臨近歲末，光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格終于不復上半年的強勢，出現(xiàn)一輪大跌。中國有色金屬工業(yè)協(xié)會硅業(yè)分會21日下午發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，最新一周的各型號硅片報價環(huán)比跌幅從15.2%至20%不等，創(chuàng)下今年以來的硅片價格跌幅紀錄。

硅業(yè)分會用“熔斷式下跌”來形容本周的硅片價格。分會數(shù)據(jù)顯示，M6單晶硅片（166mm/155μm）價格區(qū)間在5-5.1元/片，成交均價降至5.08元/片，周環(huán)比跌幅為15.2%；M10單晶硅片（182 mm /150μm）價格區(qū)間在5.38-5.5元/片，成交均價降至5.41元/片，周環(huán)比跌幅為20%；G12單晶硅片（210 mm/150μm）價格區(qū)間在7.16-7.5元/片，成交均價降至7.25元/片，周環(huán)比跌幅為18.4%。

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“目前，拉晶環(huán)節(jié)迫近成本線，一線企業(yè)依靠渠道、技術、資金等優(yōu)勢仍可維持薄利，部分企業(yè)面臨虧損風險。因此，后續(xù)仍需關注硅料和硅片降價速率。一旦拉晶利潤無法覆蓋硅料成本的時候，企業(yè)將被動大幅降低開工率。長期來看，實則有利于解決產(chǎn)業(yè)鏈供需錯配的問題?！鄙鲜鰧＜艺f。

需求方面，全產(chǎn)業(yè)鏈降價也是需求趨弱的反映。具體到電池端，大尺寸電池利潤相對豐厚，企業(yè)仍維持開工率。目前，主流電池片成交價降低至1.15元/瓦左右，環(huán)比下跌15.4%。組件端，遠期訂單的執(zhí)行價降至1.72-1.8元/瓦，環(huán)比跌幅達10.4%，以執(zhí)行前期訂單為主。海外方面，美國反規(guī)避初裁落下帷幕，多家涉及企業(yè)紛紛回應稱目前基本沒有影響，出口維持正常。

此外，本周兩家一線企業(yè)開工率降至80%和85%。一體化企業(yè)開工率維持在70%-80%之間，其余企業(yè)開工率降至60%-70%之間。據(jù)統(tǒng)計，11月份新增光伏裝機量為7.47吉瓦，環(huán)比增加32.4%。硅片出口量為3.07吉瓦，環(huán)比增加3.15%，其中單晶硅片出口2.85吉瓦，占比在92.8%，多晶硅片出口量0.22吉瓦。

對此，一位券商電新分析師表示，10月末開始，硅片產(chǎn)能超配帶動價格下跌，光伏產(chǎn)業(yè)鏈上游進入降價通道。在此情況下，利潤有望向運營商一側(cè)傳導，在組件價格下滑及配儲成本抬升的雙重因素作用下，新能源運營商的盈利能力變化引起市場的廣泛關注。

他表示，隨著光伏產(chǎn)業(yè)鏈上游進入降價通道，組件價格也表現(xiàn)出明顯下行的趨勢，運營商采購成本有所降低。目前組件企業(yè)對外報價大部分維持在1.85元/瓦左右。同時，硅料產(chǎn)能今年四季度進入批量投產(chǎn)期，伴隨其產(chǎn)量逐步增長，光伏產(chǎn)業(yè)鏈有望走出持續(xù)性降價行情。

另一方面，新能源配儲壓力此前制約了運營商盈利提升，但光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格下降后有望抵消配儲成本。

目前，多個省份已明確提出新能源配儲要求，導致新能源投資成本項增加，而運營商可通過自建或租賃方式滿足配儲要求。其中，自建模式下，當配儲比例為10％時，風電、光伏運營商自建儲能電站初始投資將分別增加5.5％-7.6％、7.6％-10.5％。在容量租賃模式下，山東、河南、廣西、山西等多個省份陸續(xù)出臺儲能容量租賃相關政策，在功率口徑下，其租賃費用大多處于每年300-400元/千瓦之間。

而據(jù)上述分析師測算，組件價格到1.7元/瓦以下或?qū)ε鋬Τ杀井a(chǎn)生較明顯抵消作用。其中，在不配置儲能的情況下，伴隨組件價格下行，光伏電站資本金IRR（內(nèi)部收益率）出現(xiàn)明顯改善。組件價格每下降0.05元/瓦，資本金IRR提高0.3％-0.5％。在配置儲能的情況下，伴隨組件價格下行，光伏電站資本金IRR改善幅度受到一定抑制，組件價格每下降0.05元/瓦，資本金IRR提高0.3％-0.4％。綜合來看，當組件價格跌至1.7元/瓦以下時，能夠逐漸對配儲所帶來的成本壓力產(chǎn)生較為明顯的抵消作用。

“在光伏上游正式進入降價通道后，運營商主動加大集采規(guī)模、提出限價政策以壓降組件采購成本，光伏裝機有望放量，并帶動新能源運營商規(guī)模快速擴張。”該專家說。