|
|
| 首頁 >> 特別報道 >> 中國光伏行業大復盤
|
| |
| 中國光伏行業大復盤 |
| 來源：光伏盒子 時間：2020/9/14 |
中國光伏行業經歷了固定標桿上網電價時期、競價時期以及目前正在向平價邁進的過渡階段，補貼支持政策在行業發展早期對促進裝機需求及提升制造企業盈利 具有顯著推動作用，中國光伏企業在政策支持、技術進步以及產能擴張的帶動下， 產業規模迅速擴大，各環節成本優勢越加明顯，確立了全球競爭力與領先地位。根據測算，2020-2025 年，全球光伏新增裝機分別有望達到 120GW、140GW、160GW、 180GW、200GW、220GW，同比分別增長 2.21%、16.67%、14.29%、12.50%、11.11%、 10.00%，光伏還是大有可為的。今天我們來好好復盤一下
1.政策驅動轉向市場驅動，LCOE下降是發展主線
1.1 周期性與成長性兼備
社會對清潔廉價能源的需求是光伏發展的根本動力：1.光伏發電清潔、低碳(甚至零碳)、 可持續，受到各國政府強力支持;2.光伏降本提效潛力巨大，有望成為最廉價能源，降低全 社會用電成本。
光伏行業具備周期性與成長性，市值受預期驅動與業績支撐。光伏產業存在需求、供 給、技術三重周期。由于成本下降迅速且發展空間巨大，光伏產業也具有顯著的成長性。光伏行業市值受到預期驅動和盈利支撐。其中預期主要受到政策邊際變化、行業格局、利 率、盈利預期等因素影響;盈利主要由量、價、成本三項因素決定，其深層影響因素在于 補貼政策、供求關系、技術發展等方面。
政策、光照資源、電網消納、土地資源等多要素約束光伏裝機：
(1)政策決定光伏可行性。出于補貼壓力、社會用電成本等因素考慮，部分國家出臺 政策限定光伏裝機規模。隨著光伏經濟性提高，政策約束有望減弱。
(2)光照資源決定光伏發電經濟性。太陽能空間分布不均，整體上由熱帶向寒帶遞減。光照資源直接決定光伏電站利用小時數，進而影響光伏經濟性。一定的光照資源是開展光 伏發電的前置條件。非洲、中東、澳大利亞等地區光照資源最為豐富，峰值日照時數普遍 超過 2000 小時，光伏已成為當地最廉價電力來源之一。
(3)電網消納能力決定短期發展空間。在電網調度能力較弱、火電深度調峰能力較差 的國家，光伏間歇性、波動性、不可預測性較強的物理缺陷導致其裝機或發電量占比的上 限在一個很低的位置(如裝機量的 1/3，發電量的 1/6)。電網調度、調峰能力建設需要時 間，因而對短期內光伏裝機容量產生約束。
(4)土地資源決定長期發展空間。太陽輻照能量密度低，光伏發電需要占用較大面積 土地。太陽每秒鐘到達地球陸地表面的輻射能相當于全球每年能源消耗的 3.5 萬倍，目前 全球荒漠化土地面積有 3600 萬平方千米，假定利用 0.1%荒漠面積建設光伏電站，發電量 可達全球能源消耗量的 1.7 倍。在局部地區，土地資源稀缺是影響光伏建設成本和限制光 伏裝機的重要條件。但從全球總量看，光伏開發空間廣闊。
度電成本下降是光伏行業發展主線，技術進步是推動降本增效主旋律。建設成本和發 電量是影響 LCOE 的根本因素，技術進步帶來轉換效率提升和生產效率提升，轉換效率提 升不僅可提升發電量增益而且可攤薄面積相關的建設成本，生產效率提升通過規模化效應 可實現組件成本的優化。過去十年光伏行業降本呈現連續性趨勢，前期規模效益帶來的成 本降幅較大，隨著規模效應邊際遞減疊加前期讓利幅度較大，降本速度放緩。隨著金剛線、 RCZ、PERC 等新技術的涌現，目前技術進步已經成為光伏行業降本增效主旋律。
1.2 歷史回顧：量的爆發是驅動行情上漲的關鍵
