中國已連續(xù)兩年新增裝機排名第一，在累計裝機量上今年超越德國，成為新的光伏霸主。放眼未來，我國仍將是全球最主要的增量市場，2020年末裝機100GW的原目標(biāo)將大概率突破。我們預(yù)計“十三五”規(guī)劃目標(biāo)將大幅上調(diào)，未來五年我國光伏裝機增長存4倍以上空間，高增長確定性極高。在如此形勢之下，讓我們深度剖析當(dāng)下光伏產(chǎn)業(yè)鏈，發(fā)掘在新時期光伏產(chǎn)業(yè)將面臨何種問題？將如何劃定發(fā)展方向？
一、我國光伏上游產(chǎn)業(yè)鏈分析
1.1、多晶硅產(chǎn)業(yè)鏈最上游
是太陽能晶硅制造，這個環(huán)節(jié)技術(shù)門檻高，具有一定壟斷性。我國多晶硅產(chǎn)業(yè)基本上是2005年以來在我國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的推動下才逐步發(fā)展起來的，一路經(jīng)過產(chǎn)能過剩、淘汰兼并，行業(yè)集中度不斷提升。
1.1.1、產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀
在多晶硅產(chǎn)量方面，2014年我國呈現(xiàn)井噴的狀態(tài)，生產(chǎn)量13.6萬噸創(chuàng)歷史天量，同比增長57.1%，已占全球總產(chǎn)量的43%。2014年我國多晶硅生產(chǎn)企業(yè)達(dá)到18家以上，產(chǎn)能利用率較去年大幅度提升，達(dá)到84.6%。
由于國內(nèi)裝機需求的旺盛，多晶依賴進口的局面依然存在，2015年上半年進口6萬噸，同比仍大幅增加。在進口地方面，韓國、德國和美國占據(jù)了85%的份額。其中韓國以35%居首，主要原因為我國對韓國主要公司征收的反傾銷稅率較低。
在價格方面，進口多晶硅價格滑落至16.66美元/Kg的水平，現(xiàn)貨價格比國內(nèi)低5~15元/Kg左右，低價對國內(nèi)多晶硅企業(yè)的沖擊顯而易見。因此國內(nèi)廠商不得不降價以與進口多晶硅競爭固定的市場份額。如今120元/Kg左右的出廠價使得多數(shù)企業(yè)掙扎在盈虧平衡點附近，且已直逼國內(nèi)一線企業(yè)的生產(chǎn)成本，形式不容樂觀。
圖表25：多晶硅價格走勢
1.1.2、競爭格局
多晶硅生產(chǎn)的核心技術(shù)長期掌握在美、德、日、韓的七家傳統(tǒng)外國企業(yè)手中，包括REC、Hemlock、Wacker、MEMC等，形成寡頭壟斷的格局。國內(nèi)的一線企業(yè)依靠國內(nèi)裝機需求巨量的天然優(yōu)勢，以及及時跟進的技術(shù)創(chuàng)新，同樣有幾家躋身前列，包括江蘇中能（保利協(xié)鑫控股），特變電工，大全新能源，亞洲硅業(yè)。從2013年的產(chǎn)量看，美國Hemlock、挪威REC、德國Wacker、韓國OCI、江蘇中能五大巨頭加起來總占比超過83%。
在國內(nèi)，目前生產(chǎn)多晶硅的企業(yè)約有18家，行業(yè)集中度較高，前十家產(chǎn)量占比達(dá)到91%，前五家占比達(dá)到77%。其中，江蘇中能為龍頭企業(yè)，憑借技術(shù)優(yōu)勢及產(chǎn)能優(yōu)勢，產(chǎn)量接近中國總產(chǎn)量的50%。
表格12：2013年全球多晶硅產(chǎn)量排名 表格13：2014年國內(nèi)多晶硅產(chǎn)量排名
1.1.3、發(fā)展趨勢
