1、目 錄 HYPERLINK l _TOC_250020 2019 年恢復性增長，2020Q1 盈利受疫情影響尚小 5 HYPERLINK l _TOC_250019 行業：2019 年盈利階段性分化，2020Q1 景氣維持 5 HYPERLINK l _TOC_250018 公司：龍頭強者恒強盈利恢復，抗風險能力持續提高 7 HYPERLINK l _TOC_250017 產業鏈：需求下滑擠壓利潤，產能周期決定利潤分配 9 HYPERLINK l _TOC_250016 新冠疫情沖擊海外需求，全年走勢先低后高 9 HYPERLINK l _TOC_250015 多晶硅：供需結構分化，致密料價格

2、彈性足 10 HYPERLINK l _TOC_250014 單晶硅片：學習曲線壓制短期超額利潤，洗牌過后強者恒強 13 HYPERLINK l _TOC_250013 單晶紅利進入尾聲，定價規則面臨切換 13 HYPERLINK l _TOC_250012 龍頭掌控定價權，邊際廠商限定定價區間 15 HYPERLINK l _TOC_250011 電池片： PERC 景氣底部，N 型仍需優化 16 HYPERLINK l _TOC_250010 PERC 擴產延續，景氣底部震蕩 16 HYPERLINK l _TOC_250009 N 型值得期待，拐點仍需等待 17 HYPERLINK l

3、_TOC_250008 組件：終端市場去中心化，品牌渠道競爭激烈 20 HYPERLINK l _TOC_250007 玻璃：供需均有推遲，雙寡頭格局持續強化 21 HYPERLINK l _TOC_250006 膠膜：行業掌控力最強，龍頭盡享平價空間 23 HYPERLINK l _TOC_250005 小結：當前利潤主要在上游，電池組件環節壓力較大 23復盤與展望：從全面下跌到結構反彈，產品價格進入平臺期是股價重要信號24 HYPERLINK l _TOC_250004 2012 年危機：因外需退坡而起，由國內政策而終，板塊同此涼熱 25 HYPERLINK l _TOC_250003 2

4、018“531”危機：國內補貼不堪重負，海外平價需求爆發 27 HYPERLINK l _TOC_250002 2020 全球疫情：政策影響力消退，疫情防控決定需求走向 31 HYPERLINK l _TOC_250001 投資建議：把握預期差，布局產業鏈強勢環節龍頭 32 HYPERLINK l _TOC_250000 風險提示 33圖表目錄圖 1：2019 年全球裝機情況（GW） 5圖 2：2019 光伏競價項目建設時間軸 5圖 3：2019 年單晶產業鏈利潤分配變化（元/W） 6圖 4：2020Q1 光伏組件出口情況（MW） 6圖 5：2020Q1 產業鏈價格堅挺 6圖 6：2019 年

5、光伏 21 家主要制造公司業績（百萬元） 7圖 7： 2020Q1 光伏 21 家主要制造公司業績（百萬元） 8圖 8：光伏板塊綜合毛利率 9圖 9：光伏板塊綜合凈利率 9圖 10：2020 年國內需求拆分（GW） 10圖 11：2020 各季度需求預測（GW） 10圖 12：2019 年多晶硅產量（噸） 11圖 13：多晶硅集中度（從內到外為 2017,2019,2021E） 11圖 14：2020 年多晶硅市場供應情況（噸/年） 11圖 15：2020 年多晶硅供應曲線（$/kg） 12圖 16：2020 年單晶用致密料供應曲線（$/kg） 12圖 17：2018-2020 年底單晶硅片產

6、能（GW） 13圖 18：單晶硅片集中度（從內到外為 2017,2019,2021E） 13圖 19：單晶硅片學習曲線決定成本絕對差距會逐步縮小 14圖 20：隆基單晶硅片非硅成本 14圖 21：單多晶硅片價格（元/片） 14圖 22：多晶降價單晶堅挺，隆基毛利率持續上升 15圖 23：2020 年底各大一體化廠商產能拆分（GW） 15圖 24：2019 年底主要組件廠商硅片配套情況 15圖 25：2020 年底第三方單晶硅片供需情況（GW） 15圖 26：2020 年底單晶第三方供應市場現金成本曲線（折算為 G1 尺寸，不含稅） 16圖 27：PERC 電池產能統計 17圖 28：單晶 PE

7、RC 電池片價格 17圖 29：龍頭廠商擴產規劃 17圖 30：單晶（橙色）和多晶（藍色）電池效率 18圖 31：P-PERC 單晶電池效率預測 18圖 32：HJT 和 TOPCon 是 N 型路線最具希望的技術 18圖 33：2019 年 N 型產品出貨結構 18圖 34：TOPCon 僅需增加三個步驟 19圖 35：HJT 生產流程 19圖 36：HJT 與 PERC 電池成本表 19圖 37：HJT 滲透節奏預測以及與PERC 對比 20圖 38：2020Q1 可融資性排名 21圖 39：GW 級市場持續增加 21圖 40：2014-2020E 中國組件廠全球出貨量 TOP5 21圖

8、41：雙玻滲透率快速提升 22圖 42：2020 年新增產能最新情況 22圖 43：2020 年光伏玻璃成本曲線（不含運輸） 22圖 44：某 1 億平新建產能財務情況測算 23圖 45：2020 年 4 月底單晶產業鏈利潤分配變化（元/W） 24圖 46：光伏歷史裝機情況 24圖 47：危機前后全球裝機結構 25圖 48：2012 雙反前后產業鏈價格降幅 25圖 49：2011-2013 年多晶硅產能（萬噸）與全球裝機（GW） 26圖 50：代表廠商毛利率 26圖 51：雙反前后光伏一體化廠商股票相對漲幅 27圖 52：需求敏感的多晶硅和電池片價格 27圖 53：2013-2018 年板塊歸

