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行業簡介：光伏製造鏈末端，渠道價值高於生產附加 值

光伏製造鏈末端，渠道銷售兌現上游價值

光伏組件環節屬於光伏製造產業鏈最末端，處於產業鏈中下游，主要任務是完成光伏發電單元的 封裝並銷售給下游客戶。組件上游是單多晶電池片，下游是光伏發電系統。組件環節是將具有發電 能力的電池片通過串並聯的方式密封成組件，即保護了電池片，也便於戶外安裝。和上游不同的是， 雖然組件的性價比（高效率低成本）是核心要素，但其使用壽命、衰減和可靠性等也同樣重要。

客戶相對分散，2C 屬性更強，銷售能力凸顯。與上游產品“B2B”的銷售模式不同，組件的客戶 主要為 EPC 建設方和電站業主，市場更佳分散，中小型業主相比廠商顯著更多；上游產品的銷售 主要以價格導向，通常能維持價格在供需邊際上的動態平衡；而組件銷售“2C”屬性更強，更考驗 廠商的渠道銷售能力，不同市場和不同客戶的產品價格也有所不同。

組件本身創造盈利有限，主要兌現上游價值。目前，現貨價格下單一組件環節已基本無法實現盈利， 利潤主要集中在產業鏈上游環節，這也導致目前基本不存在獨立的組件廠，均以一體化的形式存在。 因此組件環節更多是作為一個光伏產品銷售的渠道，以組件形式兌現上游產能創造的利潤。

組件廠商掌握終端市場，經營相對上游穩定。從產業鏈業態來看，組件廠商直接面對市場，長期形 成一定的品牌和渠道能力，對市場變化更為敏感，盈利波動更小；中上游的多晶硅、硅片和電池片 第三方廠商則屬於產業鏈配套環節，當供需偏緊時能夠獲取高額利潤，如 2017 年的單晶硅片和 2019H1 的 PERC 電池，而當供需反轉時對盈利能力考驗較大。同時上游存在不同程度的後發優 勢，龍頭歷經多次更迭，而領先的組件廠商在近年來趨於穩定。

長期維持完全競爭，平價+超配打開需求天花板

供給端長期過剩，集中度緩慢提升

組件環節長期處於穩定的供過於求。首先從名義產能來看，組件環節的產能是四大光伏製造環節中 最大的，且長期存在產能過剩情況。雖然根據 PV Infolink 預測，2020 年電池片產能將超過組件， 主要是因為 2019Q3 大量 PERC 產能投產，行業仍處於老舊產線出清階段，預計實際有效產能將 小於預測，即組件環節仍將保持長期的產能充裕。其次從產能結構來看，多晶硅環節的高電價地區 停產產能、硅片環節的大量多晶硅片產能和電池片環節的老舊產能都屬於名義無效產能，即使出現 階段性短缺，其啟停成本高，也難以貢獻正現金流；而組件環節的主要成本來自於原材料，啟停方 便，無效產能少；而造成廠商差異化的人工、折舊等佔比較低，成本差異難以拉開；兩者共同導致 其長期過剩。

光伏組件符合完全競爭市場的四個特點：

1） 供給格局相對分散。組件環節出貨較為分散，即使是出貨量最大的龍頭晶科能源，其 2019 年 出貨量佔比預計也不超過 10%，行業 CR10 約為 50%，與電池片環節基本持平，顯著低於多 晶硅和單晶硅片環節。

3） 技術壁壘和啟停成本低，廠商進入較為自由。主要成本來源於原材料，設備折舊和人工佔比低， 導致產能啟停對於需求變化反應迅速。

4） 信息完備透明。市場報價競爭充分，產業鏈上下游價格和各廠商盈利情況非常透明，不存在信 息差獲利機會。

組件環節的集中度呈現緩慢提升態勢。從全球組件出貨量 CR10 的變化來看，2015 年約為 48%， 2019 年將上升至 59%；從龍頭市佔率來看趨勢更加明顯，2011 年晶硅組件出貨量第一尚德市佔 率僅為 6.5%，而 2018 年龍頭晶科出貨量佔比已上升至 10.7%。未來，我們認為組件的集中度仍 將會維持緩慢提升態勢，主要原因在於過去光伏裝機補貼驅動，政策週期波動較大且難以預測，導 致階段性的產能緊缺時常出現，而組件啟停成本低，中小型組件代工廠仍有一定生存空間；而隨著 平價上網的漸行漸近，裝機內生驅動，由收益率和消納空間決定的裝機量增長更為平穩，大型組件 廠商的產能規劃和出貨更具可預見性，小型組件廠幾無生存空間，預計 2023 年組件 CR10 將上升 至 70%。

平價趨近打開空間，超配主流放大需求

光伏發電滲透率偏低，平價來臨打開需求天花板。光伏累計裝機在過去 20 年裡實現了 45%的複合 增速，併成為了全球新增裝機中佔比最高的能源類型。但從存量來看，截止 2018 年全球光伏裝機的佔比僅為 7%，用電量佔比僅為 2%，一次能源結構佔比不足 1%，光伏裝機仍有巨大需求。根據 IRENA 預測， 2050 年光伏新增裝機預計為 372GW；若按照 2050 年光伏滿足 25%的用電總需求， 光伏累計裝機續超過 10000GW，按 20-25 年壽命折算的年更換需求即可達 400-500GW，疊加新 增裝機預計可達上千 GW，30 年複合增速可達 8%。此外，光伏發電已經成為諸多地區成本最低的 新增能源之一，預計隨著全面平價上網的快速推進，光伏裝機成長空間被進一步打開，實際增速或 將超預期。

超配已成電站主流解決方案，放大組件實際需求。所謂超配，就是提高電站的容配比（光伏組件容 量：逆變器容量）。光伏應用早期，組件成本佔比高，系統習慣按照 1:1 的容配比設計；而隨著組 件越來越廉價，度電成本導向逐步形成，超配逐步成為大中型電站的主流方案。超配的優勢一方面 在於提高系統利用率，降低度電成本；超配後閒時的發電功率更高，提高發電量。另一方面對電網 更佳友好，減少電網調峰調頻的工作和成本；因為超配後，當發電超過逆變器限額後會被切除，這 樣使得發電功率曲線更佳平滑，輸出更佳穩定可控。總的來說，光伏電站超配已成為國內外地面電 站的主流解決方案，且隨著組件降價後趨勢越來越明顯；一般來說，1.2-1.4 的容配比是合理的， 在日本等地區甚至可達 1.5，這也導致對應的組件需求量和增速高於實際裝機情況。

議價較弱難以留存利潤

組件環節難以留存上游讓利利潤。相對於上游電池片環節，兩者集中度相近；同時中大型組件廠商 通常自備部分電池片產能，其缺口亦可通過外協代工等方式完成，採購方式較多且靈活，因此採購 價格隨行就市。從 2019 年單晶電池片和組件的價格走勢來看，當電池片價格下降時，組件價格會 在 1-2 周後同步下降，無法留存上游讓利。而當四季度電池片供需邊際改善，價格有所反彈時，組 件價格也維持穩定，並未同步反彈。這意味著，組件環節的難以留存上游讓利利潤，同時一旦降價 也缺乏反彈動力。

