中国光伏行业经历了固定标杆上网电价时期、竞价时期以及目前正在向平价迈 进的过渡阶段，补贴支持政策在行业发展早期对促进装机需求及提升制造企业盈利 具有显著推动作用，中国光伏企业在政策支持、技术进步以及产能扩张的带动下， 产业规模迅速扩大，各环节成本优势越加明显，确立了全球竞争力与领先地位。根据测算，2020-2025 年，全球光伏新增装机分别有望达到 120GW、140GW、160GW、 180GW、200GW、220GW，同比分别增长 2.21%、16.67%、14.29%、12.50%、11.11%、 10.00%，光伏还是大有可为的。今天我们来好好复盘一下

  1.政策驱动转向市场驱动，LCOE下降是发展主线

  1.1 周期性与成长性兼备

  社会对清洁廉价能源的需求是光伏发展的根本动力：1.光伏发电清洁、低碳（甚至零碳）、 可持续，受到各国政府强力支持；2.光伏降本提效潜力巨大，有望成为最廉价能源，降低全 社会用电成本。

  光伏行业具备周期性与成长性，市值受预期驱动与业绩支撑。光伏产业存在需求、供 给、技术三重周期。由于成本下降迅速且发展空间巨大，光伏产业也具有显著的成长性。光伏行业市值受到预期驱动和盈利支撑。其中预期主要受到政策边际变化、行业格局、利 率、盈利预期等因素影响；盈利主要由量、价、成本三项因素决定，其深层影响因素在于 补贴政策、供求关系、技术发展等方面。

  政策、光照资源、电网消纳、土地资源等多要素约束光伏装机：

  （1）政策决定光伏可行性。出于补贴压力、社会用电成本等因素考虑，部分国家出台 政策限定光伏装机规模。随着光伏经济性提高，政策约束有望减弱。

  （2）光照资源决定光伏发电经济性。太阳能空间分布不均，整体上由热带向寒带递减。光照资源直接决定光伏电站利用小时数，进而影响光伏经济性。一定的光照资源是开展光 伏发电的前置条件。非洲、中东、澳大利亚等地区光照资源最为丰富，峰值日照时数普遍 超过 2000 小时，光伏已成为当地最廉价电力来源之一。

  （3）电网消纳能力决定短期发展空间。在电网调度能力较弱、火电深度调峰能力较差 的国家，光伏间歇性、波动性、不可预测性较强的物理缺陷导致其装机或发电量占比的上 限在一个很低的位置（如装机量的 1/3，发电量的 1/6）。电网调度、调峰能力建设需要时 间，因而对短期内光伏装机容量产生约束。

  （4）土地资源决定长期发展空间。太阳辐照能量密度低，光伏发电需要占用较大面积 土地。太阳每秒钟到达地球陆地表面的辐射能相当于全球每年能源消耗的 3.5 万倍，目前 全球荒漠化土地面积有 3600 万平方千米，假定利用 0.1%荒漠面积建设光伏电站，发电量 可达全球能源消耗量的 1.7 倍。在局部地区，土地资源稀缺是影响光伏建设成本和限制光 伏装机的重要条件。但从全球总量看，光伏开发空间广阔。

  度电成本下降是光伏行业发展主线，技术进步是推动降本增效主旋律。建设成本和发 电量是影响 LCOE 的根本因素，技术进步带来转换效率提升和生产效率提升，转换效率提 升不仅可提升发电量增益而且可摊薄面积相关的建设成本，生产效率提升通过规模化效应 可实现组件成本的优化。过去十年光伏行业降本呈现连续性趋势，前期规模效益带来的成 本降幅较大，随着规模效应边际递减叠加前期让利幅度较大，降本速度放缓。随着金刚线、 RCZ、PERC 等新技术的涌现，目前技术进步已经成为光伏行业降本增效主旋律。

