1、 多晶硅產業曲折前行，邊際產能成本決定價格
1.1 多晶硅是光伏重要上游，產業發展曲折前行
多晶硅是光伏行業的重要上游環節。光伏產業鏈大致可分為上游多晶硅、硅片，中游電池片、組件，以及下游光伏發電系統三大環節。其中，多晶硅作為光伏產品制造的基礎原材料，具有產能投資金額大、技術工藝復雜、投產周期長等特點，且具備較高的進入壁壘，行業附加值較高。
多晶硅按照產品純度的不同，可分為工業硅、冶金級多晶硅、太陽能級別多晶硅、及電子級別多晶硅。用于光伏生產的是太陽能級多晶硅，一般純度在 6N~9N 之間，國標根據具體的參數差異將太陽能級多晶硅分為太陽能一級、太陽能二級、太陽能三級。電子級別的多晶硅對于產品純度要求更高，一般要求 9N 以上，應用于電力電子上的硅材料純度要求更高，通常要求純度達到 11N 以上。太陽能級多晶硅處于晶硅光伏產業的上游環節，多晶硅料經過融化鑄錠或者拉晶切片后，可分別做成多晶硅片和單晶硅片，進而用于制造晶硅電池。
我國多晶硅產業發展至今，現已占據全球領先地位，大致經歷了 5 個階段：
第一階段（1957-1997 年）：萌芽摸索期。
我國早期的多晶硅工藝研究源于 20 世紀50 年代，1955 年北京有色金屬研究總院在缺少技術和資料的情況下，自行摸索鋅還原四氯化硅工藝（杜邦法）和氫還原四氯化硅工藝（貝爾法）。此后，739廠、740 廠和 741 廠發展成為我國三大硅材料生產基地。彼時，多晶硅廠生產規模較小、工藝技術落后、消耗大、成本高，全國的多晶硅總產能始終在年產數十噸的規模徘徊。
第二階段（1997-2005 年）：
產業化起步期。自 1996 年開始，在國家經貿委的支持下，峨眉半導體廠開始 100 噸/年多晶硅產業化關鍵技術研究。2002 年四川新光開工建設國內首條千噸級多晶硅生產示范線，2005 年洛陽中硅投產 300 噸多晶硅產業化項目，標志著我國打破國外的技術封鎖，形成多晶硅規模化生產技術體系。
第三階段（2005-2009 年）：蓬勃發展期。
2005 年之后，受太陽能級多晶硅市場需求影響和在多晶硅生產線示范項目的帶動下，國內資本開始大舉進入多晶硅領域，多晶硅產業規模迅速擴大，年產量從兩三百噸發展至兩萬噸，使得我國光伏產業原材料的自給率由幾乎為零提高至 50%左右，擺脫了光伏產業原材料依賴進口的局面，為產業健康發展奠定了基礎。同時，國內多晶硅生產技術實現快速突破，采用改良西門子法的企業基本掌握千噸級規模化生產關鍵技術，關鍵設備的國產化進程加速，生產工藝不斷優化，大規模化生產的穩定性逐步提高。
第四階段（2009-2013 年）：市場調整期。
在多晶硅利潤率大增的情況下，各路資本涌入多晶硅投資領域，使多晶硅產能虛增。2009 年“國發 38 號文”，將多晶硅行業定為產能過剩行業，加上國外傾銷壓制和信貸緊縮使我國多晶硅產業陷入泥潭。至 2013 年上半年，全國在產的多晶硅企業僅為 7 家，多數產能在 1000 到 3000 噸之間的多晶硅工廠倒閉。
第五階段（2013 年至今）：領先全球期。
2013 年，國務院出臺《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》，并發文將多晶硅從產能過剩行業中摘除，國內光伏市場開始規模化擴大，再加上我國相繼對美、韓、德等出臺多晶硅反傾銷、反補貼等政策，我國多晶硅產業迎來黃金發展期。國內多晶硅市場需求開始擴大，產品價格也逐步提升，國內多家多晶硅企業開始復產。同時，多晶硅生產布局更加優化，逐步往能源價格洼地如西北等地區轉移，生產設備也更為先進。