下游客戶掌握主動權，組件廠商面臨長期降價壓力。相對於下游以“五大四小”為代表的能源集團 和各大型 EPC 廠商來說，其自身實力較強，可供選擇的供應商較多，組件廠商議價能力弱。考慮 到光伏電站的投資屬性，組件端需不斷降價驅動市場需求，從而消化不斷擴張的產能。根據 2019 年競價和平價中標項目前五大企業來看，國電投、中廣核和華能均為大型能源企業，地位較高；而 陽光電源和通威雖然也有較多在手項目，但預計以滾動開發轉讓為主，因此大型能源企業仍掌握了 議價權，能夠將利潤留存在自己手中。

新進入者威脅小。組件環節雖然壁壘不高，但單一環節利潤較薄，若向上游延伸則需要資本和技術 積累，因此近幾年只有隆基為了推廣單晶技術，在硅片環節已確立龍頭地位的情況下進入組件環節， 而鮮有新進入者將組件作為光伏行業進入的突破口。

替代品的威脅小。組件環節的替代品為其他技術類型的光伏電池，如薄膜電池。但目前晶硅技術仍 然是產業鏈的絕對霸主，其他技術合計市場份額在 5%以下。從性價比來看，薄膜技術在主流市場 仍無法與晶硅媲美，替代風險小。

高產值低盈利，高週轉高槓杆，ROE 和現金流尚可

組件廠商毛利率受一體化產能結構影響，差異來自上游高利潤環節佈局而非組件。目前獨立組件 廠幾乎沒有盈利空間，各大組件廠均以一體化形式生產。橫向來看，隆基組件毛利率較高的主要原 因為低成本單晶硅片的利潤留存，其他廠商仍然以電池+組件為主，硅片產能較少，因此毛利率相 對接近。縱向來看，毛利率波動主要受一體化產能結構影響，例如單晶硅片在 2016-2017 年對隆 基，以及 2018 年對晶科和晶澳的毛利率提升，而非組件環節獲取，且通常與當年裝機需求景氣度 並無強相關。

受高銷售費用拖累，組件廠商的淨利率較低。近年來，組件廠的淨利率持續處在 5%以下，盈利能 力較差，除了毛利率本身不高外，費用率較高（10%以上）也是主要原因之一。銷售費用佔比最高， 首先組件通常需要額外 1%的質保金計提；同時客戶市場較為分散，運雜費和倉儲費也比上游環節 更高（2018 年合計約 0.07 元/W）；此外，產品渠道屬性決定了其職工薪酬也較高。其次由於運營 週轉資金的要求，在有息負債方面組件廠商也會更多，影響財務費用。

高週轉，高槓杆，相比其他環節 ROE 差距小於淨利率差距。從 2018 年 ROE 來看，雖然組件廠 商相比產業鏈其他環節龍頭淨利率落後較多，但資產週轉率和權益乘數均較高，導致 ROE 的差距 小於淨利率。資產週轉率較高主要是組件環節產值高，同時固定資產投資較輕；權益乘數較高則是 因為組件盈利能力較弱，且客戶和市場較為分散，對週轉資金要求更高，導致槓桿率較高。

大型組件廠商現金流尚可。根據各大廠商收現比（營業收入/銷售商品、提供勞務收到的現金）來 看，處於 0.7-1 區間，整體回款尚可。從資產結構來看，組件廠商的應收賬款及票據並未隨著資產 規模和收入的擴大而擴大；此外，大型廠商均有一部分向上一體化產能，折舊攤銷額較高。

成本解析：非硅佔比持續提高，組件提效重要性凸顯

組件成本分為硅成本和非硅成本兩部分，其中硅成本主要指的是電池片的採購或者生產成本，其他 均歸為非硅成本，主要為封裝成本。隨著主產業鏈的價格在過去十餘年的快速下降，電池成本的佔 比已經從 2010 年的 91%下降至 2019 年的 50%以下；到了 2020 年初，歷經 2019Q3 大量 PERC 產能釋放的電池片價格大跌後，電池片價格趨於穩定，而組件價格近來有所下滑，導致電池片成本 佔比階段性再次高於 50%；從成本結構來看，非硅佔比最高的邊框、玻璃、EVA 等均有一定大宗 商品價格屬性，其邊際成本主要取決於上游原料價格；而電池片處於景氣底部，上游僅有單晶硅片 仍有一定利潤；

回顧電池片和組件歷史價格，雖然階段性存在電池片由於技術更迭導致的供需反轉（如 PERC 取 代常規 BSF），從而提高了電池片的成本佔比，但長期仍然是電池片成本佔比的不斷下降，非硅成本佔比的不斷上升的趨勢。一般來說，階段性的電池片價格比重的低點可以認為是電池片供需環 境最寬鬆的時候，也是電池廠商實現最大讓利階段；可以看出，低點的位置持續下探，這意味著不 考慮供需週期波動的情況下，電池片的成本佔比的確是持續下降的；而我們認為光伏行業歷經十餘 年的發展，各個環節的研發生產均取得長足進步，不存在產能瓶頸，過剩將成為光伏行業的“新常 態”，因此長期來看電池片成本佔比下降的趨勢預計仍將維持。

傳統組件的生產流程較為簡單，大致可以分為四個步驟：1）單焊和串焊的連接環節，即先將電池 片通過匯流條通過串並聯將正負極連接，並引出引線，得到電池串；2）疊層和層壓的封裝環節， 疊層是將組件串、玻璃和切割好的 EVA、背板，按照一定的層次鋪好，層壓則是通過抽真空將組 件內的空氣抽出，然後加熱使 EVA 融化將上下表面粘結在一起，最後冷卻取出。層壓是組件生產 最為關鍵的一步，對 EVA 的質量和穩定性也有所要求。3）修邊、裝框和接線盒粘結的收尾環節， 修片是將 EVA 融化後由於壓力向外延伸固化形成的毛邊切除，裝框則是將安裝鋁邊框提高組件強 度，最後將引線和接線盒相連，利於其他設備的連接；4）組件測試，對組件的功率進行標定，並 測試其穩定性和可靠性。從整個生產流程來看，傳統組件生產工藝成熟，並不存在高難度的工藝和 設備要求，技術壁壘較低。

硅成本：單晶革命步入尾聲，降本速度逐步趨緩

硅成本的下降主要依靠電池片成本和價格的下降。2016 年以來，隨著單多晶市場份額的逆轉，電 池價格在過去三年裡下降了 2/3，其驅動力一方面來自單晶硅片成本的快速下降，另一方面來自 PERC 技術滲透率提升大幅提高了電池轉換效率。截至 2019 年，單晶產品市佔率已接近 70%，到 2020 年可能接近 90%，轟轟烈烈的單晶革命已步入尾聲。

縱觀產業鏈上游環節，硅料環節處於產能擴張末期，擴產週期長，供需將在未來幾個季度邊際改善， 同時低電價產能轉移後進一步降本空間較小；硅片環節處於單多晶替代的末期，單晶硅片龍頭目前 毛利率高達 35%左右，而隨著行業單晶硅片產能高速擴張，2020 年中將面臨供需反轉，屆時硅片 存在一定的讓利空間；根據我們在之前系列報告的測算和產業鏈最新調研結果，我們預計理想情況 下，單晶硅片價格降至 2.2 元/片（含稅），相比目前約有 0.1-0.15 元/W 的讓利空間。這部分釋放 後，後續硅片的降價速度將會趨緩。

