上海建元財務管理有限公司 徐文欽

隨著2021年碳達峰、碳中和“1+N”政策體系確立，明確了構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，光伏行業(yè)的地位顯著提升。2021年6月20日，國家能源局下發(fā)《關于報送整縣(市、區(qū))屋頂分布式光伏開發(fā)試點方案的通知》，光伏開始走進尋常百姓家。可以說，國家密集出臺的頂層目標和政策為光伏行業(yè)帶來了歷史性機遇。本文將重點研究光伏電站的投資策略。

1 光伏電站分類

光伏電站一般分為集中式光伏電站與分布式光伏電站。

1.1 集中式光伏電站

集中式光伏電站一般位于郊區(qū)或偏遠荒漠、丘陵(平地、山地、水面、戈壁灘、沙漠邊緣地、灘涂)，占地面積較大。其建設規(guī)模一般在10 MW以上，近期100 MW 的超大規(guī)模光伏電站也日益增多。集中式光伏電站是與公共電網相連接并共同承擔供電任務的太陽能光伏電站，其發(fā)出的電量由電網公司收購并統(tǒng)一調度分配，電價計量采用“全額上網”方式。

1.2 分布式光伏電站

分布式光伏電站建設規(guī)模在1 MW到10 MW之間，具有安裝靈活、投入少、方便就近消納等優(yōu)點，目前應用最為廣泛的是建在城市建筑物屋頂?shù)墓夥l(fā)電項目。分布式光伏電站將光伏電力并入用戶側，電價計量采用“自發(fā)自用，余量上網”，主要向合作用電方(一般為屋頂業(yè)主方)供電，80%～95%的電量為自發(fā)自用，余量通過當?shù)仉娋W企業(yè)并網銷售。采用“自發(fā)自用”方式時，電價一般在市政電價的基礎上給予一定優(yōu)惠。分布式光伏電站不僅能夠有效提高同等規(guī)模光伏電站的發(fā)電量，同時還有效解決了電力在升壓及長途運輸中的損耗問題。

2 影響光伏電站收益率的關鍵因素

2.1 光伏電站投資

光伏電站投資主要由光伏電站設備采購、建安工程、土地成本及前期開發(fā)管理費用組成。其中，光伏電站設備主要由光伏組件、逆變器、電線電纜、光伏支架、匯流箱、通信設備等組成，約占總投資的60%。

根據已建項目經驗，光伏電站單位投資造價在4元/W左右。根據CPIA數(shù)據，2019年光伏電站成本為4.55元/W，2020年為3.90元/W，預計2025年系統(tǒng)成本將下降至 2.62元/W。這也意味著組件產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)均有降本空間。

2.2 光伏電價

2021年國家發(fā)改委再次發(fā)布《2021年新能源上網電價政策有關事項通知(征求意見稿)》，指出了集中式光伏電站采取“全額上網”的計價方式。電價遵循2021年各省(區(qū)、市)新建光伏發(fā)電、風電項目指導價，見表1。

表1 2021年新建光伏發(fā)電、風電項目指導價 元/ kW·h

分布式光伏電站采取“自發(fā)自用，余量上網”的計價方式，自發(fā)自用部分電價一般為市政電價的85%～90%；余量上網部分電價遵循光伏發(fā)電、風電項目指導價。

光伏發(fā)電時間段一般在9：00-17：00，因此分布式光伏自發(fā)自用遵循的市政電價為該時段市政電價的加權平均值。江浙滬地區(qū)光伏發(fā)電時間段加權平均市政電價分別為上海0.780 6元/kW·h、江蘇0.797 0元/kW·h、浙江 0.868 9元/kW·h。

2.3 年利用小時數(shù)

2013年，國家發(fā)展改革委出臺的《關于發(fā)揮價格杠桿作用促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的通知》明確：根據年等效利用小時數(shù)將全國劃分為3類太陽能資源區(qū)，實行不同的光伏標桿上網電價。光伏電站利用小時數(shù)與太陽能資源分布有關，我國光資源利用小時整體呈現(xiàn)西北高、東南低趨勢。

Ⅰ類地區(qū)年利用小時數(shù)大于1 600 h。主要包括寧夏、青海海西、甘肅(嘉峪關、武威、張掖、酒泉、敦煌、金昌)、新疆(哈密、塔城、阿勒泰、克拉瑪依)、內蒙古除赤峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾以外地區(qū)。

Ⅱ類地區(qū)年利用小時數(shù)介于1 400～1 600 h。主要包括北京、天津、黑龍江、吉林、遼寧、四川、云南、內蒙古(赤峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾)、河北(承德、張家口、唐山、秦皇島)、山西(大同、朔州、忻州、陽泉)、陜西(榆林、延安)、青海、甘肅、新疆除Ⅰ類外其他地區(qū)。

