光伏系列报告：补贴好于预期，竞价制度加速平价进程

随着光伏的成本下降，未来补贴的退出是必然趋势。此次补贴下调中，地面电站下调0.1元/kWh，分布式下调0.05元/kWh，扶贫项目补贴保持不变。在不考虑成本的下降的情况下，分布式IRR将下降2.5%-5%，地面电站IRR下降4%-9%(考虑不同发电小时数)，扶贫项目IRR维持高位。同时以PERC为代表的一系列新技术的出现将会推动行业的成本持续下降，未来3-5年光伏将实现平价上网，需求空间无需担忧。

摘要

1.补贴下调幅度低于预期，行业整体回报率维持高位：经测算，补贴下调使得分布式IRR下降2.5%-5%，地面电站IRR下降4%-9%，系统成本仅需分别下降0.25-0.50元/瓦和0.75-1.00元/瓦即可弥补此下降幅度，行业整体回报仍维持高位。

2.预计18装机需求持续增长：收益率明年整体维持高位，在考虑政策可能会产生两次抢装等影响下，预计18年国内装机大概率超17年。同时18年全球将有13个国家年光伏装机量超过1GW，较17年有大幅提高，海外装机量将会有明显增长，明年全年需求将会维持靓丽水平。

3.竞价政策推动行业加速平价：竞价机制的实行，加快补贴退出速度，促进行业快速向平价发展。在竞价制度的驱使下，德国、日本、印度Fit相继下调甚至退出，同时秘鲁、墨西哥、智利、迪拜等小国已基本实现平价。中国以领跑者计划为先发，以价格竞争为主线，加速行业平价。

4.以PERC为代表的技术进步推动成本持续下降：光伏行业的核心是技术进步推动成本下降，最终实现平价上网。PERC技术仅在增设两台设备的情况下，提高效率1%以上的提升，2018年PERC技术将成为标配。未来，高效电池片将成为主流，黑硅、MWT、HIT、IBC的技术的运用将持续推动成本下降。

5.投资建议：强烈推荐制造龙头通威股份，隆基股份，晶盛机电，分布式标的：林洋能源，正泰电器，阳光电源，太阳能。

风险提示：电网对新政策的执行力度不够，2017年装机透支程度较大

1.补贴降幅较低，行业平稳增长可期

1.1补贴下调低于预期，行业整体回报率维持高位

补贴下调政策落地：2017年12月22日，发改委下发《国家发展改革委关于2018年

光伏发电项目价格政策的通知》，主要内容如下：

一、2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元(含税)。

二、2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.37元(含税)。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。

三、村级光伏扶贫电站(0.5兆瓦及以下)标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准保持不变。

1.2 IRR收益率整体维持高位

1.2.1.分布式电价超越地面电站，“自发自用”将成为主流

分布式电价将全面超越地面电站，成为主要盈利增长点： 2018年，分布式电价开始超越地面电站，除西北和华北地区外，在其他地区分布式余量上网电价已经均超过0.74元/W;而扶贫项目中，除西北地区外，其余所有地区分布式电价均超过过0.75元/W，局部地区甚至超过0.85元/W。分布式将成为未来2-3年的主要盈利增长点。

将成为分布式主力：在分布式内部，2018年余量上网的电价平均比全额上网电价高0.05元/W，“自发自用、余量上网”的模式将成为分布式主流。

1.2.2.补贴下调不及预期，IRR下降幅度较小

分布式：尽管补贴下降，但分布式IRR下降幅度较小：

(1)居民用分布式：据测算，当分布式补贴下降0.05元/kwh时，在不同系统成本和发点小时数的情况下，分布式电站IRR普遍下降2.6至4.3个百分点。

(2)工商业分布式：据测算，当分布式补贴下降0.05元/kwh时，在不同系统成本和发点小时数的情况下，分布式电站IRR普遍下降2.9至4.3个百分点。

地面电站：标杆价下调，IRR下降幅度大于分布式下降幅度。

根据测算，当各区域标杆价下降0.1元/kwh，在不同系统成本和发电小时数的情况下，地面电站IRR普遍下降5.2至7.7个百分点。

1.2.3.系统成本下降成趋势

集中式系统成本需下降0.7元/W：根据测算，在不同发电小时数下，系统成本大约降低0.7元/W，便可以抵消补贴下降带来的IRR下降的负面影响。

分布式系统成本仅需下降0.25元/W：根据测算，在不同发电小时数的情况下，分布式系统成本仅需下降0.25元/W，就可以抵消补贴下降带来的IRR下降的负面影响。

地面电站总投资预期为5.1-5.3元/W以下，分布式为5.75元/W以下：据测算，地面电站如果要达到补贴前收益率水平(14%)，总投资需要下降0.7-0.9元/W，总投资预期为5.1-5.3元/W以下;分布式若要达到补贴前收益率水平，总投资需要下降0.25-0.3元/W，总投资预期为5.75元/W以下。

