中國光伏行業(yè)經歷了固定標桿上網電價時期、競價時期以及目前正在向平價邁 進的過渡階段，補貼支持政策在行業(yè)發(fā)展早期對促進裝機需求及提升制造企業(yè)盈利 具有顯著推動作用，中國光伏企業(yè)在政策支持、技術進步以及產能擴張的帶動下， 產業(yè)規(guī)模迅速擴大，各環(huán)節(jié)成本優(yōu)勢越加明顯，確立了全球競爭力與領先地位。根據(jù)測算，2020-2025 年，全球光伏新增裝機分別有望達到 120GW、140GW、160GW、 180GW、200GW、220GW，同比分別增長 2.21%、16.67%、14.29%、12.50%、11.11%、 10.00%，光伏還是大有可為的。今天我們來好好復盤一下
1.政策驅動轉向市場驅動，LCOE下降是發(fā)展主線
1.1 周期性與成長性兼?zhèn)?/strong>
社會對清潔廉價能源的需求是光伏發(fā)展的根本動力：1.光伏發(fā)電清潔、低碳（甚至零碳）、 可持續(xù)，受到各國政府強力支持；2.光伏降本提效潛力巨大，有望成為最廉價能源，降低全 社會用電成本。
光伏行業(yè)具備周期性與成長性，市值受預期驅動與業(yè)績支撐。光伏產業(yè)存在需求、供 給、技術三重周期。由于成本下降迅速且發(fā)展空間巨大，光伏產業(yè)也具有顯著的成長性。光伏行業(yè)市值受到預期驅動和盈利支撐。其中預期主要受到政策邊際變化、行業(yè)格局、利 率、盈利預期等因素影響；盈利主要由量、價、成本三項因素決定，其深層影響因素在于 補貼政策、供求關系、技術發(fā)展等方面。
政策、光照資源、電網消納、土地資源等多要素約束光伏裝機：
（1）政策決定光伏可行性。出于補貼壓力、社會用電成本等因素考慮，部分國家出臺 政策限定光伏裝機規(guī)模。隨著光伏經濟性提高，政策約束有望減弱。
（2）光照資源決定光伏發(fā)電經濟性。太陽能空間分布不均，整體上由熱帶向寒帶遞減。光照資源直接決定光伏電站利用小時數(shù)，進而影響光伏經濟性。一定的光照資源是開展光 伏發(fā)電的前置條件。非洲、中東、澳大利亞等地區(qū)光照資源最為豐富，峰值日照時數(shù)普遍 超過 2000 小時，光伏已成為當?shù)刈盍畠r電力來源之一。
（3）電網消納能力決定短期發(fā)展空間。在電網調度能力較弱、火電深度調峰能力較差 的國家，光伏間歇性、波動性、不可預測性較強的物理缺陷導致其裝機或發(fā)電量占比的上 限在一個很低的位置（如裝機量的 1/3，發(fā)電量的 1/6）。電網調度、調峰能力建設需要時 間，因而對短期內光伏裝機容量產生約束。
（4）土地資源決定長期發(fā)展空間。太陽輻照能量密度低，光伏發(fā)電需要占用較大面積 土地。太陽每秒鐘到達地球陸地表面的輻射能相當于全球每年能源消耗的 3.5 萬倍，目前 全球荒漠化土地面積有 3600 萬平方千米，假定利用 0.1%荒漠面積建設光伏電站，發(fā)電量 可達全球能源消耗量的 1.7 倍。在局部地區(qū)，土地資源稀缺是影響光伏建設成本和限制光 伏裝機的重要條件。但從全球總量看，光伏開發(fā)空間廣闊。
度電成本下降是光伏行業(yè)發(fā)展主線，技術進步是推動降本增效主旋律。建設成本和發(fā) 電量是影響 LCOE 的根本因素，技術進步帶來轉換效率提升和生產效率提升，轉換效率提 升不僅可提升發(fā)電量增益而且可攤薄面積相關的建設成本，生產效率提升通過規(guī)?；?可實現(xiàn)組件成本的優(yōu)化。過去十年光伏行業(yè)降本呈現(xiàn)連續(xù)性趨勢，前期規(guī)模效益帶來的成 本降幅較大，隨著規(guī)模效應邊際遞減疊加前期讓利幅度較大，降本速度放緩。隨著金剛線、 RCZ、PERC 等新技術的涌現(xiàn)，目前技術進步已經成為光伏行業(yè)降本增效主旋律。
1.2 歷史回顧：量的爆發(fā)是驅動行情上漲的關鍵
光伏產業(yè)發(fā)展可以分為三個階段，經濟性增強驅動行業(yè)從政策驅動期邁向過渡期，未來逐步步入經濟性驅動期。光伏發(fā)展初期成本高昂，經濟性相對火電無競爭力，依賴政府 補貼。隨著光伏產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)不斷降本增效，光伏發(fā)展進入過渡期，逐步實現(xiàn)用/發(fā)電側平 價，但綜合電力成本依然高于火電（考慮調峰），尚依賴政策隱性扶持（保障性收購等）。未來隨著光伏發(fā)電及儲能技術的進步，光伏發(fā)電綜合電力成本將逐步低于火電，經濟性成 為裝機核心動力。
