平價上網是光伏行業(yè)打破指標、補貼天花板，突破更大市場空間的根本，上游制造環(huán)節(jié)、下游投資運維都在通過降本增效等方式向平價上網努力。

從投資角度看，2018年我們認為光伏行業(yè)可以圍繞兩個維度布局：1.短期內需求大增推動彈性較大的硅料環(huán)節(jié)毛利率提升；2.中長期來看，擁有成本優(yōu)勢的企業(yè)抓住時間窗口期擴產能，推動行業(yè)向寡頭壟斷的格局靠攏。硅片環(huán)節(jié)單多晶開始區(qū)分，單晶金剛線切割+PERC成本和效率優(yōu)勢顯著，正在快速替代多晶份額。

“630”之后，行業(yè)長期增長驅動力已經凸顯

前三季度國內光伏裝機實現43GW，預計全年大約裝機50個GW，其中地面電站大約30GW，分布式大約20GW。與去年裝機數量相比，地面電站裝機基本持平，分布式裝機新增4-5倍。這個變化一方面是因為地面電站補貼下調，分布式度電收益很高；另一方面很重要的是因為地面電站指標收縮。光伏補貼下調基于系統成本下降，電站投資收益率對投資熱情影響不大，影響地面電站裝機量增長的主要是指標。所以國內需求來看，根據能源局下發(fā)的17年-20年的指標，我們預測明年地面電站大約裝機量25GW左右，分布式增長50%，預計明年總裝機約55GW。

分布式光伏裝機的增速大超行業(yè)預期，以扶貧推動的戶用分布式更遠超行業(yè)預期。分布式、領跑者、光伏扶貧已經形成支撐國內光伏需求的三駕馬車，預計全年光伏裝機有望達到50GW的新高度。

國內光伏市場無疑已經成為全球最大的下游應用市場，自2013年起已經連續(xù)四年全球下游市場需求第一，累計裝機量也連續(xù)兩年全球第一。2016年國內新增裝機34GW，全球新增裝機77GW，國內市場占有率超過44%，今年預計國內裝機有望超過50GW，全球預計裝機90-100GW，國內下游市場占全球比例將超過一半。

光伏發(fā)電投資熱情高漲不是國內獨有，美國、印度、以及光伏新興市場，下游裝機也同樣需求火爆。通過對比2010年-2016年全球主要光伏應用市場新增裝機變化，可以看出歐洲、日本成熟市場裝機量已經趨于平穩(wěn)甚至下滑；中國、美國、印度依然呈高速增長；其他新興國家也正在慢慢釋放需求。2017年，中國、美國、印度三大快速增長市場預計將達到50GW、18GW、8GW裝機量，由于中國市場需求火爆、美國201法案調查推動提前強裝，擠壓組件向印度市場的供應，可能導致印度市場低于10GW的裝機計劃。

此外，全球新興光伏市場的增速不容小覷，根據中國光伏行業(yè)協會的一組數據：目前新興市場中，裝機規(guī)模超過1GW的國家和地區(qū)有24個，超過10MW規(guī)模的國家和地區(qū)有112個，已經制定光伏政策目標的國家有176個。光伏系統裝機成本快速下降，越來越多的國家和地區(qū)有條件開發(fā)光伏發(fā)電，新興市場將是接下來全球光伏新增裝機的主要動力之一。

國內光伏制造業(yè)產能，占據了全球的一大半。全球下游市場旺盛需求推動，產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產能利用率顯著提升，產量大幅增加。根據中國光伏行業(yè)協會公布的數據，截止三季度末，光伏產業(yè)鏈多晶硅料、硅片、電池片、組件分別產出17萬噸、62GW、51GW、53GW，分別增長17%、44%、50%、43%。

行業(yè)需求增加的驅動因素

影響光伏投資熱情的因素是電站投資的內部收益率，影響收益率最主要的幾個因素包括：期初投資成本、運維和融資成本、發(fā)電受益。光伏上網標桿電價下行成為常態(tài)化，度電受益下行直至與火力發(fā)電平價，光伏發(fā)電項目的理論單位收入未來將一直下行。

