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原标题 多角度分析光伏长期需求影响因素：光伏性价比逐步凸显，长期增长确定性强
来源 西部证券
核心结论
全球光伏装机和发电量持续增长，但占比较低仍有提升空间。19年全球光伏新增装机114.9GW，同比增长6.23%；光伏发电量722.24TWh，同比增长22%，占全球总发电量比例为2.92%，同比提升0.72pct。分国家来看，光伏占比最大的德国和日本光伏发电量占比仍低于10%，尚有很大提升空间。
全球光伏成本快速下降，平价时代已来临。根据IRENA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，全球光伏电站的加权平均LCOE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。根据我们测算，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。
系统成本持续下降，国内光伏距离平价已渐行渐近。19年国内光伏利用小时数1169小时，在当前组件价格下，我们测算出国内地面光伏和分布式光伏平均LCOE为0.447、0.389元/KWh。截至20年4月，我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。发电端来看，很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。
储能经济性出现后，光伏发电距离全面平价有望到来。理论上讲，在有适当的储能情况下，光伏发电占比可达全部用电量的100%。我们假设储能系统单价1.7元/W、循环次数为8000次，配比20%，得到全国平均每度光伏发电分摊的储能成本为0.03元/KWh。目前看，循环次数达到8000次尚有难度，但随着化学储能技术的发展，这一天或并不遥远。
即使经济不景气带来传统能源成本下降，对光伏发电经济性影响有限。我们测算出当国际原油价格低于35.53美元/桶时，国外重油发电成本低于全球平均光伏度电成本。根据IRENA预测，到20年底全球光伏度电成本可能降至0.048美元/KWh，相当于国际油价为20.66美元/桶的发电成本；煤电成本受煤价影响波动较大，有不可预期性，虽当前我国煤电成本低于光伏LCOE，但考虑到煤价波动和光伏成本下降，煤电相对于光伏的成本优势将不断缩小。
投资建议：国内竞平价申报规模充足，全球光伏需求有望加速恢复。在利率、成本快速下降的背景下，光伏性价比优势逐渐凸显，有望成为能源建设的主力选择。推荐隆基股份（601012.SH）、福莱特（601865.SH）、中环股份（002129.SZ）、通威股份（600438.SH）、阳光电源（300274.SZ）、捷佳伟创（300724.SZ），相关公司有福斯特（603806.SH）、晶盛机电（300316.SZ）、东方日升（300118.SZ）。
风险提示：光伏装机增长、成本下降不及预期，光伏政策落地不及预期。
全球光伏装机增长，发电量占比仍较低
全球光伏装机和发电量持续上升，预计2020年全球新增装机120-125GW。根据国际能源署（IEA）数据，2019年全球光伏新增装机114.9GW，同比增长6.23%，光伏累计装机量达到627GW，同比增长22.44%。我们之前预测2020年国内光伏新增装机量将达到45-50GW，海外新增装机95GW左右，即全球新增装机140-145GW。但是3月份海外疫情的恶化使得光伏项目受到不同程度的影响，主要体现在现有项目建设进程和速度后延，我们判断海外疫情或将影响海外装机15-20GW，预计2020年全球装机下调20-25GW至120-125GW。
光伏发电量占比仍较低。目前尚无科学研究证实在没有储能的情况下，光伏发电占总发电量的比例极限，但一般认为，光伏发电量占总发电量的比例低于20%对电网的影响相对较小。近年来全球光伏发电量占总发电量的比例持续提升，2019年光伏发电量722.24TWh，同比增长22%，占全球总发电量比例为2.92%，同比提升0.72pct。
