光伏电站开工节奏专家交流–20230112

一、投资要点电站专家交流笔记集采招标启动时间：2月底3月初，预计会有所动作，只有这样的节奏才能够满足下半年交货。上半年也会投产和推进，但这部分的设备供应是在2022年之前的合同落实。 电站建设起量：（1）缓建量：集团2022年15GW目标存在78GW缓建项目，2023年就需要对这部分项目抢装，考虑五大四小集团规划接近，因此预计整体行业缓建项目规模大概在30GW50GW。 （2）并网时间：时间点非刚性，2023年之内没有强烈约束。 6月30号是一个比较关注的时间点，到7月份的时候要做上半年的盘点。如果满足条件，会抢在上半年做完。 交付高峰期：通常每年投产高峰在下半年，上半年进行土建、征地各种工作，下半年安装调试并网，组件交付以北方地面电站比较集中的情况来看，如果不考虑去年供给不足的情况，6、7月份现场要货的高峰可能会提前到3、4月份出现。 IRR情况：4块的时候已经触及到投资底线，资本金收益率在6.57%，如果降10%到3.6元，IRR可能8.59%。新产品价格定价机制：如果同样容量的光伏电站可以提升1%的电量，电站愿意在采购组件时多花2%的投入。 二、问答环节2023年集采招标的启动时间，国央企有没有可预期的时间点，另外招标量是否有比较大变动？ 时间点：春节前：接下来两周，各大集团将召开年度工作会，可以关注各家公众号网站，年度会议的结果会向外发布，12、13、14、17和18 号都是密集的定计划、定目标的时间。 春节后：到了2月中旬以后，所有的工作恢复正常。 定下来的发展目标就会传递给相应的部门，负责采购、工程建设就得加班加点。 所以到2月底、3月份这段时间，应该是有所动作的，只有这样的节奏才能够满足交货。交货大概是年中或者是年底，下半年交货的需求一定要在二三月份落实下来。 上半年也会投产和推进，但这部分的设备供应是在2022年之前，合同应该差不多落实。 集采招标具体时间点不是很有规律性，跟1）以往积累的订单量、2）以往已经采购的规模、3）现场的推进速度这些都有关系。总的来讲，各个发电集团上规模的热情现在是很高的，如果现在整体市场上的价格回落幅度比较大，肯定会释放出采购热情。 规模：对于规模比较乐观，至少有这么几个因素：（1）前两年项目获取慢，各自发电集团在十四五期间总的发展要求是比较强烈的，对于双碳目标都定了一个比较宏伟的新增规模目标。 2021年、2022年实际上总体上不是太满意，跟十四五期间的要求是滞后的；（2）前两年项目建设慢，在2021年、2022年就拿到指标的，拿到手续核准指标的项目建设速度和愿景之间有所滞后。 但是2022年情况已经大幅度改善，沙戈荒这些概念释放出了挺多的指标，各大集团手里规模上量，包括开工的规模也不小。去年因为价格因素，以及供应的节奏跟不上，导致投产的结果没有预期那么高。 所以2023年需要追赶的时间，这些因素叠加起来以后，各个发电集团在2023年光伏板块发展的量比较看好。 发展规模：能源局2023年工作会释放信号，2023年风光要新增160GW，预计风电能60GW，光伏有100GW，地面光伏要发挥重要作用，2022年分布式占据了较大份额，2023年地面光伏需要接棒，预计地面光伏50GW+。 100GW是否包括2022年缓建项目？ 100GW是保守预期，2022年没并网2023年并网也算在100GW以内，因此认为100GW属于保守目标，实际存在较大向上弹性。 2.缓建项目今年抢装的截止日期？项目量大概在多少？ 集团2022年要完成光伏装机规模有一半被延后，原本是15GW左右，缓建项目量在78GW，2023年就需要对这部分项目抢装，考虑五大四小集团规划接近，因此预计整体行业缓建项目规模大概在30GW50GW。 a.年初的时候比较乐观，但是后面随着俄乌战争价格涨价等因素受到影响，会推到今年，有需要补回来。