根据中国国家能源发展“十三五”规划，中国到2020年非化石能源占一次能源消费总量将超过15%。国家发改委、能源局发布的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》提出，到2030年，非化石能源发电占总发电量的50%，到2050年要占总电量的70%-80%，比起当前水平仍有很大提升空间。2017年，中国光伏新增装机达到近50吉瓦的历史新高，但是前三季度光伏占总发电量比例仅有1.8%。根据中信电新测算，2030年中国光伏装机量可能达到2600吉瓦，发展潜力巨大。中国光伏制造企业当前在技术和成本上已占据压倒性优势，在发展形势明朗的预期下，各大龙头企业纷纷宣布增产或扩产。
结构性产能过剩反推行业良性发展
2017年是光伏全产业链大量扩产的一年。据公开数据，在多晶硅料方面，通威在乐山、包头新建10万吨的产能，保利协鑫在新疆有4-6万吨扩产计划，新希望在新疆有10万吨的扩产计划；在硅片、电池端，以隆基、中环、通威、荣德、京运通、东方日升为代表的单多晶企业也纷纷宣布大规模扩产。有观点认为，2018年将是全产业链产能严重过剩的一年。我们认为，适度的产能过剩有利于市场化竞争，最终存活的是具有品质和成本双重优势的企业。
1、实际产量数据远低于规划产能
各大龙头企业官宣的扩产量并不一定会最终落地，其宣传更多是为了赢得资本市场的青睐，理性的光伏企业会依据市场行情掌握节奏，尤其是单晶硅片和电池端，受高纯多晶硅原料产能不足制约，其产量远没有宣布的产能庞大。综合各大主流厂商公布的扩产数据，预计2017年底，国内单晶硅片产能为35-40吉瓦，而据中信电新测算，其产量仅为25吉瓦左右。
2、保持充分的供给增长 要提防结构性产能过剩
光伏产业存在于充分竞争的市场化机制，优胜劣汰伴随全产业发展周期。从多晶硅发展史分析，2007年前后，多晶硅价格被炒到500美元/公斤以上，随后全国有几百家企业宣布上马多晶硅，当时确实也上马了五十多家，但是寒冬过后，存活下来的仅有7家，这七家万吨以上的多晶硅企业掌握改良西门子法封闭循环技术，在节能降耗、降本提质中发展壮大，成为全球多晶硅市场供应主力。光伏产业有很大的发展潜力，在需求连年高速增长的情况下，供应的增长一定要高于需求的增长，适当的过剩让低端产能退出市场，充分竞争有利于行业进步。
3、高纯度、高效率、高性价比产品稀缺，2018年优质产品仍供不应求
高品质、差异化、低成本是任何产品维持市场竞争力的砝码。在多晶硅料端，以龙头保利协鑫为例，根据公告其徐州基地电子级多晶硅已经量产，新疆多晶硅将完全满足CCz连续直拉单晶和N型单晶用料需求。我们预测，在2018年下半年扩建多晶硅产能部分释放后，能满足CCz连续直拉单晶的硅料和仅能满足铸锭需求的硅料，价格差距会拉开至1万元/吨以上，高品质硅料仍会供不应求。此外，保利协鑫在硅片端全面改造传统砂浆切割，产能翻倍提升的金刚线切改造年底将全部完成，金刚线配套黑硅技术大幅度提升晶硅产品效率降低成本，产能迅速释放以应对当前及2018上半年饱满的订单。相对隆基和中环的单一路线，坚持双线发展的保利协鑫在多晶主导推动全产业链降本增效的同时，在发展单晶产品方面，选择与以高技术高品质著称的中环股份交叉参股，实现单多晶技术并举。
4、落后产能逐步推出市场，马太效应将显现
多晶硅方面，综合电耗高于80-100度/公斤的产能将退出市场；在长晶端，600公斤以下的老旧铸锭炉、不能满足连续直拉需求的单晶炉将被淘汰；在切片端，落后的砂线切割产能在2018年年中就会完全退出市场，没有能力改造或者来不及改造的单多晶企业很难生存，即使金刚线切割改造完成，但是品质不稳定、工艺不成熟的硅片企业也将面临很大市场压力；在电池组件端，自动化程度低的产线将无法提供高效而低成本的光伏产品。
