光伏行业市场分析报告Word格式文档下载.docx
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《国家能源局关于调整2016年光伏发电建设规模有关问题的通知》专门就“部分地区超过国家能源局下达的规模开展建设，致使光伏电站建设出现一定程度失衡”进行总量控制的说明也印证了我们的分析。
二、平价上网不能一概而论，分区而定：
广东、四川率先实现
平价上网的定义：
为围绕平价上网这一历史时刻进行探讨。
但目前市场对平价上网的定义是一笼统的概念。
我们认为：
由于各地光照资源、上网电价、用户侧电价均有巨大差异，平价上网不能一刀切，何时平价上网不能简单以某一时点为界。
平价上网是以各地资源为基础逐步实现的过程，在现有生产力下，印度部分地区已经实现了平价上网。
对此我们将“光伏平价上网”进行定义：
以当地脱硫脱硝燃煤标杆电价作为光伏上网电价，光伏项目仍能获得8%以上的全资本内部收益率。
图表2：
我国电价体系构成
北京欧立信咨询中心
在我们的定义中以“当地燃煤标杆电价”为基准，这除了简单用光伏与燃煤这一我国最主要的能源体进行对比，还考虑了地区电价差异的因素和各地日照差异，使平价上网这一笼统概念具备具体指示作用。
潮汕、湛江、川西地区将在系统造价成本5元/W左右时率先实现平价上网。
表格1：
我国各地标杆电价及不同资源区年均日照小时
国家发改委，北京欧立信咨询中心
由于定义中考虑了各地电价差异和日照差异，在模型计算上我们需综合考虑两个变量。
2014年和2015年，我国光伏平均利用小时数分别为1168小时和1133小时。
考虑我国弃光率为12.6%,全国光伏平均利用小时应在1200小时以上。
同时结合我国保障性收购小时时间，我们将一、二、三类地区光伏利用小时数分别按1500、1300、1100小时计算。
通过模型计算，各省实现我们所定义的平价上网需光伏成本降至表中所示的水平。
附模型计算中影响收益率的7个关键参数：
（1、银行贷款利率：
4.5%，贷款年限十年；
2、增值税17%，按政策前三年免税，3-6年减半；
3、设备购置税17%；
4、组件设备寿命25年，年化光衰0.6%；
5、年度维护成本为总投资额的1%；
6、不考虑自发自用和余电上网；
7、年贴现率8%。
）
表格2：
各地区实现平价上网所需光伏系统造价
从表中可知，在考虑各地标杆电价和资源区三级划分的条件下，最易实现光伏平价上网的前十个省份是：
四川、广东、湖南、黑龙江、吉林、辽宁、青海、冀北、浙江、北京、广西。
由于我国幅员辽阔，在同一省份光照资源有所不同。
以上省份光资源强的地区将率先实现平价上网。
图表3：
各地区实现平价上网所需光伏系统造价价格
中国气象局，北京欧立信咨询中心
从光资源分布图上看，排名靠前的四川省西部、广东省湛江地区在省内最为丰富，将最先实现平价上网无疑。
我们预测上述地区将在光伏系统造价降至5元/W以下时即基本实现用户侧平价上网；
排名第三的湖南由于光资源较差，其实现平价上网的时间或不如相对光资源较强的华北、东北部分省份。
以上地区将在系统造价降至4.5元/W以下后陆续实现平价上网。
三、组件价格是实现平价上网的关键
表格3：
2016年底，光伏造价距离平价上网不远（单位：
元/W）
2006年我国颁布《可再生能源法》，光伏进入产业化阶段。
光伏造价在2007到2012年间快速下降，期间组件价格从36元/W降至4.5元/W，年均下降-34.02%，系统造价年均下降30.12%。
2012至2016年上半年，组件年均下降4.5%，系统年均下降7.42%，造价下降进入低速期。
16年下半年，组件转化率由15.9%跃升至16.5%，产能利用率由84%降至66.6%，使光伏项目成本降速再次加速，半年降幅20%，光伏成本降速明显提速。
当前光伏系统造价降至5.5元/W—6元/W，已经非常临近第一梯队平价上网的价格。
为进一步探讨光伏系统造价“如何下降”、“何时下降”，我们按当前市场的成本情况对光伏系统成本做了如下拆分，电池组件成本是影响光伏系统造价的核心项目。
图表4：
光伏系统造价成本拆分（单位：
在上述18个成本项中，电池组件和逆变器一直是成本主要下降的来源。
