中國儲能網(wǎng)訊：4月22日，華能集團2GW光伏組件集采開標，共計29家組件企業(yè)參與投標。本次集采共劃分四個標段，組件型號按標段劃分分別為540~555W單雙面、585W+單雙面、440~470W單雙面以及N型雙面。具體開標結(jié)果見下：
根據(jù)開標結(jié)果來看，標段一最低報價為1.82元/瓦，最高報價為1.923元/瓦，均由二線組件企業(yè)投出，整體均價為1.86元/瓦；標段二整體均價為1.882元/瓦，高出標段一約0.02元/瓦左右，最高報價已超出2元/瓦。標段三整體報價最低，均價為1.846元/瓦，最低價格來到了1.8元/瓦，由頭部組件企業(yè)報出。標段四由于為N型組件，整體報價最高，均價為1.976元/瓦，最低報價也達到了1.91元/瓦。
區(qū)分來看，TOP 6頭部組件企業(yè)報高價不明顯，報價趨于該標段平均價格，高價往往由二線組件企業(yè)報出，從品牌溢價與性價比來看，TOP 6組件企業(yè)競爭力持續(xù)加強。分標段來看，540~555W組件較440~470W組件高出約0.015元/瓦左右，較585W+組件低0.02元/瓦左右。
盡管今年一季度光伏裝機新增達到了13.21GW，同比增長148%，但其中分布式光伏9GW，占比將近70%，集中式4GW，占比約30%。這意味著一季度的價格水平尚未帶動大型地面電站開工安裝。據(jù)光伏們調(diào)研了解，目前開工的地面項目需求主要分為兩部分，一部分是以2021年開工但尚未并網(wǎng)的存量項目，另一部分則是部分省份在2021年下發(fā)指標時明確項目需要于2022年6月底前完成并網(wǎng)。
自開年以來，硅料價格已經(jīng)14連漲，根據(jù)硅業(yè)分會最新數(shù)據(jù)顯示，單晶復(fù)投料最高價格已經(jīng)來到25.9萬元/噸，均價達到了25.33萬元/噸。硅業(yè)分會表示，近期硅料價格延續(xù)漲勢的原因主要是：各地硅料企業(yè)受當?shù)匾咔橛绊?，原料、生產(chǎn)、物流、用工等方面均存在不同程度受限、受阻，一方面導(dǎo)致硅料擴產(chǎn)產(chǎn)能釋放增量不足，甚至個別現(xiàn)有在產(chǎn)企業(yè)產(chǎn)出受限減少，另一方面導(dǎo)致硅料發(fā)貨和到貨時間延后，部分下游企業(yè)在原有長單供應(yīng)無法保障的情況下，臨時加單情況增多。對于原本就供不應(yīng)求的市場，硅料供應(yīng)更顯緊缺，因此近期價格依舊延續(xù)小幅上漲走勢。
硅料的持續(xù)漲價也帶動硅片價格的上漲，中環(huán)、隆基紛紛上調(diào)了硅片售價，硅業(yè)分會認為，從供給的角度來看，一線企業(yè)本周小幅降低開工率，原因是疫情造成的各地企業(yè)物流、用工等問題、原材料供給短缺造成的目標計劃推遲問題。從需求的角度來看，國內(nèi)和海外終端刺激下，電池組件出口價格維持高位。尤其是歐洲對于組件出口價格接受度高，使得出口歐洲占比高的一體化企業(yè)受益頗豐。重點從成本結(jié)構(gòu)的角度來看，目前165μm M10單晶硅片主流成交價已經(jīng)達到6.82元/片，按非硅成本0.18-0.2元/W計算，同尺寸電池片生產(chǎn)成本已經(jīng)達到1.09-1.11元/W，在考慮物流運輸成本遞增的情況下，生產(chǎn)成本逼近當前售價。
上游漲價的同時，電池片受疫情影響已出現(xiàn)材料短缺。根據(jù) PVInfoLink最新跟蹤分析顯示，網(wǎng)版、網(wǎng)紗、化學品等物料流通出現(xiàn)不暢，本周電池片價格持續(xù)推高部分緊缺尺寸，其中主要M10電池片緊缺，組件廠家為穩(wěn)定貨源、保持開工率，M10電池片需求仍有支撐，本周組件廠家開始接受M10電池片每瓦1.155-1.165元人民幣。M6電池片則因需求銳減、價格暫時止穩(wěn)在每瓦1.1-1.11元人民幣，海外少量新單上調(diào)至每瓦1.13元人民幣（換算），后續(xù)價格跟隨成本而定。而G12電池片仍處博弈階段、價格暫時止穩(wěn)每瓦1.16元人民幣。
組件端同樣受此影響，廠家擔憂后續(xù)斷料，組件廠家仍在積極采購原物料，玻璃、接線盒現(xiàn)在已有部分廠家出現(xiàn)短缺，輔材料成本同樣出現(xiàn)上漲，以上因素使得輔材料價格出現(xiàn)上揚，4月下旬膠膜價格仍有上調(diào)計劃。
雖然4月下旬部分國內(nèi)集中式項目計劃開始拉動，但受到高昂價格與疫情影響，本周開動的項目并不多，大基地啟動并無明顯好轉(zhuǎn)，因此本周集中式價格對應(yīng)先前價格維持差不多的水平，單玻大尺寸組件集中式項目仍維穩(wěn)在約每瓦1.83-1.86元人民幣的水平、原先還有在1.82-1.83徘徊的價格現(xiàn)在組件廠家已無能力交付，總體平均約落在每瓦1.85-1.86元人民幣左右的水平，5月新單集中式項目價格基本報價以上看1.88-1.9元人民幣的價位。
而分布式項目本周部分地區(qū)受到物流影響出現(xiàn)停滯、如江浙滬等地區(qū)，其余中低風險地區(qū)尚沒有完全停擺，分布式項目價格約每瓦1.9-1.93元人民幣的水平、平均約落在每瓦1.9元人民幣左右的水平。500W+雙玻主流價格則相差單玻約每瓦2-4分人民幣，價差穩(wěn)定。因此本周仍維持上周水平。評估后續(xù)集中式項目估計5月價格會先小幅上調(diào)至每瓦1.87-1.88元人民幣、分布式維持每瓦1.9+元人民幣的價格。
事實上，從目前制造業(yè)的情況來看，上游漲價并未完全傳導(dǎo)至下游電站投資企業(yè)，參考2021年在多晶硅價格漲至230元/噸時，組件報價超過1.9元/瓦。根據(jù)硅業(yè)分會信息，從1月至今多晶硅漲幅約為8.8%，但組件價格仍然徘徊在1.85元/瓦。從本次報價來看，部分一線企業(yè)的近期報價正逐步上漲至1.87元/瓦附近，目前看來業(yè)主對于1.85元/瓦以上的價格接受度仍然有限?？v覽近期情況，主產(chǎn)業(yè)鏈價格的持續(xù)上漲以及輔材漲價，加之受疫情影響的物流成本上漲，將進一步提高組件的生產(chǎn)成本。
總結(jié)來看，光伏產(chǎn)業(yè)鏈上下游的博弈仍在持續(xù)，價格拐點尚未到來。在目前疫情尚未得到控制之前，原材料短缺、物流上漲等額外因素導(dǎo)致產(chǎn)業(yè)鏈仍未形成有效的反饋機制。
