平價上網是光伏行業打破指標、補貼天花板， 突破更大市場空間的根本， 上游製造環節、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可以圍繞兩個維度佈局：1.短期內需求大增推動彈性較大的矽料環節毛利率提升；2.中長期來看， 擁有成本優勢的企業抓住時間視窗期擴產能， 推動行業向寡頭壟斷的格局靠攏。 矽片環節單多晶開始區分， 單晶金剛線切割+PERC成本和效率優勢顯著， 正在快速替代多晶份額。
“630”之後， 行業長期增長驅動力已經凸顯
前三季度國內光伏裝機實現43GW，
分散式光伏裝機的增速大超行業預期， 以扶貧推動的戶用分散式更遠超行業預期。 分散式、領跑者、光伏扶貧已經形成支撐國內光伏需求的三駕馬車，
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年起已經連續四年全球下游市場需求第一， 累計裝機量也連續兩年全球第一。 2016年國內新增裝機34GW， 全球新增裝機77GW， 國內市場佔有率超過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於平穩甚至下滑；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。
此外， 全球新興光伏市場的增速不容小覷， 根據中國光伏行業協會的一組資料：目前新興市場中， 裝機規模超過1GW的國家和地區有24個， 超過10MW規模的國家和地區有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有條件開發光伏發電， 新興市場將是接下來全球光伏新增裝機的主要動力之一。
國內光伏製造業產能， 佔據了全球的一大半。 全球下游市場旺盛需求推動， 產業鏈各環節產能利用率顯著提升， 產量大幅增加。 根據中國光伏行業協會公佈的資料， 截止三季度末， 光伏產業鏈多晶矽料、矽片、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、發電受益。
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電收入的因素有， 發電小時數（是否存在棄光限電問題）、補貼發放問題。
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杆電價下降的速度， 光伏電站投資收益將越來越高。
所以， 光伏行業投資熱情的內在驅動力， 與期初投資成本下降、標杆電價調整、棄光限電改善以及補貼發放等問題相關。 現階段行業需求持續高漲， 根本源於系統裝機成本的快速下降，足以彌補標杆電價下調，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。
國家政策清掃行業快速發展障礙，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向中東部消納能力強的地區轉變，由集中式的地面電站向分散式轉變。2016年12月，能源局印發《太陽能發展“十三五”規劃》，我們在當時的點評中總結為四個關鍵字：優化佈局、產業進步、經濟性、多元化。
未來裝機空間測算：熱情仍將持續
自2013年復蘇，光伏國內、全球裝機量年終資料超過預期已經多次，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光伏發電產業；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，分散式、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、日本市場趨於穩定，美國市場由於今年透支了部分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，企業出口到印度的產品，相比于日本、歐美市場毛利率水準較低。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，毛利率水準較低的市場份額或被擠壓。因此我們預測，雖然印度計畫光伏裝機量很大，但2017年組件供應或受擠壓，全年新增裝機預計8GW左右。
國內市場目前單月資料來看，“630”之後裝機熱情依然很高，6月、7月受“630”前後搶裝和遞延效應的影響，出現畸高資料。8月、9月回歸正常，單月裝機量仍然高於上半年，足以證明“630”之後雖然標杆電價下調，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”標杆電價下調之後國內需求的是領跑者、分散式和扶貧。
