七、产业链分布特点

1.金属硅的生产需要靠近硅石矿山，金属硅的冶炼需要电力充沛且电价较低的地方，多晶硅的提纯、铸锭和切片则需要在电价低和靠近市场的地方，多晶硅电池的生产则需要良好的原辅材配套，而光伏组件由于运费较高，最好在靠近终端市场即光伏电站的附近。

2.多晶硅产能将向中西部能源资源优势地区聚集，组件产能尽量采取贴近市场的本地化制造，而中间的硅片和电池片环节则在工业配套条件较好的地区集聚，形成一个全面协同的光伏制造产业链集聚区

3.坩埚、石墨、碳毡、铝浆、银浆、超白玻璃、EVA膜、铜箔带、铝合金已经工业气体等材料的生产制造，这些辅料环节无论是产量还是质量，都与光伏主产业链息息相关

4.儒兴科技的铝浆，华融的坩埚，福斯特的EVA膜等等，均在寥寥数年就将原来占据中国市场的杜邦、维苏威等国外公司挤出市场

八、产业链企业分析

1.产业链上中下游

2.上游：多晶硅，这个环节技术门槛高，具有一定的垄断性。江苏中能(保利协鑫控股)为龙头，接近国内50%的产能，其次是特变电工、大全新能源、亚洲硅业

3.上游：硅片，技术含量不高，资本密集型；全球前十家企业中，我国占据8席；多晶硅一线企业：保利协鑫、赛维LDK、宇峻；单晶硅一线企业：隆基股份、中环股份、卡姆丹克、晶龙集团、阳光能源

4.中游：电池片，资本和技术密集型；我国一线企业：英利、天合、韩华、晶澳科技、晶科科技、海润光伏、江苏林洋新能源、拓日新能；

5.中游：光伏组件，技术含量低，劳动密集型 --- 行业集中度集中趋势明显

6.下游：光伏应用，主要为小型分布式电站和大型地面电站，资本密集型；除了光伏组件，还需要逆变器、变压器、电缆等配套设备；参与企业主要是EPC商及运营商。国内光伏电站的运营处于一超多强的局面，央企中电投(中国电力投资集团公司)独占鳌头，后面国企、民企群雄并起；民企：中利科技、特变电工、爱康科技。目前我国总装机成本已经降至8元/W，而目前的标杆电价是在装机成本10元/W的基础上，按照光照条件将国内光伏补贴分为三类地区，分别实行0.9、0.95、1.0元/度的标杆电价，分布式电站统一补贴0.42元/度，因此，目前电站运营的收益率较高。

九、行业信息整理

1.硅片产能虽过剩，但龙头公司依然大举扩张。光伏产业总体处于产能过剩状态，而硅片环节相较上游硅料以及下游电池片过剩更为严重。从2018年上半年产能利用率来看，硅料及电池片保持在80%以上，而硅片整体产能利用率仅有75%。然而，尽管行业面临过剩，但是由于光伏行业本身技术更新迭代较快，因此新产能较旧产能的生产成本具有明显优势，因此近年来硅片产能仍在大幅扩张。尤其是单晶硅产能，由于下游需求量大幅增加，2018年其产能从46GW大幅提升至73GW，增长60%。当然增量主要来自于龙头企业隆基、中环等。

2.硅片市场的主要供应商分为两大类:一类是垂直一体化厂商(晶科、晶澳、天合)，这些企业的优势在于其能够内部消化部分产能，在下游需求不景气的情况下能够优先采用自身生产产品，有效抵御波动。而另一类则是第三方厂商，例如隆基、中环、协鑫等企业，这些企业产能相对更大，主要满足其他一体化厂商以及其他电池厂的硅片需求。当然，随着企业向下游延伸，也均在电池片、组件等领域有所布局，但是硅片产能远高于自身需求，主要依靠外部客户采购。

3.在金刚线革命后，单晶的单瓦成本逐渐接近多晶，差距不断减小。此前由于隆基率先采用金刚线工艺，成本快速下降，而其毛利率也有大幅提升，与行业第二中环也拉开差距。但随着竞争对手相关技术的追赶，目前产品品质逐渐趋同，因此毛利率整体也逐渐接近。

4.电池片产业工艺技术标准化程度高，壁垒低，同质化高。主要依靠设备资本开支，进入壁垒也相对较低。因此，在整个光伏产业链中，电池片毛利率处于较低水平。

5.电池片厂由于其技术资金壁垒低的原因，厂商参与者较多，并且份额较为分散，市场份额排名第一的韩华也仅占市场份额的6.2%。CR10仅43.9%。因此在这种分散的竞争格局下，其对上下游的议价能力也相对较弱，这也反映在其毛利率相对较低的情况上

6.预计2019年，海外新增光伏装机量达到78GW。未来两年，全球光伏新增装机规模增速均能够保持在15%以上

7.欧洲地区在MIP到期取消后，光伏组件成本更低，并且固定电价转向招标竞价，带来欧洲光伏抢装需求。预计2019年新增装机量将大幅提升至18GW左右。 美国在ITC下调的大背景下，刺激本土光伏抢装需求，预计2018年新增装机量12GW。 印度用电缺口仍大，目前光伏已经是印度最便宜发电方式，印度也制定了100GW光伏装机目标。预计2018年新增装机量增长至13GW。

