2017年中国电池片行业发展前景分析

　　1、 系统成本下降导致经济性超预期

　　组件成本下降带动成本快速下降：分布式光伏成本中组件成本超过 50%，所以组件成本的下降会在很大程度上影响系统投资成本。组件成本自 2016 年到 2017 年出现了明显的下降，下降幅度为 30.23%。同时光伏系统效率不断上升，非组件（Balance ofSysytem, BOS）成本也实现了一定程度的下降。目前来看，系统投资成本仅 5.5 元/瓦，如果考虑到总包方的利润，系统成本将达到 7 元/瓦，预计未来 3 年，系统成本有望成目前的 5.5-6.5 元/瓦，下降至 3.5-4 元/瓦。以 1500V 为代表的新技术应用推动系统成本持续下降： 在分布式光伏系统中，电缆的成本约占总成本的 3.8%， 而线缆价格受国际铜期货价格的影响较大，在这一价格较为稳定的背景下，电缆价格下降难度较大。但 1500V 新技术的应用所导致的系统电流下降可以让整个系统的线损减少，实现了系统投资成本下降。

分布式光伏成本构成（2017 年）

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　　2、 经济性快速上升，已经达到用户侧平价

　　在系统成本快速下降的背景下， 度电成本快速下降： 随着系统成本的快速下降，发电成本也快速下降，系统成本每下降 0.5 元/瓦，度电成本能够下降 0.04-0.06元/kwh，按照目前系统成本约 7.5-5.5 元/W，度电成本约 0.68-0.99 元/kwh。目前已经达到用户侧平价： 中国居民电价、大工业电价和工商业电价中值分别约 0.52、0.64 和 0.84 元/KWH，而均值分别为 0.52、 0.61、 0.83 元/KWH，就电价而言用电量高的中东部地区普遍比西部地区要高。而光伏目前的成本已经在大部分情况下实现了平价上网，出现了明显的内生性。

系统成本快速下降

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中国用户侧电价情况（元/kwh）

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　　绿色对应居民侧的平价上网；黄色对应大工业侧的平价上网；红色对应工商业电价的平价上网目前国内平均发电小时数约为 1100，最差发电小时数约为 950，因为要模拟用户侧情况，所以发电小时数更接近中东部地区按照 7%的折现率。

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中国需求预测（万千瓦）

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　　各国政策逐渐成熟，竞价上网制度成为主流： 相较 FiT 政策，竞价上网能够更真实的反映企业成本与盈利，平衡补贴与成本下降之间的关系。 2017 年 2 月，德国的平均中标价为 0.0596 欧元/kWh，比 FiT 政策的下限 0.0851 欧元/kWh 低了接近 30%，比其上限0.123 欧元/kWh 低 50%以上。在市场竞争的机制下， 竞价上网制度可以更好的体现成本下降，推动平价上网。目前全球已经有超过 20 个国家对光伏上网电价的确定实施竞价制度，光伏装机大国已经开始或即将实施竞价政策。在过去的 5 年里，竞价上网逐步成为光伏的主要政策扶持形式。德国在 2015 年开始对 100kw 以上的项目实施招标制，我国在 2016 年推出领跑者计划项目，日本也将在 2017 年 10 月对 2MW 以上的大型光伏项目实施招标制。 主流国家的上网电价招标制将是趋势， 竞价上网制度已成为主流。竞价制度率先在领跑者计划中推广，推动实际电价快速下降：日前，国家能源局出台《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，指出“按照市场自主和竞争配置并举的方式管理光伏发电项目建设”。招标（即竞价）制率先在 2016 年实施的领跑者计划中使用，最低平均中标电价低至 0.51 元/kWh， 2016 光伏领跑者的平均中标电价相比当地 2016 年标杆电价普遍低了约 20%-30%。 未来按照标杆电价执行的项目将越来越少， 竞价制度将加快平价上网进程。未来竞价上网将在全网更广泛的范围铺开： 我国进一步推进领跑者计划基地建设，以推动技术进步，促进成本下降，减少补贴依赖，实现 2020 年用电侧平价上网。 9 月 22日，国家能源局发布《关于推进光伏发电“领跑者”计划实施和 2017 年领跑基地建设有关要求的通知》。《通知》得到了各个省（自治区）的积极响应。截至 10 月 31 日申请截止，共有申报基地个数 37 个，其中，申报应用领跑基地个数为 23 个，技术领跑基地 14 个。目前，共有 34 个申报基地已通过初步形式审核。随着领跑者计划基地建设的推广，未来竞价上网将在全网更为广泛铺开。

德国光伏竞价上网中标价与FiT对比

　　注：平均中标价依据实时汇率从欧元换算得到

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各国招标价格

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2016中国光伏领跑者投标电价

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　　3、 电池片将引领新的一轮供给格局变化

　　技术进步是行业投资的主线： 光伏的未来取决于是否能平价上网（与火电竞争），降成本能力成为这个行业核心的能力。每一轮大幅的成本下降虽然是由供需失衡引起，但落脚点均是技术进步。技术领先企业享受超额收益： 在无论是国产化过程中的技术进步，还是推出引领世界的新技术，企业一旦通过技术实现了成本的下降，就能在一段时间内获得超额收益。如，2010-2013 年的保利协鑫能源在硅料环节实现冷氢化， 2014-2018 年的隆基股份在片环节推动了金刚线改造和连续拉棒等技术，均在技术改造完成的相当长一段时间内产生了较大的超额收益。

