光伏行业：降本增效，打破指标限制天花板

　　一、 “630”之后，行业长期增长驱动力已经凸显

　　1. 比乐观更乐观的光伏行业

　　前三季度国内光伏装机实现43GW，预计全年大约装机50个GW，其中地面电站大约30GW，分布式大约20GW。与去年装机数量相比，地面电站装机基本持平，分布式装机新增4-5倍。这个变化一方面是因为地面电站补贴下调，分布式度电收益很高;另一方面很重要的是因为地面电站指标收缩。光伏补贴下调基于系统成本下降，电站投资收益率对投资热情影响不大，影响地面电站装机量增长的主要是指标。所以国内需求来看，根据能源局下发的17年-20年的指标，我们预测明年地面电站大约装机量25GW左右，分布式增长50%，预计明年总装机约55GW。

　　分布式光伏装机的增速大超行业预期，以扶贫推动的户用分布式更远超行业预期。分布式、领跑者、光伏扶贫已经形成支撑国内光伏需求的三驾马车，预计全年光伏装机有望达到50GW的新高度。

　　国内光伏市场无疑已经成为全球最大的下游应用市场，自2013年起已经连续四年全球下游市场需求第一，累计装机量也连续两年全球第一。2016年国内新增装机34GW，全球新增装机77GW，国内市场占有率超过44%，今年预计国内装机有望超过50GW，全球预计装机90-100GW，国内下游市场占全球比例将超过一半。

2017年国内光伏新增装机占比预测

　　光伏发电投资热情高涨不是国内独有，美国、印度、以及光伏新兴市场，下游装机也同样需求火爆。通过对比2010年-2016年全球主要光伏应用市场新增装机变化，可以看出欧洲、日本成熟市场装机量已经趋于平稳甚至下滑;中国、美国、印度依然呈高速增长;其他新兴国家也正在慢慢释放需求。2017年，中国、美国、印度三大快速增长市场预计将达到50GW、18GW、8GW装机量，由于中国市场需求火爆、美国201法案调查推动提前强装，挤压组件向印度市场的供应，可能导致印度市场低于10GW的装机计划。

　　此外，全球新兴光伏市场的增速不容小觑，根据中国光伏行业协会的一组数据：目前新兴市场中，装机规模超过1GW的国家和地区有24个，超过10MW规模的国家和地区有112个，已经制定光伏政策目标的国家有176个。光伏系统装机成本快速下降，越来越多的国家和地区有条件开发光伏发电，新兴市场将是接下来全球光伏新增装机的主要动力之一。

　　目前光伏制造环节，国内组件、硅片产能占全球产能已经超过70%，电池片略低于70%，只有硅料环节，国内产能占比尚不足一半。由于硅料之后的制造环节大部分产能位于国内，因此，每年国内光伏行业均需要进口大量多晶硅料。

　　国内光伏制造业产能，占据了全球的一大半。全球下游市场旺盛需求推动，产业链各环节产能利用率显著提升，产量大幅增加。 根据中国光伏行业协会公布的数据，截止三季度末，光伏产业链多晶硅料、硅片、电池片、组件分别产出17万吨、62GW、51GW、53GW，分别增长17%、44%、50%、43%。

　　2. 行业需求增加的驱动因素

　　影响光伏投资热情的因素是电站投资的内部收益率，影响收益率最主要的几个因素包括：期初投资成本、运维和融资成本、发电受益。光伏上网标杆电价下行成为常态化，度电受益下行直至与火力发电平价，光伏发电项目的理论单位收入未来将一直下行。

　　假设运维成本与融资成本一定的前提下，在实际运营中影响发电收入的因素有，发电小时数(是否存在弃光限电问题)、补贴发放问题。

　　从期初投资的角度来看，期初投资成本下降速度越快，内部收益率越高，当期初投资成本下降速度足以弥补标杆电价下降的速度，光伏电站投资收益将越来越高。

　　所以，光伏行业投资热情的内在驱动力，与期初投资成本下降、标杆电价调整、弃光限电改善以及补贴发放等问题相关。现阶段行业需求持续高涨，根本源于系统装机成本的快速下降，足以弥补标杆电价下调，平价上网已经值得期待;政策清扫弃消纳、补贴等问题，打破行业受指标和补贴限制的天花板，释放更大空间。