中国是光伏第一大市场，海外市场增长较快
2019年中国新增装机30.1GW，累计光伏装机量接近全球总装机量的三分之一。2019年全球光伏新增装机量排名前十国家依次为中国、美国、印度、日本、越南、西班牙、德国、澳大利亚、乌克兰、韩国，新增装机合计占比达到73%，较2018年有所下降。其中，中国新增装机30.1GW，同比下降32%，但是在累计装机量方面，中国仍然处于领先地位，累计装机容量为204.8 GW，同比增长17.23%，几乎占全球光伏累计装机容量的三分之一。除中国市场以外，2019年其他光伏市场新增装机量为84.9GW，同比增长约44%。我们认为疫情或将影响国内装机5GW左右，预计2020年国内新增装机40-45GW。
美国光伏新增装机增速回升，累计装机量居全球第二。2019年美国新增光伏装机量13.3GW，同比增长约25%，占美国能源新增装机总量的比例是历年最高，接近40%；美国累计光伏装机量79GW，位居全球第二，同比增长20.4%。疫情在美国恶化前，Wood Mackenzie曾预测其2020年新增装机增长47%到20GW。然而，疫情在美国迅速蔓延已导致多地光伏项目停工，根据美国光伏协会消息，在疫情爆发期间美国户用光伏订单取消率达到30%，部分地区甚至达到50%，美国公用事业市场中高达5GW的项目会推迟到今年下半年，甚至推迟到2021年。BNEF预测2020年美国新增装机16.5GW，较之前预计的20GW下降17.5%。
日本是国内光伏产品重要的出货地区，晶澳、阿特斯、晶科、阳光等品牌在日本出货量较高。2019年日本新增光伏装机量7GW，同比增长7.69%；累计光伏装机量63GW，同比增长12.5%。自今年1月首次出现感染病例以来，日本本土疫情增长趋势一度十分缓慢。考虑到疫情叠加太阳能补贴削减的政策，IHS Markit预测2020年日本新增装机约7GW，与去年持平。
印度是全球第三大光伏装机市场，预计2020年新增装机8.8GW。2019年印度新增光伏装机量9.9GW，相比2018年的10.8GW，同比下降8%。受疫情影响，印度原定在2020年6-8月投产的约2.3GW光伏电站已经受到影响，全国性封锁已经停止了总计约5GW的光伏项目建设。Wood Mackenzie对印度光伏行业今年下半年的前景保持谨慎，预计全年新增装机下降2.9GW至8.8GW，较之前预测的11.7GW减少了24.8%。
2019年西班牙光伏新增装机4.4GW，排名欧洲第一，同比激增1579%；累计光伏装机9.56GW，同比增长85.31%。2019年2月，西班牙《国家能源和气候综合计划》发布，建议到2030年可再生能源占最终能源消费的42%，装机容量达120GW，发电量占74%；其中光伏累计装机2020年目标8.4GW，2025年目标23.4GW，2030年37GW，年均新增装机约3GW。然而，受疫情影响，西班牙政府宣布3月16日-4月26日国家进入紧急状态，非特定情况不准外出，国内光伏电站建设暂停，运维受限。据BNEF预测，西班牙2020年新增装机量下调至2.7GW。
德国是全球第四大光伏市场，截至2019年底累计光伏装机49.2GW，同比增长8.6%，2019年新增装机3.9GW，同比增长30%。今年初受来自中国的零部件供应不及时，工人无法到达工地等影响，德国光伏项目建设有所延迟；3月开始当地政府为了防控疫情，暂停了某些项目的审批步骤，原定3月10日-12日的杜塞尔多夫欧洲储能展览会、6月17-19日的慕尼黑太阳能技术展Intersolar Europe被直接取消，德国太阳能工业协会呼吁联邦政府延迟并网截止日期。BNEF预计2020年德国新增装机量约为4.6GW。
各国光伏发电量占比不断提升，但仍处于较低水平