  1.2 历史回顾：量的爆发是驱动行情上涨的关键

  光伏产业发展可以分为三个阶段，经济性增强驱动行业从政策驱动期迈向过渡期，未来逐步步入经济性驱动期。光伏发展初期成本高昂，经济性相对火电无竞争力，依赖政府 补贴。随着光伏产业链各环节不断降本增效，光伏发展进入过渡期，逐步实现用/发电侧平 价，但综合电力成本依然高于火电（考虑调峰），尚依赖政策隐性扶持（保障性收购等）。未来随着光伏发电及储能技术的进步，光伏发电综合电力成本将逐步低于火电，经济性成 为装机核心动力。

  政策驱动期：政策决定需求周期，量的爆发驱动行情上涨。受限于较高的发电成本， 历史上光伏装机主要由政策补贴驱动。2004-2011 年，高额补贴政策驱动以西班牙、德国、 意大利为代表的的欧洲市场光伏装机需求爆发。2013-2017 年，我国光伏补贴政策确定，主导全球光伏装机需求。通过对这一阶段的历史复盘发现，需求量的增长是驱动行业盈利 成长的核心动力，需求量增速的爆发则是驱动估值提高的核心动力。从趋势上看，国内光 伏电池产量增速、全球光伏资本开支增速与光伏设备指数走势也高度拟合。

  过渡期：补贴政策弱化，经济性驱动增强。欧洲光伏市场发展较早叠加 2008 年金融危 机影响，西班牙补贴在 2009 年大幅退坡，随后德国、意大利补贴也发生阶梯式退坡，欧洲 光伏市场补贴政策逐步弱化，2018 年，“531 政策”强烈释放我国补贴退坡信号。随着光 伏产业链价格的持续下降，全球部分光照资源好的地区，例如南欧的西班牙、意大利等国 家，率先实现发电侧平价，全球光伏产业正在逐步向市场驱动过渡。复盘历史发现，装机 量增长趋于平稳，产业链盈利能力出现结构性分化，技术进步导致部分环节盈利能力显著 提升，量的超预期变化主导影响行情涨跌，盈利能力对股价的支撑性增强。

  经济性驱动期：政策扰动退出，行业成长性凸显。短期内，我们可以看到光伏发电侧 平价的实现，行业增长将摆脱补贴依赖走向内生性增长。在平价时期，制造业各环节降价 压力小，利润空间有望提升；下游光伏电站方面，我们需要关注的重点是消纳及土地问题 的解决，电网调度、调峰能力建设是解决消纳问题的关键，而土地问题则关乎行业长期发 展空间。远期来看，“光伏+储能”综合用电成本平价上网是实现光伏成为未来 100 年人 类新一代能源的终极目标，电池技术及储能技术的发展成为问题解决的关键。N 型技术路 线转换效率提升空间大，有望在实现快速推广。

  2. 政策驱动期：政策决定需求周期，量的爆发驱动行情上涨

  2.1 政策刺激装机爆发，需求增长重心转换

  补贴政策驱动全球装机出现过三轮装机高峰：

  2007-2008 年，西班牙市场在高额补贴下兴起，2008 年西班牙实现光伏装机 2.89GW， 在全球光伏新增装机中占比达到 44.53%，推动欧洲乃至全球光伏装机快速增长。2009 年 西班牙补贴大幅退坡，装机骤减 99%，叠加金融危机爆发后各国财政收紧，全球光伏装机 增速下滑至 30%。

  2010-2011 年，补贴阶梯式退坡导致意大利、德国市场爆发抢装潮，推动全球装机增 速提高。2012 年，欧债危机下意大利大幅收紧补贴政策，导致装机下滑 62%，叠加德国 新增装机增速放缓、欧美对华双反等因素，全球光伏产业陷入低谷。

  2013-2017 年，中国光伏装机大幅增长，至 2017 年占比达到 57.41%，引领全球装 机进入 100GW 量级，与此同时，全球光伏装机增速进入下降通道，2017 年相比 2016 年 下降 35 个百分点。2018 年，受到政策变动影响，国内装机份额降至 45.44%。全球市场 正向多元化发展，以美、日、印为代表全球多国在政策及经济性支撑下份额逐步提升。

