光伏行業(yè)投資回報率

3?2、集中式電站投資回報分析（注：此處不考慮限電和上網(wǎng)損耗）3?2?1、1類地區(qū)光伏集中式電站投資回報由于集中式光伏電站一般規(guī)模比較大，因此造價可以有所降低，可按照8元/w進行計算。假設項目規(guī)模為20MW，位于寧夏地區(qū)，年機組運行小時數(shù)為1600小時。由于寧夏屬于I類地區(qū)，寧夏電價執(zhí)行0.9元/kwh。本例依舊假設項目運行20年，則：項目建設成本為：20，000，000Wx8元/w=16000萬元項目年發(fā)電量為：20，000kwx1600h=3200萬kwh項目年電費為：30，000，000kwhx0.9元/kwh=2880萬元項目IRR為：17.25%3?2?2、11類地區(qū)集中式光伏電站投資回報假設集中式電站規(guī)模為20MW，建設成本為8元/W,位于II類地區(qū)青海。II類地區(qū)機組運行小時數(shù)劣于I類地區(qū)，假設該項目年機組運行小時數(shù)為1500小時。II類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價為0.95元/kwh。本例依舊假設項目運行20年，則：項目建設成本為：20，000，000Wx8元/w=16000萬元項目年發(fā)電量為：20，000kwx1500h=3000萬kwh項目年電費為：30，000，000kwhx0.95元/kwh=2850萬元項目IRR為：17.05%3?2?3、皿類地區(qū)集中式光伏電站投資回報假設集中式電站規(guī)模為20MW，建設成本為8元/W,位于III類地區(qū)浙江。III類地區(qū)機組運行小時數(shù)劣于II類地區(qū)，假設該項目年機組運行小時數(shù)為1200小時。III類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價為1元/kwh。本例依舊假設項目運行20年，為保守起見，暫時不將地方政府補貼納入計算范圍。則：項目建設成本為：20，000，000wx8元/w=16000萬元項目年發(fā)電量為：20，000kwx1200h=2400萬kwh項目年電費為：24，000，000kwhx1元/kwh=2400萬元項目IRR為：13?89%在建造成本相同的情況下，集中式光伏發(fā)電項目的IRR由電費與年機組運行小時數(shù)決定，電費越高，項目IRR也越高。機組運行小時數(shù)越長，項目IRR越高。3?3、分布式投資回報情況分布式是指位于用戶附近，所發(fā)電能就地利用，以低于35千伏或更低電壓等級接入電網(wǎng)，且單個并網(wǎng)點總裝機容量不超過6MW的發(fā)電項目。由于運營維護成本比較低，以下項目投資回報計算中均假設項目運行期間運營維護成本為0。3?3?1、應用端主體為自然人主體即一般居民依據(jù)2013年統(tǒng)計數(shù)據(jù)，北京市人均住宅面積31平方米，在考慮公攤面積的基礎上，按照最保守的6層普通住宅進行測算，1000平方米約可容納60戶（三口之家），戶年均可用光伏發(fā)電量約為1600kwh，此電量低于北京市居民住宅階梯電價最低檔電量要求（240kwh/月），考慮到居民電價上漲因素居民用電電價，按照0.6元/kwh進行計算，此測算中假定光伏發(fā)電全部自發(fā)自用，貝9電價為0.6元/kwh加度電補貼0.42元/kwh進行計算。假設項目運行20年：項目建設成本為：9元/wx80kw=72萬元全年滿發(fā)電量約為：80kwx1200h=9.6萬kwh每年電費與補貼收益為：96000kwhx0.6元/kwh+96000kwhx0.42元/kwh=9.79萬元使用7%的折現(xiàn)率計算出來的NPV為29.66萬元3.3.2、應用端主體為一般工商業(yè)法人以一般工商業(yè)屋頂面積2000平方米計算，約可安裝160kw，單位安裝成本約為9元/w,初投資約為144萬元。由于一般工商業(yè)營業(yè)時間較長，同時對照明、溫控等有較高的需求，因此自發(fā)自用比例按照100%計算。