2018年1-4月中國光伏行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及單晶替代趨勢分析【圖】

    一、國內(nèi)外光伏行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

    近半年來，光伏行業(yè)在補貼退坡的同時發(fā)展仍然保持景氣，政策逐步改善產(chǎn)業(yè)環(huán)境，技術(shù)優(yōu)勢降低 LCOE，光伏發(fā)電逐步走向平價。

    2017 年全球光伏行業(yè)發(fā)展態(tài)勢良好，國內(nèi)增速迅猛。 新增裝機容量 102GW，同比增長 33.7%。 其中中國17 年在補貼下調(diào)情況下實現(xiàn)裝機 53GW，全球裝機占比過半， 累計裝機達到 130GW，連續(xù)三年位居全球首位。同時， 新興市場正逐步發(fā)力， 印度有望超越美國成為全球第二大市場； 墨西哥、巴西等中南美國家實現(xiàn)高速增長。

2017 年美國、日本、印度是重要的光伏市場

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    相關(guān)報告：智研咨詢網(wǎng)發(fā)布的《2018-2024年中國光伏市場深度調(diào)查及未來前景預測報告》

    隨著“一帶一路“地區(qū)光伏市場需求的逐漸釋放，印度、非洲和中東等新興市場光伏產(chǎn)品需求在逐年增加。

    國內(nèi)產(chǎn)量方面，全產(chǎn)業(yè)鏈從多晶硅到組件及逆變器產(chǎn)量較前一年均有提升，其中組件和逆變器增幅大，國內(nèi)組建產(chǎn)量達到 76GW，同比增長 39.7%；國內(nèi)逆變器產(chǎn)量達到 62GW，同比增長 57.1%。多晶硅產(chǎn)量約 24.3萬噸，同比增長 24.7％，約占全局總產(chǎn)量 56%，行業(yè)產(chǎn)能利用率達到 90%以上。

2018 年光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)量

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    18 年第一季度新增光伏并網(wǎng)裝機 9.65GW，其中分布式 7.685GW，占主導地位，地區(qū)增長趨于均衡。二季度是光伏傳統(tǒng)旺季，但與往年不同的是，由于各省指標透支以及政府出臺的管理政策造成市場觀望態(tài)度，以及今年的 630 熱度不及往年。

    度電成本補貼下調(diào)作為運營端最關(guān)注的政策，《關(guān)于 2018 年光伏發(fā)電項目價格政策的通知》 中指明根據(jù)當前光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)進步和成本降低情況，降低 2018 年 1 月 1 日之后投運的光伏電站標桿上網(wǎng)電價。

2011-2018年中國標桿電價政策變化（元/kwh）

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2011-2018年中國標桿電價下降幅度下降幅度（%）

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    2018 年裝機爆發(fā)勢頭難有維持，下半年全球和國內(nèi)裝機增速都將有所放緩，預計今年裝機容量在 35 GW 左右。

    二、單晶替代趨勢分析

    1、棄光限電

    2017 年 11 月，國家能源局印發(fā)《解決棄水棄風棄光問題實施方案》通過政府引導與市場化手段相結(jié)合， 全面提升電源、電網(wǎng)、用電各環(huán)節(jié)消納可再生能源電力的技術(shù)水平。提出 2017 年甘肅、新疆棄光率降至 20%左右，陜西、青海棄光率力爭控制在 10%以內(nèi)， 2020 年基本解決棄光問題單晶產(chǎn)業(yè)化已從 17 年的 20%提升至現(xiàn)在 21.3%，多晶也從 18.5%提升至 19.2%。

光伏系統(tǒng)成本已大幅下降

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    2、單晶替代趨勢分析

    2017 年底單晶硅片產(chǎn)能超過 44GW， 2018 年預計將超過 60GW； 多晶硅片產(chǎn)能 2017 年底超過 90GW，預計 2018 年將增加到 110GW，多晶比例持續(xù)下降。

    單晶已成為領(lǐng)跑基地的主流技術(shù)路線，作為行業(yè)風向標的領(lǐng)跑者也將促進單晶高效組件的推廣應用，從而進一步提高單晶滲透率，替代趨勢愈發(fā)明顯。2018 年單晶硅片龍頭隆基股份三次調(diào)價，目前單晶硅片國內(nèi)報價 4.25 元/片、 單晶與多晶硅片價差縮小至每片 1.1-1.15 元人民幣，單晶替代趨勢進一步加強。

10 大領(lǐng)跑者基地不同單晶技術(shù)路線中標項目

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    1）硅片環(huán)節(jié)——每片成本差距很小