中国光伏市场自2013年后呈逐步爆发趋势，每年最终新增装机规模均超年初预期。根据中国光伏行业协会统计数据，2016年初预测国内光伏新增装机18吉瓦，而实际新增装机34.5吉瓦；2017年初预测国内光伏新增装机20-30吉瓦，而1-9月新增装机已经达到42吉瓦。
1、光伏全产业链成本的快速下降是市场装机屡超预期的主因
据中国光伏行业协会统计，2007-2017年的8年间，光伏组件的市场价格36元/瓦下降到现在3元/瓦以下，下降了92%；并网光伏系统价格从60元/瓦降到7-8元/瓦，下降了87%；逆变器价格从4元/瓦下降到了0.3元/瓦，下降了92%。近两年光伏组件价格仍保持了30%以上的下降幅度。集邦新能源数据显示，组件价格从2016年初的4元/瓦以上下降到当前的3元/瓦以下区间，多晶组件在2017年初就降到了2.8元/瓦。到2020年，光伏发电价格再下降30%进而实现用电侧平价是有可能的。光伏产业链价格的下降速度远超预期，大幅降低了补贴压力，激发了全球各大市场尤其是发展中国家运用光伏发电的动力，这是光伏装机量每年超预期的最主要原因。
2、技术红利释放，未来产业链成本仍将持续下降
在硅料端，多晶硅产能扩张速度小于下游扩产速度，供不应求价格攀高的市场现状不可持续。根据各多晶硅企业公开资料，2018年西部新建产能将逐步释放，大全新能源、新特能源、保利协鑫这些龙头企业都有累计超过10万吨的优质产能扩张计划。如保利协鑫转移新疆的基地已经开工建设，明年下半年陆续建成投产，其成本做到全球最低。产能转移后徐州基地剩余产能为自备电厂低电价全部覆盖，成本低于所有非西部低电价地区产能，再加上其低电耗硅烷流化床法颗粒硅即将量产，多晶硅价格预计会在2018年底有大幅下降。另外，在长晶端，多晶铸锭在不购置新设备的情况下，G7铸锭炉改G8将提升30%的产能，并通过热场改造优化晶体结构进一步提升效率；直拉单晶方面，CCz连续直拉单晶技术和铸锭单晶技术将得到进一步发展和应用。在切片端，金刚线切割在多晶领域的普及降低30%的综合成本，金刚线线径、价格还有进一步下降趋势，金刚线切割+黑硅+PERC把多晶效率提升至20.5%。在电池组件端，HJT、IBC、MWT、半片技术、叠瓦技术等新技术的应用将提升组件功率。全产业链各环节降本增效技术红利充分释放，将带来终端产品价格的持续下降。据中信电新分析，2019年底光伏度电成本有望达到0.4元/度。
3、分布式光伏、光伏扶贫、“领跑者”项目是拉动产业发展的三驾马车
据中国光伏行业协会数据，1-9月国内地面/分布式电站分别新增27吉瓦/15吉瓦，同比增长20%/300%，分布式装机增长迅猛。2017年11月，国家发改委、能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，明确分布式发电就近利用清洁能源资源，实现市场化交易。分布式没有指标瓶颈，“隔墙售电”突破限制，电网代收电费不用再担心违约问题。而且，市场已经衍生出了多种分布式“光伏+”模式，屋顶光伏、农光一体、渔光一体等，据中信电新测算，以上总计潜在装机量约7200吉瓦，业内认为，分布式的爆发2017年仅是起点。光伏扶贫方面，截至2017年9月，已有13个省将指标全部纳入光伏扶贫，根据公布数据测算总量将达10吉瓦。光伏扶贫有不拖欠补贴、保证消纳等优势，在重要国策支持下，光伏扶贫政策作为精准扶贫的重要组成部分将持续开展。“领跑者”政策在“十三五”期间规划了4年32吉瓦的指标，虽相对总量不大，但对光伏产业的带动示范作用明显。在普通集中式地面电站指标逐步紧缩的态势下，分布式、光伏扶贫、“领跑者”项目等将成为市场替代主力。
