降低消耗在栅线内阻上的电量，进而提升组件功率。

由于单晶perc电池片内部电流更大的特点，半片技术应用其上能带来更明显的提升，可使60片组件功率提升8~10W，提升接近两个功率挡;而如果把半片技术应用在普通多晶硅片上，只能提升一个功率挡，也就是5W左右。

半片技术今年以来受到广泛深入的关注，并且预计会在2018年形成规模化的产能，我认为此时半片受到推崇的背后与单晶perc电池产能的扩充不无关系。

(如果想更进一步了解这一个产业变化背后深入的逻辑，可以移步看我之前的文章《单晶perc电池成为主流下，半片技术势不可挡》。)

MBB多主栅技术也是同样道理，应用在单晶perc电池片上能带来10W两个功率挡的提升，而如果应用在普通多晶电池片上只能有5W一个功率挡的提升。

半片、多主栅技术是很多年以前就提出的原理简单、可行性高的技术，之所以一直没有得到产业化的应用，是因为在多晶组件占据90%市场份额的历史背景下，这些新技术应用在多晶组件上功率提升效果并不明显，从成本效益角度看不划算。

伴随着近些年单晶硅片市场份额持续提升，Perc产能成倍增长，半片与MBB多主栅技术也必将登上产业化的历史舞台，预计2018年底我们就可以见到功率高达330W的单晶perc半片多主栅大规模量产组件。

多年以来，60片组件功率保持这每年5W左右的速度提升，传统多晶组件的功率艰难的攀升到了270W的水平，但从今年开始呈现明显的加速势头，乃至为未来两三年60片组件功率都会保持每年20W的速度提升。

这种加速背后其实就是由原先的多晶转向单晶的路线切换，众多厂商采购perc设备升级电池产线并叠加单晶硅片，使得明年主流功率来到300W+的水平，也正是因为单晶正逐渐成为主流，使得其他一系列提升功率的新技术变得更具性价比。

简单明了地说：当厂家拥有半片、perc、多主栅等先进产能以后，会明显增强选择单晶硅片的倾向性，单晶硅片成为主流以后使得一系列新技术得以推广应用的同时，一系列新技术反过来正在稳固单晶硅片的产业地位。

预期2018年年底，Perc产能会达到50~55GW的水平，且不出意外的话大多数厂家会选择单晶硅片作为Perc电池片的基础。

五、不同功率组件的合理价差测算方法及测算结果

我们都知道，使用高功率组件，在电站建设运营过程中会节省运输、安装、支架、线缆、桩基、土地、清洗维护等成本，但是具体能节省多少成本?

Perc组件的弱光效应带来的发电增益又应当如何计算?不同功率差组件1W的合理价差到底是多少?

本节将会围绕上述问题做出回答。

为了回答上述问题，首先需要引入一对概念：面积相关成本和功率相关成本。

光伏电站的支架、土地、桩基等成本就是典型的面积相关成本，而逆变器、汇流箱、升压变压器等则是典型的容量相关成本。

高功率组件由于单位面积内可以获得更高功率更高发电量，节省了面积相关成本，而无法节省功率相关成本，所以计算过程中只需考量面积相关成本即可。

对于不同地区的不同项目，面积相关成本差异很大，在美国这种高劳动力成本的地区面积相关成本就高，所以青睐高功率组件;而在印度这样的低劳动力成本的地区，由于面积相关成本偏低，所以就青睐低功率组件。

此处需要特别明确，为了测算方便，此处面积相关成本选用60片标准组件为单位进行测算。

比如1片60片的组件运输安装成本为130元;支架和桩基成本为350元;线缆成本为120元，此块组件安装成本电站的过程中各项面积相关成本合计600元;

假设其为低功率的多晶组件功率为270W，则每瓦需要分摊600➗270=2.22元的面积相关成本;而如果选取功率高达300W单晶perc组件，则每瓦组件需要分摊面积相关成本为600÷300=2元。

由于高功率使得面积相关成本得到了更有效的摊销，对于1片组件面积相关成本为600元的电站，300W组件比270W组件贵2.22-2=0.22元以内是合理的。这还这是只考虑功率差而没考虑perc组件的弱光效应强的特点。

根据众多实证文章，Perc组件在弱光环境下表现更加优异，同等功率的组件要比常规多晶组件多发3%的电量，如果把这部分纳入考量，则对于1张60片标准组件面积相关成本为600元的电站单瓦摊销的成本为600÷(300×1.03)=1.94元。

