五大电力集团如何看组件价格下跌

一、Q&A

1、运营商对组件价格降幅的预期以及供需双方博弈情况。

(1)对组件价格的预期：从产业链上下游来看，由于硅料持续性生产的特点(中途停产会导致过高成本)，预计未来国内硅料产能会持续扩张，23年产能将满足约6亿千瓦的光伏项目组件的需求(22年约3亿千瓦)，因此硅料产能扩张将带来组件价格的持续下跌。此外，由于硅料价格约占组件价格的60%左右，因此目前硅料110-120元/千克的价格对应组件价格约为1.5元。

(2)对新能源项目的影响：发电集团核心关注的是项目的收益率。22年由于组件价格高导致除了国家电投外的其它发电集团均未如期完成光伏的计划投产目标。因此，23年五大电集团手中均有大量的待建项目(但项目建设进度会有所不同)。总体来看，五大电集团目前待建项目合计1.1亿千瓦，其中光伏/风电分别为7000/4000万千瓦。截至22年底，全国光伏装机约4亿千瓦，五大发电集团光伏装机约1亿千瓦(五大电集团光伏装机占比全国光伏总装机的约25%，剩余光伏装机集中在地方民营企业)。

具体五大电22年光伏装机完成情况如下：

综上，23年五大发电集团的项目可分为存量项目和增量项目，其中存量光伏项目为22年开工但是延迟投产的项目(7000万千瓦，此处开工以建筑浇筑第一桶混凝土为标准);增量项目为23年新开工项目，装机节奏将根据组件价格进行自行控制(预计将等到23H2组件价格降至1.5元左右再进行开工投产)。

(3)组件价格供需双方博弈情况：现在组件价格的形成并不是成本的真实反映，而是根据电价所倒推出的价格。主要原因是：①在前期电价有补贴阶段，成本端组件等价格是通过电价进行倒推所得，因此才处于较高水平，而不是由于组件本身有较多的技术提升。②在电价进入平价时期，大量组件生产商也开始承担新能源项目指标(地方政府会对在当地建厂的组件生产商匹配指标)，因此组件生产商会综合考虑项目的建设进度、市场需求、项目基准收益率(行业基准收益率约为6-7%)等因素进行反推组件价格。

2、23Q1是否出现抢装问题?

不存在抢装现象。因为23Q1投产的需求主要来自22年所遗留的存量项目，23年实际增量项目将主要集中于23H2投产，主要原因是国有企业的考核体系是按照自然年为单位的。因此预计23年的实际增量项目将于3月后开始招标，H2开始有组件排产需求。所以五大发电集团在23Q1不存在抢装的问题。

对于存量项目来说(目前发电集团存量项目建设进度约为50%左右)，是需要在23年尽早投产的，但是不能算是抢装。

3、装机节奏的加快是否会集中出现在23年的某个季度?

将主要集中在下半年。23Q1-2主要是完成22年的存量项目，Q4将主要是23年增量项目投产。但是需要注意的是，也并不是必须要在23Q1-2就全部完成22年遗留的存量项目，主要还是取决于收益率的要求。

4、年度考核对项目的装机容量和收益率的考核是怎么进行权衡的?比如对于收益率分别为7%和8%项目，如果假设前者装机容量只有后者的80%，会优先选择哪个项目?

首先，需要满足最低收益率要求。其次，在满足最低收益率要求的基础上，对利润考核的权重系数大于对发展考核的权重系数。

5、五大发电集团“十四五”装机规划。

目前来看各大发电集团“十四五”装机规划均偏保守(以上均为发电集团2021年发布数据)。以国家电投为例，21年所发布的“十四五”规划中总装机容量目标为2.2亿千瓦，但截至22年底，其总装机容量已达2.11亿千瓦(距离目标仅剩900万千瓦)，因此各大发电集团之前的装机规划均偏保守。

而发电集团规划装机容量远低于实际装机容量的主要原因是风光大基地项目的开展。国家分别于21H2和22年启动第一批和第二批风光大基地项目以及开展“沙戈荒”大基地项目，导致新能源项目的迅速放量，因此未来五大发电集团的年均装机是远超于规划目标的。

