我们发现发电利用小时数对项目的内部收益率影响弹性较大,每提高50小时,内部收益率提高1.5~2个百分点。
我国东部地区发电利用小时数略低于西部、北部,普遍在1000~1200小时之间。贷款利率一般在6%~8%之间,如果采取融资租赁等创新金融模式,融资成本可能会提高到8%以上。
分布式鼓励自发自用,工商业用电价格较高地区在0.9~1.1元/度之间,度电收入相当于1.32~1.52元,而余电上网电价相当于燃煤机组标杆上网电价加度电补贴,度电收入约0.82~0.84元左右,因此分布式光伏项目自发自用比例的高低直接影响项目收益率,我们测算,自发自用比例提高10%将提高内部收益率1.5个百分点左右。
分布式项目期初建设为一次性投资,以后每年依靠电费收入以及补贴收入收回现金流,平均回收期在6~8年,因此分布式项目运营对资金周转存在一定的压力。我们按照最初的项目假设不变,第一年建设,运营20年,还款周期为10年,测算现金流回收情况如下:
通过以上分析,我们总结分布式光伏电站的收益具有以下几点特征:
1)在保证发电利用小时数以及自发自用比例的条件下,全投资的分布式项目可以取得10%以上的内部收益率,对于企业投资具有较强的吸引力。
2)利用小时数和自发自用比例对项目收益率影响较大,因此光照资源以及用户用电的持续性和稳定性尤为重要。
3)初期投资较大,现金流需要6~8年才可以回收,对企业现金占用形成了一定的压力。
(三)积极探索商业模式的多样化
国家对分布式光伏补贴政策确定以后,分布式项目的盈利能力基本确定,在项目的实际建设中,企业开始自行探索商业模式。
我们认为分布式光伏电站业务最重要的在于两端:收费和融资。不同的收费模式直接影响电站收益率、业务开展的速度等,而融资模式的创新主要为企业开拓电站业务提供保障。
收费模式方面,现阶段分布式光伏企业采用的大体分为以下两种:
1)EPC,即建造商建设完毕后出售给用户或者运营商。此种模式现实中存在较大难度,用户普遍认为分布式收益率存在较大的不确定性,对分布式光伏电站这种资产认可度不强,且初期投资较大,很少会直接购买分布式电站。
2)EMC,即采取合同能源管理的方式,建造商建设后与用户共同运营光伏电站,对分布式电站收益进行分成。这种模式用户方面比较容易接受,但分布式光伏建造商方面存在收益率不确定、回款不及时等风险。
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