2023.01.18

光伏组件降价，运营商受益几何

电力专题系列报告（五）

于鸿光(分析师)

陈卓鸣(研究助理)

孙辉贤(研究助理)

021-38031730

010-83939802

yuhongguang025906@ gtjas.c

021-38038670

chenzhuoming026177@gtjas.com

证书编号 S0880522020001

S0880122040025

sunhuixian026739@ gtjas.co

S0880122070052

本报告导读：

投资建议：维持"增持"评级。综合考虑组件价格下降，以及消纳等成本因素，集中式光伏电站项目收益率回升至合理区间（资本金IRR6\~10%），光伏装机增速提升在即。（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。

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。

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35.3GW/17.3GW，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。

摘要：

公用事业

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10ppts/新增新能源装机中光伏占比提升10ppts，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。

评级：增持

上次评级：增持

细分行业评级

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1．核心结论.
2．成本压力下，集中式光伏装机不及预期 4
2.1．集中式光伏装机不及预期.. 4
2.2．组件价格高企，项目收益率受极端考验. 5
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，
3.2．组件价格下降，装机需求提升.. 8
4．显性消纳成本不容忽视. 9
5．定量分析：组件降价对运营商影响几何？ 12
5.1．综合考虑消纳成本的项目资本金IRR.. 12
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...14
6．风险提示... .. 16

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IRR6\~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0.18ppts/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。

表1：重点公司盈利预测与估值

板块	代码	公司	收盘价（元）	EPS			PE			评级
板块	代码	公司	收盘价（元）	2021A	2022E	2023E	2021A	2022E	2023E	评级
火电转型	600795.SH	国电电力	4.07	-0.10	0.31	0.39		13	10	增持
	600642.SH	申能股份	5.36	0.33	0.34	0.76	16	16	7	增持
	600863.SH	内蒙华电	3.43	0.07	0.47	0.55	50	7	6	增持
	600483.SH	福能股份	12.18	0.65	1.33	1.38	19	9	9	增持
	601991.SH	大唐发电	2.69	-0.50	0.07	0.18		38	15	谨慎增持
新能源	600905.SH	三峡能源	5.80	0.20	0.31	0.35	29	19	17	增持
	001289.SZ	龙源电力	19.22	0.76	0.90	1.07	25	21	18	增持
	002053.SZ	云南能投	12.00	0.27	0.42	0.56	44	29	21	增持
	601016.SH	节能风电	3.91	0.12	0.27	0.31	33	14	13	增持
	000591.SZ	太阳能	7.53	0.30	0.42	0.50	25	18	15	增持
	601778.SH	晶科科技	5.56	0.12	0.26	0.30	45	21	19	谨慎增持

数据来源：Wind，国泰君安证券研究（股价对应2023年1月17日收盘价）

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372GW,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65.7GW，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\~100GW。

图1：光伏累计装机增速提升

数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究

图2：2022年新增装机或低于预期

数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究

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35.3GW/17.3GW，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。

