2019光伏平价上网分析报告.pptx

2019光伏平价上网分析报告,2019 年 03 月 28 日,双面双玻助力，光伏平价可期,行业专题研究,2019 年 03 月 28 日,光伏电站平价上网的概念。由于我国在现行电力体制下，发电厂与用户间尚未实现电力 100% 直接交易，电网企业依然存在统购统销，因此在整个电力上下游存在上网电价和销售电价两 种价格。从海外来看，光伏平价上网评判标准主要基于 LCOE，但该指标在国内不受重视， 企业在评判项目是仍关注 IRR，这主要是因为国内外税法的差异及国内电量的购销仍采用固 定电价。因此我们可以将发电侧平价定义为：企业在投资光伏发电项目时，即使按照传统能 源的上网电价收购(无补贴)也能实现项目要求回报率。用户侧平价的实现则要求光伏发电售价 按照售电价格出售时能满足项目要求回报率，由于根据用户类型及其购电成本的不同，用户 侧平价又可分为工商业、居民用户侧平价。因此，我们根据销售电价与煤电上网电价分别测 算了用户侧与发电侧项目的 IRR 来分析光伏平价上网可行性，其代表的是在现行固定电价情 况下企业投资能获得的收益率。分布式电站可基本实现平价上网。我们对用户侧分布式电站平价上网分析表明，在全投资 3.8 元/瓦，自发自用 80%电量，电费折扣 20%，年运维费用为 0.075 元/瓦的情景下，一般工商 业电价模式下共有 370 个地区 IRR 可以达到 8%以上，大工业电价模式共有 271 个地区 IRR 可以达到 8%以上，分别占我们测算总地区数的 81.7%和 59.8%。如采用双面双玻组件，能 实现平价上网的分布式电站范围有较大提升，对实现平价上网有促进作用，其中大工业用电 模式和一般工商业用电模式下分别有 297 和 386 个地区能够实现平价上网，占比达到了 65.6% 和 85.2%，相比普通项目分别增加 26 和 16 个地区。双面双玻组件有望推动集中式电站平价上网。对于集中式电站，在全投资 3.8 元/瓦，土地年 租金 200 元/亩，年运维费用为 0.06 元/瓦的情景下，如安装双面双玻组件后，项目投资收益 率在 8%以上的城市及地区将从安装普通组件时的 67 个扩大至 132 个地区，能够实现平价上 网占比从 14.8%提升到 29.1%，相比普通项目多了 65 个地区。建议关注：福莱特（601865.SH）、福耀玻璃（600660.SH）、信义光能（0968.HK）。风险因素：宏观经济增长不达预期，上网电价下调风险，销售电价下调风险环保政策风险， 利率风险，发电量不达预期，成本上升风险。,本期内容提要:,目录一、什么是平价上网？ . 2二、用户侧销售电价高，分布式项目基本实现平价上网. 4三、非技术成本下降难，发电侧平价上网地区少. 9非技术成本下降困难，集中式电站平价上网需另寻出路 . 15四、双面双玻是促进平价上网的助推器. 17五、建议关注. 23六、风险因素. 23,表目录表 1 分布式电站建设期假设表. 4表 2 分布式电站运营期假设表. 5表 3 分布式电站融资假设表 . 7表 4 一般工商业分布式电站不同地区 IRR8%的区域情况. 9表 5 大工业分布式电站不同地区 IRR8%的区域情况. 9表 6 集中式电站建设期假设表. 10表 7 集中式电站运营期假设表. 10表 8 第三批应用领跑者政府承诺土地价格.11表 9 四川丰水期光伏电价采用水电价格结算 .11表 10 集中式电站融资假设表 . 12表 11 集中式电站不同地区 IRR8%的区域情况. 13表 12 吴忠光伏项目单位投资及发电利用小时数敏感性分析. 14表 13 吴忠光伏项目土地租金及衰减率敏感性分析. 14表 14 保定光伏项目单位投资及发电利用小时数敏感性分析. 14表 15 保定光伏项目土地租金及衰减率敏感性分析. 14表 16 盐城光伏项目单位投资及发电利用小时数敏感性分析. 15表 17 盐城光伏项目土地租金及衰减率敏感性分析. 15表 18 不同土地价格及交费方式对项目度电成本的影响. 16表 19 民营上市企业融资利率偏高. 16表 20 不同的融资期限对项目度电成本的影响 . 