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，看到电站运营企业盈利能力正在好转。
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。
参考观研天下发布《2018-2023年中国电力设备产业市场运营规模现状与未来发展方向研究报告》
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、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。
3、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。
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。
参考观研天下发布《2018-2023年中国电力设备产业市场运营规模现状与未来发展方向研究报告》
表：可再生能源外送特高压输电项目
资料来源：观研天下整理
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。
表：限电地区解决消纳问题尝试
资料来源：观研天下整理
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、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。
表：绿证概述
资料来源：观研天下整理
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。
3、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。
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