光伏电站专家交流会议纪要

来源:爱股票 编辑:jianping 光伏电站
交流要点: 1、集采招标启动时间:2月底3月初,预计会有所动作,只有这样的节奏才能够满足下半年交货。上半年也会投产和推进,但这部分的设备供应是在2022年之前的合同落实。 2.电站建设起量:(1)缓建量:集团2022年15GW目标存在7-8GW缓建项目,2023年就需要对这2,部分项目抢装,考虑五大四小集团规划接近

交流要点:


1、集采招标启动时间
:2月底3月初,预计会有所动作,只有这样的节奏才能够满足下半年交货。上半年也会投产和推进,但这部分的设备供应是在2022年之前的合同落实。

2.电站建设起量:(1)缓建量:集团2022年15GW目标存在7-8GW缓建项目,2023年就需要对这2,部分项目抢装,考虑五大四小集团规划接近,因此预计整体行业缓建项目规模大概在30GW-50GW。(2)并网时间:时间点非刚性,2023年之内没有强烈约束,6月30号是一个比较关注的时间点,到7月份的时候要做上半年的盘点。如果满足条件,会抢在上半年做完。

3、交付高峰期:通常每年投产高峰在下半年,上半年进行土建、征地各种工作,下半年安装调试并网,组件交付以北方地面电站比较集中的情况来看,如果不考虑去年供给不足的情况,6、7月份现场要货的高峰可能会提前到3、4月份出现。

4、IRR情况:4块的时候已经触及到投资底线,资本金收益率在6.5-7%,如果降10%到3.6元,IRR可能8.5-9%。

5、新产品价格定价机制:如果同样容量的光伏电站可以提升1%的电量,电站愿意在采购组性时多花2%的投入。

问答环节

1.2023年集采招标的启动时间,国央企有没有可预期的时间点,另外招标量是否有比较大变动?

时间点:

春节前:接下来两周,各大集团将召开年度工作会,可以关注各家公众号网站,年度会议的结果会向外发布,12、13、14、17和18号都是密集的定计划、定目标的时间。

春节后:到了2月中旬以后,所有的工作恢复正常。定下来的发展目标就会传递给相应的部门,负责采购、工程建设就得加班加点。所以到2月底、3月份这段时间,应该是有所动作的,只有这样的节奏才能够满足交货。交货大概是年中或者是年底,下半年交货的需求一定要在二三月份落实下来。上半年也会投产和推进,但这部分的设备供应是在2022年之前,合同应该差不多落实。

集采招标具体时间点不是很有规律性,跟1)以往积的订单量、2)以往已经采购的规模、3)现场的推进速度这些都有关系。总的来讲,各个发电集团上规模的热情现在是很高的,如果现在整体市场上的价格回落幅度比较大,肯定会释放出采购热情。

规模:

对于规模比较乐观,至少有这么几个因责:(1)前两年项目获取慢,各自发电集团在十四五期间总的发展要求是比较强烈的,对于双碳目标都定了一个比较宏伟的新增规模目标。2021年、2022年实际上总体上不是太满意,跟十四五期间的要求是滞后的:(2)前两年项目建设慢,在2021年、2022年就拿到指标的,拿到手续核准指标的项目建设速度和愿是之间有所滞后。

但是2022年情况已经大幅度改善,沙戈荒这些概念释放出了挺多的指标,各大集团手里规模上量,包括开工的规模也不小。去年因为价格因素,以及供应的节奏跟不上,导致投产的结果没有预期那么高。所以2023年需要追赶的时间,这些因素叠加起来以后,各个发电集团在2023年光伏板块发展的量比较看好。

产发展规模:能源局2023年工作会释放信号,2023年风光要新增160GW,预计风电能60GW,光伏有100GW,地面光伏要发挥重要作用,2022年分布式占据了较大份额,2023年地面光伏需要接棒,预计地面光伏50GW+。

2.100GW是否包括2022年缓建项目?

100GW是保守预期,2022年没并网2023年并网也算在100GW以内,因此认为100GW属于保守目标实际存在较大向上弹性。

3. 缓建项目今年抢装的截止日期?项目量大概在多少?

