作为光伏产业的最终端，光伏发电站为何始终“热”不起来？

2022-02-24 14:39:41  信息编号：K212618  浏览次数：216

2021年6月11日，光伏行业迎来里程碑时刻，国家发改委下发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，从2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。

经历十余年的奋斗后，中国光伏行业终于迎来了平价上网时代，同时也标志着光伏电站正式进入了“拼内力”的竞争。

作为产业链的终端输出环节，光伏电站直接承受国家的行业政策，并向上游产业链传导。因此，毫不夸张的说，光伏电站的生存状态几乎决定了整个产业链的竞争状态。

然而，作为产业链中的重要一环，在二级市场上，相比硅料和硅片等环节投资者们激烈的争论，电站无论是从关注度还是估值都明显偏冷，那么光伏电站在二级市场遭受冷眼的原因是什么？光伏电站到底是不是一门好生意？

光伏电站运营即光伏发电，是指企业投资建设光伏电站后，将电力出售给国家电网。一般而言，我国的电力销售模式为电站将电力销售给国家电网，国家电网再将电力输送给终端用户。

目前来看，光伏电站主要分为集中式电站和分布式电站两大类，集中式光伏电站的规模普遍较大，主要安装于山地、水面、荒漠等较为宽阔的地域，分布式光伏电站一般装机规模小，安装较为灵活，如常见的“光伏屋顶”等。

近年来，全球主要经济体对“双碳”目标的持续升级，是光伏电站发展最主要的动力来源。

从艾瑞咨询统计的有关全球主要国家的碳排放结构来看，除了钟情核电的法国外，其他国家的碳排放均主要来源于电力与热力环节，而这也就意味着如果要更快实现“碳中和”的目标，各国就必须要减少这一环节的碳排放。那么，在这种背景下，大力发展光伏、风电等清洁能源就成为全球实现碳中和的必要手段。

从2020年我国的电力供应结构来看，目前清洁能源发电量在我国总发电量占比为32%，其中光伏与风电合计占比仅不到10%；从装机量来看，清洁能源装机占比43%，其中光伏与风电合计装机量为24.31%。综合来看，目前我国清洁能源发电仍然以水电为主，光伏和风电的实际渗透率处于较低的水平。

但由于水电受资源限制较大，未来进一步装机增长空间有限，故清洁能源想要进一步替代火电的重任便落在光伏与风电肩上。而鉴于光伏与风电发电的不稳定性，补充火电的缺口则需要有更高的装机量。根据艾瑞咨询的数据，到2050年我国光伏装机总量将会比2020年增长831%，总体规模达到2360GW。

在巨大的行业蛋糕面前，光伏电站作为产业链的终端输出环节，长期来看，有着非常确定的发展逻辑。

那么作为光伏产业链的终端环节，光伏电站的盈利模式究竟是怎样的？

光伏电站的盈利模式相对比较简单，主要来自于收入与成本、费用之间的差额。其中，收入和成本构成如下：

收入端：电站出售给国家电网的电力的价格叫做上网价格，过去由于光伏发电成本较高，上网电价无法做到与煤电保持一致，因此国家在煤电上网价格的基础上给予光伏电价一定的补贴，所以目前在运营的光伏电站上网价格主要包括两部分，即光伏上网电价=燃煤机组标杆上网电价+光伏补贴价。

因此，光伏电站的营业收入也就来自于两个部分，即与国家电网按燃煤机组标杆上网电价结算的售电收入，以及国家给予的补贴。

成本端：光伏电站为重资产运营，且基本不需要投入原材料，因此光伏电站的营业成本主要由固定资产折旧构成。以太阳能为例，截止2021年中报，太阳能固定资产总投入额已经达到332.57亿元，其中光伏组件等发电设备294.38亿元，房屋及建筑物17.95亿元。在巨大的固定资产投入额之下，每年由光伏组件和土地资源产生的固定资产折旧费就成了企业最主要的成本来源，如下表所示，2020年，太阳能折旧费用高达11.44亿元，度电折旧占比为92.77%。