光伏產業發展可以分為三個階段，經濟性增強驅動行業從政策驅動期邁向過渡期，未來逐步步入經濟性驅動期。光伏發展初期成本高昂，經濟性相對火電無競爭力，依賴政府 補貼。隨著光伏產業鏈各環節不斷降本增效，光伏發展進入過渡期，逐步實現用/發電側平 價，但綜合電力成本依然高于火電(考慮調峰)，尚依賴政策隱性扶持(保障性收購等)。未來隨著光伏發電及儲能技術的進步，光伏發電綜合電力成本將逐步低于火電，經濟性成 為裝機核心動力。
政策驅動期：政策決定需求周期，量的爆發驅動行情上漲。受限于較高的發電成本， 歷史上光伏裝機主要由政策補貼驅動。2004-2011 年，高額補貼政策驅動以西班牙、德國、 意大利為代表的的歐洲市場光伏裝機需求爆發。2013-2017 年，我國光伏補貼政策確定，主導全球光伏裝機需求。通過對這一階段的歷史復盤發現，需求量的增長是驅動行業盈利 成長的核心動力，需求量增速的爆發則是驅動估值提高的核心動力。從趨勢上看，國內光 伏電池產量增速、全球光伏資本開支增速與光伏設備指數走勢也高度擬合。
過渡期：補貼政策弱化，經濟性驅動增強。歐洲光伏市場發展較早疊加 2008 年金融危 機影響，西班牙補貼在 2009 年大幅退坡，隨后德國、意大利補貼也發生階梯式退坡，歐洲 光伏市場補貼政策逐步弱化，2018 年，“531 政策”強烈釋放我國補貼退坡信號。隨著光 伏產業鏈價格的持續下降，全球部分光照資源好的地區，例如南歐的西班牙、意大利等國 家，率先實現發電側平價，全球光伏產業正在逐步向市場驅動過渡。復盤歷史發現，裝機 量增長趨于平穩，產業鏈盈利能力出現結構性分化，技術進步導致部分環節盈利能力顯著 提升，量的超預期變化主導影響行情漲跌，盈利能力對股價的支撐性增強。
經濟性驅動期：政策擾動退出，行業成長性凸顯。短期內，我們可以看到光伏發電側 平價的實現，行業增長將擺脫補貼依賴走向內生性增長。在平價時期，制造業各環節降價 壓力小，利潤空間有望提升;下游光伏電站方面，我們需要關注的重點是消納及土地問題 的解決，電網調度、調峰能力建設是解決消納問題的關鍵，而土地問題則關乎行業長期發 展空間。遠期來看，“光伏+儲能”綜合用電成本平價上網是實現光伏成為未來 100 年人 類新一代能源的終極目標，電池技術及儲能技術的發展成為問題解決的關鍵。N 型技術路 線轉換效率提升空間大，有望在實現快速推廣。
2. 政策驅動期：政策決定需求周期，量的爆發驅動行情上漲
2.1 政策刺激裝機爆發，需求增長重心轉換
補貼政策驅動全球裝機出現過三輪裝機高峰：
2007-2008 年，西班牙市場在高額補貼下興起，2008 年西班牙實現光伏裝機 2.89GW， 在全球光伏新增裝機中占比達到 44.53%，推動歐洲乃至全球光伏裝機快速增長。2009 年 西班牙補貼大幅退坡，裝機驟減 99%，疊加金融危機爆發后各國財政收緊，全球光伏裝機 增速下滑至 30%。
2010-2011 年，補貼階梯式退坡導致意大利、德國市場爆發搶裝潮，推動全球裝機增 速提高。2012 年，歐債危機下意大利大幅收緊補貼政策，導致裝機下滑 62%，疊加德國 新增裝機增速放緩、歐美對華雙反等因素，全球光伏產業陷入低谷。
2013-2017 年，中國光伏裝機大幅增長，至 2017 年占比達到 57.41%，引領全球裝 機進入 100GW 量級，與此同時，全球光伏裝機增速進入下降通道，2017 年相比 2016 年 下降 35 個百分點。2018 年，受到政策變動影響，國內裝機份額降至 45.44%。全球市場 正向多元化發展，以美、日、印為代表全球多國在政策及經濟性支撐下份額逐步提升。
2.2 “規模+技術”驅動降本增效，供需關系主導超額利潤
規模效應疊加技術進步驅動行業降本增效。光伏行業呈現持續性的成本下降和轉換效 率提升趨勢。2007-2019 年，光伏系統成本降低主要由組件貢獻，組件在系統成本占比從 2007 年的 60%降至 2019 年的 38.5%。2007-2012 年光伏發電由實驗性技術逐步邁向產 業化，規模效益帶來的成本降幅較大，這也是期間政策與市場頻頻脫節的根本原因。規模 效益邊際遞減疊加前期讓利過多，2013-2014 年系統、組件價格降幅較小。2015 年后， 金剛線、RCZ、PERC 技術滲透率提高，技術進步驅動下光伏產業再次迎來降本增效浪潮。
