光伏：2019 年国内装机潮已在三季度尾逐步放量，并将加码 20 年需求，同时 20 年为国内最后一批新增光伏上补贴之年，国内市场或将迎来“终极抢装”。 全球视角下，全球 178 个国家已签订巴黎协定，将逐步加大对光伏发电需求， 预计全球光伏新增装机仍将保持高速增长。

2020 年光伏需求端增长迅速，产业链四条主线强逻辑待验证：A、2020 年国内 战场将逐步成为光伏行情主焦点，光伏行情更应关注国内市场弹性标的及拥有 个体标的；B、2019 至 2020 年，随着异质结及 PERC 等新技术导入，设备 厂商将率先受益于新产品订单释放，关注拥有多代电池片核心设备积累及研发 的相关标的。C、电池片环节预期已至低点，关注上游产能及技术产品超预期 释放带来的成长空间。D、“确权”文件下发及平价时代渐近，高现金流质量电 站运营资产占比提升显著，运营资产现金流质量受补贴影响将边际走弱，建议 关注国内优质运营商资产。

建议关注在传统领域有积累且具有增长潜力的公司，同时在新一轮高效电池扩 产潮下，建议关注拥有高弹性机会的设备供应商环节，以及解决存量补贴预期 下，估值有大幅上修预期的运营商环节。建议重点关注阳光电源、中环股份、 通威股份、捷佳伟创，建议关注太阳能、林洋能源。

光伏需求端：政策拐点出现，海外市场发力，行业景气度回调

国内：正处补贴时代向平价时代过渡期

平价、竞价政策相继落地，财政补贴对光伏行业引导正在弱化。靴子落地，基 本符合预期，此次风光建设政策光伏部分与 4 月 30 日征求意见稿基本一致，且 充分考虑企业对政策的反馈和声音，其中最大的变化在于2019年1月1日（含） 后并网项目均为新项目，均可参与 2019 年的补贴竞价，基本符合业内预期。 2019 光伏价格政策仍将采用报价修正排序，政策中强调不同资源区以及电站、 分布式不同修正值，使各地区各类项目的经济性和竞争力。对 22.5 亿竞价项目 做敏感性分析：除去户用、扶贫等，在每瓦补贴 4.5 分到 5.5 分之间，发电小 时数在 1200-1250 小时之间的假设下，2019 年 22.5 亿的竞价项目装机将保持 在 32.73-41.67GW 水平之间。

系统成本下降，非系统成本通过政策削减，国内光伏进一步加速平价。发电端 平价是光伏与其他形式电力之间的对比，其中煤电发电成本最低，所以光伏发 电端平价可以近似比较的是：无补贴下，光伏发电全投资 IRR 等于火电（脱硫 煤电）期望 IRR。当前，全国各省区火电上网标杆电价 0.25~0.45 元/KWh，在 2020 年补贴全部退出、火电标杆价格不变的假设下，2020 年全国 32 个电力区 实现光伏平价的区域达 27 个，占全部电力区 84%。

财政补贴对光伏行业引导正在弱化，平价上网需求促进系统成本下降。根据纳 入 2019 年光伏发电国家竞价补贴范围的项目申报电价，各省市普通光伏电站 竞价项目的加权竞价申报上网电价在 0.32~0.5 元/kwh 之间，均低于各类资源 区的上网指导电价，补贴电价为 0.03~0.12 元/kwh。在当前上网电价下，项目 收益率为 8%时，各省市系统成本在 3.52~4.88 元/kw 之间，若实现平价上网 irr=8%，则系统成本需降低至 2.78~4.02 元/kw 之间，降幅最高达 30%，对应 的度电成本在 0.25~0.44 元/kwh 之间。

国内光伏进一步加速平价，平价之后光伏优势凸显。发电端平价是光伏与其他 形式电力之间的对比，其中煤电发电成本最低，所以光伏发电端平价可以近似 比较的是：无补贴下，光伏发电全投资 IRR 等于火电（脱硫煤电）期望 IRR。 当前，全国各省区火电上网标杆电价 0.25~0.45 元/KWh，在 2020 年补贴全部 退出、火电标杆价格不变的假设下，2020 年全国 32 个电力区实现光伏平价的 区域达 27 个，占全部电力区 84%。根据国家电网的统计，2018 年中国光伏电 站平均度电成本 0.377 元/kWh，已经低于风电、光热等；2020 年将下降到 0.26-0.30 元/kWh，2025 年 0.23-0.26、2030 年 0.20-0.23 元/KWh。

全球安装成本和 LCOE 持续下降，刺激装机需求爆发。2010~2018 年间，受益 于光伏组件与电站 BOS 等成本下降，大型太阳能光伏项目的平均安装成本下 降了 66%~84%；同时，全球公用事业规模太阳能光伏项目的平均 LCOE 迅速 下降了 62%，LCOE较低的由印度的 0.06美元/kwh-0.11德国的美元/kwh不等， LCOE 较高的日本和英国均在 0.15 美元/千瓦时左右。成本下降刺激装机需求， 全球 GW 级以上国家/地区由 2017 年的 9 个增长至 2018 年的 11 个，预计 2020 年将增至 16 个，形成传统市场与新兴市场相结合的多元化市场。

