（报告出品方/作者：华泰证券，方晏荷、孙纯鹏、张艺露）

光伏玻璃供给渐宽松，成本优势比较愈加显著

我们在本报告详细讨论了光伏玻璃需求-供给-库存的变化，以及对未来一年及五年供求关系的展望，认为21Q3或是短期供求的拐点，但其中宽版玻璃的供求仍然相对偏紧。我们勾画了超白压延玻璃行业的生产成本曲线，并详细比较了超白压延/超白浮法/普通浮法玻璃的成本构成，认为不同玻璃工艺的单耗差异不大，成本区别主要体现为原片成品率及原料燃料价格。超白压延玻璃龙头通过本轮窑炉大型化有望继续降本约20%，深挖成本护城河。

需求总量稳健增长，宽版玻璃需求加速

碳达峰和碳中和目标下，我们预计中性情景下“十四五”我国光伏年均新增装机82GW，其中21年60GW以上。组件降本路线推动尺寸大型化和双玻率提升，2020年双玻组件占比27.7%，2025年有望增长至60%，2.0mm玻璃需求有望在2024年超过传统的3.2mm玻璃。我们测算2021年全球光伏新增装机160GW下，光伏玻璃需求982万吨，同比增长25%。其中宽版玻璃需求约268万吨，3.2/2.5/2.0mm玻璃需求分别为593/128/261万吨。2025年新增装机300GW下，玻璃需求将达1766万吨，CAGR+16%；其中宽版玻璃需求1575万吨，CAGR+56%。

压延玻璃产能快速扩张，CR2龙头地位稳固

截至2020年末，全球超白压延玻璃产能33170t/d，其中国内29340t/d，占全球产能的89%。2020年超白压延玻璃产量750万吨，同比增长22%。2018-2019年玻璃产能个位数增长，叠加疫情影响导致2020年供给缺口。全球2021/2022年拟新点火产能日熔量36000/21200吨，年均拟冷修产能2660吨，22年末产能将超8万t/d。2020年CR2（信义光能/福莱特）合计占全球产能的49%（29%/20%），同比提升2.3pct，过去十年持续领跑全行业，我们预计在产能快速扩张/规模成本优势下，CR2龙头地位稳固。

压延玻璃有望继续降本，浮法背板阶段性渗透

我们通过项目环评和财务报告勾画了超白压延玻璃产能的成本曲线，呈现出较明显的阶梯分布。2021年2月行业平均成本17元/㎡，该轮产能投产后龙头成本有望下降至13元/㎡。CR2过去五年毛利率平均34%左右，较二线企业高10-15pct。2020年末超白浮法玻璃产能8200t/d，其中光伏背板玻璃约4000t/d，我们预计21H1产能达10000t/d。浮法玻璃与压延玻璃单耗差异不大，成本差异主要来自窑炉规模与原材料、燃料价格波动。超白浮法玻璃背板较压延背板综合成本低10-15%，短期具备一定的渗透空间。

21Q3光伏玻璃供求或扭转，宽版玻璃价格有望维持

我们测算2021年全年超白压延玻璃需求982万吨，全年供给993万吨，供需相对平衡；测算21年Q1-Q4光伏玻璃需求210/245/244/280万吨，供给为212/232/260/289万吨，21Q3光伏玻璃的供求紧张有望得到实质性缓解。其中宽版玻璃全年供需关系相对偏紧，为浮法玻璃背板渗透提供了条件。我们预计更多“原片-加工”一体化、“盖板-背板”一体化的企业将加快出现，21H2光伏玻璃的综合成本竞争将更加显著。

我们认为在碳达峰和碳中和的目标驱动下，全球将加大对新能源产业的投入力度，中国作为制造大国，高度重视光伏等新能源产业，2020年光伏组件、光伏玻璃产能均在全球占有90%以上份额，同时中国也是全球最大的光伏市场，21年已经开启平价上网。随着光伏玻璃新建产能政策放宽，头部厂商在成本、资金等多重优势因素下，有望推动行业生态进入更加良性的增长轨道。

考虑消纳能力后，我们预计“十四五”期间国内光伏装机年均新增82GW。在碳中和陆续成为全球共识后，各国相继制定发布了碳中和目标，根据国际能源署2020年11月10日发布的《可再生能源2020》报告，预计可再生能源将在2050年取代煤电成为全球最主要的发电方式。但由于国内新能源发电正处于快速发展期，储能和消纳能力有待提升，而借鉴海外经验，风力光伏发电占比15%-30%时，电力系统平衡的压力将显著加大。2020年全国光伏消纳空间为48.45GW，为确保2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右等目标要求，光伏发电消纳机制仍需完善和配套。根据华泰证券环保与电新团队2020年12月15告《平衡压力增大，亟需市场机制护航》预测，中性情景下2025年可再生能源发电量之和占比将达到38%，我国“十四五”期间光伏年均新增装机中枢为82GW左右，其中21年我国光伏新增装机有望在60GW以上。

