6月28日，國家能源局公布的《擬納入2020年光伏發電國家競價補貼范圍項目名單》(下稱“《名單》”)顯示，2020年光伏競價補貼入圍項目共434個，總規模為25.97GW，同比增長14%。其中，普通光伏電站25.63GW，全額上網分布式項目0.34GW。

而在此之前，市場普遍預期國家補貼競價總規模為20GW。此次競價結果的下發，意味著國家補貼競價結果總規模遠超市場此前預期，補貼規模在擴大。同時，根據國家能源局的通知，2020年光伏競價項目和往年一樣，面臨時間的約束，所有項目都必須在2020年年底完成并網。這也意味著，2020年下半年國內光伏建設將會迎來新的需求增長旺季。

天風證券表示，根據中電聯數據，2020年1-5月，國內實現光伏裝機容量為6.15GW，同比略有下滑，但隨著競價項目將在6月30日前并網，以及根據全國新能源消納監測預警中心發布的2020年全國風電、光伏發電新增消納能力的公告，2020年全國光伏新增光伏消納能力48.45GW，整體消納空間較2019年30.11GW的實際并網數據提升約62%。

此外，從項目電價看，單個項目最低電價為0.2427元/千瓦時，比2019年的0.2795元/千瓦時降低0.0368元/千瓦時;加權平均電價為0.3720元/千瓦時，比2019年的0.4364元/千瓦時降低0.0644元/千瓦時，電價穩步降低。從電價降幅看，單個項目最大降幅為0.1573元/千瓦時，平均降幅為0.0785元/千瓦時，降幅處于0.06到0.08(含)元/千瓦時之間的項目裝機容量最多為11.24GW，占比43.28%。

雖然補貼在下降，但2020年光伏競價項目規模卻超過了2019年。

2019年，全國光伏競價補貼規模為22.5億元(不含戶用)，而2020年的補貼規模卻降至10億元。2020年單個項目最低補貼強度為0.0001元/千瓦時，加權平均度電補貼強度約為0.033元/千瓦時，相比2019年的0.065元/千瓦時降低0.032元/千瓦時，其中普通光伏電站及全額上網分布式項目平均度電補貼強度0.033元/千瓦時，相比2019年的0.0698元/千瓦時降低0.0368元/千瓦時，補貼退坡路線進一步明確。此外，入選名單只是獲得補貼資格，后續按期全容量建成并網才可享受全額補貼。

然而，2020年競價項目申報總規模達到33.51GW，遠超2019年的24.56GW，全年度競價項目規模提升至25.97GW，同比增長13.96%。

天風證券認為，這與2020年組件價格下降帶來的電站成本下降有關，在組件市場競爭進一步激烈的情況下，預計全面平價后需求仍然有保障。此次通知延續了2019年機制，保持競價規則不變，進一步釋放補貼退坡信號，推動市場向平價上網平穩過渡，光伏行業將持續穩定發展，利好頭部企業。

華創證券也表示，光伏行業在全球數十年的發展主要依賴于補貼政策的驅動，而隨著近幾年成本的快速下降，全面平價已是臨門一腳。當下光伏發電占比在全球電力結構占比約3%，預計隨著平價的到來，行業的快速成長有望迅速開啟，滲透率有望加速提升。且隨著光伏發電逐步擺脫補貼掣肘，行業現金流有望恢復正常，龍頭公司的估值中樞有望抬升。

政策定盤

2020年是光伏發電實施“競價機制”的第二年。2019年5月30日，國家能源局對外發布了《2019年光伏發電項目建設工作方案》，提出發揮市場在資源配置中的決定性作用，明確除光伏扶貧、戶用光伏外，其余需要國家補貼的光伏發電項目原則上均須采取招標等競爭性配置方式，通過項目業主申報、競爭排序方式優選確定國家補貼項目及標準。

2020年3月，國家能源局發布了《關于2020年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》(國能發新能〔2020〕17號)，啟動了2020年光伏發電國家補貼競價項目申報工作，明確2020年光伏發電建設管理的有關政策總體延續2019年機制，其中補貼競價項目(包括集中式光伏電站和工商業分布式光伏項目)按10億元補貼總額組織項目建設。

