【迈向“十四五”】是时候了解真正的平价上网

内容摘要

全面平价进程：对全国重点省份光伏平价上网收益进行测算，全面平价尚存难度。

产业链突破所在：通过测算发现组件价格预计可降低0.3~0.4元。

以组件价格为变量：重点省份光伏项目平价可行性探析。

关于光伏产业链的基本介绍请移步：光伏产业的前世今生

新能源发电是可再生能源的重要应用领域之一，其中光伏系新能源发电的重要支柱，减排环保共识下将成为重要电力增量主体。我国幅员辽阔，西北地区天然的气候环境契合光伏发电需求，叠加政策的扶持，过去十年我国光伏产业迅速发展，已成为全球光伏装机增长最快的国家之一。光伏发电正逐步成为主流发电类型。过往光伏电站造价较高，上网依赖财政补贴，但伴随技术装备的进步，产业链各环节成本下行，平价上网已具备一定条件。“十四五”期间，光伏全面平价上网时代将正式来临。

衡量光伏电站收益的指标主要为内部收益率（IRR）和度电成本（LCOE），其中LCOE为投资、运维等支出与运营期间总发电量的比值；IRR为电站运营各期间现金流贴现和与初始投资相同，即NPV=0时的投资回报率，具体又可根据投资回报主体及资金源的不同分为全投资内部收益率和资本金内部收益率。本文主要选取IRR进行测算。

Ct=第t年税后净利润，DAt=第t年折旧摊销，R=全投资内部收益率，I0=初始全投资，t≥1

Ft=第t年经营净现金，It=第t年利息支出，Pt=第t年本金归还，r=资本金内部收益率，C0=初始资本金投资，t≥1

一、重点区域投资回报率分析

光伏电站系统总效率一般为85%，由于各地日照时间及日照辐射量不同等原因，全年峰值日照和均值日照间差异分化较大，为探究各地区平价可行性，我们选取大口径的地区峰值小时数及区域标杆电价进行测算，其余假设条件包括：

电站寿命与运营期均为20年，设备损失率为1.5%，送出线损为0.50%。

所得税方面，根据《企业所得税法》等相关条例规定，符合“由政府投资主管部门核准的太阳能发电新建项目”条件的，自项目取得第一笔生产经营收入所属年度起，第一至第三年免征所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税（12.5%），第七年起光伏企业所得税按25％征收。

融资成本方面，光伏电站项目资金民众国际期货官网通常分为资本金+筹资，二者比例分配通常为投资企业20%~30%和70%~80%。本文假设光伏电站项目按照70%的比例进行融资，通过样本企业2019年利息支出/全部债务均值测算的行业平均融资成本为5.90%。

组件衰减率：第一年2.00%，此后每年0.55%。

通胀率按照3%测算。

表1：项目开发及财务基本假设条件

资料民众国际期货官网：民众期货整理

系统成本假设条件：光伏电站投资成本主要由电池组件、其他辅助设备、土地成本及其他管理费用等构成。其中太阳能电池组件占光伏电站投资成本最高（约40%），其他辅助设备约占投资成本20%左右。土地成本受地区影响，呈现一定差异化，根据不同区域来看，约占电站投资成本2~4%。管理费用和建安费用主要为人力输出费用，占比在16~22%区间。剩余为设计勘察费等其他费用。从各环节成本波动来看，土地成本、管理费用等纵向波动幅度不大；尽管其他辅助设备技术有所革新，但细分环节较多，单体成本较小，且原材料占比较高，未来成本持续下降的可能性很低。故基于成本权重高以及降本提效潜力较大，电池组件仍是决定发电成本的关键所在。主流M6组件在市场上的报价在1.6元/W左右，其他成本因历史波动幅度不大或占比相对较小，成本较刚性，所以我们采用目前市场价格范围均值，具体成本假设条件如下图：

