国信证券：2020年光伏产业链梳理 前路光明强者恒强

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　　来源：国信证券

　　证券分析师：方重寅 E-MAIL：fangchongyin@guosen.com.cn 证券投资咨询执业资格证书编码：S0980518030002

　　联系人：李恒源 E-MAIL：lihengyuan@guosen.com.cn

　　光伏全球需求处在上升通道

　　2019年国内装机潮已在三季度尾逐步放量，并将加码20年需求，同时20年为国内最后一批新增光伏上补贴之年，国内市场或将迎来“终极抢装”，德国10年开始用电侧平价，12年开始发电侧平价，光伏渗透率由1.85%快速提高至4.19%。类比德国平价进程，当前国内处政策预期拐点及平价前夕，国内光伏渗透率为3%，仍有较大提升空间。全球视角下，全球178个国家已签订巴黎协定，146个国家设定了可再生能源的目标，中东、南美、东南亚国家因光伏经济性及微网属性，将逐步加大对光伏发电需求，预计全球光伏新增装机仍将保持高速增长。

　　制造端：晶硅产业链百花齐放，各环节龙头强者恒强

　　光伏晶硅产业链四大环节发展具有差异性，其中多晶硅料产能有序释放，龙头企业享受超额收益；硅片：硅片产能向西部转移，薄片化+大尺寸高效电池为未来发展方向；电池片及组件：短期内PERC电池持续扩张，未来HJT引领革命性增效。而在细微差异性下，因光伏整体发展已相对成熟，洗牌充分，故目前光伏产业链中强者恒强、马太效应明显依然成为晶硅供给环节共性。

　　设备端：技术迭代或迎来史上最强产能替代潮

　　太阳能电池环节的行业特点为后发优势明显，而在全球范围的光伏大平价来临之前，电池厂商对设备的投入其本质是将其作为一种“高端耗材”，伴随着设备厂商及电池片厂商的研发加速，存量与新增的电池片厂家对“提效降本”新型电池技术及设备有更进一步需求，我们判断未来1-3年异质结研发及订单批量落地，而能满足这种诉求的，设备厂商作为“高端耗材”为不可或缺的重要参与者。

　　投资建议：光伏强逻辑主线正在验证中

　　2020年光伏需求端增长迅速，产业链四条主线强逻辑待验证：A、2020年国内战场将逐步成为光伏行情主焦点，光伏行情更应关注国内市场弹性标的及拥有个体α标的；B、2019至2020年，随着异质结及PERC+等新技术导入，设备厂商将率先受益于新产品订单释放，关注拥有多代电池片核心设备积累及研发的相关标的。C、电池片环节预期已至低点，关注上游产能及技术产品超预期释放带来的成长空间。D、“确权”文件下发及平价时代渐近，高现金流质量电站运营资产占比提升显著，运营资产现金流质量受补贴影响将边际走弱，建议关注国内优质运营商资产。建议重点关注阳光电源、中环股份、通威股份、捷佳伟创，建议关注太阳能、林洋能源。

　　风险提示：政策及行业变动的风险；光伏装机不及预期。

　　投资摘要

　　关键结论与投资建议

　　光伏：2019年国内装机潮已在三季度尾逐步放量，并将加码20年需求，同时20年为国内最后一批新增光伏上补贴之年，国内市场或将迎来“终极抢装”。全球视角下，全球178个国家已签订巴黎协定，将逐步加大对光伏发电需求，预计全球光伏新增装机仍将保持高速增长。

　　2020年光伏需求端增长迅速，产业链四条主线强逻辑待验证：A、2020年国内战场将逐步成为光伏行情主焦点，光伏行情更应关注国内市场弹性标的及拥有个体α标的；B、2019至2020年，随着异质结及PERC+等新技术导入，设备厂商将率先受益于新产品订单释放，关注拥有多代电池片核心设备积累及研发的相关标的。C、电池片环节预期已至低点，关注上游产能及技术产品超预期释放带来的成长空间。D、“确权”文件下发及平价时代渐近，高现金流质量电站运营资产占比提升显著，运营资产现金流质量受补贴影响将边际走弱，建议关注国内优质运营商资产。

　　建议关注在传统领域有积累且具有增长潜力的公司，同时在新一轮高效电池扩产潮下，建议关注拥有高弹性机会的设备供应商环节，以及解决存量补贴预期下，估值有大幅上修预期的运营商环节。建议重点关注阳光电源、中环股份、通威股份、捷佳伟创，建议关注太阳能、林洋能源。

　　与市场预期不同之处

　　我们认为，光伏行业政策预期拐点已现，行业估值整体提升仍有较大空间，受益于上游成本由政策影响而快速下降，EPC环节、光伏运营商环节内部收益率提升显著。同时，伴随着当前高效电池全面铺开大趋势，电池片环节将主导此轮光伏行业技术迭代更新。