但是逆变器发展至今，其原材料成本占比已接近70%，包装运输成本约20%，厂家净利5-10%，成本下降空间非常有限。
其成本的区别只在于单个逆变器容量差异所带来差别，单体容量越大，单位成本越低。
表格4：
不同容量下的逆变器的单位成本价格（单位：
除电池组件和逆变器外，其他成本项主要由原材料价格成本和人力成本决定，短期内我们将其视为固定成本项。
由此可见，光伏系统成本的下降将主要由组件成本决定。
考虑不同体量光伏项目成本构成有所差异，我们经过调研获取了三种典型体量的光伏项目造价，并将组件以外的成本作为固定成本项单独核算，得到了三种项目的成本构成，系统规模越大，组件成本年占比越高。
工业级光伏项目中组件成本下降1毛系统成本下降1.75%，家庭系统中则下降1.28%/毛。
图表5：
不同体量光伏项目的成本拆分（单位：
第二节我国光伏产业未来几年60GW/年的全球市场定型，短期产能过剩叠加技术进步提速促使光伏系统造价持续下降
平价上网的关键在于光伏组件单位成本的变化，其成本由“行业产能利用率”和“生产技术进步”两方面组成，从历史数据看，产能利用率在80%以上时，组件价格降幅在个位数（2013年组件降幅主要来自年初由2012年带来的惯性），这样的“自然降幅”是笼统来看是由批量化生产的组件转化率提升所带来。
2016年，全年组件价格降幅18.92%，这部分降幅全部来自后半年最后5个月。
我们认为降幅产生的原因是转化率超速增长以及84%产能利用率骤降到66.6%所致。
而且未来一段时间，产能利用率都将在较低水平，而组件转化率在加速提升，促使光伏成本快速下降。
图表6：
组件价格与产能利用率、转化率的关系
一、光伏市场处于政策调控力度最强期，集中式严控、分布式彻底放开
光伏在实现平价上网以前，全行业生存的基础是政府补贴，政府通过补贴控制着市场装机的增长，而且目前市场处于政策最为收紧的状态。
能源十三五规划要求，2020年全国光伏发电装机达到105GW以上。
目前市场对这一指标的解读为：
“十三五”期间光伏装机量的下限。
我们经多方调研和论证后认为：
105GW的指标是“十三五”期间予以补贴的集中式光伏电站总量，分布式光伏和能够实现平价上网的集中式项目不在这个指标之内。
一直以来，光伏产业发展都依赖于政府补贴。
并且，在这种“靠补贴”的生存模式下，其生态环境也是不同的。
光伏补贴政策分为事前补贴、事中补贴、全面管控、整体把控四个阶段。
其中事前、事中补贴主要是以资金为手段来控制光伏项目。
随着补贴幅度下降和光伏制造成本的降低，补贴的刺激作用大于限制作用，政府除了调整资金发放手段外，还加入了环评、土地、农业、林业等方面的限制，对光伏行业的调控调控力度处于历史最强阶段。
图表7：
全国发电容量/全国发电容量增速
2009-2013年：
事前补贴，“量”“质”难控，滋生路条倒卖。
2009年7月，财政部、科技部、国家能源局联合发布《关于实施金太阳示范工程的通知》并网光伏发电项目按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助，偏远无电地区独立光伏发电系统按总投资的70%给予补助。
这种通过工程“事前补贴”方式，即项目投资方拿到项目批复，建设项目即可拿到补贴，而不考虑具体的应用发电效果。
最终出现项目建设仅仅为了获得补贴，到后期，一个光伏项目批复的“路条”在市场上价值50—100万元，整个产业成了为了补贴而补贴，事实上并未正真投入发电或者以次充好等骗补行为大面积存在。
2013-2016年：
事后补贴，杜绝骗补。
2013年8月，国家发改委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》明确根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类太阳能资源区，制定相应光伏电站标杆上网电价。
以电网公司为统计口径，实际上网多少电量，由“可再生能源基金”补贴多少电费，从而杜绝了骗补行为。
值得注意的是，光伏电站最终拿到补贴需要获得相应申请，即在“计划指标”内的电站方能拿到补贴，且补贴确实能带来交锋后的收益。
如此，“计划”就对市场需求起到极大的调控作用。
2016—平价上网：
多重控制，全面把控方向和数量，分布式简政放权不设指标限制。