表2：系统成本假设条件（元/W）

资料民众国际期货官网：民众期货整理

根据以上假设条件，若以内部收益率8%为界，则不同日照条件下的投资回报情况结算结果如下：

表3：敏感性分析—峰值日照小时数（小时、元/kwh）

注：√为内部收益率大于等于8%，×为内部收益率小于8%

图1：平价上网各地区收益情况分布

注：底纹颜色由深至浅对应全投资收益率由高到低

当前，对于光伏电站项目本身而言，全投资内部收益率一般要求高于8%。在上述测算条件下，各地区项目收益率基本难及投资要求，其中黑龙江、冀北地区投资回报率最高。鉴于本文成本环节采用市价均值进行测算，不同区域土地、人工等价格存在差异，如陕西、青海省内部分地区土地及人工成本节约空间较大。若将土地、建安费用及管理费等按当地情况进行测算，其中部分光照、土地、上网条件均良好的地区全投资内部收益率可接近8%。因此，东北地区、冀北、陕西、青海及广东等重点区域有望在十四五期间率先实现全面平价上网。此外，尽管新疆、蒙西、蒙东等地区日照峰值小时数居全国前列，但由于地区电力消纳情况不佳，弃光率较高，加之标杆电价较低，投资回报较低；未来仍需在电力输送、降低弃光率等方面进行提升，区域内仅部分电力外送通道成熟、弃光率低的项目可实现平价上网。

结合当前平价项目来看，一方面，上网项目的示范效应高于其本身经济回报；另一方面，平价项目投资主体多以大型央企为主，融资成本较低，目前平价上网项目规模较大，规模效益较高，可分摊度电成本。综合来看，按照目前组件价格计算，光伏平价上网的综合经济效益较低，大部分地区仍难以实现平价上网。但结合过往各成本环节价格变迁及技术进步，光伏组件降本增效潜力仍然较大，其价格走势将直接影响成本及投资回报，故光伏平价上网的实现依赖组件产业链上各个环节的技术支撑和成本下降。

二、组件降幅空间测算

光伏电池组件生产主要包括四大环节，上游为多晶硅原料及晶体硅的生产制造，中游包括硅片及电池片的生产制造，下游为组件组装。2020年7月以来受源头硅料价格大幅上涨影响，目前价格处于上扬阶段，但在技术、产能升级进程下，长期来看，组件价格预期仍将处于下行通道。从细分环节来看，组件组装和硅片生产环节盈利空间有限，价格仅有微幅下降空间，硅片和硅料环节价格下降空间较大，另外考虑未来技术加成以及各环节间联动等其他降本因素，各环节合计组件价格预计可降低0.3~0.4元/W。

民众国际期货官网：（一）组件环节

组件属于光伏制造产业链末端，主要任务为将电池片串联、封装并销售给下游光伏发电系统。

从行业现状来看，该环节产品相对同质、技术含量较低，目前国内电池组件企业近百家，主要生产企业为晶科能源、晶澳太阳能、天合光能、隆基乐叶等，行业存在长期产能过剩情况。2019年全国组件产量达到100GW，同比增长19%，组件产量超过2GW的企业有13家，其产量占总产量的65.6%，行业集中度呈提升态势。从成本构成来看，组件环节主要为电池片成本和玻璃封装成本。单一环节而言，主要为封装成本，其中占比最高的依次是金属铝（29%）、玻璃（23%）、背板（12%）、接线盒（8%）、焊带（7%）、EVA（6%）等，当前折合单瓦封装成本约占组件价格的25%。整体看，封装成本主要为原材料成本，刚性较强，可压缩空间集中在封装工艺中，随着半片、叠片、双面组件等提升单位面积功率的途径不断普及，组件封装环节有望降本增效，预计封装成本可下降约7.5~9%，带动组件价格下降约2~3%。

