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2018年5大因素促使光伏行业发展 户用屋顶光伏预计将达6GW

2018-03-20 11:04:01 大云网
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展望2018年,由于指标管理政策的严格,已建成但无法获取指标的项目可能不再出现,因此我们认为需求端普通指标项目(普通集中式、集中式扶贫

展望2018年,由于指标管理政策的严格,已建成但无法获取指标的项目可能不再出现,因此我们认为需求端普通指标项目(普通集中式、集中式扶贫、地面分布式)会有所下降大约18GW;领跑者基地规模会进一步扩大,预计在6-8GW左右;分布式电站会延续高增长,预计有23-25GW;光伏扶贫力度将进一步增强,预计有4GW,示范电站和其他项目预计4-5GW,因此2018年国内装机规模约为55-60GW,需求依然强势。2017和2018年中国光伏新增装机结构对比见下表(单位:GW)。

五大潜在因素促使光伏行业持续发展:

1、潜在因素一:淡季转旺,需求环比改善

一季度是光伏行业传统的淡季,2017年12月,发改委发布2018年光伏发电项目价格政策。2018年标杆电价由0.65、0.75、0.85元/千瓦时下调至0.55、0.65、0.75元/千瓦时(含税),“自发自用,余量上网”分布式光伏是项目的度补贴由0.42元/千瓦时下调至0.37元/千瓦时。受标杆电价下调政策影响,2018年中国光伏市场将出现两次抢装节点。截止3月5日,8个光伏领跑者基地、累计38个项目已经报名完成,每个基地项目容量为500MW,共计4GW。本次领跑者计划提出新的要求:应用领跑基地应于2018年3月31日前完成竞争优选,6月30日前全部开工建设,12月31日前全部容量建成并网。可见二季度光伏新一轮的抢装即将开始,且“6.30”之后由于分布式电价的调整,市场还会持续抢装直到“12.30”。

对比2017年月度装机情况,可以看到一季度是光伏传统的淡季,随着临近6.30装机情况会明显提高,下半年分布式光伏会继续带领市场保持较高的景气度。我们认为从装机结构上来看,2018年不会发生大的改变,因此二季度开始将进入采购旺季,光伏各个产业环节景气度会大幅提高。

2、潜在因素二:产业链价格已经完成一轮相对完整的下跌周期

可以看到从2017年底开始,组件环节首先开始降价,此时产业其他环节价格还比较平稳,甚至多晶硅料环节还在涨价。进入2018年后组件售价依然缓慢下降,上游硅片出现断崖式下跌,之后电池片环节开始大幅降价,进入2018年2月后,以隆基股份为代表的龙头企业再次主动降价,同时硅料端开始大幅降价。产业链价格已经完成一轮相对完整的下跌周期,我们预计随着二季度开始需求的好转,各个产业环节价格开始企稳。

2018年单晶硅片龙头隆基股份三次调价,目前单晶硅片国内报价4.55元/片、国外报价0.63美元,总降价达到0.85元/片。同时2018年1-2月份多晶硅价格呈现出明显的“断崖式下跌”走势,2月初开始,多晶硅价格瞬间断崖式下跌,2月底价格为12.46万元/吨,降幅高达18.6%。2月均价12.96万元/吨,环比下滑15.3%。电池片和组件的环节较为平稳,我们认为经过一季度的淡季,价格大幅调整后,在二季度即将迎来抢装,各个环节价格趋于稳定。

3、潜在因素三:印度反倾销政策可能撤回

据印度媒体报道,印度针对中国,台湾,马来西亚的有关于进口太阳能电池板和组件的反倾销法案已撤回。关于印度国内太阳能产业保护法的诉讼也有很大可能败诉。关于印度国内太阳能产业保护法的听证会延期到3月9日在Madras最高法院举行。印度作为光伏新兴市场的代表,正在快速崛起2017年印度新增太阳能装机装机容量达到9.6GW,2018年3月,印度已经开始公开招标3GW的光伏项目,另外也有8GW的项目会在3月底完成,可见印度市场已经是全球光伏的“新战场”。因此也有专家表示,70%的进口关税会大大提高本土的光伏用电成本,无疑是对行业进步的重大打击。但是低价的进口产品确实对本土制造业产生较大冲击。因此印度需要在“便宜电力”和“本土制造”之间平衡。

