中國儲能網(wǎng)訊：據(jù)集邦新能源行研分析，2017年三季度末以來已經(jīng)看到單晶硅片、電池、組件全產(chǎn)業(yè)鏈出現(xiàn)需求急劇下滑，價格下調(diào)仍未見市場回暖;而多晶系列全線開足產(chǎn)能，以合理價格和高性價比滿足了旺盛的市場需求，電池端也紛紛轉(zhuǎn)向多晶產(chǎn)線。
1、單多晶產(chǎn)品技術(shù)特點分析
一直以來單晶轉(zhuǎn)換效率優(yōu)于多晶，但成本控制存在難題，市占率維持在20%以下。近兩年由于金剛線切割的推廣和中國“領(lǐng)跑者”計劃的助攻，單晶市占率有上升趨勢。多晶轉(zhuǎn)換效率不如單晶，但是效率差距不大，而且多晶效率提升越來越接近單晶，關(guān)鍵是成本低性價比高。單晶與多晶的差異在硅片端，硅片端差異在長晶端，就是多晶鑄錠和單晶拉晶棒工藝在單位產(chǎn)能與電耗的巨大差異。根據(jù)公開資料，單晶目前每根四米連續(xù)拉晶5根的最先進單晶爐月產(chǎn)能約3噸/月，拉晶電耗約24度/公斤;多晶鑄錠G7爐的產(chǎn)能約為9噸/月，鑄錠電耗約7度/公斤。在切片端，單晶企業(yè)于2016年率先完成金剛線切割替代砂漿切割大幅降本，彌補了在長晶端的成本劣勢。多晶企業(yè)也在三年時間的努力后，于2017年下半年開始導(dǎo)入金剛線切割，降低成本0.5-0.8元/片，單多晶在切片環(huán)節(jié)回到同一起跑線。但金剛線切多晶硅片面臨表面處理問題，目前已經(jīng)成熟量產(chǎn)的黑硅技術(shù)不但成功解決絨面反射，而且提升0.3%-0.6%的轉(zhuǎn)換效率，效率提升的增益超過黑硅制絨端的投入。據(jù)測算，濕法黑硅技術(shù)成本上升約0.02元/瓦左右，有0.05元/瓦的增益，性價比提升明顯。
2、多晶前沿技術(shù)產(chǎn)業(yè)化迅速 與單晶性價比標(biāo)準(zhǔn)差為硅片0.4元/片，組件0.06元/瓦
觀察光伏制造技術(shù)發(fā)展可以看出，金剛線切割、PERC、半片等技術(shù)均首先在單晶應(yīng)用，在單晶試驗普及完成之后轉(zhuǎn)向多晶，占據(jù)市場8成份額的多晶是光伏技術(shù)產(chǎn)業(yè)化的主力軍。以金剛線切割為例，岱勒新材介紹，以往單晶全部使用金剛線切割也沒有多大的需求量，今年體量更大的多晶金剛線推廣速度遠(yuǎn)超預(yù)期，對金剛線的需求是巨量放大，金剛線供不應(yīng)求。隨著多晶鑄錠晶體硬質(zhì)點的減少，金剛線強度的增加，單多晶切割將共同邁向細(xì)線化：2017年單晶主流線徑65μm，多晶70μm;2018年單晶60μm，多晶65μm，到2020年，單多晶均可以用50μm的金剛線。一直以來單多晶效率差維持在1.5%，但近一年來多晶進步更快，金剛線+黑硅+PERC將多晶電池量產(chǎn)效率提升至20.5%，與單晶PERC電池量產(chǎn)效率差縮小至0.7%-0.8%。據(jù)測算，單多晶效率差縮小后，組件端的性價比差距已經(jīng)從前些年的0.1元/瓦降到0.06元/瓦，就可以覆蓋光伏發(fā)電系統(tǒng)BOS成本差異，傳導(dǎo)到硅片端，其性價比標(biāo)準(zhǔn)差由以前的0.6元/片降為0.4元/片，也就是單晶硅片價格只能比多晶硅片高0.4元/片的價格，才能保持單晶組件與多晶組件在光伏發(fā)電端具備相同的度電投資成本。
3、多晶上下游合作緊密結(jié)成命運共同體將率先進入平價上網(wǎng)
光伏各個產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)堅持專業(yè)化，堅持科技引領(lǐng)，技術(shù)驅(qū)動。我們認(rèn)為，單晶企業(yè)上下游之間、相同環(huán)節(jié)的單晶同行之間更多處于單純競爭關(guān)系，通過競爭搶占市場，產(chǎn)業(yè)鏈之間協(xié)同不夠，同行之間合作欠缺。而各大多晶企業(yè)作為市場主力，全產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的龍頭企業(yè)已經(jīng)結(jié)成命運共同體，通過一系列合縱連橫，在技術(shù)協(xié)作推廣、裝備和產(chǎn)業(yè)配套、市場開發(fā)等方面共同推動新技術(shù)應(yīng)用，如共同推動金剛線切割，共享黑硅技術(shù)，上游降本讓利給下游等，組件價格始終維持在合理價位，產(chǎn)能充足，滿足“領(lǐng)跑者”項目等市場需求。我們預(yù)測，多晶產(chǎn)品將率先成為2019年之后光伏發(fā)電進入用電側(cè)平價上網(wǎng)的主流產(chǎn)品。