全球主要光伏市场的光伏发电量占总发电量和用电量的比例逐年增长，光伏在能源构成中地位不断提升。2019年中国光伏发电量达224.3TWh，同比增长26.37%，占全国总发电量比例3.14%，同比提升0.6pct，占全社会用电量比例为3.10%，同比提升0.51pct。此外，2019年美国/日本/澳大利亚/印度/西班牙光伏发电量分别为107.3/73.2/17.1/46.3/14.9TWh，占总发电量比例分别为2.57%/7.28%/6.96%/3.70%/5.65%，分别同比提升0.98/0.43/2.04/1.39/0.90pct。2019年中国/美国/德国/日本/澳大利亚/西班牙的光伏发电量占全社会用电量的比例分别为3.10%/2.75%/9.18%/7.72%/7.26%/6.11%，分别同比提升0.51/1.00/1.60/0.44/2.04/1.03pcts。
光伏的经济性逐步凸显
太阳能光伏成本持续下降，为全球光伏发展提供持续动力
国际可再生能源署IRENA发布的《2019可再生能源发电成本》报告显示，2019年全球可再生能源成本再创新低，新的补贴后的太阳能光伏和陆上风电的成本已接近现有燃煤电厂的边际运营成本。2010-2019年，全球光伏电站的加权平均总成本从4702美元/kW下降至995美元/kW，降幅高达79%；同时，全球光伏电站的加权平均LCOE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 认为，相较于其他可再生能源发电技术，太阳能光伏具有最高的学习率—37%（学习率指累计装机量每增加一倍，价格或成本下降的百分比）。根据当前的PPA购电协议和拍卖数据，预计到 2020年底，太阳能光伏发电的价格可能降至0.048美元/kW。全球光伏成本的持续下降，刺激出更多的光伏需求，而光伏装机的持续增加，反过来有助于光伏成本的进一步下降。
中国光伏初始投资成本和运维成本持续下降
2019年，我国地面光伏电站的初始全投资成本为4.55元/W左右，较2018年下降0.37元/W，降幅为7.5%。其中，组件约占投资成本的38.5%，占比较2018年下降1.5pct。非技术成本约占17.6% （不包含融资成本），较2018年上升了0.8pct。随着技术进步，降本增效，组件价格将持续降低，在总投资成本中的占比也将减少，其他成本虽有下降趋势但降幅不大，预计2020年全投资成本可下降至4.3元/W；2019年我国工商业分布式光伏电站初始投资成本为3.84元/W， 2020年预计下降至3.6元/W；2019年分布式光伏电站运维成本为0.055元/W/年，集中式地面电站为0.046元/W/年，预计未来几年地面光伏电站以及分布式系统的运维成本将持续保持在这个水平并略有下降。
在当前组件价格下，多国LCOE发电成本已处于较低水平
过去十年全球光伏发电LCOE下降约82%。市场通常用LCOE （Levelized Cost of Electricity，平准发电成本）来衡量光伏电站整个生命周期的单位发电量成本，并可用来与其他电源发电成本对比。在全投资模型下，LCOE与初始投资、运维费用、发电小时数有关。CPIA预计随着组件、逆变器等关键设备的效率提升、价格下降，双面组件、跟踪支架等的使用，运维能力提高，2021年后在国内大部分地区可实现光伏发电与煤电基准价同价。根据IRENA的数据，2019年全球光伏发电平均LCOE为68美元/MWh，同比下降约20%，2010-2019年全球光伏LCOE下降了约82%。IRENA预测到2030年全球光伏发电的LCOE将降至34-40美元/MWh。
我们运用全寿命期成本法测算光伏发电LCOE。其中，截至6月18日国内单晶PERC组件价格为1.51元/W，地面光伏电站和分布式光伏电站初始投资成本（除组件外）采用CPIA相关预测数据，国内贷款利率取5年期贷款市场报价利率4.65%，贷款比例为80%，资本金回报率8%，项目寿命期为25年。参考晶科能源Tiger系列组件性能参数，假设组件首年衰减率1%，1年后组件年均衰减率0.4%，考虑系统其他损失因素综合效率90%，计算出在不同年有效利用小时下，国内地面光伏和分布式光伏度电成本区间。在年有效利用小时数为1120-1250小时的假设下，国内地面光伏电站和分布式光伏电站的度电成本分别处在0.418-0.467元/KWh和0.364-0.407元/KWh的区间内。根据国家能源局数据，2019年中国光伏平均利用小时数为1160h，则对应国内地面光伏和分布式光伏平均LCOE分别为0.447、0.389元/KWh。
