新能源汽车行业：在政策和产业的博弈中前行
回顾2017，从销量回暖，到海外汽车巨头纷纷宣布加速电动车计划，整个板块十年大周期拐点已现。虽然年底补贴政策调整传闻再起，但我们认为补贴调整是为引导行业更健康发展，2018年补贴和市场都会向龙头企业集中。不管政策如何变动，我们坚信，随着明年更多优质乘用车型的推出、路权带来的物流车需求、交通部对公交电动化的持续推行，2018年全年100万的销量目标依旧能够完成。2018年将是新能源汽车回归产业本质的一年，整车方面，主流车企将获更大话语权，A00级车续航里程向200公里以上，A级车向300公里以上提升。整个产业链将更多回归“车”的本质。尽管企业前期将因为产品调节而影响短期销量，但对于整个产业链来说将是更为长期的利好。行情方面可以更乐观点，因为产业链大趋势已成，产业情绪将对比17年更为乐观，而且产业链企业学习速度加快，产业调整时间将会缩短。
投资方面，我们看好两大主线：
坚守龙头：我们判断CATL的市占率将从30%提升至40%以上，牢牢把握其核心供应商：杉杉股份、天赐材料、先导智能、璞泰来、长园集团、宏发股份；精选低预期环节：今年大幅降价的电解液行业和受技术路线影响预期偏低的磷酸铁锂环节，都值得重点跟踪，明年拐点将现。
光伏行业：降本增效，打破指标限制天花板
平价上网是光伏行业打破指标、补贴天花板，突破更大市场空间的根本，上游制造环节、下游投资运维都在通过降本增效等方式向平价上网努力。从投资角度看，2018年我们认为光伏行业可以围绕两个维度布局：1）短期内需求大增推动弹性较大的硅料环节毛利率提升；2）中长期来看，拥有成本优势的企业抓住时间窗口期扩产能，推动行业向寡头垄断的格局靠拢。硅片环节单多晶开始区分，单晶金刚线切割+PERC成本和效率优势显著，正在快速替代多晶份额。
硅料环节建议关注大全新能源、保利协鑫；硅片环节继续推荐隆基股份，建议关注中环股份；下游运营环节，推荐分布式投资运维龙头林洋能源，建议关注正泰电器、阳光电源。
风电行业：成本持续下降，未来几年增长明确，有望最早平价上网
目前全球陆上风电成本已降至6.7美分，十分接近火电6.4美分，2025年有望将降至5美分，国内风电也基本实现与火电平价。2018年，随着特高压建成，国内弃风率不断下降。今年全年装机创新低，根据已核准风电项目倒推，2018-2020年平均每年需完成30GW，明年开始装机将明显提速。另外，海上风电加速建设，分布式风电进入快速发展期，也将带动风电在未来三年保持较快增长。
建议关注全球风机龙头、在手订单维持高位的金风科技，看好风塔龙头、拓展叶片及运营业务的天顺风能，看好国内海上风电龙头、外延军工业务的泰胜风能。
电力设备行业：看好新增配网，看好低估值白马龙头
我国电力设备技术、特高压技术全球领先，当前国内投资平稳，而美国、东南亚、非洲、南美等地区加大电力基础设施建设，国外业务有望成为2018年电力设备公司的重要增长点。近年来，随着特高压、超高压工程及设备不断输出，随着“一带一路”“的持续推进，多家公司已在南美、东南亚、非洲等取得较好成绩，预计持续突破，带动业绩增长。继续推荐智能电网龙头国电南瑞，同时建议关注一带一路龙头特变电工。
风险提示：系统性风险；产业政策大幅变动；新能源汽车行业销量不及预期；新能源发电行业装机、上网不及预期；海外市场出现波动。
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正文
1. 新能源汽车行业：在政策和产业的博弈中前行
回顾2017年，新能源汽车又走过了精彩纷呈的一年。动力电池价格快速下降，国内外优秀车企的电动化战略加速推行，打击骗补进入深水区，无一不在推动新能源汽车的快速前行。
在一年前发布的2017年度策略中，我们提出了新能源汽车政策和产业的“双向反馈机制”模型，据此旗帜鲜明地提出新能源汽车产业已经进入负反馈阶段，将迎来新一波快速增长，而海外市场的外部性将为政策制定带来更多的正面效应。在17年6月发布的半年度策略中，我们进一步指出新能源汽车就像一列飞驰在隧道里的高铁，光明就在不远处。事实证明，现在我们已经看到了新能源汽车行业的曙光。但隧道依然蛮长，在当前时点，我们更应不忘政策初心，回归产业本质。
1.1. 2017年度回顾：在政策与产业的博弈中前行
1.1.1. 预计全年销量超过70万辆，达到年初预期
根据中汽协、乘联会发布的销量数据，今年前10个月，新能源汽车的总销量合计48.6万辆，其中乘用车总销量合计37.7万辆，整体销量基本符合年初市场的预期。由于电池装机需求量较大的纯电动客车销量略低于预期，且装机需求较小的A00级乘用车销量占比大幅提升，拖累电池装车总量。截止10月，真锂研究统计出的电池总装机容量仅为18.11GWh，同比增长31.5%，但距离年初预期依然存在差距。对比电池企业产能规划，存在结构性产能过剩问题——高端电池产能不足，低端电池产能过剩。
1.1.2. 涨价的降价互现成为全年主线
17年初开始，由于补贴下降和产能过剩，动力电池进入降价通道，上半年动力电池均价对比16年下降20%以上。而在上游，碳酸锂和钴价持续高涨。上下游压力的传导集中在中游体现，导致中游电池材料价格出现明显分化。三元正极材料价格全年上涨，而磷酸铁锂正极材料、隔膜、电解液价格都出现明显下滑，负极材料则在上半年的下滑后由于原材料针状焦的拉动在下半年出现涨价。中游价格的波动与分化也对产业链带来极大影响，正极材料对于锂钴、电池企业对于原材料的掌控能力差异成为竞争的重要胜负手。
资料来源：鑫椤资讯，CATL招股说明书，天风证券研究所
1.1.3. 17年新能源汽车行情的五段论
我们按照产业与政策的博弈，将今年新能源汽车板块行情分为五个阶段：
1月中旬-3月中旬：新能源汽车补贴调整政策在2016年12月29日出台，随后新能源汽车指数继续下行。在1月中旬市场认为新能源汽车板块利空出尽，转而开始期待行业复苏，指数开始触底反弹。但此时行业基本面并没有明显复苏，在新补贴政策的要求下，车企调整车型、电池企业调整产线都需要一定时间，而重新申报《新能源汽车推广应用推荐车型目录》也需要时间走流程。因此前两个月行业整体停摆，电池装机量也同比大幅下滑；
3月中旬-5月底：进入3月份，市场发现行业并没有如预期般复苏，而且动力电池价格降声不断。虽然A00已经开始明显崛起，但商用车尤其是客车却迟迟没有动静。市场开始对全年70万辆目标产生怀疑，对于电池需求和盈利能力也失去信心。新能源汽车指数持续下跌并达到全年的低点；
6月：客车招标开始增加，市场重新关注已经跌至底部的新能源汽车板块。当看到5月乘用车、商用车的产销同比、环比均明显出现改善，尤其是客车销量大幅提升，电池出货量同比增速也随之转正，上游碳酸锂、钴等原材料价格提升；
7月-9月：全球大趋势成型，板块持续升温。以7月4日马凯副总理召开会议，坚定将新能源汽车产业作为国家战略产业重点发展为标志，新能源汽车板块进入全年最佳时期。随后全球汽车巨头纷纷宣布加速电动车计划，新能源汽车的十年大周期正在成型。而新能源汽车也进入传统旺季，整车销量、电池装机量迅速提升，为板块的快速上涨带来坚实基础；
10月-12月：进入四季度后，虽然新能源汽车出货量依然持续上升，但动力电池开始进入淡季。由于前期对今年动力电池需求量估计过高，行业前期整体库存偏高，在全年电池需求量低于预期（主要原因是客车大幅下滑）的情况下，电池企业在年底开始进入去库存阶段。再加上市场开心担心2018年新能源汽车补贴政策的调整，导致新能源汽车板块又开始新一轮的回调，行业再次进入轮回。
1.2. 寄语2018：在变化中的不变
自从2015年的爆发之后，行业就进入了调整期。无论是产业政策，还是企业战略，乃至技术路线，都在通过不断审视自身与对比国际来进行调整。我们认为，2018年依然是2020年中期目标实施过程中的调整期，产业政策与企业战略的主动与被动调整将依然是本年度的主题。
1.2.1. 补贴政策或将继续优化
根据我们的产业与政策双向反馈模型，产业和政策处于连续博弈阶段。回归政府的初心来说，补贴政策制定的初衷，是为了引导国内新能源汽车行业健康发展，实现节能减排、产业升级和能源安全等三大诉求。在行业发展的同时，政府也会观察行业动态变化对政策进行与修正。回顾今年行业存在的问题：销量拉动过分依赖于A00小车；电池装机量过分依赖于商用车；电池行业扩产疯狂，造成低端产能严重过剩的情况。为引导行业健康发展，今年政策或将继续调整，以引导企业加大对A级及以上纯电动乘用车的重视，减少A00级小车、插电混、商用车的比例，从而引导产业向更为健康有序的方向发展。
