1、3.2、集中式电站投资回报分析（注：此处不考虑限电和上网损耗）3.2.1、类地区光伏集中式电站投资回报由于集中式光伏电站一般规模比较大，因此造价可以有所降低，可按照 8 元/w 进行计算。假设项目规模为 20MW，位于宁夏地区，年机组运行小时数为 1600 小时。由于宁夏属于类地区，宁夏电价执行 0.9 元/kwh。本例依旧假设项目运行 20 年，则：项目建设成本为：20，000，000W8 元/w=16000 万元项目年发电量为：20，000kw1600h=3200 万 kwh项目年电费为：30，000，000kwh0.9 元/kwh=2880 万元项目 IRR 为：17.25%3.2.2、
2、类地区集中式光伏电站投资回报假设集中式电站规模为 20MW，建设成本为 8 元/W，位于类地区青海。类地区机组运行小时数劣于类地区，假设该项目年机组运行小时数为 1500 小时。类地区光伏上网电价为 0.95 元/kwh。本例依旧假设项目运行 20 年，则：项目建设成本为：20，000，000W8 元/w=16000 万元项目年发电量为：20，000kw1500h=3000 万 kwh项目年电费为：30，000，000kwh0.95 元/kwh=2850 万元项目 IRR 为：17.05%3.2.3、类地区集中式光伏电站投资回报假设集中式电站规模为 20MW，建设成本为 8 元/W，位于类地区
3、浙江。类地区机组运行小时数劣于类地区，假设该项目年机组运行小时数为 1200 小时。类地区光伏上网电价为 1 元/kwh。本例依旧假设项目运行 20 年，为保守起见，暂时不将地方政府补贴纳入计算范围。则：项目建设成本为：20，000，000w8 元/w=16000 万元项目年发电量为：20，000kw1200h=2400 万 kwh项目年电费为：24，000，000kwh1 元/kwh=2400 万元项目 IRR 为：13.89%在建造成本相同的情况下，集中式光伏发电项目的 IRR 由电费与年机组运行小时数决定，电费越高，项目 IRR 也越高。机组运行小时数越长，项目 IRR 越高。3.3、分
4、布式投资回报情况分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以低于 35 千伏或更低电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过 6MW 的光伏发电项目。由于运营维护成本比较低，以下项目投资回报计算中均假设项目运行期间运营维护成本为 0。3.3.1、应用端主体为自然人主体即一般居民依据 2013 年统计数据，北京市人均住宅面积 31 平方米，在考虑公摊面积的基础上，按照最保守的 6 层普通住宅进行测算，1000 平方米约可容纳 60 户（三口之家），户年均可用光伏发电量约为 1600kwh，此电量低于北京市居民住宅阶梯电价最低档电量要求（240kwh/月），考虑到居民电价上涨因素居民用
5、电电价，按照 0.6 元/kwh 进行计算，此测算中假定光伏发电全部自发自用，则电价为 0.6 元/kwh 加度电补贴 0.42 元/kwh 进行计算。假设项目运行 20 年：项目建设成本为：9 元/w80kw=72 万元全年满发电量约为：80kw1200h=9.6 万 kwh每年电费与补贴收益为：96000kwh0.6 元/kwh+96000kwh0.42 元/kwh=9.79 万元使用 7%的折现率计算出来的 NPV 为 29.66 万元3.3.2、应用端主体为一般工商业法人以一般工商业屋顶面积 2000 平方米计算，约可安装光伏系统 160kw，单位安装成本约为 9 元/w，初投资约为
6、144 万元。由于一般工商业营业时间较长，同时对照明、温控等有较高的需求，因此自发自用比例按照 100%计算。其他边际条件：项目运行 20 年、一般工商业销售电价 0.5171.0584 元/kwh、分布式发电度电收入 0.9371.4784 元、年发电小时数 1200 小时，则：项目建设成本为：160kw9 元/w=144 万元项目年发电量为：160kw1200h=19.2 万 kwh年电费收入为：17.9928.39 万元按 0.517 元工商业电价计算的 IRR 为 10.92%按 1.0584 元工商业电价计算的 IRR 为 19.12%3.3.3、应用端为大型工业户由于大工业用户一般
7、用电需求大，同时从目前城市规划看，大工业一般相对集中，具备拥有较大面积的厂房的条件。因此基于分析的保守性考虑，按照分布式光伏发电单个项目容量上限 6MW 进行计算。由于大工业用户具有规模优势，因此单位造价可以有所降低，可按照 8 元/W 进行计算。其他边际条件如下：项目运行 20 年、大工业电量电价0.4530.7097 元/kwh、分布式发电度电收入：0.873（0.453+0.42）到1.1297（0.7097+0.42）元、年发电小时数：1200 小时，则：项目建设成本为：6000kw8 元/w=4800 万元项目年发电量：6000kw1200h=720 万 kwh按 0.453 元/k
8、Wh 计算的项目年电费收入：0.873 元/kwh7200000kwh=628.56 万元按 0.7097 元/kWh 计算的项目年电费收入为：1.1297 元/kwh7200000kwh=813.38 万元按 0.453 元/kwh 度电电费计算的 IRR 为 11.65%按 0.7097 元/kwh 电费计算的 IRR 为 16.09%此处分布式项目投资回报计算中均未将地方政府补贴纳入计算范围内，加上地方政府补贴后项目 IRR 更高。经观察，项目建设成本与电费是决定分布式项目 IRR 的重要因素。建设成本越高，项目 IRR 越低。电费越高，项目 IRR 也越高。四、行业风险提示4.1、补贴
