补贴超预期，平价上网时代来临，光伏建设将迎来新的需求增长旺季。
本刊特约作者 周天波/文
在超预期的政策刺激下，光伏板块闻风起舞。
6月28日，国家能源局公布的《拟纳入2020年光伏发电国家竞价补贴范围项目名单》（下称“《名单》”）显示，2020年光伏竞价补贴入围项目共434个，总规模为25.97GW，同比增长14%。其中，普通光伏电站25.63GW，全额上网分布式项目0.34GW。
而在此之前，市场普遍预期国家补贴竞价总规模为20GW。此次竞价结果的下发，意味着国家补贴竞价结果总规模远超市场此前预期，补贴规模在扩大。同时，根据国家能源局的通知，2020年光伏竞价项目和往年一样，面临时间的约束，所有项目都必须在2020年年底完成并网。这也意味着，2020年下半年国内光伏建设将会迎来新的需求增长旺季。
天风证券表示，根据中电联数据，2020年1-5月，国内实现光伏装机容量为6.15GW，同比略有下滑，但随着竞价项目将在6月30日前并网，以及根据全国新能源消纳监测预警中心发布的2020年全国风电、光伏发电新增消纳能力的公告，2020年全国光伏新增光伏消纳能力48.45GW，整体消纳空间较2019年30.11GW的实际并网数据提升约62%。
此外，从项目电价看，单个项目最低电价为0.2427元/千瓦时，比2019年的0.2795元/千瓦时降低0.0368元/千瓦时；加权平均电价为0.3720元/千瓦时，比2019年的0.4364元/千瓦时降低0.0644元/千瓦时，电价稳步降低。从电价降幅看，单个项目最大降幅为0.1573元/千瓦时，平均降幅为0.0785元/千瓦时，降幅处于0.06到0.08（含）元/千瓦时之间的项目装机容量最多为11.24GW，占比43.28%。
虽然补贴在下降，但2020年光伏竞价项目规模却超过了2019年。
2019年，全国光伏竞价补贴规模为22.5亿元（不含户用），而2020年的补贴规模却降至10亿元。2020年单个项目最低补贴强度为0.0001元/千瓦时，加权平均度电补贴强度约为0.033元/千瓦时，相比2019年的0.065元/千瓦时降低0.032元/千瓦时，其中普通光伏电站及全额上网分布式项目平均度电补贴强度0.033元/千瓦时，相比2019年的0.0698元/千瓦时降低0.0368元/千瓦时，补贴退坡路线进一步明确。此外，入选名单只是获得补贴资格，后续按期全容量建成并网才可享受全额补贴。
然而，2020年竞价项目申报总规模达到33.51GW，远超2019年的24.56GW，全年度竞价项目规模提升至25.97GW，同比增长13.96%。
天风证券认为，这与2020年组件价格下降带来的电站成本下降有关，在组件市场竞争进一步激烈的情况下，预计全面平价后需求仍然有保障。此次通知延续了2019年机制，保持竞价规则不变，进一步释放补贴退坡信号，推动市场向平价上网平稳过渡，光伏行业将持续稳定发展，利好头部企业。
华创证券也表示，光伏行业在全球数十年的发展主要依赖于补贴政策的驱动，而随着近几年成本的快速下降，全面平价已是临门一脚。当下光伏发电占比在全球电力结构占比约3%，预计随着平价的到来，行业的快速成长有望迅速开启，渗透率有望加速提升。且随着光伏发电逐步摆脱补贴掣肘，行业现金流有望恢复正常，龙头公司的估值中枢有望抬升。
政策定盘
2020年是光伏发电实施“竞价机制”的第二年。2019年5月30日，国家能源局对外发布了《2019年光伏发电项目建设工作方案》，提出发挥市场在资源配置中的决定性作用，明确除光伏扶贫、户用光伏外，其余需要国家补贴的光伏发电项目原则上均须采取招标等竞争性配置方式，通过项目业主申报、竞争排序方式优选确定国家补贴项目及标准。
2020年3月，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》(国能发新能〔2020〕17号)，启动了2020年光伏发电国家补贴竞价项目申报工作，明确2020年光伏发电建设管理的有关政策总体延续2019年机制，其中补贴竞价项目(包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目)按10亿元补贴总额组织项目建设。
