1、请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2023.01.18 光伏组件降价，运营商受益几何光伏组件降价，运营商受益几何 电力专题系列报告（电力专题系列报告（五五）于鸿光于鸿光(分析师分析师)陈卓鸣陈卓鸣(研究助理研究助理)孙辉贤孙辉贤(研究助理研究助理) sunhuixian026739gtjas.co证书编号 S0880522020001 S0880122040025 S0880122070052 本报告导读：本报告导读：组件价格降至组件价格降至 1.6 元元/W 以下，光伏装机或显著放量；

2、新能源装机增速及新增新能源以下，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装机中光伏占比较高的运营商弹性较大。高的运营商弹性较大。摘要：摘要：投资建议：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 IRR 610%），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。光伏组件光伏组件价格下行价格下行，下游需求制约因素逐步解除下游需求制约因素逐步解除。根据国家能源局统计数

3、据，13Q22 分布式/集中式光伏新增装机 35.3 GW/17.3 GW，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，需求端视角：综合考虑消纳成本，光伏光伏组件价格降至组件价格降至 1

4、.6 元元/W 以下，以下，光伏装机或显著放量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。光伏降本光伏降本受益标的筛选维度受益标的筛选维度：新能源新能源装机增速与新增装机增速与新增新能源新能源装机装机中中光伏占比。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 10

5、 ppts/新增新能源装机中光伏占比提升 10 ppts，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：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：评级：增持增持 上次评级：增持 细分行业评级 相关报告 公用事业固废有望进一步下沉，第二成长曲线分化加剧 2023.01.16 公用事业盈利预告窗口期，关注业绩确定性 2023.01.1

6、5 公用事业重申生物质再生油投资机会 2023.01.11 公用事业蓝皮书规划清晰路径，转型进入加速期 2023.01.08 公用事业国际碳市开启，碳配额缺口加速 CCER 重启 2023.01.07 行业专题研究行业专题研究 股票研究股票研究 证券研究报告证券研究报告 公用事业公用事业 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2 of 17 目目 录录 1.核心结论.3 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.7 3.1.

7、上游产能释放，带动组件价格下降.7 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 WZqUbVgVbYoPyQoM6M9RaQmOnNpNtQiNrRrQfQpNpPaQmNnRxNtRmQuOmOxP 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 3 of 17 1.核心结论核心结论 组件价格下行，运营商投资收益率回升至合理水平（资本金 I

8、RR 610%），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 0.18 ppts/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

9、、龙源电力、云南能投，受益标的广宇发展、太阳能、晶科科技。表表 1：重点公司盈利预测与估值：重点公司盈利预测与估值 板块板块 代码代码 公司公司 收盘价收盘价（元）（元）EPS PE 评级评级 2021A 2022E 2023E 2021A 2022E 2023E 火电转型火电转型 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

10、.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 0.5

11、0 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）行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 4 of 17 2.成本压力下，集中式光伏装机不及预期成本压力下，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 372 GW，同比+29.4%，占国内电力装机容量 14.8%；111 月我国新增

12、光伏并网65.7 GW，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 85100 GW。组件价格高企，集中式光伏装机受影响更显著。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，13Q22 分布式/集中式光伏新增装机 35.3 GW/17.3 GW，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/

13、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。图图 1：光伏累计装机增速提升光伏累计装机增速提升 图图 2：2022 年新增装机或低于预期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 数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究 图图 3：分布式：分布式光伏新增装机快速增长光伏新增装机快速增长 图图 4：新增光伏装机中集中式占比下降：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 数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究 28437733063720%20%40%60%80%100%0020142

14、000212022/11累计光伏装机（GW）同比（%）10 13 17 22 31 38 44 53 58 66 0%30%60%90%120%150%180%00702022/022022/032022/042022/052022/062022/072022/082022/092022/102022/112022年累计新增光伏装机（GW）同比（%）2 1 4 19 21 12 16 29 35-100%0%100%200%300%400%055402000202

