光伏产业链最全分析
作者：moneylover007
来源：雪球
一、重点关注：
预计于2021年1月份公布的十四五规划中对非石化能源的规划(十三五期间，光伏发电量复合增速达到55%，风力发电量复合增速达到22%)
二、产业链各环节龙头：
通威股份(单晶硅料龙头 + 电池片+组件)
隆基股份(单晶硅片龙头+光伏组件+全产业链)
福莱特(光伏玻璃龙头)
福斯特(EVA胶膜龙头+光背板玻璃)
锦浪科技(串式逆变器)
阳光电源(逆变器、EPC)
固德威(并网逆变器、储能逆变器)
南都电源(储能)、比亚迪(储能)
天合光能(组件+电站运营)、爱康科技(边框、电池板、安装支架、电站运营)、特变电工(电站运营)、浙江正泰电器(电站运营)
CP组合：隆基股份+通威股份；中环股份+保利协鑫+晶盛机电。光伏玻璃：福莱特。
其他：苏美达、通威股份、隆基股份、正泰电器等8家公司营收超百亿元，隆基股份、正泰电器、通威股份、特变电工、晶澳科技等6家公司净利润超过10亿元。 从净利润增幅看，净利润同比增幅超过100%的公司有13家，亚玛顿、岱勒新材、三超新材等表现亮眼。东方日升、京运通、中信博、固德威、奥特维、帝科股份、上能电气、英杰电气、金博股份、晶科电力、赛伍技术、三峡新能源、新疆大全
三、未来发展潜力：
1.国内2019年光伏发电量占总发电量3%，未来持续提升潜力大。根据联合国马德里气候变化大会的《中国2050年光伏发展展望》，从2020年至2025年这一阶段开始，中国光伏将启动加速部署；2025年至2035年，中国光伏将进入规模化加速部署时期，到2050年，光伏将成为中国第一大电源，约占当年全国用电量的40%左右，未来光伏发展的空间和潜力仍然较大 -- 预计全球范围内2025年光伏度电成本将全面低于火电成本
2.预计未来两年(2020~2021)，全球光伏新增装机规模增速均能够保持在15%以上
3.因此长期看，全球光伏2020年起进入发电侧平价上网过渡期，未来几年平价上网数量占比将逐渐提升
4.测算下来，国内未来五年光伏平均装机量会落在80-90GW之间
四、产业链拐点
1.2018年产业链突破：度电成本低于煤炭发电，行业出现拐点(平价上网)：2018年12月29日，在国家“光伏领跑者计划”推动下，截至目前国内单体装机最大（500MW）的光伏领跑者项目于我国青海格尔木正式并网发电（以下称“格尔木领跑者项目”），该项目上网电价平均为0.316元/千瓦时，低于当地煤电标杆电价0.3247元/千瓦时近1分钱。
2.这意味着在全产业链各环节共同努力下，光伏发电成本的不断缩减，终于促成了国内光伏上网电价首次低于当地煤电标杆电价。格尔木领跑者项目建设者、运营者——中国三峡新能源（集团）股份有限公司西北分公司总经理王鹏在接受《证券日报》记者采访时表示，“如果不考虑非技术成本、弃光限电等情况，在西北地区大多数地方，光伏发电都已经可以做到平价。”
3.据介绍，格尔木领跑者项目属于国家第三批应用领跑者项目之一，项目总装机规模500兆瓦，占地771公顷，总投资21亿元。根据其设计的未来年平均发电量约9亿千瓦时计算，该项目相当于种植阔叶林2070公顷、年节约标准煤28万吨、减少二氧化碳排放量75.6万吨、减少二氧化硫234吨、减少烟尘排放量54吨、能够满足56.7万户城乡家庭用电需求。
4.具体到格尔木项目来看，其100%采用310Wp以上单晶PERC组件，在条件适宜地块还采用了双面发电组件。记者在采访中获悉，“这种高效PERC电池衰减明显低于普通P型电池，再加上双面发电，可以显著提升发电量，降低度电成本。”
5.截至2019年，目前来看，光伏已经成为中国的著名产业名片之一，具有了极强的国际竞争力。装机方面，我国光伏发电新增装机连续6年全球第一，累计装机规模连续4年位居全球第一；在技术水平和产量质量方面，近年来，中国光伏组件产量一直保持在占全球70%左右的水平，且不断突破高效电池转换效率的世界纪录；在龙头企业培育方面，多年来，全球前10强光伏组件企业中，中国企业都至少占到70%-80%。
6.有机构统计显示，多晶硅、硅片、电池片、组件4个环节的产品，在2018年5月31日至2019年5月31日一年时间里，价格平均跌幅超过30%