6月15日各省完成補貼競價項目申報工作后，按國家能源局要求，國家可再生能源信息管理中心依托光伏發電國家補貼競價信息系統，對申報項目進行了復核和競價排序。6月28日，國家能源局正式公布了2020年光伏發電項目國家補貼競價結果。

截至6月15日，全國共有22個省份和新疆生產建設兵團組織4168個項目申報光伏發電國家補貼競價，總裝機容量為33.51GW。從項目類型看，普通光伏電站346個，裝機容量29.07GW，占申報總容量比例為86.8%，分布式光伏項目3822個，裝機容量4.44GW，占申報總容量比例為13.2%。

從資源區看，I類資源區申報項目174個，裝機容量6.10GW，占申報總容量比例為18.2%;II類資源區申報項目182個，裝機容量3.88GW，占申報總容量比例為11.6%;III類資源區申報項目3812個，裝機容量23.53GW，占申報總容量比例為70.2%。

根據《名單》，2020年納入國家競價補貼范圍的項目覆蓋15個省份和新疆建設兵團，共434個項目，總裝機容量2596.7208萬千瓦，占申報總容量的77.5%。

從項目類型看，普通光伏電站項目295個、裝機容量25.63GW，占納入項目總容量比例為98.7%;全額上網工商業分布式光伏項目137個、裝機容量0.33GW，占納入項目總容量比例為1.3%;自發自用、余電上網分布式光伏項目2個、裝機容量0.008GW，占納入項目總容量比例為0.03%。

從資源區看，I類資源區項目46個，裝機容量5.43GW，占納入項目總容量比例為20.9%;II類資源區項目34個，裝機容量2.94GW，占納入項目總容量比例為11.3%;III類資源區項目354個，裝機容量17.60GW，占納入項目總容量比例為67.8%。

從項目電價看，單個項目最低電價為0.2427元/千瓦時(相比2019年的0.2795元/千瓦時降低0.0368元/千瓦時)，加權平均電價為0.3720元/千瓦時(相比2019年的0.4364元/千瓦時降低0.0644元/千瓦時)，其中普通光伏電站及全額上網分布式項目平均電價為0.3720元/千瓦時，自發自用、余電上網分布式項目平均電價為0.2895元/千瓦時。

從電價降幅看，單個項目最大降幅為0.1573元/千瓦時，平均降幅為0.0785元/千瓦時，其中普通光伏電站及全額上網分布式項目平均降幅0.0785元/千瓦時，自發自用、余電上網分布式項目平均降幅0.02元/千瓦時。

從補貼強度看，單個項目最低補貼強度為0.0001元/千瓦時，加權平均度電補貼強度約為0.033元/千瓦時(相比2019年的0.065元/千瓦時降低0.032元/千瓦時)，其中普通光伏電站及全額上網分布式項目平均度電補貼強度0.033元/千瓦時(相比2019年的0.0698元/千瓦時降低0.0368元/千瓦時)，自發自用、余電上網分布式項目平均度電補貼強度0.03元/千瓦時(相比2019年的0.0404元/千瓦時降低0.0104元/千瓦時)。

從電價降幅區間看，電價降幅大于0.1元/千瓦時的項目裝機容量為3.51GW;電價降幅在0.08到0.1(含)元/千瓦時之間的項目裝機容量為6.41GW;電價降幅在0.06到0.08(含)元/千瓦時之間的項目裝機容量為11.24GW;電價降幅在0.04到0.06(含)元/千瓦時之間的項目裝機容量為4.79GW;電價降幅在0.02(含)元/千瓦時以下的項目裝機容量為0.008GW。

國家能源局表示，此次納入國家補貼競價范圍的項目只是2020年全國光伏發電建設規模的一部分，加上2020年安排的戶用光伏項目、平價項目以及2019年結轉至2020年并網的競價項目等，2020年光伏發電建設投產規模是有保證的，能夠實現行業健康持續高質量發展。

東方證券表示，2019年，22.5億元的補貼(不含戶用)支撐了22.78GW的競價規模;2020年，僅10億元的補貼(不含戶用)則支撐了25.96GW的競價規模，再次證明多數地區光伏項目已擺脫了對補貼的依賴，國內將順利過渡至2021年的平價時代。同時，6月初可再生能源消納文件發布，消納責任主體明確后，并網側的阻力和消納天花板也將邊際改善。

