防城港光伏发电支架生产家光伏产业发展现状全球装机稳步增长，产业供需格局改善

　　2017-2020年我国光伏建设规模指标合计86.5GW，有力保障“十三五”期间超预期增长。我们预测2017-2020年每年新增规模35-40GW40GW以上，且逐年递增，行业装机中枢提升。海外市场，印度、泰国等新兴市场崛起，接力美、日等光伏传统大国，成为新生增长驱动力。整体看来，短周期内全球光伏市场将实现5%-10%的稳步增长，未来平价上网后成长性将爆发。

　　另一方面，我国已跻身光伏大国，产业链各环节占比达到50%以上。面向全球市场的国内光伏制造商，将受益于全球规模高增长。同时，产能集聚叠加产业协同，产业链强强联合，马太效应显著，具成本优势的龙头企业将为国际光伏产业巨头，从龙头走向寡头。

　　《关于可再生源发展“十三五”规划实施的指导意见》，下发17-20年合计86.5GW光伏建设指标(不含分布式)。其中，普通电站指标54.5GW，领跑技术基地指标32GW。远超16年《太阳能“十三五”规划》中105GW(包含分布式)目标值。

　　指标托底顾虑消除，年装机规模40GW以上。与以往逐年发布本年度建设规模指标不同，能源局本次发布17-20年合计4年规模指标，托底17-20年分别22.4GW、21.9GW、21.1GW、21.1GW，打消市场对指标减少及行业装机下滑的顾虑，有力保障“十三五”期间光伏超预期增长。

　　我们预测2017-2020年每年新增装机规模35GW以上，且逐年递增。若考虑增补指标，则2017-2020年每年新增装机规模超40GW。光伏装机中枢从之前的25-30GW提升至35-40GW。

　　分布式超预期发展，引领装机逐年创新高。从项目构成看，建设规模总指标包含普通电站项目、集中式扶贫电站，年均21-22GW左右。实际新增规模基于此，影响因素有三：不设限项目、不设限地区以及增补指标。

　　我们认为，不设限地区装机规模可参考其对能源局申报的“十三五”装机规模，预计北京、天津、、重庆、西藏、福建、海南等地区合计年均装机规模为1GW左右。同时参考历史经验，增补指标年均贡献5GW左右装机量。**关键的影响变量为以分布式为主的不设限项目装机量。

　　2017年上半年分布式装机规模超预期，新增7GW，同比增长近3倍，预计全年12GW左右。未来分布式补贴或将小幅下调，但随着政策环境的改善及成本下行，将驱动分布式加速内生性增长，保守估计18-20年逐年增长20%。17-20年间，年装机规模12GW以上，带动光伏行业装机规模中枢整体上行。

　　我国光伏市场近年迎来大踏步发展，2016年光伏累计装机规模77.42GW。从地域分布来看，目前我国存量市场仍主要分布在以新疆、甘肃、内蒙古为主的西北地区。

　　由于西部电站与负荷中心区位错配，且西部地区电力消纳与外送能力严重不足，光伏电站弃光率高企。2016年西北五省弃光率达到20%，其中以新疆地区**为严重。弃光问题直接决定了电站运营商盈利和资本开支能力，进而影响整个光伏市场的发展速度。

　　目前光伏增量市场构成发生变化，这一趋势将持续改善全国弃光限电情况，利用小时数低谷爬坡，将全面提振下游运营商的投资热情。从弃光限电角度，可将光伏市场按区域划分为西部地区项目和以中东部为主的非西部地区项目。

　　2016年能源局针对性调整增量市场结构，控制西北电站的建设规模。规定在弃光超过5%的地区，不再增加2016年光伏电站建设规模。2017年4月国家能源局发布了《2016年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，首次公布光伏**低保障收购性政策落实情况。指出保障收购政策不达标地，不再新增2017年电站建设规模。

　　从上表可以看出，以新疆、甘肃、宁夏和青海为主的西北地区光伏电站建设将严重受限。《关于可再生源发展“十三五”规划实施的指导意见》中，也明确对西北弃光严重地区控制其光伏建设规模，其中，甘肃、宁夏、新疆三地区2020年前不再安排建设指标。

　　同时，为了解决限电问题，增加西部电力外送能力，多个特高压线条特高压线路集中建成投产。我们认为，随着输送通道的打开，西部光伏电站的限电情况将得到显著改善，利用小时数低谷爬坡。

　　非西部地区的光伏可分为地面电站和分布式。由于在中东部不限电地区，地面电站发电能够就近消纳，分布式亦不存在限电影响，项目收益率持续且稳定，确定性高，运营商纷纷转向中东部地区，区位转移趋势显著。

