(四川大唐國際甘孜水電開發(fā)有限公司，四川 康定，626001)

1　項目概況

某光伏電站位于川西高原，平均海拔高度約3500m，場址多年平均太陽輻照量為6673.6MJ/m2，地形開闊，太陽能資源豐富，多年平均氣溫5.9℃，大氣透明度高，是開發(fā)大型地面光伏電站的理想場址。根據(jù)地形和接入條件，項目規(guī)劃總裝機容量為50MWp。

2　項目總體設計方案和發(fā)電量估算

2.1　太陽能資源分析

該電站場址多年平均太陽輻照量為6673.6MJ/m2，參照《中國太陽能資源利用區(qū)劃》等級，屬一級太陽能資源豐富帶，參照《太陽能資源評估方法》(QX/T89-2008)，工程區(qū)屬于資源最豐富區(qū)。本地區(qū)夏季輻射強，冬季輻射弱。正午輻射強，早、晚輻射弱，具有較好的開發(fā)價值。

2.2　電力送出分析

項目規(guī)劃接入當?shù)?20kV變電站，通過川藏聯(lián)絡線接入四川省網(wǎng)消納。

2.3　電站總體規(guī)劃方案

項目場地地形較為開闊平坦，地基土以粉質(zhì)粘土為主，均勻性好，厚度大，承載力基本滿足光電設備基礎要求。沒有制約工程實施的因素。

項目采用多晶硅電池組件，全站共由50個典型1MW方陣組成，每個典型1MW由236串聯(lián)支路并聯(lián)形成，每個串聯(lián)支路由18塊電池組件(235W)串聯(lián)形成。每個典型1MW方陣由118個基本單元組成，每個基本單元按18列×2排緊鄰布置，每個基本單元組成2個并聯(lián)支路，1MW方陣共計236個并聯(lián)支路。118個基本單元按10排12列布置，每個典型1MW方陣需要14個16進1出和2個8進1出的現(xiàn)地直流匯流箱。

2.4　發(fā)電量計算

該光伏電站總裝機容量為50MW，電站多年平均年發(fā)電量7705萬kW·h，年利用小時數(shù)1541h。年內(nèi)出力較為均勻，其中夏秋季節(jié)5月～10月發(fā)電量3615.6萬kW·h，占年發(fā)電量的46.9%，冬春季節(jié)11月～4月發(fā)電量4089.5萬kW·h，占年發(fā)電量的53.1%。其中第一年50MWp年發(fā)電量8618.4萬kW·h；使用10年后，年發(fā)電量約7756.6萬kW·h。使用20年后，年發(fā)電量約7182.5萬kW·h。

3　項目經(jīng)濟分析

本光伏電站財務評價依據(jù)國家發(fā)改委和建設部2006年7月3日以發(fā)改投資〔2006〕1325號文頒布的《建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)》(第三版)、《投資項目可行性研究指南》及現(xiàn)行有關光電和可再生能源的財稅規(guī)定進行。

3.1　投資計劃與資金籌措

本光伏電站靜態(tài)總投資為50306.21萬元，價差預備費為零，其固定資產(chǎn)投資為50306.21萬元；工程建設資本金按總投資的20%計，其余資金從銀行借款。項目靜態(tài)總投資50306.21萬元，資本金10244.46萬元。

長期借款年利率為6.55%，借款償還期為15年，還款方式為等額本息還款。借款利息按復利計算。經(jīng)計算，電站建設期利息為886.28萬元。電站流動資金按每千瓦20元估算，共需100萬元，其中30%使用資本金，其余70%從銀行借款。本電站流動資金借款額為70萬元。

3.2　基礎資料

本光伏電站年平均發(fā)電量7705萬kW·h，上網(wǎng)等效滿負荷小時1541h。根據(jù)國家有關鼓勵光電可再生能源發(fā)展的政策，電網(wǎng)需全額吸收光伏電站發(fā)電量。電站工程年平均上網(wǎng)電量7705萬kW·h。資本金的財務基準收益率采用8%。本電站計算期采用26年，其中建設期1年，經(jīng)營期25年。

3.3　總成本費用

發(fā)電總成本費用包括折舊費、攤銷費、利息支出和經(jīng)營費，其中經(jīng)營費包括修理費、保險費、職工工資及福利費、住房公積金、勞保統(tǒng)籌費、材料費和其他費用。

電站殘值率為5%，綜合折舊率取4.75%；修理費率取0.6%；保險費率取0.25%；工資按職工人數(shù)乘以年人均工資計算。光伏電站職工總?cè)藬?shù)為15人，職工人均年工資取50000元；職工福利費及三金合計41%；材料費定額取每千瓦5元；其他費用定額取每千瓦20元。