9、母凈利潤（億元） 27圖 54：國內補貼缺口持續擴大 27圖 55：2012 雙反前后產業鏈價格降幅 28圖 56：2018.10-2019.9 歐洲主要市場組件出口激增（MW） 28圖 57： 2017-2019 國內需求占比 28圖 58： 單晶PERC 電池片 2018Q4 出現顯著反彈 29圖 59：光伏玻璃和膠膜的價格（元/m2） 29圖 60：各龍頭廠商毛利率 29圖 61：531 前后主要公司股價漲跌幅 30圖 62：需求敏感的多晶硅和電池片價格 30圖 63：2020 年產業鏈價格降幅 31圖 64：預期波動主導光伏行情 322019 年恢復性增長，2020Q1 盈利受疫情影響

10、尚小行業：2019 年盈利階段性分化，2020Q1 景氣維持經歷了 2018 年“531 新政”帶來的巨幅震蕩之后，2019 年全球光伏產業重回穩定增長軌道。根據 IEA 統計，2019 年全球新增裝機為 114.9GW，同比增長約 12%。其中國內裝機為 30.1GW，同比下滑 32%；海外裝機為 84.9GW，同比增長 44%。全球 GW 級市場上升至 18 個，去中心化趨勢明顯；其中傳統市場歐洲、美國穩定增長，中國、印度則有所下滑；新興市場如越南、澳大利亞、韓國、阿聯酋等表現亮眼。2019 年全球光伏發電占比僅為 3.0%，提升空間較大。國內由于首次競價政策發布和批復時間較晚，同時并網節

11、點要求放寬，導致年內項目建設時間點過于緊湊，部分結轉至 2020 年；而平價項目多數未落地，導致國內 10、11 月并未出現預期強度的搶裝潮，僅 12 月較為強勢，全年裝機相較年初預期下調 10-15GW；海外方面，歐洲市場 MIP 到期后全年高增長，巴西、越南等新興市場多點開花，全年高于年初預期 5-10GW。因此，從結果來看，2019 年總裝機規模是符合年初預期的。圖 1：2019 年全球裝機情況（GW）圖 2：2019 光伏競價項目建設時間軸數據來源：IEA， 數據來源：網絡資料， 但短期需求經歷從全球穩定增長，到國內乏力，再到海外反轉的預期變化，產業鏈盈利也有所分化。2019 年上半年

12、，PERC 電池產能緊缺，單瓦毛利超過 0.3 元，第三方龍頭毛利率超過 30%； 進入三季度，PERC 產能快速釋放，PERC 電池價格下滑超過 20%，單瓦毛利最低時不到 0.1 元，龍頭毛利率降至 10%左右；而由于組件價格價格傳導有一定滯后性，尤其是海外渠道有優勢的廠商，其大量海外訂單價格已提前鎖定，充分享受了當季采購低價電池片的成本紅利。 年末，組件環節完全競爭后回歸正常低盈利水平，而電池片環節盈利觸底后雖有所反彈，但受制于行業大量產能釋放，力度不太明顯。單晶硅片 2019 年價格穩定，龍頭公司隆基通過工藝優化和規模效應，其平均非硅成本下降約 25%，年末毛利率接近 40%，全年毛利

13、率也高達 32%，是 2019 年盈利的慢跑冠軍。而硅料受制于產能陸續釋放，處于舊產能持續出清階段。圖 3：2019 年單晶產業鏈利潤分配變化（元/W）數據來源：PV Infolink，公司公告， 根據國家能源局統計，2020Q1 國內并網容量約為 3.48GW，同比下滑 29.7%。根據 Solarzoom統計，Q1 組件出口合計 14.76GW，與去年基本持平。從一季度來看，疫情主要影響國內市場的裝機并網，以及降低部分環節（尤其是組件輔材）的運輸和出貨效率；但由于 Q1 本身為國內淡季，多數組件廠商以交付海外訂單為主，產業鏈景氣度尚可；從價格來看，僅有組件市場受上游硅片降價預期影響，報價有

14、所下滑，其他環節價格穩定。圖 4：2020Q1 光伏組件出口情況（MW）圖 5：2020Q1 產業鏈價格堅挺2019Q32019Q42020Q1多晶硅（元/kg） 75.3173.9273.00單晶硅片（元/片） 3.123.063.06單晶電池（元/W） 0.960.930.93單晶組件（元/W） 1.951.781.69光伏玻璃（元/m2） 26.7828.3829.00數據來源：Solarzoom， 數據來源：PV Infolink， 進入四月份，海外疫情影響逐步發酵，產業鏈價格全線下跌。根據PV Infolink 數據，其中致密料從三月底的 73 元/kg 下降至四月底的 62 元/k

15、g，下調 15%；單晶硅片（M2）從 3.01 元/片降至 2.43元/片，下調 19%；單晶 PERC 電池從 0.9 元/W 下降至 0.76 元/W，下調 15%；單晶組件從 1.67元/W 下降至 1.62 元/W，下調 3%；光伏玻璃從 29 元/m2 下降至 26 元/m2，下調 10%。公司：龍頭強者恒強盈利恢復，抗風險能力持續提高2019 年，我們統計的 A 股 21 家光伏制造型企業合計 1917.77 億元，同比增長 28.05%；實現歸母凈利潤 145.68 億元，同比增長 42.88%，531 后行業恢復性增長明顯。其中，龍頭的盈利恢復最為明顯，例如隆基股份歸母凈利潤為

16、 52.80 億元，同比增長 106.40%；通威股份為 26.34 億元，同比增長 30.51%；中環股份為 9.04 億，同比增長 42.93%；福萊特為 7.17 億元，同比增長 76.09%；而凈利潤下滑主要集中在部分三線廠商，行業馬太效應加劇。圖 6：2019 年光伏 21 家主要制造公司業績（百萬元）2019 營業收入同比（%）2019 歸母凈利潤同比（%）中環股份16886.9722.76903.6642.93晶澳科技21155.487.671251.9674.09協鑫集成8683.59(22.41)55.5623.13愛康科技5126.015.85(1611.71)(1385.

