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来源:公司公告,方正证券研究所整理
光伏行业是一个充满变化的行业,一方面是供给和需求的变化,另一方面是技术的变化。伴随这些变化,每个环节的盈利能力都处于波动之中。那么展望2020年,需求将会如何,产业链的利润分配比2019年会有哪些变化呢?此篇报告将试图回答。
我们认为2020年仍然是全球需求快速增长的一年,大国中:中国市场在2018年和19年连续下滑两年后将开始恢复性增长(见下一节),美国ITC抢装(后续会专门撰写报告对美国市场进行分析)也会进一步释放需求。同时,大力发展光伏的国家越来越多,市场会越来越分散、呈现多点开花的局面,中东地区的阿曼、阿联酋、沙特,以及非洲的尼日利亚、埃及、东南亚的柬埔寨、马来西亚等国,都有光伏需求放量的潜力。据IHS MarkIT 预计,到2020年底,将有超过43个国家的光伏达到GW级。
我们在此列出两家权威机构:BNEF和IHS对2020年全球光伏需求的预测:
IHS预测2020年全球光伏需求为142GW,相比2019年约增长15%。(悲观预期131GW,乐观预期156GW)
BNEF预测2020年全球光伏装机下限为121GW,相比2019年增长11%;上限为154GW,相比2019年增长15%。
1.2容配比上升进一步推升组件安装量
容配比是指直流侧的组件容量除以交流侧的逆变器容量。光伏系统的容量一般都是按照交流侧的逆变器容量来定义的,而从度电成本的角度考虑,容配比应大于一,即组件应超配,原因是:
(1)由于组件衰减、系统损耗等原因,如果容配比按照1:1配置,逆变器的功率就有一部分被浪费了,无法满载输出;
(2)即使考虑了衰减和损耗,还是会由于光照不足等问题导致交流侧容量闲置,因此应进一步提高组件容量,在增加的组件投入成本和系统发电收益之间取得平衡点,及“主动超配”。
图:逆变器输出效率和容配比关系
近期,容配比有上升的趋势,1.3左右的容配比变得非常常见,例如国家电投黄河水电的青海光伏基地项目,容量2.4GW,但实际采购了3GW的组件,容配比达到1.3到1.4,我们认为原因主要有二:
(1)最新版的《光伏电站设计规范(征求意见稿)》中,容配比上限从12年版设计规范的1大幅提高到了1.8,并且提出以交流侧容量计算电站规模,相当于对组件超配放开了限制。
(2)组件价格来到1.5元到1.8元每瓦后,光伏系统成本下降的速度有所减缓。往后看,金刚心啊切割、PERC电池、RCZ拉晶等能够大幅降低系统成本的革命性技术已经比较鲜见,制造商的盈利水平也已经压倒了比较低的水平,因此一些能够降低成本但幅度不大的方法也开始获得应用,例如电池密排技术、大硅片技术等。提高容配比和电池密排技术有些类似,是交流侧容量不变,增加直流侧组件安装量,以摊薄每块组件所对应的交流额成本。电池密排技术则是在组件封装成本不变的前提下,尽量多装一些电池,以摊薄每块电池所对应的组件封装成本。
2.国内市场将复苏
2.1国内市场连续下滑两年,2020年将恢复交大幅度增长
2017年为中国新增光伏装机容量的顶峰,达53GW;2018年出台5.31新政,新增装机下滑,但由于惯性的存在,下滑幅度不大,仍有45GW;2019年新增光伏装机容量则大幅度下跌,近26.8GW(中电联口径)。
2018年的下滑比较好理解,那么2019年的大幅下滑原因是什么呢?原因是2018年之前,无论地面电站还是分布式,都是采用标杆电价制,各省负责项目核准,超规划、未批先建比较普遍,补贴资金不足的问题越发严重。2019年,历史上第一次改为竞价+以收定支的模式,先由财政部出补贴总额,之后各省统一把项目和电价报到能源局,能源局按照补贴强度由低到高排序,直到将补贴总额用完为止。
由于电价和项目审批政策答辩,因此19年花在政策讨论上的时间比较长,给业主留出的申报、招标和建设时间就变得很短,报上来的项目土地、接网等手续也不完备,很多项目来不及在年底前宾王。这是2019年国内装机容量低于预期的主要原因。
2019年光伏行业国家政策主要有:
