2024年海外光伏市场展望

会议纪要 **2024年海外光伏市场展望**L**全球及海外市场展望** 预计2023年全球光伏装机总量将达到386GW，2024年将增长20%至468GW。其中非中国海外市场在2023年预计为186GW，2024年可能接近300GW。 欧洲市场预计从2023年的67GW上升至2024年的93GW，增长率近50%，主要驱动因素包括政策刺激、分布式市场的稳健发展和地面电站的快速扩张（预期增速约60%）。 会议纪要 **2024年海外光伏市场展望**L**全球及海外市场展望** 预计2023年全球光伏装机总量将达到386GW，2024年将增长20%至468GW。其中非中国海外市场在2023年预计为186GW，2024年可能接近300GW。 欧洲市场预计从2023年的67GW上升至2024年的93GW，增长率近50%，主要驱动因素包括政策刺激、分布式市场的稳健发展和地面电站的快速扩张（预期增速约60%）。 美国市场2024年装机量预计增加10GW，印度市场也有相近的增长幅度。非洲市场增速迅猛，预计2024年达到LLGW，中东地区受地缘政治影响也将有光伏装置增量。 **欧洲市场特点与挑战** –2023年上半年，欧洲太阳能市场出货量大增，库存累积，但整体需求同比增长约40%。由于分布式特性，价格波动和库存消化速度较慢。 -预计2023年底或2024年初，随着能源成本和融资利息升高，欧洲市场需求可能会回归正常水平，但同时面临组件价格下降带来的市场调整。 **欧亚市场发展趋势与问题** -欧洲正积极强化可再生能源政策目标，到2030年可再生能源占比提高至42.5%；中国则需平衡电源结构，通过储能和抽水蓄能等措施以适应高比例可再生能源渗透率要求。 -印度光伏市场政策依赖于财年周期，本土产能释放进展缓慢，尽管国内出货量显著增长，但实际产量未达预期。 **美国光伏市场状况** -2023年美国分布式光伏需求保持稳定，约为8-9GW，而地面电站需求受组件价格下降的影响相对较小。项目排队审批不是限制需求的主要因素，进口量限制更为关键。 –2024年美国光伏市场面临诸多不确定性，如大选后对可再生能源政策的调整、IRA执行情况以及东南亚产能税收问题，可能导致项目延期和需求波动。 **消纳与成本挑战** -中国2024年新能源装机可能受限于电网消纳能力，特高压输配电建设虽有助于缓解压力，但建设进度难以跟上新能源增速，导致短期内仍存瓶颈。 -组件价格下跌和技术迭代使得国内光伏装机成本有所降低，但价格底线明确，逼近成本极限。美国市场也在处理产能过剩与新增产能间的矛盾。 **美欧光伏产线本土化路径差异** -美国致力于主导光伏产业链并加强本土生产制造，但面临成本压力和政策风险；欧洲市场侧重于稳定需求，两者本土化战略存在差异。 -美国本土化产能建设虽有补贴支持，但在成本和技术层面仍存在问题，尤其是相比中国建厂成本较高且设备、技术人员培训等方面存在差距。 Q&A：Q&A Q：2024年预计非洲光伏市场的装机量有何预期？中东市场又有何特点及预期？ A：非洲市场虽然总体不是特别大，但增速较快。2023年的预期装机量是6.8吉瓦，2024年则是11吉瓦。中东市场除了光伏项目，还包含了一些不太清晰的项目，因此预期在2024年会有光伏装置增加，部分受入侵而刺激。对于中东市场，2023年预期装机量是0.97吉瓦，2024年则大幅增长到40几万。 Q：2024年中国的光伏市场装机预期量是多少？国内市场可能新增的量回落的原因是什么？ A：2024年中国的光伏市场预期装机量是172吉瓦，但2023年预期量本来是170吉瓦。新增量回落的原因主要是由于对大型地面电站需求的下调。之前两年受疫情影响以及组件价格上涨，抑制了地面电站的需求。而2023年实际上是地面电站需求的释放年，尤其是下半年价格下降较快。但2024年对于中国地面电站的压力较大，主要是没有看到非常明确需要在2024年完成的项目。 