华泰 | 公用事业深度研究:抽丝剥茧看工商业光伏高景气本质

（以下内容从华泰证券《》研报附件原文摘录）
　　我们看好2023年工商业光伏维持高景气度，南网四省（除云南以外）、中部（湖北/湖南/河南）、东部（上海/江苏）有望成为投资的新热区。相对于其他光伏项目，工商业光伏盈利更高的本质源于对“电网购电溢价+输配电价+政府性基金及附加”的抽成；且可持续性基于两个长期趋势，即电力系统消纳成本上升和光伏LCOE下行。我们预测工商业光伏渗透率有望从2022年的8.2%升至2030年的25.7%。 核心观点 电价上行+成本下行，分布式光伏收益率向好 2023年分布式光伏收益率有望同比上升，其中27个省市达到投资经济性（全投资IRR不低于6%）；大部分省市户用光伏依然需要通过加杠杆才能实现合理回报。我们测算，2023年20个省市工商业光伏IRR同比上升，其中7个省市的升幅超过1.5个百分点；但个别地区工商业光伏IRR同比下降，山东/宁夏/蒙东分别降3.7/1.8/0.8pp，因分时电价规则大幅调整，导致光伏平均电价同比下降25%/16%/6%。随着2023年多晶硅与硅片的产能逐步释放，光伏组件价格下行的趋势已基本确立。工商业电价每变化1分钱，IRR同向变化0.248pp；组件价格每变化0.1元/瓦，IRR反向变化0.245pp。 从电价结构看工商业光伏盈利本质和可持续性 相比光伏上网电价（集中式光伏/户用光伏/工商业光伏余电部分的上网电价），工商业电价还包括电网从电源侧购电的溢价（电力交易涨价和平衡成本、2023年2月山东/浙江/广东的代理购电价格相比基准电价涨幅分别为23.0%/22.7%/24.1%）、输配电价和政府性基金及附加。工商业光伏投资商赚取了上网电价以外的额外收益，而用电方则享受更低的用电平衡成本和输配成本。我们认为工商业光伏的超额收益（相比于集中式光伏）具备可持续性，主要来自于两个长期趋势：1）消纳成本的上升，因风光渗透率不断提升；2）光伏LCOE的下行，因光伏技术不断进步。 从用电总量角度看工商业光伏渗透率和潜在空间 选取13个行业作为工商业光伏目标市场，2018-22年总用电量由4.79万亿度增至6.06万亿度，CAGR为6%。在相对理想的发电和用电场景下，工商业光伏可供电量占总用电量比例约为17%左右。我们测算2022年工商业光伏目标市场的潜在可装机量为1,122GW、并有望在2030年提升至1,506GW，渗透率有望从8.2%升至25.7%。我们认为2023年南网四省（除云南以外）、中部（湖北/湖南/河南）、东部（上海/江苏）将成为工商业光伏投资的新热区，因满足三大条件：1）迎峰度夏电力供需紧张、2）工商业平均电价显著上升、3）投资回报率不低于6%。 竞争态势趋于白热化，竞争壁垒逐步显现 2022年分布式光伏龙头并网和开发份额持续提升，项目拓展能力正得到逐步验证；光伏行业老玩家纷纷布局户用光伏市场。在行业竞争态势趋于白热化的阶段，我们认为有三大竞争壁垒正在逐步形成：1）屋顶资源壁垒，工商业看客户储备，农户看人际关系；2）方案设计能力，是否拥有专业人才队伍，从开发、投资到运营及项目后评价全套标准规范；3）设备集采优势：优化投资成本，提高安全边际。 风险提示：电力需求下行；工商业销售电价回落；光伏政策推进不及预期。 正文 区别于市场的观点 市场担心分时电价规则的调整影响工商业光伏投资热情。我们的模型测算显示：2023年工商业光伏投资回报率（全投资IRR）仍大幅领先，其中27个省市达到投资经济性（全投资IRR不低于6%），即使是在平均电价下降25%的山东省，全投资IRR依然可以达到7.6%。