我国光伏行业现状及平价上网展望分析报告.docx
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我国光伏行业现状及平价上网展望分析报告
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2017年8月
正文目录
图目录
表目录
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。
图1：
光伏行业产业链
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%。
图2：
2010-2016全球和中国多晶硅产量
图3：
2010-2016我国多晶硅产能及产量
图4：
2016年全国多晶硅产能分布
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。
图5：
2016年全球前十大多晶硅企业产量占比
图6：
2016年中国前十大多晶硅企业产量占比
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。
图7：
2016年我国多晶硅各国进口占比
图8：
2010-2016我国多晶硅进口情况及自产比例
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%。
图9：
改良西门子法工艺流程示意图
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。
图10：
改良西门子法生产多晶硅能耗变化情况
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%。
图11：
硅烷流化床法工艺示意图
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%。
图12：
2016年全球硅片产能分布情况
图13：
2008-2016我国硅片产能和产量
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。
图14：
2016年我国前十大硅片企业产能/产量情况
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。
图15：
砂浆切割与金刚线切割示意图对比
图16：
金刚线切割在单多晶硅片的应用
图17：
2016-2025硅片金刚线切割占比变化趋势
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。
表1：
多晶硅片砂浆切割与金刚线切割参数对比
图18：
多晶硅片金刚线切割降成本的逻辑
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%。
图19：
2010-2016全球电池片产量和增速情况
图20：
2010-2016我国电池片产量和增速情况
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。
图21：
2016年我国前十大电池片企业产能/产量情况
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（PassivatedEmitterRearCell）——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。
图22：
PERC电池与常规电池原理示意图
图23：
2015-2016年PERC电池产能统计
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。
图24：
2016-2025年不同电池技术市场占比变化趋势
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。
图25：
2009-2016年我国光伏电池组件产量
图26：
2016年全球光伏组件产能分布
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。
图27：
2016年我国前十大组件企业产能/产量情况
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。
图28：
2016年部分光伏组件企业生产成本（美元/W）
图29：
组件中各种原材料成本构成
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。
图30：
2012-2016年全球组件平均转换效率
图31：
2016-2025年60片电池片的组件功率变化趋势
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。
图32：
2011-2016年全球光伏新增装机容量
图33：
2011-2016年中国光伏新增装机容量
图34：
2016年全球光伏新增装机容量占比
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。
图35：
国内光伏季度新增装机
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%。
图36：
分布式光伏新增装机情况
图37：
2017-2020年分布式年均复合增速超55%（GW）
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。
图38：
2016年我国各类电源累计装机占比
图39：
2016年我国各类电源发电量占比
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。
图40：
光伏标杆上网电价呈下降趋势（元/kwh）
表2：
光伏标杆上网电价（元/kwh）
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。
图41：
历次可再生能源补贴目录统计情况
图42：
前六批可再生能源补贴目录占比统计
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。
图43：
可再生能源电价附加（单位：
元/kWh）
表3：
可再生能源补贴资金测算
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。
图44：
2011-2016年光伏发电设备逐年利用小时数
表4：
2016年光伏发电重点地区最低保障收购年利用小时数落实
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