光伏产业尽管已有 60 多年的发展历史，但在上个世纪由于成本远高于其他能源，其在能源供应中的份额微乎其微；至 2002 年当年新增装机容量仅有 380MW，市场容量不过 10 亿美元左右，全球累计装机容量仅有 1252MW，年发电量不足 2GWh，约占当年全球用电总量的 0.01%，是毫无疑问的能源“少数派”。
自 2003 年起，光伏装机规模开始提速。截至 2019 年，全球累计装机容量接近 600GW，较 2002年增长 500 倍；2019 年全球新增装机容量约 120GW，是 2002 年的 250 倍。发电量从 2001 年11 亿 kWh 增长至 2019 年超过 7200 亿 kWh，在全球发电量的占比达到 2.7%，CAGR 超过 40%。
装机规模的快速扩张与光伏度电成本的下降是相辅相成的。根据 Lazard 的测算，2009-2019 年间，光伏度电成本下降 89%，截至 2019 年，光伏新建项目度电成本已降至 4 美分/kWh，2015 年后光伏已超越煤电、天然气联合循环发电等主力传统电源，成为成本最低的增量电源之一，度电成本优势和潜力为光伏在能源结构中的长期地位奠定了坚实的基础。
全球市场多点开花，跑步进入平价时代。2010 年，全球 GW 级市场仅有 3 个；至 2016 年，GW级市场也仅发展至 7 个，彼时光伏仍作为一种依赖特定市场补贴政策发展的新型发电技术；而这两年随着光伏发电成本陆续打破各个地区的平价线，2019 年全球 GW 级光伏市场已超过 16 个，2GW 级市场约为 13 个，光伏市场呈现全球多元发展态势，成为一种常规发电技术。
光伏装机长期成长空间仍有十倍以上。我们认为，光伏装机市场进入稳态期（一般认为是 2040 年或 2050 年）的标志是远期光伏发电占比达到一个合理值（一般认为是 20%-40%）。根据我们采合理假设的测算，远期光伏累计装机规模将达到 6933GW，相比目前仍有十倍以上增量空间，光伏市场的成长性毋庸置疑。
长期实现低价上网+光储结合，光伏剑指主体能源地位。平价是光伏的一个里程碑，但并不是终点。一方面，随着光伏进一步降本增效，长期能实现低价上网，更具经济性；另一方面，随着光伏+储能技术的成熟，光伏功率输出曲线不稳定的问题也将被有效解决，光伏有望成为全球能源供给的主要形式。根据 IRENA2019 年统计，不同机构预计到 2040-2050 年左右，光伏渗透率在 20%-50%之间，均为目前的十倍以上。
系统降本主导平价进程，地面电站渐成增量主力
系统造价下降是推动光伏度电成本快速下降的主要原因。根据 IRENA 的统计，2010-2018 年光伏系统造价累计下降了 74%，年复合降幅达 15.4%；而受制于日照时长的天然限制，光伏年发电小时数仅增长 28.6%，其中还有相当大比例的提升是最近几年日照丰富区域装机容量占比提升所致。由于光伏发电的边际成本几乎为零，成本中最主要的部分来自固定资产折旧，因此系统造价的下降是光伏快速实现平价上网的主导因素。
在度电成本渐进式下降的过程中，光伏相继实现了用户侧（参比销售电价）和发电侧（参比上网电价）的平价上网，光伏系统的应用方式也在随之改变，最显著的趋势是大型地面电站比例持续提升。随着全球范围内发电侧平价上网在 2015 年后基本实现，下游装机结构逐渐趋于稳定，目前地面电站、工商业分布式和小型户用分布式三类系统的比例已稳定在 6:3:1，地面电站的占比从 2010 年20%左右上升至 60%，成为光伏新增装机的主要应用方式。
国内市场结构在过去几年的波动主要源自细分市场政策激励力度不同导致。2013 年我国确立了光伏的标杆电价制度，早期政策对集中式电站的激励较高，2016 年底补贴政策的调整导致分布式占比快速提高，一方面是高额的补贴，无论是工商业分布式（标杆电价政策）还是户用分布式（固定补贴），项目的 IRR 基本都在 20-30%以上，容易同时满足业主和开发商盈利预期；另一方面则是充足的屋顶资源，发展初期呈现一个蓝海市场的态势，大大小小企业均争相涌入分布式 EPC 市场，全国户用光伏户数两年增长二十余倍。但随着补贴退坡导致的利润空间下降，优质屋顶的资源丰度降低，电网“隔墙售电”受限等因素，我们认为未来分布式的或有所下降，预计国内 2020 年分布式占比下降至 30%。
中长期内的增量仍将集中在地面电站，将迎来新一波热潮。根据 CPIA 统计，2019 年集中式电站占比 60%，超出年初预期的 54%，主要是领跑者基地、竞价项目、平价示范基地等并网，也侧面佐证了我们的判断。预计随着电网的优化升级，西北地区电力消纳或有所缓解；同时在大规模平价项目、特高压建设、电改、光伏+等因素驱动下，未来的增量将主要集中在集中式地面电站，成为电网能源侧的重要部分。
光伏公用事业属性凸显，LCOE 竞争力决定长期空间
补贴政策完成使命，光伏电站收益率回归公用事业属性。回顾国内补贴政策历史：
1) 2012 年以前，国家发改委采用全国统一的标杆电价（超过 1 元/kWh），补贴强度超过 0.6 元/kWh，主要目的是利用高补贴提高市场参与度，孵化国内光伏市场，实现完整产业；
2) 2013 年-2018H1，国家按照三类资源区分别确定标杆电价，但同期系统成本下降幅度高于标杆电价下调速度，大量项目 IRR 一度超过 20%，国内市场呈现爆发性增长；但同时，伴随着补贴缺口的扩大，“531”政策紧急出台，市场踩下急刹车。