  2.2 “规模+技术”驱动降本增效，供需关系主导超额利润

  规模效应叠加技术进步驱动行业降本增效。光伏行业呈现持续性的成本下降和转换效 率提升趋势。2007-2019 年，光伏系统成本降低主要由组件贡献，组件在系统成本占比从 2007 年的 60%降至 2019 年的 38.5%。2007-2012 年光伏发电由实验性技术逐步迈向产 业化，规模效益带来的成本降幅较大，这也是期间政策与市场频频脱节的根本原因。规模 效益边际递减叠加前期让利过多，2013-2014 年系统、组件价格降幅较小。2015 年后， 金刚线、RCZ、PERC 技术渗透率提高，技术进步驱动下光伏产业再次迎来降本增效浪潮。

  供求关系决定价利空间。全行业供需格局变化会导致整个产业盈利的增长或下降，产 业链子环节的供需变化则影响价值链的分配。

  2005-2008 年，光伏产业链需求爆发，技术壁垒较高、扩产速度较慢的多晶硅环节产 品价格一度暴涨至 500 美元/千克（2006 年仅为 100 美元/千克-200 美元/千克），REC 毛利率超过 90%。2009 年全球装机紧缩叠加前期新建产能投产，引发光伏行业第一轮严 重产能过剩，多晶硅价格迅速跌至 60 美元/千克。

  2010-2011 年，欧洲装机超预期导致供求关系逆转，产业价利拐头上行。2012 年补 贴收紧产能再次过剩，同期美欧对中国光伏企业提出“双反”调查，国内光伏企业利润率 跌至谷底。高杠杆企业财务风险暴露，无锡尚德、LDK、英利等龙头或宣布破产重组，或 被收购。2013 年，欧洲最大的太阳能集团 Conergy 亦宣告破产。

  2013-2017 年，光伏产品售价整体呈温和下跌，率先实现硅片环节技术突破和量产的 隆基股份、中环股份毛利率显著提高。

  2.3 行情复盘：市场预期驱动行情上涨，盈利支撑性较弱

  我国光伏市场在政策驱动期出现过三轮明显的上涨行情。2006 年 12 月至 2008 年 1 月，光伏设备指数由 2000.96 上涨 356.38%至 9131.91，同期万得全 A 指数由 1415.79 上涨 163.55%至 3731.35；2008 年 11 月至 2011 年 3 月，光伏设备指数由 2039.51 上涨 534.38%至 12938.3，同期万得全 A 指数由 1242.52 上涨 130.58%至 2865.00；2012 年 12 月至 2015 年 6 月，光伏设备指数由 3035.57 上涨 384.30%至 14701.16，同期万得全 A 指数由 1905.13 上涨 279.20%至 7224.26。

  2007-2008 年，国内企业盈利增长有限，市场预期提升推高估值。国内光伏企业主要 布局电池和组件环节，附加值较低，利润增长有限。但需求侧的爆发大大提升了资本市场 对行业未来增速的预期，光伏设备指数 PE 由 2006 年 12 月 28 日的 36.93 提升至 2008 年 1 月 24 日的 203.82（同期万得全 A 指数 PE 仅由 37.1 提升至 43.8）。2008 年初全球 金融危机爆发，光伏设备指数在行业盈利基本未改变的情况下，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，估值修复与盈利提升先后兑现。2008 年底，四万亿计划叠加央行强 力降息，估值率先取得修复。2008 年 11 月至 2009 年 4 月，光伏设备指数 PE 由 33 快速 提升至 120 左右。2010 年，德国、意大利爆发抢装，光伏市场全面回暖，国内产能高速扩 张，2008 年-2011 年，国内光伏电池产量提高 707%，多晶硅产量提高 1766%。受益于 下游需求高涨，多晶硅价格自 2010 年 3 月至 2011 年 3 月涨幅达到 37.64%。量价齐升之 下，光伏设备指数 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，美欧相继执行双反政策，光伏设备指数遭遇戴维斯双杀，2012 全年 跌幅超过 40%。