　　国家政策清扫行业快速发展障碍，打开更大市场空间

　　2016年国内光伏弃光限电问题开始恶化，政策开始引导光伏建设由西部欠消纳地区向中东部消纳能力强的地区转变，由集中式的地面电站向分布式转变。2016年12月，能源局印发《太阳能发展“十三五”规划》，我们在当时的点评中总结为四个关键词：优化布局、产业进步、经济性、多元化。概括起来有四点：

　　1、分布式光伏要创新发展模式，结合电改进度全面推进;

　　2、地面电站要结合消纳能力和外送能力，优化布局、有序发展;

　　3、“光伏+”模式产业增收;

　　4、技术革新、成本下降，2020年实现用电侧平价上网。

　　结合消纳、优化布局

　　截止到今年三季度末，新增光伏装机数据可以看出来，结合消纳、优化布局的调整已经发力，新增光伏装机增速最快的是华东地区，2017年前三季度增速80%，华中地区增速70%，而西北地区新增装机出现下降。

　　全面推进分布式

　　除了空间分布在发生变化，政策调整的另外一个方向也在发力——分布式全面推进。分布式光伏不是一个新概念，国内开始鼓励光伏发展之初，就将分布式放在重要的位置，2010年能源局出台的太阳能利用十二五规划中，计划到2015年建成光伏发电装机20GW，其中地面电站10GW，分布式10GW。但十二五期间，地面电站增长迅速，分布式增长缓慢。到2015年底，地面电站、分布式分别装机37GW、6GW。

　　2016年，光伏装机集中的西部地区弃光限电问题开始恶化，政策支持明显向分布式光伏倾斜：分布式光伏装机规模不受指标限制;0.42元/kwh的补贴不下调;备案简单;即发即补贴。叠加“630”之后地面电站标杆电价下调，光伏系统装机成本下降，维持补贴不变的分布式优势凸显。

　　2017年前三季度分布式新增装机15.3GW，超过去年全年分布式光伏新增装机的3倍;地面电站新增装机27.3GW，增速开始放缓。

　　可以看出，2017年一季度分布式装机热情已经燃起;二季度由于“630”强装驱动，受标杆电价下调影响的地面电站面临抢装，导致单季地面电站占比上升;三季度单季分布式新增占比更加明显。如果说集中式地面电站是指标确定容量，那分布式就是市场力量驱动，在行业逐渐实现平价上网，摆脱指标、补贴限制的天花板之后，行业将打开、释放更大市场空间。

　　降本增效、平价上网

　　IRR是驱动电站投资热情的关键。虽然“630”之后地面电站上网标杆电价下调，度电收益率下降。但是电站期初单位投资，2016年-2017年大幅下降，其中组件价格，2016年上半年3.8元/W，目前已经下降到2.7元/W的水平，下降幅度28.95%。随着组件转换率提升，单瓦BOS成本下降，系统投资成本由2016年7元/W以上，下降到5元/W-6元/W的水平。

　　按照2017年6月30日标杆电价调整前后水平，以2016年、2017年电站投资成本为基础，选取二类地区光照条件及标杆电价水平，测算地面电站、分布式项目投资收益率水平变化。

　　分布式补贴没有变化，期初投资成本大幅下降前提下，分布式项目投资收益率大增;地面电站期初投资下降、标杆电价下调后，也依然能保证电站投资收益率上升。

　　补贴下调基于系统成本下降，叠加成降预期后，IRR影响较小。年底是光伏行业政策出台密集期，光伏补贴退坡多种流传版本出现，地面电站补贴下调幅度0.1-0.15元/kwh之间，对于2018年补贴退坡的模式，市场存在两种传言版本：或按季度分别下调，或依然以“630”为节点一次性下调。标杆电价下调是基于系统装机成本及度电成本快速下降，按照目前电站投资成本，电站投资运营环节收益率依然很高。

　　我们选取江苏地区为例，考虑2018年系统装机成本下降与补贴下降的不同版本，计算IRR变化。系统装机成本维持6元/W的水平，地面电站及全额上网分布式补贴一次性下调0.1元/kwh、0.15元/kwh，及分季度共下调0.15元/kwh分别对应IRR 10.94%、9.85%、10.98%;分布式补贴下调0.1元/kwh、0.12元/kwh对应IRR14.62%、14.22%。

　　考虑系统装机成本下降到5.5元/W，则地面电站及全额上网分布式补贴一次性下调0.1元/kwh、0.15元/kwh，及分季度共下调0.15元/kwh分别对应IRR 12.33%、11.18%、12.38%;分布式补贴下调0.1元/kwh、0.12元/kwh对应IRR 16.26%、15.82%。可以看出由于系统装机成本下降，电站投资环节收益率依然很高。考虑成本下降、补贴下降叠加后的收益率下降甚微。