印度的太阳能产业正在以指数级的速度增长,过去三年的增长速度达到了900%。由于目前具体的税率以及征收时间的不确定,已经使印度市场的太阳能开发商们陷入了困境:不确定是否要继续竞标,也不知道在项目投产阶段会发生哪些状况。所有利益相关方都在等待政府最后的定论。

对中国企业而言,面对反倾销已经不是新鲜事,一部分企业已经通过投资或合资的方式在印度本土建厂,以面对关税增加。参考美国“201”法案,对进口太阳能产品征收30%的关税,并不能显著的提高本土行业的市场竞争力,反而是扼杀了光伏事业的成长,同时也降低了本土的就业人数。因此我们认为本次印度反倾销方案最终结果会比市场预期要理想。

4、潜在因素四:领跑者竞标价格出现0.39元/度,拉动平价上网预期

3月5日吉林白城的领跑者项目投标截止日,本次投标有企业在多个标段报出0.39元/度的竞标电价,刷新我国光伏项目竞标的报价新低。项目所在地的脱硫燃煤标杆上网电价为0.3731元/度,若0.39元的报价中标,则仅比当地燃煤上网电价高4.5%,基本已经实现“发电侧平价上网”这一行业重大目标。

2016年在内蒙乌海基地招投标中,就已经出现0.45元/度的报价,这两年组件端成本快速下降,大大降低了初始投资成本;同时相比第二批项目,能源局在对第三批领跑者基地项目中,对可能出现的各种非技术成本、外部成本做了严格控制,如土地租金设限、外送线路共建等建议,令第三批项目的投资环境大幅改善,也降低了运营期间的成本。因此我们也有理由相信0.39元这样的报价也不是企业在有意的恶性竞争,而是有信心通过技术革新和成本控制实现盈利。同时从2018年产业链各个环节的降价幅度来看,硅片和硅料率先降价,趋势将向下降的电池片和组件进一步传导,因此项目承接方的技术成本将大幅减低。

光伏电站初始投资成本中组件占比达到43%,组件价格的下降会大大提高初始资金的投入,同时可以看到运营期间除了折旧费用外,占比最大的就是土地租金和土地税,本次领跑者项目能源局重点提出了对非技术成本的控制方案。因此项目承接方的运营期间费用也会得到改善。因此我们认为未来会有更多趋于“平价”的竞标报价。助力光伏行业的平价道路。

5、潜在因素五:行业门槛进一步提高

工业和信息化部近日披露,为推动我国光伏产业持续健康发展,《光伏制造行业规范条件(2018年本)》正式发布。《条件》在生产规模、工艺技术、资源综合利用及能耗、环境保护、质量管理等方面,对光伏制造企业提出了全面的要求。

《条件》明确,严格控制新上单纯扩大产能的光伏制造项目,引导光伏企业加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。新建和改扩建多晶硅制造项目,最低资本金比例为30%,其他新建和改扩建光伏制造项目,最低资本金比例为20%。

现有光伏制造企业及项目产品则应满足一系列技术指标要求,其中多晶硅电池和单晶硅电池的最低光电转换效率分别不低于18%和19.5%;硅基、铜铟镓硒(CIGS)、碲化镉(CdTe)及其他薄膜电池组件的最低光电转换效率分别不低于8%、13%、12%、10%。新建和改扩建企业及项目产品的技术指标要求则更高:多晶硅电池和单晶硅电池的最低光电转换效率分别不低于19%和21%;硅基、CIGS、CdTe及其他薄膜电池组件的最低光电转换效率分别不低于12%、14%、14%、12%。

《条件》还明确,现有光伏制造企业及项目未满足规范条件要求的,根据产业转型升级的要求,在国家产业政策的指导下,通过兼并重组、技术改造等方式,尽快达到本规范条件的要求。

本次《条件》对行业提出了更高的要求,较此前执行的《光伏制造行业规范条件(2015年本)》有较大改变。主要表现在:(1)个别不得建设光伏制造项目的区域条件放宽,;(2)多晶硅制造项目最低资本金比例要求提高;(3)申报符合规范名单时上一年实际产量要求提高;(4)电池和组件光电转化率、逆变器中国加权效率要求提高;(5)组件衰减率要求提高;(6)现有多晶硅项目电耗、电池项目电耗和水耗要求提高;(7)环境保护要求提高。

可以看到本次《条件》提高了行业门槛,对现有企业提出更高的要求,进一步加速产能的优胜劣汰,行业集中度将进一步提高。整体市场竞争格局将会好转,龙头议价能力将进一步增强。

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