2.光伏装机需求稳步上升，2018或将迎来行业爆发

2.1 2017国内装机远超预期，明年需求稳步增长

2017年光伏装机远超预期，中国新增装机领跑全球：得益于630补贴退坡引发的抢装、扶贫项目与分布式的发展，2017年国内装机快速增长。仅1-7月新增光伏装机达到36GW，比去年同期增加13.66GW。前九个月，国内新增装机量达到43GW，装机规模远超预期。无论是总量还是增量，中国都领跑全球市场。

17年分布式光伏快速发展：我国分布式光伏累计装机从2011年仅有的0.5GW增长到2016年10.32GW。2016年我国光伏累计装机容量为77.42GW，分布式累计装机占比13%，远超居民户用分布式0.33%以及商业分布式6.56%。

分布式的快速发展的得益于系统成本的下降：分布式光伏成本中组件成本占比超过50%，严重影响系统成本。组件成本今年出现明显下降，从去年0.55美元/瓦下降到今年0.34美元/瓦，下降幅度达到38.4%。系统成本下降推动回报率上升，分布式光伏进入加速发展阶段。

政策引导需求，未来有望高位稳定：大环境突出环保，全球降低碳排放的诉求度提升，新能源如风电、光伏等发展潜力巨大。为实现巴黎协定承诺，我国大规模推行清洁能源。国家能源局《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》未来四年合计指引装机86.5GW，18年仅十三五装机指引为21.9GW。外加格栅自行安排新增装机，预计明年装机达到40-50GW。

分布式发展空间大，工商业屋顶或成主力：根据调研数据，目前建成的分布式中，工商业屋顶达到40%。工商业屋顶资源充沛，未来发展空间巨大。比照日本和德国，我国分布式空间在270GW以上。我国分布式光伏虽发展快，但占光伏装机总量比例较小，2016年，真正属于分布式的光伏项目仅占7%不到。除此，隔墙售电为分布式提供了更多的可能性。《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》的发布，市场化售电有望展开，交易机制健康发展有益分布式长期发展。

2.2. 2020年平价上网，行业稳态逐步形成

受益于系统性成本下降，度电成本快速下降：随着系统成本的快速下降，发电成本也快速下降，根据我们测算，系统成本每下降0.5元/W，度电成本能够下降0.04-0.06元/kWh，伴随系统性成本的降低，目前，光伏度电成本下降至0.5-0.6元/kWh。

2020年向平价上网迈进，逐步形成行业稳态：中国居民电价、大工业电价和工商业电价中值分别约0.52、0.64和0.84元/kWh，光伏目前的成本已经在大部分情况下实现了平价上网，出现了明显的内生性。2020年平价上网目标可能提前实现。平价上网后，光伏行业稳态形成，预计之后行业整体增长更加稳定。

2.3. 海外市场稳定而持续的增长

2.3.1.全球光伏发展迅速

全球光伏需求2017年预计超过85GW：2017年，全球光伏装机量持续增长。其中，中国前九个月装机达到42GW，远超预期。美国受ITC延期，政策风险提升，等影响，装机量三季度略有下降。欧洲、日本市场则较稳定。新兴市场如印度增长明显。依靠中国装机大幅增长，2017年全球新增装机量可能超过85GW。

2018年，全球更多GW级国家涌现：据BNEF预测，2018年全球光伏装机量将达到522GW，2019年达到637GW。根据GTM报告，到2018年底，全球将有13个国家年光伏装机量超过1GW，相比2017年8个GW级国家有巨大提升。中、美、日和印等主流市场将仍然主导全球装机量。新兴市场如巴西、埃及、墨西哥、荷兰和西班牙将有进一步突破，但对全球整体装机量影响不大。

《巴黎协定》生效，LCOE不断下降，各国积极推广可再生能源发电：《巴黎协定》于2016年11月4日生效。中国承诺到2030年单位GDP的二氧化碳排放比2005下降60%到65%，到2030年非化石能源占总能源比例提升到20%左右。澳大利亚承诺2030年相比2005年减少26%-28%的温室气体排放。多国承诺碳排放目标推动风电、光伏等新能源发展。鉴于目前光伏产业技术提升，各国LCOE不断下降，未来光伏经济性优势突出，各国光伏发展动力十足。