6月15日各省完成补贴竞价项目申报工作后，按国家能源局要求，国家可再生能源信息管理中心依托光伏发电国家补贴竞价信息系统，对申报项目进行了复核和竞价排序。6月28日，国家能源局正式公布了2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果。
截至6月15日，全国共有22个省份和新疆生产建设兵团组织4168个项目申报光伏发电国家补贴竞价，总装机容量为33.51GW。从项目类型看，普通光伏电站346个，装机容量29.07GW，占申报总容量比例为86.8%，分布式光伏项目3822个，装机容量4.44GW，占申报总容量比例为13.2%。
从资源区看，I类资源区申报项目174个，装机容量6.10GW，占申报总容量比例为18.2%；II类资源区申报项目182个，装机容量3.88GW，占申报总容量比例为11.6%；III类资源区申报项目3812个，装机容量23.53GW，占申报总容量比例为70.2%。
根据《名单》，2020年纳入国家竞价补贴范围的项目覆盖15个省份和新疆建设兵团，共434个项目，总装机容量2596.7208万千瓦，占申报总容量的77.5%。
从项目类型看，普通光伏电站项目295个、装机容量25.63GW，占纳入项目总容量比例为98.7%；全额上网工商业分布式光伏项目137个、装机容量0.33GW，占纳入项目总容量比例为1.3%;自发自用、余电上网分布式光伏项目2个、装机容量0.008GW，占纳入项目总容量比例为0.03%。
从资源区看，I类资源区项目46个，装机容量5.43GW，占纳入项目总容量比例为20.9%；II类资源区项目34个，装机容量2.94GW，占纳入项目总容量比例为11.3%;III类资源区项目354个，装机容量17.60GW，占纳入项目总容量比例为67.8%。
从项目电价看，单个项目最低电价为0.2427元/千瓦时(相比2019年的0.2795元/千瓦时降低0.0368元/千瓦时)，加权平均电价为0.3720元/千瓦时(相比2019年的0.4364元/千瓦时降低0.0644元/千瓦时)，其中普通光伏电站及全额上网分布式项目平均电价为0.3720元/千瓦时，自发自用、余电上网分布式项目平均电价为0.2895元/千瓦时。
从电价降幅看，单个项目最大降幅为0.1573元/千瓦时，平均降幅为0.0785元/千瓦时，其中普通光伏电站及全额上网分布式项目平均降幅0.0785元/千瓦时，自发自用、余电上网分布式项目平均降幅0.02元/千瓦时。
从补贴强度看，单个项目最低补贴强度为0.0001元/千瓦时，加权平均度电补贴强度约为0.033元/千瓦时(相比2019年的0.065元/千瓦时降低0.032元/千瓦时)，其中普通光伏电站及全额上网分布式项目平均度电补贴强度0.033元/千瓦时(相比2019年的0.0698元/千瓦时降低0.0368元/千瓦时)，自发自用、余电上网分布式项目平均度电补贴强度0.03元/千瓦时(相比2019年的0.0404元/千瓦时降低0.0104元/千瓦时)。
从电价降幅区间看，电价降幅大于0.1元/千瓦时的项目装机容量为3.51GW;电价降幅在0.08到0.1(含)元/千瓦时之间的项目装机容量为6.41GW;电价降幅在0.06到0.08(含)元/千瓦时之间的项目装机容量为11.24GW；电价降幅在0.04到0.06(含)元/千瓦时之间的项目装机容量为4.79GW；电价降幅在0.02(含)元/千瓦时以下的项目装机容量为0.008GW。
国家能源局表示，此次纳入国家补贴竞价范围的项目只是2020年全国光伏发电建设规模的一部分，加上2020年安排的户用光伏项目、平价项目以及2019年结转至2020年并网的竞价项目等，2020年光伏发电建设投产规模是有保证的，能够实现行业健康持续高质量发展。
东方证券表示，2019年，22.5亿元的补贴（不含户用）支撑了22.78GW的竞价规模；2020年，仅10亿元的补贴（不含户用）则支撑了25.96GW的竞价规模，再次证明多数地区光伏项目已摆脱了对补贴的依赖，国内将顺利过渡至2021年的平价时代。同时，6月初可再生能源消纳文件发布，消纳责任主体明确后，并网侧的阻力和消纳天花板也将边际改善。
