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

　　行业观点

　　基于对企业盈利增长确定性、行业成长空间、技术发展趋势、相对估值水平、目前市场预期位置等因素的综合判断，我们认为光伏板块仍然是2020年电新行业（甚至是全市场）中最值得关注、风险收益比最好的板块之一。

　　需求方面：国内政策大框架延续，预计2020年中国新增装机重回40-50GW高位，同比增长约50%，需求释放逐季抬升，配额制及强制绿证等政策的修订或出台将有助稳定2021年以后国内市场预期；叠加海外传统市场复苏、新兴市场启动的多点开花局面，预计2020年全球新增装机达140-150GW，同比增长20%以上。同时，近年来光伏电站“容配比”提升令组件需求的放大效应有所加强，2020年组件产业链相关产品总需求将超过160GW。

　　产业链景气整体向好，各环节供需关系及竞争格局存边际变化：

　　光伏玻璃：2020年供需增速匹配，预计价格维持高位波动，龙头企业受益双面双玻渗透、市占率提升、年化ASP/利润率扩张带来的量利齐升，高增长、高确定，同时关注跟踪二线企业扩产计划及实际进度。

　　单晶硅片：龙头全力扩张加速替代多晶，全年价格降幅或小于市场预期，我们详细分析单晶硅片价格形成机制和上下游供需变化，判断2020年底单晶硅片价格极限不低于2.4元/片（详见正文）。

　　PERC电池片：今年Q3价格暴跌致长尾产能释放趋缓，2020年供需动态将显著好于2019年，上游单晶硅片产能加速释放，叠加电池转化效率提升进一步摊薄非硅成本，头部产能毛利率有望重回20-25%水平。

　　硅料：2020年虽无新产能计划投产，但考虑存量产能爬坡/提升和单位硅耗下降后，高品质单晶用料供需紧平衡，多晶用料价格或继续下跌。

　　组件：迈向平价背景下，全球大型能源集团加大光伏电站投资令组件环节“大对大”格局逐渐显现，2020年集中度将加速提升，超额利润渐显现。

　　新技术：异质结电池及12寸硅片进入量产导入初期，预计2020年均不会对产业格局产生显著影响，持续跟踪产业链配套进展及终端市场接受度。

　　投资建议

　　光伏产业因补贴政策导致的周期波动将逐渐减弱，但因技术变化和产能周期造成的周期属性仍存，企业盈利的增长和兑现能力，或将逐步取代板块整体估值波动，成为影响公司股价更重要的因素，因此我们建议：优选高景气环节龙头和受益技术路线变化/集中度提升的优质公司，推荐：信义光能、隆基股份、福莱特（A/H）、通威股份、晶科能源。

　　投资建议

　　国际贸易环境恶化，需求增长不及预期，并网消纳情况恶化。

　　1国内政策展望乐观，海外需求多点开花，2020全球装机20%+增速

　　2019年因国内光伏政策及竞价项目指标发布晚、平价项目无明确截止日期等因素，导致国内前三季度累计新增装机仅16GW，同比下滑54%，预计全年新增装机25-30GW，大幅低于年初预期的40-45GW。然而去年531之后大幅下跌的组件价格在海外市场激发巨大的需求弹性，欧洲以及越南、南美等新兴市场2019年装机表现均超预期，令今年全球新增装机仍有望达到115GW左右。

　　预计2020年全球光伏新增装机达到140GW以上，中国将是最主要的增量贡献来源。展望2020年，国内大量未完成项目结转，约15-20GW可在明年并网，叠加30-35GW新增竞价及户用项目指标，预计全年有望新增并网40-50GW；美国ITC+201关税退坡+Safe Harbor，多因素推动2020年光伏需求增长至18-20GW；印度保障性关税逐年下调，投资商对高效产品接受度逐渐提升，2019年5月莫迪赢得大选，预计印度光伏建设将加快；欧洲MIP取消及光伏组件价格下跌后光伏已在较大范围内成为最便宜电力能源，短期减排压力和长期对传统能源的逐步替代将支撑欧洲市场增长；中东及南美等新兴市场储备项目充足，装机贡献将逐步提升。

