前 言：

平價(jia) 上網政策不僅(jin) 有望為(wei) 光伏市場貢獻增量，其深遠意義(yi) 在於(yu) 我國光伏行業(ye) “黃金十年期”的開啟。

平價(jia) 上網具有較明確的實現路徑，樂(le) 觀情況下有望在2020年底實現。

通過光伏全產(chan) 業(ye) 鏈的降本增效潛力分析，電池片及組件環節將成為(wei) 本輪技術迭代的主陣地，提高光電轉換效率及降低組件封裝損失是實現發電側(ce) 平價(jia) 上網的關(guan) 鍵。

▌平價(jia) 上網政策:更像是拉開一場序幕

1月9日，國家發改委、國家能源局發布《關(guan) 於(yu) 積極推進風電、光伏發電無補貼平價(jia) 上網有關(guan) 工作的通知》(發改能源〔2019〕19號)，提出推進風電、光伏發電無補貼平價(jia) 上網的有關(guan) 要求和相關(guan) 支持政策措施，從(cong) 而促進可再生能源高質量發展，提高風電、光伏發電的市場競爭(zheng) 力。

本次政策具備兩(liang) 大看點:

一是明確提出光伏平價(jia) 上網項目(不需要國家補貼執行燃煤標杆上網電價(jia) 的光伏發電平價(jia) 上網試點項目)由省級政府能源主管部門組織實施，項目建設不受年度建設規模限製。

二是多重措施保障平價(jia) 上網項目收益，包括:

1.省級電網企業(ye) 與(yu) 光伏發電項目單位簽訂長期固定電價(jia) 購售電合同(不少於(yu) 20年);

2.鼓勵平價(jia) 上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償(chang) ，綠證交易每度電收益約5分錢;

3.地方政府部門對土地利用及相關(guan) 收費予以支持，降低項目場址等相關(guan) 非技術成本;

4.省級電網企業(ye) 負責升壓站之外的接網工程，保障優(you) 先發電和全額保障性收購。

關(guan) 於(yu) 此次政策，市場的普遍解讀是目前全國在籌備的平價(jia) 項目接近20GW，平價(jia) 項目有望為(wei) 光伏市場貢獻增量。

與(yu) 市場觀點不同的是，我們(men) 認為(wei) 此次的政策的深遠意義(yi) 在於(yu) 光伏行業(ye) “黃金十年期”的開啟。

光伏行業(ye) 的發展可以分為(wei) 三個(ge) 階段:

階段一:2018年及以前，政策引導階段。

這一階段的特征是行業(ye) 發展的周期性波動主要受政策驅動。

階段二:2019-2020，平價(jia) 上網過渡階段。

這一階段的特征是政策補貼邊際影響降低，技術迭代帶來的成本下降逐步成為(wei) 推動行業(ye) 發展的主要動力。我們(men) 認為(wei) 2019年有望開啟光伏行業(ye) 以平價(jia) 上網為(wei) 主題的新“黃金十年”，主要基於(yu) 三個(ge) 背景:

1.2008-2018十年間，中國光伏產(chan) 業(ye) 由“兩(liang) 頭在外”發展成為(wei) “掌握全產(chan) 業(ye) 鏈核心工藝和設備”，這將為(wei) 下一個(ge) 黃金十年期的開啟奠定基礎。

從(cong) 2017年光伏全產(chan) 業(ye) 鏈各個(ge) 環節來看:我國矽料產(chan) 量為(wei) 24.2萬(wan) 噸，占全球多晶矽產(chan) 量比重為(wei) 54.8%,有6家企業(ye) 進入世界前10位;我國矽片總產(chan) 能為(wei) 105GW，總產(chan) 量為(wei) 91.7GW，全球占比為(wei) 87.2%，全球前十大矽片廠均在大陸。

我國電池片總產(chan) 能為(wei) 83GW，總產(chan) 量為(wei) 72GW，全球占比為(wei) 69%，有8家企業(ye) 進入世界前10位。

