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【中金公司】光伏系列:歐洲光伏需求迎來加速度

日期:2022年5月6日 上午10:54

電價提升顯著,看好今明年歐洲成為全球光伏需求亮點

 

集中式:政府招標電價平穩+企業PPA電價上調+批發電價提高,共同推動地面光伏回報率和需求上行

 

天然氣在歐洲電力系統中起支柱地位,天然氣漲價帶動歐洲批發電價上漲

 

與國內不同,天然氣在歐洲電力系統中起到支柱地位,決定了歐洲大多數國家的批發電價。2012~2020年,天然氣占到歐洲全部發電量的17~18%(對比中國,這一比例僅3%)。2020年末以來,歐盟碳交易啟動第四階段(年減排量目標由2008~12年平均排放量的1.74%收緊至2.2%)疊加碳邊境稅出臺預期(2021年3月歐洲議會首次投票通過支持設立“碳邊界調整機制”),帶動2021年碳配額價格年內連續上漲146%,加速了電力機組的煤轉氣(coal-to-gas switch)進程,2021年天然氣占到歐洲全部發電量的比重進一步提升至19%,在各國占到7%(法國)~31%(英國)不等。因此,去年以來天然氣價格的持續上漲對歐洲電價產生影響:

 

  歐洲的批發電力市場採用邊際機組定價方式,天然氣或者煤電往往作為邊際出清機組決定了市場的成交電價[1]歐洲批發電力市場採用“邊際機組定價”方式,對於給定的時間區間,基於期間內發電機組的報價(一般機組基於其邊際運行成本進行報價),由低到高排序對機組進行依次調度,直至最後一單位機組滿足最後一單位的需求。在歐洲,一般而言最後一單位的機組是邊際成本更高的煤電或者氣電,其報價決定了該時期內所有被調度的發電機組享受的電價、也即批發電力市場的交易電價。以德國為例,我們簡化了德國電源結構的成本曲線,可見2H21電源度電成本(LCOE)由低到高依次為光伏、陸上風電、海上風電、煤電、氣電,去年在德國發電量中的占比分別8%、16%、4%、28%、24%(由於資料可得性,我們此處用LCOE近似邊際成本,邊際成本與LCOE的差異主要來自利息支付),氣電是德國邊際成本最高的能源形式之一。

 

  因此,2021年以來的天然氣漲價顯著抬高了歐洲大部分國家的批發電力市場交易電價。我們跟蹤歐洲重點地區包括德國、法國、英國、西班牙等地的批發電力市場日前基荷電價,與歐洲天然氣期貨價格對比,可以看到強相關性,天然氣價格的波動很大程度上影響甚至決定了電價的波動:截至2022年3月24日,歐洲天然氣價格同比增長了498%,同期德國、法國、英國、西班牙的批發電力市場日前基荷電價同比增長了340%、344%、320%、307%。其中,值得注意的是法國雖然僅7%的電力來自天然氣(81%來自核電),但由於在電力批發市場中,氣電的邊際成本高於核電,因此法國電價依舊與氣價強相關。此外,儘管北歐三國(丹麥、芬蘭、瑞典)電力結構中水電占比更高、氣電占比在20%以內,但由於電網互聯互通,德國電價上漲對丹麥、瑞典產生連帶影響,如丹麥批發電價同期也錄得了266%的上漲;僅芬蘭由於接近60%的電力來自風電,煤電氣電占比不到15%,同期電價上漲幅度僅32%。儘管歐洲各國的電力結構無法一概而論,但由於各國電網的聯通、以及氣電邊際定價的電力市場交易模式,歐洲各國2021年以來批發電價都受到了天然氣漲價的影響。

 

歐洲批發電價的上漲直接/間接提升了地面光伏項目的回報率和成本耐受力

 

