2018年上半年我国新增装机24.3GW，同比维持不变，预计下半年装机量将会大幅收缩。受光伏新政影响和去年扩产带来的产能过剩，光伏产业链价格全线下跌，组件企业两端受压，利润出现明显下滑。小企业大部分开始停产，而龙头企业则强势扩产提升份额。2018年H1光伏产品出口增长迅速，海外市场或成为新政下重要增长点。
摘要
1.上半年装机量平稳：由于630抢装，2018年上半年我国光伏发电新增装机24.3GW，与去年同期增幅基本持平。光伏新政影响将在下半年装机量中体现，2017年H2我国光伏新增装机约19GW，今年预计难以达到。预计2018年全球装机量下降5-10GW，新增装机首次出现减少。
2. 价格下降光伏企业承压，上游段分化明显：光伏制造业近几年的大幅扩产导致产能过剩，光伏产品价格从年初开始下降。同时受新政影响下游需求骤降，6月份各环节出现剧烈降幅。面对降价趋势，大部分小企业不得不停产，而龙头企业优势体现，行业集中度不断提高。组件价格从2018年初0.31美元/w下降至2018年8月0.25美元/w，下降幅度超过19%。组件企业受两端挤压，利润率出现明显下滑。
3.海外市场需求增长：2018年上半年，我国多晶硅进口量约为6.7万吨，同比下滑4.3%。2018年1—5月电池片和组件出口总额55.13亿美元，同比增加21.2%。其中电池片出口额3.53亿美元，组件出口额51.6亿美元，组件出口量约16GW。我国2012—2016年出口额一直处于下滑态势，2017年再次实现增长。同时晶科、林洋等光伏企业纷纷将产能布局海外。面对近期产业链价格大幅下降，海外市场需求成为重要增长点。
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，这过程中引领技术进步的企业将获取超期收益。
5.投资建议：继续推荐隆基股份，通威股份。
风险提示：装机不及预期，贸易战导致出口不及预期。
1.回顾：价格大幅下降，
光伏企业承压
1.1 光伏产品价格持续下降
上半年装机量同比持平：2018年6月1日发改委发布光伏新政，地面电站与分布式光伏均下降0.05元/kWh，同时决定暂不发放普通电站指标，分布式指标为10GW。由于去年有指标的地面电站继续执行先前的630政策而不受531影响，2018年上半年，我国光伏发电新增装机24.3GW，与去年同期增幅基本持平，其中，光伏电站12.06GW，同比减少30%;分布式光伏12.24GW，同比增长72%。2018年1-7月我国新增装机容量已超过30GW。受光伏新政影响，下半年光伏需求将大幅下降，预计全球装机量将出现首次下滑。
产业链价格整体下降：受需求下滑影响，光伏产业链整体出现产品价格下降。组件从2018年初0.31美元/w下降至2018年8月0.25美元/w，下降幅度超过19%。由于价格下跌和下游需求低迷，大部分小厂商出现减产、停产现象。
1.2 上游产能出清，组件企业进入微利
弃光现象明显改善，运营企业盈利稳定：上半年光伏发电量823.9亿千瓦时，同比增长59%;弃光率3.6%，同比下降3.2个百分点，西北五省中有两地弃光率已低于5%，弃光主要集中在新疆和甘肃。其中甘肃地区弃光率由2017年底20.8%降至11.67%，同比降幅12.43个百分比。受益于发电小时数增加，弃光现象明显改善，光伏运营企业收入稳定增长，仍维持较高盈利。
上半年硅料价格进入持续下降通道：受新政影响和产能扩张，硅料供应存在供过于求现状，低品质硅料产能缺乏竞争力将会被淘汰。同时龙头企业纷纷扩产抢占市场份额，预计未来硅料将趋于寡头垄断格局。通威股份、新特能源、大全新能源三家硅料厂将会占据全世界70%的市场份额。
由于结构性问题硅料环节出现产能过剩，多晶硅价格从年初17.8美元/kg下降至11美元/kg，降幅超过38%。尤其是光伏新政颁布后，硅料价格降幅一度达到10%。下半年硅料价格走势将根据需求情况决定。
硅片板块，龙头强势扩产抢占市场份额：整体来看2018年上半年硅片收入及盈利情况较去年同期差别不大，部分企业能达到30%以上的毛利率。531新政之后部分企业出现停产，但龙头企业仍在扩产，中环隆基强势扩产占据单晶市场，形成双寡头格局。
电池片板块，perc电池依然是主流：perc技术已成为领跑者项目主力，从领跑者基地中标结果来看，单晶成为主流，而P型PERC单晶双面双玻以65%占绝对优势，perc电池的需求在不断上升。与此同时隆基与晶科已把现有单晶PERC产线全数配上选择性发射极技术(SE)，平均电池片效率提升0.2-0.25%，预计下半年单晶PERC电池片主流效率将再次提升。根据PV Infolink，今年将有22GW的PERC产能升级，其中20GW在中国。
组件企业利润受影响：受531新政影响，光伏下游需求下降导致组件企业产能过剩。组件价格从2018年初0.31美元/w下降至2018年8月0.25美元/w，下降幅度超过19%。组件价格快速下降同时成本端下降不足，导致光伏组件企业利润空间不断压缩，2018年H1同比整体下降了3.85个百分点，部分企业利润不足10%。未来组件企业势必会通过技术进步提高效率、降低组件成本。
逆变器毛利整体稳定：逆变器行业在经历了上个低谷期的剧烈竞争后，很多公司已淘汰出局，近几年受市场装机大增影响毛利才回升至30%-35%。新政后光伏市场需求下滑，逆变器行业恐面临新一轮竞争。
原材料上涨导致EVA胶膜毛利下降：随着光伏产品的技术进步和产能扩充和新政影响，光伏辅材市场竞争加剧会导致产品价格开始下降;同时受汇率波动及中美贸易摩擦影响，部分进口原材料价格上涨，福斯特、中环股份等胶膜企业毛利率有所下降。
装备领域：得益于2017年订单的收入确认，2018年H1装备领域毛利同比增加了6.05个百分点。
金刚线切割需求有所下降：尽管Q1金刚线行业受2017年影响仍然维持较高的惯性增长，但从二季度以来，产品价格下降较为明显，尤其是光伏新政出台之后，市场需求量出现环比下降甚至急剧萎缩，阶段性总体产能过剩局面已经显现。
2.展望：平价大时代，
海外需求增长明显
2.1 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的上限有接近60%的下降，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年开始实施招标制;我国2016年的领跑者计划项目实行招标制，未来该制度将继续;日本也将在今年10月对2MW以上的大型光伏项目实施招标制，主流国家的上网电价招标制将是趋势，进而推动技术发展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/kWh以下，并低于化石能源水平，实现平价。
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电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：随着全球气候变暖以及能源形势日趋严峻，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了中长期的规划，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。
2.2 技术进步依旧是投资与行业的主旋律
目前已知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，技术进步将进一步推动成本下降。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。