政策驅動期：政策決定需求周期，量的爆發(fā)驅動行情上漲。受限于較高的發(fā)電成本， 歷史上光伏裝機主要由政策補貼驅動。2004-2011 年，高額補貼政策驅動以西班牙、德國、 意大利為代表的的歐洲市場光伏裝機需求爆發(fā)。2013-2017 年，我國光伏補貼政策確定，主導全球光伏裝機需求。通過對這一階段的歷史復盤發(fā)現(xiàn)，需求量的增長是驅動行業(yè)盈利 成長的核心動力，需求量增速的爆發(fā)則是驅動估值提高的核心動力。從趨勢上看，國內光 伏電池產量增速、全球光伏資本開支增速與光伏設備指數(shù)走勢也高度擬合。
過渡期：補貼政策弱化，經濟性驅動增強。歐洲光伏市場發(fā)展較早疊加 2008 年金融危 機影響，西班牙補貼在 2009 年大幅退坡，隨后德國、意大利補貼也發(fā)生階梯式退坡，歐洲 光伏市場補貼政策逐步弱化，2018 年，“531 政策”強烈釋放我國補貼退坡信號。隨著光 伏產業(yè)鏈價格的持續(xù)下降，全球部分光照資源好的地區(qū)，例如南歐的西班牙、意大利等國 家，率先實現(xiàn)發(fā)電側平價，全球光伏產業(yè)正在逐步向市場驅動過渡。復盤歷史發(fā)現(xiàn)，裝機 量增長趨于平穩(wěn)，產業(yè)鏈盈利能力出現(xiàn)結構性分化，技術進步導致部分環(huán)節(jié)盈利能力顯著 提升，量的超預期變化主導影響行情漲跌，盈利能力對股價的支撐性增強。
經濟性驅動期：政策擾動退出，行業(yè)成長性凸顯。短期內，我們可以看到光伏發(fā)電側 平價的實現(xiàn)，行業(yè)增長將擺脫補貼依賴走向內生性增長。在平價時期，制造業(yè)各環(huán)節(jié)降價 壓力小，利潤空間有望提升；下游光伏電站方面，我們需要關注的重點是消納及土地問題 的解決，電網調度、調峰能力建設是解決消納問題的關鍵，而土地問題則關乎行業(yè)長期發(fā) 展空間。遠期來看，“光伏+儲能”綜合用電成本平價上網是實現(xiàn)光伏成為未來 100 年人 類新一代能源的終極目標，電池技術及儲能技術的發(fā)展成為問題解決的關鍵。N 型技術路 線轉換效率提升空間大，有望在實現(xiàn)快速推廣。
2. 政策驅動期：政策決定需求周期，量的爆發(fā)驅動行情上漲
2.1 政策刺激裝機爆發(fā)，需求增長重心轉換
補貼政策驅動全球裝機出現(xiàn)過三輪裝機高峰：
2007-2008 年，西班牙市場在高額補貼下興起，2008 年西班牙實現(xiàn)光伏裝機 2.89GW， 在全球光伏新增裝機中占比達到 44.53%，推動歐洲乃至全球光伏裝機快速增長。2009 年 西班牙補貼大幅退坡，裝機驟減 99%，疊加金融危機爆發(fā)后各國財政收緊，全球光伏裝機 增速下滑至 30%。
2010-2011 年，補貼階梯式退坡導致意大利、德國市場爆發(fā)搶裝潮，推動全球裝機增 速提高。2012 年，歐債危機下意大利大幅收緊補貼政策，導致裝機下滑 62%，疊加德國 新增裝機增速放緩、歐美對華雙反等因素，全球光伏產業(yè)陷入低谷。
2013-2017 年，中國光伏裝機大幅增長，至 2017 年占比達到 57.41%，引領全球裝 機進入 100GW 量級，與此同時，全球光伏裝機增速進入下降通道，2017 年相比 2016 年 下降 35 個百分點。2018 年，受到政策變動影響，國內裝機份額降至 45.44%。全球市場 正向多元化發(fā)展，以美、日、印為代表全球多國在政策及經濟性支撐下份額逐步提升。
2.2 “規(guī)模+技術”驅動降本增效，供需關系主導超額利潤
規(guī)模效應疊加技術進步驅動行業(yè)降本增效。光伏行業(yè)呈現(xiàn)持續(xù)性的成本下降和轉換效 率提升趨勢。2007-2019 年，光伏系統(tǒng)成本降低主要由組件貢獻，組件在系統(tǒng)成本占比從 2007 年的 60%降至 2019 年的 38.5%。2007-2012 年光伏發(fā)電由實驗性技術逐步邁向產 業(yè)化，規(guī)模效益帶來的成本降幅較大，這也是期間政策與市場頻頻脫節(jié)的根本原因。規(guī)模 效益邊際遞減疊加前期讓利過多，2013-2014 年系統(tǒng)、組件價格降幅較小。2015 年后， 金剛線、RCZ、PERC 技術滲透率提高，技術進步驅動下光伏產業(yè)再次迎來降本增效浪潮。
