组件价格下滑+配储成本抬升，新能源盈利如何演绎？

本周专题： 10月末开始，光伏产业链上游进入降价通道，利润有望向运营商一侧传导，在组件价格下滑及配储成本抬升的双重因素作用下，新能源运营商的盈利能力变化引起市场的广泛关注。本周我们对当前背景下新能源盈利将如何演绎进行深入分析与测算。 核心观点： 组件价格进入下降通道，利润有望向运营商转移 硅片产能超配带动价格下跌，光伏上游进入降价通道，截至2022年12月14日，单晶166、182、210硅片周均价分别达到5.60、6.15、8.10元/片，环比分别下降6.35%、11.51%、10.60%，相比于10月末降幅分别为11.18%、22.07%、19.27%。随着光伏产业链上游进入降价通道，组价价格也表现出明显的下行趋势，运营商采购成本有所降低，目前组件企业对外报价大部分维持在1.85元/W左右。同时，硅料产能预计2022Q4进入批量投产期，伴随其产量逐步增长，光伏产业链有望走出持续性降价行情。 新能源配储压力凸显，制约运营商盈利提升 各省份明确提出新能源配储要求，新能源投资成本项增加，而运营商可以通过自建或租赁方式满足配储要求。1）自建模式：当配储比例为10%时，根据测算，风电、光伏运营商自建储能电站初始投资将分别增加5.5%-7.6%、7.6%-10.5%，同时由于商业模式和安全问题的制约，新能源配储等效利用系数处于低位，难以形成有效收益；2）容量租赁模式：山东、河南、广西、山西等多个省份陆续出台储能容量租赁相关政策，在功率口径下，其租赁费用大多处于300-400元/KW·年之间。 敏感性测算：组件价格1.7元/W以下或将对配储成本产生较明显抵消作用 对光伏电站收益率对组件价格及配储成本的敏感性进行测算，从测算结果来看：1）在不配置储能的情况下，伴随组件价格下行，光伏电站资本金IRR出现明显改善，组件价格每下降0.05元/W，资本金IRR提高0.3%-0.5%；2）在配置储能的情况下，伴随组件价格下行，光伏电站资本金IRR改善幅度受到一定程度的抑制，组件价格每下降0.05元/W，资本金IRR提高0.3%-0.4%； 3）两种配储模式比较，在不考虑储能收益的情况下，容量租赁相比于自建储能具有一定优势，同一维度下资本金IRR相对较高；4）综合来看，当组件价格跌至1.7元/W以下时，能够逐渐对配储所带来的成本压力产生较为明显的抵消作用。 投资建议：硅片产能超配带动价格下跌，光伏上游或将正式进入降价通道，同时伴随运营商主动加大集采规模、提出限价政策以压降组件采购成本，光伏装机有望放量，并带动新能源运营商规模快速扩张。盈利方面，在储能商业模式尚不稳定的背景下，容量租赁模式的提出或将缓解新能源运营商配储压力，同时伴随组件价格持续下跌，也有望对该成本压力产生一定程度的抵消作用。具体标的方面，建议关注【龙源电力】（H股）、【广宇发展】、【金开新能】、【三峡能源】等；火电方面，进口煤价表现出明显的下降趋势，建议关注【宝新能源】、【粤电力】、【华能国际】、【华润电力】、【上海电力】、【浙能电力】等。 风险提示：经济修复不及预期，疫情反复，上游硅料及组件价格下降不及预期，储能相关政策推进不及预期，用电量需求不及预期，测算可能存在偏差等 1.组件价格下滑+配储成本抬升，新能源盈利如何演绎？ 10月末开始，光伏产业链上游进入降价通道，利润有望向运营商一侧传导，在组件价格下滑及配储成本抬升的双重因素作用下，新能源运营商的盈利能力变化引起市场的广泛关注。 本周我们对当前背景下新能源盈利将如何演绎进行深入分析与测算。 1.1.组件价格进入下降通道，利润有望向运行商转移 硅片产能超配带动价格下跌，光伏上游进入降价通道。根据CPIA预测，2022年全球光伏新增装机量有望达230GW以上，按照1:1.2的容配比计算，对应硅片需求为276GW。而根据财联社信息，2022年底的全球硅片预计产能达到500GW，硅片或将成为光伏产业链中首先超配的环节。