假設運維成本與融資成本一定的前提下，在實際運營中影響發(fā)電收入的因素有，發(fā)電小時數（是否存在棄光限電問題）、補貼發(fā)放問題。

從期初投資的角度來看，期初投資成本下降速度越快，內部收益率越高，當期初投資成本下降速度足以彌補標桿電價下降的速度，光伏電站投資收益將越來越高。

所以，光伏行業(yè)投資熱情的內在驅動力，與期初投資成本下降、標桿電價調整、棄光限電改善以及補貼發(fā)放等問題相關?，F階段行業(yè)需求持續(xù)高漲，根本源于系統裝機成本的快速下降，足以彌補標桿電價下調，平價上網已經值得期待；政策清掃棄消納、補貼等問題，打破行業(yè)受指標和補貼限制的天花板，釋放更大空間。

國家政策清掃行業(yè)快速發(fā)展障礙，打開更大市場空間

2016年國內光伏棄光限電問題開始惡化，政策開始引導光伏建設由西部欠消納地區(qū)向中東部消納能力強的地區(qū)轉變，由集中式的地面電站向分布式轉變。2016年12月，能源局印發(fā)《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，我們在當時的點評中總結為四個關鍵詞：優(yōu)化布局、產業(yè)進步、經濟性、多元化。

未來裝機空間測算：熱情仍將持續(xù)

自2013年復蘇，光伏國內、全球裝機量年終數據超過預期已經多次，一方面是國內巨大的終端市場迅速崛起；另一方面是光伏全球市場正在去中心化，成熟穩(wěn)健、快速增長、新興潛力結合的多元化市場正在形成，光伏政策驅動的大起大落減少，真正向高成長性行業(yè)切換。

光伏系統裝機成本目前每年超過10%的速度下降，越來越多的國家開始投資或準備投資開發(fā)光伏發(fā)電產業(yè)；在成熟市場，越來越多的應用模式開始有經濟性。我們認為到2020年，國內依然是全球光伏應用的主要市場，分布式、光伏扶貧、領跑者三駕馬車拉動國內需求啟動第二波快速增長。歐洲、日本市場趨于穩(wěn)定，美國市場由于今年透支了部分2018年的指標，將2018年或新增裝機有所下降，但中長期來看，美國新增市場容量非常可觀。

相比于歐美市場，印度市場光伏產品價格較低，企業(yè)出口到印度的產品，相比于日本、歐美市場毛利率水平較低。印度市場是一個不容忽視的、快速增長的應用市場，但全球下游需求火爆行情下，毛利率水平較低的市場份額或被擠壓。因此我們預測，雖然印度計劃光伏裝機量很大，但2017年組件供應或受擠壓，全年新增裝機預計8GW左右。

國內市場目前單月數據來看，“630”之后裝機熱情依然很高，6月、7月受“630”前后搶裝和遞延效應的影響，出現畸高數據。8月、9月回歸正常，單月裝機量仍然高于上半年，足以證明“630”之后雖然標桿電價下調，但系統裝機成本下降足以彌補電價下調對電站投資收益率的影響。通常四季度是光伏裝機旺季，新增簽單熱情不減，明顯比三季度的熱度高。來自美洲市場訂單，需求熱情依然高。因此，四季度到明年，國內光伏裝機需求依然可觀。

而支撐“630”標桿電價下調之后國內需求的是領跑者、分布式和扶貧。

光伏行業(yè)已悄然發(fā)生變化，不再是昔日一個市場變動，全球行業(yè)傷筋動骨的年代，光伏行業(yè)2011年在歐洲達到頂峰，2017年也許在中國也達到頂峰，但是全球來看，行業(yè)投資近幾年一直是向上的，因為新興市場正在崛起。彭博新能源財經最新發(fā)布的二季度清潔能源投資數據，投資638億創(chuàng)2016年二季度以來的新高，環(huán)比上升21%。這主要受益于阿聯酋兩大光伏項目20億美元的投資；美國和中國投資相比上季度分別上漲51%和32%，墨西哥、澳大利亞和瑞典融資額急劇增加，埃及、阿根廷創(chuàng)歷史新高。全球清潔能源迎來復蘇。

我們認為全球光伏市場正在去中心化，一個市場的的波動或許對光伏產業(yè)鏈造成一些波動，但已經遠不能造成寒冬式的沖擊。行業(yè)成本下降速度超出預期，補貼和指標限額的天花板逐漸提高，越來越多的新興市場開始投資光伏，行業(yè)正在逐漸擺脫補貼，依靠市場驅動力增長。預計到2020年，中國、美國、印度以及全球新增裝機將達到75GW、22GW、25GW、151GW；國內復合增長率達到21.43%，全球復合增長率達到18.42%。

尋找彈性最大、利潤率最高的環(huán)節(jié)