　　全球主要国家将在2019-2027年陆续实现光伏发电侧平价及对存量火电电源的替代，进而推动全球光伏装机的新一轮快速增长。预计2025年起新增装机达到300-400GW/年。其中，中国占比有望接近40%；印、美仍是海外市场增长主要区域，贡献约30%增量；新兴市场增长潜力充足。

　　1.1 中国：政策延续及项目结转保2020高增，配额制等手段护航中长期需求

　　2020年国内光伏政策落地时间和力度展望乐观，并将由此带来国内需求能见度的提升和板块情绪的转暖。根据光伏行业协会消息，2020年国内光伏政策框架已定，与2019年政策相比无较大变化。我们认为，即使考虑2020年竞价项目同样给予缓冲期而不能在年内全部建成，明年中国新增装机达到40-50GW仍是大概率事件，同比2019年将有50%左右增长：

　　2020年仍将沿用集中式电站/工商业分布式竞价+户用切块固定补贴的模式，补贴规模预期分别为12.5亿+5亿，据此测算，竞价项目和户用规模有望分别达到20-25GW和7-8GW；

　　首批平价项目中考虑部分项目作废，预计5-8GW将在2020年并网；

　　需在2020年内建成的基地类和领跑者奖励指标项目约4-6GW，其中1.5GW领跑者奖励指标需在2019H1并网；

　　预计2019年竞价项目中5-7GW延期到2020H1并网；

　　其他平价、分布式等项目1-3GW。

　　竞价成为光伏新常态，促进成本下降与需求提升：2019年因政策机制变化较大导致政策落地时间较晚，且竞价项目申报时间仓促导致申报规模不足，使最终纳入补贴范围的项目对应的测算年度补贴需求仅17亿元，未能达到财政部给予的22.5亿元额度上限。基于2019年所有项目加权平均约0.075元/kWh的补贴规模，若22.5亿元补贴规模全数用完，则对应装机容量约30GW。竞价机制效果显著，预计将成为平价窗口期补贴分配及平价后项目获取的主要形式，进一步促进全社会用电成本的下降。

　　配额制落地，显示平价时期顶层依然坚定的扶持态度。2019年5月15日，国家发改委、能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，“配额制”体系最终落地，2019年试运行，2020年正式实施。2019年11月21日，水电总院等相关部门、机构、企业召开绿证交易机制国际研讨会，探讨后续政策设计，预计调整完善后的文件将于明年年初正式下发。随着2020年绿证“强制+自愿”双重认购市场开启，一方面消纳将得到保障，另一方面将释放新能源电力隐含价值、增加发电收益。

　　煤电市场化定价无碍风光发展大势，或加速我国能源转型：2019年10月21日，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，浮动范围-15%~+10%。暂不具备市场交易条件，或不参与市场交易的工商业用户、居民与农业用户仍按基准价执行。对此我们认为：

　　风光电源的固定成本属性决定其财务模型不支持全电量浮动电价，否则难以融资。预计后续会有政策手段保证项目收益的可预测性和吸引力（即至少确保一定比例电量的定量定价）。参考国际经验，未来平价项目大概率会以PPA的形式确定一个长期不变的固定电价。

　　新能源尤其是光伏的发电成本（即使加上储能）低于火电的大趋势不可逆转。当煤电因全面市场化而失去超额收益，而新能源仍有固定电价保障稳定收益预期的时候，电力集团建设风光电源的动力或增强。煤电市场化浮动定价或倒逼电力集团加速执行我国能源转型战略目标。

　　若火电降价趋势形成，而终端电价下降不做全额传导，则可再生能源附加费将有上调空间，或将令困扰行业多年的巨额补贴缺口问题得到根本性解决。

　　1.2海外：传统市场复苏，新兴市场启动，需求逐步迈入稳定可持续增长
　
　　光伏逐步平价+电力交易市场化机制为海外光伏市场增长提供持续推动力。2010~2018年间，受益于光伏组件与电站BOS等成本下降，全球主要国家集中式光伏电站建设成本下降了65%~85%，在许多国家已接近或实现发电侧平价。2019年光伏招标电价已普遍位于60美元/MWh以内，光照资源充足的印度、中东等国光伏竞标价甚至低于30美元/MWh。

