2019年恢复性增长，2020Q1盈利受疫情影响尚小
行业：2019年盈利阶段性分化，2020Q1景气维持
经历了2018年“531新政”带来的巨幅震荡之后，2019年全球光伏产业重回稳定增长轨道。根据IEA统计，2019年全球新增装机为114.9GW，同比增长约12%。其中国内装机为30.1GW，同比下滑32%；海外装机为84.9GW，同比增长44%。全球GW级市场上升至18个，去中心化趋势明显；其中传统市场欧洲、美国稳定增长，中国、印度则有所下滑；新兴市场如越南、澳大利亚、韩国、阿联酋等表现亮眼。2019年全球光伏发电占比仅为3.0%，提升空间较大。
国内由于首次竞价政策发布和批复时间较晚，同时并网节点要求放宽，导致年内项目建设时间点过于紧凑，部分结转至2020年；而平价项目多数未落地，导致国内10、11月并未出现预期强度的抢装潮，仅12月较为强势，全年装机相较年初预期下调10-15GW；海外方面，欧洲市场MIP到期后全年高增长，巴西、越南等新兴市场多点开花，全年高于年初预期5-10GW。因此，从结果来看，2019年总装机规模是符合年初预期的。
但短期需求经历从全球稳定增长，到国内乏力，再到海外反转的预期变化，产业链盈利也有所分化。2019年上半年，PERC电池产能紧缺，单瓦毛利超过0.3元，第三方龙头毛利率超过30%；进入三季度，PERC产能快速释放，PERC电池价格下滑超过20%，单瓦毛利最低时不到0.1元，龙头毛利率降至10%左右；而由于组件价格价格传导有一定滞后性，尤其是海外渠道有优势的厂商，其大量海外订单价格已提前锁定，充分享受了当季采购低价电池片的成本红利。年末，组件环节完全竞争后回归正常低盈利水平，而电池片环节盈利触底后虽有所反弹，但受制于行业大量产能释放，力度不太明显。
单晶硅片2019年价格稳定，龙头公司隆基通过工艺优化和规模效应，其平均非硅成本下降约25%，年末毛利率接近40%，全年毛利率也高达32%，是2019年盈利的慢跑冠军。而硅料受制于产能陆续释放，处于旧产能持续出清阶段。
根据国家能源局统计，2020Q1国内并网容量约为3.48GW，同比下滑29.7%。根据Solarzoom统计，Q1组件出口合计14.76GW，与去年基本持平。从一季度来看，疫情主要影响国内市场的装机并网，以及降低部分环节(尤其是组件辅材)的运输和出货效率；但由于Q1本身为国内淡季，多数组件厂商以交付海外订单为主，产业链景气度尚可；从价格来看，仅有组件市场受上游硅片降价预期影响，报价有所下滑，其他环节价格稳定。
进入四月份，海外疫情影响逐步发酵，产业链价格全线下跌。根据PV Infolink数据，其中致密料从三月底的73元/kg下降至四月底的62元/kg，下调15%；单晶硅片(M2)从3.01元/片降至2.43元/片，下调19%；单晶PERC电池从0.9元/W下降至0.76元/W，下调15%；单晶组件从1.67元/W下降至1.62元/W，下调3%；光伏玻璃从29元/m2下降至26元/m2，下调10%。
公司：龙头强者恒强盈利恢复，抗风险能力持续提高
2019年，我们统计的A股21家光伏制造型企业合计1917.77亿元，同比增长28.05%；实现归母净利润145.68亿元，同比增长42.88%，531后行业恢复性增长明显。其中，龙头的盈利恢复最为明显，例如隆基股份归母净利润为52.80亿元，同比增长106.40%；通威股份为26.34亿元，同比增长30.51%；中环股份为9.04亿，同比增长42.93%；福莱特为7.17亿元，同比增长76.09%；而净利润下滑主要集中在部分三线厂商，行业马太效应加剧。
2020Q1，实现营收420.94亿元，剔除2019年借壳上市公司影响后同比增长19.37%；实现归母净利润37.25亿元，剔除影响后同比增长40.68%，主要原因为隆基股份2019Q1规模小基数低， 2020Q1同比增长12.5亿，同比增速为204.92%；若剔除隆基影响后剩余20家公司合计归母净利润为18.61亿元，同比下滑15.84%。
2019年产业链盈利能力明显恢复，2020Q1相对稳定。以光伏指数(884045.WI)整体分析，2019年光伏板块综合毛利率为21.26%，同比提升0.53pct；2020Q1为20.51%，相比2019全年下降0.75pct；其中高景气环节龙头，如隆基股份、福莱特、京运通等毛利率环比改善明显；2019年板块综合净利率为5.98%，同比大幅提高2.4pct；2020Q1为5.49%，相比2019全年下降0.49pct。