参照去年底补贴政策调整方向和力度，我们认为，如果今年补贴政策再调整，也会选择在提升技术要求的同时，降低单车补贴上限。现行补贴政策设定的技术参数主要包括：电池能量密度、续航里程数、快充倍率、节油水平和单位载质量能量消耗（Ekg），如若今年年底补贴政策调整，也会从这几个方面入手。
1.2.1.1. 新能源乘用车补贴调整模拟测算
为了分析补贴政策可能调整带来的影响，我们以行业中流传的新能源乘用车补贴调整版本为案例进行测算，其中补贴金额按照续航里程划分为5个档次，更为合理。而且去掉了100-150公里补贴区间，车型的高端化趋势相当明显。
在此类情境下，我们将当前主流新能源乘用车的补贴变动情况进行测算，得出政策将有如下影响：
250公里续航成为分界点：小于250公里则补贴会大幅下降，大于250公里补贴会相对持平甚至可能增长；
能量密度影响更为明显：低档补贴与高档补贴拉开明显差距，如果能量密度不能达到中档补贴或以上，则对于车企来说毫无意义；
据此，我们认为车企将会有以下应对方式：
升级能量密度是根本：系统能量密度低于120wh/kg的电池企业将被淘汰，而大于140wh/kg的电池供应商将获得车企热捧，对于软包电池可能会是一个极好的契机；
车型优化设计来实现成本与补贴的均衡：200公里以下车型将退出舞台，A00车型全面向200公里进军，而原有的250公里A级车将向300公里进行，续航里程将成为车企18年最核心考量。此外，车企也会通过轻量化等方式降低整车的吨百公里能耗。通过重新设计车型，提升相应技术指标，以确保成本与补贴比例最优化。
分级市场：在A00车型中，满足120wh/kg要求且成本尽可能低将成为电池的选型要求，部分高比能的磷酸铁锂电池将获得市场空间。而在A级以上车中，电池能量密度越高越好，成本成为第二考量。这两大市场的分化将成为18年动力电池市场的一大机遇。
1.2.1.2. 商用车补贴变动模拟测算
我们再以新能源客车和物流车的补贴调整传言作为情景测算依据，可以看到最大的变化是补贴标准普遍下调40%或者更多，这对于相应产业链来说会带来短期成本压力。
我们也相应分析出对于商用车有以下影响：
大部分车型将被淘汰：由于能量密度要求明显提升，我们测算即使不考虑Ekg等指标，2017年前10批新能源汽车推荐应用车型目录中也将有一半以上的车型无法符合要求；
成本压力将相当沉重：由于补贴大幅下降，整车厂和动力电池企业都将迎来非常大成本压力，产业链势必将重新进行一轮博弈；
车型的高端化势在必行：从各项技术指标的要求大幅提升可以看到，政府对商用车的技术和成本考核都在迅速加强，迫使行业尽快摆脱补贴的影响，车型的经济性和实用性都需要有新的突破，尽早实现商业化。
如若政策按照我们预期的，比照去年对技术参数提出更高要求并降低单车补贴金额，必然会导致能够拿到补贴的车型数量大幅下降。同时，补贴也会向能够提供有效车型的优质车企集中，市场份额也会向龙头企业集中。
1.2.2. 继续坚持2018年100万辆预期：产业趋势已经无法阻挡
每年年底和次年年初，都是行业最悲观的时刻，但回首2015-2017，基本每年销量目标都能顺利完成。根据中汽协数据，2015年总销量超30万辆，2016年总销量超50万辆，今年前10个月累计销量48.6万辆，距离完成70万辆的目标仅一步之遥。因此，我们有理由相信，明年100万的总销量目标也能顺利完成。
分车型来看，我们预测明显新能源乘用车销量将达75万辆，客车销量10万辆，专用车15万辆。乘用车将继续成为销量的主要贡献来源。
乘用车销售增长将主要来源于现有车型升级及新推出车型带来的增量。一方面，2018年，企业平均燃油消耗量考核将正式实行，新能源汽车积分的考核也将于2019年开始考核，车企迫于“新能源汽车积分”压力必然会格外注重新能源汽车的销售。另一方面，根据我们不完全统计，明年国内自主品牌与合资车企均会推出不少新的新能源车型。此外，随着补贴政策调整，现有乘用车型均会在现有水平上有所进步，A00级小车销量或将继续上涨，由于新补贴政策会往中高端纯电动汽车倾斜，也对消费者产生额外的吸引力。
电动专用车由于有路权的保障，即使补贴退坡，需求也依然旺盛。根据我们预测，物流车明年销量增长幅度与绝对值均会较大。据我们了解，成都、深圳等地区对燃油商用车入城时段有严格限制，而电动物流车则全时段可入城。路权的保障致使此类地区对电动物流车的需求量巨大，即使补贴大幅退坡，相关企业也不得不购置电动物流车以确保日常运营。并且，目前不少电动专用车运营企业涌现，通过融资租赁、运营模式创新等方式与用车单位、造车企业、甚至电池厂等共同分摊购置成本，补贴退坡的影响也会被相应削弱。
新能源客车的需求仍旧主要来源于城市化进程的加速，以及交通部对于公交电动化的推行。
基于对整车销量的预测，我们根据各车型等级所需动力电池总量及电池类型进行了测算。明年动力电池总需求量约为43.9GWh，同比增长41.4%。其中，三元电池需求量约为24.6GWh，同比增长83%；磷酸铁锂电池需求量19.3GWh，同比增长9.7%。
1.2.3. 降价依然是2018年主题
电池的技术进步与价格下降，是新能源汽车行业前进的最主要推动力之一。我们预计，2018年电池系统价格还将继续下行至1.3元/Wh左右，降幅约10-15%。受原材料价格影响，技术进步、效率提升及规模效应带来的电池成本下降空间有限，降价会进一步挤压电芯企业毛利率。根据我们测算，明年电芯行业整体毛利率将由今年的36%下降至30%左右。
图12：电池系统均价走势
资料来源：宁德时代招股说明书，天风证券研究所
图13：动力电池毛利率走势
资料来源：鑫椤资讯，宁德时代招股说明书，天风证券研究所
根据我们对动力电池电芯成本的拆分，四大主材——正极材料、负极材料、隔膜、电解液的合计成本占比不超过60%。其中磷酸铁锂电芯四大主材成本占比约50%，三元电芯四大主材成本占比约60%。成本占比最高的为正极材料和其它成本（包含结构件、人工成本等，主要为非规模效应成本）。磷酸铁锂电芯正极成本占比约为25%，三元电芯正极材料成本占比尤其高，接近40%。
关键电池材料涨价，电芯厂商承压。四大主材中，电解液价格已大幅下降，隔膜价格也逐渐下行，负极虽然涨价，但对电芯总成本的影响不足1%。而对成本影响最大的正极材料价格受原材料——钴、锂价格波动影响，价格很难有所松动。具有一定规模的龙头电芯企业凭借市场优势，通过与上游电池材料、原材料厂商深度合作，从而掌握一定议价能力，但这部分价格矛盾会集中向中小电池企业释放。
我们认为电芯成本的降低主要可以来自两大部分：提升能量密度、提升电池标准化程度。能量密度的提升能降低电芯成本及成组价格。除降低单位容量电芯总成本外，能量密度的提升还能提高电芯成组效率，进一步降低电池Pack的重量和成本。而提升电池标准化程度能使电池企业通过规模效应，降低制造成本。
总体来说，明年中游企业降价压力较大，但由于关键原材料价格持续向上，降价空间有限，中小电新企业压力尤甚。具有规模优势的龙头企业可以通过其议价能力，向中小电池企业转嫁部分成本压力。同时，对能量密度要求的提升，也会促使车企选择技术、产能有保障的龙头电芯企业。
1.3. 2018年投资策略：不忘初心，回归本质
1.3.1. 2018年新能源汽车将更多回归“车”属性
2018新能源汽车产业链将迎来新一轮的调整，行业现有问题也将在政策与市场的双重力量下逐渐被改善。我们认为明年整个行业的关键词将是“回归本质”。
1.3.1.1. 行业均态向汽车产业回归
随着补贴的逐步退出，新能源汽车产业链将更多向汽车产业本质回升。车型设计将更多从消费者需求出发（续航里程增加，经济性加强），行业整体盈利水平将向传统汽车制造业回归。但我们认为这对于行业来说是利好而不是利空。只有车型的更加成熟，成本的快速下降，才能使得电动车真正开启替代燃油车之路。也只有这样，新能源汽车的产业才能从一个百万辆级别的小众市场成长为千万辆级别的庞大产业。
1.3.1.2. 市场力量向主流车企回归
目前，参与国内新能源汽车竞争的车企多为国内二三线自主品牌，许多国际巨头还未参与。但明年开始，主流车企将陆续有更为成熟的新能源车型推出。随着实力车企的加入，新能源整车的市场格局将向汽车行业的大格局回归。
1.3.1.3. 市场结构向A级车回归
