【深度】产业链剖析：2016光伏市场红利何在？

中国已连续两年新增装机排名第一，在累计装机量上今年超越德国，成为新的光伏霸主。放眼未来，我国仍将是全球最主要的增量市场，2020年末装机100GW的原目标将大概率突破。我们预计“十三五”规划目标将大幅上调，未来五年我国光伏装机增长存4倍以上空间，高增长确定性极高。在如此形势之下，让我们深度剖析当下光伏产业链，发掘在新时期光伏产业将面临何种问题？将如何划定发展方向？

一、我国光伏上游产业链分析

　　1.1、多晶硅产业链最上游

是太阳能晶硅制造，这个环节技术门槛高，具有一定垄断性。我国多晶硅产业基本上是2005年以来在我国光伏产业发展的推动下才逐步发展起来的，一路经过产能过剩、淘汰兼并，行业集中度不断提升。

1.1.1、产业现状

在多晶硅产量方面，2014年我国呈现井喷的状态，生产量13.6万吨创历史天量，同比增长57.1%，已占全球总产量的43%。2014年我国多晶硅生产企业达到18家以上，产能利用率较去年大幅度提升，达到84.6%。

由于国内装机需求的旺盛，多晶依赖进口的局面依然存在，2015年上半年进口6万吨，同比仍大幅增加。在进口地方面，韩国、德国和美国占据了85%的份额。其中韩国以35%居首，主要原因为我国对韩国主要公司征收的反倾销税率较低。

在价格方面，进口多晶硅价格滑落至16.66美元/Kg的水平，现货价格比国内低5~15元/Kg左右，低价对国内多晶硅企业的冲击显而易见。因此国内厂商不得不降价以与进口多晶硅竞争固定的市场份额。如今120元/Kg左右的出厂价使得多数企业挣扎在盈亏平衡点附近，且已直逼国内一线企业的生产成本，形式不容乐观。

　　图表25：多晶硅价格走势

1.1.2、竞争格局

多晶硅生产的核心技术长期掌握在美、德、日、韩的七家传统外国企业手中，包括REC、Hemlock、Wacker、MEMC等，形成寡头垄断的格局。国内的一线企业依靠国内装机需求巨量的天然优势，以及及时跟进的技术创新，同样有几家跻身前列，包括江苏中能（保利协鑫控股），特变电工，大全新能源，亚洲硅业。从2013年的产量看，美国Hemlock、挪威REC、德国Wacker、韩国OCI、江苏中能五大巨头加起来总占比超过83%。

在国内，目前生产多晶硅的企业约有18家，行业集中度较高，前十家产量占比达到91%，前五家占比达到77%。其中，江苏中能为龙头企业，凭借技术优势及产能优势，产量接近中国总产量的50%。

　　表格12：2013年全球多晶硅产量排名        表格13：2014年国内多晶硅产量排名

1.1.3、发展趋势

目前，全球多晶硅生产的工艺主要有改良西门子法（Siemens）、流化床法（FBR）、硅烷法、冶金法和气液沉积法。其中改良西门子法为目前的主流方法，占83%的市场份额。根据ITRPV的预计，未来流化床法FBR将逐步取代改良西门子法的份额，因其在成本控制上的潜力。流化床技术与改良西门子法相比，具有如下优点：1.占地少，投资较小，建设期短；2.生产速度快，效率高；生产过程节能，耗电量少；3.可连续，无间断生产；4.产品质量稳定，并可实时检测；5.生产过程实现模块式运行，可根据市场需求调整生产规模。目前流化床法的运行成本已经可以低至12美元/Kg，而根据产业界的估计，在未来3~5年内有望低至7-8美元/Kg。

国内企业中，江苏中能已率先突破硅烷流化床法技术，首套2.5万吨硅烷流化床法多晶硅项目已于2014年9月建成投入试生产。而国外多晶巨头也开始采取用FBR技术转让的形式与国内企业合资办厂，如陕西天宏已与美国REC公司设立了2万吨产能的合资公司，预计于2016年达产。

目前国内领先的多晶硅生产企业，每千克成本大约在14.76美元左右，已达到国际领先水平。但技术劣势仍是大多国内企业的软肋，多晶硅市场持续受到美国、韩国和德国的低价多晶硅冲击，市场价格持续下滑。若想抢占进口多晶硅市场的份额，长期来看通过技术创新降低生产成本是唯一的方法。意在停止多晶硅加工贸易进口的“58号文”只能保护国内上游企业一时，若技术得不到及时跟进，长期来看仍将受到国外先进企业的压制。