3) 2019-2020 年，竞价方案出炉，用少量的补贴，市场化竞价的方式最大化装机规模，此时补贴强度也降到五分钱以内。市场用竞价作为过渡方式，引领行业进入平价最后一公里；
4) 2021 年以后，补贴政策将正式退出市场。
总的来说，近十年的补贴顺利的完成了它的使命，将国内市场 2011 年 2GW 左右的规模培育到现在 40-50GW 级别，也使得光伏成本大幅下降；未来，国内光伏电站将回归市场化的竞争，海外平价市场也在持续增加，光伏电站整体收益率也将趋近公用事业。
核心评价指标将从内部收益率（IRR）向度电成本切换。补贴驱动时代，高 IRR 吸引各路民间资本进入，民企的电站份额占比一度达到 70%；高补贴下，由于光伏组件长期降价特点，以及“路条”和并网截止时间的限定，建设方倾向采用简单的电站形式（越晚采购组件、越快完成并网）和尽量大的规模即可满足收益率和利润要求，此时初始投资主导的回报周期（收益率 IRR 评价）是核心指标。平价时代，初始投资的快速回收已不现实，全生命周期的稳定收益更切实际，因此度电成本成为了核心指标，而长期作战能力更强（资金实力强）的国企成为了主要玩家。
长期来看，作为一种能源，度电成本是光伏和其他形式能源竞争的核心指标，也决定了光伏长期装机空间和天花板。考虑到光伏近十年超过 80%的发电成本降幅和持续不断的技术创新实现非硅成本进一步下降，而油、煤、气等传统能源的利用形式已非常成熟，我们有理由相信光伏将成为未来最有成本竞争力的一种能源形式之一。
LCOE 解析：组件成本占比降低，提升发电量更为可行
平准化度电成本（LCOE）是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化，再计算得到发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值，是不同形式能源之间成本比较的主要衡量方法。
降低系统造价和提升发电量是 LCOE 持续下降的主要来源。其中系统造价现值的主要影响因素包括初始投资和资金成本（包括贷款比例和贷款利率）等；发电量现值的主要影响因素包括理论利用小时数、系统效率和组件衰减率等。
系统造价降幅趋缓，提升发电量更为可行
我们搭建了一个 100MW，年利用小时数为 1200h，单位投资成本为 3.5 元/W，贴现率为 8%的电站财务模型，分析各个因素变化对 LCOE 的影响:1) 初始投资：初始投资下降 10%、20%、30%，度电成本分别下降 8.2%、16.3%、24.5%；
1) 初始投资：初始投资下降 10%、20%、30%，度电成本分别下降 8.2%、16.3%、24.5%；
2) 贷款比例和利率：贷款比例增加 10pct，度电成本约提高 2%；贷款利率增加 1pct，度电成本升高约 2.5%；两者对应资源差的地方更敏感；
3) 理论利用小时数：利用小时数增加 10%、20%、30%，度电成本分别下降 7.5%、13.7%、19.0%；
4) 系统效率（PR）：降低 5%，度电成本增约 4%，资源差的地方更敏感；
5) 组件效率衰减：每年少衰减 0.1%，度电成本下降约 1%；资源差的地方更敏感。
通过上述 5 个因素的影响对比发现：初始投资和发电量的变化对度电成本影响最大，其次为系统效率和贷款利率，组件衰减效率影响最小。
根据 CPIA 统计，2019 年国内地面电站和分布式系统成本分别下降 7.5%和 8.1%，预计未来每年的降幅在 5%以内，即系统造价的未来降幅会趋缓。从发电量来看，高效组件、双面发电、跟踪支架等技术能够轻松实现 10%-30%的发电量增益，提升发电量未来更为可行。2019 年新建的光伏系统效率约为 82.7%，预计 2025 年提升至 84.6%，空间同样不大；贷款利率因投资方而异，组件衰减效率变化也同样较难。
组件占比显著下降，非技术成本矛盾凸显
组件成本占比已降至 40%以下，进一步下降边际贡献有限。2007 年，我国光伏系统价格约为 60元/W，此时光伏组件约为 36 元/W，占比高达 60%；经过十余年的发展，尤其是晶硅组件的降价以及增效对系统成本的摊薄作用，2019 年我国光伏系统价格已降至 4.5 元/W，其中组件均价为1.75 元/W，占比下降至 38%。长期看，组件成本降幅趋缓，进一步下降难度较高；同时占比也将进一步下降，导致对系统成本的下降贡献有限。
系统其他成本可以分为技术成本和非技术成本。其中，技术成本指的是逆变器、支架、汇流箱、线缆等各类支持光伏系统发电的配套设备；非技术成本指的是电网接入成本、土地费用、各项税费等与光伏技术发展无关的成本。根据 CPIA 统计，2016-2019 年我国地面非技术成本占比持续在 17%-20%，下降幅度较缓，阻碍了光伏平价时代的快速到来。相比国际，我国在土地成本、电网接入、融资成本等方面的非技术成本差距仍较大。
解决非技术成本可以分为两种思路：1）直接通过行政手段降低相关成本。但各项非技术成本涉及到宏观经济、电力制度、政府税收、利益和责任分配等各方面因素，属于长期积累问题，需要循序渐进，短期改善难度较大；2）提高单位发电量进行摊薄。如土地成本可通过提高组件效率进行摊薄装机成本和 LCOE，电网接入成本、融资成本等也可通过提高单位装机容量的发电量进行摊薄，相对容易。
LCOE 优化：降本遇瓶颈，提效正当时，精细化时代来临
建设模式：子方阵分块建设，集中升压并网