光伏行業已悄然發生變化，不再是昔日一個市場變動，全球行業傷筋動骨的年代，光伏行業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佈的二季度清潔能源投資資料，投資638億創2016年二季度以來的新高，環比上升21%。這主要受益于阿聯酋兩大光伏專案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鏈造成一些波動，但已經遠不能造成寒冬式的衝擊。行業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；國內複合增長率達到21.43%，全球複合增長率達到18.42%。
尋找彈性最大、利潤率最高的環節
光伏產業鏈包括“多晶矽料-矽片-電池片-元件-電站終端”，其中多晶矽料、矽片、電池、元件屬於製造環節，電站終端投資運營屬於下游應用環節。國內最早進入的環節是元件代工，目前國內企業參與已經從最下游的元件，延伸到上游。最早期國內企業做元件，後來做電池，現在慢慢把附加值低的組裝環節轉移到馬來西亞、印尼、越南等國家。
目前光伏製造已經全產業鏈實現國產化，並且引領全球的新技術與總產能，矽片、電池、組件國內產能已經佔據全球產能一大半。多晶矽、矽片、電池片、組件產能分別占全球產能48.5%、86.5%、68%、74.1%，只有多晶矽料環節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，其中多晶矽、矽片、電池、組件分別產出17萬噸、62GW、51GW、53GW，分別增長17%、44%、50%、43%。矽片、電池片、元件產量增長位於40-50%之間，而多晶矽料由於產能釋放速度相對較慢，且受檢修、環保督查、進口限制等因素影響，產量彈性較小，增長率慢於中下游環節。這導致上半年矽料價格一路上揚，矽料廠商毛利率水準繼續提升。
第二個值得關注的是矽片環節。單多晶是在矽片環節區分，由於單晶PERC+金剛線切割，實現成本下降和效率的提升，隆基目前矽片非矽成本已經降到1.5-1.6元/片，隆基樂葉單晶PERC電池轉換率最高水準已經達到23.26%。多晶PERC效率提升小於單晶提升幅度，且多晶使用金剛線切割存在表面光反射問題，需要疊加黑矽技術。因此，目前單晶PERC+金剛線替代優勢非常明顯，且毛利率水準高於多晶，短期內替代趨勢明確。
電池片、元件環節，今年受到上游矽料、矽片價格上漲壓縮，及下游價格壓縮，很多企業雖然銷售量增加，但銷售額卻是下降的，甚至部分中低端產品的企業光伏業務開始虧損，上半年20%的企業呈虧損狀態。
根據最新企業公告的毛利率統計，如下圖所示，毛利率水準最高的通威、大全，是多晶矽環節；隆基股份、保利協鑫次之，位於矽片環節；阿特斯、通威電池較前兩個環節下降一部分，是電池環節；協鑫集成、晶澳、晶科、英利毛利率更低一些，主要位於元件環節，或者垂直產業一體化結構且出售元件終端產品。
所以，從毛利率水準也驗證了，目前利潤水準最高的是上游多晶矽環節；矽片環節次之，單晶矽片毛利率水準高於多晶；電池和元件業務環節，受上下游價格擠壓，毛利率水準處於較低水準。
矽料——利潤空間與市場空間並存
多晶矽料環節目前是光伏產業鏈上國內產量不足一半的環節，2016年國內多晶矽產量19.4萬噸，全球占比48%。然而，由於國內矽料下游——矽片產能超過全球產能的80%，導致國內多晶矽依然依賴進口，今年下游需求暴增，多晶矽料產能釋放緩慢，價格不斷沖高，目前位於15萬/噸水準以上。
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矽企業為瓦克、OCI、江蘇中能。
2016年底國內矽片產能81.9GW，產量64.8GW。截止三季度矽片產量62GW，預計全年能有望達到80GW的產出，對應國內約43.2萬噸矽料。前三季度國內多晶矽產出17萬噸，進口11.84萬噸。
2017年全年國內矽片產出或達到75GW，對應需要約38萬噸的矽料。按照主要龍頭企業擴產的計畫，2018年國內矽片產能將超過100GW。假設明年全球下游裝機需求穩定增長，國內矽片產能利用率維持在85%，對應矽片產出約85GW。考慮單晶矽片矽料使用下降，大約需要40-42萬噸的矽料產能。
除了國內多晶矽需求空間之外，進口多晶矽替代也能釋放一部分空間。
國內多晶矽產能也曾過剩於需求，2012年前歐洲市場需求火爆，行業擁矽為王，企業開始從下游組件加工向上游延伸，矽料產能一度激增。但伴隨歐洲市場跌落，國內光伏產品需求大幅下降，而矽料環節屬於重資產行業而首當其衝，大規模投資矽料的企業就算沒有倒下也背上沉重包袱。
