光伏行業(yè)投資回報(bào)率

、集中式電站投資回報(bào)分析注：此處不考慮限電和上網(wǎng)損耗、Ⅰ類地區(qū)光伏集中式電站投資回報(bào)由于集中式光伏電站一般規(guī)模比較大,因此造價(jià)可以有所降低,可按照8元/w進(jìn)行計(jì)算;假設(shè)項(xiàng)目規(guī)模為20MW,位于寧夏地區(qū),年機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)為1600小時(shí);由于寧夏屬于Ⅰ類地區(qū),寧夏電價(jià)執(zhí)行元/kwh;本例依舊假設(shè)項(xiàng)目運(yùn)行20年,則：項(xiàng)目建設(shè)成本為：20,000,000W×8元/w=16000萬(wàn)元項(xiàng)目年發(fā)電量為：20,000kw×1600h=3200萬(wàn)kwh項(xiàng)目年電費(fèi)為：30,000,000kwh×元/kwh=2880萬(wàn)元項(xiàng)目IRR為：%、Ⅱ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報(bào)假設(shè)集中式電站規(guī)模為20MW,建設(shè)成本為8元/W,位于Ⅱ類地區(qū)青海;Ⅱ類地區(qū)機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)劣于Ⅰ類地區(qū),假設(shè)該項(xiàng)目年機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)為1500小時(shí);Ⅱ類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價(jià)為元/kwh;本例依舊假設(shè)項(xiàng)目運(yùn)行20年,則：項(xiàng)目建設(shè)成本為：20,000,000W×8元/w=16000萬(wàn)元項(xiàng)目年發(fā)電量為：20,000kw×1500h=3000萬(wàn)kwh項(xiàng)目年電費(fèi)為：30,000,000kwh×元/kwh=2850萬(wàn)元項(xiàng)目IRR為：%、Ⅲ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報(bào)假設(shè)集中式電站規(guī)模為20MW,建設(shè)成本為8元/W,位于Ⅲ類地區(qū)浙江;Ⅲ類地區(qū)機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)劣于Ⅱ類地區(qū),假設(shè)該項(xiàng)目年機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)為1200小時(shí);Ⅲ類地區(qū)光伏上網(wǎng)電價(jià)為1元/kwh;本例依舊假設(shè)項(xiàng)目運(yùn)行20年,為保守起見(jiàn),暫時(shí)不將地方政府補(bǔ)貼納入計(jì)算范圍;則：項(xiàng)目建設(shè)成本為：20,000,000w×8元/w=16000萬(wàn)元項(xiàng)目年發(fā)電量為：20,000kw×1200h=2400萬(wàn)kwh項(xiàng)目年電費(fèi)為：24,000,000kwh×1元/kwh=2400萬(wàn)元項(xiàng)目IRR為：%在建造成本相同的情況下,集中式光伏發(fā)電項(xiàng)目的IRR由電費(fèi)與年機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)決定,電費(fèi)越高,項(xiàng)目IRR也越高;機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)越長(zhǎng),項(xiàng)目IRR越高;、分布式投資回報(bào)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(jí)接入電網(wǎng),且單個(gè)并網(wǎng)點(diǎn)總裝機(jī)容量不超過(guò)6MW的發(fā)電項(xiàng)目;由于運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本比較低,以下項(xiàng)目投資回報(bào)計(jì)算中均假設(shè)項(xiàng)目運(yùn)行期間運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本