　　而下调方式无论是一次性降价，还是分批次降价，不改当前电站运营获得超额利润的事实，降价来自于成本端的快速下降，装机热情不减，分批次少量降价更符合成本发展规律有利于行业良性健康发展。

　　二、未来装机空间测算：热情仍将持续

　　自2013年复苏，光伏国内、全球装机量年终数据超过预期已经多次，一方面是国内巨大的终端市场迅速崛起;另一方面是光伏全球市场正在去中心化，成熟稳健、快速增长、新兴潜力结合的多元化市场正在形成，光伏政策驱动的大起大落减少，真正向高成长性行业切换。

　　光伏系统装机成本目前每年超过10%的速度下降，越来越多的国家开始投资或准备投资开发光伏发电产业;在成熟市场，越来越多的应用模式开始有经济性。我们认为到2020年，国内依然是全球光伏应用的主要市场，分布式、光伏扶贫、领跑者三驾马车拉动国内需求启动第二波快速增长。欧洲、日本市场趋于稳定，美国市场由于今年透支了部分2018年的指标，将2018年或新增装机有所下降，但中长期来看，美国新增市场容量非常可观。

　　相比于欧美市场，印度市场光伏产品价格较低，企业出口到印度的产品，相比于日本、欧美市场毛利率水平较低。印度市场是一个不容忽视的、快速增长的应用市场，但全球下游需求火爆行情下，毛利率水平较低的市场份额或被挤压。因此我们预测，虽然印度计划光伏装机量很大，但2017年组件供应或受挤压，全年新增装机预计8GW左右。

　　1. 国内市场三驾马车拉动

　　国内市场目前单月数据来看，“630”之后装机热情依然很高，6月、7月受“630”前后抢装和递延效应的影响，出现畸高数据。8月、9月回归正常，单月装机量仍然高于上半年，足以证明“630”之后虽然标杆电价下调，但系统装机成本下降足以弥补电价下调对电站投资收益率的影响。通常四季度是光伏装机旺季，新增签单热情不减，明显比三季度的热度高。来自美洲市场订单，需求热情依然高。因此，四季度到明年，国内光伏装机需求依然可观。

　　而支撑“630”标杆电价下调之后国内需求的是领跑者、分布式和扶贫。

　　分布式相对优势体现，新增装机占比大幅提升

　　下半年，地面电站标杆电价下调，且实行竞价上网，很多地区获得最终电价或低于三类地区规定的标杆电价。而2016年12月发改委对分布式光伏补贴不下调，继续保持0.42元/kwh的全电量补贴标准。加之，多地区为了鼓励当地分布式发展，纷纷给予市县级地方也会给予部分补贴，相对优势更加明显。

　　按照分布式光伏三种收益模式计算，全部自用、自发自用余电上网两种模式均比地面电站度电收益高，全额上网按照当地标杆电价，但是与地面电站相比，不受指标限制，从而操作简单成都优于地面电站。

　　国内分布式光伏项目不受能源局政策限制，细分行业不再是政策引导的波动性行业，而是市场驱动的成长性行业。截至三季度末，国内分布式装机已经超过15GW，较去年全年增长超过三倍。目前来看四季度订单好过三季度，预计全年分布式装机有望冲刺20GW。

　　领跑者项目：每年8GW规模，形成高效产品需求强支撑

　　2015年核准的第一批领跑者项目——大同采煤沉陷区，已于五月下旬全面验收;第二批5.5GW部分已经于三季度末并网，剩余部分预计将于年底并网。2017年能源局下发2017年-2020年四年的光伏指标，计划每年建设8GW光伏领跑者基地项目。

　　未来大型地面电站将不再粗放式的发展，传统的光伏地面电站指标必然会收缩，但以“领跑者”模式的先进光伏技术产品应用基地形式进行规划建设，即可以引导电站空间分布、土地再利用，又可以承担先进技术孵化的平台。5.5GW的“领跑者”项目年底完成并网比较确定，同时，每年8GW的新增领跑者基地也是未来规模较大的光伏项目保证。

