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2019年中國光伏行業(yè)市場供需現(xiàn)狀分析及市場發(fā)展前景分析[圖]

光伏李玲玲 2019-08-17 03:29 來源：智研咨詢

一、供給：需求看單晶成本定邊際

2018年我國多晶硅產(chǎn)量25.9萬噸，同比增長7%；硅片產(chǎn)量107.1GW，同比增長16.8%；電池片產(chǎn)量85GW，同比增長18.1%。組件產(chǎn)量84.3GW，同比增長12.4%。2017年我國多晶硅料、硅片、電池片和組件產(chǎn)業(yè)規(guī)模全球占比分別為54.8%、87.2%、69%和52%。各環(huán)節(jié)均有五家以上的企業(yè)位居全球前十，產(chǎn)業(yè)化技術處于全球先進水平。

1、多晶硅料：低成本產(chǎn)能帶來價格彈性

我國2017年生產(chǎn)多晶硅料24.2萬噸，全球規(guī)模占比54.8%；據(jù)統(tǒng)計2018年產(chǎn)量超過25萬噸，同比增長3.3%，但后端硅片環(huán)節(jié)已超過80%，對海外的以來要求我國多晶硅料進口替代。2019年新投低成本產(chǎn)能將逐步落地，預計年內(nèi)將新增低成本硅料約25萬噸左右，根據(jù)全球多晶硅料產(chǎn)能規(guī)模情況，我國多晶硅料占全球比例有望接近70%。

中國與全球多晶硅料產(chǎn)能（萬噸）

數(shù)據(jù)來源：公開資料整理

多晶硅料技術特征屬于化學工藝，設2019年8月14日星期三備環(huán)節(jié)壁壘不高，但對于生產(chǎn)工藝、品質(zhì)管控、成本管理的壁壘極高，且資產(chǎn)重、周期長，后發(fā)優(yōu)勢并不明顯，新進入者很難簡單依靠裝置實現(xiàn)低成本生產(chǎn)。目前新增低成本產(chǎn)能主要集中在市場龍頭企業(yè)通威、特變、大全、協(xié)鑫幾家公司，這些企業(yè)擴產(chǎn)紛紛選擇在低電價區(qū)域，例如包頭、新疆、四川等電價成本較低區(qū)域，在產(chǎn)品品質(zhì)差異不大的情況下成本的競爭逐步演化成低電價的競爭。

我們判斷，未來兩年多晶硅料的價格主要取決于邊際低成本供給的影響。當前多晶硅料的價格維持在7.6（致密料）和5.9噸（菜花料）。對于部分不具備產(chǎn)能規(guī)模和低電價優(yōu)勢的企業(yè)，菜花料的價格已經(jīng)將企業(yè)的盈利空間擠壓受限，隨著多晶硅料新增低成本產(chǎn)能出現(xiàn)，將驅(qū)動硅料價格持續(xù)下行、二三線企業(yè)產(chǎn)能退出市場。如果未來有限產(chǎn)能控制在10加企業(yè)以內(nèi)，硅料價格的彈性會增大。

主流多晶硅企業(yè)產(chǎn)能及達產(chǎn)時間預測（萬噸）

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海外多晶硅料企業(yè)產(chǎn)能規(guī)模（萬噸）

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2、硅片：單晶趨勢強化龍頭優(yōu)勢顯著

經(jīng)過多年的發(fā)展，我國硅片產(chǎn)能規(guī)模已占據(jù)全球比例超過80%，前十企業(yè)的集中度達到75.9%，呈現(xiàn)協(xié)鑫、隆基、中環(huán)、晶科四巨頭的格局。近年來由于單晶成本的快速下降，單晶路線在度電上的優(yōu)勢更加明顯，市占率逐步提升。531以來硅片環(huán)節(jié)價格大幅下降，高效單晶Perc電池需求更加旺盛，導致單晶硅片企業(yè)保持在滿產(chǎn)狀態(tài)，而多晶企業(yè)的開工率僅在40%~50%運行，且多晶價格已貼近生產(chǎn)成本，基本不盈利。

