2022-02-28 11:20:56
❀电站投资热情高涨，光伏产品出货量大增
“630”之后光伏下游需求并没有如行业预期遇冷，反而装机热情高涨，国内前三季度装机43GW，超过2016年全年装机量，其中分布式约15GW，地面电站28GW，全球装机预计将达到90-100GW。国内光伏制造业产能，占据全球的一大半。全球下游市场旺盛需求推动，产业链各环节产能利用率显著提升，产量大幅增加。前三季度多晶硅料、硅片、电池片、组件分别产出17万吨、62GW、51GW、53GW，对应增长17%、44% 、50%、43%。
❀ 国内领跑者、分布式、光伏扶贫驱动，下游装机持续增长
支撑“630”标杆电价下调之后国内需求的是领跑者、分布式和扶贫。能源局下发了2017-2020年四年的建设指标，其中每年分配8GW领跑者指标，这是继大同1GW、2016年5.5GW之后领跑者继续加码，未来四年将支撑大型地面电站装机，引领行业新技术、新标准。政策倾斜带动分布式爆发，下半年包括户用光伏在内的分布式开启高速增长模式，前三季度装机已经超过去年全年三倍，未来隔墙售电等配套政策出台，分布式在市场力量驱动下打开更大空间。
❀ 行业盈利分化，硅料、单晶硅片结构性盈利能力强
下游需求高涨带动光伏产品产量大增，硅片、电池、组件产出分别大增44%、50%、 43%，而多晶硅料由于产能释放速度相对较慢，且受检修、环保督查、进口限制等因素影响，产量弹性较小，增长率慢于中下游环节。这导致上半年硅料价格一路上扬，硅料厂商毛利率水平继续提升。
第二个值得关注的是硅片环节。单多晶是在硅片环节区分，由于单晶PERC+金刚线切割，实现成本下降和效率的提升，隆基目前硅片非硅成本已经降到1.5-1.6元/片，隆基乐叶单晶PERC电池转换率最高水平已经达到23.26%。多晶PERC效率提升小于单晶提升幅度，且多晶使用金刚线切割存在表面光反射问题，需要叠加黑硅技术。因此，目前单晶PERC+金刚线替代优势非常明显，且毛利率水平高于多晶，短期内替代趋势明确。
❀ 投资建议：
平价上网是光伏行业打破指标、补贴天花板，突破更大市场空间的根本，上游制造环节、下游投资运维都在通过降本增效等方式向平价上网努力。短期内需求大增推动弹性较大的硅料环节毛利率提升；中长期来看，拥有成本优势的企业抓住时间窗口期扩产能，推动行业向寡头垄断的格局靠拢。硅片环节单多晶开始区分，单晶金刚线切割+PERC 成本和效率优势显著，正在快速替代多晶份额。推荐通威股份、隆基股份，建议关注保利协鑫、大全新能源、中环股份。
❀ 风险提示：
或存在海外市场双反影响需求的风险；或存在下游需求增长不达预期，产品价格大幅下降风险。
1.“630”之后，行业长期增长驱动力已凸显
1.1. 比乐观更乐观的光伏行业
7月24日我们在《光伏行业龙头效应正在凸显》行业报告中探讨“630”之后，光伏行业是否会进入寒冬？从分布式、领跑者角度分析，乐观的预测2017年全年光伏装机将超过2016年34GW的装机量，冲击40GW新高度。
现在看来，乐观预测依然过于保守，截止三季度末，国内光伏新增装机量已经超过 43GW，其中地面电站装机27.2GW，分布式装机15.3GW，累计光伏装机达到120GW规模。其中分布式光伏装机的增速大超行业预期，以扶贫推动的户用分布式更远超行业预期。分布式、领跑者、光伏扶贫已经形成支撑国内光伏需求的三驾马车，预计全年光伏装机有望达到50GW的新高度。
国内光伏市场无疑已经成为全球最大的下游应用市场，自2013年起已经连续四年全球下游市场需求第一，累计装机量也连续两年全球第一。2016年国内新增装机34GW，全球新增装机77GW，国内市场占有率超过44%，今年预计国内装机有望超过50GW，全球预计装机90-100GW，国内下游市场占全球比例将超过一半。
光伏发电投资热情高涨不是国内独有，美国、印度、以及光伏新兴市场，下游装机也同样需求火爆。通过对比2010年-2016年全球主要光伏应用市场新增装机变化，可以看出欧洲、日本成熟市场装机量已经趋于平稳甚至下滑；中国、美国、印度依然呈高速增长；其他新兴国家也正在慢慢释放需求。2017年，中国、美国、印度三大快速增长市场预计将达到50GW、18GW、8GW装机量，由于中国市场需求火爆、美国201法案调查推动提前强装，挤压组件向印度市场的供应，可能导致印度市场低于10GW的装机计划。
此外，全球新兴光伏市场的增速不容小觑，根据中国光伏行业协会的一组数据：目前新兴市场中，装机规模超过1GW的国家和地区有24个，超过10MW规模的国家和地区有112个，已经制定光伏政策目标的国家有176个。光伏系统装机成本快速下降，越来越多的国家和地区有条件开发光伏发电，新兴市场将是接下来全球光伏新增装机的主要动力之一。