供求關系決定價利空間。全行業(yè)供需格局變化會導致整個產業(yè)盈利的增長或下降，產 業(yè)鏈子環(huán)節(jié)的供需變化則影響價值鏈的分配。
2005-2008 年，光伏產業(yè)鏈需求爆發(fā)，技術壁壘較高、擴產速度較慢的多晶硅環(huán)節(jié)產 品價格一度暴漲至 500 美元/千克（2006 年僅為 100 美元/千克-200 美元/千克），REC 毛利率超過 90%。2009 年全球裝機緊縮疊加前期新建產能投產，引發(fā)光伏行業(yè)第一輪嚴 重產能過剩，多晶硅價格迅速跌至 60 美元/千克。
2010-2011 年，歐洲裝機超預期導致供求關系逆轉，產業(yè)價利拐頭上行。2012 年補 貼收緊產能再次過剩，同期美歐對中國光伏企業(yè)提出“雙反”調查，國內光伏企業(yè)利潤率 跌至谷底。高杠桿企業(yè)財務風險暴露，無錫尚德、LDK、英利等龍頭或宣布破產重組，或 被收購。2013 年，歐洲最大的太陽能集團 Conergy 亦宣告破產。
2013-2017 年，光伏產品售價整體呈溫和下跌，率先實現(xiàn)硅片環(huán)節(jié)技術突破和量產的 隆基股份、中環(huán)股份毛利率顯著提高。
2.3 行情復盤：市場預期驅動行情上漲，盈利支撐性較弱
我國光伏市場在政策驅動期出現(xiàn)過三輪明顯的上漲行情。2006 年 12 月至 2008 年 1 月，光伏設備指數(shù)由 2000.96 上漲 356.38%至 9131.91，同期萬得全 A 指數(shù)由 1415.79 上漲 163.55%至 3731.35；2008 年 11 月至 2011 年 3 月，光伏設備指數(shù)由 2039.51 上漲 534.38%至 12938.3，同期萬得全 A 指數(shù)由 1242.52 上漲 130.58%至 2865.00；2012 年 12 月至 2015 年 6 月，光伏設備指數(shù)由 3035.57 上漲 384.30%至 14701.16，同期萬得全 A 指數(shù)由 1905.13 上漲 279.20%至 7224.26。
2007-2008 年，國內企業(yè)盈利增長有限，市場預期提升推高估值。國內光伏企業(yè)主要 布局電池和組件環(huán)節(jié)，附加值較低，利潤增長有限。但需求側的爆發(fā)大大提升了資本市場 對行業(yè)未來增速的預期，光伏設備指數(shù) PE 由 2006 年 12 月 28 日的 36.93 提升至 2008 年 1 月 24 日的 203.82（同期萬得全 A 指數(shù) PE 僅由 37.1 提升至 43.8）。2008 年初全球 金融危機爆發(fā)，光伏設備指數(shù)在行業(yè)盈利基本未改變的情況下，PE 迅速由 2008 年 1 月 24 日的 203.82 降低至 2008 年 11 月 3 日的 33.30。
2009-2011 年，估值修復與盈利提升先后兌現(xiàn)。2008 年底，四萬億計劃疊加央行強 力降息，估值率先取得修復。2008 年 11 月至 2009 年 4 月，光伏設備指數(shù) PE 由 33 快速 提升至 120 左右。2010 年，德國、意大利爆發(fā)搶裝，光伏市場全面回暖，國內產能高速擴 張，2008 年-2011 年，國內光伏電池產量提高 707%，多晶硅產量提高 1766%。受益于 下游需求高漲，多晶硅價格自 2010 年 3 月至 2011 年 3 月漲幅達到 37.64%。量價齊升之 下，光伏設備指數(shù) PE 由 2010 年初的 90 左右提高至 2011 年 9 月的 300 以上。2011 年11 月、2012 年 9 月，美歐相繼執(zhí)行雙反政策，光伏設備指數(shù)遭遇戴維斯雙殺，2012 全年 跌幅超過 40%。
