进入2020年以来，光伏产业链各环节产品价格持续走低，EPC招标报价不断下降，2019H2集中式光伏EPC招标报价大部分位于4.1~5元/W范围内，2020H1普遍降至4元/W以下，平均降幅为10%+。
然而随着七月之后组件价格上调，EPC建设成本增加，竞、平价项目收益率面临挑战，陕西、河北、海南等利用小时数较长、燃煤上网电价较高的地区相比更具优势。
硅料供给收紧，自上而下抬高产业链各环节价格。年初海外部分硅料产能退出市场，七月国内硅料厂事故，硅料供给不断收紧，外加下半年是光伏装机高峰，需求旺盛，供需两端双驱动进一步拉高光伏产业链价格。下半年光伏产业链价格经过了Q2的最低点后，一改下跌趋势，从硅料端向下传导，价格一路上涨。从各央企2020年招标报价可以看出，相对于Q2期间招标价格，7月之后有10%左右的上升。
9月份大部分竞价项目即将进入组件供货周期，对于Q2完成的招投标项目而言，目前主流组件的市场价格已达到1.5~1.6元/W，远高于Q2平均1.35~1.45元/W的报价。尽管如此，组件价格依然具有继续上涨的趋势，招投标项目存在重新议价的可能性，电站项目收益率以及建设进度的不确定性增加。
我们考虑组价价格波动情况下对电站系统成本的影响，以装机规模100MW的集中式光伏电站为例进行收益率测算，并将各地平均利用小时数和平价后实际上网电价纳入模型，在当前组件价格1.55元/W的条件下，全投资税后内部收益率（IRR）最高为9.9%（陕西），最低3.1%（重庆），满足最低内部收益率8%要求的省份共12个。
2020年竞价项目总装机规模25.97GW，其中集中式光伏25.63GW，按照10亿元补贴规模、平均利用小时数1150小时进行估算，度电补贴额约为0.033元/kWh，相对2019年的竞价项目0.058元/kWh的平均水平下降42.3%。
在当前组件价格1.55元/W的条件下，在考虑包含竞价补贴的电价水平下，全投资税后内部收益率（IRR）最高为11%（陕西），最低3.7%（重庆），满足最低内部收益率8%要求的省份共22个，覆盖竞价项目共计12.3GW，占2020年竞价总规模比例为48%，收益率达10%以上的省份有3个（陕西、河北、海南），覆盖竞价规模5.04GW，占比19.7%。
结合各省市竞价项目规模，在考虑包含竞价补贴的电价水平、不同组件价格下，对集中式光伏电站项目的内部收益率（IRR）进行敏感性测算：
当组件价格位于1.4~1.6元/W区间时，2020年竞价项目名单中IRR高于8%的规模11.3~14.5GW，约占全年总规模50%左右；
当组件价格下降至1.3元/W以下时，IRR高于8%的竞价项目可达18.5GW以上，占总规模比例72.3%以上。
若下半年组件价格继续上调，增加至1.7元/W以上时，仅有河北、陕西、青海、河南、上海五个地区的光伏电站IRR高于8%，竞价项目规模仅7.4GW，占总规模比例28.8%。
相对近2个月硅料45.8%的价格涨幅，组件10%涨幅相对较小，但这轮涨价具有鲜明的“自上而下”特征，光伏产业链各环节产品价格仍处在持续上涨通道中，价格不确定性较高。光伏发电利用小时数长、燃煤标杆电价较高的地区对于组件价格敏感度相对其他地区要低，预计短期产业链价格上涨后会趋于稳定，不会对行业长期降本趋势产生影响，光伏仍然可以通过技术、产能升级不断提升竞争力。