2019 年，全國多晶硅產量達 34.2 萬噸，市場占比達 66.9%，產能總規模達 45.2 萬噸，占比達 69.2%，連續 7 年產量位居全球首位。
1.2 改良西門子法占據主流，流化床法尚未大規模應用
多晶硅制備工藝主要分為三氯氫硅西門子法和硅烷流化床法，產品形態分別為棒狀硅和顆粒硅。當前主要的多晶硅生產技術主要有三氯氫硅西門子法和硅烷流化床法，其中三氯氫硅西門子法生產工藝相對成熟，2019 年采用此方法生產出的棒狀硅約占全國總產量的 97.5%，預計未來仍將是主流生產工藝。但 N 型電池的發展將擴大顆粒硅的市場需求， 一旦顆粒硅解決生產穩定性、一致性、規模化以及產品質量的問題，不排除顆粒硅市場份額會出現快速增長。
改良西門子法為當前多晶硅制造主要工藝。自 1957 年西門子發應用于多晶硅的生產以來，經過了 60 多年的持續改良，是目前生產多晶硅最為成熟的工藝。改良西門子法在安全性上遠超硅烷法，短期內其生產成本也低于硅烷法。此外，改良西門子法能夠生產 9N-12N 的高純度多晶硅，兼容太陽能級和電子級產品生產。綜合來看，在其他技術沒有重大突破的前提下，改良西門子法有望在較長時間內保持其競爭優勢。
改良西門子法實現了生產過程的閉路循環。改良西門子法的工藝流程為：氯氣和氫氣合成氯化氫（或外購氯化氫）；工業硅粉與氯化氫在合成流化床中合成 TCS氣體；將 TCS 與高純氫氣送入還原爐中，經化學氣相沉積反應生產高純多晶硅。改良西門子法的閉路循環體現在：將還原爐還原過程中產生的污染副產品四氯化硅送到氫化反應環節將其轉化為 TCS，進而實現循環利用。改良西門子法中，多晶硅還原爐是最重要的核心設備，改良西門子法可通過采用大型還原爐，降低單位產品的能耗。
流化床法尚未大規模應用。流化床法工藝的核心是硅烷氣體在流化床反應器中直接分解為顆粒狀的多晶硅產品。流化床法目前市場份額遠小于西門子法，國外僅有 REC 和 MEMC（保利協鑫收購）有成熟應用，但面臨參數不達標和成本過高問題。國內進行投入研發的企業如陜西天宏進展較為緩慢，保利協鑫已取得技術突破，實現商業化生產，目前處于客戶試用階段，行業整體仍未實現大規模應用。
1.3 成本分拆：電力成本比重最高，其他成本仍有下降空間
改良西門子法生產多晶硅成本中，電力、原材料、折舊占大頭。在當前主流多晶硅生產法-改良西門子法的生產成本中，電力成本、原料成本和折舊成本是主要部分，三者合計占到總成本的 80%左右，其中電力成本占比最大，占比 35%；硅粉成本占比 30%；折舊成本占比達 15%。因而，電力、原材料、折舊成為降低多晶硅生產成本的主要領域。
目前國內先進產能綜合現金成本在 3 萬元/噸，生產成本在 4 萬元/噸，綜合成本在 5 萬元/噸。國內廠商憑借低成本電力資源，以及對工藝的持續改進與精細化管理，產品競爭力不斷增強，與海外企業相比具有較為明顯的成本優勢。目前，國內先進多晶硅產能綜合現金成本在 3 萬元/噸左右，生產成本在 4 萬元/噸左右，綜合成本在 5 萬元/噸左右。
布局低電價洼地降低電力成本。電力成本在多晶硅成本中占比達 35%，是降低生產成本的關鍵。降低電力成本包括降低電價和綜合電耗兩方面。降低電價成本的效果十分直接顯著，近年來，國內多晶硅主要生產企業紛紛將產能向新疆、內蒙古、四川等低電價地區轉移，預計未來三大地區的產能集中度達到 88.7%，未來多晶硅產能仍有向具有電價優勢地區轉移的趨勢。
綜合電耗逐漸降低，未來仍有下降空間。綜合電耗是指工廠生產單位多晶硅產品所耗用的全部電力，包括合成、電解制氫、精餾、還原、尾氣回收和氫化等環節的電力消耗。2019 年，全國多晶硅平均綜合電耗已降至 70kWh/kgSi。未來隨著生產裝備技術提升、系統優化能力提高、生產規模增大等，預計至 2025 年還有 5%以上的下降空間。
