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    2020年光伏行業投資策略:把握集中度提升和技術變化的確定性機會
    【字體: 】  日期:19-12-02  來源:來自網絡  熱度:

    行業觀點

    基于對企業盈利增長確定性、行業成長空間、技術發展趨勢、相對估值水平、目前市場預期位置等因素的綜合判斷,我們認為光伏板塊仍然是2020年電新行業(甚至是全市場)中最值得關注、風險收益比最好的板塊之一。

    需求方面:國內政策大框架延續,預計2020年中國新增裝機重回40-50GW高位,同比增長約50%,需求釋放逐季抬升,配額制及強制綠證等政策的修訂或出臺將有助穩定2021年以后國內市場預期;疊加海外傳統市場復蘇、新興市場啟動的多點開花局面,預計2020年全球新增裝機達140-150GW,同比增長20%以上。同時,近年來光伏電站“容配比”提升令組件需求的放大效應有所加強,2020年組件產業鏈相關產品總需求將超過160GW。

    產業鏈景氣整體向好,各環節供需關系及競爭格局存邊際變化:

    光伏玻璃:2020年供需增速匹配,預計價格維持高位波動,龍頭企業受益雙面雙玻滲透、市占率提升、年化ASP/利潤率擴張帶來的量利齊升,高增長、高確定,同時關注跟蹤二線企業擴產計劃及實際進度。

    單晶硅片:龍頭全力擴張加速替代多晶,全年價格降幅或小于市場預期,我們詳細分析單晶硅片價格形成機制和上下游供需變化,判斷2020年底單晶硅片價格極限不低于2.4元/片(詳見正文)。

    PERC電池片:今年Q3價格暴跌致長尾產能釋放趨緩,2020年供需動態將顯著好于2019年,上游單晶硅片產能加速釋放,疊加電池轉化效率提升進一步攤薄非硅成本,頭部產能毛利率有望重回20-25%水平。

    硅料:2020年雖無新產能計劃投產,但考慮存量產能爬坡/提升和單位硅耗下降后,高品質單晶用料供需緊平衡,多晶用料價格或繼續下跌。

    組件:邁向平價背景下,全球大型能源集團加大光伏電站投資令組件環節“大對大”格局逐漸顯現,2020年集中度將加速提升,超額利潤漸顯現。

    新技術:異質結電池及12寸硅片進入量產導入初期,預計2020年均不會對產業格局產生顯著影響,持續跟蹤產業鏈配套進展及終端市場接受度。

    投資建議

    光伏產業因補貼政策導致的周期波動將逐漸減弱,但因技術變化和產能周期造成的周期屬性仍存,企業盈利的增長和兌現能力,或將逐步取代板塊整體估值波動,成為影響公司股價更重要的因素,因此我們建議:優選高景氣環節龍頭和受益技術路線變化/集中度提升的優質公司,推薦:信義光能、隆基股份、福萊特(A/H)、通威股份、晶科能源。

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    投資建議

    國際貿易環境惡化,需求增長不及預期,并網消納情況惡化。

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    1國內政策展望樂觀,海外需求多點開花,2020全球裝機20%+增速

    2019年因國內光伏政策及競價項目指標發布晚、平價項目無明確截止日期等因素,導致國內前三季度累計新增裝機僅16GW,同比下滑54%,預計全年新增裝機25-30GW,大幅低于年初預期的40-45GW。然而去年531之后大幅下跌的組件價格在海外市場激發巨大的需求彈性,歐洲以及越南、南美等新興市場2019年裝機表現均超預期,令今年全球新增裝機仍有望達到115GW左右。

    預計2020年全球光伏新增裝機達到140GW以上,中國將是最主要的增量貢獻來源。展望2020年,國內大量未完成項目結轉,約15-20GW可在明年并網,疊加30-35GW新增競價及戶用項目指標,預計全年有望新增并網40-50GW;美國ITC+201關稅退坡+Safe Harbor,多因素推動2020年光伏需求增長至18-20GW;印度保障性關稅逐年下調,投資商對高效產品接受度逐漸提升,2019年5月莫迪贏得大選,預計印度光伏建設將加快;歐洲MIP取消及光伏組件價格下跌后光伏已在較大范圍內成為最便宜電力能源,短期減排壓力和長期對傳統能源的逐步替代將支撐歐洲市場增長;中東及南美等新興市場儲備項目充足,裝機貢獻將逐步提升。

