多省市下调明年光伏上网电价
光伏板块股价或许还没有见底。何时可以抄底，仍然得密切观察行业产能出清情况，以及后续的新增装机速度。
自2022年以来至今，大量的光伏企业股价大幅度下跌，不少公司跌幅已超过50%，甚至超过70%，一方面是新增装机量的快速增长，企业利润的快速增长。笔者认为，股价大跌背后的原因是之前的股价已反映了行业的最乐观预期。随着行业产能的释放，行业产能过剩很严重，未来两三年，整个行业大概率处于产能出清阶段。
临近2024年年底，多个省市发布的明年光伏发电上网电价大幅度下调，这可能会影响明后年的光伏新增装机量。
光伏装机量增长 电价下调
我国的光伏新增装机量在过去几年迅速增长，据统计，2023年前三季度，我国光伏新增装机128GW，我国国内新增光伏装机128.9GW，较2022年前三季度增长145%，装机增速持续超预期。2023年9月单月新增装机15.78GW，同比增长94%！（见附表）。
但与此对应的是，临近2024年年底，多个省市发布的明年光伏发电上网电价大幅度下调。
10月27日，甘肃省发改委发布《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》的公告。 根据方案，依据相关规定，新能源发电交易价格机制峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价。 ”“执行峰谷分时电价机制的其他用户： 依据《甘肃省发展和改革委关于进一步完善我省分时电价机制的通知》（甘发改价格〔2021〕721号）明确的工商业用户峰谷时段执行： 其中峰段为7:00至9:00、17:00至23:00； 平段为23:00至24:00、0:00-7:00； 谷段为9:00-17:00。 ”
根据甘肃省的这个规定，每天的9点到17点是执行谷时电价，谷时电价要按燃煤基准价格乘以谷段系数0.5，目前甘肃省的燃煤基准价格是0.307元/千瓦时，也就是说光伏发电出力最多的时间段的9点到17点，光伏的上网电价仅为0.153元/千瓦时。
不单甘肃省发布了这样的文件，湖北、西藏等还有其他的省、自治区也发布了类似的文件。 预计各省市也将陆续发布各自省份明年的光伏上网电价。
笔者认为，电价的调整方式总体是增加光伏、风能等可再生绿电的吸纳比例。 随着光伏发电和风能发电补贴结束后，光伏装机成本的下降，各省市根据各自用电量和发电量的紧张程度确定不同的上网电价，总的绿电的上网电价整体还会再下降。
电价下调光伏电站投资收益率下降
这样的价格对于光伏发电企业而言，其发电的收益率将大幅下降。
比如，在去年年底前，光伏上网电价大概是0.60元/千瓦时，当时每瓦的综合装机成本大概是4.0元。 对于光伏发电站而言，假设按每年1250小时的发电小时数、80%利用率计算，一年每瓦装机的收入大约是0.60元，约7年可收回投资成本。
现在，比如按照甘肃省明年白天大部分时间的谷时上网电价是0.15元/千瓦时计算，按照目前综合每瓦2.5元-3.0元的装机成本计算，一年每瓦装机的收入在0.18元左右，约需要15年左右才能收回成本。
按此测算，光伏电站的投资收益率大幅下降，投资成本收回期将拉长。
目前已经公布甘肃、湖北、西藏等省自治区不属于用电大省，所以明年的光伏上网电价比较低。 其他的一些省份，特别是东部沿海用电大省，明年的光伏上网电价可能还是会比较高。 但是，光伏上网电价的逐渐下降应该是大趋势。
电网容余接纳绿电空间变小
在电网建设中，对于出力不稳定的电源，比如光伏发电和风力发电，一般各地电网会根据自身的情况，设定一个最高的不稳定电源的电网消纳总额，如果超出这个消纳总额，电网将不消纳，以保持电网的系统稳定。
另外，今年1-10月新增发电装机容量是2.5亿千瓦，其中水电新增装机量844万千瓦； 稳定电源的火电新增装机4372万千瓦，核电新增装机119万千瓦； 不稳定电源的光伏新增装机是1.42亿千瓦，占全国新增装机量的近60%！ 风电新增装机量是3731万千瓦。
从以上装机量可以看出，根据蓝皮书规划及电网消纳能力，往后，光伏发电和风能发电的消纳能力可能会减缓。 其实，国家能源局和各省市能源局已就此有一些相关的通知出台。
今年以来，已有报道部分地区已暂缓新增光伏电站备案。 比如辽宁省营口、湖北省、河南省、广东省、陕西省等也陆续有部分区域暂缓新的光伏发电项目备案，或者要求需要相应配备储能系统方能备案的要求。
可以预见的是，随着光伏和风力发电新增装机总量的迅速提升，以及在电网中占比的提升，全国有一些地区很有可能像上述营口、广东部分地区一样，其区域电网能够接纳的光伏和风力发电的新增量受限。 而这将影响未来光伏的新增装机量的增速。
出口有望缓解新增装机量增速下降