　　智能微网示范项目+分布式能源就近消纳试点，园区分布式光伏进入发展快车道

　　能源局近期发布《关于公布首批“互联网+”智慧能源(能源互联网)示范项目的通知》，首批示范项目共55个，首批示范项目原则上应于2017年8月底前开工，年底建成。示范项目优先使用国家能源规划所确定的各省(区、市)火电装机容量、可再生能源配额、碳交易配额、可再生能源补贴等指标额度。

　　根据，清华大学能源互联网创新研究院副院长高峰公开发言，此次申请能源互联网的项目共有300多个，获批55个，申请项目投资额大约3000亿元，获批项目的投资额近800亿元。根据中国能源研究会常务副理事长、国家能源局原副局长史玉波预测，“十三五”期间，能源互联网行业发展预计将维持18.5%的增长率。

　　分布式光伏示范园区应用是《太阳能发展“十三五”规划》重点鼓励的一个方向，如图所示。此次示范项目出台，多处风光储微网、光伏+充电车棚等创新模式列入。

　　分布式光伏发电项目，在园区内应用，就近售电收益可观，按照国补(0.42元/kwh)+地补(0.3元/kwh，3年)+出售电价(按照园区内工商用户用电价格9折计算)，度电收入与并网、与地面电站相比，都更可观。智能微网示范项目出台，引导更多分布式光伏模式。

　　10月31日能源局与发改委联合印发的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，启动分布式能源就近消纳试点，在试点区域选择上，优先选择电力需求量大、电网接入条件好、能够实现就近入网并消纳，且可以达到较大总量规模的市县级区域，或经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等。

　　智能微网示范项目+分布式能源就近消纳试点，给工商业屋顶分布式项目带来一个解决消纳和收益的突破口，按照我们前面测算的自发自用度电收益，工商业屋顶分布式收益率远高于地面电站，有望进入快速增长通道。

　　户用分布式进入爆发期

　　光伏扶贫政策推动下，今年无疑是户用分布式爆发的元年。2016年国家发改委、国务院扶贫开发领导小组办公室、能源局、国开行以及中国农业发展银行联合印发《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，规划在2020年之前，重点在16个省的471个县的约3.5万个建档立卡贫困村，保障200万建档立卡无劳动力贫困户每年每户增收3000元以上。采用村级光伏电站(含户用)方式，每位扶贫对象的对应项目规模标准为5千瓦;采取集中式光伏电站方式，每位扶贫对象的对应项目规模标准为25KW。

　　7月能源局印发《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》给出2017年-2020年的指标规模，各省地区按照能源局下发的指标，陆续出台本省光伏安装指标计划。可以看到一种现象，多个省市将17年的指标宣布全部用扶贫项目。目前已经发布扶贫文件的省市中，河北、山西、吉林、山东、江西、河南、湖北、湖南、云南、广东，宣布将17年能源局下发的指标，全部用于扶贫项目，共计6.2GW，占到17年除8GW领跑者之外指标的43.06%。截止三季度末，国内已经出台50份国家、地方光伏扶贫政策法规。

　　截止9月底，浙江户用光伏已经超过10万户。

　　2. 成熟市场趋于稳定

　　以德国为代表的欧盟光伏成熟市场几年来在与多方的“双反”大战中逐步放慢了发展的脚步。仅2012-2016年，德国太阳能光伏新装机容量从7.5GW降至1.5GW，远低于政府设定的每年2.5GW的目标。 近日，欧洲委员会公布了欧盟科研创新资助计划“地平线2020”。按照年度工作计划将有22亿欧元拨款投入清洁能源四个相关领域的项目：可再生能源、能效建筑、电动运输和储存方案，其中，2亿欧元支持研发生产欧洲下一代电池。该举措可理解为欧盟为下一阶段的可再生能源市场发展做积极准备。

　　作为世界传统光伏大国，以太阳能的累计装机量评判，日本以42.8GW的规模已超越德国成为全球第二大太阳能市场，仅次于中国大陆。但由于并网限制与FIT的调降的影响，可以预期日本光伏市场将进入萎缩调整期。人口稠密、土地资源紧张等诸多因素，综合导致成本较高的光伏可再生能源在缺失政策支持的情况下在市场需求端回归理性。

　　3. 美国空间依然很大，印度市场正在崛起

　　美国过去几年光伏装机量的大爆发得益于政府、公共事业的需求拉动。尽管进入2017年美国市场进入补贴收缩期，而在下半年“201条款”出台的背景下势必导致美国本土光伏价格走高，业界普遍的预期是美国光伏市场会经历一个两到三年的供需低潮期。

