临近岁末，光伏产业链价格终于不复上半年的强势，出现一轮大跌。中国有色金属工业协会硅业分会21日下午发布的数据显示，最新一周的各型号硅片报价环比跌幅从15.2%至20%不等，创下今年以来的硅片价格跌幅纪录。
硅业分会用“熔断式下跌”来形容本周的硅片价格。分会数据显示，M6单晶硅片（166mm/155μm）价格区间在5-5.1元/片，成交均价降至5.08元/片，周环比跌幅为15.2%；M10单晶硅片（182 mm /150μm）价格区间在5.38-5.5元/片，成交均价降至5.41元/片，周环比跌幅为20%；G12单晶硅片（210 mm/150μm）价格区间在7.16-7.5元/片，成交均价降至7.25元/片，周环比跌幅为18.4%。
据硅业分会有关专家分析，本周跌幅包含前两周降价幅度，根本原因是传导硅料降价。供给方面，一线企业和专业化企业再度降低开工率。一方面企业对上游硅料降价持观望态度，另一方面是为了解决硅片供应过剩造成的库存问题。
“目前，拉晶环节迫近成本线，一线企业依靠渠道、技术、资金等优势仍可维持薄利，部分企业面临亏损风险。因此，后续仍需关注硅料和硅片降价速率。一旦拉晶利润无法覆盖硅料成本的时候，企业将被动大幅降低开工率。长期来看，实则有利于解决产业链供需错配的问题。”上述专家说。
需求方面，全产业链降价也是需求趋弱的反映。具体到电池端，大尺寸电池利润相对丰厚，企业仍维持开工率。目前，主流电池片成交价降低至1.15元/瓦左右，环比下跌15.4%。组件端，远期订单的执行价降至1.72-1.8元/瓦，环比跌幅达10.4%，以执行前期订单为主。海外方面，美国反规避初裁落下帷幕，多家涉及企业纷纷回应称目前基本没有影响，出口维持正常。
此外，本周两家一线企业开工率降至80%和85%。一体化企业开工率维持在70%-80%之间，其余企业开工率降至60%-70%之间。据统计，11月份新增光伏装机量为7.47吉瓦，环比增加32.4%。硅片出口量为3.07吉瓦，环比增加3.15%，其中单晶硅片出口2.85吉瓦，占比在92.8%，多晶硅片出口量0.22吉瓦。
对此，一位券商电新分析师表示，10月末开始，硅片产能超配带动价格下跌，光伏产业链上游进入降价通道。在此情况下，利润有望向运营商一侧传导，在组件价格下滑及配储成本抬升的双重因素作用下，新能源运营商的盈利能力变化引起市场的广泛关注。
他表示，随着光伏产业链上游进入降价通道，组件价格也表现出明显下行的趋势，运营商采购成本有所降低。目前组件企业对外报价大部分维持在1.85元/瓦左右。同时，硅料产能今年四季度进入批量投产期，伴随其产量逐步增长，光伏产业链有望走出持续性降价行情。
另一方面，新能源配储压力此前制约了运营商盈利提升，但光伏产业链价格下降后有望抵消配储成本。
目前，多个省份已明确提出新能源配储要求，导致新能源投资成本项增加，而运营商可通过自建或租赁方式满足配储要求。其中，自建模式下，当配储比例为10％时，风电、光伏运营商自建储能电站初始投资将分别增加5.5％-7.6％、7.6％-10.5％。在容量租赁模式下，山东、河南、广西、山西等多个省份陆续出台储能容量租赁相关政策，在功率口径下，其租赁费用大多处于每年300-400元/千瓦之间。
而据上述分析师测算，组件价格到1.7元/瓦以下或对配储成本产生较明显抵消作用。其中，在不配置储能的情况下，伴随组件价格下行，光伏电站资本金IRR（内部收益率）出现明显改善。组件价格每下降0.05元/瓦，资本金IRR提高0.3％-0.5％。在配置储能的情况下，伴随组件价格下行，光伏电站资本金IRR改善幅度受到一定抑制，组件价格每下降0.05元/瓦，资本金IRR提高0.3％-0.4％。综合来看，当组件价格跌至1.7元/瓦以下时，能够逐渐对配储所带来的成本压力产生较为明显的抵消作用。
“在光伏上游正式进入降价通道后，运营商主动加大集采规模、提出限价政策以压降组件采购成本，光伏装机有望放量，并带动新能源运营商规模快速扩张。”该专家说。
