光伏上游降价，对运营商配储影响几何？

投资要点 从光伏发电行业上游来看，22年12月以来，多晶硅料、硅片、电池片和组件价格均呈大幅下降趋势。2022年多晶硅项目扩产规模庞大，硅料巨头、光伏下游产业和跨界企业均参与其中。多晶硅行业头部效应显著；在2022年多晶硅价格一路高升的背景下，光伏产业链下游产业重金投入多晶硅领域；硅料企业净利润不断攀升，吸引了其他行业的企业进入多晶硅领域。从2022Q4开始，硅料逐步进入批量投产期，其产能进一步释放，2023年初硅料库存规模已十分可观，供给过剩状况或将长期持续。预计2023年我国多晶硅产能可达240万吨/年，国内企业产量可达146万吨，市场仍以看跌趋势为主。 2022年新增光伏装机规模为86.1GW，较近几年新增光伏装机规模有较大的增长。然而，随着光伏产业链上游进入降价通道，产业链博弈加剧。光伏出现“低价内卷”现象。新能源配储压力凸显，制约运营商盈利提升。于是我们进行了敏感性测算：在容量租赁模式下，当光伏组件价格下降至1.60元/W以下时，或将能够逐渐覆盖配储成本压力。 23年1月以来煤电项目核准3GW。据电力圈和北极星电力网等数据显示，我国22年初至今累计新增核准、开工和建成投产规模分别约79GW、60GW和28GW。截至本周1月20日秦皇岛港Q5500动力煤价为1230元/吨，同上周价格持平。国家能源局于1月18日在京召开2023年监管工作会议，要求深入开展电煤中长协签订履约综合监管。在中长协履约监管趋严与煤炭价格持续下跌的协同作用下，2023年有望缓解“煤电矛盾”。 投资策略与重点关注个股：近期电力板块关注度持续提升，建议重点关注高弹性火电及补贴占比较高的优质绿电企业：1）火电：华电国际、国电电力、华能国际、内蒙华电等；2）风光：三峡能源、广宇发展、林洋能源等；3）水核：长江电力、中国核电等；4）其他：青达环保、协鑫能科等。 风险提示：产业建设不及预期风险、政策落实不及预期风险等。 1光伏上游降价，对运营商配储影响几何？ 从光伏发电行业上游来看，22年12月以来，多晶硅料、硅片、电池片和组件价格均呈大幅下降趋势。23年1月18日，多晶硅致密料均价为150元/kg，较22年11月底下跌49.2%，而22年1月至11月涨幅为28.3%，跌幅超涨幅20.9pp；1月18日，单晶硅片182mm/165μm、210mm/ 160μm均价分别为4.43、5.78元/pc，较22年11月底下跌37.7%、37.8%，而22年1月至11月涨幅则为22.6%、20.8%，跌幅超涨幅15.1pp、17pp；1月18日，电池片182mm、210mm均价分别为0.85、0.85元/W，较22年11月底下跌36.6%、36.6%，而22年1月至11月涨幅则为24.1%、29%，跌幅超涨幅12.5pp、7.6pp；22年12月28日，365-375/440-450W单面单晶PERC组件价格为1.86元/W，较22年11月底下跌2.6%，而22年1月至11月涨幅则为3%，涨幅超跌幅仅0.4pp；23年1月18日，182mm、210mm单面单晶PERC组件价格分别为1.75、1.75元/W，较22年11月底下跌10.7%、10.7%，而22年1月至11月涨幅仅为4%、4%，跌幅超涨幅6.7pp、6.7pp。总体来看，虽然23年1月18日电池片182mm、210mm以及单晶硅片182mm/165μm、210mm/ 160μm的均价较1月11日有所上升，但是硅片价格整体仍处于较低水平，硅片拉晶产能过剩的问题依旧存在。 图1：22年12月以来多晶硅料现货价大幅下降 图2：22年12月以来单晶硅片现货价大幅下降 图3：22年12月以来电池片现货价大幅下降 图4：22年12月以来光伏组件综合价格大幅下降 2022年多晶硅项目扩产规模庞大，硅料巨头、光伏下游产业和跨界企业均参与其中。 据国际能源网统计，2022年计划或者在建的多晶硅项目多达41个，总规模达552.45万吨。 