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〕、Ⅰ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)模比擬大，因此造價可以有所降低，可按照8元/w進展計算。假設(shè)工程規(guī)模為20MW，位于地區(qū)，年機組運行小時數(shù)為1600小時。由于屬于Ⅰ類地區(qū)，電價執(zhí)行0.9元/kwh。本例依舊假設(shè)工程運行20年，則：工程建立本錢為：20，000，000W×8元/w=16000萬元工程年發(fā)電量為：20，000kw×1600h=3200萬kwh工程年電費為：30，000，000kwh×0.9元/kwh=2880萬元工程IRR為：17.25%、Ⅱ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報假設(shè)集中式電站規(guī)模為20MW，建立本錢為8元/W，位于Ⅱ類地區(qū)。Ⅱ類地區(qū)機組運行小時數(shù)劣于Ⅰ類地區(qū)，假設(shè)該工程年機組運行小時數(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(shè)工程運行20年，則：工程建立本錢為：20，000，000W×8元/w=16000萬元工程年發(fā)電量為：20，000kw×1500h=3000萬kwh工程年電費為：30，000，000kwh×0.95元/kwh=2850萬元工程IRR為：17.05%、Ⅲ類地區(qū)集中式光伏電站投資回報假設(shè)集中式電站規(guī)模為20MW，建立本錢為8元/W，位于Ⅲ類地區(qū)。Ⅲ類地區(qū)機組運行小時數(shù)劣于Ⅱ類地區(qū)，假設(shè)該工程年機組運行小時數(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(shè)工程運行20年，為保守起見，暫時不將地方政府補貼納入計算圍。則：工程建立本錢為：20，000，000w×8元/w=16000萬元工程年發(fā)電量為：20，000kw×1200h=2400萬kwh工程年電費為：24，000，000kwh×1元/kwh=2400萬元工程IRR為：13.89%在建造本錢一樣的情況下，集中式光伏發(fā)電工程的IRR由電費與年機組運行小時數(shù)決定，電費越高，工程IRR也越高。機組運行小時數(shù)越長，工程IRR越高。3.3、分布式投資回報情況分布式光伏發(fā)電是指位于用戶附近，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的光伏發(fā)電工程。由于運營維護本錢比擬低，以下工程投資回報計算中均假設(shè)工程運行期間運營維護本錢為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)計數(shù)據(jù)，市人均住宅面積31平方米，在考慮公攤面積的根底上，按照最保守的6層普通住宅進展測算，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進展計算，此測算中假定光伏發(fā)電全部自發(fā)自用，則電價為0.6元/kwh加度電補貼0.42元/kwh進展計算。假設(shè)工程運行20年：工程建立本錢為：9元/w×80kw=72萬元全年滿發(fā)電量約為：80kw×1200h=9.6萬kwh每年電費與補貼收益為：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42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、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平方米計算，約可安裝光伏系統(tǒng)160kw，單位安裝本錢約為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：工程運行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：工程建立本錢為：160kw×9元/w=144萬元工程年發(fā)電量為：160kw×1200h=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%、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)電單個工程容量上限6MW進展計算。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進展計算。其他邊際條件如下：工程運行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：工程建立本錢為：6000kw×8元/w=4800萬元工程年發(fā)電量：6000kw×1200h=720萬kwh按0.453元/kWh計算的工程年電費收入：0.873元/kwh×7200000kwh=628.56萬元按0.7097元/kWh計算的工程年電費收入為：1.1297元/kwh×7200000kwh=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%此處分布式工程投資回報計算中均未將地方政府補貼納入計算圍，加上地方政府補貼后工程IRR更高。經(jīng)觀察，工程建立本錢與電費是決定分布式工程IRR的重要因素。建立本錢越高，工程IRR越低。電費越高，工程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(yīng)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)通道建立落后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、局部地區(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?qū)喕?。