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光伏组件辅材环节提效降本潜力足，两年内贡献降本空间0.32元/W，下降21%。预计未来2~3年，PERC在此基础上，组件降本来源和空间有潜力将电池量产转化率提高到23.5%。
光伏玻璃：2.0mm解决双玻带框组件的重量和爆裂问题，加强LCOE优势。
向更薄的2.0mm过渡是一种趋势，有利于改善竞争格局，但中期2.5可能是双玻璃的主流选择。
随着2.0mm玻璃价格合理化，带框2.0mm双玻璃元件将实现与普通单玻元件或透明背板元件相同的制造成本(即使透明背板降价潜力充分考虑)，重量控制在23kg下面，相对于普通单面组件的背面发电增益和相对透明背板组件的高可靠性将成为纯额外收益。
预计2019年下半年需求将环比 47% vs. 供给环比 2020年需求同比15~20% 21% vs. 供给同比 20%~25%，为玻璃价格提供强有力的支撑。行业竞争格局优良，产品规格转换将加快集中度，信义 未来两年，福莱特的市场份额将增加10%pct。
银浆:金属化提高效率，降低成本的空间很大，可以保证未来三年PERC电池主流地位稳定。
金属化是提高电池效率和降低成本的关键环节。未来的优化方向主要是通过改变网格线的设计和印刷方式来降低浆料的单一消耗和成本，提高电池效率。目前，各种印刷工艺、网络设计和浆料创新都是为了匹配网格线优化设计理念（细网格、密网格、增加高宽比）。
现有支持现有技术PERC提高电池量产效率1.5~2pct*23.5%，叠加浆料单耗降低，硅片成本降低，计算双面PERC电池降本空间24%(对应税价0.76元//W），LCOE下降空间15~20%(目标0).26~0.35元/kWh），N型组件需要降低约40%的成本LCOE角度与之匹敌，预计追赶时间将超过3年。
随着转化效率的提高和银浆单一消下降导致了银浆需求的低增长甚*负增长。国内企业要想在激烈的竞争中扩大份额，就必须抓住技术快速迭代的机遇，具有较强的财务实力。
胶膜：PERC双面双玻提升渗透率POE胶膜需求复合增长率为70~100%，粒子化是降低成本的*大希望。
相比传统EVA胶膜，POE胶膜更能帮助双玻璃组件对抗PID衰减，故PERC双面双玻璃渗透率的提高将带动POE胶膜/共挤胶膜需要结构性高增长，计算未来三年CAGR 70~100%。单玻领域的趋势是下层白色EVA胶膜。
光伏胶膜已完全国产化，竞争激烈，但原料颗粒的国产化成本占90%（EVA国产17%，POE完全进口)。
因此，拥有POE生产能力低、成本低的企业和能够提供合格颗粒的国内企业可能会扩大其份额。减少射光损失、功率衰减和颗粒本地化是提高胶膜效率和降低成本的主要手段。
金刚线:技术进步带来硅片降本空间20~30 在供需失衡下，成本和优质细线供应能力将成为核心竞争力。
金刚线在硅片成本中所占比例直接较小，但对硅片消耗影响较大。未来，随着金刚线和切割技术的进步，硅片将有0.4元/片的成本降低空间：细线化（50线，成本降低贡献0.06元/片）和薄片化（160微米微米.08元/片)，硅材料需求下降(0.12元/片)、省线化、快速切割、人工设备改进等。.14元/片）。
行业红利期已过，未来三年光伏金刚线需求和市场规模将萎缩*2500~3000万公里、20~30亿元，规划产能将是供应的三倍。
我们判断，未来金刚线企业将与其他光伏企业竞争成本，具有成本优势和优质细线供应能力的企业可以扩大市场份额。
▌光伏玻璃
在我们今年2月发布的报告中，2.5mm分析和预测光伏玻璃的价格和双玻璃组件的渗透趋势：