光伏产业链持续降本，推动玻璃进入大尺寸时代

光伏发电成本在近十年大幅下降，行业逐渐步入平价时代。根据《中国可再生能源国际合作报告（2019）》，光伏度电成本已由2010年的0.323-0.394美元/kWh降低到2019年的0.036-0.044美元/kWh，降幅达89%，随着电池、组件技术的不断进步，单晶PERC技术目前已经成为主流，带来组件效率和发电能力的提升，而下一阶段的技术升级尚不具备成熟条件，因此尺寸升级成为当前阶段的主要目标，大硅片能够减少组件的连接数量，进一步降低组件非硅成本，增加单片组件输出功率并最终带动BOS和LCOE的下降，是行业持续降本的有效途径，而硅片大型化推动加快推动宽版光伏玻璃的需求。

上游硅片产能高度集中，大尺寸扩产迅速。根据PV-infolink，2019年我国大陆硅片产能约173.7GW，其中单晶硅片产能117.4GW，占全球产能高达90%。从国内竞争格局来看，头部企业主要是隆基（601012CH）、中环（002129CH）、晶科（JKSUS）及晶澳（002459CH），19年产能占比分别为35%/28%/10%/9%，CR4集中度高达82%。据北极星太阳能光伏网不完全统计，2020年硅片端扩产328.6GW，其中大尺寸占比达90%以上。在扩产方向上，隆基、晶澳、晶科等182联盟企业以182硅片为主，三家企业扩产合计186.6GW，占扩产总数的57%，通威股份(600438CH)、天合光能（688599CH）、京运通（601908CH）以及高景太阳能（未上市）则以210硅片为主，扩产合计122GW，占扩产总数的37%。PV-info预计2021年182、210尺寸硅片市占率将提升至43%，预计22年182及以上大尺寸硅片将成为市场主流。而根据CPIA的统计，2020年182、210尺寸硅片合计占比约4.5%，预计2021年占比或将提升至50%。

下游组件加速扩产，2020年大尺寸组件占比达43%以上。2019年，全球光伏组件产能达到218.7GW，其中CR10市占率（按产量计算）达56%，其中中国企业占据8家。根据CPIA的不完全统计，2020年各主要组件企业扩产达到382GW。其中隆基、晶澳、晶科以182组件为主，三家公司总计扩产112.5GW，占扩产总数的29.4%，而天合、东方日升、环晟光伏、协鑫集成、阿特斯等企业扩产则以210组件为主，2020年扩产中210或210往下兼容的产能超过160GW，占总计划的43%以上。

硅片大型化导致光伏组件规格变大、重量增加，对于光伏玻璃的需求也进一步向大尺寸、薄型化演进。以我们统计的部分组件样本看，目前市场上大尺寸硅片主要有180mm、182mm、210mm三种规格，组件宽度从1032-1303mm不等，由于传统的超白压延玻璃原板宽度一般在1100mm以下，因此存量玻璃产线能够生产大尺寸组件的很少。

单块166/182/210硅片的面积分别为0.0274/0.0331/0.0441平米，目前行业主流166/182组件由均72片电池片组成，单个组件面积约2.18/2.58平米，166组件单面标准功率平均约为420W，而182组件功率可达540W，210组件通常由55片或60片电池片组成，目前行业以5*11版型为主，单个组件面积2.61平米，单面标准功率550W。在实际计算中，我们选择组件的额定功率（即正常工作时的功率）进行测算，组件的额定功率一般为标准功率的75%左右，因此行业主流166/180/210组件的单面额定功率分别为315/405/415W，单面组件的面积一般与所需光伏玻璃的面积相匹配，我们计算166/182/210单玻组件单GW装机量所对应玻璃的面积分别为692/637/629万平米，在装机容量不变的前提下，随着大尺寸组件渗透率的提升，对宽版光伏玻璃的需求将逐渐增加。

双玻组件优势明显，推动光伏玻璃薄型化

双玻光伏组件是指由两片玻璃和太阳能电池片组成复合层，电池片之间由导线串、并联汇集到引线端所形成的光伏电池组件。在太阳光照射下，电池可吸收由周围环境反射到双玻组件背面的光线，在组件及电池环节均有工艺改动，因而较常规组件有更高的发电效率。组件结构方面，双玻组件正反双面均采用2.5/2.0mm光伏玻璃进行封装（目前主流路线，未来有进一步减薄潜力），取代了传统常规组件正面3.2mm光伏玻璃+背面背板的封装结构。电池工艺方面，双面电池背面采用铝浆印刷与正面类似的细栅格，背面由全铝层覆盖改为局部铝层。背面的入射光可由未被Al层遮挡的区域进入电池，实现双面光电转换功能，增加电池受光面积,从而获得5%~30%的发电量增益（与地面材质相关），且性能、适用性与质保期均优于常规组件。