东方证券同时表示，近期各大组件和辅材厂排产较满，复苏速度超预期；而第三方机构上调预测规模，以及二季度出口数据亦有所佐证。二季度产业链全面降价显著提高了光伏电站的收益率，而大型电站装机环境通常较为空旷，防疫压力相对小，且组件到货开工后存在尽快并网回笼资金的诉求，需求韧性好于预期。考虑到欧美需求复苏快于疫情拐点，以及国内竞价规模，维持全球装机120GW的判断，下半年旺季启动。
平价时代
根据财通证券的研报总结，光伏产业兴起于欧洲，后发动力的，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年、2012年相继对光伏产业发起“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。2012年，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，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。
根据国际能源署（IEA）数据，2019年全球光伏新增装机量114.9GW，同比增长6.23％，光伏累计装机量达到627GW，同比增长22.44%。2019年虽然中国光伏新增装机量再次同比下降，但是新增和累计光伏装机容量仍继续保持全球第一。
2019年，中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%，占中国全年总发电量的3.1%，同比提高0.5PCT。
在累计装机量方面，中国仍然处于全球领先地位。截至2019年度，中国累计装机容量为204.8GW，同比增长17.23%，几乎占全球光伏累计装机容量的三分之一。
然而，装机量的快速增加随之而来也造成了补贴资金缺口的增加。
由于国内的光伏度电补贴由可再生能源附加基金进行支付，而可再生能源附加最新的收取标准主要基于2016年财政部发布的《关于提高可再生能源发展基金征收标准等有关问题的通知》，征收标准是1.9分/KWh，征收的范围主要涵盖除西藏自治区以外的全国范围内，对各省、自治区、直辖市和除农业生产用电（含农业排灌用电）后的销售电量征收，因此在不上调征收标准的情况下，可再生能源附加的增长基本和国内用电量增速挂钩。而每年新增装机的补贴周期长达20年，因此造成了补贴资金的缺口随着新增装机规模的增长而出现迅速的放大。
根据业内人士的测算，截至2018年底，全国可再生能源补贴缺口超过1400亿元，其中光伏补贴拖欠超过600亿元。
随着补贴缺口的放大，2018年5月31日，国家发改委、财政部以及能源局联合下发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，文件要求暂停下发2018年普通光伏电站指标，各地在国家发文启动普通地面电站之前不得安排需国家补贴的普通地面电站，对于分布式光伏电站安排了10GW规模予以支持。
华创证券表示，考虑到2018年5月底国内实际新增分布式项目已经基本接近10GW。因此，在当时的背景下，国内预期实际可以新增装机的项目仅剩下2017年遗留的少量领跑者以及扶贫项目指标，由于当时光伏电站发展仍严重依赖于财政补贴，加上财政补贴缺口引发的指标暂停对于国内新增装机预期的展望已处于极度悲观，国内中期装机预期几乎“归零”。
在需求没有预期急剧恶化的背景下，产业链价格总是沿着能够提供低成本的产能的曲线不断下降。而“531”政策的出台，导致行业对于国内需求下降陷入恐慌，而期间国内组件出口量不足以支撑起全球产能维持在一个比较高的产能利用率，因此，组件价格在2个月时间内产品价格迅速下调了24%左右。
2019年，中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，光伏行业价格继续下降。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%。
价格持续下降之下，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。
根据财通证券的研报，2019年，中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。
