报告摘要
■产业规模不断扩大，技术创新促进产业链降本增效：光伏产业链的上游是晶体硅原料的采集和硅棒、硅锭、硅片的加工制造，产业链的中游是光伏电池和组件的制造，产业链的下游是光伏电站系统的集成和运营。近年来，随着技术的进步，产业链各环节产能规模持续扩大，成本持续下滑，效率不断提升，从而推动我国光伏装机规模出现爆发增长，截至2017年上半年，光伏累计装机预计突破100GW。但由于补贴拖欠、上网电价下调等影响，我们认为，在实现平价上网前，光伏装机增速将趋缓，光伏行业将在平价上网到来后焕发第二春。
■摆脱补贴依赖实现市场化驱动是新能源发展的必由之路：光伏行业是依靠补贴发展起来的，目前由于光伏度电成本依然较高，仍需要依靠补贴驱动，但是补贴不断下降、补贴拖欠严重等问题反过来又制约了光伏行业的发展。因此，对于光伏产业来说，摆脱补贴依赖实现市场化驱动是必然趋势，而实现这一转变的关键在于光伏要实现平价上网。
■光伏平价值得期待，降低系统成本和提高发电量是关键：实现发电侧平价是光伏产业发展的终极目标，近年来，在产业链各环节成本下降和效率提升的推动下，光伏系统投资成本大幅下跌从而带动了光伏度电成本的持续下滑。根据分析，我们得出如下结论：1）按照十三五规划制定的标杆电价调整目标，我们预计II类和Ⅲ类资源区将在2020年率先实现平价上网，I类资源区将在2021年实现平价上网；2）若光伏系统投资成本在2020年降至4.1元/w以下，II类和Ⅲ类资源区将实现平价上网，若成本在2020年降至4元/w以下，三类资源区都将实现平价上网；3）根据敏感性分析，系统投资成本的下降和发电量的提升是降低LCOE实现平价上网的关键；4）运维成本的下降、融资利率的下降、增值税等税收的优惠以及弃光限电改善带来发电小时数的提升等都将加快光伏平价上网时代的到来。
■投资建议：实现光伏平价上网是大势所趋，降低产业链各环节成本同时提升发电效率是降低LCOE实现平价上网最为关键的两个方面。从投资角度而言，具备成本优势和效率优势的企业必将成为推动光伏实现平价上网的中坚力量，重点关注：通威股份、隆基股份、中来股份、阳光电源和东方日升，另外，由于分布式光伏不受标杆电价下调影响且直接在用户侧并网，因此，我们看好分布式光伏运营龙头林洋能源。
■风险提示：光伏标杆上网电价下调幅度高于预期、产业链各环节成本下降幅度低于预期、弃光限电改善低于预期等。
报告正文
1. 我国光伏行业发展回顾
1.1. 制造业发展情况：产业规模不断扩大，技术创新促进产业链降本增效
光伏产业链的上游是晶体硅原料的采集和硅棒、硅锭、硅片的加工制造，产业链的中游是光伏电池和光伏电池组件的制造，目前晶硅电池分为单晶硅和多晶硅两种，产业链的下游是光伏电站系统的集成和运营。
1.1.1. 多晶硅：产能持续扩张，进口替代空间大，改良西门子法仍将是主流工艺
多晶硅是光伏产业链最上游，该环节技术门槛高，具有一定的垄断性。2008年前，多晶硅生产技术被国外垄断，主要供应商集中于欧洲、美国和韩国，但在国内光伏市场迅猛发展的推动下，经过十多年的发展，我国企业逐步掌握了多晶硅生产技术，多晶硅产业已初具规模。2016年，我国多晶硅生产保持持续增长势头，全年开工的多晶硅企业有17家，有效产能达到21万吨，产量达到19.4万吨，同比增长17.58%，占全球总产量的48.5%，产能利用率达到92.4%。
从竞争格局来看，经过2008~2012年的低谷，多晶硅市场的落后产能已逐步退出，行业利润率恢复至正常水平，产业整合进一步深化，全球及我国多晶硅市场均呈现寡头竞争的格局。2016年，全球前十大多晶硅企业总产量达到31.3万吨，同比增长17.1%，约占全球总产量的78.3%，其中江苏中能以7万吨的产量位居全球首位，德国Wacker公司以6.6万吨的产量位居次席，韩国OCI、美国Hemlock分别以6万吨、2.5万吨位居第三、第四位。国内多晶硅产业行业集中度同样较高，2016年，全国产量排名前十的企业产能总计达到18.2万吨，产量约为17.5万吨，分别占全国总产能、产量的86.7%和90%。其中，产量规模排名前三的企业分别为江苏中能、新特能源和洛阳中硅。
虽然我国多晶硅产业发展迅猛，产能和产量持续扩张，但由于相对于下游硅片、电池片和组件来说，我国多晶硅产业发展相对滞后，长期受海外厂商的垄断和压制，时至今日，我国多晶硅产业仍需大量进口。据海关数据统计，2016年我国累计进口太阳能级多晶硅13.6万吨，同比增加20.3%。在进口地方面，由于我国对韩国企业征收的“双反”税率较低，2016年，来自韩国的多晶硅产量在进口总量中的占比超过50%。可以预期的是，由于我国光伏产业链下游对多晶硅的需求将保持旺盛，我国仍需大量进口多晶硅，但随着国内新建及扩产产能陆续投产，我国多晶硅的自产比率将呈上升态势。
■ 改良西门子法仍将是主流，硅烷流化床法市场份额将有所增加
1955年，德国西门子开发出以氢气（H2）还原高纯度三氯氢硅（SiHCl3），在加热到1100℃左右的硅芯（也称“硅棒”）上沉积多晶硅的生产工艺；1957年，这种多晶硅生产工艺开始应用于工业化生产，被外界称为“西门子法”，改良西门子法即在西门子法的基础上增加了尾气回收和四氯化硅氢化工艺，实现了生产过程的闭路循环，既可以避免剧毒副产品直接排放污染环境，又实现了原料的循环利用、大大降低了生产成本。改良西门子法生产工艺相对成熟，一直是多晶硅生产最主要的工艺方法，国内采用改良西门子法生产的多晶硅占据我国总产量的98%。
