主页、正乾娱乐注册、主页。分布式持续高增，支撑上半年需求。从装机结构看，2022Q1 集中式电站 4.34GW（同比+72%），分布式光伏 8.87GW（同比 +216%），分布式装机占比达 67%。分布式中，工商业新增装机 6.32GW，主要分布在浙江、山东和江苏等地；户用新增装机 2.55GW，同比+101%。在地面电站年底抢装结束及组件价格高企 背景下，分布式光伏经济性较高，其装机持续高增，有效支撑国 内市场上半年需求。

　　组件、逆变器出口数据高增。2022 年 1-4 月，我国组件出口 规模约 51.42GW，同比+79%；逆变器出口金额 18.33 亿美元， 同比+34%。整体来看，组件与逆变器均实现了较大幅度的增长， 侧面反映出海外需求强劲。

　　（1）欧洲：欧洲一季度进口 16.7GW 中国组件产品，同比 +145%，是成长最高的地区，主要为欧洲市场传统需求叠加俄乌 冲突影响。

　　（2）亚太：一季度出口亚太地区组件累计约 11.9GW，同比 +143%。其中印度累计进口中国 8.1GW 组件，同比+429%，印度 需求大增的原因是印度政府 4 月 1 日开始征收 BCD 关税，分别对 光伏电池和组件征收 25%、40%的 BCD 关税，窗口期微逆囤货需 求大增。

　　（3）美洲：美洲市场第一季度累计进口 6.1GW 组件，同比 +63%，巴西是主要拉动地区。巴西第一季度累计进口中国组件 4.9GW，同比+84%。

　　4 月组件出口环比略有下滑，主要为印度囤货窗口期结束及部 分国内区域疫情少量影响。4 月份国内出口印度组件仅 0.16 亿美 元，环比-98%，除印度以外组件出口金额 32.33 亿美元，环比 +9%，呈持续增长态势。全年来看，印度市场影响不会太大，随 着库存消化及新项目启动，印度市场需求有望在年内逐渐恢复。

　　硅料硅片价格下行在 22 年初止稳，随后开启反弹，需求旺盛 是此轮涨价的关键因素。22 年 Q1，国内光伏新增装机表现淡季不 淡，叠加德国提出新的装机目标以及印度方面受关税影响带来的 抢装潮，全球整体需求旺盛。22 年 1 月，硅料硅片价格先后开始 反弹并逐月上涨至今。1 月份以来，为满足下游需求增长，硅片企 业开工率逐步提升，同时叠加春节囤货需求，硅料供应不及预 期，价格企稳回升。另外，拉晶环节产能增速过快导致上游环节 供需严重错配是硅料价格继续呈现上涨趋势的主要原因。

　　电池片受供应链影响价格先降后升，组件价格五一后小幅上 涨。从今年三月以来，受国内各地疫情影 响，物流、厂家出货以及原材料采购等都出现阻碍，供应链、玻 璃、胶膜价格均有所上涨，五一假期后组件厂家价格成功上调。 一线W+单玻组件价格上涨幅度约 0.05-0.1 元/W 至 1.9 元 /W 左右的价格。

　　受终端需求拉动，产业链年初以来排产持续向好，上半年开 工率基本呈逐月环增趋势。组件 TOP10 厂 家开工率保持在 68%以上水平，预计 5 月份开工率达到 80%。年 初至今电池片垂直整合厂和中国厂商开工率稳定，保持在 60%以 上的水平，其中主要因素为组件端需求旺盛带动了对电池片的需 求。多晶硅供需持续紧张，Q2 以来随着各家技改和分线检修接近 尾声，开工率也在不断上升。

　　中长期需求高增趋势确定，投资价值突出。在能源革命、碳 中和时代背景下，光伏中长期需求高增趋势确定，供给上随着短 板逐渐消除，行业成长空间广阔，光伏板块投资价值突出。

　　首先看好技术变革红利。度电成本下降一直是光伏需求增长 核心驱动因素，通过技术进步提效降本始终是行业前进方向。本 轮技术革命核心点包括颗粒硅、新型电池技术。

　　其次紧抓行业高景气主线，持续寻找超越行业增长的环节。 我们认为，超越行业增长主要分为两类：一类是行业竞争格局优 化（主要表现为行业集中度提升），一方面头部企业市占率提升、 销量增速高于下游需求增速，另一方面行业竞争减弱带来盈利能 力提升。另一类超越行业增长则是供需差带来产品价格上涨。