而且我们认为工商业光伏的超额收益本质上是对消纳成本的抽成，在新型电力系统建设、风光发电渗透率不断提升的大背景下，电力消纳成本长期上行；而另一方面技术进步带来光伏发电LCOE长期下行，工商业光伏的超额收益具备可持续性。 市场认为分布式光伏投资壁垒低、龙头效应不明显。我们认为分布式光伏投资商（通常也是运营商）的竞争壁垒正逐步形成，主要包括三个方面：资源锁定能力、方案设计能力、设备集采能力。对于投资商而言，新项目的前期开发和商务谈判所消耗的时间远超过项目实际建设的时间。而且分布式光伏投资更趋于市场化行为，投资方和用电方之间是双向选择的过程。我们认为项目落地能力强的龙头公司将逐步提升市场份额。 电价上行+成本下行，分布式光伏收益率向好 2023年分布式光伏收益率有望同比上升 工商业光伏投资回报仍大幅领先，户用光伏需借助杠杆实现合理回报。基于2022年2月14日《分布式光伏：下一个蓝海市场》的模型，我们对部分边界条件做出调整：1）各省电价更新至2023年；2）组件价格假设由1.85元/瓦下调至1.75元/瓦（参考2023年2月份PVinfolink价格）；3）户用项目整体造价较工商业项目低0.3元/瓦。最新测算结果显示：工商业光伏投资回报率（全投资IRR）仍大幅领先，其中27个省市达到投资经济性（全投资IRR不低于6%）；大部分省市户用光伏依然需要通过加杠杆才能实现合理回报。 绝大部分省份的分布式光伏收益率同比上升，因平均电价上行和组件价格下行。2023年工商业光伏IRR同比升幅超过1.5个百分点的省份包括河北、山西、湖北、广西、海南、贵州、陕西，另外有20个省市IRR同比上升。2023年工商业平均电价同比涨幅超过10%的省份包括山西、广西、海南、重庆、贵州、陕西，另外分别有9个省份平均电价同比涨幅在5%~10%和0~5%两个区间。我们认为电价走高有望继续推升工商业光伏的投资热情。 终端电价上行趋势确立，但光照时段电价政策存在不确定性 预计全社会供电成本2022年见底回升，2030-35年见顶回落。根据2022年10月14日《电改深水区，用电成本或将2030见顶》研究结论，我们认为“碳中和”电力转型将在发电侧/电网侧/用电侧均需要更多投入，以应对可再生能源的间歇性对电力系统的冲击，而额外投资通常意味着电价提升；我们测算全社会终端电价自2014年（0.65元/度）下行后在2020（0.56-0.57元/度）见底，2021随着四季度火电涨价开始回升，到2030-35年见顶（0.7元/度左右），随后风光低价上网会成为主导终端电价下行的核心驱动力。 但各省指定电价政策过程中依然会考量电力供需结构的变化。各省发改委在制定本省电价时，通常要考虑诸多因素，包括经济发展水平、电力供给结构、产业结构等。其中电力供给结构和产业结构的变化或较为显著：因大力发展新能源，风光装机和电量占比快速上升，在风电/光伏发电出力的高峰时段，电量供给大幅增加可能导致低电价；因产业转型升级和产业转移，工业用电的时间分布或发生较大迁移，用电负荷可能由原先的高峰时段分散至低谷时段，导致两个时段的供需结构逆转，从而最终影响交易电价。 山东/宁夏/蒙东收益率同比下降，因分时电价政策调整。我们测算2023年山东/宁夏/蒙东三地工商业光伏IRR同比下降3.7/1.8/0.8个百分点。2023年山东省尖峰/高峰电价同比上升，平时/低估电价同比下降，新增深谷电价。但相比电价绝对值的小幅变化，各个时段的分布规则大幅调整，直接导致光伏发电时段的平均电价同比下降25%至0.6087元/度。宁夏和蒙东也因为类似的调整导致平均电价同比下降16%和6%。 电价信号既是发电资源和用电负荷平衡结果、也可成为引导负荷的手段。