目前光伏制造环节，国内组件、硅片产能占全球产能已经超过70%，电池片略低于70%，只有硅料环节，国内产能占比尚不足一半。由于硅料之后的制造环节大部分产能位于国内，因此，每年国内光伏行业均需要进口大量多晶硅料。
国内光伏制造业产能，占据了全球的一大半。全球下游市场旺盛需求推动，产业链各环节产能利用率显著提升，产量大幅增加。根据中国光伏行业协会公布的数据，截止三季度末，光伏产业链多晶硅料、硅片、电池片、组件分别产出17万吨、62GW、51GW、 53GW，分别增长17%、44%、50%、43%。
1.2. 行业需求增加的驱动因素
影响光伏投资热情的因素是电站投资的内部收益率，影响收益率最主要的几个因素包括：期初投资成本、运维和融资成本、发电受益。光伏上网标杆电价下行成为常态化，度电受益下行直至与火力发电平价，光伏发电项目的理论单位收入未来将一直下行。
假设运维成本与融资成本一定的前提下，在实际运营中影响发电收入的因素有，发电小时数（是否存在弃光限电问题）、补贴发放问题。
从期初投资的角度来看，期初投资成本下降速度越快，内部收益率越高，当期初投资成本下降速度足以弥补标杆电价下降的速度，光伏电站投资收益将越来越高。
所以，光伏行业投资热情的内在驱动力，与期初投资成本下降、标杆电价调整、弃光限电改善以及补贴发放等问题相关。现阶段行业需求持续高涨，根本源于系统装机成本的快速下降，足以弥补标杆电价下调，平价上网已经值得期待；政策清扫弃消纳、补贴等问题，打破行业受指标和补贴限制的天花板，释放更大空间。
1.2.1. 国家政策清扫行业快速发展障碍，打开更大市场空间
2016年国内光伏弃光限电问题开始恶化，政策开始引导光伏建设由西部欠消纳地区向中东部消纳能力强的地区转变，由集中式的地面电站向分布式转变。2016年12月，能源局印发《太阳能发展“十三五”规划》，我们在当时的点评中总结为四个关键词：优化布局、产业进步、经济性、多元化。概括起来有四点：
1、分布式光伏要创新发展模式，结合电改进度全面推进；
2、地面电站要结合消纳能力和外送能力，优化布局、有序发展；
3、“光伏+”模式产业增收；
4、技术革新、成本下降，2020年实现用电侧平价上网。
1.2.1.1. 结合消纳、优化布局
截止到今年三季度末，新增光伏装机数据可以看出来，结合消纳、优化布局的调整已经发力，新增光伏装机增速最快的是华东地区，2017年前三季度增速80%，华中地区增70% ，而西北地区新增装机出现下降。
1.2.1.2. 全面推进分布式
除了空间分布在发生变化，政策调整的另外一个方向也在发力——分布式全面推进。分布式光伏不是一个新概念，国内开始鼓励光伏发展之初，就将分布式放在重要的位置， 2010年能源局出台的太阳能利用十二五规划中，计划到2015年建成光伏发电装机20GW，其中地面电站10GW，分布式10GW。但十二五期间，地面电站增长迅速，分布式增长缓慢。到2015年底，地面电站、分布式分别装机37GW、6GW。
2016年，光伏装机集中的西部地区弃光限电问题开始恶化，政策支持明显向分布式光伏倾斜：分布式光伏装机规模不受指标限制；0.42元/kwh的补贴不下调；备案简单；即发即补贴。叠加“630”之后地面电站标杆电价下调，光伏系统装机成本下降，维持补贴不变的分布式优势凸显。
2017年前三季度分布式新增装机15.3GW，超过去年全年分布式光伏新增装机的3倍；地面电站新增装机27.3GW，增速开始放缓。
可以看出，2017年一季度分布式装机热情已经燃起；二季度由于“630” 强装驱动，受标杆电价下调影响的地面电站面临抢装，导致单季地面电站占比上升；三季度单季分布式新增占比更加明显。如果说集中式地面电站是指标确定容量，那分布式就是市场力量驱动，在行业逐渐实现平价上网，摆脱指标、补贴限制的天花板之后，行业将打开、释放更大市场空间。
2.1.2. 降本增效，评价上网
IRR是驱动电站投资热情的关键。虽然“630”之后地面电站上网标杆电价下调，度电收益率下降。但是电站期初单位投资，2016年-2017年大幅下降，其中组件价格，2016年上半年3.8元/W，目前已经下降到2.7元/W的水平，下降幅度28.95%。随着组件转换率提升，单瓦BOS成本下降，系统投资成本由2016年7元/W以上，下降到5元/W-6元/W的水平。
按照2017年6月30日标杆电价调整前后水平，以2016年、2017年电站投资成本为基础，选取二类地区光照条件及标杆电价水平，测算地面电站、分布式项目投资收益率水平变化。
2.未来装机空间测算：热情仍将持续
自2013年复苏，光伏国内、全球装机量年终数据超过预期已经多次，一方面是国内巨大的终端市场迅速崛起；另一方面是光伏全球市场正在去中心化，成熟稳健、快速增长、新兴潜力结合的多元化市场正在形成，光伏政策驱动的大起大落减少，真正向高成长性行业切换。