15、02113Q22分布式光伏（GW）同比（%）82%91%88%63%53%60%68%47%33%18%9%12%37%47%40%32%53%67%0%20%40%60%80%100%20002020213Q22集中式光伏（%）分布式光伏（%）行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 5 of 17 2.2.组件价格高企，项目收益率受极端考验组件价格高企，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。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

16、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。图图 5：组件成本上涨多数区域已无法达到可：组件成本上涨多数区域已无法达到可行装机条件行装机条件 数据来源：西北勘测设计院，国泰君安证券研究

17、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。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 610%，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。储能配置储能配置组件价格组件价格（元（元/wh）1.81.92.02.11.81.92.02.11.81.92.02.11.81.9

18、2.02.1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无储能无储能储能储能10%，2h储能储能20%，2h储能储能15%，4h 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 6 of 17 图图 6：2021 年行业最低一档融资成本处于年行业最低一档融资成本处于 3.44.6%区间区间 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 表表 2：上市公

19、司主要项目资本金：上市公司主要项目资本金 IRR 要求约处于要求约处于 610%区间区间 公告公告 日期日期 公司公司 电源类型电源类型 项目项目 装机容量（装机容量（MW）全投资收益全投资收益率（率（%）资本金资本金 IRR（%）投资回收投资回收期（年）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%9.69 202

20、2-12 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

21、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。3.4%3.5%3.6%4.1%4.2%4.6%0.0%1.0%2.0%3.0

22、%4.0%5.0%华能国际三峡能源龙源电力国电电力大唐发电太阳能融资成本 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 7 of 17 表表 3：2023 年国资委提升国有企业经营质量考核标准年国资委提升国有企业经营质量考核标准 时间时间 指标指标 指标要求指标要求 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资产负债率；营业营业收入利润率、全员劳动生产率、研发经费投入收入利润率、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

23、润总额增速利润总额增速要高于全国GDP 增速；资产负债率资产负债率总体保持稳定；净资净资产收益率、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。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

24、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。硅料价格与组件价格同步下降。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

25、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。图图 7：硅料扩产周期较长：硅料扩产周期较长 图图 8：硅料产能加快释放硅料产能加快释放 数据来源：CPIA，国泰君安证券研究 数据来源：有色金属工业协会硅业分会，国泰君安证券研究 00.511.5硅料硅片电池片组件扩产周期（年）0%20%40%60%80%100%120%140%0500300202020213Q20222022E2023E硅料产能（万吨）较上年末增长（%）行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免

26、责条款部分 8 of 17 表表 4：近期近期组件招标价格最低已降至组件招标价格最低已降至 1.5 元元/W 左右左右 项目名称项目名称 发布时发布时间间 供货时间供货时间 组件类型组件类型 规模规模（MW）报价报价（元（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 1.781.89 中国电建 26GW 组件集采 2023-01-P 型 182 及以上组件 10000 1.48-1.88 15000 1.48-1.83 N 型组件 1000 1.48-2.01 商丘新能光伏科技有

27、限公司 2022-01-单晶硅单面单玻 35 1.80 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 1.831.97 P 型 210 双面双玻 500 1.831.99 N 型 182 双面双玻 1000 1.832.00 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 1.901.96 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

28、面双玻，182mm及以上 239 1.862.00 陕煤安塞 100MW 项目 2022-12 2 个月内交货 P 型双面双玻 60 1.861.96 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。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

29、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图图 9：组件价格与硅料价格同步开始下行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 14 月为 158.75mm 型号组件 数据来源：PVInfoLink，国泰君安证券研究 05003003501.401.501.601.701.801.902.002.102.202020/012020/032020/052020/072020/092020/112021/012021/032021/052021/07202

30、1/092021/112022/012022/032022/052022/072022/092022/112023/01166mm（元/W）182mm（元/W）210mm（元/W）多晶硅致密料现货均价（元/千克，右轴）4季度前后为并网高峰组件价格相对较高硅料及组件同步开启上涨11月中旬后硅料及组件价格开始同步松动 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 9 of 17 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）。4.显性消

