一：主持人发言

第一，这次规划调整是符合预期还是超出预期?

我们认为这次规划目标的调整，将会扭转了外界对于光伏行业的悲观心理预期。在531政策之后很多银行都不愿意批分布式贷款，很多持有电站的企业想着把手头电站卖掉，大家都认为政府是不愿意支持光伏行业发展，如果这次规划目标的调整落地，那在心理预期上是会发生较大的变化的。同时要看到，推动531政策产生的客观条件并没有发生变化，补贴拖欠和非技术成本高仍是行业现状，仍然在制约国内光伏行业的发展。我也和最早报道这一规划调整的记者做了沟通，他认为十三五光伏发电规划之前目标是105GW，是一个非常保守和滞后的数字，大家都认为肯定是要调整的，所以这次调整是符合预期。更主要是看后续跟进的政策。

第二，现在报道提的250GW规划目标是不是确定?

并不是确定，周五闭门会上是电力规划设计总院先提出来十三五目标从105GW上调到210GW，然后主管领导说可以积极一点，210GW的目标有点低。但是250GW、270GW都是讨论中提到的数字，并不代表最终结果。我目前听到的一个版本觉得相对合理，是说2019+2020年两年70GW，只针对补贴指标，不针对平价项目。所以对应国内需求（未来两年）可能是在80-90GW这个水平。

第三，整个行业现在最关心的问题是哪些?

应该是非技术成本的打压和补贴拖欠的解决。在任何一个有补贴的行业都有产生寻租的土壤，据某位来自一线组件厂商的领导反馈，今年531政策之前，整个行业的中间人费用、也就是常说的路条费，还是3毛钱每瓦的水平，再加上地方政府的诸多要求，比如各种苛捐杂税、对当地建厂和就业的要求等等，这些非技术成本摊下来上半年有5毛到1块钱的每瓦成本。这部分利润从补贴口袋出来，但是并没有被实体企业拿到，在十三五最后两三年，呼吁政府要尽可能控制光伏行业不产生暴利，也才能减少非技术成本的生存土壤。再次是补贴拖欠的问题。我们现在看到第七批可再生能源补贴目录，对应的是对应2015年3月至2016年3月期间并网项目。这批项目补贴是从今年10月份开始，我们沟通的上市公司有的已经拿到，有的暂时还没有拿到，主要是由于不同省份的下发速度有差异。第八批目录目何时启动、覆盖范围多大目前还没有官方说法，大概率是在2019年的3月份开始启动。考虑到目前从并网到拿补贴中间间隔期在2年以上甚至3年，以及未来申报补贴的项目规模越来越大，我们猜测即使补贴在2020年结束，最后一批并网拿补贴的项目要到2023-2024年才能拿到钱。

第四，国内需求的预期之前是什么?会发生哪些变化?

首先我们认为领跑者基地的规模可能会扩大，现在有种说法是明年会有22个领跑者基地，每个基地500MW，也就是11GW的规模，由于领跑者基地都是执行竞价上网，所以对于财政补贴需求较少，可能根据不同地区的光照强度不同，给予5分到1毛钱的补贴，这个发展思路应该是可信度比较高的。其次是户用分布式指标单独管控，不纳入指标管控，这一建议在531前后就提出过，目前看呼声越来越高，对应明年规模可能在3-5GW。再次是普通电站10GW，这里讨论和争议比较大，比较合乎情理的一种说法是，由于存在大量违规先建的项目，所以还是会考虑建立普通电站10GW指标，用这一指标来消化大量已经建成但是没指标并网的项目，也就是说不会对明年组件出货带来显著拉动。再次是分布式电站10GW，这里讨论和争议不大。最后是工商业分布式项目，这部分对于6MW以下项目要求自用比例大于50%，6-20MW要求全部自用，而隔墙售电现在没有实质性进展，这里电力体制改革的进度将会决定需求多少，是最大的不可控变量。总的来说，之前对2019年需求的预期是35-40GW。指标如果定在250GW的话，对应2019年需求的预期就是40-50GW。

第五，成本下降怎么看，平价会在什么时间点到来?