但是时间点不是刚性的，2023年之内相对来说可以调剂，没有强烈约束。 6月30号是一个比较关注的时间点，到7月份的时候要做上半年的盘点。如果满足条件，会抢在上半年做完。 3.2022年还有一些框架协议和招标情况，有多少在今年依然生效？ 假如供应商和投资商就价格方面谈的比较融洽，就可以继续生效，需要双方就合约和现货市场价格的差别进行协商。 各方也会理性面对新的价格情况，如果作废后重新招标也是不理想的局面，会影响项目开工建设进展，预计继续生效的比例比较高。 4.之前进行招标或者中标的订单的交付价格情况？ 未来如果重新议价，在组件厂和电站商之间的利润分配？ a.年下半年年底赶工保投产，大规格组件到了2块每瓦，供应商表示供不应求，要交付的订单太多，谁给的价格更好才能拿到货，当初签合同可能没有这么高的价格，年底为了保投产部分项目做了变通拿到组件，1.851.9元每瓦的区间都有，抢货难度很大。 原则是需要在原来合同价和当前现货市场价之间找平衡点，2022年年底供应商话语权很大，发电商要在很短时间完成任务，所以选择让步，协商价格接近当时的现货价。 如果供应商和发电商话语权相当，基本是合同价和现货价格除以2，目前情况来看，可能给组件厂上留出相对现货可达到0.1元/W的空间。 5.EPC金额是多少？ 电站利润是否会有所改善？电站利润会有明显改善。 去年价格高点（组件接近2元/W）测算基本上地面大规模沙戈荒项目上EPC在4元/W，整个项目的IRR就触碰到了底线(比如6.5%的资本金内部收益率)。 如果光资源条件在平均水平，利用小时数也取平均数，测算下来资本金收益率就是比较低的位置。如果组件再涨，就不敢继续发电，对利润有很大影响。 6.最近EPC的价格？ 现在价格波动比较频繁，现在如果能达到3.6块每瓦，比如在原来4块钱基础上降10%，对收益率的影响就非常明显，对于光伏电站的开发、投资、建设刺激作用会相当明显。 整个过程还在变动，可能也是在向着控制成本更低的方向。 所以整体上光伏电站的建设黄金时期在2023年，现在这种价格水平已经让各个发电集团的热情明显的高涨。 7.2023年上游价格降的比较厉害，下游装机需求和价格之间有比较强的负相关关系？因为大电站毕竟不像户用或者分布式，更多有一些规划性的因素在里面。 会不会到了一定的量之后，因为消纳或者接入的问题就会产生一些瓶颈？ 国央企的逻辑是：如果EPC价格高导致不管IRR还是投产以后年度ROE，或者其他利润指标不太乐观，上电站的热情会受到很明显的遏制，不太敢大规模放量；但是如果EPC价格降低，为了实现目标就会加班加点尽快上量，除非放量带来的消纳规划又变成新的约束，所以靠价格变化造成的放量不会无限增大，但是现在这个时间点价格向下，电站上量的弹性比较大。 8.从中期维度看，能源局发布消息2030年风电光伏发电量占比要超过20%，之前看到消息称2030年有12亿风光电装机，感觉边界约束条件比较宽松，达到边界条件后中国对于风光发展诉求的变化？ 保底目标，都是下限值，12亿的风光电目标普遍认为2025年就能达到。 在此基础上往上做的动力肯定和达不到目标的动力不同，但是现在来看整体热情高涨，不会因为完成目标后失去动力。 最需要担心的是电力系统远距离输送跟不上，发出来的电消纳条件跟不上，出现明显弃风弃光，这些现象的出现是制约上量的重要原因，还是得看源网荷储、特高压、火电灵活性改造、储能、抽水蓄能等等配套的进展情况。 9.对价格上在哪一个点比较敏感？ 1块6、1块7还是1块8等等？ 大体上，在原来高点上组件价格下降15%，大概0.3元/W，到了这个点之后对于投资的释放有很明显的促进作用，EPC价格会在原来水平上降低10%左右，这个量级对整个项目效益有非常明显改善。 