在供應鏈成本上升的擠壓下，春節后光伏組件企業報價開始明顯上調，根據統計，近期各大央企組件集采中，組件報價基本保持在1.7 元/W以上，有的最高價格甚至超過1.8 元/W，基本回到了2019年11月的組件價格水平。根據CPIA 的數據統計，2020年，組件下降至1.57元/W，成本下降至39.30%。

而目前市場上166尺寸單面組件價格大多落在1.65-1.7 元/W，大尺寸組件則大多落在1.7 元/W左右，同時對2021Q2/2021Q3的遠期報價也維持在較高水平，海外市場光伏組件均價也呈現小幅抬升趨勢。

組件價格傳導不暢，終端供需出現僵局

從國內需求端來看，組件報價的傳導難言順利，對于已啟動建設的電站項目來說，組價價格臨時上漲意味著電站業主前期的收益率測算與項目可研結論出現偏差，項目推進受阻；對于未啟動建設的項目來說，出于保持電站投資收益率的考慮，選擇暫時觀望的業主居于多數，近期已出現項目評標暫停的情況，部分以戶用和小型工商業為主的安裝商也暫停了組件采購的進度，組件企業與電站業主的供需博弈呈現僵局狀態。

一線組件企業開工率受到影響：在供需僵局之下，近期終端電站裝機需求釋放相對低于預期，部分電站業主亦開始選擇報價相對較低的二三線組件企業作為供應商，一線企業組件庫存春節后持續攀 升，近期已開始主動減產，預計對組件盈利能力亦有不利影響。

終端博弈有望解決，后續需求回暖無憂

央企國企電站收益率要求開始放寬：在碳中和背景下，出于加快在新能源領域的布局和發展、增加新能源裝機的迫切需求，已有央企、國企在制造產業鏈成本居高不下導致需求釋放不暢的情況下開始下調對光伏電站項目投資收益率的要求。根據光伏們報道，已有央企將光伏電站項目全投資收益率從8%降至6%-6.5%，并且明確了25年的財務測算周期；亦有企業保持8%的全投資收益率要求不變，但自有資金出資比例從30%降至20%，間接降低了對投資收益率的要求。

根據對無補貼條件下，8%和6%的全投資IRR要求對應的光伏電站成本進行了測算，結果顯示電站成本要求平均下降約0.6元/W，在部分煤電上網電價較高的地區降幅更為明顯，即使考慮后續電站參與市場化交易對收入端的影響，收益率要求的下調亦有望釋放部分裝機需求。

圖：各地區在無補貼情況下不同 IRR 對應的裝機成本（元/W）

融資成本下降有望釋放電站成本空間：據統計，近期已有南方電網、國家能源集團、中國華能、國家電投等14家國企央企披露碳中和債券發行計劃，總融資額約 200億元，平均融資利率約3.5%。

交易商協會官網信息顯示，碳中和債券的募投項目需符合《綠色債券支持項目目錄》，且聚焦于碳減排領域，包括光伏、風電及水電等清潔能源類項目等。此外，主流央企的光伏電站、風電場長期限的項目貸款利率也有望降至4%以下，相對于5年期LPR下浮15%以上。

圖：近期部分“碳中和”債券概況

競價、平價搶裝節點明確：2021H1 國內光伏裝機需求以2020 年競價結轉項目與部分分布式項目為主。按照2020年競價規則規定，今年入圍的競價項目如未在 2020年底前全容量并網，則每逾期一個季度電價補貼降低0.01元/kWh，逾期兩個季度（即2021年6月30日未并網）則取消項目補貼資格。據報道，近期已有部分電站業主愿意接受高價產品來進行“630”搶裝。

整體而言，在電站建設成本要求有望放松、終端需求相對剛性的前提條件下，預計當前光伏制造產業鏈與電站端之間的供需僵局有望逐步緩解，組件價格有望在一定程度上傳導至下游，進而在收入端為組件盈利能力的釋放打開一定空間。