改良西门子法生产成本持续降低。多晶硅的生产成本中，能源、原料和折旧是多晶硅生产中比例最大的三项成本，分别占到总成本的39-46%、21-19%、19-12%，影响成本的关键是能源消耗和原料消耗。近年来，基于改良西门子法的多晶硅生产能源消耗降低显著，从2009年的综合能耗40.06kgce/kg，降低到2016年的12.28kgce/kg，降幅达69.4%。原料消耗包括三氯氢硅、硅粉、四氯化硅等，最终集中体现在硅耗上，目前先进企业的指标已达到1.15kg硅/kg-Si，接近理论值，降本空间已极为有限。
由于改良西门子法降本空间已较为有限，近年来硅烷流化床法开始受到业界的广泛关注，国际上REC和SunEdison采用硅烷法生产颗粒硅已超30年，江苏中能2015年开始试运行硅烷流化床工艺。硅烷流化床法是将硅烷通入加有小颗粒硅粉的流化床(FBR)反应炉内进行连续热分解反应，生成粒状多晶硅。与改良西门子法相比，硅烷分解后产生的尾气主要是氢气，易于回收利用，硅烷法分解和尾气回收环节物料周转量少，投资省，且硅烷分解温度低，电耗低，便于采用流化床连续生产，其缺点在于易燃易爆具备安全隐患，制成的多晶硅纯度相对较差，成本相对更高。我们认为，随着技术的进步以及产业的逐步重视，硅烷流化床法的市场份额将会有所增加，据2016版《中国光伏产业发展路线图》预测，到2020年，硅烷流化床法占比有望达到8%。
1.1.2. 硅片：金刚线切割在多晶领域有望快速发展
我国硅片在全球范围占据着主导地位。2016年，全球硅片有效产能约为100GW，同比增长19%，其中中国大陆约为81.9GW、中国台湾约为6.5GW、韩国约为3.2GW、欧洲1.8GW，全球硅片产量约为74.8GW，同比增长24%，其中中国产量64.8GW，同比增长35%，全球占比达到86.6%。
硅片产业目前竞争格局稳定，产业集中度较高。2016年，我国前十大硅片企业产能达到58.2GW，约占全国总产能的71%，同比提升近8个百分点，产量约为47.6GW，约占全国总产量的73.5%，产业集中度远高于电池和组件环节。保利协鑫和西安隆基分别是全球多晶硅片和单晶硅片生产规模最大的企业。
切片技术方面，金刚线切割相对于传统的砂浆切割，具有切割速度快、单片损耗低、切割液更环保等优点。使用金刚线切片首先可带来单位产能耗硅量的减少，从而较大程度地减少了硅片的硅成本和折旧等，这也是金刚线切片代替砂浆切片最重要的驱动因素；其次，由于单次切割的出片数量更多且耗时更短，金刚线切割可带来产能的提升；最后，使用金刚线切割所需的辅材成本更低。
2015年以来，单晶由于硅片端金刚线切片的导入实现了成本的快速下降，从而带来了单晶电池性价比的大幅提升。目前，金刚线切割在单晶硅领域已经得到广泛应用，多晶切片还是以砂浆切割为主，金刚线切片用于多晶硅片切割的主要障碍在于使用金刚线切割的多晶硅片反射率更高，常规的多晶制绒工艺难以达到很好的效果，解决这一缺陷目前主流的技术路径是在电池片环节采用黑硅技术，黑硅技术可降低多晶电池片的反射率从而提升转换效率。从电池制造商角度看，截至2016年底已上黑硅产能的企业包括晶科、阿特斯、晶澳、天合、协鑫集成、比亚迪、中节能等诸多业内的大中型企业，有效产能接近3GW。由此可见，多晶金刚线切割与黑硅技术的结合将带来成本与效率的双重优势，这使得多晶硅片性价比优势有望持续，并继续维持较高的市占率。
1.1.3. 电池片：产业规模持续扩大，高效电池产业化进程加快
将硅片加工为电池片是实现光电转换的核心步骤，我国电池片产业起步较早，是我国的传统优势产业。截至2016年底，我国电池片总产能约为63GW，同比增长18.9%，产量约为51GW，同比增长24.4%，为全年全球产量的68%。
电池片产业集中度较高，2016年，我国前十大电池片企业产能达30.7GW，约占全国总产能的49.2%，产量约为26.36GW，约占全国总产量的51.7%，产业集中度较高，排名靠前的十家企业产能规模均达到了1.5GW以上。其中，晶澳、天合光能的电池片产能达到了4.5GW以上，产量规模位居国内前两位。此外，部分企业在2016年大举进入光伏电池片生产环节，如通威太阳能、江西展宇等，而隆基（乐叶）、江苏中来、协鑫集成等再2016年也加速在电池片领域布局。
晶硅电池分为单晶硅和多晶硅两种，相比之下，多晶硅产线技术门槛较低，资金投入少，转换效率较低，在光伏应用大规模推广的初期迅速占领了市场。近年来，随着单晶电池效率不断提升、单晶硅片金刚线切割的导入带来成本的快速下降，单晶电池的性价比有了显著提高，同时，2016年中国继续实施“领跑者”计划以及分布式的快速发展，市场对高效产品的需求增大，促使终端市场对单晶产品的需求增加。2016年，单晶组件渗透率提升至27%，据EnergyTrend预计，2017年有望进一步提升至35%。目前，规模化的单多晶电池平均转换效率分别达到19.8%和18.5%，采用PERC电池技术的单多晶电池则进一步使效率提升至20.5%和19%。
