光伏产业调研报告

中商情报网讯：光伏作为新兴行业，前景一片明朗。上半年，国内光伏组件产量约42吉瓦，同比增长约24%，出口量约为19吉瓦，同比增幅25%以上；上游多晶硅上半年产量超过14万吨，增长约24%，进口量6.7万吨，自给率达68%，创历史新高。尽管国内市场需求减弱，海外新兴市场却在扩大，拉动出口需求。同时，龙头企业出货量中出口占比也在增大。上半年光伏产品出口市场的集中度持续降低，新兴市场为主遍地开花的局面正在持续扩大。

如需报告请登录【未来智库】。2019 年恢复性增长，2020Q1 盈利受疫情影响尚小行业：2019 年盈利阶段性分化，2020Q1 景气维持经历了 2018 年“531 新政”带来的巨幅震荡之后，2019 年全球光伏产业重回稳定增长轨道。根据 IEA 统计，2019 年全球新增装机为 114.9GW，同比增长约 12%。其中国内装机为 30.1GW，同比 下滑 32%；海外装机为 84.9GW，同比增长 44%。全球 GW 级市场上升至 18 个，去中心化趋势 明显；其中传统市场欧洲、美国稳定增长，中国、印度则有所下滑；新兴市场如越南、澳大利亚、 韩国、阿联酋等表现亮眼。2019 年全球光伏发电占比仅为 3.0%，提升空间较大。国内由于首次竞价政策发布和批复时间较晚，同时并网节点要求放宽，导致年内项目建设时间点过 于紧凑，部分结转至 2020 年；而平价项目多数未落地，导致国内 10、11 月并未出现预期强度的 抢装潮，仅 12 月较为强势，全年装机相较年初预期下调 10-15GW；海外方面，欧洲市场 MIP 到 期后全年高增长，巴西、越南等新兴市场多点开花，全年高于年初预期 5-10GW。因此，从结果来 看，2019 年总装机规模是符合年初预期的。但短期需求经历从全球稳定增长，到国内乏力，再到海外反转的预期变化，产业链盈利也有所分 化。2019 年上半年，PERC 电池产能紧缺，单瓦毛利超过 0.3 元，第三方龙头毛利率超过 30%； 进入三季度，PERC 产能快速释放，PERC 电池价格下滑超过 20%，单瓦毛利最低时不到 0.1 元， 龙头毛利率降至 10%左右；而由于组件价格价格传导有一定滞后性，尤其是海外渠道有优势的厂 商，其大量海外订单价格已提前锁定，充分享受了当季采购低价电池片的成本红利。年末，组件环 节完全竞争后回归正常低盈利水平，而电池片环节盈利触底后虽有所反弹，但受制于行业大量产能 释放，力度不太明显。单晶硅片2019年价格稳定，龙头公司隆基通过工艺优化和规模效应，其平均非硅成本下降约25%， 年末毛利率接近 40%，全年毛利率也高达 32%，是 2019 年盈利的慢跑冠军。而硅料受制于产能 陆续释放，处于旧产能持续出清阶段。根据国家能源局统计，2020Q1 国内并网容量约为 3.48GW，同比下滑 29.7%。根据 Solarzoom 统计，Q1 组件出口合计 14.76GW，与去年基本持平。从一季度来看，疫情主要影响国内市场的装 机并网，以及降低部分环节（尤其是组件辅材）的运输和出货效率；但由于 Q1 本身为国内淡季， 多数组件厂商以交付海外订单为主，产业链景气度尚可；从价格来看，仅有组件市场受上游硅片降 价预期影响，报价有所下滑，其他环节价格稳定。进入四月份，海外疫情影响逐步发酵，产业链价格全线下跌。根据 PV Infolink 数据，其中致密料 从三月底的 73 元/kg 下降至四月底的 62 元/kg，下调 15%；单晶硅片（M2）从 3.01 元/片降至 2.43 元/片，下调 19%；单晶 PERC 电池从 0.9 元/W 下降至 0.76 元/W，下调 15%；单晶组件从 1.67 元/W 下降至 1.62 元/W，下调 3%；光伏玻璃从 29 元/m2下降至 26 元/m2，下调 10%。公司：龙头强者恒强盈利恢复，抗风险能力持续提高2019 年，我们统计的 A 股 21 家光伏制造型企业合计 1917.77 亿元，同比增长 28.05%；实现归 母净利润 145.68 亿元，同比增长 42.88%，531 后行业恢复性增长明显。其中，龙头的盈利恢复 最为明显，例如隆基股份归母净利润为 52.80 亿元，同比增长 106.40%；通威股份为 26.34 亿元， 同比增长30.51%；中环股份为9.04亿，同比增长42.93%；福莱特为7.17亿元，同比增长76.09%； 而净利润下滑主要集中在部分三线厂商，行业马太效应加剧。2020Q1，实现营收 420.94 亿元，剔除 2019 年借壳上市公司影响后同比增长 19.37%；实现归母 净利润 37.25 亿元，剔除影响后同比增长 40.68%，主要原因为隆基股份 2019Q1 规模小基数低， 2020Q1 同比增长 12.5 亿，同比增速为 204.92%；若剔除隆基影响后剩余 20 家公司合计归母净 利润为 18.61 亿元，同比下滑 15.84%。2019 年产业链盈利能力明显恢复，2020Q1 相对稳定。以光伏指数（884045.WI）整体分析，2019 年光伏板块综合毛利率为 21.26%，同比提升 0.53pct；2020Q1 为 20.51%，相比 2019 全年下降0.75pct；其中高景气环节龙头，如隆基股份、福莱特、京运通等毛利率环比改善明显；2019 年板 块综合净利率为 5.98%，同比大幅提高 2.4pct；2020Q1 为 5.49%，相比 2019 全年下降 0.49pct。历史上光伏行业主要经历过两次因为补贴下调导致的重磅利空。2012年，受欧债危机和贸易保护， 欧美推出双反，当年板块净利率跌至-12.51%，同比下滑 8.25pct，大量订单面临违约，行业全面 亏损，并出现一批大大小小的破产企业；2018 年，受补贴缺口扩大，国内推出 531 新政，当年板 块净利率为 3.58%，同比下滑 3.51pct，幅度收窄，且仅有旭阳雷迪等二三线资产状况较差的企业 破产。进入 2020Q1，国内疫情高峰，板块净利率相比 2019 年仅下滑 0.49pct；截止五月初，行业 运行平稳，仅有部分落后的旧产能逐步出清，优质企业盈利能力尚佳，证明历经两次黑天鹅事件 后，光伏行业抵抗风险周期的能力在提高。产业链：需求下滑挤压利润，产能周期决定利润分配新冠疫情冲击海外需求，全年走势先低后高因疫情影响，各大机构纷纷下调光伏装机预测约 30GW，至 110GW 左右。2020 年初，IHS 预测 全球光伏新增装机为 142GW，4 月底已下调至 105GW；PV Infolink 一季度预测全年装机为 134.3GW，目前下修至120GW以下； Wood Mackenzie预测也从年初的129.5GW下调至106.4GW； BNEF 预期从年初的 121-152GW 下调至 108-143GW。我们认为：1）国内需求至少 40GW，政策利好可能性大于利空。根据我们的拆分，国内光伏装机 为 42GW，其中户用、结转项目、领跑者和特高压配套确定性高，变数在于 2020 年新竞价项目的 落地比例和平价的规模，向上弹性在 5-10GW；政策面上，消纳规模已取代补贴成为核心因素，考 虑到光伏制造链大部分环节产能均处于国内，生产模式决定大部分厂商难以承受一年的需求暂停， 不排除政策通过提高消纳空间、优化非技术成本等方式引导国内需求超预期的可能。2）海外市场高度不确定，中性预测按 60-70GW，若今年不及预期，则明后年大概率超预期。目前 按国家自下而上统计项目的准确度很低。以疫情较为严重的意大利为例，协会预计 5 月 4 日以后 会逐步复工，目前 53.8%的企业订单量下降超过 50%。根据欧洲光伏协会统计，目前供应上已恢 复正常，但融资和项目建设出现推迟，协会预计 2021-2022 年各业务能恢复正常（取决于经济复 苏和刺激计划）。3）分季度来看，六七月份或为至暗时刻。一季度，根据能源局数据，国内装机为 3.48GW，海关 数据显示国内组件出口为 14.77GW，考虑部分东南亚组件产能，预计海外需求为 18GW，合计 21.5GW；二季度，国内主要来自 2019 年竞价结转项目抢 630，户用和配套项目也逐步落地，海 外二季度是首个疫情影响的完整季度，但需求多数在去年 Q4 确定，预计合计 26.5GW；三季度， 尤其是七月份前后，国内预计仅有户用项目景气较高，海外夏休惯例，且存量订单基本结束，预计 19.9GW；四季度，国内来自部分新竞价项目、平价结转等，海外疫情好转，市场活力提高，预计 合计 42.1GW。多晶硅：供需结构分化，致密料价格弹性足从 2019 年多晶硅产量来看，上半年整体偏淡，下半年月产量从五月份低点的 3.4 万吨持续上升至 十二月份的 4.8 万吨，主要原因在于下半年通威、新特、大全等国内一线大厂的新增产能逐步释放， 导致国内产量持续创新高；而进口量从 6 月份的高点 1.4 万吨持续下降至年末的 1.2 万吨，国产化 替代渐入尾声。从出货量结构来看，CR7 从 2017 年的 65%上升至 2019 年的 78%，预计在 2021 年超过 90%， 龙头通过更强的扩产能力，更低的电价，规模化和工艺积累强化行业寡头垄断，中期国内仅剩 4-5 家龙头厂商的格局较为确定。海外产能和国内高成本产能陆续退出，2020 年多晶硅供给增量有限。OCI 韩国五万吨产能已确定 停产退出，瓦克在 2019 年财报宣布不再注入更多投资，并进行了巨额折旧，预计也将逐步转为电 子级和退出市场。国内方面，东方希望和协鑫有一定项目的投产，通威则采用技改提升；而洛阳中 硅、神舟等小厂商预计逐步退出。总的来说，2020 年硅料的供给增加非常有限。根据 BNEF 统计，从 2020 年多晶硅总供应曲线来看，边际厂商现金成本接近，价格对需求敏感度 较低。年化来看，截止 2020 年 4 月底，按 80%单晶料占比测算的国内硅料平均成交价为$7.1/kg （不含税），按年化需求对应的价格仍有小幅下降空间；但综合考虑到需求侧七八月份国内抢装完毕以及海外夏休出现的真空期，以及供给侧五月份五家万吨级企业检修（环比产量减少约 12%）， 预计短期价格在底部震荡。分产品来看，单晶料景气度显著高于多晶料。由于下游单晶硅片扩产中，单晶硅片所用的致密料需 求更为旺盛，供需偏紧；而多晶硅生产过程中不可避免伴有菜花料，而多晶逐步退出背景下，菜花 料和致密料的价差不断拉大，企业未来的盈利主要来自致密料。从成本曲线来看，四月底单晶料均 价为$7.9/kg（不含税），仅有国内五大厂商维持现金成本以下生产；而按全年需求测算对应的价格 在$8.5/kg 以上，这意味着即使短期年化需求恶化导致单晶料价格进一步下探，但也会使需求恢复 后的价格反弹力度更强，因此我们认为2020年致密料全年的均价中性位置在65-75元/kg（含税）， 目前已处于均价下方，下半年价格反弹可期。龙头新产能毛利率仍超过 30%，长期盈利能力佳。以通威为例，乐山和包头的新产能生产成本在 40 元/kg 以下，单晶料占比在 90%左右，目前价格下毛利率高于 30%。远期价格假设下，若海外 产能完全退出，价格假设降至成本五大最高厂商的现金成本水平（预计不含税为 50-55 元/kg，对应 7.5$/kg）；考虑到公司新产能预期生产成本在 30-40 元/kg（仍有优化空间），其新产能远期毛 利率仍在 30%以上，盈利能力强劲。单晶硅片：学习曲线压制短期超额利润，洗牌过后强者恒强单晶红利进入尾声，定价规则面临切换从供给增量来看，无论 2020 年需求是否超预期，单晶硅片供需反转已是定局，全行业的高盈利很 难再现。单晶市场在经历技术培育期（2015 年以前）到技术扩散后的高速成长期（2016-2019 年）， 目前已进入全面扩散，学习曲线充分发挥后的稳定成长期。一方面，龙头企业如隆基、中环、晶科 等为了稳固市场份额优势，结合高盈利期获取的利润和融资，扩产力度不减；另一方面，后进厂商 如京运通、上机数控等已完成一定的技术积累和产能规划，高利润吸引资本进入后大幅扩产。两者 共同推动市场供给高速增长，直至出现行业产能冗余导致的供过于求，行业即将进入洗牌期。学习曲线决定各厂商绝对成本差异会缩小。从学习曲线来看，随着技术逐步扩散，单一厂商的绝对 成本降幅会趋缓，导致厂商间的绝对成本差异将会缩小，而供过于求下同质产品边际现金成本定价 原则，即使是龙头短期的毛利率也会显著承压。从长期来看，历史上隆基每年的非硅成本降幅维持 20%左右，速度可观；从学习曲线来看，龙头凭借长期积累的“Know-how”能力、规模优势和管 控能力，仍能保持一定的相对成本优势，稳态下维持合理的毛利率。本次价格战，单晶定价原则面临锚定点从多晶价格向单晶边际成本的切换。4 月 17 日，隆基官网 公布最新硅片价格，相比 3 月底降价 0.4-0.5 元/片；隆基以往均在月底公告牌价，上一次隆基隔周 即公告要追溯到 2018 年初，也是上一轮硅片价格战的开始，而四月份已经连续两次月内公示价格 了，也反映了需求恶化下单晶硅片价格战已经开始。与上一次不同的是， 2017年多晶占比约为68%， 2018 年为 51%，均为主流产品；彼时，单晶作为“少数派”，其溢价来自于相对多晶高效带来的 面积相关 BOS 成本（如支架、土地、电缆等）摊薄，因此上轮价格战单晶硅片定价原则为多晶价 格+合理溢价；而本轮，2019 年多晶的占比约为 36%，其中 Q4 多晶占比仅为 26%，2020 年预计 在 20%以下，逐步成为新的“少数派”，其价格不再成为硅片行业的基准；而单晶硅片摆脱产能瓶 颈后，供给不再紧张，价格走势相对独立，其定价原则也将变为同质化商品的边际产能现金成本定 价，单多晶硅片价格脱钩。定价原则切换前，如 2018Q3-2019Q3，单晶硅片价格持续坚挺，而 PERC、SE、半片等更适合单 晶的高效技术叠加后，单多晶合理价差持续拉大，且以多晶降价实现；隆基通过规模化和工艺优化 实现毛利率逐季改善。切换后，单晶硅片独立定价，供需过剩下龙头毛利率取决于自身成本和边际产商现金成本的相对 差距。从长期来看，光伏已经从爆发增长期进入稳定成长期，单晶革命结束后，我们预计单晶硅片 和上下游环节一样，长期维持一定的过剩，而多晶硅片的占比将会长期维持在 10%以下。龙头掌控定价权，边际厂商限定定价区间龙头掌控定价权，边际产能限定定价区间。边际现金成本定价后，单晶硅片的价格走势理论上由即 期需求在成本曲线上对应位置产能的现金成本决定。边际成本定价特点在多晶硅、光伏玻璃等产品 上充分体现，但我们认为在单晶硅片上则略有不同。主要原因：1）垂直一体化厂商扩张单晶硅片产能，压缩第三方需求。比如隆基、晶科、晶澳等一体化厂商在 这两年充分扩张了单晶炉，降低对外的单晶硅片采购需求，但一体化通常不会涉及多晶硅和玻璃环 节。这样导致硅片成本曲线的扭曲，只要一体化厂商自有硅片产能现金成本不高于外购价格，厂商 就倾向于自己生产；甚至在考虑员工安置、政府关系、供应链、需求预期等因素后，即使小幅高于 也可能不会停产。2）龙头供应能力强，掌握定价权。为了充分摊薄设备折旧成本和发挥规模效应，龙头厂商倾向于 满产；根据我们的测算，截止 2020 年底隆基+中环在第三方市场的供给量约为 96GW（不包括隆 基自用）；而即使按照年化140GW的装机需求， 1.1倍超配，第三方市场的实际需求也仅为99GW， 而供应量超过 120GW，这意味着在本轮行业性扩产结束后，仅隆基和中环的供给能力基本满足第 三方市场需求，这样在定价上也将加强寡头的话语权，即“龙头掌握定价权”。3）边际厂商限定定价区间。单晶硅片产品同质，龙头虽然品质和稳定性有一定优势，但“B2B” 属性导致品牌溢价很小；从本轮多个新进入者扩产规模和实际运营成本来看，行业壁垒也不是太高； 因此在供需过剩的情况下，双寡头定价过高会导致大量新进入者进入和停产产能复产，蚕食龙头订 单，即寡头无法达成自由的“价格勾结”和形成“卡特尔”（cartel）。更为合理的情形是：二三 线厂商按边际成本定价，龙头在此基础上，小幅上浮实现 0.1-0.2 元/片，这部分溢价来源于龙头价 格掌控力、高品质和高稳定性等，此外隆基拿到日本信越的掺镓专利后，公布的掺镓（光衰更低） 和掺硼片同价也助推了溢价的形成。总的来说，2019 年底，主流 M2 尺寸硅片的含税价格为 3.06 元/片，对应隆基的毛利率接近 40%， 单片毛利约为 1.03 元，单片净利高达 0.81 元。本轮硅片扩产结束后，我们预期 2020 年底龙头 G1 尺寸硅片（158.75mm 方片）的含税价格约为 2.4 元/片，对应隆基的毛利率约为 20%，单片毛利 约为 0.42 元，单片净利约为 0.25 元。后续随着需求恢复，供给扩张放缓，供需逐步改善，毛利率 或能修复至 25%左右。电池片： PERC 景气底部，N 型仍需优化PERC 扩产延续，景气底部震荡电池片市场短期仍将处于景气底部。PERC 量产的技术红利始于 2017 年，经历了两年的高盈利阶 段后，由于行业性产能的大幅扩张，2019Q3 起 PERC 电池片价格大幅下降，目前仍处于盈利底 部。从产能来看，PERC 产能从 2017 年底的 30GW 左右快速扩张到 2019 年底的 130.4GW，超 过终端需求，2020 年行业产能增量预计为 40GW，高于需求增幅，行业短期盈利能力仍将承压。近期，受到海外疫情影响和单晶硅片降价，电池价格再次持续下探至 0.8 元/W 以下，龙头毛利率 预计也只有 10%左右，行业普遍出现亏损。龙头厂商仍有较大扩产规划，行业长期竞争激烈。从第三方电池片龙头通威和爱旭的产能规划来 看，2020 年底通威预计实现 60-80GW 产能，爱旭实现 45GW 产能，扩产积极；从一体化组件厂 商来看，隆基、晶澳、晶科等也均有一定规模的扩产。N 型值得期待，拐点仍需等待P 型路线即将面临效率瓶颈，提效空间仅剩 1-1.5pct。2017 年，PERC 实现规模化产能落地，单 晶一年提效 1.6pct。截止 2019 年底，主流厂商单晶 PERC 电池效率已达 22.3%，目前通威等厂 商电池效率预计可达 22.6%。站在目前节点往后看，2020 年底实现 23%的效率确定性较高，主要 的方法在于多主栅技术（MBB）、栅线细化、金属化过程再优化等方式； 往后再提升至 23.5%存 在一定难度，但也有迹可循，方案包括氮氧化硅减反层的优化、背面掺杂等；从 23.5%提升至 24%目前看方法仍不明确，主要依据为 PERC 电池实验室效率记录为 24.06%，这也被视为量产效率极 限。效率 23.5%+平台上，N 型电池或将成为主力。N 型路线主要分为异质结（HJT）、重掺杂多晶硅 钝化（TOPCon）、交指式背接触（IBC）和钝化发射极背面全扩散（PERT）。IBC 由于步骤过于 复杂，成本难以下降，以及 PERT 由于效率潜力有限，相比 PERC 并无明显优势，目前两者已基 本退出 N 型主流路线的竞争。而 TOPCon 和 HJT 目前量产的效率均在 23.5-24%+，实验室效率 可达 26%+，是高效路线的代表。从 2019 年中国和海外 N 型产品出货结构来看，TOPCon 和 HJT 的应用范围也更广。TOPCON 有效延长 PERC 产线生命，技改回报率较高，有望率先放量。TOPCon 本质上是 PERC 路线上的一种延伸，仅需在传统 PERC 产线增加三个步骤，添加两台设备和更换扩散炉即可，技 改成本在 5000 万元/GW 左右。根据林洋实际运营情况，TOPCon 组件成本约比常规 PERC 组件 高 0.123 元/W，而价格可高 0.4 元/W 以上，理论满产下回报周期在一个季度左右。HJT 是最有希望接棒 PERC 的下一代技术，目前仍需解决设备国产化、耗材降低和效率提升三大 问题。HJT 电池理论效率高，生产步骤少，全程低温的特点被视为天花板很高、具备颠覆力的下一 代电池技术。根据我们的测算，目前 HJT 电池的成本约为 1.22 元/W，相比 PERC 高 0.57 元/W， 只能应用于一些追求效率不计成本的小众市场。静态看，HJT 电池中期降本主要集中于以下四个方面：1）提效摊薄；在目前基准上再提高 0.5% 以上，这个是相对容易实现的；2）降低银浆价格和成本；一方面国产化预计银浆能够降价 20%左 右，另一方面通过栅线优化降低银浆用量 50%以上，对应贡献成本降幅 0.25 元/W；3）设备国产 化+提高产能利用率；目前捷佳伟创和迈为股份等公司在设备国产化均取得一定进展，预计设备投 资可降至 7 亿元/GW，贡献成本降幅 0.08 元/W。4）N 型硅片溢价减少；目前 N 型硅片的溢价约 为 8%，主要来源于硅料和硅片生产环节，随着硅料国产化和 N 型的放量，这部分溢价会逐步减 少，预计贡献 0.03 元/W 成本降幅。全都实现后，HJT 与 PERC 的电池成本差距缩小到 0.2 元/W， 具备一定竞争的可能。动态看，PERC 电池的非硅成本预计仍有 0.05 元/W 以上的下降空间，这意味着 HJT 成本需下降 0.4 元/W，即 30%+，才能与 PERC 竞争，而实现的路径需要提效、降低耗材成本、设备国产化和 供应链配合四个方面均有所突破，目前替代的拐点仍需等待。组件：终端市场去中心化，品牌渠道竞争激烈组件环节历来产能较为冗余，竞争完全，启停灵活导致完全竞争，盈利能力较差。目前单一的组件 厂商已基本退出市场，或少量以代工形式存在，多数组件厂商均已向电池、甚至硅片环节延伸，获 取产业链更多利润。因此，现在龙头组件厂商的特点是以组件产品的品牌和渠道竞争终端市场，获 取更多订单；自有的硅片和电池产能则决定其盈利能力，产能新、规模大、管理好的厂商具有一定 优势。品牌方面，随着下游电站投资方集中度的快速提升，大型国企的主导权不断强化，行业去补贴不断 深入，组件市场也进入精细化、龙头化的发展时代，品牌厂商更值得信赖，行业集中度也将持续提 升。