（一）光伏新增装机快速增长期已过，产能持续投放推动行业进入下行周期
2020-2023年光伏玻璃产能跟随需求快速增长，行业盈利水平较好。国内光伏玻璃在 产产能从2020年的约3万T/D快速增长至2023年的约10万T/D，年均复合增长率高达 49%，此轮光伏玻璃产能扩张主要受益于2020年后全球光伏装机的爆发式增长。在 此期间光伏玻璃上市企业盈利能力较好，2021Q1年净利率一度突破25%，此轮周期 净利率中枢在10-15%左右。 2024年下半年光伏玻璃行业进入下行周期。随着光伏新增装机量增速放缓，同时产 能持续释放，光伏玻璃价格下降迅速，2mm镀膜光伏玻璃价格从2024年上半年的17 元/平下降到年底的12元/平，全行业陷入亏损。
（二）光伏反内卷持续升温，供给优化值得期待
当前光伏玻璃价格位于历史底部，6月以来光伏行业反内卷持续升温。自2024年中 需求增速放缓后，供需格局有所失衡，光伏玻璃价格持续下降，根据卓创资讯，2mm 光伏玻璃平均价格从2024年上半年的17.2元/平下降到2025年12.6元/平，2025年7月 1日的中央财经委第六次会议释放了治理无序竞争、推动落后产能有序退出、引导干 部树立和践行正确政绩观的信号。光伏行业作为供给过剩最严重的行业之一，反内 卷政策持续发布，自6月底人民日报提出反内卷以来，光伏行业反内卷相关会议密集 召开；8月19日工业和信息化部、中央社会工作部、国家发展改革委、国务院国资委、 市场监管总局、国家能源局等六部门联合召开光伏产业座谈会，行业反内卷决心持 续强化，供给优化值得期待。
（三）光伏玻璃行业成本曲线陡峭，龙头企业成本优势明显
光伏玻璃为光伏产业链重要环节，目前行业自律效果明显，有望首先消化过剩产能。 光伏玻璃产值约占整个光伏产业链的10%左右，是光伏产业链的重要一环。目前行 业自律减产情况显著，根据卓创资讯，在产产能从今年5月高点的10万T/D下降到9月 的8.9万T/D。光伏玻璃作为光伏产业链中过剩程度相对较低的环节，有望在供需优 化下率先达到周期拐点。 下行周期中龙头企业相对于腰部企业的成本优势决定了其盈利中枢。短期来看，潜 在点火产能较多，或难以达到供需反转，价格或将稳定在腰部企业边际成本附近， 光伏玻璃企业的成本差距或是龙头企业盈利中枢的重要参考锚。 在下行阶段中，头部企业的定价因素之一便是它们的超额利润，即其相对于腰部企 业的成本优势。相较于下游组件环节，光伏玻璃企业成本曲线更加陡峭。从过往周 期来看，头部光伏玻璃企业与腰部企业之间的毛利率差距为10%-20%，而下游组件 环节之间的毛利率差距在10%以内，玻璃龙头的成本优势更加突出。 光伏玻璃企业之间的成本差异与演变意义重大，下文我们将针对企业间的成本差距 展开研究与探讨。
原材料和燃料是光伏玻璃成本的最大组成部分。参考光伏玻璃的成本结构，石英砂、 纯碱等原材料和燃料是不同企业成本差异的关键，原材料和燃料成本分为两部分， 一是利用效率，与企业的窑炉规模和技术经验积累有关；二是采购成本，这部分规 模效应较强，龙头企业在采购方面享有更明显的价格优势。其余成本包含运输成本、 费用等，与企业的综合管理水平相关。下文我们从技术、规模和管理这三个角度去 解构龙头企业的成本优势，技术包括窑炉规模和企业生产的技术经验积累，规模包 括原材料和燃料的采购、港口枢纽布局以及冷修成本等，管理包括企业的集群化布 局、费用控制等方面。
（一）窑炉：规模大型化减少燃料单耗以及增加成品率，头部企业技术经 验更丰富