硅單耗穩步下降。硅單耗指生產單位高純硅產品所耗費的硅量，主要包括合成、氫化工序，外購硅粉、三氯氫硅、四氯化硅等含硅物料全部折成純硅計算，外售氯硅烷等按含硅比折成純硅計算，從總量中扣除。2019 年，行業硅耗在 1.11kg/kg-Si水平，基本與 2018 年持平。隨著氫化水平的提升，副產物回收利用率的增強，預計到 2025 年將降低到 1.06kg/kg-Si。
技術工藝提升以及規模效應促進設備投資成本下降。隨著生產裝備技術的進步、單體規模的提高和工藝水平的提升，三氯氫硅西門子法多晶硅生產線設備國產化覆蓋率不斷提升，設備投資成本逐年下降。同時多晶硅企業對各個環節進行系統整合，充分發揮單體裝置的能力，現已基本掌握單線萬噸級多晶硅生產技術。2019年投產的萬噸級多晶硅生產線設備投資成本已降至 1.1 億元/ 千噸的水平。預計到 2020 年，千噸投資可下降至 1.04 億元。
人均產出量快速提升，單位人工成本降低。隨著多晶硅工藝技術瓶頸不斷突破，工廠自動化水平的不斷提升，多晶硅工廠的人均產出也快速提升。2019 年多晶硅生產線人均產出量為 35 噸/年，同比增長 25%。隨著國內智能制造水平的提升，以及多晶硅單線生產規模的增大，未來多晶硅工廠的人均產出量將保持穩定提升，到 2025 年提高到 50 噸/年。
1.4 定價邏輯：供需切換價格坍塌，邊際成本決定定價
回顧歷年光伏多晶硅價格走勢，大致經歷了暴力拉升-價格坍塌-震蕩下跌三個階段，其中 2008-2009 是光伏多晶硅供需切換引發價格坍塌的歷史拐點。
階段 1：需求刺激價格暴漲。
自 2005 年以來，受西班牙、德國等歐美國家太陽能電池優惠政策刺激，海外太陽能電池需求呈爆炸式增長，從而導致全球性多晶硅原料缺乏，多晶硅價格出現暴漲，每公斤價格超過 400 美元，2008 年最高時甚至達到 500 美元/公斤。據統計，2005 年，中國多晶硅總產量僅 60 噸，2006 年也只有 287 噸。太陽能光伏企業出現使得市場需求缺口達數萬噸。多晶硅作為緊缺產品受到太陽能光伏企業搶購，價格飆升更吸引了企業狂熱投資多晶硅產業。
階段 2.1：暴利推動產能擴張。
2008 年，“擁硅為王”時代出現，一箱 30 公斤多晶硅售價高達 10 萬元，利潤 10 倍以上，很多企業靠投資多晶硅大幅盈利。2007年 11 月入主新光硅業的川投能源，2008 年新光硅業為其貢獻了 3.14 億元利潤，占川投能源全部凈利潤 82.38％，遠超過川投能源自身主營業務。巨大財富效應讓中國企業紛紛投身于光伏產業，
2006 年，由亞洲硅業青海新能源集團共同出資，西寧東川工業園開工建設年產1000 噸多晶硅生產線；隨后，南玻集團 5000 噸多晶硅項目、江蘇大全 6000 噸項目、通威集團 1 萬噸項目、愛信硅科技 1 萬噸項目、亞洲硅業 6000 噸項目、大陸產業投資集團 1 萬 8000 噸項目等紛紛上馬。
中國電子材料行業協會報告顯示：截至 2009 年 6 月，中國有近 50 家公司正建設、擴建籌建多晶硅生產線，已有 19 家企業多晶硅項目投產，產能規模達到 3 萬噸/年，另有 10 多家企業新建、擴建多晶硅項目，10 多家計劃籌建，全國總規劃產能預計到 2010 年將超過 10 萬噸，總投資超過 1000 億元。作為對比，2008 年中國多晶硅總需求量 1.7 萬噸，如果到 2010 年能夠兌現 10 萬噸以上計劃產能，將超過全球需求量 2 倍以上。