　　容配比（超装比例）提高，实际组件需求放大：由于光伏电站存在系统效率这一参数，一般电站直流侧组件安装量会大于交流侧并网规模（即通常意义上讲的“装机规模”），同时为了在光照辐射水平的波动中实现尽可能多的上网电量，部分项目还会额外“超装”组件，组件功率与并网功率的比值称为电站的“容配比”。以往光伏电站容配比通常在1.05-1.1之间，近年来随着组件效率提升和占系统总成本比例的下降，容配比逐步提高，最高可达到1.4-1.5。容配比提高将使实际光伏组件产业链的产品需求显著高于统计或预测的装机量数值。

　　美国：ITC与201关税退坡为2022年前美国市场增长提供充足动力。2022年之前ITC将为美国光伏提供持续装机动力，同时“201关税”逐年下调带动组件成本与光伏LCOE下降，进而刺激装机需求增长，预计美国2020年光伏需求将迎来高增长。此外，ITC以“开工”为界，大量项目将于2019~2021年启动抢补贴，2020~2022年采购安装避关税。为锁定较高ITC，预计企业将提前采购占总投资额5%左右组件以达成美国国税局对“开工”的要求，因此实际组件需求或将高于新增装机需求。

　　截至2019上半年，美国光伏新增装机量4.8GW，已签购电协议的光伏电站项目高达38GW，其中在建项目8.7GW，这些项目都有并网时间要求，预计2020年组件订单已签署。预计2020年美国新增装机需求有望达到18-20GW。

　　2019年7月17日，SEIA致函美国国会，提议延期ITC政策以确保太阳能光伏行业持续发展，目前尚未有结论，若该提议被采纳，则会成为ITC政策的第四次延期，虽然可能令短期抢装动力有所减弱，但有利于美国需求的持续性释放。

　　美国国际贸易法院（CIT）11月12日宣布对美国贸易代表办公室（USTR）先前撤销双面组件201税率豁免优惠的决定实施临时限制令（Temporary restraining order; TRO），有效期至11月21日，并将参与美国国际贸易委员会于12月5日举办听证会。若双面组件201关税依然可以得到豁免，则将降低美国光伏成本并刺激装机需求，且具备双面电池+组件生产能力的东南亚产能将成为美国市场上最具竞争力的组件供应商。

　　印度：保障性关税退坡，政策环境改善，预计恢复增长。印度新能源和可再生能源部（MNRE）设定的2019-2020财年（2019年4月至2020年3月）光伏装机目标为8.5GW，为近4年最低水平。截止2019年10月印度新增光伏装机量仅3.4GW。原因在于：

　　保障性关税：由于印度及东南亚（马来西亚以外）的低成本光伏电池组件产能不足以满足印度需求，印度仍需从中国进口，故保障性关税显著提升了印度光伏装机成本并抑制装机需求；

　　2019年5月大选使印度未来的新能源政策走向出现不确定性，中央及地方层面多次取消或推迟大型光伏项目招标。

　　商品和服务税GST)存在歧义：光伏EPC对应税率5%或18%不明确；

　　土地征收及基础电网设施建设问题。

　　2019年5月莫迪赢得大选，预计印度太阳能公司（SECI）将加速光伏投标，并与州政府合作加快征地进程。保障性关税将于2020年2月下调至15%并于8月到期，因此预计明年上半年需求平淡，下半年需求将有所修复。印度规划到2022年底实现100GW太阳能装机，我们预计2019年底可达到35-40GW，2022年可达到70GW左右，比政府设定的100吉瓦目标低近30%，未来三年新增装机预计10-15GW/年。

　　中东地区：项目储备充沛，增长确定性强。截止2018年底，中东拥有太阳能（含光伏、光热、太阳能-燃气联合循环）发电装机量2.93GW。2019 年初，光伏项目储备达到12.29GW，预计未来2-3 年中东将成为全球光伏主要市场之一，2019~2020 年新增装机量2~4GW/年。

　　欧洲：已经平价且基本脱离补贴的欧洲市场是真正的成长性市场。没有补贴扰动叠加组件大幅降价，欧洲市场在沉积多年后再次出现高增长。我们预计欧洲光伏年新增装机需求将重回10GW以上，2019~2020年达到15~20GW的年新增装机规模。

