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1.2組件降價疊加歐洲MIP終止，歐洲裝機量自發(fā)大幅提升

歐洲光伏市場化下裝機量快速上升，反應平價臨近。在德國2015-2016年逐步取消光伏度電補貼并改為競價機制后，其他歐洲各國紛紛效仿。而這種補貼退坡也直接削弱歐洲光伏增長動力，2016年歐洲新增裝機量僅6GW。但是這種新型補貼機制實際上帶來了歐洲光伏的市場化發(fā)展。隨著光伏發(fā)電成本下降，歐洲主要國家光伏逐步實現平價，依靠下游自發(fā)需求的內生增長成為歐洲光伏裝機提升的強勁動力。2017年，歐洲重新恢復增長，法國、德國新增裝機量增長達30%-50%，2018年持續(xù)高速增長。

預計2019年，隨著MIP到期取消，歐洲各國裝機成本繼續(xù)下探。MIP對我國單多晶組件有最低限價規(guī)定，而國內相關組件實際售價已經顯著低于限價。根據2018年10月份數據，單晶組件限價0.35歐元/W,而國內單晶售價在0.31歐元/W，在取消MIP后，組件成本下降10%以上。在這種大背景下，歐洲平價上網項目占比將繼續(xù)提升，推動歐洲整體裝機量大幅提升。

1.3印度光伏成本與煤電接近，政策支持力度大

印度發(fā)電缺口大，以煤電為主。印度長期以來一直存在較大供電缺口，2017年印度除北部地區(qū)外，其他地區(qū)每月高峰用電期供電均有缺口，電力覆蓋率僅不到90%，有10%以上的印度人生活在無電力供應的地區(qū)。而印度此前也比較依賴煤電發(fā)電，占比高達79.3%，光伏占比較小，僅2%左右。

印度政府扶持光伏力度空前。首先，印度在2017-2027的時間內，預計煤電新增產能為50GW，與在建產能相符，因此這也意味著未來十年印度基本沒有新增煤電產能，也能夠看出印度政府支持鼓勵新型能源發(fā)電的決心。在2015年，印度總理批準擴大印度太陽能發(fā)電裝機項目目標計劃，將國家太陽能計劃目標提高5倍，將光伏裝機目標由2021-2022年達到20GW變?yōu)?00GW，并且推廣一系列鼓勵支持光伏產業(yè)的政策。這也大大提升印度光伏產業(yè)信心。印度光伏裝機量在近幾年大幅提升。

由于光伏組件價格大幅下跌，2017年印度光伏競標報價已經低至2.44盧比(4美分)/kWh，并且此后繼續(xù)下降。預計2019年，印度全國平均光伏LCOE將降至37美元/MWh一下，與傳統(tǒng)煤電LCOE相當，實現發(fā)電側平價上網。再加上印度本身快速建設發(fā)電項目補足缺口，預計未來印度光伏新增裝機量將大幅提升。

2.成本持續(xù)下降，我國平價上網可期

2.1我國光伏產業(yè)歷經波折

平價上網分為發(fā)電側平價和用戶側平價。發(fā)電側平價是指光伏發(fā)電即使按照傳統(tǒng)能源的上網電價收購(無補貼)也能實現合理利潤，目前國內成本最低、利用最廣的電力來源為煤電，即光伏發(fā)電成本達到煤電成本水平;用戶側平價是指要求光伏發(fā)電成本低于售電價格，根據用戶類型及其購電成本的不同，又可分為工商業(yè)、居民用戶側平價。而實際上，由于不同地區(qū)燃煤標桿上網電價以及用戶電價的差異，平價上網在各個地區(qū)的標準也有所不同。

