光伏行業(yè)投資回報(bào)率

3.2、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)模比擬大，因此造價(jià)可以有所降低，可按照8元/w進(jìn)展計(jì)算。假設(shè)工程規(guī)模為20MW，位于地區(qū)，年機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)為1600小時(shí)。由于屬于Ⅰ類地區(qū)，電價(jià)執(zhí)行0.9元/kwh。本例依舊假設(shè)工程運(yùn)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(fèi)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(bào)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(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)劣于Ⅰ類地區(qū)，假設(shè)該工程年機(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0.95元/kwh。本例依舊假設(shè)工程運(yùn)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(fèi)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(bào)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(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)劣于Ⅱ類地區(qū)，假設(shè)該工程年機(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)工程運(yùn)行20年，為保守起見，暫時(shí)不將地方政府補(bǔ)貼納入計(jì)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(fèi)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(fèi)與年機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)決定，電費(fèi)越高，工程IRR也越高。機(jī)組運(yùn)行小時(shí)數(shù)越長，工程IRR越高。3.3、分布式投資回報(bào)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(jí)接入電網(wǎng)，且單個(gè)并網(wǎng)點(diǎn)總裝機(jī)容量不超過6MW的光伏發(fā)電工程。由于運(yùn)營維護(hù)本錢比擬低，以下工程投資回報(bào)計(jì)算中均假設(shè)工程運(yùn)行期間運(yùn)營維護(hù)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(jì)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(jìn)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(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0.6元/kwh進(jìn)展計(jì)算，此測算中假定光伏發(fā)電全部自發(fā)自用，則電價(jià)為0.6元/kwh加度電補(bǔ)貼0.42元/kwh進(jìn)展計(jì)算。假設(shè)工程運(yùn)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(fèi)與補(bǔ)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(jì)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(jì)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(shí)間較長，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：工程運(yùn)行20年、一般工商業(yè)銷售電價(jià)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(shí)數(shù)1200小時(shí)，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(fèi)收入為：17.99~28.39萬元按0.517元工商業(yè)電價(jià)計(jì)算的IRR為10.92%按1.0584元工商業(yè)電價(jià)計(jì)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(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)工程容量上限6MW進(jìn)展計(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)展計(jì)算。其他邊際條件如下：工程運(yùn)行20年、大工業(yè)電量電價(jià)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(shí)數(shù)：1200小時(shí)，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(jì)算的工程年電費(fèi)收入：0.873元/kwh×7200000kwh=628.56萬元按0.7097元/kWh計(jì)算的工程年電費(fèi)收入為：1.1297元/kwh×7200000kwh=813.38萬元按0.453元/kwh度電電費(fèi)計(jì)算的IRR為11.65%按0.7097元/kwh電費(fèi)計(jì)算的IRR為16.09%此處分布式工程投資回報(bào)計(jì)算中均未將地方政府補(bǔ)貼納入計(jì)算圍，加上地方政府補(bǔ)貼后工程IRR更高。經(jīng)觀察，工程建立本錢與電費(fèi)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(fèi)越高，工程IRR也越高。四、行業(yè)風(fēng)險(xiǎn)提示4.1、補(bǔ)貼拖欠問題按照2015年上半年的數(shù)據(jù)，15家運(yùn)營商的補(bǔ)貼拖欠額度已超過100億。主要原因是可再生能源補(bǔ)貼無法應(yīng)收盡收以及補(bǔ)貼發(fā)放程序過于復(fù)雜，企業(yè)拿到補(bǔ)貼的時(shí)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(duì)于土地稅征收標(biāo)準(zhǔn)差異過大，亂征現(xiàn)象造成嚴(yán)重不公平，將造成開發(fā)運(yùn)營企業(yè)的收益率難以保障。