1.1、源于浮法，并在历次转型中实现跨越式发展
洛阳玻璃股份有限公司于 1994 年成立，前身是创建于 1956 年的洛阳玻璃厂。公司成立以来，顺应发展趋 势多次资产重组，实现主营业务的调整升级。 （1）传统浮法玻璃阶段（1956-2015），见证新中国浮法玻璃行业的灿烂历史。洛阳玻璃厂是我国“一五” 期间的 156 个国家重点项目之一，并于 1976 年建成我国第一条浮法玻璃生产线，“洛阳浮法玻璃”工艺与英国 金皮尔顿浮法、美国匹兹堡浮法并列世界三大浮法玻璃工艺。1994 年-1995 年分别在港交所、上交所上市，成 为建材行业首家“A+H”上市公司。
（2）信息显示玻璃阶段（2015-2021），引领超薄电子玻璃行业发展。2015 年公司进行第一次重大资产重 组，将浮法玻璃及相关矿产股权剥离，置入包括蚌埠中显在内的信息显示玻璃业务。公司拥有蚌埠中显 150t/d、 龙海玻璃 180t/d 电子玻璃产线，产品打破了国外对高端超薄玻璃的垄断，可生产 0.7mm-1.8mm 超薄电子玻璃， 质量达到国外同类产品水平。2021 年，相关企业股权转让予凯盛科技集团，信息显示玻璃业务置出。
（3）光伏玻璃阶段（2018-），紧跟行业大势积极布局扩产。2018 年公司收购桐城新能源、合肥新能源、宜 兴新能源公司，进军光伏玻璃板块；2021 年先后完成对北方玻璃和自供新能源的收购，近期完成对台玻福建的 收购；2022 年桐城新能源一窑八线 1200t/d 产线、合肥新能源 650t/d 产线分别于 3 月和 9 月点火，目前公司在 产产能达到 4650t/d，位于行业第二梯队前列。
（4）新能源材料平台（2021-），掌握多种新能源材料生产技术。公司托管沐阳鑫达、盛世新能源等企业， 在光伏玻璃领域持续扩产，市占率逐步提高；子公司濮阳光电是国内少数几家可以量产光热玻璃的企业，未来 空间巨大；托管中建材成都及凯盛光伏公司，是国内领先的碲化镉、铜铟镓硒薄膜电池生产企业。
1.2、背靠中建材，聚焦新能源材料平台
截止 2022 年 H1，公司实际控制人为中国建材集团，直接和间接持股 29.26%，是光伏玻璃行业少有的央 企平台企业。间接控制人凯盛科技集团持有公司 24.34%股权，是中建材旗下玻璃新材料研发、制造、工程服务 一体化产业平台。洛阳玻璃 2018 年起进军光伏玻璃领域，目前拥有合肥新能源 100%、桐城新能源 100%、洛阳 新能源 100%、台玻福建 100%、宜兴新能源 70.99%、北方玻璃 60%和凯盛自贡 60%股权，光伏玻璃产能达到 4650t/d；同时拥有濮阳光电 100%股权，具备一条 400t/d 光热玻璃生产线。
2021 年在中建材集团的战略引领下，凯盛明确了以玻璃新材料为主业的“3+1”战略布局。包括显示材料 和应用材料、新能源材料、优质浮法和特种玻璃三大制造业务以及玻璃新材料研究和工程服务业务。战略布局 确定以来，凯盛集团持续深化主责主业整合融合，通过股权置换等方式不断提升优质资产协同效应。其中，洛 阳玻璃被集团确立为新能源材料平台，积极布局并聚焦光伏玻璃、光热玻璃、发电玻璃（薄膜电池）等产品的 生产制造。
公司托管数家光伏玻璃及薄膜电池企业，为新能源材料平台建设战略布局。今年 1 月，公司与安徽盛世新 能源材料科技有限公司、沐阳鑫达新材料有限公司签订托管协议，对两家公司光伏玻璃相关业务进行托管，托 管期 1 年，每家公司管理费用为净利润的 10%且不低于每月 5 万元。今年 4 月，公司与间接控股股东凯盛科技 集团有限公司分别签订股权托管协议，对碲化镉薄膜电池企业成都中建材光电材料有限公司、瑞昌中建材光电 材料有限公司、铜铟镓硒薄膜电池企业凯盛光伏材料有限公司进行托管，托管期 1 年，每家公司管理费为 10 万 元/月。实施股权托管，有助于公司全面把握相关领域发展方向，进一步整合优势资源，扩大产能规模，提升公司话语权及市场竞争力，打造建设新能源材料平台。
公司主营业务三次调整，营收规模过去 5 年快速提升。2015 年之前，公司以浮法玻璃业务为主，此部分营 收基本保持在 5-6 亿元左右水平；2015 年公司置入信息显示玻璃、置出浮法玻璃业务，信息显示玻璃业务营收 常年保持在 3-4 亿元水平。2018 年起，公司积极布局光伏玻璃业务并随着光伏行业的发展快速扩张产能，公司 营收也快速增加，此部分业务由 2018 年的 10.26 亿元快速增长到 2021 年的 27.42 亿元，CAGR 为 38.8%。2022 年 H1 公司光伏玻璃营收 21.57 亿元，同比增长 30.02%。2021 年公司置出信息显示玻璃业务，并在光热玻璃、 薄膜电池领域积极布局，全力打造新能源材料平台。