　　股价变化的催化因素

　　第一，光伏行业补贴及政策出现重大有利变化；

　　第二，光伏下游装机量超预期；

　　第三，光伏行业集中度提升，产业链龙头效应加剧；

　　核心假设或逻辑的主要风险

　　第一，国内光伏政策改善不及预期，分布式、领跑者、光伏扶贫等支持力度普遍下滑；

　　第二，国内光伏补贴退坡超预期，弃光限电率居高不下；

　　第三，国家经济增速下滑带动下游用电行业不景气；

　　第四，光伏行业的整体装机量对产业链公司盈利情况影响较大，同时分布式光伏特别是户用光伏发展速度直接影响相关公司盈利情况；

　　光伏需求端：政策拐点出现，海外市场发力，行业景气度回调

　　国内：正处补贴时代向平价时代过渡期

　　平价、竞价政策相继落地，财政补贴对光伏行业引导正在弱化。靴子落地，基本符合预期，此次风光建设政策光伏部分与4月30日征求意见稿基本一致，且充分考虑企业对政策的反馈和声音，其中最大的变化在于2019年1月1日（含）后并网项目均为新项目，均可参与2019年的补贴竞价，基本符合业内预期。2019光伏价格政策仍将采用报价修正排序，政策中强调不同资源区以及电站、分布式不同修正值，使各地区各类项目的经济性和竞争力。对22.5亿竞价项目做敏感性分析：除去户用、扶贫等，在每瓦补贴4.5分到5.5分之间，发电小时数在1200-1250小时之间的假设下，2019年22.5亿的竞价项目装机将保持在32.73-41.67GW水平之间。

　　系统成本下降，非系统成本通过政策削减，国内光伏进一步加速平价。发电端平价是光伏与其他形式电力之间的对比，其中煤电发电成本最低，所以光伏发电端平价可以近似比较的是：无补贴下，光伏发电全投资IRR等于火电（脱硫煤电）期望IRR。当前，全国各省区火电上网标杆电价0.25~0.45元/KWh，在2020年补贴全部退出、火电标杆价格不变的假设下，2020年全国32个电力区实现光伏平价的区域达27个，占全部电力区84%。

　　财政补贴对光伏行业引导正在弱化，平价上网需求促进系统成本下降。根据纳入2019年光伏发电国家竞价补贴范围的项目申报电价，各省市普通光伏电站竞价项目的加权竞价申报上网电价在0.32~0.5元/kwh之间，均低于各类资源区的上网指导电价，补贴电价为0.03~0.12元/kwh。在当前上网电价下，项目收益率为8%时，各省市系统成本在3.52~4.88元/kw之间，若实现平价上网irr=8%，则系统成本需降低至2.78~4.02元/kw之间，降幅最高达30%，对应的度电成本在0.25~0.44元/kwh之间。

　　国内光伏进一步加速平价，平价之后光伏优势凸显。发电端平价是光伏与其他形式电力之间的对比，其中煤电发电成本最低，所以光伏发电端平价可以近似比较的是：无补贴下，光伏发电全投资IRR等于火电（脱硫煤电）期望IRR。当前，全国各省区火电上网标杆电价0.25~0.45元/KWh，在2020年补贴全部退出、火电标杆价格不变的假设下，2020年全国32个电力区实现光伏平价的区域达27个，占全部电力区84%。根据国家电网的统计，2018年中国光伏电站平均度电成本0.377元/kWh，已经低于风电、光热等；2020年将下降到0.26-0.30元/kWh，2025年0.23-0.26、2030年0.20-0.23元/KWh。

　　全球安装成本和LCOE持续下降，刺激装机需求爆发。2010~2018年间，受益于光伏组件与电站BOS 等成本下降，大型太阳能光伏项目的平均安装成本下降了66%~84%；同时，全球公用事业规模太阳能光伏项目的平均LCOE迅速下降了62%，LCOE较低的由印度的0.06美元/kwh-0.11德国的美元/kwh不等，LCOE较高的日本和英国均在0.15美元/千瓦时左右。成本下降刺激装机需求，全球GW级以上国家/地区由2017年的9个增长至2018年的11个，预计2020年将增至16个，形成传统市场与新兴市场相结合的多元化市场。

　　欧洲：MIP取消，成本下降刺激光伏需求复苏MIP取消，目标激励叠加成本下降驱动需求复苏。2018年9月3日，欧盟对华光伏产品双反措施以及MIP到期后终止。随着光伏发电成本下降，欧洲各国逐步实现平价，内生驱动力开始显现，光伏装机量开始逐渐恢复。根据BP数据，2018年欧洲光伏新增装机超过10GW达到11.70GW，同比增长约27.73%。欧洲光伏发展重心逐渐从上网电价政策转向市场化竞争，在欧盟可再生能源配额目标下，无补贴项目将成为欧洲未来的重要增量，预计欧洲近年将迎来新一轮的光伏装机需求。

　　日本：短期内受FIT下调影响，长期装机持稳

　　2018年7月3日，日本经济产业省公布最新制定的“第5次能源基本计划”，要在2030年实现把可再生能源发电在总发电量中所占比例提高到22%-24%的目标，其中光伏发电做为日本最主要的可再生能源，约占总体比7%左右。

　　短期内受FIT下调影响，长期装机持稳。2018年日本光伏新增装机6.6GW，累计装机55.9GW。受制于人力、土地等建设成本影响，日本光伏系统投资成本远高于其他国家，随着补贴逐年下调，预计日本光伏装机规模将维持平稳，短期内则受FIT调降影响发生抢装。日本光伏协会JPEA预计2020年初，日本光伏累计装机将达到75GW，2030年达到120GW，2050年到240GW。

　　美国： ITC 下调刺激装机增长，预计2019年新增12GW 容量

　　自2005年出台以来，ITC政策促使美国光伏装机快速发展。2015年由于市场预期ITC将于2016年底退坡，而ITC税收补贴标准以光伏电厂开工为界，2015年大量电站开工抢装导致2016年美国装机量激增，年度新增装机达到15.1GW，同比增长102%。2015年12月政府公布ITC将延期至2021年。2018年美国新增装机8.42GW，同比增长3%。2019年过后，投资税减免额度将逐步下调，2017-2019年ITC投资税减免额度为30%，2020年将下降至26%，2021年进一步降至22%。ITC投资税减免比例退坡将刺激部分光伏项目在2019年开工建设，带动装机增长。