我們看到歐洲各國對於光伏電站項目全投資回報率的要求大概在5.0%~7.5%之間,光伏項目回報率的核心影響因素包括上網電價、系統成本、貸款利率。去年以來,歐洲批發電價上漲帶動了政府光伏招標電價的普遍企穩和在個別市場的提升(一年期變動-4%~+29%)、各國光伏市場化PPA電價的顯著抬高(一年期變動0%~+54%)、以及光伏電站開發商向批發電力市場銷售電力的風險偏好提升(市場電比例提高20ppt,市場電價格一般為固定電價的1~5倍)。我們基於標準光伏收益率模型測算,專案電價每上漲1%,全投資回報率上升~1ppt,若考慮全投資回報率不變,電站開發商可以接受元件成本提高4%1美分/瓦。我們看好光伏電站收入端電價的上漲覆蓋成本端原材料漲價的壓力、並帶動後續歐洲地面光伏電站的加速建設。

 

我們總結來看,歐洲光伏地面專案有三種專案模式,對應不同的專案電量、電價確定方式

 

政府可再生能源拍賣/招標: 電價在多數市場企穩,在西班牙大幅提升。1Q21-4Q21期間,西班牙、義大利、德國、法國政府光伏招標專案的電價分別變動了+29%/+0%/-1%/-4%,2021年以來招標電價均出現了止跌的跡象。其中,西班牙地區光伏中標電價出現顯著上漲但仍遠低於批發電力市場電價(2021年10月倫次中標電價31.65歐元/兆瓦時,同期批發電價在200歐元/兆瓦時以上),顯示出當前光伏長期電價上漲具備相當可觀的安全邊際。

 

企業長期購電協議(PPA: 電價自3Q21以來連續調漲,印證我們此前觀點[2]2020年開始,由於光伏成本不斷下降且電價不斷上升,互聯網企業(如亞馬遜、穀歌)新能源訴求增強等,PPA電價模式在歐洲興起,每年開發規模從過去的百兆瓦躍升至3-4吉瓦/年,我們預計這一商業模式未來將在歐洲新增地面光伏項目中佔據一席之地(協力廠商機構預期PPA模式的專案未來有望占到總開發量的25%[3])。LevelTenEnegy平臺上統計的歐洲各國光伏PPA投標電價(取25%分位數)在1Q21-1Q22期間顯著上漲[4]丹麥、波蘭、德國、英國、義大利、瑞典、荷蘭、西班牙分別+61%/+43%/+26%/+25%/+23%/+21%/+16%/+12%。究其原因:1)需求端,批發電價上漲抬高了電站開發商對於PPA電價的預期(若PPA電價不夠有吸引力,開發商可以選擇售入批發電力市場獲取更高利潤),同時也使得企業對更便宜、價格更穩定的新能源電力需求提升;2)供給端,元件等原材料投資成本上漲期望通過電價傳導(這一點是歐洲75%的光伏開發商認為投標價格調漲的主要驅動因素之一[5]),此外歐洲各國冗長的地面光伏專案審批流程亦使得並網節點明確的開發中後期專案的供給更為稀缺,供小於求更為明顯;3)價格錨定方面,正如我們此前多次強調,傳統能源漲價持續超預期,協力廠商機構于2022年初時曾預期2022年開始PPA價格會止漲企穩[6],但俄烏衝突的加速增長使得傳統能源價格再次上行,扭轉了行業此前對PPA價格下降的預期。

 

  批發市場交易: 電價提升帶動光伏項目風險偏好改善。Solaria[7]預期2022-23年現貨電價保持高於歷史的水準,並計畫提高向批發電力市場出售的電力比例,公司過去執行90%電價由PPA鎖定、10%開放給現貨電力市場交易的電力銷售模式,2022年開始這個比例變為70%、30%,我們看好批發電力市場高電價加速存量光伏電站的建設意願,和新項目開發的買賣雙方意願。

 

預期天然氣、碳配額價格兩年內帶動批發電價維持歷史高位,光伏吸引力增強

 

短期來看,根據世界銀行、國際貨幣組織等機構預測,預期2022-23年歐洲天然氣價格將會維持在高於歷史水準,世界銀行於2021年10月就預計,2022、2023、2024年歐洲天然氣價格12.6$/MMBtu、9.2$/MMBtu、8.94$/MMBtu,較2020年(過去5年歐洲天然氣價格低點)高出289%、184%、176%;較2018年(過去5年歐洲天然氣價格高點)高出64%、20%、16%。國際貨幣組織預計較世界銀行略保守,但同樣認為2022、2023年歐洲天然氣價格降維持較歷史水準更高。對天然氣價格的高預期也已拉動歐洲不僅僅是批發電力市場現貨價格上調,一年期期貨、兩年期期貨、三年期期貨價格均出現了不同幅度提升,我們認為中長期電價預測的上調更加支持新能源長期電價協定價格的走高。