  2013-2015 年，国内装机量爆发提升行业预期支撑大行情出现。13 年后国内光伏政 策密集出台，强力政策支持下，行业增长预期得以改善，估值率先修复。2013-2015 年， 国内光伏上网电价始终保持不变，而同期光伏组件价格降幅约为 20%。光伏电站投资收益 率持续提高，导致国内装机增速持续攀升。2013 年 11 月至 2016 年 8 月，无风险利率由 4.7222%持续下降至 2.6401%，导致股票预期收益率下行。2015 年大牛市背景中投资者 风险偏好提升，风险溢价降低，更加拉低了股票预期收益率，光伏设备指数也在估值提升 的驱动下快速上涨。2015 年补贴退坡政策导致 2016 年 630 抢装潮透支需求，第三季度需 求大幅滑落，产业链价格迅速跳水，光伏设备指数相对收益持续走低。

  3. 过渡期：补贴政策弱化，经济性驱动增强

  3.1 补贴政策弱化，经济性推动多元化需求爆发

  各国补贴政策相继退出，光伏发展动能由政策驱动逐步转向市场驱动。2008 年起，光 伏起步较早的西班牙、德国、意大利等国相继出台光伏补贴退坡政策。2018 年，我国光伏 产业经历了大幅度的补贴退坡和装机规模限制，产业链价格由此迎来一轮快速下跌。在补 贴逐步退出的大背景下，经济性成为驱动需求增长的主要动力。光伏装机增速在经历补贴 政策刺激的暴涨暴跌后，开始走向由经济性驱动的内生增长。

  光伏经济性驱动海外多元化装机爆发，需求增速趋缓。2018 年 5 月至 10 月，光伏综 合价格指数下跌超过 30%，光伏发电经济性凸显。2018 年“531 政策”后，我国光伏装 机增速锐减，在用电价格较高、光照条件较好、非技术性成本较低的部分海外市场中，光 伏已成为最廉价的电力来源，希腊、德国、赞比亚、印度、巴西等国家光伏发电成本已低 于当地的火电价格，经济性成为驱动部分海外平价市场装机增长的主要因素。全球光伏市 场呈现出两大特点：（1）补贴退出叠加高基数导致全球新增装机增速逐渐回落；（2）光 伏新增装机驱动力呈现多元化趋势，美国、日本、印度、越南、澳大利亚等需求占比提升。

  3.2 技术进步主导价格下降，行业呈现轻资产高 ROE 属性

  技术进步成为驱动各环节成本下降的主要动能。光伏各环节技术更新迭代速度极快， 从多晶到单晶，再到 PERC、PERC+，以及正在产业化导入阶段的 N 型路线，每一轮技术 革新都催生行业大规模扩产浪潮，由于新建产能在成本、效率方面具备优势，对旧产能的 替代性极强。随着全球光伏需求增速回落叠加设备国产化的基本实现，光伏各环节成本下 降趋势趋于平缓，技术进步成为驱动成本下降的主要因素。

  各环节设备国产化基本实现，投资成本大幅下降。（1）硅料环节：生产装备技术和工 艺不断提升，2019 年三氯氢硅西门子法多晶硅生产线设备投资成本已降至 1.1 亿元/千吨， 同比下降 4.35%；（2）硅片环节：2019 年，拉棒和铸锭环节设备投资成本（包括机加环节）分别为 6.1 万元/吨和 2.6 万元/吨，同比分别下降 6.15%、7.14%；（3）电池片环节：我国常规电池生产线关键设备已基本完成国产化，2019 年 PERC 电池产线投资成本已降至 30.3 万元/MW，同比下降超过 27%；（4）组件环节：国内组件生产设备已经全部国产化， 2019 年新上产线设备投资额为 6.8 万元/MW，与 2018 年基本持平。未来随着设备性能、 单台产能以及电池片效率不断提升，各环节生产线投资成本有望进一步降低。

  硅片大型化趋势助力全产业链生产效率提升，降本增效效应明显。

  1）硅片环节：大尺寸硅片单位质量方棒拉制成本较低，总成本具备优势。受益于拉晶 环节成本优势，大尺寸硅片非硅制造成本较低。以 M9、M10、M12 为例，三类硅片分别 有望取得 1.80 分/W、2.13 分/W、2.60 分/W 的非硅成本降幅（较 156.75 全方片）。考 虑到大直径拉晶一定程度上会导致硅料损耗增加，大尺寸硅片的单瓦硅料成本略有上升。综合来看，M9、M10、M12 大尺寸硅片的总成本分别较 156.75 全方片低 3.73%、4.37%、 5.25%。