我们以M6（166）组件为例，测算2.0双玻/2.5双玻/3.2单玻单瓦成本分别为1.36/1.39/1.48元，双玻组件虽然有所增重，但经济效益更优，薄玻相对于厚玻降本效果更显著。光伏组件的成本主要包括电池成本、辅材成本和制造成本，其中电池成本是最主要的，一般占光伏组件总成本的50%-60%，辅材主要包括玻璃、背板、EVA胶膜、铝框、焊带以及接线盒等，制造成本主要为人工、包装等，其中光伏玻璃成本占比约10%。我们以单面功率为420W的166组件为例，对双玻、单玻组件成本进行测算，2.0mm双玻/2.5mm双玻/3.2mm单玻组件成本分别为627/644/620元，双玻组件相对于单玻组件的成本更高，但由于其背面发电增益更高（假设背面发电增益10%），其单瓦成本要低于单玻组件，2.0mm/2.5mm双玻组件单瓦成本为1.36/1.39元，而单玻组件为1.48元，双玻组件的经济效益优于单玻组件。

我们对不同尺寸、不同背板材料的组件单位成本进行计算，假设M6/M10/G12组件正面发电功率分别为420/540/550W，M10和G12背面发电增益均为10%，不同尺寸组件的铝框、焊带、接线盒及制造成本一致，那么整体来看，不同尺寸的双玻组件单位成本均优于单玻组件，而相同背板材料条件下，随着组件尺寸的增加，组件的单位成本也有微降。从整个光伏产业链来看，由于大尺寸组件的功率更高，因此可以降低光伏电站BOS成本（电站土建、设备、电缆、运维等成本相对固定）。我们认为未来大尺寸双玻组件将会是行业发展的趋势，根据CPIA统计，2020年双玻组件渗透率27.7%，2025年有望增长至60%。

双玻组件采用两块厚度为2.0mm或2.5mm的光伏玻璃取代常规组件3.2mm光伏玻璃和背板，相比常规组件，双玻组件将带动光伏玻璃需求量增长14%-42%（按重量测算）。对于M6/M10/G12组件，如果按重量测算，单GW装机量分别需要约5.54/5.10/5.03万吨光伏玻璃，而对于2.5mm和2.0mm玻璃厚度的双玻组件，生产1GW分别需约7.86/7.24/7.15和6.29/5.79/5.72万吨光伏玻璃。与3.2mm单玻组件相比，若使用2.5mm玻璃，则使用双玻组件单GW装机将提高光伏玻璃需求量约42%（按重量测算）；若使用2.0mm玻璃，则将提高光伏玻璃单位需求量约14%。

预计21年光伏玻璃需求982万吨，其中宽版玻璃需求268万吨

预计21年隆基、晶澳、晶科182尺寸组件产能超60GW。在2020年11月12日的“182组件与系统技术论坛”上，隆基、晶澳、晶科公布了各自182组件的最新进展。晶科能源预计2021年公司三分之二的产能将是TigerPro系列的182组件，公司组件产能或将达到30GW，则对应182组件将达到20GW；晶澳科技表示2020年底，其182组件年化产能为12GW，预计2021年182组件量产规模在20GW以上，占比同样在三分之二左右；隆基股份表示，2021年公司166和182尺寸组件的产能将各占一半，我们测算产能各为22GW左右。整体来看，三家头部企业2021年182总产能超过60GW，若考虑到行业内二三线企业产能新建及旧产能升级情况，预计2021年的182组件的产能将更多。

预计21年行业210尺寸组件产能超过85GW，其中天合光能、东方日升(300118CH)产能约56GW。根据公司招股说明书，天合光能已经在浙江义乌、江苏宿迁、江苏盐城建设三大210超级工厂，合计产能14GW，根据公司可转债说明书，2020年底天合光能组件产能约22GW，其中210组件约10GW，公司预计2021年底产能超过50GW，其中210尺寸组件产能占比将超过80%。而东方日升、环晟光伏均有产能扩建计划，我们预计2021年，210总体产能超过85GW，CR3天合光能、东方日升分别为40/16GW。此外，根据公司公告（2020-029）,协鑫集成（002506CH）3月27日与合肥市肥东县人民政府签署协鑫60GW组件及配套项目产业基地项目投资合作协议，项目定位于“210mm”新型组件产品，并全面兼容“210mm”以下尺寸，分四期投产，一期15GW于2020年12月12日正式开工，预计21年建成投产，但存在不确定性。

光伏装机所需的组件按照所使用电池的不同可分为晶硅太阳能组件和薄膜太阳能组件两种，所用电池分别为晶硅太阳能电池和薄膜太阳能电池，晶硅太阳能电池因其较高的光电转换效率和较为成熟的技术而成为市场的主流。根据CPIA，全球薄膜太阳能电池组件占比自2010年以来快速下降，2019年全球薄膜太阳能电池组件产量占太阳能组件总产量的比例为4.4%，同比提升1.2cpt，主要是来自美国FirstSolar公司（FSLRUS）薄膜组件的产量增长拉动，但受限于其光电转换效率相比晶硅电池仍较低，我们认为未来薄膜太阳能组件的产量占比或继续缓慢下降，预计2021年占比在4%左右，从玻璃类型来看，薄膜太阳能组件所使用的玻璃为TCO导电玻璃，其制作工艺为浮法工艺，与晶硅组件所使用的压延玻璃不同，并不是本报告主要的研究对象。

