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2）根據(jù)調(diào)研情況，目前樹脂金剛線價格約0.18元/米，未來企業(yè)規(guī)劃下降至0.1元/米以下。電鍍金剛線價格同樣具有較大的下降空間。

3）金剛線比傳統(tǒng)鋼線更細(xì)，可以降低切割中的硅料損失，提高單位產(chǎn)出，降低成本。

而在金剛線切割的引入上面，單晶相比多晶明顯明顯的優(yōu)勢，目前金剛線已經(jīng)逐步應(yīng)用于單晶硅片切割，主要的單晶硅片龍頭企業(yè)均已實現(xiàn)了金剛線切割的引入，且比例持續(xù)上升。但是，多晶切割由于晶體結(jié)構(gòu)的問題，金剛線僅在切方環(huán)節(jié)可以實現(xiàn)商業(yè)化運行，硅片切割方面仍處于試驗階段，能否實現(xiàn)商業(yè)化運行仍存在不確定性。

對于金剛線切割對切割成本下降的影響，我們簡單對樹脂金剛線價格下跌帶來的成本下降進行敏感性分析：如果金剛線價格有0.18元/m下降至0.15元/m，切割成本則從1.6元/片下降至1.45元/片，下降幅度達(dá)到9.38%。

除金剛線切割外，單晶相對多晶另一優(yōu)勢為可以推進薄片化。隨著電池技術(shù)的進步，硅片厚度已經(jīng)逐步從此前超過200μm的水平逐步下降至190、180μm的水平，單晶硅片實驗室切割水平硅片厚度已經(jīng)可以達(dá)到140μm，甚至更低的水平。我們認(rèn)為，伴隨電池技術(shù)進步，硅片薄片化是未來必然的發(fā)展趨勢，通過薄片化可以降低硅片硅耗，提高硅片產(chǎn)量，進而降低硅片切割的硅成本、單位折舊和電費等成本。而對于多晶，由于其自身內(nèi)部晶格的影響，硅片薄片化后碎片率將明顯增加，這也就制約了多晶薄片化的推進過程，從這點來看，單晶未來同樣具有更高的成本下降空間。

我們根據(jù)硅片切割成本與參數(shù)，簡單估算薄片化對硅成本、單位折舊、單位電費等成本的影響。

首先，硅成本方面，薄片化可以降低單片硅片的耗硅量，進而降低硅片成本。經(jīng)過我們的測算，當(dāng)硅片厚度由180μm下降至160μm，硅片硅成本將下降0.144元/片。

折舊方面，由于推進薄片化將提高硅片產(chǎn)量，因此可以降低單位折舊成本，根據(jù)測算，當(dāng)硅片厚度由180μm下降至160μm，可降低折舊成本0.012元/片。

電費方面，根據(jù)測算，硅片厚度由180μm下降至160μm，可降低電費成本0.015元/片。

綜合來看，薄片化對于硅片成本的影響明顯，當(dāng)硅片厚度由180μm下降至160μm，可節(jié)約成本0.17元/片，折合0.037元/W。

除了以上幾點直接的成本降低手段外，單晶未來的另一條成本下降路線是提高轉(zhuǎn)換效率，降低組件的單W成本。

對于156*156*200的單晶硅片（電池片），當(dāng)單晶轉(zhuǎn)換效率增加0.5%，單晶電池片功率增加0.12W。

我們假設(shè)目前單晶電池轉(zhuǎn)換效率為19.24%，對應(yīng)電池片功率4.6W，非硅成本3.25元/片，折合0.71元/W。假設(shè)效率提高后非硅成本不變，根據(jù)我們的測算，當(dāng)電池轉(zhuǎn)換效率提高0.2%時，單晶硅片單W非硅成本下降1.03%；當(dāng)轉(zhuǎn)換效率增加1%時，單晶硅片單W非硅成本下降4.94%。

前面我們已經(jīng)提到，目前多晶轉(zhuǎn)換率已接近極限，單晶則仍有較大的提升空間，因此未來效率對成本攤薄的空間更大。

單晶未來另一大競爭優(yōu)勢為逐步被人們認(rèn)識到的更強的單W發(fā)電能力。

理論上講，在發(fā)電小時數(shù)一樣的情況下，相同W數(shù)的多晶組件與單晶組件發(fā)電量一致。然而，不管是從實驗室結(jié)果看，還是實際電站運行情況來看，單W的單晶發(fā)電能力更強。

早在2007年，中山大學(xué)太陽能研究所沈輝教授即對比研究了不同技術(shù)路線組件的發(fā)電能力，并發(fā)表論文《六種太陽電池光伏陣列實際發(fā)電性能比較》，根據(jù)實驗數(shù)據(jù)，每W單晶比每W多晶多發(fā)電5.7%。