1)随着双玻璃需求的增加和大厂大产线的技术改造，薄玻璃溢价将逐步消除，合理价格应以成本为锚，预计将大幅下降；
2)薄玻璃价格回归合理后，双玻璃组件成本低于单玻璃组件，背面发电增益相当于免费赠送，双玻璃组件具有**优势，推广迅速。(详情请参考国金证券2019年2月15日报告《福莱特:光伏玻璃龙头，产能释放重启增长》)
实际情况也证实了我们的预测：
1）2.5mm与3.2mm玻璃价差已从今年年初的1元/平方米扩大到3元/平方米。.5mm同期玻璃价格保持在22~23元/平方米左右.2mm玻璃价格从24元/平方米升*26.5元/平方米，涨幅10.4%；
2）2019年SNEC在展会上，双面组件几乎成为组件企业的标准。透明背板和2.0mm更薄的光伏玻璃成为新的焦点：
双玻减薄趋势明显:目前双玻组件主流厚度为单片2.5mm。为了减轻重量和成本，现在已经到了2.0mm甚*更薄的1.6mm发展趋势，但较高的钢化工艺成本和下游对较薄玻璃电池板保护的认可是光伏玻璃薄片化的主要阻力。
透明背板还可以实现双面发电：透明背板和传统白色背板*大的变化是空气表面和粘接表面的薄膜或涂层由白色变为透明，要求紫外线不再依赖钛白粉。同时增加无机 有机紫外线吸收剂的办法来实现紫外线阻隔，正面玻璃厚度需达到3.2mm。
2.0mm解决双玻带框组件的重量和爆裂问题，加强LCOE同时，投资者可以避免背板可能出现的老化问题。
201年美国免征双面发电部件关税可能会在短期内大大提高美国市场双面部件的渗透率，但透明背板部件预计将在美国市场分阶段占据一定份额，因为双玻璃部件的生产能力和玻璃供应调整需要时间。
光伏组件的封装形式为2.0mm双玻结构的进化趋势明显，但2.0mm玻璃的成本降低和可靠性验证需要一定的时间，预计中期2.5mm玻璃仍然是双玻璃组件的主流选择。
逻辑一：2.0mm玻璃解决了双玻璃组件的*大痛点—重量过大和玻璃爆裂
2.5mm双玻带框组件重24~26kg，与传统单玻璃组件相比，运输成本增加，安装成本增加（工人难以携带）。如果双玻璃组件无框架，则更难安装（损坏率增加），玻璃在使用过程中可能会爆裂。
2.0mm双玻璃半框组件重量20kg，与单玻组件相比，工人可以拿起它，重量只增加了1kg对运输和安装影响较小，框架双玻璃组件的安装损坏和爆裂将显著减少，解决双面双玻璃组件推广的*大障碍。
无框双玻璃组件弯曲变形，主要原因是1）汇流带层压应力不均匀：2）机械应力不均匀；3）热应力不均匀。可以通过添加铝框来解决上述问题。
逻辑二：2.0mm光伏玻璃价格将逐步合理化，预计价格将降*16.6元/平方米
2.0mm与2.5mm光伏玻璃出现初期成本较高，虽然相对于3.2mm玻璃节省了20~40%的原玻璃，但与3.2mm玻璃的价差并没有体现出应有的成本优势。随着双玻璃趋势带动薄玻璃需求的增长，玻璃厂大产线的技术改造和技术进步，薄玻璃价格将下降。
我们认为合理的价格应该以成本为锚：
1)原玻璃：成本主要与厚度有关；
2)深加工:薄玻璃半钢化，3.2mm玻璃需要全钢化，前者成本略低。据估计，当龙头企业保持毛利率25%时，2.5mm与2.0mm预计玻璃的合理价格将分别降*19.3元/平方米和16元/平方米.6元/平方米，比，6元/平方米分别下降了16%和26%。
逻辑3:玻璃价格合理，2.0mm双玻半框组件的成本低于传统单玻组件和透明背板组件
计算结果显示，成本比较：2.0双玻半框组件<2.5双玻璃半框组件≈传统单玻组件<2.0mm 双玻全框组件＜FFC透明背板组件
同时，计算结果充分考虑了市场对双玻璃组件的担忧：爆裂，EVA吸水、运输安装破碎率增加，组件良率下降。
