如何定量地评估光伏组件价格下降对绿电运营商的影响？

硅料和光伏组件价格有望持续下降，打开绿电运营商装机成长和收益率扩张空间： 2022年，我国太阳能发电新增装机容量8741万千瓦，同比增长为60.3%，但增量主要来自于具备高电价优势的工商业分布式光伏，由于硅料及光伏组件价格过高，集中式光伏的投资回报率堪忧，成本端压力成为限制光伏发电装机更快增长的重要因素。随着硅料产能加速释放，自2022年12月起硅料价格迎来急跌趋势，硅料价格已经从高点的约300元/kg下降到当前的约150元/kg左右。据PVInfoLink数据披露，182mm单面单晶PERC组件均价从此前2元/W以上的价格已经回落至当前的1.7元/W左右。硅料和光伏组件价格有望持续下降，打开绿电运营商装机成长和收益率扩张空间，因而我们认为绿电运营商将迎来估值提升的机遇。 如何定量评估光伏组件价格下降的影响： 困扰我们的一个问题是如何才能定量地评估光伏组件价格下降对于绿电运营商估值提升的幅度？我们认为绿电运营商受益于硅料及光伏组件价格下降的底层逻辑实际上是其拟建项目的盈利能力的提升，核心在于评估不同组件价格下，绿电运营商单位GW盈利能力的差异，从而推测在各个绿电运营商在既定的“十四五”新能源发展规划下，其拟建项目的备考业绩在不同组件价格下的差异，最终以远期盈利作为确定公司估值的锚。 模拟测算结果： 我们建立了典型的集中式光伏电站盈利预测模型。以全国平均水平的电价、光伏利用小时数等基础数据，在组件价格2元/W、单位投资4.3元/W、利用小时1300小时以及上网电价（含税）0.37元/kWh、贷款利率4%等关键参数假设，我们测算得到此1GW集中式光伏发电项目的资本金IRR为5.66%，单GW利润5532万元/GW。若组件价格下降到1.6元/W，资本金IRR为7.63%，单GW利润7943万元，项目的单GW利润较2元/W组件价格水平下提升44%；若组件价格进一步下降到的1.4元/W后，资本金IRR为8.75%，单GW利润可达9149万元，较2元/W组件价格水平下提升65%。我们又以各省的“十四五”光伏发展规划，结合各省的光伏资源、电价等要素，分别测算了组件价格下行对各省光伏项目的影响，从规划项目预期净利润角度看，在2元/W的组件价格下，“十四五”期间全国光伏增量约对应利润空间153.1亿元/年，若组件价格降至1.6元/W，利润空间有望提升至 能力有望提升 283.84亿元/年，较2元/W的组件价格水平下增长85.4%；若组件价格降至1.4元/W，利润空间有望提升至333.86亿元/年，较2元/W的组件价格水平下增长118.07%。 投资建议： 硅料和光伏组件价格下降背景下，绿电运营商未来拟建光伏项目的备考业绩有望提升，建议关注以光伏为重点发展方向的绿电运营商【太阳能】【国电电力】【中国核电】【金开新能】等。 风险提示：硅料和组件价格下降低于预期，政策强化储能配置要求，假设不及预期风险。 1.硅料和光伏组件价格有望持续下降，绿电运营商装机成长和收益率扩张空间打开 1.1.回顾2022年：工商业光伏装机提速，集中式光伏受制于成本压力 根据中电联和国家能源局披露数据，2022年，全国新增发电装机容量2亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦。电力行业延续绿色低碳转型趋势，太阳能发电（主要为光伏发电）维持高速增长。2022年，太阳能发电新增装机容量8741万千瓦，同比增长为60.3%；截止2022年底，太阳能发电累计装机容量3.92亿千瓦，同比增长28.1%，已达到总装机的15.3%。 图1.我国太阳能新增装机容量及增速 图2.我国太阳能累计装机容量及增速 图3.我国光伏新增装机结构（GW） 2022年光伏发电新增装机较之前两年明显提速，但主要来自于工商业分布式光伏的贡献，集中式光伏受制于成本压力。