根据2023年1月6日国家电网有限公司2023年工作会议披露，2022年夏季山东电网迈入用电负荷“亿千瓦”时代（1亿千瓦=100GW），夏季尖峰负荷远超其他季节最高负荷。国网山东电力公司预计2023年年底，山东新能源装机将达到8500万千瓦，装机占比46%，成为山东电网内第一大电源。山东省2023年分时电价规则主要调整了两点：1）夏季突出16-22点的尖峰和高峰时段，发电资源相对紧缺（风光出力不足），而其他时段大部分为平时段或低谷时段，发电资源相对充足，此时电价信号主要反映电力供需平衡；2）冬季突出10-16点的深谷和低谷时段，因光伏出力较高，且可引导煤电的热电联产更多向供热倾斜、缓解电煤压力，此时电价信号主要作为引导负荷的手段。 是否有更多省份跟进调整分时电价规则？仍有待观察。从2023年1-2月已公布的各地区电价规则来看，除山东/宁夏/蒙东以外，其余省市并未对分时电价规则做出大幅调整。对于未来政策会如何变化，我们认为还有待观察，主要取决于如下三点：1）在各类储能和电网投资加大之后，风光新能源的装机是否依然对电网消纳形成强烈冲击；2）用电负荷的调节能力是否足够灵活，从而确保不会削弱电价信号的引导作用；3）为消纳新能源而产生的额外平衡成本能否完全通过电价信号传导，是否还需要增加新的电价科目以匹配成本的变化。 光伏组件价格下行，有望进一步推升分布式光伏投资经济性 上游产能逐步释放，光伏组件价格中长期下行趋势确立。光伏产业链上游各环节产能周期的不一致，导致2022年光伏组件价格居高不下。随着2023年多晶硅与硅片的产能逐步释放，光伏组件价格中长期下行的趋势已基本确立。PVInfoLink预计，后续光伏组件价格有望下探至每瓦1.65~1.75元人民币的区间；由于组件竞争愈发激烈，部分厂家给予相对平均报价下降5分人民币左右的优惠。 以IRR=6%作为项目投资经济性的基准线。当工商业电价从0.79元/千瓦时降至0.54元/千瓦时，即降幅达到32%时，BAPV项目IRR仍可保持在6%以上；工商业电价每变化1分钱，IRR同向变化幅度为0.248个百分点。组件价格的下降，降低光伏系统的建造成本，当组件价格从2.05元/瓦降至1.85元/瓦，BAPV的IRR从5.51%升至6.0%，即组件价格每变化0.1元/瓦，IRR反向变动幅度为0.245个百分点。 从电价结构看工商业光伏盈利本质和可持续性 盈利本质：对平衡成本+传输成本的抽成 工商业电价的构成。国内终端电价从宏观结构来看，主要包括上网电价（电源侧）、输配电价（电网侧）、政府性基金及附加（统一收取）及增值税。国内各省工商业电价结构类似，主要可分为代理购电价格、电度输配电价、政府性基金及附加、容量电价（针对两部制或大工业用电），部分省份还包括代理购电容量补偿电价、综合损益分摊标准；而尖峰谷电价政策则决定了代理购电价格上浮或下浮的比例。2023年2月山东/浙江/广东的代理购电价格相比基准（上网）电价涨幅分别为23.0%/22.7%/24.1%，反映出电网从各类电源购电综合价格的上涨幅度。 工商业光伏的售电价格。工商业光伏主要采用“自发自用，余电上网”的模式，其中自发自用部分电价通常为优惠电价，余电上网部分电价为当地光伏发电上网电价。以南网能源为例，公司根据工商业客户的需求和偏好采取不同的定价方式，主要包括：1）在合同期内以双方约定的固定价格不变；2）根据客户的消纳率情况，采用阶梯电价形式，客户消纳率越高，给予的电价折扣越高；3）与电力市场交易价格挂钩，客户可选择市场交易形成的多种价格中的一种作为合同价格；4）根据未来官方或权威渠道发布的电价（如电网企业发布的代理购电工商业用户价格）为基础进行打折。对于分布式光伏客户自用的电量部分，公司与其协商确定电价折扣率，通常为10%~20%。