　　最后在光伏下游应用方面，看好分布式持续发展带来的投资 机会，包括户用与工商业。户用光伏随着商业模式成熟叠加政策 利好，有望迎来快速发展。工商业光伏则会充分受益于电价市场 化改革，盈利模型在未来会有更好的表现。

　　全球能源价格上涨大背景下，光伏、风电的 PPA 价格也在持 续攀升。美国、欧洲市场的光伏 风电 PPA 价格持续走高。2022Q1，欧洲市场 PPA 加权平均价格 为 49.92 欧元/MWh，同比+20%，环比+4.1%；美国市场 PPA 加 权平均价格为 36.31 美元/MWh，同比+15.8%，环比+6%。随着 PPA 价格的持续上涨，进一步提升了光伏的经济性，另一方面， 经济性的提升也使得下游对于组件价格的接受度提高。

　　欧盟发布 REPowerEU 计划。俄乌冲突背景下，欧洲能源供 应紧张，俄罗斯卢布结算方案使得大量欧洲国家面临能源断供风 险。目前，欧盟约 29%的石油、43%的天然气来自俄罗斯，作为 应对措施，我们预计欧盟将加快推进以光伏为首的可再生能源替 代方案。5 月 18 日，欧盟委员会公布了 REPowerEU 计划，涉及 未来五年内高达 2100 亿欧元资金规模，包括增加可再生能源和液 化天然气进口，降低能源需求，从而达到减少对俄罗斯能源依 赖、加快转向绿色能源的目的。计划主要包括：

　　硅料约束下预计 2022 年新增装机 240GW，同比+40%。在 碳中和及国际局势变化背景下，随着光伏经济性不断提升，中长 期看光伏需求将维持高增趋势。供给端，主要短板硅料的产能正 在逐渐释放，到 2023 年基本不构成供给约束。根据硅料可供产 出，预计 2022 年全球光伏新增装机在 240GW 左右，同比增长 40%以上。具体波动的影响因素在于薄片化推进速度，以及具体 价格和盈利水平下产业链间库存流转速度。

　　硅料新增产能从 2021 年底开始陆续投放，经过 3-6 个月爬坡 期，在 2022 年上半年陆续达产。新产能方面，新特新疆技改、亚 硅青海甘河一期项目近期陆续开始投产，东方希望三期和丽豪青 海产能预计 6 月份或 Q3 初投产。

　　2022H1 全行业硅料供给量约 38 万吨。 国内 1-4 月国内硅料产量合计 21.69 万吨，进口量约为 2.7 万吨， 不考虑海外消化部分，1-4 月份全行业硅料供给量合计约为 24.39 万吨。国内产量逐月增加，进口量保持稳定，预计 5、6 月硅料供 给分别为 6.7 和 7.3 万吨，2022H1 全行业硅料供给量约为 38.39 万吨。

　　2023 年开始硅料进入产能释放期，充足硅料供应有望驱动行 业高成长。2022 年硅料产能大幅提升，考虑爬坡时间，2023 年中 期相关产能将迎来充分释放，从而消除行业供给瓶颈。预计到 2022、2023 年底，全球硅料 产能分别达 110.33、161.53 万吨，按硅料量 2.7、2.67 g/W 计 算，全部产能达产后可支撑 400、600GW 以上组件需求。

　　我们认为，中长期光伏最大的投资机会依然来自于技术红 利。度电成本下降一直是光伏需求增长核心驱动因素，成本下降 刺激终端需求，从而进一步规模化降本形成良性循环。通过技术 进步提效降本始终是行业前进方向。

　　我们认为，当前光伏行业正在酝酿新一轮技术周期，有望使 得光伏降本进一个台阶，而全面拥抱技术红利，也将是下一阶段 光伏投资的风向标。本轮技术革命核心点包括颗粒硅、新型电池 技术。

　　新一代技术，有望大幅降低成本。颗粒硅生产工艺为硅烷流 化床法，将硅烷和氢气注入流化床反应器，加热后硅沉积在硅微 粉上形成颗粒硅。相比改良西门子法，颗粒硅在投资额、电耗等 方面有着较大的降幅，综合成本更有优势，同时天然为颗粒状， 省去了破碎成本，在未来连续直拉单晶等场景具备更好的适用 性。