　　图表28：国内领先企业多晶硅生产成本

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1.2、硅片

硅片为多晶硅的下游工序，与多晶硅环节不同，该环节为资本密集型，技术含量不高，产品工艺与投入设备相关，可分为单晶硅片和多晶硅片。

1.2.1、产业现状

我国是硅片制造大国，2014年产量达37.4GW，近88亿片，占全球总产量的76%。其中，约四分之一的产量出口，出口地主要为中国台湾、韩国和东南亚地区。在结构方面，单晶硅片的占比从2013年的41.6%上升至2014年的43.2%。

单、多晶片价格走势在过去一年中稳中带降，主要源于上游多晶硅价格的下降。

1.2.2、竞争格局

我国硅片产业在上一轮去产能周期中已洗牌充分，目前竞争格局基本稳定。集中度同样较高，前十家企业产量占比77%，前五家占比达到58%。

在全球硅片产量前十的企业中，我国共占8家。其中，多晶硅片一线企业主要包括保利协鑫、赛维LDK、宇峻等；单晶硅片一线企业主要为隆基股份、中环股份、卡姆丹克、晶龙集团和阳光能源五家企业，其在全球市场合计占约三分之二的份额。

1.2.3、发展趋势

在单晶铸锭技术方面，由于直拉法的成本更低且已足够达到光伏电池的纯度需求，因此预计今后仍将大比例沿用直拉法。但若未来单晶高效电池逐步成为主流，区熔法的比例也将提高。

　　表格14：单晶铸锭直拉法与区熔法比较

在切片技术方面，目前的主流仍然是砂浆切割（Surry-based），而金刚线切割（Diamondwire）由于更高效率的优势也开始逐步普及。根据ITRPV的预测，到2025年左右金刚线切割的市场份额将超过砂浆切割。

我国主要的单晶硅片企业均已完成金刚线切割技术的引入，而多晶硅片的龙头保利协鑫也已开始引入金刚石切割技术。总体来看，硅片环节技术化差异并不大，以量取胜的我国企业在未来几年仍能占据全球前列。

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二、我国光伏中游产业链分析

　　2.1、电池片

将硅片加工为电池片，是实现光电转换最为核心的步骤。此环节是资本和技术双密集型行业，要求企业及时跟进最新的电池制造技术以提升电池效率。我国的电池片产业起步较早，为传统优势行业，从2005年开始，尚德、中电光伏等一批优秀企业就已登上世界舞台。

2.1.1、产业现状

2014年我国共产电池片33.5GW，同比增33.5%。中国大陆与中国台湾占据了全球近80%的份额；此外东南亚也有约10%的份额，主要是因为我国企业为规避欧美贸易壁垒而新增东南亚地区的产能。33.5GW中约三分之一于国内安装，其余转为出口及库存。

 

　　图表33：我国历年电池片片产量              图表34：2014年全球电池片产量分布

在光伏电池种类方面，晶硅电池牢牢占据90%左右的份额。而在晶硅电池中，多晶硅仍为主流。2014年我国产出的电池中，多晶与单晶电池占比在87：13左右，而全球比例约为66：33。造成这一差异的原因为我国光伏终端应用以地面电站为主，成本更低的多晶电池占主导；而国外以分布式的屋顶电站为主，因此更高转换效率的单晶电池更适用。

2.1.2、竞争格局

全球产量排名前列的电池片公司主要在亚太地区。我国的企业主要包括：英利、天合、韩华、晶澳、晶科、海润光伏、江苏林洋新能源、拓日新能等公司；台湾企业主要包括：新日光、茂迪、昱晶等；日本厂商如三洋电机、三菱电机等同样在扩张产能。此外，随着光伏企业垂直一体化战略的发展，很多组件企业同样配备了电池片的产线。总体来看，我国企业虽具备产量优势，但技术研发落后于世界先进企业。

2.1.3、发展趋势

光伏电池的转换效率为电池企业的核心竞争力。因此，只有不断提升研发投入和跟进先进技术的企业，才能在竞争激烈的电池行业屹立不倒。在过去的5年中，无论是单晶还是多晶电池，都保持了约每年0.3%效率的提升，2014年我国企业的单晶平均效率已达19.3%，多晶硅达17.8%。

