光伏组件降价，运营商受益几何？【国君能源运营】

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本报告导读：

组件价格降至1.6元/W以下，光伏装机或显著放量；新能源装机增速及新增新能源装机中光伏占比较高的运营商弹性较大。

摘要：

光伏组件价格下行，下游需求制约因素逐步解除。根据国家能源局统计数据，1~3Q22分布式/集中式光伏新增装机35.3 GW/17.3 GW，占同期光伏新增装机的67.1%/32.9%。受光伏组件价格较高等因影响，集中式光伏装机不及预期。随着硅料产能释放，组件等环节供需预期调整，22年11月后硅料价格和组件价格基本同步开始松动下行。根据PVInfoLink等数据，截至2023年1月11日，硅料/组件价格平均价格较22年11月中旬分别下降约45%/10%；从公开招标来看，近期组件招标价格持续下降，最低价下探至1.5元/W左右。

需求端视角：综合考虑消纳成本，光伏组件价格降至1.6元/W以下，光伏装机或显著放量。我们认为在组件降价光伏装机增速提升的背景下，显性消纳成本的增长不容忽视；后者主要支付于投资建设期（如自建配套储能）和运营期（如储能租赁、支付辅助服务费用）。基于多重敏感性测算、综合考虑消纳成本，我们预计组件价格降至1.6元/W以下，运营商光伏项目投资意愿有望显著增强。

光伏降本受益标的筛选维度：新能源装机增速与新增新能源装机中光伏占比。我们构建新能源样本公司的敏感性测算结果表明：在光伏组件价格下降0.1元/W的情况下，2023年新能源装机增速提升10 ppts/新增新能源装机中光伏占比提升10 ppts，样本公司2023年归母净利润增速提升0.18 ppts/0.06 ppts。受益于组件降价的运营商主要包括：预期新能源装机增速较高的云南能投、广宇发展、粤电力A、江苏新能、国电电力等；新增新能源装机中光伏占比较高的太阳能、晶科科技、国电电力等。

风险因素：

用电需求不及预期，新能源装机进度低于预期，上网电价低于预期，消纳成本超预期等。

1. 核心结论

组件价格下行，运营商投资收益率回升至合理水平（资本金IRR 6~10%），光伏装机增速提升在即。综合考虑建造端、运营端的消纳成本，我们预计组件价格降至1.6元/W以下，运营商光伏装机意愿有望显著增强。

我们构建新能源样本公司的敏感性测算结果表明，光伏降本运营商筛选关键变量为新能源装机增速与新增新能源装机中光伏占比：在光伏组件价格下降0.1元/W的情况下，2023年装机增速提升10 ppts/新增装机光伏占比提升10 ppts，新能源样本公司2023年归母净利润增速提升0.18 ppts/0.06 ppts。

子版块推荐顺序：

（1）火电转型：推荐国电电力，受益标的华能国际、粤电力A、华润电力、中国电力。

（2）新能源：推荐三峡能源、龙源电力、云南能投，受益标的广宇发展、太阳能、晶科科技。

2. 成本压力下，集中式光伏装机不及预期
2.1 集中式光伏装机不及预期
据国家能源局统计，截至2022年11月底我国光伏累计装机容量372 GW，同比+29.4%，占国内电力装机容量14.8%；1~11月我国新增光伏并网65.7 GW，同比+88.7%。2022年12月中国光伏行业协会预计2022年全年我国光伏新增装机规模将达到85~100 GW。

组件价格高企，集中式光伏装机受影响更显著。根据国家能源局数据，1~3Q22分布式/集中式光伏新增装机35.3 GW/17.3 GW，占同期光伏新增装机的67.1%/32.9%。我们认为2021年以来集中式光伏新增装机低于预期或与组件价格有关：集中式光伏装机初始投资成本显著高于分布式光伏（根据光伏协会数据，2021年集中式光伏初始投资成本约4.15元/W，较同期分布式光伏初始投资成本高0.41元/W），相同投资收益率边界条件下，组件价格上涨对集中式光伏投资约束更大。

2.2组件价格高企，项目收益率受极端考验
国内多数区域或已无法承受高组件价格，光伏装机投资意愿受限。光伏组件价格自2021年进入高位后，已对国内集中式光伏装机产生显著影响。根据西北勘测设计院相关测算和统计：1）若不要求储能配置，在组件价格分别为2.0/2.1元/W的条件下，约25%/38%的划分区域无法满足投资边际条件；2）若考虑10%、2h的最低储能配置标准，则近60%的划分区域均无法满足投资边际条件。