除了补贴资金的限制外，国土资源部近期出台的《光伏发电站工程项目用地控制指标》、《关于光伏发电有关事项的函》，在土地上极大限制了光伏电站的建设范围和总量，提高了用地成本和审批难度。
与此同时，国家林业部门、环保部门也做出了相应要求，多达十几各部门对光伏项目形成限制。
我们认为在如此高强度的限制下，高层下达的总体目标即代表了集中式光伏电站的市场需求。
与之形成鲜明对比的是未对分布式光伏做任何指标性限制，反而大力提倡和鼓励。
分布式光伏补贴不随集中式电站下调外仍以“标杆电价+0.42元补贴执行”。
同时，50kW以上的分布式光伏项目的审批权由省发改委下放到县发改委，项目审批由管控由县一级部门操作，全流程办理周期在3周左右。
我们通过调研了解，分布式光伏项目审批需经手部门不到5个，与集中式电站的繁琐和严格形成鲜明对比。
另外，分布式发电目前可向周边售电，更加大了其投资价值。
由此，我们对光伏行业政策有如下判断：
（1）当前的光伏行业正处于这样一个资金+行政的强政策综合管制的生态中（尤其集中式电站），我们认为这是迄今为止管控力度最强的阶段。
因此，《2017年能源工作指导意见》中下达的18GW指标基本代表了今年的集中式电站的装机容量。
分布式电站不受政策指标限制，仅受成本因素考虑。
（2）当光伏成本下降至平价上网的水平，那么，补贴就不再成为市场成长的限制，市场发展的瓶颈转移到了可适用场景上，同样应用场景下参与者的竞争则是更低的全寿命周期成本。
在土地允许的情况下，集中式电站装机将不完全受指标限制。
二、2017年国内集中式光伏装机18GW，分布式装机超20GW
去年由于集中式电站指标紧张，国家采取了“先建先得”的措施（先建好、先并网的项目可率先获得补贴指标）政策驱使，部分地方指标管控出现失控，最终将压力倒向上级管理部门，国家能源局最终决定出手相助，“开闸”增补了11GW的指标。
从已公开数据看，有至少8个省申明增补500MW以上的集中式电站装机。
国家能源局申明，增补500MW以上的省份2017前将不再获得新指标；
再加上严申弃光5%以上的6个省份今年不再下发指标，截止目前共有14个省将在2017年没有新增指标。
从此进一步增加了我们认为今年集中式光伏电站规模将被严控在18GW的确定性。
表格5：
2016年各省增补集中式光伏装机量
2017年国内装机总量或超40GW。
2016年年底增补的11GW集中电站指标实际是挪用了今年全年20GW的指标。
根据《2017能源工作会议》的安排年内计划安排新开工建设规模2000万千瓦，新增装机规模1800万千瓦。
有序推进部分地区项目前期工作，项目规模2000万千瓦。
其中新开工建设20GW是指标性数据，该指标已被去年占用了11GW；
新增装机18GW是指集中式电站今年装机容量，有序推进的20GW我们认为是未来超级敬请参阅最后一页重要声明证券研究报告第13页共28页光伏行业专题报告领跑者指标、扶贫指标及其他指标。
该20GW在今年落地的可能不大。
由此可得到2016年和2017年光伏装机和指标的构成关系如下。
图表8：
各光伏指标与实际装机量的组合与拆分
国家能源局，北京欧立信咨询中心
2016年全年装机34.54GW。
根据当年年初指标，全年集中式光伏计划装机18GW（含5.5GW领跑者计划和12.6GW普通项目）。
由于该年采取“先建先得”的方式导致大量工程建设而为并网，因此年末下发了11GW增量指标，该指标占用了2017年20GW的总指标，从而导致今年普通集中式光伏指标最多只有9GW。
那么，再加上今年的领跑者指标和总量8-10GW的扶贫指标（含分布式），构成了今年18GW装机总量要求。
因组件价格去年9月开始暴跌，而分布式光伏电价不做调整，致使去年9月以后分布式电站市场放量，装机量开始与集中式电站持平。
考虑到今年组件价格仍在下降通道，且6月30日后集中式电站电价再次下调，分布式电站今年装机总量超过集中式无疑，由此我们预计今年分布式装机量将超20GW。
全年国内总装机或超40GW。
三、2017年中国光伏组件海外需求约23.2GW
2015年6个主要出口国占近七成份额，2016年印度市场剧增。
根据公开资料显示，我国光伏组件出口主要面对亚洲、北美洲、欧洲，2015年末占比较大的国家有：