公司与客户签订合同期限20-25年。 工商业光伏的超额收益本质上来源于平衡成本和输配成本。从前文所述的电力价格构成可以看出，相比光伏上网电价（集中式光伏/户用光伏/工商业光伏余电部分的上网电价），工商业电价还包括电网从电源侧购电的溢价（电力交易涨价和平衡成本）、输配电价和政府性基金及附加。因此工商业光伏投资商赚取了上网电价以外的额外收益，而工商业用电方则享受了更低的用电平衡成本和输配成本。 可持续性：用电成本持续走高，光伏LCOE持续下行 我们认为工商业光伏的超额收益（相比于集中式光伏）具备可持续性，主要来自于两个长期趋势，即消纳成本的上升和光伏LCOE的下行。 长期趋势一：消纳成本的上升。根据2022年10月14日《电改深水区，用电成本或将2030见顶》研究结论，我们认为新型电力系统的消纳成本会随着风光渗透率提升不断增加，我们测算发电侧（火电+抽蓄）的消纳成本会从现在的5分/千瓦时增至0.11元/千瓦时，在2030前后见顶；其他形式的储能成本会从现在的1-2分/千瓦时增至0.2元/千瓦时，见顶时间取决于储能的技术发展和成本优化；需求侧的消纳成本在2025之前都很低，2030之后会逐渐体现，但是因为负荷侧调节能力更多是经济性驱动（例如电动车利用价差充放电/工业企业尖峰负荷节能/虚拟电厂等等）所需的额外调节成本我们判断不会达到5分/千瓦时的水平。 长期趋势二：光伏LCOE的下行。2021年之前光伏上网电价主要取决于区域分布，通过补贴来补偿较高的光伏LCOE（平准化度电成本，Levelised Cost of Energy）。根据中国光伏行业协会的测算，2022年全投资模型下地面电站在1800/1500/1200/1000小时等效利用小时数的LCOE分别为0.18/0.22/0.28/0.34元/千瓦时，分布式光伏发电系统为0.18/0.21/0.27/0.32元/千瓦时。随着初始投资逐年下降，地面电站和分布式光伏LCOE也将稳步下行，根据中国光伏行业协会预测，2023-2030年将下降11%~15%（取决于不同地域的光照条件）。 从用电总量角度看工商业光伏渗透率和潜在空间 2022年工商业光伏装机同比+237%，装机渗透率预估为8.2% 2022年工商业光伏新增装机同比+237%。根据光伏行业协会统计数据，2022年国内新增光伏装机87.41GW，分布式51.11GW、占比58%，分布式新增装机连续两年超过集中式；其中工商业/户用分别为26/25GW，同比+237%/+17%，均好于我们此前预测（18/15GW，见2022年2月14日《分布式光伏：下一个蓝海市场》）。 估算工商业光伏装机渗透率达到8.2%。根据2022年2月14日《分布式光伏：下一个蓝海市场》的测算，我们预计2022年底国内各类屋顶光伏潜在装机分别为：住宅1177GW、工业744GW、商业142GW、公共建筑228GW。截至2022年底国内工商业光伏累计装机92GW，我们预估其装机渗透率已达到8.2%。 屋顶光伏可满足工商业17%的用电量，预估2030年潜在可装机1506GW 工商业光伏发电量占用电业主总用电量的比例约为17%。针对工商业光伏安装要求和用电特性，我们一共选取13个行业作为工商业光伏目标市场。2018-2022年这些行业总用电量由4.79万亿千瓦时增至6.06万亿千瓦时，年均复合增速为6%。假设光伏年均可利用小时数为1,000小时、自发自用比例为90%，则2022年工商业光伏目标市场的潜在装机量为1,122GW，和我们此前通过屋顶面积测算结果（1,114GW，见2022年2月14日《分布式光伏：下一个蓝海市场》）基本一致。