光伏行业专题报告组件环节从高壁垒到高盈利

光伏行业专题报告-组件环节从高壁垒到高盈利组件厂与终端客户走向“大对大”格局，壁垒升高，集中度加速提升，超额利润有望逐步体现2017年以来组件集中度再次呈现提升趋势。根据现有产能规划和部分企业销量指引，预计2020年组件市场集中度将明显提升，CR5将由2018年的35%左右提升至45%，CR10将由60%左右提升至68%。这种集中度的提升，最终有望逐步转化为头部企业的超额利润空间。尽管2019年全球光伏组件产能已超过200GW，但头部组件供应商仍未停止扩产进程。预计组件及终端电站投资商将逐步走向“大对大”格局，看似产业链中生产难度最低的组件环节，其实进入/发展壁垒正在持续升高：随着平价实现，光伏组件终端客户中大型能源集团占比提升，为保障产品一致性及供货稳定性，大型能源集团倾向选择大型组件供货商；终端客户对组件企业持续经营能力、财务稳健性（长期质保能力）要求提高，大型组件供应商更易获得较高的第三方评级，强化品牌力；组件技术变革加快，强调产品迭代能力，头部组件企业引领技术创新，凭借高效产品提升市占率并享受产品溢价。新兴市场崛起，终端市场愈加分散，对组件供应商渠道建设及供应链管理能力要求提高，构建庞大全球经销渠道需要时间及资金的积累。过去十年全球组件前10大供应商排名中，虽然中国企业所占席位持续增加，但除了隆基和协鑫两大行业巨头以外，没有一家是10年内进入组件行业的新品牌。规模：终端“大对大”格局逐步形成，规模壁垒升高光伏电站业主：随着平价在全球逐步实现，光伏装机空间打开且现金流改善，终端客户中大型能源集团参与度提高，2019年各国以石油、天然气为主业的国家级能源集团加速光伏布局，终端客户“大型化”趋势显著。组件供应商：为保障产品一致性及供货稳定性，大型能源集团倾向于选择大型供应商。2019年海外大型能源集团与头部组件企业签订大额订单的趋势愈加明显，如：隆基印度500-1200MW、晶科西班牙950MW、阿特斯北美1.8GW订单。品牌：头部组件厂商商凭借综合能力获高评级，强化获单能力组件为光伏制造产业链的终端产品，其应用场景是一个设计寿命20年以上、投资回收期可长达10年以上的公用事业属性行业，决定了终端客户对组件品质稳定性、企业质保能力有较高要求，因此对组件企业持续经营能力、财务稳健性要求提高。基于此，BNEF、PV-Tech等权威的独立第三方专业媒体，均推出对组件供应商的评级，评判依据为可融资性（核心指标包括财务稳健性与供货能力）。这两项评级受到海外大型电站投资商认可，影响组件供应商获得合同的机会。通过分析评判标准，我们认为大型组件供应商优势明显，更容易获得高评级，进而提高获单能力、强化品牌力：BNEFTier1光伏组件制造商：在过去两年中对至少六个1.5MW以上的项目提供过由自己生产、自有品牌的组件，且这些项目由至少六个不同的非政策性银行提供无追索权的贷款。BNEFAltman-Zsocre财务健康指数：用财务数据构建五项参数（分别考察盈利能力、杠杆率、流动性、偿付能力和资产使用效率），代入公式计算出得分，以衡量企业财务健康指数与破产可能性。得分3以上显示财务稳健，1.8以下显示破产可能性大。PV-Tech组件制造商可融资性评级：评级结果分为三等九级，供货规模、产能排名、海外出货占比都将直接影响得分，高评级供货商通常在运营电站规模50MW以上的中大型终端客户中拥有较高知名度。DNV-GL(PVEL)光伏组件可靠性计分卡：使用一致标准的设备和相同的实验室环境对所有组件进行实测。每年评选出数个最佳表现者。