光伏產業(yè)鏈包括“多晶硅料-硅片-電池片-組件-電站終端”，其中多晶硅料、硅片、電池、組件屬于制造環(huán)節(jié)，電站終端投資運營屬于下游應用環(huán)節(jié)。國內最早進入的環(huán)節(jié)是組件代工，目前國內企業(yè)參與已經從最下游的組件，延伸到上游。最早期國內企業(yè)做組件，后來做電池，現在慢慢把附加值低的組裝環(huán)節(jié)轉移到馬來西亞、印尼、越南等國家。

目前光伏制造已經全產業(yè)鏈實現國產化，并且引領全球的新技術與總產能，硅片、電池、組件國內產能已經占據全球產能一大半。多晶硅、硅片、電池片、組件產能分別占全球產能48.5%、86.5%、68%、74.1%，只有多晶硅料環(huán)節(jié)產能不足全球產能一半。

今年前三季度市場需求高漲，光伏產品產量大增，其中多晶硅、硅片、電池、組件分別產出17萬噸、62GW、51GW、53GW，分別增長17%、44%、50%、43%。硅片、電池片、組件產量增長位于40-50%之間，而多晶硅料由于產能釋放速度相對較慢，且受檢修、環(huán)保督查、進口限制等因素影響，產量彈性較小，增長率慢于中下游環(huán)節(jié)。這導致上半年硅料價格一路上揚，硅料廠商毛利率水平繼續(xù)提升。

第二個值得關注的是硅片環(huán)節(jié)。單多晶是在硅片環(huán)節(jié)區(qū)分，由于單晶PERC+金剛線切割，實現成本下降和效率的提升，隆基目前硅片非硅成本已經降到1.5-1.6元/片，隆基樂葉單晶PERC電池轉換率最高水平已經達到23.26%。多晶PERC效率提升小于單晶提升幅度，且多晶使用金剛線切割存在表面光反射問題，需要疊加黑硅技術。因此，目前單晶PERC+金剛線替代優(yōu)勢非常明顯，且毛利率水平高于多晶，短期內替代趨勢明確。

電池片、組件環(huán)節(jié)，今年受到上游硅料、硅片價格上漲壓縮，及下游價格壓縮，很多企業(yè)雖然銷售量增加，但銷售額卻是下降的，甚至部分中低端產品的企業(yè)光伏業(yè)務開始虧損，上半年20%的企業(yè)呈虧損狀態(tài)。

根據最新企業(yè)公告的毛利率統計，如下圖所示，毛利率水平最高的通威、大全，是多晶硅環(huán)節(jié)；隆基股份、保利協鑫次之，位于硅片環(huán)節(jié)；阿特斯、通威電池較前兩個環(huán)節(jié)下降一部分，是電池環(huán)節(jié)；協鑫集成、晶澳、晶科、英利毛利率更低一些，主要位于組件環(huán)節(jié)，或者垂直產業(yè)一體化結構且出售組件終端產品。

所以，從毛利率水平也驗證了，目前利潤水平最高的是上游多晶硅環(huán)節(jié)；硅片環(huán)節(jié)次之，單晶硅片毛利率水平高于多晶；電池和組件業(yè)務環(huán)節(jié)，受上下游價格擠壓，毛利率水平處于較低水平。

硅料——利潤空間與市場空間并存

多晶硅料環(huán)節(jié)目前是光伏產業(yè)鏈上國內產量不足一半的環(huán)節(jié)，2016年國內多晶硅產量19.4萬噸，全球占比48%。然而，由于國內硅料下游——硅片產能超過全球產能的80%，導致國內多晶硅依然依賴進口，今年下游需求暴增，多晶硅料產能釋放緩慢，價格不斷沖高，目前位于15萬/噸水平以上。

目前產能最大的是德國瓦克，其在德國用有產能5.6萬噸，美國2萬噸產能；其次是韓國OCI，產能在韓國本土5.2萬噸，馬來西亞0.8萬噸；國內產能最大的是江蘇中能（保利協鑫，03800），產能達到7萬噸。目前全球最大的三家多晶硅企業(yè)為瓦克、OCI、江蘇中能。

2016年底國內硅片產能81.9GW，產量64.8GW。截止三季度硅片產量62GW，預計全年能有望達到80GW的產出，對應國內約43.2萬噸硅料。前三季度國內多晶硅產出17萬噸，進口11.84萬噸。