　　适应下一代拉晶技术 CCZ。CCZ 连续拉晶是下一代拉晶技 术，相比当前 RCZ 多次直拉单晶技术，大幅提高生产效率、降低 成本，同时电阻率更加均匀、分布更窄，更加适用于 N 型电池。

　　对于 CCZ 连续拉晶工艺，细粒径硅料曾是瓶颈。CCZ 连续加 料一般要求硅料最大直径小于 30mm（太大容易卡料），传统改良 西门子法成品为棒状硅，需破碎至较小粒径使用（如瓦克瓜子 料），破碎难度较高，且带来额外成本及引入杂质。而颗粒硅天然 细粒径，可直接用于 CCZ 投料。

　　龙头企业加速量产。应用比例上，受制于于供给有限，目前 下游拉晶中颗粒硅占比可以做到 15%-30%，随着供给增加未来占 比有望进一步提升。商业化量产上，协鑫科技新增产能全部为颗 粒硅，且未来徐州基地全部产能转为颗粒硅。2021 年 11 月协鑫科 技 2 万吨产能投产，颗粒硅产能达 3 万吨，目前徐州 3 万吨、乐山与包头一期各 10 万吨正在建设中。预计 2022、2023 年底协鑫 科技颗粒硅产能分别达到 26、30 万吨。

　　PERC 电池效率与降本遭遇瓶颈。目前 P 型 PERC 技术转换 效率已经基本接近 24%的瓶颈，未来继续提升的空间较小，同时 PERC 经过 6 年多的发展，产业链配套非常成熟，非硅成本降至 0.16 元/W，产业化降本也基本走到尽头。

　　新型电池争相起步，效率、成本各有千秋。目前行业对于新 型电池技术的选择主要落在 TOPCon、HJT 与背接触电池（核心 是背电极，各家命名与结构、工艺有所差异）上。

　　效率：三种新型电池起步量产效率均可达到 23.5%-24.5%。 背接触电池由于没有正面栅线遮挡，理论效率最高，同时可以叠 加 HJT/TOPCon 变为 HBC/TBC，具备较大的技术潜力。

　　成本：新型电池成本均高于 PERC，同时均具备较大的降本 潜力。TOPCon 未来降本看点在于银浆耗量的降低；HJT 降本空 间一方面来自于低温工艺对薄片化的适应（目标 150μm 甚至 120 μm），另一方面来自于靶材、低温银浆等辅材国产化后的材料降 本；背接触电池自身的降本空间来自于工艺流程简化带来的设备 成本降低以及金属化工艺突破（如铜电极等）带来的材料成本降 低。

　　量产难度：生产工序上，背接触TOPCon异质结，但工艺 难度上，异质结背接触TOPCon。

　　技术路线选择有所不同，中短期或齐头并进。从量产进度 看，中期电池与一体化企业的扩产方向主要集中在 TOPCon 与背 接触电池上。同时，HJT 也是众多一体化厂商和新进入者持续布 局的方向。

　　TOPCon 工艺逐渐成熟，量产效率逐渐赶上，同时投资成本 最低，且与现有 PERC 产线可以兼容，因此成为目前主流电池和 一体化厂商的首选，包括晶科、中来、钧达等。

　　背接触电池由于理论效率最高，且可与 TOPCon/HJT 叠加， 但投资成本较高，产业链相对 HJT 也更不成熟，主要由隆基、爱 旭等领先企业推进。

　　HJT 异质结是全新生产工艺，理论上具备弯道超车机会，同 时设备商逐渐发展成熟，可以提供整线解决方案，一定程度上降 低了电池片环节的进入门槛，因此吸引了大量新进入者。同时现 有电池厂与一体化厂商也在积极布局。

　　高效电池产品下游接受程度较高，有望获得高溢价。更高效 率的组件产品可有效摊薄电站 BOS 成本、提升电站收益，因此下 游业主对高效电池产品接受度较高。与 PERC 相比，目前新型高 效电池产品在组件端溢价可达 0.1 元/W 甚至更高。（报告来源：未来智库）

　　（1）行业竞争格局优化（主要表现为行业集中度提升），受 益于头部企业市占率提升、销量增速高于下游需求增速，加上行 业竞争减弱带来盈利能力提升。

　　（2）供需差带来产品价格上涨。 中期看，竞争格局优化的细分环节有一体化组件、金刚线、 铝边框，供需差带来产品价格上涨的细分环节有高纯石英砂。

　　组件偏重品牌和渠道积累，头部企业市占率持续提升。组件 作为光伏产业链偏 ToC 端的产品，相比上游环节拼产能、拼成 本，组件环节更加偏重品牌和渠道的积累，属于长期竞争过程。