多国有望实现平价上网，行业发展逐步趋稳：大国相对成熟的光伏市场已向市场化机制发展，竞价制度推动系统性成本下降。中德日自2015年起分别实行竞价制度，进一步推动成本降低。德国在11月23日招标中，平均价格为38.2欧元/MWh，相比今年第二次招标的42.8欧元/MWh大幅下滑，智利、迪拜等国已经实现平价。中国预计2020年实现平价上网。

2.3.2.大国光伏稳中有增

美国：

2017年美国整体光伏装机表现良好：17年第一季度的安装量为2044MWdc，比去年同期略有下滑，但考虑到16年情况特殊，一季度整体可以。第二季度安装量为2387MWdc，比去年同比增加8%，创史上二季度安装量新高。三季度则为2031MWdc，低于去年，主要受政治不确定、设备价格上涨影响。总体来看，2017美国光伏装机量保持稳定，预计2017年全年安装量会超过8GWdc。

新兴城市需求启动，装机量持续上升：美国各州逐步推出可再生能源投资组合标准(RPS)，预计2025年前推行州数过半。一些州也在调高目标。加州把其2030年目标调高到60%。犹他州、德克萨斯州、佛罗里达州等为实现其RPS目标，需求开始启动，装机量需求上升。

Sunshot计划降低太阳能发电成本，政策计划推动光伏成本竞争优势：Sunshot计划于2011年推出，旨在降低太阳能发电成本。住宅式和商用式光伏发电成本分别实现了2020年计划的86%和89%，公用事业光伏发电已经提前三年达到目标，成本已经降到0.06美元/kWh。新Sunshot计划2030年公用事业光伏发电成本0.3美元/kWh，商用0.04美元/kWh，住宅0.05美元/kWh，将消减太阳能发电成本50%。太阳能光伏发电成本优势突出。

总体看来，受政策不确定性风险影响，装机量可能有所影响，但由于各州计划支持，成本竞争优势逐渐明晰，长期装机量仍会保持稳定增长。

日本、德国：

引入竞价制度，总体需求稳定：日本于2017年10月引入太阳能竞标制度，德国则终结FiT补贴，两国积极实行竞价代替补贴政策，推动光伏平价上网。二者政策波动不大，预计未来装机量仍会稳中有增。

印度：

17年新增装机超过日本升至第三，光伏成为“便宜”能源：过去四个季度印度增长装机量为7.5GW，而日本则是6GW以下，印度超过日本上升至美国后的第三位。上网电价低至2.44卢比/kWh(4美分/kWh)，太阳能成为印度最便宜的能源。

屋顶光伏增长潜力巨大：2017年屋顶光伏迅速增长，五年CAGR达到117%，17年新增达到1.3GW。然而，这距离2020年40GW目标的3%。增长额仍然不够。除此，屋顶光伏集中在泰米尔纳德邦、安得拉邦和卡纳塔克邦少数邦郡，仍有大量市场亟待开拓。

政策鼓励明显：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资助缺口资金(VGF)、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。

受到政策鼓励、上网电价低等影响，印度明年整体装机会有大幅度提升。其中屋顶光伏装机将会大幅增加。

2.3.3.新兴国家爆发式增长

欧洲新兴国家需求增加，荷兰西班牙将成为GW级国家：为实现2020年实现能源使用的20%来自可再生能源目标，各国积极制定计划。

为实现可再生能源目标，法国、荷兰等未来需求增多：法国提升年招标量从1.45GW到2.45GW。西班牙为实现2020年可再生能源目标，或重振太阳能市场。17年8月签署3.9GW合同，项目预计2018-2019年并网。荷兰积极实施可再生能源支持计划(SDE)，计划在2030年关闭所有燃煤发电厂。预计2018年荷兰将步入GW级国家行列。

拉丁美洲崛起，墨西哥和巴西增长强势：拉美市场就全球而言，仍处于光伏行业起步期。近两年光伏增长强势，从2014年1.5GW，到15年2.7GW，再到16年4.14GW。平均每年增长近一倍。

拉美各国表明发展光伏行业信心：墨西哥正处于光伏快速发展期，墨西哥发布的《可再生能源利用特别计划》等明确表明要增加可再生能源发电装机量。除了政策信心，本身太阳能资源优势巨大以及PPA协议运作良好，都提升了太阳能系统经济性。巴西则公布了十年能源扩张计划议案PDE2016，预计该国在2026年实现超过13GW太阳能光伏安装量。