伴随着三次调整，公司盈利能力和管理能力阶梯式提升。2014-2015 年，供给侧改革还未开展，浮法玻璃 产能严重过剩，产品价格持续处于低位，公司在这一时期毛利率在 5%左右，难以实现盈利。在此背景下，公司 置出浮法玻璃业务，置入信息显示玻璃，高技术产品带来高毛利，公司在 2017 年开始毛利率迅速提升至 30.1%， 并在此后维持在 20%-30%水平。2018 年后，公司进军光伏玻璃板块，公司积极提升企业管理水平，管理费用率 显著下降至 6.87%，2020 年起公司积极深化国企改革，管理费用率进一步下降至 4%左右，促进公司归母净利率 显著提升。
1.3、重视研发，技术引领行业发展
公司研发投入连年上升，研发费用占比居行业领先水平。2018 年以来，公司研发投入呈增加态势，2021 年研发投入 1.58 亿元，同比增加 25%；研发投入占比保持在 4%左右，处于行业领先水平，2022 年 H1 研发占 比与行业龙头福莱特水平相当。公司对于研发的重视以及长期投入促进公司在新能源材料业务取得持续突破， 创新引领公司及行业发展。
在研发投入的支持下，公司专利数量呈上升态势。2017 年公司当年申请专利数量仅为 12 项，其中发明专 利 4 项，实用新型 8 项；2021 年，公司当年申请专利数量达到 47 项，其中发明专利 21 项，实用新型 26 项。 申请发明数量相比 4 年前增加 2.92 倍。2018 年以来，公司累计专利数量 136 项，与福莱特相近（后者累计拥有 专利数量百余项）。
公司不断加大对新能源材料板块的攻关力度及科技成果推广运用，多项创新填补了行业空白。光伏玻璃领 域，宜兴新能源于 2017 年成功稳定量产 1.5mm 光伏玻璃，成为行业首家具备量产 1.6mm 以下超薄玻璃产品的 企业。并于 2019 年成功申报“光伏玻璃双玻组件背板标准”，成为行业未来标准起草单位。桐城新能源于 2022 年点火 1200t/d 一窑八线光伏玻璃生产线，一窑八线两翼分流技术属世界首创。光热玻璃领域，濮阳光材 2mm 光热玻璃产品经第三方权威机构检测，各项指标均达到行业标准，成为行业少数几家拥有光热玻璃生产技术的 企业。薄膜电池领域，托管公司成都中建材于 2018 年建成世界第一条 100MW 大面积碲化镉薄膜电池工业生产 线，目前生产线光电转化效率超过 16%，未来有望进一步提升。
2.1、行业层面：供需格局预期改善，成本仍是核心竞争力
（一）需求：新增装机叠加双玻替代成为玻璃需求的主要驱动因素。 2022 年新增装机预期数次上调，未来硅料产能逐步释放，供给瓶颈有望解除。2021 年中，中国光伏行业协 会（CPIA）发布预测报告预计今年的全球新增装机在 180GW-225GW 之间；2022 年 2 月底，协会上调了今年的 装机预期，保守和乐观情景下全球新增装机容量预计分别达到 200GW 和 245GW、我国新增装机容量预计分别 达到 75GW 和 90GW；2022 年 7 月，在光伏产业链供应论坛上，CPIA 名誉理事长表示，通过对各省装机规划 了解，光伏市场有望开启加速模式，并调高全国新增装机预期为 85GW-100GW。
在传统能源价格高涨的背景下， 全球光伏装机需求快速增加，硅料成为供应链矛盾最突出的环节。今年 9 月，工信部、市场监管总局、国家能 源局计提约谈了部分多晶硅骨干企业及行业机构，要求合理释放已建产能，适度加快在建合规项目建设步伐， 2023 年多晶硅产能将逐步释放，预计可供超过 500GW 组件需求，供应瓶颈有望解除，光伏新增装机长期增长 态势确定性较强。
在《光伏玻璃系列报告（一）：需求可期供给扩张，成本控制优势企业有望突出重围》中，我们搭建了光 伏玻璃需求测算模型，以研究机构对于全球光伏新增装机容量的预测数据为基础，按照单玻/双玻组件占比、不 同尺寸组件占比、固定式/跟踪式组件占比等预测数据，对不同组件类型额定容量进行拆分，同时结合《光伏发 电系统能效规范（NB/T 10394-2020）》标准中对于不同组件容配比的推荐值，进一步计算不同组件类型的理想 安装容量。在此基础上，模型考虑不同类型组件的转化率及玻璃厚度，计算安装端所需的玻璃体积，再基于玻 璃比重、良品率等参数，计算生产端所需的玻璃产能。本报告在模型框架的基础上，对不同组件占比等相关参 数进行了更新，并以 GMO 乐观情景中的全球新增装机为基础测算光伏玻璃需求。
