光伏行业深度研究报告.docx

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光伏行业深度研究报告

2020年光伏行业深度研究报告

1、多晶硅产业曲折前行，边际产能成本决定价格

1.1多晶硅是光伏重要上游，产业发展曲折前行 

多晶硅是光伏行业的重要上游环节。

光伏产业链大致可分为上游多晶硅、硅片，中游电池片、组件，以及下游光伏发电系统三大环节。

其中，多晶硅作为光伏产品制造的基础原材料，具有产能投资金额大、技术工艺复杂、投产周期长等特点，且具备较高的进入壁垒，行业附加值较高。

多晶硅按照产品纯度的不同，可分为工业硅、冶金级多晶硅、太阳能级别多晶硅、及电子级别多晶硅。

用于光伏生产的是太阳能级多晶硅，一般纯度在6N~9N之间，国标根据具体的参数差异将太阳能级多晶硅分为太阳能一级、太阳能二级、太阳能三级。

电子级别的多晶硅对于产品纯度要求更高，一般要求9N以上，应用于电力电子上的硅材料纯度要求更高，通常要求纯度达到11N以上。

太阳能级多晶硅处于晶硅光伏产业的上游环节，多晶硅料经过融化铸锭或者拉晶切片后，可分别做成多晶硅片和单晶硅片，进而用于制造晶硅电池。

我国多晶硅产业发展至今，现已占据全球领先地位，大致经历了5个阶段：

第一阶段（1957-1997年）：

萌芽摸索期。

我国早期的多晶硅工艺研究源于20世纪50年代，1955年北京有色金属研究总院在缺少技术和资料的情况下，自行摸索锌还原四氯化硅工艺（杜邦法）和氢还原四氯化硅工艺（贝尔法）。

此后，739厂、740厂和741厂发展成为我国三大硅材料生产基地。

彼时，多晶硅厂生产规模较小、工艺技术落后、消耗大、成本高，全国的多晶硅总产能始终在年产数十吨的规模徘徊。

第二阶段（1997-2005年）：

产业化起步期。

自1996年开始，在国家经贸委的支持下，峨眉半导体厂开始100吨/年多晶硅产业化关键技术研究。

2002年四川新光开工建设国内首条千吨级多晶硅生产示范线，2005年洛阳中硅投产300吨多晶硅产业化项目，标志着我国打破国外的技术封锁，形成多晶硅规模化生产技术体系。

第三阶段（2005-2009年）：

蓬勃发展期。

2005年之后，受太阳能级多晶硅市场需求影响和在多晶硅生产线示范项目的带动下，国内资本开始大举进入多晶硅领域，多晶硅产业规模迅速扩大，年产量从两三百吨发展至两万吨，使得我国光伏产业原材料的自给率由几乎为零提高至50%左右，摆脱了光伏产业原材料依赖进口的局面，为产业健康发展奠定了基础。

同时，国内多晶硅生产技术实现快速突破，采用改良西门子法的企业基本掌握千吨级规模化生产关键技术，关键设备的国产化进程加速，生产工艺不断优化，大规模化生产的稳定性逐步提高。

第四阶段（2009-2013年）：

市场调整期。

在多晶硅利润率大增的情况下，各路资本涌入多晶硅投资领域，使多晶硅产能虚增。

2009年“国发38号文”，将多晶硅行业定为产能过剩行业，加上国外倾销压制和信贷紧缩使我国多晶硅产业陷入泥潭。

至2013年上半年，全国在产的多晶硅企业仅为7家，多数产能在1000到3000吨之间的多晶硅工厂倒闭。

第五阶段（2013年至今）：

领先全球期。

2013年，国务院出台《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，并发文将多晶硅从产能过剩行业中摘除，国内光伏市场开始规模化扩大，再加上我国相继对美、韩、德等出台多晶硅反倾销、反补贴等政策，我国多晶硅产业迎来黄金发展期。