供求關系決定價利空間。全行業供需格局變化會導致整個產業盈利的增長或下降，產 業鏈子環節的供需變化則影響價值鏈的分配。
2005-2008 年，光伏產業鏈需求爆發，技術壁壘較高、擴產速度較慢的多晶硅環節產 品價格一度暴漲至 500 美元/千克(2006 年僅為 100 美元/千克-200 美元/千克)，REC 毛利率超過 90%。2009 年全球裝機緊縮疊加前期新建產能投產，引發光伏行業第一輪嚴 重產能過剩，多晶硅價格迅速跌至 60 美元/千克。
2010-2011 年，歐洲裝機超預期導致供求關系逆轉，產業價利拐頭上行。2012 年補 貼收緊產能再次過剩，同期美歐對中國光伏企業提出“雙反”調查，國內光伏企業利潤率 跌至谷底。高杠桿企業財務風險暴露，無錫尚德、LDK、英利等龍頭或宣布破產重組，或 被收購。2013 年，歐洲最大的太陽能集團 Conergy 亦宣告破產。
2013-2017 年，光伏產品售價整體呈溫和下跌，率先實現硅片環節技術突破和量產的 隆基股份、中環股份毛利率顯著提高。
2.3 行情復盤：市場預期驅動行情上漲，盈利支撐性較弱
我國光伏市場在政策驅動期出現過三輪明顯的上漲行情。2006 年 12 月至 2008 年 1 月，光伏設備指數由 2000.96 上漲 356.38%至 9131.91，同期萬得全 A 指數由 1415.79 上漲 163.55%至 3731.35;2008 年 11 月至 2011 年 3 月，光伏設備指數由 2039.51 上漲 534.38%至 12938.3，同期萬得全 A 指數由 1242.52 上漲 130.58%至 2865.00;2012 年 12 月至 2015 年 6 月，光伏設備指數由 3035.57 上漲 384.30%至 14701.16，同期萬得全 A 指數由 1905.13 上漲 279.20%至 7224.26。
2007-2008 年，國內企業盈利增長有限，市場預期提升推高估值。國內光伏企業主要 布局電池和組件環節，附加值較低，利潤增長有限。但需求側的爆發大大提升了資本市場 對行業未來增速的預期，光伏設備指數 PE 由 2006 年 12 月 28 日的 36.93 提升至 2008 年 1 月 24 日的 203.82(同期萬得全 A 指數 PE 僅由 37.1 提升至 43.8)。2008 年初全球 金融危機爆發，光伏設備指數在行業盈利基本未改變的情況下，PE 迅速由 2008 年 1 月 24 日的 203.82 降低至 2008 年 11 月 3 日的 33.30。
2009-2011 年，估值修復與盈利提升先后兌現。2008 年底，四萬億計劃疊加央行強 力降息，估值率先取得修復。2008 年 11 月至 2009 年 4 月，光伏設備指數 PE 由 33 快速 提升至 120 左右。2010 年，德國、意大利爆發搶裝，光伏市場全面回暖，國內產能高速擴 張，2008 年-2011 年，國內光伏電池產量提高 707%，多晶硅產量提高 1766%。受益于 下游需求高漲，多晶硅價格自 2010 年 3 月至 2011 年 3 月漲幅達到 37.64%。量價齊升之 下，光伏設備指數 PE 由 2010 年初的 90 左右提高至 2011 年 9 月的 300 以上。2011 年11 月、2012 年 9 月，美歐相繼執行雙反政策，光伏設備指數遭遇戴維斯雙殺，2012 全年 跌幅超過 40%。