電池片的非硅成本下降主要來自提高電池效率、提高生產效率和降低銀漿成本。目前 PERC 電池 片量產效率可達 22.5%，我們預計該技術路線的極限效率在 23.5-24%；經歷一輪新產能釋放後， 設備生產效率短時間也難以出現顯著提高；而銀漿成本在 MBB 的成熟和國產化的推進後已取得一 定成果。根據我們在《光伏產業研究系列報告（4）：電池—從新興到成熟，行業屬性迎來歷史性 一躍》中的測算，理想的電池片總成本可降至 0.5 元/W，其中電池片長期可貢獻 0.08 元/W 的讓 利空間。但這個過程不同於過去依靠技術迭代的躍進式發展，而是依賴工藝優化的內生驅動力緩 慢推進，電池片降本速度同樣趨緩。

一體化組件廠商硅成本有一定優勢，但需要平衡較大資本開支風險。電池片可以分為一體化生產和 第三方採購兩類。從目前來看，領先的組件廠商均會配置 60%以上的自有電池片產能配套，實現 一體化生產。一體化的優勢在於能夠將上游的利潤向下滾動留存至組件環節，提高毛利率，平緩盈 利波動；劣勢在於單位產能的投資加大，對於資本開支和資金的壓力較大，同時資產負債率通常也 會有所上升，當出現技術更迭時風險較高。除隆基和晶科外，其他組件廠商的硅片佈局較少，因此 硅成本差異主要體現在電池產線的先進性和工藝管控上。

向上一體化能提高毛利率和 ROA。如果考慮單晶硅片-組件一體化和電池-組件一體化兩種垂直一 體化模式的話，我們測算目前前者一線廠商的毛利率在 22%左右，後者的毛利率在 12%左右。從 資本開支來看，硅片、電池和組件環節的單位投資約分別為 3.5，3，1 億元/GW 左右；從 ROA 角 度，完全滿產情況下硅片-組件一體化廠商可達 24%，電池-組件一體化為 8%，專業組件廠商為負。

但光伏垂直一體化同時也意味著較大風險，一方面是傳統技術上的設備迭代，另一方面是新技術的 顛覆性風險。一旦發生，老產能的盈利能力將會大幅下降，成為“無效”資產，巨大的折舊壓力會 直接影響公司長期的盈利能力。因此，我們預計各大組件廠商仍將維持一定的電池片缺口，平衡盈 利和風險；從長期來看，這種策略使得各家龍頭的硅成本相差不會過大。

非硅成本：輔材價格剛性十足，組件提效需求日益迫切

非硅成本包括輔材、設備折舊、人工和能源等，在目前設備完全國產化，自動化程度較高的情況下， 輔材佔非硅成本 95%以上，鋁邊框、玻璃、EVA 和背板是佔比最高的四項。

輔材：議價空間小，充分博弈後價格趨於穩定

鋁邊框非硅成本佔比約為 32%，其為大宗商品定價模式，採用鋁錠實時價格+加工費確定。從鋁邊 框的單價和鋁錠的價格來看，兩者走勢同步性較高；同時從漲跌幅來看，近年來鋁邊框的加工費已 有所下降。考慮到鋁邊框供應商較多，市場已經過充分議價，廠商毛利率在 10%-13%，和費用率 接近，預計這部分的成本將隨著鋁價波動，下降空間有限。

玻璃非硅成本佔比約為 22%，其價格長期有小幅讓利空間，中短期受供需格局影響議價能力弱。 從歷史來看，光伏玻璃價格雖然持續下降，但降幅低於組件；從今年的價格走勢來看，光伏玻璃已 經歷經四次漲價，除了四月底的一次因為稅改調價外，其餘三次均為主動漲價，反映了行業供需偏 緊的情況。根據我們的模型測算， 2020 年光伏玻璃仍將維持供需緊平衡，預計價格保持景氣；2021 年行業產能釋放相對充足，但能否緩解供需還需看當年的裝機需求。雖然目前價格下龍頭毛利率可 達 35%左右，但緊缺下邊際產能的成本仍較高，價格有所支撐；從長期來看，隨著信義光能和福 萊特的低成本產能逐步開出，行業產能仍將繼續出清，預計邊際成本線會有所下移，玻璃長期價格 或有所回調。

EVA 膠膜非硅成本佔比約為 11%，其成本已充分優化，龍頭掌握定價權。從膠膜龍頭福斯特 EVA 膠膜的單位售價和成本來看，膠膜的成本和價格在近幾年已進入穩定波動期，普通 EVA 膠膜的配 方和工藝流程均已充分優化，進一步下降空間非常有限，毛利率預計穩定在 20%。從龍二和龍三 海優威和斯威克來看，其淨利率也在 5%以下，利潤較薄，因此預計 EVA 膠膜的價格也難以壓縮。

背板非硅成本佔比約為 10%，其近年來市場競爭激烈，價格大幅下降，廠商毛利率持續下行。根 據賽伍技術招股說明書，各大背板廠商的毛利率在近年來持續下行，主要原因在於市場競爭日趨激 烈，售價持續下行，而成本下降速度未同比匹配。從中長期來看，我們認為背板和 EVA 膠膜的產 品特點較為類似，在格局穩定後的毛利率水平在 20%左右較為合理，背板價格同樣難以大幅下降。

焊帶非硅成本佔比約 7%，廠商競爭充分，近年來毛利率下降明顯。焊帶指的是在銅帶表面塗覆一 層均勻厚度的錫基焊料，按用途可以分為互聯帶（連接電池片，焊接與電池片柵線上）和匯流帶（連 接電池串和接線盒）。目前國內太陽能光伏焊帶生產企業約 90 家，國外 20 餘家，競爭較為充分。 從成本來看，光伏焊帶的原材料主要為銅和錫，直接材料成本佔比 90%以上，因此行業特點和鋁 框較為類似；以行業龍頭宇邦新材為例，其毛利率從 2014 年前後的 30%+降至 2017H1 的 10%+， 進一步下降空間較小。

其他輔材主要有接線盒等，價格較為穩定。總的來說，目前非硅成本中的輔材成本下降空間較小， 且各個環節組件廠商均沒有明顯的議價權，預計成本將隨著上游大宗商品原料的成本小幅波動；中 長期來看，我們認為玻璃環節有一定的讓利空間，主要來源於行業集中度進一步推動邊際高成本產 能出清；但考慮到玻璃生產工藝成熟，龍頭和邊際產能成本差異較大，預計龍頭合理毛利率在 25% 左右，即含稅單價在 24 元/m2左右，相比目前有 4-5 元的下降空間，對應到非硅成本下降約為 0.020.025 元/W。

設備與人工：國產化+自動化成果顯著，對成本影響不大

組件設備折舊成本影響較小。首先，折舊成本佔比低，廠商不敏感。目前組件環節的設備已基本國 產化，單位實際投資在 8000 萬-1 億元/GW 水平，對應組件成本 0.008-0.01 元/W 左右，佔比 1% 以下；從實際一條 250MW 組件產線的生產情況來說，影響設備折舊主要是開工率和單位投資兩 項。根據我們的測算，即使是最極端的經營狀況假設，差距也僅為 0.013 元/W，影響毛利率 1 個 pct 左右，影響較小。其次，組件設備價值分散，難以下降。從一條 1GW 高效單晶組件產能全自 動生產線明細來看，投資佔比最高的串焊機每 GW 需要 32 臺，單臺 180 萬元，相比電池產線核心 設備單臺千萬量級差距較大，其他設備價值也較為分散，因此從單一環節改進的邊際收益較弱。

