乌海项目投标的上网电价又创新低，是因为大家预期明年的电站投资会进一步下降。这两天一直有人问我，总投资要达到多少才能保持盈利?为此，对乌海领跑者基地的项目预计收益进行了分析。
一、测算的前提条件
1发电小时数和成本
根据乌海当地的太阳能资源情况，采用不同安装方式，满发小时数如表1所示;同时，采用不同安装方式时，支架成本相对于固定式的增加、年运维成本如表1所示。
表1：采用不同安装方式时发电小时数、造价差异
注：按285W组件考虑，土地成本按照400元/亩的租金考虑。
2财务条件
项目占地面积按照60片285Wp组件考虑，参考国土资源部发布的《光伏发电站工程项目用地控制指标》 (国土资规〔2015〕11号)中标准，采用插值法进行计算;
20%资本金+80%银行贷款
长期贷款利率按4.9%考虑
增值税抵扣、之后即征即退50%。
3其他
其他未说明的条件按常规考虑。
二、最理想状况下的收益分析
1上网电价
乌海属于一类电价区，目前的光伏标杆电价为0.8元/kWh;
2总投资
根据大同领跑者了解情况，总投资均在9元/W上下(含送出费用等均摊成本)。假设1年内组件价格下降1.5元/W，即明年年初达到2.5元/W;则预期总投资为7.5元/W上下。
然而，据光伏們报道，乌海领跑者基地建设条件非常差，7个地块，除了其中2个较好以外，其他的都涉及土地整饬，按面积大概折合投资为0.5元/W。
因此，乌海领跑者的固定式总投资可以按8元/W的考虑，则项目收益情况如下。
表2：理想状态下，采用不同安装方式时的收益估算
从上表可以看出，在最理想的条件下：
1)以乌海的资源水平，在不限电的情况下，0.8元/kWh的上网电价，项目的收益水平确实比较高。
2)无论采用那种跟踪式的安装方式，理论的项目收益率均高于固定式。
3)斜单轴的预期收益最高，即性价比最高，但占地面积较大;
4)双轴跟踪的发电小时数虽然最高，但由于其初始投资、运营成本、土地成本的增加，综合效益并不是最好;且根据目前的运行经验，平单轴的运行稳定性最好，双轴的运行稳定性相对较差。综合考虑技术稳定性、占地面积、预期收益，在不限电情况下，平单轴可能是更好的选择。
三、理想状态下的总投资控制目标
不同的公司，对项目投资收益的要求标准不大相同，大致有两种：
一种是以融资前全投资内部收益率为标准，目前行业基准为8%;
一种是以融资后资本金收益率为标准，不同公司要求达到10%、12%或15%以上的。
乌海领跑者项目的投标上网电价在0.45~0.73元/kWh，如果要达到相同行业目标收益率，则对投资控制要求是不一样的。
1以融资前全投资内部收益率为8%为标准
由于8%基准收益是融资前内部收益率，贷款利率对结果无影响。因此，采用固定式安装方式时，对不同电价对应的造价水平进行测算，结果如下图。
图1：ic=8%时，不同上网电价的总投资控制目标
从上图可以看出，要达到融资前全投资IRR为8%，则：
1)电价每下降0.01元/kWh，则总投资控制目标需下降123元/kW;
即中标电价低1毛，总投资需降低1230元/kW才能达到同样收益。
2)上网电价为0.45元/kWh时，总投资应控制在4554元/kW以内，考虑到土地整饬成本、送出费用、服务费等均摊成本，相当于EPC成本应控制在3300元/kW以内;
3)上网电价为0.56元/kWh时，总投资应控制在5900元/kW以内，考虑到土地整饬成本、送出费用、服务费等均摊成本，相当于EPC成本应控制在4700元/kW以内;
4)如果总投资按照预期的8000元/kW考虑，则上网电价为0.73元/kWh，为此次投标的最高电价。
2以融资后资本金收益率为10%为标准
由于目前长期贷款利率在一个历史低值，只有4.9%，对项目资本金获得较高的收益非常有利。经测算，不同上网电价时，投资的控制标准如下图。
图2：资本金收益率为10%时，不同上网电价的总投资控制目标
从上图可以看出，要达到融资后资本金IRR为10%，则：
1)电价每下降0.01元/kWh，则总投资控制目标需下降142元/kW;
2)上网电价为0.45元/kWh时，总投资应控制在5248元/kW以内，考虑到土地整饬成本、送出费用、服务费等均摊成本，相当于EPC成本应控制在4200元/kW以内;
3)上网电价为0.56元/kWh时，总投资应控制在6815元/kW以内，考虑到土地整饬成本、送出费用、服务费等均摊成本，相当于EPC成本应控制在5600元/kW以内;
4)如果总投资按照预期的8000元/kW考虑，则上网电价为0.643元/kWh，略高于本次投标的平均电价0.62元/kWh。
四、发电量降低对项目收益的影响分析
当然，上述测算都是在理想状态下的理论测算。根据光伏們的调查，
乌海领跑者是“综合资源最差的领跑者基地之一”。曾经靠电石、铁合金、焦炭三个行业“一夜暴富”的乌海市空气污染非常严重。目前，乌海市已经有两座光伏电站投入运营，据工作人员介绍，乌海的电站由于污染物较多，很容易产生一种类似“板结”的现象，专业解释为“粘结积灰”。从而导致发电量远远低于预期。
乌海运行满一年的光伏电站年利用小时数仅为1138小时，即使算上弃光小时数16小时，总计为1154小时，远远低于理想值1532小时!