我國組件總產(chan) 能為(wei) 105.4GW，總產(chan) 量為(wei) 75GW，全球占比為(wei) 71%，有8家企業(ye) 進入世界前10位。我國新增裝機容量為(wei) 53GW，新增裝機容量全球第一。

2.光伏行業(ye) 補貼缺口明顯，政府財政客觀不支持。

根據國海機械及電新組測算，截至2018年底，光伏行業(ye) 補貼缺口達841億(yi) 元。

自2018年“531”新政以來，行業(ye) 降補貼已是大勢所趨，根據智匯光伏的報道，2019年I、II、III類地區光伏標杆電價(jia) 擬從(cong) 2018年底的0.5元/kwh、0.6元/kwh、0.7元/kwh降低到0.4元/kwh、0.45元/kwh、0.55元/kwh。

3.光伏相關(guan) 的工藝和技術日趨成熟，平價(jia) 項目開始出現。

2018年12月29日，中國首個(ge) 大型光伏平價(jia) 上網項目在青島格爾木正式並網發電，該項目總裝機容量為(wei) 500MW，總投資額21億(yi) 元，項目平均電價(jia) 0.316元/千瓦時，低於(yu) 青海省火電脫硫標杆上網電價(jia) (0.3247元/千瓦時)。

隨著優(you) 勢地區(土地費用低、可利用小時數高)的光伏平價(jia) 項目開始出現，屬於(yu) 平價(jia) 上網的“黃金十年”序幕已被拉開。

階段三:2020年以後，全麵平價(jia) 上網階段。

這一階段的特征是全國多數地區已開始實現發電側(ce) 平價(jia) 上網，同時發電端實現平價(jia) 上網後推動配套設施完善，進而實現用電端平價(jia) 上網，光伏逐步成為(wei) 主要能源。

從(cong) 當前來看，2017年底我國國光伏發電累計裝機容量1.30億(yi) 千瓦，占全部發電設備容量的比例為(wei) 7.33%;2017年全國光伏發電量967千瓦時，占全部發電量6.49萬(wan) 億(yi) 千瓦時的1.49%。

綜上所述，光伏行業(ye) 的三個(ge) 階段對應不同的投資策略:

階段一(2018年及以前)行業(ye) 發展主要受政策驅動，建議重點關(guan) 注政策的變化以及新增裝機容量的彈性;

階段二(2019-2020年)屬於(yu) 平價(jia) 上網的過渡階段，這一階段補貼持續下滑，平價(jia) 上網尚未大規模普及，建議重點關(guan) 注光伏行業(ye) 技術迭代的方向以及能夠受益技術迭代的設備企業(ye) ;

階段三(2020年後)發電側(ce) 的平價(jia) 上網已開始大規模實現，建議重點關(guan) 注能源結構的變化以及能夠直接受益於(yu) 光伏新增裝機容量提升的產(chan) 品企業(ye) 。

▌我們(men) 離平價(jia) 上網還有多遠?

平價(jia) 上網的定義(yi)

根據《關(guan) 於(yu) 積極推進風電、光伏發電無補貼平價(jia) 上網有關(guan) 工作的通知》中的表述，光伏上網的標準是光伏電站在不需要補貼的情況下，上網電價(jia) 等於(yu) 當地燃煤標杆上網電價(jia) 。

因此，不同地區由於(yu) 燃煤標杆上網電價(jia) 不同，平價(jia) 上網的基準也有所區別。

全國光伏平價(jia) 上網的門檻測算:光伏電站的內(nei) 部收益率取決(jue) 於(yu) 兩(liang) 個(ge) 要素，一是成本，即初始的電站投資額。二是收入，即每年的發電收入;而每年的發電收入又取決(jue) 於(yu) 電站的輸出功率、上網電價(jia) 以及有效利用小時。

基於(yu) 此，我們(men) 結合I、II、III類地區的燃煤標杆電價(jia) 、有效利用小時兩(liang) 項參數，同時假設光伏電站的內(nei) 部收益率為(wei) 8%，進而對光伏平價(jia) 上網項目的投資額進行反算，最終結論為(wei) :