增加铝框的成本:虽然全框/半框每W增加双玻璃组件的成本约为0.18/0.双玻带框组件的成本仍低于传统的单玻/透明背板组件。
双玻组件EVA吸水：若无铝框封边，EVA吸入水蒸气后，胶膜与空气接触容易降解，腐蚀栅线和汇流带。即使铝框密封，PERC双面电池背面的局部铝格栅也比全铝背面更容易腐蚀。因此，在计算过程中，根据双玻璃组件的包装成本，我们对双玻璃组件的包装成本POE考虑一下。该材料水蒸气渗透率低，体电阻率高，无酸性物质释放，市场价格比普通价格高EVA高50%左右。
双玻璃组件运输安装破碎率增加，组件良率下降：虽然铝框增加，但仍通过设置更高的破碎率和更低的组件制造良率来反映这一问题。
3.2mm玻璃价格同样按照25%毛利率对应价格23.5元/平米进行测算。
逻辑4：在充分考虑透明背板的降价潜力后，2.0mm双玻璃半框组件仍价比仍然很高
目前透明背板的降价空间主要基于两点:1). 背板核心原料PET扩产或使成本大幅下降。2). 随着技术的进步、规模效益和生产经验的积累，透明背板的成本将逐渐降低。我们认为上述两点是合理的，但即使在充分考虑了降价空间后，透明背板组件的成本仍然没有双玻璃组件的优势。
PET光伏背板基膜扩产降本效果有限：
1）PET上游基膜原料BOPET大幅扩产可能会带动PET降低基膜成本。PET基膜由BOPET（聚酯薄膜）拉制而成。BOPET根据厚度分类，下游需求*大的是厚度6-25um65微米以上的包装膜为厚膜型/特殊聚酯膜。
预计2019年特种聚酯薄膜需求将达到49 光伏背材膜为%。2014-18年BOPET约60%的新增厚膜生产线属于光伏领域。
据统计，预计2019-2020年新增46万吨BOPET产能，其中厚膜产能约36万吨，按上述比例(50%~60%)估计，新增厚膜产能约20万吨为光伏背膜。2017年背膜产能约30.8万吨，产能大幅扩大PET基膜成本显著下降。
2）PET透明背板中基膜成本不足4元/平方米，占比不超过25%，本空间有限。
光伏背板用PET基膜厚度一般为250um以上，每平方米背板对齐PET基膜需求量约为1.06平方米。如果按单价3.9元/平方米计算，则每平方米背板PET基膜成本不足4元。
中来股份自主研发的双面涂层透明背板目前售价约28元/平方米，估计PET成本比例低于25%的基膜。因此，即使是PET基膜价格大幅下跌，对透明背板潜在降本贡献不大。
即使考虑到透明背板成本的下降空间，其经济性仍难以与2媲美.0mm双玻半框组件。
透明背板组件和2.0mm敏感性计算了双玻璃半框组件的单位成本差异。我们认为，透明背板的经济性在长期和短期内很难与双玻璃组件竞争：
1)短期比较:基于光伏玻璃目前的价格水平(2).0mm玻璃含税价格为22.5元/平方米)，透明背板还需要将单价降*20元/平方米左右，即与当前价格相比，其组件将具有成本优势。短期内为透明背板提供显著下降空间的机会PET基膜产能扩张导致价格下降。但根据上述计算，PET背板基膜成本约4元/平方米，其扩产降本不足以帮助透明背板实现成本优势。
2)长期比较:只要2.0mm玻璃价格降*20元/平方米以下，即使透明背板价格降*与当前普通背板(14元/平方米)一致，也不会有成本优势。如果是2.0mm玻璃降*合理价格16.6元/平方米，即使降*10元/平方米，透明背板价格也无济于事。
龙基、阿特斯等主流组件厂包装2.5mm玻璃为主，已开始向2.0mm玻璃切换，为透明背板背书的企业较少，预计2.0mm玻璃通过经验积累和规模效益降低成本的速度将快于透明背板。此外，预计透明背板的成本明显低于普通背板，即使从长远来看，10元/平方米的价格也相当困难。