从硅片逐月产量来看，据SMM统计，10月国内硅片产量32.9GW，环比+6.12%，相对下游需求，硅片供应过剩态势持续加剧，导致硅片价格于10月末开始明显走跌。根据北极星太阳能光伏网数据，截至2022年12月14日，单晶166、182、210硅片周均价分别达到5.60、6.15、8.10元/片，环比分别下降6.35%、11.51%、10.60%，相比于10月末降幅分别为10.54%、18.22%、18.26%。 图1： 2022M1 -10中国硅片及电池片产量 图2：2022年单晶硅片周度均价变动情况（元/片） 组件价格竞争加剧，利润有望加速流向运营商环节。随着光伏产业链上游进入降价通道，组价价格也表现出下行趋势。根据北极星太阳能光伏网数据，截至2022年12月14日，单晶182、210组件价格降至1.93元/W、1.95元/W，表现出明显的下降趋势。 另外，运营商方面积极采取加大组件集采规模、制定限价政策等策略压降组件采购成本，效果显著。从9-10月已公布中标结果（中标候选人）投标价格来看，低于1.9元/W报价的项目及标段共5个，一线企业4家，二三线企业1家。根据光伏們公众号数据，目前组件企业对外报价大部分维持在1.85元/W左右，同时，在近期开标的央企采购中，已经有企业报出1.8元/W出头的组件价格。 图3：2022年组件周度均价变动情况（元/W） 表1：各投标价格区间组件企业数量统计 硅料产能预计2022Q4进入批量投产期，降价具备可持续性。根据中国有色金属工业协会硅业分会的统计数据，2021年国内硅料产能合计51.9万吨，实际产量49.8万吨。2022年底国内硅料产能将达到120.3万吨，全年预计产量为82万吨，同比增加32万吨；2023年硅料产能将进一步释放，预计2023年底国内产能将达到240.4万吨，全年新增规模达到120.1万吨。伴随硅料产量逐步增长，光伏产业链有望走出持续性降价行情，根据金泽电力集团公众号信息，2023年硅料全年价格中枢预期将在15-20万元/吨。 图4：2022年多晶硅致密料周度均价变动情况（元/kg） 1.2.新能源配储压力凸显，制约运营商盈利提升 1.2.1.新能源发电调峰压力较大，各省份提出明确配储要求 新能源出力受制于不稳定性，大规模接入给电网带来较大考验。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。随着风电/光伏并网比例提升，常规电源装机容量占比相应降低，新能源调峰容量需求激增与常规电源调峰容量下降之间的矛盾凸显，给电网带来较大考验。 图5：典型日风电出力曲线 图6：典型日光伏出力曲线 各省份提出明确配储要求，新能源投资成本项增加。多个省（区）的能源主管部门要求新能源企业配置一定比例的储能。从各省发布的规划、风光开发建设方案等文件来看，新能源配置储能比例大多在5%-20%之间；配置小时大多在2小时，部分省份要求1小时或者4小时。新能源场站配储要求直接导致其投资成本支出项增加。 表2：全国部分省市可再生能源强制配储要求 1.2.2.新能源配储模式分化，自建与租赁并存 新能源运营商可通过自建或租赁方式满足配储要求。2021年8月，国家能源局及发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，确定新能源发电企业可通过租赁储能容量，满足新增新能源装机调峰能力建设需求。 自建模式下： 配储比例为10%时，风电、光伏运营商自建储能电站初始投资将分别增加5.5%-7.6%、7.6%-10.5%。从近期储能电站EPC总承包工程中标价格来看，国内电化学储能初始造价大多在1.6-2.2元/Wh之间。假设风光配储比例为10%，则对于风电站，在单位造价5800元/KW的情况下，初始投资将增加5.5%-7.6%；对于光伏电站，在单位造价4200元/KW的情况下，其初始投资将增加7.6%-10.5%。 