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测算可高度模型化的特征，行业内一般都采用光伏发电收益率测算模型对其加以测算。在一个典型的西部集中式电站项目中，发电小时数、单位装机成本、标杆上网电价、年运维费用等变量是影响项目无杠杆IRR的重要驱动力
。在上述核心变量给定后，项目的投资回报则不言自明：无杠杆IRR、NPV、投资回收期、LCOE等指标一览无遗。表1光伏发电项目收益率测算模型然而，仅仅从电站运营商的角度来讨论成本，我们并无法准确评估社会

叠加效应，最终使湖北宜昌这样相对光资源较弱的区域，在当地政府补贴，国内专业化集团公司主导，新加坡海外低利率成本的综合作用下，形成了颇具投资价值的高收益光伏电站资产。湖北宜昌20MWp农光互补光伏发电项目的资本金税后IRR甚至媲美西北大漠电站。该项目计划于2016年9月实现并网发电。

我们测算,即使仅以最低保障性收购小时计算,各地区风电、光伏电站项目投资IRR亦在8%-10%以上。而由于超过保障性收购小时数外的电量仍可参与市场交易,且可获得可再生能源补贴(新能源标杆电价与当地
小时水平与保障性发电小时数水平差距分别为600、300小时左右。而根据我们测算,在70%杠杆下,发电小时数每提高100小时,电站IRR提高1.5%左右,弹性明显。我们重点推荐旷达科技、天顺风能

小时，一、二类地区弃光现象更为严重，按照1100 的发电时数，15 年一类、二类地区电站IRR 分别为7.10%、7.93%，按照16 年的标杆电价和光伏最低保障收购小时数，一类地区的IRR 能达到
11.92%，二类地区IRR 能达到7.84%~11.03%，同时考虑到光伏项目的建造成本正在快速下行，光伏电站投资建设回报率有望不降反升，风电运营受益逻辑与光伏类似。推荐关注相关标的：林洋能源

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