详细拆分近三年新能源乘用车销量数据我们会发现，A00级小车销量占比极高，今年前十个月，A00级小车销量占比超过50%。而包含燃油车在内的乘用车总销量结构中，占比最高的为A级车，约60%，A00级车占比不足2%。对比之下不难发现，现有新能源乘用车销量结构十分不合理。在补贴政策引导和主流车企发力的双重作用下，未来新能源汽车市场结构将与传统燃油车销量结构趋同。
图20：新能源乘用车销量结构
资料来源：乘联会，天风证券研究所
图21：全部乘用车销量结构
资料来源：乘联会，天风证券研究所
1.3.2. 投资建议：更乐观一些，更纯粹一些
总体来说，明年上半年新能源汽车产业链情况与今年上半年将非常相似。受政策变动影响，动力电池企业和整车企业在年初的工作重心是调整产品设计，重新申报目录，行业销量将会受到短期冲击。
但我们对板块行业依然充满信心。一方面，全球汽车电动化大趋势已经形成，短期扰动因素对整个行业的影响正逐渐降低。另一方面，但企业的学习能力远超市场想象，由于过去几年经验积累，整车企业、电池企业、电池材料企业等产业链条上的公司能够更加迅速采取应对措施，行业调节的时间将会比我们想象的更快。
我们也要看到，目前行业中所存在的种种问题都是为了让产业链更健康更有效的发展。补贴调整和产业链下降在短期看来也许是利空，但对于行业来说都是更为长期更为深远的利好，因此我们继续看好2018年配置新能源汽车板块。在标的选择上，我们看好两大主线：布局龙头，精选低预期。
坚守龙头：新能源汽车行业在保持量增的同时，在政策引导下销量结构将发生改变，市场会向优质企业倾斜，市场集中度将迅速提升。作为合资车企、国内中高端新能源整车企业的首选电池供应商，我们认为明年CATL的市占率将从今年的30%提升至40%以上。在投资标的的选择上，建议重点关注CATL的核心供应商：杉杉股份、长园集团、先导智能（联合机械覆盖）、璞泰来、天赐材料、宏发股份等。
精选低预期：今年大幅降价的电解液行业和受技术路线影响预期偏低的磷酸铁锂环节，都值得重点跟踪，明年拐点将现。电解液价格受六氟磷酸锂影响，从年初8万元/吨降至4.8万元/吨，已达近年来低点，有望在明年应该触底回升。而磷酸铁锂电池的稳定性和低成本将在明年获得更大重视，有望在物流车和A00领域获得部分增量空间。
2.光伏行业：降本增效，打破指标限制天花板
2.1. “630”之后，行业长期增长驱动力已经凸显
2.1.1. 比乐观更乐观的光伏行业
前三季度国内光伏装机实现43GW，预计全年大约装机50个GW，其中地面电站大约30GW，分布式大约20GW。与去年装机数量相比，地面电站装机基本持平，分布式装机新增4-5倍。这个变化一方面是因为地面电站补贴下调，分布式度电收益很高；另一方面很重要的是因为地面电站指标收缩。光伏补贴下调基于系统成本下降，电站投资收益率对投资热情影响不大，影响地面电站装机量增长的主要是指标。所以国内需求来看，根据能源局下发的17年-20年的指标，我们预测明年地面电站大约装机量25GW左右，分布式增长50%，预计明年总装机约55GW。
分布式光伏装机的增速大超行业预期，以扶贫推动的户用分布式更远超行业预期。分布式、领跑者、光伏扶贫已经形成支撑国内光伏需求的三驾马车，预计全年光伏装机有望达到50GW的新高度。
国内光伏市场无疑已经成为全球最大的下游应用市场，自2013年起已经连续四年全球下游市场需求第一，累计装机量也连续两年全球第一。2016年国内新增装机34GW，全球新增装机77GW，国内市场占有率超过44%，今年预计国内装机有望超过50GW，全球预计装机90-100GW，国内下游市场占全球比例将超过一半。
光伏发电投资热情高涨不是国内独有，美国、印度、以及光伏新兴市场，下游装机也同样需求火爆。通过对比2010年-2016年全球主要光伏应用市场新增装机变化，可以看出欧洲、日本成熟市场装机量已经趋于平稳甚至下滑；中国、美国、印度依然呈高速增长；其他新兴国家也正在慢慢释放需求。2017年，中国、美国、印度三大快速增长市场预计将达到50GW、18GW、8GW装机量，由于中国市场需求火爆、美国201法案调查推动提前强装，挤压组件向印度市场的供应，可能导致印度市场低于10GW的装机计划。
此外，全球新兴光伏市场的增速不容小觑，根据中国光伏行业协会的一组数据：目前新兴市场中，装机规模超过1GW的国家和地区有24个，超过10MW规模的国家和地区有112个，已经制定光伏政策目标的国家有176个。光伏系统装机成本快速下降，越来越多的国家和地区有条件开发光伏发电，新兴市场将是接下来全球光伏新增装机的主要动力之一。
目前光伏制造环节，国内组件、硅片产能占全球产能已经超过70%，电池片略低于70%，只有硅料环节，国内产能占比尚不足一半。由于硅料之后的制造环节大部分产能位于国内，因此，每年国内光伏行业均需要进口大量多晶硅料。
国内光伏制造业产能，占据了全球的一大半。全球下游市场旺盛需求推动，产业链各环节产能利用率显著提升，产量大幅增加。 根据中国光伏行业协会公布的数据，截止三季度末，光伏产业链多晶硅料、硅片、电池片、组件分别产出17万吨、62GW、51GW、53GW，分别增长17%、44%、50%、43%。
2.1.2. 行业需求增加的驱动因素
影响光伏投资热情的因素是电站投资的内部收益率，影响收益率最主要的几个因素包括：期初投资成本、运维和融资成本、发电受益。光伏上网标杆电价下行成为常态化，度电受益下行直至与火力发电平价，光伏发电项目的理论单位收入未来将一直下行。
假设运维成本与融资成本一定的前提下，在实际运营中影响发电收入的因素有，发电小时数（是否存在弃光限电问题）、补贴发放问题。
从期初投资的角度来看，期初投资成本下降速度越快，内部收益率越高，当期初投资成本下降速度足以弥补标杆电价下降的速度，光伏电站投资收益将越来越高。
所以，光伏行业投资热情的内在驱动力，与期初投资成本下降、标杆电价调整、弃光限电改善以及补贴发放等问题相关。现阶段行业需求持续高涨，根本源于系统装机成本的快速下降，足以弥补标杆电价下调，平价上网已经值得期待；政策清扫弃消纳、补贴等问题，打破行业受指标和补贴限制的天花板，释放更大空间。
2.1.2.1. 国家政策清扫行业快速发展障碍，打开更大市场空间
2016年国内光伏弃光限电问题开始恶化，政策开始引导光伏建设由西部欠消纳地区向中东部消纳能力强的地区转变，由集中式的地面电站向分布式转变。2016年12月，能源局印发《太阳能发展“十三五”规划》，我们在当时的点评中总结为四个关键词：优化布局、产业进步、经济性、多元化。概括起来有四点：
1、分布式光伏要创新发展模式，结合电改进度全面推进；
2、地面电站要结合消纳能力和外送能力，优化布局、有序发展；
3、“光伏+”模式产业增收；
4、技术革新、成本下降，2020年实现用电侧平价上网。
结合消纳、优化布局
截止到今年三季度末，新增光伏装机数据可以看出来，结合消纳、优化布局的调整已经发力，新增光伏装机增速最快的是华东地区，2017年前三季度增速80%，华中地区增速70%，而西北地区新增装机出现下降。
全面推进分布式
除了空间分布在发生变化，政策调整的另外一个方向也在发力——分布式全面推进。分布式光伏不是一个新概念，国内开始鼓励光伏发展之初，就将分布式放在重要的位置，2010年能源局出台的太阳能利用十二五规划中，计划到2015年建成光伏发电装机20GW，其中地面电站10GW，分布式10GW。但十二五期间，地面电站增长迅速，分布式增长缓慢。到2015年底，地面电站、分布式分别装机37GW、6GW。
2016年，光伏装机集中的西部地区弃光限电问题开始恶化，政策支持明显向分布式光伏倾斜：分布式光伏装机规模不受指标限制；0.42元/kwh的补贴不下调；备案简单；即发即补贴。叠加“630”之后地面电站标杆电价下调，光伏系统装机成本下降，维持补贴不变的分布式优势凸显。
2017年前三季度分布式新增装机15.3GW，超过去年全年分布式光伏新增装机的3倍；地面电站新增装机27.3GW，增速开始放缓。
可以看出，2017年一季度分布式装机热情已经燃起；二季度由于“630”强装驱动，受标杆电价下调影响的地面电站面临抢装，导致单季地面电站占比上升；三季度单季分布式新增占比更加明显。如果说集中式地面电站是指标确定容量，那分布式就是市场力量驱动，在行业逐渐实现平价上网，摆脱指标、补贴限制的天花板之后，行业将打开、释放更大市场空间。
2.1.2.2. 降本增效、平价上网