光伏系统装机成本目前每年超过10%的速度下降，越来越多的国家开始投资或准备投资开发光伏发电产业；在成熟市场，越来越多的应用模式开始有经济性。我们认为到2020年，国内依然是全球光伏应用的主要市场，分布式、光伏扶贫、领跑者三驾马车拉动国内需求启动第二波快速增长。欧洲、日本市场趋于稳定，美国市场由于今年透支了部分2018年的指标，将2018年或新增装机有所下降，但中长期来看，美国新增市场容量非常可观。
2.1. 国内市场三驾马车拉动
国内市场目前单月数据来看，“630”之后装机热情依然很高，6月、7月受“630”前后抢装和递延效应的影响，出现畸高数据。8月、9月回归正常，单月装机量仍然高于上半年，足以证明“630”之后虽然标杆电价下调，但系统装机成本下降足以弥补电价下调对电站投资收益率的影响。通常四季度是光伏装机旺季，新增签单热情不减，明显比三季度的热度高。来自美洲市场订单，需求热情依然高。因此，四季度到明年，国内光伏装机需求依然可观。
而支撑“630”标杆电价下调之后国内需求的是领跑者、分布式和扶贫。
2.1.1. 分布式相对优势体现，新增装机占比大幅提升
下半年，地面电站标杆电价下调，且实行竞价上网，很多地区获得最终电价或低于三类地区规定的标杆电价。而2016年12月发改委对分布式光伏补贴不下调，继续保持0.42元/kwh的全电量补贴标准。加之，多地区为了鼓励当地分布式发展，纷纷给予市县级地方也会给予部分补贴，相对优势更加明显。
按照分布式光伏三种收益模式计算，全部自用、自发自用余电上网两种模式均比地面电站度电收益高，全额上网按照当地标杆电价，但是与地面电站相比，不受指标限制，从而操作简单成都优于地面电站。
国内分布式光伏项目不受能源局政策限制，细分行业不再是政策引导的波动性行业，而是市场驱动的成长性行业。截至三季度末，国内分布式装机已经超过15GW，较去年全年增长超过三倍。目前来看四季度订单好过三季度，预计全年分布式装机有望冲刺20GW。
2.1.2. 领跑者项目：每年8GW规模，形成高效产品需求强支撑
2015年核准的第一批领跑者项目——大同采煤沉陷区，已于五月下旬全面验收；第二批5.5GW部分已经于三季度末并网，剩余部分预计将于年底并网。2017年能源局下发2017年-2020年四年的光伏指标，计划每年建设8GW光伏领跑者基地项目。
未来大型地面电站将不再粗放式的发展，传统的光伏地面电站指标必然会收缩，但以“领跑者”模式的先进光伏技术产品应用基地形式进行规划建设，即可以引导电站空间分布、土地再利用，又可以承担先进技术孵化的平台。5.5GW的“领跑者”项目年底完成并网比较确定，同时，每年8GW的新增领跑者基地也是未来规模较大的光伏项目保证。
2.1.3. 智能微网示范项目+分布式能源就近消纳试点，园区分布式光伏进入发展快车道
能源局近期发布《关于公布首批“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目的通知》，首批示范项目共55个，首批示范项目原则上应于2017年8月底前开工，年底建成。示范项目优先使用国家能源规划所确定的各省（区、市）火电装机容量、可再生能源配额、碳交易配额、可再生能源补贴等指标额度。
根据，清华大学能源互联网创新研究院副院长高峰公开发言，此次申请能源互联网的项目共有300多个，获批55个，申请项目投资额大约3000亿元，获批项目的投资额近800亿元。根据中国能源研究会常务副理事长、国家能源局原副局长史玉波预测，“十三五”期间，能源互联网行业发展预计将维持18.5%的增长率。
分布式光伏示范园区应用是《太阳能发展“十三五”规划》重点鼓励的一个方向，如图所示。此次示范项目出台，多处风光储微网、光伏+充电车棚等创新模式列入。
分布式光伏发电项目,在园区内应用,就近售电收益可观,按照国补(0.42 元/kwh)+地补(0.3 元/kwh,3 年)+出售电价(按照园区内工商用户用电价格 9 折计算),度电收 入与并网、与地面电站相比,都更可观。智能微网示范项目出台,引导更多分布式光伏模式。
10 月 31 日能源局与发改委联合印发的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》, 启动分布式能源就近消纳试点,在试点区域选择上,优先选择电力需求量大、电网接入条 件好、能够实现就近入网并消纳,且可以达到较大总量规模的市县级区域,或经济开发区、 工业园区、新型城镇化区域等。
智能微网示范项目+分布式能源就近消纳试点,给工商业屋顶分布式项目带来一个解决 消纳和收益的突破口,按照我们前面测算的自发自用度电收益,工商业屋顶分布式收益率 远高于地面电站,有望进入快速增长通道。
2.1.4. 户用分布式进入爆发期