　　其他国家： 光伏性价比越发突出

　　光伏市场高速增长，未来五年复合增速达34%。政策方面，2014年，印度公布太阳能振兴计划：到2022年实现可再生能源发电总量175GW，其中光伏装机容量100GW，总投资额约8000~10000亿元。2018年6月，印度政府修改国家可再生能源装机目标，提升至227GW，截至2018年底印度光伏累计装机仅27GW，预计光伏项目将超过100GW。同时，根据EPIA预测，印度有望在未来五年成为全球第二大光伏市场，2019年至2023年期间新增装机容量近90GW，复合增速高达34%。

　　南美、澳大利亚、中东等新兴市场同样值得期待。根据EPIA预计，未来五年内，印度、澳大利亚、墨西哥和巴基斯坦光伏市场复合增长率将分别达到34%、29%、40%和37%。2023年全球累计装机将达到1000GW以上，未来五年同比增速均在15%以上。

　　光伏供给端：寻找产业链优势环节

　　多晶硅料：产能有序释放，龙头企业享受超额收益

　　持续进口替代，国内多晶硅自给率升至65.8%。根据硅业协会统计数据，2019年前三季度，我国多晶硅累计产量为24.39万吨，进口量为10.99万吨，出口量为0.07万吨，进口量占总需求量比重由2018年的38.4%下降至35.2%。2018 年，全球前十大企业多晶硅总产能达到45.7万吨，同比增长20.2%，占比达71.2%产能。其中，世界前十的多晶硅企业中，中国已占据7席，未来仍有35%的国产替代空间。

　　国内产业集中度维持高位，未来两年大厂产能稳步爬坡。截至2018 年底，国内多晶硅名义总产能达35.3 万吨，有效产能约29.7 万吨。国内前十大硅料厂商产量占比达82.5%，同比基本持平，集中度仍维持较高水平。2019 年，国内多晶硅厂商将进入新产能集中投产期，新增产能将达17.4 万吨，至年底总产能将提升至52.7 万吨，但考虑新建产能实际投放时点以及1-2个季度的爬坡期，预计2019 年国内硅料年化有效产能约42.6 万吨。

　　能耗、硅耗和设备成本仍处在下降通道中。能耗方面：基于三氯氢硅法的多晶硅生产能源消耗持续降低，从2009 年的综合能耗40． 06 kgce/kg-Si大幅下降71.81%到2018 年的11.3kgce/kg-Si，未来降低能耗仍然是多晶硅成本降低的有效途径，预计到2025 年每年将按3%-6%比例降低。硅耗方面：2018 年，行业硅耗在1.12kg/kg-Si 水平，同比下降2.6%。随着氢化水平的提升，副产物回收利用率的增强，预计到2025 年将降低到1.06kg/kg-si。设备投资：随着生产装备技术的进步和工艺水平的提升共同作用，三氯氢硅西门子法多晶硅生产线设备投资成本逐年下降。2018 年投产的万吨级多晶硅生产线设备投资成本已下降至1.15 亿元/千吨的水平。预计到2020 年，千吨投资可下降至1 亿元/千吨。

　　综合来看，西门子法制多晶硅的预计综合成本极限为35~40 元/kg，变数来自设备折旧成本，在规模经济的作用下，初始投资仍有一定的下降空间，满负荷甚至超负荷运转也能进一步降低折旧成本。

　　其中多晶硅料2019年初低成本产能大规模投放，价格持续下降，下半年价格企稳。预计2020年国内外多晶硅价格回稳。2019年1-11月，国产多晶硅价格由9.26$/kg降至7.50$/kg，主要由于年初延续2018年降价趋势，2019年5月以来，随着光伏政策落地装机规模明确，国内主流多晶硅企业价格止跌趋稳。进入11月，虽下游多晶环节价格下滑幅度较大，但多晶用料价格依然坚挺，市场主流成交价格在60元/公斤左右，市场反馈多晶用料签单率较高，多晶用料整体供应仍较为紧张。单晶用料方面，随着现有多晶硅企业单晶产能比例的进一步提升以及新投产能的陆续释放，单晶用料整体供货平稳，在下游单晶龙头硅片报价持稳的情况下，单晶用料价格有所支撑，单晶致密料价格集中在73-75元/公斤，单晶用料需求方面整体也较为平稳。预计2020年多晶硅价格回稳。晶硅价格短期由供需决定，成本领先企业仍将享受超额收益。2017 年以来通威股份、保利协鑫、东方希望、新特和大全等企业相继公布了扩产计划，新建产能均位于内蒙古、新疆和四川等低电价地区，新增产能单位成本持续下降，预计生产成本约40-50元/kg，对高成本硅企带来巨大冲力。同时，随着政策趋稳，预计2020年行业需求持续增长，价格低点或将高于2019 年。成本领先企业将持续享受超额收益，迎来量利齐升的高弹性增长。

　　硅片：硅片产能向西部转移，薄片化+大尺寸高效电池为未来发展方向拉棒环节成本持续下降。2018 年，光伏行业拉棒平均电耗水平从2017 年的35kWh/kg-si 降低为33.5kWh/kg-si（方棒）。未来可以通过优化拉晶炉热场结构、提高投料量（连续加料、双坩埚、液态加料等）、提升拉速等技术降低单晶拉棒生产能耗，预计到2020 年，能耗有望下降至31kWh/kg-si 以下。