费用端：光伏电站一旦建成就拥有稳定的现金流，部分企业出于提升ROE的考虑会选择债务融资扩大光伏电站规模，从而导致资产负债率较高，这也就意味着财务费用实际上也成为决定电站能力盈利的一项重要因素。

综合来看，光伏电站的利润=（燃煤机组标杆上网电价+光伏补贴价）*售电量-折旧-财务费用。考虑到光伏电厂收入端主要受国家补贴政策和国家电网上网电价的影响，本质上并不具备定价权，因此，如果剔除补贴影响后，从完全成本（成本+费用）的角度，折旧与财务费用共同成为决定光伏电站运营能力的关键。

回到光伏电站本身，与房地产的境遇类似，2018年以前，光伏电站运营行业主要由民营企业主导，大量民营企业依靠不计成本的债务融资疯狂提升装机量以获取光伏补贴，这一阶段的光伏电站企业主要依靠光伏补贴盈利。

2018年“531新政”后，光伏补贴大幅滑坡，行业融资收紧，新建电站的光伏补贴无法再覆盖高额的折旧与财务费用，此时光伏电站成本把控的重要性开始凸显。部分民营企业（如协鑫新能源）2018年以后开始出售电站以回笼资金来缓解债务压力；而另一方面，可低成本融资的央企则逐渐开始主导市场，这一阶段光伏电站企业的盈利逻辑也从吃补贴变成了主要依靠降本增效。

为了倒逼光伏产业链上游环节提效降本，国家给予电站的光伏补贴从2011年的0.45元/度一直下降，到2021年降低至0元/度，实现完全平价上网。正如前文所述，在平价上网的背景下，失去补贴的光伏电站企业正式进入成本拼杀的时代，而综合成本最低的企业则最有可能真正从这场厮杀中脱颖而出。

光伏电站企业为何估值偏低？市场的担忧在哪里？

对比光伏产业链各环节龙头企业的估值以及累计涨幅情况，我们可以发现：除了目前处于周期高点的硅料环节估值偏低以外，相比其他环节，光伏电站无论是在估值还是累计涨幅均较低水平。

那么导致光伏电站低估值的原因究竟是什么？目前市场主要的担忧集中体现在以下三个方面：

1.光伏退补导致IRR降低，光伏电站盈利能力下降

随着2021年新建集中式电站光伏补贴的全面取消，引发市场对光伏项目IRR下滑的担忧。根据华创证券测算，实现平价上网后的光伏项目全投资IRR将从平价上网前的14%下降至6.9%，投资回收期将达到10-12年。

光伏电站IRR主要由平均投资额（元/W）与上网电价决定。过去光伏上网电价虽然一直在下降，但由于成本端平均投资额下降速度更快，因此光伏项目的IRR与毛利率一直维持在比较稳定的状态。

近年光伏单Gw投资额下降幅度已经放缓，2021年在硅料涨价背景下，光伏平均投资额甚至比2020年有所上升，叠加光伏补贴退补的影响，IRR因此大幅下降。

但我们认为IRR短期的下降并不会对光伏电站运营企业产生重大影响，主要原因如下：

一是光伏补贴退补只针对2021年以后的新建电站，而已建成电站仍可从投入运营之日起享受20年的补贴。尽管新建电站项目会拉低公司的毛利率和净利率等财务指标，但已建成电站仍可作为公司基本面的重要支撑，维持目前的营收和净利润水平。

二是2021年硅料价格的上涨导致光伏组件涨价也对IRR造成了比较大的影响。从2011-2020年光伏投资额变动情况来看，全产业链的降价才是光伏行业的常态，而降价也是光伏行业替代火电的必要条件，未来随着硅料产能的逐渐释放，光伏组件的价格有望从2022年起回落，为光伏项目IRR的提升留出空间。

另外，光伏运营商对是否建设电站具有充分的自主权，如果IRR过低导致项目投资风险过大，运营商完全可以“用脚投票”，战略性放弃电站的扩张进度以等待更好的时机，IRR下降实际上对公司的基本面冲击很小。

