影响光伏收益的四大因素究竟对收益率有多大影响?

作者: | 发布日期: 2018 年 04 月 28 日 14:23 | 分类: 行业知识

通常光伏业内衡量电站收益的两大指标为内部收益率及度电成本。内部收益率(IRR)为25年光伏项目净现金流贴现,使得净现值为0的贴现率,一般要求高于8%。度电成本(LOCE)为25年光伏总成本(投资+运维+利息)/总发电量,目前平均水平为0.5元/kWh。通过分析,可以看出,影响以上两大收益指标的因素主要有以下四个:利用小时数、系统成本、补贴以及资金成本,本文分别分析下这四个主要因素对收益率的影响。

一、利用小时数

由于本地消纳能力不足,导致利用小时数≠光照小时数,此情况多发生在西北部地区,为了提高部分地区的利用小时数,国家能源局出台多项解决办法。(1)弃光率超过5%不再新增指标;(2)建设特高压外输通道;(3)保障性收购;(4)能源局要求2020年弃光率下降至5%以下。利用小时数提升1%,IRR提升0.2-0.3%。由于西北部地区可利用小时数偏低,新增装机向中东部转移趋势显著。

二、系统成本

当前阶段系统成本多在5-6元/W之间,发电侧平价需达到4元/W以下,度电成本光伏0.5元/kWh左右,尚未平价,降本驱动前期依靠规模效应,后率提升依靠效率提升。系统成本每降低0.1元/W,IRR提升0.4%。

三、补贴

光伏电站按光照强度分三类地区,根据实际发电量予以补贴,一旦并网,补贴力度不变,补贴20年,由于补贴来源于可再生能附加,而非财政,补贴存在缺口和拖欠问题严重。目前该补贴目录发至第六批(2016年9月发布),涵盖至2015年2月底前并网的电站,此后便停止更新,也就意味着截至17年底,有165.19GW项目无法收到补贴,其中风电67.82GW,97.37GW。补贴拖欠直接影响项目现金流,进而对项目收益率产生负面影响,根据测算,假设补贴拖欠在项目建成之后1-5年发放,对于光伏项目的收益率影响将达到1-3%。

四、资金成本

由于政策导向,光伏市场目前已经聚焦在分布式光伏项目上,由于项目规模相对较小、风险较大,资金成本较低的央企、国企对未建成项目并不感兴趣,目前真正投资建设的投资公司融资成本逐月上升。这些投资公司建设期融资成本一般在9-12%,运营期融资租赁成本大约8-12%,稳定期金融成本大约在6-8%。资金成本上调1%的情况下,资本金收益率将下降0.8-1%。

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