為0;、應(yīng)用端主體為自然人主體即一般居民依據(jù)2013年統(tǒng)計(jì)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(chǔ)上,按照最保守的6層普通住宅進(jìn)行測(cè)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(jià)最低檔電量要求240kwh/月,考慮到居民電價(jià)上漲因素居民用電電價(jià),按照元/kwh進(jìn)行計(jì)算,此測(cè)算中假定光伏發(fā)電全部自發(fā)自用,則電價(jià)為元/kwh加度電補(bǔ)貼元/kwh進(jìn)行計(jì)算;假設(shè)項(xiàng)目運(yùn)行20年：項(xiàng)目建設(shè)成本為：9元/w×80kw=72萬(wàn)元全年滿發(fā)電量約為：80kw×1200h=萬(wàn)kwh每年電費(fèi)與補(bǔ)貼收益為：96000kwh×元/kwh+96000kwh×元/kwh=萬(wàn)元使用7%的折現(xiàn)率計(jì)算出來(lái)的NPV為萬(wàn)元、應(yīng)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(jì)算,約可安裝160kw,單位安裝成本約為9元/w,初投資約為144萬(wàn)元;由于一般工商業(yè)營(yíng)業(yè)時(shí)間較長(zhǎng),同時(shí)對(duì)照明、溫控等有較高的需求,因此自發(fā)自用比例按照100%計(jì)算;其他邊際條件：項(xiàng)目運(yùn)行20年、一般工商業(yè)銷售電價(jià)~元/kwh、分布式發(fā)電度電收入~元、年發(fā)電小時(shí)數(shù)1200小時(shí),則：項(xiàng)目建設(shè)成本為：160kw×9元/w=144萬(wàn)元項(xiàng)目年發(fā)電量為：160kw×1200h=萬(wàn)kwh年電費(fèi)收入為：~萬(wàn)元按元工商業(yè)電價(jià)計(jì)算的IRR為%按元工商業(yè)電價(jià)計(jì)算的IRR為%、應(yīng)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(shí)從目前城市規(guī)劃看,大工業(yè)一般相對(duì)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(gè)項(xiàng)目容量上限6MW進(jìn)行計(jì)算;由于大工業(yè)用戶具有規(guī)模優(yōu)勢(shì),因此單位造價(jià)可以有所降低,可按照8元/W進(jìn)行計(jì)算;其他邊際條件如下：項(xiàng)目運(yùn)行20年、大工業(yè)電量電價(jià)~元/kwh、分布式發(fā)電度電收入：+到+元、年發(fā)電小時(shí)數(shù)：1200小時(shí),則：項(xiàng)目建設(shè)成本為：6000kw×8元/w=4800萬(wàn)元項(xiàng)目年發(fā)電量：6000kw×1200h=720萬(wàn)kwh按元/kWh計(jì)算的項(xiàng)目年電費(fèi)收入：元/kwh×7200000kwh=萬(wàn)元按元/kWh計(jì)算的項(xiàng)目年電費(fèi)收入為：元/kwh×7200000kwh=萬(wàn)元按元/kwh度電電費(fèi)計(jì)算的IRR為%按元/kwh電費(fèi)計(jì)算的IRR為%此處分布式項(xiàng)目投資回報(bào)計(jì)算中均未將地方政府補(bǔ)貼納入計(jì)算范圍內(nèi),加上地方政府補(bǔ)貼后項(xiàng)目IRR更高;經(jīng)觀察,項(xiàng)目建設(shè)成本與電費(fèi)是決定分布式項(xiàng)目IRR的重要因素;建設(shè)成本越高,項(xiàng)目IRR越低;電費(fèi)越高,項(xiàng)目IRR也越高;四、行業(yè)風(fēng)險(xiǎn)提示、補(bǔ)貼拖欠問(wèn)題按照2015年上半年的數(shù)據(jù),15家運(yùn)營(yíng)商的補(bǔ)貼拖欠額度已超過(guò)100億;主要原因是可再生能源補(bǔ)貼無(wú)法應(yīng)收盡收以及補(bǔ)貼發(fā)放程序過(guò)于復(fù)雜,企業(yè)拿到補(bǔ)貼的時(shí)間可能超過(guò)一年半;、電網(wǎng)通道建設(shè)落后、土地稅問(wèn)題各地政府對(duì)于土地稅征收標(biāo)準(zhǔn)差異過(guò)大,亂征現(xiàn)象造成嚴(yán)重不公平,將造成開(kāi)發(fā)運(yùn)營(yíng)企業(yè)的收益率難以保障;、部分地區(qū)限電問(wèn)題嚴(yán)重根據(jù)能源局?jǐn)?shù)據(jù),2015年上半年國(guó)內(nèi)光伏發(fā)電190億千瓦時(shí),棄光電量18億千瓦時(shí),棄光率約10%;對(duì)于以上問(wèn)題,政府部門(mén)可能會(huì)從以下環(huán)節(jié)入手解決：一是對(duì)于補(bǔ)貼無(wú)法及時(shí)發(fā)放的問(wèn)題,可再生能源電價(jià)附加可能會(huì)提高目前為分/度電,以解決可再生能源基金相對(duì)匱乏的問(wèn)題,同時(shí)補(bǔ)貼發(fā)放程序?qū)?huì)簡(jiǎn)化;另外,上網(wǎng)電價(jià)在”十三五”期間可能會(huì)下調(diào),但幅度不會(huì)太大,預(yù)計(jì)在10%~20%之間,以匹配裝機(jī)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(shè)的規(guī)劃,減少行政阻礙以保障順利并網(wǎng);加大對(duì)可再生能源的優(yōu)先調(diào)度力度,出臺(tái)可再生能源配額制;三是從國(guó)家層面出臺(tái)土地使用稅政策,避免各地征收不均;四是從2015年上半年來(lái)看,限電具有明顯的區(qū)域性和季節(jié)性,并非是普遍性問(wèn)題;上半年國(guó)內(nèi)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?jī)|千瓦;甘肅地區(qū)由于當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)建設(shè)滯后和內(nèi)部消納比例低等原因,一直以來(lái),光伏、風(fēng)電等可再生能源一直存在相對(duì)嚴(yán)重的限電限風(fēng)問(wèn)題;從木聯(lián)能i光伏平臺(tái)發(fā)布的甘肅地區(qū)光伏電站平均發(fā)電小時(shí)數(shù)來(lái)看,2014年以來(lái)一直維持在100小時(shí)左右,預(yù)計(jì)棄光率在20%附近;另一塊,國(guó)內(nèi)正在建設(shè)和已經(jīng)獲批待建的特高壓項(xiàng)目,也會(huì)降低部分地區(qū)的消納和電力輸送問(wèn)題;五、未來(lái)行業(yè)預(yù)期隨著光伏電站累計(jì)裝機(jī)規(guī)模的擴(kuò)大,電站后服務(wù)市場(chǎng)也將迎來(lái)高速發(fā)展階段;智能化運(yùn)維、質(zhì)量評(píng)級(jí)服務(wù)、保險(xiǎn)服務(wù)、再融資服務(wù)等市場(chǎng)將成為后光伏電站市場(chǎng)的新生服務(wù)內(nèi)容;、智能化運(yùn)維光伏電站的長(zhǎng)期發(fā)電穩(wěn)定和組件質(zhì)量以及后續(xù)的維護(hù)有重大關(guān)系;從后續(xù)維護(hù)部分來(lái)說(shuō),通過(guò)智能化運(yùn)維,運(yùn)營(yíng)企業(yè)可用軟件實(shí)時(shí)監(jiān)控設(shè)備故障和安全風(fēng)險(xiǎn)等問(wèn)題,最大化實(shí)現(xiàn)電站的發(fā)電效益;、質(zhì)量評(píng)級(jí)服務(wù)目前的運(yùn)維市場(chǎng)已經(jīng)開(kāi)始預(yù)熱,華為與木聯(lián)能兩家企業(yè)走在了最前端,通過(guò)與多家運(yùn)營(yíng)商合作搶占了目前的存量市場(chǎng);通過(guò)對(duì)光伏電站的選址、運(yùn)維質(zhì)量、系統(tǒng)性能、設(shè)備質(zhì)量和安裝質(zhì)量等多個(gè)維度的考核對(duì)單個(gè)光伏電站進(jìn)行質(zhì)量分級(jí);有效且真實(shí)的評(píng)級(jí)能夠增強(qiáng)投資者對(duì)光伏電站的投資熱情和信心;、電站保險(xiǎn)服務(wù)主要包括為企業(yè)轉(zhuǎn)嫁因自然風(fēng)險(xiǎn)、意外事故、人為事故導(dǎo)致的物理?yè)p失以及因太陽(yáng)輻射量不足導(dǎo)致的發(fā)電量減少所造成的電費(fèi)收入損失等;、再融資服務(wù)因光伏電站有長(zhǎng)期穩(wěn)定的上網(wǎng)電價(jià)和補(bǔ)貼,其獲得長(zhǎng)期現(xiàn)金流的能力具備抵押再融資的基礎(chǔ);附圖：