目前，全球多晶硅生產(chǎn)的工藝主要有改良西門子法（Siemens）、流化床法（FBR）、硅烷法、冶金法和氣液沉積法。其中改良西門子法為目前的主流方法，占83%的市場份額。根據(jù)ITRPV的預(yù)計，未來流化床法FBR將逐步取代改良西門子法的份額，因其在成本控制上的潛力。流化床技術(shù)與改良西門子法相比，具有如下優(yōu)點：1.占地少，投資較小，建設(shè)期短；2.生產(chǎn)速度快，效率高；生產(chǎn)過程節(jié)能，耗電量少；3.可連續(xù)，無間斷生產(chǎn)；4.產(chǎn)品質(zhì)量穩(wěn)定，并可實時檢測；5.生產(chǎn)過程實現(xiàn)模塊式運行，可根據(jù)市場需求調(diào)整生產(chǎn)規(guī)模。目前流化床法的運行成本已經(jīng)可以低至12美元/Kg，而根據(jù)產(chǎn)業(yè)界的估計，在未來3~5年內(nèi)有望低至7-8美元/Kg。
國內(nèi)企業(yè)中，江蘇中能已率先突破硅烷流化床法技術(shù)，首套2.5萬噸硅烷流化床法多晶硅項目已于2014年9月建成投入試生產(chǎn)。而國外多晶巨頭也開始采取用FBR技術(shù)轉(zhuǎn)讓的形式與國內(nèi)企業(yè)合資辦廠，如陜西天宏已與美國REC公司設(shè)立了2萬噸產(chǎn)能的合資公司，預(yù)計于2016年達(dá)產(chǎn)。
目前國內(nèi)領(lǐng)先的多晶硅生產(chǎn)企業(yè)，每千克成本大約在14.76美元左右，已達(dá)到國際領(lǐng)先水平。但技術(shù)劣勢仍是大多國內(nèi)企業(yè)的軟肋，多晶硅市場持續(xù)受到美國、韓國和德國的低價多晶硅沖擊，市場價格持續(xù)下滑。若想搶占進口多晶硅市場的份額，長期來看通過技術(shù)創(chuàng)新降低生產(chǎn)成本是唯一的方法。意在停止多晶硅加工貿(mào)易進口的“58號文”只能保護國內(nèi)上游企業(yè)一時，若技術(shù)得不到及時跟進，長期來看仍將受到國外先進企業(yè)的壓制。
圖表28：國內(nèi)領(lǐng)先企業(yè)多晶硅生產(chǎn)成本
1.2、硅片
硅片為多晶硅的下游工序，與多晶硅環(huán)節(jié)不同，該環(huán)節(jié)為資本密集型，技術(shù)含量不高，產(chǎn)品工藝與投入設(shè)備相關(guān)，可分為單晶硅片和多晶硅片。
1.2.1、產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀
我國是硅片制造大國，2014年產(chǎn)量達(dá)37.4GW，近88億片，占全球總產(chǎn)量的76%。其中，約四分之一的產(chǎn)量出口，出口地主要為中國臺灣、韓國和東南亞地區(qū)。在結(jié)構(gòu)方面，單晶硅片的占比從2013年的41.6%上升至2014年的43.2%。
單、多晶片價格走勢在過去一年中穩(wěn)中帶降，主要源于上游多晶硅價格的下降。
1.2.2、競爭格局
我國硅片產(chǎn)業(yè)在上一輪去產(chǎn)能周期中已洗牌充分，目前競爭格局基本穩(wěn)定。集中度同樣較高，前十家企業(yè)產(chǎn)量占比77%，前五家占比達(dá)到58%。
在全球硅片產(chǎn)量前十的企業(yè)中，我國共占8家。其中，多晶硅片一線企業(yè)主要包括保利協(xié)鑫、賽維LDK、宇峻等；單晶硅片一線企業(yè)主要為隆基股份、中環(huán)股份、卡姆丹克、晶龍集團和陽光能源五家企業(yè)，其在全球市場合計占約三分之二的份額。
1.2.3、發(fā)展趨勢
在單晶鑄錠技術(shù)方面，由于直拉法的成本更低且已足夠達(dá)到光伏電池的純度需求，因此預(yù)計今后仍將大比例沿用直拉法。但若未來單晶高效電池逐步成為主流，區(qū)熔法的比例也將提高。
表格14：單晶鑄錠直拉法與區(qū)熔法比較
在切片技術(shù)方面，目前的主流仍然是砂漿切割（Surry-based），而金剛線切割（Diamondwire）由于更高效率的優(yōu)勢也開始逐步普及。根據(jù)ITRPV的預(yù)測，到2025年左右金剛線切割的市場份額將超過砂漿切割。