17、84)亞瑪頓1184.37(22.61)(97.05)(222.49)易成新能5982.14114.70602.09(304.45)東方日升14404.2547.70973.65319.01陽光電源13003.3325.41892.5510.24晶盛機電3109.7422.64637.409.49中來股份3477.9029.20243.2093.41三超新材224.63(32.63)9.85(73.46)捷佳偉創2527.1669.30381.9124.73通威股份37555.1236.392634.5730.51愛旭股份6069.2447.74585.2469.61億晶光電3559.040.

18、25(303.00)(541.69)隆基股份32897.4649.625279.55106.40清源股份1250.0530.03(56.26)(326.21)福斯特6378.1532.61957.0627.39邁為股份1437.7182.48247.5444.82京運通2057.401.15263.41(41.73)福萊特4806.8056.89717.2476.09合計191776.5528.0514568.4442.88數據來源：Wind， 2020Q1，實現營收 420.94 億元，剔除 2019 年借殼上市公司影響后同比增長 19.37%；實現歸母凈利潤 37.25 億元，剔除影響后同

19、比增長 40.68%，主要原因為隆基股份 2019Q1 規模小基數低，2020Q1 同比增長 12.5 億，同比增速為 204.92%；若剔除隆基影響后剩余 20 家公司合計歸母凈利潤為 18.61 億元，同比下滑 15.84%。圖 7： 2020Q1 光伏 21 家主要制造公司業績（百萬元）2020Q1 營業收入同比（%）2020Q1 歸母凈利潤同比（%）中環股份4516.5418.14252.3334.47晶澳科技4590.7815.44285.75230.36協鑫集成1422.40(30.22)(139.27)(539.44)愛康科技699.31(40.39)7.79(21.90)亞瑪頓

20、293.1954.2813.35162.97易成新能885.90(39.47)11.72(96.22)東方日升3458.7944.61176.23(41.91)陽光電源1846.63(16.78)159.50(6.83)晶盛機電716.1826.13134.246.27中來股份462.3718.06(19.36)(169.54)三超新材61.306.392.3161.29捷佳偉創494.10(6.69)86.04(7.62)通威股份7825.1426.85344.47(29.79)愛旭股份1832.8538.9080.05(63.33)億晶光電361.83(31.39)(57.63)(259.

21、45)隆基股份8599.4150.601863.91204.92清源股份180.10(32.49)3.96249.80福斯特1508.97(6.54)154.85(28.31)邁為股份408.5738.1964.882.08京運通727.54130.8684.35650.42福萊特1203.0929.13215.1797.01合計42094.9719.373724.6340.68數據來源：Wind， ，合計同比增速已剔除 19 年借殼上市愛旭股份和晶澳科技影響2019 年產業鏈盈利能力明顯恢復，2020Q1 相對穩定。以光伏指數（884045.WI）整體分析，2019年光伏板塊綜合毛利率為 2

22、1.26%，同比提升 0.53pct；2020Q1 為 20.51%，相比 2019 全年下降0.75pct；其中高景氣環節龍頭，如隆基股份、福萊特、京運通等毛利率環比改善明顯；2019 年板塊綜合凈利率為 5.98%，同比大幅提高 2.4pct；2020Q1 為 5.49%，相比 2019 全年下降 0.49pct。歷史上光伏行業主要經歷過兩次因為補貼下調導致的重磅利空。2012 年，受歐債危機和貿易保護，歐美推出雙反，當年板塊凈利率跌至-12.51%，同比下滑 8.25pct，大量訂單面臨違約，行業全面虧損，并出現一批大大小小的破產企業；2018 年，受補貼缺口擴大，國內推出 531 新政

23、，當年板塊凈利率為 3.58%，同比下滑 3.51pct，幅度收窄，且僅有旭陽雷迪等二三線資產狀況較差的企業破產。進入 2020Q1，國內疫情高峰，板塊凈利率相比 2019 年僅下滑 0.49pct；截止五月初，行業運行平穩，僅有部分落后的舊產能逐步出清，優質企業盈利能力尚佳，證明歷經兩次黑天鵝事件后，光伏行業抵抗風險周期的能力在提高。圖 8：光伏板塊綜合毛利率圖 9：光伏板塊綜合凈利率數據來源：Wind， 數據來源：Wind， 產業鏈：需求下滑擠壓利潤，產能周期決定利潤分配新冠疫情沖擊海外需求，全年走勢先低后高因疫情影響，各大機構紛紛下調光伏裝機預測約 30GW，至 110GW 左右。202

24、0 年初，IHS 預測 全球光伏新增裝機為 142GW，4 月底已下調至 105GW；PV Infolink 一季度預測全年裝機為 134.3GW，目前下修至120GW 以下；Wood Mackenzie 預測也從年初的129.5GW 下調至106.4GW； BNEF 預期從年初的 121-152GW 下調至 108-143GW。我們認為：1）國內需求至少 40GW，政策利好可能性大于利空。根據我們的拆分，國內光伏裝機為 42GW，其中戶用、結轉項目、領跑者和特高壓配套確定性高，變數在于 2020 年新競價項目的落地比例和平價的規模，向上彈性在 5-10GW；政策面上，消納規模已取代補貼成為核