    全球主要國家將在2019-2027年陸續實現光伏發電側平價及對存量火電電源的替代,進而推動全球光伏裝機的新一輪快速增長。預計2025年起新增裝機達到300-400GW/年。其中,中國占比有望接近40%;印、美仍是海外市場增長主要區域,貢獻約30%增量;新興市場增長潛力充足。

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    1.1 中國:政策延續及項目結轉保2020高增,配額制等手段護航中長期需求

    2020年國內光伏政策落地時間和力度展望樂觀,并將由此帶來國內需求能見度的提升和板塊情緒的轉暖。根據光伏行業協會消息,2020年國內光伏政策框架已定,與2019年政策相比無較大變化。我們認為,即使考慮2020年競價項目同樣給予緩沖期而不能在年內全部建成,明年中國新增裝機達到40-50GW仍是大概率事件,同比2019年將有50%左右增長:

    • 2020年仍將沿用集中式電站/工商業分布式競價+戶用切塊固定補貼的模式,補貼規模預期分別為12.5億+5億,據此測算,競價項目和戶用規模有望分別達到20-25GW和7-8GW;

    • 首批平價項目中考慮部分項目作廢,預計5-8GW將在2020年并網;

    • 需在2020年內建成的基地類和領跑者獎勵指標項目約4-6GW,其中1.5GW領跑者獎勵指標需在2019H1并網;

    • 預計2019年競價項目中5-7GW延期到2020H1并網;

    • 其他平價、分布式等項目1-3GW。

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    • 競價成為光伏新常態,促進成本下降與需求提升:2019年因政策機制變化較大導致政策落地時間較晚,且競價項目申報時間倉促導致申報規模不足,使最終納入補貼范圍的項目對應的測算年度補貼需求僅17億元,未能達到財政部給予的22.5億元額度上限?;?019年所有項目加權平均約0.075元/kWh的補貼規模,若22.5億元補貼規模全數用完,則對應裝機容量約30GW。競價機制效果顯著,預計將成為平價窗口期補貼分配及平價后項目獲取的主要形式,進一步促進全社會用電成本的下降。

      配額制落地,顯示平價時期頂層依然堅定的扶持態度。2019年5月15日,國家發改委、能源局發布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》,“配額制”體系最終落地,2019年試運行,2020年正式實施。2019年11月21日,水電總院等相關部門、機構、企業召開綠證交易機制國際研討會,探討后續政策設計,預計調整完善后的文件將于明年年初正式下發。隨著2020年綠證“強制+自愿”雙重認購市場開啟,一方面消納將得到保障,另一方面將釋放新能源電力隱含價值、增加發電收益。

      煤電市場化定價無礙風光發展大勢,或加速我國能源轉型:2019年10月21日,國家發改委發布《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》,將現行標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制,浮動范圍-15%~+10%。暫不具備市場交易條件,或不參與市場交易的工商業用戶、居民與農業用戶仍按基準價執行。對此我們認為:

    • 風光電源的固定成本屬性決定其財務模型不支持全電量浮動電價,否則難以融資。預計后續會有政策手段保證項目收益的可預測性和吸引力(即至少確保一定比例電量的定量定價)。參考國際經驗,未來平價項目大概率會以PPA的形式確定一個長期不變的固定電價。

    • 新能源尤其是光伏的發電成本(即使加上儲能)低于火電的大趨勢不可逆轉。當煤電因全面市場化而失去超額收益,而新能源仍有固定電價保障穩定收益預期的時候,電力集團建設風光電源的動力或增強。煤電市場化浮動定價或倒逼電力集團加速執行我國能源轉型戰略目標。

    • 若火電降價趨勢形成,而終端電價下降不做全額傳導,則可再生能源附加費將有上調空間,或將令困擾行業多年的巨額補貼缺口問題得到根本性解決。

      1.2海外:傳統市場復蘇,新興市場啟動,需求逐步邁入穩定可持續增長

        光伏逐步平價+電力交易市場化機制為海外光伏市場增長提供持續推動力。2010~2018年間,受益于光伏組件與電站BOS等成本下降,全球主要國家集中式光伏電站建設成本下降了65%~85%,在許多國家已接近或實現發電側平價。2019年光伏招標電價已普遍位于60美元/MWh以內,光照資源充足的印度、中東等國光伏競標價甚至低于30美元/MWh。

