光伏電站區(qū)域投資機會研究

中國電力工程顧問集團華北電力設計院工程有限公司 ■ 陳曉勇 田景奎 楊威

0 引言

2013年8月30日，國家發(fā)改委發(fā)出《關于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的通知》(發(fā)改價格[2013]1638號)，根據(jù)各地太陽能資源條件和建設成本，將全國(不含西藏地區(qū))分為3類太陽能資源區(qū)，制定相應地面光伏電站標桿上網(wǎng)電價(含稅)，見表1。

表1 全國光伏電站標桿上網(wǎng)電價表

通知規(guī)定：光伏發(fā)電項目自投入運營起執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價期限原則上為20年，上網(wǎng)電價高出當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分，通過可再生能源發(fā)展基金予以補貼。各級價格主管部門要加強對光伏發(fā)電上網(wǎng)電價執(zhí)行和電價附加補助結算的監(jiān)管，確保光伏發(fā)電價格政策執(zhí)行到位。

2013年9月23日，財政部、國家稅務總局也發(fā)布《關于光伏發(fā)電增值稅政策的通知》(財稅[2013]66號)，通知規(guī)定：自2013年10月1日至2015年12月31日，對納稅人銷售自產的利用太陽能生產的電力產品，實行增值稅即征即退50%的政策。

至此，對于地面光伏發(fā)電電價及財稅政策基本落定。作為投資者如何依據(jù)政策快速甄別投資機會、搶占地面光伏投資建設的先機變得至關重要。本文按照意見中的3類資源區(qū)選擇代表性項目，從太陽輻射資源、建設投資、成本效益等方面，統(tǒng)籌分析研究各資源區(qū)投資機會。分析結論可供投資者快速辨別項目投資價值，減少投資風險，提高投資決策科學化水平。

1 各資源區(qū)輻射資源分析

1.1 概況

本次出臺政策的資源分區(qū)基本按照國內太陽能資源從西北向東南逐步降低的大趨勢分布劃分。3類資源區(qū)有以下特點(由于政策中未含西藏自治區(qū)，以下分析均不包含西藏)：

1) Ⅰ類資源區(qū)主要集中在我國西北地區(qū)，包含少量華北北部地區(qū)。該類區(qū)域的緯度約在北緯35°～ 49°之間，大部分地區(qū)分布在我國緯度較高的地區(qū)，分布較為集中，總輻射較高，約在5400～7200 MJ/m2。

2) Ⅱ類資源區(qū)主要集中在我國華北、東北地區(qū)，包含少量西北、西南南部地區(qū)。該類區(qū)域的緯度在北緯21°～53°之間，分布范圍很廣，總輻射值的變化范圍也很大，約在3600～7200 MJ/m2之間，但除新疆南部、青海西南部、四川東部和云南東部外，其他大部分區(qū)域總輻射值在4500～6300MJ/m2之間，在國內屬中等水平。新疆南部、青海西南部部分地區(qū)總輻射值較高，可達到7200 MJ/m2；而四川東部、云南東部部分地區(qū)總輻射值較低，僅3600 MJ/m2。

3) Ⅲ類資源區(qū)主要集中在華東、中南地區(qū)，包含少量西南和西北的南部地區(qū)。該類區(qū)域緯度在北緯18°～39°之間，大部分區(qū)域位于我國緯度較低區(qū)域，該區(qū)域總輻射值約在3600～5700MJ/m2。但在該區(qū)域中輻射較高的區(qū)域基本為沿海的少量區(qū)域，其他區(qū)域總輻射值約在3600～5200 MJ/m2之間。

1.2 典型項目選取

根據(jù)已有項目，從3類資源區(qū)中各挑選一個規(guī)模為20 MWp的代表性項目，進行資源及發(fā)電量分析。

為保證所選項目在該區(qū)域內具有代表性，項目選取按以下幾點原則：

1) 選取的項目附近有長序列輻射觀測數(shù)據(jù)氣象站；

2) 選取項目的地點總輻射值在其所在分區(qū)中應處于中等水平，避免采用該區(qū)域極高或極低的總輻射值位置；

3) 選取項目的地點緯度在其所在分區(qū)中應處于中等水平，避免采用極高或極低緯度位置。

通過以上3個條件的篩選，最終確定代表3類資源區(qū)的項目，項目名稱(簡稱)及基本情況見表2。

表2 代表性項目情況列表

1.3 系統(tǒng)配置及發(fā)電量計算

在進行發(fā)電量計算時，所選項目有如下邊界條件：

1) 光伏電站的場區(qū)形狀規(guī)整，地形平坦；

2) 光伏電池組件采用多晶硅光伏組件；單塊容量選擇250 Wp，每20個光伏組件組成一個光伏組件串；選用1 MWp為一個光伏發(fā)電單元，每個發(fā)電單元配置2臺500 kW逆變器；

