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。
光伏行業：降本增效， 打破指標限制天花板
1.1. “630”之後，
1.1.1. 比樂觀更樂觀的光伏行業
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， 分散式大約20GW。 與去年裝機數量相比， 地面電站裝機基本持平， 分散式裝機新增4-5倍。 這個變化一方面是因為地面電站補貼下調， 分散式度電收益很高;另一方面很重要的是因為地面電站指標收縮。 光伏補貼下調基於系統成本下降， 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， 分散式增長50%， 預計明年總裝機約55GW。
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， 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。 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，由於中國市場需求火爆、美國201法案調查推動提前強裝，擠壓元件向印度市場的供應，可能導致印度市場低於10GW的裝機計畫。
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。
目前光伏製造環節，國內元件、矽片產能占全球產能已經超過70%，電池片略低於70%，只有矽料環節，國內產能占比尚不足一半。由於矽料之後的製造環節大部分產能位於國內，因此，每年國內光伏行業均需要進口大量多晶矽料。
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%。
1.1.2. 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。光伏上網標杆電價下行成為常態化，度電受益下行直至與火力發電平價，光伏發電專案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。
1.1.2.1. 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。概括起來有四點：
1、分散式光伏要創新發展模式，結合電改進度全面推進;
2、地面電站要結合消納能力和外送能力，優化佈局、有序發展;
3、“光伏+”模式產業增收;
4、技術革新、成本下降，2020年實現用電側平價上網。
結合消納、優化佈局
截止到今年三季度末，新增光伏裝機資料可以看出來，結合消納、優化佈局的調整已經發力，新增光伏裝機增速最快的是華東地區，2017年前三季度增速80%，華中地區增速70%，而西北地方新增裝機出現下降。
全面推進分散式
除了空間分佈在發生變化，政策調整的另外一個方向也在發力——分散式全面推進。分散式光伏不是一個新概念，國內開始鼓勵光伏發展之初，就將分散式放在重要的位置，2010年能源局出臺的太陽能利用十二五規劃中，計畫到2015年建成光伏發電裝機20GW，其中地面電站10GW，分散式10GW。但十二五期間，地面電站增長迅速，分散式增長緩慢。到2015年底，地面電站、分散式分別裝機37GW、6GW。
2016年，光伏裝機集中的西部地區棄光限電問題開始惡化，政策支持明顯向分散式光伏傾斜：分散式光伏裝機規模不受指標限制;0.42元/kwh的補貼不下調;備案簡單;即發即補貼。疊加“630”之後地面電站標杆電價下調，光伏系統裝機成本下降，維持補貼不變的分散式優勢凸顯。
2017年前三季度分散式新增裝機15.3GW，超過去年全年分散式光伏新增裝機的3倍;地面電站新增裝機27.3GW，增速開始放緩。
可以看出，2017年一季度分散式裝機熱情已經燃起;二季度由於“630”強裝驅動，受標杆電價下調影響的地面電站面臨搶裝，導致單季地面電站占比上升;三季度單季分散式新增占比更加明顯。如果說集中式地面電站是指標確定容量，那分散式就是市場力量驅動，在行業逐漸實現平價上網，擺脫指標、補貼限制的天花板之後，行業將打開、釋放更大市場空間。
1.1.2.2. 降本增效、平價上網
IRR是驅動電站投資熱情的關鍵。雖然“630”之後地面電站上網標杆電價下調，度電收益率下降。但是電站期初單位投資，2016年-2017年大幅下降，其中元件價格，2016年上半年3.8元/W，目前已經下降到2.7元/W的水準，下降幅度28.95%。隨著元件轉換率提升，單瓦BOS成本下降，系統投資成本由2016年7元/W以上，下降到5元/W-6元/W的水準。
按照2017年6月30日標杆電價調整前後水準，以2016年、2017年電站投資成本為基礎，選取二類地區光照條件及標杆電價水準，測算地面電站、分散式項目投資收益率水準變化。
