一、压延工艺仍为主流，轻薄化、大型化是发展趋势
1.1 超白光伏玻璃：压延工艺为主流，浮法工艺替代性增强
光伏玻璃强度、透光率等直接决定光伏组件寿命与发电效率。由于单体 太阳能光伏电池机械强度差，容易破裂，同时空气中水分和腐蚀性气体 会逐渐氧化和锈蚀电极，无法满足户外气候变化的严酷条件。因此光伏 电池片通常被 EVA 胶片密封在一片封装面板和一片背板中间，形成组件。光伏玻璃用于光伏组件最外层（面板），起到保护电池片以及透光的作用， 光伏玻璃强度、透光率等直接决定了光伏组件的寿命和发电效率。根据 索比光伏网，2018年光伏玻璃成本约占光伏组件成本 5.9%。
光伏玻璃需使用透光率更高的超白玻璃。光伏玻璃一大重要特性就是太 阳光的高透过率。普通玻璃因含铁量较高，往往呈现绿色，透光率较低， 因此光伏玻璃一般使用超白玻璃。目前，普通玻璃铁含量一般在 0.2% 以上，而光伏玻璃含铁量根据国家标准必须低于 0.015%。在透光率上， 据 CPIA，3.2mm 普通玻璃仅有 88%，非镀膜、镀膜 3.2mm 超白玻璃 则分别达到 91.5%/93.5%。超白玻璃在料方设计、工艺系统设计、窑池 结构、操作制度、控制制度和产品质量标准等方面的要求都高于普通玻 璃，普通玻璃产线无法轻易转换为光伏玻璃产线。
光伏玻璃主要分为超白压延玻璃和超白浮法玻璃，二者成型工艺不同。按照使用电池的不同，光伏组件主要分为晶硅组件和薄膜组件两类，晶 硅组件因其较高的光电转换效率和成熟的技术成为市场主流，据 CPIA 统计，2020 年晶硅组件产量占光伏组件总产量约 96%。应用于晶硅电 池的光伏玻璃主要采用压延法，应用于薄膜电池的光伏玻璃则主要采用 浮法工艺。超白浮法玻璃是将玻璃液注入锡液表面，在重力作用下玻璃液在锡液面上形成表面平整的玻璃。超白压延玻璃是将熔融玻璃液通过 带有特殊花纹的金属辊制成，表面带有特殊花纹。
得益于更高的透光率，压延工艺为光伏玻璃的主要生产工艺。超白浮法 玻璃由于表面平整，会有部分光线形成反射，导致玻璃透光率偏低。而 超白压延玻璃的正面用特殊的绒面处理，减少光的发射，反面用特殊花 型处理，极大地增强了太阳光不同入射角的透过率。根据《双玻组件用 背板玻璃材料的性能分析》，2.0mm的压延玻璃与浮法玻璃平均透光率 分别为 91.9%、88.3%。据福莱特招股说明书，太阳光透过率每提高 1%， 光伏电池组件发电功率可提升约 0.8%，因此超白压延玻璃是晶体硅电池 面板的首选材料。
在玻璃轻薄化趋势下，浮法玻璃替代性有望逐渐增强。虽然浮法玻璃透 光率偏低，但在光伏玻璃轻薄化趋势下，光伏玻璃抗冲击性、成品率要求不断提高，浮法玻璃替代性有望逐渐增强。在抗冲击性方面，压延玻 璃由于表面有花纹，抗冲击性较弱，根据《双玻组件用背板玻璃材料的 性能分析》，采用 1040g 的钢球进行落球冲击实验，以玻璃破碎时钢球 的高度（破碎高度）表征玻璃的抗冲击强度，不同厚度下，浮法玻璃破 碎高度均明显高于压延玻璃，表明浮法玻璃抗冲击强度更优。
在成品率 方面，由于国内浮法玻璃生产工艺较成熟，可以稳定生产 2.0mm 以内的 薄玻璃，而目前超白压延玻璃最薄仅为 2.0mm，即使未来突破生产技术 瓶颈，超白压延玻璃厚度有所降低，但成品率也将可能随之降低，导致 生产成本提升。目前在功率本身较低的背板上，浮法玻璃已开始表现出 一定的替代性，被下游组件厂逐渐认可。
1.2 光伏玻璃轻薄化，双面组件渗透率有望快速提升