2013-2015 年，國內裝機量爆發(fā)提升行業(yè)預期支撐大行情出現(xiàn)。13 年后國內光伏政 策密集出臺，強力政策支持下，行業(yè)增長預期得以改善，估值率先修復。2013-2015 年， 國內光伏上網電價始終保持不變，而同期光伏組件價格降幅約為 20%。光伏電站投資收益 率持續(xù)提高，導致國內裝機增速持續(xù)攀升。2013 年 11 月至 2016 年 8 月，無風險利率由 4.7222%持續(xù)下降至 2.6401%，導致股票預期收益率下行。2015 年大牛市背景中投資者 風險偏好提升，風險溢價降低，更加拉低了股票預期收益率，光伏設備指數(shù)也在估值提升 的驅動下快速上漲。2015 年補貼退坡政策導致 2016 年 630 搶裝潮透支需求，第三季度需 求大幅滑落，產業(yè)鏈價格迅速跳水，光伏設備指數(shù)相對收益持續(xù)走低。
3. 過渡期：補貼政策弱化，經濟性驅動增強
3.1 補貼政策弱化，經濟性推動多元化需求爆發(fā)
各國補貼政策相繼退出，光伏發(fā)展動能由政策驅動逐步轉向市場驅動。2008 年起，光 伏起步較早的西班牙、德國、意大利等國相繼出臺光伏補貼退坡政策。2018 年，我國光伏 產業(yè)經歷了大幅度的補貼退坡和裝機規(guī)模限制，產業(yè)鏈價格由此迎來一輪快速下跌。在補 貼逐步退出的大背景下，經濟性成為驅動需求增長的主要動力。光伏裝機增速在經歷補貼 政策刺激的暴漲暴跌后，開始走向由經濟性驅動的內生增長。
光伏經濟性驅動海外多元化裝機爆發(fā)，需求增速趨緩。2018 年 5 月至 10 月，光伏綜 合價格指數(shù)下跌超過 30%，光伏發(fā)電經濟性凸顯。2018 年“531 政策”后，我國光伏裝 機增速銳減，在用電價格較高、光照條件較好、非技術性成本較低的部分海外市場中，光 伏已成為最廉價的電力來源，希臘、德國、贊比亞、印度、巴西等國家光伏發(fā)電成本已低 于當?shù)氐幕痣妰r格，經濟性成為驅動部分海外平價市場裝機增長的主要因素。全球光伏市 場呈現(xiàn)出兩大特點：（1）補貼退出疊加高基數(shù)導致全球新增裝機增速逐漸回落；（2）光 伏新增裝機驅動力呈現(xiàn)多元化趨勢，美國、日本、印度、越南、澳大利亞等需求占比提升。
3.2 技術進步主導價格下降，行業(yè)呈現(xiàn)輕資產高 ROE 屬性
技術進步成為驅動各環(huán)節(jié)成本下降的主要動能。光伏各環(huán)節(jié)技術更新迭代速度極快， 從多晶到單晶，再到 PERC、PERC+，以及正在產業(yè)化導入階段的 N 型路線，每一輪技術 革新都催生行業(yè)大規(guī)模擴產浪潮，由于新建產能在成本、效率方面具備優(yōu)勢，對舊產能的 替代性極強。隨著全球光伏需求增速回落疊加設備國產化的基本實現(xiàn)，光伏各環(huán)節(jié)成本下 降趨勢趨于平緩，技術進步成為驅動成本下降的主要因素。
各環(huán)節(jié)設備國產化基本實現(xiàn)，投資成本大幅下降。（1）硅料環(huán)節(jié)：生產裝備技術和工 藝不斷提升，2019 年三氯氫硅西門子法多晶硅生產線設備投資成本已降至 1.1 億元/千噸， 同比下降 4.35%；（2）硅片環(huán)節(jié)：2019 年，拉棒和鑄錠環(huán)節(jié)設備投資成本（包括機加環(huán)節(jié)）分別為 6.1 萬元/噸和 2.6 萬元/噸，同比分別下降 6.15%、7.14%；（3）電池片環(huán)節(jié)：我國常規(guī)電池生產線關鍵設備已基本完成國產化，2019 年 PERC 電池產線投資成本已降至 30.3 萬元/MW，同比下降超過 27%；（4）組件環(huán)節(jié)：國內組件生產設備已經全部國產化， 2019 年新上產線設備投資額為 6.8 萬元/MW，與 2018 年基本持平。未來隨著設備性能、 單臺產能以及電池片效率不斷提升，各環(huán)節(jié)生產線投資成本有望進一步降低。
硅片大型化趨勢助力全產業(yè)鏈生產效率提升，降本增效效應明顯。
1）硅片環(huán)節(jié)：大尺寸硅片單位質量方棒拉制成本較低，總成本具備優(yōu)勢。受益于拉晶 環(huán)節(jié)成本優(yōu)勢，大尺寸硅片非硅制造成本較低。以 M9、M10、M12 為例，三類硅片分別 有望取得 1.80 分/W、2.13 分/W、2.60 分/W 的非硅成本降幅（較 156.75 全方片）?？?慮到大直徑拉晶一定程度上會導致硅料損耗增加，大尺寸硅片的單瓦硅料成本略有上升。綜合來看，M9、M10、M12 大尺寸硅片的總成本分別較 156.75 全方片低 3.73%、4.37%、 5.25%。