国内多晶硅市场需求开始扩大，产品价格也逐步提升，国内多家多晶硅企业开始复产。

同时，多晶硅生产布局更加优化，逐步往能源价格洼地如西北等地区转移，生产设备也更为先进。

2019年，全国多晶硅产量达34.2万吨，市场占比达66.9%，产能总规模达45.2万吨，占比达69.2%，连续7年产量位居全球首位。

1.2改良西门子法占据主流，流化床法尚未大规模应用 

多晶硅制备工艺主要分为三氯氢硅西门子法和硅烷流化床法，产品形态分别为棒状硅和颗粒硅。

当前主要的多晶硅生产技术主要有三氯氢硅西门子法和硅烷流化床法，其中三氯氢硅西门子法生产工艺相对成熟，2019年采用此方法生产出的棒状硅约占全国总产量的97.5%，预计未来仍将是主流生产工艺。

但N型电池的发展将扩大颗粒硅的市场需求，一旦颗粒硅解决生产稳定性、一致性、规模化以及产品质量的问题，不排除颗粒硅市场份额会出现快速增长。

改良西门子法为当前多晶硅制造主要工艺。

自1957年西门子发应用于多晶硅的生产以来，经过了60多年的持续改良，是目前生产多晶硅最为成熟的工艺。

改良西门子法在安全性上远超硅烷法，短期内其生产成本也低于硅烷法。

此外，改良西门子法能够生产9N-12N的高纯度多晶硅，兼容太阳能级和电子级产品生产。

综合来看，在其他技术没有重大突破的前提下，改良西门子法有望在较长时间内保持其竞争优势。

改良西门子法实现了生产过程的闭路循环。

改良西门子法的工艺流程为：

氯气和氢气合成氯化氢（或外购氯化氢）；工业硅粉与氯化氢在合成流化床中合成TCS气体；将TCS与高纯氢气送入还原炉中，经化学气相沉积反应生产高纯多晶硅。

改良西门子法的闭路循环体现在：

将还原炉还原过程中产生的污染副产品四氯化硅送到氢化反应环节将其转化为TCS，进而实现循环利用。

改良西门子法中，多晶硅还原炉是最重要的核心设备，改良西门子法可通过采用大型还原炉，降低单位产品的能耗。

流化床法尚未大规模应用。

流化床法工艺的核心是硅烷气体在流化床反应器中直接分解为颗粒状的多晶硅产品。

流化床法目前市场份额远小于西门子法，国外仅有REC和MEMC（保利协鑫收购）有成熟应用，但面临参数不达标和成本过高问题。

国内进行投入研发的企业如陕西天宏进展较为缓慢，保利协鑫已取得技术突破，实现商业化生产，目前处于客户试用阶段，行业整体仍未实现大规模应用。

1.3成本分拆：

电力成本比重最高，其他成本仍有下降空间 

改良西门子法生产多晶硅成本中，电力、原材料、折旧占大头。

在当前主流多晶硅生产法-改良西门子法的生产成本中，电力成本、原料成本和折旧成本是主要部分，三者合计占到总成本的80%左右，其中电力成本占比最大，占比35%；硅粉成本占比30%；折旧成本占比达15%。

因而，电力、原材料、折旧成为降低多晶硅生产成本的主要领域。

目前国内先进产能综合现金成本在3万元/吨，生产成本在4万元/吨，综合成本在5万元/吨。

国内厂商凭借低成本电力资源，以及对工艺的持续改进与精细化管理，产品竞争力不断增强，与海外企业相比具有较为明显的成本优势。

目前，国内先进多晶硅产能综合现金成本在3万元/吨左右，生产成本在4万元/吨左右，综合成本在5万元/吨左右。

布局低电价洼地降低电力成本。

电力成本在多晶硅成本中占比达35%，是降低生产成本的关键。

降低电力成本包括降低电价和综合电耗两方面。

降低电价成本的效果十分直接显著，近年来，国内多晶硅主要生产企业纷纷将产能向新疆、内蒙古、四川等低电价地区转移，预计未来三大地区的产能集中度达到88.7%，未来多晶硅产能仍有向具有电价优势地区转移的趋势。