　　新电价政策下，分布式也更具经济性优势，开发商积极性得以调动。同时，国内分布式光伏行业经过近年的发展，融资渠道逐渐打开，目前以合同能源管理为主的商业模式也逐渐成熟，为分布式光伏发展提供良好基础。

　　因此，分布式光伏在多重优势下迎来快速发展，成为“十三五”期间行业的核心增长点。按照上述预测装机规模，17-20年我国分布式年均复合增速将高达60%。

　　根据Bloomberg预测，2017年全球光伏新增装机规模达到87GW。其中，中国为**大光伏市场，装机规模占全球比例45%，美、印、日三大市场次之，四国占全球市场70%以上。

　　受政策和需求变化的影响，2017-2020年全球市场会出现分化，太阳能支架以美国、日本等传统光伏国家市场将有所放缓，中国市场平稳高位增长，以印度、越南、印尼等新兴市场正在快速成长，同时，仍有新加坡等多国市场待开发。中长期来看，平价上网后内生性需求将接力政策性支持的市场，光伏建设热情不减。

　　其中，印度规划2020年累计装机量超100GW，17年预计新增装机量超11GW，有望超越日本，成为第三大光伏市场。

　　但印度本土有效产能仅1.33GW，产能严重不足，进口依赖度高。2016年印度组件88%依赖进口，因产品质优价低，其中84%由中国供给。

　　经历光伏高速发展的几年，在产业政策引导和市场需求双重驱动下，国内光伏“两头在外”的情况反转，全产业链实现了国产化，且具国际竞争力，已成为光伏产品输出大国。优质产能面向全球市场，随着新兴市场的兴起和企业海外布局的加速，我们认为，国内光伏制造商将受益于全球光伏市场的繁荣。

　　对比光伏产业链各环节生产规模全球排名变化，16年大陆光伏企业已占据光伏全产业链竞争优势。2016年前十大全球供货商中榜首均为大陆企业，商数也较2010年呈现大幅提升，多晶硅有6家(2010年仅4家)，硅片有9家(2010年仅6家)，电池有7家(2010年仅3家)，组件有8家(2010年仅4家)。

　　光伏从“两头在外”不断走向“独立自主”，尤其是多晶硅作为资产密集、技术密集的高技术壁垒产业，长年依赖进口。在国内下游需求的拉动下，亦实现了技术的突破和产能的扩张。2016年我国多晶硅产量首次接近50%。至此，我国在全产业链上占据地位，光伏也成为了具有国际竞争力的优势产业。

　　光伏输出大国，出口地区结构性调整。近年，欧美地区对我国“双反”的贸易摩擦一直延续。2011年美国立案，2012年公布中国企业反倾销税率为18%-250%，反补贴税率为15%-16%。2014年底，税率提升至27%-165%和28%-50%。同期，欧洲13年对我国光伏组件与电池征收47.7%-64.9%不等的双反税率，“双反”期限也被一延再延。尽管如此，2016年美国光伏进口份额中的21%来自中国。相应地，国内产业出口结构也有所调整。2016年我国光伏出口额达到140亿美元，其中美国占比仅有10%，加上欧洲市场，出口“双反”地区的占比仅有20% 左右。因此，欧洲“双反”延期及美国201条款，对我国光伏产品的影响相对有限。

　　而在以印度为主日益增长的新兴市场中，我国已体现出显著的竞争优势，出口占比逐年提升。印度市场需求缺口较大，不仅有效覆盖欧美市场下滑的不利影响，且能推进中国光伏产品海外的渗透力度，为光伏制造商带来业绩的增长。

　　2007年全球光伏市场爆发式增长，国内光伏企业抓住契机，以中游的电池片、组件环节为主要切入口，分享市场爆发红利。国内企业在中游的电池片到组件环节优势明显，但产业链上游的硅料生产环节因技术壁垒较高，11年以前国内产能占比长期低于15%。因资金及技术壁垒较高，国内外产品品质及价格差距较大，只能严重依赖进口。

　　降本增利，加速扩产进口替代。凭借多年产业的积淀与发展，国产多晶硅已实现技术突破，同时国内企业成本管控能力优异，2016年部分龙头企业生产成本低于6万元/吨，而国外可比企业仍在8万元/吨的水平。在低成本的基础上，优势企业进一步扩大产能，内供量提升，加速进口替代。根据目前国内企业的扩产计划，2017-2018年全国多晶硅料产能将分别达到29万吨和35万吨。

　　我们认为，产业链中下游产能主要集中于大陆地区，基于成本优势，国产多晶硅产能扩张，进口替代效应显著，为优质龙头企业带来高业绩弹性。

　　2016年国内硅片产能达到82GW，产量63GW，全球占比高达79.6%，接近垄断全球市场。且由于美国硅片产能规模较小，2014年美国二次光伏双反终审时，将硅片排除在双反之列。国内硅片商受益，我国硅片出口持续大幅上升，保持高景气度。