東方證券同時表示，近期各大組件和輔材廠排產較滿，復蘇速度超預期;而第三方機構上調預測規模，以及二季度出口數據亦有所佐證。二季度產業鏈全面降價顯著提高了光伏電站的收益率，而大型電站裝機環境通常較為空曠，防疫壓力相對小，且組件到貨開工后存在盡快并網回籠資金的訴求，需求韌性好于預期?？紤]到歐美需求復蘇快于疫情拐點，以及國內競價規模，維持全球裝機120GW的判斷，下半年旺季啟動。

平價時代

根據財通證券的研報總結，光伏產業興起于歐洲，后發動力的，平價市場在全球。光伏行業發展至今，主要經歷了4個階段。

發展初期2004-2010年：新增裝機量年復合增速達81.0%，主要發展地在歐洲各國。光伏發電大規模產業化興起于2004年歐洲，以德國為首的歐洲各國推出政府補貼政策，推動光伏產業大規模商業化發展。

整理期2011-2013年：新增裝機量年復合增速達12.8%。歐債危機導致歐洲各國政府開始大幅降低光伏補貼，光伏投資收益率下行導致下游需求減少，早期行業上游快速擴張進一步加劇供需失衡。與此同時，美國、歐洲在2011年、2012年相繼對光伏產業發起“雙反”調查，致使光伏行業整體打擊慘重，2012年全球光伏新增裝機量首次下滑。

成長期2014-2018年：新增裝機量年復合增速達22.1%，主要發展地在。2012年，為應對美、歐“雙反”調查、加大光伏應用補貼力度，發布《太陽能發電發展十二五規劃》，并于2013年7月正式發布《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》，明確電價補貼標準和補貼年限。至此，接替主導光伏產業發展的接力棒，開啟光伏產業的第二輪快速成長期。

平價期2019-2025年：主要發展地在全球。伴隨光伏工藝技術的不斷進步和成本改善，光伏發電在很多國家已成為清潔、低碳、同時具備價格優勢的能源形式，光伏開始進入全面平價期，全球光伏市場有望將開啟新一輪穩健增長。

根據國際能源署(IEA)數據，2019年全球光伏新增裝機量114.9GW，同比增長6.23%，光伏累計裝機量達到627GW，同比增長22.44%。2019年雖然中國光伏新增裝機量再次同比下降，但是新增和累計光伏裝機容量仍繼續保持全球第一。

2019年，中國新增光伏并網裝機容量達到30.1GW，同比下降32.0%，其中分布式12.2GW，集中式17.9GW。截至2019年年底，累計光伏并網裝機量達到204.3GW，同比增長17.1%;全年光伏發電量2242.6億千瓦時，同比增長26.3%，占中國全年總發電量的3.1%，同比提高0.5PCT。

在累計裝機量方面，中國仍然處于全球領先地位。截至2019年度，中國累計裝機容量為204.8GW，同比增長17.23%，幾乎占全球光伏累計裝機容量的三分之一。

然而，裝機量的快速增加隨之而來也造成了補貼資金缺口的增加。

由于國內的光伏度電補貼由可再生能源附加基金進行支付，而可再生能源附加最新的收取標準主要基于2016年財政部發布的《關于提高可再生能源發展基金征收標準等有關問題的通知》，征收標準是1.9分/KWh，征收的范圍主要涵蓋除西藏自治區以外的全國范圍內，對各省、自治區、直轄市和除農業生產用電(含農業排灌用電)后的銷售電量征收，因此在不上調征收標準的情況下，可再生能源附加的增長基本和國內用電量增速掛鉤。而每年新增裝機的補貼周期長達20年，因此造成了補貼資金的缺口隨著新增裝機規模的增長而出現迅速的放大。

根據業內人士的測算，截至2018年底，全國可再生能源補貼缺口超過1400億元，其中光伏補貼拖欠超過600億元。

隨著補貼缺口的放大，2018年5月31日，國家發改委、財政部以及能源局聯合下發了《關于2018年光伏發電有關事項的通知》，文件要求暫停下發2018年普通光伏電站指標，各地在國家發文啟動普通地面電站之前不得安排需國家補貼的普通地面電站，對于分布式光伏電站安排了10GW規模予以支持。