光伏玻璃大型窑燃料单耗相对于小窑炉大幅降低。根据浙江荣星官方微信公众号， 我们把光伏玻璃的熔窑按照其熔化能力大小分为小型窑、中型窑、大型窑。（1）小 型窑：一般指一窑一线到三线，熔化能力小于500T/D的窑炉，早期光伏玻璃窑炉多 以小型窑为主，单耗多大于2000kcal/kg，成本相对较高。（2）中型窑：中型窑指一 般指一窑四线和五线，熔化能力在500～800T/D范围的窑炉，熔化单耗在1500- 1800kcal/kg（不包括全氧窑）范围，2010 年左右建设的窑炉一般为中型窑。（3） 大型窑：一般指单体熔化能力在900-1400T/D级的熔窑。其熔化单耗在1250- 1500kcal/kg范围，2022-2023年各省通过听证会上报工信部的新建光伏玻璃项目 90% 以上为1200T/D 级熔化能力生产线。能耗低是大型窑的最大优势，也是新建窑炉的 首选。 大型窑炉对于成品的优化除了体现在燃料单耗降低，还体现在成品率的提升。（1） 燃料单耗降低：大型窑炉具备更高的熔化率，单位面积的生产效率更高。（2）成品 率提升：成品率主要受切边和不良品的影响，大型窑炉生产出的原片更大，切边比 例更小，成品率更高。
窑炉大型化显著改善光伏玻璃企业生产成本。其他相同条件下，我们估算一线企业 小型/中型/大型窑炉的生产成本分别为14.2/12.4/10.9元/平米（2mm口径），中型/大 型相对于上一代窑炉的成本改善分别为1.86/1.44元/平米，其中核心假设：小型/中型 /大型窑炉的综合成品率分别为75%/80%/85%，小型/中型/大型窑炉的能耗分别为 2000/1650/1375kcal/kg。以大型窑炉为基准，成品率每提高1%，生产成本约下降0.1- 0.15元/平。 同样规模的窑炉条件下，厂商熔化端的技术经验积累也会提高成品率并降低能耗。 例如熔化端温度稳定性要求较高，如何保持热点以及小炉的温度是关键难点，通常 需要配合整个公司的生产和激励体系，不同企业间很难简单通过挖人去解决生产指 标的差距，头部企业在技术经验和能耗控制能够继续维持。在企业的窑炉规模相似的情况下，头部企业的成品率以及燃料单耗水平会更加出色。
（二）技术：Know-how 带来成品率和燃料单耗差距
从生产流程来看，技术差异关键在于原片生产的熔化环节。光伏玻璃的生产可以分 为原片生产和深加工两大环节。原片生产通过混合原料、熔化、压延、退火和切割等 步骤制成光伏玻璃原片；深加工环节是指光伏玻璃原片磨边后，通过钢化处理得到 钢化片，再经过镀膜工艺制成镀膜片，最终用于组件封装。原片生产中影响成品率 和燃料成本中最关键的因素是熔化环节。熔化端温度稳定性要求较高，光伏玻璃含 铁量远低于普通玻璃，导致热点温度应比一般玻璃的要高，所以对于厂商的技术经 验和生产设备的稳定性要求较高。
相同技术条件下，头部企业成品率和单耗控制更加优秀。头部企业通常在生产工艺 上进行持续优化，采用先进的技术手段，如精确控制温度、压力和原材料配比等，以 提高玻璃的质量和成品率。同时通过技术创新，降低了生产过程中的能源消耗，实 现了燃料单耗的降低。拥有丰富的生产经验和强大的数据分析能力。通过对生产数 据的深入分析，能够识别和解决生产中的瓶颈问题，优化生产流程，提高成品率，降 低燃料单耗。假设头部企业领先腰部企业3%，单耗相对腰部企业领先12%，那么在 相同的窑炉条件下，头部企业Know-how产生的成本优势约在0.8元/平。
（三）原燃料成本：自供低铁石英砂矿与纯碱天然气规模采购带来成本优 势