未来效率的提升会显著放缓，技术的进步主要依靠制备技术的更新换代。目前，具备大规模生产应用基础的高效电池技术包括PERC电池技术以及HIT电池技术，此外钙钛矿电池作为科研界的明星同样被业界看好。

1）PERC电池技术

PERC技术是指在电池的背电极与体层间添加一个电介质钝化层（一般为三氧化二铝、二氧化硅或氮化硅）来提高转换效率。由于标准电池结构中更高的效率水平受限于少数载流子的复合，PERC电池最大化跨越了P-N结的电势梯度，这使得电子更稳定的流动，减少了复合，因此能够得到更高的效率水平。

截止2014年2季度，P型单模块PERC电池的实验室效率为19.8%到20.4%，而传统的P型多模块生产线的效率在17.2%到17.8%范围内，可以看出PERC电池效率的优势。当然，其更高的每瓦造价（约传统电池的1.5倍）为主要挑战，未来有望通过产量的激增摊薄成本。

目前，国外企业如新日光能源、SunEdition、Winaico等已开始运用PERC技术大规模生产电池，我国大部分企业已落后，仅晶澳、乐叶等一线企业在积极引入此技术。

2）HIT电池技术

HIT电池的特征是以光照射侧的p-i型a-Si：H膜（膜厚5～l0nm）和背面侧的i-n型a-Si：H膜（膜厚5～10nm）夹住晶体硅片，在两侧的顶层形成透明的电极和集电极，构成具有对称结构的光伏电池。其优势为：

（1）低温工艺。所有的制作过程都是在低于200℃的条件下进行，这对保证电池的优异性能和节省能耗具有重要的意义。

（2）高效率。HIT电池的特殊结构能够大大降低表面、界面漏电流，从而提高电池效率。目前松下公司研发的HIT电池实验室效率已达25.6%，组件效率也已达19.4%，比PERC技术更为优秀。

（3）高稳定性。HIT电池不会出现类似非晶硅太阳能电池转换效率因光照而衰退的现象；其温度稳定性也更好，与单晶硅电池-0.5%/℃的温度系数相比，HIT电池的温度系数可达到-0.25%/℃，使得电池即使在光照升温情况下仍有较好的输出。

（4）低成本潜力。HIT电池的厚度可以薄至100微米，为传统电池的一半厚，并且允许采用低纯度的廉价衬底。

　　图表40：HIT电池结构

日本松下在HIT电池的技术上遥遥领先，已在7月10日正式启用全日本最大的HIT太阳能发电站，装机容量为1.8MW，共使用6240组效率为18.8%的组件。

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3）IBC电池技术

IBC（Interdigitated back contact指交叉背接触）电池，与常规电池的最大不同在于，常规电池的正负极分别在电池的迎光面和背光面，而IBC电池的正负电极均在电池片的背面，完全看不到多数太阳电池正面呈现的金属线，不仅为使用者带来同等面积更大的发电效率，且看上去更美观。IBC电池的核心问题是如何在电池背面制备出质量较好、呈叉指状间隔排列的P区和N区，由于技术难度较大、设备复杂，因此制备成本高，至今没有实现大规模应用。

IBC电池的世界效率为25%，由美国sunpower公司保持。国内企业中，天合光能走在前列，其与澳大利亚国立大学联合开发的IBC电池实验室电池效率达到了24.4%；独立研发的156mm×156mm（6英寸）大面积IBC电池转换效率最高达22.94%，平均转换效率达到22.7%。目前，天合光能正在建设IBC电池中试示范线，其电池转换效率平均在21.5%以上。目前IBC电池只在一些特定市场中有应用，如一些对转换效率有较高要求的地方，未来仍需进一步开发低成本制造技术。

4）钙钛矿电池

钙钛矿电池是指用钙钛矿结构的材料（如CH3NH3PbI3和CH3NH3PbBr3等）作为吸光层的太阳能电池。从2009年到2014年的5年间，其光电转换效率从3.8%跃升至19.3%，提高了5倍，且理论转换极限达50%。钛矿太阳能电池不仅转换效率有明显优势，制作工艺也相对简单。实验室中常采用液相沉积、气相沉积工艺，以及液相/气相混合沉积工艺制作。因此，更便宜、更容易制造的钙钛矿太阳能电池，很有可能改变整个太阳能电池的格局。今后，它的发电成本有可能会比火力发电更低。