大型地面电站多采用分块发电、集中并网方案。系统阵列由若干个子方阵组成，每个子方阵均由太阳能电池组、汇流设备、逆变设备及升压设备构成；在子方阵中，太阳能通过组件转换成直流电，经过三相逆变器（DC-AC）转换成电压较低的三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网电压要求的交流电，接入公共电网。
通常，中小型光伏电站经一次升压即可接入电网，大型电站（>30 MW）需要二次升压，即电流经子方阵逆变升压后汇入主变压器升压至 110kV、220kV 或者 330kV，再接入主网。这种方案扩容方便，可以从几十兆瓦扩容到上百兆瓦，并且子方阵可选用大功率逆变器，降低成本。
子方阵的容量一般由逆变器容量决定。如每方阵电池板容量小于 1MWp，则会增加低压配电装置、低压变压器和低压配电室数量，引起投资增加。如每方阵电池板容量按 2MWp 考虑，则 2MWp 容量固定安装电池板布置面积将达到约 430×300 米，将配电室布置方阵中部，最长的低压直流电缆将达到 200-350 余米长，接近低压输电经济长度极限。
降低系统成本：组件降价边际贡献减弱，BOS 成本优化成关键
模型：组件、支架、逆变器构成系统成本核心三部件
我们搭建了一个主流的发电单元的投资成本模型。除了电网二次和升压变电设备（通常由电网掌控，且难以下降）和土地税费等非技术成本，组件、支架和逆变器构成了系统成本的三个核心部分。
从成本结构来看，组件占比约 40%；面积相关的 BOS 成本占比约 35%，这部分可通过提高单位面积的发电功率摊薄；容量相关 BOS 成本占比约为 25%，这部分受系统装机容量决定。
一方面，系统成本将从过去的主要依赖组件降价逐步过渡到组件和 BOS 成本同步下降的阶段，组件降价对成本的贡献弹性在减弱；另一方面，如二次设备、土建、税费等均较为刚性，下降难度较大。
系统：高电压+高容配渐成主流，有效降低损耗、提升收益率
传统的电站设计模式下，系统电压等级通常采用 1000V；但近年来，1500V 的设计理念逐步从海外向国内传递。2012 年，1500V 系统首次提出并使用；2014 年，FirstSolar 投资了第一个 1500V光伏电站。根据 IHS 统计，2018 年全球 1500V 系统占比超过 60%；而根据 CPIA 统计，2019 起国内大部分地面电站均采用 1500V 系统；而考虑运维安全等原因，分布式电站仍以 1000V 为主。
高容配比成为国内近年来系统端另一大趋势。在光伏电站系统设计过程中，直流端接入的光伏组件额定容量和逆变器输出额定功率比，称为容配比，早期通常为 1:1。欧美国家早期在对系统优化的时候提出了“超配”的概念，通过提高容配比优化系统整体的发电受益。而随着组件价格的持续走低，牺牲一部分组件成本而提高发电量和系统效率（PR）成为了可行的选择，全球“系统超配”的概念开始流行。
2020 年以前，国内光伏电站的设计规范均按照 2012 年 11 月发布的《光伏发电站设计规范》(GB50797-2012)，其规定容配比为 1:1，容配比未放开导致诸多公司的预算管理、电网的验收标准均参考这个规范，国内超配迟迟未推开。而根据 2019 年 9 月国家发布的新版征求意见稿中，根据不同资源地区将容配比放开到 1:1.2-1:1.8，政策上已放松，预计国内建设方将逐步采用。
超配的原理为提高交流端利用率。由于组件功率是按 1000W/m2 的辐照度测量的，但在电站实际运营过程中，辐照度较多时候低于该强度，即实际输出功率低于额定功率；此外，光伏效率<1，且组件功率会不断衰减；三者共同导致交流端（尤其是逆变器）容量大部分处于未充分利用的状态。而当容配比>1 时，由于弃光率并未同比例增加，但逆变器利用率增加，从逆变器~升压设备的投资规模并未变化，因此小幅提高容配比通常会提高项目 IRR 和降低 LCOE。
超配提高电网友好性，利于电站并网。提高容配比能够提高逆变器利用率，使其输出功率在更长的时间内处在峰值，输出曲线更为平滑；长时间的满载运行对于电网的资源调配也是一大利好，降低其削峰填谷的压力。
容配比并非越大越好，存在最佳值，未来单位装机组件需求有望提升。当容配比过大时，由于弃光率的增加，占地面积增加，线损增加等因素，反而抵消交流端优化带来的优势。一般来说，在电站设计时最优容配比主要是由电站所处位置的光照条件决定的，同时还要考虑投资成本运维成本等综合条件，以达到 LCOE 最低的效果。我们认为，目前国内大部分地区的最佳容配比大致在 1:1.1-1.2 之间；随着组件价格的持续下降，该数值有望缓慢提升，并提高组件需求。
组件：大硅片+大版型，组件大型化成为当前降本利器
从统一再到多元化，硅片尺寸之争再起波澜。回溯光伏硅片的尺寸发展，大致可以分为四个阶段：
1）2013 年以前，硅片尺寸从 100mm、125mm 增大至 156mm（M0），产品较为多元化；2013年底，隆基、中环、晶龙、阳光能源、卡姆丹克 5 家企业联合发布 156.75mm 硅片（M1 和 M2），约一年半以后实现统一，市占率达 85%，成为标准化选择。
2）2018H2 起，随着电池效率天花板日趋明显，部分企业开始通过 158.75mm（G1）、161.75mm等尺寸的硅片提高组件功率，硅片的合理尺寸话题重新回到台前；