欧洲：MIP 取消，成本下降刺激光伏需求复苏

MIP 取消，目标激励叠加成本下降驱动需求复苏。2018 年 9 月 3 日，欧盟对华 光伏产品双反措施以及 MIP 到期后终止。随着光伏发电成本下降，欧洲各国逐 步实现平价，内生驱动力开始显现，光伏装机量开始逐渐恢复。根据 BP 数据， 2018 年欧洲光伏新增装机超过 10GW 达到 11.70GW，同比增长约 27.73%。 欧洲光伏发展重心逐渐从上网电价政策转向市场化竞争，在欧盟可再生能源配 额目标下，无补贴项目将成为欧洲未来的重要增量，预计欧洲近年将迎来新一 轮的光伏装机需求。

日本：短期内受 FIT 下调影响，长期装机持稳

2018 年 7 月 3 日，日本经济产业省公布最新制定的“第 5 次能源基本计划”， 要在 2030 年实现把可再生能源发电在总发电量中所占比例提高到 22%-24%的 目标，其中光伏发电做为日本最主要的可再生能源，约占总体比 7%左右。

短期内受 FIT 下调影响，长期装机持稳。2018 年日本光伏新增装机 6.6GW， 累计装机 55.9GW。受制于人力、土地等建设成本影响，日本光伏系统投资成 本远高于其他国家，随着补贴逐年下调，预计日本光伏装机规模将维持平稳， 短期内则受 FIT 调降影响发生抢装。日本光伏协会 JPEA 预计 2020 年初，日 本光伏累计装机将达到 75GW，2030 年达到 120GW，2050 年到 240GW。

美国: ITC 下调刺激装机增长，预计 2019 年新增 12GW 容量

自 2005 年出台以来，ITC 政策促使美国光伏装机快速发展。2015 年由于市场 预期 ITC 将于 2016 年底退坡，而 ITC 税收补贴标准以光伏电厂开工为界，2015 年大量电站开工抢装导致 2016 年美国装机量激增，年度新增装机达到 15.1GW， 同比增长 102%。2015 年 12 月政府公布 ITC 将延期至 2021 年。2018 年美国 新增装机 8.42GW，同比增长 3%。2019 年过后，投资税减免额度将逐步下调， 2017-2019 年 ITC 投资税减免额度为 30%，2020 年将下降至 26%，2021 年进 一步降至 22%。ITC 投资税减免比例退坡将刺激部分光伏项目在 2019 年开工 建设，带动装机增长。

其他国家: 光伏性价比越发突出

光伏市场高速增长，未来五年复合增速达 34%。政策方面，2014 年，印度公 布太阳能振兴计划：到 2022 年实现可再生能源发电总量 175GW，其中光伏装 机容量 100GW，总投资额约 8000~10000 亿元。2018 年 6 月，印度政府修改 国家可再生能源装机目标，提升至 227GW，截至 2018 年底印度光伏累计装机 仅 27GW，预计光伏项目将超过 100GW。同时，根据 EPIA 预测，印度有望在 未来五年成为全球第二大光伏市场，2019 年至 2023 年期间新增装机容量近 90GW，复合增速高达 34%。

南美、澳大利亚、中东等新兴市场同样值得期待。根据 EPIA 预计，未来五年 内，印度、澳大利亚、墨西哥和巴基斯坦光伏市场复合增长率将分别达到 34%、 29%、40%和 37%。2023 年全球累计装机将达到 1000GW 以上，未来五年同 比增速均在 15%以上。

光伏供给端：寻找产业链优势环节

多晶硅料：产能有序释放，龙头企业享受超额收益

持续进口替代，国内多晶硅自给率升至 65.8%。根据硅业协会统计数据，2019 年前三季度，我国多晶硅累计产量为 24.39 万吨，进口量为 10.99 万吨，出口 量为0.07万吨，进口量占总需求量比重由 2018年的38.4%下降至35.2%。2018 年，全球前十大企业多晶硅总产能达到 45.7 万吨，同比增长 20.2%，占比达 71.2%产能。其中，世界前十的多晶硅企业中，中国已占据 7 席，未来仍有 35% 的国产替代空间。

国内产业集中度维持高位，未来两年大厂产能稳步爬坡。截至 2018 年底，国 内多晶硅名义总产能达 35.3 万吨，有效产能约 29.7 万吨。国内前十大硅料 厂商产量占比达 82.5%，同比基本持平，集中度仍维持较高水平。2019 年， 国内多晶硅厂商将进入新产能集中投产期，新增产能将达 17.4 万吨，至年底总 产能将提升至 52.7 万吨，但考虑新建产能实际投放时点以及 1-2 个季度的爬 坡期，预计 2019 年国内硅料年化有效产能约 42.6 万吨。

能耗、硅耗和设备成本仍处在下降通道中。能耗方面：基于三氯氢硅法的多晶 硅生产能源消耗持续降低，从 2009 年的综合能耗 40. 06 kgce/kg-Si 大幅下降 71.81%到 2018 年的 11.3kgce/kg-Si，未来降低能耗仍然是多晶硅成本降低的 有效途径，预计到 2025 年每年将按 3%-6%比例降低。硅耗方面：2018 年， 行业硅耗在 1.12kg/kg-Si 水平，同比下降 2.6%。随着氢化水平的提升，副产 物回收利用率的增强，预计到 2025 年将降低到 1.06kg/kg-si。设备投资：随 着生产装备技术的进步和工艺水平的提升共同作用，三氯氢硅西门子法多晶硅 生产线设备投资成本逐年下降。2018 年投产的万吨级多晶硅生产线设备投资 成本已下降至 1.15 亿元/千吨的水平。预计到 2020 年，千吨投资可下降至 1 亿元/千吨。