以每年工作日250天为基准，年均1,000可利用小时相当于全部小时数的17%，也意味着在相对理想的发电和用电场景下，工商业光伏可供电量占总用电量比例约为17%左右。 从用电量角度预测，2030年工商业光伏潜在可装机1506GW。参考行业用电量历史增速，我们假设2023-2025年工商业光伏目标市场用电量保持5%增长、2026-2030年保持3%增长，2025/2030年用电量有望增至7.0/8.1万亿千瓦时。我们认为2023-2030年国内工商业光伏渗透率有望快速提升，2023-2025年年均提升2.5个百分点，2026-2030年年均提升2个百分点，2025年/2030年渗透率有望升至15.7%/25.7%（原预测13.2%/19.9%，见2022年2月14日《分布式光伏：下一个蓝海市场》），对应累计装机为203/386GW（原预测179/285GW，见2022年2月14日《分布式光伏：下一个蓝海市场》）。 2023年哪些区域有望成为工商业光伏投资新热点？ 迎峰度夏电力供需紧张的地区。根据中国电力企业联合会（中电联）于2023年1月19日发布的《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，2023年迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡；迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧，华北区域电力供需紧平衡，东北区域电力供需基本平衡。夏季光照时长高于冬季，因此迎峰度夏电力供需偏紧的地区更有望投资光伏发电。 工商业平均电价显著上升的地区。根据我们的统计，2023年工商业电价同比涨幅超过10%的共有6个省份，超过5%不到10%的共9个省份，其余省份电价涨幅较小或出现下滑。我们认为，当工商业主感知到电费显著上涨时，其在厂房或办公楼屋顶安装光伏发电的意愿更高。 投资回报率满足投资商的预期。我们以全投资IRR不低于6%作为衡量工商业光伏投资回报率的标准。结合电力供需格局和工商业电价涨幅的佐证，我们认为2023年南网四省、中部的湖北/湖南/河南、东部的上海/江苏将成为工商业光伏投资的新热点。 竞争态势趋于白热化，竞争壁垒逐步显现 龙头公司资源开发超预期，新入局者更具竞争实力。国内天然气渗透率进入相对饱和阶段，新增接驳规模和销气毛差均预期收窄，促使城市燃气企业积极寻找新的业务增长点。 光伏行业老玩家纷纷布局户用光伏市场。自2021年整县光伏开发政策颁布以来，光伏行业的老玩家抓住机遇，加大对中国农村市场的户用光伏开发力度。 屋顶资源壁垒：工商业客户储备，农户人际关系 无论是工商业光伏还是户用光伏，前期资源开发都至关重要。对于工商业光伏而言，运营商（投资方）和屋顶业主（用电方）处于双向选择的状态。 1)运营商需要甄别：1）业主的用电需求是否匹配光伏发电特性；2）业主的经营持续性能否支撑项目20-25年的生命周期；3）业主的信用资质如何和能源账单支付是否及时。 2)而用电方则主要看重：1）新增的屋顶光伏发电是否会影响用电稳定和安全；2）光伏系统能否稳定运行且不会造成起火等安全隐患；3）电价折扣力度是否合理（折扣太小导致意愿不高、折扣过大则可能存在运营中断风险）。 户用光伏主要依靠属地化的地推能力，由于光伏直接安装于农村住宅的屋顶，能否取得屋主的信任至关重要。因此户用光伏的前期接洽、入户安装与维护、并网容量申请等均和当地的人际关系密切相关。 方案设计能力：以全生命周期角度定制解决方案 是否拥有专业人才队伍。