多晶硅行业头部效应显著，硅料巨头通威股份、协鑫科技、特变电工、大全能源、东方希望、亚洲硅业和青海丽豪2022年总计有19个多晶硅项目在建或者投产，总产能为260.65万吨。 在2022年多晶硅价格一路高升的背景下，光伏产业链下游产业重金投入多晶硅领域，希望能够协同降本，强化供应链稳定，巩固公司产业竞争力和盈利能力。2022年有10家光伏产业链中下游企业涉足多晶硅领域，或者扩建包括多晶硅在内的一体化产能，规划产能共122万吨，多数项目都处于规划或者建设之中。硅料企业净利润不断攀升，吸引了其他行业的企业进入多晶硅领域，合盛硅业、宝丰集团、吉利硅谷、陕煤集团等11家企业，总计规划多晶硅项目产能合计165万吨，投资金额1413.5亿元。 表1：2022年多晶硅项目扩产规模 预计2023E国内硅料产能过剩，市场仍以看跌趋势为主。从2022Q4开始，硅料逐步进入批量投产期，其产能进一步释放，2023年初硅料库存规模已十分可观，供给过剩状况或将长期持续。据硅业分会和各公司公告数据显示，预计2023年我国多晶硅产能可达240万吨/年，国内企业产量可达146万吨，市场仍以看跌趋势为主。 图5：预计2023E国内多晶硅产能过剩 图6：预计2023E国内多晶硅产量146万吨 2022年新增光伏装机规模为86.1GW，较2015-2021年新增光伏装机规模有较大的增长。22年光伏上游高位运行情况，一定程度上抑制下游装机需求，然而近年来，我国高度重视储能技术与产业发展，先后出台一系列政策措施，因此2022年我国新增光伏装机规模不减反增，达到了近7年的峰值86.1GW。如今，光伏产业链上游的大幅降价，利好产业链下游，预计2023年光伏新增规模将再达新峰。 然而，随着光伏产业链上游进入降价通道，产业链博弈加剧。2023年1月11日，210mm单面单晶PERC组件一周内最高现货价达到1.90元/W，而最低现货价仅为1.70元/W，价差达到0.2元/W，1月18日，其一周内最高现货价达到1.85元/W，而最低现货价仅为1.70元/W，价差达到0.15元/W，虽然较上周价差有所下降，但仍处于较高水平；1月18日，182 mm单面单晶PERC组件一周内最高现货价达到1.86元/W，而最低现货价仅为1.67元/W，价差达到0.19元/W，组件价格表现出两极分化现象。 图7：2022年新增光伏装机规模为86.1GW 图8：光伏组件现货价周度价差达到0.2元/W左右 产业链博弈加剧，光伏出现“低价内卷”现象。1月11日中国电建26GW组件集采开标，48家组件企业参与投标。根据开标结果，P型组件最低综合报价为1.476元/瓦，最高报价达到了1.884元/瓦；N型组件最低报价为1.48元/瓦，最高报价为2.01元/瓦，均由二线组件企业报出。包1、包2均价在1.7~1.69元/瓦附近，N型组件均价在1.745元/瓦附近。头部组件企业报价相对较高，P型标段仅2家企业保持在均价以下，TOP6均价在1.75元/瓦左右，N型标段则全部高于均价，均价在1.82元/瓦附近。自12月以来，光伏产业链上下游价格持续博弈，价格动荡起伏，随着产业链逐步恢复正常，组件价格预计逐步回落低位增加项目收益率，带动更多项目的开工启动。 表2：近期组件招标价格最低已降至1.5元/W左右 新能源配储压力凸显，制约运营商盈利提升。截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源+储能”。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2h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4h。其中光伏配储要求较高的地区集中在三北地区，比如，新疆（25%/2h~4h）、陕西（10%~20%/2h）、河南（10%~20%/2h）、辽宁（15%/3h~4h）、内蒙古（15%/2h~4h），若公司光伏项目主要布局于三北地区将受到新能源配储压力的制约，制约运营商盈利提升。