光伏扶贫政策推动下,今年无疑是户用分布式爆发的元年。2016 年国家发改委、国务 院扶贫开发领导小组办公室、能源局、国开行以及中国农业发展银行联合印发《关于可再 生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》,规划在 2020 年之前,重点在 16 个省的 471个县的约 3.5 万个建档立卡贫困村,保障 200 万建档立卡无劳动力贫困户每年每户增收3000 元以上。采用村级光伏电站(含户用)方式,每位扶贫对象的对应项目规模标准为 5 千 瓦;采取集中式光伏电站方式,每位扶贫对象的对应项目规模标准为 25KW。
7 月能源局印发《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》给出 2017 年-2020 年的指标规模,各省地区按照能源局下发的指标,陆续出台本省光伏安装指标计划。 可以看到一种现象,多个省市将 17 年的指标宣布全部用扶贫项目。目前已经发布扶贫文 件的省市中,河北、山西、吉林、山东、江西、河南、湖北、湖南、云南、广东,宣布将17 年能源局下发的指标,全部用于扶贫项目,共计 6.2GW,占到 17 年除 8GW 领跑者之 外指标的 43.06%。截止三季度末,国内已经出台 50 份国家、地方光伏扶贫政策法规。
截止 9 月底,浙江户用光伏已经超过 10 万户。
2.2. 成熟市场趋于稳定
以德国为代表的欧盟光伏成熟市场几年来在与多方的“双反”大战中逐步放慢了发展 的脚步。仅 2012-2016 年,德国太阳能光伏新装机容量从 7.5GW 降至 1.5GW,远低于政 府设定的每年 2.5GW 的目标。 近日,欧洲委员会公布了欧盟科研创新资助计划“地平线2020”。按照年度工作计划将有 22 亿欧元拨款投入清洁能源四个相关领域的项目:可再生 能源、能效建筑、电动运输和储存方案,其中,2 亿欧元支持研发生产欧洲下一代电池。 该举措可理解为欧盟为下一阶段的可再生能源市场发展做积极准备。
作为世界传统光伏大国,以太阳能的累计装机量评判,日本以 42.8GW 的规模已超越 德国成为全球第二大太阳能市场,仅次于中国大陆。但由于并网限制与 FIT 的调降的影响, 可以预期日本光伏市场将进入萎缩调整期。人口稠密、土地资源紧张等诸多因素,综合导 致成本较高的光伏可再生能源在缺失政策支持的情况下在市场需求端回归理性。
2.3. 美国空间依然很大,印度市场正在崛起
美国过去几年光伏装机量的大爆发得益于政府、公共事业的需求拉动。尽管进入 2017年美国市场进入补贴收缩期,而在下半年“201 条款”出台的背景下势必导致美国本土光 伏价格走高,业界普遍的预期是美国光伏市场会经历一个两到三年的供需低潮期。
但是根据测算,从 2018 年至 2020 年美国约 52GW 的新装机需求仍然存在。除开其中可在 风电、光伏两种解决途径中摇摆的约 7GW 装机量。美国市场在中长期视角看仍有很大的 潜在可争夺空间。
印度基于今年来需求长期走强的趋势已提出目标 2022 年光伏装机量达 100GW 的计划。 根据印度新能源与再生能能源署统计,该国的光伏累积装机量在 2016 年底已正式超过9GW。位于印度目前世界单体最大的光伏电站 RewaUltraMegaSolarProject 也通过竞标并 预计在 2018 年开始运转。考虑未来一到两年内美国政策不利于光伏快速发展、日本趸购 费率(Feed-in-Tariff)持续下调对日本本土光伏需求的抑制作用,都让需求强劲成长中的 印度有望取代日本成为需求第三大国。
2.4. 新兴市场小而多
根据中国光伏行业协会的一组数据:目前新兴市场中,装机规模超过 1GW 的国家和地 区有 24 个,超过 10MW 规模的国家和地区有 112 个,已经制定光伏政策目标的国家有 176个。光伏系统装机成本快速下降,越来越多的国家和地区有条件开发光伏发电,新兴市场 将是接下来全球光伏新增装机的主要动力之一。
光伏行业已悄然发生变化,不再是昔日一个市场变动,全球行业伤筋动骨的年代,光
伏行业 2011 年在欧洲达到顶峰,2017 年也许在中国也达到顶峰,但是全球来看,行业投
资近几年一直是向上的,因为新兴市场正在崛起。彭博新能源财经最新发布的二季度清洁
能源投资数据,投资 638 亿创 2016 年二季度以来的新高,环比上升 21%。这主要受益于
阿联酋两大光伏项目 20 亿美元的投资;美国和中国投资相比上季度分别上涨 51%和 32%,
墨西哥、澳大利亚和瑞典融资额急剧增加,埃及、阿根廷创历史新高。全球清洁能源迎来
复苏。
通过国内成熟、高增长及新型市场的剖析,我们认为全球光伏市场正在去中心化,一
个市场的的波动或许对光伏产业链造成一些波动,但已经远不能造成寒冬式的冲击。行业