历史上光伏行业主要经历过两次因为补贴下调导致的重磅利空。2012年，受欧债危机和贸易保护，欧美推出双反，当年板块净利率跌至-12.51%，同比下滑8.25pct，大量订单面临违约，行业全面亏损，并出现一批大大小小的破产企业；2018年，受补贴缺口扩大，国内推出531新政，当年板块净利率为3.58%，同比下滑3.51pct，幅度收窄，且仅有旭阳雷迪等二三线资产状况较差的企业破产。进入2020Q1，国内疫情高峰，板块净利率相比2019年仅下滑0.49pct；截止五月初，行业运行平稳，仅有部分落后的旧产能逐步出清，优质企业盈利能力尚佳，证明历经两次黑天鹅事件后，光伏行业抵抗风险周期的能力在提高。
产业链：需求下滑挤压利润，产能周期决定利润分配
新冠疫情冲击海外需求，全年走势先低后高
因疫情影响，各大机构纷纷下调光伏装机预测约30GW，至110GW左右。2020年初，IHS预测全球光伏新增装机为142GW，4月底已下调至105GW；PV Infolink一季度预测全年装机为134.3GW，目前下修至120GW以下； Wood Mackenzie预测也从年初的129.5GW下调至106.4GW； BNEF预期从年初的121-152GW下调至108-143GW。
我们认为：1)国内需求至少40GW，政策利好可能性大于利空。根据我们的拆分，国内光伏装机为42GW，其中户用、结转项目、领跑者和特高压配套确定性高，变数在于2020年新竞价项目的落地比例和平价的规模，向上弹性在5-10GW；政策面上，消纳规模已取代补贴成为核心因素，考虑到光伏制造链大部分环节产能均处于国内，生产模式决定大部分厂商难以承受一年的需求暂停，不排除政策通过提高消纳空间、优化非技术成本等方式引导国内需求超预期的可能。
2)海外市场高度不确定，中性预测按60-70GW，若今年不及预期，则明后年大概率超预期。目前按国家自下而上统计项目的准确度很低。以疫情较为严重的意大利为例，协会预计5月4日以后会逐步复工，目前53.8%的企业订单量下降超过50%。根据欧洲光伏协会统计，目前供应上已恢复正常，但融资和项目建设出现推迟，协会预计2021-2022年各业务能恢复正常(取决于经济复苏和刺激计划)。
3)分季度来看，六七月份或为至暗时刻。一季度，根据能源局数据，国内装机为3.48GW，海关数据显示国内组件出口为14.77GW，考虑部分东南亚组件产能，预计海外需求为18GW，合计21.5GW；二季度，国内主要来自2019年竞价结转项目抢630，户用和配套项目也逐步落地，海外二季度是首个疫情影响的完整季度，但需求多数在去年Q4确定，预计合计26.5GW；三季度，尤其是七月份前后，国内预计仅有户用项目景气较高，海外夏休惯例，且存量订单基本结束，预计19.9GW；四季度，国内来自部分新竞价项目、平价结转等，海外疫情好转，市场活力提高，预计合计42.1GW。
多晶硅：供需结构分化，致密料价格弹性足
从2019年多晶硅产量来看，上半年整体偏淡，下半年月产量从五月份低点的3.4万吨持续上升至十二月份的4.8万吨，主要原因在于下半年通威、新特、大全等国内一线大厂的新增产能逐步释放，导致国内产量持续创新高；而进口量从6月份的高点1.4万吨持续下降至年末的1.2万吨，国产化替代渐入尾声。
从出货量结构来看，CR7从2017年的65%上升至2019年的78%，预计在2021年超过90%，龙头通过更强的扩产能力，更低的电价，规模化和工艺积累强化行业寡头垄断，中期国内仅剩4-5家龙头厂商的格局较为确定。
海外产能和国内高成本产能陆续退出，2020年多晶硅供给增量有限。OCI韩国五万吨产能已确定停产退出，瓦克在2019年财报宣布不再注入更多投资，并进行了巨额折旧，预计也将逐步转为电子级和退出市场。国内方面，东方希望和协鑫有一定项目的投产，通威则采用技改提升；而洛阳中硅、神舟等小厂商预计逐步退出。总的来说，2020年硅料的供给增加非常有限。
根据BNEF统计，从2020年多晶硅总供应曲线来看，边际厂商现金成本接近，价格对需求敏感度较低。年化来看，截止2020年4月底，按80%单晶料占比测算的国内硅料平均成交价为$7.1/kg (不含税)，按年化需求对应的价格仍有小幅下降空间；但综合考虑到需求侧七八月份国内抢装完毕以及海外夏休出现的真空期，以及供给侧五月份五家万吨级企业检修(环比产量减少约12%)，预计短期价格在底部震荡。