25、心因素，考慮到光伏制造鏈大部分環節產能均處于國內，生產模式決定大部分廠商難以承受一年的需求暫停，不排除政策通過提高消納空間、優化非技術成本等方式引導國內需求超預期的可能。圖 10：2020 年國內需求拆分（GW）圖 11：2020 各季度需求預測（GW）數據來源：公開資料， 數據來源：國家能源局，Solarzoom， 預測海外市場高度不確定，中性預測按 60-70GW，若今年不及預期，則明后年大概率超預期。目前按國家自下而上統計項目的準確度很低。以疫情較為嚴重的意大利為例，協會預計 5 月 4 日以后會逐步復工，目前 53.8%的企業訂單量下降超過 50%。根據歐洲光伏協會統計，目前供應上已恢

26、復正常，但融資和項目建設出現推遲，協會預計 2021-2022 年各業務能恢復正常（取決于經濟復蘇和刺激計劃）。分季度來看，六七月份或為至暗時刻。一季度，根據能源局數據，國內裝機為 3.48GW，海關數據顯示國內組件出口為 14.77GW，考慮部分東南亞組件產能，預計海外需求為 18GW，合計 21.5GW；二季度，國內主要來自 2019 年競價結轉項目搶 630，戶用和配套項目也逐步落地，海外二季度是首個疫情影響的完整季度，但需求多數在去年 Q4 確定，預計合計 26.5GW；三季度，尤其是七月份前后，國內預計僅有戶用項目景氣較高，海外夏休慣例，且存量訂單基本結束，預計 19.9GW；四季度

27、，國內來自部分新競價項目、平價結轉等，海外疫情好轉，市場活力提高，預計合計 42.1GW。多晶硅：供需結構分化，致密料價格彈性足從 2019 年多晶硅產量來看，上半年整體偏淡，下半年月產量從五月份低點的 3.4 萬噸持續上升至十二月份的 4.8 萬噸，主要原因在于下半年通威、新特、大全等國內一線大廠的新增產能逐步釋放，導致國內產量持續創新高；而進口量從 6 月份的高點 1.4 萬噸持續下降至年末的 1.2 萬噸，國產化替代漸入尾聲。從出貨量結構來看，CR7 從 2017 年的 65%上升至 2019 年的 78%，預計在 2021 年超過 90%，龍頭通過更強的擴產能力，更低的電價，規?；凸?/p>

28、藝積累強化行業寡頭壟斷，中期國內僅剩 4-5家龍頭廠商的格局較為確定。圖 12：2019 年多晶硅產量（噸）圖 13：多晶硅集中度（從內到外為 2017,2019,2021E）數據來源：硅業分會， 數據來源：PV Infolink， 海外產能和國內高成本產能陸續退出，2020 年多晶硅供給增量有限。OCI 韓國五萬噸產能已確定停產退出，瓦克在 2019 年財報宣布不再注入更多投資，并進行了巨額折舊，預計也將逐步轉為電子級和退出市場。國內方面，東方希望和協鑫有一定項目的投產，通威則采用技改提升；而洛陽中硅、神舟等小廠商預計逐步退出?？偟膩碚f，2020 年硅料的供給增加非常有限。圖 14：2020

29、 年多晶硅市場供應情況（噸/年）公司2019 年底產能2020 年底產能增量保利協鑫85000105000+20000永祥股份8000090000+10000新特能源7200072000新疆大全7000070000東方希望4000070000+30000亞洲硅業2000020000鄂爾多斯1200012000內蒙東立1200012000其他6100034300-26700合計452000485300+33300數據來源：硅業分會，公司年報， 根據BNEF 統計，從 2020 年多晶硅總供應曲線來看，邊際廠商現金成本接近，價格對需求敏感度較低。年化來看，截止 2020 年 4 月底，按 80%單

30、晶料占比測算的國內硅料平均成交價為$7.1/kg（不含稅），按年化需求對應的價格仍有小幅下降空間；但綜合考慮到需求側七八月份國內搶裝完畢以及海外夏休出現的真空期，以及供給側五月份五家萬噸級企業檢修（環比產量減少約 12%），預計短期價格在底部震蕩。圖 15：2020 年多晶硅供應曲線（$/kg）數據來源：bNEF， 分產品來看，單晶料景氣度顯著高于多晶料。由于下游單晶硅片擴產中，單晶硅片所用的致密料需求更為旺盛，供需偏緊；而多晶硅生產過程中不可避免伴有菜花料，而多晶逐步退出背景下，菜花料和致密料的價差不斷拉大，企業未來的盈利主要來自致密料。 從成本曲線來看，四月底單晶料均 價為$7.9/kg（

31、不含稅），僅有國內五大廠商維持現金成本以下生產；而按全年需求測算對應的價格 在$8.5/kg 以上，這意味著即使短期年化需求惡化導致單晶料價格進一步下探，但也會使需求恢復 后的價格反彈力度更強，因此我們認為 2020 年致密料全年的均價中性位置在 65-75 元/kg（含稅），目前已處于均價下方，下半年價格反彈可期。圖 16：2020 年單晶用致密料供應曲線（$/kg）數據來源： ，按單晶需求占比 80%測算，根據不同廠商單晶料比例上調其致密料成本龍頭新產能毛利率仍超過 30%，長期盈利能力佳。以通威為例，樂山和包頭的新產能生產成本在 40 元/kg 以下，單晶料占比在 90%左右，目前價格下