双面组件拥有更高的发电增益，优势较为明显。根据背板材料，硅晶太阳能组件分为单面组件和双面组件。单面组件的正面是光伏玻璃，背面 多为不透明的复合材料（TPT、TPE 等）。双面组件使用双面电池，将 传统背板替换为光伏玻璃或透明背板。在阳光照射下，双面组件可吸收 由周围环境反射至组件背面的光线，实现双面光电转换。根据中来股份 官网，相较于单面组件，双面组件可获得 5~30%（取决于地面反射效果） 的发电量增益。除发电效率更高外，双面组件还具有生命周期长、耐候 性和耐腐蚀性更强、衰减更慢的优点，普通组件与双玻组件质保期分别 为 25/30 年，发电量衰减率分别约0.7%/0.5%。
双玻组件成本高、重量大的痛点已解决，渗透率有望快速提升。之前双 玻组件渗透率提升较慢，一是由于成本更高，二是由于质量更重，导致 制造、运输、安装、维护费用增加。因此行业内对双玻组件用光伏玻璃 提出了减薄要求。随着 2.0mm 玻璃的推出，成本、重量问题得到解决， 根据 SolarWit 测算，72 版型（400W）双玻组件质量为 23.2kg，仅比常 规单玻重 10%；且一套双玻单 W 成本仅比常规单玻+背板高 4 分钱左右， 相较 2 月 17 日组件成本 1.88 元/W 仅高出约 2%，但可获得 5%-30%的 电量增益，因此我们判断双玻组件渗透率有望快速提升。双玻组件增加 了光伏玻璃的需求，据 SolarWit 测算，72 版型的 2.5mm、2.0mm 双玻 组件光伏玻璃需求量，分别较单玻组件光伏玻璃需求量提升 56.3%、 25.0%。
预计双面组件渗透率有望从 20 年 30%提升至 25 年 60%。据 CPIA 统 计，随着下游应用端对双面组件发电增益的认可以及受到美国豁免双面组件关税影响，双面组件渗透率自 19 年 14.0%提升至 20 年 29.7%，预 计至 2025 年双面组件渗透率将达 60%。由于 2.5mm 双玻组件属于过渡 性产品，最终仍将以 2.0mm 或以下厚度组件为主，因此我们判断 2.0mm 双玻组件渗透率亦有望快速提升，随着光伏行业步入“降本增效”的发展阶段，光伏玻璃开始朝着 轻薄化方面发展，双玻组件的迅速发展也增加了超薄光伏玻璃的市场需 求，2.0mm 厚度的光伏玻璃成为需求增长最快的产品，市场需求占比预 计将由 2019 年的 3.4%提升至 2025 年的 62.3%。
1.3 硅片尺寸大型化，推动光伏玻璃大型化
降本增效明显，硅片大尺寸趋势明确。光伏硅片尺寸主要经历了三个阶 段，1981-2012 年，以 100mm，125mm 为主；2012-2018 年，以 156mm （M0）、156.75mm（M2）为主；2018 年以来，出现了 158.75mm（G1）、 161.7mm（M4）、166mm（M6）、210mm（G12）等更大尺寸硅片。大 尺寸硅片降本明显，主要体现在两方面，一是对于制造环节（规模效应）， 大硅片带来产能提升，但无需同比例增加设备及人力成本，从而降低单 瓦组件所摊销的折旧、人力、三费；二是对于封装环节（余量价值），组 件及系统中仍存在“余量价值”未被充分利用，如电池片之间的间隙、 边框以及支架的强度余力等，大硅片可以进一步利用“余量价值”，从而 降低组件及系统单瓦成本；据中环股份新品发布会，G12 尺寸硅片电池、 组件成本分别为 0.23、0.62 元/W，较 M2 尺寸硅片分别降低约 25.6%、 16.9%。大尺寸硅片下组件效率也有所提升，根据中环股份数据，G12 尺寸硅片组件效率 19.72%，较 M2 尺寸硅片组件效率提升 0.57 pct。