華創證券表示，考慮到2018年5月底國內實際新增分布式項目已經基本接近10GW。因此，在當時的背景下，國內預期實際可以新增裝機的項目僅剩下2017年遺留的少量領跑者以及扶貧項目指標，由于當時光伏電站發展仍嚴重依賴于財政補貼，加上財政補貼缺口引發的指標暫停對于國內新增裝機預期的展望已處于極度悲觀，國內中期裝機預期幾乎“歸零”。

在需求沒有預期急劇惡化的背景下，產業鏈價格總是沿著能夠提供低成本的產能的曲線不斷下降。而“531”政策的出臺，導致行業對于國內需求下降陷入恐慌，而期間國內組件出口量不足以支撐起全球產能維持在一個比較高的產能利用率，因此，組件價格在2個月時間內產品價格迅速下調了24%左右。

2019年，中國光伏政策優先支持無補貼平價項目，并對需要國家補貼的項目采取競爭配置方式確定市場規模的管理方式，光伏行業價格繼續下降。2019年，單晶硅料、硅片、電池片和組件下降幅度分別為10%、0.3%、24.2%和19.1%，其中電池片、組件降價幅度較大;多晶硅料、硅片、電池片和組件下降幅度分別為31.9%、24.8%、30.7%和14.1%。

價格持續下降之下，投資成本下行帶動光伏平價范圍進一步擴大，光伏投資性價比突顯。

根據財通證券的研報，2019年，中國地面光伏系統的初始全投資成本為4.55元/W，較2018年下降0.37元/W，同比下降7.5%。其中，組件成本約占投資成本的38.5%，非技術成本約占17.6%(不包含融資成本)。未來隨著技術進步，組件將成為降低單瓦投資成本的重要一環，其占總投資成本比繼續下降，其他成本雖有下降趨勢但降幅不大。預計到2020年全投資成本可下降至4.3元/W。

西部證券研報顯示，根據IRENA的數據，2010-2019年全球光伏電站的加權平均總成本降幅高達79%;同時，全球光伏電站的光伏度電成本(LCOE，加權平均)從0.378美元/kWh下降至0.068美元/kWh，降幅達82%，在所有可再生能源發電中降幅最大。IRENA預測，到2030年全球光伏發電的LCOE將降至0.034-0.040美元/KWh。根據西部證券的測算，除中國外，主流光伏國家光伏發電LCOE成本都低于或接近該國其他能源發電成本，實現平價。

西部證券表示，隨著光伏發電系統成本持續下降，國內光伏發電距離平價已漸行漸近。2019年，國內光伏利用小時數1169小時，在當前組件價格下，西部證券測算出國內地面光伏和分布式光伏平均LCOE為0.447元/KWh、0.389元/KWh。截至2020年4月，中國城市居民用電價格為0.52元/KWh，比光伏度電成本高出15%以上，光伏發電已在用電端具備較強經濟性。從發電端來看，還有較多地區尚無法實現完全平價，預計隨著棄光率的下降及光伏系統成本的持續下降，光伏距離平價可期。

在全球領域，主要光伏市場度電成本遠低于用電價格，未來光伏發電占比將持續提升。

根據國際能源網數據，2017年德國光伏上網電價為0.0658歐元/KWh，約等于0.073美元/KWh，高于光伏度電成本;2017年后德國不再以指定價格收購光伏電力，而是采取競價補貼方式。美國、印度、日本也制定了光伏發電補貼政策。

此外，西部證券根據各國的用電價格水平，通過對比發現，美國光伏度電成本略高于美國工業電力零售價格，但是遠低于美國居民、商業、運輸電力零售價格，光伏發電具有一定經濟性;德國和日本光伏度電成本均遠低于其工業用電價格和家庭用電價格，印度光伏度電成本也遠低于家庭用電價格，表明在全球主要光伏市場中，光伏發電皆具備較好的經濟性。