　　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。

　　2.3 电池片：2020年供需动态边际变化显著好于2019年, 头部产能毛利率有望重返20%以上

　　由于单晶PERC电池片产能在2019年的集中释放，其产品价格从今年2月中旬以来一路下跌，但单晶硅片产能不足，使市场实际PERC电池片供应有限，上半年价格跌幅尚可控。下半年产能过剩加剧，叠加隆基、晶科等单晶硅片产能释放，7-8月PERC电池片价格加速下跌，叠加硅片价格坚挺，双重夹击下电池片进入龙头微利时代，预计业内部分扩产规划将被延缓。另一方面，PERC电池片虽未形成寡头，但头部产能与边际产能均已拉开明显差距，亏损状态下的边际产能（二线+技改）或有部分考虑退出：

　　头部产能品质溢价明显（主要因高转化效率+产品一致性高），2019年7-8月单晶PERC电池片价格上限与下限价差明显扩大；

　　高效率摊薄非硅成本，进一步扩大盈利能力差距，测算8-10月二线或技改产能已处于负毛利状态，与头部产能毛利率差距可达10pct以上。

　　2020年已公布的计划新增产能仅20GW左右，同时考虑非头部企业的扩产项目中20%延缓或取消，边际产能退出10-20GW，则2019-2020年PERC电池片年底产能预计分别达到120-130GW、140-150GW，2020年内有效供给预计达到130-140GW，可支撑市场份额提升至85-90%（考虑终端140GW需求及1.1容配比），单晶PERC电池片总有效供给不足以覆盖下游全部需求。此外，上一章中我们提到单晶硅片产能释放可支撑2020年市场份额提升至90%左右，高于单晶PERC电池片，即单晶硅片相对PERC电池片供给紧缺程度将大幅缓解甚至反转。

　　基于以上分析，我们认为2020年单晶PERC电池片盈利有复苏要求，预计头部产能毛利率回升至20%以上：

　　下游：当前价格水平下多晶产业链利润微薄，甚至接近亏损现金流。随着2020年单晶硅片降价及PERC电池效率进一步提升，多晶将继续丢失市场份额，单晶下游需求扩大，电池片供需格局改善。

　　上游：2020年大量单晶硅片新产能释放后，硅片预计降价15-20%；

　　PERC电池片总供给不足以覆盖下游全部需求，且单晶硅片与PERC电池片供需地位反转，故PERC电池片价格可能修复，即使价格不上涨也大概率不会100%传导硅片价格降幅；

　　头部产能2020年PERC电池片量产平均效率预计站上22.5%，较2019年提高约0.6pct，进一步摊薄硅片及非硅成本；

　　假设高品质PERC电池片2020年价格0.85-0.95元/W，二线产能价差0.05元/W左右，预计头部产能毛利率20-25%，而二线技改产能毛利率仅5-10%。

　　2.4 硅料：新增供给有限并迎来单晶硅片投产高峰，高质量单晶料供需维持紧平衡

　　根据多晶硅企业最新产能动态统计，预计2020年国内多晶硅总产量达到50万吨。4Q19行业平均单晶料占比已提升至65%，假设2020年进一步提升至70%左右，则全年单晶料产量约35万吨，与2019H2年化27.2万吨产量相比，单晶料供给增速达到26%左右。

　　根据硅业分会统计，截止10月底暂未恢复正常生产的企业包括新特能源、国电晶阳和内蒙东立，预计11月份恢复正常运行。下半年新增产能：新疆大全4A项目于9月份投产，预计年底前达产7万吨/年。截止8月底东方希望一期5万吨/年已达产70%，预计年底可100%达产。预计2019年底国内多晶硅有效产能达到53.78万吨/年，考虑企业正常检修减产，预计2020年国内产量供给达到50万吨左右。

　　考虑金刚线细化、硅片薄片化、转化率提升导致的单W硅耗量下降，基于85%单晶需求占比、1.1容配比、140GW全球新增装机需求的假设，预计2020年单晶料需求达到35万吨，与2019H2年化需求量27.7万吨相比，单晶料需求增速约29%。

