光伏行業新「黃金十年」：平價上網拉開序幕

前 言：

平價上網政策不僅有望為光伏市場貢獻增量，其深遠意義在於大陸光伏行業「黃金十年期」的開啟。

平價上網具有較明確的做到路徑，樂觀情況下有望在2020年底做到。

通過光伏全產業鏈的降本增效潛力分析，電池片及組件環節將成為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做到發電側平價上網的關鍵。

▌平價上網政策: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《關於積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》(發改能源〔2019〕19號)，提出推進風電、光伏發電無補貼平價上網的有關要求和相關支持政策措施，從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力。

本次政策具備兩大看點:

一是明確提出光伏平價上網項目(不需要國家補貼執行燃煤標桿上網電價的光伏發電平價上網試點項目)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制。

二是多重措施保障平價上網項目收益，包括:

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

2.鼓勵平價上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償，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收費予以支持，降低項目場址等相關非技術成本;

4.省級電網企業負責升壓站之外的接網工程，保障優先發電和全額保障性收購。

關於此次政策，市場的普遍解讀是目前全國在籌備的平價項目接近20GW，平價項目有望為光伏市場貢獻增量。

與市場觀點不同的是，我們認為此次的政策的深遠意義在於光伏行業「黃金十年期」的開啟。

光伏行業的發展可以分為三個階段:

階段一:2018年及以前，政策引導階段。

這一階段的特徵是行業發展的周期性波動主要受政策驅動。

階段二:2019-2020，平價上網過渡階段。

這一階段的特徵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推動行業發展的主要動力。我們認為2019年有望開啟光伏行業以平價上網為主題的新「黃金十年」，主要基於三個背景:

1.2008-2018十年間，中國光伏產業由「兩頭在外」發展成為「掌握全產業鏈核心工藝和設備」，這將為下一個黃金十年期的開啟奠定基礎。

從2017年光伏全產業鏈各個環節來看:大陸矽料產量為24.2萬噸，占全球多晶矽產量比重為54.8%,有6家企業進入世界前10位;大陸矽片總產能為105GW，總產量為91.7GW，全球占比為87.2%，全球前十大矽片廠均在大陸。

大陸電池片總產能為83GW，總產量為72GW，全球占比為69%，有8家企業進入世界前10位。

大陸組件總產能為105.4GW，總產量為75GW，全球占比為71%，有8家企業進入世界前10位。大陸新增裝機容量為53GW，新增裝機容量全球第一。

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2.光伏行業補貼缺口明顯，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，光伏行業補貼缺口達841億元。

自2018年「531」新政以來，行業降補貼已是大勢所趨，根據智匯光伏的報導，2019年I、II、III類地區光伏標桿電價擬從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.光伏相關的工藝和技術日趨成熟，平價項目開始出現。

2018年12月29日，中國首個大型光伏平價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500MW，總投資額21億元，項目平均電價0.316元/千瓦時，低於青海省火電脫硫標桿上網電價(0.3247元/千瓦時)。

隨著優勢地區(土地費用低、可利用小時數高)的光伏平價項目開始出現，屬於平價上網的「黃金十年」序幕已被拉開。

階段三:2020年以後，全面平價上網階段。

這一階段的特徵是全國多數地區已開始做到發電側平價上網，同時發電端做到平價上網後推動配套設施完善，進而做到用電端平價上網，光伏逐步成為主要能源。

從當前來看，2017年底大陸國光伏發電累計裝機容量1.30億千瓦，占全部發電設備容量的比例為7.33%;2017年全國光伏發電量967千瓦時，占全部發電量6.49萬億千瓦時的1.49%。

綜上所述，光伏行業的三個階段對應不同的投資策略:

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

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

階段三(2020年後)發電側的平價上網已開始大規模做到，建議重點關注能源結構的變化以及能夠直接受益於光伏新增裝機容量提升的產品企業。

▌我們離平價上網還有多遠?

平價上網的定義

根據《關於積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》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，上網電價等於當地燃煤標桿上網電價。

因此，不同地區由於燃煤標桿上網電價不同，平價上網的基準也有所區別。

全國光伏平價上網的門檻測算:光伏電站的內部收益率取決於兩個要素，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於電站的輸出功率、上網電價以及有效利用小時。

基於此，我們結合I、II、III類地區的燃煤標桿電價、有效利用小時兩項參數，同時假設光伏電站的內部收益率為8%，進而對光伏平價上網項目的投資額進行反算，最終結論為:

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

光伏平價上網成本降幅分析

我們首先來對全國首個平價項目進行分析:該項目屬於國家第三批「光伏領跑者」項目，電站地址位於青海省海西州格爾木，屬於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500MW，總投資額21億元;項目平均電價0.316元/kwh，低於青海省火電脫硫標桿上網電價(0.3247元/kwh)，做到平價上網。