产品：组件技术更新提速，头部企业凭借产品迭代能力拉开差距近年组件环节新技术/微创新层出不穷，如多主栅、半片、叠焊、大硅片、N型电池等。2018年以来，主流组件供应商新品推出速度明显加快，市场对组件企业的产品迭代能力提出较高的要求，二三线企业处于明显劣质。通过技术进步与产品创新，头部组件企业不断刷新产品效率/功率纪录，引领行业趋势。头部企业一方面可凭借高效新产品提高获单能力，一方面也可享受高效产品的销售溢价，获得高利润率。渠道：市场与需求愈加分散，区域覆盖度、海外产能布局决定企业出货量高度和盈利能力与上游各制造产业链环节相比，组件销售需要面向的终端客户数量众多、运营方式区别较大。近年中、美、印三大市场需求占比下降而新兴国家需求增长，GW级国家数量显著上升。市场愈加分散，对组件供应商渠道建设及供应链管理能力要求提高。2018-2019年前十大中国组件企业出口规模与海外市场占有率均大幅提升，前五企业出口规模由约20GW提供到33.6GW，海外占有率由29%提高到32.5%，前十企业出口规模由约29GW提高到47.6GW，海外占有率由41%提高到46%（考虑海外1.15容配比）。此外，前十组件企业名单及排序基本没有改变（除隆基与协鑫对调排序），显示出一定的进入门槛与稳定性。美国、日本等海外市场有超额利润，优化海外布局有助于提高盈利能力。以美国市场为例，高额关税将中国低成本产能挡在美国市场之外，而美国国内产能不足且成本高，导致美国市场组件售价远超中国。市场报价显示美国高效单晶组件价格是欧洲、澳洲、中国的近2倍，以0.41$/W价格估算国内组件企业东南亚产能销往美国市场的毛利率在30%以上，比国内高出10pct以上。东南亚产能是除中国大陆以外综合成本最低的组件产能。受美国对华光伏高额关税影响，拥有低成本东南亚产能的企业可以获得客观的超额利润，中短期内将有助于充分发挥品牌优势摄取美国市场红利。长期看，随着光伏玻璃等核心辅材产业链向东南亚转移，东南亚生产基地或将成为组件企业国际化布局的重要一环，辐射印度、中东等潜力巨大的新兴市场。出货规模排名靠前的组件供应商的销售与运营机构遍布全球，构建庞大渠道网络需时间与资金沉淀，对企业财力和资金管理能力提出高要求：隆基开始开拓组件销售业务后，其销售费率从0.86%快速上升至3.8%，显著高于其过去的可比公司中环股份，向晶科、天合等组件企业靠拢。隆基销售费用绝对值由2014年3886万元提升至2018年10.2亿元，而组件龙头晶科2019年销售费用高达22.5亿元。布局全球组件业务的初期，每GW组件销售费用可高达2.5-3.5亿元，相当于组件生产成本的20-30%。进入全球前十供应商需4.5GW以上出货规模，销售费用所需消耗的资金量就高达10亿元以上。随着海外布局完成及销售规模扩大，头部组件企业每GW组件销售费用下降至1.3-1.8亿元，但依然相当于组件生产成本的10-15%。销售费用下降体现出一定的规模优势，使新进入者更难突破。行业壁垒与集中度的提升，最终有望转化为头部企业的超额利润空间在光伏制造主产业链上，组件环节通常因单位产能投资和技术含量相对低，而被视为进入壁垒最低的环节。相对较低的集中度也使其在面对上游制造商与下游大型能源集团时缺乏议价能力，该环节长期以来的低利润率也被视作理所当然。也是因此，市场上几乎不存在纯组件企业（代工厂除外），头部组件供应商均为一体化企业，其利润以往主要由配套的硅片、电池片环节贡献。我们对光伏各环节盈利能力进行拆分，结果显示，单组件环节毛利率通常较低甚至为负，但近年来有一定修复趋势。