單多晶組件價差逐漸收斂

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相較于多晶，單晶硅的晶體結構相對完美，具備雜質(zhì)少、純度高、高少子壽命、無晶界位錯缺陷以及電阻率容易控制等優(yōu)勢，使得單晶硅成為高效電池理想材料。從度電成本下降的角度來看，我們認為單晶未來具有更大的下降空間，主要原因是：1）硅片端單晶的成本下降曲線確定性更強；2）Perc電池需求旺盛，引領多晶用戶對單晶路線的認知，未來會對高效電池更加青睞；3）由于單晶天然晶體優(yōu)勢，高效組件發(fā)展有利于單晶路線。根據(jù)各主流企業(yè)的產(chǎn)能規(guī)劃，2019年底單晶硅片產(chǎn)能將達到90GW，其中隆基和中環(huán)兩家企業(yè)占比高達73.33%。隆基規(guī)劃2020和2021年底將形成50GW和65GW的產(chǎn)能，中環(huán)規(guī)劃將繼續(xù)增加20GW單晶硅片的產(chǎn)能，龍頭的地位維持穩(wěn)定。其他企業(yè)擴產(chǎn)主要為單晶產(chǎn)能，晶科2019年底前形成17GW產(chǎn)能，其中11.5GW是單晶，2020~2021年分別將每年增加5GW單晶產(chǎn)能，多晶龍頭協(xié)鑫也開始擴充單晶產(chǎn)能。

主流硅片企業(yè)產(chǎn)能規(guī)模

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目前市場主流硅片尺寸主要是M1（156.75-205）與M2（邊距156.75-210和M2尺寸標準，這是2013年隆基等五家單晶制造商聯(lián)合推動的標準。大硅片能夠：1）攤薄電站建設中的BOS成本；2）攤薄硅片、電池、組件生產(chǎn)環(huán)節(jié)的非硅成本；這就使硅片尺寸出現(xiàn)了157.0、157.5等多種型號，造成生產(chǎn)制造中的不便。

2019年5月，隆基推出M6尺寸的大硅片。我們選取了隆基兩款產(chǎn)品進行了比較：1）采用M6硅片，較M2硅片在電池片和組件端的非硅成本合計下降0.05元/W；2）在電站建設中，總BOS成本相較于MW硅片組件降低0.05元/W~0.06元/W。我們預計大硅片將能夠得到客戶認可，并再度統(tǒng)一行業(yè)標準：1）新產(chǎn)線兼容大硅片，基本不需要改造，目前主流產(chǎn)能基本上是新產(chǎn)線；2）大硅片能夠攤薄度電成本，受組件廠和電站投資商的青睞；3）主流廠商改造產(chǎn)線，有助于擠出落后產(chǎn)能，提升市場占有率。

3、電池片：PERC繼續(xù)主流新技術量產(chǎn)需考驗成本

PERC技術可將單晶電池效率提高1%~1.2%，多晶疊加黑硅技術能提高0.6%~0.8%，導致單多晶組件功率差進一步拉大。由于PERC電池線僅需要增加兩套設備就可進行升級，得益于核心關鍵設備國產(chǎn)化突破、單位設備產(chǎn)出提升、效率提升、SE激光超預期效率提升以及主流廠商的認知跟進等因素，電池片企業(yè)基本都進行了高效PERC產(chǎn)能布局。2018年底的PERC產(chǎn)能約50GW，2019年底將形成90GW左右的產(chǎn)能。電池片環(huán)節(jié)的技術更新迭代快，部分工藝掌握在設備企業(yè)，技術和工藝普及迅速，產(chǎn)品標準差異不大，利潤差主要體現(xiàn)在成本端，行業(yè)競爭格局穩(wěn)定，二八分化現(xiàn)象比較顯著，利潤主要集中于具備規(guī)模優(yōu)勢的龍頭企業(yè)。

PERC電池產(chǎn)能分析

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在電池片發(fā)展趨勢上開始的技術路線包括N-PERT、HIT、IBC、Topcon等路線及其組合方案。通威發(fā)布HIT電池效率為23.6%，高于單晶PERC1.1%；N型PERT電池效率在23%左右，較PERC電池效率提升5%，由于單位成本增加更多所以優(yōu)勢不明顯。Topcon技術是常規(guī)產(chǎn)線的延續(xù)，在現(xiàn)有產(chǎn)線上增加2-3個步驟，效率在23%左右；鈣鈦礦電池仍面臨高溫不穩(wěn)定以及含鉛等污染物等問題。