大尺寸硅片渗透率有望快速提升。硅片尺寸的选择需要下游电池片、组 件及组装产业链的配套，是逐步过渡的过程。但近年来光伏硅片尺寸升 级加快，我们认为一是由于行业集中度提升推动巨头联盟化，高集中度 下便于大尺寸在各环节推广；二是由于一体化龙头带头先行，同时解决 了硅片供应、电池加工、终端验证三个难题，避免了单一环节发动变革 但其他配套环节支持跟不上导致升级进度缓慢的问题。据 CPIA 统计， 20年市场主流硅片尺寸仍在166mm及以下，20年158.75mm和166mm 尺寸的硅片占比合计达到 77.8%，182mm 和 210mm 尺寸硅片的市占率 仅有 4.5%。据 CPIA 的《中国光伏产业发展路线图（2020 年版）》预计， 2021 年之后 166mm 以下尺寸的硅片会被逐渐淘汰，166mm 成为近几 年的过渡尺寸。同时，2021 年 182mm 和 210mm 的大尺寸硅片合计占 比预计将达到 50%左右，未来几年大尺寸硅片占比将继续加速提升。
光伏玻璃大型化发展有望加快，新建产线存在后发优势。随着大尺寸硅 片渗透加速，组件尺寸也不断增大，光伏玻璃大型化也有望加快。传统 650t/d 窑炉（2020 年之前投产）沿口宽约 2.4m，最佳经济生产玻璃宽 度一般最大为 1100mm（一切二），主要应用于 M6、M10 等组件。若生产 G12 组件所需的 1302mm（1302X2202 组件）大尺寸玻璃，将从一 切二变为一切一，产生大量废边，降低成品率，抬升成本。由于光伏玻 璃窑炉口宽度在设计时已经固定好，在大尺寸硅片渗透率快速提升下， 只有通过新建或改造后的窑炉才可满足相应需求，因此新建产线存在一 定“后发优势”。
硅片尺寸大型化后，单 GW 光伏玻璃需求量略有下降。根据索比光伏网 数据，按照双玻组件 15%增益计算，对于 M6/M10/G12 单玻组件，单 GW 光伏玻璃需求量分别为 5.16/5.06/5.07 万吨，2.5mm 双玻组件单 GW 光伏玻璃需求量分别为 6.98/6.87/6.87 万吨，2.0mm 双玻组件单 GW 光伏玻璃需求量分别为 5.60/5.50/5.50 万吨。我们判断这主要是随 着硅片尺寸大型化，组件效率得到提升，降低了单 GW 光伏玻璃需求量， 也印证了硅片尺寸大型化趋势的确定性。（报告来源：未来智库）
二、供需两旺，价格或维持中低位波动
2.1 产能快速扩张，市场份额向龙头企业集中
中国光伏玻璃行业从进口依赖成长为全球引领。据福莱特招股说明书， 我国光伏玻璃发展总共分为三个阶段。第一阶段（2006 年之前），由于 光伏玻璃行业进入门槛较高以及市场需求量较少，国内光伏玻璃产品尚 未实现产业化，当时光伏玻璃市场基本由法国圣戈班、英国皮尔金顿（后 被板硝子收购）、日本旭硝子、日本板硝子四家外国公司垄断，国内光伏 组件企业完全依赖进口光伏玻璃进行生产，光伏玻璃进口价格高达 80 元/m 2。
第二阶段（2006-2012 年），随着 2006 年 6 月福莱特外购第一 条 100 t/d 光伏玻璃生产线以及同年 10月南玻第一条 250 t/d 光伏玻璃 产线顺利点火，光伏玻璃被四家外国公司垄断的格局被打破，也标志着 中国企业正式进入光伏玻璃市场。此阶段光伏需求仍以国外为主，而国内光伏玻璃市占率快速提升，据产业信息网，2012 年中国光伏玻璃产量 占全球份额达 67.5%。第三阶段（2013 年-至今），随着国内光伏行业补贴逐渐退坡，且度电成本不断降低，光伏逐渐实现平价上网，国内光伏 新增装机量快速增长。在此背景下，国内光伏玻璃行业份额进一步提升， 据产业信息网，2019 年中国光伏玻璃产量占比已达 85.6%。