我國主要的單晶硅片企業(yè)均已完成金剛線切割技術(shù)的引入，而多晶硅片的龍頭保利協(xié)鑫也已開始引入金剛石切割技術(shù)?？傮w來看，硅片環(huán)節(jié)技術(shù)化差異并不大，以量取勝的我國企業(yè)在未來幾年仍能占據(jù)全球前列。
二、我國光伏中游產(chǎn)業(yè)鏈分析
2.1、電池片
將硅片加工為電池片，是實現(xiàn)光電轉(zhuǎn)換最為核心的步驟。此環(huán)節(jié)是資本和技術(shù)雙密集型行業(yè)，要求企業(yè)及時跟進最新的電池制造技術(shù)以提升電池效率。我國的電池片產(chǎn)業(yè)起步較早，為傳統(tǒng)優(yōu)勢行業(yè)，從2005年開始，尚德、中電光伏等一批優(yōu)秀企業(yè)就已登上世界舞臺。
2.1.1、產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀
2014年我國共產(chǎn)電池片33.5GW，同比增33.5%。中國大陸與中國臺灣占據(jù)了全球近80%的份額；此外東南亞也有約10%的份額，主要是因為我國企業(yè)為規(guī)避歐美貿(mào)易壁壘而新增東南亞地區(qū)的產(chǎn)能。33.5GW中約三分之一于國內(nèi)安裝，其余轉(zhuǎn)為出口及庫存。
圖表33：我國歷年電池片片產(chǎn)量 圖表34：2014年全球電池片產(chǎn)量分布
在光伏電池種類方面，晶硅電池牢牢占據(jù)90%左右的份額。而在晶硅電池中，多晶硅仍為主流。2014年我國產(chǎn)出的電池中，多晶與單晶電池占比在87：13左右，而全球比例約為66：33。造成這一差異的原因為我國光伏終端應(yīng)用以地面電站為主，成本更低的多晶電池占主導(dǎo)；而國外以分布式的屋頂電站為主，因此更高轉(zhuǎn)換效率的單晶電池更適用。
2.1.2、競爭格局
全球產(chǎn)量排名前列的電池片公司主要在亞太地區(qū)。我國的企業(yè)主要包括：英利、天合、韓華、晶澳、晶科、海潤光伏、江蘇林洋新能源、拓日新能等公司；臺灣企業(yè)主要包括：新日光、茂迪、昱晶等；日本廠商如三洋電機、三菱電機等同樣在擴張產(chǎn)能。此外，隨著光伏企業(yè)垂直一體化戰(zhàn)略的發(fā)展，很多組件企業(yè)同樣配備了電池片的產(chǎn)線。總體來看，我國企業(yè)雖具備產(chǎn)量優(yōu)勢，但技術(shù)研發(fā)落后于世界先進企業(yè)。
2.1.3、發(fā)展趨勢
光伏電池的轉(zhuǎn)換效率為電池企業(yè)的核心競爭力。因此，只有不斷提升研發(fā)投入和跟進先進技術(shù)的企業(yè)，才能在競爭激烈的電池行業(yè)屹立不倒。在過去的5年中，無論是單晶還是多晶電池，都保持了約每年0.3%效率的提升，2014年我國企業(yè)的單晶平均效率已達(dá)19.3%，多晶硅達(dá)17.8%。
未來效率的提升會顯著放緩，技術(shù)的進步主要依靠制備技術(shù)的更新?lián)Q代。目前，具備大規(guī)模生產(chǎn)應(yīng)用基礎(chǔ)的高效電池技術(shù)包括PERC電池技術(shù)以及HIT電池技術(shù)，此外鈣鈦礦電池作為科研界的明星同樣被業(yè)界看好。
1）PERC電池技術(shù)
PERC技術(shù)是指在電池的背電極與體層間添加一個電介質(zhì)鈍化層（一般為三氧化二鋁、二氧化硅或氮化硅）來提高轉(zhuǎn)換效率。由于標(biāo)準(zhǔn)電池結(jié)構(gòu)中更高的效率水平受限于少數(shù)載流子的復(fù)合，PERC電池最大化跨越了P-N結(jié)的電勢梯度，這使得電子更穩(wěn)定的流動，減少了復(fù)合，因此能夠得到更高的效率水平。