3）2019 年，隆基以存量电池产线能接受的最大尺寸为逻辑推出了 166mm（M6）硅片，随后中环参考半导体经验，推出终极解决方案 210mm（M12,G12）硅片；
4）2020 年 6 月 24 日，隆基、晶科、晶澳等七家企业联合发布标准尺寸倡议，提议将 182mm（M10）硅片作为标准，意图重新统一硅片尺寸；紧接着 7 月 9 日，中环、天合、东方日升等 39 家企业组建“600W+光伏开放创新生态联盟”，意图更快推进 210 规模化；尺寸之争重新发酵。
大硅片带来通量价值，产业链配套是短期瓶颈，未来将多尺寸并行。硅片尺寸不断变大背后的推动因素在于大硅片能够摊薄从硅片-电池组件生产过程中的设备、人工等成本，以及节约组件的边框、焊带等相关辅材成本，实现更低的每瓦成本。根据我们的测算，当硅片尺寸从 156.75mm 增加至210mm 时，从硅料-电池片的成本会从 0.473 元/W 下降至 0.406 元/W，降幅约为 14%。但 210 组件目前面临产业链电池组件产线、辅材、运输等配套问题，因此东方日升首发的 210 组件采用了5*10 的板型，但从组件效率来看并未充分发挥大硅片的优势。我们认为，未来一段时间内，166、182、210 等尺寸组件将会并行，但整体往大尺寸演化的趋势基本确定。
此外，大版型（72/78 片电池）组件取代过去的小版型（60 片电池）成为目前地面电站的主要选择；大硅片+大版型共同推动了主流单晶组件功率从2019年初的310W 左右到目前的400W 以上，远超电池效率提升速度。今年 6 月底，隆基推出 540W/72 型组件 HI-MO5，组件效率超过 21%，市场认可度较高。
但组件并非可以无止尽大型化，组件过大一方面对制造环节的一致性、碎片率等提出了要求，另一方面也对设计、运输和安装过程提出了挑战，因此预计 72 版型 210 组件可能是未来很长一段时间的上限。
总的来说，组件在子方阵的成本占比已降至 40%以下，且组件中辅材成本占比超过 50%，继续降价难度较高，且对系统成本的边际改善趋弱；系统端，通过提高电压等级、提高容配比，采用大组件等方式仍能有所摊薄 BOS 成本，但也难及历史十年 74%的系统成本下降幅度，且存在明显天花板。因此，未来系统端成本绝对下降幅度将会显著趋缓，降低度电成本或需依赖提高发电量。
提升发电量：方法多、空间大，平价时代贡献主力
双面：性价比优势日益明显，适用绝大部分地区
双面组件即利用电站的地面反射光和折射光，在组件正背面实现同时发电，通常能提高单位面积的发电量 10%以上（视具体地形）。目前，处于稳定性和实证效果考虑，双面组件主要采用双玻结构，即将 3.2mm 玻璃+有机背板均换成两块 2.0mm 的玻璃。从初始投资来看，双玻系统的成本比常规单面要高 0.15 元/W，主要集中在组件、支架和人工成本上。
发电侧，双面组件的增益取决于地形的对光的反射情况，如在雪地则能实现 20%以上的增益，因此日本、北欧等地区尤其青睐双面组件，而在草地增益约为 8%。光伏组件经过多年的降价，其成本占比也快速下降；而由于组件效率的提升，且双面发电量增益按比例放大特性，因此双面带来的绝对增益在增大；根据我们的测算，最低等级的 8%发电量增益即可实现比常规更低的 LCOE 和IRR，这意味着绝大部分环境的地面电站目前采用双玻组件已经能够实现 LCOE 的降低和收益率的提高。
长期看，一方面随着薄玻璃的生产工艺日趋成熟，各大龙头也持续提高薄玻璃产能占比，预计薄玻璃的溢价会逐步消除，即双玻组件相比常规组件的溢价将会继续收敛；另一方面，随着双玻组件的规模化和成熟化，在组件生产、搬运、安装和设计各个环节成本仍将继续下降。我们认为，双面组件将加速渗透，并在两三年内成为地面电站的标配选择，以及部分资源较好的分布式电站选择。
双面+跟踪：1+1>2，地面电站标准解决方案
由于大多数时候太阳光并非直射组件表面，因此组件并未持续处在最大功率点工作；而跟踪支架的作用就是让组件跟随太阳角度转动，增加单位面积的高辐照强度的持续时间，从而提高发电量。从支架类型看，除了主流的固定支架，还有固定可调、单轴跟踪和双轴跟踪支架；固定可调支架一般只在一年调整 1-2 次，效果较差；而单轴跟踪和双轴跟踪支架跟随阳光实时转动，为真正的跟踪支架。
单轴跟踪系统的装机成本增加约 0.37 元/W，主要来源于支架成本的增加。此外，由于跟踪支架对运营稳定性、算法要求更高，电机电控零部件更换周期更短，预计还增加少量运维成本。
根据我们的测算，中性假设发电量增加 15%，运维成本增加 10%，单面跟踪系统（LCOE=0.399元/kWh，IRR=7.44%）性价比略低于常规系统（LCOE=0.394 元/kWh，IRR=8.11%）。这意味着，若仅采用跟踪支架而不叠加其他高效技术，则需要太阳能资源好，且厂商运营经验非常丰富，技术成熟才具备性价比。
双面+跟踪系统经济性优势明显。双面是组件技术，跟踪是系统技术，两者可叠加；但两者并不是简单的相加，其原理是发电量增益的乘法关系，最多可增加发电量 30%-40%。根据实测数据，三个项目夏季增益在 35%以上，冬季增加 15%以上。
叠加双面后，系统全年增加发电量 30%，我们测算的系统 LCOE=0.367，相比常规系统度电成本下降 7%；IRR=11.01%，相比常规提高 2.9pct，显著缩短资金回收期。