32、毛利率高于 30%。遠期價格假設下，若海外產能完全退出，價格假設降至成本五大最高廠商的現金成本水平（預計不含稅為 50-55 元/kg，對應 7.5$/kg）；考慮到公司新產能預期生產成本在 30-40 元/kg（仍有優化空間），其新產能遠期毛利率仍在 30%以上，盈利能力強勁。單晶硅片：學習曲線壓制短期超額利潤，洗牌過后強者恒強單晶紅利進入尾聲，定價規則面臨切換從供給增量來看，無論 2020 年需求是否超預期，單晶硅片供需反轉已是定局，全行業的高盈利很難再現。單晶市場在經歷技術培育期（2015 年以前）到技術擴散后的高速成長期（2016-2019 年），目前已進入全面擴散，學習曲線充分發揮后

33、的穩定成長期。一方面，龍頭企業如隆基、中環、晶科等為了穩固市場份額優勢，結合高盈利期獲取的利潤和融資，擴產力度不減；另一方面，后進廠商如京運通、上機數控等已完成一定的技術積累和產能規劃，高利潤吸引資本進入后大幅擴產。兩者共同推動市場供給高速增長，直至出現行業產能冗余導致的供過于求，行業即將進入洗牌期。圖 17：2018-2020 年底單晶硅片產能（GW）圖 18：單晶硅片集中度（從內到外為 2017,2019,2021E）公司2018 年底2019 年底2020 年底隆基股份25.54280中環股份14.53338-48晶科4.911.519晶澳3.456上機數控00.55其他16.52203

34、0合計64.82112183數據來源：各公司公告，PV Infolink，公司新聞， 數據來源：PV Infolink， 學習曲線決定各廠商絕對成本差異會縮小。從學習曲線來看，隨著技術逐步擴散，單一廠商的絕對成本降幅會趨緩，導致廠商間的絕對成本差異將會縮小，而供過于求下同質產品邊際現金成本定價原則，即使是龍頭短期的毛利率也會顯著承壓。從長期來看，歷史上隆基每年的非硅成本降幅維持 20%左右，速度可觀；從學習曲線來看，龍頭憑借長期積累的“Know-how”能力、規模優勢和管控能力，仍能保持一定的相對成本優勢，穩態下維持合理的毛利率。圖 19：單晶硅片學習曲線決定成本絕對差距會逐步縮小圖 20：隆

35、基單晶硅片非硅成本數據來源： 繪制數據來源：公司年報， 本次價格戰，單晶定價原則面臨錨定點從多晶價格向單晶邊際成本的切換。4 月 17 日，隆基官網公布最新硅片價格，相比 3 月底降價 0.4-0.5 元/片；隆基以往均在月底公告牌價，上一次隆基隔周即公告要追溯到 2018 年初，也是上一輪硅片價格戰的開始，而四月份已經連續兩次月內公示價格了，也反映了需求惡化下單晶硅片價格戰已經開始。與上一次不同的是，2017 年多晶占比約為68%， 2018 年為 51%，均為主流產品；彼時，單晶作為“少數派”，其溢價來自于相對多晶高效帶來的面積相關BOS 成本（如支架、土地、電纜等）攤薄，因此上輪價格戰單

36、晶硅片定價原則為多晶價 格+合理溢價；而本輪，2019 年多晶的占比約為 36%，其中 Q4 多晶占比僅為 26%，2020 年預計在 20%以下，逐步成為新的“少數派”，其價格不再成為硅片行業的基準；而單晶硅片擺脫產能瓶頸后，供給不再緊張，價格走勢相對獨立， 其定價原則也將變為同質化商品的邊際產能現金成本定 價，單多晶硅片價格脫鉤。圖 21：單多晶硅片價格（元/片）數據來源：Wind， 定價原則切換前，如 2018Q3-2019Q3，單晶硅片價格持續堅挺，而 PERC、SE、半片等更適合單晶的高效技術疊加后，單多晶合理價差持續拉大，且以多晶降價實現；隆基通過規?；凸に噧灮瘜崿F毛利率逐季改善

37、。切換后，單晶硅片獨立定價，供需過剩下龍頭毛利率取決于自身成本和邊際產商現金成本的相對差距。從長期來看，光伏已經從爆發增長期進入穩定成長期，單晶革命結束后，我們預計單晶硅片和上下游環節一樣，長期維持一定的過剩，而多晶硅片的占比將會長期維持在 10%以下。圖 22：多晶降價單晶堅挺，隆基毛利率持續上升圖 23：2020 年底各大一體化廠商產能拆分（GW）數據來源：Wind， 數據來源：公司年報，公開新聞， 有所調整龍頭掌控定價權，邊際廠商限定定價區間龍頭掌控定價權，邊際產能限定定價區間。邊際現金成本定價后，單晶硅片的價格走勢理論上由即期需求在成本曲線上對應位置產能的現金成本決定。 邊際成本定價特

38、點在多晶硅、光伏玻璃等產品 上充分體現，但我們認為在單晶硅片上則略有不同。主要原因：垂直一體化廠商擴張單晶硅片產能，壓縮第三方需求。比如隆基、晶科、晶澳等一體化廠商在這兩年充分擴張了單晶爐，降低對外的單晶硅片采購需求，但一體化通常不會涉及多晶硅和玻璃環節。 這樣導致硅片成本曲線的扭曲，只要一體化廠商自有硅片產能現金成本不高于外購價格，廠商 就傾向于自己生產；甚至在考慮員工安置、政府關系、供應鏈、需求預期等因素后，即使小幅高于 也可能不會停產。圖 24：2019 年底主要組件廠商硅片配套情況圖 25：2020 年底第三方單晶硅片供需情況（GW）數據來源：公司年報，PV Infolink， 數據來