西部证券研报显示，根据IRENA的数据，2010-2019年全球光伏电站的加权平均总成本降幅高达79%；同时，全球光伏电站的光伏度电成本(LCOE，加权平均)从0.378美元/kWh下降至0.068美元/kWh，降幅达82%，在所有可再生能源发电中降幅最大。IRENA预测，到2030年全球光伏发电的LCOE将降至0.034-0.040美元/KWh。根据西部证券的测算，除中国外，主流光伏国家光伏发电LCOE成本都低于或接近该国其他能源发电成本，实现平价。
西部证券表示，随着光伏发电系统成本持续下降，国内光伏发电距离平价已渐行渐近。2019年，国内光伏利用小时数1169小时，在当前组件价格下，西部证券测算出国内地面光伏和分布式光伏平均LCOE为0.447元/KWh、0.389元/KWh。截至2020年4月，中国城市居民用电价格为0.52元/KWh，比光伏度电成本高出15%以上，光伏发电已在用电端具备较强经济性。从发电端来看，还有较多地区尚无法实现完全平价，预计随着弃光率的下降及光伏系统成本的持续下降，光伏距离平价可期。
在全球领域，主要光伏市场度电成本远低于用电价格，未来光伏发电占比将持续提升。
根据国际能源网数据，2017年德国光伏上网电价为0.0658欧元/KWh，约等于0.073美元/KWh，高于光伏度电成本；2017年后德国不再以指定价格收购光伏电力，而是采取竞价补贴方式。美国、印度、日本也制定了光伏发电补贴政策。
此外，西部证券根据各国的用电价格水平，通过对比发现，美国光伏度电成本略高于美国工业电力零售价格，但是远低于美国居民、商业、运输电力零售价格，光伏发电具有一定经济性；德国和日本光伏度电成本均远低于其工业用电价格和家庭用电价格，印度光伏度电成本也远低于家庭用电价格，表明在全球主要光伏市场中，光伏发电皆具备较好的经济性。
西部证券认为，在光伏系统成本持续下降和各国对清洁能源需求不断增强的背景下，光伏增长动能从政策补贴拉动转换为经济性驱动，未来几年在能源结构中占比有望加速提升。
空间广阔
开源证券表示，随着度电成本的下降及平价时代的到来，长期来看全球光伏市场空间广阔。
光伏作为可再生能源，其渗透率提高是大势所趋。IEA预测，全球光伏发电在总发电量的占比将在2040年达到18.7%，而2018年全球范围内光伏发电渗透率仅为2.2%，2019年中国光伏发电渗透率提升至3.1%，光伏发电的市场空间广阔。
预计光伏累计装机量未来20年有十倍增长空间。根据IEA在可持续发展假设中的预测，到2040年，全球光伏累计装机量预计达到7200GW（年均光照1100h），而2019年全球光伏累计装机量达到710GW，累计装机量在未来将扩大至目前装机量的十倍。同时根据Solar Power Europe的预测，到2023年全球新增光伏装机容量有望达到250GW以上。
同时，开源证券认为，随着国家政策的扶持和光伏行业本身经济性的显现，中国光伏的渗透率将持续提升。
根据《2050年光伏发展展望》预测，随着光伏成本的快速下降，新增装机规模将快速增长，同时凭借成熟的商业模式和很强竞争力的成本，分布式光伏将成为光伏发展的主要模式。预计到2050年光伏发电总装机规模达到5000GW，占全国总装机的59%。
开源证券预计，中国年新增光伏装机容量有十倍增长空间。中国发电量从2010年的42277亿千瓦增长到2019年的73253亿千瓦，年化增速为6.3%。假设未来中国发电量增速为5%，光伏发电量渗透率到2050年分别提升至30%、35%和40%，年利用小时数为1100小时，开源证券测算出未来30年内每年新增的光伏装机量情况。在三种情况下，到2050年，新增装机量分别有望达到286GW、338GW、389GW。
就2020年国内需求而言，根据《名单》，2020年光伏竞价项目为25.97GW，同比增长13.96%。开源证券判断，假设60%-70%在2020年落地，则光伏竞价装机规模实现约18.2GW-20.8GW。同时，6月18日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，其中提到将推动光伏发电装机2020年达到2.4亿千瓦左右，即2020年新增光伏装机量35.7GW。