光伏电站分为集中式电站与分布式电站两种，其所使用的光伏组件略有差别。根据CPIA，2020年我国分布式光伏新增装机15.52GW，同比增长29.2%，截至20年底我国累计光伏装机达252.50GW，其中分布式光伏装机78.15GW，占比达31%，分布式光伏具有安装灵活、投入少、方便就近消纳的优点，自2017年开始装机量快速增长。

当前BIPV装机规模占整体比重仅为1%，我们认为BIPV对光伏玻璃整体需求影响较小。从安装形式来看，分布式光伏电站主要有BAPV和BIPV两种形式，BAPV是指附着在建筑物上的太阳能光伏发电系统，其主要功能是发电，与建筑物功能不发生冲突，BIPV即光伏建筑一体化，是与建筑物同时设计、同时施工和安装，并与建筑物形成完美结合的太阳能光伏发电系统，主要产品有光伏屋顶、光伏瓦片、光伏幕墙等，目前全球BIPV仍处于起步阶段，根据IMSIA数据，2019年全球BIPV总装机量达1.15GW，占比仅1%。根据CPIA数据，2020年六大主要企业BIPV产量为709MW，主要以工商业屋顶应用为主，BIPV对光伏玻璃的需求较常规组件更高，根据亚玛顿项目分析报告，单GWBIPV装机对应光伏玻璃消耗量较常规光伏组件增加310.8%，但考虑到目前BIPV装机规模相对较小，因此我们认为其对光伏玻璃整体需求的影响暂可忽略。

通过进一步计算，我们发现分布式电站单位装机量对应光伏玻璃的需求与集中式电站并无明显区别。根据国家能源局，2020年我国新增户用光伏装机突破10GW，同比增长高达100%，户用光伏装机已成为分布式光伏装机的主力军。分布式光伏基本为BAPV形式，由于电站装机规模较小，因此所使用的组件功率相对较低，我们以某组件企业推出的最新分布式光伏组件为例，测算户用光伏装机对光伏玻璃需求的影响，根据官网信息，其最新推出的“至尊小金刚”分布式光伏组件最大功率405W，组件尺寸为1754*1096mm，所用玻璃类型为3.2mm常规光伏玻璃，我们测算单GW装机对应光伏玻璃需求约为5万吨，我们上文测算单玻组件单GW功率所需光伏玻璃为5-5.5万吨，从测算结果来看，分布式电站光伏组件对光伏玻璃的需求与集中式电站并无明显差别，因此在下文的需求测算中，我们对光伏组件的类型均按照集中式光伏电站所使用的主流组件来计算。

我们预计21年光伏玻璃需求982万吨，其中大尺寸宽版玻璃占比约29%。根据上文内容，我们假设21年全球光伏装机量容量160GW，按照1.1的容配比计算，则对应组件需求约176GW，假设其中晶硅组件占比为96%，则对应21年晶硅组件需求为169GW。我们预计21年双玻组件渗透率提升至35%，大尺寸组件（M10、G12组件）占比提升至29%，则测算21年我国光伏玻璃总需求量约14.7亿平，其中大尺寸宽版玻璃需求4亿平；按照双玻组件使用2.5/2.0mm厚度玻璃来计算，共需光伏玻璃约982万吨，其中大尺寸宽版玻璃需求268万吨，占比27%。

我们对光伏玻璃需求进一步做敏感性分析，测算在不同双玻渗透率以及大尺寸组件渗透率下光伏玻璃的需求情况。若将双玻渗透率35%、大尺寸占比29%作为中性情景，双玻组件渗透率每提升5%，将带动玻璃需求提升0.6%；而大尺寸组件占比每提升5%，整体光伏玻璃需求小幅下滑0.5%，但会使得宽版光伏玻璃需求提升17.1%。在不同条件下，我们测算21年光伏玻璃需求量浮动范围在-1.1%~1.0%以内。

我们进一步对“十四五”期间光伏玻璃需求量进行中长期预测，并对不同厚度光伏玻璃需求及浮法玻璃替代需求进一步细化。参考CPIA对“十四五”期间每年全球新增光伏装机容量的乐观情景及悲观情景的预测，我们取预测中值作为新增光伏装机预测值，则预计2021-2025年每年新增光伏装机容量分别为160/203/240/270/300GW，在双玻组件渗透率及大尺寸组件渗透率逐渐提升的背景下，我们预计2025年光伏玻璃需求将达到1766万吨，年复合增速16%，其中宽版玻璃需求预计达1575万吨，年复合增速高达56%。从不同厚度玻璃需求来看，2023年之前3.2mm组件仍占较高比重，因此对应玻璃需求仍以3.2mm厚玻璃为主，但随着2.0mm组件渗透率不断提升，2.0mm薄玻璃需求将加快提升，同时双玻组件中2.5mm玻璃使用率逐步下降，我们预计2025年双玻组件或将全部使用2.0mm光伏玻璃。

