光伏組件年底能到2.3元/W嗎？
光伏產(chǎn)業(yè)網(wǎng)訊
發(fā)布日期：2017-09-13
核心提示：
2018年的電價調(diào)整政策，是對市場變數(shù)影響最大的因素。正常情況下，2018年的國內(nèi)市場相對于2017年預(yù)期會有較大幅度的下降。2017年預(yù)計年新增裝機量在45GW以上，個人認為，2018年應(yīng)該在33GW左右。
一、光伏組件價格能堅挺到年底？
三季度淡季不淡，630后光伏組件市場需求強烈，價格不降反升。
近期，各類基礎(chǔ)原材料，鋼材、電氣元件等價格暴漲，大大增加了組件的成本（參見：漲聲一片中，你家光伏電站被“漲價”了嗎？）。
市場上光伏組件價格一直堅挺在多晶2.8~2.9元/W、單晶3~3.2元/W的價位上。
一線組件企業(yè)訂單量飽滿，產(chǎn)品供不應(yīng)求。
因此，有人認為，即使到年底，組件價格仍然會保持在目前的價格，不會下降。
然而，也有人做一個大膽的猜想，到年底時，多晶硅組件主流價格降到2.3元/W!
二、為何光伏組件價格年底看2.3元/W
1三季度價格堅挺原因分析
首先，看一下光伏組件價格堅挺的理由：主要是供不應(yīng)求！產(chǎn)生供不應(yīng)求的原因有二：
1）國外市場訂單量激增
美國的201法案、印度的雙反預(yù)期，使美國、印度的市場需求量激增！有人估計，美、印兩個市場三季度的組件出口量甚至達到6~7GW。
2）國內(nèi)市場的支撐
與2016年630后國內(nèi)市場的空檔期不同，2017年630后有約4.5GW的領(lǐng)跑者項目；分布式市場，尤其是戶用市場份額的大幅增加。
2016年分布式新增裝機僅有4.32GW，而2017年1~6月并網(wǎng)的分布式就搞到7.1GW。根據(jù)了解，晶科、北控等大型分布式投資企業(yè)，在2017年下半年的預(yù)期并網(wǎng)量并不比上半年低。因此，下半年的分布式也帶來了很大的需求量。
國內(nèi)、國外兩塊加起來，三季度大概有15GW的需求，國內(nèi)組件企業(yè)目前約有70GW的產(chǎn)能。因此，產(chǎn)能利用率非常高。
然而，三季度過后，市場情況可能會發(fā)生一些變化。
2三季度后市場變化
1）國外市場
根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會CPIA的統(tǒng)計，2017上半年光伏組件的出口情況如下圖所示。
圖：2017年上半年我國光伏組件出口分布（來源于：CPIA）
從圖中可以看出，印度、日本是兩個最大的出口國，占比達到50%。
然而，從11月開始，美國、印度由于雙反因素，需求量可能會大幅下降；日本由于FIT的調(diào)整，需求量也會銳減。如此一來，國外市場將直接冷清下來，需求量可能不足三季度的50%。
2）國內(nèi)市場
考慮到組件安裝到并網(wǎng)大約需要1個月時間，11月底時，今年能并網(wǎng)的項目基本都完成了組件發(fā)貨。
2018年的電價調(diào)整政策，是對市場變數(shù)影響最大的因素。正常情況下，2018年的國內(nèi)市場相對于2017年預(yù)期會有較大幅度的下降。2017年預(yù)計年新增裝機量在45GW以上，個人認為，2018年應(yīng)該在33GW左右。
初步估計，10月底開始，組件企業(yè)的國內(nèi)、國外訂單會減少，11月產(chǎn)能利用率會明顯降低。
鑒于此，11月底開始，組件價格會出現(xiàn)明顯的下降。如果缺少后續(xù)訂單的支持，2018年1季度，組件價格會出現(xiàn)跳水。
3光伏組件價格下降有空間嗎？
前文所說，原材料都在大幅上漲，給組件價格造成很大的壓力，未來有下降空間嗎？下圖是之前做的一個各環(huán)節(jié)毛利潤率分析（詳見：光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)的毛利潤情況簡析）。
上圖中的各環(huán)節(jié)價格計算基礎(chǔ)如下表。
表：各環(huán)節(jié)毛利潤計算基礎(chǔ)與目前價格的對比
初步來看，各環(huán)節(jié)都有一定的利潤壓縮空間。然而，要實現(xiàn)2.3元/W，整個行業(yè)的利潤要下降0.7元/W；在目前基礎(chǔ)材料價格大幅上漲的背景下，只有靠全產(chǎn)業(yè)鏈（從硅料到組件加工）的制造成本共同下降，否則實現(xiàn)起來很難。
有專家認為，到2018年1季度，一些新的硅料產(chǎn)能投產(chǎn)后，低價硅料會沖擊市場，使組件價格達到一個新的低點。
4市場倒逼光伏組件價格下降
2018年光伏項目電價下調(diào)是一定的。在項目總投資為6000元/kW的造價水平下，融資前內(nèi)部收益率要保持8%的水平，不同電價對首年發(fā)電小時數(shù)的要求如下圖所示。
圖：不同電價水平下的首年滿發(fā)小時數(shù)推算（ic=8%）
目前，
I類資源區(qū)的發(fā)電小時數(shù)主要集中在1400~1500小時，
II類資源區(qū)的發(fā)電小時數(shù)主要集中在1100~1300小時，
III類資源區(qū)的發(fā)電小時數(shù)主要集中在900~1200小時。
因此，在總投資6000元/kW的水平下，電價下調(diào)5分錢，即I類、II類、III類分別為0.6元/kWh、0.7元/kWh、0.8元/kWh的標桿電價下，項目才能保證合理的收益。然而，在補貼資金缺口的壓力下，2018年的電價下調(diào)預(yù)期高于0.1元/kWh。
一方面，電站的非技術(shù)成本，如路條費（居間費）、土地費（屋頂租金），居高不下；
另一方面，光伏項目還要承擔很多社會功能，如塌陷區(qū)土地修復(fù)、扶貧等（2017年的大部分指標都用于光伏扶貧項目，25kW拿出3000元/年的扶貧款，相當于電價下降0.1元/kWh）。
因此，項目投資如果還保持目前的造價，則投資商會缺乏投資積極性。投資降低，會讓需求市場會進一步冷清。因此，光伏市場的變化，會倒逼光伏上游制造全產(chǎn)業(yè)鏈價格進一步下降，進而使光伏系統(tǒng)成本下降，保證項目的合理盈利，從而保障市場。
三、結(jié)語
基于以下三點：
1）四季度、甚至2018年，整個國內(nèi)、外市場需求都會下降；
2）目前，光伏組件制造產(chǎn)業(yè)鏈上下游環(huán)節(jié)，利潤還存在一定的壓縮空間；
3）標桿電價大幅下調(diào)預(yù)期強烈，保持目前的系統(tǒng)成本，在新電價下項目盈利性差。
最大的變數(shù)，是標桿電價調(diào)整的時間節(jié)點，以及由此帶來的不同時間的搶裝，從而在不同時間帶來市場需求突增。
總體而言，到今年年底，主流多晶硅光伏組件會在目前的價格水平下下降約0.5元/W，即達到2.3~2.4元/W。
你覺得上述分析合理嗎？