综合电耗逐渐降低，未来仍有下降空间。

综合电耗是指工厂生产单位多晶硅产品所耗用的全部电力，包括合成、电解制氢、精馏、还原、尾气回收和氢化等环节的电力消耗。

2019年，全国多晶硅平均综合电耗已降至70kWh/kgSi。

未来随着生产装备技术提升、系统优化能力提高、生产规模增大等，预计至2025年还有5%以上的下降空间。

硅单耗稳步下降。

硅单耗指生产单位高纯硅产品所耗费的硅量，主要包括合成、氢化工序，外购硅粉、三氯氢硅、四氯化硅等含硅物料全部折成纯硅计算，外售氯硅烷等按含硅比折成纯硅计算，从总量中扣除。

2019年，行业硅耗在1.11kg/kg-Si水平，基本与2018年持平。

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。

技术工艺提升以及规模效应促进设备投资成本下降。

随着生产装备技术的进步、单体规模的提高和工艺水平的提升，三氯氢硅西门子法多晶硅生产线设备国产化覆盖率不断提升，设备投资成本逐年下降。

同时多晶硅企业对各个环节进行系统整合，充分发挥单体装置的能力，现已基本掌握单线万吨级多晶硅生产技术。

2019年投产的万吨级多晶硅生产线设备投资成本已降至1.1亿元/千吨的水平。

预计到2020年，千吨投资可下降至1.04亿元。

人均产出量快速提升，单位人工成本降低。

随着多晶硅工艺技术瓶颈不断突破，工厂自动化水平的不断提升，多晶硅工厂的人均产出也快速提升。

2019年多晶硅生产线人均产出量为35吨/年，同比增长25%。

随着国内智能制造水平的提升，以及多晶硅单线生产规模的增大，未来多晶硅工厂的人均产出量将保持稳定提升，到2025年提高到50吨/年。

1.4定价逻辑：

供需切换价格坍塌，边际成本决定定价 

回顾历年光伏多晶硅价格走势，大致经历了暴力拉升-价格坍塌-震荡下跌三个阶段，其中2008-2009是光伏多晶硅供需切换引发价格坍塌的历史拐点。

阶段1：

需求刺激价格暴涨。

自2005年以来，受西班牙、德国等欧美国家太阳能电池优惠政策刺激，海外太阳能电池需求呈爆炸式增长，从而导致全球性多晶硅原料缺乏，多晶硅价格出现暴涨，每公斤价格超过400美元，2008年最高时甚至达到500美元/公斤。

据统计，2005年，中国多晶硅总产量仅60吨，2006年也只有287吨。

太阳能光伏企业出现使得市场需求缺口达数万吨。

多晶硅作为紧缺产品受到太阳能光伏企业抢购，价格飙升更吸引了企业狂热投资多晶硅产业。

阶段2.1：

暴利推动产能扩张。

2008年，“拥硅为王”时代出现，一箱30公斤多晶硅售价高达10万元，利润10倍以上，很多企业靠投资多晶硅大幅盈利。

2007年11月入主新光硅业的川投能源，2008年新光硅业为其贡献了3.14亿元利润，占川投能源全部净利润82.38％，远超过川投能源自身主营业务。

巨大财富效应让中国企业纷纷投身于光伏产业，

2006年，由亚洲硅业青海新能源集团共同出资，西宁东川工业园开工建设年产1000吨多晶硅生产线；随后，南玻集团5000吨多晶硅项目、江苏大全6000吨项目、通威集团1万吨项目、爱信硅科技1万吨项目、亚洲硅业6000吨项目、大陆产业投资集团1万8000吨项目等纷纷上马。

中国电子材料行业协会报告显示：

截至2009年6月，中国有近50家公司正建设、扩建筹建多晶硅生产线，已有19家企业多晶硅项目投产，产能规模达到3万吨/年，另有10多家企业新建、扩建多晶硅项目，10多家计划筹建，全国总规划产能预计到2010年将超过10万吨，总投资超过1000亿元。

作为对比，2008年中国多晶硅总需求量1.7万吨，如果到2010年能够兑现10万吨以上计划产能，将超过全球需求量2倍以上。

阶段2.2：

供需反转价格崩塌。

2008年金融危机爆发后，欧洲国家纷纷取消太阳能补贴，国外多晶硅订单锐减，需求明显减少导致多晶硅价格大幅下滑。

另一方面，由于很多企业投资多晶硅只看中短期暴利而盲目投资，多晶硅提纯核心技术掌握于美国、日本、德国等少数国家厂商之手，中国很多多晶硅企业只赚取了加工费，且生产成本非常高。

