2020-07-22 08:46:59 新浪财经 　 作者： 邵蔚 理逻  

7月19日，保利协鑫新疆多晶硅工厂因精馏装置问题引发爆炸，目前该工厂已停产，或将影响保利协鑫4.5万吨光伏硅料供给。

中金公司援引行业渠道消息称，这起事故起码影响生产线半个月以上的产能，会减少单月1875吨供给，硅料价格会早于此前预期上涨至80元/kg以上。

受该事件影响，光伏概念股走强。7月20-21日，通威股份(23.090, 1.09, 4.95%)、隆基股份(48.700, 0.97, 2.03%)、中环股份(24.840, 0.00, 0.00%)等一众企业皆有涨幅。美股方面，大全新能源于北京时间21日大涨25.25%，报111.11美元。

从短期供需角度来讲，供给收缩导致价格上升是股价上涨的主要原因。

“从通报结果来看，这次事故损坏情况势必会影响生产，考虑零配件因素，最快也要一周才能复产，如果零配件缺少库存，估计会影响到一个月左右”，一位资深行业人士介绍道，短期来看，硅料价格会超预期上涨。

同时，随着以韩国为代表的外资在逐步退出，并且国内二三线硅料企业普遍不盈利，市场进一步向大公司集中。招商证券(22.310, -1.00, -4.29%)研报显示，预计未来4-5个季度内，硅料的新增有效供给非常有限。

另外，近期新疆疫情无疑会影响多晶硅企业的运输链。据PV InfoLink透露，近期因新疆疫情升温，3家位于新疆的多晶硅企业对外物流运输受阻，最新消息反馈称会延迟一周左右的时间，具体还要看疫情影响的程度。

而从需求端看，随着国内进入20年抢装，下游装机需求持续向好，有望迎来史上最强旺季。

6月28日，国家能源局公布2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果。覆盖15个省份和新疆建设兵团的共434个项目纳入了国家竞价补贴范围，总装机容量25.97GW，占前期申报项目总容量的77.5%，同比增长13.95%。对此，市场人士认为，上述竞价总规模远超市场此前预期的20GW。

同时，根据国家能源局的通知，2020年光伏竞价项目和往年一样，面临时间的约束，所有项目都必须在2020年年底完成并网。这意味着，2020年下半年国内光伏建设将会迎来新的需求增长旺季。

根据全国能源信息平台消息，下游企业投资热情高涨，预期下半年将有超30GW的光伏电站并网，组件需求比并网量应该10%以上。尤其是四季度，将出现大规模抢装。

然而，短期供需不平衡达到极致后，明年光伏市场又将如何演绎?

此前，财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴。

这将意味着，光伏补贴退坡路线进一步明确，2020年或将成为我国光伏电站享受国家补贴的最后一年。

对此，国信证券(13.670, 0.00, 0.00%)认为，补贴下滑未能影响申报热情，表明目前国内不少地区的光伏项目正在逐步摆脱对补贴的依赖，这也是我国光伏产业不断向平价上网时代过渡的应有表现。产业将完成从补贴拉动需求增长向市场化自主发展的转变。

天风证券(7.350, -0.14, -1.87%)也认为，在组件市场竞争进一步激烈的情况下，预计全面平价后需求仍然有保障。政策保持竞价规则不变，进一步释放补贴退坡信号，推动市场向平价上网平稳过渡，光伏行业将持续稳定发展，利好头部企业。

但是，就有业内人士对新浪财经表示了对明年光伏市场景气度不确定性的担忧。

实际上，现阶段光伏发电在用户侧已经实现了平价上网，但在发电侧实现平价仍比较艰难。

首先，在发电侧成本方面，光伏发电与煤电等传统能源相比有明显劣势。据相关数据，2019年国内地面光伏和分布式光伏平均LCOE分别为0.447、0.389元/KWh，而煤电度电成本则相应受国际原油价格影响从今年年初的0.271元/KWh降至4月底的0.230元/KWh，虽在5月份又逐步回升至 0.270元/KWh 的水平，但明显单价低于光伏发电。

其次，“储能标配”成政策约束。早在2017年，青海省发改委便在《2017年度风电开发建设方案》中提出，列入青海省2017年度风电开发建设方案的43个项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模0.33GW。2019年，新疆、山东、西藏、江苏等省(区)也陆续出台了类似政策。