综合来看，西门子法制多晶硅的预计综合成本极限为 35~40 元/kg，变数来自 设备折旧成本，在规模经济的作用下，初始投资仍有一定的下降空间，满负荷 甚至超负荷运转也能进一步降低折旧成本。

其中多晶硅料 2019 年初低成本产能大规模投放，价格持续下降，下半年价格 企稳。预计 2020 年国内外多晶硅价格回稳。2019 年 1-11 月，国产多晶硅价格 由 9.26$/kg 降至 7.50$/kg，主要由于年初延续 2018 年降价趋势，2019 年 5 月以来，随着光伏政策落地装机规模明确，国内主流多晶硅企业价格止跌趋稳。 进入 11 月，虽下游多晶环节价格下滑幅度较大，但多晶用料价格依然坚挺，市 场主流成交价格在 60 元/公斤左右，市场反馈多晶用料签单率较高，多晶用料 整体供应仍较为紧张。单晶用料方面， 随着现有多晶硅企业单晶产能比例的进 一步提升以及新投产能的陆续释放，单晶用料整体供货平稳，在下游单晶龙头 硅片报价持稳的情况下，单晶用料价格有所支撑，单晶致密料价格集中在 73-75 元/公斤，单晶用料需求方面整体也较为平稳。预计 2020 年多晶硅价格回稳。

晶硅价格短期由供需决定，成本领先企业仍将享受超额收益。2017 年以来通 威股份、保利协鑫、东方希望、新特和大全等企业相继公布了扩产计划，新建 产能均位于内蒙古、新疆和四川等低电价地区，新增产能单位成本持续下降， 预计生产成本约 40-50 元/kg，对高成本硅企带来巨大冲力。同时，随着政策趋 稳，预计 2020 年行业需求持续增长，价格低点或将高于 2019 年。成本领先 企业将持续享受超额收益，迎来量利齐升的高弹性增长。

硅片：硅片产能向西部转移，薄片化 大尺寸高效电池为未来发展方向

拉棒环节成本持续下降。2018 年，光伏行业拉棒平均电耗水平从 2017 年的 35kWh/kg-si 降低为 33.5kWh/kg-si（方棒）。未来可以通过优化拉晶炉热场结 构、提高投料量（连续加料、双坩埚、液态加料等）、提升拉速等技术降低单晶 拉棒生产能耗，预计到 2020 年，能耗有望下降至 31kWh/kg-si 以下。

薄片化 大尺寸是硅片未来发展方向。薄硅片有利于降低硅耗和电池成本，但也 会降低电池的机械强度。。硅片厚度与产品类型及下游电池片使用的技术有关， 目前 P 型单晶双面 PERC 电池的迅速发展，带动 P 型单晶硅片厚度下降；多 晶硅片厚度下降速度则略慢，总体厚度呈现下降趋势。M12 大尺寸正方硅片较 M2（156.75mm）硅片面积提升了 80.5%。M12 60 片组件较 M2 72 片组件非 硅成本降低 0.205 元/W，降幅为 19.4%。随着组件端产品在终端电站实现度电 成本快速降低，向上传导带动大硅片的进一步普及。

单晶硅片替代加速，预计 2019 年占比将超 50%。从硅片供求关系看，价差扩 大一定程度上反映了单晶硅片供给阶段性紧张的局面。从需求结构看，未来高 效电池将成为市场主导，单晶硅电池市场份额逐步增大。2018 年单晶硅片市场 份额超过 40%，预计 2019 年将超过 50%。随着异质结电池、N 型 PERT 电 池的应用推广，N 型单晶硅片的市场份额也将逐年提高。而多晶硅片的市场份 额未来将逐步下降，但不会被完全取代，铸锭单晶技术的突破有望保持一定的 市场份额。

2020 年单晶硅片产能释放，供需格局或将倒转。为应对单晶硅片需求放量，以 隆基股份等为首的单晶硅片龙头企业自 2018 年起加快扩产， 2018 年底国内 共形成约 68.8GW 单晶硅片产能，并于 2019 年进一步扩产逾 30GW。但由 于新扩产能主要集中在年终投放，且部分厂商为新进入者，设备调试和产能爬 坡尚需时间，单晶硅片实际产能明显低于名义产能，2019 年单晶硅片行业供 应依然偏紧。预计 2020 年行业供需偏紧情况发生倒转，单晶硅片价格或将明 显下降，新一轮行业洗牌启动，具备成本优势的龙头厂商维持盈利。

电池片及组件：短期内 PERC 电池持续扩张，未来 HJT 引领革命性增 效

以目前所有高效电池片的技术来看， PERC 电池技术是投资成本最低、产线 兼容率最高、效率提升最明显的技术之一。单晶 PERC 电池制造成本与常规单 晶电池成本几乎持平，效率普遍较普通单晶电池 20%提升 2 个百分点，产线与 普通铝背场（Al-BSF）电池产线兼容，新建产线平均量产效率提高至 22.5%。