2013-2015 年，國內裝機量爆發提升行業預期支撐大行情出現。13 年后國內光伏政 策密集出臺，強力政策支持下，行業增長預期得以改善，估值率先修復。2013-2015 年， 國內光伏上網電價始終保持不變，而同期光伏組件價格降幅約為 20%。光伏電站投資收益 率持續提高，導致國內裝機增速持續攀升。2013 年 11 月至 2016 年 8 月，無風險利率由 4.7222%持續下降至 2.6401%，導致股票預期收益率下行。2015 年大牛市背景中投資者 風險偏好提升，風險溢價降低，更加拉低了股票預期收益率，光伏設備指數也在估值提升 的驅動下快速上漲。2015 年補貼退坡政策導致 2016 年 630 搶裝潮透支需求，第三季度需 求大幅滑落，產業鏈價格迅速跳水，光伏設備指數相對收益持續走低。
3. 過渡期：補貼政策弱化，經濟性驅動增強
3.1 補貼政策弱化，經濟性推動多元化需求爆發
各國補貼政策相繼退出，光伏發展動能由政策驅動逐步轉向市場驅動。2008 年起，光 伏起步較早的西班牙、德國、意大利等國相繼出臺光伏補貼退坡政策。2018 年，我國光伏 產業經歷了大幅度的補貼退坡和裝機規模限制，產業鏈價格由此迎來一輪快速下跌。在補 貼逐步退出的大背景下，經濟性成為驅動需求增長的主要動力。光伏裝機增速在經歷補貼 政策刺激的暴漲暴跌后，開始走向由經濟性驅動的內生增長。
光伏經濟性驅動海外多元化裝機爆發，需求增速趨緩。2018 年 5 月至 10 月，光伏綜 合價格指數下跌超過 30%，光伏發電經濟性凸顯。2018 年“531 政策”后，我國光伏裝 機增速銳減，在用電價格較高、光照條件較好、非技術性成本較低的部分海外市場中，光 伏已成為最廉價的電力來源，希臘、德國、贊比亞、印度、巴西等國家光伏發電成本已低 于當地的火電價格，經濟性成為驅動部分海外平價市場裝機增長的主要因素。全球光伏市 場呈現出兩大特點：(1)補貼退出疊加高基數導致全球新增裝機增速逐漸回落;(2)光 伏新增裝機驅動力呈現多元化趨勢，美國、日本、印度、越南、澳大利亞等需求占比提升。
3.2 技術進步主導價格下降，行業呈現輕資產高 ROE 屬性
技術進步成為驅動各環節成本下降的主要動能。光伏各環節技術更新迭代速度極快， 從多晶到單晶，再到 PERC、PERC+，以及正在產業化導入階段的 N 型路線，每一輪技術 革新都催生行業大規模擴產浪潮，由于新建產能在成本、效率方面具備優勢，對舊產能的 替代性極強。隨著全球光伏需求增速回落疊加設備國產化的基本實現，光伏各環節成本下 降趨勢趨于平緩，技術進步成為驅動成本下降的主要因素。
各環節設備國產化基本實現，投資成本大幅下降。(1)硅料環節：生產裝備技術和工 藝不斷提升，2019 年三氯氫硅西門子法多晶硅生產線設備投資成本已降至 1.1 億元/千噸， 同比下降 4.35%;(2)硅片環節：2019 年，拉棒和鑄錠環節設備投資成本(包括機加環節)分別為 6.1 萬元/噸和 2.6 萬元/噸，同比分別下降 6.15%、7.14%;(3)電池片環節：我國常規電池生產線關鍵設備已基本完成國產化，2019 年 PERC 電池產線投資成本已降至 30.3 萬元/MW，同比下降超過 27%;(4)組件環節：國內組件生產設備已經全部國產化， 2019 年新上產線設備投資額為 6.8 萬元/MW，與 2018 年基本持平。未來隨著設備性能、 單臺產能以及電池片效率不斷提升，各環節生產線投資成本有望進一步降低。
硅片大型化趨勢助力全產業鏈生產效率提升，降本增效效應明顯。
1)硅片環節：大尺寸硅片單位質量方棒拉制成本較低，總成本具備優勢。受益于拉晶 環節成本優勢，大尺寸硅片非硅制造成本較低。以 M9、M10、M12 為例，三類硅片分別 有望取得 1.80 分/W、2.13 分/W、2.60 分/W 的非硅成本降幅(較 156.75 全方片)。考 慮到大直徑拉晶一定程度上會導致硅料損耗增加，大尺寸硅片的單瓦硅料成本略有上升。綜合來看，M9、M10、M12 大尺寸硅片的總成本分別較 156.75 全方片低 3.73%、4.37%、 5.25%。
