【总结】眺望2016：光伏市场如何迈向新纪元？

发表于：2015-12-22

应用端主体情况

　　（1）应用端主体为自然人主体即一般居民

假设一栋居民楼屋顶面积1000平方米，约可安装太阳能发电系统80kw，由于分布式安装不具有规模效应，因此安装成本相对偏高，目前按照9元/w进行计算。

以北京地区为例，在不考虑大气污染造成的雾霾影响下，年发电约1200小时。

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/w×80kw=720000元全年满发电量约为：80kw×1200h=96000kwh。每年电费与补贴收益为：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=97920元。使用7%的折现率计算出来的NPV为296603元该项目IRR为12.25%

（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。其他边际条件如下：

　项目运行20年一般工商业销售电价：0.517-1.0584元/kwh。分布式发电度电收入：0.937-1.4784元年发电小时数：1200小时项目建设成本为：160kw×9元/w=1440000元项目年发电量为：160kw×1200h=192000kwh年电费收入为：179904-283852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）应用端主体为大工业用户

由于大工业用户一般用电需求大，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：0.453-0.7097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小时项目建设成本为：6000kw×8元/w=48000000元项目年发电量：6000kw×1200h=7200000kwh。按0.453元/kWh计算的项目年电费收入：0.873元/kwh×7200000kwh=6285600元。按0.7097元/kWh计算的项目年电费收入为：1.1297元/kwh×7200000kwh=8133840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。

集中式光伏发电项目投资回报情况集中式光伏电站主要利用大规模太阳能电池阵列把太阳能直接转换成直流电，通过防雷汇流箱和直流配电柜，把多路直流汇入到光伏逆变器，光伏逆变器把多路直流电变换成交流电，再通过交流配电柜、升压变压器和高压开关装置接入电网，向电网输送光伏电量，由电网统一调配向用户供电。集中式光伏电站不能直接接入电网，需要通过110KV升压站接入电网。

2013年能源局下发《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》能源局根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类太阳资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价。Ⅰ类资源区标杆上网电价为0.9元，Ⅱ类资源区标杆上网电价为0.95元，Ⅲ类资源区标杆上网电价为1元。

　　1.3.1.Ⅰ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Ⅰ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：20，000，000W×8元/w=160，000，000元项目年发电量为：20，000kw×1600h=32，000，000kwh项目年电费为：30，000，000kwh×0.9元/kwh=28，800，000元项目IRR为：17.25%。

　　1.3.2.Ⅱ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Ⅱ类地区青海。Ⅱ类地区机组运行小时数劣于Ⅰ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1500小时。Ⅱ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：20，000，000W×8元/w=160，000，000元项目年发电量为：20，000kw×1500h=30，000，000kwh项目年电费为：30，000，000kwh×0.95元/kwh=28，500，000元项目IRR为：17.05%。

1.3.3.Ⅲ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Ⅲ类地区浙江。Ⅲ类地区机组运行小时数劣于Ⅱ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1200小时。Ⅲ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：20，000，000w×8元/w=160，000，000元项目年发电量为：20，000kw×1200h=24，000，000kwh项目年电费为：24，000，000kwh×1元/kwh=24，000，000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。

　　1.4.光伏发电竞争格局

国内光伏电站运营商的竞争处于“一超多强”的格局，央企中电投独占鳌头，后面国企、民企群雄并起。由于电站运营属于资本密集型行业，进入壁垒较高，企业不但需要有雄厚的资金实力，还需要有持续的项目开发能力，因此大型国企的竞争优势较强。但民营企业依靠自身灵活多变的机制，强大的执行力，以及通过资本市场融资平台，同样能够在竞争中跻身前列。在2013年装机量Top10中绝大多数为国企，而2014年民企开始脱颖而出，如中利科技、特变电工、爱康科技三家上市民企2014年装机规模都超过了400MW，占据了装机量Top10中的三席，装机量Top20中民企已过半数。未来，随着融资渠道的拓宽，预计民企在电站运营方面将占据更重要的地位。