可融资性排名是一个很好衡量组件品牌的榜单；根据 PV-TECH 最新公布的排名来看，隆基自 2017 年进入 AA 评级梯队后，在 2020Q1 率先获得 AAA 评级；晶科、阿特斯、晶澳等龙头组件厂 商排名也靠前，在与大型能源集团的合作上具备一定优势。渠道方面，随着全球光伏装机市场的去中心化，海外 GW 级市场从 2010 年的 3 个增加至 2019 年 的 16 个以上，且仍在增加。由于不同市场需要对应不同的组件认证，且需要完全不同的直销和经 销渠道，对运输、仓储、人员等都提出了新的要求，对渠道管理和拓展能力是个考验。若组件厂商 专注国内市场，或不积极拓宽新兴海外市场，其出货量容易遭遇天花板，因此海外多市场渠道的不 断拓宽是组件厂商未来销售的重要方向。渠道经营是经验积累过程，组件出货量排名较为稳定。不同于上游龙头不断交替的形式，组件环节 虽然壁垒较低，但对渠道、管理经验积累要求较高，这需要长时间的优化，并未非通过资本和技术 能够轻易反超的。从组件厂商出货量来看，近年来头部组件厂商的地位较为稳固，晶科连续四年获 得全球出货量第一。而随着终端市场的日趋分散化，下游大型客户的地位强化，我们预计渠道的先 发优势和积累优势将会持续加强，预计未来组件市场也将逐步向头部集中，龙头的出货量占比和盈 利能力都更强。玻璃：供需均有推迟，双寡头格局持续强化双玻渗透率提升贡献需求弹性。传统组件通常采用 3.2mm 正面玻璃，背面为背板；而双玻组件可 双面发电，正反面均采用 2.5mm 或 2.0mm 玻璃，单位装机玻璃需求增加 25%-56%。随着全球平价上网的推进，双面发电降低 LCOE 已成为共识；同时薄玻璃供给快速增加，溢价逐步消除，叠 加近期玻璃降价，以及跟踪支架的渗透，双玻性价比更为凸显，预计双玻的快速爆发即将到来，其 渗透率也将从 2019 年的 15-20%快速增值到 2025 年的 60%。供给端新产能有所推迟，存量小窑炉已开始退出。增量上，信义产能四条千吨线相比年初计划均推 迟一个季度左右，福莱特越南两条千吨线因签证暂停，安装调试技术人员无法到现场指导工作，建 设进度持续推迟，需等待签证恢复。存量上，我们预计 24 元的单平米价格已击穿日熔量 200t/d 以 下小窑炉的现金成本线，200-350t/d 中窑炉也处于极微利状态，二季度将逐步停产。按全年需求 110GW 测算，年化玻璃含税价格落在 25-26 元/m2，目前小幅超跌。根据 PV Infolink 4 月底报价，光伏玻璃价格在 24-28 元/m2 不等，均价为 26 元，与年化需求价格基本一致；根据 卓创资讯报价，5 月份 3.2mm 镀膜片报价基本为 24 元/m2，有一定超跌。我们认为，短期价格由 于需求不振探底，但目前已处于全年价格低位，24 元已打破部分小窑炉的现金成本线；同时，4 月 底国内日熔量合计为 25060t/d，环比下降 300t/d，也是继 2019 年 2 月以来首次出现在产产能下 降，供给端减产信号较强，继续下调空间不大。长期看，随着中小窑炉的逐步退出，信义光能和福 莱特双寡头格局掌控力更强，格局优化带来的成长更为确定。胶膜：行业掌控力最强，龙头尽享平价空间EVA 光伏胶膜是具有一定先发优势的轻资产行业，目前龙头福斯特全球市占率超过 50%，并且与 行业内主要对手拉开了巨大差距。福斯特在行业内积累了巨大的领先优势，一方面通过较低的定价 将胶膜毛利率已降至 20%左右，同时加大研发不断推陈出新拉开产品性能差距，并且利用资本市 场融资扩产巩固产能优势。在当前价格下，公司凭借强大的资产负债表和优秀的管控能力，仍能获 得 12%左右的净利率及 ROE，行业对手则被压缩至 6%以下，无力对公司构成威胁。小结：当前利润主要在上游，电池组件环节压力较大从 4 月底公示的价格来看，产业链利润留存在上游，对应龙头新产能毛利率仍超过 30%。我们按 照 G1 尺寸的硅片和各环节行业最优的非硅成成本对产业链盈利空间的分配的最新情况进行了拆 分；可以看出，硅料和硅片龙头新产能的单瓦毛利分别为 0.05 元和 0.14 元，龙头新产能毛利率均 超过 30%，净利率超过 20%；而下游电池片和组件龙头的毛利率则分别为 9%和 7%，净利率预计 在 0 附近，单组件环节净利率预计已出现亏损。复盘与展望：从全面下跌到结构反弹，产品价格进入 平台期是股价重要信号2010 年以来，光伏产业经历了两次比较大的周期波动，第一次是 2011 年由欧美市场需求的大衰 退及双反所引发，第二次是 2018 年由我国“531 新政”所引发，尽管从统计数据来看，2 个暴风 眼年份—即 2012 年和 2018 年的装机量仍然保持正增长，但供给侧的扩张惯性导致产业链价格和 板块股价均出现大幅波动，同时也蕴育了巨大的反弹机会。2012 年危机：因外需退坡而起，由国内政策而终，板块同此 凉热危机因欧洲补贴退坡而起。2011 年，全球占比 76%的主要市场欧洲由于财政危机，下调了光伏的 补贴，导致短期需求快速下滑；而中国的制造产能在过去扩产的惯性下，仍大幅增加，导致供需失 衡；光伏产业链价格自 5 月份起经历了 2-3 个月的下跌过程。因双反拉锯战持续发酵。进入 10 月，美国七家光伏电池生产商联名提出申诉，要求对中国输美太 阳能电池征收高额惩罚性关税。同年 11 月，美国商务部正式立案。受此影响，Q4 产业链价格再 次全线下跌，降幅在 15%-35%不等。12 月底，美国推迟双反调查结果，产业链预计双反只是“表 面文章”，行业需求预期迅速转好，产业链价格再次企稳。随后美国正式公布双反税率，以及 2012H2 欧盟的跟进，2011 年合计占比 80%的欧美市场对中国产品关上了大门，产业链价格继续下跌。国内出台补贴政策，需求接棒，危机终结。2013 年 8 月，国家发改委发布《关于发挥价格杠杆作 用促进光伏产业健康发展的通知》，明确光伏电站三类资源区标杆电价制度和分布式固定补贴政策， 国内市场从 2011 年的 2GW 快速增长至 2017 年的 53GW，整个东亚地区的装机占比也从 2011 年的 12%提升至 2017 年的 60%+。分环节来看，多晶硅遭遇供需双杀，价格降幅最大。多晶硅产能从 2011 年的 24 万吨高速扩张到 2012 年的 40 万吨，远超实际需求的 23 万吨左右，导致价格从 60-80$/kg 降至 20$/kg 以下。但 即使全年供需如此恶化，在 2012 年和 2013 年初，在短期实际或预期需求回暖时，多晶硅作为产 能弹性弱，复产成本高的环节，在中小厂商停产后也出现了 10pct 左右的价格反弹。而硅片到组件环节虽也面临过剩，但程度不及硅料。其中，硅片价格则主要跟随多晶硅价格同步波 动，存在 2 个月左右的运输和库存周期滞后（当时多晶硅大部分为进口）。对应厂商的盈利也持续 处于底部，未见反弹。电池片价格波动最大，主要原因为电池片储存时间过长会有效率衰减的问题， 厂商 2013 年毛利率明显回升。组件难涨价，组件环节是产业链启停成本最低，技术门槛最低一环； 单组件环节毛利率长期被压制在低位，即使两次需求转好，价格也并未和上游同步反弹。危机结束后，先进产能毛利率迅速恢复，落后产能永久退出。如卡姆丹克、台湾茂迪等落后旧产能 在需求恢复后盈利能力仍较差；而隆基股份、大全新能源、保利协鑫等优质产能盈利快速走出谷底， 毛利率一度超过或接近 30%。产业链价格进入平台期是股价反弹重要的信号。2011 年 4、5 月份起，需求不振导致光伏产业链 各环节进入下行通道，之后历经长时间的欧美双反，价格调整持续到 2013 年年初；从股价来看， 进入下行通道要略早于产业链价格下降，主要因为终端需求恶化传导到产业链价格需要一定时间； 而当产业链价格进入平台期时（即价格下降速度趋缓或维持稳定），通常视为供需扭转的拐点，公 司股价基本同步反弹。2018“531”危机：国内补贴不堪重负，海外平价需求爆发2013 到 2017 年，行业进入了稳定增长期，全球装机从 37.4GW 增长至 102GW，CAGR=28.5%；其中中国市场在标杆电价补贴政策的带动下，从 11GW 增长至 52GW，CAGR 高达 47.5%。需求 侧的稳定高增速也带动供给侧的持续扩产，产业链整体盈利较好，板块归母净利润从 2013 年的75 亿元持续增长至 2017 年的 184 亿元。行业一片向好的同时也酝酿了新一轮的危机，即补贴缺口的快速扩大。补贴发放主要来源于国家征 收可再生能源电价附加基金，装机快速爆发导致基金入不敷出，缺口快速扩大。根据 BNEF 统计， 2018 年底目录内的补贴累计缺口超过 1000 亿元；若考虑目录外的项目，补贴缺口到 2035 年将达 到峰值 1.4 万亿元。如此巨大的补贴缺口显然不能不是能通过基金收入解决的，因此 2016 年 4 月 份起，第八批补贴目录迟迟无法公布。国内补贴不堪重负，531 政策急忙出台。2018 年 5 月 31 日，国家能源局出台新政，对 5 月 31 日 以后并网的光伏电站项目暂不安排规模指标，全年仅安排 10GW 分布式项目，同时下调补贴 5 分钱。本次政策并未有缓冲期，同时规模限制给国内光伏装机踩下了急刹车，直接让 2017 年全球占 比 50%左右的国内需求归零，短期需求预期极度悲观，从硅料到硅片六月份价格均下跌 20%以上。海外平价需求爆发，接棒国内，行业仅需一季度即走出危机。2018Q3，需求预期变为国内停止， 海外维持稳定增长，产业链价格仍在磨底。直到 9 月份，以欧洲 MIP 结束为标志，叠加降价刺激， 2018Q4 起组件出口快速增加，海外多个市场平价需求快速爆发，2019 年全球恢复性增长。从整 个过程来看，国内装机占比从 2017 年峰值的 52%下降至 2019 年的 26%，海外重新成为主要市 场。回顾本轮危机，多晶硅片是本轮降价幅度最大的环节，且几乎没有出现反弹。主要原因在于金刚线 革命后，需求持续受单晶挤压，多晶市场份额下行，而供给侧存量产能较大，供需严重过剩，产能 持续出清，即使下游需求回暖也并未改善。反观单晶硅片，由于单晶替代多晶阶段的单晶硅片产能 紧缺，其价格在 2018Q4 需求回暖后即持续坚挺，2019 全年单晶硅片未降价。硅料再次遭遇扩产潮，价格底部出现于扩张末期的 2019Q3。2019 年是硅料扩张的大年，通威 2.5+2.5 万吨，新特 3.6 万吨、大全 4A 3.5 万吨等规模新产能陆续投产，需求回暖不足以对冲供给 增量，价格也从 531 前的 15$/kg 持续下跌至 2019Q3 低点的 6.6$/kg。电池片库存敏感，其中多晶电池片价格 2018Q4 有所反弹，但力度在 3%以内，主要是短期需求回 暖后组件厂商补库存，但多晶产业链供需羸弱态势未变；单晶 PERC 电池片受益于技术替代和产 能紧缺，Q4 价格反弹力度超过 15%，考虑到单晶硅片价格未变，龙头毛利率也提升至 30%以上。辅材方面，光伏玻璃生产特点类似于多晶硅，产能弹性较弱，一旦停产后复产动力较小。当光伏玻 璃价格从 2018 年 1 月的 29.5 元/m2 降至 2019 年 9 月的 20 元/m2；行业产线数量也从 137 条下 降至 126 条，2018Q4 需求恢复后价格快速反弹，全年反弹幅度超过 40%。光伏胶膜虽然价格也 有所上升，主要原因为原料 EVA 胶膜的涨价，毛利率基本稳定。厂商毛利率表现亦佐证。上游硅料厂商大全新能源，以及硅料和多晶硅片厂商保利协鑫毛利率并未 在 2018Q4 需求恢复后出现反弹，持续处于低位；而单晶硅片龙头隆基股份和光伏玻璃龙头福莱特 毛利率则逐季改善，逐步达到新高； 当时以 PERC 电池为主的通威股份也享受了三个季度的高毛 利；福斯特毛利率则稳定在 20%。从股价表现看，本次 531 政策出台比较突然，行业和资本市场毫无预期，6 月初股价和产业链价格 同步下跌。而随着各大公司三季报发布，以及四季度出口需求的快速增加带动的产业链价格进入平 台期，相关龙头的股价在 10 月底开始反弹（上证指数的底部在 2019 年 1 月份才见得），随即进 入上行通道。从 2012 和 2018 两次突发事件对行业影响复盘来看，我们总结如下：1、需求侧：两次补贴危机导致主要市场急停，需求东方不亮西方亮。 2012 年危机是由外在中国政策补贴刺激带动恢复的。2011 年欧债危机，德国西班牙补贴大 幅下降；随后欧美推出双反，合计占比 80%以上的市场对中国关上了大门；当时光伏经济性 还较差，对补贴依赖性强，内生增长动力不足，因此市场在中国出台政策扶持后，日本韩国 也快速增长，2013 年东亚地区新增装机占比已提升至 50%以上，国内取代欧美成为主要市 场； 2018 年危机是由降价导致海外平价项目内生需求爆发带动恢复的。531 新政出台的核心原因 在于 2016-2018H1 年产业链价格下降但标杆电价下调滞后，导致国内装机爆发性增长，在 2017 年即提前完成十三五规划，但同时也导致补贴缺口快速撕开，补贴项目到了不得不停止 的地步。531 后，国内装机占比 50%的中国市场直接归零，但 Q3 降价使得 Q4 起海外多数 地区光伏已具备较好经济性，组件出口持续超预期，推动 2018 全年装机量仍实现正增长。2、短期：产业链价格总是全面下跌，直击现金成本。当突发事件发生时，无论各环节供需结构如 何，有公司短期考虑库存和现金流后出现恐慌性报价，同时这种非理性的报价会进一步强化需求衰 退的预期，进一步导致其他厂商跟进更低的报价。因此，短期价格会以短期需求对应边际厂商现金 成本线为底，这个底部通常是超一起的。3、中期：产能周期轮动主导利润分配，产品价格进入平台期是股价拐点信号。 当需求逐步复苏时，各个环节的走势就会出现分化，利润总是留存在产能相对紧缺的环节； 其紧缺一方面来源于新技术迭代，如 2019 年的单晶硅片、PERC 电池；另一方面也来源于现 有产能紧缺，如 2018H2-2019 年底的光伏玻璃。 当产业链价格进入平台期时，标志着供需反转拐点的到来，通常也对应强势环节龙头的股价 拐点。此时，强势环节的优势龙头（产能新、规模大、管控优）股价反弹力度较大。 复产成本相对高，库存周期相对短的环节在短期需求恢复后，供给端匹配所需时间更长，从 而价格弹性更强，这也是多晶硅、玻璃（复产成本高）和电池片（库存周期短）在每次需求恢 复时的价格弹性都较大；而组件、胶膜（复产成本低、库存周期长）降价后难反弹的原因。2020 全球疫情：政策影响力消退，疫情防控决定需求走向1、需求侧：政策影响力减弱，降价或也无法刺激短期需求，疫情控制力度决定海外需求推迟程度， 且存在后续报复性恢复的可能。本次疫情自三月中下旬蔓延到海外后愈演愈烈，导致占比 75%的 海外市场受到明显冲击，订单、物流和海关等均有所延迟。进入四月份，疫情控制并未好转；由于 近年来海外市场的去中心化，叠加近期全球宏观经济波动和新兴市场汇率波动较大，不同市场进度 不一，最终落地规模无法预测。目前补贴对装机的影响已微乎其微，且历来短期需求下滑导致产业 链降价后，会提高其他地区项目 IRR，激发新的装机热情；而本次疫情，收益率不再是短期项目开 工与否的核心因素，公共安全和人员流动性才是，这意味着一方面如果较多地区受政府限制无法开 展项目推广和电站施工，即使组件价格降至 IRR 较优位置，也可能无法刺激新的项目；另一方面， 若短期装机积极性被压制，疫情放缓后可能会出现高强度的报复性装机反弹。2、短期：恐慌性下跌时期已过。第一阶段国内疫情（1 月初-2 月下旬）只影响短期国内需求，仅 组件价格小幅下行，上游基本未受影响；随后组件降价压力向上游电池片传导，电池片价格二月底 开始松动；第二阶段海外疫情（3 月中旬至今）影响全球需求，降价压力依次传导至上游硅片、玻 璃和多晶硅，单月价格降幅高达 15-20%。目前看，部分环节价格已有所企稳，恐慌期已过。3、中期：重塑盈利格局，多晶致密料和玻璃受供给侧收缩利好，价格平台期有望提前到来。虽然 最新价格已有所企稳，但在多国封锁政策未放松，经济停摆导致用电增速下滑，油价持续处于低位 的利空下，短期全球需求仍然不明朗，期待产业链价格就此全面反弹是不现实的。我们认为，即使 疫情常态化，经济活动和交流也必将恢复，下半年光伏需求侧的缓慢复苏是可期的；对应到供给 侧，多晶硅新增有效供给十分有限，五月份多家大型厂商已有停产检修计划，供需拐点或在二季度提前到来；目前致密料价格已处于年化需求对应边际价格之下，反弹力度最强；2020 年光伏玻璃 扩产主要在信义光能和福莱特两家龙头上，目前新产能点火均有所推迟，同时供给端小窑炉目前价 格下现金流难打平，预计逐步退出，玻璃价格下探空间十分有限。此外，硅料和玻璃产能弹性均较 弱，价格反弹持续性更好，龙头盈利改善更为明显。投资参考：把握预期差，布局产业链强势环节龙头（略，参见报告原文）把握预期差是股票投资的关键，而光伏历来受政策周期、产能周期和技术周期三重影响，预期波动 频繁，弹性较大，把握预期差的思想尤其重要。长期看，光伏仍有数倍成长空间，天花板远未到来， 因此在预期最悲观时（如 2012 年底和 2018 三季度末），买入技术迭代风险小（如 2012 年的冷 氢化多晶硅和 2018 年的单晶硅片），产能周期向上环节（如 2018 年的单晶硅片和玻璃）的优势 龙头公司（产能新、规模大、管控优）总能获取不错的收益。回顾 2020Q1，预期变化仍然主导光伏行情。1 月份市场预期国内 40GW+，海外稳定增长至 100GW 左右，全年预期在 140GW 以上，指数表现较好；2 月份，国内预期下调至 30GW，但并未预料到 疫情全球化，全年预期仍在 130GW 以上；3-4 月份，海外需求大幅回落，多家机构将需求下调至 110GW 左右，产业链全面降价，指数高点回落 15%-20%。目前看，产业链价格 4 月底短暂企稳，行业恐慌性报价阶段已过，股价反映也较为充分；需求侧， 5-6 月份主要受国内 630 抢装，产业链价格有所支撑（近期需求最敏感的电池片价格已出现小幅反 弹）；预计国内抢装结束后的三季度可能是最差时刻；但多晶硅、光伏玻璃等环节供给侧二季度会 有一定边际改善，产业链强势环节供需拐点在二季度末提前到来；例如根据硅业分会统计，多晶硅 五月份预计有 5 家万吨级企业停产检修，初步预期五月份产量环比减少 12%左右。……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：东方证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

