光伏行业总结及展望分析报告.docx
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光伏行业总结及展望分析报告
光伏行业2021年总结及2022年展望分析报告
2021年12月
一、2021年光伏行业走势
从光伏行业的整体走势来看,2021年光伏行业的走势弱于上证综指。
从年初到12月6日,上证综指下跌6.34%,而同期太阳能行业指数下跌达23.57%,跑输上证综指17个点。
从时间上来看,2021年1月到3月,太阳能行业指数与上证综指同步上行,并且涨幅超越大盘。
这是因为去年末德国出现抢装潮,光伏产品需求、企业开工率均有所回升,行业预期得到一定改善。
但是行业供需格局未发生根本改变,自3月以来,受美国“双反”等利空因素的影响,太阳能指数加速下滑,与大盘的偏离幅度逐渐加大。
光伏行业仍在低位运行。
二、产品价格持续下降
自2020年下半年以来,产业链各环节的价格下降幅度很大。
受年末德国抢装潮的影响,今年年初各环节价格有小幅的回升。
但由于供需格局并未改变,各环节价格在年初小幅回升后持续下滑,从年初到12月,硅料,硅片,电池,组件的价格已分别下滑45%,28%,28%和37%。
我们认为,目前真正退出市场的企业并不多,产能仍严重过剩,随着市场需求的波动,以及破产企业的清库存效应,未来产业链各环节价格仍可能会有所下跌。
多晶硅硅料价格低于国内绝大多数厂商的成本价格,中国绝大多数多晶硅厂商处于停产状态。
世界几大龙头企业的成本下限将对其价格形成一定的支撑,多晶硅价格未来大幅下降的空间已经不大。
若明年能对来自美国,韩国和欧洲的多晶硅征收“双反”税,则国内多晶硅的价格预计将会有所回升。
三、供需格局的改变是行业转变的关键因素
1、2021年光伏市场需求区域构成
2021年上半年全球光伏新增装机量约为13GW,同比增长46%,NPDSolarbuzz预计全球下半年新增光伏装机容量约为16GW,全年新增装机量估计在30GW左右,比2020年28GW约增长7%,远低于2020年55%,2019年36%的增长速度。
德国由于将补贴削减时间宽限到7月,导致7月光伏装机量达1.7GW,比6月增加600%。
德国第二季度市场的激增,带动了全球光伏市场上半年的大幅增长。
德国前十个月累计新增装机6.8GW,全年有望超过去年的7.5GW达到8GW。
意大利是2020年的全球最大光伏市场,今年排名将降到第三位,安装容量将从去年的7.7GW降至3.5GW。
2021年新兴市场装机量增长迅速。
其中中国市场起步缓慢,2021年上半年装机量仅为720MW,预计下半年的安装量可达4GW。
这将使中国在2021年成为仅次于德国的全球第二大光伏市场。
美国位居第四,尽管美国1603联邦现金补助已经结束,但是上半年的需求一直十分强劲,达到1.4GW,预计全年安装容量将从去年的1.9GW增至3.4GW。
日本排名第五,安装容量将从去年的1.3GW升到2.5GW。
2、各环节产能严重过剩
欧洲几个关键市场削减激励措施,以及不明朗的经济形势将导致欧洲未来几年太阳能市场增长势头减缓,中国,美国,日本等将成为市场新的增长点。
预计2013年全球新增装机量为32GW左右,较2021年增长7%。
多晶硅是资金,技术密集型企业,规模效应明显。
目前世界前五大多晶硅厂商的成本价格在20美元以下,产能已超24万吨,可满足30GW的装机需求。
2021年全球的装机量约为30GW,即世界前五大厂商的产能基本可满足全球的需求,其他小规模的,成本控制力不强的企业将会被淘汰。
中下游的硅片、电池和组件环节,全球产能约为40-50GW,其中中国组件厂商的产能约为30GW。
严重过剩的产能使得众多企业处于停产状态,但目前产能的有效退出的并不多。
2013年随着小企业的退出,产能将出现实际的缩减。
3、2013年供需格局的变化
对中国组件厂商而言,2013年尽管国内市场将大幅增长,但由于受欧美的“双反”的影响,中国企业的整体市场空间可能将比2021年有所缩小。
美国:
美国2013年将对中国出口美国的组件征收“双反”税,中国的光伏企业基本无可能向美国出口组件(不包括向海外采购电池国内组装的情况)。
欧洲:
欧洲双反不容乐观。
欧洲2013年年中将对中国的光伏产品作出“双反”初裁,考虑到3个月的追溯期,2013年上半年向欧洲出口的路很不明朗。
日本:
日本2021年7月之后实行的40日元/度的上网电价,虽然市场空间广阔,但日本的市场比较封闭,消费者对本国产品的信赖度很高,产品认证体系也与其它市场不同,给中国企业进入日本市场带来了困难。
我们预计短期内中国向日本的出货量不会快速增加。
中国:
预计2021年中国的光伏装机量约为4.5-5GW。
2013年金太阳工程安装量预计为4GW,地面电站安装量为5GW,分布式示范项目有3GW,全年安装量达到12GW,较2021年增长140%。
2013年上半年市场形势将更加严峻。
2013年上半年,中国部分光伏企业将会退出市场,产能将出现缩减。
在过去两年中,部分美国和欧洲的光伏制造商退出市场,中国的小型企业从2021年第二季度开始处于半停产的状态,大型企业从第三季度开工率下滑。
2013年部分企业将陆续退出市场。
2021年来企业的毛利率下滑严重,负债率高企,现金流堪忧。
融资能力成为厂商能否生存的关键。
对大企业而言,2020年下半年以来持续亏损,开工率下滑,资金链紧张,有的甚至深陷破产危机。
但是大企业一般有规模优势和品牌积累,是当地政府的龙头企业,受到地方政府的保护,融资能力较强,获得银行的贷款相对中小企业较为容易,并且大企业的退出成本很高,大企业退出市场的可能不大。
对小企业而言,数量众多的小企业规模在100MW以下,大部分是2019年进入市场,总产能预计在15GW左右。
小型企业从2021年第二季度开始处于半停产状态,这类企业融资能力较差,地方政府对这类企业没有保护措施,同时面临银行的高额的利息,很可能出现资金链断裂。
这部分企业2013年上半年将开始退出市场。
其中多晶硅方面,多晶硅是资金,技术密集型企业,规模效应明显。
目前多晶硅的市场价格低于我国绝大多数厂家的成本价,我国90%的多晶硅企业已停产,保持开工的企业只剩下保利协鑫、亚洲硅业、大全新能源等几家。
由于供需情况并未好转,且几大多晶硅企业的生产成本仍在不断下降,价格仍将处于低位。
未来即使情况好转,也只会回归正常的利润,成本控制力不强的多晶硅企业将无市场竞争力。
预计多数停产的多晶硅企业将在2013年被淘汰,产能将集中在以保利协鑫等世界几大龙头厂商中。
2013年上半年,美国市场受阻,欧洲市场还不明朗,如果国内市场未能及时启动,国内企业无疑将面临更大的压力,这也将加快小企业退出的步伐,产能开始出现缩减,届时清库存效应将导致价格进一步承压,大型企业的开工率可能进一步下滑。
2013年下半年,小企业将继续退出市场,过剩产能进一步缩减,产品价格将开始企稳,大企业的开工率将有所回升。
预计到2014年初市场基本状况将好转,企业的盈利能力将出现回升。
四、未来几年中国光伏市场将快速增长
中国2007年成为世界第一大太阳能电池产能国和产量国,在市场产能严重过剩,同时面临美国和欧洲的“双反”的情况下,中国的光伏企业出口受挫的局面下,国内的光伏扶持政策密集出台。
2020年8月光伏标杆上网电价出台宣布了国内光伏市场的启动,当年的大型地面电站装机量大幅提升,全年装机量达2.6GW。
2021年9月发布的《太阳能发电发展十二五规划》,强调了分布式电站在“十二五”期间将会得到大力发展。
2021年9月14日,国家能源局发布关于《申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知》,规划总量约15GW,国家对示范区的光伏发电项目实行度电补贴政策,弥补了“金太阳工程”对发电设施采取一次性补贴存在的不足。
另据报导,有关高层已经敲定上调《可再生能源发展十二五规划》中有关光伏发电的总体装机容量,最高上限可能为40GW。