成本下降速度超出预期,补贴和指标限额的天花板逐渐提高,越来越多的新兴市场开始投
资光伏,行业正在逐渐摆脱补贴,依靠市场驱动力增长。预计到 2020 年,中国、美国、
印度以及全球新增装机将达到 75GW、22GW、25GW、151GW;国内复合增长率达到 21.43%,
全球复合增长率达到 18.42%。
3. 寻找弹性最大、利润率最高的环节
3.1. 光伏产业链结构
光伏产业链包括“多晶硅料-硅片-电池片-组件-电站终端”,其中多晶硅料、硅片、电 池、组件属于制造环节,电站终端投资运营属于下游应用环节。国内最早进入的环节是组 件代工,目前国内企业参与已经从最下游的组件,延伸到上游。最早期国内企业做组件, 后来做电池,现在慢慢把附加值低的组装环节转移到马来西亚、印尼、越南等国家。
目前光伏制造已经全产业链实现国产化,并且引领全球的新技术与总产能,硅片、电
池、组件国内产能已经占据全球产能一大半。多晶硅、硅片、电池片、组件产能分别占全
球产能 48.5%、86.5%、68%、74.1%,只有多晶硅料环节产能不足全球产能一半。
3.2. 利润在哪些环节沉积
今年前三季度市场需求高涨,光伏产品产量大增,其中多晶硅、硅片、电池、组件分 别产出 17 万吨、62GW、51GW、53GW,分别增长 17%、44%、50%、43%。硅片、电池片、 组件产量增长位于 40-50%之间,而多晶硅料由于产能释放速度相对较慢,且受检修、环保 督查、进口限制等因素影响,产量弹性较小,增长率慢于中下游环节。这导致上半年硅料 价格一路上扬,硅料厂商毛利率水平继续提升。
第二个值得关注的是硅片环节。单多晶是在硅片环节区分,由于单晶 PERC+金刚线切
割,实现成本下降和效率的提升,隆基目前硅片非硅成本已经降到 1.5-1.6 元/片,隆基乐
叶单晶 PERC 电池转换率最高水平已经达到 23.26%。多晶 PERC 效率提升小于单晶提升幅度,且多晶使用金刚线切割存在表面光反射问题,需要叠加黑硅技术。因此,目前单晶PERC+金刚线替代优势非常明显,且毛利率水平高于多晶,短期内替代趋势明确。 电池片、组件环节,今年受到上游硅料、硅片价格上涨压缩,及下游价格压缩,很多
企业虽然销售量增加,但销售额却是下降的,甚至部分中低端产品的企业光伏业务开始亏
损,上半年 20%的企业呈亏损状态。
根据最新企业公告的毛利率统计,如下图所示,毛利率水平最高的通威、大全,是多晶硅 环节;隆基股份、保利协鑫次之,位于硅片环节;阿特斯、通威电池较前两个环节下降一 部分,是电池环节;协鑫集成、晶澳、晶科、英利毛利率更低一些,主要位于组件环节, 或者垂直产业一体化结构且出售组件终端产品。
所以,从毛利率水平也验证了,目前利润水平最高的是上游多晶硅环节;硅片环节次 之,单晶硅片毛利率水平高于多晶;电池和组件业务环节,受上下游价格挤压,毛利率水 平处于较低水平。
4. 硅料——利润空间与市场空间并存
4.1. 多晶硅供给结构
多晶硅料环节目前是光伏产业链上国内产量不足一半的环节,2016 年国内多晶硅产量19.4 万吨,全球占比 48%。然而,由于国内硅料下游——硅片产能超过全球产能的 80%, 导致国内多晶硅依然依赖进口,今年下游需求暴增,多晶硅料产能释放缓慢,价格不断冲 高,目前位于 15 万/吨水平以上。
且按照近两年产能扩张比较大的厂商规划,2017 年隆基股份、中环股份扩张产能超过15GW,国内硅片产能占比还有继续提升的趋势。所以,国内多晶硅料对硅料的需求还会 继续提升。
2016 年进口 13.6 万吨,其中韩国是主要进口地,去年进口 7 万吨,占进口总量 51.5%;德国进口次之,2016 年进口 3.5 万吨,占进口总额 26.1%,美国进口约 2000 吨,占比较少。
目前产能最大的是德国瓦克,其在德国用有产能 5.6 万吨,美国 2 万吨产能;其次是
韩国 OCI,产能在韩国本土 5.2 万吨,马来西亚 0.8 万吨;国内产能最大的是江苏中能(保
利协鑫),产能达到 7 万吨。目前全球最大的三家多晶硅企业为瓦克、OCI、江苏中能。
4.2. 核心硅料厂商替代空间大
2016 年底国内硅片产能 81.9GW,产量 64.8GW。截止三季度硅片产量 62GW,预计全 年能有望达到 80GW 的产出,对应国内约 43.2 万吨硅料。前三季度国内多晶硅产出 17 万 吨,进口 11.84 万吨。
2017 年全年国内硅片产出或达到 75GW,对应需要约 38 万吨的硅料。按照主要龙头
企业扩产的计划,2018 年国内硅片产能将超过 100GW。假设明年全球下游装机需求稳定
增长,国内硅片产能利用率维持在 85%,对应硅片产出约 85GW。考虑单晶硅片硅料使用
下降,大约需要 40-42 万吨的硅料产能。 2016 年底国内硅料产能 21 万吨,预计 2017 年底产能将达到 31 万吨,2018 年底将超