透明背板产品除了经济性外，还没有经过长期的户外实证，实际可靠性有待验证。透明背板于2018年3月启动，仅通过实验室。实验室很难模拟现实环境中复杂恶劣的条件。目前，透明光伏背板的优异性能主要来自制造商的宣传。
201关税有效降低了美国双面发电组件的价格，提高了美国的竞争力。
1)透明背板双面组件与单玻璃组件结构相似，电站设计及配套材料适应性强，可直接实现产品切换。
2)东南亚现有的单玻璃生产线与透明背板组件具有很强的兼容性，可以快速满足产品需求。因此，我们认为201年的关税豁免可能会给透明背板组件带来分阶段的需求，但在双玻璃组件生产线产品切换完成后，它仍将成为性价比和更可靠性能的主流。
2019年供需格局持续改善H2~2020年光伏玻璃价格强支撑
预计2019年下半年国内装机量25~3000GW，全球70GW左右。预计22.8GW年内可完成15个招标项目GW下半年国内新增装机有望达到25~30GW（其中预计Q3 10GW左右、Q4 15GW ），全年40GW大019年全球装机量预计120GW下半年预计70左右GW左右。
预计2020年全球新增装机将达到15%~2020年 %增长。预计2020年国家内补贴额度和政策机制落地时间将显著早于今年，为明年的国内光伏建设创造更好的条件，预期2020年国内新增装机规模有望上看50GW。海外市场增长确定提速，多个国家/地区光伏已是成本*低的电源，预计全球需求140GW以上。
美国豁免双面发电组件201关税（25%），光伏装机成本或将因组件采购成本大幅下降而加速增长；印度等成本敏感市场加速启动；欧洲MIP取消 ** 装机提速；中东、南美、东南亚等新兴市场贡献提升。
双面发电组件渗透率提升，助推玻璃需求增长。虽然双玻组件所使用的2.5mm或2.0mm玻璃比单玻3.2 mm玻璃更薄，但1块组件所需玻璃的数量也由1块增加为2块，因此双玻渗透率的提升将显著增加光伏玻璃原片需求量（以吨计量）。
测算1GW2.5mm双玻组件、2.0mm双玻组件、单玻组件生产所需的光伏玻璃原片约8.9万吨、7.3万吨、5.6万吨，即同等数量的双玻组件比单玻组件对光伏玻璃原片的需求高约30~60%。
因此光伏玻璃需求的增长将由全球光伏装机量增长+双玻组件渗透率提升共同推动。假设2019-2020年光伏装机量120GW、140GW，双玻渗透率分别提升*20%、30%，其中2.0mm双玻占比10%、30%，则2019-2020年光伏玻璃原片需求增速分别为20%、21%。
此外，由于2019年国内光伏政策发布较晚、美国在年中豁免双面发电组件201关税，全球下半年装机量将显著高于上半年，预计光伏玻璃2019H2需求环比增长47%。
截止2018年12月底，国内超白压延玻璃在产企业24家，窑炉38个，生产线126条，总产能20890吨/日，以主流78%成品率计算，排除未释放以及限产产能，产量约15163吨/日。
2019年国内光伏市场政策面利好因素释放，光伏前景一致看好，光伏玻璃产能陆续投入，截*2019年7月底，总产能提升*23430吨/日，生产线138条，产量约17330吨/日。
在产光伏玻璃产能的建设投产高峰集中在2010~2013年、2016~2017年，2018年除龙头企业外其他厂家几乎没有扩产动作。
光伏玻璃产线一般5年左右需停产冷修6~8个月，产线寿命一般为7~10年左右。按此估算，2015~2018年为光伏玻璃产线集中冷修期，2017~2020年进入集中退役期。
但2017~2018年光伏玻璃产能退出较少，原因是：由于2017年下半年及2018年上半年（531政策出台前）光伏需求超预期、玻璃价格较高，老产能延迟关停；由于需求多、价格高，竞争环境宽松，落后老旧的高成本产能被动出清也较少。
