按照《國家能源局關于2019年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知》和《關于2019年戶用光伏項目信息公布和報送有關事項的通知》關于戶用光伏項目管理有關要求，根據(jù)各省級能源主管部門、電網(wǎng)企業(yè)報送信息，經(jīng)國家可再生能源信息管理中心梳理統(tǒng)計，全國共有30個省份報送了戶用光伏項目信息。截至2019年6月底，可納入2019年國家財政補貼規(guī)模戶用光伏項目總裝機容量為222.69萬千瓦，其中：《通知》印發(fā)(5月28日)前建成并網(wǎng)項目175.28萬千瓦，《通知》印發(fā)后新建并網(wǎng)項目47.41萬千瓦。

根據(jù)卓創(chuàng)資訊數(shù)據(jù)，上半年國內(nèi)3.2mm鍍膜光伏玻璃均價為25.57元/平米，同比下降10.4%，其中一季度均價同比下降18.6%、二季度均價同比下降1.1%。6月開始，均價已呈現(xiàn)同比正增長( 6.4%)，去年高基數(shù)影響正逐步消除。截至目前，主流企業(yè)合同訂單飽滿，龍頭庫存歷史低位，市場對8月價格存上漲預期。

一、國內(nèi)光伏發(fā)電行業(yè)概況

1 月 18 日，國家能源局發(fā)布 2018 年電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)。2018 年，全社會用電量 68449 億千瓦時，同比增長 8.5%。分產(chǎn)業(yè)看，第一產(chǎn)業(yè)用電量 728 億千瓦時，同比增長 9.8%；第二產(chǎn)業(yè)用電量 47235億千瓦時，同比增長 7.2%；第三產(chǎn)業(yè)用電量 10801 億千瓦時，同比增長 12.7%；城鄉(xiāng)居民生活用電量 9685 億千瓦時，同比增長 10.4%。截至 2018 年底，全國發(fā)電裝機容量 19.0 億千瓦，同比增長 6.5%。其中并網(wǎng)太陽能發(fā)電 1.7 億千瓦，占全部裝機容量的 9.2%。2018 年，全國 6000 千瓦及以上電廠發(fā)電設備平均利用小時數(shù)為3862 小時，同比增加 73 小時。并網(wǎng)太陽能發(fā)電 4473 萬千瓦。

傳統(tǒng)市場基礎好，新興市場崛起，2019 年裝機 120GW 以上

一直以來，中國、美國、日本、印度和歐洲五大市場幾乎占據(jù)了全球新增裝機總量的 90%，2017年五大市場的裝機容量超過 80GW。根據(jù)數(shù)據(jù)咨詢機構(gòu)的統(tǒng)計和預測，五大市場的裝機量在未來三年仍將保持平穩(wěn)上升趨勢，新興市場則將加速崛起，成為全球裝機量增長的主要來源。

上圖可以看出，我國裝機容量市場份額總體在逐漸提升，在2017年市場容量份額達到頂峰約50%左右，后續(xù)幾年中開始有所回落，但基本可以控制在30%以上。

國內(nèi)市場未來三年的裝機水平仍將維持在 40-50GW 左右的水平，其驅(qū)動因素包括有明確指標的地面電站項目、領跑者項目、扶貧項目以及不受指標限制的平價上網(wǎng)項目。2018 年“531 新政”導致光伏行業(yè)在一夜之間墜入寒冬，即便如此，2018 年國內(nèi)裝機總量預計仍將超過 40GW，同比下降約 20%，其中分布式項目占比超過一半。隨著行業(yè)政策邊際好轉(zhuǎn)，預計 2019 年光伏裝機容量將穩(wěn)定在 40-50GW 左右，2020 年隨著成本的進一步降低，平價上網(wǎng)項目規(guī)模有望增加。

從補貼角度來看，2018年我國分布式補貼標準僅下降0.05元/KWh，而組件成本小浮下降即可可覆蓋分布式電站運營損失。對于分布式光伏扶貧電站以及村級扶貧電站的補貼仍然維持不變。預計在光伏扶貧、分布式等的拉動下，我國2018年光伏裝機量仍有保障。隨著光伏發(fā)電系統(tǒng)成本的不斷下降，光伏發(fā)電有望在2020年左右迎來平價上網(wǎng)時代，我國光伏裝機市場有望取得持續(xù)的快速發(fā)展。而從國外市場來看，印度市場在2017年光伏新增裝機達到9GW，連續(xù)三年實現(xiàn)光伏新增裝機的翻倍增長，但從累計裝機量來看，仍然只有20GW左右，距離印度提出的到2022年累計裝機100GW的目標，仍有很大的發(fā)展空間。在目前的系統(tǒng)成本下，部分光照條件較好的新興地區(qū)光伏發(fā)電經(jīng)濟性已超過傳統(tǒng)燃煤發(fā)電。平價上網(wǎng)時代的來臨，全球光伏裝機將持續(xù)保持高速增長。光伏用硅需求將成為拉動工業(yè)硅消費增長的主要動力之一。