到 2025 年，光伏玻璃日熔量需求将达到 87486t/d，未来四年 CAGR 为 24.37%。2021 年由于指标下发滞 后、原材料价格上涨等因素国内光伏新增装机容量 53GW，不及预期；今年随着化石能源价格快速上涨，全球 光伏装机旺盛，推动光伏玻璃需求快速增长，2022 年增速有望达到 59.84%。尽管 2023 年起研究机构对光伏新 增装机预期恢复常态增速，但伴随着双玻占比的提升，光伏玻璃的需求在 2023-2025 年可以分别同比增加 11.69%、 14.98%和 16.56%。 在未来，光伏玻璃需求呈现结构性分化特征，大尺寸玻璃需求将快速提升。由于大尺寸、双玻组件的市占 率提升，不同类型的光伏玻璃需求显著不同。对于传统尺寸光伏玻璃（166mm 组件玻璃），未来需求将快速减 少；对于大尺寸光伏玻璃（182mm 及 210mm 组件玻璃），未来需求将大幅提高，未来四年 CAGR 将达到 47.95%。
（二）供给：政策边际收紧，企业扩产回归理性，在建项目逐步消化。 听证会制度下各企业积极上报产能，规划产能爆发引发市场担忧。受制于 2017 版《水泥玻璃行业产能置换 实施办法》，光伏玻璃的产能落后于下游组件的扩产节奏，导致 2020 年下半年开始光伏玻璃出现严重紧缺。2020 年 12 月，工信部公开征求对《水泥玻璃行业产能置换实施办法（修订稿）》的意见，提出光伏压延玻璃项目可 不制定产能置换方案，但新建项目应委托全国性的行业组织或中介机构召开听证会，论证项目建设的必要性、 技术先进性、能耗水平、环保水平等，并公告项目信息，项目建成投产后企业履行承诺不生产建筑玻璃。听证 会制度细节于 2021 年底下发，要求目前在建、拟建以及 2021 年 1 月 3 日之后投产的光伏玻璃项目需完成听证 会项目。2022 年 3 至 6 月全国各省市陆续召开光伏玻璃生产线项目听证会共计 106 场，涉及窑炉 288 座，产能 314700t/d，对应组件需求超过 1500GW，有供给严重过剩的风险。
听证会政策有望收紧，引导行业健康有序发展。面对产能严重过剩风险，8 月 17 日，中国建筑玻璃与工业 玻璃协会组织召开了光伏压延玻璃行业运行分析座谈会，邀请工信部领导及 20 家光伏压延玻璃骨干企业主要负 责人参加。会议呼吁企业要高度重视潜在的产能过剩风险，按照政策要求有序开展投资建设、有序释放产能； 要站在行业全局的角度加强行业自律、开展有序市场竞争，维护行业健康发展。
企业扩产逐步回归理性，扩产进度受需求及价格共同影响。光伏玻璃扩产主要经历三个阶段：（1）扩产受 限阶段：2021 年之前，受产能置换政策限制，光伏玻璃产能扩张受限，一度出现供给短缺，价格飙涨的局面。 （2）无序扩产阶段：2021 年底置换政策取消对光伏玻璃的扩产限制，但相配套的听证会制度还未落实，叠加 高价的刺激，各类企业纷纷入局，行业出现快速扩张，扩产增速远超装机增速，造成价格快速回落，小企业生 产经营面临困难；（3）理性扩产阶段：2022 年起，光伏玻璃价格持续处于低位，行业盈利能力承压，诸多企 业延迟点火进度，部分企业取消投产计划，叠加听证会政策对于在建产线的把控，使得行业扩产回归理性，扩 产增速逐步稳定在装机增速水平。
回顾光伏玻璃扩产历史我们可以看出，从短期波动来看，由于玻璃连续生产的特点，企业对于点火时机的 把握尤为看中，在价格下降时期，大部分企业点火更加谨慎，行业的扩产进度也会随之驱缓（例如 2022 年 1 季 度）；从长期趋势上看，即使产能置换政策放开对于扩产的限制，但能耗指标、听证会制度以及市场调节功能 成为引导行业有序发展的重要因素，在经过一定时期的波动后，产能增速基本围绕下游装机增速波动。
2022 年点火进度整体有所延后，在建产能需要一定时间的消化，行业长期处于微过剩阶段。2021 年，行业 兴起一轮扩产潮，主要企业纷纷制定了激进的扩产计划。但在政策和市场因素的双重作用下，2022 年主要企业 均出现了延迟投产的情况，例如行业龙头信义和福莱特 2022 年分别规划新建 7 条、8 条产线，但截止 2022 年 三季度，两家企业分别各点火 4 条产线。截止三季度，行业在产产能约 6.4 万 t/d，但在前期激进的扩产计划下， 储备在建产能仍有约 6 万 t/d，即使考虑落后产线的出清，仍可满足超 500GW 装机需求。因此我们判断，行业 会在较长时间处于微过剩阶段，但市场调节以及政策引导将会避免行业出现大幅过剩和无序发展的情况。
龙头企业成本竞争优势明显，储备产能充足，具备维持市占率的能力。我们在系列报告二中，详细解构了 龙头企业在工艺技术、资源配套、管理能力等方面的优势，即使在新进入企业采用相同规模的窑炉条件下，龙 头企业仍可稳定保持 10%-15%的毛利率优势，在行业承压阶段，仍具备一定的盈利能力。另一方面，龙头企业 储备了充足的在建产线指标，具备维持市占率的能力。2021 年底，两家龙头企业的合计市占率 52.9%；到 2022 年三季度末，两家龙头企业的合计市占率仍有 51.3%，目前并未发生市场担心的竞争格局变差的局面。