过 40 万吨,国内勉强可以实现自给自足,但由于部分不足万吨产能的小厂将面临淘汰,
预计 2019 年前后,多晶硅依然需要进口。
除了国内多晶硅需求空间之外,进口多晶硅替代也能释放一部分空间。
国内多晶硅产能也曾过剩于需求,2012 年前欧洲市场需求火爆,行业拥硅为王,企业 开始从下游组件加工向上游延伸,硅料产能一度激增。但伴随欧洲市场跌落,国内光伏产 品需求大幅下降,而硅料环节属于重资产行业而首当其冲,大规模投资硅料的企业就算没 有倒下也背上沉重包袱。
所以从 2012 年开始,国内硅料产能扩张速度很慢。随着国内下游需求崛起并迅速成为 第一大需求市场,国内多晶硅产能与需求差越来越大。硅料价格开始上涨,厂商盈利能力 好转,但对进口依赖一直很高,2016 年多晶硅进口占比 41.21%。
国外多晶硅厂商多为大型化工厂,掌握先进的提纯工艺,国内厂商前几年并没有成本 优势。2014 年开始国内对来自美国、韩国、欧盟的多晶硅征收双反税,限制进口,但是主 要进口企业瓦克(14.3%)、OCI(2.4%),尤其是韩国征税水平较低,过去两年,国内硅料 需求大幅增长,进口量依赖依然很高。
相比于电子级多晶硅料,光伏级多晶硅料纯度较低,国内大部分企业生产的硅料质量
已经能够满足下游的生产要求。目前国内具有一定规模的多晶硅厂商,生产成本已经低于
国外硅料厂商。国内企业生产成本在 6 万/吨-8 万/吨,永祥股份 2017 年上半年生产成本
已经降到 5.7 万/吨,部分产能不足万吨的小厂成本在 9-10 万/吨的区间。德国瓦克生产成
本约 9-10 万/吨。
进口多晶硅的定价根据国内硅料价格波动,已经失去成本优势和定价权。国内厂商纷 纷在新疆、四川、内蒙古等电价低的地区扩张产能,硅料成本有望继续降低。按照目前全 球硅料下游硅片产能分布(80%以上在国内)、硅料成本差,国内厂商具备扩张产能、进口 替代的能力。 13.6 万吨的进口替代空间将慢慢释放。
4.3. 硅料厂商量价齐升
上半年国内多晶硅均价为 12.66 万/吨,一季度价格上升到 14.27 万/吨后出现下滑,5月份受国内抢装需求和美国 201 法案调查推动的囤逐渐行动推动,加之三季度部分国内厂 商检修,环保督查影响生产,从 5 月份多晶硅价格一路上涨,截止最近交易价格位于 15万~15.5 万/吨之间。
2017 年上半年全球多晶硅产量 21.2 万吨,同比增长 14.1%;消费量 21.1 万吨,同比增 长 8.2%,产能利用率明显提升,全球基本供需平衡。上半年国内多晶硅产量 11.8 万吨,净 进口量 6.8 万吨,总供应量为 18.6 万吨,上半年消费量 18.55 万吨,基本供需平衡。
按照目前硅料价格水平以及国内核心硅料厂商的成本分布,多晶硅环节毛利率水平非 常高,部分企业目前已经超过 50%。按照目前装机需求,以及多晶硅产能释放进度,到 2018年底,多晶硅环节毛利率水平依然维持高位。
中长期来看,国内成本优势的企业产能逐渐释放,实现国内高成本小厂产能淘汰和进 口替代,形成寡头的竞争格局,毛利率水平趋于稳定。供求关系缓解,硅料价格回归理性。
5. 硅片——单晶替代趋势带来超额利润5.1. 国内外产能分布现状
截止 2016 年底,中国光伏产业协会数据显示中国硅片产量占全球总产量 86.63%。总产
能占比亦超 8 成达到 81.9%。国内硅片产能分布呈现“一超多强”格局。保利协鑫坐拥近20GW 多晶硅片产能独自领跑第一集团;以基隆股份、晶科能源、晶澳太阳能、中环股份
为代表的第二集团共计 14 家企业与保利协鑫共同覆盖国内硅片总产能 83%的份额。
在单晶、多晶产能占比方面,尽管截止 16 年仍是多晶占大头的局面。但鉴于单晶片相
较多晶片有高发电、低衰减的天然优势,行业内普遍更看好单晶片在未来的发展。从度电
成本的角度出发,随着单晶生长发展、金刚线薄片化普及与单晶电池转换效率不断刷新。
最终达到摊薄成本的目的。有理由相信单晶竞争力优势会越发明显。
伴随着越来越多的厂商布局单晶份额,现有保利协鑫独大的产业格局有可能在将来的
一到两年迅速产生变化。以长期致力于单晶研发生产的隆基股份为例,其在 2013 年开始
探讨使用金刚线切割,2015 年使用成功,成本大幅下降;叠加 PERC,转换率提升。达到
了成本下降+转换率提升的双重目标。
5.2. 单晶替代多晶加速
单晶成功应用金刚线切割之后,成本大幅下降,与沙线切割相比,金刚线切割成本约
下降 25%。相比之下采用沙线切割的硅片价格已经完全没有竞争力。隆基股份最早开始试
验采用金刚线替代砂浆线切割硅片,15 年成功量产,成本实现大幅下降。公司降价前片毛