二、光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈

1、 產(chǎn)業(yè)概況

光伏產(chǎn)業(yè)鏈包括上游：硅料的采集，硅片、硅棒、硅錠的生產(chǎn)；中游：光伏電池和組件的制作；下游：光伏電站系統(tǒng)的集成與運營。國內(nèi)最初靠電池和組件起家，由于進入門檻低，造成了大量企業(yè)涌入。當時的特點可以概括為三頭在外，即上游硅片、硅料靠進口，下游組件靠出口，關鍵的技術和設備也靠國外。

隨著近幾年國內(nèi)光伏行業(yè)的快速發(fā)展，光伏產(chǎn)業(yè)鏈逐漸向兩頭延伸，現(xiàn)在我國已經(jīng)形成了完整的光伏產(chǎn)業(yè)鏈。目前，行業(yè)已到國內(nèi)光伏企業(yè)引領全球技術進步的階段：由于光伏行業(yè)的核心是將太陽能轉(zhuǎn)化為電能，所以如果要提高效率、降低成本，進而達到完全平價上網(wǎng)，就必須要在光伏電池和組件的產(chǎn)業(yè)鏈上實現(xiàn)技術革新，以達到提質(zhì)增效的規(guī)?；瘧?。

行業(yè)上游發(fā)展狀況對本行業(yè)的影響直接體現(xiàn)在行業(yè)整體生產(chǎn)成本上。上游硅礦石/砂采選及非金屬半導體粗加工行業(yè)的產(chǎn)能直接影響光伏產(chǎn)業(yè)的原料供應；上游產(chǎn)業(yè)的整體成本上升，產(chǎn)能下降，則光伏產(chǎn)業(yè)的原料緊缺，原料采購成本上升，導致行業(yè)整體成本上升。若最終傳導到光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)電端，成本高于電價收入(包含政府補貼部分)，則行業(yè)整體陷入虧損，光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展受到高成本的阻礙；反之上游產(chǎn)能擴張，產(chǎn)品供應充足，則光伏產(chǎn)業(yè)整體成本下降，利潤率上升，有利于行業(yè)發(fā)展。

行業(yè)下游發(fā)展狀況對本行業(yè)的影響直接體現(xiàn)在行業(yè)產(chǎn)品及服務的最終銷售上。行業(yè)下游的終端用電客戶發(fā)展狀況持續(xù)低迷，則對于光伏發(fā)電直接需求或整體電力需求降低，傳導到光伏發(fā)電端則體現(xiàn)為電站發(fā)電消納程度降低，電站發(fā)電開工率下降，并進一步傳導到太陽能電池片或光伏組件、硅片等產(chǎn)品銷售端，導致光伏產(chǎn)品整體需求量降低；反之，若下游用電需求持續(xù)上升，對太陽能發(fā)電直接用電需求以及電網(wǎng)運營商對各光伏電站購電需求持續(xù)增長，向上傳導至太陽能電站即體現(xiàn)為發(fā)電開工率上升，甚至對于電站開發(fā)建設需求上升，并最終傳導至光伏產(chǎn)品的生產(chǎn)端，促進光伏產(chǎn)品的生產(chǎn)、銷售。

當前我國處于經(jīng)濟結(jié)構(gòu)調(diào)整和能源消費結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的關鍵時期，無論在未來用戶直接消費方面還是在電網(wǎng)運營商采購上，光伏發(fā)電都將成為下游行業(yè)的優(yōu)先消費選擇之一。特別在當前東部沿海地區(qū)分布式光伏電站不斷得到普及的背景下，未來市場對于分布式太陽能發(fā)電的需求將保持穩(wěn)定增長的狀態(tài)。同時，經(jīng)過近幾年上游晶體硅原料粗加工產(chǎn)能的充分釋放及合理整合，上游的成本將長期處于下降通道中，因此未來行業(yè)上下游的運行都將有利于光伏產(chǎn)業(yè)的長期、穩(wěn)定發(fā)展。

2、光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈利潤情況

在產(chǎn)業(yè)鏈利潤方面，利潤在產(chǎn)業(yè)鏈上如此分配的原因主要由三方面的特點決定，一是產(chǎn)能擴產(chǎn)周期，硅料擴產(chǎn)周期最長，一般長達 18-24 個月，而且有較高的技術門檻，因此擴產(chǎn)周期性最明顯，而組件擴產(chǎn)半年即可，硅片和電池片擴產(chǎn)速度處于中間水平；二是資產(chǎn)輕重，從上游往下游產(chǎn)能的投資強度依次降低，相應