　　从 2017-2021 年组件企业出货排名看，全球出货前五均集中 在隆基、晶科、天合、晶澳、阿特斯，头部企业的竞争格局基本 定型。而组件全球前十企业的发展史看，除隆基发展历史相对较 短（2000 年成立，2015 年完成收购乐叶进入组件环节），其余均 有 10 年以上的发展史，组件环节后来者居上的机会较少。

　　（1）硅料降价释放利润能有望在组件环节实现留存。按硅耗 量 2.9g/W 计算，硅料含税价每下降 10 元/KG，可以为产业链释放 0.026 元利润。从竞争格局看，我们认为硅料释放的利润分配上： 电站组件电池片硅片。针对中游制造业，弹性最大的是组件， 其中非一体化一体化。

　　（2）EVA 粒子供需走向平衡，进一步带动组件盈利提升。同 硅料类似，EVA 粒子属于化工行业，其产能扩张落后于光伏行业 需求增长。因此在 2021 年 EVA 粒子供需关系较为紧张，价格涨 幅较大并传到至光伏胶膜，从而增加组件成本。预计 EVA 粒子产 能于 2022Q1 开始陆续释放，从而带动粒子和胶膜降价，提升组 件盈利。

　　（3）订单周期错配，组件企业短期有望收获超额收益。组件 订单周期较长，一般在几个月以上，由于订单的周期错配，部分 在 2021 年硅料价格高位下的新签订单，有望在 2022 年产业链成 本下行周期内交付，从而使得组件企业在短期内获得一定的超额 收益（抵消 2021 年成本上行周期带来的利润减少）。

　　金刚线经历行业洗牌，目前进入强者恒强状态。从规模看， 第一梯队美畅股份、高测股份、恒星科技等已与其他企业拉开层 次。2021 年底，美畅股份、高测股份、恒星科技的金刚线 万公里，与中小企业逐 渐拉开规模差距。

　　行业集中度有望进一步提升。2021 年，金刚线 为美畅、高测、恒星，合计出货量超过 6900 万公里，市占率合计 82%以上。随着龙头企业的大幅扩产，行业集中度有望进一步提 升。

　　细线化趋势持续，行业壁垒进一步提升。2022 年度下游硅片 厂商对于金刚线μm 金刚线逐渐成 为主流。目前高碳钢金刚线线径已逐渐接近极限，进一步细线化 需要改变金属材质，钨丝替代是当下看好的行业发展新方向。

　　铝边框是光伏组件重要辅材，价值量较高。铝边框用于保护 玻璃边缘、加强光伏组件密封性能和提高光伏组件整体机械强 度，便于光伏组件的安装和运输。从价值链看，铝边框成本约 0.14 元/W，占组件成本 8.5%，价值量高于 EVA、玻璃、背板等 常见辅材。

　　铝边框目前市场较为分散。目前产能较大的企业包括永臻科 技、鑫铂股份、中信渤海和营口昌泰等，2020 年各家产能基本在 10 万吨或更低，龙头市占率仅 10%左右，行业 CR4 约为 33%。主要原因包括下游组件环节本身格局比较分散、边框重营运资金 因而限制了单个企业扩大规模。

　　看好未来集中度提升。一方面，头部组件厂加速扩产，下游 集中度提升。2021 年组件环节 CR5 为 63.4%，较 2020 年 55.1% 提升明显。另一方面，头部边框企业加速融资扩产。鑫铂股份已 率先在 2021 年完成上市，而永臻科技也在 2021 年 12 月完成 Pre-IPO 轮融资。同时，头部企业均有不同程度的扩产计划。随着 头部企业产能开出，未来铝边框行业集中度提升是必然趋势。

　　石英坩埚是硅片重要耗材，其成本主要为高纯石英砂。石英 坩埚用于在拉晶成果中承载熔融状态的硅液，由于高温工艺以及 锅底料对硅棒品质的影响，因此坩埚需要定期更换；从成本看， 坩埚占圆棒加工成本的 13%，属于相对重要但对成本要影响不大 的耗材。目前坩埚生产商企业主要为硅片企业配套的加工厂，产 能较为充足，核心在于上游材料高纯石英砂。成本占比看，坩埚主要成为直接材料（占比 78%），其中高纯石英砂为直接原材料， 石墨电极和石英板相对占比不高。