7. 中国光伏2005年诞生，从2007年沉淀至2019年，光伏发电度电成本累计下降超过90%
8.煤炭在中国能源结构比例在2018年已经低于60%！
9.2016年6月份阿联酋创下了发电成本最低的新世界记录，每度发电成本仅为2.99美分，这是继4月墨西哥的3.6美分和美国去年12月份开出的3.87美分后的又一新低，这几乎是当地煤炭发电成本的1/3，在印度，光伏度电成本也开始普遍低于进口煤炭燃煤发电成本，这说明了光伏电力价格在非单一市场，已经比火电价格个更低，成为最便宜的能源了。近期，英国政府临时叫停了欣克利角核电项目，因为等核电站建成后，光伏的发电成本将低于核能，所以光伏成为世界主流能源只是一个时间问题
10.在日本，预计在10几年后，燃煤电站的度电成本甚至会高于光伏+储能电站。相关的组合模式项目（光伏+储能）从去年开始已经广泛的得到了应用。在2019年阶段，燃煤发电的成本每1kw/h为11日元（约合人民币0.72元），而光伏为4日元（约合人民币0.27元）。此外，风电成本为是4.1（约合人民币0.28元）日元，核电是15.5日元（约合人民币1.03元）
11.全球范围来看，预计2025年光伏发电成本将全面低于煤炭发电成本
五、光伏玻璃
1.光伏玻璃覆盖在光伏组件上的光伏玻璃经过镀膜后，可以确保有更高的光线透过率，同时经过钢化处理的光伏玻璃具有更高的强度，可以使太阳能电池片承受更大的风压及较大的昼夜温差变化
2.双面组件可吸收被环境反射的太阳光，从而对组件的光电流和效率产生贡献，双面技术已在第三批领跑者中获得应用
六、单晶硅 VS 多晶硅
1.单多晶技术差异主要源自硅片环节。因此，在硅片环节两技术工艺成本则基本决定了最终组件产成品的成本。而硅片行业是典型的重资产制造业，设备资本开支相对较大，而两种工艺所采购设备的截然不同，使得硅片企业一旦选择某种工艺路线，后续经营路线较难调整。
2.直观上看，单多晶各具优势。多晶硅片优势在于铸锭工艺更加简单，单次投入硅料较多，并且对硅料本身要求相对较低，这样导致多晶硅片生产成本更低，这种低成本优势则一直传导至终端产品。而单晶硅片优势在于其在晶片表面缺陷少、杂质少，因此其光电转换效率较多晶硅更高。两者各具明显优势。
3.目前，国内致密料不合格率较高，国内能大量供应致密料的供应商主要有四家，永祥硅业(通威子公司)、大全新能源、新特能源(特变电工)及协鑫
4.但由于多晶硅锭硬质点较多，切片的断线率、切割速度都比单晶要差，因此多晶切片成本仍高于单晶。单晶在切片领域占据优势
5.普通P型单晶电池较P型多晶电池的转换效率始终多1.2-1.4个百分点。近年来随着PERC等高效技术的应用，单晶产品则有更高的转换效率
6.2011-2015年，单晶节节败退，份额仅占30%左右。后来由于单晶金刚线切割技术的应用，单晶迅速与多晶成本差距缩小，并且高转换效率使得其占比持续快速提升
七、产业链分布特点
1.金属硅的生产需要靠近硅石矿山，金属硅的冶炼需要电力充沛且电价较低的地方，多晶硅的提纯、铸锭和切片则需要在电价低和靠近市场的地方，多晶硅电池的生产则需要良好的原辅材配套，而光伏组件由于运费较高，最好在靠近终端市场即光伏电站的附近。
2.多晶硅产能将向中西部能源资源优势地区聚集，组件产能尽量采取贴近市场的本地化制造，而中间的硅片和电池片环节则在工业配套条件较好的地区集聚，形成一个全面协同的光伏制造产业链集聚区
3.坩埚、石墨、碳毡、铝浆、银浆、超白玻璃、EVA膜、铜箔带、铝合金已经工业气体等材料的生产制造，这些辅料环节无论是产量还是质量，都与光伏主产业链息息相关
4.儒兴科技的铝浆，华融的坩埚，福斯特的EVA膜等等，均在寥寥数年就将原来占据中国市场的杜邦、维苏威等国外公司挤出市场
八、产业链企业分析
1.产业链上中下游
2.上游：多晶硅，这个环节技术门槛高，具有一定的垄断性。江苏中能(保利协鑫控股)为龙头，接近国内50%的产能，其次是特变电工、大全新能源、亚洲硅业
3.上游：硅片，技术含量不高，资本密集型；全球前十家企业中，我国占据8席；多晶硅一线企业：保利协鑫、赛维LDK、宇峻；单晶硅一线企业：隆基股份、中环股份、卡姆丹克、晶龙集团、阳光能源