IRR是驱动电站投资热情的关键。虽然“630”之后地面电站上网标杆电价下调，度电收益率下降。但是电站期初单位投资，2016年-2017年大幅下降，其中组件价格，2016年上半年3.8元/W，目前已经下降到2.7元/W的水平，下降幅度28.95%。随着组件转换率提升，单瓦BOS成本下降，系统投资成本由2016年7元/W以上，下降到5元/W-6元/W的水平。
按照2017年6月30日标杆电价调整前后水平，以2016年、2017年电站投资成本为基础，选取二类地区光照条件及标杆电价水平，测算地面电站、分布式项目投资收益率水平变化。
分布式补贴没有变化，期初投资成本大幅下降前提下，分布式项目投资收益率大增；地面电站期初投资下降、标杆电价下调后，也依然能保证电站投资收益率上升。
补贴下调基于系统成本下降，叠加成降预期后，IRR影响较小。年底是光伏行业政策出台密集期，光伏补贴退坡多种流传版本出现，地面电站补贴下调幅度0.1-0.15元/kwh之间，对于2018年补贴退坡的模式，市场存在两种传言版本：或按季度分别下调，或依然以“630”为节点一次性下调。标杆电价下调是基于系统装机成本及度电成本快速下降，按照目前电站投资成本，电站投资运营环节收益率依然很高。
我们选取江苏地区为例，考虑2018年系统装机成本下降与补贴下降的不同版本，计算IRR变化。系统装机成本维持6元/W的水平，地面电站及全额上网分布式补贴一次性下调0.1元/kwh、0.15元/kwh，及分季度共下调0.15元/kwh分别对应IRR 10.94%、9.85%、10.98%；分布式补贴下调0.1元/kwh、0.12元/kwh对应IRR14.62%、14.22%。
考虑系统装机成本下降到5.5元/W，则地面电站及全额上网分布式补贴一次性下调0.1元/kwh、0.15元/kwh，及分季度共下调0.15元/kwh分别对应IRR 12.33%、11.18%、12.38%；分布式补贴下调0.1元/kwh、0.12元/kwh对应IRR 16.26%、15.82%。可以看出由于系统装机成本下降，电站投资环节收益率依然很高。考虑成本下降、补贴下降叠加后的收益率下降甚微。
而下调方式无论是一次性降价，还是分批次降价，不改当前电站运营获得超额利润的事实，降价来自于成本端的快速下降，装机热情不减，分批次少量降价更符合成本发展规律有利于行业良性健康发展。
2.2. 未来装机空间测算：热情仍将持续
自2013年复苏，光伏国内、全球装机量年终数据超过预期已经多次，一方面是国内巨大的终端市场迅速崛起；另一方面是光伏全球市场正在去中心化，成熟稳健、快速增长、新兴潜力结合的多元化市场正在形成，光伏政策驱动的大起大落减少，真正向高成长性行业切换。
光伏系统装机成本目前每年超过10%的速度下降，越来越多的国家开始投资或准备投资开发光伏发电产业；在成熟市场，越来越多的应用模式开始有经济性。我们认为到2020年，国内依然是全球光伏应用的主要市场，分布式、光伏扶贫、领跑者三驾马车拉动国内需求启动第二波快速增长。欧洲、日本市场趋于稳定，美国市场由于今年透支了部分2018年的指标，将2018年或新增装机有所下降，但中长期来看，美国新增市场容量非常可观。
相比于欧美市场，印度市场光伏产品价格较低，企业出口到印度的产品，相比于日本、欧美市场毛利率水平较低。印度市场是一个不容忽视的、快速增长的应用市场，但全球下游需求火爆行情下，毛利率水平较低的市场份额或被挤压。因此我们预测，虽然印度计划光伏装机量很大，但2017年组件供应或受挤压，全年新增装机预计8GW左右。
2.2.1. 国内市场三驾马车拉动
国内市场目前单月数据来看，“630”之后装机热情依然很高，6月、7月受“630”前后抢装和递延效应的影响，出现畸高数据。8月、9月回归正常，单月装机量仍然高于上半年，足以证明“630”之后虽然标杆电价下调，但系统装机成本下降足以弥补电价下调对电站投资收益率的影响。通常四季度是光伏装机旺季，新增签单热情不减，明显比三季度的热度高。来自美洲市场订单，需求热情依然高。因此，四季度到明年，国内光伏装机需求依然可观。
而支撑“630”标杆电价下调之后国内需求的是领跑者、分布式和扶贫。
2.2.1.1. 分布式相对优势体现，新增装机占比大幅提升
下半年，地面电站标杆电价下调，且实行竞价上网，很多地区获得最终电价或低于三类地区规定的标杆电价。而2016年12月发改委对分布式光伏补贴不下调，继续保持0.42元/kwh的全电量补贴标准。加之，多地区为了鼓励当地分布式发展，纷纷给予市县级地方也会给予部分补贴，相对优势更加明显。
按照分布式光伏三种收益模式计算，全部自用、自发自用余电上网两种模式均比地面电站度电收益高，全额上网按照当地标杆电价，但是与地面电站相比，不受指标限制，从而操作简单成都优于地面电站。
国内分布式光伏项目不受能源局政策限制，细分行业不再是政策引导的波动性行业，而是市场驱动的成长性行业。截至三季度末，国内分布式装机已经超过15GW，较去年全年增长超过三倍。目前来看四季度订单好过三季度，预计全年分布式装机有望冲刺20GW。
2.2.1.2. 领跑者项目：每年8GW规模，形成高效产品需求强支撑
2015年核准的第一批领跑者项目——大同采煤沉陷区，已于五月下旬全面验收；第二批5.5GW部分已经于三季度末并网，剩余部分预计将于年底并网。2017年能源局下发2017年-2020年四年的光伏指标，计划每年建设8GW光伏领跑者基地项目。
未来大型地面电站将不再粗放式的发展，传统的光伏地面电站指标必然会收缩，但以“领跑者”模式的先进光伏技术产品应用基地形式进行规划建设，即可以引导电站空间分布、土地再利用，又可以承担先进技术孵化的平台。5.5GW的“领跑者”项目年底完成并网比较确定，同时，每年8GW的新增领跑者基地也是未来规模较大的光伏项目保证。
2.2.1.3. 智能微网示范项目+分布式能源就近消纳试点，园区分布式光伏进入发展快车道
能源局近期发布《关于公布首批“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目的通知》，首批示范项目共55个，首批示范项目原则上应于2017年8月底前开工，年底建成。示范项目优先使用国家能源规划所确定的各省（区、市）火电装机容量、可再生能源配额、碳交易配额、可再生能源补贴等指标额度。
根据，清华大学能源互联网创新研究院副院长高峰公开发言，此次申请能源互联网的项目共有300多个，获批55个，申请项目投资额大约3000亿元，获批项目的投资额近800亿元。根据中国能源研究会常务副理事长、国家能源局原副局长史玉波预测，“十三五”期间，能源互联网行业发展预计将维持18.5%的增长率。
分布式光伏示范园区应用是《太阳能发展“十三五”规划》重点鼓励的一个方向，如图所示。此次示范项目出台，多处风光储微网、光伏+充电车棚等创新模式列入。
分布式光伏发电项目，在园区内应用，就近售电收益可观，按照国补（0.42元/kwh）+地补（0.3元/kwh，3年）+出售电价（按照园区内工商用户用电价格9折计算），度电收入与并网、与地面电站相比，都更可观。智能微网示范项目出台，引导更多分布式光伏模式。
10月31日能源局与发改委联合印发的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，启动分布式能源就近消纳试点，在试点区域选择上，优先选择电力需求量大、电网接入条件好、能够实现就近入网并消纳，且可以达到较大总量规模的市县级区域，或经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等。
智能微网示范项目+分布式能源就近消纳试点，给工商业屋顶分布式项目带来一个解决消纳和收益的突破口，按照我们前面测算的自发自用度电收益，工商业屋顶分布式收益率远高于地面电站，有望进入快速增长通道。
2.2.1.4. 户用分布式进入爆发期
光伏扶贫政策推动下，今年无疑是户用分布式爆发的元年。2016年国家发改委、国务院扶贫开发领导小组办公室、能源局、国开行以及中国农业发展银行联合印发《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，规划在2020年之前，重点在16个省的471个县的约3.5万个建档立卡贫困村，保障200万建档立卡无劳动力贫困户每年每户增收3000元以上。采用村级光伏电站(含户用)方式，每位扶贫对象的对应项目规模标准为5千瓦;采取集中式光伏电站方式，每位扶贫对象的对应项目规模标准为25KW。