分散式補貼沒有變化，期初投資成本大幅下降前提下，分散式專案投資收益率大增;地面電站期初投資下降、標杆電價下調後，也依然能保證電站投資收益率上升。
補貼下調基於系統成本下降，疊加成降預期後，IRR影響較小。年底是光伏行業政策出臺密集期，光伏補貼退坡多種流傳版本出現，地面電站補貼下調幅度0.1-0.15元/kwh之間，對於2018年補貼退坡的模式，市場存在兩種傳言版本：或按季度分別下調，或依然以“630”為節點一次性下調。標杆電價下調是基於系統裝機成本及度電成本快速下降，按照目前電站投資成本，電站投資運營環節收益率依然很高。
我們選取江蘇地區為例，考慮2018年系統裝機成本下降與補貼下降的不同版本，計算IRR變化。系統裝機成本維持6元/W的水準，地面電站及全額上網分散式補貼一次性下調0.1元/kwh、0.15元/kwh，及分季度共下調0.15元/kwh分別對應IRR 10.94%、9.85%、10.98%;分散式補貼下調0.1元/kwh、0.12元/kwh對應IRR14.62%、14.22%。
考慮系統裝機成本下降到5.5元/W，則地面電站及全額上網分散式補貼一次性下調0.1元/kwh、0.15元/kwh，及分季度共下調0.15元/kwh分別對應IRR 12.33%、11.18%、12.38%;分散式補貼下調0.1元/kwh、0.12元/kwh對應IRR 16.26%、15.82%。可以看出由於系統裝機成本下降，電站投資環節收益率依然很高。考慮成本下降、補貼下降疊加後的收益率下降甚微。
而下調方式無論是一次性降價，還是分批次降價，不改當前電站運營獲得超額利潤的事實，降價來自于成本端的快速下降，裝機熱情不減，分批次少量降價更符合成本發展規律有利於行業良性健康發展。
1.2. 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。
1.2.1. 國內市場三駕馬車拉動
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。
1.2.1.1. 分散式相對優勢體現，新增裝機占比大幅提升
下半年，地面電站標杆電價下調，且實行競價上網，很多地區獲得最終電價或低於三類地區規定的標杆電價。而2016年12月發改委對分散式光伏補貼不下調，繼續保持0.42元/kwh的全電量補貼標準。加之，多地區為了鼓勵當地分散式發展，紛紛給予市縣級地方也會給予部分補貼，相對優勢更加明顯。
按照分散式光伏三種收益模式計算，全部自用、自發自用餘電上網兩種模式均比地面電站度電收益高，全額上網按照當地標杆電價，但是與地面電站相比，不受指標限制，從而操作簡單成都優於地面電站。
國內分散式光伏項目不受能源局政策限制，細分行業不再是政策引導的波動性行業，而是市場驅動的成長性行業。截至三季度末，國內分散式裝機已經超過15GW，較去年全年增長超過三倍。目前來看四季度訂單好過三季度，預計全年分散式裝機有望衝刺20GW。
1.2.1.2. 領跑者項目：每年8GW規模，形成高效產品需求強支撐
2015年核准的第一批領跑者項目——大同採煤沉陷區，已於五月下旬全面驗收;第二批5.5GW部分已經於三季度末並網，剩餘部分預計將於年底並網。2017年能源局下發2017年-2020年四年的光伏指標，計畫每年建設8GW光伏領跑者基地專案。
未來大型地面電站將不再粗放式的發展，傳統的光伏地面電站指標必然會收縮，但以“領跑者”模式的先進光伏技術產品應用基地形式進行規劃建設，即可以引導電站空間分佈、土地再利用，又可以承擔先進技術孵化的平臺。5.5GW的“領跑者”項目年底完成並網比較確定，同時，每年8GW的新增領跑者基地也是未來規模較大的光伏專案保證。
1.2.1.3. 智慧微網示範專案+分散式能源就近消納試點，園區分散式光伏進入發展快車道
能源局近期發佈《關於公佈首批“互聯網+”智慧能源(能源互聯網)示範項目的通知》，首批示範專案共55個，首批示範專案原則上應於2017年8月底前開工，年底建成。示範專案優先使用國家能源規劃所確定的各省(區、市)火電裝機容量、可再生能源配額、碳交易配額、可再生能源補貼等指標額度。
根據，清華大學能源互聯網創新研究院副院長高峰公開發言，此次申請能源互聯網的項目共有300多個，獲批55個，申請項目投資額大約3000億元，獲批項目的投資額近800億元。根據中國能源研究會常務副理事長、國家能源局原副局長史玉波預測，“十三五”期間，能源互聯網行業發展預計將維持18.5%的增長率。
分散式光伏示範園區應用是《太陽能發展“十三五”規劃》重點鼓勵的一個方向，如圖所示。此次示範項目出臺，多處風光儲微網、光伏+充電車棚等創新模式列入。