而且各省市“十四五”光伏新增装机目标，云南省最高，为64.0GW，三北地区的新疆、山东、山西、内蒙古也名列前茅，分别为49.0GW/42.3GW/36.9GW/32.6GW。 表3：当前各省份普遍以新能源装机10%/市场2h为配储下限 图9：30省/市“十四五”光伏新增装机目标（注：灰色为该省风光合计新增装机目标） 敏感性测算：在容量租赁模式下，当光伏组件价格下降至1.60元/W以下时，或将能够逐渐覆盖配储成本压力。新能源配储会增加项目投资成本，而当前，光伏组件受到供应链价格快速下落影响，价格也持续下滑。结合新能源配储的两种建设方式，我们测算了光伏组件价格和配储成本对光伏项目IRR的影响，核心假设如表3所示： 表4：光伏项目核心数据假设 测算结果显示：1）配置储能情况下，光伏组件价格每下降0.05元/W，项目IRR提高0.2%-0.3%；2）在不考虑其他条件时，同一组件价格下，容量租赁模式下的项目IRR要高于自建模式；3）在自建储能模式下，当光伏组件价格下降至1.45元/W以下时，能够逐渐覆盖配储成本压力；在容量租赁模式下，当光伏组件价格下降至1.60元/W以下时，能够逐渐覆盖配储成本压力。 表5：光伏组件价格&配储成本对光伏项目IRR敏感性分析 2行业高频数据跟踪 2.1发用电量和装机等数据跟踪 22年12月电力生产增速有所上升，整体电力供需紧平衡态势仍将持续。1月17-21日国家统计局和国家能源局陆续发布了2022年1-12月的全国能源生产情况及全国电力工业统计数据。电力生产方面，22年12月我国电力生产增速加快。12月全国发电量7579亿千瓦时，同比增长3.0%，增速环比上升2.9pp，日均发电约244.5亿千瓦时；2022年，累计发电量为8.4万亿千瓦时，同比增长2.2%；从用电量看，22年12月全社会用电量7784亿千瓦时，同比下降4.56%。21年以来我国用电量累计增速较发电量累计增速平均高2.1pp，电力供需持续紧张。 图10：22年1-12月我国发电量为8.4万亿KWh（+2.2%） 图11：22年1-12月我国全社会用电量8.6万亿KWh（+3.6%） 水电出力大幅增长，居民用电需求回升。从发电量细分数据看，22年12月火电增速小幅回落，核电增速回落明显，水电由降转增，风电和光伏发电增速加快。其中，火电/核电发电分别同比增长1.3%/6.6%，增速较上月回落0.1pp/4.5pp；光伏发电同比上升3.2%，增速比上月提升3.2pp；水电增长3.6%，增速月环比提升17.8pp；风电同比增长15.4%，增速月环比增加9.7pp。再看用电量细分数据，22年12月第一/第二/第三/产业及城乡居民用电量同比增速分别为-8.7%/-12.5%/4.9%/32.7%。随着寒冬来袭，居民用电需求有所回升，预计未来电力供需紧平衡态势将持续。 图12：22年12月水电发电量的增速贡献大福提升 图13：22年12月城乡居民用电量的增速贡献大幅增长 火电水电同比微增，风光发电继续维持高增。22年1-12月我国火力发电量累计值为58531亿千瓦时，累计同比增长0.9%，增幅较上月基本持平；1-12月水电发电量累计值为12020亿千瓦时，累计同比增长1.0%，增幅较上月提高0.1pp，今年入夏长江上游地区持续高温干旱是导致水电汛期来水严重偏枯的主要原因。此外，风电和光伏发电量继续维持高增。 2022年1-12月我国风力发电累计值为6867亿千瓦时，累计同比增长12.3%；光伏发电累计值为2290亿千瓦时，累计同比增长14.3%，较上月降低0.3pp。 图14：22年1-12月我国火电发电量为58531亿KWh（+0.9%） 图15：22年1-12月我国水电发电量为12020亿KWh（+1.0%） 图16：22年1-12月我国风电发电量为6867亿KWh（+12.3%）