7月能源局印发《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》给出2017年-2020年的指标规模，各省地区按照能源局下发的指标，陆续出台本省光伏安装指标计划。可以看到一种现象，多个省市将17年的指标宣布全部用扶贫项目。目前已经发布扶贫文件的省市中，河北、山西、吉林、山东、江西、河南、湖北、湖南、云南、广东，宣布将17年能源局下发的指标，全部用于扶贫项目，共计6.2GW，占到17年除8GW领跑者之外指标的43.06%。截止三季度末，国内已经出台50份国家、地方光伏扶贫政策法规。
截止9月底，浙江户用光伏已经超过10万户。
2.2.2. 成熟市场趋于稳定
以德国为代表的欧盟光伏成熟市场几年来在与多方的“双反”大战中逐步放慢了发展的脚步。仅2012-2016年，德国太阳能光伏新装机容量从7.5GW降至1.5GW，远低于政府设定的每年2.5GW的目标。 近日，欧洲委员会公布了欧盟科研创新资助计划“地平线2020”。按照年度工作计划将有22亿欧元拨款投入清洁能源四个相关领域的项目：可再生能源、能效建筑、电动运输和储存方案，其中，2亿欧元支持研发生产欧洲下一代电池。该举措可理解为欧盟为下一阶段的可再生能源市场发展做积极准备。
作为世界传统光伏大国，以太阳能的累计装机量评判，日本以42.8GW的规模已超越德国成为全球第二大太阳能市场，仅次于中国大陆。但由于并网限制与FIT的调降的影响，可以预期日本光伏市场将进入萎缩调整期。人口稠密、土地资源紧张等诸多因素，综合导致成本较高的光伏可再生能源在缺失政策支持的情况下在市场需求端回归理性。
2.2.3. 美国空间依然很大，印度市场正在崛起
美国过去几年光伏装机量的大爆发得益于政府、公共事业的需求拉动。尽管进入2017年美国市场进入补贴收缩期，而在下半年“201条款”出台的背景下势必导致美国本土光伏价格走高，业界普遍的预期是美国光伏市场会经历一个两到三年的供需低潮期。
但是根据测算，从2018年至2020年美国约52GW的新装机需求仍然存在。除开其中可在风电、光伏两种解决途径中摇摆的约7GW装机量。美国市场在中长期视角看仍有很大的潜在可争夺空间。
印度基于今年来需求长期走强的趋势已提出目标2022年光伏装机量达100GW的计划。根据印度新能源与再生能能源署统计，该国的光伏累积装机量在2016年底已正式超过9GW。位于印度目前世界单体最大的光伏电站RewaUltraMegaSolarProject也通过竞标并预计在2018年开始运转。考虑未来一到两年内美国政策不利于光伏快速发展、日本趸购费率（Feed-in-Tariff）持续下调对日本本土光伏需求的抑制作用，都让需求强劲成长中的印度有望取代日本成为需求第三大国。
2.2.4. 新兴市场小而多
根据中国光伏行业协会的一组数据：目前新兴市场中，装机规模超过1GW的国家和地区有24个，超过10MW规模的国家和地区有112个，已经制定光伏政策目标的国家有176个。光伏系统装机成本快速下降，越来越多的国家和地区有条件开发光伏发电，新兴市场将是接下来全球光伏新增装机的主要动力之一。
光伏行业已悄然发生变化，不再是昔日一个市场变动，全球行业伤筋动骨的年代，光伏行业2011年在欧洲达到顶峰，2017年也许在中国也达到顶峰，但是全球来看，行业投资近几年一直是向上的，因为新兴市场正在崛起。彭博新能源财经最新发布的二季度清洁能源投资数据，投资638亿创2016年二季度以来的新高，环比上升21%。这主要受益于阿联酋两大光伏项目20亿美元的投资；美国和中国投资相比上季度分别上涨51%和32%，墨西哥、澳大利亚和瑞典融资额急剧增加，埃及、阿根廷创历史新高。全球清洁能源迎来复苏。
通过国内成熟、高增长及新型市场的剖析，我们认为全球光伏市场正在去中心化，一个市场的的波动或许对光伏产业链造成一些波动，但已经远不能造成寒冬式的冲击。行业成本下降速度超出预期，补贴和指标限额的天花板逐渐提高，越来越多的新兴市场开始投资光伏，行业正在逐渐摆脱补贴，依靠市场驱动力增长。预计到2020年，中国、美国、印度以及全球新增装机将达到75GW、22GW、25GW、151GW；国内复合增长率达到21.43%，全球复合增长率达到18.42%。
2.3. 寻找弹性最大、利润率最高的环节
2.3.1. 光伏产业链结构
光伏产业链包括“多晶硅料-硅片-电池片-组件-电站终端”，其中多晶硅料、硅片、电池、组件属于制造环节，电站终端投资运营属于下游应用环节。国内最早进入的环节是组件代工，目前国内企业参与已经从最下游的组件，延伸到上游。最早期国内企业做组件，后来做电池，现在慢慢把附加值低的组装环节转移到马来西亚、印尼、越南等国家。
目前光伏制造已经全产业链实现国产化，并且引领全球的新技术与总产能，硅片、电池、组件国内产能已经占据全球产能一大半。多晶硅、硅片、电池片、组件产能分别占全球产能48.5%、86.5%、68%、74.1%，只有多晶硅料环节产能不足全球产能一半。
2.3.2. 利润在哪些环节沉积
今年前三季度市场需求高涨，光伏产品产量大增，其中多晶硅、硅片、电池、组件分别产出17万吨、62GW、51GW、53GW，分别增长17%、44%、50%、43%。硅片、电池片、组件产量增长位于40-50%之间，而多晶硅料由于产能释放速度相对较慢，且受检修、环保督查、进口限制等因素影响，产量弹性较小，增长率慢于中下游环节。这导致上半年硅料价格一路上扬，硅料厂商毛利率水平继续提升。
第二个值得关注的是硅片环节。单多晶是在硅片环节区分，由于单晶PERC+金刚线切割，实现成本下降和效率的提升，隆基目前硅片非硅成本已经降到1.5-1.6元/片，隆基乐叶单晶PERC电池转换率最高水平已经达到23.26%。多晶PERC效率提升小于单晶提升幅度，且多晶使用金刚线切割存在表面光反射问题，需要叠加黑硅技术。因此，目前单晶PERC+金刚线替代优势非常明显，且毛利率水平高于多晶，短期内替代趋势明确。
电池片、组件环节，今年受到上游硅料、硅片价格上涨压缩，及下游价格压缩，很多企业虽然销售量增加，但销售额却是下降的，甚至部分中低端产品的企业光伏业务开始亏损，上半年20%的企业呈亏损状态。
根据最新企业公告的毛利率统计，如下图所示，毛利率水平最高的通威、大全，是多晶硅环节；隆基股份、保利协鑫次之，位于硅片环节；阿特斯、通威电池较前两个环节下降一部分，是电池环节；协鑫集成、晶澳、晶科、英利毛利率更低一些，主要位于组件环节，或者垂直产业一体化结构且出售组件终端产品。
所以，从毛利率水平也验证了，目前利润水平最高的是上游多晶硅环节；硅片环节次之，单晶硅片毛利率水平高于多晶；电池和组件业务环节，受上下游价格挤压，毛利率水平处于较低水平。
2.4. 硅料——利润空间与市场空间并存
2.4.1. 多晶硅供给结构
多晶硅料环节目前是光伏产业链上国内产量不足一半的环节，2016年国内多晶硅产量19.4万吨，全球占比48%。然而，由于国内硅料下游——硅片产能超过全球产能的80%，导致国内多晶硅依然依赖进口，今年下游需求暴增，多晶硅料产能释放缓慢，价格不断冲高，目前位于15万/吨水平以上。
且按照近两年产能扩张比较大的厂商规划，2017年隆基股份、中环股份扩张产能超过15GW，国内硅片产能占比还有继续提升的趋势。所以，国内多晶硅料对硅料的需求还会继续提升。
2016年进口13.6万吨，其中韩国是主要进口地，去年进口7万吨，占进口总量51.5%；德国进口次之，2016年进口3.5万吨，占进口总额26.1%，美国进口约2000吨，占比较少。
目前产能最大的是德国瓦克，其在德国用有产能5.6万吨，美国2万吨产能；其次是韩国OCI，产能在韩国本土5.2万吨，马来西亚0.8万吨；国内产能最大的是江苏中能（保利协鑫），产能达到7万吨。目前全球最大的三家多晶硅企业为瓦克、OCI、江苏中能。
2.4.2. 核心硅料厂商替代空间大
2016年底国内硅片产能81.9GW，产量64.8GW。截止三季度硅片产量62GW，预计全年能有望达到80GW的产出，对应国内约43.2万吨硅料。前三季度国内多晶硅产出17万吨，进口11.84万吨。
2017年全年国内硅片产出或达到75GW，对应需要约38万吨的硅料。按照主要龙头企业扩产的计划，2018年国内硅片产能将超过100GW。假设明年全球下游装机需求稳定增长，国内硅片产能利用率维持在85%，对应硅片产出约85GW。考虑单晶硅片硅料使用下降，大约需要40-42万吨的硅料产能。