来源：金融界网站金融界网站讯 2020年是“十三五”规划的收官之年，也是凝心聚力打赢三大攻坚战的关键之年。今年的全国两会上，抢抓战略机遇黄金期实现能源结构转型再次成为了热点话题之一。从政府工作报告到代表、委员的高度关注，进一步推动可再生能源持续发展，构建清洁低碳、安全高效的能源结构体系已经形成共识。 “十三五”期间，我国现代能源体系建设工作不断推进，尤其是以光伏、风电为代表的可再生能源产业取得了快速发展。一方面新增可再生能源装机量长期稳居世界第一；另一方面再生能源产业发展取得长足进步，产业规模占据全球主导地位，实现了完全具有独立知识产权的完备供应链。中国可再生能源产业的快速发展也带动了可再生能源成本的快速下降，进一步推动了全球能源结构升级转型进程。 中国光伏产业市场化应用发端于20世纪90年代末期，在21世纪初走上了快速发展之路。尤其是2007年国家出台《可再生能源中长期发展规划》后，在技术研发和政策扶持的共同推动下，中国光伏产业进入了迅速发展期，以技术引领、规模领先、模式创新、质量提升、全球发展，走出了一条属于自己的阳光之路，占据了目前全球光伏产业75％以上的市场份额，是我国完全具备全球竞争力的优势产业。成立于2000年的隆基绿能科技股份有限公司，伴随着中国光伏产业一路发展，从一家仅有几十名员工的器件级半导体制造厂成长为今天全球最大的单晶光伏产品制造商。隆基股份成长之壮大的20年也正是中国光伏产业不断探索取得长足发展的20年，以隆基为样本观察中国企业的发展及取得的成绩，可以看到中国光伏产业所取得的成绩及他们为社会作出的巨大贡献。 后发先至造就全球最大光伏市场人类对于光伏发电的探索始于1839年，这一年法国物理学家A·E·贝克勒尔发现光生伏特效应，奠定了光伏发电技术的开端。1954年全球第一块光伏组件产品诞生，1958年我国研制出第一块硅单晶，之后40年间我国的光伏应用主要用于航空航天、军事和实验场所。 20世纪80年代，一些发达国家开始了光伏技术的市场化应用，而我国的光伏市场化应用探索始于1998年，2000年左右中国第一批光伏企业诞生。进入21世纪起，随着全球各国对气候变化问题的担忧加剧，各国纷纷开始探索可再生能源应用，并推出了一系列支持政策，其中最为著名的就是德国于2000年和2004年推出的《可再生能源法》及《上网电价法》，这直接推动了德国光伏发电的大规模应用。2007年我国制定了《可再生能源中长期发展规划》，对包括光伏产业在内的可再生能源产业提出了一系列扶持政策，直接推动了中国光伏产业的快速发展。 截至今天，中国新增光伏装机量已经连续7年位居全球第一，累计装机容量连续5年位居全球第一。截至2019年底，我国光伏发电累计装机容量达到204.3GW，占到全国电力装机的10.2％，发电量达到2243亿kWh，占全国总发电量的3.1％。同时也形成了全球最完备的光伏产业链体系，产能、销量、市场占有率均位居全球第一，2008年-2018年十年间，中国光伏企业生产的光伏电池组件超过380GW，占2018年全球累计装机量的75％。目前，全球排名前十的光伏企业中，有7家来自中国，其中隆基股份是目前全球最大的单晶光伏产品制造商，2019年底单晶硅片、组件产能分别达到42GW和14GW，单晶硅片市场份额占到全球总量的40％以上，也是同期全球市值最高的光伏企业。 技术进步引领光伏产业快速发展中国光伏产业取得今天的成绩，除了市场需求的不断增长和政策扶持，更为重要的是中国光伏企业在技术研发方面的持续投入和不懈努力。以隆基为例，2012年-2019年，隆基在技术研发方面投入资金高达53.72亿元，位居世界第一，研发投入总额超过美国光伏产业研发投入最高的两家企业之和。隆基研发投入占企业营收比例长期保持在5％-7％之间，远高于国外同行的1％-2％。 隆基在技术研发方面的高投入是中国光伏企业重视技术研发的缩影。在今天的全球光伏产业，所有具有关键指标意义的先进技术基本上均由中国光伏企业保持着全球最高水平。以光伏产业最核心指标光电转换效率为例，隆基长期保持着单晶PERC电池转换效率世界纪录和单晶光伏组件转换效率世界纪录。其中，2019年1月，隆基创下的24.06％单晶PERC电池转换效率世界纪录一举打破了此前业界公认的24％极限，代表了中国光伏产业在该技术领域的全球顶尖水平。而在过去的3年间，隆基已经连续11次打破光伏产业关键技术指标世界纪录。 中国光伏产业的技术进步不止体现在关键技术能力的持续提升，更体现在产业链成熟度的不断完善。在发展之初，中国的光伏产业呈现出两头在外局面，也就是原材料依赖进口，光伏市场也以海外为主，即使是在国内的生产制造环节，一些配套技术和设备也严重依赖进口。在这些技术之中，今天已经被全球硅片生产制造企业普遍采用的金刚线切割技术就是典型案例。图注：金刚线切割的单晶硅片2013年之前，国内硅片制造企业普遍采用砂线切割作为主要切片方式，这种方式不仅耗时较长而且良品率低，严重制约着硅片制造的效率提升和成本控制。当时，金刚线切割技术已经在国外很多领域开始应用，而这项技术长期被一些国外企业牢牢控制，不能为我国光伏企业使用。2013年起，隆基开始投入金刚线切割技术的研发，并着力扶持供应链企业进行共同研发。在两年间，隆基携手供应链通过研发加实践同步开展的方式，在反复实践中最终攻克了这一关键技术，并于2015年率先导入量产。今天，国内金刚线产业已经实现了设备、材料等关键环节的完全自主化，关键技术指标也达到了国际领先水平。更为重要的是，这项技术目前已经成为国内硅片制造企业技术标配，仅这一项技术每年就可为中国光伏企业节约成本300亿元左右。不仅是金刚线切割技术，今天行业内光伏使用的光致再生技术、双面双玻组件、高效PERC技术等一系列先进技术，都是由隆基率先导入量产的，隆基和其他优秀的中国光伏企业也始终保持着这些技术领域的世界领先水平。 技术进步带来的不仅是企业生产效率的提升，更使中国光伏企业具备了市场标准制定权和引领市场方向的能力。2019年之前，市场主流的M2硅片尺寸标准就是由隆基和国内同行牵头制定的，而新一轮的市场主流硅片尺寸也是由中国光伏企业根据关键技术指标所引领。 质量提升推动产业升级转型今天的中国光伏产业，不仅拥有全球最大的光伏产品市场、最完善的生产制造体系和最先进的技术研发实力。更重要的是，中国光伏产业充分参与全球市场竞争，在市场的摔打中不断提升自身实力，率先完成了产业的转型升级。 在中国光伏产业发展之初，由于国际市场的需求旺盛和政策扶持力度的提升，也一度出现了蜂拥而上的发展局面，大量参与企业的涌入造成了市场的同质化竞争局面。就在中国光伏产业发展最为迅速的2012年，欧盟对中国光伏产品采取了双反调查，一时间中国光伏产业进入“寒冬”。此次行业寒冬也为一味追求规模增长、市场相对单一、过度依赖补贴的中国光伏企业带来了反思。随着一批光伏企业陷入经营危机乃至退出市场，通过提升企业抗风险能力、降低对补贴的依赖程度、追求平价上网目标、提升产品技术含量等方式实现产业的转型升级成为行业的一致目标。而隆基也是行业内率先投入高质量发展转型的企业之一。 到2018年5月，国内对于光伏补贴实行进一步调整，加速了行业内落后产能的退出，而行业内率先完成转型升级、具备高抗风险能力的企业受到的影响却极为有限。就此，中国光伏产业也实现了由依赖补贴到迈向平价目标、由高速发展向高质量发展的升级转型。 今天，中国光伏产业高质量发展转型的成果有目共睹，在中国企业的引领下，光伏发电成本不断下降，在全球许多地区已经成为最经济的电力能源，光伏发电的平价上网时代已经开启。同时，在全球多个行业权威评价中，中国光伏企业始终名列前茅。在美国彭博新闻社彭博新能源财经发布的光伏组件制造商财务健康度评价中，隆基连续多次位列第一，前十中绝大部分企业也均为中国企业。同样是全球最为权威的行业媒体PV-Tech评出的光伏组件制造商可融资性评级中，隆基也连续蝉联全球唯一AAA级（最高级）光伏组件制造商，其他3家AA级制造商中有两家为中国企业。 扬帆出海加快行业全球化进程今天，实现高质量发展的中国光伏产业，呈现出了高度的国际化、全球化。中国光伏企业75％以上的市场位于海外，这一方面得益于中国光伏企业较早参与了激烈的国际竞争，在市场助推下形成了完善的全球市场和产业布局，另一方面也得益于国家“一带一路”倡议的实施。 2013年，习近平主席提出了建设“新丝绸之路经济带”和“21世纪海上丝绸之路”的合作倡议，为渴望迈向国际化的企业提出了新的发展思路。这一年，也正是隆基稳步推进国内产能布局、正式筹备规划海外布局的开始。2015年3月，国家发展改革委、外交部、商务部联合发布了《推动共建丝绸之路经济带和21世纪海上丝绸之路的愿景与行动》，进一步为隆基股份“走出去”指明了方向。 此后，隆基通过对多个国家和地区工业基础、经济条件、区位优势的分析后，最终很快确定在海上丝绸之路国家———马来西亚的砂拉越州进行硅片产能布局：2016年8月18日，隆基股份投资约17亿元在马来西亚砂拉越州的古晋布局单晶硅棒、单晶硅片、单晶电池和单晶组件全产业链，这也是中国光伏企业首个海外全产业链基地；2019年2月23日，隆基再次投资8.4亿元在古晋布局年产1GW单晶电池项目；2019年6月5日，隆基再一次投资10亿元在古晋布局年产1.25GW单晶电池项目。2020年2月，隆基又收购了另一家中国光伏企业宁波宜则旗下的越南组件工厂，进一步加速了隆基股份海外产能快速提升。 另一方面，隆基的全球化布局也始终遵循本土化发展的原则，目前古晋隆基约有员工3000多人，其中99.9％的员工是马来西亚人，不同宗教信仰、民族背景的员工，在古晋隆基亲如一家。 今天，隆基已经建立起覆盖全球各区域的营销网络，在北美、澳洲、欧洲、日本、北非、中东等16个国家和地区布局了海外子公司及办事机构，并积极与杜邦、3M、新南威尔士大学等国际知名企业、科研院所达成战略合作关系，共同提升光伏终端客户价值。在全球化布局的推动下，2018年隆基组件产品海外销量已超过总对外销量的30％以上，而2019年度，这一比例已经达到了67％。 光伏扶贫多模式助力脱贫攻坚在中国光伏产业取得快速发展的同时，光伏产业也充分发挥自身优势，积极投身“三大攻坚战”中，开创了“光伏+扶贫”“光伏+治沙”等一系列有利于社会发展的新模式。其中，“光伏扶贫”就是实施精准扶贫、精准脱贫的重要举措。 “光伏扶贫”是我国政府推行的“十大精准扶贫工程”之一，是将光伏发电特点与精准扶贫结合开展的全新扶贫模式，充分利用了贫困地区太阳能资源丰富的优势，通过开发太阳能资源产生的稳定收益，实现了扶贫开发和新能源利用、节能减排相结合，是我国发展产业扶贫、资产收益扶贫的崭新尝试，是精准扶贫世界首创的中国方案、借鉴样本。2014年以来，这一被寄予厚望的扶贫工程在全国启动。 对隆基而言，光伏扶贫既是公司业务，也是社会责任，隆基主动将更好的光伏产品、服务用到光伏扶贫项目中，在行业内率先提出以“领跑者”项目标准做光伏扶贫，坚持将技术水平为扶贫项目带来稳定收益。近年来，隆基在光伏领域供应高效光伏产品约1GW，所建成的光伏扶贫电站可以持续20年惠及全国近35万户贫困家庭。 云南省是全国脱贫攻坚的主战场之一，2019年在云南省“十三五”第二批光伏扶贫电站，隆基供应了196MW高效光伏组件，占项目总体量的85％，让40218户贫困户在光伏扶贫中受益。截至目前，隆基在山西大同和广灵、河北深饶、海南白沙共建设持有100MW的光伏电站，通过光伏发电每户家庭每年可以获得3000元收入，有效地保障了3467户贫困家庭长期稳定地受益，远离贫困威胁。云南省华坪县思木村儿童好奇触摸光伏组件此外，隆基还通过直接公益捐赠援建光伏电站方式，改善贫困社区的面貌。思木村位于云南省丽江市华坪县永兴乡，是由傈僳族、彝族、纳西族等民族组成少数民族贫困村落。丽江隆基公司经过多次走访和调研，确定了对口帮扶工作规划，先后捐赠爱心物资5万元，并投资10万元，把思木村小学屋顶改建为18.3KW光伏电站。如今，光伏电站每个月能为思木村带来1500-1800元的收益，用于帮扶建档立卡贫困户脱贫、支持义务教育。提起电站，少数民族村民们都纷纷竖起大拇指，用傈僳族语称赞一句：“卡萨萨（越来越好）！”光伏电站，正改变着当地村民与学生的生活。 在积极开展光伏扶贫的同时，隆基以依托在全国多地的产能布局，积极将产业发展与当地扶贫工作结合起来，坚持“扶贫先扶智、扶贫先扶志”，以就业带动扶贫。同样是在扶贫攻坚主战场的云南，2015年，作为全球最大的单晶光伏产品制造商的隆基股份，在寻求光伏产业链绿色制造的追求中，开始瞄准水电、硅矿等资源丰富的云南，大举入滇。隆基在云南的扎根，带动了光伏产业链上下游配套产业的集中，推动了地区新旧动能转换和地区经济建设，光伏产品的生产制造具有强大的劳动力吸附能力，目前隆基股份已在云南楚雄、保山、丽江三市州进行了产业布局，提供就业岗位近5000个，成为在云南容纳当地人口就业的产业项目和助力脱贫攻坚的重要企业。 隆基股份积极响应云南省脱贫攻坚战略，因地制宜，通过子公司楚雄隆基和丽江隆基设立了两个企业“扶贫车间”，逐渐实现外部“输血”式扶贫向内部“造血”式扶贫的转变。截至目前，丽江隆基“就业扶贫车间”已经吸纳周边2000余人就业，其中，建档立卡户117人。“去年我在这里挣了5万多块钱，脱贫有了指望，生活也更有盼头了！”今年37岁的补忠汉，说起丽江隆基硅材料有限公司的“就业扶贫车间”，掩饰不住内心的喜悦。补忠汉是华坪县船房乡嘎佐村村民，家里有6口人，父母年迈，亲人常年生病，前几年他一边照顾家人，一边打工挣钱，沉重的家庭负担压得他喘不过气来。就在他一筹莫展的时候，丽江隆基硅材料有限公司的“就业扶贫车间”向华坪县内的建档立卡贫困户公开招聘，补忠汉进公司做起了行政工作，越干越顺心的补忠汉信心满满地说：“‘就业扶贫车间’让我有了脱贫的底气。” 产业担当积极履行社会责任作为最具发展前景的可再生能源形势，光伏发电也是推动可持续发展的重要形式。2015年9月在联合国大会上通过的《改变我们的世界：2030年可持续发展议程》，提出了国际社会消除贫困、实现可持续发展的17个目标，明确了2030年的全球愿景和优先事项，可再生能源将在其中发挥重要作用。隆基将联合国2030年可持续发展目标与公司业务价值链结合，以教育支持、气候行动和社区发展为重点，参与“光伏扶贫”和促进绿色能源发展，推进企业公益事业和社会责任建设。 2010年，隆基及社会爱心人士在中国红十字会总会共同发起设立“隆基百分之一”基金。“百分之一”是倡导每个人把不低于年收入的百分之一或者把一年中百分之一的时间、精力用于社会公益事业。基金成立以来先后开展了青海玉树地震救灾及重建，救助西藏先心病儿童。同时，在山东莱西、内蒙古呼伦贝尔学院和兰州大学设立奖助学金，帮助800余名学生完成学业。基金本着“百分之一的奉献、百分之百的改变”的宗旨，期望以点滴的爱心汇聚，改变莘莘学子的人生命运！ 面对日益严峻的气候危机，隆基股份立足光伏产业特点，通过持续参与联合国气候变化大会议程，积极参与乡村清洁取暖项目，让更多社会公众认识到全球气候变化的紧迫性，以及光伏作为应对气候变化有力武器的技术和产业发展前景，促进更多群体行动起来应对全球气候变化危机。 每年，隆基股份都会向宁夏固原市544所村卫生室提供163.20万元的取暖电费，帮助卫生室降低燃煤使用。早在2017年，隆基股份曾在这些村卫生室的屋顶，建设了6.4MW的分布式光伏电站，利用清洁能源技术，解决村冬季取暖难题。让基层村卫生室由燃煤烧炉子取暖，转变为清洁无污染的太阳能发电供暖，为村民就诊提供了良好的室内温度及干净的环境。同时，推进了中国中西部贫困山区的清洁取暖和气候变化行动。 2019年，隆基加入“中国企业气候行动”，参与陕西延安的“绿色乡源—清洁取暖”项目，捐赠块高效单晶双面半片光伏组件，支持农户试点“太阳能光伏发电+水暖炕”方式，探索为中国乡村清洁能源转型提供解决方案和技术支持，因此也获得了2019年由全球人居环境论坛、联合国非洲经济委员会、国际电信联盟主办第十届全球人居环境论坛颁发的“全球人居环境杰出贡献奖”。 面向未来，光伏产业必将对地球的可持续发展起到更加重要的作用。隆基也对此有着更具雄心的规划，在2018年第二十四届联合国气候变化大会上，隆基正式提出了基于“以清洁能源制造清洁能源产品”概念的“SolarforSolar”发展理念，隆基指出，在光伏发电经济性和非连续性得到有效解决的今天，希望进一步扩大光伏发电使用场景，通过光伏与储能相结合，用光伏发电制造光伏产品，实现生产制造过程的完全零碳排，这些完全零碳排生产的光伏产品可以为海水淡化、远距离调水提供电力，帮助沙漠绿化。据测算，全球70％荒漠面积成为绿洲时，就可以固化人类历史上所有碳排放，实现负碳发展。 目前，隆基已经在中国云南和马来西亚古晋利用当地丰富的可再生能源开始了以清洁能源制造光伏产品的探索，可喜的是，隆基在云南保山的产业布局已经实现了100％可再生能源供能。2020年初，隆基正式加入RE100倡议，承诺到2028年在全球生产运营中100％使用可再生能源供能。 积极抗疫全力落实“六稳”“六保”2020年初，面对突如其来的新冠肺炎疫情，隆基在做好自身疫情防控工作的同时，积极捐款捐物，为疫情防控工作贡献力量。 1月25日，就在陕西首批援鄂医疗队出发之际，隆基股份宣布向中国红十字会隆基百分之一基金捐赠1000万元，专项资助陕西援鄂抗击疫情的医护人员，引起了巨大的社会反响。之所以资助抗疫一线的医护人员，是因为隆基的理念中，企业的根本价值在于推动社会创造更好的人文环境，而人文关怀的核心则在于肯定人性和人的价值，让每个人的付出收获应有的回报，因此希望以这样的实际行动向援鄂医护人员表达关爱和支持。 在积极参与疫情防控的同时，隆基积极响应国家“六稳”“六保”号召，采取“共享员工”方式，帮助因人员无法返工受到影响的供应链企业及时开工复产。同时，通过创新产品交付模式，通过长安号“中欧班列”进行产品交付，及时保障了欧洲20余国客户的产品交付及时。

获取报告请登录【未来智库】。1、可再生能源——实现双循环，保障能源安1.1、能源安全：实现我国双循环的重要一环从改革开放以来，中国经济社会发生了翻天覆地的变化。当前，我国面对的 内、外部形势日益复杂严峻，今年的新冠疫情更加速了这种趋势。2020 年 5 月 14 日的中央政治局会议，为应对当前局势，首次提出了“两个循环”的 概念，即内循环和外循环，其中重点强调保障粮食安全、能源安全、国防安 全和供应链安全等；这也是至少未来 10-20 年，我国经济发展的大趋势。内循环需要解决的重要问题之一便是能源保障；中国在光伏领域实力突出可在外循环中发挥重要作用。一方面，2019 年我国一次能源消费结构中，炭、石油和天然气分别占比 58%、19%、8%，其中石油和天然气的对外依分别为 71%和 43%；一旦国际局势进一步恶化，能源保障或将出现一 定的不确定性，因此内循环需要重点解决的问题便是能源保障；另一方面， 我国的非化石能源在“十三五”亦取得了突飞猛进的发展，在一次能源消费 结构占比达到了 15%，同时，在例如光伏四大制造环节成本、技术及规模化 方面在全球也具备突出的实力，可有效对能源保障提供支持，也可以在外循 环中发挥重要作用。我们认为，能源战略和能源安全在“十四五”规划中具 有重要位置。1.2、发展的博弈：中国碳减排 2030 与 2060全球气候变暖是一项需要长周期研究的课题；虽然，人类活动是其中重要因 素之一，很多国家也为削弱气候变化的长期负面影响作出了改变与承诺，但 不可否认的是：科学和政治多重因素的交织才是应对全球气候变暖的各项协 定和全球各国博弈的主旋律。我国于 2001 年加入 WTO 后，受益于经济全球化，最终实现了“中国制造” 走向全球，温室气体排放量也随之快速上升，其中的重要环节——电力、工 业部门贡献较多；但单一从绝对量上进行讨论也有失偏颇，实际上温室气体 的排放量与经济体的发展规模与顺序、资源禀赋、全球供应链位置、技术能 力情况等因素相关。全球各国为了应对气候变暖带来的严重影响，于 1992 年 5 月通过了《联国气候变化框架公约》（UNFCCC），一般性地确立了温室气体减排的目标； 1997 年通过了《京都议定书》，这是第一部具有法律约束力的全球性质的 气候治理文件。2015 年，《联合国气候变化框架》缔约方第二十一次大会 在巴黎圆满闭幕，会议期间与会的近 200 缔约方一致同意通过《巴黎协定》， 为全球应对气候变化威胁确立了总体的目标：“把全球平均气温升幅控制在 工业化前水平以上低于 2 ℃以内，并努力将气温升幅限制在工业化前水平以 上 1.5 ℃以内”。各国纷纷制定各自的“国家自主贡献”减排目标，通过没 有法律约束力的条文要求参与各国制定并保持各自的减排目标，以更加积极 的态度来应对气候变化问题，并做出了针对性的行动安排。1.3、可再生能源：“十四五”将迎来更大发展结合当前经济发展环境及政策趋势，能源安全、清洁化转型将是“十四五” 我国重要的能源战略，可再生能源也将在“十四五”迎来更大发展。2019 年，我国非化石能源占一次能源消费总量比重为 15.3%，我们以 2025 年达 到 20%为核心假设进行测算，得出相应结论：（1）2021-2025E 光伏+风电年发电量的平均增速为 14.9%；（2）2021-2025E 光伏累计装机 CAGR 为 18.9%（年均新增装机 67.4GW）， 累计装机将至 581GW；风电累计装机 CAGR 为 9.2%（年均新增装机为 27GW），累计装机将至 378GW。此前，CPIA 等第三方机构预测光伏在“十四五”年均新增装机约为 50GW， 期间累计装机达到 250GW，风电在“十四五”年均新增装机约为 20GW，期间 累计装机达到 100GW。我们的预测比此前市场预期水平整体高 30%左右。 而近期市场预期也开始转向乐观，这也是当前光伏、风电板块整体上涨的主 要原因。由于政策具有一定的不确定性，我们也因此进行了敏感性分析。其中的关键假设：（1）2025 年非化石能源占一次能源消费总量比重：该因素与政策制定的目 标有关，需要具体关注明年“两会”或者“十四五”规划最终披露的数据， 同时也可以重点关注政府部门前期进行的征求意见文件和相关公告。（2）光伏发电占风光发电总量比重：该因素与光伏、风电装机量、利用小 时数有关，也与电网消纳能力、光伏风电政策的倾向性有关，需要持续关注。2、估值思考——后的周期成长型行业2.1、2021 年我国光伏将实现平价上网根据 IRENA 统计，全球光伏系统平均成本从 2010 年的 4702 美元/kW 已经 下降到了 2019 年的 995 美元/kW，降幅达到 78.8%。随着技术进步和市场 需求的双重驱动，我国光伏产品的生产成本和发电成本也在不断降低。2019 年，光伏组件方面，单晶 PERC 组件成本降至 1.31 元/W 左右，光伏系统初 始全投资成本降至 4.55 元/W 左右，度电成本降至 0.28-0.51 元/kWh；虽然 受到新冠疫情影响，2020 年光伏发电系统初始全投资成本仍然有望下降至 4.30 元/W 左右，度电成本有望下降至 0.27-0.48 元/kWh。2021 年，我国光伏发电将全面实现平价上网。目前电池、组件如大硅片、 PERC+及双面等技术的发展，将有效提升组件产品功率及发电效率，跟踪支 架应用、运维能力的持续提高都将进一步降低光伏发电系统成本，我们对光 伏产业的技术进步和我国在该领域的制造能力充满信心。同时在政策上，合 理性的平价项目数量规划、优化项目布局保证消纳、提升技术管理能力和增 强电力系统灵活性都将进一步推动我国光伏行业可持续发展。2020 年 8 月 5 日，国家发改委、国家能源局发布 2020 年平价光伏、风电项 目名单，总规模共计 44.45GW，其中光伏 33.05GW，风电 11.4GW。根据 文件要求，所有平价项目需要于 2020 年底前完成备案开工，其中光伏要求 2021 年底前全部并网，风电 2022 年底前并网。中短期来看，前期由于“新冠疫情”以及硅料环节涨价引起的三季度整体供 应链的涨价，2020 年海内外的终端需求有部分项目延迟至明年，但整体而 言四季度的需求仍优于三季度，近期大型地面电站项目组件价格持稳在 1.58-1.6 元/W，M6 组件报价 1.58-1.65 元/W。海外市场部分，预计 2020 年四季度至明年一季度价格较为稳定，近期成交价依然持稳在 0.2 美元/W 以 上，现货市场价格则约在 0.22 美元/W。当前，光伏行业需求旺盛，由于玻 璃扩产速度远不及组件，加上适逢市场旺季，光伏玻璃供应将一路紧张至年 底，价格依然有进一步上涨趋势。从长期看，光伏制造环节如大硅片、双面、叠瓦、MBB、HJT 等技术不断深 化，将进一步推动行业成本降低，实现光伏产品的清洁、低成本应用。2.2、光伏平价后估值空间将进一步打开根据经典理论，考虑任何公司的估值最基本的原理归纳到四个方面：现有资 产产生的现金流是多少；现有资产和新增资产所产生的现金流风险有多大； 未来增长带来多少价值；何时进入成熟期，潜在的障碍有哪些？