【海通电新】Solarzoom沙龙纪要：异质结+行业
心存侥幸
下海干活的老韭菜
2020-10-12 08:01:34
议题一、无主栅技术在HIT中的应用：
议题二、2060年碳中和目标探讨：
议题三、2020Q4光伏供需格局、价格展望：
议题一、无主栅技术在HIT中的应用：
1、无主栅技术：
只有细线，没有主栅，采用载体膜将焊带与电池片固定成串，层压时完成焊带与细栅线合金化，实现无主栅降低；9BB主栅宽度大概1mm，而无主栅铜线直径从0.18-0.25mm，铜线的根数增加很容易，但是主栅增加数量难度很大；
连接过程中采用载体膜将焊带与电池链接起来，电池的生产没有太大差别；
无主栅封装胶膜：目前国产膜趋于成熟，已经有第一个企业通过认证；
2、为什么选择无主栅：
好处：遮挡面积减少25%，低温焊接，银浆损耗减少45%，现在HIT银耗做到极限也有要180mg，无主栅起步就是100，而且还能再降；
9BB与18-0BB相比：无主栅胶膜、焊带会比9BB贵一点，但是银耗从180下降到100，不算折旧单W BOM成本要低2分钱左右；
另外还有个优势就是做负间距，过渡区域有膜支撑；
产能串焊机已经达到4000CPH，与目前主流串焊机速度持平，硅片大小156-182，厚度100-120μm；
3、专利：02年专利就开始了，还有2年到期，最早的公司叫索蒙特，后来被梅耶博格收购；还有2年而已，设备是没有专利的，与梅耶博格完全不同，另外结构上的专利问题已经可以绕过去；
4、拉力：电池片之间先用膜粘贴在一起，依靠膜的拉力来连接电池片，所以细线并不需要承受多大的拉力；
结论：现在HJT成本高出PERC大概0.18元/W，设备国产化是第一步非常重要的理成本，接下来随着薄片化、SMARTWIRE等技术成本会持续下降，如果银包铜可以实现，预计成本可以与PERC持平，而HJT发电量更高，未来的大趋势已经明确，这是未来一个更大幅度降本方式，5年后可能会成为光伏的主流技术；
议题二、2060年碳中和目标探讨：
Solarzoom：马弋威
1、2060年碳中和，需要风光储电力100%替代化石能源发电，水能、核能、生物质因各自缺陷很难成为未来人类第一大助力能源；
2、在电网承受能力模型允许的条件下，预计2050年风光储电力发电量神透率可以达到70%左右；
十四五期间风光最乐观上限可达625GW，折合125GW/年；
3、降本：
双面HJT组件售价降低至1.0元/W，磷酸铁锂电池平均售价（60%以上梯次利用）0.4元/Wh；
跟踪支架、集散式逆变器、运维精细化，提升每年发电量1%；
BOS中非技术合计降本0.5元/W；
电站投资人要求IRR从7%降到4.5%；
在组件1200单面有效利用小时数的区域，基于HJT组件光储电力，预计2023-2050年内长期稳定在0.30±0.01元/kWh左右，全面低于火电20%左右；
4、储能：未来5年储能配比比较低10%左右就够了，但是5年之后在限电率5%的驱动下，储能配比要大幅提升，储能电池最大规模的放量可能要在5年之后，预计随着光储配比提升，后面储能锂电的需求有可能会接近新能源车；
5、发电侧2060年碳中和：
光伏风电在充足性、情节性、独立性、和平性四大方面是远远超出其他能源形式，经济性也是越来越好，时间可移动、空间可移动、能源效率时候劣势；
第一平价：经济性，平价已基本实现；
第二平价：考虑电力约束条件的平价上网，光储电力成本低于0.37元/度；
电力约束：
（1）风光+储能实现全天候、跨日、跨季节时间可移动性（调峰问题）；
（2）限电；
（3）相对负荷波动太大；
（4）电网利用率、补偿问题；
空间约束：风光储电力运输成本、与负荷中心距离的关系，辐照强度差役与距离运输的经济性计算；土地利用植树造林、新能源项目之间的经济性测算；低能量密度型能量与所谓“土地指标紧张”之间的关系；
6、未来各阶段矛盾：
2021-2025：光储电力度电售价首次低于煤电，2025年风光发电量占比有望达到17.5%左右的较高水平；
2021、2022年HJT双面组件价格分别为2.0元、1.6元/W售价，储能配比10%-15%，7%的IRR下，度电售价分别降至0.343、0.313元/kWh，低于0.37元/kWh的全国平均燃煤基准电价；
电力约束：对光伏影响不大，十四五期间暂时不会显著突破5%的限电率红线；
光伏大规模发展是各方阻力最小的方向，从中央政府、到发改能源，到电网（集中式光伏大规模发展与电网大力发展特高压方向一致、发电侧储能规则由电网制定）、到地方政府、电站运营商、制造企业、金融市场等，各方发展方向一致；
矛盾：解决储能长期发展政策，新能源永续发展必须配储能；