目前的组件产品价格大致上是多晶组件1.8元每瓦，单晶PERC2.1元每瓦，单晶双面PERC2.4元每瓦。而成本下降主要依赖三个方面，第一是效率提升，第二是硅料降价，第三是非技术成本管控。效率提升是一个循序渐进的过程，在考虑到低成本硅料会在今年年底、明年年初进入市场的话，再结合我们刚才的讨论来说，国内市场景气度回升的话，价格战不会那么激烈，我们倾向于认为组件成本未来两年每年下降10%，也就是从2元下降到1.6元每瓦。我们现在观察到不同地区的EPC价格不一样，但是总体来说是介于4元到4.5元每瓦的水平，如果非技术成本能够从1块钱控制到5毛钱之内，组件也下降5毛钱的话，就可以再2020年看到EPC价格下降到3块钱左右，也就实现了平价上网。

第六，海外需求的预期会发生哪些变化?

从历史回溯来看中国市场以外的海外市场需求预测还是比较准确的，总体来说是稳健增长。欧洲参考SolarPowerEurope，美国参考GTM，印度参考Bridge to India，日本参考JPEA。大家现在普遍认为欧洲2019年会在10-15GW之间，印度也会在10-15GW之间，这两个市场是比较显著的增量市场。比较权威的需求预测变化我请IHS高级分析师，也是我的前同事胡丹来做下分享。我们注意到18年下半年的海外市场需求是进入一个快速上升期，我们认为和国内内需不振、531以后价格大跌是密不可分的。未来两年如果国内需求回暖，那么全球组件价格也就不会大幅下降，这也符合我们对海外市场稳健增长的预期。

第七，对国内上市公司的盈利预测和估值水平该如何理解?

首先龙头公司在531之后的半年时间里经受住了考验，大量中小企业由于融资能力不足而不得不退出行业，整个行业的集中度在过去半年里实现了被动提升，由于光伏是个全球性行业，所以可以理解为全行业需求在2019年比预期提升10%左右，因此龙头公司的出货量在集中度提升的假设下会增长超过10%，我们预期在10-15%之间。其次整个行业的供需格局进一步好转，组件降价压力得到缓解，被过度压榨的毛利率可能出现回升，因此龙头公司的利润增速可能会超过收入增速，我们预期在20%以上。最后，我们发现光伏行业需求预测非常困难，这一点在历史上被多次验证，理解为目前这一市场仍是政策驱动的市场，所以PEG估值方法在补贴政策存在的情况下是失灵的，我们认为整个行业估值中枢在2020年之前会因此而下降，到2020年之后才会再次上升。

二：专家发言

专家一：

18-19年的需求主要受印度、美国、欧洲的影响，印度18年装机12GW，上半年装了6GW，下半年对中国的组件和逆变器征税，本土需求会受影响，印度市场低价竞争，其他国家比较好的时候印度市场不会那么被重视；美国18年装机10GW，19年10GW，2020年之后会出现增长；日本FIT的定价比较高，目前已经批复的项目有70GW，已经按照的有39GW，可能会对剩下的30GW的项目降低FIT水平，明年3月份截至。今年下半年和明年上半年会有一定的刺激作用。澳大利亚有很多大型项目的招标，18年会成为全球第五大的装机国。

中东，南美，非洲会陆续采用竞标的方式来发展光伏，2018年预计105GW，其中中国38GW；2019年预计118GW，主要增长来自海外。

专家二：

明年需求比较好，户用这边需要老百姓重新相信国家，经销商层面之前也被坑了一次，总体来说对明年的市场和政策比较有信心。

531之后，企业这边科研加速了，比如光伏焊带制约了组件发展，下一代的叠瓦技术已经取消了焊带。龙头企业在竞争中优势越来越明显，现在国产装备，PEVCD已经实现国产化，明年来说小企业很难在装备竞赛中立足。

配额制介绍：

配额制再征意见，政策可行性高有望加速落地。2018年9月13日，国家发改委下发了《可再生能源电力配额及考核办法（第二次征求意见稿）》。配额制以《可再生能源法》为依据，向各省级行政区下达年度可再生能源占电力消费量比重指标（分为总量配额和非水电配额）。《办法》明确了六类配额主体：省级电力公司、地方电网企业、拥有配电网运营权的售电公司、独立售电公司、参与电力直接交易的电力用户、拥有自备电厂的企业，并对各类主体采用不同的配额指标。对不达标主体采取严厉的惩罚措施，包括暂停下达或减少该地区化石能源发电项目建设规模；征收配额补偿金；限制后续电力项目投资经营行为等。明确的责任划分及惩罚机制有利于全面激发各主体积极性，配额制政策有望加速落地。