西部證券認為，在光伏系統成本持續下降和各國對清潔能源需求不斷增強的背景下，光伏增長動能從政策補貼拉動轉換為經濟性驅動，未來幾年在能源結構中占比有望加速提升。

空間廣闊

開源證券表示，隨著度電成本的下降及平價時代的到來，長期來看全球光伏市場空間廣闊。

光伏作為可再生能源，其滲透率提高是大勢所趨。IEA預測，全球光伏發電在總發電量的占比將在2040年達到18.7%，而2018年全球范圍內光伏發電滲透率僅為2.2%，2019年中國光伏發電滲透率提升至3.1%，光伏發電的市場空間廣闊。

預計光伏累計裝機量未來20年有十倍增長空間。根據IEA在可持續發展假設中的預測，到2040年，全球光伏累計裝機量預計達到7200GW(年均光照1100h)，而2019年全球光伏累計裝機量達到710GW，累計裝機量在未來將擴大至目前裝機量的十倍。同時根據Solar Power Europe的預測，到2023年全球新增光伏裝機容量有望達到250GW以上。

同時，開源證券認為，隨著國家政策的扶持和光伏行業本身經濟性的顯現，中國光伏的滲透率將持續提升。

根據《2050年光伏發展展望》預測，隨著光伏成本的快速下降，新增裝機規模將快速增長，同時憑借成熟的商業模式和很強競爭力的成本，分布式光伏將成為光伏發展的主要模式。預計到2050年光伏發電總裝機規模達到5000GW，占全國總裝機的59%。

開源證券預計，中國年新增光伏裝機容量有十倍增長空間。中國發電量從2010年的42277億千瓦增長到2019年的73253億千瓦，年化增速為6.3%。假設未來中國發電量增速為5%，光伏發電量滲透率到2050年分別提升至30%、35%和40%，年利用小時數為1100小時，開源證券測算出未來30年內每年新增的光伏裝機量情況。在三種情況下，到2050年，新增裝機量分別有望達到286GW、338GW、389GW。

就2020年國內需求而言，根據《名單》，2020年光伏競價項目為25.97GW，同比增長13.96%。開源證券判斷，假設60%-70%在2020年落地，則光伏競價裝機規模實現約18.2GW-20.8GW。同時，6月18日，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于做好2020年能源安全保障工作的指導意見》，其中提到將推動光伏發電裝機2020年達到2.4億千瓦左右，即2020年新增光伏裝機量35.7GW。

天風證券研報顯示，根據智匯光伏匯總的各省2020年競價項目的申報數據，截至6月15日，共收到22個省(區、市)和新疆建設兵團申報的光伏發電國家補貼競價項目4168個，累計裝機容量約33.51GW;另外在2020年有10省公開了37.32GW的平價上網項目申報名單，扣除存量轉平價項目及2021年以后開工的項目，預期約有15.29GW的平價項目將在2020年開工?？紤]到2019年的結轉的競價項目、特高壓配套項目、領跑者項目、加上有補貼的戶用項目，預期2020年國內光伏的裝機將超過40GW是有保障的。

海外需求方面，2020年5月，中國光伏組件出口量為5.97GW，同比下滑0.9%，環比增長9.4%;2020年1-5月組件出口累計達到26.2GW，同比僅略微下滑0.2%，表明海外需求在疫情影響下依然保持旺盛。

開源證券認為，光伏裝機規模超預期的核心邏輯在于，終端價格下降帶來光伏投資收益率的上升，根據開源證券的測算，假設2019年光伏電站投資單價為4.6元/W，則每降低0.1元/W，則可帶來約0.5個PCT收益率的提升。雖然1-5月光伏組件出口同比持平，但疫情短期依然抑制了海外裝機需求，后續隨著疫情影響消除，同時大組件等新產品逐步上市，將繼續帶動海外需求。

根據開源證券的判斷，全球光伏市場在2020年三季度或迎來行業拐點。

從國內來看，二季度受益“630”搶裝，裝機規模得到支撐，而從下半年開始，2020年新增競價項目、平價項目將逐步貢獻增量，三季度雖然或有部分“630”搶裝后的“真空”期，但考慮到2019年的低基數(4.6GW)，同比增速或有較好的表觀數據。

從海外看，隨著海外疫情得到逐步控制，復工復產順利推進，預計海外需將在四季度迎來需求高峰。目前，以歐洲為首的光伏傳統市場(多為發達國家)疫情已經逐步控制，三季度末需求有望開始全面恢復。而2021年開始，在2020年受疫情影響較大的市場(印度，南美等新興市場)將恢復增長趨勢，成為新的增長點，全球光伏市場有望重新回歸快速增長軌道。