　　但是根据测算，从2018年至2020年美国约52GW的新装机需求仍然存在。除开其中可在风电、光伏两种解决途径中摇摆的约7GW装机量。美国市场在中长期视角看仍有很大的潜在可争夺空间。

　　印度基于今年来需求长期走强的趋势已提出目标2022年光伏装机量达100GW的计划。根据印度新能源与再生能能源署统计，该国的光伏累积装机量在2016年底已正式超过9GW。位于印度目前世界单体最大的光伏电站RewaUltraMegaSolarProject也通过竞标并预计在2018年开始运转。考虑未来一到两年内美国政策不利于光伏快速发展、日本趸购费率(Feed-in-Tariff)持续下调对日本本土光伏需求的抑制作用，都让需求强劲成长中的印度有望取代日本成为需求第三大国。

　　4. 新兴市场小而多

　　根据中国光伏行业协会的一组数据：目前新兴市场中，装机规模超过1GW的国家和地区有24个，超过10MW规模的国家和地区有112个，已经制定光伏政策目标的国家有176个。光伏系统装机成本快速下降，越来越多的国家和地区有条件开发光伏发电，新兴市场将是接下来全球光伏新增装机的主要动力之一。

　　光伏行业已悄然发生变化，不再是昔日一个市场变动，全球行业伤筋动骨的年代，光伏行业2011年在欧洲达到顶峰，2017年也许在中国也达到顶峰，但是全球来看，行业投资近几年一直是向上的，因为新兴市场正在崛起。彭博新能源财经最新发布的二季度清洁能源投资数据，投资638亿创2016年二季度以来的新高，环比上升21%。这主要受益于阿联酋两大光伏项目20亿美元的投资;美国和中国投资相比上季度分别上涨51%和32%，墨西哥、澳大利亚和瑞典融资额急剧增加，埃及、阿根廷创历史新高。全球清洁能源迎来复苏。

　　通过国内成熟、高增长及新型市场的剖析，我们认为全球光伏市场正在去中心化，一个市场的的波动或许对光伏产业链造成一些波动，但已经远不能造成寒冬式的冲击。行业成本下降速度超出预期，补贴和指标限额的天花板逐渐提高，越来越多的新兴市场开始投资光伏，行业正在逐渐摆脱补贴，依靠市场驱动力增长。预计到2020年，中国、美国、印度以及全球新增装机将达到75GW、22GW、25GW、151GW;国内复合增长率达到21.43%，全球复合增长率达到18.42%。

　　三、寻找弹性最大、利润率最高的环节

　　1. 光伏产业链结构

　　光伏产业链包括“多晶硅料-硅片-电池片-组件-电站终端”，其中多晶硅料、硅片、电池、组件属于制造环节，电站终端投资运营属于下游应用环节。国内最早进入的环节是组件代工，目前国内企业参与已经从最下游的组件，延伸到上游。最早期国内企业做组件，后来做电池，现在慢慢把附加值低的组装环节转移到马来西亚、印尼、越南等国家。

　　目前光伏制造已经全产业链实现国产化，并且引领全球的新技术与总产能，硅片、电池、组件国内产能已经占据全球产能一大半。多晶硅、硅片、电池片、组件产能分别占全球产能48.5%、86.5%、68%、74.1%，只有多晶硅料环节产能不足全球产能一半。

　　2. 利润在哪些环节沉积

　　今年前三季度市场需求高涨，光伏产品产量大增，其中多晶硅、硅片、电池、组件分别产出17万吨、62GW、51GW、53GW，分别增长17%、44%、50%、43%。硅片、电池片、组件产量增长位于40-50%之间，而多晶硅料由于产能释放速度相对较慢，且受检修、环保督查、进口限制等因素影响，产量弹性较小，增长率慢于中下游环节。这导致上半年硅料价格一路上扬，硅料厂商毛利率水平继续提升。

　　第二个值得关注的是硅片环节。单多晶是在硅片环节区分，由于单晶PERC+金刚线切割，实现成本下降和效率的提升，隆基目前硅片非硅成本已经降到1.5-1.6元/片，隆基乐叶单晶PERC电池转换率最高水平已经达到23.26%。多晶PERC效率提升小于单晶提升幅度，且多晶使用金刚线切割存在表面光反射问题，需要叠加黑硅技术。因此，目前单晶PERC+金刚线替代优势非常明显，且毛利率水平高于多晶，短期内替代趋势明确。