I、II、III三類資源區光伏平價(jia) 上網要求電站係統成本分別為(wei) 3.21、3.37、3.28元/W;取全部地區的中位數，全國光伏平價(jia) 上網項目的門檻為(wei) 3.25元/W。

光伏平價(jia) 上網成本降幅分析

我們(men) 首先來對全國首個(ge) 平價(jia) 項目進行分析:該項目屬於(yu) 國家第三批“光伏領跑者”項目，電站地址位於(yu) 青海省海西州格爾木，屬於(yu) I類地區，年有效利用小時數高達1696小時;

項目總裝機容量為(wei) 500MW，總投資額21億(yi) 元;項目平均電價(jia) 0.316元/kwh，低於(yu) 青海省火電脫硫標杆上網電價(jia) (0.3247元/kwh)，實現平價(jia) 上網。

基於(yu) 以上參數，可以測算出的結論為(wei) :1該電站係統成本為(wei) 4.2元/W;2該項目內(nei) 部收益率為(wei) 7.14%。

我們(men) 認為(wei) ，一方麵海西州項目屬於(yu) 特例，該項目年有效利用小時數大幅高於(yu) 全國平均水平;另一方麵作為(wei) 示範項目，地方政府在接網以及土地成本上通常給予一定優(you) 惠，我們(men) 結合智慧光伏的分析預計2018年底全國光伏電站的係統成本為(wei) 4.5元/W的水平(各地區土地成本、安裝成本存在差異)。

核心結論:按照這一標準，目前全國光伏地麵電站係統成本與(yu) 3.25元/W的全國平價(jia) 上網中位數水平相比，仍需下降28%。

即光伏電站係統成本在目前的水平上下降28%，全國將大規模(超過50%)實現發電側(ce) 的平價(jia) 上網。

另一方麵，我們(men) 對即將出台的光伏行業(ye) 補貼政策進行敏感性分析。

我們(men) 以4.5元/W的係統成本的基準，計算8%的內(nei) 部收益率對應的上網電價(jia) 水平，最終結論為(wei) :在係統成本維持目前4.5元/W不變的情況下，當I、II、III類地區的上網電價(jia) 分別為(wei) 0.39、0.45、0.55元/kwh，光伏電站的內(nei) 部收益率將達到8%。

“531”新政之後，I、II、III三類資源區的補貼電價(jia) 為(wei) 0.5、0.6、0.7元/kwh，補貼額度為(wei) 0.22、0.24、0.3元/kwh。

根據上述反算的上網電價(jia) 水平，即將出台的政策補貼對應I、II、III三類資源區的下降彈性分別為(wei) 0.11、0.15、0.15元/kwh。

在光伏電站係統成本不斷下降的背景下，海外市場需求多點開花，在全球光伏新增裝機容量占比的份額持續提升。

根據CPIA統計，我國已有20家光伏企業(ye) 通過合資、並購、投資等方式在海外布局產(chan) 能，2018年海外布局的電池片有效產(chan) 能達12.2GW，組件有效產(chan) 能達18.1GW。

同時，海外光伏項目招標報出電價(jia) 不斷創新低，2013年美國光伏項目招標報出價(jia) 為(wei) 8.3美分/kwh，2018年沙特項目報出價(jia) 已低至1.79美分/kwh。

如何降低光伏電站係統成本?

光伏全產(chan) 業(ye) 鏈包括矽料、矽片、電池片、組件、地麵電站五大構成，且環環相扣。

平價(jia) 上網的實現是電站裝機成本降至平價(jia) 上網門檻標準，從(cong) 產(chan) 業(ye) 鏈視角來看，這是一個(ge) 係統性的工程，牽一發而動全身。

從(cong) 具體(ti) 路徑來看，實現光伏平價(jia) 上網有兩(liang) 種方式:降本、增效。

其中降本指全產(chan) 業(ye) 鏈各個(ge) 環節的成本降低，每個(ge) 環節的成本降低都能直接降低電站的單瓦投資成本;增效指通過工藝的改進，提高電池片的轉換效率，從(cong) 而帶來組件的功率提升，間接降低電站的單瓦投資成本。

