会议要点

1、行业现状与前景

· 全球光伏行业需求强劲，2030年全球可再生能源占比预计达到50%，新能源装机容量可能达到两倍以上。光伏作为重要的可再生能源，未来5到10年累计需求可能达到数个TW。

· 截至2023年底，全球光伏累计装机超过1000GW，中国以600GW位居全球第一，美国和印度分列二、三位。光伏装机量分布广泛，装机容量超过1GW的国家和地区达32个。

· 中国分布式光伏装机占比约50%，2023年底累计装机容量约250GW，其中户用光伏装机容量约42-43.5GW。分布式光伏包括户用和工商业两大类。

2、产业链与技术进展

· 过去几年，中国光伏产业链各环节出货量和产能持续创新高，主要企业如隆基、晶澳、华为等在全球市场占据领先地位。尽管开工率较高，但利润并不丰厚。

· 光伏电池技术快速进步，P型和N型电池过渡基本完成，700W以上组件量产，主流产品功率在600W以上。新型电池技术如异质结、XBC等不断涌现。

3、成本与竞争

· 光伏产业链成本持续下降，硅料成本、电池转化效率等技术进步显著降低了EPC总包成本，从两年前的4元降至目前的2元多。尽管对光伏运营企业有利，但对制造企业不利。

· 当前光伏行业面临激烈的成本竞争，如何解决成本竞争问题成为行业重要课题。尽管供给充足，但价格竞争激烈，短期内未见明显改善。

4、国内市场与政策

· 各省市在“十四五”期间对新能源有明确规划，河北、江苏、河南、安徽等省份已完成光伏装机目标，未来两年国内年装机量预计在200GW以上。

· 国内光伏累计装机前十名省份为山东、河北、江苏等，新能源发电占比逐年提高，火电占比逐年下降，光伏和风电占比逐年增加。

· 峰谷电价差异显著的地区适合建设分布式光伏加储能模式，海南、江苏、广东等地峰谷电价差较大，有利于光伏加储能商业模式的发展。

5、市场化交易与收益率

· 2023年新能源市场化交易电量达6845亿度，占新能源发电量的47%。省间交易电量增速高，市场化电价对电站收益率有不确定性影响。

· 绿证交易从2024年7月1日起在全国铺开，市场化交易占比提高，对新能源电站收益率有一定影响，但具体影响难以量化。

6、分布式光伏发展与挑战

· 分布式光伏政策不明朗，短期内发展受影响，但在有刚需的区域影响较小。峰谷电价差明显的区域适合建设分布式光伏加储能模式，收益率较高。

· 行业内外资本涌入加速分布式光伏发展，但也带来发展瓶颈和问题。未来需要警惕这些问题，同时也有优秀公司可能脱颖而出。

7、投资建议

· 新能源板块在二级市场表现不理想，光伏表现更为不佳。但经过竞争后，行业有望出现反弹。建议关注细分领域的龙头公司，它们在技术、资金、人才等方面具备更强的抗风险和竞争能力。

1、分布式光伏现状解析

· 首先聊一下行业情况；其次，从全国各省市的光伏现状和收益率来看；最后，重点讲一讲光伏的具体情况，基本上就是这三大方面的内容。

· 首先，我们来看一下整个光伏行业的情况。其实不论二级市场如何，光伏行业的需求是毋庸置疑的。很多机构都做了行业预测，比如我们采用了IEA的数据预计，2030年全球可再生能源的占比可能达到50%。在既定政策情形下，新能源装机容量应该有两倍以上的增长，甚至可能达到三倍。因此，可再生能源在未来的装机占比会持续提升。

· 光伏是一个非常重要的可再生能源。目前光伏在电力结构和能源结构中的占比已经很高，未来5到10年，光伏的累计需求可能达到几个TW，所以未来的光伏需求是毋庸置疑的。

· 我们来看一下近期的数据。截止到2023年年底，全球光伏累计装机容量超过了1000GW，即1.6TW。装机容量超过1GW的国家和地区达到了32个，比2021年和2022年都有大幅增长。2022年有28个，2021年只有17个。过去两年，全球光伏装机量分布较广。到去年年底，中国光伏累计装机容量超过了600GW，位居全球第一，美国和印度分别排在第二和第三。