分散式光伏發電項目，在園區內應用，就近售電收益可觀，按照國補(0.42元/kwh)+地補(0.3元/kwh，3年)+出售電價(按照園區內工商用戶用電價格9折計算)，度電收入與並網、與地面電站相比，都更可觀。智慧微網示範專案出臺，引導更多分散式光伏模式。
10月31日能源局與發改委聯合印發的《關於開展分散式發電市場化交易試點的通知》，啟動分散式能源就近消納試點，在試點區域選擇上，優先選擇電力需求量大、電網接入條件好、能夠實現就近入網並消納，且可以達到較大總量規模的市縣級區域，或經濟開發區、工業園區、新型城鎮化區域等。
智慧微網示範項目+分散式能源就近消納試點，給工商業屋頂分散式項目帶來一個解決消納和收益的突破口，按照我們前面測算的自發自用度電收益，工商業屋頂分散式收益率遠高於地面電站，有望進入快速增長通道。
1.2.1.4. 戶用分散式進入爆發期
光伏扶貧政策推動下，今年無疑是戶用分散式爆發的元年。2016年國家發改委、國務院扶貧開發領導小組辦公室、能源局、國開行以及中國農業發展銀行聯合印發《關於可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，規劃在2020年之前，重點在16個省的471個縣的約3.5萬個建檔立卡貧困村，保障200萬建檔立卡無勞動力貧困戶每年每戶增收3000元以上。採用村級光伏電站(含戶用)方式，每位元扶貧物件的對應專案規模標準為5千瓦;採取集中式光伏電站方式，每位元扶貧物件的對應專案規模標準為25KW。
7月能源局印發《關於可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》給出2017年-2020年的指標規模，各省地區按照能源局下發的指標，陸續出臺本省光伏安裝指標計畫。可以看到一種現象，多個省市將17年的指標宣佈全部用扶貧專案。目前已經發佈扶貧檔的省市中，河北、山西、吉林、山東、江西、河南、湖北、湖南、雲南、廣東，宣佈將17年能源局下發的指標，全部用於扶貧專案，共計6.2GW，占到17年除8GW領跑者之外指標的43.06%。截止三季度末，國內已經出臺50份國家、地方光伏扶貧政策法規。
截止9月底，浙江戶用光伏已經超過10萬戶。
1.2.2. 成熟市場趨於穩定
以德國為代表的歐盟光伏成熟市場幾年來在與多方的“雙反”大戰中逐步放慢了發展的腳步。僅2012-2016年，德國太陽能光伏新裝機容量從7.5GW降至1.5GW，遠低於政府設定的每年2.5GW的目標。 近日，歐洲委員會公佈了歐盟科研創新資助計畫“地平線2020”。按照年度工作計畫將有22億歐元撥款投入清潔能源四個相關領域的項目：可再生能源、能效建築、電動運輸和儲存方案，其中，2億歐元支持研發生產歐洲下一代電池。該舉措可理解為歐盟為下一階段的可再生能源市場發展做積極準備。
作為世界傳統光伏大國，以太陽能的累計裝機量評判，日本以42.8GW的規模已超越德國成為全球第二大太陽能市場，僅次於中國大陸。但由於並網限制與FIT的調降的影響，可以預期日本光伏市場將進入萎縮調整期。人口稠密、土地資源緊張等諸多因素，綜合導致成本較高的光伏可再生能源在缺失政策支援的情況下在市場需求端回歸理性。
1.2.3. 美國空間依然很大，印度市場正在崛起
美國過去幾年光伏裝機量的大爆發得益於政府、公共事業的需求拉動。儘管進入2017年美國市場進入補貼收縮期，而在下半年“201條款”出臺的背景下勢必導致美國本土光伏價格走高，業界普遍的預期是美國光伏市場會經歷一個兩到三年的供需低潮期。
但是根據測算，從2018年至2020年美國約52GW的新裝機需求仍然存在。除開其中可在風電、光伏兩種解決途徑中搖擺的約7GW裝機量。美國市場在中長期視角看仍有很大的潛在可爭奪空間。
印度基於今年來需求長期走強的趨勢已提出目標2022年光伏裝機量達100GW的計畫。根據印度新能源與再生能能源署統計，該國的光伏累積裝機量在2016年底已正式超過9GW。位於印度目前世界單體最大的光伏電站RewaUltraMegaSolarProject也通過競標並預計在2018年開始運轉。考慮未來一到兩年內美國政策不利於光伏快速發展、日本躉購費率(Feed-in-Tariff)持續下調對日本本土光伏需求的抑制作用，都讓需求強勁成長中的印度有望取代日本成為需求第三大國。
1.2.4. 新興市場小而多
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。
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。
通過國內成熟、高增長及新型市場的剖析，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%。
1.3. 尋找彈性最大、利潤率最高的環節
1.3.1. 光伏產業鏈結構