从光伏新增装机的具体构成来看，2021-2022年，具有高电价优势的分布式场景是驱动国内光伏装机增长的主要因素，据国家能源局统计的数据，2022年前三季度，工商业分布式光伏新增装机18.7GW，超越户用光伏和集中式光伏，成为对光伏新增装机贡献最大的细分领域。工商业光伏“自发自用，余电上网”模式下，电费收入=屋顶资源业主自用电量×工商业电价×折扣+余电上网电量×燃煤脱硫基准上网电价。工商业光伏执行用户侧电价，远高于集中式光伏电站的上网电价，因而在同样的组件价格下具有更高的收益率。2021年三季度至今，煤价维持高企，燃煤火电以市场化方式疏导成本端压力，多数地区燃煤火电上网电价较基础电价顶格上浮，传导到用户侧电价同样也有明显提升，这进一步增强了工商业分布式光伏的经济性，刺激工商业光伏项目的投资意愿。 相比之下，集中式光伏则面临着高组件价格带来的成本端压力，且集中式光伏执行平价上网政策，对标燃煤发电基础电价，无法享受电价提升的红利，整体收益率堪忧。因此不少地面电站项目投资进度有所推迟，使得2021年和2022年地面集中式电站装机难以提速，据国家能源局数据，从2020年的32.7GW下降到2021年的25.6GW和2022年前三季度的17.3GW，成本端压力成为限制光伏发电装机更快增长的重要因素。 1.2.硅料和光伏组件价格有望持续下降，集中式光伏迎来拐点 自2018年以来，全球光伏新增装机持续增长，由2018年的97GW到2021年的174GW，三年基本实现翻倍。2022年，全球光伏新增装机增速不减，根据TrendForce预测，2022年预计全球光伏新增装机超过220GW，同比增速30.4%。根据IEA近期发布的《Renewalbes 2022》，全球光伏制造业产能的各个环节，包括硅料、硅片、电池、组件等环节均集中于我国，市占率可达75%-90%。在下游需求飞速增长的背景下，我国的光伏制造业面临产能不足的制约，供需矛盾激化，以胶膜、玻璃、多晶硅等环节为代表，价格在近三年均有大幅增长。 图4.全球光伏新增装机容量（GW） 图5.全球光伏制造业产能分布 图6.2022年底国内多晶硅产能迎来大幅扩张（万吨） 图7.2020-2022年国内硅料月度产出情况（万吨） 在整个光伏制造产业链中，扩产周期最长、前期产能扩张幅度最小的硅料环节成为产业链的主要“短板”，硅料产出成为决定组件出货量以及终端装机量的核心因素。阶段性供需错配使得光伏行业结束长期以来的“量增价跌”趋势，2020年起行业呈现“量价齐升”态势，硅料价格由2020年上半年的60元/kg以下一路攀升最高峰的300元/kg以上，光伏组件价格亦由1.5元/W以下涨至最高峰的2元/W。 在高硅料价格的刺激下，2021年起硅料环节的大量新老参与者均加快了扩产的脚步，一般而言，硅料产能的建设速度为两年左右，2022年下半年起新增硅料产能开始陆续释放。但7-8月受检修、限电、疫情等特殊因素影响，硅料实际产出仍受到较大制约，9月之后随着各厂商新增产能的逐步爬坡以及前期限制因素的明显缓解，硅料产出已迎来实质性放量。据索比光伏网披露的数据，2022年初硅料年化产能约52万吨，但到2022年底，年化产能达到120万吨。产量方面，2022年1月硅料产量仅有4.88万吨左右，但到11月产量已经达到9万吨，可满足月产35.57GW组件的需求，但当月组件产量仅25.42GW。 随着硅料产能加速释放，自2022年12月起硅料价格迎来急跌趋势，硅料价格已经从高点的约300元/kg下降到当前的约150元/kg左右。根据索比光伏网数据，在光伏组件构成中，电池片成本占比超过60%，其中70%的成本来源于硅片，而硅片的最主要成本为硅料。据我们测算，根据产业链各环节合理盈利水平，假设从硅料到组件的产业链一体化盈利在0.08-0.11元/W，若硅料价格下跌到140-150元/kg、70-90元/kg、50-60元/kg，对应光伏组件价格约为1.7元/W、1.5元/W、1.4元/W。硅料价格下跌也逐步传导至产业链下游，以中环、隆基为代表的硅片大厂以及以通威为代表的电池企业纷纷下调报价。