电力设备行业点评报告：光伏LCOE性价比足+消纳红线或将放开，装机有望超预期增长

1元组件+8毛储能意味着什么？组件价格进入1元时代，光伏LCOE极具吸引力。测算西部/东部地面及分布式度电成本降至0.15-0.25元/kwh，已远低于燃煤机组的0.3-0.4元/kwh，吸引光伏项目量持续高企： 1）组件自2元降至1.6元/W时是第1波阈值，修复国内2021/22年地面项目至6%+收益率，释放装机需求；进入1元/W后触达更多项目经济性阈值，释放需求；2）降价周期下游或观望价格，延缓开工；降价至0.8-1元底部区间确认，观望需求大幅释放！叠加8毛储能，测算国内西部地面光储（1600h配储15%/2h）度电成本降至1毛7左右，配储30%/4h度电成本降至2毛1左右，山东1200小时（配储15%/2h)分布式度电成本1毛8，配储30%/4h度电成本降至2毛2左右，成本相较各地上网电价已具较强竞争力，光储平价已至。 成本极具优势+项目储备充足，消纳红线或解绑有望刺激需求超预期。 2024年政府工作报告提出24年单位GDP能耗降低2.5%，能耗双控持续、光伏项目量储备充分：24年地面结转并网预计约50GW+各省指标中要求24年并网64GW，合计114GW+；分布式到25年具备5亿千瓦装机，测算年均新增120GW+；24年已累计中标70.59GW，同比高增。 消纳红线或将解绑，组件降价对冲弃光率提升，IRR依旧可观；上调24年国内装机至260GW+，预计分布式/集中式占比约50%。 光储平价已至，合理的配储比可提升项目收益。配储起量关键在于弃电率提升，合理的配储比可提升项目收益率。我们测算在当前储能EPC价格1元/Wh下，弃电率>2%/>10%时，分别配储10%/20%使用储能更具性价比。消纳红线放开、弃电率提升将伴随配储经济性提升，消纳能力可具备市场自我调节性。3）24年以来大储招标延续高景气，1-2月招/中标同增362/41%。基于以上，我们上调国内地面光伏/大储装机预期、预计储能随配储比提升增速更高，我们预计24年国内地面光伏/储能新增装机140GW/70GWh，同增16%/45%，23-26年CAGR达8%/32%，我国光储将正式步入真正的平价时代！ 海外组件降本+降息周期开始，IRR高弹性下有望刺激需求超预期。海外利率高位影响项目启动，随24H2降息周期开启有望拉动开工。按美国组件价格30美分/W测算，当贷款利率下降1pct时，投资IRR将提升约1%，有效刺激需求提升。欧洲库存持续去化，24Q1受红海危机影响，航运周期拉长，库存进一步去化；目前龙头组件厂反馈欧洲市场已恢复正常拉货，动能与23H1相仿，组件逐步涨价。光伏成本下降助推GW级国家增加，预计24/25年将达39/53个GW级市场，全球需求多点开花。2024年需求有望超预期，上调全年装机至520GW+。 投资建议与观点重申：24年国内项目充足需求强劲预计20%超预期增长；海外随降息周期开启+GW级市场增加亦存在超预期可能，预计24年全球光伏装机520GW+，同增25%+。24年H1光伏产业链盈利见底，二三线小厂产能延期，且已逐步退出，龙头韧性强，集中度提升。推荐：储能和海外需求旺盛最受益的逆变器（阳光电源、德业股份、锦浪科技、禾迈股份、盛弘股份、固德威、科士达、昱能科技，关注通润装备），格局稳定、头部优势明显的辅材龙头（福莱特、福斯特、聚和材料、帝科股份、中信博、宇邦新材），具备成本优势和海外渠道优势的一体化组件（晶科能源、阿特斯、晶澳科技、天合光能、隆基绿能、通威股份）以及电池硅片龙头（钧达股份、爱旭股份、TCL中环等）。 风险提示：政策不及市场预期、价格竞争超市场预期等。 1.1元组件+8毛储能意味着什么？ 组件价格进入1元时代，光伏度电成本极具吸引力。以组件成本1元/W，按以下假设测算：1）光伏利用小时数：1）地面：东部1200h、西部1600h；2）分布式：工商业东部1000h、西部1400h，户用东部1000h、西部1400h；2）安装全成本中非组件成本选用CPIA技术路线图数据；3）贷款比例为70%，年限8年，利率3.5%。 