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。
2.3.2. 利潤在哪些環節沉積
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。
1.4. 矽料——利潤空間與市場空間並存
1.4.1. 多晶矽供給結構
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。
且按照近兩年產能擴張比較大的廠商規劃，2017年隆基股份、中環股份擴張產能超過15GW，國內矽片產能占比還有繼續提升的趨勢。所以，國內多晶矽料對矽料的需求還會繼續提升。
2016年進口13.6萬噸，其中韓國是主要進口地，去年進口7萬噸，占進口總量51.5%;德國進口次之，2016年進口3.5萬噸，占進口總額26.1%，美國進口約2000噸，占比較少。
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)，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。
1.4.2. 核心矽料廠商替代空間大
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。
2016年底國內矽料產能21萬噸，預計2017年底產能將達到31萬噸，2018年底將超過40萬噸，國內勉強可以實現自給自足，但由於部分不足萬噸產能的小廠將面臨淘汰，預計2019年前後，多晶矽依然需要進口。
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。
相比於電子級多晶矽料，光伏級多晶矽料純度較低，國內大部分企業生產的矽料品質已經能夠滿足下游的生產要求。目前國內具有一定規模的多晶矽廠商，生產成本已經低於國外矽料廠商。國內企業生產成本在6萬/噸-8萬/噸，永祥股份2017年上半年生產成本已經降到5.7萬/噸，部分產能不足萬噸的小廠成本在9-10萬/噸的區間。德國瓦克生產成本約9-10萬/噸。
進口多晶矽的定價根據國內矽料價格波動，已經失去成本優勢和定價權。國內廠商紛紛在新疆、四川、內蒙古等電價低的地區擴張產能，矽料成本有望繼續降低。按照目前全球矽料下游矽片產能分佈(80%以上在國內)、矽料成本差，國內廠商具備擴張產能、進口替代的能力。 13.6萬噸的進口替代空間將慢慢釋放。
2.4.3. 矽料廠商量價齊升
上半年國內多晶矽均價為12.66萬/噸，一季度價格上升到14.27萬/噸後出現下滑，5月份受國內搶裝需求和美國201法案調查推動的囤逐漸行動推動，加之三季度部分國內廠商檢修，環保督查影響生產，從5月份多晶矽價格一路上漲，截止最近交易價格位於15萬~15.5萬/噸之間。
2017年上半年全球多晶矽產量21.2萬噸，同比增長14.1%;消費量21.1萬噸，同比增長8.2%，產能利用率明顯提升，全球基本供需平衡。上半年國內多晶矽產量11.8萬噸，淨進口量6.8萬噸，總供應量為18.6萬噸，上半年消費量18.55萬噸，基本供需平衡。
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。
1.5. 矽片——單晶替代趨勢帶來超額利潤
1.5.1. 國內外產能分佈現狀
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。
1.5.2. 單晶替代多晶加速
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。
1.6. 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。
1.6.1. 棄光限電正在緩解，存量電站發電收益率好轉
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。
當下，各省強化當地電網系統，提高地區內可再生能源就近消納能力，推動可再生能源發電區域內就近消納;提高地區調峰能力;探索可再生能源供熱等模式，提高當地電力消納能力。
由於棄光限電客觀障礙，以及發改委出臺的可再生能源最低保障利用小時數，不滿足的地區將不再新增指標。光伏電站投資主體在2016年和今年上半年投資儘量避開西部限電地區，向中東部轉移，這也部分緩解西部地區壓力。
1.6.2. 綠證交易試行，電站補貼拖欠有望緩解
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23,0135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。