2.2、听证会政策趋严背景下，公司多种路径实现供给扩张
公司目前拥有桐城、宜兴、合肥、自贡、台玻漳州五大光伏玻璃生产基地，合计在产产能 4650t/d，目前市 占率约 6.9%，行业第三。从地区布局上，公司主要基地布局在安徽、江苏等光伏产业链完善地区，便于原材料 的采购以及产品的销售，此外也在西部地区有小部分布局，可充分受益燃料价格优势。从产线规模上看，由于 历史原因以及产品中薄玻璃占比较高的特点，公司窑炉多是百吨级的中小型窑炉，今年 3 月，桐城 1200t/d 窑炉 点火，未来公司也布局了较多的 1200t/d 的窑炉，窑炉规模有较大的提升空间。
听证会政策收严背景下，各企业扩产进度减慢，洛阳玻璃有望通过多种方式实现产能的扩张。 （一）增加基地布局以及原有基地的扩产。一方面，公司在原有基地增加产线。桐城基地一窑八线 1200t/d 于今年 3 月投产、合肥基地 650t/d 产线于今年 9 月投产；宜兴基地 800t/d、台玻漳州基地 550t/d 改造升级产线均处于建设中，有望于 2023 年投产。另一方面，公司积极在河南洛阳、河北秦皇岛开拓新基地，秦皇岛北方玻 璃 1200t/d、洛阳玻璃 2 条 1200t/d 产线亦处于建设中。考虑到听证会政策充分考虑各地产业格局，能耗指标也 由各省自主把握，公司采取多基地布局策略有助于拿到更多的产线指标。预计 2023 年底，公司产能有望达到 9600t/d，同比增长 106.5%。
（二）托管部分企业，未来通过并购整合方式扩张产能。目前公司已经对安徽盛世、沐阳鑫达两家公司光 伏玻璃相关业务进行托管，托管期 1 年，每家公司管理费用为净利润的 10%且不低于每月 5 万元。目前洛阳玻 璃正在开展对标管理以及技术支持工作，待相关产线达标后再考虑股权收购。两家公司现有产能 1620t/d，此外 安徽盛世 1200t/d 在建产能已由安徽工信厅公示，预计今年 10 月完工，托管企业合计产能有望达到 2820t/d。
（三）依托凯盛集团战略平台，有望通过大股东资产注入方式进一步扩大产能。洛阳玻璃控股股东凯盛集 团分别与大明光能、沐阳鑫达成立合资公司进行光伏玻璃产线的建设。凯盛大明光能甘肃基地在建一条 800t/d 产线预计明年点火投产，公司在甘肃基地和新疆基地分别上报 1000t/d、2400t/d 拟建产线。江苏凯盛新材料在江 苏宿迁基地上报 4 条 1200t 产线，近期听证会公示了一期 1200t/d 产线，并于 9 月底开工建设。凯盛集团子公司 中玻投资也分别在江西、内蒙古、河南、安徽等地上报多条拟建产线，合计产能达到 26400t/d。不过考虑到政 策、市场因素，拟建产线未来是否落地仍需跟踪。
2.3、各项新技术逐步应用，多种方式实现成本下降
作为中建材集团下属公司，洛阳玻璃依托玻璃新材料研究总院平台，在超薄光伏玻璃生产技术上、绿色低 碳生产技术、大规模生产技术等方面不断突破，并在五大基地中重点应用，引领行业发展。同时，公司依托央 企平台统一进行资源配套，保障原有产线和新建产线的原料、燃料的低成本供应，在盈利能力上不断向行业龙 头企业靠近。
2.4、洛阳玻璃光伏玻璃成本与业绩测算
（一）公司目前毛利率位于二梯队领先水平。 公司毛利率稳居二梯队领先水平，随光伏玻璃价格波动，与行业龙头的差距近两年有所缩小。2020 年光伏 玻璃价格高企，行业景气度顶点阶段，公司光伏玻璃业务的毛利率达到 32.86%；近两年随着光伏玻璃行业的爆 发式扩产，产能供给过剩，价格持续下降，毛利率也有所下降，2022 年上半年下降至 9.71%。不过，过去两年 公司的毛利率与行业龙头福莱特的差距逐步缩小，2020 年、2021 年、2022 年上半年公司光伏玻璃毛利率与福 莱特的差距分别为 16.55%、15.41%、13.31%。
公司毛利率居于二梯队前列并逐步缩小与龙头的差距主要有三方面原因。第一，公司不断提升生产工艺水 平，定期进行不同基地之间的对标工作，产品良率不断提升；第二，公司加强资源配套和基地布局，背靠中建 材集团平台，在石英砂配套以及玻璃销售等方面与上下游企业统一进行合作，具备一定的集采优势；第三，公 司在薄玻璃方面技术领先，2.0mm 占比达到 70%，具备更强的盈利能力。按照 2021 年年报测算，公司 3.2mm、 2.0mm 玻璃单平米成本分别为 21.96 元/平米、15.37 元/平米，参考当年的毛利率分别为 13.04%、23.76%；即使 在今年价格低点，3.2mm 毛利率下降至 7.56%时，2.0mm 玻璃仍具有 15.38%的毛利率水平。