  2）电池片环节：大尺寸硅片提升设备产能、降低耗材单瓦用量，节约单瓦制造成本。以 156.75 全方片为基准，M9、M10、M12 规格硅片分别将电池片环节的非硅成本降低了 15.23%、18.52%、22.53%。若综合考虑原材料硅片的成本降低（一体化测算），则 M9、 M10、M12 规格硅片分别将电池片环节的总成本降低了 8.67%、10.41%、12.63%。

  3）组件、系统环节：大尺寸硅片封装密度更高，助力组件、系统环节进一步降本。常 规组件封装时电池片与电池片之间存在一定间隙，采用大尺寸硅片能减少同功率等级组件 中的电池片用量，从而减少间隙留白，提高封装密度。此外，较少的电池片用量能够降低 串焊时对齐主栅的难度，也便于企业的生产经营管理。若采用大尺寸硅片生产大功率组件， 则还能实现接线盒、人工、折旧等成本的摊薄，并显著降低 BOS 成本。以 M12 硅片 50 版型组件为例，其功率可达 480W，BOS 成本降幅高达 19.77%。

  “设备国产化+硅片大型化”推动全行业呈现轻资产高ROE属性。以电池片环节为例， 假设固定资产残值率 5%、管理费用率 4%、销售费用率 4%、折现率 5%、所得税率 25%， 我们测算了 1GW 单晶 PERC 电池项目收益率情况。贷款比例 50%的情况下，初始投资成 本 8 亿元/GW 时，项目第三年 ROE 水平约为 10.5%，项目 IRR 约 8%，投资回收期 6.6 年；初始投资成本分别降至 6 亿元/GW、4 亿元/GW、2 亿元/GW 时，ROE 水平分别达到14.3%、20.5%、32.4%，项目 IRR 分别为 10.6%、15.5%、28.2%，投资回收期分别为 5.9 年、4.9 年、3.2 年。初始投资成本在 2 亿元/GW-5 亿元/GW 区间时，单 W 盈利能力 约为 0.04-0.05 元/W。

  行业壁垒及技术迭代速度导致各环节盈利能力出现结构性分化。硅料环节和硅片环节 相对来说技术和资金壁垒较高，产能建设周期较长，因此能够维持较高的利润水平；电池 片环节和组件环节相对来说技术壁垒较低，产能建设周期相对较短，呈现出较低的利润水 平。由于光伏技术迭代速度较快，因此在单一环节内部，技术实力领先、率先实现产品效率突破的企业能够实现高于行业平均水平的盈利水平。以硅片环节为例，率先实现单晶路 线的隆基股份盈利水平显著高于行业平均水平。

  3.3 后发者优势减弱，行业格局改善

  高效路线半导体属性增强，规模化效应门槛提升，后发者优势减弱。高效路线对硅料 品质、生产工艺要求大幅提升：

  （1）电池效率越高对于硅料的纯度要求越高，N 型单晶对硅料的要求接近电子级，同 时 RCZ、CCZ 等复投工艺则要求硅料的尺寸更小，内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，硅料品质要求提升；

  （2）高效电池技术大多采用 N 型路线，与传统 P 型电池相比，N 型电池非晶硅与晶 体硅沉积环节对制程环境要求严格，同时磷扩散制程需要达到适合洁净度要求并有效的钝 化，生产工艺难度要求大幅提升，以现有 PERC 产线为基础，升级至 N 型产线需要增加多 种关键设备，产线升级成本较高。