3) 光伏陣列采用固定式支架設計；

4) 光伏組件傾角按照光伏方陣傾斜面上受到的全年輻照量最大進行選擇；

5) 光伏陣列南北向間距按冬至日當天9:00～15:00(真太陽時)無遮擋選取。

將3個項目的多年平均各月總輻射數(shù)據(jù)及以上邊界條件輸入PVsyst軟件，對發(fā)電量進行計算，得到首年發(fā)電量。采用目前各組件廠家比較認可的首年2.5%、此后每年按0.7%遞增的衰減方式進行計算。

根據(jù)政策，執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價期限原則上為20年，因此本文發(fā)電年限按20年計算。3個項目20年平均發(fā)電量及等效滿發(fā)小時數(shù)見表3。

表3 代表性項目發(fā)電量列表

2 投資效益區(qū)域分析

2.1 項目投資分析

我國現(xiàn)行生產性建設項目總投資包括：建設投資、建設期利息和流動資金3個部分。其中，建設投資包括：工程費用(設備購置費、安裝工程費、建筑工程費用)、工程建設其他費用和預備費[1]。

依據(jù)上述3個項目進行投資分析，3個項目的建設規(guī)模均為20 MW，配套建設一座110 kV升壓站。光伏場內方案：裝配多晶硅(250W)光伏組件、固定式支架、1 MW逆變-升壓單元(35 kV)。升壓站內方案：配置1臺50 MVA主變，110 kV配電裝置戶外布置，35 kV配電開關柜戶內布置，站內生產及生活建筑總面積為2150m2，站內預留有擴建余地。項目地區(qū)地勢平坦，無不良地質條件。I類地區(qū)項目占地約為700畝，II類地區(qū)項目占地約為680畝，III類地區(qū)項目占地約為590畝。占地價格5000～35000元/畝不等。I類地區(qū)地價較低，II、III類地區(qū)較高。

分析比較后，3個項目工程費用無太大差別，折合成單位造價約為8元/W。其中，設備購置費6.2元/ W，安裝工程費0.7元/ W，建筑工程費1.1元/ W；工程建設其他費因地價及占地面積差異變化幅度較大，約為0.8～1.8元/ W；基本預備費及建設期貸款利息差別不大，約為0.5元/ W。流動資金忽略不計。項目建設總投資約為9.3～10.3元/ W。其中，主要設備，如光伏組件及逆變器，價格變動平緩，其他電氣設備穩(wěn)中有降。多晶硅組件價格按照2013年9月份招標中間價取4.4元/ W。

2.2 項目成本分析計算

項目的總成本費用指在運營期內為生產產品所發(fā)生的全部費用，等于經營成本與折舊、攤銷和財務費用之和[2]。為合理測算3個項目的盈利能力，下文將對3個項目的成本進行分析計算。

2.2.1 經營成本

經營成本作為項目運營期的主要現(xiàn)金流出，其構成和計算采用下式：經營成本=外購原材料、燃料和動力費+工資及福利費+修理費+其他費。光伏電站的經營成本主要體現(xiàn)在光伏組件清洗費用、運行人員工資、修理費用、電站其他運行管理費用。

1) 組件的清洗費。組件清洗目前大多采用水沖洗和人工擦洗兩種方式[3-4]。Ⅰ類地區(qū)電站大多建在戈壁灘及沙漠地帶，一般在春季及冬季1月沖洗1次、夏季1.5個月沖洗1次，一年按11次計算；Ⅱ、Ⅲ類地區(qū)所在地區(qū)環(huán)境較好，每個季度沖洗1次。目前，寧夏地區(qū)已投產項目清洗費用按約0.35元/塊計，20 MW一次清洗費用約為2.8萬元。3個項目的清洗單價參照此價格計算。Ⅰ類地區(qū)項目年清洗費用30.8萬元，Ⅱ、Ⅲ地區(qū)項目年清洗費用為11.2萬元。

2) 維修費。依據(jù)已投產電站運行經驗總結，光伏電站故障多集中在匯集電纜、匯流箱、逆變器等設備，投產初期故障率較高，消缺后故障率會明顯降低。經調研，某西部30 MW光伏電站于2011年投運，2012年維修支出為88萬元，截至2013年9月份，維修支出為23萬元。結合上述調研結果，修理費率前10年取0.4%；后10年因設備老化等因素適當放大，取0.6%。按固定資產原值(扣除建設期利息)×修理費費率計算，20年的總修理費合計約1800萬元。維修費地區(qū)差異不大，3類地區(qū)維修率取相同費率。

3) 運行人員工資福利費。光伏電站所處的地理位置大都比較偏遠，太陽電池板的數(shù)量極大，設備的巡視檢查和常規(guī)處理工作量較大，因此配置合理的運行人員，才能為光伏陣列可靠運行、多發(fā)電量提供可靠的保證。電站規(guī)模在10 MW及以上者，則須設置發(fā)電站站長、財務專員、主值、電站巡檢簡單維護人員、廚師及清潔人員。人員配置及工資水平各資源區(qū)相差較小，3個項目各類管理人員按10人考慮，人均年工資按7萬元計，職工福利費按占工資總額的65%考慮。