产能变化：531之后新增产能先抑后扬

根据卓创资讯和我们的统计，截至2020年12月末，全球超白压延玻璃在产产能日熔量33170吨，其中国内产能29340吨，占全球产能的88.5%，海外新增主要是福莱特（601865CH/6865HK）2020年12月新点火1条1200t/d产线。若按330天满产、80%成品率、全年无冷修技改产能估算，2020年末全球超白压延玻璃在产产线年产能约876万吨；但由于当年新投产的无法全年贡献，2020年光伏玻璃产量约750万吨，同比增长22%。从同比增速看，2015-2019年全球光伏玻璃产量同比增速平均为12%，低于全球光伏新增装机增速25%，其中受“531新政”影响，光伏玻璃2018-2019年光伏玻璃产量同比仅个位数增长，加剧了2020年的供求失衡。

一般而言，超白压延玻璃窑炉自投产后连续生产最长8年后就需要进行冷修技改。根据卓创资讯统计，截至2020年末，我国超白压延玻璃停产冷修15窑30线，合计产能3910t/d。从窑龄分布来看，2013年点火的窑炉到2021年就逐渐进入第8年生产周期，进行冷修技改的迫切性更强，这部分合计5窑2200t/d（含2013年之前点火产线）；2014年点火的4窑3120t/d，因此我们预计2021-2022年每年将有4-5座窑约2660t/d产能进入冷修，若按半年冷修期算，每年减少产量接近40万吨。

我国光伏玻璃的需求主要来自新增光伏装机和光伏玻璃出口，其中新增装机需求包括国内新增光伏装机和光伏组件出口。2020年国内新增装机48.2GW，同比增长60%；2020年国内光伏组件出口80.8GW，同比增长20%，在疫情影响下国内外光伏玻璃需求呈现强劲增长。玻璃直接出口方面，2020年我国光伏玻璃出口206万吨，同比增长3%；此外也会进口少量光伏玻璃，2020年全年累计进口光伏玻璃2.6万吨，同比增长13%。

18-19年新增产能少导致20年供给短缺

从日熔量来看，2018年受“531”新政影响，在产产能及单月产量同比增速持续下降，至2019年初触底回升，并保持较快回升，但全年产量同比增速仅8.4%，2018-2019年连续两年保持10%以下同比增速。根据卓创资讯，截至2020年末国内超白压延玻璃在产基地32个，窑炉51个，生产线173条，日熔量29340吨，同比增长16%。按80%成品率计算，2020年12月超白压延玻璃月产量73.26万吨，同比增长25%，呈现较快增长。

根据CPIA最新统计，2019年末我国在产超白压延玻璃42窑148线，产能23630t/d，产能利用率65.9%，2015-2019年行业平均产能利用率为67.8%；停产冷修56窑96线，合计产能12230t/d,其中12窑21线合计2870t/d应实施产能退出，36窑53线合计6360t/d已不具备产能置换条件。但随着2020年12月光伏玻璃新建产能放开，产能退出和不具备产能置换条件的产能均可能复产，成为2021-2022年光伏玻璃的新建产能。

2021年计划产能翻番，宽版玻璃供给逐季增加

根据卓创资讯和我们的不完全统计，2021-2022年拟在建产能将同比倍数级增加，截至2020年末，国内拟在建超白压延玻璃产能57200t/d，其中2021年预计点火33000t/d，与2020年末在产产能相当，剩余24200t/d产能预计在2022年及以后点火。此外，若考虑海外拟点火产能（福莱特越南1条1000t/d，信义光能马来西亚2条1000t/d），全球2021年新点火产能将达36000t/d，是2020年末在产产能的108%。

截至2021年2月26日，盛世新能源一条320t/d和唐山金信一条250t/d产线已于今年1月点火复产，信义芜湖一条1000t/d于今年1月末新点火，福莱特越南二线1000t/d和安徽二期一条1200t/d于2月新点火，我们预计21Q1约3770t/d新产能点火。此外，卓创资讯数据显示海控三鑫550t/d和索拉特350t/d于2月提前复产。根据我们的统计，2021年Q2-Q4预计计划新点火产能日熔量分别为5050吨、5250吨、21930吨。尽管21Q4计划点火产能很多，但我们预计由于新投产能存在土地、环保、资金、技术等诸多壁垒，且随着供求缺口收窄，价格和盈利回归正常水平，实际投产或未必如计划的多。

光伏组件龙头企业2019年尝试推出“182”、“210”等大尺寸组件，2020年占比进一步上升至4.5%，且2021年占比有望快速上升至35%，对1100-1300mm规格宽版玻璃需求将快速增加。由于传统的超白压延玻璃压延机及加工线宽度一般按1000-1200mm配置，仅可以满足166及以下组件的要求，因此只有2020年下半年开始点火或复产的部分生产线才能满足宽版玻璃生产要求。根据卓创资讯和我们的统计，2020年末全球能够生产宽版玻璃的产能约4900t/d，产量约32万吨；但该部分产能在2021年将满产，全年产能超过100万吨，且随着新建产能投产和浮法玻璃改产，我们预计宽版玻璃供给缺口加快收窄。