Q：欧洲市场2022年的光伏装机量与公开数据是否有差异？2023年分布是怎样的？ A：2022年公布的光伏装机量为41吉瓦，而我们统计的装机量是接近48至49吉瓦，所以存在差异。2023年欧洲地面电站预期装机量为23吉瓦，分布式装机量则是44吉瓦。 Q：2024年欧洲光伏市场的增长预测及主要驱动因素是什么？市场结构将如何？ A：2024年预测欧洲光伏市场的装机量会达到93吉瓦，增速接近50%，其中地面电站需求有显著提升。预期地面电站装机量为37吉瓦，相较于23年增速约60%。这主要是因为价格的快速下降会在需求和政策刺激上更加明显。但欧洲市场以分布式为主流，占比约6到7成，地面电站为3到4成。预计分布式将占56吉瓦，比23年增加27吉瓦。所以，尽管传统意义上欧洲是一个以分布式为主的市场，但2024年显著的是地面电站需求增速的一大年。 Q：针对之前关于欧洲市场的库存问题，如何看待这些库存，并预计将如何消化？ A：欧洲市场之前的确存在较多库存，今年上半年开始累积，且库存的价格相对较高。而后来进口到欧洲的组件价格较低。消化这些库存需要时间，具体多久则还不清楚。因为项目审批速度以及资金成本上升等因素，一些项目启动可能会延后，这可能意味着地面电站的增量需求会在2024年更明显地出现，并推动需求释放。 Q：2024年海外光伏市场在欧洲地区的展望如何？ A：首先，我们注意到欧洲市场经历了快速的变化。在2022年，由于俄乌战争爆发，欧洲的光伏需求大幅增长。预计2023年与2022年相比，需求增长大概在40%，但是出货量的增长主要集中在上半年，呈现出非常快的速度，第一个季度约25-26吉瓦特，第二季度超过30吉瓦特。然 而，由于分布式市场的特性以及对价格和库存的反应，需求实质上的响应较慢，这导致了难以迅速反映出终端需求。在经历了前半年的出货高峰后，欧洲市场出现了库存过剩带来的恐慌，并且伴随着产品技术转型，价格波动加剧。目前我们预期2023年从中国到欧洲的出货体量大概是93吉瓦特。进入下半年，欧洲市场每个月的出货量都呈现环比下降的趋势。在库存方面，海运等问题也导致了去库存的优势，并对LNG船的压力释放产生了影响，可能会间接影响到欧洲的能源价格波动。我们观察到欧洲的库存正在逐步回归到合理水平，厂商在下半年已经采取一些措施来减轻对欧洲仓库的压力，整体市场趋势开始出现好转。我们乐观地认为，欧洲市场在2024年一季度末至二季度初能够回到一个正常水平。不过整体而言，由于能源价格下降和融资成本上升，市场从过热转为快速冷却，这对装机需求有一定影响。 Q：最近组件出口减少的原因是什么？厂商如何处理欧洲库存问题？ A：组件出口减少的趋势主要是为了消化欧洲的库存。大型光伏制造商正在采取措施将库存转移到其他需求较高的市场出售，这是厂商为了加速库存消化而采取的一些策略。我们近期观察到一些原厂通过这种方式成功地在其他市场实现了销售，这表明厂商在处理库存压力时具有一定的灵活性。通过这些措施，制造商能够更快地适应市场变化，尽快降低在欧洲的库存压力。 Q：关于2024年欧洲光伏市场的增速预期，尤其是新增光伏装机对核电和天然气的替代比例，以及欧洲电力系统是否能支持光伏的高增长速度？ A：对于欧洲的光伏市场，他们已经设定了明确的降碳目标，可再生能源的比例目标提升到42.5%。考虑到他们电力结构较为分散，新能源占比在近些年已达到大约20%，核电和一定的煤电等其他能源形式也在支撑整个电网。即便如此，由于对天然气的依赖度需要降低，新能源容量增长的空间依然存在。欧洲在光伏渗透方面的政策驱动明确，其装机体量预计将按政策目标进行。在替代和增量政策的推动下，保持正向的新能源增长态势。欧洲光伏市场预期还是较为乐观的，且电力系统有能力支持新增的光伏增长。 Q：对于中国光伏市场，电力需求和供应的不平衡以及未来电网和市场改革的方向又是怎样的？ A：中国在电力需求与供应方面确实存在不平衡，一方是西北地区的大型地面电站，另一方则是东部和中部沿海地区的需求。