16表 21 双面发电量增益最高可达 29.7%. 18表 22 采用双面双玻组件的集中式电站不同地区 IRR8%的区域情况. 20表 23 采用双面双玻组件的一般工商业分布式电站不同地区 IRR8%的区域情况. 21表 24 采用双面双玻组件的大工业分布式电站不同地区 IRR8%的区域情况. 21,图目录图 1 历年光伏标杆电价情况（元/千瓦时）.2图 2 多晶组件价格大幅下降(美元/瓦) .2图 3 电价分类.3图 4 全国光伏利用小时数情况.6图 5 一般工商业加权电价（10kV） .6图 6 大工业加权电价（10kV）.6图 7 各地区一般工商业分布式项目 IRR .7图 8 一般工商业分布式项目 IRR8%地区.7图 9 各地区大工业分布式项目 IRR.8图 10 大工业分布式项目 IRR8%地区.8图 11 全国煤电标杆电价.12图 12 集中式电站 IRR .13图 13 IRR8%以上的城市有 67 个.13图 14 平价上网只能依赖收入端.17图 15 单面与双面组件发电量比较.18图 16 双面双玻用于集中式电站 IRR 情况.19图 17 双面双玻用于一般工商业分布式电站 IRR 情况.19图 18 双面双玻用于大工业分布式电站 IRR 情况.19图 19 单晶组件清洗前后衰减率情况.21图 20 多晶组件清洗前后衰减率情况.21图 21 不同运营商运维能力对组件衰减率也有影响.22,中国的光伏产业发展到今天，离不开政府的政策支持，这其中光伏补贴起了重要作用。但是任何一个行业都会经历从初生到成长再 到成熟的阶段，我国的光伏新增装机规模在连年超预期之后，截至2018 年，我国光伏累计装机达1.74 亿千瓦，占总装机容量的9.2%。 从装机占比的角度来说，我国的光伏行业已经进入了成长期，行业对于补贴的依赖性应该逐步降低，整个产业链转向提质增效，降 低成本，以尽快实现平价上网。2018 年 6 月 1 日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布了关于 2018 年光伏发电有关事项的通知(发改能源2018823号，以下简称 531 新政)。531 新政对 2018 年分布式光伏项目规模严格控制，同时统一下调光伏标杆上网电价，从规模及补贴强度 两方面推动去补贴进程。531 新政的出台一方面是倒逼行业优胜劣汰，加速产业升级，通过降本增效提高发展质量，另一方面也是有利于缓解国家财政补贴压力，避免补贴拖欠时间进一步延长。从光伏组件的情况来看，随着技术升级及补贴逐步退坡，组件的价格也大幅下滑，从 2014 年 1 月的 0.7 美元/瓦下降到 2019 年 3 月 0.22 美元/瓦，降幅高达 68.6%。另一方面，光伏的平价上网也依赖于项目总投资中非组件部分价格的下降，两者共同作用促进 光伏的平价上网。因此，本文将以项目总投资为锚，研究在补贴完全退坡的情景下，光伏平价上网的实现途径。图 1 历年光伏标杆电价情况（元/千瓦时）图 2 多晶组件价格大幅下降(美元/瓦),一、什么是平价上网？,光伏平价上网指的是光伏发电的度电成本与基准电价相等，而光伏发电的度电成本需要有一个明确的定义。国际上通常采用平准化 成本（LevelizedCostofEnergy,LCOE），尽管各机构公式不同，但总体上大同小异：,0,0.2,0.4,0.6,0.8,1,1.2,类资源区,类资源区,类资源区,0.0,0.2,0.4,0.6,0.8,1.0,1.2,1.4,LCOE =,+,0 + + ,(1+)=1 (1+),=1 (1+)式中：i 为折现率；n 为系统运行年限（n=1,2,N）；N 为光伏系统运行期，一般取 N=25a；I0 为初始投资；VR 为系统残值；An 为 第 n 年的运营成本；Tn 为其他费用；Yn 为第 n 年的发电量。采用 LCOE 的好处在于充分考虑资金的时间价值，同时，也考虑不同 时间的发电量会带来不同的现金流，因此也对发电量进行折现。而在我国，从实际情况来看，国内企业在投资项目时更关注项目 IRR，LCOE 在国内并不受到重视，这主要由于两个原因：1、国外 LCOE 公式采用的大多是税后价格，与我国实际情况相去甚远。