光伏行业报告 :2017年中报总结-- 分化、龙头崛起，平价与技术进步是未来

2017H1行业需求超预期，单中国市场实现超过24GW的装机量。但大多数企业却处于增量不增利的状态，主要原因是下游产能扩张迅速，同时技术积累导致产品效率和成本差异逐步拉大，导致企业盈利开始出现分化。以隆基股份、通威股份为代表的优秀企业，通过技术的积累和成本的管控，实现了产品或者成本的差异化，护城河逐步清晰，带来了超额盈利。随着平价上网的临近，光伏行业的需求将逐步稳定，龙头企业积累的竞争优势将享受明显的超额收益

摘要

1.抢装潮与成本下降推动需求超预期，未来是分布式、扶贫和领跑者：2017年1-7月新增光伏装机36GW，同比增长明显，全年预计不会低于40-45GW。主要原因是中国补贴630之后下调幅度较大，项目抢装影响明显，同时成本下降导致分布式增长。此外美国市场受到201法案调研的影响，突击进口，欧洲、日本稳定的同时，印度等新兴市场增长明显。整体来看，全球需求2017年有望超过85GW。展望未来，中国需求将会是以分布式、扶贫和领跑者为主，普通地面电站将逐步减少。

2. 增量不增利，行业分化明显，产业链利润向上游集中：2017H1需求超预期，但是企业收入及毛利整体略有下降，主要是2016/2017年产能扩张明显，尤其在组件、电池片等下游环节，所以行业出现了增量不增利的情况。而多晶硅料以及单晶硅片环节，由于产能扩张较慢，竞争格局大大优于下游组件、电池等环节，所以整体毛利率维持高位。

3.贸易争端又起，美国市场韧性可能超预期，全球需求整体平稳：美国由于201法案调查，可能会造成短暂的需求回落，但由于美国市场并非是低价市场，所以即使关税实施以后，美国市场韧性可能超市场预期。考虑到光伏成本越来越低，行业需求有望平稳增长。

4.政策转变加速平价上网，技术进步仍然是核心：现在越来越多的国家开始实施标杆电价与招标电价的政策，光伏行业的成本下降速度有可能超市场预期;而方法路径则是依靠技术进步，推动效率提升与成本下降，这过程中代表技术进步的企业将超期收益。

投资建议： 强烈推荐隆基股份、通威股份、晶盛机电，关注中来股份，福斯特。

风险提示：装机增量速度低于预期，贸易战争激烈程度超预期。

一、回顾：增量不增利，分化明显

1.1需求推动超预期

在政策引领和市场需求驱动下，光伏装机远超预期：2017年1-7月新增光伏装机36GW，比去年同期增加13.66GW，远超全年35GW的预期，全年预计不会低于40-45GW，装机规模远超预期，企业增速明显。这主要原因是中国补贴630之后下调幅度较大，项目抢装影响明显，同时成本下降导致分布式增长明显。

美国市场由于201法案的调查，导致不少项目提前备货，从而出现了三季度，淡季不淡的情况，预计单三季度美国市场组件需求达到7-10GW。欧洲、日本市场整体稳定，而以印度为代表的新兴市场增长明显。全球今年装机量有望超过85GW。

上游壁垒高，产能扩张慢，价格坚挺。多晶硅料价格坚挺，相比过去一年最低价12.65美元/kg，到现在的16.20美元/kg，多晶硅的价格上涨了28%。同时，随着冷氢化、西门子法等技术进步，金刚线切割的全面应用，硅片成本快速下降，导致上游整体毛利率比较高。多晶硅毛利率从2016H2的24.5%提升至2017H1的29.7%，环比增长5.2个百分点。硅片毛利率则从2016H2的22.1%提升至2017H1的24.4%，环比增长2.3个百分点。上游毛利率较稳定，保持在20%以上的高位。

1.2 增量不增利，分化明显

受益于发电小时数明显改善，运营板块稳定增长：企业电站毛利持续走高，从16年上半年的61.6%增长到17年上半年的63.7%，同比增长2.5个百分点，环比增长4.7个百分点。电站运营毛利率明显优于其他版块，未来随着领跑者计划与超跑计划的推行，度电成本将不断下降，盈利空间不断加大。