中國(guó)發(fā)展路線圖匯總刺激分布式地面電站補(bǔ)貼下調(diào),將對(duì)分布式光伏產(chǎn)生巨大利好;2015年前9個(gè)月,中國(guó)分布式光伏電站裝機(jī)量為,表明在各地政府光伏扶植政策的推動(dòng)下,分布式光伏雖然有了長(zhǎng)足進(jìn)步,但是問(wèn)題和阻力依舊很大;標(biāo)桿電價(jià)過(guò)高時(shí),投資企業(yè)紛紛轉(zhuǎn)向投資收益穩(wěn)定,綜合經(jīng)營(yíng)效率高,收益率可觀的大型地面電站,對(duì)分布式光伏普遍持觀望態(tài)度;若分布式補(bǔ)貼政策維持現(xiàn)行元/千瓦時(shí),地面電站收益率下滑后,將倒逼企業(yè)轉(zhuǎn)向東部分布式項(xiàng)目,刺激分布式市場(chǎng)規(guī)模進(jìn)一步擴(kuò)大,東部分布式光伏優(yōu)勢(shì)愈發(fā)明顯;收益率影響針對(duì)不同資源區(qū)下調(diào)情況,筆者為您分析一下電價(jià)下調(diào)各地投資收益率變化情況;一、投資收益率測(cè)算默認(rèn)條件項(xiàng)目投資收益率影響最大的因素是上網(wǎng)電價(jià)、發(fā)電量及投資成本;為使測(cè)算結(jié)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(jìn)行計(jì)算,默認(rèn)標(biāo)準(zhǔn)如下：二、不同電價(jià)區(qū)的項(xiàng)目投資收益率本次補(bǔ)貼下降幅度顯然超出了此前預(yù)期,不同地區(qū)度電補(bǔ)貼差距拉大,西部地區(qū)不再成為投資熱土;部分業(yè)內(nèi)人士表示,降價(jià)肯定會(huì)對(duì)業(yè)主投資的積極性產(chǎn)生影響,但補(bǔ)貼下調(diào)還不是致命的,影響最大的因素是強(qiáng)制性棄電;若國(guó)家繼續(xù)出臺(tái)措施,解決產(chǎn)業(yè)限電和補(bǔ)貼拖欠問(wèn)題,可緩沖降價(jià)和限電對(duì)企業(yè)投資帶來(lái)的影響,中國(guó)仍可保持高速發(fā)展態(tài)勢(shì);2007年到2015年,造價(jià)已經(jīng)從60元/瓦下降到元/瓦,到2020年系統(tǒng)成本將進(jìn)一步降至5元/瓦;系統(tǒng)成本不斷下降,補(bǔ)貼自然順勢(shì)下滑,最終實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng);資深光伏人士認(rèn)為,新政將Ⅲ類資源區(qū)標(biāo)桿電價(jià)維持原有水平,已為中國(guó)光伏電站后續(xù)裝機(jī)量埋好伏筆,如若分布式光伏裝機(jī)數(shù)量短期內(nèi)無(wú)法擔(dān)此重任,Ⅲ類地區(qū)地面光伏電站指標(biāo)會(huì)相應(yīng)增加,以此實(shí)現(xiàn)中國(guó)“十三五”光伏裝機(jī)150GW的目標(biāo);總之,本次政策調(diào)整略顯激進(jìn),卻符合中國(guó)光伏電站當(dāng)前現(xiàn)狀,及未來(lái)發(fā)展趨勢(shì);光伏上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)與IRR測(cè)算假設(shè)其他條件都不變的情況下包括現(xiàn)建地面式電站元/瓦成本不變,上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)的下調(diào)對(duì)光伏項(xiàng)目回報(bào)收益IRR的負(fù)面影響是顯著的;上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)倒逼成本下降,但元/千瓦時(shí)的下調(diào)對(duì)應(yīng)單位成本降幅預(yù)計(jì)至少達(dá)到約元/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(lái)自;光伏上網(wǎng)電價(jià)自2013年底以來(lái)就沒(méi)有進(jìn)行過(guò)調(diào)整,而模組價(jià)格自2014年1月以來(lái)已下降了17%,使得IRR由9%提高至如今的11%左右;我們預(yù)計(jì),如果成本持續(xù)下降同時(shí)公司保持或減少融資成本,2016年光伏上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)后IRR有望維