由于我国除了所得税以外还包括增值税，且在开发项目时所得税能 够获得三免三减半，增值税减半的税收优惠，前期项目开发所产生的增值税进项税还能进行抵扣，因此，项目实际现金流与直接采 用国外公式得到的值有很大出入；2、国外采用 LCOE 的重要原因之一在于项目周期内的电价为不确定值，无法得出具体的收入， 因此退而求其次只算成本，而国内由于采用固定电价的模式，20 年现金流基本稳定，在此条件下可以直接根据项目现金流求得项目 IRR，因此 LCOE 的重要性被削弱了。此外，由于全球各国主要发电电源存在差异，实际上各国的基准电价对应的是本国电力供应中最主要的能源所交易的电价，如美国 的气电、丹麦的水电、法国的核电等。因此国际上的光伏平价上网指的是光伏项目在无补贴的情况下，其发出的电量在市场上的交 易价格应与本国主要电源发出的电量在市场上的交易价格相等。而我国在现行电力体制下，发电厂与用户间尚未实现电力 100%直接交易，电网企业依然存在统购统销，因此在整个电力上下游存 在两种价格：一是上网电价，即电网企业向上游发电企业购买的价格；二是销售电价，即电网企业向下游用户供售电的价格。在发 电端，平价上网中基准的价格应该为脱硫燃煤机组标杆上网电价（少数省份除外），而在用电端，平价上网中的基准应该是下游各类 型客户所对应的销售电价，其中客户类型包括大工业用户、一般工商业用户、居民用户及农业用户等，相同用户类型用电的电压等 级不同，其销售电价也不同，因此用户侧的平价上网可细分至不用用户，本研究主要测算大工业用户与一般工商业用户的平价上网。由此，我们可以将发电侧平价定义为：企业在投资光伏发电项目时，即使按照传统能源的上网电价收购(无补贴)也能实现项目要求 回报率。用户侧平价的实现则要求光伏发电售价按照售电价格出售时能满足项目要求回报率，根据用户类型及其购电成本的不同， 用户侧平价又可分为工商业、居民用户侧平价。基于上述原因，我们在本文中仅采用 IRR 来分析光伏平价上网可行性，其代表的是在现行固定电价情况下企业投资能获得的收益率。,图 3 电价分类,二、用户侧销售电价高，分布式项目基本实现平价上网,对用户侧项目而言，根据国家能源局分布式光伏发电项目管理办法（征求意见稿），项目装机容量不大于 6MW，实际建设过程中， 单个项目的装机容量普遍较小，因此我们假设为 3MW。在项目投资方面，从三峡新能源关于青海省格尔木 500MW 光伏领跑者项目EPC 的情况看，其中标价格最低为 3.7 元/瓦（不含升压站及送出），尽管集中式与分布式在建设成本上有较大差异，我们假设两者 之间差异不大。同时对项目来说，组件价格只是影响总投资的一部分，进而间接影响项目收益率，IRR 的好坏实际上最终取决于项目总投资。因此，我们假设 320W 组件单价为 1.5 元/W，项目单瓦投资为 3.8 元/W，增值税进项税率为 11%。表 1 分布式电站建设期假设表,资料来源：信达证券研发中心尽管分布式项目没有集中式电站那样的土地费用，但同样存在屋顶租金的情况，实际项目投资中大多以电费折扣换取免租金的模式。 由于实际建设过程中业主普遍要求电费打折，因此我们假设电费折扣为 20%，即项目电价为销售电价 x80%，同时免屋顶租金。由 于分布式项目运营期间自发自用和余电上网采用的结算电价不同，我们假设自发自用比例为 80%。项目每年单位运维成本为 0.75 元/瓦。我们假设资产折旧 20 年，残值率为 5%，增值税销项税率 13%，享受增值税减半，增值税附加为 12%，所得税率 25%。表 2 分布式电站运营期假设表,利用小时数方面，我们用 Meteonorm 对全国 453 个城市及地区（不含港、澳、台）进行光资源测算，得到 80%PR 下最佳倾角的首 年等效利用小时数。,图 4 全国光伏利用小时数情况,电价方面由于用户侧电价类型较多，我们仅以常见的 10kV 接入作为基准，并根据一般工商业用电及大工业用电整理了全国各地区 的电价，由于光伏主要在白天发电，而多数地区用户侧电价采用峰谷电价，我们以 6:00-18:00 作为光伏发电运行时间，根据峰谷时 段计算出用户侧的加权电价作为自发自用的电价，以此进行项目收益率及 LCOE 测算。