自動化升級取得長足進步，組件不再是勞動力密集環節。過去，組件環節被認為是勞動力密集型， 需要大量人員進行串焊和搬運等；隨著近年來自動化水平的提升，人工成本已有大幅下降。以阿特 斯為例，組件人均產出已經從 2002 年的 0.005MW/人/年上升到了 2018 年的 2.83MW/人/年，增 加超過 500 倍。根據金辰股份最新 250MW 組件生產交鑰匙工程介紹，其單班生產線工作人員僅 需 9 人，按照兩班倒測算的人均組件產量可達 13.9MW；但即使如此，按照年薪八萬估算，其差距 僅為 0.01-0.02 元/W。目前行業內新產線和改造產線自動化程度均較高，人工成本已大幅下降，廠 商差異不大。

因此，雖然設備折舊和人工成本的相對值上有所差異，但對絕對成本上影響不大。不同廠商通過提 高開工率、提高產線自動化水平等方式雖然對降本有所幫助，但整體有限，且進一步提高難度較大。

結論：提效重要性壓倒降本，輔材龍頭享受成長紅利

根據前文的分析，我們得出了三個基本結論：

1） 成本並非組件環節的核心競爭指標，廠商之間差異不大。領先廠商的一體化產能自配套率已 較高，繼續提升則會產生資本開支和技術迭代的風險，硅成本的差異整體可控；體現組件環節的非 硅成本上，佔比最高的輔材成本上，組件廠商沒有議價權，且除玻璃外價格基本處於底部，未來隨 原料價格波動狀態，下降空間小；體現組件廠商差異化的設備折舊和人工成本又由於絕對值較小， 且經過國產化和自動化後改善的空間和影響均不大，整體難以拉開差距。因此，單一組件環節想要 拉開成本差距是非常難的，行業完全競爭下也導致各大廠商的淨利率持續處於較低位置，這意味著 組件廠商的業績增長主要依靠於“量”而並非“利”。

2）單晶組件可預見的含稅價為 1.4 元/W 左右，下降空間約 20%。根據前文的測算，理想的單晶 PERC 電池片成本能夠下降至 0.48 元/W。從組件端來看，假設第三方電池片龍頭毛利率為 15%， 並預計 PERC 技術上電池片效率提升至 23.5%，對應的該技術路線下組件可預見的極限成本為 1.12 元/W（對應 0.59 元硅成本+0.53 元非硅成本）；按 8%毛利率對應的不含稅價格為 1.22 元 /W。相比目前 1.76 元/W 的價格，下降空間為 22%；按照歷史組件的相對降幅約為 15%估算，不 考慮新技術的情況下，預計將在 2 年左右時間內降至該位置。

3）格局好的輔材環節（主要為光伏玻璃和 EVA 膠膜）廠商將充分享受終端需求成長帶來的業績 增長。由於單一組件環節利潤較薄，其渠道屬性強於盈利屬性，組件廠商創造利潤更多依賴於中上 遊環節的利潤留存，將組件作為連通終端需求的紐帶，單一的組件生產或代工廠商將會逐步退出。 而以光伏玻璃和 EVA 膠膜為代表的輔材環節，在“量”上享受光伏裝機長期成長性，在“利”上 組件也不具備議價能力，龍頭廠商的地位穩固，技術迭代風險低，行業格局好，長期業績成長性更 佳，同時享受確定性估值溢價。

核心競爭力：企業品牌和海外渠道尤為關鍵，一體化 龍頭迎來整合新機遇

企業品牌：可融資性排名重要性提升，組件廠商格局逐步走向 集中

下游電站投資方的集中度有加速提升的趨勢，大型國企的主導權逐步強化。由於電站投資對低成本 資金獲取能力要求較高，投資回報期較長，因此整體市場非常分散，2018 年國內最大的投資方國 電投全年也不過 4.3GW 併網裝機量。根據歷年中國光伏電站投資企業 20 強榜單，2015 年國內 CR5 企業合計裝機量為 5.11GW，佔 CR20 比重為 44.72%；到了 2018 年，可以看出前五的裝機 量上升到了 9.07GW，而靠後的廠商裝機量基本沒變，比重上升到了 60.45%。我們認為，隨著國 內補貼進入“最後一公里”，全行業“躺著掙錢”的時代已經過去，光伏終端發電市場進入精細化、 龍頭化發展時代，大型國企主導權逐步強化，這點從國企裝機的比例快速上升和近期多起國企收購 民企電站案例也可以看出，即意味著組件的下游大型客戶的話語權在加強。

組件大單層出不窮，海內外大型能源集團傾向綁定大型供應商，確保產品質量和一致性。根據我們 的不完全統計，海外大型能源集團的大規模組件訂單較多，其特點是一次性採購量大，且傾向於尋 找同樣具備實力的大型組件企業合作，確保產品後續保障。國內仍然是以多標段競價為主，低報價 導向優先。比如國電投 2019 年第 58 批 3.04GW 組件訂單，其分為 9 個標段，中標廠商包括晶科 （600MW）、錦州陽光（470MW）、億晶光電（260MW）等。從中標結果來看，中標企業所報價 格基本都是對應標段開標價格中的較低報價，因此小廠商也可通過價格競爭獲取訂單。我們認為， 一方面海外市場的可持續性更強，新興市場爆發性也較強，這部分是大型組件廠商的業績穩壓器； 另一方面，國內市場隨著補貼快速退坡，市場將會逐步進入度電成本導向，並逐步提高在競標過程 中對組件質量和後續維護的要求，大型組件廠是更具優勢。

組件使用期可達 25-30 年，電站投資回報期在 10 年以上，共同提高了對組件企業經營壽命的要 求，可融資性排名靠前的公司更容易獲取優質訂單。從硅料到電池片的上游產品，其質量檢測指標 較為清晰和簡單，採購方在進貨入庫時完成一定常規的檢測即可確保質量過關；而組件產品需要在 室外複雜環節穩定發電 25-30 年，即使在安裝前完成一系列檢測，也難以確保後續運行過程中不出 現故障，這也是 1%質保金的意義所在。此外，光伏電站投資回報期一般在十年以上（8-10%IRR）， 發電損失會直接導致回報測算模型失靈，影響後續的盈利和現金流。因此，客戶對於組件的品質和 企業後續質保維護能力有更高的要求，即對企業的經營壽命、財務狀況、現金流等提出了要求。可 融資性（Bankablility）是一個較為全面的評價指標，可以看出 First solar、晶科、隆基等排名靠 前的企業均為行業內實力強的大企業，具備一定的品牌溢價，更容易拿到大規模、高質量的訂單。