39、源：公司公告，PV Infolink， 龍頭供應能力強，掌握定價權。為了充分攤薄設備折舊成本和發揮規模效應，龍頭廠商傾向于滿產；根據我們的測算，截止 2020 年底隆基+中環在第三方市場的供給量約為 96GW（不包括隆基自用）；而即使按照年化 140GW 的裝機需求，1.1 倍超配，第三方市場的實際需求也僅為 99GW，而供應量超過 120GW，這意味著在本輪行業性擴產結束后，僅隆基和中環的供給能力基本滿足第 三方市場需求，這樣在定價上也將加強寡頭的話語權，即“龍頭掌握定價權”。邊際廠商限定定價區間。單晶硅片產品同質，龍頭雖然品質和穩定性有一定優勢，但“B2B”屬性導致品牌溢價很??；從本輪多個

40、新進入者擴產規模和實際運營成本來看，行業壁壘也不是太高；因此在供需過剩的情況下，雙寡頭定價過高會導致大量新進入者進入和停產產能復產，蠶食龍頭訂單，即寡頭無法達成自由的“價格勾結”和形成“卡特爾”（cartel）。更為合理的情形是：二三線廠商按邊際成本定價，龍頭在此基礎上，小幅上浮實現 0.1-0.2 元/片，這部分溢價來源于龍頭價格掌控力、高品質和高穩定性等，此外隆基拿到日本信越的摻鎵專利后，公布的摻鎵（光衰更低）和摻硼片同價也助推了溢價的形成。圖 26：2020 年底單晶第三方供應市場現金成本曲線（折算為 G1 尺寸，不含稅）數據來源： 預測注：按 2020 年底單晶市場總年化需求 140G

41、W，容配比 1:1.1 測算?？偟膩碚f，2019 年底，主流 M2 尺寸硅片的含稅價格為 3.06 元/片，對應隆基的毛利率接近 40%，單片毛利約為 1.03 元，單片凈利高達 0.81 元。本輪硅片擴產結束后，我們預期 2020 年底龍頭 G1尺寸硅片（158.75mm 方片）的含稅價格約為 2.4 元/片，對應隆基的毛利率約為 20%，單片毛利約為 0.42 元，單片凈利約為 0.25 元。后續隨著需求恢復，供給擴張放緩，供需逐步改善，毛利率或能修復至 25%左右。電池片： PERC 景氣底部，N 型仍需優化PERC 擴產延續，景氣底部震蕩電池片市場短期仍將處于景氣底部。PERC 量產的

42、技術紅利始于 2017 年，經歷了兩年的高盈利階段后，由于行業性產能的大幅擴張，2019Q3 起 PERC 電池片價格大幅下降，目前仍處于盈利底部。從產能來看，PERC 產能從 2017 年底的 30GW 左右快速擴張到 2019 年底的 130.4GW，超過終端需求，2020 年行業產能增量預計為 40GW，高于需求增幅，行業短期盈利能力仍將承壓。圖 27：PERC 電池產能統計2017 年底2018 年底2019 年底2020 年底 E通威0.45.913.421愛旭2.24.59.617.3晶澳2.82.889.2晶科2.54.29.711.2隆基1.94.610.615.6潤陽0.52

43、3.96其他204474.187.8合計3067.9130.4170.1數據來源：PV Infolink，公司年報， 近期，受到海外疫情影響和單晶硅片降價，電池價格再次持續下探至 0.8 元/W 以下，龍頭毛利率預計也只有 10%左右，行業普遍出現虧損。龍頭廠商仍有較大擴產規劃，行業長期競爭激烈。從第三方電池片龍頭通威和愛旭的產能規劃來看，2020 年底通威預計實現 60-80GW 產能，愛旭實現 45GW 產能，擴產積極；從一體化組件廠商來看，隆基、晶澳、晶科等也均有一定規模的擴產。圖 28：單晶 PERC 電池片價格圖 29：龍頭廠商擴產規劃數據來源：PV Infolink， 數據來源：公

44、司公告， N 型值得期待，拐點仍需等待P 型路線即將面臨效率瓶頸，提效空間僅剩 1-1.5pct。2017 年，PERC 實現規模化產能落地，單晶一年提效 1.6pct。截止 2019 年底，主流廠商單晶 PERC 電池效率已達 22.3%，目前通威等廠商電池效率預計可達 22.6%。站在目前節點往后看，2020 年底實現 23%的效率確定性較高，主要的方法在于多主柵技術（MBB）、柵線細化、金屬化過程再優化等方式； 往后再提升至 23.5%存 在一定難度，但也有跡可循，方案包括氮氧化硅減反層的優化、背面摻雜等； 從 23.5%提升至 24% 目前看方法仍不明確，主要依據為PERC 電池實驗室

45、效率記錄為 24.06%，這也被視為量產效率極限。圖 30：單晶（橙色）和多晶（藍色）電池效率圖 31：P-PERC 單晶電池效率預測數據來源：CPIA， 數據來源：CPIA， 效率 23.5%+平臺上，N 型電池或將成為主力。N 型路線主要分為異質結（HJT）、重摻雜多晶硅鈍化（TOPCon）、交指式背接觸（IBC）和鈍化發射極背面全擴散（PERT）。IBC 由于步驟過于復雜，成本難以下降，以及 PERT 由于效率潛力有限，相比 PERC 并無明顯優勢，目前兩者已基本退出 N 型主流路線的競爭。而 TOPCon 和 HJT 目前量產的效率均在 23.5-24%+，實驗室效率可達 26%+，是

46、高效路線的代表。從 2019 年中國和海外N 型產品出貨結構來看，TOPCon 和HJT的應用范圍也更廣。圖 32：HJT 和 TOPCon 是 N 型路線最具希望的技術圖 33：2019 年 N 型產品出貨結構數據來源： 繪制數據來源：PV Inoflink， TOPCON 有效延長 PERC 產線生命，技改回報率較高，有望率先放量。TOPCon 本質上是PERC路線上的一種延伸，僅需在傳統 PERC 產線增加三個步驟，添加兩臺設備和更換擴散爐即可，技改成本在 5000 萬元/GW 左右。根據林洋實際運營情況，TOPCon 組件成本約比常規 PERC 組件高 0.123 元/W，而價格可高