图 5 一般工商业加权电价（10kV）图 6 大工业加权电价（10kV）,注：数据不包含港、澳、台地区,此外，我们假设项目自由资金占比为 25%，贷款利率为基准利率上浮 10%，由于分布式项目电费较高，我们假设还款期限为 10 年。表 3 分布式电站融资假设表项目假设值自有资金占比25.0%,五年期贷款利率5.4%,还款期限(年)10资料来源：信达证券研发中心,从结果来看，一般工商业电价模式下，共有 370 个地区 IRR 可以达到 8%以上，而大工业电价模式下，共有 271 个地区 IRR 可以达 到 8%以上，分别占我们测算总地区数的 81.7%和 59.8%。可以看出由于用户侧电价较高，能够很好地覆盖光伏建设及运行成本， 因此我们认为在用户侧光伏在全国大部分地区均能实现平价上网。图 7 各地区一般工商业分布式项目 IRR图 8 一般工商业分布式项目 IRR8%地区,图 9 各地区大工业分布式项目 IRR,图 10 大工业分布式项目 IRR8%地区,从地域划分的情况来看，一般工商业分布式电站中，华东地区 IRR8%的区域最多，达到 94 个，而最少的是西南地区，只有 31个，大工业分布式电站也呈现类似的情况，华东地区 IRR8%的区域最多，达到 84 个，而最少的是华南地区，只有 15 个。 从 IRR 的情况来看，一般工商业分布式电站中，IRR 最高的是西藏阿里的 43.0%，但是由于实际上在高原地区施工困难，实际成 本要高于平原地区，因此不具有参考意义，如果将西藏排除，则 IRR 最高的是甘肃武威，达到了 19.5%，最低的在福建莆田。大工业分布式电站中，由于部分地区（西藏、海南等）没有大工业电价，因此没有 IRR。因此 IRR 最高的是山东烟台，达到 14.0%，最 低的在青海海东地区。表 4 一般工商业分布式电站不同地区 IRR8%的区域情况,三、非技术成本下降难，发电侧平价上网地区少,我们同样从发电侧对光伏项目收益进行测算，由于在发电侧光伏作为新能源要与传统能源比较，因此光伏平价上网的基准为煤电上 网标杆电价。对于集中式电站来说，土地成本、融资成本及送出费用是影响集中式电站平价上网的重要因素，而这几个因素都和光 伏设备本身没有太大关系，因此也被称为非技术成本。由于存在较高的非技术成本，同时煤电上网标杆电价电价很低，我们在参数 输入时做了极为乐观的假设。在装机规模上，考虑到送出费用一般也被包含在总投资中，我们假设项目装机容量假设为 40MW。一般而言，接入工程的费用包括 了接入审查及批复相关费用、送出线路建设成本、送出线路征地费用、汇集站升压站建设成本、对端改造扩容费用等，具体费用根 据项目会有所差异。对于 50MW 以下的电站一般只要求建 35kV 升压站，对于 50200MW 的电站则要求建设 110kV 升压站，200MW 以上的电站则要求建设 220kV 升压站。110kV 升压站大约在 2000 万元左右，因此对初始投资的影响在 0.10.4 元/瓦之间，而这部 分成本主要由企业承担，只有送出线路部分由电网的线路补贴来回收，因此对于企业来说仍然是一笔不小的负担。,在建设期我们假设采用 320W 组件，单位价格为 1.5 元/W，同时项目的单位投资（不含土地费用）仅为 3.8 元/瓦。我们从行业标志 性项目领跑者基地中标情况来看，三峡新能源关于青海省格尔木 500MW 光伏领跑者项目 EPC 的中标价格最低为 3.7 元/瓦， 但是不包含升压站以及 5 回 110kV 送出线路，且 EPC 价格不等于全投资价格，因此实际价格仍要高于 3.7 元/瓦，这从侧面反映了 单位投资要降到 3.8 元/瓦的困难程度。表 6 集中式电站建设期假设表,表 7 集中式电站运营期假设表,在运营期我们假设没有弃光，折旧年限为 25 年，每年单位运维成本为 0.06 元/瓦，所得税率 25%，享受三免三减半政策，建设期增,值税可抵扣，增值税销项税率 13%，且享受减半优惠。