“碳中和”背景下光伏能源项目的投资测算模型研究

周琪　王宁斌　楚霄洁

摘要：随着碳中和的赋能及能源政策落地，光伏发电等新能源行业将成为未来绿色能源的核心产业。文章选取新能源领域中的光伏发电项目，结合平准化度电成本公式，搭建光伏项目投资活动现金流模型，测算财务杠杆下的项目全生命周期的内含报酬率，进一步结合行业龙头管理经验提出建议。

关键词：光伏项目；经济分析；测算模型

一、行业背景

习近平主席在2020年9月22日召开的联合国大会上宣布，中国将力争2030年前碳达峰、努力争取2060年前实现碳中和。30年内从实现碳达峰到碳中和，不仅是中国应对全球气候变化的郑重承诺，也是中国面向“零碳经济”时代、加速经济结构调整、持续提升经济竞争力的战略部署。近年来，国家先后颁布了《可再生能源法》《可再生能源中长期发展规划》等多项法律法规和政策，鼓励开发风能和光伏资源，显著地提升了光伏项目建设的经济可行性，全球风电装机稳步增长，随着全国碳买卖市场上市，动力结构转型势在必行。

行业机遇：根据2021年2月国家能源局下发的《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022～2030年预期目标建议的函》相关内容，实现2025年非化石能源占一次能源消费比重提高至20%左右的目标。随着我国消纳政策的逐步完善及特高压技术的突破，预计国内新增装机仍将维持增长。同时，电池技术转换效率进一步提升，上游技术龙头多维竞争格局已经形成。光伏发电技术的核心是电池技术，随着我国光伏领域研究能力的不断增强，提升了晶硅等新型电池技术转换效率，建立了具有国际竞争力的光伏发电全产业链。储能在发电侧、输配电侧、用电侧都不可或缺。大型储能系统可以为电网运行提供调峰、需求响应等多种服务，有效实现电网削峰填谷。

行业威胁：光伏发电行业用地政策需结合区域环境落地生根，光伏项目办理用地审批仍存在周期长、成本高等问题。为更好地促进新能源利用，地方政府在对风电、光伏用地政策上仍需结合区域资源制定扶持政策。

同时，电网需要根据包括风电、光伏发电在内的各类型发电机组发电量的大小和电网用电量的变化情况，相应调整各类型发电机组的发电量，使得电网总发电量与用电量保持平衡。部分地区当地消纳能力有限或送出通道受限，可能尚无法完全接收风力、光伏发电向电网输送的电能。上述因素可能导致产生弃风限电、弃光限电的现象。

二、项目基本信息及社会效益

本项目工程位于一个较理想的光伏发电场址，建成后可为冶炼厂提供一定电量，支持电力可持续发展。从能源资源利用、电力系统需求情况、项目开发条件等方面综合分析，均有利于工程的建设，该100MWp光伏电站采用全额自发自用的方式，同时该光伏电站配置逆功率保护装置，当检测到逆流前，逆功率保护可及时控制光伏电站的发电出力，防止出现逆功率现象。

目前，参照工程设计及报价估算总投资，SMX公司项目100MW分布式光伏电站项目总投资约6亿元，组件占45%，逆变器占10%，支架占6%，配电箱占2%，光伏电流占2%，辅助料占5%，施工占30%，考虑工程利润率15%～20%，单位工程报价约4300～5000元/千瓦。SMX项目建设期1年，运营期25年，项目全周期26年。

本项目社会效益如下：有利于极大降低煤炭资源的消耗，保护生态环境；有利于增加再生能源的比例，改善能源结构；有利于促进地区建材、交通、设备制造业等相关产业。

三、经济效益分析及估值模型搭建

（一）基本思路

模型参照股权估值模型处理，无财务杠杆的投资自由现金流即为企业自由现金流，为“经营活动现金毛流量-资本性支出-营运资本追加”。投资产生的经营现金流即为项目公司净收益加非付现成本。

由于項目投资前期需匹配融资，融资成本及融资期限都对项目收益造成影响，投资净现金流需考虑未来债务净现金流，因此，有杠杆的投资现金流净额=净收益+非付现成本-资本性支出-营运资本增加额-偿还本金流出+新增债务本金流入。