2019年光伏行業(yè)穩(wěn)步推進下半年將迎來市場拐點！

地折舊成本在總成本里的占比也逐次下降；三是技術迭代速度，目前多晶硅料的工藝和成本已經(jīng)比較成熟，技術迭代速度不會太快，電池片的迭代速度最快。

上圖可以看出近12年來上游產(chǎn)品占比較大，除2011-2013年以外受宏觀調(diào)控影響較大外，規(guī)模和份額比較穩(wěn)定，中游、下游發(fā)展較為波動。行業(yè)總體盈利情況取決于行業(yè)景氣度，而產(chǎn)能周期是利潤分配的主要決定因素。從行業(yè)總體盈利上看，2006-2010 年上述企業(yè)的利潤總額從 14億元增長到 150 億元，2009 年金融危機的沖擊并未改變行業(yè)總體向上的大趨勢。2011-2013 年政策調(diào)整導致全行業(yè)陷入虧損，2014 年以后企業(yè)盈利開始緩慢修復，但盈利能力距離 2011 年的高位相距甚遠。

三、光伏發(fā)電器件與機遇

1、硅片

2016 年以來，金剛線切片技術的引入，使得硅片非硅成本快速下降，其中切片成本從早期的 0.8-0.9 元/片降至 0.4 元/片以下，硅成本下降 22%，硅片綜合成本下降 33%以上。但隨著金剛線技術滲透率趨于飽和，硅片成本快速下降的動力不復存在，在可見的時期內(nèi)，硅片降本將進入慢車道，降本動力主要來自管理方面的精益化。

金剛線革命大幅縮小了單多晶硅片在生產(chǎn)成本方面的差異，從而在根本上改變了行業(yè)格局，由于單晶硅片已經(jīng)牢牢掌握性價比的優(yōu)勢，預計未來單晶硅片的份額將快速上升。展望 2019 年，由于行業(yè)景氣度將有明顯好轉(zhuǎn)，單晶份額提升對于多晶的壓力相對減輕，預計 2019年單晶硅片出貨量在 70GW 左右，較 2018 年增長 20GW，多晶硅片出貨量約 40-50GW，與 2018年大體持平，硅片行業(yè)內(nèi)競爭將趨于緩和。

2、電池

傳統(tǒng)普通單多晶電池的光電轉(zhuǎn)換效率每年都在穩(wěn)步提升，但技術革新的力度并不大，二者的效率差大約為 1.2-1.5 個百分點，并始終保持穩(wěn)定。近年來以 PERC 技術為代表的的高效電池快速崛起，尤其是單晶 PERC 電池能量轉(zhuǎn)換效率快速提升，并將相對普通多晶電池的效率優(yōu)勢拉大到 3 個百分點左右。隨著 PERC產(chǎn)能快速擴張，2019 年普通單晶電池將逐漸退出市場，主流產(chǎn)品序列變?yōu)槠胀ǘ嗑щ姵睾透咝尉щ姵亍?/p>

目前普通單多晶電池價差很小，而高效 PERC電池較普通多晶有 0.3 元/W 左右的溢價，溢價幅度超過 30%，而成本端的差異不超過 0.1 元/W，因此高效單晶電池的超額利潤非常豐厚。如果按照多晶硅片 2.05-2.1 元/片的售價，每片功率 4.67W，非硅成本 0.3-0.4 元/W 測算，普通多晶電池的毛利率位于 0-10%之間，高效單晶電池的利潤率則高達 25%以上，即使考慮 2019 年大量單晶 PERC 電池產(chǎn)能投放，高效 PERC 與普通多晶電池的價差收窄至 0.2 元/W，在多晶的盈虧平衡線上，PERC 電池仍有 0.2 元/W 左右的毛利潤。因此，在普通多晶電池徹底退出市場之前，高效 PERC 電池將始終享有明顯的超額收益。

在價格方面全球多數(shù)地區(qū)已實現(xiàn)平價上網(wǎng)，進一步降價的需求并不強烈，尤其是經(jīng)過多年下降，組件占光伏系統(tǒng)的成本比重已從 2010 年的超過 57%降至 2018 年不足 34%，組件后續(xù)的需求在于進一步提高功率以降低其他系統(tǒng)成本。因此我們認為 2019 年產(chǎn)品價格仍將維持小幅下滑趨勢，利潤率逐步回升至合理水平。

受“531 新政”沖擊，2018 年下半年光伏全產(chǎn)業(yè)鏈價格出現(xiàn)大幅度下調(diào)，目前各環(huán)節(jié)幾乎都沒有超額收益。在 2019 年行業(yè)景氣度向上趨勢已十分明確的背景下，光伏產(chǎn)業(yè)鏈總體上再出現(xiàn)系統(tǒng)性降價的概率較低，建議關注成本或者定價存在差異化的環(huán)節(jié)，尤其是這些領域內(nèi)龍頭地位非常穩(wěn)固的頭部企業(yè)，我們認為多晶硅和電池組件環(huán)節(jié)值得挖掘。