47、0.4 元/W 以上，理論滿產下回報周期在一個季度左右。圖 34：TOPCon 僅需增加三個步驟圖 35：HJT 生產流程步驟核心設備投資占比國內供應商制絨制絨清洗機10%捷佳偉創非晶硅薄膜CVD50%捷佳偉創,邁為電極RPD/PVD25%捷佳偉創金屬化絲網印刷機15%邁為數據來源： 繪制數據來源：網絡資料， HJT 是最有希望接棒 PERC 的下一代技術，目前仍需解決設備國產化、耗材降低和效率提升三大問題。HJT 電池理論效率高，生產步驟少，全程低溫的特點被視為天花板很高、具備顛覆力的下一代電池技術。根據我們的測算，目前 HJT 電池的成本約為 1.22 元/W，相比 PERC 高 0.57

48、 元/W，只能應用于一些追求效率不計成本的小眾市場。靜態看，HJT 電池中期降本主要集中于以下四個方面：1）提效攤薄；在目前基準上再提高 0.5%以上，這個是相對容易實現的；2）降低銀漿價格和成本；一方面國產化預計銀漿能夠降價 20%左右，另一方面通過柵線優化降低銀漿用量 50%以上， 對應貢獻成本降幅 0.25 元/W；3）設備國產化+提高產能利用率；目前捷佳偉創和邁為股份等公司在設備國產化均取得一定進展，預計設備投資可降至 7 億元/GW，貢獻成本降幅 0.08 元/W。4）N 型硅片溢價減少；目前 N 型硅片的溢價約為 8%，主要來源于硅料和硅片生產環節，隨著硅料國產化和 N 型的放量，

49、這部分溢價會逐步減少， 預計貢獻 0.03 元/W 成本降幅。全都實現后，HJT 與PERC 的電池成本差距縮小到 0.2 元/W，具備一定競爭的可能。圖 36：HJT 與 PERC 電池成本表PERC 電池目前 HJT優化后 HJT元/W占比%元/W占比%元/W占比%單片功率5.5W5.74W5.86W硅片0.4366%0.4537%0.4249%漿料0.1218%0.4234%0.1720%IWO 靶材0.054%0.056%化學0.054%0.056%設備折舊0.023%0.1512%0.079%人工0.023%0.011%0.011%能源0.035%0.054%0.056%其他0.03

50、5%0.043%0.045%非硅0.2234%0.7763%0.4451%合計0.651.220.86數據來源： 測算動態看，PERC 電池的非硅成本預計仍有 0.05 元/W 以上的下降空間，這意味著 HJT 成本需下降0.4 元/W，即 30%+，才能與 PERC 競爭，而實現的路徑需要提效、降低耗材成本、設備國產化和供應鏈配合四個方面均有所突破，目前替代的拐點仍需等待。圖 37：HJT 滲透節奏預測以及與PERC 對比數據來源： 繪制組件：終端市場去中心化，品牌渠道競爭激烈組件環節歷來產能較為冗余，競爭完全，啟停靈活導致完全競爭，盈利能力較差。目前單一的組件廠商已基本退出市場，或少量以代

51、工形式存在，多數組件廠商均已向電池、甚至硅片環節延伸，獲取產業鏈更多利潤。因此，現在龍頭組件廠商的特點是以組件產品的品牌和渠道競爭終端市場，獲取更多訂單；自有的硅片和電池產能則決定其盈利能力，產能新、規模大、管理好的廠商具有一定優勢。品牌方面，隨著下游電站投資方集中度的快速提升，大型國企的主導權不斷強化，行業去補貼不斷深入，組件市場也進入精細化、龍頭化的發展時代，品牌廠商更值得信賴，行業集中度也將持續提升?？扇谫Y性排名是一個很好衡量組件品牌的榜單；根據 PV-TECH 最新公布的排名來看，隆基自2017 年進入AA 評級梯隊后，在 2020Q1 率先獲得AAA 評級；晶科、阿特斯、晶澳等龍頭組

52、件廠商排名也靠前，在與大型能源集團的合作上具備一定優勢。圖 38：2020Q1 可融資性排名圖 39：GW 級市場持續增加可融資性級別廠商AAA隆基AA晶科、阿特斯、First solarA晶澳、天合、東方日升、韓華Q-CellBBB協鑫BB正泰B中利騰暉數據來源：PV-Tech， 數據來源：Energy trend， 渠道方面，隨著全球光伏裝機市場的去中心化，海外 GW 級市場從 2010 年的 3 個增加至 2019 年的 16 個以上，且仍在增加。由于不同市場需要對應不同的組件認證，且需要完全不同的直銷和經銷渠道，對運輸、倉儲、人員等都提出了新的要求，對渠道管理和拓展能力是個考驗。若組件

53、廠商 專注國內市場，或不積極拓寬新興海外市場，其出貨量容易遭遇天花板，因此海外多市場渠道的不 斷拓寬是組件廠商未來銷售的重要方向。渠道經營是經驗積累過程，組件出貨量排名較為穩定。不同于上游龍頭不斷交替的形式，組件環節雖然壁壘較低，但對渠道、管理經驗積累要求較高，這需要長時間的優化，并未非通過資本和技術能夠輕易反超的。從組件廠商出貨量來看，近年來頭部組件廠商的地位較為穩固，晶科連續四年獲得全球出貨量第一。而隨著終端市場的日趨分散化，下游大型客戶的地位強化，我們預計渠道的先發優勢和積累優勢將會持續加強，預計未來組件市場也將逐步向頭部集中，龍頭的出貨量占比和盈利能力都更強。圖 40：2014-202