階段 2.2：供需反轉價格崩塌。2008 年金融危機爆發后，歐洲國家紛紛取消太陽能補貼，國外多晶硅訂單銳減，需求明顯減少導致多晶硅價格大幅下滑。另一方面，由于很多企業投資多晶硅只看中短期暴利而盲目投資，多晶硅提純核心技術掌握于美國、日本、德國等少數國家廠商之手，中國很多多晶硅企業只賺取了加工費，且生產成本非常高。國內企業生產 1 公斤多晶硅平均成本約為 80 美元，而國外廠商成本只有 25 美元。多晶硅需求銳減以及產能急劇擴張，導致很多企業面臨虧損境地。
受供需反轉影響，多晶硅價格從 2008 年最高 500 美元/公斤，降至 2019 年中的每公斤六七十美元，國內多晶硅企業受到極大沖擊。
階段 3：晶硅電池路線確立，技術日趨成熟，邊際成本決定價格。
隨著全球經濟回暖，多晶硅市場需求有所回升，價格開始回暖。但由于多晶硅產能的持續釋放以及全球光伏增長需求放緩，多晶硅價格繼續下跌至 2011 年底的 30 美元/千克。多晶硅價格的暴跌致使晶硅電池的路線得以確立。此后階段，國內多晶硅生產工藝日趨成熟，國內外龍頭企業生產技術水平差距不大，產品同質性較高，企業盈利能力主要取決于成本，多晶硅的價格主要由邊際供給的現金成本決定。
新產能成本大幅下降，高品質硅料稀缺，龍頭企業優勢明顯。
回溯最近一輪多晶硅價格周期，2017 年光伏市場火熱，推動多晶硅現貨價格從2017 年 4 月 12.79 美元/kg 提升至 2018 年 1 月 17.83 美元/kg，隨后多家硅料龍頭企業相繼宣布擴產計劃。但由于 531 政策影響，2018 年光伏裝機不及年初預期，且后續新增低成本產能階段性釋放，導致行業長期處于供過于求的階段，多晶硅價格自此開始進入震蕩下跌區間。
當前階段，隨著疫情影響逐步消退，下半年需求逐步釋放，且全球單晶占比逐步上升，高品質硅料需求提升，多晶硅有望迎來供需反轉，市場價格迎向上拐點。近期，多晶硅市場價格呈明顯上漲走勢，包括復投料、單晶致密料、菜花料、多晶免洗料價格都有不同程度上漲，主要受下游硅片訂單需求增加，硅料供應偏緊所致。我們預計，本輪多晶硅價格漲價，主要受供需反轉所致，價格上漲具備一定延續性。且下游硅片產能擴產較快及光伏終端需求邊際向好，供給端硅料產能短期擴張彈性有限，多晶硅價格目前尚處于底部空間，向上彈性可觀。
具有成本優勢的龍頭企業，有望迎來量利齊升的高增長。隨著新產能持續爬坡優化，龍頭廠商生產成本優勢將進一步得到提升。一方面受益于新疆，內蒙古，四川等地區新產能所在地的低電價，使得多晶硅主要生產成本電力成本大幅下降；另一方面，龍頭企業設備制造和生產工藝持續優化，成本管控能力不斷提升。隨著多晶硅價格持續回升，具有成本優勢的龍頭企業有望持續受益。
2、 光伏行業：平價市場向好，疫情影響式微
2.1 市場端：光伏平價景氣回升，全球市場增量巨大
光伏產業興起于歐洲，后發動力在中國，平價市場在全球。光伏行業發展至今，主要經歷了 4 個階段：
發展初期2004-2010年：新增裝機量年復合增速達81.0%，主要發展地在歐洲各國。光伏發電大規模產業化興起于 2004 年歐洲，以德國為首的歐洲各國推出政府補貼政策，推動光伏產業大規模商業化發展。
整理期 2011-2013 年：新增裝機量年復合增速達 12.8%。歐債危機導致歐洲各國政府開始大幅降低光伏補貼，光伏投資收益率下行導致下游需求減少，早期行業上游快速擴張進一步加劇供需失衡。與此同時，美國、歐洲在 2011、2012 年相繼對中國光伏產業發起“雙反”調查，致使光伏行業整體打擊慘重，2012 年全球光伏新增裝機量首次下滑。