2）電池片環(huán)節(jié)：大尺寸硅片提升設備產能、降低耗材單瓦用量，節(jié)約單瓦制造成本。以 156.75 全方片為基準，M9、M10、M12 規(guī)格硅片分別將電池片環(huán)節(jié)的非硅成本降低了 15.23%、18.52%、22.53%。若綜合考慮原材料硅片的成本降低（一體化測算），則 M9、 M10、M12 規(guī)格硅片分別將電池片環(huán)節(jié)的總成本降低了 8.67%、10.41%、12.63%。
3）組件、系統(tǒng)環(huán)節(jié)：大尺寸硅片封裝密度更高，助力組件、系統(tǒng)環(huán)節(jié)進一步降本。常 規(guī)組件封裝時電池片與電池片之間存在一定間隙，采用大尺寸硅片能減少同功率等級組件 中的電池片用量，從而減少間隙留白，提高封裝密度。此外，較少的電池片用量能夠降低 串焊時對齊主柵的難度，也便于企業(yè)的生產經營管理。若采用大尺寸硅片生產大功率組件， 則還能實現(xiàn)接線盒、人工、折舊等成本的攤薄，并顯著降低 BOS 成本。以 M12 硅片 50 版型組件為例，其功率可達 480W，BOS 成本降幅高達 19.77%。
“設備國產化+硅片大型化”推動全行業(yè)呈現(xiàn)輕資產高ROE屬性。以電池片環(huán)節(jié)為例， 假設固定資產殘值率 5%、管理費用率 4%、銷售費用率 4%、折現(xiàn)率 5%、所得稅率 25%， 我們測算了 1GW 單晶 PERC 電池項目收益率情況。貸款比例 50%的情況下，初始投資成 本 8 億元/GW 時，項目第三年 ROE 水平約為 10.5%，項目 IRR 約 8%，投資回收期 6.6 年；初始投資成本分別降至 6 億元/GW、4 億元/GW、2 億元/GW 時，ROE 水平分別達到14.3%、20.5%、32.4%，項目 IRR 分別為 10.6%、15.5%、28.2%，投資回收期分別為 5.9 年、4.9 年、3.2 年。初始投資成本在 2 億元/GW-5 億元/GW 區(qū)間時，單 W 盈利能力 約為 0.04-0.05 元/W。
行業(yè)壁壘及技術迭代速度導致各環(huán)節(jié)盈利能力出現(xiàn)結構性分化。硅料環(huán)節(jié)和硅片環(huán)節(jié) 相對來說技術和資金壁壘較高，產能建設周期較長，因此能夠維持較高的利潤水平；電池 片環(huán)節(jié)和組件環(huán)節(jié)相對來說技術壁壘較低，產能建設周期相對較短，呈現(xiàn)出較低的利潤水 平。由于光伏技術迭代速度較快，因此在單一環(huán)節(jié)內部，技術實力領先、率先實現(xiàn)產品效率突破的企業(yè)能夠實現(xiàn)高于行業(yè)平均水平的盈利水平。以硅片環(huán)節(jié)為例，率先實現(xiàn)單晶路 線的隆基股份盈利水平顯著高于行業(yè)平均水平。
3.3 后發(fā)者優(yōu)勢減弱，行業(yè)格局改善
高效路線半導體屬性增強，規(guī)?；T檻提升，后發(fā)者優(yōu)勢減弱。高效路線對硅料 品質、生產工藝要求大幅提升：
（1）電池效率越高對于硅料的純度要求越高，N 型單晶對硅料的要求接近電子級，同 時 RCZ、CCZ 等復投工藝則要求硅料的尺寸更小，內部加料器要求硅料尺寸小于 60mm， 外部加料器要求尺寸小于 30mm，硅料品質要求提升；
（2）高效電池技術大多采用 N 型路線，與傳統(tǒng) P 型電池相比，N 型電池非晶硅與晶 體硅沉積環(huán)節(jié)對制程環(huán)境要求嚴格，同時磷擴散制程需要達到適合潔凈度要求并有效的鈍 化，生產工藝難度要求大幅提升，以現(xiàn)有 PERC 產線為基礎，升級至 N 型產線需要增加多 種關鍵設備，產線升級成本較高。
各環(huán)節(jié)龍頭具備規(guī)模和技術優(yōu)勢，低成本擴產鞏固規(guī)模優(yōu)勢，行業(yè)格局逐步改善。