22年五大发电集团实际投产装机如下：

6、大基地项目的推进节奏。

目前第一批大基地装机还没有开始放量。

大基地项目可以分为三个维度：(1)风光大基地项目(第一、二、三批)：由国家发改委经济运行局推进;(2)“沙戈荒”大基地：由国家发改委基础产业司推进;(3)补充项目：由国家能源局推进。

在风光大基地项目放量后，各大发电集团的装机规划也会有相应调整。此外，24-25年风电和光伏的装机比例也将发生变化。17-21年主要以风电为主，21年风电/光伏装机分别为3.3/3.1亿千瓦。22年风电和光伏装机比例出现改变，截至22年11月底，风电/光伏装机分别为3.5/3.7亿千瓦。预计22年12月光伏新增装机3000万千瓦;截至22年底全年风电/光伏装机分别为3.8/4亿千瓦。并且根据22年12月的全国能源会议所提出到23年，风电/光伏装机分别为4.3/4.9亿千瓦(23年风电/光伏增量分别为5000/9000万千瓦)，光伏将逐渐成为新能源的主力。

7、五大发电集团光伏装机(1亿千瓦)中集中式和分布式占比。

集中式占比95%以上，分布式多数是由小企业进行投资。

8、如果将各大发电集团的大基地项目全部纳入考虑，那么目前各家新能源储备装机/潜在装机的规模是多少?

依据项目核准/备案数作为统一口径进行测算，五大发电集团合计新能源项目备案规模为2.4亿千瓦，其中风电/光伏分别为0.5/1.9亿千瓦。储备项目的有效期一般为2年。

9、如果假设“十四五”期间五大发电集团新增新能源装机4亿千瓦(假设年均新增7500万千瓦)。在21-22年装机未达标的情况下，未来几年装机压力是否会比较大?

是的，而且目前来看“十四五”规划的装机目标是相对保守的。

10、不考虑储能等因素，按照当前进度来预计“十四五”期间五大发电集团可以实现的实际装机量是多少?

目前在手新能源项目来源中大基地项目与地方省内竞配项目约各占50%，未来随着大基地项目的放量，省内项目装机占比将逐渐下降。对五大发电集团来说，未来指标来源将主要来自大基地项目(大基地项目主要分配给国有企业)，因此可以从大基地项目来推算集团的装机规模。

预计全国“十四五”期间合计约8亿千瓦。

(1)大基地项目：合计约6亿千瓦，其中“沙戈荒”大基地2亿千瓦+第一批大基地1亿千瓦+第二批0.5亿千瓦+第三批1亿千瓦+第四批1亿千瓦。

(2)地方省内竞配项目：2亿千瓦(根据总量和大基地项目装机倒算所得)。

11、21年大基地项目中五大发电集团和其它企业占比分别是多少?

没有具体数据，因为基地项目都是一对一的下发，没有公开披露具体分配到单个集团的指标。

12、五大电目前的资源获取情况及瓶颈因素。假设目前在手的非基地项目21年规模(风电+光伏)约为1.5亿千瓦，未来三年内每年新增约1、0.7、0.5亿千瓦，合计约2亿千瓦;大基地项目约6.5亿千瓦。是否可以估算未来全部在手资源规模约为1.5+2+6.5=10亿千瓦?

趋势上没有问题，但需要注意的是占有资源的规模和实际投产的规模是存在差距的。假设企业获得核准的项目规模为1亿千瓦，实际投产规模可能只有4000-5000万千瓦。从项目核准到最终并网，最终项目转换率大概在60%-70%，主要涉及的核心问题有土地跟电网。

土地：涉及到保护区、国家土地三调(第三次全国国土调查)完土地性质的变化等，相对来讲地方项目受影响较少(颠覆性因素较少，地方性转换率或在80%以上)，集体项目前期工作深度更深(大基地项目颠覆性因素更多)，以公司内蒙项目为例，因在植被调研时发现国家二级保护植物，好几十万光伏项目无法在该地建设。国土资源部可能会提出加大对新能源用地的支持(待落实)，土地问题解决有望使装机投建加速。

电网：红线(即规划部门审批通过的用地控制线)内由发电企业来建设，红线外的送出由电网公司建设，但实际上电网公司建设速度与项目建设速度不能完全匹配，因此在2012年国家允许在电网企业没有建时由发电企业自建，并给予一定补贴(50km以内1分钱/度、50-100km2分钱/度，100km以上3分钱/度)，补贴在2018年之后取消，并要求电网企业进行相关线路的回购。虽然国家要求电网进行回购，但实际上大部分都没有回购。虽然现在发电企业依旧可以自建，但成本可能会偏高(可以几家集团合建来分摊成本)，并且未来电网是否会回购还存在不确定性。

13、目前陆上和海上项目竞争性配置的区别?