我国常规电池生产线关键设备已基本完成国产化。2018 年，新建产线已全部 为 PERC产线，原有产线也在加快 PERC 线升级。随着背钝化设备的国产化， 2018 年 PERC 电池产线投资成本降至 42 万元/MW，低于 2017 年常规产 线的投资额。随着未来关键设备的国产化不断推进，预计到 2020 年将下降到 35 万元/MW。

预计 PERC 电池为主流发展方向，N 型电池市场份额逐步提高。2018 年，BSF 电池 4 仍占据大部分市场份额，但相比 2017 年 83%的占比已下降了 23 个百 分点，随着新技术的发展其占比将逐年减少；PERC 电池是当前产能最大的高效电池，2018 年市场份额占比大幅增加，达到 33.5%左右，预计明年 PERC 电池市场占比将反超 BSF 电池，成为市场占比最高的电池种类。双面 N 型 PERT 电池、背接触（IBC）电池、异质结（HJT）电池等新型高效电池市场份 额将逐步提高，其中 N-PERT 电池未来将成为市场占比第二的电池种类。

预计 2020 年单晶 PERC 电池扩产速度趋缓，龙头企业盈利稳定。2019 年下半 年，PERC 电池片产能开始集中释放，行业供需紧张格局开始迎来倒转。截至 2019Q3，行业主流厂商 PERC 电池产能达 109GW，其中基本为单晶 PERC 产能；按照厂商规划，2019/2020 年底行业总产能有望进一步增至 139/182GW。 随着新产能持续释放，6 月以来电池片价格逐步走弱，行业整体均价降至约 0.95 元/W，电池片厂商盈利能力出现显著分化，行业龙头保持稳定盈利。

2020 年或将成为 HIT 的产业化元年。当前全球 HIT 已有产能约 3GW，但业内 新老参与者均多在密切关注 HIT 进展， PERC 规模适中的企业投入 HIT 意愿 相对更强一些，参与方规划 HIT 产能超过 15GW，部分企业已开始中试或小批 量投运，预计 2020 年将有 4-7GW 以上的 HIT 新增产能投放，一批标杆企业与 项目可能在年底到明年投运，将进一步提升行业对异质结电池的信心，2020 年 可能是 HIT 的产业化元年。

一周光伏经理人指数连续回升。全行业指数 SOLARZOOM 光伏经理人指数延 续上升趋势，市场对于光伏行业信心缓慢恢复，光伏行业整体景气程度不断趋 好。其中，中上游制造业指数显著回调、光伏下游电站微跌，景气度处在回升周期。

组件效率提升，双面组件规模应用。受益于 PERC 选择性发射极（SE）、半片 等先进技术的快速投入量产，组件效率提升速度明显加快。单、多晶组件的平 均转换效率分别达到 18.6% 和 18.0%，效率提高达 1%以上。双面技术尤其是 型双面 PERC 技术在 2018 年得到大规模应用中国第三批领跑者投标电价的 激烈竞争促使竞标者倾向于采用新技术以保证在低电价下仍能保障基本的投资 收益。根据隆基的统计，双面组件在领跑者项目中的应用比例达到 46.5%。预 计 2020 年双面组件市场占有率达到 30%，叠瓦和半片组件市场占有率逐年提 高，2020 年预计合计达到 34%。

逆变器：历经洗牌，强者恒强

1500V 光伏电站系统已成为国际主流，预计 2019 年 DC 1500V 逆变器份额增 至 74%。根据 HIS Markit 数据，在全球范围内，1500V 已成为大型光伏项目必 要条件。除中国外 2017 年 DC 1500V 逆变器占全球光伏市场三相逆变器出货 量的 40%，2018 年提升至 62%，全面超越 DC 1000V。预计未来两年内全球 1500V 光伏电站规模将突破 100GW，2020 年占比突破 80%。

集中式和组串式逆变器主导，降本因素驱动集散式未来占比提升。2018 年， 光伏逆变器市场仍然主要以集中式逆变器和组串式逆变器为主，集散式逆变器 占比较小，三类逆变器占比分别为 60.4%、34.6%和 5.0%。从技术角度来看， 集散式光伏逆变器相比集中式逆变器提升 MPPT 控制效果，且相比组串式逆 变解决方案拥有较低的建造成本，预计市场份额将呈现出逐年上升趋势。

历经行业洗牌潮流，寻找全球逆变器龙头。历经数轮行业洗牌，受逆变器价格 持续下跌和中国光伏政策波动等因素影响，SMA、ABB 等国际巨头纷纷退出中 国市场，国内阳光电源和华为逐步成为全球逆变器领域龙头企业。 2015 年至今， 公司和华为始终占据全球市场出货量前两名的席位。同时，随着国内光伏产业 兴起及技术要求的提升，国内新兴的逆变器企业仅能通过差异化策略抢占细分 市场，而公司的龙头地位将长期维持稳固。至 2018 年底公司全球累计装机量 超过 79GW，全球市占率 15.9%。

销量远超可比公司，毛利率维持稳定。2014-2018 年，SMA 作为较早进入光伏 逆变器市场的国际巨头，销量增速逐渐下降， 2018 年出现负增长。自 2015 年， 阳光电源光伏逆变器销量首次超过 SMA，至今仍保持高速增长趋势。 2018 年 公司逆变器销量达 15.13GW，接近 SMA 销量的 2 倍且远超国内可比公司。同 时公司历年逆变器业务毛利率保持在 30%以上，且行业内各公司毛利率相近， 公司凭借庞大的销售规模，未来龙头地位稳固。

