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。