2020年光伏行业投资策略：把握集中度提升和技术变化的确定性机会-第3页-北极星太阳能光伏网

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2产业链景气研判：各环节供需关系有变，整体景气向好

2.1 光伏玻璃：供需紧平衡，价格高位波动，集中度提升，全产业链最高景气度

基于2020年光伏装机量140GW，平均容配比1.1、双玻渗透率提升至28%（其中2.0mm双玻占比30%）的假设，则2020年光伏玻璃原片需求增速预计达到26%。

截至2019年10月底，国内超白压延玻璃在产基地26个，窑炉43个，生产线145条，日熔量在24430吨。2019年由于行情一路向上，冷修产线较少，另有少量已停产冷修较长时间的产线复产。根据各企业已宣布的扩产计划，考虑投产时间及产能爬坡，我们测算预计2020年光伏玻璃原片有效供给较2019年同比增加25-30%，与需求增速基本匹配。

2019年11月底，光伏玻璃环节继续因供需紧张展现敏感的价格弹性，在供给几无增加、需求边际回暖、天然气旺季涨价的多重因素推动下，部分企业计划12月产品价格再次上调1元/平米（幅度3.6%）。由于2020年光伏玻璃供需增速基本匹配，预计供需维持紧平衡，尽管阶段性的产能集中释放可能仍会对价格产生一定压力，但我们预计2020年光伏玻璃价格大概率维持26~29元/平米的高位波动。

除彩虹延安850t/d产线、安彩河南900t/d、亚玛顿凤阳650t/d、湖南巨强150t/d产线以外，2019年新投及2020年计划新投产线基本均来自信义与福莱特。2020年预计新增产能为信义4条1000t/d产线，福莱特2条1000t/d产线。2021年已公布的扩产计划主要包括福莱特凤阳2条1200t/d产线，新福兴北海2条1100t/d产线，彩虹咸阳三换一的850t/d产线，此外预计信义也将新增至少2条1000t/d以上产线。根据以上产能规划，并考虑未来每年约5%小产能退出，预计信义、福莱特两家龙头产能占比将由2019年50%左右提升至2021年的超过60%。

2.2 硅片：龙头全力扩产加速单晶全面替代多晶，价格降幅或小于市场预期

令人迷惑的“硅片合理价差”：单晶硅片环节中龙头的全力扩产以及新玩家的加入是2019年行业的一大热点，由此引发市场对2020年单晶硅片恐将发生剧烈价格下跌的担忧。我们认为，在多晶被全面淘汰之前，单晶硅片的定价核心永远是“硅片合理价差”这一令人迷惑的概念，经过严谨而尽量全面的供需分析和测算，对于单晶硅片的价格我们有如下判断结论：

1）2020年单晶硅片降价趋势确定；
2）考虑供给释放节奏，2020上半年的降价压力略小于下半年，全年价格降幅或小于；
3）若预期中产能全部如期释放，2020年底单晶供给量有望接近对需求的全覆盖，届时M2规格单晶硅片极限价格或跌至2.4元/片左右（含税，较当前价格低约20%）；
4）2021年单晶硅片价格形成机制将有所变化。

单多晶硅片“合理价差”的形成逻辑：光伏电站装机成本可分为三类：组件成本、面积相关BOS成本（如土地、支架、电缆等）、面积无关BOS成本（如逆变器、接网成本等）。由于单晶组件转化效率高于多晶，故相同装机规模所需单晶组件数量/电站面积小于多晶，进而可节省一部分面积相关成本，因此单晶组件在享有每瓦溢价的情况下，还能达到电站建设成本的持平。此外，由于温度系数、弱光效应、背面发电增益等差异，不同类型组件即使功率相同，每瓦发电能力也可能存在差距，因此若从度电成本角度考虑，单多晶组件合理价差还将扩大。而这一单多晶组件的“合理价差”将以类似的逻辑向硅片环节传导。

