导语：在内卷又充满变数的光伏赛道上，真正等来“阳光”之前，还有诸多挑战摆在阳光电源面前。
在全球碳中和的大背景下，光伏行业成了近两年市场上最闪耀的星。其中，最吸睛的公司之一，当属阳光电源（300274.SZ）。
从2018年开始，净利润和估值的同步提升，令阳光电源的市值从150亿一路攀升至1800亿，一时春风得意。
但继2021年业绩大幅低于预期后，在今年上半年，阳光电源的净利润增速，又远远落后于小兄弟锦浪科技(300763.SZ)，德业股份(605117.SH)。
就在上个月，还传出投资者对广发基金“坐庄式”抱团的质问。
来源：经济观察报
种种烦心事，才下眉头，又上心头。阳光电源眼下的路又在何方？
高价原材料是罪魁祸首
上半年，阳光电源实现营收122.81亿元，同比增长49.58%；归母净利润9亿元，同比增长18.95%。
但仔细拆解阳光电源的各项业务就能发现，增收不增利的现象并不鲜见。
比如，营业收入里占比最高的地面电站和集中式逆变器两块业务，均拖了后腿。
公司逆变器业务毛利率32.51%，同比下降5.64%；而电站投资开发业务的净利润率，以半年报的28.77亿收入和8月28日公告的调研纪要1亿元净利润计算，仅为3.48%。
追本溯源，造成这一情况的“幕后元凶”，主要是原材料的价格暴涨，尤其是硅料。
自2020年7月以来，硅料的供需格局发生了逆转。
硅料的扩产难度大，硅料企业的新建产能周期长达18个月，如果再算上产能爬坡的时间，正常投产将长达2年。因此，硅料的供给在短期内没有办法提上去，根本不愁卖。
在目前的平价上网阶段，电价是固定的。上游组件的成本太高，电站的收益账算不过来，就会放缓建设进度，以此倒逼上游降价。
可是，今年偏偏遇上了欧洲能源危机。高昂电价，使得欧洲建设新能源的需求十分迫切。从前8个月看，欧洲的装机总量出现了翻倍增长。突如其来的增量需求，大大延缓了产业链的降价过程。
与之同步的是，国内硅料价格犹如坐上了火箭，一路攀升到目前的30万元/吨。上游的硅料企业赚得盆满钵满，拿走了整个行业70%的利润，但苦了中下游的光伏制造企业，阳光电源也深受其害。
硅料价格高企，如何具体影响阳光电源的净利润？
2022年上半年，根据阳光电源8月26日接待投资者调研活动信息，其电站投资开发的开发完成3GW，却仅赚了不到1亿利润。
从半年报看，由于美元升值较快，汇兑收益都有2.25亿。也就是说，阳光电源9.42个亿的净利润中，24%的盈利要靠汇率帮忙。
阳光电源的另一个基本盘是逆变器。在2015年之后，其逆变器的市场份额一直排在全球第一位。
过去5年，阳光的逆变器毛利率稳定保持在均值34%，对比同行业规模较小的两家企业——锦浪科技(300763.SZ)和固德威（688390.SH），确实有竞争优势。
这种优势，体现在生产端的规模效应、集中式逆变器独有的技术壁垒，以及在客户中建立的口碑。
但上游原材料不降价，下游的需求就起不来。主营收入以集中式电站、逆变器占大头的阳光电源，受到的冲击远大于其他以出口为主的逆变器公司。
况且，逆变器销往欧洲、美国的毛利率是40%-50%，而在印度、东南亚和中国国内销售的毛利率在25%左右。这也是阳光电源业绩增速不及同行的原因。
跌价预期带来曙光
不过“好”消息是，硅料的高价，可能要扛不住了。
根据最新行业数据，9月多晶硅产量7.65万吨，环比增加24%；预计10月产量在8-9万吨之间。
根据东吴证券对多晶硅的排产调研，10月和11月多晶硅的产能，预计有环比20%以上的提升，到今年年底，硅料的产能将达到120万吨。
在硅片薄片化的趋势下，目前1万吨硅料可生产约3.5GW组件，那么120万吨硅料对应的组件出货量在420GW的水平。
以明年全球装机预期350GW，1.2的容配比计算，硅料用量也在130万吨以下，叠加2023年100万吨新增产能投产，硅料合计产量可支持全球600GW的装机量，过剩比例超20%。
由此可见，硅料价格大幅度下跌已是大概率。
如硅料下跌，下半年全球光伏市场最大的增量，或许在中国。
国内的大电站，不具备开工条件就不开工。在没有补贴的情况下，这些地面电站当然希望等价格跌下来后再建设。
根据国家能源局发布《2022年上半年光伏发电建设运行情况》，2022年上半年地面电站光伏新增装机量为11.22GW，大量地面电站积压未进行安装，下半年即便组件单瓦价格跌到2元左右（收益率6.5%左右），仍然有不少电站准备启动。