綠證是解決國家可再生能源補貼缺口的一項嘗試。以前全國電費中包含1.9分/kwh的可再生能源電價附加費，作為可再生能源補貼基金。近幾年光伏、風電裝機規模激增，補貼資金需求也驟升，截止2016年底，補貼缺口已經突破600億。由於光伏電站補貼年限是20年，所以近幾年雖然標杆電價下調，度電補貼下降，但每年補貼規模是一個短期內繼續擴大的趨勢。
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。（來源:新能源研究員 作者:天風電新楊藻團隊 ）
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，由於中國市場需求火爆、美國201法案調查推動提前強裝，擠壓元件向印度市場的供應，可能導致印度市場低於10GW的裝機計畫。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。
目前光伏製造環節，國內元件、矽片產能占全球產能已經超過70%，電池片略低於70%，只有矽料環節，國內產能占比尚不足一半。由於矽料之後的製造環節大部分產能位於國內，因此，每年國內光伏行業均需要進口大量多晶矽料。
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%。
1.1.2. 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。光伏上網標杆電價下行成為常態化，度電受益下行直至與火力發電平價，光伏發電專案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。
1.1.2.1. 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。概括起來有四點：
1、分散式光伏要創新發展模式，結合電改進度全面推進;
2、地面電站要結合消納能力和外送能力，優化佈局、有序發展;
3、“光伏+”模式產業增收;
4、技術革新、成本下降，2020年實現用電側平價上網。
結合消納、優化佈局
截止到今年三季度末，新增光伏裝機資料可以看出來，結合消納、優化佈局的調整已經發力，新增光伏裝機增速最快的是華東地區，2017年前三季度增速80%，華中地區增速70%，而西北地方新增裝機出現下降。
全面推進分散式
除了空間分佈在發生變化，政策調整的另外一個方向也在發力——分散式全面推進。分散式光伏不是一個新概念，國內開始鼓勵光伏發展之初，就將分散式放在重要的位置，2010年能源局出臺的太陽能利用十二五規劃中，計畫到2015年建成光伏發電裝機20GW，其中地面電站10GW，分散式10GW。但十二五期間，地面電站增長迅速，分散式增長緩慢。到2015年底，地面電站、分散式分別裝機37GW、6GW。
2016年，光伏裝機集中的西部地區棄光限電問題開始惡化，政策支持明顯向分散式光伏傾斜：分散式光伏裝機規模不受指標限制;0.42元/kwh的補貼不下調;備案簡單;即發即補貼。疊加“630”之後地面電站標杆電價下調，光伏系統裝機成本下降，維持補貼不變的分散式優勢凸顯。
2017年前三季度分散式新增裝機15.3GW，超過去年全年分散式光伏新增裝機的3倍;地面電站新增裝機27.3GW，增速開始放緩。
可以看出，2017年一季度分散式裝機熱情已經燃起;二季度由於“630”強裝驅動，受標杆電價下調影響的地面電站面臨搶裝，導致單季地面電站占比上升;三季度單季分散式新增占比更加明顯。如果說集中式地面電站是指標確定容量，那分散式就是市場力量驅動，在行業逐漸實現平價上網，擺脫指標、補貼限制的天花板之後，行業將打開、釋放更大市場空間。
1.1.2.2. 降本增效、平價上網
IRR是驅動電站投資熱情的關鍵。雖然“630”之後地面電站上網標杆電價下調，度電收益率下降。但是電站期初單位投資，2016年-2017年大幅下降，其中元件價格，2016年上半年3.8元/W，目前已經下降到2.7元/W的水準，下降幅度28.95%。隨著元件轉換率提升，單瓦BOS成本下降，系統投資成本由2016年7元/W以上，下降到5元/W-6元/W的水準。
按照2017年6月30日標杆電價調整前後水準，以2016年、2017年電站投資成本為基礎，選取二類地區光照條件及標杆電價水準，測算地面電站、分散式項目投資收益率水準變化。
分散式補貼沒有變化，期初投資成本大幅下降前提下，分散式專案投資收益率大增;地面電站期初投資下降、標杆電價下調後，也依然能保證電站投資收益率上升。
補貼下調基於系統成本下降，疊加成降預期後，IRR影響較小。年底是光伏行業政策出臺密集期，光伏補貼退坡多種流傳版本出現，地面電站補貼下調幅度0.1-0.15元/kwh之間，對於2018年補貼退坡的模式，市場存在兩種傳言版本：或按季度分別下調，或依然以“630”為節點一次性下調。標杆電價下調是基於系統裝機成本及度電成本快速下降，按照目前電站投資成本，電站投資運營環節收益率依然很高。