  各环节龙头具备规模和技术优势，低成本扩产巩固规模优势，行业格局逐步改善。

  （1）硅料：国内厂商全面压上，海外高成本产能逐步退出，国产化程度与产业集中度 提升。硅料环节，东方希望、通威股份、协鑫新疆、新特能源、大全新能源可变成本及产 能位于第一梯队，可变成本均低于 50 元/KG，东方希望、通威（包头）、通威（乐山）可 变成本已低于 40 元/KG。传统海外多晶硅巨头 OCI、LDK、瓦克等可变成本显著高于国内 企业，分别约为 62 元/KG、70 元/KG、80 元/KG。目前，OCI 已确认关闭位于韩国的两 家光伏级多晶硅工厂，德国瓦克多晶硅业务 2019 年由盈转亏。未来预计随着海外及国内二线厂商高成本多晶硅产能的逐步退出，国内具备成本和规模优势的低成本产能获取更多的 市场份额，多晶硅行业最终将走向寡头格局。

  （2）硅片：双寡头格局稳固，落后产能加速出清。目前硅料环节已形成隆基股份、中 环股份双寡头格局，市场格局较为稳定。2019 年，隆基股份、中环股份单晶硅片产能分别 达到 45GW、30GW，遥遥领先晶科能源、晶澳科技等第二梯队企业。未来随着后发者优 势的进一步减弱，硅片环节格局有望维持，龙头市场份额将进一步提升。

  （3）电池片：第一梯队规模优势已基本建立，龙头市场份额有望提升。截至 2020 年 一季度，通威股份电池片业务非硅成本、产能位于第一梯队，有效产能达到 24GW，其中 PERC 电池产能为 21GW，单晶电池片非硅成本达到 0.2-0.25 元/W；第二梯队厂商包括润 阳、苏民、山西潞安、平煤、金寨嘉悦等，非硅成本达到 0.25-0.3 元/W。垂直一体化厂商 中，隆基股份单晶电池非硅成本、产能处于领先位置，有效产能为 15GW，非硅成本达到 0.25-0.3 元/W；东方日升紧随其后，有效产能为 5.4GW，非硅成本达到 0.3-0.35 元/W。第一梯队成本与规模优势明显，市场份额有望进一步提升。

  （4）组件：组件环节竞争格局较为分散，晶科能源、晶澳科技、天合光能、隆基股份、 阿特斯位居前五。相对而言，组件环节技术与资金壁垒较低，市场格局较为分散。2018-2019 年，全球组件出货量厂商排名较为稳定，晶科能源、晶澳科技、天合光能、隆基股份、阿 特斯位居前五。预计未来技术与成本领先、市场开拓能力强的龙头组件厂商在激烈的竞争 中更具优势，2020 年 CR5 占比有望提升到 57.25%。

  3.4 行情复盘：预期驱动总体涨跌，盈利支撑性增强

  我国光伏市场在过渡期至今为止出现过两轮较为明显的上涨行情。2017年6月至2017 年 11 月，光伏设备指数由 6272.93 上涨 47.16%至 9231.5，同期万得全 A 指数由 4106.64 上涨 16.15%至 4770.05；2018 年 10 月至 2020 年 7 月，光伏设备指数由 4410.36 上涨 176.35%至 12188.10，同期万得全 A 指数由 3179.54 上涨 65.22%至 5,253.30。

  预期驱动总体行情涨跌，盈利支撑性增强。2017 年 6 月至 2017 年 11 月，我国光伏 产业处于量价齐升的景气周期，在预期与盈利的双重支撑下，光伏设备指数 2018 年 531 新政重创国内需求与行业信心，新政出台后，光伏产业量价利齐跌。2018 年 5 月至 10 月， 光伏设备指数 PE 由 26.33 下调至 16.18，光伏设备指数由 7589 点下调至 4410 点。随着 海外光伏需求的爆发，光伏产业基本面边际改善明显。叠加 2018 年 11 月 2 日国家能源局 召开的光伏座谈会提振市场预期，光伏设备指数 PE 随之开始上行。2018 年 10 月至 2020 年 7 月，光伏设备指数 PE 由 16.18 上调至 37.50。