PERC是目前最为成熟高效的电池技术，产业化进程加快。根据国际光伏技术路线图，过去6年（2011-2016）产业化的电池效率以每年0.3%的速度增长，但是主要是针对晶体硅光伏电池的迎光面改进。随着相关工作进入瓶颈，光伏行业开始把注意力放到电池的背光面，推动PERC（Passivated Emitter Rear Cell）——发射极及背面钝化电池技术产业化。PERC电池与常规电池不同之处在于背面，PERC电池采用了钝化膜来钝化背面，取代了传统的全铝背场，增强了光线在硅基的内背反射，大幅降低了背面的复合速率，从而使电池的效率提升0.5%-1%。作为当前光伏制造企业进行技改后所获得投入产出比最高的电池产品，PERC产线单多晶兼容，只需增加背钝化及激光开孔两道工序，每条120MW产线增加的成本不超过600万美元，约等于量产时额外增加4美分/瓦的制造成本，效率却可以显著提升。据中国光伏行业协会和Taiyangnews统计的数据，2015年，PERC产能高达约4.9GW，产量约3GW，2016年，产能和产量分别有望达到约11.8GW和8.1GW，截至2017年初，我国企业已建成及规划布局的PERC电池产能超过14GW，产业化进程明显加快。
多晶领域全面推广金刚线切+黑硅+PERC，单多晶性价比之争再起。前两年单晶在金刚线切割上取得的降本成果给多晶带来压力，倒逼多晶企业全面推广金刚线切割技术。据多晶龙头保利协鑫表示，2017年7月份其多晶金刚线切片产能将达1亿片，占据总产能三分之一，预计年底将全部改造完成。多晶的金刚线切片若能大规模放量，将导致单位产出增加，辅材消耗降低，切片成本可下降约0.4-0.6元/片。与此同时，和金刚线切割相匹配的黑硅制绒技术正在日臻成熟的过程中，相较于常规硅片产品，黑硅片转换效率可提升0.2%-0.4%，可提升组件（60篇片型）输出功率5瓦左右。目前高效多晶电池转换效率可以达到18.6%，若叠加0.4%黑硅制绒和1%PERC技术，“金刚线切+黑硅+PERC”技术可以促使多晶电池量产效率达到20%。据《中国光伏行产业发展路线图》预计，多晶黑硅+PERC市场份额有望从2016年的1%提升至2020年30%。降低成本提升效率是光伏行业永恒的主题，对于多晶来说，金刚线切+黑硅的引入将带来成本端的下滑同时叠加PERC技术后又能带来效率的提升，性价比将显著提升。随着多晶黑硅2017年下半年有望实现量产，我们预计单多晶产品路线之争将再次掀起，进一步倒逼企业降本增效提升性价比，从而降低光伏发电的度电成本，促进光伏平价上网的实现。
1.1.4. 组件：成本不断下滑，效率不断提升
根据对全国224家光伏组件企业的不完全统计数据显示，2016年，我国组件总产能约为84GW，组件产量达到57.7GW，同比增长26%，约占全球总产量的74%。在产品类型方面，基本上全部为晶硅电池组件，薄膜组件产量约为200MW，聚光组件产量约为20MW。
产业集中度高。我国排名靠前的20家光伏组件企业在国内的总产能达到50.7GW，同比增长20%，产量达到40.1GW，同比增长近30%约占全国总产量的74.7%，同比增加近3.7个百分点。其中，前十家组件企业产量达31GW，同比增长5GW，约占全国总产量的57.7%。这十家企业中，有8家跻身全球前十，其中晶科能源跃居全球组件产能和产量首位。
组件生产成本持续下降。面对系统终端的平价上网压力，光伏组件价格不断下跌，在市场倒逼机制作用下，国内的组件厂商都在积极应对，积极通过扩大生产规模、提升产品转换效率和降低耗材成本等方式来降低组件生产成本。根据我国主要组件企业披露的数据，至2016年底，我国主要晶硅电池企业生产成本基本降至0.4美元/瓦左右，领先企业的垂直一体化组件生产成本已降至0.32美元/瓦的水平，同比下降17%左右，与2011年底的0.9美元/瓦相比，降幅高达64%。随着金刚线切割及黑硅制绒技术的大规模应用，组件生产成本仍将持续下降，阿特斯和晶科均分别预计，到2017年组件成本将下降至0.29美元/瓦和0.3美元/瓦。
从组件各类原辅材料等成本构成看，硅片成本约占组件成本的40%，背板、边框、玻璃等成本占比各约6-7%。如果就组件加工环节而言，电池片成本约占组件成本的49%，辅材中除银浆仍主要依赖进口、背板国产率略低外，其他几种辅材国产化程度均较高，未来的降本空间有限，后续的成本下降更多需要通过降低每瓦耗材量，即通过提高电池效率来实现，由于组件成本是按照瓦数来衡量，提高电池效率可摊薄每瓦的耗材量，因此，通过提高组件效率来降低每瓦的生产成本将成为未来的主要降本方向。
组件转换效率及输出功率持续提高。降低度电成本以实现平价上网已成为当前产业发展的关键，而度电成本的下降又依赖于组件成本的下降，提升单位面积的组件功率输出无疑是降本的关键，为此企业开始对电池产线进行PERC、黑硅、N型技术技改、对组件环节采用半片、叠片、MBB技术等来提升电池转换效率，从而提升组件效率。2012年以来，组件效率提升速度较快，基本上每年以近0.3个百分点在提升。2016年，单多晶组件的平均转换效率已分别达到17%和16.1%，主流的60片多晶和单晶电池组件功率已分别达到265W和280W，使用PERC技术的单晶和采用黑硅技术的多晶电池组件功率则可达到290W和270W。据《中国光伏行产业发展路线图》预计，未来十年，随着技术的进步，各种电池组件基本上以每年一个档位（5W）的增加速度向前推进。
1.2. 电站运营发展情况：装机趋缓，分布式迎来快速发展