2016年底国内硅料产能21万吨，预计2017年底产能将达到31万吨，2018年底将超过40万吨，国内勉强可以实现自给自足，但由于部分不足万吨产能的小厂将面临淘汰，预计2019年前后，多晶硅依然需要进口。
除了国内多晶硅需求空间之外，进口多晶硅替代也能释放一部分空间。
国内多晶硅产能也曾过剩于需求，2012年前欧洲市场需求火爆，行业拥硅为王，企业开始从下游组件加工向上游延伸，硅料产能一度激增。但伴随欧洲市场跌落，国内光伏产品需求大幅下降，而硅料环节属于重资产行业而首当其冲，大规模投资硅料的企业就算没有倒下也背上沉重包袱。
所以从2012年开始，国内硅料产能扩张速度很慢。随着国内下游需求崛起并迅速成为第一大需求市场，国内多晶硅产能与需求差越来越大。硅料价格开始上涨，厂商盈利能力好转，但对进口依赖一直很高，2016年多晶硅进口占比41.21%。
国外多晶硅厂商多为大型化工厂，掌握先进的提纯工艺，国内厂商前几年并没有成本优势。2014年开始国内对来自美国、韩国、欧盟的多晶硅征收双反税，限制进口，但是主要进口企业瓦克（14.3%）、OCI（2.4%），尤其是韩国征税水平较低，过去两年，国内硅料需求大幅增长，进口量依赖依然很高。
相比于电子级多晶硅料，光伏级多晶硅料纯度较低，国内大部分企业生产的硅料质量已经能够满足下游的生产要求。目前国内具有一定规模的多晶硅厂商，生产成本已经低于国外硅料厂商。国内企业生产成本在6万/吨-8万/吨，永祥股份2017年上半年生产成本已经降到5.7万/吨，部分产能不足万吨的小厂成本在9-10万/吨的区间。德国瓦克生产成本约9-10万/吨。
进口多晶硅的定价根据国内硅料价格波动，已经失去成本优势和定价权。国内厂商纷纷在新疆、四川、内蒙古等电价低的地区扩张产能，硅料成本有望继续降低。按照目前全球硅料下游硅片产能分布（80%以上在国内）、硅料成本差，国内厂商具备扩张产能、进口替代的能力。 13.6万吨的进口替代空间将慢慢释放。
2.4.3. 硅料厂商量价齐升
上半年国内多晶硅均价为12.66万/吨，一季度价格上升到14.27万/吨后出现下滑，5月份受国内抢装需求和美国201法案调查推动的囤逐渐行动推动，加之三季度部分国内厂商检修，环保督查影响生产，从5月份多晶硅价格一路上涨，截止最近交易价格位于15万~15.5万/吨之间。
2017年上半年全球多晶硅产量21.2万吨，同比增长14.1%；消费量21.1万吨，同比增长8.2%，产能利用率明显提升，全球基本供需平衡。上半年国内多晶硅产量11.8万吨，净进口量6.8万吨，总供应量为18.6万吨，上半年消费量18.55万吨，基本供需平衡。
按照目前硅料价格水平以及国内核心硅料厂商的成本分布，多晶硅环节毛利率水平非常高，部分企业目前已经超过50%。按照目前装机需求，以及多晶硅产能释放进度，到2018年底，多晶硅环节毛利率水平依然维持高位。
中长期来看，国内成本优势的企业产能逐渐释放，实现国内高成本小厂产能淘汰和进口替代，形成寡头的竞争格局，毛利率水平趋于稳定。供求关系缓解，硅料价格回归理性。
2.5. 硅片——单晶替代趋势带来超额利润
2.5.1. 国内外产能分布现状
截止2016年底，中国光伏产业协会数据显示中国硅片产量占全球总产量86.63%。总产能占比亦超8成达到81.9%。国内硅片产能分布呈现“一超多强”格局。保利协鑫坐拥近20GW多晶硅片产能独自领跑第一集团；以基隆股份、晶科能源、晶澳太阳能、中环股份为代表的第二集团共计14家企业与保利协鑫共同覆盖国内硅片总产能83%的份额。
在单晶、多晶产能占比方面，尽管截止16年仍是多晶占大头的局面。但鉴于单晶片相较多晶片有高发电、低衰减的天然优势，行业内普遍更看好单晶片在未来的发展。从度电成本的角度出发，随着单晶生长发展、金刚线薄片化普及与单晶电池转换效率不断刷新。最终达到摊薄成本的目的。有理由相信单晶竞争力优势会越发明显。
伴随着越来越多的厂商布局单晶份额，现有保利协鑫独大的产业格局有可能在将来的一到两年迅速产生变化。以长期致力于单晶研发生产的隆基股份为例，其在2013年开始探讨使用金刚线切割，2015年使用成功，成本大幅下降；叠加PERC，转换率提升。达到了成本下降+转换率提升的双重目标。
2.5.2. 单晶替代多晶加速
单晶成功应用金刚线切割之后，成本大幅下降，与沙线切割相比，金刚线切割成本约下降25%。相比之下采用沙线切割的硅片价格已经完全没有竞争力。隆基股份最早开始试验采用金刚线替代砂浆线切割硅片，15年成功量产，成本实现大幅下降。公司降价前片毛利率水平超过30%，高于单晶硅片行业平均水平约10个百分点。
而多晶采用砂浆线切割的硅片，毛利率水平已经完全不能与单晶相提并论；经过金刚线改造后的多晶硅片，由于存在表面光反射问题，需要叠加黑硅技术，增加光转换率。
目前国内市场领跑者与分布式加速单晶替代多晶，深耕单晶的企业正在大规模扩产，巩固成本优势；原来做多晶硅片的企业，受市场需求引导，也开始上游扩单晶产能。硅片环节单晶替代多晶的趋势在1-2年内还会继续。
2.6. 投资成本降低+弃光限电缓解，电站运营企业盈利能力好转
下游电站环节，影响电站盈利能力因素正在好转。西部限电地区消纳问题正在好转；补贴第七批已经上报，绿证试行，有望解决补贴缺口压力；电价阶段性下调与装机成本下降存在时间差，新增低成本电站收益率较高。多种因素累加下，我们看到电站运营企业盈利能力正在好转。
2.6.1. 弃光限电正在缓解，存量电站发电收益率好转
一季度的数据可以看出，光伏限电率正在缓解，但整体限电率依然较高。一季度全国发电量214亿kWh，弃光限电约23kWh，较2016年全年弃光率19.81%，有所缓解。部分地区缓解明显，如宁夏、甘肃弃光率分别为10%、19%，同比分别下降10、20个百分点；而青海、山西、内蒙古弃光率有所增加，新疆弃光率高达39%，没有明显变化。
发改委、能源局从2015年开始力图解决西部地区限电问题，目前可再生能源外送特高压路线建设、区域内就近消纳等措施已经提上日程。
2016年12月，国家能源局发布《太阳能利用“十三五”规划》，谈及解决限电地区消纳问题，一方面要在靠近特高压外送基地的地区建设再生能源发电基站；另一方面，列示了在建和建设可行性在研的特高压项目，其中新疆、内蒙古、甘肃、宁夏、山西将有多条特高压陆续投运，青海、内蒙将有多条特高压开建，将缓解西北地区电力外送能力不足问题。
当下，各省强化当地电网系统，提高地区内可再生能源就近消纳能力，推动可再生能源发电区域内就近消纳；提高地区调峰能力；探索可再生能源供热等模式，提高当地电力消纳能力。
由于弃光限电客观障碍，以及发改委出台的可再生能源最低保障利用小时数，不满足的地区将不再新增指标。光伏电站投资主体在2016年和今年上半年投资尽量避开西部限电地区，向中东部转移，这也部分缓解西部地区压力。
2.6.2. 绿证交易试行，电站补贴拖欠有望缓解
发改委、财政部、能源局三部委2月3日联合下发《关于实行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，规划在全国范围内展开可再生能源绿证合法与自愿认购机制，实行对象为光伏和风力发电。6月12日，国家可再生能源信息管理中心发布消息，第一批绿证申请已经发放，包括华能、华电、中节能、中水顾问等企业20个可再生能源发电项目核发了首批23,0135个绿证，共计表征上网电量23913.5万kwh，所获绿证项目主要分布在江苏、山东、河北、新疆等六个省份，合计装机容量1.125GW。7月1日起，绿证在全国绿证资源认购平台上正式挂牌出售，企业可通过认购平台，资源认购，实现绿色电力消费。2018年起，适时启动可再生能源电力配额考核和绿证强制约束交易。
绿证是解决国家可再生能源补贴缺口的一项尝试。以前全国电费中包含1.9分/kwh的可再生能源电价附加费，作为可再生能源补贴基金。近几年光伏、风电装机规模激增，补贴资金需求也骤升，截止2016年底，补贴缺口已经突破600亿。由于光伏电站补贴年限是20年，所以近几年虽然标杆电价下调，度电补贴下降，但每年补贴规模是一个短期内继续扩大的趋势。
“绿证交易”是补贴市场化的一种方式。绿证出售方与购买方按照不高于补贴金额的水平，自行协商或通过竞价确定认购价格，风电、光伏发电企业出售绿证之后，相应电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。光伏、风电企业通过“绿证交易”可以将发放时间不确定的补贴变现，环节财务压力。