成長期 2014-2018 年：新增裝機量年復合增速達 22.1%，主要發展地在中國。2012年，中國為應對美、歐“雙反”調查、加大光伏應用補貼力度，發布《太陽能發電發展十二五規劃》，并于 2013 年 7 月正式發布《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》，明確電價補貼標準和補貼年限。至此，中國接替主導光伏產業發展的接力棒，開啟光伏產業的第二輪快速成長期。
平價期 2019-2025 年：主要發展地在全球。伴隨光伏工藝技術的不斷進步和成本改善，光伏發電在很多國家已成為清潔、低碳、同時具備價格優勢的能源形式，光伏開始進入全面平價期，全球光伏市場有望將開啟新一輪穩健增長。
2.1.1 全球平價來襲，海外市場火爆
全球平價臨近，海外市場持續爆發。近年來，光伏技術進步使得裝機成本不斷下行，2018 年全球光伏平均裝機成本已到 1210.2 USD/kW。裝機成本下行帶來光伏發電性價比提升，全球平價市場正在逐步擴大。總結近期各地區光伏最低中標價格，光伏發電已經成為越來越多國家成本最低的能源發電方式。與此同時，全球 GW級光伏新增裝機市場 2017-2019 年持續增長，分別達 9/11/16 個，2019 年新增國家為位于歐洲的法國、烏克蘭、西班牙和位于中東的阿聯酋、埃及。
全球裝機高增長，中、歐、美、印為主力。從各國年光伏新增裝機量看，中國、歐盟、美國以及印度貢獻主要力量。根據 IEA 及 PV Infolink 數據，2019 年全球光伏新增裝機約為 115GW，其中中國 2019 年光伏新增裝機 30.1GW 繼續位列全球第一，歐洲、美國以及印度分別以 14%、12%、8%的裝機貢獻占比位列其后，前四合計裝機占比達 60%。根據全球光伏市場強勁的發展勢頭，預計 2020 年中、歐、美、印將繼續貢獻主要力量。
疫情短期構成擾動，中長期看海外市場預期樂觀：傳統市場增長強勁，新興市場貢獻增量明顯。疫情對于全球光伏行業短期擾動，但行業中長期增長趨勢不變。預期荷蘭、德國等歐洲市場以及美國增長動力強勁，南美、中東、北非等新興市場貢獻增量明顯，整體海外市場將繼續保持高速增長。綜合來看，中長期海外市場整體預期仍樂觀，疫情穩定后，每年新增裝機量有望超過 100GW。
2.1.2 國內競價平穩落地，需求疊加大年將至
2019 年光伏新增裝機量下滑，發電占比逐年提升。2019 年雖然我國光伏新增裝機再次同比下降，但是新增和累計光伏裝機容量仍繼續保持全球第一。2019 年，我國新增光伏并網裝機容量達到 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，累計光伏并網裝機量達到 204.3GW，同比增長17.1%;全年光伏發電量 2242.6 億千瓦時，同比增長 26.3%，占我國全年總發電量的3.1%，同比提高 0.5pct。
競價機制元年，競價項目延期并網，戶用市場超預期。2019 年我國光伏政策優先支持無補貼平價項目，并對需要國家補貼的項目采取競爭配置方式確定市場規模的管理方式。2019 年補貼競價項目總額度為 22.5 億元，競價最終確定 22.7GW 的裝機規模。但因政策出臺時間較晚，項目建設時間不足半年，很多項目年底前無法并網，再加上補貼拖欠導致民營企業投資積極性下降等原因，截止 2019 年底競價項目實際并網量只有目標規模的三分之一。
裝機結構上，集中式光伏電站新增裝機 17.91GW，同比降低 23.1%，其中 12 月地面電站超預期增長，單月并網規模達 9.5GW，占全年 53.0%；分布式光伏新增裝機 12.19GW，同比降低 41.8%，其中戶用光伏市場發展超出預期，僅用 4 個月完成全年目標，10 月戶用裝機達到 100 萬千瓦，為單月歷史最高水平。