超白砂矿是光伏玻璃重要原材料，相比普通砂矿更稀缺。自给和外购存在明显的成 本差异，根据福莱特招股说明书，福莱特2011年获得凤阳储量1800万吨石英矿后， 石英砂采购均价中枢下降超过100元/吨；同时根据彩虹新能首次公开发行股票并在 创业板上市申请文件审核问询函的回复，2020-2022年福莱特自有矿砂采购价相对 于外购石英砂的彩虹新能低100-200元/吨左右。 头部企业近年均在积极布局超白石英砂矿，石英砂自给率较高。根据中国非金属矿 信息平台，信义光能在2020年2月取得北海市铁山港区南康镇瓦窑塘石英砂矿采矿 权。2022年7月，信义集团全资子公司合浦信义新材料有限公司中标合浦县星岛湖镇 大岭头矿区石英砂矿采矿权，出让年限为14年，开采规模为250万吨/年，矿区可采 储量为3197.31万吨，成交金额为2.22亿元。根据福莱特收购相关公告，福莱特在 2022年2月完成对三力矿业和大华矿业的全部股权收购，并且在2022年7月以33.8亿 元收购安徽省凤阳县灵山-木屐山矿区新13号段玻璃用石英岩矿权。旗滨集团和南玻 集团等新一线企业同样积极布局石英砂矿，根据旗滨集团年报，旗滨集团在云南昭 通、福建漳州、湖南郴州和马来西亚基地都有超白石英砂矿配套，浙江基地的石英 砂矿未来也将从马来西亚运输，超白石英砂自给率有望达到100%。根据南玻A项目 进展公告，南玻集团在2022年7月竞得安徽省凤阳县灵山-木屐山矿区新16号段矿权，设计开采规模200万吨/年，储量约3092万吨；2023年中标合浦县星岛湖镇珊瑚岭矿 区石英砂矿净采矿权，开采规模为200万吨/年，资源储量为1468.46万吨（可采储量 为1395.04万吨），中标金额1.41亿元。相对于头部企业的积极布局，腰部企业受限 于规模，石英砂布局相对较少。 一线企业纯碱、天然气等原材料和燃料采购具备规模优势。凭借规模化采购优势， 头部企业在纯碱、天然气等关键原材料和燃料采购环节已建立起显著的议价能力， 这种优势在2024年后行业集中度持续提升的背景下将进一步巩固。天然气方面的采 购优势相比纯碱更加明显，头部企业由于规模和其他综合优势，部分龙头企业与天 然气公司签订长协合同，采用直供管道气，价格相比于腰部企业采购更有竞争力。
（四）运输成本：头部企业通过港口枢纽布局和产业集群化降低运输成本
头部企业的运输成本优势一是体现在港口枢纽布局。运输成本的差距主要体现在两 个方面，分别是原材料运输以及成品运输。港口枢纽布局是影响原材料运输成本的 重要因素。水运相对于陆运有较大的成本优势，例如福莱特的浙江基地从安徽凤阳 调入石英砂和光伏玻璃，叠加上福莱特自有码头优势，水运的综合运费较低仅为50 元/吨，而公路运输则需要约150元/吨，可节省约2/3的运输成本。二是产业集群化缩 短运距。头部光伏玻璃企业与光伏组件企业联系更紧密，选址靠近组件厂缩小运输 半径，能够有效降低运输成本。旗滨集团在福建漳州的产业集群明显，一道新能源 等光伏组件厂在漳州办厂，产业集群化显著降低运输成本，后期海外基地建设也毗邻下游客户；福莱特在越南生产基地靠近隆基、天合等中资组件企业在东南亚的工 厂，能够直接为组件厂提供光伏玻璃配套服务，减少运输成本。 头部企业与腰部企业的运输成本差距明显。近年受益于港口枢纽布局和海外工厂布 局完善，运输成本差距将会扩大。由于在2020年后运输成本从销售费用被转入，我 们参考各企业2015-2019年的运输成本，头部企业与腰部企业的运输成本差距约在 0.1-0.5元/平米之间。
（五）销售、管理及研发费用：一线企业管理和研发费用优势明显
销售费用率自新收入准则将运输费划入营业成本后差距不大。销售及营销开支主要 包括销售佣金、广告开支及其他开支（包括销售及营销人员的员工成本及福利）， 2020年光伏玻璃行业执行新收入准则，合同履约成本的运输费计入营业成本中，所 以销售费用率在2021年后差距不大。 一线企业管理和研发费用较腰部企业低2-2.5pct，折合2mm光伏玻璃口径约0.3元/ 平米。头部企业凭借更大的产能规模摊薄管理和研发成本，同时建立从上游石英砂 到深加工的一体化产业链，管理团队保持在合理规模，体现了头部企业极强的费用 管控能力和较高的运营效率。
（六）财务费用：头部企业融资渠道广泛带来财务费用优势