　　薄片化+大尺寸是硅片未来发展方向。薄硅片有利于降低硅耗和电池成本，但也会降低电池的机械强度。。硅片厚度与产品类型及下游电池片使用的技术有关，目前P 型单晶双面PERC 电池的迅速发展，带动P型单晶硅片厚度下降；多晶硅片厚度下降速度则略慢，总体厚度呈现下降趋势。M12大尺寸正方硅片较M2（156.75mm）硅片面积提升了80.5%。M12 60片组件较M2 72片组件非硅成本降低0.205元/W，降幅为19.4%。随着组件端产品在终端电站实现度电成本快速降低，向上传导带动大硅片的进一步普及。

　　单晶硅片替代加速，预计2019年占比将超50%。从硅片供求关系看，价差扩大一定程度上反映了单晶硅片供给阶段性紧张的局面。从需求结构看，未来高效电池将成为市场主导，单晶硅电池市场份额逐步增大。2018年单晶硅片市场份额超过40%，预计2019年将超过50%。随着异质结电池、N 型PERT 电池的应用推广，N 型单晶硅片的市场份额也将逐年提高。而多晶硅片的市场份额未来将逐步下降，但不会被完全取代，铸锭单晶技术的突破有望保持一定的市场份额。

　　2020年单晶硅片产能释放，供需格局或将倒转。为应对单晶硅片需求放量，以隆基股份等为首的单晶硅片龙头企业自2018 年起加快扩产，2018 年底国内共形成约68.8GW 单晶硅片产能，并于2019 年进一步扩产逾30GW。但由于新扩产能主要集中在年终投放，且部分厂商为新进入者，设备调试和产能爬坡尚需时间，单晶硅片实际产能明显低于名义产能，2019 年单晶硅片行业供应依然偏紧。预计2020年行业供需偏紧情况发生倒转，单晶硅片价格或将明显下降，新一轮行业洗牌启动，具备成本优势的龙头厂商维持盈利。

　　电池片及组件：短期内PERC电池持续扩张，未来HJT引领革命性增效

　　以目前所有高效电池片的技术来看，PERC 电池技术是投资成本最低、产线兼容率最高、效率提升最明显的技术之一。单晶PERC电池制造成本与常规单晶电池成本几乎持平，效率普遍较普通单晶电池20%提升2个百分点，产线与普通铝背场（Al-BSF）电池产线兼容，新建产线平均量产效率提高至22.5%。

　　我国常规电池生产线关键设备已基本完成国产化。2018 年，新建产线已全部为PERC产线，原有产线也在加快PERC 线升级。随着背钝化设备的国产化，2018 年PERC 电池产线投资成本降至42 万元/MW，低于2017 年常规产线的投资额。随着未来关键设备的国产化不断推进，预计到2020 年将下降到35 万元/MW。

　　预计PERC电池为主流发展方向，N型电池市场份额逐步提高。2018 年，BSF 电池4仍占据大部分市场份额，但相比2017年83%的占比已下降了23 个百分点，随着新技术的发展其占比将逐年减少；PERC 电池是当前产能最大的高效电池，2018 年市场份额占比大幅增加，达到33.5%左右，预计明年PERC 电池市场占比将反超BSF 电池，成为市场占比最高的电池种类。双面N 型PERT 电池、背接触（IBC）电池、异质结（HJT）电池等新型高效电池市场份额将逐步提高，其中N-PERT 电池未来将成为市场占比第二的电池种类。

　　预计2020年单晶PERC电池扩产速度趋缓，龙头企业盈利稳定。2019年下半年，PERC电池片产能开始集中释放，行业供需紧张格局开始迎来倒转。截至2019Q3，行业主流厂商PERC 电池产能达109GW，其中基本为单晶PERC产能；按照厂商规划，2019/2020 年底行业总产能有望进一步增至139/182GW。随着新产能持续释放，6 月以来电池片价格逐步走弱，行业整体均价降至约0.95 元/W，电池片厂商盈利能力出现显著分化，行业龙头保持稳定盈利。

　　2020年或将成为HIT的产业化元年。当前全球HIT已有产能约3GW，但业内新老参与者均多在密切关注HIT进展，PERC规模适中的企业投入HIT意愿相对更强一些，参与方规划HIT产能超过15GW，部分企业已开始中试或小批量投运，预计2020年将有4-7GW以上的HIT新增产能投放，一批标杆企业与项目可能在年底到明年投运，将进一步提升行业对异质结电池的信心，2020年可能是HIT的产业化元年。

　　一周光伏经理人指数连续回升。全行业指数SOLARZOOM光伏经理人指数延续上升趋势，市场对于光伏行业信心缓慢恢复，光伏行业整体景气程度不断趋好。其中，中上游制造业指数显著回调、光伏下游电站微跌，景气度处在回升周期。

　　组件效率提升，双面组件规模应用。受益于PERC选择性发射极（SE）、半片等先进技术的快速投入量产，组件效率提升速度明显加快。单、多晶组件的平均转换效率分别达到18.6% 和18.0%，效率提高达1%以上。双面技术尤其是型双面PERC 技术在2018 年得到大规模应用中国第三批领跑者投标电价的激烈竞争促使竞标者倾向于采用新技术以保证在低电价下仍能保障基本的投资收益。根据隆基的统计，双面组件在领跑者项目中的应用比例达到46.5%。预计2020年双面组件市场占有率达到30%，叠瓦和半片组件市场占有率逐年提高，2020年预计合计达到34%。