        容配比(超裝比例)提高,實際組件需求放大:由于光伏電站存在系統效率這一參數,一般電站直流側組件安裝量會大于交流側并網規模(即通常意義上講的“裝機規模”),同時為了在光照輻射水平的波動中實現盡可能多的上網電量,部分項目還會額外“超裝”組件,組件功率與并網功率的比值稱為電站的“容配比”。以往光伏電站容配比通常在1.05-1.1之間,近年來隨著組件效率提升和占系統總成本比例的下降,容配比逐步提高,最高可達到1.4-1.5。容配比提高將使實際光伏組件產業鏈的產品需求顯著高于統計或預測的裝機量數值。

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        美國:ITC與201關稅退坡為2022年前美國市場增長提供充足動力。2022年之前ITC將為美國光伏提供持續裝機動力,同時“201關稅”逐年下調帶動組件成本與光伏LCOE下降,進而刺激裝機需求增長,預計美國2020年光伏需求將迎來高增長。此外,ITC以“開工”為界,大量項目將于2019~2021年啟動搶補貼,2020~2022年采購安裝避關稅。為鎖定較高ITC,預計企業將提前采購占總投資額5%左右組件以達成美國國稅局對“開工”的要求,因此實際組件需求或將高于新增裝機需求。

        截至2019上半年,美國光伏新增裝機量4.8GW,已簽購電協議的光伏電站項目高達38GW,其中在建項目8.7GW,這些項目都有并網時間要求,預計2020年組件訂單已簽署。預計2020年美國新增裝機需求有望達到18-20GW。

        2019年7月17日,SEIA致函美國國會,提議延期ITC政策以確保太陽能光伏行業持續發展,目前尚未有結論,若該提議被采納,則會成為ITC政策的第四次延期,雖然可能令短期搶裝動力有所減弱,但有利于美國需求的持續性釋放。

        美國國際貿易法院(CIT)11月12日宣布對美國貿易代表辦公室(USTR)先前撤銷雙面組件201稅率豁免優惠的決定實施臨時限制令(Temporary restraining order; TRO),有效期至11月21日,并將參與美國國際貿易委員會于12月5日舉辦聽證會。若雙面組件201關稅依然可以得到豁免,則將降低美國光伏成本并刺激裝機需求,且具備雙面電池+組件生產能力的東南亞產能將成為美國市場上最具競爭力的組件供應商。

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        印度:保障性關稅退坡,政策環境改善,預計恢復增長。印度新能源和可再生能源部(MNRE)設定的2019-2020財年(2019年4月至2020年3月)光伏裝機目標為8.5GW,為近4年最低水平。截止2019年10月印度新增光伏裝機量僅3.4GW。原因在于:

      • 保障性關稅:由于印度及東南亞(馬來西亞以外)的低成本光伏電池組件產能不足以滿足印度需求,印度仍需從中國進口,故保障性關稅顯著提升了印度光伏裝機成本并抑制裝機需求;

      • 2019年5月大選使印度未來的新能源政策走向出現不確定性,中央及地方層面多次取消或推遲大型光伏項目招標。

      • 商品和服務稅GST)存在歧義:光伏EPC對應稅率5%或18%不明確;

      • 土地征收及基礎電網設施建設問題。

      • 2019年5月莫迪贏得大選,預計印度太陽能公司(SECI)將加速光伏投標,并與州政府合作加快征地進程。保障性關稅將于2020年2月下調至15%并于8月到期,因此預計明年上半年需求平淡,下半年需求將有所修復。印度規劃到2022年底實現100GW太陽能裝機,我們預計2019年底可達到35-40GW,2022年可達到70GW左右,比政府設定的100吉瓦目標低近30%,未來三年新增裝機預計10-15GW/年。

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        中東地區:項目儲備充沛,增長確定性強。截止2018年底,中東擁有太陽能(含光伏、光熱、太陽能-燃氣聯合循環)發電裝機量2.93GW。2019 年初,光伏項目儲備達到12.29GW,預計未來2-3 年中東將成為全球光伏主要市場之一,2019~2020 年新增裝機量2~4GW/年。

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        歐洲:已經平價且基本脫離補貼的歐洲市場是真正的成長性市場。沒有補貼擾動疊加組件大幅降價,歐洲市場在沉積多年后再次出現高增長。我們預計歐洲光伏年新增裝機需求將重回10GW以上,2019~2020年達到15~20GW的年新增裝機規模。