渠道能力：海外渠道各有差異，拓寬市場打開出貨天花板

在組件銷售過程中，組件廠商一般採用經銷和直銷相結合的方式進行銷售。

海外 GW 級市場快速增加，裝機去中心化趨勢明確，拓寬海外渠道助力組件銷售。根據 Energy Trend 統計，2017 年全球 GW 級市場僅為 10 個，且裝機主要集中在“中、美、歐、印、日”前五 大市場；而預計到了 2020 年，全球 GW 級市場將快速爆發至 16 個，裝機更佳分散。對於組件廠 商來說，不同市場需要對應的組件認證，且需要完全不同的直銷和經銷渠道，對銷售渠道拓展能力 是個考驗；若組件廠商專注國內市場，或不積極拓寬新興海外市場，其出貨量容易遭遇天花板，因 此海外多市場渠道的不斷拓寬是組件廠商未來銷售的重要方向。

海外市場毛利率各異，提前鎖單為常態，優勢企業存在超額利潤。以天合光能為例，公司 20162018 年整體毛利率穩定在 15-18%，但不同區域的毛利率水平差異較大。例如日本市場的毛利率 穩定保持在 30%以上，主要原因為日本光伏產業發展較早較為成熟，且公司和客戶訂單簽訂期限 較長，早期訂單鎖定的售價較高；又如印度市場毛利率在 10%以下，主要原因為印度市場為現貨 市場，市場競爭激烈，銷售單價較其他區域偏低，因此利潤較薄。從目前來看，由於美國關稅保護， 以隆基為代表的具備海外工廠的龍頭組件企業對其出貨也能享受超額利潤。

渠道經營是經驗積累過程，老牌組件企業更具優勢。從統計的幾家排名靠前的組件廠商來看，其全 球分部數量較多，體現了業務市場的全面性。此外，根據我們的粗略統計，組件廠商的業務年限和 銷售國家的數量有一定正相關性，組件從業年限更久的老牌企業的渠道經營經驗更豐富。

從 2019 年的各組件廠商出貨量來看：1）龍頭廠商海外出口的集中度高於國內市場。全球市場出 貨量 CR10 是以國內前十組件廠商出貨量/國內廠商總出貨量測算，海外 CR10 則是國內出口前十/總出口。海外市場更加集中意味著龍頭的品牌和渠道能力相比中後部廠商更強，而這點在國內市 場並未充分體現。

2）不同廠商差異較大，晶科、東方日升海外渠道優勢明顯。從細分來看，海外渠道優勢最明顯的 是東方日升和晶科，差異分別達到 2.8%和 2.7%，證明其在海外市場拓展能力高於公司平均銷售能 力；其餘廠商則仍有一定改善空間，且組件經營時間更長的老牌廠商相對更好。

從單價來看，受市場結構影響，不同組件廠商也有所差異。以 2018 年海關數據為例，主要企業的 出口均價大致在 0.27-0.33 美元/W；其中出口第一大企業為晶科，單價約為 0.313 元/W。出口單 價較高的晶澳和天合主要是在日本市場出貨量較高，2018 年日本市場的單價可達 0.341 元/W；而 阿特斯、協鑫和正泰出口單價較低，主要是多晶組件和印度市場佔比較高，2018 年印度市場的平 均出口單價僅為 0.292 元/W。因此，在高附加值地區，如日本，渠道優勢企業更容易獲取優質訂 單，享受一定超額利潤；而在低附加值地區，如印度，出貨量大但利潤水平不佳。

總的來說，組件環節一直以來都屬於技術壁壘低、產能投資小的環節，大規模的擴產並非難事，關 鍵在於能否順利將產品以合理甚至溢價銷售，這就依賴廠商在各個地區的渠道能力。而渠道的建 設和管理經驗需要長時間的積累和優化，並非通過資本和技術能夠輕易反超的。從組件廠商出貨量來看，近年來頭部組件廠商的地位較為穩固，晶科連續四年獲得全球出貨量第一。而隨著終端市場 的日趨分散化，下游大型客戶的地位強化，我們預計渠道的先發優勢和積累優勢將會持續加強，預 計未來組件市場也將逐步向頭部集中，龍頭的出貨量佔比和盈利能力都更強。

技術研判：組件創新迎來高光，受益環節各有不同

雙面雙玻：降低度電成本典範，延長玻璃供需景氣週期

雙玻組件能夠降低 LCOE 是共識。雙玻組件即通過雙面玻璃+雙面電池的方式實現雙面發電，能夠 通過背面吸收反射光進行發電，提高單位發電量 5-30%不等，其在反光條件好的雪地、沙漠等場景 增益更大；而成本端，電池環節的雙面化幾乎不增加成本，因此售價上也基本沒有溢價；組件環節 將一塊背板替換成玻璃，其成本僅增加 1-2%，同時雙玻組件後續還能夠無框化設計，節約鋁框成 本，因此雙玻能夠有效降低度電成本是毋庸置疑的。根據隆基 2019 年 12 月份發佈的權威認證的 雙面PERC組件能力實測報告，在光資源豐富、地勢平坦的美洲地區，雙面組件的發電增益在4.4%15.7%不等，增益明顯。

過去滲透率提升較慢，目前有望迎來加速拐點。雙玻組件並非新提出的概念，而過去幾年滲透率較 慢，主要是因為雙玻組件過重、玻璃成本過高、組件穩定性不確定等問題，導致下游電站不敢輕易 嘗試。目前，這些問題均有合理的解決方案，預計未來雙玻組件的滲透率將會加速上升，2020 年 達到 30%，2025 年達到 60%。

雙玻組件關鍵技術問題已有解決方案，市場滲透的變數在於時間而非空間。

1） 目前薄玻璃存在溢價的主要原因為薄原片生產和鋼化技術不成熟，以及高成本小廠商生產居 多，導致 2.5mm 和 2.0mm 相比於常規的 3.2mm 的噸成本有所抬高，從而存在溢價並降低了雙玻 組件的性價比。我們認為，隨著龍頭的千噸級新產能釋放以及龍頭憑藉更豐富的“Know-how”經 驗積累對薄片生產，以及鋼化技術（採用化學鋼化等）和工藝（優化鋼化爐結構，提高物理鋼化的 良率）的改進，預計其生產成本仍有顯著下降的空間，噸成本將逐步與 3.2mm 接近，（演化進程 類似早期深加工環節的溢價逐步消除過程）。同時，玻璃薄化後組件重量也有較大的下降空間，因 此帶來的支架、人工成本提高等問題也將隨著薄玻璃的滲透逐步解決。

2）雙玻組件穩定性已較高，透明背板競爭力仍有待驗證。市場上有一些關於雙玻組件出現爆裂和 變形等質量問題，但主要原因為組件未安裝邊框，且封裝不佳導致組件壓力不均，發生變形。實際 上即使加上邊框，雙玻仍具備較高的性價比優勢，無邊框設計尚未成熟之際，完全可以用加邊框的 組件進行銷售，避免穩定性問題的同時兼具性價比。假若無邊框技術有所進步，在成本上更是錦上 添花。此外，雙面≠雙玻，透明背板也是一種選擇。但根據我們的對比，中短期內透明背板的可靠 性還需驗證，價格上也尚未具備規模優勢，市場接受度還不高，對玻璃的衝擊較小。