其实就是如 何思考现金流情况、成长性的问题。市场将光伏行业归纳成周期成长型产业，长期认可光伏作为未来的重要可再 生能源的逻辑；中期看需要准确把握技术的迭代以及行业格局的变化；短期 上各因素带来的变化会引起市场波动，同时也会与市场风格、流动性形成共 振效应。（1）现金流方面：平价后光伏产业链现金流的完整性更好。光伏行业的前提在于产业链技术进步、规模化后实现的产业链降本，诚然历史上的补政策对于存量资产的现金流确实有一定影响，但是 5·31 政策后，一方面 国家推动新老划段，即不要因存量问题过度影响增量投资；另一方面也通过 确权或发债等方式积极推动存量资产补贴拖欠问题的解决。因此，我们认为未来的光伏平价项目可通过自身降本，完成相对市场化的投 资经济性测算，使增量项目的现金流完整性更好，不依赖补贴、不过分依赖 于政策。光伏产业链将从下游向上游，即按照系统、组件、电池片、硅片、 硅料的顺序，享受平价后现金流改善的产业红利，平价周期较补贴政策周期 理应享受更高的估值。从风险分析，发电环节存量资产的现金流风险在于补贴历史拖欠，这也是一 直压制产业链估值的因素之一，国家已经开始积极解决，需要持续关注解决 方式；发电环节增量资产现金流风险在于产业政策和消纳风险，上文已经充 分分析，目前政策依然持续推动光伏行业发展，需要保持乐观的态度。制造环节存量资产的现金流问题主要在于技术进步带来的产品迭代。这也是 光伏行业长期、快速发展的主旋律；我们要持续关注如大硅片、HJT 等带来 的产能更替；增量资产的现金流稳定性取决于自身技术、产品实力和降本能 力。（2）成长性方面：光伏行业的成长性将更为清晰，周期波动性较“十三五” 或将更为平缓。“十四五”期间，即 2021-2025E 国内光伏装机有望实现 CAGR 为 18.9%（年均为 67.4GW）至总装机为 581GW，2025 年全球光伏装机有望实现 300GW，CAGR 约为 20%；光伏行业在全球碳减排和能源政策的 加持下依然可以较为清晰的实现较快增长。回顾光伏行业的发展，技术进步、双反、5·31 政策都较大幅度的影响了光 伏行业的发展，而技术、贸易、产业政策因素其实并未完全消除，但由于我 国光伏行业在全球中的产业实力和行业格局相对较强，“十四五”中，前期可 以考虑到的一些周期性因素的影响相较于“十三五”将更为平缓；而短、中 期季节性导致的供需变化，则是二级市场博弈的重点，需要持续关注。制造环节需关注上下游环节的利润留存，优选盈利水平较高、目前格局相对 较好的环节，目前光伏制造各环节格局：胶膜>玻璃≈硅片>硅料>电池片>组 件。（1）胶膜和玻璃属于辅料环节，需单独分析，当前景气性依然较好，资本 市场也较为热衷于季节性的供需错配导致的投资机会；（2）硅料、硅片、电池片、组件上下游四环节而言，目前看硅片环节利润 留存能力相对最好，所以无论是“新冠”疫情期间还是硅料事故期间，硅片 环节的顺价和盈利相对最为稳定，其次是硅料环节，再次是电池片环节，最 后是组件环节。产业链的议价能力也与技术实力、降本能力、规模化程度形 成的环节格局有关。（3）一体化龙头可在一定程度上缓解产业链供需、价格波动引起的盈利性 波动，需要重点关注。2.3、光伏增量提升与存量替代掣肘分析随着可再生能源的快速发展，并网将改变地区原有的电力系统特征，如电网 的动态稳定性、供电的可靠性、调度运行、网供负荷预测、电能质量等。高 比例可再生能源接入电力系统后，灵活性成为电力系统运行特性的核心和关 键。整体上看，当可再生能源发电渗透率达到 25%左右时，需要重点考虑电力系 统灵活性问题。根据 IEA 研究成果，如果将灵活性作为电力系统操作的优先 考虑事项，可以支持可再生能源发电渗透率达到 25%-40%；悲观情形中，如果只有发电厂提供了灵活性且忽略灵活性运行，支持 5-10%可再生能源发 电的渗透率也不会出现重大问题；但不可否认不同地区差异性较大需要区别 对待，此外当渗透率达到 50%以上水平时，要以经济有效的方式获得相对安 全、稳定的电力供应则需要电力系统更为深刻的变革。2019 年 12 月 24 日，全国人大常委会执法检查组关于检查可再生能源法实情况的报告：“十二五”以来，我国包括可再生能源在内的各类电源保持 快速增长，而用电需求不够平衡，消纳市场容量不足。可再生能源富集区与 用电负荷区不匹配，一些地方出于利益考虑不优先接受外来电力，行政区域 间壁垒严重，可再生能源异地消纳矛盾较为突出。同时，我国电源结构性矛 盾突出，缺少抽水蓄能等灵活调节电源与可再生能源匹配，特别是在冬季供 暖期，煤电机组热电联产与可再生能源电力消纳矛盾更加突出。因此，对于增量可再生能源项目落地，如何进一步从电力系统角度，低成本 的解决消纳问题是重中之重，也是“十四五”需要解决的问题，比如：（1）加快建立统一协调的体制机制；（2）鼓励分布式可再生能源自发自用，促进就地消纳利用；（3）引导和规范电力市场建设，通过市场化方式提升可再生能源消纳能力；（4）电网公司应加强输电通道建设，提高可再生能源电力跨区域输送能力。截至 2019 年，中国新能源发电累计装机容量达到 4.1 亿 kW，同比增长 16%， 我国的光伏、风电发电量占比 3.1%与 5.7%，整体上看发电渗透率整体水平 还不高。但青海新能源装机容量占比达到 50%，甘肃新能源装机容量占比为 42.2%，新能源发电在两省成为第一大电源。宁夏、河北、西藏、内蒙古等 19 个省(区)的新能源发电成第二大能源；因此，解决区域性的消纳和灵活性 问题也是未来的重点，否则将延缓新能源新增装机。经济性的角度看，经过过去二十年来的快速技术进步与降本，当前风光电力 已经在全球范围内实现了“不考虑电力约束补偿”前提下的平价上网。光伏、 风电的度电成本在全球不同辐照度、不同化石能源价格的地区，陆续低于煤 电。光伏降本是未来的主趋势，而在碳减排趋势下，煤电将是主要被替代的目标 群体，增量项目投资中，新能源比重将进一步提升，逐渐成为主体。而我们 需要进一步分析新能源发电对传统煤电存量资产的替代：如果暂不考虑灵活性问题，2020 年光伏系统初始投资成本可下降至 4.30 元/W 左右，当假设技术进步后，其成本进一步下降 30%，将光伏的完全成 本与煤电的现金成本相比，依然无法对存量的煤电资产进行替代；如果光伏 完全成本达到 2.5 元/W，即成本较 2020 年进一步下降 42%时，部分地区可 实现对于存量的煤电资产的替代。如果考虑灵活性或储能成本，这个过程可 能至少需要 5-10 年；或是待煤电资产达使用寿命，真正的能源革命才会到 来得更充分。3、储能——“十四五”将迎来进一步发展相比水电、核电，风光电力的主要缺陷是：经济性、时间可移动性、能量密 集性。时间可移动性是在未来 5-10 年内，风光电力需要着重去解决的方向， 发展储能便是重要工作之一。当“风光储”电力的经济性低于当地燃煤标杆 电价，我们就可以认为，风光电力就已经具备了“满足时间可移动条件下的 经济性”。新能源发电成本逐渐降低，当具有更好的收益后，解决消纳和灵 活性问题也是当务之急，可以通过政策协调保证上网，或通过反哺储能行业 或者电力辅助服务市场解决。2017 年 10 月，财政部、科技部、工信部、国家能源局联合发布《关于促进 储能技术与产业发展的指导意见》，提出储能未来 10 年内分两个阶段推进：第一阶段即“十三五”期间，实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段即“十四五”期间，实现商业化初期向规模化发展转变。2019 年 7 月，四部委联合发布贯彻落实《关于促进储能技术与产业发展的 指导意见》2019-2020 年行动计划，该计划为下一阶段推动储能产业工作做 了明确职能分工，各地也在积极落实。3.1、储能对提高系统灵活性具有重要意义（1）从发电侧来看，储能为电网提供了“负荷调节”或“能量时移”的解 决方案，能够起到“削峰填谷”的作用；储能系统可以在用电负荷低谷时充 电，在用电尖峰时放电，提高电力能源的有效使用系数，提高系统的经济性。储能还可以起到“系统调频”的作用，具有快速的功率响应能力，能够实现 功率的双向调节，改善风电和光伏电力系统的调频特性，实现更好的经济性。储能在风光储一体化发电系统中，可充分利用风电和光伏在时间和地域上的 互补性，配合储能系统的存储和释放，改善风、光发电系统的功率输出特性， 缓解可再生能源对电网的不利影响，增加电网的消纳能力。（2）从输配电侧来看，输配电系统在用电高峰时拥挤阻塞，影响系统正常 运行。电能被存储在没有输配电阻塞的区段，用电高峰时储能系统释放电能， 缓解输配电系统阻塞，减少电力传输中的异常和干扰，改善动态电压稳定性。（3）从用电侧来看，储能的加入可增强系统的供电可靠性，改善用户的电 能质量。储能系统作为微网的分布式电源之一，通过电力电子装置在秒级甚 至毫秒级快速响应，提升配网智能化水平。因此，发展大规模储能，不仅可以满足可再生能源发展的需要，还可以削峰 填谷，减少系统备用；提高设备利用率，减缓输电压力，提升配网智能化水 平；对提高电网系统的灵活性具有重要意义。根据能量存储方式的不同，储能技术主要可以分为机械储能（如抽水蓄能、 压缩空气储能、飞轮储能等）、电磁储能（如超导储能、超级电容等）、电 化学储能（如锂离子电池、钠硫电池、铅酸电池、镍镉电池、锌溴电池、液 流电池等）以及储热、储冷、储氢等。从不同储能技术的应用发展情况来看， 抽水蓄能技术仍占有绝对优势，电化学储能技术增长较快据 CNESA 全球储能项目库统计，2019 年底全球已投运储能项目的累计装机 规模为 184.6GW，同比+1.9%。不同储能技术来看，抽水蓄能项目的累计装 机规模位列第一，为 171.0GW，同比+0.2%；电化学储能项目的累计装机规 模位列第二，为 9520.5MW。电化学储能技术主要包括锂离子电池、铅蓄电 池、钠硫电池、液流电池等；其中，锂离子电池的累计装机规模占到电化学 储能装机规模的 88.8%。截至 2020 年 6 月底，全球已投运储能项目的累计装机规模为 185.3GW，同 比+1.9%，中国的累计装机规模 32.7GW，同比+4.1%。全球已投运的电化 学储能项目累计装机规模突破 10GW，达到 10112.3MW，同比+36.1%，增 长迅速；其中，中国的累计装机规模为 1831.0MW，同比+53.9%。全球市 场和中国市场电化学储能项目的累计装机占比同比 2019 年分别增长了 1.4pcts 和 1.8pcts。抽水蓄能是全球装机规模最大的储能技术，也是目前发展最为成熟的储能技 术。从累计装机规模的角度来看，抽水蓄能技术仍占绝对优势。但由于其降 本空间有限以及对地理环境要求较高的原因，近几年增速有所下降，根据 CNESA 全球储能项目库统计，2020 年第二季度相比于 2019 年底，全球和 中国的抽水蓄能累计装机规模比例分别下降了 0.3pcts 和 0.6pcts。电化学储能装机规模近几年始终保持高速增长。据 CNESA 全球储能项目库 统计，截至 2019 年底，全球电化学储能项目的累计装机规模同比 2018 年 +43.7%，项目数量也逐步赶超抽水蓄能项目。从地区分布来看，2019球新投运的电化学储能项目装机规模排名前 10 的国家为：中国、美国、英 国、德国、澳大利亚、日本、阿联酋、加拿大、意大利和约旦，合计占 2019 年全球新增总规模的 91.6%。从装机规模来看，排在前七位的国家的新增电 化学储能项目投运规模均超过百兆瓦级别，中国和美国的规模更是突破 500MW。3.2、可再生能源发电侧储能市场空间测算目前，从我国配套储能政策和招标信息来看，电源侧配套项目开始逐渐推进， 我们认为，该环节也将率先规模化；进一步我们根据“十四五”新增光伏、 风电装机的测算，按照 20%功率配比、时长 2h 的关键假设，以不同的 渗透率对储能系统存量改造、增量安装的市场空间进行测算，计算结果及敏 感性分析如下表：当存量改造渗透率达 30%时，国内及全球可再生能源发电侧储能存量改造空 间分别为 58、168GWh，对应市场空间分别为 993、2862 亿元；当增量项 目安装渗透率达到 50%时，国内及全球可再生能源发电侧储能增量安装空间 分别为 2021 年 16、42GWh，2025 年 22、74GWh，对应产值空间分别为 2021 年 275、714 亿元，2025 年 377、1265 亿元。3.3、可再生能源发电侧储能降本路径分析随着光伏产业技术进步，光伏发电系统降本趋势仍在延续，根据彭博新能源 财经预测，2020-2025 年储能系统成本也将进一步下降 33%左右。电化学储 能系统由电池、PCS、EMS、BOS 等设备构成，其中电池成本占比约 50-60%；2019 年锂电储能系统价格 1.7-2.1 元/Wh，从近期国内的招标价格来看，下 降到 1.6 元/Wh 左右。储能装置与新能源发电功率配比较关键，因为配比越高，需要电池量越大， 折算到功率单位成本也就越高，目前国内政策或试点招标项目一般为 10-20%，备电时长约 1-2h；我们进行了成本分析，在较低的光伏发电和储 能功率配比下，光伏储能系统电力可以率先快速实现平价。根据 Solarzoom 测算，风光电力要“100%增量替代”化石能源发电，要做 到“发电装机保有量：储能装机保有量≈1W：1-2Wh”的比例（功率配比 50%-100%，备电时长 2-4h）风光电力要“100%存量替代”化石能源发电， 要做到“发电装机保有量：储能装机保有量≥5Wh”的比例（功率配比 100%+， 备电时长 4h+）；这既要求光伏系统、储能系统成本进一步降低，当前的水 平，距离这个要求还有大约 5-10 年的差距。……（报告观点属于原作者，仅供参考。作者：光大证券，殷中枢、马瑞山、郝骞）如需完整报告请登录【未来智库】。

如需报告请登录【未来智库】。1、 光伏平价景气向好，海外市场多点开花1.1 全球平价来袭，海外市场火爆 光伏产业兴起于欧洲，后发动力在中国，平价市场在全球。光伏行业发展至今， 主要经历了 4 个阶段：发展初期2004-2010年：新增装机量年复合增速达81.0%，主要发展地在欧洲各国。 光伏发电大规模产业化兴起于 2004 年欧洲，以德国为首的欧洲各国推出政府补 贴政策，推动光伏产业大规模商业化发展。整理期 2011-2013 年：新增装机量年复合增速达 12.8%。欧债危机导致欧洲各国政 府开始大幅降低光伏补贴，光伏投资收益率下行导致下游需求减少，早期行业上 游快速扩张进一步加剧供需失衡。与此同时，美国、欧洲在 2011、2012 年相继对 中国光伏产业发起“双反”调查，致使光伏行业整体打击惨重，2012 年全球光伏 新增装机量首次下滑。成长期 2014-2018 年：新增装机量年复合增速达 22.1%，主要发展地在中国。2012年，中国为应对美、欧“双反”调查、加大光伏应用补贴力度，发布《太阳能发 电发展十二五规划》，并于 2013 年 7 月正式发布《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，明确电价补贴标准和补贴年限。至此，中国接替主导光伏产 业发展的接力棒，开启光伏产业的第二轮快速成长期。平价期 2019-2025 年：主要发展地在全球。伴随光伏工艺技术的不断进步和成本 改善，光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具备价格优势的能源形式， 光伏开始进入全面平价期，全球光伏市场有望将开启新一轮稳健增长。全球平价临近，海外市场持续爆发。近年来，光伏技术进步使得装机成本不断下 行，2018 年全球光伏平均装机成本已到 1210.2 USD/kW。装机成本下行带来光伏发电性价比提升，全球平价市场正在逐步扩大。总结近期各地区光伏最低中标价格， 光伏发电已经成为越来越多国家成本最低的能源发电方式。与此同时，全球 GW 级光伏新增装机市场 2017-2019 年持续增长，分别达 9/11/16 个，2019 年新增国家 为位于欧洲的法国、乌克兰、西班牙和位于中东的阿联酋、埃及。全球装机高增长，中、欧、美、印为主力。从各国年光伏新增装机量看，中国、 欧盟、美国以及印度贡献主要力量。根据 PV InfoLink 数据，2019 年全球光伏新增 装机约在 121.4GW 左右，其中中国 2019 年光伏新增装机 31.5GW 继续位列全球第 一，欧洲、美国以及印度分别以 20%、12%、8%的装机贡献占比位列其后，前四 国合计装机占比达 66%。根据全球光伏市场强劲的发展势头，预计 2020 年中、欧、 美、印将继续贡献主要力量。1.2 欧洲：全年装机高增长，“老牌”“新军”齐发力 光伏平价性价比突显，欧洲迎来装机大年。得益于光伏成本的快速下行，光伏平 价所带来的性价比迅速突显，2019 年欧洲市场成为全球光伏装机最热地区，全年 预计新增装机量 16.7GW，同比增长 104%，实现继 2010 年以来最强劲增长。如果 疫情得到有效控制，2020 年欧洲光伏市场新增装机规模仍有望超过 20GW，继续 保持快速增长。西班牙、波兰异军突起，德国、荷兰增长稳健。西班牙成为 2019 年度光伏装机 黑马，以全年 4.7GW 装机量夺得欧洲光伏装机首位，主要驱动力为其约 4GW 光 伏项目的设定最后并网期限为 2019 年底。德国以 4.0GW 装机量排名第二，同比 增长 35.2%，主要并网来自于中大型的商用光伏系统。荷兰以 2.5GW 排名第三， 同比增长 66%，屋顶市场继续为其增长主力。此外，2019 年法国新增装机 1.1GW， 位列第四，波兰新增装机 0.78GW，同比增长 286%，增长主要动力是光伏平价带 来的自用系统需求爆发。1.3 美国：公共户用协同发展，光储结合前景广阔 光伏装机增长强劲，公共事业、户用项目占据主流。2019 年美国光伏市场新增装 机 13.3GW，同比增长 23%，占新增发电量约 39.8%，占比创历史新高。细分来看， 户用光伏发展势头强劲，年装机规模 2.8GW，同比增长 15%，创下历史最高安装 量；其他工商业分布式新增装机2GW，较去年有所下滑；公共事业板块装机8.4GW， 同比增长 37%，占全年新增装机容量的 63.2%。光储结合模式兴起，发展前景广阔。受光伏发电时间性和波动性影响，光伏+储能这一最优结合模式开始在美国兴起。光储结合一方面可平滑光伏发电波动性对电网系统的冲击，一方面可以将发电余量自用。此外，投资税收抵免政策也从侧面支持了该模式发展。彭博新能源财经数据，当前光储一体化项中，电池部分约 24GWh，前十大开发商占比约 31%。Wood Mackenzie 预测，到 2025 年，美国大约 30％的非住宅光伏发电容量将来自社区太阳能，并且预计每四个非住宅太阳能系 统中将有一个安装储能。ITC 退坡预期，装机大年将至。美国光伏市场自 2016 年大幅新增装机 14.8GW 以 来，近年来表现整体平稳，政策方面主要受到 201 关税和投资税收抵免影响。 2018 年美国光伏 201 法案要求对中国光伏电池片和组件额外征收 30%关税，每年递减 5%，并就双面组件是否豁免持摇摆意见；此外，自 2006 年开始实施的美国 ITC 政策作为光伏发电扶持重要一环，补贴项目最高可享受 30%的税收抵免优惠。该 政策自 2015 年底延期五年后，计划从 2019 年的30%逐步下降到 2020 年的 26%， 2021 年降到 22%，并在此后开始实施的所有商业和公用事业项目将降到 10%。受 ITC 退坡预期影响和 201 关税边际影响减弱，EIA 预计 2020 年美国将安装 13.4GW 的公用事业规模太阳能发电能力和5.1GW的小规模光伏发电，总计18.5GW（AC）。1.4 其他地区：印度、澳大利亚潜力巨大，日本、中东未来之星 印度：光伏市场潜力巨大，短期政策扰动装机。IBEF 预计，印度拥有超 900GW 的可再生能源资源，其中凭借优渥的光照资源，印度光伏发电市场潜力超 750GW。 当前印度太阳能市场主要有大型地面项目主导，截至 2019 年 9 月，印度地面项 目装机容量约为 28.9GW，屋顶太阳能项目装机容量为 2.2 GW。受印度购电协议 迟迟未落实影响，部分光伏项目仍存在取消风险。此外，印度自 2018 年 7 月开 始对从马来西亚和中国进口的太阳能电池及组件加征关税（25%，2018.7-2019.7； 20%，2019.7-2020.1；15%，2020.1-2020.7），预计该项关税协议于 2020 年 7 月到期 后，印度仍会出台新的关税政策保护本国光伏制造企业。政策扰动或使印度光伏 市场短期增长趋缓。日本：FIT推动市场发展，户用光伏前景广阔。日本于2012年7月推出的上网电价 补贴(FIT)制度有效推动了日本光伏的装机热潮。随着光伏装机成本的下降， FIT 补贴规模也逐渐降低。日本城市地区人口密集，电力消费需求旺盛，住宅领域的 光伏发电市场发展潜力巨大，未来日本光伏的发展将主要依靠“能源自我消费”的 商业模式推动。由于FIT政策逐渐退坡因素的影响，预计2020日本仍有一波装机潮。 根据日本光伏协会的预测，到21世纪20年代初，日本光伏累计装机容量将达到 64GW，2030年有望达到120GW，2050年达到240GW。澳大利亚：大型光伏项目崛起，市场空间巨大。澳大利亚光伏装机市场从2018年 开始真正实现大发展，各州同意推动联邦政府提出的《国家能源保障》政策，设 定到2030年时，澳大利亚的碳排放水平将比2005年减少26%。在此政策的推动下， 澳大利亚光伏市场从2017年以前的以户用光伏为主，转向大型光伏项目的增长。