头部企业财务费用优势在1-2pct左右，折合2mm光伏玻璃口径约0.2元/平。相较于 中小厂商，一线企业凭借更强的市场地位和信用评级，能通过股权融资、债券发行 等多种方式募集资金，融资灵活性更高。头部企业IPO、定增等股债权融资渠道更为 畅通，为其产能扩张和技术升级提供稳定的资金支持。
（七）总结：窑炉规模是上轮周期影响成本的主要因素
我们估算光伏玻璃行业头部企业在上轮周期（2021-2023）相较于腰部企业的成本优 势约3.8元/平米（2.0mm口径）。龙头企业平均情况下，窑炉的规模优势约为1.4元 /平，技术经验积累的优势约为0.8元/平，自有石英砂优势约0.3元/平，纯碱/天然气采 购优势约0.4元/平，运输成本优势约0.3元/平，管理与研发费用优势约0.3元/平，财 务费用优势约0.2元/平，龙头企业平均差距总共约为3.8元/平。
过去的成本差距，核心源于窑炉规模的差异。考虑到产业正处于不同周期阶段，接 下来我们将围绕窑炉规模、原材料采购及费用的动态变化，重点分析龙头企业成本 差距的未来演变趋势。我们将假定 Know-how、运输成本及销售、管理费用这三项 因素的成本差距保持稳定。
（一）窑炉：规模差距大幅缩小，大型化进程暂缓
1.窑炉规模差距阶段性缩小，大型化进程暂缓
光伏玻璃窑炉技术扩散速度较快。中型窑炉以及大型窑炉分别从2010年和2018年中 开始出现，在2012-2013年以及2022年开始作为全行业新建产能的主力，技术扩散 时间不超过4年，甚至更短，因为行业盈利水平同样也会影响产能释放的时机。从 2018-2022的周期可以看出，在2018年福莱特点火大型窑炉后，窑炉规模优势保持3年左右， 2022年后光伏玻璃日熔量千吨左右窑炉点火潮阶段性缩小了窑炉规模差 距。行业窑炉的平均规模在2022年以后开始快速提升，主要源于2022年光伏玻璃产 业高景气所带来新一轮的资本开支，大量千吨左右窑炉在2022-2023年集中投产。 2024年下半年在产产能迎来拐点，窑炉平均规模仍在高速增长，源于行业下行周期 中大部分落后产能在此阶段冷修，根据卓创资讯，截至2025年7月，平均窑炉规模为 994T/D，500T/D以下窑炉占总在产产能的2%，500～900T/D的中型窑约占10%，其 余均是900吨以上的大型窑。 当前头部企业平均规模与行业平均水平相当，窑炉规模带来的成本优势或阶段性告 一段落。本轮下行周期（2022-2024年）毛利率差距低于上一轮下行周期（2015-2018 年）是因为2021年的盈利水平过高导致全行业资本开支快速提升，全行业平均产能 规模快速追赶龙头企业，根据卓创资讯，截至2025年7月，光伏玻璃行业平均窑炉规 模为994T/D，信义光能和福莱特的平均窑炉规模与行业平均水平相差不大。
超大型窑炉仍将持续降低燃料单耗。业内正在筹备熔化能力大于1400T/D的超大型 窑，其单耗小于1200Kcal/kg，从结构上来看，相比大型窑增加了小炉数量，通常 1200T/D的大型窑为9对小炉，超大型窑增加至10对窑炉以上。但由于大型窑宽度已 经达到上限（14.5m），已经是熔化部碹顶的上限，如果突破此上限或会使得熔窑的 力学结构风险增大，通过增加小炉的数量和间距，提高熔炉的有效熔化面积，因此 超大型窑炉相比于前两代窑炉单耗的降幅略小（10-15%）。目前1000/1200T/D的技 术相对成熟，福莱特作为首批大规模投建超大型窑的光伏玻璃企业，其在印尼和越 南的1600T/D窑炉仍然在建设，实际成品率还需时间验证。 超大型窑炉需等待下一轮资本开支周期。光伏玻璃行业处于下行周期中，大部分在 建产线基本暂停建设，中期内或不会有大规模资本开支的可能性，若行业重现2020- 2021年的高盈利水平，同时倘若政策门槛降低，可能带来新一轮的资本开支。结合 2022年新建的大型窑炉经过6-8年的损耗，有可能出现新一代窑炉集中建设的情形， 届时窑炉规模差距或将重新扩大。