2)電池片環節：大尺寸硅片提升設備產能、降低耗材單瓦用量，節約單瓦制造成本。以 156.75 全方片為基準，M9、M10、M12 規格硅片分別將電池片環節的非硅成本降低了 15.23%、18.52%、22.53%。若綜合考慮原材料硅片的成本降低(一體化測算)，則 M9、 M10、M12 規格硅片分別將電池片環節的總成本降低了 8.67%、10.41%、12.63%。
3)組件、系統環節：大尺寸硅片封裝密度更高，助力組件、系統環節進一步降本。常 規組件封裝時電池片與電池片之間存在一定間隙，采用大尺寸硅片能減少同功率等級組件 中的電池片用量，從而減少間隙留白，提高封裝密度。此外，較少的電池片用量能夠降低 串焊時對齊主柵的難度，也便于企業的生產經營管理。若采用大尺寸硅片生產大功率組件， 則還能實現接線盒、人工、折舊等成本的攤薄，并顯著降低 BOS 成本。以 M12 硅片 50 版型組件為例，其功率可達 480W，BOS 成本降幅高達 19.77%。
“設備國產化+硅片大型化”推動全行業呈現輕資產高ROE屬性。以電池片環節為例， 假設固定資產殘值率 5%、管理費用率 4%、銷售費用率 4%、折現率 5%、所得稅率 25%， 我們測算了 1GW 單晶 PERC 電池項目收益率情況。貸款比例 50%的情況下，初始投資成 本 8 億元/GW 時，項目第三年 ROE 水平約為 10.5%，項目 IRR 約 8%，投資回收期 6.6 年;初始投資成本分別降至 6 億元/GW、4 億元/GW、2 億元/GW 時，ROE 水平分別達到14.3%、20.5%、32.4%，項目 IRR 分別為 10.6%、15.5%、28.2%，投資回收期分別為 5.9 年、4.9 年、3.2 年。初始投資成本在 2 億元/GW-5 億元/GW 區間時，單 W 盈利能力 約為 0.04-0.05 元/W。
行業壁壘及技術迭代速度導致各環節盈利能力出現結構性分化。硅料環節和硅片環節 相對來說技術和資金壁壘較高，產能建設周期較長，因此能夠維持較高的利潤水平;電池 片環節和組件環節相對來說技術壁壘較低，產能建設周期相對較短，呈現出較低的利潤水 平。由于光伏技術迭代速度較快，因此在單一環節內部，技術實力領先、率先實現產品效率突破的企業能夠實現高于行業平均水平的盈利水平。以硅片環節為例，率先實現單晶路 線的隆基股份盈利水平顯著高于行業平均水平。
3.3 后發者優勢減弱，行業格局改善
高效路線半導體屬性增強，規模化效應門檻提升，后發者優勢減弱。高效路線對硅料 品質、生產工藝要求大幅提升：
(1)電池效率越高對于硅料的純度要求越高，N 型單晶對硅料的要求接近電子級，同 時 RCZ、CCZ 等復投工藝則要求硅料的尺寸更小，內部加料器要求硅料尺寸小于 60mm， 外部加料器要求尺寸小于 30mm，硅料品質要求提升;
(2)高效電池技術大多采用 N 型路線，與傳統 P 型電池相比，N 型電池非晶硅與晶 體硅沉積環節對制程環境要求嚴格，同時磷擴散制程需要達到適合潔凈度要求并有效的鈍 化，生產工藝難度要求大幅提升，以現有 PERC 產線為基礎，升級至 N 型產線需要增加多 種關鍵設備，產線升級成本較高。
各環節龍頭具備規模和技術優勢，低成本擴產鞏固規模優勢，行業格局逐步改善。