初始投資成本下降，光伏性價比突顯。2019 年我國地面光伏系統的初始全投資成本為 4.55 元/W，較 2018 年下降 0.37 元/W，同比下降 7.5%。其中，組件成本約占投資成本的 38.5%，非技術成本約占 17.6%（不包含融資成本）。未來隨著技術進步，組件將成為降低單瓦投資成本的重要一環，其占總投資成本比繼續下降，其他成本雖有下降趨勢但降幅不大。預計到 2020 年全投資成本可下降至 4.3 元/W。投資成本下行帶動光伏平價范圍進一步擴大，光伏投資性價比突顯。
2020 年光伏競價項目落地，補貼規模仍然可觀，年內實現并網預期較強。2020年光伏發電項目建設方案，總體思路、項目管理、競爭配置延續 2019 年政策框架；平價項目 4 月底前報送；補貼預算總額度 15 億元（戶用 5 億元，競價 10 億元）。近期國家能源局公布 2020 年光伏發電項目補貼競價結果，競價項目總規模達 25.97GW，符合我們此前 25GW 預期。此外，測算戶用補貼項目規模約為 6-7GW，合計補貼對應項目規模約在 32GW 左右，整體補貼項目規模可觀。此次競價項目整體加權平價的度電補貼強度約為0.033元/kWh，較 2019 年0.065元/kWh下降 50%。相較 2019 年，本次項目逾期補貼降低仍維持 0.01 元/kWh，但由于此次度電補貼強度大幅降低，且組件價格下降預期較弱，預計 2020 年競價項目大部分有望在年底前實現并網。
疫情短期擾動搶裝行情，不改 2020 光伏大年預期。根據 2019 年光伏發電項目補貼競價結果，擬納入競價補貼項目的總裝機容量達 22.7GW，并網延期期限為 2個季度。國家能源局統計數據顯示，2019 年全年我國光伏新增裝機量為 30.2GW，競價項目實際并網量約為 7.6GW。延期競價項目需至 2020 年 3 月底及 6 月底前實現并網。短期疫情或對光伏制造端及物流端產生影響，致使電站建設開工晚于預期，對企業原定電站并網計劃恐有擾動。但延期項目均為既定項目，且龍頭企業建設積極性較高。結合此次 2020 年光伏競價項目落地，競價項目總體規模可觀，且年內并網預期強烈。此外，產業鏈價格下行繼續激發平價需求，戶用市場發展穩健，繼續維持 2020 年光伏裝機規模 35-45GW 預期判斷，光伏裝機大年可期。
2.2 疫情對光伏行業影響：短期或構擾動，長期增長無虞
2.2.1 原油價格下跌、避險情緒上升，短期壓制光伏投資意愿（略）
2.2.2 海外影響：疫情或致短期裝機受挫，中長期看需求持續向好（略）
2.2.3 國內影響：產業鏈龍頭影響有限，繼續看好全年裝機
龍頭企業受疫情影響有限，二三線企業加速退場。當前國內疫情基本已經得到控制，從國內光伏制造業看，此次疫情導致部分工廠春節復工時間有所延后，恐對廠家產能爬坡與產品出貨產生影響。但我國光伏產業鏈大多布局于江浙以及西北地區，距此次疫情中心較遠，且龍頭企業春節停工較少，產能受影響較小，且生產資源和現金充裕。相反，受人員流動和現金流影響較大的小企業產能加速出清。
組件出口數據佐證，行業集中度被動提升。組件作為光伏產業鏈中中小企業參與度最高的一環，行業集中度受此次疫情影響提升顯著。從最新組件出口數據看，2020Q1 龍頭企業出口集中度 CR5 和 CR10 分別達 52.1%和 72.5%，較 2019 年全年提升 0.66pct 和 0.65pct。在此次疫情影響背景下，行業龍頭企業資源調配和貿易渠道掌控方面優勢得以突顯，二三線企業加速退出市場，行業集中度被動提升。