  单晶路线快速渗透推动单晶龙头盈利能力优于行业平均。2014 年 12 月-2015 年 5月， 得益于金刚线应用的初步成熟，隆基股份年通过加强同业合作和收购乐叶光伏向下游渗透， 来提升对单晶产品的推广力度，单晶市占率提升，由此迎来第一波上涨行情，区间涨幅达 到 322.77%，同期光伏设备指数涨幅为 134.38%。2015 年 9 月到 2017 年 11 月，单晶渗 透率快速提升叠加光伏装机周期，隆基股份股价迎来大幅上涨，区间涨幅 429.01%，同期 光伏设备指数涨幅为 42.98%。第三波大幅上涨行情来源于“531 政策”后的股价修复，随 着单晶路线的确立，单晶渗透率大爆发，隆基股份作为单晶龙头，技术和市场声誉达到顶 峰。2018 年 10 月到 2020 年 7 月，隆基股份股价区间涨幅达到 376.59%，同期光伏设备 指数涨幅为 176.35%。

  4. 市场驱动期：政策扰动退出，行业成长性凸显

  4.1 平价上网实现，制造业环节利润空间有望提升

  平价上网实现后，全行业将走向内生需求驱动增长的模式，全球光伏需求增长趋于平 缓。随着光伏经济性的凸显，全球越来越多的国家和地区将实现发电侧的平价上网。我们 预计中国、美国、印度、欧洲等主要光伏新增装机贡献市场需求将呈现稳步增长态势。根 据测算，2020-2025 年，全球光伏新增装机分别有望达到 120GW、140GW、160GW、 180GW、200GW、220GW，同比分别增长 2.21%、16.67%、14.29%、12.50%、11.11%、 10.00%。

  产业链降价压力减小，释放制造业盈利空间。随着各环节持续降本增效持续推进，光 伏进入平价上网前的最后一公里。受补贴政策退出影响，制造业各环节盈利空间受到挤压。根据测算，预计平价时硅料、硅片、电池片、组件环节毛利率分别为 30%、25%、15%、 13%。平价时代到来后，光伏产品降价压力减小，随着降本增效的持续推进以及行业格局 的优化，各环节盈利能力尚有一定提升空间。

  4.2 效率为王，N 型技术路线有望快速推广

  高效电池具备更高的发电增益率：1）更高的转换效率可摊薄下游电站的面积相关成本， 2）低衰减、双面发电等性能在长期内表现更优。光伏电站的运输、安装、线缆、支架、运 维、土地等成本均与面积成正相关关系，因此采用更高效的电池组件，可节省光伏电站面 积，进而节约面积相关成本。此外，N 型电池具备温度系数低、光衰减系数低、弱光响应、 高双面率等优势，全生命周期内等效功率更高，且这部分发电增益在目前定价中尚未体现。与单晶 BSF 相比，P-PERC、中来 TOPCon、钧石能源 HIT 电池发电增益率分别约为 3%、 8.29%、11%。

  N 型技术路线转换效率提升空间大，同时具备光致衰减低、弱光相应好等优势。P-PERC 电池背面激光开槽处金属接触区域增加额外的复合电流。与 P-PERC 工艺相比，N 型电池 技术不需要使用激光工艺，因此制作工艺不会对硅片造成额外晶体伤害。2019年，P型PERC 单晶电池转换效率为22.3%；N-PERT+TOPCOn、HJT 以及IBC单晶电池分别可达 22.7%、 23.0%、23.6%，均超过 P 型电池。预计到 2025 年，P 型 PERC 效率可达 24.0%，N 型三 种主要技术路线效率可分别提升至 24.5%、25.5%和 25.5%，提升幅度均大于 P 型电池。此外，N 型电池使用 N 型硅衬底代替 P 型硅，具备零光致衰减、弱光效应好以及组件稳定 性高等特点。

  N 型路线产业化顺利，未来有望快速推广。近年中来股份、林洋能源、国电投和英利 集团开始布局 N-PERT 产能，但由于 N-PERT 电池与双面 P-PERC 电池相比没有性价比， 电池厂商开始启动 N-PERT 向 TOPCon 升级，目前中来股份是国内唯一量产 TOPCon 电 池的厂商，量产转换效率超过 22.5%，晶科能源、天合光能等传统电池厂商也纷纷加入 TOPCon 阵营。此外，松下在 HIT 电池路线上已研发多年，国内钧石、上澎、晋能、中智 等新进入者多选择实验室转换效率更高的 HIT 技术路线，目前量产转换效率普遍在 22.5%~23.5%之间。