据预测，今年全国新增装机量将达到200GW左右，较2022年的87GW增长约130%。今年全球新增装机量在410GW左右，较2022年全年的230GW增长约80%左右。从我国的新增装机量可以看出，我国今年的新增装机量占到全球新增装机量的50%左右。我国今年同比去年新增的装机量约113GW。全球今年相对于去年新增的装机量约为180GW。也就是说，今年全球的新增装机量的大幅增长中，我国的新增装机量占到60%左右的比例。如上文分析如若我国明年的光伏装机增速可能下降，那么出口部分是否能够弥补国内可能的新增装机量下降？
根据有关机构预测，美国2023年光伏装机量预计将达到36.5GW，同比增长约85%。 欧洲市场预计装机量将达到84.6GW，增长率约为40%。 中东非地区预计的装机量为21.2GW，同比增长率可能高达112%。
从全球除我国外的上述三大区域的新增装机量来看，我国今年光伏新增装机同比增长速度约130%是最高的，远大于美国、欧盟及中东非地区。
目前，全球的光伏产能大概80%在我国，明年如若我国的新增装机量增速下降，出口部分有望部分弥补我国国内新增装机增速。
产能供大于求现象仍然突出
根据集邦咨询预估，2023年全球光伏组件产能可达1034GW，电池片的产能将超过1100GW。而2023年全球的新增光伏装机量仅410GW左右，所以，目前行业产能供给极度大于需求。在此大背景下，行业内的价格竞争越来越激烈。根据中邮证券的研究：受光伏组件端价格战影响，一体化环节的盈利能力持续回落，即使包含硅料环节，一体化单瓦毛利润也跌至0.10元/瓦左右，硅片到组件一体化跌破0.05元/瓦，各环节目前均进入微利状态，短期来看，价格战竞争并未结束，国内最新招标中，部分厂商报出1元/瓦以下的组件价格，即使考虑后续硅料价格快速回落，此价格仍然承担较大成本及盈利压力。
光伏行业的整体发展前景非常广阔，预计到2030年，全球一年的新增光伏装机量在1000GW左右，所以，光伏行业还有非常大的发展空间。 但由于行业严重的供大于求，去年以来行业的价格战愈演愈烈，光伏行业的利润增速可能会下降，部分光伏企业甚至可能会出现亏损的迹象。
基于前述分析，对于长期看好光伏行业的投资者，或许可以先行观察行业的变化，待后续行业的竞争格局清晰、全球新增装机增速明朗； 待二级市场股价有较明显的筑底完成的迹象后再考虑抄底，或许更稳妥。
作者：陈建德 来源：红刊财经 责任编辑：jianping
自2022年以来至今，大量的光伏企业股价大幅度下跌，不少公司跌幅已超过50%，甚至超过70%，一方面是新增装机量的快速增长，企业利润的快速增长。笔者认为，股价大跌背后的原因是之前的股价已反映了行业的最乐观预期。随着行业产能的释放，行业产能过剩很严重，未来两三年，整个行业大概率处于产能出清阶段。
临近2024年年底，多个省市发布的明年光伏发电上网电价大幅度下调，这可能会影响明后年的光伏新增装机量。
光伏装机量增长 电价下调
我国的光伏新增装机量在过去几年迅速增长，据统计，2023年前三季度，我国光伏新增装机128GW，我国国内新增光伏装机128.9GW，较2022年前三季度增长145%，装机增速持续超预期。2023年9月单月新增装机15.78GW，同比增长94%！（见附表）。
但与此对应的是，临近2024年年底，多个省市发布的明年光伏发电上网电价大幅度下调。
10月27日，甘肃省发改委发布《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》的公告。 根据方案，依据相关规定，新能源发电交易价格机制峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价。 ”“执行峰谷分时电价机制的其他用户： 依据《甘肃省发展和改革委关于进一步完善我省分时电价机制的通知》（甘发改价格〔2021〕721号）明确的工商业用户峰谷时段执行： 其中峰段为7:00至9:00、17:00至23:00； 平段为23:00至24:00、0:00-7:00； 谷段为9:00-17:00。 ”
根据甘肃省的这个规定，每天的9点到17点是执行谷时电价，谷时电价要按燃煤基准价格乘以谷段系数0.5，目前甘肃省的燃煤基准价格是0.307元/千瓦时，也就是说光伏发电出力最多的时间段的9点到17点，光伏的上网电价仅为0.153元/千瓦时。
不单甘肃省发布了这样的文件，湖北、西藏等还有其他的省、自治区也发布了类似的文件。 预计各省市也将陆续发布各自省份明年的光伏上网电价。
笔者认为，电价的调整方式总体是增加光伏、风能等可再生绿电的吸纳比例。 随着光伏发电和风能发电补贴结束后，光伏装机成本的下降，各省市根据各自用电量和发电量的紧张程度确定不同的上网电价，总的绿电的上网电价整体还会再下降。