集中度变化：CR2地位稳固，核心竞争在成本

CR2占比接近五成，行业积极扩产

超白压延玻璃呈现两超多强的竞争格局。根据卓创资讯和我们的统计，截至2020年末，信义光能国内超白压延玻璃产能7900t/d，福莱特5400t/d，分别占国内产能的27%、18%，CR2合计占比45%，同比提升0.8pct；CR5合计占比65%，同比下降2.3pct。与2010年相比，CR2提升12.2pct，CR5提升7.0pct，且福莱特与信义持续占据前二位置，而2010年第三至第五名在2020年均跌出前五，过去十年龙头企业扩产明显快于其他企业。

若考虑信义在马来西亚、福莱特在越南的产能后，信义光能全球超白压延玻璃产能9800t/d，福莱特6600t/d，分别占全球产能的29%、20%，CR2合计占比49%，同比提升2.3pct。受疫情等因素影响，而CR5甚至CR10企业中除信义和福莱特外，其他企业的产能扩产并不明显，2020年国内CR5产能合计占比65%，同比下降2.3pct；全球CR5产能合计占比67%，同比下降1.0pct。

参考前述我们的统计，2021年全球预计将新点火36000t/d产能，2021-2022年平均每年有2660t/d产能进行冷修技改，2021年末在产产能将达66510t/d。虽然2021年福莱特与信义新增产能并不少，计划分别新点火产能达到5800t/d、6000t/d，至2021年末在产产能将分别达到15800t/d、12400t/d，占全球在产产能的24%、19%，维持CR2的双龙头格局，但由于其他玻璃企业也拟大幅扩产，二者将较2020年末分别下降5.8pct、1.3pct。

龙头企业签订长期协议锁定新增产能供应，光伏-玻璃企业强强联合有助于维持龙头企业优势竞争地位、扩大规模效应。在“十四五”光伏新增装机持续快速增长预期下，头部组件企业纷纷与下游光伏玻璃企业签订3-5年期采购合同，锁定光伏玻璃供应。根据我们的统计，2019-2021年初晶科能源、晶澳科技、隆基股份、东方日升、天合光能五家组件厂与光伏玻璃厂商签订的采购合同总量不低于10.27亿平，定价方式以月度议价为主，按签订合同时点市场价计算，总采购金额达426.5亿元。从光伏玻璃企业长单情况看，签署长期供货协议的均是未来两年大幅扩产的企业，我们预计该种强强联合的方式也有助于玻璃企业扩大规模效应、保持行业优势地位。

21年竞争趋于激烈，挖掘成本护城河

光伏玻璃生产一般包括原片生产和深加工两个环节，其中大多数原片厂配套有自身的深加工生产线，并积极打造盖板-背板玻璃都能提供的复合型企业；而传统的深加工企业也逐渐自建或扩建窑炉，向上游原片生产延伸。

我们根据已投产项目的财务报告和拟在建项目的环评报告，勾画出光伏玻璃行业的成本曲线，呈现出较明显的阶梯式分布。其中：1）日熔量2000-3000t之间的生产成本最低，在13-14元/㎡（或1700-1800元/吨），也是目前企业新建产能的主要目标。一般由2条1000t或1200t生产线组成，年产量在60-80万吨左右；2）日熔量超过3000t/d的生产成本是目前两大行业龙头福莱特和信义光能的产线平均成本，约15-17元/㎡（或2100-2300元/吨），年产量均在100万吨以上；3）日熔量1000-2000t之间的生产成本对应18-20元/㎡（或2500-2700元/吨），年产量在30-50万吨左右，是目前除CR2以外的光伏玻璃上市公司成本水平；4）日熔量1000t以下或年产量30万吨以下的生产线，生产成本在21元/㎡以上（或3000元/吨），主要是目前非上市玻璃企业或深加工企业的成本水平，我们认为属于边际产能，其生产成本表征了存量产能的最高成本水平。若以生产3.2mm玻璃计算，我们测算疫情前2019年超白压延玻璃原片平均成本约17元/㎡左右，未来随着新基地的建设，成本有望下降至13元/㎡，降幅超过20%。根据卓创资讯统计，2020年行业平均成本16.6元/㎡（或2075元/吨），2021年2月为17.06元/㎡（或2133元/吨）

光伏玻璃成本主要包括直接材料、燃料动力、直接人工、制造费用等四个部分，其中直接材料与燃料动力是最主要的两个部分。以福莱特为例，2014-2018年直接材料和燃料动力成本平均占比为42.0%、38.6%，较2009-2011年平均占比43.5%、40.5%均小幅下降，二者合计占比保持在80%以上。而直接人工占比稳定下降，由2009年的10.7%下降至2018年的3.9%左右，主要得益于2010年前后的窑炉技术改进和后期的深加工机械化水平提升。不同窑炉的规模直接决定了成本差异，一般而言，各个相近等级规模窑炉之间的成本差在10%左右，其中直接材料部分主要体现在原材料采购的规模成本上，燃料动力部分主要体现在熔窑的能耗上。

