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光伏平价上网行业分析报告
2019年光伏平价上网行业分析报告
2019年3月
光伏电站平价上网的概念。
由于我国在现行电力体制下,发电厂与用户间尚未实现电力100%直接交易,电网企业依然存在统购统销,因此在整个电力上下游存在上网电价和销售电价两种价格。
从海外来看,光伏平价上网评判标准主要基于LCOE,但该指标在国内不受重视,企业在评判项目是仍关注IRR,这主要是因为国内外税法的差异及国内电量的购销仍采用固定电价。
因此我们可以将发电侧平价定义为:
企业在投资光伏发电项目时,即使按照传统能源的上网电价收购(无补贴)也能实现项目要求回报率。
用户侧平价的实现则要求光伏发电售价按照售电价格出售时能满足项目要求回报率,由于根据用户类型及其购电成本的不同,用户侧平价又可分为工商业、居民用户侧平价。
因此,我们根据销售电价与煤电上网电价分别测算了用户侧与发电侧项目的IRR来分析光伏平价上网可行性,其代表的是在现行固定电价情况下企业投资能获得的收益率。
分布式电站可基本实现平价上网。
我们对用户侧分布式电站平价上网分析表明,在全投资3.8元/瓦,自发自用80%电量,电费折扣20%,年运维费用为0.075元/瓦的情景下,一般工商业电价模式下共有370个地区IRR可以达到8%以上,大工业电价模式共有271个地区IRR可以达到8%以上,分别占我们测算总地区数的81.7%和59.8%。
如采用双面双玻组件,能实现平价上网的分布式电站范围有较大提升,对实现平价上网有促进作用,其中大工业用电模式和一般工商业用电模式下分别有297和386个地区能够实现平价上网,占比达到了65.6%和85.2%,相比普通项目分别增加26和16个地区。
双面双玻组件有望推动集中式电站平价上网。
对于集中式电站,在全投资3.8元/瓦,土地年租金200元/亩,年运维费用为0.06元/瓦的情景下,如安装双面双玻组件后,项目投资收益率在8%以上的城市及地区将从安装普通组件时的67个扩大至132个地区,能够实现平价上网占比从14.8%提升到29.1%,相比普通项目多了65个地区。
中国的光伏产业发展到今天,离不开政府的政策支持,这其中光伏补贴起了重要作用。
但是任何一个行业都会经历从初生到成长再到成熟的阶段,我国的光伏新增装机规模在连年超预期之后,截至2018年,我国光伏累计装机达1.74亿千瓦,占总装机容量的9.2%。
从装机占比的角度来说,我国的光伏行业已经进入了成长期,行业对于补贴的依赖性应该逐步降低,整个产业链转向提质增效,降低成本,以尽快实现平价上网。
2018年6月1日,国家发改委、财政部、国家能源局联合发布了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源〔2018〕823号,以下简称531新政)。
531新政对2018年分布式光伏项目规模严格控制,同时统一下调光伏标杆上网电价,从规模及补贴强度两方面推动去补贴进程。
531新政的出台一方面是倒逼行业优胜劣汰,加速产业升级,通过降本增效提高发展质量,另一方面也是有利于缓解国家财政补贴压力,避免补贴拖欠时间进一步延长。
从光伏组件的情况来看,随着技术升级及补贴逐步退坡,组件的价格也大幅下滑,从2014年1月的0.7美元/瓦下降到2019年3月0.22美元/瓦,降幅高达68.6%。
另一方面,光伏的平价上网也依赖于项目总投资中非组件部分价格的下降,两者共同作用促进光伏的平价上网。
因此,本文将以项目总投资为锚,研究在补贴完全退坡的情景下,光伏平价上网的实现途径。
一、什么是平价上网
光伏平价上网指的是光伏发电的度电成本与基准电价相等,而光伏发电的度电成本需要有一个明确的定义。
国际上通常采用平准化成本(LevelizedCostofEnergy,LCOE),尽管各机构公式不同,但总体上大同小异:
式中:
i为折现率;n为系统运行年限(n=1,2,…,N);N为光伏系统运行期,一般取N=25a;I0为初始投资;VR为系统残值;An为第n年的运营成本;Tn为其他费用;Yn为第n年的发电量。
采用LCOE的好处在于充分考虑资金的时间价值,同时,也考虑不同时间的发电量会带来不同的现金流,因此也对发电量进行折现。
而在我国,从实际情况来看,国内企业在投资项目时更关注项目IRR,LCOE在国内并不受到重视,这主要由于两个原因:
1、国外LCOE公式采用的大多是税后价格,与我国实际情况相去甚远。
由于我国除了所得税以外还包括增值税,且在开发项目时所得税能够获得三免三减半,增值税减半的税收优惠,前期项目开发所产生的增值税进项税还能进行抵扣,因此,项目实际现金流与直接采用国外公式得到的值有很大出入;2、国外采用LCOE的重要原因之一在于项目周期内的电价为不确定值,无法得出具体的收入,因此退而求其次只算成本,而国内由于采用固定电价的模式,20年现金流基本稳定,在此条件下可以直接根据项目现金流求得项目IRR,因此LCOE的重要性被削弱了。
此外,由于全球各国主要发电电源存在差异,实际上各国的基准电价对应的是本国电力供应中最主要的能源所交易的电价,如美国的气电、丹麦的水电、法国的核电等。
因此国际上的光伏平价上网指的是光伏项目在无补贴的情况下,其发出的电量在市场上的交易价格应与本国主要电源发出的电量在市场上的交易价格相等。
而我国在现行电力体制下,发电厂与用户间尚未实现电力100%直接交易,电网企业依然存在统购统销,因此在整个电力上下游存在两种价格:
一是上网电价,即电网企业向上游发电企业购买的价格;二是销售电价,即电网企业向下游用户供售电的价格。
在发电端,平价上网中基准的价格应该为脱硫燃煤机组标杆上网电价(少数省份除外),而在用电端,平价上网中的基准应该是下游各类型客户所对应的销售电价,其中客户类型包括大工业用户、一般工商业用户、居民用户及农业用户等,相同用户类型用电的电压等级不同,其销售电价也不同,因此用户侧的平价上网可细分至不用用户,本研究主要测算大工业用户与一般工商业用户的平价上网。
由此,我们可以将发电侧平价定义为:
企业在投资光伏发电项目时,即使按照传统能源的上网电价收购(无补贴)也能实现项目要求回报率。
用户侧平价的实现则要求光伏发电售价按照售电价格出售时能满足项目要求回报率,根据用户类型及其购电成本的不同,用户侧平价又可分为工商业、居民用户侧平价。
基于上述原因,我们在本文中仅采用IRR来分析光伏平价上网可行性,其代表的是在现行固定电价情况下企业投资能获得的收益率。
二、用户侧销售电价高,分布式项目基本实现平价上网
对用户侧项目而言,根据国家能源局《分布式光伏发电项目管理办法》(征求意见稿),项目装机容量不大于6MW,实际建设过程中,单个项目的装机容量普遍较小,因此我们假设为3MW。
在项目投资方面,从三峡新能源关于青海省格尔木500MW光伏领跑者项目EPC的情况看,其中标价格最低为3.7元/瓦(不含升压站及送出),尽管集中式与分布式在建设成本上有较大差异,我们假设两者之间差异不大。
同时对项目来说,组件价格只是影响总投资的一部分,进而间接影响项目收益率,IRR的好坏实际上最终取决于项目总投资。
因此,我们假设320W组件单价为1.5元/W,项目单瓦投资为3.8元/W,增值税进项税率为11%。
尽管分布式项目没有集中式电站那样的土地费用,但同样存在屋顶租金的情况,实际项目投资中大多以电费折扣换取免租金的模式。
由于实际建设过程中业主普遍要求电费打折,因此我们假设电费折扣为20%,即项目电价为销售电价x80%,同时免屋顶租金。
由于分布式项目运营期间自发自用和余电上网采用的结算电价不同,我们假设自发自用比例为80%。
项目每年单位运维成本为0.75元/瓦。
我们假设资产折旧20年,残值率为5%,增值税销项税率13%,享受增值税减半,增值税附加为12%,所得税率25%。
