2013年，以国家频繁出台的各类行业激励政策为背景，中国的光伏产业也初现回暖迹象。
8月30日，国家发改委价格司正式公布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，明确对光伏电站实行分区域的标杆上网电价政策，实行按照发电量进行电价补贴政策，补贴标准为每千瓦时0.42元。
以此为开端，上游多晶硅原料的价格也相应上涨。两个月来，国内多晶硅市场价格从12万元/吨上涨至每吨超过13万元，涨幅近10%。一方面，由于通知中对补贴的执行时间有所限定，企业只有在年底前将项目上马才能得到补贴，故而使光伏组件市场的需求增加，多晶硅消耗加大；另一方面，对于绝大多数企业来说，开工相对于停产而言，在行业形势有所扭转、前景可期的情况下，在某种程度上反而能使成本有所下降；更加重要的是，能够依托所在地丰富能源优势和低廉电力成本的企业，在此轮竞争中，将赢得更大且更持久的价格优势。
复产潮与代工潮
近年来，我国光伏行业经历了从繁荣到萧条，如今又再度迈入复苏轨道，中国有色金属工业协会硅业分会提供的市场数据显示，截至今年三季度末，宣布复产的企业一共有10家，其中包括中硅高科、南玻A、陕西天宏等规模企业。而特变电工、四川瑞能、昆明冶研等企业的开工率都已近半，而亚洲硅业等企业则已实现满产。据统计，2013年第三季度，国内多晶硅产量为2.1万吨，环比上季度产量增长14.3%，其中江苏中能的产量占国内总产量的63%。
另外，三季度进口多晶硅量约为1.8万吨，也就是说总供应量达到3.9万吨。而三季度晶硅电池片的产量约为6.5万吨，约消耗多晶硅3.9万吨。从这组数据可以看出，三季度多晶硅供需基本平衡。
但是，相对于8月到9月的大幅度价格变化，进入10月以后，多晶硅涨势又逐渐趋于迟缓。也就是说，对未来良性的市场预期经过一段时间消化以后，也已逐步回归理性和现实。此外，对美韩多晶硅征收税率之后，对国内市场所造成的利好，也被加工贸易冲淡。9月多晶硅进口量环比增加41%至7515吨，也到达2013年内峰值，其中重要原因是，来自三大出口国以加工贸易方式进口的多晶硅占比增加至近80%。中国有色金属工业协会硅业分会数据显示，美国进口多晶硅中超过99%采用此方式。正如行业专家所言，只有将多晶硅列入加工类禁止项目，才能排除此间漏洞，使“双反”的作用得到最大化发挥。
开工率与现金流
国内大规模光伏组件厂商的开工率也稳步上升。保利协鑫执行董事、执行总裁舒桦表示，光伏企业在经历了严酷寒冬之后，目前回暖迹象明显。
以9月份为例，国内一线企业还出现了主流产品供不应求的情况，产能利用率超80%，有的已经满产。据统计，目前国内市场排名前13位的组件厂商的国内出货比率已超过70%，海外出口额超过65%。一线组件厂出货量达11吉瓦，同比增长近40%。
市场研究机构Solarzoom发布的分析报告称，由于需求量高企，部分企业订单已经排至年底，个别企业已锁定明年一季度的订单。很多组件厂11月和12月份的订单已明显出现产能缺口。
业内人士预测，在四季度电站抢装潮带动之下，众多大型组件商满负荷生产，甚至部分出现产能缺口，供给不足，组件销售异常火爆。中国可再生能源学会副理事长孟宪淦表示，2014年，我国西部地区的上网电价将下降至0.9元/千瓦时，企业纷纷希望能在年底前将电站建设完成，抢装潮带动下游需求迅速增加，直接反应在组件企业的销售火爆和出货量增加，“大部分有望在第四季度扭亏”。
孟宪淦指出，经过整合后，目前产业集中度已经较高。此轮出现的组件供给不足，偏向指大型组件商。光伏电站需要运行20年，并且是按照发电量进行补贴，电站运营商因此更趋向于选择大品牌的组件。
中电光伏人士透露，该公司订单已排到年底，目前正在全力确保国内供货。晶科能源高管表示，国内的光伏组件现在付款条件也有优惠。“晶科因为和中电投、中广核合作关系较好，能拿到八成的回款，一线企业一般在只能拿到三到四成的回款。”据悉，一线厂商的价格还是在4.2~4.4元/瓦的水平，部分厂商也能达到4.5元/瓦，预计四季度到明年初组件价格仍保持在这个水平上。
事实上，对于大部分组件企业而言，现金流所带来的困扰仍然存在——在价格竞争过程中，虽然企业生产成本伴随技术发展有所降低，但空间已经非常有限，这对盈利能力造成直接的影响。