国内企业生产1公斤多晶硅平均成本约为80美元，而国外厂商成本只有25美元。

多晶硅需求锐减以及产能急剧扩张，导致很多企业面临亏损境地。

受供需反转影响，多晶硅价格从2008年最高500美元/公斤，降至2019年中的每公斤六七十美元，国内多晶硅企业受到极大冲击。

阶段3：

晶硅电池路线确立，技术日趋成熟，边际成本决定价格。

随着全球经济回暖，多晶硅市场需求有所回升，价格开始回暖。

但由于多晶硅产能的持续释放以及全球光伏增长需求放缓，多晶硅价格继续下跌至2011年底的30美元/千克。

多晶硅价格的暴跌致使晶硅电池的路线得以确立。

此后阶段，国内多晶硅生产工艺日趋成熟，国内外龙头企业生产技术水平差距不大，产品同质性较高，企业盈利能力主要取决于成本，多晶硅的价格主要由边际供给的现金成本决定。

新产能成本大幅下降，高品质硅料稀缺，龙头企业优势明显。

回溯最近一轮多晶硅价格周期，2017年光伏市场火热，推动多晶硅现货价格从2017年4月12.79美元/kg提升至2018年1月17.83美元/kg，随后多家硅料龙头企业相继宣布扩产计划。

但由于531政策影响，2018年光伏装机不及年初预期，且后续新增低成本产能阶段性释放，导致行业长期处于供过于求的阶段，多晶硅价格自此开始进入震荡下跌区间。

当前阶段，随着疫情影响逐步消退，下半年需求逐步释放，且全球单晶占比逐步上升，高品质硅料需求提升，多晶硅有望迎来供需反转，市场价格迎向上拐点。

近期，多晶硅市场价格呈明显上涨走势，包括复投料、单晶致密料、菜花料、多晶免洗料价格都有不同程度上涨，主要受下游硅片订单需求增加，硅料供应偏紧所致。

我们预计，本轮多晶硅价格涨价，主要受供需反转所致，价格上涨具备一定延续性。

且下游硅片产能扩产较快及光伏终端需求边际向好，供给端硅料产能短期扩张弹性有限，多晶硅价格目前尚处于底部空间，向上弹性可观。

具有成本优势的龙头企业，有望迎来量利齐升的高增长。

随着新产能持续爬坡优化，龙头厂商生产成本优势将进一步得到提升。

一方面受益于新疆，内蒙古，四川等地区新产能所在地的低电价，使得多晶硅主要生产成本电力成本大幅下降；另一方面，龙头企业设备制造和生产工艺持续优化，成本管控能力不断提升。

随着多晶硅价格持续回升，具有成本优势的龙头企业有望持续受益。

2、光伏行业：

平价市场向好，疫情影响式微

2.1市场端：

光伏平价景气回升，全球市场增量巨大 

光伏产业兴起于欧洲，后发动力在中国，平价市场在全球。

光伏行业发展至今，主要经历了4个阶段：

发展初期2004-2010年：

新增装机量年复合增速达81.0%，主要发展地在欧洲各国。

光伏发电大规模产业化兴起于2004年欧洲，以德国为首的欧洲各国推出政府补贴政策，推动光伏产业大规模商业化发展。

整理期2011-2013年：

新增装机量年复合增速达12.8%。

欧债危机导致欧洲各国政府开始大幅降低光伏补贴，光伏投资收益率下行导致下游需求减少，早期行业上游快速扩张进一步加剧供需失衡。

与此同时，美国、欧洲在2011、2012年相继对中国光伏产业发起“双反”调查，致使光伏行业整体打击惨重，2012年全球光伏新增装机量首次下滑。

成长期2014-2018年：

新增装机量年复合增速达22.1%，主要发展地在中国。

2012年，中国为应对美、欧“双反”调查、加大光伏应用补贴力度，发布《太阳能发电发展十二五规划》，并于2013年7月正式发布《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，明确电价补贴标准和补贴年限。