其他邊際條件：項目運行20年、一般工商業(yè)銷售電價0.517?1.0584元/kwh、分布式發(fā)電度電收入0.937?1.4784元、年發(fā)電小時數(shù)1200小時，則：項目建設成本為：160kwx9元/w=144萬元項目年發(fā)電量為：160kwx1200h=19.2萬kwh年電費收入為：17.99?28.39萬元按0.517元工商業(yè)電價計算的IRR為10.92%按1.0584元工商業(yè)電價計算的IRR為19.12%3.3.3、應用端為大型工業(yè)戶由于大工業(yè)用戶一般用電需求大，同時從目前城市規(guī)劃看，大工業(yè)一般相對集中，具備擁有較大面積的廠房的條件。因此基于分析的保守性考慮，按照分布式光伏發(fā)電單個項目容量上限6MW進行計算。由于大工業(yè)用戶具有規(guī)模優(yōu)勢，因此單位造價可以有所降低，可按照8元/W進行計算。其他邊際條件如下：項目運行20年、大工業(yè)電量電價0.453?0.7097元/kwh、分布式發(fā)電度電收入：0.873(0.453+0.42)到1.1297(0.7097+0.42)元、年發(fā)電小時數(shù)：1200小時，則：項目建設成本為：6000kwx8元/w=4800萬元項目年發(fā)電量：6000kwx1200h=720萬kwh按0.453元/kWh計算的項目年電費收入：0.873元/kwhx7200000kwh=628?56萬元按0.7097元/kWh計算的項目年電費收入為：1?1297元Zkwhx7200000kwh=813?38萬元按0.453元/kwh度電電費計算的IRR為11?65%按0.7097元/kwh電費計算的IRR為16.09%此處分布式項目投資回報計算中均未將地方政府補貼納入計算范圍內，加上地方政府補貼后項目IRR更高。經(jīng)觀察，項目建設成本與電費是決定分布式項目IRR的重要因素。建設成本越高，項目IRR越低。電費越高，項目IRR也越高。四、行業(yè)風險提示4.1、補貼拖欠問題按照2015年上半年的數(shù)據(jù)，15家運營商的補貼拖欠額度已超過100億。主要原因是可再生能源補貼無法應收盡收以及補貼發(fā)放程序過于復雜，企業(yè)拿到補貼的時間可能超過一年半。4.2、電網(wǎng)通道建設落后4.3、土地稅問題各地政府對于土地稅征收標準差異過大，亂征現(xiàn)象造成嚴重不公平，將造成開發(fā)運營企業(yè)的收益率難以保障。4.4、部分地區(qū)限電問題嚴重根據(jù)能源局數(shù)據(jù)，2015年上半年國內光伏發(fā)電190億千瓦時，棄光電量18億千瓦時，棄光率約10%。對于以上問題，政府部門可能會從以下環(huán)節(jié)入手解決：一是對于補貼無法及時發(fā)放的問題，可再生能源電價附加可能會提高(目前為1.5分/度電)，以解決可再生能源基金相對匱乏的問題，同時補貼發(fā)放程序將會簡化。另外，上網(wǎng)電價在”十三五”期間可能會下調，但幅度不會太大，預計在10%?20%之間，以匹配裝機成本的下降。二是統(tǒng)籌大規(guī)模光伏基地與電網(wǎng)通道建設的規(guī)劃，減少行政阻礙以保障順利并網(wǎng)。加大對可再生能源的優(yōu)先調度力度，出臺可再生能源配額制。三是從國家層面出臺土地使用稅政策，避免各地征收不均。四是從2015年上半年來看，限電具有明顯的區(qū)域性和季節(jié)性，并非是普遍性問題。上半年國內棄光18億度，主要集中在甘肅、新疆地區(qū)，其中，甘肅省棄光電量11.4億千瓦。甘肅地區(qū)由于當?shù)仉娋W(wǎng)建設滯后和內部消納比例低等原因，一直以來，光伏、風電等可再生能源一直存在相對嚴重的限電限風問題。從木聯(lián)能i光伏平臺發(fā)布的甘肅地區(qū)光伏電站平均發(fā)電小時數(shù)來看，2014年以來一直維持在100小時左右，預計棄光率在20%附近。另一塊，國內正在建設和已經(jīng)獲批待建的特高壓項目，也會降低部分地區(qū)的消納和電力輸送問題。五、未來行業(yè)預期隨著光伏電站累計裝機規(guī)模的擴大，電站后服務市場也將迎來高速發(fā)展階段。智能化運維、質量評級服務、保險服務、再融資服務等市場將成為后光伏電站市場的新生服務內容。5.1、智能化運維光伏電站的長期發(fā)電穩(wěn)定和組件質量以及后續(xù)的維護有重大關系。從后續(xù)維護部分來說，通過智能化運維，運營企業(yè)可用軟件實時監(jiān)控設備故障和安全風險等問題，最大化實現(xiàn)電站的發(fā)電效益。