進(jìn)入2020年以來(lái),光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)品價(jià)格持續(xù)走低,EPC招標(biāo)報(bào)價(jià)不斷下降，2019H2集中式光伏EPC招標(biāo)報(bào)價(jià)大部分位于4.1～5元/W范圍內(nèi)，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(jià)格上調(diào)，EPC建設(shè)成本增加，競(jìng)、平價(jià)項(xiàng)目收益率面臨挑戰(zhàn)，陜西、河北、海南等利用小時(shí)數(shù)較長(zhǎng)、燃煤上網(wǎng)電價(jià)較高的地區(qū)相比更具優(yōu)勢(shì)。

　　硅料供給收緊，自上而下抬高產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價(jià)格。年初海外部分硅料產(chǎn)能退出市場(chǎng),七月國(guó)內(nèi)硅料廠事故,硅料供給不斷收緊,外加下半年是光伏裝機(jī)高峰,需求旺盛,供需兩端雙驅(qū)動(dòng)進(jìn)一步拉高光伏產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格。下半年光伏產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格經(jīng)過(guò)了Q2的最低點(diǎn)后,一改下跌趨勢(shì),從硅料端向下傳導(dǎo),價(jià)格一路上漲。從各央企2020年招標(biāo)報(bào)價(jià)可以看出,相對(duì)于Q2期間招標(biāo)價(jià)格,7月之后有10%左右的上升。

　　9月份大部分競(jìng)價(jià)項(xiàng)目即將進(jìn)入組件供貨周期，對(duì)于Q2完成的招投標(biāo)項(xiàng)目而言，目前主流組件的市場(chǎng)價(jià)格已達(dá)到1.5~1.6元/W,遠(yuǎn)高于Q2平均1.35～1.45元/W的報(bào)價(jià)。盡管如此,組件價(jià)格依然具有繼續(xù)上漲的趨勢(shì)，招投標(biāo)項(xiàng)目存在重新議價(jià)的可能性，電站項(xiàng)目收益率以及建設(shè)進(jìn)度的不確定性增加。

　　我們考慮組價(jià)價(jià)格波動(dòng)情況下對(duì)電站系統(tǒng)成本的影響，以裝機(jī)規(guī)模100MW的集中式光伏電站為例進(jìn)行收益率測(cè)算，并將各地平均利用小時(shí)數(shù)和平價(jià)后實(shí)際上網(wǎng)電價(jià)納入模型，在當(dāng)前組件價(jià)格1.55元/W的條件下，全投資稅后內(nèi)部收益率(IRR)最高為,9.9%(陜西)，最低,3.1%(重慶)，滿足最低內(nèi)部收益率8%要求的省份共12個(gè)。

　　2020年競(jìng)價(jià)項(xiàng)目總裝機(jī)規(guī)模25.97GW，其中集中式光伏25.63GW，按照10億元補(bǔ)貼規(guī)模、平均利用小時(shí)數(shù)1150小時(shí)進(jìn)行估算，度電補(bǔ)貼額約為0.033元/kWh,相對(duì)2019年的競(jìng)價(jià)項(xiàng)目0.058元/kWh的平均水平下降42.3%。

　　在當(dāng)前組件價(jià)格1.55元/W的條件下，在考慮包含競(jìng)價(jià)補(bǔ)貼的電價(jià)水平下，全投資稅后內(nèi)部收益率(IRR)最高為11%(陜西)，最低3.7%(重慶)，滿足最低內(nèi)部收益率8%要求的省份共22個(gè),覆蓋競(jìng)價(jià)項(xiàng)目共計(jì)12.3GW，占2020年競(jìng)價(jià)總規(guī)模比例為48%，收益率達(dá)10%以上的省份有3個(gè)(陜西、河北、海南),覆蓋競(jìng)價(jià)規(guī)模5.04GW，占比19.7%。結(jié)合各省市競(jìng)價(jià)項(xiàng)目規(guī)模,在考慮包含競(jìng)價(jià)補(bǔ)貼的電價(jià)水平、不同組件價(jià)格下,對(duì)集中式光伏電站項(xiàng)目的內(nèi)部收益率(IRR)進(jìn)行敏感性測(cè)算:

　　當(dāng)組件價(jià)格位于1.4～1.6元/W區(qū)間時(shí)，2020年競(jìng)價(jià)項(xiàng)目名單中IRR高于8%的規(guī)模11.3～14.5GW，約占全年總規(guī)模50%左右;

　　當(dāng)組件價(jià)格下降至1.3元/W以下時(shí)，IRR高于8%的競(jìng)價(jià)項(xiàng)目可達(dá)18.5GW以上，占總規(guī)模比例72.3%以上。

　　若下半年組件價(jià)格繼續(xù)上調(diào)，增加至1.7元/W以上時(shí)，僅有河北、陜西、青海、河南、上海五個(gè)地區(qū)的光伏電站IRR高于8%，競(jìng)價(jià)項(xiàng)目規(guī)模僅7.4GW，占總規(guī)模比例28.8%。

　　相對(duì)近2個(gè)月硅料45.8%的價(jià)格漲幅，組件10%漲幅相對(duì)較小，但這輪漲價(jià)具有鮮明的“自上而下”特征，光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)品價(jià)格仍處在持續(xù)上漲通道中，價(jià)格不確定性較高。光伏發(fā)電利用小時(shí)數(shù)長(zhǎng)、燃煤標(biāo)桿電價(jià)較高的地區(qū)對(duì)于組件價(jià)格敏感度相對(duì)其他地區(qū)要低，預(yù)計(jì)短期產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格上漲后會(huì)趨于穩(wěn)定，不會(huì)對(duì)行業(yè)長(zhǎng)期降本趨勢(shì)產(chǎn)生影響，光伏仍然可以通過(guò)技術(shù)、產(chǎn)能升級(jí)不斷提升競(jìng)爭(zhēng)力。