分产品来看，单晶料景气度显著高于多晶料。由于下游单晶硅片扩产中，单晶硅片所用的致密料需求更为旺盛，供需偏紧；而多晶硅生产过程中不可避免伴有菜花料，而多晶逐步退出背景下，菜花料和致密料的价差不断拉大，企业未来的盈利主要来自致密料。从成本曲线来看，四月底单晶料均价为$7.9/kg(不含税)，仅有国内五大厂商维持现金成本以下生产；而按全年需求测算对应的价格在$8.5/kg以上，这意味着即使短期年化需求恶化导致单晶料价格进一步下探，但也会使需求恢复后的价格反弹力度更强，因此我们认为2020年致密料全年的均价中性位置在65-75元/kg(含税)，目前已处于均价下方，下半年价格反弹可期。
龙头新产能毛利率仍超过30%，长期盈利能力佳。以通威为例，乐山和包头的新产能生产成本在40元/kg以下，单晶料占比在90%左右，目前价格下毛利率高于30%。远期价格假设下，若海外产能完全退出，价格假设降至成本五大最高厂商的现金成本水平(预计不含税为50-55元/kg，对应7.5$/kg)；考虑到公司新产能预期生产成本在30-40元/kg(仍有优化空间)，其新产能远期毛利率仍在30%以上，盈利能力强劲。
单晶硅片：学习曲线压制短期超额利润，洗牌过后强者恒强
单晶红利进入尾声，定价规则面临切换
从供给增量来看，无论2020年需求是否超预期，单晶硅片供需反转已是定局，全行业的高盈利很难再现。单晶市场在经历技术培育期(2015年以前)到技术扩散后的高速成长期(2016-2019年)，目前已进入全面扩散，学习曲线充分发挥后的稳定成长期。一方面，龙头企业如隆基、中环、晶科等为了稳固市场份额优势，结合高盈利期获取的利润和融资，扩产力度不减；另一方面，后进厂商如京运通、上机数控等已完成一定的技术积累和产能规划，高利润吸引资本进入后大幅扩产。两者共同推动市场供给高速增长，直至出现行业产能冗余导致的供过于求，行业即将进入洗牌期。
学习曲线决定各厂商绝对成本差异会缩小。从学习曲线来看，随着技术逐步扩散，单一厂商的绝对成本降幅会趋缓，导致厂商间的绝对成本差异将会缩小，而供过于求下同质产品边际现金成本定价原则，即使是龙头短期的毛利率也会显著承压。从长期来看，历史上隆基每年的非硅成本降幅维持20%左右，速度可观；从学习曲线来看，龙头凭借长期积累的“Know-how”能力、规模优势和管控能力，仍能保持一定的相对成本优势，稳态下维持合理的毛利率。
本次价格战，单晶定价原则面临锚定点从多晶价格向单晶边际成本的切换。4月17日，隆基官网公布最新硅片价格，相比3月底降价0.4-0.5元/片；隆基以往均在月底公告牌价，上一次隆基隔周即公告要追溯到2018年初，也是上一轮硅片价格战的开始，而四月份已经连续两次月内公示价格了，也反映了需求恶化下单晶硅片价格战已经开始。与上一次不同的是， 2017年多晶占比约为68%， 2018年为51%，均为主流产品；彼时，单晶作为“少数派”，其溢价来自于相对多晶高效带来的面积相关BOS成本(如支架、土地、电缆等)摊薄，因此上轮价格战单晶硅片定价原则为多晶价格+合理溢价；而本轮，2019年多晶的占比约为36%，其中Q4多晶占比仅为26%，2020年预计在20%以下，逐步成为新的“少数派”，其价格不再成为硅片行业的基准；而单晶硅片摆脱产能瓶颈后，供给不再紧张，价格走势相对独立，其定价原则也将变为同质化商品的边际产能现金成本定价，单多晶硅片价格脱钩。
定价原则切换前，如2018Q3-2019Q3，单晶硅片价格持续坚挺，而PERC、SE、半片等更适合单晶的高效技术叠加后，单多晶合理价差持续拉大，且以多晶降价实现；隆基通过规模化和工艺优化实现毛利率逐季改善。
切换后，单晶硅片独立定价，供需过剩下龙头毛利率取决于自身成本和边际产商现金成本的相对差距。从长期来看，光伏已经从爆发增长期进入稳定成长期，单晶革命结束后，我们预计单晶硅片和上下游环节一样，长期维持一定的过剩，而多晶硅片的占比将会长期维持在10%以下。
龙头掌控定价权，边际厂商限定定价区间
龙头掌控定价权，边际产能限定定价区间。边际现金成本定价后，单晶硅片的价格走势理论上由即期需求在成本曲线上对应位置产能的现金成本决定。边际成本定价特点在多晶硅、光伏玻璃等产品上充分体现，但我们认为在单晶硅片上则略有不同。主要原因：
1)垂直一体化厂商扩张单晶硅片产能，压缩第三方需求。比如隆基、晶科、晶澳等一体化厂商在这两年充分扩张了单晶炉，降低对外的单晶硅片采购需求，但一体化通常不会涉及多晶硅和玻璃环节。这样导致硅片成本曲线的扭曲，只要一体化厂商自有硅片产能现金成本不高于外购价格，厂商就倾向于自己生产；甚至在考虑员工安置、政府关系、供应链、需求预期等因素后，即使小幅高于也可能不会停产。