跟踪支架成本仍有下降空间。1）钢材结构的优化。根据中信博关于“天智”系列跟踪系统的介绍，1MW 桩基仅需 211 根钢材，其立柱数量相对于一般跟踪系统减少 40%以上，极大地降低了土建工程的成本；2）系统布局的优化。如采用贴合地形、直流组串供电等技术进一步节省系统成本。
此外，领跑者计划作为技术风向标，对技术路线有一定提前参考意义，跟踪系统已有所体现。领跑者计划历史共有三期。2015 年 6 月，山西大同采煤沉陷区作为首个光伏领跑者基地，规模 1GW；2016 年 5 月，内蒙古包头等八个基地获批为第二批领跑者基地，规模 5.5GW;2017 年 9 月，第三批领跑者计划出炉，包括 10 个应用领跑者基地和 3 个技术领跑者基地，规模 6.5GW。由于对效率的门槛和电价的竞标要求，领跑者基地以单晶、PERC、双面、异质结、跟踪系统等为代表的高效技术应用比例远高于市场，也为高效技术规模化提供了孵化的土壤，成为技术风向标。
硅片技术上，第一期即以单晶为主，市场后续印证。2015 年首批领跑者的单晶占比约为 60%，而彼时全球单晶市占率不到 30%；后续两批单晶占比持续提高至接近 90%，从结果上看全球单晶占比也快速提高到 2019 年的 60%+。究其原因，虽然金刚线技术的横空出世对单晶革命至关重要，但超过 10GW 的高效需求对单晶的规模化以及电站实证反馈实现的高溢价亦不可忽视。
电池技术上再次领先市场。2016 年并网的首批项目单晶 PERC 比例已达到 21%，2018-2019 年并网的第三批则基本成为标配，同时还出现不小规模的 N 型技术；而从全市场来看，PERC 产能于 2018 年起逐步释放，并与 2019Q3 完成技术替代，领跑者计划再次领先。
组件技术上，双面组件逐步获得溢价认可。前两批领跑者更注重硅片和电池环节的技术创新，推动了单晶和 PERC 的规模化；第三批领跑者的一个特点在于双面组件的占比超过 50%，而彼时市场双面占比约为 10%。经过两年验证和双玻组件的成熟，目前双玻渗透率正加速提高；我们预计 2020年双玻占比将达到 20%，并在两年内快速提升至 50%，五年内提升至 60%。
双玻组件+跟踪支架将成为下一个风口。根据我们的不完全统计，第三期国电投、中广核、华能中标的多个基地子项目均采用了平单轴跟踪支架+双面的技术方案，其中内蒙古昭君项目中标电价低至 0.27 元/kWh，低于当地脱硫煤上网电价（0.29 元/kWh），实现低价上网。根据中信博周石俊总的公开分享发言，跟踪系统从第一批的不认可，到第二批的小规模应用，再到第三批的 30%左右的占比，也充分证明了跟踪技术在平价上网进程中的重要地位。
双面+跟踪才能最大化发挥跟踪的效果，随着实证场景和数据增加，将成为未来光伏地面电站的标配。以双面为例，技术并非新概念，而 2019 年才迎来爆发的原因之一就在于过去背面的额外功率难以量化，直接导致投资者在计算投资收益时趋于保守，影响其性价比判断。而对于跟踪支架来说，其可靠的发电数据更少。考虑到新技术的市场接受节奏一般从性价比具备理论优势——少数项目率先试水（跟踪支架当前阶段）——区域性类似项目大规模采用（双面组件当前阶段）——全球大量项目采用——成为常规技术，预计爆发时点相对双面略晚。此外，跟踪支架项目设计经验的丰富，稳定性的提高，地面电站占比的持续提高，国内投资者对其的印象在逐步转变都有助于其快速成长。
总的来说，通过双面+跟踪系统，光伏的平均度电成本能实现 7%以上的降幅，项目 IRR 提升 3pct，增益幅度在组件降价空间越来越小，项目IRR普遍只有8%-10%的地面电站建设背景下尤其明显。同时，随着双玻比例的提高，地面电站比例的提高，光伏公用事业属性增强，跟踪支架系统正面临一个绝佳的产业链同步配套机会，光伏系统降本增效的大旗也将交到跟踪支架手上，成为未来地面电站的标准解决方案。
系统效率：组件、设计、EPC 和运维精细化程度需全面提高
系统效率（Performance ratio，简称 PR）指的是由于系统中存在电池老化、电流损耗、设备损耗、不匹配等因素使得系统实际发电量低于理论发电量，其实际输入电网电力与理论发电量比值称为系统效率，目前一般在 80%-85%。
系统效率的影响因素较多，大致可以分为辐射度、直流电和交直流转换三个损失环节。辐射度部分的损失优化主要涉及到系统设计和运维环节，如提高系统匹配度，降低阴影尘埃；直流电部分的损失减少主要涉及组件和逆变器的性能，低衰减、低温升、高一致性组件，以及最大功率点跟踪（MPPT）更优秀的逆变器能够有所改善，这对 EPC 厂商的设备选型提高了要求，优质组件供应商也更受益；交直流转换则主要是逆变器的损失，目前转换效率一般在 98%以上。
因此，系统效率的提升手段较多，而一味的提高系统效率有可能导致发电量下降（如遮挡增加）和成本的上升（如增加额外不必要的线缆成本等），因此后续提升空间整体有限。但提升 PR 降低LCOE 也是未来发展的大趋势，优质的组件供应商、经验丰富的设计院和 EPC 厂商将会更具竞争力。
小结：提高单位发电量成为未来 LCOE 优化重点
随着明年国内全面进入平价时代，以及海外更多市场平价后，光伏电站的收益率越来越趋近于公用事业行业，因而通过系统精细化带来的 IRR 边际改善相比过去更为明显，行业从“粗放式”发展逐步进入“精细化”发展阶段，各类高性价比，但相对复杂的系统技术迎来难得的“孵化期”。