同时，该电站的地理位置处于乌海市污染最小的区域，领跑者基地所在区域附近存在很多“冒烟”煤矿，污染程度远高于现有的两座电站!由于污染造成的发电量降低会更加严重!
除此之外，“弃光”也是悬在基地头上的一把利剑!
目前来看，内蒙电网调度力保光伏尽量不限电或少限电，但随着光伏并网容量增加，弃光己成为必然趋势。乌海所在地的保障收购小时数为1500h，超出此部分电量是以交易方式完整。最近的交易电价0.05元/kWh加国家度电补贴的方式进行结算。
综上所述，领跑者项目的发电量似乎很难达到预期。如果发电小时数降低，项目的资本金收益会如何变化?以总投资为7000元/kW(考虑到土地整饬成本、送出费用、服务费等均摊成本，相当于EPC约为5800元/kW)为基础进行分析。
图3：不同上网电价时，资本金的内部收益率
考虑到目前长期贷款利率为4.9%，即如果资本金收益率低于5%，投资收益将低于银行利息，不具备投资吸引力，因此不考虑收益低于5%的情况。
从图3可以看出，
1)发电小时数降低时，项目资本金的收益率会大幅下降;
2)以目前乌海的1154h的发电情况来看，即使以目前的标杆电价为0.8元/kWh考虑，资本金IRR也仅为8%，难以达到大部分企业预期;
3)电价为0.668元/kWh及以上时，资本金IRR为5%，勉强高于贷款利率，而本次投标仅有3家企业的上网电价高于此数值!
因此，如果未来领跑者项目的发电情况与现有项目相近，则预期的中标电价下，项目收益无疑会很难看，投资者很难收回投资。
乌海领跑者共招7个项目业主，企业的上网电价报价平均值为0.62元/kWh，分布情况如下表。
表2：乌海领跑者基地的上网电价分布
|
电价范围 （元/kWh） |
≤0.45 |
0.46~0.5 |
0.51~0.55 |
0.56~0.6 |
0.61~0.65 |
＞0.66 |
|
企业数量 |
1 |
4 |
13 |
17 |
6 |
3 |
可以看出，报价在0.6元/kWh以内的企业有35家，且有地方贡献的企业报价不能高于平均值。报价0.56元/kWh及以内的企业有23家，估计高于此投标价的企业很难中标。
以0.55元/kWh的电价(图3中紫色线)为基础进行分析：
1)即使发电量为较理想情况，年满发小时数为1500h(当地的保障收购小时数)，则项目资本金的IRR仅为7.7%;
2)如果一旦限电6.7%，年满发小时数为1400h，则项目资本金的IRR仅为5.2%，略高于银行长期贷款利率!
五、补贴拖欠对项目收益的影响
我国现有的可再生能源附加每年能征收不足600亿元。然而，现有的风电、光伏项目的度电补贴、接网工程补贴已经超过600亿元。因此，在可再生能源附加短期内无法提高的情况下，补贴拖欠几乎是一定的。
以上网电价为0.56元/kWh、资本金IRR达到10%时为基础进行分析进行分析，结果如下表。
表2：补贴拖欠对项目的影响
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年满发小时数（h） |
1500 |
1400 |
1300 |
1200 |
1100 |
|
拖欠1年 |
6400 |
5880 |
5380 |
4860 |
4350 |
|
拖欠2年 |
6340 |
5830 |
5330 |
4820 |
4310 |
|
拖欠3年 |
6230 |
5720 |
5230 |
4730 |
4230 |
当上网电价为0.56元/kWh时，资本金IRR要达到10%，
如果项目发电量能达到当地的保障小时数1500h，在目前补贴被拖欠3年的情形下，项目总投资应控制在6230元/kW以内，考虑到土地整饬成本、送出费用、服务费等均摊成本，相当于EPC约为5000元/kW;
如果项目发电量与乌海目前的项目发电量相当，为1154h，在目前补贴被拖欠3年的情形下，项目投资应控制在4230元/kW以内，考虑到土地整饬成本、送出费用、服务费等均摊成本，相当于EPC约为3000元/kW。
六、结论
无论企业以多高的上网电价投标，肯定会有一个实现其盈利目标的边界条件;0.45~0.73元/kWh的上网电价，肯定对应不同的测算条件。然而，电价差异如此之大，除了评标的专家，大多数人无法了解每个企业测算的条件为何会有如此大的差异。
就我了解的测算条件而言：
1、最理想状态下(系统效率高、不限电、补贴不拖欠)，
1)采用跟踪式会使项目有更好的收益;
2)0.73元/kWh的电价能保障项目有8%的全投资收益，0.643元/kWh的电价能保障项目有10%的资本金收益。
2、当总投资为7000元/kW时，以乌海以并网项目发电情况(满发小时数为1154h)来看：
0.8元/kWh的电价能保障项目资本金IRR为8%;0.668元/kWh的电价，能保障项目的资本金IRR为5%。
3、估计大部分中标项目电价应该在0.56元/kWh以下，在目前补贴被拖欠3年的情形下，资本金收益要达到10%，
项目总投资应控制在6230元/kW以内，考虑到土地整饬成本、送出费用、服务费等均摊成本，相当于EPC约为5000元/kW。
说明：本文中的测算均采用“坎德拉学院”新推出的“光伏百宝箱”中的“光伏电站收益测算”工具进行计算。