综合上述分析得出不同功率组件合理价差的计算公式为：

合理价差=面积相关成本÷低功率组件➖面积相关成本÷(高功率组件×弱光增益)

实例：计算270W常规多晶组件和315W单晶perc半片组件的合理价差，假设此电站的面积相关成本为700元，假设perc弱光效应使得同等功率组件发电增益为2%。

答：合理价差=700÷270W-700÷(315W×1.02)=2.59-2.18=0.41元。

不同电站类型，不同应用场景的面积相关成本，不同功率组件的合理价差需要结合具体应用场景而定。

比如山东某地区的弄光互补电站，为了保障农作物的正常生长，桩基建设高达2米，桩基成本很高(即面积相关成本高)，自然选择高功率组件会更合适一些。

而对于屋顶租金很低的屋顶分布式电站(无需桩基)，选择低功率组件的倾向性会更大一些。

由于不同的市场环境和纷繁的应用场景，导致不同功率的组件在一定时期内会共存，他们最终合理价差的测算自然也就需要参照市场平均面积相关成本来测算，。

根据我们各地电站业主调研的结果，我们有一个更简便的测算方式，即：

1W的功率差对应1分钱的价差。

就是说300W的组件比280W的组件市场整体能接受的合理价差为0.2元，这个结果和使用上述公式测算的结果一致，所以对于电站业主是一种简便明了的测算方法。

如果想更准确的测算合理价差，可直接使用下述对照表：

(备注：上述测算表是基于我们合理价差测算其摘录所得，购买我们的产业研究报告可以直接获得合理价差测算器。)

近些年来，人力成本连年上涨，而今年一系列大宗商品走牛，铜、铝、钢等价格纷纷暴涨，这些原材料价格上涨抬升一致性成本，结论：大宗商品价格上涨本质上有利于单晶这一条技术路线。人均收入提高，人力成本上涨本质上也有利于单晶这条技术路线。

六、不同品质硅片的合理价差测算以及成本测算

1、但多晶硅片合理价差的测算

上一节我们已经测算了不同功率组件的合理价差。由于组件的功率差主要是由于使用不同品质的硅片引起的，那么如何测算不同品质的硅片的合理价格差呢?

其实测算很简单：由于封装成本也属于面积相关成本，所以对于硅片合理价差的测算，只需要在先前测算的基础上把封装成本也考虑进面积相关成本即可。

依照当前各项原材料价格，一张60片标准组件的封装成本约为230元，只需要把这部分成本纳入面积相关成本，即可得出硅片的合理价差。

示例：一片面积为1.63平方米的标准270W的多晶组件和285W的单晶perc组件封装成本和电站建设中面积相关成本是一致的，他们的功率差是由硅片品质的高低引起的，假设其封装成本是230元，电站建设过程中的面积相关成本为500元(则从封装到建设电站面积相关成本合计为730元)，硅片功率为5W，求硅片的合理价差?

1W硅片合理价差为=730÷270-730÷(285×1.03)=2.7-2.49=0.21元

一张5W的硅片的合理价差=0.21×5=1.05元。

这一测算结果说明：对于一片标准组建面积相关成本为500元的电站而言，当单晶硅片价格比多晶硅片价格贵1元以上，选择单晶硅片是不划算的;反过来，当单多晶硅片价格差在1元以内时，选择单晶硅片更具性价比。

这里有几点需要注意：

在常规电池工艺下，由硅片品质高低的不同引发的组件功率差为15W，普通多晶组件功率为270W，普通单晶组件功率为285W;

而当叠加perc电池技术以后，由硅片品质的不同引起的功率差达到了20W，多晶perc组件功率可以达到285~290W，而单晶perc组件的功率为305~310W。

单多晶就好比两个孩子：

单晶在出生之初就悉心呵护，为了保障高品质不惜花费更多时间和金钱，由于身体质量好，所以叠加各种新技术都能相应的取得更好的效果;

而多晶硅片在出生之初就相对粗放一些，不佳的体质使得叠加各种新技术效果不佳。

我目前了解到还有一家一线的组件大厂无法认清单多晶未来的竞争格局，在多晶的技术路线上努力找到突破的技术，采购半片设备、叠加perc工艺，或者采用MBB多主栅技术等等。

但是当这家公司在电池片和组件环节叠加越来越多的新技术以后，我很难相信他们会继续坚持使用多晶硅片，因为多晶硅片叠加上述技术功率最多只能做到300W，而且目前还面临衰减过大的问题;而单晶硅片叠加MBB、perc、半片等一系列技术以后功率可以高达330W。