4.中游：电池片，资本和技术密集型；我国一线企业：英利、天合、韩华、晶澳科技、晶科科技、海润光伏、江苏林洋新能源、拓日新能；
5.中游：光伏组件，技术含量低，劳动密集型 --- 行业集中度集中趋势明显
6.下游：光伏应用，主要为小型分布式电站和大型地面电站，资本密集型；除了光伏组件，还需要逆变器、变压器、电缆等配套设备；参与企业主要是EPC商及运营商。国内光伏电站的运营处于一超多强的局面，央企中电投(中国电力投资集团公司)独占鳌头，后面国企、民企群雄并起；民企：中利科技、特变电工、爱康科技。目前我国总装机成本已经降至8元/W，而目前的标杆电价是在装机成本10元/W的基础上，按照光照条件将国内光伏补贴分为三类地区，分别实行0.9、0.95、1.0元/度的标杆电价，分布式电站统一补贴0.42元/度，因此，目前电站运营的收益率较高。
九、发展史
十、行业信息整理
1.硅片产能虽过剩，但龙头公司依然大举扩张。光伏产业总体处于产能过剩状态，而硅片环节相较上游硅料以及下游电池片过剩更为严重。从2018年上半年产能利用率来看，硅料及电池片保持在80%以上，而硅片整体产能利用率仅有75%。然而，尽管行业面临过剩，但是由于光伏行业本身技术更新迭代较快，因此新产能较旧产能的生产成本具有明显优势，因此近年来硅片产能仍在大幅扩张。尤其是单晶硅产能，由于下游需求量大幅增加，2018年其产能从46GW大幅提升至73GW，增长60%。当然增量主要来自于龙头企业隆基、中环等。
2.硅片市场的主要供应商分为两大类:一类是垂直一体化厂商(晶科、晶澳、天合)，这些企业的优势在于其能够内部消化部分产能，在下游需求不景气的情况下能够优先采用自身生产产品，有效抵御波动。而另一类则是第三方厂商，例如隆基、中环、协鑫等企业，这些企业产能相对更大，主要满足其他一体化厂商以及其他电池厂的硅片需求。当然，随着企业向下游延伸，也均在电池片、组件等领域有所布局，但是硅片产能远高于自身需求，主要依靠外部客户采购。
3.在金刚线革命后，单晶的单瓦成本逐渐接近多晶，差距不断减小。此前由于隆基率先采用金刚线工艺，成本快速下降，而其毛利率也有大幅提升，与行业第二中环也拉开差距。但随着竞争对手相关技术的追赶，目前产品品质逐渐趋同，因此毛利率整体也逐渐接近。
4.电池片产业工艺技术标准化程度高，壁垒低，同质化高。主要依靠设备资本开支，进入壁垒也相对较低。因此，在整个光伏产业链中，电池片毛利率处于较低水平。
5.电池片厂由于其技术资金壁垒低的原因，厂商参与者较多，并且份额较为分散，市场份额排名第一的韩华也仅占市场份额的6.2%。CR10仅43.9%。因此在这种分散的竞争格局下，其对上下游的议价能力也相对较弱，这也反映在其毛利率相对较低的情况上
6.预计2019年，海外新增光伏装机量达到78GW。未来两年，全球光伏新增装机规模增速均能够保持在15%以上
7.欧洲地区在MIP到期取消后，光伏组件成本更低，并且固定电价转向招标竞价，带来欧洲光伏抢装需求。预计2019年新增装机量将大幅提升至18GW左右。 美国在ITC下调的大背景下，刺激本土光伏抢装需求，预计2018年新增装机量12GW。 印度用电缺口仍大，目前光伏已经是印度最便宜发电方式，印度也制定了100GW光伏装机目标。预计2018年新增装机量增长至13GW。
8.而光伏产业链从硅片开始，国产化率均相对较高，因此国内光伏行业相关公司将充分受益。
9.硅成本下降空间有限，且传导系数小导致降本不明显。降低非硅成本成为重中之重。例如提升光伏产品转换效率、规模效应带来成本下降等
10.2018年“531新政”给产业带来冲击，但价格下降带来光伏行业进入平价上网过渡期阶段，平价上网临近
11.供给过剩，多晶市场竞争激烈，单晶企业盈利能力趋同。多晶领域，由于行业本身供给过剩，从行业突围主要手段一靠规模，二靠工艺技术革新。单晶在金刚线革命后，产品控成本能力趋于一致，因此单晶企业盈利能力趋同。电池片行业仍然产能过剩，未来电池片技改能力尤为重要。
12.平价上网分为发电侧平价和用户侧平价。发电侧平价是指光伏发电即使按照传统能源的上网电价收购(无补贴)也能实现合理利润，目前国内成本最低、利用最广的电力来源为煤电，即光伏发电成本达到煤电成本水平;用户侧平价是指要求光伏发电成本低于售电价格，根据用户类型及其购电成本的不同，又可分为工商业、居民用户侧平价。而实际上，由于不同地区燃煤标杆上网电价以及用户电价的差异，平价上网在各个地区的标准也有所不同。