　　需求：预计 2022 年需求 6 万吨左右。按 2022 年全球光伏装 机 230GW 计算，容配比 1.2 加上良率影响，对应 300GW+硅片需 求量。考虑到 2022 年是硅片扩产大年，上游硅料不存在明显制 约，硅片产量预计 330GW 以上。单 GW 石英坩埚（对应上游石 英砂）耗量 180 吨左右，因此预计 2022 年高纯石英砂需求 6 万吨 左右。

　　供给：集中在尤尼明、TQC、石英股份，新增产能有限。全 球高纯石英砂集中在三家企业，尤尼明、TQC、石英股份：海外 尤尼明与 TQC 产能暂无扩产计划，国内石英股份产能 2 万吨新增 产能正在爬坡。2021 年 12 月 21 日，石英股份新公告 1.5 万吨扩 产计划，预计 2023 年投产。

　　疫情、海运拥堵及龙头策略调整将导致海外石英砂供给受 限。尤尼明和 TQC 生产基地分别位于美国和挪威，受疫情和海运 拥堵影响较大，特别是美国。从策略看，尤尼明市场策略有调 整，未来看更倾向于供应盈利能力更高的半导体领域。

　　2022 年高纯石英砂可能存在缺口，核心看海外实际供应量。 预计 2022 年石英股份光伏石英砂销量 3 万吨，假设尤尼明、TQC 供应量分别为 1.5、0.6 万吨，全行业合计供应量 5.5 万吨左右， 存在 5000 吨以上缺口。

　　我国户用光伏起步较晚，2012 年底出现首次户用光伏并网， 2016 年下半年开始逐渐起步，至 2017 年开始明显提升。

　　补贴+“整县推进”政策，户用光伏大幅增长，21 年新增装 机量达 21.6GW，同比+113%。21 年户用光伏是唯一享受补贴的 光伏项目，21 年纳入当年补贴规模的新建项目，补贴标准按照 0.03 元/kwh 执行。叠加 21 年 6 月“整县推进”政策推出，户用 光伏迎来高增长。2021 年户用新增装机量 达 21.6GW，同比增长 113%。

　　原因一：光伏系统成本不断 下降是根本。户用光伏的发展本质是靠投资收益驱动的，但是我 国由于户用上网电价较低，因此早期户用需要依靠补贴才得以发 展。光伏度电成本 10 年下降了 85%。我国光伏发电成本近十年来下降 75%，已 经降至 0.3 元/千瓦时以内，预计将在十四五期间降至 0.25 元/千瓦 时以下。

　　原因二：成熟销售模式奠定发展基础。目前我国的户用光伏 主要包括四种模式。一、直销模式：老百姓全款购买。二、融资 租赁模式：需要用户支付租金和运维费用，租金按照合同利率还 本付息，租赁期内享有电站使用权和收益权，租赁期满后（15-20 年），电站所有权归用户所有。用户收益=光伏发电收益-租金-运维 费用。三、租赁模式：公司将电站设备租赁给用户，用户的屋顶 安装光伏电站并并网后，电站产生的全部电费及补贴收益扣除分 配给用户的收益、运维服务费后，剩余部分作为公司向用户出租 电站设备收取的租金，租赁期限一般为 20 年，租赁期限内设备所 有权归公司所有，租赁期限结束后设备所有权归用户。四、赊销 模式：公司为用户安装电站并网后，用户使用电站并网售电收益 扣除给用户的收益外分期偿还电站购置款，电站所有权归用户所 有。公司通过 10-20 年逐步收回成本。

　　原因三：融资模式完善是驱动因素。银行提供“光伏贷”、企 业为贷款提供担保共同保障了户用光伏市场稳健发展。 我们从 “光伏贷”暴雷的历史可以总结，大型光伏企业的电站质量与后期完善运维结合大型银行的共同背书才能保障户用光伏电站长期 稳定运行，防范经营和信用风险。目前，民生银行、华夏银行、 兴业银行等大型商业银行均发布了“光伏贷”产品，为终端用户 提供融资。22 年 4 月，隆基、晶澳陆续提出可以为户用“光伏 贷”用户提供资金担保：