利率水平超过 30%,高于单晶硅片行业平均水平约 10 个百分点。 而多晶采用砂浆线切割的硅片,毛利率水平已经完全不能与单晶相提并论;经过金刚
线改造后的多晶硅片,由于存在表面光反射问题,需要叠加黑硅技术,增加光转换率。
目前国内市场领跑者与分布式加速单晶替代多晶,深耕单晶的企业正在大规模扩产, 巩固成本优势;原来做多晶硅片的企业,受市场需求引导,也开始上游扩单晶产能。硅片 环节单晶替代多晶的趋势在 1-2 年内还会继续。
6. 投资建议及风险提示
平价上网是光伏行业打破指标、补贴天花板,突破更大市场空间的根本,上游制造环 节、下游投资运维都在通过降本增效等方式向平价上网努力。短期内需求大增推动弹性较 大的硅料环节毛利率提升;中长期来看,拥有成本优势的企业抓住时间窗口期扩产能,推 动行业向寡头垄断的格局靠拢。硅片环节单多晶开始区分,单晶金刚线切割+PERC 成本和效率优势显著,正在快速替代多晶份额。
国内硅料扩产计划预计在 2018 年底开始释放产能,2018 年全年硅料需求将依然维持 紧张,继续推荐成本优势明显,积极扩张产能的通威股份;建议关注大全新能源、保利协 鑫。
硅片环节,单晶金刚线切割+PERC,降本增效显著,远高于砂浆线切割的多晶硅片毛 利率。国内主流多晶硅片厂商加速金刚线替代,但多晶金刚线切割+黑硅 PERC 技术目前与 单晶金刚线切割+PERC 相比,依然没有成本优势。单晶硅片龙头隆基股份、中环股份积极 扩产,到 2018 年底,分别扩产到 25GW、23GW 的产能规模,单晶市占率将继续提升。继 续推荐隆基股份,建议关注中环股份。
6.1. 投资建议
6.1.1. 隆基股份:硅片产能逐步释放,产销两旺带动业绩增长
受上游硅料价格上涨影响,三季度毛利率略有下降
公司三季度单季综合毛利率 34.83%,较二季度同比下降 3.12 个百分点,这主要受上游硅料 价格上涨影响。二季度多晶硅料价格约 13 万/吨,三季度受硅料企业检修及环保督查因素 影响,供给趋紧,价格一路上涨至 15 万/吨左右。三季度硅片价格整体稳定,硅料价格的 上涨对公司硅片毛利益产生一定影响。四季度预计硅片整体需求增速放缓,公司已经开始 下调硅片价格,硅料价格处于 15 万/吨的高位,预计四季度将继续影响硅片环节毛利率水平。
银川硅片生产基地继续释放产能
公司 2016 年底硅片产能 7.5GW,在建 16GW 产能,公司计划产能扩张到 25GW,目前产 能已经达到 12GW,其中前三季度每季度产能释放带来的产能增长超过 30%。银川工厂 8月、9 月部分产能释放,带动三季度硅片产销超过前两个季度。预计四季度,银川工厂将 继续释放剩余产能,带动四季度产销继续增长。银川 5GW、宁夏 1GW、古晋 1GW 硅片产 能预计将于年底全面达产。
三季度组件自用部分减少
公司组件产能包括衢州、银川 2.5GW 产能已经达产,泰州 2GW 产能基本完工,还有 1.5GW处于建设进程中。上半年公司地面电站、分布式光伏分别并网 405MW 、564MW,公司 组件产品上半年自用部分较多,出货 2.06GW,对外销售 1.26GW,自用 0.8GW。三季度公 司自建电站数量收缩,自用组件规模减少,外售数量增加,带动短期内三季度确认收入和 利润快速增加。
投资建议:预计公司 2017 年~2019 年实现净利润 26.2 亿、34.6 亿、41.75 亿,同比增长69.6%、32%、20.5%;EPS 1.31 元、1.74 元、2.09 元,对应 P/E 31 倍、23 倍、19 倍,维持
“买入”评级。
6.1.2. 通威股份:多晶硅量价齐升,电池产能释放
多晶硅量价齐升,产能利用率继续提高
公司上半年完成多晶硅技改,产能由 1.5 万吨提升到 2 万吨。三季度多晶硅供应继续趋紧, 价格继续上涨,目前已经超过 15 万/吨。公司成本优势明显,技改之后已经下降到 5.5 万/吨左右。产能利用率提升到 110%的水平。公司抓住成本优势窗口期,布局扩产,与隆基股 份合作在乐山投资 5 万吨多晶硅产能;在包头投资建设 5 万吨产能,预计 2019 年投产之 后,公司多晶硅产能将达到 12 万吨。
电池片产能继续释放,总产能达到 5.4GW
公司三季度四川成都双流电池基地投产,新增 2GW 高效单晶电池产能,达到 5.4GW 的总
产能。其中包括合肥基地 2.4GW 多晶硅电池;双流一期 1GW、二期 2GW 单晶硅电池片产 能。公司规划未来电池片产能达到 10GW 规模。公司电池片非硅成本控制有效,并在持续 下降,非硅成本已经降到 0.2-0.3 元,远低于台湾电池片竞争对手。三季度受益电池片价 格稳定,盈利能力进一步增强。
受益水产养殖行情回暖及饲料产品结构优化,农业板块盈利能力回升
水产养殖行业经过周期性的波动,进入行业回暖期,公司主营渔业饲料产品也进入行业回暖周期,销售收入增速提高;加之公司饲料业务结构优化,盈利能力改善。