　　电池片、组件环节，今年受到上游硅料、硅片价格上涨压缩，及下游价格压缩，很多企业虽然销售量增加，但销售额却是下降的，甚至部分中低端产品的企业光伏业务开始亏损，上半年20%的企业呈亏损状态。

　　根据最新企业公告的毛利率统计，如下图所示，毛利率水平最高的通威、大全，是多晶硅环节;隆基股份、保利协鑫次之，位于硅片环节;阿特斯、通威电池较前两个环节下降一部分，是电池环节;协鑫集成、晶澳、晶科、英利毛利率更低一些，主要位于组件环节，或者垂直产业一体化结构且出售组件终端产品。

　　所以，从毛利率水平也验证了，目前利润水平最高的是上游多晶硅环节;硅片环节次之，单晶硅片毛利率水平高于多晶;电池和组件业务环节，受上下游价格挤压，毛利率水平处于较低水平。

　　四、硅料——利润空间与市场空间并存

　　1. 多晶硅供给结构

　　多晶硅料环节目前是光伏产业链上国内产量不足一半的环节，2016年国内多晶硅产量19.4万吨，全球占比48%。然而，由于国内硅料下游——硅片产能超过全球产能的80%，导致国内多晶硅依然依赖进口，今年下游需求暴增，多晶硅料产能释放缓慢，价格不断冲高，目前位于15万/吨水平以上。

　　且按照近两年产能扩张比较大的厂商规划，2017年隆基股份、中环股份扩张产能超过15GW，国内硅片产能占比还有继续提升的趋势。所以，国内多晶硅料对硅料的需求还会继续提升。

　　2016年进口13.6万吨，其中韩国是主要进口地，去年进口7万吨，占进口总量51.5%;德国进口次之，2016年进口3.5万吨，占进口总额26.1%，美国进口约2000吨，占比较少。

　　目前产能最大的是德国瓦克，其在德国用有产能5.6万吨，美国2万吨产能;其次是韩国OCI，产能在韩国本土5.2万吨，马来西亚0.8万吨;国内产能最大的是江苏中能(保利协鑫)，产能达到7万吨。目前全球最大的三家多晶硅企业为瓦克、OCI、江苏中能。

　　2. 核心硅料厂商替代空间大

　　2016年底国内硅片产能81.9GW，产量64.8GW。截止三季度硅片产量62GW，预计全年能有望达到80GW的产出，对应国内约43.2万吨硅料。前三季度国内多晶硅产出17万吨，进口11.84万吨。

　　2017年全年国内硅片产出或达到75GW，对应需要约38万吨的硅料。按照主要龙头企业扩产的计划，2018年国内硅片产能将超过100GW。假设明年全球下游装机需求稳定增长，国内硅片产能利用率维持在85%，对应硅片产出约85GW。考虑单晶硅片硅料使用下降，大约需要40-42万吨的硅料产能。

　　2016年底国内硅料产能21万吨，预计2017年底产能将达到31万吨，2018年底将超过40万吨，国内勉强可以实现自给自足，但由于部分不足万吨产能的小厂将面临淘汰，预计2019年前后，多晶硅依然需要进口。

　　除了国内多晶硅需求空间之外，进口多晶硅替代也能释放一部分空间。

　　国内多晶硅产能也曾过剩于需求，2012年前欧洲市场需求火爆，行业拥硅为王，企业开始从下游组件加工向上游延伸，硅料产能一度激增。但伴随欧洲市场跌落，国内光伏产品需求大幅下降，而硅料环节属于重资产行业而首当其冲，大规模投资硅料的企业就算没有倒下也背上沉重包袱。

　　所以从2012年开始，国内硅料产能扩张速度很慢。随着国内下游需求崛起并迅速成为第一大需求市场，国内多晶硅产能与需求差越来越大。硅料价格开始上涨，厂商盈利能力好转，但对进口依赖一直很高，2016年多晶硅进口占比41.21%。

　　国外多晶硅厂商多为大型化工厂，掌握先进的提纯工艺，国内厂商前几年并没有成本优势。2014年开始国内对来自美国、韩国、欧盟的多晶硅征收双反税，限制进口，但是主要进口企业瓦克(14.3%)、OCI(2.4%)，尤其是韩国征税水平较低，过去两年，国内硅料需求大幅增长，进口量依赖依然很高。