　　（1）隆基股份提出拟与银行、经销商等合作，由银行为用户 提供贷款服务，经销商为贷款提供连带责任担保，公司按照借款 人融资总金额的一定比例向银行缴存保证金，并由经销商相关保 证金担保提供反担保，公司提供的保证金担保余额上限不超过 2 亿元；

　　（2）晶澳提出两种担保模式，一种为当用户向金融机构贷款 时，公司提供担保；另一种为公司将光伏发电系统出售给金融机 构，金融机构出租给用户，公司提供担保或回购责任，2022 年度 晶澳科技预计为客户提供担保额度预计不超过 22 亿元。我们认 为，在前车之鉴下，户用光伏行业已经发展出一套完善、规范、 切实保障用户权益、用户企业双赢的体系。在该体系的保障和支 持下，户用光伏市场将稳健成长。

　　我们预计全国户用光伏市场空间约为 405GW，尚有 363GW 有待开发。我们假设农村建筑总面积约为 269.7 亿平米，每栋住 宅的层数为 2 层，每平米装机量 150W，渗透率 20%，对应市场 空间为 405GW。截至 2021 年底，户用光伏累计总装机量达到 41.6GW，还有 363GW 的新增装机空间。

　　工商业分布式光伏项目有三种模式，分别是“全部自用”、 “自发自用+余电上网”和“全额上网”模式。

　　我们以天津为例，计算三种收益模式下的工商业分布式光伏 的内部收益率以及投资回收期。（1）装机成本：由于 2021 年原材 料涨价，我们假设装机成本为 3.8 元/W；（2）电价：天津的脱硫煤 电价为 0.37 元，工商业电价为 0.88 元，假设没有补贴，并假设电 价在运营期间内保持稳定；（3）融资：假设业主全额自费安装， 不向银行申请贷款；（4）根据天津地区的经纬度及最佳倾角等数 据，假设天津地区全年有效发电小时数为 1364.81 小时。

　　全部自用模式下，天津地区投资回收期仅为 3.75 年。经测 算，全部自用、50%自用余电上网以及全部上网的内部收益率分 别为 23.8%、15.1%以及 5.8%；投资回收期分别为 3.75 年、5.72 年以及 11.78 年。

　　组件成本降低，电站投资回收期缩短。在上述测算假设基本 不变的情况下，我们改变装机单位成本假设，测算组件价格浮动 对内部收益率的影响。假设收益模式采取全部自用模式，我们假设装机成本分别为 3.5 元/W，3.8 元/W 和 4.0 元/W，经测算，对 应 IRR 分别为 26.3%、24%以及 22.7%，对应投资回收期为 3.4 年、3.72 年以及 3.94 年。

　　22 年开始多省更新工商业电价政策，竞价交易电价顶格上 浮，叠加峰谷价差拉大，工商业业主投资分布式光伏具有明显经 济性。国家发改委于 2021 年 10 月下发《关于进一步深化燃煤发 电上网电价市场化改革的通知》后，多地发布电价市场化改革通 知，取消工商业企业电力购买目录电价。21 年底 22 年初各省均陆 续开始电价改革，各省执行电价改革的措施主要包括竞价交易和 峰谷价差。浙江继续提高高耗能企业电价，从 2022 年 7 月 1 日起 至 2022 年 12 月 31 日，高耗能企业电价提高 0.172 元/千瓦时。 其他省市如江苏、山西、山东等地均采取拉大峰谷价差的措施， 峰谷价差最高达约 4.2：1。对于高耗能企业，电价改革加重了企 业的用电成本，而目前分布式光伏的装机成本已经降低至 3.8 元/ 及以下，选择安装分布式光伏具有明显的经济性。

　　涨价后，工商业光伏电站投资回收期明显缩短。我们选择天 津、山东、江苏、浙江四地为例，测算涨价对内部收益率和投资 回收期的影响。假设装机成本依然为 3.8 元/W，收益模式采用全 部自发自用，其他假设与之前假设保持一致。天津、山东、江 苏、浙江四地的 IRR 从涨价前的 23.8%、22.6%、11.8%、11.2% 上升至涨价后的 29.6%、28.2%、15.4%、14.7%；投资回收期从 3.75 年、3.94 年、7.18 年和 7.5 年缩短至 3 年、3.16 年、5.64 年 和 5.87 年。

　　（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）