:从国电投最新一批开标结果来看，组件单晶标段(285W及以上)最低价格报至2.63元/瓦，报价在2.7元/瓦以上的企业共有4家，大部分企业报价维持在2.7-3元/瓦之间。从多晶(270W及以上)的报价来看，要明显低于单晶。其最低价格报至2.48元/瓦，大部分报价在2.6-2.8元/瓦之间。可见光伏电站核心设备价格的不断降低的大趋势已经不可阻挡，大有2020年实现评价上网得趋势。为此，来分析一下光伏项目EPC价格的不断降低对光伏项目IRR的影响以及影响光伏IRR的主要两大因素(光资源、总造价)的重要性。
以下为测算的边界条件：
按照基本假设条件进行成本核算，选择不同地区相对应的利用小时数和标杆电价。
I类优质地区，度电成本最低，约为0.38元/KWh,内部收益率达到12.58%。
II、III类地区，度电成本相对较高，分别为0.47元/KWh、0.61元/KWh，内部收益率达到10.5%和6.55%。
I类地区：IRR影响因素分析
固定EPC成本，随着利用小时数提高，内部收益率随之增长。例如，当EPC成本固定为7元/W时，利用小时数平均每提升50小时，IRR约增长1%。
固定利用小时数，随着EPC成本提升，内部收益率随之下降。例如，当利用小时数固定为1600小时数时，EPC成本越小，IRR越高。例如，当EPC成本为5元/W时，IRR为28.21%，随着EPC成本增长至9元/W，IRR下降至5.29%。具体如下图所示：
更重要的是，对于I类优质地区，资本金IRR对EPC成本的敏感性大于对利用小时数的敏感性。应加快降低EPC成本。当EPC成本固定，利用小时数平均每提升50小时，IRR增长较为稳定，约1%。当利用小时数固定，EPC成本越小，IRR下降幅度越大，IRR下降幅度远大于1%。所以说IRR对EPC成本的敏感性大于对利用小时数的敏感性。具体如下表所示。
表1：I类地区大型光伏电站IRR对于EPC和利用小时的敏感度分析(单位：元/W，小时)