（1）硅料：國內廠商全面壓上，海外高成本產能逐步退出，國產化程度與產業(yè)集中度 提升。硅料環(huán)節(jié)，東方希望、通威股份、協(xié)鑫新疆、新特能源、大全新能源可變成本及產 能位于第一梯隊，可變成本均低于 50 元/KG，東方希望、通威（包頭）、通威（樂山）可 變成本已低于 40 元/KG。傳統(tǒng)海外多晶硅巨頭 OCI、LDK、瓦克等可變成本顯著高于國內 企業(yè)，分別約為 62 元/KG、70 元/KG、80 元/KG。目前，OCI 已確認關閉位于韓國的兩 家光伏級多晶硅工廠，德國瓦克多晶硅業(yè)務 2019 年由盈轉虧。未來預計隨著海外及國內二線廠商高成本多晶硅產能的逐步退出，國內具備成本和規(guī)模優(yōu)勢的低成本產能獲取更多的 市場份額，多晶硅行業(yè)最終將走向寡頭格局。
（2）硅片：雙寡頭格局穩(wěn)固，落后產能加速出清。目前硅料環(huán)節(jié)已形成隆基股份、中 環(huán)股份雙寡頭格局，市場格局較為穩(wěn)定。2019 年，隆基股份、中環(huán)股份單晶硅片產能分別 達到 45GW、30GW，遙遙領先晶科能源、晶澳科技等第二梯隊企業(yè)。未來隨著后發(fā)者優(yōu) 勢的進一步減弱，硅片環(huán)節(jié)格局有望維持，龍頭市場份額將進一步提升。
（3）電池片：第一梯隊規(guī)模優(yōu)勢已基本建立，龍頭市場份額有望提升。截至 2020 年 一季度，通威股份電池片業(yè)務非硅成本、產能位于第一梯隊，有效產能達到 24GW，其中 PERC 電池產能為 21GW，單晶電池片非硅成本達到 0.2-0.25 元/W；第二梯隊廠商包括潤 陽、蘇民、山西潞安、平煤、金寨嘉悅等，非硅成本達到 0.25-0.3 元/W。垂直一體化廠商 中，隆基股份單晶電池非硅成本、產能處于領先位置，有效產能為 15GW，非硅成本達到 0.25-0.3 元/W；東方日升緊隨其后，有效產能為 5.4GW，非硅成本達到 0.3-0.35 元/W。第一梯隊成本與規(guī)模優(yōu)勢明顯，市場份額有望進一步提升。
（4）組件：組件環(huán)節(jié)競爭格局較為分散，晶科能源、晶澳科技、天合光能、隆基股份、 阿特斯位居前五。相對而言，組件環(huán)節(jié)技術與資金壁壘較低，市場格局較為分散。2018-2019 年，全球組件出貨量廠商排名較為穩(wěn)定，晶科能源、晶澳科技、天合光能、隆基股份、阿 特斯位居前五。預計未來技術與成本領先、市場開拓能力強的龍頭組件廠商在激烈的競爭 中更具優(yōu)勢，2020 年 CR5 占比有望提升到 57.25%。
3.4 行情復盤：預期驅動總體漲跌，盈利支撐性增強
我國光伏市場在過渡期至今為止出現(xiàn)過兩輪較為明顯的上漲行情。2017年6月至2017 年 11 月，光伏設備指數(shù)由 6272.93 上漲 47.16%至 9231.5，同期萬得全 A 指數(shù)由 4106.64 上漲 16.15%至 4770.05；2018 年 10 月至 2020 年 7 月，光伏設備指數(shù)由 4410.36 上漲 176.35%至 12188.10，同期萬得全 A 指數(shù)由 3179.54 上漲 65.22%至 5,253.30。
預期驅動總體行情漲跌，盈利支撐性增強。2017 年 6 月至 2017 年 11 月，我國光伏 產業(yè)處于量價齊升的景氣周期，在預期與盈利的雙重支撐下，光伏設備指數(shù) 2018 年 531 新政重創(chuàng)國內需求與行業(yè)信心，新政出臺后，光伏產業(yè)量價利齊跌。2018 年 5 月至 10 月， 光伏設備指數(shù) PE 由 26.33 下調至 16.18，光伏設備指數(shù)由 7589 點下調至 4410 點。隨著 海外光伏需求的爆發(fā)，光伏產業(yè)基本面邊際改善明顯。疊加 2018 年 11 月 2 日國家能源局 召開的光伏座談會提振市場預期，光伏設備指數(shù) PE 隨之開始上行。2018 年 10 月至 2020 年 7 月，光伏設備指數(shù) PE 由 16.18 上調至 37.50。