北非地区采光好，太阳能发展潜力巨大：北非是世界太阳能辐照最强的地区之一。 其中埃及每年太阳直接辐射达到2000-3000千瓦时/平方米，太阳从北到南每天照射9-11个小时。然而整体北非和中东的装机量2016年却仅有3.4GW，仅占全球的1%。在全球光伏系统成本降低，推行可再生能源的大环境下，光伏发展空间大，预计未来装机会有显著提升。埃及受益于外来投资，欧洲复兴开发银行等支持，外加先天条件提振，预计明年装机达到GW级。

新兴国家未来几年光伏将迎来上升期，地理条件、政策支持将使装机需求增幅较大。但总体量上对全球影响还是很小。2018年全球装机增加仍主要依靠中国、印度等光伏大国。

3.政策从FIT向竞价转变，依靠企业竞争加速平价

3.1. 补贴退出已具备条件，竞价机制将成为主导

3.1.1. 技术进步推动成本下降，补贴退出基本条件已经具备

技术持续的进步是光伏产业成本下降的主逻辑：光伏产业链不同环节各自均有降成本路径，但本质上都可以归为技术进步路径。光伏产业具体可以分为上游、中游和下游三个环节，其中上游包括多晶硅料和硅片环节，产品差异化程度较小，厂商主要采用改良西门子法、硅片拉晶环节CZ法降低成本;中游是电池片环节，高效技术进步路线丰富，主要通过PERC技术、双面技术、叠片技术等提高效率，减少每瓦耗硅量，降低成本;下游为组件封装环节，技术壁垒较低，下游客户更看重其品牌，渠道销售能力强的企业优势更为突出。

3.2.用户侧平价已经实现，预计全球市场容量可达300-500GW

投资成本快速下降：随着光伏全产业链国产化进程加速，成本快速下降。组件成本在过去一年间从0.55美元/瓦下降到0.38美元/瓦，组件成本下降导致投资成本快速下降，系统成本从2016年年初7.5-8元/瓦，下降至6.5元/瓦。

目前用户侧平价已经实现，已具备内生性增长：全球平均光伏度电成本从228美元/MWH，下降至2016年年底的100美元/MWH，带跟踪器的度电成本仅为83美元/MWH，接近大型水电76美元/MWH。而美国的居民用电成本为100-243美元/MWH，光伏的度电成本已经低于用户侧，实现用户侧平价，没有补贴的情况下，内生性增长已经具备。

实现平价后，全球市场容量预计可达300-500GW：随着各国陆续将可再生能源发电占比列入中长期的规划，光伏发电在总发电量中占比也将提升。乐观来看，按照光伏到2040年占全世界发电量的25%进行测算，需要光伏发电10000TWh, 对应需要10000GW的光伏装机总量。即从2017年到2040年，每年平均新增装机量至少为520GW(没有包含旧组件的更新)。即便保守估计，按照2040年光伏占世界发电量的15%来测算，每年平均新增装机量也至少为310GW。平价之后，全球市场容量可实现300-500GW。

3.3.竞价政策加速平价进程，部分地区已经实现平价

各国政策逐步成熟，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。

较之于FIT政策，竞价上网能够更加真实的反映企业成本与盈利，能够平衡补贴与成本下降之间的关系，在过去的5年里，竞价上网逐步成为光伏的主要政策扶持形式。

竞价上网制度下，部分国家已经实现平价上网：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。2017年12月，墨西哥能源部组织的光伏竞标，电价到令人匪夷所思的每度电1.77美分的价格(折合人民币0.11元)。

德国：

FiT制度容易给光伏装机带来较大波动：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。

取消FIT，全力推行竞价制度。2016年6月，德国政府正式通过再生能源法案(RESA)的修正案，未来将终结发电趸购(Feed-inTariffs，FiT)补贴。德国希望透过此方式来减缓装机量的爆量成长，并完善掌控各项再生能源之电力运用、用电成本，该法案将于2017年生效。

日本：

光伏在可再生能源中比例过高，FiT政策使国民负担过重：目前，日本可再生能源装机容量中，光伏占比超过90%。为了平衡各类可再生能源的发展，日本政府需要对抑制光伏的快速膨胀。FIT政策下，可再生能源发电由电力公司收购，而这些成本最终由电力消费者承担。目前日本FIT收购费用已达到1.8万亿日元，而根据当初的规划，到2030年FIT收购费用为3.7-4万亿日元。目前已达到计划一半左右，如不对FIT政策进行调整，势必进一步加重国民负担。METI表示，为达成2030年时使再生能源占比提高到22~24%的目标，再生能源发电的收购经费上限是3.7~4兆日圆;到了2017年，用掉的收购经费将超过所设定资金的一半。