HIT有望成為電池片下一代主流技術，通威發(fā)布的HIT電池效率為23.6%。但HIT面臨問題是：1）在現(xiàn)有設備商需要增加的核心設備價格過高，電池片提升的效率難以對沖掉超額的投資額；2）HIT非硅成本高于PERC電池，例如銀漿、靶材等均高于PERC電池。

新技術電池產(chǎn)品效率比較

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我們認為隨著國產(chǎn)化替代加速，規(guī)模效應提升，HIT等初始投資有望得到出現(xiàn)較大幅度下降，良率和效率隨量產(chǎn)線的增加也有望進一步提升。總的來說，在PERC技術成為主流后，常規(guī)單晶組件效率和HIT組件效率進一步拉近；而成本端的差異較大。因此HIT電池雖然有顯著的提效降本空間，但距離具體量產(chǎn)仍有需要努力。

晶硅電池平均轉換效率

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4、組件：品牌鑄就市場微創(chuàng)新亮點不斷

組件的技術壁壘相較于上游各環(huán)節(jié)相對較低，雖然組件端有在疊瓦、半片、雙面等方面有微創(chuàng)新，主流企業(yè)都能進行復制學習，所以組件的差異化主要體現(xiàn)在渠道化能力上。隨著國內(nèi)組件產(chǎn)能不斷擴張，海外市場已成為各主流企業(yè)必爭之地。因此海外專業(yè)化的渠道能力將帶來企業(yè)的分化，有海外渠道優(yōu)勢的組件企業(yè)將更有競爭力。我們認為海外市場在選取組件企業(yè)供貨時比較關注：1）品牌影響力，科技型創(chuàng)新企業(yè)會帶來企業(yè)附加值；2）產(chǎn)能規(guī)模大，能夠持續(xù)良好的供貨；3）信用度好，能夠提供完善的售后保障制度；4）具備光伏電站運維經(jīng)驗。因此組件龍頭企業(yè)晶科、天合、樂葉、東方日升等企業(yè)將在海外市場中拔得頭籌。

國內(nèi)組件產(chǎn)能統(tǒng)計（GW）

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隨著組件目前中非硅成本占比逐步提升，降低留白部分成為提升組件功率的主要方法，目前方向有半片、疊瓦、拼片、無縫焊接和板塊互聯(lián)等方向。1）半片將傳統(tǒng)電池片劃分為2片，電流減半電壓不變，能夠提升功率5~10W；2）疊瓦利用電池片無縫疊加，能夠大幅提高組件功率，但面臨專利糾紛、工藝復雜和良率的問題；3）拼片技術通過采用三角焊帶減小遮陰面積以及對焊帶處的光線二次利用，實現(xiàn)焊帶處對光浪費的降低。

半片組件帶來的增益

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二、需求：國內(nèi)平穩(wěn)恢復，預計Q2裝機6GW

在部分630搶裝項目、戶用等需求帶動下，5-6月國內(nèi)需求有所恢復。5月當月新增裝機2.53GW，同比增長12.69%，環(huán)比增長366%。預計6月國內(nèi)并網(wǎng)裝機超過3GW，Q2整體并網(wǎng)裝機約6-7GW，較Q1的5.2GW有所增長。

5月國內(nèi)新增并網(wǎng)裝機2.53GW，環(huán)比有所恢復（萬千瓦）

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預計Q2國內(nèi)光伏并網(wǎng)6-7GW，較Q1的5.2GW有所增長（萬千瓦）

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海外持續(xù)放量，出口延續(xù)高增長趨勢

海外需求維持強勢，5月國內(nèi)組件出口約5.66GW，同比增長95.62%；1-5月組件出口26.24GW，同比增長84%，月均出口規(guī)模5.25GW。預計6月出口規(guī)模約5.5GW，上半年國內(nèi)組件出口超過31GW。

5月國內(nèi)組件出口規(guī)模約5.7GW，同比增長95.62%(MW)