所以從2012年開始，國內矽料產能擴張速度很慢。隨著國內下游需求崛起並迅速成為第一大需求市場，國內多晶矽產能與需求差越來越大。矽料價格開始上漲，廠商盈利能力好轉，但對進口依賴一直很高，2016年多晶矽進口占比41.21%。
國外多晶矽廠商多為大型化工廠，掌握先進的提純工藝，國內廠商前幾年並沒有成本優勢。2014年開始國內對來自美國、韓國、歐盟的多晶矽徵收雙反稅，限制進口，但是主要進口企業瓦克（14.3%）、OCI（2.4%），尤其是韓國徵稅水準較低，過去兩年，國內矽料需求大幅增長，進口量依賴依然很高。
除了國內多晶矽需求空間之外，進口多晶矽替代也能釋放一部分空間。
國內多晶矽產能也曾過剩於需求，2012年前歐洲市場需求火爆，行業擁矽為王，企業開始從下游組件加工向上游延伸，矽料產能一度激增。但伴隨歐洲市場跌落，國內光伏產品需求大幅下降，而矽料環節屬於重資產行業而首當其衝，大規模投資矽料的企業就算沒有倒下也背上沉重包袱。
所以從2012年開始，國內矽料產能擴張速度很慢。隨著國內下游需求崛起並迅速成為第一大需求市場，國內多晶矽產能與需求差越來越大。矽料價格開始上漲，廠商盈利能力好轉，但對進口依賴一直很高，2016年多晶矽進口占比41.21%。
國外多晶矽廠商多為大型化工廠，掌握先進的提純工藝，國內廠商前幾年並沒有成本優勢。2014年開始國內對來自美國、韓國、歐盟的多晶矽徵收雙反稅，限制進口，但是主要進口企業瓦克（14.3%）、OCI（2.4%），尤其是韓國徵稅水準較低，過去兩年，國內矽料需求大幅增長，進口量依賴依然很高。
按照目前矽料價格水準以及國內核心矽料廠商的成本分佈，多晶矽環節毛利率水準非常高，部分企業目前已經超過50%。按照目前裝機需求，以及多晶矽產能釋放進度，到2018年底，多晶矽環節毛利率水準依然維持高位。
中長期來看，國內成本優勢的企業產能逐漸釋放，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，毛利率水準趨於穩定。供求關係緩解，矽料價格回歸理性。
矽片——單晶替代趨勢帶來超額利潤
截止2016年底，中國光伏產業協會資料顯示中國矽片產量占全球總產量86.63%。總產能占比亦超8成達到81.9%。國內矽片產能分佈呈現“一超多強”格局。保利協鑫坐擁近20GW多晶矽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、中環股份為代表的第二集團共計14家企業與保利協鑫共同覆蓋國內矽片總產能83%的份額。
在單晶、多晶產能占比方面，儘管截止16年仍是多晶占大頭的局面。但鑒於單晶片相較多晶片有高發電、低衰減的天然優勢，行業內普遍更看好單晶片在未來的發展。從度電成本的角度出發，隨著單晶生長發展、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勢會越發明顯。
伴隨著越來越多的廠商佈局單晶份額，現有保利協鑫獨大的產業格局有可能在將來的一到兩年迅速產生變化。以長期致力於單晶研發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後，成本大幅下降，與沙線切割相比，金剛線切割成本約下降25%。相比之下採用沙線切割的矽片價格已經完全沒有競爭力。隆基股份最早開始試驗採用金剛線替代砂漿線切割矽片，15年成功量產，成本實現大幅下降。公司降價前片毛利率水準超過30%，高於單晶矽片行業平均水準約10個百分點。
而多晶採用砂漿線切割的矽片，毛利率水準已經完全不能與單晶相提並論；經過金剛線改造後的多晶矽片，由於存在表面光反射問題，需要疊加黑矽技術，增加光轉換率。
目前國內市場領跑者與分散式加速單晶替代多晶，深耕單晶的企業正在大規模擴產，鞏固成本優勢；原來做多晶矽片的企業，受市場需求引導，也開始上游擴單晶產能。矽片環節單晶替代多晶的趨勢在1-2年內還會繼續。
投資成本降低+棄光限電緩解，電站運營企業盈利能力好轉
下游電站環節，影響電站盈利能力因素正在好轉。西部限電地區消納問題正在好轉；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盈利能力正在好轉。
一季度的資料可以看出，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。
發改委、能源局從2015年開始力圖解決西部地區限電問題，目前可再生能源外送特高壓路線建設、區域內就近消納等措施已經提上日程。