印度约占10%、日本约占26%、美国约占12%、荷兰约占9%、菲律宾约占7%、智利约占5%。
这6个主要出口国即占我国2015年光伏组件出口的69%。
我国2016年光伏出口总量约为21.3GW，考虑到2016年印度光伏新增装机剧增，我们上调2016年印度市场占比为17%。
本文将通过预判对这几个国家的需求趋势，来预测2017年中国光伏组件出口需求。
图表9：
中国组件主要出口市场占比变化
SOLARZOOM，北京欧立信咨询中心
根据EnergyTrend预估，全球光伏需求量从2016年63.4GW到2017年63.7GW仅仅有0.3GW的微成长，但供给却是持续扩张。
亚洲区域主要国家市场：
印度2016年新增光伏装机4.5GW，印度的太阳能需求在政府《国家太阳能计划》的推动之下，2017年全年新增光伏装机预计为8.4GW，需求增长近2倍。
2016年中国光伏组件在印度市场占有率为3.6GW/4.5GW=80%，考虑到印度自身光伏组件产能远不能满足其自身新增装机需求，我们预测2017年中国光伏组件在印度市场占有率将保持不变，由此估算2017年印度对中国光伏组件需求为：
8.4GW×
80%=6.7GW。
日本：
2016年光伏新增装机为8.6GW，而2017年光伏抢建潮很可能终结，因此将日本2017年光伏装机量下浮20%。
中国品牌的光伏组件在日本市占率较为稳定，因此可以估算2017年日本对中国光伏组件的需求约为：
菲律宾：
2016年从中国进口光伏组件容量按本报告前面测算值为1.6GW。
考虑到菲律宾政府杜特尔特2016年12月访华时特别提到加强电力领域的双边合作，以缓解该国电力缺口，配合其FIT补贴政策，预计2017年菲律宾市场对中国光伏组件的需求能够保持在1.6GW。
北美洲区域主要国家市场：
根据公开资料显示，美国2016年光伏新增装机为14GW，考虑到美国抢装热潮稍减，2017年光伏新增装机预计下降10%至12.6GW。
2016年中国光伏组件在美国市场占有率为2.6GW/14GW=19%，考虑到特朗普上台后美国贸易保护主义将抬头，因此将2017年中国光伏组件市占率降低至10%。
由此预计2017年美国市场对中国光伏组件的需求约为：
12.6GW×
10%=1.3GW
欧洲区域主要国家市场：
根据本报告前面测算，荷兰2016年从中国进口光伏组件1.9GW。
考虑到荷兰政府在2016年底提议在2017年将可再生能源项目预算增加33%，我们同等比例调高荷兰从中国进口光伏组件数量，预计2017年荷兰市场对中国光伏组件的需求约为：
1.9GW×
（1+33%）=2.5GW。
南美洲区域主要国家市场：
根据本报告前面测算，智利2016年从中国进口光伏组件1.1GW。
2016年下半年，智利的清洁能源拍卖创历史新低，行业预测其2017年清洁能源投资将有所减少。
因此，我们将智利2017年光伏组件需求下调20%，预计2017年智利市场对中国光伏组件的需求约为：
1.1GW×
（1−20%）=0.9GW
其它国家市场：
行业普遍预测，除印度外，2017年全球光伏市场增长速度将大幅放缓，很可能出现零成长。
因此，我们维持其它国家市场光伏组件需求不变，与2016年需求相当，约为：
21.3GW×
（1−14%−26%−12%−9%−7%−5%）=5.8GW
2017年海外市场需求合计：
5.8+0.9+2.5+1.3+1.6+4.4+6.7=23.2GW，海内外需求共计63.2GW。
四、未来几年我国光伏全球市场需求将为维持在60GW/年
综上所述，我们对我国“十三五”期间装机容量增长做如下判断。
17年分布式全面超越集中式，新增光伏装机总量约40GW。
由于今年严控集中式光伏电站指标，集中式项目将受极大限制。
同时，由于组件大跌，光伏每瓦造价降至5元左右，而上网电价仍为当地标杆电价+0.42元（锁定20年），分布式光伏项目收益大幅提升。
故18年630以前都将成为分布式光伏的快速发展期。
从去年9月开始，分布式光伏装机容量开始与集中式电站装机容量持平，我们认为这种状态将至少维持到18年“630”。
鉴于今年有18GW装机并网的安排，我们预计今年分布式光伏装机容量或达到20GW，国内总装机或达到40GW。
18、19年新政难料，市场或将整体萎缩。