(1)硅料：國內廠商全面壓上，海外高成本產能逐步退出，國產化程度與產業集中度 提升。硅料環節，東方希望、通威股份、協鑫新疆、新特能源、大全新能源可變成本及產 能位于第一梯隊，可變成本均低于 50 元/KG，東方希望、通威(包頭)、通威(樂山)可 變成本已低于 40 元/KG。傳統海外多晶硅巨頭 OCI、LDK、瓦克等可變成本顯著高于國內 企業，分別約為 62 元/KG、70 元/KG、80 元/KG。目前，OCI 已確認關閉位于韓國的兩 家光伏級多晶硅工廠，德國瓦克多晶硅業務 2019 年由盈轉虧。未來預計隨著海外及國內二線廠商高成本多晶硅產能的逐步退出，國內具備成本和規模優勢的低成本產能獲取更多的 市場份額，多晶硅行業最終將走向寡頭格局。
(2)硅片：雙寡頭格局穩固，落后產能加速出清。目前硅料環節已形成隆基股份、中 環股份雙寡頭格局，市場格局較為穩定。2019 年，隆基股份、中環股份單晶硅片產能分別 達到 45GW、30GW，遙遙領先晶科能源、晶澳科技等第二梯隊企業。未來隨著后發者優 勢的進一步減弱，硅片環節格局有望維持，龍頭市場份額將進一步提升。
(3)電池片：第一梯隊規模優勢已基本建立，龍頭市場份額有望提升。截至 2020 年 一季度，通威股份電池片業務非硅成本、產能位于第一梯隊，有效產能達到 24GW，其中 PERC 電池產能為 21GW，單晶電池片非硅成本達到 0.2-0.25 元/W;第二梯隊廠商包括潤 陽、蘇民、山西潞安、平煤、金寨嘉悅等，非硅成本達到 0.25-0.3 元/W。垂直一體化廠商 中，隆基股份單晶電池非硅成本、產能處于領先位置，有效產能為 15GW，非硅成本達到 0.25-0.3 元/W;東方日升緊隨其后，有效產能為 5.4GW，非硅成本達到 0.3-0.35 元/W。第一梯隊成本與規模優勢明顯，市場份額有望進一步提升。
(4)組件：組件環節競爭格局較為分散，晶科能源、晶澳科技、天合光能、隆基股份、 阿特斯位居前五。相對而言，組件環節技術與資金壁壘較低，市場格局較為分散。2018-2019 年，全球組件出貨量廠商排名較為穩定，晶科能源、晶澳科技、天合光能、隆基股份、阿 特斯位居前五。預計未來技術與成本領先、市場開拓能力強的龍頭組件廠商在激烈的競爭 中更具優勢，2020 年 CR5 占比有望提升到 57.25%。
3.4 行情復盤：預期驅動總體漲跌，盈利支撐性增強
我國光伏市場在過渡期至今為止出現過兩輪較為明顯的上漲行情。2017年6月至2017 年 11 月，光伏設備指數由 6272.93 上漲 47.16%至 9231.5，同期萬得全 A 指數由 4106.64 上漲 16.15%至 4770.05;2018 年 10 月至 2020 年 7 月，光伏設備指數由 4410.36 上漲 176.35%至 12188.10，同期萬得全 A 指數由 3179.54 上漲 65.22%至 5,253.30。
預期驅動總體行情漲跌，盈利支撐性增強。2017 年 6 月至 2017 年 11 月，我國光伏 產業處于量價齊升的景氣周期，在預期與盈利的雙重支撐下，光伏設備指數 2018 年 531 新政重創國內需求與行業信心，新政出臺后，光伏產業量價利齊跌。2018 年 5 月至 10 月， 光伏設備指數 PE 由 26.33 下調至 16.18，光伏設備指數由 7589 點下調至 4410 點。隨著 海外光伏需求的爆發，光伏產業基本面邊際改善明顯。疊加 2018 年 11 月 2 日國家能源局 召開的光伏座談會提振市場預期，光伏設備指數 PE 隨之開始上行。2018 年 10 月至 2020 年 7 月，光伏設備指數 PE 由 16.18 上調至 37.50。