2)龙头供应能力强，掌握定价权。为了充分摊薄设备折旧成本和发挥规模效应，龙头厂商倾向于满产；根据我们的测算，截止2020年底隆基+中环在第三方市场的供给量约为96GW(不包括隆基自用)；而即使按照年化140GW的装机需求， 1.1倍超配，第三方市场的实际需求也仅为99GW，而供应量超过120GW，这意味着在本轮行业性扩产结束后，仅隆基和中环的供给能力基本满足第三方市场需求，这样在定价上也将加强寡头的话语权，即“龙头掌握定价权”。
3)边际厂商限定定价区间。单晶硅片产品同质，龙头虽然品质和稳定性有一定优势，但“B2B”属性导致品牌溢价很小；从本轮多个新进入者扩产规模和实际运营成本来看，行业壁垒也不是太高；因此在供需过剩的情况下，双寡头定价过高会导致大量新进入者进入和停产产能复产，蚕食龙头订单，即寡头无法达成自由的“价格勾结”和形成“卡特尔”(cartel)。更为合理的情形是：二三线厂商按边际成本定价，龙头在此基础上，小幅上浮实现0.1-0.2元/片，这部分溢价来源于龙头价格掌控力、高品质和高稳定性等，此外隆基拿到日本信越的掺镓专利后，公布的掺镓(光衰更低)和掺硼片同价也助推了溢价的形成。
总的来说，2019年底，主流M2尺寸硅片的含税价格为3.06元/片，对应隆基的毛利率接近40%，单片毛利约为1.03元，单片净利高达0.81元。本轮硅片扩产结束后，我们预期2020年底龙头G1尺寸硅片(158.75mm方片)的含税价格约为2.4元/片，对应隆基的毛利率约为20%，单片毛利约为0.42元，单片净利约为0.25元。后续随着需求恢复，供给扩张放缓，供需逐步改善，毛利率或能修复至25%左右。
电池片： PERC景气底部，N型仍需优化
PERC扩产延续，景气底部震荡
电池片市场短期仍将处于景气底部。PERC量产的技术红利始于2017年，经历了两年的高盈利阶段后，由于行业性产能的大幅扩张，2019Q3起PERC电池片价格大幅下降，目前仍处于盈利底部。从产能来看，PERC产能从2017年底的30GW左右快速扩张到2019年底的130.4GW，超过终端需求，2020年行业产能增量预计为40GW，高于需求增幅，行业短期盈利能力仍将承压。
近期，受到海外疫情影响和单晶硅片降价，电池价格再次持续下探至0.8元/W以下，龙头毛利率预计也只有10%左右，行业普遍出现亏损。
龙头厂商仍有较大扩产规划，行业长期竞争激烈。从第三方电池片龙头通威和爱旭的产能规划来看，2020年底通威预计实现60-80GW产能，爱旭实现45GW产能，扩产积极；从一体化组件厂商来看，隆基、晶澳、晶科等也均有一定规模的扩产。
N型值得期待，拐点仍需等待
P型路线即将面临效率瓶颈，提效空间仅剩1-1.5pct。2017年，PERC实现规模化产能落地，单晶一年提效1.6pct。截止2019年底，主流厂商单晶PERC电池效率已达22.3%，目前通威等厂商电池效率预计可达22.6%。站在目前节点往后看，2020年底实现23%的效率确定性较高，主要的方法在于多主栅技术(MBB)、栅线细化、金属化过程再优化等方式；往后再提升至23.5%存在一定难度，但也有迹可循，方案包括氮氧化硅减反层的优化、背面掺杂等；从23.5%提升至24%目前看方法仍不明确，主要依据为PERC电池实验室效率记录为24.06%，这也被视为量产效率极限。
效率23.5%+平台上，N型电池或将成为主力。N型路线主要分为异质结(HJT)、重掺杂多晶硅钝化(TOPCon)、交指式背接触(IBC)和钝化发射极背面全扩散(PERT)。IBC由于步骤过于复杂，成本难以下降，以及PERT由于效率潜力有限，相比PERC并无明显优势，目前两者已基本退出N型主流路线的竞争。而TOPCon和HJT目前量产的效率均在23.5-24%+，实验室效率可达26%+，是高效路线的代表。从2019年中国和海外N型产品出货结构来看，TOPCon和HJT的应用范围也更广。
TOPCON有效延长PERC产线生命，技改回报率较高，有望率先放量。TOPCon本质上是PERC路线上的一种延伸，仅需在传统PERC产线增加三个步骤，添加两台设备和更换扩散炉即可，技改成本在5000万元/GW左右。根据林洋实际运营情况，TOPCon组件成本约比常规PERC组件高0.123元/W，而价格可高0.4元/W以上，理论满产下回报周期在一个季度左右。