虽然2018年下半年的低价已接近甚*突破小厂现金成本，但低价维持时间不够长。此外，如前所述，部分小产能通过技改转做薄玻璃避开竞争甚*享受溢价，而大厂此前尚未大规模介入这一领域。
预计2019~2020年老旧落后产能稳步退出：虽然当下光伏玻璃利润率可观，但：
1）大厂大幅扩产且新产能以大产线为主，成本优势突出，而老旧产线随着运营时间延长成本进一步上升，利润率无优势。
2）未来大厂大产线将技改切入2.5mm和2.0mm光伏玻璃的生产，增加供给，薄玻璃溢价将逐步消失，该领域将不再是落后小产能的避风港。
3）由于2.0mm玻璃生产技术要求提升幅度较大，此前生产2.5mm玻璃的小厂不一定有能力将产线技改*2.0mm产品。
考虑年内投产时间及产能爬坡，预计光伏玻璃有效供给2019H2环比增加15~20 %左右，2020年同比增加20~25%，2019H2光伏玻璃价格或小幅上升，2020年价格大概率维持高位26~28元/平米。
行业竞争格局优良，产品结构向2.0mm切换加速集中度提升
竞争格局清晰，龙头份额将持续扩大：类似三年前的单晶硅片行业。我们认为，目前的光伏玻璃行业与三年前的单晶硅片行业格局类似：
1）呈现寡头格局；
2）技术与资本双密集；
3）龙头快速扩产中，除龙头外企业鲜有扩产动作。预计信义与福莱特也可像三年前的隆基与中环一样，实现规模、市场份额、行业地位及业绩的全面提升。
根据目前各企业的扩产规划，两家龙头的合计市占率将在两年内年超过60%。-3000-00近期投产产线近期复产产线近期冷修产线2020预计新增产线2020预计冷修产线吨/日。
与光伏制造产业链其他环节不同，光伏玻璃技术更新迭代慢，后发优势不明显，甚*有一定的先发优势。
信义与福莱特作为光伏玻璃龙头，同时也是*先进入该行业的企业，在产品品质与认证、区位布局、规模效应、成本技术水平等多方面已取得显著优势并筑起较高的行业进入门槛：
需要强调的是，技术和规模方面的差距难以弥补。如虽然提高单线规模可大幅降本，且业内具备相对成熟的大熔量生产线交钥匙供应商，但*终实际单线规模达到1000吨/日以上的只有信义和福莱特。
这是因为虽然产线主体建设难度不高，但企业会对产线做细微调整，也即核心技术所在。因此即便是同样的炉窑，玻璃生产成本也可能存在差异。对技术水平不足的企业来说，1000吨产线的生产成本可能还高于日熔量更小的产线。
综合来讲，技术、规模、资源、区位、客户资源构成行业进入门槛及产能扩张壁垒。其中，技术与单线规模*终影响并直接体现在生产成本上，也是成本*终决定企业会否扩产。目前价格水平下，以外，其他企业扩产动作极少，龙头企业地位十分稳固且份额将继续扩大。
▌进口替代进行时，行业规模快速增长，国内企业大有可为
光伏正银国产化快速推进中。正面银浆技术壁垒与行业集中度较高。杜邦、贺利氏、三星SDI 及硕禾凭借先发优势抢占绝大多数市场份额。
国产正银起步较晚，随着需求高速增长和电池片产能持续向中国转移，正银国产化进程加速。
2016年国产正银企业开始具备批量供货能力，2017年市场份额快速提升*20%左右，2018年市场份额提升*35%~40%，目前已达到50%左右，预计将继续提升。主要原材料银粉由日本DOWA和美国AMES等厂商占据主要市场，国产超细银粉起步晚但近几年进步较快，已能满足部分需求。
测算结果显示，虽然预计未来三年全球光伏新增装机量仍会保持增长，但由于电池转化效率提升以及银浆单片耗量下降导致每W银浆耗量下降，预计光伏银浆需求增速较低甚*出现负增长，行业市场规模约100亿元。
