最近一段时间，光伏行业的热点话题跑不了“降价”这两个字。
硅料、电池片的价格在已经确立了下跌趋势，那光伏领域的投资主线肯定也要跟着变一变。
从逻辑上来讲，如果是上游原料降价推动的成本下行，是有利于光伏装机量提升的，那么光伏组件中用到的辅材有增量预期。
但这里要考虑海外市场的需求弹性，毕竟中国光伏制造业面向的是全球市场。
还有一个看似显而易见的利好方向，那就是下游的光伏发电企业。硅料价格下降，组件价格跟降，电场的采购成本下降，不就相当于提高了投资回报嘛。
沿着这条线索，今天咱们就分析分析光伏电站运营商有没有投资机会。
运营模式：
光伏电站总体可分为两种，一个是集中式，一个是分布式。
分布式光伏一般装在房屋、大棚这些地方的屋顶，装机容量比较小。
发出来的电先就近送给居民和工商业主，剩下多余的电再接入电网。所以盈利模式分两块，今天就不过多讨论了。
集中式光伏发电装机量比较大，在20MW以上。地点一般建设在偏僻空旷的地方，比如沙漠、戈壁。电站发出来的电会全部并网，再由电网公司调配向用户供电。
光伏电站运营属于资本密集型企业，前期需要投入大量的资金购买光伏组件、土建安装。之后每年将电站发出来的电卖给电网公司赚取回报。
从盈利模式上来讲，先砸重金投入，之后逐年回收，集中式光伏电站运营其实不算是上乘的生意。
电站运营商一方面需要前期巨大的资金投入，另一方面想要提高自有资金回报率，往往都会找银行贷款。那么电站运营商的负债率也比较高。
那么光伏电站的投资回报率到底有多高？投资回收期要多久？下面继续分析。
盈利情况：
要分析企业的盈利，就得从投入与产出入手，咱们分别来说。
投入：
经营一个光伏电站，前期一次性投入是大头，包括购买光伏组件、逆变器、电气设备的成本，建设安装成本等等。
目前光伏电站综合建设成本应该在4.3元/瓦，也就说如果要建设一个50MW的光伏集中电站，前期投资需要2.1亿元。
拆分来看，光伏组件的成本，目前大概能占到电站整体建设成本的一半左右。现在组件的价格大概在1.9元/瓦。组件的价格波动确实会对光伏电站的成本投入有较大影响。
再往上捯，正常来说，电池片的成本大概占到组件成本的65%，硅片成本占电池片的50%，硅料又占到硅片成本的60%。
这样推算下来，硅料成本能占组件成本的20%左右，占电站建设成本的10%左右。
除了前期的建设成本，后期每年还要付出运营维护费用、土地租赁费用等，这些支出到不是很多。
还有一项支出不可忽视，那就是偿还贷款与利息的支出。一个光伏电厂可以运营20多年，而贷款主流是10年期限。
如果80%的资本金通过债务融资筹集，2亿的前期投资需要支付大几千万的利息费用。
产出：
接下来说说光伏电站的收入端。可以拆解成发电量*电价。
从网上查到，光伏电站的年发电量=Q×S×η1×η(不常用)
Q：倾斜面年总辐射量;
S：光伏组件的面积;
η1： 光伏组件的转化效率;
η：光伏电站系统总效率;
就是说光伏电站一年能发出多少电，跟上面这四个要素有关。
第一个是辐射量，这跟地理环境有直接关系，太阳能资源越好的地方，年辐射量就越大。
之前国家按照等效利用小时数，把全国划分出三类太阳能资源区，一类资源区辐射量最好，三类资源区最差。
比如青海、内蒙、新疆这些地区就是一类资源区。广东、浙江这些地区辐射量就不行，归到了三类资源区。
第二个是光伏组件面积。这点也比较容易理解，电池片的面积越大，那么发电的功率也就越大。
第三是转化效率。转化效率的公式是这样的：转化效率=Pm（电池片的峰值功率）/A（电池片面积）×Pin（单位面积的入射光功率）。
单位面积入射光功率是恒定的，转化效率越高，就意味着同样面积下，电池片的峰值功率越高，发电量就越大。
说白了就是攀科技。光伏电池片一代一代的发展，转化效率在不断提高。去年TOPCon与HJT技术为什么炒作那么火，不就是转化效率高嘛。
第四是电站系统总效率。这里面考虑的是线路的损耗、逆变器的开关效率、组件是不是受到了灰尘的遮挡等。
当然消纳问题也需要考虑。弃光率越高，意味着发出来的电不能全额并网，卖不出去的电不就相当于白发了。
目前全国平均弃光率应该在2%左右，这种损耗可以接受。但随着光伏发电占比的提升，消纳压力一定会显现出来。
总之光伏电站就是希望在投入成本既定的情况下，尽可能的提高售电量。
光伏电站每年发电量是个什么量级呢？如果一天有效发电时长是4个小时，一年的利用小时数为1460小时，50MW的光伏电站，一年可以发电7千3百万度电。
之后再来说说电价。大家都知道，国内光伏发电市场的补贴一直在退坡。以前国家将全国划分出三类太阳能资源区，差别制定上网电价。
把年等效利用小时数大于1600小时的定义为一类资源区。由于光照资源好，所以电价最低。
年等效利用小时数介于1400-1600小时之间的为二类资源区。电价比一类高些。
年等效利用小时数介于1200-1400小时之间的为三类资源区。电价也最高。
