淺論集中式光伏并網電站投資經濟效益

張培

【摘要】近年來，國家大力推進能源體系清潔低碳發展，在政策支持與技術進步的催化下，光伏度電成本在過去十年下降約89%，是成本下降最為迅速的可再生能源，經濟性優勢明顯。在全面平價上網和補貼逐步弱化，發電企業經營追求項目經濟效益最大化的大背景下，科學合理分析光伏發電經濟效益尤為重要。本文通過對光伏電站投資、運營成本構成要素進行分析，測算項目投資經濟效益，為光伏發電工程項目的實施提供借鑒。

【關鍵詞】光伏電站;投資;成本;經濟效益

【DOI】10.12334/j.issn.1002-8536.2021.

21.

1、引言

國家能源局預計，到2020年底光伏發電裝機規模將超過風電成為全國第三大電源，未來十年光伏裝機容量年均復合增長率或保持在15%以上。在“十四五”規劃以及“碳達峰”、“碳中和”目標的刺激下，地方國企在光伏領域的投資熱情更加高漲。2021年是光伏補貼退坡的一年，加上平價上網時代來臨，光伏行業入市場化，降本增效成功與否關系到企業的存亡，市場成為行業發展的最終驅動力。

光伏發電是通過將太陽光轉化為電（光生伏打效應），再將電供給用戶使用的一種有效利用太陽能的方式。在光電轉換過程中，需要配置相應的設備和裝置，這就涉及到投入、產出、經濟上的投資回報以及社會效益等問題。隨著光伏產業平價化、市場化，這些問題需要得到合理的解決以確保光伏產業良好的經濟性和可持續發展。

針對光伏行業中的以上問題，本文將根據實際項目經驗，分析光伏電站投資的組成，經濟性以及社會效益。

2、集中式光伏并網電站投資及經濟效益概述

2.1光伏電站投資組成

光伏發電系統分為獨立光伏系統和并網光伏系統。光伏電站按安裝形式主要分為地面光伏電站、屋面光伏電站（BAPV）和光伏建筑一體化（BIPV）。地面光伏電站和屋面光伏電站是應用最廣泛的二種形式，大中型集中式光伏并網電站以地面光伏電站為主。

集中式光伏并網電站通常由太陽能光伏組件方陣、光伏逆變電氣系統和光伏電站并網接入系統等三大部分組成，基本器件與設備包括光伏方陣、光伏方陣地基、基礎、支架、直流匯流箱、直流配電柜、并網逆變器、交流配電柜、高壓柜（進線柜、出線柜）、計量柜、電能監測儀、升壓變壓器、消防配套設施等設備，另外還有電站監控裝置和環境監測裝置等。光伏電站中投資占比最大的是光伏設備購置費，以100MWp地面光伏并網項目為例，設備購置費占總投資比為69.17%（除以上設備外為還包括電纜、高壓柜等費用），表1為詳細的地面光伏電站投資組成：

2.2光伏電站的經濟效益分析

光伏電站投資經濟性分析主要反映在項目投資回收期、項目投資內部收益率、項目投資財務凈現值、項目資本金內部收益率、項目資本金財務凈現值、EVA等幾個重要參數上。經過對多個光伏電站項目進行經濟分析發現，電價、發電量由于與光伏電站營業收入有直接關系，是影響經濟參數的主要因素，成本費用（包括折舊費、維修費、工資福利、保險、攤銷等）相對而言較為固定，投資的變化和貸款利率的變化也是影響經濟參數的兩個重要因素。

投資減少，利率優惠，發電量增加，電價提高有利于提高光伏電站投資的經濟參數。

從光伏電站投資組成中可知，要減少投資，重點要減少設備購置費和建安工程費，這兩項占據總投資的百分比約為91%，而這兩項費用需要分別在采購過程中和施工過程中進行控制。

利率因素，光伏電站投資大，回收期長，屬于資金密集型行業，投資必然面臨融資。根據國家對電力行業固定資產投資項目資本金比例20%及以上的規定，項目融資期限在15年以內的要求，融資貸款比例及貸款利息對光伏電站成本影響巨大。