根据ITRPV的预测，未来PERC技术和硅异质结技术（HIT/HJT）技术将逐步取代如今的传统铝背场（BSF）技术成为主流。此外，背接触电池（backcontact）由于能够省去表面的栅线电极而吸收更多的阳光，应用前景同样广阔。我国电池片企业在电池技术的创新上任重而道远，盲目扩张产能而不注重研发投入的覆辙切不可再重蹈。

　　图表43：光伏电池技术发展趋势预测

2.2、光伏组件

组件生产较电池片相比技术含量稍低，为劳动密集型行业。我国的劳动力成本相对低廉，因此组件环节是我国最有竞争力的环节，也是受贸易壁垒最为严重的环节。

2.2.1、产业现状

2014年全球近三分之二的光伏组件产自中国大陆，再加上我国台湾地区及东南亚地区的内资企业出货量，实际产自我国企业的组件量占近80%。自产的35GW中，约四成左右出口。其中日本和美国占大头，欧盟国家以荷兰和英国为主；此外印度、菲律宾、智利等新兴国家需求正增加，一定程度上优化了我国组件的出口结构，减少对欧美国家的依赖。

　　图表44：我国历年组件生产量           图表45：2014年全球组件产量分布

从2011年以来，我国光伏产品的出口频遭欧美等国家“双反”，贸易摩擦不断。究其原因，人工成本、土地成本、税收成本等前期投入较少是中国制造业一贯具备的优势，因此中国光伏组件较欧美企业产品价格低；为保护本国组件企业，欧美国家就借机实施对我国组件企业的“双反”。为应对“双反”的困境，一方面我国企业加紧海外建厂进度，以躲避贸易壁垒；另一方面，我国商务部也展开了对上游多晶硅出口国家的“双反”以做回应。

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2.2.2、竞争格局

我国组件企业在全球占绝对优势，只有夏普（日本）、FirstSolar（美国）等少数企业在成本上可与中国公司竞争。

在国内的竞争中，一线企业与中小企业的分化较为严重。2014年国内前十家企业产能利用率近90%，盈利改观明显；而中小企业平均产能利用率不足50%，盈利水平在平衡线附近。主要原因为下游电站开发商在组件采购中对中小企业的持续竞争能力以及质保水平存疑，因此青睐一线企业的组件。此外，一些小企业依靠给一线企业做第三方代工而存活，随着一线企业产能的扩张，这些小企业将逐步淘汰。截止2014年，我国组件前十家企业产量占比为56%，行业集中度有进一步上升空间，组件产业的洗牌还将继续。

2.2.3、发展趋势

目前全球组件产能总体过剩。2014年全球组件产量约53GW，安装量为40GW，过剩约25%。按照欧洲光伏行业协会的预测，悲观情景下2015~2018年全球光伏装机每年新增约35~40GW，乐观情境下每年新增约55~70GW。我们预计，若中国“十三五规划”目标装机仍为100GW，则未来三年全球每年装机40~45GW概率较大；若中国提高十三五末目标至150甚至200GW，需求量才有望超55GW。组件产量过剩的情况仍将在未来三年内存在。因此组件价格将继续承压，总体呈下降趋势。组件制造商的竞争策略可分为低价与高转换效率两个方向。

低价的优势来源于人工成本、土地成本等“软”实力，而比低价更重要的是要提升转换效率这一技术“硬”实力。今年6月工信部与国家能源局、国家认监委联合印发《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》，要求多晶组件效率不低于15.5%，单晶不低于16%；而入选“领跑者计划”的组件，多晶不低于16.5%，单晶不低于17%。此项计划有利于我国光伏产业进行技术升级，淘汰落后的过剩产能。

三、我国光伏下游产业链分析

光伏的终端应用主要为小型分布式电站和大型地面电站，除了光伏组件外，还需逆变器、变压器、电缆等配套设施，参与企业主要分为EPC商及运营商。产业链下游为资本密集型行业，装机量的不断增长依赖持续不断的资金投入。