4、补贴将逐步退坡，龙头企业引领平价上网
随着光伏产品价格持续下降，补贴需逐年递减已经成为行业共识。我们认为，新能源产业在襁褓期需要国家扶持，如果不能持续降低度电成本，产业将会失去生命力。光伏实现发电侧平价后将摆脱补贴，各个环节充分竞争，没有品质和成本优势的制造企业将会出局，最终生存下来的是制造端龙头企业和具有创新商业模式的小微配套服务企业。
1、欧洲光伏市场逐步萎缩
受经济不景气影响，欧盟各主要成员国大幅削减补贴，以价格承诺机制约束的贸易保护制约光伏发展。集邦新能源数据显示，欧盟光伏新增装机容量从2012年的16.5吉瓦，2013年的10吉瓦，2014年、2015年的7吉瓦，下降到2016年约6.7吉瓦，逐年下降。虽然2017年9月欧盟调整最低进口限价（MIP），从10月开始MIP逐步降低，但是价格仍然高出市场价30%以上。中国大部分主要光伏企业已经退出价格承诺协议，主要以第三地产能出口欧洲。欧洲市场规模小，加上中国企业有规避措施，其贸易政策对中国光伏出口几无影响。
2、美国“201”条款对行业整体影响有限
美国政府9月22日作出了损害裁定，对所有进口到美国的光伏产品发起“201”调查，时近年末，我们判断”201”最后的判决肯定对包括中国光伏在内的非美国产品不利。但是美国市场明年上半年的需求已经在今年下半年突击进口美国境内，明年下半年以后的需求取决于美国各洲光伏发电市场的走向。在中国光伏五年来强有力的打压之下，美国本土的太阳能电池、组件企业已存活不多，已破产的Suniva和Solarworld，还剩SolarCity、SunPower、Firstsolar等往电站应用投资端转移，已经不具备光伏产品制造竞争力。短期来说其他国家产能无法满足美国需求，那么收重税意味着光伏组件的采购只能提高价格，对于美国光伏产业发展是严重打击。我们认为，“201”调查对于中国光伏产业的影响和上一次“双反”已经不可同日而语。根据中信电新预测，美国明年装机量减半为6吉瓦，明年全球装机总量在110吉瓦，下滑约5%，美国市场动荡对总体需求影响有限。
3、印度光伏制造产业链薄弱仍需中国光伏原料产品
根据中国光伏行业协会数据，印度已经取代日本成为全球第三大市场及我国最大的光伏产品出口国，2017年1-8月出口额占比28.3%，2017年度光伏装机预计会达到9-10吉瓦。受严重的雾霾影响，印度宣布了庞大的清洁能源推进计划，但是印度光伏制造产业链不完整，短期内仍严重依赖中国进口。2017年7月，印度商工部发布公告，对自中国大陆、台湾地区以及马来西亚进口的光伏电池及组件发起反倾销调查。印度市场的发展离不开高性价比且产能充足的中国光伏产品，尤其是占据全球产能9成的硅片产品，所以硅片不在反倾销调查的目录里。不过阿特斯、协鑫、晶澳等多家光伏龙头宣布和印度企业合作推动光伏产品制造在印度落地。
4、新兴市场爆发出口增量超出传统市场下滑
根据中国光伏行业协会公布数据，2017年1-8月硅片出口量同比增加23.4%，集中在中国台湾、马来西亚、泰国、越南、韩国，这5个国家出口额占比超90%；电池片出口量同比增加39.1%，市场主要在巴西、印度、韩国等国家；组件出口量同比增加33.6%，出口欧美日成熟市场趋于稳定，东南亚、中东、南美等新兴市场逐步扩大。可以看到，中国全产业链光伏产品出口主力已经变为新兴市场，欧美贸易壁垒已经影响不大。
