摘要

0802

光伏行业
（1）装机量：
①21H1新增装机总量13~14GW，户用占比42%是最大亮点，工商业20%，地面电站38%；
②21年全年新增装机量较年初预测55-65GW下调，若产业链降价下半年装机量有机会达到40GW；
③22年新增装机量保持乐观，明年大概率会达到180-225GW，总体会有200GW的空间；
④十四五期间，70-90GW的平均光伏装机量，前低后高；
（2）户用光伏：
①5亿元补贴，0.03元的单价补贴，分布式需求受价格影响不大，分布式1.8元接受度高；
②21年全年预期装机量15GW，有机构预期15-20GW；
③影响因素：户用居民电价上涨趋势、政府补贴，后续补贴退坡，平价市场空间很大；
（3）整县推进：
①市场空间：600亿平方米，大约千GW级；
②作用：目前打开市场，未来纯靠市场推动；
③积极性比较高，但目前还是战略性协议为主、抢资源的状态，具体实施方案未定
（4）新项目启动
①大的政策方向和可再生能源的考核是挂钩的，考核以两年为限；
②中央层面上不会强制要求进度加快，尤其是现在价格高、成本高，要更加健康有序的发展；
③光伏的核心竞争力是成为最便宜的新建电源，后续加上储能也是最便宜的，有助于实现碳中和+降低用电成本。
产业链
（1）硅料：①硅料有效产能190GW足以满足今年全球装机量；②价格存在边际效应，高价格不可持续，预期下半年降价幅度较快；③硅料价格暂时没有降下来，一方面是产能受限，另一方面是大家预测下半年还可能出现抢装；
（2）硅片：总体价格呈现下降趋势；Q4如果不出现抢装的话，价格会台阶式下降。
储能
（1）市场：未来发展电化学储能，主要还是在户用和地面电站，价格会持续走低，工商业储能更看重安全性；
（2）配储：①21年：15%储能+2个小时；②25年：40%储能+4小时，对应30GW增长；
（3）分时电价：鼓励大家在低峰期用电，高峰时期少用电，一定程度上会刺激储能；
（4）市场化发展：1）储能的单独定价政策；2）通过单独的定价政策，国家电网或者南方电网去调度电站；3）不能靠拿指标，而是通过市场化的方式，用有利可图的方式，比如发展共享式、集中式的储能，通过市场的调度、电价机制、市场机制调动积极性。
政策方向
（1）碳中和1+N：具体细则还没有出台，可能会能耗指标的考核，分时电价，储能等。
（2）储能：1-2年内解决绿政和碳交易之间匹配问题，可行方案：①储能的单独定价政策；②储能消纳政策；③促进市场化发展。


正文
刘会长：今年上半年发展相对不错，重要的点是全国装机上半年13GW，要引起重视。政策上，全面向好，利好政策会不断推进，根据专家预测，十四五风光每年100GW新增装机量，相关领导人对于100GW的发展速度不是很满意，听过比这个高得多的装机预测，但是总体来看，今年上半年装机量13GW，实际上，两年平均增长率相对比较低，考虑疫情，和19年没有太大发展，上半年的大亮点是，户用是唯一补贴的项目，装机5GW以上，分布式装机占比首次超过集中式装机，需要重视。总体来说，制造业环节都是两位数发展，多晶硅增长率比较慢，同比16%，其他都是40-50%，组件50%。出口情况比较好，根据我们统计数字，总光伏产品出口额、出口量同比30%，海外需求较为旺盛。出口以分销为主，1.75元/W价格还是很多地方最便宜的清洁能源，出口情况还是不错。
