2020年光伏供需宽松或不可避免，由此带来的产品价格下降是主要风险。然而，对比 “531” 事件，预计海外需求的下滑时间较长、幅度相对平缓，且产业链价格已经处于低位，下跌空间有限，对光伏企业冲击更温和。同时，EPC价格趋于平价反而会刺激需求，全球光伏市场不改中长期向上趋势。目前，疫情带来的悲观预期已经得到较为充分的释放，太阳能光伏板块的估值回落至低位，左侧时机渐成熟。
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数据，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。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，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、IHS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55GW(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/40-60GW/60-80GW/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
成本降幅显著，毛利率持续受挤压。在光伏产业链中，组件处于封装环节，其技术、规 模壁垒相对较低，行业参与者众多。在电站系统成本中，组件成本占比逐年下移，从2010年的57%降至2018年的41%。2015年以来，随着产能不断扩张，龙头公司营收规模大幅提升， 但多以降价让利为手段，毛利率持续受挤压。
由于行业壁垒较低，2011年至今，全球组件出货量前十大厂商地位不断变化，龙头产能 占比较接近，短期内难有企业形成绝对优势。2019年我国组件产量达到98.6GW，同比增长17.0%，组件产量超过2GW的企业有13家。根据PV Infolink海关出口报告，受益于欧洲MIP取消、越南630抢装以及中南美与中东等新兴市场的政策支持，2019年我国组件出口达到66.8GW，同比增长超过60%。
高效组件崭露头角，半片技术基本成熟。高效组件技术主要包括半片、叠瓦、多主栅、 双玻等。其中，半片组件是设备、良率相对成熟、产量较高的技术路线;多主栅可降低银浆耗量，抵减部分设备投资成本，但良率仍有改进空间，产能、产量略低;叠瓦采用无焊带设计， 增加单位面积放置电池片数量，功率提升空间最大，但技术成熟度仍需时间培育，且受到专利制约。
双玻组件快速渗透，光伏玻璃前景广阔。双玻组件只需将背板换成透明背板或玻璃。背面改为玻璃后，各项性能均有明显改善，更能适应盐雾较大、农业大棚、大风沙、渔业等特殊环境，可以提高5%-30%的发电增益。根据CPIA，2019年双面组件市占率提高了4个百分点达到14%，2025年有望超过单面组件。
“高效组件+一体化经营” 是突破关键。我们认为，由于组件厂商直接对接终端需求方， 具备很强的战略性意义。一方面，抢占组件市场有利于扩大企业的销售渠道，另一方面，也可以更好地推广其优势技术。同时，提升组件性价比一直是发展趋势，主要有两个突破点：1)高效组件：通过采用更高效的组件(双玻、半片、多主栅、叠瓦等)来提升整体转化效率，获得更好的产品溢价;2)一体化经营：通过布局多个环节，形成一体化经营，建立明显的成本优势。
(五)玻璃：扩产难度大，价格支撑较强
我国已成为全球最大的光伏玻璃生产国和出口国。根据国际太阳能光伏网，截至2018年底，我国光伏玻璃产量达到4.345亿方，占全球总产量85%;光伏玻璃销售规模已达130.32亿元，占全球总销售量84%。根据中国海关，2019年，我国光伏玻璃出口总量200.69万吨左右，同比增加14.5%，出口金额16.86亿美元，比同期增加18.2%;进口量同比下滑19.4%。
根据solarzoom，光伏玻璃在常规组件中成本占比约7%，在单晶PERC组件中成本占比约6%，是占比最高的光伏辅材之一。
双寡头垄断，龙头优势明显。光伏玻璃不能由普通玻璃产线直接转换，具有较高的技术 壁垒和规模壁垒。光伏玻璃还需要搭载光伏电池组件取得出口国权威机构认证资格，耗时长、花费高。行业龙头竞争优势明显，护城河较深。根据华经产业研究院，2016年以来行业集中度逐年提升，CR2(信义光能和福莱特)由2016年的36%提升至2018年的 46%，CR5由56%提升至69%。
光伏玻璃价格支撑仍然较强。2019年光伏各环节龙头企业持续扩产，在硅片、电池片、 组件大幅降价的背景下，玻璃价格却呈现出 “淡季不淡”、“企稳回升” 趋势。2019年以来， 因双玻的广泛应用导致需求旺盛，光伏玻璃一直处于紧缺状态，价格不断上行，毛利率有所回升。根据北极星太阳能光伏网，2019年光伏玻璃经过3轮上涨，至12月末光伏3.2mm镀膜光伏玻璃均价报价在29元/平方米，基本回升到2017年的水平。随着新冠疫情影响，2020年4月光伏玻璃价格回落至26元/平方米。我们认为，随着国内市场复苏，光伏玻璃扩产难度大，光伏玻璃价格仍有较强支撑。
(六)胶膜：新型胶膜或带动毛利率回升
寡头垄断格局基本形成。光伏封装胶膜是组件环节的必需品，用于粘结电池片与玻璃或 背板。根据嘉肯咨询，2018年国内EVA胶膜产能达13.51亿平米(占全球约72%) ，主要厂商有福斯特、海优威新材料、威斯克等，国内前三大产商产能占比高达70%。由于行业技术壁垒较高、客户黏性较强，行业难有新进入者。