图3：分布式光伏新增装机快速增长

数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究

图4:新增光伏装机中集中式占比下降

数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究

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。

图5：组件成本上涨多数区域已无法达到可行装机条件

储能配置组件价格（元/wh）

无储能储能10%，2

h储能20%，2

h储能15%，4h

1.81.9 2.0

2.1

1.81.9

2.0

2.1

1.8 1.9 2.0 2.11

.8 1.9 2.0 2.1

海南

甘肃一类

吉林

辽宁

山东

河北二类

四川

√

陕西二类

黑龙江

广东

北京

蒙东

山西二类

云南

陕西三类

江西

天津

新疆一类

√

福建

河南

上海

广西

宁夏

甘肃二类

青海一类

山西三类

浙江

√

河北三类

湖北

√

安徽

√

江苏

√

新疆二类

数据来源：西北勘测设计院，国泰君安证券研究

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。

图6：2021年行业最低一档融资成本处于3.4\~4.6%区间

注：融资成本=财务费用/（短期借款+一年内到期非流动负债+长期借款+应付债券）数据来源：各公司公告，国泰君安证券研究

表2：上市公司主要项目资本金IRR要求约处于6\~10%区间

公告日期	公司	电源类型	项目	装机容量（MW）	全投资收益率(%)	资本金IRR（%）	投资回收期（年）
2022-12	国电电力	海上风电	象山1号海上风电二期	504		6.7%
2022-12	吉电股份	光伏	邕宁农光互补发电项目一期	150		11.0%	11.61
2022-12	吉电股份	光伏	邕宁农光互补发电项目二期	150		10.9%	11.65
2022-12	京能电力	风电	楼儿山风电项目	100		13.7%	9.69
2022-12	京能电力	风电	新民堡风电项目	100		14.4%	9.53
2022-10	广州发展	光伏	广州发展台山渔业光伏四期	200		8.9%
2022-10	吉电股份	风光热	吉西基地鲁固直流风光热	风电 200/光伏100/光热 50		7.5%
2022-10	南网储能	抽水蓄能	惠州中洞抽水蓄能电站	1200		预计达6.5%
2022-09	中国核电	核电	福建漳州核电项目3、4号	2×1212		8-9%以上
2022-09	广宇发展	光伏	青海乌图美仁光伏	700	6.0%		12.94
2022-09	广宇发展	风电	青海茫崖风电	500	6.1%		11.89
2022-07	太阳能	光伏	民勤分布式光伏	96	7.1%	13.0%	11.84
2022-05	内蒙华电	光伏	聚达发电市场化消纳新能源	380		7.3%	13.58
2015-06	国投电力	水电	两河口水电站	3000	6.9%	8.0%	22
2014-12	国投电力	水电	杨房沟水电站	1500	6.8%	8.0%	-

数据来源：各公司公告，国泰君安证券研究

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。

表3：2023年国资委提升国有企业经营质量考核标准

时间	指标	指标要求
2021、2022	“两利四率”	“两增一控三提高"：即利润总额和净利润增速高于国民经济增速；即控制好资产负债率；营业收入利润率、全员劳动生产率、研发经费投入进一步提高。
2023	“一利五率”	“一增一稳四提升"：是指利润总额增速要高于全国GDP增速；资产负债率总体保持稳定；净资产收益率、全员劳动生产率、研发经费投入强度和营业现金比率要实现进一步提升

数据来源：国资委，国泰君安证券研究

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。

图7：硅料扩产周期较长

数据来源：CPIA，国泰君安证券研究

图8：硅料产能加快释放

数据来源：有色金属工业协会硅业分会，国泰君安证券研究

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。

图9：组件价格与硅料价格同步开始下行

注：组件价格为单面组件均价，因主流型号变化2020年1\~4月为158.75mm型号组件数据来源：PVInfoLink，国泰君安证券研究

表4:近期组件招标价格最低已降至1.5元W左右

项目名称	发布时间	供货时间	组件类型	规模(MW)	报价（元/W）
宝武清能西藏项目	2023-01	第一批2023年1月31日前；第二批2023年2月20日前	双面双玻单晶硅光伏组件>540Wp	38	1.78~1.89
中国电建26GW组件集采	2023-01		P型182及以上组件	10000	1.48-1.88
			P型182及以上组件	15000	1.48-1.83
			N型组件	1000	1.48-2.01
商丘新能光伏科技有限公司	2022-01		单晶硅单面单玻	35	1.80
商丘新能光伏科技有限公司	2022-01		单晶硅双玻双面	5	1.83
华能2022年采集	2022-12	预计2023年	P型182双面双玻	4500	1.83~1.97
			P型210双面双玻	500	1.83~1.99
			N型182双面双玻	1000	1.83~2.00
深能北方鄂托克光伏制氢	2022-12	2023年1月31日前完成50MW供货，5月31日前完成后续。	P型210双面双玻	299	1.90~1.96
三峡云南蒋家坡和米车200MW和150MW项目	2022-12	第一批不应迟于2023年1月10日	P型双面双玻，182mm及以上	239	1.86~2.00
陕煤安塞100MW项目	2022-12	2个月内交货	P型双面双玻	60	1.86~1.96

数据来源：智汇光伏、采招网等，国泰君安证券研究

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）。

图 10:上游产能释放推动组件供给曲线右移

数据来源：国泰君安证券研究

图11：供给弹性提升带动均衡价格下降

数据来源：国泰君安证券研究

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。

图12：部分地区利用率已经较低

注：2022年蓝色为利用率不变，绿色为利用率提升，橙色为利用率下降数据来源：全国能源消纳监测预警中心，国泰君安证券研究

图13：光伏消纳出现下降地区数量较多

注：2022年蓝色为利用率不变，绿色为利用率提升，橙色为利用率下降数据来源：全国能源消纳监测预警中心，国泰君安证券研究

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28.3GW。

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,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1.6h，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。