對於(yu) 電池片而言，以20%作為(wei) 基準，每提升1%的轉換效率，相當於(yu) 組件輸出功率增加5%，對應電站收入(輸出功率*電價(jia) *可利用小時)增加5%，在反算的過程中，在內(nei) 部收益率不變的情況，電站成本約降低5%。

對於(yu) 組件而言，我們(men) 以20%轉換效率來計算，每提升1%的轉換效率約提高60片的組件15W的功率，即組件功率增加15W，電站成本約降低5%。

▌平價(jia) 之路:全產(chan) 業(ye) 鏈降本增效潛力分析

我們(men) 通過對矽料、矽片、電池片、組件每一個(ge) 環節的產(chan) 業(ye) 現狀、工藝發展、設備迭代、盈利能力等多個(ge) 維度分析，最終的結論為(wei) 電池片及組件環節將成為(wei) 本輪光伏產(chan) 業(ye) 降本增效的主陣地。

根據我們(men) 的模型推演，當矽料價(jia) 格下降20%、電池片轉換效率通過TOPCon或HIT工藝提升至23.5%、組件通過疊瓦工藝增加7%的輸出功率、其他非矽成本(銀漿、鋁漿、玻璃、EVA、BOS等)假設成本下降帶來電站係統成本降低4%，則光伏電係統成本將降低28%，從(cong) 而實現全國大規模的發電側(ce) 平價(jia) 。

基於(yu) 此，我們(men) 認為(wei) 平價(jia) 上網具有較明確的實現路徑，樂(le) 觀情況下有望在2020年底實現。

矽料:長期存在明顯降本空間

從(cong) 成本端來看，電力在矽料成本中占比最大，占比為(wei) 44%，該項成本主要源自地域間的差異。因此矽料的成本降低方式可以通過在電價(jia) 較低的地區建廠等方式來實現。

從(cong) 工藝端來看，目前矽料端的比較成熟的工藝是改良西門子法，包括H2製備與(yu) 淨化、HCl合成、SiHCl3合成、合成氣幹法分離、氯矽烷分離提純、SiHCl3氫還原、還原尾氣幹法分離、SiCI4氫化、氫化氣幹法分離、矽芯製備及產(chan) 品整理、廢氣及殘液處理等工藝組成。

改良西門子法能夠顯著降低能耗，具備成本低、質量好等優(you) 點，但降本已到極限。

流化床法在2014年以後逐步應用，其電力成本較改良西門子法降低約50%;但是仍存在一些工藝上的難題，如產(chan) 品純度控製等。

從(cong) 矽料企業(ye) 的成本來看，根據智匯光伏的分析，按照1KG矽料對應280W水平測算，2019年新增裝機容量需求為(wei) 120GW-130GW，對應矽料需求為(wei) 42.8萬(wan) 噸-46.4萬(wan) 噸，這一區間內(nei) 對應矽料企業(ye) 成本線為(wei) 73元/kg-75元/kg(含稅)。即在現有的矽料產(chan) 能基準下，80元/kg的矽料價(jia) 格已處於(yu) 相對較低水平。

但另一方麵，以東(dong) 方希望和通威包頭為(wei) 代表的企業(ye) 依靠地域電價(jia) 較低和先進管理工藝，成功將矽料成本降至30元/kg以下。

隨著新建矽料產(chan) 能逐步向電價(jia) 較低的西部地區轉移，長期來看矽料仍具備明顯的降價(jia) 的空間。

矽片:金剛線切割滲透接近尾聲

矽片的工藝分為(wei) 兩(liang) 個(ge) 方麵:

一是長晶工藝，包括單晶矽的直拉法和多晶矽的鑄錠法，對應設備分別為(wei) 單晶矽生長爐和多晶矽鑄錠爐。

二是切片環節，目前主要采取金剛線切割的方式，對應的設備和耗材分別為(wei) 切片機和金剛石線。

從(cong) 成本端來看，扣除矽料的影響外，對單晶矽片成本影響最大的是拉棒設備和金剛線，對多晶矽片成本影響最大的是鑄錠設備和金剛線。

電池片:技術迭代正當時

我們(men) 認為(wei) ，電池片及組件環節將成為(wei) 本輪光伏產(chan) 業(ye) 降本增效的主陣地。主要基於(yu) 兩(liang) 點原因:

1.從(cong) 產(chan) 業(ye) 鏈成本敏感係數來看，“增效”的效果較“降本”更優(you) 。電池片轉換效率提升1%或組件通過減少封裝損失提高15W的封裝效率，光伏地麵電站建站成本將降低5%，這一係數明顯高於(yu) 矽料端及矽片端的成本改善。

2.從(cong) 技術迭代角度來看，矽料和矽片端的工藝和設備均已較為(wei) 成熟，新的技術尚未取得突破，而電池片和組件正處於(yu) 技術迭代進程之中。

組件:疊瓦技術蓄勢待發

組件的工藝及設備介紹

光伏組件定義(yi) :單體(ti) 太陽電池不能直接做電源使用，電源必須將若幹單體(ti) 電池串、並聯連接和嚴(yan) 密封裝成組件。

由於(yu) 單片太陽能電池片的電流和電壓都很小，因此組件首先將電池片串聯獲得高電壓，再並聯獲得高電流後，通過一個(ge) 二極管(防止電流回輸)然後輸出。

同時，電池片通常被封裝在一個(ge) 不鏽鋼、鋁或其他非金屬邊框上，然後安裝好上麵的玻璃及背麵的背板、充入氮氣、密封。

組件的具備八大工藝流程:1焊接;2層疊;3層壓;4EL測試;5裝框;6裝接線盒;7清洗;8IV測試。具有九個(ge) 核心部分:1電池片、2互聯條、3匯流條、4鋼化玻璃、5EVA、6背板、7鋁合金、8矽膠、9接線盒。

組件市場空間:2017年全國組件總產(chan) 能為(wei) 105.4GW，目前一條250MW的產(chan) 線對設備投資額約2300-2400萬(wan) 元，1GW組件產(chan) 能對應設備需求為(wei) 9000萬(wan) 元，因此我國組件設備市場存量空間約95億(yi) 元。

動態來看，根據我們(men) 數據庫統計，截止到2018年底全國前十大組件廠商在建產(chan) 能超過28GW，對應市場為(wei) 25億(yi) 元。

從(cong) 具體(ti) 設備來看，組件設備企業(ye) 如先導智能、金辰股份基本涵蓋組件設備全產(chan) 品線。奧特維等公司在串焊機、層壓機等領域具備細分優(you) 勢。

小結:平價(jia) 上網沙盤推演

基於(yu) 上文中對全產(chan) 業(ye) 鏈各環節降本增效潛力的分析，我們(men) 對光伏平價(jia) 上網進行沙盤推演，推演結果如下:

1.矽料:主要通過降本方式，假設矽料價(jia) 格下降20%，將導致電站成本下降2%;

2.矽片:預計降本及增效均較難實現;

3.電池片:主要方式為(wei) 增效，PERC+或HIT工藝的實現，假設將光伏電池轉換效率從(cong) 20.5%提升至23.5%，將導致電站成本下降15%;

4.組件:主要方式為(wei) 增效，假設疊瓦技術得到運用，發電量增加7%，將導致電站成本降低7%;

5.其他:主要指非矽成本，包括銀漿、金剛線、鋁漿、玻璃、EVA、BOS成本等，假設非矽成本的降低帶來電站成本降低4%。

在以上假設前提下，光伏電站係統成本將降低28%，從(cong) 而實現全國大規模的發電側(ce) 平價(jia) 。我們(men) 認為(wei) 有兩(liang) 點需重點關(guan) 注:一是從(cong) 全產(chan) 業(ye) 鏈梳理來看，“增效”帶來的成本降幅遠高於(yu) “降本”;二是從(cong) 目前來看平價(jia) 上網仍有較大難度，樂(le) 觀情況下預計上述假設條件有望在2020年底實現。