截止2014年2季度，P型單模塊PERC電池的實驗室效率為19.8%到20.4%，而傳統(tǒng)的P型多模塊生產(chǎn)線的效率在17.2%到17.8%范圍內(nèi)，可以看出PERC電池效率的優(yōu)勢。當(dāng)然，其更高的每瓦造價（約傳統(tǒng)電池的1.5倍）為主要挑戰(zhàn)，未來有望通過產(chǎn)量的激增攤薄成本。
目前，國外企業(yè)如新日光能源、SunEdition、Winaico等已開始運用PERC技術(shù)大規(guī)模生產(chǎn)電池，我國大部分企業(yè)已落后，僅晶澳、樂葉等一線企業(yè)在積極引入此技術(shù)。
2）HIT電池技術(shù)
HIT電池的特征是以光照射側(cè)的p-i型a-Si：H膜（膜厚5～l0nm）和背面?zhèn)鹊膇-n型a-Si：H膜（膜厚5～10nm）夾住晶體硅片，在兩側(cè)的頂層形成透明的電極和集電極，構(gòu)成具有對稱結(jié)構(gòu)的光伏電池。其優(yōu)勢為：
（1）低溫工藝。所有的制作過程都是在低于200℃的條件下進行，這對保證電池的優(yōu)異性能和節(jié)省能耗具有重要的意義。
（2）高效率。HIT電池的特殊結(jié)構(gòu)能夠大大降低表面、界面漏電流，從而提高電池效率。目前松下公司研發(fā)的HIT電池實驗室效率已達(dá)25.6%，組件效率也已達(dá)19.4%，比PERC技術(shù)更為優(yōu)秀。
（3）高穩(wěn)定性。HIT電池不會出現(xiàn)類似非晶硅太陽能電池轉(zhuǎn)換效率因光照而衰退的現(xiàn)象；其溫度穩(wěn)定性也更好，與單晶硅電池-0.5%/℃的溫度系數(shù)相比，HIT電池的溫度系數(shù)可達(dá)到-0.25%/℃，使得電池即使在光照升溫情況下仍有較好的輸出。
（4）低成本潛力。HIT電池的厚度可以薄至100微米，為傳統(tǒng)電池的一半厚，并且允許采用低純度的廉價襯底。
圖表40：HIT電池結(jié)構(gòu)
日本松下在HIT電池的技術(shù)上遙遙領(lǐng)先，已在7月10日正式啟用全日本最大的HIT太陽能發(fā)電站，裝機容量為1.8MW，共使用6240組效率為18.8%的組件。
3）IBC電池技術(shù)
IBC（Interdigitated back contact指交叉背接觸）電池，與常規(guī)電池的最大不同在于，常規(guī)電池的正負(fù)極分別在電池的迎光面和背光面，而IBC電池的正負(fù)電極均在電池片的背面，完全看不到多數(shù)太陽電池正面呈現(xiàn)的金屬線，不僅為使用者帶來同等面積更大的發(fā)電效率，且看上去更美觀。IBC電池的核心問題是如何在電池背面制備出質(zhì)量較好、呈叉指狀間隔排列的P區(qū)和N區(qū)，由于技術(shù)難度較大、設(shè)備復(fù)雜，因此制備成本高，至今沒有實現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用。
IBC電池的世界效率為25%，由美國sunpower公司保持。國內(nèi)企業(yè)中，天合光能走在前列，其與澳大利亞國立大學(xué)聯(lián)合開發(fā)的IBC電池實驗室電池效率達(dá)到了24.4%；獨立研發(fā)的156mm×156mm（6英寸）大面積IBC電池轉(zhuǎn)換效率最高達(dá)22.94%，平均轉(zhuǎn)換效率達(dá)到22.7%。目前，天合光能正在建設(shè)IBC電池中試示范線，其電池轉(zhuǎn)換效率平均在21.5%以上。目前IBC電池只在一些特定市場中有應(yīng)用，如一些對轉(zhuǎn)換效率有較高要求的地方，未來仍需進一步開發(fā)低成本制造技術(shù)。
4）鈣鈦礦電池