集团2022年要完成光伏装机规有一半被延后,原本是15GW左右,缓建项目量在7-8GW,2023年就需要对这部分项目抢装,考虑五大四小集团规划接近,因此预计整体行业缓建项目规模大概在30GW-50GW。

2022年初的时候比较乐观,但是后面随着俄乌战争价格涨价等因素受到影响,会推到今年,有需要补回来。但是时间点不是刚性的,2023年之内相对来说可以调剂,没有强烈约束,6月30号是一个比较关注的时间点,到7月份的时候要做上半年的盘点。如果满足条件,会抢在上半年做完。

4.2022年还有一些框架协议和招标情况,有多少在今年依然生效?

假如供应商和投资商就价格方面谈的比较融治,就可以继续生效,需要双方就合约和现货市场价格的差别进行协商。各方也会理性面对新的价格情况,如果作废后重新招标也是不理想的局面,会影响项目开工建设进展,预计继续生效的比例比较高。

5.之前进行招标或者中标的订单的交付价格情况?未来如果重新议价,在组件广和电站商之间的利润分

2022年下半年年底赶工保投产,大规格组件到了2块每瓦,供应商表示供不应求,要交付的订单太多,谁给的价格更好才能拿到货,当初签合同可能没有这么高的价格,年底为了保投产部分项目做了变通拿到组件,1.85-1.9元每瓦的区间都有,抢货难度很大。

原则是需要在原来合同价和当前现货市场价之间找平衡点,2022年年底供应商话语权很大,发电商要在很短时间完成任务,所以选择让步,协商价格接近当时的现货价。如果供应商和发电商话语权相当,基本是合同价和现货价格除以2,目前情况来看,可能给组件厂上留出相对现货可达到0.1元/W的空间

6.EPC金额是多少?电站利润是否会有所改善?

电站利润会有明显改善。去年价格高点(组件接近2元/)测算基本上地面大规沙戈荒项目上EPC在4元/W,整个项目的IRR就触碰到了底线(比如6.5%的资本金内部收益率)。如果光资源条件在平均水平,利用小时数也取平均数,测算下来资本金收益率就是比较低的位置。如果组件再涨,就不敢继续发电,对利润有很大影响。

7.最近EPC的价格?

现在价格波动比较频察,现在如果能达到3.6块每瓦,比如在原来4块钱基础上降10%,对收益率的影响就非常明显,对于光伏电站的开发、投资、建设刺激作用会相当明显。整个过程还在变动,可能也是在向着控制成本更低的方向。所以整体上光伏电站的建设黄金时期在2023年,现在这种价格水平已经让各个发电集团的热情明显的高涨。

8.2023年上游价格降的比较厉害,下游装机需求和价格之间有比较强的负相关关系?因为大电站毕竟不像户用或者分布式,更多有一些规划性的因素在里面。会不会到了一定的量之后,因为消纳或者接入的问题就会产生一些瓶颈?


国央企的逻辑是:如果EPC价格高导致不管IRR还是投产以后年度ROE或者其他利润指标不太乐观,上电站的热情会受到很明显的遏制,不太敢大规模放量;但是如果EPC价格降低,为了实现目标就会加班加点尽快上量除非放量带来的消纳规划又变成新的约束,所以靠价格变化造成的放量不会无限增大,但是现在这个时间点价格向下,电站上量的弹性比较大。

9.从中期维度看,能源局发布消息2030年风电光伏发电量占比要超过20%,之前看到消息称2030年有12亿风光电装机,感觉边界约束条件比较宽松,达到边界条件后中国对于风光发展诉求的变化?

保底目标,都是下限值,12亿的风光电目标普遍认为2025年就能达到。在此基础上往上做的动力肯定和达不到目标的动力不同,但是现在来看整体热情高涨,不会因为完成目标后失去动力。最需要担心的是电力系统远距离输送跟不上,发出来的电消纳条件跟不上,出现明显弃风弃光,这些现象的出现是制约上量的重要原因,还是得看源网荷储、特高压、火电灵活性改造储能、抽水蓄能等等配套的进展情况。

10.对价格上在哪一个点比较敏感?1块6、1块7还是1块8等等?