經(jīng)計算，電站正常運行年份每年的經(jīng)營成本為813.97萬元。

3.4　發(fā)電效益計算

本光伏電站作為電網(wǎng)內(nèi)實行獨立核算的發(fā)電項目進行財務評價。按四川省光電標桿上網(wǎng)電價0.95元/kW·h(含稅)進行測算。經(jīng)計算，其全部投資財務內(nèi)部收益率10.83%，資本金財務內(nèi)部收益率20.22%。

3.5　清償能力分析

本工程總投資的80%從銀行借款，按四川省光電標桿上網(wǎng)電價0.95元/kW·h(含稅)測算：

(1)工程正常運行后第15年可還清固定資產(chǎn)投資借款本息，滿足借款償還要求；

(2)工程從正常運行開始每年的利息備付大于1，正常運行第8年開始每年利息備付率均大于2。工程每年的償債備付率均大于1；

(3)工程在建設期和經(jīng)營初期的負債率較高，最高達80%，但隨著經(jīng)營期的還本付息，資產(chǎn)負債率逐漸下降，還清固定資產(chǎn)投資借款本息后，資產(chǎn)負債率很低(不到1%)。

說明本工程財務風險較低，償還債務能力較強。

3.6　盈利能力分析

本工程投資回收期9.17年。總投資收益率7.81%，投資利稅率5.44%，資本金利潤率26.57%。全部投資財務內(nèi)部收益率10.83%，資本金財務內(nèi)部收益率20.22%。資本金收益率高于長期貸款利息，本工程財務盈利能力較好。

3.7　敏感性分析

本工程財務評價敏感性分析，主要考察固定資產(chǎn)投資、上網(wǎng)電量等不確定因素變化對財務內(nèi)部收益率等財務指標的影響程度。

設定投資額度變化范圍為-10%～+10%之間、電量變化在-10%～+10%之間，計算結(jié)果表明：按四川省光電標桿上網(wǎng)電價0.95元/kW·h(含稅)測算，各種因素變化時，全部投資財務內(nèi)部收益率在9.27%～12.45%之間變化，資本金財務內(nèi)部收益率在15.17%～27.48%之間變化，投資回收期在8.29～10.22年之間變化。

4　項目投資決策分析

光伏項目投資決策影響因素主要為:國家政策、資源稟賦、并網(wǎng)和投資成本、年發(fā)電量、內(nèi)部收益率、風險因素。其中產(chǎn)業(yè)政策和能源政策直接影響到光伏項目的發(fā)展方向，環(huán)境政策和經(jīng)濟政策直接影響到光伏項目的建設、運營成本及投資。根據(jù)上述內(nèi)容，分析結(jié)論如下：

(1)該項目的太陽能資源良好，適合建設光伏電站。項目的開發(fā)建設，有效開發(fā)利用太陽能資源，符合國家產(chǎn)業(yè)政策，有利于改善電網(wǎng)結(jié)構，促進地方經(jīng)濟發(fā)展，提升企業(yè)可再生能源比例；

(2)項目標桿上網(wǎng)電價按0.95元/kW·h(含稅)測算，其全部投資財務內(nèi)部收益率10.83%，資本金財務內(nèi)部收益率20.22%。財務敏感性分析表明，各種因素變化時，全部投資財務內(nèi)部收益率在9.27%～12.45%之間變化，資本金財務內(nèi)部收益率在15.17%～27.48%之間變化，投資回收期在8.29～10.22年之間變化；

(3)光電是可再生和清潔的能源，是國家大力提倡和扶持的電力產(chǎn)業(yè)，具有廣闊的發(fā)展前景，該光伏電站的電能是可以被電網(wǎng)接收的，收益水平超過行業(yè)基準收益率。

從決策方面來看，可以考慮項目建設。

5　結(jié)論及建議

該項目投資決策階段，正處于國家大力鼓勵新能源發(fā)展期間，要求對新能源項目電量全額消納，并按投產(chǎn)年度固定上網(wǎng)電價，經(jīng)濟評價和投資決策模式相對固定。

隨著新能源項目大批量投產(chǎn)和國家經(jīng)濟進入新常態(tài)，電網(wǎng)送出受限、消納不足和政策變化對新能源項目的不利影響逐步凸顯。近年來隨著電力市場化的深入推進，新能源補貼將逐步調(diào)整為綠證補貼，部分電量上網(wǎng)電價按市場化方式競價上網(wǎng)。后續(xù)同類項目投資可行性分析會受到更多因素的影響，經(jīng)濟評價和投資決策應綜合考慮國家政策調(diào)整、區(qū)域電網(wǎng)規(guī)劃、電網(wǎng)消納能力、新能源棄電比例、實際補貼到位情況、電價變化和可再生能源強制配額制等各類有利和不利因素，增加投資敏感性分析內(nèi)容，防范項目建成運營后各類內(nèi)外部條件較投資決策時顛覆性變化，確保項目建成后具有較強的市場競爭力。