4) 其他費用。其他費用包括：其他制造費用、其他管理費用和其他銷售費用3項。目前常規(guī)做法是給出單位費用指標，經過調研，3個項目費用指標取25元/kW。固定資產保險費費率取為0.25%。

經測算，年經營成本約295萬元，與調研的某西部同規(guī)模電站年經營成本相符合。

2.2.2 折舊費及攤銷費

稅法規(guī)定資產不允許作為成本、費用從納稅人的收入總額中作一次性扣除，只能采取分次計提折舊或分次攤銷的方式予以扣除。對于光伏電站，按全部形成固定資產考慮，綜合考慮稅法規(guī)定及地面光伏電站固定資產性質及使用情況，3個項目都采用直線法計算折舊費，折舊年限18年，殘值率5%。

2.2.3 財務費用

財務費用是指企業(yè)為籌集所需資金等而發(fā)生的費用。在分析與評價中，一般只考慮利息支出，包括：建設投資借款在投產后需支付的利息、用于流動資金的借款利息和短期借款利息。通行的還本付息方法主要有等額還本付息和等額還本利息照付兩種。

3個項目的建設期借款還款年限均按15年計，貸款利率為6.55%，借款比例為80%，其余為自有資金。流動資金及短期貸款利率采用6%，還款方式采用等額還本付息方式。

2.3 盈利能力區(qū)域分析

結合上述發(fā)電量、建設投資、成本費用分析，通過財務評價原理來對3個項目進行盈利能力測算。以最常用的項目資本金內部收率指標作為判定指標；即在擬定的融資方案下，從項目資本金出資者整體的角度，確定其現(xiàn)金流入和現(xiàn)金流出，編制項目資本金現(xiàn)金流量表，利用資金時間價值原理進行折現(xiàn)，計算項目資本金財務內部收益率指標。其計算公式如下：

式中：CI為現(xiàn)金流入；CO為現(xiàn)金流出；CI為第t年的凈現(xiàn)金流量；n為計算期；FIRR為內部收益率。

項目現(xiàn)金流入包括：售電收入、補貼收入(固定資產增值稅抵扣及增值稅即征即退50%)、回收固定資產余值、回收流動資金。項目現(xiàn)金流出包括：項目資本金、借款本金償還、財務費用、經營成本、營業(yè)稅金及附加、所得稅。

整個運行期都實行增值稅即征即退50%的政策，因為按照財政部通知中規(guī)定的時限，大多數(shù)項目仍處于固定資產增值稅抵扣期，期間不需要繳納增值稅，未能充分體現(xiàn)財稅政策對光伏電站建設的支持。其他稅收政策按稅法規(guī)定。

結合建設投資分析結果，對所選項目按照不同造價水平分別測算收益。單位造價水平設定在9000～11000元/kW，按1000元/kW進行分檔，并對Ⅲ地區(qū)項目加測一檔。因III地區(qū)所選項目年平均利用小時數(shù)較低，按上述條件測算收益率不具有參考價值，文中按7500元/kW加測一檔，計算結果見表4。

由表4可知，Ⅰ類地區(qū)項目資本金內部收益率遠超過財務基準收益率(項目資本金稅后指標)8%；項目盈利能力較強，能承受較寬泛建設投資及發(fā)電量變化水平。Ⅱ類地區(qū)項目資本金內部收益率基本滿足財務基準收益率(項目資本金稅后指標)8%的要求，具備投資價值，但需要嚴格控制建設投資，充分考慮限電風險。Ⅲ類地區(qū)收益水平較低，滿足不了基準收益率的要求。

表4 資本金內部收益率分析對比表

3 結論

在現(xiàn)行政策及造價水平下，I類、II類地區(qū)具有較好的投資開發(fā)價值，投資者應選擇太陽能資源好、接入方便、地價低、所發(fā)電量周邊能消納地區(qū)投資新建地面光伏電站；III類地區(qū)尚不具備開發(fā)價值，在此類地區(qū)投資地面光伏電站，投資者應爭取地方政府電價補貼或固定資產投資補貼，或選擇有已建接入管理站地區(qū)建設光伏電站。

[1] 芮光雨,王彤, 蔣滇生, 等. 項目決策分析與評價[M]. 北京: 中國計劃出版社, 2011：185－186.

[2] 楊慶蔚, 王曉濤, 羅國三, 等. 建設項目經濟評價方法與參數(shù)[M]. 北京: 中國計劃出版社, 2006, 6－10.

[3] 任官堂, 胡成．提高光伏電站發(fā)電水平的研究與實踐[J]. 太陽能, 2012, 21：21－25.

[4] 潘捷, 任浩翰, 戴成鴻, 等. 上海崇明前衛(wèi)太陽能光伏電站的運行實踐和成果[A]．第八屆長三角能源論壇文集[C]. 2012,1:138－139.