組件價格上漲對電站收益影響分析

每周一談

每周一談:組件價格上漲對電站收益影響分析

進入2020年以來,光伏產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產品價格持續(xù)走低,EPC招標報價不斷下降,2019H2集中式光伏EPC招標報價大部分位于4．1～5元/W范圍內,2020H1普遍降至4元/W以下,平均降幅為10%+。

然而隨著七月之后組件價格上調,EPC建設成本增加,競、平價項目收益率面臨挑戰(zhàn),陜西、河北、海南等利用小時數較長、燃煤上網電價較高的地區(qū)相比更具優(yōu)勢。

硅料供給收緊,自上而下抬高產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價格。年初海外部分硅料產能退出市場,七月國內硅料廠事故,硅料供給不斷收緊,外加下半年是光伏裝機高峰,需求旺盛,供需兩端雙驅動進一步拉高光伏產業(yè)鏈價格。下半年光伏產業(yè)鏈價格經過了Q2的最低點后,一改下跌趨勢,從硅料端向下傳導,價格一路上漲。從各央企2020年招標報價可以看出,相對于Q2期間招標價格,7月之后有10%左右的上升。

9月份大部分競價項目即將進入組件供貨周期,對于Q2完成的招投標項目而言,目前主流組件的市場價格已達到1．5～1．6元/W,遠高于Q2平均1．35～1．45元/W的報價。盡管如此,組件價格依然具有繼續(xù)上漲的趨勢,招投標項目存在重新議價的可能性,電站項目收益率以及建設進度的不確定性增加。

我們考慮組價價格波動情況下對電站系統(tǒng)成本的影響,以裝機規(guī)模100MW的集中式光伏電站為例進行收益率測算,并將各地平均利用小時數和平價后實際上網電價納入模型,在當前組件價格1．55元/W的條件下,全投資稅后內部收益率(IRR)最高為9．9%(陜西),最低3．1%(重慶),滿足最低內部收益率8%要求的省份共12個。

2020年競價項目總裝機規(guī)模25．97GW,其中集中式光伏25．63GW,按照10億元補貼規(guī)模、平均利用小時數1150小時進行估算,度電補貼額約為0．033元/kWh,相對2019年的競價項目0．058元/kWh的平均水平下降42．3%。

在當前組件價格1．55元/W的條件下,在考慮包含競價補貼的電價水平下,全投資稅后內部收益率(IRR)最高為11%(陜西),最低3．7%(重慶),滿足最低內部收益率8%要求的省份共22個,覆蓋競價項目共計12．3GW,占2020年競價總規(guī)模比例為48%,收益率達10%以上的省份有3個(陜西、河北、海南),覆蓋競價規(guī)模5．04GW,占比19．7%。

結合各省市競價項目規(guī)模,在考慮包含競價補貼的電價水平、不同組件價格下,對集中式光伏電站項目的內部收益率(IRR)進行敏感性測算:

當組件價格位于1．4～1．6元/W區(qū)間時,2020年競價項目名單中IRR高于8%的規(guī)模11．3～14．5GW,約占全年總規(guī)模50%左右;

當組件價格下降至1．3元/W以下時,IRR高于8%的競價項目可達18．5GW以上,占總規(guī)模比例72．3%以上。

若下半年組件價格繼續(xù)上調,增加至1．7元/W以上時,僅有河北、陜西、青海、河南、上海五個地區(qū)的光伏電站IRR高于8%,競價項目規(guī)模僅7．4GW,占總規(guī)模比例28．8%。

相對近2個月硅料45．8%的價格漲幅,組件10%漲幅相對較小,但這輪漲價具有鮮明的“自上而下”特征,光伏產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產品價格仍處在持續(xù)上漲通道中,價格不確定性較高。光伏發(fā)電利用小時數長、燃煤標桿電價較高的地區(qū)對于組件價格敏感度相對其他地區(qū)要低,預計短期產業(yè)鏈價格上漲后會趨于穩(wěn)定,不會對行業(yè)長期降本趨勢產生影響,光伏仍然可以通過技術、產能升級不斷提升競爭力。我們看好大硅片、雙面組件的技術發(fā)展方向。推薦關注硅料龍頭通威股份、硅片+組件雙龍頭隆基股份、光伏玻璃優(yōu)質廠商福萊特。