發電量因素，需要在項目決策階段對項目地址太陽能資源進行評估，以及設計階段對太陽能電池組件、電纜線路、逆變器、變壓器以及系統效率進行優化，確保產量的最大化。

電價因素受政策影響較大，政策不一，各地電價也不一樣。確保電價因素對光伏電站投資有利，需要在項目決策階段了解和掌握各地的電價優惠政策，規避電價因素風險。

綜合以上分析，光伏電站投資的經濟性分析，需要綜合考慮電價、發電量、投資以及利率等因素進行分析，確保各項經濟參數處于最優，經濟效益最大化。

3、實際案例分析

3.1工程概況

寧夏××集中式光伏項目裝機容量100MW（容配比1：1.2），場址區域太陽能年平均輻射6000MJ/m2（寧夏光資源年輻射總量5195-6344MJ/m2），占地約1266畝，擬建場址區主要為丘壑地貌，坡度不大于25°，擬采用高效單晶雙面540Wp組件+固定可調支架+箱逆一體機，自建外送輸電線路10公里。根據初步估算，本工程靜態投資44432萬元，單位靜態總投資4443元/千瓦，其中設備及安裝工程31078萬元，建筑工程2974萬元，其他費用8743萬元，預備費1637萬元，送出工程1865萬元。計入建設期利息495萬元，工程動態總投資44927萬元。

3.2財務評價

3.2.1項目概況

根據《光伏發電站設計規范》（GB50797-2012）、《光伏發電系統效能規范》（GB50797-2012）計算得出，電站25年總發電量48.75億度，25年平均發電量1.95億度，25年年平均利用小時數1625小時。據進度安排，本項目財務評價計算期25.5年，建設期按6個月計算，運用其25年。

按照國家現行財稅制度、現行價格、《建設項目經濟評價方法與參數（第三版）》等對本項目進行財務效益分析。

3.2.2財務評價

財務評價主要是在國家現行財稅制度、價格體系的前提下，從項目角度出發，計算項目范圍內的財務效益和費用，分析項目的盈利能力、償債能力等財務狀況，評價項目在財務的可行性。主要財務評價基礎數據見表2：

3.2.3發電效益分析

根據計算，在運行期內，營業收入為11.20億元，利潤總額為5.08億元，凈利潤為4.32億元。

3.2.4償債能力分析

用于還貸資金。本項目的還貸資金為未分配利潤、折舊費。未分配利潤、折舊費全部用于還貸。

借款還本付息計劃。貸款采用等額還本利息照付的方式，還款期為15年。在貸款償還期內，利息備付率平均為4.38，償債備付率平均值為1.23。

3.2.5財務盈利能力分析

本項目按照電價元/kWh進行財務評價得出，項目投資稅前內部收益率為：9.04 % ，投資回收期為：10.65年，財務凈現值為：7627.72萬元。項目資本金內部收益率為：15.53%，投資回收期為：8.60年，財務凈現值為：9438.28萬元。總投資收益率為：6.27 %，資本金凈利潤率為：19.44%。財務指標匯總表見表3：

3.2.6敏感性分析

通過評價投資、電量、電價、貸款比例等不確定因素單獨變化進行財務評價，并分析保證8%財務內部收益率（稅前）的投資、電量、電價。敏感性分析結果見表4：

敏感分析表明，要保證8%財務內部收益率（稅前），單位總投資不超過4585元/千瓦;年可利用小時數達到1503h;上網電價達到240元/kWh。

3.2.7財務評價結論

經過財務評價分析計算與敏感性分析計算得出項目經濟評價的數據報表與圖形。從盈利能力看，該項目收益率滿足項目投資基準收益率7%的條件下，項目投資稅前內部收益率為：9.04%，項目盈利能力好;從償債能力分析，該項目的償債能力好;從財務生存能力分析，項目具有足夠的凈現金流量維持正常運營，財務生存能力好;從敏感性分析來看，該項目抗風險能力強。綜合分析，該項目可行。

結語：

習近平總書記在七十五屆聯合國大會提出我國力爭2030年前實現碳排放達峰、努力爭取2060年前實現碳中和的愿景，在氣候雄心峰會上宣布了我國到2030年減少碳排放的一系列舉措，其中到2030年我國風電、太陽能發電裝機容量將達到12億千瓦以上。碳達峰、碳中和的目標與愿景對于能源電力低碳化轉型提出了更高要求，加快能源轉型、推動綠色低碳發展成為必然選擇。在這一過程中，光伏的多模式開發、提質增效變得尤為重要，為獲得最大的經濟效益，項目開始之前，需要做好相應的經濟效益分析與評價，保障光伏發電并網工程能夠取得最大的價值。