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從出口的區(qū)域來看，5月出口量前三分別為荷蘭、日本和澳大利亞：1）荷蘭出口量比較高的原因是荷蘭鹿特丹是歐洲重要港口，一般用于中轉或庫存，因此荷蘭出貨量實際是代表歐洲的需求量。2018年日本新增裝機約6.78GW，同比下降8.2%；2）日本2019年迎來補貼退坡，由于2018年底政府出臺政策，對2MW以上的存量項目補貼下調(diào)延期至2019年9月，日本裝機規(guī)模較去年會持續(xù)增長。

5月荷蘭、日本等出口持續(xù)快速增長（GW）

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2018年9月，歐委會宣布歐盟對華光伏產(chǎn)品反傾銷和反補貼措施終止，但是德國、意大利曾經(jīng)較大的光伏市場經(jīng)過多年發(fā)展后目前市場呈現(xiàn)飽和狀態(tài)，裝機增速疲軟，2017年新增裝機8.8GW，占全球比重僅為8.63%。但隨著歐盟雙反決議撤銷，國內(nèi)低價光伏產(chǎn)品涌入歐洲市場，荷蘭、瑞典等小眾市場涌現(xiàn)，預測歐洲市場未來裝機維持穩(wěn)定增長。

歐債危機后歐洲光伏市場需求下降

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由于光照充足（2000小時左右）以及土地費用和人力成本較低等因素，印度多數(shù)地區(qū)光伏招標電價已低于火電電價，實現(xiàn)發(fā)電側平價。2017年印度新增裝機9.1GW，同比增長122%，全球第三的規(guī)模。伴隨著今年光伏組件價格進一步下跌，光伏發(fā)電很有可能成為印度最為廉價的能源。疊加印度人均用電量較低以及煤電占比過高，莫迪政府規(guī)劃2022年裝機達到100GW，預計2018年新增裝機11GW，有望成為全球第二大市場。

印度光伏裝機預測（GW）

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印度2017~2018財年能源結構分布

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其他新興市場裝機增長的趨勢明顯，包括巴西、巴基斯坦、墨西哥等地均出現(xiàn)快速增長，例如：1）越南平均每年共計約有2,000~2,600小時的日照時數(shù)，2017年政府出臺的政策成為光伏產(chǎn)業(yè)成長的動力，越南政府設定目標2030年達到12GW的光伏裝機量；2）墨西哥發(fā)布的《可再生能源利用特別計劃》等明確表明要增加可再生能源發(fā)電裝機量。

部分中東部地區(qū)國家光伏政策

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隨著度電成本降低，全球光伏需求呈現(xiàn)出快速增長的趨勢，同時裝機結構正在向多元化的結構發(fā)展，不像過去依賴于某幾個國家的光伏裝機。我們認為，日照條件好、土地成本低、電力需求偏緊的地區(qū)光伏需求將會更大，越南、西班牙、印度等新興需求將延續(xù)增長的趨勢，印度、日本和澳大利亞等市場為維持穩(wěn)定，預計2019年海外需求大約為70GW左右。長期隨著光伏度電成本曲線繼續(xù)下移，光伏需求將出現(xiàn)勻速增長。

三、展望：國內(nèi)競價工作接近尾聲，8月起旺季明確

2019年5月30日，國家能源局發(fā)布《關于2019年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知》，要求7月1日前上報競價項目信息。雖然項目上報后具有一定審核周期，但由于主要審核工作已在地方完成，預計最終結果有望7月上旬公布。結合各地并網(wǎng)情況，以及已公布項目的部分省份規(guī)模判斷，預計2019年光伏競價規(guī)模為25-30GW左右，對應度電補貼約0.07元/kWh。

各地方要求提前上報競價項目信息已安排項目審核

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預計2019年競價項目規(guī)模為25-30GW左右（MW）

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以三類地區(qū)為例，目前國內(nèi)光伏地面電站建設成本約4元/W，在0.07元/kWh補貼下，簡單測算:1）電站全資本投資回報率7%左右，若考慮一定貸款，自有資金投資回報率達到8-10%左右；2）若考慮采用雙面組件，裝機成本增加0.1-0.2元/W，即使考慮發(fā)電量增益僅10%，項目全資本投資回報率亦達到8%左右。因此，在這一補貼水平下，即使后期組件價格維持當前價格，項目建設仍具備明顯經(jīng)濟性。

裝機成本4元/W，補貼0.07元/kWh條件下，全資本IRR約7%