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        2產業鏈景氣研判:各環節供需關系有變,整體景氣向好

        2.1 光伏玻璃:供需緊平衡,價格高位波動,集中度提升,全產業鏈最高景氣度

        基于2020年光伏裝機量140GW,平均容配比1.1、雙玻滲透率提升至28%(其中2.0mm雙玻占比30%)的假設,則2020年光伏玻璃原片需求增速預計達到26%。

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        截至2019年10月底,國內超白壓延玻璃在產基地26個,窯爐43個,生產線145條,日熔量在24430噸。2019年由于行情一路向上,冷修產線較少,另有少量已停產冷修較長時間的產線復產。根據各企業已宣布的擴產計劃,考慮投產時間及產能爬坡,我們測算預計2020年光伏玻璃原片有效供給較2019年同比增加25-30%,與需求增速基本匹配。

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        2019年11月底,光伏玻璃環節繼續因供需緊張展現敏感的價格彈性,在供給幾無增加、需求邊際回暖、天然氣旺季漲價的多重因素推動下,部分企業計劃12月產品價格再次上調1元/平米(幅度3.6%)。由于2020年光伏玻璃供需增速基本匹配,預計供需維持緊平衡,盡管階段性的產能集中釋放可能仍會對價格產生一定壓力,但我們預計2020年光伏玻璃價格大概率維持26~29元/平米的高位波動。

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        除彩虹延安850t/d產線、安彩河南900t/d、亞瑪頓鳳陽650t/d、湖南巨強150t/d產線以外,2019年新投及2020年計劃新投產線基本均來自信義與福萊特。2020年預計新增產能為信義4條1000t/d產線,福萊特2條1000t/d產線。2021年已公布的擴產計劃主要包括福萊特鳳陽2條1200t/d產線,新福興北海2條1100t/d產線,彩虹咸陽三換一的850t/d產線,此外預計信義也將新增至少2條1000t/d以上產線。根據以上產能規劃,并考慮未來每年約5%小產能退出,預計信義、福萊特兩家龍頭產能占比將由2019年50%左右提升至2021年的超過60%。

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        2.2 硅片:龍頭全力擴產加速單晶全面替代多晶,價格降幅或小于市場預期

        令人迷惑的“硅片合理價差”:單晶硅片環節中龍頭的全力擴產以及新玩家的加入是2019年行業的一大熱點,由此引發市場對2020年單晶硅片恐將發生劇烈價格下跌的擔憂。我們認為,在多晶被全面淘汰之前,單晶硅片的定價核心永遠是“硅片合理價差”這一令人迷惑的概念,經過嚴謹而盡量全面的供需分析和測算,對于單晶硅片的價格我們有如下判斷結論:

      • 1)2020年單晶硅片降價趨勢確定;

      • 2)考慮供給釋放節奏,2020上半年的降價壓力略小于下半年,全年價格降幅或小于;

      • 3)若預期中產能全部如期釋放,2020年底單晶供給量有望接近對需求的全覆蓋,屆時M2規格單晶硅片極限價格或跌至2.4元/片左右(含稅,較當前價格低約20%);

      • 4)2021年單晶硅片價格形成機制將有所變化。

      • 單多晶硅片“合理價差”的形成邏輯:光伏電站裝機成本可分為三類:組件成本、面積相關BOS成本(如土地、支架、電纜等)、面積無關BOS成本(如逆變器、接網成本等)。由于單晶組件轉化效率高于多晶,故相同裝機規模所需單晶組件數量/電站面積小于多晶,進而可節省一部分面積相關成本,因此單晶組件在享有每瓦溢價的情況下,還能達到電站建設成本的持平。此外,由于溫度系數、弱光效應、背面發電增益等差異,不同類型組件即使功率相同,每瓦發電能力也可能存在差距,因此若從度電成本角度考慮,單多晶組件合理價差還將擴大。而這一單多晶組件的“合理價差”將以類似的邏輯向硅片環節傳導。

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        2019H1,單晶硅片市占率約60%,今明兩年將加速提升:

      • 1)當前多晶硅片價格(約1.7元/片)已接近企業現金成本。單晶硅片在大幅擴產中,新產能投放后價格將有所下調,價格降無可降的多晶硅片產能只能退出市場。

      • 2)2019年由于PERC電池片大幅擴產,造成電池片環節的價格及利潤率下降,使單晶產業鏈溢價向硅片環節集中,同時導致多晶電池片價格崩跌,令存量多晶電池產能轉回生產單晶,加速多晶硅片退出。

      • 3)未來隨著雙面組件滲透率提升及定價思維向度電成本切換,同等項目成本結構下,終端可接受的單多晶實際價差將繼續擴大,極限情況下即使菜花料完全免費,多晶經濟性也無法與單晶匹敵,致密料占比不會成為單晶市場份額提升至100%的限制因素(且單晶長晶可以在小幅犧牲生產效率的情況下使用菜花料)。

      • 預計2020-2022年全球新增裝機140GW、170GW、200GW,對應硅片需求約150-160GW、180-190GW、210-220GW,結合企業現有產能規劃,預測單晶硅片有效產能可支撐的滲透率理論上將提升至91%、100%、100%。(實際不會達到100%,還有少量細分市場會采用薄膜組件)

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        按現有產能規劃,2021-2022年單晶硅片產能幾乎可滿足全市場需求(完全替代多晶)。但隨著明年單晶硅片價格下跌,利潤率下降,抑制二線廠商擴產沖動、延緩已有擴產規劃建設進度,或將緩解供需壓力。

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        單晶硅片價格預測邏輯:在多晶硅片被完全替代或極少量剩余之前,單晶硅片的定價策略始終是多晶硅片價格+單多晶合理價差(這一價差隨單多晶效率差變化、以及終端項目成本結構變化而動態變化),即單晶硅片的價格形成機制將以多晶硅片現金成本為“錨”。當多晶硅片基本退出市場后,單晶硅片的定價將由供需情況及邊際單晶產能的現金成本決定,供過于求的情況下高成本產能將被逐步淘汰。

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        測算2020年內單晶硅片降價極限約2.4元/片,測算過程:

        ■假設單多晶組件每瓦同價,且生產單多晶電池組件具有同樣的利潤率,則單晶硅片將獲得0.48元/片的價差:1)憑借高功率攤薄組件封裝成本約0.09元/W,獲得相應溢價;2)單晶硅片加工成電池后單片功率可達5.3W左右,多晶電池片僅4.6W,電池片按W數計價出售,故單晶硅片每片價值更高。

        ■基于單多晶組件“同價”的假設計算得到的“理論極限價格”幾乎不可能達到,因為終端市場上單多晶組件功率不同將帶來電站建設BOS成本差距,單晶組件會享有一定溢價。若考慮雙面組件5%發電量增益,則為了取得同樣的度電成本,單多晶組件價差會更大。

        ■情景分析:當單多晶組件價差為0、0.1、0.2元/W時,對應的單多晶硅片合理含稅價差分別為0.48、0.92、1.37元/片。根據我們對多晶硅供需的測算(將在后續章節詳述),預計菜花料價格將進一步下跌,屆時多晶硅片價格(現金成本)或將從目前的約1.7元/片降至1.5元/片左右(對應鑄錠用硅料價格約50元/kg),那么對應單晶硅片含稅價為1.98、2.42、2.87元/片。

        ■由于單晶份額已達到60%以上,因此目前終端剩余的多晶項目應較為頑固,具體表現電站建設中面積相關BOS成本占比低,對高功率組件帶來的系統端成本節省不敏感?;趯@類電站建設成本結構的分析,我們預計,單晶PERC組件與多晶組件的價差需要縮小至0.1元/W才能使其選擇單晶組件。因此我們預測:2020年單多晶硅片價差將降至0.9元/片左右,即下表中0.1元/W單多晶組件價差所對應的極限硅片價差,對應單晶硅片含稅價2.4元/片左右。

        ■補充說明:下表中關于單多晶硅片價差的測算與本章節第一張圖表中所列的價差測算的分析角度與出發點不同。本章節第一張圖表是為了測算普遍情況下單多晶硅片的“合理”(各環節保有合理利潤)價差。而下表是為了預測單多晶份額爭奪戰進入尾聲時,單晶為替代多晶而可能達到的硅片“極限”價差。也就是說,當單多晶組件價差達到極限的0.1元/W時,在絕大部分地區使用單晶組件的電站建設成本將低于多晶組件,某種程度上來說這是一種“非理性”的狀態,因此這種“極限”狀態未必會達到,即2020年的單晶硅片價格表現存在超預期可能。

