某光伏电站经济性分析与投资决策

(四川大唐国际甘孜水电开发有限公司，四川 康定，626001)

1　项目概况

某光伏电站位于川西高原，平均海拔高度约3500m，场址多年平均太阳辐照量为6673.6MJ/m2，地形开阔，太阳能资源丰富，多年平均气温5.9℃，大气透明度高，是开发大型地面光伏电站的理想场址。根据地形和接入条件，项目规划总装机容量为50MWp。

2　项目总体设计方案和发电量估算

2.1　太阳能资源分析

该电站场址多年平均太阳辐照量为6673.6MJ/m2，参照《中国太阳能资源利用区划》等级，属一级太阳能资源丰富带，参照《太阳能资源评估方法》(QX/T89-2008)，工程区属于资源最丰富区。本地区夏季辐射强，冬季辐射弱。正午辐射强，早、晚辐射弱，具有较好的开发价值。

2.2　电力送出分析

项目规划接入当地220kV变电站，通过川藏联络线接入四川省网消纳。

2.3　电站总体规划方案

项目场地地形较为开阔平坦，地基土以粉质粘土为主，均匀性好，厚度大，承载力基本满足光电设备基础要求。没有制约工程实施的因素。

项目采用多晶硅电池组件，全站共由50个典型1MW方阵组成，每个典型1MW由236串联支路并联形成，每个串联支路由18块电池组件(235W)串联形成。每个典型1MW方阵由118个基本单元组成，每个基本单元按18列×2排紧邻布置，每个基本单元组成2个并联支路，1MW方阵共计236个并联支路。118个基本单元按10排12列布置，每个典型1MW方阵需要14个16进1出和2个8进1出的现地直流汇流箱。

2.4　发电量计算

该光伏电站总装机容量为50MW，电站多年平均年发电量7705万kW·h，年利用小时数1541h。年内出力较为均匀，其中夏秋季节5月～10月发电量3615.6万kW·h，占年发电量的46.9%，冬春季节11月～4月发电量4089.5万kW·h，占年发电量的53.1%。其中第一年50MWp年发电量8618.4万kW·h；使用10年后，年发电量约7756.6万kW·h。使用20年后，年发电量约7182.5万kW·h。

3　项目经济分析

本光伏电站财务评价依据国家发改委和建设部2006年7月3日以发改投资〔2006〕1325号文颁布的《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)、《投资项目可行性研究指南》及现行有关光电和可再生能源的财税规定进行。

3.1　投资计划与资金筹措

本光伏电站静态总投资为50306.21万元，价差预备费为零，其固定资产投资为50306.21万元；工程建设资本金按总投资的20%计，其余资金从银行借款。项目静态总投资50306.21万元，资本金10244.46万元。

长期借款年利率为6.55%，借款偿还期为15年，还款方式为等额本息还款。借款利息按复利计算。经计算，电站建设期利息为886.28万元。电站流动资金按每千瓦20元估算，共需100万元，其中30%使用资本金，其余70%从银行借款。本电站流动资金借款额为70万元。

3.2　基础资料

本光伏电站年平均发电量7705万kW·h，上网等效满负荷小时1541h。根据国家有关鼓励光电可再生能源发展的政策，电网需全额吸收光伏电站发电量。电站工程年平均上网电量7705万kW·h。资本金的财务基准收益率采用8%。本电站计算期采用26年，其中建设期1年，经营期25年。

3.3　总成本费用

发电总成本费用包括折旧费、摊销费、利息支出和经营费，其中经营费包括修理费、保险费、职工工资及福利费、住房公积金、劳保统筹费、材料费和其他费用。

电站残值率为5%，综合折旧率取4.75%；修理费率取0.6%；保险费率取0.25%；工资按职工人数乘以年人均工资计算。光伏电站职工总人数为15人，职工人均年工资取50000元；职工福利费及三金合计41%；材料费定额取每千瓦5元；其他费用定额取每千瓦20元。