投资建议:光伏行业度电成本不断下降,打开新的市场空间,未来国内外需求增长带动上
游硅料、电池片需求;国内光伏制造业正处于产业不断向成本优势明显的企业集中的趋势;
随着产能释放,预计公司 2017-2020 年实现营业收入 256 亿、282 亿、349 亿,净利润 19.2亿、22.2 亿、30.5 亿;EPS 0.49 元、0.57 元、0.79 元,对应 P/E 27 倍、23 倍、17 倍,维
持“买入”评级。
6.1.3. 林洋能源:存量光伏电站发电大增,高效 N 型电池助力电站竞争力
光伏电站累计装机达到 1.175GW,三季度新增并网放缓
公司三季度末累计并网光伏项目 1.175GW,除内蒙古 135MW 为集中电站,其余均为分布 式光伏项目。公司三季度单季新增 57MW,新增装机速度放缓。前三季度发电量 10.4 亿kwh,单季新增 3.9 亿 kwh,上半年大量新增光伏电站,进入发电收入收获期,成为拉动 公司收入和利润快速增长的因素。
前沿布局 N 型电池,拓展光伏电站 EPC 业务
公司前沿布局高效电池方向,投资 6.7 亿用于 600MW “N 型”单晶高效电池产能。公司 所布局 N 型电池采用离子扩散法,转换率达到 21.5%,背面可提高 20%~30%的转换率水平。 公司与中广核、ENGIE 签订光伏 EPC 开发框架协议,规划到 2019 年完成 1.5GW 的 EPC 开 发。公司在现有电池、组件产线上进行改造,扩建为 600MW 规模的 N 型高效单晶电池、 组件产能,并在后续 EPC 开发中应用高效产品。
海外业务与南网系统招投标业务快速增长,弥补国网电表业务下滑
国网智能电表招标今年继续下滑,公司于国网系统投标供货规模随之下降。国网系统电表 替代需求预计于 2018 年下半年开始出现。南网 2016 年开始智能电表招标,2017-2018年有望维持快速增长,弥补国网招标下降影响,国内整体需求将维持稳定。公司抓住海外 市场快速发展期,通过与国际电表龙头、海外电力公司合作,积极拓展海外市场,且成效 明显,公司上半年海外售收入实现 2485 万美元,同比增长 1203%,在手订单高达近 5000万美元。
投资建议:预计公司 2017 年~2019 年实现净利润 7.33 亿、10.38 亿、12.78 亿,同比增长54.55%、41.58%、23.08%;EPS 0.42 元、0.59 元、0.72 元,对应 P/E 26 倍、19 倍、15 倍, 维持“买入”评级。
6.2. 风险提示
或存在光伏下游需求收缩风险,或存在行业产能过剩、产品价格大幅下跌风险,或存在补贴发放延期风险。
注：文中报告节选自天风证券研究所已公开发布研究报告，具体报告内容及相关风险提示等详见完整版报告。
证券研究报告 《陆上风电新增装机见底，海上、海外业务高增长，军工外延迈出实质步伐》
对外发布时间 2017年09月23日
报告发布机构 天风证券股份有限公司
（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）
本报告分析师 杨 藻 SAC 执业证书编号：S1110517060001
李恩国 SAC 执业证书编号：S1110517010001
团队成员
杨 藻/首席分析师
工学学士，经济学硕士，2010~2011年间就职于深圳发改委新能源汽车办，随后先后就职于凯基证券和浙商证券，2016年8月加入天风证券，担任新能源与电力设备组首席分析师。
李恩国/分析师
天津大学工学学士、管理学硕士，获2016年水晶球分析师公用事业行业公募榜单第三名。七年国家电网公司跨区电网设备采购及设备质量管理经验，2014年加入国海证券，2016年12月加入天风证券，覆盖电力设备板块，并覆盖部分新能源标的。
李丹丹/助理研究员
上海社会科学院产业经济学硕士。2016年7月加入天风证券，现为天风电力设备与新能源行业助理分析师，覆盖光伏、新能源汽车充换电设备板块。
杨星宇/助理研究员
英国杜伦大学硕士。2017年2月加入天风证券，曾任职于浙商证券。
研究报告法律声明
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股票投资评级：自报告日后的6个月内，预期股价相对于同期基准指数收益20%以上为“买入”、10%～20%为“增持”、-10%～10%为“持有”、-10%以下为“卖出”。
行业投资评级：自报告日后的6个月内，预期行业指数相对于同期基准指数，涨幅5%以上为“强于大市”、-5%～5%为“中性”、-5%以下为“弱于大市”。
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