目前我國光伏成本已經接近用電側平價上網水平，這也是光伏產業(yè)長期降本增效的積累。最初光伏成本奇高，基本無法進行普及，產業(yè)本身發(fā)展緩慢。隨著政府對改善能源結構的需求日益提升，在政府的鼓勵和引導下，光伏產業(yè)在我國開始逐漸形成規(guī)模。包括如金太陽工程等，政府通過大力補貼，光伏產業(yè)發(fā)展加速。至2012年，由于海外國家雙反，我國光伏產業(yè)遭受重創(chuàng)，多家企業(yè)關門倒閉，行業(yè)一片蕭條。2013年7月，國務院發(fā)布《關于促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的若干意見》(“國八條”)，明確到2015年中國總裝機容量達到35GW以上，同時第一次從源頭厘清和規(guī)范了補貼年限、電價結算、滿發(fā)滿收等核心問題，我國光伏發(fā)電裝機開始出現迅猛增長。2013年8月發(fā)改委出臺《關于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的通知》，確定分布式光伏按每度含稅0.42元全電量補貼，開啟光伏度電補貼時代。

2.2科學政策助力平價上網穩(wěn)步推進

隨著今年1月9日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網有關工作的通知》，明確對光伏平價上網項目的要求和支持措施，包括平價項目不限規(guī)模，降低項目場址成本等一系列舉措。該政策是去年產業(yè)經歷“531新政”打壓后，光伏行業(yè)的重要進展，有望推動光伏行業(yè)裝機量實現突破，利好行業(yè)發(fā)展。

隨后國家能源局發(fā)布《關于2019年風電、光伏發(fā)電建設管理有關要求的通知》，也從細節(jié)上明確了光伏競價補貼政策的具體實施方案，包括限定項目補貼范圍、補貼金額(共30億元，其中7.5億元用于戶用光伏，22.5億元競價項目補貼)、以及具體競價方式。并且，通過此次競價獲得補貼指標的項目，預計補貼將在項目并網后的第二年及時發(fā)放，光伏電站理論上不會出現補貼拖欠情況，光伏產業(yè)現金流將大幅好轉。預計今年首批競價補貼項目將在7月份落地。

目前我國部分地區(qū)已經實現平價上網，絕大多數地區(qū)仍需依靠補貼。我國首個光伏平價上網項目于2018年12月29日誕生，電站位于青海海西州格爾木，其總裝機量達到500MW。由于地處I類資源區(qū)，其項目在保證內部收益率為7.13%的情況下，上網平均電價0.316元/kWh，低于青海省脫硫燃煤標桿上網電價0.3247元/kWh。

但應該看到的是，除少數地區(qū)具備較優(yōu)質資源，早期實現平價上網，大部分地區(qū)仍需要一定補貼才能維持。根據統(tǒng)計，三類資源區(qū)的平均燃煤標桿度點電價分別為0.30元、0.34元、0.38元。按照電站發(fā)電壽命20年，第一年光衰3%，后續(xù)年光衰0.7%，年2%營運費用，IRR為8%，每瓦建設成本4元進行測算，三類資源區(qū)距離上網電價平均仍有17.29%的差距。即還需要裝機成本下降近20%，才能實現我國全地域的發(fā)電側平價上網。

2.3非硅成本降低是系統(tǒng)成本下降的關鍵所在

無論從硅料的價格區(qū)間還是硅片生產成本來看，此前快速下降后，未來下降空間有限。并且，由于硅材料及硅片在向下游傳導時成本占比逐漸遞減，因此當反應到電站成本時，其敏感度不明顯。因此，未來光伏主要依靠非硅成本下降帶來。

非硅成本下降主要由以下集中路徑實現:第一，提升光伏產品的轉化效率，直接降低光伏電站建設的單瓦組件成本;第二，企業(yè)通過規(guī)模效應降低成本，熨平周期波動;第三，通過工藝改進等方式實現生產成本的繼續(xù)壓縮。

2.3.1技改帶來轉換效率的提升

轉換效率的提升對整體降本而言意義重大。下游電站建設過程中，主要衡量電池組件的單瓦成本。而若電池本身轉換效率直接提升，將從分母端直接影響單瓦成本，也相當于固定的成本被更多的功率數所分攤。因此，提升電池片的轉換效率，是降低光伏電站成本最直接，也是最有效的。