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        2.3 電池片:2020年供需動態邊際變化顯著好于2019年, 頭部產能毛利率有望重返20%以上

        由于單晶PERC電池片產能在2019年的集中釋放,其產品價格從今年2月中旬以來一路下跌,但單晶硅片產能不足,使市場實際PERC電池片供應有限,上半年價格跌幅尚可控。下半年產能過剩加劇,疊加隆基、晶科等單晶硅片產能釋放,7-8月PERC電池片價格加速下跌,疊加硅片價格堅挺,雙重夾擊下電池片進入龍頭微利時代,預計業內部分擴產規劃將被延緩。另一方面,PERC電池片雖未形成寡頭,但頭部產能與邊際產能均已拉開明顯差距,虧損狀態下的邊際產能(二線+技改)或有部分考慮退出:

      • 頭部產能品質溢價明顯(主要因高轉化效率+產品一致性高),2019年7-8月單晶PERC電池片價格上限與下限價差明顯擴大;

      • 高效率攤薄非硅成本,進一步擴大盈利能力差距,測算8-10月二線或技改產能已處于負毛利狀態,與頭部產能毛利率差距可達10pct以上。

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      • 2020年已公布的計劃新增產能僅20GW左右,同時考慮非頭部企業的擴產項目中20%延緩或取消,邊際產能退出10-20GW,則2019-2020年PERC電池片年底產能預計分別達到120-130GW、140-150GW,2020年內有效供給預計達到130-140GW,可支撐市場份額提升至85-90%(考慮終端140GW需求及1.1容配比),單晶PERC電池片總有效供給不足以覆蓋下游全部需求。此外,上一章中我們提到單晶硅片產能釋放可支撐2020年市場份額提升至90%左右,高于單晶PERC電池片,即單晶硅片相對PERC電池片供給緊缺程度將大幅緩解甚至反轉。

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      • 基于以上分析,我們認為2020年單晶PERC電池片盈利有復蘇要求,預計頭部產能毛利率回升至20%以上:

      • 下游:當前價格水平下多晶產業鏈利潤微薄,甚至接近虧損現金流。隨著2020年單晶硅片降價及PERC電池效率進一步提升,多晶將繼續丟失市場份額,單晶下游需求擴大,電池片供需格局改善。

      • 上游:2020年大量單晶硅片新產能釋放后,硅片預計降價15-20%;

      • PERC電池片總供給不足以覆蓋下游全部需求,且單晶硅片與PERC電池片供需地位反轉,故PERC電池片價格可能修復,即使價格不上漲也大概率不會100%傳導硅片價格降幅;

      • 頭部產能2020年PERC電池片量產平均效率預計站上22.5%,較2019年提高約0.6pct,進一步攤薄硅片及非硅成本;

      • 假設高品質PERC電池片2020年價格0.85-0.95元/W,二線產能價差0.05元/W左右,預計頭部產能毛利率20-25%,而二線技改產能毛利率僅5-10%。

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      • 2.4 硅料:新增供給有限并迎來單晶硅片投產高峰,高質量單晶料供需維持緊平衡

        根據多晶硅企業最新產能動態統計,預計2020年國內多晶硅總產量達到50萬噸。4Q19行業平均單晶料占比已提升至65%,假設2020年進一步提升至70%左右,則全年單晶料產量約35萬噸,與2019H2年化27.2萬噸產量相比,單晶料供給增速達到26%左右。

        • 根據硅業分會統計,截止10月底暫未恢復正常生產的企業包括新特能源、國電晶陽和內蒙東立,預計11月份恢復正常運行。下半年新增產能:新疆大全4A項目于9月份投產,預計年底前達產7萬噸/年。截止8月底東方希望一期5萬噸/年已達產70%,預計年底可100%達產。預計2019年底國內多晶硅有效產能達到53.78萬噸/年,考慮企業正常檢修減產,預計2020年國內產量供給達到50萬噸左右。

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        • 考慮金剛線細化、硅片薄片化、轉化率提升導致的單W硅耗量下降,基于85%單晶需求占比、1.1容配比、140GW全球新增裝機需求的假設,預計2020年單晶料需求達到35萬噸,與2019H2年化需求量27.7萬噸相比,單晶料需求增速約29%。