2017年全年國內硅片產出或達到75GW，對應需要約38萬噸的硅料。按照主要龍頭企業(yè)擴產的計劃，2018年國內硅片產能將超過100GW。假設明年全球下游裝機需求穩(wěn)定增長，國內硅片產能利用率維持在85%，對應硅片產出約85GW?？紤]單晶硅片硅料使用下降，大約需要40-42萬噸的硅料產能。

除了國內多晶硅需求空間之外，進口多晶硅替代也能釋放一部分空間。

國內多晶硅產能也曾過剩于需求，2012年前歐洲市場需求火爆，行業(yè)擁硅為王，企業(yè)開始從下游組件加工向上游延伸，硅料產能一度激增。但伴隨歐洲市場跌落，國內光伏產品需求大幅下降，而硅料環(huán)節(jié)屬于重資產行業(yè)而首當其沖，大規(guī)模投資硅料的企業(yè)就算沒有倒下也背上沉重包袱。

所以從2012年開始，國內硅料產能擴張速度很慢。隨著國內下游需求崛起并迅速成為第一大需求市場，國內多晶硅產能與需求差越來越大。硅料價格開始上漲，廠商盈利能力好轉，但對進口依賴一直很高，2016年多晶硅進口占比41.21%。

國外多晶硅廠商多為大型化工廠，掌握先進的提純工藝，國內廠商前幾年并沒有成本優(yōu)勢。2014年開始國內對來自美國、韓國、歐盟的多晶硅征收雙反稅，限制進口，但是主要進口企業(yè)瓦克（14.3%）、OCI（2.4%），尤其是韓國征稅水平較低，過去兩年，國內硅料需求大幅增長，進口量依賴依然很高。

除了國內多晶硅需求空間之外，進口多晶硅替代也能釋放一部分空間。

國內多晶硅產能也曾過剩于需求，2012年前歐洲市場需求火爆，行業(yè)擁硅為王，企業(yè)開始從下游組件加工向上游延伸，硅料產能一度激增。但伴隨歐洲市場跌落，國內光伏產品需求大幅下降，而硅料環(huán)節(jié)屬于重資產行業(yè)而首當其沖，大規(guī)模投資硅料的企業(yè)就算沒有倒下也背上沉重包袱。

所以從2012年開始，國內硅料產能擴張速度很慢。隨著國內下游需求崛起并迅速成為第一大需求市場，國內多晶硅產能與需求差越來越大。硅料價格開始上漲，廠商盈利能力好轉，但對進口依賴一直很高，2016年多晶硅進口占比41.21%。

國外多晶硅廠商多為大型化工廠，掌握先進的提純工藝，國內廠商前幾年并沒有成本優(yōu)勢。2014年開始國內對來自美國、韓國、歐盟的多晶硅征收雙反稅，限制進口，但是主要進口企業(yè)瓦克（14.3%）、OCI（2.4%），尤其是韓國征稅水平較低，過去兩年，國內硅料需求大幅增長，進口量依賴依然很高。

按照目前硅料價格水平以及國內核心硅料廠商的成本分布，多晶硅環(huán)節(jié)毛利率水平非常高，部分企業(yè)目前已經超過50%。按照目前裝機需求，以及多晶硅產能釋放進度，到2018年底，多晶硅環(huán)節(jié)毛利率水平依然維持高位。

中長期來看，國內成本優(yōu)勢的企業(yè)產能逐漸釋放，實現國內高成本小廠產能淘汰和進口替代，形成寡頭的競爭格局，毛利率水平趨于穩(wěn)定。供求關系緩解，硅料價格回歸理性。

硅片——單晶替代趨勢帶來超額利潤

截止2016年底，中國光伏產業(yè)協會數據顯示中國硅片產量占全球總產量86.63%?？偖a能占比亦超8成達到81.9%。國內硅片產能分布呈現“一超多強”格局。保利協鑫坐擁近20GW多晶硅片產能獨自領跑第一集團；以基隆股份、晶科能源、晶澳太陽能、中環(huán)股份為代表的第二集團共計14家企業(yè)與保利協鑫共同覆蓋國內硅片總產能83%的份額。

在單晶、多晶產能占比方面，盡管截止16年仍是多晶占大頭的局面。但鑒于單晶片相較多晶片有高發(fā)電、低衰減的天然優(yōu)勢，行業(yè)內普遍更看好單晶片在未來的發(fā)展。從度電成本的角度出發(fā)，隨著單晶生長發(fā)展、金剛線薄片化普及與單晶電池轉換效率不斷刷新。最終達到攤薄成本的目的。有理由相信單晶競爭力優(yōu)勢會越發(fā)明顯。