 

長期來看,歐洲推行碳減排、碳市場目標堅定,拉高傳統能源供電成本。目前,歐盟碳交易成本為約80歐元/噸二氧化碳,2021年至今歐盟碳價已經翻倍。根據路透社調查[8],市場分析員預期2022/23/24年歐盟平均碳價84.14、91.71、94.11歐元/噸(2021年平均為53.41),將持續走高,主要基於多方原因[9]1)天然氣高價下部分電力機組出現氣轉煤現象,煤電度電碳排為氣電的一倍,從而拉高了的電力系統對碳配額的需求;2)歐盟碳邊境調節稅將於2023年1月1日正式實施(其中2023-2025為過渡期),航運行業/航空行業的碳排放將於2023/24年陸續納入歐盟碳交易覆蓋範圍,預期對碳配額需求將進一步走高。截至20223月,我們估算歐洲傳統電源的碳配額成本穩定在氣電~10歐元/兆瓦時、煤電20歐元/兆瓦時,這一數額在當前的高批發電價背景下可能並不顯著,但當2023-24年後電價回歸到2019年的正常水準(40-50歐元/兆瓦時)後,其對傳統能源與新能源成本的差異放大作用就會至關重要,長期提升新能源電力的吸引力。

 

分散式:零售電價傳導批發電價上漲,戶用光儲加速平價打開需求空間

 

批發電價占零售電價30%,成本上漲傳導週期在1~24個月不等

 

批發電力市場的電價成本是歐洲零售電價的重要組成部分。歐洲零售電價一般由三部分構成,包括:1)能源費用:包括發電成本,電力企業利潤,系統平衡成本,電錶成本,以及電力企業轉嫁給下游的碳配額成本;2)電網費用:包括輸電及配電費用,以及電網輔助服務成本;3)各項稅收:包括以增值稅和可再生能源附加費為主,其他各類政府徵稅條目為輔。以2021年為例,歐盟27國的居民零售電價構成中能源費用、電網費用、各項稅收分別占比33%、39%、28%;歐盟27國的小型工商業電價構成中能源費用、電網費用、各項稅收分別占比34%、26%、40%。三項費用中,2)電網費用和3)各項稅收一般為固定費用分攤到每度電上,而1)能源費用跟隨批發電價,波動幅度更大、波動頻率更高。

 

過去一年在批發電價大幅上漲背景下,各國零售電價上漲幅度不一,主要由於歐盟各國對於電價的調整頻率、定價機制、市場競爭程度、行政干預力度不同。歐盟委員會針對2015~2021年歐洲各國零售電價和批發電價進行對比分析[10],結論來看:1)西班牙、丹麥、瑞典、愛沙尼亞、比利時的零售電價對批發電價的傳導最為相關和及時(相關係數0.8~0.9;傳導速度在0~1個月以內);2)羅馬尼亞、荷蘭、芬蘭、義大利、拉脫維亞、奧地利、希臘、捷克的相關係數次之(0.6~0.8),傳導速度同樣在0~1個月以內;3)馬爾他、波蘭、保加利亞相關係數也落在0.7~0.8的較高範圍內,但電價傳導需要1~2年,目前零售電價或尚未顯著體現批發電價變化;4)德國、法國零售電力供應商對於批發電價會通過期貨合約進行風險對沖,且存在固定電價合同形式,因此零售電價和批發電價的相關性偏弱、傳導週期偏長。

 

電價上漲帶動歐洲光儲系統加速平價

 

