“碳中和”背景下光伏能源項目的投資測算模型研究

周琪　王寧斌　楚霄潔

摘要：隨著碳中和的賦能及能源政策落地，光伏發電等新能源行業將成為未來綠色能源的核心產業。文章選取新能源領域中的光伏發電項目，結合平準化度電成本公式，搭建光伏項目投資活動現金流模型，測算財務杠桿下的項目全生命周期的內含報酬率，進一步結合行業龍頭管理經驗提出建議。

關鍵詞：光伏項目；經濟分析；測算模型

一、行業背景

習近平主席在2020年9月22日召開的聯合國大會上宣布，中國將力爭2030年前碳達峰、努力爭取2060年前實現碳中和。30年內從實現碳達峰到碳中和，不僅是中國應對全球氣候變化的鄭重承諾，也是中國面向“零碳經濟”時代、加速經濟結構調整、持續提升經濟競爭力的戰略部署。近年來，國家先后頒布了《可再生能源法》《可再生能源中長期發展規劃》等多項法律法規和政策，鼓勵開發風能和光伏資源，顯著地提升了光伏項目建設的經濟可行性，全球風電裝機穩步增長，隨著全國碳買賣市場上市，動力結構轉型勢在必行。

行業機遇：根據2021年2月國家能源局下發的《關于征求2021年可再生能源電力消納責任權重和2022～2030年預期目標建議的函》相關內容，實現2025年非化石能源占一次能源消費比重提高至20%左右的目標。隨著我國消納政策的逐步完善及特高壓技術的突破，預計國內新增裝機仍將維持增長。同時，電池技術轉換效率進一步提升，上游技術龍頭多維競爭格局已經形成。光伏發電技術的核心是電池技術，隨著我國光伏領域研究能力的不斷增強，提升了晶硅等新型電池技術轉換效率，建立了具有國際競爭力的光伏發電全產業鏈。儲能在發電側、輸配電側、用電側都不可或缺。大型儲能系統可以為電網運行提供調峰、需求響應等多種服務，有效實現電網削峰填谷。

行業威脅：光伏發電行業用地政策需結合區域環境落地生根，光伏項目辦理用地審批仍存在周期長、成本高等問題。為更好地促進新能源利用，地方政府在對風電、光伏用地政策上仍需結合區域資源制定扶持政策。

同時，電網需要根據包括風電、光伏發電在內的各類型發電機組發電量的大小和電網用電量的變化情況，相應調整各類型發電機組的發電量，使得電網總發電量與用電量保持平衡。部分地區當地消納能力有限或送出通道受限，可能尚無法完全接收風力、光伏發電向電網輸送的電能。上述因素可能導致產生棄風限電、棄光限電的現象。

二、項目基本信息及社會效益

本項目工程位于一個較理想的光伏發電場址，建成后可為冶煉廠提供一定電量，支持電力可持續發展。從能源資源利用、電力系統需求情況、項目開發條件等方面綜合分析，均有利于工程的建設，該100MWp光伏電站采用全額自發自用的方式，同時該光伏電站配置逆功率保護裝置，當檢測到逆流前，逆功率保護可及時控制光伏電站的發電出力，防止出現逆功率現象。

目前，參照工程設計及報價估算總投資，SMX公司項目100MW分布式光伏電站項目總投資約6億元，組件占45%，逆變器占10%，支架占6%，配電箱占2%，光伏電流占2%，輔助料占5%，施工占30%，考慮工程利潤率15%～20%，單位工程報價約4300～5000元/千瓦。SMX項目建設期1年，運營期25年，項目全周期26年。

本項目社會效益如下：有利于極大降低煤炭資源的消耗，保護生態環境；有利于增加再生能源的比例，改善能源結構；有利于促進地區建材、交通、設備制造業等相關產業。

三、經濟效益分析及估值模型搭建

（一）基本思路

模型參照股權估值模型處理，無財務杠桿的投資自由現金流即為企業自由現金流，為“經營活動現金毛流量-資本性支出-營運資本追加”。投資產生的經營現金流即為項目公司凈收益加非付現成本。

由于項目投資前期需匹配融資，融資成本及融資期限都對項目收益造成影響，投資凈現金流需考慮未來債務凈現金流，因此，有杠桿的投資現金流凈額=凈收益+非付現成本-資本性支出-營運資本增加額-償還本金流出+新增債務本金流入。