　　逆变器：历经洗牌，强者恒强1500V光伏电站系统已成为国际主流，预计2019年DC 1500V逆变器份额增至74%。根据HIS Markit数据，在全球范围内，1500V已成为大型光伏项目必要条件。除中国外2017年DC 1500V逆变器占全球光伏市场三相逆变器出货量的40%，2018年提升至62%，全面超越DC 1000V。预计未来两年内全球1500V光伏电站规模将突破100GW，2020年占比突破80%。

　　集中式和组串式逆变器主导，降本因素驱动集散式未来占比提升。2018 年，光伏逆变器市场仍然主要以集中式逆变器和组串式逆变器为主，集散式逆变器占比较小，三类逆变器占比分别为60.4%、34.6%和5.0%。从技术角度来看，集散式光伏逆变器相比集中式逆变器提升MPPT 控制效果，且相比组串式逆变解决方案拥有较低的建造成本，预计市场份额将呈现出逐年上升趋势。

　　历经行业洗牌潮流，寻找全球逆变器龙头。历经数轮行业洗牌，受逆变器价格持续下跌和中国光伏政策波动等因素影响，SMA、ABB等国际巨头纷纷退出中国市场，国内阳光电源和华为逐步成为全球逆变器领域龙头企业。2015年至今，公司和华为始终占据全球市场出货量前两名的席位。同时，随着国内光伏产业兴起及技术要求的提升，国内新兴的逆变器企业仅能通过差异化策略抢占细分市场，而公司的龙头地位将长期维持稳固。至2018年底公司全球累计装机量超过79GW，全球市占率15.9%。

　　销量远超可比公司，毛利率维持稳定。2014-2018年，SMA作为较早进入光伏逆变器市场的国际巨头，销量增速逐渐下降，2018年出现负增长。自2015年，阳光电源光伏逆变器销量首次超过SMA，至今仍保持高速增长趋势。2018年公司逆变器销量达15.13GW，接近SMA销量的2倍且远超国内可比公司。同时公司历年逆变器业务毛利率保持在30%以上，且行业内各公司毛利率相近，公司凭借庞大的销售规模，未来龙头地位稳固。

　　光伏设备：HJT（异质结）不远，成本降幅可期以转换效率为轴看光伏技术发展，如果说BSF电池为1代电池、PERC单晶为2代电池，则我们正处PERC+的2.5代电池时代。目前，常规Al-BSF单晶电池的效率大概是20-20.3%，对应的组件功率为280W，主要的效率损失来自于背面全金属的复合。因此，背钝化电池结构PERC应运而生，与常规电池相比，PERC电池背面增加了氧化铝AlOx，氧化硅SiOx和氮化硅SiNx等钝化叠层，因此电池的表面复合速率大大的降低，电池的开压VOC可以提升15-20mV。而且，由于背面钝化层可以增加光学内反射作用，因此电池的电流ISC也会有显著的提升。

　　作为第3代电池，目前HJT（异质结）异质结电池研发进展迅速。PERC快速推广之后，N型电池开始受到业内越来越多的关注和认可，在各类N型电池中，异质结电池（HJT（异质结））由于效率更高，在一些BOS成本高的市场已具备一定的经济性。当前，业内PERC规模适中的企业投入HJT（异质结）意愿较强，部分企业已开始中试或小批量投运，而PERC规模较大的公司也在关注HJT（异质结）进展。

　　PERC+已至，目前正处代际过渡期目前PERC+较异质结更有性价比。对比PERC、TOPCon、HJT（异质结）三种电池的成本数据，PERC电池成本最低，对应组件功率也最低，并且存在LID/PID/LETID等衰减，后期发电能力弱；TOPCon的成本较PERC高1元/片左右，由于功率较高，能够有效摊薄组件和BOS成本，TOPCon 电池23%的效率已经和PERC电池22%效率的系统端成本持平，加上TOPCon组件高双面率、低衰减特性，综合发电能力更强，已经成为更具有优势的选择；HJT（异质结）成本较TOPCon高1.4元/片，目前效率以及组件功率跟TOPCon相当，双面率和抗衰减能力也相当，性能相近的情况下系统端成本高太多，现有成本下要形成竞争力，效率需要提升至24.5%，可以近似得到电池成本增加0.12元/W，转换效率需要提升1%可使得系统端成本持平。

　　从普通单晶电池到PERC只要增加两到三个工序，即可实现BSF 向PERC的转化。PERC 电池的工艺流程包括：沉积背面钝化层，然后开槽形成背面接触。相较常规光伏电池的工艺流程新增了两个重要工序，只需在传统电池产线上额外增加钝化膜沉积设备（PECVD 设备或ALD 设备）和激光开槽设备即可。

　　PERC核心产品为PECVD设备、丝网印刷等。其中，捷佳伟创的核心产品PECVD设备和扩散炉均为自主研发，采用的核心技术和设备关键性能整体均处于国际先进水平。管式PECVD设备主要采用业内领先的背面钝化叠层膜技术，有效提高晶体硅电池的转换效率。公司研发技术及生产能力覆盖电池片前中端生产所有核心设备，是国内仅有的能够为客户提供整套前中端生产线设备的供应商。

　　电池PERC化极大地提升了对PECVD 设备的需求。PERC电池与常规电池最大的区别在背表面介质膜钝化，即在传统产线基础上，需增加背面钝化镀层与钝化层激光开槽两道工序。其中背面钝化镀层包括氧化铝镀层与氮化硅镀层，市场中存在两种技术路线，一是采用PECVD+PECVD两台设备，代表厂商为捷佳伟创；二是用ALD+PECVD两台设备，代表厂商为江苏微导。相较于后者，前者沉积速率高，并拥有两台设备可以合并成一台的工艺可能。

