4)技改前后发电量的变化
由于新组件功率提高，即使考虑2%的弃光率，每年发电量仍会高出原有项目发电量500万度以上。
说明：由于增加的4553.92万元组件增值税为16%，而光伏电量的增值税即征即退50%，为8%。因此，考虑到税收抵扣，上表中的年收入即为税后收入。
5)增加投资的收益情况
2018年底花费4553.92万元的技改的20MW电站，从2019年到2030年，每年收入增加580~630万元。经过计算，
项目初始投资的回收期为6.9年;项目全投资税后的内部收益率为10.16%。
三、影响技改收益的四个因素
技改主要是通过一笔额外的投资，改善项目的现金流，从而提高项目收益。因此，能提高现金流改善程度的都能提高技改的收益。
1、项目上网电价
由于淘汰后组件基本以废品处置，与购买成本相关性不大。因此，项目的收益跟光伏组件的购买年份、价格相关性不大，主要跟项目的上网电价相关，即主要跟并网年份相关。
上网电价高，则回收期短、项目收益高;上网电价低，则回收期短、项目收益高。
上述案例的条件中，上网电价为1.15元/kWh时，技改的回收期为6.9年、收益率为10.16%;如果上网电价为1元/kWh时，技改的回收期将延长至7.7年、收益率为7.48%。
2、旧组件的衰减情况
上述案例中，旧组件按照首年衰减1.5%，之后每年衰减0.7%考虑;假设旧组件按照首年衰减2.5%，之后每年衰减0.7%，则替换了新组件之后，技改投资的回收期为6.4年、收益率为11.07%.
旧组价的衰减率越大，技改对现金流改善越好，技改投资的收益率越好。
3、光伏电站系统效率
上述案例中，旧电站的系统效率按照79%考虑，如果旧电站的系统效率为82%，则技改后的增加投资回收期会降低到6.1年，收益率为12.07%。
系统效率越好的电站，技改投资的收益率越好。
4、新组件的型号
上述案例中，如果采用300W组件，价格按照2.1元/W考虑，则最终直流端的装机规模将达到25.68MW，组件和逆变器的容配比为1.3：1，弃光率按照2.5%考虑;技改总费用为4960.52万元。
虽然技改费用增加，弃光率增加，但增加投资回收期会降低到5.5年，收益率为14.45%。
四、存量电站的技改市场问题与思考
1、市场规模有多大
如前文所述，2013年之前的项目，由于其组件折旧后的剩余价值高于目前高效产品的价格;同时，2013年之前项目的电价均为1元/W以上，技改后发电量提升带来的收益更多。因此，2013年及之前并网的存在技术改造的空间。
根据国家能源局公布的数据，截止2013年底，我国累计并网光伏项目19.4GW。其中，地面光伏电站规模为16.3GW。理论上，这16.3GW项目，都存在通过技术改造提高收益的空间。
如果16.3GW的电站进行技术改造，并按照上述的改造条件(组件1.9元/W，拆卸后出售0.3元/W，拆卸20元/块、安装20元/块)考虑，则将会带来383亿的新增投资;即使有30%的电站进行改造，也是100亿以上的新增投资。
2、技改可能涉及的问题
1)技改方案要不要报相关部门再次审批
有人对技改方案也曾提出这样质疑：
开展组件型号变更、规模变化的技术改造，是否需要到能源局进行二次审批?
新组件的发电量，到底该执行旧电价还是新电价?
2)旧组件的回收利用
在此技改方案中，按照传统的折旧方案，旧组件在拆除时的剩余价值还很高，直接以0.3元/W(70元/块)的价格出售，并额外支付20元/块的拆卸费用，是否太便宜?
另外，如果50%的项目技改，我们是否8GW废旧组件的处理能力?
3)6~7年的投资回收期略长
根据前文的测算，在不同的情境下，技改额外投资的回收期为6~7年。这个周期对大多数企业来说，显得长一些，可能企业技改的动力不足。
因此，那些旧组件出现严重问题导致功率衰减严重(超过首年1.5%、以后每年0.7%)、电价为1.15元/kWh的项目，采用目前性价比高的高效组件(300W)替代，才能较好改善项目的盈利性。
4)限电对于技改的影响
2013年之前执行1元/kWh以上电价的项目，主要集中在西北地区，青海、新疆、甘肃、内蒙、宁夏等，这几个省份都有不同程度的限电。如果电网公司按照电站的报备规模进行限电，那技术改造的意义就不大了。
>
>
