近期，有数据显示太阳能发电装机量已超过水电，太阳能未来是否会成为主要能源引发市场热议。这一趋势对光伏行业有什么影响？行业洗牌情况如何？近期做客直播间的基金经理王路遥这样回答。以下是对部分直播内容的整理：

Q1

国家能源局统计数据显示，2023年全年太阳能发电装机容量已经达到了610GW，在总量上已经超过了水电的装机量。太阳能未来会不会成为我们发电的主要来源？当前用电中，太阳能、水电、火电比例如何？

王路遥：首先，太阳能的装机量和水电的装机量，不好直接比较。如果用比例换算，放在可比口径下（同等装机量的太阳能发电与水电的发电量比例），可近似认为是大概1: 4、1: 5关系。

整个电力市场的比例分配不仅看装机量，还要引入利用小时这一概念。装机量的单位是GW，W是个功率的概念，要乘以时间才是全年发电量。可以大致算下，太阳能光伏大概全年利用小时平均在1100、1200左右的水平，而水电基本都是4000、5000左右的水平。太阳能得装4GW才可能赶得上水电的1GW的发电量，所以单看装机量，可能会陷入误区。

另一个问题，中国电力市场这几种电源的比例到底是多少？大数上来说，火电占比大概是60%左右。剩下的部分，目前光伏加风电的话，如果到23年应该是18%左右，其余基本大头是水电，可能是20%多，核电加燃气再有几个点。如果将光伏和风电拆开来看的话，光伏可能现在能接近10个点。

Q2

之前提到太阳能的装机量每年都增长很快，这个增长趋势会持续吗？

王路遥：不是每年都增长很快，2022年除外，当时硅料价格比较高，然后组件价格也比较高，所以当时大家偏谨慎，大力发展新能源但同时还要考核边际收益率，不能随便干，账算不过来。

现在来说，硅料价格跌幅较大，整个产业链价格也下降了。按道理降价对于算IRR是好事。初装成本是计算IRR两个最敏感的项之一。但现在问题不在于账，而在消纳。23年新增的装机，风电加光伏应该是300GW多。我做过一个测算，按照目前的风电加光伏发电的渗透率（占比）计算，满发情况下，如果每年都新增装机300GW，占比大概要提升接近三个点。现在风电加光伏这种电源在全国占比已经接近20%，消纳的压力已慢慢体现出来，这不是我们的推演，而是事实。

Q3

有投资者提供了这个数据，截至6月份，今年全国有300多个县已经限制新增光伏接入。这也体现刚才说的并网消纳的问题？

王路遥：目前主要是对投资商限制接入。如果更严重，对于存量的企业，也会涉及到拉闸限电。回到这个问题，300多个县限制的是新增光伏的接入，那就是说并网条件已经不支持了，这块不再接收新增的项目备案，还没到拉闸限电的程度。但它也反映出，电网面对光伏的接入已经存在问题。

前面提到的消纳问题一般出现在集中式电站，就是把这片地光伏发的电集中往主干网上送。而问题里提到的其实是分布式电站，它接的是配网，而不是主干网。可以把配网理解成毛细血管，它的容纳能力是有限的。电网最初设计时，大概率不支持或没有考虑过电往上送的需求爆发。所以现在有些区域范围内配电网的压力是非常大，它还涉及到电网有没有积极性、要不要出钱来做改造。

分布式就有这样的配联网的问题，如果是集中式的话，东南沿海还好，因为发电的增速也还可以，占比也不高，消纳整体问题不大。但是像三北地区（东北、华北和西北地区）现在电价还有保障收购小时，存量上已经比较有压力，增量的要想进也可以进，但如果消纳压力大，也会采取一些限制，比如分时电价，中午光伏满发时段把系数调低，降低电价。

Q4

因为有新增接入限制，那总增速是否会降下来，甚至不增长了？

王路遥：有这种可能。

Q5

这样是不是对企业的利润或者景气度影响还蛮大的？

王路遥：无论从一季报的营收利润，还是二季度整个产业链的价格上，我们跟踪的第三方统计数据已经看到影响。讲的极端一点，就是部分环节景气度下滑幅度比较大，到了现金成本亏损的程度。

Q6

我们直播说过光伏行业在面临洗牌问题，对应现在已有优势的公司是不是一个好事？

王路遥：行业现在是处在洗牌的过程中，而不是洗牌结束。价格是下跌程度较大，但不代表企业出现了大规模的停产，目前减产比较多，但停产还是偏少偏个体的行为。

其实我们之前一直比较谨慎，没有轻易下结论，主要是之前企业间的差异性比较明显，现在已经不太明显了。部分偏上游的环节，前几年由于行业的Beta，企业都赚了不少钱，所以不是在万不得已的情况下，企业不会自己主动出局。其实，目前某些环节的价格已经打到了全行业的现金成本以下，生产一个单位就会亏一个单位，但是也要干，有企业在减产，停产的非常少。