2.应收账款积压严重，拖累资金效率

在光伏上网电价的构成中，燃煤机组标杆上网电价一般由电网在一到两个月内支付，而光伏补贴则由中央统一划拨。由于近几年我国光伏电站装机量规模增长迅速，因此国家发放补贴的资金压力非常大，最终导致补贴的发放周期偏长。

一般来说，光伏电站运营企业在销售电力时已经把对应的补贴确认为营业收入，因此国家未发放到账的补贴均作为应收账款列示。目前各家新能源运营商账面积累了巨量的应收账款，虽说减值的可能性非常低，但却严重拖累了公司资金的运用效率，迫使运营商每年多支付数亿元的利息费用。以太阳能为例，截止2021年三季度，太阳能账面应收款100.84亿元，占总资产比例达到25%。

2021年光伏补贴退补后，政府的补贴压力有所缓解，未来各家光伏电站运营商的回款速度有望加快，但失去的资金效率却再也回不来了。

3.进入门槛低，未来市场竞争激烈程度会增加

从光伏电站市场份额来看，整个电站运营行业集中度非常分散，像太阳能这一类优质的头部电站运营商市占率也仅有2%左右。

就技术门槛而言，光伏行业的核心技术集中在上游硅料及硅片环节，光伏电站建设及运营的技术门槛并不高，因此行业参与者众多。

就资金门槛而言，即使光伏电站单位投资额从2011年至今已下降近80%，但是平均每Gw光伏电站仍需投入近40亿资金。在这种情况下，企业几乎没有大规模扩张电站的资金储备，因此导致整个光伏电站行业集中度非常分散，头部企业市占率偏低。

从以上分析我们不难看出，光伏电站的核心门槛其实是资金而非技术，各路资本进入光伏电站行业的技术门槛虽低，但是做大规模的难度非常高。在光伏补贴退补的背景下，民营企业相对国企与央企具有天然的融资劣势。面对近两年大幅下行的IRR，民营企业也无法承受光伏电站项目动辄10年起的投资回收期，而在电站交易市场，民营企业亦在将旗下的电站出售给国营企业。

基于以上我们认为，光伏电站重资产、长投资回收期的属性使整个行业天然具有高资金壁垒，未来随着补贴退坡影响的深化，预计会有更多低资质民企会陆续退出行业，而随着行业出清的加速，整个行业的集中度有望提升，其中，能够以低成本获取融资的国有背景光伏运营商，最有可能成为市场集中度提升下的赢家。

光伏发电趋势

1、分布式光伏将大爆发

不出意外的话，今年分布式光伏将创造两个新纪录，一个是在年度新增装机中的占比，另一个是全年新增并网量，这其中既有产业链涨价导致集中式地面电站安装量萎缩，另一方面也源于中国的分布式光伏在酝酿多年之后，已然得到了行业投资者与社会资本的认可。

在2020年光伏們报道的分布式光伏市场分析中已指出，借助于系统成本的快速下降以及新玩家的进入，分布式光伏的投资热潮在2020年迅速回归。进入2021年，这一趋势愈发明显，在此前市场化规律推动的基础之上，整县推进已经成为2022-2023年分布式光伏快速发展的主推手之一。

从去年8月国家能源局提出屋顶分布式光伏整县推进到626个县被纳入试点名单，分布式光伏正进入加速发展的全新周期，带来的是市场格局、商业模式与投资逻辑等多个维度的变化。

从市场格局来看，早在2020年央国企加速介入分布式光伏投资领域的迹象正逐步明朗。以国家电投、国家能源集团、华能、中核等为代表的央国企以及豫能股份、广东能源集团等地方国有企业正从分布式光伏的试水者成为主导方。据光伏們不完全统计，截止目前，全国已经有超过数吉瓦的整县推进项目启动了招标，而业主无一例外的均为电力央企或者地方国有企业以及部分行业头部企业。

在此之前，鉴于分布式光伏电站项目分散、体量小、风险以及管理难度较高等特点，并不是央国企的主战场。另一方面，分布式光伏项目的开发需要一定的人海战术——需要对接不同的企业厂房以及业主单位沟通前期方案，对于央国企来说，有心无力。