据PVInfoLink数据披露，182mm单面单晶PERC组件均价从此前2元/W以上的价格已经回落至当前的1.7元/W左右。 从当前的硅料和组件的供需格局来看，价格下行趋势预计已经确立，绿电运营商有望显著受益。 表1：硅料价格和组件价格的对应关系 图8.多晶硅致密料均价走势 图9.单面单晶PERC组件均价走势 2.如何定量评估光伏组件价格下降的影响？ 2.1.光伏组件价格下降对绿电运营商盈利能力影响的传导逻辑 光伏发电将太阳辐射能转换成电能，无燃料成本，其运营成本中最重要的构成为设备折旧。光伏组件价格下降将带来光伏电站的单位投资显著下降，进而使得折旧减少，最终使得光伏电站运营利润增厚。在光伏项目投资收益提升后，绿电运营商加快光伏投资的动力增强，因而装机规模的扩张有望加快；同时，单位装机容量的光伏项目投资规模也会随着组件价格下降而降低，也有利于绿电运营商投资速度提升。硅料和光伏组件价格有望持续下降，打开绿电运营商装机增长和收益率扩张空间，因而我们认为绿电运营商有望迎来估值提升的机遇。 但是，困扰我们的一个问题是如何才能定量地评估光伏组件价格下降对于绿电运营商估值提升的幅度？换言之，如果光伏组件价格从2元/W下降到1.8元/W,亦或是下降到1.5元/W，绿电运营商的估值会发生怎样的变化？ 我们认为绿电运营商受益于硅料及光伏组件价格下降的底层逻辑实际上是其拟建项目的盈利能力的提升，核心在于评估不同组件价格下，绿电运营商单位GW盈利能力的差异，从而推测各个绿电运营商在既定的“十四五”新能源发展规划下，其拟建项目的备考业绩在不同组件价格下的差异，最终以远期盈利作为确定公司估值的锚。 图10.光伏组件价格下降对绿电运营商盈利能力影响 2.2.典型集中式地面光伏电站盈利预测模型 我们建立了典型的集中式地面光伏电站的盈利预测模型。绿电项目投资时点尤为重要，决定了未来全生命周期的运营业绩。绿电运营项目收益率受多方因素影响，不考虑各公司自身在运营效率方面的区别，风电、光伏项目盈利能力主要取决于上网电价、利用小时数、初始投资成本三大因素。而上网电价与初始投资成本往往在项目申报、投资与建造时点得以确定，因此投资时点的电价与单位成本情况决定了未来装机容量增长对公司业绩的贡献能力。 图11.决定绿电项目盈利能力三要素：上网电价、利用小时、初始投资成本 2.2.1.上网电价 2021年之前我国风光上网标杆电价依据国家划分的四类风资源区和三类光资源区制定，根据国家发改委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》从2021年起对于新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目不再进行补贴，实行平价上网。 平价背景下，集中式光伏发电上网电价主要参考各地燃煤发电基准电价。东南沿海省份基准上网电价普遍较高，其中广东、湖南、湖北、上海、浙江、江西、四川几个省市基准电价（税前）超过0.4元/kWh，而风光资源普遍较好的三北地区例如甘肃、内蒙古、宁夏、青海等省份基准电价相对较低，其中宁夏和青海两省基准电价（税前）仅为0.25元/kWh左右。 图12.各省燃煤基准电价（元/kWh） 2.2.2.利用小时 我国北部地区光照资源优渥，主要受益于海拔相对较高、白昼时间较长等方面影响。国家依据光伏电站年等效利用小时数对各地区光资源进行划分，其中： Ⅰ类光资源区年等效利用小时数大于1600小时，主要集中于内蒙、甘肃、青海、宁夏、新疆的部分地区； Ⅱ类光资源区年等效利用小时数在1400-1600小时之间，主要集中于内蒙古、黑龙江、吉林、四川、甘肃、青海、辽宁、河北、新疆、云南、陕西、山西、北京、天津的部分地区； Ⅲ类光资源区年等效利用小时数在1200-1400小时之间，除上述省份的其他地区被划分为Ⅲ类光资源区。 表2：我国三类光资源区划分 光资源与利用小时水平成正比，Ⅰ/Ⅱ类光资源区优势显著，利用小时数领先。根据中电联统计的数据，2019-2021年全国光伏发电平均利用小