参照前面公式，叠加一系列新技术以后功率差进一步拉大，对单多晶硅片的合理价差也会进一步扩大到1.5元。

结论：电池片和组件环节叠加的新技术越多，越有利于单晶硅片的技术路线。

2、单多晶硅片成本对比分析

前文给出很多数据，对于很多不在产业内的朋友，很难利用前面的数据得出最终的结论，而作为产业投资，我们很希望把最终每张硅片的成本计算出来好指导投资决策。

单晶硅片成本高在长晶环节，电耗高，时耗高;却因为功率更高导致1W的硅料需求少，因为晶格序列一致，切片成本低。

那么单晶硅片与多晶硅片的成本到底几何呢?我们直接用一个计算模板来汇总各项数据并得出结论：

这是当前各家公司单多晶成本对比，这里有几个数据需要特别说明一下：

1、隆基1kg的拉棒成本目前是43元，中环、晶科成本控制相对差一些，1kg晶圆棒的生产成本为52元。

这几天单晶炉技术进步很大，单炉月硅棒产能由原先的500kg提升到2700kg每月。叠加低电费地区的布局，1kg圆棒的生产成本由几年前的100元降低到现在的50元左右。单晶炉的重大进步也是单晶替代多晶的重要原因之一。

2、表格中“出片量”一栏，单晶是按照1kg晶圆棒来计算的，这个计算方式符合产业内的朋友的计算习惯，也方便后端的成本计算。

由于1kg晶圆棒需要经过切方流程，切方后的重量只有0.673kg，所以以圆棒为计算基础的出片量自然就少。

隆基股份对外宣传的过程中经常使用切方后的“准方锭”为基础，当前隆基股份的生产水平是1kg晶圆棒出片46张，折算下来，1kg的准方锭出片量为45÷0.673=66张(包含B片)

3、多晶硅片在硅料环节由于能使用品质相对低一些的菜花料、冶金料，所以硅料环节多晶硅片的成本相对更低，在计算模型中硅料成本单晶我假设150元/kg;多晶硅片用硅料成本我假设140元/kg。

4、结论：当前单晶硅片领域成本控制最优秀的隆基股份单张硅片成本约为3.9元每张，多晶硅片第一大厂保利协鑫假设其硅料外部采购的话，单张硅片成本为3.7元;单晶硅片成本只比多晶硅片高0.2元;考虑到单张硅片功率会更高，对应到1W上的成本，隆基股份的单晶硅片成本已经低于多晶硅片。

5、结合前文，单晶硅片由于更高的品质，有理由比多晶硅片卖贵1元钱，而单张单晶硅片成本只比多晶硅片贵0.2元。单晶硅片性价比明显，从成本端也可以看得到单晶替代多晶的产业趋势。

(备注：上图来自毛利计算模板截取，要想获得详细模板，请购买产业报告。)

展望2018年，切片、长晶、开方以及硅料等环节都有降成本的空间，尤其硅料环节，当前上游普遍毛利率高达60%，属于暴利，所以各家公司不仅开足产能，而且疯狂扩产。

明年仅在新疆、内蒙古、四川等低电力成本的产能就预计高达21万吨，大部分产能预计明年2~3季度开出来且成本很低，所以预期2018年单晶用硅料成本降低至90元，多晶用硅料价格可低至85元。

在理想情况下，2018年成本控制最好的隆基股份1张单晶硅片的成本为2.5元，保利协鑫的成本为2.37元，差距进一步缩小到0.13元。

2018年年底单晶硅片产能预计会达到65GW，单晶硅片的出货量预计会在50GW的水平，单晶硅片供应充足，如果假设明年市场整体装机量维持在100GW的水平，单晶占比将会超过50%;

由于多晶硅片在金刚线改造以后产能大于80GW，多晶硅片产能过剩严重，部分多晶硅片厂商会以现金成本厮杀价格战，在硅料价格85元的假设下，多晶硅片明年的价格可低至3元/张;

单晶硅片可以卖的相对贵一些，但预计在多晶硅片价格持续下滑的拖累下，单晶硅片的价格低点也会来到3.6元/张。

这样的售价依然足矣让隆基股份保持15%以上的毛利率，但是考虑到过高的有息负债和三费支出，隆基实际净利润的表现将会不尽如人意。

结论其实已经很清晰了，单晶硅片论片来计算的成本已经很接近多晶硅片，如果论瓦数来计算，由于单晶硅片单片功率更高，所以1W的硅片环节成本，单晶已经取得了实质上的超越。