單晶路線快速滲透推動單晶龍頭盈利能力優(yōu)于行業(yè)平均。2014 年 12 月-2015 年 5月， 得益于金剛線應用的初步成熟，隆基股份年通過加強同業(yè)合作和收購樂葉光伏向下游滲透， 來提升對單晶產品的推廣力度，單晶市占率提升，由此迎來第一波上漲行情，區(qū)間漲幅達 到 322.77%，同期光伏設備指數(shù)漲幅為 134.38%。2015 年 9 月到 2017 年 11 月，單晶滲 透率快速提升疊加光伏裝機周期，隆基股份股價迎來大幅上漲，區(qū)間漲幅 429.01%，同期 光伏設備指數(shù)漲幅為 42.98%。第三波大幅上漲行情來源于“531 政策”后的股價修復，隨 著單晶路線的確立，單晶滲透率大爆發(fā)，隆基股份作為單晶龍頭，技術和市場聲譽達到頂 峰。2018 年 10 月到 2020 年 7 月，隆基股份股價區(qū)間漲幅達到 376.59%，同期光伏設備 指數(shù)漲幅為 176.35%。
4. 市場驅動期：政策擾動退出，行業(yè)成長性凸顯
4.1 平價上網實現(xiàn)，制造業(yè)環(huán)節(jié)利潤空間有望提升
平價上網實現(xiàn)后，全行業(yè)將走向內生需求驅動增長的模式，全球光伏需求增長趨于平 緩。隨著光伏經濟性的凸顯，全球越來越多的國家和地區(qū)將實現(xiàn)發(fā)電側的平價上網。我們 預計中國、美國、印度、歐洲等主要光伏新增裝機貢獻市場需求將呈現(xiàn)穩(wěn)步增長態(tài)勢。根 據(jù)測算，2020-2025 年，全球光伏新增裝機分別有望達到 120GW、140GW、160GW、 180GW、200GW、220GW，同比分別增長 2.21%、16.67%、14.29%、12.50%、11.11%、 10.00%。
產業(yè)鏈降價壓力減小，釋放制造業(yè)盈利空間。隨著各環(huán)節(jié)持續(xù)降本增效持續(xù)推進，光 伏進入平價上網前的最后一公里。受補貼政策退出影響，制造業(yè)各環(huán)節(jié)盈利空間受到擠壓。根據(jù)測算，預計平價時硅料、硅片、電池片、組件環(huán)節(jié)毛利率分別為 30%、25%、15%、 13%。平價時代到來后，光伏產品降價壓力減小，隨著降本增效的持續(xù)推進以及行業(yè)格局 的優(yōu)化，各環(huán)節(jié)盈利能力尚有一定提升空間。
4.2 效率為王，N 型技術路線有望快速推廣
高效電池具備更高的發(fā)電增益率：1）更高的轉換效率可攤薄下游電站的面積相關成本， 2）低衰減、雙面發(fā)電等性能在長期內表現(xiàn)更優(yōu)。光伏電站的運輸、安裝、線纜、支架、運 維、土地等成本均與面積成正相關關系，因此采用更高效的電池組件，可節(jié)省光伏電站面 積，進而節(jié)約面積相關成本。此外，N 型電池具備溫度系數(shù)低、光衰減系數(shù)低、弱光響應、 高雙面率等優(yōu)勢，全生命周期內等效功率更高，且這部分發(fā)電增益在目前定價中尚未體現(xiàn)。與單晶 BSF 相比，P-PERC、中來 TOPCon、鈞石能源 HIT 電池發(fā)電增益率分別約為 3%、 8.29%、11%。
N 型技術路線轉換效率提升空間大，同時具備光致衰減低、弱光相應好等優(yōu)勢。P-PERC 電池背面激光開槽處金屬接觸區(qū)域增加額外的復合電流。與 P-PERC 工藝相比，N 型電池 技術不需要使用激光工藝，因此制作工藝不會對硅片造成額外晶體傷害。2019年，P型PERC 單晶電池轉換效率為22.3%；N-PERT+TOPCOn、HJT 以及IBC單晶電池分別可達 22.7%、 23.0%、23.6%，均超過 P 型電池。預計到 2025 年，P 型 PERC 效率可達 24.0%，N 型三 種主要技術路線效率可分別提升至 24.5%、25.5%和 25.5%，提升幅度均大于 P 型電池。此外，N 型電池使用 N 型硅襯底代替 P 型硅，具備零光致衰減、弱光效應好以及組件穩(wěn)定 性高等特點。
N 型路線產業(yè)化順利，未來有望快速推廣。近年中來股份、林洋能源、國電投和英利 集團開始布局 N-PERT 產能，但由于 N-PERT 電池與雙面 P-PERC 電池相比沒有性價比， 電池廠商開始啟動 N-PERT 向 TOPCon 升級，目前中來股份是國內唯一量產 TOPCon 電 池的廠商，量產轉換效率超過 22.5%，晶科能源、天合光能等傳統(tǒng)電池廠商也紛紛加入 TOPCon 陣營。此外，松下在 HIT 電池路線上已研發(fā)多年，國內鈞石、上澎、晉能、中智 等新進入者多選擇實驗室轉換效率更高的 HIT 技術路線，目前量產轉換效率普遍在 22.5%~23.5%之間。