雙玻組件加速滲透下，玻璃廠商最為受益。從技術來說，組件端僅需將傳統的背板改為玻璃後進行 層壓即可，難度很低，技術擴散週期短，組件廠商無法長期從此獲得超額利潤。而由於採用雙面玻 璃，其滲透率對玻璃的需求存在向上的彈性，如採用 2.5mm 雙玻組件，單位裝機對應的玻璃需求 （噸/GW）為原先的 1.56 倍（2.5*2/3.2），若採用 2.0mm 雙玻則為 1.25 倍。根據我們對 2020 年 光伏玻璃的供需模型測算，即使按照中性偏保守的 20%-30%雙玻（2.5mm）滲透率，2020 年光伏 玻璃的供需仍偏緊，目前的高景氣能夠維持，價格高位震盪；若滲透率較為樂觀達到 30%-40%的 情況，將會出現產能缺口，價格仍存在向上彈性，但這同時也會降低雙玻組件的性價比。因此我們 預計以延長本輪光伏玻璃高景氣週期和價格平衡的可能性更大。

密排：趨勢無需質疑，路徑仍待開發，設備迎來革新

隨著電池片越來越便宜而組件輔材的價格彈性較弱，消滅組件中電池片留白部分，從而攤薄輔材成 本已成為組件環節進一步降本增效的重要手段，其中半片、拼片、疊瓦為代表的密排技術層出不窮， 成為組件環節排布創新的重點。從長期來看，輔材等非硅成本的下降空間非常有限，而電池片的價 格仍可通過技術創新、規模效應、工藝優化等方式下降，

半片技術兼容性最佳，已成為各大廠商主打產品

半片能夠提升組件功率 5-15W。顧名思義，半片組件即將電池片通過激光一切為二，由於晶硅電 池電壓與面積無關，而功率與面積成正比，因此半片的電流減半，從而減少了內部電路電阻損耗（降 為 1/4），提高封裝效率（常規組件 CTM>1.5%,，半片組件一般在 0.2%-0.5%），一般能提高組 件功率 5-15W。此外，半片技術還具備降低熱班、工作溫度低、減少遮擋時發電量損失、技術兼容 性強等特點，相比傳統整片優勢明顯。

設備上只需增加激光劃片機，成本幾乎沒有增加，已逐步成為各大廠商的主流技術。相對於複雜的 電池技術，半片組件技術來的更為簡單和容易掌握；從投資和成本上看，設備上僅需增加激光劃片 機，按照單臺單價 150 萬元，對應 125MW 產能估算，其每 GW 追加投資約為 1200 萬元，相對較 少；日常生產中成本也幾乎沒有增加，目前已逐步取代傳統的整片組件，成為主流的解決方案。

疊瓦技術為終極解決方案，但需解決三大核心痛點

疊瓦組件，即將常規的電池片進行“一切五”或者“一切六”，得到小的電池條以後利用導電膠對 切片電池進行重疊連接。由於電池片之間不再通過焊帶連接，也不需要為焊帶留出緩衝位置，使得 電池片可以實現無縫連接；疊瓦技術能夠使相同面積下的疊瓦組件能夠多容納約 10%的電池片， 從而提高相同版型的組件功率 20-45W。

與現有產線中後段兼容性較強。從疊瓦組件的生產流程來看，其前端需要對工藝有所改變，需要增 加激光切片、塗膠和疊片步驟，焊接上也有所改動，疊層及以後的步驟與傳統產線一致。其中，1） 激光切片是將電池片分切成五到六個小電池，通常採用激光切片機，這步在半片、PERC 電池等均 已有所應用，已較為成熟；2）塗膠過程分為絲網印刷和點膠兩種路線，其中印刷方式居多，採用絲網印刷機，這步主要是均勻的塗抹導電膠，其在電池片產線上已有多年應用歷史，同樣難度不大； 3）疊片和焊接是疊瓦目前良率的核心瓶頸，需要將幾百片小電池片整齊的排列並準確的焊接，對 設備精度和電池片均勻性要求非常高，且之前並沒有在光伏產業鏈其他環節應用的經驗，也極大 地影響了疊瓦組件的良率。

理想下性價比較為突出，長期放量空間值得想象。收益端，若按照疊瓦 2.1 元/W 簡單估算，一套 60 型疊瓦組件的增益為 137 元；成本端，理想下電池片的用量增加 10%，且需要將焊帶換成導電 膠，同時設備投資為常規組件產線的 2-3 倍，即使如此一套疊瓦組件理想下的成本增加也僅為 13 元，遠低於收益，因此對於疊瓦長期的性價比優勢是非常確定的，但產業化的關鍵因素仍然在於良 率，對此我們做了敏感性分析。

良率在 80%以上才具備較好的放量基礎。我們的測算的基礎為疊瓦組件的不良品在串焊後的 EL 檢 測發現，良率會放大電池片、導電膠和設備產能損失三大成本差異。根據我們的測算結果，其收益 和成本的平衡點處在良率在 70-80%之間，再考慮合理的初始設備投資回報率，我們預計當疊瓦的 良率在 80%以上才具備較好的放量基礎。

除了良率，疊瓦短期仍存在的專利保護和客戶接受度的困境。

1）工藝專利風險尚未解除，海外市場難以開展。疊瓦專利分為設計專利和工藝專利，雖然日本信 越持有的疊瓦設計專利已過期，但疊瓦工藝專利問題猶存。國際上擁有疊瓦組件工藝專利的企業包 括 SunPower 和 Solaria，其中 Sunpower 的專利最為全面和強大，從電路、排版到外觀設計各個 環節均有涉及，且技術方案較為領先，目前國內主要是東方環晟（中環股份為大股東）擁有專利使 用權；Solaria 則是將專利授權給協鑫集成和塞拉弗，同時協鑫於 2017 年 3 月收購了 Sunedison， 獲得了專利授權。目前其他廠商在國內市場尚可通過改動設計和方案進行銷售，但對於以專利保護 嚴格的美國、歐洲等海外市場，其銷售的風險非常大；隨著全球裝機市場多點開花，海外渠道受限 對於疊瓦的放量也是影響較大。

2）組件可靠性有待驗證，客戶接受度需要提高。材料方面，導電膠質量參差不齊，導電膠的長期 穩定性未得到廣泛驗證，一旦出現質量問題會直接影響；產品方面，疊瓦和雙玻等組件技術類似之 處在於其組件結構變化較大，客戶對其長期發電的穩定性缺乏充分實證數據驗證，影響其滲透；生 產方面，工藝不成熟、良率較低也使得組件工廠內部需要更加嚴格的質量控制，進一步推高疊瓦組 件的製造成本。

3）出貨量增長相對較快，但比重仍然很低，且以有專利權廠商訂單為主。根據北京鑑衡認證的統 計， 2018年全球疊瓦組件出貨量在1GW 左右， 2019年1-10月的不完全統計出貨量已超過1.5GW， 增長較快，但低於年初 pvinfolink 預測的全年 3.5GW。根據我們產業鏈調研和公司公告新聞來看， 疊瓦組件的市場遠比傳統組件的市場集中，海外企業的訂單主要來自 Sunpower 和 Solaria 等，國 內則是以東方環晟、協鑫等獲得專利授權的企業為主，側面反映了專利壁壘之高。

其他技術各顯神通，核心仍為設備廠商解決方案

其他密排技術還包括拼片、無縫焊接、疊片、板塊互聯等各類廠商通過一定改動實現的密排技術。 從效果來看，其增益均不如疊瓦技術，但技術難度和產線兼容性相比疊瓦更好。從方案來看，其增 益的原理均出自密排技術，即通過減小空白區域實現的功率增加。