预计正银企业之间的竞争将十分激烈，国产企业若能在技术快速更新迭代中抓住机遇，将有望扩大市场份额。优质的银浆企业需要具备较强的技术研发实力、资金实力以及人才管理与客户维护能力。
▌*少未来2-3年内，PERC主流地位稳固
1.根据目前已有的技术，PERC量产效率**值仍有1%-1.5%的提升空间；金属化等环节的技术创新可减少电池片制造成本，叠加效率的提升后单W成本进一步下降。测算显示，合理利润假设下，未来2-3年内，双面PERC电池及组件价格有望降*0.76元/W、1.55元/W。
2. 假设在不同BOS条件的地区，当前电站建设成本3.5/4.0/4.5元/W，对应度电成本0.33/0.37/0.42元/kWh，PERC组件达到预期价格后度电成本0.26/0.31/0.35元/kWh，降幅空间15-20%。
3.以PERT、TOPCon、HJT技术目前的成本，在保障合理利润率的前提下，若要达到“目前”双面PERC的LCOE水平，则组件成本需下降13%、9%、18%，若要达到“预期”双面PERC技术的LCOE水平，则三者组件成本需分别下降40%、37%、42%。
4. N型电池技术发展的关键是需要大规模投资来形成规模效应，同时以市场哺育技术，吸引更多电池与辅材供应商及参与者，以加快技术进步与落地，促进成本下降。然而以目前的市场条件，追赶期*少2~3年。
▌封装胶膜：PERC双面双玻专用胶膜需求将结构性高增长
一般而言封装胶膜需要：透光、可粘接、耐紫外及高温、低透水、高体电阻率（减少漏电流）。
目前封装胶膜以透明EVA为主，技术成熟且成本低，但封装后的组件衰减率较高。为配合行业增效降本，封装胶膜的研发主要围绕低入射光损耗、低衰减及高性价比，热门产品包括白色EVA、白色/透明POE、共挤型胶膜。
白色EVA胶膜通过增加电池片间隙入射光反射，可提升组件功率1-10W，并简化背板降成本。白色EVA光反射率达90%以上，在双玻/单玻组件中用白色EVA/白色POE取代透明EVA可获功率增益7-10W和1-3W。
此外，由于白色胶膜对正面紫外线形成阻挡，故背板粘接面可使用含氟涂料取代复合氟膜；由于白色胶膜反射入射光，故背板中间层PET可换为全透明，从而提高其抗水解、水汽阻隔能力、电气绝缘性，背板简化有助于降本。
预交联技术使白色EVA突破瓶颈，目前已实现量产。白色EVA概念2012就已提出，但由于流动性大导致组件外观缺陷而被搁置。
2013-17年，通过引入电子束辐照预交联技术消除了白色EVA胶膜的流动性，提高了耐热性和尺寸稳定性，防止组件外观缺陷产生。目前，经电子光束预交联处理的低流动性白色EVA已投入量产。
相比传统EVA胶膜，POE胶膜更能够帮助双玻组件对抗PID衰减。
传统EVA胶膜透水率较高，使用过程中水汽进入电池，EVA的酯键在遇水后降解形成可以自由移动的醋酸根（-COOH），醋酸根与玻璃表面析出的碱反应产生可以自由自动的钠离子（Na+） ，Na+在外加电场的作用下向电池片表面移动并富集到减反层从而导致PID现象，导致组件功率衰减。
PERC双面电池1）金半接触需激光开槽打开背钝化层，背面钝化不完全；2）背面用细小铝线印刷铝栅格，比常规电池全铝背场更容易被酸腐蚀；3）部分组件采用无框或半框封边，胶膜与空气接触水汽更易透过，若无特别防护，双面PERC电池背面PID衰减可达15-50%。
POE封装胶膜由茂金属作催化剂开发而来，是具有窄相对分子质量分布、窄共聚单体分布、结构可控的新型聚烯烃热塑性弹性体。由于非极性的特点，POE具有优异的水汽阻隔能力和离子阻隔能力，水汽透过率仅为EVA的1/8左右；由于分子链结构稳定，老化过程不会分解产生酸性物质，具有优异的抗老化性能。