图14:光伏配储能平滑波动

数据来源：于童、张萍《基于全寿命周期理论的储能降低光伏电站弃光率的经济性分析》

图15：光伏配储能削峰填谷

数据来源：于童、张萍《基于全寿命周期理论的储能降低光伏电站弃光率的经济性分析》

表5：电源侧储能逐渐成为标配

地区	配储要求			地区	配储要求			地区	配储要求
地区	风电	光伏	时长	地区	风电	光伏	时长	地区	风电	光伏	时长
天津	15%	15%	2h	宁夏	10%	10%	2h	山西	10%	10~15%	2h
湖南	15%	5%	2h	上海	20%	-	4h	陕西	10~20%	10~20%	2h
广西	20%	15%	2h	四川成都	10%	10%	·	江苏	20%	8~10%	2h
福建	：	10%	2h~4h	浙江义乌	-	10%	2h	河北	10~15%	10~15%	2h~3h
海南	-	10%	-	江西	-	10%	1h	河南	10~20%	10~20%	2h
湖北	10%	10%	2h	内蒙古	15%	15%	2h~4h	甘肃	5~10%	5~10%	2h
山东	10%	10%	2h	辽宁	15%	15%	3h~4h	新疆	25%	25%	2h~4h
青海	10%	10%	2h	安徽	5%	5%	2h	云南	10%	10%	-
吉林	10%	10%	2h

数据来源：北极星储能网、各地能源局等，国泰君安证券研究

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。

表6：部分省份明确可通过租赁方式配置储能

省份	时间	文件名	主要内容
河南	2022/8	《河南省"十四五"新型储能实施方案》	鼓励新能源租赁储能容量，建议租赁费用标准200 元/kW年
广西	2022/12	《加快推动广西新型储能示范项目建设的实施意见》	纳入首批示范项目的新型储能容量租赁费价格参考区间为160~230元/kWh 年。
山西	2022/12	《2023 年全省电力市场交易工作方案》	研究出台新型储能共享容量租赁交易机制。
山东	2021/11	关于公布2021年市场化并网项目名单的通知	按不低于10%比例（时长不低于2h）配建或租赁储能设施。
陕西	2022/11	《陕西省 2022年共享储能电站投资运营企业优选方案》	储能设备租赁费或购买服务价格实行最高指导价、投资收益率6.5%左右测算。
湖南	2022/12	《关于公布2021年市场化并网项目名单的通知》	按不低于10%比例（时长不低于2h）配建或租赁储能设施。

数据来源：各地能源局、南方能源观察等，国泰君安证券研究

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。

表7：考虑辅助服务费用后新能源项目运营成本将提升

	项目	2018	1H19
新能源分摊辅助费用（亿元）	风电	23.36	26.72
	光伏	2.67	2.25
	风电光伏合计	26.03	28.97
测算单位装机辅助服务（元/kW年）	风电	13.61	14.50
	光伏	1.73	1.29
	风电光伏平均	7.98	8.08

数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究

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）。

图16:综合考虑消纳成本需求可能左移

数据来源：国泰君安证券研究

图17：组件价格可能更仍有下降空间

数据来源：国泰君安证券研究

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。

表8：集中式光伏电站核心假设

指标	假设值	指标	假设值
运营期	25年	所得税税率	25%
折旧年限	20年	增值税税率	13%
利用小时（未考虑弃光）	1200 h	资本金比例	30%
组件及储能外的投资成本	2.2元/W	融资成本	4.0%

数据来源：国泰君安证券研究

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1ppt，资本金IRR下降0.3ppts；电价下降O.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0.6ppts；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。