表3：风光电站配建储能对初始投资成本影响测算 新能源配储等效利用系数处于低位，难以形成有效收益。一方面，当前新型储能行业模式仍不稳定，回报机制不清晰，相关市场和价格规则仍有待落地；另一方面，在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患，据中电联统计，2022年1-8月全国电化学储能项目非计划停机达到329次。在上述情况下，新能源配件储能的等效利用系数仅为6.1%，难以形成有效收益。 图7：不同应用场景下储能电站等效利用系数 容量租赁模式下： 山东、河南、广西、山西等多个省份陆续出台储能容量租赁相关政策，并制定具体的容量租赁价格。在功率口径下，租赁费用大多处于300-400元/KW·年之间。 表4：部分省份储能容量租赁政策情况 1.3.敏感性测算：组件价格1.7元/W以下或将对配储成本产生较明显抵消作用 对于光伏电站，组件价格为1.5-2.0元/W时，地面电站的系统成本为3.56-4.06元/W。 我们测算当组件价格为1.5-2.0元/W时，在不考虑配储的情况下，平单轴、固定可调和固定式地面电站系统平均成本分别为3.73-4.23元/W、3.55-4.05元/W、3.42-3.92元/W，取均值则为3.56-4.06元/W。 表5：地面光伏电站成本拆分（元/W） 我们对光伏电站收益率对组件价格及配储成本的敏感性进行测算，核心假设如下： 表6：光伏电站核心数据假设 从测算结果来看： 1）在不配置储能的情况下，伴随组件价格下行，光伏电站资本金IRR出现明显改善，组件价格每下降0.05元/W，资本金IRR提高0.3%-0.5%； 2）在配置储能的情况下，伴随组件价格下行，光伏电站资本金IRR改善幅度受到一定程度的抑制，组件价格每下降0.05元/W，资本金IRR提高0.3%-0.4%； 3）两种配储模式比较，在不考虑储能收益的情况下，容量租赁相比于自建储能具有一定优势，同一维度下资本金IRR相对较高； 4）综合来看，当组件价格跌至1.7元/W以下时，能够逐渐对配储所带来的成本压力产生较为明显的抵消作用。 表7：光伏电站资本金收益率对组件价格及配储成本敏感性测算 1.4.投资建议 硅片产能超配带动价格下跌，光伏上游或将正式进入降价通道，同时伴随运营商主动加大集采规模、提出限价政策以压降组件采购成本，光伏装机有望放量，并带动新能源运营商规模快速扩张。盈利方面，在储能商业模式尚不稳定的背景下，容量租赁模式的提出或将缓解新能源运营商配储压力，同时伴随组件价格持续下跌，也有望对该成本压力产生一定程度的抵消作用。具体标的方面，建议关注【龙源电力】（H股）、【广宇发展】、【金开新能】、【三峡能源】等；火电方面，进口煤价表现出明显的下降趋势，建议关注【宝新能源】、【粤电力】、【华能国际】、【华润电力】、【上海电力】、【浙能电力】等。 2.环保公用投资组合 表8：环保公用投资组合（截至12月20日收盘） 3.重点公司外资持股变化 截至2022年12月17日，剔除限售股解禁影响后，长江电力、华能水电、国投电力、川投能源和华测检测外资持股比例分别为7.18%、0.77%、0.61%、2.67%和14.59%，较年初（1月3日）分别变化-0.03、+0.26、-1.01、+0.09和-3.24个百分点，较上周分别变化+0.04、0.00、-0.12、+0.01和0.00个百分点。 图8：长江电力外资持股情况 图9：华能水电外资持股情况 图10：国投电力外资持股情况 图11：川投能源外资持股情况 图12：华测检测外资持股情况 4.行业重点数据跟踪 库存方面，截至2022年12月16日，秦皇岛港煤炭库存总量为575万吨，较去年同期增加90万吨，同比变化+18.6%，较2022年1月1日477万吨变化+20.5%。 图13：秦皇岛港煤炭库存（单位：万吨） 5.行业历史估值 图14：电力行业历史估值 图15：燃气行业历史估值 6.上周行情回顾