经济性阈值释放+观望需求落地，有望实现需求持续释放。西部地区光伏度电成本低至0.15元/kwh，已远低于燃煤机组的0.3-0.4元/kwh，能源成本极具吸引人。我们认为组件价格降至1元/W时代有望推动光伏需求持续井喷：1）组件价格持续下降推动项目IRR陆续进入经济性范围，组件价格自2元降至1.6元/W时是第一波阈值，修复国内2021/2022年地面项目进入6%以上收益率，释放装机需求；进入1元/W后达到更多项目经济性阈值，释放需求；2）组件降价周期下游或观望价格，延缓开工；组件价格降至0.8-1元时代，底部区间确认，观望需求大幅释放！ 图1：我国地面/分布式光伏度电成本测算 图2：我国超临界燃煤机组度电成本测算 光储成本已具较强竞争力、24年开年需求超预期！在当前组件价格处于1元/W左右，我们按以下假设测算：1）光伏利用小时数：a）地面：东部1200h、西部1600h；b）分布式：东部1000h、中部900h、山东1200h；2）配储比15%/30%，配储小时2h/4h； 3）安装全成本主要变动来自配储成本；4）贷款比例为70%，年限8年，利率3.5% 目前国内西部地面光储1600小时（配储15%/2h）度电成本降至1毛7左右，配储30%/4h度电成本降至2毛1左右，光储平价将持续驱动需求增长。山东1200小时（配储15%/2h)分布式度电成本1毛8，配储30%/4h度电成本降至2毛2左右，成本相较上网电价已具备较强的竞争力且清洁，其开发周期快的特点将在成本低、政策好的环境下加速滚动，市场空间持续放大！ 图3：我国地面/分布式光储度电成本测算 2.成本极具优势+项目储备充足，消纳红线或解绑有望刺激需求超 预期 能耗双控持续，新能源发展动力十足。2024年政府工作报告提出24年单位GDP能耗降低2.5%左右，生态环境质量持续改善。能耗双控目标持续，新能源发展动能十足。 降价刺激需求，招标量储备充足。截至24年3月，共汇总本年度新增组件招标项目9个，总计招标规模达30.44GW，已公布中开标结果50个，合计中开标规模112.10GW，已公布中标结果项目40个，累计中标规模70.59GW，同比高增。 图4：国内组件单月招标统计（GW） 图5：国内组件单月中标统计（GW） 地面24年规划量充足，分布式25年累计500GW。24年规划量依然充足，支撑国内装机增长。地面：1）23年开工结转24年并网预计约50GW，与23年结转量相当；2）各省下发指标中要求24年并网64GW：其中22年指标中43GW，23年项目中21GW。 合计约116GW+。分布式：24年2月，国家发改委、能源局下发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》文件提出：到25年具备5亿千瓦分布式新能源，测算年均新增120GW+。 图6：2023年开工结转至2024年并网量统计（GW） 组件价格下行对冲弃光率提升，IRR可观支撑光伏项目需求。通常情况下弃光率提升与项目IRR呈现反向变动关系；但随组件价格下行，即使弃光率提升依然拥有可观收益率，支撑项目需求+解绑电网消纳限制。测算光伏系统成本与弃光率弹性发现，4元+/W（组件2元/W）时，1400h场景下考虑5%弃光率，测算资本金IRR约9.5%；当光伏系统成本降至3-3.5元/W时，即使弃光率提升至10%，依然拥有较好IRR支撑装机需求。 图7：光伏系统价格与弃光率的IRR弹性测算（1400h假设下，不配储能）--- 项目充足+消纳红线松绑，上调2024年国内装机需求。消纳红线或松绑+项目储备充足，24年集中式有望稳健增长；25年底分布式累计500GW+组件降价经济性充足，分布式亦保持持续增长。24年在集中+分布式双轮驱动下亦有望在高基数下保持稳健增长，上调装机至260GW+，预计分布式/集中式占比约50%。 