若運營期內，全生命周期的投資內含報酬率大于投資要求的必要報酬率，則項目具有經濟可行性；或依據投資必要報酬率對項目生命周期內的現金凈流入（考慮債務現金流）折現，項目整體NPV大于0，項目具有經濟可行性。

（二）營業收入及營業成本相關假設

另外，考慮建設期利息資本化，將建設期利息及工程造價扣除工程利潤作為初始固定資產入賬成本，該成本后期攤銷影響非付現成本的計算。依據經驗數據，所在地日均有效光照3.48小時，100MW裝機規模光伏項目年發電量為12702萬kW·h。上網電價三類地區標桿電價為0.49元/kW·h，不含稅標桿電價為0.4336元/kW·h。但考慮分布式光伏電站項目用電價的可協商性，本篇假設運營期不含稅電價按0.54元/kW·h進行模擬測算。項目投資的80%依賴外部融資，0時點實際自有資金流出60000萬元*20%，即12000萬元。融資成本假設為6%，項目生命周期內等額還本，每年年末付息。

（三）測算結論

1. 財務杠桿下的內含報酬率

依據測算結果顯示，本次100MW裝機規模的分布式光伏項目，動態回收期為10.51年。全生命周期（含建設期）的投資內含報酬率約為12.35%，大于投資要求的必要報酬率8%，具備經濟可行性。

2. 項目價值評估

該項目按照必要報酬率對未來現金凈流量進行折現，考慮財務杠桿（80%融資流入）后的項目運營期現金流現值為22318萬元，PV=項目運營期現金流現值+項目建設期初期（0時點）債務價值，項目總價值估算為：22318萬元+48000萬元=70318萬元，據此可判斷項目具備經濟上的可行性，相關測算模型請參見附件。

3. LCOE與邊際貢獻

平準化度電成本（LCOE）是每度電所耗費成本的評價指標，標準尚未統一。邵晶晶（2019）指出計算公式為：全壽命周期發電量總額現值 =（項目初始投入資金-全周期內折舊稅費減免額現值+全周期運營成本現值-殘值現值）/全周期發電量總額現值。

有關環保專家表示，LCOE公式中的折現率（WACC）應當采用股權成本與稅后債權成本的加權平均值，但絕大多數風電項目建設期長期貸款或融資租賃比例約為70%～80%，債權融資稅前成本需要考慮股權成本，WACC波動較大，計算折現系數難度較大。

本篇認為，若公式中項目全生命周期的營收及經營成本驅動因素小范圍波動，將分子、分母各項收入、支出年均化并作為等額年金的一部分，可利用年金現值系數對上述公式變形為：

LCOE=（年均非付現成本-年均非付現成本抵稅+無財務杠桿下項目年運營成本）*26年期的年金現值系數/生命周期內年均發電量*26年期的年金現值系數=（年均非付現成本-年均非付現成本抵稅+無財務杠桿下項目年運營成本）/生命周期內年均發電量；

對于項目初始投資額（含建設投資及建設期利息資本化）已考慮在每年的非付現成本中（折舊、攤銷）且具有抵稅作用，財務費用等項目需剔除，經測算本項目LCOE約為0.375元/kW·h。

有研究機構指出，光伏發電產業在不考慮政府補貼的情況下，光伏電站資本金回報率8%的情況下，集中式光伏電站和分布式光伏電站的LCOE合理區間分別處在0.445～0.399元/kW·h和0.387～0.347元/kW·h之間，本項目LCOE在合理區間范圍且仍有下降空間。若依據不含稅電價0.54元/kW·h，其邊際貢獻率為：（不含稅單價-LCOE）/不含稅單價=30.56%，存在一定的安全邊際。

4. 保障電價

在投資必要報酬率為8%的前提下，令項目整體NPV=0，可得平衡點的不含稅電價為0.469元/kW·h，含稅電價為0.53元/kW·h。對比前述標桿企業三峽能源預計的光伏項目2021年平均上網電價0.47元/kW·h（含稅），若未來保持競爭優勢，項目技術水平或運營管理水平仍有提高空間。