配额指标再度提高，增量需求凸显装机缺口。相较于2018年3月的第一版《征求意见稿》，此次文件中配额指标再度提高，2018、2020年用电侧配额指标分别由第一版的8.11%、10.15%提高到此次的8.51%、10.74%。据指标要求，全国非水可再生能源配额用电量将在2018-2020年分别达到5687亿千瓦时、6821亿千瓦时、8070亿千瓦时，远超现有可再生能源发电能力。我们预测，2018-2020年风电新增装机分别为25GW、30GW、35GW，光伏新增装机分别40GW、30GW、30GW的情况下，可再生能源发电能力基本能够满足配额制需求。

配额补偿金决定绿证价格上限。绿色电力证书表征可再生能源电力绿色属性，是对可再生能源电力与化石能源电力区别的证明。绿证作为配额制考核的最终对象，其本身被赋予了明确的价值，即能够规避配额制未达标的惩罚。因此，绿证的价格上限也由配额制未达标的惩罚力度所决定。《办法》规定配额补偿金的标准为当地燃煤发电标杆上网电价、大工业用户最高输配电价（1-10kV用户）、政府性基金、附加以及政策性交叉补贴之和，绿证的市场价格上限也随之而定。

绿证归属原则保障可再生能源电力交易价格高于标杆电价。《办法》规定，交易过程中绿证权归属及其转移遵循以下原则：1.按照不低于可再生能源发电标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价收购电量（不含补贴部分），对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体；2.跨省跨区可再生能源电力交易按包含绿证价格的方式进行，对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体；3.可再生能源电力参与电力市场化交易的电量，应明确交易电价是否包含绿证价格在内，如不包含，则绿证不随电力交易转移。一般情况下，绿证是否随电量转移的判断标准为收购电价是否高于可再生能源电力标杆电价（不含补贴部分），由此可以推断，为获取足额绿证，电网企业等购电方在购买可再生能源电力时的价格下限将是不含补贴的可再生能源标杆电价（除非双方达成特殊交易协议）。可再生能源发电企业的售电收入由此可获得一定保障。

绿证与补贴兼容，推进电力交易市场化。《办法》规定可再生能源电力生产的同时产生对等的绿证，并以绿证数量作为最终的考核对象。全部绿证初始核发对象均为可再生能源电力生产者，配额义务主体通过购买足额可再生能源电力（含绿证）或绿证达成考核要求。绿证可在配额义务主体之间、发电企业与配额义务主体之间进行交易，其价格由市场形成（电力市场化交易过程中应明确是否交易电价是否包含绿证价格）。发电企业通过绿证交易可获得市场增量收益，国家向发电企业发放补贴时相应扣减这部分收益。以绿证交易替代部分补贴，一方面缓解补贴资金压力，有望加快补贴发放速度，另一方面也为发电企业提供了通过市场化交易手段快速回笼资金的方式，有利于改善企业现金流。

配额制是国际上常用的可再生能源激励政策。配额制一般是对发电端或用电端的可再生能源发送/使用比例或绝对值做出强制性规定的一项制度。自20世纪80年代以来，世界上多个国家和地区将可再生能源配额制作为支持可再生能源发展的一项重要的激励政策工具。从国外可再生能源配额制承担主体来看，只有少数承担主体是发电企业，大部分是供电企业，没有同时对发电企业和供电企业下达配额义务。国外可再生能源配额总量目标确定一般根据国家可再生能源发展目标确定，例如英国、意大利和瑞典等。基于电力市场体制，建立灵活且具有激励性的运作机制是国外配额制成功实践的经验之一。

美国是绿证制度执行最成功的国家之一。2015年，可再生能源配额制的容量占全美电力零售市场的55%。在美国，绿证交易合规市场与自愿市场并行。合规市场与可再生能源配额制(RPS)搭配，要求电力供应商必须在电力组合中有一定比例的可再生能源。目前,美国有29个州和华盛顿特区及2个附属地区实施强制配额政策,另外8个州和2个附属地区设定了可再生能源配额目标。此外，在美国也存在并行的自愿认购市场，自愿认购市场拥有8万多家的商家以及超百万的个人对绿证进行认购，占到美国电力总负荷的2%，并且保持10%的增长。

绿证的价格通常通过市场交易形成。由于美国不同州的配额要求不同且各州资源各异,影响证书价格的因素很多,如证书的年份、地区、供需紧张程度、电源品种等。在对太阳能利用有特别比例要求的16个州中,太阳能证书(SRECs)更加值钱。而无差异市场中,具有经济和规模优势的风电则更受青睐