13.目前我国光伏成本已经接近用电侧平价上网水平，这也是光伏产业长期降本增效的积累。
14.国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知》，也从细节上明确了光伏竞价补贴政策的具体实施方案，包括限定项目补贴范围、补贴金额(共30亿元，其中7.5亿元用于户用光伏，22.5亿元竞价项目补贴)、以及具体竞价方式。并且，通过此次竞价获得补贴指标的项目，预计补贴将在项目并网后的第二年及时发放，光伏电站理论上不会出现补贴拖欠情况，光伏产业现金流将大幅好转。预计今年首批竞价补贴项目将在7月份落地。
15.但应该看到的是，除少数地区具备较优质资源，早期实现平价上网，大部分地区仍需要一定补贴才能维持。根据统计，三类资源区的平均燃煤标杆度点电价分别为0.30元、0.34元、0.38元。按照电站发电寿命20年，第一年光衰3%，后续年光衰0.7%，年2%营运费用，IRR为8%，每瓦建设成本4元进行测算，三类资源区距离上网电价平均仍有17.29%的差距。即还需要装机成本下降近20%，才能实现我国全地域的发电侧平价上网
16.多晶则依靠黑硅提升转换效率。多晶金刚线硅片采用常规酸制绒无法实现良好的表面结构，甚至无法形成绒面，这导致金刚线硅片的反射率大幅提升，从而对电池效率产生负面影响。黑硅技术可以完美解决多晶制绒问题，既能提升电池效率又能降低电池成本，对多晶未来的发展前景至关重要。目前投入运营的黑硅技术包括制绒添加剂技术、表面预处理技术、湿法黑硅技术和干法黑硅技术，其中湿法黑硅技术性价比相对较高。
17.截至2020年6月底，光伏各环节前十大企业产量占比均较年初有提升，多晶硅由92%升至99%、硅片由93%升至94%、电池片由55%升至75%、组件由64%升至70%。
18.据硅业分会9月16日的最新数据，国内单晶复投料价格区间在9.7—10.4万元/吨，成交均价9.94万元/吨，较7月下旬的5.95—6.1万元/吨，成交均价6.06万元/吨大幅上涨。
19.“组件企业在这次涨价潮中受了' 夹板气’，吸取经验教训，我们公司已经有了发展涵盖硅料、硅片、电池片、组件垂直一体化发展的战略打算，以期减少未来类似事件对公司的影响。 ”
20.光伏电站的建设投资回收期一般是8~10年
21.世界上光伏发电应用量最大的德国，日照条件还不如上海，但光伏发电的比例已经占到了电网容量的20%，达到了总量30GW的规模
22.目前，采取发电侧并网的地面电站，完全依赖主干电网进行调节，当光伏发电的容量逐步增大时，瞬间的大容量波动会给电网造成较大的冲击。我国的电网设计容许的波动，通常不超过15%，这也意识着如果光伏发电的容量比重超过这个比例，那么，发电量的不稳定有可能造成电网的崩溃
23.通常，每平方米的组件的峰值功率上限目前大约在150瓦以下，大部分时间在100瓦左右。这会导致光伏发电的占地面积较大，因此，大型地面电站仅在荒漠和戈壁比较适宜，而在我国东部、特别是东南沿海，几乎不可能建造大型地面电站。这就是为什么要鼓励发展分布式光伏发电的原因，尽量利用建筑物的顶部而不占用土地进行发电。由于负载的特性大多也是分布式的，因此，分布式发电是一种与负载分布形式匹配的发电方式。
24.硅片切割是进展和创新最慢的环节。无论人们如何努力，都很难用其它的革命性技术代替现在的多线切割。
25.智能光伏微电网指的是，采用光伏发电作为白天的主要供电电源，同时利用其它能够与光伏互补的各种可再生能源的同时接入来满足不同气候条件下的电力供应，并利用储能系统和包括微型燃气轮机等清洁能源作为供电的调节手段，通过先进的自动控制技术和信息网络技术实现网内的智能控制和网间的远程调度，保障在负荷与电源发生变化时的供电稳定性。总结出十六字方针，就是“光伏为主、多能互补、发储结合、智能调控”。
26.储能技术：低成本低自放电飞轮储能技术、钒流体电池技术、超级电容技术
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