其他密排技術相比疊瓦最大的優勢就是與現有產線兼容性好，同時相比傳統組件有所提效；但天花 板也比較明顯，且可靠性仍待驗證。因此，我們認為疊瓦技術是組件技術的終極解決方案；而受制 於良率、專利和可靠性三大瓶頸，其放量仍需要一定時間；在這個過程中，其他密排技術屬於推進 式解決方案，基於現有產線的微調，實現度電成本的降低。

總的來說，密排趨勢基本確定，但實現路徑仍存在變數。無論是難度最高的疊瓦還是兼容性更好的 拼片、無縫焊接等技術，其核心均在於讓電池片按照設計的方案精準的排列和連接，核心的能力在 於設備精度和穩定性。一旦突破瓶頸，形成對傳統組件碾壓的性價比優勢，其大量設備採購訂單決 定了最受益的仍然是核心組件設備供應商；對於組件廠商來說，我們認為過渡性的密排技術（推進 式方案）壁壘不會太高，超額利潤窗口期較窄；而疊瓦技術一旦突破對於組件廠商確實能夠形成較 明顯的技術壁壘，但由於專利原因導致投入研發的組件廠商減少，反過來阻礙了組件廠商技術突 破，並提高了設備廠商的話語權。

多主柵：技改回收期僅需半年，即將迎來行業普及

多主柵技術（MBB）即在電池表面採用多條主柵線（一般在 7-12 條），能夠在電池片端提效 0.2pct 左右，提高 5-10W 的組件輸出功率。從技術上來看，主柵線數量增加縮短了電流在細柵上的傳導 距離，實現電池電流蒐集路徑縮短 50%+，提高電流收集能力，降低了橫向電阻損失。同時，更細 的柵線能夠節省銀漿用量約 15-30%，降低 3%的遮光面積，降低銀漿成本；此外，採用圓形焊帶 能夠使二次反射的入射光再次吸收，提高光利用效率。

MBB 產業化進一步降本增效，預計 2021 年前後迎來行業普及。根據組件端的成本變化來看，MBB 相比傳統 5BB 的增益主要體現在功率提升帶來的價格增益和銀漿用量減小帶來的成本下降；而成 本上的增加主要是採用了更貴的圓形焊帶和密度更高的 EVA 膜（太低影響碎片率）。兩者權衡後 淨收益為 8.6 元/塊組件，對應約 0.03 元/W 的增益。根據 CPIA 的統計，2019 年的 MBB 的滲透 率約為 15.8%；預計隨著工藝技術的優化和設備更新，MBB 市佔率在未來兩年迎來快速增長， 2021 年成為主流的技術路線。

組件廠商需新購核心設備 MBB 串焊機，對精度要求較高。電池端，MBB 技術僅需對絲網印刷環 節的網版進行更換，然後對電池分選設備進行技術升級，調整幅度較小；組件端，目前 MBB 電池 採用的主流和產業化成熟的方法為焊接法，需要採用圓形焊帶，最關鍵的是需要採購針對 MBB 焊 接的專用焊接機，這也是 MBB 的核心設備，傳統串焊機並不能兼容。相比傳統的 5BB 焊接，MBB 串焊的難點在於當柵線變窄後，在較小的焊盤點上實現無偏移的焊接，同時要防止圓焊絲滾動，需 要設備高精準定位。

MBB 技改靜態投資回報期約為半年，組件廠商存在技改動力，設備廠商較受益。根據寧夏小牛自 動化的報價，年產 250MW 全自動 12BB 新線技改的追加投資約為 360 萬元，若按照 0.028 元/W 的每瓦組件收益估算的話，靜態投資回報期約為半年，廠商存在技改動力。MBB 技術的關鍵在於串焊機，即在於設備廠商；目前 MBB 串焊機供應商包括先導智能、寧夏小牛、奧特維等先進組件 設備廠商。若按照每 GW 四臺串焊機估算，MBB 串焊機的替換市場在 20 億以上。

結論：雙玻滲透利好玻璃，密排方向定路徑疑，多主柵串焊機

迎來放量 我們認為組件環節將擺脫過去低端加工製造業的固有印象，迎來技術創新的高光期。其背後的驅 動力在於：1）隨著平價上網的逐步到來和補貼退坡的加速，終端從過去的 IRR（內部收益率）和 初始投資導向逐步向 LCOE（度電成本）轉變，雙面雙玻和多主柵等提高發電量的技術加速滲透； 2）電池片更廉價而輔材成本彈性較弱的趨勢明確，通過高效利用輔材面積，甚至可以犧牲電池片 的成本，進而攤薄輔材成本技術出現，推動了密排技術的滲透。

對於雙面雙玻技術，我們認為核心的問題已有明確的解決方案，預計將會加速滲透，其中光伏玻璃 廠商最為受益，玻璃價格高景氣有望超預期延續；

對於密排技術，趨勢明確但路徑仍待開發。疊瓦雖為終極解決方案，但仍存在良率、專利和可靠性 問題，其中良率我們預計在 80%以上才存在放量的基礎，而專利和可靠性仍需要時間，預計疊瓦 中短期難以大規模放量，長期成長空間可期；而其他密排技術為推進式解決方案，尚未形成合力， 各類技術雖層出不窮，但均以現有產線微調為主，難以出現大的投資機會。

對於多主柵技術，其提高效率、降低銀耗的特性已被行業充分認識，預計明年迎來放量，後年行業 普及。MBB 技改靜態回報週期僅需半年，廠商也存在技改動力。MBB 技改主要需要購買新的 MBB 串焊機，且設備對精度要求較高，因此主要是對應的設備廠商較為受益，估算的替換空間在 20 億 元以上。

投資建議：輔材長期成長，組件走向集中，設備技改 高光

輔材環節長期成長性佳，首推光伏玻璃和膠膜龍頭

我們首推格局清晰，趨勢明朗，技術迭代風險低的光伏玻璃和膠膜龍頭。從歷史和現狀來看，從多 晶硅到組件的主產業鏈環節具有技術迭代較快，資產投入較重（除組件），價格快速下降的特點， 導致雖然光伏終端裝機需求過去呈現爆發性增長，但受此影響主產業鏈週期性顯著。而輔材環節相 對主產業鏈技術風險較低，價格下降空間較小，業績彈性隨有所不及，但長期成長性相對主產業鏈 更加突出；而其他輔材環節，如組件邊框、背板、逆變器等環節，競爭格局分散，龍頭優勢不明顯， 因此投資價值相對較差；我們認為光伏玻璃行業信義福萊特雙寡頭格局確定，其毛利率相對於二線 廠商的優勢預計為 15%左右，安全邊際充足，龍頭以顯著高於行業供給增速擴產格局清晰，同樣 能夠享受光伏裝機長期成長；同時，光伏玻璃供應偏緊，景氣度高漲可看到 2020H2，且雙玻滲透 存在需求向上彈性，有望延長玻璃景氣週期；光伏膠膜行業歷經多輪洗牌後，目前已成為產業鏈上 格局最清晰、前景最確定的一環，龍頭福斯特也是產業鏈上少數掌握長期定價權的企業。