至此，中国接替主导光伏产业发展的接力棒，开启光伏产业的第二轮快速成长期。

平价期2019-2025年：

主要发展地在全球。

伴随光伏工艺技术的不断进步和成本改善，光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具备价格优势的能源形式，光伏开始进入全面平价期，全球光伏市场有望将开启新一轮稳健增长。

2.1.1全球平价来袭，海外市场火爆 

全球平价临近，海外市场持续爆发。

近年来，光伏技术进步使得装机成本不断下行，2018年全球光伏平均装机成本已到1210.2USD/kW。

装机成本下行带来光伏发电性价比提升，全球平价市场正在逐步扩大。

总结近期各地区光伏最低中标价格，光伏发电已经成为越来越多国家成本最低的能源发电方式。

与此同时，全球GW级光伏新增装机市场2017-2019年持续增长，分别达9/11/16个，2019年新增国家为位于欧洲的法国、乌克兰、西班牙和位于中东的阿联酋、埃及。

全球装机高增长，中、欧、美、印为主力。

从各国年光伏新增装机量看，中国、欧盟、美国以及印度贡献主要力量。

根据IEA及PVInfoLink数据，2019年全球光伏新增装机约为115GW，其中中国2019年光伏新增装机30.1GW继续位列全球第一，欧洲、美国以及印度分别以14%、12%、8%的装机贡献占比位列其后，前四合计装机占比达60%。

根据全球光伏市场强劲的发展势头，预计2020年中、欧、美、印将继续贡献主要力量。

疫情短期构成扰动，中长期看海外市场预期乐观：

传统市场增长强劲，新兴市场贡献增量明显。

疫情对于全球光伏行业短期扰动，但行业中长期增长趋势不变。

预期荷兰、德国等欧洲市场以及美国增长动力强劲，南美、中东、北非等新兴市场贡献增量明显，整体海外市场将继续保持高速增长。

综合来看，中长期海外市场整体预期仍乐观，疫情稳定后，每年新增装机量有望超过100GW。

2.1.2国内竞价平稳落地，需求叠加大年将至 

2019年光伏新增装机量下滑，发电占比逐年提升。

2019年虽然我国光伏新增装机再次同比下降，但是新增和累计光伏装机容量仍继续保持全球第一。

2019年，我国新增光伏并网装机容量达到30.1GW，同比下降32.0%，其中分布式12.2GW，集中式17.9GW。

截至2019年底，累计光伏并网装机量达到204.3GW，同比增长17.1%;全年光伏发电量2242.6亿千瓦时，同比增长26.3%，占我国全年总发电量的3.1%，同比提高0.5pct。

竞价机制元年，竞价项目延期并网，户用市场超预期。

2019年我国光伏政策优先支持无补贴平价项目，并对需要国家补贴的项目采取竞争配置方式确定市场规模的管理方式。

2019年补贴竞价项目总额度为22.5亿元，竞价最终确定22.7GW的装机规模。

但因政策出台时间较晚，项目建设时间不足半年，很多项目年底前无法并网，再加上补贴拖欠导致民营企业投资积极性下降等原因，截止2019年底竞价项目实际并网量只有目标规模的三分之一。

装机结构上，集中式光伏电站新增装机17.91GW，同比降低23.1%，其中12月地面电站超预期增长，单月并网规模达9.5GW，占全年53.0%；分布式光伏新增装机12.19GW，同比降低41.8%，其中户用光伏市场发展超出预期，仅用4个月完成全年目标，10月户用装机达到100万千瓦，为单月历史最高水平。