  4.3 “光伏+储能”可见度提升，终极平价远景可期

  “终极光伏技术+终极储能技术”铸就未来 100 年人类新一代能源。由于光伏发电输 出功率具有很强的波动性、随机性，而光伏储能技术可以实现削峰填谷、负荷跟踪、调频 调压、电能质量治理等功能。把光伏的平价上网和储能的平价上网最终结合起来，才是真 正意义上的光伏平价上网。光伏+储能商业化发展在政策支持阶段的主要目的是提升光储全 系统效益；随着补贴退坡及进入市场化初期阶段，光伏发电逐渐倾向自发自用，增加储能 促进就地消纳；进入全面市场化阶段后，光储供电的主要目的转换为降低用电成本。

  光储结合实现全天发电，有效降低用电成本。光储并网系统实现了系统全天发电，通 过 24 小时不间断售电，电站收益率将不断提升。光储电站自发自用模式有效降低用电成本， 有助于平价上网进程的推进。根据美国能源部国家可再生能源实验室（NREL）发布的相关 报告，100MW 单轴追踪光伏系统成本为 1.11 亿美元，60MW/240MWh 电池储能系统成本为 0.91 亿美元，两者异地建设总成本为 2.02 亿美元。运用光储结合模式，同等规模交 流光储系统成本为 1.88 亿美元。

  受益光储政策利好，国内光储市场增长迅速。近两年，国内各地陆续发布相关光储利 好政策。合肥、西北、华东、西藏等地区通过调节光储补贴、修改两个细则、鼓励光储配比以及征集光储示范项目等措施，调动市场积极性，大力推动“光伏”+“储能”的协同应用。截至 2019 年底，中国已投运的、与光伏配套建设的储能项目的累计装机规模为 800.1MW，同比增长 66.8%，占中国已投运储能项目总规模的2.5%。2019 年，新增投运光储项目的装机规模为320.5MW，同比增长 16.2%。

  集中式光储项目主要集中在三北地区，分布式工业光储项目占比提升。截至 2019 年底， 中国集中式光储项目累计装机规模为 625.1MW，占全部光储项目总规模的 78.1%。从地 区分布上看，项目主要分布在我国的“三北”地区，其中，青海的累计投运规模最大，为 294.3MW，占比达到 47.1%；分布式光储项目累计装机规模为 175.0MW，占全部光储项 目总规模的 21.9%。其中，偏远地区光储项目的累计投运规模最大，为 69.1MW，占比达 到 39.5%，比去年同期下降近 14 个百分点，而工业光储项目的占比则比去年同期提升了近 8 个百分点。

  国网综能联手宁德时代布局储能产业，光伏+储能项目招标开启。2020 年 4 月，国网 综合能源服务集团联合宁德时代先后成立新疆国网时代储能发展有限公司、国网时代（福 建）储能发展有限公司，除了项目开发建设运维外，还可做储能研发集成等技术服务，将 以储能支持特高压工程建设，促进新能源消纳，实现储能、新能源与电网的平衡发展。光 储项目方面，华能、大唐已经率先开启光储项目招标。其中，大唐内蒙古腾格里首期 100MW 生态治沙光伏电站项目配置的储能容量 5%、储能系统时长为 1 小时及以上；华能赤峰 300MWp 光伏+储能项目，储能配置容量达到建设规模 5%及以上。

  光储成本持续下降，终极平价远景可期。根据 BNEF 数据，2019 年储能系统成本约为 331 美元/kwh，与 2018 年相比下降 9.1%。未来随着储能技术的持续进步，储能系统成本呈现连续下降趋势。预计至 2025 年，储能系统成本有望下降至 203 美元/kwh，与 2019 年相比下降 38.7%，至 2030 年，储能系统成本有望下降至 165 美元/kwh，与 2019 年相 比下降 50.25%。