德国和印度度电成本低于全球平均水平，日本度电成本高于全球平均，美国度电成本与全球平均水平基本相当。我们同样采用全寿命期成本法，利用各国光伏电站初始投资成本、贷款利率及比例、组件衰减率、年均光照小时数、以及当前组件价格数据，测算了主要光伏大国的平均度电成本。其中，德国和印度年均光照小时数分别为1528h、1575h，对应光伏发电平均LCOE分别为0.049、0.047美元/KWh，低于全球平均0.068美元/KWh的水平。美国年均光照小时数为1400h，对应光伏发电平均LCOE为0.067美元/KWh，与全球平均水平基本相当。日本年均光照小时数为1800h，对应光伏发电平均LCOE为0.078美元/KWh，高于全球平均水平。
多数国家度电水平已低于上网电价及用电电价
我们在全国三类资源区各选取了三个省份，根据年均光照小时数计算出光伏发电LCOE，并与当地的火电上网电价进行对比。一类资源区方面，我们计算出新疆一类、甘肃一类、宁夏的光伏平均LCOE分别为0.358、0.330、0.348元/KWh，均高于当地火电上网电价，但是甘肃一类和宁夏的光伏LCOE低于一类资源区光伏指导电价0.35元/KWh。
二类资源区方面，我们计算出新疆二类、天津、辽宁的光伏平均LCOE分别为0.364、0.397、0.405元/KWh，天津光伏LCOE低于火电上网电价，而新疆二类和辽宁的光伏LCOE则高于火电上网电价。同时，新疆二类和天津的光伏LCOE低于二类资源区光伏指导电价0.4元/KWh，辽宁光伏LCOE则略高于指导电价。
三类资源区方面，我们计算出安徽、江苏、浙江的光伏平均LCOE分别为0.463、0.472、0.493元/KWh，其中，安徽和江苏的光伏LCOE高于火电上网电价，浙江的光伏LCOE低于火电上网电价。此外，安徽和江苏的光伏LCOE低于三类资源区光伏指导价0.49元/KWh，浙江的光伏LCOE则略高于指导价。
此外，我们计算出当上述各省光伏LCOE等于火电上网电价时，光伏电站的初始投资成本。一类资源区方面，当电站初始投资分别下降至2.189、3.852、3.212元/W时，新疆一类、甘肃一类、宁夏的光伏平均LCOE分别等于当地的火电上网电价，初始投资下降幅度分别为48%、8.5%、23.7%。二类资源区方面，当电站初始投资分别下降至2.147、4.147时，新疆二类、辽宁的光伏平均LCOE等于火电上网电价，初始投资降幅分别为49%、1.5%。三类资源区方面，当电站初始投资分别下降至2.964、2.673元/W时，安徽、江苏的光伏平均LCOE等于火电上网电价，电站初始投资降幅分别为29.6%、36.5%。
新疆区域看似需要系统成本下降空间较大，但对于这种多数为大规模电站的项目的地区，系统成本、土地费用等相对平均水平更低，所以实际需要下降的比例低于我们计算的水平。实际上，从产业链调研了解，随着光伏效率提升和成本下降，未来2-3年光伏系统成本有希望下降到2.0-2.5元/W之间的水平，且随着利率水平的下降，国内光伏距离平价或并不遥远。
国内光伏度电成本远低于用电价格，光伏发电经济性较好。根据WIND数据，截至2020年5月，我国城市居民用电价格为0.52元/KWh，比三个资源区的光伏度电成本高出5%-15%以上，光伏发电已具备较强的经济性。
我们选取主要光伏市场2019年其他能源发电成本，与当前组件价格下计算出的光伏平均LCOE进行对比，发现美国光伏LCOE高于陆上风电发电成本，但是低于天然气、煤电、海上风电的发电成本；德国光伏LCOE比德国平均电力供应成本低36%左右；日本光伏LCOE高于燃煤、海上风电发电成本；印度光伏LCOE则与煤电发电成本基本相当。可见，除日本外，美国、德国、印度的光伏发电项目在经济性上已经具备和其他发电类型竞争的实力。