2016年12月，國家能源局發佈《太陽能利用“十三五”規劃》，談及解決限電地區消納問題，一方面要在靠近特高壓外送基地的地區建設再生能源發電基站；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投運，青海、內蒙將有多條特高壓開建，將緩解西北地方電力外送能力不足問題。
發改委、財政部、能源局三部委2月3日聯合下發《關於實行可再生能源綠色電力證書核發及自願認購交易制度的通知》，規劃在全國範圍內展開可再生能源綠證合法與自願認購機制，實行物件為光伏和風力發電。
6月12日，國家可再生能源資訊管理中心發佈消息，第一批綠證申請已經發放，包括華能、華電、中節能、中水顧問等企業20個可再生能源發電專案核發了首批230135個綠證，共計表徵上網電量23913.5萬kwh，所獲綠證項目主要分佈在江蘇、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，企業存量電站發電盈利能力正在同比好轉；光伏元件價格從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左右的價格水準，目前，元件價格約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依然處於較高水準。（新能源研究員）
根本源於系統裝機成本的快速下降，足以彌補標杆電價下調，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。國家政策清掃行業快速發展障礙，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向中東部消納能力強的地區轉變，由集中式的地面電站向分散式轉變。2016年12月，能源局印發《太陽能發展“十三五”規劃》，我們在當時的點評中總結為四個關鍵字：優化佈局、產業進步、經濟性、多元化。
未來裝機空間測算：熱情仍將持續
自2013年復蘇，光伏國內、全球裝機量年終資料超過預期已經多次，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光伏發電產業；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，分散式、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、日本市場趨於穩定，美國市場由於今年透支了部分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，企業出口到印度的產品，相比于日本、歐美市場毛利率水準較低。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，毛利率水準較低的市場份額或被擠壓。因此我們預測，雖然印度計畫光伏裝機量很大，但2017年組件供應或受擠壓，全年新增裝機預計8GW左右。
國內市場目前單月資料來看，“630”之後裝機熱情依然很高，6月、7月受“630”前後搶裝和遞延效應的影響，出現畸高資料。8月、9月回歸正常，單月裝機量仍然高於上半年，足以證明“630”之後雖然標杆電價下調，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”標杆電價下調之後國內需求的是領跑者、分散式和扶貧。
光伏行業已悄然發生變化，不再是昔日一個市場變動，全球行業傷筋動骨的年代，光伏行業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佈的二季度清潔能源投資資料，投資638億創2016年二季度以來的新高，環比上升21%。這主要受益于阿聯酋兩大光伏專案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鏈造成一些波動，但已經遠不能造成寒冬式的衝擊。行業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；國內複合增長率達到21.43%，全球複合增長率達到18.42%。
尋找彈性最大、利潤率最高的環節
光伏產業鏈包括“多晶矽料-矽片-電池片-元件-電站終端”，其中多晶矽料、矽片、電池、元件屬於製造環節，電站終端投資運營屬於下游應用環節。國內最早進入的環節是元件代工，目前國內企業參與已經從最下游的元件，延伸到上游。最早期國內企業做元件，後來做電池，現在慢慢把附加值低的組裝環節轉移到馬來西亞、印尼、越南等國家。