批發電價上漲對歐洲絕大多數國家居民零售電價造成了顯著影響。2022年2月同比來看,1)6個國家居民零售電價同比上漲幅度超過50%,截至2020年這些國家占到全歐分散式新增裝機/累計裝機的38%/40%,2018-20年分散式裝機CAGR為56%;2)7個國家居民零售電價同比上漲幅度在25%~50%,截至2020年這些國家占到全歐分散式新增裝機/累計裝機的6%/5%,2018-20年分散式裝機CAGR為37%;3)14個國家居民零售電價同比上漲幅度在0~25%,截至2020年這些國家占到全歐分散式新增裝機/累計裝機的40%/51%,2018-20年分散式裝機CAGR為38%;4)其餘6個國家居民零售電價同比持平/負增長,截至2020年這些國家占到全歐分散式新增裝機/累計裝機的15%/4%,2018-20年分散式裝機CAGR為194%。

 

對比電價上漲幅度、裝機占比和裝機增速,可以看到過去歐洲發展最快的分散式市場並不是從電價/回報率等經濟性角度來看最好的市場,而是政策環境更好的區域。隨著電價的上漲,我們認為高回報率市場的空間有望進一步打開,為歐洲分散式裝機帶來加速度,推動市場多點開花。

 

電價上漲帶動歐洲分散式光儲系統加速平價。我們根據專案回報率模型對於歐洲41個國家的居民自發自用光儲系統(基於歐洲經驗,光伏系統配比60%/2hr儲能基本滿足自發自用要求)的全投資回本週期進行測算:截至1H21末,參考歐洲41個國家首府的居民零售電價,戶用光儲系統的全投資回本週期全歐平均在12.1年,有3個國家的回本週期在9年以內;到2M22,這一情況改善至全歐平均全投資回本週期10.7年、10個國家可以在9年內回本。因此,我們看好光儲系統回報週期縮短,帶動今年歐洲分散式光伏市場的重要加速機會。

 

能源安全訴求下,看好歐洲光伏需求目標中長期上修

 

地緣政治加速歐洲綠色轉型,歐盟2030年光伏裝機目標多次上調

 

我們認為,俄烏衝突下,傳統能源不確定性增強,可再生能源轉型進程有望加速。據國際能源署資料,歐盟天然氣消費高度依賴俄羅斯,2021年對俄依賴度40%。隨著俄烏衝突加速增長,德國終止與俄合作的天然氣“北溪-2號”工程,歐洲天然氣與原油價格暴漲。傳統能源不確定性增強,可再生能源轉型進程有望加速:一方面,傳統能源成本上漲,進一步凸顯光伏新能源“更經濟”屬性;另一方面,新能源發電對燃料資源不依賴,實現能源自給“更安全”。從能源安全、經濟、清潔三方面考慮,我們認為歐洲風電光伏新能源建設將迎來加速。

 

歐盟各成員國當前的光伏裝機目標普遍停留于2019年向歐盟提交的“20212030年國家能源和氣候計畫NECP)。此後,歐盟在2021年、2022年分別提出了“Fit for 55”、“RePowerEU”等碳中和/綠色能源綱領性檔。其中,Fit for 55將2030年歐盟的溫室氣體排放量比1990年減少至少40%的目標提升至減少55%,對應2030年383GW光伏累計裝機目標(交流側)[12];RePower EU將2030年累計裝機目標提升至420GW(交流側)[13],較Fit for 55目標再增加37GW。我們注意到2021年以來,歐盟成員國如德國、葡萄牙已經開始上調可再生能源裝機目標,僅考慮去年以來奧地利、德國、葡萄牙的目標更新,歐盟2030年累計光伏裝機的保底目標已有望上調至459-472GW,2022-30年年化新增36-38GW,較2021年增長75-82%,我們認為更多國家跟進上調中長期可再生能源裝機目標是大概率事件。

 

頂層設計輔以支持政策,歐盟光伏各項發展制約因素陸續得到針對性解決

 

政策利好1:政府可再生能源拍賣容量陸續上調,支撐地面電站規模中長期提升

 

如前所述,由政府主導的可再生能源拍賣是歐盟各成員國推動可再生能源發展的重要工具。為實現更高的可再生能源占比/裝機目標,主要成員國正在積極提高可再生能源拍賣額度,拍賣目標的提升將利好2023年及以後的光伏裝機,如1)德國政府將2022年拍賣額度從1.9GW提升至5.9GW,從2023年開始每年拍賣額度將保持在2GW左右;2)西班牙政府2020年重啟可再生能源拍賣,2020-2025 年光伏裝機拍賣額度合計10GW[14]。