但行业依然对绿证推行有一些怀疑：绿证价格不得高于补贴价格，或影响企业出售的积极性，尤其对于国有发电集团；对于购买方，没有强制的配额要求，缺少购买经济性。但“绿证交易”是解决补贴问题的一个常识，且海外很多国家对可再生能源试行绿证交易制度，“绿证交易”后续或搭配配额制、激励制度等推行，补贴拖欠问题有望环节。
制约光伏电站运营的两个难题——弃光限电、补贴拖欠，正在逐步解决，企业存量电站发电盈利能力正在同比好转；光伏组件价格从2016年3季度开始大幅下降，由2016年上半年3.8/W降到上半年3元/W左右的价格水平，目前，组件价格约2.8元/W左右。电站期初投资成本显著下降。2018年同时考虑成本下降与补贴下调，电站投资运营IRR依然处于较高水平。
2.7. 投资建议
平价上网是光伏行业打破指标、补贴天花板，突破更大市场空间的根本，上游制造环节、下游投资运维都在通过降本增效等方式向平价上网努力。短期内需求大增推动弹性较大的硅料环节毛利率提升；中长期来看，拥有成本优势的企业抓住时间窗口期扩产能，推动行业向寡头垄断的格局靠拢。硅片环节单多晶开始区分，单晶金刚线切割+PERC成本和效率优势显著，正在快速替代多晶份额。
国内硅料扩产计划预计在2018年底开始释放产能，2018年全年硅料需求将依然维持紧张，继续推荐成本优势明显，积极扩张产能的通威股份；建议关注大全新能源、保利协鑫。
硅片环节，单晶金刚线切割+PERC，降本增效显著，远高于砂浆线切割的多晶硅片毛利率。国内主流多晶硅片厂商加速金刚线替代，但多晶金刚线切割+黑硅PERC技术目前与单晶金刚线切割+PERC相比，依然没有成本优势。单晶硅片龙头隆基股份、中环股份积极扩产，到2018年底，分别扩产到25GW、23GW的产能规模，单晶市占率将继续提升。继续推荐隆基股份，建议关注中环股份。
下游运营环节，推荐分布式投资运维龙头林洋能源，直接受益于分布式可再生能源就近消纳试点；建议关注户用光伏系统领域具有地域优势和渠道优势的布局企业，建议关注正泰电器、阳光电源。
3.风电行业：成本持续下降，未来几年增长明确，有望最早平价上网
3.1. 近期国内外风电行业利好不断，明确解决弃风问题，明确技术进步节奏
近期，风电行业利好不断，仅11月以来，就有4个重要政策出台。包括明确解决弃风问题的时间点、开展分布式发电市场化试点、实施风电标杆上网电价退坡机制、加快深度贫困地区风电建设等。
11月13日，发改委、能源局发布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，明确2017年可再生能源电力受限严重地区弃水弃风弃光状况实现明显缓解。云南、四川水能利用率力争达到90%左右。甘肃、新疆弃风率降至30%左右，吉林、黑龙江和内蒙古弃风率降至20%左右。甘肃、新疆弃光率降至20%左右，陕西、青海弃光率力争控制在10%以内。确保确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降。到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。
11月13日，发改委、能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》。明确优先选择电力需求量大、电网接入条件好、能够实现就近入网并消纳，且可以达到较大总量规模的市县级区域，或经济开发区、工业园区、新型城镇化区域等。
11月10日，发改委发布《国家发展改革委关于全面深化价格机制改革的意见》，文件指出，要完善可再生能源价格机制。根据技术进步和市场供求，实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制，2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当。
11月8日，能源局发布《关于加快推进深度贫困地区能源建设助推脱贫攻坚的实施方案》的通知，通知指出，要加快推进甘肃通渭风电基地、四川凉山风电基地建设。
3.2.风电有望在新能源发电领域最早平价上网，空间巨大
2017年前三季度，全国风电发电量2128亿千瓦时、同比增长25.7%，约占总发电量的4.5%。
彭博新能源财经今年6月发布的《2017新能源展望报告》显示，目前全球陆上风电平均度电成本已经下降到6.7美分（0.44元），十分接近火电6.4美分（0.42元）的水平，并且还在继续下降。国际可再生能源署预测随着技术进步带来发电效率的提升，到2025年全球陆上风电成本将降到5美分（0.33元），成为最经济的电源。随着风电成本的进一步下降，风电需求会持续增加。
3.3. 国内弃风率不断下降
根据风电今年前三季度，风电利用小时数达1386小时，同比增加135小时，弃风率同比下降6.7个百分点，弃风状况明显好转；随着特高压持续建成，弃风率有望进一步下降。
特高压建设大幅降低弃风率。
2016年7月建成的锡盟-山东1000千伏特高压交流输变电工程，2016年12月建成投产的蒙西-天津南1000千伏特高压交流输变电工程和宁东-绍兴±800千伏特高压直流输变电工程有效缓解了内蒙和宁夏地区弃风严重的问题，弃风率分别从30%（2016上半年）和22%（2016上半年）下降到16%（2017年上半年）和4%（2016下半年）。
3.4. 海上风电高速增长，17-19年装机将持续上涨
海上风电将维持高速增长。2015-2016年，我国海上风电装机为0.36、0.59GW。截至2016年底我国海上风电累计吊装容量仅为1.63GW，规模较小。而仅仅今年上半年，海上风电招标就达到2.07GW。而按照规划，2020 年我国海上风电将并网5GW、开工10GW。长期来看我国海上风电发展潜力很大，目前东南沿海地区的各省（市）已规划的海上风电容量合计超过了56GW。预计2017年海上风电装机有望达到1-1.2GW，2018年达到1.5-2GW，呈高速增长态势。
截至2016年12月31日，我国以四类风区为主的非限电区域，尚有84GW的已核准项目未建设并网。此外，根据国家能源局在今年7月28日发布的可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见，2017年我国还将新增风电核准容量31GW，则已核准未建设的容量合计115GW。
根据执行的电价政策，2018年1月1日以后核准的陆上风电项目执行2018年的上网标杆电价。2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。
因此，为确保上网电价，此115GW工程有望在2019年底之前开工。我们假设一年的建设期，则2020年底之前将完成115GW装机，相对维持高位。另外，根据《2017-2020 年风电新增建设规模方案》，2017-2020年我国新增建设规模分别为30.65GW、28.84GW，26.6GW、24.31GW，合计110.41GW。考虑到2018-2020年新核准的项目，则2017-2020年平均每年装机有望超过30GW。而2016年我国风电装机为23.3GW，截止9月底今年风电装机仅9.7GW，处于明显的底部。
3.5. 分布式风电进入快速发展期，大幅受益分布式发电市场化交易政策
分布式风电具有就近入网、就地消纳的优势，在电力负荷区域，具备一定的优势。今年以来，国家对分布式风电的支持力度逐步加大，分布式风电进入快速发展期。
17年5月27日，能源局发布《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》。通知指出，为提高分散式风能资源的利用效率，优化风电开发布局，“十三五”要切实做好分散式接入风电项目建设。分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制。已批复规划内的分散式风电项目，鼓励各省级能源主管部门研究制定简化项目核准程序的措施。
11月13日，发改委、能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》。明确优先选择电力需求量大、电网接入条件好、能够实现就近入网并消纳。由于风电成本比光伏更低，根据政策，分布式风电按照工商业电价（打折）出售，再考虑国家补贴，分布式风电项目收益将大幅提高、比分布式光伏更有优势。