考虑到2022年新能源储能配置政策已在国内各省份普遍实施，我们推测国内部分集中式光伏电站项目收益率或难以满足目标水平，光伏装机进度滞后。

收益率接近发电企业项目要求下限，收益率目标重要性或有提升。以融资成本较低的行业龙头上市公司为例，我们测算代表性公司2021年融资成本平均水平约在3.4%~4.6%。考虑到2022年融资成本仍存下降空间，我们预计当前行业平均融资成本或基本处于上述范围。我们统计上市公司主要项目资本金IRR要求约6~10%，在当前融资成本及高组件价格水平下，预计满足回报率要求的光伏项目收益率已接近新能源运营企业下限。

2023年国资委调整国有企业经营质量考核指标，从“两利四率”目标调整为“一利五率”，并新加入净资产收益率考核目标。我们认为基于考核目标调整，国企运营商对于新能源项目回报率控制亦有望加强。

3. 组件价格下行，装机放量可期
3.1 上游产能释放，带动组件价格下降
硅料产能逐步释放，供需偏紧格局有望缓解。“十四五”以来组件价格高企的主要原因之一在于上游硅料供给紧张，硅料产能逐步释放有望缓解供需偏紧格局。据硅业分会统计数据，2020年以来相继有企业扩产，2021年国内硅料产能合计52万吨（全年实际产量50万吨），2022年底国内硅料产能将达到120万吨（全年预计产量82万吨），预计2023年底国内产能将进一步提升至240万吨。

硅料价格与组件价格同步下降。4Q22硅料产能释放后供需预期调整，11月以来硅料和组件价格已同步松动下行：1）根据PVInfoLink数据，截至2023年1月11日，多晶硅致密料平均价格168元/千克、182mm单晶单面PERC组件均价约1.78元/W，较2022年11月中旬分别下降约45%和10%；2）从公开招标来看，组件招标价格持续下降，近期最低价下探至1.5元/W左右。我们预计随着硅料产能释放，后续组件价格有望持续下降。

3.2 组件价格下降，装机需求提升

硅料价格下降，组件有效产能有望提升；供需均衡价格下降有望带动需求提升。根据经济学原理，光伏组件价格较高时装机需求受到抑制（图10：Q0,P0），上游硅料等产能释放（实际有效供给增长）后将推动组件供给曲线右移，进而实现均衡价格下降（图10：P1,Q1）。组件价格下降至满足运营商光伏项目收益率投资要求时，下游光伏装机明显放量。上述过程中若进一步考虑上游原料降价后下游组件产能释放及剩余产能利用率提升，则组件供给价格弹性增加（图11：供给曲线S1可能更加平坦变动为S2）将使得均衡价格进一步下降，进而实现更大规模的需求放量（图11：Q2，P2）。

4. 显性消纳成本不容忽视

部分地区新能源消纳比例已位于低位，光伏利用率下降地区数量较多。根据全国能源消纳监测预警中心数据，2022年1~11月风电/光伏消纳率96.7%/98.2%，较2021年-0.2/+0.2 ppts。三北地区消纳普遍较低，其中内蒙古、青海、甘肃、吉林新疆等地风电消纳率较低；西藏、青海、新疆等地光伏消纳率较低（部分地区不足90%）。此外光伏2022年利用率出现下降的省份数量较多（占比约44%），我们预计随着新能源并网规模持续提升，消纳压力可能进一步加大。

在消纳可能承压的情况下，新能源为提升自身消纳水平，承担相应支出或将成为不可忽视的成本。我们认为当前新能源项目主要选择包括：1）在投资建设期支付消纳成本：自建配套储能；2）在项目运营期支付消纳成本：储能租赁或支付辅助服务费用。

自建配套储能：初始投资提升资源消纳能力。根据全球能源互联网发展合作组织《计及灵活性基于时序的“十四五”储能需求分析》：十四五期间如充分发挥区间联络线的灵活调节能力，全国并不需要配置储能，弃风/弃光率分别将达到6.8%/5.5%。若将弃风弃光率控制在5%以内，全国需加装储能28.3 GW。