我們選取江蘇地區為例，考慮2018年系統裝機成本下降與補貼下降的不同版本，計算IRR變化。系統裝機成本維持6元/W的水準，地面電站及全額上網分散式補貼一次性下調0.1元/kwh、0.15元/kwh，及分季度共下調0.15元/kwh分別對應IRR 10.94%、9.85%、10.98%;分散式補貼下調0.1元/kwh、0.12元/kwh對應IRR14.62%、14.22%。
考慮系統裝機成本下降到5.5元/W，則地面電站及全額上網分散式補貼一次性下調0.1元/kwh、0.15元/kwh，及分季度共下調0.15元/kwh分別對應IRR 12.33%、11.18%、12.38%;分散式補貼下調0.1元/kwh、0.12元/kwh對應IRR 16.26%、15.82%。可以看出由於系統裝機成本下降，電站投資環節收益率依然很高。考慮成本下降、補貼下降疊加後的收益率下降甚微。
而下調方式無論是一次性降價，還是分批次降價，不改當前電站運營獲得超額利潤的事實，降價來自于成本端的快速下降，裝機熱情不減，分批次少量降價更符合成本發展規律有利於行業良性健康發展。
1.2. 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。
1.2.1. 國內市場三駕馬車拉動
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。
1.2.1.1. 分散式相對優勢體現，新增裝機占比大幅提升
下半年，地面電站標杆電價下調，且實行競價上網，很多地區獲得最終電價或低於三類地區規定的標杆電價。而2016年12月發改委對分散式光伏補貼不下調，繼續保持0.42元/kwh的全電量補貼標準。加之，多地區為了鼓勵當地分散式發展，紛紛給予市縣級地方也會給予部分補貼，相對優勢更加明顯。
按照分散式光伏三種收益模式計算，全部自用、自發自用餘電上網兩種模式均比地面電站度電收益高，全額上網按照當地標杆電價，但是與地面電站相比，不受指標限制，從而操作簡單成都優於地面電站。
國內分散式光伏項目不受能源局政策限制，細分行業不再是政策引導的波動性行業，而是市場驅動的成長性行業。截至三季度末，國內分散式裝機已經超過15GW，較去年全年增長超過三倍。目前來看四季度訂單好過三季度，預計全年分散式裝機有望衝刺20GW。
1.2.1.2. 領跑者項目：每年8GW規模，形成高效產品需求強支撐
2015年核准的第一批領跑者項目——大同採煤沉陷區，已於五月下旬全面驗收;第二批5.5GW部分已經於三季度末並網，剩餘部分預計將於年底並網。2017年能源局下發2017年-2020年四年的光伏指標，計畫每年建設8GW光伏領跑者基地專案。
未來大型地面電站將不再粗放式的發展，傳統的光伏地面電站指標必然會收縮，但以“領跑者”模式的先進光伏技術產品應用基地形式進行規劃建設，即可以引導電站空間分佈、土地再利用，又可以承擔先進技術孵化的平臺。5.5GW的“領跑者”項目年底完成並網比較確定，同時，每年8GW的新增領跑者基地也是未來規模較大的光伏專案保證。
1.2.1.3. 智慧微網示範專案+分散式能源就近消納試點，園區分散式光伏進入發展快車道
能源局近期發佈《關於公佈首批“互聯網+”智慧能源(能源互聯網)示範項目的通知》，首批示範專案共55個，首批示範專案原則上應於2017年8月底前開工，年底建成。示範專案優先使用國家能源規劃所確定的各省(區、市)火電裝機容量、可再生能源配額、碳交易配額、可再生能源補貼等指標額度。
根據，清華大學能源互聯網創新研究院副院長高峰公開發言，此次申請能源互聯網的項目共有300多個，獲批55個，申請項目投資額大約3000億元，獲批項目的投資額近800億元。根據中國能源研究會常務副理事長、國家能源局原副局長史玉波預測，“十三五”期間，能源互聯網行業發展預計將維持18.5%的增長率。
分散式光伏示範園區應用是《太陽能發展“十三五”規劃》重點鼓勵的一個方向，如圖所示。此次示範項目出臺，多處風光儲微網、光伏+充電車棚等創新模式列入。
分散式光伏發電項目，在園區內應用，就近售電收益可觀，按照國補(0.42元/kwh)+地補(0.3元/kwh，3年)+出售電價(按照園區內工商用戶用電價格9折計算)，度電收入與並網、與地面電站相比，都更可觀。智慧微網示範專案出臺，引導更多分散式光伏模式。
10月31日能源局與發改委聯合印發的《關於開展分散式發電市場化交易試點的通知》，啟動分散式能源就近消納試點，在試點區域選擇上，優先選擇電力需求量大、電網接入條件好、能夠實現就近入網並消納，且可以達到較大總量規模的市縣級區域，或經濟開發區、工業園區、新型城鎮化區域等。