图2：组件封装工艺流程

民众国际期货官网：（二）电池片环节

电池片根据上游硅片的不同，分为单晶和多晶电池。当前PERC电池为市场主流，其中单晶PERC电池效率提升显著，竞争优势明显。

从行业现状来看，2019年国内电池片产量约110GW，继续保持较快增长，主要厂商包括通威、爱旭、隆基股份、晶澳太阳能、晶科能源等，前五大企业市场占有率不足40%，行业集中度为各环节最低，产能过剩亦较为严重。头部企业仍不断扩张以占有市场并实现规模效应，其中通威计划在2023年末将电池片产能由16GW扩充到100GW。从成本构成来看，电池片环节的成本主要系硅片成本和非硅成本，二者占比分别约60%和40%（单晶PERC），非硅成本构成主要为正银成本（约占27%）。该环节整体毛利率较低，盈利主要在于非硅成本的控制，单一环节而言仅一线厂商可实现利润。行业头部企业非硅成本处下降通道，当前可控制在单瓦0.23元左右，预计非硅成本未来仍存在一定下行空间。但考虑到成本比重较低，技术革新空间不大，电池片环节让利空间仍集中在硅片成本，预计电池片非硅成本有10~12%下降空间，进而带动组件价格下降3%左右。

民众国际期货官网：（三）硅片环节

硅片作为电池片上游，区分为单晶和多晶硅片，其中单晶产品的转化效率显著高于多晶产品。

从行业供需来看，硅片制造目前技术含量整体不高，行业总体处于产能过剩状态。2019年全国硅片产量约为134.6GW，同比增长25.7%，其中单晶硅片占比超65%，技术的不断提升助推市场份额进一步赶超多晶。国内硅片厂商呈双寡头局面，隆基股份和中环股份市占率超70%，其余份额主要由保利协鑫、晶科能源、晶澳太阳能等垂直一体化厂商分摊。当前行业需求阶段性走升，供需平衡差距走阔放缓，产品价格趋于平衡，但随着头部厂商的产能持续扩充（根据隆基与中环扩产计划，2021年末合计产能将超过200GW），投产后行业供需差距加大，龙头企业依托规模效应优势，对价格下滑的承受能力较强，而中小型厂商经营压力凸显，当硅片价格低于二、三线厂商现金成本时，其生产经营持续性将面临较大考验。长期来看，行业整合完成后，头部厂商议价能力进一步巩固，硅片价格将趋于稳定。

从成本构成来看，硅片环节的成本主要分为硅和非硅成本。非硅成本中，主要包括拉棒成本和切割成本，分占非硅成本的65%和35%。拉棒成本中，可提高单炉产出摊薄坩埚等一次性耗材成本，同时寻求电力成本的降低。切割成本中，金刚线细线化利于硅片的轻薄化，可提高出片率，摊薄成本。以隆基为例，2019年硅片单片成本约为1.86元，每降低5μm/2μm，可在2019年基础上降低硅片环节成本2.80%，即生产成本降低0.05元/W，预计未来三年该企业约可降低0.07~0.13元/W[1]。整体看，硅片环节非硅成本的压缩有较大的技术支持。

从行业盈利来看，2019年隆基和中环硅片环节毛利率分别为32.18%和17.87%，其他大型硅片制造商毛利率基本在20%左右，毛利水平整体较高。目前，行业主流企业多发展垂直一体化经营模式，业务延伸至上下游，硅片自产自销，可省去运输、销售等成本费用，进一步节约硅片实际成本。如上文分析，龙头企业的规模效应可弥补毛利下滑，抢占市场份额驱动下，相较二、三线厂商，抵御价格让利能力更强。目前二、三线厂商的毛利水平约5~15%，距头部厂商相差在10%以上，考虑上述成本集约因素，预计硅片价格仍有14~16%的下降空间，进而影响组件价格下降0.09~0.11元/W。