从窑炉类型来看，2020年末全球57个在产窑炉中，共有19座大型窑炉，日熔量合计占比38.7%。其中小型窑炉由于规模小、建成年数较早，因此在生产宽版或薄玻璃上成品率低、综合成本较高，但我们认为随着行业特大型窑炉越来越多，我们预计2021年特大型窑炉数量将快速增加，带动行业平均成本进一步下降。但特大型与大型窑炉在生产2.0mm及以下薄玻璃的成品率和成本方面仍然存在差异，我们预计2021年将体现的更为明显。

从单耗来看，以我们搜集的部分项目规划信息看，建成年份越早的项目单耗较高，信义芜湖三期原材料和燃料单耗普遍高于六期；但新建大型窑炉产能的单耗差异不大。直接材料中主要是石英砂、纯碱、白云石和石灰石等，燃料动力主要是天然气或石油类燃料、水电等，我们总结出超白压延玻璃的物料平衡模型为：每单位玻璃液由0.70单位硅砂、0.22单位白云石/石灰石、0.22单位纯碱、0.03单位其他辅材构成，对应窑炉原片成品率约85%。

从历史盈利情况来看，主要超白压延玻璃企业的毛利率呈现阶梯式分布，与前文的产能成本曲线相一致。其中tier1为两大巨头企业，2016-20H1光伏玻璃业务毛利率稳定，信义光能和福莱特毛利率均值分别为33.9%、34.8%；tier2主要为彩虹新能源、洛阳玻璃、南玻等企业，2017-20H1毛利率均值为20%-25%，与tier1的差异主要在于窑炉规模偏小；tier3主要是安彩高科、索拉特和亚玛顿等传统深加工转型原片-加工一体化的企业，其中安彩高科和索拉特目前在产各一座窑炉，安彩高科900t/d窑炉2019年7月投产、索拉特300t/d窑炉2018年1月投产，产线投产后，相比于此前10%左右的深加工毛利率，两家公司毛利率提升显著。未来随着新一轮产能扩张，tier1~3的企业均有望实现不同程度的成本下降。

我们在前文指的光伏玻璃主要是超白压延玻璃，但随着双面光伏组件占比的提升，玻璃材质背板与透明有机材质背板的市场份额不断提升，超白浮法玻璃应用于背板的比例提升。据CPIA的统计，双面组件自2016年出现、2018年进入量产以来，2019年实际产量约16GW，占比14%。2020年受益于市场对双面组件发电增益的认可以及美国豁免双面组件201关税，双面组件占比29.7%，同比上升15.7pct，CPIA预计2023年双面组件占比将升至50%。其中玻璃材质背板份额占比27.7%，同比上升14.2pct，预计2025占比将超过45%。

超白浮法玻璃与超白压延玻璃均可作为光伏组件背板，2020年在超白玻璃紧缺的情况下，部分普通浮法玻璃也应用于光伏组件。浮法玻璃应用于光伏背板，与压延玻璃的差异主要在于没有背面发电增益，单个组件损失在3-5w左右，占比1%左右，但成本也相对更低。根据卓创资讯和我们的统计，截至2021年2月末，全国在产超白浮法产线13条，合计日熔量8500t/d，环比12月增加300t/d，其中应用于光伏背板的大约4000t/d，我们预计21H1产能将达到10000t/d。

尽管浮法玻璃转产光伏玻璃的技改相对容易，时间周期3个月左右，投入成本不大，但掌握生产2.0mm/2.5mm光伏背板玻璃技术的企业并不多，其中信义玻璃、旗滨集团与金晶科技在产及拟转产光伏用浮法玻璃规模较大，每家约在3000t/d，若考虑其他中小企业的产能，我们预计2021年超白浮法玻璃光伏背板的日熔量在1万吨/天，年产能超过300万吨，供给相对充裕。

我们认为未来浮法玻璃应用能否进一步提升，仍主要取决于二者的成本比较。金晶科技是国内领先的超白浮法生产企业，且自产纯碱，因此我们认为其超白浮法玻璃生产成本具有代表性。2016-2019年金晶的技术玻璃（主要包括超白浮法和高档浮法，其中超白浮法玻璃占比约70%-80%）原片平均成本为1413元/吨，对应玻璃原片成本约10元/㎡，较同期普通浮法玻璃原片成本1071元/吨高30%。从成本构成来看，2016-2019年原辅材料成本平均占金晶技术玻璃成本的46.6%，能源占比37.5%，人工占比2.1%，制造费用等其他占比13.8%。

普通浮法玻璃方面，以福莱特为例，2014-2017年浮法玻璃中直接材料成本占比为45.0%，高于压延玻璃的41.5%，但与金晶科技超白浮法玻璃的占比相当。燃料动力成本方面，普通浮法玻璃的能源成本占比略低于超白压延玻璃，在38%-39%左右。直接人工方面，普通浮法玻璃人工成本占比2%-3%，与超白压延玻璃相当，但较压延玻璃低3pct。

从单位成本来看，2013-20H1福莱特光伏玻璃成本平均为17.4元/㎡，毛利率平均值为34.3%。2018年以来，随着安徽新基地的投产和薄玻璃占比提升，福莱特单平米成本下降至15-16元。未来随着特大型窑炉点火和双玻比例上升，福莱特单位成本将进一步下降；而2013-20H1福莱特浮法玻璃成本平均仅为6.81元/㎡，毛利率平均值为16.7%。