陆上项目竞配：目前陆上基本上按照燃煤基准价，也就是平价项目，因此考核标准侧重为建设主体在当地已有装机情况、区域税收贡献、项目收益率情况等常规指标，平价项目可进一步分为保障性并网和市场化并网，两者的区别主要在于：

(1)国家每年都会下达各省消纳指标，这部分是保障性并网;各个省份超出这一指标的项目就是市场化并网;

(2)保障性并网的调峰责任在电网公司，保障性项目建设不需要考虑配储;市场化项目建设需要自己配备储能，因此出现了很多地方上强配储能的情况，比例在5%-30%不等，所在区域新能源较多，配储比例要求较高。(保障性并网占比可能在40%)

海上项目竞配：仍以电价作为重点考核标准。与陆上考核侧重点不同的原因在于，陆上价格机制基本形成，设备和造价可变要素少，但海上风电可变要素仍然很多，例如离岸距离、装机结构等，行业仍处于价格机制探索期。

注：以下是我们整理的保障性并网和市场化并网的链接，可供参考：

各省(区、市)完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目为保障性并网项目，由电网企业实行保障性并网。

对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。

并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。

保障性并网和市场化并网只是并网条件有差异，两类项目在并网后执行同等的消纳政策。

14、未来分布式光伏未来的发展情况。

目前五大发电集团的光伏装机(1亿千瓦)中约95%都是集中式。分布式光伏主要以地方企业和民营企业为主。

15、如果未来考虑到并网因素和出现抢组件情况的话，发电集团是否会往前调整装机节奏?

(1)组件：目前全国组件产能可以满足约6亿千瓦的光伏项目的需求(22年约3亿千瓦)，因此不会出现抢组件的现象。

(2)并网：并网不会对装机节奏产生影响，因为并网线路都是项目规划时就已提前确定好的，因此投产早晚不影响能否接入电网。

16、未来随大基地项目逐渐增多，特高压建设会是阻碍项目并网的要素吗?

一种是基于已有线路和特高压的余量，只需要配备相应的火电调峰;还有一种是需要新建特高压，目前沙戈荒基地里面大概10条线，需要同期建设电源项目和特高压项目，同时会在申请方案中明确对应的火电项目(已有的、需要改造的)，且特高压建设周期5-6年，火电建设周期3年，建设周期较长，可能是影响大基地项目建设的瓶颈。目前第一批9700万千瓦已配上了相应的火电和送出通道。

17、国家能源局发布的装机预期如何解读?历史情况来看，国家能源局预期会偏高还是偏保守?

无论是刚才提到的光伏装机累计规模4.9亿千瓦的目标，还是年净新增9000万千瓦的目标，行业内认为均偏保守;如果用地问题能解决，装机规模还会更大，每年或能到1.2-1.3亿千瓦。

18、组件价格较低使项目收益率较高，国家会采取相应手段进行纠正吗?您估计时间点在什么时候?是否会影响建设主体建设热情?

年前组件2元/w，最近招标1.8元/w，目前以收益率6.5%为基准能建尽建，估计不会影响建设热情。组件价格如果预期很低，使项目收益率较高，估计国家会采用市场化的形式使项目收益率稳定在合理区间，可能会采取竞配量价等形式。

19、新能源存量项目补贴核查，如何进行会计上的处理，是直接计提减值吗?还是对公司的电费会产生影响?

问题种类较多，一类是分期并网的项目，具体按照实际并网时间扣减还是进行其他处罚，还未定论;还有一类是涉及违规作假的项目，受到处罚的预期比较明确。

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