分布式装机，上半年同比增长97.5%，集中式装机同比下降24.2%，这还是在去年Q1基本全国停滞的情况下，所以反映出价格高涨影响终端需求。户用装机发展额度非常高，历史上没有过，因为5亿元补贴，0.03元的单价补贴，整体中性预计装机超过15GW，有的机构预测15-20GW，按照现在的发展态势是有可能达到的，未来的策略是发改委对电价的征求意见可以看到以后户用的居民电价有上涨趋势，就算没有补贴，明年户用装机的发展态势还是高，未来户用还是有非常大的空间。
下半年的展望：年初给大家的预测是全年新增装机55-65GW，但是根据上半年的情况，下半年装40GW+，个人觉得多晶硅、组件价格没有大幅下降情况下难以达到，今年能源局也说了并网有两年时限，不再要求下个月31号，所以除非下半年有大幅多晶硅、组件价格下降，光伏会有爆发式增长。但下半年如果能完成40GW左右的增长也非常了不起，增长速度是今年上半年的两倍。我们判断下半年会有较大增长，但是55-65GW的全年量有难度。十四五期间，会呈现先慢后快，但是还要看供应链水平。

Q&A
Q：下半年国内装机和硅料价格挂钩，硅料能够有效供给量190GW，对应组件190GW，对应装机160GW，假设需求弱于160GW，硅料价格下降，如果硅料价格不在这个位置上，是否意味着虽然国内装机低于预期，但是海外装机可以补上来的？因为全年的量还是在硅料能够供给的总的瓶颈缺口上来看的？
A：1）硅料的有效产能是满足全球的装机量的，但是为什么涨了4倍，主要还是边际效应。生产出来就不愁卖，尤其是下游硅片的扩产，340-370GW，很多都是新增130GW的有效产能，很多都是新增的产能，大家为了保持开工率，不论多少硅料都会买，大的厂商，把硅料的长单锁量不锁价，已经锁了90%+，导致边际成本不断上升，但是总体来看，硅料的价格、总供应量足以满足全球装机量。2）硅料现在非常赚钱，无论是自己硅料厂，还是新进玩家大家都蠢蠢欲动，谁投产快，谁就可以赶上价格的尾巴，价格是不可持续的，可参考去年玻璃的价格，谁快谁可以抢占1-2个月的高价格，就可以摊销全生命周期的成本，反过来会促进供应量的进一步扩大，需求不变，价格下降，下半年我认为硅料的价格会有一个快速的下跌，协鑫、大全新增的硅料产能上来后。硅料会控制投产效率，但是这是在垄断的时候或者价格同盟的时候，当现在有5-6家一线厂商，谁慢，谁有出局的可能。下半年硅料价格幅度下降快，也会刺激下游需求量上升。BNEF预测全年新增还会达到160GW。
Q：站在这个时点展望明年，扩产硅料很多，计划有超过50万吨，在产的产量才52万吨，随着降价周期的开启，对终端的刺激非常强，明年的预测？
A：明年的预测大家可以看行业协会的报告数据。明年大概率会达到180-225GW，总体会有200GW的空间。50万吨新增产能，现存产能50万吨，硅料和硅片、玻璃都有类似，价格高涨不可持续。高价格影响下游需求不可持续，起起伏伏，明年的情况比今年会好得多。对明年装机保持乐观态度。
Q：最近出台分时电价的政策。对于工商业储能的推动作用？
A：大势所趋，分时电价鼓励大家在低峰期用电，高峰时期少用电。一定程度上会刺激储能，但是工商业的储能，像特斯拉前两天，也有电化学储能起火事件。对于工商业企业，安全性第一，电价不足以刺激他发展工商业储能，但还是会刺激电网侧的储能。
Q：但是可以看出政策对储能市场的呵护和推动？
A：这是肯定的。发展储能，不论是电化学储能还是氢能，都是为了构建以新能源为主题的新型电力系统的必有的。目前情况下，电价调整对工商业的刺激不如电网和集中式，电网和集中式容量也更高，足以抵消工商业保守的安装量，未来储能市场大发展，但是不在工商业或者户用这里，而是在电网和集中式。说的简单些，把电站建在偏远的地方，安全问题不至于出现伤亡的情况。工业园区还是安全性第一，不会考虑价格的问题，