4.4、局部地區(qū)限電問題嚴(yán)重根據(jù)能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2015年上半年國光伏發(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)于以上問題，政府部門可能會(huì)從以下環(huán)節(jié)入手解決：一是對(duì)于補(bǔ)貼無法及時(shí)發(fā)放的問題，可再生能源電價(jià)附加可能會(huì)提高〔目前為1.5分/度電〕，以解決可再生能源基金相對(duì)匱乏的問題，同時(shí)補(bǔ)貼發(fā)放程序?qū)?huì)簡化。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)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(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。三是從國家層面出臺(tái)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(dāng)?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(fēng)電等可再生能源一直存在相對(duì)嚴(yán)重的限電限風(fēng)問題。從木聯(lián)能i光伏平臺(tái)發(fā)布的地區(qū)光伏電站平均發(fā)電小時(shí)數(shù)來看，2014年以來一直維持在100小時(shí)左右，預(yù)計(jì)棄光率在20%附近。另一塊，國正在建立和已經(jīng)獲批待建的特高壓工程，也會(huì)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(jì)裝機(jī)規(guī)模的擴(kuò)大，電站后效勞市場也將迎來高速開展階段。智能化運(yùn)維、質(zhì)量評(píng)級(jí)效勞、保險(xiǎn)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(yùn)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(hù)有重大關(guān)系。從后續(xù)維護(hù)局部來說，通過智能化運(yùn)維，運(yùn)營企業(yè)可用軟件實(shí)時(shí)監(jiān)控設(shè)備故障和平安風(fēng)險(xiǎn)等問題，最大化實(shí)現(xiàn)電站的發(fā)電效益。5.2、質(zhì)量評(píng)級(jí)效勞目前的運(yùn)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(yùn)營商合作搶占了目前的存量市場。通過對(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)展質(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。5.3、電站保險(xiǎn)效勞主要包括為企業(yè)轉(zhuǎn)嫁因自然風(fēng)險(xiǎn)、意外事故、人為事故導(dǎo)致的物理損失以及因太陽輻射量缺乏導(dǎo)致的發(fā)電量減少所造成的電費(fèi)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(jià)和補(bǔ)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(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，中國分布式光伏電站裝機(jī)量為1.58GW，說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足進(jìn)步，但是問題和阻力依舊很大。標(biāo)桿電價(jià)過高時(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。假設(shè)分布式補(bǔ)貼政策維持現(xiàn)行0.42元/千瓦時(shí)，地面電站收益率下滑后，將倒逼企業(yè)轉(zhuǎn)向東局部布式工程，刺激分布式市場規(guī)模進(jìn)一步擴(kuò)大，東局部布式光伏優(yōu)勢(shì)愈創(chuàng)造顯。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、投資收益率測算默認(rèn)條件工程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(jìn)展計(jì)算，默認(rèn)標(biāo)準(zhǔn)如下：二、不同電價(jià)區(qū)的工程投資收益率本次補(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。局部業(yè)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。假設(shè)國家繼續(xù)出臺(tái)措施，解決光伏產(chǎn)業(yè)限電和補(bǔ)貼拖欠問題，可緩沖降價(jià)和限電對(duì)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(shì)。2007年到2015年，光伏系統(tǒng)造價(jià)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(jìn)一步降至5元/瓦。系統(tǒng)本錢不斷下降，補(bǔ)貼自然順勢(shì)下滑，最終實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(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，已為中國光伏電站后續(xù)裝機(jī)量埋好伏筆，如假設(shè)分布式光伏裝機(jī)數(shù)量短期無法擔(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“十三五〞光伏裝機(jī)150GW的目標(biāo)?？傊?，本次政策調(diào)整略顯激進(jìn)，卻符合中國光伏電站當(dāng)前現(xiàn)狀，及未來開展趨勢(shì)。光伏上網(wǎng)電價(jià)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(biāo)桿電價(jià)的下調(diào)對(duì)光伏工程回報(bào)收益IRR的負(fù)面影響是顯著的。上網(wǎng)電價(jià)下調(diào)倒逼本錢下降，但0.01元/千瓦時(shí)的下調(diào)對(duì)應(yīng)單位本錢降幅預(yù)計(jì)至少到達(dá)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(jià)自2013年底以來就沒有進(jìn)展過調(diào)整，而模組價(jià)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(jì)，如果本錢持續(xù)下降同時(shí)公司保持或減少融資本錢，2016年光伏上網(wǎng)