伴隨著越來越多的廠商布局單晶份額，現有保利協鑫獨大的產業(yè)格局有可能在將來的一到兩年迅速產生變化。以長期致力于單晶研發(fā)生產的隆基股份為例，其在2013年開始探討使用金剛線切割，2015年使用成功，成本大幅下降；疊加PERC，轉換率提升。達到了成本下降+轉換率提升的雙重目標。

單晶成功應用金剛線切割之后，成本大幅下降，與沙線切割相比，金剛線切割成本約下降25%。相比之下采用沙線切割的硅片價格已經完全沒有競爭力。隆基股份最早開始試驗采用金剛線替代砂漿線切割硅片，15年成功量產，成本實現大幅下降。公司降價前片毛利率水平超過30%，高于單晶硅片行業(yè)平均水平約10個百分點。

而多晶采用砂漿線切割的硅片，毛利率水平已經完全不能與單晶相提并論；經過金剛線改造后的多晶硅片，由于存在表面光反射問題，需要疊加黑硅技術，增加光轉換率。

目前國內市場領跑者與分布式加速單晶替代多晶，深耕單晶的企業(yè)正在大規(guī)模擴產，鞏固成本優(yōu)勢；原來做多晶硅片的企業(yè)，受市場需求引導，也開始上游擴單晶產能。硅片環(huán)節(jié)單晶替代多晶的趨勢在1-2年內還會繼續(xù)。

投資成本降低+棄光限電緩解，電站運營企業(yè)盈利能力好轉

下游電站環(huán)節(jié)，影響電站盈利能力因素正在好轉。西部限電地區(qū)消納問題正在好轉；補貼第七批已經上報，綠證試行，有望解決補貼缺口壓力；電價階段性下調與裝機成本下降存在時間差，新增低成本電站收益率較高。多種因素累加下，我們看到電站運營企業(yè)盈利能力正在好轉。

一季度的數據可以看出，光伏限電率正在緩解，但整體限電率依然較高。一季度全國發(fā)電量214億kWh，棄光限電約23kWh，較2016年全年棄光率19.81%，有所緩解。部分地區(qū)緩解明顯，如寧夏、甘肅棄光率分別為10%、19%，同比分別下降10、20個百分點；而青海、山西、內蒙古棄光率有所增加，新疆棄光率高達39%，沒有明顯變化。

發(fā)改委、能源局從2015年開始力圖解決西部地區(qū)限電問題，目前可再生能源外送特高壓路線建設、區(qū)域內就近消納等措施已經提上日程。

2016年12月，國家能源局發(fā)布《太陽能利用“十三五”規(guī)劃》，談及解決限電地區(qū)消納問題，一方面要在靠近特高壓外送基地的地區(qū)建設再生能源發(fā)電基站；另一方面，列示了在建和建設可行性在研的特高壓項目，其中新疆、內蒙古、甘肅、寧夏、山西將有多條特高壓陸續(xù)投運，青海、內蒙將有多條特高壓開建，將緩解西北地區(qū)電力外送能力不足問題。

發(fā)改委、財政部、能源局三部委2月3日聯合下發(fā)《關于實行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知》，規(guī)劃在全國范圍內展開可再生能源綠證合法與自愿認購機制，實行對象為光伏和風力發(fā)電。

6月12日，國家可再生能源信息管理中心發(fā)布消息，第一批綠證申請已經發(fā)放，包括華能、華電、中節(jié)能、中水顧問等企業(yè)20個可再生能源發(fā)電項目核發(fā)了首批230135個綠證，共計表征上網電量23913.5萬kwh，所獲綠證項目主要分布在江蘇、山東、河北、新疆等六個省份，合計裝機容量1.125GW。7月1日起，綠證在全國綠證資源認購平臺上正式掛牌出售，企業(yè)可通過認購平臺，資源認購，實現綠色電力消費。2018年起，適時啟動可再生能源電力配額考核和綠證強制約束交易。

制約光伏電站運營的兩個難題——棄光限電、補貼拖欠，正在逐步解決，企業(yè)存量電站發(fā)電盈利能力正在同比好轉；光伏組件價格從2016年3季度開始大幅下降，由2016年上半年3.8/W降到上半年3元/W左右的價格水平，目前，組件價格約2.8元/W左右。電站期初投資成本顯著下降。2018年同時考慮成本下降與補貼下調，電站投資運營IRR依然處于較高水平。