（二）原材料和燃料采购：提前布局上游战略资源储备的龙头企业具备优 势
在光伏玻璃行业产能持续向头部集中的趋势下，头部企业在原材料与燃料配套、采 购环节的优势正加速扩大，而提前布局上游战略资源储备的龙头企业，更将在未来 竞争中占据核心主导地位。原燃料成本优势是规模优势的集中体现，既包含矿砂等 核心资源的自主供给，也包括纯碱、天然气等关键原燃料的采购议价能力。对于那 些主动推进上游战略资源储备的头部企业而言，超白砂矿的自给率将持续提升，将 实现核心资源供应的稳定可控，在纯碱、天然气等外采资源的采购中，也能凭借资 源储备规模与长期合作布局，进一步锁定价格优势、保障供应稳定性，其成本控制 与抗风险能力将远胜其他企业，未来竞争优势将愈发凸显。
（三）财务费用：头部企业融资渠道优势未来有望逐步扩大
2020-2023年高盈利水平显著降低行业资产负债率，财务费用差距逐渐缩小。2019 年之前企业净利率普遍低于10%，此时光伏行业还未迎来高景气时代，各大企业刚 经历完一轮以中型窑炉为主的资本开支高峰，资产负债率和财务费用率均处于高位。 2020-2023年伴随光伏行业爆发，光伏玻璃价格达到顶峰，企业盈利水平达到顶点， 资产负债率有所下降，财务费用率差距逐渐缩小。 行业下行期头部企业财务费用的融资渠道优势有望逐步扩大。2024年下半年光伏玻 璃行业进入下行周期，中小企业面临现金流亏损，资金抗风险能力弱，现金流的压 力较大。头部企业凭借更广泛的融资渠道，在行业下行期能灵活调整资产负债结构， 优化财务费用，而腰部企业融资难度相对较大，这一优势在当前环境下尤为关键， 头部企业有望扩大其财务费用优势。
除去上述影响成本差距的长期因素外，冷修比例的分化可能带来单位固定成本摊销 的提升。头部企业冷修比例低于腰部企业，固定成本摊销增加幅度低于腰部企业。 根据卓创资讯，截至2025年7月，头部企业信义光能/福莱特/旗滨集团/南玻集团冷修 停产比例分别为29%/29%/0%/15%，其中旗滨集团和南玻集团由于产能均在2022- 2023年集中投产，产能年龄均在5年以下（光伏玻璃产线一般在8-10年进行冷修）， 同时其作为浮法玻璃头部企业有较强现金流支撑，故冷修比例较低。腰部企业冷修 比例相对较高，共冷修/停产约52%产能。我们估算当冷修产能比例为30%/50%时， 额外的固定成本摊销分别增加0.95/1.62元/平米（固定成本按照折旧0.5元/平，期间 费用1.2元/平），此后随着企业逐步优化人员以及设备，固定成本会重新回到正常水 平。
（四）额外成本：短期冷修比例的分化扩大头部企业固定成本摊销的规模 优势
除去上述影响成本差距的长期因素外，冷修比例的分化可能带来单位固定成本摊销 的提升。头部企业冷修比例低于腰部企业，固定成本摊销增加幅度低于腰部企业。 根据卓创资讯，截至2025年7月，头部企业信义光能/福莱特/旗滨集团/南玻集团冷修 停产比例分别为29%/29%/0%/15%，其中旗滨集团和南玻集团由于产能均在2022- 2023年集中投产，产能年龄均在5年以下（光伏玻璃产线一般在8-10年进行冷修）， 同时其作为浮法玻璃头部企业有较强现金流支撑，故冷修比例较低。腰部企业冷修 比例相对较高，共冷修/停产约52%产能。我们估算当冷修产能比例为30%/50%时， 额外的固定成本摊销分别增加0.95/1.62元/平米（固定成本按照折旧0.5元/平，期间 费用1.2元/平），此后随着企业逐步优化人员以及设备，固定成本会重新回到正常水 平。
（五）综合：短期集中冷修带来固定成本的提高或是成本差距扩大的主要 因素