　　PERC+2.5代更关注LPCVD、碱抛光等新增设备及新型镀膜设备。TOPCon在现有PERC设备基础上增加LPCVD设备，B扩以及绕镀清洗难度较低，投资增加1亿/GW可完成技术升级，运营成本低。目前行业中以捷佳伟创为代表的设备商新型TOPCon设备已批量出货，同时储备多种PERC+镀膜设备，代表了设备行业新型PERC+研发高地。

　　光伏行业中，电池片“实验室技术”的产业化拥有丰富的理论基础及实战经验，光伏转换效率依然有翻倍空间。美国国家可再生能源实验室（NREL）是光伏世界各类产品效率比拼最权威的平台机构，2019年这家在业内声名显赫的实验室发布了一份报告，这份报告中有一张1976年到现在的一系列光伏技术研究电池的最高确认转换效率图表，从这张表上可以看到太阳能电池技术发展最前沿的科研成果。在NREL发布的太阳能电池效率图表中，晶体硅电池技术、薄膜技术和新兴光电技术是最为人所关注的四类效率曲线，目前光伏产业中能够实现产业化应用的技术均出自这四类电池技术，分别用紫色、绿色、蓝色和橙色区分。紫色为多结电池是目前实验室中可实现转化效率最高的路线，也是未来产业化的主要方向；蓝色为晶硅太阳能电池技术路线，BSF、PERC、IBC、HJT（异质结）均属于此路线，目前95%的光伏市场份额被晶硅太阳能电池所占据；绿色为薄膜电池，是未来光伏建筑一体化应用的主要研发方向；橙色为有机体电池，以钙钛矿电池为代表，未来将实现极致成本优化，而接下来最直接的应用则是可以与HJT异质结电池结合，升级成为叠层电池，即升级为紫色路线。

　　异质结电池兼顾蓝色与紫色研发路线，异质结为未来电池的“基底”。一方面，采用IBC与HJT技术结合的HBC技术可以使电池效率进一步提升，日本松下和夏普公司目前取得了25.6%和25.1%的电池效率，这将成为未来IBC电池的重要方向。

　　另一方面，目前实验室报道的最优的晶硅太阳能电池的光电转化效率已经达到26.6%，非常接近它的理论光电转化效率极限29.4%，而异质结可为叠层电池做基础，可以突破30%转化效率理论限制。目前，叠层电池实验室研发已经取得重要进展，其中，中国科学院大连化学物理研究所目前通过将半透明钙钛矿电池与高效硅异质结薄膜电池结合，组成光电转化效率达到27.0%的钙钛矿-硅叠层太阳能电池．

　　综上所述，HJT与IBC电池结合可生产HBC电池，效率可提高至25%以上，且生产设备可在异质结（HJT）的生产线基础上进行改造；未来叠层电池，异质结与钙钛矿的叠层电池目前被证明是最可能产业化的方向，且可以基于异质结电池向双结电池甚至多结电池进发。

　　3代异质结电池属性各方面领先现有电池。异质结电池作为第3代电池，具有结构简单、工艺温度低、钝化效果好、开路电压高、温度特性好、双面发电等优点，是高转换效率硅基太阳能电池的热点方向之一。异质结电池的核心特点就是高开路电压，这来自于构成其PN结的材料是不同种类的，理论上就比同质结电池的电压要高。但其特殊的晶硅/非晶硅界面态钝化，对设备、工艺、环境、操作水平等要求非常高。需要从非晶硅界面钝化、TCO光吸收损失、金属化电阻损耗三方面进行努力，对应的工艺流程为CVD、PVD、丝印三个步骤。这个三大难点克服，不仅仅是工艺的问题，还涉及到设备和材料的配套和改进。

　　HJT（异质结）工序大幅简化，不兼容性为设备商提供更大发挥舞台。从工序数量看，目前主流的PERC+SE工艺需要9步，HJT（异质结）工艺只需要4步，TOPCon工艺经过研发和设备的整合集成化，预计在10步以上。而HJT（异质结）的步骤最少，且HJT（异质结）与现有的晶硅电池工艺设备不兼容，这也构成了HJT（异质结）投产将引发新一轮设备狂欢的基础。而值得注意的是，异质结工艺流程大大简化，但对工艺的要求却更为严苛，如洁净度、真空度、温度控制、镀膜质量等，比现有的电池技术要求都要高出一个量级。

　　当前全球HJT（异质结）已有产能约3GW，业内新老参与者均多在密切关注HJT（异质结）进展。PERC规模适中的企业投入HJT（异质结）意愿相对更强一些，参与方规划HJT（异质结）产能超过15GW，部分企业已开始中试或小批量投运，预计2020年将有4-7GW以上的HJT（异质结）新增产能投放，一批标杆企业与项目可能在年底到明年投运，将进一步提升行业对异质结电池的信心，2020年可能是HJT（异质结）的产业化元年。

　　在已投产的异质结电池产线中，捷佳伟创、迈为股份、钧石能源、上海理想等设备商已经出货相应设备产品。与PERC时代各设备厂商在不同环节发力不同，异质结时代由于产线步骤较短、国内外研发同比，所以各设备厂商基本为异质结整线制造模式。其中，捷佳伟创应用于HJT（异质结）电池产线的RPD设备，是捷佳伟创获得住友重工（中国大陆地区）独家授权后进行研发制造的核心工艺设备，这种透光导电膜设备设计独特，相对传统的PVD设备具有表面损伤少、载子迁移速度高等技术优势，对于HJT（异质结）电池转换效率的提升具有较大的贡献。RPD设备应用广泛，除应用于HJT（异质结）电池产线外，还可应用于OLED、钙钛矿电池等诸多领域。