　　相比于电子级多晶硅料，光伏级多晶硅料纯度较低，国内大部分企业生产的硅料质量已经能够满足下游的生产要求。目前国内具有一定规模的多晶硅厂商，生产成本已经低于国外硅料厂商。国内企业生产成本在6万/吨-8万/吨，永祥股份2017年上半年生产成本已经降到5.7万/吨，部分产能不足万吨的小厂成本在9-10万/吨的区间。德国瓦克生产成本约9-10万/吨。

　　进口多晶硅的定价根据国内硅料价格波动，已经失去成本优势和定价权。国内厂商纷纷在新疆、四川、内蒙古等电价低的地区扩张产能，硅料成本有望继续降低。按照目前全球硅料下游硅片产能分布(80%以上在国内)、硅料成本差，国内厂商具备扩张产能、进口替代的能力。 13.6万吨的进口替代空间将慢慢释放。

　　3. 硅料厂商量价齐升

　　上半年国内多晶硅均价为12.66万/吨，一季度价格上升到14.27万/吨后出现下滑，5月份受国内抢装需求和美国201法案调查推动的囤逐渐行动推动，加之三季度部分国内厂商检修，环保督查影响生产，从5月份多晶硅价格一路上涨，截止最近交易价格位于15万~15.5万/吨之间。

　　2017年上半年全球多晶硅产量21.2万吨，同比增长14.1%;消费量21.1万吨，同比增长8.2%，产能利用率明显提升，全球基本供需平衡。上半年国内多晶硅产量11.8万吨，净进口量6.8万吨，总供应量为18.6万吨，上半年消费量18.55万吨，基本供需平衡。

　　按照目前硅料价格水平以及国内核心硅料厂商的成本分布，多晶硅环节毛利率水平非常高，部分企业目前已经超过50%。按照目前装机需求，以及多晶硅产能释放进度，到2018年底，多晶硅环节毛利率水平依然维持高位。

　　中长期来看，国内成本优势的企业产能逐渐释放，实现国内高成本小厂产能淘汰和进口替代，形成寡头的竞争格局，毛利率水平趋于稳定。供求关系缓解，硅料价格回归理性。

　　五、硅片——单晶替代趋势带来超额利润

　　1. 国内外产能分布现状

　　截止2016年底，中国光伏产业协会数据显示中国硅片产量占全球总产量86.63%。总产能占比亦超8成达到81.9%。国内硅片产能分布呈现“一超多强”格局。保利协鑫坐拥近20GW多晶硅片产能独自领跑第一集团;以基隆股份、晶科能源、晶澳太阳能、中环股份为代表的第二集团共计14家企业与保利协鑫共同覆盖国内硅片总产能83%的份额。

　　在单晶、多晶产能占比方面，尽管截止16年仍是多晶占大头的局面。但鉴于单晶片相较多晶片有高发电、低衰减的天然优势，行业内普遍更看好单晶片在未来的发展。从度电成本的角度出发，随着单晶生长发展、金刚线薄片化普及与单晶电池转换效率不断刷新。最终达到摊薄成本的目的。有理由相信单晶竞争力优势会越发明显。

　　伴随着越来越多的厂商布局单晶份额，现有保利协鑫独大的产业格局有可能在将来的一到两年迅速产生变化。以长期致力于单晶研发生产的隆基股份为例，其在2013年开始探讨使用金刚线切割，2015年使用成功，成本大幅下降;叠加PERC，转换率提升。达到了成本下降+转换率提升的双重目标。

　　2. 单晶替代多晶加速

　　单晶成功应用金刚线切割之后，成本大幅下降，与沙线切割相比，金刚线切割成本约下降25%。相比之下采用沙线切割的硅片价格已经完全没有竞争力。隆基股份最早开始试验采用金刚线替代砂浆线切割硅片，15年成功量产，成本实现大幅下降。公司降价前片毛利率水平超过30%，高于单晶硅片行业平均水平约10个百分点。

　　而多晶采用砂浆线切割的硅片，毛利率水平已经完全不能与单晶相提并论;经过金刚线改造后的多晶硅片，由于存在表面光反射问题，需要叠加黑硅技术，增加光转换率。

　　目前国内市场领跑者与分布式加速单晶替代多晶，深耕单晶的企业正在大规模扩产，巩固成本优势;原来做多晶硅片的企业，受市场需求引导，也开始上游扩单晶产能。硅片环节单晶替代多晶的趋势在1-2年内还会继续。