光伏競價結果落地，大部分項目年內有望實現并網。2020 年 3 月 10 日能源局下發《關于 2020 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》，總體思路、項目管理、競爭配置延續 2019 年政策框架。2020 年 6 月底，國家能源局公布 2020 年光伏發電項目補貼競價結果，競價項目總規模達 25.97GW，符合我們此前 25GW 預期。此次競價項目整體加權平價的度電補貼強度約為 0.033 元/kWh，較 2019 年 0.065元/kWh 下降 50%。相較 2019 年，本次項目逾期補貼降低仍維持 0.01 元/kWh，但由于此次度電補貼強度大幅降低，且組件價格下降預期較弱，預計 2020 年競價項目大部分有望在年底前實現并網。
戶用市場有望繼續成為亮點。戶用市場發展迅猛，已成為光伏應用市場重要組成部分。2019 年，納入補貼規模的戶用光伏項目總計 5.3GW，較原定計劃 3.5GW 提升 51.4%。其中 2019 年戶用光伏并網規模達 3.55GW，占全年分布式裝機 34.5%。2020 年光伏新政中，戶用光伏補貼總額 5 億元，占總補貼比例從 2019 年的 25%提升至 33.3%。結合近期新版 2020 年光伏項目電價政策中的價格規定，戶用光伏度電補貼明確為 0.08 元/千瓦時，測算戶用光伏全年新增裝機仍然可達 6-7GW，并網規模仍然可觀。
3、 多晶硅：國產替代加速，供需反轉提價，長期格局向好
3.1 國內產能崛起，進口替代加速
國內多晶硅產能產量提高，市場份額持續攀升。根據中國光伏行業協會數據，2019年，全球多晶硅產能 65.5 萬噸，產量 50.8 萬噸，我國多晶硅產能 46.6 萬噸，產量 34.2 萬噸，同比分別增長 20.4%和 32.0%，國內多晶硅產能和產量占比分別達到 69.0%和 67.3%。2019 年全球生產規模前十大企業中，中國企業多達 7 家。
進口依存度下降，國產替代加速。光伏產業鏈上，除多晶硅料之外的占比均超過70%，國內硅片、電池片和組件的全球份額占比達到 97.4%，78.7%和 71.3%。過去幾年海外硅料新增擴產較少，隨著我國優質硅料產能的陸續投放，國內多晶硅料進口依存降進一步降低，國內多晶硅料產量占比從 2015 年的 48.5%上升至 2019年的 67.3%，2019 年進口占比也下降到了 30%以下。
3.2 短期：行業供需反轉，價格觸底反彈
供給端：海外高成本產能退出，國內新增產能有限。
全球多晶硅產能根據產能規模和成本，可大致分為三大梯隊：
第一梯隊：低成本產能，包括東方希望、大全新能源、通威股份、新特能源、新疆協鑫 5 家廠商，預計現金成本在 7 美元/千克以內，2020 年總產能約為 35 萬噸，有效產能約為 30 萬噸左右。
第二梯隊：中成本產能，包括徐州協鑫、亞洲硅業、天宏瑞科、馬來西亞 OCI和美國瓦克等，現金成本在 8-13 美元/千克之間，有效總產能約為 30 萬噸左右。
第三梯隊：高成本落后產能，主要包括國內規模較小的產能和海外高成本產能，現金成本在 13 美元/千克以上，正陸續停產或退出市場。
海外高成本產能退出，國內新增產能有限。2018-2019 年多晶硅價格持續下跌，且國內多晶硅企業的產能逐步擴大，在價格和市場份額的雙重擠壓下，海外高成本多晶硅加速退出。2020 年初，德國瓦克對多晶硅業務計提 7.6 億歐元資產減值，并計劃將美國 2 萬噸多晶硅產線改電子級產線。韓國市場方面，韓華決定退出多晶硅料市場，OCI 計劃關停韓國光伏多晶硅產線，僅保留馬來西亞 2.7 萬噸產能。