抢装易消纳难
根据国家发改委要求，在9月1日前已获得核准的光伏电站，需在2013年12月31日前建成且并入电网，才可以享受1元/千瓦时的上网电站；9月1日后备案核准，以及9月1日前备案核准但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目，将适用新的标杆上网电价。
为了得到电价优惠，目前青海、宁夏、甘肃等地掀起了新一轮光伏电站建设热潮。仅在新疆境内，就有多达110个、总容量为1.2吉瓦的光伏地面电站在抢装，“由于时间紧任务重，甚至连安装工人的人工成本都上调了20%~30%左右。”Solarbuzz分析师预测，下半年光伏电站建设势头很猛，估计可能超过5吉瓦，甚至更多。
但是，行业人士对此表示担忧：虽然增值税减半、土地优惠等一系列政策出台，西部地区大型地面电站的内部收益率目前已近14%，利益驱动下，呈现出如火如荼的建设局面，而在其背后，则是对并网能力的更高要求。以新疆为例，1.2吉瓦的新增安装量，实际上已经相当于今年上半年全国安装量的三分之一。这些项目即使都建成并网，受制于电网容量问题，最终将面临80多个难以投入运营的窘境。
而且，仅就地并网消纳而言，我国可开发的水力和煤炭资源绝大多数分布在西部，可经济发达城市和重要工业基地都在东部、中部，西部自身对能源消耗较少，水电已经无法全部消纳，对光伏发电的需求究竟有多大，值得进一步探讨。论及西电东输，由于其建设周期长，投资巨大，且需要国家统一规划调配，对电站投资商而言并非最快捷的盈利途径。
当前，西部光伏发电的情况是，一方面，部分电站尚未并网，另一方面，即使并网了也不能实现足额发电，许多都被要求隔天发电，弃光现象非常严重。也正是因为如此，在新政频出的光伏利好期里，国家电网承诺，全额收购富余电力，6兆瓦以下免收接入费用，免收系统备用费用，接入公共电网的接网工程全部由电网承担。这些政策对西部的大型集中式地面光伏电站均不适用，直接利好分布式发电。或许，这才是未来中国光伏产业发展的真正方向。
8月30日，国家发改委价格司正式公布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，明确对光伏电站实行分区域的标杆上网电价政策，实行按照发电量进行电价补贴政策，补贴标准为每千瓦时0.42元。
以此为开端，上游多晶硅原料的价格也相应上涨。两个月来，国内多晶硅市场价格从12万元/吨上涨至每吨超过13万元，涨幅近10%。一方面，由于通知中对补贴的执行时间有所限定，企业只有在年底前将项目上马才能得到补贴，故而使光伏组件市场的需求增加，多晶硅消耗加大；另一方面，对于绝大多数企业来说，开工相对于停产而言，在行业形势有所扭转、前景可期的情况下，在某种程度上反而能使成本有所下降；更加重要的是，能够依托所在地丰富能源优势和低廉电力成本的企业，在此轮竞争中，将赢得更大且更持久的价格优势。
复产潮与代工潮
近年来，我国光伏行业经历了从繁荣到萧条，如今又再度迈入复苏轨道，中国有色金属工业协会硅业分会提供的市场数据显示，截至今年三季度末，宣布复产的企业一共有10家，其中包括中硅高科、南玻A、陕西天宏等规模企业。而特变电工、四川瑞能、昆明冶研等企业的开工率都已近半，而亚洲硅业等企业则已实现满产。据统计，2013年第三季度，国内多晶硅产量为2.1万吨，环比上季度产量增长14.3%，其中江苏中能的产量占国内总产量的63%。
另外，三季度进口多晶硅量约为1.8万吨，也就是说总供应量达到3.9万吨。而三季度晶硅电池片的产量约为6.5万吨，约消耗多晶硅3.9万吨。从这组数据可以看出，三季度多晶硅供需基本平衡。
但是，相对于8月到9月的大幅度价格变化，进入10月以后，多晶硅涨势又逐渐趋于迟缓。也就是说，对未来良性的市场预期经过一段时间消化以后，也已逐步回归理性和现实。此外，对美韩多晶硅征收税率之后，对国内市场所造成的利好，也被加工贸易冲淡。9月多晶硅进口量环比增加41%至7515吨，也到达2013年内峰值，其中重要原因是，来自三大出口国以加工贸易方式进口的多晶硅占比增加至近80%。中国有色金属工业协会硅业分会数据显示，美国进口多晶硅中超过99%采用此方式。正如行业专家所言，只有将多晶硅列入加工类禁止项目，才能排除此间漏洞，使“双反”的作用得到最大化发挥。