据集邦新能源行研分析，2017年三季度末以来已经看到单晶硅片、电池、组件全产业链出现需求急剧下滑，价格下调仍未见市场回暖；而多晶系列全线开足产能，以合理价格和高性价比满足了旺盛的市场需求，电池端也纷纷转向多晶产线。
1、单多晶产品技术特点分析
一直以来单晶转换效率优于多晶，但成本控制存在难题，市占率维持在20%以下。近两年由于金刚线切割的推广和中国“领跑者”计划的助攻，单晶市占率有上升趋势。多晶转换效率不如单晶，但是效率差距不大，而且多晶效率提升越来越接近单晶，关键是成本低性价比高。单晶与多晶的差异在硅片端，硅片端差异在长晶端，就是多晶铸锭和单晶拉晶棒工艺在单位产能与电耗的巨大差异。根据公开资料，单晶目前每根四米连续拉晶5根的最先进单晶炉月产能约3吨/月，拉晶电耗约24度/公斤；多晶铸锭G7炉的产能约为9吨/月，铸锭电耗约7度/公斤。在切片端，单晶企业于2016年率先完成金刚线切割替代砂浆切割大幅降本，弥补了在长晶端的成本劣势。多晶企业也在三年时间的努力后，于2017年下半年开始导入金刚线切割，降低成本0.5-0.8元/片，单多晶在切片环节回到同一起跑线。但金刚线切多晶硅片面临表面处理问题，目前已经成熟量产的黑硅技术不但成功解决绒面反射，而且提升0.3%-0.6%的转换效率，效率提升的增益超过黑硅制绒端的投入。据测算，湿法黑硅技术成本上升约0.02元/瓦左右，有0.05元/瓦的增益，性价比提升明显。
2、多晶前沿技术产业化迅速 与单晶性价比标准差为硅片0.4元/片，组件0.06元/瓦
观察光伏制造技术发展可以看出，金刚线切割、PERC、半片等技术均首先在单晶应用，在单晶试验普及完成之后转向多晶，占据市场8成份额的多晶是光伏技术产业化的主力军。以金刚线切割为例，岱勒新材介绍，以往单晶全部使用金刚线切割也没有多大的需求量，今年体量更大的多晶金刚线推广速度远超预期，对金刚线的需求是巨量放大，金刚线供不应求。随着多晶铸锭晶体硬质点的减少，金刚线强度的增加，单多晶切割将共同迈向细线化：2017年单晶主流线径65μm，多晶70μm；2018年单晶60μm，多晶65μm，到2020年，单多晶均可以用50μm的金刚线。一直以来单多晶效率差维持在1.5%，但近一年来多晶进步更快，金刚线+黑硅+PERC将多晶电池量产效率提升至20.5%，与单晶PERC电池量产效率差缩小至0.7%-0.8%。据测算，单多晶效率差缩小后，组件端的性价比差距已经从前些年的0.1元/瓦降到0.06元/瓦，就可以覆盖光伏发电系统BOS成本差异，传导到硅片端，其性价比标准差由以前的0.6元/片降为0.4元/片，也就是单晶硅片价格只能比多晶硅片高0.4元/片的价格，才能保持单晶组件与多晶组件在光伏发电端具备相同的度电投资成本。
3、多晶上下游合作紧密结成命运共同体 将率先进入平价上网
光伏各个产业链环节坚持专业化，坚持科技引领，技术驱动。我们认为，单晶企业上下游之间、相同环节的单晶同行之间更多处于单纯竞争关系，通过竞争抢占市场，产业链之间协同不够，同行之间合作欠缺。而各大多晶企业作为市场主力，全产业链各环节的龙头企业已经结成命运共同体，通过一系列合纵连横，在技术协作推广、装备和产业配套、市场开发等方面共同推动新技术应用，如共同推动金刚线切割，共享黑硅技术，上游降本让利给下游等，组件价格始终维持在合理价位，产能充足，满足“领跑者”项目等市场需求。我们预测，多晶产品将率先成为2019年之后光伏发电进入用电侧平价上网的主流产品。