HJT是最有希望接棒PERC的下一代技术，目前仍需解决设备国产化、耗材降低和效率提升三大问题。HJT电池理论效率高，生产步骤少，全程低温的特点被视为天花板很高、具备颠覆力的下一代电池技术。根据我们的测算，目前HJT电池的成本约为1.22元/W，相比PERC高0.57元/W，只能应用于一些追求效率不计成本的小众市场。
静态看，HJT电池中期降本主要集中于以下四个方面：1)提效摊薄；在目前基准上再提高0.5%以上，这个是相对容易实现的；2)降低银浆价格和成本；一方面国产化预计银浆能够降价20%左右，另一方面通过栅线优化降低银浆用量50%以上，对应贡献成本降幅0.25元/W；3)设备国产化+提高产能利用率；目前捷佳伟创和迈为股份等公司在设备国产化均取得一定进展，预计设备投资可降至7亿元/GW，贡献成本降幅0.08元/W。4)N型硅片溢价减少；目前N型硅片的溢价约为8%，主要来源于硅料和硅片生产环节，随着硅料国产化和N型的放量，这部分溢价会逐步减少，预计贡献0.03元/W成本降幅。全都实现后，HJT与PERC的电池成本差距缩小到0.2元/W，具备一定竞争的可能。
动态看，PERC电池的非硅成本预计仍有0.05元/W以上的下降空间，这意味着HJT成本需下降0.4元/W，即30%+，才能与PERC竞争，而实现的路径需要提效、降低耗材成本、设备国产化和供应链配合四个方面均有所突破，目前替代的拐点仍需等待。
组件：终端市场去中心化，品牌渠道竞争激烈
组件环节历来产能较为冗余，竞争完全，启停灵活导致完全竞争，盈利能力较差。目前单一的组件厂商已基本退出市场，或少量以代工形式存在，多数组件厂商均已向电池、甚至硅片环节延伸，获取产业链更多利润。因此，现在龙头组件厂商的特点是以组件产品的品牌和渠道竞争终端市场，获取更多订单；自有的硅片和电池产能则决定其盈利能力，产能新、规模大、管理好的厂商具有一定优势。
品牌方面，随着下游电站投资方集中度的快速提升，大型国企的主导权不断强化，行业去补贴不断深入，组件市场也进入精细化、龙头化的发展时代，品牌厂商更值得信赖，行业集中度也将持续提升。可融资性排名是一个很好衡量组件品牌的榜单；根据PV-TECH最新公布的排名来看，隆基自2017年进入AA评级梯队后，在2020Q1率先获得AAA评级；晶科、阿特斯、晶澳等龙头组件厂商排名也靠前，在与大型能源集团的合作上具备一定优势。
渠道方面，随着全球光伏装机市场的去中心化，海外GW级市场从2010年的3个增加至2019年的16个以上，且仍在增加。由于不同市场需要对应不同的组件认证，且需要完全不同的直销和经销渠道，对运输、仓储、人员等都提出了新的要求，对渠道管理和拓展能力是个考验。若组件厂商专注国内市场，或不积极拓宽新兴海外市场，其出货量容易遭遇天花板，因此海外多市场渠道的不断拓宽是组件厂商未来销售的重要方向。
渠道经营是经验积累过程，组件出货量排名较为稳定。不同于上游龙头不断交替的形式，组件环节虽然壁垒较低，但对渠道、管理经验积累要求较高，这需要长时间的优化，并未非通过资本和技术能够轻易反超的。从组件厂商出货量来看，近年来头部组件厂商的地位较为稳固，晶科连续四年获得全球出货量第一。而随着终端市场的日趋分散化，下游大型客户的地位强化，我们预计渠道的先发优势和积累优势将会持续加强，预计未来组件市场也将逐步向头部集中，龙头的出货量占比和盈利能力都更强。
玻璃：供需均有推迟，双寡头格局持续强化
双玻渗透率提升贡献需求弹性。传统组件通常采用3.2mm正面玻璃，背面为背板；而双玻组件可双面发电，正反面均采用2.5mm或2.0mm玻璃，单位装机玻璃需求增加25%-56%。随着全球平价上网的推进，双面发电降低LCOE已成为共识；同时薄玻璃供给快速增加，溢价逐步消除，叠加近期玻璃降价，以及跟踪支架的渗透，双玻性价比更为凸显，预计双玻的快速爆发即将到来，其渗透率也将从2019年的15-20%快速增值到2025年的60%。
供给端新产能有所推迟，存量小窑炉已开始退出。增量上，信义产能四条千吨线相比年初计划均推迟一个季度左右，福莱特越南两条千吨线因签证暂停，安装调试技术人员无法到现场指导工作，建设进度持续推迟，需等待签证恢复。存量上，我们预计24元的单平米价格已击穿日熔量200t/d以下小窑炉的现金成本线，200-350t/d中窑炉也处于极微利状态，二季度将逐步停产。
