光伏行业深度报告：一体化抢占先机 专业化创新破局

（三）迈向平价新时代，竞争格局或再次重塑

1.发电侧大范围平价要求组件价格再有20%降幅

根据国家能源局《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，随着光伏发电技术进步，“十四五”初期光伏发电将逐步全面实现平价。

平价上网分为用户侧和发电侧平价。用户侧平价指与用户从电网适用的电价同价，其中包含输配电成本。发电侧平价指与火电上网电价平价，不含输配电成本。

按照用户侧电价水平，全国近80%区域的分布式光伏电站IRR大于7%。假设光伏系统成本3.78元/W/年，系统效率83%，首年光衰2%，后线性衰减0.65%，运营费用为0.046元/W/年，项目自有资金比例30%，结合对全国不同地区光照资源的统计数据，计算得到40个光伏区域的项目内部收益率水平。

在大工业配电价格下，西藏各地区、北部地区北京和天津以及南部地区海南共14个地区的光伏电站项目IRR超过10%，最高的西藏阿里地区项目收益率超过25%。冀南、河南、辽宁等17个地区项目收益率7%以上。40个区域中，31个可以满足用户侧平价上网条件，占比77.5%。可见，若电力市场化改革持续推进，分布式光伏将有望为行业装机贡献显著增量。

一般工商业用电电价高于大工业，此价格下，38个区域项目IRR高于10%，占比95%；除重庆外，其他地区IRR全部高于7%，可见光伏电站用户侧的平价上网已经基本实现，并且项目可以获得可观的投资收益。

若要全国大部分地区实现发电侧平价，光伏系统成本需降至3.1元/W，对应组件价格为1.24元/W。

当收益率水平高于7%-8%的临界值时，平价上网项目将摆脱对补贴的依赖，在经济性上具有与火电同样的竞争力，激发光伏新增装机需求，光伏地面电站项目规模有望实现快速增长。

目前光伏系统成本约3.78元/W/年，全国13%的地区发电侧电价地面电站实现平价，约占新增装机规模的5%。在不考虑地方补贴、绿证出售等收益情形下，若假设系统效率83%，首年光衰2%，后每年线性衰减0.65%，运营费用为0.046元/W/年，结合对全国不同地区光照资源的统计数据，我们测算得到，当光伏系统成本下降到3.1元/W时，全国超过50%地区的发电侧电价光伏项目可实现7%以上的IRR，按2019年各地区新增装机占比情况，对应光伏新增装机量55%的发电侧项目平价；当系统成本降至2.80元/W时，IRR大于7%的地区占比84%，新增装机量占比将超过80%。

光伏系统成本由组件、逆变器、支架、施工及建设等成本构成，其中组件占比最高，目前约41%。技术进步、原料降价等因素推动组件具有更大的成本下降速度和下降空间。假设组件占系统成本比例由2020年的41%降至40%，如要平价装机实现放量，新增装机量平价比例分别达到34%、55%和80%，则组件价格需要分别到1.38元/W、1.24元/W和1.12元/W，相比现在1.55元/W的基础上分别下降11%、20%和28%。

2.产业链持续降价压力将使行业竞争格局重塑

展望平价上网实现，政策对光伏行业影响弱化，“技术+资本”成影响光伏产业链盈利构成的关键要素。平价上网后，政策对行业影响越加淡化，光伏产业链盈利构成要素将从“政策+资本+技术”转变为“资本+技术”；同时由于技术迭代通常伴随新的资本投入增加，且技术迭代降本对终端售价绝对金额的边际影响大幅减弱；因此在政策补贴完全退出后，产业链各环节回报占比将逐步趋近于资本投入占比，光伏行业迈向平价后，行业竞争格局将再次重塑。

1）组件行业加速淘汰落后产能，市场份额向龙头集中。经过我们测算，2020年6月底独立的光伏组件环节毛利率已经低于5%，组件环节毛利占比已由2019年的42%下降至目前的18%，是2015年以来的最低水平，但若要满足全国55%的新增装机实现平价上网，组件价格仍需下降20%至1.24元/W；因此我们认为这将导致组件环节独立第三方企业及落后产能因亏损而退出市场，组件环节市场份额加速向龙头集中。

2）组件企业加速向上游延伸以应对终端环节的降价压力。2020年6月底，硅片和电池片环节先进产能的毛利率分别为22.7%和14.6%，相对组件环节具有更高的盈利水平，组件企业通过向上游领域延伸，将电池及硅片环节的盈利留存在体内，从而对终端产品降价具有更高的容忍度。

3）平价上网过程中，硅片环节将分摊更大的降价压力。2020年6月底，光伏硅料、硅片、电池片、组件的毛利润占比分别为9%、34%、39%、18%；2015-2019年光伏各环节固定资产投资占比基本稳定，以2019年的占比28%、20%、36%、16%计算，各环节超额盈利占比分别为-19%、14%、3%、2%。假设平价上网后仍各环节固定资产投资比例保持不变，则各环节的毛利润分配也将向这一比例趋同。硅片环节20%的投资对应目前34%的毛利分配，硅料环节则以28%的固定资产投资对应目前9%的毛利分配，因此在行业走向平价过程中，硅片环节将承担更大的降价压力，硅料环节降价压力则最小，利润分配占比有望迎来修复。

3.迈向平价上网，硅料、电池盈利占比有望提升

降本增效持续推进，电池、组件环节技术升级带动固定资产投资增加。经过多年发展与演进，硅料、硅片的生产技术已趋于稳定，设备及产线投资强度呈缓慢下降趋势。电池、组件环节技术变革潜力大，未来固定资产投资占比或将提升。2019年PERC电池技术市占率已经超过65%，预计2020年占比将继续提升，PERC市场渗透率的大幅提升使得这种新技术的超额受益逐渐减少，行业积极探索Topcon、HJT及IBC技术等以获得领先市场的超额受益。HJT、Topcon等N型电池初始设备投资相比现在的PERC产线更高，例如目前单位GW的PERC产线设备投资约1.7亿元，HJT约5-6亿元，全新Topcon产线约2亿元，老产线升级改造成Topcon需要新增设备投资额约3000-4000万。因此，新型电池技术的推广和应用将提升电池环节的设备投资占比。组件环节，普通组件设备投资约0.7亿元/GW，半片封装工艺成本在此基础上增加4000-5000万，叠瓦组件设备投资约2亿元/GW，根据CPIA预测，叠瓦和半片市场渗透率不断提升，2021年将超越全片技术成为主流组件封装工艺，由此，带动组件环节的投资增加。