天风证券研报显示，根据智汇光伏汇总的各省2020年竞价项目的申报数据，截至6月15日，共收到22个省（区、市）和新疆建设兵团申报的光伏发电国家补贴竞价项目4168个，累计装机容量约33.51GW；另外在2020年有10省公开了37.32GW的平价上网项目申报名单，扣除存量转平价项目及2021年以后开工的项目，预期约有15.29GW的平价项目将在2020年开工。考虑到2019年的结转的竞价项目、特高压配套项目、领跑者项目、加上有补贴的户用项目，预期2020年国内光伏的装机将超过40GW是有保障的。
海外需求方面，2020年5月，中国光伏组件出口量为5.97GW，同比下滑0.9%，环比增长9.4%；2020年1-5月组件出口累计达到26.2GW，同比仅略微下滑0.2%，表明海外需求在疫情影响下依然保持旺盛。
开源证券认为，光伏装机规模超预期的核心逻辑在于，终端价格下降带来光伏投资收益率的上升，根据开源证券的测算，假设2019年光伏电站投资单价为4.6元/W，则每降低0.1元/W，则可带来约0.5个PCT收益率的提升。虽然1-5月光伏组件出口同比持平，但疫情短期依然抑制了海外装机需求，后续随着疫情影响消除，同时大组件等新产品逐步上市，将继续带动海外需求。
根据开源证券的判断，全球光伏市场在2020年三季度或迎来行业拐点。
从国内来看，二季度受益“630”抢装，装机规模得到支撑，而从下半年开始，2020年新增竞价项目、平价项目将逐步贡献增量，三季度虽然或有部分“630”抢装后的“真空”期，但考虑到2019年的低基数（4.6GW），同比增速或有较好的表观数据。
从海外看，随着海外疫情得到逐步控制，复工复产顺利推进，预计海外需将在四季度迎来需求高峰。目前，以欧洲为首的光伏传统市场（多为发达国家）疫情已经逐步控制，三季度末需求有望开始全面恢复。而2021年开始，在2020年受疫情影响较大的市场（印度，南美等新兴市场）将恢复增长趋势，成为新的增长点，全球光伏市场有望重新回归快速增长轨道。
天风证券也表示，根据PV-Tech不完全统计，2020年5月以来，全球海外市场已公布的光伏招标项目量已经达到8297.03MW，另外，招标结束待建光伏项目约8763MW，已知对外公布的光伏项目投资规划超17GW。从近期公布招标计划的地区与国家来看，以亚洲、欧洲地区为主，主要代表国家包括印度、马来西亚、缅甸、土耳其、葡萄牙、法国、希腊、克罗地亚等，招标规模均较大，400MW-1000MW不等，整体看，预期下半年光伏组件出口将保持在较高水平。
产业重塑
光伏产业链包括硅料、铸锭、切片、电池片、电池组件、应用系统6个环节。上游为硅料、硅片环节；中游为电池片、电池组件环节；下游为应用系统环节。
根据华创证券对2018年“531”事件的复盘研究，光伏行业每一轮需求端的恐慌，确实会引起产业链价格的调整以及行业内所有公司盈利能力的下滑，但下滑以后，就是行业的出清，中小企业由于现金流的相对脆弱且研发能力相对缺失，随着行业的调整或将陷入永久性的退出。而龙头公司往往在产业链价格调整，刺激出新的需求以后，抢占到更高的市场份额，且由于龙头公司的研发实力成本端持续下行，毛利率随着价格的稳定有望进入一轮修复通道，随之而来的是盈利能力再上新台阶。
在上游的硅料环节，开源证券判断随着供给端逐步出清，价格有望企稳回升。
根据CPIA数据，2019年中国多晶硅产量34.2万吨，同比增长32.0%，预计2020年多晶硅产能达到39万吨，同比仅增长14%，增速进一步放缓。同时受价格下滑及亏损影响，韩国OCI和德国瓦克逐步退出多晶硅市场。
硅料价格探底，下半年价格回升是大概率事件。5-6月，前5家头部企业陆续提出检修计划，硅料供应量减少。截至5月底，在“630”抢装+一线大厂集中检修的背景下，硅料价格结束多周以来的连续下跌。开源证券认为随着四季度需求完全复苏，硅料价格出现上涨是大概率事件。
财通证券也判断，光伏发电终端需求的增长将带动上游价格深蹲起跳，硅料行业有望否极泰来。
根据财通证券测算，2020年全球光伏装机量在130GW规模，单晶硅占比在75%，对应硅料总需求在45.2万吨左右，预计国内产量需求在40万吨，进口需求10万吨。
产能方面，当前行业前5家企业格局基本稳定。相较2019年产能释放不断，2020年多晶硅新增产能较少，全球新增产能仅为6万吨，加上国内外高成本产能不断退出，预期2020年全球产能约52.5万吨，与2019年基本持平。