“金太阳”工程本来是为了启动市场而于09年启动的一项临时性的发电示范项目,不过在分布式电站度电补贴细则未出台的情况下,为了快速拉动国内市场,2021年“金太阳工程”的规划量大幅提升。
2021年第一批金太阳工程规划装机量为1.7GW,2021年12月第二批规划装机量为2.83GW。
今年金太阳工程的规划量为4.53GW,远超去年689MW的规划量,补贴额度由7元/瓦降为5.5元/瓦。
为了实现未来几年中国光伏市场快速稳步的增长,需要讨论以下几方面的问题。
1)大型地面电站并网的问题。
2)分布式电站的补贴实施细则。
3)光伏电站的补贴。
1、光伏电站并网的问题
对西部等大型地面电站来说,并网问题是其快速发展的一个瓶颈。
光伏发电具有随机性强、波动性大、出力不稳定、调峰调频能力差、不能大规模储存的特性,在接入电网时,可能会产生谐波、逆流、网压过高等问题,对现成电网造成一定的冲击,因此受到电网公司的消极处置。
这一方面需要加强并网技术的研究,另一方面更重要的是理顺电网公司等各方利益关系。
大型光伏电站基本都处于用电负荷较少的西北部地区,发出的电当地无法吸纳掉,只有并入电网运送到中东部地区。
西部发的电运送到中东部,必然带来电力的远距离输送问题,需要配套建设输变电设施,投资巨大。
为了远距离输送光电,需要层层升高电压,配套新建从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施,才能将电力输送到上千公里甚至数千公里以外去使用。
长距离运输对输电经济性影响颇大,增加了本来就较高的发电成本,进一步降低了其经济竞争力。
考虑到大型地面电站的并网问题,未来几年每年新批复量很难大规模增加。
2、分布式发电的补贴实施细则
分布式电站建在用户侧,发电自用,电压等级低,不需要高压并网,且分布式电站一般规模较小,所发电量相对较小,对电网的影响很小。
参考国外经验,分布式电站并网并未对电网进行大规模改造。
因此分布式电站并网不存在技术性的问题。
从全球来看,分布式光伏发电其实占据光伏的大部分,地面的大型光伏电站比例较低。
分布式发电主要以自发自用为主,多余电力并入当地低压电网。
今年以来支持光伏发电特别是分布式电站发展的政策陆续出台,包括国家电网制定《分布式电源接入配电网测试技术规范》,国家能源局出台的《太阳能发电发展“十二五”规划》,《申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知》等,政策表明,分布式发电将成为未来国内光伏市场的重要应用形式。
分布式发电大规模应用的系统思路是:
在中部地区和东部沿海地区发展“屋顶”分布式电站,而在中西部内陆地区则鼓励在城市工业园区、大型工业企业建设分布式太阳能发电系统。
同时提出,建立自发自用为主的分布式光伏发电非歧视无障碍并入电网的管理机制,强调要调动地方政府、电网企业和电力用户的积极性,形成全方位推进分布式能源发展的格局。
由于分布式电站发电量较小,不会对电网形成较大的冲击,国家电网对分布式电站并网持开放式态度。
分布式电站不同于之前“金太阳”工程的一次性补贴的方式,将采取度电补贴的方式。
光伏并网取得突破
国家电网公司10月26日在京召开“服务分布式光伏发电并网电视电话会议暨新闻发布会”,向社会发布《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》。
承诺对10千伏及以下电压等级、且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目全额收购富裕电力,免收接入费用,免收系统备用费用,免费提供系统方案制定、并网检测、调试等接网工程服务。
下放权力,简化审批流程。
国家电网将分布式电站并网权限下放,将由地市公司负责,相关业主单位只要持有关文件到地市级电网公司营业部客服中心办理手续即可。
并规定全部并网流程办理周期约45个工作日,并网效率大幅提高。
国网对分布式电站并网的态度如此快速的巨大转变让人始料未及,这对分布式并网来说是一个很大的突破。
国网的《意见》明确了分布式并网的条件并简化了并网流程,但是并网的电量如何计量、每度电补贴额度、补贴款如何结算等细节,目前并没有出台。
