光伏組件價格上漲對電站收益影響分析

　　進入2020年以來,光伏產業鏈各環節產品價格持續走低,EPC招標報價不斷下降，2019H2集中式光伏EPC招標報價大部分位于4.1～5元/W范圍內，2020H1普遍降至4元/W以下，平均降幅為10%+。

　　然而隨著七月之后組件價格上調，EPC建設成本增加，競、平價項目收益率面臨挑戰，陜西、河北、海南等利用小時數較長、燃煤上網電價較高的地區相比更具優勢。

　　硅料供給收緊，自上而下抬高產業鏈各環節價格。年初海外部分硅料產能退出市場,七月國內硅料廠事故,硅料供給不斷收緊,外加下半年是光伏裝機高峰,需求旺盛,供需兩端雙驅動進一步拉高光伏產業鏈價格。下半年光伏產業鏈價格經過了Q2的最低點后,一改下跌趨勢,從硅料端向下傳導,價格一路上漲。從各央企2020年招標報價可以看出,相對于Q2期間招標價格,7月之后有10%左右的上升。

　　9月份大部分競價項目即將進入組件供貨周期，對于Q2完成的招投標項目而言，目前主流組件的市場價格已達到1.5~1.6元/W,遠高于Q2平均1.35～1.45元/W的報價。盡管如此,組件價格依然具有繼續上漲的趨勢，招投標項目存在重新議價的可能性，電站項目收益率以及建設進度的不確定性增加。

　　我們考慮組價價格波動情況下對電站系統成本的影響，以裝機規模100MW的集中式光伏電站為例進行收益率測算，并將各地平均利用小時數和平價后實際上網電價納入模型，在當前組件價格1.55元/W的條件下，全投資稅后內部收益率(IRR)最高為,9.9%(陜西)，最低,3.1%(重慶)，滿足最低內部收益率8%要求的省份共12個。

　　2020年競價項目總裝機規模25.97GW，其中集中式光伏25.63GW，按照10億元補貼規模、平均利用小時數1150小時進行估算，度電補貼額約為0.033元/kWh,相對2019年的競價項目0.058元/kWh的平均水平下降42.3%。

　　在當前組件價格1.55元/W的條件下，在考慮包含競價補貼的電價水平下，全投資稅后內部收益率(IRR)最高為11%(陜西)，最低3.7%(重慶)，滿足最低內部收益率8%要求的省份共22個,覆蓋競價項目共計12.3GW，占2020年競價總規模比例為48%，收益率達10%以上的省份有3個(陜西、河北、海南),覆蓋競價規模5.04GW，占比19.7%。結合各省市競價項目規模,在考慮包含競價補貼的電價水平、不同組件價格下,對集中式光伏電站項目的內部收益率(IRR)進行敏感性測算:

　　當組件價格位于1.4～1.6元/W區間時，2020年競價項目名單中IRR高于8%的規模11.3～14.5GW，約占全年總規模50%左右;

　　當組件價格下降至1.3元/W以下時，IRR高于8%的競價項目可達18.5GW以上，占總規模比例72.3%以上。

　　若下半年組件價格繼續上調，增加至1.7元/W以上時，僅有河北、陜西、青海、河南、上海五個地區的光伏電站IRR高于8%，競價項目規模僅7.4GW，占總規模比例28.8%。

　　相對近2個月硅料45.8%的價格漲幅，組件10%漲幅相對較小，但這輪漲價具有鮮明的“自上而下”特征，光伏產業鏈各環節產品價格仍處在持續上漲通道中，價格不確定性較高。光伏發電利用小時數長、燃煤標桿電價較高的地區對于組件價格敏感度相對其他地區要低，預計短期產業鏈價格上漲后會趨于穩定，不會對行業長期降本趨勢產生影響，光伏仍然可以通過技術、產能升級不斷提升競爭力。