发展储能框架：（1）增量强制配储能；（2）新疆版本，电网补贴储能，存量风光分摊成本；（3）山西版本，光伏、储能均可参与电力现货市场并由市场化调节为主；（2）（3）两种模式执行效率上低于（1），量不会太大；
2026-2030：深层次降本开始启动，对冲储能电池配比大幅提升带来的成本上升
技术：2025年，HJT将替代PERC，叠加钙钛矿有望2023年之后进入商业化量产；
非技术成本：有望得到一定理顺；
金融降本：
储能电池降本：磷酸铁锂系统将降到0.7元/Wh一下，梯次利用电池大规模涌向市场；
电力约束：光伏限电开始爆发，储能极高速发展以延缓限电率提升；
度电成本：预计下降到0.3元/kWh，系统成本下降，但是储能配比提升，限电率提升，IRR目标下降；
总结：新增装机增速中枢下移，但绝对水平中枢仍在上亿，风光合计保有量突破2000GW，储能告诉爆发2030年风光发电量占比将有望达到38.3%；
2031-2035：金融降本努力对冲限电率大幅上升
技术降本达到瓶颈，光伏、储能新增装机量或将走平；可能会开始向化石能源征收“碳排放税”；另外压缩IRR要求，可能会下降到4.5%一下，储户-权益Reits的回报率从2%提升到4.5%；
2035年风光发电量占比有望达到50-58.8%，风光储成为中国电力市场第一主力能源；
2035年以后：所有降本均已经达到理想状态，碳排放税将支撑光储电力性价比
在所有可调度电源最小出力系数降低0%的基础上，风光发电量占比理论上可以达到95%以上，同时限电率可以降低至10%，当然这是最理想的状态；风光储装机量相比2028-2035年的高位水平有所下滑，但从2050年以后替换需求的占比将显著提升。
议题三、2020Q4光伏供需格局、价格展望：
SOLARZOOM 缪雅辰
1、20Q4全球需求预测：
国内：当前组件价格普遍报价1.6-17元/W，比7月中旬上涨0.2-0.25元，20Q4需求空低于前期市场预期，但仍会呈现出刚性特征，Q4仍然是2020年最好一个季度；竞价项目延期补贴下降1分钱/季度，预计Q4国内并网15GW左右；
海外：美国Q4是旺季，其他国家季节性并不特别明显，日本、美国、欧洲等地BOS成本比较高，组件价格上涨的敏感度比较低；中低端市场疫情严重国家还会受到些影响，印度上半年不到2GW；
海外Q4预计20GW，主要还是发达国家，美国6.5；
2、产能扩张及价格展望：
（1）多晶硅：
概况：今年新增产能很少，东方希望2019年新投的5万吨仍处于爬坡中，协鑫1.2万吨并线延迟；
Q4以来，新疆大全全面复产，新疆协鑫复产2条线（一共3条），永祥老产能调试中，马来OCI已经全部达产；20Q3共减少3.335万吨，Q4供应至少提升5300吨/月；
价格：上涨可持续性被打破，复产完成，贸易商已经卖掉前期屯料；复投料价格已经从108元/KG回调到96元/KG；
（2）硅片：2020年扩产最猛烈，2020Q4仅考虑隆基中环晶科晶澳上机等，就达到170GW，全部统计超过200GW；利润有望回归理性水平，高成本边际产能将逐步退出；
另外单晶硅片成本曲线开会扁平化，2021年单晶硅片产能扩张仍在继续；目前各新建单晶硅片产能非硅成本在0.7元/片，新进入者与龙头差异在5分钱/片；
（3）电池：加速大尺寸化；
20Q4终端需求以166为主，到年底M6产能达到100GW以上（109GW），新增产能基本兼容G12、M10、M6；
HJT：成为不少新进入者弯道超车重点布局方向；
价格：大尺寸替代的情况下，价格抗跌性比较强；电池片本身利润空间不大，之前G1利润反弹至0.11元/W，8月之后G1利润迅速下跌，但M6毛利润维持在0.11元/W左右；
（4）组件：一体化优势明显，集中度进一步提升
价格：Q4有较强需求支撑，国内抢装较强刚性，成本端大宗商品都是出现上涨；
成本：目前组件单2耗硅量2.94g，多晶硅价格下降10元，组件含税价格下降0.03元/W；玻璃价格上涨1元/平米，组件成本上涨0.01元/W；
玻璃紧张可能会持续到明年；
3、单晶硅片产能扩张及展望：
产能：2020年底，单晶硅片产能达到210GW，2021年底至少再增加100GW以上；
发展现状：20Q3，隆基中环集中度超过60%，六大组件企业中，除了隆基，只有晶科晶澳有比较可观的单晶硅片产能；
盈利：当前单片毛利润仍高达0.09元/W；
扩产动机：
（1）降本获得超额收益；
（2）“一体化”发展的无奈选择，今年的意外情况，例如产业链涨价等，加速一体化；
总结：2021年产能表现过剩，但龙头企业自己自足成为常态，捆绑式合作；预计今年Q4抢装过后，单晶硅片价格可能下降，高成本硅片产能逐步退出。
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