2016年，全球光伏应用市场快速发展，全年新增装机73GW，同比增长37.7%，累计装机容量达到303GW。传统光伏应用市场如中国、美国、日本等继续领跑全球，新兴市场如印度、拉丁美洲各国及中东地区发展迅速。中国市场受上网电价政策调整所带来的抢装影响，2016年光伏新增装机达到34.54GW，同比增长超过128%，连续四年成为全球第一大光伏应用市场。
光伏装机增速趋缓。受标杆电价下调影响，2016年我国光伏新增装机达到创纪录的34.54GW，同比增长超过128%，截至2016年底，我国光伏累计装机容量达到77.42GW，同比增长79.3%。由于光伏上网电价在2017年6月30日后将再次下调，上半年行业仍然面临抢装，根据国家可再生能源中心对主要企业及行业资讯机构相关信息分析，预计2017年上半年，我国光伏发电新增装机容量达到24GW，超过去年同期的21GW，其中，6月新增装机达到13GW，累计装机超过101GW。由于2016年上半年国内的抢装潮较为猛烈，三季度装机急速下滑，令市场担心今年会重演去年三季度的状况，但我们认为，今年下半年国内光伏市场将在领跑者计划、光伏扶贫项目以及分布式的带动下继续发展，全年光伏装机容量有望超过40GW。由于为实现光伏平价上网的目标，光伏标杆上网电价已进入下行通道，光伏企业面临着较大的降本压力，同时下调电价带来抢装的边际效应在递减，因此，我们认为，在实现平价上网前，光伏装机增速将趋缓。
分布式迎来快速发展。根据2016年12月份出台的最新电价政策，三类地区的光伏发电标杆电价均大幅下调，而分布式上网电价维持不变，这体现了政策层面对分布式的支持。事实上，2017Q1，光伏新增装机7.21GW，其中，集中式光伏电站新增装机4.78GW，同比下降23%，分布式光伏新增装机2.43GW，同比增长151%，新增装机呈现集中式光伏电站降速和分布式光伏发电提速的态势。根据国家可再生能源中心预计， 2017年上半年，分布式光伏新增装机7GW，为2016年同期新增规模的近3倍，预计全年有望达到14GW。另外，根据《太阳能“十三五”规划》，到2020年，分布式装机规模将达到60GW。而截至2016年底，分布式光伏累计装机10.32GW，按照规划，2017-2020年分布式光伏装机年均复合增速超过55%。
2. 脱离补贴依赖是新能源发展的必由之路
2.1光伏装机增速虽趋缓，但发展空间依然巨大
无论是装机量占比还是发电量占比，火电均占据着约70%的份额，为缓解环境污染的压力以及摆脱能源结构过于单一的局面，国家层面一直致力于调整能源结构，降低火电的比重，增加风电、光伏等可再生能源的比重。事实上，近年来，我国火电发电量占比持续下滑，风电、光伏等可再生能源占比持续上升，但占比依然较小。截至2016年，我国光伏累计装机占比仅5%，全年发电量662亿千瓦时，占比仅1.1%。根据《可再生能源发展“十三五”规划》，到2020年，非化石能源占一次能源消费比重将达到15%；到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到20%。因此，从能源结构调整的角度来看，我们认为光伏未来的发展空间依然广阔。但不可否认的是，随着装机规模的持续扩大，光伏行业的健康发展面临着诸多问题，比如补贴不断下降、补贴拖欠、弃光限电等问题已成为制约光伏等新能源发展的重要因素。
2.2光伏发展面临诸多瓶颈，平价是关键
2.2.1补贴持续下降
2016年12月，国家发改委发布《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》，对三类电价区的光伏发电标杆电价均进行了调整，其中Ⅰ类地区电价下调0.15元/kwh、Ⅱ、Ⅲ类地区降低0.13元/kwh，降价后的电价水平分别为0.65元/kwh、0.75元/kwh、0.85元/kwh，新电价政策自2017年1月1日开始执行。同时，通知规定光伏发电标杆上网电价暂定每年调整一次。另外，按照国家能源局发布的《太阳能发展十三五规划》中提出的成本目标（到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上），则2020年光伏发电标杆电价三类地区需要达到0.45-0.5元/kwh，如果每年调整一次，每次下调的幅度预计为0.06-0.12元/kwh。由于当前光伏度电成本依然较高，光伏行业的发展依然依赖于政府补贴，而标杆电价的逐年下调意味着光伏产业链面临着较大的降本压力。
2.2.2.补贴拖欠问题严重
2012年以来国家共颁布了6次可再生能源补贴目录，最近一次颁布时间是2016年9月，目录涵盖2013年8月至2015年2月并网新能源电站，这意味着其后并网发电的项目一直没有拿到电价补贴。目前正在申报中的第七批补贴目录项目要求是2016年3月底前完成并网发电，意味着仍有大批项目尚在门槛之外。据我们统计，前6批可再生能源补贴目录规模合计约159GW，其中，风力发电106GW，光伏发电34GW，生物质发电19GW，而截至2016年底，我国风电累计并网容量149GW，光伏累计并网容量77GW，这意味着在不考虑增量并网的情况下，还有43GW的风电项目和43GW的光伏项目尚未纳入补贴目录中。补贴不能按时发放，影响了新能源发电运营企业的现金流，严重影响企业投资的积极性。
2.2.3.可再生能源补贴资金缺口巨大