开工率与现金流
国内大规模光伏组件厂商的开工率也稳步上升。保利协鑫执行董事、执行总裁舒桦表示，光伏企业在经历了严酷寒冬之后，目前回暖迹象明显。
以9月份为例，国内一线企业还出现了主流产品供不应求的情况，产能利用率超80%，有的已经满产。据统计，目前国内市场排名前13位的组件厂商的国内出货比率已超过70%，海外出口额超过65%。一线组件厂出货量达11吉瓦，同比增长近40%。
市场研究机构Solarzoom发布的分析报告称，由于需求量高企，部分企业订单已经排至年底，个别企业已锁定明年一季度的订单。很多组件厂11月和12月份的订单已明显出现产能缺口。
业内人士预测，在四季度电站抢装潮带动之下，众多大型组件商满负荷生产，甚至部分出现产能缺口，供给不足，组件销售异常火爆。中国可再生能源学会副理事长孟宪淦表示，2014年，我国西部地区的上网电价将下降至0.9元/千瓦时，企业纷纷希望能在年底前将电站建设完成，抢装潮带动下游需求迅速增加，直接反应在组件企业的销售火爆和出货量增加，“大部分有望在第四季度扭亏”。
孟宪淦指出，经过整合后，目前产业集中度已经较高。此轮出现的组件供给不足，偏向指大型组件商。光伏电站需要运行20年，并且是按照发电量进行补贴，电站运营商因此更趋向于选择大品牌的组件。
中电光伏人士透露，该公司订单已排到年底，目前正在全力确保国内供货。晶科能源高管表示，国内的光伏组件现在付款条件也有优惠。“晶科因为和中电投、中广核合作关系较好，能拿到八成的回款，一线企业一般在只能拿到三到四成的回款。”据悉，一线厂商的价格还是在4.2~4.4元/瓦的水平，部分厂商也能达到4.5元/瓦，预计四季度到明年初组件价格仍保持在这个水平上。
事实上，对于大部分组件企业而言，现金流所带来的困扰仍然存在——在价格竞争过程中，虽然企业生产成本伴随技术发展有所降低，但空间已经非常有限，这对盈利能力造成直接的影响。
抢装易消纳难
根据国家发改委要求，在9月1日前已获得核准的光伏电站，需在2013年12月31日前建成且并入电网，才可以享受1元/千瓦时的上网电站；9月1日后备案核准，以及9月1日前备案核准但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目，将适用新的标杆上网电价。
为了得到电价优惠，目前青海、宁夏、甘肃等地掀起了新一轮光伏电站建设热潮。仅在新疆境内，就有多达110个、总容量为1.2吉瓦的光伏地面电站在抢装，“由于时间紧任务重，甚至连安装工人的人工成本都上调了20%~30%左右。”Solarbuzz分析师预测，下半年光伏电站建设势头很猛，估计可能超过5吉瓦，甚至更多。
但是，行业人士对此表示担忧：虽然增值税减半、土地优惠等一系列政策出台，西部地区大型地面电站的内部收益率目前已近14%，利益驱动下，呈现出如火如荼的建设局面，而在其背后，则是对并网能力的更高要求。以新疆为例，1.2吉瓦的新增安装量，实际上已经相当于今年上半年全国安装量的三分之一。这些项目即使都建成并网，受制于电网容量问题，最终将面临80多个难以投入运营的窘境。
而且，仅就地并网消纳而言，我国可开发的水力和煤炭资源绝大多数分布在西部，可经济发达城市和重要工业基地都在东部、中部，西部自身对能源消耗较少，水电已经无法全部消纳，对光伏发电的需求究竟有多大，值得进一步探讨。论及西电东输，由于其建设周期长，投资巨大，且需要国家统一规划调配，对电站投资商而言并非最快捷的盈利途径。
当前，西部光伏发电的情况是，一方面，部分电站尚未并网，另一方面，即使并网了也不能实现足额发电，许多都被要求隔天发电，弃光现象非常严重。也正是因为如此，在新政频出的光伏利好期里，国家电网承诺，全额收购富余电力，6兆瓦以下免收接入费用，免收系统备用费用，接入公共电网的接网工程全部由电网承担。这些政策对西部的大型集中式地面光伏电站均不适用，直接利好分布式发电。或许，这才是未来中国光伏产业发展的真正方向。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201311/08/44122.html