目前光伏製造已經全產業鏈實現國產化，並且引領全球的新技術與總產能，矽片、電池、組件國內產能已經佔據全球產能一大半。多晶矽、矽片、電池片、組件產能分別占全球產能48.5%、86.5%、68%、74.1%，只有多晶矽料環節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，其中多晶矽、矽片、電池、組件分別產出17萬噸、62GW、51GW、53GW，分別增長17%、44%、50%、43%。矽片、電池片、元件產量增長位於40-50%之間，而多晶矽料由於產能釋放速度相對較慢，且受檢修、環保督查、進口限制等因素影響，產量彈性較小，增長率慢於中下游環節。這導致上半年矽料價格一路上揚，矽料廠商毛利率水準繼續提升。
第二個值得關注的是矽片環節。單多晶是在矽片環節區分，由於單晶PERC+金剛線切割，實現成本下降和效率的提升，隆基目前矽片非矽成本已經降到1.5-1.6元/片，隆基樂葉單晶PERC電池轉換率最高水準已經達到23.26%。多晶PERC效率提升小於單晶提升幅度，且多晶使用金剛線切割存在表面光反射問題，需要疊加黑矽技術。因此，目前單晶PERC+金剛線替代優勢非常明顯，且毛利率水準高於多晶，短期內替代趨勢明確。
電池片、元件環節，今年受到上游矽料、矽片價格上漲壓縮，及下游價格壓縮，很多企業雖然銷售量增加，但銷售額卻是下降的，甚至部分中低端產品的企業光伏業務開始虧損，上半年20%的企業呈虧損狀態。
根據最新企業公告的毛利率統計，如下圖所示，毛利率水準最高的通威、大全，是多晶矽環節；隆基股份、保利協鑫次之，位於矽片環節；阿特斯、通威電池較前兩個環節下降一部分，是電池環節；協鑫集成、晶澳、晶科、英利毛利率更低一些，主要位於元件環節，或者垂直產業一體化結構且出售元件終端產品。
所以，從毛利率水準也驗證了，目前利潤水準最高的是上游多晶矽環節；矽片環節次之，單晶矽片毛利率水準高於多晶；電池和元件業務環節，受上下游價格擠壓，毛利率水準處於較低水準。
矽料——利潤空間與市場空間並存
多晶矽料環節目前是光伏產業鏈上國內產量不足一半的環節，2016年國內多晶矽產量19.4萬噸，全球占比48%。然而，由於國內矽料下游——矽片產能超過全球產能的80%，導致國內多晶矽依然依賴進口，今年下游需求暴增，多晶矽料產能釋放緩慢，價格不斷沖高，目前位於15萬/噸水準以上。
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矽企業為瓦克、OCI、江蘇中能。
2016年底國內矽片產能81.9GW，產量64.8GW。截止三季度矽片產量62GW，預計全年能有望達到80GW的產出，對應國內約43.2萬噸矽料。前三季度國內多晶矽產出17萬噸，進口11.84萬噸。
2017年全年國內矽片產出或達到75GW，對應需要約38萬噸的矽料。按照主要龍頭企業擴產的計畫，2018年國內矽片產能將超過100GW。假設明年全球下游裝機需求穩定增長，國內矽片產能利用率維持在85%，對應矽片產出約85GW。考慮單晶矽片矽料使用下降，大約需要40-42萬噸的矽料產能。
除了國內多晶矽需求空間之外，進口多晶矽替代也能釋放一部分空間。
國內多晶矽產能也曾過剩於需求，2012年前歐洲市場需求火爆，行業擁矽為王，企業開始從下游組件加工向上游延伸，矽料產能一度激增。但伴隨歐洲市場跌落，國內光伏產品需求大幅下降，而矽料環節屬於重資產行業而首當其衝，大規模投資矽料的企業就算沒有倒下也背上沉重包袱。
所以從2012年開始，國內矽料產能擴張速度很慢。隨著國內下游需求崛起並迅速成為第一大需求市場，國內多晶矽產能與需求差越來越大。矽料價格開始上漲，廠商盈利能力好轉，但對進口依賴一直很高，2016年多晶矽進口占比41.21%。
國外多晶矽廠商多為大型化工廠，掌握先進的提純工藝，國內廠商前幾年並沒有成本優勢。2014年開始國內對來自美國、韓國、歐盟的多晶矽徵收雙反稅，限制進口，但是主要進口企業瓦克（14.3%）、OCI（2.4%），尤其是韓國徵稅水準較低，過去兩年，國內矽料需求大幅增長，進口量依賴依然很高。
除了國內多晶矽需求空間之外，進口多晶矽替代也能釋放一部分空間。
國內多晶矽產能也曾過剩於需求，2012年前歐洲市場需求火爆，行業擁矽為王，企業開始從下游組件加工向上游延伸，矽料產能一度激增。但伴隨歐洲市場跌落，國內光伏產品需求大幅下降，而矽料環節屬於重資產行業而首當其衝，大規模投資矽料的企業就算沒有倒下也背上沉重包袱。
所以從2012年開始，國內矽料產能擴張速度很慢。隨著國內下游需求崛起並迅速成為第一大需求市場，國內多晶矽產能與需求差越來越大。矽料價格開始上漲，廠商盈利能力好轉，但對進口依賴一直很高，2016年多晶矽進口占比41.21%。