國內產能方面，硅料行業 C5 格局漸穩固，2019 年底國內在產多晶硅企業數量減少至 13 家，前 5 企業產能占提升至 76.8%。由于新建產能釋放周期較長， 2020年國內計劃新增產能僅 2 萬噸，同時國內二三線企業低效產能不斷退出，2020 年產能增長有限，預計 2020 年底國內硅料產能約為 46.6 萬噸。
需求端：下游單晶硅片企業持續擴張。2019-2020 年單晶硅片企業開始新一輪快速擴張，2020 年硅片產量預期增加在 50GW 以上。本輪新擴產的硅片都是單晶產能，2020 年單晶占比將進一步提升，預計對單晶用料的需求大幅上漲。預計 2020年對單晶硅料的需求在 33 萬噸以上，按照國內單晶硅產量占比 70%左右的比例，2020 年單晶硅料產量約為 25 萬噸，海外也僅 9 萬噸，單晶硅料市場處于緊平衡的狀態。
光伏行業下半年需求向好，預計全年裝機規模在 110-130GW。
海外方面，疫情對上半年海外光伏裝機構成短期擾動，2020 年 1-5 月中國組件出口規模達到 26.75GW，出口金額 63.89 億美元，同比下降 14.79%。但光伏海外市場整體表現出極強的韌性。2 月受國內疫情及春節影響，組件出口達到低谷；3月復工復產情況良好，出口環比提升明顯；4、5 月受海外疫情影響，出口數據有所回落，但呈明顯縮窄趨勢。此外，荷蘭、美國、智利、德國等國均實現出口大幅增長。從組件廠商訂單新簽情況來看，下半年海外市場需求有望持續向好。
國內方面，光伏競價結果落地，總規模達 25.97GW，項目規模可觀。此次度電補貼強度大幅降低，逾期補貼降低仍維持 0.01 元/kWh，且組件價格下降預期較弱，預計 2020 年競價項目大部分有望在年底前實現并網。疊加去年競價項目搶裝及平價和戶用市場向好，全年裝機預期樂觀。
供需匹配：階段性供需不均衡，高品質硅料稀缺。綜合來看，上半年受疫情影響，市場整體需求低迷，下游企業硅料庫存充足，采購意愿較低，致使多晶硅價格跌幅較大；隨著疫情影響逐步消退，下半年需求逐步釋放，且全球單晶占比逐步上升，高品質硅料需求提升，多晶硅有望迎來供需反轉，市場價格迎向上拐點。
預計 2020 年下半年硅料價格中樞在 9$/kg,合理含稅價在 70 元/kg 左右，對于具有成本優勢的龍頭企業而言，有望迎來量利齊升的高增長。
3.3 中長期：頭部格局穩固，龍頭強者恒強
二三線企業加速退出。2018 年-2019 年多晶硅價格大幅下跌，逼近老舊產能成本線，多晶硅落后產能的產品質量、成本、產線安全等均無法與新產線比較，同時有沒有資金進行技改或更新設備，選擇停產檢修的老產能未來復產也更為困難，落后產能面臨加速淘汰，
頭部企業成本優勢明顯，擴產加速市占率提升。國內頭部硅料企業，如通威、大全新能源、新特能源等，近幾年擴建了大規模低成本產能，綜合成本優勢進一步擴大。在海外產能退出和光伏行業巨大發展潛力下，國內廠商市場占有率有望進一步提升。通威股份 2020 年 2 月發布擴產計劃，進一步鞏固和強化核心競爭力。
行業規范標準提高，格局趨于穩定。為控制新上單純擴大產能的光伏制造項目，引導光伏行業合理健康發展，加快推進光伏產業轉型升級，工信部發布了《光伏制造行業規范條件（2020 年本）》（征求意見稿），對項目擴產標準要求大幅提高，多晶硅項目擴產的能耗標準大幅提升，小廠擴產技術層面達標難度較大，政策出臺將提升行業集中度，進一步利好龍頭企業。
4、 重點公司分析（詳見報告原文）
通威股份，是國內最早進入多晶硅生產領域的企業之一。大全新能源，是國內多晶硅生產的領軍企業之一。特變電工，是我國輸變電領域的龍頭企業，同時積極拓展新能源主業。東方希望，低成本產能快速提升。
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