· 从国内装机情况来看，过去两三年，中国分布式光伏占比基本达到了50%左右。到2023年年底，中国分布式光伏累计装机容量为250多个GW，分为户用和工商业。2023年，全国分布式光伏装机占比不到50%，接近100GW。不同公司统计的户用光伏装机容量略有差异，一般在42GW到43.5GW之间。

· 过去几年，中国光伏产业链各环节的出货量、产能和产量都在持续创新高。从全球竞争力来看，去年组件出货量第一的是隆基，第二是晶澳。头部公司的开工率并不低，但盈利情况一般。逆变器方面，去年第一是华为，第二是阳光电源。光伏财务数据去年表现不错，但目前有所恶化。产业链供需情况显示，市场供给充足，价格竞争激烈，短期内没有明显改善。

· 从今年的光伏展和装机数据来看，电池已经基本完成了P型和N型的过渡，电池组件功率快速扩张，700W以上的组件也开始量产，主流产品功率在600W以上。除了超高效组件，还有异质结、XBC等不同类型的电池出现。

· 目前最核心的问题是成本竞争。如何解决成本竞争现状是一个重要话题，行业如何破局也是一个关键课题。过去多年，中国光伏产业链价格不断下降，主要原因是技术进步。硅料成本、硅片厚度、电池转化效率和组件技术的进步使得成本持续下降。例如，一两年前EPC总包成本还有四块钱，现在降到两块多钱。对于光伏运营企业来说，这并不是坏事，但对制造业来说并不利好。

· 我们来看全国各省市的新能源现状。每个省市在五年计划中都有明确的新能源规划。在“十四五”期间，我们统计了前十名，甘肃、青海、河北、广东、山东、浙江、江苏、河南、安徽、新疆这十个省市自治区的新能源装机目标排在前列。从已装机情况来看，河北、江苏、河南、安徽已经完成了“十四五”光伏装机目标，广东、青海、甘肃的目标还较大。如果所有省市都能完成“十四五”目标，未来两年每年的装机量应该在200GW以上，国内需求依然存在。

· 我们统计了过去多年的数据，中国光伏累计装机前十名是山东、河北、江苏。呼应数据来看，山东、河南、河北排在前列，后面是江苏和安徽。

· 从新能源电力角度来看，新能源发电占比逐年提高。根据2023年数据，火电占比接近70%，依然是最大的电力供给端，但火电占比逐年下降。2010年火电占比80%，去年降到70%。水电占比去年为12.81%，基本稳定在10%左右，波动不大，主要与来水量有关。中国主要流域的水电站开发较早且完善，未来可能新增大西南地区的水电站，但如果没有新建，水电占比不会有太大变化。

2、光伏风电市场分析

· 然后，核电在过去多年基本上没有变化，维持在接近5%的水平。2023年，光伏和风电的占比还是比较可观的。由于每个人的统计口径不一样，我们是根据国家能源局的数据自行计算的。从电力角度来看，2023年中国的光伏发电占整个电力市场的比例是3.3%，风电是9.08%。这两个加在一起的占比逐年提高。如果单纯从某个省市来看，风电和光伏累计占比最高的地区是青海和甘肃，这两个地方的占比也比较高。

· 总体来看，风光累计占比大的地方主要在西北地区，部分东北省份的量也比较大。目前，以省市为单位计算，风电和光伏占比超过20%的地区有五个，这些地区的新能源发展都比较好。从光伏的利用小时数来看，利用小时数最高的是黑龙江，最低的是重庆，这与当地的自然条件相关。

· 我们也统计了标煤的上网电价，每个省市的标煤上网电价不太一样。火电与资源和所在地区相关。现在来看，标杆电价最低的是新疆，约为0.25元。在三毛以内的地方有五六个，绝大部分在3毛到4毛之间。西藏比较特殊，去年的平均电价有五毛。利用小时数和标煤电价对光伏电站的收益率有直接影响。

· 最近，各地方政府和企业都高度关注峰谷电价差。我们统计了全国所有省市自治区，很多地区在中午时间是高峰。比如浙江、山东、内蒙古、青海、宁夏、甘肃等光伏装机量大的地区，中午有大量高峰和低谷电。在其他地区，中午时间是平电，下午或傍晚是峰值电力。

· 不同时间段对应的电价不同，很多省市已经出台了峰谷平电价政策。谷底时电价下浮50%以上，峰值时上浮50%以上。整体来说，光伏的平均电价有所受损。我们根据浮动的上浮和下浮情况进行了计算。