但整县推进给国有投资企业带来了一种开拓分布式光伏市场更为擅长的途径以及更坚定的决心。一般来说，整县推进的开发模式中，投资企业需要与地方政府签订合作协议，在地方政府的认知中，考虑到民生以及未来可能涉及到的风险问题，央国企无疑是最佳选择，这也间接催生了各地屡禁不止的“一县一企”的模式。

不可否认的是，在整县推进中，地方政府垄断资源等不符合市场规律以及要求产业配套等情况屡见不鲜，多家深度参与分布式光伏投资领域的民营企业也在第五届分布式光伏嘉年华对话环节中建议，政策制定需要遵循市场发展规律，“能够市场化的项目尽量通过市场的手段去调配资源”，同时也呼吁行业坚守质量与投资本质的底线。

但可以肯定的是，整县推进势必会一定程度上催化分布式光伏的发展速度。“2022年央国企整县推进的中心会正式进入户用以及工商业项目，这会直接带动分布式光伏的快速上量”，山东省太阳能协会常务副会长张晓斌在第五届分布式光伏嘉年华上表示，整县推进中最容易的部分是党政机关以及公共建筑，但这部分装机占比往往只有5-6%，试点安装比例的任务最终还需要落实到户用以及工商业分布式光伏电站项目上。

分类来看，户用光伏作为整县推进中相对容易推进的一个领域，也将成为2022年分布式光伏装机的重要组成部分。从数据来看，“十三五”期间户用光伏装机数据也在翻倍攀升，得益于户用光伏资产收益稳定且风险较小的特点，2021年的户用竞争已然进入白热化阶段，尤其是以山东、河北、河南为代表的三大省份，合计装机规模占比超过77%，而尚未进入大规模开发阶段的中西部省份，或将成为接下来户用市场的重点目标区域。

实际上，更为关键的一点是，即便整县推进政策在实操过程中仍然存在诸多的难点与挑战，但这一模式无疑为各地以及央国企深度参与分布式光伏市场提供了一个思路，除了676个县之外，正有越来越多的地方采取这一模式推进分布式光伏的发展。

除了中字头央企之外，各行业龙头也已陆续启动相关的规划与布局。例如物流行业的京东、菜鸟、顺丰等企业也在陆续布局、投资光伏项目。 近日，京东明确表示到2030 年，将联合合作伙伴搭建全球最大的屋顶光伏发电产能生态体系。目前，京东已经完成第一批12座智能产业园的光伏发电系统安装，预计用3 年的时间，搭建起 1000 兆瓦的光伏发电能力，能够为 85% 的京东智能产业园提供绿色能源。

除了企业投资之外，还有越来越多的基金、银行、险资等涌入分布式光伏领域，提供相关的服务，显然分布式光伏的投资热度已经“出圈”。这代表着光伏跨界的思路已经在双碳目标下形成了一种共识，同时各领域龙头企业的率先示范也为全社会各行业进一步接纳分布式光伏提供了先决条件。而分布式光伏未来的广阔空间正是隐藏于这些无限跨界以及多样化的应用场景中。

2、光伏电站使用寿命将超过25年

光伏人对外做宣传推广及做项目预算时，经常预设光伏电站整体运行寿命为25年，但一份最新的美国报告显示：光伏项目的预期寿命增加到了32.5年！

根据美国劳伦斯伯克利国家实验室的最新研究显示，公用事业规模的太阳能光伏项目，其预期使用寿命随着时间的推移有所增加，而预期的运营支出则有所减少，

在该实验室发起的调研中，19个接受调查或审查的光伏项目里，有17个使用了30年甚至更久。因此，光伏项目的预期寿命范围从25年增加到超过30年，达到平均32.5年甚至更久。

而且，也不是32年之后光伏就寿终正寝了，而是还能发电，只是发电量衰减会比较多。

除了使用寿命预期增加，光伏电站的终生运营成本也在不断下降。

每千瓦每年的运营成本从2007年的35美元降至2019年的17美元。这里的运营成本定义为包括计划内和计划外维护，运营人员，土地租赁成本，财产税和任何其他正在进行的运营成本。

寿命增加，运营成本下降，自然会使得光伏电站平均成本整体下降，盈利能力也大大增加！