但我们认为，在近年来光伏行业逐渐实现平价上网、并成长为一个年终端市场规模达数千亿元的成熟行业之后，某种意义上讲，组件实际上已经成为了壁垒最高的产业链环节，这种壁垒并不是简单地由产能规模竖立，而是由企业的产品力（包括供货能力、转化效率、迭代速度、研发积累等）、历史供货业绩、财务健康水平、全球渠道布局、经营管理能力等多方面因素共同筑就的（这也解释了为什么过去数年中鲜有新组件品牌进入主流市场视野）。我们判断，这种高壁垒，叠加全球逐步实现平价后终端客户结构的变化，必将带来行业集中度的加速提升，以及头部组件企业盈利能力中枢的上升。1.品牌（评级）溢价：海外金融机构、保险机构在评估光伏电站贷款/项目保费过程中会重点对所使用组件进行考核，选择获得较高评级的组件供应商有利于获得更低的贷款利率/保险费率，因此头部品牌也将因此有溢价空间，国内的项目招标中也正逐渐呈现出这种趋势。1.品牌（评级）溢价：海外金融机构、保险机构在评估光伏电站贷款/项目保费过程中会重点对所使用组件进行考核，选择获得较高评级的组件供应商有利于获得更低的贷款利率/保险费率，因此头部品牌也将因此有溢价空间，国内的项目招标中也正逐渐呈现出这种趋势。2.产品溢价：领先的产品迭代能力助力产品效率提升，高效产品享有溢价。由于高效产品可摊薄组件封装成本及电站安装部分BOS成本，因此有明显溢价及更高的利润率。根据PVinfolink报价，不同功率段单晶组件价格存在明显差距。2019年9-10月不同组件招标采购项目候选人投标价格区间段也存在明显差距，高功率产品享有溢价约0.2~0.3分钱/W。3.海外市场销售存在溢价，渠道建设有助于提高销售利润率，平滑业绩：美、日等国市场上组件售价较高，存在超额利润。根据我们测算，当前头部供应商一体化国内销售毛利率约20%，东南亚产能出口美国毛利率30%左右，海外其他国家毛利率均值约23-25%左右。海外成熟市场组件订单一般提前6-10个月下单，而国内仅提前1个月左右，因此海外销售可减轻供应链管理压力，使大型组件供应商开工率维持在较高水平，行情波动时头部组件企业开工率比二三线企业高10~20pct，保障相对低成本运行。更分散的终端销售市场布局增强头部组件企业抗风险能力，在政策与贸易环境改变时业绩波动较小。2018年531政策导致大量国内光伏企业当年业绩负增长，而布局全球组件销售的晶科业绩增长，其在2018年5月前后签订的2.75GW+1.43GW两个海外组件大单应有突出贡献。平价打开需求空间，容配比提升放大组件需求从“补偿超配”向“主动超配”过渡，容配比将逐步提升至1.4-1.5容配比（超装比例）提高，实际组件需求放大：由于光伏电站存在系统效率损失，一般电站直流侧组件安装量会大于交流侧并网规模（即通常意义上讲的“装机规模”），同时为了在光照辐射水平的波动中实现尽可能多的上网电量，部分项目还会额外“超装”组件。组件功率与并网功率的比值称为电站的“容配比”。以往容配比通常为1.1-1.15，近年来随着组件效率提升和占系统总成本比例的下降，容配比逐步提高，最高可达到1.4-1.5。我国住建部规定，容配比超过1.1后，装机量以电网侧交流功率为准，因此容配比因素将使实际组件产品需求显著高于统计或预测的装机量数值。系统效率损失来源：由于环境及客观存在的各种损耗，在不超配的情况下