8.而光伏产业链从硅片开始，国产化率均相对较高，因此国内光伏行业相关公司将充分受益。

9.硅成本下降空间有限，且传导系数小导致降本不明显。降低非硅成本成为重中之重。例如提升光伏产品转换效率、规模效应带来成本下降等

10.2018年“531新政”给产业带来冲击，但价格下降带来光伏行业进入平价上网过渡期阶段，平价上网临近

11.供给过剩，多晶市场竞争激烈，单晶企业盈利能力趋同。多晶领域，由于行业本身供给过剩，从行业突围主要手段一靠规模，二靠工艺技术革新。单晶在金刚线革命后，产品控成本能力趋于一致，因此单晶企业盈利能力趋同。电池片行业仍然产能过剩，未来电池片技改能力尤为重要。

12.平价上网分为发电侧平价和用户侧平价。发电侧平价是指光伏发电即使按照传统能源的上网电价收购(无补贴)也能实现合理利润，目前国内成本最低、利用最广的电力来源为煤电，即光伏发电成本达到煤电成本水平;用户侧平价是指要求光伏发电成本低于售电价格，根据用户类型及其购电成本的不同，又可分为工商业、居民用户侧平价。而实际上，由于不同地区燃煤标杆上网电价以及用户电价的差异，平价上网在各个地区的标准也有所不同。

13.目前我国光伏成本已经接近用电侧平价上网水平，这也是光伏产业长期降本增效的积累。

14.国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知》，也从细节上明确了光伏竞价补贴政策的具体实施方案，包括限定项目补贴范围、补贴金额(共30亿元，其中7.5亿元用于户用光伏，22.5亿元竞价项目补贴)、以及具体竞价方式。并且，通过此次竞价获得补贴指标的项目，预计补贴将在项目并网后的第二年及时发放，光伏电站理论上不会出现补贴拖欠情况，光伏产业现金流将大幅好转。预计今年首批竞价补贴项目将在7月份落地。

15.但应该看到的是，除少数地区具备较优质资源，早期实现平价上网，大部分地区仍需要一定补贴才能维持。根据统计，三类资源区的平均燃煤标杆度点电价分别为0.30元、0.34元、0.38元。按照电站发电寿命20年，第一年光衰3%，后续年光衰0.7%，年2%营运费用，IRR为8%，每瓦建设成本4元进行测算，三类资源区距离上网电价平均仍有17.29%的差距。即还需要装机成本下降近20%，才能实现我国全地域的发电侧平价上网

16.多晶则依靠黑硅提升转换效率。多晶金刚线硅片采用常规酸制绒无法实现良好的表面结构，甚至无法形成绒面，这导致金刚线硅片的反射率大幅提升，从而对电池效率产生负面影响。黑硅技术可以完美解决多晶制绒问题，既能提升电池效率又能降低电池成本，对多晶未来的发展前景至关重要。目前投入运营的黑硅技术包括制绒添加剂技术、表面预处理技术、湿法黑硅技术和干法黑硅技术，其中湿法黑硅技术性价比相对较高。

17.截至2020年6月底，光伏各环节前十大企业产量占比均较年初有提升，多晶硅由92%升至99%、硅片由93%升至94%、电池片由55%升至75%、组件由64%升至70%。

18.据硅业分会9月16日的最新数据，国内单晶复投料价格区间在9.7—10.4万元/吨，成交均价9.94万元/吨，较7月下旬的5.95—6.1万元/吨，成交均价6.06万元/吨大幅上涨。

19.“组件企业在这次涨价潮中受了‘ 夹板气’，吸取经验教训，我们公司已经有了发展涵盖硅料、硅片、电池片、组件垂直一体化发展的战略打算，以期减少未来类似事件对公司的影响。 ”

20.光伏电站的建设投资回收期一般是8~10年

21.世界上光伏发电应用量最大的德国，日照条件还不如上海，但光伏发电的比例已经占到了电网容量的20%，达到了总量30GW的规模

22.目前，采取发电侧并网的地面电站，完全依赖主干电网进行调节，当光伏发电的容量逐步增大时，瞬间的大容量波动会给电网造成较大的冲击。我国的电网设计容许的波动，通常不超过15%，这也意识着如果光伏发电的容量比重超过这个比例，那么，发电量的不稳定有可能造成电网的崩溃

23.通常，每平方米的组件的峰值功率上限目前大约在150瓦以下，大部分时间在100瓦左右。这会导致光伏发电的占地面积较大，因此，大型地面电站仅在荒漠和戈壁比较适宜，而在我国东部、特别是东南沿海，几乎不可能建造大型地面电站。这就是为什么要鼓励发展分布式光伏发电的原因，尽量利用建筑物的顶部而不占用土地进行发电。由于负载的特性大多也是分布式的，因此，分布式发电是一种与负载分布形式匹配的发电方式。

24.硅片切割是进展和创新最慢的环节。无论人们如何努力，都很难用其它的革命性技术代替现在的多线切割。

25.智能光伏微电网指的是，采用光伏发电作为白天的主要供电电源，同时利用其它能够与光伏互补的各种可再生能源的同时接入来满足不同气候条件下的电力供应，并利用储能系统和包括微型燃气轮机等清洁能源作为供电的调节手段，通过先进的自动控制技术和信息网络技术实现网内的智能控制和网间的远程调度，保障在负荷与电源发生变化时的供电稳定性。总结出十六字方针，就是“光伏为主、多能互补、发储结合、智能调控”。

26.储能技术：低成本低自放电飞轮储能技术、钒流体电池技术、超级电容技术