图8：国内月度装机（GW） 图9：中国年度装机及预测（GW） 3.光储平价已至，合理的配储比可提升项目收益 我们认为配储起量关键在于弃电率提升，合理的配储比可提升项目收益率，因此我们做出以下假设，并进行测算得出： 1）光伏建设成本为3元/W 2）贷款比例为70%，年限8年，利率3.5% 3）光伏利用小时数1600h 4）配储小时数为2h 5）弃电率、储能配比（%）为变量 原先：由于储能成本较高（2元/Wh）+弃电率较低，项目通常通过配储较差电池（便宜）满足配储要求，提升配储比是成本负担项。在原先储能EPC价格下，当弃电率>3%时，配储10%使用储能更具性价比，但当弃电率>10%时，配储20%使用储能不具性价比。 图10：光伏配储IRR敏感性测算（山东，横轴：配储比，纵轴：弃电率） 当下：储能EPC成本已下探至1元/Wh附近+弃电率或将提升，提升配储比将具性价比。在新储能EPC价格下，当弃电率>2%时，配储10%使用储能更具性价比，但当弃电率>10%时，配储20%使用储能更具性价比。 图11：光伏配储IRR敏感性测算（山东，横轴：配储比，纵轴：弃电率） 因此我们认为，当消纳红线进一步放开后，配储性价比将更加显现，更多的业主将着重权衡其配储选择。同时我们预计消纳能力将具备市场自我调节性，24年或将经历地面光伏装机增长→弃电率提升→配储经济性提升→配储比提升→消纳问题减缓的良性循环以探寻新一阶段的消纳平衡。 24年以来储能招标延续高景气，1-2月招/中标同增362/41%。23年光储降价+强制配储带动国内储能需求爆发，持续保持景气度，我国储能23年招标77.4GWh，同增92%，中标63.1GWh，同增52%。24年1-2月国内储能招标/中标容量为13.7/12.5GWh，同增362/41%。 图12：我国电化学储能月度累计招标量（GWh） 图13：我国电化学储能月度累计中标量（GWh） 基于以上，我们上调国内地面光伏/储能装机预期。我们预计24年国内地面光伏140GW，同增16%，23-26年CAGR达8%；同时我们预计储能增速随着配储比提升将高于光伏增速，储能新增装机需求预计为70GWh，同增45%，23-26年CAGR达32%，我国地面光储将正式步入真正的光储平价时代！ 图14：我国地面光伏历史装机及预测 图15：我国电化学储能历史装机及预测 4.海外组件降本+降息周期开始，IRR高弹性下有望刺激需求超 预期 海外利率高位影响项目启动，随24H2降息周期开启有望拉动开工。以美国为例，整体利率处于高位，影响光伏项目收益率；据美联储预计，24年内或将至少降息3次，每场降低25个基点，有效刺激投资需求。按美国组件价格30美分/W测算，当贷款利率下降1pct时，投资IRR将提升约1%，有效刺激需求提升。 图16：美国不同贷款利率及组件价格下IRR模拟运算（美元，%） 图17：美国光伏并网储备量（GW） 欧洲库存持续去化，12月出口改善，当前拉货已恢复至23H1状态。历史上，欧洲组件进口及装机数据基本保持一致，22年起由于俄乌冲突催生组件累库。欧洲需求持续放缓，23年组件累计出口欧洲85.39GW，同增1.9%，23年12月组件对欧洲出口4.56GW，同比减14.1%，环比增15.1%。23欧洲装机62GW，需求持续增长库存持续去化，24Q1受红海危机影响，航运周期拉长，库存进一步去化；目前龙头组件厂反馈欧洲市场已恢复正常拉货，动能与23H1相仿，组件价格见底亦酝酿涨价。 图18：2023年组件出口总量分目的地（单位：GW） 光伏成本下降助推GW级国家增加，全球需求多点开花。光伏度电成本逐渐下降，全球光伏装机市场多元化呈现加速趋势。2022/2023年全球GW级市场为26/32个，预计24/25年将达39/53个市场，全球多点开花、加速发展。 图19：全球光伏GW级市场变化 2024年需求有望超预期，上调全年装机。组件价格下行+项目储备充足，24年集中式+分布式双轮驱动下或有望增长20%；