2019-2020年光伏行业研究及投资策略报告

2019-2020年光伏行业研究及投资策略报告

导语

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。

一、国内：竞价准备更充分、平价放量，2020 年或新增40GW 2019 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