而2020年不会再出现这一情况,一方面政策层面和19年基本一致,有延续性,主管部门经验也比较充足,时间是会留出提前量。按照1月份发布的《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知(征求意见稿)》,今年4月30日前各省就要完成项目申报,相当于比2019年提前了两个月之多;另一方面,19年大量没有完成的项目会结转到2020年,我们预计规模可达15GW左右。
因此,一方面是2019年结转量交大,另一方面2020年项目实施时间比较充足,在年底前顺利并网的概率交大,因此2020年国内市场是连续下滑两年之后的复苏之年,我们预计安装量可达40-45GW,同比增长50%到70%。
彭博新能源BNEF对2019-2020年中国光伏新增装机量预测如下:
2.2 国内复苏弹性较大的标的:阳光电源
对于硅料、硅片、辅材、设备厂家,其客户为制造商,不直接面对终端需求,因此可简单认为其面对的是整个光伏行业的需求,国内和海外的比例也和整个光伏行业一致;只有组件、逆变器以及从事电站建设的厂家,才会直接面对终端,其需求才会带有区域性。
根据我们的分析,阳光电源的国内收入占比接近90%,无论是其逆变器销售业务还是电站建设业务,都会最大程度受益于国内市场的重启。从股价表现来看,从2018年5.31新政出台前夕到现在,所有光伏标的都是有上涨的,只有阳关电源抑制标的是下跌的,且跌幅接近30%,这是由于阳关电源主要依靠国内市场,19年海外光伏的放量对其业绩的拉动远没有其他标的那么的显著,而国内市场又连续两年下滑,因此其股价表现比较差。
但根据我们上述的分析,2020年国内市场将迎来重启,阳光电源有望受益,建议关注。
3. 光伏组件:价格企稳+集中度提升+技术代差拉开+消费品属性
3.1组件价格基本触底
现阶段我们较看好光伏组件环节的投资机会:
过去几年组件价格持续下跌,年化跌幅达到了15%左右,这意味着及时组件企业每年的出货量能够增长18%,从销售额上都是没有任何增长的。虽然组件价格下降意味着光伏行业相比于化石能源,竞争力不断上升,但从经营业绩上看,组件企业的收入增长远下雨出货量的增长,并不是理想的投资标的。
目前主流的单晶组件价格已经来到了1.7到1.8元每瓦,我们认为这一价格基本已经触底,短期不排除小幅回升,中长期还会下降,但年均降幅大概率只有5%左右甚至更低,不会再有年均15%的降幅,组件企业将开始真正收获收入的增长。
为什么我们认为组件价格跌幅将会去换呢?从一线企业晶澳科技披露的2016到2019年上半年的成本结构来看,每瓦成本共下降1.1元,其中硅片贡献近0.7元,超过60%;电池和组件非硅材料成本(银浆、玻璃、背板、边框等)贡献0.32元,占比不到30%,人工和制造费用基本没有贡献。
往后看,四类成本中人工和制造费用基本没有再下降的空间,非硅材料成本中,玻璃、银浆等材料成本比较刚醒,下降空间也比较小,过去四年硅片的快速下降主要是得益于金刚线切割、拉晶技术改进以及硅料价格的下降,这几项站在当前时点看未来的夏景空间也不是太大。单晶硅片已经连续一年多没有降价,也佐证了这一点。因此我们认为过去三年每年每瓦成本降低0.4元的历史不会重现,未来三年每年的成本下降可能只有0.1元左右,价格降幅也基本雷同,每年5%-6%。
从组件和电池的价差也可以看出,没钱组件和电池的价差还不到0.8元,也是过去三年最低的。单独看组件环节都是亏损的,这一现象不可持续,短期组件环节不排除会有涨价的情形。
3.2行业集中度有望进入快速提升的时期
长期以来,光伏组件都是一个极度分散的行业,市场集中度很低,行业龙头的市占率都只有10%左右。但我们认为行业集中度将出现明显的提升,原因是行业技术进步加速,进入寡头的时代,尾部企业无力跟随,产品竞争力流失只有被淘汰。
以2020年为例,隆基股份和晶科能源的组件出货目标均在20GW左右,假设行业总容量140GW,则只这两家的市占率就接近30%,前五名的合计市占率将超过50%。
随着集中度的提升,“剩”下来的组件企业在客户端的话语权或将有所增强,“价格战”也有望缓解。
3.3技术代差拉开,高功率更多来源于组件新技术的应用