鈣鈦礦電池是指用鈣鈦礦結(jié)構(gòu)的材料（如CH3NH3PbI3和CH3NH3PbBr3等）作為吸光層的太陽能電池。從2009年到2014年的5年間，其光電轉(zhuǎn)換效率從3.8%躍升至19.3%，提高了5倍，且理論轉(zhuǎn)換極限達(dá)50%。鈦礦太陽能電池不僅轉(zhuǎn)換效率有明顯優(yōu)勢，制作工藝也相對簡單。實驗室中常采用液相沉積、氣相沉積工藝，以及液相/氣相混合沉積工藝制作。因此，更便宜、更容易制造的鈣鈦礦太陽能電池，很有可能改變整個太陽能電池的格局。今后，它的發(fā)電成本有可能會比火力發(fā)電更低。
根據(jù)ITRPV的預(yù)測，未來PERC技術(shù)和硅異質(zhì)結(jié)技術(shù)（HIT/HJT）技術(shù)將逐步取代如今的傳統(tǒng)鋁背場（BSF）技術(shù)成為主流。此外，背接觸電池（backcontact）由于能夠省去表面的柵線電極而吸收更多的陽光，應(yīng)用前景同樣廣闊。我國電池片企業(yè)在電池技術(shù)的創(chuàng)新上任重而道遠(yuǎn)，盲目擴張產(chǎn)能而不注重研發(fā)投入的覆轍切不可再重蹈。
圖表43：光伏電池技術(shù)發(fā)展趨勢預(yù)測
組件生產(chǎn)較電池片相比技術(shù)含量稍低，為勞動密集型行業(yè)。我國的勞動力成本相對低廉，因此組件環(huán)節(jié)是我國最有競爭力的環(huán)節(jié)，也是受貿(mào)易壁壘最為嚴(yán)重的環(huán)節(jié)。
2.2.1、產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀
2014年全球近三分之二的光伏組件產(chǎn)自中國大陸，再加上我國臺灣地區(qū)及東南亞地區(qū)的內(nèi)資企業(yè)出貨量，實際產(chǎn)自我國企業(yè)的組件量占近80%。自產(chǎn)的35GW中，約四成左右出口。其中日本和美國占大頭，歐盟國家以荷蘭和英國為主；此外印度、菲律賓、智利等新興國家需求正增加，一定程度上優(yōu)化了我國組件的出口結(jié)構(gòu)，減少對歐美國家的依賴。
圖表44：我國歷年組件生產(chǎn)量 圖表45：2014年全球組件產(chǎn)量分布
從2011年以來，我國光伏產(chǎn)品的出口頻遭歐美等國家“雙反”，貿(mào)易摩擦不斷。究其原因，人工成本、土地成本、稅收成本等前期投入較少是中國制造業(yè)一貫具備的優(yōu)勢，因此中國光伏組件較歐美企業(yè)產(chǎn)品價格低；為保護本國組件企業(yè)，歐美國家就借機實施對我國組件企業(yè)的“雙反”。為應(yīng)對“雙反”的困境，一方面我國企業(yè)加緊海外建廠進度，以躲避貿(mào)易壁壘；另一方面，我國商務(wù)部也展開了對上游多晶硅出口國家的“雙反”以做回應(yīng)。
2.2.2、競爭格局
我國組件企業(yè)在全球占絕對優(yōu)勢，只有夏普（日本）、FirstSolar（美國）等少數(shù)企業(yè)在成本上可與中國公司競爭。
在國內(nèi)的競爭中，一線企業(yè)與中小企業(yè)的分化較為嚴(yán)重。2014年國內(nèi)前十家企業(yè)產(chǎn)能利用率近90%，盈利改觀明顯；而中小企業(yè)平均產(chǎn)能利用率不足50%，盈利水平在平衡線附近。主要原因為下游電站開發(fā)商在組件采購中對中小企業(yè)的持續(xù)競爭能力以及質(zhì)保水平存疑，因此青睞一線企業(yè)的組件。此外，一些小企業(yè)依靠給一線企業(yè)做第三方代工而存活，隨著一線企業(yè)產(chǎn)能的擴張，這些小企業(yè)將逐步淘汰。截止2014年，我國組件前十家企業(yè)產(chǎn)量占比為56%，行業(yè)集中度有進一步上升空間，組件產(chǎn)業(yè)的洗牌還將繼續(xù)。
2.2.3、發(fā)展趨勢