整体来看，短期内龙头企业成本优势随着腰部企业产能集中冷修而扩大。龙头公司 窑炉的技术优势在2022年后被同行快速追赶，2025年窑炉规模已经接近1000吨/日。 新一代窑炉短期投产的可能性不大。产能冷修引起的产能利用率降低会带来固定成 本（费用和折旧）的提升，或是本轮成本差距扩大的主要因素，当前时点龙头企业 与腰部企业成本差距在2.6-4.5元/平，平均为3.6元/平。若剔除冷修所带来的成本费 用的增加，龙头企业的平均成本优势约为2.4元/平。 中期来看，企业会逐渐优化冷修所带来的额外成本，撇开冷修的额外成本，费用端 的差距将重新扩大。900T/D以下的中小型窑炉冷修后中期很难重启，产线配备的人 员或可能逐渐优化，费用率将逐渐回归正常水平，冷修所带来费用提升的影响将逐 渐弱化。撇开冷修的额外成本，头部企业的成本优势是逐渐扩大的，其凭借融资渠 道的优势有望持续降低其财务费用，我们认为中期龙头企业的平均成本优势会大于 2.4元/平。 展望未来，若第四代超大窑炉落地有望重启窑炉规模优势，头部企业资源端的布局 能力有望得到进一步发挥和体现。窑炉方面，经历过本轮下行周期后，大部分国内 在建产能减缓建设进度，在经历一轮新的上行周期后，头部企业或逐步落地第四代 超大型窑炉，燃料单耗或将进一步优化；原燃料方面，头部企业资源端的布局能力 有望得到进一步发挥和体现，随着企业规模的扩大，头部企业在超白石英砂矿以及 天然气、纯碱等原燃料的布局逐渐深入，其在原材料和燃料方面的优势会逐渐扩大。
（六）龙头对比：旗滨集团成本正迅速追赶头部企业
头部四家企业成本领先优势明显，各有禀赋。窑炉规模方面，旗滨集团在2022年以 后快速释放产能，平均窑炉规模更大，从总产能口径来看，旗滨集团除一条1000T/D 的光伏浮法产线外，其余均是1200T/D的大型窑炉，整体平均日熔量为1175T/D，大 幅领先于其他三家。超白石英砂方面，旗滨集团和福莱特均在早期布局超白石英砂， 自供比例较高，旗滨集团除浙江基地外所有基地均配套有超白砂矿，未来港口完成 建设后可浙江基地从马来西亚运输超白砂，有望达到100%自供。运输成本方面，信 义光能和旗滨集团较为领先，信义光能背靠信义集团，码头资源丰富，在安徽芜湖、 广西北海辽宁营口等地均有码头。旗滨集团在漳州基地拥有5000 吨级、3000 吨级、 30000 吨级的三个海运码头，同时在浙江绍兴和湖州都拥有码头经营许可，运输成 本较优；天然气采购方面，信义光能和旗滨集团的天然气燃料为直供，天然气采购 价格有较大优势；纯碱采购方面，光伏玻璃企业的纯碱可以于浮法玻璃一同采购， 信义光能和旗滨集团由于浮法玻璃业务均为行业龙头（信义光能与信义玻璃一同采 购），产能位居行业第一和第二，采购的规模优势更加明显。财务费用方面，南玻集 团的财务费用控制较好，在2022年大规模资本开支的背景下，资产负债率控制较好， 同时有息负债率没有明显提升。
动态角度来看，旗滨集团成本优化速度较快，快速追赶头部企业。成品率和能耗方 面，旗滨集团平均窑炉规模行业领先，在2023-2024年集中投产的背景下，由于产能 爬坡和前置费用等原因，2024年部分基地的利润率较低，在产能爬坡完成后，其产 品能耗和成品率水平均达到一线企业水平。原材料方面，旗滨集团自供石英砂比例 仍在提高，浙江基地码头建设完成后有望达到100%。财务费用方面，由于旗滨集团 原先拟分拆子公司旗滨光能分拆上市，故资产负债率较高，终止分拆后公司正持续 降低资产负债率以优化财务费用。产能方面，旗滨集团近3年产能保持高速增长。截 至目前，在产产能共11800T/D，2025年预计有2条1200T/D产线点火（云南昭通一期 已于2025年4月点火，马来西亚沙巴产线预计于2025年下半年点火）至2025年底预 计13000T/D产能。
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