    單晶這兩年的降本，并不全是靠金剛線，拉晶技術(shù)的顯著升級則是另一半重要因素，不管是投料量、成晶率、提拉速還是耗電量均大幅改善提升。

    目前每公斤的拉晶非硅成本已不到50元。與鑄錠非硅成本相比，每片差距0.3-0.4元左右。未來，鑄錠成本已較低，下降空間有限；而拉晶保守還有30%的成本優(yōu)化空間。單晶龍頭企業(yè)選擇電價更低的云南地區(qū)布局（據(jù)說當?shù)厮娪秒姵杀居型麑⒅?毛多錢），可以降低電力成本，未來單多晶的成本差距只會進一步縮小。

    在切片方面，單晶企業(yè)率先導入金剛線切割，經(jīng)過3年多探索，金剛線切片已日臻成熟，而多晶企業(yè)則剛剛開始導入，良品率還不夠穩(wěn)定。設(shè)備方面多在原來砂線切片機基礎(chǔ)上改造，性能不如全面導入專用機的單晶企業(yè)。從材料本身特性來看，多晶的金剛線切割水平無論如何優(yōu)化，都很難和單晶達到一樣的水平，無論是細線化還是薄片化，無論是切割速度還是用線量，以及最終的良品率和出片數(shù)，都會比單晶低一個檔次。因此在切片非硅成本方面，單晶會始終領(lǐng)先0.1-0.2元/片的成本優(yōu)勢。

    考慮到單晶電池、組件效率差距拉大，單晶每瓦成本競爭力凸顯出來。

    2）電池組件環(huán)節(jié)——PERC技術(shù)拉大組件功率差

    除了單晶硅片的技術(shù)和成本突破，PERC電池技術(shù)更是進一步加大了單晶路線的競爭優(yōu)勢。

    PERC（背鈍化和局部背電極）技術(shù)是近年來最具性價比的效率提升手段。與常規(guī)電池產(chǎn)線兼容性高，產(chǎn)線改造成本低，效率提升明顯，是未來3-5年內(nèi)的主流電池技術(shù)。目前主流企業(yè)都在加快PERC產(chǎn)能的建設(shè)，預計2017年底PERC產(chǎn)能將達到20GW。

    但是由于單多晶硅片材料性質(zhì)的不同，應用PERC技術(shù)，單晶電池效率可以提高1-1.2個百分點。多晶即使疊加黑硅技術(shù)只能提高0.6-0.8個百分點，導致單多晶組件功率差進一步拉大。因此PERC產(chǎn)能的建設(shè)大部分都采用了單晶路線。

    同時在PERC電池的初始衰減問題上，單晶已完全解決并量產(chǎn)應用，單晶PERC企業(yè)可承諾首年不高于2%的衰減率。多晶PERC衰減不完全是由于硼氧因素引起，衰減機理尚不十分明確。

    隨著PERC產(chǎn)品在未來的規(guī)?；慨a(chǎn)和應用，將進一步加大單晶路線的競爭優(yōu)勢。

    根報道，通威等電池企業(yè)主動將單晶電池和多晶電池價格調(diào)成一致，假設(shè)單多晶電池毛利率一樣，每瓦單多晶電池成本則基本一致。通威是國內(nèi)太陽能電池行業(yè)的標桿企業(yè)，9月電池產(chǎn)能已達5.4GW， 其中成都新建的雙流3GW電池項目均是單晶電池，這是一個風向標。

    單晶產(chǎn)能急劇擴大，未來份額將加速提升

    正是因為在產(chǎn)品方面的優(yōu)勢已十分清晰，一向低調(diào)的單晶龍頭隆基和中環(huán)，才會一改常態(tài)，巨額投資迅速擴大產(chǎn)能，以求迅速抓住機遇。隆基在2018年將達到25GW的單晶硅產(chǎn)能，中環(huán)也將達到23GW，業(yè)界驚呼，單晶將進入“雙寡頭”時代。

    晶科、協(xié)鑫、阿特斯等企業(yè)，也無一例外不在謀求建立或擴大單晶硅片的產(chǎn)能，促使整個行業(yè)的單晶產(chǎn)能快速擴大。根據(jù)各家的擴產(chǎn)情況，到2018年底，行業(yè)單晶硅片產(chǎn)能將達到60GW。

    縱觀未來，單晶產(chǎn)品基于自身較強競爭力，和單晶產(chǎn)能急劇擴張的前提下，可以預見未來單多晶產(chǎn)品價差將不斷縮小，很難再擴大。