目前全球組件產(chǎn)能總體過剩。2014年全球組件產(chǎn)量約53GW，安裝量為40GW，過剩約25%。按照歐洲光伏行業(yè)協(xié)會的預(yù)測，悲觀情景下2015~2018年全球光伏裝機每年新增約35~40GW，樂觀情境下每年新增約55~70GW。我們預(yù)計，若中國“十三五規(guī)劃”目標(biāo)裝機仍為100GW，則未來三年全球每年裝機40~45GW概率較大；若中國提高十三五末目標(biāo)至150甚至200GW，需求量才有望超55GW。組件產(chǎn)量過剩的情況仍將在未來三年內(nèi)存在。因此組件價格將繼續(xù)承壓，總體呈下降趨勢。組件制造商的競爭策略可分為低價與高轉(zhuǎn)換效率兩個方向。
低價的優(yōu)勢來源于人工成本、土地成本等“軟”實力，而比低價更重要的是要提升轉(zhuǎn)換效率這一技術(shù)“硬”實力。今年6月工信部與國家能源局、國家認(rèn)監(jiān)委聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于促進先進光伏技術(shù)產(chǎn)品應(yīng)用和產(chǎn)業(yè)升級的意見》，要求多晶組件效率不低于15.5%，單晶不低于16%；而入選“領(lǐng)跑者計劃”的組件，多晶不低于16.5%，單晶不低于17%。此項計劃有利于我國光伏產(chǎn)業(yè)進行技術(shù)升級，淘汰落后的過剩產(chǎn)能。
三、我國光伏下游產(chǎn)業(yè)鏈分析
光伏的終端應(yīng)用主要為小型分布式電站和大型地面電站，除了光伏組件外，還需逆變器、變壓器、電纜等配套設(shè)施，參與企業(yè)主要分為EPC商及運營商。產(chǎn)業(yè)鏈下游為資本密集型行業(yè)，裝機量的不斷增長依賴持續(xù)不斷的資金投入。
3.1、發(fā)展現(xiàn)狀
我國是近年全球光伏裝機的絕對龍頭，已連續(xù)三年新增裝機排名第一。目前我國已累計裝機28.1GW，預(yù)計將在今年超越德國，成為全球累計裝機第一的國家。
圖表48：2014年各國光伏新增裝機量占比 圖表49：我國光伏裝機量發(fā)展情況
近幾年來，電站裝機成本已顯著下降，主要受益于占裝機總成本近半的光伏組件價格的下跌。目前國內(nèi)總裝機成本已降至約8元/W，而目前的標(biāo)桿電價是在裝機成本為10元/W的基礎(chǔ)上定的（按照光照條件將國內(nèi)光伏電站補貼分為三類地區(qū)，分別實行0.9，0.95，1.00元/度的標(biāo)桿電價，分布式電站統(tǒng)一補貼0.42元/度），因此目前電站運營的收益率較高。
根據(jù)我們的光伏收益財務(wù)模型，按照目前條件在III類資源區(qū)建設(shè)一個中型光伏電站，其自有資金內(nèi)部收益率在12.0%左右，資金靜態(tài)回收期約7.5年。而貸款比例的提升、造價成本的降低以及貸款利率的降低（考慮到目前所處的降息周期），都將提升項目的盈利性。綜合來看，25年年均12.0%的收益率，電站運營的回報已相當(dāng)可觀。
在光伏電站裝機火熱的大背景下，一些問題也開始顯露出來：
1）補貼拖欠問題。按照15年上半年的數(shù)據(jù)，15家運營商的補貼拖欠額度已超過100億。主要原因是可再生能源補貼無法應(yīng)收盡收以及補貼發(fā)放程序過于復(fù)雜，企業(yè)拿到補貼的時間可能超過一年半。
2）電網(wǎng)通道建設(shè)落后，限電問題嚴(yán)峻；
3）土地稅問題。各地政府對于土地稅征收標(biāo)準(zhǔn)差異過大，亂征現(xiàn)象造成嚴(yán)重不公平，將造成開發(fā)運營企業(yè)的收益率難以保障。
對于以上問題，我們認(rèn)為政府部門會從以下環(huán)節(jié)入手解決：
1）對于補貼無法及時發(fā)放的問題，我們認(rèn)為開源和節(jié)流是解決之道。在開源上，可再生能源電價附加可能會提高（目前為1.5分/度電），以解決可再生能源基金相對匱乏的問題，從“以收定支”變?yōu)椤耙灾Фㄊ铡?；同時補貼發(fā)放程序?qū)喕s短運營商回款周期。在節(jié)流上，我們認(rèn)為標(biāo)桿電價在”十三五”期間可能會下調(diào)，但幅度不會太大，預(yù)計在10%~20%之間，以匹配裝機成本的下降。