光伏设备：HJT（异质结）不远，成本降幅可期

以转换效率为轴看光伏技术发展，如果说 BSF 电池为 1 代电池、PERC 单晶为 2 代电池，则我们正处 PERC 的 2.5 代电池时代。目前，常规 Al-BSF 单晶电 池的效率大概是 20-20.3%，对应的组件功率为 280W，主要的效率损失来自于 背面全金属的复合。因此，背钝化电池结构 PERC 应运而生，与常规电池相比， PERC 电池背面增加了氧化铝 AlOx，氧化硅 SiOx 和氮化硅 SiNx 等钝化叠层， 因此电池的表面复合速率大大的降低，电池的开压 VOC 可以提升 15-20mV。 而且，由于背面钝化层可以增加光学内反射作用，因此电池的电流 ISC 也会有 显著的提升。

作为第 3 代电池，目前 HJT（异质结）异质结电池研发进展迅速。PERC 快速推广之后， N 型电池开始受到业内越来越多的关注和认可，在各类 N 型电池中， 异质结电池（HJT（异质结））由于效率更高，在一些 BOS 成本高的市场已具 备一定的经济性。当前，业内 PERC 规模适中的企业投入 HJT（异质结）意愿 较强，部分企业已开始中试或小批量投运，而 PERC 规模较大的公司也在关注 HJT（异质结）进展。

PERC 已至，目前正处代际过渡期目前 PERC 较异质结更有性价比。对比 PERC、TOPCon、HJT（异质结）三种电池的成本数据，PERC 电池成本最低， 对应组件功率也最低，并且存在 LID/PID/LETID 等衰减，后期发电能力弱； TOPCon 的成本较 PERC 高 1 元/片左右，由于功率较高，能够有效摊薄组件 和 BOS 成本，TOPCon 电池 23%的效率已经和 PERC 电池 22%效率的系统 端成本持平，加上 TOPCon 组件高双面率、低衰减特性，综合发电能力更强， 已经成为更具有优势的选择；HJT（异质结）成本较 TOPCon 高 1.4 元/片，目 前效率以及组件功率跟 TOPCon 相当，双面率和抗衰减能力也相当，性能相近 的情况下系统端成本高太多，现有成本下要形成竞争力，效率需要提升至 24.5%， 可以近似得到电池成本增加 0.12 元/W，转换效率需要提升 1%可使得系统端成 本持平。

从普通单晶电池到 PERC 只要增加两到三个工序，即可实现 BSF 向 PERC 的转化。PERC 电池的工艺流程包括：沉积背面钝化层，然后开槽形成背面接 触。相较常规光伏电池的工艺流程新增了两个重要工序，只需在传统电池产线 上额外增加钝化膜沉积设备（PECVD 设备或 ALD 设备）和激光开槽设备即 可。

PERC 核心产品为 PECVD 设备、丝网印刷等。其中，捷佳伟创的核心产品 PECVD 设备和扩散炉均为自主研发，采用的核心技术和设备关键性能整体均处 于国际先进水平。管式PECVD设备主要采用业内领先的背面钝化叠层膜技术， 有效提高晶体硅电池的转换效率。公司研发技术及生产能力覆盖电池片前中端 生产所有核心设备，是国内仅有的能够为客户提供整套前中端生产线设备的供 应商。

电池 PERC 化极大地提升了对 PECVD 设备的需求。PERC 电池与常规电池最 大的区别在背表面介质膜钝化，即在传统产线基础上，需增加背面钝化镀层与 钝化层激光开槽两道工序。其中背面钝化镀层包括氧化铝镀层与氮化硅镀层， 市场中存在两种技术路线，一是采用 PECVD PECVD 两台设备，代表厂商为 捷佳伟创；二是用 ALD PECVD 两台设备，代表厂商为江苏微导。相较于后者， 前者沉积速率高，并拥有两台设备可以合并成一台的工艺可能。

PERC 2.5 代更关注 LPCVD、碱抛光等新增设备及新型镀膜设备。TOPCon 在现有 PERC 设备基础上增加 LPCVD 设备，B 扩以及绕镀清洗难度较低，投 资增加 1 亿/GW 可完成技术升级，运营成本低。目前行业中以捷佳伟创为代表 的设备商新型 TOPCon 设备已批量出货，同时储备多种 PERC 镀膜设备，代 表了设备行业新型 PERC 研发高地。

光伏行业中，电池片“实验室技术”的产业化拥有丰富的理论基础及实战经验， 光伏转换效率依然有翻倍空间。美国国家可再生能源实验室(NREL)是光伏世界 各类产品效率比拼最权威的平台机构，2019 年这家在业内声名显赫的实验室发 布了一份报告，这份报告中有一张 1976 年到现在的一系列光伏技术研究电池 的最高确认转换效率图表，从这张表上可以看到太阳能电池技术发展最前沿的 科研成果。在 NREL 发布的太阳能电池效率图表中，晶体硅电池技术、薄膜技 术和新兴光电技术是最为人所关注的四类效率曲线，目前光伏产业中能够实现 产业化应用的技术均出自这四类电池技术，分别用紫色、绿色、蓝色和橙色区 分。紫色为多结电池是目前实验室中可实现转化效率最高的路线，也是未来产 业化的主要方向；蓝色为晶硅太阳能电池技术路线，BSF、PERC、IBC、HJT （异质结）均属于此路线，目前 95%的光伏市场份额被晶硅太阳能电池所占据； 绿色为薄膜电池，是未来光伏建筑一体化应用的主要研发方向；橙色为有机体 电池，以钙钛矿电池为代表，未来将实现极致成本优化，而接下来最直接的应 用则是可以与 HJT 异质结电池结合，升级成为叠层电池，即升级为紫色路线。