作为非技术成本之一的土地费用是影响项目现金流的重要因素之一，我们假设租金仅为 200 元/亩，租期 26 年，且五年一付（首次 六年一付）。而在实际项目建设过程中，绝大多数项目土地租金价格均达不到这么低的标准，同时有很多项目为十年一付甚至一次性 付清。我们以第三批应用领跑者为例，尽管大部分基地的土地租金都控制在 200 元/亩/年之内，但是实际操作中，很多企业签署了 两份土地租赁合同，一份是按照基地申报时承诺的土地价格，而另一份则是被冠以各种名目“变相”的土地租金，租金的实际价格 无法达到这么低的要求。表 8 第三批应用领跑者政府承诺土地价格,电价方面我们以各地煤电标杆上网电价作为光伏上网电价进行计算。前文提到发电侧平价上网的定义是指光伏发电即使按照传统能 源的上网电价收购(无补贴)也能实现合理利润，由于我国电源结构中煤电占 70%左右，因此一般情况下光伏对标的传统电源应该是 煤电。但是，四川省从 2017 年开始对风电、光伏进行上网电价市场化，光伏在丰水期的上网电价以水电进行结算，因此光伏实际 价格基准要低于煤电标杆上网电价。除四川以外，云南、青海目前在实际操作中也采用水电价格进行结算，也就是说在部分省份光 伏发电的对标应该是水电而非煤电，但由于政府并未下发正式文件，我们在测算时仍以煤电标杆电价作为基准。表 9 四川丰水期光伏电价采用水电价格结算,文号相关内容,时间文件名2017 年度推进2017/5/12电力价格改革十项措施,川发改价 格 2017237 号,四川电网风电和光伏丰水期发电量全部参与电力市场化交易。未参与市场化交易上网电 量由电网企业按照四川电网丰水期市场交易价格进行结算。,关于推进 20182018 年丰水期(6-10 月)四川电网除分布式风电、分布式光伏和光伏扶贫项目以外的风川发改价年丰水期风电光电、光伏上网电量,由国网四川省电力公司每月通过四川电力交易平台采取挂牌方式代居2018/5/14格2018伏发电市场化交民用户优先采购。参与优先采购的风电和光伏发电企业,其全部上网电量按 0.21 元/千瓦234 号易的通知时结算。,图 11 全国煤电标杆电价,此外，我们假设项目自由资金占比为 25%，贷款利率为基准利率上浮 10%，由于集中式项目电价较低，我们假设还款期限为 15 年。表 10 集中式电站融资假设表,根据我们的测算结果，项目 IRR 在 8%以上的城市及地区有 67 个，占总数的 14.8%，而这其中还包含了像西藏这样下游几乎没有负,荷的地区。总体上看，东北、西北是主要平价上网区域，此外，华北和南方少部分区域也能做到平价上网。图 12 集中式电站 IRR图 13 IRR8%以上的城市有 67 个,表 11 集中式电站不同地区 IRR8%的区域情况,我们分别选取吴忠、保定和盐城作为光伏一、二、三类资源区代表，对其进行敏感性分析，从结果可以看出单位投资价格每增加 0.1 元，项目 IRR 下降 0.20.3ppt；首年发电利用小时数每增加 100 小时，对一类资源区 IRR 上升 0.8ppt，二类资源区上升 1.1%，三 类资源区上升1.2ppt；土地租金的增加对项目IRR 的影响相对较小，每年每亩增加80 元下降0.1%；光伏非首年衰减率每下降0.1ppt，IRR 上升 0.1ppt。,表 12 吴忠光伏项目单位投资及发电利用小时数敏感性分析IRR单瓦投资价格(元/瓦),表 13 吴忠光伏项目土地租金及衰减率敏感性分析IRR土地租金（元/亩/年）,表 14 保定光伏项目单位投资及发电利用小时数敏感性分析IRR单瓦投资价格(元/瓦),表 15 保定光伏项目土地租金及衰减率敏感性分析IRR土地租金（元/亩/年）6.0%160.0200.0240.0280.0,320.0360.0400.0440.0480.0,表 16 盐城光伏项目单位投资及发电利用小时数敏感性分析IRR单瓦投资价格(元/瓦),表 17 盐城光伏项目土地租金及衰减率敏感性分析IRR土地租金（元/亩/年）,非技术成本下降困难，集中式电站平价上网需另寻出路根据前述内容，光伏的非技术成本一直是影响光伏平价上网的重要因素，因此我们也基于不同的假设条件，同样选取上述三市，分 别测算土地租金交付周期、融资成本及融资期限对项目度电成本的影响。