本篇測算模型參見附件：SMX分布式光伏項目現金流量分析表（因篇幅有限，僅列示部分運營期）。

四、投資建議

（一）多渠道加大資源獲取力度

一是積極與政府協調相關土地流轉政策、規劃利用土地資源，突破政策壁壘；二是采取跟隨戰略，吸收借鑒標桿企業前期大型項目經驗，突破技術壁壘；三是加強與行業上下游產業協作。與重點電力規劃設計院建立定期會商機制，及時全面了解信息。重點跟蹤規模化資源，注重規模化新能源基地的整體謀劃和開發。加強與各級電力公司及其調度機構的溝通與聯系，建立長期有效的工作協調機制，形成高效、穩固的電力供應鏈網絡。同時，適度參與電力行業股權多元化改革工作，為新能源業務持續發展做好布局；四是注重傳統能源行業轉型需求，聯合構建從產電到儲能的一體化方案的運營模式。傳統能源生產龍頭企業在國內已運營大型存量水電項目，具備發展風電、光伏發電項目的天然資源優勢。部分傳統能源龍頭企業轉型需求旺盛，這類傳統能源企業是風電、光伏能源的潛在進入者，具有豐富的庫區土地、水面和電力通道，可以結成戰略聯盟以充分利用庫存土地資源建設風電、光伏發電項目，迅速獲取資源優勢。通過實現“就近打捆”，開發一體化能源運營園區，精準控制社會可中斷的用電負荷和儲能資源，提高電網安全運行水平；五是深入探索光伏發電與農光互補、漁光互補等產業鏈互補的發展模式，形成由點到面的光伏開發格局。諸如上市新能源公司的一些新光伏電站工程，通過結合農業進行光伏電站建設，結合當地氣候條件，土地性質，土壤狀況，水源情況，傳統種植經驗，農業新型業態的發展趨勢，通過在電站內種植農作物，打造出既能滿足發電功能，提高項目的收益，又能提供觀光旅游的新型電站。

（二）投資項目與企業規模相適應，避免資金流動性風險

一是使投資項目與財務狀況相適應。光伏發電、風電項目可以短期大幅度提升資產規模，有助于在主業上迅速做大做強，同時項目資金籌集會帶來未來債務現金流出，應合理預測項目前期凈現金流，匹配最大還款能力，及時做好資金配置計劃，降低償債風險；二是使投資項目與技術水平相適應。考慮新能源發電裝機容量快速提升及平價上網帶來的技術邊際效應越來越高，上游新能源電池、光伏組件、逆變器等技術革新對項目降低單位能源成本越來越關鍵，這也決定了項目是否能夠中標立項、降低未來投資回收期的成敗因素；三是使投資項目與預期管理水平相適應。光伏發電、風電行業陸續講進入建設高峰期、運營管理期，對建設管理能力、質量安全管理能力、投融資能力、技術創新能力等將帶來全方位、深層次的考驗。項目公司需從人、財、物等要素全方位加以保障，統籌推進資源獲取、工程建設與電力運營工作，確保項目可控。

（三）投產前需有針對性開展需求端信用分析

如分布式光伏發電項目一般就地并網，以降低線路的損耗并補充當地用電客戶電量。在電站容量設計上保證功率不超過業主同時段用電負荷，確保自發自用比例達到最高。優先選擇行業發展潛力巨大、經營業績良好、無不良記錄的優秀企業，確保自發自用電量需求穩定，從而保障項目收益率。

五、不足及展望

本篇模型旨在提供綜合反映經濟數據的測算路徑，反映財務杠桿下的全生命周期內含報酬率（IRR），但本次模擬測算未考慮部分地區強制儲能等因素對單位建造成本及運營成本帶來的影響及組件壽命期內衰減后對發電量的影響，有關運營成本明細仍需在深度調研具體項目特征的基礎上進一步細化。同時，依據有關行業專家研究，機組大型化是實現風電降本的有效路徑之一，本次測算未考慮每個機組電池組件配置等因素對初期建設投資成本的影響。后續仍需結合國內專家最新研究案例或企業項目，將測算工具標準化。另外，預計未來上游技術升級將強化分層效應，風電、光伏發電行業也更加符合競爭性市場特征。因此，技術應用成本及營運成本控制對項目邊際貢獻情況仍待進一步研究。

參考文獻：

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[2]中國政府網.國家發展改革委 國家能源局關于2021年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知[EB/OL].[2021-05-26].http：//www.gov.cn/zhengce/ zhengceku/2021-05/26/content_5612441.htm.

[3]邵晶晶.基于博弈理論的風電競價上網研究[D].哈爾濱：哈爾濱工業大學，2019.

（作者單位：周琪，山東南郊集團有限公司；王寧斌，濟南軌道交通集團有限公司；楚霄潔，山東省牧工商實業有限公司）