异质结电池兼顾蓝色与紫色研发路线，异质结为未来电池的“基底”。一方面， 采用 IBC 与 HJT 技术结合的 HBC 技术可以使电池效率进一步提升，日本松下 和夏普公司目前取得了 25.6%和 25.1%的电池效率，这将成为未来 IBC 电池的 重要方向。

另一方面，目前实验室报道的最优的晶硅太阳能电池的光电转化效率已经达到 26.6%，非常接近它的理论光电转化效率极限 29.4%，而异质结可为叠层电池 做基础，可以突破 30%转化效率理论限制。目前，叠层电池实验室研发已经取 得重要进展，其中，中国科学院大连化学物理研究所目前通过将半透明钙钛矿 电池与高效硅异质结薄膜电池结合，组成光电转化效率达到 27.0%的钙钛矿硅叠层太阳能电池。

综上所述，HJT 与 IBC 电池结合可生产 HBC 电池，效率可提高至 25%以上， 且生产设备可在异质结（HJT）的生产线基础上进行改造；未来叠层电池，异 质结与钙钛矿的叠层电池目前被证明是最可能产业化的方向，且可以基于异质 结电池向双结电池甚至多结电池进发。

3 代异质结电池属性各方面领先现有电池。异质结电池作为第 3 代电池，具有 结构简单、工艺温度低、钝化效果好、开路电压高、温度特性好、双面发电等 优点，是高转换效率硅基太阳能电池的热点方向之一。异质结电池的核心特点 就是高开路电压，这来自于构成其 PN 结的材料是不同种类的，理论上就比同 质结电池的电压要高。但其特殊的晶硅/非晶硅界面态钝化，对设备、工艺、环 境、操作水平等要求非常高。需要从非晶硅界面钝化、TCO 光吸收损失、金属 化电阻损耗三方面进行努力，对应的工艺流程为 CVD、PVD、丝印三个步骤。 这个三大难点克服，不仅仅是工艺的问题，还涉及到设备和材料的配套和改进。

HJT（异质结）工序大幅简化，不兼容性为设备商提供更大发挥舞台。从工序 数量看，目前主流的 PERC SE 工艺需要 9 步，HJT（异质结）工艺只需要 4 步，TOPCon 工艺经过研发和设备的整合集成化，预计在 10 步以上。而 HJT （异质结）的步骤最少，且 HJT（异质结）与现有的晶硅电池工艺设备不兼容， 这也构成了 HJT（异质结）投产将引发新一轮设备狂欢的基础。而值得注意的 是，异质结工艺流程大大简化，但对工艺的要求却更为严苛，如洁净度、真空 度、温度控制、镀膜质量等，比现有的电池技术要求都要高出一个量级。

异质结电池成本下降路径清晰可期。截至 2018 年底，异质结电池生产成本约 为 1.22 元/W，主要包括，硅片成本（47.13%）、浆料成本（24.34%）、折旧 （12.30%）、靶材（4.34%），以及其他材料、动力、人工等。异质结电池的生 产成本有望在未来的 3-5 年内降低至目前的 50%左右，主要下降的手段包括： N 形硅片产业化及薄片化降低硅片成本，银浆用量减少及国产化降低浆料成本， 单机生产设备产能提高以及国产化降低折旧成本。

当前全球 HJT（异质结）已有产能约 3GW，业内新老参与者均多在密切关注 HJT（异质结）进展。PERC 规模适中的企业投入 HJT（异质结）意愿相对更 强一些，参与方规划 HJT（异质结）产能超过 15GW，部分企业已开始中试或 小批量投运，预计 2020 年将有 4-7GW 以上的 HJT（异质结）新增产能投放， 一批标杆企业与项目可能在年底到明年投运，将进一步提升行业对异质结电池 的信心，2020 年可能是 HJT（异质结）的产业化元年。

在已投产的异质结电池产线中，捷佳伟创、迈为股份、钧石能源、上海理想等 设备商已经出货相应设备产品。与PERC时代各设备厂商在不同环节发力不同， 异质结时代由于产线步骤较短、国内外研发同比，所以各设备厂商基本为异质 结整线制造模式。其中，捷佳伟创应用于 HJT（异质结）电池产线的 RPD 设备， 是捷佳伟创获得住友重工（中国大陆地区）独家授权后进行研发制造的核心工 艺设备，这种透光导电膜设备设计独特，相对传统的 PVD 设备具有表面损伤少、 载子迁移速度高等技术优势，对于 HJT（异质结）电池转换效率的提升具有较 大的贡献。RPD 设备应用广泛，除应用于 HJT（异质结）电池产线外，还可应 用于 OLED、钙钛矿电池等诸多领域。