全球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，我们找到各国用电价格水平，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。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。
加装储能设施将对光伏发电成本略有增加
2020年，处于风口浪尖的“光伏+储能”正加速落地。根据CNESA统计，截至2019年底，中国已投运的、与光伏配套建设的储能项目（含熔融盐储热项目）的累计装机规模为800.1MW，其中与集中式光伏电站配套建设的储能项目累计装机规模为625.1MW。2019年新增投运光储项目的装机规模为320.5MW，同比增长16.2%。截至2020年6月份，已有内蒙古、山西、河南、新疆、西藏、山东、江苏、安徽合肥等8地政府相继发布政策，优先支持和要求光伏电站加配储能，以促进新能源消纳，并增强调峰、调频能力。在政府力推之下，以中电建、国电投、华能、国网、国家能源集团、大唐、中核集团为代表的央企纷纷发力，加速光伏+储能项目的建设工作。自2020年以来，七大央企共16个光伏储能项目进入招标及建设阶段。
根据光伏测试网数据，当前储能系统单价为1.7元/W；通过对各省光伏储能政策整理得到，新疆、山西、山东规划储能配置规模占光伏装机比例分别为15%以上、15%-20%、20%。我们假设新疆（一类资源区）、山西（二类资源区）、山东（三类资源区）光伏电站储能配置比例均为20%，根据各省年均光照小时数和光伏电站年均发电量，对上述三省（区）的储能成本进行测算。在储能循环次数8000次的情况下，新疆（一类资源区）、山西（二类资源区）、山东（三类资源区）每度光伏发电分摊的储能成本分别为0.025、0.026、0.027元/KWh。此外，我们以全国平均利用小时数1169h为基础，对每度光伏发电分摊的储能成本进行敏感性测算，在20%储能配比以及储能单价1.7元/W的假设下，得到全国平均每度光伏发电分摊的储能成本为0.031元/KWh。
油价下跌后对光伏发电经济性的影响
全球燃油发电占比逐年下降
石油发电占比逐年下降，沙特在全球燃油发电量中占比最高。截至2018年底，化石燃料发电仍然在全球电力生产结构中占据主导地位。其中以燃煤发电为主，占全球发电量比例约38%；其次是燃气发电，占比约23%；燃油发电占比很小，仅为3%，且仍在逐年下降。燃油发电最多的国家是沙特阿拉伯，占全球燃油发电总量的18.6%，其次是日本，占比约7.5%。
国内燃油发电经济性差，国外部分国家燃油发电仍具备一定成本优势。燃油发电按燃料可分为柴油发电和重油发电，相对柴油而言，重油价格较低，发电经济性较好。我们选取截至6月4日国内外柴油、重油的市场价格，对燃油发电成本进行测算。经计算，在当前油价水平下，国内重油发电成本为0.536元/KWh，略高于城市居民用电价格0.52元/KWh，而柴油发电成本则更高，达到1.322元/KWh，超过居民用电价格的两倍，表明国内燃油发电已难以获得收益。反观国外，重油发电和柴油发电成本分别为0.070美元/KWh和0.084美元/KWh，高于印度和德国的光伏度电成本，但是低于美国和日本的光伏度电成本，燃油发电在部分国家仍具有一定价格优势。