经计算，电站正常运行年份每年的经营成本为813.97万元。

3.4　发电效益计算

本光伏电站作为电网内实行独立核算的发电项目进行财务评价。按四川省光电标杆上网电价0.95元/kW·h(含税)进行测算。经计算，其全部投资财务内部收益率10.83%，资本金财务内部收益率20.22%。

3.5　清偿能力分析

本工程总投资的80%从银行借款，按四川省光电标杆上网电价0.95元/kW·h(含税)测算：

(1)工程正常运行后第15年可还清固定资产投资借款本息，满足借款偿还要求；

(2)工程从正常运行开始每年的利息备付大于1，正常运行第8年开始每年利息备付率均大于2。工程每年的偿债备付率均大于1；

(3)工程在建设期和经营初期的负债率较高，最高达80%，但随着经营期的还本付息，资产负债率逐渐下降，还清固定资产投资借款本息后，资产负债率很低(不到1%)。

说明本工程财务风险较低，偿还债务能力较强。

3.6　盈利能力分析

本工程投资回收期9.17年。总投资收益率7.81%，投资利税率5.44%，资本金利润率26.57%。全部投资财务内部收益率10.83%，资本金财务内部收益率20.22%。资本金收益率高于长期贷款利息，本工程财务盈利能力较好。

3.7　敏感性分析

本工程财务评价敏感性分析，主要考察固定资产投资、上网电量等不确定因素变化对财务内部收益率等财务指标的影响程度。

设定投资额度变化范围为-10%～+10%之间、电量变化在-10%～+10%之间，计算结果表明：按四川省光电标杆上网电价0.95元/kW·h(含税)测算，各种因素变化时，全部投资财务内部收益率在9.27%～12.45%之间变化，资本金财务内部收益率在15.17%～27.48%之间变化，投资回收期在8.29～10.22年之间变化。

4　项目投资决策分析

光伏项目投资决策影响因素主要为:国家政策、资源禀赋、并网和投资成本、年发电量、内部收益率、风险因素。其中产业政策和能源政策直接影响到光伏项目的发展方向，环境政策和经济政策直接影响到光伏项目的建设、运营成本及投资。根据上述内容，分析结论如下：

(1)该项目的太阳能资源良好，适合建设光伏电站。项目的开发建设，有效开发利用太阳能资源，符合国家产业政策，有利于改善电网结构，促进地方经济发展，提升企业可再生能源比例；

(2)项目标杆上网电价按0.95元/kW·h(含税)测算，其全部投资财务内部收益率10.83%，资本金财务内部收益率20.22%。财务敏感性分析表明，各种因素变化时，全部投资财务内部收益率在9.27%～12.45%之间变化，资本金财务内部收益率在15.17%～27.48%之间变化，投资回收期在8.29～10.22年之间变化；

(3)光电是可再生和清洁的能源，是国家大力提倡和扶持的电力产业，具有广阔的发展前景，该光伏电站的电能是可以被电网接收的，收益水平超过行业基准收益率。

从决策方面来看，可以考虑项目建设。

5　结论及建议

该项目投资决策阶段，正处于国家大力鼓励新能源发展期间，要求对新能源项目电量全额消纳，并按投产年度固定上网电价，经济评价和投资决策模式相对固定。

随着新能源项目大批量投产和国家经济进入新常态，电网送出受限、消纳不足和政策变化对新能源项目的不利影响逐步凸显。近年来随着电力市场化的深入推进，新能源补贴将逐步调整为绿证补贴，部分电量上网电价按市场化方式竞价上网。后续同类项目投资可行性分析会受到更多因素的影响，经济评价和投资决策应综合考虑国家政策调整、区域电网规划、电网消纳能力、新能源弃电比例、实际补贴到位情况、电价变化和可再生能源强制配额制等各类有利和不利因素，增加投资敏感性分析内容，防范项目建成运营后各类内外部条件较投资决策时颠覆性变化，确保项目建成后具有较强的市场竞争力。