　　我们认为，在硅片环节，本土企业具有完竞争力，市场将逐步趋于集中，形成垄断格局。其中，顺应行业高性能趋势的单晶龙头企业，将在全球光伏高效化的浪潮下，进一步提高市场份额。

　　2015年大陆电池片产能49GW，全球占比66%。因技术成熟和税率低，台湾地区商在电池上具优势，15年产能12.5GW，相当于大陆26%的产能规模。

　　从供应链角度看，台在硅片和电池上相对成熟，但多晶硅和组件生产疲弱，没有完的产业链，下游订单有40%-50%来自大陆。相较之下，大陆本土商具区位优势;台运营规模小，随着大陆电池片产能持续扩张，台在规模效应和技术进步上将处于劣势。

　　由于台湾在欧美地区，享有更低的出口税，2016年台湾产能15GW，出口量约为8GW。但我国一线电池商非硅成本仅为台的70%左右，未来产能扩张、成本下降和“双反”逐步结束，大陆企业将挤出落后产能，加速蚕食台湾电池市场份额。

　　另一方面，纵观全球光伏装机大国，因本土产能有限，均存在需求缺口。根据IHS测算，非双反国家电池进口需求约为59GW，占全球市场需求的65%。而大陆电池产能约55GW，有望实现对非双反地区需求的匹配和覆盖。

　　由于“双反”持续延期，产品出口遭遇困境，在海外投资建成为我国光伏产业“走出去”的新趋势。截至2015年底，我国光伏企业海外已投产电池达到3.2GW，已投产组件达到3.78GW，在建及计划建设的电池产能达到3.3GW，组件达到6.6GW，代工和并购的数量相对较少。我国光伏企业海外在建及计划建设的光伏产能远高于已投产的产能，保障了未来我国光伏企业在海外市场的快速增长。

　　从地域分布来看，我国光伏企业海外建多位于南亚等发展中国家和地区，主要原因是这些地区的人力和土地成本比较低，同时新兴光伏市场的增长潜力大，南亚和东南亚是我国光伏企业“走出去”的重要目的地。在新兴市场国家投资设成为我国光伏企业应对欧美发达国家市场“双反”的重要策略，并带动我国以组件为主的产能得到有效输出和消化。

　　我们认为，全球光伏将在中国市场超预期和印度等新兴国家崛起的带动下，新增装机规模处于高位。面向全球需求的国内制造商受益于高景气，产品出货增加，持续渗透海外市场。立足于优势，制造商扩张产能，运营商加大开发力度，全球产业链向大陆市场集中，产业协同和强强联合的趋势下，光伏各环节产业的巨头必将在我国龙头企业中出现。

　　当前阶段，光伏产业已经从依赖规模效应驱动的成本下降，转为提质增效的降本路线，提升转化效率是实现平价上网的必由之路。

　　政策护航，“十三五”期间光伏平稳增长，有助于行业健康发展。产业集聚和扩大，也更益于形成良性竞争，进一步加速实现平价上网。我们认为，光伏行业再次爆发式高速增长的机会在于实现平价上网，市场需求的内生驱动。若需实现与火电电价比肩，降本提效是“十三五”期间产业明晰的发展走向。

　　参考16年全国光伏利用小时数，以1200小时计算，目前光伏度电成本达到0.6-0.65元/kWh，部分地区已经实现用户侧平价上网。我们认为，以现在的技术和系统成本下降趋势，2020年将全面实现用户侧平价。

　　若实现并网侧平价，脱硫脱硝电价均值约为0.35-0.4元/kWh(新增机组主要分布于高电价省份)，考虑未来火电电价小幅变动，则在目前0.6元度电成本的基础上降低35%左右。

　　整体看来，系统成本要在4元/W以下，光伏电站才随着利用小时数的提升，逐步具盈利能力。2017年光伏系统成本已降至6-6.5元/W，在其他条件不变情况下，成本再降低30%-35%，即可实现并网侧平价。

　　从成本下降空间来看，目前BOS成本占系统成本的40%以上。未来，逆变器价格仍呈下降趋势，但因低价格基数，降幅有限。其他包括支架、电气设、线缆等产品价格相对刚性，本身不具大幅下降的要素。

　　同时，随着光伏开发地区的转移，中东部土地成本较高、优质屋顶资源稀缺，预计未来成本将进一步上行。

　　而光伏组件不仅可以通过提高工艺水平降低成本，更重要的是可以通过提高电池转换效率摊薄材料费，实现成本的大幅下降。2016年行业平均水平下，电站成本为7.3元/W，其中，光伏组件约为3.3元/W，占比几近50%，是未来实现降本提效的关键环节。根据《光伏产业路线规划图》，行业普遍认为，至2020年光伏组件价格仍有43%的下降空间，是系统成本降低的**主要贡献力。