随着光伏发电成本不断下降，燃油发电将难以获取性价比优势。我们从WIND上获取2016年8月以来国际原油价格和重油价格走势，对二者进行简单线性回归，得到Y=5.60*X+36.58，其中Y为国际重油价格（美元/吨），X为国际原油价格（美元/桶）。我们根据该线性关系，测算出当国际原油价格等于35.534美元/桶时，国外重油发电成本等于全球平均光伏度电成本0.068美元/KWh；当国际原油价格低于35.534美元/桶时，国外重油发电成本低于全球平均光伏度电成本。但是，全球光伏度电成本每年仍在以较快的速度下降，根据IRENA预测，到2020年底，全球光伏度电成本可能降至0.048美元/KWh。若国外重油发电成本要降至同一水平，则对应国际原油价格为20.664美元/桶，低于目前国际原油价格40%以上。今年上半年虽然国际原油价格出现暴跌，但也仅有17天油价低于20美元/桶，我们认为长期来看全球油价大幅下跌的可能性较小，在光伏度电成本快速下降的趋势下，燃油发电将很难获取性价比优势。
油价下跌带动煤炭和天然气价格下滑，对光伏发电影响较小
煤炭与原油作为两大重要化石能源的部分替代关系，决定了两者价格波动具有很强的相关性，即相关行业和产品对原油和煤炭需求的转换，会导致煤炭价格随原油价格变化而变化。一方面，当原油价格下跌时，会导致原油需求上升、煤炭需求下降，从而压低煤炭价格，典型关系产业如燃油发电和煤电、石油化工和煤化工。另一方面，原油价格通过影响宏观经济来间接的影响煤炭价格。原油作为重要的工业生产原材料，其价格的下跌将降低工业产品的生产成本，从而压低工业产品出厂价格，降低通货膨胀。通胀的下降会作用于煤炭生产所需的商品、设备价格等，由此造成煤炭生产成本降低，带动煤炭价格下行。根据WIND数据，2020年3月初至5月中旬，中国煤炭价格指数从156下降至142的低点，降幅约9%；国内煤炭价格则从422元/吨下降至374元/吨，降幅约12%。
从需求侧来看，作为天然气的替代性燃料，LPG、燃料油以及柴油的价格都与原油价格紧密挂钩，油价的大幅下降也在终端市场上削弱了天然气的价格优势，抑制了需求的增速。根据WIND数据，国内液化天然气价格自年初以来一直呈现下行趋势，截至5月30日已经跌至2621.5元/吨，相较年初下降了约38%。
煤炭价格波动大，短期低点不会对光伏发电增长造成较大影响。根据国家发改委提供的数据，火电厂平均每千瓦时供电煤耗要从2000年的392g标准煤下降至2020年的320g标准煤；同时，假设燃料成本占煤电发电成本的比例约65%左右，我们大致测算了不同煤炭价格下的煤电成本。今年初以来，国内动力煤价格从550元/吨左右下降至4月底的低点468元/吨，5月开始价格逐步回升至547元/吨；煤电度电成本则相应从年初的0.271元/KWh降至4月底的0.230元/KWh，并在5月份又逐步回升至0.270元/KWh的水平。总体来看，煤电发电成本相比光伏发电仍有较大优势，但波动较大，具备不可预期性。此次受国际原油大幅降价影响，煤电成本虽出现短暂下滑，但是当油价回升后煤电成本又迅速反弹至原位。因而，我们认为这种受油价下跌影响造成的煤电成本下降不具备可持续性，长期来看随着光伏平价进程顺利推进，煤电相对于光伏的成本优势将不断缩小，光伏发电占比提升将是大势所趋。
光伏推荐标的
隆基股份（601012.SH）
深耕垂直一体化，保持高速产能扩张。2019年公司公告的扩产计划共14个，总投资额达293.17亿元。截至2019年底，公司单晶硅片产能达到42GW，单晶组件产能达到14GW，超预期完成了产能规划目标。截至2020年底，公司单晶硅片年产能有望达到75GW以上，单晶组件产能达30GW以上，面对新冠疫情，公司持续推进产能建设计划，保持高速产能扩张，加快推进全产业链产能布局，夯实单晶领域的龙头地位。
作为单晶硅片龙头企业，公司拥有较强的行业话语权及定价能力。今年以来，公司提出的掺镓硅片在行业内迅速普及，且拉开了与竞争对手的差距；公司对单晶硅片尺寸的引导也得到市场更多的跟随。
投资建议：随着欧洲逐步复工、国内市场启动，光伏需求将恢复；硅片/组件环节格局向好助力公司成长。我们预计公司20-22年净利润60.81/78.44/89.23亿，维持“买入”评级。
福莱特（601865.SH）
借规模和成本优势扩产，强化玻璃龙头地位。19年底公司光伏玻璃产能达到5400吨/日，产能位列全球第二。公司越南在建产能2000吨/日，计划20年陆续投产，预计20年底公司光伏玻璃产能将达7400吨/日，有效产能或达5400吨/日，同比提升20%。2020年6月，公司公告将在安徽凤阳建设日熔量2400吨/天的光伏玻璃产线，建设期18个月，预计2021年底建成投产。届时，公司光伏玻璃总产能将达到9800吨/天。