利用小时数方面,我们用Meteonorm对全国453个城市及地区(不含港、澳、台)进行光资源测算,得到80%PR下最佳倾角的首年等效利用小时数。
注:
数据不包含港、澳、台地区
电价方面由于用户侧电价类型较多,我们仅以常见的10kV接入作为基准,并根据一般工商业用电及大工业用电整理了全国各地区的电价,由于光伏主要在白天发电,而多数地区用户侧电价采用峰谷电价,我们以6:
00-18:
00作为光伏发电运行时间,根据峰谷时段计算出用户侧的加权电价作为自发自用的电价,以此进行项目收益率及LCOE测算。
注:
数据不包含港、澳、台地区,西藏除昌都地区外、新疆、海南没有大工业电价
此外,我们假设项目自由资金占比为25%,贷款利率为基准利率上浮10%,由于分布式项目电费较高,我们假设还款期限为10年。
从结果来看,一般工商业电价模式下,共有370个地区IRR可以达到8%以上,而大工业电价模式下,共有271个地区IRR可以达到8%以上,分别占我们测算总地区数的81.7%和59.8%。
可以看出由于用户侧电价较高,能够很好地覆盖光伏建设及运行成本,因此我们认为在用户侧光伏在全国大部分地区均能实现平价上网。
注:
数据不包含港、澳、台地区
注:
数据不包含港、澳、台地区
从地域划分的情况来看,一般工商业分布式电站中,华东地区IRR>8%的区域最多,达到94个,而最少的是西南地区,只有31个,大工业分布式电站也呈现类似的情况,华东地区IRR>8%的区域最多,达到84个,而最少的是华南地区,只有15个。
从IRR的情况来看,一般工商业分布式电站中,IRR最高的是西藏阿里的43.0%,但是由于实际上在高原地区施工困难,实际成本要高于平原地区,因此不具有参考意义,如果将西藏排除,则IRR最高的是甘肃武威,达到了19.5%,最低的在福建莆田。
大工业分布式电站中,由于部分地区(西藏、海南等)没有大工业电价,因此没有IRR。
因此IRR最高的是山东烟台,达到14.0%,最低的在青海海东地区。
三、非技术成本下降难,发电侧平价上网地区少
我们同样从发电侧对光伏项目收益进行测算,由于在发电侧光伏作为新能源要与传统能源比较,因此光伏平价上网的基准为煤电上网标杆电价。
对于集中式电站来说,土地成本、融资成本及送出费用是影响集中式电站平价上网的重要因素,而这几个因素都和光伏设备本身没有太大关系,因此也被称为非技术成本。
由于存在较高的非技术成本,同时煤电上网标杆电价很低,我们在参数输入时做了极为乐观的假设。
在装机规模上,考虑到送出费用一般也被包含在总投资中,我们假设项目装机容量假设为40MW。
一般而言,接入工程的费用包括了接入审查及批复相关费用、送出线路建设成本、送出线路征地费用、汇集站升压站建设成本、对端改造扩容费用等,具体费用根据项目会有所差异。
对于50MW以下的电站一般只要求建35kV升压站,对于50~200MW的电站则要求建设110kV升压站,200MW以上的电站则要求建设220kV升压站。
110kV升压站大约在2000万元左右,因此对初始投资的影响在0.1~0.4元/瓦之间,而这部分成本主要由企业承担,只有送出线路部分由电网的线路补贴来回收,因此对于企业来说仍然是一笔不小的负担。
在建设期我们假设采用320W组件,单位价格为1.5元/W,同时项目的单位投资(不含土地费用)仅为3.8元/瓦。
我们从行业标志性项目——领跑者基地中标情况来看,三峡新能源关于青海省格尔木500MW光伏领跑者项目EPC的中标价格最低为3.7元/瓦,但是不包含升压站以及5回110kV送出线路,且EPC价格不等于全投资价格,因此实际价格仍要高于3.7元/瓦,这从侧面反映了单位投资要降到3.8元/瓦的困难程度。
在运营期我们假设没有弃光,折旧年限为25年,每年单位运维成本为0.06元/瓦,所得税率25%,享受三免三减半政策,建设期增值税可抵扣,增值税销项税率13%,
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