Q7

这个现象我觉得挺多行业都有，就是干一笔赔一笔但还是要干，这个动机是他觉得自己还能行吗？

王路遥：两方面吧。一方面，一般企业在有实力或自认为有实力的情况下，不可能自己出局。上面我们提到的现金成本不是可变成本。价格达到现金成本，表示企业已经开始亏现金流了，但不代表多生产会亏得更多。如果企业利润表亏了，但现金流还是正的，这种情况下，还可以继续熬。但如果说亏现金流亏得太狠了，就类似以前某些造车新势力，它生产一台亏一台，可能生产越多，亏的越多。这时候要么融资，要么就得减产。

另一方面，光伏有一定的季节性。整体来讲，一二季度行业需求会偏少一些，一般三四季度会旺一些。大家总归还是想再看看看旺季的表现。

Q8

面对限制新增问题，能不能通过储能解决？当消纳有压力时，把电储存起来？

王路遥：国内的储能现在利用率还不高。首先，国内所有的储能需求都源于电网要求的强配，不是很市场化。国内现在是行政性地要求强制配置，一般是整个发电功率的10%- 20%配置2个小时的储能容量，今年可能有的地方要求配到3-4个小时。

从理论上来讲，储能是能部分解决光伏的平溢，或者说储能本身能起到类似于火电这样灵活性电源的作用。不过，国内出现了两种情况，一是强配，二是电网对储能的调度规则还不明晰。综合之下，造成了储能的利用率不高的问题。电网这块运营有压力，目前并没有达到理论上的市场交易。这是最近一年多电力市场进行改革的主要方向之一，把配置比例交给市场调节，包括使用量和报价都交给企业决定。

储能目前国内只是配了，还没开始大规模使用。我们做一个初步的核算，储能使用1度电，投资成本可能会增加7毛钱。这又衍生出一个更宏大的问题，就是电力改革存在一个不可能三角——价格、绿色和稳定性，这要看取舍了。想要绿色且稳定的电源，电价就会比较贵。

中国尤其在这几年，电价应该还是偏低的，比较有优势。储能增加的这7毛钱成本如果没人出，那投资起来就没有经济性。现在面临的就是这样的局面。

Q9

退一万步讲就算成本增加7毛，对居民和企业的影响肯定是不一样。对居民的影响是不是会更大一点？

王路遥：对居民影响有多大，要看电力规则怎么定。电力不可能是纯市场化的，从全球范围内的经验上来讲也是这样，它都是有天然垄断性，因为电网重复建设是不经济的，所以必须要设定一些规则。在中国，反映到居民端的规则有个特点叫交叉补贴，目前全体的工商业其实拿出了它们的一部分电费补贴了居民。所以如果说电价涨了，到底要怎么涨，要看交叉补贴怎么给。

Q10

上面提到的电力涨价问题可能对光伏企业利润有什么影响？

王路遥：对光伏企业主要的影响反映在两方面。一方面，对于运营商而言，涨了电价的同时也增加了运营成本。最终要看格局，看进来的绿电多不多，跟具备调节能力的电源相比，谁是过剩的，谁是紧缺？这个会影响最终的价格。

另一方面，对于生产端，我觉得整体影响偏好，因为如果把电价机制理顺了，电价真正涨起来，就代表绿电有经济效益空间。只有把这一部分空间让出去，绿电才有运营的动力，反过来才能买组件。所以说，绿色不是没有代价的，还是要终端买单。

Q11

刚才提到的中午的谷段电价，这个对光伏企业有什么影响？

王路遥：对光伏企业来讲，峰谷电价差拉大，至少是有利于储能的，但不一定有利于光伏企业。

一般来说，很多省的峰谷价差接近7毛，从销售端来讲，工商业是有自发的装储能的意愿，这个账勉强是可以算得过来的，投资成本大致可以持平。谷段的时候充电，大概有75%、80%的效率折损，因此充1度电发出去大概0.75度，算下来成本大概是7毛钱。但峰谷电价对于光伏企业而言不一定是好事，越是压低谷段电价，对企业来说发电的经济性就越差。

Q12

有投资者提到，有统计说现在光伏企业总存货量达到3400亿，这个量级大不大？对未来企业利润的影响，包括存货本身价格浮动会不会在报表上体现？在投资端有什么影响？

王路遥：这个问题要从两方面看。一方面对利润的影响，我们看下上市公司的一季报，它已经造成影响了。准确说，存货的增加不是直接对利润造成冲击，而是在企业经营恶化的时候，存货增加和利润冲击会同时发生，这两件事有相关性。不好卖的时候必然利润差，存货也会增加。也可以说，存货可能预示着下一季度利润冲击会比较明显。

另一方面，存货也可能带来减值。仅看存货二季度的价格，已完全不是一季度的水平，企业预计要计提减值准备。而且从行业调研上来看，二季度的库存压力还比较大，但绝对数不一定。

Q13

从投资或者说研究的角度分析，您觉得光伏企业现在有没有破局的办法？

王路遥：我说下我们的打法或者说我们的理念。不管是光伏还是别的企业，我们重点关注的第一步是盈利梯度。盈利梯度就是差异性，我们第一步是研究差异性，第二步是评估差异性的可持续性，其实就这么两步。应该说，当行业好的时候，这两点尤其是后者，不容易研究清楚，下判断的置信度要偏差一些。现在的市场，我们有机会去回溯自己的结论，看看有哪些需要修正的。潮水褪去的时候，才能更容易看出哪些是真金不怕火炼的。

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