高性价比不外乎提高“性能”或降低“价格”。成本上，组件成本占比已降至 40%以下，随着单晶革命进入尾声，异质结电池尚未成熟，辅材成本高企，组件降价的空间和效果都有限；而 BOS成本相对刚性，电池效率逐步进入瓶颈后，依靠提效摊薄下降幅度同样有限，因此“价格”的绝对降幅会趋缓。但在“性能”，即提升发电量上，双面+单轴跟踪系统仅牺牲 10%左右成本，但增加30%的发电量，性价比优势明显，目前已在全球多数地区具备性价比，预计将先后迎来拐点。
长期看，平价并不是终点，LCOE 是光伏和其他形式能源竞争的核心准绳。若要实现 2050 年 20%-30%的发电量占比，光伏发电必须继续降本增效，在 LCOE 上与其他形式的能源拉开优势，此时，提高单位发电量的可执行性和效果都将凸显；同时随着技术进步和规模效应，预计双面+跟踪将成为地面电站的标准解决方案。
产业链变化：玻璃和跟踪支架供应商先后迎来黄金机遇期
玻璃：双玻提高单位需求，多重催化下拐点向上
双面组件的变化主要集中在组件和系统环节
电池环节单双面同价。结构上，双面 PERC 电池需要将普通 PERC 电池背面不透光的铝背场改为局部铝栅线，实现电池背面透光；从工艺上，双面需要在背面增加激光开槽和镀膜两道工序，与常规产线高度兼容，增加的成本也几乎可以忽略不计。根据 PV Infolink 的价格统计和通威股份的报价来看，双面 PERC 电池和单面的价格也保持一致，不存在溢价。
组件环节增加玻璃用量。传统组件背面采用的是有机背板，并不透光，因此背面的封装材料需要更换。目前主流的方案是双面采用 2.0mm 的玻璃，即双玻，一块组件额外增加约 25%的玻璃用量，隆基、晶澳、天合等主流厂商均采用这种方案；此外，晶科也推出了双面单玻方案，即背面采用更轻薄的透明背板。相比之下，双面组件在组件生产环节并无瓶颈，仅需在层压阶段将传统背板替换为玻璃或者透明背板；供应链上，我们预计率先提高了对 2.0mm 及以下的薄玻璃需求，长期会呈现以薄玻璃为主，透明背板补充的格局。
POE 胶膜是双玻组件的主要封装材料。由于双面电池独特的激光开槽和背钝化技术，若采用传统EVA 封装会导致出现严重的衰退和腐蚀；而搭配 POE 胶膜，可以解决双玻组件无硅胶封边的水汽侵入问题；预计随着双玻组件的渗透，POE 胶膜的市占率也将同步提高。
系统环节，双面组件需要特殊的“无影”支架结构；常规支架会遮挡双面组件背面，不仅影响发电，还会造成组件内电池片间串联失配，因此支架无遮挡设计非常重要；目前常规的双面组件支架可采用“镜框”形式，而本身双玻组件重量较大，因此支架的成本也有所上升；同时，普通支架的不适配也同步助推了双面+跟踪支架的渗透率。
在运维成本上，双玻组件甚至具备一定优势。由于双面组件正反面均能发电，对安装方向的要求较低，适用于各种传统组件角度限制的安装场景，如护栏、隔音墙、BIPV 等；此外，在一些气温较低地区，或者是冬季，常规组件被冰雪覆盖后，若不及时清理容易影响发电效率，甚至损害系统。而双面组件在正面被雪覆盖后，背面可接受雪地的反射光而发电发热，加快积雪的融化和滑落，降低清扫等运维成本的同时，提高系统发电量。
从 LCOE 优势到系统成本接近，多重催化下双玻爆发向上
目前双玻组件较贵的主要原因为薄玻璃存在溢价。一方面，玻璃行业整体供需偏紧，目前处于景气相对高位；且双玻组件适用 2.0mm 的薄玻璃相比 3.2mm 的常规玻璃存在约 33%的溢价；其原因主要是：1）薄玻璃生产厂商数量有限，工艺和成品率仍在优化，生产成本较高，因此价格较高；2）现有的风冷钢化技术只能用于较厚的玻璃，钢化步骤成本高，良率低，推高了溢价。未来，随着规模化后工艺成熟，成本下降，溢价将会逐步收窄，并最终消除。
其次双玻组件重量问题也基本解决。早期双玻采用两块 2.5mm 玻璃，导致组件重量增加一半以上，对运输、安装和载荷要求较高，限制了其推广；目前主流双玻组件均采用两块 2mm 玻璃，重量仅增加约 20%，稳定性较好；部分厂商试水两块 1.6mm 玻璃，重量基本不变。
2019 年双面组件出口激增，海外诸多地区已采用双面技术。根据 PV Infolink 统计，2019 年中国双面组件的月度出口量相比 2018 年大幅增长；此外，2018H2 双面组件出口主要集中在埃及，进入 2019 年后，出口市场分布更加广泛，包括南美地区墨西哥、巴西、萨尔瓦多、智利，中东地区阿联酋、阿曼、巴基斯坦、以色列，以及欧洲地区的英国、丹麦、荷兰、乌克兰等市场。
希望之星异质结电池天然双面，且其背面增益更高，更适合双面组件。目前，被称为最可能接棒PERC 成为下一代技术的异质结电池（HIT）由于结构对称，具备天然的双面性，更适合双面组件。此外，HIT 电池的背面增益更高（双面率>90%），相比 PERC 双面电池（双面率≈70%），背面的发电增益提高 4-8pct。
总的来说，目前双玻组件性价比优势较为明显，目前趋势已确立，渗透速度加速向上；预计随着薄玻璃溢价的逐步消除和市场观念的完善，双玻将快速成为地面电站的标配，部分环境资源较好的分布式电站也将采用，玻璃、高效胶膜和布局领先的双玻组件供应商将充分受益。
跟踪支架：借双面东风，国内低渗透率+海外替代空间巨大
美国市场独占半壁江山，国内市场静待爆发
根据 Wood Mackenzie 报告，2019 年全球跟踪支架出货量为 35.2GW，同比增加 66%；若按照全球 120GW 需求测算，跟踪的渗透率已达 29%，同比增加约 11pct；究其原因，一方面，跟踪支架性价比和稳定性日益提升，应用市场持续增加；另一方面，2019 年海外需求占比约为 75%，处于历史高位，美国等地区应用更成熟、光照资源更好，跟踪支架采用比例更高；若除去美国市场，剩余地区 2019 年跟踪支架渗透率约为 17%，仍有较大空间。