　　六、投资成本降低+弃光限电缓解，电站运营企业盈利能力好转

　　下游电站环节，影响电站盈利能力因素正在好转。西部限电地区消纳问题正在好转;补贴第七批已经上报，绿证试行，有望解决补贴缺口压力;电价阶段性下调与装机成本下降存在时间差，新增低成本电站收益率较高。多种因素累加下，我们看到电站运营企业盈利能力正在好转。

　　1. 弃光限电正在缓解，存量电站发电收益率好转

　　一季度的数据可以看出，光伏限电率正在缓解，但整体限电率依然较高。一季度全国发电量214亿kWh，弃光限电约23kWh，较2016年全年弃光率19.81%，有所缓解。部分地区缓解明显，如宁夏、甘肃弃光率分别为10%、19%，同比分别下降10、20个百分点;而青海、山西、内蒙古弃光率有所增加，新疆弃光率高达39%，没有明显变化。

　　发改委、能源局从2015年开始力图解决西部地区限电问题，目前可再生能源外送特高压路线建设、区域内就近消纳等措施已经提上日程。

　　2016年12月，国家能源局发布《太阳能利用“十三五”规划》，谈及解决限电地区消纳问题，一方面要在靠近特高压外送基地的地区建设再生能源发电基站;另一方面，列示了在建和建设可行性在研的特高压项目，其中新疆、内蒙古、甘肃、宁夏、山西将有多条特高压陆续投运，青海、内蒙将有多条特高压开建，将缓解西北地区电力外送能力不足问题。

　　当下，各省强化当地电网系统，提高地区内可再生能源就近消纳能力，推动可再生能源发电区域内就近消纳;提高地区调峰能力;探索可再生能源供热等模式，提高当地电力消纳能力。

　　由于弃光限电客观障碍，以及发改委出台的可再生能源最低保障利用小时数，不满足的地区将不再新增指标。光伏电站投资主体在2016年和今年上半年投资尽量避开西部限电地区，向中东部转移，这也部分缓解西部地区压力。

　　2. 绿证交易试行，电站补贴拖欠有望缓解

　　发改委、财政部、能源局三部委2月3日联合下发《关于实行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，规划在全国范围内展开可再生能源绿证合法与自愿认购机制，实行对象为光伏和风力发电。6月12日，国家可再生能源信息管理中心发布消息，第一批绿证申请已经发放，包括华能、华电、中节能、中水顾问等企业20个可再生能源发电项目核发了首批23,0135个绿证，共计表征上网电量23913.5万kwh，所获绿证项目主要分布在江苏、山东、河北、新疆等六个省份，合计装机容量1.125GW。7月1日起，绿证在全国绿证资源认购平台上正式挂牌出售，企业可通过认购平台，资源认购，实现绿色电力消费。2018年起，适时启动可再生能源电力配额考核和绿证强制约束交易。

　　绿证是解决国家可再生能源补贴缺口的一项尝试。以前全国电费中包含1.9分/kwh的可再生能源电价附加费，作为可再生能源补贴基金。近几年光伏、风电装机规模激增，补贴资金需求也骤升，截止2016年底，补贴缺口已经突破600亿。由于光伏电站补贴年限是20年，所以近几年虽然标杆电价下调，度电补贴下降，但每年补贴规模是一个短期内继续扩大的趋势。

　　“绿证交易”是补贴市场化的一种方式。绿证出售方与购买方按照不高于补贴金额的水平，自行协商或通过竞价确定认购价格，风电、光伏发电企业出售绿证之后，相应电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。光伏、风电企业通过“绿证交易”可以将发放时间不确定的补贴变现，环节财务压力。

　　但行业依然对绿证推行有一些怀疑：绿证价格不得高于补贴价格，或影响企业出售的积极性，尤其对于国有发电集团;对于购买方，没有强制的配额要求，缺少购买经济性。但“绿证交易”是解决补贴问题的一个常识，且海外很多国家对可再生能源试行绿证交易制度，“绿证交易”后续或搭配配额制、激励制度等推行，补贴拖欠问题有望环节。

　　制约光伏电站运营的两个难题——弃光限电、补贴拖欠，正在逐步解决，企业存量电站发电盈利能力正在同比好转;光伏组件价格从2016年3季度开始大幅下降，由2016年上半年3.8/W降到上半年3元/W左右的价格水平，目前，组件价格约2.8元/W左右。电站期初投资成本显著下降。2018年同时考虑成本下降与补贴下调，电站投资运营IRR依然处于较高水平。