基於以上參數，可以測算出的結論為:1該電站系統成本為4.2元/W;2該項目內部收益率為7.14%。

我們認為，一方面海西州項目屬於特例，該項目年有效利用小時數大幅高於全國平均水平;另一方面作為示範項目，地方政府在接網以及土地成本上通常給予一定優惠，我們結合智慧光伏的分析預計2018年底全國光伏電站的系統成本為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，目前全國光伏地面電站系統成本與3.25元/W的全國平價上網中位數水平相比，仍需下降28%。

即光伏電站系統成本在目前的水平上下降28%，全國將大規模(超過50%)做到發電側的平價上網。

另一方面，我們對即將出台的光伏行業補貼政策進行敏感性分析。

我們以4.5元/W的系統成本的基準，計算8%的內部收益率對應的上網電價水平，最終結論為:在系統成本維持目前4.5元/W不變的情況下，當I、II、III類地區的上網電價分別為0.39、0.45、0.55元/kwh，光伏電站的內部收益率將達到8%。

「531」新政之後，I、II、III三類資源區的補貼電價為0.5、0.6、0.7元/kwh，補貼額度為0.22、0.24、0.3元/kwh。

根據上述反算的上網電價水平，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0.11、0.15、0.15元/kwh。

在光伏電站系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，大陸已有20家光伏企業通過合資、並購、投資等方式在海外布局產能，2018年海外布局的電池片有效產能達12.2GW，組件有效產能達18.1GW。

同時，海外光伏項目招標報出電價不斷創新低，2013年美國光伏項目招標報出價為8.3美分/kwh，2018年沙烏地項目報出價已低至1.79美分/kwh。

如何降低光伏電站系統成本?

光伏全產業鏈包括矽料、矽片、電池片、組件、地面電站五大構成，且環環相扣。

平價上網的做到是電站裝機成本降至平價上網門檻標準，從產業鏈視角來看，這是一個系統性的工程，牽一發而動全身。

從具體路徑來看，做到光伏平價上網有兩種方式:降本、增效。

其中降本指全產業鏈各個環節的成本降低，每個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。

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

對於組件而言，我們以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%。

▌平價之路:全產業鏈降本增效潛力分析

我們通過對矽料、矽片、電池片、組件每一個環節的產業現狀、工藝發展、設備迭代、盈利能力等多個維度分析，最終的結論為電池片及組件環節將成為本輪光伏產業降本增效的主陣地。

根據我們的模型推演，當矽料價格下降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系統成本降低4%，則光伏電系統成本將降低28%，從而做到全國大規模的發電側平價。

基於此，我們認為平價上網具有較明確的做到路徑，樂觀情況下有望在2020年底做到。

矽料:長期存在明顯降本空間

從成本端來看，電力在矽料成本中占比最大，占比為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較低的地區建廠等方式來做到。

從工藝端來看，目前矽料端的比較成熟的工藝是改良西門子法，包括H2制備與淨化、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、矽芯制備及產品整理、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，如產品純度控制等。

從矽料企業的成本來看，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120GW-130GW，對應矽料需求為42.8萬噸-46.4萬噸，這一區間內對應矽料企業成本線為73元/kg-75元/kg(含稅)。即在現有的矽料產能基準下，80元/kg的矽料價格已處於相對較低水平。

但另一方面，以東方希望和通威包頭為代表的企業依靠地域電價較低和先進管理工藝，成功將矽料成本降至30元/kg以下。

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

矽片:金剛線切割滲透接近尾聲

矽片的工藝分為兩個方面:

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

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

從成本端來看，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

我們認為，電池片及組件環節將成為本輪光伏產業降本增效的主陣地。主要基於兩點原因:

1.從產業鏈成本敏感系數來看，「增效」的效果較「降本」更優。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，光伏地面電站建站成本將降低5%，這一系數明顯高於矽料端及矽片端的成本改善。

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

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:單體太陽電池不能直接做電源使用，電源必須將若干單體電池串、並聯連接和嚴密封裝成組件。

由於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不銹鋼、鋁或其他非金屬邊框上，然後安裝好上面的玻璃及背面的背板、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年全國組件總產能為105.4GW，目前一條250MW的產線對設備投資額約2300-2400萬元，1GW組件產能對應設備需求為9000萬元，因此大陸組件設備市場存量空間約95億元。

動態來看，根據我們數據庫統計，截止到2018年底全國前十大組件廠商在建產能超過28GW，對應市場為25億元。

從具體設備來看，組件設備企業如先導智能、金辰股份基本涵蓋組件設備全產品線。奧特維等公司在串焊機、層壓機等領域具備細分優勢。

小結:平價上網沙盤推演

基於上文中對全產業鏈各環節降本增效潛力的分析，我們對光伏平價上網進行沙盤推演，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做到;

3.電池片:主要方式為增效，PERC+或HIT工藝的做到，假設將光伏電池轉換效率從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，光伏電站系統成本將降低28%，從而做到全國大規模的發電側平價。我們認為有兩點需重點關注:一是從全產業鏈梳理來看，「增效」帶來的成本降幅遠高於「降本」;二是從目前來看平價上網仍有較大難度，樂觀情況下預計上述假設條件有望在2020年底做到。（報告來源：國海證券／分析師：馮勝）