31、纳成本不容忽视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。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 111 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

32、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。图图 10：上游产能释放推动组件供给曲线右移：上游产能释放推动组件供给曲线右移 图图 11：供给弹性提升带动均衡价格下降：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 数据来源：国泰君安证券研究 图图 12：部分地区利用率已经较低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 82%84%86%

33、88%90%92%94%96%98%100%全国北京天津上海江苏浙江安徽福建湖北重庆四川西藏广西海南江西云南广东贵州辽宁宁夏河南山西黑龙江山东湖南河北陕西新疆吉林甘肃青海蒙西蒙东风电2021年风电2022年1-11月 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 10 of 17 自建配套储能：初始投资提升资源消纳能力。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

34、弃风弃光率控制在 5%以内，全国需加装储能 28.3 GW。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 2 h 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 4 h，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 1.6 h，造价多在 1.53.0 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。图图 13：光伏消纳出现下降地区数量较多光伏消

35、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 图图 14：光伏配储能平滑波动：光伏配储能平滑波动 图图 15：光伏配储能削峰填谷：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 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 70%75%80%85%90%95%100%全国北京天津上海江苏浙江安徽福建江西湖北湖南重庆四川广东广西海南河南云南山西辽宁贵州黑龙江蒙东山东吉林甘肃河北陕西宁夏蒙西新疆青海西藏光伏2021年光伏

36、2022年1-11月 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 11 of 17 表表 5：电源侧储能逐渐成为标配：电源侧储能逐渐成为标配 地区地区 配储要求配储要求 地区地区 配储要求配储要求 地区地区 配储要求配储要求 风电风电 光伏光伏 时长时长 风电风电 光伏光伏 时长时长 风电风电 光伏光伏 时长时长 天津天津 15%15%2h 宁夏宁夏 10%10%2h 山西山西 10%1015%2h 湖南湖南 15%5%2h 上海上海 20%-4h 陕西陕西 1020%1020%2h 广西广西 20%15%2h 四川成都四川成都 10%10%-江

37、苏江苏 20%810%2h 福建福建-10%2h4h 浙江义乌浙江义乌-10%2h 河北河北 1015%1015%2h3h 海南海南-10%-江西江西-10%1h 河南河南 1020%1020%2h 湖北湖北 10%10%2h 内蒙古内蒙古 15%15%2h4h 甘肃甘肃 510%510%2h 山东山东 10%10%2h 辽宁辽宁 15%15%3h4h 新疆新疆 25%25%2h4h 青海青海 10%10%2h 安徽安徽 5%5%2h 云南云南 10%10%-吉林吉林 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。储能租

38、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 250350 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。表表 6：部分省份明确可通过租赁方式配置储能：部分省份明确可通过租赁方式配置储能 省份省份 时间时间 文件名文件名 主要内容主要内容 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

39、租赁费价格参考区间为 160230 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 2 h）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 2 h）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

40、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。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。行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 12 of 17 表表 7:考虑考虑辅助服务费用后新能源项目运营成本将提

41、升辅助服务费用后新能源项目运营成本将提升 项目项目 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。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

42、 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）。5.定量分析：组件定量分析：组件降价对运营商影响几何降价对运营商影响几何？5.1.综合考虑消纳成本的综合考虑消纳成本的项目资本金项目资本金 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。表表 8：集中式集中式光伏电站核心假设光伏电站核心假设 指标指标 假设值假设值 指标指标 假设值假设值 运营期运营期 25 年 所得税所得税税税率率 25%折旧年限折旧年限

43、20 年 增值税增值税税税率率 13%利用小时（未考虑弃光）利用小时（未考虑弃光）1200 h 资本金比例资本金比例 30%组件及储能外组件及储能外的投资的投资成本成本 2.2 元/W 融资成本融资成本 4.0%数据来源：国泰君安证券研究 图图 16：综合考虑消纳成本需求可能左移：综合考虑消纳成本需求可能左移 图图 17：组件价格可能更仍有下降空间：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 数据来源：国泰君安证券研究 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 13 of 17 1）初始投资承担消纳成本：初始投资承担消纳成本：我们测

44、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 1 ppt，资本金 IRR 下降 0.3 ppts；电价下降 0.1 元/kWh，资本金 IRR下降 0.7 ppts；2）运营期承担消纳成本：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 0.6 ppts；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

45、.6 元/W 以下，运营商光伏项目投资意愿有望显著增强。表表 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 资本金资本金 IRR（%）造价（元造价（元/W）弃光率弃光率（%）组件组件+储能储能 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%

46、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.