4.3 “光伏+儲能”可見度提升，終極平價遠景可期
“終極光伏技術+終極儲能技術”鑄就未來 100 年人類新一代能源。由于光伏發(fā)電輸 出功率具有很強的波動性、隨機性，而光伏儲能技術可以實現(xiàn)削峰填谷、負荷跟蹤、調頻 調壓、電能質量治理等功能。把光伏的平價上網和儲能的平價上網最終結合起來，才是真 正意義上的光伏平價上網。光伏+儲能商業(yè)化發(fā)展在政策支持階段的主要目的是提升光儲全 系統(tǒng)效益；隨著補貼退坡及進入市場化初期階段，光伏發(fā)電逐漸傾向自發(fā)自用，增加儲能 促進就地消納；進入全面市場化階段后，光儲供電的主要目的轉換為降低用電成本。
光儲結合實現(xiàn)全天發(fā)電，有效降低用電成本。光儲并網系統(tǒng)實現(xiàn)了系統(tǒng)全天發(fā)電，通 過 24 小時不間斷售電，電站收益率將不斷提升。光儲電站自發(fā)自用模式有效降低用電成本， 有助于平價上網進程的推進。根據(jù)美國能源部國家可再生能源實驗室（NREL）發(fā)布的相關 報告，100MW 單軸追蹤光伏系統(tǒng)成本為 1.11 億美元，60MW/240MWh 電池儲能系統(tǒng)成本為 0.91 億美元，兩者異地建設總成本為 2.02 億美元。運用光儲結合模式，同等規(guī)模交 流光儲系統(tǒng)成本為 1.88 億美元。
受益光儲政策利好，國內光儲市場增長迅速。近兩年，國內各地陸續(xù)發(fā)布相關光儲利 好政策。合肥、西北、華東、西藏等地區(qū)通過調節(jié)光儲補貼、修改兩個細則、鼓勵光儲配比以及征集光儲示范項目等措施，調動市場積極性，大力推動“光伏”+“儲能”的協(xié)同應用。截至 2019 年底，中國已投運的、與光伏配套建設的儲能項目的累計裝機規(guī)模為 800.1MW，同比增長 66.8%，占中國已投運儲能項目總規(guī)模的2.5%。2019 年，新增投運光儲項目的裝機規(guī)模為320.5MW，同比增長 16.2%。
集中式光儲項目主要集中在三北地區(qū)，分布式工業(yè)光儲項目占比提升。截至 2019 年底， 中國集中式光儲項目累計裝機規(guī)模為 625.1MW，占全部光儲項目總規(guī)模的 78.1%。從地 區(qū)分布上看，項目主要分布在我國的“三北”地區(qū)，其中，青海的累計投運規(guī)模最大，為 294.3MW，占比達到 47.1%；分布式光儲項目累計裝機規(guī)模為 175.0MW，占全部光儲項 目總規(guī)模的 21.9%。其中，偏遠地區(qū)光儲項目的累計投運規(guī)模最大，為 69.1MW，占比達 到 39.5%，比去年同期下降近 14 個百分點，而工業(yè)光儲項目的占比則比去年同期提升了近 8 個百分點。
國網綜能聯(lián)手寧德時代布局儲能產業(yè)，光伏+儲能項目招標開啟。2020 年 4 月，國網 綜合能源服務集團聯(lián)合寧德時代先后成立新疆國網時代儲能發(fā)展有限公司、國網時代（福 建）儲能發(fā)展有限公司，除了項目開發(fā)建設運維外，還可做儲能研發(fā)集成等技術服務，將 以儲能支持特高壓工程建設，促進新能源消納，實現(xiàn)儲能、新能源與電網的平衡發(fā)展。光 儲項目方面，華能、大唐已經率先開啟光儲項目招標。其中，大唐內蒙古騰格里首期 100MW 生態(tài)治沙光伏電站項目配置的儲能容量 5%、儲能系統(tǒng)時長為 1 小時及以上；華能赤峰 300MWp 光伏+儲能項目，儲能配置容量達到建設規(guī)模 5%及以上。
光儲成本持續(xù)下降，終極平價遠景可期。根據(jù) BNEF 數(shù)據(jù)，2019 年儲能系統(tǒng)成本約為 331 美元/kwh，與 2018 年相比下降 9.1%。未來隨著儲能技術的持續(xù)進步，儲能系統(tǒng)成本呈現(xiàn)連續(xù)下降趨勢。預計至 2025 年，儲能系統(tǒng)成本有望下降至 203 美元/kwh，與 2019 年相比下降 38.7%，至 2030 年，儲能系統(tǒng)成本有望下降至 165 美元/kwh，與 2019 年相 比下降 50.25%。
掃描關注微信
寧德時代吳凱...
天合光能陳奕...
劉巖: 追光行...
黃震院士：大...