9、拖欠问题按照 2015 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。4.2、电网通道建设落后4.3、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。4.4、部分地区限电问题严重根据能源局数据，2015 年上半年国内光伏发电 190 亿千瓦时，弃光电量 18 亿千瓦时，弃光率约 10%。对于以上问题，政府部门可能会从以下环节入手解决：一是对于补贴无法及时发放的问题，可再生能源电价附加可能会提高（目前为 1.5 分/度电），以
10、解决可再生能源基金相对匮乏的问题，同时补贴发放程序将会简化。另外，上网电价在”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。二是统筹大规模光伏基地与电网通道建设的规划，减少行政阻碍以保障顺利并网。加大对可再生能源的优先调度力度，出台可再生能源配额制。三是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。四是从 2015 年上半年来看，限电具有明显的区域性和季节性，并非是普遍性问题。上半年国内光伏弃光 18 亿度，主要集中在甘肃、新疆地区，其中，甘肃省弃光电量 11.4 亿千瓦。甘肃地区由于当地电网建设滞后和内部消纳比例低等原因，一直以来，光伏、风
11、电等可再生能源一直存在相对严重的限电限风问题。从木联能 i 光伏平台发布的甘肃地区光伏电站平均发电小时数来看，2014 年以来一直维持在 100 小时左右，预计弃光率在 20%附近。另一块，国内正在建设和已经获批待建的特高压项目，也会降低部分地区的消纳和电力输送问题。五、未来行业预期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。智能化运维、质量评级服务、保险服务、再融资服务等市场将成为后光伏电站市场的新生服务内容。5.1、智能化运维光伏电站的长期发电稳定和组件质量以及后续的维护有重大关系。从后续维护部分来说，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
12、，最大化实现电站的发电效益。5.2、质量评级服务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。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。有效且真实的评级能够增强投资者对光伏电站的投资热情和信心。5.3、电站保险服务主要包括为企业转嫁因自然风险、意外事故、人为事故导致的物理损失以及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等。5.4、再融资服务因光伏电站有长期稳定的上网电价和补贴，其获得长期现金流的能力具备抵押再融资的基础。附图：中国光伏发电发展路线图汇总 刺激分布式
13、地面电站补贴下调，将对分布式光伏产生巨大利好。2015 年前 9 个月，中国分布式光伏电站装机量为 1.58GW，表明在各地政府光伏扶植政策的推动下，分布式光伏虽然有了长足进步，但是问题和阻力依旧很大。标杆电价过高时，投资企业纷纷转向投资收益稳定，综合经营效率高，收益率可观的大型地面电站，对分布式光伏普遍持观望态度。若分布式补贴政策维持现行 0.42 元/千瓦时，地面电站收益率下滑后，将倒逼企业转向东部分布式项目，刺激分布式市场规模进一步扩大，东部分布式光伏优势愈发明显。收益率影响针对不同资源区下调情况，笔者为您分析一下电价下调各地投资收益率变化情况。一、投资收益率测算默认条件项目投资收益率影
14、响最大的因素是上网电价、发电量及投资成本。为使测算结果更具常规代表性，我们选择符合大部分电站的常规条件进行计算，默认标准如下：二、不同电价区的项目投资收益率本次补贴下降幅度显然超出了此前预期，不同地区度电补贴差距拉大，西部地区不再成为投资热土。部分业内人士表示，降价肯定会对业主投资的积极性产生影响，但补贴下调还不是致命的，影响最大的因素是强制性弃电。若国家继续出台措施，解决光伏产业限电和补贴拖欠问题，可缓冲降价和限电对企业投资带来的影响，中国光伏市场仍可保持高速发展态势。2007 年到 2015 年，光伏系统造价已经从 60 元/瓦下降到 7-7.5 元/瓦，到 2020 年系统成本将进一步降
15、至 5 元/瓦。系统成本不断下降，补贴自然顺势下滑，最终实现光伏发电平价上网。资深光伏人士认为，新政将类资源区标杆电价维持原有水平，已为中国光伏电站后续装机量埋好伏笔，如若分布式光伏装机数量短期内无法担此重任，类地区地面光伏电站指标会相应增加，以此实现中国“十三五”光伏装机 150GW 的目标。总之，本次政策调整略显激进，却符合中国光伏电站当前现状，及未来发展趋势。 光伏上网电价下调与 IRR 测算假设其他条件都不变的情况下（包括现建地面式电站 7.5 元/瓦成本不变），上网标杆电价的下调对光伏项目回报收益 IRR 的负面影响是显著的。上网电价下调倒逼成本下降，但 0.01 元/千瓦时的下调对
16、应单位成本降幅预计至少达到约 0.1 元/瓦才能维持并可能提高公司的盈利能力。光伏电站的总成本中约 50%来自光伏组件。光伏上网电价自 2013 年底以来就没有进行过调整，而模组价格自 2014 年 1 月以来已下降了 17%，使得 IRR 由 9%提高至如今的 11%左右。我们预计，如果成本持续下降同时公司保持或减少融资成本，2016 年光伏上网电价下调后 IRR 有望维持在 10%左右。受限电影响的地区利用小时数显著下滑。根据我们的测算，利用小时数每下降 100 小时，IRR 就会减少约 1.2 个百分点。大多数光伏下游公司在新疆和甘肃的发电站分布超过 25%，其中我们发现协合新能源在限电严重地区的分布最少。融资难政策执行风险和投资收益不稳导致大多数光伏企业面临融资困境，不得不发行成本高昂的小额债券和可转债，而资本市场股权融资又需要良好的行业前景和价值投资者的认可。由于违约风险的考量，银行资信要求高，从银行借款也困难重重。