2）統(tǒng)籌大規(guī)模光伏基地與電網(wǎng)通道建設(shè)的規(guī)劃，以保障順利并網(wǎng)；同時加大對可再生能源的優(yōu)先調(diào)度力度，盡快出臺可再生能源配額制。
3）從國家層面出臺光伏企業(yè)土地使用稅政策，避免各地征收不均。
3.2、競爭格局
國內(nèi)光伏電站運營商的競爭處于一超多強的格局，央企中電投獨占鰲頭，后面國企、民企群雄并起。由于電站運營屬于資本密集型行業(yè)，進入壁壘比較高，企業(yè)不但需要有雄厚的資金實力，還需要有連續(xù)的項目開發(fā)能力（路條獲取等），因此大型國企的競爭優(yōu)勢比較突出。但民營企業(yè)依靠自身靈活多變的機制，強大的執(zhí)行力，以及通過上市公司融資平臺，同樣能夠在競爭中躋身前列。在2013年裝機前十中絕大多數(shù)為國企，而在2014年民企開始脫穎而出，如中利科技、特變電工、愛康科技三家上市民企2014年裝機規(guī)模都超過了400MW，占據(jù)了Top10中的三席，Top20中民企已過半數(shù)。未來，隨著融資渠道的拓寬，我們預(yù)計民企在電站運營方面將占據(jù)更重要的地位。
3.3、發(fā)展趨勢
由于日照資源、土地租金等因素，我國大型光伏地面電站主要集中于新疆、甘肅等省區(qū)；然而這些地區(qū)對于光伏電力的就地消納能力不足，電力必須經(jīng)高壓輸電線路傳輸至東南部，由于電網(wǎng)傳輸能力有限，棄光限電現(xiàn)象時常出現(xiàn)。而東部地區(qū)用電需求量大，但閑置土地較少，用地成本也較高，不適宜建設(shè)地面電站。因此，未來的發(fā)展方向應(yīng)是充分挖掘屋頂資源，大力發(fā)展分布式發(fā)電。政府、企業(yè)、商業(yè)樓宇、住戶等可以通過第三方投資或自行建設(shè)的方式建造分布式電站以獲取投資收益。
表格23：2014年我國光伏運營商裝機前二十
然而在現(xiàn)實建設(shè)過程中，分布式遇到了一系列阻力，包括屋頂落實難、電費回收困難、融資難度大等。我們認(rèn)為，我國分布式發(fā)展落后于歐美的另一重要原因為我國電價水平較低：按照自發(fā)自用余電上網(wǎng)的模式，分布式收益為：（自發(fā)自用比例×本地電價 分布式光伏發(fā)電國家補貼 上網(wǎng)比例×脫硫燃煤收購電價）×全部發(fā)電量。理論上居民或企業(yè)的用電成本越高，分布式的相對收益越大。因歐美國家的電價水平比我國高，所以用分布式發(fā)電的動力更強。
我們認(rèn)為，在我國光伏發(fā)電度電成本降至居民用電價前，新建電站仍將以地面電站為主。而新建分布式電站也會以工業(yè)屋頂為主，因我國工業(yè)電價比民用電更高。至2020年后，隨著我國西北部地區(qū)地面電站的逐漸飽和，以及光伏平價上網(wǎng)的條件達(dá)成，分布式光伏將迎來發(fā)展高潮階段，配合儲能技術(shù)的成熟，東部及南部地區(qū)將興起建分布式電站的熱潮。
隨著光伏電站累計裝機規(guī)模的擴大，電站后服務(wù)市場也將迎來高速發(fā)展階段。我們認(rèn)為，智能化運維，再融資服務(wù)，質(zhì)量評級服務(wù)，保險服務(wù)等市場將依次崛起，先放量的市場為后成立的市場服務(wù)。
首先是智能化運維市場。電站質(zhì)量是一切后續(xù)服務(wù)的前提，通過智能化運維，運營企業(yè)可用軟件實時監(jiān)控設(shè)備故障和安全風(fēng)險等問題，最大化實現(xiàn)電站的發(fā)電效益。目前的運維市場已經(jīng)開始預(yù)熱，華為與木聯(lián)能兩家企業(yè)走在了最前端，通過與多家運營商合作搶占了目前的存量市場。