 

政策利好2:政府加速許可流程並推進電網建設,支撐地面電站加速動工

 

我們總結歐盟成員國過去經驗,可再生能源拍賣從開始招標到最終並網,全流程需要1.5-4年時間,專案的開發流程比國內的1~2年有一定延長,我們分析認為最影響歐洲光伏專案開發週期的指標是獲取土地、發電、並網等各類許可證的時間:根據彭博新能源財經,一個太陽能項目的建設通常可以在6個月內完成,但前期土地規劃許可證與並網許可證的審批需要很長時間[15]。根據eurelectric2020年報告[16],歐洲大型光伏專案的許可證程式可能需要9~24個月完成。

 

授權擷取的難度主要在於電網消納和土地許可:1)電網消納方面,電網超載且大型電網建設、升級速度慢,導致光伏電站授權擷取流程拉長。2)土地許可方面,隨著歐盟可再生能源轉型進程加速,光伏與其他土地用途、其他可再生能源的土地競爭逐漸激烈。

 

近來,歐盟已經意識到許可程式問題,並在積極尋求放鬆、簡化許可並加快許可證發放速度的政策,以推動地面電站開發節奏的加速。歐盟委員會於2022年1月18日開始向各發電企業和公共機構徵集關於如何簡化新能源廠址開發的許可程式、以及如何使得採取市場化PPA形式的新能源專案審批流程簡化的方案建議,徵集時間持續到4月12日[17],並且承諾到5月會發佈有關如何加速專案審批的提議[18]。法國生態轉型部2021年11月宣佈10項措施以加速光伏發展,其中一項是支援在建築物和退化土地上的光伏發電[19]。義大利政府2022年3月發佈DL Energia法令,宣佈對滿足一定條件的農業光伏電站提供補貼,要求光伏覆蓋率不超過農業總面積的10%,儘管條件嚴苛,依舊能視為一種積極的信號,逐步放開對土地的嚴格限制[20]。

 

政策利好3:分散式減稅、加速審批,增長彈性有望更充分發揮

 

由於土地、消納等方面更便利的條件,我們注意到歐洲屋頂光伏的開發靈活性好於地面電站,許可程式最短可低至一周[21],建設週期1[22]主要是: 1)分散式光伏受到的空間限制小於集中式光伏,彭博新能源財經表示,由於運維通道、支架等硬體設施的節省,分散式光伏專案的功率面積密度約為地面電站專案的一倍[23];2)分散式光伏距離電力消費者更近,資源與負荷匹配,電網消納壓力小。2021年底以來,西班牙[24]、法國[25]、荷蘭[26]等國家紛紛推出政府補助、減稅降費、並網審批加速等政策措施,鼓勵分散式光伏發展,我們認為歐洲分散式光伏靈活性和增長彈性有望得到更充分發揮。

 

2030年歐盟實現 1TW光伏裝機目標的可行性分析

 

歐洲光伏行業協會機構SPE提出樂觀情形2030年歐盟累計光伏裝機1TWdc的目標,對應840GWac;並於2022331日公開發佈建議書《Solar-Powering EU Energy Independence[27],建議通過八項行動推進實現該目標,包括:1)加速太陽能專案部署;2)降低並網成本和許可流程;3)發展部署太陽能需要的技能和勞動力;4)部署集成太陽能應用;5)確保供應鏈安全與原材料的可獲得性;6)再投資國內製造業;7)在革新浪潮中加速屋頂光伏的部署;8)為消費者驅動的太陽能開發一個有利的框架。我們從各國專案招標量、土地資源、屋頂資源可得性角度分析1TW裝機目標的可行性。

 

地面電站:若貢獻1/3新增裝機,對應年均裝機需較當前上調280%[28]

 

根據彭博新能源財經,2020年歐盟集中式光伏累計裝機占比34%,新增裝機占比36%,集中式電站的裝機占比過去來看較為穩定。不同成員國集中式光伏發展程度差距較大,西班牙、德國、希臘、荷蘭、波蘭,五國集中式新增裝機合計5.6GW,占當年歐盟集中式光伏新增裝機的79%;據國際能源署預測,2021年集中式光伏新增裝機前五名分別是西班牙、德國、法國、荷蘭和波蘭,合計貢獻78%的增量。