若运营期内，全生命周期的投资内含报酬率大于投资要求的必要报酬率，则项目具有经济可行性；或依据投资必要报酬率对项目生命周期内的现金净流入（考虑债务现金流）折现，项目整体NPV大于0，项目具有经济可行性。

（二）营业收入及营业成本相关假设

另外，考虑建设期利息资本化，将建设期利息及工程造价扣除工程利润作为初始固定资产入账成本，该成本后期摊销影响非付现成本的计算。依据经验数据，所在地日均有效光照3.48小时，100MW装机规模光伏项目年发电量为12702万kW·h。上网电价三类地区标杆电价为0.49元/kW·h，不含税标杆电价为0.4336元/kW·h。但考虑分布式光伏电站项目用电价的可协商性，本篇假设运营期不含税电价按0.54元/kW·h进行模拟测算。项目投资的80%依赖外部融资，0时点实际自有资金流出60000万元*20%，即12000万元。融资成本假设为6%，项目生命周期内等额还本，每年年末付息。

（三）测算结论

1. 财务杠杆下的内含报酬率

依据测算结果显示，本次100MW装机规模的分布式光伏项目，动态回收期为10.51年。全生命周期（含建设期）的投资内含报酬率约为12.35%，大于投资要求的必要报酬率8%，具备经济可行性。

2. 项目价值评估

该项目按照必要报酬率对未来现金净流量进行折现，考虑财务杠杆（80%融资流入）后的项目运营期现金流现值为22318万元，PV=项目运营期现金流现值+项目建设期初期（0时点）债务价值，项目总价值估算为：22318万元+48000万元=70318万元，据此可判断项目具备经济上的可行性，相关测算模型请参见附件。

3. LCOE与边际贡献

平准化度电成本（LCOE）是每度电所耗费成本的评价指标，标准尚未统一。邵晶晶（2019）指出计算公式为：全寿命周期发电量总额现值 =（项目初始投入资金-全周期内折旧税费减免额现值+全周期运营成本现值-残值现值）/全周期发电量总额现值。

有关环保专家表示，LCOE公式中的折现率（WACC）应当采用股权成本与税后债权成本的加权平均值，但绝大多数风电项目建设期长期贷款或融资租赁比例约为70%～80%，债权融资税前成本需要考虑股权成本，WACC波动较大，计算折现系数难度较大。

本篇认为，若公式中项目全生命周期的营收及经营成本驱动因素小范围波动，将分子、分母各项收入、支出年均化并作为等额年金的一部分，可利用年金现值系数对上述公式变形为：

LCOE=（年均非付现成本-年均非付现成本抵税+无财务杠杆下项目年运营成本）*26年期的年金现值系数/生命周期内年均发电量*26年期的年金现值系数=（年均非付现成本-年均非付现成本抵税+无财务杠杆下项目年运营成本）/生命周期内年均发电量；

对于项目初始投资额（含建设投资及建设期利息资本化）已考虑在每年的非付现成本中（折旧、摊销）且具有抵税作用，财务费用等项目需剔除，经测算本项目LCOE约为0.375元/kW·h。

有研究机构指出，光伏发电产业在不考虑政府补贴的情况下，光伏电站资本金回报率8%的情况下，集中式光伏电站和分布式光伏电站的LCOE合理区间分别处在0.445～0.399元/kW·h和0.387～0.347元/kW·h之间，本项目LCOE在合理区间范围且仍有下降空间。若依据不含税电价0.54元/kW·h，其边际贡献率为：（不含税单价-LCOE）/不含税单价=30.56%，存在一定的安全边际。

4. 保障电价

在投资必要报酬率为8%的前提下，令项目整体NPV=0，可得平衡点的不含税电价为0.469元/kW·h，含税电价为0.53元/kW·h。对比前述标杆企业三峡能源预计的光伏项目2021年平均上网电价0.47元/kW·h（含税），若未来保持竞争优势，项目技术水平或运营管理水平仍有提高空间。