　　进一步拆分，光伏组件生产流程又可简化为“多晶硅-硅片-电池-组件”的过程，各环节均有值得期待的成本下降途径。主要方式如下图所示：

　　整体看来，太阳能支架成本下降路径可分为两类：一是，工艺优化带来的生产成本下降，如多晶流化床法，金刚线切割，连续投连等技术;二是，效率提升摊薄单位造价带来的成本下降，如单晶硅片，PERC电池技术等。

　　由于工艺改进空间相对有限，其革新往往是跨越式的，不具连续性。而效率的提升已呈现一条清晰的路径，实验室电池转换效率持续提升，**高效率已达26.3%，规模化量产进程不断加快。因此，高效产品的应用推动系统成本持续降低，将是实现并网侧平价的必由之路。

　　当前阶段，单晶硅与多晶硅在光电转换效率和成本上各有优势。从性能上看，相比多晶硅，单晶硅片内部无晶界、有效面积高，因而光电转换效率高。

　　产业初期，由于单晶生产成本高，市场需求爆发产能供不应求，各大商为占领市场份额，选择多晶路线。然优质土地资源余量锐减、补贴退坡、领跑者政策要求逐年提高，倒逼下游粗放式经营向精耕细作转型。依据能源局下达的光伏建设指标，2017-2020年领跑和分布式项目规模占新增规模50%以上，将有效提振高效化产品需求，有利于单晶替代趋势加速。太阳能支架

　　经多年技术沉淀，单晶无论在产能还是在成本上都取得了巨大进步。由于单晶效率增益显著，金刚线工艺和规模化推动成本下行，单晶的经济效益逐渐显现。面对日趋明晰的高效化路线，制造商纷纷布局单晶，根据商已披露的扩产信息，十余家家单晶企业合计产能在2017年将达到38GW，同比16年18.5GW产能，扩大一倍以上。

　　光伏行业是新能源发电的一个子行业，是半导体技术和清洁能源发电需求相结合而形成的行业。光伏行业产业链主要分为两大类，一类是薄膜，一类是晶硅。其中晶硅产业链又分为单晶和多晶两种不同的技术路线。目前在光伏发电领域，晶硅类的产品已经达到产业化非常成熟的程度，并且已经成为我国为数不多可参与国际竞争并取得优势的产业。

　　根据REN21的统计数据，2016年全球光伏装机共75GW，同比增长51%。其中中国新增装机34.5GW，同比增长126%，全球占比46%，是全球新增容量增长的**主要来源，也是全球累计装机排名的国家。美国新增装机14.8GW，日本新增装机8.6GW,印度新增装机4.1GW。韩国、菲律宾、智利等新兴市场装机容量增长迅速，进入前十位。新增装机前十的国家全球占比92%。可以看出中国在光伏领域已经在全球处于的地位，印度、东南亚等新兴市场国家也会随之崛起，预计未来全球光伏新增市场将进一步向新兴市场转移。

　　作为光伏产业链**上游的多晶硅制造，目前这个环节的技术要求比较高，具有一定的技术壁垒和垄断性。

　　据硅业分会的数据显示，2016年，受益于国内外光伏市场需求持续增长，特别是中国市场抢装高峰，全球多晶硅市场供需两旺。截止2016年底全球多晶硅有效产能为45.7万吨/年，同比增长10.7%。中国多晶硅产能21万吨/年，同比增长11.7%，占全球总产能的45.7%。同期，全球多晶硅产量达到38.6万吨，同比增长10.3%。其中中国产

　　量为19.5万吨，同比增长15.4%，占全球总产量的50.5%。需求方面，2016年全球多晶硅需求量40.2万吨，太阳能级多晶硅需求量为37.2万吨，同比增长24%，其中中国太阳能级多晶硅需求量达到33.4万吨，同比增长28.4%，全球占比89.8%。

　　据中国光伏业协会的数据显示，2017年上半年我国多晶硅产量约为11.5万吨，同比增长21.1%，行业产能利用率在90%以上，生产成本降至9美元/Kg以下，毛利率在20%以上。由于国内近年来光伏装机容量的扩大，导致国内需求旺盛，多晶硅的供给几乎一半靠进口。根据海关**新数据统计，2016年全年累计进口多晶硅达到141022吨，同比大幅增加20.6%。月均进口量在11752吨。全年十个单月进口量超过万吨，其中12月份多晶硅进口量创历史**高纪录，达到14449吨，环比增加6.4%，同比增长38.3%。从进口多晶硅的中国企业来看，2016年共有200多家企业进口多晶硅，其中排名前十的企业共进口7.3万吨，占比53.4%。$隆基股份(SH601012)$ 以1.7万吨排名，占比12.6%，其中84.1%进口自韩国。天合光能排名第二，进口量1.2万吨，占比8.9%，其中从韩国进口76.7%，从德国进口21.7%。