大体上,在原来高点上组件价格下降15%,大概0.3元/W,到了这个点之后对于投资的释放有很明显的促进作用,EPC价格会在原来水平上降低10%左右,这个量级对整个项目效益有非常明显改善。原来4块每瓦的EPC,如果到了3.5-3.6块每瓦,整体项目收益就很乐观,对于组件来进3毛钱,对于EPC来进4毛钱、5毛钱就会对整体项目收益有很大的改善。

11.新组件产品出来,电站端怎么定价?

如果发电增益,比如同样容量的光伏电站可以提升1%的电量,这样的红利更得电站愿意在采购组件时多花2%的投入。

逻辑是:EPC节约一个点,如果电量不变,相当于组件两个点。具体的整个电站项目的造价构成中50%是组件。所以组件如果涨2个点,对于总体造价只拉升了一个点。边际贡献都是按照现在价格的百分比,因为电量如果能提升1%,带来整体产业链价值提升1%,因此电站愿意把利润给到组件商,对于组件价格弹性是2%。

12.关于发电量的增益对于整体的成本的摊薄,怎么计算让利的水平?

普遍认为要想提升发电量,现在主要的贡献就得靠组件效率来贡献。包括变压器等等没有什么可以挖掘的,所以组件效率的提升,最后带来整体电站发电量的增加,对组件的估值是同步提升,而且提升的比例要高于电量提升的比例。逻辑:因为整个电站的花的钱是2倍组件的价格,在别的地方效率没有影响,采购价格也没有影响,红利最终都归到组件上面来。

财务模型里最重要的是总投资、总发电量和电价,再加上贷款利率水平。现在假定利率不变,电价也不变,就剩下两个变量,一个是发电量会有变化。现在考察点是电量增益,还有可以承受的投资,最后收益如果保持不变,电量增加一个点,投资也可以同步的增加一个点。最终收益率还是维持在原来的水平。最终肯定是要追求收益率只能往上走,所以能承受的最大水平是当电量有1%的增益的时候,在投资概算里边,也只有一个点的上浮空间如果都交给了组件,就相当于组件涨了2个点的价格。都是极端的情况,实际在操作过程中,可能还有市场上的博弹。

13.2月份对组件的需求情况,环比一月份会怎么样?

需求量会放大不少,春节因素使得现场施工处于低谷期,现场工人需要回家加上冬天气候有影响,1-4月现场进度比较缓慢,订货来看采购招标为了半年以后交货,2、3月份采购招标商务谈判工作量和积极性会比较高,需要为未来施工高峰做准备。

现场要货是因为去年拿不到组件,等到现场具备施工条件,产能又具备条件,肯定就要回补去年缺口。现场只要施工条件差不多,也会开始往上走随着这些条件都具备,以后肯定要把过去缺口给添上。

通常每年投产高峰在下半年,上半年进行士建、征地各种工作,下半年安装调试并网,组件交付以北方地面电站比较集中的情况来看,如果不考虑去年供给不足的情况,6、7月份现场要货的高峰可能会提前到3、4月份出现。

14.大基地项目,每年装机量年初有规划,虽然组件价格有变化,但是对这个量影响不大?

2022年大基地项目批下来分解到发电商手里规模不少,要达到今年100GW,批下来的规模就已经高了不少,这块有富余比较乐观,发电商在手项目比较丰富充足。如果产业链供应充足,价格下降,就会带来2023年很高的装机热情。

15.EPC价格降了10%,降到3.6元,对应电站内部收益率多少?

4块的时候已经触及到底线,资本金收益率在6.5-7%,如果降10%到3.6元,IRR可以增加1.5个点甚至是2个点,原来是7%,现在可能8.5-9%%。

16.会出现上游产业链价格会因为下游的收益率达到比较高的值,就达到新的平衡的情况吗?

从历史的经验来看,挺难。很多时候供应商为了拿到订单,主动开始竞争风电是非常典型的例子,开发商早就觉得这个价格完全能满足IRR,希望后面风电厂商多投入技术创新、把质量搞好。
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