2019H1，单晶硅片市占率约60%，今明两年将加速提升：

1）当前多晶硅片价格（约1.7元/片）已接近企业现金成本。单晶硅片在大幅扩产中，新产能投放后价格将有所下调，价格降无可降的多晶硅片产能只能退出市场。
2）2019年由于PERC电池片大幅扩产，造成电池片环节的价格及利润率下降，使单晶产业链溢价向硅片环节集中，同时导致多晶电池片价格崩跌，令存量多晶电池产能转回生产单晶，加速多晶硅片退出。
3）未来随着双面组件渗透率提升及定价思维向度电成本切换，同等项目成本结构下，终端可接受的单多晶实际价差将继续扩大，极限情况下即使菜花料完全免费，多晶经济性也无法与单晶匹敌，致密料占比不会成为单晶市场份额提升至100%的限制因素（且单晶长晶可以在小幅牺牲生产效率的情况下使用菜花料）。

预计2020-2022年全球新增装机140GW、170GW、200GW，对应硅片需求约150-160GW、180-190GW、210-220GW，结合企业现有产能规划，预测单晶硅片有效产能可支撑的渗透率理论上将提升至91%、100%、100%。（实际不会达到100%，还有少量细分市场会采用薄膜组件）

按现有产能规划，2021-2022年单晶硅片产能几乎可满足全市场需求（完全替代多晶）。但随着明年单晶硅片价格下跌，利润率下降，抑制二线厂商扩产冲动、延缓已有扩产规划建设进度，或将缓解供需压力。

单晶硅片价格预测逻辑：在多晶硅片被完全替代或极少量剩余之前，单晶硅片的定价策略始终是多晶硅片价格+单多晶合理价差（这一价差随单多晶效率差变化、以及终端项目成本结构变化而动态变化），即单晶硅片的价格形成机制将以多晶硅片现金成本为“锚”。当多晶硅片基本退出市场后，单晶硅片的定价将由供需情况及边际单晶产能的现金成本决定，供过于求的情况下高成本产能将被逐步淘汰。

测算2020年内单晶硅片降价极限约2.4元/片，测算过程：

■假设单多晶组件每瓦同价，且生产单多晶电池组件具有同样的利润率，则单晶硅片将获得0.48元/片的价差：1）凭借高功率摊薄组件封装成本约0.09元/W，获得相应溢价；2）单晶硅片加工成电池后单片功率可达5.3W左右，多晶电池片仅4.6W，电池片按W数计价出售，故单晶硅片每片价值更高。

■基于单多晶组件“同价”的假设计算得到的“理论极限价格”几乎不可能达到，因为终端市场上单多晶组件功率不同将带来电站建设BOS成本差距，单晶组件会享有一定溢价。若考虑双面组件5%发电量增益，则为了取得同样的度电成本，单多晶组件价差会更大。

■情景分析：当单多晶组件价差为0、0.1、0.2元/W时，对应的单多晶硅片合理含税价差分别为0.48、0.92、1.37元/片。根据我们对多晶硅供需的测算（将在后续章节详述），预计菜花料价格将进一步下跌，届时多晶硅片价格（现金成本）或将从目前的约1.7元/片降至1.5元/片左右（对应铸锭用硅料价格约50元/kg），那么对应单晶硅片含税价为1.98、2.42、2.87元/片。

■由于单晶份额已达到60%以上，因此目前终端剩余的多晶项目应较为顽固，具体表现电站建设中面积相关BOS成本占比低，对高功率组件带来的系统端成本节省不敏感。基于对这类电站建设成本结构的分析，我们预计，单晶PERC组件与多晶组件的价差需要缩小至0.1元/W才能使其选择单晶组件。因此我们预测：2020年单多晶硅片价差将降至0.9元/片左右，即下表中0.1元/W单多晶组件价差所对应的极限硅片价差，对应单晶硅片含税价2.4元/片左右。

■补充说明：下表中关于单多晶硅片价差的测算与本章节第一张图表中所列的价差测算的分析角度与出发点不同。本章节第一张图表是为了测算普遍情况下单多晶硅片的“合理”（各环节保有合理利润）价差。而下表是为了预测单多晶份额争夺战进入尾声时，单晶为替代多晶而可能达到的硅片“极限”价差。也就是说，当单多晶组件价差达到极限的0.1元/W时，在绝大部分地区使用单晶组件的电站建设成本将低于多晶组件，某种程度上来说这是一种“非理性”的状态，因此这种“极限”状态未必会达到，即2020年的单晶硅片价格表现存在超预期可能。

原标题：【国金电新】2020年光伏行业投资策略：把握集中度提升和技术变化的确定性机会

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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