分布式光伏项目的设计、建设和运营等专业环节对人员均有较高的要求，需要根据客户的不同需求实施个性化的方案，继而需要既懂专业知识又具备行业经验的人才，特别是具备行业监管部门认定的相关从业资格的人才，如住建部认定的电气工程师、暖通工程师、一级建造师、造价工程师、安全工程师执业资格和工信部认定的计算机技术与软件专业技术资格人才等，拥有专业人才队伍是分布式光伏投资商成功参与行业竞争的核心竞争力之一。 从开发、投资到运营及项目后评价全套标准规范。在项目可研、招标、实施环节中实施全过程造价控制和招标，确保光伏项目在最优成本下建设，在不依靠可再生能源/政府补贴时仍然达到预期收益率、因不可控因素导致的最低回报率依然可满足投资底线。在项目可研阶段，按照零补贴进行收益率测算，重点倾向客户自发自用比例高、屋顶稳固适宜于建设光伏系统及光照资源较为丰富的地区，从而降低投资风险。在项目建成后的运维阶段，通过每年（或者每三年）更新招标运维机构的方式持续降低运维成本。 设备集采优势：优化投资成本，提高安全边际 分布式光伏电站资产系统采购的设备及材料主要包括光伏组件、逆变器、光伏支架、电缆、配电柜等。分布式项目单体规模相对较小（工商业光伏平均1MW、户用光伏平均20KW左右），对于整体装机规模不大或者不具备设备集中采购能力的投资商，很难形成足够的议价空间。而设备成本的高低直接决定了项目的运营回报和抵御电价下行风险的能力。 风险提示 1、电力需求下行。光伏装机规模/发电量增长预期建立在国内用电需求逐年增长、新能源电量占比逐年上升的假设基础上。若宏观经济下行，可能导致用电需求增长放缓，进而影响新能源增长前景。 2、工商业销售电价回落。销售电价是影响分布式光伏项目收益率的核心因素之一。2023年2月国内各省市工商业代理购电价格同比上涨，主要原因是：1）动力煤涨价推动发电侧上网电价上升；2）尖峰谷电价差拉大，导致工商业经营时段电价进一步上升。若未来工商业销售电价回落，可能会影响分布式光伏项目中的电价水平，降低投资收益率。 3、光伏政策推进不及预期。2021年整县屋顶分布式光伏开发试点方案发布，有效调动分布式光伏市场各个利益相关方参与积极性。在此政策的推动下，我们预计“十四五”国内分布式光伏市场有望迎来快速增长。若政策实际推进效果不及预期，可能导致分布式光伏增长规模低于我们的预测值。 相关研报 研报：《抽丝剥茧看工商业光伏高景气本质》2023年3月7日 王玮嘉 S0570517050002 | BEB090 黄波 S0570519090003 | BQR122 关注我们 华泰证券研究所国内站（研究Portal） https://inst.htsc.com/research 访问权限：国内机构客户 华泰证券研究所海外站 https://intl.inst.htsc.com/mainland 访问权限：美国及香港金控机构客户 添加权限请联系您的华泰对口客户经理 免责声明 ▲向上滑动阅览 本公众号不是华泰证券股份有限公司（以下简称“华泰证券”）研究报告的发布平台，本公众号仅供华泰证券中国内地研究服务客户参考使用。其他任何读者在订阅本公众号前，请自行评估接收相关推送内容的适当性，且若使用本公众号所载内容，务必寻求专业投资顾问的指导及解读。华泰证券不因任何订阅本公众号的行为而将订阅者视为华泰证券的客户。 本公众号转发、摘编华泰证券向其客户已发布研究报告的部分内容及观点，完整的投资意见分析应以报告发布当日的完整研究报告内容为准。订阅者仅使用本公众号内容，可能会因缺乏对完整报告的了解或缺乏相关的解读而产生理解上的歧义。如需了解完整内容，请具体参见华泰证券所发布的完整报告。 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