原来4块每瓦的EPC，如果到了3.53.6块每瓦，整体项目收益就很乐观，对于组件来讲3毛钱，对于EPC来讲4毛钱、5毛钱就会对整体项目收益有很大的改善。 10.新组件产品出来，电站端怎么定价？ 如果发电增益，比如同样容量的光伏电站可以提升1%的电量，这样的红利使得电站愿意在采购组件时多花2%的投入。逻辑是：EPC节约一个点，如果电量不变，相当于组件两个点。 具体的，整个电站项目的造价构成中50%是组件。 所以组件如果涨2个点，对于总体造价只拉升了一个点。 边际贡献都是按照现在价格的百分比，因为电量如果能提升1%，带来整体产业链价值提升1%，因此电站愿意把利润给到组件商，对于组件价格弹性是2%。 11.关于发电量的增益对于整体的成本的摊薄，怎么计算让利的水平？普遍认为要想提升发电量，现在主要的贡献就得靠组件效率来贡献。 包括变压器等等没有什么可以挖掘的，所以组件效率的提升，最后带来整体电站发电量的增加，对组件的估值是同步提升，而且提升的比例要高于电量提升的比例。 逻辑：因为整个电站的花的钱是2倍组件的价格，在别的地方效率没有影响，采购价格也没有影响，红利最终都归到组件上面来。财务模型里最重要的是总投资、总发电量和电价，再加上贷款利率水平。 现在假定利率不变，电价也不变，就剩下两个变量，一个是发电量会有变化。 现在考察点是电量增益，还有可以承受的投资，最后收益如果保持不变，电量增加一个点，投资也可以同步的增加一个点。最终收益率还是维持在原来的水平。 最终肯定是要追求收益率只能往上走，所以能承受的最大水平是，当电量有1%的增益的时候，在投资概算里边，也只有一个点的上浮空间。如果都交给了组件，就相当于组件涨了2个点的价格。 都是极端的情况，实际在操作过程中，可能还有市场上的博弈。 12.2月份对组件的需求情况，环比一月份会怎么样？ 需求量会放大不少，春节因素使得现场施工处于低谷期，现场工人需要回家加上冬天气候有影响，14月现场进度比较缓慢，订货来看采购招标为了半年以后交货，2、3月份采购招标商务谈判工作量和积极性会比较高，需要为未来施工高峰做准备。 现场要货是因为去年拿不到组件，等到现场具备施工条件，产能又具备条件，肯定就要回补去年缺口。现场只要施工条件差不多，也会开始往上走，随着这些条件都具备，以后肯定要把过去缺口给添上。 通常每年投产高峰在下半年，上半年进行土建、征地各种工作，下半年安装调试并网，组件交付以北方地面电站比较集中的情况来看，如果不考虑去年供给不足的情况，6、7月份现场要货的高峰可能会提前到3、4月份出现。 13.大基地项目，每年装机量年初有规划，虽然组件价格有变化，但是对这个量影响不大？ a.年大基地项目批下来分解到发电商手里规模不少，要达到今年100GW，批下来的规模就已经高了不少，这块有富余比较乐观，发电商在手项目比较丰富充足。 如果产业链供应充足，价格下降，就会带来2023年很高的装机热情。 14.EPC价格降了10%，降到3.6元，对应电站内部收益率多少？ 4块的时候已经触及到底线，资本金收益率在6.57%，如果降10%到3.6元，IRR可以增加1.5个点甚至是2个点，原来是7%，现在可能 8.59%。 15.会出现上游产业链价格会因为下游的收益率达到比较高的值，就达到新的平衡的情况吗？从历史的经验来看，挺难。 很多时候供应商为了拿到订单，主动开始竞争。 风电是非常典型的例子，开发商早就觉得这个价格完全能满足IRR，希望后面风电厂商多投入技术创新、把质量搞好、将来让电站更稳定的运行，如果降价搞的质量、创新能力都受损，不划算。 开发商一直是这样的心态，但是生产商为了拿订单，产能过剩以后还继续不理性的去干。 所以就看光伏厂商之间有没有很好的协商机制，如果有，完全可以在一个合理的区间，大家降低竞争烈度，整个产业维持一个比较健康的生态。但是担心就在于，大家为了眼前这么大的产能，要多拿单子导致竞争，其实对整个产业不好。