上算法，硅料价格与组件需求的产业传导

之前我们提到，理论上由于光伏电站的决策机制，作为光伏行业最上游的硅料价格暴涨，对于下游需求的的负反馈并不像是传统经济学里面提到的一根斜线，而是更像一个台阶。这是一种简化的模型，便于大家理解光伏电站本身的需求特征。但产业层面真实的情况更复杂，从硅料到组件、硅片、电池片等若干产业链环节，电站运营投资面对的直接成本是组件价格而非硅料价格。此外硅料价格的暴涨也并并不直接传导到组件价格之上，每个环节的供需关系不同，会使得整个供需的演化更加复杂。

首先我们来看电站运营的盈利模型，直接上公式就很容易理解。

电站收入=上网电量x上网电价；

上网电量=发电量x（1-弃电率）；

发电量=电站功率x发电小时数；

如想估测电站收入，需要了解上网电价、弃电率、发电小时数三个变量：

上网电价根据不同地区的标杆电价可以查到，估测的时候可以直接用，基本上在0.29-0.4元之间。

弃电率没有可靠数据，根据当地电网的消纳能力，不同地点有所不同，同一地点不同年份也不同，可以做敏感性测试取0-10%看看。

发电小时数各个地区的差别更大，取决于光照资源条件，一类资源区在年发电小时数1600左右，二类资源区在1400小时左右，三类资源区在1200小时左右，依此可以大概计算出不同地区电站的单瓦收入。

如果要计算IRR，还要以20年为生命周期考量电站功率每年0.8%左右的衰减率，从而可以得出电站运营生命周期的收入。

接下来就要估测投入和成本，电站投入可以分为光伏组件成本以及非组件成本，其中非组件成本包括并网逆变器、升压设备、支架、电缆设备、入网外接线路、调试&入网检测、土建、支架基础、设备安装等成本、土地费用、路条费用、EPC厂商利润等诸多环节，总的非组件成本在1.9元/W左右的水平。非组件成本的重要特征是随着电池效率的提升，单瓦非组件成本会持续降低，在静态测算模型中就可以假设为一个固定值，在估算成本时要注意的是逆变器的生命周期大概在10年左右，中间需要更换一次，其他可以假设20年，折旧的年限也要相应调整。如果想要测算IRR还要考虑运维成本以及项目杠杆，根据多方的假设可以给大家一个参考，运营维护费用在6万/MW/年，项目贷款比例在七成，贷款利率4%左右。到此为止，我们基本上获得了测算项目IRR的全部假设，剩下的工作就是拉一个表格，输入组件价格计算IRR了，过程较为繁复，直接给大家说结果吧。

按照当前1.9元/W左右的含税组件价格来计算，一类资源地区计算出的项目IRR最低，大约在6.2%左右。如果按照行业惯例，6%左右是可以满足电站投资方的要求IRR，小于我们计算的最低值6.2%，但是否就可以得出“当前电站运营仍然较为划算”的结论呢？

答案是否定的，通过上面的计算过程大家可以看出，虽然测算中很多假设都是根据产业调研尽量接近真实的估计，但仍不准确。这样的测算结果，能够告诉我们的反而是当下的组件价格上涨已经使得国内电站的项目IRR水平在荣枯线附近，很多假设的波动都会对决策产生影响，对于国内需求的影响值得警惕。

补充个敏感性数据，当前项目IRR对于组件成本上涨的敏感性为每涨3分钱，IRR下降0.15%左右的水平。这时候你肯定好奇这个敏感性指标为什么以组件成本上涨3分钱为单位，答案是因为硅料每涨1万元/吨，组件成本大概上涨3分钱/W。

下面就回到上一篇开始的问题，为什么暴涨的硅料价格没有浇灭旺盛的需求？

我们理解原因可能有三。

首先是硅料价格的上涨并未完全传导至组件。根据我们找到的可比数据，当前的硅料报价相比21年初上涨了大概20.6万/吨，对应的组件成本上升为0.618元，但同期组件的价格上升仅为0.27元，因此硅料价格的上涨没有完全传导至组件环节，中间环节承担了超过一半的成本上涨的压力。

其次是1.9元左右的组件成本对应的IRR水平根据我们的计算结果可能并没有显著低于投资方要求IRR，需求的抑制还不明显，但已经有些苗头，国内装机的动力似乎已经不那么积极了。

其三是海外电站由于电价市场化、全球能源价格高涨以及对于碳中和的激进目标，使得需求十分旺盛。

动态来看，产业链中间环节虽然还未亏损，但利润空间已经极为有限。若硅料价格继续上涨，可能不可避免的向下游传导，而根据我们的测算，国内电站运营的预期IRR水平也不富裕，国内需求的负反馈区域也许并不遥远。而海外的需求取决于能源价格水平以及海外的绿色能源决心，即使假设海外的装机维持景气，这么赚钱的硅料，相信产能也都在路上了吧。

还是那句话，如果投资光伏企业是基于价格判断十分困难，需要了解的变量太多了，对于产业的深入研究，更应该集中在生意的模式的理解以及企业之间的差异，这样的测算能帮助我们的是更加定量的了解行业常识、生意模式以分辨企业的强弱，同时也提示我们，当前的硅料价格想要持续并不现实。

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