（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。

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。

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%。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。