單晶路線快速滲透推動單晶龍頭盈利能力優于行業平均。2014 年 12 月-2015 年 5月， 得益于金剛線應用的初步成熟，隆基股份年通過加強同業合作和收購樂葉光伏向下游滲透， 來提升對單晶產品的推廣力度，單晶市占率提升，由此迎來第一波上漲行情，區間漲幅達 到 322.77%，同期光伏設備指數漲幅為 134.38%。2015 年 9 月到 2017 年 11 月，單晶滲 透率快速提升疊加光伏裝機周期，隆基股份股價迎來大幅上漲，區間漲幅 429.01%，同期 光伏設備指數漲幅為 42.98%。第三波大幅上漲行情來源于“531 政策”后的股價修復，隨 著單晶路線的確立，單晶滲透率大爆發，隆基股份作為單晶龍頭，技術和市場聲譽達到頂 峰。2018 年 10 月到 2020 年 7 月，隆基股份股價區間漲幅達到 376.59%，同期光伏設備 指數漲幅為 176.35%。
4. 市場驅動期：政策擾動退出，行業成長性凸顯
4.1 平價上網實現，制造業環節利潤空間有望提升
平價上網實現后，全行業將走向內生需求驅動增長的模式，全球光伏需求增長趨于平 緩。隨著光伏經濟性的凸顯，全球越來越多的國家和地區將實現發電側的平價上網。我們 預計中國、美國、印度、歐洲等主要光伏新增裝機貢獻市場需求將呈現穩步增長態勢。根 據測算，2020-2025 年，全球光伏新增裝機分別有望達到 120GW、140GW、160GW、 180GW、200GW、220GW，同比分別增長 2.21%、16.67%、14.29%、12.50%、11.11%、 10.00%。
產業鏈降價壓力減小，釋放制造業盈利空間。隨著各環節持續降本增效持續推進，光 伏進入平價上網前的最后一公里。受補貼政策退出影響，制造業各環節盈利空間受到擠壓。根據測算，預計平價時硅料、硅片、電池片、組件環節毛利率分別為 30%、25%、15%、 13%。平價時代到來后，光伏產品降價壓力減小，隨著降本增效的持續推進以及行業格局 的優化，各環節盈利能力尚有一定提升空間。
4.2 效率為王，N 型技術路線有望快速推廣
高效電池具備更高的發電增益率：1)更高的轉換效率可攤薄下游電站的面積相關成本， 2)低衰減、雙面發電等性能在長期內表現更優。光伏電站的運輸、安裝、線纜、支架、運 維、土地等成本均與面積成正相關關系，因此采用更高效的電池組件，可節省光伏電站面 積，進而節約面積相關成本。此外，N 型電池具備溫度系數低、光衰減系數低、弱光響應、 高雙面率等優勢，全生命周期內等效功率更高，且這部分發電增益在目前定價中尚未體現。與單晶 BSF 相比，P-PERC、中來 TOPCon、鈞石能源 HIT 電池發電增益率分別約為 3%、 8.29%、11%。
N 型技術路線轉換效率提升空間大，同時具備光致衰減低、弱光相應好等優勢。P-PERC 電池背面激光開槽處金屬接觸區域增加額外的復合電流。與 P-PERC 工藝相比，N 型電池 技術不需要使用激光工藝，因此制作工藝不會對硅片造成額外晶體傷害。2019年，P型PERC 單晶電池轉換效率為22.3%;N-PERT+TOPCOn、HJT 以及IBC單晶電池分別可達 22.7%、 23.0%、23.6%，均超過 P 型電池。預計到 2025 年，P 型 PERC 效率可達 24.0%，N 型三 種主要技術路線效率可分別提升至 24.5%、25.5%和 25.5%，提升幅度均大于 P 型電池。此外，N 型電池使用 N 型硅襯底代替 P 型硅，具備零光致衰減、弱光效應好以及組件穩定 性高等特點。
N 型路線產業化順利，未來有望快速推廣。近年中來股份、林洋能源、國電投和英利 集團開始布局 N-PERT 產能，但由于 N-PERT 電池與雙面 P-PERC 電池相比沒有性價比， 電池廠商開始啟動 N-PERT 向 TOPCon 升級，目前中來股份是國內唯一量產 TOPCon 電 池的廠商，量產轉換效率超過 22.5%，晶科能源、天合光能等傳統電池廠商也紛紛加入 TOPCon 陣營。此外，松下在 HIT 電池路線上已研發多年，國內鈞石、上澎、晉能、中智 等新進入者多選擇實驗室轉換效率更高的 HIT 技術路線，目前量產轉換效率普遍在 22.5%~23.5%之間。