再考虑到功率密度更高的单晶硅片会在后端“面积相关”成本中有更多节省，单晶替代的趋势已经是不可阻挡。

七、2018年单多晶将迎来一场恶战

光伏这个产业最早产生于欧美国家，在中国光伏产业崛起以前，光伏一直以单晶技术路线为主。直到自从中国无锡尚德成为光伏产业成为出货量最大的公司以后，多晶硅片成为了主流。

但我们要清楚：多晶打败单晶的不是因为技术先进，而是因为成本低廉，那个年代的中国，在世界市场中取得主动权的核心法宝就是“廉价”。

伴随着我国装备制造业的崛起，工业4.0的提出，我国由制造业大国转变为制造业强国，我国在世界市场中赢得主动权的法宝变成了“品质”。这种转变必然导致光伏行业再次迎来一次单多晶的路线切换，由多晶硅片路线重新切换回单晶的技术路线。

前面我们反复分析了单晶炉、金刚线、perc技术、半片技术、MBB多主栅技术兴起对单晶有利的方面，我们同时更要深入的认识到这些技术之所以能兴起普及是因为中国高端装备制造业崛起以后使得这些高精尖技术不再昂贵，不再高不可攀，不再遥不可及。

根据我我目前掌握到的几家公司2020年前单晶硅片的产能规划，产能总量已经达到100GW，越来越多的事实已经表明单晶重新成为主流实乃历史必然，是我国高端装备制造业崛起的必然、是我国推行工业4.0国策的必然、是我国人力成本持续提升的必然、是光伏电走向平价化的必然。

就当前而言，从性价比上来讲，单晶硅片已经具有了很多优势，按照我们的测算，单多晶硅片保持1元的合理价差的话，会使得多晶硅片不赚钱，单晶硅片依然能保持15%的毛利率。

但是单晶替代之路绝非坦途，具体到2018年的市场格局，会有诸多不利于单晶硅片的因素：

1、首先，我们不能把消费者假设成完全理性人。

消费者行为学也告诉我们，消费者由于专业知识的匮乏，做出消费决策的过程中并不能保持完全理性，尤其对于分布式光伏崛起的大的市场环境下，千千万万的户用消费者缺乏光伏相关知识，EPC厂商反倒掌握着更多的决定权。

而EPC厂商会在成本环节做更多考量，甚至有的EPC厂商按照“块数”卖光伏板，这就导致单晶硅片在2018年未必能保持1元以上的价格差。

根据我们的预判，具体到硅片环节，我认为单晶硅片与多晶硅片的价差<0.6元才会对多晶硅片形成有效替代。

2、2018年单晶替代多晶会进入深水区，随着单晶占比的提升，规模较小的第三方多晶硅片厂率先死亡，随着单晶占比继续提升，就必然会侵犯到传统多晶硅片大厂的利益，尤其对于几家垂直整合的硅片巨头公司而言，单晶替代尤其困难。

晶科、晶澳、阿特斯分别拥有3GW、2.5GW、1.2GW的多晶硅片产能，这些公司拥有强大的销售能力和较高的品牌认知，在单晶替代多晶的产业进程中，这部分产能一定是最难以被出清的。

由于要考虑人员就业和设备折损等问题，这些公司选择单晶或者多晶时也不能假定其为完全理性人，单晶硅片只能以非常高的性价比才能完成这部分产能的替代。

文章的前面几个小节通过测算我们得出单晶硅片比多晶硅片卖贵1元/张是合理的，但在实际的市场环境中，这种纯理论模型的假设计算经常要遇到现实环境的种种挑战。

3、金刚线的降价，我之前预判，由于2018年金刚线的产能是需求的一倍还有余。预计2018年二季度金刚线的年产能就会达到6000万km。

金刚线将会发生猛烈的价格战，价格将会由当前的0.2元降低到2018年的0.1元每米。

单晶硅片每张需要金刚线0.9米，而多晶硅片每张需要金刚线2米。金刚线如果价格出现腰斩，对于单晶硅片只能降0.1元的成本，而对于耗材更大的多晶硅片，则相当于降低了0.2元的成本。

这个方面多晶硅片虽然有胜之不武的嫌疑，但事实就是如此，金刚线价格下滑有利于缩小多晶硅片在切片环节与单晶硅片的成本差距。

4、高端市场需求不济，低端市场不断崛起。

美国市场由于2017年的抢装备货的过程中，各个电站运营商已经在仓库中屯了大于5GW的光伏组件，所及即便2018年美国的光伏装机量不下滑，美国市场实际的组件需求量还是要减少。