从单耗来看，以宁夏金晶600t/d太阳能基板及Low-E玻璃一期项目为例，每吨超白浮法玻璃消耗石英砂0.74吨、白云石和石灰石0.24吨、纯碱0.22吨，尽管该项目投产时间较早（2018年），但与同等规模超白压延玻璃的单耗差异仍然不大。因此，我们认为超白压延玻璃与超白浮法玻璃的成本差异主要取决于直接材料的价格和成品率。

综上，我们总结出日熔量为1000t/d的超白压延玻璃与超白浮法玻璃的原片成本模型，假设超白压延玻璃硅砂：白云石：纯碱的单耗比例为0.70：0.22：0.22，而超白浮法玻璃由于成品率较高，单耗分别为0.68：0.20：0.20。我们测算2.5+2.5mm双玻背景下，2021年2月单平米超白浮法玻璃原片成本为10.87元，较超白压延的12.90元少16%，主要是压延玻璃原片环节成品率较低。但由于超白浮法玻璃提升发电增益和透光率必须采用镀膜钢化和丝网印刷等深加工处理，因此深加工成本相对略高。综合来看，我们判断超白浮法玻璃背板较超白压延玻璃背板的综合成本低10-15%。

由于2021-2022年双面组件和双玻组件的渗透率仍将快速提升，而超白压延玻璃的产能投产需要一定的周期，因此我们认为浮法玻璃在光伏组件背板领域仍有一定的渗透空间（盖板领域我们认为目前的技术和成本水平尚不可行）。我们预计随着超白压延玻璃通过新建特大型窑炉、降低单耗、提升燃烧效率和成品率，成本有望进一步下降约20%，中长期看超白浮法玻璃在成本端的优势较为有限。此外，传统的超白浮法玻璃龙头企业虽然不是应用于光伏背板，但毛利率仍保持在30%左右，而超白压延玻璃平均保持34%左右毛利率，二者的毛利率差异并不大。

回顾2020年，光伏玻璃价格不仅创2015年以来新高，而且在20H2半年时间内原片均价上涨120%。2020年末国内在产超白压延玻璃产线173条，日熔量29340吨，同比2019年末分别增加21条（增幅14%）、3980吨（增幅16%），2018-2019年新建玻璃产能滞后于组件产能扩产，叠加疫情影响，导致20H2光伏玻璃价格快速上行。截至2021年2月末，3.2mm原片主流价格33元/㎡，环比持平，同比上涨65%；3.2mm镀膜玻璃价格42元/㎡，环比持平，同比上涨45%。

库存是价格的另一面，2018年以来，超白压延玻璃经历了两次去库存，2020年玻璃库存由4月的28天快速下降至12月的4天，仅8个月时间实现了2018.6-2019.12的历程，库存下降的速度决定了价格上涨的斜率。2021年2月末，春节后小幅累库至9.65天。

综合前文，我们提供一种光伏延玻璃库存的模拟测算方法，以光伏玻璃有效产量作为供给（S），以“国内光伏新增装机+光伏组件出口+光伏玻璃净出口（或光伏玻璃出口-光伏玻璃进口）”作为有效需求（D），二者之差为当月的供给缺口（D-S），我们认为持续的供给缺口是导致光伏玻璃20H2快速上涨的主要原因。截至2020年6月末，国内在产光伏玻璃产线146条，日熔量24460吨，较年初均有减少。我们估算20H1光伏玻璃需求同比基本持平，而20H2需求同比增长60%，而供给同比仅增长21%。

结合需求与供给预测，我们预计2021Q3光伏玻璃的供求紧张关系将得到实质性解决，2021年全年超白压延玻璃需求982万吨，全年供给993万吨，供需相对平衡。但考虑拟在建产能的加快建设，部分产能提前点火或将加大供给压力。结构性产品方面，宽版玻璃全年供需关系维持相对偏紧，但考虑浮法玻璃背板的渗透率提升，我们认为这种平衡较为脆弱。

另一方面，随着光伏玻璃产能的快速扩张，我们认为21H2成本优势竞争将更为明显，未来两年更多“原片-加工”一体化、“盖板-背板”一体化的企业将出现，压延玻璃龙头企业有望通过新一轮产能扩张降低成本约20%，弥补与浮法玻璃的成本差异；浮法玻璃龙头企业则通过参与光伏玻璃供应市场，获得新的增量市场。

风险提示

全球光伏装机或双玻渗透率提升低于预期：尽管我们看好碳中和下全球新能源的发展，但补贴、储能、消纳等不确定因素仍可能导致光伏玻璃需求增长不及预期。

行业竞争激烈导致光伏玻璃价格下滑超预期：光伏玻璃新建产能政策放开后，我们预计新投产能将可能导致市场竞争加剧，价格存在下探风险。

样本企业有限导致统计测算偏差：我们尽可能搜集了充分多的项目信息和财务报告，但仍可能因样本差异和原材料、燃料价格变动导致测算结果偏差。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）