在《2017能源工作指导意见》中提到，今年将推进20GW项目前期工作，这其中包含了领跑者、光伏等指标，这将使得指标变得分散从而难以直接对应到装机容量。
考虑到18年630后补贴会继续下降甚至退出补贴以绿证来代替，这将大幅降低项目收益导致装机容量下降，尤其对分布式而言。
但是由于建造成本进一步下降，18年在绿证的支撑下部分地区能够实现平价上网，从而脱离补贴指标，这部分装机约8GW。
预计全年新增装机总容量约30GW。
（该目标值严重依赖于光伏系统成本下降程度）
2020年光伏市场依赖“绿证”推行情况。
本文将光伏平价上网定义为：
光伏电价以等同于当地燃煤标杆电价上网，项目仍能获得8%以上的内部收益率（全资本收益率）。
经我们计算，广东、四川、华北等地区在已临近平价上网。
但标杆电价在0.3元/kwh以下的地区这在技术大突破前几乎不可能实现，光伏电价平价上网必须有“绿证”在消费侧的支撑方可实现。
因此，2020年补贴完全退出以后，决定光伏市场除自身成本外，还将由“绿证”为代表的其他体现在消费侧的机制决定。
“绿证”也被业称为平价上网的临门一脚。
表格6：
2020年前我国历年光伏装机与新增装机容量（单位：
MW
国家统计局，北京欧立信咨询中心
从我们的预测来看，未来几年国内光伏组件市场需求未来将维持在40GW以下，今年将形成一个高点；
考虑海外需求，我国光伏的全球市场需求约60GW/年。
以2.5元/W计算，光伏国内市场长期市场空间约为1000亿元/年，加上海外市场约1500亿元/年，考虑组件价格还将下降，这一市场空间随之压缩。
未来该市场大约在1200亿—1500亿元/年。
五、光伏全产业链市场空间成型，中上游价格下降为建设运营环节提供机会
基于上述测算，本文根据当前生产水平和技术工艺将各环节成品的成本单位进行换算，将之统一成“元每瓦”由此得到了在同一市场需求下的全产业链市场空间。
光伏电站（含分布式）：
市场空间以5元/W计，空间在2500—3000亿元/年；
组件（单多晶平均）：
市场空间以2.5元/W计，空间在1200—1500亿元/年；
电池（单多晶平均）：
市场空间以1.6元/W计，空间在800—960亿元/年；
硅片（单多晶平均）：
以156*156规格，17%转化率，4.5元每片计算折合1.039元/W,空间在550亿——650亿元/年；
光伏级多晶硅:
硅料以120元/kg，每公斤制造55片硅片计算折合0.5037元/W,空间在250亿—300亿元/年。
图表10：
光伏全产业链市场空间
如图所示，两两环节间市场空间的差值我们将之命名为“最大成本空间”，也就是可供企业投入生产要素的最大值；
扣除掉所有生产要素所占用的空间，剩下的就是企业利润。
上述的市场空间在整体和局部都是一个动态变化过程，并且无法做到均衡一致。
因此，生产环节两两之间会形成挤压或收缩，形成周期。
当某一生产环节两端都出现收缩的时候，该生产环节的空间将变大。
若生产要素未发生变化，那么该环节将获得更高的利润，这也就是我们所说的结构性行情。
同理，若该环节市场空间不发生变化，而生产要素发生变化，其投入值变小（或者市场萎缩时收缩得更加迅速），那么企业也将获得超额利润，这也就是一家企业的自我进化。
（不考虑市场扩张）
图表11：
市场变化与企业调节结构解析图
图表12：
光伏上游空间压缩，下游价格锁定，电站和电站运营环节收益明显
去年8月以来，受“630”集中式电站上网电价下调影响，光伏资产收益率下降，造成需求的短暂萎缩，光伏全产业价格出现暴跌，即与其对应的市场空间出现了收缩。
下游端，分布式发电自发自用类型的价格不作调整，且电价锁定20年，该类资产收益率上升，建设速度剧增4倍历史上首次与集中式电站持平。
需求的再度旺盛也微幅提高了上游产品的价格。
（其中硅料产能由于将在19年才能得以释放，因此其价格弹性也最大）
图表13：
光伏逐年上网电价与定价方式
如上文所述，16年8月至今，除原料环节全产业链价格暴跌，分布式自发自用余电上网类型的上网电价将至少锁定至2018年6月30日，对应资产的收益率将处在历史高位。
在此期间，电站建设环节和在这期间能接纳大量分布式资产的企业将获得结构性机会。
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