　　改良西门子法：即在西门子法的基础上增加了尾气回收和四氯化硅氢化工艺，实现了生产过程的闭路循环，既可以避免剧毒副产品直接排放污染环境，又实现了原料的循环利用、大大降低了生产成本(针对单次转化率低)。

　　硅烷法：利用高纯度硅烷在反应器中热分解为高纯度硅。硅烷法可以分为两类，较早出现的是硅烷西门子法(Silane Siemens)，即用硅烷(SiH4)而非TCS作为CVD还原炉的原料，通过硅烷的热分解和气相沉积来生产高纯度多晶硅棒料，REC旗下的REC Silicon采用过此方法生产电子级多晶硅;后来出现了另一类方法——硅烷

　　流化床法(Silane FBR)，以STC、H2、冶金硅和HCl为原料在流化床(FBR)高温(500℃以上，不算很高)高压(20bar以上)下氢化生成TCS，TCS通过一系列歧化反应后制得硅烷气，将硅烷气通入加有小颗粒硅粉的流化床(FBR)反应炉内进行连续热分解反应，生成粒状多晶硅。

　　从两种工艺的对比来看，硅烷流化床法在原理上具有很大的成本削减潜力。首先，硅烷流化床法化学反应转化率高，物料利用充分，有利于减少循环次数、削减生产成本。其次，硅烷流化床法是一个连续的生产过程，而改良西门子法是一个非连续的生产过程，连续生产能够降低能耗。此外，硅烷流化床法生产的颗粒硅可加大铸锭环节的填料量。由于颗粒硅较改良西门子法生产的多晶硅块更加致密，其可增加约30%的坩埚填料量，故可降低铸锭环节的现金成本。

　　但是，硅烷流化床法在实践中较改良西门子法尚无成本优势。目前，硅烷流化床法存在安全隐患大、技术不成熟、控制难度高、产出的颗粒硅过于致密反而容易挤碎坩埚等缺点，导致其实际现金成本较改良西门子法不具有优势。2016年四季度，挪威REC集团利用硅烷流化床法生产多晶硅的现金成本为11.20美金/千克，而中能、新特能源、大全新能源采用改良西门子法生产多晶硅的完全成本分别仅为11.88美金/千克、11.15美金/千克、11.40美金/千克。即使与同样受人工成本制约的德国瓦克(采用改良西门子法的现金成本为10.48美金/千克)相比，其现金成本仍处于较高水平。因此，在现有的技术水平下，硅烷流化床法的成本优势无法得以体现，这也是其在业界市场份额很低的重要原因。

　　目前在国内，改良西门子法生产工艺相对成熟，现在采用此方法生产的多晶硅约占据我国总产量的97.5%，未来仍将是主流生产工艺。流化床法生产工艺也不断受到重视，预计未来随着陕西天宏和中能等流化床法生产线的量产，颗粒硅的产量占比将会逐步提升。而在国际上，改良西门子法也是主流方法，占大约75%的市场份额。根据ITRPV的预计，由于成本控制的潜力因素，未来流化床法将逐步取代改良西门子法的份额，在2025年旗鼓相当，共同成为主流的制方法。

　　从长远来看，多晶硅制造商的竞争焦点在于技术，利用先进技术不断降低成本是解决国内企业抢占进口份额的解决之道。目前，海外企业在一些细分领域具技术优势，但是在成本方面与国内企业相比没有竞争力。目前国内的多晶硅企业在成本上已经有所突破，通威股份控股的四川永祥目前多晶硅的全成本可以达到6.2万元/吨，而德国瓦克的全成本在11万元/吨，OCI的全成本在9万元/吨。中国企业在土地、人力资源方面具有天然优势，未来随着技术的不断进步，进口替代有望进一步加速。国内的多晶硅商的国际竞争力和市场份额都会有所提升。

　　硅片制造是晶硅制造的下一个环节，也属于整个产业链的上游层面。与晶硅制造环节不同，该环节为资本密集型，技术含量不高，产品工艺与投入设相关，可分为单晶硅片和多晶硅片。

　　根据中国光伏业协会的数据显示，2016年全球硅片产量69GW,我国硅片产量超过63GW，同比增长31.2%,占比91.3%。2017年上半年，我国硅片产量在36GW以上，同比增长20%以上，行业产能利用率在80%以上，生产成本降至6美分/瓦以下。