补贴拖欠问题的核心在于我国可再生能源发展基金一直面临着较大的缺口。我国从2006年1月1日起，开始征收可再生能源发展基金，虽然从最初的0.002元/kWh历经5次调整至0.019元/kWh，理论上我国每年可征收的可再生能源基金超过900亿元，但由于种种原因，我国可再生能源基金实际征收的额度远小于理论上的征收额度，导致我国可再生能源基金一直面临着较大的缺口。据我们测算，2016年可再生能源需要补贴的金额合计达到824亿元，当前缺口预计超过600亿元。虽然标杆电价逐年下调，补贴逐年退坡，但由于光伏、风电电站补贴年限是20年，且随着新能源并网容量的逐年扩大，可再生能源基金的缺口依然会越来越大，巨大的缺口也是限制我国新能源发展的重要因素。
2.2.4.弃光限电问题严重，光伏发电小时数逐年下降
并网消纳是影响光伏发电能否真正发挥能源效应以及能否具有经济性的关键性因素，近年来随着我国光伏并网容量的扩大，集中式光伏电站出现了较为严重的弃光限电问题。2016年，全国弃光电量74亿千瓦时，相对2015年弃光电量49亿千瓦时，增加了51%，全国光伏发电设备平均利用小时数1142小时，同比下降约80小时。2016年5月27日，国家发改委、能源局下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，核定了风电、光伏发电重点地区最低保障收购年利用小时数，从实施情况来看，2016年，山西和黑龙江达到光伏发电最低保障收购年利用小时数要求，内蒙古I类资源区、新疆、甘肃、青海I类资源区、宁夏、陕西、吉林、辽宁和河北等地区未达到要求，其中，新疆和甘肃实际利用小时数与最低保障收购年利用小时数偏差超过350小时。
2.2.5.从补贴驱动到市场驱动，光伏平价上网是关键
光伏行业是依靠补贴发展起来的，目前由于光伏度电成本依然较高，仍需要依靠补贴来驱动，但是补贴不断下降、补贴拖欠严重等问题反过来又制约了光伏行业的发展。因此，对于光伏产业来说，摆脱补贴依赖实现市场化驱动是必然趋势，而实现这一转变的关键在于光伏要实现平价上网。那么，何时实现平价上网？如何实现平价上网？
3. 光伏平价之路渐行渐近，降低系统成本和提高发电量是关键
3.1. 何时实现平价上网？
光伏平价上网分为发电侧平价和用电侧平价，目前光伏标杆上网电价在0.65-0.85元/kwh之间，工商业电价一般在1元/kwh左右，大工业电价一般在0.6~0.9元/kWh之间，如果在工商业侧并网，则光伏已经实现了平价上网，如果在大工业侧并网，则光伏已经接近实现了平价上网，而居民和农业售电电价由于享受国家的交叉补贴，价格较低，距离光伏电价还比较远。本文重点讨论何时以及如何在发电侧实现平价上网，即能在发电侧与火电上网电价竞争，而这也是光伏实现平价上网的终极目标。
由于光伏标杆上网电价逐年下调，而传统火电发电价格不断上涨，两者在未来的某个时间点必定会相交，而交点就是光伏发电平价上网的时间点。根据此前国家能源局发布的《太阳能发展十三五规划》中提出的成本目标（到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上），则2020年光伏发电标杆电价三类地区需要达到0.45-0.5元/kwh。另外，据我们统计，Ⅰ-Ⅲ类地区脱硫煤平价标杆电价分别为0.2818元/kwh、0.3391元/kwh、0.3915元/kwh。
据此，我们做出如下假设：
1、 Ⅰ-Ⅲ类地区光伏标杆上网电价分别逐年下调0.07元/kwh、0.09元/kwh、0.12元/kwh；
2、 Ⅰ-Ⅲ类地区脱硫煤平价标杆电价每年上涨6%。
根据假设条件，II类和Ⅲ类资源区将在2020年率先实现平价上网，I类资源区将在2021年实现平价上网。可以发现，光伏平价上网的进程取决于光伏标杆上网电价下降的幅度和速度，而下调标杆电价又取决于光伏发电成本的持续下降。
3.2. 如何实现平价上网？
光伏发电成本或度电成本一般是指平准发电成本（Levelized Cost of Electricity, LCOE），用于衡量光伏电站整个生命周期的单位发电量成本，LCOE 的计算公式为光伏电站整个生命周期的成本净现值除以整个生命周期的发电量净现值，即：LCOE=NPV（生命周期成本）/NPV（生命周期发电量）
生命周期成本净现值主要分为以下几个部分：
1、 电站项目资本金投资，减去项目运营结束后的残值净现值；
2、 电站项目融资还本付息净现值；
3、 电站运维成本（不含土地租金）净现值；
4、 增值税、所得税等税金净现值（考虑“三免三减半”和增值税抵扣）；
5、 折旧和运维等各项税收利益。
由于，残值率一般为0，因此，影响LCOE的因素有项目初始投资、贷款利率、运维成本、增值税、发电量等，而影响发电量的主要因素是发电小时数和系统衰减率等。以下我们给出一些基本假设，然后分析LCOE和各影响因素的敏感性。
假设条件：
1、 系统投资成本7元/w；
2、 年运维费用为系统投资成本的2%；
3、 折旧期20年；
4、 残值率0；
5、 贷款比例80%；
6、 贷款年限20年；
7、 贷款利率6%；
8、 电站运营期20年；
9、 增值税率17%（考虑增值税抵扣）；
10、所得税率25%（考虑三免三减半）；
11、折现率8%；
12、Ⅰ-Ⅲ类地区年利用小时数分别为1500、1300、1100；
13、系统首年衰减率2.5%，其后每年衰减0.7%；
14、装机规模1kw；