智慧微網示範項目+分散式能源就近消納試點，給工商業屋頂分散式項目帶來一個解決消納和收益的突破口，按照我們前面測算的自發自用度電收益，工商業屋頂分散式收益率遠高於地面電站，有望進入快速增長通道。
1.2.1.4. 戶用分散式進入爆發期
光伏扶貧政策推動下，今年無疑是戶用分散式爆發的元年。2016年國家發改委、國務院扶貧開發領導小組辦公室、能源局、國開行以及中國農業發展銀行聯合印發《關於可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，規劃在2020年之前，重點在16個省的471個縣的約3.5萬個建檔立卡貧困村，保障200萬建檔立卡無勞動力貧困戶每年每戶增收3000元以上。採用村級光伏電站(含戶用)方式，每位元扶貧物件的對應專案規模標準為5千瓦;採取集中式光伏電站方式，每位元扶貧物件的對應專案規模標準為25KW。
7月能源局印發《關於可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》給出2017年-2020年的指標規模，各省地區按照能源局下發的指標，陸續出臺本省光伏安裝指標計畫。可以看到一種現象，多個省市將17年的指標宣佈全部用扶貧專案。目前已經發佈扶貧檔的省市中，河北、山西、吉林、山東、江西、河南、湖北、湖南、雲南、廣東，宣佈將17年能源局下發的指標，全部用於扶貧專案，共計6.2GW，占到17年除8GW領跑者之外指標的43.06%。截止三季度末，國內已經出臺50份國家、地方光伏扶貧政策法規。
截止9月底，浙江戶用光伏已經超過10萬戶。
1.2.2. 成熟市場趨於穩定
以德國為代表的歐盟光伏成熟市場幾年來在與多方的“雙反”大戰中逐步放慢了發展的腳步。僅2012-2016年，德國太陽能光伏新裝機容量從7.5GW降至1.5GW，遠低於政府設定的每年2.5GW的目標。 近日，歐洲委員會公佈了歐盟科研創新資助計畫“地平線2020”。按照年度工作計畫將有22億歐元撥款投入清潔能源四個相關領域的項目：可再生能源、能效建築、電動運輸和儲存方案，其中，2億歐元支持研發生產歐洲下一代電池。該舉措可理解為歐盟為下一階段的可再生能源市場發展做積極準備。
作為世界傳統光伏大國，以太陽能的累計裝機量評判，日本以42.8GW的規模已超越德國成為全球第二大太陽能市場，僅次於中國大陸。但由於並網限制與FIT的調降的影響，可以預期日本光伏市場將進入萎縮調整期。人口稠密、土地資源緊張等諸多因素，綜合導致成本較高的光伏可再生能源在缺失政策支援的情況下在市場需求端回歸理性。
1.2.3. 美國空間依然很大，印度市場正在崛起
美國過去幾年光伏裝機量的大爆發得益於政府、公共事業的需求拉動。儘管進入2017年美國市場進入補貼收縮期，而在下半年“201條款”出臺的背景下勢必導致美國本土光伏價格走高，業界普遍的預期是美國光伏市場會經歷一個兩到三年的供需低潮期。
但是根據測算，從2018年至2020年美國約52GW的新裝機需求仍然存在。除開其中可在風電、光伏兩種解決途徑中搖擺的約7GW裝機量。美國市場在中長期視角看仍有很大的潛在可爭奪空間。
印度基於今年來需求長期走強的趨勢已提出目標2022年光伏裝機量達100GW的計畫。根據印度新能源與再生能能源署統計，該國的光伏累積裝機量在2016年底已正式超過9GW。位於印度目前世界單體最大的光伏電站RewaUltraMegaSolarProject也通過競標並預計在2018年開始運轉。考慮未來一到兩年內美國政策不利於光伏快速發展、日本躉購費率(Feed-in-Tariff)持續下調對日本本土光伏需求的抑制作用，都讓需求強勁成長中的印度有望取代日本成為需求第三大國。
1.2.4. 新興市場小而多
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。
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。
通過國內成熟、高增長及新型市場的剖析，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%。
1.3. 尋找彈性最大、利潤率最高的環節
1.3.1. 光伏產業鏈結構
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。
2.3.2. 利潤在哪些環節沉積
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。
1.4. 矽料——利潤空間與市場空間並存
1.4.1. 多晶矽供給結構
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。