按全年需求110GW测算，年化玻璃含税价格落在25-26元/m2，目前小幅超跌。根据PV Infolink 4月底报价，光伏玻璃价格在24-28元/m2不等，均价为26元，与年化需求价格基本一致；根据卓创资讯报价，5月份3.2mm镀膜片报价基本为24元/m2，有一定超跌。我们认为，短期价格由于需求不振探底，但目前已处于全年价格低位，24元已打破部分小窑炉的现金成本线；同时，4月底国内日熔量合计为25060t/d，环比下降300t/d，也是继2019年2月以来首次出现在产产能下降，供给端减产信号较强，继续下调空间不大。长期看，随着中小窑炉的逐步退出，信义光能和福莱特双寡头格局掌控力更强，格局优化带来的成长更为确定。
胶膜：行业掌控力最强，龙头尽享平价空间
EVA光伏胶膜是具有一定先发优势的轻资产行业，目前龙头福斯特全球市占率超过50%，并且与行业内主要对手拉开了巨大差距。福斯特在行业内积累了巨大的领先优势，一方面通过较低的定价将胶膜毛利率已降至20%左右，同时加大研发不断推陈出新拉开产品性能差距，并且利用资本市场融资扩产巩固产能优势。在当前价格下，公司凭借强大的资产负债表和优秀的管控能力，仍能获得12%左右的净利率及ROE，行业对手则被压缩至6%以下，无力对公司构成威胁。
小结：当前利润主要在上游，电池组件环节压力较大
从4月底公示的价格来看，产业链利润留存在上游，对应龙头新产能毛利率仍超过30%。我们按照G1尺寸的硅片和各环节行业最优的非硅成成本对产业链盈利空间的分配的最新情况进行了拆分；可以看出，硅料和硅片龙头新产能的单瓦毛利分别为0.05元和0.14元，龙头新产能毛利率均超过30%，净利率超过20%；而下游电池片和组件龙头的毛利率则分别为9%和7%，净利率预计在0附近，单组件环节净利率预计已出现亏损。
复盘与展望：从全面下跌到结构反弹，产品价格进入平台期是股价重要信号
2010年以来，光伏产业经历了两次比较大的周期波动，第一次是2011年由欧美市场需求的大衰退及双反所引发，第二次是2018年由我国“531新政”所引发，尽管从统计数据来看，2个暴风眼年份—即2012年和2018年的装机量仍然保持正增长，但供给侧的扩张惯性导致产业链价格和板块股价均出现大幅波动，同时也蕴育了巨大的反弹机会。
2012年危机：因外需退坡而起，由国内政策而终，板块同此凉热
危机因欧洲补贴退坡而起。2011年，全球占比76%的主要市场欧洲由于财政危机，下调了光伏的补贴，导致短期需求快速下滑；而中国的制造产能在过去扩产的惯性下，仍大幅增加，导致供需失衡；光伏产业链价格自5月份起经历了2-3个月的下跌过程。
因双反拉锯战持续发酵。进入10月，美国七家光伏电池生产商联名提出申诉，要求对中国输美太阳能电池征收高额惩罚性关税。同年11月，美国商务部正式立案。受此影响，Q4产业链价格再次全线下跌，降幅在15%-35%不等。12月底，美国推迟双反调查结果，产业链预计双反只是“表面文章”，行业需求预期迅速转好，产业链价格再次企稳。随后美国正式公布双反税率，以及2012H2欧盟的跟进，2011年合计占比80%的欧美市场对中国产品关上了大门，产业链价格继续下跌。
国内出台补贴政策，需求接棒，危机终结。2013年8月，国家发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，明确光伏电站三类资源区标杆电价制度和分布式固定补贴政策，国内市场从2011年的2GW快速增长至2017年的53GW，整个东亚地区的装机占比也从2011年的12%提升至2017年的60%+。
分环节来看，多晶硅遭遇供需双杀，价格降幅最大。多晶硅产能从2011年的24万吨高速扩张到2012年的40万吨，远超实际需求的23万吨左右，导致价格从60-80$/kg降至20$/kg以下。但即使全年供需如此恶化，在2012年和2013年初，在短期实际或预期需求回暖时，多晶硅作为产能弹性弱，复产成本高的环节，在中小厂商停产后也出现了10pct左右的价格反弹。
而硅片到组件环节虽也面临过剩，但程度不及硅料。其中，硅片价格则主要跟随多晶硅价格同步波动，存在2个月左右的运输和库存周期滞后(当时多晶硅大部分为进口)。对应厂商的盈利也持续处于底部，未见反弹。电池片价格波动最大，主要原因为电池片储存时间过长会有效率衰减的问题，厂商2013年毛利率明显回升。组件难涨价，组件环节是产业链启停成本最低，技术门槛最低一环；单组件环节毛利率长期被压制在低位，即使两次需求转好，价格也并未和上游同步反弹。
危机结束后，先进产能毛利率迅速恢复，落后产能永久退出。如卡姆丹克、台湾茂迪等落后旧产能在需求恢复后盈利能力仍较差；而隆基股份、大全新能源、保利协鑫等优质产能盈利快速走出谷底，毛利率一度超过或接近30%。