· 国内峰谷电价差最大的地区集中在经济发达地区。根据今年的数据，海南的峰谷电价差最大，其次是江苏、广东、山东等用电量大或夏天较热的地方。这些地方的峰谷电价差较大。结合中午期间的停电或补电情况，峰谷电价差较大的区域适合建设分布式光伏加储能的商业模式。在这些区域，光伏加储能模式可能较为重要，因为任何商业模式都与能否收回成本和盈利性相关。

· 我们大致做了一下电站收益率分析。总体来看，不论分布式还是集中式，光伏的单位成本加EPC价格都在3000元以内。根据不同公司的财务成本和不同区域的利用小时数，我们算出如果电价在0.35元左右，利用小时数在1000小时以上，收益率能达到6%。这不考虑新建政策的影响，一旦新建，趋势会发生变化。过去几年，国内对规范新能源市场做了很多调整。

· 比如2023年，交易性的新能源市场化交易电量达到6845亿度，占整个新能源发电量的47%。以国网经营区为例，新能源市场化交易电量占比从2021年的27%提高到2023年的45%。新能源省间交易电量增速也很高，去年增速为6.4%，省间交易完成了五千多亿度电，占总省间交易电量的40%。

· 交易性电价出现后，对电价有一些不确定性影响。以云南省为例，云南之前提出光伏上网电价由2023年的80%标煤平均电价加20%市场化，到2024年变为55%燃煤电价加45%市场化。广西也有相应政策，保障500小时电价为0.38元，其他为交易性电价，这对收益率影响较大。蒙西和山西也退出了市场化，未来市场化电价占比会越来越高。

· 绿证从7月1日起在全国铺开，以绿证为对标的交易媒介和单位，市场化定价占比越来越高，对新能源电站的收益率有一定影响，但具体影响目前难以简单算出。

3、分布式光伏政策现状

· 其实这些政策主要是针对新能源行业的一些不规范现象，以及解决新能源消纳的问题。从去年下半年以来，国内许多省市出台了新能源光伏发电交易电价的新规，主要集中在分布式光伏装机较为集中的区域和省市，这些地方的电价相对较低。

· 总结这些政策，以前的历史项目可以全额上网，而新增项目可能需要进一步观察。此外，许多省市已经无法再接入分布式光伏。目前统计显示，有八个省、370个县无法接入新能源，这对这些区域的光伏开发利用有一定影响。

· 参与分布式光伏的主体也变得更加复杂。以前主要是行业内的公司，如安能、天合光能等在建设分布式光伏。但过去两年，行业外的公司也在快速进入分布式光伏领域，加速了分布式光伏的发展，同时也带来了一些问题。例如，很多融资租赁公司不断进入这个行业。

· 到目前为止，各公司的商业模式和盈利方案基本相似，没有哪家公司能提出特别有效的解决方案。在资本助推下的竞争使得行业出现了发展的瓶颈。

· 目前，每天或每周都会有一些影响分布式光伏发展的政策出台，但总体政策尚未出台，各地方也在等待。我们了解到，很难从国家层面出台具体政策，可能会有一个框架性政策，各省会根据自身情况制定相应政策。

· 核心观点如下：第一，光伏行业未来将继续大发展，但短期内竞争激烈，长期来看不会出现行业消失的悲观情况。在本轮竞争中胜出的公司未来将有很大作为。第二，在全国分布式光伏政策不明朗的情况下，短期内分布式光伏的发展会受到一定影响，但对有刚需的区域影响不大。

· 另一个重要结论是，在峰谷电价差明显的区域，适合建设分布式光伏加储能的商业模式。无论是光伏还是储能的成本，目前都处于较低水平，结合起来做的话，收益率还是可观的。

· 最后一个结论是，行业不断有新资本涌入分布式光伏市场，加速了行业发展，同时也带来了一些问题。这些问题需要警惕，但过程中也会有出色的公司取得优异业绩。

· 整体来看，从二级市场表现来看，新能源表现并不理想，光伏表现更差。但经过过去几个季度的竞争，行业在加速触底，未来会有明显的反弹。从股票细分赛道角度来看，我们更看好未来各细分领域的龙头公司，因为龙头公司在人才储备、技术实力、资金储备等方面比尾部公司更具抗风险和竞争能力。因此，我们更关注光伏行业的头部公司。