　　我国硅片市场主要是依赖出口，2016年，我国硅片出口至26个国家和地区，硅片出口额为27.1亿美元，占光伏产品总出口额的19.3%，同比增加29.2%。硅片出口量约34.7亿片，合15.9GW，约占中国硅片产量的24.6%。其中单晶硅片出口额为8.1亿美元，出口量为9.7亿片;多晶硅片出口额为19.0亿美元，出口量为25.0亿片，单晶硅片和多晶硅片出口额比例约1：2.5。2007年1-5月份，我国硅片出口量16.9亿片，同比增加21.6%，出口额10.87亿美元，同比减少10.4%。出口地主要为中国台湾、韩国和马来西亚等东南亚地区。其中，台湾地区占比28%居于首位，由于该地区的电池片产能较大，而本地的硅片供给又有限，需求缺口大。马来西亚占比24.2%排名第二，由于中国商在马的组件产能释放加速，导致了较高的硅片需求。

　　从出口的中国企业来看，2016年我国出口硅片的企业有70多家，排名前十的硅片出口额占比74.1%。其中，协鑫以4.43亿美元排名，占比16.3%，出口量5.8亿片，多晶为主。天津环欧出口额3.47亿美元，排名第二，单晶为主。隆基股份出口额3.34亿美元，排名第三，单晶为主。硅片的种类看，市场目前分为单晶和多晶两种，随着光伏市场的不断发展，单晶的市场份额将会逐步增大，根据光伏业协会的预测数据，目前单晶硅片的市场占比将由现在的24.5%扩大到2025年的48%，其中N型单晶提高到30%，P型单晶提高到18%。而多晶硅的市场份额将由现在的75.5%下降到2025年的48%。

　　硅片环节涉及的技术工艺主要有两类，一类是单晶的拉棒技术和多晶的铸锭技术，一类是切片技术。薄硅片有利于降低硅耗和电池成本，但也会降低电池的机械强度。硅片厚度与产品类型及使用需求息息相关。目前，行业单晶硅片平均厚度在160-190μm 左右，多晶硅片厚度在185-192μm 之间，未来的三年内, 硅片厚度变化不会太大。

　　单晶硅拉棒技术目前有三种方法：直熔法，区熔法和外延法。后两种方法也可以得到高质量的硅单晶，但是造价较高。由于直拉法的成本更低且已足够达到光伏电池的纯度需求，所以市场一般用直拉法拉制单晶硅。

　　多晶铸锭技术目前有两种方法，其一：浇铸法，简单地说也就是先在一个坩埚内将硅料熔化，然后浇铸在另一个经过预热的坩埚内进行冷却，通过控制冷却速率采用定向凝固技术铸造多晶硅锭。其二：直熔法，也就是直接熔化法即在坩埚内直接将多晶硅熔化，然后通过坩埚底部的热交换，使熔体冷却采用定向凝固技术铸造多晶硅。目前市场一般使用的是直熔法，虽然在本质上两种方法没有区别，但后一种方法造出的多晶硅质量好，有利于生长取向性较好的多晶硅锭，生长过程易自动化，可以使晶体内部位错降低。由于直熔法自身的一些缺陷，无法铸出较长的多晶硅锭，要想提高产量只能增大其截面积，而大截面的硅片也很受市场欢迎。与直拉单晶硅不同，铸造

　　多晶硅不需要籽晶，晶体生长过程一般自坩埚底部开始降温，当熔体温度低于熔点时，坩埚底部首先凝固，利用定向凝固技术得到多晶硅。直拉单晶硅造出的硅锭一般是圆柱形状的，在做电池板时为了利用有限空间一般采用方形或多边形，这就势必在加工时候要造成很多废料。

　　在切片技术方面，目前有砂浆切割和金刚线切割两种，金刚线切割技术相对于传统砂浆切割，具有切割速度快、单片损耗低、切割液更环保等优点。目前，在单晶硅领域已经得到广泛应用，预计到2018年在单晶硅领域全面取代砂浆切片技术。金刚线切割在多晶领域的应用需要解决铸锭过程中形成的碳化硅硬质点和电池工艺的制绒技术问题。目前，多晶硅切片技术仍以传统砂浆切割为主，随着配套工艺的成熟推广，预计到2020年切割设大规模更新换代，将使金刚线切割成为多晶硅切片主流工艺。

　　光伏产业链的中游包括光伏电池片和光伏电池组件。将硅片加工为电池片，是实现光电转换**为核心的步骤。此环节是资本和技术双密集型行业，要求企业及时跟进**新的电池制造技术以提升电池效率。