全国弃光率下降。上半年全国光伏发电量518亿千瓦时，全国弃光电量37亿千瓦时，弃光同比下降4.5个百分点，弃光主要发生在新疆和甘肃，其中，新疆弃光率26%，同比下降6个百分点;甘肃省弃光电量9.7亿千瓦时，弃光率22%，同比下降10个百分点。弃光率的下降，也导致电站盈利能力良好。

硅料板块，扩产不及预期：2017年上半年，国内多晶硅产量11.8万吨，可满足约24GW的硅片生产，同期硅片产量超过34GW，进口硅料7万吨，硅料短缺造成硅料价格上涨。同时，东方希望扩产进度略有延后，导致供给略有不足。硅料价格从4月份的 100-105元/公斤上涨至150元/公斤，已经上涨接近50%。在这种情况下，硅料企业毛利一路走高，从23.5%上升至29.2%，企业盈利能力良好。

硅料未来价格稳定。多晶硅产能的扩张将逐步实现进口替代，预计四季度多晶硅料的供给会明显改善但是仍有缺口，硅料价格仍有上涨空间。未来几年内随着硅料的产能得到实现，成本进一步得到控制，价格出现下降空间。

硅片板块，单多晶分化明显：单晶盈利能力极强。单晶硅片价格较多晶硅片价格平稳，单晶环节可以通过提高拉速、连续投料等技术提高单位产出降低单位成本。同时，随着金刚线切片的量产，单位产出上升空间提升，切割效率提高0.3个百分点，非硅成本逐步降低。多晶则由于金刚线切片需在电池片环节解决制绒问题，目前尚未完全应用。上半年总体来看，单晶盈利能力极强。

电池片板块，竞争格局分散，高效电池或成本控制将决定未来行业龙头。电池片环节的特点是投资额大，周期略长，去年竞争格局分散， 截至16年底，全球电池片产量69GW，国内产量49GW，占比为71%，目前国内企业技术差异不大，容易同时受到上游和下游的利润挤压，属于产业链中投资最为薄弱的环节。上半年受电池片产能影响，部分组件企业由于外购电池片成本较高而压缩了企业盈利空间。

随着PERC技术路线的成熟，高效电池产能的低成本扩张将决定公司成为下一轮龙头企业。单晶的PERC技术目前尚未得到提升，转换效率为20.5%-20.8%，多晶PERC技术技术目前比较稳定，传统转换效率在18.6%-19.2%，而多晶黑硅+PERC指标较好，目前效率可达到20.3%，且可用于量产。短期内，由于领跑者计划等政策，单晶硅电池片将显著受益，生产单晶设备的企业(例如晶盛机电将显著受益于订单的增长)。如果企业能够在解决单晶的光衰的同时，提升单晶+PERC转化效率，最后控制成本，则叠加金刚线切割技术带来的成本优势，可使得单晶成为未来行业龙头。(例如隆基正在努力解决的单晶光衰问题)

组件板块，扩张迅速，价格下跌，毛利率同比下降1.8个百分点：组件门槛低，2017上半年，硅料价格上涨，组件价格下跌32%，组件毛利从17.7%，降低到了15.9%。上半年，全产业链的企业受益于累计成本控制，在行业组件毛利率走低的情况下保持较高毛利率，例如隆基，毛利率从16H1的24.3%增长到17H1的35.0%。单环节企业的毛利率一方面由于组件价格的纷纷走低，另一方面由于上游价格的上涨，毛利率纷纷走低。除了协鑫保持平稳趋势，从16H1的12.4%到17H1的12.9%，说明了企业在组件的成本控制良好。随着分布式的发展，未来组件行业将出现类似格力这样的企业，拥有自己品牌的企业。

高效组件将推动光伏的平价上网，目前双玻技术、叠加技术以及增加主珊等技术将进一步提高组件效率，短期来看，组件毛利将进一步被压缩，组件企业将面临新一轮洗牌，长期来看未来高效组件才能生存，未来组件毛利仍然有待提升。未来多主珊等叠加组件将实现量产，届时对组件的高效提出更高的要求，组件高效将不断推动BOS成本的下降，平价上网时代正全面到来。