产业链价格进入平台期是股价反弹重要的信号。2011年4、5月份起，需求不振导致光伏产业链各环节进入下行通道，之后历经长时间的欧美双反，价格调整持续到2013年年初；从股价来看，进入下行通道要略早于产业链价格下降，主要因为终端需求恶化传导到产业链价格需要一定时间；而当产业链价格进入平台期时(即价格下降速度趋缓或维持稳定)，通常视为供需扭转的拐点，公司股价基本同步反弹。
2018“531”危机：国内补贴不堪重负，海外平价需求爆发
2013到2017年，行业进入了稳定增长期，全球装机从37.4GW增长至102GW，CAGR=28.5%；其中中国市场在标杆电价补贴政策的带动下，从11GW增长至52GW，CAGR高达47.5%。需求侧的稳定高增速也带动供给侧的持续扩产，产业链整体盈利较好，板块归母净利润从2013年的75亿元持续增长至2017年的184亿元。
行业一片向好的同时也酝酿了新一轮的危机，即补贴缺口的快速扩大。补贴发放主要来源于国家征收可再生能源电价附加基金，装机快速爆发导致基金入不敷出，缺口快速扩大。根据BNEF统计， 2018年底目录内的补贴累计缺口超过1000亿元；若考虑目录外的项目，补贴缺口到2035年将达到峰值1.4万亿元。如此巨大的补贴缺口显然不能不是能通过基金收入解决的，因此2016年4月份起，第八批补贴目录迟迟无法公布。
国内补贴不堪重负，531政策急忙出台。2018年5月31日，国家能源局出台新政，对5月31日以后并网的光伏电站项目暂不安排规模指标，全年仅安排10GW分布式项目，同时下调补贴5分钱。本次政策并未有缓冲期，同时规模限制给国内光伏装机踩下了急刹车，直接让2017年全球占比50%左右的国内需求归零，短期需求预期极度悲观，从硅料到硅片六月份价格均下跌20%以上。、、
海外平价需求爆发，接棒国内，行业仅需一季度即走出危机。2018Q3，需求预期变为国内停止，海外维持稳定增长，产业链价格仍在磨底。直到9月份，以欧洲MIP结束为标志，叠加降价刺激， 2018Q4起组件出口快速增加，海外多个市场平价需求快速爆发，2019年全球恢复性增长。从整个过程来看，国内装机占比从2017年峰值的52%下降至2019年的26%，海外重新成为主要市场。
回顾本轮危机，多晶硅片是本轮降价幅度最大的环节，且几乎没有出现反弹。主要原因在于金刚线革命后，需求持续受单晶挤压，多晶市场份额下行，而供给侧存量产能较大，供需严重过剩，产能持续出清，即使下游需求回暖也并未改善。反观单晶硅片，由于单晶替代多晶阶段的单晶硅片产能紧缺，其价格在2018Q4需求回暖后即持续坚挺，2019全年单晶硅片未降价。
硅料再次遭遇扩产潮，价格底部出现于扩张末期的2019Q3。2019年是硅料扩张的大年，通威2.5+2.5万吨，新特3.6万吨、大全4A 3.5万吨等规模新产能陆续投产，需求回暖不足以对冲供给增量，价格也从531前的15$/kg持续下跌至2019Q3低点的6.6$/kg。
电池片库存敏感，其中多晶电池片价格2018Q4有所反弹，但力度在3%以内，主要是短期需求回暖后组件厂商补库存，但多晶产业链供需羸弱态势未变；单晶PERC电池片受益于技术替代和产能紧缺，Q4价格反弹力度超过15%，考虑到单晶硅片价格未变，龙头毛利率也提升至30%以上。
辅材方面，光伏玻璃生产特点类似于多晶硅，产能弹性较弱，一旦停产后复产动力较小。当光伏玻璃价格从2018年1月的29.5元/m2降至2019年9月的20元/m2；行业产线数量也从137条下降至126条，2018Q4需求恢复后价格快速反弹，全年反弹幅度超过40%。光伏胶膜虽然价格也有所上升，主要原因为原料EVA胶膜的涨价，毛利率基本稳定。
厂商毛利率表现亦佐证。上游硅料厂商大全新能源，以及硅料和多晶硅片厂商保利协鑫毛利率并未在2018Q4需求恢复后出现反弹，持续处于低位；而单晶硅片龙头隆基股份和光伏玻璃龙头福莱特毛利率则逐季改善，逐步达到新高；当时以PERC电池为主的通威股份也享受了三个季度的高毛利；福斯特毛利率则稳定在20%。
从股价表现看，本次531政策出台比较突然，行业和资本市场毫无预期，6月初股价和产业链价格同步下跌。而随着各大公司三季报发布，以及四季度出口需求的快速增加带动的产业链价格进入平台期，相关龙头的股价在10月底开始反弹(上证指数的底部在2019年1月份才见得)，随即进入上行通道。
从2012和2018两次突发事件对行业影响复盘来看，我们总结如下：