跟踪支架渗透率有望从 2018 年的 20%提升至 2024 年的 43%。从存量市场来看，跟踪支架市场比例以每年 1pct 左右的速度提升；从增量市场来看， 跟踪支架在 2013 年占比不到 10%，而目前已接近 30%，预计 2024 年达到 43%；若按照地面电站占比 70%估算，跟踪支架在地面电站的中的占比有望达到 60%以上，成为主流选择。
装机区域分化明显，美国市场占据半壁江山，新兴市场快速跟进，亚太地区潜力巨大。
1） 从跟踪支架市场分布来看，美国市场历来更为青睐跟踪支架，2016 年占比一度高达 70%；近年来，随着以拉丁美洲、亚太地区、中东等市场的快速发展，美国市场的占比下降至 50%，市场有所分散。
2） 从总装机分布看，亚太地区装机占比稳定在 60%以上，而跟踪支架占比仅为 20%左右，发展潜力巨大；而中东、非洲、拉丁美洲一方面作为新兴市场总装机快速增长，另一方面其独特的光照资源和地理优势也具备跟踪支架快速渗透的良好条件。
我国跟踪支架起步较晚，2016 年我国所有的光伏项目安装跟踪支架的项目比重约为 1.2%，远低于同期全球市场约 20%的比重，目前占比预计也仅为 5%左右。我国跟踪支架起步较晚的原因主要在于：1）标杆电价制度下，补贴力度较大，固定支架成本较低，采用固定支架的电站收益率已经达到甚至大幅超过投资收益预期，因此业主方，尤其是小型 EPC 厂商承包的项目多数选择固定支架；2）跟踪支架技术相比固定支架不够成熟，且国内相关运维经验较少，稳定性不高；3）国内首批跟踪支架项目实际运营效果不佳（如国内首个 10MW 中广核敦煌跟踪支架项目安装后仅一年就出现了大规模的电机故障），导致投资方固有印象较差。但通过十余年的经验和技术进步，国内由补贴向平价市场转换，跟踪支架接受度正在逐步提升。
供应商海外主导，国产化空间巨大。不同于光伏产业链其他环节实现的国产垄断，跟踪支架由于技术含量较高，对供应商项目经验、可靠性要求更高，且前期主要在海外电站应用，其供应商也以海外公司为主。根据 GTM 统计的 2019 年出货量，前三的厂商为美国的 NEX Tracker、美国的 Array和西班牙的 PV Hardware，合计占比为 55%；国内跟踪支架龙头中信博市占率为 6%，排名亚洲第一，全球第五，是前十唯一一家国内厂商。
单轴适用范围更广，成本仍有下降空间
跟踪支架分为平单轴、斜单轴和双轴三大类。单轴指的是沿一个轴方向转动，其系统投资增加不到15%，发电量增益最多可达 30%，性价比较高且较为稳定；双轴指的是可沿两个轴方向转动，其系统虽然理论发电增益可达 40%，但系统投资增加较大。
三类跟踪支架的最大区别在于旋转维度不同。理论上，双轴跟踪效果更好，但实际发电时对土地空间、地理环境要求和运维能力要求较高，难以充分发挥，且目前双轴系统成本较高，主要面向纬度高、阳光资源丰富的利基市场。而单轴跟踪虽然跟踪效率不及双轴，但成本更低、稳定性更好，是目前适用范围最广、技术最成熟的方案。
跟踪支架由三部分构成：结构系统、驱动系统、控制系统。其中结构系统主要指可旋转支架，实现组件的稳定转动，是系统的“骨骼”；驱动系统则是跟踪系统的“肌肉”，根据电控箱的指令，带动光伏支架转动；控制系统包括电控箱、通讯、传感器、云平台等，是跟踪系统的“大脑”，内置跟踪算法软件和倾角传感器。根据 BNEF 数据，单轴跟踪支架的成本约为 9 美分/W，其中钢材占比接近 80%，驱动系统和控制系统分别占比 15%和 5%。
跟踪支架相比传统支架的难点主要在于力学结构、系统设计和算法设计三部分：
1） 力学结构：多学科知识的综合运用。力学结构上，除了需要和固定支架一样考虑静态受力稳定性，还需考虑转动平衡、减震等动态平衡，同时尽量减少钢材用量降低成本，涉及流体力学、材料科学、机械设计、智能控制、电力工程、数学算法、仿真设计等多学科知识，对团队能力和经验要求较高。
2） 系统设计：高度定制化，兼顾效率与稳定。除了固定支架固有的机械设计、机械加工和委外镀锌三个环节，跟踪支架还需额外根据具体项目和地理条件进行电控设计和驱动设计，进行配套组装。而机械、电控和驱动三个部分设计既要满足基本稳定运行要求，还需互相匹配，实现更优的协同跟踪效果，定制化和稳定性要求跟高。
3） 算法设计：受地理位置和环境影响差异性大。供应商首先需要根据项目的地理位置（经度、纬度和高度）以及地理环境（平坦度，有无遮挡等）完成跟踪算法的基础设计；然后需要综合考虑单双面情况，遮挡、土地费用等得到最优的排布，并优化跟踪算法。
因此，跟踪支架技术难度相比传统支架大幅提升。一方面具有极强的定制性，这要求厂商具备各种条件下丰富的建设经验、长期大量项目稳定运营的历史数据和稳定的客户关系；另一方面，和逆变器一样，电力电子设备寿命通常较短（5-10 年），低于光伏电站寿命（25 年以上），这对厂商的可持续经营能力和维护便利性提出要求，本土化品牌龙头更具优势。
跟踪支架毛利率略高于传统支架。根据中信博数据，2019 年跟踪支架单价约为 0.68 元/W，比固定支架高约 0.35-0.4 元/W，毛利率高 3-6pct 左右。2016 年以来，由于供给侧改革钢材价格持续上升，导致跟踪支架价格也有所上升，但从毛利率看基本能向下游转嫁，盈利空间较稳定。跟踪支架成本仍有一定优化空间，钢结构优化和规模效应是关键。