中国正在进行电力市场改革，不仅注重调整电源结构以减碳为目标，还考虑小时级灵活性电源改造，通过储能、抽水蓄能、甚至煤电和天然气等传统能源以及新兴的储能来调节。未来，需求响应和工业用电结构也会做出相应调整，同时通过电价政策实现绿色转型。尽管短期内难以见效，中国在实现高比例可再生能源渗透的目标上没有疑问，到2050年风光发电有望占比超过一半。中国光伏市场在调结构和市场改革中面临挑战，但在长期目标上保持明确和稳定。 Q：针对欧洲储能市场的现状，目前的库存状况如何？ A：目前，我们通过统计主流储能供应商的数据来了解库存状况。虽然存在时间差，我们能够获得市场的反馈。据厂商反映，尤其是自11月份以后，出货量显然有所上升，比之前几个月要好。因此，可以推测欧洲储能市场的库存压力有所减轻，并呈现向好趋势。 Q：印度光伏政策的未来以及出口需求会如何变化？ A：关于印度的光伏政策，目前尚不清楚是否会延期。从市场实践来看，许多企业在政策期限之前急于出货以确保在政策截止之前完成交易。今年三季度开始，我们观察到出货至印度的量显著提升，四季度预期有8个吉瓦的出货量。对于政策是否会延期，现在很难预测。同时需要注意的 是，印度本土化产能的释放也未达到预期。总而言之，印度市场的未来需求取决于政策导向，尽管有不确定性，但短期内出口需求可能依然强劲。 Q：美国目前的光伏分布式项目和地面电站项目受融资环境的影响有何不同？EIA预测表示对2024年光伏市场持悲观态度，您怎么看？ A：确实，美国在2023年的分布式光伏项目，特别是在融资环境影响下，部分经销商和平台商压力较大。整个2023年的分布式需求基本保持稳态，与2022年相比，水平几乎持平，在八九亿瓦左右。而对于地面电站项目，我们预计2023年和2024年增长主要来自地面电站一端。地面电站的净增长量相对稳定，约在七八个G瓦。这部分需求并没有受到融资成本上升的较大压力，部分原因在于组件价格有所回落，2023年的均价已经比2022年下降了几美分。尽管还是处于组件价格较高区间，但融资成本影响不算显著。同时，地面电站的排队并没有显著限制需求。即使装机速度不快，但是政策刺激下，并没有出现极速增加的情况，排队的影响也不算大。更重要的影响因素可能是组件进口量的限制。以日A发布的前九个月数据来看，组件进口量在25个G瓦左右，全年可能在33~34个G瓦。当然，不确定因素还是存在的，如2024年大选可能对可再生能源政策有所调整，IRA的具体执行情况，以及对东南亚产能税问题的处理。这些因素可能给市场带来的不确定性超过了审批项目延期的影响。 Q：关于美国光伏项目的融资情况和预期收益「ate，您能提供具体的分析吗？假如利率有所变动，对2024年的收益率可能有什么影响？ A：目前，我正在利用模型对美国光伏项目进行测算，但尚未得出确切的结果。从去年的情况来看，基点上升的利率显著影响了整个项目的投资收益率。对于2024年而言，不确定的因素，如美国的组件进口价格和系统成本，都受到多重变量的影响，包括利率变动和可能的税收变化。即便利率有所回落，但系统价格仍难以预判，因此还无法得出具体有关收益率的敏感性分析结果。 Q：短期内国内电网的消纳问题会对新能源装机和消纳造成实质性影响吗？储能和特高压线路的发展是否能及时解决这些问题？ A：国内电网的消纳能力确实是新能源装机的一个挑战，短期内可能会产生一定的影响。随着储能技术的发展和特高压线路建设的推进，这些问题有望得到缓解。然而，储能和特高压线路是资本密集型项目，从规划到实施需要一定的时间，因此可能不会立即解决所有消纳问题。长期而言，这些基础设施将对提升电网消纳能力，实现高比例新能源接入起到关键作用。 Q：中国2024年新能源装机量的展望怎么样？是否会受到电网消纳能力和储能设施的影响？ A：针对中国市场，我们预测2024年的新能源装机量相比2023年会有所下降。2023年的装机量约为2