1、需求侧：两次补贴危机导致主要市场急停，需求东方不亮西方亮。
2012年危机是由外在中国政策补贴刺激带动恢复的。2011年欧债危机，德国西班牙补贴大幅下降；随后欧美推出双反，合计占比80%以上的市场对中国关上了大门；当时光伏经济性还较差，对补贴依赖性强，内生增长动力不足，因此市场在中国出台政策扶持后，日本韩国也快速增长，2013年东亚地区新增装机占比已提升至50%以上，国内取代欧美成为主要市场；
2018年危机是由降价导致海外平价项目内生需求爆发带动恢复的。531新政出台的核心原因在于2016-2018H1年产业链价格下降但标杆电价下调滞后，导致国内装机爆发性增长，在2017年即提前完成十三五规划，但同时也导致补贴缺口快速撕开，补贴项目到了不得不停止的地步。531后，国内装机占比50%的中国市场直接归零，但Q3降价使得Q4起海外多数地区光伏已具备较好经济性，组件出口持续超预期，推动2018全年装机量仍实现正增长。
2、短期：产业链价格总是全面下跌，直击现金成本。当突发事件发生时，无论各环节供需结构如何，有公司短期考虑库存和现金流后出现恐慌性报价，同时这种非理性的报价会进一步强化需求衰退的预期，进一步导致其他厂商跟进更低的报价。因此，短期价格会以短期需求对应边际厂商现金成本线为底，这个底部通常是超一起的。
3、中期：产能周期轮动主导利润分配，产品价格进入平台期是股价拐点信号。
当需求逐步复苏时，各个环节的走势就会出现分化，利润总是留存在产能相对紧缺的环节；其紧缺一方面来源于新技术迭代，如2019年的单晶硅片、PERC电池；另一方面也来源于现有产能紧缺，如2018H2-2019年底的光伏玻璃。
当产业链价格进入平台期时，标志着供需反转拐点的到来，通常也对应强势环节龙头的股价拐点。此时，强势环节的优势龙头(产能新、规模大、管控优)股价反弹力度较大。
复产成本相对高，库存周期相对短的环节在短期需求恢复后，供给端匹配所需时间更长，从而价格弹性更强，这也是多晶硅、玻璃(复产成本高)和电池片(库存周期短)在每次需求恢复时的价格弹性都较大；而组件、胶膜(复产成本低、库存周期长)降价后难反弹的原因。
2020全球疫情：政策影响力消退，疫情防控决定需求走向
1、需求侧：政策影响力减弱，降价或也无法刺激短期需求，疫情控制力度决定海外需求推迟程度，且存在后续报复性恢复的可能。本次疫情自三月中下旬蔓延到海外后愈演愈烈，导致占比75%的海外市场受到明显冲击，订单、物流和海关等均有所延迟。进入四月份，疫情控制并未好转；由于近年来海外市场的去中心化，叠加近期全球宏观经济波动和新兴市场汇率波动较大，不同市场进度不一，最终落地规模无法预测。目前补贴对装机的影响已微乎其微，且历来短期需求下滑导致产业链降价后，会提高其他地区项目IRR，激发新的装机热情；而本次疫情，收益率不再是短期项目开工与否的核心因素，公共安全和人员流动性才是，这意味着一方面如果较多地区受政府限制无法开展项目推广和电站施工，即使组件价格降至IRR较优位置，也可能无法刺激新的项目；另一方面，若短期装机积极性被压制，疫情放缓后可能会出现高强度的报复性装机反弹。
2、短期：恐慌性下跌时期已过。第一阶段国内疫情(1月初-2月下旬)只影响短期国内需求，仅组件价格小幅下行，上游基本未受影响；随后组件降价压力向上游电池片传导，电池片价格二月底开始松动；第二阶段海外疫情(3月中旬至今)影响全球需求，降价压力依次传导至上游硅片、玻璃和多晶硅，单月价格降幅高达15-20%。目前看，部分环节价格已有所企稳，恐慌期已过。
3、中期：重塑盈利格局，多晶致密料和玻璃受供给侧收缩利好，价格平台期有望提前到来。虽然最新价格已有所企稳，但在多国封锁政策未放松，经济停摆导致用电增速下滑，油价持续处于低位的利空下，短期全球需求仍然不明朗，期待产业链价格就此全面反弹是不现实的。我们认为，即使疫情常态化，经济活动和交流也必将恢复，下半年光伏需求侧的缓慢复苏是可期的；对应到供给侧，多晶硅新增有效供给十分有限，五月份多家大型厂商已有停产检修计划，供需拐点或在二季度提前到来；目前致密料价格已处于年化需求对应边际价格之下，反弹力度最强；2020年光伏玻璃扩产主要在信义光能和福莱特两家龙头上，目前新产能点火均有所推迟，同时供给端小窑炉目前价格下现金流难打平，预计逐步退出，玻璃价格下探空间十分有限。此外，硅料和玻璃产能弹性均较弱，价格反弹持续性更好，龙头盈利改善更为明显。
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