光伏产业坚定走平价趋势 2018年从两个维度布局

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。

硅料——利润空间与市场空间并存

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。

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，03800），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。

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。

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。

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。

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。

硅片——单晶替代趋势带来超额利润

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。

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。

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。

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。

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230135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。

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。