單晶依靠PERC繼續(xù)提升轉換效率。PERC單晶轉換效率近年來一直穩(wěn)步提升，并且不斷打破記錄。近日，隆基股份公布單晶雙面PERC電池正面轉化效率達到24.06%，也成功突破了此前PERC電池轉換效率24%的瓶頸。未來，隨著新型增加轉換效率技術的成熟，單晶轉換效率將持續(xù)提升。

多晶則依靠黑硅提升轉換效率。多晶金剛線硅片采用常規(guī)酸制絨無法實現良好的表面結構，甚至無法形成絨面，這導致金剛線硅片的反射率大幅提升，從而對電池效率產生負面影響。黑硅技術可以完美解決多晶制絨問題，既能提升電池效率又能降低電池成本，對多晶未來的發(fā)展前景至關重要。目前投入運營的黑硅技術包括制絨添加劑技術、表面預處理技術、濕法黑硅技術和干法黑硅技術，其中濕法黑硅技術性價比相對較高。

2.3.2規(guī)模效應及其他環(huán)節(jié)技改帶動非硅成本不斷下降

 

規(guī)模效應帶來非硅成本下降。根據單晶龍頭隆基股份為例，隨著單爐硅料投料的提升，其單晶拉棒成本也快速下降。單爐投料在110kg的情況下，硅棒成本(不含硅料)為83元/kg。而在單爐投料提升至270kg的情況下，整體成本下降至43元/kg，規(guī)模效應顯著。這主要是由于作為重資產行業(yè)，在產能提升下，單爐成本得到有效攤薄。當然多晶硅錠的單爐量大，規(guī)模效應相對較弱。龍頭廠商通過技改擴產，實現規(guī)模效應，并且平抑市場波動，使得非硅成本持續(xù)下降。

電池片及組件工藝改進實現降本。光伏制造業(yè)技術迭代較快，而下游電池片以及組件封裝新技術不斷涌現，帶來轉化效率提升，攤低光伏整體成本。這些技術主要包括PERC、SE、MBB(多主柵)、半片、疊瓦、雙面等。

雙面組件可吸收被環(huán)境反射的太陽光，從而對組件的光電流和效率產生貢獻，雙面技術已在第三批領跑者中獲得應用。雙面玻璃組件具有使用壽命長(一般30年)，發(fā)電衰退率低(0.5%)，抗腐蝕及其他惡劣環(huán)境，可接受更高電壓并且透光率更高，有效提高生命周期發(fā)電量。而半片、多主柵以及疊瓦技術，也對電池片功率提升有極大的增強作用。
 

3.單晶多晶路線之爭:單晶效率優(yōu)勢逐漸體現

3.1單多晶技術路線分化出現在產業(yè)鏈最前端，轉型難度大

從目前看，光伏的技術路線主要分為兩種，單晶路線及多晶路線。所謂單晶與多晶路線，主要是指光伏硅片采用單晶材質還是多晶材質。由于硅片在光伏產業(yè)鏈制造環(huán)節(jié)中處于最前端，因此，選擇技術路線也直接影響到后續(xù)整個產業(yè)鏈工藝的選擇。

單多晶技術差異主要源自硅片環(huán)節(jié)。因此，在硅片環(huán)節(jié)兩技術工藝成本則基本決定了最終組件產成品的成本。而硅片行業(yè)是典型的重資產制造業(yè)，設備資本開支相對較大，而兩種工藝所采購設備的截然不同，使得硅片企業(yè)一旦選擇某種工藝路線，后續(xù)經營路線較難調整。

直觀上看，單多晶各具優(yōu)勢。多晶硅片優(yōu)勢在于鑄錠工藝更加簡單，單次投入硅料較多，并且對硅料本身要求相對較低，這樣導致多晶硅片生產成本更低，這種低成本優(yōu)勢則一直傳導至終端產品。而單晶硅片優(yōu)勢在于其在晶片表面缺陷少、雜質少，因此其光電轉換效率較多晶硅更高。兩者各具明顯優(yōu)勢。