新产品共挤型胶膜：取长补短提升性价比，设备投资高且性能待检验。
虽然POE胶膜性能突破，但比传统EVA胶膜价格贵30%-50%。2019年海优威、推出多层共挤复合胶膜（≥2层），同时含有EVA层与POE层。适用于双面双玻电池组件的共挤型透明胶膜主要包括EVA-POE-EVA和EVA-POE两种结构。
复合膜1）具有POE材料优异的隔水、耐紫外老化、耐热等性能；2）不需要工装或工装简单，易于自动化；3）减少POE用量，提高性价比。目前，共挤型胶膜处于推广初期，其生产设备投资高出普通产品30%，且具体性能有待实证的检验，尚未成为主流。
技术壁垒与国外化工巨头的专利保护使POE粒子产业化难度大。
目前光伏POE粒子完全依赖进口，其生产工艺关键包括工艺流程及催化剂合成，目前国内企业对这两方面的掌握程度均较低，相互制约导致国内POE粒子产业化突破难度大。POE粒子产能主要集中在美、日企业手中。
产能集中、技术壁垒高及需求增长使POE弹性体价格比光伏级EVA树脂高出30%-50%。此前我国对POE领域的研究主要集中改性及下游应用，若未来光伏组件全面向双玻切换且POE封装地位不变，则一定会带动POE需求高速增长，进而提高POE弹性体产业自主化研究的动力，加快国产化进程。
高效催化剂合成：光伏胶膜制造所使用的POE粒子由茂金属作催化剂开发而来，产业化中使用的基本是CGC（限定几何构型茂金属催化剂），但其合成技术由国外少数化工寡头垄断（自主研发）。
POE聚合工艺流程：POE制造工艺的代表为陶氏杜邦Insite工艺和埃森克美孚的Exxpol高压聚合技术。技术关键在于聚合温度、催化剂活性、乙烯共聚单体插入含量等参数。同样有较高技术壁垒与专利保护。
▌一超两大格局稳定，双面化趋势下POE/共挤型胶膜3年CAGR可达80%
龙头市占率50%，前三大企业市占率70%，竞争格局稳定。福斯特是全球*大光伏封装胶膜供应商，2016-2018年市占率稳定在50%左右。福斯特与斯威克（）、海优威合计市占率近年也稳定在70%左右。
PERC双面双玻渗透率提升带动POE/共挤型胶膜需求结构性高增长。由于PERC双面电池需POE材料封装，故双面双玻趋势将带动POE胶膜/POE共挤型胶膜需求结构性高增长。
根据敏感性分析，若组件需求160~180GW，PERC双面双玻渗透率35%~50%，则POE胶膜/POE共挤型胶膜需求3年CAGR高达70%~100%。
金刚线：“四化”趋势挖掘硅片端降本潜力，供需失衡行业竞争加剧
硅片成本决定性环节，继国产化后超额扩产将成为降价主要驱动因素
金刚线在硅片成本中直接占比小但间接影响大。金刚线切割比砂浆切割方式切割速度更快（4-5倍）、出片率更高（+15~20%）、环境污染更小，2015-2017年先后在单晶、多晶领域开始加速渗透。渗透初期以低价树脂金刚线为主，但其细线化瓶颈90微米左右，现已无法满足市场需求。
电镀金刚线通过规模化已实现价格与性能的全面赶超，目前为市场主流。金刚线在单多晶硅片总成本中占比5~8%，在非硅成本中占比15~20%。虽然成本占比较小，但金刚线线径和品质是减少切割损失、实现硅片薄片化以及提升良率的关键，对单位硅耗有决定性作用。
扩产带来的利润率压缩及原料进口替代将推动价格下降。光伏晶硅切割占金刚线下游需求的90%以上，光伏下游需求对金刚线市场价格有显著影响，甚*会进一步联动影响上游原材料价格。
目前金刚线毛利率水平较高，主流企业毛利率30~65%，已吸引大量厂商扩产，规划产能显著大于需求，预计2019-2020年其价格将进一步下降。此外，成本占比*大的母线尚未完全国产化，随着母线进口替代进行，原材料成本预计仍有下降空间。