综合来看，澳大利亚全国小规模光伏装置的平均规模不断上升。随着光伏发电经 济性的提高，大型太阳能光伏系统将成为澳大利亚未来增长最强劲的领域。BENF 预测，到2040年太阳能将成为澳大利亚的主要电源，将累计装机3300万屋顶太阳 能和270万千瓦的大规模太阳能。中东：光照资源丰富，平价推动新兴市场爆发。中东国家太阳能资源充足，这些国家已经逐渐开始转变过度依赖石油的能源和经济结构，看到太阳能发电在成本、就业等诸多方面的潜力，以太阳能为首的清洁能源将成为中东国家推动能源结构多元化发展的重点发展领域。目前，中东各国均制定了未来清洁能源的发展目标，大批光伏项目开始积极筹建落地，未来中东将成为全球光伏市场的重要增长地区。1.5 中长期海外市场预期乐观：传统市场增长强劲，新兴市场增量明显传统市场增长强劲，新兴市场贡献增量明显。疫情对于全球光伏行业短期扰动，但行业中长期增长趋势不变。预期荷兰、德国等欧洲市场以及美国增长动力强劲，南美、中东、北非等新兴市场贡献增量明显，整体海外市场将继续保持高速增长。综合来看，中长期海外市场整体预期仍乐观，疫情稳定后，每年新增装机量有望超 过 100GW。2、 国内政策平稳落地，需求叠加大年将至2.1 竞价元年收官，项目延期拖累装机下滑 2019 年光伏新增装机量下滑，发电占比逐年提升。2019 年虽然我国光伏新增装 机再次同比下降，但是新增和累计光伏装机容量仍继续保持全球第一。2019 年， 我国新增光伏并网装机容量达到 30.1GW，同比下降 32.0%，其中分布式 12.2GW， 集中式 17.9GW。截至 2019 年底，累计光伏并网装机量达到 204.3GW，同比增长 17.1%;全年光伏发电量 2242.6 亿千瓦时，同比增长 26.3%，占我国全年总发电量的 3.1%，同比提高 0.5pct。竞价机制元年，竞价项目延期并网，户用市场超预期。2019 年我国光伏政策优先支持无补贴平价项目，并对需要国家补贴的项目采取竞争配置方式确定市场规模 的管理方式。2019 年补贴竞价项目总额度为 22.5 亿元，竞价最终确定 22.7GW 的装机规模。但因政策出台时间较晚，项目建设时间不足半年，很多项目年底前无 法并网，再加上补贴拖欠导致民营企业投资积极性下降等原因，截止 2019 年底 竞价项目实际并网量只有目标规模的三分之一。装机结构上，集中式光伏电站新增装机 17.91GW，同比降低 23.1%，其中 12 月地 面电站超预期增长，单月并网规模达 9.5GW，占全年 53.0%；分布式光伏新增装 机 12.19GW，同比降低 41.8%，其中户用光伏市场发展超出预期，仅用 4 个月完 成全年目标，10 月户用装机达到 100 万千瓦，为单月历史最高水平。2.2 价格平稳下行，光伏性价比持续突显 单晶产业链价格平稳下行，电池片、组件降价明显。2018 年光伏市场受国内“531” 政策影响，光伏全产业链产品降价幅度明显。受单晶替代加速影响，2019 年单多 晶价格走势开始分化，单晶价格整体走势平稳，各环节稳中有降，多晶产业链价 格下降幅度则更为明显。2019 年单晶硅料、硅片、电池片和组件下降幅度分别为 10%、0.3%、24.2%和 19.1%，其中电池片、组件降价幅度较大；多晶硅料、硅片、 电池片和组件下降幅度分别为 31.9%、24.8%、30.7%和 14.1%。初始投资成本下降，光伏性价比突显。2019 年我国地面光伏系统的初始全投资成 本为 4.55 元/W，较 2018 年下降 0.37 元/W，同比下降 7.5%。其中，组件成本约占 投资成本的 38.5%，非技术成本约占 17.6%（不包含融资成本）。未来随着技术进步，组件将成为降低单瓦投资成本的重要一环，其占总投资成本比继续下降，其 他成本虽有下降趋势但降幅不大。预计到 2020 年全投资成本可下降至 4.3 元/W。 投资成本下行带动光伏平价范围进一步扩大，光伏投资性价比突显。2.3 光伏新政落地，疫情扰动不改大年预期 2020 年光伏补贴政策落地，框架延续，规模可观，时间充裕，利好国内光伏装机。2020 年光伏发电项目建设方案正式落地，总体思路、项目管理、竞争配置延续 2019 年政策框架；平价项目 4 月底前报送；补贴预算总额度 15 亿元（户用 5 亿 元，竞价 10 亿元），竞价项目 6 月 15 日前报送。结合近期新版 2020 年光伏项目 电价征求意见稿中的价格规定，测算 2020 年补贴对应的户用项目约为 6-7GW，竞 价项目约为 25GW，合计补贴对应项目规模约在 32GW 左右，整体补贴项目规模 可观。此外，平价项目报送截止时间从 3 月中旬延长至 4 月底，竞价项目报送截 止时间从 4 月底延长至 6 月中旬，有利于疫情复工后相关项目有充足时间进行评 估和准备。较 2019 年竞价项目 5 月底出政策 7 月初完成报送，今年项目预留准 备时间充足，利好市场积极参与平价与竞价项目申报。疫情短期扰动抢装行情，不改 2020 光伏大年预期。根据 2019 年光伏发电项目补 贴竞价结果，拟纳入竞价补贴项目的总装机容量达 22.7GW，并网延期期限为 2 个季度。国家能源局统计数据显示，2019 年全年我国光伏新增装机量为 30.2GW， 竞价项目实际并网量约为 7.6GW。延期竞价项目需至 2020 年 3 月底及 6 月底前实现并网。短期疫情或对光伏制造端及物流端产生影响，致使电站建设开工晚于预期，对企业原定电站并网计划恐有扰动。但延期项目均为既定项目，且龙头企业建设积极性较高。结合此次光伏新政落地，竞价项目准备时间较去年充裕，补贴 激励效果强，产业链价格下行继续激发平价需求，户用市场发展稳健，维持 2020 年光伏装机规模 35-45GW 预期判断，光伏装机大年可期。3、 疫情对光伏行业影响：短期或构扰动，长期增长无虞3.1 原油价格下跌、避险情绪上升，短期压制光伏投资意愿 光伏投资意愿=电站预期收入－电站系统成本±约束条件。 从光伏运营商角度，光伏电站投资为资产配置的一种方式，投资意愿强烈与否直接关系到光伏新增装机量，并受到多方面因素综合影响。其中电站收入主要由电价因素和补贴因素影响，系统成本包括装机成本、运维成本和现金成本，约束指 标主要指外部的限定条件，如电力约束、指标约束、土地约束等。疫情爆发带动避险情绪提升，或降低光伏投资意愿。当前疫情爆发背景下，全球央行大规模释放流动性，致使无风险利率下行，带动风险溢价尤其是低等级企业信用债风险溢价大幅抬升。光伏投资商或因避险情绪提升，降低对光伏电站尤其 是低信用等级运营商的投资意愿。油价下跌或传导电价下行，进一步压制新能源电站投资意愿。近期受需求不及预期且供给端产能加速的双重刺激，国家原油价格出现暴跌。从能源替换利用角度，油价下跌或传导至电价下行，并进一步压制以光伏为代表的新能源电站投资意愿。3.2 海外影响：疫情或致短期装机受挫，中长期看需求持续向好疫情全球化蔓延，检疫加强或致短期外贸受挫。从组件的出口情况来看，2019 年我国组件出口总额达 173.1 亿美元，同比增长 33.3%，其中出口排名前十的国家分别为荷兰、日本、越南、印度、澳大利亚、巴西、墨西哥、乌克兰、西班牙和德国。在疫情全球化蔓延背景下，各国将加强贸易和人员流通管理。预计此次疫 情将导致出口产品检疫加强，或致光伏产品短期外贸受挫。2 月组件出口总量有所减少，美、巴地区不降反升，头部企业集中度提升。2020 年 2 月我国组件出口总金额 6.8 亿美元，同比减少 33.1%；出口规模 2.8GW，同比 减少 22.8%。值得注意的是，出口美国、巴西组件总金额达到 0.82 和 0.65 亿美元， 实现大幅逆势上涨。出口价格方面，目前组件出口价格与年前相比较为稳定，头部企业订单与产能均处于饱满状态，且大多海外订单签订到三季度。初步判断此 次疫情影响将会在二季度见顶，疫情对组件出口价格影响有限。电站投资进度仍待观察，中长期看海外需求持续向好。大型电站一般处于较为偏僻之处，人员流动较少，受疫情影响有限。户用及工商业分布式光伏往往处于人口较为密集的居住区，短期可能会受疫情影响暂停安装。目前海外大型电站投资进度影响不大，具体情况仍待后续观察。但中长期看，在光伏平价、能源环保等因素带动下，海外光伏装机需求将持续旺盛。且海外电站与国内厂商大多签订长 单协议，短期疫情影响对交货进度或有所后移，但不影响市场中长期需求。 3.3 国内影响：产业链龙头影响有限，继续看好全年装机 龙头企业受疫情影响有限，二三线企业加速退场。当前国内疫情基本已经得到控制，从国内光伏制造业看，此次疫情导致部分工厂春节复工时间有所延后，恐对厂家产能爬坡与产品出货产生影响。但我国光伏产业链大多布局于江浙以及西北地区，距此次疫情中心较远，且龙头企业春节停工较少，产能受影响较小，且生产资源和现金充裕。相反，受人员流动和现金流影响较大的小企业产能加速出清。组件出口数据佐证，行业集中度被动提升。组件作为光伏产业链中中小企业参与度最高的一环，行业集中度受此次疫情影响提升显著。从最新组件出口数据看， 2020 年 1-2 月龙头企业出口集中度 CR5 和 CR10 分别达 52.6%和 83.7%，较 2019 年 全年提升 1.1pct和 11.8pct。在此次疫情影响背景下，行业龙头企业资源调配和贸易渠道掌控方面优势得以突显，二三线企业加速退出市场，行业集中度明显提升。光伏政策提前落地，利好项目申报和实施。2020 年 3 月 10 日能源局下发《关于 2020 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，总体思路、项目管理、竞争 配置延续 2019 年政策框架，且发布时间较去年明显提前。相较征求意见稿，对 于项目报送时间有所调整，平价项目报送截止时间从 3 月中旬延长至 4 月底，竞 价项目报送截止时间从 4 月底延长至 6 月中旬，有利于疫情复工后相关项目有充足时间进行评估和准备。综合来看，今年项目预留申报和建设的准备时间充足， 利好市场积极参与平价与竞价项目申报。户用市场有望继续成为亮点。户用市场发展迅猛，已成为光伏应用市场重要组成 部分。2019 年，纳入补贴规模的户用光伏项目总计 5.3GW，较原定计划 3.5GW 提 升 51.4%。其中 2019 年户用光伏并网规模达 3.55GW，占全年分布式装机 34.5%。 2020 年光伏新政中，户用光伏补贴总额 5 亿元，占总补贴比例从 2019 年的 25% 提升至 33.3%。结合近期新版 2020 年光伏项目电价征求意见稿中的价格规定，户 用光伏度电补贴明确为 0.08 元/千瓦时，测算户用光伏全年新增装机仍然可达 6-7GW，并网规模仍然可观。4、 投资建议：光伏的征途是星辰大海，技术进步仍是发展第一动力疫情短期或对光伏制造及市场端产生影响，但从中长期发展来看，光伏行业发展前景广阔。受全球疫情影响，光伏行业短期或受些许波动，但是从长期发展趋势来看，光伏平价所带来的全球能源格局转型之大势已定。多家能源研究机构预测， 未来 10、20、30 年，全球光伏渗透率将达到 15%、20%、40%，较 2019 年的 2.7%， 光伏行业的发展速度和发展空间将大幅提升。光伏行业的发展终将一往无前。技术进步仍是行业发展第一动力，关注大硅片、HJT 等关键技术突破。当前，我 国光伏产业链已经牢牢占据全球领先地位。在全球平价来临的关键期，加速技术研发，仍然是推动光伏市场发展的第一动力。可以关注到，当前行业技术进步趋 势依然显著：硅片大尺寸化趋势明显，隆基率先切换大部分硅片产能至 M6，天 合光能、东方日升等企业相继推出应用 M12 的电池及组件产品，功率及转换效率 均突破新高，有效带动度电成本下行；HJT 电池技术发展迅猛，设备、原料国产 化带来的降本空间巨大，已有多家厂商相继推出 HJT 产能布局计划，作为最有望 成为下一代主流高效光伏电池技术，HJT 有望在 2020 年迎来产业化元年。我国光伏产业链已占据全球主导地位，未来将持续受益光伏渗透率提升所带来的 行业高景气周期，建议投资者可围绕三条主线进行布局： 1） 行业低估值龙头价值显现：受本次疫情影响，光伏行业整体回调明显，低估 值龙头价值显现。中长期看，全球光伏需求大幅提升，中国光伏制造业占全球绝对主导地位，国内具有技术、成本双重优势的龙头企业有望获取最丰厚 收益。看好产业链龙头通威股份、隆基股份；2） 关注大硅片替代趋势：大尺寸硅片降本增效显著，未来趋势化明显。当前下 游厂商积极响应，联动扩建产能兼容M6与 M12，大硅片替代有望得以加速。 建议关注 M12 大硅片龙头中环股份、设备厂商晶盛机电；3） 关注 HJT 技术突破：异质结电池具有高转换效率、无光衰、双面发电、温度特性好等优势，最有望成为下一代主流高效光伏电池技术。当前设备与原料国产化替代趋势明显，降本空间巨大。异质结投资正在加速，产业化元年将 至，建议关注设备厂商捷佳伟创、迈为股份，电池片厂商东方日升。……（报告来源：财通证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

如需报告请登录【未来智库】。一、国内：竞价准备更充分、平价放量，2020 年或新增 40GW2019 年新增装机远不及预期。根据中国光伏行业协会（CPIA），2019 年我国光伏新增装 机 30.1GW，同比下降 32%，远低于市场预期，主要原因是补贴政策公布时间较晚、电网接入 意愿不足、运营商经营压力加大等。国内补贴额度确定，竞价项目准备时间延长。2020 年 3 月 10 日，国家能源局发布了《关 于 2020 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》。《通知》明确了 2020 年新建光伏发电项 目补贴预算总额度为 15 亿元，其中 5 亿元用于户用光伏，10 亿元用于补贴竞价项目（集中式 +工商业分布式）。《通知》落地时间相对 2019 年提前约两个半月，超市场预期。虽然受到新 冠疫情影响，但今年的竞价项目申报截止时间仍比去年提前约半个月。我们认为，光伏补贴政 策的提前落地留给了企业充分的准备时间，且执行规则与 2019 年基本相同，或将有效避免出 现因为准备时间仓促导致项目质量差而无法推进的问题。光伏上网电价政策发布，退坡幅度得当。2020 年 4 月 2 日，国家发改委发布了《关于 2020 年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》。该《通知》明确 I-III 类资源区新增集中式电站指 导价分别为 0.35 元/kWh、0.4 元/kWh、0.49 元/kWh，“自发自用、余量上网”的分布式补贴 标准为 0.05 元/kWh，“全额上网”的分布式项目指导价与集中式电站相同，户用项目为 0.08 元/kWh。我们认为，本次补贴退坡幅度得当，确保了项目的性价比，有望调动申报积极性，提高项目落地率。2020 年国内新增光伏装机有望达到 40GW。展望 2020 年，我们认为国内光伏竞价项目准 备时间更充分，将提升落地效率，同时平价项目也比 2019 年更成熟，整体需求或全面向好。 我们预测：1）新增户用光伏 6.9GW；2）2019 年竞价项目结转 9.1GW；3）新增竞价项目落 地 9GW；4）2019 年平价项目结转 6.5GW；5）新增平价项目 3GW；6）2019 年领跑者、特高 压、示范基地等结转 5.7GW；以上合计约 40GW，同比提升 33%。二、海外：新冠疫情下需求延后，2020 年新增或回落至 55GW海外回归主流市场，占全球份额近 70%。2019 年国内市场不及预期，但海外市场表现良 好，逐渐成为全球光伏市场主要力量。根据 IRENA（国际可再生能源署），2019 年全球新增 光伏装机 97.5GW，同比下降 2.5%，其中海外新增装机 67.4GW，占比 69%。分地区来看，2019 年全球新增装机前三是中国、美国、印度，超过 1GW 的市场由 2018 年的 11 个增至 2019 年 的 14 个，新晋 GW 级市场包括越南、西班牙、乌克兰、阿联酋等，新兴市场开始发力。中国是全球光伏组件最大出口国，主要销往欧洲市场。随着光伏发电成本不断下降，新 兴市场不断涌现，自 2017 年开始，我国光伏组件出口占比稳步增长。2018 年 8 月，欧盟正式 取消中国进口光伏产品双反和 MIP（最低进口价格），因此欧洲需求增加，一跃成为我国组件 出口的主要市场。根据智新咨询，2019 年荷兰、日本、印度排名前三，出货量分别达到 8.35GW/5.77GW/5.58GW，出口额分别达到 21.17 亿美元/16.01 亿美元/12.41 亿美元。海外市场受到冲击，各国采取措施应对。客观上，海外新冠疫情对光伏需求造成负面影 响（欧洲、日本、巴西等主要市场确诊人数较多）：一方面，经济承压影响消纳空间；另一方 面，物流、人工、融资等方面的制约降低了投资意愿（尤其是分布式和户用光伏）。面对疫情， 海外主要经济体开始出台利好政策平缓冲击：国际能源署提出“经济刺激计划应当聚焦清洁能源转型” ；欧洲理事会声明“将绿色过渡纳入欧洲 COVID-19 刺激计划”，促进光伏产业链上的 新投资；澳大利亚政府出台的总额约 101 亿美元的经济刺激方案中包括光伏税收减免。BNEF、IHS 下调预测，二季度面临大考。由于海外新冠疫情超出市场预期，BNEF、HIS 等机构纷纷调低 2020 年全球光伏装机预测，例如 IHS Markit，根据 COVID-19 的影响发布了 新的2020 年太阳能装机预测，到 2020年全球新增光伏装机规模将达到 105GW（原为 142GW）。 我们认为，2020 年海外需求承压或不可避免，以目前的情况来看，我们预计 2020 年海外需求 为 55 GW（同比- 18.4%），二季度将面临考验，随后或逐步企稳。价格是影响海外需求的核心要素。从历史经验来看，我国光伏组件出口量变化与光伏组 件现货价格往往成反向，且价格先行制动。2019 年国内光伏市场不景气，上游硅片、电池片、 组件、逆变器等产品轮番降价，对海外需求起到一定刺激作用。与此同时，“新冠疫情”在全 球的蔓延势必会在一定程度上影响全球的光伏需求。2019 年光伏出口组件增速远大于海外需 求增速。我们预计，2019 年已出口但未并网的组件将占据一部分 2020 年海外新增市场，但有 助于缓解疫情导致的缺货问题。2020 年全球新增装机或面临下滑。我们认为，2020 年国内光伏需求回暖，海外需求影响 较大。整体来看，在中性假设下，我们预计 2020 年全球新增光伏装机有望达到 95GW（国内 40GW、海外 55GW），同比下滑 2.5%。然而，海外需求只会递延不会消失，组件价格下滑的 经济性刺激作用仍在，中长期需求向上的势头仍然强劲。三、产业链：格局加速向好，技术革新仍在路上（一）硅料：优胜劣汰加速，龙头优势扩大 因电价和产线不同，硅料成本差异明显。电费是多晶硅生产成本中最大组成部分，占比 约 29%。根据所处地电价和厂商新旧产线差异，当前多晶硅料产能大致可分为“低电价区新 产线”、“低电价区技改产线”、“高电价区旧产线”、“国外产能”四类。根据太阳能光伏 网，新产线单位产出耗电仅约 58kwh/kg，因此新产线的成本为全行业最低水平。落后产能退出，行业集中度和国产化率双升。根据 CPIA，2019 年全国多晶硅产量 34.2 万 吨，同比增长 32%，预计 2020 年达 39 万吨。行业集中度高，国内年产量万吨以上的企业共 6 家，其产量约 28.7 万吨，占总量比重 83.9%。根据智汇光伏，受“531”新政影响，2018 年下 半年硅料整体开工率跌至约 60%，产能过剩问题较为严重，硅料价格持续下跌，倒逼部分高 成本产能陆续退出市场，具代表性的为韩国 OCI 和我国东部产能。短期硅料价格有望企稳回升。根据硅业分会，我国 2019 年在产多晶硅企业数量减少至 13 家，总产能达到 45.2 万吨/年，同比增长 16.5%。展望 2020 年，从供应端看，国内多晶硅产量 短期内增量较少。从需求端看，下游硅片大举扩张激发了高品质硅料需求。我们预计，在新产 能未投产之前，叠加疫情因素，硅料价格短期内有望触底回升。从全年维度看，硅料价格主要 取决于国内外新增产能释放情况，以及旧产能退出进度（海外以 OCI 和瓦克为代表）。（二）硅片：大硅片已成趋势，快速扩张致毛利率承压 制作路径决定硅片分类。硅片生产分为长晶和切割两个环节。长晶又分为两种技术路线， 直拉法生成单晶硅材和铸锭法生成多晶硅材。硅片成本大致可分为硅料成本和非硅成本。硅片生产成本的 50%-60%主要由硅料价格决 定，硅片厂商往往可以通过提高切割的出片量来摊薄成本。非硅成本包括长晶过程中设备、电 力、人工、特气的耗费，以及切片过程中金刚线线材损耗等其他成本。单晶市占率上升，与多晶价差扩大。根据智研咨询，2018 年国内单晶硅片产量占比为 45.9%，2019 年达到 65%。2019 年单晶硅片价格稳定，价格中枢在 0.369 美元/片左右，多晶 硅片全年跌幅达到 23.3%，单多晶价差呈现扩大趋势。长晶环节中的单炉产出量和电费为重要降本点。对比长晶环节成本占比，单晶硅片比多 晶硅片高出约 21%，单晶硅片降本仍存空间，主要是通过以下几种途径：1）改进拉棒技术提 高单炉产出，采用连续拉棒技术摊薄损耗和设备折旧；2）将产线建在低电价地区以降低电费。单晶硅片隆基中环双寡头，多晶硅片协鑫优势明显。截至 2018 年底，隆基股份的单晶产 能达 28GW，占全国总量的 38.9%；中环单晶产能接近 23GW，占比 31.9%。双寡头合计占比 高达 70.8%，对单晶硅片的议价能力很强。