拆解异质结产线投资，其中非晶硅膜沉积及 TCO 镀膜占据研发实力及价值量 制高点。其中，非晶硅镀膜 PECVD 及 TCO 镀膜的 RPD/PVD 设备合计占整线投资 60-75%。早期在异质结投入较大的装备企业有钧石能源、梅耶博格，近年 来捷佳伟创、迈为股份、金辰股份、铂阳精工、江松科技、江苏中智、德国新 格拉斯等也在加大投入。而设备商加速研发布局，核心在于下游客户接受化程 度。需要面对多种挑战，一方面来自异质结设备厂商之间竞争，另一方面也是 与存量 PERC 电池设备投资及生产成本的竞争。

运营商：被低估的优质光伏资产

参考发达国家能源结构，我国新能源渗透率有待提高。截至 2016 年底我国一 次能源非化石能源占比 13.02%，与世界发达国家相比仍有较大差距。我国非化 石能源结构自“十二五”以来持续改善，每年约提高 1%，但横向对比欧美发达国 家，除了俄罗斯外其他国家的占比普遍在 15%以上，法国和丹麦更是达到 47.86% 和 23.98%，假设之后几年仍保持相同的提升速度，我们预计我国和发达国家间 的差距还需要 2-3 年的时间来追赶。非化石能源中，我国水电占比显著较高， 而核电、风电和光伏的占比过低，考虑我国水电趋于平稳，能源结构调整主要 依靠风电、光伏，这一差距将更加明显。

我国光伏发电渗透率提升空间较大。2017 年我国光伏发电新增装机 53.06GW， 累计装机达到 130.25GW，而根据 GTM Research 数据显示，2017 年全球光 伏新增装机为 99GW，累计装机量约为 400GW；中国在新增装机中的占比超 过 50%，累计装机量占比达到 32.5%。但从发电量角度比较，2017 年中国光 伏发电占比仅为 1.86%，远低于德国和意大利水平，若以欧盟 2016 年 3.24% 的光伏发电渗透率计算，我国光伏发电的潜在新增市场容量超过 180GW，是目 前累计装机容量的 1.4 倍。

运营端受益于组件成本下降，新建光伏电站内部收益率提升明显。531 政策后， 制造端各环节产品价格下降压力增大，其中硅片、电池片、组件环节出现明显 降价，伴随资金链紧张各环节后期降价压力将进一步加大，预期 2018、2020 年组件年平均价格分别降到 1.98 元/W 和 0.99 元/W。同时，考虑到光伏安装商 未来存在较大的让利空间，其他系统费用成本也将逐年降低，系统投资额逐步 往制造端可变成本靠近，在 2020 年补贴完全退出的严苛预期下，下游运营端 在三类光区仍能保持 6%-25%之间全资金 IRR 收益。

制造端价格快速下探，倒逼行业加速平价。发电端平价是光伏与其他形式电力 之间的对比，其中煤电发电成本最低，所以光伏发电端平价可以近似比较的是： 无补贴下，光伏发电全投资 IRR 等于火电（脱硫煤电）期望 IRR。当前，全国 各省区火电上网标杆电价 0.25~0.45 元/KWh，在 2020 年补贴全部退出、火电 标杆价格不变的假设下，2020 年全国 32 个电力区实现光伏平价的区域达 27 个，占全部电力区 84%。

考虑到光伏降本增效的快速进步，以及在主动调整电力结构的国家意志下，多 省燃煤机组标杆上网电价逐年均有不同程度上调，未来 1-2 年部分省份或出现 光伏发电成本与煤电上网电价的金叉，光伏发电端平价上网或将加快实现。

平价之后，光伏将迎来新的拐点。在光伏实现平价上网后，可从需求和供给角 度演绎光伏拐点爆发：需求层面，全社会用电增速维持在 6-8%左右，同时国家 加强煤电产能退出(2020 年煤电装机规模力争控制在 11 亿千瓦以内，2017Q3 为 10.8 亿千瓦，十三五期间力争关停 2000 万千瓦)，一方面，国家层面希望电力需求的缺口由不需要补贴的光伏等新能源来弥补，另一方面，主管部门在制 定光伏装机规划时将不再考虑可再生能源补贴基金的规模限制；供给层面，光 伏项目的投资核心驱动力是 IRR，目前由于没有完全实现发电端平价，光伏项 目的补贴拖欠问题将导致实际 IRR 较低，同时造成项目的现金流紧张，一旦平 价到来，IRR 将恢复到理论值，投资热情将再次点燃，市场将迎来爆发。

配额制的出台指引了我国未来几年可再生能源的最小装机量，同时也解决了可 再生能源发展中的消纳问题。从配额制倒推的装机量分析，我们认为 2018 年 的配额指标主要依靠弃风弃光改善 新增装机共同促进达成，而 2020 年的预期 目标主要依靠风电和光伏新增装机实现，因此配额制的设定保证了 2020 年前 风电光伏装机的下限目标。从解决现有问题的角度分析，目前可再生能源发展 主要存在补贴缺口 消纳能力差两大难题，而配额制明确了各省级电网企业负责 组织经营区域内的市场主体完成区域可再生能源电力配额指标，对本经营区域 完成配额指标进行监测和评估，促进了电网解决可再生能源消纳问题的积极性。