根据以上假设，在计算LCOE对某影响因素的敏感性时假设其他因素保持不变，对计算结果进行分析，我们发现，系统投资成本与发电量（利用小时数）是影响LCOE最重要的两个因素，其他诸如贷款利率、系统衰减率、增值税率和运维费率等因素对LCOE的影响较小。
通过以上敏感性分析可知，提高发电量和降低系统投资成本是降低LCOE实现平价上网最为重要的两个方面。
提高发电量主要通过提升发电小时数和提高系统效率来实现，发电小时数的提升主要取决于最低收购年利用小时数等保障消纳政策的执行情况以及特高压输电线路的投运情况，随着保障消纳政策的逐步落实以及特高压输电线路的陆续投运，弃光情况有望得到缓解，发电小时数将逐步提高。系统效率的提升主要依赖于技术进步，比如通过使用跟踪支架、采用1500V系统和双面组件来提高发电量。
根据我们对光伏发电侧平价上网的定义（光伏标杆上网电价等于脱硫煤标杆电价时运营商仍能实现8%的内部收益率），可计算出Ⅰ-Ⅲ类地区2017-2021年分别实现平价上网时系统投资成本和LCOE分别要求达到如下表所示：
光伏发电系统投资主要由组件、逆变器、支架、电缆等主要设备成本，以及土建、安装工程、项目设计、工程验收和前期相关费用等部分构成，其中，组件和逆变器等主要设备成本占比分别为45%和4%。组件和逆变器等主要设备成本的下降，以及组件转换效率提高带来的支架、电缆、安装等配套成本的下降，以及单位装机容量土地面积的节省，都将确保光伏发电系统成本的持续下降。
3.3. 结论：光伏平价值得期待
实现发电侧平价是光伏产业发展的终极目标，近年来，在产业链各环节成本下降和效率提升的推动下，光伏系统投资成本大幅下跌从而带动了光伏度电成本的持续下滑。根据以上分析，我们可以得出如下结论：1）按照十三五规划制定的标杆电价调整目标，我们预计II类和Ⅲ类资源区将在2020年率先实现平价上网，I类资源区将在2021年实现平价上网；2）若光伏系统投资成本在2020年降至4.1元/w以下，II类和Ⅲ类资源区将实现平价上网，若成本在2020年降至4元/w以下，三类资源区都将实现平价上网；3）根据上文敏感性分析，系统投资成本的下降和发电量的提升是降低LCOE实现平价上网的关键；4）运维成本的下降、融资利率的下降、增值税等税收的优惠以及弃光限电改善带来发电小时数的提升等都将加快光伏平价上网时代的到来。
4. 投资建议：紧抓成本、效率和分布式三条主线
4.1. 投资建议
实现光伏平价上网是大势所趋，降低产业链各环节成本同时提升发电效率是降低LCOE实现平价上网最为关键的两个方面。从投资角度而言，具备成本优势和效率优势的企业必将成为推动光伏实现平价上网的中坚力量，重点关注：通威股份、隆基股份、中来股份、阳光电源和东方日升，另外，由于分布式光伏不受标杆电价下调影响且直接在用户侧并网，因此，我们看好分布式光伏运营龙头林洋能源。
4.2. 重点标的分析
4.2.1. 通威股份：多晶硅成本优势显著，2GW高效单晶电池下半年投产
收购光伏资产，打造渔业+光伏双主业。公司是全球水产饲料龙头企业，2016年公司通过定增收购通威集团所持有的通威新能源、永祥股份及合肥太阳能，由此构建了多晶硅-电池片-光伏电站这一相对完善的光伏产业链，并形成渔业+光伏双主业的发展模式。2016年，公司
实现营业收入208.8亿元，同比增长11.24%；实现归属于上市公司股东的净利润10.2亿元，同比增长39.07%。
多晶硅成本优势显著，产能及利用率进一步提升。16年公司全资子公司永祥股份多晶硅产能1.5万吨，销售1.21万吨，产能利用率高达81%。根据公告，今年上半年随着技改项目的竣工，多晶硅产能达到2万吨，生产成本预计降至5.4万元/吨，远低于行业7万元/吨的平均成本，公司多晶硅成本优势显著。17年前3个月多晶硅月均产量超过了1300吨，其中3月份产量突破了1500吨。由于上半年光伏行业面临抢装，上半年行业装机达到24.4GW，多晶硅需求旺盛。另外，作为多晶硅循环经济产业链的重要组成部分，PVC、烧碱、水泥及其他化工产品业务以客户需求为导向，大力拓展销售渠道，优化销售结构，通过精益管理、技术改造，盈利能力得到较大提升。
晶硅电池产能利用率远超行业平均，2GW高效单晶下半年投产。合肥太阳能分别在合肥、成都具备2.4GW多晶电池及1GW单晶电池的产能规模，并与全球前十大组件厂商中的晶科、天合光能、阿特斯、晶澳、乐叶和协鑫集成建立了长期稳定的合作关系。2016年，公司多晶电池产能利用率达到113%，单晶电池产能利用率达到99%，产销率超过90%，均远超全球晶硅电池行业平均79%的产能利用率水平。公司多晶电池生产成本已降至1.2元/W以下，其中加工成本降至0.3元/W左右，对比行业内优秀企业的成本优势明显。另外，公司在17年初即启动了成都二期2GW高效单晶电池项目，预计将在17年9月建成投产，届时随着产能规模的进一步扩大，以及公司持续的各项降本增效措施，预计17年公司太阳能电池加工成本将较目前下降10-20%，盈利能力进一步增强。
投资建议：我们预计，公司2017年-2019年的净利润分别为13.7/17.5/22.0亿元，对应EPS 0.35/0.45/0.57元。维持买入-A投资评级，6个月目标价为7.5元。
风险提示：自然灾害风险、饲料销量不及预期风险、光伏装机低于预期等。
4.2.2. 隆基股份：单晶硅龙头企业，规模持续扩张