2018 年多晶硅片市场 CR5 占比 59%，其中协鑫独 占多晶 24%的份额。龙头产能大举扩张，2020 年毛利率承压。根据 CPIA，2019 年全国硅片产量约为 134.6GW， 同比增长 25.7%。截至 2019 年底，产量超 2GW 的企业有 9 家，产量占比达 85.5%，全球前十 大生产企业均位居中国。根据 solarzoom 不完全统计，2020 年主流单晶硅片厂商合计产能的同 比增幅或将超过 60%。我们认为，2020 年单晶硅片市场的供需或将整体偏宽松，行业毛利率 在短期内面临较大压力。大硅片已成趋势。为了提升产品竞争力，企业纷纷发布 158.75mm、161.7mm、163mm、 166mm 以及 210mm 等大尺寸硅片。2019 年 8 月，中环股份发布 12 英寸大尺寸硅片（面积 44096mm2，210X210mm，对角 295mm），其具备更高的转换效率、更低的单瓦成本、更低的 LCOE，是产品创新上的一次重要突破。166 快速增长，210 蓄势待发。根据《中国光伏产业发展路线图（2019 版）》，2019 年市 场仍然以 156.75mm 尺寸为主，市场占比约 61%；158.75mm 尺寸是现有电池及组件生产线最 易升级的方案，2020 年市占比有望超过 40%；161.7mm 尺寸主要以出口韩国为主；160-166mm 尺寸通过新投产或现有电池、组件产线技改，未来两年市场占比呈增长趋势；210mm 尺寸需 投入新的电池、组件生产线，新投产线主要采用 210mm、166mm 等尺寸可兼容的产线。（三）电池片：PERC 已成主流，HJT 蓄势待发 高性价比助力 P 型占据主流。根据基体硅掺杂种类的不同（硼或磷），晶硅太阳电池可分 为 P 型和 N 型电池。其中，P 型起步较早，工艺技术通过持续改进已趋于成熟，是目前市场 主流产品。PERC 激活 P 型潜力，效率提升明显。PERC 技术通过将电池背表面介质膜钝化，采用局 域金属接触，实现背表面电子复合速度的降低以及提高光反射，从而提升发电效率。在目前主 流的晶硅电池中，单晶 PERC 电池效率提升显著，并且与现有产线高度兼容，仅需要新增背面 钝化和激光开槽形成背面接触两个环节，技术改进简单，成本增加有限，具有明显的竞争优势。PERC 市占率持续提升。根据 CPIA，2019 年新建电池产线均采用 PERC 技术，并且对老 旧电池产线进行技改，使得 PERC 迅速反超 BSF 常规电池，占据了超过 65%的市场份额。国 内户用项目及印度、巴西等海外市场仍对 BSF 保持一定需求。2019 年 BSF 电池在全球市场占 比约 31.5%，同比下降 28.5 个百分点。通威股份一马当先。电池龙头通威股份近期发布“高纯晶硅和太阳能电池业务 2020-2023 年发展规划”，规划 2020-2023 年，公司电池产能将达到 30-40 GW /40-60 GW /60-80 GW /80-100GW。在产线上，通威股份不仅在目前主流量产的 P 型 PECR 电池上具有优势性价比， 在 PERC+、Topcon、HJT 等新型产品技术领域也有重点布局。2020 年龙头优势有望加大。虽然电池片环节尚未像硅料、硅片形成寡头垄断格局，但是 产业集中度正在迅速提升。随着产线向 PERC 倾斜，竞争日益激烈。我们认为，目前电池片价 格已经处于部分厂商的盈亏平衡线附近，供给端的投资意愿大大降低，龙头优势有望加大。PERC 仍存改进空间，“SE+双面”路径清晰。双面 PERC 技术将全铝背场印刷改为铝栅线 印刷，就能使背面发电，可以节省铝浆，降低成本。从第三批应用领跑者中标结果看，双面 PERC 占比已高达 52.1%。另外，SE（选择性发射极）技术只需新增一台激光掺杂设备，能将PERC 效率提升至 22%，且与双面 PERC 兼容，有望成为未来 PERC 的升级方向。N 型理论上可实现更高转化率，或存变革商机。较 P 型而言，N 型解决了光衰减问题， 且具有寿命高、弱光效应好、温度系数小等优点，是晶硅太阳电池迈向理论最高效率的希望， 其效率起点基本高于 P 型电池。HJT 前景更明朗。从 N 型电池的各种技术路线来看，PERT 可以从 P 型产线升级，技改 难度最低，但其效率与单晶 PERC 接近，提升空间有限；IBC 电池效率最高，量产平均效率可 达 23%，但由于工序复杂、成本与技术壁垒高，短期难有发展。相比而言，HJT 既可以最大 程度简化工艺，降本方向明确（硅片切薄、降低银浆耗量），效率提升空间又较大。另外，TOPCon 由于高效性及兼容性较好，也受到市场关注。多家龙头已启动布局，HJT、TOPCon 产能有望快速提升。（1）TOPCon：因产线可直接 升级，部分原布局 PERT 产线的厂商改走 TOPCon 路线。根据 EnergyTrend，中来股份目前已 拥有 1.5GW 产能，2019-2021 年或将交付总计 5GW。天合光能宣布 TOPCon 实现量产。林洋 能源、晶科能源也有布局。TOPCon 技术成为 N 型高效电池产业化的切入点。 （2）HJT：目前 行业内关注并研究异质结电池技术的企业有日本松下、长洲、美国 Solarcity、Sunpreme、中国 钧石、晋能、通威等十余家企业，部分企业已实现量产。（四）组件：成本降幅显著，“高效组件+一体化经营”是关键 成本降幅显著，毛利率持续受挤压。在光伏产业链中，组件处于封装环节，其技术、规 模壁垒相对较低，行业参与者众多。在电站系统成本中，组件成本占比逐年下移，从 2010 年 的 57%降至 2018 年的 41%。2015 年以来，随着产能不断扩张，龙头公司营收规模大幅提升， 但多以降价让利为手段，毛利率持续受挤压。由于行业壁垒较低，2011 年至今，全球组件出货量前十大厂商地位不断变化，龙头产能 占比较接近，短期内难有企业形成绝对优势。2019 年我国组件产量达到 98.6GW，同比增长 17.0%，组件产量超过 2GW 的企业有 13 家。根据 PV InfoLink 海关出口报告，受益于欧洲 MIP 取消、越南 630 抢装以及中南美与中东等新兴市场的政策支持，2019 年我国组件出口达到 66.8GW，同比增长超过 60%。高效组件崭露头角，半片技术基本成熟。高效组件技术主要包括半片、叠瓦、多主栅、 双玻等。其中，半片组件是设备、良率相对成熟、产量较高的技术路线；多主栅可降低银浆耗 量，抵减部分设备投资成本，但良率仍有改进空间，产能、产量略低；叠瓦采用无焊带设计， 增加单位面积放置电池片数量，功率提升空间最大，但技术成熟度仍需时间培育，且受到专利 制约。双玻组件快速渗透，光伏玻璃前景广阔。双玻组件只需将背板换成透明背板或玻璃。背 面改为玻璃后，各项性能均有明显改善，更能适应盐雾较大、农业大棚、大风沙、渔业等特殊 环境，可以提高 5%-30%的发电增益。根据 CPIA，2019 年双面组件市占率提高了 4 个百分点 达到 14%，2025 年有望超过单面组件。“高效组件+一体化经营”是突破关键。我们认为，由于组件厂商直接对接终端需求方， 具备很强的战略性意义。一方面，抢占组件市场有利于扩大企业的销售渠道，另一方面，也可 以更好地推广其优势技术。同时，提升组件性价比一直是发展趋势，主要有两个突破点：1） 高效组件：通过采用更高效的组件（双玻、半片、多主栅、叠瓦等）来提升整体转化效率，获 得更好的产品溢价；2）一体化经营：通过布局多个环节，形成一体化经营，建立明显的成本 优势。（五）玻璃：扩产难度大，价格支撑较强 我国已成为全球最大的光伏玻璃生产国和出口国。根据国际太阳能光伏网，截至 2018 年 底，我国光伏玻璃产量达到 4.345 亿方，占全球总产量 85%；光伏玻璃销售规模已达 130.32 亿元，占全球总销售量 84%。根据中国海关，2019 年，我国光伏玻璃出口总量 200.69 万吨左 右，同比增加 14.5%，出口金额 16.86 亿美元，比同期增加 18.2%；进口量同比下滑 19.4%。根据 solarzoom，光伏玻璃在常规组件中成本占比约 7%，在单晶 PERC 组件中成本占比约 6%，是占比最高的光伏辅材之一。双寡头垄断，龙头优势明显。光伏玻璃不能由普通玻璃产线直接转换，具有较高的技术 壁垒和规模壁垒。光伏玻璃还需要搭载光伏电池组件取得出口国权威机构认证资格，耗时长、 花费高。行业龙头竞争优势明显，护城河较深。根据华经产业研究院，2016 年以来行业集中度逐年提升，CR2（信义光能和福莱特）由 2016 年的 36%提升至 2018 年的 46%，CR5 由 56% 提升至 69%。光伏玻璃价格支撑仍然较强。2019 年光伏各环节龙头企业持续扩产，在硅片、电池片、 组件大幅降价的背景下，玻璃价格却呈现出“淡季不淡”、“企稳回升”趋势。2019 年以来， 因双玻的广泛应用导致需求旺盛，光伏玻璃一直处于紧缺状态，价格不断上行，毛利率有所回 升。根据北极星太阳能光伏网，2019 年光伏玻璃经过 3 轮上涨，至 12 月末光伏 3.2mm 镀膜 光伏玻璃均价报价在 29 元/平方米，基本回升到 2017 年的水平。随着新冠疫情影响，2020 年 4 月光伏玻璃价格回落至 26 元/平方米。我们认为，随着国内市场复苏，光伏玻璃扩产难度大， 光伏玻璃价格仍有较强支撑。（六）胶膜：新型胶膜或带动毛利率回升 寡头垄断格局基本形成。光伏封装胶膜是组件环节的必需品，用于粘结电池片与玻璃或 背板。根据嘉肯咨询，2018 年国内 EVA 胶膜产能达 13.51 亿平米（占全球约 72%） ，主要厂商 有福斯特、海优威新材料、威斯克等，国内前三大产商产能占比高达 70%。由于行业技术壁 垒较高、客户黏性较强，行业难有新进入者。新型胶膜有望拉动毛利率回升。光伏胶膜主要包括透明 EVA、白色 EVA 、POE 胶膜等。 福斯特公告显示，目前使用最广泛的是透明 EVA 胶膜，2018 年市占率达到 80%以上。POE 胶膜最大的优势是低水汽透过率和高体积电阻率，保证了组件在高温高湿环境下运行的安全性 以及较强的耐老化性。我们人为，随着开发日渐成熟，以 POE 为代表的新型胶膜有望得到市 场的广泛认可，行业龙头有望通过产品结构的调整提升胶膜业务整体的毛利率水平。（七）逆变器：组串式逆变器仍占据主要地位，储能或成为新亮点 光伏逆变器是太阳能光伏系统的心脏，其主要功能是将电池组件产生的直流电转化为交流 电，并入电网或供负载使用，属于光伏发电系统的核心设备。组串式逆变器依然占据主要地位。光伏逆变器一般分为三类：集中式、组串式和微型逆 变器。根据《中国光伏产业发展路线图（2019 版）》 ，2019 年光伏逆变器市场仍然主要以集中 式和组串式为主，集散式占比较小。其中，组串式逆变器市占率较 2018 年小幅下滑至 59.4%， 虽然集中式光伏电站中组串式逆变器使用占比升高，但分布式光伏市场占比下滑。集散式逆变 器的市场份额同比提升了 2 个百分点。华为、阳光电源、锦浪科技稳居出口前三。根据光伏们，2019 年中国的光伏逆变器出口 量约为 3155.47 万台，总金额近 29 亿美元，前 20 家公司的占比超过了 50％。其中，华为、阳 光电源、锦浪科技位列 2019 年出口逆变器企业前三名，出口额合计占比从 2018 年的 27.68% 提高到了 2019 年的 29.35%，集中度进一步提升。储能领域正处于新一轮高增长爆发前的预备期。根据 CNESA，截至 2019 年底，全球已 投运储能项目累计装机为 183.1GW（同比+1.2%），其中抽水蓄能累计装机占比为 93.4%，电 化学储能累计装机占比为 4.5%。根据 CNESA，全球 2019 年第四季度电化学储能新增装机规 模为 490.8MW，环比增长有望超过 200%。光储融合值得期待。随着近年全球光伏发电比例不断增加，为了提升电网的灵活性，提 高分布式光伏的自发自用比例，降低用户的用电成本，且锂离子电池系统成本不断下降、循环 寿命不断提高，“光伏+储能”技术的系统建设或逐渐成为储能全球应用的主流。四、投资策略：逆境下的突围，左侧时机渐成熟2020 年国内新增光伏装机有望达到 40GW。展望 2020 年，国内光伏竞价项目准备时间更 充分，将提升落地效率，同时平价项目也比 2019 年更成熟，整体需求或全面向好。我们预测： 1）新增户用光伏 6.9GW；2）2019 年竞价项目结转 9.1GW；3）新增竞价项目落地 9GW；4） 2019 年平价项目结转 6.5GW；5）新增平价项目 3GW；6）2019 年领跑者、特高压、示范基 地等结转 5.7GW；以上合计约为 40GW，同比提升 33%。2020 年海外新增光伏装机或回落至 55GW。从历史经验来看，我国光伏组件出口量变化 与光伏组件现货价格往往成反向，且价格先行制动。2019 年国内光伏市场不景气，上游硅片、 电池片、组件、逆变器等产品轮番降价，对海外需求起到一定刺激作用。然而，客观上，海外 新冠疫情对光伏需求造成负面影响（欧洲、日本、巴西等主要市场确诊人数较多）：一方面， 经济承压影响消纳空间；另一方面，物流、人工、融资等方面的制约降低了投资意愿（尤其是 分布式和户用光伏）。我们预计 2020 年海外新增装机回落至 55GW，但需求只是延后，并未消 失，中长期海外需求增长的趋势并未变化。格局：行业集中度提升是大势所趋，电池片环节势头最猛。我们认为，2020 年光伏各细 分领域均处于行业集中度持续提升阶段。其中，硅料优胜劣汰形势较强，瓦克、OCI 等国外产 能陆续宣布退出，国内低成本产能的优势逐步显现；硅片、玻璃基本已形成双寡头局面，扩产 也主要以龙头为主；电池片将迎来通威股份的强势扩张，行业有望进入加速洗牌阶段；组件、 胶膜、逆变器集中度或将平稳提升。价格：各环节价格均承压，玻璃支撑最强，硅片降价空间最大。我们预计 2020 年光伏整 体需求略有回落，产能仍在加大，各环节价格均有压力。其中，以全年维度来看，硅料短期面 临国内产能爬坡和国外产能退出，价格或小幅回升，未来随着优质产能放量，价格或小幅下滑； 硅片大幅扩产，让利不可避免；电池片价格已经触底，由于技术迭代，新增产能存在不确定性， 价格或迎小幅下滑；组件订单按惯例提前锁价（3-6 个月），一定程度上可以对冲疫情影响； 玻璃竞争格局最优，价格支撑力度较强；胶膜、逆变器价格预计小幅下滑。技术：大硅片、N 型电池放量在即。硅料、硅片的技术已经趋于平稳，组件的技术壁垒 相对较低，而硅片、电池片更新迭代潜力最大：1）硅片：隆基股份去年发布 M6、中环股份 随后发布 M12，硅片大型化已成趋势；2）电池片：PERC 是目前主流，但 N 型理论转化效率 更高，多家龙头已启动布局，HJT、TOPCon 产能有望进入快速增长期。2020 年景气度排名：电池片＞硅料=玻璃＞硅片=胶膜=组件＞逆变器。我们按照“格局、 价格、技术”三个维度给光伏各个环节打分，每个单项满分为 5 分，总分为 15 分。从边际变 化来看，我们认为 2020 年 7 个细分领域从高到低排序为电池片＞硅料=玻璃＞硅片=胶膜=组 件＞逆变器。投资策略：板块估值已经回落至低位，左侧时机渐成熟。2020 年光伏市场受疫情影响具 有很大不确定性，从需求端看，国内需求回暖，海外偏弱，全球或将回落。从供给端看，中国 是全球产能主要聚集地，且龙头公司扩产意愿强。因此，2020 年光伏供需宽松或不可避免， 由此带来的产品价格下降是主要风险。然而，对比“531”事件，预计海外需求的下滑时间较 长、幅度相对平缓，且光伏产业链的价格已经处于低位，下跌空间有限，对企业冲击更温和。 同时，EPC 价格趋于平价反而会刺激需求，全球光伏市场不改中长期向上趋势。目前，疫情 带来的悲观预期已经得到较为充分的释放，板块估值回落至低位，左侧时机渐成熟。推荐标的：硅料、电池片龙头通威股份（600438.SH）； 玻璃领先者福莱特（601865.SH） （建材行业覆盖）；硅片双寡头隆基股份（601012.SH）、中环股份（002129.SZ）； 胶膜龙头福 斯特（603806.SH）； 组件厂商东方日升（300118.SZ）；一体化先行者晶澳科技（002459.SZ）； 逆变器先锋阳光电源（300274.SZ）、锦浪科技（300763.SZ）。……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：银河证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

我国光伏行业发展回顾制造业发展情况:产业规模不断扩大，技术创新促进产业链降本增效光伏产业链的上游是晶体硅原料的采集和硅棒、硅锭、硅片的加工制造，产业链的中游是光伏电池和光伏电池组件的制造，目前晶硅电池分为单晶硅和多晶硅两种，产业链的下游是光伏电站系统的集成和运营。多晶硅:产能持续扩张，进口替代空间大，改良西门子法仍将是主流工艺多晶硅是光伏产业链最上游，该环节技术门槛高，具有一定的垄断性。2008 年前，多晶硅生产技术被国外垄断，主要供应商集中于欧洲、美国和韩国，但在国内光伏市场迅猛发展的推动下，经过十多年的发展，我国企业逐步掌握了多晶硅生产技术，多晶硅产业已初具规模。2016 年，我国多晶硅生产保持持续增长势头，全年开工的多晶硅企业有 17 家，有效产能达到 21 万吨，产量达到 19.4 万吨，同比增长 17.58%，占全球总产量的 48.5%，产能利用率达到 92.4%。 获取本文完整报告请百度搜索“乐晴智库”。从竞争格局来看，经过 2008~2012 年的低谷，多晶硅市场的落后产能已逐步退出，行业利润率恢复至正常水平，产业整合进一步深化，全球及我国多晶硅市场均呈现寡头竞争的格局。2016 年，全球前十大多晶硅企业总产量达到 31.3 万吨，同比增长 17.1%，约占全球总产量的 78.3%，其中江苏中能以 7 万吨的产量位居全球首位，德国 Wacker 公司以 6.6 万吨的产量位居次席，韩国 OCI、美国 Hemlock 分别以 6 万吨、2.5 万吨位居第三、第四位。百度搜索“乐晴智库”，获得更多行业深度研究报告国内多晶硅产业行业集中度同样较高，2016 年，全国产量排名前十的企业产能总计达到 18.2 万吨，产量约为 17.5 万吨，分别占全国总产能、产量的 86.7%和 90%。其中，产量规模排名前三的企业分别为江苏中能、新特能源和洛阳中硅。虽然我国多晶硅产业发展迅猛，产能和产量持续扩张，但由于相对于下游硅片、电池片和组件来说，我国多晶硅产业发展相对滞后，长期受海外厂商的垄断和压制，时至今日，我国多晶硅产业仍需大量进口。据海关数据统计，2016 年我国累计进口太阳能级多晶硅 13.6 万吨，同比增加 20.3%。在进口地方面，由于我国对韩国企业征收的“双反”税率较低，2016 年，来自韩国的多晶硅产量在进口总量中的占比超过 50%。可以预期的是，由于我国光伏产业链下游对多晶硅的需求将保持旺盛，我国仍需大量进口多晶硅，但随着国内新建及扩产产能陆续投产，我国多晶硅的自产比率将呈上升态势。改良西门子法仍将是主流，硅烷流化床法市场份额将有所增加1955 年，德国西门子开发出以氢气(H2)还原高纯度三氯氢硅(SiHCl3)，在加热到 1100°C左右的硅芯(也称“硅棒”)上沉积多晶硅的生产工艺;1957 年，这种多晶硅生产工艺开始应用于工业化生产，被外界称为“西门子法”，改良西门子法即在西门子法的基础上增加了尾气回收和四氯化硅氢化工艺，实现了生产过程的闭路循环，既可以避免剧毒副产品直接排放污染环境，又实现了原料的循环利用、大大降低了生产成本。改良西门子法生产工艺相对成熟，一直是多晶硅生产最主要的工艺方法，国内采用改良西门子法生产的多晶硅占据我国总产量的 98%。改良西门子法生产成本持续降低。多晶硅的生产成本中，能源、原料和折旧是多晶硅生产中比例最大的三项成本，分别占到总成本的 39-46%、21-19%、19-12%，影响成本的关键是能源消耗和原料消耗。近年来，基于改良西门子法的多晶硅生产能源消耗降低显著，从 2009年的综合能耗 40.06kgce/kg，降低到 2016 年的 12.28kgce/kg，降幅达 69.4%。原料消耗包括三氯氢硅、硅粉、四氯化硅等，最终集中体现在硅耗上，目前先进企业的指标已达到 1.15kg硅/kg-Si，接近理论值，降本空间已极为有限。硅片:金刚线切割在多晶领域有望快速发展我国硅片在全球范围占据着主导地位。2016 年，全球硅片有效产能约为 100GW，同比增长19%，其中中国大陆约为 81.9GW、中国台湾约为 6.5GW、韩国约为 3.2GW、欧洲 1.8GW，全球硅片产量约为 74.8GW，同比增长 24%，其中中国产量 64.8GW，同比增长 35%，全球占比达到 86.6%。硅片产业目前竞争格局稳定，产业集中度较高。2016 年，我国前十大硅片企业产能达到58.2GW，约占全国总产能的 71%，同比提升近 8 个百分点，产量约为 47.6GW，约占全国总产量的 73.5%，产业集中度远高于电池和组件环节。保利协鑫和西安隆基分别是全球多晶硅片和单晶硅片生产规模最大的企业。切片技术方面，金刚线切割相对于传统的砂浆切割，具有切割速度快、单片损耗低、切割液更环保等优点。使用金刚线切片首先可带来单位产能耗硅量的减少，从而较大程度地减少了硅片的硅成本和折旧等，这也是金刚线切片代替砂浆切片最重要的驱动因素;其次，由于单次切割的出片数量更多且耗时更短，金刚线切割可带来产能的提升;最后，使用金刚线切割所需的辅材成本更低。2015 年以来，单晶由于硅片端金刚线切片的导入实现了成本的快速下降，从而带来了单晶电池性价比的大幅提升。