[研讯]光伏近期变化和排产情况

Q：近期多晶硅市场的行情和减产情况是怎样的？

A：近期多晶硅市场上，11月份预计会出现明显减产动作，从10月份的13.2万吨降至约11.5万吨，降幅超过一万多吨。这次减产主要由几家头部企业导致，尤其是四川的一家企业，可能带来近一万多吨的减量。减产原因并非直接与近期的供给侧改革会议有关，而是由于风枯水期的转变以及行业会议前川边地区整体减产计划的影响。

Q：12月份多晶硅的产量预计会怎样变化？

A：在11月份的基础上，该企业可能会再减产2万吨，使得12月份行业内的多晶硅产量降至9万吨左右。此外，新疆的一家企业内蒙基地本月也会进行减产，减少2000至3000吨的产量，还有一家小企业预计将减少1000多吨产量。

Q：目前多晶硅的签单情况如何？

A：目前，多晶硅11月新一轮的签单谈判正在进行中，但尚未有代表性的订单签订。市场普遍预期即使有减产，也会有降价现象，目前降价幅度大约为一两块钱。上周有一家三线企业签订了几千吨的订单，成交价格在35-36元左右，预计本月的通威、大全、新特等头部企业的签单价格可能在39-40元左右。

Q：多晶硅库存状况怎样？

A：目前多晶硅库存相对较高，已经来到二十五六万吨的水平，厂家库存也升至10万吨左右。其中，部分头部企业因前期低价签单策略，库存较低，难以快速调整报价。因此，每家企业的11月份产销量和签单策略可能会有所变化，尤其是库存较低的企业可能会采取托底价格的策略。

Q：硅片市场的排产预期和价格表现如何？

A：十月份硅片排产预期原本较高，但由于部分一体化企业停产，加上几家大型企业商定抱团减产，最终十月份实际排产约为46到47G瓦，与上月持平。11月减产将进一步加剧，预计产量降至44甚至43G瓦。由于减产影响，硅片价格企稳并有所回升，例如183硅片价格稳定在1元/片，而210R硅片价格稳定在1.2元/片。随着下游需求回暖，特别是183系列硅片需求集中释放，预计11月份硅片价格将得到支撑。

Q：硅片库存及未来排产情况如何？

A：目前硅片库存大约在44到45亿片，相比近期高点下降超过10%，头部企业的去库速度较快，尽管整体压力仍然较大，但相比之前已显著减轻。老尺寸或含氧偏高的硅片通过打折出售，压力相对较小。硅片价格持稳，后续排产方面，国内10月份的硅片电池片实际排产约为49G瓦到50G瓦，11月份预计保持环比持平态势，变动不会太大。

Q：目前电池片的库存水平是怎样的情况？近期组件价格是否真的有所上涨，并且是否遵守了不低于0.68元的价格约定？

A：目前电池片的库存水平在前期出现了一定的下降，大约经历了从小幅下降到半个月左右库存水平的过程。这主要是由于下游组件需求增加导致采购需求上升。组件价格确实出现了小幅上涨，包括企业报价和经销商报价都有所提高，涨幅在一分到三分钱之间。但需要注意的是，这个报价更多对应的是分布式或经销商的及时报价，而对于集中交付的组件价格，目前尚未得到明确的上涨体现，仍维持在0.61元多的价格水平。中节能的招标价格并不能作为市场价格参考，因为该企业有自己的组件产能。

Q：对于后续组件排产情况，尤其是11月份的预期值是怎样的？

A：十月份组件的实际排产值为51.9G瓦，环比有所下降，但与电池片去库趋势相印证。对于11月份的预期值，大多数企业预计会持平或略有下降，但有特殊情况，如top one企业预计环比增加一个多G瓦，而常州某企业则因需求不好和库存过高计划减产。即使考虑到top one企业的增产，11月份的整体预期排产仍然会小幅下降，大约减少0.9G瓦。

Q：针对供给侧调整政策，其目的和措施目前了解的情况如何？

A：目前了解到的政策方向是建立供应链体系，包括硅料企业抱团减产等组合拳措施。对于具体的减产方案，尚未确定是采用配额限制还是能耗限制，且各环节都有可能进行不同程度的减产。与2021年相比，此次调整可能会更加谨慎，不会一味追求速度，而是从整个产业链角度考虑，并非仅针对某一环节进行削减。至于下游限产模式，目前尚无统一明确的方向，但有提到建立供应链体系和可能调整的一体化模式。