AEI 成本预测曲线

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按照目前技术路线推测未来 2-3 年组件成本

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　　电池片将成为成本下降的主战场： 电池目前企业之间的差异最小，同质化强，主要由于电池技术难度大，路线多，企业缺乏投入。从 2015 年开始，中国电池的技术逐步赶超台湾，效率快速提升，成为性价比最高的产品。研发投入将促使国内电池的崛起： 2012 年-2015 年，国内企业逐步摆脱双反、产能过剩带来的经营压力，资产负债表逐步转好，研发投入开始增加。 2015-2016 年国内电池片的效率快速提高，单晶从 19.3%-19.8%提高到 19.5%-21.3%，多晶也从 18%-18.4%提高到 18.3%-18.6%。

2010-2016年历年研发费用（百万元）

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　　PERC 将引领未来 3-5 年的电池技术： PERC 最兼容目前的电池产线，仅增加被钝化和激光开槽，但效率可以增加 1%，而且未来非硅成本有望持续下降至与目前普通单晶差不多。同时效率极限在各家企业的持续研发投入下，量产有望从目前 21.5%提升至 23%左右。对 N 型电池提出了挑战。

电池平均效率情况

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历史PERC电池效率发展

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效率提升导致电池片环节非硅成本下降测算（未考虑装备与辅材价格下降）

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　　经测算，假设 PERC 电池效率从 21.5%上涨至 23%，电池非硅成本从 1.06 元/W 下降至 0.99 元/W，下降 0.07 元/W，下降比例为 6.6%。PERC产品将会有短期的溢价，长期为成为标配：PERC组件的功率能够达到 305-310W，相比较普通单晶组件 285-290W 有明显增益，对 BOS 的成本节省有明显促进作用，所以我们预计 PERC 组件短期将会有 0.15-0.25 元/W 的溢价，长期将会成为企业降成本的标准技术。

　　4、需求倒逼硅料品质升级

　　单晶对硅料要求更高，以进口为主： 太阳能硅料根据纯度不同可以分为太阳能一级、太阳能二级和太阳能三级。目前多晶主要是采用二级和三级料，而单晶主要是用一级料。这主要原因是单晶在长晶过程往往需要连续拉棒，高品质的硅料能够保证连续拉棒的成功率。单晶硅片扩张推动需求增长： 随着单晶性价比的不断上升，单晶硅片的成为主导硅料品质的需求，预计到 2018 年年底，全国单晶硅片的产能将达到 57-65GW，硅料需求将达到。高品质硅料缺乏， 2018 年硅料品质将分化： 国内硅料企业的产品以太阳能二级和三级为主，所以单晶企业大部分购买进口硅料。经过 1 年多的技术改进，以通威、大全、协鑫等为代表的国内企业已经达到单晶所需求的品质，估计占总体产能的 30%左右，整体产能依旧偏紧。

太阳能级别的硅料分类

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单晶硅片产能扩张对硅料需求拉动预测

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主要生产硅料企业情况

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我国硅料产量全球占比逐年升高

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我国硅料进口比例较高

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　　5、风电弃风改善明显， 制造业毛利率走势待观察

　　弃风限电率在过去 1 年得到了明显改善： 据国家能源局发布的 2017 年前三季度风电并网运行情况显示， 1-9 月，全国风电发电量 2128 亿千瓦时，同比增长 26%；平均利用小时数 1386 小时，同比增加 135 小时； 1-9 月，全国弃风电量 295.5 亿千瓦时，同比减少 103 亿千瓦时，弃风率同比下降 6.7 个百分点，实现弃风电量和弃风率“双降”。其中，宁夏弃风率为 3%，同比减少 14 个百分点，甘肃为 33%，同比下降 13 个百分点，东三省弃风率也有明显下降，其中，辽宁弃风率为 7%，同比下降了 8 个百分点。政策与用电量超预期推动弃风限电率不断改善： 政策方面， 我国致力于解决弃风弃水问题并提出明确要求。 近日，发改委、能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》。方案指出， 到 2020 年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。 方案明确提出后年度解决弃水弃风弃光的工作目标， 确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降。 除此，用电量超预期，市场消纳能力增强也直接推动了弃风限电率的改善。自 2016 年起，用电需求回升， 2016 年全年用电量达到 59198 亿千瓦时，同比增长 6.7%。 2017 年，同比增长率也持续稳定在 6.8%左右。整体用电需求超预期大幅度回升。

全社会用电量同比增值

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全国风电利用小时及弃风率

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　　招标量整体平稳： 2017 年 1-3Q 国内公开招标容量为 21.3GW， 2016 年为 28.4GW，相较 2015 年的 18.7GW， 近两年招标量明显提升。虽然 2017 年 1-9 月国内公开招标容量同比下降 11.7%，但整体招标的绝对量仍处于较高水平。 2016 年至今，季度招标量平均维持在 7GW 左右，整体发展平稳。随着招标量整体保持较高水平的平稳发展，项目回报率可观，预计行业未来需求持续增长。政治环保等客观因素导致价格下降明显： 2017 年， 2.0MW 和 2.5MW 机型投标均价持续下降。第三季度 2.0MW 风电机组投标均价为 3700-3800 元/kW 左右，相较 16 年的4200 元/kW 左右，同比下降近 10%。一方面，环保问题近年来一直受到国家关注，“绿水青山”间接抑制了风能发电的需求。另一方面，随着风电开发南移，对大功率的新机组需求将增多，而小功率的机组需求则相对减少，价格降低。除此，十九大期间，出于安保等因素考虑，对大型机组的运输加以限制，也影响了价格的下降。

国内公开招标容量（GW）

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2.0MW&2.5MW 机型投标均价走势（RMB/kW）