Ⅲ類地區(qū)年利用小時數(shù)介于1 200～1 400 h。指除Ⅰ類、Ⅱ類地區(qū)以外的其他地區(qū)。

3 光伏電站典型機組收益率測算

3.1 光伏電站典型區(qū)域及裝機規(guī)模的選擇

由于集中式光伏電站主要分布在北部及中部地區(qū)，選取集中式光伏電站分布較為典型的區(qū)域，分別為新疆、河北、四川及河南地區(qū)，對應的利用小時數(shù)及上網電價見表 2。典型裝機規(guī)模分別為25 MW、150 MW、250 MW。

表2 集中式光伏電站典型省份利用小時數(shù)及上網電價

分布式光伏電站較為典型的區(qū)域是上海、江蘇、浙江，對應的利用小時數(shù)及上網電價見表 3。典型裝機規(guī)模分別為200 kW、2 MW、6 MW。分布式光伏電站采取“自發(fā)自用，余量上網”的計價方式，表3中分布式光伏電站電價按95%自發(fā)自用，5%余電上網比例計算。自發(fā)自用部分一般為供應方及用戶商談的電價，本文假定為光伏發(fā)電時間段加權平均市政電價的85%。

表3 分布式光伏電站典型省份利用小時數(shù)及電價

3.2 光伏電站成本

光伏電站成本主要由修理費、人員工資、材料費、保險費和其他費用組成，其中修理費一般為30元/kW、年均工資10萬元/人、年材料費10元/kW、年其他費用10元/kW、年保險費費率0.10%。但運營人員在不同裝機容量的光伏電站下運營人數(shù)不同，根據項目經驗，一般每10 MW機組需一人運營。

本文所取集中式光伏電站的典型裝機規(guī)模分別為25 MW、150 MW、250 MW，對應運營人數(shù)為3人、15人、25人；分布式光伏電站典型裝機規(guī)模分別為0.2 MW、2 MW、6 MW，運營人數(shù)均為1人。

3.3 集中式光伏電站典型機組收益率測算

集中式光伏電站選取的新疆、河北、四川及河南地區(qū)在不同裝機規(guī)模下收益情況見表4。

表4 集中式光伏電站典型機組收益率測算

由表4可知，在相同裝機規(guī)模下，收益率隨各地區(qū)所對應年利用小時數(shù)的增加而提高；在相同地區(qū)，收益率隨裝機規(guī)模增加而提高。但總體而言，集中式光伏電站收益率不高，在5%左右。

3.4 分布式光伏電站典型機組收益率測算

分布式光伏電站選取的上海、江蘇、浙江地區(qū)在不同裝機規(guī)模下收益情況見表5。

表5 分布式光伏電站典型機組收益率測算

江浙滬地理位置相近，年利用小時數(shù)相似。由表5可知，在相同裝機規(guī)模下，電價越高的地區(qū)收益率越高；在相同地區(qū)，收益率隨裝機規(guī)模增加而提高。在裝機規(guī)模太小的情況下，至少仍需1人進行維護運營，因此工資費用占比上升，從而會導致項目收益率過低?？傮w而言，分布式光伏電站收益率較集中式光伏電站收益率高。

4 結語

綜上所述，集中式光伏電站規(guī)模較大，一般在10 MW以上，對應投資規(guī)模在4 000萬元以上，投資金額較大；同時，集中式光伏電站需要大面積空地，對地域要求較高。由測算可知，集中式光伏電站收益率約 5%，略低于通常發(fā)電集團光伏項目市場投資決策的基準收益率 6%。因此，對于集中式光伏電站投資取決于電力市場改革如提高光伏電價，以及使用清潔能源獲取的碳資產所帶來的額外收益。

分布式光伏電站裝機規(guī)模較小，一般在10 MW以下，對應項目投資規(guī)模較小，并且分布式可存在于工業(yè)廠房、綜合商業(yè)體、污水處理廠、居民屋頂、幕墻、車棚等，廣泛存在于城市各處。由測算可知，分布式光伏電站項目投資收益率總體較集中式光伏電站高。建議光伏電站運營經驗不足者先從分布式光伏項目切入。

另外，電價和年利用小時數(shù)是影響收益率的重要因素，由測算數(shù)據可得，在相同裝機規(guī)模下，電價和年利用小時數(shù)越高的地區(qū)收益率越高，建議光伏電站投資可從電價政策較好的地區(qū)或年利用小時數(shù)較高的地區(qū)切入。

隨著電網系統(tǒng)需求側響應的逐步深化，用戶側分布式供能系統(tǒng)也逐漸趨于多元化，分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)可以與分布式燃氣三聯(lián)供、儲能系統(tǒng)等多種清潔供能系統(tǒng)充分耦合，形成智慧能源微網，發(fā)揮不同種能源在不同時空條件下的優(yōu)勢，有效提高用戶側供能效率，真正實現(xiàn)節(jié)能減排的能源供應最終遠景。