17年时候，这三类资源区的标杆上网电价分别是，每度0.55元、0.65元、0.75元。到了19年的时候，指导价就下降到每度0.4元、0.45元以及0.55元。
来到2021年，新备案的集中式光伏电站就要求实现平价上网，就是说电价得跟火电价格PK。集中式光伏电站上网电价按当地燃煤电基准价执行。
目前全国平均基准上网电价应该是0.37元/度，工商业平均电价高一些，在0.65元/度。
我们看一些光伏电站运营企业的经营数据，会发现它们售电价高于上述基准上网电价。
原因一是有一部分早期投运的项目，依然享受当时的补贴政策。二是有分布式与工商业的光伏项目，电价更高。
盈利：
最后我们来评估下光伏电站生意的盈利情况吧。
还是这50MW的集中式光伏电站，一年发电量7千3百万度电，售电价0.37元/度，那一年的收入是2700万。
咱先不算什么时间价值、利息费用、每年的固定支出，以及光伏衰减等等这些。2.1亿的前期投资，每年获得2700万的收入，投资回收期是7.7年。
光伏组件如果使用20年的话，总收入是5.4亿，20年的总收益率1.57倍，其实也不算多。
当然实际肯定不能这样去算，要用到内部回报率IRR这一指标。
通俗理解，内部回报率就是在第0年投资项目之后，整个项目生命周期的流入现金流考虑时间价值后的收益率。
一般来说集中式光伏电站投资的内部收益率在6.5%算及格线。
目前，根据机构的测算，按照光伏组件价格2元/瓦，全国平均光伏电站内部回报率不到5%。可想而知，光伏电站运营真的不怎么挣钱。
而当我们翻看光伏电站运营企业的财务数据时，开始会觉得盈利能力挺好的。主要体现在毛利率上面。
主要做光伏电站运营有上述三家上市公司，毛利率都还不错。金开新能毛利率超过了60%。这个数据是已经考虑了前期资本投入折旧后的结果。
净利率方面，太阳能与金开都超过了20%，这里面可是已经扣除了贷款的利息费用。
但如果我们看资产收益率指标，就不怎么理想了。由于债务融资比例比较高，三家企业的净资产收益率还看的过去。而总资产收益率低的可怜，说白了就是投进去的钱见效缓慢。
投入资本回报率能更好的反应出资本回报的比例，三家企业平均在6%左右，这跟光伏电站整体的内部回报率比较贴切。
上游降价的弹性：
从2022年11月份以来，硅料价格开始进入下降通道，从最高300元/kg，目前已经下跌到180元。
不过跟19年80元的价格相比，目前硅料价格仍然在高位。
硅料价格的下降也导致组件价格开始松动。
组件价格从最高的超过2元/瓦，目前下跌到1.9元/瓦，下降幅度不大。从历史来看，近年来组件价格的低点也就是20年中的1.45元/瓦左右。
因此组件价格想要大降价，光靠硅料还不行，其他环节和材料成本都得一起发力。
短期来看，组件价格降幅有限，对光伏电站运营商的业绩弹性贡献不大。
展望未来，如果硅料价格下降到100元/kg。组件硅耗如果是2.5g/W，硅料每下降100元/kg，组件成本减少0.25元/瓦。那么届时组件的价格有可能下降到1.5-1.6元/瓦。
根据机构测算，当组件价格下降到1.6元/瓦时，如果消纳率为98%，集中式电站平均内部回报率将超过7%。相比于目前不到5%的收益率，确实有一定提升。但这个测算结果打的是比较满的。
消纳的问题：
前面提到过，有一个不能忽视的问题，是今后光伏的消纳。
大家知道，光伏发电具有波动性、间歇性特点。常常电力系统需要电时光伏发电少，而系统在用电低谷时光伏发电却多。
现在光伏发电总体占比小，这个问题不显著。而未来如果装机占比上来了，电力供应的稳定性、消纳问题一定会暴露出来。
最好的解决办法就是储能，通过储能系统调节光伏发电的出力。电网侧、发电侧未来都需要储能系统介入。
但储能是要付出成本的，对于光伏电站运营商来讲，未来势必要自掏腰包，分摊一部分储能的成本。
目前电化学储能系统成本大概在1.7元/瓦时。有机构测算，算上解决消纳等获益，只有当储能系统投资额下降到0.7元/瓦时的情况下，才能增厚内部收益率。
这么来看，如果未来储能成为“必需品”，同时成本曲线没有快速下降，那么对于光伏电站运营商来讲，反而是一个打击。
说了这么多，做一个总结。
光伏电站运营整体来说不算一个优质生意。前期投入大，想提收益率需要高负债加杠杆，内部回报率也没那么高。
投入成本、售电量、电价这三者决定着回报率，但却相互制衡。
想要提高售电量，可以使用转化效率更高组件，可投入成本会增加。
也可以选择光资源更好的地区，可电价也跟着往下走。
总之每个电站运营商都得精打细算如何尽可能的提高回报率，在不同要素上做取舍、做权衡。
这波上游原材料价格下行，确实具备扩规模、提利润的逻辑，市场预期是有的。可回归基本面来分析，还是需要硅料、组件的价格回调的再深一些，不然业绩弹性不够。
其实个人认为，对于光伏电站运营商来讲，最大的预期差不在成本下行，而是电价能否有变化。
如果国内电价政策打破现状，逐渐提高居民电价，优化峰谷价差机制。这对于电站运营商的业绩弹性是极大的。