若组件价格继续降到1.9元，大电站项目加速启动，四季度预计会有20-30GW的抢装，而这只是个开始。
市场曾普遍认为，明年是大电站的新元年。“风、光”大基地装机能够达到100GW水平，今年四季度的电站盈利，将出现拐点。
不过这个逻辑正在发生变化。
阳光电源目前的地面电站，国内单瓦净利不到0.002元，海外单瓦净利在0.002元至0.003元。
根据卖方机构测算，2022年电站的建设规模大约有2GW-3GW。如果组件价格下降1毛钱以上，预计2023年新增产能达到4GW-5GW，按此算下来能贡献200亿收入，收获10亿左右利润。
这和阳光电源今年1个亿的利润相比，就是10倍的增长空间。
阳光电源收入的另一部分逆变器业务，今年上半年发货量31GW，占全球总装机规模92GW的34%，比去年提升1%-2%。其中，国内出货12GW，出口海外19GW。逆变器这块业务，表现符合市场预期。
近两年积压的地面装机需求，如能在2023年爆发，地面电站的集中式逆变器需求，也将迎来拐点。
展望今年四季度和明年，随着上游原材料的跌价，阳光电源的集中式逆变器，将呈现出货量高增长。如叠加地面电站利润“转正”，阳光将是目前光伏行业“全村最大的希望”。
业绩兑现难度仍存
虽然硅料下跌，利好“阳光”是不争的事实。但想要如愿兑现业绩，难度依旧很大。
首先，搞大规模电站施工，国内大概率会“卷”到爆炸。
摆脱了硅料的羁绊，企业还要面对终端大型央企、国企客户，给的利润空间十分有限的事实。正所谓“饿不死，但也活不爽”。
如同某位接近央企电站人士所说，“我们这个行业特别苦，给央企供货利润率低，好不容易供上了，回款还很难。又不敢催急了，不然，下一次项目可能就不给我们。”
明年光伏装机的增量，将以地面电站为主。对电站投资开发商来说，竞争非常激烈，还要时刻面临减值的风险。
今年5月20日晚间，阳光电源发布公告称，因越南疫情延迟并网，需要执行2022年新电价，越南项目在计提减值准备金额1.5亿元之后，下半年仍会受到该事件影响。
5月27日，在投资者互动平台上，有投资者质疑为何不选择通过公告披露越南项目进展，而是四季度一口气计提减值。阳光电源对此的归结为越南疫情、电价事件突发在四季度，以及新电价迟迟未公布等原因。
越南项目具体影响有多大，主要取决于越南电价。2021年越南大约7美分一度电，目前还没有最新的电价报价。
合同履约成本计提减值准备，来源：阳光电源2022年半年报
另外，根据8月26日投资者调研纪要，越南、哈萨克斯坦等电站项目的收尾工作也在进行中，目标是确保不发生系统性风险。
缅甸中标的12个项目，也是在今年5月，因为被缅甸军政府列入所谓黑名单而取消，产生了损失。每个缅甸光伏项目最低投资不少于258亿缅元（约合人民币1.3亿元）。
阳光电源对电站项目的可行性分析，评估因而更加慎重，国内项目不具备开工条件的坚决不开工。
其次，往后看，电网消纳能力将是新能源长期发展的最大瓶颈。随着未来硅料价格大幅下跌，装机规模上量，似乎并不是问题。
但集中式光伏需求主要受限于消纳能力，之前就有报道，西部的部分地区“弃风”“弃光”现象严重，“用不完又送不出”。
对光伏来说，国内电网消纳能力增速有限。虽然政策要求在发电侧和电网侧强制配储，但实际建设中，建设者普遍积极性不高，原因是储能的成本太高。
目前储存一度电的成本，要比发一度电的成本还要高，且国内大规模储电不具有经济性，光伏能上网的规模自然就有限。
如果不能有效解决消纳问题，阳光电源的业绩增速也将面临天花板。
这样看来，对阳光电源来说，无论是因地面电站放量受益的集中式逆变器，还是电站运营业务，都并非一帆风顺。
路途坎坷，前方光明？
对于当下的阳光电源，市场依然看好。一方面是硅料降价的预期，另一方面，光伏的需求确实太好了。
展望四季度和明年，光伏仍将是景气度最高的细分行业。
现如今，光伏“主线”企业，根据明年的业绩预测，市盈率普遍在15倍-30倍。而在最近两年，Wind光伏行业指数的平均滚动市盈率（TTM）为46.89倍，目前的估值水平接近两年内最低分位点。
光伏指数估值分位点，来源Wind
展望明年，阳光电源的诸多业务计划，能否顺利完成尚且未知，但其投资价值，当然还是看业绩能否兑现。