（组件功率：逆变器额定功率=1:1），逆变器输出功率仅为额定功率的8590%，若进一步考虑交流侧损耗，则系统效率仅75-85%，推高LCOE。为提高系统效率，以往光伏电站容配比主流1.1-1.15，其设计思路为补偿超配：弥补客观存在的各类损耗，使逆变器最大输出功率能够达到额定功率（一般在光照条件最好的正午时段满载），提高逆变器等设备的利用率。近年来，随着组件效率提升、在光伏系统成本中占比下降，叠加竞价机制下对于成本毫厘必争，电站设计思路过渡向主动超配：将容配比进一步提升，以增加逆变器满载运行时间、提升发电量和系统整体效率，摊薄度电成本。正午时段组件将有一段时间限发（限功率运行）。限发：光伏逆变器具备最大功率点追踪功能（MPPT）。但在超配情况下，若组串电流超过逆变器最大输入电流，逆变器将出于自我保护而调大工作点电压、降低输出电流，使组件输出偏离最大功率点，即从图中A点移动到B点（图表39）。最终结果是：组件实际功率不超过逆变器最大功率时，以组件实际功率工作，否则以逆变器最大功率工作。主动超配在不增加逆变器及交流侧成本的基础上，通过提升组件容量来提高发电量。但由于限发，增加的组件容量并非可以发挥100%的作用，因此需要在组件成本投入与增发电量之间寻找平衡点，以实现最低LCOE。根据经验，最佳容配比通常为1.4-1.5。系统建设成本：光伏电站建设投资中，逆变器及交流侧投资（占比2030%）由输出功率决定，不会因为组件超装而增加，故容配比提升可以摊薄这部分成本进而实现单瓦建设投入不断下降（交流侧100MW电站容配比由1:1提升至1:4将使单瓦投资下降0.2-0.25元/W）。发电利用小时数：组件功率达到阈值后逆变器才能启动工作，组件超配将延长逆变器在弱光条件下的工作时间；当容配比超出补偿超配范围后，限发将使以直流侧组件总容量计算的等效利用小时数下降。LCOE：综合以上两点因素，LCOE会随着容配比提升而下降，但到达最佳主动超配点后，继续提升容配比带来的发电量增加将无法再弥补增加的组件成本，LCOE会升高。衰减：由于组件功率逐年衰减，故实际容配比逐年下降，因此若从全生命周期的角度考虑，最佳初装容配比或可更高。促使容配比提升的因素除了组件成本占比下降外，还包括以下两点：根据CPIA最新产业路线图，组件占系统全投资之比已从2016年45.2%下降至37.8%；国内电站组件超配逐步从“灰色地带”向“合规化”转变：根据住建部2019年9月发布的《光伏发电站设计规范（征求意见稿）》，三类资源区容配比上限提升至1.2~1.8。此前统一规定为1.1。稳定光伏输出功率，匹配电网调峰：容配比提高带来的“限发”将使光伏发电尖峰消除，发电量曲线产生“削顶”的效果（图表38(c)），更加平直稳定低波动。辐照度对输出功率的影响大幅降低，光伏将在更长时间内以备案容量出力，减少电网调度难度与成本。若再匹配一定比例储能，光伏将有望成为削峰填谷的支撑性能源，摆脱“间歇电源”、“垃圾电”等标签。疫情令国内外光伏需求释放时间节点小幅推迟，需求是延迟而非消失国内政策落地时间早于预期，与征求意见稿的差异主要体现在因疫情导致的项目申报时间节点的调整。3月10日，国家能源局发布《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确2020年竞价补贴总额15亿元，2020年竞价项目时间延迟一个半月（平价和竞价项目申报的截止日分别为4月底和6月15日）。我们认为，延期后2020年竞价项目进度仍比2019年提前半个月，且延期有利于竞价项目前期准备和申报的稳健推进。2019年递延竞价项目安装小幅推迟，全年40GW新增装机判断暂不变。我们预计2019年竞价项目的331和630两个补贴退坡时间节点推迟1-3个月均有可能，预计安装时间将由原本预期的H1一直延续至Q3；对于原预期Q3及Q4的需求主力来源（分别为要求930并网的特高压基地项目、2020年竞价项目