Q：在推行供给侧改革机制过程中，您对其执行力有何看法？

A：执行力上可能存在信心不足的问题，因为仅靠一次会议或短期约定可能无法解决根本问题，需要建立长效的市场调节机制，并观察各产业链环节执行效果是否一致。

Q：对于颗粒硅是否可以替代棒状硅，您有什么技术上的看法？

A：短期内，我认为颗粒硅无法完全取代棒状硅，目前存在的问题包括质量与轻俏性方面的挑战。不过，在特定情况下，如追求成本优先时，企业可能会选择使用颗粒硅。

Q：在本轮供给侧改革中，颗粒硅的地位是占优还是占劣？

A：以目前的情况来看，由于颗粒硅的能耗较低，从规则角度看，它在供给侧改革中是占优的。然而，对于是否会遭受强制减产等手段，目前尚不清楚。

Q：关于供给侧改革政策执行层面的问题，是由协会组织产业公司还是政府主管部门出台措施？

A：执行层面更多是由协会组织产业公司进行约定，国家层面目前没有直接出手的迹象，更多采取更立体、更温和的手段。

Q：在制定多晶硅行业价格合理性的过程中，协会尝试建立的定价机制为何未能成功？

A：去年尝试建立的定价机制因缺乏企业主动参与而告失败，即使今年上半年有所尝试，仍未能实现有效价格控制。最近的一次讨论聚焦于数据收集处理以及可能建立接入系统的方案。

Q：在供应链体系中，一体化工企业如何进行协同采买，以及近期行业内的减产抱团行动是怎样的情况？

A：一体化工企业在供应链体系内发挥了协调作用，尤其在组件、电池、硅片等环节存在协同采买的现象。最近，苏州融创召开的会议商讨了初步的抱团减产动作，主要是针对硅片，部分头部组件企业也参与其中。随后在北京召开的会议中，多家企业进一步讨论了协同配产事宜，这显示出可能形成一个立体的动作组合拳，旨在让各个环节保持平衡，避免顾此失彼，并且淘汰过程不会过于一刀切。

Q：针对最近讨论的0.68组件价格政策及直接限定产能利用率、开工率等供给侧改革政策，您如何看待其执行性？

A：对于0.68组件价格政策，虽然具有一定执行力，但如果一刀切地强制执行，可能对行业造成失败影响。因为该政策忽略了产业链其他环节，仅关注组件层面，且在实际操作中存在利益复杂性和市场机制制约。而对于直接限定产能利用率、开工率等政策，我认为其执行可执行性较低，难以有效管控和协调各环节复杂情况。

Q：限价政策（如0.68元/瓦）在执行上是否存在困难？以及政府在光伏行业调控时如何平衡各方利益？

A：限价政策在执行上也有不可行之处，因为光伏企业为了追求利润最大化，可能会在极端情况下报出更低的价格，导致难以取舍。此外，政府在参与光伏行业调控时，需要建立有效的监督执行和惩罚措施，以确保政策能够得到切实执行。虽然政府不会直接对超产进行罚款，但可以通过能耗限制等方式进行间接调控，但对于更具体的惩罚措施尚不明确，后续还需进一步观察和调整。

Q：如何看待未来两年国内光伏装机需求？

A：预计今年全球光伏装机需求向好，但国内装机需求相对保守，预计今年约为230-240 GW，明年可能会降至220 GW左右，主要受到分布式光伏装机量减少约8%的影响。而美国的关税政策对组件排产有一定实质性影响，尤其是对小尺寸组件的出口有所限制。

Q：目前电池组件行业的出清情况以及二三线企业的生存状况如何？

A：当前，尤其是三线电池组件企业生存状况较差，多数企业处于停产、代工或停工卖库存的状态，生存环境堪忧。

Q：那组件环节的成本差距呢？

A：单组件环节的行业平均水平的非硅成本大约在0.43元，而头部企业的非硅成本极限可以做到0.35元左右。

Q：在硅料环节，大家认为合理的成本水平是多少？

A：对于硅料环节，如果计算其完全成本（不算折旧），行业内认为相对合理的成本应该在46-47元左右。

Q：目前硅片、电池片和组件的成本情况大致如何？

A：在硅片环节，假设硅料价格为45元/公斤，硅片的成本大约在1.25元到1.3元之间。电池片的成本则大约在0.35元左右；组件的价格包含税项，在0.8元左右。这些成本会随着上游硅料价格的变化而有所变动。

Q：同一个环节中，头部、中部和尾部厂商的成本差距能有多大？

A：在硅片环节，头部厂商的单瓦非硅成本在0.048至0.05元之间，而行业平均水平或末尾水平则在0.053至0.055元左右。电池片的非硅成本，行业平均水平约为0.175元，先进水平可以做到0.165元左右；组件环节的行业总成本在0.43元左右，头部企业的非硅成本可以达到0.41元左右。

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