单晶龙头受益高效化趋势，整体盈利能力提升。2016年公司实现营业收入115.3亿元，同比增长93.89%；归属上市公司股东的净利润15.47亿元，同比增长197.36%。公司业绩增长主要是因为单晶市场占有率提升和毛利水平持续提升。 2016年度公司单晶硅片出货量达到15.18亿片，产销率达到106.71%；单晶组件产销率达到97.68%。与此同时，公司通过金刚线切割工艺、PERC电池技术等行业先进技术的产业化应用，使得2016年度硅片产品非硅成本同比降低33.98%，硅片和组件产品毛利率分别提升6.63Pcts和7.89Pcts，整体盈利能力得到大幅度提升。
产能规模持续扩张，单晶硅寡头格局清晰。截至2016年底，公司单晶硅片和组件产能分别达到7.5GW和5GW，是全球领先的单晶硅片和组件制造商。公司目前仍有16GW的硅棒/硅片、1GW电池片和2GW组件产能在建，预计到2017年底将达到12GW硅片、2GW电池片和6.5GW组件的产能，公司在单晶领域的市场地位将进一步稳固。公司预计2017年实现营业收入135亿元，其中：1）单晶硅片出货量目标19亿片约合9GW，组件出货量4.5GW；2）地面电站并网目标500MW，分布式电站并网目标560MW。产能规模持续扩张，将进一步巩固公司的领先地位，并推动公司业绩持续高增长。
海外市场加速布局。公司正加快海外市场布局，在收购 SunEdison马来西亚古晋工厂切片资产的基础上，投资扩建马来西亚 300MW 单晶硅棒、1GW 单晶硅片、500MW 单晶电池及 500MW 单晶组件产业链项目，目前已开始陆续投产。印度 500MW 电池和 500MW 组件项目也在积极推进中。海外产能的投放将为公司拓展国际市场提供有效的供应保障并带来新的增长点。
投资建议：我们预计公司2017-2019年的净利润分别为19.31亿元、23.04亿元和26.03亿元，对应EPS分别为0.97元、1.15元和1.30元。给予买入-A 的投资评级，考虑到公司单晶硅片将大幅扩产，行业龙头地位稳固，成长性确定，上调目标价至23.00元。
风险提示：国内新增光伏装机量不及预期，海外市场拓展进度缓慢或存在较大的经营风险，价格下行过快或成本下降低于预期的风险。
4.2.3. 中来股份：背膜龙头，高效电池加速布局
背膜龙头，业绩快速增长。公司是国内最大的太阳能电池背膜供应商，市占率国内第一。2016年9月，年产1200万平方米和年产1600万平方米涂覆型太阳能电池背膜扩建项目建成投产，带动公司业绩实现大幅增长，2016年，公司实现营业收入13.88亿，同比增长89.05%，实现归母净利润1.65亿，同比增长53.37%；2017年一季度，公司实现营业收入6.9亿元，同比增长161.54%，实现归母净利润7291万元，同比增长100.34%，业绩呈加速增长态势。
高效电池加速布局。2016年初，公司非公开发行股票募集资金拟投资建设“年产2.1GW N型单晶双面太阳能电池项目”，共建设14条生产线。截至2016年底，已有2条生产线建成投产（300MW）。预计到2017年年底，2.1GW产能将全部建成投产，届时公司将成为全球最大的 N 型单晶双面电池规模化生产企业。另外，公司与中建投资本、衢州绿色产业集聚区管委会发起设立新能源产业投资基金，规模54亿，公司认缴5亿，用于投资“中来衢州3GW N型单晶IBC双面太阳能电池项目”。今年4月，公司公告与中军金控新能源签署 600MW高效单晶组件采购合同，合同金额总计20.28亿元，合同的签订，证明公司的产品获得了市场的认可。随着光伏平价对高效电池需求的提升，公司的高效电池优势将进一步体现，订单有望加速落地从而带动公司业绩实现快速增长。
股权激励助力业绩维持高速增长。2016年9月底，公司公告股权激励方案，以19.61元/股的价格，向公司的董事、高管、中层、核心技术人员共计50人，定向增发436万股，同时方案要求锁定期为4年，解锁条件为以2015年净利润为基数，2016-2018年净利润增速不低于30%、70%、110%。
投资建议：我们预计公司2017-2019年的净利润分别为3.94亿元、6.19亿元和7.64亿元，对应EPS分别为2.16元、3.39元和4.18元。维持买入-A 的投资评级，6个月目标价64.8元。
风险提示：光伏装机需求低于预期，募投电池项目投产进度低于预期等。
4.2.4. 阳光电源：新品助力逆变器龙头竞争力进一步提升，电站系统集成业务稳步增长
新品助力逆变器龙头竞争力进一步提升。根据公告，公司2016年光伏逆变器出货量约11.1GW，出货量全球排名第一。2016年公司太阳能光伏逆变器实现营收24.94亿元，同比增长16.05%，毛利率33%，业务占比41.54%。在2016 Asia Solar亚洲光伏展会上公司发布的1500V组串逆变器SG80HV，逆变器替代传统SVG设备已在多个电站应用，新产品的成功推广，在未来将进一步增强公司光伏逆变器产品在国内外市场的竞争力。
电站系统集成业务稳步增长。2016年公司光伏电站系统集成业务实现营收32.85亿元，同比增长45.14%，占比54.72%，使整体主营业务业绩稳步提升。2016年公司建设的山西大同50兆瓦智慧光伏电站成功并网发电，同时中标光伏“领跑者”基地项目。公司年报披露，在淮南着手投资建设先进浮体研发制造基地，全部建成投产后浮体年产能规模可达1000MW，为公司未来业绩持续增长提供保障。