天風證券也表示，根據PV-Tech不完全統計，2020年5月以來，全球海外市場已公布的光伏招標項目量已經達到8297.03MW，另外，招標結束待建光伏項目約8763MW，已知對外公布的光伏項目投資規劃超17GW。從近期公布招標計劃的地區與國家來看，以亞洲、歐洲地區為主，主要代表國家包括印度、馬來西亞、緬甸、土耳其、葡萄牙、法國、希臘、克羅地亞等，招標規模均較大，400MW-1000MW不等，整體看，預期下半年光伏組件出口將保持在較高水平。

產業重塑

光伏產業鏈包括硅料、鑄錠、切片、電池片、電池組件、應用系統6個環節。上游為硅料、硅片環節;中游為電池片、電池組件環節;下游為應用系統環節。

根據華創證券對2018年“531”事件的復盤研究，光伏行業每一輪需求端的恐慌，確實會引起產業鏈價格的調整以及行業內所有公司盈利能力的下滑，但下滑以后，就是行業的出清，中小企業由于現金流的相對脆弱且研發能力相對缺失，隨著行業的調整或將陷入永久性的退出。而龍頭公司往往在產業鏈價格調整，刺激出新的需求以后，搶占到更高的市場份額，且由于龍頭公司的研發實力成本端持續下行，毛利率隨著價格的穩定有望進入一輪修復通道，隨之而來的是盈利能力再上新臺階。

在上游的硅料環節，開源證券判斷隨著供給端逐步出清，價格有望企穩回升。

根據CPIA數據，2019年中國多晶硅產量34.2萬噸，同比增長32.0%，預計2020年多晶硅產能達到39萬噸，同比僅增長14%，增速進一步放緩。同時受價格下滑及虧損影響，韓國OCI和德國瓦克逐步退出多晶硅市場。

硅料價格探底，下半年價格回升是大概率事件。5-6月，前5家頭部企業陸續提出檢修計劃，硅料供應量減少。截至5月底，在“630”搶裝+一線大廠集中檢修的背景下，硅料價格結束多周以來的連續下跌。開源證券認為隨著四季度需求完全復蘇，硅料價格出現上漲是大概率事件。

財通證券也判斷，光伏發電終端需求的增長將帶動上游價格深蹲起跳，硅料行業有望否極泰來。

根據財通證券測算，2020年全球光伏裝機量在130GW規模，單晶硅占比在75%，對應硅料總需求在45.2萬噸左右，預計國內產量需求在40萬噸，進口需求10萬噸。

產能方面，當前行業前5家企業格局基本穩定。相較2019年產能釋放不斷，2020年多晶硅新增產能較少，全球新增產能僅為6萬噸，加上國內外高成本產能不斷退出，預期2020年全球產能約52.5萬噸，與2019年基本持平。

價格方面，上半年受疫情及韓國OCI產能退出影響，硅料價格止跌企穩;下半年受下游單晶硅片擴建產能釋放，單晶需求提升帶動致密級硅料階段性供應緊張，推動硅料價格再次上行。

綜合來看，財通證券認為，多晶硅行業經歷2019年產業低谷，有望在2020年否極泰來。

天風證券表示，考慮到四季度全球光伏需求或將超過40GW，遠遠超過一季度，但四季度硅料的供應相對于一季度并沒有實質性的增長，四季度多晶硅的成交價格將好于一季度，假如致密料的價格回到7萬/噸，頭部多晶硅料企業的毛利率將回升至30%以上，因此，當前節點是布局硅料企業的時機。

在硅片環節，一方面，單晶硅的替代趨勢一往無前，大尺寸化是大勢所趨;另一方面，單晶硅片價格仍有下調空間。

中國光伏協會數據顯示，2019年國內單晶硅片份額已達到65%，較2018年的45%提升20個PCT，遠超年初預期。全球方面，2019年全球單晶市場份額占比為62%左右，預計到2021年將進一步提升至85%以上。

