1、 系統成本下降導致經濟性超預期

　　組件成本下降帶動成本快速下降：分布式光伏成本中組件成本超過 50%，所以組件成本的下降會在很大程度上影響系統投資成本。組件成本自 2016 年到 2017 年出現了明顯的下降，下降幅度為 30.23%。同時光伏系統效率不斷上升，非組件（Balance ofSysytem, BOS）成本也實現了一定程度的下降。目前來看，系統投資成本僅 5.5 元/瓦，如果考慮到總包方的利潤，系統成本將達到 7 元/瓦，預計未來 3 年，系統成本有望成目前的 5.5-6.5 元/瓦，下降至 3.5-4 元/瓦。以 1500V 為代表的新技術應用推動系統成本持續下降： 在分布式光伏系統中，電纜的成本約占總成本的 3.8%， 而線纜價格受國際銅期貨價格的影響較大，在這一價格較為穩定的背景下，電纜價格下降難度較大。但 1500V 新技術的應用所導致的系統電流下降可以讓整個系統的線損減少，實現了系統投資成本下降。

分布式光伏成本構成（2017 年）

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　　2、 經濟性快速上升，已經達到用戶側平價

　　在系統成本快速下降的背景下， 度電成本快速下降： 隨著系統成本的快速下降，發電成本也快速下降，系統成本每下降 0.5 元/瓦，度電成本能夠下降 0.04-0.06元/kwh，按照目前系統成本約 7.5-5.5 元/W，度電成本約 0.68-0.99 元/kwh。目前已經達到用戶側平價： 中國居民電價、大工業電價和工商業電價中值分別約 0.52、0.64 和 0.84 元/KWH，而均值分別為 0.52、 0.61、 0.83 元/KWH，就電價而言用電量高的中東部地區普遍比西部地區要高。而光伏目前的成本已經在大部分情況下實現了平價上網，出現了明顯的內生性。

系統成本快速下降

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中國用戶側電價情況（元/kwh）

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　　綠色對應居民側的平價上網；黃色對應大工業側的平價上網；紅色對應工商業電價的平價上網目前國內平均發電小時數約為 1100，最差發電小時數約為 950，因為要模擬用戶側情況，所以發電小時數更接近中東部地區按照 7%的折現率。

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中國需求預測（萬千瓦）

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　　各國政策逐漸成熟，競價上網制度成為主流： 相較 FiT 政策，競價上網能夠更真實的反映企業成本與盈利，平衡補貼與成本下降之間的關系。 2017 年 2 月，德國的平均中標價為 0.0596 歐元/kWh，比 FiT 政策的下限 0.0851 歐元/kWh 低了接近 30%，比其上限0.123 歐元/kWh 低 50%以上。在市場競爭的機制下， 競價上網制度可以更好的體現成本下降，推動平價上網。目前全球已經有超過 20 個國家對光伏上網電價的確定實施競價制度，光伏裝機大國已經開始或即將實施競價政策。在過去的 5 年里，競價上網逐步成為光伏的主要政策扶持形式。德國在 2015 年開始對 100kw 以上的項目實施招標制，我國在 2016 年推出領跑者計劃項目，日本也將在 2017 年 10 月對 2MW 以上的大型光伏項目實施招標制。 主流國家的上網電價招標制將是趨勢， 競價上網制度已成為主流。競價制度率先在領跑者計劃中推廣，推動實際電價快速下降：日前，國家能源局出臺《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，指出“按照市場自主和競爭配置并舉的方式管理光伏發電項目建設”。招標（即競價）制率先在 2016 年實施的領跑者計劃中使用，最低平均中標電價低至 0.51 元/kWh， 2016 光伏領跑者的平均中標電價相比當地 2016 年標桿電價普遍低了約 20%-30%。 未來按照標桿電價執行的項目將越來越少， 競價制度將加快平價上網進程。未來競價上網將在全網更廣泛的范圍鋪開： 我國進一步推進領跑者計劃基地建設，以推動技術進步，促進成本下降，減少補貼依賴，實現 2020 年用電側平價上網。 9 月 22日，國家能源局發布《關于推進光伏發電“領跑者”計劃實施和 2017 年領跑基地建設有關要求的通知》。《通知》得到了各個省（自治區）的積極響應。截至 10 月 31 日申請截止，共有申報基地個數 37 個，其中，申報應用領跑基地個數為 23 個，技術領跑基地 14 個。目前，共有 34 個申報基地已通過初步形式審核。隨著領跑者計劃基地建設的推廣，未來競價上網將在全網更為廣泛鋪開。

德國光伏競價上網中標價與FiT對比

　　注：平均中標價依據實時匯率從歐元換算得到

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各國招標價格

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2016中國光伏領跑者投標電價

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　　3、 電池片將引領新的一輪供給格局變化

　　技術進步是行業投資的主線： 光伏的未來取決于是否能平價上網（與火電競爭），降成本能力成為這個行業核心的能力。每一輪大幅的成本下降雖然是由供需失衡引起，但落腳點均是技術進步。技術領先企業享受超額收益： 在無論是國產化過程中的技術進步，還是推出引領世界的新技術，企業一旦通過技術實現了成本的下降，就能在一段時間內獲得超額收益。如，2010-2013 年的保利協鑫能源在硅料環節實現冷氫化， 2014-2018 年的隆基股份在片環節推動了金剛線改造和連續拉棒等技術，均在技術改造完成的相當長一段時間內產生了較大的超額收益。