在2016年以前,组件基本上是一个毫无技术附加值的环节,也不存在差异性,只是简单地将电池进行封装。但由于其前端电池和硅片环节的效率挖潜越来越困难,为了提高产品功率,越来越多的生产商将实现投向组件环节的新技术,这些技术包括双面/半片/叠瓦/TR叠焊/无缝焊接/多主栅/166或210大硅片等等。(大硅片虽然是硅片端的积水,但也需要组件端做出适配以保证可靠性)。
从结果是也可以看出,在2018年时,组件功率普遍还是300W出头,到了2019年,400W组件已经成为标准配置,进入2020年后,东方日升直接发布了使用210硅片的500GW高效组件。从去年年底国电投黄河水电青海2.4GW项目招标的结果也可以看出,不同厂商组件产品的功率差距已经拉开。
3.4光伏产业链中唯一带有消费品属性的产品
光伏组件是光伏产业链中唯一带有消费品属性的环节,在中国、亚太、欧洲、美国都有交大的户用市场,占比大致在10%左右。组件企业会通过经销商对客户进行产品销售,组件在C端可能会体现出更高的品牌溢价。
4. 供需格局边际向上的环节:硅料
4.1新增扩产告一段落
2017年硅料供不应求、价格维持高位,头部厂家的毛利率接近50%,进入暴利时代。
带来的结果是,多家厂商启动了史上最大规模的扩产,如新疆协鑫、通威、新特能源、新疆大全等,总的新增产能超过20万吨(实际产能一般会超出设计产能20%以上),而全球一年的硅料总需求也不过是40余万吨。硅料的建设周期普遍是一年半左右,因此这些新的产能集中在2019年进行释放。在当前时间点,2018年和2018年上半年启动的一批扩产基本释放完毕。展望未来一年半,除东方希望(其产出和质量还不太稳定)外,行业在供给端的冲击几乎为零。
4.2价格持续下行,OCI等高成本产能亏损严重将陆续推出
由于2018年5.31新政对需求端的负面影响以及2019年多个硅料新产能的释放,硅料价格自2018年6月以来就持续下行,当前单晶用料7万余元每吨、多晶用料不到5万元每吨的价格接近大多数业内企业的成本线,行业头部企业如大全新能源也仅有20%左右的毛利率,海外巨头如瓦克化学的多晶硅事业部的EBITDA率已经连续多个季度为负值。
海外的OCI本月宣布其韩国本土年产5万吨的工厂将停产,部分转向生产电子级多晶硅。国内方面,满负荷生产的硅料也从2018年5.31之前的20家减少到目前的10家左右。
4.3需求仍在增长、单晶用料有望出现结构性紧张
新增扩产告一段落,海外以及国内的落后产能相继停产,同时由于光伏需求的增长,硅料的产销料也一直在增长之中。
从上述数字看出,2018年和2017年相比,多晶硅的总产量(国内生产加上进口)是不变的,主要是由于全行业普及了金刚线切割,切片过程中的损耗大幅减少,单瓦硅耗快速下降。,2019年多晶硅总产量又重新恢复增长,从39.9万吨增长到48.7万吨,增幅超过20%,和全球装机量的增长接近,我们判断单瓦硅耗没有再继续下降。
总的来看,多晶硅的产量还是持续增长的,虽然2019年国内多晶硅产量增长超过30%,但海外硅料的进口量并没有减少,甚至还略有增加。需求的持续增长伴随供给端的出清,硅料的供需格局相比于19年将大幅好转,不排除价格上行的可能。
另外,据硅业分会的预计,2019年国内单晶用料产量20.5万吨,铸锭用料13.9万吨,单晶用料占比60%。
其中4解读单晶用料产量约6.0万吨,铸锭用料产量约4.0万吨,单晶用料占比也是60……,即全年和第四节度的单晶用料占比相同,我们认为这表明单晶用料比例继续提升的空间比较有限。而需求端,2020年的多晶占比可能会滑落到20%左右,单晶占比会提升到70-80%,因此单晶用料的供需格局将会更好。
因此我们看好全年的硅料价格表现。
5.投资建议
综上所述,2020年的光伏版块我们看好三条主线:
一、国内市场恢复增长,相关标的:阳光电源(关注)。
二、价格触底的组件环节,技术代差拉开、集中度提升并具备消费属性,相关标的:隆基股份(推荐)、东方日升(推荐)、晶澳科技(关注)、晶科能源(关注)。
三、供需格局边际改善的硅料环节,相关标的:通威股份(推荐)、大全新能源(关注)。
风险提示:
光伏新增装机量不达预期;晶硅技术路线被取代;更多国家对我国光伏产品发起贸易保护。
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