政策有条件放开，国内产能进入新一轮扩张期。2018 年工信部发布的《关 于印发钢铁水泥玻璃行业产能臵换实施办法的通知》，将光伏压延玻璃列 入到产能臵换政策之中。在 20 年 1 月的《水泥玻璃产能臵换办法回答》 以及 20 年 10 月的《关于征求水泥玻璃行业产能臵换实施办法（修订稿）》， 继续明确产能臵换实施办法也适用于光伏玻璃新建项目。在 18-20 年中， 光伏玻璃产能扩张受到压制，导致 20 年供给端开始出现短缺，价格大 幅上涨。20 年 11 月，隆基、天合光能、晶科、晶澳、阿特斯、东方日 升 6 家光伏企业联合呼吁放开对光伏玻璃产能扩张的限制。21 年 7 月， 工信部发布《水泥玻璃行业产能臵换实施办法》，明确光伏压延玻璃可不 制定产能臵换方案，但仍需召开听证会。这意味着光伏玻璃产能政策有 条件放开，行业进入新一轮产能扩张期。
我们预计 2022/2023 年光伏玻璃有效产能达 5.75/8.49 万 t/d。国内光伏 玻璃产能投放加速，根据卓创资讯数据，截至 21 年末，国内光伏玻璃 （含压延+浮法）在产产能达 43760 t/d，较 20 年末增长 48.1%。我们 判断一是由于光伏玻璃政策有条件放开，厂商开始集中投放；二是由于 需求向好，光伏玻璃厂商加快投放；三是由于部分浮法玻璃产能进入， 生产光伏背板。在政策放开、需求向好、浮法玻璃产能进入下，我们预 计 22/23 年光伏玻璃产能高增长趋势有望延续。但从投资意愿来看，考 虑到目前光伏玻璃价格已回落至历史低位附近，不排除部分新增产能规 划存在取消及延后可能；从投资能力来看，部分产线可能受能耗双控、 资金、土地、环评等因素约束，导致投产延期或取消，我们判断实际落 地产能规模及节奏或慢于规划。此外，随着光伏玻璃大型化，部分小窑 炉或逐步退出，实际有效产能或低于预期。
我们预计 2022/2023 年光伏玻璃实际产量约为 4.37/6.45 万 t/d， YoY+43%/48%。从光伏玻璃行业层面来看，整体产能剔除掉无效产能 后得到有效产能，有效产能X产能利用率得到原片产量。而光伏玻璃窑炉 一旦点火后会连续生产，因此通常有效产能的产能利用率为 100%。由 于实际应用在光伏组件的光伏玻璃是深加工后的成品玻璃，因此光伏玻 璃实际产量=原片产量X原片成品率X深加工成品率。目前 3.2/2.5/2.0mm 光伏玻璃原片成品率分别为 82%/80%/78%，深加工成品 率均为 95%。根据百川盈孚数据，2021 年光伏玻璃产量约为 1112 万吨， 对应日产量约为 3.05 万吨。我们预计 2022/2023 年光伏玻璃有效产能 达 5.76/8.73 万 t/d，若按产能利用率 100%、原片成品率 80%、深加工 成品率 95%（即 1 万 t/d 有效产能对应约 0.76 万 t/d 实际产量），估算 2022/2023 年光伏玻璃实际产量约 4.37/6.45 万 t/d，YoY+43%/48%。
行业集中度较高，目前形成双寡头格局。光伏玻璃行业长期保持着较高 集中度，且头部企业信义光能、福莱特市占率持续提升，据卓创资讯， 2012、2021 年 CR2 分别约 41%、45%。我们认为光伏玻璃行业长期保 持较高集中度，一是由于之前光伏玻璃主要采用压延法工艺，而浮法工 艺暂未形成技术突破，因此主要厂商均在同一工艺下竞争，而同一工艺 下的产品同质性较强，厂商间较难形成差异化竞争；二是由于光伏玻璃 存在规模效应，且投资强度较大，潜在进入者投资较为谨慎，而头部光 伏玻璃企业凭借成本、规模及资金优势抢占市场份额，形成强者更强的 局面；三是由于超白玻璃用石英砂质量要求高，对含铁量要求十分严格， 天然超白石英砂较为稀缺，国内仅有安徽凤阳、湖南、广东河源、广西 和海南等少数地区存有砂矿资源，因此行业天然垄断的属性较强。