目前，金刚线切割在单晶硅领域已经得到广泛应用，多晶切片还是以砂浆切割为主，金刚线切片用于多晶硅片切割的主要障碍在于使用金刚线切割的多晶硅片反射率更高，常规的多晶制绒工艺难以达到很好的效果，解决这一缺陷目前主流的技术路径是在电池片环节采用黑硅技术，黑硅技术可降低多晶电池片的反射率从而提升转换效率。从电池制造商角度看，截至 2016 年底已上黑硅产能的企业包括晶科、阿特斯、晶澳、天合、协鑫集成、比亚迪、中节能等诸多业内的大中型企业，有效产能接近 3GW。由此可见，多晶金刚线切割与黑硅技术的结合将带来成本与效率的双重优势，这使得多晶硅片性价比优势有望持续，并继续维持较高的市占率。电池片:产业规模持续扩大，高效电池产业化进程加快将硅片加工为电池片是实现光电转换的核心步骤，我国电池片产业起步较早，是我国的传统优势产业。截至 2016 年底，我国电池片总产能约为 63GW，同比增长 18.9%，产量约为 51GW，同比增长 24.4%，为全年全球产量的 68%。电池片产业集中度较高，2016 年，我国前十大电池片企业产能达 30.7GW，约占全国总产能的 49.2%，产量约为 26.36GW，约占全国总产量的 51.7%，产业集中度较高，排名靠前的十家企业产能规模均达到了 1.5GW 以上。其中，晶澳、天合光能的电池片产能达到了 4.5GW以上，产量规模位居国内前两位。此外，部分企业在 2016 年大举进入光伏电池片生产环节， 如通威太阳能、江西展宇等，而隆基(乐叶)、江苏中来、协鑫集成等再 2016 年也加速在电池片领域布局。组件:成本不断下滑，效率不断提升根据对全国 224 家光伏组件企业的不完全统计数据显示，2016 年，我国组件总产能约为84GW，组件产量达到 57.7GW，同比增长 26%，约占全球总产量的 74%。在产品类型方面，基本上全部为晶硅电池组件，薄膜组件产量约为 200MW，聚光组件产量约为 20MW。产业集中度高。我国排名靠前的 20 家光伏组件企业在国内的总产能达到 50.7GW，同比增长 20%，产量达到 40.1GW，同比增长近 30%约占全国总产量的 74.7%，同比增加近 3.7个百分点。其中，前十家组件企业产量达 31GW，同比增长 5GW，约占全国总产量的 57.7%。这十家企业中，有 8 家跻身全球前十，其中晶科能源跃居全球组件产能和产量首位。组件生产成本持续下降。面对系统终端的平价上网压力，光伏组件价格不断下跌，在市场倒逼机制作用下，国内的组件厂商都在积极应对，积极通过扩大生产规模、提升产品转换效率和降低耗材成本等方式来降低组件生产成本。根据我国主要组件企业披露的数据，至 2016年底，我国主要晶硅电池企业生产成本基本降至 0.4 美元/瓦左右，领先企业的垂直一体化组件生产成本已降至 0.32 美元/瓦的水平，同比下降 17%左右，与 2011 年底的 0.9 美元/瓦相比，降幅高达 64%。随着金刚线切割及黑硅制绒技术的大规模应用，组件生产成本仍将持续下降，阿特斯和晶科均分别预计，到 2017 年组件成本将下降至 0.29 美元/瓦和 0.3 美元/瓦。电站运营发展情况:装机趋缓，分布式迎来快速发展2016 年，全球光伏应用市场快速发展，全年新增装机 73GW，同比增长 37.7%，累计装机容量达到 303GW。传统光伏应用市场如中国、美国、日本等继续领跑全球，新兴市场如印度、拉丁美洲各国及中东地区发展迅速。中国市场受上网电价政策调整所带来的抢装影响，2016 年光伏新增装机达到 34.54GW，同比增长超过 128%，连续四年成为全球第一大光伏应用市场。分布式迎来快速发展。根据 2016 年 12 月份出台的最新电价政策，三类地区的光伏发电标杆电价均大幅下调，而分布式上网电价维持不变，这体现了政策层面对分布式的支持。事实上，2017Q1，光伏新增装机 7.21GW，其中，集中式光伏电站新增装机 4.78GW，同比下降 23%，分布式光伏新增装机 2.43GW，同比增长 151%，新增装机呈现集中式光伏电站降速和分布式光伏发电提速的态势。获取本文完整报告请百度搜索乐晴智库。根据国家可再生能源中心预计， 2017 年上半年，分布式光伏新增装机 7GW，为 2016 年同期新增规模的近 3 倍，预计全年有望达到 14GW。另外，根据《太阳能“十三五”规划》，到 2020 年，分布式装机规模将达到 60GW。而截至 2016 年底，分布式光伏累计装机 10.32GW，按照规划，2017-2020 年分布式光伏装机年均复合增速超过55%。

如需报告请登录【未来智库】。特斯拉不仅仅是一家新能源汽车公司。可持续能源一直是特斯拉关注的重点。众多可持续能源中，特斯拉的创始人埃隆·马斯克 （Elon Musk）最青睐的是太阳能。2006 年，埃隆·马斯克首次披露特斯拉的《秘密蓝图》，详细描绘特斯拉未来 远景及采取的步骤。前三步是关于汽车，第四步是关于太阳能。事实上，特斯拉过去的发展路径完全依照其秘密蓝图的规划：从 Roadster，到 Model S/X，到 Model 3， 再到与SolarCity 合作并收购 SolarCity。2016 年，马斯克再次公布特斯拉《秘密蓝图》的第二篇章，描绘了其下一个阶段的蓝图。其中，光伏被放在首要位置，第一步即“创造惊人高效的、 配备集成储电功能的、美观的太阳能板”。SolarCity成立于 2006 年， 由埃隆·马斯克及其表兄弟 Lyndon Rive 和 Peter Rive 共同创立，埃隆·马斯克为任董事长，是一家专门发展户用光伏发电项目的公司。 SolarCity 于 2012 年在纳斯达克上市，并在 2014 年收购赛昂电力（Silevo），开始掌 握上游电池组件制造。本文详述特斯拉光伏产业最新发展。核心观点：通过对特斯拉新品Solar Roof V3的成本详细拆分和售价测算得出结论:在美国售价为28元/W的Solar Roof V3并不贵，且在中国市场定价有望降至21元/W，具备价格竞争力，未来成本下降潜力巨大。Solar Roof V3在美国相比同类产品，价格较低，且美观度更高，生命周期内净收益为正，具备放量大前提。Solar Roof V3对有更换/新建屋顶的用户，已经具备财务投资价值，不考虑储能，投资回收期9-12年，考虑储能投资回 收期14-16年，而产品全生命周期为25年。Solar Roof V3美国售价28元/W，高于中国传统屋顶电站价格近4倍，系美国市场非技术成本较高所致。预计在中国市 场销售价格可下降30%，至21元/W，且随着产业链配套和规模化生产，成本有进一步下降空间。这一次重新定义光伏， Solar Roof V3是特斯拉推出的革命性产品，在户用产品两大核心因素:性价比、外观，均有显著 竞争力。 Solar Roof V3在美国市场全生命周期内实现扭亏为盈，即是放量大前提，且在中国也具备经济性，未来成本仍 然有较大下降空间。性价比、外观叠加品牌效应，我们认为Solar Roof V3在美国和中国市场都有成为爆款产品的潜质。投资建议:特斯拉Solar Roof V3超预期降价，有望加速市场拓展，提升公司光伏业务规模，三大投资主线:(1)特斯拉光伏供应链:已知供应商:正泰电器(逆变器)、亚玛顿(玻璃)、南玻A(玻璃)，及潜在供应商。(2)布局BIPV市场的企业:BIPV为蓝海市场，市场空间较大，推荐布局BIPV的企业:隆基股份、东方日升等(3)光伏制造龙头企业出货量提升:BIPV产品结构与传统组件相似，拉动产业链出货需求，推荐龙头制造企业:通威 股份、隆基股份、中环股份、阳光电源、东方日升等。报告节选：（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：兴业证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

如需报告请登录【未来智库】。一、回顾光伏电池行业（一）光伏电池的基本原理 光伏发电的基本原理是利用半导体的光生伏特效应（Photovoltaic Effect，PV），在太阳能电 池内部 PN 结上形成电位差，从而将太阳能转换为电能，因此光伏电池是决定光伏发电效率的核 心器件。光伏电池中的最核心部分是 PN 结，作为光伏电池的基本结构单元，在 P 型（掺硼）半导体 和 N 型（掺磷）半导体的交界面形成。P 型半导体掺杂元素为硼，空穴作为多数载流子（多子） 主要参与导电，电子是少数载流子（少子）；N 型半导体掺杂元素为磷，电子作为多子主要参与 导电，空穴是少子。由于半导体内载流子浓度的差异，在 PN 结会形成一个由 N 指向 P 的内电场。当太阳光照 射在半导体表面， PN 结附近的电子吸收能量变为移动的自由电子，同时在原来的位置形成空穴。 自由电子受到内电场的作用会向 N 区漂移，同时对应空穴向 P 区漂移。当连接电池正负极形成 闭合回路时，自由电子受到内电场的力从 N 区经过导线向 P 区移动，在外电路产生电流。根据半导体材料的不同，可以将太阳能电池分为晶硅太阳能电池和薄膜太阳能电池。晶硅电池是研究最早、最先进入应用的第一代太阳能电池技术，按照材料的形态可分为单晶硅电池和多 晶硅电池，其中单晶硅电池根据基体硅片掺杂不同又分为 P 型电池和 N 型电池。目前应用最为 广泛的单晶 PERC 电池即为 P 型单晶硅电池，而 TOPCon、异质结、IBC 等新型太阳能电池技 术主要是指 N 型单晶硅电池。（二）从太空到地面，光伏行业增长了 1500 倍 1839年法国科学家E.Becquerel发现液体的光生伏特效应算起，太阳能电池已经经过了180 多年的漫长的发展历史。1877 年 W.G.Adams 和 R.E.Day 研究了硒(Se)的光伏效应，并制作第 一片硒太阳能电池。我国 1958 年正式开始研发太阳能电池，最初研发出的光伏电池主要用于空间领域。1975 年-1976 年宁波、开封先后成立太阳电池厂，电池制造工艺模仿早期生产空间电池的工艺，太阳 能电池的应用开始从空间降落到地面，但由于产品价格贵地面光伏市场小，20 世纪 70 年代至 20 世纪 90 年代，行业发展几乎停滞。直到 2000 年德国颁布《可再生能源法》带动欧洲地面光伏市场兴起，进而带动我国开始出 现光伏产业链的配套公司，地面光伏市场才真正开始逐步发展起来。2002 年我国无锡尚德第一 条 10MW 多晶硅电池产线宣布投产，我国光伏产业全面国产化进程正式开启。2003 年到 2005 年，在欧洲特别是德国市场持续拉动下，尚德和保定英利持续扩产，其他 多家企业纷纷建立太阳电池生产线，使我国太阳电池的生产量迅速增长到达 MW 级别。2007 年 我国光伏新增装机约 20MW，之后十多年我国通过补贴等多种政策的扶持，到 2019 年我国光伏 新增并网达 30.1GW，较 2007 年增长超 1500 倍。近二十年光伏电池市场主要以技术更成熟的晶硅电池为主，2008 年前后由于晶硅电池上游 多晶硅料出现紧缺，导致晶硅电池成本高企，薄膜电池作为第二代电池受到市场关注，市场份额 一度出现回暖。但随着 2008 年-2009 年和 2010 年-2011 年两轮多晶硅料价格的断崖式下跌，晶 硅电池成本得以大幅下降，度电成本大幅降低，成为目前光伏电站市场的绝对主流。而薄膜电池 仅保存了特定市场的极小份额。多晶硅价格暴跌后，多晶硅片经济性曾一度领先单晶。但从 2015 年-2016 年开始，以隆基 为首的单晶厂商实现技术突破，大幅降低了单晶硅片单片成本。由于单晶硅电池具备更高的转化 效率，导致单晶硅片对应的单瓦成本实现反超，比多晶更低，后又出现以 PERC 电池为代表的 高效单晶硅电池，进一步推动了单晶硅对多晶硅的替代，单晶硅电池市场份额自 2016 年起开始 持续攀升。（三）两轮多晶硅料的价格暴跌，奠定晶硅电池发展基础 2004 年之前，绝大部分多晶硅产量用于半导体产业，太阳能级多晶硅需求仅用电子级硅的 边角料即可满足，因此，多晶硅产能主要受半导体产业影响。2003 年德国光伏补贴政策出台， 带动了德国太阳能光伏应用市场，从 2004 年起在以欧洲、日本、美国为代表的太阳能光伏应用 市场的带动下，太阳能级硅的需求呈现较快速度增长。据赛迪顾问数据，2004 年全球光伏电池 产量达 1195MW，到 2009 年全球光伏电池产量增长到 10400MW，增长近 9 倍，我国光伏电池 产量 2009 年达 3460MW，较 2005 年增长近 25 倍。早期硅料产业被海外 7 家厂商垄断：虽然光伏市场呈现了跨越式增长，但由于原料多晶硅制 作技术难度大，工艺复杂，且核心技术集中在 Hemlock(美国)、Wacker(德国)、Tokuyama(日本)、 REC(挪威)、MEMC(美国、意大利)、Mitsubishi(日本、美国)和 Sumitomo(日本)七家厂商手中。即使厂家产量扩增，但一般多晶硅的生产线建设期在 2 年左右，经过后期的不断调试，完全 达产则需要 3-5 年时间。因此全球原料多晶硅市场一直由传统 7 大厂商垄断，其市场份额约占市 场总额的 70%以上。2005 年-2008 年硅料出现价格暴涨，光伏薄膜电池实现高增长：2005 年硅料价格约 100 美 元/kg，2006 年第四季度多晶硅突破 300 美元/kg 后，2007 年底升至 400 美元/kg，2008 年 9 月，多晶硅价格最高时接近 500 美元/kg。在硅料价格暴涨的同时，光伏薄膜电池性价比逐渐凸 显，市占率从 2005 年的 6.5%爬升至 2009 年的 19.5%。自主研发硅料逐步投产，2008 年-2010 年硅料价格迎来第一轮暴跌：在全球多晶硅供应不 足，价格持续上涨情况下，中国掀起多晶硅投资热潮。以洛阳中硅高科为首，自主研发的多晶硅技术成功实现产业化后，多晶硅已成为全国的投资热点。国内多晶硅规模迅速扩大，促使国外多晶硅生产的单项技术和设备也开始优惠进入中国，技术和装备水平不断提高，多晶硅产量迅速扩 大，2006 年中国多晶硅产量仅 387 吨，2007 年达到 1130 吨，2008 年达到 4210 吨，2009 年 中国多晶硅产量达到 20000 吨。截至 2008 年，全国共有 16 个省市自治区布局投资了 33 个多晶硅建设项目，而 2008 年多 晶硅实际产量只有 4000 多吨。截至 2009 年底，中国已建成原料多晶硅产能接近 5 万吨，大大 小小的项目以及规划项目不下 40 个，江西、四川、江苏等省已经成为国内多晶硅项目的主要分 布地区。由于光伏产业的过度投资，导致多晶硅价格呈现“过山车式”的波动。到 2008 年末多晶硅 价格已经跌至每公斤 150 美元左右。2009 年 3 月，多晶硅价格最低时到过每公斤 50 美元，跌 幅近 90%。国内有实力的产商扩产，2010 年-2012 年多晶硅料第二轮暴跌：2010 年国家《多晶硅行业 准入条件》的出台，进一步提高了行业进入门槛，多晶硅行业在国内又呈现出几个大企业垄断的 局面，保利协鑫、江西赛维 LDK 和洛阳中硅产能位列全国前三。且业内仍有具有一定影响力、资金雄厚的多晶硅企业仍在不断投资。受海外新增装机增速下 滑影响，在 2011 年末，多晶硅料再次出现断崖式下跌，从 2010 年 9 月的近 700 元/kg 下跌到 2012 年的约 100 元/kg，跌幅超 85%。随硅料成本的大幅下行，晶硅电池组件成本大幅下降，成为太阳能电池中的绝对主流：晶硅电池相对于薄膜电池起步更早、效率更高。随两轮多晶硅价格的大幅下行，多晶电池片成本快 速下降，更便宜的多晶硅电池组件，大幅降低了度电成本，成为目前光伏市场绝对主流。单晶硅电池效率持续攀升，BOS 成本优势也逐渐显现：随着组件成本的快速下降，提升电 池组件转换效率摊薄 BOS（除组件外系统成本）成本显得越来越重要。2015 年光伏领跑者计划 启动，推动了高效率电池发展，之后三年内单晶 PERC 电池占比迅速提升。到 2019 年，单晶电 池市占率达到 65%，二十年来首次超过多晶电池。（四）金刚线切割大幅降低单晶硅片成本，奠定单晶电池发展基础 2010 年至今，受益于各种降本增效技术的应用，光伏作为曾经昂贵的清洁能源现在正变得 越来越廉价，目前全球大部分地区已经实现平价上网，部分地区光伏度电成本甚至低于化石燃料 度电成本。如果以 2015 年作为单多晶技术变革的分水岭，2011 年-2015 年全球光伏新增装机年 复合增速为 15%，2015 年-2019 年全球新增装机复合增速达到 23%。回顾单晶硅对多晶硅的替代，核心在于金刚线的切割技术的普及，大幅降低了单晶硅片成本。 金刚线当时主要是替代砂浆切割技术。金刚线技术增切速、降线耗：传统的砂浆钢线切割切速仅有 0.4 mm/分钟。金刚线切割可采 用 1.0~1.2 mm/分钟以上的大切速，切割效率大幅度提升 2-3 倍以上。同时，随金刚线切片技术 的发展，单片硅片耗线量也在成倍下降，由原先的 3 米/片已经降到现在的 1.5 米/片。切割成本 的下降使金刚线技术快速普及。细线化、薄片化提高硅片产量：金刚线基本以每年 10-20um 的速度在细线化，当时国内先 进企业已实现母线80um金刚线切片量产，日本当时已有厂家开始小范围使用母线70um金刚线。 薄片化可大幅提高每公斤单晶出片率、提升切片产能，为单多晶硅片成本逆转提供有力支撑。当切割硅片的方法由砂浆切割转变为金刚线切割时，按当时的 120元/kg的硅料的成本计算， 每一片，硅料的成本就可以每片降低 0.59 元。考虑到金刚线线径逐年变细，切割速度增快，产 能大幅增加，产品的折旧成本也会有所减小。据测算，当硅片厚度由 180 μm 下降至 160 μm， 硅片生产的折旧成本将下降 0.26 元/片。在隆基股份的单晶硅片出来之前，保利协鑫是当之无愧晶硅龙头。2015 年底协鑫多晶硅和 多晶硅片产能分别达到 7 万吨和 14GW，市占率分别高达 30%和 40%，均列全球第一。对比两家公司的发展，可以明显发现自 2015 年金刚线切割开始普及，明显提升了单晶硅片的成本下降 速度，按当时的电池片效率估算硅片的单瓦成本，2016 年单晶对多晶实现了成本优势的反超。隆基得益于领先的成本优势，借助高效 PERC 单晶电池的载体和领跑者计划培养的市场， 在硅片价格下跌时，仍能连续 6 个季度保持毛利率攀升，2015 年至 2018 年，隆基营收年复合 增速达到 55%，净利润年复合增速达到 70%。协鑫紧随其后完成了金刚线切割技改并推出铸锭单晶硅片，但仍未能逆转局势。隆基凭借良 好的现金流顺势扩大产能，2019 年隆基硅片产能超越协鑫，成为全球硅片龙头。二、PERC 电池的提效降本之路（一）从 PERC 电池的应用看新技术的导入 以前太阳能电池效率大都通过改进电池正面获得，因此当正面带来的效率提升越来越难，研发人员将目光转向了电池背面的钝化。由于切割硅片会在其表面产生大量悬空键，引起载流子在 此大量复合从而影响电池效率，钝化就是通过降低表面载流子的复合，来提升电池的效率。钝化可通过化学钝化和场效应钝化两种方式实现。化学钝化主要是使悬空键饱和，可以通过提供一个可使表面硅原子达到饱悬空键状态的表层，或 沉积高氢介质膜，使氢填补悬空键的空穴，从而实现钝化目的。场效应钝化是指在表面附近制造一个电场，以排斥相同极性的少数载流子， 从而降低载流子的复合。PERC 电池（Passivated Emitterand Rear Cell，PERC）结构从常规铝背场电池（BSF） 结构演变而来，通过在 BSF 的背面叠加钝化层（AlOx）实现转换效率的大幅提升。最早起源于 上世纪八十年代，由澳洲新南威尔士大学的 Martin Green 研究团队首次正式提出，当时即达到 22.8%的实验室电池效率。2006 年 PERC 电池背钝化材料 AlOx 的钝化性能引起学界重视，之后随着 AlOx 产业化技术 和设备的成熟，加上激光技术的引入，PERC 技术开始逐步走向产业化。2012-2013 年开始有厂 家对其产线进行 PERC 升级，2015 年新增电池产能采用的基本都是 PERC 架构，2018 年开始 PERC 电池产能加速扩张，现已成为最主流的高效电池技术。回望单晶PERC电池的发展历程，我们认为转换效率的快速提升是其广泛应用的核心动力。2012 年 PERC 电池刚刚引起产业界关注，最高效率是尚德的 20.3%，当时常规单多晶效率 约为 19%和 17%。2015 年 ISFH 通过优化电池模型参数，提出 PERC 电池效率可达到 24%以上，并给出相应 的技术路线。同年德国 HELENE 研究团队宣布计划在 2017 年底前将 PERC 单晶硅电池效率提 升至 22.5％，PERC 电池产业化成为研究热点。2016 年底，天合光能创下 22.61%的最高 PERC 电池效率纪录，提前一年达到 HELENE 目 标。2017-2018 年隆基和晶科轮番刷新 PERC 效率纪录，到 2018 年底晶科达到 23.95%的最高 效率。与此同时 PERC 电池的扩产达到了前所未有的高峰，到 2018 年底单晶 PERC 产能达到 接近 80GW，较 2016 年底翻了四倍。2019 年 1 月隆基在 244.59cm2的 P 型硅片上实现了 24.06%的转换效率，高出行业平均量 产效率近 2 个百分点。到 2019 年底单晶 PERC 电池市占率达到 60%左右，反超 BSF 电池成为 市占率第一的电池技术。除了具有更高的效率和更大的提效空间以外，PERC 电池能快速扩大市占率，还因其只需在 原有产线上增加两道工序（背钝化和激光开槽），可以在获得 1 个百分点以上效率提升的同时保 持有竞争力的生产成本。