　　拆解异质结产线投资，其中非晶硅膜沉积及TCO镀膜占据研发实力及价值量制高点。其中，非晶硅镀膜PECVD及TCO镀膜的RPD/PVD设备合计占整线投资60-75%。早期在异质结投入较大的装备企业有钧石能源、梅耶博格，近年来捷佳伟创、迈为股份、金辰股份、铂阳精工、江松科技、江苏中智、德国新格拉斯等也在加大投入。而设备商加速研发布局，核心在于下游客户接受化程度。需要面对多种挑战，一方面来自异质结设备厂商之间竞争，另一方面也是与存量PERC电池设备投资及生产成本的竞争。

　　运营商：被低估的优质光伏资产

　　参考发达国家能源结构，我国新能源渗透率有待提高。截至2016年底我国一次能源非化石能源占比13.02%，与世界发达国家相比仍有较大差距。我国非化石能源结构自“十二五”以来持续改善，每年约提高1%，但横向对比欧美发达国家，除了俄罗斯外其他国家的占比普遍在15%以上，法国和丹麦更是达到47.86%和23.98%，假设之后几年仍保持相同的提升速度，我们预计我国和发达国家间的差距还需要2-3年的时间来追赶。非化石能源中，我国水电占比显著较高，而核电、风电和光伏的占比过低，考虑我国水电趋于平稳，能源结构调整主要依靠风电、光伏，这一差距将更加明显。

　　我国光伏发电渗透率提升空间较大。2017年我国光伏发电新增装机53.06GW，累计装机达到130.25GW，而根据GTM Research数据显示，2017年全球光伏新增装机为99GW，累计装机量约为400GW；中国在新增装机中的占比超过50%，累计装机量占比达到32.5%。但从发电量角度比较，2017年中国光伏发电占比仅为1.86%，远低于德国和意大利水平，若以欧盟2016年3.24%的光伏发电渗透率计算，我国光伏发电的潜在新增市场容量超过180GW，是目前累计装机容量的1.4倍。

　　运营端受益于组件成本下降，新建光伏电站内部收益率提升明显。531政策后，制造端各环节产品价格下降压力增大，其中硅片、电池片、组件环节出现明显降价，伴随资金链紧张各环节后期降价压力将进一步加大，预期2018、2020年组件年平均价格分别降到1.98元/W和0.99元/W。同时，考虑到光伏安装商未来存在较大的让利空间，其他系统费用成本也将逐年降低，系统投资额逐步往制造端可变成本靠近，在2020年补贴完全退出的严苛预期下，下游运营端在三类光区仍能保持6%-25%之间全资金IRR收益。

　　制造端价格快速下探，倒逼行业加速平价。发电端平价是光伏与其他形式电力之间的对比，其中煤电发电成本最低，所以光伏发电端平价可以近似比较的是：无补贴下，光伏发电全投资IRR等于火电（脱硫煤电）期望IRR。当前，全国各省区火电上网标杆电价0.25~0.45元/KWh，在2020年补贴全部退出、火电标杆价格不变的假设下，2020年全国32个电力区实现光伏平价的区域达27个，占全部电力区84%。

　　考虑到光伏降本增效的快速进步，以及在主动调整电力结构的国家意志下，多省燃煤机组标杆上网电价逐年均有不同程度上调，未来1-2年部分省份或出现光伏发电成本与煤电上网电价的金叉，光伏发电端平价上网或将加快实现。

　　平价之后，光伏将迎来新的拐点。在光伏实现平价上网后，可从需求和供给角度演绎光伏拐点爆发：需求层面，全社会用电增速维持在6-8%左右，同时国家加强煤电产能退出（2020年煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内，2017Q3为10.8亿千瓦，十三五期间力争关停2000万千瓦），一方面，国家层面希望电力需求的缺口由不需要补贴的光伏等新能源来弥补，另一方面，主管部门在制定光伏装机规划时将不再考虑可再生能源补贴基金的规模限制；供给层面，光伏项目的投资核心驱动力是IRR，目前由于没有完全实现发电端平价，光伏项目的补贴拖欠问题将导致实际IRR较低，同时造成项目的现金流紧张，一旦平价到来，IRR将恢复到理论值，投资热情将再次点燃，市场将迎来爆发。

　　配额制的出台指引了我国未来几年可再生能源的最小装机量，同时也解决了可再生能源发展中的消纳问题。从配额制倒推的装机量分析，我们认为2018年的配额指标主要依靠弃风弃光改善+新增装机共同促进达成，而2020年的预期目标主要依靠风电和光伏新增装机实现，因此配额制的设定保证了2020年前风电光伏装机的下限目标。从解决现有问题的角度分析，目前可再生能源发展主要存在补贴缺口+消纳能力差两大难题，而配额制明确了各省级电网企业负责组织经营区域内的市场主体完成区域可再生能源电力配额指标，对本经营区域完成配额指标进行监测和评估，促进了电网解决可再生能源消纳问题的积极性。

　　配额制下，至2020年保底非水发电量年化复合增长率高达17%。假设18年全社会用电量增速7%，19、20年全社会增速5%，同时19年非水配额比为18、20年政策比例平均，测算各省份非水发电配额，预计18-20年全国合计非水配额发电量分别为5472.9、6470.3、7553.7亿千瓦时，CAGR可达17%。