表9：初始投资承担消纳成本（自建储能）收益率对造价成本测算

资本金IRR（%）	造价（元/W）
弃光率（%）	组件+储能	1.60	1.70	1.80	1.90	2.00	2.10	2.20	2.30	2.40	2.50	2.60	2.70
	项目总投资	3.80	3.90	4.00	4.10	4.20	4.30	4.40	4.50	4.60	4.70	4.80	4.90
	1%	11.2%	10.6%	9.9%	9.3%	8.7%	8.2%	7.7%	7.2%	6.7%	6.3%	5.8%	5.4%
	2%	10.9%	10.3%	9.6%	9.0%	8.4%	7.9%	7.4%	6.9%	6.5%	6.0%	5.6%	5.2%
	3%	10.6%	10.0%	9.3%	8.7%	8.2%	7.7%	7.2%	6.7%	6.2%	5.8%	5.4%	5.0%
	4%	10.3%	9.7%	9.0%	8.5%	7.9%	7.4%	6.9%	6.4%	6.0%	5.6%	5.2%	4.8%
	5%	10.0%	9.4%	8.8%	8.2%	7.6%	7.1%	6.7%	6.2%	5.8%	5.3%	5.0%	4.6%
	6%	9.7%	9.1%	8.5%	7.9%	7.4%	6.9%	6.4%	6.0%	5.5%	5.1%	4.7%	4.4%
	7%	9.4%	8.8%	8.2%	7.6%	7.1%	6.6%	6.2%	5.7%	5.3%	4.9%	4.5%	4.1%
	8%	9.1%	8.5%	7.9%	7.4%	6.9%	6.4%	5.9%	5.5%	5.1%	4.7%	4.3%	3.9%
	9%	8.8%	8.2%	7.6%	7.1%	6.6%	6.1%	5.7%	5.2%	4.8%	4.4%	4.1%	3.7%
	10%	8.5%	7.9%	7.4%	6.8%	6.3%	5.9%	5.4%	5.0%	4.6%	4.2%	3.8%	3.5%
资本金IRR（%）	造价（元/W）
含税电价（元/kWh）	组件+储能	1.60	1.70	1.80	1.90	2.00	2.10	2.20	2.30	2.40	2.50	2.60	2.70
	项目总投资	3.80	3.90	4.00	4.10	4.20	4.30	4.40	4.50	4.60	4.70	4.80	4.90
	0.31	5.6%	5.1%	4.6%	4.2%	3.8%	3.4%	3.0%	2.6%	2.3%	2.0%	1.6%	1.3%
	0.32	6.3%	5.8%	5.3%	4.9%	4.4%	4.0%	3.6%	3.2%	2.9%	2.5%	2.2%	1.9%
	0.33	7.1%	6.5%	6.0%	5.5%	5.1%	4.6%	4.2%	3.8%	3.5%	3.1%	2.8%	2.4%
	0.34	7.8%	7.3%	6.7%	6.2%	5.7%	5.3%	4.9%	4.4%	4.1%	3.7%	3.3%	3.0%
	0.35	8.6%	8.0%	7.4%	6.9%	6.4%	6.0%	5.5%	5.1%	4.7%	4.3%	3.9%	3.6%
	0.36	9.4%	8.7%	8.2%	7.6%	7.1%	6.6%	6.1%	5.7%	5.3%	4.9%	4.5%	4.1%
	0.37	10.1%	9.5%	8.9%	8.3%	7.8%	7.2%	6.8%	6.3%	5.9%	5.4%	5.0%	4.7%
	0.38	10.9%	10.3%	9.6%	9.0%	8.4%	7.9%	7.4%	6.9%	6.5%	6.0%	5.6%	5.2%
	0.39	11.7%	11.0%	10.4%	9.7%	9.1%	8.6%	8.1%	7.6%	7.1%	6.6%	6.2%	5.8%

数据来源：国泰君安证券研究

表10：运营期承担消纳成本（储能租赁或辅助服务费用）收益率对造价成本测算

资本金IRR（%）	造价（元/W）
运营端消纳成本（元/kW年）	组件	1.30	1.40	1.50	1.60	1.70	1.80	1.90	2.00	2.10	2.20	2.30
	项目总造价	3.50	3.60	3.70	3.80	3.90	4.00	4.10	4.20	4.30	4.40	4.50
	10	13.0%	12.2%	11.4%	10.7%	10.0%	9.4%	8.8%	8.3%	7.7%	7.2%	6.7%
	20	12.2%	11.4%	10.7%	10.0%	9.4%	8.8%	8.2%	7.6%	7.1%	6.7%	6.2%
	30	11.4%	10.7%	10.0%	9.3%	8.7%	8.1%	7.6%	7.0%	6.6%	6.1%	5.6%
	40	10.7%	10.0%	9.3%	8.6%	8.0%	7.5%	6.9%	6.4%	6.0%	5.5%	5.1%
	50	9.9%	9.2%	8.6%	8.0%	7.4%	6.8%	6.3%	5.9%	5.4%	5.0%	4.6%
	60	9.2%	8.5%	7.9%	7.3%	6.7%	6.2%	5.7%	5.3%	4.8%	4.4%	4.0%
	70	8.4%	7.8%	7.2%	6.6%	6.1%	5.6%	5.1%	4.7%	4.3%	3.9%	3.5%
	80	7.7%	7.1%	6.5%	6.0%	5.5%	5.0%	4.5%	4.1%	3.7%	3.3%	2.9%
	90	7.0%	6.4%	5.8%	5.3%	4.8%	4.4%	3.9%	3.5%	3.1%	2.8%	2.4%
	100	6.3%	5.7%	5.2%	4.7%	4.2%	3.8%	3.3%	3.0%	2.6%	2.2%	1.9%