福斯特：獨佔光伏膠膜市場半壁江山，穿越週期盡享平價成長碩果

公司目前 EVA 全球膠膜市佔率超過 50%，相比競爭對手份額優勢在 30%以上。公司一方面通過較 低的定價將膠膜毛利率降至 20%，另一方面通過產品的推陳出新拉開產品性能差距和客戶評價，並利用資本市場融資擴產鞏固產能優勢和市佔率地位；目前價格下，公司的淨利率可達 12%，而 對手被壓縮至 6%以下。此外，公司積極橫向拓展新品類。目前公司感光幹膜已進入放量階段，預 計 2021 年產能達到 2 億平，市佔率約 10%，年利潤貢獻 1.5-2 億元，成為公司業績和估值的重要 支撐點。此外，公司也積極研發儲備 FCCL 和鋁塑膜等業務，目前已進入產品導入階段。根據我們 的預測，2019-2021 年公司的 EPS 分別為 1.61/1.76/ 2.14 元，對應 2020 年 PE 為 28 倍。

信義光能：量利齊升新週期，行穩致遠續成長

公司核心業務為光伏玻璃和光伏電站。光伏玻璃業務，公司在原料、燃料和人工等全方面有成本領 先，毛利率領先二三線廠商 15%左右，安全邊際充足。同時公司目前擁有 7800t/d 名義產能，2020 年新增產能4000t/d，大致為各季度投產一條千噸線，考慮到光伏玻璃的長期需求和公司領先地位， 我們預計擴產仍將持續。光伏電站業務，行業性的補貼拖欠導致電站現金流差異較大，測算每拖欠 2 年約下調 2 倍電站 PE，公司目前存量電站質量高風險低，平價和競價自建項目持續推進，預計 整體規模穩健增長。EPC 業務則作為終端連接的窗口，戰略作用大於業績貢獻，未來保持平穩。 根據我們的預測，2019-2021 年公司的 EPS 分別為 0.28/0.38/ 0.41 港元（0.26/0.35/0.37 元人民 幣），對應 2020 年 PE 為 15 倍。

福萊特：光伏玻璃龍頭，成本優勢明顯

福萊特成立於 1998 年 6 月，早期從事家居玻璃和工程玻璃等業務；2006 年，公司成為國內首家 瑞士 SPF 認證的光伏玻璃廠商，打破海外玻璃企業的壟斷。2015 年以前，福萊特的產能一直領先 信義光能，但 12 年起信義不斷擴產，2015 年銷量增加 77%，超過福萊特；而福萊特在 2014-2017 年四年沒有一條新產線投產，失去了龍頭地位。隨著福萊特在 H 股和 A 股相繼上市，公司產能建 設進度加快，預計 2019-2021 年底的名義產能為 4600，7400 和 9800 t/d，擴產速度最快。此外， 公司通過大窯爐、石英砂自供、海外產能等方法持續優化成本良率，與信義光能穩居行業龍頭地位。

品牌和渠道優勢一體化龍頭有望迎來行業整合新機遇

從組件環節來看，技術和資本壁壘不高，非硅成本差異較小，行業核心競爭力主要在於廠商渠道和 品牌。我們認為可融資性排名靠前，渠道尤其是海外渠道有優勢的一體化龍頭廠商將迎來行業集中 度提升的整合新機遇。

公司作為單晶產業鏈絕對龍頭，堅守單晶路線十餘年，技術積累深厚，並引領最近幾年行業的單晶 替代多晶路線革命。硅片業務是公司立足根本，2019 年單晶硅片供需持續保持緊平衡，公司硅片 毛利率從年初的 20%+持續上升到年末的約 35%，成為行業僅存的利潤高地。而到了 2020 年，由 於高利潤吸引了大量原有廠商和新晉廠商進入，行業供需反轉幾成定局；而公司一方面通過長期積 累的“Know-how”能力和規模效應降低成本實現毛利率進入 20%-25%的合理穩定區間，另一方 面通過積極擴產實現市佔率持續提升，鞏固龍頭地位。同時，公司向下一體化，預計 2021 年底實 現 20GW 電池和 30GW 組件產能，相對於目前翻倍。一體化的優勢在於獲取更多產業鏈利潤，劣 勢在於資本開支較大，資金需求較高。而公司憑藉優秀的資產負債率控制（2019Q3 為 51.34%） 和多渠道融資能力，有效平緩了風險。

總的來說，我們認為光伏產業鏈各環節均難以出現長期的供應緊缺，單晶硅片供需逆轉預計出現 在 2020Q2 末，Q3 初階段，屆時將出現一次較大幅度的價格調整和產能出清，而公司短期通過產 能加速釋放進行以量補價，穿越供需波動週期；長期市佔率穩定，產能隨著光伏裝機同步提升，毛 利率穩定在合理區間實現利穩量升，成為市場長期霸主。

根據我們的預測，2019-2021 年公司的 EPS 分別為 1.32/1.63/ 2.04 元，對應 2020 年 PE 為 18 倍。

東方日升：組件海外渠道優勢明顯，HIT 電池推進產研結合

公司始創於 2002 年 12 月，主要業務包括太陽電池、組件、光伏新材料、光伏電站等業務。組件 方面，公司海外渠道優勢明顯，組件出口主要在烏克蘭、印度、墨西哥、西班牙、澳大利亞等市場。 東方日升海外市場開拓較為順利主要是佈局早，早在 2013 年公司即在墨西哥投資運營電站，2015 年佈局印度市場，歐洲市場則更早，這也驗證了我們之前提到的海外市場需要經驗積累提前佈局的 結論。電池方面，除了金壇 5GW 電池組件產能順利投產，年產 2.5GW 異質結高效電池產能（一 期 500MW）也在持續推進中，目前已接到 30MW 異質結組件訂單，通過產研結合加速 HIT 電池 大規模量產落地。

晶科能源：連續四年蟬聯組件出貨第一，單晶硅片產能全球第三

晶科自 2016 年超越天合成為全球組件出貨量第一後，目前已連續蟬聯四次，是目前組件環節的龍 頭。公司通過單晶路線的及時轉型和擴產，在單晶硅片產能的持續加碼，目前已躍居全球第三大單晶硅片生產商；同時受益於單晶硅片的利潤留存，公司毛利率連續五個季度回升，預計 2019Q4 綜 合毛利率可達 18.5-20.5%。品牌和渠道方面，公司成立於 2006 年，擁有七大生產基地，15 家海 外子公司，經營歷史較久規模較大；同時公司 2018 年海外組件出貨也排名第一，在墨西哥、澳大 利亞、日本等市場出貨佔比較高，而在附加值較低的印度市場出貨量僅為 3%，證明訂單較為優質。 值得一提的是，各大組件廠商前十大出口市場集中度普遍在 82%-95%之間，而晶科僅為 77%，較 為分散；我們認為在全球市場多點開花的光伏發展趨勢下，市場分散的廠商證明其在新興地區的銷 售開拓能力更強，公司也更為受益。

組件廠商迎來技改高峰，相應設備供應商率先受益

過去，技術創新主要集中在產業鏈中上游的多晶硅、硅片和電池片環節，而對組件環節的技術關注 度較低。而隨著硅成本的下降日趨困難，輔材價格也基本達到極限，通過密排技術來提高組件功率 從而攤薄一套組件的輔材成本和提高發電量成為了降低度電成本的重要手段，對應的激光劃片機、 疊片焊接機等設備供應商存在提前佈局的機會。而多主柵技術則是 2020 年放量最為明確的方向， 電池端主柵變細變多導致傳統的串焊機無法兼容，有望帶動 MBB 串焊機的放量。

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