 

僅考慮土地資源,歐盟集中式光伏空間超1TWRuiz P等人(2019)[29]按一定標準剔除不可用土地後,測算得到歐盟潛在地面光伏裝機量在8.3-14.7TW之間,其中裝機量最小值對應覆蓋歐盟總面積的1.4%。考慮不同用途的土地競爭之後,Van de Ven等人(2021)[30]測算認為中性情況歐盟也具備1.4TW的地面光伏開發潛力。

 

若地面光伏貢獻1/3新增裝機,對應年均裝機需較當前上調280%根據彭博新能源財經資料,2020年集中式光伏新增裝機占總新增裝機36%。我們假設展望2022-30年集中式光伏占歐盟新增裝機的比例維持在36%,若要實現SPE的2030年840GWac光伏裝機預期,需要在2022-30年新增256GW的地面光伏裝機,對應年均新增地面光伏28GW,較當前上調280%。其中,我們基於各國現行可再生能源拍賣進行2020-28年拍賣額度的測算,考慮2年的開發週期,預計樂觀情況下可以推動2022-30年174GW的新增地面光伏裝機[31],此外還有82GW或者28%的裝機缺口需要通過市場化PPA模式補充(與前期協力廠商對於市場化PPA專案占比的預期接近)。考慮到當前上調地面光伏拍賣目標的國家,上調幅度低於上述280%,如德國光伏招標量從2021年1.6GW上調至2022年3.6GW,上調120%[32];法國光伏招標量從2021年1.1GW上調至2022年1.85GW,上調68%[33]。地面光伏裝機目標的實現需要後期國家繼續上調可再生能源招標量與市場化PPA補充得以實現。

 

分散式光伏:若貢獻2/3新增裝機,對應2030年屋頂光伏滲透率42%

 

分散式光伏是歐盟光伏發展的重要驅動力。根據彭博新能源財經資料,截止2020年歐盟主要成員國分散式光伏累計裝機量為91.2GW,占總裝機量66%;2020年分散式光伏新增裝機量12.6GW,占全年新增裝機64%,其中2020年工商業分散式光伏新增裝機占分散式新增裝機56%。德國、荷蘭、波蘭、比利時四國貢獻了2020年分散式光伏新增裝機的76%;據國際能源署預測,2021年分散式光伏新增裝機前四名分別是德國、荷蘭、波蘭和法國,合計貢獻74%的增量。

 

屋頂太陽能將繼續發揮推動光伏發展的重要作用。歐盟RePower EU行動計畫強調了屋頂太陽能的重要性,提出2022年屋頂太陽能發電量增加15TWh的目標,我們測算其對應約12.8GW裝機容量。2022年3月30日歐洲光伏協會公佈《Solar-Powering EU Energy Independence》,指出歐洲屋頂太陽能有較大潛力,積極目標是希望通過在新建和翻新的建築物上安裝屋頂光伏等方式在2022年實現合計23.3GW的屋頂太陽能新增裝機[34]。

 

僅考慮屋頂資源,歐盟屋頂光伏空間超1TWIEA 2016年能源技術展望報告[35]稱歐盟城市地區光伏發電潛力超過500GW。K Bódis等人(2019)[36],Ruiz P等人(2019)[37]在考慮不同方向光照條件、住宅工商業差異等因素後,分別測算得到歐盟分散式光伏裝機規模潛力在1.3TW和1.2-2.1TW之間。

 

若要屋頂光伏貢獻SPE目標下2/3的新增光伏裝機量,對應歐盟分散式光伏滲透率達到42%,我們認為具備可行性。假設分散式光伏在2022-30年延續2020年新增裝機占比,貢獻64%的歐盟新增光伏裝機,則若要實現SPE的2030年1TW光伏裝機預期,需要在2022-30年新增452GW的屋頂光伏裝機。基於光伏系統功率密度160瓦/平方米的假設,得到屋頂光伏累計占地面積3369平方千米,基於歐盟屋頂光伏總可用面積7935平方千米[38]的預期,對應2030年歐盟屋頂光伏滲透率為42%。我們參考他國經驗,42%的滲透率具備可行性:截止2021年末,澳大利亞分散式光伏發展最好的昆士蘭州屋頂光伏滲透率已經達到42%的水準,視為參考。

 

哪些企業有望受益於歐洲光伏需求加速?