（二）未来公司盈利能力有望进一步提升，与龙头企业差距不断缩小。 通过对光伏玻璃行业的分析，我们认为在经过前期的行业爆发式扩张阶段后，国家以及各地政府对于未来 新建产能的政策有望收紧，根据当地的产业链需求配套相应产能。但同时，由于在建待点火项目较多，因此市 场仍需一段时间的发展消化过剩产能，预计行业将在较长时间处于供给过剩阶段，价格处于低位震荡。 在此阶段，我们认为洛阳玻璃在产能扩张和成本管理方面均有望实现超过行业平均水平的表现。
产能扩张方面，一方面公司同龙头企业进行差异化布局，在原有的五大基地基础上增加了河南洛阳、河北 秦皇岛两大基地。考虑到能耗指标由各省进行分配，而龙头企业在四川、福建、河南、河北四个地区均没有布 局，因此公司有望参与到以上省份的光伏产业链布局规划中，在当地企业竞争中具备优势。另一方面，公司积 极通过股权并购以及母公司凯盛集团大股东注资方式获得更多的在产产能，市占率有望持续提升。 成本管理方面，第一，公司大规模窑炉的占比持续提升，带来能耗以及天然气用量的减少；第二，公司依 托中建材集团积极布局资源配套，未来燃气成本有望进一步下降；第三，公司继续扩大在薄玻璃方面的技术优 势，1.6mm 玻璃占比逐渐提升，提高公司的综合毛利率。
3.1、龙头First Solar薄膜电池业务取得成功的三大因素分析
美国 First Solar 是全球最大的薄膜光伏电池组件生产商，也是碲化镉光伏电池光电转换效率的长期领先者。 公司成立于 1999 年，生产基地分布在美国、越南、马来西亚等地，2004 年实现低成本碲化镉电池量产，此后 全球光伏市场高景气促使First Solar产量和预订单量逐年上升，2021年First Solar实际碲化镉组件产量为7.9GW， 2022 年技改产能提升至 8.2GW。在产产能包括美国俄亥俄州 2 家工厂 2.7GW、越南基地 2.8GW 以及马来西亚 基地 2.7GW。公司到 2024 年有望形成 15.9GW 产能。新建产能包括美国 2 家原有工厂扩产 0.9GW，新建第 3 家工厂 3.5GW，印度基地 3.3GW。
First Solar 订单及产能经历 2 次跨越式提升。订单方面，公司 2017 年新签订单实现第一次跨越式提升，由 2016 年的 3.1GW 提升至 6GW，并在 2017-2020 阶段保持在该水平；2021 年新签订单实现第二次跨越式提升， 由2020年的5.5GW提升至2021年的17.5GW，并在2022年延续着高需求态势，前两个月公司订单已到达4.8GW。 产能方面，公司从当年订单变化到规划新建产能再到产能落地有 2 年左右的滞后期，因此我们看到公司 2019 年 投产产能有了第一次跨越式提升，为满足 2021 年后新订单需求，公司积极布局将在 2023 年实现第二次产能跨 越式提升。
我们认为，First Solar 得以成功的主要原因有以下三点： 第一，Series5-7 系列产品转化效率大幅提升，单片功率不断提升，显著降低单瓦成本和 BOS 成本。公司 2017 年推出全新第六代薄膜电池产品，转化效率从第五代系列的 16.8%大幅提升至 19.2%，组件成本也由 2016 年的 0.36 美元/W 下降至 2018 年的 0.2 美元/W。2021 年推出第七代薄膜电池产品，尽管转化效率未有明显提升， 但单片功率由最高 485W 提升至 540W，进一步降低 BOS 成本。
第二，近年来美国的多项贸易政策对本土企业提供产业保护及支持。 需求端：美国 2006 年太阳能投资税减免法案（ITC）生效，鼓励纳税人投资可再生能源发电设备，在太阳 能方面，凡是符合相关规定的太阳能设备，政府就会减免投资者相当于设备成本 30%的赋税，逐步递减至 22%。 2021 年该法案延期 10 年，将对可再生能源设备需求起到持续促进作用。 供给端：重点针对晶硅组件及中国企业，First Solar 东南亚产品不会受到关税政策影响，进而获得竞争优势。 （1）2012 年对中国光伏电池及组件进行双反调查，并在 2015 年对中国大陆及中国台湾光伏电池及组件进 行第二次双反调查，对中国光伏电池进行全面打压；
（2）2017 年，特朗普政府实施紧急进口限制（201 条款）对全球国家（少数国家豁免）光伏组件征收首年 30%的关税，范围包括东南亚等国家。2022 年拜登政府延长 201 关税，但对双面组件豁免； （3）中美贸易战中，美国“301 条款”对中国 2000 亿贸易额产品加征关税，包括组件、逆变器、接线盒、 背板等产品； （4）2021 年拜登签署强制劳动法案及暂扣令（WRO）对涉及新疆产材料的产品禁止进入美国。 第三，2021 年以来，美国天然气价格持续上涨，传统能源电力成本增加。受新冠肺炎疫情以及地区战争影 响，2020 年 6 月以来，美国电力用天然气价格持续上涨，已由 2020 年 6 月的 2.08 美元/千立方英尺增长至 2022 年 6 月的 8.22 美元/千立方英尺，涨幅 295%。美国传统能源电力成本随之提升，可再生能源电力的比较优势进 一步凸显。
