ist eine sehr gute Frage Son Goku, aber das kann dir keiner beantworten, denn die Situation bei Solar ist mittlerweile eine ganz andere wie noch vor 2, 3 Jahren. Vor 3 Jahren war es noch recht einfach, heute ist alles viel komplexer. Ich seh das auch an meinen Bewertungsmodelle bei einigen Solaris. Auf ein Quartal hin passt es sehr gut und auf 2 Quartale noch einigermaßen gut, aber auf Sicht von 3 Quartalen ist die Visibilität dann doch recht gering. Ist halt so, dass sich die Solarwelt manchmal Ruck Zuck verändern kann und so was kann man in kein Bewertungsmodell, das ja eh nur auf eine Exel-Liste basiert mit dem einen oder anderen Korrekturfaktor, einbauen bzw. berücksichtigen. Bei einem Maschinenbauer wie Washtec oder König & Bauer sind solche Bewertungsmodelle natürlich von der Visibilität her auf Sicht von 12 Monaten deutlich höher. .
Jinko. z.B. hat ja einen sehr großen Modulieferverträg in den USA (rd. 700 MW) zur Auslieferung ab 2. Hj. 2016 und der ist preistechnisch garantiert abgesichert entweder mit einem Festpreis oder abgesichert über Forward Contracts. In Brasilien hat man mit Enel einen 550 MW Modulliefervertrag seit Anfang des Jahres für 2017 und in Mexiko Modullieferverträge über 1.200 MW zu Auslieferung 2017/2018. Die sind allesamt garantiert auch abgesichert entweder über Festpreis oder über Forward Contracts. Aber auf welchem Preisniveau wissen wir auch nicht. Wobei man den aber einigermaßen nachrechnen kann, denn Jinko ist immer bestrebt mindestens eine Bruttomarge von um die 18% zu erreichen.
Laut Roth Capital waren z.B. fürs 2. Halbjahr um die 750 MW mit Preisen abgesichert. Da ich bei Jinko von einem Absatz im 2. Hj. von rd. 3 GW ausgehe, also etwa 25%.
Dazu kommt ja noch, die Währungsentwicklung. Der Yen ist richtig stark zum Yuan, aber der Yuan hat auch gut 4% zur indischen Rupie verloren und rd. 2% zum US-Dollar. Ist natürlich alles gut für Jinko, aber es verzerrt natürlich die Modulpreisentwicklung auf Dollarbasis ins Negative. Darum ist es auch wirklich mittlerweile verdammt schwierig über den Modulpreis auf Dollarbasis mit hoher Sicherheit alles abzuleiten. Zumal man ja mit "dem" Modulpreis ohnehin überhaupt nichts anfangen kann. Da sieht man zwar eine gewisse Tendenz, aber mehr nicht. Für ein 72 Zellenmodul ist der Preis in $/W höher wie für ein 60 Zellenmodul mit 280 W. Der Monomodulpreis liegt rd. 5% höher wie der Preis für ein Multi-Modul. In China liegt der Modulpreis für ein 275 W-Modul derzeit bei 0,475 $/W, in den USA bei rd. 0,55 $/W und in Japan noch höher wegen des Yens und in Europa liegt er bei 0,62 $/W wegen des Mindestpreises.
Auch muss man beachten, dass das Thema "bankable" bei den Finanzierungen immer wichtiger wird und schon alleine darum können die Tier 1-Solaris wie Jinko höhere Preise erzielen. .
Ist mittlerweile alles ein ganz schwieriges Unterfangen, denn die Solarwelt ist richtig komplex geworden. Sei es bei der Preisentwicklung (hier ist natürlich der Produktmix wie auch der Regionenmix und auch Langfristverträge entscheidend) wie auf der Kostenseite (die Blended Costs mit Zukauf von Zellen und den US-Strafzöllen betrugen in Q2 immerhin rd. 20% zu den Inhouse-Kosten !!).
Ich denke mal im August zu den Q2-Zahlen werden wir da deutlich schlauer sein, denn genau bei der Frage zur Jinko Modulverkaufspreisentwicklung werden mit Sicherheit einige Analysten bei der Q2 Conference Call nachbohren, weil es für einen Außenstehenden kaum einzuschätzen ist und 1 Cent/W an höherem erzielten Modulpreis bedeutet immerhin bei der Bruttomarge ein Plus von etwas über 1% bei gleich bleibenden Kosten..
Man muss ja auch unbedingt die Kostentwicklung gegenüberstellen. Alleine nur die Modulpreisentwicklung zu betrachten bringt ja auch nicht viel. Ich gehe z.B. davon aus, dass Jinko ihre Gesamtproduktionskoten (Inhouse + Blended) in diesem Jahr um mindestens 0,07 $/W bzw. 15% senken kann:
- Inhouse-Kosten von 0,39 auf 0,35 $/W,
- Zell/Waferzukauf von 0,04 auf 0,015 $/W
- US-Strafzoll von 0,03 auf 0,015 $/W (Malaysia-Produktion mit 1,3 GW deutlich vergrößert)
Das wären aber sogar 0,08 $/W an Kostensenkung, aber mit Risikoaufschlag als Korrekturfaktor nehme ich nur 0,07 $/W. Das heißt dann aber wir reden bei Jinko wie auch bei Trina und Canadian von enormen Kostensenkungen in diesem Jahr, die es so in diesen Größenordnungen noch nie gegeben hat bei Solar. Darum warnt ja z.B. die Deutsche Bank bei First Solar, da die Amis bei diesen niedrigen Produktionskosten der großen Chinesen nicht mehr mithalten kann. Die Cash-Produktionskosten der Chinesen liegen ohnehin nochmal 0,02 $/W niederer. Also wenn man die normalen Abschreibungen nicht mitberücksichtigt. |
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