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投资建议
国际贸易环境恶化,需求增长不及预期,并网消纳情况恶化。
1国内政策展望乐观,海外需求多点开花,2020全球装机20%+增速
2019年因国内光伏政策及竞价项目指标发布晚、平价项目无明确截止日期等因素,导致国内前三季度累计新增装机仅16GW,同比下滑54%,预计全年新增装机25-30GW,大幅低于年初预期的40-45GW。然而去年531之后大幅下跌的组件价格在海外市场激发巨大的需求弹性,欧洲以及越南、南美等新兴市场2019年装机表现均超预期,令今年全球新增装机仍有望达到115GW左右。
预计2020年全球光伏新增装机达到140GW以上,中国将是最主要的增量贡献来源。展望2020年,国内大量未完成项目结转,约15-20GW可在明年并网,叠加30-35GW新增竞价及户用项目指标,预计全年有望新增并网40-50GW;美国ITC+201关税退坡+Safe Harbor,多因素推动2020年光伏需求增长至18-20GW;印度保障性关税逐年下调,投资商对高效产品接受度逐渐提升,2019年5月莫迪赢得大选,预计印度光伏建设将加快;欧洲MIP取消及光伏组件价格下跌后光伏已在较大范围内成为最便宜电力能源,短期减排压力和长期对传统能源的逐步替代将支撑欧洲市场增长;中东及南美等新兴市场储备项目充足,装机贡献将逐步提升。
全球主要国家将在2019-2027年陆续实现光伏发电侧平价及对存量火电电源的替代,进而推动全球光伏装机的新一轮快速增长。预计2025年起新增装机达到300-400GW/年。其中,中国占比有望接近40%;印、美仍是海外市场增长主要区域,贡献约30%增量;新兴市场增长潜力充足。
1.1 中国:政策延续及项目结转保2020高增,配额制等手段护航中长期需求
2020年国内光伏政策落地时间和力度展望乐观,并将由此带来国内需求能见度的提升和板块情绪的转暖。根据光伏行业协会消息,2020年国内光伏政策框架已定,与2019年政策相比无较大变化。我们认为,即使考虑2020年竞价项目同样给予缓冲期而不能在年内全部建成,明年中国新增装机达到40-50GW仍是大概率事件,同比2019年将有50%左右增长:
2020年仍将沿用集中式电站/工商业分布式竞价+户用切块固定补贴的模式,补贴规模预期分别为12.5亿+5亿,据此测算,竞价项目和户用规模有望分别达到20-25GW和7-8GW;
首批平价项目中考虑部分项目作废,预计5-8GW将在2020年并网;
需在2020年内建成的基地类和领跑者奖励指标项目约4-6GW,其中1.5GW领跑者奖励指标需在2019H1并网;
预计2019年竞价项目中5-7GW延期到2020H1并网;
其他平价、分布式等项目1-3GW。
竞价成为光伏新常态,促进成本下降与需求提升:2019年因政策机制变化较大导致政策落地时间较晚,且竞价项目申报时间仓促导致申报规模不足,使最终纳入补贴范围的项目对应的测算年度补贴需求仅17亿元,未能达到财政部给予的22.5亿元额度上限。基于2019年所有项目加权平均约0.075元/kWh的补贴规模,若22.5亿元补贴规模全数用完,则对应装机容量约30GW。竞价机制效果显著,预计将成为平价窗口期补贴分配及平价后项目获取的主要形式,进一步促进全社会用电成本的下降。
配额制落地,显示平价时期顶层依然坚定的扶持态度。2019年5月15日,国家发改委、能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》,“配额制”体系最终落地,2019年试运行,2020年正式实施。2019年11月21日,水电总院等相关部门、机构、企业召开绿证交易机制国际研讨会,探讨后续政策设计,预计调整完善后的文件将于明年年初正式下发。随着2020年绿证“强制+自愿”双重认购市场开启,一方面消纳将得到保障,另一方面将释放新能源电力隐含价值、增加发电收益。
煤电市场化定价无碍风光发展大势,或加速我国能源转型:2019年10月21日,国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》,将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,浮动范围-15%~+10%。暂不具备市场交易条件,或不参与市场交易的工商业用户、居民与农业用户仍按基准价执行。对此我们认为:
风光电源的固定成本属性决定其财务模型不支持全电量浮动电价,否则难以融资。预计后续会有政策手段保证项目收益的可预测性和吸引力(即至少确保一定比例电量的定量定价)。参考国际经验,未来平价项目大概率会以PPA的形式确定一个长期不变的固定电价。
新能源尤其是光伏的发电成本(即使加上储能)低于火电的大趋势不可逆转。当煤电因全面市场化而失去超额收益,而新能源仍有固定电价保障稳定收益预期的时候,电力集团建设风光电源的动力或增强。煤电市场化浮动定价或倒逼电力集团加速执行我国能源转型战略目标。
若火电降价趋势形成,而终端电价下降不做全额传导,则可再生能源附加费将有上调空间,或将令困扰行业多年的巨额补贴缺口问题得到根本性解决。
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北极星售电网获悉,4月2日,国家能源局网站针对网民对《分布式光伏发电开发建设管理办法》相关问题的留言进行解答。网民留言选登(二):如有一大型工商业分布式光伏项目,在本新规出台前已按照“自发自用、余电上网”取得备案证及接入方案,但因建设周期原因,未能于5月1日前并网投产,本项目是否需按
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4月10日,TrendForce集邦发布最新光伏产业链价格信息。硅料环节本周硅料价格:N型复投料主流成交价格为41元/KG,N型致密料的主流成交价格为40元/KG;N型颗粒硅主流成交价格为38元/KG。交易情况拉晶端对采购依旧保持谨慎态度,下游预判料企丰水期加码提产,结合531后的真实需求走向,看空情绪较浓,延续
4月10日,InfoLink发布最新光伏产业链价格信息,详情见下:硅料价格本周硅料价格因签单较少暂时持稳,须注意厂家近期报价已开始下滑。硅片厂家直接采购国产块料现货执行价格,约落在每公斤38-43元范围,主流厂家交付价格落在40-42元人民币、二三线厂家则约落在39-40元人民币。国产颗粒硅当期交付以主流
根据TrendForce集邦咨询新能源研究中心4月9日最新报价,N型复投料主流成交价格为41元/KG;N型致密料主流成交价格为40元/KG;N型颗粒硅报价为38元/KG,企稳不变。本周N型182单晶硅片最新人民币价格下跌至1.25元/片,跌幅为1.57%;N型210单晶硅片人民币价格为1.55元/片;N型210R单晶硅片最新报价为1.5元/
本周多晶硅市场成交量清淡,价格僵持。n型复投料成交价格区间为3.90-4.50万元/吨,成交均价为4.17万元/吨,n型颗粒硅成交价格区间为3.80-4.10万元/吨,成交均价为3.90万元/吨,p型多晶硅成交价格区间为3.20-3.60万元/吨,成交均价为3.40万元/吨。本周多晶硅企业成交数量极少,大多数企业反馈下游采购需
4月9日,InfoLink发布光伏产业链最新价格。价格说明
根据TrendForce集邦咨询新能源研究中心4月2日最新报价,N型复投料人民币价格为RMB41/KG,N型致密料人民币价格为RMB40/KG。N型颗粒硅人民币价格为RMB38/KG。非中国区多晶硅料美金价格保持在US$19KG。M10单晶硅片人民币报价保持在RMB1.1/Pc;美金报价为US$0.139/Pc。G12成交价格为RMB1.65/pc;美金报价为
4月7日,集邦咨询发布(2025年3月26日~4月2日)最新一周光伏产业链价格,详情见下:根据TrendForce集邦咨询新能源研究中心4月2日最新报价,N型复投料人民币价格为RMB41/KG,N型致密料人民币价格为RMB40/KG。N型颗粒硅人民币价格为RMB38/KG。非中国区多晶硅料美金价格保持在US$19KG。M10单晶硅片人民币
4月7日,光伏股票集体大跌,仅首航新能、中旗新材、湖南发展等十余家太阳能概念企业上涨。事实上,受美国关税政策冲击,全球金融市场迎来巨震,今早,美股期货开盘大跌,纳斯达克100指数一度跌超5%,标普500期货跌超4%;欧洲STOXX50指数期货跌超4%,DAX指数期货跌近5%,富时指数期货跌超4%;亚太市场方
4月3日,集邦新能源发布最新光伏产业链价格。硅料本周N型复投料主流成交价格为41元/KG,N型致密料的主流成交价格为40元/KG;N型颗粒硅主流成交价格为38元/KG。交易状况:硅料成交量偏低,下游观望情绪延续,但考量到下游需求仍有支撑,故交易量暂有保障。供给动态:预计4月多晶硅产量约10.3万吨,整体
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