3.2生產成本與轉換效率是主要變量

3.2.1長晶成本直接決定成本差異

硅片制造分為長晶和切割兩個過程。長晶是指硅片生產企業(yè)在特定環(huán)境下，使得硅料生長成硅晶體的過程。單晶硅與多晶硅的最大區(qū)別在于其長晶過程中，單晶硅采用西門子法直拉進行單晶硅棒生產，其原子排列有序。而多晶硅則是相對簡單的硅料鑄錠，內部原子結構沒有變化(仍為無序排列)。

長晶成本差異大，直接決定單多晶技術路線成本，成本優(yōu)勢是多晶賴以存在的基礎。根據Solarzoom的最新數據，單晶拉棒后每千克附加成本(不考慮硅料本身)為44元，多晶鑄錠后每千克附加成本為21元。單晶的拉棒環(huán)節(jié)成本是多晶的一倍以上。

直觀上看，單多晶各具優(yōu)勢。多晶硅片優(yōu)勢在于鑄錠工藝更加簡單，單次投入硅料較多，并且對硅料本身要求相對較低，這樣導致多晶硅片生產成本更低，這種低成本優(yōu)勢則一直傳導至終端產品。而單晶硅片優(yōu)勢在于其在晶片表面缺陷少、雜質少，因此其光電轉換效率較多晶硅更高。兩者各具明顯優(yōu)勢。

3.2生產成本與轉換效率是主要變量

3.2.1長晶成本直接決定成本差異

硅片制造分為長晶和切割兩個過程。長晶是指硅片生產企業(yè)在特定環(huán)境下，使得硅料生長成硅晶體的過程。單晶硅與多晶硅的最大區(qū)別在于其長晶過程中，單晶硅采用西門子法直拉進行單晶硅棒生產，其原子排列有序。而多晶硅則是相對簡單的硅料鑄錠，內部原子結構沒有變化(仍為無序排列)。

長晶成本差異大，直接決定單多晶技術路線成本，成本優(yōu)勢是多晶賴以存在的基礎。根據Solarzoom的最新數據，單晶拉棒后每千克附加成本(不考慮硅料本身)為44元，多晶鑄錠后每千克附加成本為21元。單晶的拉棒環(huán)節(jié)成本是多晶的一倍以上。

單晶主要高于多晶的成本在于坩堝、石墨熱場以及電力。這主要是由于單晶的單爐產出量相對較小。目前，多晶硅單爐產出為1200kg，熱能、電能等利用效率較高，而單晶硅單爐產出僅為270kg。例如石英坩堝的使用一般是每爐更換一套，雖然單晶單爐用量僅為多晶一半，但其單爐產出更低，因此其耗費坩堝量也更大。

3.2.2硅料成本存在一定差異，切片效率單晶略占優(yōu)勢

單多晶硅片對硅料品質要求存在差異，相應硅料價格反映至成本端。單晶硅片對硅料要求相對較高，通常采用價格較高的致密料，而多晶則采用質量稍差但價格更低的菜花料。并且兩者的供需結構和成本價格均有較大程度的差異。

致密料國內產能仍有缺口，部分依賴進口。單晶硅采用的致密料技術壁壘相對較高，國內硅料質量相對較差。過去幾年，硅致密料較為依賴進口，進口額度占比在60%以上。雖然19年以來我國硅料產能快速提升，但是在致密料領域，未來仍部分依賴進口，預計進口份額仍在15%左右。目前，國內致密料不合格率較高，國內能大量供應致密料的供應商主要有四家，永祥硅業(yè)(通威子公司)、大全新能源、新特能源(特變電工)及協鑫。