日本导入竞价制度，助推成本继续下降：2017年10月，日本经产省表示，竞标方案将包含以下项目：各项再生能源的配置、各项再生能源的发电量、投标者资格、投标者保证金、投标价上限、基于竞标制度所推出的电价机制、参与竞标之再生能源系统的发配电期限、未得标者的申请期限等。

印度：

光伏项目竞标报价下降迅速：根据Mercom整理的数据，2010年到2017年印度光伏项目竞标报价下跌了73%。2010年10月份150兆瓦项目竞标报价为12.16卢比(17美分)/千瓦时，到2016年1月已经跌至4.35卢比(7美分)/千瓦时，而2017年最近一次竞标的报价已经低至2.44卢比(4美分)/千瓦时。

3.4. 领跑者推动平价进程

“领跑者计划”制度：根据2015年1月8日发改委等八部门发布的《能效领跑者制度实施方案》，所谓“能效领跑者”是指同类可比范围内能源利用效率最高的产品、企业或单位。

领跑者计划带动竞价机制萌芽：领跑者计划制度规定，应用领跑基地和技术领跑基地的投资企业必须均通过竞争方式优选确定，且以上网电价为主要竞争条件。光伏领跑者2016年主要在8个领跑者基地采用竞价上网模式公开招标，平均每个项目比当地光伏标杆上网电价降了2毛钱，预计节省补贴15亿元。 由此看来，为减少补贴，推进光伏行业尽快平价上网，实行竞价制度是必然选择。

4.技术进步将推动行业的成本持续下降

4.1. 以PERC为代表的新技术出现，成本继续下降

4.1.1.设备增加有限，更新成本低

新增两种设备，效率提升一个百分点：PERC电池，全称为钝化发射极和背面电池，其电池结构是从常规铝背场电池(BSF)结构自然衍生而来，通过在电池背面附上介质钝化层，能够大大减少这种光电损失，这就是PERC电池的工作原理。PERC通过对原有电池生产线增设两种不同的设备，实现电池效率一个百分点的提高，同时其生产成本较之常规电池又能保持竞争性。

4.1.2. PERC电池效率提升明显

转换效率明显高于传统电池：至2016年，量产的单晶硅电池效率在19.5%-20%之间，多晶硅电池效率在18.3%-18.6%之间，截至2016年底，P型单晶PERC能够实现量产的电池光电转换效率达到21.3%，比传统单晶硅电池的效率高约1%。

4.1.3. PERC打开效率天花板，成本优势凸显

(1) 效率提升，降低非硅成本：

PERC电池效率提升1.5%，成本下降6.6%：经测算，假设PERC效率从21.5%上涨至23%，电池非硅成本从1.06元/W下降至0.99元/W，下降0.07元/W，下降比例为6.6%。并且主要电池片厂商的毛利率大多低于20%，主要集中在15%左右，PERC电池所节约的6.6%的非硅成本相当于电池片主要厂商毛利率的近50%。

(2)ALD技术引用，进一步降低非硅成本

钝化技术中，ALD技术性价比更高：背钝化材料中，氧化铝是目前市场首选。而影响背面钝化成本的两个核心因素是氧化铝膜厚度和TMA使用量。而相比于传统PECVD钝化技术，ALD技术使钝化膜更薄，并且大大降低TMA使用量，从而使成本降低。

ALD技术带来4.72%的成本下降空间：经测算，当加工成本自1.97元/片降低至1.72元/片时，非硅成本从1.06元/W降低至1.01元/W，下降0.05元/W，比例为4.72%。

效率提升和ALD技术引进带来10%的非硅成本下降空间：经过联合敏感性测算，当电池片效率从21.50%升至23.00%，且加工成本从1.97元/W降低至1.67元/W，则非硅成本从1.06元/W降低至0.94元/W，总的成本降低比例超过10%。

(3)PERC效率提升降低BOS成本

PERC产品将会有短期的溢价，长期为成为标配：PERC组件的功率能够达到305-310W，相比较普通单晶组件285-290W有明显增益，对BOS的成本节省有明显促进作用，所以我们预计PERC组件短期将会有0.15-0.25元/W的溢价，长期将会成为企业降成本的标准技术。

4.2. 高效电池成为将成为主流，技术进步带来成本持续下降

电池转换效率逐步提高，高效电池成为主流：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19.8%和18.5%的水平，使用PERC电池技术的单晶和多晶硅电池的平均转换效率也进一步提升至20.5%和19%没来仍有较大的技术进步空间。而N型晶硅电池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。