2.1.1、上游部分
从晶硅开始，历经硅棒、硅片，到最终制成电池片，晶硅的价格变动一步步传导至中游的电池片环节。在光伏电池种类方面，晶硅电池占据90%左右的份额，其中多晶硅是主流。随着晶硅材料的不断走低，其下游产品硅棒和硅片的价格也同步下跌。薄膜电池虽然有各种优势，但受限于产能和价格因素，至今仍处于初步发展期，还无法形成大规模商业化。
2014年我国产出的电池中，多晶与单晶电池占比在87：13左右，而全球平均比例约为2：1。其原因在于，我国光伏电站以地面集中式为主，多晶硅成本相对较低而占据了主导地位；而国外以分布式的屋顶电站为主，所以大多数采用能量转换效率更高的单晶电池。
2.1.2、中游部分
这部分组件中成本占比较大的为电池片、EVA胶膜、背板/背膜、玻璃、接线盒等，再加上逆变器、变压器、电缆等配套设施即构成下游的光伏应用系统，通常为大型集中式地面电站和小型分布式电站。参与企业主要分为EPC公司及运营商。总体来说，晶硅电池组件的生产成本中，约70~80%来自电池片，约3~7%来自EVA胶膜和背板。
2.1.3、下游光伏电站运营
根据前述，电池片、背板/背膜和EVA胶膜等重要组件的价格近年来持续下跌（但跌势趋缓），使得目前国内大型地面集中式电站的总装机成本已降至8元/W以下。而目前的标杆电价是在装机成本为10元/W的基础上制定的（补贴分为三类地区，分别实行0.9、0.95和1元/度的标杆电价，分布式电站统一补贴0.42元/度），因此目前电站运营的收益率较高。
在现有的上网电价加上补贴后，在III类资源区建设一个50MW以上的中型地面光伏电站，其自有资金内部收益率在12%左右。而贷款比例的提升、造价成本的降低以及贷款利率的降低都将提升项目的盈利性。
三、光伏电站行业盈利分析
3.1、中国光伏发电增长速度
中国太阳能资源丰富，十分适合发展光伏发电。2002年“送电到乡工程”揭开了我国分布式光伏发电的序幕。2009年我国开始实施太阳能光电建筑应用示范项目和金太阳能示范工程，明确为光伏发电系统提供补助，我国光伏发电市场进入规模化发展阶段。
3.2、集中式电站投资回报分析（注：此处不考虑限电和上网损耗）
3.2.1、Ⅰ类地区光伏集中式电站投资回报
由于集中式光伏电站一般规模比较大，因此造价可以有所降低，可按照8元/w进行计算。假设项目规模为20MW，位于宁夏地区，年机组运行小时数为1600小时。由于宁夏属于Ⅰ类地区，宁夏电价执行0.9元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：
项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元
项目年发电量为：20，000kw×1600h=3200万kwh
项目年电费为：30，000，000kwh×0.9元/kwh=2880万元
项目IRR为：17.25%
3.2.2、Ⅱ类地区集中式光伏电站投资回报
假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅱ类地区青海。Ⅱ类地区机组运行小时数劣于Ⅰ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1500小时。Ⅱ类地区光伏上网电价为0.95元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：
项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元
项目年发电量为：20，000kw×1500h=3000万kwh
项目年电费为：30，000，000kwh×0.95元/kwh=2850万元
项目IRR为：17.05%
3.2.3、Ⅲ类地区集中式光伏电站投资回报
假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅲ类地区浙江。Ⅲ类地区机组运行小时数劣于Ⅱ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1200小时。Ⅲ类地区光伏上网电价为1元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，为保守起见，暂时不将地方政府补贴纳入计算范围。则：
项目建设成本为：20，000，000w×8元/w=16000万元
项目年发电量为：20，000kw×1200h=2400万kwh
项目年电费为：24，000，000kwh×1元/kwh=2400万元
项目IRR为：13.89%
在建造成本相同的情况下，集中式光伏发电项目的IRR由电费与年机组运行小时数决定，电费越高，项目IRR也越高。机组运行小时数越长，项目IRR越高。
下一页>
>
>