本篇测算模型参见附件：SMX分布式光伏项目现金流量分析表（因篇幅有限，仅列示部分运营期）。

四、投资建议

（一）多渠道加大资源获取力度

一是积极与政府协调相关土地流转政策、规划利用土地资源，突破政策壁垒；二是采取跟随战略，吸收借鉴标杆企业前期大型项目经验，突破技术壁垒；三是加强与行业上下游产业协作。与重点电力规划设计院建立定期会商机制，及时全面了解信息。重点跟踪规模化资源，注重规模化新能源基地的整体谋划和开发。加强与各级电力公司及其调度机构的沟通与联系，建立长期有效的工作协调机制，形成高效、稳固的电力供应链网络。同时，适度参与电力行业股权多元化改革工作，为新能源业务持续发展做好布局；四是注重传统能源行业转型需求，联合构建从产电到储能的一体化方案的运营模式。传统能源生产龙头企业在国内已运营大型存量水电项目，具备发展风电、光伏发电项目的天然资源优势。部分传统能源龙头企业转型需求旺盛，这类传统能源企业是风电、光伏能源的潜在进入者，具有丰富的库区土地、水面和电力通道，可以结成战略联盟以充分利用库存土地资源建设风电、光伏发电项目，迅速获取资源优势。通过实现“就近打捆”，开发一体化能源运营园区，精准控制社会可中断的用电负荷和储能资源，提高电网安全运行水平；五是深入探索光伏发电与农光互补、渔光互补等产业链互补的发展模式，形成由点到面的光伏开发格局。诸如上市新能源公司的一些新光伏电站工程，通过结合农业进行光伏电站建设，结合当地气候条件，土地性质，土壤状况，水源情况，传统种植经验，农业新型业态的发展趋势，通过在电站内种植农作物，打造出既能满足发电功能，提高项目的收益，又能提供观光旅游的新型电站。

（二）投资项目与企业规模相适应，避免资金流动性风险

一是使投资项目与财务状况相适应。光伏发电、风电项目可以短期大幅度提升资产规模，有助于在主业上迅速做大做强，同时项目资金筹集会带来未来债务现金流出，应合理预测项目前期净现金流，匹配最大还款能力，及时做好资金配置计划，降低偿债风险；二是使投资项目与技术水平相适应。考虑新能源发电装机容量快速提升及平价上网带来的技术边际效应越来越高，上游新能源电池、光伏组件、逆变器等技术革新对项目降低单位能源成本越来越关键，这也决定了项目是否能够中标立项、降低未来投资回收期的成敗因素；三是使投资项目与预期管理水平相适应。光伏发电、风电行业陆续讲进入建设高峰期、运营管理期，对建设管理能力、质量安全管理能力、投融资能力、技术创新能力等将带来全方位、深层次的考验。项目公司需从人、财、物等要素全方位加以保障，统筹推进资源获取、工程建设与电力运营工作，确保项目可控。

（三）投产前需有针对性开展需求端信用分析

如分布式光伏发电项目一般就地并网，以降低线路的损耗并补充当地用电客户电量。在电站容量设计上保证功率不超过业主同时段用电负荷，确保自发自用比例达到最高。优先选择行业发展潜力巨大、经营业绩良好、无不良记录的优秀企业，确保自发自用电量需求稳定，从而保障项目收益率。

五、不足及展望

本篇模型旨在提供综合反映经济数据的测算路径，反映财务杠杆下的全生命周期内含报酬率（IRR），但本次模拟测算未考虑部分地区强制储能等因素对单位建造成本及运营成本带来的影响及组件寿命期内衰减后对发电量的影响，有关运营成本明细仍需在深度调研具体项目特征的基础上进一步细化。同时，依据有关行业专家研究，机组大型化是实现风电降本的有效路径之一，本次测算未考虑每个机组电池组件配置等因素对初期建设投资成本的影响。后续仍需结合国内专家最新研究案例或企业项目，将测算工具标准化。另外，预计未来上游技术升级将强化分层效应，风电、光伏发电行业也更加符合竞争性市场特征。因此，技术应用成本及营运成本控制对项目边际贡献情况仍待进一步研究。

参考文献：

[1]中国政府网.力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和——打赢低碳转型硬仗[EB/OL].[2021-04-02].http：//www.gov.cn/xinwen/2021-04/02/content_ 5597403.htm.

[2]中国政府网.国家发展改革委 国家能源局关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知[EB/OL].[2021-05-26].http：//www.gov.cn/zhengce/ zhengceku/2021-05/26/content_5612441.htm.

[3]邵晶晶.基于博弈理论的风电竞价上网研究[D].哈尔滨：哈尔滨工业大学，2019.

（作者单位：周琪，山东南郊集团有限公司；王宁斌，济南轨道交通集团有限公司；楚霄洁，山东省牧工商实业有限公司）