龙头企业投产速度高于行业平均，以及优质浮法厂商的进入，市场份额 加速向头部企业集中。在压延工艺下，光伏玻璃行业竞争格局相对稳定， 且集中度稳步提升。随着龙头企业坚定继续扩产，以及部分优质浮法玻 璃厂商如旗滨集团、南玻 A 的大幅扩产，并在产能规模上快速追赶，市 场份额加速向头部企业集中。据卓创资讯，我们预计 21-23 年光伏玻璃 企业年底产能份额中，CR4 分别达 58%/68%/72%。
2.2 装机增长叠加双玻渗透率提升，需求端持续向好
受益碳中和+平价上网，光伏装机量有望持续增长。在碳中和趋势下， 2021 年 5 月国家能源局发布《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有 关事项的通知》，要求 2021 年全国风电、光伏发电发电量占全社会用电 量的比重达到 11%左右，后续逐年提高，确保 2025 年非化石能源消费 占一次能源消费比重达到 20%左右。据中国电力企业联合会数据，2020 年全国风电、光伏累计发电量达 7276 亿千瓦时，占全社会用电量 76264 亿千瓦时约 9.5%（光伏占比 3.4%，风电占比 6.1%），预计 2021 年光 伏及风能发电比重合计提升 1.5 pct。同时，平价上网也推动了光伏装机 的快速增长，根据《中国 2050 年光伏发展展望》，光伏有望成为度电成 本最低的发电方式之一，且度电成本仍有下降空间。
BIPV 渗透率的提升，有望拓展光伏需求空间。分布式光伏与建筑结合 的两种主要模式为 BAPV/BIPV，其中 BAPV 是指光伏系统直接覆盖于 建筑物表面，也称为“安装性”太阳能光伏建筑；BIPV 是指建筑材料与 光伏器件相结合，用光伏器件直接代替建筑材料，兼具建筑材料和发电功能，也称为“构件型”和“建材型”太阳能光伏建筑。相较 BAPV， BIPV 在光伏系统建筑外观、设计寿命、屋面受力、施工难度等方面更具 优势，因此 BIPV 适用领域更多，常见的 BIPV 系统有光伏屋顶、光伏幕墙和光伏采光顶等。
政策不断加码鼓励 BIPV，21 年 6 月国家能源局发 布《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，继 续推动 BIPV 发展。随着 BIPV 渗透率的提升，有望拉动光伏装机增长， 根据中国建筑科学研究院太阳能应用研究中心，我国既有建筑面积约 600 亿平米，如果按照 6:1比例安装，可安装光伏电池近 100 亿平米， 对应约 1500GW 装机规模；同时我国每年新建建筑面积 20 亿平米，可 安装光伏面积约 20GW。
我们预计 21-25 年光伏玻璃需求约 2.68/3.56/4.29/4.77/5.30 万 t/d， YoY+32.1%/33.2%/20.4%/11.2%/11.0%。受益于全球碳中和趋势以及 BIPV拉动，我们预计光伏装机有望持续景气，我们按照CPIA乐观估计， 预计 21-25 年全球光伏装机容量分别为 170/225/270/300/330GW，YoY+31%/32%/20%/11%/10%。据 CPIA 数据，2020 年晶硅/薄膜组件 占比分别约 96%/4%，我们预计 21-25 年晶硅组件占比保持在 96%。光伏 玻璃容配比为 1.14:1。据 CPIA 数据，我们预计 21-25 年双玻组件渗透 率为 35%/40%/45%/50%/60%；预计 20 年双玻组件中，2.5/2.0mm 占比分 别为 60%/40%，考虑到 2.5mm 组件为过渡性产品，未来仍将以 2.0mm 为主，我们预计 21-25 年双玻组件中 2.0mm 组件占比不断提升，为 50%/60%/70%/80%/90%。当前主流组件厂商功率 1GW 单玻组件 需使用 578 万 m 2光伏玻璃，双玻组件则需使用 1139 万 m 2；3.2/2.5/2.0 mm 光伏玻璃单吨成片效率分别为 125/160/200 m 2 /吨。