47、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%资本金资本金 IRR（%）造价（元造价（元/W）含税电价含税电价（元（元/kWh）组件组件+储能储能 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 2.30 2.40 2.50 2.60 2.70 项目总投资项目总投资 3.80 3.90

48、 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%

49、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 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 14 of

50、17 表表 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：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 资本金资本金 IRR（%）造价（元造价（元/W）运营端运营端 消纳成本消纳成本（元（元/kW 年）年）组件组件 1.30 1.40 1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 2.30 项目总项目总造价造价 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%

51、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.

52、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：运营商筛选关键参数：新增装机增速与新增装机光伏占比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

53、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。表表 11:样本样本公司关键假设参数公司关键假设参数 指标指标 假设值假设值 指标指标 假设值假设值 新增装机权益比例新增装机权益比例 80%储能自建比例储能自建比例 20%/2h 新增装机运营期新增装机运营期 25 年 新增装机新增装机上网电价上网电价（元（元/kWh，含税），含税）0.38 新增装机折旧年限新增装机折旧年限

54、 20 年 新增装机理论新增装机理论利用小时利用小时 1200 h 所得税所得税税税率率 25%弃光率弃光率 2%增值税增值税税税率率 13%资本金比例资本金比例 30%新增装机新增装机贷款利率贷款利率 4.0%数据来源：国泰君安证券研究 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 15 of 17 表表 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：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 年样本企业归母净年样本企业归母净利利增速提升（增速提升（ppts）组件价格下降（元组件价格下降（元/W）

55、2023 年年 新能源新能源装机增速装机增速（%）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

56、 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 年样本企业归母净年样本企业归母净利利增速提升（增速提升（ppts）组件价格下降（元组件价格下降（元/W）新增新能源装机中新增新能源装机中 光伏装机占比光伏装机占比（%）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

57、 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

58、能、晶科科技、国电电力等。图图 18：多数：多数上市公司上市公司新能源装机新能源装机 CAGR 高于高于 20%数据来源：各公司公告、北极星电力网，国泰君安证券研究 0%20%40%60%80%100%120%01020304050华能国际国电电力大唐发电龙源电力广宇发展三峡能源太阳能粤电力A金开新能浙江新能申能股份江苏新能上海电力云南能投十四五预计新增新能源装机（GW）2225年新能源装机CAGR（%）行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 16 of 17 6.风险提示风险提示 （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

59、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。行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 17 of 17 本公司具有中国证监会核准本公司具有中国证监会核准的证券投资的证券投资咨询咨询业务资格业务资格 分析师声明分析师声明 作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业

60、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。免责声明免责声明 本报告仅供国泰君安证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放，并仅为提供信息而发放，概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料，本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投

61、资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司

62、员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。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。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形

63、式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。评级说明评级说明 评级评级 说明说明 1.1.投资建议的比较标准投资建议的比较标准 投资评级分为股票评

64、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。股票投资评级股票投资评级 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 2.2.投资建议的评级标准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。行业投资评级行业投资评级 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 国泰君安证券研究国泰君安证券研究所所 上海上海 深圳深圳 北京北京 地址 上海市静安区新闸路 669 号博华广场20 层 深圳市福田区益田路 6003 号荣超商务中心 B 栋 27 层 北京市西城区金融大街甲 9 号 金融街中心南楼 18 层 邮编 200041 518026 100032 电话（021）38676666（0755）23976888（010）83939888 E-mail：