　　根据中国光伏业协会的数据显示，2016年全球硅片产量69GW,我国硅片产量超过49GW，同比增长19.5%,占比71%。2017年上半年，我国硅片产量在32GW左右，同比增长28%，行业产能利用率在80%以上，单多晶高效电池效率分别提升至21%和19%，行业毛利率在10%以上。

　　当前，在“领跑者计划”和产业转型升级的推动下，各种晶体硅电池生产技术呈现百花齐放发展态势，规模化生产的普通结构铝背场单晶和多晶硅电池的平均转换效率分别达到19.8% 和18.5% 的水平，使用PERC 电池技术的单晶和多晶硅电池则进一步使效率提升至20.5% 和19%，未来仍有较大的技术进步空间。而N型晶硅电池技术则开始进入小规模量产，技术进展也较为迅速，包括使用PERT技术的N型晶硅电池、HIT等异质结电池和IBC 等背接触电池将会是未来发展的主要方向之一。

　　从各技术的市场占比来看，BSF电池目前仍占据大部分市场份额,2016 年占比为87.8% 左右，随着新技术的发展其占比将逐年减少;PERC 电池是当前产能**大的高效电池，2016 年市场份额占比将达到10% 左右，2018年预计将达到20%甚至更多，未来随着各家产能建设完成及逐渐释放，PERC电池市场占比将逐年增加，2025年有望达到46%。而双面N型单晶电池、背接触(IBC) 电池、异质结(HIT) 电池等新兴高效电池也将逐步提高其市场份额。

　　光伏逆变器是光伏发电系统中不可缺少的重要组成部分，可以分为并网逆变器，离网逆变器，微网储能逆变器三大类，其中并网逆变器按照功率和用途可分为微型逆变器、组串式逆变器、集中式逆变器、集散式逆变器四大类。

　　GTM Research发布的**新报告显示，全球光伏逆变器市场逐渐集中，今年上半年前十大制造商的出货量占比80%。事实上，排名前五的商就超过了全球一半的逆变器出货量。其中，中国企业华为自2015年起保持其地位，今年上半年占据全球17%的市场份额。然而，就营收而言，传统头SMA再次。2016年，SMA将生产重心转移至中国，并将目标瞄准中国华为和$阳光电源(SZ300274)$ 两大企业。中国逆变器市场的局面有望从“双雄争霸”向“三足鼎立”转变。

　　目前，我国已经成为全球的光伏电站大国，至2016年底，我国光伏发电新增装机容量3454万千瓦，累计装机容量7742万千瓦，新增和累计装机容量均为全球。其中，光伏电站累计装机容量6710万千瓦，分布式累计装机容量1032万千瓦。全年发电量662亿千瓦时，占我国全年总发电量的1%。2017年上半年，全国新增光伏发电装机容量2440万千瓦，同比增长9%，其中：光伏电站1729万千瓦，同比减少16%;分布式光伏711万千瓦，同比增长2.9倍。6月份新增光伏发电装机容量达1315万千瓦，同比增长16%，其中：光伏电站1007万千瓦，同比减少8%;分布式光伏308万千瓦，同比增长8倍。

　　截至6月底，全国光伏发电装机容量达到10182万千瓦，其中光伏电站8439万千瓦，分布式光伏1743万千瓦。上半年，全国光伏发电量518亿千瓦时，同比增加75%。根据中电联的**新数据，今年1-7月份我国光伏装机达到近35GW，再结合上半年的全国新增2440万千瓦来看，7月国内装机为10.5GW，再次超预期。

　　从新增装机分布来看，由西北地区向中东部地区转移的趋势更加明显。今年上半年华东地区新增装机为825万千瓦，同比增加1.5倍，占全国的34%，其中浙江、和安徽三省新增装机均超过200万千瓦。华中地区新增装机423万千瓦，同比增加37%，占全国的17.3%。西北地区新增装机为416万千瓦，同比下降50%。

　　从成本来看，根据光伏协会的预测，光伏发电系统投资主要由组件、逆变器、支架、电缆等主要设成本，以及土建、安装工程、项目设计、工程验收和前期相关费用等部分构成。虽然电缆、建安等投资下降空间不大，但组件、逆变器等设成本仍有一定下降空间，而接网、土地、项目前期开发费用等不同项目差别较大，这里取典型值计算。2017年的投资成本可以达到6.9元/W，到2020年可下降至5.7元/W。如若能有效降低土地、电网接入以及项目前期开发费用等非技术成本，至2020年电站系统投资可有望下降至5元/W以下。考虑到未来部分电站为了提高发电小时数，可能会引入容配比设计、跟踪系统、智能化运维等，投资成本可能会提升，但发电成本总体会呈现下降趋势。