2014年，山東某光伏運營企業(yè)同樣對單晶、多晶組件的發(fā)電能力進行了實測對比，根據(jù)發(fā)電數(shù)據(jù)，在一個月的發(fā)電時間內(nèi)，每W單晶比多晶多發(fā)電6%左右。

在西部大規(guī)模建設(shè)的地面電站中，單晶同樣具有更高的發(fā)電能力。根據(jù)中電投西安相關(guān)領(lǐng)導(dǎo)在去年國內(nèi)五家單晶硅片企業(yè)發(fā)起的“單晶M1&M2產(chǎn)品聯(lián)合發(fā)布會”上表示，單晶每W多發(fā)電4.77%。

從理論上講，單晶的多發(fā)電能力源于其更好的溫度效應(yīng)、弱光性及更低的線纜損失等。

首先，組件的標(biāo)定功率一般是在25℃的溫度下測定的，在實際發(fā)電過程中，在太陽光持續(xù)照射的情況下，組件溫度會不斷上升，而組件工作溫度每上升1℃，功率輸出減小0.4%-0.5%。

單晶組件由于內(nèi)部結(jié)構(gòu)單一，單位面積轉(zhuǎn)換率高，因此吸收光照中轉(zhuǎn)化為電能的比例高，轉(zhuǎn)化能熱能的比例低，一般單晶組件工作溫度會低于多晶組件約6℃，因此單晶具有更好的溫度效應(yīng)。

其次，由于單晶與多晶對光譜的不同相應(yīng)能力，單晶產(chǎn)品的弱光性同樣更好。

另外，由于同樣裝機量的單晶電站所用電纜更少，因此通過電纜損失的電力更低。

通過前面的分析，我們論證了未來單晶相對多晶取得競爭優(yōu)勢的幾個方面：更高的轉(zhuǎn)換效率提升空間、更大的成本下降空間、更強的單W發(fā)電能力等。歸根結(jié)底，理論的分析要落實在電站實際的經(jīng)濟性上來，接下來我們從初裝成本和LCOE兩個角度，論證單晶電站在何種邊界條件下可以取得經(jīng)濟性優(yōu)勢。

同樣的60片的156*156的單晶組件與多晶組件在大小、規(guī)格等方面基本相同，所以單晶電站與多晶電站BOS成本（非組件、逆變器等建設(shè)成本）相同，但是由于單晶組件功率高于多晶組件，折算到每W上的BOS成本低于多晶組件，進而可以攤薄每W單晶組件價格高于多晶組件價格的部分。我們對此進行簡單測算，并做如下假設(shè)：

1）假設(shè)單晶組件價格為4.5元/W，多晶組件價格為4.0元/W；

2）假設(shè)單晶組件功率比多晶組件功率高15W，分別為265W、250W。

經(jīng)過計算，雖然每W單晶組件價格比多晶組件高12.5%，但由于BOS成本的攤薄，每W單晶電站的投資僅比多晶電站高3.3%。

我們對BOS成本做敏感性分析，發(fā)現(xiàn)當(dāng)BOS成本超過10元，也就是電站單W成本14元左右時，單晶電站將在單W投資中占據(jù)優(yōu)勢。

在美國、日本等BOS成本較高的地區(qū)，分布式光伏電站建設(shè)成本在3-4美元/W左右，在這種情況下，單晶僅從單W投資上即已取得了相對優(yōu)勢，這也可能一定程度上解釋為什么日本等地區(qū)住宅市場單晶占比較高。（美國市場單晶占比并不算很高，主要和美國自身補貼方式有關(guān)，但目前我們已經(jīng)看到了單晶占比上升的趨勢，美國五大電站開發(fā)商Firstsolar、Sunedison、Sunpower、Solarcity和Solarworld均表示后期要大幅提高單晶電站占比）

從動態(tài)來看，我們固定國內(nèi)多晶電站BOS成本為4元/W，分別對單晶組件與多晶組件價差、功率差進行敏感性分析，這也對應(yīng)了單晶未來相對多晶優(yōu)勢的兩個發(fā)展方向：

（1）更快的成本下降，縮小單晶與多晶之間的價差；

（2）更高的轉(zhuǎn)換效率，提高單晶組件與多晶組件功率的差距。

我們發(fā)現(xiàn)，在單晶與多晶價差0.3元/W時，如果單晶組件與多晶組件功率差20W，那么單晶電站與多晶電站的裝機成本將基本持平；如果單晶與多晶價差進一步降低至0.2元/W，單晶組件與多晶組件功率差為15W時，單晶電站便已取得裝機成本的優(yōu)勢。

那么，單晶與多晶的價格差、功率差能否達(dá)到以上要求將是后期我們需要重點關(guān)注的方向。首先，價差方面，依賴于單晶成本的下降方式與速度，這點我們在前面已有所論述。第二，功率方面，組件與電池的功率與電池的轉(zhuǎn)換率與面積有關(guān)（功率=面積*轉(zhuǎn)換率），我們對比156*156多晶電池組件和156*156（直徑200）的單晶電池組件功率發(fā)現(xiàn)：