Q：大型电站端有强制配储的要求，后续发展的情况？
A：大型地面电站，无论是共享式的还是集中式的，肯定是主要方向，也是我们支持的。未来发展电化学储能，主要还是在大的电网和大的地面电站，价格会持续走低。我们预测今年要求15%的储能+2个小时以上，2025到40%储能+4小时。
Q：25年40%储能+4个小时，对应量增长很多？
A：对的。30GW是个非常保守的估计，未来发展还是大的多，大多少还是要看成本的下降和技术。储能是大的发展方向毋庸置疑。
Q：现在要求配备的比例15%+2小时，现在渗透率如何，未来渗透率提升的情况如何？
A：我们反对强制在老电站配，反对一刀切的行政命令，因为很多地方配了之后，电网不调动，很多电站一年调动不到2-3次，是个摆设，反而会劣币驱逐良币。要让储能市场发展，有几个重要的调整：1）储能的单独定价政策；2）通过单独的定价政策，国家电网或者南方电网去调度电站；3）不能因为拿指标，而是通过市场化的方式，用有利可图的方式，比如共享式的储能电站，如青海，大家一起配储能，这个对电网比较好，现在很多地方政府建储能是为了拿入场券，这个不可持续长久发展。国家能源局还是了解到这个情况，未来还是要发展共享式、集中式的储能，通过市场的调度、电价机制、市场机制调动积极性，另一方面，监管也很重要，主要还是要价格下降下来。
Q：储能发展需要配套政策，关注到7月30日中央政治局会议理念特别提到尽快出台2023年碳达峰的行动方案，可以看出高层高度关注碳达峰，具体行动方案会从哪些方面设计清洁能源的发展？
A：1）碳达峰不仅影响新能源，而且影响到中国经济走向、全国战略布局、全球国际地位、中美博弈、双循环政策的建立，这是我们国家整个的大方向之一。现在的问题是，为什么要指定行动方案，很多地方出现一刀切，造成经济受到影响，无法平衡经济发展和碳达峰碳中和政策之间的度，西方的碳达峰早已实现，碳中和还要60-70年，对我们来说30年从达峰到中和，目前我们还没有达峰，要有指导性的方案，了解可为和不可为和节奏。提前碳达峰、碳中和，经济上可能会收到影响，今年下半年经济发展趋缓。这个行动方案会对新能源利好，同时，行动方案也会指导新能源，比如储能如何配比、如何调节可再生能源的发展成本，很多发展成本都可以通过政策调低，在Q1、去年Q4非技术成本达光伏发电成本20%以上，四川0.145元/KWH的电价，土地成本非常高，我也不理解为什么国电投投这么低的电价。


Q：后续我们可以期待有更多政策的出台，来降低非技术成本，考虑光伏度电成本下降，不仅要考虑技术，也要考虑政策带来的非技术成本。
A：以前是消纳并网，记新增装机容量，现在是以碳达峰碳中和倒推要每年必须消纳多少，这个利好光伏。
Q：22年新增50万吨硅料分别来自哪些企业？
A：协鑫、通威，除了原有企业，还有新进入的企业。大全会有几万吨的产出。大家投资意愿很强，能耗指标不是难以克服的因素。我要是硅料厂商，我能早一天就早一天，当然跟投资者说的时候会保守一些。供给上来，价格会下降，光伏玻璃和硅料差不多，都是投产12-18个月，但是谁能料到去年Q3-Q4，50元/平米左右的价格，现在Q1价格25元/平米，涨起来和掉下去都非常快。
Q：请问碳中和1+N的政策会对光伏行业有哪些方面的导向？
A：具体细则还没有出台，可能会是以下几点：能耗指标的考核，分时电价的问题，电价，储能等等。按照现在的装机，碳中和碳达峰是难以达到，领导希望每年新增装机100GW，如果要求高于100GW但是不会强制装，一方面现在提到很高的目标不能增加企业的成本，可能今年没有60GW。这是几十年的政策，不要过多关注1-2年的发展，光伏装机量是起起伏伏的。
