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2．前提假设

为方便计算，联合评级对上述模型设置了一定前提假设，具体如下：

（1）根据中国光伏业协会统计，假设电站投资成本构成中组件成本占比约为40%；

（2）假设电站运营周期为20年，即n=20，且到期后资产处置收益为0；

（3）根据上文表1，假设电站投资所使用单晶电池为目前主流的P型单晶电池，转换效率为21.8%；假设多晶电池为目前主流的P型多晶黑硅电池，转换效率为20.3%；

（4）假设每增加1%的转换效率即可增加1%的发电量；

（5）假设目前最新发电收入为0.4186元/度；

（6）2019年部分竞价上网项目所在省份同时属于多类区域，从谨慎性角度考虑，均将这类省份纳入电价较低区域来判断各区域中标情况的占比（如山西共计中标296MW，将其全部纳入二类区域，假设电价为0.3669元/度，而非纳入第三类的高电价区域）

（7）假设电站所发电量可全额上网；

（8）假设折现率R=7%；

（9）因模型中电费收入为增量现金流，故不考虑衰减率；

（10）假设发电利用小时数保持2018年全年平均利用小时数（1,115小时）。

3．模型分析

根据PV Info Link统计，截至2019年11月21日，多晶组件（275/330W）周均价约为1.62元/瓦、单晶PERC组件（315/375W）周均价约为1.77元/瓦，二者价差约为0.15元/瓦。根据上文假设（1），可推算出，以单晶PERC组件进行电站投资，单位投资成本约为4.425元/瓦；以多晶组件进行投资，单位电站投资成本约为4.050元/瓦；单位投资价差约为0.375元/瓦，即=0.375元。

根据上文假设（3）、（4），单多晶电池转换率差值为7.4%。因此，以单晶组件为原材料所建设的光伏电站每瓦发电量约比以多晶组件为原材料所建设的光伏电站高7.4%。结合光伏利用小时数为1,115小时的假设，可推算出多晶电站每年每瓦发电量约为1.115度，单晶电站每年每瓦发电量约为1.197度；发电量之差约为0.082度/年。根据假设（5），可推算出单、多晶电站每年每瓦发电收入差约为0.034元，在不考虑衰减率的前提下，即~=0.034元。

根据假设（8）以及上文提及的NPV计算公式，可推算出净现值约为-0.02元，基本近似达到盈亏平衡，即采用单晶组件进行电站投资所额外增加的成本刚好可在20年电站运营期内以超额发电产生的收入完成回收。考虑到模型中部分假设较为严格，如假设较低的利用小时数、较低的上网电价以及较高的多晶电池转换效率等因素，结合实际情况来看，单晶组件在电站投资中的表现将更具优势。

假设二者为线性关系，但实际情况中，二者并非线性关系，存在一定偏离。

2019年竞价上网申报项目最终共计中标普通地面电站18.12GW，其中一类区域占比约11.75%，二类区域占比约30.74%，三类区域占比约57.49%，上述三类区域的平均申报中标电价分别为0.3365元/度、0.3669元/度和0.4632元/度。利用三类区域占比为权重，以三类区域申报中标电价做加权平均，可得0.4186元/度。

超过额定上网部分的发电量，可采用竞价上网机制结算，一般大于等于脱硫煤电价。

由于目前行业内大多数电站的建设采用融资租赁或银行贷款，其中资本金约占30%，且融资成本约为7%，因此假设电站投资回收期的折现率R≈电站建设融资成本=7%。

实际情况中，单晶组件衰减率低于多晶，故电费收入情况更佳。

考虑到目前市场上存在多晶电池抛售去库存情况，因此市场上所流通多晶电池片转换效率或低于假设值。

根据最新光伏上网竞价结果显示，未来电站建设区域将以二、三类区域为主，且2019年弃光限电情况进一步改善，因此目前行业平均利用小时数或高于假设值。

此外，根据PV Info Link的价格分析，多晶电池片及组件已经出现抛售情况，目前价格水平已经突破多数厂商的成本线，且未来整个行业的电池及组件产能有较大可能转回单晶方向，多晶产品供给将有所收缩。因此，多晶产品长时间砸价抛售去库存的情况难以延续，短期内单多晶组件价差难以进一步增加。虽然待行业需求逐步向单晶倾斜后，短期内单晶电池片及组件价格会出现攀升，但考虑到行业头部企业产能扩张速度快，叠加部分多晶原有产能逐步转为单晶等因素影响，长期来看单晶电池片及组件供给将有所增加，产品价格难以长期保持增长态势。

单多晶组件价差不会大幅度偏离0.15元/瓦，联合评级认为，从目前的单多晶产品价差来看，业内参与者更有动力选取单晶技术路线进行电站投资。从发电效率的角度来讲，单晶组件在电站投资中将保持一定优势。

五、产业链各环节降本增效手段

随着行业竞争的加剧，以及政策的引导和干预，降本增效已成为光伏行业健康发展的基本前提。近年来，光伏行业产业链各环节均有较大程度的技术进步，联合评级将产业链各环节最主要的降本增效手段进行了梳理，具体如下：

多晶硅料生产过程中，电耗占比较大，能源成本占比大，如下表所示，目前可通过较多手段降低多晶硅环节的生产电耗。此外，目前多晶硅料产能逐步向新疆、内蒙、四川及江苏地区转移或置换，新疆及内蒙地区由于煤炭资源丰富且多数为坑口电站等原因，电力成本较低；四川区域由于水电资源丰富，电力成本较低。因此，新增产能未来仍将因地域优势而取得较强的电力成本优势。得益于此，未来多晶硅制造的综合能耗将进一步下降，2018年多晶硅企业综合能耗平均值为13kgce/kg-Si，到2025年预计每年将按3%~6%比例降低。随着多晶硅工艺技术瓶颈不断突破，工厂自动化水平的不断提升，多晶硅工厂的人均产出也快速提升。2018年多晶硅生产线人均产出量为28吨/年，同比增长21.7%。随着《中国制造2025》的实施，国内智能制造水平的提升，以及多晶硅单线生产规模的增大，未来多晶硅工厂的人均产出量将保持稳定提高，到2025年提高到42吨/年。

表9 多晶硅料制造环节降本增效主要手段

资料来源：中国光伏业协会，联合评级整理

硅棒及硅片生产环节方面，上文提到，硅棒生产环节中，电力和多晶硅料占生产成本比重较高，由上表可知，多晶硅料的生产已经有较为丰富的降本手段，从而可间接降低拉棒环节的成本。此外，根据下表，部分手段可增加硅料的使用效率，间接降低硅料成本。同时，电耗过大的问题，也有相应的方式来进行应对。整体来看，目前硅棒及硅片制造环节中的降本增效手段较为丰富。

表10 硅棒及硅片生产环节降本增效主要手段

资料来源：中国光伏业协会，联合评级整理

电池片及组件生产环节方面，上文已提到，随着技术的不断进步，电池片光电转换效率明显提升，且未来仍将有较大的提升空间。此外，组件制造中的封装功率损失也因新技术的应用而有效降低。因此，随着电池片及组件的效率提升，未来相关成本也会进一步摊薄。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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