　　目前市场给予新能源运营商低估值主要基于几个因素：1）新能源发展过程周期性强；2）运营商普遍运营收益率低，现金流情况差。

　　针对第一个原因，我们认为新能源发展过程虽然有短期波动，但从长期来看替代传统能源的趋势是不会变的，过去几年由于行业处于快速成长期，无论在国家层面还是在个体层面都缺乏对行业整体的把握，导致行业在一段时间野蛮成长后需要一段时间的调整期，从而形成了几次大周期波动，而从目前的情况看行业发展模式正逐步向常态化和科学化转变，从最近一些列政策的出台可以解读到国家层面对于可再生能源发展的态度是坚决的，并且由过去的补贴+指标规划“半计划经济”模式逐步向集中式总量规划、分布式放开管理+消除积疾平价上网的“市场经济”模式转变。同时运营商有别于制造商，其业绩主要受存量项目收益影响，在装机容量增长和限电改善的大背景下，不会存在技术路径博弈或产业链波动影响，业绩增长可靠性高。

　　针对第二个原因，我们认为是过渡期存在的特殊现象。作为理性决策者，运营商的新增装机必然有其可研论证，在行业快速起量时期不排除有降低门槛的现象存在，但随着行业逐步走向正常化，这类项目无论是新增还是存量的比例会越来越低；另一方面可再生能源装机量在某段时期的快速增长必然导致与传统能源之间的竞争替代，加上我国早期电网布局不够完善，导致了严重的弃风弃光问题，同时成本劣势导致对补贴的依赖使运营商现金流状况非常差。目前，随着国家发展可再生能源政策的明确以及电网布局的完善，同时平价上网进程的陆续推进，这些“积疾”有望短期内得到解决。

　　综上所述，我们认为目前新能源运营商的估值有待修复。简单测算，以运营商内部8%-12%的资本金收益率为基准，假设没有其他因素的影响，不考虑装机量增长，市场给予运营商的估值水平也应达到10倍以上；而以实际项目资本金收益率来看，光伏能够做到10%以上，风电普遍能够达到20%，随着这类项目比重增大，目前的估值有较大挖掘空间。

　　估值纵向比较，新能源运营商估值处于历史低位。从历史市净率来看，目前运营商平均市净率仅为0.92，自2016年后一直处于地位徘徊；从历史市盈率来看，行业经过2016年估值下调及2016年末业绩释放后，市盈率处于历史低位。

　　投资建议：2020年光伏三主线，强逻辑待验证

　　A、国内装机行情的相关标的弹性最大。目前，国内竞价项目落地，国内装机潮预计三季度中期放量，同期海外三季度或为装机淡季，下半年国内战场将逐步成为光伏行情主焦点。后续关注剩余未用补贴去向及特高压配套外送、各省分布式平价等项目落地。基于此，国信电新认为2019年下半年，光伏行情更应关注国内市场弹性标的及拥有个体α标的，关注业绩估值全面超预期带来的戴维斯双击，重点推荐国内装机行情最大受益者【阳光电源】。

　　B、PERC电池跌价进入尾声。一方面下游需求在目前仍未启动，另一方面perc电池爆发式产能集中释放引发电池“恐慌性”砍价。而我们认为当前PERC电池跌价已无空间：一方面因为即期价格已逼近2015-2017年perc老线现金成本，若进一步降价势必引发10-20GW产能停产，老线的现金成本为当前价格支撑点；另一方面，下游需求将在三、四季度集中爆发，尤其国内市场将有50%的同比增长空间，而当前PERC电池与普通多晶电池价差已在2毛，PERC单晶性价比不言而喻。同时，上游硅片产能大规模扩产在即，硅片成本降低为大势所趋。基于此，国信电新认为2019年下半年值2020年上半年，随着下游需求集中式爆发及原材料硅片产能进一步释放，光伏行情更应关注格局最优的硅片环节，关注产能及技术产品超预期释放带来的成长空间，重点推荐当前光伏行业预期差最大的硅片标的【通威股份】。

　　C、光伏技术路径丰富且多样，而落地需靠设备商变现。光伏行业之所以可以享受较高估值，一方面是因为光伏行业长期拥有景气的下游需求，光伏渗透率提高永远值得想象；另一方面，则是光伏行业拥有完整的、多样的、可见的成本降低路线图，此路线图为“景气的下游需求”进一步强有力的保障，其中，电池片环节技术是此路线图中的“皇冠上的明珠”。不同于硅片等环节制造商“垄断”核心技术，电池片环节制造商与设备商之间更倾向于相互协作，而设备端的“新技术工业化”往往是新技术导入的关键。基于此，国信电新认为2019至2020年，随着异质结及PERC+等新技术导入，设备厂商将率先受益于新产品订单释放，关注拥有多代电池片核心设备积累及研发的相关标的，重点关注全球电池片设备龙头【捷佳伟创】。

　　风险提示

　　盈利预测的风险

　　第四，光伏行业的整体装机量对产业链公司盈利情况影响较大，同时分布式光伏特别是户用光伏发展速度直接影响相关公司盈利情况；

　　政策风险

　　新能源行业是政策性非常强的行业，补贴政策直接影响国内装机总量，是光伏、风电及新能源汽车行业发展的重要基本面因素。而随着解决光伏、风电、新能源汽车行业非技术成本的问题提上日程，进而更好促进业务，故政策层面的变动使得上市公司未来销售收入/利润存在高于预期或者不及预期的情况。

　　市场风险

　　光伏、风电行业竞争日益激烈，马太效应日益凸显；新能源汽车、储能行业正处于萌芽期，资本介入速度快、强度大，进而导致行业竞争加剧。

责任编辑：陈悠然 SF104