First Solar 能够在欧美市场盈利一方面由于美国电价显著高于中国，居民电价尤为凸显。2021 年美国工商 业和居民电价分别为 0.797 元/度、1.122 元/度，中国工商业和居民电价分别为 0.634 元/度、0.546 元/度。美国工 商业电价比中国高 25.7%、105.5%。欧洲市场电价更高，以德国为例，2021 年工商业和居民电价均超过 2 元/ 度。高电价也使得电站对于光伏组件的成本容忍度空间更大。另外，欧美国家居民用电价格比工商业电价高， 也提高了居民安装可再生能源的积极性和经济性。
另一方面，美国传统能源电力以天然气为主，度电成本高于中国煤电。从发电结构来看，2021 年美国天然 气发电占比最高，达到 38%、其次为煤电 22%、核电 19%。2021 年中国煤电占比最高，达到 60%、其次为水电、 风电，分别占比 16%、8%。尽管美国能源价格较为便宜，但美国天然气价格仍然高于中国煤炭价格。目前美国 天然气价格 1.976 元/立方米，我国秦皇岛动力煤价格 940 元/吨。在此价格下美国天然气发电成本 0.446 元/度， 我国煤电成本 0.395 元/度。美国天然气发电成本比中国煤电成本高 12.9%，薄膜电池在美国市场相对传统能源 比较优势更大。
3.2、洛阳玻璃在薄膜电池领域的机遇与优势
（一）聚焦建筑光伏市场，积极挖掘薄膜电池在建筑领域中的独特优势。 国内薄膜电池企业在市场环境、技术发展、产能规模等方面与龙头企业美国 First Solar 公司不同，目前在 电站领域与晶硅电池还无法取得竞争优势。公司充分发挥薄膜电池在建筑领域的独特优势，聚焦建筑光伏特别 是光伏幕墙市场，从绿色建材角度出发，满足下游建筑业主的核心需求，设计生产一系列的薄膜电池产品。总 结来看，薄膜电池应用在建筑领域中有以下三大优势：
第一，个性化程度更高。形状上，晶硅电池组件的电池片较厚（一般为 100 微米左右），且与封装材料玻璃 相对独立，柔韧性较差，难以加工成弧面形状。薄膜电池组件则是利用沉积技术将光电转换各层介质直接沉积 在导电玻璃表面（一般厚度仅为 0.3-2 微米），柔韧性较好，能够任意弯曲，容易加工成弯曲半径更小的弧面形 状，在 BIPV 中的使用场景将更加广泛。颜色上，晶硅电池组件的颜色主要是深蓝、浅蓝等蓝色系色彩，比较 单调；同时生产晶硅电池时，制绒环节中硅片表面腐蚀量的不同最终会导致电池片产生色差，将晶硅电池封装 加工成 BIPV 组件后，色差会严重影响 BIPV 组件的美观性。而薄膜电池则具备颜色可调整的优势，可以根据需 要生产出相应颜色的组件。目前，市场上采用薄膜电池技术生产的 BIPV 组件，颜色较为丰富，几乎涵盖所有 常见色系。图案上，晶硅电池组件难以实现各类图案的定制，薄膜电池可以制作仿金属图案、仿木纹图案等， 满足下游客户的个性化需求。
第二，可满足建筑透光需求。由于建筑物本身对自然光线有必要的需求，自然而然地会提高对 BIPV 组件 透光率的要求。晶硅电池的透光率较低，想要改善组件的透光性只能通过降低电池片的排布密度或采取组件局 部镂空的设计，而降低电池片的排布密度势必会使得组件功率减小，同时光照阴影的明显交替也给建筑设计带 来一定难度，尤其是用于光伏窗户时，将严重影响窗外景物的视觉效果。而薄膜太阳能电池可通过制备透明导 电层以及超薄的背电极层来实现组件的高透光率，以满足建筑物对于不同光线强度的需求。
第三，安全性及实际发电效果更好。一方面薄膜电池的温度系数低、热斑效应小，引发火灾的风险低于晶 硅组件。另一方面，薄膜电池具备更好的弱光性，可使得非光照充足面仍能保持一定发电效率，发电时长也长 于晶硅电池。在实际 BIPV 应用中，碲化镉电池发电效果优于晶硅电池。从实际数据来看，位于杭州的 1.5KW 碲 化镉发电玻璃电站和 1.5KW 多晶硅光伏板电站在 83 个月的发电量统计中，碲化镉发电玻璃在大部分月份中比 多晶硅光伏板高出 1%~10%，年平均发电量比多晶硅光伏板高 7.5%。以马来西亚项目为例，碲化镉薄膜电池在 BIPV 应用中的月平均发电量和月发电效率均高于晶硅电池，碲化镉电池的月平均发电量比晶硅电池高 5.6%， 月发电效率比晶硅电池高 5.56%。碲化镉电池在理论上和实践中都更适合应用于建筑光伏一体化。