价格方面，上半年受疫情及韩国OCI产能退出影响，硅料价格止跌企稳；下半年受下游单晶硅片扩建产能释放，单晶需求提升带动致密级硅料阶段性供应紧张，推动硅料价格再次上行。
综合来看，财通证券认为，多晶硅行业经历2019年产业低谷，有望在2020年否极泰来。
天风证券表示，考虑到四季度全球光伏需求或将超过40GW，远远超过一季度，但四季度硅料的供应相对于一季度并没有实质性的增长，四季度多晶硅的成交价格将好于一季度，假如致密料的价格回到7万/吨，头部多晶硅料企业的毛利率将回升至30%以上，因此，当前节点是布局硅料企业的时机。
在硅片环节，一方面，单晶硅的替代趋势一往无前，大尺寸化是大势所趋；另一方面，单晶硅片价格仍有下调空间。
中国光伏协会数据显示，2019年国内单晶硅片份额已达到65%，较2018年的45%提升20个PCT，远超年初预期。全球方面，2019年全球单晶市场份额占比为62%左右，预计到2021年将进一步提升至85%以上。
当前，单晶硅片环节呈双寡头垄断格局，2018年隆基和中环单晶硅片分别出货34.8亿片和29.2亿片，合计约占全国单晶硅片总产量的70%，行业市场高度集中。从产能角度来看，2019年隆基（45GW）和中环（32GW）约占中国单晶硅片63%产能。根据产能规划，预计到2020年，隆基和中环产能规划将分别达到65GW和45GW。
财通证券预测，伴随单晶硅片新一轮扩产周期开启，单晶硅片产能加速释放，2020年，单晶硅片名义产能将继续提升至150GW以上，叠加2019年扩产产能逐步释放，单晶硅片供需格局有望转变，行业洗牌将至。
天风证券表示，单晶硅片在过去一年是产业链毛利率最为丰厚的环节，产能持续扩张，2020年以来，单晶硅片企业的扩产仍然在延续，除隆基、中环外，其他企业也将进行单晶硅片的扩产，单晶硅片的供应紧张局面缓解。2020年以来，单晶硅片价格多次调降，但按照当前价格体系测算，头部企业硅片毛利率在30%左右，仍然好于产业链其他环节，但如果后期硅料涨价，则单晶硅片毛利率将进一步下降，考虑到下半年行业单晶扩产产能陆续释放，单晶硅片价格预期下半年还有调降空间。
同时，硅片尺寸增大趋势不可逆转——通过直接增大硅片面积，放大组件尺寸，能够摊薄各环节加工成本，最终降低光伏发电的LCOE。近年来，硅片尺寸向越来越大的方向发展，短短两年时间，主流尺寸就从156mm到166mm，从166mm到180mm，从180mm到188mm，再到如今的210mm，硅片企业竞相追逐着尺寸主导权。目前，一体化程度高、硅片产能多的企业选择了与现有硅片产能兼容性更好的18Xmm硅片尺寸，硅片产能较少的组件龙头选择更大的210mm硅片尺寸。
电池是光伏产业链技术发展最快的环节，目前，单晶PERC电池已成主流，大尺寸电池将带来超额利润。
根据CPIA的数据，2019年，规模化生产的单晶PERC电池效率为22.3%，已经显著拉开同普通多晶电池的效率差，而大尺寸硅片、双面、半片、MBB、高密度封装等上下游技术，通过与PERC技术集成，进一步提升了PERC技术的竞争力，PERC电池的性价比持续提升。
2019年，PERC电池名义产能已经超过130GW，2020年电池产能还将持续扩张，产能扩张使得PERC电池同2019年同期相比，盈利能力大幅下降，头部企业的PERC电池毛利率一度跌至个位数，但随着上游单晶硅片价格的持续下降，头部企业的单晶PERC的盈利能力已经有所回升。根据测算，在当前的价格体系下，基于M6规格的电池毛利率要好于基于G1尺寸的，天风证券认为，电池厂商有足够的动力切换至大尺寸的规格进行生产，预计下半年166尺寸的电池占比将进一步提升。
开源证券判断，2019年，国内电池片产能为108.6GW，同比增长27.8%，预计2020年产能增速有所回落，供给端改善。近期受益抢装以及大尺寸电池受到追捧，大尺寸电池片供应偏紧，价格有所恢复，电池片厂商盈利有望持续好转。
2020年5月29日，工信部发布《光伏制造行业规范条件（2020年本）》（征求意见稿），提出了光伏产业最新的准入门槛，其中包括产品的转换效率、投资预算、产能利用率等标准。其中对于扩产单晶电池片的效率要求达到23%以上，相对于PERC电池技术路线而言，异质结技术及Topcon技术更容易满足制造行业规范的要求，异质结技术及Topcon或将迎来发展良机。