2019年，國內致密料產能確實有較大幅度提升，但依然無法滿足單晶硅片下游景氣的需求。仍然需要海外進口。按照全球單晶硅光伏新增裝機量55GW以及單片電池片發(fā)電5.3W的中性預測進行測算，2019年需致密料17.34萬噸。而從國內能夠滿足單晶生產的硅致密料產能來看，各廠擴產按照相應計劃樂觀估計，約在15萬噸左右，并且未考慮良率提升以及硅料利用率問題。因此，國內致密料仍需部分依賴進口，拉動致密料整體價格處于相對高位，且支撐力強。

致密料價格相對而言支撐力度更強。自2018年二月以來，由于我國硅料擴產潮，硅致密料與菜花料價格出現較大幅度下跌。而從下跌幅度來看，致密料的支撐力相對更強，并且與菜花料拉開了較大幅度的價差。目前，致密料價格仍在70元/kg以上，而菜花料已經降至60元/kg水平線上，接近硅料企業(yè)成本。因此多晶技術路線在硅料部分的成本較單晶技術路線更低，成為多晶的優(yōu)勢所在。

多晶金剛線切片普及后，單晶切割成本仍略優(yōu)于多晶。2014年，單晶掀起金剛線革命，在新技術下，單晶切割效率大幅提升，切割成本快速下降，這也為未來單晶份額占比提升奠定了基礎。隨后，金剛線切割技術開始在多晶領域采用，也帶動多晶切割效率大幅提升。但由于多晶硅錠硬質點較多，切片的斷線率、切割速度都比單晶要差，因此多晶切片成本仍高于單晶。單晶在切片領域占據優(yōu)勢。

3.2.3單晶轉換效率占絕對優(yōu)勢

單晶電池片光電轉換效率更高，是單晶的主要優(yōu)勢所在。由于單晶硅片的位錯密度更低，單晶電池的能量轉換效率較多晶具備一定優(yōu)勢。根據相關數據，單晶與多晶在轉換效率方面近年來持續(xù)提升，但是普通P型單晶電池較P型多晶電池的轉換效率始終多1.2-1.4個百分點。近年來隨著PERC等高效技術的應用，單晶產品則有更高的轉換效率。

3.3現階段單晶性價比增強，下游普及度提升

技術更迭帶來成本優(yōu)化及效率提升是單多晶技術路線的核心競爭點?；赝麣v史，單晶與多晶互有勝負，在特定時期也各占上風。這主要是由于各自技術路線優(yōu)化帶來的特定時期內相對更優(yōu)的性價比決定的。1950至1980年，光伏市場僅有單晶電池產品。1980年后，多晶電池憑借低成本的經濟效益，份額逐漸提升。至2011-2015年，單晶節(jié)節(jié)敗退，份額僅占30%左右。后來由于單晶金剛線切割技術的應用，單晶迅速與多晶成本差距縮小，并且高轉換效率使得其占比持續(xù)快速提升。

從單瓦成本來看，單晶性價比快速追趕，但仍略低于多晶。根據最新調研數據進行，普通P型單晶硅片單瓦成本降至0.9元-1元區(qū)間，直追多晶單瓦成本，但與多晶仍然相差不到0.1元/W。在單晶成本劣勢逐步縮窄的背景下，單晶電池在PERC、雙面電池等領域技術突破更快，因此逐漸得到下游電站的青睞，其份額也得到進一步提升。2019年，假設硅致密料均價維持在76元，單晶電池轉換效率平均達到21%，那么單晶硅片單瓦成本能夠降至0.87元。

4.硅片競爭加劇，電池片附加值提升

4.1硅片產能過剩，產業(yè)競爭加劇

硅片產能雖過剩，但龍頭公司依然大舉擴張。光伏產業(yè)總體處于產能過剩狀態(tài)，而硅片環(huán)節(jié)相較上游硅料以及下游電池片過剩更為嚴重。從2018年上半年產能利用率來看，硅料及電池片保持在80%以上，而硅片整體產能利用率僅有75%。然而，盡管行業(yè)面臨過剩，但是由于光伏行業(yè)本身技術更新迭代較快，因此新產能較舊產能的生產成本具有明顯優(yōu)勢，因此近年來硅片產能仍在大幅擴張。尤其是單晶硅產能，由于下游需求量大幅增加，2018年其產能從46GW大幅提升至73GW，增長60%。當然增量主要來自于龍頭企業(yè)隆基、中環(huán)等。