國外多晶矽廠商多為大型化工廠，掌握先進的提純工藝，國內廠商前幾年並沒有成本優勢。2014年開始國內對來自美國、韓國、歐盟的多晶矽徵收雙反稅，限制進口，但是主要進口企業瓦克（14.3%）、OCI（2.4%），尤其是韓國徵稅水準較低，過去兩年，國內矽料需求大幅增長，進口量依賴依然很高。
按照目前矽料價格水準以及國內核心矽料廠商的成本分佈，多晶矽環節毛利率水準非常高，部分企業目前已經超過50%。按照目前裝機需求，以及多晶矽產能釋放進度，到2018年底，多晶矽環節毛利率水準依然維持高位。
中長期來看，國內成本優勢的企業產能逐漸釋放，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，毛利率水準趨於穩定。供求關係緩解，矽料價格回歸理性。
矽片——單晶替代趨勢帶來超額利潤
截止2016年底，中國光伏產業協會資料顯示中國矽片產量占全球總產量86.63%。總產能占比亦超8成達到81.9%。國內矽片產能分佈呈現“一超多強”格局。保利協鑫坐擁近20GW多晶矽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、中環股份為代表的第二集團共計14家企業與保利協鑫共同覆蓋國內矽片總產能83%的份額。
在單晶、多晶產能占比方面，儘管截止16年仍是多晶占大頭的局面。但鑒於單晶片相較多晶片有高發電、低衰減的天然優勢，行業內普遍更看好單晶片在未來的發展。從度電成本的角度出發，隨著單晶生長發展、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勢會越發明顯。
伴隨著越來越多的廠商佈局單晶份額，現有保利協鑫獨大的產業格局有可能在將來的一到兩年迅速產生變化。以長期致力於單晶研發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後，成本大幅下降，與沙線切割相比，金剛線切割成本約下降25%。相比之下採用沙線切割的矽片價格已經完全沒有競爭力。隆基股份最早開始試驗採用金剛線替代砂漿線切割矽片，15年成功量產，成本實現大幅下降。公司降價前片毛利率水準超過30%，高於單晶矽片行業平均水準約10個百分點。
而多晶採用砂漿線切割的矽片，毛利率水準已經完全不能與單晶相提並論；經過金剛線改造後的多晶矽片，由於存在表面光反射問題，需要疊加黑矽技術，增加光轉換率。
目前國內市場領跑者與分散式加速單晶替代多晶，深耕單晶的企業正在大規模擴產，鞏固成本優勢；原來做多晶矽片的企業，受市場需求引導，也開始上游擴單晶產能。矽片環節單晶替代多晶的趨勢在1-2年內還會繼續。
投資成本降低+棄光限電緩解，電站運營企業盈利能力好轉
下游電站環節，影響電站盈利能力因素正在好轉。西部限電地區消納問題正在好轉；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盈利能力正在好轉。
一季度的資料可以看出，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。
發改委、能源局從2015年開始力圖解決西部地區限電問題，目前可再生能源外送特高壓路線建設、區域內就近消納等措施已經提上日程。
2016年12月，國家能源局發佈《太陽能利用“十三五”規劃》，談及解決限電地區消納問題，一方面要在靠近特高壓外送基地的地區建設再生能源發電基站；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投運，青海、內蒙將有多條特高壓開建，將緩解西北地方電力外送能力不足問題。
發改委、財政部、能源局三部委2月3日聯合下發《關於實行可再生能源綠色電力證書核發及自願認購交易制度的通知》，規劃在全國範圍內展開可再生能源綠證合法與自願認購機制，實行物件為光伏和風力發電。
6月12日，國家可再生能源資訊管理中心發佈消息，第一批綠證申請已經發放，包括華能、華電、中節能、中水顧問等企業20個可再生能源發電專案核發了首批230135個綠證，共計表徵上網電量23913.5萬kwh，所獲綠證項目主要分佈在江蘇、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，企業存量電站發電盈利能力正在同比好轉；光伏元件價格從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左右的價格水準，目前，元件價格約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依然處於較高水準。（新能源研究員）