當前，單晶硅片環節呈雙寡頭壟斷格局，2018年隆基和中環單晶硅片分別出貨34.8億片和29.2億片，合計約占全國單晶硅片總產量的70%，行業市場高度集中。從產能角度來看，2019年隆基(45GW)和中環(32GW)約占中國單晶硅片63%產能。根據產能規劃，預計到2020年，隆基和中環產能規劃將分別達到65GW和45GW。

財通證券預測，伴隨單晶硅片新一輪擴產周期開啟，單晶硅片產能加速釋放，2020年，單晶硅片名義產能將繼續提升至150GW以上，疊加2019年擴產產能逐步釋放，單晶硅片供需格局有望轉變，行業洗牌將至。

天風證券表示，單晶硅片在過去一年是產業鏈毛利率最為豐厚的環節，產能持續擴張，2020年以來，單晶硅片企業的擴產仍然在延續，除隆基、中環外，其他企業也將進行單晶硅片的擴產，單晶硅片的供應緊張局面緩解。2020年以來，單晶硅片價格多次調降，但按照當前價格體系測算，頭部企業硅片毛利率在30%左右，仍然好于產業鏈其他環節，但如果后期硅料漲價，則單晶硅片毛利率將進一步下降，考慮到下半年行業單晶擴產產能陸續釋放，單晶硅片價格預期下半年還有調降空間。

同時，硅片尺寸增大趨勢不可逆轉——通過直接增大硅片面積，放大組件尺寸，能夠攤薄各環節加工成本，最終降低光伏發電的LCOE。近年來，硅片尺寸向越來越大的方向發展，短短兩年時間，主流尺寸就從156mm到166mm，從166mm到180mm，從180mm到188mm，再到如今的210mm，硅片企業競相追逐著尺寸主導權。目前，一體化程度高、硅片產能多的企業選擇了與現有硅片產能兼容性更好的18Xmm硅片尺寸，硅片產能較少的組件龍頭選擇更大的210mm硅片尺寸。

電池是光伏產業鏈技術發展最快的環節，目前，單晶PERC電池已成主流，大尺寸電池將帶來超額利潤。

根據CPIA的數據，2019年，規?；a的單晶PERC電池效率為22.3%，已經顯著拉開同普通多晶電池的效率差，而大尺寸硅片、雙面、半片、MBB、高密度封裝等上下游技術，通過與PERC技術集成，進一步提升了PERC技術的競爭力，PERC電池的性價比持續提升。

2019年，PERC電池名義產能已經超過130GW，2020年電池產能還將持續擴張，產能擴張使得PERC電池同2019年同期相比，盈利能力大幅下降，頭部企業的PERC電池毛利率一度跌至個位數，但隨著上游單晶硅片價格的持續下降，頭部企業的單晶PERC的盈利能力已經有所回升。根據測算，在當前的價格體系下，基于M6規格的電池毛利率要好于基于G1尺寸的，天風證券認為，電池廠商有足夠的動力切換至大尺寸的規格進行生產，預計下半年166尺寸的電池占比將進一步提升。

開源證券判斷，2019年，國內電池片產能為108.6GW，同比增長27.8%，預計2020年產能增速有所回落，供給端改善。近期受益搶裝以及大尺寸電池受到追捧，大尺寸電池片供應偏緊，價格有所恢復，電池片廠商盈利有望持續好轉。

2020年5月29日，工信部發布《光伏制造行業規范條件(2020年本)》(征求意見稿)，提出了光伏產業最新的準入門檻，其中包括產品的轉換效率、投資預算、產能利用率等標準。其中對于擴產單晶電池片的效率要求達到23%以上，相對于PERC電池技術路線而言，異質結技術及Topcon技術更容易滿足制造行業規范的要求，異質結技術及Topcon或將迎來發展良機。

光伏電池的核心部件為半導體PN結，異質結則是指由兩種不同半導體材料制成的PN結。相較當前行業主流的PERC電池，異質結電池具有高轉換效率、無光衰、雙面發電、溫度特性好等優勢，有望成為下一代主流高效光伏電池技術。由于異質結開路電壓高的特性，理論轉換效率可達27%以上。此外，異質結電池衰減率顯著低于PERC電池，低溫度系數和高雙面率亦可有效提升其發電效率。

