我们认为，在我国光伏发电度电成本降至居民用电价前，新建电站仍将以地面电站为主。而新建分布式电站也会以工业屋顶为主，因我国工业电价比民用电更高。至2020年后，随着我国西北部地区地面电站的逐渐饱和，以及光伏平价上网的条件达成，分布式光伏将迎来发展高潮阶段，配合储能技术的成熟，东部及南部地区将兴起建分布式电站的热潮。
随着光伏电站累计装机规模的扩大，电站后服务市场也将迎来高速发展阶段。我们认为，智能化运维，再融资服务，质量评级服务，保险服务等市场将依次崛起，先放量的市场为后成立的市场服务。
首先是智能化运维市场。电站质量是一切后续服务的前提，通过智能化运维，运营企业可用软件实时监控设备故障和安全风险等问题，最大化实现电站的发电效益。目前的运维市场已经开始预热，华为与木联能两家企业走在了最前端，通过与多家运营商合作抢占了目前的存量市场。
其次是质量评级服务，通过对光伏电站的选址、运维质量、系统性能、设备质量和安装质量等多个维度的考核对单个光伏电站进行质量分级。有效的评级能够增进保险机构与投资者对电站的了解和信心。目前市场上还未出现有较强公信力的电站评级机构或企业，但依照产业的发展逻辑，未来一定会出现光伏界的标普、穆迪与惠誉。
然后是电站保险服务，通过为企业转嫁因自然风险、意外事故、人为事故导致的物质损失;因太阳辐射量不足导致的发电量减少所造成的电费收入损失。保险服务能够增进投资者的信心，从而切实有效的解决企业融资难、资产证券化过程中商业模型确定性问题。目前安邦财险已介入此领域，推出光伏电站综合运营险。
最后是再融资服务，可为已并网的电站设计各类金融产品，有效连接有理财需求的客户与有资金需求的运营商，从而盘活电站存量。再融资服务离不开运维、评级与保险服务的支持，因此我们预计此块业务将最后成熟。未来，市场上将出现越来越多的类“绿能宝“理财产品。
四、投资机会梳理
4.1、上游：技术为王
多晶硅企业的盈利受多晶硅市场价格的波动影响较为敏感。自去年11月以来，国内多晶硅市场价格跌势不止，从161.5元/Kg降至今年7月底的116.0元/Kg，跌幅近30%，已跌至非一线企业的盈亏平衡线以下。且目前库存仍充足，在短期内预计反弹概率较低，上游企业盈利难言乐观。
4.2、中游：期待革命性突破
我国电池片、组件企业目前处于“薄利多销”的盈利情况，产能相对过剩。并且产业链中游是“双反”重灾区，出口承压较大，更易受“黑天鹅”影响。2012年以来，由于内需的扩张以及日、美市场的崛起，一线组件企业回暖态势明显，毛利率由2012年的0%左右回升至2014年的15%~25%。我们预计未来组件毛利率将维持在10%~20%区间，直到具有突破性的新电池技术出现。我们将密切关注PERC、HIT、IBC以及钙钛矿电池的科研进展及产业应用情况。
图表59：一线组件企业毛利率情况
4.3、下游：唯快不破
在电站运营环节，目前处于“跑马圈地”的扩张阶段，对于运营商来说，抢在电价补贴下调前累积尽可能多的光伏装机是关键。
五、风险因素
(1)贸易争端加剧的风险;欧美国家对我国光伏企业实施的“双反”政策，将严重影响电池片、组件等产品的出口。
(2)产能过剩的风险;我国多晶硅及其余光伏产业链产品产能较为过剩，若遇到内需不振、出口受阻等情况，将波及全产业链企业。
(3)限电率上升的风险;虽然我国西部地区将逐步完善高压电网建设，但短期内仍面临弃光限电的风险。
(4)补贴拖欠的风险;随着我国风电、光伏装机容量的进一步增加，可再生能源补贴将面临缺口，加上复杂的发放手续，运营企业可能面临补贴拖欠的风险。
(5)标杆电价再下调的风险;随着装机成本的下降，为维持电站运营商合理的利润率区间，国家可能再度下调度电补贴，这将影响项目的收益率。 在光伏电站装机火热的大背景下，一些问题也开始显露出来：
1)补贴拖欠问题。按照15年上半年的数据，15家运营商的补贴拖欠额度已超过100亿。主要原因是可再生能源补贴无法应收尽收以及补贴发放程序过于复杂，企业拿到补贴的时间可能超过一年半。
2)电网通道建设落后，限电问题严峻;
3)土地税问题。各地政府对于土地税征收标准差异过大，乱征现象造成严重不公平，将造成开发运营企业的收益率难以保障。
对于以上问题，我们认为政府部门会从以下环节入手解决：
1)对于补贴无法及时发放的问题，我们认为开源和节流是解决之道。在开源上，可再生能源电价附加可能会提高(目前为1.5分/度电)，以解决可再生能源基金相对匮乏的问题，从“以收定支”变为“以支定收”;同时补贴发放程序将会简化，缩短运营商回款周期。在节流上，我们认为标杆电价在”十三五”期间可能会下调，但幅度不会太大，预计在10%~20%之间，以匹配装机成本的下降。
2)统筹大规模光伏基地与电网通道建设的规划，以保障顺利并网;同时加大对可再生能源的优先调度力度，尽快出台可再生能源配额制。
3)从国家层面出台光伏企业土地使用税政策，避免各地征收不均。
3.2、竞争格局
国内光伏电站运营商的竞争处于一超多强的格局，央企中电投独占鳌头，后面国企、民企群雄并起。由于电站运营属于资本密集型行业，进入壁垒比较高，企业不但需要有雄厚的资金实力，还需要有连续的项目开发能力(路条获取等)，因此大型国企的竞争优势比较突出。但民营企业依靠自身灵活多变的机制，强大的执行力，以及通过上市公司融资平台，同样能够在竞争中跻身前列。在2013年装机前十中绝大多数为国企，而在2014年民企开始脱颖而出，如中利科技、特变电工、爱康科技三家上市民企2014年装机规模都超过了400MW，占据了Top10中的三席，Top20中民企已过半数。未来，随着融资渠道的拓宽，我们预计民企在电站运营方面将占据更重要的地位。
3.3、发展趋势
由于日照资源、土地租金等因素，我国大型光伏地面电站主要集中于新疆、甘肃等省区;然而这些地区对于光伏电力的就地消纳能力不足，电力必须经高压输电线路传输至东南部，由于电网传输能力有限，弃光限电现象时常出现。而东部地区用电需求量大，但闲置土地较少，用地成本也较高，不适宜建设地面电站。因此，未来的发展方向应是充分挖掘屋顶资源，大力发展分布式发电。政府、企业、商业楼宇、住户等可以通过第三方投资或自行建设的方式建造分布式电站以获取投资收益。
表格23：2014年我国光伏运营商装机前二十
然而在现实建设过程中，分布式遇到了一系列阻力，包括屋顶落实难、电费回收困难、融资难度大等。我们认为，我国分布式发展落后于欧美的另一重要原因为我国电价水平较低：按照自发自用余电上网的模式，分布式收益为：(自发自用比例×本地电价+分布式光伏发电国家补贴+上网比例×脱硫燃煤收购电价)×全部发电量。理论上居民或企业的用电成本越高，分布式的相对收益越大。因欧美国家的电价水平比我国高，所以用分布式发电的动力更强。
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