数据来源：国泰君安证券研究

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。

表11：样本公司关键假设参数

指标	假设值	指标	假设值
新增装机权益比例	80%	储能自建比例	20%/2h
新增装机运营期	25年	新增装机上网电价（元/kWh，含税）	0.38
新增装机折旧年限	20年	新增装机理论利用小时	1200 h
所得税税率	25%	弃光率	2%
增值税税率	13%	资本金比例	30%
新增装机贷款利率	4.0%

数据来源：国泰君安证券研究

表12：高装机增速提升与新增光伏占比的样本企业盈利对组件价格下降更敏感

23年样本企业归母净利增速提升（ppts）	组件价格下降（元/W）
2023年新能源装机增速（%）		0.10	0.20	0.30	0.40	0.50	0.60	0.70
	10%	0.19	0.37	0.56	0.75	0.94	1.12	1.31
	20%	0.37	0.75	1.12	1.50	1.87	2.25	2.62
	30%	0.56	1.12	1.69	2.25	2.81	3.37	3.94
	40%	0.75	1.50	2.25	3.00	3.75	4.50	5.25
	50%	0.94	1.87	2.81	3.75	4.68	5.62	6.56
	60%	1.12	2.25	3.37	4.50	5.62	6.75	7.87
	70%	1.31	2.62	3.94	5.25	6.56	7.87	9.18
	80%	1.50	3.00	4.50	6.00	7.50	8.99	10.49
23年样本企业归母净利增速提升（ppts）	组件价格下降（元/W）
新增新能源装机中光伏装机占比（%）		0.10	0.20	0.30	0.40	0.50	0.60	0.70
	30%	0.19	0.37	0.56	0.75	0.94	1.12	1.31
	40%	0.25	0.50	0.75	1.00	1.25	1.50	1.75
	50%	0.31	0.62	0.94	1.25	1.56	1.87	2.19
	60%	0.37	0.75	1.12	1.50	1.87	2.25	2.62
	70%	0.44	0.87	1.31	1.75	2.19	2.62	3.06
	80%	0.50	1.00	1.50	2.00	2.50	3.00	3.50
	90%	0.56	1.12	1.69	2.25	2.81	3.37	3.94
	100%	0.62	1.25	1.87	2.50	3.12	3.75	4.37

数据来源：国泰君安证券研究

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。

图18:多数上市公司新能源装机CAGR高于20%

数据来源：各公司公告、北极星电力网，国泰君安证券研究

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。

本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格

分析师声明

作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。

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市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。
在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。

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评级说明

1.投资建议的比较标准

投资评级分为股票评级和行业评级。

以报告发布后的12个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的12个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300指数涨跌幅为基准。

2.投资建议的评级标准

报告发布日后的12个月内的公司股价(或行业指数)的涨跌幅相对同期的沪深300 指数的涨跌幅。

评级		说明
股票投资评级	增持	相对沪深300 指数涨幅15%以上
	谨慎增持	相对沪深300 指数涨幅介于 5%～15%之间
	中性	相对沪深 300 指数涨幅介于-5%～5%
	减持	相对沪深 300 指数下跌 5%以上
行业投资评级	增持	明显强于沪深300 指数
	中性	基本与沪深300 指数持平
	减持	明显弱于沪深 300 指数

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光伏组件降价，运营商受益几何

电力专题系列报告（五）

本报告导读：

摘要：

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目录

1．核心结论

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

2.2.组件价格高企，项目收益率受极端考验

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

3.2.组件价格下降，装机需求提升

4．显性消纳成本不容忽视

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

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

6．风险提示

（1）用电需求不及预期：

（2）新能源装机进度低于预期：

（3）上网电价低于预期：

（4）消纳成本超预期：

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1.投资建议的比较标准

2.投资建议的评级标准

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