▌金刚线：2015年实现国产突破，目前技术及产能已基本完成国产替代
母线：成本占比约46%。粗母线生产加工较容易，国内供应充足。50-70um母线早期主要从日本进口，近年宝钢集团开发成功，开始国产化。
金刚石微粉：成本占比约13%。行业相对成熟，上游供应厂商较多，供给能力较强。
2015年电镀金刚线实现国产化突破后，国内企业凭借成本优势迅速扩产抢占市场规模，目前杨凌美畅为金刚线领域的**龙头，市占率超过50 %，与东尼电子、岱勒新材、三超新材合计市占率接近70%。
金刚线及切割技术进步还可提供20~30%降本空间
测算显示，金刚线切割环节的优化仍可为硅片带来约0.4元/片的降本空间。其中细线化、薄片化及硅料需求萎缩降价对硅片成本下降的贡献*为显著，目前硅片总成本约2元/片，意味着成本降幅空间20%左右。若进一步考虑电池片效率由21.5%提升*23%，则电池片降本约0.1元/W，降幅27%。
1.硅耗下降及效率提升变相减少约20%多晶硅需求，带动硅料跌价，节约成本0.12元/片。
若未来2-3年，金刚线线径降*50微米且硅片薄*160微米，则单片硅片节省硅料2.09g，单耗降*13.7g/片，降幅13%。若进一步考虑电池片效率由21.5%提升*23%，则单瓦电池片节省硅料0.6g，单耗降*2.6g/W，降幅19%，相当于硅料需求减少19%。若彼时全球新增装机需求达到170GW，则可节省硅料约10万吨。
结合多晶硅产能现金成本排序，预计硅耗下降带来的多晶硅需求减少将使硅料价格下降约1.5万元/吨。节约硅片成本0.12元/片。
2. 细线化：50线替代65线可使硅片成本降低0.06元/片。
更细的线径可大幅减少硅损耗并提高出片率，但更细的线径也意味着破断力低、电阻更大，对设备的运行速度、匹配度要求更高。
2016年主流金刚线线径70-80微米，2017年降*65-70微米。2018年以60线及65线为主，50线及55线也有小批量出货。测算显示，若线径由65微米减*50微米，则单片硅耗减少0.9g，当前硅料价格下（7.5万元/吨），可使硅片成本下降0.06元/片。
3. 低TTV（薄片）：硅片厚度降*160微米可使硅片成本降0.08元/片。
降低TTV意味着切割出的硅片厚度均匀、碎片率低，帮助实现薄片化。目前单晶硅片的主流厚度为180微米，现有产品规格*低140微米，已具备110微米技术。若硅片厚度降*160微米，则单片硅耗量减少1.2g，当前硅料价格下（7.5万元/吨），硅片成本下降0.08元/片。
4. 省线化：金刚线线耗减少叠加单价下降可节约成本0.02元/片，技术方面的决定因素是金刚石线钢丝镀层对金刚石颗粒的把持力。
2018年12月杨凌美畅金刚线价格已降*0.08元/m，未来线径变细、供过于求利润率下降，预计价格还将显著下降。若金刚线降*0.05元/m，切割单晶线耗降*0.6m/片，则可节约成本约0.02元/片。
5. 快切化：提高产能、加大装载量、减少设备设施节约成本0.09元/片。
切割速度可以提高切割设备利用率，提升下游硅片厂单机产能，在不增加投入的情况下大幅增加产量，从而摊薄折旧、电费和人工成本。
根据测算，快切提高产能、加大装载量、减少设备设施节约成本约0.09元/片。技术方面，快速切割时由于进给速度快，可能会使金刚石线工作量骤增，金刚石颗粒易脱落，金刚石线更易出现疲劳断线、切片磨损、质量不佳等问题，因此对金刚石线性能提出了更高的要求，关键在于通过合理的调控使镀层与钢丝母线之间的强度与延展性等参数尽量匹配，以提高镀层与基底材料之间的结合。
报告来源：（国金证券／姚遥 ）