　　50-55um金刚线2018年已有小批量出货，预计2020年成为主流，线径细化将减少硅片切割损耗。电池双面化后，背面全铝覆盖改为局部铝栅格，薄片化难度降低，预计厚度160-170um的硅片将有部分出货量，薄片化将减少单片硅耗。PERC电池片量产效率预计站上22.5%，较2019年提高0.6pct左右，进一步摊薄单瓦硅耗。

　　我们预计2020全年多晶硅致密料均价基本平稳，铸锭料价格或有所下调。

　　基于以上测算，单晶料的有效供给量与需求增速基本匹配。

　　根据多晶硅供应商产能现金成本排序，2020年140GW新增装机与合计约43万吨多晶硅需求对应的边际产能现金成本约6万元/吨，该成本为菜花料与致密料综合，考虑13%增值税后对应平均售价约6.8万元/吨。当前菜花料与致密料价格分别为5.9/7.4万元/吨，考虑致密料65-70%占比，则加权平均价格约6.6-6.9万元/吨，与2020年测算价格水平基本一致。

　　2.5 组件：与终端客户走向“大对大”格局，壁垒升高，集中度加速提升，超额利润有望逐步体现

　　根据现有产能规划和部分企业销量指引，预计2020年组件市场集中度将明显提升，CR7将由2018-2019年的50%左右提升至60%，CR10将由60%左右提升至68%。这种集中度的提升，最终有望逐步转化为头部企业的超额利润空间。尽管2018年底全球光伏组件已建成产能就已达到190.4GW，但头部组件供应商仍未停止扩产进程，预计组件及终端电站投资商将逐步走向“大对大”格局，看似产业链中生产难度最低的组件环节，其实其进入/发展壁垒正在持续升高，其原因主要是：

　　组件为光伏制造产业链的终端产品，其应用场景是一个设计寿命20年以上、投资回收期可长达10年以上的公用事业属性行业，决定了组件不同于上游的电池片及硅片等以成本为竞争核心，客户对组件品质及企业质保能力也有较高要求，因此对企业持续经营能力（企业寿命）、财务稳健性要求提高，头部组件供应商规模优势与品牌溢价明显。

　　随着平价实现，终端客户中国有/大型能源集团占比提升，为保障产品一致性及供货稳定性，倾向于选择大型供货商。2019年海外大型能源集团与头部组件供应商签订大额订单的趋势愈加明显，如隆基印度500-1200MW、晶科西班牙950MW、阿特斯北美1.8GW订单。

　　近年来组件环节新技术/微创新层出不穷，市场对组件企业的产品迭代能力提出较高的要求，这方面二三线企业处于明显劣质。

　　投资建议：高景气环节龙头+受益技术路线变化/集中度提升的公司

　　光伏产业在由补贴驱动逐步走向平价驱动的过程中，因补贴政策波动导致的行业周期属性将有所减弱，但由于技术变化和产能周期造成的周期属性仍然存在，而板块公司股价在这一过程中，EPS的增长和兑现能力，或将逐步替代板块估值波动，成为影响公司股价更重要的因素，因此对于2020年光伏板块的投资，我们建议：优选高景气环节龙头和受益技术路线变化/集中度提升的优质公司，只有这样的公司才能兑现更为确定的EPS增长。

　　推荐：信义光能、福莱特（A/H）、隆基股份、通威股份、晶科能源。

　　关注：福斯特、晶盛机电、大全新能源、中环股份、东方日升。

　　风险提示

　　国际贸易环境恶化：除多晶硅外，中国光伏产业链各环节产能均显著超过国内需求，出口收入在我国光伏制造企业总收入中的占比不断提高。若海外国家出于贸易保护目的采取征收关税等措施，将抬升我国光伏产品在海外市场的价格并降低竞争力，进而影响国内光伏制造企业产品销量与利润。

　　需求增长不及预期：如果光伏技术进步及成本下降速度慢于预期，则可能影响平价上网实现的进程，从而导致全球新增装机需求及产业链相关产品的需求增长不及预期。

　　并网消纳情况恶化：随着光伏行业进入平价阶段，电网消纳能力或将取代成本成为光伏需求增长最重要的影响因素。若光伏并网消纳情况恶化，则可能会影响光伏新增装机规模。