合作三星SDI积极拓展储能业务，后期市场有望实现高增长。2016年储能逆变器业务营收7857万元，占比1.31%。2014年公司与三星SDI株式会社进行战略合作，充分发挥三星SDI公司在锂离子电池的优势和公司在储能逆变器、光伏、风电领域的优势，提前布局储能产业，抢占技术制高点。2016年7月8日，子公司阳光三星储能电源实现投产，年产能2000MWh电力储能设备，为西藏双湖微网系统、甘肃金昌100MW光伏电站等多个项目提供锂电池、储能逆变器、能量管理系统等核心设备。未来几年，随着国家政策的积极引导和储能技术的大幅进步、成本大幅下降，公司储能业务在光伏风电储能、电网削峰填谷、微网发电等领域有望获得快速增长。
投资建议：我们预计公司2017-2019年的EPS分别为0.47、0.55、0.63元，业绩增速分别为20%、17.9%、13%。维持公司买入-A 的投资评级，6个月目标价为14.00元。
风险提示：政府补贴政策不达预期、储能政策不及预期、竞争加剧风险。
4.2.5. 林洋能源：分布式光伏电站加速建设，布局N型高效单晶电池组件
分布式光伏运营龙头，电站加速建设。公司是国内分布式光伏运营龙头企业，2016年公司光伏电站发电收入4.91亿元，毛利率70.93%，预计净利润贡献2.4亿元，电站业务已成为公司利润的主要来源。基于对光伏行业的精准把握，林洋定位于东部分布式光伏电站的投资和运营。2016年，林洋分布式光伏电站由东部向中部延伸，形成以江苏为中心，辐射安徽、山东、河南、河北、辽宁等多个区域。截至目前，林洋各类光伏电站累计并网容量已达931MW，其中大部分电站地处东部、中部用电大省，可有效避免弃光限电，保障电站的高收益水平。预计2017年公司还将新增500MW装机，电站业务业绩有望翻倍增长。
布局N型高效单晶电池组件。由于补贴退坡，提高光伏电池及组件的输出功率、降低度电成本已经成为行业的发展方向，公司以6.7亿元布局的600MW N型单晶双面太阳能电池及组件项目发电量较单面电池可提高20%—30%，可充分提高光伏电站的经济效益，公司在光伏领域的竞争力将显著提升。
海外电表业务拓展提速助力智能板块稳步增长。2016年，公司通过控股立陶宛的电表企业ELGAMA，同时与兰吉尔公司保持稳固的战略合作关系，国外市场份额得以迅速提升，境外营收同比上升87.14%，海外电表业务拓展顺利。目前公司海外电表业务已成功进入欧洲、中东、南亚和东南亚等重点市场，获得批量订单，预计2017年海外销售将会快速增长。另外，2017年6月，公司公告预中标南网订单2.78亿，超过去年全年的2.42亿。海外业务的持续推进和南网的大额中标，将有望对冲国网招标的下滑，从而助力电表业务实现平稳增长。
投资建议：我们预计公司2017年-2019年EPS分别为0.40、0.47、0.55元，业绩增速分别为48%、17%、18%；维持买入-A 的投资评级，6个月目标价10.00元。
风险提示：电站推进不及预期，海外电表业务拓展不及预期，四表合一推广不及预期等。
4.2.6. 东方日升：光伏电站业绩快速释放，积极拓展海外市场
光伏产业链进一步拓展，注重自主研发创新能力。2016年，公司实现营业收入70.17亿元，同比增长33.41%；净利润6.89亿元，同比增长113.67%，其中，光伏电池片和组件业务营收占比62.36%，电池片产能达1.5GW、光伏组件产能达3.1GW，产能分布于宁波、洛阳、乌海等地。光伏电站业务营收占比11.55%，国内电站业务分布于浙江、江苏、湖北、山西、河南、安徽、内蒙古等地。通过收购斯维克公司发展光伏新材料业务，太阳能小系统及灯具、新能源金融服务业务增长迅速，实现光伏产业上下游产业链一体化布局。全年开展30余项自主创新项目，研发人员同比增长2.46%，研发费用同比增长26.23%，实现多晶电池片的转换效率突破19.10%，组件转换效率突破17.00%。
光伏电站迅速扩张，积极拓展海外市场。全资子公司日升香港、日升电力专注拓展海外电站布局，在德国、英国、意大利、保加利亚、罗马尼亚等地区累计投资建成总装机容量超过100MW的光伏发电项目，海外电站业务遍布欧洲、美洲、中亚、大洋洲。2016年海外营收占比37.68%，同比增长9.84%，海外项目营收规模较大，毛利率比国内高出近6个百分点。16年12月定增获批，将投资墨西哥100MW集中式光伏电站。海外市场发展重心从欧洲转移到墨西哥、印度等发展中国家，预计2017年公司将继续抢占新兴市场份额。
产业转型升级，布局重点转向下游终端市场。2016年，公司在光伏电池组件传统业务的营收占比同比减少17.59%，公司的盈利方向向下游光伏电站的开发、建设及运营转移，2016年光伏电站营收占比同比增长10.90%。通过定增为光伏电站项目筹集资金，加速光伏产业链下游市场的大规模布局。自2015年开始，子公司光合联萌、日升融资租赁开始提供新能源金融服务业务，通过这一举措，公司希望完成由光伏制造企业向光伏制造与能源金融服务企业的逐步转型，实现收入的可持续化。
投资建议：我们预计公司2017年-2019年的净利润分别为7.93亿、9.86亿、12.12亿，净利润增速分别为15.06%、24.38%、22.89%，维持买入-A 的投资评级，6个月目标价为17.6元。
风险提示：光伏装机低于预期，光伏电站盈利低于预期。
5. 风险因素
光伏标杆上网电价下调幅度高于预期、产业链各环节成本下降幅度低于预期、弃光限电改善低于预期等。