　　光伏产业链上到多晶硅料的拉晶铸锭，下到光伏电站的建设和运营，每一环节都是必不可少的，而其中各环节的盈利性存在着差异，我们统计了现有的涉及光伏制造及电站运营的上市的**新披露的毛利率数据发现，在所有的环节中，电站运营的电费收入毛利率是**丰厚的，平均行业毛利率达到了57.54%。并且我们也发现企业在扩张的过程中，也更偏好向下游延伸。

　　根据2017全球光伏20强排行榜的数据，中国光伏电站投资企业前20强共并网装机15.6GW，其中国电投、协鑫新能源和中利腾辉位居三甲，均超过1000MW，分别装机并网2268.4MW、1876MW和1150MW。

　　根据2017全球光伏20强排行榜的数据，中国光伏电站EPC总包企业前20强共并网装机10.6GW，其中特变电工和中利腾辉位居一、二位，均超过1000MW，分别装机并网1500MW和1150MW。

　　在光伏产业发展的成长期，政府政策的扶持是必不可少的，是光伏产业成长的一大催化剂。目前，我国基本形成了发展可再生能源的法律和政策体系，我国政府高度重视能源安全和可持续发展问题，高度重视可再生能源的发展问题。首先，为了促进光伏行业的健康发展，政府制定了很多相关政策进行扶持与引导。这些政策主要可分为四种，一是上网标杆电价等相关的政策来保障产业的发展，二是出台相关的补贴优惠政策给予扶持，三是把光伏行业与民生问题结合起来，大力发展光伏扶贫项目，四是实行领跑者基地建设，推动优质企业的行业标杆作用。

　　光伏市场存在着两种技术路径——单晶和多晶，单晶的转换效率要优于多晶，但是在价格上也贵于多晶，这就造成了这两种技术路线的性价比之争。提升光电转换效率和降低制造过程中的非硅成本是共同的目标，也是竞争的焦点。目前多晶的市场占比高于单晶，但是有下降的趋势。我们一直看好单晶的技术路线，认为单晶在性能和

　　制造工艺上具有明显的优势，单晶技术路线会越来越受到市场的认可，市场占比将逐步提升，**终替代多晶技术引领市场。

　　目前，单多晶电池成本已基本持平，而单晶在组件和电站端对于配套材料的节省，以及单晶在长期稳定性、长期衰减率和每瓦发电量方面的优势，使得单晶硅电站具有更高的投资回报率。在单晶价格快速下降并逼近多晶价格的当前，单晶仍然具比多晶更大的降价空间，从而加速了光伏发电去补贴实现平价上网的步伐，反映出单晶的

　　优势，为光伏行业健康发展及提升在能源份额中的占比奠定了基础。近年来，多晶巨头保利协鑫和单晶龙头隆基股份等企业都在单晶技术路线上加速扩张与投资，这也证明了先进的光伏企业对高效单晶技术路线的认可。

　　我们认为虽然光伏装机增速放缓，但是只局限于地面式电站，分布式电站在十三五期间的增速依然值得期待。从政策上来看，从今年分布式电站补贴维持0.42元/千瓦时不降的政策可以看出国家对于分布式光伏有明显的政策倾斜，对于分布式政府是没有规划上线的。不仅如此，地方政府为了鼓励当地的分布式发展，还指定了各项地补政策，这就给分布式的项目投资增加了极大的吸引力，促使光伏企业加大对于分布式的投入和建设。从需求上来看，我国中东部地区是消纳需求旺盛的地区，用电需求巨大，并且在居民聚集的地方屋顶众多，各种工业园区，商业园区的屋顶都有待开发建设。因此我们预计未来国内分布式光伏的市场空间巨大，将迎来高速发展期。

　　光伏平价上网分为发电侧的平价上网和用电侧的平价上网，目前光伏标杆上网电价在 0.65-0.85 元/千瓦时，工商业电价在1元/千瓦时左右，大工业电价在 0.6-0.9元/千瓦时，目前的光伏上网电价在工商业和大工业上已经实现了平价上网，而居民和农业售电电价由于享受国家的交叉补贴，价格较低在0.5元/千瓦时左右，还没有实现平价上网。那么我们的终极目标是实现发电侧的平价上网，也就是说光伏可以在发电侧与火电相竞争，市场普遍预测2025年光伏将实现发电测的平价上网。

　　我们认为，从目前的技术进步速度和成本下降的速度来看，平价上网有望提前实现。光伏标杆电价逐年下调是大势所趋，而火电的价格却不断上涨，两者在未来必定相交，光伏的黄金时代真正来临。我们以二类地区为例，预计光伏上网电价2018年-2022年分别下调0.1元，0.09元，0.08元，0.07元和0.06元。目前二类地区的脱硫煤平价标

　　杆电价平均为0.3391元/千瓦时，我们假设每年上涨5%，通过测算，将在2021年左右实现平价上网的目标。
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