初始投资成本下降，光伏性价比突显。

2019年我国地面光伏系统的初始全投资成本为4.55元/W，较2018年下降0.37元/W，同比下降7.5%。

其中，组件成本约占投资成本的38.5%，非技术成本约占17.6%（不包含融资成本）。

未来随着技术进步，组件将成为降低单瓦投资成本的重要一环，其占总投资成本比继续下降，其他成本虽有下降趋势但降幅不大。

预计到2020年全投资成本可下降至4.3元/W。

投资成本下行带动光伏平价范围进一步扩大，光伏投资性价比突显。

2020年光伏竞价项目落地，补贴规模仍然可观，年内实现并网预期较强。

2020年光伏发电项目建设方案，总体思路、项目管理、竞争配置延续2019年政策框架；平价项目4月底前报送；补贴预算总额度15亿元（户用5亿元，竞价10亿元）。

近期国家能源局公布2020年光伏发电项目补贴竞价结果，竞价项目总规模达25.97GW，符合我们此前25GW预期。

此外，测算户用补贴项目规模约为6-7GW，合计补贴对应项目规模约在32GW左右，整体补贴项目规模可观。

此次竞价项目整体加权平价的度电补贴强度约为0.033元/kWh，较2019年0.065元/kWh下降50%。

相较2019年，本次项目逾期补贴降低仍维持0.01元/kWh，但由于此次度电补贴强度大幅降低，且组件价格下降预期较弱，预计2020年竞价项目大部分有望在年底前实现并网。

疫情短期扰动抢装行情，不改2020光伏大年预期。

根据2019年光伏发电项目补贴竞价结果，拟纳入竞价补贴项目的总装机容量达22.7GW，并网延期期限为2个季度。

国家能源局统计数据显示，2019年全年我国光伏新增装机量为30.2GW，竞价项目实际并网量约为7.6GW。

延期竞价项目需至2020年3月底及6月底前实现并网。

短期疫情或对光伏制造端及物流端产生影响，致使电站建设开工晚于预期，对企业原定电站并网计划恐有扰动。

但延期项目均为既定项目，且龙头企业建设积极性较高。

结合此次2020年光伏竞价项目落地，竞价项目总体规模可观，且年内并网预期强烈。

此外，产业链价格下行继续激发平价需求，户用市场发展稳健，继续维持2020年光伏装机规模35-45GW预期判断，光伏装机大年可期。

2.2.国内影响：

产业链龙头影响有限，继续看好全年装机

龙头企业受疫情影响有限，二三线企业加速退场。

当前国内疫情基本已经得到控制，从国内光伏制造业看，此次疫情导致部分工厂春节复工时间有所延后，恐对厂家产能爬坡与产品出货产生影响。

但我国光伏产业链大多布局于江浙以及西北地区，距此次疫情中心较远，且龙头企业春节停工较少，产能受影响较小，且生产资源和现金充裕。

相反，受人员流动和现金流影响较大的小企业产能加速出清。

组件出口数据佐证，行业集中度被动提升。

组件作为光伏产业链中中小企业参与度最高的一环，行业集中度受此次疫情影响提升显著。

从最新组件出口数据看，2020Q1龙头企业出口集中度CR5和CR10分别达52.1%和72.5%，较2019年全年提升0.66pct和0.65pct。

在此次疫情影响背景下，行业龙头企业资源调配和贸易渠道掌控方面优势得以突显，二三线企业加速退出市场，行业集中度被动提升。

光伏竞价结果落地，大部分项目年内有望实现并网。

2020年3月10日能源局下发《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，总体思路、项目管理、竞争配置延续2019年政策框架。

2020年6月底，国家能源局公布2020年光伏发电项目补贴竞价结果，竞价项目总规模达25.97GW，符合我们此前25GW预期。

此次竞价项目整体加权平价的度电补贴强度约为0.033元/kWh，较2019年0.065元/kWh下降50%。

相较2019年，本次项目逾期补贴降低仍维持0.01元/kWh，但由于此次度电补贴强度大幅降低，且组件价格下降预期较弱，预计2020年竞价项目大部分有望在年底前实现并网。

户用市场有望继续成为亮点。

户用市场发展迅猛，已成为光伏应用市场重要组成部分。

2019年，纳入补贴规模的户用光伏项目总计5.3GW，较原定计划3.5GW提升51.4%。

其中2019年户用光伏并网规模达3.55GW，占全年分布式装机34.5%。

2020年光伏新政中，户用光伏补贴总额5亿元，占总补贴比例从2019年的25%提升至33.3%。

结合近期新版2020年光伏项目电价政策中的价格规定，户用光伏度电补贴明确为0.08元/千瓦时，测算户用光伏全年新增装机仍然可达6-7GW，并网规模仍然可观。

3、多晶硅：

国产替代加速，供需反转提价，长期格局向好

3.1国内产能崛起，进口替代加速 

国内多晶硅产能产量提高，市场份额持续攀升。

根据中国光伏行业协会数据，2019年，全球多晶硅