3.1、发展现状

我国是近年全球光伏装机的绝对龙头，已连续三年新增装机排名第一。目前我国已累计装机28.1GW，预计将在今年超越德国，成为全球累计装机第一的国家。

　　图表48：2014年各国光伏新增装机量占比        图表49：我国光伏装机量发展情况

近几年来，电站装机成本已显著下降，主要受益于占装机总成本近半的光伏组件价格的下跌。目前国内总装机成本已降至约8元/W，而目前的标杆电价是在装机成本为10元/W的基础上定的（按照光照条件将国内光伏电站补贴分为三类地区，分别实行0.9，0.95，1.00元/度的标杆电价，分布式电站统一补贴0.42元/度），因此目前电站运营的收益率较高。

根据我们的光伏收益财务模型，按照目前条件在III类资源区建设一个中型光伏电站，其自有资金内部收益率在12.0%左右，资金静态回收期约7.5年。而贷款比例的提升、造价成本的降低以及贷款利率的降低（考虑到目前所处的降息周期），都将提升项目的盈利性。综合来看，25年年均12.0%的收益率，电站运营的回报已相当可观。

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在光伏电站装机火热的大背景下，一些问题也开始显露出来：

1）补贴拖欠问题。按照15年上半年的数据，15家运营商的补贴拖欠额度已超过100亿。主要原因是可再生能源补贴无法应收尽收以及补贴发放程序过于复杂，企业拿到补贴的时间可能超过一年半。

2）电网通道建设落后，限电问题严峻；

3）土地税问题。各地政府对于土地税征收标准差异过大，乱征现象造成严重不公平，将造成开发运营企业的收益率难以保障。

对于以上问题，我们认为政府部门会从以下环节入手解决：

1）对于补贴无法及时发放的问题，我们认为开源和节流是解决之道。在开源上，可再生能源电价附加可能会提高（目前为1.5分/度电），以解决可再生能源基金相对匮乏的问题，从“以收定支”变为“以支定收”；同时补贴发放程序将会简化，缩短运营商回款周期。在节流上，我们认为标杆电价在”十三五”期间可能会下调，但幅度不会太大，预计在10%~20%之间，以匹配装机成本的下降。

2）统筹大规模光伏基地与电网通道建设的规划，以保障顺利并网；同时加大对可再生能源的优先调度力度，尽快出台可再生能源配额制。

3）从国家层面出台光伏企业土地使用税政策，避免各地征收不均。

3.2、竞争格局

国内光伏电站运营商的竞争处于一超多强的格局，央企中电投独占鳌头，后面国企、民企群雄并起。由于电站运营属于资本密集型行业，进入壁垒比较高，企业不但需要有雄厚的资金实力，还需要有连续的项目开发能力（路条获取等），因此大型国企的竞争优势比较突出。但民营企业依靠自身灵活多变的机制，强大的执行力，以及通过上市公司融资平台，同样能够在竞争中跻身前列。在2013年装机前十中绝大多数为国企，而在2014年民企开始脱颖而出，如中利科技、特变电工、爱康科技三家上市民企2014年装机规模都超过了400MW，占据了Top10中的三席，Top20中民企已过半数。未来，随着融资渠道的拓宽，我们预计民企在电站运营方面将占据更重要的地位。

3.3、发展趋势

由于日照资源、土地租金等因素，我国大型光伏地面电站主要集中于新疆、甘肃等省区；然而这些地区对于光伏电力的就地消纳能力不足，电力必须经高压输电线路传输至东南部，由于电网传输能力有限，弃光限电现象时常出现。而东部地区用电需求量大，但闲置土地较少，用地成本也较高，不适宜建设地面电站。因此，未来的发展方向应是充分挖掘屋顶资源，大力发展分布式发电。政府、企业、商业楼宇、住户等可以通过第三方投资或自行建设的方式建造分布式电站以获取投资收益。

　　表格23：2014年我国光伏运营商装机前二十

然而在现实建设过程中，分布式遇到了一系列阻力，包括屋顶落实难、电费回收困难、融资难度大等。我们认为，我国分布式发展落后于欧美的另一重要原因为我国电价水平较低：按照自发自用余电上网的模式，分布式收益为：（自发自用比例×本地电价+分布式光伏发电国家补贴+上网比例×脱硫燃煤收购电价）×全部发电量。理论上居民或企业的用电成本越高，分布式的相对收益越大。因欧美国家的电价水平比我国高，所以用分布式发电的动力更强。