面对新能源发电间歇性和波动性等特点，安全平稳上网所需发电调峰压力加大，各省均普遍提出明确配储要求。当前各省份普遍以新能源装机10%/市场2 h为配储下限，部分省份配置比例已提升至20%以上，最高时长已提升至4 h，我们认为储能配置比例和时长后续或仍有提升趋势。根据2022年中电联《新能源配储能运行情况调研报告》统计，新能源储能配置时长为1.6 h，造价多在1.5~3.0元/Wh之间。发电侧储能配置当前仍为成本项，配储等新能源项目初始建设成本提升或将部分对冲运营商组件降价收益。

储能租赁：替代自建方式，消纳成本分摊至运营期。当前部分省份明确可通过租赁替代自建储能，并明确费用标准。根据南方能源观察2022年8月统计，山东、陕西、湖南等地储能租赁费用在250~350元/kW·年。租赁储能通过替代自建方式，将消纳成本分摊至运营期。

辅助服务费用：政策和市场规则约束保障消纳，成本分摊至运营期。随着新能源电量占比提升，新型电力系统需要其他电源、储能提供支撑调节，辅助服务费用可能成为保障新能源基本消纳的显性成本。根据国家能源局最近一次披露数据，1H19新能源分摊辅助费用单位装机平均约8元/kW·年。我们认为随着新能源装机和电量占比大幅提升，新能源分摊辅助服务费用成本或成为项目投资决策的重要因素。

考虑储能配置成本、辅助服务费用等因素，当前发电企业投资及运营成本或将提升。若考虑储能配置成本、辅助服务费用等因素，相同组件价格下装机意愿出现下降，组件需求曲线将从D0左移至D1，新的组件均衡价格水平将进一步下降。（见图16：Q1,P1；考虑到供给弹性增加，组件价格可能仍有下降空间，见图17：Q2,P2）。

5. 定量分析：组件降价对运营商影响几何？

5.1 综合考虑消纳成本的项目资本金IRR

综合上述消纳成本呈现形式，我们在两种视角下分析项目收益率对组件价格变动的敏感性：1）初始投资承担消纳成本；2）运营期承担消纳成本。

1)  初始投资承担消纳成本：我们测算总造价下降0.1元/W，光伏项目资本金IRR提升0.5 ppts。在消纳存在压力情况下，若储能配置未满足条件，可能造成弃光率提升或电价端折损，我们测算弃光率提升1 ppt，资本金IRR下降0.3 ppts；电价下降0.1 元/kWh，资本金IRR下降0.7 ppts；

2)  运营期承担消纳成本：在弃光率2%、电价0.38元/ kWh的情况下，我们测算总造价下降0.1元/W，资本金IRR提升0.6 ppts；运营期平均消纳成本提升10元/kW·年，资本金IRR下降0.7 ppts。

综合考虑消纳成本条件下，我们预计组件价格降至1.6元/W以下，运营商光伏项目投资意愿有望显著增强。

5.2 运营商筛选关键参数：新增装机增速与新增装机光伏占比

我们构建新能源样本公司（假设2023年新能源装机增速20%、新增新能源装机中光伏占比50%）的敏感性测算结果表明，光伏降本运营商筛选关键变量为新能源装机增速与新增新能源装机中光伏占比：

在光伏组件价格下降0.1元/W的情况下，2023年新能源装机增速提升10 ppts，2023年归母净利润增速提升0.18 ppts；2023年新增新能源装机中光伏占比提升10 ppts，新能源样本公司2023年归母净利润增速提升0.06 ppts。

基于上述样本公司的分析，我们认为受益于组件降价的运营商主要包括：

（1）预期新能源装机增速较高的云南能投、广宇发展、粤电力A、江苏新能、国电电力等；

（2）新增新能源装机中光伏占比较高的太阳能、晶科科技、国电电力等。

6. 风险提示

（1）用电需求不及预期：

若用电需求增长不及预期，新能源出力受到显著抑制。

（2）新能源装机进度低于预期：

新能源项目装机受政策、市场环境等因素综合影响，新能源装机进度偏慢导致成长性弱化。

（3）上网电价低于预期：

电力公司盈利对上网电价较敏感，低于预期的上网电价拖累项目回报率。

（4）消纳成本超预期：

间歇性出力的新能源高比例并网，电力系统消纳承压，新能源承担过高的消纳成本或导致项目回报率低于预期。

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