財通證券表示，目前全球實現異質結電池量產的企業已有20余家，實際投運產能約4GW，規劃產能超30GW。自2019年下半年以來，國內異質結電池產能投資呈明顯加速態勢，隨著設備端與原材料國產化帶來的成本下行，異質結電池投資經濟性逐步顯現。隨著規劃產能逐步投放，2020年有望迎來異質結產業化元年，帶來新一輪光伏投資熱潮。

在光伏電池組件環節，行業集中度不高，頭部市場競爭激烈。

組件作為光伏產業鏈最后一環，主要任務是完成光伏發電單元的封裝及銷售給終端客戶，實現光伏產品利潤的最終兌現。2019年，全球光伏組件出貨量約120GW，行業CR5和CR10分別為43.1%和66.9%，與2018年基本持平。由于組件環節技術壁壘較弱，產品同質化較強，行業集中度不高，排名前十的組件廠商出貨量也較為接近，市場競爭激烈。未來，預計組件行業集中度將會繼續呈緩慢提升趨勢。

財通證券表示，從光伏整體產業鏈價值分配來看，利潤主要集中于行業中上游，組件端盈利能力勢微。目前單一組件環節難以實現盈利，組件廠商多向上游一體化布局產業。2019年下半年，組件價格跟隨電池片價格走弱，全年單多晶組件價格下降幅度分別為19.1%和14.1%。

2019年以來，受光伏全球平價需求爆發影響，光伏市場持續火熱，各大組件廠商紛紛布局產能擴張。由于單一組件生產環節難以獲取利潤，組件廠商多采取金字塔型向上布局全產業鏈。通過全產業鏈布局的方式，企業一方面可以參與光伏技術的研發進程，提高技術敏感性和市場先鋒優勢;另一方面，保證上下游原材料之間供應順暢，獲取多環節利潤。

由于組件使用期一般為20-30年，電站投資周期測算一般在15年以上，因而對于組件企業的經營壽命需要有更多的考量。并且，海內外大型的能源機構更傾向于綁定大型供應商簽訂訂單，以保證產品的質量和后續服務。因而，終端客戶在選擇組件時更看重組件廠商的品牌，相應的具備優質品牌的組件廠商有望獲得較高的產品溢價與客戶青睞。

開源證券也認為，隨著行業技術進步的加快以及市場競爭的加劇，光伏行業“馬太效應”明顯，市場格局持續分化。同時隨著光伏產業的快速發展和全球化程度不斷加深，品牌影響力、美譽度對于企業發展的重要性不斷提升，同時隨著分布式光伏興起，消費屬性愈加突出。未來龍頭有望通過品牌優勢進一步擴大市場占有率。

膠膜、玻璃與逆變器由于競爭格局較好，在光伏產業鏈中景氣度較高。

膠膜對于抗PID能力要求較高，龍頭公司在這一環節上技術領先。同時受益設備自產、規模優勢以及生產工藝改良，成本優勢顯著。行業毛利率控制在20%左右，有助于龍頭公司維護其市場地位。

從光伏玻璃生產技術難度大+初始投資成本較高+客戶粘性較高，導致行業技術壁壘較高，國內信義光能+福萊特雙寡頭格局十分穩定，合計產能占比在50%左右，考慮到2020年擴產也主要集中在兩大龍頭，該占比到2020年年底有望上升至60%。

從技術發展趨勢看，雙玻市占率有望持續提升，拓寬光伏玻璃行業空間。與單面組件相比，在不同背面反射條件下，雙面組件可以實現8%-30%的發電量增益，未來將會帶動雙面組件對傳統組件的替代效應，市占率將會持續提升。

逆變器則受益于光伏發電新增及更換需求放量。雖然受疫情影響，HISMarkit將2020年全球光伏新增裝機量下調至100GW-120GW，同比下降16%。但天風證券預期2020年國內光伏的新增裝機將超過40GW。

隨著逆變器技術的發展，為了最大程度地提高產量，簡化運維和維護，并降低能源的平均成本，新的逆變器類型已經開始替代老一代的逆變器。根據IHS的估算，隨著全球各地太陽能發電的裝機容量大幅上升和原有光伏發電設備的老化，整個光伏市場上對更換逆變器的需要正在持續增長，2020年增長近40%，達到8.7GW。