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我们认为，在我国光伏发电度电成本降至居民用电价前，新建电站仍将以地面电站为主。而新建分布式电站也会以工业屋顶为主，因我国工业电价比民用电更高。至2020年后，随着我国西北部地区地面电站的逐渐饱和，以及光伏平价上网的条件达成，分布式光伏将迎来发展高潮阶段，配合储能技术的成熟，东部及南部地区将兴起建分布式电站的热潮。

随着光伏电站累计装机规模的扩大，电站后服务市场也将迎来高速发展阶段。我们认为，智能化运维，再融资服务，质量评级服务，保险服务等市场将依次崛起，先放量的市场为后成立的市场服务。

首先是智能化运维市场。电站质量是一切后续服务的前提，通过智能化运维，运营企业可用软件实时监控设备故障和安全风险等问题，最大化实现电站的发电效益。目前的运维市场已经开始预热，华为与木联能两家企业走在了最前端，通过与多家运营商合作抢占了目前的存量市场。

其次是质量评级服务，通过对光伏电站的选址、运维质量、系统性能、设备质量和安装质量等多个维度的考核对单个光伏电站进行质量分级。有效的评级能够增进保险机构与投资者对电站的了解和信心。目前市场上还未出现有较强公信力的电站评级机构或企业，但依照产业的发展逻辑，未来一定会出现光伏界的标普、穆迪与惠誉。

然后是电站保险服务，通过为企业转嫁因自然风险、意外事故、人为事故导致的物质损失；因太阳辐射量不足导致的发电量减少所造成的电费收入损失。保险服务能够增进投资者的信心，从而切实有效的解决企业融资难、资产证券化过程中商业模型确定性问题。目前安邦财险已介入此领域，推出光伏电站综合运营险。

最后是再融资服务，可为已并网的电站设计各类金融产品，有效连接有理财需求的客户与有资金需求的运营商，从而盘活电站存量。再融资服务离不开运维、评级与保险服务的支持，因此我们预计此块业务将最后成熟。未来，市场上将出现越来越多的类“绿能宝“理财产品。

四、投资机会梳理

　　4.1、上游：技术为王

多晶硅企业的盈利受多晶硅市场价格的波动影响较为敏感。自去年11月以来，国内多晶硅市场价格跌势不止，从161.5元/Kg降至今年7月底的116.0元/Kg，跌幅近30%，已跌至非一线企业的盈亏平衡线以下。且目前库存仍充足，在短期内预计反弹概率较低，上游企业盈利难言乐观。

4.2、中游：期待革命性突破

我国电池片、组件企业目前处于“薄利多销”的盈利情况，产能相对过剩。并且产业链中游是“双反”重灾区，出口承压较大，更易受“黑天鹅”影响。2012年以来，由于内需的扩张以及日、美市场的崛起，一线组件企业回暖态势明显，毛利率由2012年的0%左右回升至2014年的15%~25%。我们预计未来组件毛利率将维持在10%~20%区间，直到具有突破性的新电池技术出现。我们将密切关注PERC、HIT、IBC以及钙钛矿电池的科研进展及产业应用情况。

　　图表59：一线组件企业毛利率情况

4.3、下游：唯快不破

在电站运营环节，目前处于“跑马圈地”的扩张阶段，对于运营商来说，抢在电价补贴下调前累积尽可能多的光伏装机是关键。

五、风险因素

（1）贸易争端加剧的风险；欧美国家对我国光伏企业实施的“双反”政策，将严重影响电池片、组件等产品的出口。

（2）产能过剩的风险；我国多晶硅及其余光伏产业链产品产能较为过剩，若遇到内需不振、出口受阻等情况，将波及全产业链企业。

（3）限电率上升的风险；虽然我国西部地区将逐步完善高压电网建设，但短期内仍面临弃光限电的风险。

（4）补贴拖欠的风险；随着我国风电、光伏装机容量的进一步增加，可再生能源补贴将面临缺口，加上复杂的发放手续，运营企业可能面临补贴拖欠的风险。

（5）标杆电价再下调的风险；随着装机成本的下降，为维持电站运营商合理的利润率区间，国家可能再度下调度电补贴，这将影响项目的收益率。