2017年11月8日，河南发改委发布《关于河南省分散式风电开发方案的公示》，初审通过123个分散式风电项目，总规模207.9万千瓦。预计随着后续的核准及建设工作的推进，将带动我国分布式风电的发展。
3.6. 投资建议
2017年是风电行业低谷，我们看好未来几年风电的投资机会。
建议关注全球风机龙头、在手订单维持高位的金风科技，看好风塔龙头、拓展叶片及运营业务的天顺风能，看好海上风电龙头、外延军工业务的泰胜风能。
4.电力设备板块：国内智能电网、特高压技术全球领先，看好稳定增长、技术领先的低估值龙头
4.1.输配电价、新增配网等电网最核心业务逐步放开
本轮电改在六大领域推进较快：试点方案出台，发电计划放开，输配电价核准，售电侧放开、成立售电公司、直接交易、竞价交易，需求侧服务，配网放开。
今年以来，电改进一步进入深水区：输配电价改革、新增配网放开。
4.1.1. 电网最核心业务放开：全面推进输配电价
随着输配电价核准提速，并明确较低的输配电准许收益率，电网公司收入由买卖差价变为输配电价，电网公司有望变成真正的公用事业公司，从根子上打破电网垄断利润，让利于用户。
4.1.2. 电网最核心业务放开：新增配网放开
2016年10月，发改委、能源局共同发布《有序放开配电网业务管理办法》。2016年12月，发改委、能源局明确105个项目为第一批增量配电业务改革试点项目。2017年11月，发改委、能源局明确，在总结第一批增量配电业务改革试点经验的基础上，确定秦皇岛经济技术开发区试点项目等89个项目，作为第二批增量配电业务改革试点。
配网放开，是电力体制改革最重要的环节之一。我们认为，配网放开相对于售电放开、竞价交易，对电网公司的冲击更大，标志着社会资本进入电网最核心的电网建设运营领域。随着配网的推进，相关公司有望介入配网的设计、建设、设备、运营、检修等环节，业务范围及利润有望持续扩大。
4.2. 看好配网放开带来的利润，但仍需跟踪进展
在售电领域，售电市场建立初期，部分售电公司有望利用政策的不够完善，获得高额利润，但随着政策的完善，售电公司竞争日趋激烈，售电价差带来的高额利润已不可持续。
在需求侧服务领域，相关公司利润获取比较慢，部分公司依靠提供设计、安装、售电平台获取一定利润，但利润体量仍较小。
我们认为，电改领域，最值得关注的是新增配网领域。
配网建设运营放开，有望成为未来几年主要的利润点之一
我们认为，电网公司的配网招标、投资放缓或持平成为长期趋势。而随着第一批105个增量配电项目获批（2017年3月31日，宁东增量配电项目获批，成为第106个增量配网）、第二批89个增量配电项目获批，配网的利润增长点在增量配网。增量配网市场放开，园区资产价值重估，新增配网将成为重要利润来源。
新增配网项目利润空间估算
假定每个新增配网投资3亿，配网建设总包净利率7%，年售电量10亿度；设备占总投资四分之一，净利率10%；输配电价0.07元/度；售电公司价差按照0.03元/度计算。
看好新增配网带来的投资机会，但仍需跟踪进展
随着新增配网的建设运营，随着新的批次逐步审批，新增配网有望成为未来几年主要的利润点之一，我们看好在新增配网建设、运营过程中，业务范围持续扩大、取得大额收入的优质公司。
配网设备公司，有望从供应部分设备，业务范围扩大至配网设计、施工、总包、运营，扩大到电网改造、节能服务。业务范围扩大数倍到数十倍，盈利周期从交货扩大至配网全寿命。看好金智科技、北京科锐、合纵科技、许继电气、双杰电气。
电网信息化、软件类公司，业务拓展至设计、施工、总包、运营，拓展至配网全寿命周期信息化管理，扩展至配售电运营平台建设。看好恒华科技。
当前看来，第一批增量配网项目，给电力设备公司带来的利润增量较小，我们认为，两批增量配网项目仍需继续跟踪，一旦项目进展较快、相关公司取得较大订单，则出现较好的投资机会。
4.3. 中国制造崛起，看好稳定增长、技术领先的龙头
4.3.1. 今年白马龙头涨幅巨大
今年以来，电气设备白马龙头涨幅可观；自6月20日A股被宣布纳入MSCI相关指数后，行业龙头进一步收到追捧。其中，我们重点推荐的光伏龙头隆基股份、工控龙头汇川技术、继电器龙头宏发股份今年涨幅较大，我们7月24日发布光伏行业报告，重点推荐的隆基股份、通威股份、阳光电源、林洋能源大涨，我们9月发布报告重点推荐的风电行业，龙头公司金风科技近期也持续上涨。我们认为，是由于部分龙头业绩超预期、具备成长属性，以及市场给优质龙头估值溢价，形成戴维斯双击。
4.3.2. 高端制造：政策导向、产业升级、进口替代，多重利好因素推动，行业潜力巨大
近期，国家持续出台政策支持先进制造业。
11月20日，国务院办公厅印发《关于创建“中国制造2025”国家级示范区的通知》，对“中国制造2025”国家级示范区创建工作进行全面部署。《通知》指出，通过创建示范区，鼓励和支持地方探索实体经济尤其是制造业转型升级的新路径、新模式，对于加快实施《中国制造2025》，推动制造业转型升级，提高实体经济发展质量，加强制造强国建设具有重要意义。
11月19日，国务院印发《关于深化“互联网+先进制造业”发展工业互联网的指导意见》(以下简称《意见》)。明确：推动互联网和实体经济深度融合，聚焦发展智能、绿色的先进制造业，构建网络、平台、安全三大功能体系，增强工业互联网产业供给能力，持续提升我国工业互联网发展水平，深入推进“互联网+”，形成实体经济与网络相互促进、同步提升的良好格局，有力推动现代化经济体系建设。
11月16日，“2017年中国智能制造系统解决方案大会”在北京召开，大会的主题是以系统解决方案推动智能制造创新发展。工信部装备工业司领导明确，首先要培育智能制造系统解决方案供应商，建立健全市场环境，确立供应商推荐制度；其次要依托智能制造工程，通过试点示范、新模式应用、关键标准研制、公共服务平台等措施和手段，支持并引导龙头企业向专业化的系统解决方案供应商发展。
11月9日，工信部下发了《高端智能再制造行动计划(2018-2020年)》(下称《行动计划》)。《行动计划》指出，到2020年，突破一批制约我国高端智能再制造发展的拆解、检测、成形加工等关键共性技术，智能检测、成形加工技术达到国际先进水平；推动建立100家高端智能再制造示范企业、技术研发中心、服务企业、信息服务平台、产业集聚区等，带动我国再制造产业规模达到2000亿元。
11月7日-11日，第十九届中国国际工业博览会在上海举行，诸多智能制造解决方案、人工智能应用技术将在本届大会中登场，并推动人工智能市场再度升温，引领中国制造向智能化、绿色化和服务型升级，加快实现从制造大国走向制造强国。
我们预计国家一系列政策将对整个工控产业带来一系列正效应，将与“中国制造2025”及“十三五”规划共同引导工控行业的未来发展，产业升级和进口替代将为国内工控产业提供持续强大的发展动力，以机器人应用为代表的智能制造新模式将助推中国产业经济转型和走向中高端，我国已连续四年成为全球第一大工业机器人市场，预计未来工控行业将迎来一个黄金的发展时期。
从宏观经济指标来看，受益于工控下游OEM持续回暖，工控公司三季度收入利润保持较快增长。考虑到“中国制造2025”推动的产业升级与进口替代的大趋势，看好国内致力于技术研发，不断向高端PLC、伺服以及智能装置（机器视觉及工业机器人）产业迈进的小型PLC龙头信捷电气，看好在伺服、通用变频、PLC、电梯等领域增速迅速的工控龙头汇川技术。
4.4. 投资建议：看好低估值、稳定增长的龙头
我国电力设备技术、特高压技术全球领先，当前国内投资平稳，而美国、东南亚、非洲、南美等地区加大电力基础设施建设，国外业务有望成为电力设备公司的重要增长点。近年来，随着特高压、超高压工程及设备不断输出，随着“一带一路”“的持续推进，多家公司已在南美、东南亚、非洲等取得较好成绩，预计持续突破，带动业绩增长。
十九大报告也明确，完善各类国有资产管理体制，改革国有资本授权经营体制，加快国有经济布局优化、结构调整、战略性重组，促进国有资产保值增值，推动国有资本做强做优做大，有效防止国有资产流失。深化国有企业改革，发展混合所有制经济，培育具有全球竞争力的世界一流企业。国网也在积极推进“将电工装备制造、产业金融纳入公司主业范围”。随着国企改革的加速，随着国网加大对电工装备公司的支持力度，电网旗下的电力设备企业迎来机遇。
我们继续推荐智能电网龙头国电南瑞，同时建议关注一带一路龙头特变电工。