能源杂志王佳丽指出，国家层面政策在于引导和鼓励储能参与新能源并网消纳，但各省政策却将储能作为新能源项目的标配。这说明，在光伏补贴退坡的趋势下，配套储能的成本要由新能源开发企业承担，这对于企业来说无疑是雪上加霜。

中关村(9.640, 0.00, 0.00%)储能产业技术联盟常务副理事长俞振华则认为：“尽管电网企业不应该强制要求新能源企业配储能，但有理由对新能源并网质量提出要求，即不一定非要通过储能技术来解决。而在没有配套的政策和市场机制，以及盈利模式的情况下，简单地由发电企业来承担储能投资的成本显然不合理。”

一位业内人士表示，从电网的角度，并不青睐光伏发电。“电网需要面对用电波峰波谷的问题，因此对光伏等新能源电力的消纳能力有限，20%的新能源用电占比可能是个极限，因此海外以分布式光伏发电为主。”

“配置储能固然会增加电厂投资，但如果不配置储能，每年电量损失可能达到20%。储能在合适的应用场景，随着技术的进步和成本的降低，节省电能的成本预计很快能抵消储能设备的成本。”天能集团智慧能源(4.260, -0.04, -0.93%)事业部副总裁刘晓露说。

因此，在补贴退坡后，一方面“光储结合”是大的行业发展趋势，但另一方面，在发电侧全面铺开“光储结合”，则离平价上网仍有很大的距离，只有进一步大幅降低成本，光伏发电企业才能实现平价状态下的盈利运行。

然而，目前规模效应带来的成本下降已接近极限，想继续降低成本则需要技术研发的进一步突破。

据了解，光伏度电成本下降目前主要着眼于两条路径：扩大硅片尺寸以及提高转化效率。行业龙头企业在这两方面均在进行不断尝试突破。

首先，在大尺寸硅片生产方面，今年6月24日，阿特斯、润阳、中宇、晶澳、晶科、隆基、潞安7家龙头达成战略，发布联合倡议。呼吁建立统一的M10硅片尺寸标准，即182mm×182mm。而早之前，以中环股份为首上下游企业更是选择了210 尺寸。

一位业内专业人士向新浪财经透露，大尺寸平台可以显著降低产业链成本，大硅片带来的产能提升无需增加设备、人力及费用，将有效降低全产业链的成本。

但值得注意的是，大尺寸的硅片无疑会大大增加制造难度，变相的降低良品率，增加硅片制造成本。此外，大直径拉晶会增加硅棒重量，对生产企业的提拉工艺和后续加工处理技术提出更高的要求。

同时大尺寸的适配性，在于部分设备对于大硅片不兼容，如拉晶炉、扩散炉、 PECVD 设备等，使用大尺寸的硅片需要更新设备，也带来一定的成本增长。

相比扩大硅片尺寸，提高转化效率所带来的成本下降则更为明显。

据查，2019年P-PERC单晶电池效率提升至22.3%，N-PERT+TOPCon单晶电池、硅基异质结N型单晶电池平均转换效率分别已经达到22.7%和23.0%。 预计至2025年HIT电池转换效率可提升至25.5%，相比P-PERC电池、N-PERT+TOPCon电池，转换效率高出1.5%、1%。

但是，各家企业目前在新型电池领域仍处于研究探索期，整体规模较小且成本较高，短期内无法进入产能爆发期。一位新能源主题基金的基金经理告诉新浪财经，当前新建产能仍以单晶PERC为主。“这种技术下，规模效应带来的成本下降已接近极限。

上述基金经理还向新浪财经表示，今年股市整体流动性宽松，叠加光伏领域不断有超预期事件发生，市场整体对光伏行业看法积极，也并不担心当前相关公司的估值过高问题，对新能源主题基金认购、申购均十分踊跃。

但是，长期风险因素并没有退散，当股市流动性出现边际恶化，或者投资者出现一定浮亏，就会开始考虑风险，问题也会逐个暴露出来，届时若再叠加一些利空事件，则悲观情绪又会被不断放大，进而造成公司股价大幅波动，这反过来也增加了组合管理的难度。

“本质上，国内光伏行业的规模化效应在全球看遥遥领先，对投资者来说毫无疑问是个优秀的赛道。但是，有相当部分的投资者对短期利好或利空进行过度解读，这不但增加了我们对产品的管理难度，也使得行业内公司的股价波动率上升，进而破坏了其长期投资价值”，该人士向新浪财经坦言。