經歷十余年的奮斗后，光伏行業終于迎來了平價上網時代，同時也標志著光伏電站正式進入了“拼內力”的競爭。毫不夸張的說，光伏電站的生存狀態幾乎決定了整個產業鏈的競爭狀態。然而，在二級市場上，電站無論是從關注度還是估值都明顯偏冷，那么光伏電站在二級市場遭受冷眼的原因是什么？光伏電站到底是不是一門好生意？帶著以上疑問，華怡能源將進行詳細分析

光伏電站是不是一門好生意？

光伏電站是指企業投資建設光伏電站后，將電力出售給國家電網，國家電網再將電力輸送給終端用戶。目前來看，光伏電站主要分為集中式電站和分布式電站兩大類，集中式光伏電站的規模普遍較大，主要安裝于山地、水面、荒漠等較為寬闊的地域，分布式光伏電站一般裝機規模小，安裝較為靈活，如常見的“光伏屋頂”等。

近年來，全球主要經濟體對“雙碳”目標的持續升級，是光伏電站發展最主要的動力來源。從全球主要國家的碳排放結構來看，除了鐘情核電的法國外，其他國家的碳排放均主要來源于電力與熱力環節，而這也就意味著如果要更快實現“碳中和”的目標，各國就必須要減少這一環節的碳排放。那么，在這種背景下，大力發展光伏、風電等清潔能源就成為全球實現碳中和的必要手段。

各國行業二氧化碳排放量結構 資料來源：艾瑞咨詢

從2020年我國的電力供應結構來看，目前清潔能源發電量在我國總發電量占比為32%，其中光伏與風電合計占比僅不到10%；從裝機量來看，清潔能源裝機占比43%，其中光伏與風電合計裝機量為24.31%。綜合來看，目前我國清潔能源發電仍然以水電為主，光伏和風電的實際滲透率處于較低的水平。

但由于水電受資源限制較大，未來進一步裝機增長空間有限，故清潔能源想要進一步替代火電的重任便落在光伏與風電肩上。而鑒于光伏與風電發電的不穩定性，補充火電的缺口則需要有更高的裝機量。在巨大的行業蛋糕面前，光伏電站作為產業鏈的終端輸出環節，長期來看，有著非常確定的發展邏輯。

2020年我國發電量和發電裝機結構

那么作為光伏產業鏈的終端環節，光伏電站的盈利模式究竟是怎樣的？

光伏電站的盈利模式相對比較簡單，主要來自于收入與成本、費用之間的差額。其中，收入和成本構成如下：

收入端：電站出售給國家電網的電力的價格叫做上網價格，過去由于光伏發電成本較高，上網電價無法做到與煤電保持一致，因此國家在煤電上網價格的基礎上給予光伏電價一定的補貼，所以目前在運營的光伏電站上網價格主要包括兩部分，即光伏上網電價=燃煤機組標桿上網電價+光伏補貼價=售電收入。

成本端：光伏電站為重資產運營，且基本不需要投入原材料，因此光伏電站的營業成本主要由固定資產折舊構成。

太陽能2020年光伏電站業務營業成本構成

費用端：光伏電站一旦建成就擁有穩定的現金流，部分企業出于提升ROE的考慮會選擇債務融資擴大光伏電站規模，從而導致資產負債率較高，這也就意味著財務費用實際上也成為決定電站能力盈利的一項重要因素。

綜合來看，光伏電站的利潤=（燃煤機組標桿上網電價+光伏補貼價）*售電量-折舊-財務費用。考慮到光伏電廠收入端主要受國家補貼政策和國家電網上網電價的影響，本質上并不具備定價權，因此，如果剔除補貼影響后，從完全成本（成本+費用）的角度，折舊與財務費用共同成為決定光伏電站運營能力的關鍵。

光伏電站業務完全營業成本構成（以太陽能為例）資料來源：年報

與房地產的境遇類似，2018年以前，光伏電站運營行業主要由民營企業主導，大量民營企業依靠不計成本的債務融資瘋狂提升裝機量以獲取光伏補貼，這一階段的光伏電站企業主要依靠光伏補貼盈利。

2018年“531新政”后，光伏補貼大幅滑坡，行業融資收緊，新建電站的光伏補貼無法再覆蓋高額的折舊與財務費用，此時光伏電站成本把控的重要性開始凸顯。部分民營企業2018年以后開始出售電站以回籠資金來緩解債務壓力；而另一方面，可低成本融資的央企則逐漸開始主導市場，這一階段光伏電站企業的盈利邏輯也從吃補貼變成了主要依靠降本增效。

為了倒逼光伏產業鏈上游環節提效降本，國家給予電站的光伏補貼從2011年的0.45元/度一直下降，到2021年降低至0元/度，實現完全平價上網。正如前文所述，在平價上網的背景下，失去補貼的光伏電站企業正式進入成本拼殺的時代，而綜合成本最低的企業則最有可能真正從這場廝殺中脫穎而出。