AEI 成本預測曲線

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按照目前技術路線推測未來 2-3 年組件成本

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　　電池片將成為成本下降的主戰場： 電池目前企業之間的差異最小，同質化強，主要由于電池技術難度大，路線多，企業缺乏投入。從 2015 年開始，中國電池的技術逐步趕超臺灣，效率快速提升，成為性價比最高的產品。研發投入將促使國內電池的崛起： 2012 年-2015 年，國內企業逐步擺脫雙反、產能過剩帶來的經營壓力，資產負債表逐步轉好，研發投入開始增加。 2015-2016 年國內電池片的效率快速提高，單晶從 19.3%-19.8%提高到 19.5%-21.3%，多晶也從 18%-18.4%提高到 18.3%-18.6%。

2010-2016年歷年研發費用（百萬元）

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　　PERC 將引領未來 3-5 年的電池技術： PERC 最兼容目前的電池產線，僅增加被鈍化和激光開槽，但效率可以增加 1%，而且未來非硅成本有望持續下降至與目前普通單晶差不多。同時效率極限在各家企業的持續研發投入下，量產有望從目前 21.5%提升至 23%左右。對 N 型電池提出了挑戰。

電池平均效率情況

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歷史PERC電池效率發展

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效率提升導致電池片環節非硅成本下降測算（未考慮裝備與輔材價格下降）

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　　經測算，假設 PERC 電池效率從 21.5%上漲至 23%，電池非硅成本從 1.06 元/W 下降至 0.99 元/W，下降 0.07 元/W，下降比例為 6.6%。PERC產品將會有短期的溢價，長期為成為標配：PERC組件的功率能夠達到 305-310W，相比較普通單晶組件 285-290W 有明顯增益，對 BOS 的成本節省有明顯促進作用，所以我們預計 PERC 組件短期將會有 0.15-0.25 元/W 的溢價，長期將會成為企業降成本的標準技術。

　　4、需求倒逼硅料品質升級

　　單晶對硅料要求更高，以進口為主： 太陽能硅料根據純度不同可以分為太陽能一級、太陽能二級和太陽能三級。目前多晶主要是采用二級和三級料，而單晶主要是用一級料。這主要原因是單晶在長晶過程往往需要連續拉棒，高品質的硅料能夠保證連續拉棒的成功率。單晶硅片擴張推動需求增長： 隨著單晶性價比的不斷上升，單晶硅片的成為主導硅料品質的需求，預計到 2018 年年底，全國單晶硅片的產能將達到 57-65GW，硅料需求將達到。高品質硅料缺乏， 2018 年硅料品質將分化： 國內硅料企業的產品以太陽能二級和三級為主，所以單晶企業大部分購買進口硅料。經過 1 年多的技術改進，以通威、大全、協鑫等為代表的國內企業已經達到單晶所需求的品質，估計占總體產能的 30%左右，整體產能依舊偏緊。

太陽能級別的硅料分類

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單晶硅片產能擴張對硅料需求拉動預測

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主要生產硅料企業情況

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我國硅料產量全球占比逐年升高

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我國硅料進口比例較高

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　　5、風電棄風改善明顯， 制造業毛利率走勢待觀察

　　棄風限電率在過去 1 年得到了明顯改善： 據國家能源局發布的 2017 年前三季度風電并網運行情況顯示， 1-9 月，全國風電發電量 2128 億千瓦時，同比增長 26%；平均利用小時數 1386 小時，同比增加 135 小時； 1-9 月，全國棄風電量 295.5 億千瓦時，同比減少 103 億千瓦時，棄風率同比下降 6.7 個百分點，實現棄風電量和棄風率“雙降”。其中，寧夏棄風率為 3%，同比減少 14 個百分點，甘肅為 33%，同比下降 13 個百分點，東三省棄風率也有明顯下降，其中，遼寧棄風率為 7%，同比下降了 8 個百分點。政策與用電量超預期推動棄風限電率不斷改善： 政策方面， 我國致力于解決棄風棄水問題并提出明確要求。 近日，發改委、能源局印發《解決棄水棄風棄光問題實施方案》。方案指出， 到 2020 年在全國范圍內有效解決棄水棄風棄光問題。 方案明確提出后年度解決棄水棄風棄光的工作目標， 確保棄水棄風棄光電量和限電比例逐年下降。 除此，用電量超預期，市場消納能力增強也直接推動了棄風限電率的改善。自 2016 年起，用電需求回升， 2016 年全年用電量達到 59198 億千瓦時，同比增長 6.7%。 2017 年，同比增長率也持續穩定在 6.8%左右。整體用電需求超預期大幅度回升。

全社會用電量同比增值

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全國風電利用小時及棄風率

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　　招標量整體平穩： 2017 年 1-3Q 國內公開招標容量為 21.3GW， 2016 年為 28.4GW，相較 2015 年的 18.7GW， 近兩年招標量明顯提升。雖然 2017 年 1-9 月國內公開招標容量同比下降 11.7%，但整體招標的絕對量仍處于較高水平。 2016 年至今，季度招標量平均維持在 7GW 左右，整體發展平穩。隨著招標量整體保持較高水平的平穩發展，項目回報率可觀，預計行業未來需求持續增長。政治環保等客觀因素導致價格下降明顯： 2017 年， 2.0MW 和 2.5MW 機型投標均價持續下降。第三季度 2.0MW 風電機組投標均價為 3700-3800 元/kW 左右，相較 16 年的4200 元/kW 左右，同比下降近 10%。一方面，環保問題近年來一直受到國家關注，“綠水青山”間接抑制了風能發電的需求。另一方面，隨著風電開發南移，對大功率的新機組需求將增多，而小功率的機組需求則相對減少，價格降低。除此，十九大期間，出于安保等因素考慮，對大型機組的運輸加以限制，也影響了價格的下降。

國內公開招標容量（GW）

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2.0MW&2.5MW 機型投標均價走勢（RMB/kW）