从量产效率看，2010-2019 年单晶电池效率从 17.5%提升到 22.3%，平均每年提升约 0.48 个百分点，而同期多晶电池效率从 16.5%提升到 19.3%，平均每年提升 0.28 个百分点，单多晶 效率差从 1 个百分点拉开到 3 个百分点。在效率提升的同时，单晶电池价格却一路下跌，单多晶 电池片价格差从 2012 年的 0.4 美元/片下降到 0.11 美元/片，单晶电池性价比凸显。回顾 PERC 产能的投放节奏不难发现，2017-2018 年之所以成为 PERC 产能集中爆发期， 一方面是因为单多晶电池转换效率差不断拉大，PERC 溢价最高可达到近 0.4 元/W；另一方面是 因为关键设备的国产化，使得PERC改造成本和新建成本分别降至1亿元/GW 和4.2亿元/GW， 改造产线在高溢价下一年即可收回资金成本，从而刺激企业加大 PERC 产能布局。因此，我们 认为相对较高的效率溢价和相对较低的成本是新型电池技术被广泛认可的必要前提。（二）大尺寸硅片助力 PERC 电池继续降本 近十年电池片尺寸经历过几轮变革，从 100/125mm 到 156mm，再到 2013 年底隆基、中环 等联合发布的 M2-156.75mm，大尺寸电池片可以有效提高组件发电功率，降低光伏发电系统成 本，成为光伏产业发展的大趋势。2019 年隆基、中环相继推出 M6-166mm、M12-210mm 大尺寸硅片，面积较目前主流的 M2 分别提升 12.2%、80.5%，组件封装功率可提升到 450W+、600W+，较 M2 72 片组件分别 高出 60W+、200W+。假设电池产线每小时出片量不变，M6、M12 可以使产能相应提升 12.2% 和 80.5%，从而摊薄人工、折旧等除辅材外的非硅成本。根据测算，我们预计可以使电池片每瓦 非硅成本降低 1-5 分钱。M6 的优势在于现有产线兼容性好，硅片环节的拉棒和切片设备均可兼容，电池和组件环节 需要对产线升级改造，预计改造成本约 2500 万元/GW。此外电站考虑到冗余设计也可直接兼容 M6 组件。M12 由于尺寸提升更多，硅片、电池、组件产线均需新建，但 M12 带来的降本空间可使全 平台受益。除电池端降本 5 分钱外，组件端和电站端还可摊薄支架、接线盒、汇流箱等成本。1） 东方日升数据显示，M12 单晶 50 半片的 500W 高效组件可使组件单线产能提升 30%， BOS 成本降低 9.6%，度电成本(LCOE)下降 6%。2） 天合光能数据显示，M12 单晶 50 三分片组件在黑龙江某大型地面电站测算结果显示， 500W 的 210 双玻双面组件相比常规 410W（应为 M2）双玻双面组件，BOS 成本下降 6%~8%，LCOE 成本下降 3%~4%。得益于强大的降本能力，大尺寸硅片得到了下游的积极响应，通威、爱旭、东方日升、天合 光能等电池组件厂商积极推进相关产能投建，目前已公告的大尺寸电池规划产能约 80GW。根据 中国光伏行业协会 2020 年 2 月发布的《中国光伏产业发展路线图（2019）》，预计 2020 年底大 尺寸硅片占比有望达到 40%左右，2021 年有望取代 M2 成为主流尺寸。三、后 PERC 时代，TOPCon 还是 HJT？根据晶硅太阳能电池的工作原理，要实现高转换效率（η=FF*Voc*Jsc/Pin）需要高的填充 因子（FF）、开路电压（Voc）和短路电流密度（Jsc）。 目前产业化主要是通过增大光生电流如 IBC、HBC 电池（增加光照面积，提高 Jsc） ，以及提高少子寿命如异质结、TOPCon（优化钝 化性能，提高 Voc）实现。（一）主要新型高效电池介绍 异质结电池（Heterojunction，HJT）：由两种不同的材料组成，即在晶硅和非晶硅薄膜之 间形成 PN 结，因此它兼具晶硅电池优异的光吸收性能和薄膜电池的钝化性能。具体是在 N 型晶 体硅片正反两面依次沉积厚度为 5-10nm 的本征和掺杂的非晶硅薄膜，以及透明导电氧化物 (Transparent Conctive Oxide，TCO) 薄膜，从上到下依次形成了 TCO-N-i-N-i-P-TCO 的对称 结构。隧穿氧化钝化接触电池（Tunnel Oxide Passivated Contact，TOPCon）：前表面与 N-PERT 电池没有本质区别，主要区别在于采用超薄二氧化硅（SiO2）隧道层和掺杂非晶硅钝化背面。其 中 SiO2 厚度 1-2nm，可使多子隧穿通过同时阻挡少子复合；掺杂的非晶硅厚度 20-200nm，经 过退火工艺使非晶硅重新结晶为多晶硅，可同时加强钝化效果，避免了在钝化膜上激光开槽，能有效减少少子复合，提高电池的开路电压和填充因子，进而提高电池效率。交叉背接触或全背电极接触电池(Interdigitated Back Contact，IBC)：前表面是 N+的前场 区 FSF 和 SiNx 减反层，背表面为交叉排列的 P 区和 N 区，正面无金属栅线电极遮挡，因此可 以更高的短路电流。IBC 电池工艺的难点是背面交叉分布的 P 区和 N 区，以及背部金属电极的 制作。异质结背接触电池（Heterojunction Back Contact，HBC）： 将 HJT 非晶硅薄膜技术应用 于 IBC 电池结构，可同时获得高的短路电流和开路电压。2016 年、2017 年日本 Kaneka 公司研 发的 HBC 电池分别创下 26.33%和 26.63%的转化效率世界纪录。该电池正面无金属电极遮挡， 背部 P、N 区呈现交叉排列，本征非晶硅薄膜（i:a-Si）作为双面钝化层，具有优异的钝化效果。双/多结叠层电池（Tandem / Multi-junction）：将带隙不同的两个或多个子电池按带隙大小 依次串联在一起. 当太阳光入射时, 高能量光子先被带隙大的子电池吸收, 随后低能量光子再被 带隙较窄的子电池吸收，既增加了对低能量端光谱的吸收率，又降低了高能量光子的能量损失， 可以显著提高电池效率。PERC、HJT 等均为单结电池，理论极限效率仅为 29.43%，而由钙钛 矿（Perovskite）和晶体硅构成的双结叠层电池理论效率最高可提高到 43%，是未来太阳能电池 效率大幅提升的重要技术路线。根据 ISFH 的测算，PERC、HJT、TOPCon 电池的理论极限效率分别为 24.5%、27.5%、 28.7%，其中 TOPCon 十分接近单结电池的极限效率 29.43%。目前 PERC、HJT、TOPCon 电 池的最高效率纪录依次为 24.06%（隆基）、25.11%（汉能）、25.70%（Fraunhofor）， 平均量产 效率依次为 22.5%、23.7%、23.5%左右，其中 HJT 和 TOPCon 效率均处于起步阶段，未来具 有非常大的提升空间。（二）新型高效电池量产工艺比较 目前实现小规模量产（>1GW）的新型高效电池主要包括 TOPCon、 HJT 和 IBC 三种， HBC、 叠层电池暂时还处于实验室研发阶段。从生产工艺来看，IBC 电池工艺最难最复杂，TOPCon 次 之，HJT 电池工艺最简单、步骤最少（核心工艺仅 4 步）。从生产设备来看，TOPCon 电池兼容 性最高，可从 PERC/PERT 产线升级，IBC 次之，HJT 电池完全不兼容现有设备，需要新建产 线。1） TOPCon 电池采用 N 型硅片，需要在 PERC 产线上增加硼扩设备，背面的 SiO2隧穿层 和掺杂多晶硅层，分别采用原位热氧和原位掺杂的方式在 LPCVD（低压化学气相沉积） 中沉积，因此还需要在 PERC 产线上增加 LPCVD 和湿法刻蚀设备。2） HJT 电池由于采用晶硅/非晶硅异质结结构（PN 结由不同材料构成），最高工艺温度不 能超过非晶硅薄膜形成温度（<200℃），因此在后续采用低温固化工艺替代高温烧结。 低温工艺对设备、工艺、材料和洁净度提出更高的要求（高温工艺可吸除杂质），因此 需要重新新建产线，且相关设备投资成本较高，是 PERC 的 2~4 倍。但是 HJT 电池天 然的对称结构有利于自动化生产，减少生产步骤，更适合大规模生产。3） IBC电池需要在背面制成交叉分布的P区和N区，增加了制作掩膜和激光开槽两道工序， 同时由于掺杂区面积较小，采用 PERC 工艺中的热扩散炉不易控制精度，需要使用半导 体生产中的离子注入工艺，提高了生产的技术门槛和成本。（三）新型高效电池经济性分析在目前可量产的新型高效电池中，HJT 电池的设备投资成本最高，约为 5~10 亿元/GW，而 PERC 仅需 2.5~3 亿元/GW，HJT 电池设备成本为 PERC 投资成本的 2~4 倍。TOPCon 电池与 PERC 产线兼容度高，可从 PERC 产线改造升级，改造成本为 0.5~1 亿元 /GW 左右，新建产线设备投资成本约 3~3.2 亿元/GW，较 PERC 高 20%~30%左右，是目前初 始投资成本最低的 N 型高效电池之一。根据 PVInfoLink 估计，目前异质结和 TOPCon 成本接近 PERC 的两倍，毛利率显著低于 PERC 电池。一方面是因为前期设备主要依赖进口，国产设备导入后，初始投资成本有望下降 30%~50%左右；另一方面是因为现在新技术产线大多为中试线，无论设备还是耗材均未形成规 模优势。随着更多资本进入，有望加快浆料、靶材等耗材的国产化进程，同时提高单线产能，进 一步降低生产成本。（四）新型高效电池量产情况 目前各大电池厂商均有布局 TOPCon、HJT、IBC 电池，不过产线规模大部分都为 MW 级 别，以中试线居多，形成量产稳定供货的企业比较少。1） TOPCon 电池产能主要以原有 PERC/PERT 电池厂商布局为主，2019 年新扩产 PERC 产线大都预留了升级空间。国内目前中来股份已具有 2.4GW 的量产产能，2019 年天合 光能发布 TOPCon 组件新产品，未来产能有望进一步提升；海外方面，LG 和 REC 在 TOPCon 技术均有量产产能（>1GW） 。2） HJT 电池早期产能主要以松下、汉能、晋能、钧石、中智为主，但产能规模都在 100MW 左右，近两年随着异质结投资受到关注，通威、爱康、彩虹、山煤国际等新入企业纷纷 宣布了 GW 级别的产能规划。截止到 2019 年底，HJT 已规划产能已超过 30GW，但实 际落地产能仅合计 2GW 左右。3） IBC 电池目前仅有 Sunpower（>1GW）和黄河水电（>200MW）实现量产供货，其他 厂商目前仍处于研发阶段。四、投资建议通过分析 PERC 电池的降本提效路线，我们认为相对较高的效率溢价和相对较低的成本是 新型电池技术被广泛认可的必要前提。目前 PERC 电池已达到 24%的研发效率，量产效率今年 底即将突破23%，我们预计PERC很快将进入提效的瓶颈期。不过由于大尺寸硅片的应用， PERC 电池成本优势进一步巩固，推迟了 TOPCon、HJT 等新型高效电池的到来。同时 TOPCon、HJT 电池 23%~24%的量产效率仍有较大提升空间，因此我们认为未来 2~3 年内市场将仍以 PERC 电池为主，主要技术路线是大尺寸、薄片化的技术难题攻关。TOPCon 电池主要优势在于与现有产线的兼容，但由于工艺较复杂，更适合现有 PERC 产 线转型过渡，考虑到目前 150GW+的 PERC 产能，我们认为 TOPCon 在未来 3~5 年更具备竞争 优势。HJT 电池由于工艺简单适合规模化生产，受到了更多新进入资本的青睐，目前投资成本 5~10 亿元/GW，即便设备实现国产化，仍较 PERC 投资高出一倍多，加上耗材国产化技术未完 全成熟，短期内很难替代 PERC，但长期看 HJT 可以与 IBC、钙钛矿等其他技术叠加，具备非 常大的效率潜力，有望成为下一代技术的开拓者。重点推荐大尺寸硅片、电池相关标的隆基股份、爱旭股份、通威股份、晶盛机电，建议积 极关注中环股份、迈为股份、东方日升、山煤国际。（一）隆基股份：硅片订单充足，有望受益 M6 渗透率提升 硅片在手订单充足，产能加速扩张：公司硅片在手订单充足，2019 年至今累计签订硅片长 单销售合同约 134.9 万片，根据当前售价对应营收约 366 亿元。公司 2019 年至今累计宣布硅片 扩产项目约 65GW，产能扩张速度超预期。主推 M6 大硅片，上下游并举刺激产线升级：公司在 2019 年推出 M6 大尺寸硅片，根据公 司 4 月官网报价，M6 与 M2 硅片价差为 0.34 元/片（含税）。鉴于公司当前硅片毛利率高达 30% 以上，后续有望通过缩小 M6 与 M2 价差刺激下游电池厂商升级产线。根据披露，2020 年公司 M6 尺寸组件产能将超过 20GW，占规划产能的 80%，公司上下游并举推进 M6 渗透率提升，预 计 2020 年 M6 出货占比有望达到 70%以上。投资建议：我们预计公司 2019-2021 年营收分别为 285.5 亿元、381.8 亿元、592.6 亿元， 归母净利润为 47.8 亿元、61.1 亿元、74.6 亿元，维持“买入-A”投资评级。风险提示：扩产不及预期；产品价格大幅下滑；订单交付不及预期。（二）晶盛机电：受益于大尺寸硅片扩产，2020 年订单高增长 新一轮硅片扩产周期开启：从光伏产业链看，目前硅片环节盈利能力最好，产品供不应求， 公司下游硅片厂商积极布局扩产，目前已宣布扩产项目接近 100GW，2020 年有望迎来硅片扩产 新周期。公司客户中环、晶科、上机数控累计宣布扩产硅片约 55GW，对应设备采购金额约 100 亿元（公司 2019 年营收 31.3 亿元），有望带动公司未来业绩增长。背靠 210 硅片龙头，在手订单高增：公司目前已具备 12 英寸单晶炉制造能力，是 210 大硅 片龙头中环股份重要供应商，去年 11 月、今年 3 月分别中标中环协鑫五期一、二批设备采购项 目，合计金额 28.5 亿元。根据我们估算，公司 2020 年一季度在手订单约 40~45 亿元，预计 2020 年 Q2-Q3 将迎来业绩确认高峰。投资建议：我们预计公司 2020-2021 年营收分别为 34.6 亿元、42.6 亿元，归母净利润为 9.0 亿元、11.5 亿元，维持“买入-A”投资评级。风险提示：单晶炉需求不及预期；订单交付不及预期。（三）爱旭股份：率先实现 210 大尺寸电池片量产 率先实现大尺寸电池量产，产能规模持续扩张：继天津一期 166mm 大尺寸电池去年 9 月底 投产后，公司 2020 年 1 月宣布义乌二期 210mm 大尺寸电池片量产，是业内第一家实现 210 电 池片量产的企业。根据公司公告，今年将启动义乌三期 4.3GW 和改扩建天津基地 1.6GW 高效 电池项目，预计 2020 年、2021 年、2022 年底产能将分别达到 22GW、32GW、45GW，其中 今年底 166 和 210 电池产能有望分别达到 10GW，大尺寸进程处于业内领先地位。PERC 电池效率行业领先，成本处行业第一梯队：公司自有专利管式 PERC 技术较其他 PERC 技术在效率、成本和产品可靠度方面更具优势，应用至今电池转换效率从 21.56%提升到 22.5%，高于 CPIA 预测行业的平均效率 22.1%，产品有望享受溢价。根据公司公告，2019 年 上半年公司单晶 PERC 的非硅成本已降到 0.253 元/W，远低于行业平均的 0.34 元/W，处于国 际领先水平。随着大尺寸电池片占比的提升，预计非硅成本有望进一步下降 2-3 分/W。投资建议：我们预计公司 2020-2022 年营收分别为 109.9 亿元、162.7 亿元、212.5 亿元， 归母净利润为 12.1 亿元、16.1 亿元、24.4 亿元，维持“买入-A”投资评级。风险提示：扩产不及预期；产品价格下跌超预期。（四）通威股份：规模优势明显，非硅成本最低产能规模全球第一，HJT 规划行业领先：公司现有电池产能约 20GW，其中单晶 PERC 电 池 17GW。根据公司公告披露，2020 年-2023 年高效电池规划产能分别为 30-40GW、40-60GW60-80GW、80-100GW，产能规模全球第一。此外公司在 PERC+、TOPCon、HJT 等新型技术 领域均有布局，已有 400MW 异质结电池中试线（规划 2GW），是业内规模较大的 HJT 产线， 预计 2023 年 HJT 转换效率有望达到 25%以上。大尺寸电池投产，非硅成本行业第一：根据公司公告披露，目前公司单晶 PERC 电池非硅 成本平均为 0.22 元/W 左右，处于行业第一梯队。2019 年底成都四期 166 大尺寸电池投产，预 计眉山 210 电池产线有望在今年 Q2 投产，随着大尺寸电池占比提升，到 2020 年底公司非硅成 本有望进一步降到 0.20 元/W 左右。根据公司规划，未来新增产能均兼容 210 及以下尺寸，到 2023 年非硅成本有望降至 0.18 元/W 以下。硅料产能将扩至 22 万吨-29 万吨，成本优势凸显：公司现有硅料产能约 8 万吨，处于全球 前三。其中乐山、包头 6 万吨新产能电价较低，生产成本均在 4 万元/吨以下，处于行业最低水 平。根据公司规划，2021-2023 年硅料产能将分别扩至 11.5-15 万吨、15-22 万吨、22-29 万吨， 新增产能生产成本目标 3-4 万元/吨，现金成本目标为 2-3 万元/吨。低成本高品质硅料的释放， 将使得高成本产能进一步出清，加速进口硅料替代进程。投资建议：我们预计公司 2019 年-2021 年营业收入分别为 358.8 亿元、455.0 亿元、535.7 亿元，归母净利润为 27.4 亿元、39.4 亿元、47.8 亿元，维持“买入-A”的投资评级。（五）中环股份：盈利持续改善，210 大硅片有望放量 硅片盈利能力增强，210 需求 Q3 有望放量：公司光伏硅片 2019 年实现营收 149.2 亿元， 同比增长 23%；毛利率 17.9%，同比增加 2.8pct；累计销售 51.4 亿片，同比增长 76%，硅片盈 利、销量齐升带动公司净利润高速增长。目前中环五期 210 尺寸大硅片已实现产业化供应，根 据我们统计，已公告的 210 电池组件规划产能达到 100GW 左右，预计今年三季度 210 硅片需 求有望逐渐放量。半导体业务获领先客户认可，电站业务稳步增长：公司半导体硅片 2019 年实现营收 11.0 亿元，同比增长 8%；毛利率 25.7%，同比减少 4.4pct：累计销售 4.5 亿平方英寸，同比增长 21%， 在全球前十大功率半导体客户的销售收入提升 2 倍以上，获得全球领先客户认可。公司发电业务 实现营收 5.2 亿元，同比增长 54%；累计并网电站 485.22MW，同比增长 167%，在手电站容量 稳步增长，为公司贡献利润。现金流改善明显，研发投入创新高：公司 2019 年经营活动净现金流为 25.1 亿元，同比增 长 47%，其中四季度 11.75 亿元，同比增长 39%。三项费用率合计 12.6%，同比减少 0.4pct， 其中销售费用率、管理费用率、研发费用率、财务费用率分别同比-0.4pct、 -1.22pct、+0.35pct、 +0.88pct。公司抓住光伏平价上网和半导体国产替代的行业机遇，持续加大技术研发创新，2019 年研发总投入约 11.7 亿元，同比增长 51%，创历史新高。投资建议：我们预测公司 2020-2022 年营业收入为 232.5 亿元、300.2 亿元、366.7 亿元， 归母净利润为 16.0 亿元、21.8 亿元、27.2 亿元，维持“买入-B”投资评级。风险提示：扩产项目落地情况不及预期；半导体硅片国产化不及预期。（六）迈为股份：在手订单充足，有望继续高增长 外购设备拉低毛利率，单位人工成本下降：公司丝网印刷成套设备 2019 年实现营收 11.8 亿元，同比增长 78%，占总收入的 82%；毛利率为 31.2%，同比下降 7.7pct，主要是低毛利率 的外购设备增加所致。丝印成套设备销量为 198 条（换算成单线），同比增长 69%，平均单价 596.8 万元，同比增长 5%。从成本来看，成套设备单位人工成本同比下降 18.5%，占比 2.1%， 同比下降 1.0pct，主要系规模扩大生产效率提升。在手订单充足，预收货款大增：截至 2019 年底，公司预收账款 14.1 亿元，同比增长 60%， 已签订未执行订单充足。存货价值为 20.7 亿元，同比增长 61%，其中发出商品 17.0 亿元，同比 增长 57%，根据行业 9~10 个月验收周期，我们预计发出商品有望在 2020 年下半年确认收入。研发投入大幅增长，布局下一代光伏核心设备：2019年研发投入9429万元，同比增长141%， 占营收比重为 6.6%，同比增加 1.6pct。公司积极进行印刷、激光和真空相关技术研发，前瞻性 布局大硅片、HJT、IBC、钙钛矿等先进光伏电池核心设备以及 OLED 面板激光切割设备，有望 在技术迭代中抢占先机。疫情影响 Q1 订单交付，行业向上基本面不变：受疫情影响，公司一季度订单交付及确认情 况较原计划延迟，导致 Q1 净利润同比持平。但我们认为光伏设备行业景气度向上基本面不变， 2021 年光伏全面平价上网在即，产业链提效降本需求强烈，大硅片、HJT 等高效电池技术即将 进入密集导入期，晶科、天合、隆基、通威、阿特斯等核心客户公布扩产产能超 100GW，公司 凭借前期产品布局，未来业绩有望进入快车道。投资建议：我们预测公司 2020-2022 年营业收入为 21.6 亿元、30.4 亿元、38.1 亿元，归 母净利润为 3.5 亿元、5.1 亿元、6.6 亿元，维持“买入-B”投资评级。……（报告来源：华金证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。