电价下调光伏电站投资收益率下降
这样的价格对于光伏发电企业而言，其发电的收益率将大幅下降。
比如，在去年年底前，光伏上网电价大概是0.60元/千瓦时，当时每瓦的综合装机成本大概是4.0元。 对于光伏发电站而言，假设按每年1250小时的发电小时数、80%利用率计算，一年每瓦装机的收入大约是0.60元，约7年可收回投资成本。
现在，比如按照甘肃省明年白天大部分时间的谷时上网电价是0.15元/千瓦时计算，按照目前综合每瓦2.5元-3.0元的装机成本计算，一年每瓦装机的收入在0.18元左右，约需要15年左右才能收回成本。
按此测算，光伏电站的投资收益率大幅下降，投资成本收回期将拉长。
目前已经公布甘肃、湖北、西藏等省自治区不属于用电大省，所以明年的光伏上网电价比较低。 其他的一些省份，特别是东部沿海用电大省，明年的光伏上网电价可能还是会比较高。 但是，光伏上网电价的逐渐下降应该是大趋势。
电网容余接纳绿电空间变小
在电网建设中，对于出力不稳定的电源，比如光伏发电和风力发电，一般各地电网会根据自身的情况，设定一个最高的不稳定电源的电网消纳总额，如果超出这个消纳总额，电网将不消纳，以保持电网的系统稳定。
另外，今年1-10月新增发电装机容量是2.5亿千瓦，其中水电新增装机量844万千瓦； 稳定电源的火电新增装机4372万千瓦，核电新增装机119万千瓦； 不稳定电源的光伏新增装机是1.42亿千瓦，占全国新增装机量的近60%！ 风电新增装机量是3731万千瓦。
从以上装机量可以看出，根据蓝皮书规划及电网消纳能力，往后，光伏发电和风能发电的消纳能力可能会减缓。 其实，国家能源局和各省市能源局已就此有一些相关的通知出台。
今年以来，已有报道部分地区已暂缓新增光伏电站备案。 比如辽宁省营口、湖北省、河南省、广东省、陕西省等也陆续有部分区域暂缓新的光伏发电项目备案，或者要求需要相应配备储能系统方能备案的要求。
可以预见的是，随着光伏和风力发电新增装机总量的迅速提升，以及在电网中占比的提升，全国有一些地区很有可能像上述营口、广东部分地区一样，其区域电网能够接纳的光伏和风力发电的新增量受限。 而这将影响未来光伏的新增装机量的增速。
出口有望缓解新增装机量增速下降
据预测，今年全国新增装机量将达到200GW左右，较2022年的87GW增长约130%。今年全球新增装机量在410GW左右，较2022年全年的230GW增长约80%左右。从我国的新增装机量可以看出，我国今年的新增装机量占到全球新增装机量的50%左右。我国今年同比去年新增的装机量约113GW。全球今年相对于去年新增的装机量约为180GW。也就是说，今年全球的新增装机量的大幅增长中，我国的新增装机量占到60%左右的比例。如上文分析如若我国明年的光伏装机增速可能下降，那么出口部分是否能够弥补国内可能的新增装机量下降？
根据有关机构预测，美国2023年光伏装机量预计将达到36.5GW，同比增长约85%。 欧洲市场预计装机量将达到84.6GW，增长率约为40%。 中东非地区预计的装机量为21.2GW，同比增长率可能高达112%。
从全球除我国外的上述三大区域的新增装机量来看，我国今年光伏新增装机同比增长速度约130%是最高的，远大于美国、欧盟及中东非地区。
目前，全球的光伏产能大概80%在我国，明年如若我国的新增装机量增速下降，出口部分有望部分弥补我国国内新增装机增速。
产能供大于求现象仍然突出
根据集邦咨询预估，2023年全球光伏组件产能可达1034GW，电池片的产能将超过1100GW。而2023年全球的新增光伏装机量仅410GW左右，所以，目前行业产能供给极度大于需求。在此大背景下，行业内的价格竞争越来越激烈。根据中邮证券的研究：受光伏组件端价格战影响，一体化环节的盈利能力持续回落，即使包含硅料环节，一体化单瓦毛利润也跌至0.10元/瓦左右，硅片到组件一体化跌破0.05元/瓦，各环节目前均进入微利状态，短期来看，价格战竞争并未结束，国内最新招标中，部分厂商报出1元/瓦以下的组件价格，即使考虑后续硅料价格快速回落，此价格仍然承担较大成本及盈利压力。
光伏行业的整体发展前景非常广阔，预计到2030年，全球一年的新增光伏装机量在1000GW左右，所以，光伏行业还有非常大的发展空间。 但由于行业严重的供大于求，去年以来行业的价格战愈演愈烈，光伏行业的利润增速可能会下降，部分光伏企业甚至可能会出现亏损的迹象。
基于前述分析，对于长期看好光伏行业的投资者，或许可以先行观察行业的变化，待后续行业的竞争格局清晰、全球新增装机增速明朗； 待二级市场股价有较明显的筑底完成的迹象后再考虑抄底，或许更稳妥。
作者：陈建德 来源：红刊财经 责任编辑：jianping
太阳能发电网|www.solarpwr.cn 版权所有