逆变器较为稳定：逆变器经过2015年激烈的竞争与淘汰，目前竞争趋缓，整体略有回升，毛利整体保持在32-35%之间的水平。

受益于“领跑者计划”，单晶替代多晶，金刚线切割企业，毛利增长速度较快。金刚线切割企业毛利从2015H2的37.6%，上升至2016H2的45.4%。虽然17年上半年同比略降5.1个百分点，金刚线切割毛利保持在40%以上的高位。

装备领域有所下降，毛利从49.5%下降至36.4%，同比下降13个百分点。主要由于采购量增加，价格略有下降的同时，钢铁价格上升导致成本上升。

EVA价格战持续，整体毛利率较低，龙头企业尚能维持较高的毛利率和净利率。福斯特、东方日升以及海优新材净利率都同比下滑超过5个百分点。

二、展望：贸易战争又起，需求整体平稳

2.1 美国201不会导致需求骤降

中、美国贸易争端：

2017年4月27日，宣布破产的美国太阳能公司Suniva提请美国国际贸易委员会，申请运用“201条款”，对非美国制造的所有太阳能光伏产品实施贸易救济。

2017年5月17日，应光伏企业Suniva申请，USITC对全球光伏电池及组件启动“201调查”。

Suniva的要求：suniva公司在提请USTIC的文件中提出了三个要求

(1)光伏组件最低价为78美分每瓦

(2)光伏电池每瓦收取40美分的关税

(3)筹集到的资金用于支持国内制造业的发展

美国光伏市场需求市场柔韧性可能超预期。17年第一季度安装量为2044MWdc，比去年同时期稍有下降，但考虑到16年情况特殊，17年宏观来看保持上升趋势。美国市场从来不是一个低价市场，一直价格很高，但是需求也在不断往上走。即使按照现在的系统价格加上40美分，成本回到14-15年，一年装机量也能达到6-7GW。居民不受影响，而居民部门在不断上升，大概一年可以安装2-4GW。不过居民部门的成本的下降速度有变缓趋势，而装机量则继续快速上升，且大于成本下降的速度。同时也注意到，居民的装机占比则一直较小，虽然在波动中略有上升态势。所以即使执行，美国市场依旧能够按照10GW左右的需求。

201不会导致美国需求快速下降。由于美国市场库存一直偏低，今年由于201，导致库存上升。预计库存可以应对美国市场2017Q4和2018Q1的项目需求，最多延续到2018Q2;之后库存应该基本回到2017Q1和2017Q2的情况。如果美国市场执行201(按照40美分的关税执行)，南部项目盈利能力强，基本可以通过降成本消化部分，而北部项目需要6-12个月重新协商PPA，才能开工，所以估计会造成这部分项目延后。如果美国市场不执行201，则会由于库存较高，导致2017Q4和2018Q1需求偏弱，但要考虑美国市场习惯可能会发生改变，即以前库存偏低(1个月)，向库存3个月转变，这样，需求可能会在Q1末就会恢复。

2.2整体需求将平稳

全球新增装机量平稳。受益于分布式的爆发，领跑者项目与扶贫项目等相关政策，未来几年中国需求平稳。随着SolarWorld企业的破产，欧洲二、三季度迎来回暖。而以印度、中东、非洲为代表的海外新兴市场需求强劲，正成为全球光伏市场新引擎。未来三年整体逐步增长，预计2017-2019年全球装机量将达到85/92/100GW。

17年日本新增容量市场预测为5.8GW。日本经济产业省计划在2017年10月导入太阳能竞标制度，希望通过竞价制度来推动降价，同时取消25-30GW的核准装机量;另一方面，上网电价大幅下调，因此日本2017年装机量将有所下滑，但总体需求稳定。

印度目前的光伏项目主要集中在地面电站，未来分布式光伏市场有待大力发展。印度政府计划到2022年实现100GW的装机目标，包括40GW太阳能屋顶发电和60GW大中型太阳能并网项目。在此背景下，印度政府在国家层面和州省层面颁布了包括可行性缺口资金机制、屋顶分布式电站30%投资补贴、加速折旧和本土生产保护等多项重要政策及激励措施。到2016年底，印度累计光伏装机为9.8GW，6年内平均每年装机有可能超过15GW。17年印度新增容量市场预测为8.6GW。