4.1、光热发电自带储能并网优势突出
太阳能光热发电（Concentrating Solar Power，简称 CSP）是一种太阳能利用方式，它利用大量反射镜以 聚焦的方式将太阳直射光聚集起来，加热熔融盐等传热介质并进行储存，同时利用高温传热介质产生高温高压 的蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。大型光热发电厂可以分为四个部分：集热系统、储热系统、热传输系统、发 电系统。其中，集热系统通过聚光装置将太阳能收集并反射至接收器，以加热内部传热介质；储热系统是将传 热介质进行储存的装置，可在夜间或光照不足的情况下保持光热电站持续工作；热传输系统主要是将加热后的 传热介质输送至发电系统，通过热交换方式将水加热成过热蒸汽；发电系统核心部分与传统电站区别不大，通 过热蒸汽推动汽轮机发电。
光热电站可以分为塔式、槽式、碟式以及菲涅尔式四类，塔式是目前新建项目中的主要技术类型。槽式和 菲涅尔式为线性集热系统，槽式系统为大面积槽式凹面镜反射太阳能辐射，加热位于焦线处的集热器，菲涅尔 式系统则是通过多个可转动的菲涅尔结构聚光镜来代替凹面镜，将太阳能辐射聚集到线性集热器上。碟式和塔 式为点式集热系统，碟式是最早出现的太阳能光热发电系统，反射器由凹面镜组成，接收器位于凹面镜焦点处； 塔式则是利用大规模自动跟踪太阳的定日镜阵列，将太阳能辐射精准反射到塔顶的集热器中。槽式系统由于占 比面积小、技术成熟等因素是目前主流的光热电站系统，约占 76%；不过塔式系统由于具备热传递路程短、综 合效率高等优点，在新建电站中的应用越来越多，成为未来光热电站主要的应用技术。
光热发电具备储能等突出优势，发电成本是制约其大规模发展的关键因素。区别于光伏和风电等其他可再 生能源电力，光热发电通过热传输系统驱动汽轮机发电，因此在光照充分的条件下可将部分热能进行储存，并 在夜间持续进行发电，实现 24 小时连续发电，并可根据需求进行灵活调峰。此外，光热电站还可根据当地情况 配套一系列衍生技术，包括热电联产技术、海水淡化技术等，提高能源的综合利用。不过光热发电也有一定的 制约因素。
第一，目前光热电站的投资成本是光伏电站的 3 倍以上，度电成本较高；第二，光热电站占比面积 较大，根据当地光照情况，每 100MW 光热电站所占土地面积约为 5-9 平方公里，因此更适合布局在土地成本较 低的地区；第三，光热发电由于需要水蒸气驱动汽轮机转动，因此相比于光伏发电水资源消耗量也相对较大。 目前，位于迪拜的 700MW 光热电站度电成本为 0.075 美元/W，相比于光伏发电以及陆上风电相比仍不具备经 济性。
集热系统建设投资占光热电站总投资的 70%左右，其中定日镜是成本的主要来源。根据敦煌 100MW 项目 投资数据，集热系统、储热及传输系统、电力系统、其他费用占比分别为 69.38%、10.30%、10.99%、9.33%。 其中，定日镜是集热系统中的主要成本来源，以甘肃敦煌 100MW 项目为例，定日镜设备购买费用 17.82 亿元， 占总投资 30.4 亿元的 58.62%。定日镜成本构成中，驱动定日镜转动的动力设备费用占 61%，反射镜、镜架、控 制器及基座的成本分别占 9%、9%、6%、15%。
光热电站定位为光伏发电、风电的互补电站，将有力改善可再生能源消纳问题。随着我国可再生能源的迅 猛发展，电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问题突出，制约更高比例和更大规模可再生能源发展。 而光热电站储能及调峰的功能使得其成为可再生能源调峰的重要技术路线之一。在目前主流的三种储能路线中， 抽水蓄能受当地水资源限制，很难在西北地区得到应用；电化学储能和光热电站成为西北地区可再生能源配储 的两类方案。电化学储能具备技术成熟、前期投资成本相对较低、充放电灵活等优势；而光热电站则具备运行周期长、后期运维成本低、具有额外发电受益、未来成本下降空间大等优势。
以新疆为例，新建的新能源项目 需要配置装机规模 25%*4h 的电化学储能，或配置装机规模 1/9 的光热储能。那么每 100MW 的新能源项目需 要的电化学储能投资约为 1.74 亿元，光热电站投资成本约为 3.3 亿元。在新疆发布的第二批市场化并网新能源 项目中，光伏项目 27.4GW，风电项目 13.5GW，配储规模 6.9GW。其中光热发电 1.35GW，占配储规模的 19.43%； 电化学储能 5.6GW，占配储规模的 80.57%。
4.2、光热储能电站发展进入快车道，推动光热玻璃需求