且按照近兩年產能擴張比較大的廠商規劃，2017年隆基股份、中環股份擴張產能超過15GW，國內矽片產能占比還有繼續提升的趨勢。所以，國內多晶矽料對矽料的需求還會繼續提升。
2016年進口13.6萬噸，其中韓國是主要進口地，去年進口7萬噸，占進口總量51.5%;德國進口次之，2016年進口3.5萬噸，占進口總額26.1%，美國進口約2000噸，占比較少。
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)，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。
1.4.2. 核心矽料廠商替代空間大
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。
2016年底國內矽料產能21萬噸，預計2017年底產能將達到31萬噸，2018年底將超過40萬噸，國內勉強可以實現自給自足，但由於部分不足萬噸產能的小廠將面臨淘汰，預計2019年前後，多晶矽依然需要進口。
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。
相比於電子級多晶矽料，光伏級多晶矽料純度較低，國內大部分企業生產的矽料品質已經能夠滿足下游的生產要求。目前國內具有一定規模的多晶矽廠商，生產成本已經低於國外矽料廠商。國內企業生產成本在6萬/噸-8萬/噸，永祥股份2017年上半年生產成本已經降到5.7萬/噸，部分產能不足萬噸的小廠成本在9-10萬/噸的區間。德國瓦克生產成本約9-10萬/噸。
進口多晶矽的定價根據國內矽料價格波動，已經失去成本優勢和定價權。國內廠商紛紛在新疆、四川、內蒙古等電價低的地區擴張產能，矽料成本有望繼續降低。按照目前全球矽料下游矽片產能分佈(80%以上在國內)、矽料成本差，國內廠商具備擴張產能、進口替代的能力。 13.6萬噸的進口替代空間將慢慢釋放。
2.4.3. 矽料廠商量價齊升
上半年國內多晶矽均價為12.66萬/噸，一季度價格上升到14.27萬/噸後出現下滑，5月份受國內搶裝需求和美國201法案調查推動的囤逐漸行動推動，加之三季度部分國內廠商檢修，環保督查影響生產，從5月份多晶矽價格一路上漲，截止最近交易價格位於15萬~15.5萬/噸之間。
2017年上半年全球多晶矽產量21.2萬噸，同比增長14.1%;消費量21.1萬噸，同比增長8.2%，產能利用率明顯提升，全球基本供需平衡。上半年國內多晶矽產量11.8萬噸，淨進口量6.8萬噸，總供應量為18.6萬噸，上半年消費量18.55萬噸，基本供需平衡。
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。
1.5. 矽片——單晶替代趨勢帶來超額利潤
1.5.1. 國內外產能分佈現狀
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。
1.5.2. 單晶替代多晶加速
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。
1.6. 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。
1.6.1. 棄光限電正在緩解，存量電站發電收益率好轉
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。
當下，各省強化當地電網系統，提高地區內可再生能源就近消納能力，推動可再生能源發電區域內就近消納;提高地區調峰能力;探索可再生能源供熱等模式，提高當地電力消納能力。
由於棄光限電客觀障礙，以及發改委出臺的可再生能源最低保障利用小時數，不滿足的地區將不再新增指標。光伏電站投資主體在2016年和今年上半年投資儘量避開西部限電地區，向中東部轉移，這也部分緩解西部地區壓力。
1.6.2. 綠證交易試行，電站補貼拖欠有望緩解
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23,0135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。
綠證是解決國家可再生能源補貼缺口的一項嘗試。以前全國電費中包含1.9分/kwh的可再生能源電價附加費，作為可再生能源補貼基金。近幾年光伏、風電裝機規模激增，補貼資金需求也驟升，截止2016年底，補貼缺口已經突破600億。由於光伏電站補貼年限是20年，所以近幾年雖然標杆電價下調，度電補貼下降，但每年補貼規模是一個短期內繼續擴大的趨勢。
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。（來源:新能源研究員 作者:天風電新楊藻團隊 ）