我们首先根据土地一年一付、五年一付及一次性付清及土地租赁费用在 200 元/亩/年和 400 元/亩/年的情况下分别计算对项目度电成,本的影响，从结果看，五年一付和一年一付的情况下，土地租金增加一倍，对度电成本的影响在 0.050.07 分/千瓦时，而一次性付 清的情况下则为多支出 0.080.12 分/千瓦时，而五年一付与年付之间，以 200 元/亩/年的租金费用计，两者几乎没有差异，而对五 年一付与一次性付清之间，两者相差 0.040.06 分/千瓦时。表 18 不同土地价格及交费方式对项目度电成本的影响,其次，融资成本也是影响现金流的重要因素之一，对于国企来说，贷款利率基准利率上浮 10%是能够拿到贷款的，而对于民企来说， 上市公司的融资利率一般要在 7%以上，且实际项目融资的期限也较短，一般贷款年限仅为 8 年左右。因此导致项目前面几年的支 出费用较高，收益变差。表 19 民营上市企业融资利率偏高,此外，针对不同的融资期限分别计算对项目度电成本的影响。从结果可以看出，融资期限从 15 年缩短到 8 年使得项目的度电成本 增加 0.320.4 分/千瓦时，而融资利率在项目角度对现金流影响有限，主要是因为项目现金流计算时只计算项目层面现金流入及流 出，融资对项目现金流的影响仅体现在财务费用对利润的改变从而导致所得税的变化。但是从股东层面来说，由于贷款利率增加， 期限缩短，使得股东的回报率有所下降，同时增加了前几年的现金支出，对于项目所需流动资金要求也增加了，因此影响了企业的 投资决策。表 20 不同的融资期限对项目度电成本的影响,盐城,0.0441,0.0481,0.0040,元/千瓦时,四、双面双玻是促进平价上网的助推器,从前文分析可以看出，对于光伏发电企业来说，当补贴完全退坡以后，在用户侧仍有大量分布式项目可以满足项目投资收益率，而 在发电侧满足项目投资收益率的项目较少。因此在补贴完全退坡以后投资光伏项目对企业提出了更高的要求，即需要从收入和成本 两个角度实现平价上网。从前文的敏感性分析中可以看出，在成本端，降低项目初始投资、降低运维费用和土地成本是最核心也是 最有效的手段，但是我们认为这些成本在我们假设条件下已经处于非常乐观的情景，继续下降的空间不大，因此平价上网主要还是 需要靠收入端解决。从收入端来看，在目前我国仍然采用目录电价的模式下，光伏电价部分被固定无法变动，能增加收入的只能是上网电量，因此降低 光伏的衰减率以及提升光伏的发电利用小时数是核心。图 14 平价上网只能依赖收入端,我们认为这可以有几个途径实现，一是提高利用小时数，我们认为有多种途径可实现。一方面目前国内光伏系统的 PR,（PerformanceRatio）在 80%左右，距离国际的 90%尚有不少距离，通过提升 PR 值能使得光伏利用小时数提高。此外，采 用转化效率更高的组件或者衰减率更低的组件（如 N 型单晶）也能提升利用小时数，以及采用跟踪式支架让组件始终保持在 最佳倾角以获得更高的发电量。在这方面我们认为尽管跟踪式能提升发电量，但由于会提升初始投资及运维成本，实际效果 并不理想，而更好的选择是双面双玻组件，由于双面双玻组件背面也能发电，因此普通的固定支架也能使用，在初始投资方 面与普通项目相比基本只差组件价格，而如果参考三峡新能源关于青海省格尔木 500MW 光伏领跑者项目与陕西渭南 100MW 光伏领跑者项目 EPC 的中标情况来看，两者价差不超过 0.1 元/瓦。而根据 TVSD 海南户外实证基地数据，同一时间地点， 双面与单面发电量对比中，白漆条件下，N 型双面组件单瓦发电量增益高达 29.7%，沙土与水泥条件下，双面的发电增益均 为 10.4%，草地条件下也达到了 7.4%。图 15 单面与双面组件发电量比较,表 21 双面发电量增益最高可达 29.7%,从增益的角度来说，我们认为双面双玻组件是扩大发电侧和用户侧光伏平价上网覆盖区域最好的技术。由于双面双玻组件可 以大幅度提高光伏组件的抗腐蚀防磨损等性能，大幅降低发生 PID 衰减的可能性，同时针对 P 型和 N 型晶硅组件都能应用，,