另外，上網(wǎng)電價在〞十三五〞期間可能會下調(diào)，但幅度不會太大，預(yù)計在10%~20%之間，以匹配裝機本錢的下降。二是統(tǒng)籌大規(guī)模光伏基地與電網(wǎng)通道建立的規(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(diào)度力度，出臺可再生能源配額制。三是從國家層面出臺光伏企業(yè)土地使用稅政策，防止各地征收不均。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。上半年國光伏棄光18億度，主要集中在、**地區(qū)，其中，省棄光電量11.4億千瓦。地區(qū)由于當?shù)仉娋W(wǎng)建立滯后和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(yù)計棄光率在20%附近。另一塊，國正在建立和已經(jīng)獲批待建的特高壓工程，也會降低局部地區(qū)的消納和電力輸送問題。五、未來行業(yè)預(yù)期隨著光伏電站累計裝機規(guī)模的擴大，電站后效勞市場也將迎來高速開展階段。智能化運維、質(zhì)量評級效勞、保險效勞、再融資效勞等市場將成為后光伏電站市場的新生效勞容。5.1、智能化運維光伏電站的長期發(fā)電穩(wěn)定和組件質(zhì)量以及后續(xù)的維護有重大關(guān)系。從后續(xù)維護局部來說，通過智能化運維，運營企業(yè)可用軟件實時監(jiān)控設(shè)備故障和平安風險等問題，最大化實現(xiàn)電站的發(fā)電效益。5.2、質(zhì)量評級效勞目前的運維市場已經(jīng)開場預(yù)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(zhì)量、系統(tǒng)性能、設(shè)備質(zhì)量和安裝質(zhì)量等多個維度的考核對單個光伏電站進展質(zhì)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、電站保險效勞主要包括為企業(yè)轉(zhuǎn)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缺乏導致的發(fā)電量減少所造成的電費收入損失等。5.4、再融資效勞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根底。附圖：中國光伏發(fā)電開展路線圖匯總刺激分布式地面電站補貼下調(diào)，將對分布式光伏產(chǎn)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，說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(zhuǎn)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。假設(shè)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(zhuǎn)向東局部布式工程，刺激分布式市場規(guī)模進一步擴大，東局部布式光伏優(yōu)勢愈創(chuàng)造顯。收益率影響針對不同資源區(qū)下調(diào)情況，筆者為您分析一下電價下調(diào)各地投資收益率變化情況。一、投資收益率測算默認條件工程投資收益率影響最大的因素是上網(wǎng)電價、發(fā)電量及投資本錢。為使測算結(jié)果更具常規(guī)代表性，我們選擇符合大局部電站的常規(guī)條件進展計算，默認標準如下：二、不同電價區(qū)的工程投資收益率本次補貼下降幅度顯然超出了此前預(yù)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。局部業(yè)人士表示，降價肯定會對業(yè)主投資的積極性產(chǎn)生影響，但補貼下調(diào)還不是致命的，影響最大的因素是強制性棄電。假設(shè)國家繼續(xù)出臺措施，解決光伏產(chǎn)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，中國光伏市場仍可保持高速開展態(tài)勢。2007年到2015年，光伏系統(tǒng)造價已經(jīng)從60元/瓦下降到7-7.5元/瓦，到2020年系統(tǒng)本錢將進一步降至5元/瓦。系統(tǒng)本錢不斷下降，補貼自然順勢下滑，最終實現(xiàn)光伏發(fā)電平價上網(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，如假設(shè)分布式光伏裝機數(shù)量短期無法擔此重任，Ⅲ類地區(qū)地面光伏電站指標會相應(yīng)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(diào)整略顯激進，卻符合中國光伏電站當前現(xiàn)狀，及未來開展趨勢。光伏上網(wǎng)電價下調(diào)與IRR測算假設(shè)其他條件都不變的情況下〔包括現(xiàn)建地面式電站7.5元/瓦本錢不變〕，上網(wǎng)標桿電價的下調(diào)對光伏工程回報收益IRR的負面影響是顯著的。上網(wǎng)電價下調(diào)倒逼本錢下降，但0.01元/千瓦時的下調(diào)對應(yīng)單位本錢降幅預(yù)計至少到達約0.1元/瓦才能維持并可能提高公司的盈利能力。光伏電站的總本錢中約50%來自光伏組件。光伏上網(wǎng)電價自2013年底以來就沒有進展過調(diào)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(yù)計，如果本錢持續(xù)下降同時公司保持或減少融資本錢，2016年光伏上網(wǎng)