分布式电站并网的关键是实现多余电量卖给电网,后续的分布式光伏发电的电价补贴实施细节等将是分布式电站能否真正启动,国内光伏市场能否实现快速可持续发展的关键。
3、光伏电站拖欠补贴的问题
国家补贴是在可再生能源上网电价的基础上减去脱硫电价所获得的补贴,各地的脱硫电价价格不同,像甘肃、宁夏在0.34元/度左右,青海是0.325元/度,湖南约是0.5元/度,因此不同地方每度电的补贴额度也不同。
可再生能源发展基金包括可再生能源发展专项资金和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入两项主要内容。
财政部主管专项资金,国家发改委主管电价附加。
二者可以相互弥补使用,即电价附加不足时由专项资金补充,附加征收资金有余量时,可在基金支持范围内调剂到其他用途。
但是目前,财政部主管的专项资金和发改委主管的电价附加是两套体制,分别走不同的渠道。
在这种情况下,电价附加出现缺口时,只能靠通过上调电价补贴来解决。
目前可再生能源补贴存在的主要问题是补贴资金缺口以及补贴拖欠现象严重,下发周期长。
(1)补贴资金存缺口
据相关统计,2018年全国可再生能源电价附加补贴缺口为13亿元,2019年缺口20亿元。
2020年全年用电量4.7万亿度,征收的电价附加费大约有110亿元左右,其中当年风电发电量为785亿度,风电度电补贴额为0.1元-0.2元,当年仅风电补贴额就高达180亿,全年补贴缺口达100多亿。
补贴拖欠对相关企业的现金流造成非常大的影响。
面对此现象,2021年可再生能源电价附加从由每千瓦时4厘提高至8厘,提高后,假定2021年电价附加费用为200亿元,也基本只够满足风电补贴。
考虑到可再生能源尤其是光伏的迅猛发展,光伏每度电的补贴额度较高达0.4-0.6元,10GW的光伏并网量每年补贴资金至少需要50亿元,因此未来几年可再生能源的电价补贴资金依然非常紧张。
(2)补贴资金下发周期长
2021年12月4日,国家发改委和国家电监局发布新一期的可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知,补贴期为2019年10月-2020年4月,全国800多个风电、太阳能、生物质以及地热发电项目将获得总额为113.45亿元的补贴。
拖欠了两年的补贴资金终于得到落实。
这对相关的企业无疑是巨大的利好信息。
不过下一轮可再生能源电价补贴下发周期仍不能确定。
国家发改委能源研究所可再生能源发展中心主任王仲颖表示“可再生能源补贴下发滞后与行政程序的变更有一定关系。
”可再生能源电价附加以前是省电网公司征收,发改委价格司核准之后,由电网公司下发。
2018年之后,程序变更为省电网公司征收之后上缴财政部,财政部再预拨给省级财政部门,按季预拨、年终清算。
由于政策涉及多个部门,操作起来往往难度非常大,预计未来补贴的下周周期仍会比较长。
五、投资策略
我们从行业发展趋势、安全性和竞争优势三个方面来选择公司。
行业发展趋势:
随着国内分布式电站并网政策细节的出台,2013年将是太阳能发电“十二五”规划分布式电站的开局之年,分布式将成为国内未来新建电站的主流模式。
分布式电站由于面积较小,对电池效率有更高的要求。
随着组件价格的下降,系统成本(组件外的成本)在电站中占的比重越来越大,目前已经占到总成本的一半以上,这使得发电成本对电池的效率更加敏感。
在面积相同,系统成本相差不大的情况下,采用高效电池尽管组件成本有所上升,但电站拥有更高的发电功率,将拥有更低的发电成本。
分布式电站的开启将扩大单晶硅等高效电池的应用。
安全性:
拥有稳健的现金流,财务状况良好,在行业转好时得以迅速扩大产能。
竞争优势:
行业内技术领先,具有规模优势和成本优势的龙头企业。
根据以上三个指标,我们推荐硅片环节的单晶硅片厂商隆基股份(601012)和设备制造商晶盛机电(300316)。
隆基股份:
单晶硅片的龙头厂商,将受益于国内分布式电站的启动。