2.3 周期底部，22 年价格或维持中低位波动
受短期供需影响，价格波动较大。20H1 受疫情影响，需求端有所下滑， 光伏玻璃价格略有走低。20H2 光伏玻璃大幅上涨，我们判断一是由于 光伏玻璃从规划到投产约 12-18 个月，因此 2018 年光伏压延玻璃限制 政策导致 20 年新增供给有限；二是由于 20H2 光伏抢装潮导致需求集中 释放，拉动行业库存快速下降。进入到 21 年，一方面供给端新增产能 开始逐渐释放产量，另一方面 21H1 为需求淡季，且晶硅价格大幅上涨 导致组件厂商装机意愿下降，光伏玻璃需求端有所减弱，导致光伏玻璃 库存开始增加，价格也从年初约 42 元/ m 2 回落至 8 月末约 22.5 元/ m2。21 年 9 月开始，随着部分招标项目的推进，需求阶段性回暖，价格有所 反弹，10 月末达到阶段性高点约 30 元/ m2。21 年 11 月后，随着需求 有所减弱，库存快速上升，价格回落至目前 25 元/ m2。
预计 22 年价格维持中低位波动，阶段性或存在向上弹性。在行业大幅 扩产下，我们认为 2022 年光伏玻璃行业仍将处于供需偏宽松的格局， 价格或维持中低位波动。目前行业价格处于周期底部区间，对于供给端， 从投资意愿和投资能力来看，我们判断实际落地产能规模及节奏或慢于 规划，考虑到部分小窑炉的退出，我们预计实际有效产能或低于预期；对于需求端，光伏装机需求或持续向好，同时 BIPV 亦有望贡献增量， 光伏玻璃需求存在超预期可能，不排除阶段性行业供需错配的情况下， 价格有向上弹性。（报告来源：未来智库）
三、成本为竞争关键，龙头优势明显
3.1 成本为竞争关键，原材料/能耗为主要抓手
产品价格差异不大，成本是竞争关键。对比 2020 年各厂商光伏玻璃业 务毛利率，一线龙头信义光能、福莱特均约 49%，较二线公司洛阳玻璃 高出约 8pct，较三线公司安彩高科高出约 21pct。光伏玻璃属于标准品， 各厂商产品无明显差异，价格也基本接近，因此光伏企业盈利水平的差 异，主要来自于各企业成本差异。
一线龙头企业单位成本较二线/三线厂商分别低约 2/5 元/㎡。从单位成本 来看，2020 年一线龙头企业信义光能、福莱特单位成本在 14.3-14.4 元 /㎡，二线企业洛阳玻璃单位成本为 16.4 元/㎡，三线企业安彩高科单位 成本为 19.4 元/㎡。从各公司单位成本变动情况来看，近几年呈现不断 下降趋势，我们判断主要由于各企业通过做大窑炉规模，提高自动化水 平等方式，提高能源使用效率/成品率/投资经济性。
直接材料/燃料动力在生产成本中占比较高，为取得成本差异的主要抓手。据《中国玻璃》数据，光伏玻璃成本构成中，直接材料与燃料动力分别 占比约 40%。其中直接材料主要以纯碱与超白石英砂为主，分别占总成 本 19%/10%。燃料动力方面，过去产能多采用石油类燃料，目前新建产 能则主要以天然气作为主要燃料。据福莱特可转债募集说明书，公司石 油类燃料采购成本占总采购成本比重自 2017 年 27.7%下降至 2019 年 19.5%，而天然气采购成本占比自 2017 年的 2.0%上升至 2019 年的 11.0%。