随着SolarWorld企业的破产，欧洲二、三季度迎来回暖。英国市场受RO政策停止影响，装机量将大幅下降，德国、法国政策波动不大，装机量稳中有增。17年德国、法国新增容量市场预测分别为1.7GW、1.2GW。土耳其、荷兰等后来居上的国家太阳能需求增加，总体来说欧洲将会有小幅增长。

三、希望：平价上网

3.1 政策方式转变，加速平价进程

FiT制度容易给光伏装机带来较大波动：以德国为例，2008年开始德国光伏系统成本大幅下降，此时FiT下调速度却滞后于系统成本，因此从2008年开始到2012年德国新增光伏装机规模大幅增加;而2012-2014年FiT还在快速下降时，系统成本降低空间非常小，装机规模大幅下降。

竞价上网制度推动平价上网：竞价上网制度为政府通过招标的方式，确定最低中标价为项目的上网电价，且该电价保持若干年不变。德国2014年进行大型地面光伏电站项目的招标试点，2015年开始对100kw以上的项目实施招标制，目前对规模在750kW-10MW之间的光伏项目实施竞价上网制度，从下表可以看出德国竞价上网中标价比FiT的上限低接近60%，目前该上网电价已经在德国煤电上网电价区间内。

各国政策逐渐成熟，竞价上网制度成为主流：目前全球已经有超过20个国家对光伏上网电价的确定实施竞价制度，光伏装机大国已经开始或即将实施竞价政策。德国在2015年开始对实施招标制，我国2016年推出的领跑者计划项目实施招标制、未来该制度也将是趋势，日本也将在今年10月对2MW以上的大型光伏项目实时招标制，主流国家的上网电价招标制将是趋势，进而推动技术进步与成本的进一步降低。

竞价上网制度下部分小国已经实现平价上网：印度光伏招标上网电价已经降至0.04美元/kWh以下;秘鲁、墨西哥的招标上网电价已经低至0.05美元/kWh以下，智利、迪拜等地光伏电站项目最低中标上网电价已低至0.03美元/度以下，并低于化石能源水平，实现平价。

3.2 技术进步依旧是投资与行业的主旋律

目前已经知道的技术可以实现平价上网，即系统投资成本降至3.5-4元/瓦。产业链的各个环节都有其特定的丰富的技术路线，技术可以叠加。随着冷氢化、西门子法的应用，多晶硅目标成本降低至7美金/kg;金刚线切割、长晶技术等又可以使硅片目标成本降低至60美分/片;PERC、多主珊技术可以大幅提高电池片转换效率。例如目前黑硅+PRRC技术得到普遍推广并实现量产，量产电池片转换效率已提升至20.3%，多晶五珊线PERC电池转换效率也高于普通电池，达到19.8%，随着效率的提升，电池成本单位成本将降低至1元/W。双玻组件、叠加技术则分别为组件功率提升1-3个百分点，组件单位成本降至2元/W。届时系统投资成本降低至3.5-4元/W。

3.3行业空间将随着平价上网逐渐打开

全球新能源发电占比有较大提升空间：从全球的发电结构来看，目前全球可再生能源发电(包括水电)仅占比23.5%，而非水可再生能源发电占比仅有6.3%，风电和光伏合计发电占比为5.9%。与全球部分可再生能源发展理念较为先进的国家相比，全球可再生能源发电尤其是非水可再生能源的发电比例还有较大的提升空间。

可再生能源将是大势所趋：随着全球气候的变暖以及能源形势的严峻，全球越来越多的国家倡导可再生能源的发展和使用，大部分国家都为可再生能源发电占比进行中长期的规划，部分国家已经提前完成2020年的规划(意大利、丹麦等)，不少国家计划到2050年的可再生能源发电(包含水电)占比要达到50%以上。

水力发电占比呈下降趋势，非水可再生能源发电将是未来的趋势：从全球主要国家的水电发展来看，除少数国家水电占比有小幅上升以外(中国、希腊、日本、英国)，大部分国家的水电发电占比都呈下降趋势，由此判断水电占比未来不会上升，因此其未来可再生能源发电目标(含水电)比现在的净增加值基本都是非水可再生能源发电，非水可再生能源的建设和发展将是未来的趋势。