公司作为单晶硅片行业的龙头,财务状况,技术实力和成本控制力在行业内均处于领先地位,在此轮行业整合中,市场份额有望显著提升。
在行业有所好转时公司业绩将率先获得复苏。
晶盛机电:
国内全自动单晶炉的龙头设备制造商。
公司研发实力雄厚,率先在国内推出全自动单晶炉,打破了国外厂商的垄断。
全自动单晶炉在产能、降低单位能耗以及成品率等方面均较普通单晶炉有大幅的提升,全自动单晶炉较之于国内其他厂商的普通单晶炉技术优势明显,有更优异的性能以及更好的性价比,相比国际品牌也有较强的价格优势。
公司的全自动单晶炉毛利率维持在50%以上,高于其他普通单晶炉生产厂家。
预计全自动型单晶炉会成为未来的主流。
2022年乳制品行业分析报告
1行业壁垒高,护城河宽广
1.1行业壁垒高,新进入者难以进入,中小企业将被淘汰
2017年7月16日,工业和信息化部与发改委联合发布《乳制品工业产业政策(2017年修订)》。
这是自2016年三聚氰胺事件发生后,我国首次就乳业的发展规范等问题做出重大调整,修订后的《乳制品工业产业政策》大幅提高了乳业准入门槛。
新政策最大的变化在于,新建乳制品项目可控奶源占比从30%提高至40%,大幅提高了奶业企业扩张成本。
同时,还原奶彻底被禁。
2018年12月1日,工信部、发改委、质检总局联合下发了《关于在乳品行业开展项目(企业)审核清理工作的通知》,组织开展乳品行业项目(企业)审核清理工作。
将对达不到规定要求的企业,依法撤销生产许可证。
”2018版的《企业出产乳制品许可前提审查细则》与之前相比严格很多,不仅增添了很多常规审查项目,还要求婴幼儿配方乳粉出产企业须配备相应检测设备,对食物添加剂、三聚氰胺等64项指标进行自检。
企业必需具备三聚氰胺检验项目相关的检验设备及能力,不得进行委托检验。
2020年初,在中国质检工作会议上,中国国家质检总局介绍,2019年中国质检系统全年吊销注销食品和工业产品企业生产许可证1.5万张,依法吊销注销乳制品企业生产许可证426家、淘汰了40.4%的企业。
上述政策将导致很多中小企业被淘汰,有利于行业龙头扩张。
1.2行业护城河宽广,未受到国外竞品冲击
相比于葡萄酒、啤酒等子行业遭遇到国外竞品的强烈竞争,乳制品行业并未受到国际巨头冲击。
虽然近年来,雀巢、美赞臣等境外公司纷纷进入我国乳制品行业,但由于受到奶源的限制,境外公司的产品主要以奶粉为主,液态奶的生产和销售主要通过与国内企业设立合资公司的方式进行。
到目前为止,我国液态奶终端市场仍是以国内龙头伊利、蒙牛、光明的产品为主导,国外产品占比极低。
2行业供需不平衡,未来几年供给不足
由于成本增长速度过快,散户养殖不断退出,规模化养殖短期又难以快速推进,奶牛存栏量和单产短期内都难以得到快速提高,预计中短期内国内乳制品市场供给将维持偏紧局面;与此同时,国内乳制品需求正处于快速增长阶段,乳制品市场仍然具备巨大的想象空间,供需矛盾的客观存在使得我国乳制品企业有充分的施展空间。
2.1供给不足,我国乳制品行业国内供给仍然存在缺口
2.1.1散户养殖退出严重,奶牛存栏量难有增长
从原奶价格和乳制品价格近年来的增速对比来看,原奶价格的快速提升引致了乳制品价格的快速增长,乳制品涨价属于典型的成本驱动型,两者存在强烈的正相关关系。
无论是规模养殖还是农户散养,物质及服务费用(预计饲料费用占比为90%以上)占比都在75%以上,因此估计饲料成本占原奶生产总成本的70%以上,人工成本占比约为10%左右。
因此,饲料价格波动将在很大程度上影响着奶牛养殖成本及原奶价格。
由于上游农产品和饲料价格的长期趋势是随通货膨胀逐年上涨,因此原奶价格将始终存在较强的提升压力。
成本端刚性增长,但收购端价格上涨却难抵成本上升。
以苏州物价局调查数据为例,2020年全市奶牛头均产奶量提升1.72%、头均主产品产值提升4.28%,但头均饲养总成本受饲料、服务费用以及人工成本的上升而大幅增加,同比增长15.99%。
成本端的快速增长使得全市农户养殖头均净利润大幅下滑58.44%,收购端的价格上涨难以有效抵御成本上升,农户养殖积极性受挫严重。