54、0E 中國組件廠全球出貨量TOP5排名2014201520162017201820192020E1天合天合晶科晶科晶科晶科晶科2英利阿特斯天合天合晶澳晶澳 隆基3阿特斯晶科阿特斯晶澳天合天合晶澳4晶澳晶澳晶澳阿特斯 隆基 隆基阿特斯5晶科 協鑫 協鑫 協鑫阿特斯阿特斯天合數據來源：PV Infolink， 玻璃：供需均有推遲，雙寡頭格局持續強化雙玻滲透率提升貢獻需求彈性。傳統組件通常采用 3.2mm 正面玻璃，背面為背板；而雙玻組件可雙面發電，正反面均采用 2.5mm 或 2.0mm 玻璃，單位裝機玻璃需求增加 25%-56%。隨著全球平價上網的推進，雙面發電降低 LCOE 已成為共識；同時薄

55、玻璃供給快速增加，溢價逐步消除，疊加近期玻璃降價，以及跟蹤支架的滲透，雙玻性價比更為凸顯，預計雙玻的快速爆發即將到來，其滲透率也將從 2019 年的 15-20%快速增值到 2025 年的 60%。圖 41：雙玻滲透率快速提升圖 42：2020 年新增產能最新情況信義北海10002020.6相比原計劃均推遲一個季度左右信義北海10002020Q3信義蕪湖10002020Q4信義蕪湖10002020 年底福萊特越南10002020產線日熔量(t/d)點火時間備注福萊特越南1000 2020數據來源：福萊特， 數據來源：公司年報， 越南簽證停發，需等待簽證恢復供給端新產能有所推遲，存量小窯爐已開始

56、退出。增量上，信義產能四條千噸線相比年初計劃均推遲一個季度左右，福萊特越南兩條千噸線因簽證暫停，安裝調試技術人員無法到現場指導工作，建設進度持續推遲，需等待簽證恢復。存量上，我們預計 24 元的單平米價格已擊穿日熔量 200t/d 以下小窯爐的現金成本線，200-350t/d 中窯爐也處于極微利狀態，二季度將逐步停產。按全年需求 110GW 測算，年化玻璃含稅價格落在 25-26 元/m2，目前小幅超跌。根據PV Infolink 4 月底報價，光伏玻璃價格在 24-28 元/m2 不等，均價為 26 元，與年化需求價格基本一致；根據卓創資訊報價，5 月份 3.2mm 鍍膜片報價基本為 24

57、元/m2，有一定超跌。我們認為，短期價格由于需求不振探底，但目前已處于全年價格低位，24 元已打破部分小窯爐的現金成本線；同時，4 月底國內日熔量合計為 25060t/d，環比下降 300t/d，也是繼 2019 年 2 月以來首次出現在產產能下降，供給端減產信號較強，繼續下調空間不大。長期看，隨著中小窯爐的逐步退出，信義光能和福萊特雙寡頭格局掌控力更強，格局優化帶來的成長更為確定。圖 43：2020 年光伏玻璃成本曲線（不含運輸）數據來源： 測算膠膜：行業掌控力最強，龍頭盡享平價空間EVA 光伏膠膜是具有一定先發優勢的輕資產行業，目前龍頭福斯特全球市占率超過 50%，并且與行業內主要對手拉開

58、了巨大差距。福斯特在行業內積累了巨大的領先優勢，一方面通過較低的定價將膠膜毛利率已降至 20%左右，同時加大研發不斷推陳出新拉開產品性能差距，并且利用資本市場融資擴產鞏固產能優勢。在當前價格下，公司憑借強大的資產負債表和優秀的管控能力，仍能獲得 12%左右的凈利率及 ROE，行業對手則被壓縮至 6%以下，無力對公司構成威脅。圖 44：某 1 億平新建產能財務情況測算固定資產投入1.65 億元會計科目值備注其中：設備1.18 億元設備投資約為 1300 萬/GW，1 億平對應 9GW廠房0.47 億元廠房投資假設為設備的 40-50%營業總收入7.5 億元膠膜均價 7.5 元/平米總資產投入8.

59、25 億元固定資產占比約 20%毛利率15%福斯特 20%，海優新材 15%稅金及附加0.5%行業平均管理費用率2.5%假設與海優新材一致銷售費用率3%運費率 1.7%，且需要開拓新客戶財務費用率1.5%和海優新材一致研發費用率3.5%2018 年福斯特 3.73%，海優新材 3.54%；研發投入新產品的研究必不可少，普通EVA 利潤較低營業利潤率3.0%壞賬/收入比例1%保守估計，若客戶為小型組件廠商則更低所得稅率15%假設拿到了高新技術稅收優惠凈利潤1910 萬元ROA2.31%凈利率2.6%福斯特約 10%，海優威和斯威克約 2-5%；ROE4.62%假設資產負債率 50%數據來源： 測

60、算小結：當前利潤主要在上游，電池組件環節壓力較大從 4 月底公示的價格來看，產業鏈利潤留存在上游，對應龍頭新產能毛利率仍超過 30%。我們按照 G1 尺寸的硅片和各環節行業最優的非硅成成本對產業鏈盈利空間的分配的最新情況進行了拆分；可以看出，硅料和硅片龍頭新產能的單瓦毛利分別為 0.05 元和 0.14 元，龍頭新產能毛利率均超過 30%，凈利率超過 20%；而下游電池片和組件龍頭的毛利率則分別為 9%和 7%，凈利率預計在 0 附近，單組件環節凈利率預計已出現虧損。圖 45：2020 年 4 月底單晶產業鏈利潤分配變化（元/W）數據來源： ，成本均采取行業龍頭最優產能成本，硅片和電池片按G1