民众国际期货官网：（四）硅料环节

硅料为组件生产环节的最上游，系光伏产品制造的基础原材料。

从行业供需来看，需求方面，2020年全球新增装机140GW，国内硅片产量需达155GW，对应国内硅料需求约50.5万吨。预计2021年全球光伏新增装机需求160GW，同比增长30%，对应硅料约为55万吨。供给方面，2012年以来我国多晶硅产量持续增长，2019年产量达34.2万吨，同比增长32%，占全球产量升至67%。2019全年进口硅料规模约14.4万吨，进口占比明显下滑。除中国外，目前全球硅料生产商主要为德国瓦克和韩国OCI。国外硅料生产成本较高，随着全球硅料价格下降，瓦克和OCI盈利持续弱化，OCI开始逐渐退出光伏用多晶硅料生产（年产5万吨太阳能多晶硅，另外韩华化学正式确认将在明年关闭新能源用多晶硅业务，涉及多晶硅产能1.5万吨）。2020年国内上半年单晶用料16.2万吨，占全球比重达78.9%，其中一线企业单晶用料占比提升至90%以上，我国的多晶硅料产能正在快速替代进口。目前我国在产多晶硅企业12家（其中4家检修，1家企业停产检修尚未恢复），五大厂商[2]产量合计31.33万吨，五大厂占比88%。2020年全球硅料供给约54.5万吨，预计2021年总产能约70万吨，在产产能55~60万吨左右，伴随产能全部投产，头部企业不断扩张新产线，单晶用料产能逐渐攀升。通威多晶硅2023年预计产能达到22~29万吨，随着头部企业新产能的陆续释放，供给将转为充足，为硅料降价创造空间。

从成本构成来看，硅料生产成本主要为电费（25~35%）、金属硅（25~30%）、折旧（17%）。行业技术革新程度相对较低，硅料生产程序较标准，产品同质化程度高，行业门槛主要民众国际期货官网于前期高资金投入。成本管控方面，当前硅料企业已完成在低电价地区布局，电力采购价格趋同，金属硅采购价格差异不大，制备技术多以改良西门子法进行生产，成本差异主要体现在规模效应优势，即产能利用环节。硅料现行平均生产成本为6.55万元/吨，行业龙头通威平均生产成本可达到4.33万元/吨，随着未来技术进步及企业管理能力提升，未来整体生产成本可降至此水平，目前国内五大厂商新建产线成本（主要为单晶用料）已经逐渐下降到4~4.5万元/吨。

从行业盈利来看，头部企业近几年毛利率在30%左右，在光伏产业链各环节中居首，五大厂商持续扩产，随着行业集中度进一步加强，企业对利率下降容忍空间提升。若行业低成本新产能持续释放（4~4.5万元/吨），维持20%的毛利水平，即硅料价格在4.8~5.4万元/吨，行业企业始终具备一定盈利空间。

短期内硅料供给将处于紧平衡状态，其价格或将继续反弹。但从长期供需结构来看，十四五期间新产能陆续释放，紧张的供需关系难以长期持续。目前硅料企业毛利率较高，尚具盈利压缩空间，从而降低组件成本。从各环节成本联系来看，硅料成本约占硅片成本的60%，硅片成本约占电池片成本的50%，电池片约占组件成本的65%，在各环节非硅成本不变情况下，若硅料使用每降低10%，可影响组件价格12%。单位组件投资中需0.007公斤硅料，按单晶用料均价86元/公斤推算，若硅料降低11~13元/公斤，可影响组件价格0.077~0.091元/W。

综合来看，组件各环节均存在一定降价空间，组件组装和硅片生产环节盈利空间有限，价格下降空间有限，硅片和硅料环节下降空间较大，另外考虑未来技术加成以及各环节间联动等其他降本因素，各环节合计组件价格预计可降低0.3~0.4元/W。

表4：各环节降价空间（%、元/W）

三、敏感性分析—组件价格

若按组件0.3~0.4元/W的下降空间测算，主要地区光伏电站项目的投资回报率如下。

表5：敏感性分析—组件价格

注：√为收益率可达到8%，×为收益率小于8%

经测算，若仍以全投资内部收益率8%为下限来看，当组件价格降幅不多于0.4元/W，即价格为1.2元/W~1.5元/W区间内，黑龙江和冀北的部分地区光伏项目可实现平价上网；陕西、青海、广东、辽宁、吉林全投资内部收益率处第二梯队，叠加以上地区土地及人力等费用处较低水平，预计未来实现平价上网可期，其余地区项目内部收益率较低，短期内平价上网压力仍较大。此外，出于示范效应考量，部分大型央企倾向于申报平价项目，而依托其融资优势提升自身资本金回报率，因此甘肃、山西等全投资内部收益率较高地区也有望实现平价。

[1]引用开源证券测算数据

[2]协鑫、通威、新疆大全、东方希望、新特能源

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