4.3 “光伏+儲能”可見度提升，終極平價遠景可期
“終極光伏技術+終極儲能技術”鑄就未來 100 年人類新一代能源。由于光伏發電輸 出功率具有很強的波動性、隨機性，而光伏儲能技術可以實現削峰填谷、負荷跟蹤、調頻 調壓、電能質量治理等功能。把光伏的平價上網和儲能的平價上網最終結合起來，才是真 正意義上的光伏平價上網。光伏+儲能商業化發展在政策支持階段的主要目的是提升光儲全 系統效益;隨著補貼退坡及進入市場化初期階段，光伏發電逐漸傾向自發自用，增加儲能 促進就地消納;進入全面市場化階段后，光儲供電的主要目的轉換為降低用電成本。
光儲結合實現全天發電，有效降低用電成本。光儲并網系統實現了系統全天發電，通 過 24 小時不間斷售電，電站收益率將不斷提升。光儲電站自發自用模式有效降低用電成本， 有助于平價上網進程的推進。根據美國能源部國家可再生能源實驗室(NREL)發布的相關 報告，100MW 單軸追蹤光伏系統成本為 1.11 億美元，60MW/240MWh 電池儲能系統成本為 0.91 億美元，兩者異地建設總成本為 2.02 億美元。運用光儲結合模式，同等規模交 流光儲系統成本為 1.88 億美元。
受益光儲政策利好，國內光儲市場增長迅速。近兩年，國內各地陸續發布相關光儲利 好政策。合肥、西北、華東、西藏等地區通過調節光儲補貼、修改兩個細則、鼓勵光儲配比以及征集光儲示范項目等措施，調動市場積極性，大力推動“光伏”+“儲能”的協同應用。截至 2019 年底，中國已投運的、與光伏配套建設的儲能項目的累計裝機規模為 800.1MW，同比增長 66.8%，占中國已投運儲能項目總規模的2.5%。2019 年，新增投運光儲項目的裝機規模為320.5MW，同比增長 16.2%。
集中式光儲項目主要集中在三北地區，分布式工業光儲項目占比提升。截至 2019 年底， 中國集中式光儲項目累計裝機規模為 625.1MW，占全部光儲項目總規模的 78.1%。從地 區分布上看，項目主要分布在我國的“三北”地區，其中，青海的累計投運規模最大，為 294.3MW，占比達到 47.1%;分布式光儲項目累計裝機規模為 175.0MW，占全部光儲項 目總規模的 21.9%。其中，偏遠地區光儲項目的累計投運規模最大，為 69.1MW，占比達 到 39.5%，比去年同期下降近 14 個百分點，而工業光儲項目的占比則比去年同期提升了近 8 個百分點。
國網綜能聯手寧德時代布局儲能產業，光伏+儲能項目招標開啟。2020 年 4 月，國網 綜合能源服務集團聯合寧德時代先后成立新疆國網時代儲能發展有限公司、國網時代(福 建)儲能發展有限公司，除了項目開發建設運維外，還可做儲能研發集成等技術服務，將 以儲能支持特高壓工程建設，促進新能源消納，實現儲能、新能源與電網的平衡發展。光 儲項目方面，華能、大唐已經率先開啟光儲項目招標。其中，大唐內蒙古騰格里首期 100MW 生態治沙光伏電站項目配置的儲能容量 5%、儲能系統時長為 1 小時及以上;華能赤峰 300MWp 光伏+儲能項目，儲能配置容量達到建設規模 5%及以上。
光儲成本持續下降，終極平價遠景可期。根據 BNEF 數據，2019 年儲能系統成本約為 331 美元/kwh，與 2018 年相比下降 9.1%。未來隨著儲能技術的持續進步，儲能系統成本呈現連續下降趨勢。預計至 2025 年，儲能系統成本有望下降至 203 美元/kwh，與 2019 年相比下降 38.7%，至 2030 年，儲能系統成本有望下降至 165 美元/kwh，與 2019 年相 比下降 50.25%。
|
| 責任編輯：myadmin |
| 上一條：
“十三五”地熱發電目標緣何落空 |
| 下一條：
儲能“人見人愛” 奈何無人“買單” |
|
|
|
京公網安備11011102000836號