跟踪支架主要成本钢材仍有优化空间；比如在保证强度的前提下优化钢材设计，减少用量；再如目前 1.8mm Q235 热轧板卷价格约为 4100 元/吨，预计同厚度的镀锌板卷价格为 5000 元/吨左右；而市场上镀锌的费用大约 2000元/吨左右，在考虑物流、人工等费用，预计通过预镀锌能够节省 1000 元/吨以上的成本。此外，多数跟踪支架厂商出货量相对较小，尚未发挥规模效应；以中信博为例，2016H2 以来钢材价格持续上涨，但公司跟踪支架价格基本稳定，毛利率还有小幅上升，出货量大幅增加是重要原因之一。因此，随着组件效率进一步提升，跟踪支架成本进一步下降，跟踪系统性价比将会持续放大。
国产化空间巨大，优质供应商初具粘性
目前全球跟踪支架供应商大致可以分为三大类。第一类是一体化和多元化供应商，主要是一些从事其他行业或光伏产业链其他环节公司进入跟踪支架领域，但这部分相对少；第二类是方案设计+生产供应商，如中信博、聚晟科技、Nclave（天合光能子公司）等，特点是成本控制能力更好，供应链更稳定；第三类是只做设计的供应商，将生产外包；这部分以海外龙头为主，如 NEXTracker、Array Technology 等，特点是资产轻，业务更聚焦。
跟踪支架市场格局逐步确立，优质品牌初具粘性。跟踪支架市场 CR10 在 90%左右，CR5 在 70%左右，市场集中度高。从 TOP10 排名来看，新上榜的厂商逐步减少，头部厂商的排名日益稳固，市场格局初步清晰。由于跟踪支架设计生产的高度定制化，后续维护需求多，EPC 厂商更倾向于选择财务状况好、品质口碑好、经验丰富的跟踪支架供应商，使得头部厂商已具备一定客户粘性。
区域市场各有所长，本土化布局领先龙头更具优势。从区域市场来看，各大主要地区的厂商出货排名有所不同。例如在美国、拉美和欧洲等传统主要市场，老牌欧美企业优势较为明显，订单集中度较高；在亚太地区，虽然渗透率不高但装机体量大，同时市场相对分散，而中信博能成功突围欧美厂商，成为出货量第一；而在撒哈拉以南非洲等新兴市场，市场并非充分竞争，提前布局的厂商通常能获取绝大部分订单。
国内跟踪支架市场方兴未艾，市场仍处于洗牌阶段。国内跟踪支架市场起步较晚，相关供应商的项目经验和设计能力相较国外仍有一定差距，参与厂商数量呈现小而多。我们认为，随着国内平价时代跟踪支架市场的快速兴起，预计将有一批品牌知名度高、项目经验丰富、设计和生产技术能力突出、财务状况良好的本土厂商脱颖而出，市场的玩家也将从现在十余家缩小至 3-5 家。
总结：精细化时代到来，高效技术发展正当时
开发模式：从回报周期到 LCOE，全生命周期评价体系建立
过去十年，光伏发电度电成本下降 89%，遥遥领先其他形式能源，全球越来越多市场跨越平价线。2019 年，光伏占全球发电量占比已达 2.7%，光伏已成为成本最低的增量能源之一；随着度电成本的进一步下降，以及光储结合等利用形式的成熟，光伏剑指主体能源地位。
短期看，随着补贴政策完成使命，光伏电站公用事业属性凸显，其项目收益率将逐步收敛，快速收回投资已不现实，大部分“挣快钱”的玩家已逐步被清洗出局，存量玩家视角更为长远，行业全生命周期评价体系逐步建立，度电成本为核心指标。
长期看，作为一种能源形式，度电成本是光伏与其他能源竞争的核心，也决定了光伏长期装机空间和天花板，未来如何持续降低度电成本将成为全行业努力的方向。
LCOE 的影响因素较多，但核心在于降低系统成本或提升发电量。随着组件成本占比降至 40%以下，非技术成本矛盾凸显，组件提效摊薄趋缓，像过去一样快速降低系统成本难度较大；但通过系统端的精细化设计，高效技术的运用，单位发电量的提升仍有较大空间，因此提升发电量将成为未来继续降低 LCOE 的重点方向，高效技术正处于黄金发展阶段。
技术变革：双玻组件+跟踪支架+高效系统技术成为终极解决方案
双玻组件系统增加不到 5%的成本，但能提高 8%-20%以上的发电量，LCOE 降低 1.5%以上，IRR提升 1.2pct 以上，目前在大部分环境已具备明显的性价比优势。未来，随着薄玻璃溢价的逐步消除，组件效率的进一步提升，双玻组件优势将更为明显。我们预计未来 2-3 年内双玻比例将提升至50%左右，未来 5 年将提升至 60%以上，成为绝大部分地区系统的主流选择。
双面+跟踪系统能实现 1+1>2。我们测算的双玻+跟踪系统仅增加约 13%成本，但能提高 30%左右发电量；相比常规系统降低 LCOE 7%以上，提高 IRR2.9pct 以上，显著缩短资金回收期。随着地面电站逐步成为新增装机的主力，以及双面组件的快速渗透，跟踪支架有望借双面东风，渗透率逐步提升。由于跟踪系统在结构、生产设计和算法上难度较高，高度定制化且存在运维需求，优质供应商已初具客户黏性。同时，由于市场资源和评价体系的差异，不同地区跟踪支架的渗透率和竞争格局有所不同，目前亚太地区装机量大，但跟踪支架渗透率较低，市场相对分散，国内优质龙头厂商有望和海外传统龙头实现错位竞争，进一步提高市场份额。
组件超配能够有效提高交流端利用率，降本增效的同时平滑发电曲线，提高电网友好性；随着国内政策放开和组件价格继续下降，超配比例将逐步增加，提高单位装机的组件需求；1500V、低温升、大尺寸组件也能进一步降低 LCOE，预计未来高效优质组件溢价幅度将增大。