（1）當(dāng)單晶與多晶的轉(zhuǎn)換率差在1.5%時，60片單晶組件與多晶組件功率差在15W左右；

（2）當(dāng)單晶與多晶的轉(zhuǎn)換率差在2.0%時，60片單晶組件與多晶組件功率差超過20W。

目前全球量產(chǎn)多晶的轉(zhuǎn)換率在17.5%-18%左右，P型單晶轉(zhuǎn)換率在18.5%-19%左右，N型單晶轉(zhuǎn)換率在21%-24%左右。目前多晶轉(zhuǎn)換率已接近極限，單晶則仍有較大的提升空間，因此我們預(yù)計未來1-2年內(nèi)，看到我們所希望的20W以上的功率差將是很有可能的。

LCOE是測量光伏、風(fēng)電等可再生能源發(fā)電成本的最主要的方法之一。根據(jù)定義，LCOE=電站生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/電站生命周期內(nèi)發(fā)電量貼現(xiàn)，真實反映電站生命周期內(nèi)度電綜合成本。為了計算簡便，這里我們僅考慮初始投資、運維成本及發(fā)電量三個指標(biāo)，忽略影響不大的稅盾效應(yīng)、殘值等影響。

作為單晶電站與多晶電站對比研究，我們進行如下假設(shè)：

1）多晶電站使用的組件為250W，電站規(guī)模為100MW，即使用40萬個組件；單晶電站使用40萬個單晶組件，但由于組件功率大于多晶組件，因此裝機規(guī)模超過100MW；

2）多晶電站與單晶電站使用的組件數(shù)量相同，因此我們合理假設(shè)其生命周期內(nèi)每年運維成本相同；

3）假設(shè)多晶電站BOS成本為4元/W，多晶組件價格為4.1元/W，逆變器0.3元/W，年發(fā)電小時數(shù)為1500小時；

4）貼現(xiàn)率假設(shè)為7%。

在以上的基礎(chǔ)上，影響多晶電站與單晶電站LCOE水平對比的因素主要包括單晶與多晶價格差、效率差、相同W數(shù)單晶比多晶多發(fā)電比例等幾個因素，我們這里的分析將主要針對以上三個因素進行LCOE敏感性分析，對比單晶在什么情況下可以獲得LCOE優(yōu)勢。

簡單測算，在7%貼現(xiàn)率、1500小時的年有效發(fā)電小時數(shù)下，多晶電站LCOE為0.6009元/度，單晶電站LCOE為0.6140元/度。在7%貼現(xiàn)率下，單晶電站LCOE高出多晶電站約0.012-0.018元/度左右。

簡單測算，在單晶與多晶功率差為15W時，如果單晶與多晶價差小于0.3元/W的情況下，單晶電站LCOE將低于多晶電站LCOE；在價差為0.3元時，功率差超過15W的情況下，單晶電站可取得LCOE優(yōu)勢。

假設(shè)單晶組件與多晶組件功率差為15W。經(jīng)過測算，在相同W數(shù)單晶比多晶多發(fā)電4%時，即使價差為0.6元/W，單晶電站同樣具備LCOE優(yōu)勢；如果價差為0.4元/W，單晶電站在相同W數(shù)單晶多發(fā)電2%以上，即取得LCOE優(yōu)勢。由此可見，單晶電站多發(fā)電能力對于單晶LCOE優(yōu)勢具有較明顯的影響。

經(jīng)測算，在功率差為15W時，如果單晶多發(fā)3%的電，將取得LCOE優(yōu)勢；當(dāng)功率差為30W時，即使單晶電站不存在多發(fā)電現(xiàn)象，其同樣具有LCOE優(yōu)勢；當(dāng)單晶多發(fā)電5%時，即使功率差為5W，單晶同樣具備LCOE優(yōu)勢。

綜合以上分析，我們可以得到以下結(jié)論：

1）在價差為0.3元時，功率差超過15W的情況下，單晶電站可取得LCOE優(yōu)勢；

2）在15W的功率差下，在相同W數(shù)單晶比多晶多發(fā)電4%時，即使價差為0.6元/W，單晶電站同樣具備LCOE優(yōu)勢；

3）在價格差為0.5元/W下，在功率差為15W時，如果單晶多發(fā)3%的電，將取得LCOE優(yōu)勢；當(dāng)單晶多發(fā)電5%時，即使功率差為5W，單晶同樣具備LCOE優(yōu)勢。

由此可知，單晶電池的多發(fā)電能力對于單晶電站取得LCOE成本優(yōu)勢具有重要影響，而隨著單晶多發(fā)電逐步被更多的投資者認(rèn)識到，單晶電站投資熱情也必然會上升。其次，功率差、價格差同樣對LCOE有明顯影響。