尤其2018年上半年，美国仓库里的组件就足够满足电站建设需求。

2018年需求的增长亮点在于印度为代表的新兴市场，而印度这样的新兴市场由于面积相关成本更低，更青睐于廉价低效的低端组件，这一市场格局的变动对单晶不利。

5、由于2017年单晶硅片产能的过分扩充，而上游高品质硅料扩产相对缓慢，叠加针对韩国OCI的双反税率有2.2%提高至4.2%，2018年上游的硅料供应将会出现结构性矛盾。

单晶用的硅料和普通多晶用的硅料的价格差，将会由现在的五元拉大到未来的20~30元/kg。

单晶用高品质硅料，价格将会相对偏高;多晶硅片由于可以使用菜花料、二级料，甚至可以参入价格低至6美金的冶金料，所以在硅料端的市场行情，2018年将会对单晶不利，多晶有利。

如果假设2018年单晶用的高品质硅料价格高达110元，而多晶硅片在参入使用菜花料是的硅料成本低至90元时，因这20元的硅料价差单晶硅片成本比多晶硅片高0.3元/片。

2017年下半年以来，多晶硅片迅速普及金刚线切割，多晶硅片进入了一个成本相对下滑更快的阶段，虽然我们通过分析，即便多晶硅片经过金刚线改造之后成本依然无法与单晶硅片匹敌，但是成本更低的多晶硅片足矣对隆基为首的单晶硅片厂商造成更多伤害。

单多晶硅片之所以打价格战，根本上的还是因为供过于求，单晶硅片2017年获得了超额的毛利润，而且因为供不应求一些垂直整合的组件大厂商被制约，种种因素促使单晶硅片在2017年扩产十分猛烈：

隆基产能从年初的12GW提升到年底的16.4GW;环基于多年来在单晶路线上的积淀，扩产计划更猛烈，从年初的4GW扩产到2017年年底的15GW;晶科和晶澳作为传统组件大厂，为了避免受制于人，防御性的增加部分单晶硅片产能分别为3.5GW和2GW。

一边是单晶硅片的狂热扩产，另一边又是多晶硅片金刚线改造以后带来的产能提升，根据我们前文的数据，2018年伴随着金刚线的细线化良率和出片量更会进一步提升至60片，相比较于以前提升25%以上，就以行业龙头保利协鑫为例，金刚线技术改在以后，无需添加任何新设备，硅片产能就会由原先的20GW提升到25GW。

而且部分企业在金刚线技改过程中逆势扩张，荣德新能源在江苏新增3GW的多晶硅片产能，而传统多晶炉制造商京运通，由于多晶炉销售情况不佳，直接把卖不出去的多晶炉就地转化为硅片产能，规模也很大，达到了5GW。

上述表格是一列前瞻性数据，预估行业2018年硅片产能，并做了分类整理。

其中绿色部分的公司的由于成本最低，2018年相对滋润;黑色部分的公司由于是新建产能或者是垂直整合厂商，成本低或有销售渠道，预计产能也会保持高负荷运转;而红色部分的公司作为第三方的多晶硅片厂商，产能利用率堪忧。

而且2018年多晶硅片价格有非常大的可能性滑落，这将蚕食红色部分厂家的硅片生产的现金成本。据我测算，这部分厂家多晶硅片生产的现金成本<3元，这是我预测2018年硅片价格的基础。

单晶硅片很显然无法保持1元以上的价差，结合2018年市场环境和单多晶的竞争格局，我毛毛估计单晶硅片可以卖贵0.6元，所以极端情况下，单晶硅片的价格也会低至3.6元。

单多晶硅片将会在2018年迎来一场恶战，结合我了解到的几家厂商的产能规划，展望2020年单晶硅片的市场份额占比大概率要达到80%，单晶硅片最终会取得胜利，但这个胜利得来不易。

附录：观点澄清

最近两年来，在隆基股份这家公司的推动下，单晶硅片的技术路线取得了一些列更为瞩目的突破，促使光伏平价化向前迈出扎扎实实的一步。

所以我的很多文章中对这家公司也是褒奖有加——往大了说，隆基股份是一家对全人类的能源清洁化利用都有巨大贡献的好公司。

然而，在二级市场中，好公司≠好估值;好公司≠一定能买。

从投资的角度，我们确定一家公司能不能投资不能简单定性分析这家公司的好与坏，还要结合这家公司的估值水平来看。

由于今年以来隆基股份已经出现了较大涨幅，风险是涨出来的，机遇是跌出来的，对比美股上市的一些光伏龙头企业，隆基股份的估值安全边际要相对低很多。(治雨 阿尔法工场)

文章作者：OFweek太阳能光伏