我国光热电站起步于 2011 年，目前总装机量位居全球第三。2011 年中科院电工所在北京延庆建成中国首 座拥有国家自主知识产权的塔式光热电站；2013 年，青海德令哈建成中国首座商业化运营的光热电站，标志着 光热技术从实验室走向市场；2018 年甘肃敦煌建成中国首座百兆瓦级熔盐塔式光热电站，也是目前亚洲最大的 光热电站。2021 年全球光热发电总装机规模约 6.69GW，同比增长 1.67%，其中西班牙 2.36GW、美国 1.92GW、 中国 0.59GW、摩洛哥 0.53GW、南非 0.50GW。
光热玻璃作为集热系统的重要构成部分，需求亦将快速提升。根据目前的光热电站项目情况，每 100MW 电站配套的镜场采光面积在 110-140 万平方米，按照 3.0mm 光热玻璃和 4.0mm 光热玻璃各占一半的假设计算， 我国十四五期间规划项目所需光热玻璃约为 45.5 万吨（约 1385t/d 日熔量一年的产能），全球十四五期间光热玻 璃需求约 156.0 万吨（约 4749t/d 日熔量一年的产能）。假设光热玻璃价格 4000 元/吨，十四五期间光热玻璃国内 市场空间约为 18.2 亿元，全球市场空间约为 48.8 亿元。
4.3、光热玻璃技术持续突破，发展前景广阔
光热玻璃的透过率、面型精度、耐久性、自爆率等指标更加严格。透过率方面，光热玻璃的透过率每提升 1%，反射镜的反射率也会相应提升 1%-1.5%，将会有效增强能源利用效率，减少镜场采光面积。目前光热玻璃 的铁含量控制在 90ppm 以下，低于建筑超白玻璃（150ppm 以下）和光伏超白玻璃（120ppm 以下），全光谱透 过率也在普通低铁超白浮法玻璃基础上进一步提升 1.5%。面型精度方面，平滑的光学表面将提高聚光质量，保 障聚光系统效率，面型精度要求相对于普通超白玻璃更高。
耐久性方面，由于光热电站多布局在大温差、多风 沙、多雨雪等恶劣气候环境中，为了保障电站的长期稳定运行，需通过优化原料配方和熔制工艺，提高玻璃的 抗风化能力以及透过率的长期稳定性。自爆率方面，玻璃的自爆不仅会损坏其他部件，也可能在安装过程中造 成人身伤害，增加安装成本及运维成本，因此需通过降低硫化镍等杂质的含量，并配合高超的质量检查手段， 最大可能地降低玻璃的自爆率。
由于光热玻璃的指标更加严格，对于企业的生产工艺及配套设备上要求更高。工艺层面，企业需调整各类 原料的配方，并在熔化、澄清的工艺环节提高操作精细度，来满足光热玻璃的透光率、自爆率等方面的要求； 设备层面，在深加工钢化及切割方面，玻璃窑炉炉型及耐火材料等方面均需根据光热玻璃产品生产特点进行调 整升级。由于上述的工艺设备壁垒，目前市场上仅旭硝子、安彩高科、洛阳玻璃三家企业的各一条产线具备生 产光热玻璃的能力。其中，旭硝子起步最早，目前全球 70%的光热玻璃均为该企业提供；安彩高科 2020 年浮法 玻璃窑炉点火，定位光热玻璃产品，相比旭硝子具备成本优势，并已获得部分订单；洛阳玻璃在今年取得技术 突破，2mm 光热玻璃产品经第三方权威机构检测，各项指标均达到光热玻璃行业标准，现产品已发往客户进行 试用。
浮法玻璃的可分为普通玻璃、超白玻璃以及光热玻璃三个类型，工艺难度也呈现梯度型增加。目前，普通 白玻产能、生产企业数量最多，2022 年 9 月底在产日熔量达到 123950t/d，年均价格基本在 2000 元/吨左右，随 下游建筑竣工需求影响较大；超白玻璃的产能（13880t/d）相比普通白玻已大幅减少，价格基本保持在 3000 元/ 吨的水平，目前仅信义、旗滨、金晶等国内一二线大型企业具备生产超白玻璃的产线；光热玻璃的理论满产产 能为 1600t/d，但由于下游需求还在启动中，因此目前具备生产技术的三家企业的部分产能用于生产超白玻璃， 未来随着光热电站的快速建设，产能将会逐步释放。
洛阳玻璃濮阳基地超白光热材料项目生产线于 2020 年 5 月 28 日点火投产，产能 400t/d，目前以生产超白玻璃为主。在业绩测算假设中： （1）考虑到光热玻璃的需求不断提升（假设国内 2023 年、2024 年、2025 年光热新增装机总需求分别为 0.46GW、1.5GW、2.5GW），公司 2022 年、2023 年、2024 年光热玻璃市场占有率分别为 0%、10%、20%，对 应光热玻璃产能在公司濮阳基地总产能的比重分别为 0%、3.8%、25.0%。 （2）假设公司超白玻璃不含增值税价格为 2600 元/吨，光热玻璃不含增值税价格为 3400 元/吨。由于光热 玻璃目前所占比重较低，考虑到切换产品过程中的良率损失，模型假设超白玻璃毛利率 25%、光热玻璃毛利率 为 35%。
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