        • 50-55um金剛線2018年已有小批量出貨,預計2020年成為主流,線徑細化將減少硅片切割損耗。電池雙面化后,背面全鋁覆蓋改為局部鋁柵格,薄片化難度降低,預計厚度160-170um的硅片將有部分出貨量,薄片化將減少單片硅耗。PERC電池片量產效率預計站上22.5%,較2019年提高0.6pct左右,進一步攤薄單瓦硅耗。

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        我們預計2020全年多晶硅致密料均價基本平穩,鑄錠料價格或有所下調。

        基于以上測算,單晶料的有效供給量與需求增速基本匹配。

        • 根據多晶硅供應商產能現金成本排序,2020年140GW新增裝機與合計約43萬噸多晶硅需求對應的邊際產能現金成本約6萬元/噸,該成本為菜花料與致密料綜合,考慮13%增值稅后對應平均售價約6.8萬元/噸。當前菜花料與致密料價格分別為5.9/7.4萬元/噸,考慮致密料65-70%占比,則加權平均價格約6.6-6.9萬元/噸,與2020年測算價格水平基本一致。

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          2.5 組件:與終端客戶走向“大對大”格局,壁壘升高,集中度加速提升,超額利潤有望逐步體現

          根據現有產能規劃和部分企業銷量指引,預計2020年組件市場集中度將明顯提升,CR7將由2018-2019年的50%左右提升至60%,CR10將由60%左右提升至68%。這種集中度的提升,最終有望逐步轉化為頭部企業的超額利潤空間。盡管2018年底全球光伏組件已建成產能就已達到190.4GW,但頭部組件供應商仍未停止擴產進程,預計組件及終端電站投資商將逐步走向“大對大”格局,看似產業鏈中生產難度最低的組件環節,其實其進入/發展壁壘正在持續升高,其原因主要是:

          • 組件為光伏制造產業鏈的終端產品,其應用場景是一個設計壽命20年以上、投資回收期可長達10年以上的公用事業屬性行業,決定了組件不同于上游的電池片及硅片等以成本為競爭核心,客戶對組件品質及企業質保能力也有較高要求,因此對企業持續經營能力(企業壽命)、財務穩健性要求提高,頭部組件供應商規模優勢與品牌溢價明顯。

          • 隨著平價實現,終端客戶中國有/大型能源集團占比提升,為保障產品一致性及供貨穩定性,傾向于選擇大型供貨商。2019年海外大型能源集團與頭部組件供應商簽訂大額訂單的趨勢愈加明顯,如隆基印度500-1200MW、晶科西班牙950MW、阿特斯北美1.8GW訂單。

          • 近年來組件環節新技術/微創新層出不窮,市場對組件企業的產品迭代能力提出較高的要求,這方面二三線企業處于明顯劣質。

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          投資建議:高景氣環節龍頭+受益技術路線變化/集中度提升的公司

          光伏產業在由補貼驅動逐步走向平價驅動的過程中,因補貼政策波動導致的行業周期屬性將有所減弱,但由于技術變化和產能周期造成的周期屬性仍然存在,而板塊公司股價在這一過程中,EPS的增長和兌現能力,或將逐步替代板塊估值波動,成為影響公司股價更重要的因素,因此對于2020年光伏板塊的投資,我們建議:優選高景氣環節龍頭和受益技術路線變化/集中度提升的優質公司,只有這樣的公司才能兌現更為確定的EPS增長。

          • 推薦:信義光能、福萊特(A/H)、隆基股份、通威股份、晶科能源。

          • 關注:福斯特、晶盛機電、大全新能源、中環股份、東方日升。

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          風險提示

          國際貿易環境惡化:除多晶硅外,中國光伏產業鏈各環節產能均顯著超過國內需求,出口收入在我國光伏制造企業總收入中的占比不斷提高。若海外國家出于貿易保護目的采取征收關稅等措施,將抬升我國光伏產品在海外市場的價格并降低競爭力,進而影響國內光伏制造企業產品銷量與利潤。

          需求增長不及預期:如果光伏技術進步及成本下降速度慢于預期,則可能影響平價上網實現的進程,從而導致全球新增裝機需求及產業鏈相關產品的需求增長不及預期。

          并網消納情況惡化:隨著光伏行業進入平價階段,電網消納能力或將取代成本成為光伏需求增長最重要的影響因素。若光伏并網消納情況惡化,則可能會影響光伏新增裝機規模。

       

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