光伏电池的核心部件为半导体PN结，异质结则是指由两种不同半导体材料制成的PN结。相较当前行业主流的PERC电池，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，有望成为下一代主流高效光伏电池技术。由于异质结开路电压高的特性，理论转换效率可达27%以上。此外，异质结电池衰减率显著低于PERC电池，低温度系数和高双面率亦可有效提升其发电效率。
财通证券表示，目前全球实现异质结电池量产的企业已有20余家，实际投运产能约4GW，规划产能超30GW。自2019年下半年以来，国内异质结电池产能投资呈明显加速态势，随着设备端与原材料国产化带来的成本下行，异质结电池投资经济性逐步显现。随着规划产能逐步投放，2020年有望迎来异质结产业化元年，带来新一轮光伏投资热潮。
在光伏电池组件环节，行业集中度不高，头部市场竞争激烈。
组件作为光伏产业链最后一环，主要任务是完成光伏发电单元的封装及销售给终端客户，实现光伏产品利润的最终兑现。2019年，全球光伏组件出货量约120GW，行业CR5和CR10分别为43.1%和66.9%，与2018年基本持平。由于组件环节技术壁垒较弱，产品同质化较强，行业集中度不高，排名前十的组件厂商出货量也较为接近，市场竞争激烈。未来，预计组件行业集中度将会继续呈缓慢提升趋势。
财通证券表示，从光伏整体产业链价值分配来看，利润主要集中于行业中上游，组件端盈利能力势微。目前单一组件环节难以实现盈利，组件厂商多向上游一体化布局产业。2019年下半年，组件价格跟随电池片价格走弱，全年单多晶组件价格下降幅度分别为19.1%和14.1%。
2019年以来，受光伏全球平价需求爆发影响，光伏市场持续火热，各大组件厂商纷纷布局产能扩张。由于单一组件生产环节难以获取利润，组件厂商多采取金字塔型向上布局全产业链。通过全产业链布局的方式，企业一方面可以参与光伏技术的研发进程，提高技术敏感性和市场先锋优势；另一方面，保证上下游原材料之间供应顺畅，获取多环节利润。
由于组件使用期一般为20-30年，电站投资周期测算一般在15年以上，因而对于组件企业的经营寿命需要有更多的考量。并且，海内外大型的能源机构更倾向于绑定大型供应商签订订单，以保证产品的质量和后续服务。因而，终端客户在选择组件时更看重组件厂商的品牌，相应的具备优质品牌的组件厂商有望获得较高的产品溢价与客户青睐。
开源证券也认为，随着行业技术进步的加快以及市场竞争的加剧，光伏行业“马太效应”明显，市场格局持续分化。同时随着光伏产业的快速发展和全球化程度不断加深，品牌影响力、美誉度对于企业发展的重要性不断提升，同时随着分布式光伏兴起，消费属性愈加突出。未来龙头有望通过品牌优势进一步扩大市场占有率。
胶膜、玻璃与逆变器由于竞争格局较好，在光伏产业链中景气度较高。
胶膜对于抗PID能力要求较高，龙头公司在这一环节上技术领先。同时受益设备自产、规模优势以及生产工艺改良，成本优势显著。行业毛利率控制在20%左右，有助于龙头公司维护其市场地位。
从光伏玻璃生产技术难度大+初始投资成本较高+客户粘性较高，导致行业技术壁垒较高，国内信义光能+福莱特双寡头格局十分稳定，合计产能占比在50%左右，考虑到2020年扩产也主要集中在两大龙头，该占比到2020年年底有望上升至60%。
从技术发展趋势看，双玻市占率有望持续提升，拓宽光伏玻璃行业空间。与单面组件相比，在不同背面反射条件下，双面组件可以实现8%-30%的发电量增益，未来将会带动双面组件对传统组件的替代效应，市占率将会持续提升。
逆变器则受益于光伏发电新增及更换需求放量。虽然受疫情影响，HISMarkit将2020年全球光伏新增装机量下调至100GW-120GW，同比下降16%。但天风证券预期2020年国内光伏的新增装机将超过40GW。
随着逆变器技术的发展，为了最大程度地提高产量，简化运维和维护，并降低能源的平均成本，新的逆变器类型已经开始替代老一代的逆变器。根据IHS的估算，随着全球各地太阳能发电的装机容量大幅上升和原有光伏发电设备的老化，整个光伏市场上对更换逆变器的需要正在持续增长，2020年增长近40%，达到8.7GW。
天风证券认为，虽然全球需求有所下降，但是国内新增需求有所增加，加上全球更换逆变器开始放量，2020年逆变器市场有可能不降反升。