龙头企业积极布局超白石英砂矿资源，降低原材料成本/保障供应。光伏 玻璃所用超白石英砂矿较为稀缺，主要分布在安徽凤阳、湖南、广东河 源、广西及海南等地。超白石英砂占光伏玻璃生产成本约 10%，未来随 着光伏玻璃需求及产能的增长，超白石英砂将成为相对紧缺资源，若出 现供应不足/价格大幅上行的情况，将对光伏玻璃企业的生产造成影响。目前龙头企业开始积极布局超白石英矿源，根据各公司公告，2020 年信 义光能在广西北海投产超白砂矿，石英砂矿资源量 815.03 万吨，且靠近 2 条 1000t/d 的生产线；福莱特在安徽凤阳拥有储量 1800 万吨优质石英 砂采矿权，靠近 3 条 1000t/d 的生产线；旗滨集团公告拟投 4.6 亿元建 设 57.6 万吨的超白石英砂基地。
3.2 龙头窑炉规模更大/产线更新，竞争优势明显
行业具备规模效应。一是产能总规模越大，对上游话语权更强，原材料 和能源采购成本会更低；二是单线规模越大，单位能耗/成品率/投资经济 性指标越优。在单位能耗方面，大型窑炉内部温度更稳定，具备更高的 熔化率。以 2019-2020 年实施建设的数条不同规模窑炉为例，福莱特 1200 t/d 窑炉单位能耗为 1360 kcal/kg，较安彩高科 900 t/d 及海控三鑫 550 t/d 窑炉分别低出 6.2%与 15.0%。
在成品率方面，由于成品率损失 来源包括切边和不良品，其中切边是损失的主要来源，而大型窑炉所需 切除的废边占比较小，当前 1000 t/d 以上窑炉成品率基本达到 80%以上， 信义光能及福莱特新建产线成品率达到 85%，而多数 600 t/d 窑炉成品 率仅能达到 70%-75%。由于切边剩下玻璃碎片将作为熟料再次投入窑 炉进行熔化，因此成品率损失主要来自能耗及人工成本等。在投资经济 性方面，大型窑炉投资经济性更高，可降低单位非现金成本。以三座规模为 650 t/d、 900 t/d、1200 t/d 新建窑炉为例，三者初投资额分别为 6.0、8.3、8.8 亿元，我们假设其成品率分别为 75%、80%、85%，均以窑炉8 年、残 值 30%计算，且全部生产3.2mm 原片，可估算得 1200 t/d 窑炉较 650 t/d 及 900 t/d 折旧摊销成本低约分别低约 30%/24%，即 0.70/0.54 元/㎡。
龙头企业在总产能规模/单线规模上更具优势。从总产能规模来看，截至 2022 年 1 月末，信义光能及福莱特国内在产产能分别为 10100 t/d、 10200 t/d，远超其他厂商。从单线规模来看，截至 2022 年 1 月末，福 莱特、安彩高科、信义光能分别为 927 t/d、900t/d、842t/d，优于行业 其他生产厂商。
龙头企业窑炉相对更新，更受益光伏玻璃大型化趋势。近几年龙头企业 扩产的窑炉规模更大，产线更新，可满足大尺寸光伏玻璃的生产。在光 伏玻璃大型化的趋势下，龙头适应性更强，存在一定“后发优势”，更为 受益。由于光伏玻璃窑炉口宽度在设计时已经固定好，对于小、旧窑炉， 若要生产宽幅光伏玻璃（如 1300mm 宽幅玻璃），需要对窑炉进行改造。根据全球光伏数据，光伏玻璃窑炉改造涉及压延/磨边/镀膜/钢化/清洗/ 堆垛等工序，所需金额分别约 150/150/300/650/50/100 万元/线，且耗 费时间约 4-5 个月，窑炉改造支出/停工损失均较高。因此对于小、旧窑 炉，改造的经济性不高，在玻璃大型化趋势下，适应性较差。
四、投资分析
鉴于 22-23 年新建产能集中投放将导致新增供给大于需求增量，我们判 断行业整体供需偏宽松，产品价格或维持中低位波动，不排除阶段性价 格有向上弹性。光伏玻璃作为标准品，不同企业产品定价差异较小，因 此企业核心竞争力在于成本控制。行业双寡头信义光能及福莱特盈利能 力显着高于其他企业，我们判断主要由于龙头企业在资源/规模/能耗/ 效率/折旧/产线等方面均具备优势。