其次是質(zhì)量評級服務(wù)，通過對光伏電站的選址、運維質(zhì)量、系統(tǒng)性能、設(shè)備質(zhì)量和安裝質(zhì)量等多個維度的考核對單個光伏電站進行質(zhì)量分級。有效的評級能夠增進保險機構(gòu)與投資者對電站的了解和信心。目前市場上還未出現(xiàn)有較強公信力的電站評級機構(gòu)或企業(yè)，但依照產(chǎn)業(yè)的發(fā)展邏輯，未來一定會出現(xiàn)光伏界的標(biāo)普、穆迪與惠譽。
然后是電站保險服務(wù)，通過為企業(yè)轉(zhuǎn)嫁因自然風(fēng)險、意外事故、人為事故導(dǎo)致的物質(zhì)損失；因太陽輻射量不足導(dǎo)致的發(fā)電量減少所造成的電費收入損失。保險服務(wù)能夠增進投資者的信心，從而切實有效的解決企業(yè)融資難、資產(chǎn)證券化過程中商業(yè)模型確定性問題。目前安邦財險已介入此領(lǐng)域，推出光伏電站綜合運營險。
最后是再融資服務(wù)，可為已并網(wǎng)的電站設(shè)計各類金融產(chǎn)品，有效連接有理財需求的客戶與有資金需求的運營商，從而盤活電站存量。再融資服務(wù)離不開運維、評級與保險服務(wù)的支持，因此我們預(yù)計此塊業(yè)務(wù)將最后成熟。未來，市場上將出現(xiàn)越來越多的類“綠能寶“理財產(chǎn)品。
四、投資機會梳理
4.1、上游：技術(shù)為王
多晶硅企業(yè)的盈利受多晶硅市場價格的波動影響較為敏感。自去年11月以來，國內(nèi)多晶硅市場價格跌勢不止，從161.5元/Kg降至今年7月底的116.0元/Kg，跌幅近30%，已跌至非一線企業(yè)的盈虧平衡線以下。且目前庫存仍充足，在短期內(nèi)預(yù)計反彈概率較低，上游企業(yè)盈利難言樂觀。
4.2、中游：期待革命性突破
我國電池片、組件企業(yè)目前處于“薄利多銷”的盈利情況，產(chǎn)能相對過剩。并且產(chǎn)業(yè)鏈中游是“雙反”重災(zāi)區(qū)，出口承壓較大，更易受“黑天鵝”影響。2012年以來，由于內(nèi)需的擴張以及日、美市場的崛起，一線組件企業(yè)回暖態(tài)勢明顯，毛利率由2012年的0%左右回升至2014年的15%~25%。我們預(yù)計未來組件毛利率將維持在10%~20%區(qū)間，直到具有突破性的新電池技術(shù)出現(xiàn)。我們將密切關(guān)注PERC、HIT、IBC以及鈣鈦礦電池的科研進展及產(chǎn)業(yè)應(yīng)用情況。
圖表59：一線組件企業(yè)毛利率情況
4.3、下游：唯快不破
在電站運營環(huán)節(jié)，目前處于“跑馬圈地”的擴張階段，對于運營商來說，搶在電價補貼下調(diào)前累積盡可能多的光伏裝機是關(guān)鍵。
五、風(fēng)險因素
（1）貿(mào)易爭端加劇的風(fēng)險；歐美國家對我國光伏企業(yè)實施的“雙反”政策，將嚴(yán)重影響電池片、組件等產(chǎn)品的出口。
（2）產(chǎn)能過剩的風(fēng)險；我國多晶硅及其余光伏產(chǎn)業(yè)鏈產(chǎn)品產(chǎn)能較為過剩，若遇到內(nèi)需不振、出口受阻等情況，將波及全產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)。
（3）限電率上升的風(fēng)險；雖然我國西部地區(qū)將逐步完善高壓電網(wǎng)建設(shè)，但短期內(nèi)仍面臨棄光限電的風(fēng)險。
（4）補貼拖欠的風(fēng)險；隨著我國風(fēng)電、光伏裝機容量的進一步增加，可再生能源補貼將面臨缺口，加上復(fù)雜的發(fā)放手續(xù)，運營企業(yè)可能面臨補貼拖欠的風(fēng)險。
（5）標(biāo)桿電價再下調(diào)的風(fēng)險；隨著裝機成本的下降，為維持電站運營商合理的利潤率區(qū)間，國家可能再度下調(diào)度電補貼，這將影響項目的收益率。