硅片市場的主要供應商分為兩大類:一類是垂直一體化廠商(晶科、晶澳、天合)，這些企業(yè)的優(yōu)勢在于其能夠內部消化部分產能，在下游需求不景氣的情況下能夠優(yōu)先采用自身生產產品，有效抵御波動。而另一類則是第三方廠商，例如隆基、中環(huán)、協鑫等企業(yè)，這些企業(yè)產能相對更大，主要滿足其他一體化廠商以及其他電池廠的硅片需求。當然，隨著企業(yè)向下游延伸，也均在電池片、組件等領域有所布局，但是硅片產能遠高于自身需求，主要依靠外部客戶采購。

單晶份額相對集中，多晶協鑫一家獨大。由于此前多晶技術主導光伏市場，且多晶本身進入壁壘低，因此多晶參與者較多，除協鑫一家獨大外，多晶硅片生產商相對較為分散，前五名份額相加不到50%。而單晶由于此前一度地位邊緣化，因此參與者少，集中度高。其中2017年隆基與中環(huán)份額合計達到55.9%。多晶硅片市場競爭激烈。

多晶競爭趨于殘酷，單晶寡頭盈利能力趨近。由于多晶本身性價比優(yōu)勢逐漸被單晶接近，其未來部分份額將被單晶替代，并且多晶硅片競爭格局相對較為激烈，因此未來整體競爭將更為激烈。除龍頭具備規(guī)模優(yōu)勢外，若能夠從技術工藝上對多晶硅片做出巨大革新，那么其市場份額將快速提升。而單晶硅片競爭則相對緩和。此前由于隆基率先采用金剛線工藝，成本快速下降，而其毛利率也有大幅提升，與行業(yè)第二中環(huán)也拉開差距。但隨著競爭對手相關技術的追趕，目前產品品質逐漸趨同，因此毛利率整體也逐漸接近。

4.2電池片技改重要性逐漸凸顯

光伏電池片屬于光伏產業(yè)鏈中游，該環(huán)節(jié)是將硅片進行加工處理得到具有發(fā)電能力的電池產品。對于電池片而言，產品發(fā)電能力和成本時企業(yè)競爭的重中之重。而電池片單瓦成本則是衡量電池片本身性價比的主要途徑。

電池片產業(yè)工藝技術標準化程度高，壁壘低，同質化高。晶硅電池主要經過清洗、制絨、熱擴散、去磷硅玻璃、刻蝕去邊、PECVD鍍減反射膜、絲網印刷電極和燒結等八個過程。而由于這些流程工藝在較早時期即已經基本固定成型，并且近年來并無較大變化，因此整體來看，電池片廠產品同質化高，并且主要依靠設備資本開支，進入壁壘也相對較低。因此，在整個光伏產業(yè)鏈中，電池片毛利率處于較低水平。

競爭格局分散，但盈利能力開始出現明顯分化。電池片廠由于其技術資金壁壘低的原因，廠商參與者較多，并且份額較為分散，市場份額排名第一的韓華也僅占市場份額的6.2%。CR10僅43.9%。因此在這種分散的競爭格局下，其對上下游的議價能力也相對較弱，這也反映在其毛利率相對較低的情況上。而從近年來的情況看，龍頭廠商毛利率與中小企業(yè)的盈利能力有著明顯分化態(tài)勢。這主要是由于電池片本身近年來更新迭代逐漸加速，龍頭公司在新技術的研發(fā)和跟進上更具優(yōu)勢，導致行業(yè)內的差距越來越大。

