進入2020年以來,光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)品價格持續(xù)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(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格上調(diào)，EPC建設(shè)成本增加，競、平價項目收益率面臨挑戰(zhàn)，陜西、河北、海南等利用小時數(shù)較長、燃煤上網(wǎng)電價較高的地區(qū)相比更具優(yōu)勢。
硅料供給收緊，自上而下抬高產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)價格。年初海外部分硅料產(chǎn)能退出市場,七月國內(nèi)硅料廠事故,硅料供給不斷收緊,外加下半年是光伏裝機高峰,需求旺盛,供需兩端雙驅(qū)動進一步拉高光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格。下半年光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格經(jīng)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(xù)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(shè)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(tǒng)成本的影響，以裝機規(guī)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(shù)和平價后實際上網(wǎng)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(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。
2020年競價項目總裝機規(guī)模25.97GW，其中集中式光伏25.63GW，按照10億元補貼規(guī)模、平均利用小時數(shù)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(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,覆蓋競價項目共計12.3GW，占2020年競價總規(guī)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(guī)模5.04GW，占比19.7%。結(jié)合各省市競價項目規(guī)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(nèi)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(qū)間時，2020年競價項目名單中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(guī)模比例72.3%以上。
若下半年組件價格繼續(xù)上調(diào)，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(qū)的光伏電站IRR高于8%，競價項目規(guī)模僅7.4GW，占總規(guī)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(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)品價格仍處在持續(xù)上漲通道中，價格不確定性較高。光伏發(fā)電利用小時數(shù)長、燃煤標桿電價較高的地區(qū)對于組件價格敏感度相對其他地區(qū)要低，預計短期產(chǎn)業(yè)鏈價格上漲后會趨于穩(wěn)定，不會對行業(yè)長期降本趨勢產(chǎn)生影響，光伏仍然可以通過技術(shù)、產(chǎn)能升級不斷提升競爭力。
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