此外,进口全脂奶粉的挤压影响逐渐显现。
2020年,乳业生产的基础原料——全脂粉的国际价格持续走低,全年进口全脂奶粉到岸均价仅为23000元/吨,而国内乳企就地收取奶农牛奶加工成全脂奶粉的成本高达34000元/吨。
巨大的差价使得乳品企业大规模缩减国内奶源采购规模,转向使用进口全脂粉。
由于乳企减少收奶量,散养农户退出情况严重。
2.1.2奶牛养殖规模、单产水平仍然偏低,提升之路漫长
我国奶牛单产水平仅为美国一半左右,提高绝非一日之功。
2018年,我国奶牛单产水平约为5.5吨,相比发达国家8-10吨的单产水平,差距仍然较大。
我国奶牛单产水平较低直接原因是由于国内散养占比高,导致良种奶牛占比低(荷斯坦奶牛占比不足1/3)、技术水平和管理水平低下、养殖观念落后。
但规模化养殖的推进并不如想象中顺利,散养在未来相当长时间内都将占据主导地位。
20世纪末21世纪初,我国乳品加工业快速发展,传统的散养和小规模家庭养殖模式越来越不适应行业发展需求,比例逐渐下降,而养殖小区、奶牛合作社和自有牧场为形式的规模牧场比例在逐渐提高。
规模化养殖的推进对行业发展百利无一害,但一方面受制于国内草地退化严重、优质牧场缺失,另一方面受制于养殖成本快速增长,规模化养殖的效益并不如想象那么美好,两方面共同制约国内规模化养殖推进的过程并非一帆风顺,更不会一蹴而就。
在未来相当长的时间内,散养和小规模家庭养殖的传统养殖模式仍将占主导地位。
一方面是散户退出情况严重、奶牛存栏量短期内难以提高,另一方面是规模化养殖推进过程奶牛单产水平短期内难以快速提高,这两方面因素共同决定了在中短期内我国原奶供给市场将维持一定偏紧的状态,尤其是由于优质奶源匮乏,中高端乳制品市场供给更加吃紧。
美国农业部数据显示,2020年中国进口全脂和脱脂奶粉数量分别为36.5万吨和19.5万吨,合计56万吨;进口液态奶7.8万吨。
以奶粉折合原奶的比例(1:
8)进行还原,则我国2020年进口原奶量超过450万吨,占全国奶制品产品及消费量的10%以上。
这充分说明,国内需求仍需部分进口进行满足。
2.2需求旺盛,我国乳制品行业存在一倍以上市场空间
人均用奶量是除了行业收入之外乳制品行业中最具有代表性的衡量性指标。
影响人均用奶量指标的因素主要包括人均收入、饮食习惯、国家政策等。
我们预计,未来国内乳制品消费市场仍具备数倍于现在的市场空间,原因主要有如下几点:
2.2.1我国人均用奶量仍远低于亚洲其他国家及全球平均水平
我国乳制品行业发展较晚,虽然经历了多年快速扩张的发展阶段,十年间人均用奶量从人均不足1公斤快速提升至16公斤,但数据显示,2017年我国人均用奶量为14.47公斤,2018年为16.00公斤。
但这一数据与世界平均水平、乃至与我国饮食习惯相似的亚洲周边国家如日韩等国相比都存在较大差距。
如果仅是达到日韩平均水平,那我国乳制品行业整体规模有望至少翻番。
2017年,世界人均用奶量为105公斤,这一数字是我国的7倍左右。
即便是与我国饮食习惯相似的日本、韩国等地,其乳制品的年人均消费量也明显高于我国。
2017年,日本人均用奶量为63公斤,韩国44公斤,印度84公斤,都是我国水平的数倍以上。
即便是达到消费水平相对较低的韩国之水准,我国乳制品的市场空间也将扩容接近两倍。
这意味着,替代品不足、需求较为刚性的乳制品在我国仍有巨大的发展空间,行业的天花板还远未触及。
在2016年以前,我国人均用奶量增长较快,2015年增速达到22.01%。
2016年,人均用奶量陡然下降,这是因为三聚氰胺这一突发事件带来的行业变动,这一突发因素正是行业增速过快带来的质量安全问题。
但乳制品是存在刚性需求的,这使得人均用奶量从2017年开始恢复,2018年再次回到10%以上增速。
综上所述,除去受三聚氰胺影响的2016年及2017年,我国人均用奶量增速均在10%以上。
2.2.2行业标准提升,民众对于乳制品信心有望逐步提高
未来,乳制
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