配额制下，至 2020 年保底非水发电量年化复合增长率高达 17%。假设 18 年全 社会用电量增速 7%，19、20 年全社会增速 5%，同时 19 年非水配额比为 18、 20 年政策比例平均，测算各省份非水发电配额，预计 18-20 年全国合计非水配 额发电量分别为 5472.9、6470.3、7553.7 亿千瓦时，CAGR 可达 17%。

目前市场给予新能源运营商低估值主要基于几个因素：1）新能源发展过程周期 性强；2）运营商普遍运营收益率低，现金流情况差。

针对第一个原因，我们认为新能源发展过程虽然有短期波动，但从长期来看替 代传统能源的趋势是不会变的，过去几年由于行业处于快速成长期，无论在国 家层面还是在个体层面都缺乏对行业整体的把握，导致行业在一段时间野蛮成 长后需要一段时间的调整期，从而形成了几次大周期波动，而从目前的情况看 行业发展模式正逐步向常态化和科学化转变，从最近一些列政策的出台可以解 读到国家层面对于可再生能源发展的态度是坚决的，并且由过去的补贴 指标规划“半计划经济”模式逐步向集中式总量规划、分布式放开管理 消除积疾平价上 网的“市场经济”模式转变。同时运营商有别于制造商，其业绩主要受存量项目收 益影响，在装机容量增长和限电改善的大背景下，不会存在技术路径博弈或产 业链波动影响，业绩增长可靠性高。

针对第二个原因，我们认为是过渡期存在的特殊现象。作为理性决策者，运营 商的新增装机必然有其可研论证，在行业快速起量时期不排除有降低门槛的现 象存在，但随着行业逐步走向正常化，这类项目无论是新增还是存量的比例会 越来越低；另一方面可再生能源装机量在某段时期的快速增长必然导致与传统 能源之间的竞争替代，加上我国早期电网布局不够完善，导致了严重的弃风弃 光问题，同时成本劣势导致对补贴的依赖使运营商现金流状况非常差。目前， 随着国家发展可再生能源政策的明确以及电网布局的完善，同时平价上网进程 的陆续推进，这些“积疾”有望短期内得到解决。

综上所述，我们认为目前新能源运营商的估值有待修复。简单测算，以运营商 内部 8%-12%的资本金收益率为基准，假设没有其他因素的影响，不考虑装机 量增长，市场给予运营商的估值水平也应达到 10 倍以上；而以实际项目资本金 收益率来看，光伏能够做到 10%以上，风电普遍能够达到 20%，随着这类项目 比重增大，目前的估值有较大挖掘空间。

估值纵向比较，新能源运营商估值处于历史低位。从历史市净率来看，目前运 营商平均市净率仅为 0.92，自 2016 年后一直处于地位徘徊；从历史市盈率来 看，行业经过2016年估值下调及2016年末业绩释放后，市盈率处于历史低位。

投资建议：2020 年光伏三主线，强逻辑待验证

A、国内装机行情的相关标的弹性最大。目前，国内竞价项目落地，国内装机潮 预计三季度中期放量，同期海外三季度或为装机淡季，下半年国内战场将逐步 成为光伏行情主焦点。后续关注剩余未用补贴去向及特高压配套外送、各省分 布式平价等项目落地。基于此，国信电新认为 2019 年下半年，光伏行情更应 关注国内市场弹性标的及拥有个体 标的，关注业绩估值全面超预期带来的戴 维斯双击，重点推荐国内装机行情最大受益者【阳光电源】。

B、PERC 电池跌价进入尾声。一方面下游需求在目前仍未启动，另一方面 perc 电池爆发式产能集中释放引发电池“恐慌性”砍价。而我们认为当前 PERC 电池 跌价已无空间：一方面因为即期价格已逼近 2015-2017 年 perc 老线现金成本，若进一步降价势必引发 10-20GW 产能停产，老线的现金成本为当前价格支撑 点；另一方面，下游需求将在三、四季度集中爆发，尤其国内市场将有 50%的 同比增长空间，而当前 PERC 电池与普通多晶电池价差已在 2 毛，PERC 单晶 性价比不言而喻。同时，上游硅片产能大规模扩产在即，硅片成本降低为大势 所趋。基于此，国信电新认为 2019 年下半年值 2020 年上半年，随着下游需求 集中式爆发及原材料硅片产能进一步释放，光伏行情更应关注格局最优的硅片 环节，关注产能及技术产品超预期释放带来的成长空间，重点推荐当前光伏行 业预期差最大的硅片标的【通威股份】。

C、光伏技术路径丰富且多样，而落地需靠设备商变现。光伏行业之所以可以享受 较高估值，一方面是因为光伏行业长期拥有景气的下游需求，光伏渗透率提高永远 值得想象；另一方面，则是光伏行业拥有完整的、多样的、可见的成本降低路线图， 此路线图为“景气的下游需求”进一步强有力的保障，其中，电池片环节技术是此路 线图中的“皇冠上的明珠”。不同于硅片等环节制造商“垄断”核心技术，电池片环节 制造商与设备商之间更倾向于相互协作，而设备端的“新技术工业化”往往是新技术 导入的关键。基于此，国信电新认为2019 至2020 年，随着异质结及PERC 等新 技术导入，设备厂商将率先受益于新产品订单释放，关注拥有多代电池片核心设备 积累及研发的相关标的，重点关注全球电池片设备龙头【捷佳伟创】。