5.2、質量評級服務目前的運維市場已經(jīng)開始預熱，華為與木聯(lián)能兩家企業(yè)走在了最前端，通過與多家運營商合作搶占了目前的存量市場。通過對光伏電站的選址、運維質量、系統(tǒng)性能、設備質量和安裝質量等多個維度的考核對單個光伏電站進行質量分級。有效且真實的評級能夠增強投資者對光伏電站的投資熱情和信心。5.3、電站保險服務主要包括為企業(yè)轉嫁因自然風險、意外事故、人為事故導致的物理損失以及因太陽輻射量不足導致的發(fā)電量減少所造成的電費收入損失等。5.4、再融資服務因光伏電站有長期穩(wěn)定的上網(wǎng)電價和補貼，其獲得長期現(xiàn)金流的能力具備抵押再融資的基礎。附圖：中國發(fā)展路線圖匯總?刺激分布式地面電站補貼下調，將對分布式光伏產生巨大利好。2015年前9個月，中國分布式光伏電站裝機量為1.58GW，表明在各地政府光伏扶植政策的推動下，分布式光伏雖然有了長足進步，但是問題和阻力依舊很大。標桿電價過高時，投資企業(yè)紛紛轉向投資收益穩(wěn)定，綜合經(jīng)營效率高，收益率可觀的大型地面電站，對分布式光伏普遍持觀望態(tài)度。若分布式補貼政策維持現(xiàn)行0.42元/千瓦時，地面電站收益率下滑后，將倒逼企業(yè)轉向東部分布式項目，刺激分布式市場規(guī)模進一步擴大，東部分布式光伏優(yōu)勢愈發(fā)明顯。收益率影響針對不同資源區(qū)下調情況，筆者為您分析一下電價下調各地投資收益率變化情況。一、投資收益率測算默認條件項目投資收益率影響最大的因素是上網(wǎng)電價、發(fā)電量及投資成本。為使測算結果更具常規(guī)代表性，我們選擇符合大部分電站的常規(guī)條件進行計算，默認標準如下：二、不同電價區(qū)的項目投資收益率本次補貼下降幅度顯然超出了此前預期，不同地區(qū)度電補貼差距拉大，西部地區(qū)不再成為投資熱土。部分業(yè)內人士表示，降價肯定會對業(yè)主投資的積極性產生影響，但補貼下調還不是致命的，影響最大的因素是強制性棄電。若國家繼續(xù)出臺措施，解決產業(yè)限電和補貼拖欠問題，可緩沖降價和限電對企業(yè)投資帶來的影響，中國仍可保持高速發(fā)展態(tài)勢。2007年到2015年，造價已經(jīng)從60元/瓦下降到7-7.5元/瓦，到2020年系統(tǒng)成本將進一步降至5元/瓦。系統(tǒng)成本不斷下降，補貼自然順勢下滑，最終實現(xiàn)平價上網(wǎng)。資深光伏人士認為，新政將III類資源區(qū)標桿電價維持原有水平，已為中國光伏電站后續(xù)裝機量埋好伏筆，如若分布式光伏裝機數(shù)量短期內無法擔此重任，111類地區(qū)地面光伏電站指標會相應增加，以此實現(xiàn)中國'十三五”光伏裝機150GW的目標?？傊?，本次政策調整略顯激進，卻符合中國光伏電站當前現(xiàn)狀，及未來發(fā)展趨勢。？光伏上網(wǎng)電價下調與IRR測算假設其他條件都不變的情況下（包括現(xiàn)建地面式電站7.5元/瓦成本不變），上網(wǎng)標桿電價的下調對光伏項目回報收益IRR的負面影響是顯著的。上網(wǎng)電價下調倒逼成本下降，但0.01元/千瓦時的下調對應單位成本降幅預計至少達到約0.1元/瓦才能維持并可能提高公司的盈利能力。光伏電站的總成本中約50%來自。光伏上網(wǎng)電價自2013年底以來就沒有進行過調整，而模組價格自2014年1月以來已下降了17%，使得IRR由9%提高至如今的11%左右。我們預計，如果成本持續(xù)下降同時公司保持或減少融資成本，2016年光伏上網(wǎng)電價下調后IRR有望維持在10%左右。受限電影響的地區(qū)利用小時數(shù)顯著下滑。根據(jù)我們的測算，利用小時數(shù)每下降100小時，IRR就會減少約1.2個百分點。大多數(shù)光伏下游公司在新疆和甘肅的發(fā)電站分布超過25%，其中我們發(fā)現(xiàn)協(xié)合新能源在限電嚴重地區(qū)的分布最少。融資難政策執(zhí)行風險和投資收益不穩(wěn)導致大多數(shù)光伏企業(yè)面臨融資困境，不得不發(fā)行成本高昂的小額債券和可轉債，而資本市場股權融資又需要良好的行業(yè)前景和價值投資者的認可。由于違約風險的考量，銀行資信要求高，從銀行借款也困難重重。**止4刊1二皿感MJIRjLd"Ia.id勺護也仏壯敦囪”缶爻農遲Mm把匕知為年，、:電斗一m.許氐盅壯"％晝屯厲卄于#桂乩字坪卷尖A曹昭址