Q：储能政策是很实在，未来有什么保障的措施吗？能落地的。
A：储能的单独电价政策，储能消纳政策（电网应该消纳多少？共享储能如何调配的机制？），碳中和碳达峰要凸显可再生能源绿色属性，绿政和碳交易之间如何匹配，只是未来两年要解决的问题。中东部没有大的土地政策下，未来1-2年会有较大突破。
Q：明年硅片价格趋势，尤其是大硅片价格，硅片产能过剩，新玩家进入，是否会有价格战？
A：现在价格下降大家已经看到，供给大于需求肯定会降价，中环下调大硅片的价格。总体来说，这个下降趋势是一定的，但可能会因为供给需求的情况有短期的波动。。
Q：硅片价格大幅下降的时点？
A：下游需求和上游供给的调配。如果630不出现抢装，630应该是硅料价格顶点，硅片也应该是的，去年Q1硅料才50多元，大家预测下半年还可能出现抢装，但如果不出现价格会是台阶式下降。需求不旺的话，上游产能出清，价格会下降。Q4抢装不出现的话，价格会台阶式下降。
Q：明年假设组件1.5-1.6元/W，结合非技术成本的下降，按照这样的成本假设，明年的光伏需求是多少？
A：全球需求200GW。
Q：分布式在整个装机中的比例？会出现大比例上升？
A：分布式需求和价格无关，结合目前中东部地区的工商业电价，其实分布式1.8元装上去是没问题的，不是价格因素的影响。分布爆发式的增长要取决于隔墙售电政策多久打开。
Q：隔墙售电明年可能性大吗？
A：政策博弈的问题，我们认为明年可能有大突破。但是站在国家电网、南方电网的考虑，这么多民生工程，经济上不划算，内在亏钱，因此可以增加补贴或者把资本收益率降低。总体大的趋势，不会超过1-2年了，如整县推进也在不断突破。
Q：屋顶光伏/整县推进未来是什么样的节奏？市场空间？
A：市场空间具体数据600亿平方米，大约千GW级，短期不要太乐观，长期市场空间是打开了的，现在国家能源局出台了政策，还是要按照市场化的方式做。地方也不会拿那么多钱，纯靠市场经济也是可以打通的。现在整县推进的最大作用是打开市场，未来的发展还是要看隔墙售电的政策，这条路径打开后，后续纯靠市场推动也是可以的。
Q：6月初出台了新的电价政策，今年申报，明年建设，今年新申报的项目，什么时候启动？
A：大的政策方向和可再生能源的考核是挂钩的，考核以两年为限，为什么1231没有抢装，也是和大的方向一样的。有的省份启动的快，有些省份还没有出台，今年90GW保障性规模是足够的，去年的新增装机也满足指标了，今年和明年可以满足中央，除非是为了当地的指标，中央层面上不会强制要求进度加快，尤其是因为现在价格高、成本高。整个今年上半年13GW，历史低点。要更加健康有序的发展，现在已经进入了平价的阶段，用1-2年的时间让市场去看什么赚钱什么不赚钱，主要还是降低用人成本，不要去一刀切，不能为了碳达峰而降低经济发展。整个行业波动性减小，不要受政策影响波动太大，光伏的核心竞争力是成为最便宜的新建电源，后续加上储能也是最便宜的，一方面有助于实现碳中和，另一方面降低用电成本。十四五期间，70-90GW的平均装机量。
Q：整县推进的情况如何？
A：大家积极性比较高，但目前还是战略性协议为主，最终能实施落地多少，还不能确定。这个主要还是市场的情况，为成片开发分布式打下了基础，现在大部分都还不知道具体怎么干，目前还是抢资源的状态。今年可能没有太大的量，但代表未来市场空间很大，大家参与的热情很大，分布式空间和潜力是很大的，不代表今年要装多少。