 

歐洲元件對外依賴程度在80%以上,中國企業是重要供應者

 

目前,歐洲的光伏製造業較為薄弱,在全球產能中占比較低。截至2020年底,歐洲約具備1.25GW的矽片產能,占全球1%;電池產能650MW,占全球0.4%;元件產能6.75GW,由29家不同公司組成,占全球3%[39]。此外,德國Wacker具備6萬噸矽料產能。規劃方面,歐盟於202228日提出到2030年本土製造業供應能力達到20GW的目標,僅占SPE 2030年新增光伏裝機樂觀預測的不到20%,我們預計歐洲地區對華光伏元件供應的依賴度中長期仍將保持在80%以上。

 

2022年,頭部五家元件公司(晶澳、天合、隆基、晶科、阿特斯)均將發力持續鞏固歐洲市場地位。歐洲主要國家如荷蘭、西班牙、希臘、葡萄牙、波蘭、德國,對中國元件進口量均達到GW級。據PVInfolink資料[40],2021年中國出口了40.9GW元件到歐洲市場,相較前一年的26.7GW增長54%,其中荷蘭為中國的第一大出口國(荷蘭港為歐洲需求的中轉站),全年總量來到23.8GW。我們估算,2022年中國元件企業晶澳/隆基/晶科/天合/阿特斯在歐洲元件市場中的佔有率有望達到21%/21%/17%/16%/7%;對企業自身而言,我們估算預計2022年公司出貨到歐洲的占比晶澳/晶科/天合/隆基/阿特斯有望實現30%/25%/21%/20%/20%。

 

歐洲作為光伏電池N型技術的發源地,對於IBC/TOPCON/HJTN型元件產品的接受度亦處在前列。近期由於美國商務部對東南亞組件產能重啟反規避調查[41],東南亞組件產能出口美國受阻。除了有海外矽料+海外矽片電池組件一體化產能的企業之外,目前其他企業對美國市場的發貨可能出現了一定放緩,有待今年8月反規避初裁結果出臺後再調整對美發貨策略。對比來看,歐洲對我國光伏雙反基本已於2018年9月結束,目前貿易政策相對溫和,疊加歐洲需求加速向上,我們認為歐洲有望承接美國訂單空缺後東南亞部分產能的轉運。

 

歐洲成2022光伏裝機最快地區,關注歐洲出貨占比高的逆變器頭部公司

 

考慮到2022歐洲光伏裝機有望同增60-80%達到40-45gw,為全球光伏裝機增速最快地區,我們認為著重佈局歐洲地區的逆變器廠商有望充分受益。我們整理了陽光電源等逆變器公司在歐洲地區的出貨情況,測算得出陽光電源、老牌企業SMA在歐洲的市占率合計達到約40%,以小功率為主的固德威市占率約為9%,以優化器方案為主的solaredge市占率約為9%。從占比來看,固德威歐洲收入占比達到30%,錦浪科技、禾邁股份1Q22重點發力歐洲市場。

 

看好元件級電力電子逆變器受益於歐洲分散式需求加速增長和安全標準加強。1)一方面,歐洲屋頂光伏單戶容量在4-5kW及以下,元件級電力電子較組串式的成本劣勢不明顯,疊加電價走高,看好微型逆變器滲透率提升。以英國為例,戶用系統的單體功率一般在5kW及以下(對比國內戶用系統動輒20kW/戶,生態顯著不同),歐洲其他地區的戶用光伏亦集中在每戶4-5kW及以下的範圍。2)另一方面,歐洲多國陸續頒佈屋頂光伏安全規定。義大利低壓並網標準新增條款指出11.08KW及以下的發電系統可內置並網保護裝置[42]。德國[43]、奧地利[44]標準也提出在逆變器關閉或電網出現故障時,可以使用元件級快速關斷裝置(Rapid Shutdown Device,RSD)切斷直流側高壓。荷蘭機構TNO發佈指導檔,建議光伏系統(包括逆變器)加裝防火隔間。

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