太陽光発電産業チェーン価格追跡
シリコン材料:単結晶緻密材料246248元/kg[+1%](前月比変動、以下同)は、現在下流の購買需要が旺盛で、中国市場のシリコン材料は依然として供給が需要に追いつかず、短期的なシリコン材料の価格は引き続き安定していることが期待されている。
シリコンシート:単結晶M 6シリコンシートオファー5.45-5.55元/シート+2%、M 10シリコンシート6.65-6.66元/シート+4%、G 12シリコンシート8.85-8.88元/シート+4%。シリコンチップメーカーは何度も価格を引き上げたが、下流の電池メーカー全体の着工レベルの向上の恩恵を受け、シリコンチップの調達・備品需要は減少せず、増加しているが、現在、中国の各主流のシリコンチップメーカーは満負荷生産にあるが、単結晶大サイズのシリコンチップの供給は依然として緊張している。
電池シート:単結晶M 6電池シート1.09-1.10元/W+0%、M 10電池シート1.14-1.15元/W+2%、G 12電池シート1.15-1.16元/W+3%。今週、中国市場の単結晶電池の成約価格は引き続き小幅に上昇し、現在、電池端全体の注文出荷状況は比較的良いが、電池価格が上昇し続けているため、後期の直接注文の需要が明らかになっていないため、下流メーカーは電池の購入注文に対して減速の兆しを見せている。
コンポーネント:182コンポーネント価格は約1.86-1.93元/W[-1%]、210コンポーネント価格は約1.88-1.93元/W[+0%]である。中国のコンポーネント市場は比較的安定しており、今年に入ってからコンポーネントの上流の各コストが上昇したにもかかわらず、端末の受け入れ度に限られ、コンポーネントの実際の成約価格は明らかに上昇していない。現在、中国の主流コンポーネントメーカーの排出率は依然として高いレベルを維持しているが、3月下旬または4月の注文需要には不確実性がある。全産業チェーンの利益分配を見積もる
M 6単玻：シリコンコスト0.14+シリコンコスト0.47+シリコンチップ非シリコンコスト0.11+シリコンチップ粗利益0.07+電池チップ非シリコンコスト0.18+電池チップ粗利益0.02+コンポーネント非シリコンコスト0.68+コンポーネント粗利益-0.03+付加価値税0.21=1.85(元/W);
M 10単玻:シリコンコスト0.14+シリコンコスト0.47+シリコン非シリコンコスト0.11+シリコンシート毛利0.07+電池シート非シリコンコスト0.17+電池シート毛利0.08+コンポーネント非シリコンコスト0.62+コンポーネント毛利0.01+付加価値税0.22=1.89(元/W)。
風力発電産業チェーン価格募集、落札容量と価格追跡(不完全統計)
入札容量:2022年初めから現在までのファン入札総容量は約15.75 GW(陸風14.25 GW+海風1.50 GW)で、前年同期比10%以上増加した。3月のファン入札量は5.40 GW(陸風4.80 GW+海風0.60 GW)で、そのうち大唐グループは1202 MW、華潤電力は852 MW、華電グループは800 MW、華能グループは海風600 MW、その他の企業は1945 MWに貢献した。
落札容量:2022年初めから現在までのファンの落札量は5.52 GWで、落札容量の上位3社のメーカーの遠景エネルギー、三一重エネルギー、 Shanghai Electric Wind Power Group Co.Ltd(688660) はそれぞれ1632 MW、1062 MW、680 MWで落札総量の61%を占めている。
ファン落札平均価格:2021年初めから現在に至るまで、ファン公開入札平均価格の全体的な傾向は低くなり、陸上風力発電の平価以来、ファンの大型化によるコスト削減と効率向上が著しい。2022年3月の陸上風力発電ユニット(塔筒を含まない)の平均落札価格は2051元/kWで、環比は10.6%下落した。海上風力発電ユニットの平均落札価格は4638元/kWで、1月より回復した。
発電側と販売側のデータ追跡
2022年1-2月、全国に5.94 GW(陸風5.69 GW+海風0.25 GW)、光起電力8.68 GWが追加された。2022年2月末現在、全国の発電設備容量は239397 GWで、前年同期比7.8%増加した。このうち、風力発電設備の容量は334.42 GW(陸風307.78 GW+海風26.64 GW)で、前年同期比17.5%増加した。 Cecep Solar Energy Co.Ltd(000591) 発電設備容量315.81 GW（光起電力315.24 GW＋光熱0.57 GW）は、前年同期比22.7%増加した。2022年1月から2月にかけて、全国の発電設備の累計利用は平均597時間で、前年同期より8時間減少した。このうち、風力発電は323時間で、前年同期より96時間減少した。光起電力は182時間で,前年同期より10時間低下した。
リスクのヒント
政策変動リスク;原材料価格が大幅に変動している。新エネルギーの消纳が予想に及ばないなど。