新型胶膜有望拉动毛利率回升。光伏胶膜主要包括透明EVA、白色EVA 、POE胶膜等。福斯特公告显示，目前使用最广泛的是透明EVA胶膜，2018年市占率达到80%以上。POE胶膜最大的优势是低水汽透过率和高体积电阻率，保证了组件在高温高湿环境下运行的安全性以及较强的耐老化性。我们人为，随着开发日渐成熟，以POE为代表的新型胶膜有望得到市场的广泛认可，行业龙头有望通过产品结构的调整提升胶膜业务整体的毛利率水平。
(七)逆变器：组串式逆变器仍占据主要地位，储能或成为新亮点
光伏逆变器是太阳能光伏系统的心脏，其主要功能是将电池组件产生的直流电转化为交流电，并入电网或供负载使用，属于光伏发电系统的核心设备。
组串式逆变器依然占据主要地位。光伏逆变器一般分为三类：集中式、组串式和微型逆 变器。根据《中国光伏产业发展路线图(2019版)》，2019年光伏逆变器市场仍然主要以集中式和组串式为主，集散式占比较小。其中，组串式逆变器市占率较2018年小幅下滑至59.4%， 虽然集中式光伏电站中组串式逆变器使用占比升高，但分布式光伏市场占比下滑。集散式逆变器的市场份额同比提升了2个百分点。
华为、阳光电源、锦浪科技稳居出口前三。根据光伏们，2019年中国的光伏逆变器出口 量约为3155.47万台，总金额近29亿美元，前20家公司的占比超过了50%。其中，华为、阳光电源、锦浪科技位列2019年出口逆变器企业前三名，出口额合计占比从2018年的27.68%提高到了2019年的29.35%，集中度进一步提升。
储能领域正处于新一轮高增长爆发前的预备期。根据CNESA，截至2019年底，全球已 投运储能项目累计装机为183.1GW(同比+1.2%)，其中抽水蓄能累计装机占比为93.4%，电化学储能累计装机占比为4.5%。根据CNESA，全球2019年第四季度电化学储能新增装机规模为490.8MW，环比增长有望超过200%。
光储融合值得期待。随着近年全球光伏发电比例不断增加，为了提升电网的灵活性，提 高分布式光伏的自发自用比例，降低用户的用电成本，且锂离子电池系统成本不断下降、循环寿命不断提高，“光伏+储能” 技术的系统建设或逐渐成为储能全球应用的主流。
四、投资策略：逆境下的突围，左侧时机渐成熟
2020年国内新增光伏装机有望达到40GW。展望2020年，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;以上合计约为40GW，同比提升33%。
2020年海外新增光伏装机或回落至55GW。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。然而，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)。我们预计2020年海外新增装机回落至55GW，但需求只是延后，并未消失，中长期海外需求增长的趋势并未变化。
格局：行业集中度提升是大势所趋，电池片环节势头最猛。我们认为，2020年光伏各细 分领域均处于行业集中度持续提升阶段。其中，硅料优胜劣汰形势较强，瓦克、OCI等国外产能陆续宣布退出，国内低成本产能的优势逐步显现;硅片、玻璃基本已形成双寡头局面，扩产也主要以龙头为主;电池片将迎来通威股份的强势扩张，行业有望进入加速洗牌阶段;组件、胶膜、逆变器集中度或将平稳提升。
价格：各环节价格均承压，玻璃支撑最强，硅片降价空间最大。我们预计2020年光伏整 体需求略有回落，产能仍在加大，各环节价格均有压力。其中，以全年维度来看，硅料短期面临国内产能爬坡和国外产能退出，价格或小幅回升，未来随着优质产能放量，价格或小幅下滑;硅片大幅扩产，让利不可避免;电池片价格已经触底，由于技术迭代，新增产能存在不确定性，价格或迎小幅下滑;组件订单按惯例提前锁价(3-6个月)，一定程度上可以对冲疫情影响;玻璃竞争格局最优，价格支撑力度较强;胶膜、逆变器价格预计小幅下滑。
技术：大硅片、N型电池放量在即。硅料、硅片的技术已经趋于平稳，组件的技术壁垒 相对较低，而硅片、电池片更新迭代潜力最大：1)硅片：隆基股份去年发布M6、中环股份随后发布M12，硅片大型化已成趋势;2)电池片：PERC是目前主流，但N型理论转化效率更高，多家龙头已启动布局，HJT、TOPCon产能有望进入快速增长期。
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。
投资策略：板块估值已经回落至低位，左侧时机渐成熟。2020年光伏市场受疫情影响具有很大不确定性，从需求端看，国内需求回暖，海外偏弱，全球或将回落。从供给端看，中国是全球产能主要聚集地，且龙头公司扩产意愿强。因此，2020年光伏供需宽松或不可避免，由此带来的产品价格下降是主要风险。然而，对比 “531” 事件，预计海外需求的下滑时间较长、幅度相对平缓，且光伏产业链的价格已经处于低位，下跌空间有限，对企业冲击更温和。同时，EPC价格趋于平价反而会刺激需求，全球光伏市场不改中长期向上趋势。目前，疫情带来的悲观预期已经得到较为充分的释放，板块估值回落至低位，左侧时机渐成熟。
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