未來，隨著硅成本下降瀕臨極限，電池片技改變得尤為重要，也是行業(yè)未來主要發(fā)展趨勢。2017年，PERC橫空出世，使得電池片效率出現較大幅度提升改良，并且相比于傳統(tǒng)生產方式，僅增加了氧化鋁背鈍化以及激光開槽兩個步驟，成本提升較小。這種技術也快速普及。未來包括“PERC+”以及HIT等技術將持續(xù)挖掘電池片的效率極限，而較快掌握相關技術工藝的企業(yè)，將獲得較高的市場地位和競爭優(yōu)勢。

5.總結

5.1國內及海外裝機量測算

5.1.1國內裝機量測算

根據《2019年光伏發(fā)電項目建設工作方案》以及《國家發(fā)展改革委關于完善光伏發(fā)電上網電價機制有關問題的通知》，2019年光伏總補貼量為30億元。其中7.5億元用于戶用分布式光伏補貼，折合裝機規(guī)模3.5GW。而22.5億元的競價補貼項目，假設按照項目平均年發(fā)電時間1100小時以及0.06元/kWh的補貼強度測算，那么競價項目裝機量為34GW。而由于競價項目在明年6月30日前完成并網，因此假設今年全年裝機比例為80%。預計2019年平價上網項目為4.61GW，光伏扶貧項目為5GW。由此，2019年，預計我國全年光伏裝機量約為40.31GW。

5.1.2海外裝機量測算

受國內531新政影響，光伏組件價格大幅下降，自531后，價格整體下降在30%以上。目前看，隨著我國相關鼓勵光伏平價上網政策出臺，海外普遍認為這種下跌趨勢已經接近尾聲，因此海外市場在成本大幅下降的刺激下，裝機需求大幅提升。整體來看，預計2019年，海外新增光伏裝機量達到78GW。未來兩年，全球光伏新增裝機規(guī)模增速均能夠保持在15%以上。

歐洲地區(qū)在MIP到期取消后，光伏組件成本更低，并且固定電價轉向招標競價，帶來歐洲光伏搶裝需求。預計2019年新增裝機量將大幅提升至18GW左右。

美國在ITC下調的大背景下，刺激本土光伏搶裝需求，預計2018年新增裝機量12GW。

印度用電缺口仍大，目前光伏已經是印度最便宜發(fā)電方式，印度也制定了100GW光伏裝機目標。預計2018年新增裝機量增長至13GW。

5.2點評

短期看，在多國政策扶持以及成本顯著下降的大背景下，海外競價頻出低價，并且整體價格已經接近當地最低發(fā)電側平價上網電價，平價上網項目大幅上升，海外將出現光伏裝機量快速提升，全球光伏產業(yè)景氣度高。根據上述預測，未來兩年全球光伏新增裝機規(guī)模增速均能夠保持在15%以上。而光伏產業(yè)鏈從硅片開始，國產化率均相對較高，因此國內光伏行業(yè)相關公司將充分受益。

中長期看，若能實現大范圍發(fā)電側平價上網，那么光伏本身市場前景將非常廣闊。目前國內光伏發(fā)電占總發(fā)電量僅為個位數，而其環(huán)保清潔以及取之不盡用之不竭的優(yōu)勢，將成為其替代傳統(tǒng)火電的主要原因。光伏產品降本增效仍是發(fā)電側平價上網能否實現的關鍵點。硅成本下降空間有限，且傳導系數小導致降本不明顯。降低非硅成本成為重中之重。例如提升光伏產品轉換效率、規(guī)模效應帶來成本下降等。未來隨著平價上網持續(xù)推進，光伏對政策的依賴度逐漸下降，產業(yè)也逐步向市場化邁進。

從目前來看，單晶產品轉換效率持續(xù)提升，并且在PERC等技術的普及下，將轉換效率提升到前所未有的高度，單晶占比也持續(xù)提升。而多晶在效率提升方面相對較慢，因此下游份額也在縮窄。當然，多晶未來將繼續(xù)優(yōu)化工藝技術，在黑硅、鑄錠準單晶等領域持續(xù)革新，未來或將有所突破。


原標題:平價上網臨近，單晶優(yōu)勢凸顯