如前文所述，在平價上網的背景下，對折舊與財務費用的把控成為決定光伏電站盈利能力的最關鍵因素。其中，在折舊方面，由于歷年光伏補貼和光伏組件成本整體處于持續下降的趨勢，不同時期建成電站的度電折舊及度電價格均有所不同，因此，毛利率更能反映不同電站企業的資產運營效率。

光伏電站企業為何估值偏低？市場的擔憂在哪里？

對比光伏產業鏈各環節龍頭企業的估值以及累計漲幅情況，我們可以發現：除了目前處于周期高點的硅料環節估值偏低以外，相比其他環節，光伏電站無論是在估值還是累計漲幅均較低水平。

光伏產業鏈各環節估值及漲幅對比

那么導致光伏電站低估值的原因究竟是什么？目前市場主要的擔憂集中體現在以下三個方面：

1.光伏退補導致IRR降低，光伏電站盈利能力下降

隨著2021年新建集中式電站光伏補貼的全面取消，引發市場對光伏項目IRR下滑的擔憂。根據華創證券測算，實現平價上網后的光伏項目全投資IRR將從平價上網前的14%下降至6.9%，投資回收期將達到10-12年。

太陽能光伏項目全投資IRR測算 資料來源：華創證券

光伏電站IRR主要由平均投資額（元/W）與上網電價決定。過去光伏上網電價雖然一直在下降，但由于成本端平均投資額下降速度更快，因此光伏項目的IRR與毛利率一直維持在比較穩定的狀態。

近年光伏單Gw投資額下降幅度已經放緩，2021年在硅料漲價背景下，光伏平均投資額甚至比2020年有所上升，疊加光伏補貼退補的影響，IRR因此大幅下降。

但我們認為IRR短期的下降并不會對光伏電站運營企業產生重大影響，主要原因如下：

一是光伏補貼退補只針對2021年以后的新建電站，而已建成電站仍可從投入運營之日起享受20年的補貼。盡管新建電站項目會拉低公司的毛利率和凈利率等財務指標，但已建成電站仍可作為公司基本面的重要支撐，維持目前的營收和凈利潤水平。

二是2021年硅料價格的上漲導致光伏組件漲價也對IRR造成了比較大的影響。從2011-2020年光伏投資額變動情況來看，全產業鏈的降價才是光伏行業的常態，而降價也是光伏行業替代火電的必要條件，未來隨著硅料產能的逐漸釋放，光伏組件的價格有望從2022年起回落，為光伏項目IRR的提升留出空間。

另外，光伏運營商對是否建設電站具有充分的自主權，如果IRR過低導致項目投資風險過大，運營商完全可以戰略性放棄電站的擴張進度以等待更好的時機，IRR下降實際上對公司的基本面沖擊很小。

2.應收賬款積壓嚴重，拖累資金效率

在光伏上網電價的構成中，上網電價一般由電網在1到2個月內支付，而光伏補貼則由中央統一劃撥。由于近幾年我國光伏電站裝機量規模增長迅速，因此國家發放補貼的資金壓力非常大，最終導致補貼的發放周期偏長。

一般來說，光伏電站運營企業在銷售電力時已經把對應的補貼確認為營業收入，因此國家未發放到賬的補貼均作為應收賬款列示。目前各家新能源運營商賬面積累了巨量的應收賬款，雖說減值的可能性非常低，但卻嚴重拖累了公司資金的運用效率，迫使運營商每年多支付數億元的利息費用。

2021年光伏補貼退補后，政府的補貼壓力有所緩解，未來各家光伏電站運營商的回款速度有望加快，但失去的資金效率卻再也回不來了。

光伏電站應收賬款情況 資料來源：wind、36氪整理

3.進入門檻低，未來市場競爭激烈程度會增加

從光伏電站市場份額來看，整個電站運營行業集中度非常分散，優質的頭部電站運營商市占率也僅有2%左右。就技術門檻而言，光伏行業的核心技術集中在上游硅料及硅片環節，光伏電站建設及運營的技術門檻并不高，因此行業參與者眾多。

就資金門檻而言，即使光伏電站單位投資額從2011年至今已下降近80%，但是平均每Gw光伏電站仍需投入近40億資金。在這種情況下，企業幾乎沒有大規模擴張電站的資金儲備，因此導致整個光伏電站行業集中度非常分散，頭部企業市占率偏低。

光伏初始投資額對比 資料來源：華創證券

從以上分析我們不難看出，光伏電站的核心門檻其實是資金而非技術，各路資本進入光伏電站行業的技術門檻雖低，但是做大規模的難度非常高。在光伏補貼退補的背景下，民營企業相對國企與央企具有天然的融資劣勢。面對近兩年大幅下行的IRR，民營企業也無法承受光伏電站項目動輒10年起的投資回收期，而在電站交易市場，民營企業亦在將旗下的電站出售給國營企業。

基于以上我們認為，光伏電站重資產、長投資回收期的屬性使整個行業天然具有高資金壁壘，未來隨著補貼退坡影響的深化，預計會有更多低資質民企會陸續退出行業，而隨著行業出清的加速，整個行業的集中度有望提升，其中，能夠以低成本獲取融資的國有背景光伏運營商，最有可能成為市場集中度提升下的贏家。