公司光伏玻璃毛利率优秀，高于二、三线企业10-20PCT。凭借成本优势加速扩张产能，业绩有望提速。考虑到光伏玻璃行业的高资金和技术壁垒，仅公司和信义光能（0968.HK）扩产较多，双寡头格局将维持稳定，龙头企业优势将愈发明显。
投资建议：预计公司20-22年归母净利润分别为9.36/13.13/17.26亿，对应EPS 0.48/0.67/0.88元，公司A股维持“增持”评级；公司H股维持“买入”评级。
中环股份（002129.SZ）
大硅片技术引领者，光伏半导体双驱动。公司210尺寸光伏硅片已经初步得到通威、爱旭等专业光伏电池厂商验证，电池环节非硅成本比主流M2硅片低5-6分钱/W。当前电池环节竞争激烈，如210硅片降本效果符合预期，将成新建电池产能首选方案。公司8英寸抛光片已量产成熟，2020年产能预计提升至60万片/月，目前已打开欧日韩海外市场，预期未来海外市场比重将逐步提升。国内12英寸市场仍高度依赖海外供给，公司12英寸产品送样进度良好，有望顺利进入下游供应商体系。
投资建议：预计公司20-22年归母净利润分别为12.20/23.22/29.14亿，对应EPS分别为0.44/0.83/1.05元。公司作为光伏硅片龙头，发力半导体硅片，维持“买入”评级。
通威股份（600438.SH）
硅料、电池片龙头，强势扩张势不可挡。19年公司非硅成本0.2-0.25元/W，为行业平均（0.31元/W）的60%-80%。公司单晶电池量产平均转换率22.51%，HJT研发线最高转换率已超24.6%；公司逐步提升大尺寸产品占比，目前158.75、166等规格已成主流，眉山一期项目投产后，公司生产线可兼容210尺寸规格，非硅成本有望继续下降。公司公告非公开发行募资预案，用于眉山二期7.5GW和金堂一期7.5GW高效电池项目，目前公司已形成20GW电池产能，项目推进将助力公司到2023年形成80-100GW产能。
投资建议：预计公司20-22年归母净利润26.80/36.58/50.06亿，EPS分别为0.62/0.85/1.17元，维持“买入”评级。
捷佳伟创（300724.SZ）
布局新技术，有望受益于技术迭代。公司全面布局新技术，目前公司已经具备PERC、TOPCon、HJT等电池主要生产设备的生产能力以及整线设计交付能力，同时部分品类如清洗制绒设备、扩散炉、氮化硅膜PECVD等已经成为市场绝对龙头。公司HIT设备布局处于行业前列，爱康科技与捷佳签署2GW的HIT框架协议，未来将在在PECVD等设备方面合作研发。作为工艺与现有主流产线完全不同的颠覆性工艺，HJT技术有望带来电池片行业新一轮产能洗牌，更高壁垒与更大价值量的设备将使公司面对的市场规模扩大3-5倍至300亿元以上。
投资建议：预计公司20-22年归母净利润为5.71/7.75/9.70亿，对应EPS1.78/2.41/3.02，维持“买入”评级。
阳光电源（300274.SZ）
各项业务稳步发展，逆变器出口快速增长。根据Wood Mackenzie统计，19年公司光伏逆变器在全球和中国市场份额分别为13%和21%，均位居第二。电站业务方面，19年公司中标光伏平价项目860MW，竞价项目1570MW，中标数均位居全国第二，这些项目将支撑公司20年电站开发业务稳步增长。储能领域，公司拥有全球领先的储能系统集成能力，2015年公司牵手三星SDI成立两家储能合资公司。截至目前，累计完成全球储能项目超900个，覆盖各类储能应用场景需求，且均安全高效运行。
投资建议：预计公司20-22年归母净利润10.86/14.06/16.48亿，EPS为0.75/0.97/1.13元，维持“增持”评级。
责任编辑：王涵
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